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川东~川南地区地层特征及分层值得一提的是，川南和川东有大面积的过渡区域，岩性必然存在过渡变化，在过渡区域工作时，应多借一些邻井资料，找出本井可能的变化。
第一节侏罗系（J）河、湖交替相沉积的砂、泥岩、砂岩多呈透镜体分布，横向对比性差。
侏罗系末早燕山运动使四川盆地强烈抬升隆起，造成侏罗系上部地层缺失，川东地区残留上统蓬莱组、遂宁组及中统沙溪庙组，下统凉高山组及自流井组大多保留完整。
上统川东地区所钻构造在拔山寺向斜中残存遂宁组（J3S），井下无全厚，拔向井残厚391m （有的井可能存在，但没有划分出来）。
主要分布于向斜中。
1、岩性：紫红、棕红色泥岩夹灰紫、紫灰、灰绿色砂岩、泥质粉砂岩。
底为砖红色、棕红色中～粗粒砂岩。
本组岩性变化不大，泥岩和砂岩多含钙质。
岩性组合特点是有砖红、棕红色砂岩，与下部地层区别显著。
2、电性：双侧向普遍较低，一般8200Ω.ｍ，自然伽玛值高、大井径为特征。
3、分层：岩性底以砖红、棕红色砂岩与紫红色泥岩分界。
电性以双侧向降低和自然伽玛升高半幅点及井径小底界分层。
4、厚度：残厚400m左右。
中统沙溪庙组，厚度一般大于1000m以上，重庆附近稍薄，由西向东有增厚的趋势。
该组又分两段：沙二、沙一。
5、沙二段（J2S2）（1）岩性：紫红色、暗紫红色泥岩、砂质泥岩夹灰绿色、浅灰色砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩。
底部为黑色、深灰色“叶肢介”页岩，厚度几米～十几米，质软，页理发育，含叶肢介化石丰富。
（2）电性：双侧向普遍低，自然伽玛高值，井径大。
（3）分层：底以“叶肢介”页岩与J2S1顶灰绿色砂岩分界；电性以深浅双侧向升高、自然伽玛降低之半幅点分层。
井下分层以岩屑录井为准，电性特征不明显。
（4）厚度：残厚150～450m,残厚变化较大。
２、沙一段（J2S１）（１）岩性：紫红色、灰绿色泥岩、砂质泥岩夹灰绿色、浅灰绿色砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩。
底为浅灰绿色关口砂岩标志层。
重庆地区为细～粉砂岩、杂色矿物不突出。
川东南地区龙马溪组页岩笔石与沉积环境关系的探讨笔石是川东南地区龙马溪组页岩中宏观上唯一可识别生物大化石，其广泛分布与特殊的沉积环境具有相关性。
研究区龙马溪组划分7个笔石带，下段鲁丹阶为深水陆棚沉积环境，上段埃朗阶为浅水陆棚沉积环境。
沉积环境的转变导致笔石基本生存条件及遗体保存条件变化，从下到上呈现笔石丰度降低，分异度升高的特征。
笔石与沉积环境具有相关性，笔石的深度分带模式指示了沉积环境类型：深水相笔石到浅水相笔石的变化反映了沉积水体由深变浅；生物特征的演化反映出水体开放程度、水动力条件增强，生物竞争加剧；化石的保存特征反映出腕足生物扰动、细菌分解及氧化性等条件；层面上笔石杂乱无序、聚集或分散式分布反映了水动力条件整体不强。
标签：龙马溪组；笔石；沉积环境；关系川东南地区龙马溪组发育典型的黑色笔石页岩相，笔石作为研究区龙马溪组页岩中宏观上唯一可识别大化石类型，其广泛分布与特殊的沉积环境具有相关性。
笔者总结川东南地区龙马溪组页岩中笔石分带模式、生物特征、分布保存方式等，结合该地区的沉积环境分析，进而探讨笔石与沉积环境的关系。
1 川东南地区笔石分带及生物特征川东南地区龙马溪组富含笔石化石，大多以碳质硬体薄膜形式顺层分布，黄铁矿化立体-半立体笔石在中上部可见。
代表剖面綦江观音桥剖面、石柱打风坳剖面整个地层均含笔石，底部地层中较为富集，但以观音桥剖面龙马溪组底部20m范围内笔石化石最为丰富[1]。
龙马溪组笔石类生物属种多样，各类型发育较为齐全，根据林宝玉、金淳泰等对綦江观音桥剖面的研究[2，3]，由于剖面未见盘旋半耙笔石带内所属化石，以通常奥氏笔石带代替，笔石带从下到上依次为：赛氏单笔石带；通常奥氏笔石带；三角半耙笔石带；李氏锯笔石/曲背锯笔石带；泡沫直笔石带；尖削尖笔石带；雕刻雕笔石带。
观音桥剖面底部笔石丰度最高，所见笔石化石种类均为正笔石目有轴亚目，共计可见4科19属68种[1，3]。
剖面从下往上，由双笔石科逐渐演化为单笔石科，中间存在尖笔石科、两形笔石科的过渡，且丰度降低，分异度升高。
巧天然社地仏第42卷第1期OIL&GAS GEOLOGY2021年2月文章编号：0253-9985(2021)01-0146-12doi：10.11743/o gg20210113四川盆地东南缘二叠系茅口组一段页岩气藏地质特征及富集模式张培先，何希鹏，高全芳,高玉巧，孙斌，蔡潇,何贵松，张志萍,■(中国石油化工股份有限公司华东油气分公司勘探开发研究院，江苏南京210019)摘要：四川盆地东南缘(川东南)二叠系茅口组一段(茅一段)认识程度较低，以野外露头和钻井岩心等为基础，利用矿物岩石学、地球化学、普通薄片和氫离子抛光扫描电镜等实验分析资料，结合测井和地震属性预测技术，开展沉积相、痊源岩、储层物性及储集类型等研究，明确了茅一段页岩气地质特征及成藏富集模式。
主要得到3点认识:①茅一段处于碳酸盐岩台地较深水外缓坡相，主要发育深灰色-灰黑色炭质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩和生屑灰岩4种岩性，炭质泥岩和灰质泥岩具有较高TOC(0.5%-5.1%),适中的热演化程度(心2.0%~2.3%),具备良好的怪源基础，为新类型非典型性页岩气;②茅一段发育有机质孔、溶蚀孔、粒缘缝和收缩缝等储集空间类型，形成“孔-缝-网”储集复合体，其中炭质泥岩和灰质泥岩主要发育有机质孔、粘土矿物收缩缝和层理缝，泥质灰岩和生屑灰岩主要发育溶蚀孔、粒缘缝、收缩缝和高角度缝;③茅一段页岩气具有“源储一体、连片分布、构造-裂缝双重控藏”的成藏富集模式，研究区茅一段连续分布面积超过70001™?,地质资源量超5000x108m3,页岩气资源潜力大。
研究成果对提高川东南地区新类型页岩气地质认识，指导页岩气勘探具有重要意义。
关键词:地质特征；富集模式；资源潜力；茅一段;二叠系；页岩气;川东南中图分类号:TE122.1文献标识码:AGeological characteristics and enrichment pattern of Permian Mao1 Member shale gas reservoirs at the southeastern margin of Sichuan BasinZhang Peixian,He Xipeng,Gao Quanfang,Gao Yuqiao,Sun Bin,Cai Xiao,He Guisong,Zhang Zhiping,Liu Nana(Exploration and Production Research Institute of East China Oil&Gas Company,SINOPEC,Nanjing,J iangsu210019,China)Abstract:To understand the shale gas reservoirs in the first member of the Permian Maokou Formation(Mao1Member) in the southeastern margin of Sichuan Basin(southeastern Sichuan Basin),we combined outcrop and core observation, mineralogical and geochemical data,thin section analysis and scanning electron microscopic results of argon ion beam cross sections,with logging and seismic attribute prediction techniques to study their sedimentary facies,source rocks, reservoir properties and types.The geological characteristics and gas enrichment pattern of the Mao1Member shale were revealed and summarized as：(1)The member is located in the relatively deep-water gentle slope of a carbonate platform and comprised of well-developed dark gray-gray black carbonaceous mudstone,calcareous mudstone,argillaceous limestone and bioclaslic limestone.The carbonaceous and calcareous mudstone,among others, with relatively high TOC (0.5%一5・1%)and moderate thermal maturity(R o：2.0-2.3),are potential hydrocarbon source rocks with possible new-type atypical shale gas.(2)The reservoir space in the member including organic matter pores,dissolution pores, grain boundary fractures,and constricted fissures,may form a reservoir complex of"pore-fracture-network”.The carbonaceous mudstone and calcareous mudstone are dominated by organic matter pores, clay mineral shrinkage cracks and bedding-parallel fractures,while argillaceous limestone and bioclastic limestone mainly develop dissolution pores, grain boundary fractures,contraction fissures and high-angle cracks.(3)The shale gas enrichment in the member can be generally described as"integrated continuous source-reservoir assemblages controlled dually by structures and firactUTes”,and results in an estimated geological resource volume of more than500BCM continuously distributed in an收稿日期:2020-06-16；修订日期：2020-ll-30o第一作者简介:张培先(1983—)，男，硕士、副研究员，页岩气勘探。
川东南地区海相页岩气层TOC含量多参数融合预测蒋旭东;曹俊兴;逯宇佳;何沂;蔡紫薇【摘要】In the study of shale oil and gas reservoirs,the total organic carbon content (TOC) is one of the important indexes to evaluate the hydrocarbon generation capability.Based on the TOC values and seismic sensitive parameters from a certain drilling well in southeastern Sichuan Basin,the parameters of high correlation are obtained with the seismic susceptibility parameters related to physical and gas bearing characteristics by intersection analysis,including density,natural gamma,shear modulus,Young's modulus.Linear curve fitting method is used for density and natural gamma parameters,and the exponential curve fitting method is adopted for the shear modulus and Young's modulus parameters.Then,four fitting formulas for the relevant parameters are obtained.Subsequently,the quadratic fitting for the four fitted parametric equations is used to build the comprehensive prediction formula.Hence,a bridge crossing over seismic sensitive parameters and TOC is established.Based on the density,Young's modulus and shear modulus parameters acquired by inversion of the pre-stack elasticity parameters,the natural gamma ray can be calculated directly by the extended pre-stack elastic impedance inversion.With pre-stack data,the inversion accuracy increased significantly.Finally,the prediction results of the TOC content in the region are deduced by fitting the formula and it shows that the correlation between the predicted results and the measured TOC contentreaches 0.95 at the location of proven drilling well.In addition,the overall distribution satisfies the geological regulation of the Sichuan Basin.The method demonstrates its feasibility and generalizability.%探讨川东南地区海相页岩总有机碳(TOC)含量的关联参数以及更准确的预测方法.利用已钻井处实测TOC含量与各类地震敏感参数进行交会分析,选取相关度较高的参数,分别进行单参数拟合;再进行多参数综合拟合,获得综合预测公式;最后通过地震反演获得相应数据体,并得到全区预测结果.结果表明密度、自然伽马、弹性模量、切变模量与TOC 含量具有较高的相关度,通过叠前反演获得的数据体稳定、可靠,在已钻井处TOC 含量预测结果与实测值相关性可达到0.95,且整体结果符合该地区沉积地质理论.多参数预测能有效提高预测准确度,二次拟合方法和叠前反演技术为预测TOC含量奠定了良好的基础.【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(045)001【总页数】8页(P121-128)【关键词】页岩气;川东南地区;TOC含量;敏感参数;数学拟合;叠前反演【作者】蒋旭东;曹俊兴;逯宇佳;何沂;蔡紫薇【作者单位】油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都610059【正文语种】中文【中图分类】P631在对天然气含量的预测中，有机碳含量（TOC）作为表征该地区生烃能力的较直观的指标之一，对其准确预测占有举足轻重的地位。
86四川盆地南部海相奥陶系五峰组和志留系龙马溪组页岩是我国页岩气勘探开发的重点目标，经过多年勘探开发努力，现已建产长宁、威远、昭通等7个重点区域，但目前仅有长宁-威远实现了规模化有效开发，页岩气的勘探成果亟需进一步扩大[1]。
Y202区块位于川南西缘，长宁页岩气建产区的西北侧，初步勘探结果显示区域内部具有良好的页岩气探勘潜力，是长宁页岩气示范区进一步扩展的重点有利区之一。
但由于Y202区块地处四川盆地西南2个盆地边界位置，构造变形较为复杂，研究程度低，限制了页岩气勘探开发的进一步深入。
本研究通过三维地震资料的解释分析，确立了Y202区域构造变形特征，分析了构造变形的主要形成时期，建立了区域的构造演化历史，并结合现有勘探数据分析了区域页岩气富集成藏的主控因素，为区块下一步勘探奠定了基础。
1 Y202区块构造变形特征Y202区块周边主要发育2个走向的构造体系：一是北西-南东走向的靛蓝坝向斜北端、五指山背斜南段、屏山向斜以及天宫堂背斜；二是北东东走向的构造，主要发育库场背斜、利店-新繁向斜、沐川背斜以及五指山背斜和天宫堂背斜南段。
五指山背斜为一基底逆冲断层形成的断层传播褶皱（图1a）。
褶皱北段（剖面A-A’）整体呈褶皱轴面近直立的水平褶皱，存在一定的不对称性，褶皱北东翼部地层倾角相对略小且宽度略大，南西翼地层倾角略陡，宽度略小；南东翼转折端位置存在一轴面逆冲断层，传播至地表，将北东盘的侏罗系地层推覆至南西盘的白垩系地层之上，断层附近地震反射杂乱（图1a）。
五指山背斜的主控断层为一倾向南西的基底逆冲断层，其活动造成的断层传播褶皱的形成，后期随挤压逆冲作用的增强，褶皱后翼位置，即南西翼位置轴面薄弱部位发育一突破断层，形成“Y”字型逆冲断层。
褶皱南段南西翼轴面突破断层不发育，褶皱样式受南西倾断层控制，断层传播褶皱前翼陡短后翼长缓的构造特征更为明显。
天宫堂背斜为一宽缓的不对称褶皱，地层两翼倾角相较与五指山背斜小，构造展布范围则相较大，特别是后翼（屏山向斜区域）地层倾角基本在10°以内，但延伸宽度超过15km。
四川盆地湖相泥页岩沉积模式及岩石相类型朱彤;龙胜祥;王烽;彭勇民【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2016(036)008【摘要】四川盆地湖相页岩气勘探已在建南、涪陵、元坝地区中下侏罗统获得了显示和工业气流,展示了良好的勘探前景.通过对该盆地中下侏罗统不同层段湖相泥页岩中石灰岩和砂岩夹层比例的统计,将中下侏罗统湖相泥页岩划分为最大潮进期碳酸盐岩湖泊和局限湖进期陆源碎屑湖泊2种沉积模式,前者主要分布于川东北地区下侏罗统自流井组大安寨段和东岳庙段,后者主要分布于川东-川东北地区中侏罗统千佛崖组(凉高山组)和川东北地区自流井组东岳庙段.在此基础上,按照页岩气地质、开发、工程一体化的思路,根据岩性及岩性组合、有机碳含量、脆性矿物类型3大关键参数,建立了该区湖相泥页岩岩石相划分方案,将其划分为6种岩石相类型.最后通过有机地球化学、压汞-吸附联合测定、脉冲渗透率、纳米CT、X射线衍射矿物组分、含气性测试等技术方法,对不同岩石相类型的页岩气形成基础条件进行了综合对比评价.结论认为:以碳酸盐岩占主导沉积的湖坡风暴滩与湖坡泥交替沉积的中-高碳低硅中钙页岩与介屑灰岩互层相,具有良好生烃、储集、渗透和可压裂的配置条件,有利于页岩气的形成和改造,为湖相泥页岩最有利的岩石相类型.【总页数】7页(P22-28)【作者】朱彤;龙胜祥;王烽;彭勇民【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院;中国石化页岩油气勘探开发重点实验室;中国石化石油勘探开发研究院;中国石化页岩油气勘探开发重点实验室;中国石化石油勘探开发研究院;中国石化页岩油气勘探开发重点实验室;中国石化石油勘探开发研究院;中国石化页岩油气勘探开发重点实验室【正文语种】中文【相关文献】1.泥页岩构造裂缝形成演化模式--以四川盆地东部泥页岩为例 [J], 周雁;袁玉松;邱登峰2.四川盆地东北部下侏罗统自流井组大安寨段湖相碳酸盐岩沉积相分析 [J], 陈超;杨雪飞;王兴志;李博;黄梓桑;唐锐峰;杜垚3.湖相碳酸盐岩沉积微相类型及沉积模式——以坎波斯盆地东部下白垩统湖相碳酸盐岩为例 [J], 熊连桥;李建平;谢晓军;蔡露露;廖计华;许晓明4.湖相泥页岩细粒沉积组构成因及油气地质意义——以济阳坳陷沙四上—沙三下亚段泥页岩为例 [J], 王勇;熊伟;郝雪峰;朱德顺;张顺5.湖相碳酸盐岩沉积相分析:以四川盆地东北部下侏罗统自流井组大安寨段为例 [J], 陈超;杨雪飞;王兴志;李博;黄梓桑因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
川东—湘西地区龙马溪组与牛蹄塘组页岩孔隙与页岩气赋存机理研究1. 本文概述本文旨在深入研究川东湘西地区龙马溪组与牛蹄塘组页岩的孔隙特征与页岩气赋存机理。
川东湘西地区作为中国页岩气资源的重要富集区，其龙马溪组和牛蹄塘组页岩具有良好的页岩气开发潜力。
对于这两个组别页岩的孔隙结构和页岩气赋存机制的理解仍然存在一定的不足，这制约了该地区页岩气资源的高效开发与利用。
本文的研究具有重要的理论价值和现实意义。
我们将对龙马溪组和牛蹄塘组页岩的孔隙结构进行详细的表征。
通过先进的实验技术和分析方法，如扫描电子显微镜（SEM）、透射电子显微镜（TEM）、压汞法、氮气吸附等，揭示页岩孔隙的类型、大小、分布和连通性，进而探讨其影响因素和控制因素。
我们将研究页岩气在龙马溪组和牛蹄塘组页岩中的赋存状态和运移机制。
通过对比分析不同页岩样品的页岩气含量、组分、同位素特征等，揭示页岩气赋存的主要形式和影响因素，探讨页岩气在孔隙中的运移和聚集规律。
我们将结合龙马溪组和牛蹄塘组页岩的孔隙特征和页岩气赋存机理，评估该地区页岩气的开发潜力和可采性。
通过建立页岩气赋存模型，预测页岩气在不同条件下的分布和变化规律，为川东湘西地区页岩气的勘探和开发提供科学依据。
本文的研究将有助于深化对川东湘西地区龙马溪组与牛蹄塘组页岩孔隙与页岩气赋存机理的理解，为页岩气的高效开发与利用提供理论支撑和实践指导。
2. 地质背景与地层特征川东湘西地区位于中国中部，是一个地质构造复杂、沉积历史丰富的区域。
该地区主要的地层包括龙马溪组和牛蹄塘组，这两组地层在页岩气勘探与开发中具有重要价值。
龙马溪组地层主要分布于川东地区，是一套黑色炭质页岩与硅质页岩互层的地层，沉积于晚奥陶世至早志留世。
该地层具有厚度大、分布广、有机质含量高的特点，是有利的页岩气储层之一。
龙马溪组页岩主要由粘土矿物、石英、碳酸盐矿物和有机质组成，其中有机质丰度较高，为页岩气的生成提供了丰富的物质基础。
牛蹄塘组地层则主要分布于湘西地区，是一套富含有机质的黑色页岩，沉积于晚志留世至早泥盆世。
西安石油大学学报（自然科学版）《西安石油大学学报（自然科学版）》２０２３年第３８卷（１—６期）总目次 题 名作 者 期次 页码 ● 石油地质与勘探鄂尔多斯盆地南２１２井区长４＋５２储层的非均质性李 平等１ １鄂尔多斯盆地延长组长７段页岩油赋存状态及开发特征张 娟等１ １０甘泉油田长８油层组储层孔隙发育特征及演化规律陈奕阳等１ １９鄂尔多斯盆地西南缘延长组长８段低充注油藏成藏模式———以环西—彭阳地区为例张晓磊等１ ３１鄂尔多斯盆地毛盖图地区盒８、山１段高含水致密砂岩沉积特征与分布规律王 昊等１ ４５顺变柱体式光纤微地震检波器研制及实验董小卫等１ ５２花场气田构造控油气作用及油气藏类型付景龙等２ １辽西低凸起ＪＺ油田沙二段古地貌特征及其对沉积的控制作用刘宗宾等２ ９渤海海域新近系薄互层砂体沉积特征及定量预测曹 龙等２ １６地震拓频技术在涠洲６ １２油气田薄储层刻画中的应用张 益等２ ２５吴起北部长６段沉积微相特征及其对储层非均质性的影响赵 辉等２ ３５南海北部深水区白云凹陷中深层油气成藏过程初探张忠涛等２ ４３基于梯度惩罚－生成对抗神经网络的页岩三维数字岩心重构李秉科等２ ５３鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块上古生界致密储层孔隙结构特征及其与黏土矿物的关系石 石等３ １鄂尔多斯盆地南２１２井区长６２致密砂岩储层特征及其影响因素张俊杰等３ １０鄂尔多斯盆地延安地区本溪组—太原组地层及其沉积演化特征崔宏俊等３ １９四川盆地侏罗系陆相页岩成熟度与显微组分孔隙发育特征周圆圆等３ ２７铜川野外露头区延长组裂缝发育特征及形成机理阮勇淇等３ ３８基于井震的火山岩有利储层综合预测———以银额盆地哈日凹陷为例李慧琼等３ ４５鄂尔多斯盆地南部石盒子组盒８下段砂岩物源分析马尚伟等４ １川东南地区茅口组一段地质特征及天然气富集规律———以南川区块为例李佳欣等４ １２临河坳陷变质岩潜山储层形成控制因素及特征胡晨光等４ ２０白云凹陷超压模拟及成藏研究张力升等４ ３０碳酸盐岩储层孔隙结构表征及储渗能力研究———以鄂尔多斯盆地靖边气田下古马五１＋２储层为例贾浪波等４ ３８层间逆冲叠瓦构造—前陆冲断带大气区控藏模式易士威等５ １基于多边形孔隙结构模型的砂岩储层总孔隙度预测方法张秉铭等５ １２融合随钻核磁共振与机器学习的疏松砂岩储层孔隙结构评价新方法孙 康等５ ２０川西雷口坡组四段上亚段储层特征及成因机理徐 康等６ １玛湖１井区致密砂砾岩储层物性特征及其对流体可动性的影响刘 赛等６ １５● 油气田开发与开采不同孔隙结构页岩油储层可动流体分布特征王继超等１ ５９页岩气多层吸附的分子模拟与理论模型穆中奇等１ ６９—０４１—２０２３年第３８卷（１—６期）总目次电解质离子对硬脂酸Ｌａｎｇｍｕｉｒ膜稳定性影响机理何宇廷等１ ７７聚合物交联凝胶堵漏性能评价方法研究进展熊正强等１ ８５基于核岭回归算法的地层水中ＣＯ２溶解度模型研究龙震宇等１ ９５石油磺酸盐原料油复配及膜式磺化合成工艺研究范 伟等１ １０２微生物修复石油烃污染土壤研究进展杨 博等１ １０８集减振、脉冲和冲击于一体的钻井提速工具设计及仿真刘 鹏１ １２０高温高盐条件下调剖用酚醛冻胶的研制吕 琦等２ ６１吉木萨尔页岩水力压裂后渗吸采油潜力分析廖 凯等２ ６８低流度稠油油藏启动机制及主控因素实验研究张 戈等２ ７７水驱油藏注采受益关系及注水效果定量评价吴明录等２ ８４基于机器学习的油水层解释新方法———以新安边油田南部长７油层组为例陶 静等２ ８９双层套管射孔产能预测模型数值模拟研究幸雪松等２ ９６注盐酸对致密砂岩气藏微观孔径分布的影响赵金省等３ ５５断溶体底水油藏不同隔板参数堵水强度影响规律秦 飞等３ ６２陇东Ｘ平台页岩油水平井减摩降阻配套技术研究与应用李晓明等３ ７０致密砂岩气藏气水相对渗透率计算方法改进许诗婧等３ ７５复杂类型储气库多周期注采相渗变化规律唐 康等３ ８１非均质深层碳酸盐岩气藏衰竭开发规律实验研究陈建勋等４ ４７耐温耐盐ＣＯ２泡沫体系性能评价汪万飞等５ ２９海上油田不同溶解程度聚合物在多孔介质中渗流特征及驱油规律罗光杰等５ ３６稠油热采模拟隔夹层制备与评价梁 旭等５ ４３苏北盆地溱潼凹陷页岩油ＳＤ１井万吨级ＣＯ２压吞矿场试验及效果评价姚红生等５ ５０机器学习在油气开发领域的应用及展望谢 坤等５ ５８ＣＯ２在页岩储层中的绝对吸附量及其影响因素分析张成林等５ ６８各向异性对页岩地层钻井液安全密度窗口的影响吴德胜等６ ２４基于残差神经网络模型的高压气井水合物生成预测方法刘广胜等６ ３３一种基于压汞－吸附法的不规则泥页岩样品孔隙度测定方法徐二社等６ ３９强冲蚀不规则孔眼封堵规律实验研究王 博等６ ４６沥青质沉积方式对油水两相渗流特征的影响卢二付等６ ５４普通稠油油藏多元热流体驱提高采收率实验研究张明龙６ ６３● 油气储运管道高周腐蚀疲劳损伤模型与数值模拟研究程斌亮等１ １２７天然气管网反输工况下的运行优化周 军等１ １３５天然气管网动态仿真三种隐式差分法对比研究李春奇等１ １４５胶凝原油临界损伤屈服应力计算模型研究肖铁全等２ １３５基于动态权重的同桥并行油气管道风险评价吴东容等３ １２９海底原油管道电伴热相对热耗率研究王 凯等４ ５５基于ＳＰＲＴ的水合物生成风险评价方法———应用于火驱尾气集输管道常明亮等４ ６２天然气管输容量分配优化决策研究何能家等４ ７１—１４１—西安石油大学学报（自然科学版）基于ＡＩ的油气集输管道安全管控平台构建探究熊 惠４ ８１长输管道辅助牺牲阳极阴极保护影响因素研究及效果分析李 宁等５ ７６基于声比拟法的埋地输气管道泄漏数值模拟陈一鸣等５ ８５基于远程诊断的天然气超声流量计异常综合评估方法尹 恒等５ ９２双管掺水集油系统碳排放核算与评价研究成庆林等６ １００油气管道用埋弧增材三通的性能研究陈越峰等６ １０９● 油气田化学工程二氧化碳基聚碳酸酯的化学改性研究进展周 利等１ １５０基于深度学习的催化裂化过程建模方法陈 琳等４ ９４深层页岩气储层耐温抗盐型滑溜水压裂液体系研究问晓勇等４ １０４溶液黏度对聚合物强化泡沫性能的影响郭程飞等４ １１２环保型生物柴油基钻井液体系研究及应用张 鹏等４ １１９基于三角模糊数的中国省会城市土壤重金属污染风险评价陈景辉等４ １２７ＨＰ β ＣＤ降低表面活性剂复配体系中ＴＯ ５对ＯＰ ２０的紫外光谱的干扰及其机理分析吴 浩等４ １３６基于计算机模拟的丙酮加氢生产异丙醇工艺节能改造方案研究殷娟娟等６ ６８稠油热采油藏封汽窜用磺化酚醛树脂冻胶研制游红娟等６ ７６普通稠油化学驱用表面活性剂研究李隆杰等６ ８４一种水性聚丙烯酸酯／Ｇｒ－ＭｏＳ２防腐涂层的性能研究麻 冬等６ ９３● 石油机械设备及自动化基于瞬变电磁偏心阵列的套管开窗侧钻井开窗轨迹与窗口形态检测方法杨 玲等２ １０５基于机器学习算法的ＣＯ２腐蚀速率预测彭 龙等２ １１３气举柱塞波浪形紊流槽流动性能强化研究崔 璐等２ １２２一种中值滤波快速系统的ＦＰＧＡ实现穆向阳等２ １２８地震勘探用混叠激发控制系统设计与实现甘志强等３ ８８基于电气距离分区的配电网动态无功优化武晓朦等３ ９４井下指令信号的小波－奇异值分解双层滤波降噪霍爱清等３ １００泥浆发电机用磁力传动机构的转矩影响因素分析闫文辉等３ １０６基于海试的水下采油树力学特征影响因素敏感性分析黄 鑫等３ １１３冷流率对大口径涡流管性能影响分析陆 梅等３ １２２热敏合金管井壁强化技术力学行为分析秦 星等４ ８８混频信号数字检波方法在阵列侧向测井中的应用高 怡等５ ９８偏心探头套管损伤定位校正方法党瑞荣等５ １０４ＴＣ４钛合金激光织构表面的润湿性和耐腐蚀性研究张明鲲等５ １１１储层分段体积改造下套管接头强度损失预测方法舒明媚等５ １１８随钻声波测井井下算法测试系统数据交换接口设计王 伟等６ １１８海上双油管气举井筒完整性风险评价研究于志刚等６ １２４基于有效牵引力系数的水力振荡器减阻效果评价方法王学迎等６ １３３—２４１—。
应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层一、本文概述本文旨在通过详细分析和评价四川盆地南部地区的页岩气储层，探讨测井资料在该地区页岩气勘探和开发中的应用。
四川盆地作为中国重要的能源产区，其南部地区蕴藏着丰富的页岩气资源，具有巨大的开发潜力。
然而，由于页岩气储层的复杂性和非均质性，如何准确评价储层特性，提高页岩气勘探成功率，一直是业界关注的焦点。
本文将首先介绍四川盆地南部地区的地质背景，包括地层结构、岩性特征以及页岩气储层的基本属性。
在此基础上，本文将重点论述测井资料在评价页岩气储层中的关键作用，包括测井方法的选择、数据处理和分析技术，以及如何利用测井资料来评估储层的物性参数（如孔隙度、渗透率）、含气性、岩石力学特性等。
通过深入剖析实际测井资料，本文将展示测井技术在识别页岩气储层、评价储层质量以及预测产能等方面的应用效果。
本文还将探讨当前测井技术在评价页岩气储层中存在的挑战和局限性，以及未来可能的研究方向和技术创新点。
本文将总结测井资料在四川盆地南部页岩气储层评价中的实际应用价值和潜力，为页岩气勘探和开发提供有益的技术支持和参考。
通过本文的研究，期望能够为四川盆地南部乃至更广泛区域的页岩气勘探和开发工作提供有益的指导和借鉴。
二、四川盆地南部页岩气储层地质背景四川盆地南部位于我国西南地区，是我国重要的能源基地之一。
该区域具有复杂的构造背景和丰富的沉积历史，为页岩气的形成和聚集提供了良好的地质条件。
四川盆地南部页岩气储层主要发育于中生代和新生代地层中，以海相沉积为主，夹杂有少量的陆相沉积。
地质上，四川盆地南部经历了多期的构造运动和沉积作用，形成了多套烃源岩和储集层。
其中，下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组是页岩气的主要储集层位。
这两套地层厚度大、分布稳定，且富含有机质，为页岩气的生成提供了充足的烃源。
储层的物性特征是评价页岩气储层的关键参数。
四川盆地南部页岩气储层具有低孔、低渗的特点，储集空间以纳米级孔、缝和微裂缝为主。
［收稿日期］２０１１－０９－２４ ［作者简介］潘仁芳，男，博士，教授，现主要从事储层地球物理方法和应用方面的教学与研究工作。
ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７３－１４０９．２０１１．１１．００１川东建南地区页岩成熟度模拟分析 潘仁芳，黎 建 （长江大学地球球科学学院，湖北荆州４３４０２３） 李坤运 （中石油大港油田分公司开发事业部，天津３００４７５）［摘要］页岩气属于非常规天然气资源，页岩气藏自生自储的典型特征使页岩成了烃源岩、储层和盖层的综合体。
页岩有机质成熟度是页岩气藏主控因素之一，作为烃源岩，成熟度指示干酪根的演化程度，影响页岩的产气量。
作为储层，影响有机物表面的吸附气量。
四川建南地区中生界上三叠－下侏罗统以湖相沉积为主，页岩层位发育明显，具备页岩气藏形成特征。
通过该区太１井的声波时差资料恢复剥蚀量为１４８６ｍ，用Ｅａｓｙ％Ｒｏ来进行烃类成熟度史模拟，得出该区页岩在中－晚侏罗世已达生烃高峰，Ｒｏ大于１．０％，以气为主，形成页岩气藏潜力较大。
［关键词］页岩气；川东建南；成熟度；剥蚀厚度；热演化史［中图分类号］Ｐ３１４［文献标识码］Ａ ［文章编号］１６７３－１４０９（２０１１）１１－０００１－０３ 页岩成熟度表明有机质的成熟阶段，也影响页岩中吸附在有机物表面的天然气量。
据北美地区实际勘探情况，反映页岩成熟度的镜质体反射率（Ｒｏ）的变化大致从０．４％到１．９％［１］。
低成熟Ｂａｒｎｅｔｔ页岩的地方，产气速率就比较低。
在许多Ｂａｒｎｅｔｔ页岩高成熟的井中，产气速率比较高。
在密歇根盆地的Ａｎｔｒｉｍ页岩中，热成因的页岩气含量向成熟度增加的方向不断增加，含气页岩的生气量和赋存的气体量与成熟度成正比［２］。
因此，成熟度是评价可能的高产页岩气的关键地球化学参数。
镜质体反射率随温度呈正比变化趋势且不可逆，故被广泛用于热演化史恢复［３］。
笔者利用相关测井资料对建南地区重点井太１井进行了剥蚀厚度恢复，结合四川盆地中生代地热历史资料，利用古热流法反演得到了研究区上三叠－下侏罗统主要页岩层段的古地温演化史，再结合太１井样点实测Ｒｏ值，恢复得到烃源岩的成熟度史。
１ 地质概况 鄂西渝东地区的建南构造位于鄂西渝东的石柱复向斜上，属川东－鄂西基底起伏构造带的次级构造单元，在晚三叠世至侏罗纪时期属四川盆地的一部分，侏罗纪以来经历过多期褶皱和断裂变形，新近纪形成现今格局［４］。
研究区内区域性不整合面见于志留系与泥盆系之间、石炭系与二叠系之间、上二叠统与下二叠统之间、中三叠统与上三叠统之间和中生界与新生界之间［４］。
石柱复向斜地层发育的关键时期为海西－早印支期、晚印支－早燕山期，属同造山前陆盆地演化阶段，以湖泊相、河流相沉积为主，笔者研究的上三叠统－下侏罗统发育于该时期。
下侏罗统以湖泊相沉积为主，泥页岩相对发育，自流井组东岳庙段黑色页岩为区域上主力烃源岩的最重要发育层位之一。
上三叠统以河流相为主，须家河组暗色泥岩和黑色炭质页岩，为区域上主力烃源岩的发育层位。
总体来看，建南地区上三叠－下侏罗统主要以湖相沉积为主，生、储、盖成藏组合特征较明显［５］（见图１）。
２ 成熟度史模拟分析２．１ 地层剥蚀量恢复分析地层被剥蚀是多期沉积盆地中普遍存在的现象，它对沉积盆地中油气的生成、运移和聚集等都会产生重要影响。
目前恢复剥蚀厚度的方法主要有泥岩声波时差法、镜质体反射率法、包体测温法、磷灰石裂变径迹法、波动分析方法、邻层厚度比值法、未被剥蚀地层厚度趋势延伸法以及地质类比法、古地温·１·长江大学学报（自然科学版） ２０１１年１１月第８卷第１１期Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｙａｎｇｔｚｅ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｎａｔ Ｓｃｉ Ｅｄｉｔ） Ｎｏｖ．２０１１，Ｖｏｌ．８Ｎｏ．１１ 图１ 建南地区上三叠－下侏罗统沉积柱状示意图梯度法、沉积速率比值法等。
利用声波时差资料恢复剥蚀量的前提是泥质岩的压实过程不受时间因素影响，而且压实作用不可逆。
该方法认为在有剥蚀的地区，当不整合面以上沉积物的厚度小于剥蚀厚度时，将不整合以下泥岩的压实趋势线上延至地表未固结泥岩的声波时差值即为古地表［６］，古地表与不整合面之间的距离即为剥蚀厚度。
这种方法依赖于正确地确定地下沉积层的孔隙度－深度和声波时差－深度的关系，但当剥蚀面 图２ 太１井剥蚀厚度恢复再度下沉至大于剥蚀厚度的深度以下时，因压实趋势改变，则无法算出剥蚀量的大小。
地表声波时差根据实际钻井不整合面以上地层的泥岩压实的趋势线延伸至地表来计算。
由于建南地区不整合面以上缺少声波时差数据，根据正常的地表声波时差范围，结合该地区实际情况，选取６３５μｓ／ｍ为该地区地表声波时差值。
以典型井太１井作为研究对象，将其中泥质岩层段的平均深度与相对应的声波时差值放在半对数坐标系中，除去异常压实段和其他非正常点声波时差数据后，得到太１井的声波时差（ＡＣ）－厚度（Ｈ）关系图及剥蚀厚度（见图２）。
从晚燕山到喜马拉雅期，建南地区一直处于抬升剥蚀阶段。
太１井在沉积上三叠统至下侏罗统之后遭受强烈剥蚀，现今仅保留中下侏罗统，剥蚀强度较大，根据泥岩声波时差法恢复剥蚀厚度，该井的剥蚀量为１４８６ｍ。
２．２ 热演化史恢复分析 注：Ｈｅ为地层剥蚀厚度；Ｑ为剥蚀开始时的热流值。
图３ 古热流法热史恢复原理流程建南所属的鄂西－渝东地区古热流在晚二叠世初期达到最高７８ｍＷ／ｍ２，到现今持续降低，在侏罗纪末期平均为５４ｍＷ／ｍ２［３］，考虑到利用古温标只能反演出地层达到最高古地温时及其之后的成熟度史［７］，故选用古热流法［８］对太１井上三叠－下侏罗统进行成熟度史恢复较为适宜。
该方法的基本原理确定剥蚀层的剥蚀厚度，将现今地层厚度回剥，恢复地层埋藏史，模拟该阶段的沉积或剥蚀等热体制变动事件，结合盆地热流史，重建地层温度史［３］。
反演流程如图３所示。
太１井热史反演过程中的地质参数（如岩性，热流等）及Ｒｏ样点数据来源于中国石化江汉油田建南地区钻井测试数据或文献［９－１０］中的相关数据。
在热史恢复过程中，选用Ｅａｓｙ％Ｒｏ［１１］来进行烃类成熟史模拟，恢复结果如图４和图５所示。
从图４可以看出，建南地区上三叠－下侏罗统的最高古地温曾经到达１６５℃，现今温度大概在６０～７５℃，根据有机质演化阶段和特征，该温度对应的阶段为有机质的成熟阶段，适合油气的生成。
·２· 长江大学学报（自然科学版）２０１１年１１月图４ 太１井古地温演化史从图５可以看出，上三叠统须家河组烃源岩进入生油门限（Ｒｏ＝０．５％）的时间大致距今１９５Ｍａ（早侏罗世），成熟度Ｒｏ达到１．０％的时间大致距今１７０Ｍａ（中侏罗世），埋深达到３１００ｍ，温度达到１０８℃。
下侏罗统烃源岩进入生油门限（Ｒｏ＝０．５％）的时间大致距今１８０Ｍａ（早－中侏罗世），成熟度Ｒｏ达到１．０％的时间大致距今１４５Ｍａ（晚侏罗世），埋深达到３５００ｍ，温度达到１０５℃。
综合分析认为，研究区上三叠－下侏罗系烃源岩早－中侏罗世开始生烃，以生油为主，其后不久在中－晚侏罗世图５ 太１井页岩成熟度演化史达到了生烃高峰，以气为主。
侏罗纪末期的构造活动，有利地配合了烃源岩的排烃过程，同时形成的圈闭，有利于油气聚集。
通过该区多个典型井的热史恢复可知，区域内现今页岩成熟度普遍处于１．０％以上，处于有机质的成熟阶段，具有较大的生气潜力。
３ 结 论１）页岩气藏中，有机质的成熟度不仅反映烃源岩生烃期次，而且影响着储层有机质表面的吸附气含量，北美地区勘探情况亦证明，成熟度是评价页岩气藏的重要参数。
２）晚燕山到喜马拉雅期，建南地区一直处于抬升剥蚀阶段。
太１井在沉积上三叠统至下侏罗统之后遭受强烈剥蚀，现今仅保留中下侏罗统，剥蚀强度较大，根据泥岩声波时差法恢复剥蚀厚度，该井的剥蚀量为１４８６ｍ。
３）太１井成熟度史恢复结果表明，建南地区上三叠－下侏罗系烃源岩早－中侏罗世开始生烃，以生油为主，其后不久在中－晚侏罗世达到了生烃高峰，以生气为主。
侏罗纪末期的构造活动，有利地配合了烃源岩的排烃过程，同时形成的圈闭有利于油气聚集。
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