中国页岩气分布地质构造

A. 贵州省主要含气泥页岩层系地质特征

贵州省发育有陡山沱组、牛蹄塘组、变马冲组、龙马溪组、火烘组、打屋坝组/旧司组、梁山组、龙潭组等8套含气泥页岩。其中震旦系陡山沱组演化程度高、泥盆系火烘组演化程度高且分布面积有限，泥页岩气前景有待进一步研究；牛蹄塘组页岩气显示频繁，但尚未获得工业气流；变马冲组主要分布在东部，面积相等较小，有机质含量偏低；龙马溪组为上扬子地区取得泥页岩气开发突破的主要层系，在贵州主要分布在黔北和黔西北；打屋坝组/旧司组主要分布在黔南和黔西，泥页岩气显示良好；梁山组在贵州西部厚度较大；龙潭组主要分布在贵州西部，泥页岩气显示丰富。

(1)牛蹄塘组

牛蹄塘组在贵州分布广泛，其中贵州北部、东部、西部地区埋深较浅，部分已经出露地表。牛蹄塘组岩性主要为深灰色、灰绿色页岩、碳质页岩、粉砂质页岩，属被动大陆边缘浅海-半深海相沉积。

从区域对比来看，牛蹄塘组总厚度及其含气页岩段厚度明显受到相带展布的控制。在西边雷波-镇雄-金沙一带，牛蹄塘组总厚度为180～450m，含气页岩厚度为37～100m，到了绥阳-正安-德江一带，其厚度陡增至700～900m，含气页岩厚度90～120m，德江一带以东，进入斜坡带及深水盆地，牛蹄塘组及其含气页岩厚度均明显减薄，仅有20～40m(图4.20)。

图4.25 贵州省二叠系上统龙潭组含气泥页岩平面分布等厚图

研究区上二叠统龙潭组富有机质泥页岩的有机质类型主要为Ⅲ型，由于该地层为煤系地层，因此有机碳含量相比下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组来说要高，兴仁回龙处样品达到最高值17%，其主体分布在1.0%～10.0%范围内，有60%的样品有机碳含量大于4.0%。研究区上二叠统龙潭组含气页岩的总体演化程度较高，有机质成熟度在1.57%～4.23%之间，平均2.67%，主体在2.00%～3.00%，有78.95%的样品成熟度在2.00%～3.00%之间。

上二叠统龙潭组(P₂l)为潮控三角洲相沼泽煤层及泥炭，岩性主要为灰黑色泥页岩、砂质泥岩夹灰色砂岩、泥质灰岩和煤层。样品测试结果表明，龙潭组泥页岩以黏土矿物为主，次为石英和碳酸盐矿物。其中石英含量为14.43%～88.47%，平均含量为37.90%；长石含量为0～17.67%，平均含量为4.81%，以斜长石为主；碳酸盐岩含量为0～15.13%，平均含量为1.98%；铁矿物含量为0～30.72%，平均含量为13.95%，以黄铁矿为主，次为菱铁矿；黏土矿物含量为9.83%～65.80%，平均含量为41.35%。黏土矿物中以伊蒙混层为主，平均相对含量为60%，高岭石和蒙脱石含量次之，平均相对含量分别为30%、20%。

对西页1井、方页1井、兴页1井三口井的现场解吸数据分析，上二叠统龙潭组含气泥页岩含气量范围为1.2～20m³/t。结合录井、测井、现场解析和等温吸附等含气量评价方法并参考区内地质条件综合研究认为，贵州地区上二叠统龙潭组泥页岩气富集区位于贵州西北部(遵义-金沙-大方-黔西-纳雍地区)。

B. 中国页岩气资源潜力及分布

我国的页岩气资源丰富，根据初步估计，页岩气地质资源量约为常规天然气量的两倍，古生界页岩气资源量大约是中生界页岩气资源量的两倍。经与美国页岩气发育盆地(及地区)对比，中国存在区域发育页岩气的地质背景和条件。依据地质历史及其变化特点，可将我国的页岩气发育区划分为大致与板块对应的四大区域，即南方、华北—东北、西北及青藏等四大地区。我国页岩气平面分布以南方和西北地区为主，也包括鄂尔多斯盆地及其周缘地区。其中，四川、吐哈等盆地泥页岩十分发育，并且具有页岩气成藏的基本条件，勘探潜力巨大(张金川等，2008b)。

中国许多盆地具有泥页岩气成藏地质条件，而国内的“页岩气”基本上还未进行系统研究。许多盆地高碳泥页岩的有机碳含量高达30%，是页岩气聚集的重要条件。尤其是中国南方扬子地区沉积岩经历地质时代长、地质背景复杂、构造破坏严重、油气保存条件较差，页岩气将有可能成为区域性油气勘探发现的重要突破口。结合美国的非常规天然气勘探研究现状及其发展趋势分析，页岩气不久将会成为我国能源地质研究领域中的热点(张金川等，2008a)。

从震旦纪到中三叠世，中国南方地区发育了广泛的海相沉积，分布面积达200余万平方千米，累计最大地层厚度超过10km，形成了上震旦统(陡山沱组)、下寒武统、上奥陶统(五峰组)—下志留统(龙马溪组)、中泥盆统(罗富组)、下石炭统、下二叠统(栖霞组)、上二叠统(龙潭和大隆组)、下三叠统(青龙组)等8套以黑色页岩为主体特点的烃源岩层系。其中下寒武统、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下二叠统、上二叠统等4套烃源岩是区域主力烃源岩。经研究认为，南方地区与美国东部页岩气产出地区(阿巴拉契亚等盆地)具有诸多的地质可比性(包括页岩地质时代、构造变动强度等)，下寒武统、上奥陶统—下志留统以及二叠系等地层分布广泛、厚度大，有机质丰富、成熟度高，是南方地区区域上的页岩气发育最有利层位，四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。

在华北—东北地区，页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部，区域上的古生界、鄂尔多斯盆地的中—古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等，泥页岩累计厚度在50～2000m，平均有机碳含量为1.0%～2.0%，局部平均值可达4.0%以上，对应有机质成熟度变化较大;在西北部地区，页岩气的分布更多地受现今盆地特点的约束，区域上分布的中生界(侏罗系及三叠系等)和盆地边缘埋深较浅的古生界泥页岩相对有利，有机碳含量平均值普遍较高，成熟度变化范围较大;尽管青藏地区的地表环境较差，但中—古生界泥页岩地层厚度大，有机质含量高，有机质热演化程度适中，也是页岩气发育的有前景地区。

总之，我国四川盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等大型盆地均存在分布范围广、地层厚度大、有机质含量普遍较高的页岩层，可作为区域上页岩气勘探研究的重要层系之一。随着国内外页岩气勘探、开发的深入，页岩气成为促进天然气储量增加的一个关键因素。同时，页岩气的研究受到国内众多学者和科研机构的关注，这必将大大推动了中国泥页岩气的研究和勘探。

C. 区域页岩气地质特点

依据页岩发育地质基础、区域构造特点、页岩气富集背景以及地表开发条件，将中国的页岩气分布区域划分为上扬子及滇黔桂区、中下扬子及东南区、华北及东北区、西北区、青藏区（未进行评价）5 个大区，各区页岩气地质条件和特点差异明显（表 3-4）。

表 3-4 中国页岩分区特征表

（一）上扬子及滇黔桂区

上扬子及滇黔桂区包括四川盆地及周缘（米仓山地区、大巴山地区、川北地区、川西地区、川中地区、川东地区、川西南地区、鄂西渝东地区、黔中地区、黔东地区等）、南盘江坳陷、黔南坳陷、桂中坳陷、十万大山盆地、百色－南宁盆地、六盘水盆地、楚雄盆地、西昌盆地等评价单元，评价层系主要涵盖下古生界（下寒武统、下志留统等）、上古生界（中下泥盆统、下石炭统、上二叠统等）、中生界。

上扬子及滇黔桂区富有机质页岩发育层位多，分布广。主要有下寒武统、下志留统、下泥盆统、下石炭统、二叠系、三叠系和侏罗系等多套富有机质页岩。下寒武统、下志留统主要分布于四川盆地及渝东鄂西、滇黔北地区，分布最为广泛；下泥盆统主要分布于黔南、桂中等地区；下石炭统主要分布于南盘江、黔南桂中和滇东黔西等地区；二叠系主要分布于四川盆地、黔南坳陷、南盘江坳陷等地区；三叠系主要分布于四川盆地、楚雄盆地；侏罗系分布于四川盆地东北部。

上扬子及滇黔桂区页岩气的宏观地质条件与美国东部地区具有一定的相似性。该区复杂的地质背景形成了特色明显的页岩气富集特点，其中海相页岩普遍具有有机碳含量高、热演化程度高、构造复杂等特征。从川南的宽缓背向斜到川东的隔档式构造，再到渝东鄂西的隔槽式构造及穹窿构造区，构造形式复杂，保存条件多样，页岩气富集的多种模式同时具备，目前已发现页岩气。

海陆过渡相页岩分布面积广，部分单层厚度小、有效厚度薄，有机质类型及有机碳含量变化较大、热演化程度适中。中生界陆相页岩主要分布在四川盆地内部，累计厚度大，夹层发育。目前已经在侏罗系自流井组获得页岩气工业气流。

（二）中下扬子及东南区

中下扬子及东南区主要包括中扬子地区（主要包括江汉盆地、秭归盆地、湘鄂西地区、湘中地区和洞庭湖地区等）、下扬子地区（主要包括苏南－皖南－浙西地区和苏北盆地等）、东南区（主要包括浙西北、永梅凹陷和三水盆地等）等评价单元，评价层系涵盖下古生界（寒武系、奥陶系等）、上古生界（泥盆系、石炭系、二叠系）、中生界（三叠系等）以及新生界（古近系）。中下扬子及东南区页岩均发育于早古生代的海相地层及中新生代的陆相地层。构造演化复杂，后期改造强烈，岩浆热液活动频繁，保存条件较差。

中扬子地区重点目标层位为下寒武统、上奥陶统－下志留统；湘中地区重点目标层位为上古生界的泥盆系－下石炭统页岩；江汉盆地以下侏罗统和古近系陆相地层为重点。中扬子古生界有机质镜质体反射率 Ro值一般在 2.0% ～ 5.0% 之间。

下扬子地区包括古生界海相和中新生界陆相页岩，海相古生界页岩发育在上震旦统－下寒武统、上奥陶统－下志留统、中二叠统－上二叠统。陆相页岩主要发育在上白垩统和古近系。下扬子地区下寒武统（荷塘组）页岩厚度大，有机碳含量高，平均值达 2.5%；有机质为 Ⅰ 型，热演化程度较高，Ro普遍大于 3.0%；储层硅质含量较高，且孔隙类型较丰富。

上二叠统（龙潭组）主要为海陆过渡相的 ( 含 ) 煤系沉积，有机质丰富，有机碳含量一般在0.5%～18%，有机质类型主要为Ⅱ－Ⅲ型，热演化程度平均值为1.95%。

东南地区上古生界页岩分布范围小，平面上被大规模发育的花岗岩体分隔，构造改造强烈，有利区较少，盆地面积较小。其中修武盆地和浙西北主要发育古生界页岩，有机碳含量分布于 2.5% ～ 8.1%，镜质体反射率 R_o较高，高达 4% ～ 6%。永梅坳陷下二叠统暗色页岩层系和浙江地区、三水盆地陆相暗色页岩层系较为有利。

（三）华北及东北区

华北及东北区包括松辽盆地及其外围地区、渤海湾盆地及其外围地区、沁水盆地及其外围地区、鄂尔多斯盆地及其外围地区、南襄盆地及南华北地区等五大评价区块，评价层系涵盖下古生界（奥陶系）、上古生界（石炭系、二叠系）、中生界（侏罗系、白垩系）以及新生界（古近系）。

华北及东北区上古生界主要发育海陆过渡相富有机质页岩，中新生界主要发育陆相富有机质页岩，层系多、分布广。上古生界页岩主要分布在鄂尔多斯及南华北等盆地中，累计厚度大，单层厚度较薄，常与砂岩频繁互层。中生界陆相页岩主要分布于鄂尔多斯及松辽两个大坳陷型湖盆中，平面分布广、厚度稳定，有效厚度可达 60 ～ 80m，发育多种干酪根类型，热演化程度在 0.7% ～ 1.5% 之间，靠近湖盆中心可达 1.5%，总体处于湿气阶段，可形成规模富集的页岩气（图 3-5，图 3-6）。新生界主要发育于断陷湖盆，并以渤海湾盆地为代表，页岩累计厚度大，局部夹煤层，有机质类型以II、III型为主，有机碳含量高，热演化程度普遍较低，主体处于低熟－成熟生油气阶段，页岩气的有利区相对较小。

（四）西北区

西北区主要包括塔里木、柴达木、吐哈、准噶尔、酒泉以及其他中小型盆地（六盘水、潮水、花海－金塔、焉耆、伊犁等盆地）等评价单元，评价层系涵盖下古生界（寒武系、奥陶系）、上古生界（石炭系、二叠系）、中生界（三叠系、侏罗系、白垩系）和古近系。其中，塔里木盆地主要评价层位为中下寒武统、中下奥陶统、三叠系及侏罗系；柴达木盆地主要评价层位为中下侏罗统以及古近系；吐哈盆地主要评价层系为石炭系、二叠系；准噶尔盆地主要评价层系为石炭系、中二叠统、上三叠统、中上侏罗统；酒泉盆地主要评价层系为白垩系；其他中小型盆地主要评价层系为三叠系、侏罗系以及白垩系等。总的看来，西北区页岩主要分布在大中型盆地内，分布层位多，古生界海相、海陆过渡相和中生界陆相均有分布。

下古生界海相页岩主要分布在塔里木盆地，中下寒武统和中下奥陶统页岩分布面积大，埋藏较深，有机碳含量介于 0.5% ～ 4.0% 之间，有机质热演化普遍处于高过成熟阶段，有机质为 Ⅰ － Ⅱ1型。

上古生界至中生界陆相页岩主要分布在准噶尔盆地和吐哈盆地。页岩分布范围局限于在盆地内部，埋深相对较大，有机质类型以偏生气的 Ⅱ2－ Ⅲ 型为主，有机碳含量普遍较高，一般介于 0.5% ～ 13.0% 之间，有机质热演化均处于高熟－过成熟阶段。

中生界页岩主要分布于陆相湖盆，埋深相对较大，有机碳含量平均值普遍较高，成熟度变化范围较大。以侏罗系为代表的中生界沉积常与煤系伴生，具有页岩沉积厚度大、偏生气型有机碳含量高、保存条件好等特点，但由于区域地热流较低，有机质热演化程度普遍较低。与华北－东北地区相似，低热演化程度的有机质同样是页岩油气同时赋存的先决条件。

此外，青藏地区古生界和中生界的海相页岩发育，厚度大，有机碳含量高，热演化程度较高，有页岩气富集远景。页岩发育特征和页岩气资源前景有待进一步调查研究。

D. 我国的页岩气主要分布在哪里，开采它需要哪些技术

我国页岩气储量世界第一，可开采量世界第三。

页岩气全国均有分布，大体是北多南少沿海地区有一定量分布，分布最多的就在西北和四川盆地。

相关技术：勘探技术、井钻技术、水平井钻井、水力压裂技术、人工举升等技术。（这也是大体的开采技术，不同地区不同地质条件采取的技术不同）

页岩气，名字已经说的很清楚了，就是把隐藏在岩石缝中的气体开采出来。方法万变不离其宗，通过物理手段使岩层变形、破裂，将隐藏在岩石缝中的气体释放出来，在收集抽出来。

以上介绍的技术有， 水平井钻井，水力压裂。水力压裂细分有很多，如水力多段压裂、重复压裂、同步压裂。

技术进步是永无止境的，期望我国页岩气开采技术越来越先进，也越来越发达。寻找的页岩气资源也越来越多。

E. 终于知道中国页岩气是怎样开采出来的，长见识

科普|中国页岩气为什么不能像美国那样大规模开采？

庞大页岩气储量给所有公司画了个大饼，页岩气概念成了股票市场炙手可热的“炒货”，美国的成功被各路专家挂在嘴边，但假如我们冷静下来想想，作为非传统油气资源之一的页岩气并非新玩意，但为什么到目前为止，页岩气革命只有在美国得到成功？美国有什么无法复制的得天独厚优势?又有什么可以分享的经验？难道真是“天佑美国”吗？

据世界能源研究所(WRI)的一项最新研究表明，中国页岩气储量高达30万亿立方米以上，居世界第一，几乎是美国的两倍。我国蕴藏着如此丰富的页岩气资源，但为什么不能像美国那样大规模开采呢？

中国天然气管线分布图

勘探开发处于起步阶段，补贴力度不足

美国1825年发现页岩气，近20年取得技术突破，现已处于勘探开发晚期，基础研究成果丰富，勘探开发已在全国开展。

我国的页岩气发展尚处于起步阶段，大部分储层的详细可采储量、地质数据还不明确，所以无法进行大规模开采。

自20世纪80年代起，美国政府实施了一系列鼓励替代能源发展的税收激励或补贴政策，大大降低了天然气开采税，并且鼓励天然气企业积极开展水平井钻探和多级地层水力压裂工序等技术创新。在这一系列政策扶持措施的推动下，页岩气勘探开发取得了明显成果。

我国从2012年开始补贴标准为0.4元/立方米，并且出台了已有矿产资源补偿费、探矿权、采矿权使用费减免等一系列优惠政策，但相较与美国而言，支持力度还是明显不够。

矿权管理制度不明

美国的土地可以买卖和租借，拥有土地所有权即拥有了该块土地的能源开采权，土地的容易获得使得不同资本可以在短时间能完成大规模的勘探工作。

中国是“矿业权主义”，取得矿权后还得到地方政府办理土地使用权。我国矿业秩序还不够理想，矿权纠纷多，协调难，这也阻碍了页岩气的发展。

监管制度尚需完善

页岩气的开发会伴随着水污染、大气污染等，美国将页岩气的监管分属联邦和州政府两级管理。各州负责州内的生产监管和环境监管，并制定了包括《资源保护和恢复法》、《清洁水法案》等页岩气开发环境监管法律。

现阶段，我国针对页岩气开发环节的环境监管体系尚未建立起来，尤其是针对地下水资源和压裂液污染防治，返排水的回收利用，以及地质灾害防范等的监管机制缺失。同时，中国现有的油气管理体制也不足以解决页岩气快速开发可能带来的环境问题。

F. 总结了我国页岩气地质特点

中国富有机质页岩发育层系多、类型多、分布广。自下古生界至新生界10个层系中形成了数十个含气页岩层段。寒武系、奥陶系、志留系和泥盆系主要发育海相页岩，其中，上扬子及滇黔桂区海相页岩分布面积大，厚度稳定，有机碳含量高，热演化程度高，页岩气显示广泛，目前已在川南、滇黔北获得页岩气工业气流。石炭－二叠系主要发育海陆过渡相富有机质页岩，在鄂尔多斯盆地、南华北和滇黔桂地区最为发育，页岩单层厚度较小，但累计厚度大，有机质含量高，热演化程度较高，页岩气显示丰富。中新生界陆相富有机质页岩主要发育在鄂尔多斯、四川、松辽、塔里木、准噶尔等含油气盆地中，分布广、厚度大，有机质含量高、热演化程度偏低，页岩气显示层位多。

根据大地构造格局和页岩气发育背景条件，将中国页岩气划分为南方（包括扬子板块和东南地块）、华北－东北及西北三大页岩气地质区。南方地区有潜力的页岩气分布区域集中在扬子板块下古生界的下寒武统、下志留统和上古生界的下泥盆统海相页岩、石炭－二叠系海陆过渡相页岩和中生界的陆相页岩中。华北－东北区有资源潜力的页岩主要分布在以海陆过渡相为主的上古生界石炭－二叠系、以陆相沉积为背景的中新生界地层中；西北区资源潜力较大的页岩气层系主要分布在古生界海相、上古生界海陆过渡相和中生界陆相煤系地层中。

G. 泥页岩地质特征

我国地质构造具有多块体、多旋回、多层次特征，受复杂地质背景和多阶段演化过程的影响，我国富有机质泥页岩发育3种沉积类型，平面上可划分为5个大区，垂向上发育10套泥页岩气潜力层系，目前已在主要层系中获得了页岩气发现，初步证实了我国的泥页岩气资源潜力。

(1)3种沉积类型

在从元古宙到第四纪的地质时期内，中国连续形成了从海相、海陆过渡相到湖相等多种沉积环境下的多套页岩层系(李景明，2006；金之钧，2007)。

海相富有机质页岩主要发育在南方和西部古生界的寒武系、奥陶系、志留系和泥盆系，具有分布面积大、沉积厚度稳定、热演化程度高等特点，以扬子克拉通地区最为典型。另外，青藏地区古生界和中生界海相页岩发育，热演化程度适中。

海陆过渡相富有机质页岩分布广泛，有机质类型复杂、热演化程度适中。北方地区石炭-二叠系富有机质页岩的单层厚度较薄，且含多套煤层，其中沼泽相碳质页岩有机碳含量普遍较高，有机质类型主要为混合型、腐殖型。南方地区海陆过渡相富有机质页岩夹煤层，上二叠统页岩在滇黔桂地区、四川盆地及其外围均有分布(表4.7)。

从晚古生代开始，我国陆续开始发育陆相页岩。尤其在中新生代时期，我国北方地区普遍发育了陆相富有机质页岩，如鄂尔多斯、松辽盆地等中生界，准噶尔盆地二叠系，渤海湾盆地古近系等。四川盆地及周缘的上三叠统—下侏罗统，分布广、厚度大、有机质类型复杂、热演化程度适中。总体上，陆相富有机质页岩的地层时代较新、热演化程度普遍不高，局部地区以泥页岩油为主。

表4.9 中国10套主要富有机质泥页岩层系基本特点

1)下古生界富有机质泥页岩。主要发育在南方和西部古生界的寒武系、奥陶系、志留系和泥盆系，具有分布面积大、沉积厚度稳定、热演化程度高等特点，以扬子克拉通地区最为典型。另外，青藏地区古生界和中生界海相泥页岩发育，热演化程度适中。下寒武统海相富有机质泥页岩在中上扬子区发育较好，有机质类型为腐泥型-混合型。从区域沉积环境看，川东-鄂西、川南及湘黔3个深水陆棚区页岩最发育，有机碳含量高，一般为2%～8%。在上扬子地区，富有机质泥页岩厚度一般为30～80m，量在1.0%～6.0%之间，有机质为腐泥型，热演化参数镜质组反射率(R_O)主体介于2.0%～4.0%之间；在中下扬子地区，有机碳含量相对降低，有机质为腐泥型，R_O一般为2.0%～3.5%。

下志留统海相富有机质泥页岩主要分布在上扬子地区，川南至鄂西渝东和渝东北地区分布稳定，厚度30～100m，有机质类型以腐泥型为主，有机碳含量一般在1%～5%之间，热演化参数R_O介于2.0%～3.5%之间。中下扬子地区也有分布，相关指标略差。

2)上古生界富有机质泥页岩。上古生界海陆过渡相富有机质页岩分布广泛，有机质类型复杂、热演化程度适中，但南北略有差异。其中，北方地区石炭，二叠系富有机质页岩的单层厚度较薄，且含多套煤层。有机碳含量一般介于0.5%～10%之间，变化较大。其中沼泽相碳质页岩有机碳含量普遍较高。页岩的有机质类型主要为混合型一腐殖型，R_O一般介于0.5%～3.0%之间，少部分超过3.0%。

南方地区海陆过渡相富有机质页岩发育间夹煤层，上二叠统页岩在滇黔桂地区、四川盆地及其外围均有分布。页岩厚度变化介于10～25m之间，一般为20～60m，有机质以腐殖型为主，有机碳含量介于0.5%～12.55%之间，平均2.91%，R_O一般介于1.0%～3.0%之间。

总体上，中国上古生界海陆过渡相富有机质页岩，除上扬子及滇黔桂区之外，其它地区单层厚度不大，且多与煤、致密砂岩互层。

3)上古及中-新生界富有机质页岩。从晚古生代开始，中国陆续开始发育湖相页岩。尤其在中新生代时期，中国北方地区普遍发育了湖相富有机质页岩，如鄂尔多斯、松辽盆地等中生界，准噶尔盆地二叠系，渤海湾盆地古近系等。

在准噶尔盆地，二叠系页岩累计厚度超过200m，有机碳含量为4.0%～10.0%，有机质类型为偏腐泥混合型，R_O介于0.5%～1.0%之间。鄂尔多斯盆地三叠系湖相页岩发育，一般厚度在50m～120m之间，有机碳含量介于0.5%～6.0%之间，R_O主要介于0.7%～1.5%之间。松辽盆地白垩系富有机质页岩分布稳定，厚度100～300m，有机质以腐泥型和混合型为主，有机碳含量介于0.7%～2.5%，R_O介于0.7%～2.0%。在渤海湾盆地，古近系富有机质页岩分布受坳陷控制，局部累计厚度逾1000m。有机质类型多样，但热演化程度相对较低。四川盆地及周缘的上三叠统—下侏罗统，分布广、厚度大、有机质类型复杂、热演化程度适中。

H. 中国页岩气地质特点

在从元古宙到第四纪的地质时期内，中国连续形成了从海相、海陆过渡相到陆相等多种沉积环境下的多套富有机质页岩层系，形成了多种类型的有机质，但由于后期构造变动复杂，有机质生气、含气及保存条件差异较大，形成了中国页岩气的多样性，主要表现在以下四个特点。

（1）海相、海陆过渡、陆相页岩均有发育，页岩地层组合各有特点

中国在不同地质时代形成了海相、海陆过渡相及陆相地层，其中包含了十余套富含有机质页岩层系，其地层组合特征各不相同。海相页岩多为厚层状，分布广泛且稳定，可夹海相砂质岩、碳酸盐岩等；海陆过渡相页岩分布范围广，相对稳定的富有机质页岩常与砂岩、煤层等其他岩性频繁互层；陆相页岩主要表现为巨厚的泥岩层系，泥页岩与砂质薄层韵律发育，累计厚度大、平面分布局限，侧向变化快。地层组合特点决定了页岩气地质条件的巨大差别。

（2）古生界、中生界、新生界多层系分布页岩，含气特点各有不同

中国下古生界寒武系、奥陶系、志留系，上古生界泥盆系、石炭系、二叠系，中生界三叠系、侏罗系和白垩系，新生界古近系均发育多套富有机质页岩层系。从全国范围来看，页岩层系平面分布广、剖面层位多。由新到老，虽然有机质成熟度依次增加，但各层系页岩成岩作用逐渐加强，原生游离含气空间递次消亡，导致各层系页岩含气特点各有不同。在含气特点方面，总体表现为吸附气相对含量依次增加。在相同保存条件下，下古生界页岩吸附气含量相对最多，上古生界游离气相对含量增加，中新生界则可能由于成熟度原因形成页岩油气共生现象，溶解气含量相对最大。

（3）沉降区、稳定区、抬隆区构造变动复杂，页岩气保存条件迥异

在中国，页岩气比常规油气分布更为广泛。在华北、东北、西北及南方部分沉降区由于上覆地层较厚，页岩气保存条件良好；在鄂尔多斯盆地及川西凹陷等稳定区，埋藏条件相对适中，保存条件较好，是页岩气发育的最有潜力区域；在上扬子、下扬子等构造运动复杂的后期台隆区，虽然页岩有机地球化学等条件有利，但地层普遍遭受抬升及后期剥蚀，保存条件受到严重影响，导致地层总含气量普遍降低。

（4）生物、热解、裂解成因类型多样，页岩气评价方法和选区标准各异

不同大地构造背景决定了沉积相变化较大，分别形成不同类型的有机质，对应产生不同的页岩气生成条件及含气特点，在统一的工业含气性标准条件下，对生物、热解、裂解等不同成因类型的页岩气需要分别采取有针对性的资源评价方法及有利选区标准。在海相条件下，具有偏生油特点的沉积有机质需要相对较高的热演化程度，评价方法和选区标准可参考美国东部地区页岩气。在陆相条件下，三种类型干酪根均有不同程度的发育，在热演化程度较低时，表现为页岩油气共生，含气量变化同时受控于有机质类型、热演化程度、埋深及保存等多重因素，评价方法和标准需要针对不同沉积盆地进行有侧重的研究。

I. 川东南—鄂西渝东地区下寒武统页岩气聚集条件

聂海宽 包书景 边瑞康 叶欣 高波 余川

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 在对贵州省湄潭县梅子湾、贵州省遵义市乐山、湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥和贵州省瓮安县永和等下寒武统露头剖面进行观察、实测和采样分析，以及对方深1井、咸2井等老井复查和黄页1井钻探效果分析的基础上，研究了川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩的沉积相、分布、有机质类型及含量、成熟度、埋深、孔隙度和含气量等页岩气聚集条件。根据国土资源部油气资源战略研究中心颁发的页岩气资源潜力评价与有利区优选方法，预测下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于研究区西南部和东北部，前者位于叙永—古蔺—习水—丁山1井一线以南，主要包括黔北仁怀区块和綦江南区块，后者主要指正安—道真—彭水—利川一线东南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ区块、湘鄂西Ⅱ区块和黔渝彭水区块的东南部。有利区地质资源量为（1.06～6.47）×10¹²m³（中值3.09×10¹²m³），可采资源量为（0.13～0.78）×10¹²m³（中值0.37×10¹²m³）。

关键词 页岩气 聚集条件 资源潜力 有利区 下寒武统 川东南和鄂西渝东地区

Accumulation Conditions of the Lower Cambrian Shale Gas inthe Southeast Sichuan，West of Hubei and East of Chongqing

NIE Haikuan，BAO Shujing，BIAN Ruikang，YE Xin，GAO Bo，YU Chuan（SINOPEC Exploration ＆ Proction Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract By observing，sampling and laboratory analysing of black shale outcrops and wells in the southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing，we studied shale gas accumulation conditions of the Lower Cambrian black shale，such as depositional facies，types and contents of organic matter and its maturity，distribution，porosity and gas contents of the black shale etc.Compared with major U.S.gas-procing shales，the Lower Cambrian shale in the southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing was characterized by great thickness，abundance of organic carbon，high maturity and elevated gas content，being capable of good geological conditions for shale gas reservoir development.According to the ‘Evaluation of Shale Gas Resource Potential and Optimizing Method of Favorable Areas’ issued by the Oil and Gas Resources Strategic Research Center of the Ministry of Land and Resources，with a superimposition method of integrated information indicated that the most favorable areas for shale gas accumulations in the Lower Cambrian shale are the Southwest and northeast of the study area.Based on the measured gas content，the amount of shale gas geological resources in the Lower Cambrian was calculated with the volumetric method to be（1.06～6.47）×10¹²m³（with a median value of 3.09×10¹² m³）and the recoverable resources to be（0.13～0.78）×10¹²m³（with a median value of 0.37×1012m3）.

Key words Lower Cambrian；shale gas；accumulation condition；resource potential；favorable area of shale gas；southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing

基金项目：国家专项《全国油气资源战略选区调查与评价》“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”（编号：2009 GYXQ-15）。

四川盆地及其周缘下古生界具有独特的地质条件，可与美国东部盆地进行类比，是中国南方地区页岩气勘探获得突破的重点地区^［1-3］。四川盆地及其周缘下寒武统黑色页岩具有厚度大、有机碳含量高及成熟度高的特点，具备页岩气发育的良好条件，不同学者对该区进行了一定的研究^［1～7］。笔者研究认为四川盆地及其周缘下寒武统页岩气藏最有利发育区位于川南—黔北—黔中、鄂西—渝东和川东北等地区^［8］。本次研究是在前期基础上，按照有利区预测从大到小、逐步缩小的原则，对川南—黔北—黔中和鄂西渝东两个页岩气发育有利区的结合部分——川东南—鄂西渝东地区进行研究，以期达到更精确地预测页岩气发育有利区的目的，为勘探提供参考建议。

1 页岩发育特征

1.1 页岩分布

下寒武统黑色页岩主要发育在梅树村期和筇竹寺期，与最大海泛面相对应的低能环境对应，包括川南九老洞组、川北筇竹寺组、贵州—湘西牛蹄塘组、鄂西水井沱组、湘西天柱山组等，分布稳定，岩性主要为黑色页岩、炭质页岩、炭硅质页岩、结核状磷块岩、粉砂质页岩和石煤层等。

1.1.1 纵向上页岩发育特征

纵向上岩性变化较大，从下向上硅质页岩、炭质页岩厚度减小，灰黑色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质页岩、灰色页岩。贵州省湄潭县梅子湾剖面，底部为硅质岩，向上过渡为炭质页岩和粉砂质页岩，厚度为27.9m（图1）；在贵州金沙箐口剖面，黑色页岩实测厚度为65m；贵州省瓮安县永和下寒武统牛蹄塘组剖面，底部为硅质岩，向上过渡为炭质页岩和粉砂质页岩，实测厚度为117.31m；湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组剖面实测厚度为87.6m（图2）。

1）贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面如下：

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

图1 贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面（实测厚度27.9 m）

2）湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组剖面如下：

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

1.1.2 平面展布特征

平面上页岩主要发育在川南—黔北—黔中和湘鄂西—渝东等地，在川中古隆起一带不发育该套黑色页岩，其余地区广泛分布，厚度一般在20 ～120m之间，大部分地区大于100m（图3）。川南—黔北的自贡—宜宾—泸州—威信一带厚度在40～100m之间，厚度中心在珙县—威信一带，在黔中古隆起附近厚度在40～120m之间，如贵州省瓮安县永和下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面实测厚度为117.31m。鄂西—渝东的恩施—秀山—桑植一带厚度超过100m。具体到研究区，下寒武统黑色页岩主要发育在研究区的西南部和东北部，即古蔺—毕节—仁怀一带，厚度超过60m，在恩施—黔江一带厚度超过80m。总体来看，研究区下寒武统黑色页岩具有厚度大、分布范围广的特点。

图2 湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组黑色页岩剖面（实测厚度87.6m）

1.2 有机质类型和含量

实验结果表明，I_H和H/C值分别小于50、0.5，难以准确标定不同母质类型的干酪根。干酪根δ¹³C能够反映原始生物母质的特征，次生的同位素分馏效应不会严重掩盖原始生物母质的同位素印记，普遍认为它是划分高—过成熟烃源岩有机质类型的有效指标^［9～11］。从对22块样品的同位素分析可知，下寒武统黑色页岩的δ¹³C为-35.9‰～-29.5‰，平均为-32.6‰，按照干酪根碳同位素小于-28‰为腐泥型（Ⅰ型）的标准，下寒武统黑色页岩的有机质类型均属腐泥型（Ⅰ型），是以海洋菌藻类为主的生源组合，其原始组分富氢、富脂质，具高生烃潜力。

在平面上，由于沉积环境是控制有机碳含量的主要因素，有机碳含量最高的区域通常为页岩的沉积中心，形成川南—黔北—黔中和湘鄂西两个有机碳高值区。川南—黔北—黔中一带的威信—毕节—贵阳一带为高值区，局部地区有机碳含量最大值超过5％，如贵州省金沙县箐口村黑色页岩实测有机碳含量为5.35％；湘鄂西的宜昌—五峰—鹤峰—咸丰—龙山—酉阳—德江一带为有机碳含量高值区，局部地区有机碳含量可达5％以上，如贵州省松桃世昌和贵州省江口桃映的黑色页岩实测有机碳含量分别高达8.55％和6.37％（图4）。

图3 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩等厚图

图4 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩有机碳含量等值线图

1.3 成熟度和热演化史

下寒武统黑色页岩演化程度总体较高，在平面上，成熟度形成两个高值区，即渝黔交界的丁山1井区附近和大方县方深1井区附近，成熟度均超过4％，局部地区的成熟度超过5％。其余大部分地区成熟度大于3％，处于过成熟晚期阶段（图5），达到变质期，失去生气能力，但根据美国页岩气勘探经验，高成熟度条件下同样能发育页岩气藏，但是其成藏条件较为复杂，需要根据页岩的构造演化史和生排烃史进行研究。

图5 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩成熟度等值线图

研究区可以划分为川东高陡褶皱区、川南中低缓构造带、黔中隆起和仁怀斜坡、湘鄂西褶皱带等4个构造单元，不同的构造单元页岩的埋藏史差别较大。页岩的演化史需根据不同的构造单元具体问题具体分析，鉴于仁怀斜坡资料较少，页岩演化史参考黔中隆起确定；湘鄂西褶皱带的利川复向斜、中央背斜带、花果坪复向斜、宜都-鹤峰背斜带和桑植-石门复向斜页岩演化史相近，归为一类进行研究。

1.3.1 川东高陡褶皱区

本区钻井较多，以本区北部大池干井构造上的池7井为例说明。上奥陶统—下志留统黑色页岩从沉积后到晚二叠世热演化极缓慢，处于未熟—低熟阶段（R_o ＜0.5％）；中二叠世的埋深使其开始进入液态烃生成阶段；中侏罗世后，志留系处于快速埋藏状态，成熟度（R_o）值从1.3％迅速演化至2.2％，有机质演化至高成熟期，处于湿气转化阶段；从白垩纪开始，大部分地区的志留系页岩成熟度（R_o）都超过了3％^［12］，处于过成熟晚期阶段，主要生成干气（图6）。属于长期浅埋—快速埋藏—长期深埋—快速抬升型，类似于美国目前页岩气产量最大的福特沃斯盆地Barnett页岩的演化历史。

图6 川东大池干井构造池7井志留系埋藏史^［12］

1.3.2 川南中低缓构造带

本区页岩属于早期长时间浅埋—中早期长时间隆升—中期二次深埋—晚期快速抬升型，即下寒武统页岩沉积后在志留纪末期达到最大埋深，但其深度基本上小于2000m，成熟度较低，生排烃均较有限；而后到早三叠世的很长一个时期内经历了抬升，生烃作用停止；在中三叠世以后经历了二次埋藏，达到生气阶段；白垩纪中期以后开始快速抬升，生烃作用停止。中早期的长期浅埋和长期隆升有利于有机质的保存，中期快速深埋有利于天然气的生成，后期快速抬升不利于天然气的排出，有利于页岩气聚集。如川南地区威2井寒武系底界在志留纪末埋深达到2000m，R_o值达到0.8％，生成少量原油，随后由于地层整体抬升遭受剥蚀，生烃过程停止，印支期以来再次快速埋藏，三叠纪为二次生烃阶段，至白垩纪中期寒武系底界埋深超过6000 m，R_o超过2％，进入过成熟早期演化阶段，白垩纪中期以后开始快速抬升，生烃作用停止^［13］（图7）。这一类型的埋藏史和热演化史与美国福特沃斯盆地Barnett页岩气藏较为相似，下志留统黑色页岩和下石炭统Barnett页岩都具有早期生烃少（甚至未生烃）—生烃晚—长期深埋—快速隆升的特点，前者是在中三叠世开始生烃，达到最大成熟度以后生气，一直持续到中白垩世，而后抬升，生烃作用停止，但是抬升幅度有限；后者从晚石炭世开始生烃，在二叠纪、三叠纪和侏罗纪达到生烃高峰，并一直延续至白垩纪末，而后抬升，生烃作用停止，抬升幅度亦有限。考虑到在Barnett页岩中气藏勘探获得了巨大成功，在研究区具有这一类型埋藏史和热演化史的页岩需要重点关注。与盆地内相比，位于盆地边缘丁山1井的埋藏史和热演化史具有早期生烃量大和后期抬升幅度大等特点，总体评价保存条件比盆地内威远气田等地区要差。

图7 川南地区威2井埋藏史^［13］

1.3.3 黔中隆起和仁怀斜坡

黔中隆起和仁怀斜坡的下古生界埋藏史和热演化史属于早期生烃—中期多次生排烃—晚期快速抬升（比四川盆地内抬升早）的特点，下寒武统黑色页岩在早奥陶世开始进入生烃期（R_o＞0.5％），在志留纪末达到最大埋深（R_o＞1％），出现生油高峰，随后抬升剥蚀，生烃作用停止，二叠纪早期再次沉降，晚三叠世达到生气阶段，三叠纪末遭受抬升剥蚀，在晚侏罗世-早白垩世进一步沉降，达到生干气阶段，中白垩世以后抬升，生烃作用停止（图8）。总体来讲，这一类型的页岩埋藏史和热演化史比四川盆地内要差，主要表现为早期生烃时间早且生烃量较大、中期经历了多次生排烃和晚期抬升时间早且幅度大等不利因素。

1.3.4 湘鄂西褶皱带

该地区页岩埋藏史属于长期持续埋藏—快速隆升型，下寒武统页岩在寒武纪末期即达到生油高峰，中侏罗世成熟度已达到过成熟阶段，燕山期以来快速抬升，生烃作用停止（图9）。这一类型的埋藏史和热演化史与前两类相比具有长期持续生烃、抬升时间较早（侏罗纪时期）和抬升幅度大等特征。由于抬升剥蚀改造持续时间长，且以褶皱抬升为特征，隆升幅度大，下古生界出露，在恩施-彭水中央复背斜带和宜都-鹤峰复背斜带，核部出露最老地层已是震旦系，下寒武统黑色页岩遭受不同程度的剥蚀，暴露严重，保存条件较差，不利于页岩气聚集，页岩气发育条件较差；在花果坪复向斜带北部和桑植-石门复向斜带下寒武统黑色页岩分布连续性较好，是该区页岩气勘探潜力较大的地区。

对比这3类埋藏史曲线不难发现，四川盆地内部以威远气田为代表的地区具有以下特征：(1)在加里东期以前基本没有生烃，而另外两个地区则生成了大量的油气；(2)具有生气高峰晚的特征，对于常规油气藏来讲，大气田气源岩生气高峰的时代以古近纪为主，白垩纪、新近纪次之，且气源岩生气高峰的时代越老，形成大气田所占比重越小^{［16，17］}，笔者认为页岩气也不例外，根据美国页岩气勘探开发经验判断，生气高峰越晚越好，如美国页岩气勘探开发最成功的福特沃斯盆地Barnett页岩气藏，威远气田的下寒武统页岩生气高峰为白垩纪中期，而黔中隆起附近和湘鄂西地区分别为白垩纪早期（在三叠纪还有一次生气高峰）和中侏罗世；(3)具有抬升时间晚的特征，在白垩纪中期以后抬升，另外两个地区抬升时期为白垩纪早期和中侏罗世。这3个特征从页岩埋藏史和热演化史角度说明四川盆地内部下寒武统具有优越的页岩气成藏条件。

图8 黔中隆起区地层埋藏史^［14］

图9 鄂西地区咸2井埋藏史^［15］

1.4 深度

研究区的构造比较复杂，地层埋深变化比较大，且研究程度低，资料基础薄弱，下寒武统黑色页岩埋深总体变化比较明确，但是精确预测比较困难，勾画埋深等值线难度更大。可以根据地层出露情况和地层厚度推测出大致的埋深范围，本次研究按照地层出露的情况估算页岩的埋深，并在重点区块，有钻井资料和地震资料的地方详细刻画页岩的埋深。综合分析南川幅、綦江幅、桐梓幅、遵义幅、涪陵幅和忠县幅等1：20万地质图发现，可以采用桐梓幅的地层厚度初步预测页岩的埋深，计算表明三叠系覆盖的地区，寒武系底界的埋藏深度范围为3759～5375 m，而在侏罗系覆盖的区域，最小埋深超过6700m。

总体上看，下寒武统牛蹄塘组黑色页岩的埋深主要有以下特征：

1）整体由东南向西北增加，最大埋深7500m。在研究区的东南部，大致沿着齐岳山断裂以东以南地区，即沿贵州金沙岩孔—遵义松林一带、贵州习水的土河场—润南一带、重庆石柱太原坝一带、重庆秀山—贵州松桃县一带、湖北省鹤峰县五里镇—走马镇一带和湖北省长阳县两河口一带出露。在鄂西渝东地区石柱复向斜腹部，建深1井钻探揭示下寒武统页岩顶面在石柱复向斜内部埋藏深度达6500m，利1井钻探揭示下寒武统页岩顶面在利川复向斜内部埋藏深度介于3500～3600m之间，但在背斜区下寒武统页岩埋藏深度为200～2500m^［18］。向四川盆地方向下寒武统黑色页岩的埋深加大，在习水县附近和綦江县丁山1井附近埋深为2000～5000m，在黔北地区（仁怀区块）埋深在1000～4500m之间（图10）。

2）埋藏深度受褶皱分布的控制明显，在背斜遭受剥蚀；在向斜地区，由于上覆地层的存在，埋深较大。平面上从东南部向西北部加深，在研究区的西北部埋深较大，东南部埋深较小。

3）断裂发育对目的层埋深影响明显，在断裂的下降盘，埋藏深度明显变大，如在齐岳山断裂两侧，断裂东部上升盘地层抬升出露、遭受剥蚀，而西部下降盘埋深较大，且离断层越远，埋深越大。

1.5 岩性-地化-物性-含气性综合剖面

通过野外观察、剖面实测和实验分析建立了研究区下寒武统页岩的岩性-岩矿-地化-物性-含气性综合剖面，从剖面底部向上，随着缺氧环境的破坏，岩性-岩矿-地化-物性-含气性等指标在剖面上呈有规律的变化。如贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组剖面，石英含量主要为52％～69％，平均为62.3％；粘土矿物含量主要为31％～46％，平均36.23％；有机碳含量在2.11％～6.2％之间，平均4.08％；两块样品的成熟度分别为4.78‰和5.52‰。从下往上，随着缺氧环境遭到破坏，岩性变化较大，硅质页岩、炭质页岩厚度较小，灰黑色/灰色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质、砂质页岩或泥质粉砂岩，相应的有机碳含量呈减小趋势，由于缺氧环境遭到破坏，海水变浅，导致石英含量减少和粘土矿物含量增加，成熟度、孔隙度和渗透率等指标在剖面上变化不大（图11）。美国主要产气页岩也具有这种特征，即产气页岩段主要发育在页岩层的下部^{［19，20］}，结合研究区页岩气成藏控制因素、钻井气测显示和岩性-地化-物性-含气性综合剖面等综合分析认为，在下寒武统页岩剖面的下部具有较好的页岩气发育条件，是页岩气藏发育的有利位置。

图10 川东南和鄂西渝东地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩出露和埋深简图

2 有利区优选和资源量计算

2.1 选区基础和方法

有利区优选和资源量计算的主要根据是国土资源部油气资源战略研究中心颁发的“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选项目——页岩气资源潜力评价与有利区优选方法”。

图11 贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组页岩岩性-岩矿-地化-物性-含气性综合剖面

选区基础：结合泥页岩空间分布，在进行了地质条件调查并具备了地震资料、钻井（含参数浅井）以及实验测试等资料，掌握了页岩沉积相特点、构造模式、页岩地化指标及储集特征等参数基础上，依据页岩发育规律、空间分布及含气量等关键参数在远景区内进一步优选出有利区域。

选区方法：基于页岩分布、地化特征及含气性等研究，采用多因素叠加、综合地质评价、地质类比等多种方法，开展页岩气有利区优选及资源量评价（表1）。

表1 海相页岩气有利区优选参考指标

2.2 有利区和资源量

综合分析有机碳含量、成熟度、埋深、地表和演化史等条件认为，研究区下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于西南部和东北部，前者位于叙永—古蔺—习水—丁山1井一线以南，主要包括黔北仁怀区块和綦江南区块，后者主要指正安—道真—彭水—利川一线东南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ区块、湘鄂西Ⅱ区块和黔渝彭水区块的东南部（图12）。

图12 川东南和鄂西渝东地区下寒武统页岩气发育有利区

对研究区下寒武统页岩气发育有利区资源潜力评价单元计算表明，页岩气发育有利区地质资源量为1.06×10¹²～6.47×10¹²m³（中值3.09×10¹²m³），可采资源量为0.13×10¹²～0.78×10¹²m³（中值0.37×10¹²m³）（表2）。

表2 体积法计算研究区下寒武统页岩层系页岩气有利区地质资源量

续表

3 结 论

1）研究区下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于西南部和东北部，前者位于叙永—古蔺—习水—丁山1井一线以南，后者主要指正安—道真—彭水—利川—线东南。

2）采用体积法计算出研究区下寒武统页岩气有利区地质资源量为（1.06～6.47）×10¹²m³（中值3.09×10¹²m³），可采资源量为（0.13～0.78）×10¹²m³（中值0.37×10¹²m³）。

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