揭示最古老的工业页岩气藏——对四川盆地下寒武统页岩气富集规律与勘探方向的启示

邹才能 ,  赵正福 ,  潘松圻 ,  尹嘉 ,  路冠文 ,  符芳亮 ,  袁铭 ,  刘翰林 ,  张国生 ,  罗翠 ,  王伟 ,  荆振华

工程（英文） ›› 2024, Vol. 42 ›› Issue (11) : 292 -309.

PDF (5015KB)
工程（英文） ›› 2024, Vol. 42 ›› Issue (11) : 292 -309. DOI: 10.1016/j.eng.2024.03.007
研究论文

揭示最古老的工业页岩气藏——对四川盆地下寒武统页岩气富集规律与勘探方向的启示

作者信息 +

Unveiling the Oldest Industrial Shale Gas Reservoir: Insights for the Enrichment Pattern and Exploration Direction of Lower Cambrian Shale Gas in the Sichuan Basin

Author information +
文章历史 +
PDF (5134K)

摘要

四川盆地下寒武统筇竹寺组（Є1q）页岩过去常被认为是烃源岩。然而，近期资201井在德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩中获得了7.388 × 105 m3·d-1的高产气流，标志着全球最古老、最高工业产能页岩气取得勘探突破。然而，德阳—安岳裂陷槽内的页岩气富集机制仍待厘清。本研究通过对比槽内外成藏要素，探讨了德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩气的富集条件，得出若干认识。资201井获得高产的层段属于寒武系第三阶底部，恰好对应寒武纪生命大爆发主幕。早寒武世动物勃发，可通过捕食微型浮游生物，产生体积较大的有机质碎片和粪球，很可能加速了筇一段二亚段（Є1q12）内的有机质沉降和富集；而高初级生产力和缺氧硫化环境促进了筇一段一亚段（Є1q11）内的有机质富集。与槽外相比，德阳—安岳裂陷槽内的页岩储层厚度、脆性矿物含量、含气量和孔隙度等更优，尤其是有机孔在槽内更发育，有助于页岩气富集；而槽外页岩有机质热演化程度较高，部分有机孔可能因石墨化及压实作用而垮塌消失。另外，德阳—安岳裂陷槽内多见超压，表明页岩气保存较好，这得益于槽内页岩自封闭性强、远离大型断裂、微裂缝规模和期次有限。基于上述分析，本文提出了德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩气的“三元富集”模式。鉴于1、2号储层与获得高产的3号储层参数相近且最优，建议重点针对这三套储层，建立“立体井网开发”模式。

Abstract

The lower Cambrian Qiongzhusi (Є1q) shale in the Sichuan Basin, formerly considered a source rock, recently achieved high gas production (7.388 × 105 m3·d−1) from well Z201 in the Deyang-Anyue rift trough (DART), marking an exploration breakthrough of the world’s oldest industrial shale gas reservoir. However, the shale gas enrichment mechanism within the DART is not fully understood. This study reviews the formation of the Qiongzhusi shale gas reservoirs within the DART by comparing them with cotemporaneous deposits outside the DART, and several findings are presented. The gas production interval was correlated with the main phase of the Cambrian explosion (lower Cambrian stage 3). In the early Cambrian ecosystem, dominant animals likely accelerated the settling rates of organic matter (OM) in the upper 1st member of Є1q (Є1q12) by feeding on small planktonic organisms and producing larger organic fragments and fecal pellets. High primary productivity and euxinic conditions contributed to OM enrichment in the lower 1st member of Є1q (Є1q11). Additionally, shale reservoirs inside the DART demonstrated better properties than those outside in terms of thickness, brittle minerals, gas content, and porosity. In particular, the abundant OM pores inside the DART facilitated shale gas enrichment, whereas the higher thermal maturity of the shales outside the DART possibly led to the graphitization and collapse of some OM pores. Meanwhile, the overpressure of high-production wells inside the DART generally reflects better shale gas preservation, benefiting from the shale’s self-sealing nature, “upper capping and lower plugging” configuration, and limited faults and microfractures. Considering these insights, we introduced a “ternary enrichment” model for the Qiongzhusi shale gas. Although the current high gas production of Z201 was found at the reservoir 3, two additional reservoirs were identified with significant potential, thus suggesting a “multilayer stereoscopic development” strategy in future shale gas exploration within the DART.

关键词

超深层页岩气 / 四川盆地 / 筇竹寺组页岩 / 德阳—安岳裂陷槽 / 资201井 / 三元富集 / 立体井网开发

Key words

Ultradeep shale gas / Sichuan Basin / Qiongzhusi shale / Deyang-Anyue rift trough / Well Z201 / Ternary enrichment / Multilayer stereoscopic development

引用本文

引用格式 ▾
邹才能,赵正福,潘松圻,尹嘉,路冠文,符芳亮,袁铭,刘翰林,张国生,罗翠,王伟,荆振华. 揭示最古老的工业页岩气藏——对四川盆地下寒武统页岩气富集规律与勘探方向的启示[J]. 工程（英文）, 2024, 42(11): 292-309 DOI:10.1016/j.eng.2024.03.007

登录浏览全文

4963

注册一个新账户 忘记密码

1 引言

随着油气需求的持续增长，深层与超深层页岩气勘探已成为当前的研究重点[1‒3]。页岩气是重要的非常规油气资源之一[4]，2022年全球年产量达8.55 × 1011 m3，其中美国年产量达8.07 × 1011 m3 [5]。中国的页岩气可采资源量约为1.29 × 1013 m3，页岩气产量约为2.38 × 1010 m3 [5]，这表明页岩气增储上产前景广阔[6]。目前针对页岩地层，埋深3500~4500 m和4500~6000 m分别定义为深层和超深层[7]。四川盆地在深层与超深层页岩气资源方面具有巨大潜力[6,8‒9]，其中下寒武统筇竹寺组页岩气地质资源量约为8.86 × 1012 m3 [10]。然而，这套页岩通常被视为寒武系龙王庙组和震旦系灯影组常规气藏的烃源岩[11‒14]，而非重要的页岩储层。过去数十年间，我国大力推进筇竹寺组页岩气勘探开发，截至发文前，除了金石103HF井获得2.59 × 105 m3·d-1的较高产能外，多数井日产量处于0.20 × 104~8.44 × 104 m3区间[15‒16]，制约了筇竹寺组页岩的进一步勘探。

前人针对四川盆地德阳—安岳裂陷槽外的筇竹寺组页岩形成与沉积环境已开展过大量研究，包括有机质富集机理、储层评价及页岩气富集机制等[17‒20]。针对德阳—安岳裂陷槽内页岩的研究则相对较少。已有研究表明，过成熟的页岩在岩石物性、孔隙结构以及含气性方面可能不及某些优质页岩[21]。因此，裂陷槽内的筇竹寺组页岩处于过成熟阶段（等效镜质体反射率R e高于2.5%），其页岩气商业开发潜力仍不明确。然而，近期资201井在槽内筇竹寺组获得了日产量为7.388 × 105 m3的工业气流（井位见图1 [22]），其产气量为目前全球已报道的最古老、最高工业产能（表1）[8,23‒30]。这一勘探突破显示德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组具有较高的页岩气资源潜力。然而，目前尚未对裂陷槽内外筇竹寺组页岩进行系统对比，特别是在有机质富集机制（尤其与寒武纪生命大爆发等重大事件的联系）、储层质量（高热演化程度的影响）及气体保存条件等方面仍缺乏深入认识。厘清这些问题将有助于揭示德阳—安岳裂陷槽内的页岩气富集模式，并为今后的深层页岩气勘探开发提供指导。

本研究建立了筇竹寺组页岩高产层段与寒武纪生命大爆发主幕之间的联系，并探讨了筇竹寺组有机质富集机制。随后，围绕储层质量与气体保存条件两个方面，对筇竹寺组页岩在德阳—安岳裂陷槽内、外的差异进行了对比分析。基于上述发现，本研究提出了槽内筇竹寺组页岩气“三元富集”模式，为今后该区页岩气的“立体井网开发”提供方向指引。

2 四川盆地下寒武统页岩的地质背景

2.1 构造与沉积特征

四川盆地是扬子地台西缘一级沉积-构造单元，面积约为1.8×105 km2 [31]。四川盆地及周缘基底为太古宙和早元古代变质岩及岩浆岩，其中川中为刚性的隆起基底，抗构造变形能力强[31‒32]。而川西北则为塑性的坳陷基底，易发生构造变形。晚震旦世至早寒武世，受罗迪尼亚超大陆裂解与冈瓦纳大陆聚合的影响，扬子地台边缘发生了强烈的板内拉张裂陷活动，导致四川盆地处于拉张为主、弱挤压为辅的地质应力背景下，从而形成隆坳相间的构造格局[33]。

在晚震旦世至早寒武世拉张叠加侵蚀作用的影响下，四川盆地在德阳—安岳地区形成克拉通内裂陷槽，即德阳—安岳裂陷槽[34]，但德阳—安岳裂陷槽不同部位的形成过程存在差异。在灯影组沉积早期，盆地北缘拉张作用强烈，在川北地区率先形成裂陷槽的雏形[35]；而川中-川南地区拉张作用较弱，在这一时期并未形成槽盆-台地地貌[32]。灯影组沉积中晚期，桐湾运动导致区域隆升与侵蚀，川北地区经过前期拉张裂陷作用，槽内水体较深，侵蚀作用相对较弱；而川中-川南地区沉积古地貌较川北地区高，且为西侧康滇古陆和东侧川中隆起的泄水区，侵蚀作用最为强烈[32,36]。因此，拉张作用强烈的川北地区和侵蚀作用发育的川中-川南地区共同组成德阳—安岳深水裂陷槽，奠定了槽内“北深南浅”的构造格局[30] [图1（a）]。

德阳—安岳深水裂陷槽的发育控制了四川盆地下寒武统麦地坪组-筇竹寺组深水陆棚相黑色页岩的沉积展布[8,37] [图1（b）]。麦地坪组页岩沉积时期，海平面较低，华南陆架暴露，导致了沉积间断，尤其槽外的沉积间断更为明显。因此，麦地坪页岩主要分布于德阳—安岳裂陷槽内，厚度为50~200 m，岩性以硅质页岩与碳质泥岩为主。从晚震旦世至早寒武世，冰川消融加剧，伴随气候转暖、湿润，引发广泛的海侵[38‒39]，为四川盆地筇竹寺组富有机质页岩沉积创造了有利条件[40‒42]。根据生物地层，筇竹寺组（Є1q）可划分为筇一段和筇二段（Є1q1和Є1q2）。其中，Є1q1常见Lapworthella-Tannuolina-Sinosachites小壳化石；Є1q2 常见Eoredlichia-Wudinggaspis三叶虫化石[43]。根据总有机碳（TOC）含量、伽马测井曲线及岩性特征，Є1q1可进一步细分为筇一段一亚段（Є1q11）和筇一段二亚段（Є1q12）。由于川中隆起，四川盆地大部分区域基本暴露，然而Є1q11页岩主要形成于海侵时期。其中，Є1q11沉积期，海侵规模相对较小，只在德阳—安岳深水裂陷槽内以及除了川中隆起外的盆地边缘深水陆棚相区沉积了暗色碳质泥岩、页岩、泥质粉砂岩。Є1q11中出现多个GR峰值，对应不稳定的高TOC值（0.5 wt%~5.0 wt%）。Є1q12沉积期，海侵规模加大，在四川盆地及邻区以深水陆棚相沉积为主，在扬子地台广覆式沉积一套黑色碳质泥页岩，具有中高GR值和较高TOC含量（1 wt%~4 wt%）的特征。Є1q2主要由灰色或浅灰色泥质岩和粉砂岩组成（局部含灰岩），GR值低，TOC含量较低（平均小于1 wt%）[44‒47]（图2）。Є1q2沉积期，随着康滇古陆的隆升、裂陷槽拉张强度减弱和海平面下降，四川盆地及周边主体转为浅水陆棚相和滨岸相[42]。此外，由于Є1q1的填平补齐作用，裂陷槽内与周缘的差异化沉积已不明显。

2.2 四川盆地筇竹寺组页岩展布

德阳—安岳裂陷槽内、外的筇竹寺组页岩展布不同，槽内的页岩较厚（图2、表2）。Є1q11页岩主要沉积在槽内的深水陆棚相（厚度为200~250 m）和盆地边缘地区（厚度100~150 m）。Є1q12页岩广泛分布于扬子地台，在槽内约为100~150 m厚，在槽外约为80~100 m厚。而Є1q2页岩在槽内、外沉积厚度差异已不明显，厚度介于100~250 m之间。值得注意的是，由于川中隆起的存在，裂陷槽西侧钻遇的筇竹寺组页岩（如金页1井、威201井、威207井）比东侧（如高石1井）沉积厚度更大（图2）。

资201井的页岩气日产量达7.388 × 10⁵ m³，创下了当时在筇竹寺组中记录的最高页岩气日产量。该井位于德阳—安岳裂陷槽内，在4292~4869 m深度钻遇筇竹寺组，其中Є1q11、Є1q12和Є1q2的厚度分别为250 m、130 m和200 m。根据GR曲线特征和岩性，筇竹寺组可以分为8个小层，其中具有高GR特征的4个小层为潜在的页岩气储层，包括Є1q11中的1号和2号储层（分别对应1小层和3小层）、Є1q12中的3号储层（对应5小层）以及Є1q2中的4号储层（对应7小层）（图2、表2）。资201井页岩气主要产自Є1q12中的3号储层，通过水力压裂方法开采。

3 样品和方法

本研究利用了来自德阳—安岳裂陷槽内的12口井（汉深1、高石17、高石1、金石103HF、金页1、威207、威201、威201-H3、资201、资阳1、资4和周公1）的TOC含量、镜质体反射率、孔隙度、渗透率、X射线衍射、含气量、压力系数、光学显微镜以及场发射扫描电镜结果，这些数据由中国石油西南油气田公司提供。本研究采集了威207井超过100个样品用于化石鉴定，方法见下文。此外，我们汇编了威201、威207和资阳1井已报道的TOC、微量元素和铁组分数据（见附录A中的补充数据集）[45,48‒49]。这份由新测得数据与已发表数据汇编而成的资料构成了本文讨论的基础。

（1）TOC含量。用HCl处理约200 mg的样品粉末，去除碳酸盐，然后用蒸馏水冲洗，去除残余HCl。接着，样品在加热板上以约50~60 ℃的温度过夜干燥，并使用中国石油勘探开发研究院的Elementrac CS-i分析仪进行分析，参考Alpha Resources标准AR-4007（总碳含量为7.62%），精度不低于0.10%。

（2）元素指标计算。以后澳大利亚太古代页岩（PAAS）为标准计算微量元素的富集因子（EFs）：XEF=(X/Al)sample/(X/Al)PAAS，其中，X代表微量元素Mo或U。PAAS中Mo、U和Al的浓度分别为1.00 ppm、3.10 ppm和10.01% [50]。生产力替代指标通过以下公式确定：Ybio=Ysample-Alsample×(Y/Al)detr，其中，Y代表Cu或Ni，(Y/Al)detr是碎屑物质中经Al标准化后的Y值。假设Y/Al值最低的样品含有最少生物来源Y，常通过Al与Y的交叉图来确定(Y/Al)detr [51]。

（3）固体沥青反射率。固体沥青是高成熟度烃源岩中的次级微观组分，其反射率可用于评估烃源岩的热成熟度[52]。这些样品被嵌入热塑性环氧树脂中进行处理[53]。固体沥青的反射率使用0.908% Ro YAG晶体、1.314% Ro玻璃和3.130% Ro立方氧化锆标准进行校准。

（4）X射线衍射。使用布鲁克公司D8 Advance系列X射线衍射仪对5 g样品粉末进行测试，仪器工作条件为：电压40 kV、电流30 mA，使用Cu Kα射线。采用步进扫描方式进行测量，扫描步长为每分钟4°，扫描范围为3°~85°，后通过XPower软件对矿物成分进行半定量测定。

（5）孔隙度与渗透率。页岩的孔隙度通过体积密度与骨架密度的差异计算得出。岩芯的骨架密度采用氦气比重计进行测量。为避免岩芯与水接触，在测定体积密度时，先用精炼石蜡将岩芯样品完全包裹。用包蜡前后在空气中的质量差确定石蜡质量。然后，将包蜡样品浸入水中称重，通过浮力法计算其总体积（包括岩芯与石蜡）。之后，根据石蜡密度计算其体积，并从总体积中扣除，以获得岩芯的真实体积。最后，根据岩芯的干重与体积，计算其体积密度，进而与骨架密度结合，求出总孔隙度。

渗透率测试采用Corelab CMS300系统，在3.44  MPa（500 psi）下进行。测试过程中，首先将已知体积的气室充入一定压力的氮气，然后使气体通过岩芯样品释放至大气，记录随时间变化的压力降，从而计算渗透率。渗透率的计算综合采用了Darcy定律、Klinkenberg修正及Forchheimer非线性渗流模型[54‒55]。

孔隙度和渗透率受到多种因素的影响，包括样品制备过程（钻取、切割与研磨）、岩芯形状、岩芯称重误差、石蜡密度、测试环境（温度与湿度）以及标准体积校准误差等。通过三次重复测试确定孔隙度与渗透率，它们的最大标准差分别为0.1%和0.02 μD。

（6）光学显微镜与场发射扫描电镜观察。在光学显微镜方面，首先沿垂直层理方向将样品切割成约7~8 mm的岩块，采用环氧树脂进行浸渍固化，并研磨至厚度约30  μm的薄片。之后在Zeiss HAL100型光学显微镜下，用40×放大倍数和交叉偏光进行观察。

对于扫描电镜，首先采用氩离子束研磨仪（Hitachi High-Tech, IM4000）对岩块（1.0 cm × 0.5 cm × 0.5 cm）进行抛光。随后在Hitachi S8010场发射扫描电镜（FE-SEM）上观察，并配套能谱仪（EDS）进行元素分析。二维FE-SEM图像能够清晰地展示页岩中的纳米级孔隙结构，可用于识别孔隙类型、分布及组合。EDS测试条件为：加速电压15  kV，能量分辨率130.2  eV，用于获取样品的元素组成信息。

（7）含气量。为确保参数具有可比性，本研究中页岩的含气量完全采用现场解吸法获取，该方法被认为是测定含气量最直接的手段。在钻探和取芯过程中，页岩岩芯一到达井口即迅速装入样品罐中。随后，在模拟地层温度的条件下，测量页岩释放出的总含气量。

（8）化石调查。宏观化石的观察和拍摄由中国石油西南油气田公司在威207井中完成。从该井每隔5 m采集一次黑色页岩样品，并送往中国科学院南京地质古生物研究所（NIGPAS）进行孢粉学分析。小型碳质化石的提取流程如下：首先将样品浸泡于10%的HCl中12 h，随后在40%的HF中处理一周。然后将溶液稀释至中性pH，并在30%的盐酸中煮沸。再次稀释中和后，残留物采用双层筛网（孔径分别为100 µm和10 µm）对样品进行筛分。筛选后的样品通过尼康Eclipse Ni光学显微镜进行观察。

4 筇竹寺组沉积与寒武纪生命大爆发的关系

下寒武统筇竹寺组页岩是四川盆地最主要的烃源岩，具有较高的生烃潜力[8,56]。在震旦纪-寒武纪过渡期（约560~520 Ma），多种门类动物崛起（即寒武纪生命大爆发），标志着地球历史上前所未有且独特的重大生物演化事件[57‒59]。在这一重大转折期，大量具骨骼化的动物化石[即小壳化石（SSFs）]首先在幸运阶底界大量出现，并延续至第二阶末期；随后，加拿大布尔吉斯生物群、云南澄江动物群等兴起，标志着寒武纪生命大爆发的主幕，展现出早寒武世海洋生态系统的复杂性[59]。尽管其具有重大的演化意义，但寒武纪生命大爆发对筇竹寺组页岩有机质富集的影响仍不明确，这部分归因于寒武纪地层对比的精度有限。

精确的年代地层框架是理解筇竹寺组富有机质页岩沉积与重大生物事件关系的前提。与生物地层学、碳同位素地层学[60]等方法相比，旋回地层学分析可实现高达20~400千年（kyr）分辨率的连续时间校准[61‒62]。基于德阳—安岳裂陷槽内、外自西至东金页1、威207和资阳1三口井的GR测井数据，Liu等[47]开展旋回地层学分析，并以筇竹寺组底界的U-Pb定年值[(526.86 ± 0.16) Ma]为锚点，建立了绝对天文时间框架。根据这一地层对比关系，资201井获得高产的3号储层（4585~4605 m）层位，可对比至威207井约3130 m和金页1井约3400 m深度（图2）。这些层位处于寒武纪第3阶的下部，年龄约520 Ma，正好对应寒武纪生命大爆发的主幕（图2；见文献[59]）。虽然资201井尚未有古生物证据报道，但在邻近的威207井可见大量寒武纪第三期特征化石（图3），支持了上述旋回地层对比结果。筇竹寺组页岩沉积于寒武纪动物群繁盛期，表明重大生物演化事件可能与页岩气的富集有关联。关于这一假设的进一步探讨详见第5.4节。

5 烃源岩评价与有机质富集机制

5.1 有机质丰度

有机质是页岩气生成的物质基础[63‒64]。Є1q1时期，深水陆棚相广泛分布。受康滇古陆隆升、克拉通内裂陷填平补齐导致的陆源物质输入量增大和水体氧化性增强影响[65]，筇竹寺组自下而上粉砂质含量增加，颜色变浅，TOC平均值降低（图2）[44‒47]。以资201井为例，第1、3、5和7小层的平均TOC含量分别为4.4 wt%、2.8 wt%、2.3 wt%和1.1 wt%，表现出自下而上递减的趋势。

平面上，筇竹寺组TOC含量介于0.1 wt%~7.6 wt%，其中TOC含量超过1.0 wt%的区域约占盆地70%以上[图4（a）] [66]。深水陆棚沉积有利于高TOC黑色页岩发育，因此筇竹寺组黑色页岩TOC平均值的平面分布基本与烃源岩厚度分布一致[图1（a）和图4（a）] [66]。裂陷槽北段TOC含量较高（通常为3 wt%~7 wt%），表明可能有良好的生烃潜力。南段TOC含量在2.0 wt%~3.5 wt%之间，而中段平均值多介于2.0 wt%~3.0 wt%之间。川西南台内与川中-川东北台内区TOC含量总体低于2.0 wt%，生气物质基础相对次于槽内。

5.2 有机质成熟度

有机质成熟度是衡量烃源岩生烃潜力的关键指标[67‒68]。盆内筇竹寺组页岩R e值介于2.4%~4.2% [图4（b）] [69]，其分布受盆地差异沉降与岩浆活动影响。受加里东运动影响，志留纪末盆地西北缘相对隆起，地层围绕古隆起呈弧形展布，向盆地东部深度逐渐增大。盆地东部自早古生代开始成熟度持续升高，直至中生代以后热演化停止，热演化程度相对较高，R e值最大约为4.0%。川西南地区在二叠纪末受峨眉山地幔柱的烘烤加热作用影响，生烃演化进程加速[70]，R e值普遍超过3.5%。然而，位于盆地中-北部裂陷槽内的筇竹寺组页岩生烃相对滞后，中晚二叠世才开始快速成熟。因此，与盆地的其他地区相比，德阳—安岳裂陷槽内的筇竹寺组页岩成熟度较低，但已进入高熟生气阶段（R e > 2.5%）[图4（b）] [69]。

5.3 有机质类型

有机质类型决定烃源岩生烃潜力。对于寒武纪筇竹寺组页岩来说，由于高等植物尚未发育，有机质主要来源于藻类和浮游植物，形成了I型干酪根。这一点得到了实验结果验证。筇竹寺组页岩的有机碳同位素（ δ 13Corg）平均约为-33‰ [71]，与I型干酪根 δ 13Corg通常低于-28‰相吻合[72]。此外，显微镜下可见筇竹寺组页岩显微组分以腐泥组为主，占比达95% [73]，成烃生物以无定形絮状有机聚集体为主，见介形虫、有孔虫、藻类微生物席等[42]，裂陷槽内、外差异不大。

5.4 筇竹寺组页岩中的有机质富集机制

烃源岩中有机质富集是初级生产力水平、保存条件和沉积稀释三者相互作用的结果。高生产力环境可提供更多有机质，其中一部分沉积并保存在海底，而大部分有机质在下沉过程中会通过有氧呼吸作用被降解[51,74]。水体分层及其诱发的底水缺氧环境有利于有机质的保存[74‒76]。较高的沉积速率有助于有机质在未被强烈降解的情况下快速埋藏，但过高的沉积速率也会将大量碎屑物质带入盆内，从而稀释沉积有机质[77]。本文综合多种元素地球化学指标，分析德阳—安岳深水裂陷槽内筇竹寺页岩沉积环境，并分别探讨了Є1q11、Є1q12和Є1q2段页岩有机质富集的控制因素。

Є1q11页岩有机质富集可能受较高的初级生产力和还原硫化的底水环境共同控制。海洋沉积物中生物成因Cu和Ni（Cubio和Nibio）是示踪生产力的可靠指标，其值越高，表示生产力越强[78]。多口井中的Є1q11页岩显示出较高的Cubio和Nibio值（图5）[40,45,48‒49,79‒85]。这种高初级生产力不太可能是热液活动导致的营养物质增强所诱发，因为热液活动主要发生在扬子地台的边缘区[86‒87]，在德阳—安岳裂陷槽内并不普遍，这一猜想也在Al-Fe-Mn三元图上得到验证（图6）[40,45,49,84,88‒89]。德阳—安岳裂陷槽的高初级生产力受早寒武世大规模海侵导致的富营养元素上升流的影响[41,90]。此外，多个指标指示Є1q11页岩沉积于缺氧硫化环境中，包括MoEF/UEF值达到现代海水的1~3倍[40,45,49]，FeHR/FeT > 0.38且Fepy/FeHR > 0.7（其中，FeHR表示高反应性铁，FeT表示总铁，Fepy表示黄铁矿铁）（图5和图6）[48]。这种缺氧硫化环境可能是裂陷槽内与广海水体交换相对较弱所致，因为Є1q11页岩的Mo/TOC值介于3.3~44.6之间（平均为16.0），该范围处于现代中度滞留环境（如卡里亚科盆地）和强滞留环境（如弗拉姆瓦恩峡湾）的特征值之间（图6）。尽管Є1q11页岩沉积时期海平面有所上升，但裂陷槽的发育与川中隆起可能限制了海水环流，由此导致了中度滞留环境[37,39]。

Є1q12页岩中的有机质富集可能主要受控于海洋生物泵作用的加强。Є1q12页岩沉积期间，MoEF/UEF、FeHR/FeT和Fepy/FeHR值的逐渐降低，说明海洋溶氧量逐渐上升（图5和图6）[48]，与寒武纪生命大爆发期间 δ 98Mo值持续上升至现代海洋水平的趋势一致[91]。Є1q12页岩的沉积时期恰好对应寒武纪生命大爆发的主幕（图2和图3），大量后生动物的勃发很可能通过提升生物泵效率，促进有机质富集[92]。具体而言，由藻类和浮游生物产生的有机质体积小、在水柱中下沉速度慢，最终仅有少部分能够保存于沉积物中。而寒武纪生命大爆发期间出现的动物可以以浮游生物为食，产生体积更大的有机质碎片和粪球，从而显著加快这些颗粒的沉降埋藏（参见文献[93‒94]）。即便从Є1q11期到Є1q12期的Cubio和Nibio值无显著变化（图5），生物泵的加强仍能显著促进有机质的保存[94‒96]。因此，作为对富氧底水环境的不利影响的一种补偿，Є1q12页岩沉积期增强的生物泵作用很可能促进有机质富集。此外，与槽外相比，裂陷槽内水体更深，缺氧底水与表层氧化海水循环较差[97]，进一步改善了槽内有机质的保存条件，这也解释了为何德阳—安岳裂陷槽内Є1q12页岩的TOC含量高于槽外（图2）。

Є1q2页岩的TOC含量显著偏低（<1 wt%），这可能是初级生产力较低、沉积速率较高以及富氧底水多种因素共同作用的结果。这一时期出现大规模海退，上升流减弱造成营养物质供给有限，从而限制了初级生产力，所以Є1q2页岩的Cubio和Nibio含量均处于较低水平（图5）。此外，海平面降低导致大陆架暴露，增强的风化剥蚀输入大量陆源碎屑进入裂陷槽内，Al含量明显升高（图5）。这一作用并未输送大量营养物质以提高初级生产力，而是造成有机质的稀释，从而对有机质的保存造成更大破坏[45,97]。同期较低的海平面导致底水通风变好，也不利于Є1q2页岩中有机质的保存。

总体而言，筇竹寺组不同阶段页岩的有机质富集不仅受控于全球生物-环境协同演化，也与盆地地质背景和构造活动（尤其是德阳—安岳裂陷槽内、外地质特征差异性）密切相关。

6 页岩储层性质评价

北美地区的勘探实践表明，最具生产潜力的页岩气储层通常具有优越的储层物性，包括大厚度、强脆性、高TOC、高孔隙度、高渗透率及高含气量[98‒99]。这些参数在筇竹寺组部分储层中亦表现良好[100]，可能是资201井页岩气产量较高的主要原因之一。

6.1 厚度

富有机质页岩的连续厚度是评价页岩气资源优劣和衡量目标层系开采潜力的重要参数，特别是对于TOC含量大于或等于2 wt%的黑色页岩而言[101]。北美勘探实践表明，页岩气实现规模化开发至少需要具备15  m的最小有效厚度[102]。

在德阳—安岳裂陷槽内，筇竹寺组页岩储层厚度较大，自下而上可划分为四套潜力储层，分别为1、2、3和4号储层（图2、表3）。然而，在槽外，并非所有储层均有发育。例如，金页1井缺失2号储层，GS1井缺失1、2、4号储层（图2）。储层厚度的差异主要受控于海平面变化、构造抬升或剥蚀作用。Є1q11页岩形成于海侵初期，可能导致1号和2号储层相对较薄，厚度分别为5~20  m和0~30  m。Є1q12页岩广泛沉积于深水陆棚，使得3号储层在德阳—安岳裂陷槽内、外均发育良好，最大厚度分别为18.0~30.0 m和2.5~18.0 m。Є1q2页岩形成于海退期，主要为浅水陆架沉积，并在加里东晚期经历了抬升和剥蚀[70]，导致4号储层相对较薄，厚度为1~7 m（表3）。

6.2 脆性

脆性是评价页岩储层的重要参数之一，通常由脆性矿物（石英、长石和碳酸盐矿物）含量确定。脆性不仅影响页岩储层的孔隙结构（详见第6.3节），同时还决定其工程可改造性，从而显著影响页岩气的产能[103‒105]。例如，在北美商业化开发的页岩气储层中，石英含量通常超过20%，部分可高达75% [102]。中国页岩气行业亦建立了储层脆性标准：脆性矿物含量高于40%，黏土矿物含量低于30% [106]。

3号和4号储层的脆性普遍高于上述标准，且在德阳—安岳裂陷槽内更为优越[图7（a）、表3]，因此被选为资201、威201和金页1三口页岩气井压裂改造的目标层位[图7（a）]。具体而言，槽内资201井与槽外威201-H3井的3号储层脆性矿物含量分别为80.6%与66.6%，而金页1井4号储层为57.0%（表4）。在德阳—安岳裂陷槽内，储层脆性更强，更有利于水力压裂裂缝的形成与延展，从而提高页岩气产能。

6.3 孔隙与孔隙度

页岩气储层的储集能力是衡量储层质量的一个定量指标，主要受储集空间、孔隙度与渗透率的控制[107]。页岩的储集空间主要包括基质孔隙与裂缝两大类。其中，基质孔隙可进一步划分为有机质孔隙与无机矿物孔隙，是页岩气的主要赋存空间；而裂缝、层理裂缝及微裂缝则构成页岩气运移的主要通道。总体而言，储层孔隙度越高，页岩气的储集空间越大；渗透率越高，页岩气的流动能力越强[101,108]。中国对优质海相页岩气储层的评价标准为：孔隙度大于4%，渗透率大于0.1  mD [106]。

在筇竹寺组页岩中，有机质孔隙在德阳—安岳裂陷槽内的发育程度明显高于槽外，而无机矿物孔隙在德阳—安岳裂陷槽内、外均较为发育。在槽内，有机质孔隙主要发育于干酪根或沥青，为有机质热演化过程中形成的。孔隙形态多样，包括椭圆形、长条形及不规则多边形[图8（a）、（b）]。此类孔隙具有明显的非均质性，孔径范围约为20~300  nm。无机矿物孔隙主要包括脆性矿物孔隙及黏土矿物粒间孔隙，孔径范围为100  nm~1  μm [图8（c）]。脆性矿物颗粒形成坚固的骨架结构，赋存其中的孔隙呈不规则形态[图8（d）]。相比之下，在槽外，有机质孔隙发育较差，孔隙数量更少或孔径更小[图8（e）、（f）]。同时，无机矿物孔隙孔径多在100~300  nm之间，明显小于槽内的孔径。槽外的黏土矿物粒间孔隙排列方向不一，通常呈三角状或片状结构[图8（g）]，且附近常见脆性矿物颗粒的分布[图8（g）、（h）]。这是由于脆性矿物具有较强的刚性，可为软质黏土矿物提供一定的骨架支撑，从而在压实和成岩作用过程中减缓黏土矿物粒间孔隙的破坏[102,105]。

3号和4号储层具有较好的孔隙度，且德阳—安岳裂陷槽内的孔隙度普遍高于槽外[图7（b）]。其中，4号储层的孔隙度（2.4%~5.7%）高于3号储层的（1.1%~4.1%，表3）。代表性高产井资201、威201-H3和金页1的孔隙度分别为5.6%、5.5%和4.7%（表4），均超过中国海相优质页岩气储层的孔隙度下限（4%）。

总体来看，德阳—安岳裂陷槽内的孔隙度优于槽外（表3），这可能与有机质丰度、热演化程度及脆性矿物含量的差异有关。尽管德阳—安岳裂陷槽内外筇竹寺组页岩的有机质主要来源于水生生物和藻类，以I型干酪根为主（见第5.3节），但裂陷槽内的有机质含量更高[TOC多大于3 wt%，而槽外则多小于2 wt%，图4（a）]，导致槽内形成更多的有机质孔隙。此外，槽内有机质的热演化程度低于槽外的，减弱了有机质孔隙石墨化、塌陷的现象[图4（b）] [109]。同时，槽内的脆性矿物含量（61%~82%）高于槽外的脆性矿物含量（47%~82%），提供了更坚硬的骨架结构，有助于支撑有机质，降低其在压实作用下发生孔隙塌陷的风险[102]。

6.4 含气量

页岩储层的含气性可通过一系列参数进行定量评价，包括地层压力系数、气体饱和度及含气量等，其中含气量被认为是评价页岩气储层品质与产气潜力最直接、最关键的参数 [102]。北美商业化开发的页岩气储层的含气量为1.1~9.91  m3·t-1，中国优质海相页岩气储层的含气量标准为大于2  m3·t-1 [106]。

筇竹寺组3号和4号储层具有良好的含气性，且槽内的含气量普遍高于槽外（图7）。这种差异可能受控于多种因素，包括储层厚度、有机质丰度、脆性矿物含量、孔隙度、热演化程度及气体保存条件等。如前所述，槽内储层具有更大的厚度和更高的孔隙度，为页岩气提供了充足的储集空间（表3）。更重要的是，槽内筇竹寺组上、下部发育致密泥页岩，有效阻隔气体的逸散[110]。此外，槽内储层远离大型断裂带，构造抬升幅度较小，微裂缝发育有限，有利于页岩气的保存[100]（详见第7节）。

3号储层水力压裂以后，资201井（槽内）和威201-H3井（槽外）均出现工业气流，同时，资201井的测试产气量约为威201-H3井的26倍（7.388 × 105 vs. 2.83 × 104 m3·d-1，表4）。尽管两口井的有机质丰度（TOC含量为4 wt%~6 wt%）、孔隙度（约5.5%）与脆性矿物含量（66.6%~80.6%）相当，但资201井具备更有利的产气特征（表4）。其中，资201井的储层厚度约是威201-H3井的6.4倍（13.5  m vs. 2.1  m）、含气量约是后者的3倍（9.7  m3·t-1 vs. 3.2  m3·t-1）、水平压裂长度约是后者的2.5倍（1800  m vs. 738  m）、压裂液压力约是后者的3倍（91 MPa vs. 27  MPa），同时，资201井的保存条件优于威201-H3井（“上封下堵”配置结构，第7.1节详述）。这些因素共同作用，不仅使槽内3号储层的含气量更高，还使其具备更优的压裂改造条件，最终导致资201井出现更高的页岩气产量。

7 页岩气保存条件

页岩气的商业开采潜力在很大程度上依赖于其保存条件。一般来说，相对稳定的构造背景更有利于页岩气的保存，北美地区的页岩气田便是如此[111]。然而，中国南方地区构造活动显著，导致四川盆地页岩气的保存条件更加复杂[112]。已有研究明确指出，中国南方页岩气的保存条件受多种因素共同控制，包括顶、底板的封闭能力，自封闭能力，以及断层和微裂缝的发育程度[113‒114]。

7.1 裂陷槽内筇竹寺组页岩具有卓越的顶、底板组合和自封闭能力

具有优良封堵性能的顶板和底板在阻止页岩气垂向运移和散失方面起着关键作用，其封堵性能与岩性、厚度及物理性质密切相关[115]。例如，在四川盆地的志留系龙马溪组页岩气储层中，其顶板为粉砂质页岩，底板为泥灰岩和灰岩，二者孔隙度低、渗透率低，厚度较大，与页岩气层形成典型的“上封下堵”配置关系，有效阻止了页岩气纵向逸散[图9（a）] [56,114]。德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩也存在类似的结构，其顶板为沧浪铺组白云质细砂岩夹泥页岩，底板为麦地坪组硅质页岩、致密泥质白云岩[图9（a）]。顶、底板厚度介于100~250 m，孔隙度、渗透率较低，均具备较好的封堵能力。然而，裂陷槽外麦地坪组由于构造、沉积因素的影响，厚度显著变薄或甚至完全不发育，导致筇竹寺组页岩与下伏灯影组直接接触[图9（a）]。灯影组主体为裂缝发育良好的白云岩，且顶部为结构疏松，物性较好的风化壳，这种高渗透率特征限制了其作为封闭底板的潜力，形成了“上封下渗”结构。这导致裂陷槽外的筇竹寺组页岩气逸散至灯影组或龙王庙组储层中（见图2中的GS1井），这也解释了前期筇竹寺组页岩气勘探为何多次失败。

此外，致密页岩也能通过其自身的封闭能力促进气体保存。页岩气逸散必须克服吸附阻力，而吸附阻力与页岩的厚度和物质组成密切相关[116]。一般来说，富有机质页岩具有较大的厚度和较高的TOC含量，可以增强吸附阻力和自封闭能力。从裂陷槽外部到内部，富有机质页岩的厚度从120 m增加到170 m（图2），TOC含量从平均小于2 wt%增加到大于3 wt%。结合优良的顶、底板组合，良好的自封闭性进一步促进了裂陷槽内页岩气的保存。

7.2 裂陷槽内有限的断层和微裂缝促进页岩气保存

断层对页岩气保存的影响取决于其规模、空间重叠模式和活动期次。根据延伸距离和垂向断距，断裂被分为四级：一级和二级断层主要控制整个盆地和次级构造单元，延伸距离超过40 km，断距超过0.5 km。这些断层通常对4 km以内的页岩气储层起直接破坏作用，为气体逸散提供通道[112]。以四川盆地的定山地区为例，位于齐岳山一级断层附近的龙马溪页岩气储层气体保存条件差，含气量（1~3 m3·t-1）低，而距离断层较远的页岩气储层则表现出较好的保存条件和较高的含气量（6~9 m3·t-1）[117‒118]。三级和四级断层控制局部构造，延伸距离小于40 km，断距小于0.5 km。这些断层的发育有助于扩大储层空间、改善渗透性并提升压裂效果。我们的研究发现，裂陷槽内及其周缘区域仅发育三级和四级断层，这有利于页岩气的保存和富集。相比之下，四川盆地边缘发育了大量的一级、二级断层，可能破坏了页岩气储层，这点可从ZG1井和HS1井几乎不产气得到验证[图9（b）] [119]。

微裂缝的数量、类型和活动期次对页岩气保存的影响不可忽视，一定程度上，高频次的微裂缝活动加速了页岩气的逸散，不利于页岩气的保存。例如，南川地区龙马溪组页岩气储层存在四期微裂缝活动，含气量（1.2~4.4 m3·t-1）较低。相比之下，焦石坝地区的含气量（6~10 m3·t-1）较高，部分原因是该地区只经历了两期微裂缝活动[120]。在本研究区，裂陷槽内和西部地台筇竹寺组页岩的微裂缝发育状况明显不同。裂陷槽内微裂缝仅少量发育，有利于气体的保存和富集，含气量高达9.7 m3·t-1。而在西部地台区域存在大量的高角度剪裂缝和层理裂缝，其通常被方解石、白云石和重晶石矿物脉体充填。脉体阴极发光结果表明，这些裂缝经历了两次微裂缝活动[121]，这可能解释了该地区储层含气量（1.7~3.2 m3·t-1）低的原因。

7.3 裂陷槽内高地层压力指示良好的页岩气保存条件

页岩气储层中良好的保存条件会形成异常高的地层压力，因此地层压力成为了评估页岩气保存状况的有效定量工具。地层压力可以通过压力系数来定量评估，压力系数是指地层压力与同一埋深下的静水压力之比。压力系数值的范围为：< 0.9、0.9~1.3和> 1.3，分别代表低压、常压和超压[122]。超压是页岩在早期深埋过程中受生烃膨胀作用影响而形成的[123]，其维持与页岩气保存密切相关[114]。在研究区，筇竹寺组页岩气储层的压力系数从西部地台的1.0以下逐渐增至裂陷槽内2.0以上[图9（c）]。特别是资201井和GS17井（均位于裂陷槽内）的压力系数分别为2.01和2.05，表明筇竹寺组页岩气储层具有优异的流体封闭性和保存条件。

8 德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩气富集模式及其勘探意义

四川盆地下古生代海相页岩气差异富集特征显著，前期研究提出了“二元富集”“三元富集”两种页岩气富集模式。“二元富集”适用于四川盆地边缘和外缘具有显著构造活动的区域。此模型认为深水陆棚环境沉积的富有机质硅质页岩为页岩气的生成和富集奠定了物质基础，而顶、底板的封闭性和构造活动是影响页岩气富集的关键因素[124]。相反，“三元富集”更适用于四川盆地内部，这些地区的构造活动较弱，但热演化程度较高。此模式强调深水陆棚环境、适宜的热演化程度以及良好的保存条件在促进页岩气富集中的重要作用[125]。考虑到德阳—安岳裂陷槽内部的构造稳定性[图9（b）]，该地区的筇竹寺组页岩气富集更类似于“三元富集”模式。

首先，寒武纪生命大爆发、稳定的构造背景和有利的沉积环境为裂陷槽内筇竹寺组页岩气的生成奠定了基础。早寒武世的生命大爆发和深水大陆架环境共同控制了筇竹寺组页岩的沉积。在裂陷槽内，筇竹寺组页岩的空间分布和品质进一步受到缺氧硫化水体环境的影响。从裂陷槽外部到内部，页岩厚度和有机质丰度显著增加，均表明其具备优异的烃类生成潜力。

其次，裂陷槽内筇竹寺组页岩的适宜热成熟度保证了充足的烃类供应和高品质储层的发育。页岩热演化过程中生成的大量烃类和有机质孔隙通常被视为页岩气富集的前提；然而，过高的热成熟度（R e > 3.33%）可能会抑制页岩气富集，原因有二：①气体生成后会通过自由扩散从储层逸出，因此页岩气储层中的含气量取决于气体生成与散失之间的平衡。页岩达到过成熟阶段以后，其干酪根产烃能力下降，无法补偿页岩气的散失，进而导致含气饱和度下降。②过成熟可能会导致页岩中的有机质纤维化甚至石墨化，压缩有机质孔隙，降低孔隙度，甚至使页岩气赋存的主要孔隙消失，从而破坏页岩气富集[113]。如前所述，裂陷槽内的筇竹寺组页岩由于埋深相对较浅，受峨眉山地幔柱热作用有限，生烃相对滞后，从而确保了稳定的烃类供应。此外，丰富的有机质孔隙[图8（a）、（b）]也为气体富集提供了储集空间。这两个因素促进了裂陷槽内筇竹寺组页岩气的富集，气体饱和度约为80%。

再次，良好的顶板和底板封闭能力确保了筇竹寺组页岩气的有效保存。在裂陷槽内，致密的麦地坪页岩是优秀的底板，而其在裂陷槽外却几乎不存在。此外，致密的顶板和储层本身的自封闭性进一步限制了页岩气的垂向逸散。而且裂陷槽内大型断层和微裂缝分布有限，也有助于该地区页岩气的保存，其压力系数可高达2.0。

四川盆地资201井在最古老的页岩气储层中实现了单日气体产量新高，标志着一次勘探突破，这一发现对四川盆地页岩气勘探具有重要意义。以资201井为例，我们对裂陷槽内垂向上四套页岩气储层进行了综合分析。1、2和3号储层在多个参数上表现出良好特征，包括页岩厚度、TOC含量、脆性矿物含量、孔隙度和含气量（图10）。因此，除了Є1q12中的3号储层已经表现出高产气量外，Є1q11的1号和2号储层也可能具有广阔的勘探前景。基于对比分析，本文针对未来裂陷槽内筇竹寺组页岩气勘探提出“立体井网开发”模式，针对1、2和3号储层同时进行开发。这一模式有望为四川盆地正在进行的早寒武世页岩气勘探工作带来进一步的突破。

9 结论

近期，四川盆地德阳—安岳裂陷槽内的资201井在筇竹寺组页岩中获得了高达7.388 × 105 m3的日产气量，标志着全球最古老、最高工业产能页岩气突破。本研究总结了四川盆地德阳—安岳裂陷槽内的筇竹寺组页岩气富集机制，并为全球类似盆地页岩气的勘探开发提供了有益启示。

本研究得出以下结论：

（1）资201井的高产层段（埋深4585~4605 m，Є1q12下部）位于寒武纪第三期底部，年龄约为520 Ma。丰富的化石和精确的时间框架表明寒武纪生命大爆发主幕与筇竹寺组富有机质页岩的形成存在关联。藻类勃发提高了初级生产力，早期动物可能通过摄食浮游生物，生成体积较大的有机质碎片和粪球，从而加速了有机质的沉降速率，体现了生物演化影响环境的变化和烃类的生成。

（2）相较于槽外，德阳—安岳裂陷槽内的筇竹寺组页岩储层厚度更大、孔隙度更高、脆性矿物含量更高、含气性更好。裂陷槽内脆性矿物丰富，可提供更多的刚性骨架，减少黏土矿物孔或有机质孔因压实作用而发生坍塌、缩小或消失。槽内含气性好，超压发育，这些特征表明裂陷槽内的页岩具有优良的压裂性。

（3）德阳—安岳裂陷槽内筇竹寺组页岩气为“三元富集”模式。寒武纪生命勃发、特殊的裂陷构造背景和深水陆棚沉积环境奠定了页岩生烃物质基础。适宜的热演化程度保证槽内页岩储层的气源充足和高质量的有机质孔发育。良好的自封闭性、“上封下堵”型配置关系，以及断层和有限的微裂缝，共同促进了页岩气的有效保存。“三元富集”模式有可能为世界上其他类似盆地的优质页岩气储层的识别提供预测方法。

（4）德阳—安岳裂陷槽内的1、2号和3号储层参数接近且最优，建议针对这三套储层，建立“立体井网开发”模式，有望最大限度提升页岩气产量，同时有效降低四川盆地页岩气勘探开发的风险和成本。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用
[1]

Guo XS, Hu DF, Li YP, Duan JB, Zhang XF, Fan XJ, et al. Theoretical progress and key technologies of onshore ultra-deep oil/gas exploration. Engineering 2019;5:458‒70. . 10.1016/j.eng.2019.01.012
[2]

Jia CZ, Pang XQ. Research processes and main development directions of deep hydrocarbon geological theories. Acta Petrol Sin 2015;36:1457‒69.
[3]

Zou CN, Zhao Q, Cong LZ, Wang HY, Shi ZS, Wu J, et al. Development progress, potential and prospect of shale gas in China. Nat Gas Ind 2021;41:1‒14.
[4]

Zou CN, Qiu Z, Zhang JQ, Li ZY, Wei HY, Liu B, et al. Unconventional petroleum sedimentology: a key to understanding unconventional hydrocarbon accumulation. Engineering 2022;18:62‒78. . 10.1016/j.eng.2022.06.016
[5]

Ma XH, Zhang XW, Xiong W, Liu YY, Gao JL, Yu RZ, et al. Prospects and challenges of shale gas development in China. Pet Sci Bull 2023;4:491‒501.
[6]

Zou CN, Zhu RK, Chen ZQ, Ogg JG, Wu ST, Dong DZ, et al. Organic-matter-rich shales of China. Earth Sci Rev 2019;189:51‒78. . 10.1016/j.earscirev.2018.12.002
[7]

Guo XS, Hu DF, Huang RC, Wei ZH, Duan JB, Wei XF,et al.Deep andultra-deep natural gas exploration in the Sichuan Basin: progress and prospect. Nat Gas Ind 2020;40:1‒14. . 10.1016/j.ngib.2020.05.001
[8]

Zou CN, Du JH, Xu CC, Wang ZC, Zhang BM, Wei GQ, et al. Formation, distribution, potentialresource, and discovery of Sinian‒Cambrian giant gas field, BasinSichuan, ChinaSW. Petrol Explor Dev 2014;41:306‒25. . 10.1016/s1876-3804(14)60036-7
[9]

Horsfield B, Zou CN, Li J, Yang SY, Mahlstedt N, Misch D, et al. Prediction of the gas-generating characteristics of the Qiongzhusi and Longmaxi Formations, Yangtze platform, southern China, using analogues. AAPG Bull 2021;105:945‒85. . 10.1306/11182018244
[10]

Wang SF, Dong DZ, Wang YM, Li XJ, Huang JL, Guan QZ. A comparative study of the geological feature of marine shale gas between China and the United States. Nat Gas Geosci 2015;26:1666‒78. . 10.11764/j.issn.1672-1926.2015.09.1666
[11]

Potter CJ. Paleozoic shale gas resources in the Sichuan Basin, China. AAPG Bull 2018;102:987‒1009. . 10.1306/0828171607817072
[12]

Wang WY, Pang XQ, Wang YP, Chen ZX, Li CR, Ma XH. Hydrocarbon expulsion model and resource potential evaluation of high-maturity marine source rocks in deep basins: example from the Ediacaran microbial dolomite in the Sichuan Basin, China. Petroleum Sci 2022;19:2618‒30. . 10.1016/j.petsci.2022.11.018
[13]

Wang WY, Pang XQ, Chen ZX, Chen DX, Zheng TY, Luo B, et al. Quantitative prediction of oil and gas prospects of the Sinian—lower Paleozoic in the Sichuan Basin in central China. Energy 2019;174:861‒72. . 10.1016/j.energy.2019.03.018
[14]

Dai JX, Ni YY, Liu QY, Wu XQ, Gong DY, Hong F, et al. Sichuan super gas basin in southwest China. Petrol Explor Dev 2021;48:1251‒9. . 10.1016/s1876-3804(21)60284-7
[15]

Dong DZ, Gao SK, Huang JL, Guan QZ, Wang SF, Wang YM. Discussion on the exploration & development prospect of shale gas in the Sichuan Basin. Nat Gas Ind B 2015;2:9‒23. . 10.1016/j.ngib.2015.02.002
[16]

Li M, Liu YL, Feng DJ, Shen BJ, Du W, Wei WP. Potential and future exploration direction of marine shale gas resources in China. Petrol Geol Exp 2023;45:1097‒108.
[17]

Li X, Jiang ZX, Jiang S, Wang S, Miao YN, Wu F, et al. Synergetic effects of matrix components and diagenetic processes on pore properties in the lower Cambrian shale in Sichuan Basin, south China. J Nat Gas Sci Eng 2021;94:104072. . 10.1016/j.jngse.2021.104072
[18]

Li X, Jiang ZX, Wang PF, Song Y, Li Z, Tang XL, et al. Porosity-preserving mechanisms of marine shale in lower Cambrian of Sichuan Basin, south China. J Nat Gas Sci Eng 2018;55:191‒205. . 10.1016/j.jngse.2018.05.002
[19]

Tan JQ, Wang ZH, Wang WH, Hilton J, Guo JH, Wang XK. Depositional environment and hydrothermal controls on organic matter enrichment in the lower Cambrian Niutitang shale, southern China. AAPG Bulletin 2021;105:1329‒56. . 10.1306/12222018196
[20]

Guo TL, Liang X, Ye SJ, Dong XX, Wei LM, Yang YT. Theory and practice of unconventional gas exploration in carrier beds: insight from the breakthrough of new type of shale gas and tight gas in Sichuan Basin, SW China. Petrol Explor Dev 2023;50:27‒42. . 10.1016/s1876-3804(22)60367-7
[21]

Curtis ME, Cardott BJ, Sondergeld CH, Rai CS. Development of organic porosity in the Woodford shale with increasing thermal maturity. Int J Coal Geol 2012;103:26‒31. . 10.1016/j.coal.2012.08.004
[22]

Liu ZB, Gao B, Zhang YY, Du W, Feng DJ, Nie HK. Types and distribution of the shale sedimentary facies of the lower Cambrian in upper Yangtze area, south China. Petrol Explor Dev 2017;44:20‒31. . 10.1016/s1876-3804(17)30004-6
[23]

Luo SY, Chen XH, Yue Y. Analysis of sedimentary-tectonic evolution characteristics and shale gas enrichment in Yichang area, middle Yangtz. Nat Gas Geosci 2020;31:1052‒68.
[24]

Li H, Liu A, Luo SY, Chen XH, Chen L. Characteristics of the Cambrian Shuijingtuo shale reservoir on Yichang slope, western Hubei Province: a case study of well EYY1. Petrol Geol Exp 2019;41:76‒82.
[25]

Chen FR, Zhang Y, Xu ZX, Tan C, Zhou XX. Petroleum geological characteristics and main control factors of oil and gas accumulations in the global Precambrian‒Cambrian petroliferous basin. J Jilin Uni B 2017;47:974‒89.
[26]

Ahlbrandt TS. The Sirte Basin Province of Libya‒Sirte‒Zelten total petroleum system. US Geol Surv Bull 2002;2202-F. . 10.3133/b2202f
[27]

Chari MVN, Sahu JN, Banerjee B, Zutshi PL, Chandra K. Evolution of the Cauvery basin, India from subsidence modelling. Mar Petrol Geol 1995;12:667‒75. . 10.1016/0264-8172(95)98091-i
[28]

Sircar A. Hydrocarbon production from fractured basement formations. Curr Sci 2004;87:147‒51.
[29]

Rodrigues S, Bluett J, Ferguson BR, Titus L, Golding SD. Maturation profile at the Glyde gas discovery in the southern McArthur Basin, Australia. In: Proceedings of International Conference & Exhibition; 2015 Sep 13‒16; Melbourne, VIC, Australia. AAPG; 2015. . 10.1190/ice2015-2210756
[30]

Croon M, Bluett J, Titus L, Johnson R. Formation evaluation case study: Glyde unconventional middle proterozoic play in the McArthur Basin, northern Australia. APPEA J 2015;55:429. . 10.1071/aj14064
[31]

Zhou H, Li W, Zhang BM, Liu JJ, Deng SH, Zhang SB, et al. Formation and evolution of upper Sinian to lower Cambrian intraplate formal basin in Sichuan Basin. Acta Petrol Sin 2015;36:310‒23.
[32]

Ma K, Wen L, Zhang BJ, Li Y, Zhong JY, Wang YL, et al. Segmented evolution of Deyang‒Anyue erosion rift trough in Sichuan Basin and its significance for oil and gas exploration, SW China. Petrol Explor Dev 2022;49:313‒26. . 10.1016/s1876-3804(22)60026-0
[33]

Duan JB, Mei QH, Li BS, Liang ZR. Sinian‒early Cambrian tectonic sedimentary evolution in Sichuan Basin. Earth Sci 2019;44:738‒55.
[34]

Zhou GX, Wei GQ, Hu GY, Wu SJ, Tian YJ, Dong CY. The development setting and the organic matter enrichment of the lower Cambrian shales from the western rift trough in Sichuan Basin. Nat Gas Geosci 2020;31:498‒506.
[35]

Yang LY, Shen JJ, Chen KQ, Wang Y, Ji YB, Wang CH, et al. Relationship between paleoenvironmental evolution and organic matter enrichment of shale of the lower Cambrian Qiongzhusi Formation in western Sichuan: evidence from mineral petrology and geochemistry. J Northeast Petrol Univ 2022;46:40‒54.
[36]

Ding Y, Li ZW, Liu SG, Song JM, Zhou XQ, Sun W, et al. Sequence stratigraphy and tectono‒depositional evolution of a late Ediacaran epeiric platform in the upper Yangtze area, south China. Precambrian Res 2021;354:106077. . 10.1016/j.precamres.2020.106077
[37]

Du JH, Wang ZC, Zou CN, Xu CC, Shen P, Zhang BM, et al. Discovery of intra cratonic rift in the upper Yangtze and its control effect on the formation of Anyue giant gas field. Acta Petrol Sin 2016;37:1‒16.
[38]

Feng LJ, Li C, Huang J, Chang HJ, Chu XL. A sulfate control on marine mid depth euxinia on the early Cambrian (ca. 529‒521 Ma) Yangtze platform, south China. Precambrian Res 2014;246:123‒33. . 10.1016/j.precamres.2014.03.002
[39]

Jiu K, Ding WL, Huang WH, Zhang JC, Zeng WT. Formation environment and controlling factors of organic-rich shale of lower Cambrian in upper Yangtze region. Geoscience 2012;26:547‒54.
[40]

Wang SF, Zou CN, Dong DZ, Wang YM, Li XJ, Huang JL, et al. Multiple controls on the paleoenvironment of the early Cambrian marine black shales in the Sichuan Basin, SW China: geochemical and organic carbon isotopic evidence. Mar Petrol Geol 2015;66:660‒72. . 10.1016/j.marpetgeo.2015.07.009
[41]

Yeasmin R, Chen DZ, Fu Y, Wang JG, Guo ZH, Guo C. Climatic-oceanic forcing on the organic accumulation across the shelf during the early Cambrian (age 2 through 3) in the mid-upper Yangtze block, NE Guizhou, south China. J Asian Earth Sci 2017;134:365‒86. . 10.1016/j.jseaes.2016.08.019
[42]

Zhao JH, Jin ZJ, Hu QH, Liu KY, Liu GX, Gao B, et al. Geological controls on the accumulation of shale gas: a case study of the early Cambrian shale in the upper Yangtze area. Mar Petrol Geol 2019;107:423‒37. . 10.1016/j.marpetgeo.2019.05.014
[43]

Jiang PF, Wu JF, Zhu YQ, Zhang DK, Wu W, Zhang R, et al. Enrichment conditions and favorable areas for exploration and development of marine shale gas in Sichuan Basin. Acta Petrol Sin 2023;44:91‒109.
[44]

Liu RY, Zhou W, Xu H, Zhou QM, Cao Q, Gao WL, et al. Control of the pattern of tectonic-depositional differentiation on shale gas reservoir characteristics within a sequence stratigraphic framework: a case study from the Qiongzhusi Formation in the southwestern Sichuan Basin. Acta Sedimentol Sin 2023:1‒23.
[45]

Gao P, Li SJ, Lash GG, Yan DT, Zhou Q, Xiao XM. Stratigraphic framework, redox history, and organic matter accumulation of an early Cambrian intraplatfrom basin on the Yangtze platform, south China. Mar Petrol Geol 2021;130:105095. . 10.1016/j.marpetgeo.2021.105095
[46]

Li R, Wang YX, Wang ZC, Xie WR, Li WZ, Gu MF, et al. Geological characteristics of the southern segment of the Late Sinian‒early Cambrian Deyang-Anyue rift trough in Sichuan Basin, SW China. Petrol Explor Dev 2023;50:321‒33. . 10.1016/s1876-3804(23)60390-8
[47]

Liu SB, Jin SD, Liu Y, Chen AQ. Astronomical forced sequence infill of early Cambrian Qiongzhusi organic-rich shale of Sichuan Basin, south China. Sediment Geol 2022;440:106261. . 10.1016/j.sedgeo.2022.106261
[48]

Cao GY, Liu Y, Hou MC, Chen AQ, Xu SL. Nitrogen cycle and paleoenvironmental implications in the Weiyuan area, southern Sichuan during the early Cambrian. Acta Sedimentol Sin 2023:1‒15. . 10.1016/j.precamres.2025.107703
[49]

Zhang QY, Liu ET, Pan SQ, Wang H, Jing ZH, Zhao ZF, et al. Multiple controls on organic matter accumulation in the intraplatform basin of the early Cambrian Yangtze platform, south China. J Mar Sci Eng 2023;11:1907. . 10.3390/jmse11101907
[50]

Taylor SR, McLennan SM. The continental crust: its composition and evolution. Oak Ridge: US Department of Energy; 1985.
[51]

Schoepfer SD, Shen J, Wei HY, Tyson RV, Ingall E, Algeo TJ. Total organic carbon, organic phosphorus, and biogenic barium fluxes as proxies for paleomarine productivity. Earth Sci Rev 2015;149:23‒52. . 10.1016/j.earscirev.2014.08.017
[52]

Lohr CD, Hackley PC. Relating Tmax and hydrogen index to vitrinite and solid bitumen reflectance in hydrous pyrolysis residues: comparisons to natural thermal indices. Int J Coal Geol 2021;242:103768. . 10.1016/j.coal.2021.103768
[53]

Stokes MR, Valentine BJ, Hackley PC, Jubb AM. Relating systematic compositional variability to the textural occurrence of solid bitumen in shales. Int J Coal Geol 2022;261:104068. . 10.1016/j.coal.2022.104068
[54]

Forchheimer P. Wasserbewegung durch boden. 45th ed. Düsseldorf: Zeitschrift des Vereines Deutscher Ingenieure; 1901. German.
[55]

Klinkenberge LJ. The permeability of porous media to liquids and gases. Drilling Prod Prac 1941:200‒13. . 10.5510/ogp20120200114
[56]

Zou CN, Yang Z, Sun SS, Zhao Q, Bai WH, Liu H, et al. “Exploring petroleum inside source kitchen”: shale oil and gas in Sichuan Basin. Sci China Earth Sci 2020;63:934‒53. . 10.1007/s11430-019-9591-5
[57]

Marshall CR. Explaining the Cambrian “explosion” of animals. Annu Rev Earth Pl Sc 2006;34:355‒84. . 10.1146/annurev.earth.33.031504.103001
[58]

Shu DG, Isozaki Y, Zhang XL, Han J, Maruyama S. Birth and early evolution of metazoans. Gondwana Res 2014;25:884‒95. . 10.1016/j.gr.2013.09.001
[59]

Zhu MY, Yang AH, Yuan JL, Li GX, Zhang JM, Zhao FC, et al. Cambrian integrative stratigraphy and timescale of China. Sci China Earth Sci 2019;62:25‒60. . 10.1007/s11430-017-9291-0
[60]

Zhao ZF, Ahlberg P, Thibault N, Dahl TW, Schovsbo NH, Nielsen AT. High resolution carbon isotope chemostratigraphy of the middle Cambrian to lowermost Ordovician in southern Scandinavia: implications for global correlation. Global Planet Change 2022;209:103751. . 10.1016/j.gloplacha.2022.103751
[61]

Hinnov LA. Astronomical metronome of geological consequence. Proc Nati Acad Sci USA 2018;115:6104‒6. . 10.1073/pnas.1807020115
[62]

Zhao ZF, Thibault NR, Dahl TW, Schovsbo NH, Sørensen AL, Rasmussen CM, et al. Synchronizing rock clocks in the late Cambrian. Nat Commun 2022;13:1990. . 10.1038/s41467-022-29651-4
[63]

Tissot BP, Welte DH. Petroleum for mation and occurrence. Heidelberg: Springer Verlag; 2013.
[64]

Wang K, Ma L, Taylor KG. Nanoscale geochemical heterogeneity of organic matter in thermally-mature shales: an AFM-IR study. Fuel 2022;310:122278. . 10.1016/j.fuel.2021.122278
[65]

Wei GQ, Yang W, Xie WR, Su N, Xie ZY, Zeng FY, et al. Formation mechanisms, potentials and exploration practices of large lithologic gas reservoirs in and around an intracratonic rift: taking the Sinian-Cambrian of Sichuan Basin as an example. Petrol Explor Dev 2022;49:530‒45. . 10.1016/s1876-3804(22)60044-2
[66]

Yang MH, Zuo YH, Duan XG, Li ZQ, Zhang JZ, Dang LR, et al. Hydrocarbon kitchen evolution of the lower Cambrian Qiongzhusi Formation in the Sichuan Basin and its enlightenment to hydrocarbon accumulation. Earth Science 2023;48:582‒95.
[67]

Yuan M, Pan SQ, Jing ZH, Poetz S, Shi Q, Han YJ, et al. Geochemical distortion on shale oil maturity caused by oil migration: insights from the non hydrocarbons revealed by FT-ICR MS. Int J Coal Geol 2023;266:104142. . 10.1016/j.coal.2022.104142
[68]

Zhao ZF, Pang XQ, Jiang FJ, Wang K, Li LL, Zhang K, et al. Hydrocarbon generation from confined pyrolysis of lower Permian Shanxi formation coal and coal measure mudstone in the Shenfu area, northeastern Ordos Basin, China. Mar Petrol Geol 2018;97:355‒69. . 10.1016/j.marpetgeo.2018.07.025
[69]

Rao S, Yang YN, Hu SB, Wang Q. Thermal evolution history and shale gas accumulation significance of lower Cambrian Qiongzhusi formation in southwest Sichuan Basin. Earth Sci 2022;47:4319‒35.
[70]

Qiu NS, Liu W, Fu XD, Li WZ, Xu QC, Zhu CQ. Maturity evolution of lower Cambrian Qiongzhusi formation shale of the Sichuan Basin. Mar Petrol Geol 2021;128:105061. . 10.1016/j.marpetgeo.2021.105061
[71]

Li CR, Pang XQ, Ma XH, Wang EZ, Hu T, Wu ZY. Hydrocarbon generation and expulsion characteristics of the Lower Cambrian Qiongzhusi shale in the Sichuan Basin, central China: implications for conventional and unconventional natural gas resource potential. J Petrol Sci Engi 2021;204:108610. . 10.1016/j.petrol.2021.108610
[72]

Golyshev SI, Verkhovskaya NA, Burkova VN, Matis EY. Stable carbon isotopes in source-bed organic matter of west and east Siberia. Org Geochem 1991;17:277‒91. . 10.1016/0146-6380(91)90091-w
[73]

Huang JL, Zou CN, Li JZ, Dong DZ, Wang S, Wang SQ, et al. Shale gas generation and potential of the lower Cambrian Qiongzhusi formation in southern Sichuan Basin. China. Petrol Explor Dev 2012;39:75‒81. . 10.1016/s1876-3804(12)60017-2
[74]

Pedersen TF, Calvert SE. Anoxia vs productivity: what controls the formation of organic-carbon-rich sediments and sedimentary rocks? AAPG Bull 1990;74:454‒66. . 10.1306/0c9b232b-1710-11d7-8645000102c1865d
[75]

Tyson RV. The “productivity versus preservation” controversy: cause, flaws, and resolution. Deposition of organic-carbon-rich sediments: models mechanisms, and consequences. Maclean: SEPM Society for Sedimentary Geology; 2005.
[76]

Zhao ZF, Pang XQ, Zou CN, Dickson AJ, Basu A, Guo ZJ, et al. Dynamic oceanic redox conditions across the late Cambrian SPICE event constrained by molybdenum and uranium isotopes. Earth Planet Sc Lett 2023;604:118013. . 10.1016/j.epsl.2023.118013
[77]

Sageman BB, Murphy AE, Werne JP, Straeten CAE, Hollander DJ, Lyons TW. A tale of shales: the relative roles of production, decomposition, and dilution in the accumulation of organic-rich strata, middle‒upper Devonian, Appalachian basin. Chem Geol 2003;195:229‒73. . 10.1016/s0009-2541(02)00397-2
[78]

Algeo TJ, Maynard JB. Trace-element behavior and redox facies in core shales of upper Pennsylvanian Kansas-type cyclothems. Chem Geol 2004;206:289‒318. . 10.1016/j.chemgeo.2003.12.009
[79]

Liu ZB, Du W, Gao B, Hu ZQ, Zhang YY, Wu J, et al. Sedimentary model and distribution of organic-rich shale in the sequence stratigraphic framework: a case study of lower Cambrian in upper Yangtze region. J Jilin Uni B 2018;48:1‒14. . 10.1016/s1876-3804(17)30004-6
[80]

Haq BU, Schutter SR. A chronology of paleozoic sea-level changes. Science 2008;322:64‒8. . 10.1126/science.1161648
[81]

Cramer BD, Jarvis I. Carbon isotope stratigraphy. Geologic Time Scale 2020. Amsterdam: Elsevier; 2020. . 10.1016/b978-0-12-824360-2.00011-5
[82]

Li ZH, Zhang M, Chen ZQ, Algeo TJ, Zhao LS, Zhang FF. Early Cambrian oceanic oxygenation and evolution of early animals: a critical review from the south China Craton. Global Planet Change 2021;204:103561. . 10.1016/j.gloplacha.2021.103561
[83]

Zhu MY. The origin and Cambrian Explosion of animals: fossil evidences from China. Acta Palaeontol Sin 2010;49:269‒87.
[84]

Algeo TJ, Tribovillard N. Environmental analysis of paleoceanographic systems based on molybdenum‒uranium covariation. Chem Geol 2009;268:211‒25. . 10.1016/j.chemgeo.2009.09.001
[85]

Poulton SW, Canfield DE. Ferruginous conditions: a dominant feature of the ocean through Earth’s history. Elements 2011;7:107‒12. . 10.2113/gselements.7.2.107
[86]

Chen DZ, Wang JG, Qing HR, Yan DT, Li RW. Hydrothermal venting activities in the early Cambrian, south China: petrological, geochronological and stable isotopic constraints. Chem Geol 2009;258:168‒81. . 10.1016/j.chemgeo.2008.10.016
[87]

Gao P, Zi He, Lash GGL, Zhou Q. Xiao XM. Controls on silica enrichment of lower Cambrian organic-rich shale deposits. Mar Petrol Geol 2021;130:105126. . 10.1016/j.marpetgeo.2021.105126
[88]

Adachi M, Yamamoto K, Sugisaki R. Hydrothermal chert and associated siliceous rocks from the northern Pacific their geological significance as indication od ocean ridge activity. Sediment Geol 1986;47:125‒48. . 10.1016/0037-0738(86)90075-8
[89]

Algeo TJ, Lyons TW. Mo‒total organic carbon covariation in modern anoxic marine environments: implications for analysis of paleoredox and paleohydrographic conditions. Paleoceanography 2006;21:PA1016. . 10.1029/2004pa001112
[90]

Gao P, He ZL, Li SJ, Lash GG, Li BY, Huang BY, et al. Volcanic and hydrothermal activities recorded in phosphate nodules from the lower Cambrian Niutitang Formation black shales in south China. Palaeogeogr Palaeocl 2018;505:381‒97. . 10.1016/j.palaeo.2018.06.019
[91]

Chen X, Ling HF, Vance D, Shields-Zhou GA, Zhu M, Poulton SW, et al. Rise to modern levels of ocean oxygenation coincided with the Cambrian radiation of animals. Nat Commun 2015;6:7142. . 10.1038/ncomms8142
[92]

Fakhraee M, Planavsky NJ, Reinhard CT. The role of environmental factors in the long-term evolution of the marine biological pump. Nat Geosci 2020;13:812‒6. . 10.1038/s41561-020-00660-6
[93]

Lenton TM, Daines SJ. The effects of marine eukaryote evolution on phosphorus, carbon and oxygen cycling across the Proterozoic‒Phanerozoic transition. Emerg Top Life Sci 2018;2:267‒78. . 10.1042/etls20170156
[94]

Lyons TW, Reinhard CT, Planavsky NJ. The rise of oxygen in Earth’s early ocean and atmosphere. Nature 2014;506:307‒15. . 10.1038/nature13068
[95]

Butterfield NJ. Oxygen, animals and aquatic bioturbation: an updated account. Geobiology 2018;16:3‒16. . 10.1111/gbi.12267
[96]

Lenton TM, Boyle RA, Poulton SW, Shields-Zhou GA, Butterfield NJ. Co evolution of eukaryotes and ocean oxygenation in the Neoproterozoic era. Nat Geosci 2014;7:257‒65. . 10.1038/ngeo2108
[97]

Li YS, Liu GD, Song ZZ, Zhang BJ, Sun ML, Tian XW, et al. Organic matter enrichment due to high primary productivity in the deep-water shelf: insights from the lower Cambrian Qiongzhusi shales of the central Sichuan Basin, SW China. J Asian Earth Sci 2022;239:105417. . 10.1016/j.jseaes.2022.105417
[98]

Mastalerz M, Schimmelmann A, Drobniak A, Chen YY. Porosity of Devonian and Mississippian New Albany shale across a maturation gradient: insights from organic petrology, gas adsorption, and mercury intrusion. AAPG Bull 2013;97:1621‒43. . 10.1306/04011312194
[99]

Curtis JB. Fractured shale gas systems. AAPG Bull 2002;86:1921‒38. . 10.1306/61eeddbe-173e-11d7-8645000102c1865d
[100]

Gao B, Liu ZB, Shu ZG, Liu HT, Wang RY, Jin ZG, et al. Reservoir characteristics and exploration of the lower Cambrian shale gas in the middle‒upper Yangtze area. Oil Gas Geol 2020;41:284‒94.
[101]

Chalmers GR, Bustin RM. Lower Cretaceous gas shales in northeastern British Columbia, part II: evaluation of regional potential gas resources. B Can Petrol Geol 2008;56:22‒61. . 10.2113/gscpgbull.56.1.22
[102]

Adeyilola A, Nordeng S, Onwumelu C, Nwachukwu F, Gentzis T. Geochemical, petrographic and petrophysical characterization of the lower bakken shale, divide county, north Dakota. Inr J Coal Geol 2020;224:103477. . 10.1016/j.coal.2020.103477
[103]

Milliken KL, Rudnicki M, Awwiller DN, Zhang TW. Organic matter‒hosted pore system, Marcellus Formation (Devonian), Pennsylvania. AAPG Bull 2013;97:177‒200. . 10.1306/07231212048
[104]

Wang K, Chandler M, Wang J, Dowey P, Storm M, Taylor KG, et al. Time-lapse nanometre-scale 3D synchrotron imaging and image-based modelling of the response of shales to heating. Int J Coal Geol 2021;244:103816. . 10.1016/j.coal.2021.103816
[105]

Klaver J, Desbois G, Urai JL, Littke R. BIB-SEM study of the pore space morphology in early mature Posidonia shale from the Hils area, Germany. Inr J Coal Geol 2012;103:12‒25. . 10.1016/j.coal.2012.06.012
[106]

Dong DZ, Wang YM, Huang XN, Zhang CC, Guan QZ, Huang JL, et al. Discussion about geological characteristics, resource evaluation methods and its key parameters of shale gas in China. Nat Gas Geosci 2016;27: 1583‒601. . 10.1016/j.jnggs.2016.11.011
[107]

Soeder DJ. The successful development of gas and oil resources from shales in north America. J Petrol Sci Engi 2018;163:399‒420. . 10.1016/j.petrol.2017.12.084
[108]

Mudoi MP, Sinha S, Parthasarthy V. A review of gas adsorption on shale and the influencing factors of CH4 and CO2 adsorption. J Petrol Sci Engi 2022;217:119937. . 10.1016/j.petrol.2022.110897
[109]

Kuila U, McCarty DK, Derkowski A, Fischer TB, Topór T, Prasad M. Nano-scale texture and porosity of organic matter and clay minerals in organic-rich mudrocks. Fuel 2014;135:359‒73. . 10.1016/j.fuel.2014.06.036
[110]

Liang F, Jiang W, Dai Y, Chen Y, Luo C, Zhang Q, et al. Enrichment law and resource potential of shale gas of Qiongzhusi Formation in Weiyuan‒Ziyang areas, Sichuan Basin. Nat Gas Geosci 2022;33:755‒63.
[111]

Guo TL. Key geological issues and main controls on accumulation and enrichment of Chinese shale gas. Petrol Explor Dev 2016;43:349‒59. . 10.1016/s1876-3804(16)30042-8
[112]

Guo XS, Hu DF, Li YP, Wei ZH, Wei XF, Liu ZJ. Geological factors controlling shale gas enrichment and high production in Fuling shale gas field. Petrol Explor Dev 2017;44:513‒23. . 10.1016/s1876-3804(17)30060-5
[113]

Jiang ZX, Song Y, Tang XL, Li Z, Wang XM, Wang GZ, et al. Controlling factors of marine shale gas differential enrichment in southern China. Petrol Explor Dev 2020;47:661‒73. . 10.1016/s1876-3804(20)60083-0
[114]

Wei XF, Li YP, Wei ZH, Liu RB, Yu GC, Wang QB. Effects of preservation conditions on enrichment and high yield of shale gas in Sichuan Basin and its periphery. Petrol Geol Exp 2017;39:147‒53.
[115]

Tang L, Song Y, Jiang S, Li LX, Li Z, Li QW, et al. Sealing mechanism of the roof and floor for the Wufeng‒Longmaxi shale gas in the southern Sichuan Basin. Energy Fuels 2020;34:6999‒7018. . 10.1021/acs.energyfuels.0c00983
[116]

Zhang K, Jia CZ, Song Y, Jiang S, Jiang ZX, Wen M, et al. Analysis of lower Cambrian shale gas composition, source and accumulation pattern in different tectonic backgrounds: a case study of Weiyuan Block in the upper Yangtze region and Xiuwu Basin in the lower Yangtze region. Fuel 2020;263:115978. . 10.1016/j.fuel.2019.115978
[117]

Fan CH, Zhong C, Zhang Y, Qin QR, He S. Geological factors controlling the accumulation and high yield of marine-facies shale gas: case study of the Wufeng‒Longmaxi Formation in the Dingshan area of southeast Sichuan. China. Acta Geol Sin 2019;93:536‒60. . 10.1111/1755-6724.13857
[118]

Yu GC, Wei XF, Li F, Liu ZJ. Disruptive effects of faulting on shale gas preservation in upper Yangtze region. Petrol Geol Exp 2020;42:355‒62.
[119]

Cao HW, Zhu HG, Liu J, Liang J, Shu XY, Fan CH. Preservation conditions of Sinian‒Cambrian oil and gas in complex structural area of southwest Sichuan. Petrol Geol Eng 2022;36:46‒51.
[120]

Nie HK, He ZL, Wang RY, Zhang GR, Chen Q, Li DH, et al. Temperature and origin of fluid inclusions in shale veins of Wufeng‒Longmaxi Formations, Sichuan Basin, south China: implications for shale gas preservation and enrichment. J Petrol Sci Engi 2020;193:107329. . 10.1016/j.petrol.2020.107329
[121]

Chen LQ, Wu J, He YF, Jiang QQ, Wu W, Luo C, et al. Fracture vein characteristics and paleofluid activities in the lower Cambrian Qiongzhusi shale in the central portion of the Mianyang‒Changning intracratonic Sag, Sichuan Basin. Bull Geol Sci Technol 2023;42:142‒52.
[122]

Guo TL, He XP, Zeng P, Gao YQ, Zhang PX, He GS. Geological characteristics and beneficial development scheme of shale gas reservoirs in complex tectonic regions: a case study of Wufeng‒Longmaxi Formations in Sichuan Basin and its periphery. Acta Petrol Sin 2020;41:1490‒500.
[123]

Yin J, Wei L, Sun SS, Shi ZS, Dong DZ, Gao ZY. Overpressure generation and evolution in deep Longmaxi Formation shale reservoir in southern Sichuan Basin: influences on pore development. Energies 2023;16:2533. . 10.3390/en16062533
[124]

Guo XS. Rules of two-factor enrichment for marine shale gas in southern China: understanding from the Longmaxi Formation shale gas in Sichuan Basin and its surrounding area. Acta Geol Sin 2014;88:1209‒18.
[125]

Pang HQ, Xiong L, Wei LM, Shi HL, Dong XX, Zhang TC, et al. Analysis of main geological factors for high yield and enrichment of deep shale gas in southern Sichuan: a case study of WeiRong shale gas field. Nat Gas Ind 2019;39:78‒84.
AI Summary AI Mindmap
PDF (5015KB)

Supplementary files

2024-42-11-S278

9719

访问

0

被引

详细
导航
相关文章

AI思维导图

/

〈 〉