李　博　魏國慶　洪克巖　彭傳圣　胡曉蘭　朱亮亮

中國南方盆外復(fù)雜構(gòu)造區(qū)頁巖氣井評價與認識
--以湖北來鳳咸豐區(qū)塊來頁1井為例

李博1,2魏國慶1洪克巖1彭傳圣1胡曉蘭1朱亮亮1

1. 中國華電集團清潔能源有限公司 2. 中國地質(zhì)大學(xué)(北京)

李博等.中國南方盆外復(fù)雜構(gòu)造區(qū)頁巖氣井評價與認識--以湖北來鳳咸豐區(qū)塊來頁1井為例.天然氣工業(yè),2016, 36(8): 29-35.

為了在中國南方四川盆地以外復(fù)雜構(gòu)造區(qū)確定頁巖儲層的核心評價參數(shù),準確把握頁巖氣"甜點"目標,以湖北來鳳咸豐區(qū)塊來頁1井為例,利用鉆井、二維地震及實驗室分析測試數(shù)據(jù)等資料,對該區(qū)塊上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣的形成條件進行了評價.結(jié)果表明:該區(qū)五峰組-龍馬溪組頁巖具有厚度較大、有機質(zhì)豐度高、熱演化程度較高、儲集物性及含氣性較好、可壓性良好和保存條件良好等優(yōu)點,為該區(qū)頁巖氣的生成和富集提供了良好的地質(zhì)條件.進而建立了適合南方復(fù)雜構(gòu)造區(qū)五峰組-龍馬溪組頁巖的主要評價指標體系,歸納了獲得商業(yè)發(fā)現(xiàn)的5項核心評價指標:①優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大于20 m;②有機碳含量超過2.0% ;③脆性礦物含量介于40%～70%;④頁巖含氣量大于2 m3/t且甲烷含量超過90%;⑤距離通天斷裂及目的層剝蝕線超過3 km.結(jié)論認為:該區(qū)塊志留系五峰組-龍馬溪組頁巖滿足上述評價標準,具有進一步開展工作的潛力;同時,五峰組-龍馬溪組埋藏較淺,不屬于超壓體系,也對后期的規(guī)模開發(fā)和穩(wěn)產(chǎn)提出了挑戰(zhàn).

中國南方 復(fù)雜構(gòu)造區(qū) 湖北來頁1井 晚奧陶世-早志留世 頁巖氣 評價指標 保存條件 含氣性 TOC

頁巖氣作為一種新的非常規(guī)能源越來越受到人們的重視[1-4].為加快中國的頁巖氣勘探開發(fā)步伐, 2012年9月,國土資源部發(fā)布公告,面向社會公開招標出讓20個頁巖氣探礦權(quán),總面積為20 002 km2.其中,大多分布在貴州、湖北、湖南等四川盆地以外的南方海相地層變形復(fù)雜區(qū).該區(qū)域的主要目的層上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組具有以下特點:①埋藏相對較淺,大部分地區(qū)埋深在2 500 m以內(nèi);②都處于志留系深海陸棚相的相對邊緣地區(qū);③地層壓力系數(shù)介于0.95～1.20;④受后期構(gòu)造運動影響較大,基本都位于七曜山斷裂以東,現(xiàn)今多為"隔擋式"構(gòu)造格局[5-10].在上述區(qū)域,如何尋找構(gòu)造相對穩(wěn)定區(qū),如何確定核心評價參數(shù),對于準確把握頁巖氣"甜點"顯得十分重要.

圖1　來鳳咸豐區(qū)塊位置及構(gòu)造綱要圖

1　地質(zhì)簡況

湖北來鳳咸豐頁巖氣勘查區(qū)塊(以下簡稱來鳳咸豐區(qū)塊)為國土部第二輪頁巖氣招標區(qū)塊,位于揚子板塊中部的湘鄂西褶沖帶,西與四川盆地毗鄰,北靠秦嶺-大別造山帶,東接江南-雪峰滑脫推覆隆起帶,區(qū)塊主體位于湘鄂西褶沖帶的宜都-鶴峰復(fù)背斜帶的西南翼,部分位于花果坪復(fù)向斜帶上(圖1).湘鄂西褶沖帶在中新生代受加里東、印支褶皺運動影響較強,主要表現(xiàn)為頻繁的差異升降運動.侏羅紀末的燕山褶皺運動造成全區(qū)蓋層的強烈變形,形成以北東向為主的褶皺和斷裂構(gòu)造.區(qū)域資料顯示,來鳳咸豐區(qū)塊地層自震旦系到三疊系發(fā)育齊全,缺失侏羅系以上的地層.區(qū)塊出露最老地層為下寒武統(tǒng)天河板組,最新地層為下三疊統(tǒng)大冶組,累積厚度約為4 600 m.

圖2　來鳳咸豐區(qū)塊過來頁1井地震剖面圖

2015年中國華電集團在來鳳咸豐區(qū)塊兩河口向斜軸部部署實施了1口頁巖氣探井--來頁1井(圖2),目的層為五峰組-龍馬溪組富有機質(zhì)泥頁巖,獲得了較好的頁巖氣顯示,展示了該區(qū)下古生界頁巖氣具有良好的勘探前景.

來頁1井采用二開井身結(jié)構(gòu),完鉆井深1 070 m.揭示主要目的層五峰組-龍馬溪組厚度為51 m (深度介于902～953 m).全井氣測顯示共計46.50 m/4層,其中925.00～953.00 m為目的層五峰組-龍馬溪組黑色筆石頁巖,全烴含量0.31%↑9.40%,甲烷含量0.29%↑8.78%.下部的935.00～953.00 m井段的自然伽馬、相對高聲波時差、相對高電阻率的"三高"特征明顯,自然伽馬在186.3 API上下,地層電阻率平均為262.9 Ω.m,聲波時差平均為228.0 μs/m,補償中子平均為14.1%,體積密度平均為2.60 g/cm3,有效孔隙度平均為3.7%,滲透率平均為0.047 6 mD,綜合解釋該層為頁巖氣層(圖3).

圖3　來頁1井五峰組-龍馬溪組頁巖氣綜合評價圖

2　主要評價參數(shù)

2.1暗色泥頁巖發(fā)育及分布

來鳳咸豐區(qū)塊五峰組-龍馬溪組沉積于碎屑巖深水陸棚相滯流缺氧環(huán)境,含有豐富的筆石及有機質(zhì)的黑色泥頁巖.來鳳咸豐區(qū)塊在龍馬溪組沉積時期,沉積水體總體為缺氧環(huán)境,主要發(fā)育黑-黑灰色碳質(zhì)頁巖、含粉砂碳質(zhì)泥頁巖、深灰色泥質(zhì)粉砂巖,厚41～55 m.五峰組沉積時水體更深,富含筆石和黃鐵礦,巖性以含碳硅質(zhì)泥頁巖為主,厚5～7 m.五峰組-龍馬溪組泥頁巖整體橫向分布廣泛,有利分布規(guī)模面積約100 km2.

2.2有機地球化學(xué)特征

來頁1井44個巖心樣品測試結(jié)果表明,來鳳咸豐區(qū)塊五峰組-龍馬溪組黑色泥頁巖有機質(zhì)類型以偏腐泥混合型為主.TOC介于0.42%～4.18%,平均為1.58%,大多超過1.0%;Ro介于2.03%～4.85%,平均為2.94%,頁巖品質(zhì)好且達到過成熟生氣階段.整體上看,中間的泥質(zhì)粉砂巖上下的2套黑色泥頁巖有機碳含量較高,且都有由下往上TOC呈逐漸降低的趨勢.905～912 m、925～933 m和938～953 m井段,共計30 m厚的黑色碳質(zhì)頁巖、硅質(zhì)頁巖TOC值明顯較高,介于1.00%～4.18%,平均值為1.63%,化石含量豐富,是形成頁巖氣藏的最有利層段(圖3).

2.3儲滲條件

來鳳咸豐區(qū)塊五峰組-龍馬溪組泥頁巖密度平均為2.65 g/cm3,與黃金壩地區(qū)已商業(yè)開發(fā)的五峰組-龍馬溪組頁巖層密度大體一致[6-8],結(jié)構(gòu)相對致密.

2.3.1儲集空間類型及特征

通過巖心觀察、氬離子拋光-掃描電鏡以及STAR電成像測井等分析發(fā)現(xiàn),來鳳咸豐區(qū)塊暗色泥頁巖中的儲集空間主要發(fā)育2種類型:①一種為泥巖自身的微觀孔隙,根據(jù)成因類型主要分為微裂縫、粒間孔、粒內(nèi)孔和有機質(zhì)孔隙4大類(圖4),這種微孔隙的儲集空間很小,一般為納米級,孔徑介于2～1 000 nm,大部分集中在2～50 nm;②另一種類型為泥頁巖中發(fā)育的裂縫系統(tǒng),其對頁巖氣的開發(fā)有重要作用,不僅利于游離氣的富集,還是頁巖氣滲流運移的重要通道.這種類型的裂縫一般尺寸較大,為宏觀裂縫,可以通過巖心觀察觀測到或通過STAR電成像測井解釋發(fā)現(xiàn).來頁1井的宏觀裂縫系統(tǒng),主要以低角度的構(gòu)造縫和近水平的層間縫為主(圖4),部分裂縫為開啟縫,部分裂縫充填有方解石.

2.3.2儲集物性

通過脈沖法測試巖心物性數(shù)據(jù)表明,來鳳咸豐區(qū)塊五峰組-龍馬溪組泥頁巖孔隙度介于0.16%～5.86%,大部分超過1.0%,占比達到76%,平均孔隙度為2.08%;滲透率由于個別樣品裂縫發(fā)育,變化范圍較大,介于0.001～0.600 mD,平均為0.05 mD.與北美及國內(nèi)已獲得頁巖氣勘探突破地區(qū)的頁巖儲層的孔隙度和滲透率[11-15]相比,來鳳咸豐區(qū)塊五峰組-龍馬溪組泥頁巖儲層物性相對較好(表1).而且,該區(qū)塊五峰組-龍馬溪組泥頁巖儲層較低的孔隙度對應(yīng)著相對較高的滲透率,說明微裂縫為泥頁巖儲層提供了一定的滲濾通道,有利于頁巖氣產(chǎn)出.

2.4巖石礦物學(xué)特征

X射線衍射分析實驗表明,來鳳咸豐區(qū)塊五峰組-龍馬溪組礦物成分以黏土礦物和石英為主,其次為長石、碳酸鹽巖及少量黃鐵礦(圖5).

黏土礦物含量介于17.8%～60.2%,平均為36%.黏土礦物以伊利石、伊/蒙混層為主(圖6),含少量的綠泥石,不含蒙皂石和高嶺石.伊利石含量介于39%～81%,平均為58%;伊蒙混層含量平均為29%;綠泥石平均為12.5%.伊利石含量較高,說明泥頁巖成巖作用較高,與較高的成熟度相對應(yīng).

石英、長石、碳酸鹽巖及黃鐵礦等脆性礦物含量介于39.8%～82.2%,平均為64%,具有較好的可壓裂性.脆性礦物中石英含量介于15.9%～66.0%,平均為39%.

圖4　來頁1井五峰組-龍馬溪組泥頁巖主要儲集空間類型圖

2.5保存條件及頁巖含氣量

南方海相頁巖氣勘探實踐表明,保存條件的好壞直接控制頁巖氣的含氣量及氣體組分.來頁1井所在的兩河口向斜,兩翼地層較平緩,向斜主體部位無大型通天斷層發(fā)育,來頁1井距離五峰組-龍馬溪組最近的露頭3.5 km.來頁1井五峰組-龍馬溪組頂界埋深902 m,頂板為下志留統(tǒng)新灘組,巖性主要為深灰-灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、粉砂巖和部分細砂巖,總厚度約為180 m,對下部頁巖氣層具有較好的封蓋效果.底板為寶塔組連續(xù)沉積的灰色瘤狀灰?guī)r、泥灰?guī)r,厚度約為30 m,區(qū)域上分布穩(wěn)定,空間展布范圍廣,巖性致密,物性較差,作為底板,對上覆頁巖氣層具有很好的封隔作用.

良好的保存條件使得來頁1井具有較高的含氣量和甲烷純度,測試結(jié)果顯示:五峰組-龍馬溪組泥頁巖含氣量介于0.23～3.73 m3/t,平均值為1.72 m3/t.其中大于1.0 m3/t含氣量的頁巖段共35 m,大于2.0 m3/t含氣量的頁巖段厚度達到21 m(圖3),甲烷純度均超過95%,最高達100%,平均值高于99%(表2).這為來鳳咸豐區(qū)塊頁巖氣的工業(yè)突破奠定了良好的基礎(chǔ).

表1　來頁1井與南方已獲得突破地區(qū)五峰組-龍馬溪組頁巖主要參數(shù)表

圖5　來頁1井全巖礦物分析圖

圖6　來頁1井黏土礦物分析圖

3　核心評價指標

筆者根據(jù)來頁1井的勘探實踐,分析認為針對盆外構(gòu)造復(fù)雜區(qū),頁巖氣核心評價指標主要包含了TOC、含氣性、脆性礦物含量、甲烷純度和與深大斷裂、剝蝕線的距離等五個方面[16-18].結(jié)合來頁1井的氣測和測井曲線特征,當黑色頁巖連續(xù)的TOC大于2%,含氣量大于2 m3/t,脆性礦物含量介于40%～70%,甲烷純度大于90%,而且鉆井距離深大斷裂和目的層剝蝕線大于3 km時,即可以確定五峰組-龍馬溪組的有效厚度,并將此層段作為優(yōu)質(zhì)頁巖段,即頁巖氣勘探開發(fā)的重點層段.比如來頁1井的935～953 m井段,TOC連續(xù)大于2%,平均為2.62%;含氣量連續(xù)大于2 m3/t,平均達到2.85 m3/t;脆性礦物含量平均為63%;甲烷含量均超過95%,平均高于99%;且來頁1井附近無深大斷裂,距離五峰組-龍馬溪組最近的剝蝕線3.5 km,所以來頁1井935～953 m井段(共18 m)為優(yōu)質(zhì)頁巖段,是進行重點壓裂的突破層段.

表2　來頁1井五峰組-龍馬溪組氣體組分分析表

4　結(jié)論

1)以來頁1井為例,建立了南方盆外復(fù)雜區(qū)五峰組-龍馬溪組頁巖評價指標體系.在復(fù)雜區(qū)內(nèi)尋找相對穩(wěn)定的構(gòu)造單元,當五峰組-龍馬溪組分布面積大于50 km2,埋深大于800 m,即具有一定的勘探潛力.

2)來鳳咸豐區(qū)塊五峰組-龍馬溪組泥頁巖具有厚度較大、有機質(zhì)豐度高、熱演化程度較高、儲集物性及含氣性較好、具有良好可壓性和保存條件良好等特點.同時,埋藏淺,不屬于超壓體系,為后期的規(guī)模開發(fā)和產(chǎn)量的穩(wěn)定提出了新的挑戰(zhàn).

[1] 董大忠, 程克明, 王玉滿, 李新景, 王社教, 黃金亮. 中國上揚子區(qū)下古生界頁巖氣形成條件及特征[J]. 石油與天然氣地質(zhì), 2010, 31(3): 288-299.

Dong Dazhong, Cheng Keming, Wang Yuman, Li Xinjing, Wang Shejiao, Huang Jinliang. Forming conditions and characteristics of shale gas in the Lower Paleozoic of the Upper Yangtze region, China[J]. Oil & Gas Geology, 2010, 31(3): 288-299.

[2] 徐慧, 朱建東. 頁巖氣開采將來會帶來哪些環(huán)境問題?[J]. 資源環(huán)境與工程, 2013, 27(5): 733.

Xu Hui, Zhu Jiandong. What kind of environmental problems are coming with shale gas exploration in the future[J]. Resources Environment & Engineering, 2013, 27(5): 733.

[3] Martineau DF. History of the Newark East Field and the Barnett Shale as a gas reservoir[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): 399-403.

[4] Pollastro RM. Total petroleum system assessment of undiscovered resources in the giant Barnett Shale continuous (unconventional) gas accumulation, Fort Worth Basin, Texas[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): 551-578.

[5] 聶海寬, 唐玄, 邊瑞康. 頁巖氣成藏控制因素及中國南方頁巖氣發(fā)育有利區(qū)預(yù)測[J]. 石油學(xué)報, 2009, 30(4): 484-491.

Nie Haikuan, Tang Xuan, Bian Ruikang. Controlling factors for shale gas accumulation and prediction of potential development area in shale gas reservoir of South China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(4): 484-491.

[6] 郭彤樓, 劉若冰. 復(fù)雜構(gòu)造區(qū)高演化程度海相頁巖氣勘探突破的啟示--以四川盆地東部盆緣JY1井為例[J]. 天然氣地球科學(xué), 2013, 24(4): 643-651.

Guo Tonglou, Liu Ruobing. Implications from marine shale gas exploration breakthrough in complicated structural area at high thermal stage: Taking Longmaxi Formation in Well JY 1 as an example[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(4): 643-651.

[7] 賈承造, 鄭民, 張永峰. 非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)重要理論問題[J].石油學(xué)報, 2014, 35(1): 1-10.

Jia Chengzao, Zheng Min, Zhang Yongfeng. Four important theoretical issues of unconventional petroleum geology[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(1): 1-10.

[8] 郭旭升, 胡東風, 文治東, 劉若冰. 四川盆地及周緣下古生界海相頁巖氣富集高產(chǎn)主控因素--以焦石壩地區(qū)五峰組-龍馬溪組為例[J]. 中國地質(zhì), 2014, 41(3): 893-901.

Guo Xusheng, Hu Dongfeng, Wen Zhidong, Liu Ruobing. Major factors controlling the accumulation and high productivity in marine shale gas in the Lower Paleozoic of Sichuan Basin and its periphery: A case study of the Wufeng-Longmaxi Formation of Jiaoshiba area[J]. Geology in China, 2014, 41(3): 893-901.

[9] 周慶華, 宋寧, 王成章, 李博, 王先德, 彭傳圣, 等. 湖南花垣頁巖氣區(qū)塊地質(zhì)評價及勘探展望[J]. 天然氣地球科學(xué), 2014, 25(1): 130-140.

Zhou Qinghua, Song Ning, Wang Chengzhang, Li Bo, Wang Xiande, Peng Chuansheng, et al. Geological evaluation and exploration prospect of Huayuan shale gas block in Hunan Province[J]. Natural Gas Geoscience, 2014, 25(1): 130-140.

[10] 張志平, 程禮軍, 劉俊峰, 汪威, 曾祥亮. 湖南保靖下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣成藏地質(zhì)條件評價[J]. 天然氣勘探與開發(fā), 2013, 36(3): 4-7.

Zhang Zhiping, Cheng Lijun, Liu Junfeng, Wang Wei, Zeng Xiangliang. Reservoir-forming conditions of shale gas reservoir in Lower Silurian of Longmaxi Formation, Baojing area, Hunan province[J]. Natural Gas Exploration & Development, 2013, 36(3): 4-7.

[11] Bowker KA. Barnett Shale gas production, Fort Worth Basin: Issues and discussion[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): 523-533.

[12] 郭彤樓, 張漢榮. 四川盆地焦石壩頁巖氣田形成與富集高產(chǎn)模式[J]. 石油勘探與開發(fā), 2014, 41(1): 28-36.

Guo Tonglou, Zhang Hanrong. Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(1): 28-36.

[13] 陳曉智, 陳桂華, 肖鋼, 祝彥慶, 胡曉蘭, 祝彥賀. 北美TMS頁巖油地質(zhì)評價及勘探有利區(qū)預(yù)測[J]. 中國石油勘探, 2014, 19(2): 77-84.

Chen Xiaozhi, Chen Guihua, Xiao Gang, Zhu Yanqing,Hu Xiaolan, Zhu Yanhe. Geological evaluation prediction of favorable exploration zones of TMS shale oil in North America[J]. China Petroleum Exploration, 2014, 19(2): 77-84.

[14] 王亮, 陳云燕, 劉玉霞. 川東南彭水地區(qū)龍馬溪組頁巖孔隙結(jié)構(gòu)特征[J]. 中國石油勘探, 2014, 19(5): 80-88.

Wang Liang, Chen Yunyan, Liu Yuxia. Shale porous structural characteristics of Longmaxi Formation in Pengshui Area of Southeast Sichuan Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2014, 19(5): 80-88.

[15] 秦長文, 秦璇. 美國鷹灘和尼奧泊拉拉頁巖油富集主控因素[J]. 特種油氣藏, 2015, 22(3): 34-37.

Qin Changwen, Qin Xuan. Major controlling factors for shale oil enrichment in Eagle Ford and Niobrara Plays[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2015, 22(3): 34-37.

[16] 蔣裕強, 董大忠, 漆麟, 沈妍斐, 蔣嬋, 何溥為. 頁巖氣儲層的基本特征及其評價[J]. 天然氣工業(yè), 2010, 30(10): 7-12.

Jiang Yuqiang, Dong Dazhong, Qi Lin, Shen Yanfei, Jiang Chan, He Puwei. Basic features and evaluation of shale gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2010, 30(10): 7-12.

[17] 蒲泊伶, 包書景, 王毅, 蔣有為. 頁巖氣成藏條件分析[J]. 石油地質(zhì)與工程, 2008, 22(3): 33-36.

Pu Boling, Bao Shujing, Wang Yi, Jiang Youwei. The analysis of shale gas accumulation[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2008, 22(3) : 33-36.

[18] 陳更生, 董大忠, 王世謙, 王蘭生. 頁巖氣藏形成機理與富集規(guī)律初探[J]. 天然氣工業(yè), 2009, 29(5): 17-22.

Chen Gengsheng, Dong Dazhong, Wang Shiqian, Wang Lansheng. A preliminary study on accumulation mechanism and enrichment pattern of shale gas[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(5): 17-22.

(修改回稿日期 2016-05-19 編 輯 羅冬梅)

Evaluation and understanding on the shale gas wells in complex tectonic provinces outside Sichuan Basin, South China: A case study from Well Laiye 1 in Laifeng-Xianfeng Block, Hubei

Li Bo1,2, Wei Guoqing1, Hong Keyan1, Peng Chuansheng1, Hu Xiaolan1, Zhu Liangliang1
(1. Clean Energy Co., Ltd., China Huadian Group, Beijing 100160, China; 2. China Uniνersity of Geosciences 〈Beijing〉, Beijing 100083, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.29-35, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

For determining the key evaluation parameters of shale reservoirs in the complex tectonic provinces outside the Sichuan Basin in South China and to target the sweet spots of shale reservoirs accurately, the forming conditions of Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi shale gas reservoirs in Laifeng-Xianfeng Block, Hubei Province, were evaluated with Well Laiye 1 as an example based on its drilling, 2D seismic and laboratory test data. It is shown that Wufeng-Longmaxi shale reservoirs in Laifeng-Xianfeng Block are characterized by great thickness, high organic abundance, higher thermal evolution degree, good reservoir physical property, good gas-bearing property, good compressibility and preservation conditions, which are geologically favorable for the formation and accumulation of shale gas in this block. Then, the main evaluation index system suitable for Wufeng-Longmaxi shale reservoirs in the complex tectonic provinces of South China was established. Finally, five key evaluation indices for commercial discovery of shale gas reservoirs were proposed. First, high quality shale is thicker than 20 m. Second, TOC is more than 2.0%. Third, the content of fragile minerals ranges from 40% to 70%. Fourth, shale gas content is higher than 2 m3/t and methane content is more than 90%. And fifth, reservoirs are usually over 3 km away from the opening faults and the denudation lines of target strata. It is concluded that Wufeng-Longmaxi shale reservoirs in Laifeng-Xianfeng Block reach these evaluation standards, presenting the potential for further exploration. On the other hand, however, Wufeng-Longmaxi reservoirs are not overpressure systems with shallower burial depth,which means a challenge to scale development and stable production at the late stage.

South China, Complex tectonic province; Well Laiye 1; Late Ordovician-Early Silurian; Shale gas; Evaluation index; Preservation conditions; Gas-bearing property; TOC

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.004

國家科技重大專項(編號:2016ZX05025004-004)、國土資源部頁巖氣探礦權(quán)項目(編號:GT2012YQTKQCR0001)、中國華電集團公司重點項目"華電頁巖氣區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)目標優(yōu)選及開發(fā)前期評價"(編號:HDKJ16-01-36).

李博,1968年生,高級工程師;主要從事油氣成藏與非常規(guī)油氣勘探開發(fā)研究工作.地址:(100160)北京市豐臺區(qū)汽車博物館東路6號華電產(chǎn)業(yè)園B座4層.ORCID: 0000-0002-2407-5192.E-mail: lib@cg.com.cn