美國典型頁巖氣藏類型及勘探開發(fā)啟示

朱 彤，曹 艷，張 快

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.成都理工大學 能源學院，成都 610059)

美國典型頁巖氣藏類型及勘探開發(fā)啟示

朱 彤1，曹 艷1，張 快2

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.成都理工大學 能源學院，成都 610059)

通過對比研究，按照巖性組合、氣藏壓力和頁巖礦物組成3個關鍵參數(shù)，將美國典型頁巖氣藏劃分為層狀常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型(Barnett頁巖)、層狀超高壓硅質(zhì)—鈣質(zhì)頁巖型(Haynesville頁巖)和互層狀超高壓鈣質(zhì)頁巖型(Eagle Ford頁巖)3類。與美國頁巖氣藏相比，四川盆地及周緣頁巖氣具有多領域、多層系、多類型的特點，可劃分為盆緣層狀常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型(彭水、昭通五峰—龍馬溪組頁巖)、盆內(nèi)層狀超高壓硅質(zhì)頁巖型(涪陵、長寧、富順五峰—龍馬溪組頁巖)、盆內(nèi)互層狀超高壓鈣質(zhì)—黏土質(zhì)頁巖型(涪陵、元壩大安寨段頁巖)3大類。借鑒美國的成功經(jīng)驗，開展與之相適應的頁巖氣開發(fā)工程技術對策和經(jīng)濟評價，是實現(xiàn)中國多類型頁巖氣藏商業(yè)性開發(fā)的關鍵。

巖性組合；氣藏壓力；頁巖礦物；頁巖氣；美國；四川盆地

美國是世界上頁巖氣商業(yè)性開發(fā)最成功的國家。特別是1999年以來，水平井和分段壓裂技術的采用，使美國頁巖氣產(chǎn)量呈現(xiàn)出快速增長趨勢。從1999年的112×108m3到2013年2 650×108m3[美國能源部(ODC)、EIA]，14年凈增了24倍以上，2013年美國頁巖氣產(chǎn)量約占天然氣總產(chǎn)量的38.6%。美國頁巖氣產(chǎn)量如此巨大的增長，除了得益于美國5大頁巖氣系統(tǒng)中Barnett頁巖氣產(chǎn)量的穩(wěn)定持續(xù)增長外，更得益于2009年后Haynesville、Eagle Ford、Marcellus等不同類型頁巖氣藏產(chǎn)量的大幅增長。其中位于路易斯安那的Haynesville 在2011年頁巖氣年產(chǎn)量達到689×108m3，超過Barnett，成為當年美國最大的頁巖氣生產(chǎn)區(qū)塊。

1 影響頁巖氣藏勘探開發(fā)的關鍵因素

通過對美國主要含頁巖氣盆地Barnett、Haynesville、Eagle Ford等典型頁巖氣藏地質(zhì)特征參數(shù)研究表明[1-2]，這些頁巖氣藏雖然在生烴條件、成因類型、儲集條件上具有相似性，但在頁巖巖性組合、礦物組成、氣藏壓力、埋深等地質(zhì)特征參數(shù)上存在較大差異，特別是頁巖巖性組合(層狀、互層狀)、氣藏壓力(常壓、超壓、超高壓)和頁巖礦物組成(硅質(zhì)、鈣質(zhì)、黏土)3個直接影響頁巖氣藏產(chǎn)量變化趨勢和壓裂改造工程工藝技術的關鍵參數(shù)存在差異。

1.1 頁巖巖性組合

頁巖沉積相研究表明，頁巖巖石學特征是頁巖氣成藏的重要控制因素，其中巖性組合的不同顯示沉積環(huán)境的差異。北美典型頁巖氣藏賦存的泥頁巖主要為暗色或者黑色細顆粒沉積，呈現(xiàn)層狀或薄互層狀的特點。如德克薩斯州福特沃斯盆地石炭系Barnett頁巖發(fā)育于遠離物源區(qū)的較深的靜水缺氧海相環(huán)境，主力產(chǎn)氣層上Barnett頁巖和下Barnett頁巖以層狀的硅質(zhì)泥巖為主，缺乏粗粒的陸源碎屑物質(zhì)[3-4]，有利于優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育和有機質(zhì)的保存。上侏羅統(tǒng)Haynesville頁巖是一套在相對半封閉沉積環(huán)境下發(fā)育的層狀富含有機質(zhì)的鈣質(zhì)和硅質(zhì)泥頁巖，其中，硅質(zhì)泥巖沉積于海平面上升期間的靜水環(huán)境，隨著海平面穩(wěn)定和回落，層狀和生物擾動鈣質(zhì)泥頁巖沉積于富氧的淺海環(huán)境；鈣質(zhì)優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育于古水流自東南方向上涌至淺灘所形成的富有機質(zhì)的環(huán)境[5]。上白堊統(tǒng)Eagle Ford頁巖為相對高能、淺水、高位海退沉積環(huán)境，分為上下兩段，上段為互層含生物蟲孔的薄層鈣質(zhì)頁巖，下段為富有機質(zhì)薄層鈣質(zhì)頁巖[6-7]。與層狀Barnett頁巖相比，Eagle Ford頁巖具頁巖夾薄層灰?guī)r的特點，并有更多的陸源碎屑沉積。

1.2 頁巖氣藏壓力和礦物組成

通過對美國Barnett 頁巖和Haynesville 頁巖、Eagle Ford頁巖氣藏初始日產(chǎn)量及遞減特征調(diào)研分析表明(圖1)[8]，位于Tarrant、 Wise、 Denton 和Parker縣核心地區(qū)的Barnett頁巖，壓力系數(shù)為0.8～1.1，為常壓—低超壓頁巖氣藏，2003—2009年所鉆的838口水平井初始單井平均日產(chǎn)量為(5.4～6.2)×104m3，產(chǎn)量變化具有初始產(chǎn)量不高、產(chǎn)量緩慢遞減的特點，第1年的產(chǎn)量遞減率為45%～55%。位于Bienville、 Bossier、Caddo、De Soto、Red River和Sabine Parishes縣核心地區(qū)的Haynesville頁巖氣藏，壓力系數(shù)1.6～2.07，為超高壓頁巖氣藏，2008—2009年所鉆的275口水平井初始單井平均日產(chǎn)量為(27.6～54.5)×104m3，產(chǎn)量變化具有初始產(chǎn)量高、產(chǎn)量快速遞減的特點，第一年產(chǎn)量遞減率高達65%。位于Dimmit、De Witt、 La Salle、Live Oak、McMullen和Webb縣核心地區(qū)的Eagle Ford頁巖氣藏，壓力系數(shù)1.35～1.8，為超高壓頁巖氣藏，由2009年分析的46口水平井初始單井平均日產(chǎn)量(14.2～28.7)×104m3，產(chǎn)量變化與Haynesville一樣，也具有初始產(chǎn)量高、產(chǎn)量快速遞減的特點，半年的產(chǎn)量遞減率為60%。

通過進一步分析表明，頁巖氣藏產(chǎn)量遞減快慢的差異，與頁巖礦物組成和氣藏壓力密切相關。Barnett頁巖氣藏產(chǎn)量遞減緩慢，主要得益于該頁巖首先具有較高的硅質(zhì)含量和楊氏模量，有利于水力壓裂隨時間的傳導；其次存在大量的開啟和閉合的天然裂縫網(wǎng)絡，隨著時間有效控制裂縫的完整性，有利于減少天然氣產(chǎn)量的下降。此外Barnett頁巖由于具有非常低的應力，導致在生產(chǎn)過程中，對不發(fā)育或無支撐裂縫的影響較小，有利于裂縫連通。與Barnett頁巖型氣藏相比，Haynesville和Eagle Ford頁巖氣井均具有快速遞減的特征，表現(xiàn)為斜率較陡的遞減率。Haynesville和 Eagle Ford 頁巖由于具有較低的硅質(zhì)含量，較高鈣質(zhì)含量，導致巖石楊氏模量較低，脆性較差，且具超高壓的特征，當壓力下降時，高應力可能影響已開啟的水力壓裂裂縫網(wǎng)絡，導致系統(tǒng)整體裂縫導流能力的下降。對于Haynesville和Eagle Ford高壓頁巖氣藏，氣體從裂縫網(wǎng)絡產(chǎn)出的速度比氣體從裂縫網(wǎng)絡基質(zhì)中解析到裂縫網(wǎng)絡的速度快，是引起初始產(chǎn)量遞減較快的原因。由于初始遞減率是因裂縫系統(tǒng)的導流能力隨時間變化引起的，后期遞減率則更多的與基質(zhì)物性相關。由于各盆地間基質(zhì)儲集性沒有太大差別，從而遞減率差異不大，后期不同盆地的產(chǎn)量遞減趨勢是相同的。因此天然裂縫發(fā)育和高氣藏壓力是影響頁巖氣藏產(chǎn)量變化的關鍵因素(圖2)[8]。

圖1 美國Barnett、Haynesville和Eagle Ford頁巖氣藏初始單井平均日產(chǎn)量[8]

1.3 頁巖礦物組成的影響

由于Barnett 頁巖與Eagle Ford 頁巖在礦物組成上存在差異，因此導致其在可壓性及壓裂液、支撐劑選擇上存在著不同[9]。

Barnett頁巖礦物組成以硅質(zhì)為主，巖石脆性強，天然裂縫發(fā)育，應力各向異性較弱，因此在壓裂工程中僅用低砂比滑溜水就可以溝通天然裂縫，形成復雜的裂縫網(wǎng)絡，且因楊氏模量高(約為47.7 GPa)，使得很少有支撐劑嵌入。Eagle Ford頁巖礦物組成以鈣質(zhì)為主，巖石脆性較弱，各向異性較強，易產(chǎn)生較多的水平裂縫，且因楊氏模量低(13.6 GPa)，巖石相對柔軟，容易引起支撐劑嵌入(圖3)[9]，因此低砂比的小粒徑支撐劑不會像Barnett頁巖那么有效，而含有更高砂比的大直徑顆粒支撐劑的混合壓裂液體系才會充分提高像Eagle Ford鈣質(zhì)型頁巖的導流能力，克服嵌入和多相流問題。在實際壓裂生產(chǎn)過程中，Eagle Ford頁巖氣藏混合壓裂液(滑溜水、線性膠、交聯(lián)劑)處理要比滑溜水壓裂液處理效果更好，用高砂比的大顆粒直徑支撐劑能產(chǎn)生更高的導流能力，從而獲得高產(chǎn)(圖4)[9]。

圖2 美國典型頁巖氣盆地單井平均日產(chǎn)量變化趨勢[8]

2 美國典型頁巖氣藏劃分及勘探開發(fā)特征

根據(jù)頁巖巖性組合、氣藏壓力和頁巖礦物組成3個關鍵參數(shù)，將美國頁巖氣藏劃分為層狀常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型、層狀超高壓硅質(zhì)—鈣質(zhì)頁巖型和互層狀超高壓鈣質(zhì)頁巖型3大類型(表1)[1-9]。

圖3 不同彈性模量巖石支撐劑嵌入應力分布[9]

圖4 美國Eagle Ford頁巖混合壓裂液井與滑溜水壓裂液井日產(chǎn)量對比[9]

項 目層狀常壓—超壓硅質(zhì)頁巖型層狀超高壓硅質(zhì)—鈣質(zhì)頁巖型互層狀超高壓鈣質(zhì)頁巖型盆地名稱頁巖名稱層位埋藏深度/m泥頁巖有效厚度/m有機地化參數(shù)w(TOC)/%類型Ro/%成因類型孔隙度/%含氣量/(m3·t-1)吸附氣含量/%礦物組成硅質(zhì)/%鈣質(zhì)/%黏土礦物/%壓力系數(shù)初始單井平均日產(chǎn)氣量/104m3遞減率楊氏模量/GPa砂比支撐劑壓裂液體系福特沃斯Sabine隆起馬沃里克盆地Barnett頁巖Haynesville頁巖EagleFord頁巖石炭系上侏羅統(tǒng)上白堊統(tǒng)1981～25913048～41151200～427015～6161～91．4430～902．0～7．0/4．50．5～42．8～6．5/4．7Ⅰ-ⅡⅠ-ⅡⅠ-Ⅱ1．1～2．22．2～3．21～1．7熱成因熱成因熱成因4．0～5．08～92～108．5～9．912．83～9．362．8～5．740～601010～2035～50/4514～3515～208．5～12．030～5055～6025～32/275～45/200．8～1．11．6～2．071．35～1．85．4～6．227．6～54．514．2～28．7第1年為45%～55%第1年為65%半年為60%高(47．7)低(13．6)低低—中高小粒徑中粒徑大粒徑滑溜水滑溜水、線性膠混合壓裂液(滑溜水、線性膠、交聯(lián)劑)

2.1 層狀常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型

該類型以福特沃斯盆地Barnett頁巖為代表。富有機質(zhì)黑色頁巖主要為層狀硅質(zhì)頁巖，有機質(zhì)豐度高(2.0%～7.0%)，有機硅含量高(30%～50%)，鈣質(zhì)含量少(<15%)，以熱成因為主，吸附氣含量較高(40%～60%)，壓力系數(shù)0.8～1.1，具常壓—低超壓的特點。其初始單井平均日產(chǎn)氣量小于10×104m3，第1年單井遞減率為45%～55%，壓裂上可采用低砂比的小粒徑支撐劑的滑溜水壓裂液體系。

2.2 層狀超高壓硅質(zhì)—鈣質(zhì)頁巖型

該類型以Haynesville頁巖為代表。富有機質(zhì)頁巖主要為層狀硅質(zhì)-鈣質(zhì)頁巖型，有機質(zhì)豐度較高(0.5%～4%)，頁巖總體礦物組成中以鈣質(zhì)為主，含量較高(30%～50%)，硅質(zhì)含量較低(14%～35%)，地層超壓，壓力系數(shù)1.6～2.07，超壓裂縫發(fā)育，以游離氣為主，占90%。氣藏產(chǎn)層的孔隙度在8%～14%，絕大多數(shù)游離氣儲存在非有機質(zhì)骨架。該類型初始單井平均日產(chǎn)氣量大于20×104m3， 第1年單井遞減率大于60%，壓裂上可采用低—中砂比的較大直徑顆粒支撐劑的滑溜水、線性膠壓裂液體系。

2.3 互層狀超高壓鈣質(zhì)頁巖型

該類型以Eagle Ford頁巖為代表。富有機質(zhì)頁巖主要為互層狀鈣質(zhì)頁巖，頁巖礦物組成以鈣質(zhì)為主，含量較高(55%～60%)，硅質(zhì)含量較低(15%～20%)，黏土含量較低(5%～45%)。地層超壓，壓力系數(shù)1.35～1.8，超壓裂縫發(fā)育，以游離氣為主，占80%～90%。該類型初始單井平均日產(chǎn)氣量大于10×104m3， 第1年單井遞減率大于60%，壓裂上采用高砂比的大直徑顆粒支撐劑的混合壓裂液體系。

3 四川盆地及周緣頁巖氣類型及啟示

美國主要產(chǎn)氣頁巖經(jīng)歷的生烴史較簡單，成熟度相對較低，多為1.0%～3.5%，處在成熟階段，頁巖總體上經(jīng)歷的破壞運動較少和較弱，對頁巖氣的保存極為有利。中國頁巖氣形成條件雖然復雜，但資源潛力較大，具有較好的頁巖氣資源前景及開發(fā)潛力[10]。中國南方海相頁巖具有“一老(時代老)三高(有機碳、成熟度、脆性礦物)三復雜(構造、熱史、地面)”的特點，其中四川盆地及周緣海相頁巖熱演化程度偏高(多為2.5%～4%)，埋深大(>3 500 m)，經(jīng)歷多期構造改造，保存條件差異性較大[11-14]。而四川盆地陸相層系頁巖層系具互層狀、二低[有機質(zhì)豐度偏低(1%～3%)、演化程度偏低(1.2%～2%)]、一高[黏土含量偏高(>40%)]、一強(非均質(zhì)性強)的特點[15-16]。

3.1 四川盆地及周緣頁巖氣類型

依據(jù)本文對美國典型頁巖氣藏類型所選取的頁巖巖性組合、頁巖礦物組成和地層壓力3個關鍵參數(shù)，結合頁巖氣所處的區(qū)域位置，將四川盆地及周緣頁巖氣劃分為盆緣層狀常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型、盆內(nèi)層狀超高壓硅質(zhì)頁巖型、盆內(nèi)互層狀超高壓鈣質(zhì)—黏土質(zhì)頁巖型3大類型(表2)。

3.1.1 盆緣層狀常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型

以彭水、昭通海相下志留統(tǒng)五峰—龍馬溪組頁巖為代表。埋藏深度較淺(2 000～3 000 m)，富有機質(zhì)黑色頁巖厚度大(80～110 m)，巖性為含碳質(zhì)、硅質(zhì)泥頁巖，屬海相深水陸棚沉積。有機質(zhì)含量高(平均4.2%)，演化程度適中(2.2%～2.8%)；頁巖礦物組成以硅質(zhì)為主(平均44%)，鈣質(zhì)含量較低(平均5.8%)，吸附氣含量較高(平均58%)；地層壓力系數(shù)0.9～1.1，為近常壓。該區(qū)水平井初始最高日產(chǎn)氣量2.5×104m3，試采穩(wěn)定日產(chǎn)氣2×104m3左右。該類型與福特沃斯盆地Barnett頁巖氣藏特征相似。

3.1.2 盆內(nèi)層狀超高壓硅質(zhì)頁巖型

以涪陵、長寧、富順海相下志留統(tǒng)五峰—龍馬溪組頁巖為代表。埋藏較深(2 500～4 500 m)，富有機質(zhì)黑色頁巖厚度大(70～120 m)，巖性為含碳質(zhì)、硅質(zhì)泥頁巖，屬海相深水陸棚沉積。有機質(zhì)含量高(平均2.5%)，演化程度適中(2.2%～3.1%)；頁巖礦物組成硅質(zhì)含量高(平均48%)，鈣質(zhì)含量較低(平均4.8%)，可壓性好，吸附氣含量45%，地層壓力系數(shù)1.5～2，為超高壓。該類型水平井初始最高日產(chǎn)氣量(15～45)×104m3，試采穩(wěn)定日產(chǎn)氣(6～8)×104m3，產(chǎn)量遞減較快，在層狀、超高壓方面與Haynesville頁巖氣藏特征相似，在頁巖礦物組成上與Haynesville頁巖相近。

3.1.3 盆內(nèi)互層狀超高壓鈣質(zhì)—黏土質(zhì)泥頁巖型

以涪陵、元壩陸相下侏羅統(tǒng)大安寨段頁巖為代表。埋藏較深(2 500～4 500 m)，巖性以富有機質(zhì)泥頁巖夾薄層介屑灰?guī)r、砂巖為特征，泥頁巖厚度30～80 m，有機質(zhì)含量平均1.4%；有機質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，Ro介于1.4%～1.9%。礦物組成以鈣質(zhì)和黏土礦物為主(鈣質(zhì)礦物平均35%，黏土礦物平均33%)，次為硅質(zhì)(碎屑石英)平均為26%；吸附氣含量20%～50%，地層壓力系數(shù)1.4～2.1，為超高壓。直井初始最高日產(chǎn)氣量在(11～50)×104m3。該類型與Eagle Ford頁巖氣藏特征相似。

3.2 頁巖氣經(jīng)濟有效開發(fā)的啟示和對策

四川盆地及周緣頁巖氣具有多領域、多層系、多類型的特點。近期，在四川盆地內(nèi)部及周緣海、陸相領域，通過水平井及多級分段壓裂技術，取得了頁巖氣重大突破和重要進展。針對下古生界海相領域，下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖在川東南涪陵區(qū)塊、川南威遠、長寧區(qū)塊獲頁巖氣日產(chǎn)量(15～45)×104m3的商業(yè)性突破，實現(xiàn)了涪陵焦石壩頁巖氣的商業(yè)性開發(fā)；在四川盆地東南緣的彭水、昭通地區(qū)也獲得了頁巖氣日產(chǎn)量(1～2.5)×104m3的低產(chǎn)氣流。針對中生界陸相領域，在川東南涪陵、川東北元壩地區(qū)下侏羅統(tǒng)大安寨段獲頁巖氣日產(chǎn)量(11～50)×104m3(直井)，在鄂西渝東建南地區(qū)的東岳廟段獲頁巖氣日產(chǎn)量1.2×104m3(水平井壓裂)，由此展示了四川盆地及周緣不同類型頁巖氣良好的勘探開發(fā)前景。

表2 四川盆地及周緣頁巖氣類型及特征參數(shù)

四川盆地及周緣海、陸相頁巖氣藏與美國不同類型頁巖氣藏具有較好的可比性。目前美國已實現(xiàn)了商業(yè)開發(fā)，而四川盆地由于頁巖氣資源形成的地質(zhì)和地面條件復雜，四川盆地東南緣的彭水、昭通地區(qū)埋深雖淺，但保存條件差、產(chǎn)量較低、地面條件復雜、投資相對較高，目前經(jīng)濟效益較差，未能實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)。四川盆地內(nèi)部的海陸相頁巖受埋深大(多大于4 000 m)、勘探開發(fā)成本高、工程工藝技術不適應、投資大等因素的影響，制約了頁巖氣的商業(yè)開發(fā)進程。因此，降本、增產(chǎn)、規(guī)?；菍崿F(xiàn)中國多類型頁巖氣藏的經(jīng)濟有效開發(fā)的關鍵。

借鑒美國相似類型頁巖氣藏產(chǎn)量遞減規(guī)律開展四川盆地及周緣不同類型頁巖氣藏經(jīng)濟評價，在15年評價期、氣價(含稅)1 820 元/千方、商品率95%、頁巖氣補貼逐步由400 元/千方降到300 元/千方再降到200 元/千方、稅前內(nèi)部收益率為15%等相同條件下，盆緣彭水、昭通五峰—龍馬溪組常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型在第一年平均日產(chǎn)量2×104m3的情況下，單井總投資(含地面工程投資)需控制在3 000 萬元左右；盆內(nèi)涪陵、長寧、富順五峰—龍馬溪組層狀超高壓硅質(zhì)頁巖型在第一年平均日產(chǎn)量5×104m3的情況下，單井總投資(含地面工程投資)需控制在5 000 萬元左右；盆內(nèi)涪陵、元壩大安寨段互層狀超高壓鈣質(zhì)—黏土質(zhì)泥頁巖型在第一年平均日產(chǎn)量5×104m3的情況下，單井總投資(含地面工程投資)需控制在4 300 萬元左右。

4 結論

根據(jù)頁巖巖性組合、氣藏壓力和頁巖礦物組成3個影響頁巖氣藏產(chǎn)量變化趨勢和可壓性的評價關鍵參數(shù)，對美國和四川盆地及周緣頁巖氣類型進行了劃分，其中四川盆緣彭水、昭通五峰—龍馬溪組層狀常壓—低超壓硅質(zhì)頁巖型與福特沃斯盆地Barnrtt頁巖相似，四川盆內(nèi)涪陵、長寧、富順五峰—龍馬溪組層狀超高壓硅質(zhì)頁巖型與Haynesville頁巖相似，四川盆內(nèi)涪陵、元壩大安寨段互層狀超高壓鈣質(zhì)—黏土質(zhì)泥頁巖型與Eagle Ford頁巖氣藏相似。因此，在四川盆地及周緣頁巖氣勘探開發(fā)過程中，應充分認識到3種類型頁巖氣藏特征的差異，借鑒美國相似類型的頁巖氣藏產(chǎn)量變化趨勢和壓裂工程工藝技術的成功經(jīng)驗，開展與之相適應的開發(fā)工程技術對策和經(jīng)濟評價，通過降本、增產(chǎn)，規(guī)?；瘜崿F(xiàn)四川盆地不同類型頁巖氣藏的商業(yè)性開發(fā)。

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(編輯 徐文明)

Typical shale gas reservoirs in USA and enlightenment to exploration and development

Zhu Tong1, Cao Yan1, Zhang Kuai2

(1.PetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China; 2.CollegeofEnergyResources,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China)

Through the comparative studies on the geological parameters of typical shale gas reservoirs, according to lithologic combination, reservoir pressure and shale mineral composition, the typical shale gas reservoirs in USA are divided into three categories: the layered ordinary-overpressure siliceous shale type (taking Barnett as the representative), the layered super-high pressure siliceous-calcium shale type (taking Haynesville as the representative) and the interbedded super-high pressure calcium shale type (taking Eagle Ford as the representative). Compared to those in USA, the shale gas reservoirs in the Sichuan Basin and the surrounding area are featured by multiple fields, layers and types. They are also divided into three categories: layered ordinary-low overpressure siliceous shale type on basin margin (taking Pengshui and Zhaotong Wufeng-Longmaxi Formation shale as the representative), layered super-high pressure siliceous shale type inside basin (taking Fuling, Changning and Fushun Wufeng-Longmaxi Formation shale as the representative), interbedded super-high pressure calcium-clay shale type inside basin (taking Fuling and Yuanba Da’anzhai segment as the representative). Learned from the successful exploration and development experience of similar shale gas reservoirs in USA, targeting to carry out development and engineering technology research and economic evaluation of different type shale gas reservoirs, this is the key to realize the effective development of multiple type shale gas reservoirs in China.

lithologic composition; reservoir pressure; shale mineral; shale gas reservoir; USA; Sichuan Basin

1001-6112(2014)06-0718-07

10.11781/sysydz201406718

2013-05-27；

2014-09-23。

朱彤(1968—)，女，碩士，高級工程師，從事非常規(guī)油氣勘探開發(fā)規(guī)劃工作。E-mail: zhutong.syky@sinopec.com。

TE132.2

A