复杂构造区页岩气富集特征——以四川盆地东南部丁山地区下古生界五峰组-龙马溪组为例

卢志远，何治亮，余 川，叶 欣，李东晖，杜 伟，聂海宽

[1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；3.中国石油化工集团公司 页岩油气勘探开发重点实验室，北京 100083；4.中国石油化工股份有限公司 科技部,北京 100728；5.重庆地质矿产研究院，重庆 400042；6.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083]

四川盆地及其周缘是中国页岩气勘探开发的主战场[1-3]，随着勘探开发进一步深入，石油地质学者逐渐对页岩气储集层构造改造、页岩气富集成藏及后期保存条件等有了科学认识[4-8]。川东南丁山地区位于四川盆地东南缘，构造复杂[9]。前人研究认为川东南地区上奥陶统五峰组(O3w)-下志留统龙马溪组(S1l)海相页岩气富集特征主要包括：①五峰组-龙马溪组沉积早期为深水陆棚相沉积环境，优质页岩(TOC≥2%)横向分布稳定，厚度为20～40 m[6,10-11]；②页岩脆性矿物含量普遍较高，以硅质矿物为主，含量自下而上总体呈降低趋势；③储层微观类型主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝3类，有机质孔较发育，为页岩气赋存提供了有利储集空间。但是，由于丁山地区后期经历了多期次构造运动，页岩气保存条件复杂，气藏压力从常压到超压均有发育，丁山地区部署的DY1井，DY2井，DY3井，DY4井和DY5井等页岩气探井，试采获得良好的页岩气流，但由于递减迅速和EUR低等原因，尚未获得商业开发。

为了更清晰地认识川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩气成藏特征，指导下一步高效勘探开发，本文通过笔石页岩生物-自然伽马(GR)地层对比、扫描电镜观察和现场含气量解吸等手段，研究了川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型、展布特征、储集空间类型和含气量，从“建造-改造”角度分析了丁山地区页岩气富集特征，以期为中国海相复杂构造环境中更广泛的页岩气勘探开发提供参考。

1 地质背景

四川盆地经历了海相和陆相两大沉积演化地质时期，发育了海相、海-陆过渡相和陆相3类富有机质页岩，是中国天然气产出最多的沉积盆地[12]，也是中国页岩气研究较为深入的地区之一。川东南丁山地区位于川南低陡构造带及川东高陡构造带的接合部位，勘探面积约10×102km2(图1a)。构造特征主要是由高陡背斜带和断裂带组成的隔挡和隔槽式褶皱组成，成排成带平行排列。研究区地层发育较为完整，从下到上发育元古界震旦系、下古生界、上古生界二叠系和中生界，地表出露三叠系，缺失泥盆系，石炭系和新生界[13]。研究区海相页岩主要发育在上奥陶统五峰组(O3w)和下志留统龙马溪组(S1l)，根据古生物、测井、岩性和岩石类型等特征，进一步将五峰组-龙马溪组自上而下划分为上段和下段。研究表明：有机质页岩主要发育在下段，这一部分自上而下可以细分为1—4号小层[14-15]与西北部的焦石坝地区相比，丁山地区的页岩气成藏地质条件基本相似，但是工程地质更为复杂。

2 样品和测试

本次研究中的页岩样品主要来自川东南丁山地区DY1井和DY2井五峰组-龙马溪组，钻井位置见图1b。

图1 川东南丁山地区区域位置(a)与构造(b)

2.1 页岩岩石类型分析

岩石类型划分在页岩沉积过程和沉积环境分析中具有重要意义[16]。本次研究中，主要通过露头观察、岩心描述和薄片分析等手段，对川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩进行分析。选取硬度适中的岩石标本，切成厚度为0.03 mm，面积大于15 mm×15 mm的薄片，研磨抛光处理之后，将薄片置于偏光显微镜下进行矿物成分和结构特征的观察。

2.2 页岩生物地层划分

前人从不同方面对页岩地层进行了对比划分[15,17]。依据页岩中的笔石特征，纵向上将五峰组-龙马溪组分为13个笔石带(有些地方不发育观音桥层)，从下至上分别为WF1，WF2，WF3，WF4，LM1，LM2，LM3，LM4，LM5，LM6，LM7，LM8和LM9[14-15]。页岩笔石带的精细划分与对比使得人们对于四川盆地页岩地层研究有了重新认识，实践证明笔石带是页岩气勘探开发的地层“标尺”[15,18]。由于取心井数量有限，聂海宽等[17]使用测井曲线(GR)对页岩进行划分，根据GR测井曲线的各个局部峰初步确定各个笔石带的位置，某个局部峰在向上(浅层)方向上邻近的局部最小值或最大值所对应的半幅值可确定为该局部峰值所对应笔石带的上边界，也即上覆笔石带的下边界。

2.3 孔渗分析

2.3.1 氩离子抛光-扫描电镜观察

挑选合适的页岩样品，切割成约10 mm×10 mm×3 mm的样品，选定抛光面(一般为垂直于页岩层理，以获取页岩不同层理间的信息)，使用不同粒度的砂纸(从粗到细)对其进行打磨，打磨成适合氩离子抛光用的光滑薄片[19-20]。然后将样品固定在抛光仪上，抽真空，检测依据国标/T 18295—2001和中国石油天然气标准 SY/T 5162—1997，使用15～25 kV电压，70～90 μA电流，4.0～6.5束斑，利用高能氩离子束进行抛光处理。

在中国石化无锡石油地质研究院实验研究中心，使用Quanta200/IE350环境扫描电子显微镜(YQ)08012，分析了DY2井3个下志留统龙马溪组页岩样品(DY2-1样品6.2cm柱子，深度是4 350.85 m(S1l)；DY2-2样品6.2 cm柱子，深度是4 352.85 m(S1l)；DY2-3样品6.2 cm柱子，深度是4 356.00 m(S1l))，样品经过加镀金膜。

2.3.2 储层孔渗测量

使用QK-98气体孔隙率仪对DY2-2和DY2-3样品进行孔隙度分析，检测依据SY/T 5336—2006，温度是25 ℃，湿度是65%。DY2-2样品干重34.349 g，压力读数2 410.58 Pa，视密度2.55 g/cm3，测量孔隙度是4.35%，DY2-3样品干重30.565 g，压力读数1 886.68 Pa，视密度2.56 g/cm3，测量孔隙度5.62%，孔隙结构绝大部分以微-中孔为主，大孔相对不发育，孔喉半径大多小于20 nm。使用GDS-90F型气体渗透率测定仪在0.100 6 MPa大气压，温度25 ℃，湿度65%，对DY2-2样品进行检测，样品长2.686 cm，直径是2.534 cm，岩性是黑色炭质页岩，测试依据SY/T 5336—2006。对样品进行了3次测量，第一次压差0.070 7 MPa，流量是0.1 mL，用时9.79 s，测量的渗透率是0.104×10-3μm2，第二次压差0.071 3 MPa，流量是0.1 mL，用时9.78 s，测量的渗透率是0.103×10-3μm2，第三次压差0.071 8 MPa，流量是0.1 mL，用时9.56 s，测量的渗透率是0.105×10-3μm2。渗透率的平均值是0.104×10-3μm2。

2.4 页岩含气量

页岩含气量计算是生产研究过程中重要环节，前人提出了不同条件下的页岩气含量计算方法[21-22]。解吸法是页岩含气量评价中应用非常广泛的一种直接测量方法[23-24]。现场解吸是指在钻井现场采集刚钻出的岩心，在一定的温度下进行解吸并测定气体含量的过程[25]。本文利用中国石化无锡石油地质研究院实验研究中心自主研发的快速现场解吸仪，对该地区典型页岩气井的解吸气量、损失气量和残余气量进行测定计算。解吸过程中，一阶解吸温度采用泥浆循环温度，二阶温度采用110℃。在测试中，提上井口的岩心迅速装入密闭容器中，在模拟地层温度条件下测量页岩中的自然解吸气量。残余气量是通过将解吸后的岩心粉碎求取的。根据实测解吸气量和解吸时间的平方根回归计算损失气量。仪器每30s记录一个解吸数据，在约12h的解析过程中会记录下1 440个左右的数据，从而实现对解吸过程的全表征[24]。

3 结果

3.1 页岩岩石类型

根据页岩颜色、岩性、颗粒大小、矿物组成和有机碳含量的不同，本研究将川东南主要页岩(颗粒直径<4 μm)岩石类型分为硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩4种类型。不同岩性的页岩储集空间和含气量等都存在差异，页岩岩性的精细刻画对于预测有利区带具有重要意义。

3.1.1 硅质页岩

川东南地区五峰组-龙马溪组页岩厚度为20～70 m，主要发育黑色、灰黑色炭质页岩夹薄层粉砂岩，见大量的笔石化石及黄铁矿颗粒。丁山地区龙马溪组底部以含硅质、炭质笔石页岩为主，向上灰质、粉砂质含量增加。硅质页岩主要分布在五峰组-龙马溪组下部，发育水平层理。TOC含量介于3%～6%，硅质含量通常大于35%，最高达70%，硅质常呈微晶-隐晶质、不定形及似球粒结构，主要来源于生物成因与成岩作用，黄铁矿呈斑点状(图2a)。硅质页岩内生物化石发育，可见笔石、海绵骨针、放射虫、藻类体和疑源类等化石及生物碎屑。Loucks等[26]对德克萨斯州沃斯堡盆地的巴奈特页岩研究之后发现富硅质泥页岩主要含纳米孔，而大多数纳米孔都与有机质颗粒有关[26]。聂海宽等[2]研究表明，硅质格架内的有机质孔是页岩气的主要赋存空间。

3.1.2 含灰-灰质页岩

这一类页岩中碳酸盐含量明显增加，介于10%～40%，硅质含量介于25%～50%，粘土矿物含量介于25%～50%。硅质以自生石英和生物石英为主，发育少量陆源石英(图2b)。岩石中纹层发育，层间界线较为清晰且连续，表现为浅色方解石纹层与灰黑色泥页岩互层，主要分布在五峰组底部和龙马溪组下段的上部。这一岩石类型主要是在水体底层富有机质埋藏的缺氧带深水陆棚环境中形成的[28]。

3.1.3 粘土质页岩

粘土质页岩主要分布在龙马溪组下段中上部及五峰组底部，粘土矿物含量大于40%～50%，发育水平层理和块状层理。粘土质页岩内可见顺层分布的硅质海绵骨针等生物化石，内部被微晶石英充填，局部方解石交代。粘土质页岩中粘土矿物主要为伊利石、伊蒙混层及少量绿泥石(图2c)，成岩过程中随着压实作用加强，表现出平行排列的特征，有机质常富集在粘土矿物间，受控于粘土矿物粒间孔形态，呈断续状分布，测井曲线上表现为自然伽马(GR)相对高值。

3.1.4 粉砂质页岩

粉砂质页岩主要发育在龙马溪组中上部，发育平行层理、透镜状层理及韵律性层理。炭质粉砂质页岩主要是由生物碎屑、有机质与粘土矿物呈复合体缓慢沉降至海底形成[29]。石英含量低于硅质页岩(图2d)，介于30%～40%，主要由陆源粉砂构成。薄片上可见亮色粉砂质纹层与暗色含有机质泥岩纹层相间。粉砂质页岩TOC含量相对较低，一般介于0.5%～2.0%。

图2 川东南丁山地区主要岩石类型

3.2 页岩空间发育特征

焦石坝地区JY1井WF2—LM4厚度为24.62 m，TOC值为3.77%。长宁地区N211井WF2—LM4厚度为39.00 m，TOC值为3.60%。丁山地区DY1井WF2—LM4厚度仅为7.53 m(图3)，TOC平均为3.52%。3口井TOC含量值相近，且均属于过成熟阶段，但WF2—LM4笔石带页岩厚度相差较大。在减薄/缺失WF2—LM4部分笔石页岩带的地区，页岩层段主要保留了LM5及其以上的笔石页岩带。该笔石带页岩的储集空间主要为矿物质孔，有机质孔为辅，相应的页岩气以游离态赋存为主、吸附态为辅[30]，使得页岩气更容易发生运移逸散。在后期地层的多次抬升剥蚀过程中，LM5及其以上的笔石页岩带上覆压力降低，页岩气散失严重，含气量下降，且总含气量低于WF2—LM4笔石带页岩[31]。

图3 四川盆地边缘N211井-DY1井-JY1井WF2—LM4厚度连井对比(剖面位置见图1a)

3.3 页岩储集空间类型

不同学者在对页岩孔隙的研究过程中，从不同的研究角度对页岩孔隙进行了分类。根据该区页岩镜下观察结果，本文将页岩孔隙划分为有机质孔、矿物质孔(粒间孔、粒内孔和溶蚀孔)及微裂缝。

3.3.1 有机质孔

页岩有机质孔是页岩储集物性评价中主要的研究对象，有机质孔的发育程度受有机质成熟度和有机质类型控制。丁山地区下古生界海相页岩干酪根以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，生烃母质类型主要是低等浮游生物(藻类体、腐泥无定形体及少量动物碎屑)，有机质处于成熟-过成熟热演化阶段[24]，为储层孔隙发育奠定了良好的物质基础和外部条件。

扫描电镜揭示了研究区页岩以纳米有机质孔为主。孔隙形态各异，平面上以椭圆形、圆形和窄缝状为主，空间上表现为管柱状、蜂窝状和洞穴状等(图4a—c)。前人研究发现，对于不同成熟度的页岩，只有当镜质体反射率高于0.9%的页岩样品中有机质才发育孔隙[32-33]。川东南丁山地区等效镜质体反射率2.01%～3.80%，平均为2.84%。属于高过成熟阶段，导致有机质孔大量发育，成为该区页岩储层主要的孔隙类型之一。与北美页岩相比，中国南方页岩成熟度普遍较高[24]，由于在埋藏过程中压实作用降低了页岩中主要的矿物质孔(粒间孔、粒内孔和溶蚀孔)，有机质孔对页岩气储集的贡献较北美海相页岩更高。

3.3.2 矿物质孔

1)粒间孔

丁山地区粒间孔主要是矿物(伊利石、高岭石、蒙脱石、方解石和石英等)晶粒之间的微孔隙(图4c)。随着埋深增加，页岩上覆压力不断增大，有机质和粘土充填在矿物颗粒间，使得孔隙空间减小。由于压实和胶结作用，在较老和埋藏较深的泥页岩中粒间孔的量显著降低。石英、方解石和长石等周边的胶结作用也会破坏粒间孔。单井自上而下随着脆性矿物含量的增加与粘土矿物含量的降低，矿物粒间孔中脆性矿物孔比例逐渐增加，粘土矿物孔比例逐渐降低；但随着TOC含量的增加，孔隙内有机质充填比例上升，残留有效粒间孔占比逐渐降低。

2)粒内孔

粒内孔主要包括原生孔隙和在后期成岩过程中形成的孔隙(图4d—e)。由于受埋深压实作用的影响，随着深度的增加，粒内孔同样呈减小的趋势。粒内孔主要发育在自形黄铁矿和碳酸盐岩等晶形较好、晶体粗大的矿物集合体中，形态大都不规则，多为成岩作用导致的晶格缺陷所致，与溶蚀孔有所区别。研究区黄铁矿较为发育，较强还原环境中形成的草莓状黄铁矿晶粒之间存在的纳米级孔隙可以作为油气储存的空间[34](图4d)。粒内孔孔径一般为数十纳米到几百纳米，个别可达微米级。此类孔隙发育较局限，充填程度高，且占页岩微观孔隙比例较低，对储集空间贡献较小。

3)溶蚀孔

研究区五峰组-龙马溪组页岩中溶蚀孔主要发育在碳酸盐(方解石和白云石)颗粒中(图4f)。溶蚀孔的形成主要是后期构造抬升过程中，成岩流体进入页岩储层，石英颗粒发生溶蚀作用形成粒内溶蚀孔，或者是页岩中的方解石在酸性流体的作用下形成的颗粒溶蚀孔。溶蚀孔的形状主要有圆形、三角形、多边形或不规则形状(图4f)。对于颗粒和晶体溶蚀形成的铸模孔，则完全继承了原始矿物的形状[35]。镜下观察发现，丁山地区五峰组-龙马溪组页岩发育无沥青充填的溶蚀孔，溶蚀孔对于页岩气富集和保存具有重要意义[2]。

3.3.3 微裂缝

对于页岩气藏，除了孔隙之外，裂缝也是页岩气富集研究中重点关注的储集空间[36](图4f—i)。川东南五峰组-龙马溪组页岩微裂缝宽度一般为数十纳米，长度一般为数微米。裂缝的发育不仅增加了游离气的储集空间，同时也有利于吸附气的解析。在成岩过程中，颗粒收缩，形成粒间缝，或者是颗粒与有机质边缘形成的微裂缝(图4h)，在某种程度下，裂缝发育对孔隙产生有积极意义，裂缝与孔隙的相互叠置与连通有利于页岩气在储层中运移。通常，微裂缝较为发育的页岩气藏，其含气量也较好。

图4 川东南丁山地区志留系龙马溪组孔缝类型

3.4 含气量

含气量是页岩含气性研究中的重要参数之一，对于页岩气资源评价、有利区优选以及产量预测等具有重要意义。一般来说，页岩含气量主要通过等温吸附法、测井解释法及现场解吸法来获得[37]。通过页岩现场解析，求得川东南丁山地区DY1井解吸数据恢复的总含气量为3.07 m3/t，DY2井解吸数据恢复的总含气量为6.79 m3/t(表1)。

表1 川东南綦江丁山地区优质页岩气层段主要参数统计(据魏祥峰等，2017[27])

4 讨论

4.1 富有机质页岩空间展布

深水陆棚优质泥页岩是决定页岩气规模成藏的主要地质因素之一[38]。聂海宽等(2016)和Jin等(2018)认为五峰组-龙马溪组底部WF2—LM4具有沉积速率低、有机质类型好、有机碳含量高和生烃能力强等特点，具备良好的生烃物质基础[1,7]。与焦石坝和长宁相比，丁山地区五峰组WF2—WF4至龙马溪组底部LM1—LM4笔石带页岩厚度较薄(图5)，WF2—LM4总厚度小于10 m，且后期构造抬升活跃，溶蚀孔发育，保存条件较差，页岩“建造-改造”[5]条件均不十分理想。前人研究表明，晚奥陶世—志留纪早期，华南上扬子区南部发育黔中古隆[39]，导致丁山地区发育水下高地，使得这一地区五峰组-龙马溪组底部黑色页岩厚度较薄[40]，WF2—LM4笔石页岩带明显减薄或缺失。这种由于WF2—LM4笔石页岩带层段部分缺失而形成的页岩气藏，前人用“先天不足”来加以概括[41]。

图5 川东南丁山地区优质页岩等厚线(据聂海宽等，2017[40])

尽管不同井的压裂改造会存在差异，对产量造成影响，但综合来看富有机质页岩厚度薄是主要的原因。往区块西部深层走，靠近川南深水陆棚，页岩厚度大，品质更好，单井产量也较高(表1)。

4.2 溶蚀孔对储层的影响

本次研究发现丁山地区发育一定数量的溶蚀孔，当较多溶蚀孔连在一起，可能形成溶蚀缝(图6a)。无沥青充填的溶蚀孔表明在页岩气保存过程中，构造活动频繁，页岩气藏保存条件差。页岩中的基质孔不仅是沉积时期形成的原生孔，更主要的是岩石在埋藏成岩过程中不稳定矿物溶解形成的次生粒内孔和粒间孔[35,42]。溶蚀作用形成的粒间孔在一定程度上增加了气藏的有效孔体积，改善储集空间，但溶蚀孔并不一定对页岩气富集保存总是有利的。在页岩气大量生成之前形成的溶蚀孔会为页岩气储集提供空间，对页岩气富集有利。在生气窗之后地层抬升过程中形成的溶蚀孔，表明当时地层发生了强烈的流体活动，从而破坏页岩气藏流体系统，对页岩气藏造成破坏，使得大量页岩气散失[5]，最终导致页岩气藏含气量降低。在某些情况下，粘土矿物含量(自生伊利石和钠长石等)和其他填充物填充溶蚀孔，也会降低孔隙度。在盆外露头区，现今溶蚀作用更强，溶蚀孔也更发育。可以预测的是，在川东南丁山地区，从盆地边缘(以DY1井为例)(图6a)向盆地内部(以DY2井为例)(图6b)，溶蚀作用减弱，溶蚀孔发育较少(甚至不发育)，表明地下水活跃程度减弱，页岩气的保存条件逐渐变好。

图6 川东南丁山地区(盆地边缘和盆地内部)龙马溪组孔隙发育特征对比

4.3 微裂缝发育特征

川东南地层构造活动较为复杂，逆冲-褶皱构造组合变形强烈，具晚中生代—新生代多期构造运动叠加的特征[43-44]，且越靠近盆外，滑脱或褶皱变形越强烈[7]。后期的构造抬升对页岩气有较大影响，不同时期的抬升作用，使得页岩再埋藏过程中热演化程度、保存条件以及埋深等特征发生变化，对页岩气富集成藏是一把“双刃剑”[3]。

结合丁山地区埋藏史与流体包裹体特征[13]，发现DY2井和DY5井流体活动在燕山晚期抬升初期最为活跃，古埋深介于5 500～6 300 m，距今70～80 Ma；DY4井除最大埋深抬升初期外，距今70 Ma缓慢抬升期开始，流体活动较为持续，一直持续至距今10 Ma左右；DY1井流体活动主体集中在喜马拉雅晚期5～15 Ma时期，晚期构造改造强度与泄压程度较大，现今地层压力系数已降至1.08[45]。多期次的构造抬升一方面使含气页岩层段之上的上覆岩层和区域盖层减薄或剥蚀，导致区域性压力变小，改善页岩储层物性，提高页岩气井的产量。但是，另一方面也易使盖层中的脆性部分破裂或已封闭的断裂(含微裂缝)重新开启，降低盖层的封闭能力。如果抬升剥蚀的幅度较大，那么整个含气页岩段之上的盖层可能被完全破环，导致页岩游离气散失、吸附气解吸，从而造成总含气量的降低。通过对四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气富集的研究，何治亮等[3]认为抬升产生微裂缝但没有出现大的穿层裂缝或断裂是最理想的，即“裂而不破”更有利于页岩气富集成藏。丁山地区裂缝多期次发育[13,45]，靠近齐岳山断裂，埋藏较浅的构造部位，页岩气容易发生大规模逸散，不利于页岩气保存[38]。现场钻井发现，齐岳山断裂附近的DY1井和DY3井钻遇常压页岩气藏，含气量低，表明后期成藏过程中，天然气逸散强烈。

4.4 页岩气“甜窗”

通过对水力压裂效果和页岩气产量数据的大量统计分析，发现页岩气高产层段主要集中在岩层的某一深度段。基于此，何治亮等[4]提出页岩气地下“甜窗”的概念。这一概念不仅包括地质上的原始沉积条件、成岩过程(地质建造作用)以及后期适度的构造变形改造与抬升剥蚀(地质改造作用)的有机组合[5]，还包括开发过程中水平井钻井条件及可压性等。研究表明，四川盆地及周缘甜窗通常的顶界深度为2 000～2 700 m，底界为4 000～4200 m，由于不同地区页岩储层特征存在差异，现今地层埋藏深度较深，在水平井施工过程中，地层脆性矿物含量不足，压裂起缝难度大，底界可能延伸到4 500～5 000 m[4]。川东南丁山地区勘探开发中，发现五峰组-龙马溪组优质页岩埋深在3 500～4 500 m(深层)的面积明显大于埋深在1 800～3 500 m(中浅层)的面积(图1b)。深层地区页岩气藏压力系数普遍较高，页岩气保存条件好，基于这一认识，认为寻找深层五峰组-龙马溪组优质页岩“甜窗”是下一步勘探开发需要重点突破的方向。

4.5 产量特征分析

多期次构造活动导致盆缘地区多表现为常压页岩气藏[46-47]，如DY1井，压力系数为1.06，试采最高产气量为3.45×104m3/d，含气量2.0～5.0 m3/t，产量3.45×104m3/d(表1)。在向盆地内部深层方向，页岩气藏压力增加，多表现为页岩气测试产量高，但后期稳产时间短，EUR递减快，如DY2井，压力系数为1.78，含气量4.0～7.0 m3/t，产量10.57×104m3/d，试采最高产气量为10.53×104m3/d。DY2井和DY1井优质页岩厚度相差较小，但含气量和产量都相差较大，分析导致这一差异的主要原因，一方面是页岩气保存程度不同，气藏压力系数大的DY2井经历的构造活动相对较弱。另一方面，靠近盆地内部，溶蚀孔不发育也是重要原因。统计DY2HF井2016年7月11日到2019年12月11日产量发现，油压控制在14.48 MPa，日产气0.5×104m3/d，年产气16.40×104m3/d，反排率63.84%，到2019年12月11号，累计产气1 543.26×104m3/d。中后期随着油压的降低，水平井相对稳定的生产一段时间。在不考虑工程方面因素的情况下，丁山地区的气井相较邻区普遍产量低，后期生产过程中发现EUR也低。

5 结论

1)川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型主要分为4种，包括硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩，其中优质页岩为WF2—LM4，厚度介于6～10 m，与涪陵页岩气田相比较薄，这可能受黔中隆起向盆地方向延伸形成的丁山水下高地影响。

2)研究区储集空间主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝。矿物质孔分为粒间孔、粒内孔和溶蚀孔，溶蚀孔是页岩气保存过程研究中需要重点关注的孔隙类型。丁山地区无沥青充填的溶蚀孔较发育，对页岩气保存具有重要影响，反映了地质历史时期较活跃的构造抬升活动。

3)盆地边缘构造活动频繁，页岩厚度较薄，页岩气散失严重，向盆地内部方向页岩品质变好，厚度变大，保存条件也变好。丁山地区盆地内部埋藏较深的页岩地层面积远大于浅层页岩地层面积，在页岩气勘探过程中，寻找川东南WF2—LM4笔石带硅质页岩厚度大、埋藏适中、保存条件较好的“甜窗”地区是开展页岩气研究需要重点关注的方向。

致谢:文中引用了中国石化石油勘探开发研究院、江汉油田分公司、勘探分公司和华东油气分公司等单位的宝贵资料，在此一并表示衷心感谢。向编辑老师和审稿专家致以诚挚的谢意！