川東南石寶礦區龍潭組頁巖氣(煤層氣)潛力分析
——以SD1井為例

鄧 敏, 蘭葉芳, 程錦翔, 王正和,余 謙, 劉安然, 趙安坤

1)中國地質調查局成都地質調查中心, 四川成都 610081;2)自然資源部沉積盆地與油氣資源重點實驗室, 四川成都 610081;3)貴州工程應用技術學院礦業工程學院, 貴州畢節 551700;4)四川省能投油氣勘探開發有限公司, 四川成都 610023

在全球碳中和的大背景下, 伴隨著能源體系的逐步優化, 能源消費結構將持續向更低碳能源結構轉型(崔榮國等, 2021), 今后的一段時間內, 化石能源中的天然氣將比石油和煤炭增長更快(鄒才能等,2020)。過去十來年, 頁巖氣已成為美國日漸重要的天然氣資源。根據美國能源信息署(Energy Information Administration)的預測, 到 2035年時, 美國大約46%的天然氣供給將來自頁巖氣。隨著美國的“頁巖氣革命”, 頁巖氣得到了全世界其他國家的廣泛關注, 中國成為世界上第三個掌握頁巖氣勘探開發技術的國家(聶海寬等, 2020)。

我國發育海相、海陸過渡相和陸相三類富有機質頁巖(張金川等, 2009)。目前, 海相頁巖氣不斷獲得突破(翟剛毅等, 2016, 2017), 在四川盆地已實現商業化開發, 研究程度較高(金之鈞等, 2016; 蘭葉芳等, 2021), 而海陸過渡相頁巖氣的勘探與研究程度整體較低, 還處于初期階段。近年來, 中石油、中石化、自然資源部等相關單位和研究院所陸續在鄂爾多斯盆地、沁水盆地、南華北盆地和南方揚子地區進行海陸過渡相頁巖氣的積極探索, 在石炭系、二疊系等多套頁巖地層發現頁巖氣(張曉波等,2016; 郭旭升等, 2018; 匡立春等, 2020), 尤其是在鄂爾多斯盆地東緣已初步實現了海陸過渡相頁巖氣勘探突破(董大忠等, 2021)。總體而言, 我國海陸過渡相頁巖氣資源量約為 19.8×1012m3, 占我國頁巖氣總資源量的25%, 資源豐富(董大忠等, 2016)。前人研究認為, 海陸過渡相烴源巖在鄂爾多斯和四川盆地廣泛分布, 以Ⅲ型干酪根為主, 生烴(氣)能力強, 成藏條件優越, 是大陸邊緣盆地最有利的烴源巖類型, 具備良好的頁巖氣資源潛力和勘探開發前景, 可能是未來頁巖氣勘探開發的重要接替層系(董大忠等, 2021; 楊躍明等, 2021)。

上二疊統龍潭組是四川盆地重要的烴源巖層系,主要發育在川中—川東南地區。其中, 川中地區埋深主要為 3000～4500 m; 川東南地區埋深主要介于1000～3500 m(郭旭升等, 2018)。川東南地區近年來鉆遇龍潭組井位較多, 多數井龍潭組富有機質頁巖段厚度可觀, 區內10多口井在龍潭組均獲頁巖氣顯示, 東頁深1井、宋7井、桐6井鉆遇龍潭組時均發生了后效顯示和井涌, 表明龍潭組泥頁巖具有良好的含氣性(翟剛毅等, 2020)。川東南地區龍潭組泥頁巖厚度、埋深適中, 是四川盆地龍潭組頁巖氣勘探最有利的地區(郭旭升等, 2018)。前人對于四川盆地二疊系龍潭組泥頁巖發育的巖性組合特征(郭炎和林良彪, 2020)、沉積環境(曹清古等, 2013)、地球化學特征(劉全有等, 2012; 劉安然等, 2019)以及儲集性和勘探潛力(陳斐然等, 2020; 趙培榮等, 2020)等方面進行了有益的探索, 但是與研究較為深入的海相地層相比較而言, 海陸過渡相富有機質頁巖發育特征與分布、沉積模式、有機質富集機理等非常規油氣沉積學相關研究有待深入(董大忠等, 2021)。因此,本文以川東南古藺石寶地區SD1井海陸過渡相的二疊系龍潭組地層為研究對象, 結合巖芯觀察、巖石學和地球化學分析, 綜合探討龍潭組烴源巖的發育特征和影響因素, 以期豐富四川盆地海陸過渡相油氣地質研究成果, 為研究區內資源的進一步的勘探開發提供基礎資料和科學依據。

1 區域地質概況

研究區位于川南古藺縣石寶鎮, 屬于川南煤田古敘礦區的一部分, 構造位置屬于揚子板塊四川盆地東南緣的古藺—筠連褶皺帶(圖1), 以東西向短軸復式褶皺為主(尹中山, 2009)。二疊紀之前, 區內為海相沉積; 晚二疊世, 黔北—川南隆起帶控制了川南地區的沉積特征, 該區為海陸過渡相沉積(劉安然等, 2019)。隨后, 海水持續上升, 出現晚二疊世晚期的長興期碳酸鹽沉積。

圖1 研究區主要構造特征及SD1井位置(據唐勝利等, 2021修改)Fig. 1 Main structural units and the location of Well SD1(modified from TANG et al., 2021)

受東吳運動及峨眉山玄武巖噴發的影響, 茅口組頂部發生風化巖溶作用, 川南地區龍潭組底部普遍缺失部分沉積(劉安然等, 2019)。目的層位龍潭組與上覆長興組整合接觸, 與下伏茅口組假整合接觸,為一套以砂巖、粉砂巖、粉砂質黏土巖、碳質頁巖互層為主的海陸過渡相含煤巖系, 含煤10余層, 其中有可采價值且發育穩定的煤層 7層, 分別編號為C13、C14、C15、C17、C23、C24、C25(唐勝利等, 2021)。

2 沉積特征

石地1井(SD1)位于石寶鎮石寶向斜軸部(圖1),鉆遇龍潭組煤層 16層(TOC普遍>40%的煤巖), 共17.88 m; 碳質泥巖(TOC >2%的泥(頁)巖, 標準參考陳建平等(1997))、高碳泥巖(TOC >6%的泥(頁)巖)夾泥巖、粉砂質泥巖18層, 共47.74 m, 單層最厚達6.98 m; 粉-細砂巖6層, 累計厚16.29 m, 單層最厚達5.28 m。根據巖性、沉積構造、古生物、測井等特征, 將 SD1井龍潭組分為下、中、上三段(圖2)。龍潭早期主要以潮坪-海灣環境為主, 龍潭組中期西部物源供給增加, 形成了潮坪-三角洲環境; 晚期東部海侵加劇, 岸線向西退縮, 大部分地區碎屑巖沉積逐漸被碳酸鹽巖沉積取代, 受西部物源影響,石寶地區龍潭組時期主要為三角洲沉積環境(邵龍義等, 2013)。

圖2 SD1井沉積特征綜合柱狀圖Fig. 2 Comprehensive histogram of the sedimentary characteristics in Well SD1

(1)龍潭組下段: 與茅口組灰巖呈假整合接觸,包括 1煤層(為川南煤田的 C25煤層)及下硫鐵礦層,該段厚7.63 m, 為淡化瀉湖微相沉積。上部煤層厚2.65 m, 為灰黑-黑色半亮型煤, 呈粉煤特征, 發育炭化植物葉片化石; 下部為灰白色黏土巖、灰黑色碳質泥巖, 含黃鐵礦及少量含氟極高的礦物-螢石(游超等, 2022; 栗克坤等, 2022), 厚4.28 m, 黃鐵礦呈星散狀、結核狀、浸染狀稀疏或富集于灰白、灰色黏土巖中, 下部黃鐵礦較富集, 向上逐漸發育為層狀硫鐵礦層(即下硫鐵礦層), 具層理結構, 主要為瀉湖亞相沉積特征。

(2)龍潭組中段: 厚約 69.52 m, 以深灰色薄層碳質泥巖、泥巖夾煤層及粉砂巖與細砂巖互層為主,含煤8層及上硫鐵礦層。其中, 該段下部以細砂巖,粉砂巖為主夾薄層泥巖及碳質泥巖及煤層, 常見波紋層理、水平層理、透鏡狀層理及小型交錯層理, 底部見泥礫, 為分流河道、決口扇及分流間灣微相沉積; 上部為碳質泥巖、粉砂巖、細砂巖夾煤層, 發育水平層理, 常見植物根莖化石。整體以“砂泥互層”結構為主, 為三角洲平原亞相沉積。

(3)龍潭組上段: 與長興組灰巖整合接觸, 以碳質泥巖夾粉砂巖, 細砂巖及煤層為主, 頂部見灰白色黏土巖, 底部常見灰黑色碳質泥巖, 含豐富星點狀黃鐵礦, 常見動物潛穴、蟲孔。其中, 碳質泥巖呈黑色, 常見炭化植物化石, 局部化石極豐富形成高碳泥巖, 灰色粉砂巖, 細砂巖層發育中、小型交錯層理、水平層理及沙紋層理, 局部見泥礫。整體以“泥包砂”結構為主要特征, 為三角洲平原-三角洲前緣亞相沉積。

3 富有機質泥頁發育特征

3.1 礦物組成

總計27件樣品的全巖及黏土礦物X射線衍射分析表明, SD1井龍潭組巖石由黏土礦物、石英、碳酸鹽礦物(方解石+白云石+菱鐵礦)、銳鈦礦、黃鐵礦和長石組成(表1), 上述礦物在縱向上(龍潭組下段、中段至上段)無明顯變化規律(圖3)。其中, 黏土礦物是最主要的組分, 其分布范圍為 19.7%～82.7%, 平均值為 49.7%, 其次是石英, 其分布范圍為 0.5%～66.5%, 平均值為23.9%(表1, 圖4a), 這與前人在鄰區黔北習頁1井、西門1井以及川南地區野外剖面的研究結果相一致(曹濤濤等, 2018)。與川東地區龍潭組泥頁巖的礦物組分相比較而言, 川東南 SD1井黏土礦物含量稍低, 具有顯著較高的菱鐵礦、黃鐵礦和銳鈦礦含量(王曉蕾等, 2020)。

表1 龍潭組泥頁巖中各種礦物在全巖中的含量/%分布情況統計表Table 1 Distribution of mineral contents /% in shale of Longtan Formation in whole rock using XRD

圖3 SD1井龍潭組不同井深礦物組成情況Fig. 3 Characteristics of mineral longitudinal variation of Longtan Formation in Well SD1

圖4 SD1井全巖(a)及其黏土礦物(b)構成情況Fig. 4 Compositions of whole rock (a) and clay minerals (b) in Well SD1

研究樣品中, 黏土礦物在巖石中的含量接近50%, 以伊/蒙混層為主(約占黏土礦物總量的 3/4),其余高嶺石、綠泥石、伊利石和綠/蒙混層在巖石中含量依次為13.1%、7.4%、3.2%和1.4%(圖4b)。相較于已獲得商業開發的四川盆地五峰—龍馬溪組,研究區龍潭組泥頁巖中高黏土礦物含量和相對較低的脆性指數增加了壓裂難度。

3.2 有機地球化學特征

有機質豐度、類型、成熟度等有機地球化學特征是衡量泥頁巖生烴潛力的重要因素(Bowker, 2007)。

3.2.1 有機質豐度

有機質豐度是評價烴源巖生烴潛力的重要指標,是頁巖氣富集最重要的控制因素之一。TOC是頁巖氣形成和富集的物質保障, 有機碳含量能較好地反映頁巖生烴能力并影響烴類氣體的賦存狀態及含氣性(鄧恩德等, 2020)。深入分析TOC含量變化及其制約因素有助于從根本上認識頁巖氣形成和富集的地質因素(陳孝紅等, 2018)。SD1井龍潭組37個碳質泥巖、粉砂質泥巖樣品的殘余有機碳含量(TOC)主要變化于1.23%～26.6%之間, 平均值為7.37%; 16個煤巖樣品的TOC含量變化于6.36%～92.5%之間, 平均值為50.3%; 8個粉砂巖、細-中砂巖樣品的TOC含量變化于1.45%～11.9%之間, 平均值為4.74%(表2)。與海相五峰—龍馬溪組往往具有自下而上TOC含量降低的趨勢不同, 海陸過渡相泥頁巖樣品的有機質豐度受巖性變化的控制明顯。煤巖樣品具有非常高的 TOC含量, 顯示強大的煤層氣生烴潛力, 其中,龍潭組下段只有 1個煤巖樣品, 其 TOC含量為92.5%, 龍潭組中段和上段煤巖樣品的 TOC含量平均值分別為55.3%和44.9%。泥頁巖樣品中, 龍潭組上段顯示出比中段更高的TOC含量, 二者的平均值分別為 8.5%和 5.2%, 并且有機質含量大于 8%的高碳泥巖也主要分布在龍潭組上段。此外, 粉砂巖和砂巖樣品數較少, 但總體顯示出龍潭組中段比上段該類巖性中更富有機質的特征, TOC含量的平均值分別為5.7%和3.2%。

表2 SD1井龍潭組有機地球化學及物性分析結果Table 2 Results of organic geochemistry andphysical properties of Longtan Formation in Well SD1

3.2.2 有機質類型與成熟度

干酪根的穩定碳同位素組成(δ13C)能夠表征原始生物母質的特征, 次生的同位素分餾效應不會嚴重掩蓋原始生物母質的同位素印記(余川等, 2012),因此選擇干酪根δ13C測試數據來判別龍潭組的有機質類型。SD1井15個樣品的干酪根碳同位素分析結果表明, 其δ13C(PDB)集中分布在–22.8‰～–24.2‰之間。根據干酪根δ13C分布與其類型的關系(王大銳,2000), 龍潭組泥頁巖有機質主要以Ⅲ型干酪根為主。結合有機質鏡檢測試結果, SD1井有機質主要由鏡質組組成, 少量惰質組, 未見殼質組(劉安然等,2019), 表明有機質主要源自高等植物, 這與龍潭組地層中廣泛發育的植物化石相吻合。根據鏡質體反射率測試結果, SD1井龍潭組泥頁巖有機質鏡質體隨機反射率Ro介于2.63%～2.93%之間, 處于過成熟生干氣階段(唐勝利等, 2021), 具備良好生烴潛力。

4 儲集性特征

4.1 孔隙度和滲透率

物性分析表明, SD1井泥頁巖的孔隙度變化于3.05%～4.35%, 平均孔隙度為3.54%, 均在5%以下;滲透率約為 0.486 μD, 遠在 1000 μD 以下(表2), 可見龍潭組泥頁巖孔隙度和滲透率都非常低, 具明顯的超低孔超低滲特征, 一定程度上有利于頁巖氣的原位成藏和保存(鄧恩德等, 2020)。該井粉-細砂巖孔隙度介于5.41%～16.18%, 平均值為9.88%(<10%),以低孔-特低孔為主; 滲透率(空氣)介于0.506～1.652 mD, 平均值為0.877 mD (<1 mD); 除部分樣品受微縫影響以外, 多數樣品均屬于典型的致密砂巖(鄒才能等, 2012; 楊平等, 2021)。

4.2 儲集空間類型

氬離子拋光-場發射掃描電鏡實驗觀測結果表明, SD1井龍潭組泥頁巖儲集空間類型主要包括微裂縫(隙)、有機質孔、礦物溶蝕孔和晶間孔(圖5)幾種類型。

圖5 川東南龍潭組泥頁巖儲集空間類型及特征Fig. 5 Reservoir space types of mud shale in Longtan Formation, southeast Sichuan

微裂縫是最為重要的儲集空間類型, 鏡下可見大量的微裂縫發育, 包括在成巖及后期改造過程中產生的微裂縫以及有機質與礦物邊緣之間形成的收縮縫(圖5a–d)。微裂縫的發育改善滲透性的同時提供大量運移通道, 利于頁巖氣成藏及其后期的壓裂改造。龍潭組泥頁巖樣品富含有機質, 但主要由鏡質組組成, 不利于有機質生烴孔隙的形成(王曉蕾等, 2020), 因此有機質孔對于儲集空間的貢獻相對較小, 往往是在有機質生烴過程中產生的少量氣泡孔(圖5e, f)作用更大。同時, 可見少量的礦物溶蝕孔隙發育, 多為石英顆粒、方解石或白云石粒內溶孔, 大多呈不規則狀, 連通性較差(圖5b, g)。晶間孔主要發育于黃鐵礦晶粒之間, 常被有機質或黏土礦物充填, 殘余部分晶間孔隙(圖5h, i)。總體而言,微裂縫是本區內較為重要的儲集空間類型。

5 含氣性特征

5.1 現場解吸

對 SD1井鉆井巖芯進行現場解吸實驗, 結果顯示該井龍潭組解吸總含氣量為 0.11～26.31 m3/t, 平均值為 7.32 m3/t。其中, 泥頁巖含氣量變化在0.61～4.70 m3/t之間, 含氣性相對較好, 解吸氣總含氣量均大于0.5 m3/t, 平均值為2.16 m3/t, 已達到工業開采標準的下限(黃金亮, 2012); 煤層的含氣量介于3.1～26.31 m3/t之間, 平均值為12.32 m3/t, 含氣量高, 具有較大的資源潛力; 致密(粉)砂巖的含氣量為0.11～0.46 m3/t, 平均值為0.24 m3/t, 含氣性較差。

5.2 等溫吸附

飽和吸附氣含量能夠直觀反映泥頁巖的吸附能力, 其值越大表明泥頁巖的吸附能力越強, 頁巖氣的富集潛力越大(鄧恩德等, 2020)。

此次選取了 10個樣品進行等溫吸附實驗。通過等溫吸附實驗獲得各平衡點的壓力, 采用Langmuir方程等溫吸附方程(V=VL×P/(PL+P))擬合計算可得出飽和吸附氣含量。結果顯示, SD1井龍潭組碳質泥巖飽和吸附氣量主要集中分布在2.60～4.68 m3/t, 均大于 2.00 m3/t, 尤其是靠近煤層的高碳泥巖樣品的飽和吸附氣含量可高達10.13 m3/t(圖6), 表明泥頁巖飽和吸附氣量整體較高, 顯示出良好的吸附性能。同時, 該地層中煤層顯示出非常好的吸附性, 其飽和吸附氣量為 5.21～14.23 m3/t(圖6), 平均值為10.76 m3/t, 并且總體顯示出從龍潭組下段至龍潭組上段, 煤層吸附能力具有逐漸增強的特征, 說明埋深與煤巖吸附能力呈負相關性。

圖6 龍潭組泥巖樣品和煤巖樣品甲烷等溫吸附曲線Fig. 6 Isothermal adsorption curves of methane from mudstone samples and coal samples in Longtan Formation

6 有利層段和有利區

研究區二疊系龍潭組泥頁巖累積厚度較大、有機質豐度和熱演化程度高, 生烴能力強, 含氣性較好。但本區龍潭組為煤層、碳質泥巖層及致密砂巖層交替出現, 因各小層縱向厚度較薄, 橫向非均質性強、連續性差, 因此在進行優勢層位選擇時將各巖性小層進行組合, 以碳質泥巖(TOC普遍>2%)夾煤(TOC普遍>40%)組合為主, 兼顧煤層。綜合厚度、地層埋深、地化參數、物性特征、保存和壓裂條件等各因素, 研究認為龍潭組上段 C14–C17碳質泥巖夾煤層組合、龍潭組中段 C20–C24碳質泥巖夾煤層組合為優選有利層段(圖7)。上段泥煤砂組合位于 C17頂至 C14間, 厚度 30.44 m, 平均含氣量為5.83 m3/t, 最高達18.29 m3/t; 中段泥煤砂組合位于 C24至 C20上部間, 厚度 36.7 m, 平均含氣量為6.7 m3/t, 最高達17.51 m3/t。聚焦于海陸過渡相的整套頁巖層系, 有利于實現煤層氣、頁巖氣和致密砂巖氣的“三氣合采”和“體積開發”。

圖7 SD1井龍潭組有利層段分布(圖例見圖2)Fig. 7 Distribution of favorable intervals of Longtan Formation in Well SD1 (see Fig. 2 for the legend)

生烴母質的含量由總有機碳(TOC)和泥頁巖厚度共同決定, 我國目前大多將 2%的 TOC含量和30 m的有效頁巖厚度作為頁巖氣具備工業開采價值的下限(鄒才能等, 2010; 王曉蕾等, 2020)。研究區龍潭組以深灰色泥巖、碳質泥巖、灰色細砂巖、粉砂巖含煤巖為特征, 碎屑沉積粒度偏細, 一般為粉砂巖、細砂巖、泥巖, 地層厚度76.25～130.11 m, 平均92.33 m, 變化較大。厚度中心主要集中在石寶向斜中部SD1井附近以及西南部石鵝和長坪一帶, 厚度均大于100 m(圖8a)。其中, 碳質泥巖在區內廣泛發育, 而碳質泥巖大于 30 m厚度的范圍主要是石寶—長坪一線和西部石鵝一帶(圖8b)。結合區域的構造-埋藏史演化特征(圖9), 川南以低陡構造為主,構造簡單(楊躍明等, 2021), 沉積厚度較大的區域為頁巖氣勘探開發的有利生烴和成藏區。總體而言,煤層厚度/地層厚度(含煤系數)平均為12.37%, 礦段內大部分地區含煤系數大于 10%, 局部地區大于15%, 主要分布于石寶鎮西部和萬勝一帶, 為沼澤發育區。碳質泥巖厚度/地層厚度(泥/地比)在向斜核部多為為 30%, 向斜兩翼局部地區大于 50%, 呈南北向展布, 主要分布于偏向斜南翼石寶鎮—SD1井—長坪一帶及西南部石鵝鄉一帶。以碳質泥巖+煤層厚度為主要指標, 結合其余多項參數認為, SD1井及其西南側為該區最有利的頁巖氣分布區。

圖8 石寶礦段龍潭組地層厚度分布圖(a)和碳質泥巖厚度分布圖(b)Fig. 8 Thickness of Longtan Formation (a) and carbonaceous mudstone (b) in Shibao mine field

圖9 研究區構造-埋藏史演化特征(據唐勝利等, 2021修改)Fig. 9 Evolution characteristics of structure-burial history in the study area (modified from TANG et al., 2021)

目前, 頁巖氣開采層位的有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ型為主(李琪琪等, 2020), 但也有少數層位(如美國San Juan盆地白堊系Lewis頁巖)為Ⅲ型(Hill et al.,2004; Montgomery et al., 2005)。除此之外, 研究區龍潭組泥頁巖黏土礦物含量相對較高, 脆性指數相對較低, 增加了壓裂難度。但海陸過渡相垂向上頁巖、粉砂巖、砂巖、煤巖互層, 夾于頁巖之間的粉砂巖、砂巖夾層有利于水力壓裂(董大忠等, 2021)。事實上, 脆性較低的頁巖也可以是優質產層(蔣恕等, 2017)。龍潭組與 Lewis頁巖以及鄰區重慶和黔西北沉積環境相似, 其頁巖地層參數具有相對較好的可比性(表3)。具有未來區域連片-規模勘探開發良好的物質基礎條件。

表3 SD1井與其他地區海陸過渡相頁巖地層參數對比Table 3 Comparison of parameters between Well SD1 and other areas in marine-continental transitional facies

7 結論

(1)川東南石寶礦區龍潭組泥頁巖與煤層和(粉)砂巖層交替出現, 泥頁巖累計厚度較大, 平均厚度約為47.74 m。泥頁巖有機質豐度高, 有機碳含量變化在 1.23%～26.6%之間, 平均值為 7.37%; 鏡質體反射率介于 2.63%～2.93%之間, 處于過成熟生干氣階段, 生烴能力強。

(2)研究區龍潭組碳質泥頁巖與煤層儲層非均質性強, 孔隙度和滲透率都非常低, 孔隙度均在5%以下, 滲透率遠<0.1 mD, 具超低孔超低滲特征。儲集空間主要包括微裂縫、有機質孔、溶蝕孔和黃鐵礦晶間孔等類型, 微裂縫是本區較為重要的儲集空間類型。

(3)鉆井證實龍潭組地層含氣性好, 總體表現為煤層氣>頁巖氣>砂巖氣, 泥頁巖及煤層具有相對較高的含氣性和吸附性能, 顯示良好的頁巖氣(煤層氣)勘探開發潛力。

(4)高有機碳含量、高熱演化程度、良好的含氣性和吸附性、適度的埋深是研究區龍潭組頁巖氣勘探開發的有利條件, 但是黏土礦物含量相對較高,脆性指數相對較小, 增加了壓裂難度。因此, 需要聚焦于海陸過渡相的整套頁巖層系, 泥頁巖之間的粉砂巖、砂巖夾層有利于水力壓裂, 勘探開發擬以碳質泥巖夾煤層組合為主, 龍潭組上段 C14–C17泥煤組合夾砂巖、龍潭組中段 C20–C24泥煤層組合夾砂巖是優選有利層段, 有利于實現煤層氣、頁巖氣和致密砂巖氣的高質量開采。

Acknowledgements:

This study was supported by China Geological Survey (No. DD20221661), Sichuan Energy Investment Co., Ltd. (No. NM-SB-2015-04), Science and Technology Department of Guizhou Province (No.[2017]1407), and Guizhou University of Engineering Science (No. G2017006).