Evaluation of shale gas resources in Yuqia sag of Qaidam Basin
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摘要:
柴达木盆地北缘柴页1井揭示, 鱼卡凹陷中侏罗统大煤沟组具有页岩气形成的地质条件, 但资源潜力不明。结合钻井和地震资料, 识别和优选含气页岩厚度、面积、含气量等参数, 采用体积法计算鱼卡凹陷页岩气地质资源量。结果表明, 埋深1500~3000m的页岩气资源最为富集, 占鱼卡凹陷总地质资源量的38.95%, 其中游离气占38%, 展示了鱼卡凹陷良好的页岩气资源前景
Abstract:Middle Jurassic Dameigou Formation shale, which is well developed in northern Qaidam Basin. Yuqia sag possesses favor-able geological conditions for shale gas, as shown by Chaiye-1 well; nevertheless, the resource potential of shale gas remains unclear. In combination with drilling and seismic data, the authors identified the parameters of gas-bearing shale such as thickness, area, and gas content of shale, and then evaluated geological resources of shale gas in Yuqia sag with the volume method. The results show that the resources of shale gas in the buried depth of 1500~3000m of Yuqia sag are very abundant and are likely to account for 38.95% of the total shale gas geological resources, and in particular, the free gas can account for 38% of the total gas, thus showing good resource prospect of shale gas in Yuqia sag.
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Keywords:
- Qaidam Basin /
- shale gas /
- Yuqia sag /
- resources evaluation
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国内外勘探实践已证实，泥页岩油气已经成为油气勘探开发的一个新领域，无论美国等海相沉积泥页岩，还是中国等海相、陆相沉积泥页岩，都具有较大的油气资源潜力[1-4]。虽然中国页岩气研究起步晚、生烃与赋存机理等亟待攻关问题多[5]，依然把泥页岩油气当作继煤层气、致密油等非常规油气勘探开发的新方向，陆续在四川盆地下古生界、鄂尔多斯盆地三叠系、吐哈盆地侏罗系、中国南方古生界等开展了不同盆地、不同层系泥页岩的油气资源调查、潜力评价与选区工作[6-9]。2014年，中石化涪陵页岩气田的诞生，进一步展示了中国海相页岩气领域的广阔前景。柴达木盆地作为中国西部大型海相、陆相叠合盆地，已经发现了大量常规油气资源，页岩气等非常规油气资源潜力评价是亟待深入评价的一个新领域。
柴达木盆地位于青藏高原北部，夹持于南祁连山、东昆仑山、阿尔金断裂、鄂拉山断裂之间，面积12.1×104km2，为古生代海相与中—新生代陆相叠合盆地，隶属于特提斯构造域。成盆演化经历了2个大的阶段：晚三叠世及之前经历的多岛陆间洋、伸展裂谷洋、残留海槽阶段和晚三叠世末（印支运动）之后经历的内陆盆地形成阶段[10-15]。盆地发育石炭系、侏罗系、古近系和第四系4套烃源岩，且互不叠置，其中侏罗系、古近系、第四系已经发现了20余个大中型油气田，并且在柴东地区的绿梁山、石灰沟、城墙沟、旺尕秀等地区发现了石炭系油苗，探井（钻孔）、露头均不同程度地揭示石炭系暗色泥岩。油源对比表明，大部分油气来源于石炭系泥页岩，进一步证实了石炭系的生烃潜力[16-17]。石炭系作为中—新生代沉积盆地的基底之一，大面积分布于柴达木盆地东部（以下简称柴东地区）（图 1），从柴北缘宗务隆山前到南缘东昆仑山前均有发育，残留分布于山前冲断带及各凹陷带，但不同凹陷的残留厚度、埋深具一定差异。但石炭系是否具备泥页岩气生成条件、泥页岩如何分布、泥页岩气勘探前景如何等都是亟待解决的关键问题。本文通过烃源岩系统评价及残留分布分析泥页岩气发育的有利靶区，为柴东地区泥页岩气勘探提供有利的地质依据。
1. 泥页岩生成条件
柴东地区石炭系自下而上发育下石炭统穿山沟组、城墙沟组、怀头他拉组和上石炭统克鲁克组、扎布萨尕秀组。通过城墙沟、石灰沟等石炭系典型、完整剖面实测，认为下石炭统穿山沟组—城墙沟组表现为陆源扇三角洲相-碳酸盐岩台地相海进沉积旋回，怀头他拉组整体表现为滨岸相潮坪环境-碳酸盐台地相海进沉积旋回；上石炭统克鲁克组—扎布萨尕秀组为滨岸相潮坪、障壁岛沉积环境-碳酸盐台地相海进沉积旋回（图 2）。
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图 2 柴达木盆地东部石炭系沉积相与烃源岩综合地球化学剖面Figure 2. Carboniferous sedimentary facies and comprehensive geochemica outcrop profile of hydrocarbon source rocks in eastern Qaidam Basin1.1 沉积特征
下石炭统怀头他拉组一段发育薄层-中厚层砂岩与泥岩互层，夹多层薄层、中厚层内碎屑生物碎屑灰岩（60cm），夹薄层珊瑚礁灰岩；沉积环境为滨岸相、潮坪亚相、潮间带混合坪微相。怀头他拉组二段主要发育厚层生物碎屑灰岩，具双向交错层理，生物碎屑颗粒较大（3~6cm），含燧石条带；沉积环境为碳酸盐台地相、局限台地相。怀头他拉组三段发育厚层泥晶灰岩、生物碎屑灰岩，含完整生物化石，灰岩层内较破碎，表明风暴作用强烈；沉积环境为碳酸盐台地相，局限台地、开阔台地。
上石炭统克鲁克组一段下部为炭质泥页岩段夹煤线，上部发育条带状泥晶灰岩，沉积环境为滨岸相，潮坪、泥炭坪及混合坪环境。克鲁克组二段为泥晶灰岩夹灰色泥岩，灰岩比例多于泥岩，泥岩中夹有薄煤层（厚度小于3m），沉积环境为滨岸相，潮坪、混合坪环境。克鲁克组三段障壁岛及潮道环境砂砾岩、砂岩发育，夹暗色泥岩段及炭质泥页岩段、煤层，沉积环境为滨岸相，障壁岛、潮坪环境。克鲁克组四段暗色炭质泥页岩段发育，夹薄层灰岩及煤层，沉积环境为滨岸相，潮坪环境。
扎布萨尕秀组下段发育中厚层泥晶灰岩和暗色炭质泥页岩段，沉积环境为滨岸相，潮坪环境。扎布萨尕秀组上段发育厚层泥晶灰岩，沉积环境为碳酸盐岩台地，开阔台地。
总体上，下石炭统怀头他拉组潮坪、台地环境发育暗色泥岩、炭质泥页岩；上石炭统克鲁克组障壁岛、潮坪环境发育暗色泥岩、炭质泥页岩，扎布萨尕秀组下段潮坪环境发育暗色炭质泥页岩，是石炭系泥页岩发育的主要类型和层段。
1.2 生烃潜力评价
1.2.1 有机质丰度
柴东地区石炭系泥岩、炭质泥页岩由于受地表风化影响严重，S1+S2和氯仿“A”含量较低。泥岩、炭质泥页岩S1+S2平均值分别为0.29mg/g、0.27mg/g，氯仿“A”平均值分别为0.013%、0.055%。因此，石炭系泥质烃源岩评价优选受地表风化影响较小的TOC可作为主要的有机质丰度评价指标。
石灰沟、城墙沟等地60余块样品的有机地球化学分析表明，石炭系暗色泥岩、炭质泥页岩有机质丰度较高，其中暗色泥岩TOC含量分布范围为0.27%~3.08%，平均值为0.92%，55%的暗色泥岩样品达到中等-好烃源岩；炭质泥页岩TOC含量分布范围为0.81%~7.29%，平均值为3.08%，73%的炭质泥页岩样品达到中等-好烃源岩。总体上，暗色泥岩、炭质泥页岩为中等-较好烃源岩，具有较大的生烃潜力，是石炭系的主要烃源岩（表 1）。
表 1 柴达木盆地东部石炭系露头烃源岩有机质丰度Table 1. Abundance data of organic matter of Carboniferous outcrop hydrocarbon source rocks in eastern Qaidam Basin剖面 地层 岩性 TOC/% S1+S2/mg.g-1 HI/(mg.g-1TOC) Tmax/℃ 综合评价 石灰沟 C2z 炭质泥岩 1.7~5.83 0.36~0.42 4.97~17.06 451~477 中等-较好 3.77(2) 0.39(2) 11.02(2) 464(2) 煤 52.81 3.48 6.15 463 差 C2k 灰岩 0.11~0.96 0.03~0.20 7.69~30 491~511 最低-有效烃源岩 0.26(9) 0.09(9) 20.57(9) 497(9) 泥岩 0.31~1.05 0.06~0.15 2.35~10 518~542 中等-好 0.68(6) 0.11(6) 8.64(6) 524(6) 炭质泥岩 1.56~7.29 0.19~1.07 4.97~17.06 451~543 中等-好 3.87(9) 0.47(9) 10.84(9) 513(9) 煤 3.45~14.63 0.42~0.64 3.01~8.70 501~541 差 9.04(2) 0.53(2) 5.85(2) 521(2) C1h 灰岩 0.02~0.23 0.02~0.05 12.5~100 476~510 差-有效烃源岩 0.09(4) 0.04(4) 37.64(4) 492(4) 炭质泥岩 0.81~1.15 0.05~0.27 4.94~12.17 523~540 差 0.98(2) 0.16(2) 8.56(2) 532(2) 旺尕秀 C2k 灰岩 0.04~0.05 0.03~0.06 20~25 477 差 0.05(2) 0.05(2) 22.5(2) 泥岩 0.83~3.08 0.09~1.1 8.43~29.55 451~541 中等-好 1.96(2) 0.60(2) 18.99(2) 496(2) 炭质泥岩 1.12~2.1 0.16~0.64 10.71~20.95 542~543 差-中等 1.61(2) 0.4(2) 15.83(2) 542.5(2) 煤 46.23 2.49 4.76 444 差 C1cq 灰岩 0.03~0.1 0.02~0.04 20~33.33 473~484 差 0.07(2) 0.03(2) 26.67(2) 478.5(2) 绿梁山 C1h 灰岩 0.01~0.1 0.01~0.07 20~85.71 436~490 差 0.04(11) 0.03(11) 48.6(11) 478(9) 城墙沟 C1h 灰岩 0.06(2) 0.05~0.07 16.67~50 444 差 0.06(2) 33.33(11) C1c 灰岩 0.06~0.11 0.03~0.05 9.09~33.33 445~498 差 0.09(2) 0.04(2) 21.21(2) 472(2) 注：C2z—上石炭统扎布萨尕秀组；C2k—上石炭统克鲁克组；C1h—下石炭统怀头他拉组；C1cq—下石炭统城墙沟组；C1c—下石炭统穿山沟组 石炭系煤岩TOC分布范围为3.45%~52.81%，平均值为29.28%，由于地表风化、成熟度较高等原因，煤岩的评价指标S1+S2和HI值非常低，S1+S2变化范围为0.36~3.48mg/g，平均值为1.76mg/g，HI分布范围为3.01~8.7mg/g TOC，平均值为5.65mg/g TOC。结合前人研究，石炭系发育S1 + S2高达69.36mg/g的煤岩，煤岩也具备一定生烃潜力。
通过本次烃源岩有机质丰度评价，结合前人研究成果[18-22]，综合分析认为，石炭系海相灰岩有机质丰度较低，未达到有效烃源岩标准；石炭系海陆过渡相泥质烃源岩有机质丰度较高，总体为中等-较好烃源岩，生烃潜力较大。纵向上，下石炭统—上石炭统泥岩、炭质泥页岩比例增大，有机质丰度逐渐增高，上石炭统克鲁克组和扎布萨尕秀组泥质烃源岩有机质丰度总体高于下石炭统泥质烃源岩，是石炭系最有利的泥页岩烃源岩发育段。
1.2.2 有机质类型
柴东地区石炭系烃源岩干酪根镜鉴结果表明（表 2），灰岩有机显微组分以腐泥组为主，含量为83.3%~98%，平均值为92.7%；其次为镜质组，含量为2%~16.7%，平均值为7.1%；惰质组非常低，平均含量仅为0.2%，不含壳质组，有机质类型以Ⅰ型为主，含有部分Ⅱ型。泥岩和炭质泥页岩腐泥组和镜质组含量较高，腐泥组含量为2.3% ~88%，平均值为60.8%，镜质组含量为12%~91%，平均值为37.3%；其次为惰质组，平均含量为1.8%，基本不含壳质组，有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型。总体上，柴东地区石炭系灰岩有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型，泥岩和炭质泥页岩为Ⅱ-Ⅲ型。
表 2 柴东地区石炭系露头烃源岩镜鉴有机显微组分数据Table 2. Organic maceral data of Carboniferous outcrop hydrocarbon source rocks in eastern Qaidam Basin剖面
名称层位 岩性 腐泥
组/%壳质
组/%镜质
组/%惰质
组/%干酪根
类型城墙沟 C1 灰岩 96.3 0 3.7 0 Ⅰ 旺尕秀 C2 深灰色灰岩 92.7 0 7.3 0 Ⅰ 炭质泥页岩 23.7 0 73 3.3 Ⅲ 灰黑色泥岩 87.7 0 12.3 0 Ⅱ1 炭质泥页岩 20.7 0 78 1.3 Ⅲ 绿梁山 C1 深灰色灰岩 92.3 0 7.7 0 Ⅰ 都兰 C 灰色灰岩 83.3 0 16.7 0 Ⅱ1 黑色泥页岩 82 0.7 16.3 1 Ⅱ1 穿山沟 C 浅灰色灰岩 83.3 0 14.7 2 Ⅱ1 灰色钙质泥岩 85.3 0 13 1.7 Ⅱ1 石灰沟 C1 深灰色灰岩 92 0 7.3 0.7 Ⅰ C2 灰色灰质泥岩 2.3 0 91 6.7 Ⅲ C2 炭质泥岩 85.3 0 13.7 1 Ⅱ1 C2 灰黑色泥岩 88 0 12 0 Ⅱ1 C2 黑色炭质泥岩 72.3 0 26.3 1.3 Ⅱ1 注：C2—上石炭统；C1—下石炭统 1.2.3 有机质成熟度
柴东地区石炭系露头烃源岩Tmax值分布范围为432~543℃，平均值为493℃，主体分布在450~ 580℃之间。镜质体反射率Ro值均大于0.7%，绝大多数样品处于0.7%~1.3%之间，仅少部分地区样品Ro值大于2.0%（绿梁山东部），表明石炭系烃源岩有机质成熟度较高，总体处于成熟-高成熟热演化阶段（图 3）。
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图 3 柴达木盆地东部石炭系露头烃源岩Ro、Tmax频率分布图Figure 3. Ro and Tmax numerical frequency distribution diagram of Carboniferous outcrop hydrocarbon source rocks in eastern Qaidam Basin2. 泥页岩分布特征
2.1 石炭系泥页岩系统
作为非常规油气藏，泥页岩气赋存于泥页岩系统中（泥页岩集中发育段），游离于泥页岩微裂隙，夹层状岩性（粉砂质泥岩、粉砂岩、泥质白云岩、白云岩等），吸附于有机质、矿物表面，或在干酪根或沥青质中以溶解状态存在。
柴东地区石炭系综合柱状剖面表明, 下石炭统怀头他拉组厚度为593.03m，泥页岩厚度为189.6m （32%），灰岩厚度为329m（55%），砂岩厚度为74.5m （12.6%）；上石炭统克鲁克组厚度为525.3m，泥页岩厚度为299.3m（57%），灰岩厚度为122.8m（23%），砂岩厚度为63.2m （12%）；上石炭统扎布萨尕秀组厚度为225.6m，泥页岩厚度为93.8m（41.6%），灰岩厚度为95.78m （42.5%），砂岩厚度为20.3m （9%）。依据中石化泥页岩系统划分标准（TOC > 0.5%、Ro > 0.5%，泥页岩累计厚度一般大于20m等），柴东地区上石炭统克鲁克组具备形成泥页岩系统的条件，同时从该组段泥页岩全岩矿物组成分析看，泥页岩的脆性矿物石英含量较高，为30%~70%，平均为49.8%，泥页岩具备较好的储层条件（表 3）。
表 3 柴达木盆地东部石炭系全岩矿物组分相对含量统计Table 3. Statistics of whole rock mineral component relative content of Carboniferous outcrops in eastern Qaidam Basin层位 岩性 全岩矿物组分相对含量/% 粘土矿物 石英 钾长石 斜长石 方解石 白云石 C2k 泥岩 28 70 0 2 0 0 C2k 炭质泥页岩 46 51 0 1 2 0 C2k 炭质泥页岩 66 30 3 0 1 0 C2k 炭质泥页岩 51 48 1 0 0 0 注：C2k—上石炭统克鲁克组 2.2 上石炭统泥页岩分布特征
中石化二维地震测网达到8km×8km~2km×2km，上石炭统在地震上具有中强振幅、连续性较好的反射特征，易于识别和追踪。在充分利用钻井和野外露头资料的基础上，重点参考尕丘1、霍参1、埃北1井等，以及石灰沟、城墙沟等剖面暗色泥岩在残余地层厚度中所占的比例，同时结合地震剖面石炭系追踪解释成果，指出柴东地区石炭系烃源岩整体呈北西向展布，主要分布于尕丘凹陷、欧南凹陷石灰沟地区、霍布逊凹陷和德令哈凹陷，分隔性较强、具有多个厚度中心。位于尕丘凹陷的尕丘1井揭示，上石炭统克鲁克组618.1m，暗色泥岩厚258.1m；凹陷内石炭系烃源岩集中发育段（克鲁克组）分布面积126km2，暗色泥岩最厚可达500m以上。欧南凹陷石灰沟地区上石炭统泥页岩残留分布面积548km2，厚度200~500m；厚度中心位于石灰沟露头区南部，最厚可达600m。霍布逊凹陷残留分布面积10500km2，厚度200~400m；具有多个厚度中心，最厚可达500m （图 4）。
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图 4 柴达木盆地东部上石炭统泥页岩厚度Figure 4. Upper Carboniferous shale thickness map in eastern Qaidam Basin根据露头、钻井揭示的上石炭统克鲁克组泥页岩有机碳含量及岩相分布特征，预测柴东地区上石炭统克鲁克组有机碳含量较高，分布范围为0.5%~ 2.5%。利用露头、钻井揭示的泥页岩热演化程度及霍布逊、欧南主要凹陷石炭系生烃演化史分析，结合石炭系埋深，预测柴东地区石炭系Ro值总体处于1.0%~ 2.5%，成熟度较高，有利于页岩气的形成（图 5）。
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图 5 柴达木盆地东部上石炭统泥页岩TOC、Ro等值线叠合图Figure 5. Upper Carboniferous shale TOC and Ro overlapped contour map of eastern Qaidam Basin3. 讨论
3.1 石炭系泥页岩分布
关于石炭系沉积、残留分布等，前人已经做了大量研究工作。利用重磁电等多种地球物理资料对石炭系分布进行了综合分析，认为石炭系广泛分布于柴达木盆地，面积达10×104km2，厚度1000~ 2500m[23]。近几年，随着地震、钻井、钻孔、野外地质剖面详查等实物工作量的投入，发现欧1、ZK4-1等钻井（孔）均未揭示石炭系，大头羊、绿梁山、城墙沟、穿山沟等石炭系露头剖面均揭示以下石炭统灰岩段为主，尕丘1、柴页2等揭示了上石炭统泥页岩段。通过石炭系露头引层、地震标定追踪，认为柴东地区石炭系并非分布于各个残留凹陷，上石炭统泥页岩段仅局限分布于尕丘凹陷、欧南西次凹陷、霍布逊凹陷等地区。
3.2 泥页岩地化参数可靠性
多年来，国内众多学者[24-27]从不同角度评价了石炭系生烃潜力。尕丘凹陷尕丘1井揭示石炭系暗色泥岩有机碳含量平均为1.85%，成熟度中等；灰岩有机碳含量平均为0.42%，母质类型属于Ⅱ型干酪根。认为下石炭统发育广阔台地相深灰色碳酸盐岩和上石炭统滨海相、海陆交互相、沼泽相黑色泥页岩、炭质泥岩、煤等两大类，4种烃源岩；下石炭统泥灰岩为中差烃源岩，上石炭统泥页岩、炭质泥岩为好-较好烃源岩，有机质类型以Ⅱ、Ⅲ型干酪根为主，Ro主要分布于1.0~1.5之间。采用成因法与类比法对石炭系油气资源前景进行了评价，估算柴达木盆地石炭系油气地质资源量为6.14×108~7.23×108t。结合上述评价，认为柴东地区石炭系泥页岩生烃指标好、演化程度高，具有较强的生气能力。
3.3 泥页岩气有利区预测
柴东地区上石炭统克鲁克组泥页岩有机质丰度较高（TOC均大于1%），厚度较大，分布较广，脆性矿物含量较高，具备形成泥页岩气的有利条件。欧南凹陷石灰沟地区和霍布逊凹陷上石炭统克鲁克组泥页岩有机碳含量较高，一般大于1%。其中欧南凹陷石灰沟地区埋深较浅（小于3000m），中国地质调查局油气资源调查中心实施的柴页2井已在上石炭统克鲁克组泥页岩集中发育段见到良好的页岩气显示，勘探前景广阔；霍布逊凹陷埋深较大（大于4000m），泥页岩处于高成熟演化阶段。综合考虑石炭系泥页岩有机碳、成熟度、脆性矿物含量，以及分布、埋深等因素，认为石灰沟地区为石炭系克鲁克组泥页岩气的有利区，霍布逊凹陷是石炭系泥页岩气的远景区。
4. 结论
（1）柴东地区上石炭统海陆交互相泥页岩有机质丰度高、类型好、处于成熟-高成熟演化阶段，总体评价为中等-好烃源岩，具备良好的生气能力。
（2）柴东地区上石炭统泥页岩集中发育段（克鲁克组）主要分布于尕丘、欧南凹陷石灰沟地区、霍布逊和德令哈凹陷，分隔性较强，具有多个厚度中心。
（3）通过烃源岩生气能力、演化程度、分布、脆性矿物含量等综合评价，认为上石炭统克鲁克组具备形成泥页岩系统的条件，并提出石灰沟地区为石炭系克鲁克组泥页岩气有利区，霍布逊凹陷是石炭系泥页岩气远景区。
致谢: 成文过程中得到中国石油青海油田勘探事业部陶永金、梅建森高级工程师的指导，在此表示感谢。 -
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图 3 鱼卡凹陷中侏罗统大煤沟组构造图
Figure 3. Structure map of the Middle Jurassic Dameigou Formation in Yuqia sag
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图 5 CY1井大煤沟组不同岩性样本纵波速度(Vp)分布
Figure 5. Vp distribution of different lithologic samples of Dameigou Formation in CY1 well
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图 6 CY1井-L2井-L1井地震反演剖面（图中绿色至蓝色区域代表有效页岩，黑色曲线为纵波速度曲线）
Figure 6. CY1-L1-L2 well seismic inversion section
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图 7 鱼卡凹陷大煤沟组有效页岩厚度分布
Figure 7. Thickness distribution of effective shale of Dameigou Formation in Yuqia sag
表 1 CY1井大煤沟组岩心含气量统计
Table 1 Core gas content of Dameigou Formation in CY1 well
序号 深度/m 岩性 总含气量/(m3·t-1) 序号 深度/m 岩性 总含气量/(m3·t-1) 1 1912.70 砂岩 1.19 17 2004.82 炭质泥岩 0.89 2 1921.10 砂岩 0.51 18 2006.42 泥岩 0.13 3 1925.80 油页岩 0.85 19 2007.06 泥岩 0.15 4 1935.34 炭质泥岩 0.50 20 2008.71 砂岩 0.14 5 1941.59 炭质泥岩 2.59 21 2012.45 砂岩 1.73 6 1946.70 泥岩 0.12 22 2015.04 泥岩 0.98 7 1953.10 炭质泥岩 0.83 23 2017.88 砂岩 0.42 8 1954.00 砂岩 0.38 24 2023.68 炭质泥岩 3.23 9 1962.10 炭质泥岩 0.86 25 2025.76 泥岩 0.32 10 1974.95 泥岩 0.24 26 2026.79 砂岩 0.68 11 1980.70 砂岩 0.32 27 2029.4 煤 1.78 12 1989.10 砂岩 0.22 28 2033.13 煤 2.98 13 1990.90 砂岩 0.57 29 2036.78 煤 8.99 14 1995.60 泥岩 0.10 30 2092.9 炭质泥岩 1.10 15 2000.30 砂岩 0.24 31 2093.06 煤 6.00 16 2001.95 炭质泥岩 2.39 
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表 2 CY1井中大煤沟组泥岩含气量赋存状态
Table 2 Modes of occurrence of gas-bearing shale of Dameigou Formation in CY1 well
样品深度/m 岩性 TOC/% 总孔隙度/% 含油饱和度/% 含气饱和度/% 地层温压吸附气量/(m3·t-1) 游离气量/(m3·1-1) 溶解气量/(m3·1-1) 1970.3 炭质泥岩 3.52 5.3 1.58 68.42 1.79 2.32 0.03 1979.2 炭质泥岩 8.72 2.5 31.15 38.85 3.59 0.63 0.24 1972.2 炭质泥岩 2.09 2.4 4.72 65.28 1.65 1.03 0.04 1962.0 炭质泥岩 4.13 3.3 2.73 67.27 2.61 1.48 0.03
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