移动扫码阅读
移动扫码阅读
页岩是一种重要的非常规油气储层，页岩油气藏作为一种自生自储的油气藏，在世界油气领域的影响越来越大[1-2]。自20世纪90年代末期，米切尔能源公司在沃斯堡盆地巴奈特区带页岩气开发方面取得技术突破后，美国页岩气开采进入了新时代，这一技术突破实现了以美国为首的大规模页岩气商业化开发，开启了页岩气革命[3-4]。根据联合国贸易和发展会议2018年5月发布的资源调查结果，全球页岩气技术可采资源量为214.5×1012 m3[5]，页岩气开采潜力巨大，富含有机质的页岩将是未来非常规油气勘探开发的重点对象。
页岩作为一种以低孔隙度、低渗透率为特征的细粒沉积岩，是由基质孔隙和裂缝组成的双孔隙储层，前者主导油气的赋存，后者负责油气的运移[6-7]。关于基质孔隙的发育特征及其对油气赋存和产出的影响前人已经做了大量工作[8-9]。关于页岩中的裂缝也已经有众多文献报道，一般认为天然裂缝的发育程度是控制页岩油气成藏的主要因素之一[10-11]，裂缝是页岩油气藏中气体渗流的主要通道，决定着页岩油气产能[12]，裂缝的发育规模还决定着页岩油气藏的品质[13-14]，页岩中裂缝的形态、方向、充填特征、密度等对水力压裂技术的有效性具有重要影响[4]。页岩中的天然裂缝按照成因分为构造裂缝、层间页理缝、层面滑移缝、成岩收缩微裂隙和有机质演化异常压力缝等5种类型[15]。页岩中构造裂缝的形成主要受内部和外部2大因素控制，内因主要包括岩石、岩相和岩石矿物组成特征，外因主要包括区域构造应力、构造部位、沉积成岩作用和生烃过程产生的高异常地层压力[16-17]。控制裂缝发育的因素具有复杂性和多样性，在不同地区可能有不同的控制因素[18]。
位于河南省西北部的济源盆地沉积了一套晚三叠世的页岩系，其中还形成了多层油页岩，构造裂缝较为发育，以往的油田勘探表明该套层系中有良好的油气显示，但因其物性差而未能获取工业性油气流[19-23]。随着页岩气的理论和开发技术的日臻完善，济源盆地的油气勘探又重新受到人们的关注[24-26]。为此，在查明研究区烃源岩特征的基础上，从构造裂缝发育特征、类型和主控因素3个方面对济源盆地上三叠统谭庄组油页岩段构造裂缝进行研究，旨在为本区非常规油气勘探开发提供支撑。
济源盆地位于南华北盆地西北边缘，南部紧邻秦岭大别造山带，西北部接壤太行山脉，东部受限于华北板块与中三叠世末期大面积抬升影响形成的渤海湾盆地，盆地范围仅局限在开封凹陷以西，属于开封凹陷最西部的一个次级构造单元[27]。凹陷四周均以断裂为界，北界为太行山南断裂，东界为武陟断裂，南界为邙山北断裂，西界为西虢断裂[24]。凹陷内断裂走向整体上为NEE向和NE向，这些次级断裂将凹陷切割成一系列次级的褶皱和断块(图1)。
图1 济源盆地位置及构造纲要图
Fig.1 Location and geological outline maps of Jiyuan Basin
晚石炭世—早二叠世，在海西期构造运动的影响下，海水由北东向往南西向海侵，华北地台整体接受沉积，形成了以障壁岛、泻湖、潮坪和台地相为主体的复合沉积体系[28]。中二叠世随着海侵的结束、海退的开始，以及华北地台北部的持续抬升，形成了以三角洲沉积为主的含煤层系，煤层总厚度为8～20 m[29]。晚二叠世，随着海退的持续进行，以及秦岭微板块与华北板块的碰撞加剧，部分地区隆起成山，沉积了一套干旱气候条件下的红色河湖相碎屑沉积，华北盆地进入克拉通内陆凹陷盆地演化阶段[28]。三叠纪时期，济源盆地及周缘地区沉积了一套巨厚的湖相沉积，总厚度超过2 300 m，西部地区最厚可达3 260 m，暗色页岩厚度达400 m以上，其中以谭庄组油页岩段暗色页岩最为发育，为页岩油气的形成奠定了物质基础[4]。早侏罗世—中侏罗世早期，随着嵩箕隆起、山西隆起的形成，补偿作用的加强，湖泊逐渐萎缩，形成了一套浅湖—河流相的碎屑岩沉积[21]。中侏罗世末期，豫西地区抬升，接受剥蚀，结束了凹陷湖盆的发育史。
济源盆地上三叠统谭庄组油页岩段与下伏上三叠统谭庄组下段整合接触，与上覆下侏罗统鞍腰组呈平行不整合接触(图2)。油页岩段在盆地西部埋深较浅，一般介于1 000～3 000 m，盆地中东部地区埋深可达3 000～7 000 m(图1)。
盆地以西受边界断层的影响，且由于当地采石场采石影响，油页岩段出露良好，可逐层进行观测，以盆地以西油页岩段露头区为研究区，通过邻近露头油页岩段构造裂缝研究讨论济源盆地油页岩段构造裂缝发育特征。
对研究区上三叠统谭庄组油页岩段的露头观测发现，目标层段主要由油页岩、泥岩、粉砂质泥岩和粉砂岩组成，总厚度约140 m(图2)。油页岩层总厚度66.8 m，单层厚度0.1～8.4 m，风化面颜色呈浅灰至灰色，新鲜面颜色呈灰至灰黑色，质纯，基本不污手，页理面见菱铁矿颗粒，可见蕨类植物和锥叶植物的双囊状花粉颗粒、孢子、外皮和木质残体，局部见鱼鳞片化石。泥岩总厚度32.4 m，单层厚度0.1～3.0 m，风化面颜色呈灰黄色至浅黄色，新鲜面颜色呈浅黄色，硅质胶结，发育有水平层理和块状层理，可见鱼鳞片、叶肢介和保存较好的介形虫化石。粉砂质泥岩总厚度27.7 m，单层厚度0.1～2.8 m，风化面颜色呈土黄色至灰绿色，新鲜面颜色呈灰绿色，硅质胶结，发育有水平层理和块状层理，可见鱼鳞片化石和近垂直的生物潜穴Skolithos。粉砂岩总厚度15.4 m，单层厚度0.1～2.8 m，风化面颜色呈土黄色至灰绿色，新鲜面颜色呈灰绿色，硅质胶结，以水平层理为主，可见爬升层理，偶见软沉积变形构造，底面常见重荷模，层面可见遗迹化石Arenieolites以及植物碎屑。自下而上，岩性总体表现为颗粒先变细后变粗，颜色先变深后变浅的特征，表明沉积水体先加深后变浅。
图2 济源盆地上三叠统谭庄组油页岩段综合柱状图
Fig.2 General schematic diagram of stratigraphy of Phanerozoic and lithofacies of Oil-Shale Member of Upper Triassic Tanzhuang Formation in Jiyuan Basin
将研究区上三叠统谭庄组油页岩段采集的18块油页岩样品送至山西省地质矿产研究院进行全岩及黏土矿物X射线衍射测试。测试采用日本理学公司的D/max-ra型X射线衍射仪。测试样品的制备与测试过程遵照SY/T 5163—2010。全岩矿物分析结果表明(图3)，油页岩矿物成分主要为石英、长石、黏土矿物、碳酸盐岩矿物、菱铁矿。脆性矿物包括石英、长石、碳酸盐岩矿物和菱铁矿，质量分数为37.4%～77.9%，平均53.7%。其中，石英质量分数为32.1%～52.4%，平均41.6%；长石质量分数为2.8%～25.7%，平均8.4%；偶见碳酸盐岩矿物和菱铁矿。黏土矿物主要包括伊/蒙混层和伊利石，偶见绿泥石，含量介于22.1%～62.6%，平均46.3%。
图3 研究区上三叠统谭庄组油页岩段油页岩矿物组成
Fig.3 Mineral composition for oil shale samples of Oil-Shale Member of the Upper Triassic Tanzhuang Formation in study area
脆性矿物含量是影响基质孔隙和微裂缝发育、压裂改造方法和页岩含气性的重要因素[30]。油页岩中石英、长石、方解石等脆性矿物含量越高，水力压裂过程中越容易形成裂缝，且形成的裂缝多为网状裂缝，有利于页岩气的生产[31]。黏土矿物含量高的页岩可塑性强，压裂形成的裂缝主要为平面裂缝，不利于页岩体积重建[2]。目前美国5个页岩储层中用于商业生产天然气的脆性矿物质量分数为46%～60%[40]。目前，普遍认为具有商业开发条件的页岩脆性矿物质量分数高于40 %[1]。研究区上三叠统谭庄组油页岩段的18块油页岩样品的矿物组成变化特征显示，谭庄组油页岩段纵向非均质性较强；脆性矿物的含量较高表明，岩层的可改造性较强，在后期的压裂过程中也有利于裂缝的产生和延伸。
将研究区上三叠统谭庄组油页岩段采集的10块油页岩样品送至山西省地质矿产研究院进行总有机碳含量测试。测试采用CS-200型碳硫分析仪，测试样品的制备与测试过程遵照GB/T 19145—2003。由表1可知，谭庄组油页岩段页岩有机碳质量分数为0.36%～10.33%，平均含量为4.13%，其中TOC质量分数大于0.4%(有机碳含量下限标准)的样品占90%。
总有机碳含量是评价烃源岩丰度的重要指标，也是衡量烃源岩生烃强度和生烃量的重要参数[2,16]。5个美国页岩地层，目前生产天然气商业表现出相对较高的总有机碳含量，页岩的总有机碳质量分数2.0%～7.0%，平均为4.5%[32-33]，安特里姆页岩和新奥尔巴尼页岩为0.3%～25.0%[34]，路易斯页岩和俄亥俄页岩为0.45%～4.70%[35]。随着研究的深入，一般认为页岩气藏总有机碳含量下限标准为0.4%[36]。岩石的有机碳含量越高，表示生烃的物质基础越充足，单从这方面来分析，济源盆地谭庄组油页岩段油页岩储层属于较好的烃源岩。
将研究区上三叠统谭庄组油页岩段采集的10块油页岩样品进行有机质类型鉴定及镜质体反射率测试。测试分别采用Axioskop 2 plus生物显微镜和Mpv-sp显微光度计进行。测试样品的制备与测试过程分别遵照SY/T5125—2014、SY/T5124—2012。结果表明(表1)，其有机质类型主要为腐植—腐泥型(Ⅱ1型)，含一定量的腐植型(Ⅲ型)；镜质体反射率为1.01%～2.12%，平均含量为1.33%。
表1 研究区上三叠统潭庄组油页岩段油页岩有机地球化学特征
Table 1 Organic geochemical characteristics of oil shale samples of the Oil-Shale Member of Upper Triassic Tanzhuang Formation in study area
样品号TZ-1TZ-2TZ-3TZ-4TZ-5TZ-6TZ-7TZ-8TZ-9TZ-10总有机碳含量/%0.361.7210.331.517.326.215.513.881.792.67镜质体反射率/%1.011.471.291.151.071.152.121.521.311.22有机质类型Ⅱ1ⅢⅡ1Ⅱ1Ⅱ1Ⅱ1Ⅱ1ⅢⅡ1Ⅱ1
有机质类型和成熟度是评价油气生成潜力的重要指标[36]。试验结果表明，研究区上三叠统谭庄组油页岩段页岩储层处于成熟与高成熟之间。美国沃斯堡盆地东北部天然气储层有机质类型主要为腐植—腐泥型(Ⅱ1型)，含一定量的腐殖型(Ⅲ型)，镜质组反射率为1.10%～1.40%，通过对比有机质类型和成熟度发现，研究区上三叠统谭庄组油页岩段油页岩属于较好的生气烃源岩。
裂缝的产状、长度、宽度和矿物充填情况以及线密度等特征是影响储层渗透率的重要因素[37-38]。在研究区对目标层段的51个构造裂缝测量点的1 071条构造裂缝的特征进行了详细调查研究。
1)构造裂缝的产状。裂缝产状代表了裂缝与周围环境之间的关系[38]。研究区油页岩段野外调研结果表明，构造裂缝优势走向主要为NNE～SSW、NEE～SWW、NW～SE、NWW～SEE四个优势方位(图4)。按倾角大小，可将研究区构造裂缝分为垂直缝(裂缝倾角75°～90°)、高角度斜交缝(裂缝倾角45°～75°)、低角度斜交缝(裂缝倾角0°～45°)3种类型[39]，其中垂直缝最为发育，垂直裂缝583条，占调研裂缝总条数的54.4%；高角度倾斜缝共221条，占调研裂缝总条数的20.6%；低角度斜交缝267条，占调研裂缝总条数的24.9%，这表明油气运移时具有较好的穿层条件，油页岩层生成的油气可以运移到其他岩层中储存。
图4 研究区谭庄组油页岩段节理走向玫瑰花图
Fig.4 A rose diagram of Oil-Shale Member of Upper
Triassic Tanzhuang Formation in study area
2)构造裂缝的长度。构造裂缝长度的研究对于评价构造裂缝作为流体通道的有效性具有重要意义[40]。一般来说，构造裂缝根据其长度可分为3种类型：微裂缝(长度小于5 m)、短裂缝(长度为5～50 m)和长裂缝(长度大于50 m)[39]。研究区油页岩段野外调研结果表明，微裂缝约占构造裂缝总条数的65 %以上，对于整个基质渗透率的方向性有一定影响，可使得渗透率出现各向异性；短裂缝相对少见，仅占裂缝总条数的25 %左右，短裂缝在近井发育时可有效提高单井初期产能；影响井网格局的长裂缝(裂缝长度大于50 m)最为少见，不超过裂缝总条数的10%。
3)构造裂缝的宽度和充填特征。研究区油页岩段构造裂缝宽度一般在0.01～2.00 cm，裂缝宽度大多数在0.01～0.50 cm(约70%)，少数裂缝宽度大于0.5 cm(约20 %)，最宽甚至可达2 cm(不超过10%)。根据充填特征观察发现，完全充填裂缝共136条，占构造裂缝总条数的12.7%；不完全充填裂缝共673条，占构造裂缝总条数的62.8%；未充填裂缝262条，占构造裂缝总条数的24.5%。裂缝充填矿物主要有方解石、沸石、石英等。不完全充填裂缝和未充填裂缝的存在为油气的储存提供了空间，为其运移提供了良好的通道。
4)构造裂缝的线密度。在裂缝的定量研究中，通常采用裂缝线密度、裂缝面密度和裂缝体积密度来表征裂缝的发育程度[41]。采用裂缝线密度对裂缝的发育程度进行表征，裂缝线密度是指与一条直线相交的裂缝数量与直线长度的比值[42]，裂缝线密度的倒数为裂缝的平均间距[43]。
通过野外对济源盆地上三叠统谭庄组油页岩段51个有效测量点的线密度进行统计分析，构造裂缝的线密度一般在3.0～10.5条/m，部分应力集中地段构造裂缝密度可达27.7条/m。构造裂缝平均密度为6.29条/m，构造裂缝总体较为发育。
对裂缝进行分类的方法很多，包括裂缝的成因、产状、几何形态、裂缝性质等[43]。根据成因可以将泥页岩构造裂缝划分为剪裂缝、张裂缝、顺层滑移裂缝、复合型裂缝、拉伸裂缝、构造压力-溶蚀缝合线、垂向载荷裂缝、垂向差异载荷裂缝[44]。通过对研究区油页岩段构造裂缝野外调查，共识别出剪裂缝、张裂缝、复合型裂缝和顺层滑移裂缝4种类型。
1)剪裂缝。研究区目标层段裂缝以剪裂缝为主，剪裂缝可进一步划分为3种主要类型的剪裂缝。一种是单条产出的剪裂缝，这种裂缝在平面上较为平直、光滑，延伸较远(图5a)，可见切穿较大砾石(图5b)，可切穿多层岩石，经过不同岩性的岩层时裂缝角度发生变化，常完全充填(图5c中1)；第二种是平面呈共轭“X”型剪裂缝(图5c中2)，这种裂缝理论上应成对出现，但野外往往只能看到一条(图5c中3)，这种裂缝缝面一般比较平直、光滑，不完全充填或无充填；第3种是低角度斜交缝，一般不具穿层性(图5c中4)。前2种剪裂缝主要是岩层受到侧向的水平挤压，若应力已能使岩石破裂，但岩层还没有发生弯曲，往往形成的垂直缝或高角度斜交缝。第3种裂缝是在岩性较均一的情况下，通常在岩层变形后的挤压环境，或者岩石褶皱变形中性面以下部分处于弯曲后派生的挤压应力环境时形成的低角度斜交缝。
2)张裂缝。研究区张裂缝主要有2种类型，一种是在剪切滑动过程或其晚期，由于张应力的作用剪裂面被拉开，主干裂缝为剪应力和张应力同时作用的产物，属张剪性裂缝(图5d中1)，分支裂缝的主要为张性裂缝(图5d中2)，一般延伸不远，常有矿物充填；另一种在构造运动的中后期，是岩层变形后在局部拉张应力作用下形成的大小、方向和性质各不相同的张裂缝，一般为高角度缝或者垂直缝，缝面凹凸不平，常有矿物充填(图5e中1)，一般分布范围小，与所处构造位置有关，不具区域普遍性。
3)顺层滑移裂缝。顺层滑移裂缝发育与岩层面大致平行，一般为低角度斜交裂缝，他们主要分布在泥岩层的顶部和底部，尤其是靠近砂岩储集层的部位最为发育，该裂缝的倾角较小，但倾向变化较大，主要是在伸展或挤压构造作用下，由顺层滑脱的剪切应力作用产生的，结构面主要是页理面或层理面，裂缝面不光滑，常有擦痕和阶步(图5e中2)。
4)复合型裂缝。复合型裂缝主要形成于小规模的构造运动时期或大规模构造运动的初期阶段，在构造运动开始后，早期裂缝受到不同程度、不同形式的应力改造，使其进一步剪切或者张开形成的裂缝。复合型裂缝主要是早期裂缝被改造而形成，局部可出现完全充填(图5f中1)。
图5 研究区上三叠统谭庄组油页岩段构造裂缝类型
Fig.5 Types of fractures of Oil-Shale Member of Upper Triassic Tanzhuang Formation in study area
构造裂缝的形成和分布受内部因素和外部因素控制，内部因素包括岩性、脆性矿物含量、层厚、热收缩、有机碳含量、力学性能、风化和侵蚀等，外部因素主要指构造运动形成的地质构造[41,44]。研究区油页岩段经历了多期构造运动，构造因素是控制构造断裂形成的重要因素。在相同的构造背景下，岩性、脆性矿物含量和层厚是控制构造断裂形成的主导因素。
研究区油页岩段主要由细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩组成，分别对不同岩性的岩层的构造裂缝平均线密度进行统计发现(图6)，细砂岩的平均线密度为5.23条/m，粉砂岩的平均线密度为6.818条/m，粉砂质泥岩的平均线密度为8.153条/m，泥岩的平均线密度为10.146条/m，总体表现为随着岩石矿物颗粒粒度的增大，裂缝线密度减小(图7)。
图6 研究区目标层段裂缝平均线密度统计
Fig.6 Statistics on average linear density of fractures of target Oil-Shale Member in study area
图7 研究区目标层段脆性矿物含量与构造裂缝线密度关系
Fig.7 Relation between contents of brittle minerals and average line density of fractures of target Oil-Shale Member in study area
根据脆性矿物含量测试结果，研究区8个厚度相近(0.2～0.5 m)的油页岩样品(图3中的2、4、5、6、9、10、11、14样品)的脆性矿物主要包括石英、长石、碳酸盐岩矿物和菱铁矿，含量介于37.4%～77.9%，平均53.7%。脆性矿物含量与构造裂缝平均线密度之间存在良好的正相关关系。即随着脆性矿物含量的增加，构造裂缝的线性密度增大。构造裂缝裂缝平均线裂缝密度(F)与脆性矿物含量(Cbm)的关系式为:
F=0.169 7Cbm+0.646
(1)
济源盆地上三叠统谭庄组油页岩段各岩层厚度一般为0.2～3.0 m，厚度在0.01～0.20 m以及厚度大于3.0 m的岩层相对少见。分别对不同厚度的岩层的构造裂缝发育情况进行统计(图8)，分析发现，在岩层厚度0～3 m内，岩层厚度与构造裂缝线密度呈负乘幂函数递减的关系，即随着岩层厚度的增大，裂缝线密度逐渐降低。裂缝平均线密度与地层厚度的关系式为:
图8 研究区目标层段岩层厚度与构造裂缝线密度关系
Fig.8 Relation between thickness and average line density of fractures of target Oil-Shale Member in study area
F=31.605h-0.354
(2)
褶皱、断层等地质构造是影响构造裂缝发育的重要因素，尤其是非均匀裂缝，直接受褶皱、断层等构造的控制。褶皱引起的裂缝主要集中在褶皱轴部等构造变形较大的部位；断层不但可以引起与主断裂方向一致的次级张性裂缝，还可以形成一套与主断裂方向不一致的次级张剪性或剪裂缝，究其原因，是因为不同的构造部位其形成时的构造应力场存在差异性。
研究区目标层段的野外调研结果表明(图9)，在断层控制范围内(图3)，在相同岩性和厚度下，断层与裂缝线密度测量点之间的距离(Df-f)和构造裂缝平均线密度呈负乘幂函数递减的关系，即随着断层距离的减小，裂缝平均线密度越大。裂缝平均线密度与地层厚度的关系式为:
图9 研究区目标层段断层位置与构造裂缝线密度关系
Fig.9 Relation between distance to fault and average line density of fractures of target Oil-Shale Member in study area
F=26.856Df-f-0.228
(3)
1)济源盆地上三叠统谭庄组油页岩段厚约140 m，埋藏深度一般为3 000～7 000 m，主要由油页岩、泥岩、粉砂质泥岩和粉砂岩组成。油页岩的单层厚度介于0.1～8.4 m，总厚度约66.8 m，总有机碳质量分数为0.36%～10.33%，平均为4.13%；镜质体反射率为1.1%～2.12%，平均为1.33%；有机质类型主要为腐植—腐泥型(Ⅱ1型)，含一定量的腐植型(Ⅲ型)。济源盆地谭庄组油页岩段油页岩具有较高的生烃潜力。
2)研究区目标层段发育有剪裂缝、张裂缝、顺层滑移裂缝和复合裂缝4种类型的构造裂缝，总体以垂直缝和与岩层面高角度斜交缝为主，以0.01～2 cm宽度的部分充填或未充填裂缝为主，裂缝最长可达数百米，构造裂缝平均线密度为6.3条/m。构造裂缝较为发育且以部分充填和未充填为主，为油气的储集和运移提供了空间。此外，油页岩脆性矿物含量为37.4%～77.9%，平均53.7%，油页岩层具有较强的可改造性。
3)构造裂缝平均线密度随着岩石粒度变细而增大、随着脆性矿物含量的增加而增大、随着岩层厚度的增加而减小、越接近断层越发育。
[1] CHEN S B，HAN Y F，FU C Q. Micro and Nano-size pores of clay minerals in shale reservoirs：Implication for the accumulation of shale gas[J]. Sedimentary Geology，2016，342：180-190.
[2] ROSS D J K,BUSTIN R M. The importance of shale composition and pore structure upon gas storage potential of shale gas reservoirs. Marine And Petroleum Geology，2009，26(6)：916-927.
[3] MARTINEAU D F. History of the Newark East field and the Barnett Shale as a gas reservoir[J]. AAPG Bullition，2007，91(4)：399-403.
[4] GALE J F W，REED R M，HOLDER J. Natural fractures in the Barnett Shale and their importance for hydraulic fracture treatments[J]. AAPGBullition，2007，91(4)：603-622.
[5] United Nations Conference on Trade and Development. Special issue on shale gas [EB/OL]. https://unctad.org/en/PublicationsLibrary/suc2017d10_en.pdf (accessed on May 2018).
[6] CLARKSON C R; SOLANO N R; BUSTIN R M，et al. Pore structure characterization of North American shale gas reservoirs using USANS/SANS，gas adsorption，and mercury intrusion[J]. Fuel，2013，103：606-616.
[7] GALE J F W，LAUBACH S E，OLSON J E，et al. Natural fractures in shale：a review and new observations[J]. AAPG Bullition，2014，98(11)：2165-2216.
[8] LOUCKS R G，REED R M，RUPPEL S C. Morphology，genesis，and distribution of nanometer-scale pores in siliceous mudstones of the Mississippian Barnett Shale[J]. Journal of Sedimentary Research，2009，79(12)：848-861.
[9] CURTIS M E，SONDERGELD C H，AMBROSE R J. Microstruct-ural investigation of gas shales in two and three dimensions using nanometer-scale resolution imaging[J]. AAPG Bullition，2012，96(4)：665-677.
[10] JU W，SUN W F，HOU G T. Insights into the tectonic fractures in theYanchang Formation interbedded sandstone-mudstone of the Ordos Basin based on core data and geomechanical models[J]. Acta Geologica Sinica (English Edition)，2015，89(6)：1986-1997.
[11] WEI J，SUN W F. Tectonic fractures in the lower Cretaceous Xiagou Formation of Qingxi Oilfield，Jiuxi Basin，NW China Part one：Characteristics and controlling factors[J]. Journal Of Petroleum Science And Engineering ，2016，146：617-625.
[12] SHIRLEY L. Barnett shale living up to potential[J]. AAPG Explorer，2002，23(7)：18-19.
[13] MONTGOMERY S L，JARVIE D M，BOWKER K A，et al. Mississippian Barnett Shale，Fort Worth basin，north-central Texas：Gas-shale phy with multi-trillion cubic foot potential[J]. AAPG Bullition，2005，89(2)：155-175.
[14] BOWKER K A. Barnett Shale gas production，Fort Worth Basin，issues and discussion[J]. AAPGBullition，2007，91(4)：523-533.
[15] 龙鹏宇，张金川，唐 玄，等. 泥页岩裂缝发育特征及其对页岩气勘探和开发的影响[J]. 天然气地球科学，2011，22(3)：525-532.
LONG Pengyu，ZHANG Jinchuan，TANG Xuan，et al. Feature of Muddy Shale fissure and its effect for shale gas exploration and development[J]. Natural Gas Geoscience. 2011，22(3)：525-532.
[16] TAN Y H，THOMAS J，TERRY E. The concept of joint saturation and its application[J]. AAPG Bullition，2014，98(11)：2347-2364.
[17] JULIA F W G，STEPHEN E L，JON E O，et al. Natural fractures in shale：A review and new observations[J]. AAPG Bullition，2014，98(11)：2165-2216.
[18] 方辉煌. 重庆南川龙马溪组页岩裂隙发育规律及构造控制研究[D]. 徐州：中国矿业大学，2016：45-53.
FANG Huihuang. Research on development of fractures and their structural control in the Longmaxi Shale，Nanchuan Region，Chongqing[D]. Xuzhou：China University of Mining and Technology，2016：45-53.
[19] 陈传诗，苏现波. 断块运动与中生代济源盆地的演化[J]. 岩相古地理，1995(1)：18-23.
CHEN Chuanshi，SU Xianbo. Fault-block movement and evolution of the jiyuan basin during the mesozoic[J]. Sedimentary Geology and Tethyan Geology，1995(1):18-23.
[20] 梁志刚，潘生秦. 济源凹陷油气成藏特征及勘探远景[J]. 地质论评，1996，42(S1)：222-228.
LIANG Zhigang，PAN Shengqin. The characteristics of oil and gas reservoir development and exploration prospects in the Jiyuan Sag[J]. Geological Review，1996，42(S1)：222-228.
[21] 张功成. 济源凹陷盆地结构构造特征与油气勘探前景[J]. 断块油气田，1997，4(5):5-11.
ZHANG Gongcheng. The Architecture characteristic and petroleum prospect of Jiyuan Basin[J]. Fault-Block Oil and Gas Field，1997，4(5)：5-11.
[22] 赵伟卫，金 强，王伟锋，等. 河南济源凹陷邓2井油藏成因分析[J]. 高校地质学报，2003，9(1):113-122.
ZHAO Weiwei，JIN Qiang，WANG Weifeng，et al. A Genetic Model for the Deng-2 Oil Pool in the Jiyuan Depression，Henan Province[J]. Geological Journal of China Universities，2003，9(1)：113-122.
[23] 林晓英，苏现波，张双斌，等. 济源凹陷页岩气成藏条件与勘探潜力分析[J]. 河南理工大学学报(自然科学版)，2013，32(4)：410-417.
LIN Xiaoying，SU Xianbo，ZHANG Shuangbin，et al. Accumulation conditions and exploraiton potentional of shale gas in Jiyuan depression[J]. Journal of Henan Polytechnic University (Natural Science)，2013，32(4)：410-417.
[24] 齐兴宇，王劲松，卜翠萍，等. 济源凹陷油气成藏主控因素与含油气远景分析[J]. 中国石油勘探，2009，14(6)：13-19.
QI Xingyu，WANG Jinsong，BU Cuiping，et al. Reservoir forming factors and hydrocarbon potential analysis of Jiyuan Sag[J]. China Petroleum Exploration，2009，6(3)：13-19.
[25] 刘 建，陈 哲，金成林，等. 济源凹陷中生界烃源岩热演化研究[J]. 长江大学学报(自然科学版)，2014，11(10)：54-56.
LIU Jian，CHEN Zhe，JIN Chenglin，et al. The study on thermal evolution of Mesozoic hydrocarbon source rocks in jiyuan sag[J]. Journal of Yangtze University (Natural Science Edittion)，2014，11(10)：54-56.
[26] 陈 哲. 济源凹陷中生界油气成藏时间确定[D]. 荆州：长江大学，2015.
CHEN Zhe. Determining the mesozoic hydrocarbon accumulation period in Jiyuan Sag[J]. Jingzhou：School of Geosciences Yangtze University，2015.
[27] 杨文涛，杜远生. 豫西济源盆地中生代泥岩地球化学特征对物源区的指示[J]. 地球科学-中国地质大学学报，2017，42(1)：53-67.
YANG Wentao，DU Yuansheng. Geochemistry of Mudstones from Mesozoic Jiyuan Basin，West Henan：Implications for Provenance Analysis[J]. Earth Science-Journal of China University of Geosciences，2017，42(1)：53-67.
[28] 杨文涛，王 敏，杜远生. 中生代济源盆地沉积充填特征及其对秦岭、太行山隆升作用的响应[J]. 地质论评，2014，60(2):260-274.
YANG Wentao，WANG Min，DU Yuansheng. The Depositional Characteristics from Mesozoic Jiyuan Basin with Its Response to the Uplift of Qinling Orogen and Taihang Mountains[J]. Geological Review，2014，60(1)：260-274.
[29] 黄泽光，高长林.秦岭-大别造山带北侧盆地序列及油气前景[J]. 石油实验地质，2007，29(1):25-31,39.
HUANG Zeguang，GAO Changlin. Basin Sequence and Oil-Gas Potential in near Northern Qinling-Dabie Mountain[J]. Petroleum Geology and Experiment，2007，29(1)：25-31,39.
[30] 邹才能，董大忠，王社教，等. 中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力[J]. 石油勘探与开发，2010，37(6)：6-18.
ZOU Caineng，DONG Dazhong，WANG Shejiao，et al. Geological characteristics，formation mechanism and resource potential of shale gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development，2010，37(6)：6-18.
[31] BOWKER K A. Barnett Shale gas production，Fort Worth Basin，issues and discussion[J]. AAPG Bullition，2007，91(4)：523-533.
[32] CURTIS J B. Fractured shale-gas systems[J]. AAPG Bullition，2002，86(11)：1921-1938.
[33] MONTGOMERY S L，JARVIE D M，BOWKER K A，et al. Mississippian Barnett Shale，Fort Worth basin，north-central Texas：Gas-shale ply with multi-trillion cubic foot potential[J]. AAPG Bullition，2005，89(2)：155-175.
[34] MANGER K C，OLIVER S J P，CURTIS J B，et al. Geological influences on location and production of Antrim Shale gas，Michigan Basin[C]// Low Permeability Reservoirs Symposium，Denver，Colorado，USA，1997：5-16.
[35] HILL D J，Nelson C R. Reservoir properties of the upper cretaceous Lewis Shale，a new natural gas play in the San Juan Basin[J]. AAPG Bullition，2000，84(8)：1240.
[36] 王 祥，刘玉华，张 敏,等. 页岩气形成条件及成藏影响因素研究[J]. 天然气地球科学，2010，21(2)：350-356.
WANG Xiang，LIU Yuhua，ZHANG Min，et al. Conditions of Formation and Accumulation for Shale Gas[J]. Natural Gas Geoscience，,2010，21(2)：350-356.
[37] GALE J F W，LAUBACH S E，Olson J E,et al. Natural fractures in shale：a review and new observations[J]. AAPG Bullition，2014，98(11)：1065-1111.
[38] LAUBACH S E，LANDER R H，CRISCENTI L J，et al. The role of chemistry in fracture pattern development and opportunities to advance interpretations of geological materials[J]. Reviews of Geophysics，2019，57(3)：1065-1111.
[39] 姚光庆，蔡忠贤. 油气储层地质学原理与方法[M]. 武汉：中国地质大学出版社，2005：1-223.
YAO Guangqing，CAI Zhongxian. Principles and methods of oil and gas reservoir geology[M]. Wuhan：Press of China University of Geosciences，2005：1-223.
[40] PHILIP Z G，JR J W J，OLSON J E，et al. Modeling Coupled Fracture-Matrix Fluid Flow in Geomechanically Simulated Fracture Networks[J]. SPE Reservoir Evaluation & Engineering，2005，8(4):300-309.
[41] ZENG W T，ZHANG J C，DING W L，et al. Fracture development in Paleozoic shale of Chongqing area (south china). Part one：fracture characteristics and comparative analysis of main controlling factors[J]. Journal of Asian Earth Sciences，2013，75：251-266.
[42] VAN GOLF-RACHT T D. Fundamentals of fractured reservoir engineering[M]，New York：Elsevier Scientific Publishing Company，1982：162-173.
[43] GHOSH K，MITRA S. Two-dimensional simulation of controls of fracture parameters on fracture connectivity[J]. AAPG Bullition，2009，93(11)，1517-1533.
[44] 丁文龙，许长春，久 凯，等. 泥页岩裂缝研究进展[J]. 地球科学进展，2011，26(2):135-144.
DING Wenlong，XU Changchun，JIU Kai,et al. The research progress of shale fractures[J]. Advances in Earth Science，26(2)，135-144.