四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气形成与聚集机理

综合运用有机超显微组分识别、聚焦离子束扫描电镜、高温高压等温吸附和页岩气稀有气体同位素年龄测定等技术,深入研究四川盆地涪陵地区页岩气主力产层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组的烃源品质、有机质孔隙发育特征、页岩气赋存形式和封存机制。结果表明:1五峰组—龙马溪组富有机质页岩主要形成于表层水生产力高、底层水缺氧的沉积环境,TOC值呈两段式分布,下段TOC≥3%,主要由浮游藻类、疑源类、细菌和笔石等成烃生物及残留沥青组成,其中笔石是TOC值的主要贡献者之一,但页岩气主要来自浮游藻类、疑源类等富氢富脂质有机质及由其生成的液态烃裂解。2有机质孔隙主要发育在固体沥青和富氢有机质中,是页岩气的主要储集空间。笔石等大量有机质呈纹层状、堆积式分布,为页岩气提供了更多的储存空间和各类孔隙连通、流体流动的优势通道。3涪陵页岩气处于超临界状态,以游离气为主。页岩气封闭体系的形成时间与生气高峰期之间的有效匹配,以及后期构造活动对页岩气封存条件的改造程度低是复杂构造区高热演化页岩气滞留富集的关键,页岩的吸附作用、毛管封闭以及低速扩散形成了页岩气微观滞留富集机制。可见,复杂构造区高热演化海相页岩气的形成与富集受缺氧的沉积环境、优质的烃源品质、优越的储集空间和良好的封存条件综合控制。     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气优质储层成因机制

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是四川盆地页岩气勘探开发的重点层系,但对其储层成因机制、演化历史以及矿物成岩演化对页岩气储层形成控制作用等的认识目前尚不明晰。为此,通过岩石学、矿物学和有机地球化学等分析,结合盆地模拟和页岩气勘探开发实践,分析了四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组有机质孔隙演化历史和矿物成岩演化过程,探讨了页岩气优质储层的类型和成因机制,明确了页岩气优质储层的发育层段。研究结果表明:①该盆地五峰组—龙马溪组页岩气开发层段的岩石类型主要包括硅质页岩、含灰硅质页岩和黏土质页岩,岩石类型对页岩储集空间类型和特征具有重要的控制作用,其中硅质页岩、含灰硅质页岩的有机质孔隙最为发育,储集能力最强;②矿物成岩演化对页岩气储层的形成具有重要的控制作用,生物成因硅在早成岩阶段形成,并以微晶聚集体的形式与陆源碎屑硅、黄铁矿一起形成颗粒支撑格架,有效抑制了压实作用,保存了大量残留粒间孔隙,有利于页岩气优质储层的形成;③WF2—LM4笔石带(五峰组—龙马溪组底部)硅质页岩具有"多藻控烃源、生硅控格架、协同演化控储层"的优质储层成因机制。结论认为,WF2—LM4笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩为页岩气优...     

川东北巫溪地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏条件与勘探前景

川东北巫溪地区是四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探正在初步探索的新区。通过跟踪、评价巫溪地区最新探井的页岩气相关地质参数,以及页岩储层和含气性特征,页岩气地球化学特征和古生物特征,认为巫溪地区虽然具有良好的页岩气物质基础,但是遭受了非常严重的多期构造破坏。主要表现为乙烷碳同位素明显高于其他成熟度相似区块,以干酪根晚期裂解气为主,反映非常高的排油气效率;巫溪地区页岩孔隙度极低,与构造作用强和滞留油保存少有关;近断裂的页岩甚至出现微弱的变质作用,岩心劈理现象严重,笔石化石表皮遭受热解破坏。综合研究认为巫溪地区页岩气有远景资源,但是现阶段商业开发的可能性极低。     

四川盆地东南部五峰组-龙马溪组深层页岩气藏类型、特征及勘探方向

四川盆地东南部是中国石化五峰组-龙马溪组深层页岩气勘探的主战场,钻井受工程技术约束目前深度主要集中在小于4 500 m的深层,大于4 500 m的超深层尚未取得实质性勘探突破。构造类型是该地区页岩气藏局部深度差异的主控因素,同时也是保存条件和工程技术条件的重要控制因素,开展页岩气藏构造类型划分和特征研究,查明该地区页岩气藏深度分布的整体特征对后续勘探评价与部署具有重要参考意义。通过将研究区深层页岩气藏划分为盆缘背斜型、盆缘斜坡型、盆内高陡型和盆内向斜型4种主要类型,明确了不同类型深层页岩气藏的特征和主要勘探目标。盆缘背斜型的阳春沟、新场西部、丁山、林滩场、桂花,以及盆缘斜坡型的新场东部、东溪东部、良村北、永乐-古蔺等目标最为有利。构造类型对储层含气性及产量也具有一定的控制作用,研究表明控制作用具有盆缘背斜型>盆缘斜坡型>盆内高陡型的特征。同时构造类型还控制着深层页岩气的深度分布特征以及工程改造的效果和资源分布特征,其中改造效果较好的3 500～4 500 m深层主要分布在盆缘背斜型和盆缘斜坡型,但其资源量占比相对较小,深度大于4 500 m的超深层在4种构造类型中都有分布,...     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气富集特征与“建造—改造”评价思路

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩是中国目前页岩气勘探开发的重点层系之一,已发现了涪陵、威远、长宁和昭通等页岩气藏。通过页岩气藏的详细解剖,将五峰组—龙马溪组下部龙一段页岩气富集特征概括为"高、帅、富":"高"主要指页岩层系形成页岩气的原始物质基础条件优越,有机质类型好、丰度高、脆性矿物含量高、热演化程度适中;"帅"主要表现为构造变形较晚、变形强度较弱、变形方式与构造样式有利、抬升幅度以及现今埋深适中;"富"表现为含气量高、地层压力系数大、储层物性好、有利于储层规模改造、初始产量高、最终产出量大,开发难度相对较小,经济效益明显。优越的原始沉积条件与成岩过程(地质建造作用)与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,是页岩气的富集高产前提与关键。基于"建造"(生—储演化序列)的评价内容包括层序地层与沉积、生烃和储层孔隙形成3个方面内容,基于"改造"(储—保演化序列)的评价内容主要包括构造变形、储层裂缝形成和页岩气保存2个方面。"建造—改造"的评价思路就是沿着页岩气形成与保存的全过程,既分析页岩气形成的建造条件优劣,又评价构造改造方式、程度的正面、负面影响。基于这种评价思路所建立的各种评价要素的组合模型,更符合页岩气形成与富集规律,也能更有效地消除简单将各种要素不作区别地统一纳入评价体系所带来的偏差。     

常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景——以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组为例

常压页岩气藏的压力系数和含气量较低,地层能量较弱,具有中-低丰度、中-低品位、资源总量大和储量规模大等特征。中国南方常压页岩气藏分布广泛,具有良好的地质背景与富集条件,但其类型、形成机制和富集规律不明。基于页岩气勘探开发实践和地质解剖,探讨了四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组常压页岩气藏的类型、形成机制、分布特征和富集规律,提出了常压页岩气藏勘探开发的前景与技术对策。研究认为,常压页岩气藏主要包括优质页岩缺失/减薄型、早期逸散型、断裂破坏型和残留向斜型4种类型。常压页岩气藏的分布与富集明显受构造作用控制。通过对常压页岩气藏的类型、特征和形成机制等综合分析,认为残留向斜型常压页岩气藏为目前最有利的勘探开发类型。地质评价中应聚焦在靠近盆地、抬升时间晚、残留向斜面积大、远离深-大断裂且裂缝封闭时间早的地区开展研究,优选靠近向斜核部、构造稳定、相对高压力系数和埋深适中的区域开展页岩气勘探开发。技术对策上,建议钻井上采用低泥浆密度钻井液,压裂上采取少段多簇、大排量、中等液量和高砂量,以此来实现经济有效的体积改造。该研究成果将为常压页岩气的地质评价和勘探实践提供参考。     

四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气的晚期逸散

为了探讨四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散方式和强度,应用典型井页岩气层埋藏史、构造特征、压力系数、含气量和页岩岩心物性分析资料,通过页岩气晚期逸散时间和特征分析以及模式构建,指出页岩气晚期逸散的时间为页岩气层晚期持续抬升的整个阶段,从盆缘到盆内五峰组-龙马溪组页岩气晚期逸散开始的时间从早白垩世演变为晚白垩世。页岩储层基质孔隙以纳米级为主、渗透率属纳达西级（平均为0.000 215×10^-3 μm²）、渗透率应力敏感性强（岩心有效覆压从3.5 MPa升高到40 MPa,渗透率降低了两个数量级）。在断裂不发育的页岩气层深埋区,页岩气的逸散为浓度差驱动的微弱扩散。晚期构造作用导致页岩储层抬升或发育开启断裂,随着地应力的释放,页岩储层渗透率增大,且水平渗透率远大于垂直渗透率（地表全直径岩心水平渗透率平均为0.567 8×10^-3 μm²、垂直渗透率平均为0.153 9×10^-3 μm²）。剥蚀露头区附近或浅埋藏带以及开启断裂附近页岩气逸散强烈,且沿层方向逸散强度远大于垂直层面方向。从深埋区到浅埋区再到露头区,以及逐渐靠近开启断裂,随着地应力、页岩渗透率、烃浓度的变化,页岩气沿层方向逸散方式表现为从微弱扩散到较强扩散再到强烈扩散或渗流的渐变特征,且逸散强度有序渐次增大。     

海相黑色页岩甜点类型、特征及页岩气勘探意义——以四川盆地南部五峰组—龙马溪组为例

黑色页岩甜点类型、识别标准及分布规律直接影响勘探层位优选及钻井靶点设计。为此,以四川盆地南部（以下简称川南地区）上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相黑色页岩为例,结合岩石学、层序地层学等理论,综合分析了相对海平面变化、裂缝类型与页岩储层品质之间的关系。研究结果表明：(1)川南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩可划分出沉积型和裂缝型2类甜点,其中,沉积型甜点细分为早期海进型、快速海进型、晚期海进型和近滨海进型4类,裂缝型甜点分为网状微裂缝型和网状宏观裂缝型2类。(2)早期海进型和近滨海进型以半远洋沉积为主,粉砂和黏土混杂堆积,TOC较低;快速海进型以远洋沉积为主,微晶石英发育,TOC高,有机孔发育;晚期海进型以等深流沉积为主,TOC偏低,无机孔相对发育。(3)裂缝型甜点储层宏观裂缝和微裂缝发育,但基质孔隙度和渗透率不一定高。(4)早期海进型甜点分布于笔石带WF2—WF3,快速海进型甜点分布于笔石带LM1,晚期海进型甜点分布于笔石带LM2—LM4及LM5,近滨海进型甜点分布于笔石带LM1—LM4,网状微裂缝型甜点主要分布于笔石带LM1,网状宏观裂缝型甜点的分布受断层规模和构造转换带变形程度控制。...     

川南长宁地区五峰组—龙马溪组页岩气评价新方法

为了准确评价川南长宁地区五峰组—龙马溪组海相页岩气的含气量,将页岩气分成吸附气和游离气单独进行计算再求和,以等温吸附实验数据为基础,提出并构建了基于微孔充填理论和D-A(Dubibin-Astakhov)方程相结合的吸附气量评价模型,模型中的可变参数微孔最大吸附量V₀、与吸附体系对气体的亲和力有关的常数B、与吸附体系表面非均质性相关的参数t的计算中均考虑了影响吸附气量的关键参数,如地层压力、总有机碳(TOC)含量和孔隙度等;以含气饱和度法为基础,结合吸附态甲烷对孔隙体积的影响,构建了对游离气量进行定量校正的评价模型。结果表明:新建立的吸附气与游离气含量评价模型在研究区页岩含气量评价中具有良好的应用效果,计算的含气量与实测数据相关系数超过0.90。该研究成果为页岩气资源潜力评价和"甜点"预测提供了依据。     

四川盆地南部深层五峰组—龙马溪组裂缝孔隙评价

根据川南坳陷中部和北部5口评价井资料,对四川盆地南部深层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩进行裂缝孔隙的多方法识别和定量评价,初步揭示了川南坳陷深层五峰组—龙马溪组页岩储集特征。形成4点认识:(1)在川南坳陷中部深层,无论是局部构造高点、翼部还是低部位,五峰组—龙马溪组产层储集空间均以基质孔隙为主,微裂缝总体不发育,与长宁、威远和涪陵气田的基质孔隙相近;(2)在川南坳陷北部深层,五峰组—龙马溪组黑色页岩段以基质孔隙为主,裂缝孔隙主要分布于局部不连续的深度点,总孔隙度为3.5%~6.7%,平均值为5.3%,裂缝孔隙度为0~2.1%,平均值为0.3%;(3)川南坳陷中部和北部五峰组—龙马溪组产层裂缝孔隙欠发育,并以大面积基质孔隙型为主,间接说明该地区构造活动相对较弱,对页岩储集层改造作用不及四川盆地东部涪陵地区;(4)寒武系膏盐岩的发育规模与分布特征是五峰组—龙马溪组裂缝孔隙发育的关键控制因素。研究认为,L7井区、Gs1井区、四川盆地东部、鄂西等地区寒武系膏盐层厚度大且分布稳定,五峰组—龙马溪组"甜点层"在燕山期以来的盐底滑脱构造中易形成裂缝孔隙发育段,是川南坳陷及其周边深层裂缝孔隙发育的潜在有利地区。     

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明，地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响，以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例，依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料，研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明：①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制，孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用，总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好；②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著，而对硅质页岩的影响则较低；③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好；④盆内深层页岩气泄压程度低，保存条件优越，储层物性普遍优于盆缘常压—超压区，富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能；⑤盆缘常压区泄压程度较高，富黏土质页岩储集性能降低，封盖性增强，并逐渐演化为直接盖层。     

川南地区五峰组—龙马溪组页岩笔石带对比及沉积特征

四川盆地南部长宁与威远区块是我国页岩气主要产区之一,主要产气层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩厚度介于20~40 m,具有良好的可对比性,然而,从笔石地层的角度分析后发现,上述2个区块黑色富有机质页岩的沉积时间和沉积速率均存在着明显的差异。为此,应用沉积学、生物地层学、地球化学和矿物学等研究手段,开展了上述2个区块8口钻井的岩心描述和笔石生物地层划分等工作。研究结果表明:(1)长宁地区的富有机质页岩主要沉积于WF1—LM4笔石层段,而威远地区则主要沉积于LM1—LM8笔石层段,二者富有机质页岩的沉积时间差异较大;(2)受广西运动的影响,富有机质页岩的沉积中心不断向北(威远地区)迁移,越靠近南部的海岸线,富有机质页岩沉积结束的时间就越早;(3)威远地区局部缺失观音桥组下部和部分笔石带,发育水下古隆起(赫南特冰期或已隆出水面),其边界目前尚未明确,影响了富有机质页岩的沉积,在该区域进行页岩气勘探部署需格外谨慎。     

中扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气成藏关键地质因素

中国南方中扬子地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组具有较好的页岩气勘探前景,但目前对于该区复杂的地质条件及页岩气勘探开发潜力的认识尚不够全面,制约了其勘探成效。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气富集的主控因素,以单井储层综合评价为基础,结合钻井、测井、岩心、露头及分析测试数据,对五峰组—龙马溪组黑色页岩的沉积环境、储层发育特征及保存条件等页岩气关键富集条件进行研究,并与四川盆地焦石坝和长宁等页岩气主产区块进行对比。研究结果表明:①该区富有机质页岩段形成于五峰组—龙一3亚段沉积期,为深水陆棚沉积,厚度介于15～39 m,由南至北逐渐增厚;②优质页岩段储层岩石相类型以硅质页岩相为主,孔隙度介于1.60%～7.44%,储集空间以有机孔为主、连通性较好,总有机碳含量高,有机质类型为腐泥型—偏腐泥混合型,热演化程度高,含气性较好,可压裂性好;③当阳复向斜内地层保存较好、产状平缓、断裂发育少、顶底板厚度大且分布稳定,页岩气保存条件较好;④较之于长宁、焦石坝等区块,中扬子地区具有埋藏深、两向应力差较大和地层压力系数较低的特点。结论认为,该区五峰组—龙马溪组具有较好的页岩气富集条件,具备进一步开展勘探...     

川东南五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩储层特征及其页岩气勘探意义

四川盆地东南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组中深层领域页岩气勘探及页岩储层特征与主控因素的研究已经取得了丰硕成果,而作为当前页岩气勘探重点的深层、超深层领域,由于受钻井等因素的制约,对于其储层发育特征及与中深层页岩储层的差异等研究还不够深入。为了明确五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩储层特征,为勘探部署提供依据,选取川东南地区4口埋深在2 000~6 000 m的典型页岩气钻井,系统开展了深层、超深层页岩储层发育特征及差异对比研究,探讨了储层孔隙发育的成因。研究表明：(1)埋深在6 000 m以内,五峰组—龙马溪组页岩储层依然能够发育高孔有效储层,且随埋深的增大孔隙度无明显变化,但是有机质孔的形态、孔隙结构及连通性存在一定差异,即随着埋深的增大,有机质孔孔径相对变小,孔隙连通性变差;(2)明确了生物成因的硅质是孔隙发育的基础,流体超压是储层孔隙保持的关键,在两者联合作用下,深层、超深层页岩高孔隙优质储层得以发育和保持;(3)基于储层发育的研究,将页岩气勘探拓深至6 000 m,明确了下一步页岩气勘探方向。初步评价四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组深层、超深层页岩气(埋深为4 000~5 000 m)资源量超2×10¹² m³。     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩脆性评价与“甜点层”预测

页岩气储层评价过程中,有机碳含量是表征富有机质页岩的主要指标,脆性指数则是反映压裂品质的重要参数,有机碳含量与脆性指数相结合可以更为精细地刻画"甜点层"的分布,从而为勘探开发工作提供有利依据。为此,依据岩矿资料,应用"石英+白云石+黄铁矿"三矿物脆性指数模型对四川盆地焦石坝、长宁和威远3个气田的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩进行了脆性评价。基于脆性指数(BI)与有机碳含量(TOC)之间的显著相关性,综合有机质丰度和可压裂性,建立了储层品质的分级标准:TOC3%且BI50%为优质储层(甜点层);2%TOC3%且40%BI50%为次优储层;1%TOC2%且30%BI40%为差储层;TOC1%且BI30%为非储层。依据该标准,长宁地区优质页岩气储层厚度为32 m,焦石坝地区优质储层厚度为22 m,威远地区优质储层厚度为13 m。探索脆性指数与测井响应之间的相关性,并建立了富有机质、高脆性页岩的常规测井响应图版,以自然伽马大于160 API、钍铀比小于3且密度小于2.58 g/cm~3作为优质储层的测井识别标准,进而预测了四川盆地五峰组—龙马溪组页岩"甜点层"的平面展布特征。     

泸州区块深层页岩气富集高产主控因素

要实现深层页岩气的规模效益开发,明确其富集高产主控因素至关重要。为此,以四川盆地川南地区泸州区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为研究对象,基于地震、钻井、测井及岩心分析化验资料,深入研究该页岩气区块的构造特征、沉积特征、储层特征及可压性,并结合气井生产动态分析页岩气井高产的主控因素。研究结果表明:①泸州区块龙一1亚段在纵向上存在着两套Ⅰ类储层,一套为储层厚度介于10～20 m的龙一_1~(1-3)小层,另一套为储层厚度介于3～10 m的龙一_1~4小层,且两套储层的含气饱和度、总含气量和脆性矿物含量都高;②Ⅰ类储层厚度越大、其水平井段钻遇的长度越长,气井初期产量就越高,在Ⅰ类储层钻遇长度相同的情况下,泸州区块气井的测试产量较长宁、威远区块高出10%～25%;③深水陆棚沉积中心控制了泸州区块优质页岩的展布,在低陡构造及异常高压背景下,高角度天然裂缝发育有利于游离气的聚集,且该区块脆性矿物含量高,人工压裂后易形成复杂缝网,从而使该区块页岩气井易获得高产。结论认为,位于深水陆棚沉积中心、在异常高压背景下发育高角度天然裂缝的低陡构造有利于页岩气的富集高产。     

渝东南盆缘转换带五峰组——龙马溪组页岩气储层孔隙特征与演化

目前关于页岩气储层孔隙演化及其机理的研究仍处于探索阶段,研究成果尚未达成共识。为此,基于岩心分析和样品热模拟实验,采用氩离子抛光扫描电镜、原子力显微镜等实验分析技术,对四川盆地东南部及其转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气储层的孔隙类型、孔隙结构、孔径变化规律等进行研究,探讨有机孔隙演化特征,分析伴生矿物对孔隙演化的影响,建立该区页岩孔隙演化模式。研究结果表明:(1)该区五峰组—龙马溪组优质页岩储层主要发育裂缝、无机孔隙、有机孔隙等3种储集空间类型,其中后者是页岩气赋存的主要储集空间,其又可细分为无定形干酪根孔、结构型干酪根孔、沥青质孔及生物化石孔等4类;(2)有机质收缩缝先在有机质颗粒一侧出现,随温度升高缝宽变大,与有机质颗粒的收缩有关;(3)有机孔隙以密集分布于有机质内部的"海绵状"孔为主,当R_o介于1.56%～3.50%时以大孔—介孔为主,R_o 3.50%时大孔减少,介孔和微孔增加;(4)有机质类型及黏土、硅质颗粒、黄铁矿等伴生矿物的含量对孔隙发育有着重要的影响。结论认为,该区五峰组—龙马溪组页岩的孔隙演化模式为:无机孔隙度随埋深增加大幅度减小、有机孔隙度先增大后减小,总孔隙度呈现出先降低、再增加、再持续减小的变化趋势。     

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩关键矿物成岩演化及其控储作用

利用岩心—薄片—扫描电镜观察、X-射线衍射分析、碳酸盐岩碳氧同位素和能谱分析等手段,对四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩中的石英、长石、黄铁矿、碳酸盐类和黏土矿物进行了有效识别与划分,分析了矿物成岩演化序列及其对储层发育的影响。结果表明,良好的物质基础和独特的成岩改造是优质页岩储层形成的关键：（1）莓状/自形黄铁矿、生物石英和微生物白云石主要形成于同生—早成岩阶段早期,对页岩原始孔隙的保持具有破坏性和建设性双重作用,其建设性支撑格架作用对优质页岩的形成起决定性作用,此类矿物与陆源碎屑构成的刚性支撑格架有利于原始孔隙的保持与后期的压裂改造。（2）生烃—成岩协同演化促进储集空间的发育,中成岩早期有机酸的产生和消耗、不稳定矿物（长石和碳酸盐矿物）溶蚀/蚀变、黏土矿物转化和干酪根生油具有同步性,为生油期液态烃的充注与滞留提供了有利空间;中成岩晚期—晚成岩阶段,干酪根和滞留烃裂解生气、成孔和增压促进了有机孔与微裂缝的发育,利于页岩气的富集与高产。