Study and Application on Risk Stratification of Wellbore Collapse For the Longmaxi Formation Shale in Zhaotong City
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摘要: 昭通国家级页岩气示范区龙马溪储层灰岩分布不均，采用高密度油基钻井液钻井时坍塌、溢流、气侵等井下复杂事故频发。统计26口井的复杂工况发现，地质分层与井下工况发生层位的关联性较差。首先对地质分层和复杂事故的非关联性分析，总结为储层地质力学参数各向异性、纵向水平应力差异、井眼轨迹与地层倾角、岩性差异和弱面结构等因素。以安全钻进为主要目标，在工程角度提出井壁坍塌风险分层。相较传统地质分层不仅考虑岩性差异，井壁坍塌风险分层还综合了岩石弱面结构、地应力状态和钻进参数等综合指标。最后针对典型井复杂小层进行坍塌风险评价，进行安全钻井液密度窗口优化和优选井斜角和方位角。建议按安全钻井液密度窗口下限进行钻进，在高坍塌风险层提高钻井液的封堵性、降低井壁渗透率能够在很大程度上避免复杂事故发生。探索井壁坍塌风险分层能有效指导钻井工程作业，优化工程设计方案，为深部页岩储层长水平段安全钻井提供科学依据。Abstract: The national shale gas demonstration block was in Zhaotong city, where the distribution of limestone was uneven. These complex downhole accidents, such as collapse failure and cavernous leakage, sticking of bit, overflow, gas invasion, and leakage, were frequent when high-density oil-based drilling fluid was adopted. The correlation between geological stratification and underground working conditions was found to be poor according to the statistics of complex downhole conditions of 26 wells. This paper first analyzes the non-correlation between geological stratification and downhole complex accidents. And it summarizes the factors such as anisotropy of reservoir geomechanical parameters, a difference of longitudinal horizontal stress, borehole trajectory and formation dip, lithology difference and weak surface structure. Taking safe drilling as the main objective, the risk stratification of wellbore collapse is proposed from the engineering perspective. Compared with traditional geological stratification, it considers the lithological difference and integrates the rock's weak surface structure, in-situ stress state, drilling parameters and other comprehensive indicators. Finally, the collapse risk assessment is carried out for the complex small layers of a typical well, the safe mud density window is optimized, and the well deviation angle and azimuth angle are optimized. It is suggested to drill according to the lower limit of the safe mud density window. In the high collapse risk formation, improving the plugging property of drilling fluid and reducing the wall permeability can largely avoid complex accidents. Exploring risk stratification of wellbore collapse can effectively guide drilling engineering operations, optimize engineering design schemes, and provide a scientific basis for safe drilling in long horizontal stages of deep shale reservoirs to prevent complex downhole accidents.
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0. 引言
中国海相页岩气可采储量占全国的46.8%，具有分布面积广、厚度巨大、利于成藏、高有机质丰度（TOC为1.0%～5.5%）、高-过成熟（Ro为2.0%～5.0%）、富含页岩气（含气量为1.17～6.02 m3/t）等特点[1]。南方下古生界海相地层是我国页岩气主力层系，主要包括下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组地层，且龙马溪组为最优层系。昭通国家级页岩气示范勘探开发区位于四川盆地昭通背斜构造中奥顶构造，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，目前已落实4个有利区，面积为1430 km3，地质资源量为4.965×1012 m3。某区块储层岩性分布相对复杂，有灰岩、煤层、层理裂缝性页岩，且应力条件差，箱体厚度薄。页岩井壁是否稳定是影响钻井作业成本和钻井周期的重要因素，页岩储层坍塌受地质结构、应力条件、工程及水化作用等综合因素影响。页岩作为自生自储的储层，随埋深增加，页岩储层温度逐渐升高，全岩矿物会发生改变，储层力学参数和构造应力产生变化[2]；页岩层理、溶洞、裂缝和地层倾角会导致地层弹性参数和强度参数呈现各向异性[3-8]；因增产需要而广泛使用的水平井、射孔、压裂等工程因素也加剧了泥页岩坍塌掉块与漏失等问题，增加了井壁失稳的风险[9-10]；钻井液性能、钻井液漏失、流体配伍性、浸泡时间、钻柱摩擦碰撞等因素对页岩储层井壁稳定也产生较大影响[11-13]。页岩储层坍塌破坏不仅涉及流固耦合，还需要热力学、化学和电化学等多学科交叉分析。页岩水化应力特性对钻井安全密度窗口、井壁坍塌周期、坍塌压力时间效应也存在影响[14-16]。这些因素给页岩储层工程地质力学评价、安全钻进、高效压裂和长效开采带来一系列挑战。
地质分层主要是基于岩性和岩相的地层划分，昭通区块26口已钻井复杂事故统计表明钻遇复杂事故与当前地质分层关联性不强。坍塌破坏是区域发生频率最高的复杂事故，本文在通过岩性、岩相等的基础上结合井壁坍塌风险程度提出井壁坍塌风险分层。这种分层方式不仅考虑地层的岩性和岩相，还考虑地层岩石结构、力学性质和地应力状态，能为深部页岩储层长水平段安全钻井预防复杂事故提供科学依据。
1. 地质分层与复杂事故关联性评价
昭通区块从上往下钻遇地层分别为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组、韩家店组、石牛栏组、龙马溪组和五峰组地层，其中志留系龙马溪组为主要目的储层。区块26口已钻井复杂事故主要出现在表层和储层段，如图1所示，共计54次井壁坍塌、13次卡钻和9次气侵溢流。其中坍塌破坏发生频率最高，从浅层到深层，几乎每个层位都发生；储层段主要由于密度窗口较窄引起的坍塌和溢流、气侵。卡钻主要发生在嘉陵江组，溢流发生在龙马溪组，并且龙马溪组在调整钻井液密度的过程中，中间层段灰质地层坍塌破坏与溢流问题极易先后发生，给钻井作业带来极大困扰和损失。从图1可以看出，昭通区块13个页岩层系均发生钻井复杂事故，4个层系发生2种钻井复杂事故，2个层系发生了3种钻井复杂事故，其中最优储层层系龙马溪组发生的坍塌破坏最为严重，因此可以获得地质分层与钻井复杂事故的发生频数和种类关联性不强的结论。
2. 非关联性原因分析
地质分层与区域钻井复杂事故呈现非关联性，主要是由于储层地质力学参数各向异性、纵向水平应力分布、井眼轨迹、地层倾角、岩性差异和弱面结构等因素。
2.1 储层地质力学参数各向异性
昭通区块阳A井龙马溪组72块标准岩心（大小：25 mm×50 mm；埋深：2300～2323 m），取心角度根据层理分别设定为0°、30°、60°和90°。对岩石力学参数进行测试，围压分别为0、25和50 MPa。并通过加载过程中的应力-应变曲线[17]，分别获得对应岩样的杨氏模量、泊松比和抗压强度参数，如图2、图3和图4所示。由此可知，地质分层下四个小层杨氏模量差异较大，范围大多为15.36～41.36 GPa（多数在20～28 GPa，方差较大），且各角度岩心杨氏模量也具有较为明显的各向异性。各小层泊松比范围为0.151～0.315（多数集中在0.2附近，方差较小），层间和各角度岩心泊松比各向异性较弱。此外，0°岩心（与层理面垂直）在不同围压下强度数据对比表明，储层岩心抗压强度与围压呈正相关，范围为41～144 MPa，龙一段14、12、11小层强度较高，13小层强度较低。地层强度各向异性较强，主要是由于钻遇地层岩性和结构较为复杂，地层中的煤层、灰岩和裂缝等均会较强地影响地层的强度。地层强度呈现较强的各向异性，一方面会使井壁发生坍塌与钻井液漏失，另一方面井径的各向异性也易造成卡钻事故。
2.2 纵向水平地应力差值
陈勉和金衍[18]指出最大水平主应力与最小水平主应力的比值（SH/Sh）越大，坍塌压力和破裂压力的差值就越小，钻井作业也就越困难。阳A井2300～2329 m井段（龙一14-五峰组），最大地应力：61.6～70.2 MPa（平均为64.9 MPa）；最小地应力范围：51.5～58.6 MPa（平均：54.0 MPa）；垂向地应力：55.1～55.9 MPa（平均为55.5 MPa）。地应力大致满足SH>Sh>Sv，结合Anderson滑动摩擦模型[19]，该区域经历过较强的构造运动，断层类型较多的表现为逆断层。最大水平主应力与最小水平主应力的比值比较接近于1.3，破裂压力和坍塌压力的差值减小，在一定程度上不利于钻井作业的顺利进行。此外，龙一组储层层间应力差Sv－Sh的值较小，甚至接近于0，如图5所示。这表示进行水力压裂增产时，水力裂缝产状不能确定，水平缝和垂直缝均存在可能性。从五峰组开始方解石的含量逐渐增多，层间应力差值为负，表示压裂时将出现水平缝。水平应力差SH－Sh的大致为10.9 MPa，裂缝形态较为稳定，这表示很可能出现单一的缝状形态，复杂缝网出现概率较小。此外，表明龙马溪组2307～2316 m和2325～2330 m声波时差明显偏离趋势线，代表两段地层存在欠压实现象，很可能有地层高压存在，主要是由于岩性差异和灰质的存在，地应力在纵向上分布不均匀。
2.3 井眼轨迹与地层倾角响应
为探究井眼轨迹与地层倾角对井壁坍塌破坏的影响，将页岩露头切割成边长为150 mm的立方体，钻取直径为56 mm圆孔，使圆孔贯通立方体岩样，通过改变圆孔倾斜角模拟不同方位的水平井眼，页岩层理为水平方向，井眼与层理法向分别形成0°，15°，30°，60°，90°倾斜角。钻井液浸泡作用会导致岩心强度、杨氏模量出现弱化效应，并且油基钻井液能减小钻井液界面张力和增大润湿角，因此油基钻井液比水基钻井液更容易保持井壁的长期稳定[11]。实验前采用密封胶封闭井口和井底，井筒用油基钻井液浸泡72 h。采用TAW-1000深水孔隙压力伺服实验装置[20-21]压力加载，各个角度下井眼及破坏示意图如图6和图7所示。
油基钻井液浸泡后破坏实验表明：0°，15°，30°，60°井眼的岩样为整体性劈裂破坏形式，裂缝贯穿井眼。井眼对岩石强度具有弱化作用，且井眼对岩样的弱化作用随倾斜角的增大先增强后减弱，0°和90°岩样整体强度表现较高；大倾角井眼的岩样易发生垂直加载方向的剪切破坏，剪切破坏发生点对应的载荷较低，说明水平井筒较易发生沿井眼周周的局部破坏。实验应力-应变曲线如图8。其中0°、15°、30°、60°和90°岩样轴向加载峰值过程中对应的破坏的应力分别为41.9、34.4、31.8、27.1和25.8 MPa。其中90°岩样井眼的4个方向均有破坏，垂直加载方向为剪切破坏，伴有剪切缝，表现较为强烈；平行加载方向为拉伸破坏，伴有拉伸缝，表现较为微弱。且90°岩样加载过程中，曲线出现多个台阶，对应多个井眼破坏的点，直至岩样发生整体破坏。说明高角度包括60°和90°岩样（特别是水平井）在油基钻井液浸泡后更容易发生坍塌破坏，井筒完整性更差。
2.4 岩性差异和和弱面结构
阳A井交叉偶极阵列声波测井及处理效果剖面如图9所示，根据含气量可知地质甜点主要集中在2308～2338 m，主要分布在龙一段，主要为Ⅰ类和Ⅰ-Ⅱ类储层。左边井壁成像6个极板响应正常，现场静态图清楚，测井资料质量较好。电成像崩落方向30°，表示最小水平应力方向为N-E30°，最大水平应力角度为120°。此外，从井壁成像可以看出，龙一13小层上部裂缝、破碎带较为发育，对应坍塌压力较高，具有坍塌风险；龙一12小层水平层理较为显著，但无明显裂缝，对应坍塌压力较低，不易塌漏。直井或小斜度井钻遇水平层理地层从理论上来说与钻遇均质地层并没有太大区别。这是因为在小斜度情况下地层弱面不容易发生剪切滑移破坏，而是处于一种自锁状态，当井斜角超过一定角度后，弱面才能相对于岩石本体发生剪切破坏。
岩性剖面可以看出4个小层由于灰质含量不同，在岩性上面也存在一定差异，参照方解石组占比，2280～2300 m较为连续，且含量较少，2308～2328 m含量较多，因此13和12段滤失也较为严重，钻井液密度在2318～2322 m段出现峰值。井径测井曲线可看出井深2306.6 m和2315.2 m处发生了波动，并且补偿中子和补偿声波测井数据在12、13和14呈现分段特征，即声波时差较高和地层密度较低的层段，测井数据波动幅度较大。以上反映出了地层的非均质性和不连续性，即层理和裂缝和灰质含量对测井数据的影响。
以上可以总结出，龙一段坍塌破坏风险主要有2个因素，首先是区域构造运动较强，导致层理和裂缝发育；另一方面是龙马溪组下部地层灰岩逐渐增多，造成井口失返和钻井液漏失严重，井壁稳定性较差。并且可以看出龙一段地层随深度增加灰质增加，发育有裂缝，容易引起井壁的坍塌和钻井液的漏失，多为风险层。龙二段地层泥岩含量高，成分较为均匀，结构上无明显层理裂缝发育，不易塌漏，为安全层。
3. 井壁坍塌风险分层判断依据
阳A井受地应力影响，龙马溪组地层破裂压力较高，基本均高于2.2 g/cm3。钻遇地层中完整地层是较难被压破的，但因地层岩性较为复杂多变，灰质增多、煤层、裂缝发育，在钻井液密度高于地层压力的情况下即有可能发生井壁坍塌和钻井液的漏失，因此该段的防塌、防漏、防溢流风险均较大。裂缝之所以对坍塌破坏产生影响，主要是因为钻井液滤失渗入到页岩内部时，缝尖应力强度因子增加、临界断裂韧性降低，从而引起裂缝扩展，进一步引起井壁的坍塌和钻井液的漏失[22-23]。如图10所示，节理性页岩层间应力、力学和物性特征存在差异，会引起弱胶结层理开启-剪切缝滑移错动-多裂缝交织扩展形成缝网。井壁围岩失稳本质是，钻井液密度偏低时，非均匀地应力挤压形成的应力集中导致井筒附近出现微裂缝，钻井液滤液沿沟通井筒的弱面（层理面、裂缝）进入地层，在钻井液和地应力联合作用导致裂缝传播、扩展与裂缝网络形成，直至本体解体，井壁围岩发生坍塌。
此外，井眼进入龙马溪组储层后地层压力抬升，压力系数增高，声波时差波动特征较能代表该层段的欠压实特点，龙马溪组页岩地层孔隙压力最高值约1.86 g/cm3，进入五峰组后，压力恢复正常。这些特征均表明龙马溪组地层存在着地层坍塌破坏和漏失等复杂事故的可能性，因此需要在地质分层的基础上，对风险层进行精细划分，预防复杂事故。页岩储层坍塌破坏受岩性、层理、溶洞、裂缝和地层倾角等地质结构，地质力学参数和地应力条件，井眼轨迹、射孔、压裂等工程因素和水化作用等综合因素影响。辨别储层是否有发生坍塌破坏的风险需要先对这些因素进行综合分析。井壁坍塌风险分层是一个综合概念，需要同时考虑岩性、岩石结构、力学强度参数和安全密度窗口等综合因素。坍塌压力从一定意义上来说具有综合涵义，能同时结合地应力条件、孔隙压力和力学强度等参数，能同时表征地层的坍塌与漏失性。且由区域复杂事故统计出坍塌破坏是区域发生频率最高的复杂事故，因此可大致依据地层坍塌压力数据进行风险界定，这是一种站在井壁的稳定性角度对地层进行划分的方式。
4. 井壁坍塌风险分层与地质分层对比分析
分别以坍塌压力当量密度1.2和1.5 g/cm3为界限分别划分为安全层、一般风险层和高风险层，划分结果如表1所示。龙一段四个小层中高风险层段主要为龙一13段，该层坍塌压力最高，可达1.72 g/cm3，坍塌风险最大。地层存在坍塌破坏风险，导致钻井液安全密度窗口存在波动。阳A井钻井实践表明：虽然，裂缝性龙一13储层段坍塌压力稍高，在使用较高密度钻井液情况下井径较为规则，说明提高钻井液密度起到了维护井壁稳定的效果，但是如果单纯提高钻井液密度会加剧井壁坍塌和井漏，需按安全钻井液密度窗口下限进行钻进，重点提高钻井液的封堵性、降低井壁渗透率。因此，裂缝性页岩储层须在提升钻井液封堵性能的前提下提高钻井液的密度，较完整性地层提高钻井液的密度可达到维护井壁稳定性的效果。
表 1 阳A井龙一组4个小层地质分层与井壁坍塌风险分层对比地质分层 顶深/
m底深/
m厚度/
m井壁坍塌
风险分层顶深/
m底深/
m厚度/
m岩性特点 孔隙压力
当量
密度/
g·cm−3坍塌压力
当量
密度/
g·cm−3破裂压力
当量
密度/
g·cm−3龙一14 2300.6 2306.60 6.00 安全层 2300.6 2305.0 4.40 方解石含量
存在波动1.60～1.70 <1.20 3.5 一般风险层 2305.0 2306.6 1.60 1.70～1.78 1.20～1.50 3.5 龙一13 2306.6 2315.20 8.60 高风险层 2306.6 2314.0 7.40 1.78～1.86 1.50～1.72 3.5 一般风险层 2314.0 2315.2 1.20 1.70～1.73 1.20～1.50 3.5 龙一12 2315.2 2323.40 8.20 安全层 2315.2 2315.8 0.60 1.68～1.73 0.90～1.20 3.5 一般风险层 2315.8 2318.0 2.20 1.64～1.68 1.20～1.32 3.5 安全层 2318.0 2322.4 4.40 1.65 1.20 3.5 一般风险层 2322.4 2323.4 1.00 1.64～1.69 1.20～1.37 3.5 龙一11 2323.4 2324.15 0.75 一般风险层 2323.4 2324.2 0.75 1.69～1.72 1.20～1.37 3.5 龙一14 2300.6 2306.60 6.00 安全层 2300.6 2305.0 4.40 1.60～1.70 <1.20 3.5 一般风险层 2305.0 2306.6 1.60 1.70～1.78 1.20～1.50 3.5 地质角度的地层划分是指对一个地区的地层剖面中的岩层进行划分，建立地层层序的工作，它的依据主要是岩性和岩相，本质主要是判断在一定沉积环境下的岩石和岩石组合在地质作用后的表现特征。针对页岩而言，可通过孔隙度、渗透率、饱和度、有机碳含量、页岩气含量、游离气压力系数和吸附气压力系数等物性参数表征。井壁坍塌风险分层在地质分层基础上，围绕安全钻进，避免钻井复杂事故的综合指标，主要是参照岩石结构、地应力、地质力学参数、脆性指数和矿物指数等工程参数，如表2所示。
表 2 井壁坍塌风险分层参数统计表层位 Sv/
MPaSH/
MPaSh/
MPaρf/
MPaE/
GPav 脆性指数纵横波 脆性矿物碎屑岩 脆性矿物 储层类型 碎屑岩+碳酸盐 龙一14 55.2 65.9 54.5 68.0 45.36 0.23 49.6 61.3 68.1 Ⅲ页岩气层 龙一13 55.4 63.2 52.8 64.1 33.62 0.21 46.1 55.6 63.4 Ⅰ--Ⅱ类页岩气层 龙一12 55.6 64.5 53.3 65.3 45.51 0.21 51.4 61.0 76.7 Ⅰ类页岩气层 龙一11 55.7 66.5 54.8 68.3 43.48 0.23 48.8 58.8 65.2 Ⅰ类页岩气层 五峰组 55.8 67.9 56.8 72.0 41.24 0.25 45.7 42.1 70.7 Ⅰ--Ⅱ类页岩气层 对于均质地层，结构和成分较为单一，裂缝不发育，井壁坍塌风险则主要受地层岩性影响，即井壁坍塌风险可参考地质分层的结果，尤其是小层的分析结果。对于地层岩性较为复杂，且含夹层或裂缝性地层，灰质和弱强度结构面会大大地影响井壁的稳定性，甚至占主导因素，而地层应力状态尤其井眼平面内差应力较大的情况下，也易引发工程难题，这些都是地质分层所不能考虑到的因素。井壁坍塌风险分层还考虑了层理弱面的影响。以阳A井四小层中坍塌风险最高的13层为例，计算模型参照文献[24]，结合地应力大小、方向以及地层强度参数[25-27]，计算出不同的井斜方位角度下的井眼坍塌压力当量密度如图11所示。其中方位0°和90°分别表示最小和最大水平主应力的方位。可以发现：保持方位角不变，定向井井斜角接近55°时，坍塌压力取得最小值，井壁最为稳定，井斜角从55°到90°坍塌压力呈迅速上升趋势，反映了弱面对地层强度的影响；保持井斜角不变，方位角增大时，井壁坍塌压力当量密度逐渐减小，最大可宽出0.1 g/cm3。从钻进方位上来说，沿水平最大地应力方位更利于井壁稳定，此时的层间应力差值最小。
5. 结论
以坍塌风险程度为标准，对阳A井龙马溪组进行精细井壁坍塌风险分层，有效优化钻井液安全密度窗口，优选井斜角和方位角，并得到以下结论。
1.地质分层与区域钻井复杂事故呈现非关联性，主要是由于储层地质力学参数各向异性、纵向水平应力分布、井眼轨迹、地层倾角、岩性差异和弱面结构等因素导致。
2.井壁坍塌风险不但能与地质分层一样考虑岩性差异，还考虑了地层弱面结构和应力状态的区别，井壁坍塌风险考虑的因素更为全面，从工程角度来看更具有指导意义，能有效指导钻井工程高效、安全作业。
3.阳A井龙一段14、12、11小层强度较高，龙一段13小层强度较低，同时，裂缝和层理更加发育，高密度钻井液钻进加剧井壁坍塌和井漏，建议考虑井壁坍塌风险识别出高风险性层、按安全钻井液密度窗口下限进行钻进，重点提高钻井液的封堵性、降低井壁渗透率，能够避免恶性漏卡发生。
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表 1 阳A井龙一组4个小层地质分层与井壁坍塌风险分层对比
地质分层 顶深/
m底深/
m厚度/
m井壁坍塌
风险分层顶深/
m底深/
m厚度/
m岩性特点 孔隙压力
当量
密度/
g·cm−3坍塌压力
当量
密度/
g·cm−3破裂压力
当量
密度/
g·cm−3龙一14 2300.6 2306.60 6.00 安全层 2300.6 2305.0 4.40 方解石含量
存在波动1.60～1.70 <1.20 3.5 一般风险层 2305.0 2306.6 1.60 1.70～1.78 1.20～1.50 3.5 龙一13 2306.6 2315.20 8.60 高风险层 2306.6 2314.0 7.40 1.78～1.86 1.50～1.72 3.5 一般风险层 2314.0 2315.2 1.20 1.70～1.73 1.20～1.50 3.5 龙一12 2315.2 2323.40 8.20 安全层 2315.2 2315.8 0.60 1.68～1.73 0.90～1.20 3.5 一般风险层 2315.8 2318.0 2.20 1.64～1.68 1.20～1.32 3.5 安全层 2318.0 2322.4 4.40 1.65 1.20 3.5 一般风险层 2322.4 2323.4 1.00 1.64～1.69 1.20～1.37 3.5 龙一11 2323.4 2324.15 0.75 一般风险层 2323.4 2324.2 0.75 1.69～1.72 1.20～1.37 3.5 龙一14 2300.6 2306.60 6.00 安全层 2300.6 2305.0 4.40 1.60～1.70 <1.20 3.5 一般风险层 2305.0 2306.6 1.60 1.70～1.78 1.20～1.50 3.5 
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表 2 井壁坍塌风险分层参数统计表
层位 Sv/
MPaSH/
MPaSh/
MPaρf/
MPaE/
GPav 脆性指数纵横波 脆性矿物碎屑岩 脆性矿物 储层类型 碎屑岩+碳酸盐 龙一14 55.2 65.9 54.5 68.0 45.36 0.23 49.6 61.3 68.1 Ⅲ页岩气层 龙一13 55.4 63.2 52.8 64.1 33.62 0.21 46.1 55.6 63.4 Ⅰ--Ⅱ类页岩气层 龙一12 55.6 64.5 53.3 65.3 45.51 0.21 51.4 61.0 76.7 Ⅰ类页岩气层 龙一11 55.7 66.5 54.8 68.3 43.48 0.23 48.8 58.8 65.2 Ⅰ类页岩气层 五峰组 55.8 67.9 56.8 72.0 41.24 0.25 45.7 42.1 70.7 Ⅰ--Ⅱ类页岩气层
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