湘中坳陷漣源凹陷湘頁1 井大隆組頁巖氣地質特征

汪凱明 何希鵬 許玉萍 金 偉

( 中國石化華東油氣分公司勘探開發研究院 )

0 引言

經過10 余年的攻關探索，中國頁巖氣基礎研究和勘探開發取得了豐富成果[1-13]，但實現商業開發的頁巖氣儲層僅局限于四川盆地及東南緣的上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組，其他層系（震旦系陡山沱組、寒武系筇竹寺組/水井沱組/九門沖組、泥盆系、石炭系、二疊系等）均未實現商業開發。近年來，隨著頁巖氣基礎研究和勘探開發的不斷深入[14-18]，二疊系頁巖氣也逐漸引起石油工作者的關注[19-23]，中國石油化工股份有限公司（簡稱中國石化）率先在湘中坳陷漣源凹陷開展了上二疊統大隆組（P2d）頁巖氣評價和鉆探工作，湘頁1 井在600～620m 井段壓裂測試獲得日產2409m3的低產氣流，證實該區大隆組頁巖氣具備一定的勘探潛力。本文旨在通過對湘頁1井大隆組巖石礦物組成特征、沉積特征、有機地球化學特征、物性及含氣性等進行綜合研究，分析該區大隆組頁巖氣成藏地質條件。

1 研究區概況

漣源凹陷位于湘中坳陷北部，是以下古生界變質巖系為基底發展起來的一個晚古生代—中三疊世的碳酸鹽巖為主，夾碎屑巖沉積的準地臺型沉積盆地[24]，西鄰雪峰山隆起、東接溈山凸起、南倚龍山凸起（圖1）。

圖1 漣源凹陷構造位置圖Fig.1 Structural location of Lianyuan sag

漣源凹陷經歷了多期復雜的構造改造，構造變形主要發育于印支期，定型于燕山早—中期。印支運動前該區以穩定沉降為主，印支早期受北西—南東方向應力強烈擠壓，形成了西部疊瓦狀逆沖斷裂帶和中部構造帶的隔擋式褶皺系統及雙沖斷層系，以及一系列北東—北東東向的褶皺構造，奠定了該區基本的構造格架。燕山運動強烈疊加改造印支期形成的構造，燕山早期為北西—南東方向的擠壓應力場，地層遭受嚴重抬升剝蝕，致使印支期褶皺進一步發育，形成較緊閉的線性褶皺，同時被一系列逆沖斷裂分割，基本形成了現今的構造格局，即整體呈北西西向展布，西部褶皺較緊閉，以密集的北北東向疊瓦狀逆沖斷裂帶為特征，中部以北東—北北東向的寬緩短軸向斜為特征，東部以北北東向短軸向斜與北西西向褶曲相疊加為特征[25-26]。凹陷內發育車田江、橋頭河、恩口—斗笠山和洪山殿等多個北東—北北東向寬緩短軸殘留向斜，向斜之間為相對緊閉的背斜，呈典型的隔擋式構造格局。向斜核部主要出露下三疊統—二疊系，恩口—斗笠山向斜殘存上三疊統—下侏羅統及白堊系，向斜兩翼主要出露石炭系。殘留向斜是大隆組頁巖氣勘探目標，湘頁1 井位于橋頭河向斜核部的低幅度凸起區（圖2），橋頭河向斜位于漣源凹陷中部，呈北北東走向，長約25km，寬約6km，面積約為125km2，殘留面積相對較大，核部出露下三疊統大冶組（T1d），兩翼發育逆沖斷層。

圖2 漣源凹陷橋頭河向斜過湘頁1 井北西—南東向地震剖面（剖面位置見圖1）Fig.2 NW-SE seismic section cross Well Xiangye 1 of Qiaotouhe syncline in Lianyuan sag(location of the section is shown in Fig.1)

圖3 大隆組全巖礦物組成特征Fig.3 Mineral composition of shale in Dalong Formation

2 湘頁1 井大隆組基本地質特征

2.1 巖石礦物組成特征

26 件巖心樣品的全巖 X 射線衍射測試分析結果表明，大隆組礦物組成以石英、黏土礦物為主，其次為方解石，斜長石、白云石和黃鐵礦相對較少（圖3）。石英含量為23.7%～63.1%，平均為41.1%。黏土礦物含量為11.0%～43.5%，平均為24.3%，黏土礦物組成以伊/蒙混層為主，相對含量平均為61.8%，其中，伊利石相對含量平均為36.7%，綠泥石少見。碳酸鹽礦物含量為5.2%～53.7%，平均為21.3%，其中方解石含量為2.7%～47.4%，平均為17.7%，白云石含量為0～15.6%，平均為4.9%。長石含量為0～16.8%，平均為5.2%，其中斜長石含量為1.5%～7.9%，平均為5.2%，鉀長石含量為0～1.8%，平均為0.9%。黃鐵礦含量為1.3%～12.6%，平均為5.5%。在全巖礦物組成定量分析的基礎上，采用以石英+長石、黏土礦物和碳酸鹽礦物為三端元的圖解法進行巖石類型分類（圖4），大隆組可劃分出3 種巖石組合，以混合頁巖和硅質頁巖為主，局部為鈣質頁巖，與四川盆地五峰組—龍馬溪組巖石類型相似[5]，石英含量基本相當，黏土礦物含量相對較低，碳酸鹽礦物含量較高。焦頁1 井石英含量平均為44.4%，黏土礦物含量平均為34.6%，碳酸鹽礦物含量平均僅為9.7%[2]。

2.2 有機地球化學特征

有機碳含量（TOC）是頁巖氣評價的關鍵參數之一，勘探證實有機碳是頁巖氣富集的基礎。湘頁1井大隆組頁巖總體顯示出高有機碳特征。60 件頁巖樣品的有機碳分析化驗資料顯示（圖5），TOC 為0.41%～10.47%，平均為3.91%；TOC 大于2%的樣品占總樣品數的78.3%（圖6），其累計厚度占大隆組厚度的80%；TOC 大于4%的樣品占總樣品數的41.7%，主要分布在大隆組中段。45 件樣品的巖石熱解參數顯示，生烴潛量S1+S2平均為2.33mg/g，最高為7.25mg/g。3 件樣品的氯仿瀝青“A”平均為0.12%。綜合以上評價指標可知大隆組頁巖為優質烴源巖，具有良好的生烴潛力，中段TOC 明顯較高，是形成頁巖氣藏的最有利層段。

圖5 湘頁1 井大隆組綜合柱狀圖Fig.5 Comprehensive stratigraphic column of Dalong Formation of Well Xiangye 1

圖6 湘頁1 井大隆組頁巖TOC 分布圖Fig.6 TOC content distribution of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

圖7 頁巖TOC 與石英含量相關圖Fig.7 Relationship between quartz content and TOC of shales in different formations

四川盆地五峰組—龍馬溪組優質頁巖TOC 與石英含量具有良好的正相關性，而湘頁1 井大隆組頁巖TOC 與石英含量并無明顯的相關性（圖7）。四川盆地五峰組—龍馬溪組一段發育大量的筆石、放射蟲、海綿骨針等硅質生物化石，具有較高的有機質生產力，是主要的生烴母質，深水陸棚環境有利于有機質富集和保存，對有機碳含量的增高具有明顯的控制作用；而大隆組存在多重生烴母質，不僅發育放射蟲及海綿骨針等硅質生物化石，孢粉化石鑒定還發現孢子花粉、疑源類、裸子植物管胞碎片和古溝鞭藻等古生物，表明有機質與硅質、鈣質相伴生。

10 件樣品的鏡質組反射率分析結果顯示大隆組Ro為1.50%～1.72%，平均為1.58%；45 件樣品的最高峰溫Tmax為439～481℃（圖5），平均為457℃；處于凝析油裂解—濕氣生成階段，有利于頁巖氣藏的形成。

干酪根類型影響頁巖的生烴能力和含氣量，是烴源巖評價的重要參數之一。透射光—熒光法鑒定的干酪根顯微組分結果顯示（表1），大隆組頁巖干酪根顯微組分以惰質組為主，平均含量高達95.21%，腐泥組、殼質組、鏡質組三者平均含量之和不足5%，干酪根類型指數TI值為-95.09～-81.75，為腐殖型（Ⅲ型）干酪根，有利于生氣。

表1 湘頁1 井大隆組頁巖干酪根顯微組分測試表Table 1 Lab test data of kerogen maceral of shale samples in Dalong Formation of Well Xiangye 1

2.3 沉積特征

晚二疊世，湘中坳陷受東吳運動抬升影響，區內龍潭組沉積期水體較淺，以濱岸沼澤相含煤碎屑巖沉積為主；大隆組沉積期凹陷加劇，全區發生大規模海侵，水體迅速變深，出現了凹槽臺地古地理格局。在這種古構造、古地理背景下發育大隆組臺盆相灰色—灰黑色硅質巖夾硅質頁巖（圖8），區內沉積厚度為40～167m，在印支運動的影響下，早三疊世水體變淺，沉積大冶組灰色石灰巖、泥灰巖和砂巖組合[26-27]。

圖8 漣源凹陷晚二疊世大隆組沉積期沉積相圖Fig.8 Sedimentary facies of the Dalong period， late Permian in Lianyuan sag

湘頁1 井鉆揭大隆組厚度為116m，大隆組與上覆大冶組、下伏龍潭組呈整合接觸關系，基于巖性、電性、古生物和有機地球化學等特征，自下而上可劃分為3 段（圖5）。

大隆組下段為灰黑色混合頁巖、鈣質頁巖及硅質頁巖組合，厚度為38m；石英含量平均為46.00%，黏土礦物含量平均為13.60%，碳酸鹽礦物含量平均為32.40%；硅質頁巖中含少量硅藻、放射蟲（圖9a），硅藻和放射蟲含量一般小于10%，局部見黃鐵礦；TOC 平均為3.91%，且自下而上整體呈現增高趨勢；常規測井曲線表現為齒狀低自然伽馬，介于13～138API，平均為64API。大隆組中段為硅質頁巖夾鈣質頁巖，厚度為42m；硅質頁巖中放射蟲及海綿骨針發育（圖9b），放射蟲和海綿骨針含量高于20%，見大量黃鐵礦（圖9c），其含量平均高達6.30%，指示較弱的水動力條件和缺氧的還原沉積環境，為有機質保存提供了有利的沉積條件；該段有機質豐度高，TOC 平均為5.61%，最高達10.47%；石英含量為41.91%，黏土礦物含量為26.36%，碳酸鹽礦物含量為17.24%，頁巖中方解石脈發育（圖9d、e）；常規測井曲線表現為中—高自然伽馬，介于39～256API，平均為125API。大隆組上段主要為鈣質頁巖及混合頁巖組合，厚度為36m；石英含量平均為30.50%，黏土礦物含量平均為21.07%，碳酸鹽礦物含量增高，平均為36.90%，放射蟲和海綿骨針含量一般小于10%（圖9f），TOC 平均為2.08%，向上逐漸降低，頂部TOC 多小于1%；常規測井曲線表現為中—高自然伽馬，介于58～271API，平均為123API。

圖9 湘頁1 井大隆組沉積構造特征Fig.9 Sedimentary structures of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

大隆組整體歷經一個完整的海侵—海退沉積旋回，中段海侵達到高峰，鏡下見大量放射蟲及海綿骨針等古生物化石；黃鐵礦最為發育，普遍大于5%，最高達12.6%；Th/U 明顯低于上、下兩段，平均僅為0.30，上、下兩段平均值分別為1.02和0.69。Th/U 值具有沉積環境指示意義，一般在缺氧條件下Th/U 值普遍小于2[28]，比值小趨向于還原環境，沉積時期水體相對較深。湘頁1 井大隆組Th/U 值整體小于2，表明整體處于缺氧的較深水臺盆相沉積環境，為有機質保存提供有利條件。

2.4 可壓裂性特征

頁巖脆性指數是頁巖氣儲層評價中一個重要的參數，湘頁1 井大隆組頁巖脆性指數為53%～89%，平均為74%（表2），表現出高脆性特征，有利于壓裂改造。國內外勘探開發實踐表明頁巖巖石力學性質是影響頁巖氣儲層壓裂效果的重要指標之一，對壓裂地質工程設計具有重要的指導作用。湘頁1 井巖石力學實驗及測井解釋結果表明（表2），大隆組單軸抗壓強度平均僅為76.2MPa，易于壓裂施工；同時具有較高的楊氏模量和較低的泊松比特征，楊氏模量為8.7～28GPa，泊松比為0.15～0.29，最小水平主應力梯度為2.01～2.38g/cm3，兩向水平主應力差值僅3～6MPa，有利于壓裂形成復雜網絡裂縫。

表2 湘頁1 井大隆組巖石力學參數表Table 2 Rock mechanics parameters of shale in Dalong Formation of Well Xiangye 1

勘探實踐證實“四高”（即高有機碳、高孔隙度、高含氣量、高脆性）是頁巖氣勘探的“甜點段”，綜合評價優選湘頁1 井大隆組中段600～620m 井段為“甜點段”，分3 段射孔壓裂，注入150t 液態CO2、1631.5m3壓裂液、82m3石英砂，施工排量為8～10m3/min，地層破裂壓力為15.6MPa，停泵壓力為18.3MPa，測試日產氣2409m3，氣體成分以甲烷為主。

2.5 物性特征

頁巖的孔隙結構特征對頁巖氣的賦存和儲集影響作用明顯，本次利用低溫氮氣吸附法和核磁共振法來研究大隆組頁巖微觀孔隙及裂縫發育特征。

低溫氮氣吸附法可表征出樣品中不同的孔徑分布與微觀孔隙結構特征，是近年來頁巖氣納米級孔隙結構研究常用的一種實驗方法[29-31]。國際理論和應用化學聯合會（IUPAC）根據孔隙直徑大小將孔隙分為微孔、中孔和大孔3 類[32]，微孔的孔隙直徑小于2nm，中孔的孔隙直徑為2～50nm，大孔的孔隙直徑大于50nm。利用MicromeriticsASAP2020 型比表面積和孔隙度吸附儀開展實驗分析，結果顯示大隆組BET比表面積平均為2.034m2/g，以中孔和大孔為主，中孔占比為49.8%，其中孔隙直徑為10～50nm 的中孔占比為36.5%，孔隙直徑50～234nm 的大孔占比為45.1%（圖10）。大隆組頁巖孔隙直徑明顯高于五峰組—龍馬溪組頁巖，后者以2～10nm 為主。

核磁共振法是快速測量巖石孔隙度和滲透率、定性判斷巖石孔縫類型的新技術，核磁共振標準T2譜信息中，信號強度反映孔隙體積，弛豫時間和曲線形態反映孔喉大小，并間接反映裂縫孔隙的發育程度[33]。本次研究選取大隆組井深602.97～645.02m 共6 塊巖樣進行測試，結果顯示，核磁共振標準T2譜均呈現雙峰特征，為典型的基質孔隙—裂縫型儲層；首峰信號強度為15～45，對應弛豫時間為1～2ms，主要為基質孔隙，以中孔、微孔分布為主，井深632.34～632.47m 巖樣中基質孔隙最為發育；第2 個峰信號強度最大的巖樣，為井深602.97～603.07m 巖樣，信號強度僅為6，對應弛豫時間為25～35ms（圖11），其幅度雖然不高，但顯示該巖樣存在較大孔隙及微裂縫。

圖10 湘頁1 井大隆組頁巖孔隙直徑分布圖Fig.10 Pore size distribution of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

一定規模的天然微裂縫對改善頁巖氣儲集空間有積極作用，同時，壓裂作業形成的人造裂縫與之溝通有利于形成復雜網狀裂縫，從而提升頁巖氣滲流能力。巖心觀察和FMI 地層微電阻率掃描成像測井顯示，湘頁1 井大隆組裂縫較為發育，巖心肉眼可見斜交縫、垂直縫和水平層理縫，裂縫多被方解石脈、泥質、黃鐵礦等充填，裂縫寬度為0.5～5mm、裂縫長度為50～350mm 不等。

圖11 湘頁1 井大隆組頁巖核磁共振T2 圖譜Fig.11 T2 nuclear magnetic reson of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

測井解釋主要為高導縫和高阻縫（圖12）。高導縫屬于以構造作用為主形成的天然裂縫，對于儲層的形成和改造具有重要作用，多數高導縫趨向于開啟縫，被鉆井液侵入或泥質、黃鐵礦等充填，沿高導縫多發育溶蝕孔洞，可以構成良好的儲層。成像測井顯示高導縫分布雜亂，產狀多樣，在大隆組中段、上段較為發育，在下段零星分布，密集段孔隙度明顯較高，對改善儲層物性有著積極貢獻。高阻縫在大隆組中段、上段連續分布，在下段不發育，呈高角度貫穿巖層，被方解石脈等高阻礦物充填，滲透能力差，一般不具有儲集性能，但在壓裂改造過程中可以誘導形成復雜縫網。測井解釋裂縫寬度主要為0.1～0.3mm，最寬可達1mm，裂縫長度為20～300mm，裂縫密度為2.1～6.3 條/m，裂縫孔隙度為0.008%～0.019%。

湘頁1 井大隆組頁巖測井解釋孔隙度主要為3%～8%（圖12），整體呈現中段高，上、下兩段低的特點，中段局部高達15%，平均為7.2%，上、下兩段平均值分別為6.7%、4.7%。大隆組頁巖孔隙度整體略高于四川盆地焦石壩地區五峰組—龍馬溪組頁巖孔隙度，后者測井解釋孔隙度主要為3.46%～5.21%[34]。測井解釋大隆組頁巖滲透率一般小于100nD，平均值為86.8nD，總體表現出較低滲特征。

圖12 湘頁1 井大隆組頁巖裂縫發育特征圖Fig.12 Fracture characteristics of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

2.6 含氣性特征

含氣性是頁巖氣富集程度的最直觀反映，主要受控于頁巖品質和保存條件。湘頁1 井鉆井過程中大隆組多段見到連續氣測異常顯示，在601～617m 井段全烴最高達2.25%，背景值為0.6%，鉆井液密度為1.05g/cm3。現場頁巖含氣量測試最高為0.73m3/t，平均為0.42m3/t，測井解釋含氣量最高為1.17m3/t。該層段含氣量整體低于四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖含氣量，焦石壩地區焦頁1 井頁巖層段現場巖心含氣量測試為0.44～5.19m3/t，平均為1.97m3/t，下部富有機質頁巖含氣量測試平均為2.96m3/t[2]。

等溫吸附實驗結果顯示，湘頁1 井大隆組頁巖吸附量為1.5～2.7m3/t（圖13），蘭格繆爾體積為1.61～3.15m3/t，具備一定的含氣性，TOC 對頁巖吸附能力有一定的控制作用，TOC 越高吸附能力越強。

圖13 湘頁1 井大隆組頁巖等溫吸附曲線Fig.13 Isothermal adsorption curves of shales of Dalong Formation of Well Xiangye 1

3 含氣量影響因素

綜上所述，湘頁1 井大隆組頁巖發育，有機質豐度高，熱演化程度適中，物性條件好，理應具備頁巖氣藏形成的有利地質條件，但相比四川盆地商業開發的五峰組—龍馬溪組超壓型頁巖氣藏，大隆組頁巖含氣量明顯偏低，分析認為主要存在兩方面的原因。

（1）研究區經歷多期構造運動的疊加改造，尤其印支期以來遭受強烈的褶皺變形、抬升剝蝕。湘頁1 井埋藏史與熱演化史表明大隆組頁巖存在二次生烴過程（圖14），同時，開始生烴以來經歷了3期明顯的構造抬升剝蝕。第一次，晚二疊世—早三疊世為凹陷沉降沉積階段，大隆組頁巖在早三疊世進入生烴門限，此時成熟度較低，Ro為0.65%，僅生成少量液態烴，隨后在早—中三疊世遭受第一期抬升剝蝕作用。第二次，晚三疊世—中侏羅世為凹陷快速沉降沉積和深埋時期，大隆組頁巖在中侏羅世達到最大古埋深，Ro為1.50%～1.72%，為凝析油裂解—濕氣生成階段，是頁巖氣主要成藏期，之后在中—晚侏羅世燕山期，遭受第二期強烈的構造抬升剝蝕作用，構造抬升快且地層剝蝕厚度大，侏羅系幾乎剝蝕殆盡。第三期抬升剝蝕作用始于晚白堊世早期一直持續到第四紀。由此可知，大隆組頁巖具有生烴早，抬升剝蝕期次多、時間長、作用強的特點，湘頁1 井巖心可見因擠壓作用形成的揉皺變形構造和平整光滑的鏡面特征（圖15），強烈的抬升剝蝕作用導致研究區大隆組現今埋藏深度大多不足千米。

圖14 湘頁1 井埋藏史與熱演化史Fig.14 The burial history and thermal evolution history of Well Xiangye 1

圖15 湘頁1 井巖心擠壓變形特征Fig.15 Characteristics of core extrusion deformation in Well Xiangye 1

由四川盆地及東南緣下古生界頁巖氣勘探開發實踐可知，頁巖埋藏深度與地層壓力系數呈現一定的正相關關系，構造抬升過程中地層壓力釋放，2000m 以淺的頁巖氣藏以常壓為主，埋藏深度越大，壓力系數越高（圖16）。壓力系數較高的頁巖氣藏指示較好的保存條件，一般含氣性較好（圖17），壓裂測試能獲得較高的產量。湘頁1 井大隆組底面現今埋藏深度僅為678m。此外，井筒所處的橋頭河向斜為一負向構造（圖18），距向斜兩翼大隆組出露區較近，僅為2.9～3.6km，頁巖氣易發生橫向逸散，兩翼反向逆斷層具有一定的側向遮擋封堵作用。湘頁1 井大隆組頁巖氣藏壓力系數為0.9，屬于典型的淺層向斜型常壓頁巖氣藏。因此，殘留向斜型頁巖氣勘探需要尋找構造形態寬緩、埋深較大、遠離剝蝕區、翼部發育反向逆斷層的有利目標。

圖16 四川盆地及東南緣下古生界頁巖氣產層中部埋藏深度與地層壓力系數關系圖（部分數據據文獻[5，8]）Fig.16 Relationship between the burial depth in the middle of the lower Paleozoic shale gas producing strata and formation pressure coefficient in Sichuan Basin and its southeast margin(some data from references[5，8] )

圖17 四川盆地及東南緣下古生界頁巖含氣量與地層壓力系數關系圖（部分數據據文獻[5，8]）Fig.17 Relationship between shale gas content and formation pressure coefficient of the lower Paleozoic in Sichuan Basin and its southeast margin(some data from references [5，8] )

（2）大隆組有機質豐度雖然較高，但為腐殖型干酪根。前人研究表明[35-36]，腐泥型干酪根產烴能力大大高于腐殖型干酪根，腐殖型干酪根產烴率只有5%～10%，干酪根熱解生烴過程中有機質生油量為50～100mg/g；而腐泥型干酪根產烴率高達36%～40%，有機質生油量為360～400mg/g；混合型干酪根產烴率為20%，有機質生油量為200mg/g。四川盆地五峰組—龍馬溪組和筇竹寺組頁巖為典型的腐泥型、偏腐泥混合型干酪根[37]，與北美地區產氣頁巖的干酪根類型基本一致，主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，具有較高的產烴率。因此，腐殖型干酪根產烴率相對較低也是大隆組頁巖含氣量偏低的原因之一。

圖18 湘頁1 井大隆組頁巖氣成藏模式圖Fig.18 Shale gas accumulation model of Dalong Formation of Well Xiangye 1

4 結論與建議

（1）首次利用鉆井資料系統揭示湘中坳陷漣源凹陷大隆組頁巖氣地質特征，綜合評價認為大隆組優質頁巖厚度大、有機質豐度高、熱演化程度適中、儲集條件較為優越、可壓裂性好，具備形成頁巖氣藏的基本地質條件。

（2）與四川盆地五峰組—龍馬溪組優質頁巖不同，湘頁1 井大隆組頁巖TOC 與石英含量無良好的正相關性，認為臺盆沉積環境下的大隆組存在多重生烴母質，有機質與硅質、鈣質相伴生。

（3）保存條件是影響頁巖含氣性的關鍵因素，多期次的構造抬升與剝蝕作用導致大隆組頁巖氣藏被調整和破壞，燕山期和喜馬拉雅期是影響頁巖氣保存的關鍵構造變革期。

（4）在頁巖氣勘探方面，建議加強大隆組頁巖氣有利目標的評價優選，大隆組殘留面積大、構造形態寬緩、埋藏深度較大的殘留塊體可作為頁巖氣勘探的有利目標；可探索大隆組、龍潭組中淺層立體勘探開發模式，有利于降低工程成本，實現資源的高效開發。