Utilizando el contenido total de carbono orgánico (TOC), la porosidad y otros análisis experimentales, así como datos de pruebas de producción de pozos horizontales, se llevó a cabo un estudio sobre la relación de acoplamiento fuente-reservorio de las formaciones de lutitas marinas en el bloque de Nanchuan y un análisis de las causas de pozos típicos de alta y baja producción. La investigación mostró que la materia orgánica de la lutita está estrechamente vinculada con el espacio de almacenamiento, siendo interdependientes y formando una compleja relación de acoplamiento fuente-reservorio. TOC (fuente) y porosidad (reservorio) son los parámetros clave para caracterizar el tipo de configuración fuente-reservorio, que puede dividirse en 12 tipos, como rico en carbono y alta porosidad, carbono medio y porosidad media, carbono bajo y porosidad baja, lo que permite una evaluación semi-cuantitativa del sistema de configuración fuente-reservorio; al mismo tiempo, mediante la introducción de un nuevo método de clasificación fuente-reservorio, se establecieron estándares de evaluación de la configuración fuente-reservorio para las formaciones Wufeng — Longmaxi de tipos I, II y III en el área de estudio. La evaluación de la configuración fuente-reservorio y el análisis de la producción de pruebas de 8 pozos horizontales con técnicas de explotación similares mostró que cuanto mayor es la proporción de segmentos de configuración fuente-reservorio de tipo I en el pozo horizontal, mayor es la producción de la fractura hidráulica. El nuevo método de clasificación fuente-reservorio es una herramienta práctica para la evaluación geológica de pozos de gas de lutita y el análisis de la capacidad productiva posterior a la fractura, con un importante potencial de aplicación.

Contenido total de carbono orgánico;Porosidad;Coeficiente de acoplamiento fuente-reservorio;Formaciones Wufeng — Longmaxi;Región de Sichuan oriental