葛明娜， 任收麦， 郭天旭， 王胜建， 周志

(1.中国地质调查局油气资源调查中心， 北京 100083；2.中国地质调查局发展研究中心， 北京 100037)

一直以来，“优质层段”是页岩气资源与选区评价的基础，是寻找页岩气发育和富集区的重要目标。近年来，随着页岩气地质理论认识的提高和勘查开发技术的不断创新，页岩气资源与选区评价的方法逐步改进和细化[1-3]。目前，国内外页岩气选区评价方法众多，提出的评价参数在类型、数量、层次上亦存在差异[4-5]。如北美地区主要优选埋深、厚度、总有机碳含量(TOC)、镜质体反射率(Ro)、页岩含气性、矿物组成、物性和力学性质作为关键地质因素[6]。中国在页岩气选区流程与标准[7]、分布与潜力[8]，页岩规模、品质、生储保、经济性等成藏条件[9]，页岩气勘查开发一体、参数概率赋值[10-11]，有利区、核心区和建产区评价[12]，地震、时频电磁或地球物理综合法识别预测[13-15]，以及模糊理论相关方法模型等方面对页岩气选区进行评价[16-18]。然而，由于受早期勘探程度和资料限制，尚存在页岩气选区参数界限宽松(如TOC有利区下限1.0%、含气量下限1.0等)，定量-定性系统未分类分级评价(如仅采取定量或定性评价，龙马溪组和牛蹄塘组统一标准等)，选区参数模板局限于某个地区或盆地(如四川盆地、延长地区等)等问题。

本文讨论的“优质层段”是在选区基础上，结合成功的页岩气田、突破区及重大发现页岩气区块的地质特征，总结主控因素，寻找具有商业价值的层系和区域。与以往不同，“优质层段”的识别重在遴选关键参数及确定阈值，分析各参数之间的时空耦合关系，提出“定性参数圈定有利区-定量参数识别优质层段”叠加递进判别原则，初步形成了中国南方海相页岩气“优质层段”识别方法。以贵州正安—务川地区五峰—龙马溪组和牛蹄塘组页岩为例，应用该方法开展了页岩气有利区和“优质层段”识别，验证该方法的适用性和有效性。

图1 中国南方海相五峰—龙马溪组、牛蹄塘组页岩气发现典型井Fig.1 Typical wells of shale gas discovered in Wufeng—Longmaxi Formation and Niutitang Formation, southern China

1 “优质层段”识别定性参数

中国南方海相多个地区已实现页岩气商业化生产，尤其在四川盆地及周缘五峰—龙马溪组或牛蹄塘组成功钻探了一批页岩气高产气井(图1)，建立了页岩气勘探开发示范区和合作开发区。五峰—龙马溪组和牛蹄塘组页岩具有厚度大、有机质丰度高、类型好、脆性矿物含量高、孔渗性好等页岩气形成的优质条件。然而，中国南方海相页岩构造复杂、时代老，保存条件是五峰—龙马溪组页岩气能否富集高产的关键因素[19-20]，而成熟度是寻找牛蹄塘组富含气页岩的重要条件。

1.1 沉积相

两种盆地类型—克拉通盆地和被动大陆边缘控制了中国南方2套海相层系富有机质页岩的发育与分布[21]。中国南方五峰—龙马溪组和牛蹄塘组富含气页岩沉积类型主要为陆棚相沉积。根据目前钻井的含气性分析，五峰—龙马溪组富含气页岩主要分布在半深水-深水陆棚相，牛蹄塘组主要分布在深水陆棚相[22-23](表1)。

表1 中国南方海相富有机质页岩的发育与沉积

Table 1 Development and deposition of marine-riched organic shale in southern China

系统组沉积亚相盆地类型分布范围志留系下统龙马溪组半深水-深水陆棚相克拉通台内坳陷扬子地区奥陶系上统五峰组半深水-深水陆棚相克拉通台内坳陷扬子地区寒武系下统牛蹄塘组深水陆棚相被动大陆边缘扬子地区

1.2 构造保存

“优质层段”识别主要对构造是否稳定、深大断裂是否发育及顶底板封堵性三种条件进行识别，应避开保存条件较差的窄陡向斜区、通天大断裂发育区以及抬升剥蚀区等构造复杂区[24]。此外，考虑从四川盆地到盆外雪峰山隆起，构造抬升的时间越来越早，过早抬升使储层流体压力降低[25]，在其他条件相当时，应优选盆地区。

顶底板条件是影响页岩气保存的另一重要因素。优越的顶底板可最大限度地阻止页岩气体运移与逸散，尤其是游离气[26]。相比海陆过渡相页岩和厚层陆相泥页岩，南方海相页岩岩性较简单，为纯页岩层或含夹层的页岩层，厚度较薄，个别地区仅几米或十几米。针对上述特点，将顶底板条件分为两种类型：一是对薄层页岩，页岩气保存受控于顶底板条件，要求顶底板岩性致密，且厚度>10m[22]。如美国Barnett页岩，局部地区厚度较薄，其致密的顶底板是页岩气藏形成的关键[27]。另一种是可形成自我封闭系统的厚层页岩，顶底板越致密越有利。

1.3 岩性组合

对于富含气页岩来说，其岩性通常非单一页岩，而是含硅质、钙质、炭质或粉砂质泥岩夹层的连续页岩层。相比纯页岩，这类夹层孔渗性好，储集空间大，有利于游离气的聚集。因此，在“优质层段”识别时，优选生物硅质、钙质页岩(这两类页岩通常为炭质页岩)和粉砂质页岩，这类页岩有利于有机质孔、微裂缝的形成及后期储层改造。根据页岩气开发效果，硅质页岩最佳，其次为钙质页岩和粉砂质页岩。

2 “优质层段”识别定量参数及阈值

“优质层段”识别的定量参数有8项：含气量、压力系数、TOC、Ro、孔隙度、脆性矿物含量、有效页岩厚度及埋深。含气量测定方法有测井分析法、TOC关联法、实验测定法等[28]，本文采用中国地质调查局油气资源调查中心自主研发的YSQ-Ⅳ解吸测定仪，进行含气量与气体成分测定；压力系数采用自主研发的地层压力预测软件；孔隙度采用压汞实验[29]、FIB-SEM[30]、等温吸脱附实验等测试手段；TOC、Ro及脆性矿物含量采用常规烃源岩测试分析方法。

2.1 含气量

含气量是表征页岩气富集程度的直接指标，也是页岩“优质层段”识别的关键参数[31]。本文选取中国南方海相四川盆地、渝东南、黔西、湘西北、滇黔北、鄂西等地区获得页岩气商业生产、重大突破或重大发现的21口典型页岩气井进行统计分析[32]，结果表明，五峰—龙马溪组和牛蹄塘组测试日产在0.3×104m3以上的含气量≥2.0m3/t，含气量<2.0m3/t的页岩气井测试微含气或无气(图2)。此外，中石油制定了页岩气富集含气量标准≥2.0m3/t，且四川盆地五峰—龙马溪组底部富气页岩段含气量一般≥2.0m3/t[33]。因此，实现页岩气商业价值的“优质层段”含气量应≥2.0m3/t。

2.2 压力系数

页岩含气量与压力系数密切相关。北美页岩由于自身地质特征，低压、欠压均可实现页岩气开发，对压力系数没有特殊要求[34]。中国南方海相页岩构造改造强、时代老、成熟度高、保存条件差[35]，压力系数已成为判断区域含气量的关键指标。本文对中国南方海相四川盆地、渝东南、黔西、湘西北、滇黔北、鄂西等地区五峰—龙马溪组和牛蹄塘组获得页岩气商业生产、重大突破或重大发现的18口典型页岩气井进行统计分析[22]。结果表明，10口五峰—龙马溪组页岩气井中，四川盆地内五峰—龙马溪组压力系数低于1.2的W201井(压力系数1.0)未达到工业气流标准，而四川盆地外渝东南地区五峰—龙马溪组PY1常压页岩储层测试产量2.3万方/天(图2)。牛蹄塘组8口页岩气井整体压力系数偏低且在不同压力系数下的W201井(常压)、JY1井(超压)、YY1井(常压)均达到工业气流标准(图2)。因此，建议将压力系数1.2作为中国南方海相四川盆地内部五峰—龙马溪组页岩气“优质层段”识别的下限。

图2 中国南方海相重点层系(a)五峰—龙马溪组和(b)牛蹄塘组含气量、测试产量及压力系数统计分析图Fig.2 Statistical analysis of gas content, test yield and pressure coefficient of the key marine formations such as (a) Wufeng—Longmaxi Formation and (b) Niutitang Formation in southern China

2.3 总有机碳含量

中国南方海相五峰—龙马溪组富有机质页岩TOC最大值约25%[22]，富含气页岩段的TOC最小值为2.0%，主要集中在五峰—龙马溪组底部，这也是硅质含量与气测异常值最高的层段[36]。与五峰—龙马溪组相似，牛蹄塘组页岩具有较高的有机质丰度，TOC最大值约22%[22]，其有利潜质页岩段主要位于牛蹄塘组的中下部[37]，TOC最小值为2.0%。此外，北美典型页岩区块和中国部分成功页岩气井显示出更高的TOC(TOC均值>4%)，见表2。因此，中国南方海相五峰—龙马溪组和牛蹄塘组页岩气“优质层段”TOC值选取应大于2.0%。

2.4 镜质体反射率

中国南方Ⅰ-Ⅱ1型海相含气页岩的Ro上下限问题是众多学者研究的热点。根据南方海相页岩偏腐泥型的有机质类型以及液态烃热裂解成凝析气或干气的特点，Ro应大于1.3%，其上限主要针对牛蹄塘组页岩。据统计，五峰—龙马溪组富有机质页岩Ro介于1.6%～3.6%[22]，除长宁、昭通等地区外，一般低于3.0%[38]。

与五峰—龙马溪组相比，牛蹄塘组页岩成熟度较高，Ro最大值约5.2%，尤其在滇黔北、黔西及长宁地区，Ro均值在4.0%以上[22]。关于牛蹄塘组Ro的上限值，存在<3.5%[39]、<3.0%[40-41]和<2.5%等见解。根据中国南方重点地区寒武系页岩Ro与含气性关系研究，当Ro大于3.5%时，页岩不含气或微弱含气[3]；Ro等于3.5%时，有机质发生炭化，进入成气衰竭阶段，气源供气不足且孔隙度急剧变差[42]，含气量快速下降。因此，中国南方海相页岩气“优质层段”Ro的上限采用3.5%，下限采用1.3%。

表2 北美与中国典型含气页岩产层关键评价参数对比

Table 2 Comparison of key evaluation parameters of typical gas-bearing shale formations in North America and China

含气页岩产层TOC(%)Ro(%)孔隙度(%)压力系数Barnett4.51.651Fayetteville42.56/Haynesville3.011.5101.6～2Eagle Ford4.51.24/Woodford61.55/Marcellus41.2101～1.6Utica314/五峰—龙马溪组2.51.5～33～101～2.3牛蹄塘组(筇竹寺组、水井沱组)3.42.5～4.50.7～4.81

2.5 孔隙度

一般来讲，页岩气富集的地层孔隙度>2.0%，渗透率>0.0001mD。五峰—龙马溪组页岩孔隙度最大值约20%，其底部富有机质页岩平均孔隙度为5.28%。四川盆地页岩气有利区孔隙度>2.0%，渗透率>100mD，且在此标准下长宁—威远区块龙马溪组评价井成功获气[12]。牛蹄塘组孔隙度最大值约25%[43]，其中富有机质页岩平均孔隙度为2.56%。中国8口典型页岩气井的牛蹄塘组页岩孔隙度为0.7%～4.8%[38]。北美典型含气页岩区块孔渗性较好，孔隙度平均4.22%～10%，渗透率一般小于0.1mD。

此外，有机质孔隙作为页岩气富集的重要储集空间[44]，占总孔隙约2%的有机质孔隙其储气能力约占40%。中国五峰—龙马溪组和牛蹄塘组页岩孔隙结构存在较大差异，五峰—龙马溪组以有机质孔隙为主，有机质孔隙度约占总孔隙度的2%～20%(北美Barnett页岩可达到30%)，且孔径大，连通性好；牛蹄塘组以粒间孔和粒内孔为主，有机质孔隙发育不均，孔径小，连通性差[45]，有机质孔隙度占比较低。

因此，中国南方海相页岩气“优质层段”孔隙度大于2.0%，渗透率为0.0001～100mD，有机质孔隙占比越大越有利。

2.6 脆性矿物含量

高脆性矿物含量更容易形成诱导缝，利于储层压裂和提高产能[46]。页岩气工业开发脆性矿物含量>40%，黏土矿物含量<30%。五峰—龙马溪组页岩脆性矿物含量最大约90%[47]，具有商业开发的页岩储层脆性矿物含量高达60%以上，黏土矿物含量低于30%。牛蹄塘组页岩脆性矿物含量最大约78%[22]，在中上扬子地区牛蹄塘组脆性矿物含量普遍大于50%，黏土矿物含量整体高于五峰—龙马溪组，影响了页岩气的品质和产能。因此，中国南方海相页岩气“优质层段”脆性矿物含量>40%，黏土矿物含量<30%。

2.7 有效页岩厚度

这里所讨论的页岩厚度为在TOC、Ro、孔渗、脆性等参数条件约束下的有效页岩厚度。以往采用的页岩或暗色泥页岩厚度，由于TOC含量低或Ro过低过高等因素，所划分的页岩段并非富含气，甚至不含气，不适用于“优质层段”识别。根据国内外研究及最近地质调查进展，南方下古生界海相有效页岩单层厚度大于10m，连续页岩厚度大于30m[7]。五峰—龙马溪组富有机质页岩23～847m，平均225.75m；牛蹄塘组20～465m，平均225m[22]；较薄的厚度如鄂宜页2井五峰—龙马溪组中下部获得页岩气重大发现的优质页岩段(TOC均值2.6%，含气量大于2.0m3/t[48])为19m，安场向斜五峰—龙马溪组19.5～30m，北美Ohio含气泥页岩厚度9～31m等。因此，建议中国南方海相页岩气“优质层段”有效页岩厚度大于10m。

2.8 埋深

埋深与页岩气保存、含气性以及开发成本密切相关，是“优质层段”识别的重要因素。中国南方海相地质构造复杂，页岩储层深度变化较大，汤山1号井在60m、南页1HF井在5820m均有揭露。埋藏过浅，多受后期抬升、剥蚀等影响，构造复杂，含气量较低[49-50]。如美国阿巴拉契亚盆地的马塞勒斯和俄亥俄页岩，虽处于同一盆地，由于埋深差异大，保存条件不同，地层压力不同，含气量有较大差异。同位于彭水区块的彭页1井(目的层埋深2100m)和彭页2井(目的层埋深约2393m)及隆页1HF井[32](目的层埋深3000m)，均为四川盆地外残留向斜志留系页岩，前者埋深较小，地层压力较低，产能较后者低(图2)。埋深过深，页岩受到强烈压实，微观孔缝变小、变窄，影响孔渗性能，不利于页岩气富集，且过深的页岩气井大大增加开发成本，降低了其开采的商业价值。

有学者认为中国页岩气有利勘查开发深度界限 1000～4500m[22]、四川盆地页岩气核心建产区埋深<4000m[12]，或中国南方页岩气成藏有利埋深1000

～3000m[9]，北美页岩气勘查开发的主体深度为2000～4000m，以及页岩气有利选区埋深的标准500～6000m，近年来的勘探实际表明中国南方海相五峰—龙马溪组页岩最大埋深为5820m，焦石坝地区五峰—龙马溪组页岩气高产井主体埋深超过2000m，中国石化测试高产井-丁页2HF井目的层埋深4400m。牛蹄塘组页岩最大埋深约3400m(丁山1井，筇竹寺组)，鄂宜页1HF井(水井沱组，2389.5m)、鄂阳页1井(牛蹄塘组，3055m)、鄂阳页1HF井(牛蹄塘组，3376m)均实现页岩气勘查重大突破。因此，根据中国南方海相页岩气勘查现状，实现商业化开发或重大发现的页岩气“优质层段”埋深建议小于4500m，随着勘查开发技术的进步，其上限值会逐渐增加。

3 识别模板

3.1 识别原则

通过上述页岩气“优质层段”识别参数分析，结合中国南方五峰—龙马溪组、牛蹄塘组在地质条件、勘探现状及资料程度的差异性，按照“定性参数圈定有利区-定量参数识别优质层段”的叠加递进判别原则，初步建立了中国南方海相五峰—龙马溪组和牛蹄塘组页岩气“优质层段”识别模板。模板建立过程中每项参数涉及三个数值：外边界值(目前理论最大值)、“优质层段”外边界值(目前统计的或技术条件下的最大值)以及剔除区外边界值(灰色区域，“优质层段”识别下限值)。

3.2 模板建立

在定性参数圈定有利区基础上，结合8项定量参数，根据评价区性质，分别建立五峰—龙马溪组和牛蹄塘组“优质层段”识别模板，其中五峰—龙马溪组页岩气“优质层段”模板为蓝色区域——“银杏叶”形，牛蹄塘组页岩气“优质层段”模板为绿色区域——类“白杨叶”形。根据压力系数和含气量进一步分为两类：一是针对勘探程度高、资料丰富的四川盆地内部五峰—龙马溪组页岩有利区，已知页岩储层压力系数和含气量，若8项定量参数落入蓝色区域即可识别为页岩气“优质层段”。二是对四川盆地外部的五峰—龙马溪组[51-52]，考虑到压力系数数据较少，牛蹄塘组页岩储层多为常压[53]，但通过不同测试技术均实现产能突破。此时需满足除压力系数外的其他参数落入蓝色区域(包含斜线区)即为页岩气“优质层段”(图3)。

图3 中国南方海相重点层系页岩气“优质层段”识别模板与实例应用Fig.3 Identification template and application case of shale gas sweet spot of key marine layer in southern China

4 贵州正安—务川地区实例应用

正安—务川地区位于贵州省北部，受区域两大断裂—正安逆断裂和遵义逆断裂控制，发育一系列北东向展布的向斜。区内五峰—龙马溪组和牛蹄塘组富有机质页岩发育，有机质丰度高且含偏腐泥型干酪根，有机质热演化程度适中，是页岩气勘查的重点层系。区内油气显示较好的井主要有五峰—龙马溪组为目的层的安页1井、道页1井、洛浅1井、丁页2HF井和牛蹄塘组为目的层的绥页1井、正页1井、德页1井(图4)。

图4 贵州正安—务川构造单元示意图

Fig.4 Structural units schematic diagram of Zheng’an—Wuchuan, Guizhou Province

将页岩气“优质层段”识别方法应用于贵州正安—务川地区。首先，优选出5个五峰—龙马溪组(安场向斜、桴焉向斜、斑竹向斜、务川向斜、高山—石朝向斜)和2个牛蹄塘组(高山—石朝向斜、茅垭向斜)页岩气有利区；其次，根据有利区8个定量参数(表3)，使用五峰—龙马溪组模板(以安场向斜和斑竹向斜为例)和牛蹄塘组模板逐一进行页岩气“优质层段”识别，仅安场向斜五峰—龙马溪组的所有参数落入蓝色区域——页岩气“优质层段”(图4)。

根据“优质层段”识别结果，在安场向斜部署钻探安页1井，含气量达6.49m3/t，后续油气企业部署实施的安页2HF井也获得工业气流，初步检验了该方法的适用性与可靠性。

表3 正安—务川7个页岩评价单元识别参数对比

Table 3 Comparison of identification parameters of seven shale evaluation areas in Zheng’an—Wuchuan

识别参数五峰—龙马溪组牛蹄塘组安场向斜桴焉向斜斑竹向斜务川向斜高山—石朝向斜高山—石朝向斜茅垭向斜定性参数定量参数沉积相深水陆棚深水陆棚深水陆棚深水陆棚深水陆棚深水陆棚深水陆棚构造保存褶皱宽缓,顶底板砂泥岩、灰岩褶皱宽缓,顶底板砂泥岩、灰岩褶皱宽缓,顶底板砂泥岩、灰岩褶皱紧闭,顶底板砂泥岩、灰岩褶皱紧闭,顶底板砂泥岩、灰岩褶皱宽缓,顶底板白云岩、结晶灰岩褶皱宽缓,顶底板白云岩、结晶灰岩岩性组合黑色碳质页岩黑色碳质页岩黑色碳质页岩黑色碳质页岩黑色碳质页岩黑色碳质页岩黑色碳质页岩TOC(%)2～42～42～42～42～4>4>4Ro(%)2～2.52～2.52～2.52～2.52～2.52.5～3.02.5～3.0孔隙度(%)3.9<2<2<2<2<2<2脆性矿物含量(%)>60>60>60>60>60>60>60有效页岩厚度(m)20～3020～3020～3020～3010～20>40>40埋深(m)2000～30001500～25001500～25001500～25001500～25003500～45003500～4500含气量(m3/t)>21～21～21～21～2<0.5<0.5压力系数1.21.2/////

5 结论

本研究筛选出沉积相、构造保存及岩性组合3个定性参数，及含气量、压力系数、TOC、Ro、孔隙度、脆性矿物、有效页岩厚度和埋深8个定量参数为中国南方下古生界海相页岩气“优质层段”识别的重要参数；提出了中国南方下古生界海相页岩气“定性参数圈定有利区-定量参数识别优质层段”的叠加递进判别原则；建立了中国南方海相五峰—龙马溪组和牛蹄塘组页岩气“优质层段”识别模板，突出考虑评价区页岩含气量及其与压力系数的相关性。

本文方法采用先定性后定量的分类分级识别手段，建立了3级阈值，在贵州正安—务川地区得到较好的应用验证。该方法的阈值设定针对富含气页岩，是在前人相关领域研究基础上的有效补充，为寻找中国南方海相下古生界五峰—龙马溪组页岩气富集区提供重要参考依据，可根据后期页岩气勘探开发程度和资料情况跟踪调整。

致谢：在成文过程中得到自然资源部油气资源战略研究中心乔德武研究员、中国地质大学(北京)张金川教授、自然资源部储量评审中心李玉喜研究员的指导和帮助，在此深表谢意！