孙 健，包汉勇

(1．中国石化 江汉油田分公司，湖北 潜江 433124； 2．中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，武汉 430223)

自2012年底涪陵页岩气田焦页1井试气获得日产20.3×104m3的工业气流开始，正式拉开了我国页岩气商业开发的序幕。与北美页岩气开发成熟区相比，涪陵页岩气田地层老、热演化程度高、构造改造强、地表条件复杂，页岩气开发缺乏成熟可借鉴的技术与经验。四年多来，涪陵页岩气开发在立足自主创新和引进消化再创新的基础上，先后攻克了页岩气储层精细表征与评价技术、页岩气水平井组优快钻井技术、页岩气水平井复杂缝网压裂技术及页岩气绿色开发等多项核心技术系列。2015年建成了我国首个国家级页岩气示范区，截至2017年10月，涪陵页岩气田累计提交探明储量6 008×108m3，累计产气超过140×108m3，优质高效地建成了我国首个也是除北美之外全球最大的页岩气田。

近年来，学者们从涪陵页岩气的地质特征[1-5]、赋存方式[6-7]、高产富集规律[8-10]等多个方面开展了大量研究，取得了较为丰硕的成果，但关于页岩气储层的综合表征技术系统研究还较少见。然而与常规储层相比，页岩气储层综合表征技术的建立面临着诸多挑战：其一，页岩属细粒沉积物，与常规砂岩或碳酸盐岩储层相比，内部品质差异表现得更为隐蔽；其二，沉积环境对页岩储层非均性的影响表现得更为精细，常规储层的差异多体现在沉积相和亚相的尺度，而页岩储层的差异则多表现在微相和岩石相的尺度，即使相同的亚相，内部页岩品质也相差悬殊；其三，与常规储层以毫米—微米级孔隙为主不同，页岩孔隙多以微—纳米级为主，因而对表征技术手段要求更高；其四，页岩属特低孔、特低渗的储层，单井常无自然产能，需进行大规模的压裂改造，除了考虑含气性外，还必须考虑可压性。针对这些难题，本文就四年多来针对涪陵页岩气田开发攻关形成的页岩气储层综合表征技术进行了系统阐述，并结合涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组下部优质页岩气层段的典型特征作了示范解剖，以期为类似页岩气田的勘探开发提供技术指导。

1 页岩气储层综合表征技术体系

1.1 沉积环境精细表征

1.1.1 页岩岩相

页岩形成于多种沉积环境，但不同的沉积环境意味着有不同的TOC含量、不同的矿物组成、不同的储集空间等，这些都直接或间接地影响到页岩的含气性和可压性。REZAEE[11]指出，页岩可形成于海相、海陆过渡相和陆相等多种环境，但页岩气开发实践表明，即使页岩的沉积相或亚相相同，其页岩品质仍差异较大。如Bakken页岩下段和上段沉积时同属于深水盆地的环境[12]，但下段硅质含量高达52%，而上段只有35%[13]；下段TOC平均含量为8%，而上段TOC平均含量可达10%；下段孔隙度平均只有2.5%～5%，而上段高达3%～9%，这说明要做到页岩沉积环境的精细表征，需将传统常规储层研究的沉积相、亚相层面进一步扩展到沉积微相甚至岩石相的层面。近年来，页岩岩石相的划分已被国内外多位学者所关注[14-15]，并提出了多种页岩岩相划分方案，可大体归纳为三类：一是依据单一的矿物组成或是改进的硅质矿物—碳酸盐矿物—黏土矿物三端元图解来划分岩石相[16]；二是依据矿物组成+结构构造特征开展岩相划分[17-18]，如LOUCKS等[17]将Barnett页岩划分为非层状—层状硅质泥岩、层状黏土质钙质泥岩、骨架泥质泥粒灰岩等岩相；三是根据古生物组合来划分岩相，如笔石页岩相、放射虫页岩相等[19]。这些岩相的划分可以很好地表征页岩的可压性，但却忽视了页岩储层评价的关键因素即生烃潜力。为此，笔者提出了既考虑页岩可压性又考虑生烃潜力的“矿物组成(黏土、碳酸盐、硅质)+TOC”的“3+1”页岩岩相划分方法。涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组龙一段含气页岩依据岩电特征，纵向上可划分为9个小层，各小层岩相类型不尽相同(图1)。

1.1.2 沉积结构和构造

图1 四川盆地涪陵页岩气田页岩岩相划分及主要岩相类型分布

页岩的沉积结构构造也是沉积环境表征的重要内容，尤其是对于相对静水的页岩沉积而言，高能的诸多典型结构构造标识如交错层理等已不复存在，取而代之的水平纹层极为发育。研究表明，页岩的水平渗透率是垂向渗透率的数倍—百倍，而这种高的水平渗透率主要受页理缝发育状况的影响[20]。涪陵页岩气田五峰—龙马溪组岩心和薄片观察表明(图2)，水平纹层越发育，相应的页理缝也越密集。笔者认为这主要是因为页理缝多顺着水平纹层与基岩接触面发育，而这个面往往是力学的弱变面，在受到多期构造改造时，更易于顺着这个弱变面而形成页理缝。

目前对于纹层的描述可分为宏观和微观2个层次，宏观方面可借助肉眼对剖心后的岩心直接观察(图2c、d)，但仅限于纹层的发育密度和宽度；微观上则可以借助岩石薄片观察(图2a、b)、全岩心扫描、QEMSCAN等，既可观察纹层发育密度、又可判识纹层的矿物成分。

1.1.3 氧化还原环境

氧化还原环境(古氧相)也是沉积环境精细表征的重要指标，因为氧化还原环境是决定有机质丰度的最为重要的因素之一[21]，一般来说氧化还原环境可以分为常氧、贫氧和厌氧环境。识别古氧相的指标众多(表1)，如常用的地化指标有U/Th、V/(V+ Ni)、 Ni/Co、V/Cr等，此外，黄铁矿矿化程度(DOP值)、古生态特征、沉积物(岩石)颜色以及沉积构造发育状况等均可表征古氧相[22]。

1.2 生烃潜力精细表征

和常规天然气储层一样，页岩含气性的高低也很大程度上取决于烃源层的生烃潜力，只是常规天然气储层的烃源层与储层属不同层位，存在远距离的烃类运聚，而页岩气属源储一体，运聚距离较近。生烃潜力的判别指标和常规烃源岩一样也主要是有机质类型、有机质丰度和成熟度。

1.2.1 有机质类型

页岩有机质的类型多用元素分析法或是岩石热解法将干酪根划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类(也有的划分为四类或三类五型)，显微组分法将其划分为腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组，亦或是依据可溶组分和生物标志化合物等研究有机质的类型。但实践表明，要想用有机质类型对某一页岩层段的生烃潜力加以区分时，难度较大。如涪陵地区五峰—龙马溪组下部80多m的黑色页岩段，用上述方法加以描述有机质类型时均为Ⅰ-Ⅱ1型，为此，还需要进一步解剖原始生烃母质类型的差异。以涪陵页岩气田五峰—龙马溪组为例，放射虫丰度与TOC之间呈明显的线性关系，并且不同类型的放射虫对TOC的影响还不同，以圆形或椭圆形放射虫为主的层段，TOC含量明显高于那些以不规则形态放射虫为主的层段。这种放射虫富碳的机理已被现代海洋微生物学研究所证实，放射虫在生长过程中，其骨架在富集硅质的同时，在放射虫长达1～2 cm的刺中会大量聚集富含有机质的褐黄藻。

1.2.2 有机质丰度

有机质丰度主要用总有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”和总烃(HC)、生烃潜量等来表示，但因适用范围广、操作简便且数据可靠，TOC常被用来表征有机质丰度的主要指标。但这一指标不能简单地对比2个经历了不同生烃演化背景区块的生烃潜力，这是因为TOC等这些指标严格意义上来说代表的只是生烃后残余有机碳的含量，而已生烃量的高低则主要是与原始沉积的有机质密切相关，也就意味着，如果经历了不同的生烃演化的区域，即使现今页岩TOC实测值相同，可能实际生烃量会存在明显差异。因此，在用TOC等比较经历了不同生烃演化史区域的生烃潜力时，还应补充有机质丰度正演的指标，如前文所说的，可用与原始沉积有机质含量呈明显正相关关系的典型母质生物的丰度或分异度来正向推导。只有做到正反演对比分析，才能很好地区别页岩原始有机质对生烃的贡献率。

图2 四川盆地涪陵页岩气田JYA-4井纹层与页理缝发育特征

表1 古氧相基本特征及相关判别标识

1.2.3 有机质成熟度

有机质成熟度是表示沉积有机质向烃类转化的热演化程度，常用镜质体反射率(Ro)、等效沥青反射率(Rb)、热变指数、可溶抽提物的化学组成、时间温度指数(TTI)等来加以描述，其中应用最多的是Ro和Rb。但笔者在观察涪陵五峰—龙马溪组页岩不同母质类型沥青反射率时，发现Rb值相差很大，换算后的Ro跨度可以从2.4%～3.2%之间变化。这表明在用Ro对页岩成熟度进行精细表征时，一定要注明观察的具体对象。

1.3 储集能力精细表征

1.3.1 孔隙类型及微观结构

近年来，学者们从孔隙发育的位置、成因、孔隙形态、孔隙连通性和分形特征等为依据，对页岩孔隙类型进行了划分[23-27]，大体上可分为有机孔、无机孔和微裂缝三大类和若干个小类。孔隙微观结构特征则涵盖了孔隙大小、分布、连通性、孔喉大小、比表面积等多个方面，其不仅影响了页岩的吸附性能，还控制了页岩的渗流能力，是页岩气储层评价的重要参数。

目前对于页岩孔隙系统的研究实验方法可大体分为两类：一类是运用直接观察法，如运用普通扫描电子显微镜(SEM)、场发射扫描电镜(FM-SEM)、微米CT、纳米CT、聚焦离子束扫描电镜 (FIB-SEM)、原子力显微镜(AFM)、透射电镜(TEM)和扫描声学显微镜(SAM)等研究页岩微观结构[28]；另一类是利用孔隙中赋存的流体等间接推算页岩孔隙形态、孔径大小和孔隙连通性等，主要方法有气体吸附法、高压压汞法、核磁共振、小角中子散射等[29-30](图3、表2)。直接观察的方法中，因氩离子抛光技术充分考虑了页岩遇水易膨胀的特征，且分辨率下限可达2 nm，与场发射扫描电镜结合已成为页岩孔隙的几何形态、连通性和充填情况研究和统计孔隙密度和优势方向等的重要手段；FIB-SEM分辨率可达1 nm，且能够实现三维立体表征，也已成为分析孔隙三维展布及连通性的关键手段。此外，原子力显微镜(AFM)不受观察环境的限制，分辨率也较高，达1 nm，扫描范围为0～50 μm等，也逐渐被业界所推广[31]。间接推算法中气体(CO2和N2)吸附法和高压压汞法是目前常作为评价孔径分布的主要方法，其中高压压汞法的探测范围为2 nm～1 mm，但由于该法在高压段会使页岩孔隙结构发生破坏，因此主要用来表征大于50 nm的大孔及微裂缝的分布；气体吸附法探测的范围为0.35～400 nm(液氮)，但N2吸附分析的温度较低(-196 ℃)，远低于CO2吸附分析时的温度(0 ℃)，低温会降低N2分析动能而难以进入微孔，因此常用CO2吸附法、N2吸附法及高压压汞法分别用于微孔、介孔和大孔的联合表征。

图3 页岩孔隙表征技术的测量精度范围

表征技术分辨率优点缺点微米CT1μm对岩心无损伤，测试速度快分辨率较低纳米CT50nm对岩心无损伤，测试速度快分辨率较低普通扫描电子显微镜(SEM)2nm对黏土矿物晶间孔观察效果较好对有机孔隙无法表征，不能三维表征场发射扫描电镜(FE-SEM)1nm可表征不同成因类型孔隙不能三维表征环境扫描电镜(ESEM)1nm可在自然状态下观察样品不能三维表征聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)0．8nm三维立体表征孔隙结构成像范围小，直观性差，价格昂贵透射电镜(TEM)0．1nm可为碾磨很薄(<100nm)的薄片提供图像分析实验条件要求高，制样复杂原子力显微镜(AFM)0．1nm不受观察环境的限制成像范围小，直观性较差

1.3.2 物性分析

物性分析包括孔隙度和渗透率两方面。孔隙度的高低决定了储气空间的大小，渗透率的高低直接影响到了页岩气开发方案的设计、数值模拟及产能评价。目前孔隙度的测试方法主要包括气体膨胀法(He气法)、气体吸附法(N2气法)、核磁共振法、压汞法及岩屑压力衰减法(GRI法)等[32]，不同的测试方法测量精度存在明显差异(图3、表2)。渗透率的测试方法主要包括压力脉冲衰减法(PDP)、压力衰减法、压力恢复法、脱气法、稳态法和核磁共振法等[33]。

目前北美对页岩的渗透率和孔隙度的测试主要采用美国天然气研究所研发的GRI法[34]，其利用Dean-Stark 法获取饱和度，通过压力脉冲衰减法，结合块体密度和颗粒密度计算孔隙度，进而测试基质渗透率和岩心渗透率，但目前此技术在国内应用不够普遍。国内目前多采用He气法测定页岩孔隙度，而用压力脉冲衰减法分析页岩渗透率，或是用核磁共振法来测试孔隙度和渗透率。事实上，目前对于渗透率小于10-6μm2数量级的页岩储层渗透率测试方法的工业标准还未建立，这就导致了不同实验方法、不同实验室所测页岩渗透率值相差甚远。

1.4 可压性的表征

页岩属致密储层，无自然产能而需要经过大规模压裂改造，对于可压性的表征过去多从岩矿特征及岩石力学特征两方面予以考虑。但近期涪陵页岩气开发表明，除这两方面外，构造因素，如构造形态、埋深、裂缝发育的非均质性等也会对可压性产生明显影响，应加以足够重视。

1.4.1 岩矿特征

页岩矿物组成对可压性的影响常用脆性矿物含量(或黏土矿物含量)、脆性指数等加以表征。脆性矿物含量主要反映的是石英、长石、碳酸盐、黄铁矿等占矿物含量的百分比；脆性指数=石英含量/(石英+碳酸岩+黏土)含量×100%，一般认为脆性矿物含量大于40%，脆性指数大于45%，页岩便具有良好的脆性条件。

1.4.2 岩石力学性质

杨氏模量、泊松比及水平应力差异系数等是常用于描述页岩脆性的岩石力学特征参数，泊松比越低、杨氏模量越高，页岩的脆性则越好。RENSHAW[35]认为，在高水平应力差条件下，容易产生较为平直的主缝。当水平应力差异系数小于0.13时，水力压裂能够形成复杂裂缝或网络缝；当水平应力差异系数为0.13～0.25时，水力压裂在高的净压力时能够形成较为复杂的裂缝；当水平应力差异系数大于0.5时，水力压裂难以形成复杂缝。

1.4.3 构造特征

(1)构造形态。构造形态主要是通过对地应力的影响而间接影响到压裂改造效果。正向构造应力相对较小，形成的天然裂缝多较平直，且多呈开启状态，有利于压裂缝的形成和延展；负向构造应力相对较大，形成的天然裂缝多较曲折，且多呈闭合状态，压裂缝的形成和延展难度相对较大。例如，在比较焦石坝背斜的核部及西南部的构造鞍部时，尽管有些井埋深相似，但因构造形态不同，处于鞍部的井施工压力和破裂压力均高于焦石坝背斜核部的井，即使同一口井水平段穿行的微伏构造不同，压裂反映也会明显不同。以焦石坝区块西南部的JYC-4HF井为例，该井3～6段处于正向微构造，9～12段处于负向微构造，3～6段压裂时的破裂压力和施工压力显著低于9～12段。

(2)裂缝的非均质性。裂缝多用地震的曲率、相干、蚂蚁体等属性加以表征。以曲率为例，过去认为曲率值越大，越不利于形成复杂网缝，但涪陵页岩气田开发实践表明，影响压裂改造的主要因素是裂缝发育的非均质性，井筒周缘曲率(裂缝)的非均质性越弱，越易于形成复杂网缝，即使曲率值较大时，只要分布均匀，压裂改造效果也较好。例如，目前涪陵南部平桥区块的高产井多分布在曲率非均质性较弱的部位。

(3)埋深。涪陵页岩气田已完成试气井数据统计表明，埋深较浅时，单井产能随埋深的增加趋势不明显，但一旦超过一定的埋深时，单井产能随深度增加具有明显减小的趋势。笔者认为这主要是因为在压裂改造过程中，随着埋深增加，上覆岩层压力增加导致层理缝剪切难度增加，水平应力差增加也会导致裂缝转向难度增大，从而难以形成复杂缝网。

1.5 含气性的表征

含气性是页岩气资源评价的关键指标，从页岩气赋存状态来看，主要以游离态和吸附态为主，仅含有少量的溶解态[36]，因而含气性的表征也主要是围绕着总含气量、游离气和吸附气予以展开。

1.5.1 总含气量

总含气量，也常被简称为含气量。其表征方法主要有以下几种：一是现场实测含气量，目前多利用USBM法排水集气的原理来测定刚出筒岩心的吸附气和残余气量，然后利用直线回归法估算损失气量，三者之和即是总含气量；二是利用测井解释模型在分别求取吸附气量和游离气量的基础上，两者求和得到[37]；三是用含气饱和度法来直接表征含气量。然而USBM法计算的损失气量是基于解吸规律得到的，对于以吸附为主，且埋深较小的煤层含气量测试来说影响不大，但对于以游离气为主，埋深较大的页岩气而言，用此法测得的总含气量可能存在严重偏差[38]。如涪陵页岩气田焦石坝区块与梓里场区块岩心实测含气量均在3 m3/t左右，但测试产量可相差数十倍。

1.5.2 吸附气量

吸附气量主要利用等温吸附法和测井解释法来加以表征。等温吸附法其主要作用是评价模拟不同地层温度和压力条件下页岩的吸附能力[39]；测井解释吸附气含量是依据Langmuir等温吸附实验，经过不同的温度和压力校正，建立吸附气含量与有机碳的相关关系。如焦石坝地区依据JY1井就建立了吸附气量=0.721 7×w(TOC)-0.538 8的关系。

1.5.3 游离气量

涪陵页岩气田以游离气为主，游离气与吸附气的比例约为6∶4，并且在生产过程中CH4的碳同位素四年多来一直在-30‰左右，没有出现像TANG[40]所说的碳同位素明显变重的现象，说明游离气对涪陵页岩气田的高产起到了至关重要的作用。另外，从北美页岩气开发实践来看，高产气层如Marcellus(游离气占55%)、Haynesville(游离气占75%)、Eagle Ford(游离气占75%)等也均以游离气为主。目前表征游离气的方法主要有测井解释法、PVT方程法和全烃显示间接表征法等。

2 涪陵五峰—龙马溪组优质气层段典型特征

焦石坝地区依据岩电特征可以将五峰—龙马溪组划分为①～⑨小层(图4)，但无论是从页岩的原生品质、含气特征还是开发效果来看，下部的①～⑤小层均较上部的⑥～⑨小层优越，因而将①～⑤小层称之为优质气层段，而将上部的⑥～⑨小层称之为含气页岩段。为了更好地论述前文提出的页岩储层综合表征技术，以涪陵①～⑤小层优质气层段为例加以示范描述。

2.1 沉积特征

优质气层段发育于深水陆棚沉积环境，以高—中碳含黏土/黏土质硅质页岩相为主；优质页岩段U/Th显著大于0.75，V/(V+Ni)则多大于0.46，沉积环境表现为贫氧—厌氧环境(上部含气页岩段以贫氧—常氧环境为主)；纹层表现出窄而密的特征，平均宽度仅0.06 mm，密度15条/cm(上部含气页岩段纹层宽而疏，平均宽0.14 mm，密度5.3条/cm)(图4)。

2.2 生烃潜力

优质气层段有机质的类型以Ⅰ型为主，热演化程度Ro在2.6%左右，为高—过成熟阶段，这些特征与上部的含气页岩段近乎一致，不同之处在于TOC的含量及成烃生物的母质类型和丰度存在明显差异。优质气层段TOC的含量整体大于2.5%(上部的含气页岩段多小于2%)，从生烃母质来看，下部放射虫的丰度较高，每克页岩中含放射虫近百个，向上逐渐变少至只有几个；此外下部放射虫的类型多以圆形和椭圆形为主，体形较大，而上部的放射虫以不规则状为主(图5)。因而从正反演的有机质含量来看，下部的优质气层段生烃潜力要明显优于上部含气页岩段。

图4 四川盆地涪陵页岩气田JYA-4井五峰组—龙马溪组龙一段沉积环境综合柱状图

图5 四川盆地涪陵页岩气田JYA-5 井五峰组—龙马溪组龙一段生烃潜力综合柱状图

2.3 储集特征

优质气层段孔隙度较高，平均值达5.02%，而上部含气页岩段平均仅为4.04%；孔隙类型以有机孔为主，无机孔较少，而上部含气页岩段有机孔数量相对较少，不到总孔隙的一半；基质孔隙直径较大，平均介于2～8 nm，而上部含气页岩段中⑥～⑧小层基质孔隙直径在2 nm左右，⑨小层基质孔径多小于2 nm；此外优质气层段孔隙比表面积也较大，平均高达20 m2/g，近似于为上部含气页岩段的两倍(图6)。

2.4 可压性特征

优质气层段脆性矿物含量较高，脆性矿物含量为60%～75%，其中长英质含量普遍高于45%；优质气层段泊松比普遍低于0.2(上部含气页岩段在0.2～0.25)，杨氏模量也多在30 GPa以上，计算的脆性指数普遍大于60%；此外，水平应力差异系数平均小于0.15(图7)，这些指标均证实优质气层段具备较好的可压性。

2.5 含气性特征

无论是实测含气量，还是测井解释的总含气量，下部的优质气层段均较高。从测井解释含气量来看，总含气量平均达5.96 m3/t(含气页岩段测井解释含气量平均仅3.94 m3/t)；吸附气和游离气量也呈现出由下而上逐渐减少的变化规律。下部气层含气饱和度较高，一般为60%～75%，远高于上部含气页岩段的50%～60%。此外，全烃和甲烷值也较高，这些指标均很好地证明，优质气层段具备较好的含气性(图7)。

3 讨论

本文重点围绕着页岩的沉积环境、生烃潜力、储集性、可压性和含气性等多个方面，系统建立了页岩气储层的综合表征参数体系(表3)，并明确了具体的表征方法或技术，为页岩气勘探开发地质评价及针对性的工程工艺方案制定提供了地质依据。但需要说明的是，我国南方多经历了多期构造改造，页岩气保存条件相对复杂，而保存条件的描述更多的是聚焦在区域宏观地质背景层面，在储层特征方面更多地体现在对含气性的影响，因而在页岩气层表征体系中没有将保存条件单独列出。

图6 四川盆地涪陵页岩气田JYA-5井五峰组—龙马溪组龙一段储集特征综合柱状图

表3 页岩气储层综合表征体系

图7 四川盆地涪陵页岩气田JYA-5井五峰组-龙马溪组龙一段可压性和含气性综合柱状图

前文详细论述了五峰—龙马溪组下部优质气层段的典型特征，以高—中碳含黏土、黏土质硅质页岩相、贫氧—厌氧环境为主，纹层发育；有机质的类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主，热演化程度适中，正反演有机质丰度均较高；以有机孔为主，孔径较大，孔隙度和渗透率较高；脆性矿物含量高，脆性指数大，水平应力差异系数小，杨氏模量大，泊松比较小；整体含气量较高。这些典型特征是涪陵页岩气田页岩气富集高产的综合地质表象，可以为类似页岩气田的勘探开发评价提供借鉴。

但放眼到全球页岩气开发领域而言，还有诸多指标并没有像涪陵页岩气田五峰—龙马溪组下部优质页岩段的指标那样优秀。如北美目前的页岩气开发层系中，Lewis页岩的TOC平均值只有0.45%～2.5%[41]；Barnett页岩的硅质含量多小于40%[41]；Horn River页岩孔隙度的平均值也只有3.5%左右[42]。因而，这也意味着目前学界所认识的涪陵页岩气田五峰—龙马溪组除下部①～⑤小层优质页岩层段外，上部含气页岩段⑥～⑨小层，乃至部分浊积砂之上的泥页岩层段均可能具备一定的开发前景，这些一则取决于针对性的工程工艺技术和提高采收率技术的进步，实现大幅度的降本增效；另一则也取决于国际油价的变化。

4 结语

本文对过去四年多来涪陵页岩气田开发过程中形成的储层综合表征技术进行了系统梳理和归纳，但需要指出的是随着页岩气开发理论和工程工艺的快速发展，页岩气储层表征的指标体系也将进一步丰富；另外，随着分析测试技术、测井解释技术、地震解释与预测技术等的快速发展，页岩气综合表征的方法和技术也将会得到进一步的完善。

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