天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 7: 1258 - 1274

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.02.004

非常规天然气

鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集特征与储层分类评价体系

  • 宋腾 , 1, 2 ,
  • 李世臻 1, 2 ,
  • 李飞 1, 2 ,
  • 杨晓光 1, 2 ,
  • 徐秋晨 1, 2 ,
  • 王昱荦 1, 2 ,
  • 卢妍欣 1, 2
展开
  • 1. 中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083
  • 2. 中国地质调查局非常规油气地质重点实验室，北京 100083

宋腾（1988-），男，山东昌邑人，博士，高级工程师，主要从事页岩气地质调查和选区评价工作. E-mail：.

收稿日期: 2024-10-09

  修回日期: 2025-02-17

  网络出版日期: 2025-02-24

收起

Permian shale gas enrichment characteristics and reservoir classification framework in the western Hubei and eastern Chongqing area， China

  • Teng SONG , 1, 2 ,
  • Shizhen LI 1, 2 ,
  • Fei LI 1, 2 ,
  • Xiaoguang YANG 1, 2 ,
  • Qiuchen XU 1, 2 ,
  • Yuluo WANG 1, 2 ,
  • Yanxin LU 1, 2
Expand
  • 1. Oil and Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China
  • 2. Key Laboratory of Unconventional Oil & Gas，China Geological Survey，Beijing 100083，China

Received date: 2024-10-09

  Revised date: 2025-02-17

  Online published: 2025-02-24

Supported by

The Project of China Geological Survey(DD20230752)

the National Natural Science Foundation of China(42472210)

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摘要

鄂西—渝东地区二叠系是四川盆地周缘页岩气勘探活动最活跃的层系之一，已有多口探井获得页岩气发现，展现了良好资源前景。勘探实践表明，该地区二叠系与四川盆地五峰组—龙马溪组在页岩气富集特征上存在较大差异，针对后者建立的页岩储层分类评价标准已难以满足二叠系页岩气勘探开发需求，亟需提出适用的评价标准和方法体系。基于已有勘探资料，以大隆组为例，系统剖析了鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集条件，并与国内外典型产气页岩对比，明确了页岩气富集特点。在此基础上，以资源富集性为核心，兼顾页岩可压性和资源可采性，优选储层评价参数，开展参数分类阈值研究，建立了适用于鄂西—渝东地区二叠系页岩储层的分类评价标准和方法体系。相关成果可为区域页岩气规模勘探和效益开发提供参考。

关键词： 页岩气; 盆外复杂构造区; 二叠系; 大隆组; 页岩气富集特征; 储层分类评价标准

本文引用格式

宋腾 , 李世臻 , 李飞 , 杨晓光 , 徐秋晨 , 王昱荦 , 卢妍欣 . 鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集特征与储层分类评价体系[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(7) : 1258 -1274 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.02.004

Abstract

The western Hubei and eastern Chongqing area is one of the most active shale gas exploration areas in the periphery of Sichuan Basin， and several exploratory wells have obtained Permian shale gas discoveries， showing good prospects for shale gas exploration and development. Previous exploration shows that the shale gas enrichment characteristics of Dalong Formation， the main producing layer in this area， are quite different from those of Wufeng-Longmaxi formations in the Sichuan Basin， and the shale reservoir classification and evaluation standards established for the latter are difficult to meet the new shale gas exploration and development needs， so it is necessary to put forward an applicable shale reservoir evaluation standard system. Based on the existing exploration data， we systematically analyzed the shale gas enrichment conditions of Dalong Formation in the western Hubei and eastern Chongqing area， and compared that with the Wufeng-Longmaxi formations in the Sichuan Basin， so as to clarify the shale gas enrichment characteristics of Dalong Formation. On this basis， with the shale gas richness as the core， taking into account the compressibility of shale and production potential， we carried out the research on the evaluation parameter system of the Permian shale reservoirs， and established the shale gas reservoir classification and evaluation standard and evaluation method system applicable to the Permian shale of the western Hubei and eastern Chongqing area.Exploration and development practice has proved that the established shale gas reservoir evaluation system can be better applied to the evaluation of Permian shale gas exploration and development in western Hubei and eastern Chongqing area， which can provide effective guidance for the regional shale gas large-scale exploration and beneficial development.

Key words： Shale gas; Extra-basin complex tectonic zone; Permian; Dalong Formation; Shale gas enrichment characteristics; Evaluation criteria for reservoir classification

0 引言

近年来，四川盆地及周缘二叠系获得多处页岩气发现和突破［1-5］。鄂西—渝东地区位于四川盆地东缘复杂构造区，目前已实施二叠系页岩勘探评价井10余口，获得页岩气发现 5处，明确巫山［5］、建始［6］、恩施［7-8］、鹤峰［9］、利川［10-11］等15个有利区，揭示了良好的页岩气资源前景。勘探实践表明，鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集特征复杂，具有不同埋藏深度、不同钻井含气量差异大，页岩高有机质丰度、高硅质与低孔渗特征不匹配，岩性纵向变化快、隔夹层多、非均质性强等特点，其页岩气富集规律与四川盆地五峰组—龙马溪组存在较大差异。因此，针对四川盆地五峰组—龙马溪组制定的页岩储层分类评价标准已不适应于鄂西—渝东地区二叠系页岩气勘探评价。本文以鄂西—渝东地区二叠系大隆组为例，系统梳理地震、钻探、测井、测试及压裂等数据资料，深入剖析页岩气富集条件，并与国内外典型产气页岩对比，明确了二叠系页岩气富集特征。在此基础上，进一步优选、分析储层评价关键参数，建立了适用于鄂西—渝东地区二叠系页岩储层的分类评价标准和评价方法体系。

1 地质背景

鄂西—渝东地区位于四川盆地东部盆缘过渡带，主体构造为被断层切割的隔槽式褶皱，自北西至南东可划分为利川复向斜、中央复背斜、花果坪复向斜、宜都—鹤峰复背斜及桑植—石门复向斜等次级构造单元。该区域在燕山期后经历了多期构造运动的叠加改造作用，其中以燕山中期（165~100 Ma）北西向挤压作用、燕山晚期（100~65 Ma）压扭走滑作用和喜马拉雅期（65~3 Ma）快速隆升剥蚀作用最为强烈［12-13］。研究区内主要出露古生界—中生界，二叠系主要发育在复向斜核部，在背斜和向斜转换部位多有出露。
中二叠世末期至晚二叠世早期，受峨眉山玄武岩喷发和板块活动影响，扬子地台中北部形成城口—鄂西海槽［14-15］。该海槽大致呈“口袋”状，向北北西开口，南北延伸约350 km，东西宽约为30~200 km［15-16］，经历了中二叠世末期初始裂陷、晚二叠世早期—中期继承发展、晚二叠世中期—晚期快速扩张和早三叠世早期—中期沉降消亡 4个演化阶段［14］。城口—鄂西海槽演化引发了较强的构造—沉积分异作用，在海槽深部、斜坡带等部位发育多套富有机质硅质岩—硅质页岩—泥页岩细粒沉积组合，可划分为孤峰组、大隆组等地层单元。
地震勘探表明，大隆组底界埋藏深度小于3 500 m，主体埋深为 500~2 500 m，主要受褶皱形态控制［图1（a）］；厚 2~60 m，在台盆—斜坡带可达 20~60 m，沉积中心位于鹤峰—恩施—建始一带。根据岩性、电性和旋回性特征，大隆组可划分为下、中、上3个岩性段［图1（b），图1（c）］。下段厚18.5~35.5 m，主要由灰黑色炭质硅质岩、炭质硅质页岩及炭质泥岩构成，局部夹厚0.1~1 m的灰色硅质灰岩或泥质灰岩，具有高自然伽马（103.0~254.7 API）、低电阻率（9.47~348.0 Ω·m）特征，为深水台盆相或台盆斜坡相；中段仅在局部地区发育，厚0~5.3 m，由灰色含炭泥灰岩、含泥灰岩或泥晶灰岩构成，具有低自然伽马（65.8~128.6 API）、中等电阻率（206.4~506.3 Ω·m）特征，为浅水台盆相或开阔台地相；上段厚 31.7~39.6 m，由深灰色含炭泥灰岩、含炭钙质泥岩与浅灰色泥晶灰岩互层构成，具有高自然伽马（59.8~379.3 API）、中—高电阻率（40.5~1 700.3 Ω·m）特征，为外缓坡台地相或开阔台地相。
图1 鄂西—渝东地区晚二叠世海槽分布范围及大隆组底界埋藏深度（a）、二叠系—三叠系地层单元分布（b）及大隆组典型钻井（ED2）综合柱状图（c）

Fig.1 Distribution of Late Permian troughs and burial depth of the bottom boundary of the Dalong Formation（a）， distribution of Permian-Triassic stratigraphic units（b） and comprehensive histogram of typical well（ED2）（c） in western Hubei and eastern Chongqing area

2 页岩气富集条件

以大隆组为例，依据 10余口探井 470余件岩心分析测试数据，从矿物组成、生烃条件、储集特征、含气性及气体赋存状态、脆性及岩石力学参数等方面梳理了二叠系页岩气富集条件。

2.1　矿物组成

大隆组在露头和岩心上为块状或层状构造，镜下多呈现为泥质、含生物屑泥质或含粉砂泥质结构，泥级颗粒主要由泥级石英组成，局部含黏土矿物或方解石，生物屑以放射虫、有孔虫和介壳为主（图2）。岩心样品全岩X射线衍射分析表明，大隆组石英含量为1.06%~91.78%，平均值为45.59%，主体含量 1为32.44%~58.40%，中位值为44.30%［图3（a）］；黏土矿物含量为0%~81.6%，平均值为23.60%，主体含量为12.70%~31.70%，中位值为19.90%［图3（b）］，主要成分为伊利石；碳酸盐矿物含量为0%~97.01%，平均值为16.78%，主体含量为5.10%~23.60%［图3（c）］，中位值为12.97%，主要成分为方解石；长石含量范围为0%~32.70%，平均值为7.32%，主体含量为4.72%~9.03%，平均值为6.40%，主要成分为斜长石；黄铁矿含量范围为0%~18.80%，平均值为4.28%，主体含量为2.45%~5.60%，中位值为3.64%。3个岩性段矿物组成存在一定差异，其中下段以硅质为主，中段以钙质或黏土质为主，上段为钙质、硅质和黏土质混积（图2）。与国内外典型产气页岩相比（表1），大隆组具有高石英、低黏土矿物组成特征，碳酸盐矿物含量与川南长宁五峰组—龙马溪组等高碳酸盐页岩接近，反映大隆组沉积期闭塞、缺氧、台地物源供给沉积环境。
图2 鄂西—渝东地区典型钻井（HD1）大隆组岩石矿物组成特征

Fig.2 Rock and mineral composition characteristics of Dalong Formation in typical drilling well（HD1） in the western Hubei and eastern Chongqing area

图3 鄂西—渝东地区大隆组石英（a）、黏土矿物（b）、碳酸盐矿物（c）、有机碳含量（d）和孔隙度（e）、含气量（f）分布直方图

Fig.3 Histograms of quartz （a）， clay minerals （b）， carbonate minerals （c）， organic carbon content （d）， porosity （e） and total gas contents （f） of Dalong Formation in western Hubei and eastern Chongqing area

表1 鄂西—渝东地区大隆组与中美典型页岩富集参数对比

Table 1 Comparison of the enrichment parameters of the Dalong Formation in the western Hubei and eastern Chongqing area and typical shales in China and the United States

地质参数 鄂西—渝东 川东焦石坝［20-21］ 川南长宁［22-23］ 美国福特沃斯盆地［24-27］ 美国阿巴拉契亚盆地［28-31］
层系 大隆组

五峰组—

龙马溪组

五峰组—

龙马溪组

巴内特（Barnett）

页岩

 马塞勒斯（Marcellus）页岩
构造类型 主体构造 复向斜 箱状背斜

平缓向斜

—斜坡

 单斜 宽缓褶皱
沉积条件 沉积环境 台内海槽 深水陆棚 深水陆棚 深水斜坡—盆地 深水盆地
地层特征 主体埋深/m 500~2 000 2 400~3 500 2 300~3 200 1 100~2 600 1 600~2 700
优质页岩厚度/m 21.5~38.7 38~43.5 33~46 15~60 15~60
岩石矿物特征 岩石类型

炭质硅质泥岩、

含炭钙质页岩

硅质页岩、炭质页岩、

含炭粉砂质泥岩

 钙质硅质页岩、硅质页岩、黏土质硅质页岩 硅质页岩 硅质页岩为主，盆地东北部富黏土，西南部富钙
石英/% 1.1~91.8（45.6） 18.8~70.6（37.3） 25.8~67.6（41.1） 35~50（45） 40~60
碳酸盐矿物/% 0~97.0（16.8） 0~30.9（9.9） 0~43.2（20.5） 8.5~12 5~40
黏土矿物/% 0~81.6（23.6） 16.6~62.8（40.9） 10.3~52.8（30.5） 25~32（27） 20~50
有机地球化学特征 TOC/% 0.1~20.3（6.8） 0.29~6.79（2.66） 1.90~7.30（4.0） 3~13 1~20
δ13Corg/‰ －28.04~－25.15 －30.81~－29.21 －31.20~－29.40 / /
有机质类型 Ⅱ1型为主 I型 I—Ⅱ1型 II型 II型
R O/% 1.92~2.79（2.49） 2.22~2.89（2.58） 2.3~2.8（2.50） 0.6~1.9 1.3~3.0
物性特征 孔隙度/% 0.04~8.34（2.53） 1.17~8.61（4.87） 3.40~8.20（5.40） 3~6 6~10
渗透率/（10-3 μm2） 0.000 72~8.75 0.130 7~1.267 4 0.000 15~0.002 5 <0.1 0.004~0.77
微孔比例/% 6.0~45.6（20.6） 28.3~37.7（34.2） 10.35 / /
介孔比例/% 34.0~81.9（68.4） 59.9~70.9（64.4） 67.6~74.4（71.3） / /

含

气

性

 含气量/（m3/t） 0.01~7.32（2.40） 0.35~9.63（4.21） 1.70~6.50（4.10） / /
游离气占比/% 5.3~59.1 60~80 60~80 40~65 40~60
压力系数 0.9~1.1 1.30~1.55 1.4~2.03 0.8~1.1 0.7~1.2

注：1.1~91.8（45.6）代表最小值—最大值（平均值）

2.2　生烃条件

岩心样品碳硫分析表明，大隆组有机碳含量（TOC）为0.11%~20.33%，平均值为6.76%，主体含量为3.02%~10.07%，中位值为6.37%；其中TOC≥2%的样品占81.1%，TOC≥6%的样品占53.2%，TOC≥10%的样品占26.1%［图3（d）］。干酪根镜检和碳同位素分析显示，大隆组有机质类型以 II1型为主，生烃物质基础较好。其中干酪根显微组分以腐泥组为主（60%~80%），含少量镜质组（8%~17%）和惰质组（11%~22%），极少量壳质组（<2%）；干酪根碳同位素值（δ13Corg）为－28.04‰~－25.15‰，平均为－27.08‰。沥青反射率测试表明，大隆组等效镜质体反射率（R O）为1.92%~2.79%，平均值为2.49%，处于过成熟早期生干气阶段。与国内外典型产气页岩相比（表1），大隆组有机碳含量与巴内特（Barnett）页岩、马塞勒斯（Marcellus）页岩相似，具有高极值、高均值特征；成熟度略低于五峰组—龙马溪组，整体生烃条件相对较好。

2.3　储集特征

大隆组具有“低孔低渗”特征，整体为致密储层。岩心样品覆压孔渗分析表明，在1 000 psi围压下，大隆组孔隙度范围为0.04%~8.34%，平均值为2.53%；主体范围为1.48%~3.41%，中位值为2.02%；孔隙度≥3%的样品占28.1%，孔隙度≥5%的样品占10.7%［图3（e）］。水平空气渗透率范围为（0.000 72~8.75）×10-3 μm2，平均值为1.19×10-3 μm2；主体范围为（0.079~1.13）×10-3 μm2，中位值为0.57×10-3 μm2；渗透率≥1×10-3 μm2的样品占31.9%。
大量岩心样品氩离子抛光扫描电镜分析表明，大隆组发育微孔隙和微裂缝2类储集空间。其中微孔隙包括有机质孔、矿物粒间孔、溶蚀孔等，微裂缝包括矿物层间缝、有机质边缘缝、有机质内裂缝等［5］。有机质孔较为常见，镜下多呈圆形、椭圆形、蜂窝状或孤立状，边缘通常较光滑，孔径主要为纳米—微米级。无机质孔包括矿物颗粒间孔、黄铁矿颗粒间孔、溶蚀孔等，孔径多为微米级。微裂缝包括矿物层间缝、有机质边缘缝等，一般宽数十纳米，长数微米［4］。与焦石坝气田五峰组—龙马溪组相比［17］，大隆组有机质孔面孔率相对低 10%~15%，与无机矿物相关的孔、缝更加发育。
CO2吸附—低温N2吸附—高压压汞联合孔径表征测试表明，大隆组页岩储集空间以介孔（2~50 nm）为主，其次为微孔（<2 nm），宏孔（>50 nm）比例较低，介孔和微孔提供了绝大部分储集空间和吸附能力。其中介孔孔隙体积占比为33.99%~81.89%，平均为68.36%，微孔占比为6.04%~45.62%，平均为20.20%，宏孔占比为2.06%~44.16%，平均为11.04%；介孔比表面积占比为12.16%~68.59%，平均为54.99%，微孔占比为29.95%~87.45%，平均为44.79%；宏孔占比为0.01%~1.46%，平均为0.21%。鄂西—渝东地区大隆组与焦石坝气田五峰组—龙马溪组［18］孔隙结构相似，但微孔比例相对低15%~20%。

2.4　含气性及气体赋存状态

现场含气量测试和气测录井表明，大隆组含气性整体较好，但在不同钻井间差异较大。其中岩石解析气含量（不含残余气）范围为0.01~7.32 m3/t，平均值为2.40 m3/t；主体范围为0.75~3.43 m3/t，中位值为2.29 m3/t［图3（f）］；含气量>2.0 m3/t的样品占62.72%，含气量>3.0 m3/t的样品占45.56%，含气量>5.0 m3/t的样品占14.2%；钻井间差异可达 10倍以上。钻探过程中，显示较好的钻井气测全烃含量可达10%以上，局部达15%~20%；显示较差的钻井气测全烃含量一般小于2%。气体成分分析显示，气体组分以甲烷为主，甲烷含量为97.19%~99.31%，平均值98.69%，为典型干气。
利用岩心样品甲烷等温吸附实验，依据吸附气和游离气数学模型［19］恢复了大隆组页岩气赋存状态。结果表明，大隆组页岩气赋存状态以吸附态为主，在相似埋深条件下，吸附气和游离气的比例主要受有机碳含量和储集结构控制，并与页岩物质组成有较强关联。
如WD1井在1 300~1 400 m埋深条件下，下段高硅质型页岩吸附气比例为47.69%~94.72%，平均值为64.89%，吸附游离比介于0.91~17.96之间，平均值为3.34，上段混积型页岩的吸附气比例为40.95%~60.35%，平均值为50.49%，吸附游离比介于0.69~1.52之间，平均值为1.07。

2.5　脆性及岩石力学特征

使用矿物脆性指数法 2和岩石力学脆性指数法 3开展了大隆组脆性评价［32］。结果表明，大隆组脆性整体较好，其中矿物脆性指数为18.3~98.8，平均为76.6，岩石力学脆性指数为36.3~81.2，平均为53.6。依据岩心三轴压缩试验和偶极声波测井结果恢复了岩石力学参数。
结果表明，大隆组泊松比集中在0.15~0.32之间，中位值为0.17，弹性模量集中在22.43~49.06 GPa之间，中位值为30.28 GPa，破裂压力集中在22.19~48.22 MPa之间，中位值为29.91 MPa，水平应力差集中在8.19~12.31之间，中位值为9.23，水平应力差异系数集中在0.29~0.38之间，中位值为0.32。与四川盆地五峰组—龙马溪组相比，大隆组具有高脆性、低泊松比、高弹性模量、低破裂压力、较高水平应力差和水平应力差异系数特征，可压性较好。

3 页岩气富集特征

与国内外典型产气页岩相比，鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集条件具有一定的特殊性，主要体现在以下4个方面。

3.1　海槽环境虽然有利于有机质富集，但造成了强非均质性

二叠系页岩发育在三面被台地环绕、一面与大洋连通的深水—半深水海槽内，水体环境较局限，有利于形成缺氧还原沉积环境；同时，上升流［33］和火山活动［34］带来了大量富营养物质，提高了古生产力，多因素耦合控制了有机质富集。与国内外典型产气页岩相比（表1），大隆组页岩有机地球化学特征优越，生烃品质好，主要表现为：①有机质丰度高，体现在有机碳含量（TOC）整体高（大于2%的比例为81%）、极值高（最高达20%以上）、均值高（平均值和中位值都大于6%）；②热演化程度适宜，R O均值为2.5%，仍处于活跃生气阶段；③有机质类型有利，有机质类型以更易生气的 II型为主。
大隆组沉积期所处海槽属于大陆板块碰撞外延张力诱发的碰撞裂谷系统［15］，边界断裂活动活跃，展布局限，页岩沉积受海平面变化影响较大，海槽内富有机质的硅质岩、硅质页岩与贫有机质的灰岩、泥灰岩频繁互层沉积，形成了较强纵向非均质性。与四川盆地五峰组—龙马溪组相比，大隆组富有机质页岩总厚度与之相似，均为30~40 m，但纵向连续性较差，最大连续厚度一般小于20 m，多为 10~15 m，厚度大于20 cm的碳酸盐岩岩隔、夹层可达 10余层（图4）。这无疑增加了储层精细评价和压裂改造的难度。
图4 鄂西—渝东地区典型钻井（WD1）大隆组非均质性特征

Fig.4 Heterogeneity characteristics of Dalong Formation in typical drilling well（WD1） in western Hubei and eastern Chongqing area

3.2　埋藏深度对页岩含气性和保存条件具有一定控制作用

燕山期以来的多期构造运动对鄂西—渝东地区二叠系页岩生烃演化有较大影响［图5（a）］。大隆组在燕山中期（165~100 Ma）即开始抬升［13，35］，初次抬升卸压时间较四川盆地相同层位早40~90 Ma，抬升幅度达5 000~6 000 m，现今底界埋深已不足3 500 m。大隆组页岩气保存条件已遭到一定破坏，反映为：页岩孔隙度偏低，平均值不到3%；含气性变化较大，相似埋深条件下含气量差异可达8~10倍；气藏压力较低，以欠压—常压为主，压力系数不足1.1。但从含气量与埋藏深度的关系来看［图5（b）］，大隆组含气量随埋深增加有整体向好趋势，反映埋深对含气性和保存条件具有一定控制作用。勘探实践表明，大隆组页岩气保存较好区域主要分布在深埋藏、远离出露点和大型断裂的复向斜核部［4］。
图5 四川盆地及周缘地区海相页岩含气量、游离气比例与地层抬升时间、抬升幅度关系（a）及鄂西—渝东地区大隆组含气量随埋藏深度变化（b）

Fig.5 Relationship between the gas content， free gas proportion and the time- amplitude of structural uplift of marine shale in the Sichuan Basin and its surrounding areas （a） and the relationship between gas content variation and burial depth of Dalong Formation in western Hubei and eastern Chongqing area（b）

3.3　硅质来源多样复杂，页岩富集条件耦合性差异大

四川盆地五峰组—龙马溪组富集条件耦合性普遍较好，即具有生烃、储集、天然渗流、可压裂性及压力系数等“多性一体”耦合特征［36］。这一特征形成的本质在于五峰组—龙马溪组物质—储层建构与成烃—成储—成藏过程具有时空协调性，特别是大量发育的生物硅有利于有机质富集、有机质孔发育保存，并提高了页岩脆性［37-38］，对富集条件耦合特征的形成具有关键作用。据统计，焦石坝气田五峰组—龙马溪组产气层段过量硅含量为31.3%~55.3%，平均为38.9%［37］。大隆组硅质含量同样较高，但硅质来源相对复杂，镜下可见到碎屑石英颗粒、硅质骨架碎屑、团簇硅、微晶石英结合体、晶粒替换石英和基质弥散石英等多种形态，研究表明有硅质生物作用、陆源碎屑输入、黏土矿物转化以及次生作用等多种来源［39-40］。大隆组过量硅含量整体低于五峰组—龙马溪组，其中富有机质段主要发育生物石英，过量硅含量为 22.21%~40.81%，平均为 29.94%，主要来自放射虫、海绵骨针等硅质生物；贫有机质段有陆源输入、硅质生物作用等多种来源，过量硅含量为3.72%~21.13%，平均为11.06%［40］，在一定程度上导致了富有机质段与贫有机质段的富集条件耦合性差异。且大隆组页岩在镜下可以观察到次生硅，多呈纳米颗粒、微晶颗粒或集合体形态，是生物石英溶蚀和再胶结的产物，其形成可能与同生断裂活动造成的碱性热水上涌有关［40-42］。次生硅会胶结和堵塞先前形成的孔隙，使页岩燧石化和致密化，削弱物性和可压性，强化纵向非均质性，加剧了不同页岩内部的富集条件耦合性差异。

3.4　页岩气游离态比例偏低，地层能量不足

页岩气赋存状态受埋藏深度、有机质丰度、孔隙结构及地层温压场等多种因素影响［43-45］，是保存条件的间接反映［46］。我国南方中—浅埋藏复杂构造区古生界页岩一般都具有低游离气、低地层压力特征。如四川盆地南缘的太阳—大寨区块浅埋藏区五峰组—龙马溪组游离气比例为32.4%［47］，东南缘的渝东南地区为21.4%~30%［48］，较盆内中深层区［49-50］低30%~40%。开发实践表明，低游离—高吸附型页岩气藏可采性较差，须通过人工诱喷、电潜泵强化排液等复杂工艺才能实现页岩气的规模产出［46，51］；且初期产量较低，如渝东南地区常压页岩气井初始产量一般小于5×104 m3/d［51-52］。
鄂西—渝东地区二叠系处于盆外浅埋藏复杂构造区，同样具有游离气比例低、地层压力低特点，且地层温度偏低，反映地层能量不足。根据钻井测试和稳态测温结果，在500~2 500 m以浅的埋深条件下，大隆组游离气比例介于17.6%~46.5%之间，平均为31.0%，与渝东南、太阳—大寨等地区五峰组—龙马溪组基本相当［图5（a）］，属于中—浅层高吸附型页岩气藏；地层压力系数介于0.9~1.1之间，地层温度小于50 ℃，地层能量偏低，不利于页岩自然解吸。后期需要加强排采工艺和技术方法攻关试验，明确高吸附型页岩气解吸规律，方能实现资源规模效益动用。

4 储层评价体系

当前国内外主流页岩气储层评价体系包括以下 4个方面：①页岩生烃品质评价，主要通过沉积环境、烃源岩质量、成熟度及厚度等因素界定［53］。如五峰组—龙马溪组优质储层位于五峰组—龙一1亚段，沉积相为半深水—深水陆棚相，TOC值为2.0%~8.0%，平均为5.3%，主要发育I型有机质，R O值为 2.5%~3.5%，优质储层厚15~25 m［54］；美国马塞勒斯（Marcellus）页岩优质储层位于下部高有机质丰度段，形成于闭塞前陆盆地，TOC值为4%~20%，平均值大于7%，主要发育 Ⅱ型有机质，R O值为1.5%~3.0%，优质储层厚度大于15 m［55-56］。②页岩储集性能评价，主要通过孔隙度、孔隙类型、孔隙体积、孔隙比表面积及孔径分布等参数界定，须通过覆压孔渗、气体吸附、CT扫描、核磁共振、扫描电镜及测井解释等方法开展储集空间精细描述和定量表征，获取评价参数。我国涪陵、长宁等地区五峰组—龙马溪组优质储层孔隙度平均值为4.4%~5.6%，孔隙类型以有机质孔为主、微裂缝较发育，有机质孔比例一般在30%以上［54］。③页岩含气性及可采性评价，主要通过现场含气量、吸附气—游离气比例、压力系数等参数界定。四川盆地已建产气田五峰组—龙马溪组优质储层含气量通常为2.0~8.5 m3/t，平均值为3.0~5.5 m3/t，游离气比例通常为 60%~80%，压力系数≥1.2，且压力系数越高，游离气比例越大，页岩气可采性越好。④页岩脆性及可压性，主要通过脆性矿物含量及泊松比、弹性模量、抗压强度、破裂压力及地应力等岩石力学参数评价，建立脆性和可压性分级评价指标，四川盆地五峰组—龙马溪组优质储层脆性矿物指数普遍大于 60，可压性好，有利于形成复杂缝网。

4.1　评价参数体系

通过调研国内外页岩气储层评价方法和标准，选取6类关键评价参数［57-64］，以含气量（资源潜力）、可压性和吸附游离比（可采性）为核心分类指标，对评价参数阈值进行了具体分析。

4.1.1　有效厚度

厚度是页岩气储层评价中不可或缺的参数。适宜的页岩厚度既能保证充足烃类供给，又能够为页岩气聚集、富集、成藏提供充足储集空间和一定保存能力。目前国内外页岩气储层评价常使用“页岩有效厚度”的概念，如四川盆地五峰组—龙马溪组页岩有效厚度被界定为TOC≥1%、R O≥0.7%、脆性矿物含量≥30%的页岩储层厚度［65］。本文参考四川盆地五峰组—龙马溪组有效厚度定义，针对大隆组岩性纵向变化快、非均质性强的特点，定义大隆组有效厚度为被隔层上下围限的TOC≥2%的层段总厚度；其中隔层为TOC<2%的贫有机质岩系，厚度须≥50 cm。统计表明，鄂西—渝东地区大隆组有效厚度下限为2~5 m，上限>20 m。相关性分析表明，大隆组有效厚度与含气性关系密切［图6（a）］，当有效厚度>30 m时，含气量平均值>3.5 m3/t，资源潜力最好；当有效厚度介于17~30 m之间时，含气量平均值介于2.5~3.5 m3/t之间，资源潜力较好；当有效厚度介于10~17 m之间时，含气量平均值介于2~2.5 m3/t之间，资源潜力一般；当有效厚度<10 m时，含气量平均值<2 m3/t，资源潜力较差。
图6 大隆组页岩有效厚度（a）、有机碳含量（b）、孔隙度（c）、脆性指数（d）与含气量相关性

Fig.6 Correlation between effective thickness （a）， organic carbon content （b）， porosity （c）， brittleness index （d） and gas content of shale in Dalong Formation

4.1.2　有机碳含量

有机碳含量（TOC）是页岩气储层评价核心参数之一。本文针对大隆组有机碳含量高的特点，依据TOC与含气量相关性确定了储层分类阈值。研究区大隆组 TOC与含气性存在较强相关性［图6（b）］，可分为4类：当TOC≥6%时，页岩含气量普遍大于3.5 m3/t，且不随TOC增加而进一步变大；当TOC值介于4%~6%之间时，页岩含气量介于2.5~3.5 m3/t之间，且局部存在超高含气量；当TOC值介于2%~4%之间时，页岩含气量普遍稳定在2~2.5 m3/t之间；当TOC<2%时，页岩含气量普遍小于2 m3/t且变化较大。

4.1.3　孔隙度

孔隙度是页岩储层评价和储量计算不可或缺的参数。相关性分析表明，研究区大隆组页岩含气性与孔隙度密切相关［图6（c）］，当孔隙度≥3.5%时，页岩含气量普遍大于3.5 m3/t；当孔隙度介于 2.5%~3.5%之间时，页岩含气量介于2.5~3.5 m3/t之间；当孔隙度介于1.5%~2.5%时，页岩含气量普遍稳定在2~2.5 m3/t之间；当孔隙度<1.5%时，页岩含气量普遍小于2 m3/t。

4.1.4　脆性

研究区大隆组页岩脆性与含气性相关性不强，但存在一定规律［图6（d）］。当页岩脆性指数>50时，含气量稳定在2~4 m3/t之间；脆性指数<50时，含气量变化较大，常低于2 m3/t。本文主要参考五峰组—龙马溪组脆性指数等级划分标准［32］，结合含气性对大隆组脆性指数进行了分类：当脆性指数≥60时，页岩脆性和含气性最好；脆性指数介于50~60之间时，页岩脆性和含气性较好；脆性指数介于40~50之间时，页岩脆性和含气性一般；脆性指数<40时，页岩脆性和含气性较差。

4.1.5　地应力

地应力是页岩气储层工程评价的核心参数。研究表明，水平主应力差和水平主应力差异系数与压裂复杂缝网形成存在密切关系，地应力场特别是水平两向主应力差控制体积裂缝形成。当水平两向主应力差较小时，页岩容易形成体积裂缝，反之不易形成体积裂缝［66］，因此可使用水平主应力差和水平主应力差异系数评价页岩形成有效裂缝的能力［67］。测井结果显示，鄂西—渝东地区二叠系现今最大水平主应力集中在36~41 MPa之间，水平最小主应力集中在26~31 MPa之间，水平应力差范围为5~14 MPa，反映了燕山期以来多期构造应力的叠加作用［68-70］。本文参考已有海相页岩地应力评价标准［71］，结合研究区现今地应力特征，按照水平地应力差和水平地应力差异系数将页岩分为4类：当水平主应力差≤8 MPa且水平地应力差异系数≤0.13时，页岩在压裂时易于形成复杂体积裂缝网络；当水平主应力差介于8~10 MPa之间，且水平地应力差异系数介于0.13~0.25之间时，页岩在高净压力下可以形成较充分的裂缝网络；当水平主应力差介于10~12 MPa之间，且水平地应力差异系数介于0.25~0.50之间时，页岩较难形成复杂裂缝网络；当水平主应力差>12 MPa，且水平地应力差异系数>0.50时，页岩一般产生简单、较长且方向性较强的平面裂缝。

4.1.6　埋藏深度和吸附游离比

鄂西—渝东地区处于四川盆地东缘复杂构造区，页岩气保存和富集条件受到多期构造运动影响，在研究区内不同构造部位差异较大。构造演化分析和钻探实践表明，二叠系页岩气保存有利区主要位于埋藏深度较大的复向斜核部。该部位在燕山晚期及之后的多期构造抬升中经历的改造作用较弱，地层完整、连续，页岩含气性和可采性随埋深增大有显著向好趋势。基于向斜核部区岩心样品甲烷等温吸附试验的游离气和吸附气量计算表明（图7），在3 000 m以浅的埋深条件下，大隆组含气量和游离气量均随埋深增加不断增大，游离气比例在1 000 m埋深为30%左右，在2 000 m以深可达40%以上；吸附气量在1 300~1 500 m之间达到最大值，在1 500 m以深随埋深增加趋于减小。目前国内已开发的涪陵、长宁、太阳—大寨等页岩气田，游离气平均值为35%~58%［20-23，46-48］，即吸附游离比小于1.4~1.8；而湘鄂西、滇黔桂等复杂构造区钻井揭示，显示较差的页岩气层游离气比例多小于20%，即吸附游离比>4。因此结合实际钻探情况认为：研究区大隆组在2 000 m以深时，保存条件和含气性最好，吸附游离比<1.4，可采性最好；在1 500~2 000 m埋深条件下，保存条件和含气性较好，吸附游离比为1.4~1.8，可采性较好；在500~1 500 m埋深条件下，保存条件和含气性一般，吸附游离比为1.8~4，可采性一般；在500 m以浅埋深条件下，保存条件和含气性较差，吸附游离比>4，可采性较差。
图7 鄂西—渝东地区大隆组页岩现今埋深条件下吸附气量、游离气量和含气量模拟计算结果

Fig.7 Simulation results of adsorbed gas， free gas and gas content of the Dalong shale in the western Hubei and eastern Chongqing area under the current buried deep conditions

4.2　储层分类评价标准

针对鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集特点，从资源富集性、页岩可压性及资源可采性3方面，优选有效厚度、有机碳、孔隙度、含气量、脆性指数、水平应力差、水平应力差异系数、埋藏深度和附游离比9项参数，通过开展参数相关性分析，确定了储层分类阈值，建立了二叠系储层分类评价标准，将储层划分为4类（表2）。
表2 鄂西—渝东地区二叠系页岩储层分类评价标准

Table 2 Classification and evaluation criteria for Permian shale reservoirs in western Hubei and eastern Chongqing area

储层

等级

 资源富集性 页岩可压性 资源可采性
有效厚度/m 有机碳/% 孔隙度/% 含气量/（m3/t） 脆性指数 水平应力差/MPa 水平应力差异系数 埋藏深度/m 吸附游离比
I类 ≥30 ≥6.0 ≥3.5 ≥3.5 ≥60 ≤8 ≤0.13 ≥2 000 ≤1.4
II类 17~30 4.0~6.0 2.0~3.5 2.5~3.5 50~60 8~10 0.13~0.25 1 500~2 000 1.4~1.8
III类 10~17 2.0~4.0 1.5~2.0 2.0~2.5 40~50 10~12 0.25~0.50 500~1 500 1.8~4.0
IV类 <10 <2.0 <1.5 <2.0 <40 >12 >0.5 <500 >4.0

4.2.1　资源富集性评价

通过有效厚度、有机碳、孔隙度和含气量 4项参数开展评价。其中含气量是资源富集的核心，有效厚度是资源富集的基础，有机碳和孔隙度是资源富集的关键。以含气量主体范围上、中、下界确定的 3.5 m3/t、 2.5 m3/t、 2.0 m3/t为分类阈值，明确了有效厚度、有机碳含量和孔隙度的相应分类阈值，将资源富集性划分为I、II、III、IV共4个等级（表2）。由于二叠系页岩纵向非均质性较强，内部隔、夹层发育频繁，单层有效厚度往往较薄，因此建议在开展小层划评价时，可不使用有效厚度参数。

4.2.2　页岩可压性评价

通过脆性指数、水平应力差和水平应力差异系数 3项参数开展评价。其中脆性指数主要用来衡量页岩改造的难易程度，水平应力差和水平应力差异系数用来衡量复杂裂缝形成的难易程度。本文主要参考已有的海相页岩工程优质储层评价标准，将页岩可压性划分为I、II、III、IV共4个等级（表2）。

4.2.3　资源可采性评价

主要通过埋藏深度和吸附游离比 2项参数开展评价。利用鄂西—渝东地区二叠系页岩埋藏深度与含气性和吸附游离比的相关关系，将资源可采性转化为埋藏深度和吸附游离比的变化规律，将资源可采性划分为I、II、III、IV共4个等级（表2）。

4.3　储层评价方法

结合已建立的页岩储层分类评价标准表，采用“层次分析法+模糊评价法”开展页岩气储层综合评价。这2种方法结合可以克服二叠系页岩储层特征参数发育耦合性、协调性差导致无法准确分类的缺陷，定量、准确地获取储层评价结果。其中，层次分析法用于确定两级评价指标的权重系数，获得权重矩阵。该方法是一种主观赋值评价方法，可以将各级评价参数之间的相对重要性量化、转化为权重系数（图8）。
图8 鄂西—渝东地区二叠系页岩储层评价流程

Fig.8 Flow chart of Permian shale reservoir evaluation in western Hubei and eastern Chongqing area

由于层次分析法的主观性较强，不同评价者对评价参数之间的相对重要性排序存在差异，容易造成优质储层评价偏差。因此本文在充分调研、综合分析的基础上，通过建立各级别评价指标的判断矩阵，开展层次分析计算，提出了两级页岩储层分类评价指标建议权重系数（表3）。使用者可根据评价具体侧重点，结合研究认识，适当调整各级指标权重系数，获得适用性的储层评价结果。模糊评价法主要用于各级评价指标的定类计算。该方法的优势在于可通过隶属函数将储层分类评价标准中的分类阈值转化为模糊判断矩阵，并与通过层次评价法获得的权重矩阵进行模糊运算，得到各级指标的分级评价结果（图8）。本文定义鄂西—渝东地区二叠系页岩气优质储层为综合评价确定的I—II 类页岩储层。
表3 鄂西—渝东地区二叠系页岩储层分类评价指标建议权重系数

Table 3 Suggested weight coefficient table of Permian shale reservoir classification evaluation index in western Hubei and eastern Chongqing area

一级指标 资源富集性 页岩可压性 资源可采性
权 重 0.5 0.2 0.3
二级指标 有效厚度 有机碳 孔隙度 含气量 脆性指数 水平应力差 水平应力差异系数 埋藏深度 吸附游离比
权 重 0.2 0.2 0.2 0.4 0.6 0.2 0.2 0.3 0.7

5 结论

（1）以大隆组为例分析了鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集特征。二叠系页岩形成于闭塞、缺氧海槽沉积环境，具有“高硅、高碳”特征，页岩品质好；但由于海槽环境较局限，沉积过程易受海平面变化影响，页岩发育连续性较差，碳酸盐岩隔、夹层多，纵向非均质性较强，开展储层精细评价和压裂改造的难度较大。
（2）燕山期以来的多期构造运动对鄂西—渝东地区二叠系页岩气保存影响较大。大隆组现今埋藏深度已不足 3 000 m，页岩孔隙度平均值不到 3%，含气量变化大，以气藏欠压—常压为主，反映页岩气保存条件已遭受一定程度破坏。但页岩含气性随埋深增加有变好趋势，反映深埋藏区仍具有较好页岩气保存条件。
（3）鄂西—渝东地区二叠系页岩硅质含量高，但硅质成因多样、复杂，次生硅含量相对较低，含有的次生硅会堵塞先前形成的孔隙，使页岩燧石化和致密化，导致富集条件耦合性差异大。
（4）鄂西—渝东地区二叠系位于盆外浅埋藏复杂构造区，具有地层温度低、地层压力低、地层能量低“三低”特征，游离气比例仅为30%左右，主要发育中—浅层常压吸附型页岩气藏。
（5）基于鄂西—渝东地区二叠系页岩气富集特点，优选有效厚度、有机碳、孔隙度、含气量、脆性指数、水平应力差、水平应力差异系数、埋藏深度和吸附游离比共9项关键评价参数，从资源富集性、页岩可压性和资源可采性3个维度，通过参数分类阈值分析，建立了页岩储层分类评价标准，提出了基于“层次分析法+模糊评价法”的评价方法流程，给出了指标建议权重系数，能够较好适用于研究区二叠系页岩气勘探和开发评价。

1 定义为介于第一个四分位值和第三个四分位值之间的数值范围，下同

2 根据现行行业标准《页岩脆性指数测定及评价方法》（NB/T 10248-2019），页岩矿物脆性指数B M=（X qua+X dol+X cal+X fel+X pyr）×100，其中X qua、X dol、X cal、X fel、X pyr分别为石英、白云石、方解石、长石和黄铁矿矿物的质量分数，%

3 根据现行行业标准《页岩脆性指数测定及评价方法》（NB/T 10248-2019），页岩岩石力学脆性指数B YB=[（E s-E min）/（E m ax-E min）+（ν max-ν s）/（ν max-ν min）]/2×100，其中E s、E max、E min分别为样品静态杨氏模量及其上、下限，MPa；其中ν s、ν max、ν min分别为样品静态泊松比及其上、下限，无量纲

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