0 引言
我国海相、陆相和海陆过渡相页岩广泛分布，拥有丰富的页岩气资源［1］。目前已在四川盆地下志留统龙马溪组实现了页岩气的商业性开发［2］，但在其他层位尚未实现页岩气资源的有效动用。选区评价作为页岩气勘探开发的首要基础性研究工作，是获得页岩气区块并实现商业性开发的重要前提［3-4］。我国页岩气选区评价始于2008年，经历了远景区→有利区→核心区→工程甜点区的评价过程［5］。目前形成了不同层次的选区评价体系和不同类型的参数指标。按评价区域可划分为远景区、有利区、核心区［6-8］；也可划分为有利区、建产区、核心建产区［9］；按参数性质可划分为生气参数、储气参数、保存参数、开发参数［3］；也可划分为成藏地质参数、压裂参数、地面条件参数［10］；还可划分为地质条件参数、经济效益参数、环境参数［11］。
尽管国内外油气公司和众多学者建立了各类页岩气选区评价方法及体系，但各区块地质条件不同，工艺技术不同，选区评价方法及关键参数选取也有不同的侧重点，同时，目前选区评价关键参数指标也并不完全统一。北美地区主要优选埋深、厚度、TOC含量、R O、页岩含气性、矿物组成、物性和力学性质作为关键地质因素。张金川等［6］选择TOC、R O、埋深、地表条件、保存条件作为远景区评价参数。郭秀英等［12］认为页岩气核心区评价除选择有效页岩厚度、孔隙度、含气量、TOC、R O、断层发育特征、储层压力系数、目的层埋深、盖层厚度等参数外，还应考虑脆性矿物含量、地形坡度和天然气管网设施等工程条件和地面条件。另外，选区评价参数标准也不统一，如张金川等［6］认为TOC平均值应该大于0.5%，王丽波等［13］认为TOC平均值应该不小于1.0%，而目前北美和我国页岩气选区评价常用TOC>2.0%作为评价标准。目前尚不统一的关键参数还包括埋深、页岩厚度、成熟度等。同时，目前尚未建立页岩气选区评价关键参数优选、参数上下限确定及取值标准的系统性研究体系，有待进一步深入斟酌。
页岩气选区评价方法研究是一个层层递进、优中选优的动态发展过程［14］。随着页岩气地质理论技术的不断健全、勘探开发实践经验的积累，选区评价应采用最新的勘探技术，结合最新的研究理念，因地制宜，因时制宜，不断完善并修正选区评价方法及流程［14］。另外，选区评价关键参数及其上下限也会随着理论和技术的进步而不断进行调整，其评价结果也可能随时发生变化，进而影响页岩气的勘探开发。本文在充分调研国内外页岩气选区评价方法、行业和企业标准、公开文献的基础上，开展各类评价参数的数理统计，优选出频数较多的参数作为选区评价的关键参数，综合确定每个关键参数的上下限取值，最终建立取值范围的标准。本文优选的关键参数及建立的上下限标准，对我国复杂构造背景下的高过成熟海相页岩气的选区评价和高效勘探开发具有重要指导意义。
1 关键参数优选
本文调研了国内外多家油气公司及众多学者关于页岩气选区评价方法，包含30多篇选区评价文献、发明专利和国家标准［11，15］，共涉及100多个选区评价参数。尽管各大油气公司和学者选区评价参数都有所差异，评价标准也各有侧重，但主要评价参数均包括有机碳含量（TOC）、成熟度（R O）、孔隙度、地层压力系数、页岩有效厚度和脆性矿物含量。根据页岩气选区评价关键参数词云图及频数图（图1），文字越大，出现频次越多，代表在页岩气选区评价中使用该参数越频繁，认可度越高。因此，依据参数出现频次从中优选出10个页岩气选区评价关键参数，包括有机碳含量（26频次）、页岩有效厚度（24频次）、成熟度（24频次）、埋深（22频次）、脆性矿物含量（13频次）、孔隙度（17频次）、压力系数（15频次）、地表条件（12频次）、含气量（11频次）、裂缝发育程度（7频次）。
有机碳含量TOC直接决定了页岩生气潜力大小，页岩有效厚度与资源富集程度成正比，成熟度（R O）决定了烃类的相态及大小，三者均作为选区评价的关键资源潜力参数，其中有机碳含量是选区评价的首要关键参数［16］。孔隙度大小直接决定了页岩气的储集能力大小，是页岩气选区评价的关键储集能力参数。压力系数可以直接反映页岩气的保存程度，是选区评价的关键保存参数。埋藏深度与页岩气保存和开发成本密切相关，可作为选区评价的重要经济参数；脆性矿物含量决定了页岩储层的改造方式，是选区评价的关键压裂参数。由于地表条件、裂缝发育程度及含气性等参数不易获取，本文研究暂不考虑。
2 关键参数上下限
2.1 有机碳含量
有机碳含量是页岩气富集成藏最重要的控制因素，也是选区评价关键参数之一［3，17-18］。高有机碳含量一般意味着页岩具有高生烃潜力、高吸附性、高含气量和高孔渗的特征［3］，TOC含量越高，页岩品质越好，越有利于页岩气富集成藏［6］。TOC含量一般与页岩孔隙度、含气量、脆性矿物含量等参数具有较好的正相关关系［19］，因此TOC含量是页岩气选区评价的首要关键参数。选区评价时页岩TOC含量一般不设上限，丰度越高越好［3］。但对于TOC含量下限不同学者提出了不同的标准。部分学者将页岩TOC含量下限定为0.5%，实际上这是有效烃源岩下限［6］，这一区间基本位于高风险区、不利区、低或差等级区和远景区域［图2（a）］。目前我国海相页岩气选区评价常用TOC=2.0%作为下限值，实际上这一标准沿用了北美地区页岩气开发的TOC下限，这也是烃源岩等级为“好烃源岩”下限［20］。也有学者将页岩TOC下限定为1.0%，这一区间基本落在远景区、中风险区、较有利区、中等级区和中等评分区。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩TOC含量约为1.0%~8.0%，部分层段页岩TOC含量小于2.0%，TOC含量下限可能会随着开采技术的进步而适当降低。目前焦石坝区块针对上部页岩气层进行了有效开发，其TOC含量为0.5%~2.4%，平均为1.6%［21］。
对于高热演化阶段烃源岩，采用原始TOC含量代替现今残余TOC含量作为页岩气选区评价的标准更具有理论意义和实践价值［30-31］。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩成熟度较高（2.2%<R O<3.6%），若将现今残余有机碳恢复至原始状态下，其原始有机质丰度将会提高许多［30］。张鹏等［30］认为龙马溪组页岩有机碳恢复系数约为2.15；宋振响等［32］模拟了五峰组—龙马溪组不同岩性泥页岩的有机质恢复系数，当R O值为2.5%左右时，有机碳恢复系数介于2.23~2.41之间。对于中高演化阶段的烃源岩，TOC指标下限随成熟度R O增加而呈现逐渐降低的趋势［20，30］。根据不同演化阶段炭质泥岩的TOC下限演化曲线［图2（c）］，当R O值介于3.0%~3.5%之间时，TOC下限可降至1.0%［20］。因此，对于高过成熟的龙马溪组页岩来说，其现今残余TOC含量达到1.0%便可。四川盆地不同地区龙马溪组页岩TOC含量与总含气量呈现较好的正相关关系［图2（b）］，TOC含量越高，含气性越好。国标规定页岩含气量大于2.0 m3/t时具有开采价值。当TOC<1.0%时，其页岩含气量基本小于2.0 m3/t，因此将TOC下限降至1.0%，比较合理。
2.2 热演化成熟度
热演化成熟度R O是页岩气聚集形成的重要指标，不仅决定了地层中烃类流体相态、生烃量及赋存空间形态、大小；同时对微纳米级孔隙的形成发育具有控制作用，因此R O也是页岩气选区评价的关键资源潜力参数之一［33］。R O过低或者过高，都不利于页岩气富集成藏。根据生油理论，对于Ⅰ型、Ⅱ型干酪根，当R O>0.5%时，干酪根开始进入生油阶段；R O>1.3%时，干酪根开始降解生气和液态烃二次裂解成气。我国南方海相高—过成熟页岩气的选区评价主要借鉴北美页岩气的核心区指标［34-35］，一致将R O下限定为1.3%［30］。目前对于R O上限还存在一定争议。国内外学者在页岩气选区评价时将R O上限确定为3.5%，主要依据是生气衰竭R O上限值为3.5%［33］。但近年来在R O值高达3.0%~3.5%的页岩中获得高产页岩气，突破了该上限值。另外，也有学者认为R O上限为4.0%，我国南方海相页岩成熟度普遍较高，龙马溪组页岩R O约为2.2%~3.6%，下寒武统牛蹄塘组和筇竹寺组页岩R O值约为2.7%~6.2%。
根据国内外学者针对页岩气选区评价提出的成熟度R O划分方案［图3（a）］，R O<0.5%位于高风险区、不利区、低等级区和低评分区；0.5%<R O<1.3%位于低评分区、低等级区和远景区；因此沿用R O=1.3%作为选区评价的成熟度下限。1.3%<R O<2.0%位于有利区、低风险区、建产区、高等级区和高分区，2.0%<R O<3.0%位于核心区、低风险区、建产区、有利区、高等级区和高分区，为最有利勘探区域；3.0%<R O<3.5%位于较有利区、高等级和高分区；3.5%<R O<4.0%位于高风险、低评分区，本文将R O=4.0%作为成熟度上限。
高—过成熟度对于页岩气富集成藏主要体现在生气衰竭、有机质碳化和孔隙坍塌等3个方面［3，30，33］，这也是将R O=4.0%设定为上限的主要依据。当R O>3.5%时，有机质开始出现碳化的可能性较大，由无序乱层的碳结构开始转化为有序化的石墨结构，有机质石墨化生烃能力衰竭，孔隙发生坍塌、破坏，有机质孔和黏土矿物晶间孔大量减少甚至消失［33］。勘探实践也表明，长宁—昭通下寒武统筇竹寺组页岩R O>4.0%，为极高成熟海相页岩有机质炭化的典型，其孔隙度为1.5%左右，是龙马溪组页岩孔隙度的1/3［33］。从四川盆地不同成熟度页岩的孔隙演化曲线可知［图3（b）］，当R O<1.9%时，孔隙度随R O的增加而减少，主要原因为初期埋藏时上覆地层对孔隙的压实作用；当R O值介于1.9%~3.0%之间时，页岩孔隙度随R O的升高呈现增加的趋势，孔隙度介于3.0%~7.0%之间，主要原因为该阶段生成了大量微纳米级的有机质孔隙；当R O值介于3.0%~4.0%之间时，页岩孔隙度随R O的升高呈现下降的趋势，尤其是当R O>3.5%后，孔隙度快速下降，其原因为有机质石墨化和上覆地层的强压实作用导致孔隙减少甚至坍塌。当R O>4.0%后，孔隙度已降至工业页岩气储层界限2.0%以下。如图3（c）所示，对于R O值介于2.46%~2.58%之间时的上二叠统海陆过渡相和龙马溪组页岩来说，镜下能看到较为发育的有机质孔隙，圆度高，保存较好；而对于高—过成熟的下寒武统牛蹄塘组海相页岩（R O=3.89%），尽管埋藏较浅，有机质孔隙却鲜少发育，可能是由于有机质发生了石墨化。图3（d）为页岩从低成熟到高成熟的孔体积演化图，当2.5%<R O<3.5%时，不管是热模拟页岩样品还是实际自然样品，都具有较高的孔体积，为孔隙发育最有利时期，主要因为这一阶段原油裂解生成大量有机质孔，使孔体积和比表面积大幅增加。综合考虑，将R O=4.0%作为成熟度上限。
2.3 孔隙度
孔隙度是储层评价的重要内容，也是计算油气储量的重要参数［36］。孔隙是页岩气游离赋存的主要场所，孔隙度大小直接控制了页岩中游离气所占比例［34］。只有当孔隙度达到一定条件时，页岩气才能达到工业产量，因此孔隙度是页岩气选区评价的关键储集能力参数［4］。目前国内外大部分学者认为页岩储层的孔隙度下限为2.0%，小于2.0%就不具备经济开采价值，中国海相页岩气也以2.0%作为有利区的孔隙度下限值。图4（a）为各学者提出的孔隙度划分标准，孔隙度小于2.0%基本位于低等级区、不利区和低评分区，当孔隙度介于2.0%~4.0%之间时，基本位于中等级区、较有利区、中评分区，因此可将2.0%作为孔隙度下限，对于孔隙度一般不设上限。
四川盆地五峰组—龙马溪组页岩孔隙度与含气量具有较好的正相关关系［图4（b）］。当页岩孔隙度小于2.0%时，页岩含气量基本小于2.0 m3/t，这基本是页岩含气量的下限值和开采下限值。当孔隙度大于2.0%时，页岩含气性与孔隙度呈现较好的线性关系，含气性急剧增加，因此将2.0%作为孔隙度下限较合理。龙马溪组页岩孔隙度同样与单井日产量具有较好的正相关关系［图4（c）］。当页岩孔隙度小于2.0%时，单井产气量基本小于0.5×104 m3/d，基本为失利井；当页岩孔隙度介于2.0%~4.0%之间时，尽管部分井的产气量仍小于0.5×104 m3/d，但仍有部分井的产气量介于（1.0~4.0）×104 m3/d之间；当页岩孔隙度介于4.0%~6.0%之间时，单井产气量基本介于（1.0~50.0）×104 m3/d之间，因此将页岩孔隙度下限定为2.0%可行。
2.4 地层压力系数
地层压力系数是我国页岩气地质选区评价的特有参数［37-38］。页岩储层压力系数高，意味着页岩中已有大量油气生成，并且可能未发生过大规模运移或散失，通常代表着较高的含气量［39-41］。压力系数大小还可以直观反映页岩气的保存程度，压力系数越高，表明页岩气保存程度越好［34］。因此地层压力系数是页岩气勘探选区和开发投资的关键保存参数。郭秀英等［12］认为我国海相页岩气有利区的地层压力系数应大于1.0；马新华等［2］认为威远、长宁、昭通、泸州及渝西等5个川南有利建产区的压力系数均大于1.2，才具有开发价值；刘洪林等［38］认为应把压力系数大于1.3作为我国南方海相页岩气选区的重要指标。根据各学者划分的地层压力系数标准［图5（a）］，当地层压力系数介于0.8~1.0之间时，基本位于低评分区和不利区；当压力系数介于1.0~1.2之间时，位于中等级区、中评分区和较有利区。但考虑到目前常压页岩气藏取得的突破和较好的勘探潜力，如南川常压页岩气田提交探明储量1 918×108 m3，胜页2HF井获日产32×104 m3/d的高产气流，刷新了国内常压页岩气的测试日产记录［42］。因此可将压力系数下限降至1.0，这就避免排除具有较大资源潜力的常压页岩气藏，在选区时应本着“强中找高”的原则寻找压力系数高的区块［3］。
地层压力还可以影响页岩气的赋存状态［38］。压力系数与页岩游离气占比呈正相关关系［图5（d）］。地层压力越大，气体压缩因子也就越高，相同空间储集游离气也就越多。另外，超压页岩储层往往显示保存条件好、孔隙度高、孔隙发育、游离气赋存空间更大。地层压力对页岩储集空间特征也具有重要的控制作用［37］。五峰组—龙马溪组优质页岩段储层平均孔隙度与地层压力系数具有良好的相关性［图5（e）］，随着压力系数增大，页岩储层孔隙度逐渐增大，但随着埋深的持续增加，上覆地层的压实作用增强，孔隙度也有所下降。当压力系数为1.0左右时，尽管部分井孔隙度小于2.0%，但仍有部分井孔隙度介于2.0%~6.0%之间；当压力系数介于1.0~1.2之间时，孔隙度基本介于2.0%~5.0%之间；因此，压力系数1.0可作为下限值。另外，地层压力还控制着孔隙的形态和大小，相比于常压，超压条件下页岩更发育大量有机质孔隙，形态以球形和椭球型为主，孔径大，连通性好［43］。
2.5 埋藏深度
埋深与页岩气保存、含气性及开发成本密切相关，是选区评价的重要经济因素［44］。埋深过浅，多受抬升剥蚀的影响，保存条件差，含气性差；埋藏过深，页岩遭受强压实作用，孔缝变小变窄，影响孔渗性能，还对开发技术提出了更高的要求，开发成本也成倍增加，降低了商业价值［34，45］。我国页岩气有利区埋深普遍较大，主要分布在3 000~4 500 m之间［1-2］。深层页岩气（埋深>3 500 m）地质资源量丰富，约为55.45×1012 m3，占总资源量的60%以上［46］。前人对埋深上下限做了一定的研究工作，北美页岩气勘探开发主体深度在2 000~4 000 m之间，有利区埋深在500~6 000 m［35］之间。赵鹏大等［47］曾将2 000 m作为页岩气有利层段的经济和技术下限深度；冯动军等［45］认为盆内以埋深1 500 m作为有利区评价下限，盆外以埋深2 500 m作为有利区评价下限；董大忠等［48］认为中国页岩气有利勘探开发深度界限在1 000~4 500 m之间；马新华等［2］认为埋深小于4 500 m为四川盆地页岩气有利区优选原则。近年来勘探实践已表明，五峰组—龙马溪组中—浅层页岩气（2 000 m<埋深<3 500 m）已获得商业开发，基本掌握了3 500 m以浅的页岩气工程技术，且在埋深3 500~4 000 m获得高产［2］，目前四川盆地页岩气核心建产区埋深小于4 000 m。泸203井埋深近4 000 m，测试产量为137.9×104 m3/d，为国内首口单井超百万方的页岩气井；足203H2-1井垂深4 306 m，胜页36-3HF井垂深4 657 m，创中国深层页岩气井和水平段最长两项纪录。
随着勘探开发技术的进步和理论的创新，页岩气的开采深度上限值会逐渐增加。根据各学者提出的埋藏深度划分标准［图6（a）］，当埋深小于1 000 m时，基本位于低评分区、不利区和低等级区；由于考虑到部分常压页岩气藏埋藏较浅，但仍具有资源潜力，可将埋深下限定为1 000 m。如昭通地区浅层页岩气（1 000 m<埋深<2 000 m）Y137井埋深1 038 m，日产气量为4.2×104 m3［49］。当埋深介于1 000~2 000 m之间时，基本位于中评分区、中等级区和有利区；当埋深介于2 000~3 000 m之间时，位于高评分区、低风险区、有利区、目标区；当埋深介于3 000~4 000 m之间时，处于高评分区、核心建产区、较有利区和中风险区；当埋深介于4 000~4 500 m之间时，处于低评分区、低评分区和不利区；埋深介于4 500~5 000 m之间时，位于低评分低等级区、高风险区、不利区，结合目前已经获得突破的埋深在4 657 m的胜页36-3HF井，我们将埋深上限定为5 000 m。如图6（b），图6（c）所示，当埋深小于1 000 m时，尽管页岩孔隙度为2%~6%，但气藏压力系数基本为常压，保存条件较差，因此将埋深下限定为1 000 m较为合理；当埋深介于1 000~2 000 m之间时，页岩孔隙度稍有下降，但仍大于2.0%，压力系数基本为弱超压，保存条件较好；当埋深介于2 000~4 000 m之间时，压力系数较高，部分可达2.0以上，页岩孔隙度可达7.0%左右。孔隙度和超压有很好的对应关系，即超压发育的深度，对应的孔隙度也较高，孔隙得到良好保存，这个深度区间页岩气勘探潜力最好。
2.6 脆性矿物含量
脆性矿物含量决定了页岩储层基质孔隙、微裂缝、含气特征及储层改造方式［44］，影响页岩天然裂缝形成。高石英、长石和碳酸盐，低黏土矿物含量的页岩脆性较大，在外力作用下易形成天然裂缝和诱导裂缝，利于储层压裂和产能提高。脆性矿物含量控制了页岩储层的可改造性，决定了压裂难度，脆性矿物含量越高，脆性指数越大，杨氏模量变大，泊松比变小，压裂改造越容易［12］。石英和碳酸盐等矿物能使地层更脆弱，从而更容易进行压裂；而黏土矿物一般不与压裂液起化学反应，不利于压裂。因此脆性矿物含量是页岩选区评价的重要压裂参数。北美含气页岩的石英含量一般为28%~52%，碳酸盐矿物含量为4%~16%，脆性矿物总含量高达30%~70%，是北美页岩气商业开发的关键因素之一［35］。斯伦贝谢公司和哈里伯顿公司认为页岩气开发有利区脆性矿物含量下限应不低于40%［34］。我国四川盆地五峰组—龙马溪组页岩脆性矿物含量普遍较高，石英含量为24%~52%、长石含量为4%~32%、方解石含量为9%~17%，总脆性矿物含量为40%~80%，长宁、威远、黔江等地可达60%。脆性矿物含量与北美相当，借鉴北美标准，我国核心区页岩的脆性矿物含量应大于40%，黏土矿物含量小于30%。
根据各学者提出的脆性矿物含量划分标准［图7（a）］，当脆性矿物含量小于20%时，基本处于低评分区、低等级区；当脆性矿物含量介于20%~30%之间时，处于低评分区、低等级区和不利区；当脆性矿物含量介于30%~40%之间，基本处于中等评分区、中等级区、较有利区，因此可将脆性矿物含量的下限定为40%。当脆性矿物含量介于40%~50%之间时，处于高评分区、高等级区、建产区和有利区。五峰组—龙马溪组页岩脆性矿物含量与有机碳含量呈明显的正相关关系，高有机碳丰度地区，脆性矿物含量也很高［图7（b）］。当TOC含量小于下限值1.0%时，其脆性矿物含量介于30%~50%之间，因此将脆性矿物含量下限设定为40%。
2.7 页岩有效厚度
页岩有效厚度与页岩气藏的富集程度成正比，是页岩气生成和赋存的直接载体，也是保证有充足储集空间和渗透空间的重要条件，直接影响压裂改造和页岩气资源量［18，50］；页岩有效厚度越大，可提供的气源越丰富，产量越稳定。页岩单层厚度越大，越有利于页岩气藏富集［51］。页岩有效厚度是指达到储量起算标准的含气页岩中具有产气能力的那部分储层的厚度［51］。北美页岩气藏早期确定页岩有效厚度下限为30 m，随着工艺技术提高，有效厚度须满足富含有机质（TOC>2%）的页岩厚度大于15 m，才能保证具有工业开采价值［51-52］。自然资源部将页岩有效厚度与含气量结合起来评价，当含气量为1.0 m3/t时，有效厚度需大于50 m；当含气量为2.0 m3/t时，有效厚度大于30 m；当含气量为4.0 m3/t时，有效厚度可小于30 m［51］。葛明娜等［44］认为有效页岩厚度应在TOC、R O、孔渗、脆性等参数条件约束下，并指出我国南方海相页岩气“优质层段”有效页岩厚度大于10 m。
页岩有效厚度下限应考虑页岩生气能力、储气能力和可压裂性3方面，其评价指标应包括有机碳含量、镜质体反射率、孔隙度和脆性矿物含量［51］。因此，统计页岩有效厚度时应该选取TOC>2.0%、1.3%<R O<3.5%、孔隙度>2.0%和脆性矿物含量>40%的页岩层段。根据国内外学者针对页岩气选区评价提出的有效页岩厚度划分标准［图8（a）］，当页岩有效厚度小于20 m时，基本处在低评分区、差等级区、高风险区和不利区；当页岩有效厚度介于20~30 m之间时，处于较低评分、中等级区、较有利区，因此可将页岩有效厚度确定为20 m；当有效厚度介于30~50 m之间时，主要位于中等级区、低评分区、中风险区和有利区；当有效厚度介于50~75 m之间时，主要位于高等级区、高评分区、低风险区和核心建产区。同时，目前鄂西渝东地区二叠系吴家坪组红页1HF井页岩储层厚度为19.1 m，突破了“北美教条”页岩有效厚度20 m的下限。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩有效厚度与单井日产量和含气量呈明显的正相关关系，页岩有效厚度越大，页岩含气量越高，单井产能越高［图8（b），图8（c）］。
当页岩有效厚度小于20 m时，页岩含气量基本小于2.0 m3/t，单井日产量基本为1.0×104 m3/d；当页岩有效厚度介于20~30 m之间时，含气量介于2.0~3.0 m3/t之间，单井产量介于（2~4）×104 m3/d之间；当页岩有效厚度介于30~50 m之间时，含气量介于4.0~6.0 m3/t之间，部分单井产量介于（10~50）×104 m3/d之间。综合考虑，本文将有效厚度下限确定为20 m。
3 关键参数取值标准
综合以上分析，本文建立了页岩气选区评价关键参数取值的标准（表1）。对无上限的关键参数有机碳含量、孔隙度、压力系数、脆性矿物含量和有效页岩厚度采用四分法赋值，而对于存在上下限取值的埋藏深度和成熟度采用三分法赋值。
表1 页岩选区评价关键参数上下限及赋值标准Table1 Upper-lower limits and assignment criteria of key parameters for shale selection evaluation |
| 关键参数 | 上限 | 下限 | 赋值标准/% | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 0~25 | 25~50 | 50~75 | 75~100 | |||
| 有机碳含量/% | / | 1 | 1~2 | 2~4 | 4~6 | 6~8 |
| 孔隙度/% | / | 2 | 2~4 | 4~6 | 6~8 | >8 |
| 压力系数 | / | 1.0 | 1.0~1.2 | 1.2~1.6 | 1.6~2.0 | >2.0 |
| 脆性矿物含量/% | / | 40 | 40~50 | 50~60 | 60~70 | >70 |
| 有效页岩厚度/m | / | 20 | 20~30 | 30~50 | 50~60 | 60~75 |
| 关键参数 | 上限 | 下限 | 赋值标准/% | |||
| 0~30 | 30~60 | 60~100 | ||||
| 成熟度/% | 4 | 1.30 | 3.5~4.0 | 1.3~2.0、3.0~3.5 | 2.0~3.0 | |
| 埋藏深度/m | 5 000 | 1 000 | 4 000~5 000 | 1 000~2 000、3 000~4 000 | 2 000~3 000 | |
4 结论
（1）本文通过调研国内外页岩气选区评价方法，依据关键参数频数优选了有机碳含量、成熟度、孔隙度、压力系数、埋藏深度、脆性矿物含量和页岩有效厚度等关键参数。
（2）有机碳含量、成熟度和页岩有效厚度均为选区评价的关键资源潜力参数。有机碳含量TOC为选区评价的首要关键参数，与页岩孔隙度、含气量、脆性矿物含量等参数具有较好的正相关关系，依据有机碳恢复法确定TOC下限为1.0%。成熟度R O为页岩气聚集形成的重要指标，依据生烃理论及成熟度对页岩孔隙发育的影响，确定R O下限仍为1.3%，上限提高至4.0%；页岩有效厚度与页岩气藏的富集程度成正比，统计页岩有效厚度时应该选取TOC>2%，1.3%<R O<3.5%，孔隙度>2%和脆性矿物含量>40%的页岩层段，依据有效厚度与含气量和日产量的相关性确定下限为20 m。
（3）孔隙度作为选区评价的关键储集能力参数，根据页岩孔隙度与含气性和单井日产量的相关性，确定孔隙度下限为2.0%。地层压力系数作为选区评价的关键保存参数，根据压力系数与含气性、单井日产量、孔隙度、游离气比例的相关性，确定下限为1.0。
（4）埋深与页岩气保存、含气性及开发成本密切相关，是选区评价的重要经济参数，依据埋深与页岩孔隙度及压力系数的相关性，确定页岩埋深的上限为1 000 m，下限为5 000 m。脆性矿物含量决定页岩储层基质孔隙、微裂缝、含气特征及储层改造方式，是选区评价的关键压裂参数，确定下限为40%。
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