页岩气选区评价方法与关键参数

王世谦, 王书彦, 满 玲, 董大忠, 王玉满

(1.中国石油西南油气田公司 勘探开发研究院，成都 610051； 2.成都理工大学 地球物理学院，成都 610059；3.中国石油西南油气田公司 勘探事业部，成都 610041； 4.中国石油勘探开发研究院，北京100083)

页岩气选区评价方法与关键参数

王世谦1, 王书彦2,3, 满 玲1, 董大忠4, 王玉满4

(1.中国石油西南油气田公司 勘探开发研究院，成都 610051； 2.成都理工大学 地球物理学院，成都 610059；3.中国石油西南油气田公司 勘探事业部，成都 610041； 4.中国石油勘探开发研究院，北京100083)

页岩气是产自泥页岩等细粒沉积岩层中，并需要通过水平井钻探以及多段水力压裂技术才能商业开采的一类非常规天然气。在北美地区“页岩气革命”取得巨大成功的示范下，以及对页岩气资源量乐观评估结果的鼓舞下,国内近年来掀起了页岩气开发热潮。然而，北美地区页岩气取得的成功并非一蹴而就，经验之一是通过20世纪70年代以来即已实施的地质研究与工程技术研发计划，选择了一批页岩气资源禀赋高的页岩气区开展水平井钻探与多级水力加砂压裂。通过页岩气选区评价工作，按照页岩气评价参数标准，优选页岩气资源禀赋较高的有利区块以及具有商业开采价值的页岩气储层(即含气页岩)进行勘探，这是页岩气开采能否取得商业成功的关键一步。本文论述了页岩气选区评价的一些具体方法，对影响页岩气藏规模和产能大小的关键评价参数及其取值标准进行了探讨，并且对目前在页岩气评价认识上存在的一些问题进行了初步讨论。分析认为，有机质含量是评价页岩气资源禀赋高低的一个关键参数。北美地区主要页岩气开发区的含气页岩TOC质量分数均在2%以上。四川盆地南部龙马溪组底部伽马值最高的页岩气储层段的TOC质量分数一般在3%以上，为整个龙马溪组页岩层系中页岩气资源禀赋最高的层段，也是目前页岩气勘探的重要目的层段。埋藏浅、有机质高度富集的页岩以吸附气资源为主，而深层、高温高压条件下的页岩则以游离气资源占主导地位。页岩储层压力异常高有利于页岩气的保存与富集。在构造条件极为复杂、油气保存条件较差的中国南方地区开展海相页岩气勘探工作，不仅要面临钻完井工程技术上的巨大挑战，而且更要面临页岩气资源规模、水资源、地面管网设施以及开发经济性等诸多方面的挑战。

页岩气;评价方法;评价参数;资源禀赋;异常高压;保存条件;有利区

根据美国能源信息署(EIA)最新公布的数据[1]，自21世纪初美国开始大规模开发页岩气以来，其页岩气产量在近10年间突飞猛进，2002年页岩气产量刚上百亿立方米，2010年则跨入千亿立方米，2011年更是突破了2千亿立方米；页岩气产量已占天然气年产量的34%，预计在2035年左右页岩气产量将占居美国天然气年产量的半壁江山。毋庸置疑，美国已走上了能源独立之路。而且，这场源自北美地区的“页岩气革命”已席卷全球，拥有页岩气资源的国家都在试图复制美国的成功。

中国可能是北美地区以外受关注度最高的国家之一，也被认为是勘探页岩气潜力最大的国家之一，这主要是源于EIA在2011年4月发布的《世界页岩气资源评价》报告[2]。这份报告认为中国的页岩气技术可采资源量达36.08×1012m3，排在世界各国之首。尽管这一评价结果存在极大的不确定性[3]，但目前已在国内被各界人士广泛引用，作为促发国内页岩气开采热潮的一个重要依据。国土资源部在2012年3月公布的中国陆域页岩气地质资源潜力为134.42×1012m3，可采资源潜力为25.08×1012m3(不含青藏区)；并且在将页岩气设立为独立新矿种之后，在其所优选的页岩气资源富集有利区内(主要集中在渝东鄂西地区、黔湘地区)开展了2轮页岩气勘探招标，由此推动了整个中国南方海相页岩气勘探工作的全面展开。

尽管众多非油气公司参与中国南方海相页岩气开采的热情很高，但据媒体报道，迄今为止在招标区块内开展实质性工作的却不多，有的企业甚至开始打退堂鼓。许多公司在油气勘探方面缺乏必要的技术与经验，而且在这些区块内未开展页岩气选区评价工作就盲目开采页岩气，可能隐藏着巨大的投资风险。只有通过页岩气选区评价，优选出有利的勘探区和具有经济开采价值的目的层，才能最大限度地减少勘探上可能面临的技术风险。本文试图通过近几年在四川盆地开展的页岩气勘探评价工作，并结合与一些国外公司在页岩气勘探开发方面交流的经验，总结页岩气选区评价中的一些关键地质参数及其取值标准，为中国南方海相页岩气的勘探与开发提供借鉴。

1 页岩气选区评价方法

目前，国内广泛采用的页岩气定义(例如，财政部2012年出台的“页岩气开发利用补贴政策”中采用的页岩气界定标准及补贴条件)似乎过于复杂而概念模糊不清[4]。本文所称的“页岩”是一个广义的“页岩”概念，泛指颗粒直径<63 μm且质量分数>50%的所有细粒沉积岩，其中包括泥岩、页岩、黏土岩、粉砂岩等众多低能量环境中沉积的碎屑岩类[5]。按照石油工程师协会(SPE)等多家机构对非常规油气资源的定义[6]，与常规油气资源相比，非常规油气资源的商业开采需要采用特殊的技术(如水平井与压裂技术)。因此，本文认为对“页岩气”的科学界定也应该考虑地质与工程2个方面，即“页岩气”系指产自细粒沉积岩层中，并需要通过水平井钻探以及多段水力压裂技术才能规模化经济开采的一类天然气。

一个完整的页岩气勘探开发程序主要包括勘探、评价、先导试验和商业开发生产等4个阶段。在决策进入钻井勘探阶段之前的页岩气选区地质评价阶段，需要搞清页岩气含气系统是否普遍存在，以及页岩气资源勘探的潜力与规模有多大等关键问题。在此基础上，通过选区、选层评价工作，圈定有利区以及具有商业开采价值的页岩气储层开展钻探和压裂工作，以证实页岩层经压裂是否可以工业化产出。

页岩气选区评价是指在页岩层系发育区通过区域地质调查、钻探取样分析、页岩气成藏地质条件与资源潜力评价，优选出页岩气勘探目的层与目标区，并确定页岩气先导试验区实施钻探评价的整个过程。在页岩气勘探有利区的选择方法与标准上，不同的学者或者不同的油气公司尽管都不完全相同，但是所考虑的选区地质评价基本条件是大体一致的，主要涉及以下几个方面的评价内容。

1.1 页岩层系的区域地质特征评价

通过页岩层系发育区的区域调查工作，以及早期钻井、录井、测井等资料，开展区域地层、构造、沉积、烃源岩等方面的区域地质特征研究，以了解页岩层系的沉积环境、埋藏深度、烃源岩以及区域断层、构造分布等特征，其中重点是了解页岩层系(特别是富有机质的黑色页岩层系)的区域沉积分布与烃源岩地球化学(有机质含量、类型与成熟度)特征，由此可以在一个页岩气勘探评价区内初步选定出具有页岩气勘探潜力的页岩层段。

在区域地质特征的研究中，还有一个值得关注的页岩气评价内容，即区域断裂构造可能引发的油气保存条件问题，尤其在中国南方海相页岩气选区评价中显得特别重要。根据油气成藏地质理论，常规油气勘探寻找的是自烃源岩中运移出去的油气，而页岩气等“资源型”油气勘探(resource play)的对象则是未经运移而残留下来的油气(图1)。由于运移通道畅通或疏导条件有利而运移出去的油气越多，则残留下来的油气就越少，勘探的潜力自然就会降低。反之，若泥页岩中生成的大量油气基本都能保存下来而未发生运移或散失，其页岩气勘探潜力自然就大。近年来页岩气年产量已超过著名的Barnett页岩而跃居美国第一的Haynesville页岩，据研究认为就未曾发生过油气的大规模运移而现今显示出明显的超压特征(与壳牌专家Alan Rolph交流，2010)。因此，在断裂构造极为复杂的中国南方地区开展海相页岩气勘探工作，不仅要面临地质工程技术上的巨大挑战，而且更重要的是，由于油气保存问题，这些地区究竟还有多大的页岩气资源勘探潜力，是需要认真思考与深入研究的一个课题。

图1 常规油气与非常规油气成藏关系模式图

1.2 页岩气藏分布特征评价

页岩气藏具有“生、储、盖”三位一体的连续型气藏特征[7]，因此需要从页岩的烃源岩特征、储层特征以及保存特征等方面进行综合评价。近年来在四川盆地开展的页岩气初步勘探结果表明，并非所有的泥页岩都可以作为页岩气储层，只有满足一定划分标准的含气页岩(gas shale)才具有商业开采价值，即北美学者所称的“经济性含气页岩”(economic gas shales)[8]。按照一定的评价参数标准(详见下述)，综合页岩的岩相特征、有机质特征、矿物组成特征以及伽马曲线特征等，准确地识别与划分页岩气储层，才能最终优选出可供商业开采的压裂层段，这对于开展页岩气水平井地质导向以及加砂压裂都具有实际的指导意义。

图2 美国阿帕拉契亚盆地Marcellus页岩纵向分布特征剖面图

作为页岩气勘探目的层的含气页岩一般是黑色富有机质的泥页岩，特别是那些伽马值一般大于100～150 API的高伽马黑色页岩[9]。因此，页岩气储层主要是指高伽马富有机质页岩，即北美地区所称的“热页岩”(hot shales)。图2示意美国目前页岩气年产量排第三的Marcellus页岩纵向分布特征。Marcellus页岩总厚度一般在100 m左右，由上部灰色页岩段和下部黑色页岩段组成。自上而下，Marcellus页岩具有密度逐渐降低而伽马值和TOC含量逐渐增高的变化特征。在下部黑色段中，有机质含量(wTOC)>2%的富有机质页岩分布在1 750 ft (1 ft=30.48 cm)以下的黑色层段，厚度约60 m；而目前正在开发的页岩气层则主要位于Marcellus页岩层段的底部，特别是Oatka Creek页岩层段的底部以及最底部的Union Spring高伽马黑色页岩层段，其wTOC值一般大于3%，厚度一般只有30～45 m[2]。目前正在四川盆地南部开展页岩气先导试验的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩与此特征基本相似，其上部为几乎没有页岩气开采价值的灰色泥页岩段，中部为页岩气储层质量和完井质量均较差的黑色泥页岩段，而具有商业开采价值的页岩气储层段集中分布在龙马溪组底部到五峰组、厚度一般为30～60 m的高伽马富有机质页岩层段[10]。

在页岩气选区地质评价阶段，应该通过野外地质调查或浅井取心钻探，系统地测定页岩层段的伽马值，并且针对页岩的岩石矿物学、地球化学、储集物性以及含气性等特征开展分析测试，建立起评价区页岩层系的单井柱状剖面，划分、确定页岩气储层，编制页岩气储层的区域分布格架，这样才能准确地确定出页岩气储层段的总厚度、区域埋深等重要评价参数，为页岩气资源潜力的评价提供可靠依据。

1.3 页岩气资源潜力评价

页岩气资源是含油气盆地中蕴藏量最丰富、分布最广泛的一类连续性聚集成藏的非常规油气资源。页岩气藏的形成规模与产能高低主要取决于页岩气储层的有机质含量、有效厚度、成熟度、矿物组成、脆性、孔隙压力、基质渗透率以及原始天然气地质储量(GIP)等8项关键地质要素[11]。其中，页岩气的地质资源量决定着页岩气藏的规模大小，是页岩气选区评价的一个重要评价内容。

目前，国内外有关页岩气资源评价的常用方法可以大致划分为容积法、类比法、统计法和动态法等4种[12]。其中，资源丰度类比法主要适用于尚未或已少量开展勘探工作的新区评价，而后2种方法则适用于已有开发单元的页岩气评价区块。分别计算游离气量和吸附气量的GIP法以及以现场测试页岩含气量为主的容积法则是处于页岩气勘探与评价阶段常常采用的资源评价方法。北美地区由于有许多页岩气区已进入开发阶段或已有大量的生产数据，在页岩气资源评价中多采用的是统计法(如USGS采用的Forspan模型法[12])或页岩气生产动态法，因此其公布的页岩气资源数据可靠性高，而且资源等级也较高，可以相当于国内的储量级别。与此相反，目前中国页岩气资源评价方法比较单一，多以类比法或含气量法为主，使用的数据直接取自过去生油岩的研究成果，针对页岩气的研究工作和认识还不够完整和系统，加之对页岩气储层的认识不足，划分标准太低(详见下述)，尤其缺乏一些关键评价参数的实际数据，因此资源评价结果存在较大的不确定性，可信度较低。

EIA在2011年公布的中国页岩气资源量仅仅包括了四川和塔里木2个盆地[2]。通过分析它所公布的四川盆地页岩气资源计算结果发现，它所采用的页岩气资源计算参数(如页岩气分布面积、富有机质页岩厚度、有效厚度以及平均有机质含量等)基本与实际情况不符合，所列出的筇竹寺组和龙马溪组2套页岩气层的特征参数的数据总体上都偏大很多。因此，EIA的评价结果与笔者通过实际钻井分析数据评价的结果[10]相差甚远，前者是后者的5倍多。

需要特别指出的是，北美地区页岩气资源评价中计算的是储藏在高伽马富有机质页岩中的那部分具有商业开采价值的页岩气。然而，目前国内发布的一些页岩气资源评价参数标准设定过低，例如页岩wTOC值下限标准设定为0.5%[13]。这实际上计算的是整个泥质烃源岩中的页岩气，基本上还停留在“有页岩就有页岩气”的烃源岩初级认识阶段，缺乏对“页岩气储层”或“经济性含气页岩”这一页岩气开采本质性的认识，从而导致所公布的计算结果过于乐观。

国内页岩气资源评价工作应该是在对页岩气藏形成与分布特征的系统认识之上，通过钻探一批页岩取心浅井，取准、取全页岩气各套评价参数与数据，并且在统一的评价方法与参数取值标准的基础上开展资源量计算与选区评价工作。目前国内一些推动页岩气产业发展的政府组织机构对页岩气的认识可能还停留在“有页岩就有页岩气，有页岩气就能商业开采”的模糊认识阶段，在未经过一定程度的页岩气钻探与评价研究，便匆匆发布了页岩气资源评价与选区评价结果[14]，并且根据一个处于资源分布金字塔底座、开发成本和技术需求最高而不确定性最大的“页岩气资源量”来制定页岩气“十二五”发展规划，进而通过2轮页岩气招标带动了全社会各行各业都踊跃参与的页岩气热潮，这种做法本身是欠科学的。未经过深入、认真的科学论证而盲目地降低页岩气开采门槛对民营企业开放市场，这将会造成社会资源的极大浪费。

1.4 页岩气有利勘探区优选

北美地区页岩气勘探实践结果表明，尽管在一个页岩气勘探区带(shale gas play)内页岩气呈连续性的广泛分布，但是仍然存在页岩气相对富集的所谓 “核心”区。例如，美国东部阿帕拉契亚盆地的Marcellus页岩气勘探区带经勘探评价证实存在北东和南西2个核心区[15,16]。这2个核心区的高伽马页岩都具有高有机碳、高孔隙度和异常高压特征。美国德州Fort Worth盆地的Barnett页岩气勘探区也呈现出自东北部的核心区(面积4 000 km2，单井EUR 0.71×108m3)向西南部1号和2号扩展区面积逐步增大(分别达6 000 km2和11 000 km2)而单井EUR逐渐降低(分别为0.42×108m3和0.23×108m3)的资源分布格局[2](图3)。因此，页岩气勘探评价工作应该是从页岩气地质条件最有利、资源丰度最高的核心区逐步向资源丰度较低的有利区扩展。通过页岩气选区评价工作，优选出核心区和有利区，这对于取得页岩气成功至关重要。

通过页岩气成藏地质条件各项因素的分析，编制页岩气储层的埋深、厚度、有机质含量、成熟度、孔隙度、岩石脆性、残留气量、资源丰度、地层温度和压力以及构造断裂与裂缝分布等各项重要地质风险因素分布图，然后将这些地质因素图叠加在一起，再按照一定的选区地质评价参数标准，即可筛选出页岩气有利区和核心区(图4)。只有在这些评价优选出来的有利区和核心区进行页岩气勘探，最终才能取得页岩气商业开发的成功。

而北美地区页岩气取得的“革命性成功”正是选择了页岩气资源禀赋较高的Haynesville、Barnett、Marcellus、Fayetteville、Woodford、Eagle Ford等多套含气页岩勘探的结果。表1列出了上述页岩气藏已开发区的页岩气储层厚度、有机质含量、资源丰度与年产量等数据，其页岩气资源禀赋之高可见一斑。

图3 美国Fort Worth盆地Barnett页岩气资源分布区划图

图4 页岩气选区评价勘探有利区优选程序示意图

表1 美国6大页岩气开发区的页岩气基本地质特征与年产量统计数据表

①据EIA(2011)资料[17]； ②综合All Consulting(2008)、Chesapeake(2009)、Shell(2012)等公司交流资料；

③据EIA(2012)资料[1]。

2 选区评价关键参数

从油气地质理论上讲，任何富含有机质的页岩只要其热成熟度处于生气窗范围，所生成的天然气经初次运移后残留下来，即可形成页岩气。然而，北美地区页岩气开采实践表明[18]，页岩气的商业开采要达到一定的经济、规模，必须满足一些基本的地质和工程技术条件(表2)。在页岩气选区评价的参数与标准上，不同的学者或油气公司尽管都不完全相同，但是所考虑的选区基本地质条件却是大体一致的，其中重点关注图5所示的几项关键地质参数，这些选区评价参数的取值高低将直接影响到页岩气藏的规模和产能大小。

表2 影响页岩气产量与最终可采储量(EUR)的地质与工程因素

2.1 有效厚度

表2和图5中的页岩有效厚度是指含气页岩储层的厚度，也即黑色岩系中高伽马富有机质页岩储层(气层)的厚度。要达到页岩气的规模、效益化开发目标，一般要求页岩气储层在区域上呈连续稳定分布(数千至上万平方千米)，而且在纵向上连续分布的厚度也较大。根据北美地区已开发的6套主力页岩气藏统计资料(表1)，页岩气储层的厚度平均值都在30 m以上。图3所示美国Fort Worth盆地Barnett页岩气区的核心区即位于厚度高值区。页岩有效厚度越大，页岩气资源越丰富，其勘探潜力亦越大。一般而言，页岩气藏的页岩有效厚度最好>15 m，核心区的页岩有效厚度最好>30～50 m。

2.2 有机质含量

研究表明，有机质含量往往与页岩的含气量成正相关关系(图6)，而且有机质含量越高，其生烃作用后产生的有机质孔隙也会越多[18,19]。因此，页岩气藏形成的最基本条件应该是页岩中富含有机质。从图6中可以看出，页岩中的有机质含量(wTOC)<2%时，其含气量往往较低；而wTOC值>2%时，则页岩的含气量明显增高。而且，在四川盆地南部五峰组—龙马溪组页岩层系中，高伽马黑色页岩层段与wTOC值>2%的富有机质黑色页岩层段具有较好的一致性[9,10]。

图5 页岩气选区评价关键地质参数及取值标准

图6 Barnett页岩与龙马溪组页岩的有机质含量-含气量关系曲线图

表1所列出的美国6套主力页岩气开发区页岩气层的wTOC值均在2%以上，一些甚至高于10%。也即，美国目前开发的主要是wTOC值在2%以上的富有机质含气页岩。这些含气页岩在测井曲线上往往具有伽马值高—极高、电阻率高、中子和声波孔隙度高以及岩石密度低的特征[20]。需要指出的是，国内一些文献中引用的美国页岩气区wTOC值可低至0.3%，这应该是整套页岩岩系的wTOC值而非页岩气开发层段的wTOC值。国内有些单位甚至将此0.3%的wTOC值作为海相页岩气远景区优选的下限标准[21]。这几乎等同于“哪里有页岩哪里就有页岩气”。因此，必须强调具有页岩气经济开发价值的页岩气储层其wTOC值应该>2%，而且wTOC值最好在3%～4%以上。例如，龙马溪组最底部伽马值最高的页岩气储层段的wTOC值一般在3%以上(表3)，为整个龙马溪组页岩层系中页岩气储层质量最佳的层段[10]，也正是目前四川盆地龙马溪组页岩气勘探的主要产气层段。

2.3 成熟度

要形成页岩气藏，页岩中有机质成熟度应处在生气窗的范围内。尽管也有页岩生物成因气藏，如美国密西根盆地的Antrim页岩气藏Ro值分布在0.4%～0.6%[22]，但是目前北美地区已发现的绝大多数页岩气藏为热成因气藏。对于Ⅱ型有机质类型而言，镜质体反射率(Ro)>1.1%时液态烃便开始热裂解转化成气态烃[18]，因此美国Fort Worth盆地Barnett页岩气主要分布在Ro>1.1%的区域内(图3)。页岩气核心区的Ro值最好在1.3%以上，此时液态烃已热裂解成凝析气或干气，而且页岩气的生产由于不会受到液态烃存在的影响而产量明显增加[18]。

2.4 矿物组成

由于页岩气储层的基质渗透率一般为纳达西级，岩性致密，需要加砂压裂产生裂缝网络来提高页岩气体的渗流能力，因此页岩气储层本身应该具有一定的脆性(如硅质碎屑物、海绵骨针、放射虫等生物硅质含量丰富等)，从而在外力作用下容易产生裂缝。北美地区页岩气储层的矿物组成中，Barnett、Woodford、Fayetteville等页岩气藏的平均石英质量分数>40%，而且主要是生物硅质成因[18,23]。这为页岩气的大规模压裂开采提供了有利条件。

四川盆地南部长宁页岩气勘探区的页岩岩心样品分析结果表明，五峰组—龙马溪组页岩的有机质含量与矿物组成呈现出规律性变化特征(表3)。自上而下，五峰组—龙马溪组页岩可以分为3个层段，即上部灰色段、下部黑色段及底部高伽马段，其有机质含量、石英和黄铁矿含量逐渐增加，而长石、碳酸盐和黏土含量则呈降低趋势。目前正在开发的底部页岩气储层段的石英质量分数平均值>50%，而黏土的质量分数则<20%，导致该套页岩气储层的岩石脆性极强，有利于页岩气压裂增产改造。

页岩气选区评价中对页岩气储层矿物组成的一般标准是，石英和/或碳酸盐类矿物的质量分数>40%，最低限度不能低于25%(据Rimrock能源公司[2008]交流资料)。相反，黏土矿物的质量分数一般要求<30%(据斯伦贝谢公司[2010]交流资料)，而且黏土矿物中的膨胀性矿物如蒙脱石的含量越低越好。

2.5 储层物性条件

尽管页岩气藏在某种意义上称得上是一种“人工气藏”，因为页岩气的商业开采主要靠加砂压裂改造，但是较好的页岩储层物性条件以及发育的天然裂缝无疑会极大地提高页岩气的产能规模。

目前，北美地区广泛采用一种由美国天然气研究所(GRI)在1996年研制的致密岩石分析方法来测试页岩的储集物性。GRI分析方法是将页岩样品粉碎后再处理分析，而不是采用常规的岩塞样品进行分析。这主要是因为页岩纹层发育, 很难钻取到合格的岩塞样品；而且岩塞样品的钻取和处理过程中, 容易产生人工微裂缝，从而人为地增加基质渗透率甚至孔隙度分析数值,再加之常规分析过程往往耗时过长。而国内目前基本上还是采用常规的岩石物性分析方法，因此在与北美页岩气储层资料对比分析时，需特别注意分析方法上存在的差异性。

北美地区目前开采的几大主力页岩气藏都具有较好的页岩气储层物性条件[17]，其用GRI方法测定的基质孔隙度一般>4%，含气孔隙度一般>2%。例如，北美地区最大的Haynesville页岩气田其总孔隙度一般分布在8%～14%，含气孔隙度则可达5%～11%。北美地区页岩气藏的GRI基质渗透率一般分布在(50～1 000)×10-9μm2，除Barnett页岩气藏的基质渗透率较低外(一般<100×10-9μm2)，大部分主力气藏核心开发区的基质渗透率一般>300×10-9μm2。北美页岩气藏的含水饱和度一般<40%，主力页岩气藏的核心开发区一般<30%。

表3 五峰组--龙马溪组不同页岩层段的平均有机质含量与矿物组成统计

图7 北美地区各套页岩与五峰组—龙马溪组页岩的含气量对比直方图

2.6 岩石力学性质

为获得理想的压裂效果，页岩储层本身应该具有一定的硬度，例如Barnett和Woodford页岩的Brinell硬度指数介于Ohio砂岩与德州东部的Carthage灰岩之间(据哈丁谢尔顿公司[2010]交流资料)。在岩石力学参数上，页岩气有利勘探区一般要求页岩储层的杨式模量应>2×104MPa，静态泊松比应<0.25(据Rimrock能源公司[2008]和斯伦贝谢公司[2010]交流资料)。

2.7 储层压力与含气性

页岩储层压力如果异常高，意味着页岩中已有大量的油气生成，而且可能在地质历史时期未发生过大规模的运移或散失。页岩储层压力高也意味着页岩含气量和初始产量高。从北美地区多套页岩气藏的勘探结果来看，埋藏深度较浅的(一般<1.5 km)Antrim、Ohio、New Albany和Lewis等页岩气藏的压力系数均为1.0，其平均含气量均为<2.5 m3/t(图7)，而且页岩气初始产量也较低[22]。与此相反，埋藏较深、储层压力异常高压的Haynesville、Barnett、Marcellus和Eagle Ford等页岩气藏，则具有较高的含气量(图7)、初始产量、EUR以及年产量特征(据壳牌公司[2011]交流资料)。目前，四川盆地南部五峰组—龙马溪组页岩气勘探也初步揭示出上述规律。深度<1.5 km的五峰组—龙马溪组页岩气储层表现为压力低、含气量低(图7)、初始产量亦低的特征；深度>2 km的五峰组—龙马溪组页岩气储层则表现出异常高压(压力系数可高达2.2)、较高含气量(图7)和产气量的特征。

需要指出的是，北美地区开采的Antrim等多套浅层页岩气藏主要是以吸附气资源为主。埋深不足1 km的Antrim和New Albany页岩气藏以及埋深在1.5 km以内的Ohio和Lewis页岩气藏，页岩气中吸附气所占的比例一般在50%～85%之间[22]；而埋深较大的Barnett、Marcellus和Haynesville等页岩气藏的吸附气含量一般仅在20%～30%之间，甚至可以低于20%，但其页岩气储量规模和产量均较前者大得多。由此可见，财政部在去年底发布的“财建[2012]847号”有关页岩气开发利用补贴政策中，将“吸附气含量>20%”作为页岩气界定标准之一的做法是值得商榷的。

根据四川盆地南部五峰组—龙马溪组页岩的等温吸附实验结果，页岩的吸附气量随有机质含量的增加而明显增加(图8)。北美地区那些埋藏浅而吸附气含量高的页岩气藏主要得益于其有机质含量高。Antrim和New Albany页岩的wTOC值高达25%左右[22]，因此尽管埋藏浅而游离气量低，但由于有机质富集程度高而能够吸附大量的页岩气。Antrim页岩气藏目前的年产量可达30×108m3[1]。

图8 四川盆地南部五峰组—龙马溪组页岩等温吸附曲线图

在钻井过程中，页岩具有的较高气测值，频繁出现的气侵、井涌甚至井喷等油气显示，以及页岩岩心取出后直接冒气等现象，都指示页岩具有较好的含气性。页岩的含气量以及资源丰度可以直接反映页岩气藏的规模和产能大小，也是页岩气选区评价的一个重要参数指标。北美地区页岩气藏的含气量从<2 m3/t到>9 m3/t均有分布(图7)，但在选区评价中一般要求页岩含气量>2 m3/t(据Rimrock能源公司[2008]交流资料)。

2.8 盖层与保存条件

页岩气储层段上下若有致密坚硬的岩石作隔挡层，一方面可以较大限度地阻止页岩气(特别是其中的游离气)的运移与散失，使更多的页岩气尽可能保存下来；另一方面，在加砂压裂过程中，可以起压裂阻隔层作用，使“人工”裂缝集中产生在页岩气储层中，而且可以防止将下伏可能存在的水层沟通。若不存在压裂阻隔层，那么在加砂压裂设计时则需作特殊的考虑。

尽管页岩气藏具有生、储、盖、运、聚、保自成一体的含油气系统特征，但保存条件仍是页岩气能否成藏或者是影响页岩气成藏规模的一个关键因素，特别是在构造挤压变形强烈、上冲断层发育的中国南方海相页岩气选区评价中更应重视页岩气的保存条件问题。中国南方油气勘探实践证明，在经历了加里东、印支和燕山等多期多阶段强烈的构造活动改造之后，其中包括隆升剥蚀、褶皱变形、断裂切割、地表水的下渗以及压力体系的破坏等,几乎已使海相地层中的大量油气散失殆尽[24]。油气保存条件已成为制约中国南方油气勘探的一个关键因素。这些构造不稳定区的地面构造特征多表现为背斜宽缓、向斜窄陡、断裂发育、页岩层系多出露地表，页岩气保存条件无疑较差。即便是在一些未遭到完全破坏的拗陷区仍然残存有页岩气，但其规模必定受限，页岩气勘探的经济风险极大。此外，这些构造复杂地区的地表条件极差，宽缓背斜区多见平坝，窄陡向斜区多为高山深谷。这又为页岩气钻探和压裂作业带来了极大的工程技术风险。

近两年内中国石油、中国石化和国土资源部等多家单位在滇东北、黔东南以及渝东南等海相地区实施的页岩气勘探工作已遭遇了极大的地质与工程技术挑战。页岩气保存条件的重要性已在这些构造复杂区的页岩气勘探实践中得到了充分的证实。因此，在页岩气选区评价中，应尽可能摒弃发育深大断裂和上冲断块的构造复杂区，选择已有油气田(藏)发现、页岩气资源禀赋高的含油气盆地或拗陷开展页岩气勘探评价工作，否则将会面临极大的地质、工程与经济风险。

3 结 论

a.对“页岩气”的科学界定应该考虑地质与工程2个方面。“页岩气”系指产自颗粒直径<63 μm且质量分数>50%的细粒沉积岩层中，并需要通过水平井钻探以及多段水力压裂技术才能规模化经济开采的一类天然气。

b.页岩气开采需遵循基本的油气勘探开发程序。在决策进入钻井勘探阶段之前，必须开展页岩气选区评价工作，以搞清评价区内页岩气含气系统是否普遍存在、页岩储层是否能够有效压裂改造以及页岩气资源勘探的潜力与规模有多大等关键问题。

c.页岩气选区、选层评价工作的主要内容是通过区域地质调查、钻探取样分析、页岩气成藏地质条件与资源潜力评价，优选出页岩气勘探有利区以及具有商业开采价值的页岩气储层，开展页岩气钻探与压裂先导试验。

d.与常规油气勘探的思路不同，页岩油气勘探的对象是未经运移而残留下来的油气。由于运移通道畅通或疏导条件有利而运移出去的油气越多，则残留下来的油气就越少，页岩油气勘探的潜力自然就低。在断裂构造极为复杂的中国南方地区开展海相页岩气勘探工作，不仅要面临钻探与压裂工程技术上的巨大挑战，而且还要面临页岩气资源规模、水资源、地面管网设施以及开发经济性等诸多方面的挑战。

e.并非所有的泥页岩都可以作为页岩气储层，只有到达一定下限标准的含气页岩才具有商业开采价值。准确地识别与划分页岩气储层，优选出可供商业开采的压裂层段，这对于水平井钻探以及加砂压裂都至关重要。四川盆地南部五峰组—龙马溪组具有商业开采价值的页岩气储层段集中分布在底部厚度一般为30～60 m的高伽马富有机质页岩层段。

f.页岩气勘探评价工作应该是从页岩气地质条件最有利、资源丰度最高的核心区逐步向资源丰度较低的有利区扩展。页岩气的商业开采要达到一定的经济、规模，必须满足一些基本的地质和工程技术条件。根据页岩气评价参数标准，选择页岩气资源禀赋较高的区块和含气页岩进行勘探，才有希望取得页岩气商业开采的成功。

g.有机质含量是制约页岩含气量与资源潜力的关键参数。北美地区主要页岩气开发区的含气页岩wTOC值均在2%以上。四川盆地南部龙马溪组最底部伽马值最高的页岩气储层段的wTOC值一般在3%以上，为整个龙马溪组页岩层系中页岩气储层质量最佳的层段，也是目前龙马溪组页岩气勘探的主要产气层段。

h.浅层、高有机质含量的页岩中以吸附气资源为主，而深层、高温高压条件下的页岩中则以游离气资源占主导地位。页岩储层压力异常高可能意味着有更多的页岩气残留在地层中而未发生运移或散失，由此造成页岩含气量和初始产量高的特征。

i.受实际钻探资料与研究认识程度的影响，目前发布的国内页岩气资源量、页岩气公开招标以及未来页岩气发展规划等诸多政策与计划可能存在极大的不确定性与风险。页岩气产业的发展还需遵循其循序渐进、科学发展的自身规律。拔苗助长式的加快开发将会造成社会资源的极大浪费。

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Appraisalmethodandkeyparametersforscreeningshalegasplay

WANG Shi-qian1, WANG Shu-yan2,3, MAN Ling1, DONG Da-zhong4, WANG Yu-man4

1.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Chengdu610051,China;2.GeophysicalCollege,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;3.ExplorationDepartment,PetroChinaSouthwestOil&GasFieldCompany,Chengdu610041,China;4.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,Beijing100083,China

Shale gas is a kind of unconventional gas from the fine-grain sedimentary rocks such as argillaceous rocks and needs to be produced commercially by special techniques such as horizontal drilling and multi-stage hydraulic fracturing. Inspired by successful shale gas revolution in North America and by the optimistic assessment of shale gas resources, China has set off a wave of shale gas development in recent years. However, the successful development of shale gas has not been accomplished in one move in North America. The successful experience lies in selecting shale gas plays with higher resource endowment for horizontal drilling and multi-stage hydraulic fracturing through the implementation of geological research and engineering technology development project since the seventies of the 20th century. In accordance with the standards of shale gas evaluation parameters, the screening of shale gas play is to select the favorable block and the shale gas reservoir (i.e. the gas shale) with higher resource endowment for drilling and fracking. This is the first key step to the commercial success of shale gas exploitation. Some specific methods for shale gas screening and the key evaluation parameters affecting the shale gas reservoir scale and production are discussed, with a preliminary analysis of some problems existing in the shale gas assessment. It is suggested that the total organic content in shales is one of the key parameters in the assessment of the shale gas resource endowment. The mass fraction of TOC in gas shales is usually greater than 2.0% in the leading shale gas plays in North America. In Sichuan Basin, the mass fraction of TOC in the Longmaxi shale gas reservoir is generally greater than 3.0%. The bottom of Longmaxi Formation with the highest gamma radiation is the highest shale gas resource endowment interval and also is the most important target zone for shale gas exploitation at present. The shale gas there is generally dominated by adsorbed gas in the shallower shales with high enrichment of organic matter. On the other hand, the shales in the deep and under high pressure and temperature are expected to have more free gases. Abnormally pressurized shale gas reservoir has better conditions for the preservation and enrichment of shale gas. The marine shale gas exploration in South China with the characteristics of complex structures and unfavorable preservation of shale gases not only has to face great challenges from the drilling and completion technology, but also to face enormous challenges from shale gas volumetric potential, water resource, pipeline infrastructure and the economic exploitation of shale gas.

shale gas; appraisal method; assessment parameter; resource endowment; abnormally high pressure; preservation; favorable block

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.06.01

1671-9727(2013)06-0609-12

TE132.2

A

2013-09-20

国家科技重大专项(2012ZX05018-006)

王世谦(1963-)，男,硕士,教授级高级工程师,主要从事油气勘探综合研究与资源评价工作, E-mail:wsq-618@petrochina.com.cn。