四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气优质储层发育模式及识别评价技术

2022-09-14董大忠管全中蒋裕强周尚文于荣泽谷一凡张素荣

天然气工业 2022年8期

董大忠梁峰管全中蒋裕强周尚文于荣泽谷一凡张素荣漆麟刘延

1.中国石油勘探开发研究院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心 3.成都理工大学 4.西南石油大学5.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院

1 概况

任何油气藏（田）的开发前景主要由两个关键因素决定：一是储集（层）体规模，控制油气资源大小，决定油气开发前景；二是油气渗流通道，控制开采速度，决定开发方式。优质储层在油气勘探开发中的地位举足轻重，相对于常规油气，页岩气储层对页岩气开发潜力评估更为重要。四川盆地五峰组—龙马溪组是我国海相页岩气勘探开发的主要层系，目前川南地区设有威远—长宁、昭通国家级页岩气示范区[1-2]、川东地区设有涪陵国家级页岩气示范区[3]。同时，川南地区还有泸州、渝西、太阳—大寨、威荣、永川等页岩气开发区，川东地区也有南川、武隆、彭水、丁山等页岩气生产区[4-5]。至2021年底，四川盆地已在五峰组—龙马溪组发现7个页岩气田（图1）[6-7]，累计探明页岩气地质储量2.74×1012m3。2021年页岩气产量约230×108m3，占我国天然气总产量（2 051×108m3）的11%。示范区建设与研究成果表明[8-10]，五峰组—龙马溪组海相页岩气快速突破和高效发展有赖于优质储层发育，五峰组—龙马溪组绝大多数页岩气储量和产量来源于优质储层中。现有研究对页岩气优质储层提出了多种成因认识[11-12]，其中主力储层为五峰组—龙一1亚段，优质储层厚度25～90 m，孔隙类型包括有机质孔、无机矿物质孔和微裂缝（含纹/层理缝）等。有机质孔隙是页岩气储层的重要储集空间，生物成因硅质、钙质对页岩有机质（TOC）含量和页岩气储层发育具有重要控制作用。当然，并非所有页岩都可成为优质储层。页岩气储层非均质性极强，优质储层预测和评价难度很大，尤其是预测规模性优质储层的分布难度更大。页岩气储层规模化、优质化发育的控制因素仍有待进一步深化研究。本文以四川盆地海相页岩气示范区实践为基础，综合五峰组—龙马溪组页岩岩石学、矿物学、地球化学等研究成果，进一步明确五峰组—龙马溪组页岩气优质储层内涵、主要特征，探讨优质储层的发育模式，提出优质储层识别评价核心技术，以期为页岩气“甜点”有效预测和科学评价提供依据，对提高我国页岩气勘探开发水平、实现页岩气科学和高效开发具有重要意义。

图1 四川盆地五峰组—龙马溪组优质页岩厚度与页岩气田分布图

2 页岩气优质储层内涵与关键评价指标

2.1 页岩气优质储层内涵

岩石中有机质含量海相的大于2%、其他类型的大于1%的暗色页岩被称为富有机质页岩[13]。富有机质页岩是页岩气的储集岩，依行业规范属典型超低孔渗储层[14]，孔隙度小于10%、渗透率小于0.001 mD。实践揭示页岩气储层在整体超低孔渗背景下不乏富集高产“甜点”的优质储层，海相页岩储层划分标准详见表1。五峰组—龙马溪组页岩气优质储层已做过大量研究，包括基本特征、形成条件、成因机理、主控因素等，优质储层厚度不仅控制水平井靶体位置也控制页岩气井的产量。因此，准确界定页岩气优质储层、明确优质储层内涵对页岩气高效开发至关重要。随着国家页岩气示范区建设的深入，发现页岩气优质储层具有厚度大、岩性组合好、TOC高、孔隙类型好（包括有机孔占比高、大孔占比高、纹/层理微裂缝发育）、孔隙度高（包括裂缝孔隙度）、含气量高、脆性矿物含量高等特征[13,15-16]。本文将页岩气优质储层界定为TOC大于3.0%、孔隙度大于3.0%、含气量大于3.0 m3/t、脆性矿物含量大于45%、有机质孔隙占比大于20%、介孔+宏孔体积占比大于25%、渗透率大于0.001 mD的页岩储层（表1），而优质储层段的优质储层是页岩气储、产量增长和长期稳定发展的基石。

表1 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气储层分级指标标准表[13,15-16]

2.2 页岩气优质储层关键评价指标

四川盆地页岩气示范区证实，五峰组—龙马溪组龙一1亚段是页岩气优质储层集中发育段（图2）。该层段页岩储层总厚度20 ～ 80 m，TOC2.0% ～ 8.0%，平均5.3%，Ⅰ型有机质为主，Ro为2.5% ～ 3.5%，发育大量微—纳米级孔隙，孔径10～400 nm，喉道半径10～30 nm，孔隙度4% ～ 8%，渗透率10-9～ 10-3D，压力系数1.2 ～ 2.4，脆性矿物含量45% ～ 80%，其中硅质矿物含量超过40%。Ⅰ—Ⅱ类储层为优质储层，其中五峰组以Ⅱ—Ⅲ类储层为主，龙一11—3小层以Ⅰ类和Ⅱ类储层为主，龙一14小层以Ⅱ—Ⅲ类储层为主，部分地区发育Ⅰ类储层，龙一2亚段整体为Ⅳ类储层。

图2 威远—泸州—长宁五峰组—龙一1亚段页岩气层连井剖面图（据西南油气田公司内部资料，2020年）

表2对四川盆地页岩气田五峰组—龙一1亚段储层参数做了系统统计[1-6,18]。五峰组—龙马溪组页岩储层整体为半深水—深水陆棚相沉积，高富有机质、高富硅钙质，优质储层厚度15 ～ 25 m，长宁—泸州地区厚度大，达20 ～ 25 m，威远地区储层厚度10 m左右。横向上不同地区优质储层发育段、厚度不同（图1、2）。研究认为长宁、涪陵页岩气田储层主要形成于五峰期—龙马溪组早期（五峰期—鲁丹期），优质储层厚度大、分布稳定。威远页岩气田储层主要形成于鲁丹期，优质储层受古地貌影响坳陷区厚度大、斜坡区和陆棚边缘区的厚度较小。龙马溪组晚期富有机质页岩主要沉积于川东北地区和威远地区，川南泸州一带亦发育富有机质页岩，部分层段达到了优质储层标准（图2上部的Ⅰ＋Ⅱ类储层）。从沉积环境看，深水陆棚相区富有机质页岩厚度大，如阳101井区优质储层厚度70 ～ 80 m；深水陆棚边缘相区优质储层发育差、厚度小，如威201井富有机质页岩厚度仅13 m、足201井富有机质页岩厚度25 m。

表2 四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩气田储层参数统计表[1-6,17]

3 优质储层发育模式及特征

3.1 五峰组—龙马溪组页岩气优质储层主要特征

五峰组—龙马溪组沉积期扬子地台整体为半深水—深水陆棚相沉积环境，富有机质页岩发育、连续稳定分布，大型坳陷区的广泛分布为纵向构成多层段、平面叠置大面积页岩气富集“甜点区/段”提供了雄厚的物质保障。研究认为五峰组—龙马溪组页岩气优质储层具以下主要特征。

3.1.1 富有机质页岩沉积环境与展布特征

半深水—深水陆棚沉积环境有利于大面积、大厚度富有机质页岩集聚保存。寒武纪—奥陶纪全球海平面以持续上升为主，至晚奥陶世凯迪期海平面大幅高出寒武纪初期。海平面的上升使奥陶纪形成了生物多样性大繁荣，即“奥陶纪生物大辐射”[19]，其中笔石最繁盛，发育了五峰组富笔石页岩段。奥陶纪末的冰期发生“奥陶纪—志留纪生物灭绝事件”（距今约4.45 Ma），据华南板块区的研究，当期该地区18个笔石属种11个灭绝，占比61%。志留纪初（距今4.43 Ma），全球再次转暖、海平面重新上升，产生新一轮笔石等生物大繁盛。造成的沉积环境演化上，五峰组时期，四川盆地沉积水体水面辽阔、向北开口、深水缺氧陆棚环境为主。五峰组晚期海平面下降，海水温度逐渐降低，以笔石为代表的生物大量灭绝。龙马溪组早期再次出现大面积、高缺氧、深水陆棚沉积环境，同时形成大面积富笔石富有机质黑色页岩沉积。受广西运动影响，不同地区富笔石富有机质黑色页岩沉积出现时序各不同，靠近盆地南侧黔中古陆附近沉积出现时序最早，向北及向东沉积出现时序变新。

陈旭等将五峰组—龙马溪组笔石生物划分为13个带[20-21]，其中五峰组4个笔石带（自下而上WF1—WF4）、龙马溪组9个笔石带（自下而上LM1—LM9）。WF2—WF3、LM1—LM4 共 6 个笔石带为页岩气优质储层的主要发育层段。五峰组—龙马溪组页岩气富有机质页岩储层连续厚度20～80 m，分布面积约8×104km2，其中川南地区厚度20 ～ 80 m、面积约（2 ～3）×104km2，威远页岩气田25 ～ 45 m，长宁页岩气田40 ～ 55 m，昭通页岩气田32 ～ 46 m。川东—川东北地区厚度20 ～ 80 m，面积约(4～6)×104km2，涪陵页岩气田厚度40 ～80 m。

3.1.2 页岩气优质储层岩相特征

页岩气赋存富集在富有机质页岩中，页岩岩石类型、岩相类型精细划分是确定优质储层的基础[6,22-23]。根据岩心观察、薄片鉴定、X射线衍射矿物组成测试等，五峰组—龙一1亚段页岩主要由石英、长石、方解石、白云石、黏土矿物、黄铁矿、菱铁矿、有机质等组成，其中石英等硅质矿物、伊利石等黏土矿物、方解石等碳酸盐矿物和有机质具代表特征。据统计，硅质矿物含量30.0% ～ 80.0%，平均50.0%；黏土矿物含量5.0% ～ 40.0%，平均25.0%；碳酸盐矿物含量2.0% ～ 20.0%，均值15.0%；有机质含量为1.0% ～ 10.0%，平均3.5%。纵向上，硅质、碳酸盐矿物（统称脆性矿物）总含量从底部上顶部逐渐减少，与黏土矿物含量具反向对称变化趋势。五峰组—龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、钙质硅质页岩、钙质页岩、黏土质硅质页岩、黏土质钙质页岩、黏土质页岩、灰质页岩和含介壳灰质页岩等，优质储层岩石类型以硅质页岩、钙质页岩和钙质硅质混合质页岩为主。岩相及其组合是一定沉积环境下形成的岩石或岩石组合，是沟通宏观沉积环境和微观岩石组构的桥梁。页岩岩相的科学划分有助于页岩气储层精细评价和“甜点”准确预测。本文采用硅质矿物、碳酸盐矿物、黏土矿物“三矿物”法 +TOC构成“四维”页岩岩相分类方案，将示范区五峰组—龙一1亚段页岩岩相划分为硅质页岩相、钙质页岩相、黏土质页岩相及混合质页岩相等4种页岩岩相，同时又根据不同的TOC，划分出4个不同的等级（图3）。不同岩相页岩储层性质不同，其中硅质、钙质页岩相富有机质，TOC高，黏土质页岩相贫有机质，TOC低。五峰组—龙一11小层以富生物硅质、钙质页岩相为主，具TOC高、孔隙度高、有机孔占比高、脆性矿物含量高、含气量高、黏土矿物含量低的“五高一低”优质储层特征。川南地区五峰组石英含量普遍大于50%、黏土矿物含量小于35%，碳酸盐含量大于10%，如威远、昭通地区碳酸盐矿物含量大于25%，且沿北东至南西方向逐渐增加（图3-a）。而龙马溪组底部优质储层石英含量由北东向南西逐渐降低，不同地区矿物组成差异程度低于五峰组。川东地区石英含量普遍大于40%，川南地区的威远、昭通地区受川中古陆与黔中古陆影响较大，碳酸盐含量较高普遍大于20%，石英含量普遍大于35%（图3-b）。五峰组在川南地区发育钙质、硅质和混合质页岩，在川东—川北地区发育硅质页岩（图3-c），五峰组在威远地区有机质含量低，小于2%，长宁地区有机质含量高，一般大于5%龙马溪组以硅质页岩和混合质页岩为主，龙一11小层以TOC大于5%的硅质页岩为主，威远和川东北地区页岩硅质矿物含量高，长宁和泸州地区硅质矿物含量降低，碳酸盐矿物含量增多；龙一12小层以混合质页岩为主，TOC介于3.0% ～ 5.0%，川东北地区硅质矿物含量较高；龙一13小层以混合质页岩为主，TOC大于3.0%，川东北地区硅质矿物含量较高；龙一14小层川南地区以混合相页岩为主，川东北地区以硅质页岩为主，TOC介于2% ～ 3%（图3）。总体而言，纵向上，龙一11小层TOC最高，以硅质页岩为主，是最有利的岩相，横向上，从川东北到川东南地区，钙质矿物含量有增高的趋势。

图3 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩岩相类型特征图

3.1.3 优质页岩储层含气性与电性特征

五峰组—龙一1亚段富有机质页岩层段含气量高，一般大于2.0 m3/t，威远页岩气田含气量1.9 ～12.8 m3/t，长宁页岩气田含气量2.4 ～ 13.5 m3/t，涪陵页岩气田含气量1.3 ～10.3 m3/t，其中游离气比例40%～80%。五峰组—龙一1亚段页岩气储层分4个含气段[14,24]，其中五峰组为低密度、低中子电性特征，龙一11—2小层为中—高密度、中—高中子电性特征，龙一13小层为高密度、高中子电性特征，龙一14小层为高密度、高中子电性特征。作为主要优质储层段分布层位的龙一11—2小层在高压力区具有高含气量、高TOC、高脆性矿物含量、高孔隙度和高含气饱和度等“五高”的特征，其含气饱和度可达60% ～ 80%。

3.1.4 页岩气优质储层主控因素

业已非常清楚地认识到页岩气储层，尤其是优质储层，受诸多因素控制[25-27]。随着示范区页岩气储层认识的不断深入、定量表征方法的不断完善，使页岩储层多因素定量评价技术日臻完善。笔者在单纯的储层地质特征评价基础上，利用大数据技术中的主控因素分析法研究储层关键地质参数与EUR关系，以进一步明确各参数的主要性[28]。主控因素分析目的是挖掘诸多页岩储层地质属性与气井产量的内在关系，根据变量间相关性大小对变量进行分组，各组内变量间相关性较高。主控因素分析法包括层次分析法、多元统计法、机器学习法等。页岩气井产能影响因素多，各因素间相互关系难以确定，产能主控因素评价难度大。与常规分析相比，大数据分析法可量化分析多因素对气井产能的影响。以气井EUR为评价目标函数，应用LightGBM特征排序机器学习算法，建立气井产能影响因素模型，分析页岩气储层参数对气井产能影响关系。经相关性分析，量化评价中选择7项储层参数与EUR关联（图4），包括埋深、TOC、孔隙度、龙一11小层厚度、含气饱和度、压力系数、脆性矿物含量。通过大数据机器学习算法分析，结果表明储层地质参数对EUR的影响程度由高到低分别为脆性矿物含量、压力系数、含气饱和度、龙一11小层厚度、孔隙度、TOC及垂深。从大数据的角度分析来看，EUR大小与控制储量的参数（储层压力、厚度、孔隙度、含气饱和度、TOC等）及控制储量动用的参数（脆性矿物含量、垂深）密切相关，这也是提高EUR的主体方向，即调整井位到地质甜点厚度大的区域，优先动用最优储量，或增大当前区域的压裂施工参数以提高储量动用程度。上述工作要考虑到剩余储量的分布范围及品质，同时亦要考虑到在钻井和压裂施工等过程中的经济性问题。EUR大小是受多种因素共同影响的结果，不同区块间由于储层物性、地应力、裂缝发育等条件的不同会导致EUR的主控因素不同，具体控制因素复杂，本文未做详述。

图4 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气井EUR与储层参数相关关系

3.2 页岩气优质储层发育模式

与其他油气优质储层一样，页岩气优质储层是在有利沉积环境、适宜成岩—孔隙演化、优越构造改造保存等条件有机耦合下形成的。笔者结合示范区实践成果及相关研究进展，将页岩气优质储层归纳成沉积成储、成岩成储、构造改造成储三大类发育模式，进一步揭示了页岩气优质储层的形成演化过程。

3.2.1 沉积型优质储层发育模式

铀钍比（U/Th）是判断沉积氧化还原条件的重要指标，示范区建设中应用该指标对五峰组—龙一1亚段页岩储层古沉积环境进行有效判识，发现等时沉积于赫南特阶晚期—鲁丹阶早期（LM1—LM3）强还原环境（U/Th＞1.25）[16,22]的页岩TOC普遍大于4.0%，为Ⅰ优质储层，远离川中、黔中古陆的泸州—长宁地区水体更深、可容空间更大，优质储层发育层段更多、厚度更大[6-10]（图2、图5），该层段的厚度对页岩气水平井产量具有直接影响，在威远地区已经得到证实[22]。值得一提的是，该判识方法只适用于受构造活动影响较小的超压地区，如川东北地区该层段具有较高有机质含量，沉积环境优越，但由于受到后期构造作用的影响，孔隙度和含气量等参数明显变差，储层品质发生变化。由于赫南特阶晚期—鲁丹阶早期（LM1—LM3）四川盆地物源供给较少，沉积速率整体较低（一般低于6 m/Ma），陆源碎屑、黏土矿物含量低，生物成因硅质钙质含量高，Zr与SiO2表现为负相关关系[10,29-30]。此时期强还原环境和较慢沉积速率形成高TOC、高硅质的页岩储层，从厚度趋势看，该页岩层段分布主要受古地理格局控制，相对的坳陷区的沉积厚度更大，隆起区或靠近古陆的区域沉积厚度较小，沉积模式及厚度展布趋势详见图6。

图5 川南地区五峰组—龙一1亚段页岩沉积环境与储层特征对比剖面图

图6 四川盆地龙一1亚段LM1—LM3页岩气优质储层沉积模式图

3.2.2 成岩型优质储层发育模式

优质储层除沉积阶段形成良好基础外，适宜的成岩演化也可造就优质储层[8,10]。从成岩演化角度，根据所处成岩演化阶段不同总体分为3种储层发育模式，包括同生—早成岩期刚性支撑模式、中—晚成岩期矿物—有机质转化模式和超压缓解压实模式（图7）。

图7 四川盆地五峰组—龙一1亚段储层成岩演化模式图

3.2.2.1 同生—早成岩期刚性支撑模式

同生—早成岩阶段机械压实尚弱，早期自生黄铁矿、生物石英和微生物白云石等刚性矿物呈微晶及微晶聚集体方式分布在陆源颗粒周缘或充填原始粒间孔，对页岩原始孔隙的保持建设性与破坏性并存。刚性矿物颗粒的充填、胶结作用，虽使原始孔隙有降低，但形成的刚性格架能有效抑制后期的压实作用，对页岩原始孔隙尤其是原油裂解形成的有机质孔隙的保存具有重要建设性作用（图7-a）。泸州、焦石坝、彭水等深水陆棚沉积区五峰组—龙马溪组底部页岩（WF2—LM3）中碳酸盐矿物含量低，在同生成岩阶段和早成岩阶段生物成因硅和黄铁矿大量生成，其中生物成因硅含量最高达50%，呈微晶聚集体形式充填在陆缘碎屑硅中间，大量生物成因硅、部分草莓状黄铁矿与碎屑石英一起构成颗粒支撑格架，具较强的抗压能力，成岩早期保存了大量原生孔隙，保证了充足的原油残留量，为后期裂解原油中有机质孔隙的形成奠定了物质基础，也为后期有机质孔的保存提供了有效的保护格架，避免其由于强烈压实而塌陷失孔。

3.2.2.2 中—晚成岩期矿物—有机质转化模式

中成岩早期有机酸的产生和消耗、不稳定矿物溶蚀、黏土矿物转化和干酪根生烃等具有同步性，为液态烃的充注与滞留提供了充足空间（图7-b）。长石、碳酸盐等不稳定矿物溶蚀产生了次生孔隙，孔隙压力的增加与次生孔缝的发育构成了有利的孔缝组合，也为液态烃的充注与滞留提供了有利空间。中—晚成岩阶段，干酪根和滞留液态烃裂解生气、成孔、增压，促进了有机质孔与微裂缝的规模发育。

3.2.2.3 超压缓解压实模式

五峰组—龙马溪组底部优质页岩物性与含气性统计发现，川东和川南地区硅质页岩孔隙度最高，粉砂质页岩物性总体较好，黏土质页岩孔隙度最低，具有超压、良好保存条件的地区，上部黏土质页岩孔、渗好于下部，略具“上高下低”特征，利于上部黏土质页岩天然气短距离运移与富集，如焦石坝页岩气田上部气层（图7-c）。相反，盆缘至盆外常压地区，页岩物性表现为“上低下高”特征，下部硅质页岩孔、渗高于上部黏土质页岩。岩性及物性的这一特征一定程度反映黏土质页岩的物性封闭作用。

3.2.3 构造改造型优质储层发育模式

构造条件对页岩优质储层的发育有重要作用[31]。川南地区深层构造条件较长宁、威远等地区复杂，发育低陡构造、平缓构造和中小断裂，除断裂附近外，不同构造区域储层压力较高，压力系数2.0左右，页岩气井均获得高产（表3），表明深层较高的压力对页岩储层孔隙具有保护作用[17]，高储层压力易形成孔内支撑，耦合高强度硅质（石英为主）矿物构成刚性骨架支撑，在封闭成岩环境下有机酸长期对钙质矿物溶蚀等作用，使页岩储层随埋深增加孔隙度总体保持不变。同时，在构造改造作用下，深层宽缓向斜发育横向拉张和层间滑移等多类型裂缝，裂缝密度向核部逐渐增大[18-19]，有效提升了储层孔缝的连通性，增强了储层储集能力及气井高产能力。当然也需要注意储层裂缝发育引起的非均质性给水平井产量预测带来的不确定性。对比不同压力下页岩储层扫描电镜和低温N2吸附测试，发现优质储层总孔体积的增大受有机质含量控制，有机质含量越高总孔体积越大。不同压力系数区域有机质孔隙发育程度具明显差异，压力系数越高，有机质孔隙越发育（相同TOC含量具有更高的总孔体积）（图8），构造保存是页岩储层超压得以保存的关键。

表3 川南地区页岩气井压力系数与测试产量统计表

图8 四川盆地不同压力系数区优质页岩储层有机质孔隙特征及发育主控因素对比图

综上所述，沉积、储层超压和构造是页岩气生成和孔隙发育的基础，构造改造与保存控制页岩气能否最终赋存富集，页岩气优质储层有多种成因模式。

4 优质储层关键识别评价技术

优质页岩储层的识别对页岩气井的高产主控因素的分析至关重要，通过页岩气优质储层特征、主控因素等认识，采用先进有效技术对其开展识别和预测，做到对页岩气优质储层精细表征、量化评价，为页岩气富集“甜点”预测提供指导，为页岩气提产及靶体优选提供理论依据。

4.1 页岩储层纹层识别与表征

海相富有机质页岩形成于半深水—深水陆棚相环境，具有丰富的纹层结构，对页岩气优质储层沉积环境分析及储集性能尤为重要。页岩纹层的识别与表征包括露头与岩心观察、岩石大薄片全尺度高精度显微数字成像、偏光显微镜观察等方法，构成米级—厘米级—微米级页岩纹层结构精细描述和表征技术[32]。研究发现五峰组—龙马溪组页岩发育泥纹层、粉砂纹层及条带状粉砂纹层、砂泥递变纹层、砂泥薄互层等纹层组合（图9、表4）。龙一11小层以条带状粉砂纹层组合为主，龙一12小层以砂泥递变纹层组合为主，龙一13—4小层以砂泥薄互层纹层组合为主。露头样品测试，条带状粉砂纹层组合孔隙度4.13% ～ 9.04%、平均6.49%，砂泥递变纹层组孔隙度2.17% ～ 6.17%、平均5.49%，砂泥薄互层纹层组孔隙度1.83% ～ 2.73%、平均2.39%。同时，页岩储层沿层理向水平渗流能力远大于垂直层理向的纵向渗流能力。

表4 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩储层纹层特征表[32]

图9 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩储层纹层特征图[32]

4.2 页岩储层参数实验测试与表征

由于页岩矿物组成复杂、微纳米孔隙发育、气体赋存状态多样等特点，需采用更加先进和精确的实验测试技术（表5）[18,33-34]，才能对页岩矿物组成、物性、含气性、微观孔隙结构等参数开展测试分析，实现页岩储层的准确识别、精细表征和有效评价。

表5 页岩储层参数实验测试技术表

页岩岩矿组成测定主要采用X射线衍射（XRD）和基于能谱的电镜矿物分析法。实验发现示范区五峰组—龙马溪组页岩已达晚成岩阶段，主要由石英、长石、方解石、黏土等矿物和有机质组成，黏土矿物主要为伊利石、少量绿泥石。五峰组—龙马溪组不同层段页岩矿物组成不同，底部黏土矿物含量非常低，仅约20%左右，脆性矿物含量相对高，可有效支撑和保持页岩储层孔隙，也可大幅提高储层改造压裂裂缝扩展程度。

页岩物性测试包括孔隙度、渗透率、含水饱和度等测试。测定孔隙度的方法较多，主要通过氦气测试柱塞样获取有效孔隙度、氦气测试颗粒样获取总孔隙度。实验测试五峰组—龙马溪组优质页岩储层总孔隙度达7%左右。由于页岩渗透率较低，一般通过脉冲衰减法可较快完成渗透率测试，为避免样品中微裂缝的影响，目前也采用颗粒基质渗透率测试方法。页岩含水饱和度的测试主要采用低场核磁共振和加热称重法，五峰组—龙马溪组底部页岩储层含水饱和度明显较低，一般仅20%左右，相应地含气饱和度明显较高。

页岩微观孔隙结构以微/纳米CT、场发射扫描电镜、聚焦离子束扫描电镜等为代表的图像分析技术联合使用，定性描述页岩孔隙形状、连通性等特征，以低温N2/CO2吸附、高压压汞等为代表的流体注入实验方法联合使用，定量表征页岩全孔径分布特征。定性技术和定量方法有机结合实现页岩储层多尺度全孔径微观孔隙结构精细表征。具体实践中也常通过图像处理技术结合相关分析软件，对孔隙直接识别、分割和重构（三维），以定量研究孔隙分布特征，包括孔隙的类型、大小、孔径分布及孔隙度（面孔率）。图像处理技术的发展已使孔隙表征从单纯的定性识别完全拓展到了定量分析。五峰组—龙马溪组页岩储集空间由有机质孔、无机矿物孔和微裂缝（含纹/层理缝）组成。有机质孔的发育程度是优质储层评价的重要指标，有机质孔占总孔隙空间的比例（体积）约40%左右。从孔径分布看，五峰组—龙马溪组页岩储层宏孔（＞50 nm）提供了主要的孔体积，占比可达40% 以上，微孔和中孔提供了主要孔比表面积，占比可达90%以上。

页岩储层含气性测试技术包括现场含气量测试和高温高压等温吸附实验模拟。现场岩心含气量直接测试是高效含气量评价方法。经10余年发展，形成了常压、保压两种现场含气量自动测试方法，保压含气量测试可直接获得页岩总含气量。测试结果统计五峰组—龙马溪组中浅层页岩含气量平均3 ～ 5 m3/t、深层页岩含气量可高达10 m3/t以上。等温吸附实验主要获取页岩吸附气量参数，页岩吸附气量或比例与有机质类型、有机质含量、孔比表面积相关，TOC含量高的优质页岩储层吸附气量或比例相对较高。

4.3 页岩储层测井识别评价技术

测井综合解释是页岩气储层评价的重要技术手段之一，通过岩电及岩心实验建立测井对应关系，利用测井资料获取页岩矿物组分、TOC、孔隙度、含气量、含气饱和度、岩石力、微裂缝发育程度等储层参数[16,24,35-36]。迄今，形成了页岩气储层识别评价的专门测井技术系列和解释方法。示范区实践发现页岩气储层具有“四高三低”测井响应特征（表1、表6），即高自然伽马、高铀、高声波时差、高电阻率、低密度、低中子、低无铀伽马。结合岩心实测和实验模拟，建立了相应测井解释模型、储层参数计算经验模型和页岩储层测井识别标准，如密度—中子孔隙度叠合法、自然伽马—去铀伽马叠合法、钍—铀比值法、TOC计算经验模型、孔隙度计算经验模型等，实现了页岩气储层矿物组成、TOC、孔隙度、含气性、脆性指数、含气饱和度、微裂缝等有效预测评价。

表6 页岩气储层测井相应特征

4.4 页岩储层地震综合评价技术

以三维地震资料精细解释、岩石物理实验为基础，建立页岩储层参数地震属性响应关系，开展综合展布人工断裂解释、叠后不连续性相干体、仿生学蚂蚁体、叠前方位各向异性等多信息融合等页岩气储层精细预测评价[37-40]。在页岩气示范区，形成了以地震属性叠前同时反演为核心的复杂山地海相页岩气储层地震精细识别、描述与预测技术（表7），实现了页岩埋深、储层品质高精度定量表征，包括页岩储层含气性、TOC、脆性、孔隙度、优质储层厚度、微裂缝等精细预测与综合评价，实现了页岩储层厚度预测符合率90%以上、不同尺度裂缝空间展布有效预测等。