高成熟陆相页岩油气源—储特征及富集层段评价方法——以川东复兴地区侏罗系东岳庙段为例

刘忠宝 胡宗全 刘光祥 李 鹏 李 雄 刘晧天 周 林 王鹏威 路 菁

1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室 2.中国石化石油勘探开发研究院 3.中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地东部（以下简称川东）涪陵地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组已建成海相页岩气国家级示范区，但随着勘探开发不断深入，持续增储上产面临着较大的压力，急需寻找新层系进行页岩油气资源战略接替[1-3]。在2012年五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探获得突破之前，中国石化在川东涪陵北部地区（现今称为复兴地区）已实施陆相页岩气井钻探及相关研究工作，揭示了下侏罗统自流井组东岳庙段与大安寨段发育半深湖相富有机质页岩，但当时的油气测试主要以大安寨段为主，其中XL101井大安寨段介壳石灰岩测试日产气量为11.00×104m3、日产油量为54.0 t，FYHF-1井大安寨段页岩测试日产气量为1.73×104m3[4-6]。近年来，中国石油在川中龙岗地区LQ2井大安寨段页岩测试日产气量为0.27×104m3，壳牌公司在川中秋林构造QL19井大安寨段页岩直井压裂测试日产气量为0.15×104m3、日产油量介于2.3～4.1 t[7]。早期对于四川盆地自流井组东岳庙段与大安寨段页岩油气的研究已取得了一些认识，认为页岩烃源与储集条件较好，总有机碳含量（TOC）介于0.5%～2.0%，平均值大于1.0%，有机质成熟度（Ro）介于1.3%～1.8%，处于高成熟演化阶段；页岩孔隙度介于2.0%～8.0%，平均值介于4.0%～5.0%，储集物性较好，以油气同产为特征[4,6-11]。

近年来，前人针对四川盆地自流井组陆相页岩岩相识别与划分[12-13]、地质特征与资源潜力[14-15]、储层孔隙特征等[16-20]开展了较深入的研究，认为陆相页岩气储集空间孔隙以无机孔与微裂缝为主，有机质孔欠发育，页岩岩相类型对烃源岩品质、储层孔隙特征及物性有一定影响。但是，针对同一富有机质页岩层段纵向上岩相、烃源及储集特征的差异性精细研究较少，如何评价优选页岩油气富集有利层段，确定水平井最佳穿行靶窗，仍是制约陆相页岩油气勘探开发的瓶颈问题。2020年，中国石化在川东复兴地区部署实施的FY10井在东岳庙段压裂测试日产气量为 5.57×104m3、日产油量为 17.6 m3，取得川东复兴地区陆相油气勘探的重大突破[21]。FY10井东岳庙段全取心，为开展陆相页岩油气发育地质特征及选层评价研究提供了资料基础。为了探索陆相页岩油气源—储配置特征及选层评价方法，笔者以FY10井东岳庙段为研究对象，在岩心观察描述的基础上，综合采用岩石薄片、全岩矿物X射线衍射、有机岩石学、干酪根碳同位素、氩离子抛光—扫描电镜及孔隙度测试等多种分析测试方法，以小层为单元开展了岩相、烃源及储集特征精细表征，并基于页岩层段源—储匹配关系，探索性建立了陆相页岩油气富集层段定性—定量评价方法，以期明确川东复兴地区东岳庙段纵向上页岩油气富集条件的差异，优选页岩油气富集有利层段，为水平井钻井穿行目的层段提供技术支撑。

1 研究区地质概况

研究区位于四川盆地东部高陡褶皱带，主体区位于梁平、拔山寺、大堡场3个向斜区，被大池干、苟家场、黄泥塘及明月峡4个背斜带所夹持，构造呈北东向展布，呈现“四隆三凹”构造特征（图1），拔山寺向斜与梁平向斜主体区地层整体平缓。自流井组主要为河流—三角洲—湖泊相沉积体系，自下而上发育珍珠冲段、东岳庙段、马鞍山段及大安寨段4个岩性段。在对应的4个沉积时期，四川盆地构造动力学环境经历了强、弱伸展的交替变化，其中东岳庙段沉积期、大安寨段沉积期为弱伸展期，盆缘造山作用相对弱，盆地沉降速率大于陆源碎屑堆积速率，盆地范围内广泛发育浅湖—半深湖相暗色页岩[22]。川东复兴地区东岳庙段沉积期整体处于湖盆沉积中心，具有暗色页岩厚度较大、有机质丰度较高的特点，自下而上可划分为3个亚段、7个小层，其中富有机质页岩主要发育在东一亚段（①—④小层），厚度介于22～30 m，平面分布稳定（图1）。

图1 川东地区构造单元划分及东岳庙段地层柱状图

2 页岩岩相类型及纵向发育特征

2.1 页岩岩相类型及特征

FY10井东一亚段（①—④小层）页岩黏土矿物含量介于43.2%～71.8%，平均值为58.9%；石英含量介于14.4%～34.6%，平均值为24.2%；碳酸盐矿物含量介于0～35.9%，平均值为10.7%，4个小层的3类主要矿物含量基本相当；东三亚段（⑥—⑦小层）黏土矿物含量平均值为57.5%，石英含量平均值为29.2%，碳酸盐矿物含量平均值为10.2%，⑥与⑦小层相比黏土矿物含量略高，碳酸盐矿物含量略低，石英含量基本相当；东二亚段（⑤小层）与东一、三亚段各小层相比，明显具有碳酸盐矿物含量高（最高可达45.3%）、黏土矿物含量低的特点。采用笔者建立的全岩矿物分区—TOC分级—矿物结构与沉积构造修正与完善的陆相页岩岩相划分方案[12]，川东复兴地区FY10井东一亚段主要发育中碳—高碳黏土质页岩、中碳介壳纹层状黏土质页岩，局部发育中碳介壳灰质页岩（图2）；东二亚段主要为低碳—中碳粉晶灰质泥岩，岩性致密，区域上厚度较薄（3～5 m），东三亚段主要为大套连续发育的低碳黏土质页岩，岩性较为疏松。

2.2 页岩层系纵向岩相及组合特征

在岩心观察描述与页岩岩相类型识别的基础上，对FY10井东岳庙段纵向上岩相及组合类型进行了划分。自下而上，东一亚段①小层主要发育中碳介壳灰质黏土质页岩、断续介壳纹层状黏土质页岩夹黏土质页岩、泥质介壳石灰岩，介壳纹层及薄层数量可达135条；东一亚段②小层中下部主要发育中碳介壳纹层状黏土质页岩夹高碳黏土质页岩，上部以中碳黏土质页岩夹泥质介壳石灰岩为主，介壳纹层及薄层数量最多，可达242条；东一亚段③小层以发育中碳黏土质页岩夹介壳纹层状黏土质页岩、泥质介壳石灰岩为主，介壳纹层及薄层共48条，顶部发育累计厚度约40 cm的介壳石灰岩层；东一亚段④小层下部主要发育中碳黏土质页岩夹介壳纹层状黏土质页岩，上部以高碳黏土质页岩夹介壳纹层黏土质页岩为主，介壳纹层及薄层共88条；东二亚段⑤小层以发育低碳—中碳粉晶灰质泥岩为主（图2）。整体而言，东一亚段①—②小层中下部页岩颜色略浅，且底部页岩中含少量粉砂，介壳纹层及薄层发育数量明显较多，而②小层上部—④小层，颜色变深，介壳纹层及薄层数量相对变少，东二亚段⑤小层为低碳—中碳粉晶灰质泥岩与泥质粉晶石灰岩，东三亚段⑥—⑦小层为大套连续含碳—低碳黏土质页岩，自下而上反映出沉积水体由浅变深又变浅的沉积演化过程。页岩岩相类型、介壳纹层、页理及TOC等综合分析认为，②小层上部—④小层为有利页岩岩相层段，其中④小层页岩TOC最高。

图2 川东复兴地区FY10井东岳庙段岩相及组合综合柱状图

3 页岩烃源特征

为了查明川东复兴地区东岳庙段页岩烃源特征，开展了FY10井东岳庙段页岩TOC、岩石热解、有机岩石学及干酪根碳同位素等多项有机地球化学测试分析。分析结果表明，各小层平均TOC均大于1.50%，以④小层最高，平均值为2.04%，镜质体反射率（Ro）为1.56%，已进入高成熟演化阶段。页岩有机显微组分鉴定显示，各个小层普遍发育镜质体与丝质体，固体沥青以③、④小层最为发育，东一亚段页岩层段纵向上有机质类型发生4次频繁变化，自下而上依次为腐殖型—偏腐殖混合型—偏腐泥混合型—偏腐殖混合型。综合分析认为，东一亚段③与④小层生烃潜力最好。

3.1 有机质丰度与成熟度

川东复兴地区东岳庙段页岩TOC介于0.50%～1.00%、1.00%～2.00%两个区间，平均值为1.37%，TOC＞2.00%的样品数较少，占比仅为11%。FY10井东岳庙段页岩TOC平均值大小依次为东一亚段（①—④小层）＞东二亚段（⑤小层）＞东三亚段（⑥、⑦小层）[23]，东一亚段各小层TOC平均值均大于1.50%，其中以④小层TOC最高，最大值为4.04%，平均值为2.04%，其次为③小层，最大值为3.13%，平均值为1.67%（图3）。

图3 FY10井东岳庙段各小层页岩TOC分布图

岩石热解烃包括吸附烃（S1）和热解烃（S2），是判别烃源岩优劣的直接指标，其大小取决于岩石有机质的丰度和类型。FY10井东岳庙段各小层生烃潜量分析对比显示，④小层生烃潜量最高，最大值可达5.76 mg/g，平均值为 2.59 mg/g，为中等烃源岩；①、②、③、⑤小层的生烃潜量平均值介于1.50～2.00 mg/g，生烃能力较④小层略差，但其内部均有个别样品生烃潜量大于2.00 mg/g，⑥、⑦小层生烃潜量低，平均值小于 1.00 mg/g。

由于S1反映的轻烃组分易于损失，影响其代表性。因此，进一步对各小层S2进行单一的统计分析，结果表明，S2介于0.42～3.80 mg/g。其中①—④小层S2平均值均大于1.00 mg/g，为中等—好烃源岩。⑤—⑦小层S2平均值小于1.00 mg/g，属于一般烃源岩。FY10井东岳庙段页岩岩心样品TOC和S2具有较好的正相关关系（图4），随着TOC的增加，S2具有相应增大的趋势。②、③、④小层页岩可以达到好烃源岩标准。

图4 FY10井东岳庙段各小层TOC与S2关系图

FY10井东岳庙段页岩（N=6）干酪根Ro介于1.32%～1.82%，平均值为1.56%；岩石热解（N=53）最高热解峰温（Tmax）介于458～483 ℃，平均值为477 ℃，Ro与Tmax均反映东岳庙段页岩已进入高成熟演化阶段，以生气为主。

3.2 有机显微组分与有机质类型

有机质类型是评价页岩生烃潜力最重要的指标之一。全岩光片有机显微组分分析在有机质生烃母质组分研究方面具有快速、直观的优点；干酪根镜检能识别生源物质及某些生物残体的蚀变结构，可判别某些衍生干酪根的原始母质来源[24-25]。为了查明东岳庙段富有机质页岩有机显微组分发育特征，针对FY10井东一亚段富有机质页岩开展全岩光片与干酪根镜检分析。干酪根镜检表明，显微组分以壳质组（腐殖无定形体）、镜质组（结构镜质体、正常镜质体）及惰质组（丝质体）为主，其中壳质组含量介于25%～68%，平均值为46%；镜质组含量介于28%～66%，平均值为47%；惰质组含量介于4%～15%，平均值为7%。基于类型指数的有机质类型判识显示，东一亚段③与④小层页岩以混合型为主，①与②小层以腐殖型为主。全岩光片鉴定显示东一亚段页岩中镜质体、丝质体、固体沥青及微粒体均有发育，其中镜质体、丝质体发育最为普遍，但固体沥青在不同小层的发育程度存在差异。从东一亚段4个小层的对比分析来看，③、④小层页岩较①、②小层页岩中固体沥青和微粒体含量明显增多，固体沥青个体也明显变大，反映出东一亚段页岩自下而上具有类型变好、生油气能力增强的特点（图5），这与干酪根镜检对有机显微组分与有机质类型的分析结果基本一致。

图5 FY10井东一亚段②与④小层典型页岩有机显微组分特征图

依据上述页岩全岩光片与干酪根镜检有机显微组分分析，已基本明确了东一亚段页岩有机质类型以混合型、腐殖型为主，为了精确厘定东一亚段各个小层页岩有机质类型纵向上的差异及变化规律，针对东一亚段①—④小层页岩按岩性差异进一步开展了干酪根碳同位素测定分析，并依据3类4分法划分有机质类型，研究发现东一亚段28 m厚的页岩层段内有机质类型发生4次频繁变化，自下而上依次为腐殖型—偏腐殖混合型—偏腐泥混合型—偏腐殖混合型（图6）。整体而言，东一亚段自下而上页岩干酪根碳同位素变轻趋势明显，指示有机质类型变好，这与上述各小层全岩光片有机质显微组分的分析结果具较好的一致性。从生烃的角度来看，有机质类型越好，生油气能力越强，在页岩TOC相差不大的情况下，有机质类型的差异对于深入认识和评价各个小层生烃潜力及优选有利层段至关重要。

图6 FY10井东一亚段①—④小层页岩有机质类型分布图

4 页岩储集特征

页岩储集性能是评价页岩含油气潜力的关键因素之一。FY10井东岳庙段页岩氩离子抛光—扫描电镜鉴定及物性测试分析表明，东一亚段富有机质页岩储集物性较好，与东二、三亚段页岩相比，页岩中有机质孔相对较发育，尤其是③与④小层页岩中有机质孔发育最好，是页岩油气储集有利层段。

4.1 页岩物性特征

FY10井东岳庙段页岩岩心孔隙度测试表明，东一亚段页岩除①小层平均孔隙度略低外，②—④小层页岩孔隙度平均值均大于5.00%，其中④小层最大，其次为③小层；东二亚段⑤小层粉晶灰质泥岩与泥质粉晶石灰岩，岩性致密，孔隙度最低，平均值仅为3.84%；东三亚段⑥与⑦小层孔隙度较高，平均值大于5.00%，其中⑥小层平均孔隙度可达6.98%（图7）。整体来看，东岳庙段3个亚段，自下而上孔隙度具有高—低—高3段式特点。其中东一亚段具有TOC较高（平均值大于1.50%）、页理较发育、渗透性好（平均值为0.28 mD）的特点[23]；东三亚段页岩TOC最低（平均值为0.60%）、页理欠发育，不利于页岩油气富集。

图7 FY10井东岳庙段各小层页岩孔隙度分布图

4.2 页岩孔隙类型及特征

川东复兴地区东岳庙段页岩氩离子抛光—扫描电镜观察与鉴定发现，页岩中无机矿物质孔、有机质孔及微裂缝均有发育，其中以无机矿物质孔为主，有机质孔为辅，局部发育微裂缝[26]。无机矿物质孔主要为黏土矿物层间孔、方解石溶蚀孔；有机质孔发育与有机显微组分关系密切，固体沥青内普遍发育有机质孔。

4.2.1 无机矿物质孔

东岳庙段页岩无机矿物质孔主要有两种类型：一是黏土矿物层间孔，这类孔隙发育最为普遍，以压实残余孔隙为主，部分为黏土矿物转化或成岩收缩成因；二是方解石溶蚀孔，沿颗粒边缘溶蚀、粒内溶蚀均有发育。

黏土矿物层间孔：FY10井东岳庙段黏土矿物平均含量大于55%，黏土矿物类型主要以伊/蒙混层、伊利石为主。氩离子抛光—扫描电镜下页岩中普遍发育黏土矿物层间孔（图8-a），孔隙呈狭缝形、线状，长短不一，主要发育于伊利石片层间、伊利石与刚性矿物颗粒间，片状黏土矿物受压实作用影响，具明显压弯现象（图8-b），部分相对较大的黏土矿物层间孔中可见暗色有机质充填。

图8 FY10井东岳庙段页岩无机孔发育特征照片

方解石溶蚀孔：FY10井东一亚段②与④小层、东二亚段⑤小层及东三亚段⑥小层个别页岩样品中不同程度的发育方解石溶蚀孔，方解石以晶粒状结构为主，溶蚀孔有3种发育形态：一是方解石粒缘溶蚀孔，溶蚀部位在方解石颗粒边缘，形态不规则，见于④小层局部（图8-c）；二是方解石粒内溶蚀大孔，孔隙内可见片状黏土矿物、溶蚀残余方解石颗粒，见于②小层中部（图8-d）；三是方解石粒内溶蚀针孔，孔隙明显小于前者，局部放大后，仍可见被暗色有机质充填或未充填的不均一现象，⑤与⑥小层局部层段中均可见该类溶蚀孔发育（图8-e、f）。方解石相关溶蚀孔的形成，可能主要与生烃过程中有机质排酸溶蚀有关，但部分方解石粒内针孔是否为方解石组构孔，目前仍较难判识。

4.2.2 有机质孔

有机质孔是页岩的重要储集空间类型，其发育程度是页岩气富集的关键[21,26]。氩离子抛光—扫描电镜鉴定分析显示，东岳庙段页岩中固体沥青内有机质孔较发育，孔隙形态多样，椭圆形、不规则形、狭缝形、蜂窝状均有发育，孔径几十纳米至几百纳米不等。FY10井东岳庙段页岩干酪根Ro平均值为1.56%，已进入高成熟演化阶段，以生气为主，有利于有机质孔的发育。但从东一亚段各小层的对比来看，仍存在一定差异：③与④小层页岩中有机质孔的发育程度明显较好（图9-a）；①小层有机质孔整体欠发育，仅个别样品见少量有机质孔，有机质多呈条带状、块状，内部不发育孔隙（图9-b）；②小层无固定形态有机质（固体沥青）及有机质孔较①小层有所增加。结合有机显微组分与有机质类型分析，认为各小层有机质孔发育程度主要受有机显微组分含量差异的控制，③与④小层有机质类型好，有机显微组分中固体沥青含量相对较高，内部普遍发育有机质孔。

整体而言，FY10井东岳庙段页岩孔隙类型以黏土矿物层间孔与方解石溶蚀孔为主，有机质孔次之。其中黏土矿物层间孔在东岳庙段各小层普遍发育，是孔隙度的主要贡献者。有机质孔主要有两类：一是发育于固体沥青内的有机质孔；二是富氢镜质体经细菌改造形成的有机质孔。纵向上各小层有机质孔的发育程度仍存在一定的差异，以③、④小层页岩有机质孔发育最好。

5 基于源—储匹配关系的富集层段评价方法

陆相页岩油气勘探过程中，如何优选出油气富集层段，确定水平井最佳穿行层段，对于新钻井能否获得高产油气至关重要[27]。在实际新井钻探过程中，在直井完成取心后，为了节约成本，需要快速优选出页岩油气富集层段，进行水平井钻探。但是，用于选层评价的部分室内样品实验测试分析项目需要一定的时间周期才能完成，尤其是个别实验测试项目实验流程复杂，周期长达数月。如何在不同的时间节点需求情况下，合理的利用不同的实验测试手段及分析方法，完成油气富集层段评价与优选就显得尤为重要。为此，笔者以FY10井东岳庙段页岩岩相、源—储特征精细表征为基础，基于源—储匹配关系建立了陆相页岩油气富集层段“定性—定量”分步评价方法，可为后续新钻井不同时间节点要求下的水平井穿行层段评价与优选提供技术支撑。

5.1 定性评价方法及结果

在陆相页岩油气井实钻过程中，取心完成后，现场可以及时测试获得岩心含气量数据，采集岩心样品在实验室可以较快速的完成页岩TOC与孔隙度（φ）测试，四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩纵向上不同层段TOC、φ及含气量存在明显差异，且TOC与φ、含气量具有较好的正相关关系[28-29]，优选高TOC、高φ、高含气量的有利层段较容易。川东复兴地区东一亚段陆相页岩纵向上不同小层的TOC、φ值差异较小，现场含气量普遍较低（目前尚无适用于陆相页岩地质特点的含气量测试仪器，仍沿用基于海相页岩特点研发的仪器及恢复方法测试含气量），页岩油气富集有利层段优选难度大。东岳庙段陆相页岩与五峰组—龙马溪组海相页岩相比，页岩烃源、储集特征等方面均存在明显差异。海相页岩TOC高，有机质类型好（腐泥型为主），储集空间以有机质孔为主；陆相页岩TOC较低，有机质类型多样，同一页岩层段偏腐泥混合型、偏腐殖混合型及腐殖型均有，且变化频繁，储集空间以无机孔为主，有机质孔较少。但页岩油气以源储一体为特性，陆相页岩中有机质孔发育的多少仍是决定储集空间有效性与页岩油气富集的关键。

不同有机质类型及有机显微组分的差异影响页岩生烃产物性质及生烃潜力，表现为腐泥组与壳质组（富氢组分）生油能力强，镜质组一般只有生气潜力，而惰质组不具有生油气潜力[30-31]。近年来，在五峰组—龙马溪组海相页岩有机质孔的研究中已认识到单细胞藻、多细胞藻、固体沥青等有机显微组分中均可发育有机质孔，其中多细胞藻中有机质孔发育最多[32-34]；陆相页岩有机质孔的非均质性更强，鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩干酪根和运移固体有机质中的有机质孔发育程度具有明显差异[35]；松辽盆地沙河子组陆相页岩固体沥青中孔隙发育最好，其次为镜质体和惰质体，有机质中孔隙发育程度的差异本质上受生烃潜力差异控制[36]。这些认识表明，探讨页岩中有机显微组分与有机质孔发育之间的关系，有助于深入认识有机质孔的成因机制，尤其是对多种有机显微组分并存的陆相页岩更为重要，但针对同一口井纵向上连续的页岩层段，采用有机岩石学与储层孔隙图像表征技术相结合开展系统的研究仍较少。

FY10井东一亚段①—④小层的全岩光片鉴定显示，①与②小层页岩有机质显微组分主要以镜质体、丝质体为主，仅局部见少量固体沥青，③与④小层页岩中固体沥青明显增多；相对应的氩离子抛光—扫描电镜下有机质与有机质孔的研究发现，③与④小层页岩中无固定形态的、内部普遍发育孔隙的固体沥青有机质明显比①与②小层多，反映出③与④小层具有生烃能力强、有机质孔较发育的双重特点，源—储匹配性最好，是页岩油气富集的最有利层段（图10），其次为②小层。为此，基于页岩有机显微组分控烃（生烃潜力）控储（有机质孔发育程度）的双重作用，提出采用全岩光片有机显微组分与氩离子抛光—扫描电镜鉴定相结合的方法，分析纵向上不同层段页岩中有机显微组分与有机质孔发育之间的匹配关系，可以相对快速的定性评价出陆相页岩油气富集有利层段，为水平井穿行层段优选提供依据。

图10 FY10井东岳庙段页岩油气富集有利层段评价图

5.2 定量评价方法及应用

综上研究结果可知，页岩有机质类型及有机显微组分的精确厘定，对评价不同小层页岩油气富集能力差异尤为重要。川东复兴地区东岳庙段页岩已进入高成熟（Ro＞1.3%）阶段，利用岩石热解峰温—氢指数图版已难以识别有机质类型，全岩光片鉴定对于偏腐泥混合型与偏腐殖混合型的划分也不易实现，对于FY10井东一亚段③与④小层页岩有机类型及有机显微组分有无细微差异的进一步厘定，仅依靠上述方法难以实现。因此，在新钻直井取心后，在有充足的时间开展较为全面的各类样品测试分析与水平井选层评价研究的情况下，可进一步开展页岩干酪根碳同位素的测定（干酪根富集周期长），进行纵向上不同层段或小层页岩有机质类型精准划分。对FY10井研究结果发现，东一亚段④小层页岩TOC与φ平均值都略高于③小层，但③小层页岩干酪根碳同位素较④小层偏轻，有机质类型更好，③小层以偏腐泥混合型为主，④小层以偏腐殖混合型为主，反映出③与④小层各具优势，如何进一步精细定量评价是关键。胡宗全等[37]以TOC为“源”的关键指标，以φ为“储”的关键指标，提出了海相源—储耦合系数计算公式，即海相页岩源—储耦合系数=TOC×φ×10 000，实现了五峰组—龙马溪组海相页岩气富集层段的定量评价。川东复兴地区东岳庙段陆相页岩与五峰组—龙马溪组海相页岩相比，纵向上有机质类型频繁变化是最为显著的特性，如何体现不同有机质类型对页岩油气富集的影响是关键。前人研究结果表明，不同有机质类型页岩的原始氢指数，即从未成熟烃源岩中测试得到的氢指数，能够反映不同类型页岩的原始生烃潜力。郭秋麟等[38]基于松辽盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、四川盆地和准噶尔盆地等国内外多个大型陆相盆地1 249组岩石热解与TOC数据，拟合得出4种不同有机质类型页岩的原始氢指数主要分布范围及主体值，腐泥型有机质原始氢指数介于600～1 000 mg/g （主体值为800 mg/g）、偏腐泥混合型有机质原始氢指数介于400～650 mg/g（主体值为550 mg/g）、偏腐殖混合型有机质原始氢指数介于 100 ～ 400 mg/g（主体值为 300 mg/g）、腐殖型有机质原始氢指数主体值为160 mg/g。对于同一口井的同一页岩层段，Ro基本相同，不同有机质类型页岩经历的生、排、滞条件与过程基本一致。在未成熟—成熟阶段，4种不同有机质类型页岩的氢指数值均随着成熟度升高而降低，且同一成熟度时，页岩有机质类型越好，氢指数越大，但进入高成熟阶段后，不同有机质类型页岩氢指数急剧变小，差异极小，难以区分。因此，对于高成熟的页岩层段，采用原始氢指数体现不同类型有机质页岩生烃潜力差异仍是最有效的指标参数。

基于上述认识，以东岳庙段发育最为普遍的偏腐殖混合型页岩的原始氢指数主体值为分母，提出引入原始氢指数比（I），即：原始氢指数比＝各类型页岩原始氢指数主体值/偏腐殖混合型页岩原始氢指数主体值。通过TOC、I及φ共3个参数的乘积来更加强调和突出有机质类型优劣对于页岩油气富集的重要性，即陆相页岩源—储耦合系数＝TOC×I×φ×10 000。通过FY10井东岳庙段陆相页岩气源—储耦合系数的统计分析，采用样本占比分别为20%、20%、20%、40%，将陆相页岩源—储耦合系数＞15、15～＞10、10～＞5、≤5依次作为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类及Ⅳ类页岩油气富集层段评价标准。川东复兴地区FY10井东岳庙段陆相页岩油气富集层段评价结果表明，Ⅰ类层段主要发育于东一亚段③与④小层上部，Ⅱ类层段主要发育于②与④小层下部，①小层以发育Ⅲ类层段为主（图10）。整体上，东一亚段上部好于下部，③小层略好于④小层，下部②小层好于①小层。目前，FY10HF井穿行④小层，水平井压裂已获得页岩油气突破，后续可考虑针对③小层进行水平井钻探与压裂试采，进一步评价与对比两个小层的富集油气及产油气能力。

6 结论

1）川东复兴地区东岳庙段富有机质陆相页岩主要发育于东一亚段，页岩黏土矿物含量高，富含毫米级—厘米级介壳纹层及薄层，以中碳—高碳黏土质页岩、中碳介壳纹层状黏土质页岩为主。

2）东一亚段页岩层段纵向上有机质类型发生了4次频繁变化，自下而上依次为腐殖型—偏腐殖混合型—偏腐泥混合型—偏腐殖混合型，揭示不同层段生烃能力差异；东一亚段上部③、④小层固体沥青较发育，有机质类型好，生烃能力强，有机质孔较发育，页岩油气有效储集能力好。

3）建立了川东复兴地区东岳庙段高成熟陆相页岩油气富集层段定性—定量评价方法，提出了基于纵向微观源（有机显微组分）—储（有机质孔）匹配关系的页岩油气富集层段定性评价方法，并进一步基于有机质类型的多样性，提出引入原始氢指数比，建立了陆相页岩源—储耦合系数计算公式及评价标准，实现了FY10井东岳庙段页岩油气富集有利层段定量评价。建立的陆相页岩油气富集层段定性—定量评价方法，可满足页岩油气新钻井实施过程中不同情形下水平井穿行层段优选的实际需求。