页岩油气革命扩展了油气资源面貌，助推了油气储产量的增长^[1]。四川盆地发育多套富有机质页岩层系，但目前仅在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩中取得了商业开发，建成了涪陵、威远、长宁、昭通、威荣、永川6个页岩气田。侏罗系页岩气资源潜力大，据“十三五”资源评价结果，页岩气地质资源量为1.34×10¹² m³。其中，自流井组大安寨段页岩厚度大、分布范围广、压力系数高、保存条件好、资源潜力大，是页岩气勘探的有利层系，已在多个构造带的多口钻井中发现页岩油气流^[2-6]。中国石化在元坝、涪陵地区共23口井钻遇大安寨段页岩，12口井压裂测试日产油54.0~67.8 m³、气(1.2~50.7)×10⁴ m³。中国石油龙浅2井大安寨段二亚段采用射孔加砂方式，测试日产气2 659 m³；川68井大安寨段二亚段富有机质页岩和介壳灰岩中见油气侵^[7]。壳牌公司在四川盆地中部秋林构造部署实施的钻井秋林19井直井压裂获日产油2.3~4.1 m³和日产气1 500 m^3[8]。总体来看，陆相页岩具有纵横向非均质性强、页岩与夹层(砂岩、灰岩)频繁互层、有机质丰度低、热演化程度低、油气共生的特点，陆相页岩气评价标准体系尚未建立，甜点层段优选及甜点区预测难度大。

本文以四川盆地钻遇侏罗系大安寨段26口钻井为研究对象，采集202块样品开展烃源品质、储集性能、可压性等实验测试分析，采用全岩X衍射、有机碳含量分析、干酪根碳同位素、有机岩石学、高压压汞—氮吸附联合测定、氩离子抛光—扫描电镜及物性等多种测试方法，分析陆相页岩气形成地质条件，探讨页岩气富集主控因素，突出页岩品质及热演化程度，建立陆相页岩气选区评价标准，采用GIS融合的空间叠合技术，预测页岩气勘探有利区，以期为四川盆地侏罗系大安寨段陆相页岩气取得勘探开发重大突破提供地质依据。

1.   地质背景

四川盆地是一个大型含油气叠合盆地，扬子板块和南秦岭造山带、松潘甘孜褶皱带在印支期发生碰撞，形成龙门山、大巴山褶皱带。早侏罗世—中侏罗世早期，上扬子地区在拉张伸展的构造作用下，形成大型克拉通内坳陷盆地——四川盆地，盆地沉积中心为米仓山—大巴山南缘，以冲积扇—河流—三角洲—湖泊沉积为主。四川盆地中—下侏罗统自流井组自下而上发育东岳庙段、大安寨段以及千佛崖组(凉高山组)二段3套烃源岩：东岳庙段沉积期湖盆面积开始扩张，以灰黑色页岩沉积为主，夹薄层砂岩和介壳灰岩，整体沉积厚度不大；大安寨段沉积期为盆地最大湖泛期^[9]，是中—下侏罗统最为重要的烃源岩发育时期，分布范围广、厚度大(图 1)，以发育灰黑色页岩为主，局部夹薄层介壳灰岩，有机质丰度高，生烃潜力大；千佛崖组(凉高山组)二段沉积时期是盆地又一次较大的湖泛期，此时湖盆水体最深，相对平静，以灰黑色页岩夹砂岩为主，页岩有机质丰度高，生烃潜力大^[10]。

图  1  四川盆地侏罗系大安寨段沉积相、页岩厚度分布

Figure  1.  Sedimentary facies and distribution of shale thickness in Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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2.   油气形成地质条件

2.1   沉积相带有利，厚度大，非均质性强

四川盆地在大安寨段沉积时期，伸展作用最弱，构造变化最稳定，是中—下侏罗统发育范围最大的淡水湖盆^[11]，地层厚度介于70~140 m。沉积中心位于仪陇—南充—涪陵—达州一带，富有机质页岩厚度均在40 m以上，围绕湖盆沉积中心，半深湖、浅湖和滨湖亚相发育(图 1)，岩性以灰黑色页岩、介壳页岩和介壳灰岩为主。其中，半深湖主要分布在川中、川北和川东地区，沉积微相为半深湖泥和风暴滩，沉积大量的暗色页岩，为页岩油气的形成与富集提供了较好的物质基础。依据岩、电及沉积旋回特征，把大安寨段自下而上划分为大三、大二和大一3个亚段，反映湖盆先后经历了初始湖侵、最大湖侵和湖退的3个沉积演化阶段。其中，大二亚段发育半深湖灰黑色页岩，大三、大一亚段多为在浅湖—半深湖中沉积的介壳页岩与介壳灰岩互层沉积^[12-14]。

2.2   岩相类型复杂，组合类型多样

1940年，“岩相”一词首次被苏联地质学家EBERZIN使用，其本质就是“相”这个单词的延伸，是反映页岩非均质性的重要因素，与沉积环境、矿物组成、有机质丰度、岩石力学性质及孔隙结构等都有非常紧密的关系^[15-19]。岩相大致可以归纳为碎屑矿物的组成、含量和空间组合特征，因此，不仅可以反映岩性又可以体现沉积环境。为了区分各种细粒岩类型，以便探讨储层差异，选取岩相概念划分岩石类型。通过野外露头和岩心观察，根据大安寨段岩石的颜色、沉积构造和岩性3个参数，依据TOC含量，将ω(TOC)＜0.5%、0.5%≤ω(TOC)＜1.0%、1.0%≤ω(TOC)＜2.0%、ω(TOC)≥2%分别定义为低碳、中碳、高碳及富碳^[20]，将大安寨段页岩划分为灰黑色页岩(中碳、高碳)、灰黑色介壳页岩(低碳、中碳)和灰色介壳灰岩3种主要岩相(图 2)。灰黑色页岩多存在于大二亚段，发育在半深湖泥微相中，水平层理发育，主要矿物有黏土矿物、石英和长石，富含有机质。灰黑色介壳页岩多存在于大二亚段，发育于半深湖风暴滩沉积，页岩中生物介壳发育，主要矿物有黏土矿物、石英和方解石，有机质含量中等。灰色介壳灰岩主要出现在大三、大一亚段，由方解石为主要成分的生物介壳原地沉积、成岩形成^[21]，主要矿物有方解石、黏土矿物和石英。利用录井和岩心资料，依据不同岩性占比、分布连续性、互层频率等特征，把大安寨段划分为大套页岩连续沉积型、大套粉砂质页岩局部夹中薄层粉(细)砂岩型、黏土质页岩与介壳灰岩近等厚互层型、大套页岩夹中薄层介壳灰岩型以及大套页岩局部夹中厚层介壳灰岩型5种岩性组合类型。

图  2  四川盆地侏罗系大安寨段页岩类型

Figure  2.  Shale types in Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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2.3   良好的有机地球化学条件，资源潜力大

2.3.1   有机质含量

总有机碳含量(TOC)是页岩油气评价的重要指标之一^[22-25]，国内外研究学者普遍认为泥质烃源岩有机碳含量下限为0.4%~0.6%^[26]。而对于自生自储的页岩气藏来说，有机碳下限要求较高，北美页岩气勘探开发一般把页岩有机碳下限定为2.0%，中国学者把四川盆地海相有效页岩有机碳含量下限定为1.5%^[27-30]。四川盆地侏罗系大安寨段页岩有机碳含量围绕湖盆沉积中心呈环带状分布，湖盆中心主要分布在川东北仪陇—南充—达州、川东梁平—建南一带，有机碳含量普遍大于1.6%，局部地区达到2.0%(图 3a)。对川东北、川东地区FY1、YL30、YL4、XL101等井的226个样品进行分析，认为大安寨段页岩有机碳含量变化较大，川东北地区大安寨段页岩主要发育于大二亚段，页岩有机碳含量为0.04%~3.52%，平均为1.05%；ω(TOC)＞0.5%的样品占总样品数的76.9%，ω(TOC)＞1.0%的样品占总样品数的34.6%(图 3b)。川东地区大安寨段页岩有机碳含量为0.05%~3.89%，平均为1.36%；ω(TOC)＞0.5%的样品占总样品数的76.1%，ω(TOC)＞1.0%的样品占总样品数的49.7%(图 3c)。

图  3  四川盆地侏罗系大安寨段有机碳含量平面分布(a)及直方图(b-c)

Figure  3.  Planar distribution(a) and histogram(b-c) of organic carbon contents of Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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2.3.2   有机质类型

有机质类型反映了页岩有机质的品质，不同成烃母质类型其油气生成能力不同。本文选用干酪根碳同位素及有机显微组分来分析有机质类型。FY1、FY4、XL101、XL30等7口井24个岩心样品干酪根镜检及干酪根碳同位素分析表明，大安寨段页岩以Ⅱ₂型和Ⅲ型干酪根为主(图 4)，有机质主要以壳质组和镜质组成分为主，壳质组有椭圆形孢粉体、碎屑状壳屑体和腐殖无定形体，镜质组有结构镜质体和碎屑镜质体，惰质组较少，说明大安寨段页岩具有良好的生烃物质基础。不同有机质类型陆相页岩生烃模拟实验结果表明，陆相页岩生烃潜力受富氢组分控制，Ⅱ₂型有机质生烃潜力大于Ⅲ型有机质。

图  4  四川盆地侏罗系大安寨段页岩干酪根类型统计

Figure  4.  Statistical histogram of shale kerogen types of Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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2.3.3   有机质成熟度

大安寨段页岩有机质R_o介于1.10%~1.83%，处于成熟—高成熟阶段，以产凝析油和湿气为主。不同有机质类型陆相页岩生烃模拟实验表明，当R_o≤1.5%时，Ⅰ—Ⅱ型有机质以生油为主、少量气；当1.5% < R_o < 2.0%时，以生气为主、少量油；当R_o≥2.0%时，以生气为主，而Ⅲ型有机质以生气为主。本次研究收集了四川盆地多个地区大安寨段页岩样品成熟度数据，编制了大安寨段R_o等值线图(图 5)。平面上，四川盆地东北部元坝南—宣汉、涪陵—渠县一带大安寨段烃源岩成熟度最高，R_o值普遍在1.5%~2.0%，总体处于高成熟阶段，以生气为主并伴生油。高值区周围川西、川东北、川东的广大区域，R_o总体为0.9%~1.5%，处于成熟—高成熟阶段，以生油为主并伴生气，随着演化程度的升高，生气的比例逐渐增大。川南、川西和湘鄂西的部分地区R_o＜0.9%，以生油为主。由此判断，侏罗系大安寨页岩自四川盆地西南向西北和东部由生油阶段逐渐过渡到凝析油再到生气阶段。

图  5  四川盆地侏罗系大安寨段页岩有机质R_o等值线

Figure  5.  R_o contour map of shale organic matter in Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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2.4   页岩孔隙度高，以无机孔为主

2.4.1   物性特征

四川盆地侏罗系大安寨段202个样品统计结果显示，孔隙度介于0.95%~8.42%，平均为3.21%，渗透率介于(0.001 8~3.410 0)×10^-3 μm²，平均为1.720 0 ×10^-3 μm²(表 1)。纵向上，大二亚段物性好于大三、大一亚段(表 2)。川北元坝地区YL4井、YL17井、YL30井大安寨段页岩(N=165)孔隙度主要分布在0.95%~8.33%，平均为4.36%，其中，孔隙度大于4%的样品占比可达57.58%(图 6)，渗透率主要分布在(0.000 8~6.803 0)×10^-3 μm²，平均值为0.400 5×10^-3 μm²。页岩的孔隙度与渗透率之间均具有较好的正相关关系，反映四川盆地侏罗系大安寨段陆相页岩以孔隙型储层为主，具有较好的储集能力。

表  1  四川盆地元坝地区侏罗系大安寨段陆相页岩孔隙度与渗透率

Table  1.  Porosity and permeability of continental shale in Jurassic Daanzhai Member, Yuanba area, Sichuan Basin

井名	样品数/个	孔隙度/%				渗透率/10-3 μm2
		最小值	最大值	平均值		最小值	最大值	平均值
YL4	13	1.33	8.42	4.23		0.001 8	3.410 0	3.880 0
YL17	79	0.95	5.21	2.88		0.001 8	2.920 0	0.780 0
YL10	38	0.98	3.72	1.71		0.010 3	0.470 0	0.070 0
YL16	15	1.04	6.19	2.48		0.002 6	2.070 0	0.130 0
YL122	26	0.97	7.31	2.29		0.004 9	3.110 0	0.140 0
YL104	7	1.21	3.01	2.10		0.005 3	0.520 0	0.110 0
YL21	7	2.79	5.19	3.95		0.009 7	1.940 0	0.390 0
YL102	2	3.54	4.99	4.27		0.080 5	0.100 0	0.090 0
合计	202	0.95	8.42	3.21		0.001 8	3.410 0	1.720 0

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表  2  四川盆地元坝地区侏罗系大安寨段储层物性参数

Table  2.  Reservoir physical parameters of Jurassic Daanzhai Member, Yuanba area, Sichuan Basin

地层	样品数/个	孔隙度/%				渗透率/10-3 μm2
		最小值	最大值	平均值		最小值	最大值	平均值
大一亚段	51	0.95	6.19	1.73		0.001 8	2.070 0	1.780 0
大二亚段	88	0.97	8.42	2.86		0.002 6	3.410 0	2.430 0
大三亚段	41	0.98	5.19	2.10		0.001 8	1.940 0	1.370 0

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图  6  四川盆地元坝地区侏罗系大安寨段孔隙度分布

Figure  6.  Histogram of pore distribution in Jurassic Daanzhai Member, Yuanba area, Sichuan Basin

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2.4.2   储集空间类型

宏观缝网和微观基质孔隙是页岩气富集的两种重要的储集空间类型^[31-32]。通过岩心和扫描电镜观察，将大安寨段陆相页岩的储集空间划分为5类微孔隙、4类裂缝。其中，孔隙主要发育有机孔和无机孔(晶间孔、粒缘孔、黏土矿物间微孔、次生溶蚀孔)，以无机孔为主(图 7)。大安寨段页岩发育次生有机孔和原生有机孔。在有机质演化过程中，生成的液态烃进入无机矿物孔之间，后期演化生气而产生的孔为次生有机孔，次生有机质无固定形态，内部普遍发育次生有机孔(图 7a)。原生有机质表现为有条带状或块状，其内部多均质致密，相对次生有机质不发育孔隙^[33](图 7b)。晶间孔是指晶体生长过程中，残留在晶体间未被充填的部分，常见于石英或方解石晶体间接触处，这种孔隙连通性差，渗透率低(图 7c)。在介壳页岩中存在位于石英或介壳边缘的狭长粒缘孔(图 7d)。黏土矿物层间次生微孔隙，后期可被有机质或胶结物充填，渗透性较好，黏土矿物主要为伊蒙混层、伊利石、高岭石和绿泥石，黏土矿物间微孔径介于1~3 μm(图 7e)。随着页岩埋藏深度的不断增加，在深部热液的溶蚀作用下，大安寨段页岩中的石英、长石和碳酸盐矿物可形成几微米—几十微米的溶蚀孔(图 7f)。

图  7  四川盆地侏罗系大安寨段微孔隙类型

Figure  7.  Micropore types of Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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四川盆地侏罗系大安寨段页岩层系中主要发育灰岩夹层，灰岩以介壳灰岩、泥质介壳灰岩为主。岩石骨架由介壳组成，介壳呈密集、定向分布，主要成分为亮晶方解石，个别样品因重结晶作用强烈呈残余结构，原始结构难以分辨，部分粒内发生硅化作用。从宏观和微观上看，除了个别样品见零星粒内溶蚀孔隙(大部分为针孔状)、不连续溶蚀微裂缝(宽度为0.01~0.08 mm)外，整体孔隙发育较差，面孔率多数小于1.0%(图 8)，表明其在埋藏过程中溶蚀作用弱。

图  8  四川盆地侏罗系大安寨段夹层储集空间特征

a.介壳灰岩，残余粒屑结构，不连续溶蚀裂缝，宽为0.01~0.08 mm，FY1井，2 596.8 m；b.介壳灰岩，YL30井，3 982.69 m；c.介壳灰岩，介壳内发育丰富溶孔，YL4井，3 790.14 m；d.介壳灰岩，介壳局部放大，发育丰富的微裂隙和溶孔，其中充填泥质，YL4井，3 760.75 m

Figure  8.  Characteristics of interbedded reservoir space in Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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根据岩心观察发现，大安寨段页岩发育成岩缝、构造缝和溶蚀缝。其中，根据裂缝倾斜角度的不同，构造缝又分为高角度缝(>45°)和低角度缝(< 45°)。页岩中的成岩裂缝是在成岩过程中受压实作用形成的沿水平层理发育的天然裂缝。受构造作用影响，产生剪切裂缝，且构造面平滑，裂缝面可见裂缝擦痕。FY1井侏罗系页岩高角度裂缝发育，裂缝多沟通夹层与富有机质页岩。裂缝面上常充填方解石矿物，并可见擦痕分布。深部热液可以溶蚀介屑灰岩，生成溶蚀缝(图 9)。

图  9  四川盆地侏罗系大安寨段页岩中的裂缝类型

Figure  9.  Fracture types of shales in Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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2.4.3   微观孔隙结构及连通性

目前，定量获取页岩孔隙大小的方法包括低温氮气吸附法、二氧化碳吸附法和高压压汞法。低温氮气吸附法可以测定1.5 nm以上的介孔，对于孔径1.5 nm以下的孔隙可以采用二氧化碳吸附法测试，高压压汞可以测定3~1 μm的孔隙，根据不同压力下的注入量反推得到不同孔径孔隙的体积，获得岩石孔径分布情况^[34]。因此，采用单一手段不能准确测定页岩的孔隙结构。本次研究在实验测试过程中将压汞法和气体吸附法相结合，通过两种测定结果的衔接实现了全孔隙结构定量表征。根据高压压汞—吸附联合测试孔径分布直方图可知(图 10)，大安寨段页岩孔隙以介孔(2~50 nm)为主，平均占比约55%。

图  10  四川盆地元坝地区侏罗系大安寨段页岩高压压汞—吸附联合测试孔隙分布

Figure  10.  Histogram of pore distribution by high-pressure mercury injection and adsorption combined test of shale in Jurassic Daanzhai Member, Yuanba area, Sichuan Basin

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2.5   气测显示活跃，页岩含气性好

川北元坝地区大安寨段大二亚段页岩段气测显示十分活跃，YY2井录井显示气测值介于0.64%~10.17%。现场含气量测试0.96 m³/t，测井解释优质页岩含气量为0.77~6.19 m³/t，平均值约为2.02 m³/t；总体来看，测井解释含气量是现场总含气量的2倍，与储集空间主要以无机矿物质孔为主、有机孔相对少的认识相吻合。分析认为无机矿物质孔储气方式以游离气为主，在钻井提心出筒过程中，页岩地层由超压环境转变为常压环境，无机矿物质孔中游离气快速散失，与以有机孔为主要储集空间的海相页岩相比，损失气量相对较大，导致现场测试时含气量相对较低。YY2井大安寨段出筒页岩岩心表面可见丰富气泡，浸水实验可观察较密集气泡线性溢出，同样显示出良好的含气性。

2.6   半深湖相页岩脆性矿物含量高，可压裂性好

页岩的矿物组分影响天然微裂缝的形成、人工压裂缝的形成与保持，进而影响页岩气的富集高产^[35-36]。根据X-衍射全岩矿物分析可知，大安寨段陆相页岩主要含有石英、方解石和黏土矿物。181个样品分析黏土矿物含量介于21.5%~68.3%，平均值为48.3%；石英+长石含量介于17.1%~60.3%，平均值为35.7%；碳酸盐矿物含量介于0~48.8%，平均值为12.6%。半深湖相页岩脆性矿物含量较浅湖相页岩高，半深湖相页岩黏土矿物含量介于38%~53%，平均值为47.5%，脆性矿物含量介于45%~61%，平均值为49%；浅湖相页岩黏土矿物含量介于41%~62%，平均值为50.5%，脆性矿物含量介于38.5%~45.5%，平均值为42.5%。

3.   大安寨段陆相页岩气富集主控因素

3.1   半深湖相页岩是陆相页岩气富集的重要物质基础

半深湖相岩相组合类型以大套页岩连续沉积型、大套粉砂质页岩局部夹中薄层(粉)细砂岩型以及大套页岩局部夹中厚层介壳灰岩型为主，平均有机碳含量分别为1.07%，1.19%，1.01%，平均孔隙度分别为4.11%，3.91%，4.18%，生烃潜力较大，储集性能较好，源—储耦合条件好，是陆相页岩气富集高产的基础地质要素。

3.2   裂缝是影响页岩气产量的重要因素

以元坝地区大安寨段为例，通过地震高精度曲率预测构造裂缝的展布，页岩气井产量与断裂和构造裂缝的关系密切。中西部地区断裂相对不发育，仅发育规模较小的早期北东—南西向断裂，与之相关的北东—南西向裂缝带较为有利，控制了页岩气的富集，且本区晚期构造活动较弱，页岩气藏未受到严重破坏，实钻证实该区域主要钻井日产量可达10×10⁴ m³以上；中东部地区以发育晚期南北向断裂为主，断裂规模大，与之相关的南北向裂缝带富集条件相对较差，裂缝的形成时间晚于页岩气形成期，发挥储集作用相对较弱，而晚期较强烈的断裂作用对页岩气保存有所影响，该区页岩气日产量基本低于10×10⁴ m³。

3.3   良好的保存条件是页岩气富集的关键因素

海相页岩气勘探开发实践揭示，页岩气产量与地层压力呈明显正相关关系，地层压力系数越高，页岩气产量越高^[37]，测试产层的压力系数和油气显示可以最直接地反映保存条件的优劣。以元坝地区为例，中西部地区总体构造平缓，中东部地区为断褶带，但大多数断裂不通天且断距较小，具有良好的页岩气保存条件。元坝地区大安寨段地层中气藏的中间深度介于3 500~4 200 m，地层压力一般介于62 ~79 MPa，地层压力系数一般介于1.0~2.09，大部分地区具有高压—超高压特征。地层压力系数相对高值区主要分布在元坝中南部埋藏深度较大的地区，同时也是半深湖相的分布区。元坝地区陆相页岩气总体具有良好的保存条件，南部更优于北部，中西部优于中东部。

4.   大安寨段陆相页岩气勘探方向

与志留系海相页岩相比^[38]，四川盆地大安寨段陆相页岩沉积相变化快，分布范围小，页岩与砂岩、灰岩频繁互层，单层厚度薄，页岩有机质丰度较低，有机质类型多样，成熟度较低，油气同出，储集空间以无机孔为主，源—储配置复杂。因此，陆相页岩气选区评价标准与海相页岩气评价标准有很大的不同。采用“源－储定层—岩相定带—保存定区”的评价思路，开展四川盆地侏罗系陆相页岩气综合评价。烃源岩的厚度、TOC、R_o等地化指标是决定页岩生烃的物质基础，同时也直接影响页岩油气的富集能力；孔隙度和微裂缝直接决定了页岩的储集能力；相比海相页岩沉积，陆相湖盆明显受水深、古地貌、物源等方面的影响，沉积相带控制富有机质页岩的空间展布，半深湖相是富有机质页岩分布的有利相带；测试产层的压力系数和油气显示可以最直接反映保存条件的优劣。突出陆相页岩品质和热演化程度，结合保存条件和工程技术条件，建立了陆相页岩气有利区评价参数体系及评价标准(表 3)。通过系统研究各个主控因素(沉积相带、富有机质页岩厚度、有机碳含量、有机质成熟度、埋藏深度等)的空间展布规律，采用基于GIS融合的空间叠合技术预测页岩气富集区，最终实现高效、准确预测页岩气有利区的平面分布。大安寨段页岩气有利区分布呈现出多个富集中心的特征，元坝西南部、阆中东南部、仪陇地区、涪陵西北部和建南西北部是四川盆地侏罗系大安寨段陆相页岩气勘探开发的有利区(图 11)。

表  3  四川盆地陆相页岩气有利区评价标准

Table  3.  Evaluation criteria of favorable areas for continental shale gas, Sichuan Basin

参数类型	参数名称		评分等级
			一类(1.0~0.75)	二类(0.75~0.5)	三类(0.5~0)
页岩品质	ω(TOC)≥0.5%页岩累计厚度/m		> 60	60~30	< 30
	ω(TOC)≥1.0%页岩连续厚度/m		> 30	30~10	< 10
	ω(TOC)≥2.0%页岩连续厚度/m		> 15	15~5	< 5
	岩相类型		页岩型、页岩夹薄(纹)层型	页岩夹中层型	页岩夹厚层型
	纹层发育情况		发育	较发育	不发育
	孔隙度/%	页岩	> 4	4~2	< 2
		夹层	> 3	3~2	< 2
热演化程度	成熟度/%	Ⅰ-Ⅱ	1.3~3.0(气为主)	0.9~1.3(油、气同产)3.0~3.5(气)	< 0.9(油) > 3.5(气)
		Ⅲ型	1.1~2.5	0.5~1.1或2.5~3.0	< 0.5或 > 3.0
保存条件	压力系数		> 1.2	1.2~0.9	< 0.9
工程条件	埋深/m		1 500~3 500	3 500~4 500，1 000~1 500	> 4 500， < 1 000
	脆性指数/%		> 50	50~30	< 30
	岩性组合类型		页岩与砂岩、碳酸盐岩互层	页岩夹砂岩、碳酸盐岩	页岩

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图  11  四川盆地侏罗系大安寨段页岩油气有利区评价

Figure  11.  Favorable area evaluation of shale oil and gas in Jurassic Daanzhai Member, Sichuan Basin

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5.   结论

(1) 四川盆地在大安寨段沉积期，是中—下侏罗统发育范围最大的淡水湖盆，半深湖、浅湖相发育，其中大二亚段发育于最大湖侵期，沉积中心位于仪陇—南充—涪陵—达州一带，富有机质页岩厚度均在40 m以上。受湖平面频繁升降的影响，沉积微相变化快，发育5种类型的岩性组合。有机质丰度普遍偏低，一般在2.0%以下，有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主，有机质以壳质组和镜质组为主，具有良好的生气物质基础。R_o介于1.10%~1.83%，处于成熟—高成熟阶段，以凝析油和湿气为主，自四川盆地西南部向西北部和东部由生油阶段逐渐过渡到凝析油及生气阶段。

(2) 页岩孔隙主要发育晶间孔、粒缘孔、黏土矿物间微孔、次生溶蚀孔等无机矿物质孔，有机孔主要为次生有机孔，原生有机孔不发育，发育成岩缝、构造缝和溶蚀缝；夹层孔隙总体不发育，页岩孔隙以介孔为主，孔隙度介于0.95%~8.42%，平均为3.21%，孔隙度与渗透率具有较好的正相关关系，说明大寨段页岩以孔隙型储层为主。页岩脆性矿物含量高，可压裂性好。

(3) 半深湖相沉积、有利的岩相组合、裂缝和良好的保存条件是四川盆地大安寨段陆相页岩气富集的主控因素。突出陆相页岩品质和热演化程度，结合保存条件和工程技术条件，建立了陆相页岩气有利区评价参数体系及评价标准，采用GIS融合的空间叠合方法，预测有利区位于元坝西南部、阆中东南部、仪陇地区、涪陵西北部和建南西北部。