“存滯系數(shù)”法在頁巖氣資源評價中的應用
——以川東南上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣為例

宋振響，王保華，魏祥峰，馬中良

1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所, 江蘇 無錫 214126；2.中國石化 勘探分公司,成都 610041

從頁巖氣資評方法應用情況來看，我國目前主要采用體積法(含氣量法)和類比法開展頁巖氣地質資源量計算；部分高勘探程度地區(qū)采用EUR類比法和曲線遞減法估算頁巖氣可采儲量；在常規(guī)油氣資源評價中得到廣泛應用的成因法很少采用，究其原因，主要是針對對泥頁巖復雜的生—排—滯留烴演化過程不清導致的。近年來，隨著烴源巖生、排烴模擬實驗和盆地模擬技術的發(fā)展，采用在成因法基礎上發(fā)展起來的盆地模擬法計算頁巖氣資源量成為可能。

從泥頁巖完整的生—排—滯留烴演化過程來說，頁巖氣是經歷復雜構造演化后現(xiàn)今仍滯留在泥頁巖內的天然氣，為泥頁巖生氣量中的一部分，頁巖氣早期的生成及演化過程也遵循經典的有機質熱降解生烴理論。從這個角度出發(fā)，有學者提出了采用“存滯系數(shù)”法計算頁巖氣資源量的思路[1]，但未對該方法的具體操作流程和應用效果開展系統(tǒng)分析，一定程度上影響了該方法的推廣及應用。筆者以“存滯系數(shù)”法概念為基礎，依托中國石化無錫石油地質研究所自主研發(fā)的TSM盆地模擬資源評價系統(tǒng)軟件，提出了基于“存滯系數(shù)”和盆地模擬技術開展頁巖氣資源評價的思路流程；以川東南五峰組—龍馬溪組頁巖氣為例開展典型應用驗證新方法的適用性；并對新方法的優(yōu)越性進行了分析，展望了應用前景?！按鏈禂?shù)”法的提出進一步豐富和完善了目前的頁巖氣資源評價方法體系，為盆地模擬技術在頁巖氣資源評價和有利區(qū)優(yōu)選中提供了重要支撐。

1 “存滯系數(shù)”法評價流程及關鍵參數(shù)獲取

1.1 評價流程

近年來，隨著石油地質理論和計算機技術的發(fā)展，盆地模擬技術取得了巨大的進步，并在油氣形成演化過程分析和資源評價中發(fā)揮了重大作用。但從目前盆地模擬應用情況來看，盆地模擬技術主要用于常規(guī)油氣評價，在非常規(guī)領域的應用仍處于起步階段，是未來盆地模擬技術發(fā)展的重要方向之一[2-6]。

有學者從泥頁巖完整的生—排—滯留烴演化過程出發(fā)，提出了采用“存滯系數(shù)”法開展頁巖氣資源量計算的思路與公式[1]。在上述研究的基礎上，結合TSM盆地模擬資源評價系統(tǒng)軟件[7-9]技術的進步，提出了采用盆地模擬技術開展頁巖氣資源量計算的具體方法流程(圖1)。

圖1 基于頁巖氣“存滯系數(shù)”的盆地模擬法資評流程

與TSM盆地模擬技術在常規(guī)油氣資源評價中計算生烴量的過程相似，頁巖氣盆地模擬首先要根據(jù)研究區(qū)地質條件和構造演化過程，建立地層格架，確定各沉積時期對應的盆地原型，根據(jù)不同盆地原型，確定對應的模擬方案；之后輸入模擬所需關鍵參數(shù)開展研究區(qū)埋藏史、熱史和成熟度史模擬分析，這部分模擬技術方法已相當成熟，在此不再詳細贅述；之后進入針對頁巖氣形成演化過程的模擬。與常規(guī)油氣系統(tǒng)模擬不同，對頁巖氣層系進行模擬時，除考慮泥頁巖的生、排烴過程外，還要考慮泥頁巖體系內烴類的排出和滯留過程。因此，在完成盆地的埋藏史、熱史及成熟度史模擬后要進入泥頁巖生—排—滯留烴史的模擬，重點開展不同地質時期“源內生氣”量的模擬計算；源內生氣即不考慮排出情況下泥頁巖體系內滯留油裂解氣和干酪根裂解氣的總和，為最大理論滯留氣量[1]。源內生氣量計算完成后要開展待評價區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”的分析，用模擬計算得到的源內氣量乘以“存滯系數(shù)”即得到待評價區(qū)頁巖氣資源量及空間分布情況，從而為頁巖氣資源評價和有利區(qū)優(yōu)選提供依據(jù)。

1.2 關鍵參數(shù)

從“存滯系數(shù)”法開展頁巖氣資源量計算公式[1]和模擬流程可以看出，頁巖氣盆地模擬與常規(guī)油氣盆地模擬相比，除埋藏史、熱史、成熟度史和生烴史模擬所需的關鍵參數(shù)外，還涉及到頁巖氣形成演化過程的特殊參數(shù)，其中最重要的兩項參數(shù)就是泥頁巖生—排—滯留烴演化模式和頁巖氣“存滯系數(shù)”。泥頁巖生—排—滯留烴演化模式主要通過開展不同類型泥頁巖地層孔隙熱壓模擬實驗[10-12]，結合干酪根[13]和原油裂解氣模擬[14]等[15-16]實驗綜合獲取。

待評價區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”可以通過典型解剖和綜合類比獲取。典型解剖主要針對重點井(系統(tǒng)開展現(xiàn)場含氣量測試的井)和探明儲量區(qū)開展：通過開展研究區(qū)重點井單井精細模擬，用實測含氣量除以模擬得到的源內氣量獲取單井頁巖氣“存滯系數(shù)”；對于提交探明儲量的地區(qū)，可以通過開展探明儲量區(qū)三維盆地模擬，用探明儲量除以模擬計算的源內氣量獲取探明儲量區(qū)“存滯系數(shù)”。單井和探明儲量區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”確定后，分析“存滯系數(shù)”分布范圍和頁巖氣形成地質條件，明確該系數(shù)的主要影響因素[1]，將待評價區(qū)頁巖氣形成地質條件與重點井和探明儲量區(qū)地質條件綜合類比得到頁巖氣“存滯系數(shù)”。

2 典型應用

以我國目前頁巖氣勘探開發(fā)程度最高、勘探開發(fā)效果最好的川東南五峰組—龍馬溪組頁巖為例，開展“存滯系數(shù)”法在頁巖氣資源評價中的應用。在開展研究區(qū)盆地模擬和頁巖氣資源評價之前，首先要確定評價單元，頁巖氣作為自生自儲的連續(xù)性油氣藏，主要在原地聚集，不涉及油氣的長距離運移及成藏。因此，頁巖氣資源評價中主要以構造單元或礦權區(qū)作為評價單元。中國石化目前在川東南地區(qū)主要有涪陵、綦江、南川、彭水、威榮等7個區(qū)塊[17]，本次也主要開展上述區(qū)塊內的頁巖氣資源評價。評價單元確定后，主要依據(jù)圖1的評價流程開展盆地模擬和頁巖氣資源量計算。

2.1 確定地層格架及模擬流程

依據(jù)四川盆地綜合地層格架[18]，根據(jù)川東南地區(qū)實際地質演化過程和頁巖氣重點層系，對非目的層進行了合并，建立了川東南地區(qū)簡化的地層格架和剝蝕量相關信息(表1)。模擬目的層主要為五峰組—龍馬溪組泥頁巖。

根據(jù)川東南地區(qū)寒武紀以來的盆地原型演化序列[7]，確定了TSM盆地模擬方案，采用回剝法開展研究區(qū)剝蝕量計算與恢復，在此基礎上開展埋藏史模擬分析；之后采用熱傳導法開展熱史模擬；采用泥頁巖生、排烴模型來計算五峰組—龍馬溪組泥頁巖生烴量(本次重點評價不同地質時期的總生氣量及源內生氣量)。

2.2 埋藏史、熱史、成熟度史模擬與計算

根據(jù)川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組泥頁巖分布范圍[19]確定模擬工區(qū)范圍，模擬網(wǎng)格精度為2.0 km×2.0 km。將每套地層的平面埋深和砂巖百分含量等值線圖網(wǎng)格化；然后根據(jù)研究區(qū)構造抬升時期和剝蝕情況，主要設置了加里東期、印支期、燕山期和喜馬拉雅期等4期剝蝕，并對每次剝蝕事件設置剝蝕起始年齡、結束年齡和殘留地層底界年齡(表1)；砂巖與泥頁巖孔深曲線采用TSM盆地模擬系統(tǒng)內默認的砂巖和泥巖孔隙度與深度關系曲線；對輸入數(shù)據(jù)進行檢查無誤后進行埋藏史模擬，得到不同地質時期五峰組—龍馬溪組地層埋深平面分布圖。

表1 川東南地區(qū)盆地模擬地層格架及剝蝕信息

埋藏史模擬計算完成后進入熱史模擬流程，主要根據(jù)研究區(qū)不同地質時期的大地熱流、古地表溫度[20-21]等獲取研究區(qū)熱史模擬關鍵參數(shù)。之后根據(jù)不同地層的巖性組合情況，參考實驗測試數(shù)據(jù)，綜合確定各地層的巖石熱導率、比熱和密度等參數(shù)[21]，然后根據(jù)熱傳導方程開展研究區(qū)熱史模擬。熱史模擬完成后根據(jù)鉆井實測地溫數(shù)據(jù)與模擬數(shù)據(jù)進行擬合矯正，二者吻合度高，則表明模擬效果較好；二者偏差較大的情況下需要重新檢查之前輸入的熱史相關參數(shù)，直至調整到二者較吻合。

熱史模擬結果檢查無誤后，進入到泥頁巖成熟度史模擬，烴源巖熱演化程度直接決定了不同類型烴源巖的生油氣潛力，進而決定了油氣資源量的大小。采用TSM系統(tǒng)里面自帶的經典LogTTI-Ro模型[22]計算五峰組—龍馬溪組泥頁巖在不同地質歷史時期熱演化程度。與熱史模擬類似，成熟度模擬后，也要將模擬Ro值與典型井實測Ro值進行對比，直至調整到二者吻合度較高。除滿足重點井實測Ro數(shù)據(jù)與模擬Ro值吻合外，還要檢查模擬后輸出的五峰組—龍馬溪組泥頁巖現(xiàn)今Ro等值線與根據(jù)實測數(shù)據(jù)編制的Ro等值線圖[23]是否一致，如不一致，需重新調整成熟度史模擬相關參數(shù)，直至二者吻合。

2.3 泥頁巖生—排—滯留烴史模擬計算

前期的埋藏史、熱史、成熟度史模擬調整無誤后，進入到關鍵的泥頁巖生—排—滯留烴史模擬計算，該過程除需輸入川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組泥頁巖厚度、有機碳含量等值線外，還涉及到有機碳恢復系數(shù)、不同類型泥頁巖的生—排—滯留烴曲線等關鍵參數(shù)。

川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組泥頁巖厚度分布在10～120 m之間，在川東涪陵—武隆和川南瀘州—長寧地區(qū)之間發(fā)育兩個厚度中心，泥頁巖厚度可達100 m以上[19]；有機碳含量均值分布在1.0%～4.0%之間，主要存在兩個高值中心，其中川東涪陵—漆遼—武隆一帶泥頁巖TOC含量均值達3.0%以上，川南瀘州—長寧一帶泥頁巖TOC含量均值也多大于3.0%[24]；泥頁巖成熟度Ro值均達到高熟—過成熟演化階段，Ro值主體分布在2.3%～3.0%之間[23]。

川東南五峰組—龍馬溪組泥頁巖有機質類型主體為Ⅰ—Ⅱ1型有機質，熱演化程度處于高熟—過成熟演化階段，在對其進行生烴量計算時必須對殘余有機碳含量進行恢復。本次主要基于低成熟度不同類型泥頁巖樣品的地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗中各模擬Ro值對應樣品殘余有機碳含量的變化，得到不同類型泥頁巖的有機碳恢復系數(shù)(圖2)。從圖中可以看出，同為Ⅰ—Ⅱ1型母質，不同類型泥頁巖的有機碳恢復系數(shù)表現(xiàn)為相似的變化趨勢。有機碳恢復系數(shù)總體隨成熟度的升高而升高，在Ro值達到2.3%左右時達到最大值，之后基本處于穩(wěn)定不變或略有降低的趨勢。對于五峰組—龍馬溪組泥頁巖來說，有機碳恢復系數(shù)均達到了最大值附近，在Ro為2.50%左右時，硅質型泥頁巖有機碳恢復系數(shù)為2.23，鈣質型頁巖有機碳恢復系數(shù)為2.41，黏土型頁巖有機碳恢復系數(shù)約2.32，混合型頁巖有機碳恢復系數(shù)為2.38，表明在有機質類型一致的前提下，高熟—過成熟演化階段，泥頁巖礦物組成對有機質降解產率影響不大。

圖2 海相不同類型泥頁巖有機碳含量恢復系數(shù)

近年來，隨著頁巖油氣勘探的不斷深入，人們認識到表面上看似連續(xù)性較好的泥頁巖往往具有較強的非均質性，其有機質豐度、巖石礦物組成和沉積構造在縱向和橫向上往往存在較大的差異。泥頁巖的非均質性不僅影響了其生烴潛力、儲集性能和可壓性，也影響了泥頁巖的生—排—滯留烴演化過程[25]，從而影響了頁巖氣的形成演化過程和富集程度。本次研究主要考慮對泥頁巖生、排烴過程影響較大的礦物組成將川東南五峰組—龍馬溪組泥頁巖劃分為硅質型、鈣質型、黏土型和混合型4類[26]。從縱向上來看，川東南五峰組—龍馬溪組泥頁巖巖相自下而上總體呈現(xiàn)為硅質型(少量鈣質型)過渡到混合型，再過渡到黏土型，有機質豐度自下而上總體呈逐漸減低的趨勢，這主要和沉積環(huán)境和有機質輸入有關。依據(jù)川東南不同地區(qū)重點井五峰組—龍馬溪組泥頁巖實測礦物含量及測井預測結果，綜合分析得到待評價探區(qū)不同類型泥頁巖的比例。

然后通過開展不同類型泥頁巖地層孔隙熱壓模擬實驗，結合干酪根和原油裂解氣模擬實驗得到硅質型、鈣質型、黏土型和混合型泥頁巖的生—排—滯留烴演化模式[1]和源內氣產率曲線(圖3)。圖中可以看出，不同類型泥頁巖源內氣產率總體演化趨勢相似，隨成熟度的增高均呈現(xiàn)出“緩慢增加(Ro值約0.6%～0.85%)—快速增加(Ro值約0.85%～2.0%)—趨于穩(wěn)定(Ro>2.0%)”的變化趨勢。從源內氣產率大小來看，Ro≤1.2%時，不同類型泥頁巖源內氣產率差異不大，但Ro>1.2%后，不同類型泥頁巖源內氣產率出現(xiàn)差異，總體看來，在高熟—過成熟演化階段，黏土型泥頁巖源內氣產率(最高達200 mg/g以上)高于混合型(約180～190 mg/g)和硅質型(170～180 mg/g)泥頁巖，鈣質型泥頁巖源內氣產率(150～160 mg/g)最低。分析原因，這主要是由于不同類型泥頁巖在成熟階段生、排油效率不同造成的，鈣質型和硅質型泥頁巖在成熟階段排油效率高于黏土型泥頁巖，導致泥頁巖體系內的殘留油比例降低，在高熟—過成熟演化階泥頁巖體系內的殘留油裂解為天然氣的量也會減少，從而造成源內氣產率降低。

圖3 海相不同類型泥頁巖源內氣產率

在川東南五峰組—龍馬溪組泥頁巖埋藏史、熱史、成熟度史模擬基礎上，輸入泥頁巖生烴潛力評價關鍵參數(shù)(厚度、有機碳含量及恢復系數(shù))和不同類型泥頁巖源內氣產率后，即可采用TSM盆地模擬軟件中的泥頁巖生烴模型開展源內氣量的模擬計算。模擬計算川東南五峰組—龍馬溪組泥頁巖源內生氣量為218.87×1012m3，約占總生氣量的43.76%。從平面分布情況來看，總生氣強度和源內生氣強度主要存在兩個高值中心，分別為涪陵—武隆和瀘州—長寧一帶(源內生氣強度大于40×108m3/km2)(圖4)。

圖4 川東南上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組泥頁巖源內生氣強度

2.4 “存滯系數(shù)”獲取及頁巖氣資源量計算

模擬計算出不同地質時期源內生氣量后，下一步要解決的關鍵問題是演化到現(xiàn)今，到底有多少仍保存在泥頁巖層系內形成頁巖氣，由此提出了頁巖氣“存滯系數(shù)”的概念，該系數(shù)是影響成因法計算頁巖氣資源中最關鍵的參數(shù)。從川東南不同地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣“存滯系數(shù)”來看[1]：盆地內部威榮、永川區(qū)塊頁巖氣“存滯系數(shù)”最高，主體分布在30%～40%之間，涪陵、綦江探區(qū)典型井頁巖氣“存滯系數(shù)”主體分布在25%～35%之間；盆地周緣南川、丁山地區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”主體分布在15%～25%之間；盆地外圍彭水地區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”相對較低，多低于15%。

除采用單井含氣量反算頁巖氣“存滯系數(shù)”外，還可以根據(jù)探明儲量區(qū)已提交的頁巖氣探明儲量，除以精細三維模擬得到的探明儲量區(qū)源內生氣量反算得到探明儲量區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”。目前，中國石化在涪陵和威榮區(qū)塊均提交了探明儲量，涪陵礦權區(qū)五峰組—龍馬溪組在焦石壩主體(含江東區(qū)塊)提交頁巖氣探明儲量4 618.97×108m3，在平橋地區(qū)提交頁巖氣探明儲量1 389.17×108m3。采用TSM盆地模擬軟件開展涪陵區(qū)塊精細三維模擬，模擬計算得到涪陵探區(qū)總生氣量和源內生氣量，結果顯示焦石壩主體探明儲量區(qū)五峰組—龍馬溪組源內生氣量為12 931.98×108m3，用探明儲量4 618.97×108m3除以源內生氣量數(shù)據(jù)得到焦石壩主體區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”為35.72%，略高于JY1井32.44%的“存滯系數(shù)”(表2)；模擬計算平橋區(qū)塊源內生氣量為4 411.47×108m3，采用探明儲量1 389.17×108m3除以源內生氣量數(shù)據(jù)得到平橋區(qū)塊頁巖氣“存滯系數(shù)”為31.49%，低于焦石壩主體區(qū)，與JY8井31.0%的頁巖氣“存滯系數(shù)”相當[1]。

表2 涪陵探區(qū)總生氣量、源內生氣量及探明儲量

根據(jù)川東南不同地區(qū)五峰組—龍馬溪組重點井和探明儲量區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”，結合川東南地層壓力[27]、埋深[19]和重點井實測孔隙度數(shù)據(jù)等，得到研究區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”平面分布圖(圖5)。圖上可以看出，頁巖氣“存滯系數(shù)”從盆地內部(>30%)到盆地邊緣(15%～30%)，再到盆地外圍(≤15%)，總體呈降低的趨勢，進一步表明該系數(shù)與頁巖氣保存條件密切相關。

圖5 川東南上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣“存滯系數(shù)”分布

在源內生氣量模擬和頁巖氣“存滯系數(shù)”基礎上，開展探區(qū)頁巖氣資源量計算，得到頁巖氣資源豐度平面分布(圖6)。與源內生氣強度圖分布相似，頁巖氣資源豐度高值區(qū)也主要存在于涪陵—武隆(>8.0×108m3/km2)和瀘州—長寧一帶(>10×108m3/km2)，目前已探明的頁巖氣田也主要處于資源豐度高值區(qū)，如涪陵、平橋頁巖氣資源豐度主體處于(6～8)×108m3/km2；威遠、威榮氣田頁巖氣資源豐度主體分布在(4～8)×108m3/km2；盆地周緣的長寧和昭通地區(qū)也提交了頁巖氣探明儲量，頁巖氣資源豐度主體在(2～5)×108m3/km2；瀘州地區(qū)頁巖氣資源豐度主體大于10×108m3/km2，但由于頁巖埋深較大，待工程技術條件進步后有望獲得突破。

圖6 川東南上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣資源豐度平面分布

2.5 資評結果分析

將“存滯系數(shù)”法計算得到川東南主要探區(qū)頁巖氣資源量與“十三五”資評結果相比(圖7)，不同探區(qū)頁巖氣資源量可比性較好，如FL地區(qū)(頁巖氣“存滯系數(shù)”均值為27.0%，考慮到重點井和探明儲量區(qū)頁巖氣形成及保存條件優(yōu)于整個探區(qū)，故探區(qū)頁巖氣“存滯系數(shù)”取值相對低于探明儲量區(qū)和重點井)頁巖氣地質資源量為28 602.80×108m3，“十三五”評價結果為25 444.50×108m3，本次評價結果略大；QJ地區(qū)頁巖氣地質資源量為47 226.45×108m3(“存滯系數(shù)”均值約25.0%)，略大于“十三五”評價結果43 421.80×108m3；其他地區(qū)頁巖氣資評結果可比性也較好，資評結果差距基本在10%以內。總體看來，采用“存滯系數(shù)”法計算得到的頁巖氣資源量與目前成熟性方法資評結果有較好的可比性，進一步表明了“存滯系數(shù)”法計算頁巖氣資源量的可行性。

圖7 川東南重點探區(qū)上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣資評結果對比

3 應用前景分析

3.1 方法優(yōu)勢

與目前常用的含氣量法和類比法相比，基于頁巖氣“存滯系數(shù)”的盆地模擬法主要存在以下幾個優(yōu)勢：

(1)新方法充分考慮了泥頁巖分布的非均質性。采用常規(guī)的體積法、類比法或動態(tài)法僅能計算一個總的頁巖氣資源量，無法準確給出頁巖氣資源的空間展布特征。而采用基于頁巖氣“存滯系數(shù)”的盆地模擬法充分考慮到泥頁巖分布的非均質性，通過開展單井及評價區(qū)精細生—排—滯留烴模擬計算，可直接給出頁巖氣資源潛力及空間分布特征，為頁巖氣甜點段和甜點層優(yōu)選提供指導，從而有效指導頁巖氣的有利區(qū)帶優(yōu)選和目標區(qū)評價。

(2)新方法有利于實現(xiàn)常規(guī)、非常規(guī)資源的統(tǒng)一整體評價，體現(xiàn)了盆地分析整體性與動態(tài)演化過程，評價過程更科學、結果可檢驗。前期在開展資源評價時往往將常規(guī)、非常規(guī)油氣資源分開進行評價，并具有不同的方法體系[3，28]，導致評價結果缺乏系統(tǒng)性。而“存滯系數(shù)”法借鑒成熟的盆地模擬技術和經典的干酪根熱降解生、排烴理論，將常規(guī)、非常規(guī)油氣資源納入一個整體，統(tǒng)一采用成因法開展評價。此外，基于盆地原型及演化分析，在復雜的泥頁巖沉積埋藏史、熱史和泥頁巖成熟度史模擬基礎上，既能從正演角度分析頁巖氣形成的動態(tài)演化過程，又充分考慮到晚期構造保存條件對頁巖氣富集的影響，評價過程更科學，資評結果也更合理。

(3)過程相對簡單，參數(shù)獲取成本低，周期短。常規(guī)的體積法計算頁巖氣資源量最關鍵的參數(shù)就是含氣量的測定，目前含氣量測試主要通過現(xiàn)場解吸、等溫吸附實驗、測井解釋等[29]獲得，實驗測試成本高、周期長，且實測數(shù)據(jù)有限，參數(shù)平面展布預測困難等，“存滯系數(shù)”法可以在常規(guī)油氣盆地埋藏史、熱史和成熟度史模擬基礎上，結合泥頁巖生—排—滯留烴演化模式和頁巖氣“存滯系數(shù)”計算頁巖氣資源量，評價過程相對簡單。

3.2 應用前景

從目前頁巖氣資評方法應用情況來看，對于那些勘探開發(fā)程度較高，且有大量長期生產井的地區(qū)來說，可以采用動態(tài)法開展頁巖氣可采儲量的計算；對于勘探開發(fā)程度中等，但不滿足動態(tài)法計算的評價單元，通常采用傳統(tǒng)的體積法開展頁巖氣資源量計算；對于勘探開發(fā)程度較低地區(qū)的頁巖氣資源量估算仍主要采用類比法開展。而新建立的基于“存滯系數(shù)”和盆地模擬的頁巖氣資評方法，既適用于高勘探程度地區(qū)的評價，也適用于中低勘探程度地區(qū)的資源量計算，并能提供資源的空間展布情況，在頁巖氣資源評價和有利區(qū)優(yōu)選方面具有廣闊的應用前景。

4 結論

(1)建立了基于“存滯系數(shù)”和盆地模擬技術的頁巖氣資源評價流程，指出泥頁巖生—排—滯留烴演化模式和“存滯系數(shù)”是新方法資評的關鍵參數(shù)，泥頁巖生—排—滯留烴演化模式主要通過模擬實驗獲取，“存滯系數(shù)”可通過單井精細模擬或探明儲量區(qū)反算獲取，也可以通過類比法綜合獲取。

(2)川東南五峰組—龍馬溪組泥頁巖主要劃分為硅質型、鈣質型、黏土型和混合型4類，不同類型泥頁巖生—排—滯留烴演化模式總體較為相似，高熟—過成熟演化階段源內氣產率總體表現(xiàn)為黏土型>混合型>硅質型>鈣質型，且從盆內到盆緣、再到盆外，頁巖氣保存條件逐漸變差，“存滯系數(shù)”也逐漸降低。采用“存滯系數(shù)”法計算得到重點地區(qū)頁巖氣資源量與采用目前成熟性資評方法計算結果具有較好的可比性，驗證了新方法的適用性和可行性。

(3)與傳統(tǒng)方法相比，“存滯系數(shù)”法既考慮到了泥頁巖分布的非均質性和頁巖氣的動態(tài)演化過程，又考慮到晚期保存條件對頁巖氣富集的影響，具備整體性強、評價過程簡單等優(yōu)勢。新方法的提出進一步完善了頁巖氣資源評價方法體系，并適用于不同勘探程度，不同沉積相帶的頁巖氣資源評價。