中上扬子地区早古生代海相富有机质页岩是我国页岩气研究的热点层系^[1-3]，针对这一主力层系的页岩气储层评价参数、评价方法、甜点预测以及勘探开发取得了一系列重要进展^[4-6]，在此基础上建成了涪陵、长宁、威远等页岩气国家示范区，并实现了商业化开发。然而大量的理论研究和勘探实践工作主要集中在四川盆地南部，鄂中荆门地区作为四川盆地的外延，下古生界五峰组-龙马溪组富有机质页岩具有厚度大、分布面积广、有机质丰度高、成熟度高、含气量大等特点，和四川盆地页岩气聚集条件相似^[7-8]，但由于其埋藏深，处于深水陆棚沉积边缘等特点，勘探开发风险较大。前人对荆门区块的研究主要集中在有利区评选及甜点区预测方面，仅从地质角度定性地对页岩储层进行了研究，页岩储层研究相对薄弱。

近年来，中国石油、中国石化以及中国地质调查局等单位在该区相继开展了初步的勘探工作，并取得了宝贵的第一手资料，笔者以区块X井测录井资料和含气页岩段系统取样为基础，通过多种分析测试方法，对区块五峰组-龙马溪组含气储层段进行系统评价，优选储层综合有利页岩甜点层段，以期为水平井部署提供地质依据。

1   地质概况

荆门探区位于中扬子区鄂中褶皱带当阳复向斜，属秦岭–大别山构造带南缘大洪山冲断褶皱带前缘，为大巴山与大洪山弧形冲断褶皱带的前缘过渡区，南邻宜都–鹤峰背斜带，北邻巴洪冲断背斜带，西邻黄陵隆起，东靠乐乡关–潜江复背斜^[7]。研究区整体构造简单，为北西高东低的斜坡，局部发育褶皱、裂隙等微构造。自下而上发育震旦系至下三叠统浅海碳酸盐岩及碎屑岩，地表出露三叠系。其中，上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组发育了一套深水陆棚相的黑色含笔石炭质泥页岩^[7]，区内优质页岩(TOC质量分数大于2%)厚度在20 m左右。X井位于当阳复向斜巡检–溪前向斜带，根据电性、岩性及生物带变化特征，将五峰组–龙马溪组含气页岩段(即五峰组-龙一₁亚段)分为6个小层(五峰组分上下两段)(图 1)，并根据相关测试数据讨论各小层的储层特征与差异，优选有利的页岩气储层段。

图  1  荆门探区X井五峰组-龙一段综合柱状图

Figure  1.  Comprehensive profiles of Wufeng Formation and the 1^th Member of Longmaxi Formation of well X in Jingmen exploration area

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2   含气页岩段储层特征

2.1   岩石学特征

荆门探区五峰组-龙一$_1^3$小层主要为黑色页岩，黑灰色泥岩、含炭质泥页岩；生物地层发育完整，稳定分布WF₂-WF₄以及LM₁-LM₆各个笔石带(对应五峰组五一段-龙一$_1^4$小层)，优质页岩层段发育完整；发育水平层理，岩心常见黄铁矿斑块及条带，反映深水泥质陆棚强还原沉积环境(图 2-图 3)。自下而上，黄铁矿富集程度逐渐降低，生物硅质减少，粉砂及钙质含量增加，颗粒变粗及颜色变浅，龙一$_1^4$小层、龙一₂亚段分别以半深水泥质陆棚和以浅水陆棚相为主。

图  2  X井五峰组-龙一段矿物质量分数分布

Figure  2.  Mineral content distribution of Wufeng Formation and the 1^th Member of Longmaxi Formation of the well X

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图  3  荆门页岩气探区五峰组-龙一段页岩照片

Figure  3.  Pictures of shale in Wufeng Formation and the 1^th Member of Longmaxi Formation of the Jingmen shale gas exploration area

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2.2   页岩矿物组成

渗透性差的致密页岩能否被压裂形成复杂的网络裂缝主要受页岩矿物组成的影响，通过分析X井五峰组-龙一段测井数据及页岩样品X衍射全岩矿物含量可知，五峰组-龙一$_1^3$段以硅质页岩为主(表 1，图 1-图 2)。

表  1  荆门探区X井五峰组－龙一段页岩矿物组成

Table  1.  Mineral composition of Wufeng Formation and the 1^th Member of Longmaxi Formation of the well X in Jingmen exploration area

层位	脆性矿物质量分数/%						黏土矿物总质量 分数/%	黏土矿物成分相对质量分数/%				脆性指数
	石英	钾长石	斜长石	方解石	白云石	黄铁矿		伊利石	高岭石	绿泥石	伊/蒙混层
龙一$_1^4$	$ \tfrac{{25.7{\text{~}}37.3}}{{34.8(22)}} $	-	$ \tfrac{{8.5{\text{~}}11.5}}{{10.6(22)}} $	$ \tfrac{{0.8{\text{~}}6.8}}{{2.8(3)}} $	$ \tfrac{{2.7{\text{~}}4.4}}{{3.5(2)}} $	$ \tfrac{{1.7{\text{~}}7.1}}{{2.7(22)}} $	$ \tfrac{{42.1{\text{~}}55.3}}{{51.1(22)}} $	$ \tfrac{{29{\text{~}}50}}{{38(22)}} $	-	$ \tfrac{{22{\text{~}}34}}{{34(22)}} $	$ \tfrac{{18{\text{~}}41}}{{34(22)}} $	$ \tfrac{44.7~57.9} {49.0} $
龙一$ _1^3 $	$ \tfrac{{35.3{\text{~}}49.5}}{{42.7(6)}} $	-	$ \tfrac{{5.3{\text{~}}13.6}}{{10.0(6)}} $	$ \tfrac{{0.5{\text{~}}2.5}}{{1.4(4)}} $	$ \tfrac{{3.8{\text{~}}12.8}}{{7.8(6)}} $	$ \tfrac{{4.1{\text{~}}20.4}}{{8.2(6)}} $	$ \tfrac{{27.0{\text{~}}38.5}}{{30.5(6)}} $	$ \tfrac{{33{\text{~}}41}}{{37(6)}} $	$ \tfrac{{3{\text{~}}5}}{{4(5)}} $	$ \tfrac{{7{\text{~}}15}}{{11(6)}} $	$ \tfrac{{41{\text{~}}55}}{{49(6)}} $	$ \tfrac{61.5~73.0}{69.5} $
龙一$_1^2$	$ \tfrac{{34.0{\text{~}}52.4}}{{43.4(5)}} $	-	$ \tfrac{{6.6{\text{~}}9.8}}{{8.6(5)}} $	$ \tfrac{{1.1{\text{~}}2.5}}{{1.9(4)}} $	$ \tfrac{{7.1{\text{~}}16.2}}{{9.8(5)}} $	$ \tfrac{{4.5{\text{~}}16.4}}{{8.5(5)}} $	$ \tfrac{{21.9{\text{~}}32.3}}{{28.1(5)}} $	$ \tfrac{{30{\text{~}}41}}{{36(5)}} $	$ \tfrac{{2{\text{~}}7}}{{4(5)}} $	$ \tfrac{{5{\text{~}}13}}{{9(5)}} $	$ \tfrac{{42{\text{~}}63}}{{51(5)}} $	$ \tfrac{67.7~78.1}{71.9} $
龙一$_1^1$	$ \tfrac{{13.2{\text{~}}62.6}}{{37.9(2)}} $	-	$ \tfrac{{2.2{\text{~}}6.2}}{{4.2(2)}} $	$ \tfrac{{1.9{\text{~}}2.4}}{{2.2(2)}} $	$ \tfrac{{11.1{\text{~}}17.3}}{{14.2(2)}} $	7.9(1)	$ \tfrac{{22.2{\text{~}}50.5}}{{36.4(2)}} $	$ \tfrac{{42{\text{~}}46}}{{44(2)}} $	5(1)	$ \tfrac{{7{\text{~}}13}}{{10(2)}} $	$ \tfrac{{40{\text{~}}47}}{{44(2)}} $	$ \tfrac{49.5~77.8}{63.7} $
五峰组	$ \tfrac{{18.7{\text{~}}67.6}}{{41.2(5)}} $	1.4(1)	$ \tfrac{{2.6{\text{~}}6.5}}{{5.7(5)}} $	$ \tfrac{{1.0{\text{~}}16.1}}{{4.9(5)}} $	$ \tfrac{{2.7{\text{~}}3.1}}{{13.3(5)}} $	$ \tfrac{{1.8{\text{~}}4.8}}{{3.0(5)}} $	$ \tfrac{{24.3{\text{~}}44.4}}{{33.9(5)}} $	$ \tfrac{{27{\text{~}}40}}{{34(5)}} $	-	$ \tfrac{{9{\text{~}}21}}{{17(5)}} $	$ \tfrac{{41{\text{~}}64}}{{49(5)}} $	$ \tfrac{55.56~75.7}{66.1} $
注：$ \tfrac{{25.7{\text{~}}37.3}}{{34.8(22)}} $表示最小~最大值/平均值(样品数)，其他数据同；5.0(1)表示仅有一个样品检出；仅在龙一$_1^1$一块样品检出锐钛矿，质量分数为2.5%。

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根据矿物含量计算得到的脆性指数整体表现较高。纵向上看，五峰组-龙一$_1^3$脆性矿物质量分数较高，尤以龙一$_1^2$最大，平均达到71.86%；龙一$_1^4$最小，平均仅为48.95%。五峰组-龙一$_1^3$黏土矿物主要以伊利石、伊/蒙混层为主，绿泥石次之，水敏矿物高岭石含量较少或未检出，蒙脱石未检出。因此，五峰组-龙一$_1^3$小层更有利于天然裂缝的形成和人工压裂造缝。

2.3   有机地球化学特征

2.3.1   有机质丰度

对X井五峰组-龙一₁亚段46块岩心样品进行分析，其TOC质量分数为0.13%~6.79%，平均2.44%；龙一₂亚段16块样品TOC质量分数为0.01%~0.74%，平均0.26%(图 1)。就X井五峰组-龙一₁ TOC含量实测结果而言，龙一$_1^2$小层TOC质量分数最高，平均达到4.88%，其次龙一$_1^3$为3.42%、龙一$_1^1$为2.85%、五峰组为2.09%，均大于2%；龙一$_1^4$小层TOC质量分数最低，在0.13%~2.67%，平均0.72%(图 1)。纵向上，TOC含量整体具有随深度增加而变大的趋势，与自然伽马测井响应曲线特征一致。根据优质页岩划分标准^{[3, 9-10]}，X井TOC质量分数大于2%的优质页岩，其连续厚度达17.7 m(即五峰组上段-龙一$_1^3$)。

2.3.2   有机质显微组分及成熟度

选取32个岩心样品处理为干酪根，并在显微镜下进行有机质鉴定，结果显示，样品中有机质主要呈絮状无定形体(可能为藻类、动物碎屑等有机成分)，少量为具有一定规则形状的镜状体或沥青。透射光下多为黑色、褐黑色，荧光下不可见(图 4)，干酪根类型指数为31.00~57.25，为Ⅰ–Ⅱ₂型。30件样品干酪根δ¹³C碳同位素值为–27.83‰~–42.33‰，均值为–32.95‰，仅有2件样品的δ¹³C大于–28.0‰，干酪根类型为Ⅰ–Ⅱ₁。综合镜检照片、同位素数据分析成果得出，该井有机质类型以Ⅰ型干酪根为主。

图  4  荆门页岩气探区五峰组-龙一段干酪根显微组分(埋深3 122.89 m，层位为龙一$_1^1$)

Figure  4.  Pictures of kerogen macerals from Wufeng Formation and the 1^th Member of Longmaxi Formation in Jingmen exploration area

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对X井的32个干酪根样品沥青质反射率进行测定，其中2个无可测颗粒，18个可测颗粒较少，沥青质反射率折算后的值为2.24%~3.38%，平均2.71%，表明页岩处于过成熟生气阶段。富有机质页岩处于有效热解气范围是控制气源的重要因素，但过高的热演化程度会导致有机质炭化，有机孔塌陷，吸附能力降低^[11-12]。

2.4   储层孔隙结构特征与物性

页岩储层孔隙微观结构包括岩石孔喉大小、形态、分布及内部连通情况。研究储层微观孔隙结构特征，对优选储层有利的甜点层段意义重大^[13-15]。本文基于核磁共振技术和CT扫描技术的快速、无损检测特点，联合分析孔隙结构特征。

2.4.1   核磁共振分析

核磁共振可确定储层的孔隙率、饱和度及孔径大小，定量表征页岩孔隙连通性。页岩孔径越小，其T2弛豫时间越短，T2谱峰的位置反映页岩的孔径大小，峰包络的面积与对应孔径的多少有关^[13-14]。实验样品为五峰组-龙一₂的13块页岩样品，饱和溶液矿化度为2%，采用低磁场核磁共振岩心分析仪，实验参考SY/T 6490-2000《岩样核磁共振参数实验室测量规范》进行。

分析测试获得的代表性T2谱如图 5所示，饱和水页岩T2谱可分为2类5型，即：双峰(A类)和三峰(B类)两类，其中双峰又可划分为分离双峰(A₁，图 5a)和连续双峰(A₂，图 5b)两型；三峰又分为分离三峰(B₁，图 5c)、连续三峰(B₂，图 5d)和连续-分离三峰(B₃，图 5e-图 5f)三型，不同类型的T2谱反映了页岩的不同孔径分布特征，不同类型的T2谱纵向上没有显示出规律性。

图  5  样品T2谱分布

Figure  5.  T2 spectral distribution of samples

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一类一型(A₁)分离双峰型占比较大，为38.5%。饱和水状态T2谱呈双峰，且左右峰完全分离，右峰核磁信号幅度也远小于左峰，左峰T2弛豫时间分布在0.01~2 ms(微孔)，右峰T2弛豫时间分布在8~100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)，说明微孔与中孔、宏孔连通性差，且以微孔发育为主。

一类二型(A₂)连续双峰占23.1%。饱和水状态T2谱呈双峰，且左右峰连续，右峰核磁信号幅度也远小于左峰，左峰T2弛豫时间分布在0.1~10 ms(微孔、中孔)，右峰T2弛豫时间分布在10~50 ms(中孔)。说明以微孔和中孔发育为主，且连通性好。

二类一型(B₁)分离三峰型占比较小，为7.7%。饱和水状态T2谱呈三峰，且左中右峰完全分离，左峰信号T2弛豫时间分布在0.01~2 ms(微孔)，且信号最强，中峰T2弛豫时间分布在2~10 ms(微孔、中孔)，右峰T2弛豫时间分布在10~100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)。说明微孔与中孔、宏孔连通性差，且以微孔发育为主。

二类二型(B₂)连续三峰型占比较小，为7.7%。饱和水状态T2谱呈三峰，且左中右峰连续，左峰信号T2弛豫时间分布在0.01~2 ms(微孔)，且信号最强，中峰T2弛豫时间分布在2~10 ms(微孔、中孔)，右峰T2弛豫时间分布在10~100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)。说明微孔与中孔、宏孔连通性好，且以微孔发育为主。

二类三型(B₃)连续分离三峰型占比23.1%。饱和水状态T2谱呈三峰，可分为左中峰连续、中右峰分离或左中峰分离、中右峰连续两种情况，左峰信号T2弛豫时间分布在0.01~2 ms(微孔)，信号最强，中峰T2弛豫时间分布在2~10 ms(微孔、中孔)，右峰T2弛豫时间分布在10~100 ms(中孔、宏孔及微裂缝)，以微孔发育为主。

与干燥样的T2谱图对比发现，2个谱峰面积之差较大，反映孤立孔主要为小于2 nm的微孔，且信号强度小，占比非常小。T2谱左峰占比很大，而右峰占比很小，表明页岩样品束缚水饱和度很高，而可动流体饱和度很低(表 2，图 5)。

表  2  X井页岩岩心物性测试成果

Table  2.  Test results of the physical properties of the shale cores in well X

样品编号	层位	深度/m	岩心核磁孔隙率测试结果						气测孔隙率/%	CT孔隙率/%	脉冲衰减法渗透率/10–7 μm2
			含气饱和度%	含水饱和度%	核磁孔隙率%	饱和水状态		渗透率/10–8 μm2
						可动流体 饱和度%	束缚水 饱和度%
X1	龙一2	3 051.05	99.64	0.36	3.82	15.34	84.66	69.911
X2	龙一2	3 065.48	99.08	0.92	1.44	8.98	91.02	0.418	0.068
X3	龙一2	3 080.40	95.99	4.01	1.84	13.21	86.79	2.656	0.124
XCT1	龙一2	3 081.25								2.15
X4	龙一2	3 086.65	93.62	6.38	1.69	23.88	76.12	8.028	0.080		0.604
X5	龙一$_1^4$	3 090.39	95.45	4.55	1.32	10.81	89.19	0.446
X6	龙一$_1^4$	3 096.88	92.82	7.18	2.83	13.80	86.20	16.440
X7	龙一$_1^4$	3 101.28	92.65	7.35	2.88	18.04	81.96	33.330
X8	龙一$_1^4$	3 104.58	96.12	3.88	1.41	22.77	77.23	3.436
X9	龙一$_1^4$	3 109.30	90.37	9.63	0.92	26.60	73.40	0.941			0.172
XCT2	龙一	3 090.39								8.51
X10	龙一$_1^3$	3 114.40	83.23	16.77	0.69	16.81	83.19	0.093	0.393
XCT3	龙一$_1^3$	3 115.47								1.95
X11	龙一$_1^2$	3 119.49	$_1^4$93.61	6.39	2.59	32.31	67.69	102.524	1.838		1 050.000
X12	五峰组	3 124.87	54.32	45.68	0.52	35.88	64.12	0.223	0.835		10.530
XCT4	五峰组	3 127.46								5.65
X13	五峰组	3 129.54	80.32	19.68	0.60	0.00	100.00	0	0.079		0.172
注：气测测试条件，测试气体为氮气、测试围压6.89 MPa、孔隙压力为1.38 MPa；核磁测试条件为饱和溶液矿化度2%，实验参考SY/T 6490-2000《岩样核磁共振参数实验室测量规范》进行。

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2.4.2   岩心CT扫描分析

微纳米CT扫描技术可实现对岩心微观孔隙类型、孔喉特征、连通性等无损、直观可视化描述^[15]。实验仪器为ltraXRM-L200型纳米三维立体成像仪，样品为五峰组-龙一₂的4块页岩样品，扫描分辨率0.064 μm，CT测试孔隙率见表 2，CT孔隙颗粒骨架如图 6所示。在CT扫描图像中，不同密度对象有不同的CT值，表现为不同的灰度值，页岩矿物颗粒密度最大，图像中呈现白色或灰白色；而发育微孔隙、微裂缝的页岩密度最小，在图像中为黑色^[12]。为提高图像视觉分辨力，突出孔隙骨架，对页岩图像进行伪彩色增强，如图 6所示，可直观观察页岩的孔隙结构及连通性。

图  6  页岩样品显微CT图像的伪彩色增强

Figure  6.  Pseudo color enhancement from micro CT images in shale samples

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2.4.3   物性特征

本次采用气测、核磁、测井和CT扫描4种方法评价储层物性。

孔隙率核磁共振实验测得的T1、T2弛豫参数值可计算受岩性影响较小的孔隙率、渗透率、束缚水饱和度等参数^[16-18]。X井13个岩心样核磁孔隙率测试结果表明：五峰组-龙一₂亚段核磁孔隙率为0.60%~3.82%，平均1.74%；其中各小层平均孔隙率分别为：五峰组0.56%、龙一$_1^2$2.59%、龙一$_1^3$0.69%、龙一$_1^4$1.87%、龙一₂ 2.20%，对应渗透率分别为0.111 5× 10^–8、102.524×10^–8、0.093×10^–8、10.919×10^–8 μm² (表 2)，孔隙率和渗透率具有较好的正相关关系(图 7)。

图  7  X井核磁孔隙率与渗透率关系

Figure  7.  Relationship between nuclear magnetic porosity and permeability in well X

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与其他测试方法相比，7个岩样的气测孔隙率均偏低，也具有与渗透率正相关性的特征(图 8)。

图  8  X井气测孔隙率与渗透率随深度变化

Figure  8.  Variation of porosity and permeability with depth in gas logging of well X

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4个样品的CT孔隙率测值均较大(表 2)，远远高于气测孔隙率结果，一方面可能是由于气体吸附测试主要用于表征连通的孔隙，而纳米CT扫描所表征的孔隙包含连通孔和封闭孔，另一方面，对于孔喉特征相对复杂的页岩储层，图像二值化处理时在阈值选取中的主观因素影响较大所致。

X井奥陶系临湘组–龙马溪组龙一₂亚段3 085~3 185 m核磁测井所获取的孔隙率如图 1所示。由于塌孔等原因，页岩段核磁数据受到井眼一定的影响，受影响较小层段3 116~3 121 m核磁总孔隙率4%~11%，有效孔隙率2%~8%，自由流体孔隙率小于2%，孔隙结构主要以小孔隙为主。3 128 m以下碳酸盐岩段井况良好，核磁总孔隙率低于4%，有效孔隙率基本低于2%，也具有与渗透率呈正相关性的特征(图 9)。

图  9  X井测井孔隙率与渗透率随深度关系

Figure  9.  Relationship between logging porosity and permeability with depth in well X

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气测、核磁实测孔隙率、相对测井解释孔隙率偏小(图 1、表 2)，严重低于南方海相页岩孔隙率1%~5%^[19]，更低于美国典型含气页岩总孔隙率(多介于1%~10%，平均4.22%~6.51%)^[19-20]，受影响较小层段(3 116~3 121 m)的测井总孔隙率为4%~11%，更符合实际孔隙率值。但整体变化趋势与测井解释孔隙率一致，孔隙率与渗透率具有正相关特征，且与TOC呈高度正相关，说明有机质为页岩气提供了主要的储集空间。就所取样品而言，表现为特低渗特征。

2.5   含气性特征

2.5.1   含气量

X井五峰组-龙一₂段36个岩心样品现场解吸含气量为0.27~4.20 m³/t，平均1.30 m³/t，由上往下含气量呈逐渐增加趋势(图 1，图 10)。龙一₂亚段(3 040~3 087 m)除个别数据点外，87%的实测总含气量小于1.0 m³/t，平均0.64 m³/t；而五峰组-龙一₁亚段整体实测含气量大于2.0 m³/t(图 1，图 10)。五峰组平均含气量为1.86 m³/t，龙一$_1^1$-龙一$_1^4$段各小层平均含气量依次3.55、3.71、3.26、0.87 m³/t。实测各小层总含气量与测井解释含气量大小及其变化趋势基本一致(图 1)，且龙一$_1^1$-龙一$_1^3$小层总含气量相较其他小层高。此外，本井含气量受控于TOC明显，呈高度线性正相关(图 11)。

图  10  X井实测含气量与埋藏深度的关系

Figure  10.  Relationship between shale gas content and burial depth in well X

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图  11  X井页岩TOC与含气量关系

Figure  11.  Relationship between TOC and gas content of shale in well X

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2.5.2   页岩气组分

X井五峰组-龙一₂段28个岩心样品气相色谱检测结果显示：3 040~3 140 m井深段，以3 110 m为界显示出截然不同的页岩气组分组合特征，之上页岩气组分以氮气为主，18个样品的氮气摩尔分数为42.46%~96.30%，平均73.90%，其次为甲烷，摩尔分数分布在3.70%~52.08%，平均19.52%；3 110 m之下则以甲烷为主，11个样品的甲烷摩尔分数介于43.22%~98.51%，平均93.74%，氮气摩尔分数介于0~47.99%。二氧化碳低于10%，乙烷低于2%。五峰组-龙一亚段干燥系数较高，页岩气品质较好(图 12)。

图  12  X井页岩气组分与埋藏深度的关系

Figure  12.  Relationship between gas components and burial depth of well X

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3   甜点层段优选

探区页岩储层在纵向上厚度近500 m，且储层非均质性强，需要优选纵向上储层的甜点层段，以有效指导水平井箱体部位及水平井轨迹的优化。

针对不同勘探区块的特点，目前对储层甜点层段优选的参数及阈值选取不同。本次针对X井的评价方法和参数体系主要参考美国页岩气的勘探成功经验^[21-22]及国内对中国海相页岩气储层评价标准^[23-24]，结合X井测井及岩心分析资料，从地质和工程两个方面对五峰组-龙马溪组页岩储层进行综合评价，优选开发甜点层段。地质条件主要包括有机质类型、有机碳含量、有机质成熟度、孔隙率、含气性等；工程条件主要考虑影响压裂效果的脆性指数，评价参数指标见表 3。

表  3  X井页岩储层分类标准

Table  3.  Classification standards for shale reservoirs in well X

类别		地质条件					工程条件脆性指数
		TOC/%	孔隙率/%	含气量/(m3·t–1)	有机质类型	有机质镜质体反射率/%
储层	一类	> 2.0	> 2.0	> 3	Ⅰ	1.2~3.0	> 60
	二类	> 1.0~2.0	> 1.0~2.0	> 2~3	Ⅱ1、Ⅱ2	3.0~4.0	> 50~60
	三类	0.5~1.0	0.5~1.0	1~2	Ⅲ	> 4.0或 < 1.2	40~50
非储层		< 0.5	< 0.5	< 1.5	-	-	< 40

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3.1   地质甜点层段优选

反映储层品质特征的地质甜点层段优选是页岩气勘探开发的基础。X井五峰组-龙一₁亚段为深水陆棚相^[25]，是页岩气富集的原始沉积条件。上覆龙一$_1^4$、龙一₂和龙二段平均有效孔隙率较低，分别为1.3%、0.94%和0.9%，总厚度近500 m，盖层品质良好。依据表 3所列出的页岩储层分类标准，对照X井的地质条件，龙一$_1^1$、龙一$_1^2$为一类储层(龙一$_1^1$无核磁孔隙率数据，但此段测井数据大于4%，有机质类型仅有2个样品显示为Ⅱ₁)；五峰组上段和龙一$ _1^3 $为二类储层(虽然核磁孔隙率数据均小于1%，但测井数据均大于4%)；龙一$_1^4$被划分为三类储层，五峰组下段为非储层。

3.2   工程甜点层段优选

页岩气能否成功开发很大程度上取决于页岩储层压裂的难易程度和压裂缝的形态，而脆性矿物含量或脆性指数是反映储层压裂品质的重要参数。从X井实测矿物含量看，五峰组-龙一$_1^3$小层黏土矿物质量分数小于40%，脆性矿物质量分数均在60%以上(表 1)，与元素测井解释结果基本一致，甜点页岩段测井曲线表现为“高伽马、高时差与低密度”的响应特征(图 1)。依据表 3所列出的页岩储层分类标准，对照X井的工程条件，五峰组-龙一$_1^3$为一类储层，龙一$_1^4$为三类储层。

基于页岩气地质与工程综合评价，考虑盖层品质等因素，优选X井龙一$_1^1$-龙一$_1^2$小层为一类储层，五峰组上段和龙一$_1^3$小层为二类储层，龙一$_1^4$小层为三类储层，即富碳高硅页岩段的五峰组上段-龙一$_1^3$小层(厚度约17.7 m)为页岩气甜点层段(表 4、图 1)，可作为页岩气水平井钻遇的箱体层段。

表  4  X井页岩储层分类评价结果

Table  4.  Evaluation results of shale reservoir classification in well X

层位	厚度/m	TOC/%		有效孔隙率/%	含气量/(m3·t–1)	有机质成熟度平均值/%		有机质类型	脆性指数	储层分类
龙一$_1^4$	24.9	0.13~2.67/0.72	0.92~2.88/1.87		0.06~2.58/0.84	2.56	Ⅰ–Ⅱ1		44.7~57.9/48.95	三
龙一$_1^3$	6.1	0.76~4.35/3.41	0.69		2.58~4.20/3.26	2.68	Ⅰ		61.5~73.0/69.53	二
龙一$_1^2$	4.6	3.1~6.79/4.88	2.59		3.51~3.90/3.71	2.46	Ⅰ		7.1~18.7/71.86	一
龙一$_1^1$	2.1	0.2~4.62/2.85	-		3.55	2.77	Ⅰ–Ⅱ1		49.5~77.8/63.65	一
五峰上段	4.9	2.15~3.50/2.68	0.52		2.05~2.51/2.33	2.80	Ⅰ		60.5~75.7/67.37	二
五峰下段	1.7	0.31	0.60		0.43	-	Ⅰ		55.6~72.9/64.25	非储层
注：表中0.13~2.67/0.72表示最小~最大值/平均值，其他同。

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4   结论

a. 荆门探区五峰组-龙一段储层以硅质页岩为主，由五峰组-龙一$_1^1$-龙一$_1^3$小层所反映的强还原深水陆棚向上转变为龙一$_1^4$小层反映的半深水泥质陆棚和龙一₂亚段反映的浅水陆棚相为主。

b. 纵向上X井TOC质量分数大于2%的优质页岩连续厚度达17.7 m(五峰组-龙一$_1^3$)，且探区连井剖面显示其平面上分布稳定；镜下有机质主要为絮状无定形体，少量规则形状镜状体或沥青质体，干酪根以Ⅰ型为主，Ⅱ₁型为辅，折算的镜质体反射率平均值为2.71%，处于高过成熟生气阶段，有机地化特征优越。

c. 气测和核磁实测孔隙率值相对测井解释孔隙率偏小，受塌孔影响较小层段3 116~3 121 m的测井总孔隙率为4%~11%，更符合实际孔隙率值。3种孔隙率变化趋势一致，孔隙率与渗透率均具有正相关特征，且均表现为特低渗特征。

d. 饱和水页岩核磁共振T2谱可分为2类5型，不同类型的T2谱所反映的页岩孔径分布特征具有差异性，纵向上无规律性。

e. X井3 040~3 140 m井深五峰组-龙一₂段以3 110 m为界显示出截然不同的页岩气组分组合特征，之上以氮气为主，摩尔分数平均73.90%；之下则以甲烷为主，摩尔分数平均93.74%，干燥系数较高，页岩气品质较好；五峰组-龙一₁亚段整体实测含气量大于2.0 m³/t。

f. 基于地质与工程综合评价，优选出龙一$_1^1$-龙一$_1^2$小层为一类储层，五峰组上段和龙一$_1^3$小层为二类储层，龙一$_1^4$小层为三类储层，即富碳高硅页岩段的五峰组上段-龙一$_1^3$小层(厚度约17.7 m)为荆门探区纵向上的甜点层段。