楊兆彪，易同生，李 庚，顏智華，耿殿英，高 為，姜炳仁

(1.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術(shù)研究中心，貴州 貴陽 5500091; 2.中國礦業(yè)大學(xué) 煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 徐州 221008)

煤系氣，泛指煤系中賦存的各類天然氣，涵蓋以吸附相為主的煤層氣、以游離相為主的致密砂巖氣、吸附相-游離相共存的頁巖氣等，即所謂的“煤系三氣”[1]。據(jù)估算，中國2 000 m以淺的煤系氣地質(zhì)資源總量為82萬億m3[2]。為推動(dòng)2030年“碳達(dá)峰”和2060年“碳中和”，我國“十四五”期間要“穩(wěn)油增氣”[3]，進(jìn)一步開發(fā)利用清潔低碳的天然氣能源。我國天然氣對(duì)外依存度很高，2018年已達(dá)到45.3%。因此加大天然氣勘探開發(fā)力度，開拓新區(qū)新領(lǐng)域，是油氣勘探發(fā)展的必然之路。

目前，煤系氣研究集中在海陸過渡相及陸相沉積的鄂爾多斯盆地、沁水盆地、塔里木盆地、四川盆地和雞西盆地等[4-7]，部分區(qū)域已取得好的勘探開發(fā)效果[8-10]。滇東黔西是我國重要的聚煤區(qū)域，煤層氣資源豐富，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤層氣資源量約占全國的10%[11]，煤系氣資源同樣較為豐富[12-13]。然而該區(qū)域除了海陸過渡相的龍?zhí)督M，下石炭統(tǒng)祥擺組(黔西為祥擺組，滇東為萬壽山組)為一套海相含煤地層，石英砂巖、頁巖、薄灰?guī)r、薄煤層/煤線廣泛發(fā)育。前期開展的黔西南頁巖氣資源調(diào)查評(píng)價(jià)項(xiàng)目實(shí)施參數(shù)井1口—威頁1井，獲取了祥擺組頁巖的儲(chǔ)層參數(shù),700 m以深頁巖氣含量平均0.527 m3/t，符合工業(yè)開采標(biāo)準(zhǔn)，但該層位的煤系氣資源特征及有利開發(fā)層段尚不清楚。

為此，依托貴州省地質(zhì)勘察基金項(xiàng)目《貴州省西部煤系氣調(diào)查評(píng)價(jià)》在黔北威寧龍街向斜實(shí)施1口參數(shù)井——龍參1井，完成了氣測(cè)錄井和測(cè)井，獲取了祥擺組完整的巖芯，開展了大量的物性測(cè)試和含氣量測(cè)試，為認(rèn)識(shí)祥擺組煤系氣儲(chǔ)層物性和資源潛力提供了重要的依據(jù)。筆者主要依據(jù)龍參1井測(cè)試化驗(yàn)結(jié)果，對(duì)該區(qū)下石炭統(tǒng)祥擺組煤系氣有利開發(fā)層段進(jìn)行分析評(píng)價(jià)。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)地處貴州省威寧縣北西部，行政區(qū)屬畢節(jié)地區(qū)威寧縣管轄，西與威寧縣中水鎮(zhèn)接壤，北與云南的邵通市接壤，南與威寧縣觀風(fēng)海鎮(zhèn)接壤，東鄰雪山鎮(zhèn)，直距威寧縣城50 km。威寧地區(qū)地處揚(yáng)子板塊的西部，屬于上揚(yáng)子地塊六盤水裂陷槽四級(jí)構(gòu)造單元。工作區(qū)整體為一向斜構(gòu)造，即龍街向斜(圖1(b))。在主體向斜的基礎(chǔ)上，發(fā)育四方井次級(jí)背斜。向斜內(nèi)斷層較不發(fā)育，但在龍街向斜西翼存在2組斷裂，以正斷層為主，北東和北西2種走向。區(qū)內(nèi)構(gòu)造復(fù)雜程度中等。

區(qū)域出露地層由老至新有寒武系中上統(tǒng)、奧陶系下統(tǒng)、志留系中統(tǒng)、泥盆系、石炭系、二疊系、三疊系中下統(tǒng)、古近系下統(tǒng)及第四系。其中，以石炭系分布范圍最廣，二疊系次之。除沉積巖外，尚發(fā)育有晚二疊世的火山噴發(fā)巖。石炭系下統(tǒng)祥擺組(C1x)為本次研究的目標(biāo)地層，部分文獻(xiàn)也稱之為舊司組下段[14]。龍街向斜保存了深水陸棚相沉積(圖1(a))，具備優(yōu)質(zhì)頁巖層的發(fā)育。

祥擺組為含煤地層(圖1(c))，巖性為深灰、灰色薄-中層狀及厚層狀細(xì)粒石英砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖與灰色、深灰色、黑灰色黏土巖、粉砂質(zhì)黏土巖近等厚互層產(chǎn)出，夾3～5層薄煤層。厚170.70～316.93 m，平均246.16 m。本組底部和頂部為厚3～8 m的棕黃、灰黃色中-厚層狀石英砂巖、粉砂巖夾薄層黏土巖，與下伏湯粑溝組之間常有0～0.12 m的鐵質(zhì)風(fēng)化殼存在，2者之間呈平行不整合接觸。

圖1 龍街區(qū)塊所在區(qū)域圖、構(gòu)造綱要圖和龍參1井煤系地層柱狀[14]Fig.1 Longjie block location map,structural outline map and coal measure stratigraphic histogram of Long test well 1[14]

2 實(shí)驗(yàn)測(cè)試

現(xiàn)場(chǎng)采集龍參1井祥擺組泥頁巖、煤樣，密封包裝后運(yùn)送至貴州省煤田地質(zhì)局實(shí)驗(yàn)室，按照GB/T 474—2008標(biāo)準(zhǔn)制備樣品，開展基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)、物性試驗(yàn)及含氣性測(cè)試試驗(yàn)。

2.1 基礎(chǔ)測(cè)試

依據(jù)顯微組分組和礦物測(cè)定方法(GB/T 8899—2013)，使用顯微光度計(jì)(型號(hào)Scope.A1)測(cè)試煤樣顯微組分;依據(jù)煤的工業(yè)分析方法(GB/T 212—2008)，利用馬弗爐、灰皿、干燥器、分析天平等進(jìn)行煤樣工業(yè)分析;按照煤的鏡質(zhì)體反射率顯微鏡測(cè)定方法(GB/T 6948—2008)，利用顯微光度計(jì)(型號(hào)Scope.A1)進(jìn)行煤樣鏡質(zhì)組反射率測(cè)定。

依據(jù)沉積巖中總有機(jī)碳的測(cè)定法(GB/T 19145—2003)，使用碳硫分析儀(型號(hào)CS230)測(cè)定泥頁巖TOC含量;依據(jù)全巖光片顯微組分測(cè)定方法(SY/T6414—2014)，使用顯微光度計(jì)(型號(hào)Scope.A1)進(jìn)行泥頁巖顯微組分測(cè)定;依據(jù)沉積巖中鏡質(zhì)體反射率測(cè)定方法(SY/T5124—2012)，利用顯微光度計(jì)(型號(hào)Scope.A1)進(jìn)行泥頁巖成熟度測(cè)定;依據(jù)透射光-熒光干酪根顯微組分鑒定及類型劃分方法(SY/T 5125—2014)，利用顯微鏡(型號(hào)Leica DM4P DFC450C)測(cè)定泥頁巖干酪根類型;依據(jù)沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X射線衍射分析方法(SY/T 5163—2018)，利用X射線衍射分析儀(X’pert powder)開展泥頁巖礦物組分測(cè)定。

2.2 物性測(cè)試

依據(jù)氣體吸附BET法測(cè)定固態(tài)物質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)(GB/T 19587—2017)，采用低溫氮吸附儀(型號(hào)TriStar3020)進(jìn)行低溫液氮實(shí)驗(yàn);按照覆壓下巖石孔隙度和滲透率測(cè)定方法(SY/T 6385—2016)，采用自動(dòng)氦孔隙度測(cè)試儀(Ultrapore—300)、脈沖式覆壓孔滲測(cè)定儀(PoroPDP—200)進(jìn)行孔隙度、滲透率測(cè)試。依據(jù)巖石樣品掃描電子顯微鏡分析方法(SY/T 5162—2014)利用掃描電鏡進(jìn)行孔裂隙觀察。

2.3 含氣性測(cè)試

依據(jù)煤層氣含量測(cè)定方法(GB/T 19559—2008)、頁巖含氣量測(cè)定方法(SY/T 6940—2013)，采用高精度現(xiàn)場(chǎng)解析儀(型號(hào)FJSH-YJ-003)進(jìn)行煤及泥頁巖含氣量測(cè)定;依據(jù)天然氣的組成分析(GB/T 13610—2014)，采用氣相色譜儀(型號(hào)GC4000A)進(jìn)行氣體組分測(cè)試;依據(jù)高壓等溫吸附實(shí)驗(yàn)方法(GB/T 19560—2008)，利用等溫吸附解吸儀(IS-300)進(jìn)行煤樣等溫吸附實(shí)驗(yàn)。

3 煤系儲(chǔ)層物性

3.1 煤 層

龍參1井揭露的祥擺組埋深為785.14～1 170.84 m，視厚度為385.7 m，真厚度約為342 m。共有12層煤，煤層真厚度0.13～0.99 m，平均真厚度0.39 m，總厚4.66 m。煤層厚度分布多為0.2～0.6 m，占煤層層數(shù)的50%，其次煤層厚度分布在0.1～0.2 m的煤線占煤層層數(shù)的33.33%，此外第一層煤最厚，也僅為1.1 m，如圖2所示。

圖2 龍參1井煤層厚度垂向分布Fig.2 Vertical distribution map of coal seam thickness of Long test well 1

研究區(qū)煤層宏觀煤巖類型以光亮型煤為主，煤巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主，惰質(zhì)組次之。其中鏡質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于81.46%～89.08%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)84.96%;惰質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于10.92%～18.54%，平均15.04%。鏡質(zhì)組最大反射率2.87%～3.00%，平均2.92%，煤階主要為高變質(zhì)的無煙煤。主煤層灰分產(chǎn)率在5.75%～30.34%，平均18.47%，為中灰煤，如圖3所示。

圖3 龍參1井煤層顯微組分三元圖Fig.3 Ternary Diagram of coal seam microstructure of long test well 1

3.2 泥頁巖

3.2.1泥頁巖厚度

祥擺組按照地層巖性組合特征可進(jìn)一步分上、下2段(圖4)。

圖4 龍街向斜連井剖面Fig.4 Connecting well profile of Longjie syncline

上段主要以中厚層泥頁巖為主，夾薄層灰?guī)r和細(xì)砂巖。以龍參1井為例，頁巖主要分布深度為800～952 m;其中單層厚度在10 m以上的粉砂質(zhì)泥巖有5層，最厚一層達(dá)到了27.73 m，接近30 m，頁巖斷續(xù)發(fā)育累計(jì)厚度為128.25 m，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于商業(yè)性開發(fā)需要的50 m。

祥擺組下段主要為細(xì)砂巖、灰?guī)r、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖和薄煤層或煤線為主，祥擺組下段為主要含煤層段，巖性連續(xù)厚度一般較小，多表現(xiàn)為頻繁的泥-砂互層。以龍參1井為例，主要為薄煤層，泥巖和砂巖互層，僅有一層細(xì)砂巖達(dá)到了10 m，其余巖性均在10 m以內(nèi)，泥頁巖斷續(xù)發(fā)育，累計(jì)厚度51.96 m?？傆?jì)泥頁巖厚度180.21 m，泥質(zhì)粉砂巖厚度75.39 m，廣義的泥頁巖厚度為255.6 m，為祥擺組優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)層。

3.2.2TOC、顯微組分及成熟度

龍參1井祥擺組泥頁巖TOC含量介于0.77%～8.94%，平均2.01%，隨層位向下而增大，下段高于上段(圖5)，對(duì)于當(dāng)前頁巖氣藏開發(fā)TOC含量一般需達(dá)到1%以上，達(dá)到2%以上最好，祥擺組具有TOC含量較高的特征。

圖5 龍參1井泥頁巖TOC含量隨埋深變化Fig.5 Variation of TOC of mud shale with burial depth from Long test well 1

有機(jī)顯微組分以殼質(zhì)組為主，腐泥組和鏡質(zhì)組次之，惰質(zhì)組最少。其中殼質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)34%～53%，平均43%;腐泥組質(zhì)量分?jǐn)?shù)15%～52%，平均38%;鏡質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)10%～32%，平均16%;惰質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)1～3%，平均1.7%。腐泥組隨層位埋深減小而增大(圖6)，反映了由濱海相逐漸向深海相過渡。與之對(duì)應(yīng)，上段有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型，下段主要為Ⅱ2型，Ro,max平均2.54%。TOC含量、有機(jī)質(zhì)類型和成熟度類似于四川盆地的龍馬溪組。

圖6 龍參1井泥頁巖顯微組分Fig.6 Microscopic composition map of mud shale of Long test Well 1

3.2.3礦物組分

泥頁巖礦物組分分析結(jié)果顯示(圖7):主要以黏土礦物和石英為主，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)在16.69%～68.87%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)38.52%，接近40%;黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)在33.34%～81.87%，平均48.99%;泥頁巖黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)略高于非煤海相地層，如渝東南和川西南龍馬溪組其平均值分別為29.6%和41.1%，但遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于海陸過渡相的含煤地層，如沁水盆地和鄂爾多斯盆地的山西組其平均值分別為58.0%和57.5%[15]。高嶺石、綠泥石、伊利石、伊/蒙混層等均有發(fā)現(xiàn)，且以伊利石和伊/蒙混層占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)。斜長(zhǎng)石僅在部分樣品中檢測(cè)出，質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于9.88%～16.82%，平均13.38%。黏土礦物組分含量特征指示本區(qū)成巖作用強(qiáng)，蒙脫石已經(jīng)全部轉(zhuǎn)為為伊利石、綠泥石、高嶺石、伊蒙混層等，處于晚成巖階段[14]。

圖7 龍參1井泥頁巖礦物組分分析結(jié)果Fig.7 Analysis results of mud shale mineral composition of Long test well 1

3.2.4脆性指數(shù)

脆性指數(shù)是反映頁巖可壓裂性的一個(gè)直觀指標(biāo)，泥頁巖礦物成分中的石英、長(zhǎng)石、方解石等脆性礦物在外力作用下極易產(chǎn)生裂縫，有利于頁巖氣的開發(fā)。參考中國海相頁巖氣礦物組分脆性指數(shù)方法計(jì)算了祥擺組泥頁巖樣品的脆性指數(shù)[16]為

(9)

式中,I為脆性指數(shù)，%;ws為石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%;wc為長(zhǎng)石質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%;wy為方解石、白云石等碳酸鹽巖礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%;wq為所有礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)之和1。

計(jì)算結(jié)果顯示:脆性指數(shù)介于17.13%～61.16%(圖8)，平均48.02%，泥頁巖脆性指數(shù)較大，平均值大于40%，后期易于改造。整體具有隨層位降低脆性指數(shù)增大的趨勢(shì)，這與石英等脆性礦物組分含量隨層位降低而增大相關(guān)(圖9)，其中石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)與TOC含量關(guān)系為正相關(guān)關(guān)系(圖10)，這一現(xiàn)象在川南五峰組—龍馬溪組頁巖儲(chǔ)層中也存在[17]，即部分石英推測(cè)為生物成因石英。

圖8 龍參1井泥頁巖脆性指數(shù)Fig.8 Diagram of brittleness index of mud shale of Long test well 1

圖9 龍參1井泥頁巖礦物組分Fig.9 Mud shale mineral composition of Long test well 1

圖10 TOC含量與石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)關(guān)系Fig.10 Relationship between TOC content and quartz content

整體上海相煤系地層泥頁巖具有脆性指數(shù)高的特征，而海陸過渡相煤系地層泥頁巖礦物組分以黏土礦物為主，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)較少，脆性指數(shù)往往較低。以土城向斜1口參數(shù)井龍?zhí)督M泥頁巖為例，其黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)在66.77%～93.19%，計(jì)算脆性指數(shù)僅有18.97%，砂巖的脆性指數(shù)僅有19.03%。2者具有明顯的區(qū)別。

3.2.5孔滲性

泥頁巖微孔較為發(fā)育(圖11)，存在有機(jī)質(zhì)氣孔及微裂縫。低溫液氮實(shí)驗(yàn)顯示總孔容介于0.001 9～0.023 9 cm3/g，平均為0.016 76 cm3/g;總孔比表面積介于11.8～16.85 m2/g，平均為14.387 m2/g;孔徑介于3.786 2～6.760 6 nm，平均為5.518 6 nm。這一測(cè)試結(jié)果與以中國重點(diǎn)地區(qū)的山西組、太原組和龍?zhí)督M為代表的海陸過渡相泥頁巖儲(chǔ)層，以及與以龍馬溪組和牛蹄塘組為代表的海相泥頁巖儲(chǔ)層相比(表1)，表現(xiàn)為總孔容和孔比表面積高于前者但低于后者，處于過渡狀態(tài)?？紫抖绕骄鶠?.77%，滲透率平均為0.002×10-15m2，屬于低滲儲(chǔ)層。

表1 中國重點(diǎn)地區(qū)部分頁巖儲(chǔ)層孔隙表征參數(shù)[15]Table 1 Pore characterization parameters of some shale reservoirs in key areas of China[15]

圖11 泥頁巖孔裂隙掃描電鏡圖Fig.11 Scanning electron micrograph of mud shale pores and fissures

4 煤系含氣性特征

4.1 煤層含氣性

祥擺組煤層含氣量介于3.34～10.66 m3/t，平均含氣量5.88 m3/t，多數(shù)煤層含氣量介于2～6 m3/t，占煤層含氣量的69.23%。垂向上，由淺及深，煤層含氣量變化趨勢(shì)呈現(xiàn)先增加后減小再增大的連續(xù)波動(dòng)趨勢(shì)，其中，在埋深1 111.44 m處，含氣量達(dá)到最高，為10.66 m3/t，在埋深1 125.14 m處，含氣量最低，為3.34 m3/t(圖12(a))。各煤層均做了45 ℃條件下的等溫吸附試驗(yàn)，數(shù)據(jù)來源于該試驗(yàn)結(jié)果。通過公式計(jì)算得出，理論含氣飽和度15.62%～35.56%，平均23.50%，說明本研究區(qū)域內(nèi)煤層為欠飽和狀態(tài)。

煤層氣組分主要以CH4為主，體積分?jǐn)?shù)介于45.75%～96.86%，平均體積分?jǐn)?shù)78.21%;N2次之，體積分?jǐn)?shù)介于2.14%～33.86%，平均體積分?jǐn)?shù)20.68%;CO2最少，體積分?jǐn)?shù)介于0.33%～1.47%，平均0.95%;其余氣體組分體積分?jǐn)?shù)均小于0.01%(圖12(b))。整體上在1 000 m以深，煤層處于原位甲烷帶。

圖12 龍參1井煤層含氣量和氣體組分體積分?jǐn)?shù)Fig.12 Coal seam gas content and composition content of Long test well 1

4.2 泥頁巖含氣性

祥擺組泥頁巖含氣量介于0.27～1.48 m3/t，平均0.57 m3/t，垂向上，由淺及深，可將祥擺組含氣量大致在埋深842.99 m處分為2段，上段含氣量呈現(xiàn)先升高后降低的趨勢(shì)，下段總體趨于增長(zhǎng)，含氣量在946.16 m處達(dá)到最高，為1.48 m3/t(圖13(a))?？傮w上來看研究區(qū)內(nèi)含氣量隨埋深增大而升高。按照頁巖氣有利區(qū)含氣量最低值0.50 m3/t，目標(biāo)區(qū)含氣量下限值1.0 m3/t評(píng)價(jià)，研究區(qū)泥頁巖含氣量大多達(dá)到有利區(qū)標(biāo)準(zhǔn)，部分小層含氣量高于1.0 m3/t，可作為后期重點(diǎn)的勘探開發(fā)層段。

圖13 龍參1井泥頁巖含氣量及組分Fig.13 Mud shale gas content map (top) and composition map (bottom) of Long test well 1

祥擺組泥頁巖組分以860.06 m為界，以淺層位氣體組分主要以N2和CH4為主，CH4體積分?jǐn)?shù)較低，平均20.05%，N2體積分?jǐn)?shù)較高，平均77.46%。以深層位氣體組分N2，CH4發(fā)生變化，甲烷為主要?dú)怏w，平均體積分?jǐn)?shù)64.37%(圖13(b))。據(jù)此表明，祥擺組860 m以淺地層仍處于風(fēng)化帶，后期勘探開發(fā)應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注860 m以深的地層。

5 煤系氣開發(fā)有利層段評(píng)價(jià)

基于祥擺組巖性組合的垂向分段特征，在有利開發(fā)層段優(yōu)選時(shí)，對(duì)于上部層段，目的層段主要以泥頁巖為主，綜合考慮國內(nèi)外頁巖氣勘探開發(fā)實(shí)踐及前人研究成果[18]，考慮其單層厚度或連續(xù)厚度、TOC含量、含氣量和脆性指數(shù)進(jìn)行有利開發(fā)層段的優(yōu)選。上段具有泥頁巖單層連續(xù)厚度大、脆性指數(shù)大、TOC含量較高，含氣量中等的特征，適宜進(jìn)行大規(guī)模的體積壓裂，但須規(guī)避淺層風(fēng)化帶。

對(duì)于下部層段，盡管為主要含煤層段，考慮到煤層厚度薄，含氣飽和度低等特征，依然以泥頁巖為主要目的層，但也考慮薄煤層占比，占比越高越好。泥頁巖及薄煤層在力學(xué)性質(zhì)上相近，下段泥頁巖脆性指數(shù)普遍較高，都在40%以上?；揪邆涿簩?泥頁巖多層穿層壓裂改造的儲(chǔ)層物性基礎(chǔ)。

基于以上分析，參考國內(nèi)外頁巖氣商業(yè)性開發(fā)關(guān)鍵參數(shù)值，研究區(qū)有利開發(fā)層段評(píng)價(jià)指標(biāo)見表2。

表2 頁巖氣有利開發(fā)層段優(yōu)選指標(biāo)Table 2 Optimum index for favorable development intervals of shale gas

以龍參1井為例，分別以厚度大于10 m以上的祥擺組上段單層泥頁巖和祥擺組下段單層泥頁巖(包括煤層)為主，合并鄰近和所夾含氣粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，構(gòu)成目標(biāo)層段(表3)。對(duì)照各層物性參數(shù)和評(píng)價(jià)指標(biāo)表2，大部分小層并不能所有指標(biāo)都滿足表2。為此采用主成分分析法[19-20]，對(duì)多個(gè)評(píng)價(jià)指標(biāo)提取主成分，在確保不損失原有信息的前提下，將多個(gè)指標(biāo)簡(jiǎn)化為少數(shù)不相關(guān)的主要指標(biāo)，達(dá)到降維、簡(jiǎn)化數(shù)據(jù)和提高分析結(jié)果可靠性的目的，并且以評(píng)價(jià)指標(biāo)相關(guān)系數(shù)矩陣的特征值作為權(quán)重，對(duì)每個(gè)主成分進(jìn)行加權(quán)求和，得到各個(gè)評(píng)價(jià)對(duì)象的綜合得分F值，評(píng)價(jià)結(jié)果具有客觀性，根據(jù)得分大小進(jìn)行排序。

表3 龍參1井祥擺組上、下段頁巖氣開發(fā)有利層段優(yōu)選結(jié)果Table 3 Optimal results of favorable intervals for shale gas development in the upper part of Xiangbai Formation in Long test well 1

評(píng)價(jià)結(jié)果顯示(圖14):龍參1井祥擺組上段有利開發(fā)層段主要為小層4，埋深在881.01～911.86 m，該層主要表現(xiàn)為單層厚度大，TOC含量較高，含氣量和脆性指數(shù)稍低，其次為小層3，主要位于祥擺組上段中部。龍參1井祥擺組下段有利開發(fā)層段主要為小層6，埋深范圍在1 151.64～1170.84 m，該層主要表現(xiàn)為單層厚度較大，TOC含量高，脆性指數(shù)大，但含氣量稍低，其次為小層5，在這2層中都含有一定的薄煤層，主要位于祥擺組下段下部。分別取前2位作為有利開發(fā)層段，剩余的可定義為次有利開發(fā)層段。

圖14 龍參1井煤系氣有利開發(fā)層段評(píng)價(jià)結(jié)果Fig.14 Evaluation results of CMG favorable development intervals of Long test well 1

根據(jù)前人評(píng)價(jià)，在龍街向斜區(qū)埋深大于2 500 m的地層處于地層水交替阻滯帶范圍，油氣成藏條件變好[14]。綜合前面的分析，在深部區(qū)域，祥擺組上段的中部和下段的下部是有利開發(fā)層段。

6 結(jié) 論

(1)海相煤系地層祥擺組儲(chǔ)層空間展布具有分段性:下段薄煤層發(fā)育，煤層層數(shù)較多，煤-泥巖-砂巖互層發(fā)育;上段泥頁巖發(fā)育，單層連續(xù)厚度大。

(2)泥頁巖 TOC含量平均2.01%，隨層位埋深增大而增大。祥擺組上段有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型，下段主要為Ⅱ2型，Ro,max平均2.54%。礦物組分主要以黏土礦物和石英為主，石英平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)38.52%，黏土平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)48.99%，脆性指數(shù)高，整體上隨層位埋深增大而增大;泥頁巖孔隙度平均為4.77%，滲透率平均為0.002×10-15m2，屬于低滲儲(chǔ)層。泥頁巖儲(chǔ)層物性接近于非含煤海相地層，如龍馬溪組等，優(yōu)于含煤海陸過渡相地層。

(3)泥頁巖含氣量介于0.27～1.48 m3/t，平均0.57 m3/t。氣體組分結(jié)果顯示860 m以淺仍處于風(fēng)化帶。薄煤層變質(zhì)程度高，Ro,max平均為2.92%，但含氣量平均為5.88 m3/t，含氣飽和度低。煤系氣資源潛力具有以頁巖氣為主，煤層氣為補(bǔ)充的特征，且推測(cè)深部區(qū)域更具有勘探前景。

(4)以煤系頁巖氣為評(píng)價(jià)主體，選取泥頁巖單層厚度、TOC含量、含氣量、脆性指數(shù)等關(guān)鍵參數(shù)，采用主成分分析法，評(píng)價(jià)了祥擺組煤系氣有利開發(fā)層段。綜合研究認(rèn)為:有利開發(fā)層段主要位于祥擺組上段中部和下段下部。