【《页岩气构造保存条件综合评价体系综述》10000字】

页岩气构造保存条件综合评价体系综述目录TOC\o"1-3"\h\u25186页岩气构造保存条件综合评价体系综述 1315341.1页岩气构造保存条件评价参数与标准 1263871.1.1断裂参数标准 2103611.1.2褶皱参数标准 574821.1.3地层参数标准 8316291.2页岩气保存效果评价参数与标准 16134381.2.1含气量参数标准 16125041.2.2气体组分参数标准 1675431.2.3地层压力参数标准 1727909参考文献 171.1页岩气构造保存条件评价参数与标准中国在页岩气勘探早期阶段，因存在对页岩气地质条件认识等不足，一些学者采用静态指标用于对比我国与美国的地质条件，突出其共性，却忽略其保存条件的差异，得出中国页岩气对保存条件的要求和北美的较为相似，于是，早期运用北美页岩气勘探理论方法与技术手段对中国南方富有机质页岩发育区进行勘探，但试气效果并不理想。随着对页岩气勘探研究的深入，学者们逐渐认识到中国海相页岩气地质条件比较复杂，具有时代老，成因复杂，热演化程度高，构造活动强烈，活动期次多，含气性差异较大等特点，而保存条件的好坏是影响页岩气富集成藏的直接因素。那么保存条件可能将是控制页岩气富集高产的重要因素，而构造则可能是影响保存条件的重要因素。相比于常规天然气，页岩气保存对圈闭要求相对较低，常规气保存主要在盖层宏观和微观封闭性、断裂和剥蚀作用、岩浆活动以及大气水下渗影响范围、生储盖组合配置关系等方面需进行综合考虑，页岩气与常规气的保存既有相似性又有其特殊性[63-66,18,24,67,27]（李明诚等，1997；邹才能等，2012；聂海宽等，2012；郭旭升等，2012；潘仁芳等，2014）。本文主要从构造方面探讨影响页岩气保存的因素，进而制定保存评价指标体系，综合评价鄂西地区水井沱组页岩气的保存条件，划分勘探有利区。1.1.1断裂参数标准断层都具有开启和闭合的两面性，即是油气的运移通道，也是油气的封闭层。即使封闭性好的断裂也会在漫长的时间内缓慢泄露油气。断裂性质断裂性质确实是可作为评价页岩气构造保存评价体系中的其中一个参数的。不同力学性质的断裂对页岩气保存条件破坏程度不同。结合常规和非常规油气勘探成果，一般而言，断裂泄露的程度由强到弱依次为：走滑-伸展断裂、走滑挤压断裂、正断层、逆断层。具体到每个地区，还要结合断裂活动时间和规模而确定。魏祥峰（2017）提到体现走滑性质、断层规模较大的乌江断裂（断距1km、延伸长度31km），距其6km范围内的页岩气井，钻井液漏失严重、含气性变差，页岩气井无阻流量一般小于15.0×104m3/d；而同为逆断层，但不体现走滑性质、断层规模略小的平桥西断裂（断距0.9km、延伸长度25km）对页岩气的逸散影响较小，距其约1.8km的JY8HF井测试获20.9×104m3/d的页岩气流，无阻流量达到24.4×104m3/d[29]。焦石坝气田主体区南部的二级断裂——乌江断裂即显示走滑性质，焦页5井距乌江断裂较近，页岩气逸散较强，压力系数仅为0.99；南部复杂构造区平桥断背斜上，焦页8井区距三级断裂平桥东断裂不到2km，但是现今最大水平主应力方向与构造走向垂直，不显示走滑作用。焦页8井产量、压力系数高均较高；白马复向斜的焦页6井区二、三、四级断裂发育，且呈不同角度相交形成了散失通道，页岩气保存条件遭到较严重的破坏，压力系数仅为1.19（余光春，2018）[68]。断裂规模断裂规模可作为一项评价页岩气构造保存条件好坏的重要参数之一。根据断裂的走向长度衡量断裂规模。但一般构造研究中使用的断裂规模通常划分为1-4级，级别的标准尚未统一。不同尺度下断裂级别差异很大。例如，盆地边界断裂一般划归于一级断裂，但是在更大区域尺度上看，可能仅仅是二级，乃至三级断裂，故划分断裂级别要结合研究区实际情况进行。理论上，断裂规模越大对页岩气保存越不利。因此，一般在划分页岩气保存区块时，一级和二级断裂往往是有利区块的分界带。平面展布长度规模大的断裂其控制形成的油田探明储量也大，即成正比关系。这可能因为断裂发育规模与其控制形成的圈闭规模存在一定成因关联，断裂发育规模大，其控制形成的圈闭规模也大，从而导致可聚集油气的量也大（彭辉界，2016）[69]。何顺（2019）在文中提到断裂的规模对页岩气保存条件的影响表现在不同规模的断裂对页岩层及其顶底板条件的破坏程度存在差异，大型断裂通常会贯穿、错断页岩层及其顶底板地层，导致不同岩性的地层错动，使得页岩层与其他地层连通，同时大型断裂自身也会成为页岩气逸散的通道，造成页岩气的横向和垂向逸散运移；而小型和微型断裂一方面可以增加页岩气的储集空间，使得吸附气解析，增加页岩气产量，另一方面由于未切穿顶底板地层，不能作为页岩气逸散的通道，有利于页岩气保存[52]。断裂密度余川等（2018）将每平方公里内断裂发育延伸长度定义为断裂分布密度。断裂密度可以表征地层破碎程度，断裂密度越大，地层越破碎，裂隙越发育，对页岩气保存越不利。本文将断裂密度定义为单位面积（平方公里）内发育的断层条数。研究采用5km×5km=25km2单位网格，统计网格中断裂条数。评价标准为：0条/25km2、1-2条/25km2较有利、2-4条/25km2较不利、大于4条/25km2不利[70]。鄂西地区断裂密度与含气量的关系。含气量与断裂密度散点的包络线呈现一个先升后降抛物线的趋势，总体表现为断裂密度越低，含气量越高，适度的断裂密度可以略微的增加含气量。当断裂密度在3（条/25km2）时，含气量可达最高；当断裂密度在0（条/25km2）时，含气量可达次高；当断裂密度在4（条/25km2）及以上时，含气量较低，在0-1m3/t。平均解析气含量与断裂密度散点的包络线呈现一个下降的抛物线的趋势，总体表现为断裂密度越低，平均解析气含量越高。当断裂密度在0（条/25km2）时，平均解析气含量可达最高；当断裂密度在3（条/25km2）时，平均解析气可达次高；当断裂密度在4（条/25km2）及以上时，平均解析气较低，在0-1m3/t（图1.1）。图1.1鄂西地区断裂密度与含气量关系断裂时间断层对主要生排烃区油气的纵向运移起枢纽作用，整体较弱的断层活动为油气的聚集和保存提供了有利条件，使得这个时期成为了研究区主要的成藏期，控制了油气的空间分布（张志攀，2014）[71]。断裂活动时间包含的开始到消亡的整个过程，一般均经历了多期活动，且不同时期断裂活动强度、性质往往会有差异。一般而言断裂在生烃高峰期之后的活动期对页岩气保存影响最大。距断裂的距离王濡岳（2016）在文章中得出距断裂距离大于5km为页岩气保存条件好，介于3km和5km之间为较好，介于1km和3km之间为一般，小于1km为保存条件差[28]。董清源（2018）将距断裂距离大于2km视作页岩气保存条件好的指标，介于1km和2km之间的视作保存较好，介于0.5km和1km之间的为保存条件一般，小于0.5km则为保存条件差[51]。对川东南地区断裂的影响范围进行统计得出，距一级断裂10km以上保存条件较好；距二级走滑断裂3-5km以上保存条件较好；距二级走滑较弱的断裂2-4km以上保存条件较好；距三级断裂1-3km以上保存条件较好，四级断裂影响较小，有的穿过断裂的井也有较好的产量（余光春，2018）[68]。何顺（2019）在文中提到丁山地区断裂发育规模主要受齐岳山隐伏断裂控制的小型逆断层影响，这些小型逆断层未切穿页岩层，研究区已钻井距这些小型逆断层较近。当已钻井距这些逆断层超过2km时，有利于页岩气的保存；且实际勘探结果表明，研究区页岩气高产井距大型断裂（断距大于150m）均超过2km[52]。向杰（2021）在文中指出滇东北地区受到多期构造运动影响，在距一级和二级断裂距离大于5km、距三级断裂距离大于3km，距四级断裂距离大于1.5km和相对简单的断裂组合下，页岩气保存条件受断裂影响较小[72]。对涪陵地区凤来区块十一口钻井含气量与距主断裂东胜断裂和龙济桥断裂距离统计结果表明，二者成弱正相关性（图1.2）。许露露等（2021）经统计分析认为鄂西地区含气量与仙女山断裂距离成显著的正相关，并认为当与仙女山断裂距离小于5km时，含气量明显变差[85]。图1.2距主断裂距离与含气量关系折线图综合前人研究结果并参考鄂西地区构造背景，本论文将距断裂距离先分为一级和次级，再在其基础上根据距断裂距离进行评价：距断裂距离为一级时，大于10km为保存条件好，介于10km和5km之间为较好，介于5km和2km之间为一般，小于2km为保存条件差；距断裂距离为次级时，大于6km为页岩气保存条件好，介于6km与3km之间为较好，介于3km和1km之间为一般，小于1km为页岩气保存条件差。该参数主要用于井位部署评价，在区块评价中可以省略。1.1.2褶皱参数标准褶皱部位或褶皱分段对于富游离气，若使得游离气有效聚集，需要类似常规油气中的正向构造。四川盆地的页岩气勘探亦显示，宽缓型背斜和宽缓型向斜部位页岩气井产量相对较高。该参数一般应用于井位部署评价。对于纵弯褶皱而言，在连续的背斜-向斜组合情况下，不同的构造部位，对页岩气保存条件有影响。向杰（2016）在文中提到高陡褶皱带地区地层褶皱变形和剥蚀量明显较高，其埋深应相对较浅[72]。一般将褶皱部位或分段作为页岩气构造保存条件评价的参数，其评价的顺序为：向斜转折端、偏向斜翼、偏背斜翼、背斜转折端。背斜转折端属于拉伸区域，纵张裂隙发育，对页岩气保存不利。褶皱翼间角龙小军（2018）在文中提到焦石坝箱状背斜主体为箱状背斜形态，即顶部宽缓，两翼陡倾，整体表现为弱变形，实钻A井含气饱和度为69%，对保存条件影响较小；石门压扭—断背斜构造高陡，为冲断背斜构造样式，构造变形强，实钻C井含气饱和度为32%，对保存条件影响较大[73]。弓义（2020）提出地层变形指数，即反映地层变形程度的定量化指标，可根据褶皱两翼间的夹角大小进行划分，翼间角越大，变形的强度就越弱：翼间角为0-60°，变形指数为2~3；翼间角为60-120°，变形指数为1~2；翼间角为120-180°，变形指数为0~1[60]。本论文研究提出利用褶皱翼间角指数评价褶皱活动强度。按照翼间角大小划分4类：宽褶皱翼间角180-140°有利，较宽褶皱翼间角140-100°较有利，较窄褶皱翼间角100-60°较不利，窄褶皱翼间角60-0°不利（图1.3）。威远区块构造上属于川中隆起川西南低褶构造带，整体处于一个大的穹窿背景，地层平缓，大规模断裂不发育，过W201井、W202井剖面显示其属于宽缓背斜的构造样式，其翼间角150°。该区块页岩整体为高－超压环境，压力系数为1.3-1.9，实测孔隙度为5-6%，含气量为4-6m3/t，含气饱和度为65%。W204井压裂获得了16.5×104m3/d的工业气流，为W202H2-4井测试产量为28.77×104m3/d（郭伟，2018）[74]。长宁区块位于川南低褶带与娄山褶皱带之间，构造特征主要受后者控制，中间平缓，南北为缓坡，主体为长宁背斜南翼宽缓向斜构造，过N201井和N203井剖面来看，该区域为一宽缓向斜构造样式，翼间角131°。区内仅发育少数几条中小尺度的断裂。该区地层压力系数分布在1.5-2.03之间，整体为高-超压环境，总含气量为1.9-6.5m3/t。长宁H26-2井测试产量29.1×104m3/d，长宁H7-3井测试产量29.34×104m3/d（刘洪林，2016；潘仁芳等，2016）[75，27]。图1.3不同翼间角褶皱页岩气保存条件涪陵平桥背斜位于石门-金坪断裂下盘，属隐冲-滑脱褶皱变形区，与焦石坝断背斜相同，受NE向断层（平桥西断层）控制。从构造形态上看，平桥断背斜属窄陡型，翼间角为101°。JY8井地层压力系数1.5-1.6，测试产量达10-20×104m3/d（包汉勇等，2019）[76]。彭水区块位于齐岳山断裂以东的桑拓坪向斜，构造上为NE走向狭长的窄陡向斜，翼间角为104°，构造翼部目的层出露，遭受剥蚀，导致页岩气的侧向逸散。地层压力系数小于1（PY1井和3井在0.9-1之间）为常压气藏，含气量为1.34-2.3m3/t。从PY1和PY3井水平井测试产量来看，位于向斜边缘的PY1井单井测试产量为2.52×104m3/d，靠近向斜轴部的PY3井测试产量为1.8×104m3/d（翟刚毅，2017）[77]。褶皱时间褶皱起始时间越晚，活动期次越少，对页岩气保存越有利。梁兴（2004）在文中提到中、下构造层多发育于晚燕山期-早喜山期，而复背斜与向斜区潜伏构造带局部构造圈闭成形多早于复背斜区核部的高陡背斜构造带形成期，而晚喜山期是高陡背斜成形与解体的重要历史时刻[78]。因此，中、下构造层的天然气保存明显好于中上构造层‚离高陡背斜带越远的潜伏构造带越好。杨显成（2009）提及济阳凹陷喜山期强烈断块作用，早期生成的烃大部分散失对油气成藏和气田形成非常不利[79]。根据鄂西地区情况，印支期之前的褶皱对页岩气保存影响很小；其次为印支期；影响最大的是燕山期，其次为喜山期。1.1.3地层参数标准地层倾角魏祥峰（2017）文中提到页岩层在距离断层或是页岩露头区较近距离范围内，由于地应力的减小，页岩气的扩散或渗流作用在顺层方向将显著增强，而地层倾角增大，又会明显地加剧上述现象。分析造成这种结果的主要原因是由泥页岩本身性质即水平缝（页理缝、层间滑动缝等）决定的，造成页岩水平方向的渗透率远大于垂直方向的渗透率[29]。冉琦（2017）认为地层倾角在25°以内对页岩气富集保存较为有利[36]。弓义（2020）认为地层倾角在30°以内为保存条件好或较好，介于20-50°或局部大于60°为中等，大于60°为保存条件差[60]。地层倾角大小则是反映断裂和褶皱作用强弱程度的一个重要体现。页岩层在距离断层或是页岩露头区较近距离范围内，由于地应力的减小，页岩气的扩散或渗流作用在顺层方向将显著增强，而地层倾角增大，又会明显地加剧上述现象。地层倾角0-20°有利，20-40°较有利，40-60°较不利，60-90°不利。目的层埋深聂海宽（2012）将埋深作为评价页岩气保存条件参数之一，将介于2000m和4000m为保存条件好，1500-2000m为较好，1000m-1500m为一般，小于1000m为保存条件差[24]。王濡岳（2016）和董清源（2018）认为埋深大于2000m为页岩气构造保存条件好，介于1500-2000m为较好，介于1000m-1500m为一般，小于1000m为保存条件差[28,51]。冉琦（2017）根据目前勘探现状得出页岩储层埋深变化有效范围为500～6000m，考虑到工程开发难度，埋深1500-3500m最优，3500-4500m次之。过浅会造成页岩盖层甚至本身剥蚀使油气逸散，过深则开发成本太高，都不利于页岩气开发[36]。何顺（2019）在文中提到根据中国页岩层有利勘探深度和地层压力系数划分标准，认为研究区丁山鼻状构造优质页岩的整体埋深为1500～4500m[52]。主要评价页岩气构造保存条件指标是埋深临界值。根据美国页岩气盆地的研究，页岩气储层埋藏深度变化较大，从几十米至几千米，但是主要在750~1400m。Barnett页岩的埋藏深度一般在1981~2591m。根据我国南方复杂构造区页岩气勘探开发情况，焦石坝页岩埋藏深度一般介于2000m和3500m之间，宜昌地区在1500~3500m（廖文魁，2019）[80]。从目前实钻资料分析，埋深小于1500m的页岩气井基本无法获得工业气流，如渝页1井、黔页1井、城浅1井、巫浅1井等；埋深介于1500-2500m页岩气可获得一定的工业气流，如威201井，但地层总体处于常压状态；埋深2500-3500m的页岩气井在其他保存因素具备的情况下具获得高产气流的条件，地层呈现不同程度的高压特征，地层压力系数1.3-1.8，典型的如焦页1井、宁201井、威202井；埋深大于3500m的页岩气井在钻井及压裂工艺得当的情况下能获得高产的商业性气流，且地层压力系数普遍大于2.0，具有相当好的保存条件，典型的如阳201井（余光春，2018）[68]。统计涪陵地区凤来区块主要井地层埋深，并结合钻井后得到的各井总含气量，制作柱状图，可直观看出地层埋深与总含气量存在潜在相关关系（图1.4）。图1.4涪陵地区凤来区块地层埋深与总含气量关系图黑色页岩埋深与含气量的关系。页岩含气量与页岩储层埋深关系密切，通过分析志留系、水井沱组与陡山沱组的黑色页岩页岩储层埋深与含气量关系密切（图1.5），总的来看，黑色页岩总含气量在4m3/t的页岩储层埋深一般都在1500m以上。其中，陡山沱组黑色页岩总含气量在4m3/t的页岩储层埋深一般都在3500m以上，页岩储层埋深在3500m以下的页岩含气量都小于2m3/t（图1.6）。水井沱组黑色页岩总含气量在4m3/t的页岩储层埋深一般都在1500m以上，页岩储层埋深在1500m以下的页岩含气量都小于3m3/t（图1.7）。志留系页岩储层埋深小于1000m时，且总含气量均不足1m3/t，含气量较差（图1.8），但随页岩储层埋深增大时，含气量有增大的趋势，可以发现埋深大于1500m时平均含气量较高（大于2m3/t）（图1.9）。图1.5鄂西地区黑色页岩埋深与含气量交汇图图1.6鄂西地区陡山沱组页岩埋深与含气量交汇图图1.7鄂西地区水井沱组页岩埋深与含气量交汇图图1.8鄂西地区五峰组-龙马溪组页岩埋深与含气量交汇图图1.9鄂西地区五峰组-龙马溪组页岩埋深与含气量交汇图

图1.10鄂西地区页岩气钻井深度-含气量散点图图1.11鄂西地区页岩气含气量和气体组分与深度的关系由图1.10可知埋深大于1500km页岩气保存条件变好，由图1.11可知埋深小于1500km，N2含量变多，故而页岩气保存变差。因此本文将埋深这一参数标准定为：大于3500m为保存条件好，3500m~2500m为较好，2500~1500m为中等，小于1500m为保存条件差。该参数可应用于区块精细评价和井位部署，而在区块预测时可省略。剥蚀程度像川东-鄂西这样的构造复杂区，印支运动以来，地层普遍遭受强烈的剥蚀作用。一方面剥蚀与埋深相关，剥蚀量者，埋深变浅到一定深度（如2000m之上），不利于页岩气保存。另一方面抬升剥蚀，可以降低有机质热演化程度，避免有机质长时间处于过成熟状态。同时抬升剥蚀会导致页岩孔隙反弹，孔隙度变大，有利于游离气含量增加。因此，就与剥蚀有关的参数中，对页岩气含量影响比较大的是距离剥蚀区的距离（表1.1）。表1.1鄂西地区页岩气井剥蚀程度与总含气量统计表井号水井沱组最大埋深/m剥蚀地层平均总含气量m3/t最大含气量m3/t宜页1井1871.5南津关组及以上2.045.48秭地2井817.95覃家庙组及以上2.154.45宜地2井1728娄山关组及以上1.934.55阳页1井3062娄山关组及以上2.674.48阳地1井1201.2天河板组及以上1.471.62剥蚀时间：与剥蚀程度也有一定的关联，抬升剥蚀时间早，剥蚀程度大。对于页岩气而言，长期遭受剥蚀增加了页岩气释放的时间，即使页岩气释放速率很低，但如果时间很长，也会导致大的损失量。距剥蚀区距离根据鄂西地区页岩气井剥蚀程度与总含气量关系统计结果，鄂西地区奥陶系以及之上地层普遍被剥蚀。根据区域构造演化可知，地层遭受剥蚀的时间主要在白垩纪。尽管这些钻井显示剥蚀程度存在差异，但页岩气平均总含气量差异不大。目的层靠近剥蚀区的距离对页岩气保存条件影响显著。王濡岳（2016）研究岑巩区块时认为距目的层露头距离大于15km为页岩气保存条件好，介于10~15km为较好，介于5~10km为一般，小于5km为保存条件差[28]。由川南长宁地区页岩气钻井地层压力系数与距露头区距离统计可见，距离龙马溪组露头区越近，其地层压力系数就越小，宁208井距龙马溪组露头区距离仅2.8km，仅获得微气；宁210井距龙马溪组露头距离1.5km，地层压力系数为常压；宁203井距龙马溪组露头距离9.5km，地层压力系数显示高压特征；宁209及宁201井距龙马溪组露头距离都超过15km，地层压力系数皆显示为超高压特征（余光春，2018）[68]。鄂西黄陵背斜周缘水井沱组为露头区，普遍遭受剥蚀。宜昌斜坡区钻探的页岩气井显示（图1.12），秭地1井开钻于水井沱组露头上，且埋深小于360m，其含气量均小于1m3/t；秭地2井距离水井沱组露头区5.2km，其含气量普遍为2-4m3/t；宜地2井距离水井沱组露头区9km，其含气量大于4m3/t的达20m；鄂宜页1井距离水井沱组露头区11.2km，其含气量为2-4m3/t，少量大于4m3/t，其虽然距离剥蚀区的距离比宜页2井远，但其又靠近天阳坪断裂，因此其含气量低于宜页2井。鄂西地区主干断裂（一级-二级）普遍规模较大，几十公里到数百公里。次级断层规模一般为10-20km，比较有利。综合前人研究，本文提出剥蚀距离评价页岩气构造保存条件的标准为：大于10km为保存条件好，介于8~10km为较好，介于5~8km为中等，小于5km为保存条件差。本文结合前人观点并加以概括及创新，选定页岩气构造保存条件评价参数及参数标准之后，建立了一套较于前人研究更完善系统的综合评价体系（表1.2）。图1.12鄂西黄陵背斜南部距剥蚀区距离与含气性关系表1.2页岩气构造保存条件综合评价体系参数大类评价参数评价标准好较好中差断层断层性质逆断层正断层走滑挤压断层走滑伸展断层断层密度0条/25km21-2条/25km22-4条/25km2>4条/25km2断裂时间前印支期印支期喜山期燕山期断裂规模<10km10-20km20-40km>40km距断裂距离一级>10km10-5km5-2km<2km次级>6km6-3km3-1km<1km褶皱褶皱部位向斜转折端偏向斜翼偏背斜翼背斜转折端翼间角°宽（140-180）较宽（140-100）较窄（100-60）窄（60-0）褶皱时间前印支期印支期喜山期燕山期地层地层倾角缓（0-20）较缓（20-40）较陡（40-60）陡（60-90）地层埋深>3500m3500-2500m2500-1500m<1500m剥蚀距离>10km10-8km8-5km<5km1.2页岩气保存效果评价参数与标准1.2.1含气量参数标准魏祥峰（2017）在文中提到含气量和孔隙度是决定页岩气层产能和资源规模的关键参数。川东南地区五峰组—龙马溪组优质页岩段［w(TOC)≥2%］平均孔隙度、含气量和压力系数总体具有良好的耦合关系，他将含气量用来评价页岩气保存效果，其标准为大于4m3/t为保存效果好，介于4~2m3/t为保存效果较好，介于2~1m3/t为保存效果一般，小于1m3/t为保存效果差[29]。李委员（2015）按照吸附气含量约占含气量40%～80%的标准并考虑赣东北地区含气页岩地质构造、埋深、展布情况的差异性，计算总含气量为（1.0～5.0）m3/t，和四川盆地威远W001-2井、W001-4井含气量（0.43～6.02）m3/t相比大致相当，直观反映了赣东北地区现今页岩气保存条件良好[38]。本文认为将魏祥峰提出的含气量参数标准作为依据，纳入页岩气构造保存评价效果体系之中。1.2.2气体组分参数标准氮气（N2）含量可以作为海相含油气地层保存条件的重要指标，表征含油气层与大气连通程度。如若含有N2的大气水下渗到含油气地层中，表明油气保存条件较差（雷子慧，2016）[37]。王濡岳（2016）文中提到保存条件较好的TX1井CH4含量为76.4%～81.3%，平均79.6%，N2含量为11.8%～19.7%，平均16.2%，CO2含量均值为2.63%[28]。魏祥峰（2017）文章中指出页岩气中N2含量相对于保存条件好的地区则明显升高，一般在5%以上；而在焦石坝、长宁、威远等构造稳定区，保存条件好，地层多为高压、超高压，气体组分主要为烃类，N2含量一般小于1%[29]。中外勘探开发成功盆地的地层水水型和页岩气组分分析结果显示，Michigan盆地的Antyim页岩和Appalachian盆地的Ohio页岩的地层水水型为Na2SO4型，页岩气组分中N2含量为42%～90%，表明其页岩层与大气的连通性较好，保存条件较差；而Fortworth盆地页岩气组分中N2含量为0.98%～7.56%，表明其页岩层不存在大气水与地表水的频繁交替，保存条件良好；而丁山地区页岩气组分中N2含量远低于Fortworth盆地，表明其页岩层与大气的连通性较差，保存条件良好（何顺，2019）[52]。本文将CH4和N2两种气体组分含量作为评价页岩气构造保存效果的两个参数，其标准分别为：CH4%大于95、N2%小于5为保存效果好，CH4%介于95~90、N2%介于5~10为较好，CH4%介于90~85、N2%介于10~15为中等，CH4%小于85、N2%大于15为保存效果差。1.2.3地层压力参数标准压力参数是表征储层保存条件好坏、含气量丰富程度的直接参数。王濡岳（2016）认为地层压力系数大于1为页岩气构造保存效果好，0.9~1为较好，0.7~0.9为一般，小于0.7为差[28]。刘洪林（2016）将地层压力系数大于1.3作为我国南方海相页岩气选区的重要指标之一[75]。冉琦（2017）压力条件在川东南海相页岩气的勘探开发中具有重要的作用，由此便得出压力系数大于1.2视为保存条件较好，小于1.2则较差[36]。本文将流体压力系数（地层压力系数）作为评价页岩气构造保存效果的参数之一，标准定为大于1.5为超高压、保存效果好，1.3~1.5为高压、保存效果较好，1.1~1.3为保存效果中等，小于1.1为低压、保存效果差。总结全部效果评价参数后，建立了一套适用于评价页岩气构造保存效果评价体系（表1.3）。表1.3页岩气构造保存效果评价体系表评价参数评价标准好较好中差含气量/m3/t>44-22-1<1CH4%>9595-9090-85<85N2%<55-1010-15>15流体压力系数超高压>1.5高压1.5-1.3常压1.3-1.1低压<1.1参考文献贾承造,郑民,张永峰.中国非常规油气资源与勘探开发前景[J].石油勘探与开发,2012,39(02):129-136.董大忠,邹才能,杨桦.中国页岩气勘探开发进展与发展前景[J].石油学报,2012,33(S1):107-114.ScottL，MontgomeryjDanielMJarvie，etal．MississippianBarnettShale,FortWorthBasin,north-centralTexas;Gas-shaleplaywithmultitrillioncubicfootpotential[J].AAPGBulletin,2005,89(2):155-175.邹才能,董大忠等.中国页岩气形成机理、地质特征及资源潜力[J].石油勘探与开发,2010a,37(06):641-653.Jr,WalterB.Ayers,."Coalbedgassystems,resources,andproductionandareviewofcontrastingcasesfromtheSanJuanandPowderRiverbasins."AAPGBulletin86.11(2002):1853-1890.CurtisJB.Fracturedshale-gassystems[J].AAPGBulletin,2002,86(11):1921-1938.AyersWB,KaiserWR,LaubachSE,etal.Geologicandhydrologiccontrolsontheoccurrenceandproducibilityofcoalbedmethane,FruitlandFormation,SanJuanBasin.Topicalreport,August1987-July1990.CurtisJB.Fracturedshale-gassystems[J].AAPGBulletin,2002,86(11):1921-1938.DhirR,MavorMJ,CloseJC.EvaluationofFruitlandCoalPropertiesandDevelopmentEconomics,SanJuanBasin,ColoradoandNewMexico[J].Chest,1991,146(1):92-182.岳丽英.页岩气储层特征及其开发特征分析[J].化工管理,2014(26):166.BowkerKA.BarnettShalegasproduction,FortWorthBasin:Issuesanddiscussion[J].AAPGBulletin,2007,91(4):523-533.MartineauDF.HistoryoftheNewarkEastfieldandtheBarnettShaleasagasreservoir[J].AAPGBulletin,2007,91(4):399-403.HillRJ,JarvieDM,ZumbergeJ,etal.OilandgasgeochemistryandpetroleumsystemsoftheFortWorthBasin[J].AAPGBulletin,2007,91(4):445-473.HickeyJJ,BoH.LithofaciessummaryoftheMississippianBarnettShale,Mitchell2T.P.Simswell,WiseCounty,Texas[J].AAPGBulletin,2007,91(4):437-443.LoucksRG,RuppelSC.MississippianBarnettShale:Lithofaciesanddepositionalsettingofadeep-watershale-gassuccessionintheFortWorthBasin,Texas[J].AAPGBulletin,2007,91(4):579-601.PollastroRM,JarvieDM,HillRJ,etal.GeologicframeworkoftheMississippianBarnettShale,Barnett-Paleozoictotalpetroleumsystem,Bendarch-FortWorthBasin,Texas[J].AAPGBulletin,2007,91(4):405-436.BrownD.BarnettMayHaveArkansasCousin[J].AAPGExplorer,2006,27(2):8-10.DurhamLS.BarnettShalePlayGoingStrong[J].AAPGExplorer,2005,26(5):.4-6.邹才能,张光亚,陶士振等.全球油气勘探领域地质特征、重大发现及非常规石油地质[J].石油勘探与开发,2010b,37(02):129-145.朱军剑，等．2013．页岩气压裂用滑溜水的研究及中试应用[J]．石油化工应用，32：24-27.MillsonJA,QuinJG,IdizE,etal.TheKhazzangasaccumulation,agiantcombinationtrapintheCambrianBarikSandstoneMember,SultanateofOman:ImplicationsforCambrianpetroleumsystemsandreservoirs[J].AAPGBulletin,2008,92(7):885-917.EdwardA.TheCusianafield,Llanosfoothills,Colombia:lessonslearnedfromtherapiddevelopmentofagiantoilfield[J].Arthritis&Rheumatism,2003,46(5):8-1390.CazierEC,ABHayward,EspinosaG,etal.PetroleumgeologyoftheCusianaField,LlanosBasinfoothills,Colombia[J].AAPGBulletin,1995，56(6):43-46.GuardadoLR,SpadiniAR,BrandoJSL,etal.PetroleumSystemoftheCamposBasin[J].AAPGMemoir,2000,73(7):317-324.聂海宽,包书景,高波,等.四川盆地及其周缘下古生界页岩气保存条件研究[J].地学前缘,2012,19(3):280-294.李世臻,姜文利,王倩,等.中国页岩气地质调查评价研究现状与存在问题[J].地质通报,2013(09):106-112.胡东风,张汉荣,倪楷,等.四川盆地东南缘海相