海陸過渡相巖性頻繁互層型頁巖氣潛力評價方法
——以鄂爾多斯盆地臨興區塊下二疊統山西組為例

吳 鵬 高麗軍 李 勇 吳建光 石雪峰 康弘男 孔 為 吳 翔

1.中聯煤層氣有限責任公司 2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

3.中國礦業大學（北京）地測學院 4. 中海油研究總院有限公司

0 引言

我國賦存海相頁巖、海陸過渡相泥頁巖、陸相頁巖3類富有機質頁巖，海相頁巖氣已步入商業化開發[1-6]。四川盆地涪陵、長寧、昭通及威遠等多個地區的上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組海相頁巖氣勘探開發已獲得巨大成功[7]；鄂爾多斯盆地三疊系和四川盆地侏羅系的多口井在陸相頁巖中也獲得了工業氣流[8-9]。2018年，鄂爾多斯盆地東緣大寧—吉縣區塊大吉51井（直井）井段2 295～2 298 m頁巖“甜點段”壓裂試采 1 612 h 后關井 1 073 h 壓力恢復測試，原始地層壓力為17.86 MPa，測試期間共產出頁巖氣33.9×104m3，產氣量穩定，平均日產氣量為0.6×104m3，展現出鄂爾多斯盆地東緣石炭系—二疊系海陸相過渡相頁巖氣勘探開發良好前景。但與海相頁巖相比，海陸過渡相頁巖氣由于不同地區、不同層段的泥頁巖地質特征差異較大，鉆井取心少，頁巖氣形成條件的研究缺乏系統性且認識也不夠深入，海陸過渡相頁巖氣尚未實現規模商業開發[10-13]。

近期，鄂爾多斯盆地臨興區塊4口頁巖氣探井對下二疊統山西組—太原組泥頁巖層段全取心，為海陸過渡相頁巖氣研究提供了有利條件。4口頁巖氣探井的頁巖氣層段都進行全覆蓋、高密度取心，筆者應用QEMSCAN全巖礦物分析、巖石熱解、氬離子拋光—掃描電鏡及孔隙度測試、CT掃描、現場含氣量測試等多種分析測試資料，優選測井解釋方法，開展該區下二疊統山西組2段（以下簡稱山2段）海陸過渡相泥頁巖地質特征評價，搭建適用該區頁巖氣勘探階段的潛力評價流程和參數指標，評價該區山2段頁巖氣有利區及勘探潛力，為該區海陸過渡相頁巖氣勘探開發提供技術支撐，同時力求為海陸過渡相砂泥頻繁互層型的頁巖氣潛力評價提供新的思路和方法。

1 研究區地質概況

臨興區塊位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶（圖1），區內構造較為簡單，地層整體單斜西傾，出露地層由東向西漸新。自中奧陶統頂部侵蝕面開始，廣泛沉積了石炭系—二疊系海陸過渡相地層，包括上石炭統本溪組、下二疊統太原組和山西組[14-16]。鄂爾多斯盆地東緣山西組為一套陸表海過渡相、近海三角洲相與陸相三角洲沉積，受構造活動影響，水體變化頻繁，呈濱淺海—三角洲前緣—濱淺湖相多期沉積旋回的特征，區域上由南向北逐漸由濱海相向三角洲相過渡[8,17]。其中鄂爾多斯盆地東緣山2段泥頁巖層段具有“沉積環境穩定、富有機質頁巖大面積分布、頁巖地層埋深與壓力適中”的特點，頁巖氣勘探前景良好。目前，已獲得頁巖氣突破的大寧—吉縣區塊山2段沉積環境總體為濱岸相—三角洲相，以濱岸相為主，發育的泥頁巖層段巖性較為復雜，主要為碳質頁巖、灰質頁巖、粉砂質頁巖、泥質粉砂巖，夾細砂巖、粉砂巖、煤層及煤線；該區塊泥頁巖層段底界埋深介于800～2 600 m，頁巖厚度大，介于37～59 m，地層壓力以常壓為主，壓力系數介于0.95～1.05。臨興區塊山2段泥頁巖層段同樣為大套煤系泥頁巖，其埋深與壓力基本與大寧—吉縣區塊一致，底界埋深介于 1 000 ～ 2 300 m，地層壓力為常壓，壓力系數介于0.95～1.00。但其沉積環境則由濱岸相相變為三角洲相，以三角前緣亞相為主，局部發育泥碳沼澤微相，受陸源碎屑的影響相對較大，具有三角洲海陸過渡相頁巖氣藏巖性頻繁互層的特點，具體表現為大套泥頁巖，薄砂層、薄煤層、碳質泥巖、粉砂質泥巖、泥巖等巖性頻繁疊置，區內近30口測井巖性解釋顯示山2段泥頁巖累計厚度介于12～53 m，砂質夾層密度介于2～5層/10 m，砂質厚度占比介于5%～20%。

圖1 研究區構造位置及地層柱狀圖

2 山2段頁巖氣形成地質條件

2.1 巖石學特征

海陸過渡相泥頁巖層段的巖石組合與礦物成分復雜，多種巖性頻繁疊置，橫向變化較快，組合差異明顯。臨興區塊鉆井取心顯示，山2段海陸過渡相煤系泥頁巖層段中主要發育灰色泥巖（表1-a）、薄層灰黑色泥頁巖（表1-b）、灰黑色富有機質頁巖（表1-c）、中厚層碳質泥巖（表1-d），頻繁夾層為灰色粉砂質泥巖（表1-e）、灰黑色含裂縫（裂縫被填充）的粉砂質泥巖（表1-f）、灰黑色紋層狀粉砂質泥巖（表1-g）、灰色含碳質條帶/碳屑泥質粉砂巖（表1-h）等多種細粒巖。53塊樣品含氣量測試證實含氣相對高值的頁巖層段以發育沼澤相的碳質泥巖和灰黑色泥頁巖、三角洲前緣亞相的灰黑色粉砂質泥巖和含碳屑泥質粉砂巖為主，優勢巖心層段浸水實驗氣泡密集、持續性好，現場實測含氣量介于0.82～2.51 m3/t，平均值為1.55 m3/t，烴類組分為70.14%；灰色泥巖、灰色粉砂質泥巖含氣量小于1.00 m3/t。巖心薄片進一步揭示富氣泥頁巖層段具有“富有機質/有機質條帶、含砂質紋層或微裂縫發育”的有利富氣巖性組合，其中灰黑色泥頁巖、碳質泥巖以富有機質、微裂縫發育為特征，在發育一定量裂縫基礎上，隨有機質富集程度的增加含氣量相對增大，實測含氣量明顯高于純泥巖；灰色含碳屑泥質粉砂巖、灰黑色紋層狀粉砂質泥巖具“富有機質、砂質紋層/粉砂巖條帶與有機質相間分布、微裂縫發育”的特征，砂質條帶以及紋層為氣體賦存提供了有利的儲集空間，在含一定量有機質基礎上，實測含氣量超過 1.00 m3/t（表 1-g、h）。

表1 臨興區塊山2段泥頁巖地質特征與含氣量對比表

2.2 地球化學特征

臨興區塊4口頁巖氣探井山2段50塊泥頁巖取心樣品地球化學測試結果揭示，按照3類4分法的有機質類型劃分標準[18-19]，山2段海陸過渡相泥頁巖層段有機質類型為偏腐殖混合型、腐殖型偏生氣的中等—優質烴源巖（圖2-a、b），實測總有機碳含量（TOC）介于0.5%～10.9%，平均值6.67%；產烴潛量（S1＋S2）介于 0.25～10.00 mg/g，平均值為 2.66 mg/g ；泥頁巖層段處于成熟階段，成熟度（Ro）介于0.90%～1.20%，平均值為1.04%；最高熱解溫度（Tmax）介于430.0～490.0 ℃，平均值為468.9 ℃；含氣量相對較高，最高值達2.51 m3/t，當層段平均TOC＞2.0%時，頁巖平均含氣量超過1.00 m3/t（圖2-c）。

圖2 臨興區塊山2段泥頁巖有機質地球化學特征圖

2.3 泥頁巖物性特征

2.3.1 儲集空間特征

氬離子拋光聚焦離子束掃描電鏡結果顯示，臨興區塊山2段海陸過渡相泥頁巖發育納米級孔—縫體系，由無機礦物孔隙、有機質孔隙及微裂縫3類儲集空間組成，其中無機礦物孔隙及微裂縫較發育，有機質孔隙受巖性控制有一定非均質性。有機質孔相對發育于富有機質泥頁巖中的塊狀有機質（圖3-a）、局部無機礦物與有機質集合體中（圖3-b），孔徑大小分布不均，幾十到幾百納米不等，孔隙形態多以不規則的原生植物組織孔、橢圓形氣孔為主（圖3-a、c）；無機礦物孔在各類泥頁巖中均有發育，主要為長石溶蝕孔（圖3-d）、黃鐵礦等礦物晶間孔和粒內孔（圖3-e）、黏土礦物層間孔（圖3-f）；微裂縫在無機礦物、有機質、黏土礦物中均可發育（圖3-f、g），其中以黏土礦物層間裂縫相對發育，主要呈狹縫形、線形，次級區域大視野掃描電鏡二維成像顯示黏土礦物孔裂縫隙介于0.8～50.0 nm，其孔隙體積占總孔隙體積的60%（圖3-h）。

圖3 臨興區塊山2段泥頁巖微觀特征照片

2.3.2 孔隙結構特征

依據國際理論與應用化學學會對孔隙大小的劃分標準：微孔隙（孔徑小于2 nm）、中孔隙或介孔隙（孔徑介于2～50 nm）和宏孔隙（孔徑大于50 nm）[20]，評價區內泥頁巖微觀孔隙結構。15塊山2段泥頁巖樣液氮比表面積測試結果得出：BET法計算的孔隙比表面積介于0.354～3.655 m2/g，平均值為2.105 m2/g；BJH法計算的平均孔徑介于11.8～24.5 nm。山2段泥頁巖孔隙總體上以介孔（2～50 nm）為主，且孔徑介于1～10 nm的微孔—介孔對比表面積貢獻較大、孔徑介于10～50 nm的介孔對孔隙體積的貢獻較大。5塊不同粒度的典型泥頁巖樣孔隙體積和比表面積測試結果顯示，海陸過渡相泥頁巖孔隙結構受巖性控制有一定差異。其中，灰色泥巖的比表面積最大，比表面積為1.985 m2/g；泥質粉砂巖及粉砂質泥巖的比表面積較小（比表面積基本小于0.500 m2/g）（圖4-a）；灰色泥巖孔徑較小，平均孔徑為12.6 nm，其介孔的最大孔隙體積僅為0.000 53 cm3/g，泥質粉砂巖及粉砂質泥巖平均孔徑可達21.75 nm，其介孔的孔隙體積最大為 0.002 4 cm3/g（圖 4-b）。4口頁巖氣探井 18塊山2段泥頁巖樣品柱樣孔隙度、滲透率測試結果顯示：山2段泥頁巖儲層孔隙度介于1.15%～3.01%，平均值為2.13%；除2塊表面發育裂縫的泥頁巖柱樣測試滲透率為1.200 mD、2.300 mD，其余柱樣滲透率多介于0.019～0.083 mD，平均值為0.050 mD，表明區內泥頁巖低孔、低滲，但微裂縫對滲透率改善作用明顯，當泥頁巖中存在裂縫，其滲透率可超過1.000 mD。4口頁巖氣探井17塊山2段的泥頁巖壓汞孔隙度與對應含氣量包絡線擬合得出頁巖含氣量隨孔隙度的增加呈上升趨勢，說明區內高孔隙度的微納米級孔—縫體系有利頁巖氣的儲集，且當泥頁巖孔隙度介于2.00%～4.00%時，實測含氣量介于 1.00 ～ 2.00 m3/t（圖 5）。

圖4 臨興區塊山2段泥頁巖比表面積、孔隙體積分布圖

圖5 臨興區塊山2段泥頁巖孔隙度與含氣量關系圖

2.4 泥頁巖可改造

不同于典型海相頁巖，山2段發育大套三角洲相泥頁巖層段，局部見多層富有機質泥頁巖與薄層砂質泥巖和泥質砂巖頻繁互層疊置，薄層砂質泥巖和泥質砂巖含有較多的石英、長石礦物，有利于提高局部泥頁巖層段的脆性指數和楊氏模量，降低泊松比[21]。QEMSCAN全巖礦物測定10塊山2段頻繁 互層泥頁巖層段泥頁巖樣品，結果顯示巖石骨架碎屑礦物以石英、長石為主，含量介于0～88.0%，平均值為43.7%，其中石英含量超過30%（圖6），黏土礦物以高嶺石為主，呈層狀條帶分散分布。采用脆性指數=（石英＋長石＋方解石＋白云石）/（石英＋長石＋方解石＋白云石＋黏土礦物），計算得出山2段泥頁巖層段脆性指數介于26.0%～59.0%，平均值為40.8%。5塊泥頁巖樣巖石力學測試結果顯示，山2段泥頁巖具有“中高楊氏模量（楊氏模量介于16.9 ～ 24.0 GPa，平均值為 20.9 GPa）、低泊松比（泊松比介于0.1～0.3，平均值為0.2）”的特點。類比國內外頁巖氣生產區塊頁巖層段力學特征[22]，臨興區塊山2段泥頁巖層段的巖石力學參數與國內外頁巖氣區頁巖層段巖石力學參數（平均楊氏模量大于20.0 GPa、平均泊松比小于0.3）基本相一致。例如，美國Barnett頁巖楊氏模量為33.0 GPa，泊松比介于為0.2～0.3；美國其他含氣頁巖楊氏模量介于4.5～61.0 GPa，平均值為26.8 GPa，泊松比介于0.03～0.30，平均值為0.20；四川盆地LX1井龍馬溪組頁巖楊氏模量介于8.6～40.9 GPa，平均值為22.2 GPa，泊松比介于0.1～0.3，平均值為0.2；渝東南地區YY1井龍馬溪組頁巖楊氏模量介于41.0～66.4 GPa，平均值為48.9 GPa，泊松比介于0.2～0.4，平均值為0.3。綜合脆性指數與巖石力學特征，認為臨興區塊山2段海陸過渡相泥頁巖層段可改造。

圖6 臨興區塊山2段泥頁巖全巖礦物特征圖

3 山2段頁巖氣勘探潛力

3.1 評價流程

鄂爾多斯盆地東緣臨興區塊近幾年非常規煤系天然氣勘探結果，揭示區內具備形成“本溪組—太原組”煤層氣富集、“太原組—石盒子組—石千峰組”致密氣富集的多類型縱向疊置氣藏的3大地質優勢：①區內構造簡單，沉積環境穩定，山西組—本溪組煤系烴源巖大面積分布；②煤系烴源巖成熟度較高，受紫金山構造巖漿活動影響，具有“多期廣覆式生烴”的特點；③區域保存條件總體較好，泥巖或者致密砂巖致密化程度高，封蓋性好，埋深1 200～2 500 m范圍內均可形成煤系天然氣藏。近期研究成果進一步表明，鄂爾多斯盆地東緣山2段頁巖氣具有良好的勘探前景。鄂爾多斯盆地東緣山2段整體上地質特征為海陸過渡相沉積，頁巖層段埋深介于800～2 600 m，已進入生氣高峰階段（Ro值介于1.5%～2.0%），厚度大（最大厚度可達50 m）。臨興區塊山2段頁巖氣潛力處于相對中等的位置（埋深介于1 000～2 300 m、Ro介于1.0%～1.8%、最大厚度超過35 m），且該套泥頁巖為三角洲海陸過渡相煤系泥頁巖層系，具有如下特征：①巖相變化大，與煤層（線）、致密粉砂巖（砂巖）互層；②有機質類型以混合型、腐殖型干酪根為主，偏生氣，有機質豐度和成熟度較高，生氣能力強；③儲集層介孔發育，具備高儲集能力；④富有機質夾薄層砂巖條帶的巖性組合脆性礦物含量較高，脆性指數超過40%。為了更好地指導海陸過渡相頁巖氣勘探潛力評價，以區內山2段頁巖氣評價為例，結合海相頁巖氣勘探目標優選方法和測井解釋方法，建立海陸過渡相頁巖氣“五步四關鍵三原則”的勘探評價流程（圖7）。

圖7 海陸過渡相頁巖氣潛力評價流程圖

優選已發現海陸過渡相煤系天然氣的富集區塊（例如發育煤系致密氣、煤層氣的區塊）或者相對優勢區進行鉆井取心，通過五步（實驗測試及評價、基礎地質評價、巖心標定建立測井解釋數據庫、測井解釋評價、選區及潛力評價）落實該類區塊頁巖氣勘探前景。以臨興區塊為例，該區構造簡單，沉積相對穩定，山西組—本溪組沉積了大套海陸過渡相煤系地層，煤系地層中煤層氣、致密砂巖氣含氣性好，區內海陸過渡相煤系地層已大量生排烴，且地層區域保存條件較好。因此，選取該區進行探井部署，落實煤系頁巖氣的潛力。

基于五大步驟依次遞進開展頁巖氣評價，建立四大關鍵體系：現場含氣量測試與室內巖心實驗相統一的實驗測試數據庫體系、實驗與生產測試相結合篩選顯示層段及優選關鍵解釋參數體系、優選“地質＋工程”甜點地質參數測井解釋模型體系、結合頁巖氣富集關鍵參數下限構建選區參數體系。實驗測試數據庫體系建立中需重點開展含氣量評價工作[23]，確定含氣性。含氣量測試首選保壓取心含氣量測試方法。其次采用密閉取心恒溫水浴加熱法測試含氣量，含氣量由損失氣、殘余氣、解吸氣組成，其中損失氣建議采用多項式擬合計算，解吸氣與殘余氣測試則依據《頁巖含氣量測定方法：SY/T 6940—2013》規范。對于未進行含氣量測試泥頁巖層段，則依據等溫吸附實驗，利用等溫吸附方程推算含氣量；篩選目標層段及優選關鍵解釋參數體系，需結合實測含氣量高值或氣測顯示異常確定目標層段，并依托樣品地球化學參數、孔隙度、滲透率、巖礦以及力學等測試，確定有效頁巖儲層響應物性參數；“地質＋工程”甜點地質參數測井解釋模型體系需包括巖性識別、TOC、孔隙度、含氣量等地質甜點參數解釋，工程甜點參數需要解釋礦物組分、脆性指數（礦物含量法）、微裂縫、應力參數（資料條件支撐條件下需要利用縱橫波測井反演計算水平應力差）。構建選區參數體系，需要重點從頁巖氣富集性參數和可壓性參數兩方面構建[24]，構建過程需遵循3個對比原則是合理確定頁巖氣評價體系的關鍵：優先采用工區頁巖氣富集下限參數、優先借鑒鄰近已獲突破/成熟區塊類似層段選區參數、優先類比鄰近已獲突破/成熟區塊類似層段生產數據，其次為參考海相頁巖氣勘探目標優選方法；最后依據《頁巖氣資源/儲量計算與評價技術規范：DZ/T 0254—2014》，采用容積法估算目的層段頁巖氣資源量。

3.2 關鍵參數解釋

以臨興區塊山2段頁巖氣評價為例，區內前期煤系天然氣勘探成果表明區內構造穩定、煤系地層大量生排烴（Ro約為1.2%，局部受紫金山火山活動影響呈異常高值）、埋深適中（小于3 500 m）、保存條件較好，總體有利于天然氣富集成藏。因此，無需考慮埋深、Ro、保存條件對頁巖氣富集的影響。鑒于巖性組合、TOC、儲集物性、微裂縫與含氣量響應特征相對明顯（表1、圖2-c、圖5），因此重點優選“有效厚度、TOC、孔隙度、含氣量”作為區塊海陸過渡相泥頁巖評價關鍵頁巖氣富集參數，“脆性礦物含量、微裂縫”作為可壓性參數，并建立測井解釋模型定量表征。

含氣頁巖厚度：優先采用伽馬能譜測井確定含氣頁巖厚度。鑒于區內無伽馬能譜測井，在錄井巖性、氣測的基礎上，采用深電阻率和聲波時差重疊交會后有較好含烴指示綜合判斷含氣頁巖厚度，含氣頁巖測井曲線總體為“自然伽馬值較高、電阻率中高值、三孔隙度曲線分開”的響應特征。

微裂縫：通過有限元法和實際巖心觀測裂縫密度結果標定，預測平面相對裂縫發育程度。

式中TOC表示頁巖總有機碳含量；DEN表示測井密度，g/cm3；AC表示聲波時差，μs/m；RT表示深電阻率，Ω·m；φ表示頁巖孔隙度；SH表示測井解釋泥質含量；CN表示測井中子值；Q總表示頁巖總含氣量，m3/t；Q吸附表示頁巖中吸附氣含量，m3/t；Q游離表示頁巖中游離氣含量，m3/t；Sw表示含水飽和度；Bg表示氣體體積系數，實驗測試取值0.004 7 m3/m3；TOC0表示相鄰純泥巖段TOC基值；TOCT表示測井計算的TOC值；n表示飽和度指數，5塊核磁飽和度測試樣標定取值3.1。

頁巖脆性指數利用礦物含量法得到，公式如下：

式中BI表示頁巖脆性指數；Vsi、Vca、Vsh、Vsand表示硅質、鈣質、泥質、砂質體積分數；GR表示自然伽馬，API。

3.3 有利區預測

遵循構建選區參數體系及潛力評價的3個對比原則，在參考現有海相頁巖氣評價指標基礎上，優先采用本區TOC、孔隙度等頁巖氣富集參數與含氣量為1 m3/t時對應的下限指標，并借鑒鄂爾多斯東緣大寧—吉縣區塊山2段選區評價標準[8]建立了區內海陸過渡相頁巖氣有利區評價參數體系（表2）。

表2 海陸過渡相頁巖氣有利區評價參數表

臨興區塊山2段頁巖氣富集參數方面重點考慮頁巖厚度、TOC值、孔隙度、含氣量；可壓性參數方面由于山2段頁巖層段埋深介于1 000～2 300 m，總體埋藏深度相對適中，以大于1 500 m為主，僅紫金山火山活動影響的構造復雜區局部埋深淺于1 400 m，因此重點考慮脆性指數、發育微裂縫特征。依據有利區評價參數標準，劃分出山2段頁巖氣一類有利區（頁巖厚度大于30 m、TOC值大于4.0%、孔隙度大于4.0%、含氣量大于2.0 m3/t、脆性指數高于50%、微裂縫密度大于0.1條/m、埋深大于1 500 m的疊合區域）面積為21.7 km2，利用容積法估算資源量為45.83×108m3；二類區面積為 123.0 km2，容積法估算資源量為111.21×108m3。鑒于區內尚未進行頁巖氣井壓裂試采工作，采用優先類比鄰近已獲突破/成熟區塊類似層段生產數據的原則，類比大寧—吉縣區塊山2段頁巖氣“甜點”選區參數（TOC＞2.0%、φ＞2.0%、含氣量大于2.0 m3/t、脆性礦物含量大于50%、發育微裂縫、頁巖厚度大于25 m、埋深大于1 500 m）范圍內的大吉51井壓裂平均日產氣量為0.6×104m3，預測研究區山2段一類區具有一定的開發潛力，其頁巖氣直井壓裂后日產氣量超過0.6×104m3。二類區開發潛力有一定降低。三類區資源潛力相對有限，后期勘探開發實踐中需落實多層系多類型氣協同開發的潛力（圖8）。

圖8 臨興區塊山2段海陸過渡相含氣頁巖綜合評價圖

4 結論

1）臨興區塊山2段頁巖氣具有4大地質特征：①巖性復雜，泥頁巖與煤層（線）、致密粉砂巖（砂巖）頻繁互層；②有機質類型以混合型、腐殖型干酪根為主，有機質豐度和成熟度較高，生氣能力強；③儲集層介孔發育，局部發育裂縫，具備高儲集能力；④富有機質夾薄層砂巖條帶的巖性組合脆性礦物含量高，脆性指數超過40%，有利于儲層壓裂改造。

2）研究區山2段作為受陸源影響較大的海陸過渡相泥頁巖層段，具有巖性組合關系與物性雙重因素控制天然氣富集的特征，其中優質頁巖中砂質紋層、粉砂巖條帶與有機質相間分布的組合配置關系既可提供大量生烴的物質基礎，也可提供氣體近源賦存的優勢儲集空間。TOC＞2%的優質泥頁巖段的頁巖含氣量超過1.0 m3/t；高孔隙度的微納米級孔—縫體系為該類型頁巖氣儲集提供了較好儲集空間，孔隙度介于2.0%～4.0%的泥頁巖實測含氣量介于 1.0 ～ 2.0 m3/t。

3）依據研究區山2段泥頁巖層段的基本地質特征，結合海陸過渡相頁巖氣實驗測試、有利層段測井解釋及地質綜合評價，搭建海陸過渡相頁巖氣“五步四關鍵三原則”的勘探評價流程，形成了適用于本區海陸過渡相頁巖氣勘探的有利區選區評價方法和參數指標，落實了頁巖氣勘探開發潛力區3類，其中一類區面積為21.7 km2，頁巖氣資源量為45.83×108m3，直井壓裂產氣效果可類比大寧—吉縣區塊；二類區面積為123.0 km2，頁巖氣資源量為111.21×108m3。