从页岩气资评方法应用情况来看，我国目前主要采用体积法(含气量法)和类比法开展页岩气地质资源量计算；部分高勘探程度地区采用EUR类比法和曲线递减法估算页岩气可采储量；在常规油气资源评价中得到广泛应用的成因法很少采用，究其原因，主要是针对对泥页岩复杂的生—排—滞留烃演化过程不清导致的。近年来，随着烃源岩生、排烃模拟实验和盆地模拟技术的发展，采用在成因法基础上发展起来的盆地模拟法计算页岩气资源量成为可能。

从泥页岩完整的生—排—滞留烃演化过程来说，页岩气是经历复杂构造演化后现今仍滞留在泥页岩内的天然气，为泥页岩生气量中的一部分，页岩气早期的生成及演化过程也遵循经典的有机质热降解生烃理论。从这个角度出发，有学者提出了采用“存滞系数”法计算页岩气资源量的思路^[1]，但未对该方法的具体操作流程和应用效果开展系统分析，一定程度上影响了该方法的推广及应用。笔者以“存滞系数”法概念为基础，依托中国石化无锡石油地质研究所自主研发的TSM盆地模拟资源评价系统软件，提出了基于“存滞系数”和盆地模拟技术开展页岩气资源评价的思路流程；以川东南五峰组—龙马溪组页岩气为例开展典型应用验证新方法的适用性；并对新方法的优越性进行了分析，展望了应用前景。“存滞系数”法的提出进一步丰富和完善了目前的页岩气资源评价方法体系，为盆地模拟技术在页岩气资源评价和有利区优选中提供了重要支撑。

1.   “存滞系数”法评价流程及关键参数获取

1.1   评价流程

近年来，随着石油地质理论和计算机技术的发展，盆地模拟技术取得了巨大的进步，并在油气形成演化过程分析和资源评价中发挥了重大作用。但从目前盆地模拟应用情况来看，盆地模拟技术主要用于常规油气评价，在非常规领域的应用仍处于起步阶段，是未来盆地模拟技术发展的重要方向之一^[2-6]。

有学者从泥页岩完整的生—排—滞留烃演化过程出发，提出了采用“存滞系数”法开展页岩气资源量计算的思路与公式^[1]。在上述研究的基础上，结合TSM盆地模拟资源评价系统软件^[7-9]技术的进步，提出了采用盆地模拟技术开展页岩气资源量计算的具体方法流程(图 1)。

图  1  基于页岩气“存滞系数”的盆地模拟法资评流程

Figure  1.  Basin simulation and resource evaluation process based on shale gas "retention coefficient"

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与TSM盆地模拟技术在常规油气资源评价中计算生烃量的过程相似，页岩气盆地模拟首先要根据研究区地质条件和构造演化过程，建立地层格架，确定各沉积时期对应的盆地原型，根据不同盆地原型，确定对应的模拟方案；之后输入模拟所需关键参数开展研究区埋藏史、热史和成熟度史模拟分析，这部分模拟技术方法已相当成熟，在此不再详细赘述；之后进入针对页岩气形成演化过程的模拟。与常规油气系统模拟不同，对页岩气层系进行模拟时，除考虑泥页岩的生、排烃过程外，还要考虑泥页岩体系内烃类的排出和滞留过程。因此，在完成盆地的埋藏史、热史及成熟度史模拟后要进入泥页岩生—排—滞留烃史的模拟，重点开展不同地质时期“源内生气”量的模拟计算；源内生气即不考虑排出情况下泥页岩体系内滞留油裂解气和干酪根裂解气的总和，为最大理论滞留气量^[1]。源内生气量计算完成后要开展待评价区页岩气“存滞系数”的分析，用模拟计算得到的源内气量乘以“存滞系数”即得到待评价区页岩气资源量及空间分布情况，从而为页岩气资源评价和有利区优选提供依据。

1.2   关键参数

从“存滞系数”法开展页岩气资源量计算公式^[1]和模拟流程可以看出，页岩气盆地模拟与常规油气盆地模拟相比，除埋藏史、热史、成熟度史和生烃史模拟所需的关键参数外，还涉及到页岩气形成演化过程的特殊参数，其中最重要的两项参数就是泥页岩生—排—滞留烃演化模式和页岩气“存滞系数”。泥页岩生—排—滞留烃演化模式主要通过开展不同类型泥页岩地层孔隙热压模拟实验^[10-12]，结合干酪根^[13]和原油裂解气模拟^[14]等^[15-16]实验综合获取。

待评价区页岩气“存滞系数”可以通过典型解剖和综合类比获取。典型解剖主要针对重点井(系统开展现场含气量测试的井)和探明储量区开展：通过开展研究区重点井单井精细模拟，用实测含气量除以模拟得到的源内气量获取单井页岩气“存滞系数”；对于提交探明储量的地区，可以通过开展探明储量区三维盆地模拟，用探明储量除以模拟计算的源内气量获取探明储量区“存滞系数”。单井和探明储量区页岩气“存滞系数”确定后，分析“存滞系数”分布范围和页岩气形成地质条件，明确该系数的主要影响因素^[1]，将待评价区页岩气形成地质条件与重点井和探明储量区地质条件综合类比得到页岩气“存滞系数”。

2.   典型应用

以我国目前页岩气勘探开发程度最高、勘探开发效果最好的川东南五峰组—龙马溪组页岩为例，开展“存滞系数”法在页岩气资源评价中的应用。在开展研究区盆地模拟和页岩气资源评价之前，首先要确定评价单元，页岩气作为自生自储的连续性油气藏，主要在原地聚集，不涉及油气的长距离运移及成藏。因此，页岩气资源评价中主要以构造单元或矿权区作为评价单元。中国石化目前在川东南地区主要有涪陵、綦江、南川、彭水、威荣等7个区块^[17]，本次也主要开展上述区块内的页岩气资源评价。评价单元确定后，主要依据图 1的评价流程开展盆地模拟和页岩气资源量计算。

2.1   确定地层格架及模拟流程

依据四川盆地综合地层格架^[18]，根据川东南地区实际地质演化过程和页岩气重点层系，对非目的层进行了合并，建立了川东南地区简化的地层格架和剥蚀量相关信息(表 1)。模拟目的层主要为五峰组—龙马溪组泥页岩。

表  1  川东南地区盆地模拟地层格架及剥蚀信息

Table  1.  Stratigraphic framework and denudation information of southeastern Sichuan Basin

地层	地层底界年龄/Ma	剥蚀事件	剥蚀开始时间/Ma	剥蚀结束时间/Ma	残留地层底界年龄/Ma
Q	2.5
K	144	√	144	2.5	204
T3-J	232	√	160	144	198
T2	242	√	230	227	232
T1	250
P2	268
P1	295
C	355
D	420
S	440	√	420	416	425
O	480
－C2-3	520
－C1	540

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根据川东南地区寒武纪以来的盆地原型演化序列^[7]，确定了TSM盆地模拟方案，采用回剥法开展研究区剥蚀量计算与恢复，在此基础上开展埋藏史模拟分析；之后采用热传导法开展热史模拟；采用泥页岩生、排烃模型来计算五峰组—龙马溪组泥页岩生烃量(本次重点评价不同地质时期的总生气量及源内生气量)。

2.2   埋藏史、热史、成熟度史模拟与计算

根据川东南地区五峰组—龙马溪组泥页岩分布范围^[19]确定模拟工区范围，模拟网格精度为2.0 km×2.0 km。将每套地层的平面埋深和砂岩百分含量等值线图网格化；然后根据研究区构造抬升时期和剥蚀情况，主要设置了加里东期、印支期、燕山期和喜马拉雅期等4期剥蚀，并对每次剥蚀事件设置剥蚀起始年龄、结束年龄和残留地层底界年龄(表 1)；砂岩与泥页岩孔深曲线采用TSM盆地模拟系统内默认的砂岩和泥岩孔隙度与深度关系曲线；对输入数据进行检查无误后进行埋藏史模拟，得到不同地质时期五峰组—龙马溪组地层埋深平面分布图。

埋藏史模拟计算完成后进入热史模拟流程，主要根据研究区不同地质时期的大地热流、古地表温度^[20-21]等获取研究区热史模拟关键参数。之后根据不同地层的岩性组合情况，参考实验测试数据，综合确定各地层的岩石热导率、比热和密度等参数^[21]，然后根据热传导方程开展研究区热史模拟。热史模拟完成后根据钻井实测地温数据与模拟数据进行拟合矫正，二者吻合度高，则表明模拟效果较好；二者偏差较大的情况下需要重新检查之前输入的热史相关参数，直至调整到二者较吻合。

热史模拟结果检查无误后，进入到泥页岩成熟度史模拟，烃源岩热演化程度直接决定了不同类型烃源岩的生油气潜力，进而决定了油气资源量的大小。采用TSM系统里面自带的经典LogTTI-R_o模型^[22]计算五峰组—龙马溪组泥页岩在不同地质历史时期热演化程度。与热史模拟类似，成熟度模拟后，也要将模拟R_o值与典型井实测R_o值进行对比，直至调整到二者吻合度较高。除满足重点井实测R_o数据与模拟R_o值吻合外，还要检查模拟后输出的五峰组—龙马溪组泥页岩现今R_o等值线与根据实测数据编制的R_o等值线图^[23]是否一致，如不一致，需重新调整成熟度史模拟相关参数，直至二者吻合。

2.3   泥页岩生—排—滞留烃史模拟计算

前期的埋藏史、热史、成熟度史模拟调整无误后，进入到关键的泥页岩生—排—滞留烃史模拟计算，该过程除需输入川东南地区五峰组—龙马溪组泥页岩厚度、有机碳含量等值线外，还涉及到有机碳恢复系数、不同类型泥页岩的生—排—滞留烃曲线等关键参数。

川东南地区五峰组—龙马溪组泥页岩厚度分布在10~120 m之间，在川东涪陵—武隆和川南泸州—长宁地区之间发育两个厚度中心，泥页岩厚度可达100 m以上^[19]；有机碳含量均值分布在1.0%~4.0%之间，主要存在两个高值中心，其中川东涪陵—漆辽—武隆一带泥页岩TOC含量均值达3.0%以上，川南泸州—长宁一带泥页岩TOC含量均值也多大于3.0%^[24]；泥页岩成熟度R_o值均达到高熟—过成熟演化阶段，R_o值主体分布在2.3%~3.0%之间^[23]。

川东南五峰组—龙马溪组泥页岩有机质类型主体为Ⅰ—Ⅱ₁型有机质，热演化程度处于高熟—过成熟演化阶段，在对其进行生烃量计算时必须对残余有机碳含量进行恢复。本次主要基于低成熟度不同类型泥页岩样品的地层孔隙热压生排烃模拟实验中各模拟R_o值对应样品残余有机碳含量的变化，得到不同类型泥页岩的有机碳恢复系数(图 2)。从图中可以看出，同为Ⅰ—Ⅱ₁型母质，不同类型泥页岩的有机碳恢复系数表现为相似的变化趋势。有机碳恢复系数总体随成熟度的升高而升高，在R_o值达到2.3%左右时达到最大值，之后基本处于稳定不变或略有降低的趋势。对于五峰组—龙马溪组泥页岩来说，有机碳恢复系数均达到了最大值附近，在R_o为2.50%左右时，硅质型泥页岩有机碳恢复系数为2.23，钙质型页岩有机碳恢复系数为2.41，黏土型页岩有机碳恢复系数约2.32，混合型页岩有机碳恢复系数为2.38，表明在有机质类型一致的前提下，高熟—过成熟演化阶段，泥页岩矿物组成对有机质降解产率影响不大。

图  2  海相不同类型泥页岩有机碳含量恢复系数

Figure  2.  Recovery coefficient of organic carbon content in different types of marine shale

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近年来，随着页岩油气勘探的不断深入，人们认识到表面上看似连续性较好的泥页岩往往具有较强的非均质性，其有机质丰度、岩石矿物组成和沉积构造在纵向和横向上往往存在较大的差异。泥页岩的非均质性不仅影响了其生烃潜力、储集性能和可压性，也影响了泥页岩的生—排—滞留烃演化过程^[25]，从而影响了页岩气的形成演化过程和富集程度。本次研究主要考虑对泥页岩生、排烃过程影响较大的矿物组成将川东南五峰组—龙马溪组泥页岩划分为硅质型、钙质型、黏土型和混合型4类^[26]。从纵向上来看，川东南五峰组—龙马溪组泥页岩岩相自下而上总体呈现为硅质型(少量钙质型)过渡到混合型，再过渡到黏土型，有机质丰度自下而上总体呈逐渐减低的趋势，这主要和沉积环境和有机质输入有关。依据川东南不同地区重点井五峰组—龙马溪组泥页岩实测矿物含量及测井预测结果，综合分析得到待评价探区不同类型泥页岩的比例。

然后通过开展不同类型泥页岩地层孔隙热压模拟实验，结合干酪根和原油裂解气模拟实验得到硅质型、钙质型、黏土型和混合型泥页岩的生—排—滞留烃演化模式^[1]和源内气产率曲线(图 3)。图中可以看出，不同类型泥页岩源内气产率总体演化趋势相似，随成熟度的增高均呈现出“缓慢增加(R_o值约0.6%~0.85%)—快速增加(R_o值约0.85%~ 2.0%)—趋于稳定(R_o＞2.0%)”的变化趋势。从源内气产率大小来看，R_o≤1.2%时，不同类型泥页岩源内气产率差异不大，但R_o＞1.2%后，不同类型泥页岩源内气产率出现差异，总体看来，在高熟—过成熟演化阶段，黏土型泥页岩源内气产率(最高达200 mg/g以上)高于混合型(约180~190 mg/g)和硅质型(170~180 mg/g)泥页岩，钙质型泥页岩源内气产率(150~160 mg/g)最低。分析原因，这主要是由于不同类型泥页岩在成熟阶段生、排油效率不同造成的，钙质型和硅质型泥页岩在成熟阶段排油效率高于黏土型泥页岩，导致泥页岩体系内的残留油比例降低，在高熟—过成熟演化阶泥页岩体系内的残留油裂解为天然气的量也会减少，从而造成源内气产率降低。

图  3  海相不同类型泥页岩源内气产率

Figure  3.  In-source gas production rates in different types of marine shale

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在川东南五峰组—龙马溪组泥页岩埋藏史、热史、成熟度史模拟基础上，输入泥页岩生烃潜力评价关键参数(厚度、有机碳含量及恢复系数)和不同类型泥页岩源内气产率后，即可采用TSM盆地模拟软件中的泥页岩生烃模型开展源内气量的模拟计算。模拟计算川东南五峰组—龙马溪组泥页岩源内生气量为218.87×10¹² m³，约占总生气量的43.76%。从平面分布情况来看，总生气强度和源内生气强度主要存在两个高值中心，分别为涪陵—武隆和泸州—长宁一带(源内生气强度大于40×10⁸ m³/km²)(图 4)。

图  4  川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组泥页岩源内生气强度

Figure  4.  In-source gas intensity of shale in Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi formations in southeastern Sichuan Basin

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2.4   “存滞系数”获取及页岩气资源量计算

模拟计算出不同地质时期源内生气量后，下一步要解决的关键问题是演化到现今，到底有多少仍保存在泥页岩层系内形成页岩气，由此提出了页岩气“存滞系数”的概念，该系数是影响成因法计算页岩气资源中最关键的参数。从川东南不同地区五峰组—龙马溪组页岩气“存滞系数”来看^[1]：盆地内部威荣、永川区块页岩气“存滞系数”最高，主体分布在30%~40%之间，涪陵、綦江探区典型井页岩气“存滞系数”主体分布在25%~35%之间；盆地周缘南川、丁山地区页岩气“存滞系数”主体分布在15%~25%之间；盆地外围彭水地区页岩气“存滞系数”相对较低，多低于15%。

除采用单井含气量反算页岩气“存滞系数”外，还可以根据探明储量区已提交的页岩气探明储量，除以精细三维模拟得到的探明储量区源内生气量反算得到探明储量区页岩气“存滞系数”。目前，中国石化在涪陵和威荣区块均提交了探明储量，涪陵矿权区五峰组—龙马溪组在焦石坝主体(含江东区块)提交页岩气探明储量4 618.97×10⁸ m³，在平桥地区提交页岩气探明储量1 389.17×10⁸ m³。采用TSM盆地模拟软件开展涪陵区块精细三维模拟，模拟计算得到涪陵探区总生气量和源内生气量，结果显示焦石坝主体探明储量区五峰组—龙马溪组源内生气量为12 931.98×10⁸ m³，用探明储量4 618.97×10⁸ m³除以源内生气量数据得到焦石坝主体区页岩气“存滞系数”为35.72%，略高于JY1井32.44%的“存滞系数”(表 2)；模拟计算平桥区块源内生气量为4 411.47×10⁸ m³，采用探明储量1 389.17×10⁸ m³除以源内生气量数据得到平桥区块页岩气“存滞系数”为31.49%，低于焦石坝主体区，与JY8井31.0%的页岩气“存滞系数”相当^[1]。

表  2  涪陵探区总生气量、源内生气量及探明储量

Table  2.  Total gas production, in-source gas production and proved reserves in Fuling exploration area, Sichuan Basin

矿权区/探明储量区	总生气量/108 m3	源内生气量/108 m3	探明储量/108m3	存滞系数/%
焦石坝主体	29 699.96	12 931.98	4 618.97	35.72
平桥	10 188.15	4 411.47	1 389.17	31.49

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根据川东南不同地区五峰组—龙马溪组重点井和探明储量区页岩气“存滞系数”，结合川东南地层压力^[27]、埋深^[19]和重点井实测孔隙度数据等，得到研究区页岩气“存滞系数”平面分布图(图 5)。图上可以看出，页岩气“存滞系数”从盆地内部(>30%)到盆地边缘(15%~30%)，再到盆地外围(≤15%)，总体呈降低的趋势，进一步表明该系数与页岩气保存条件密切相关。

图  5  川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气“存滞系数”分布

Figure  5.  Distribution of shale gas "retention coefficiency" of Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi formations in southeastern Sichuan Basin

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在源内生气量模拟和页岩气“存滞系数”基础上，开展探区页岩气资源量计算，得到页岩气资源丰度平面分布(图 6)。与源内生气强度图分布相似，页岩气资源丰度高值区也主要存在于涪陵—武隆(>8.0×10⁸ m³/km²) 和泸州—长宁一带(>10×10⁸ m³/km²)，目前已探明的页岩气田也主要处于资源丰度高值区，如涪陵、平桥页岩气资源丰度主体处于(6~8)×10⁸ m³/km²；威远、威荣气田页岩气资源丰度主体分布在(4~8)×10⁸ m³/km²；盆地周缘的长宁和昭通地区也提交了页岩气探明储量，页岩气资源丰度主体在(2~5)×10⁸ m³/km²；泸州地区页岩气资源丰度主体大于10×10⁸ m³/km²，但由于页岩埋深较大，待工程技术条件进步后有望获得突破。

图  6  川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气资源丰度平面分布

Figure  6.  Distribution of shale gas resource abundance of Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi formations in southeastern Sichuan Basin

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2.5   资评结果分析

将“存滞系数”法计算得到川东南主要探区页岩气资源量与“十三五”资评结果相比(图 7)，不同探区页岩气资源量可比性较好，如FL地区(页岩气“存滞系数”均值为27.0%，考虑到重点井和探明储量区页岩气形成及保存条件优于整个探区，故探区页岩气“存滞系数”取值相对低于探明储量区和重点井) 页岩气地质资源量为28 602.80×10⁸ m³，“十三五”评价结果为25 444.50×10⁸ m³，本次评价结果略大；QJ地区页岩气地质资源量为47 226.45×10⁸ m³ (“存滞系数”均值约25.0%)，略大于“十三五”评价结果43 421.80×10⁸ m³；其他地区页岩气资评结果可比性也较好，资评结果差距基本在10%以内。总体看来，采用“存滞系数”法计算得到的页岩气资源量与目前成熟性方法资评结果有较好的可比性，进一步表明了“存滞系数”法计算页岩气资源量的可行性。

图  7  川东南重点探区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气资评结果对比

Figure  7.  Comparison of evaluation results of shale gas resource of Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi formations from key exploration areas in southeastern Sichuan Basin

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3.   应用前景分析

3.1   方法优势

与目前常用的含气量法和类比法相比，基于页岩气“存滞系数”的盆地模拟法主要存在以下几个优势：

(1) 新方法充分考虑了泥页岩分布的非均质性。采用常规的体积法、类比法或动态法仅能计算一个总的页岩气资源量，无法准确给出页岩气资源的空间展布特征。而采用基于页岩气“存滞系数”的盆地模拟法充分考虑到泥页岩分布的非均质性，通过开展单井及评价区精细生—排—滞留烃模拟计算，可直接给出页岩气资源潜力及空间分布特征，为页岩气甜点段和甜点层优选提供指导，从而有效指导页岩气的有利区带优选和目标区评价。

(2) 新方法有利于实现常规、非常规资源的统一整体评价，体现了盆地分析整体性与动态演化过程，评价过程更科学、结果可检验。前期在开展资源评价时往往将常规、非常规油气资源分开进行评价，并具有不同的方法体系^{[3, 28]}，导致评价结果缺乏系统性。而“存滞系数”法借鉴成熟的盆地模拟技术和经典的干酪根热降解生、排烃理论，将常规、非常规油气资源纳入一个整体，统一采用成因法开展评价。此外，基于盆地原型及演化分析，在复杂的泥页岩沉积埋藏史、热史和泥页岩成熟度史模拟基础上，既能从正演角度分析页岩气形成的动态演化过程，又充分考虑到晚期构造保存条件对页岩气富集的影响，评价过程更科学，资评结果也更合理。

(3) 过程相对简单，参数获取成本低，周期短。常规的体积法计算页岩气资源量最关键的参数就是含气量的测定，目前含气量测试主要通过现场解吸、等温吸附实验、测井解释等^[29]获得，实验测试成本高、周期长，且实测数据有限，参数平面展布预测困难等，“存滞系数”法可以在常规油气盆地埋藏史、热史和成熟度史模拟基础上，结合泥页岩生—排—滞留烃演化模式和页岩气“存滞系数”计算页岩气资源量，评价过程相对简单。

3.2   应用前景

从目前页岩气资评方法应用情况来看，对于那些勘探开发程度较高，且有大量长期生产井的地区来说，可以采用动态法开展页岩气可采储量的计算；对于勘探开发程度中等，但不满足动态法计算的评价单元，通常采用传统的体积法开展页岩气资源量计算；对于勘探开发程度较低地区的页岩气资源量估算仍主要采用类比法开展。而新建立的基于“存滞系数”和盆地模拟的页岩气资评方法，既适用于高勘探程度地区的评价，也适用于中低勘探程度地区的资源量计算，并能提供资源的空间展布情况，在页岩气资源评价和有利区优选方面具有广阔的应用前景。

4.   结论

(1) 建立了基于“存滞系数”和盆地模拟技术的页岩气资源评价流程，指出泥页岩生—排—滞留烃演化模式和“存滞系数”是新方法资评的关键参数，泥页岩生—排—滞留烃演化模式主要通过模拟实验获取，“存滞系数”可通过单井精细模拟或探明储量区反算获取，也可以通过类比法综合获取。

(2) 川东南五峰组—龙马溪组泥页岩主要划分为硅质型、钙质型、黏土型和混合型4类，不同类型泥页岩生—排—滞留烃演化模式总体较为相似，高熟—过成熟演化阶段源内气产率总体表现为黏土型>混合型>硅质型>钙质型，且从盆内到盆缘、再到盆外，页岩气保存条件逐渐变差，“存滞系数”也逐渐降低。采用“存滞系数”法计算得到重点地区页岩气资源量与采用目前成熟性资评方法计算结果具有较好的可比性，验证了新方法的适用性和可行性。

(3) 与传统方法相比，“存滞系数”法既考虑到了泥页岩分布的非均质性和页岩气的动态演化过程，又考虑到晚期保存条件对页岩气富集的影响，具备整体性强、评价过程简单等优势。新方法的提出进一步完善了页岩气资源评价方法体系，并适用于不同勘探程度，不同沉积相带的页岩气资源评价。