中国页岩气形成条件及勘探实践

邹才能 董大忠 杨桦 王玉满 黄金亮 王淑芳 付成信

1.中国石油勘探开发研究院 2.北京大学 3.中国地质大学（北京）

中国页岩气形成条件及勘探实践

邹才能1董大忠1杨桦1王玉满1黄金亮1王淑芳2付成信3

1.中国石油勘探开发研究院 2.北京大学 3.中国地质大学（北京）

中国非常规天然气已实现了致密气、煤层气资源的规模化工业生产，正在寻求实现页岩气资源的有效开发。为此，通过对中国富有机质页岩形成构造背景、地质特征、页岩气形成条件及影响因素的分析，认为中国富有机质页岩时代多、类型丰富、形成环境复杂，不同类型富有机质页岩地质特征与页岩气形成条件差异明显。中国富有机质页岩形成环境有5类：①克拉通边缘半深水—深水陆棚相（扬子地区下古生界）；②克拉通边缘沼泽相（华北地区石炭—二叠系）；③前陆盆地湖—沼相（四川盆地上三叠统、西部地区三叠—侏罗系）；④裂谷盆地断（坳）陷半深—深湖相（渤海湾盆地古近系和新近系、松辽盆地白垩系）；⑤大型陆内坳陷盆地深湖相（鄂尔多斯盆地三叠系）。中国页岩气形成条件可归纳为：①富有机质页岩发育具有广泛性；②富有机质页岩展布具有不均衡性；③不同类型页岩成气潜力具有多样性；④页岩储层具有差异性。中国页岩气区带类型可以划归4种类型：热裂解页岩含气区、热成熟页岩含气区、深埋热成熟页岩含气区和生物气—低成熟页岩含气区。中国页岩气勘探实践表明：中国拥有丰富的页岩气资源量，随着理论与技术的突破、经济条件的改善，未来中国页岩气资源有较好发展前景。

中国 页岩气 形成条件 区带类型 成藏条件 纳米孔隙 勘探实践 发展前景

自20世纪80年代初中国改革开放以来，伴随着经济迅速发展和崛起，中国也成为越来越多资源的净进口国，1993年首次成为石油净进口国，2006年又跨入天然气净进口国之列。目前，中国的石油对外依存度超过55%，天然气的对外依存度也接近10%。为保障中国能源供给安全，缓解石油对外过渡依赖，扩大天然气消费量，1987年中国开始了煤层气的地质评价与勘探开发技术探索，2006年实现规模开发，至2010年底在鄂尔多斯、沁水、渤海湾3个盆地探明煤层气地质储量2 734×108m3，年产煤层气15×108m3。2000年开始了致密气的勘探开发和技术发展，至2010年已在中国陆上形成了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地上三叠统须家河组两大致密气产区，在吐哈、松辽、渤海湾、塔里木4个盆地发现规模致密气储量，累计探明致密气储量2.9×1012m3，年产致密气226×108m3。

随着北美页岩气勘探开发区带的快速扩展和页岩气产量的大幅飙升，页岩气迅速成为天然气重要勘探开发新热点，在全球掀起了一场轰轰烈烈的“页岩气革命”。2005年以来，我国开始了规模性的页岩气前期地质评价与勘探开发先导试验，借鉴北美经验，依靠理论创新，强化技术进步，边研究边发展，有序推进。迄今，中国已在富有机质页岩地质特征、页岩气形成地质条件、有利页岩气远景区带等认识上取得重要进展，在页岩气勘探开发先导试验中于四川盆地古生界海相页岩等取得重要发现，未来发展需要突破“理论、技术、成本与环境”四道关。

1 页岩气内涵与特征

页岩气为产自极低孔隙度和渗透率、以富有机质页岩为主的储集岩系中的天然气。气体成分以甲烷为主，赋存方式为游离气和吸附气并存，属自生自储、原位饱和成藏［1］。页岩气的开发必须通过大型人工造缝（网）工程才能形成工业产能，因此，也将其称之为“人造气藏”（Artificial Reservoir）。

与常规及其他非常规天然气藏不同，页岩气自身具有明显特征（表1）［2－5］。主要特征表现在：①页岩气成因类型多，可以形成于有机质演化的各阶段，包括生物成因气、热成因气和热裂解成因气，源储一体，成藏过程为持续充注、原位饱和聚集；②页岩储层超致密，孔隙类型多样，孔隙大小以微—纳米级为主；③页岩气组成以甲烷为主，乙烷、丙烷等含量少，可以存在N2、CO2等非烃气体，极少有H2S气体，气体赋存方式以吸附态、游离气两种方式为主，吸附气占总气量的比例为20%～80%；④页岩气分布不受构造控制，没有（或无明显）圈闭界限，含气范围受成气烃源岩面积和良好封盖层控制，资源规模大，可采程度低（一般介于10%～35%），存在高丰度“甜点”核心区；⑤页岩气产出以非达西渗流为主，存在解吸、扩散、渗流等相态与流动机制的转化，生产周期长；⑥页岩气开发形成工业产能必须进行储层大型体积压裂，改造前一般低产或无产，生产过程中不产水或产水很少。

表1 页岩气与常规及其他非常规天然气藏主要特征对比表

在含油气区，页岩气的存在具有普遍性，只是由于埋藏深度、含气程度等经济、技术条件的差别，使其部分具有工业价值，部分暂无工业价值。对比北美页岩气产区与中国页岩气勘探实践，形成工业价值页岩气基本地质条件为（表2）［6］：富有机质页岩必须具备较高有机质丰度（TOC＞2.00%）、高热成熟度（Ro＞1.1%），高脆性（石英、长石等矿物含量大于40%）、低黏土矿物含量（小于30%）、有效页岩（Hot Shale）厚度超过30m或50m、成气后保存条件较好、存在超压。

表2 页岩气有利区评价与选择条件及标准表

2 中国页岩气形成条件

2.1 中国区域地质背景

中国大陆处于太平洋、印度洋和西伯利亚等板块交汇处，动力学体系复杂，地质构造具多块体拼合、多期次、多旋回的复杂构造特征。据童亨茂等的研究［7］，中国的地质构造演化分为前南华纪陆核形成与古中国地台形成阶段，古地台解体与古中国大陆形成阶段，印支期后中、新生代中国大陆继承发展3大阶段。在3大演化期中，形成了多类型、结构复杂、多期叠合、多期构造变动的沉积盆地（图1），每一阶段都有富有机质页岩发育。古生代发育6种类型盆地，以海相坳拉槽和克拉通坳陷盆地为主，这些盆地多被中、新生代盆地叠置。中、新生代盆地主要发育在大陆内部，中国东部以伸展（裂谷）盆地为主，西部以挤压挠曲（前陆）盆地为主，中部的四川盆地为前陆盆地、鄂尔多斯盆地为大型坳陷盆地，郯庐断裂带、阿尔金断裂带和横断山断裂带等走滑断裂带发育走滑类盆地。不同演化阶段、不同类型盆地直接控制了中国富有机质页岩的发育与分布、类型与页岩气潜力。

图1 中国沉积盆地类型及分布图（据张一伟等，1996；转引自童亨茂等，2004）盆地序号：1.松辽；2.海拉尔；3.二连；4.延吉；5.阜新；6.依兰—伊通；7.渤海湾；8.江淮；9.南襄；10.苏北—南黄海；11.江汉；12.东海；13.珠江口；14.北部湾；15.琼东南；16.莺歌海；17.山水；18.百色；19.陕甘宁；20.沁水；21.四川；22.楚雄；23.准噶尔及其南缘；24.塔里木；25.酒泉—民乐；26.柴达木；27.可可西里；28.伦坡拉；29.日喀则；30.兰坪—思茅；31.胶莱

2.2 中国富有机质页岩类型与分布

按沉积环境将富有机质页岩分为3大类：海相富有机质页岩、海陆过渡相与煤系富有机质页岩、湖相富有机质页岩（表3～5）［1－2，6］。按其构造—岩相又细分为5种形成类型：海相富有机质页岩主要形成于克拉通内坳陷或边缘半深水—深水陆棚相，过渡相富有机质页岩形成于克拉通边缘沼泽相，煤系富有机质页岩主要形成于前陆盆地湖—沼相，湖相富有机质页岩形成于裂谷盆地断（坳）陷和大型陆内坳陷盆地的半深—深湖相。

2.2.1 海相富有机质页岩

全球海相富有机质页岩发育广泛，北美产气页岩以晚古生代泥盆系、石炭系和二叠系海相页岩为主，形成于克拉通边缘坳陷及前陆坳陷。中国海相富有机质页岩主要发育在前古生代及早古生代，区域上分布于华北、南方、塔里木和青藏4个地区，层系上为盆地下部层位。

中国最古老的海相富有机质页岩为中上元古界长城—青白口系的下马岭组、蓟县系的铁岭组、洪水庄组页岩和震旦系陡山坨组页岩。长城—青白口系页岩分布在华北北部地区的张家口下花园—承德宽城一带［8－10］，在鄂尔多斯盆地西缘也有零星出露。目前在露头区发现一些以此套页岩为源岩的油苗，但尚未发现以此为源岩形成的工业性油气藏。震旦系页岩在南方扬子（尤其是中—上扬子）地区广泛分布，在塔里木盆地东北部库鲁克塔格及孔雀河斜坡、塔西南周边露头区也有发现。以震旦系页岩为源岩的油气苗及沥青在露头区广泛存在，四川盆地威远气田及高石梯气田的形成也与其密切相关。

古生代是中国海相富有机质页岩发育的最主要时期，形成了多套海相富有机质页岩（图2），其中早古生代寒武纪和志留纪页岩最为典型。寒武纪在扬子地台、塔里木地台和华北地台3大主要海相沉积区，都发育了较好的页岩地层，如南方扬子地区的筇竹寺组页岩（C－1q）（或沧浪铺组、牛蹄塘组、水井沱组、巴山组、荷塘组、幕府山组页岩）和塔里木盆地玉尔吐斯组（C－1y）与萨尔干组页岩（C－3—O1s）。扬子地区的寒武系页岩形成于早寒武世，厚度大，分布范围遍及整个扬子地台区（图3），是麻江、凯里等古油藏及威远气田的主要烃源岩。塔里木盆地寒武纪在早期和晚期各发育一套页岩，在柯平、塔西南、塔中隆起、塔北隆起、满加尔坳陷等区域广泛分布，是塔里木盆地的重要烃源岩。志留纪页岩在扬子地区发育较好，以早志留世龙马溪组页岩为主，分布于整个扬子地区（图4），是四川盆地五百梯、罗家寨、建南等石炭系气田的主力烃源岩。此外，在鄂尔多斯盆地西缘、塔里木盆地还发育有中—上奥陶统平凉组（O2p）、印干组（O3y）页岩，在黔南—桂

中地区发育有泥盆系印堂—罗富组（D2－3y—l）页岩，在滇东北发育了石炭系旧司组（C1j）页岩。

表4 中国过渡相与煤系富有机质页岩地质特征表

表5 中国湖相富有机质页岩地质特征表

图2 中国南方地区下古生界的地层对比图

图3 中国南方扬子地区下寒武统筇竹寺组页岩厚度等值线图

古生代海相富有机质页岩是中国页岩气勘探首选领域，除四川盆地、塔里木盆地等构造稳定的地台区页岩保存较好外，其余都处于现今盆地之外，遭受多次构造改造或大面积裸露，评价这些区域的页岩气潜力，寻找相对稳定、保存较好的页岩区带，将是中国页岩气勘探需要攻克的一个重大难题。

图4 中国南方扬子地区下志留统龙马溪组页岩厚度等值线图

2.2.2 过渡相与煤系富有机质页岩

煤系富有机质页岩主要为中生代三叠—侏罗系浅湖—沼泽沉积环境下形成的含煤页岩［11］。这类页岩的共同特征是有机质以陆源高等植物为主，页岩与煤层共存、砂岩与页岩互层。

石炭—二叠纪是中国大陆沉积环境由海向陆转化的重要阶段，在中国大陆形成了广泛的海陆交互相富有机质页岩，包括准噶尔盆地石炭系滴水泉—巴山组页岩（C1d—C2b）、华北地区石炭系太原组页岩（C3t）、二叠系本溪组（P1b）、山西组页岩（P1sh）和南方地区二叠系梁山—龙潭组页岩（P1l—P2l）。目前，石炭—二叠纪页岩已被证实为准噶尔盆地陆东—五彩湾、鄂尔多斯盆地苏里格、渤海湾盆地苏桥、四川盆地普光、罗家寨等气田的主要烃源岩。

中生代晚三叠世以来，除青藏地区外，中国大陆全面进入内陆湖盆发展阶段，沉积了以河流、湖泊、沼泽相为主的陆相含煤碎屑岩建造，发育了上三叠统—中下侏罗统煤系页岩。四川盆地上三叠统须家河组煤系页岩遍及全盆地，川西坳陷发育最好，川东及川东南厚度相对较小。准噶尔—吐哈盆地侏罗系发育八道湾组（J1b）、三工河组（J1s）和西山窑组（J2x）3套煤系页岩，分布在准噶尔盆地南缘及吐哈盆地台北坳陷。塔里木盆地发育的黄山街组（T3h）、塔里奇克组（T3t）、阳霞组（J1y）和克孜勒努尔组（J2k）4套煤系页岩，分布在库车、塔西南坳陷。

三叠—侏罗系煤系页岩是四川盆地、塔里木盆地、吐哈盆地重要的烃源岩，已发现了克拉2、迪那2、新场等一批与此相关的大气田，在吐哈盆地发现了大量工业性油藏。

2.2.3 湖相富有机质页岩

湖相富有机质页岩主要形成于二叠纪、三叠纪、侏罗纪、白垩纪和新近纪、古近纪的陆相裂谷盆地、坳陷盆地［10］。二叠纪湖相富有机质页岩发育在准噶尔盆地，分布于准噶尔盆地西部—南部坳陷，包括风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、乌尔禾组（P2－3w）3套页岩。三叠纪湖相页岩发育在鄂尔多斯盆地，为晚三叠世大型坳陷湖盆沉积，长9段（T3ch9）、长7段（T3ch7）页岩最好，分布在盆地中南部，南部边缘铜川地区有出露。侏罗纪在中—西部地区为大范围含煤建造，但在四川盆地为内陆浅湖—半深水湖相沉积，早—中侏罗世发育了自流井组（J1－2z）页岩，在川中、川北和川东地区广泛分布。白垩纪湖相页岩发育在松辽盆地，包括下白垩统青山口组、嫩江组、沙河子组和营城组页岩，在全盆地分布。古近纪湖相页岩在渤海湾盆地广泛发育，以沙河街组［一段（E3s1）、三段（E3s3）、四段（E3s4）］为主，分布于渤海湾盆地各凹陷，黄骅和济阳坳陷存在孔店组页岩（E3k）。

湖相富有机质页岩为中国陆上松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等大型产油区的主力源岩。

综上所述，中国陆上富有机质页岩类型多，时代广，分布范围大，具备页岩气形成良好的物质基础。

2.3 中国页岩气形成条件

与北美相比，中国陆上页岩气形成条件可概括为以下4点：

1）页岩发育具广泛性。不同时代不同地区都发育了程度不同的富有机质页岩。

2）页岩展布具非均衡性。海相富有机质页岩分布在以南方为主的3大区域，过渡相富有机质与煤系富有机质页岩分布在中—西部2大区域4大盆地，湖相富有机质页岩分布在4大盆地，受沉积凹陷限制分隔性强。

3）页岩成气潜力具多样性。有机质含量总体丰富，高有机质含量（TOC＞2.00%）页岩发育程度和集中程度不一；页岩有机质类型存在腐泥型、腐殖型和混合型等多种类型；页岩形成时代赋存地质背景不同热成熟度变化范围大。

4）页岩储层具差异性。不同页岩在岩性组合、高TOC含量集中段发育程度、热成熟度、矿物组成与含量、纳米孔隙发育程度等主要储层特征上存在明显差异。

2.3.1 海相富有机质页岩成气条件

中国海相富有机质页岩分布面积广、厚度大［7，12－17］（图1、表3）。南方地区古生界震旦系—石炭系海相富有机质页岩分布面积介于9.7×104（石炭系旧司组页岩）～87×104km2（寒武系筇竹寺组页岩），累计厚度介于200～1 500m，平均厚度为500m。川西南（自贡—宜宾）、川南—黔北（重庆—贵阳）、川东—鄂西（石柱—彭水）、川北（广元—南江）、当阳—张家界、盐城—扬州、宁国—石台、黔南—桂中等地区厚度较大。塔里木盆地寒武系与奥陶系页岩分布于巴楚—阿瓦提、满东2个地区，以满东地区寒武系页岩发育为最佳，分布面积介于10×104（奥陶系印干组页岩）～13×104km2（寒武系玉尔吐斯组页岩），累计厚度介于40～300m，平均厚度为150m。

海相富有机质页岩主要形成于沉积速率较慢、水体较为封闭、有机质较为丰富的环境中。有机质（南方地区）主要为浮游藻类（鱼鳞藻、硅藻、光面球藻、小刺球藻、蓝藻、色球藻等）、底栖藻类（藻席、藻孢子囊、海绵、原始线叶植物等）和菌类（硅质细菌、铁细菌、纳米细菌、真菌）等，具多种有机质共存特征，有机质类型为腐泥型—混合型。与北美产气页岩相似，中国富有机质海相页岩的TOC相当范围达到了页岩气形成与富集最低标准，页岩气前景乐观。南方地区古生界页岩的TOC介于0.43%～25.73%，平均为1.23%～4.71%。统计发现，下寒武统筇竹寺组页岩中TOC＞2.00%的高TOC页岩厚度占页岩总厚度的比例介于0.70%～80.00%，平均达34.00%，高TOC页岩面积占页岩总面积的比例为71.00%；上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩中高TOC页岩厚度占页岩总厚度的比例为19.00%，高TOC页岩面积占页岩总面积的比例为87.00%。塔里木盆地寒武—奥陶系页岩TOC介于0.50%～14.21%，平均为1.50%～2.86%，高TOC页岩厚度占页岩总厚度的比例介于10%～20%，高TOC页岩面积占页岩总面积的比例介于25%～40%。值得注意的是塔里木盆地东部除发育较好的富有机质页岩外，还发育了一套厚度介于100～200m、TOC介于1.00%～10.00%的海相灰质页岩或泥质石灰岩（图5），其与海相富有机质页岩互层或相变，页岩气前景值得今后探索。

中国海相富有机质页岩热成熟度高于北美产气页岩，也高于中国其他类型页岩。北美产气页岩Ro介于1.0%～3.5%，为成气高峰期，中国海相富有机质页岩Ro介于1.5%～4.5%，为高—过成熟热裂解成气阶段。南方海相富有机质页岩热成熟度更高［12－17］，下寒武统筇竹寺组页岩Ro介于2.30%～5.12%，上奥陶统五峰—下志留统龙马溪组页岩Ro介于2.4%～4.3%。从热成熟度来看，中国海相富有机质页岩目前生气潜力不具优势，要形成工业价值的页岩气富集区必须有良好的储集及优越的保存条件。关于这一点，在盆地中的稳定区问题不大，但在改造区或出露区会有一定风险，实际勘探中应给予高度重视。

页岩矿物构成对页岩气富集及后期开发都至关重要［18］。实现商业性开发的页岩气产层的石英、长石、碳酸盐岩等脆性矿物含量要超过40%、黏土矿物含量要小于30%（表2）。中国海相富有机质页岩由粉砂岩、粉砂质页岩、碳质页岩、碳质—钙质页岩、硅质页岩、黑色页岩、笔石页岩等组成，脆性矿物含量丰富，含量一般都超过40%。脆性矿物组成中，石英含量介于24.3%～52.0%、长石含量介于4.3%～32.3%、方解石含量介于8.5%～16.9%，总脆性矿物含量介于53.3%～78.2%，黏土矿物含量小于40%，一般介于25.6%～39.5%，最高达56.4%。黏土矿物以伊利石为主，含少量绿泥石和高岭石，不含蒙脱石，或仅在个别样品中偶有出现，含量甚微。这表明高—过成熟海相页岩中黏土矿物已全部转化为稳定性矿物，不具水敏性，有利于大型清水压裂。

图5 塔里木盆地寒武—奥陶系页岩TOC特征剖面图

露头与岩心观察、岩石薄片鉴定与显微电镜分析发现，海相富有机质页岩微裂缝、基质孔隙、有机质孔隙发育（图6），孔隙类型丰富，包括无机矿物原生粒间孔、自生矿物晶间孔、黏土矿物层间缝、无机矿物颗粒次生溶蚀孔、杂基内溶蚀孔、有机质孔隙、构造或成岩形微裂缝与层间隙等，有机质孔隙是页岩储层独有的一类储集空间，为有机质生烃所形成。目前研究发现页岩储集空间以纳米级孔隙为主，裂缝以微裂缝为主。扬子地区下古生界页岩样品压汞测试与氩离子抛光电镜观察，孔隙直径介于5～750nm，集中分布在20～80 nm，孔喉半径介于10～30nm，平均为20nm。页岩孔隙度介于2%～12%，平均值为4.0%左右，渗透率介于25nD～1.73mD，平均小于100nD。研究还发现页岩孔隙发育程度受无机矿物颗粒粒度与含量、黏土矿物成分与含量、有机质含量、成岩作用等多重因素控制。

图6 页岩纳米级孔隙特征SEM图

总之，中国海相富有机质页岩分布范围广，厚度大，高TOC页岩富集段发育，热成熟度高，微—纳米级孔隙丰富，脆性矿物丰富，页岩气成藏条件优越，勘探前景最好。海相富有机质页岩有机质类型（腐泥型—混合型为主）属倾成油型母质，热成熟度已达高—过成熟，页岩气以原油热裂解气为主，因此，海相富有机质页岩气区带为热裂解含气区带类型。

2.3.2 过渡相与煤系富有机质页岩成气条件

中国过渡相与煤系富有机质页岩发育程度、分布范围与海相富有机质页岩相当（表4），其差异在于此类页岩分布受沉积相带控制［11］，纵横向变化快，单层厚度小，累计厚度大。华北地区石炭—二叠系页岩分布面积介于10×104～20×104km2，累计厚度介于60～200m，最大累计厚度达300m；单层厚度介于8～15m，最大单层厚度达40m。南方地区二叠系页岩分布面积介于20×104～50×104km2，累计厚度介于10～125m，最大单层厚度达25m［12］。四川盆地上三叠统、吐哈—准噶尔盆地侏罗系和塔里木盆地侏罗—三叠系湖—沼相煤系页岩面积介于28.165×104～31.150×104km2，累计厚度介于50～1 240m，单层厚度介于5～15m，最大单层厚度近50m，纵横向变化快。

过渡相与煤系页岩TOC一般都超过1.00%，碳质页岩TOC多数超过10.00%。由于过渡相与煤系富有机质页岩单层厚度小，常与砂岩、煤层互层或相变，因此类型页岩中TOC＞2.00%的高TOC页岩集中段不发育，仅在局部地区存在，推测在湖盆中心会有发育。过渡相与煤系富有机质页岩有机质复杂，有机质类型以混合型—腐殖型为主，Ro介于1.0%～3.0%，处于成气高峰期。华北地区石炭—二叠系页岩TOC受沉积相影响大［11］，TOC介于0.50%～36.79%，其中沼泽相碳质页岩TOC高，为10.00%～30.00%，TOC平均为1.50%～4.20%。有机质类型为混合型—腐殖型，Ro一般介于1.0%～2.5%，局部地区达3.0%。南方地区二叠系页岩有机质含量与类型受沉积环境影响，TOC介于0.10%～38.54%，平均为4.70%，多数超过3.00%。有机质中高等植物、底栖藻类、海湾潟湖或滞留盆地环境生物均有发育，有机质类型呈腐泥型、混合型和腐殖型多类型组合，Ro介于1.2%～3.2%。四川盆地、塔里木盆地及吐哈—准噶尔盆地的三叠—侏罗系页岩TOC介于0.50%～40.00%，平均为1.5%～3.3%，有机质类型为混合型—腐殖型，Ro介于0.7%～2.2%，为成熟—高成熟生气阶段。

过渡相与煤系富有机质页岩岩性主要为高碳质页岩、碳质页岩、黑色页岩、粉砂岩、砂岩等，矿物组成宏观上与海相富有机质页岩无差别，属脆性矿物含量丰富、黏土矿物含量少的脆性页岩。四川盆地上三叠统须家河组页岩石英含量介于33.2%～52.9%，长石含量介于3.0%～20.0%，鄂尔多斯盆地石炭—二叠系页岩石英含量介于32%～54%。在具体构成上，过渡相与煤系富有机质页岩矿物组成与海相富有机质页岩还存在较大差异，最为明显的是黏土矿物构成除伊利石为主外，伊蒙混层和高岭石含量比例高，如四川盆地上三叠统页岩黏土矿物中伊利石含量介于49.4%～78.0%，伊蒙混层含量介于12.7%～22.0%，高岭石含量介于11.0%～38.0%，绿泥石含量介于11.0%～56.0%。由此产生的影响是过渡相与煤系富有机质页岩储集空间不发育、孔渗条件差。储集空间以原生孔缝为主，纳米孔发育少（图6），孔隙度介于1.0%～1.3%，平均为1.2%，渗透率介于0.002～0.004mD。

由上述可知，过渡相与煤系富有机质页岩发育广泛，TOC含量高，有机质类型以腐殖型为主，为倾成气型母质，热成熟度处在成气高峰阶段，页岩脆性适中，因此，有利于页岩气的形成，页岩气区带类型为热成熟含气区带。过渡相与煤系富有机质页岩在累计厚度、单层厚度大的地区有较好的页岩气勘探前景，而单层厚度小，与煤层、砂岩互层的区域，或许有利于形成页岩气、煤层气和致密砂岩气等多类型天然气聚集，与北美页岩气类型相比，或许是中国页岩气成藏一大特点。因此，深入研究页岩气、煤层气和致密砂岩气共生共藏、叠置规律将是有效开发利用过渡相与煤系富有机质页岩的一个重要课题。

2.3.3 湖相富有机质页岩成气条件

湖相富有机质页岩形成时间晚，有机质来源于湖生浮游生物及部分陆源高等植物，有机质丰富，有机质类型以腐泥型—混合型为主。湖相富有机质页岩岩石类型主要为厚层状黑色页岩、砂岩，热演化程度低，主体处于生油阶段［19］。这类页岩存在生物成气—低成熟气区和盆地中心或埋深较大地区热成熟气区2种类型页岩气区带。研究认为湖相富有机质页岩气前景较好的地区分布在松辽、鄂尔多斯、渤海湾、四川和准噶尔等大型盆地中。

松辽盆地白垩系青山口组发育2套富有机质页岩（表5），形成于深湖—半深湖缺氧环境，在中央坳陷区广泛分布［15］，面积介于1.6×104～1.8×104km2，厚度介于70～900m，TOC集中在4.00%～8.00%，最高达13.00%，TOC＞2.00%的页岩厚度在中央凹陷带超过100m，在盆地其他地区也有35～70m厚，有机质类型主要为腐泥型、混合型，Ro介于0.4%～1.3%，Ro＞1.0%的区域有古龙、三肇、长岭等凹陷，成气页岩厚度介于50～60m，面积约3 000km2。青山口组页岩矿物组成中，石英等陆源碎屑矿物含量介于35%～55%，平均为47%，碳酸盐岩含量介于2%～23%，平均为11%。黏土矿物含量介于22%～49%，平均为39%。页岩基质孔隙发育，有黏土片内孔、黏土片间孔、黄铁矿晶间孔、黏土质条带和钙质条带层界面孔、有机质条带和碎屑岩条带层面孔、介形虫和碎屑颗粒粒间孔、介形虫内溶蚀孔、泥岩裂缝等，孔隙度介于6.0%～12.0%。

渤海湾盆地古近系发育多套富有机质页岩（表5），岩性以钙质页岩、厚层黑色页岩为主，广泛分布于各断陷中［19］，面积介于1.8×104～2.3×104km2，厚度介于100～600m。有机质为湖相富藻类生物，有机质类型为腐泥型—偏腐泥混合型，沙一段TOC介于0.80%～27.30%，平均为2.58%；沙三段TOC介于0.50%～13.80%，平均为3.50%；沙四段TOC介于0.67%～16.70%，平均为3.20%。热演化程度大部分处于液态窗范围，在埋深超过4 000m区域进入生气范围。沙一段Ro介于0.7%～1.8%，沙三段Ro介于0.4%～2.0%，沙四段Ro介于0.6%～3.0%。渤海湾盆地古近系页岩矿物组成中，石英含量介于7%～66%，平均为29%，长石含量介于5%～34%，平均为17%，碳酸盐岩含量介于4%～70%，平均为54%，黏土矿物含量介于3%～54%，平均为25%。黏土矿物构成中，伊／蒙混层含量介于34.2%～61.2%，平均为47.7%，伊利石含量介于29.5%～59.0%，平均为44.2%，高岭石含量介于4.7%～6.4%，平均为5.6%，绿泥石含量介于2.1%～2.9%，平均为2.5%。页岩发育黏土矿物间孔、无机矿物粒间孔、生物骨架孔、碳酸盐岩与黄铁矿晶间孔、页岩干缩缝等，孔隙直径介于44～250nm，平均为76nm，孔隙度介于0.5%～9.8%，平均为5.6%，渗透率介于0.06～1.60mD。

鄂尔多斯盆地延长组长4＋5—长9段发育多套富有机质页岩，长7段、长9段分布广、厚度大，TOC高。2套页岩分布面积近10×104km2，厚度介于30～120m。长7段页岩TOC介于2.40%～36.22%，平均为8.30%；长9段页岩TOC介于0.40%～11.30%，平均为3.14%。Ro介于0.73%～1.16%，在吴旗—庆阳—富县一带Ro＞1.0%，进入成气阶段，成气页岩厚度为60m，面积约1.4×104km2。长7段、长9段页岩矿物组成中石英含量介于27%～ 47%，平均为40%，总脆性矿物含量介于5%～70%。

四川盆地下侏罗统页岩分布面积约9×104km2，厚度介于40～180m。TOC介于0.51%～11.82%，平均为1.20%。有机质类型为偏腐殖混合型—腐殖型，Ro介于1.4%～1.8%。矿物组成中，石英等脆性矿物含量介于41.9%～57.3%，平均为49.6%，黏土矿物含量介于41.2%～56.1%，平均为48.7%。黏土矿物主要为伊利石（23%～54%）、绿泥石（0～36%）、伊蒙混层（10%～66%），伊蒙混层中混层比低（2.5%～16%）。页岩孔隙直径介于38～375nm，平均92 nm。孔隙度介于1.0%～8.4%，平均为3.7%，渗透率介于12nD～9.60mD，平均为0.66mD。

湖相富有机质页岩时代新、热成熟度不高、成岩作用低、黏土矿物中遇水膨胀矿物含量多，页岩气形成条件与其他类型页岩不同。湖相富有机质页岩发育区已是中国主要产油气区，地表平坦，地面设施完善，通过理论与技术创新，会有较好的勘探前景。

2.4 中国富有机质页岩含气特征

含气性是评价页岩气前景的重要参数。含气性与页岩TOC、热成熟度、矿物组成、孔隙发育程度、地层压力等因素有关［1－6，18］。页岩含气多寡成为决定页岩气是否具有商业开采价值的最终指标。北美已开发页岩的含气量为1.1～9.9m3／t，Rimrock Energy、Schlumberger、EIA［20－21］等公司或机构认为有利页岩气区的含气量最低下限为2m3／t，目前国内页岩气选区中基本采用这一标准。中国页岩气勘探实践处于早期评价与先导试验阶段，尚无页岩气产区，页岩含气量数据有限。对页岩含气性的判断较大程度上依据已有钻井的气显示。据经验，钻井过程中的气显示程度与地层含气性一般有正相关性。中国南方海相富有机质页岩在四川盆地有107口井在下寒武统筇竹寺组页岩、有23口井在下志留统龙马溪组页岩中见丰富的气侵、井涌和井喷等气显示，1966年钻探的威5井在下寒武统筇竹寺组页岩段发生气侵与井喷，经测试获日产气2.46×104m3。四川盆地周边的方深1等井在下寒武统牛蹄塘组页岩、丁山1、林1等井在下志留统龙马溪组页岩中也发现了良好的气测异常。华北地区沁水盆地钻探过程中石炭—二叠系页岩段气测异常普遍，显示厚度介于1.2～100.0m。鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩段钻井过程中气测异常活跃。新疆准噶尔盆地中—下侏罗统页岩钻井录井中气测异常活跃，显示厚度介于2.4～12.0m。据此判断，中国富有机质页岩有较好的含气潜力。通过对南方古生界海相富有机质页岩先导试验区钻井岩心的实际含气量测定，下寒武统筇竹寺组页岩含气量介于0.13～5.02 m3／t，平均为2.14m3／t，上奥陶统五峰—下志留统龙马溪组页岩含气量介于0.29～6.50m3／t，平均为2.22m3／t，均达到或超过了北美有利页岩气区含气量最低下限。

3 中国页岩气勘探实践

3.1 中国页岩气勘探进展

与北美相比，中国页岩气勘探起步较晚，而与全球其他地区相比，中国页岩气勘探处于领先地位，为北美以外地区率先实现页岩气突破和工业化先导试验的国家。实际上，中国油气勘探界对于页岩气并不陌生。1994—1998年间中国针对页岩裂缝油气藏做过大量工作，此后一些学者在个别地区涉及过页岩气的研究。迄今，中国页岩气勘探经历了页岩裂缝性油气藏勘探、基础地质条件研究与技术储备、工业性突破等3个阶段（图7），迈入工业化生产先导试验阶段。

图7 中国页岩气勘探发展历程图

中国近年的页岩气热潮始于2005年。2005年以来，中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工股份有限公司、国土资源部油气资源战略研究中心、中国地质大学（北京）等单位相继借鉴北美成功经验，以老井复查、区域地质调查为基础，开展了中国陆上页岩气形成地质条件和资源潜力评价，在页岩气远景区进行地质浅井、参数井和地震勘探，获取页岩气评价关键参数［22］，评价优选有利页岩气区带，钻探页岩气评价井，实现了中国页岩气勘探初步突破，证实了中国富有机质页岩具有较好的页岩气勘探前景。

中国政府对中国页岩气勘探给予了高度重视。2009年中国与美国签署了《中美关于在页岩气领域开展合作的谅解备忘录》，国土资源部设立了“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”重大专项；2010年中国与美国制订并签署了《美国国务院和中国国家能源局关于中美页岩气资源工作行动计划》、成立了国家能源页岩气研发（实验）中心；2011年科技部在油气重大专项中设立《页岩气勘探开发关键技术》项目，国家发展和改革委员会等多部委联合编制了中国页岩气“十二五”勘探开发规划。目前，中国已在陆上广泛开展了页岩气前期地质评价和勘探开发先导试验，初步明确了上扬子区古生界海相富有机质页岩为中国陆上页岩气勘探最有利领域。据不完全统计（图8），中国已在陆上四川、鄂尔多斯、渤海湾、沁水、泌阳等盆地，云南昭通、贵州大方、建南、铜仁等地区开展了页岩气钻探与水力压裂试气，完钻页岩气井35口（其中水平井5口），水力压裂试气井14（气中水平井2口），获工业气（油）流井11口（其中水平井1口），初产超过1× 104m3／d气井7口。四川盆地、云南昭通实现了古生界海相页岩气的突破；四川盆地、鄂尔多斯盆地陆相页岩气见到良好显示；泌阳盆地陆相页岩油勘探也取得了进展。

图8 中国页岩气勘探形势图

3.2 中国页岩气发展前景

页岩气产量在北美快速增长，2010年年产量约1 500×108m3，占北美天然气总产量的18%，改变了北美天然气供应局面，影响了全球天然气格局。中国页岩气勘探的快速升温，一批页岩气先导试验井的相继钻探并试采，初步展示了中国页岩气资源潜力。

据不同学者或机构对页岩气资源的预测（表6），中国页岩气地质资源量介于30×1012～166×1012m3，技术可采资源量介于7×1012～45×1012m3。据此，有专家预测中国页岩气年产量近10年内有望达到100 ×108m3左右，主要取决于理论突破、技术进步、成本降低和政策扶持。总的认为，中国页岩气具有较好的发展前景。

表6 中国陆上页岩气资源量预测统计表

页岩气为典型的非常规气藏，与目前开采的其他类型气藏有明显差异。中国页岩气勘探虽在先导试验井取得突破，但仍为起步阶段，发展基础与北美页岩气成熟区相比有特殊性。因此，中国页岩气勘探的成功不会一蹴而就，需要一定时间的探索与实践。未来5～10年需要坚持深化地质认识与技术攻关，突出基础地质研究、核心区评价和先导试验区建设。海相富有机质页岩气重在深化基础地质研究，落实经济可采资源，优选开发核心区，强化关键技术攻关，推进先导试验区建设，形成一定规模页岩气产量。过渡相、煤系及湖相富有机质页岩以地质条件评价为重点，以技术可采资源潜力落实为核心，钻探一批先导试验井，优选有利页岩气区带和层系，实现中国页岩气持续稳定发展。

4 结论

1）中国大陆经历了多期、复杂构造演化，形成了多类型、多层系富有机质页岩。不同类型页岩成气条件有差异，页岩气前景不同，勘探中要区别对待。

2）古生界海相富有机质页岩厚度大，分布稳定，有机碳含量高，热成熟度高，脆性好，纳米孔隙发育，先导试验已取得突破，蜀南等地区勘探前景比较现实。

3）过渡相与煤系富有机质页岩广泛发育，总厚度大，有机碳含量高，处在成气高峰期，脆性矿物含量适中，有利于形成页岩气。但页岩单层厚度小，与砂岩间互分布，横向变化大，纳米孔隙发育少，物性较差，黏土矿物中高岭石与伊／蒙混层比例高，有较好页岩气资源前景，勘探前景尚具不确定性。

4）湖相富有机质页岩总厚度大，有机碳含量高，热成熟度低，页岩成岩作用低，黏土矿物中水敏矿物含量多，有利区以盆地中心或埋深较大地区为主，开采技术要求高。

5）中国页岩气勘探尚处起步阶段，发展基础与北美页岩气成熟区不同，规模发展不会一蹴而就，需要一段时间的探索与实践。

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2011－11－18 编辑 居维清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.005

Zhou Caineng，professor，born in 1963，is vice president of PetroChina Petroleum Exploration and Development Research Institute.Add：Mail Box 910，No.20，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Conditions of shale gas accumulation and exploration practices in China

Zhou Caineng1，Dong Dazhong1，Yang Hua1，Wang Yuman1，Huang Jinliang1，Wang Shufang2，Fu Chengxin3
（1.Petroleum Exploraiton and Development Research Institute，PetroChina，Beijing100083，China；2.Peking University，Beijing100871，China；3.China University of Geosciences，Beijing100083，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME31，ISSUE12，pp.26－39，12／25／2011.（ISSN1000－0976；In Chinese）

Commercial and scale production of tight gas and CBM has already been achieved in China at present and the effective development of shale gas is to be expected.Based on the analysis of tectonic settings and geological characteristics as well as the conditions of shale gas accumulation and their influential factors，it is believed that the organic－rich shales in China are featured by multiple ages，various types，complex forming environment，and significant differences of geological characteristics and accumulation conditions between different types of organic－rich shales.In conclusion，there are 5types of organic－rich shale gas forming environment，including semi－deep and deepwater shelf facies at cratonic margins（the Lower Paleozoic in the Yangtze area），paludal facies at cratonic margins（the Permo－Carboniferous in North China），lake－swamp facies in foreland basins（the Upper Triassic in the Sichuan Basin，the Triassic－Jurassic West China），semi－deep to deep lake facies in rifted basins（the Paleogene and Neogene in the Bohai Bay Basin，the Cretaceous in the Songliao Basin），and deep lake facies in large intra－continental depressed basins（the Triassic in the Ordos Basin）.The major conditions of shale gas accumulation in China include extensiveness of organic－rich shale development，unevenness of organic－rich shale distribution，variety of gas generation potential of different shale，and diversity of shale gas reservoirs.There are 4types of shale gas plays，namely pyrolysis shale gas play，thermal mature shale gas play，deep buried mature shale gas play，and biogas ＆low mature shale gas play.The previous exploration practices reveal that shale gas resources are rich in China.The prospect of shale gas development in China will be bright along with the breakthrough of theory and technology and the improvement of economic conditions.

China，shale gas，forming environment，accumulation condition，resource potential，exploration practice，development prospect

国家大型油气田与煤层气开发项目（编号：2011ZX05018－001）。

邹才能，1963年生，教授级高级工程师，“李四光地质科技奖”获得者，享受“国务院政府特殊津贴”，博士，本刊第七届编委会委员；2004年获中国石油勘探开发研究院矿产普查与勘探专业博士学位；现任中国石油勘探开发研究院副院长兼总地质师，担任中国矿物岩石地球化学学会等副理事长。地址：（100083）北京市学院路20号910信箱。

邹才能等.中国页岩气形成条件及勘探实践.天然气工业，2011，31（12）：26－39.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.005