鄂尔多斯盆地陆相页岩气特殊性及面临的挑战

吴辰泓，高胜利，高 潮,3.

(1.长安大学地球科学与资源学院，陕西西安 710064；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；3.陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室，陕西西安 710075)

鄂尔多斯盆地陆相页岩气特殊性及面临的挑战

吴辰泓1,2，高胜利2，高 潮2,3.

(1.长安大学地球科学与资源学院，陕西西安 710064；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；3.陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室，陕西西安 710075)

国内外海相页岩气产量的突破得益于工程技术的成功研发，其基础是对页岩气地质特征研究的长期攻关。陆相页岩与之相比存在较多特殊性，笔者以鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相页岩气为典型实例，在地质特征、资源背景及勘探开发技术等方面进行研究分析，与国内外海相页岩气进行对比后认为：延长探区长7、长9页岩形成于陆相湖泊沉积背景，分布范围广，含气页岩层单层厚度大，有机质干酪根类型总体以II1型为主，有机质丰度大，各项指标相近或优于国外页岩气盆地，生气条件有利；但是，长7、长9陆相页岩气为偏腐泥型干酪根初次裂解形成的低成熟度油型气，页岩吸附能力大，以吸附气为主。黏土矿物含量高，地层压力低，地质条件复杂，钻井压裂施工困难。目前我国陆相页岩气仍处于勘探开发初期，成本高，初期产量低，在页岩生成机理、“甜点”识别、储层精细刻画、资源落实方面的认识尚不成熟，还需通过开展页岩气勘探开发先导性试验，实现科技突破，形成资源接替，促进陆相页岩气产业取得经济效益。

页岩气勘探；海相页岩气；陆相页岩气；鄂尔多斯盆地；三叠系延长组

美国是世界上最早实现页岩气大规模商业性开采的国家，也是开采页岩气最久的国家，距今已近200年开采历史。主要以海相页岩为主，其“页岩气革命”的成功得益于钻完井和压裂工艺技术的突破。据美国能源信息署(EIA)2013年数据，中国页岩气技术可采资源量达31.57×1012m3，排名世界第二[1]；中国页岩资源分布于海相、陆相、海陆过渡相页岩中，其中陆相页岩气可采资源潜力为7.9×1012m3，与海相、海陆过渡相页岩气可采资源潜力相近[1-2]。由于我国陆相页岩气勘探开发起步时间较晚、地质条件存在较多特殊性、关键技术尚未突破、钻完井成本居高不下等因素的影响，陆相页岩气目前难以实现商业性开发。

根据美国页岩气勘探开发的成功经验，页岩气关键技术的成熟依赖于页岩气地质特征的准确认识。我国沉积盆地广泛发育陆相页岩[3-4]，除川西坳陷以外，具有页岩气资源潜力的陆相暗色页岩主要发育在中国北方地区。近年来，陆相页岩气勘探在鄂尔多斯盆地延长石油探区实现突破，2011 年4月，LP177 井长7页岩层段成功压裂并点火试气[5]，成为中国第一口陆相页岩气出气井。通过对该区中生界三叠系延长组陆相页岩气进行早期评价及勘探开发先导试验，取得一系列地质认识和技术突破[6-7]。笔者以鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相页岩气资源为典型实例，在与海相页岩气进行特征对比的基础上，对鄂尔多斯盆地页岩气勘探开发实践中取得的地质认识进行归纳，对目前的技术难点进行分析，以期在陆相页岩气发展进程中，有效利用机遇并及时应对挑战。

1 沉积背景

页岩发育具有广泛性，在海相、陆相及海陆交互相沉积环境下均可发育[2]。国内外海相页岩多形成于深水陆棚环境，形成于此背景下的海相页岩分布范围广、厚度大、矿物成分较单一、硅质含量高。鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，中三叠纪湖相页岩发育在此[8]，为晚三叠世大型坳陷湖盆沉积，发育长7(T3ch7)、长9(T3ch9)两套页岩层系，主要分布在盆地中南部；其中富含页岩气资源，平面上主要分布在盆地中部及南部[7]。三叠系延长组长7 期，盆地基底整体由于受强烈拉张而下陷，水体加深，湖盆进入全盛时期，沉积中心位于下寺湾镇西南部，呈西厚东薄趋势(图1)。主要发育有深湖相、浅湖相和三角洲前缘亚相，全盆地范围内暗色泥岩层系沉积范围可达10×104km2。在长9期，以湖侵为主，南部大范围被湖水淹没，湖岸线向外推移，湖盆面积扩大。主要发育三角洲前缘相，三角洲相为南—西南延伸；湖盆主体位于延长探区南部，以滨浅湖亚相为主，半深湖—深湖亚相发育于下寺湾镇西部，基本以泥质类细粒沉积为主，有机质丰富，为陆相页岩的建造提供了良好沉积条件。相对于海相页岩，高频湖进湖退的水动力环境使得陆相页岩中砂质夹层发育，纵向上分割页岩，因此页岩单层厚度及平面展布规模相对海相页岩要小，非均质性强，黏土矿物含量高。沉积背景的不同也进一步造成陆相页岩在地质特征各方面与海相页岩不同。

图1 延长探区分布位置示意图

2 陆相页岩气地质特征

2.1 厚度及埋深

相对于北美海相页岩沉积盆地，鄂尔多斯盆地长7、长9湖相黑色页岩在分布时代、沉积背景、发育规模上存在一定差异，海相暗色页岩大多形成于深水陆棚相沉积，分布广泛并夹有硅质页岩、炭质页岩、钙质页岩和砂质页岩，水下环境比较稳定，页岩呈书页状、板片状产出，累计厚度较大，最厚可超过350 m(Ohio、Lewis页岩)[9]。在延长探区范围内，长7页岩最大厚度区呈北西—南东向展布(图2)，厚度为50～110 m，东北部最薄，一般小于10 m，页岩分布稳定，连续性较好。长9页岩厚度变化较大，最小为6 m，下寺湾东南部最厚，可达29.6 m。砂质隔夹层发育，横向变化快，页岩呈块状、纹层状、薄层状产出，页岩发育规模与Antrim、Fayetteville、Woodford页岩相当。

长7、长9页岩埋深受陕北斜坡西倾单斜构造影响，自西向东逐渐变浅，长7页岩顶面埋深变化在500～2000 m之间，平均埋深1500 m；长7页岩层顶面埋深由西北部向东南、由西向东、由北向南逐渐变浅。延长探区内长9页岩顶面埋深变化在800～1900 m之间，最深达2100 m，平均近1500 m。美国产气页岩埋深差别较大，如Haynesville页岩埋深最大可达3500 m；最浅埋深的Antrim页岩仅500 m[7-11]。相比较而言，延长组页岩埋深适中，与Lewis页岩相近。

图2 长7段暗色页岩厚度分布特征

图3 延长探区陆相页岩与美国主要产气页岩的厚度对比

2.2 有机地球化学特征

2.2.1 干酪跟类型

根据显微镜下鉴定特征，长7、长9页岩样品的干酪根具有腐泥型和混合型特点，腐泥组含量从46%～91%不等；镜质组所占百分比从1%～39%不等，平均约为20%；惰质组百分含量为0.6%～3.2%，平均为1.5%；壳质组含量为3.5%～20%，平均为8.5%。干酪根类型总体以Ⅱ1型为主，还有少量Ⅱ2型。北美页岩干酪根主要以Ⅰ型与Ⅱ型为主，也有部分是Ⅲ型的。如北美地区Antrim页岩的主要产气层段以Ⅰ型干酪根为主，而NewAlbany页岩和Barnett页岩干酪根类型为Ⅱ型，Lewis页岩以Ⅲ型为主。也有Ohio页岩和英属哥伦比亚东北部侏罗系Gordondale页岩等，干酪根类型以Ⅰ型或Ⅱ型为主[9]。总体分析认为，海相页岩形成于沉积速率较快、地质条件较为封闭、有机质供给丰富的台地或陆棚环境中，以Ⅰ、Ⅱ型干酪根为主，陆相页岩的干酪根类型与海相页岩无较大差别。

2.2.2 总有机碳含量(TOC)

根据实测总有机碳含量结果，延长探区延长组长7页岩有机碳含量主要变化在2.0%～8.0%，峰值3.0%～6.0%，最大值约13.3%，最小值约0.14%，平均约4.7%(图4)。延长组长9页岩有机碳含量呈双峰分布，一部分样品主要分布在0.3%～1.0%之间，另一部分有机碳含量分布在2.0%～11.0%之间，峰值4.0%～8.0%，最大值约10.3%，平均约4.9%(图4)。美国含气页岩有机碳含量在1.5%～25.0%之间，其中Antrim页岩TOC最高[10-19]。以密歇根盆地Antrim页岩为例，总有机碳含量上部Lachine段至Norwood段较高，在0.5%～24.0%，较深的Paxton段较小，为0.3%～8.0%[10]。对比发现，长7、长9页岩TOC与北美地区Barnett、Woodford、Fayetteville页岩近似，比Ohio、Antrim、New Albany页岩TOC小，比Lewis、Haynesville页岩TOC大。

图4 延长探区长7(a)和长9段(b)TOC统计结果

2.2.3 镜质组反射率(Ro)

目前全球页岩气源岩的热成熟度差异较大，从未成熟到成熟甚至过成熟均有发现。根据烃源岩热演化程度，可将页岩气藏划分为三大类，即高成熟度页岩气藏、低成熟度页岩气藏以及高低成熟度混合页岩气藏。根据实测数据统计结果，长7页岩Ro在0.51%～1.39%，平均为0.95 %；长9页岩Ro在0.65%～1.40%之间，平均为1.025 %；长7和长9泥页岩镜质组反射率多数小于1.3%。美国Barnett页岩气藏是源岩在高成熟度(Ro≥1.1%)条件下裂解形成的，其Ro平均为1.7%。阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩成熟度较高的地区才有页岩气产出，西弗吉尼亚州南部Ro为4.0%，宾夕法尼亚州西部Ro为2.0%；New Albany页岩和Ohio页岩的Ro较低，分别在0.44%～1.50%和0.4%～1.3%[9]。对比发现，延长探区三叠系Ro除比北美地区具生物成因气的Antrim页岩和具生物气、热解气混合成因的New Albany页岩的高外，明显低于其他具有热解成因的页岩的成熟度(图5)，多数处于生油窗内。延长探区长7、长9页岩主要处于生油窗后期，生湿气窗的高峰期，尚未进入过成熟生干气阶段。

2.3 成因类型

根据气体样品碳同位素数据统计结果，长7页岩气甲烷的碳同位素值(δ13C1)为-52.0‰～46.4‰，乙烷的碳同位素值(δ13C2)为-39.7‰～34.4‰，丙烷的碳同位素值为-38.6‰～30.7‰。甲烷氢同位素组成主要为-240‰～270‰，相对较轻；乙烷氢同位素组成为-220‰～250‰，略重于甲烷，体现了成熟度较低的特征。长9页岩气甲烷的碳同位素值(δ13C1)为-51.1‰～-48.1‰，乙烷的碳同位素值(δ13C2)为-38.6‰～-36.7‰，丙烷的碳同位素值为-38.6‰～-32.4‰。长7、长9页岩气中的碳同位素值特征基本一致。同时长7、长9页岩气中甲烷及其同系物的δ13Cn值随烷烃分子中碳原子数的增加而增加，表现为正常碳同位素序列，δ13Cn与1/n(n为烃类气体的碳原子数)之间存在线性关系，表明没有外来气体的混入，也未经历后期的改造作用。结合有机质类型和热演化资料分析认为，长7、长9陆相页岩气为偏腐泥型干酪根初次裂解形成的低成熟度油型气，与原油伴生气具有相同的来源和成因类型，未见明显外来天然气或生物成因天然气的混入，也未经历明显的次生改造作用。

图5 延长探区陆相页岩与美国主要产气页岩的镜质组反射率对比

海相页岩气按其天然气成因可分为3种主要类型：热成因型和生物成因型及混合成因型[9,20-21]。3种类型在美国海相页岩中均有所发现，其中美国Fort Worth 盆地的Barnett页岩气藏为热成因型典型代表[22]，美国Williston 盆地上白垩统Carlile页岩气藏为生物成因型典型代表。

2.4 储层特征

2.4.1 岩性组分

图6 长7、长9 陆相页岩与美国海相页岩矿物含量三角图

目前对页岩地层进行压裂是解决开发经济性的唯一方法，而页岩的脆性对水力压裂效率以及诱导裂缝的稳定性十分重要。为此对地层进行了脆性矿物含量统计。脆性参数主要受矿物组成和成岩作用的影响，石英含量高，则页岩的脆性随之提高。延长组页岩中碎屑成分主要为石英、长石、云母、少量酸性喷出岩、变质岩等屑岩。脆性矿物含量与海相页岩存在差异，石英含量为20%～30%，平均为26.3%(图6)。除了石英含量相对较低外，相比海相页岩，陆相页岩长石含量和黏土矿物含量较高，长石含量为10.0%～36.9%，平均为24.2%；黏土矿物含量高且变化大，一般为37.4%～72.8%，平均为40%。而美国海相页岩脆性矿物含量相对较高[9,12,16-17]，如美国Barnett页岩黏土矿物含量只有25%。延长组陆相页岩主要包含4类黏土矿物，其中伊/蒙混层矿物的相对含量最高，为61.0%～94.0%，平均为80.0%；其次为伊利石，含量为2.0%～26.0%，平均为9.1%；随后是绿泥石，含量为4.0%～14.0%，平均为9.0%；还有少量高岭土，平均含量为2.0%。铁镁质岩石和蒙脱石会在钻井和水力压裂中出现膨胀，而高岭土和伊利石对钻井和压裂的影响较小。整体而言，陆相页岩塑形强，可压性相对较弱。

2.4.2 物性

陆相页岩孔隙度偏小，而优质页岩气层的孔隙度一般应大于4%。北美主要页岩气田储层分选较好，如通过电缆测井分析和电镜图像观察，具有较高最终可采储量的Barnett页岩中通常含有石英粉砂夹层，具有很高的孔隙度和渗透率，总孔隙度在4.0%～15.0%之间。据Curtis统计[9]，美国典型海相产气页岩孔隙度最高为14.0%，阿科马盆地Woodford 页岩基质总孔隙度为6.51%，有效孔隙度为4.22%；密歇根盆地Antrim 页岩孔隙度为5.0%～6.0%；其他盆地普遍高于4.0%(图7)。而鄂尔多斯盆地长7和长9页岩以微—中孔隙为主，孔隙度最高为3.4%，平均为2.0%，表明该区陆相页岩物性较差，游离气储集条件相对较差。而延长组长7页岩孔隙度分布范围为1.2%～4.1%，平均为2.4%，渗透率平均为0.16 mD。

图7 长7、长9陆相页岩与美国主要产气页岩的孔隙度对比

2.5 含气性及资源潜力

2.5.1 含气性

现场解吸试验发现，长7、长9岩心刚出筒时，在岩心侧面层理处可见大量气泡冒出，最大气泡直径可达4 mm以上。同时应用解吸仪器在现场测试页岩的含气量，结果表明延长组长7页岩含气量在2.14～7.71 m3/t之间，平均为3.0 m3/t；长9页岩含气量在4.98～8.99 m3/t之间，平均为3.2 m3/t。其中游离气所占比例有限，吸附气含量所占比例超过70%。

美国各盆地典型海相页岩气的含气量存在较大差异[9]，Haynesville、Woodford、Barnett、Fayetteville页岩的含气量均高于5 m3/t，Barnett页岩气含气量最高超过9.0 m3/t；其他盆地页岩气含量较低，其中Lewis页岩气含量甚至低于1 m3/t(图8)。海相页岩物性优于陆相页岩，游离气赋存条件有利，游离气所占比例超过40%。延长探区陆相页岩含气量除比北美地区Haynesville、Woodford、Barnett、Fayetteville页岩低外，比其他盆地页岩都高，但是以吸附气为主，如何有效开发，技术手段面临很大挑战。

图8 长7、长9陆相页岩与美国主要产气页岩的含气量对比

2.5.2 资源潜力

目前用于页岩气藏量计算的方法有3种：类比法、静态法和动态法[21-22]。计算方法的选择取决于页岩气不同阶段勘探开发数据的丰富程度。曾有学者应用类比法和静态法中的成因法和统计法对长7的资源量进行计算[5]，对比发现，不同方法计算的结果差别较大，其中利用条件概率赋值的方法较为准确。已有学者对页岩气资源量计算的新方法进行了探讨[23-26]，但目前较为成熟、应用较多的方法为静态法中的容积法[27-28]。延长探区陆相页岩气地质特点认识清楚，含气量测试数据比较充足，选择容积法对页岩气的资源量进行计算准确程度较高。应用概率容积法对延长探区内延长组长7、长9的页岩气资源量进行计算，长7页岩的地质资源量为2845.80×108m3，长9页岩的地质资源量为1365.84×108m3。

3 陆相页岩气面临的挑战

目前我国页岩气资源勘探开发上已展露良好机遇，也在现有先导试验区取得了较大的进展，在陆相页岩气勘探实践和技术研发方面取得了一些突破，但要实现具有经济效益的规模化产业发展，还面临一系列重大挑战[29-30]。

3.1 资源量落实程度低

据北美第一口页岩气井，美国页岩气产业发展历经近200年，其发展过程艰辛而复杂，具有长期性、阶段性特征。随着技术的突破，美国在经历了数十年页岩气勘探开发实践的基础上，才逐步解决了页岩气资源问题。页岩气于2000年以后正式成为美国勘探开发的新目标，其资源量估算采用了单井(生产)最终可采储量法，在不同经济、技术条件下，仍然会随时有较大的变化[31]。根据国内外多个机构对我国页岩气资源评价的结果，我国页岩气资源非常丰富，位居世界第二，但由于目前资源预测的基础较差，这些数据存在较大不确定性。我国页岩气资源前景在目前乃至今后一段时期内仍难以准确获取，需加大地质研究，获取大量的钻井、试验测试和生产数据。目前，鄂尔多斯盆地的陆相页岩气资源也面临同样的问题，相对于海相页岩，其在地质特征方面存在一定差异，且目前的钻井数量较少，所获取的资料仍然有限，鄂尔多斯盆地陆相页岩气资源量仍需进一步落实。此外，页岩储集性能评价、分析试验测试及“甜点”预测等地质评价技术均需要进一步完善、提高。

3.2 生成机理复杂

20世纪70年代以来, 世界各地未熟—低熟烃类不断发现，90年代初期中国几乎所有的中、新生代陆相沉积盆地都被报道过发现有未熟—低熟油。在此期间，研究者对低熟气高度重视，认为低熟气的形成与低熟油有关，但直接关于低熟气的研究甚少。既然低成熟度的烃源岩可以生油，低熟烃源岩也可以生气(相比常规生烃的热演化程度)。按照烃源岩热演化成烃过程的原理，在比低熟生油烃源岩的热演化程度略高的情况下，低熟烃源岩一定是可以生烃的。

目前在盆地延长探区获得的页岩气流，尽管烃源岩热演化程度不是很高、处于主要生成页岩油阶段，然而钻井勘探实践证实具有一定试气产量。与此同时，鄂尔多斯盆地三叠系烃源岩中是否存在低熟油气生烃机制，低热演化源岩背景下不同类型、不同成熟度有机质生、排烃机理值得深入摸索研究。

3.3 页岩储层识别与刻画难度大

陆相页岩储层砂质纹层极为发育，非均质性极强[7]，页岩储层结构特征认识不清，薄互层型的储层油藏识别难度特别大，不同尺度下砂泥岩互层的发育规模及配置关系研究尚不深入。其次，孔喉尺寸大小和分布是决定储集层储集能力和渗流能力的直接参数，确定喉道的大小和分布是研究岩石孔隙结构的核心问题。页岩储层微米—纳米孔喉系统的非均质性研究尚属空白：不同尺度的孔喉系统在页岩储层中的比例及组成的复杂孔隙网络特征未做系统研究，以及烃类流体在储层微米—纳米孔喉系统中的赋存状态及其分布特征认识不足。以上均导致强非均质储层内部多相流体聚散及成藏过程有待深化，强非均质页岩“甜点”识别难度较大，地球物理快速识别技术还需进一步完善。

3.4 产能评价方法尚未建立

页岩中纳米级孔隙占主导地位，是页岩气的主要储集空间，储层中微裂缝和压裂裂缝是流体流通的主要通道。页岩气从储层基质孔隙到井筒的运移经历了基质孔隙表面气体的解吸、基质中纳米级孔隙内气体扩散/渗流以及储层中微米级裂隙内气体滑脱、达西流阶段，基本涵盖了从扩散到达西流的多种运移形态。通过对页岩储层物性试验技术、渗流理论及产能预测等相关领域研究成果的整理和分析，可以看出目前陆相页岩气产能评价工作仍然存在亟待解决的技术难题。首先缺乏有针对性的储层物性物理模拟试验。目前的试验技术条件没有切实反映实际地层的温压条件，而温压条件直接影响到孔道内页岩气渗流机理。其次，页岩储层内流体渗流机理缺乏系统性研究。相关领域研究重点在于对储层物性静态参数的研究，而缺乏对于储层孔渗动态特性的研究。第三，储层渗流模型的建立多延续煤层气建模思路。煤储层渗流模型多为储层天然裂隙渗透率的表征，而页岩储层的孔隙结构以纳米级孔隙为主，存在少部分的微米级裂隙。其内部页岩气渗流机理与煤层气存在差异，不能简单地以裂隙渗透率表征全岩渗透率，应考虑基质中纳米级孔隙内页岩气渗流机理，同时陆相页岩吸附气含量较高，其解吸附过程应是渗流研究的重点。最后，页岩储层产能预测缺乏对实际产气过程中储层孔渗动态特性的认识，储层产能预测不能真实地反映实际的产量情况。因此从生产实践的角度出发，解决陆相页岩气渗流及产能评价领域存在的技术难题，有助于提高对页岩气井产能规律的认识，满足生产实践的需要。

3.5 钻完井及压裂技术需完善

由于页岩气特殊的地质条件，陆相页岩黏土矿物含量较高，岩石脆性弱，需要有适合于页岩气开发各个阶段的配套工艺技术。突破产能的关键就是页岩气水平井和大规模分级水力压裂技术，而这两项技术在我国正处于试验摸索阶段。目前，鄂尔多斯盆地陆相页岩气已钻探多口水平井，并实现了多级压裂，但在技术细节上仍需改进，要在自主研发的基础上不断借鉴国外新技术。

3.6 井下工具及设备待改进

为实现页岩气田规模化生产，控制生产成本，美国页岩气开发过程中还常采取集中批量钻井、“工厂化”作业，涉及多项配套设备，这些设备多被国际大公司“把控”[29]。目前中国涉足页岩气时间较短，相关页岩气勘探开发技术还不成熟，关键核心设备在国内尚为空白。同时这些成熟的技术设备在海相地层中应用具有良好效果，在陆相页岩中未必能够成功应用，因此，我国页岩气技术设备研发不可完全移植国外，需自主创新，进行攻关；鄂尔多斯盆地陆相页岩气井在施工过程中，关键设备仍有待自主研发和攻关，如随钻测井仪器、桥塞、滑套等，需要进一步研发、改进。

3.7 勘探开发成本偏高

根据美国页岩气井生产经验，页岩气井具有单井产量低、递减快等显著特征，需要大量钻井才能实现页岩气规模产量与稳产。2009年，美国页岩气生产井数增至98590口，产量超过878×108m3[1]。页岩气勘探开发投资巨大，成本高。美国的页岩气勘探开发是在较为完善的天然气管网和发育的消费市场基础上，不断改善技术、优化作业流程、降低成本，才使其勘探开发成本明显降低。而中国页岩的赋存地质条件比美国复杂，天然气管网和消费市场基础仍不完善，页岩气勘探开发成本本身就可能会高于美国，因此在短期之内根本无法达到经济效益。在鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探区域，地貌条件十分复杂，勘探难度较大，施工作业成本较高，同时，受技术和设备条件影响，其工作效率及产出投入比都需要提高。

3.8 环境保护压力大

虽然页岩气本身是洁净能源，但其在勘探开发中会引发严重的环境污染问题。欧洲许多国家因担心页岩气勘探开发存在环境隐患而叫停了多个页岩气项目[30]。目前，鄂尔多斯盆地陆相页岩气水平井压裂需要耗费大量水资源，同时会产生大量返排液，进而影响地表环境。CO2压裂技术替代水力压裂，可在一定程度上缓解该问题，但压裂机理及注入设备仍需进一步研究和攻关。

4 结论

(1)延长探区长7、长9页岩主要发育有深湖相、浅湖相和三角洲前缘亚相，暗色页岩层系沉积范围广，含气页岩层单层厚度大，干酪根以Ⅱ1型为主，有机质丰度大，各项指标相近或优于国外页岩气盆地，生气条件有利，为陆相页岩气的形成提供了良好地质条件。

(2)延长探区长7、长9陆相页岩气为偏腐泥型干酪根初次裂解形成的低成熟度油型气，页岩储层物性较差，孔隙度较低，页岩吸附气比例较高，黏土矿物含量高，地层压力低，实现经济开发面临诸多地质难题。

(3)鄂尔多斯盆地资源潜力较大，延长组长7、长9陆相页岩气已成为油气勘探开发重要目标。目前对其的理论认识还很薄弱，尤其在成因机理、富集规律、非均质储层精细刻画、“甜点”识别方面尚无成熟认识。陆相页岩气勘探开发难度大，成本高，要实现大规模商业化开采，需要持续加强理论技术攻关，产、学、研、用共同参与，突出有效页岩气资源的落实，夯实发展基础，全面总结陆相页岩气勘探开发过程中的经验教训，开展陆相页岩气地质理论创新，促进页岩气产业取得经济效益，以实现长效发展。

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Characteristics and Challenges of Continental Shale Gas in Ordos Basin

Wu Chenhong1,2, Gao Shengli2, Gao Chao2,3

(1.CollegeofEarthScienceandResources,Chang＇anUniversity,Xi＇an,Shaanxi710054,China; 2.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China;3.ShaanxiKeyLaboratoryofLacustrineShaleGasAccumulationandExploitation,Xi＇an,Shaanxi710075,China)

The foundation of the success of exploration and development of North America marine shale gas is a rich understanding of reservoir characteristics from decades of experience, and the production breakthrough is mainly attributed to engineering technology research and development. Learn from North America successful experience, we studied the Triassic continental shale gas horizon of Yanchang formation by analyzing the sedimentary-tectonic setting, geological characteristics and exploration technology comprehensively， and come to a conclusion when comparing to the marine shale gas formation. In Yanchang exploration area, Chang7 and Chang9 strata are mainly deep lacustrine, shallow lacustrine and delta front deposits. The dark shale strata are widespread and the single shale gas bearing layer is thick with generally large amount of Type II1kerogen. The geochemical and geophysical parameters are similar or even better compared to other overseas shale gas bearing basins which are quite favorable for gas generation and accumulation. The shale gas from Chang7 and Chang9 strata is oil type gas with low maturity from primary pyrolysis, because the kerogen is sapropelic. Therefore the shale have large absorption capacity which is favorable for different phases of shale gas to accumulate. However, the drilling and fracturing work is difficult because of complicated formation mechanical properties. Comparing to marine shale, continental shale has its own characteristic, and high development cost and low production is mainly because of the utilizing of shale gas is still in a early stage. We need to launch pilot projects aiming to promote the shale gas economical to finally realize the energy resources replacement.

shale gas exploration; marine shale gas; continental shale gas; Ordos Basin; Triassic Yanchang formation

吴辰泓(1988—)，女，硕士研究生，主要从事非常规油气科研工作。邮箱：wuchenhong@sxycpc.com.

TE122

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