中国页岩气勘探开发理论认识与实践

马永生，蔡勋育，赵培荣

（中国石油化工集团公司，北京 100728）

0 引言

以页岩气为代表的非常规油气资源成功勘探开发，是全球油气工业理论技术的又一次创新与跨越。它的意义在于突破了早期石油工业常规储集层下限和传统的圈闭成藏观念，并将给石油天然气地质理论赋予新的学科内涵[1-2]；拓展了油气资源勘探开发类型与资源量，突破了油气资源“峰值论”、“枯竭论”；以水平井分段压裂技术为代表的新技术规模化应用，实现了油气工业技术的升级换代[1]。通过页岩油气革命，美国油气对外依存度不断下降，全球能源格局正发生深刻变化。随着中国经济迈向高质量发展，环保要求不断提高，对石油、特别是天然气的需求快速增长，页岩气勘探开发对保障中国能源安全并改善能源结构、推动中国油气工业科技进步具有重要意义。国家高度重视页岩气等非常规天然气的开发利用，并制定了页岩气产业发展的顶层设计和配套政策。从2009年开始实质性勘探以来，中国已在上奥陶统五峰组（O3w）—下志留统龙马溪组（S1l）海相页岩成功实现页岩气商业开发，成为世界上少数几个实现页岩气工业化开采的国家之一。本文重点对近10年来五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发过程中获得诸多重要地质认识、成功实践经验进行总结，并对中国页岩气未来发展提出建议。

1 中国页岩气勘探开发现状

20世纪60年代以来，中国在四川、鄂尔多斯等盆地进行常规油气勘探开发过程中，在泥页岩层系中已发现天然气流。1966年，四川盆地威5井下寒武统筇竹寺组页岩测试获日产气2.46×104m3，阳63井在上奥陶统—下志留统龙马溪组页岩酸化后测试获日产气 3 500 m3[3]。中国学者[4-6]在20世纪80、90年代开始关注页岩气资源。2000年以来，原国土资源部油气资源战略咨询中心、中国地质大学（北京）、中国石油化工集团公司（以下简称中国石化）、中国石油天然气集团公司（以下简称中国石油）等单位在跟踪美国页岩气地质理论和技术的基础上，从老资料复查、露头地质调查等着手，开展中国页岩气地质条件和资源潜力评价研究。2009年，原国土资源部启动“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目，并在重庆市彭水县实施第1口页岩气资源调查井——渝页1井[3]。2011年原国土资源部组织开展全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选，并于2012年3月1日对外公布中国页岩气地质资源量为134.42×1012m3，可采资源量为25.08×1012m3。2011年3月中国工程院开展中国非常规天然气开发利用战略研究，认为中国页岩气可采资源量为10.50×1012m3，并提出中国页岩气开发利用趋势与路线图[7]。

在页岩气勘探开发方面，2009年中国石油、中国石化等石油公司开始启动页岩气实质性勘探工作。2010年中国石油在川南威远地区威201井下志留统龙马溪组直井压裂获页岩气流[2-3,8]，2012年4月长宁地区宁 201-H1井五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气15×104m3[8-9]，实现了中国页岩气勘探与商业开发的突破。同年 11月中国石化在川东南涪陵焦石坝地区焦页1HF井五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气20.3×104m3[10]，2014年提交中国首个页岩气探明地质储量1 067.5×108m3。截至2017年底，涪陵页岩气田已累计探明地质储量超过6 000×108m3，累计建成页岩气产能100×108m3，页岩气年产量达 60.4×108m3。此外中国石化在四川盆地威远—荣县、荣昌—永川、丁山等地区五峰组—龙马溪组以及井研—犍为地区下寒武统筇竹寺组相继取得勘探突破，并在四川盆地涪陵、元坝、建南等地区侏罗系自流井组、川西须家河组陆相页岩获得新发现[11]。中国石油在川南的威远、长宁、昭通等地区形成页岩气商业开发区[12]，累计探明页岩气地质储量超3 000×108m3，2017年页岩气产量达30×108m3。延长石油在鄂尔多斯盆地延长组长 7段陆相页岩数十口页岩气井获页岩气流[13]。中国地质调查局对中国南方、华北等地的非油气勘查区开展页岩气地质调查，在宜昌等地区的下寒武统、志留系取得新发现[14]。中国华能集团有限公司、中国华电集团有限公司、神华集团有限责任公司等能源企业积极参与页岩气勘探，取得一定进展。截至2016年底，中国页岩气勘探开发已完成二维地震24 760 km，三维地震4 013 km2，钻井 1 161口[15]。在四川盆地形成了涪陵、威远、长宁、昭通 4个页岩气商业开发区，页岩气储量、产量快速增长。截至2017年底，中国累计探明页岩气地质储量接近1×1012m3。页岩气产量从2012年的2 500×104m3，到2017年底超过90×108m3，页岩气勘探开发呈现出良好的发展态势。

通过勘探开发实践，中国学者[10,16-22]先后提出复杂构造区海相页岩气“二元富集”规律、“构造型甜点”和“连续型甜点区”页岩气富集模式等认识，海相页岩气选区评价、目标优选等勘探评价技术体系日趋成熟，初步形成了页岩气气藏描述、产能评价、开发参数优化等相关开发技术；水平井优快钻井、泵送桥塞分簇射孔分段压裂、同步压裂、拉链式压裂等技术工艺日趋成熟，具备了3 500 m以浅海相页岩气规模开发的技术能力；形成了山地井工厂作业模式，大大提高施工效率，与单个平台单口钻井相比，钻井、建井周期同比均缩短 30%以上；配套形成了废渣、废液和废气循环利用、无害化处理的清洁生产技术体系。在关键压裂设备的研制方面，形成了具有自主知识产权的3000型压裂车等，建立了国产大功率压裂机组的研发、试验、制造体系和应用规范；自主研发的裸眼封隔器、桥塞等井下压裂工具，实现了工业化批量生产。仅以涪陵页岩气田勘探开发为例，已经形成近百余项技术标准和规范，国家专利已授权39项，其中发明专利12项。中国在页岩气领域取得的科技进步得到了全球业界的高度关注和认可，2014年第五届世界页岩油气峰会授予中国企业“页岩油气国际先锋奖”，2018年《涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发》项目获得国家科技进步一等奖。

2 重要地质认识

页岩气勘探开发不同于常规油气，需通过水平井分段压裂，对富含纳米级孔隙的致密页岩储集层进行人工改造，以获得规模性天然气。页岩气储集层具有连续性强、自生自储等特点。在北美地区形成了以页岩品质为核心的地质评价体系，并包含两个方面评价内容：①页岩的含气性评价参数，包括页岩的TOC（总有机碳含量）、有机质类型、成熟度、孔隙度、富有机质页岩厚度、含气量等；②由于页岩气产量与压裂改造有着密切关联，可压裂性评价成为页岩气地质研究中另一个十分重要的评价内容。中国地质家们对页岩气的认识经历了一个不断发展的过程。前期学习北美经验，重点关注页岩的品质评价。通过勘探实践总结，认为保存条件是中国复杂构造区海相页岩气富集的关键因素，并逐步认识到“沉积是基础，保存是关键，压裂是核心”。经过近 10年的持续攻关，以五峰组—龙马溪组页岩为代表的海相页岩气富集高产主控因素认识取得了显著进展。

2.1 沉积环境和沉积过程控制了富有机质页岩分布

北美和中国的勘探开发实践表明，海相页岩气要获得单井高产，首先要具备一定连续厚度的富有机质（TOC值大于2%）页岩。富有机质页岩分布规律是页岩气评价研究的重要内容之一。早期中国学者十分重视烃源岩研究，对烃源岩的分布、发育规律等进行了大量探索。2008、2009年梁狄刚等[23-24]对中国南方古生界海相烃源岩的分布规律、地球化学特征，以及海相烃源岩的形成环境和控制因素进行了研究，明确了下寒武统、上奥陶统—下志留统、下二叠统、上二叠统4套海相烃源岩发育的7种有利沉积相，将7种有利沉积相综合归纳为3种模式，并对烃源岩的TOC、Ro（有机质成熟度）等重要参数的时空分布规律进行了系统分析，为后期五峰组—龙马溪组等海相页岩气有利区的确定及涪陵页岩气田的发现提供了重要参考依据。

随着页岩气勘探开发的持续深入，在樊隽轩、陈旭等[25-27]详细划分笔石带的基础上，许多学者[28-35]对五峰组—龙马溪组开展了详细的层序划分与地层对比工作。中国石化生产与研究单位将五峰组—龙马溪组下段划分为 9个小层（见图 1），TOC值大于2%的富有机质页岩集中分布在①—⑤号小层，该套富有机质页岩层位稳定，分布范围广。①—③号小层是勘探开发实践过程中优选出的“甜点段”，是一套TOC平均值大于3%的优质页岩，属于晚奥陶世末期、早志留世初期全球海平面快速上升的两期海侵体系域沉积，形成于局限环境下的深水陆棚滞留还原环境。五峰组顶部在局部地区沉积了观音桥段薄层介壳灰岩，代表了由于南极区冰盖的积聚和扩增，全球海平面下降的低水位沉积。五峰组—龙马溪组底部的两期海侵体系域沉积，受川中、黔中、宜昌水下隆起等古高地影响，形成了不同的沉积中心（见图2、图3）。

2.2 “甜点段”优质页岩特征

五峰组—龙马溪组页岩气“甜点段”①—③号小层与其他小层相比，有以下特征（见图1）。

2.2.1 高有机碳含量

①—③号小层有机碳含量普遍大于4%，个别层位有机碳含量小于2%，平均有机碳含量值大于3%。对焦石坝、永川、威远等地区①—③号小层有机质成分统计表明，页岩的有机质显微组分以浮游藻类、疑源类、细菌和固体沥青等非动物碎屑有机质为主，占总显微组分的70%～80%；动物碎屑占20%～30%，其中笔石占动物碎屑的 90%以上，其余为几丁虫等。TOC平均值小于2%的页岩层，有机质显微组分以动物碎屑类（笔石、几丁虫等）为主，占总显微组分的 47%～76%，非动物碎屑有机质占24%～53%[36-37]。国内外学者研究证实浮游藻类、疑源类和细菌等含有较多的脂肪族结构，具有较高的生烃潜力[38-40]。

2.2.2 高硅质含量

①—③号小层的硅质平均含量高达 60%左右，页岩中可见大量顺层分布的硅质放射虫及硅质海绵骨针，放射虫含量最高达 30%。硅质放射虫骨架、硅质海绵骨针构成的生物成因石英含量占硅质含量的67%～90%。其他小层页岩平均硅质含量为 42%～53%，硅质成分以碎屑石英为主[17-19]。

2.2.3 高孔隙度

①—③号小层页岩的平均孔隙度大于5%，基质孔隙直径平均大于7 nm，孔隙类型以有机质孔隙为主，占总孔隙度的50%以上。对①小层TOC值为5.89%的黑色硅质页岩CT扫描发现[41]（见图4a），储集空间主要是有机质孔隙，以30 nm的中型纳米孔为主，孔隙之间具有较好的连通性，孔隙度为5.06%。

图1 焦石坝典型井剖面特征图（测试分析数据均为平均值；GR—自然伽马；Th/U—自然伽马能谱钍铀比；HST—高位体系域；EHST—早期高位体系域；LHST—晚期高位体系域；TST—海侵体系域）

图2 四川盆地及周缘地区上奥陶统五峰组SQ1海侵体系域优质页岩厚度图

图3 四川盆地及周缘地区下志留统龙马溪组底部SQ2海侵体系域优质页岩厚度图

TOC平均值小于2%的⑥—⑨小层页岩，孔隙度小于 4%，平均基质孔隙直径 1.34～2.29 nm。对⑥小号层TOC值为1.27%的粉砂质页岩纳米CT扫描发现[41]（见图4b），储集空间以无机质孔隙为主，有机质孔隙含量较低，孔隙之间的连通性差，孔隙度值为2.44%。

2.2.4 高含气量

五峰组—龙马溪组①—③号小层平均含气量大于6 m3/t，含气饱和度为67%～77%，明显高于TOC平均值小于2%的页岩。

“甜点段”①—③号小层优质页岩有机碳含量高，有机质组分以具高生烃潜力的富脂肪族结构藻类、疑源类为主，含气性好，高孔隙度为页岩气富集提供了储集空间，高脆性为压裂改造奠定了良好的基础。

图4 TOC值为5.89%的黑色硅质页岩（a）及TOC值为1.27%的粉砂质页岩（b）CT扫描照片

2.3 有机质孔隙是页岩气富集的重要储集空间

随着纳米测试技术不断发展，油气储集层研究更加深入细致，在页岩有机质中发现大量纳米级孔隙即有机质孔隙，为认识富有机质页岩的“源储一体”特征提供了依据。

近期五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发实践表明[42]，页岩孔隙度的发育程度与页岩含气性以及单井产量密切相关，是判断页岩气富集高产的重要参数之一。国内许多学者[43-46]根据孔隙赋存的基质类型将页岩孔隙分为有机质孔、脆性矿物孔、黏土矿物孔。通过对上述孔隙构成、孔隙结构表征的统计与研究，取得以下认识。

2.3.1 有机质孔隙具有原生、次生两种类型，次生有机质孔隙的发育具有非均质性

对不同类型、不同成熟度页岩的有机质孔隙研究表明[36-37,47]，有机质孔隙可分为两种类型：①原始有机质孔隙，属于生物内部结构孔隙，如高等植物纤维结构造成的孔隙、藻类细胞间的孔隙、动物骨骼中蜂巢状立体结构孔隙等；②有机质在热演化过程中形成的次生有机质孔隙，既有发育在干酪根中的有机质孔，也有大量发育在固体沥青中的有机质孔。次生有机质孔隙发育具有非均质性，在五峰组—龙马溪组页岩中，次生有机质孔隙集中发育在固体沥青、富氢脂质有机质中。处于干气演化阶段（Ro值为 2.2%～3.06%，均值为2.5%左右）的五峰组—龙马溪组富有机质页岩，在热演化过程中先后经历了有机质生油、油裂解成气、干酪根直接生气、沥青裂解成气的复杂过程，也从微观角度展现出高演化烃源岩“多元供烃”的特点。

2.3.2 热演化控制有机质孔隙的形成，有机质物理属性决定了有机质孔隙的发育程度

国内外学者[48-54]从实验模拟的角度对热演化过程中有机质孔隙的变化进行了大量研究，提出随着有机质成熟度升高，有机质孔隙开始形成并且先增多再减少的观点。在国内对东部第三系、鄂尔多斯盆地三叠系及四川盆地侏罗系、志留系、寒武系富有机质页岩的有机质孔隙研究与统计结果基本证实了上述规律。多数学者[51-56]认为Ro值小于 0.7%时有机质孔隙不发育；Ro值达1.2%左右时，有机质孔隙开始形成，并随有机质成熟度增高而增加；当Ro值大于2.0%以后，有机质孔隙度值总体呈减小趋势。也有学者[57]研究提出Ro值在2.2%～2.7%时，存在过成熟二次裂解，导致有机质孔隙再度增加，Ro值大于2.7%后孔隙度呈下降趋势。针对中国南方下寒武统牛蹄塘组高演化下的富有机质页岩，研究认为随着成熟度增加，有机质发生炭化，有机质孔隙坍塌或被充填，是导致其孔隙度降低、导电性增强的重要原因之一[55]。

有机质孔隙含量发生上述变化与有机质本身物理属性相关，有机质与石英等脆性矿物相比，密度小、质量轻，属于抗压性差的塑性物质。有机质随着成熟度的增加，形成有机质孔隙，为油气提供储集空间。同时随着有机质孔隙不断增加，导致有机质本身结构更加脆弱，抗压实性变差。当孔隙内充满气体时，地层孔隙流体压力高，平衡部分上覆岩层压力，有机质孔隙得以持续有效保存；当有机质孔隙内气体开始散失，孔隙流体压力降低，有机质孔隙被压实坍塌，导致有机质孔隙减少。由此不难解释随着成熟度增加，有机质孔隙先增加后减少、过高有机质含量的页岩（TOC值大于10%）有机质孔隙反而减少[56]、在保存条件相对较差地区有机质孔隙比例相对较低等现象。上述解释是否符合实际规律，还需长期观察与研究。

2.3.3 有机质孔隙发育程度与页岩含气性、单井产量呈正比

图5 四川盆地涪陵页岩气田焦石坝背斜构造变形带划分图（据文献[58]修改）

研究表明，页岩孔隙度、孔隙比表面积和孔隙体积对页岩含气性有明显影响[11-18]。对涪陵页岩气田焦石坝背斜不同构造变形区页岩的孔隙度、含气性、单井产量统计发现（见图 5），焦石坝背斜核部Ⅰ类变形带，页岩测井孔隙度大于4.6%，含气量均大于6 m3/t，单井平均无阻流量大于50×104m3/d。背斜西南部的乌江断背斜带（Ⅳ类变形带），测井平均孔隙度为2.9%，含气量5 m3/t，单井平均无阻流量小于10×104m3/d。证实页岩孔隙度值高则含气性好、单井产量高。

有机质孔隙发育程度与页岩含气性、单井产量、可采储量呈正比关系。在焦石坝地区将五峰组—龙马溪组下段的①—⑨小层分为①—⑤号和⑥—⑨号上、下 2个含气层，孔隙类型的构成由下往上有机质孔隙比例逐步降低，黏土矿物孔隙不断增加。龙马溪组下部①—⑤小层含气层系[57]，平均有机碳含量为3.39%，平均孔隙度为4.31%～7.80%，孔隙类型以有机质孔隙为主，占总孔隙体积的 50%以上；上部气层有机碳含量较低，平均为1.50%，孔隙度为3.38%～5.12%，孔隙类型以无机质孔隙、微裂隙为主，有机质孔隙体积占总孔隙体积的30.4%～35.4%[57]。与下部含气层开发井相比，上部含气层评价井测试初期产量相对较低，压力递减快，单井预测可采储量较下部含气层系开发井低。

相同TOC的页岩储集层，有机质孔隙发育程度与单井产量呈正比关系。丁山地区丁页 1井为低产井，地层压力为常压[59]，与焦石坝超压区高产井相比，下部气层TOC平均值为 3.4%，与焦石坝高产井基本相当；平均孔隙度为3.03%，低于焦石坝地区，孔隙构成以无机质孔隙为主，有机质孔隙占总孔隙比例 10%～40%，与焦石坝地区有机质孔隙占 50%以上相比存在明显差异。

2.4 保存条件是复杂构造区页岩气地质评价的关键因素

气藏压力系数是页岩气有利区、有利目标评价的重要参数之一。北美及中国页岩气的勘探开发实践证实，页岩气高产区的气藏压力系数通常大于1.2[16-22]。压力系数也是保存条件的综合判别指标，压力系数表现为超压，往往意味着良好的保存条件。在没有钻井的情况下，依托地球物理技术准确预测页岩气藏压力系数尚处于探索阶段，从地质角度分析页岩气保存条件成为页岩气评价的重要研究内容之一。影响页岩气保存条件的地质因素较多，主要包括页岩自身封闭性与顶底板条件、构造作用下的改造时间与改造强度等[16-20,60]，并已取得以下主要认识。

2.4.1 页岩自身封闭性与顶底板条件

页岩储集层具有高孔隙、低渗透性的特征，在构造应力作用下，页岩的岩石物理特性与早期层理控制了裂缝的发育程度，并对页岩储集性以及页岩气的保存产生影响。例如涪陵页岩气田的平桥背斜，多口钻井取心证实，在构造挤压作用下五峰组发育裂缝破碎带，导致其含气性变差，这与五峰组高脆性、易破碎的岩石物理特性密切相关。

页岩顶底板是指直接与含气页岩接触的上覆和下伏地层，其与含气页岩的接触关系以及是否具有高突破压力对页岩气的保存十分关键。中国学者[16-20,22]研究发现下寒武统底部炭质页岩有机碳含量高，但气测显示、含气量均明显低于中上部页岩，这与下寒武统底板为灯影组风化壳白云岩，底板不具封盖性明显相关。五峰组—龙马溪组顶底板封盖性好是页岩气富集高产的重要原因之一。

2.4.2 构造作用

①构造深埋作用。随地层埋深不断增加，温度、压力持续上升，页岩黏土矿物发生脱水作用，与此同时有机质成熟度增高生成油气，导致地层超压[61-62]。超压有利于有机质孔隙的保存，为页岩气富集提供储集空间，同时也对泥页岩本身、顶底板的封闭性带来挑战，如果泥页岩本身及顶底板突破压力低，就会造成页岩气散失。

②构造抬升作用。对焦页 2井龙马溪组泥页岩三轴应力物理实验模拟显示[17,20,58,63]，当页岩埋深从3 000 m抬升至1 000～1 500 m时，围压从50 MPa降低至15 MPa左右，泥页岩开始由塑性向脆性转变[58,63]，微裂缝开始大规模开启，页岩孔隙度、渗透率得到大幅提高，页岩储集性变好，但保存条件变差。在构造抬升作用下，页岩储集层抬升幅度的大小、抬升作用的期次、抬升作用发生时间的早晚以及持续时间的长短都会对页岩气保存条件产生影响。

③断裂与裂缝作用。在焦石坝地区，对距离断裂不同位置的顶底板岩心包裹体分析发现，远离断裂的顶底板岩心烃类包裹体很少，而靠近断裂的顶底板岩心裂缝发育，并发现大量烃类包裹体，说明断裂、裂缝对页岩封闭性具有破坏作用。与此同时勘探开发实践表明，断裂是否开启对页岩气单井产量的影响十分明显[60]。焦石坝区块是一个北东走向的箱状背斜，在背斜西南部发育的北西向乌江断裂带是一条以志留系为滑脱层多重挤压推覆的逆冲断裂，多级断裂形成破碎带沟通地表。水平井钻至断裂带附近表现出井漏、压力系数低、单井产量低的情况，断裂带对单井产量影响深度范围可达5～6 km。而焦石坝背斜西翼断层，由于断裂未沟通地表，封闭性好，断层两侧单井产量并未因断裂而受到影响（见图 5）。在涪陵二期的平桥背斜，由于背斜东翼断裂未开启，甚至出现水平井靠近断裂获得高产的情况。

构造作用对页岩气富集高产具有两面性，它既可以改善页岩储集性能形成单井高产，同时也会破坏页岩封闭性造成页岩气散失。

2.5 页岩气属“人工气藏”，可压裂性评价是获得高产的核心

页岩岩性致密，需要经过大规模压裂改造才能获得商业气流，可压裂性评价是页岩气地质研究十分重要的内容之一。页岩气勘探开发中强调地质工程一体化，核心就是地质研究认识与钻井、压裂工程设计相结合，以期获得最佳的工程实施效果并获得高产。当前中国可压裂性研究主要从岩石矿物组成和岩石力学特征两方面予以考虑。近期涪陵页岩气田开发实践表明，构造形态、地层埋深、早期发育的裂缝等均对页岩压裂效果产生明显影响[60,64]。笔者认为可压裂性评价研究可包含以下内容。

2.5.1 泥页岩层系可压裂性评价与水平井穿行层位优选

焦页1井获得发现后，在开发试验井组评价期间，研究人员通过精细地层划分，实现了对水平井轨迹穿行层位的识别与精确描述，在此基础上对水平井穿行层位与压裂效果、单井产量等关系进行统计分析，发现不同小层在压裂实施过程中破裂压力、压裂施工砂比敏感性、停泵压力等均有差异[41-42]。统计发现水平井穿行某一层位时，穿行的比例越高，水平井单井产量越高[64-68]。

优选水平井穿行层位时首先要在泥页岩层系中明确高TOC集中段的纵向分布位置，然后在高TOC页岩段中，结合岩性、TOC、泥页岩含气性以及岩石力学特征进行详细分层，通过实验室模拟和现场试验确定压裂效果最佳、产量最高的层位作为水平井穿行层位。相同页岩气开发层系在不同地区由于泥页岩含气性、岩性发生变化，水平井穿行层位也会发生改变。在涪陵二期的平桥背斜产建区，由于五峰组裂缝发育，含气性发生变化，水平井穿行层位也进行了相应调整。

2.5.2 精细构造分析与水平井轨迹和压裂分段的优选

勘探开发实践表明[64]，地层埋深、构造形态差异、早期裂缝分布特征以及现今地应力方向均会对水平井分段压裂效果带来影响。构造形态方面，背斜构造以张应力为主，向斜往往为挤压应力，在向斜区压裂施工难度明显要高于背斜构造。在背斜构造的核部、转折端、翼部由于承受地应力不同，压裂实施效果以及单井测试产量也有差异。

精细构造解释是水平井轨迹以及压裂分段设计的关键。一是要明确现今应力场方向，确定水平井方位；二是要利用地震资料曲率、相干体、蚂蚁体等方法，表征早期裂缝平面发育特征；三是准确落实构造埋深和构造变化细节，结合裂缝平面发育情况，设计水平井轨迹；四是完成水平井钻探后，明确水平井轨迹穿行的地层层位，通过测录井和地震资料判断水平井穿过裂缝带、断裂位置以及水平井邻近区域的断裂、裂缝分布，与工程人员相结合形成针对性分段压裂设计方案。

2.6 纳米级储集空间与赋存状态决定了页岩气具有特殊的渗流特征

对焦页1井页岩样品进行压汞-液氮吸附联合测定分析，发现页岩储集层的纳米级孔隙以微纳米孔和中纳米孔为主，大纳米孔相对不发育，孔径多小于20 nm。页岩气的赋存状态具有多种形式，包括游离态、吸附态及溶解态，游离气和吸附气的比例为6∶4。与常规天然气井生产特征符合达西渗流规律、压力与累计产量呈线性关系不同，页岩气井的生产特征具有压力与累计产量在高压时呈线性关系、低压时呈非线性关系的特点。总体而言存在以下流动过程：吸附气从有机质表面解吸附（符合 Langmuir等温吸附模型）；解吸气进入孔隙，基质孔隙中气体扩散流、滑脱流进入裂缝体系（符合扩散运动、Knudsen方程）；裂缝内气体进入井筒（符合达西渗流方程）。在涪陵页岩气田温度压力条件下（82 ℃、37.7 MPa），大于100 nm的孔缝中以达西流为主，20～100 nm的孔中以滑脱流为主，1～20 nm孔中为滑脱流及过渡流，低压下小于1 nm的孔中以扩散为主。

3 中国页岩气勘探开发实践的启示

3.1 要重视中国页岩气地质条件的特殊性

与北美地区广泛分布的海相页岩气相比，中国发育海相、海陆过渡相、陆相多类型泥页岩，其地质条件有以下的特殊性。

3.1.1 海相页岩气

以五峰组—龙马溪组和筇竹寺组为例，两套层系的富有机质页岩沉积环境、厚度、岩性、矿物组合特征、有机质含量、有机质类型等静态指标，均与北美地区海相页岩类似。

北美地区的海相页岩形成于具有大型稳定基底的克拉通盆地或前陆盆地，构造运动相对简单。中国是由中朝、扬子、塔里木等多个小陆块和造山带构成的复合型大陆，具有基底稳定性差、构造活动性强的特点。以四川盆地为例，下部属于古生代克拉通盆地，上部叠合了中新生代前陆盆地。寒武系、志留系两套页岩层系经历了加里东、海西、印支、燕山、喜马拉雅多期构造运动的叠加改造。在燕山运动晚期，两套页岩层系经历了6 000～10 000 m深埋，此后又经历燕山、喜马拉雅期的挤压抬升作用，导致海相页岩气在地质条件上有以下两个方面与北美地区存在明显差异。

①高热演化程度。北美地区海相页岩热演化程度与现今盆地的埋深趋势基本一致，由浅到深，热演化程度由未成熟到高、过成熟，页岩层系由浅至深相继分布油、凝析油、湿气、干气，这是北美页岩气盆地的普遍现象。在北美地区，页岩热演化研究以及不同热演化程度的分布区识别是北美页岩油气研究的重要方向之一。在四川盆地，寒武系、志留系页岩层系均处干气演化阶段，现今热演化程度与当前埋深没有明显的对应关系。五峰组—龙马溪组页岩的Ro值为1.5%～3.5%，平均为2.5%。筇竹寺组在四川、南方等地区Ro平均值为3.5%，在川中隆起等古隆起及周缘地区，热演化程度相对较低，Ro值为2.0%～2.5%。

②页岩气富集的强非均质性。北美页岩气盆地构造相对简单，页岩气有利区连续分布。中国以四川盆地五峰组—龙马溪组为例，在多期构造运动作用下，富有机质页岩被不同方向、不同期次断裂、褶皱叠加改造，被分割成多个构造块体。构造块体之间，由于裂缝发育程度、断裂性质、构造埋藏史以及现今埋深等差异性，导致五峰组—龙马溪组页岩的含气性、压力系数以及压裂后单井产量表现出明显不同。在四川盆地外的黔北地区，背斜区五峰组—龙马溪组已暴露地表，页岩气主要赋存于孤立分布的向斜区内，地层压力为常压，单井产量低；在盆地内以涪陵页岩气田的焦石坝背斜为例，优质页岩品质稳定，但是受断裂等构造作用影响，页岩含气性和单井产量表现出明显的分区性[60]（见图5）。

3.1.2 海陆过渡相、陆相页岩气

中国的石油工业是从陆相起步的，广泛发育的陆相、海陆过渡相烃源岩在中国前期开展的页岩气研究评价中一度成为关注的重点方向之一。通过在鄂尔多斯盆地东部和四川盆地元坝、涪陵、建南等地区实施直井、水平井钻探和试气，存在低产井多、稳产难的情况。陆相、海陆过渡相页岩与北美海相页岩相比，主要是页岩品质存在差异。

海陆过渡相页岩常与煤层以及砂岩互层，富有机质页岩单层厚度薄、横向变化快。海陆过渡相与煤系页岩有机质类型以混合型—腐殖型为主。脆性矿物含量较高，但黏土矿物中水敏性矿物占比较大。以川西三叠系须家河组须五段为例，石英占33.2%～52.9%，长石占 3.0%～20.0%，水敏矿物伊蒙混层占黏土矿物含量的12.7%～22.0%，高岭石占11.0%～38.0%。

陆相页岩主要分布在中国东部中新生界盆地的湖相沉积中，热演化程度低，主体处于生油阶段，盆地中心或埋深较大地区进入生气阶段。例如渤海湾盆地济阳坳陷处于生气阶段的古近系富有机质页岩埋深多超过 4 000 m。陆相泥页岩韵律性强，岩性变化快，TOC值往往与黏土矿物含量呈正比，与海陆过渡相页岩类似，黏土矿物中伊蒙混层含量高，具有很强的水敏性。

由于陆相、海陆过渡相页岩水敏性矿物含量较高，采用大规模水力压裂实施效果往往不理想，需要攻关探索形成适应性好的工程工艺新技术和配套装备体系。

3.2 要重视地质、工程、经济一体化评价

经过近10年以来的勘探开发实践，中国学者对页岩气尤其是海相页岩气的认识不断深化。有机质在热演化作用下达到一定成熟度开始生烃并形成纳米—微米级有机质孔隙，为生成的甲烷分子提供储集空间，得益于页岩高孔隙度、低渗透率特性，页岩气具有生储盖一体的特点。在后期构造改造特别是抬升作用下，页岩应力状态发生变化，岩石微裂缝增加渗透性得到改善，此时页岩气遵循基本石油天然气地质规律，纳米孔隙中的甲烷分子开始运移、调整、最终散失，在构造的挤压、拉张、抬升、深埋、断裂等作用下，导致页岩气后期富集存在明显非均质性。页岩气藏是“人工气藏”，是通过大型压裂获得商业产量，压裂改造效果决定了单井产量。同时页岩气属于边际效益气藏，施工成本与单井产量之间如何实现最优化，是页岩气实现商业开发的关键。在中国页岩气勘探开发过程中，逐步形成了“地质甜点”、“工程甜点”、“经济甜点”一体化评价方法与思路。

3.2.1 “地质甜点”评价

“地质甜点”评价的目的是要明确页岩气最富集的空间分布范围。通过沉积相、有机地球化学研究，明确页岩地层TOC、矿物组成、孔隙度等纵向变化规律，优选出具一定连续厚度、高TOC、高孔隙度、高含气量的富有机质页岩集中段作为“地质甜点段”。同时，根据“地质甜点段”在平面的品质、厚度的变化，结合保存条件评价，优选厚度大、品质好、保存条件优的地区作为页岩气的“地质甜点区”。

3.2.2 “工程甜点”评价

“工程甜点”评价目的是在“地质甜点段”、“地质甜点区”中，优选出最利于水平井分段压裂施工的层位和平面位置，以期获得最佳压裂效果，实现页岩气单井产量最大。一是在页岩气“地质甜点区”中，结合工程实施能力，优选出适宜压裂施工的有利区域；二是在“地质甜点段”中开展可压裂性评价，优选出压裂效果最佳的水平井穿行层位；三是根据现今应力方向、构造精细解释与裂缝预测结果，优选水平井方向、水平段长度以及水平井轨迹控制点；四是在水平井完钻后，在明确水平井穿行层位的基础上，结合水平段的可压裂性认识，确定最佳的压裂分段位置、各段压裂的具体施工参数。

3.2.3 “经济甜点”评价

“经济甜点”评价目的是在页岩气获得勘探发现后，通过对工程施工参数的经济性评价，明确开发技术政策，实现页岩气开发效益最大化。理论上，相同地质条件下水平段长度、压裂规模与单井产量呈正比关系。实际上，受制于工程施工能力，加长水平段、加大压裂规模等，存在施工难度加大、工程成本上升等问题。需要通过不同水平段长度、不同压裂规模的工程成本与单井产能之间的比较分析，获取最佳开发技术政策（见图6）。在焦石坝地区，对1 000，1 500，2 000 m水平段的单井试验表明，1 500 m水平段单井产能明显高于1 000 m水平段；2 000 m水平段受制于当时的工程施工能力，工程成本大幅上升，同时由于完井质量下降，单井产能甚至低于1 500 m水平段，因此该地区最终确定开发井水平段长度为 1 500 m。同样，通过对单段压裂液量、加砂量与单井产能关系统计，可找到液量、加砂量与单井产能的最佳对应关系。

图6 工程施工规模与单井产能、施工成本关系示意图

页岩气勘探开发过程中多学科、多专业配合研究，地质工程经济一体化评价，勘探开发一体化实施是页岩气成功实践的关键。

3.3 中国页岩气产业发展前景与思考

3.3.1 资源前景大，面临挑战多

原国土资源部等部门对中国页岩气资源开展多轮评价，认为中国页岩气可采资源量为（10～32）×1012m3，海相页岩气资源认识相对统一，可采资源量为（8.2～13.0）×1012m3，海陆过渡相、陆相页岩气可采资源认识存在较大差异。虽然学者们对中国页岩气资源规模有不同认识，但页岩气可采资源量丰富是基本共识。

经过近10年努力，中国页岩气产业取得了良好开局，在四川盆地五峰组—龙马溪组3 500 m以浅的领域实现了规模商业开发。页岩气要实现规模快速发展，仍面临着诸多挑战。中国海相页岩普遍时代较老，在四川、塔里木等含油气盆地内海相页岩气有利区主要分布在3 500 m以深区域。中国南方海相富有机质页岩分布广泛，但受多期构造运动影响，页岩气有利区的地层压力为常压，保存条件差。以五峰组—龙马溪组页岩为例，在四川盆地内，3 500 m以浅有利区面积超过3 500 km2，资源量2.6×1012m3左右；3 500～4 500 m埋深有利区面积超过 2×104km2，资源量超过 10×1012m3[68-69]。此外四川盆地外的黔北等残留向斜有利区还有（2～8）×1012m3的页岩气资源。深层、常压区海相页岩气资源在现有工程技术条件下难以实现效益开发。寒武系、二叠系等其他海相层系以及陆相、海陆过渡相页岩气，单井虽获页岩气流发现，但并未实现真正意义的商业突破。页岩气开发时间短，页岩气井生产规律、开发技术和政策有待探索。在中国，67%的页岩气资源有利区位于丘陵与山地，生态脆弱，环保要求高，天然气管网缺乏，对页岩气效益开发提出了更高要求。

3.3.2 页岩气产业发展建议

①加大基础研究，实现页岩气地质理论体系的新突破。沉积研究方面，龙马溪组—五峰组富有机质页岩分布规律认识有较大进展，寒武系等其他海相层系以及海陆过渡相、陆相富有机质页岩分布规律研究有待进一步深化；页岩储集机理研究方面，已在热演化条件下有机质孔隙的变化、页岩气富集与有机质孔隙关系等方面取得初步认识，但目前认识结论主要通过观察、统计得出，内在机理研究有待深化；页岩气富集规律研究方面，深层、常压区海相页岩气富集规律与陆相、海陆过渡相页岩气富集规律有待进一步探索；泥页岩可压裂性研究是当前页岩气地质、工程基础研究的薄弱点，需要地质与工程相关学科结合，建立系统学科研究方向；页岩气的经济评价研究需要建立系统评价体系与标准。

②强化勘探实践，形成多层系全方位新发现。在持续加强四川盆地志留系勘探的同时，要突破寒武系、二叠系等新层系。近期在长宁—绵阳拉张槽西缘[70-71]的井研—犍为地区，金石1井、金页1井钻探证实[72]长宁—绵阳拉张槽是下寒武统富有机质页岩发育的有利区。金页 1井在下寒武统筇竹寺组测试获日产气6×104m3左右，展现了良好的勘探前景。二叠系近期已经基本落实两个富有机质页岩发育区，东页深 1井取心发现含气性较好的暗色泥页岩。通过系统研究明确“甜点段”与水平井穿行层位，有望实现两个层系的新突破。与此同时，加大宜昌、桂中等地区基础研究，力争实现海相页岩气新区突破。海陆过渡相、陆相页岩气已在四川盆地侏罗系自流井组大安寨段和东岳庙段、鄂尔多斯盆地三叠系延长组与石炭系山西组、东北地区梨树凹陷下白垩统营城组等发现页岩气流，可借鉴海相页岩气勘探思路，加强研究攻关，明确页岩、泥灰岩、煤层等多类型储集层“甜点段”、“甜点区”。

③研究开发生产规律，建立页岩气开发新模式。中国页岩气开发时间短，要加强生产井的动态分析，研究生产基本规律，探索建立不同类型页岩、不同压力系数条件下的开发生产制度。根据页岩气通过压裂人工改造才能形成工业气流的特点，探索“人工气藏”开发新模式。借鉴北美地区利用单一井场多层系立体开发经验，探索五峰组—龙马溪组上、下气层立体开发和四川盆地寒武系、志留系、二叠系、侏罗系多层系页岩气立体开发模式。

④创新思维，攻关新技术。地球物理技术方面，加强地层压力预测、裂缝预测、断裂封堵性分析、高TOC页岩识别等“甜点”预测技术攻关。重点开展海相页岩气深层压裂技术、常压区低成本压裂技术攻关。针对陆相、海陆过渡相页岩黏土含量高、水敏性强等难点，要开展超临界二氧化碳等新型压裂技术及配套装备的攻关。要加快发展信息、数字技术。国外学者研究认为，有效利用信息、数字技术可以大幅提高生产效率，并帮助油气工业降低 20%左右的资本支出，将上游经营成本降低3%～5%。同时要紧紧跟踪纳米、石墨烯、量子、人工智能等前沿技术，创新思维，发展颠覆性新技术。

⑤探索管理创新，形成页岩气发展新机制。石油公司在利用新技术提高效率、降低成本的同时，要加强工程设计优化、现场管理流程优化；要充分利用市场机制，加强承包商、供应链管理，通过加强管理，实现全要素降低成本。在国家层面探索形成多种投资主体合作开发机制、成果经验共享的交流机制、鼓励新技术试验与应用机制、安全环保管理与监督机制等为页岩气产业实现快速发展创造良好环境。

4 结论

从2009年开始实质性勘探以来，中国已在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩成功实现页岩气商业开发，成为世界上少数几个实现页岩气工业化开采的国家之一。

经过近10年的持续攻关，以五峰组—龙马溪组页岩为代表的海相页岩气富集高产主控因素认识取得显著进展，可总结为以下几个方面：沉积环境和沉积过程控制了富有机质页岩分布，“甜点段”优质页岩具备高有机碳含量、高脆性、高孔隙度、高含气性的特征，有机质孔隙是页岩气富集的重要储集空间，保存条件是复杂构造区页岩气地质评价的关键因素，页岩气属“人工气藏”，可压裂性评价是获得高产的核心，纳米级储集空间与赋存状态决定了页岩气具有特殊的渗流特征。

页岩气勘探开发过程中多学科、多专业配合研究，地质工程经济一体化评价，勘探开发一体化实施是页岩气成功实践的关键。

中国页岩气资源前景大，但面临挑战多。为实现中国页岩气产业快速发展，提出以下建议：①加大基础研究，实现页岩气地质理论体系的新突破；②强化勘探实践，形成多层系全方位新发现；③研究开发生产规律，建立页岩气开发新模式；④创新思维，攻关新技术；⑤探索管理创新，形成页岩气发展新机制。

致谢：感谢胡宗全、冯动军、易积正、王烽、邓尚等在研究过程中给予的帮助。