结合四川盆地浅谈页岩气富集、成藏及前景

李咏洲 祝海华 周俊骅 杜 磊 李寿军

（1.中国石油西南油气田公司，四川 达州 635000；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610000；3.中国石油东方地球物理公司西南物探分公司，四川 成都 610000）

0 引言

过去半个世纪以来，页岩气由于分布广、储量大的特点，使得美国等发达国家已经对其取得大规模的商业开采价值。我国自2005年开始进行页岩气勘探开发以来，在陆相、海相和海陆过渡相页岩勘探开发中取得了规模化的发展。通过对国内外页岩气勘探开发的研究，结合笔者工作经验，对页岩气的储层机理与主控因素进行了阐述，总结了四川盆地页岩气的勘探开发新进展，并提出页岩气研究存在的问题和前景，以期为我国页岩气的研究提供新的思考和理论指导。

1 国内外页岩气研究现状

Curtis J B（2002）认为页岩气是具有生物成因、热成因或者多种成因混合形成的气藏，在烃源岩中形成并聚集成藏，与其他天然气藏具有本质的区别［1］。Mavor Matt（2003）认为页岩气是一种吸附态的气体［2］。Jarvie等（2007）的研究提出页岩气赋存的另一种模式，认识到不同赋存方式对页岩气成藏具有重要意义，对后期勘探开发的成功与否具有重要意义［3］。张金川等（2003，2004，2008）认为页岩气是指以吸附态或者游离态赋存在暗色且高碳的泥岩或者页岩中的天然气［4-6］。王祥等（2010）将页岩气总结为以吸附态存在于富有机质且成熟度高的泥页岩中的具有商业价值的天然气［7］。杜金虎等（2011）通过研究美国页岩气，认为稳定的地质背景、高有机质含量、适中的热演化程度、孔隙发育、致密盖层是页岩气成藏的良好条件［8］。董大忠等（2014）通过对四川盆地五峰组—龙马溪组页岩研究发现，深海陆棚相、集中段厚度大、有机质成熟度（Ro）适中、正向构造下裂缝发育、储层超压是该层位页岩气富集的主要因素［9］。郭旭升等（2016）在研究涪陵页岩气田的基础上，则提出保存条件是影响页岩气富集高产的关键［10］。邹才能等（2010，2016）通过分析不同类型页岩气形成的地质条件，总结富有机质页岩的分布规律、开发特点和核心区富集高产条件［11-12］。王世谦（2013，2017）认为陆相、海陆过渡相和构造运动强烈、Ro过成熟的南方海相地层尽管页岩有机碳（TOC）含量高，但由于页岩气资源禀赋、水平压裂技术、深层钻井技术等的不足，导致其勘探开发困难大［13-14］。总而言之，目前对页岩气的共识有以下几点：①赋存状态为游离态和吸附态；②物质基础为暗色富有机质且成熟度高的泥页岩；③富集条件为TOC高、Ro适中、地质条件稳定、产层厚、有盖层。目前中国盆地页岩的沉积环境主要分为陆相、海陆过渡相和海相3类，不同环境沉积的页岩具有不同的地质特征和地球化学参数，且不同地区的页岩气工业产值存在巨大差异。

2 页岩气藏形成机理

2.1 页岩气储层特征

页岩气储层特征与常规天然气储层相比具有较大差异，笔者将其特殊性归纳为5大类：①页岩气主要赋存在泥页岩中，所以储集层、生油层和盖层是一套独立的油气系统，是典型的“自生自储”气藏。②页岩层地球化学特征表现在海相页岩TOC含量高，部分地区可超过20%，Ro值较高，普遍大于2%，干酪根类型属于Ⅰ-Ⅱ1型；陆相页岩TOC含量较高，介于2%～8%，Ro值较低，介于0.5%～1.3%，干酪根类型以Ⅰ-Ⅱ2型为主；海陆过渡相页岩TOC含量介于1%～7%，Ro介于1%～2.5%，干酪根类型多为Ⅲ型［15-16］。③岩性特征表现在页岩气储层岩性以暗色泥页岩为主，粒径较细，其中石英、长石、方解石等脆性矿物对储层孔隙类型、含气性以及后期开发存在较大的影响。④物性特征为泥页岩铸体表现为低孔低渗的差物性特征，孔隙度一般小于10%，渗透率一般小于1 mD［17］，但是由于泥页岩中存在大量脆性矿物，因此天然裂缝相对较为发育，一定程度上改善了储层物性。⑤生产实践表明，页岩气地层压力具有异常高压的特征，这与页岩气的成因有很大联系。

2.2 页岩气成藏机理

页岩气的成藏过程较为复杂，张金川［5］15-16立足于页岩气赋存条件、运移过程和成藏过程将页岩气形成机理总结为3大阶段：第一阶段是成藏初期阶段，由于泥页岩中有机质的作用，天然气产生并且以吸附状态附着在岩石颗粒表面，这一阶段含气量有限。第二阶段是成藏中期阶段，由于第一阶段天然气的生成，使得原有地层压力不断提高，造成泥页岩层中脆性薄弱面、岩性变化接触面或者应力较集中的地方产生裂缝，天然气易形成游离相为主的工业气藏，地层含气量与第一阶段相比有较大提升。第三阶段是成藏后期阶段，随着第二阶段天然气的大量生成，超出泥页岩层的范围，遇到常规储层或者疏导层后，天然气受浮力作用进行置换运移，形成大规模圈闭气藏，但仍有一部分天然气残留于泥页岩中。这3个阶段的页岩气在页岩储层中可以同时存在，保持泥页岩储层中赋存状态的动态平衡。

3 页岩气成藏主控因素

3.1 地质条件

1）有机碳含量和有机质类型。有机碳含量决定页岩的生气量，高有机碳含量的泥页岩层一般资源潜力比较大。有机质类型影响生气能力，且不同有机质在不同演化阶段的生气量差异较大。

2）有机质成熟度。成熟度是确定有机质生气量的重要指标，一般来说，有机质成熟度高，产气量和含气量越高。

3）储层物性。储层孔隙度和渗透率是控制储集层储气和产气能力的重要参数，泥页岩储层中存在大量脆性矿物，经过压裂可以提高储层裂缝发育程度，有效改善储层物性，提高产气能力。

4）孔隙及裂缝。丰富的纳米级或微米级孔隙，且呈“蜂窝状”分布，同时裂缝发育，能够将这些“蜂窝状”孔隙连接起来，这将有利于提高储层的储集能力，有利于页岩气的聚集和成藏，改善页岩渗流能力和压裂处理的效率。

5）岩石矿物特征。泥页岩中石英等脆性矿物是决定页岩气是否具有经济开采价值的重要指标，例如美国高产工业页岩气区块的储层中，脆性矿物含量可高达40%以上［18］。

6）湿度。随着泥页岩储层湿度的增加，吸附气含量会降低。并且湿度和页岩的成熟度有关，成熟度增加，页岩湿度减小，则吸附气含量增加。

7）厚度。大规模厚层泥页岩中有机质含量高，并且储集空间也较多，容易形成具有经济效益的商业性气藏。

3.2 外部因素

1）埋藏深度。虽然埋藏深度对页岩气藏的成藏过程影响较小，但是深度会影响开发成本和经济效益，一般浅层（小于1 000 m）油气藏具有高孔渗、高吸附气含量和低开采成本的特点。

2）温度和压力。地层温度与吸附气含量呈负相关的关系，温度越高，泥页岩储层中吸附气含量越低。地层压力与吸附气含量呈正相关关系，压力越高，泥页岩储层中吸附气含量越高。

4 四川盆地页岩气研究新进展

4.1 四川盆地页岩气藏地质特征与富集因素

四川盆地属于扬子板块西部重要的一级构造单元，为大型克拉通叠合盆地，经历了多期沉积构造演化阶段，发育海相、海陆过渡相和陆相3种类型的泥页岩，其中海相地层主要发育在震旦系、寒武系、奥陶系、志留系，属于半深水—深水陆棚沉积环境，陆相（以湖相为主）地层主要发育在早印支运动以后［19］。整个四川盆地的沉积地层厚约7 000～12 000 m，震旦系—中三叠统属于海相环境，沉积厚度约为 4 000～7 000 m；上三叠统—第四系属于陆相环境，沉积厚度约为3 000～5 000 m，根据时代可以将地层分为6套，这6套地层具有不同的地质特征和地球化学参数（表1）［9］3。从表1中可以看出不同年代、不同环境沉积的页岩地质条件差异很大。广泛分布的厚层页岩为页岩气藏的形成提供物质基础。有机质类型主要是腐殖型和腐泥型，演化程度比较高，为页岩气藏提供了足够的气源。页岩厚度大和分布范围比较广可以形成连续的储集空间，纵向和横向的连续性较好，并且多天然裂缝，提高了储层物性。

4.2 四川盆地页岩气发育有利区与进展

整个四川盆地面积广大，海相、陆相和过渡相页岩均有发育，具有良好的勘探开发前景。川东地区古生界由于处于盆地沉积—沉降中心，发育寒武系—二叠系暗色页岩，厚度较大，埋深较浅，页岩发育层数多、质量好，组成了四川盆地最为优质的页岩气藏勘探区。川南地区古生界筇竹寺组和龙马溪组页岩厚度大，TOC含量高；此外，上三叠统泥岩以Ⅲ型干酪根为主，TOC含量平均为1.14%，分布较稳定，也是页岩气藏分布的有利区域。盆地川西地区位于前陆坳陷区，古生界地层埋深较大，烃源岩厚度大，具有良好的生气能力；二叠—三叠系泥岩和砂岩频繁互层，形成大量的根缘气［20-21］。四川盆地是中国南方页岩气发展的重要方向，对我国页岩气勘探开发具有重要意义，有良好的地质条件，但与美国等发达国家相比起步较晚，存在较大差距，所以未来的发展要深化基础地质认识，重点考虑下古生界寒武系和志留系地层，发展核心开发技术，从而降低成本、增加经济效益。

5 页岩气研究存在的问题与发展前景

5.1 存在问题

1）有效泥页岩勘探“甜点区”不明确。从目前页岩气的研究成果来看，志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组泥页岩有机质含量高，资源潜力大，部分区域取得较大成果，但并非所有井都能建产，且这仅是四川盆地的研究成果，能否具有适用性还有待验证，同时对于其他层系、其他地区页岩气的富集条件和分布规律还不明确［22］。

2）页岩气开发核心技术和关键装备还须持续攻关。我国页岩气资源主要集中在南方古生界海相页岩中，但南方地区多山丘峡谷，构造运动强烈，存在地震层位追踪和构造解释困难的问题，特别是在深度超3 500 m的页岩地层中，地面和地下双重复杂性使得在实际钻井结果中出现设计与实际不符，甚至由于地层极其复杂而放弃钻井的情况［8，16］。当前的技术难点主要集中在以下方面：地层较老，埋深较大，断层较多，水平井施工难度大，事故率高；埋深导致地层压力大，压裂改造困难，效果较差；地层温度较高，对设备要求普遍较高。

表1 四川盆地页岩基本特征表

3）勘探开发成本较高，难以实现经济开采。目前，页岩气井的开采方式主要以水平井为主，单井成本已降低20%～40%，约为6 000万元～8 000万元。以四川盆地蜀南地区的一口页岩气井数据为例，该井投资约7 000万元，压裂后第一年产气量约为2 600×104m3，按照页岩气井的年自然递减率计算，前4年递减率取65%、35%、20%、10%，第5年及以后取5%左右，以15年开采为一个生命周期，全生命周期单井累计产量估算为9 000×104m3，每立方米气开采成本约为0.8元，其开采成本要比常规天然气高出约1倍［23］。

为了鼓励页岩气的开发利用，自2012年开始国家出台相关政策对页岩气进行补贴，“十三五”期间，页岩气开发补贴标准为前3年0.3元／m3、后两年0.2元／m3。应当注意，补贴下降主要是由于技术进步带来的相关技术成本下降。此外，2018年出台《关于对页岩气减征资源税的通知》还明确将页岩气资源税降低30%征收。但对于页岩气来说，有规模才会有效益，以四川盆地为例，从目前的开发情况来看，需达到礁石坝和长宁页岩气区那样的产量才能实现效益开发。

4）绿色开发之路任重道远。未来，页岩气将成为中国重要的能源组成部分，但由于页岩储层固有的低渗特点，需对储层进行水力压裂改造以提高渗透率。从现有技术水平来看，即便是在北美，其单井钻井、压裂等耗水为（1.5～3.2）×104m3，相比国内，由于页岩气藏埋深较深，以四川盆地为例，耗水为（1.8～4.3）×104m3，这里面单压裂用水即占80%以上［24］。现有数据表明，页岩气开采中水力压裂阶段的耗水量是常规油气井的50～100倍［25］。从中国页岩气区分布来看，多在我国西南山区，这里交通不便、淡水资源缺乏，如果要大规模开发，势必会对当地环境造成影响。同时，压裂液含多种化学物质，若留在地层可能会污染地下水资源，若返至地表，会携带地层污染物，增加处理难度。经压裂改造后的地层，会在地下产生人工裂缝，打破地层原有的平衡［26］，引发地质灾害，其在西南山区影响更甚。

5.2 页岩气发展前景

目前常规油气能源的开采已经进入后期发展阶段，资源量也在逐步减少，但是我国对油气等能源的需求量依旧很大，特别是在去产能与“煤改气”的背景下，尤其对天然气的需求量在逐年增长，对国外进口天然气的依赖程度较大，所以页岩气等非常规能源是我国能源安全发展战略的重要基础，也是打好“蓝天保卫战”的重要基础。

6 结束语

页岩气作为油气资源的一种，其富集、成藏规律仍然符合天然气地质的基本规律，但相比常规油气资源条件更加苛刻。即便如此，目前页岩气的勘探开发已取得一定成果，其中以四川盆地五峰组—龙马溪组、筇竹寺组海相页岩潜力最大，并初步进入工业化生产阶段，但依然面临有效页岩勘探“甜点区”不明，技术上的限制以及成本、环保方面的制约，这将使我国页岩气勘探开发任重道远。