渤海海域页岩油气地质条件与勘探前景

薛永安，王飞龙，汤国民，李新琦

[中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300452]

页岩油气指的是赋存在富有机质、具有低孔、渗系统的页岩层系中的石油和天然气，它具有分布广、储量大、“源储一体”等特点[1-6]。近年来科技水平的不断进步，页岩油气迅速崛起，掀起一场“页岩油气革命”，美国凭借此次能源革命，率先实现能源独立，2018年美国页岩气产量高达6072×108m3，页岩气探明储量占天然气总探明储量的66%，原油产量达到5.5×108t，页岩油产量占比达60%，使其成为天然气净出口国，石油对外依存度大幅下降[1,7]，超越沙特阿拉伯和俄罗斯，成为全球最大油气生产国，充分显示出页岩油气勘探的重要性和巨大有利前景。

美国页岩油气以海相为主，具有热演化程度中等、厚度大、分布广的特点，且脆性矿物含量高，便于压裂，有利于大规模开发，其页岩气单井初产能普遍较高，一般大于1×104m3/d，其中高压高产的Haynesville气田单井初产量可达28×104m3/d[8-9]。然而，与美国地质概况不同，中国地质条件复杂多变，发育海相、海陆过渡相和陆相3种类型页岩，对于海相页岩，中国已经在四川的涪陵、威远、长宁、戚荣等地区取得重大突破，其页岩特征与美国海相页岩相比，具有埋藏更深、热演化程度更高、后期地质改造更强烈的特点，在2018年，四川盆地已探明地质储量就达10 455.67×108m3，年产气量可达108.8×108m3，其平均单井日产超过8.71×104m3/d[10-11]。整体来看，海相页岩气都具有高产的特点。

虽然中国在海相页岩勘探取得突破，但是陆相页岩仍然处于探索阶段，与海相页岩相比，陆相页岩表现为地层新、断层多、连续性差以及非均质性强的特点，勘探开发和“甜点”评价难度更大。从目前全球勘探现状来看，陆相页岩成熟度普遍低于海相页岩，更易形成页岩油。2019年自然资源部公布中国页岩油地质资源量为215×108t，已在渤海湾盆地沧东凹陷、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、三塘湖盆地与鄂尔多斯盆地等地区取得勘探突破，其中大港油田在沧东凹陷孔二段页岩层落实页岩油甜点资源量超过6.8×108t，计划动用储量2×108t[12-13]，推动了中国陆相页岩油气勘探的进程。而渤海海域作为渤海湾盆地晚期沉积沉降中心，沉积了厚层的新生代地层，发育沙河街组和东营组多套优质烃源岩[14]，具有形成页岩油气丰富的物质基础和地质条件，但由于渤海海域属于海上，勘探开发条件较陆地更为特殊，其经济门槛远高于陆地油田，致使渤海海域对于页岩油气的研究目前仍然处于起步阶段。因此，笔者通过对比国内外典型富含页岩油气盆地的地质条件，结合渤海海域勘探开发的实际情况和工业条件，明确渤海海域页岩油气的资源潜力，为渤海海域页岩油气的勘探指明方向。

1 区域地质概况

渤海海域位于渤海湾盆地东部，是渤海湾盆地新生代的沉降中心，主要划分为26个二级构造单元，包括12个(低)凸起和14个凹陷，目前认为渤中凹陷、辽中凹陷、黄河口凹陷和歧口凹陷是渤海海域资源潜力最大的4个富烃凹陷(图1a)。渤海海域主要沉积了新生代地层，自下而上发育孔店组、沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、东三段、东二段、东一段、馆陶组、明化镇组和平原组12套沉积地层，其中孔店组和沙四段分布相对零散，其余地层广泛分布，古近系沉积时期泥岩普遍发育，形成了渤海地区3套主力烃源岩[14-15]：沙三段、沙一二段和东三段(图1b)。

渤中凹陷是渤海海域沉积厚度最大的凹陷，位于渤海海域中部，新生界沉积最大厚度超过10 km(图1c)，面积约为9 000 km2，是目前渤海湾盆地最富油气的凹陷。目前已有百余口探井钻遇高气测异常泥岩段，其中BZ21-2-1井钻遇到东营组泥岩时，出现高达260 m的气测高异常段，在渤中19-6构造上，多口井在东三段至沙三段钻遇气测高异常段，气测全量最高可达96.97%，而在CFD23-1-1井沙河街组泥页岩段多处可见原油，这些钻井充分显示了渤海地区存在丰富的页岩油气资源，明确其地质条件和资源潜力是渤海地区开展页岩油气勘探的前提条件。

图1 渤海海域区域构造及地层沉积特征Fig.1 Structure and stratigraphic sedimentary characteristics of the Bohai Sea a.构造单元；b.综合柱状图；c.盆地剖面

2 页岩油气的生成条件

优质烃源岩是生成大量油气的物质基础，对于页岩油气而言，富有机质泥页岩则是其生成和聚集的必要条件，而泥页岩层段的厚度、面积以及品质是页岩油气资源潜力的关键因素之一[16-17]。笔者基于渤海海域勘探实际情况，针对沙三段、沙一二段和东三段3套主力烃源岩，选取渤中凹陷、辽中凹陷、黄河口凹陷和歧口凹陷四个富烃凹陷，通过对比国内外典型页岩油气盆地的生烃条件，从烃源岩的埋深、厚度、丰度、类型和成熟度等多方面来分析渤海海域页岩油气生成的地质条件(表1)。

表1 国内外页岩油气及渤海海域富烃凹陷泥页岩特征Table 1 Characteristic comparison of shale oil/gas both at home and abroad with shale from hydrocarbon-rich sags in the Bohai Sea

目前全球已发现页岩油气的来源主要包括海相烃源岩和陆相烃源岩两类，不论是海相烃源岩还是陆相烃源岩首先都具有优质的生源条件，除北美的Lewis页岩以Ⅲ型干酪根为主外，其余烃源岩皆以Ⅱ干酪根为主，部分为Ⅰ型干酪根，烃源岩TOC(有机碳含量)普遍大于1%，甚至更高；而在厚度方面，除Bakken烃源岩厚度在5～15 m之外，其余海相烃源岩都大于30 m，陆相烃源岩一般都大于50 m，但是Bakken烃源岩的TOC含量异常高，为7.23%～12.9%，弥补了厚度上的不足，都属于优质烃源岩。而渤海地区4个富烃凹陷主力烃源岩，仅东三段存在少量Ⅲ型干酪根，有机质类型也都主要为Ⅱ型干酪根，烃源岩TOC平均值也都超1.1%，烃源岩品质较好，除辽中凹陷和黄河口凹陷沙一二段烃源岩厚度平均值相对较小，为70和50 m，其余烃源岩平均厚度都已经超过130 m，物质基础丰富，具有良好的烃源岩条件。

注：“10～150/50”为“最小值～最大值/平均值”

在烃源岩热演化程度方面，国内外生成页岩油烃源岩成熟度Ro绝大多数小于1.4%，主要集中在生油窗范围。而生成页岩气烃源岩成熟度相对较高，成熟度Ro绝大多数大于1.6%，主要集中在高-过成熟阶段，由于Antrim泥页岩和New Albany泥页岩属于典型的生物成因气[18]，其成熟度相对而言较低。在渤海地区，3套主力烃源岩在不同富烃凹陷成熟度存在巨大差异，渤中凹陷位于沉积中心，埋深最大，烃源岩成熟整体较高，东三段、沙一二段和沙三段平均成熟度Ro分别为1.23%，1.43%和1.77%，处于中-高熟阶段；辽中凹陷和黄河口凹陷3套主力烃源岩成熟度相对较低，平均成熟度Ro都小于1.2%，处于成熟阶段；歧口凹陷3套烃源岩差异较大，东三段和沙一二段平均成熟度Ro分别为0.79%和0.94%，处于成熟阶段，而沙三段平均成熟度Ro较高，为1.66%，进入高熟阶段。

通过将上述渤海地区与国内外典型页岩油气盆地对比，可以看出4个富烃凹陷3套主力烃源岩都具备生成页岩油气的地质条件。但由于各凹陷烃源岩热演化程度存在较大的差异，渤中凹陷烃源岩成熟度相对较高，更易形成页岩气；黄河口凹陷和辽中凹陷成熟相对较低，易形成页岩油；歧口凹陷东三段和沙一二段成熟度较低，易形成页岩油，而沙三段成熟度较高，更易形成页岩气。

渤海地区已经在渤中凹陷西斜坡的曹妃甸23构造区钻遇古近系烃源岩，3套主力烃源岩为典型的优质烃源岩，且烃源岩内部具有明显的页岩油气显示，东三段烃源岩有机碳含量为1.1%～4.06%，平均值高达3.04%，沙一二段有机碳含量为1.31%～6.8%，平均值高达4.23%，沙三段有机碳含量为1.62%～7%，平均值高达3.77%，3套烃源岩有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ型，且自东三段以下烃源岩成熟度Ro皆以超过0.94%，进入成熟至高熟阶段，具有生成页岩油气的物质基础。

3 页岩油气的储集条件

3.1 岩性特征

前人研究认为，含油气的页岩储层在电性方面表现为“四高二低”的特征，即高自然伽马、相对高电阻率、高声波时差、高中子、低密度、低光电吸收截面指数；在镜下观察，可以明显看到层理发育，与块状泥岩区别较大，基于页岩的这种典型电性特征，利用测井曲线，并结合镜下薄片观察，可有效识别页岩储层[25-26]。笔者通过重点解剖渤海海域关键探井测井曲线和薄片特征，发现古近系页岩发育层段在电性特征上具有典型的“四高二低”电性特征(图2)，其页岩储层段岩性主要表现为页岩、薄层碳酸盐岩(主要为白云岩)、薄层泥质粉细砂岩、块状泥岩共生的特征。具体来看，东三段以块状泥岩段和泥岩与灰质白云岩/粉砂岩互层段两种岩性组合为主；沙三段以块状钙质泥岩段、厚层泥岩夹薄层白云岩/粉砂岩、页岩/油页岩发育段三种岩性组合为主；沙一二段以钙质泥岩、页岩、油页岩频繁发育的互层为主，与东三段和沙三段相比其页岩发育程度更高(图2，图3)。目前北美页岩油气勘探开发层系主要是Bakken,Barnett,Eagle Ford等古生界海相地层，商业开发对象主要为页岩地层中的页岩、碳酸盐岩、砂岩和混合沉积岩层段；在中国四川盆地，具有商业发现的页岩层系主要为上奥陶统-下志留统海相地层，岩性也主要表现为页岩层系中的砂岩、碳酸盐岩和混合沉积岩[27-28]。

图2 渤海海域古近系泥页岩段地层综合柱状图Fig.2 Generalized stratigraphic column showing the Paleogene mud-shale rocks in the Bohai Sea

对比来看，渤海海域3套主要页岩层系的岩性与国内外典型的页岩油气田较为相似，部分高电阻的纹层状页岩在全岩光片下可以明显看到有机质纹层，在有机质显微照片下可以清晰看到古生物类型，在荧光薄片下显示较高含油气性(图3)，结合相关探井的录井和测试资料，可以看出3套主力烃源岩层都发育了有机质页岩、薄层白云岩段、泥质粉砂层和混积岩段，有利于页岩油气的储集。

图3 渤海海域陆相页岩沙一二段薄片显微照片Fig.3 Thin section photomicrographs of continental shale samples from the Bohai Sea a.纹层状页岩层理发育，普通照片，JZ20-2-13井，埋深2 882.9 m；b.藻类，无定形大量发育，有机质显微照片，JZ20-2-13井，埋深2 882.9 m；c.蓝光激发显亮橙色荧光，与b同视域的荧光薄片，JZ20-2-13井，埋深2 882.9 m；d.有机质纹层发育，全岩光片，QHD30-1-1井，埋深3 055 m；e.无定形大量发育，有机质显微照片，QHD30-1-1井，埋深3 055 m；f.蓝光激发显橙色荧光，与e同视域的荧光薄片，QHD30-1-1 井，埋深3 055 m

3.2 矿物特征

页岩油气主要以2种形式赋存于页岩储层中：①以吸附态赋存，主要依附在有机质和粘土矿物表面，其中粘土矿物是吸附页岩油气的主体，一般具有较大的比表面积和微孔空间；②以游离态赋存，主要赋存于无机孔隙和裂缝中，其中矿物成分中脆性矿物的含量对游离态页岩油气赋存起到重要作用。脆性矿物主要包括石英、长石、碳酸盐、方沸石和黄铁矿等，这些矿物在压实或后期压裂过程中更易形成裂缝，可直接影响储集空间和渗流通道，对页岩油气的资源规模和后期开发都具有重要的影响。据北美页岩油气勘探经验，粘土矿物较少、脆性矿物含量较高(Barnett页岩脆性矿物含量为40%～60%)的页岩脆性与造缝能力强，裂缝网络容易产生[27]。因此，页岩储层矿物成分对页岩油气资源评价、成藏机理研究和开发都具有十分重要的意义。

页岩矿物中各矿物类型变化较大，具有较强的非均质性，但整体上可以分为基本矿物和副矿物两类，基本矿物主要为石英、长石(斜长石和钾长石)、方解石、白云石及粘土矿物等，副矿物含量往往较低，主要为铁白云石、黄铁矿、菱铁矿及硬石膏等。

目前在国内外已发现商业性页岩油气的盆地中[27-36]，美国具有商业发现的五大页岩层系石英、长石和黄铁矿等矿物含量为20%～90%，碳酸盐含量介于5%～60%，脆性矿物平均含量高达约71%，各主力层系粘土矿物平均含量为25.4%；四川盆地的下古生界海相页岩中，石英、长石和黄铁矿等矿物含量在40%～90%，碳酸盐岩矿物含量基本小于25%，脆性矿物平均含量为56%，粘土矿物平均含量为41.6%；已在陆相页岩层系获工业产能的沧东凹陷孔二段页岩中石英、长石、黄铁矿和方沸石等矿物含量为30%～75%，碳酸盐含量平均约为35.0%，脆性矿物平均含量高达83%，粘土矿物平均含量为13.0%(表2)。

笔者通过对渤海海域不同凹陷3套主力烃源岩的泥页岩壁心进行X衍射全岩和粘土矿物分析，数据结果显示，不同凹陷3套烃源岩层矿物含量都表现出较强的非均质性(表2；图4)。东三段石英、长石和黄铁矿等矿物含量为26%～86%，碳酸盐含量介于1%～37%，脆性矿物平均含量为63.5%，粘土含量在11%～52%，平均为35.6%；沙一二段石英、长石和黄铁矿等矿物含量为26%～86%，碳酸盐含量介于2%～66%，脆性矿物平均含量为65.3%，粘土含量在6%～54%，平均为31.4%；沙三段石英、长石和黄铁矿等矿物含量为25%～84%，碳酸盐含量介于3%～45%，脆性矿物平均含量为64.1%，粘土含量在7%～47%，平均为34%。对比来看，沙一二段页岩粘土矿物含量相对最低，可改造性相对最强，而东三段和沙三段矿物学特征相似。

图4 渤海海域页岩矿物成分Fig.4 Mineral composition of shale samples from the Bohai Sea

表2 渤海海域及国内外海相、陆相页岩矿物含量Table 2 Mineral composition of the marine and continental shale both at home and abroad and shale samples from the Bohai Sea

对比显示(表2)，渤海海域3套页岩层系与北美、四川海相页岩及同处于陆相渤海湾盆地的沧东凹陷相比，脆性矿物含量相似，而粘土矿物含量与北美及四川盆地相当，略高于同处渤海湾盆地的沧东凹陷。综合分析认为，渤海海域3套页岩总体上均具有较好的可改造性，而其中沙一二段为最优。

从渤海海域实钻情况来看，位于渤中凹陷西斜坡的曹妃甸23构造区页岩层段在钻探过程中发生强烈的井涌和泥浆漏失现象，比渤海海域其他区域更加明显。X衍射矿物分析表明，曹妃甸23构造区页岩层段脆性矿物平均含量为64.7%，粘土矿物平均含量为26%，其脆性矿物总体含量与渤海海域其它凹陷和地区的页岩层系差别不大，但是其粘土矿物明显小于相邻地区及其它凹陷(粘土矿物平均含量大于32%)(表3)。当脆性矿物含量相似时，粘土含量越低越有利于页岩的压裂，曹妃甸23构造之所以在钻探过程出现“下涌上漏”现象，其主要原因是由于页岩脆性强，外部高密泥浆易致其破裂，页岩层段中大量游离的油气沿缝隙外涌，造成涌漏，证实该区具有优越的勘探开发条件。

表3 渤海海域典型地区陆相页岩矿物含量Table 3 Mineral composition in continental shale samples from typical regions of the Bohai Sea

3.3 粘土矿物及成岩作用

研究表明，泥页岩中蒙脱石等遇水膨胀性矿物可以堵塞页岩储集空间[37]，降低页岩储层本身的物性和可改造性，因此，对泥页岩储层中粘土矿物特征进行分析对页岩储集空间评价具有重要意义。通过对渤海海域泥页岩储层粘土矿物含量进行测定，发现页岩中粘土矿物主要由伊利石、伊/蒙混层、高岭石及绿泥石组成，其中伊利石和伊/蒙混层占主导，含少量高岭石和绿泥石，不含纯蒙脱石(表4)。研究结果显示，渤海地区各类粘土矿物的含量变化主要受埋深控制，而受地层沉积时代的影响相对较小，且伊/蒙混层及伊利石含量呈现此消彼长的特征，伊/蒙混层中蒙脱石含量随深度增加逐渐减少(图5a)，说明粘土矿物含量的变化与成岩作用密切相关，因此不同成岩阶段的页岩储层，其可改造性存在巨大的差异。目前渤海海域成岩阶段的研究表明，古近系泥页岩粘土矿物主要处于有序混层带、超点阵有序混层带和伊利石带(图5b，c)。随着深度增加，泥页岩中伊利石含量的增加以及蒙脱石等遇水膨胀性矿物的减少，增加了页岩储层的可改造性。基于本次对渤海地区粘土转化数据的统计结果，当深度大于3 200 m时，地层普遍进入中成岩B期，泥页岩伊/蒙混层中的蒙脱石大量向伊利石转换(图5)，页岩储层可改造性增强，因此，渤海海域深于3 200 m以下的页岩储层具有相对有利的可改造性，是开展页岩油气勘探开发最有利的深度窗口。

图5 渤海海域陆相泥页岩粘土矿物分布特征Fig.5 Distribution of clay minerals in continental shale samples from the Bohai Sea a.伊/蒙混层含量与伊利石含量的关系；b.伊利石含量与深度的关系；c.蒙脱石含量与深度的关系

表4 渤海海域页岩粘土矿物特征Table 4 Clay mineral composition in shale samples from the Bohai Sea

3.4 异常压力

从目前国内外页岩油气的勘探实践来看，页岩油气高产区普遍发育异常高压，地层压力系数通常大于1.2[16]，伴随压力系数的增加，页岩油气的产能一般也随之增大[38]。在四川盆地的斜坡和向斜地区，普遍发育异常高压，压力系数高达1.4～2.2，其单井页岩气产能都高于10×104m3/d，而到盆缘地区，处于正常压力系统，单井页岩气产能一般都小于2×104m3/d[8]；在济阳坳陷的渤南洼陷沙三段页岩中也发现了页岩油，其单井测试产能为38.5 t/d，在测试过程显示出超压特征，且压力系数越大，产能越高[38]。因此，异常超压的存在与否是页岩油气是否具有商业价值的一个重要标准，对后期页岩油气的开发起到重要作用。

从渤海海域超压平面分布特征来看(图6)，4大富烃凹陷3套主力烃源岩层段都普遍发育异常高压，压力系数普遍超过1.2，从不同层段来看，东三段烃源岩超压特征最为明显，超压范围最大，各富烃凹陷中心压力系数也高于沙三段和沙一二段。在平面分布特征上，渤中凹陷超压作用最强，3套主力烃源岩超压范围皆布满整个渤中凹陷，绝大部分地区压力系数都超过了1.6，而其他富烃凹陷相较而言，虽压力系数不低，但超压范围相对较小主要集中在凹陷中心地区，而凹陷中心区域烃源岩埋深较大，一般都超过渤海油田经济门槛，因此，在优选页岩油气勘探凹陷时，既要考虑是否发育超压，又要考虑经济门槛，由于渤中凹陷边缘埋深相对较浅，同时也处于超压状态，可作为页岩油气经济勘探首选凹陷。

图6 渤海海域地层压力系数平面分布Fig.6 Plane distribution of formation pressure coefficients in the Bohai Sea a.东三段；b.沙一二段；c.沙三段

从目前渤中凹陷西斜坡钻探结果来看，东二段以上地层基本处于正常压力，从东二段底部开始出现超压特征，东三段以下地层普遍发育超压，实测最高压力系数达到1.78，而到沙三段以下地层压力开始回落，逐渐回归正常压力(图7)。尤其是在曹妃甸23构造勘探过程中，钻探至东三段底部时，地层压力明显增加，井口涌出大量气体，气测全量最大上涨至99.89%，泥浆液密度从1.69 g/cm3提高至1.71 g/cm3时，气测全量缓慢下降至15%，钻井压力才逐步平衡，继续向下钻探40 m，在更换钻头过程中，套管压力快速回升，气测全量快速回升至99%，泥浆密度一度增至1.98 g/cm3，钻井压力才逐步平衡，整个钻探过程中天然气显示异常，这种高异常的气测全量证实该区域优质烃源岩生烃增压强烈，也显示了丰富页岩气资源，可作为目前渤海海域页岩油气勘探的最有利目标。

图7 渤中凹陷西斜坡地层压力综合柱状图Fig.7 Generalized stratigraphic column showing the formation pressures in the western slope of Bozhong depression

4 页岩油气勘探潜力与前景

4.1 渤海海域页岩油气资源潜力

通过与国内外海相和陆相页岩油气盆地对比认为，渤海湾盆地古近系泥页岩中蕴含着大量的油气资源，而渤海海域作为渤海湾盆地的沉积中心，具有更为优越的地质条件，特别是渤中、辽中、黄河口、歧口等4个富烃凹陷资源潜力更大。

对于页岩油气能否形成规模，其影响因素有很多，但最为关键的还是烃源岩内部残留烃量，吸附在烃源岩内部的残留烃越多越利于形成页岩油气，目前常用排烃效率来反映残留烃，马卫等[39](2016)基于生排烃模拟实验，认为腐泥型有机质成熟度Ro在0.5%～0.8%时，排烃效率小于30%，Ro在0.8%～1.3%时，排烃效率在30%～60%，Ro在1.3%～2.0%时，排烃效率在60%～80%，Ro大于2.0%时，排烃效率超过80%，对于腐殖型有机质，在相同的热演化阶段烃源岩排烃效率低于腐泥型10%～20%，排烃效率越低，残留在烃源岩内部页岩油气资源越大。

近一轮渤海资源评价结果显示，渤海海域4个富烃凹陷主力烃源岩总的生烃量高达788.7×108t(表4)，约占渤海海域总生烃量的70%，因此，4个富烃凹陷是渤海开展页岩油气勘探的首选地区。由于不同凹陷，不同层位成熟度存在巨大差异性，导致各套烃源岩排烃效率不同，笔者基于前人[39]排烃效率热模拟结果，结合渤海海域烃源岩地球化学参数，采用成因法[12,21]估算了渤海海域4大富烃凹陷页岩油气资源量(即残留烃量)(表5)，由于渤中凹陷3套主力烃源岩生烃量最大，页岩油气资源量也最大，沙三段为34×108t，沙一二段为17×108t，东三段为44.8×108t，总的页岩油气资源量可达95.8×108t。辽中凹陷、黄河口凹陷和歧口凹陷页岩油气资源量分别为61×108，32.5×108和22.8×108t，目前来看整个渤海海域页岩油气总资源量为212.1×108t。

表5 渤海海域富烃凹陷主力烃源岩生烃量Table 5 Hydrocarbon generation from the major source rocks in hydrocarbon-rich sags in the Bohai Sea

4.2 渤海海域页岩油气勘探前景

中国页岩油气勘探目前已经取得了突破性进展[36,40]，而渤海海域历经50余年常规油气勘探取得了巨大成绩，2018年发现渤中19-6千亿方大气田，也实现了深层勘探突破，但是渤海地区在非常规油气领域的研究和勘探一直处于空白，随着国内能源需求的不断增加，海上常规油气勘探难度和成本也在不断攀升，非常规油气领域的探索势在必行。

基于上述分析认为，渤海海域3套烃源岩品质优越，具备页岩油气形成的良好条件，页岩油气资源丰富，而渤中凹陷页岩油气资源最为丰富，可作为渤海地区页岩油气勘探突破的首选凹陷。结合目前国内外勘探实践及渤海经济成本来看，陆相页岩油产能普遍较低，沧东凹陷孔二段KN9页岩油直井改造后2 mm油嘴日产油为29.6 t[12]，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油改造后日产油2.21～71.79 m3，绝大部分在15 m3以下[22]，鄂尔多斯盆地长7段页岩油改造后平均单井日产油平均约12.1 t[41]，松辽盆地青山口组页岩油平均单井日产油量为2.3 t，改造后16.5 t[42]，三塘湖盆地芦草沟组页岩油改造后日产油稳定在5 m3左右[43]，而渤海单井原油的商业产能门槛需要达到40 m3/d，难以满足渤海地区经济成本，渤中凹陷页岩气应该作为初期勘探的首选。目前已发现的页岩气埋藏深度多小于4 200 m，而渤海地区页岩油气最有利储集层的埋深大于3 200 m，整体上看，渤中凹陷东三段和沙一二段埋深相对适中，大部分地区处于3 200～4 200 m有利的深度区域，是渤中凹陷页岩气勘探的最有利层位。结合目前渤海海域钻井显示情况，渤中凹陷西斜坡地处凹陷边缘，烃源岩埋深适中、品质优越，钻探过程中气测异常高，可作为现阶段渤中凹陷页岩油气最有利勘探目标。

5 结论

1) 渤海海域4个富烃凹陷发育沙三段、沙一二段和东三段3套优质烃源岩，与国内外典型页岩油气盆地相比，烃源岩品质好，都有利于形成页岩油气。渤中凹陷烃源岩成熟度高，形成页岩气的可能性更大；黄河口凹陷和辽中凹陷成熟度相对较低，形成页岩油的可能性更大；歧口凹陷东三段和沙一二段成熟度低，易形成页岩油，而沙三段成熟高，更易形成页岩气。

2) 目前国内外已实现经济开发的页岩油气主要分布在浅于4 200 m的深度范围，从渤海海域3套烃源岩储集条件来看，3套页岩脆性矿物含量均较高，与美国、四川盆地海相页岩及国内获得商业突破的陆相页岩相似，具有良好的可改造性，但受到成岩作用的影响，3 200 m以下深度才有利于页岩油气的储集和开发，因此3 200～4 200 m是渤海地区页岩油气勘探开发最有利的深度范围。

3) 基于目前海上勘探成本和技术水平，渤海地区应先开展页岩气勘探，渤中凹陷页岩油气总资源量高达95.8×108t，占据渤海页岩油气资源的45.2%，是渤海海域页岩油气资源潜力最大的凹陷，主力烃源岩整体都处于超压状态，其东三段和沙一二段烃源岩埋藏深度适中，是渤海海域目前页岩气勘探最有利层位。

4) 渤中凹陷西斜坡位于渤中凹陷边缘，3套主力烃源岩整体处于异常高压状态，且烃源岩埋深适中、品质优越、泥页岩脆性矿物含量高、粘土含量低，具有更好的可压性，钻探过程中出现明显气测异常高，可作为现阶段渤中凹陷页岩气勘探的首选目标。