中国陆相页岩油发展潜力与技术对策

胡素云，赵文智，侯连华，杨智，朱如凯，吴松涛，白斌，金旭

（中国石油勘探开发研究院）

0 引言

通过从源外常规石油迈入源内页岩油的思路转变和中高成熟度海相页岩层系石油资源的技术革新，美国石油工业实现了跨越式发展[1-7]，2018年美国页岩层系石油产量为3.29×108t，占石油总产量的49%[8-9]，新的产量高峰正在形成，石油自给率大幅提升。美国源内石油资源开发利用成功经验的借鉴以及中国特色陆相页岩层系石油地质理论和关键技术的探索，是保障国家石油安全的重要途径[1-2,10-13]。

研究团队以成熟度控制富有机质页岩生排烃演化模式为依据，通过划分陆相页岩油类型和分析陆相页岩油规模发育的地质条件来预测陆相页岩油未来发展前景，并根据发展可能面临的挑战提出具体技术对策，以期对中国陆相页岩油发展提供参考。

1 陆相页岩油规模发育地质条件

1.1 概念内涵

本文中陆相页岩油是指埋藏300 m以深、Ro值大于0.5%的陆相富有机质页岩层系中赋存的液态烃和多类有机物的统称，包括地下已经生成的石油烃、沥青和尚未转化的各类有机物质[1]。

成熟度控制陆相页岩资源的形成[14]。随着热演化程度的增加，页岩层系中固态有机质逐步转化成烃类物质，滞留液态烃量呈先增后减的变化趋势：①Ro值小于0.5%，固态有机质未转化阶段，滞留液态烃少，是油页岩油赋存窗口；②Ro值为0.5%～1.0%，固态有机质与滞留液态烃并存阶段，未转化有机质为40%～90%，滞留于页岩中的液态烃占比5%～60%，是页岩油赋存窗口之一；③Ro值为1.0%～1.5%，液态烃与气态烃并存阶段，一般油质较轻、气油比较高、地层能量较足，是陆相页岩油气赋存的最佳窗口；④Ro值大于1.5%，天然气大量生成阶段，是页岩气赋存的主要窗口（见图1）。

1.2 页岩油主要类型及特征

1.2.1 依据页岩层系热演化程度划分

根据页岩有机质成熟度差异，中国陆相页岩油可划分为中高成熟度（Ro值一般大于1.0%）和中低成熟度（Ro值一般为0.5%～1.0%）两种类型。不同成熟度区间的页岩油，具有不同物质组成与赋存特点，开发方式也不相同。

图1 陆相页岩有机质生排滞留油模式图（据文献[1,5]修改）

中高成熟度页岩油因热演化程度高，具有已生成液态烃数量多、油质较轻、可动油比例较高的特点。①页岩Ro值一般大于1.0%，处于液态烃与气态烃并存窗口，以密度较小原油为主，尚未转化的有机质较少。②页岩层系受热演化程度影响，有机孔增加，孔渗条件变好，孔隙度多为3%～8%，微裂缝、水平页理缝以及建设性成岩作用形成的次生孔隙成为液态烃赋存主要空间，因油质较轻、气油比较高、可流动性好，依靠水平井体积压裂技术可实现经济效益开发。③陆相混积岩、含碳酸盐质页岩地层脆性矿物含量高，利用人工压裂改造技术形成有效人造缝网系统，可实现较高单井产量和累计EUR（单井累计采出量）。因此，利用水平井体积压裂技术，中高成熟度页岩油实现商业开采的概率很大。

中低成熟度页岩油因热演化程度偏低，具有可转化资源潜力大、油质较稠、可动油比例较低的特征。①页岩层系热演化程度不高，Ro值一般小于1.0%，以密度较大原油和尚未转化固态有机质为主。②页岩层系孔隙度和渗透率低，有机孔一般不发育，主要为黏土矿物晶间孔、碎屑矿物粒间孔、层理缝、微裂缝等原生孔隙。③滞留液态烃油质较黏稠、气油比较低、可流动性较差。④页岩层系地层塑性大、脆性矿物含量偏低，人工压裂改造难以形成有效的人造流动通道，单井产量低，很可能难以实现商业开采。因此，中低成熟度页岩油需探索新的开发方式才能规模效益开发。研究团队经过多年合作研究，提出地下原位加热转化可能是解决中低成熟度富有机质页岩油资源规模开发利用的首选（见表1）。

1.2.2 依据页岩层系源储组合类型划分

根据页岩层系烃源岩、储集层以及源储组合类型差异，将中国陆相页岩油划分为源储共存、源储分离和纯页岩3种源储组合类型（见表1）。

①源储共存型：页岩层系发育的不同类型岩石，既有生油层系也有储油层系，页岩油分布具有剖面上岩性变化快、源储互层频繁，甜点段厚度不大、但平面分布范围广的特点，生烃增压是页岩油聚集主要动力。以北疆地区中二叠统芦草沟组、渤海湾盆地古近系孔店组等为代表，受气候韵律性变化和水动力条件变迁、周缘火山、盆底热液、海水侵入等多因素综合影响形成的页岩层系，一般纹层叠置、互层频繁、发育多个甜点段。如北疆地区吉木萨尔凹陷钻探的吉174井，厚60 m的页岩段，识别出6个砂质、白云质储集层甜点段，目前优先开发3个Ⅰ类甜点段。

②源储分离型：页岩层系源储间互分布，源储压差控制页岩油成藏富集。以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7段（后文简称“长7段”）中上部、松辽盆地白垩系青山口组中上段为代表，陆源碎屑供给相对充足，一般具有砂泥互层、砂少泥多、源储分离的特点，夹持于页岩层系内的薄层砂岩具有较好储集物性，是页岩油形成富集的主要储集层。如鄂尔多斯盆地长7段页岩层系钻探的阳平7井，薄层砂岩储集层孔隙度为6%～12%，目前已累计产油3.75×104t。

表1 中国陆相页岩层系主要源储组合类型、参数及技术路线

③纯页岩型：页岩既是生油岩也是储集岩，页岩中尚未转化有机质及滞留于页岩内的液态烃是主要资源类型。中高成熟度纯页岩型页岩油，以四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段、鄂尔多斯盆地长7段下部、松辽盆地青山口组下段为代表，主体为半深湖—深湖相细粒沉积为主的页岩层系，具有有机质丰度高、页岩层系纹层发育、黏土含量较高、孔隙度较低等特征。近期正在开展中高成熟度纯页岩型页岩油探索，如鄂尔多斯盆地采用混合水体积压裂改造技术，完成试油井29口，13口井获得工业油流，但稳产难度大，效益开发技术仍需探索。中低成熟度纯页岩型页岩油，以未转化有机质为主，需要技术革命才能有效开发利用。

1.3 中国陆相页岩油规模发育的地质条件

中国陆相页岩层系，地质时代跨度较大。东部的松辽、渤海湾等盆地主要分布于白垩系和古近系，中部的鄂尔多斯、四川等盆地主要分布在三叠系和侏罗系，西部的准噶尔、三塘湖、柴达木等盆地主要分布于二叠系、古近系和侏罗系（见图2）[15]。目前，鄂尔多斯、准噶尔、松辽、三塘湖、渤海湾等盆地陆相主力生油层系已开展大量攻关研究和工业试验，取得了重要成果认识[15-28]。总体看，中国发育的陆相页岩层系，地质条件较为有利，具备规模发育陆相页岩油资源的地质基础。

1.3.1 烃源岩条件

良好烃源岩发育环境奠定了页岩油形成的地质基础。近期研究发现，中国陆相湖盆具有淡水和咸水两类典型的烃源岩发育环境，无论是淡水环境，还是咸水环境，都可以发育高丰度页岩（见表2）。淡水环境一般TOC值为3%～32%，S1值（游离烃含量）为0.2～7.1 mg/g，S2值（热解烃含量）为0.3～46.1 mg/g；咸水环境一般TOC值为2%～14%，S1值为0.01～3.00 mg/g，S2值为0.06～110 mg/g。

淡水环境烃源岩以鄂尔多斯盆地长7段页岩为代表，其有机质具有分段富集的特点。衣食村剖面发育4个有机质富集段，纹层状页岩TOC值高，平均值为13.75%；块状泥岩TOC值相对偏低，平均值为3.74%。纹层状页岩TOC值是块状泥岩的近4倍。有机质富集主要受两大因素控制：①火山活动、热液作用造成湖泊富营养化和藻类勃发。铜川露头剖面研究发现，适宜的火山活动，可以提供丰富营养物质，利于生物勃发，铜川剖面凝灰岩含量为5%～7%的层段发育的页岩TOC值最高，一般大于20%。统计结果表明热液矿物含量与长7段源岩有机质丰度呈明显的正相关，表明深部热液活动可以提供Fe、Mo、P等营养元素，进而促进生物勃发。②低沉积速率和缺氧安静还原环境，利于有机质保存。锆石测年与米兰科维奇旋回分析表明，长7段富有机质页岩段沉积时长0.5 Ma，平均沉积速率为5 cm/1 000 a，沉积速率和陆源碎屑供给速度较低，降低了有机质稀释作用，而且黄铁矿粒径多数小于10 μm，指示长7段源岩沉积时属于缺氧或低氧安静还原环境。总体看，长7段烃源岩具有厚度大、分布范围广的特点，黑色页岩叠合面积为4.3×104km2，页岩厚平均为16 m，最厚达60 m；暗色泥岩叠合面积达6.2×104km2，厚度平均为17 m，最厚达124 m。优质烃源岩大面积分布，奠定了页岩油规模发育的物质基础。

图2 中国陆相页岩油有利分布区（据文献[15]修改）

表2 中国陆上主要盆地富有机质页岩沉积环境主要参数

咸化环境烃源岩以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为代表，有机质分布非均质性强，母质类型纵向变化大、分层性明显，髙丰度段以水生母质为主，纹层状页岩TOC值平均为6.1%，块状泥岩TOC值平均为3.2%，页岩有机质丰度约为块状泥岩的2倍。两大因素控制页岩层系有机质富集[18]：①早期火山碎屑物质为生物繁盛提供充足的养料，促进有机质富集。研究发现火山灰的快速水解，可以促进水体中P、Fe、Mo、V等元素富集，岩性剖面揭示的沉凝灰岩与藻纹层间互发育、藻类体呈层状高度富集现象，表明火山物质的加入，利于藻类勃发。②咸水水体促进有机质絮凝，提高有机质捕获效率。咸化湖盆细粒沉积与有机质富集物理模拟实验揭示，盐度从1%增加到3%，有机质捕获效率提高3倍；沉积物浓度从2%上升到4%，有机质捕获效率提高1倍，推测咸水环境有机质絮凝作用可能是造成有机质高度富集的重要原因之一。准噶尔盆地中下二叠统广泛发育咸化环境烃源岩，髙丰度烃源岩厚度为50～450 m，面积约为7×104km2。

1.3.2 储集层条件

总体看，陆相页岩层系广泛发育陆源碎屑、混积岩、碳酸盐岩、泥页岩多种类型储集体，为页岩油富集提供了良好的聚集空间。

①页岩层系具有陆源、内源两种沉积模式。陆源沉积为主的湖盆，以鄂尔多斯盆地长7段及松辽盆地青山口组为代表，发育半深—深湖相砂质碎屑流、滑塌体、浊流等碎屑岩储集岩；内源沉积为主的湖盆，以北疆地区芦草沟组及大港沧东凹陷孔店组二段为代表，发育浅湖相灰岩、云岩以及半深湖—深湖相混积岩、凝灰岩等储集体[18]。钻探揭示，无论是陆源沉积为主的碎屑岩储集体，还是内源沉积为主的混积岩储集体，都有较好的储集物性，且单井初产较高[18]。

②页岩层系纹层构造发育。受气候韵律和水动力条件变化、物源混积、有机质絮凝多因素综合影响，陆相页岩层系广泛发育纹层构造，为页岩油大面积形成与富集创造了条件[18]。一是镜下显微观察发现，陆相湖盆发育的不同岩性类型的页岩均有纹层构造发育，如鄂尔多斯盆地延长组页岩的页理纹层发育程度与有机质丰度可能存在正相关关系（见图3）。二是样品分析表明，波状纹层状和水平纹层状页岩均具有较好的储集性能，微纳米级孔隙发育，但不同结构类型页岩储集性能有差异，从纹层状到层状，再到块状页岩储集性能依次变差，纹层状页岩最有利（见图4）。

图3 鄂尔多斯盆地三叠系延长组不同有机质丰度页岩页理纹层微观照片[15]

1.3.3 形成与分布

陆相页岩油具有近源聚集或源储一体的特点，纵向上形成多类源储组合，发育多个甜点段。①生烃增压是页岩油形成富集的主要动力。生烃模拟实验揭示，源岩生烃可增压50～60 MPa，页岩层系源储压差可达7～8 MPa。②纹层和微裂缝对富有机质页岩排烃和运聚有重要控制作用。一是生排烃模拟实验揭示，源岩结构决定排烃效率。不同结构类型页岩排烃效率差异较大，Ro值大于0.9%时，纹层状富有机质页岩排烃率高，纹层状高TOC值、低黏土含量页岩，排烃效率一般大于45%；次为准纹层状页岩，排烃效率平均为30%～40%；层理状富碎屑矿物页岩排烃效率低，多小于20%[18]。二是薄片观察发现，烃类荧光多分布于裂缝和纹层中，荧光强度先增后减，表明微裂缝、纹层是页岩油有效运聚通道。③页岩层系纵向上源储互层频繁，储集层的含油性普遍较好。如大港沧东凹陷孔店组二段厚400 m的高阻页岩段，识别出21个储集层段，目前优选出7个优质甜点段作为勘探首选。

对比典型盆地已发现的陆相页岩油，具有页岩层系单一“甜点段”厚度不大，但“甜点区”平面分布范围广的特点。页岩层系水平渗透率和垂向渗透率测试分析发现，页岩水平渗透率是垂向渗透率的数十倍—数百倍，水平渗透率远高于垂向渗透率，利于源内页岩油横向规模运移聚集，这也是造就陆相页岩油纵向上“甜点段”厚度不大，但平面上大面积含油的根本原因（见图5）。总体看，中国发育的富有机质页岩的分布范围，决定了页岩油富集区的宏观分布。

图4 准噶尔盆地芦草沟组不同类型页岩储集特征比较

2 中国陆相页岩油发展前景

陆相页岩油是中国陆上潜力最大、最具战略性的石油接替资源。经评价中国陆相页岩油有利区分布面积约为8.5×104km2（见表3），其中，中低成熟度页岩油是石油工业发展重大战略性接替资源，如突破将会带来陆相页岩的真正革命；中高成熟度页岩油是近期确保中国石油产量重上2×108t的重要接替领域[1-2]。

2.1 中高成熟度页岩油是石油勘探重要接替领域

中高成熟度陆相页岩油资源比较丰富。近年来，自然资源部、中国石油天然气集团有限公司（后文简称“中国石油”）、中国石油化工集团有限公司（后文简称“中国石化”）等也启动了页岩油勘探研究和资源评价工作。2015年，EIA估算中国页岩油技术可采资源量为43.7×108t；2019年，中国石化初步估算全国页岩油技术可采资源量为（74～372）×108t；近期中国石油评价全国页岩油技术可采资源量为145×108t（含油页岩）[29-30]。从各个机构的评价结果看，中高成熟度陆相页岩油资源比较丰富，分布也比较集中，主要分布于松辽、鄂尔多斯、渤海湾、四川、准噶尔等大型盆地。

图5 泥页岩样品水平渗透率和垂直渗透率比较（1-2、3-4方向为不同的水平层理方向，U-D方向为垂直方向，pp代表平均气体压力）

表3 中国主要含油气盆地陆相页岩特征参数表

近期勘探揭示，不同类型的页岩油都有良好发展前景。2010年以来，中国石油长庆、大庆、大港、新疆、吐哈以及中国石化胜利、江汉等油田不断攻关页岩油“甜点区（段）”预测、钻完井降本提产等关键技术，积极开展中—高成熟度页岩油开发试验，取得重要进展。一是“源储共存型”页岩油探索，已经形成规模建产区。新疆油田立足吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油，近年计划建产百万吨；大港油田立足沧东凹陷孔二段页岩油，近年计划新建产能十万吨。二是“源储分离型”页岩油的探索，发现规模储量区。长庆油田立足湖盆中心延长组7段中上部页岩油强化成因机理研究与关键技术攻关，落实储量规模20×108t，开发试验区建产能200×104t，2018年产油约60×104t。三是纯页岩型页岩油探索，初见成效。长庆油田针对长7段中下部页岩，开展混合水体积压裂实验，多口井获得工业油流；大庆油田针对青山口组中下部页岩工业探索，多口井获得工业油流。中国石油经过近10年持续探索，证实源内页岩油有望成为重要石油接替领域。

2.2 中低成熟度页岩油是未来发展重大战略性接替资源

陆相中低成熟度富有机质页岩产油潜力巨大。根据烃源岩热演化模式分析，髙丰度页岩Ro值为0.5%～1.0%时，未转化有机质占比达40%～90%[1]。中国石油勘探开发研究院在壳牌石油公司原位转化实验室完成了2组鄂尔多斯盆地长7段页岩模拟实验，结果表明长7段页岩有机质转化产油量为68 kg/t、产气量为26 m3/t，同时页岩中滞留液态石油含量为68 kg/t[1]。鄂尔多斯盆地长7段黑色页岩Ro值为0.7%～0.9%，埋深为1 200～2 700 m；有机质类型主要为Ⅱ1、Ⅰ型，TOC值平均为13.8%，TOC值最高为38%；页岩厚度平均为16 m，最厚达60 m，分布面积约为4.3×104km2，原位转化潜力巨大。松辽盆地嫩江组发育的页岩，其Ro值为0.4%～0.7%，埋深小于2 000 m；连续厚度为6～22 m，TOC值平均为5.5%～9.0%，其中TOC值大于6.0%的页岩分布面积为3.02×104km2。

中国陆相中低成熟度富有机质页岩油原位加热现场试验即将进入启动期。中低成熟度页岩油是页岩层中赋存的有机质和滞留油气的总称，利用水平井和体积改造等成熟技术，目前还难以实现商业开发，目前看原位转化技术有望是实现中低成熟度页岩油有效开发利用的关键技术[31-32]。中低成熟页岩油发展潜力已经得到业界普遍关注，国际上壳牌、埃克森美孚、道达尔等多家油公司都在开展原位转化技术研发和现场先导试验。中国石油与壳牌合作，针对鄂尔多斯盆地的长7段富有机质页岩，以壳牌实验室完成的模拟实验及近期新完钻的2口井密闭取心样品分析和岩心热模拟实验为基础，开展了中低成熟度（Ro值小于1.0%）页岩油原位加热转化潜力与选区可行性研究[31]，提出的现场试验技术方案通过专家论证，页岩油原位转化技术攻关试验即将进入现场实施阶段。试验如获成功，可将巨量页岩油资源转化为现实的原油储、产量，对中国国内原油长期稳产乃至上产将发挥重要推动作用。

3 面临难题与技术对策

中国陆相页岩油与北美海相页岩油相比差异明显。北美海相页岩油油层厚度较大，连续性较好、处于轻质油—凝析油窗口，油气比高，因而具有较高的地层能量，单井可以实现较高初产、较高累产，同时地面条件支撑平台式工厂化作业生产，规模建产速度快，开发效益好；而中国陆相页岩油总体上储集层横向变化大，热演化程度大多偏低，加之陆相原油含蜡量偏高、油层厚度偏小，在地层能量、单井日产与单井累计采出量（EUR）等方面存在先天不足。总体上，中国页岩油“甜点区（段）”评价优选难度较大，尚未形成配套适用技术，未来发展面临较多挑战和风险[33]。

3.1 面临的难题与挑战

潜力认识挑战：研究基础薄弱，成因机理认识不清；基于常规方法技术，将TOC值大于0.5%的页岩、泥岩一并评价，页岩油起评标准不明，资源潜力有待评价落实；页岩层系储集物性差，以微纳米孔喉系统为主，在温度场、压力场和应力场演化条件下的烃类流体与孔缝介质耦合关系尚不明确；页岩油“甜点区”预测缺少针对性方法技术支撑，甜点区评价优选难度大。

技术装备挑战：中国陆相富有机质页岩地层时代跨度大、相变频繁、有机质类型复杂、热演化程度偏低。不同盆地、不同类型页岩油具有黏土含量高、脆性指数低、压力系数低、驱动能量不足等问题，中高成熟度页岩油开发利用面临“压不开、撑不住、返排低、稳产难”的挑战。中低成熟度页岩油原位转化技术，国际上都在探索，缺少控制和监测地下原位生排烃、热场及传热、孔渗性及裂缝、催化及防腐蚀、生态地质环境等动态演化的核心技术与装备支撑，面临技术突破滞后和高端装备制造的挑战。

经济成本挑战：页岩油资源开发具有投资规模大、投资回收期长等特点，国家政策支持和企业降本增效是实现效益开发的关键。美国页岩油规模效益开发在国家政策强力扶植前提下，经历了10余年艰辛的降本增效探索，才实现现今的页岩油成本与常规石油成本基本相当。中国“地面”、“地下”条件更为复杂，市场竞争与管理机制、财税优惠与国家补贴政策不完善，能否效益开发可能是页岩油资源开发利用面临的又一挑战。

3.2 发展对策

摸清资源家底及有利区带，建设示范区和试验区，加强示范引导。设立重大攻关项目，开展页岩油基础地质研究与潜力评价，深化页岩油富集机制研究，摸清资源家底，优选有利富集区，评价“甜点区（段）”。通过风险勘探、试验区探索和示范区建设，检验形成适用技术规范，树立页岩油规模效益勘探开发模板，支撑陆相页岩油领域工业进程。

加强科技攻关，着力突破“卡脖子”技术。组建页岩油产学研用一体化技术攻关团队，加快页岩油实验室建设，加快核心技术、颠覆性技术、重大装备的研发与应用，攻关形成适合中高成熟度页岩油效益开发的关键技术与中低成熟度页岩地下原位转化核心技术和装备，解决页岩油发展面临的核心技术与装备难题。

制定发展战略，配套政策支持，集聚各方力量。国家层面强化顶层设计，制定中长期发展战略规划，出台财政激励政策，制定税收扶持政策，探索金融支持政策，逐步完善和解决配套政策支持问题，推动页岩油产业有序快速发展。油公司积极开展理论、技术、成本革命，充分利用市场机制，最大限度降本增效，推动页岩油规模效益发展。

4 结语

基于成熟度控制富有机质陆相页岩生排油演化模式，页岩油可划分为中低成熟度和中高成熟度两种类型。中国陆上拥有规模陆相页岩油的资源基础，发育淡水和咸水两类湖盆优质烃源岩，存在碎屑岩、混积岩及沉凝灰岩、碳酸盐岩、泥页岩等多类有利储集层，形成多套近源聚集的“甜点段”和连片分布的“甜点区”。评价提出中高成熟度页岩油是石油勘探重要接替领域、中低成熟度页岩油是未来发展重大战略性接替资源的新认识。

中国陆相页岩油工业发展仍面临一系列重大科技难题，需要针对性突破“甜点区”评价优选、水平井体积压裂工程技术、布井方式与开采工艺、原位加热转化技术装备等核心理论技术，持续推进陆相“页岩油革命”。

致谢：本文在撰写和研究中得到中国石油勘探与生产分公司和各油气田企业，以及致密油专项研究团队的帮助和支持，在此一并致谢。