中国海相页岩气资源潜力及未来勘探方向

李 敏,刘雅利,冯动军,申宝剑,杜 伟,王鹏威

1.页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室,北京 102206;2.中国石化页岩油气勘探开发重点实验室,北京 102206;3.中国石化 石油勘探开发研究院,北京 102206

“双碳”目标下的能源转型对油气勘探行业提出了更为严峻的挑战,页岩气作为一种清洁天然气能源,在能源转型过渡期发挥了重要的主体作用。中国海相页岩气资源十分丰富,资源量达13.0×1012m3,在页岩气总资源中占比超过60%,是国内页岩气勘探开发的主阵地[1]。2008年,中国石油在四川盆地长宁构造部署了中国第1口页岩气地质资料井——长芯1井[2];2009年,中国石化在川东南地区全面展开页岩气勘探评价工作;2012年,涪陵页岩气田的“功勋井”——焦页1HF井试获高产页岩气流,确定了下奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩为页岩气勘探开发的重要目的层,从此拉开了中国页岩气商业化开发的序幕。

当前我国海相页岩气勘探开发面临着新的机遇和挑战。海相页岩气勘探开发逐渐由中浅层向深层(埋深为3 500～4 500 m)—超深层(埋深大于4 500 m)、由构造稳定带向构造复杂带以及由老层系向新层系迈进。“十三五”期间,在赤水—綦江、丁山—东溪和涪陵等川东南地区落实志留系深层海相页岩气的有利勘探区带面积约2 459 km2,资源量为2.39×1012m3[3]。2020年,中国石化建设开发的我国首个深层页岩气田——威荣页岩气田探明储量超千亿方。至今已在四川盆地丁山—东溪、威远—永川、长宁—泸州、大足—合川等多个地区实现深层海相页岩气的勘探突破和商业发现。此外,在四川盆地外缘构造复杂带的海相页岩气勘探也在稳步推进。2011年以来,中国石化在桑柘坪和武隆等残留向斜构造处部署了多口页岩气探井,并在龙马溪组获得工业气流。2022年,中国石化在四川盆地部署的金石103HF探井在寒武系筇竹寺组海相页岩中获高产稳产工业气流,标志着海相页岩气在新层系中取得重大勘探突破。尽管我国海相页岩气勘探在深层—超深层、新区和新层系等领域都有所突破,但对于整个海相页岩气资源领域来说只是很小的探索,未来还有很长的路要走。

本文在前人研究成果的基础上梳理并总结了国内海相页岩气的资源潜力与分布特征,展望了未来海相页岩气的战略接续和勘探方向,以期为“双碳”目标下海相页岩气勘探开发提供发展方向和理论支撑。

1 含气泥页岩分布概况

1.1 全球含气泥页岩分布

富有机质泥页岩作为页岩油气的烃源岩和储层,在全球沉积盆地中广泛分布。通过统计全球六大洲26个国家59个盆地98套含气泥页岩的分布层位、地化特征、矿物组成等数据[4],得到以下认识:(1)从分布层位上看,全球含气泥页岩从前震旦系到新近系均有分布,主要分布在志留系、泥盆系、石炭系、侏罗系、白垩系和古近系;(2)从沉积环境上看,全球含气泥页岩在海相、陆相和海陆过渡相中均有发育,其中海相含气页岩占比达90%以上;(3)从地球化学特征上看,全球含气泥页岩整体具备良好的物质基础,有机质类型多为Ⅰ型和Ⅱ型,有机质丰度较高,TOC含量主要介于1.0%～5.0%,有机质成熟度Ro主要介于0.5%～3.0%;(4)全球含气泥页岩在含气性特征方面表现出明显的非均质性(图1)。

图1 全球主要含气页岩分布、地球化学及含气量特征[4]

1.2 中国含气泥页岩分布及发育特征

中国含气泥页岩沉积环境多样,海相、海陆过渡相和陆相泥页岩均有发育。海相含气泥页岩主要分布在扬子地区和塔里木盆地的下古生界(寒武系筇竹寺组、奥陶系五峰组和志留系龙马溪组)以及华北地区和辽西地区的中、上元古界(震旦系陡山沱组、长城系串岭沟组、蓟县系洪水庄组和青白口系下马岭组)等地层中[5]。海陆过渡相含气泥页岩发育相对局限,主要分布在鄂尔多斯盆地和塔里木盆地石炭系—二叠系、四川盆地二叠系以及北疆地区侏罗系等上古生界和中生界中[6]。陆相含气泥页岩主要发育于中—新生界中,以鄂尔多斯盆地三叠系延长组和四川盆地三叠系—侏罗系为重要代表[7-8]。与海陆过渡相和陆相泥页岩相比,海相泥页岩横向分布更为稳定,单层沉积厚度更大,有机质类型整体较好,生气潜力更高,且热演化程度普遍较高[9]。也正因如此,以四川盆地龙马溪组为代表的海相页岩气率先实现了商业化开发,而陆相和海陆过渡相页岩气还处于工业探索阶段。

2 中国海相页岩气资源潜力

中国页岩气资源十分丰富,自2003年中国启动页岩气理论研究与评价勘探工作以来,国内外多个机构陆续针对中国页岩气资源潜力开展了评价预测工作[10-13],综合研究结果表明,中国页岩气地质资源量为(80.5～134.4)×1012m3,可采资源量为(11.5～31.6)×1012m3,其中海相页岩气地质资源量和可采资源量分别为(44.1～93.6)×1012m3和(8.2～21.1)×1012m3。海相页岩气资源是中国页岩气资源的主体,占比达75%,具有重要的勘探开发意义[14]。因此,本文重点针对国内海相页岩气资源潜力进行了调研分析。

2.1 二叠系吴家坪组

四川盆地吴家坪组和龙潭组为同期异相沉积,整体为一套海陆过渡相—海相地层,其中,龙潭组主要为潮坪—潟湖相和浅水陆棚相沉积,主体分布在川南地区,吴家坪组对应深水陆棚相沉积,主要分布于川东北一带(图2)[15-16]。四川盆地吴家坪组埋深整体介于1 500～4 500 m,泥页岩厚度主要介于10～40 m[17],吴家坪组泥页岩有机质来源主要为藻类和底栖生物,有机质类型以II型干酪根为主,TOC含量介于4.90%～14.73%,有机质成熟度Ro介于2.60%～3.80%,孔隙度主要为3.03%～9.88%[18-20]。有机地球化学特征表明,吴家坪组泥页岩具有较好的生烃能力。根据前人资源评价结果,四川盆地及其周缘二叠系吴家坪组/龙潭组现今残留烃量为3 620×108t,页岩气地质资源量达(8.7～24.6)×1012m3,可采资源量为(1.3～3.7)×1012m3,具有较大资源潜力(表1)[21-22]。吴家坪组泥页岩脆性矿物含量高,平均值达75%[20],有利于体积压裂开发。综合考虑埋深、页岩厚度、TOC含量、成熟度Ro和孔隙度等主要参考指标,预测吴家坪组页岩气有利区主要分布在川东开江—梁平、龙驹坝、建南及三星等地区,地质资源量达6 985.96×108m3[23]。

表1 国内主要海相层系页岩气资源潜力

2.2 五峰组—龙马溪组

中上扬子地区尤其四川盆地的五峰组—龙马溪组是国内页岩气勘探开发的主力层系[39]。其沉积对应全球海平面快速上升阶段,在四川盆地及其周缘形成了缺氧陆棚沉积环境,造就了富有机质页岩广泛连片发育。在五峰组—龙马溪组底部发育了一套优质黑色页岩(TOC含量大于2.0%),厚度为40～70 m[24]。五峰组—龙马溪组页岩埋藏后经历了多期构造运动,现今整体埋深介于2 000～4 500 m,在川南和川西南地区埋深较浅,而在川东北地区埋深较大;Ro普遍达到2.0%～3.5%,对应生干气阶段[25]。五峰组—龙马溪组页岩不仅具有优越的生气物质基础,在页岩气富集和保存方面也具备良好的条件。在储气特征方面,五峰组—龙马溪组页岩除了大量发育微纳米级的矿物粒间孔和粒内孔以及有机质孔等多种类型孔隙,层理和微裂缝的发育也为页岩气富集提供了良好的储集空间和渗流通道[26-28]。整体上看,五峰组—龙马溪组页岩孔隙度主要介于3%～10%,渗透率在(0.01～1)×10-3μm2[29]。地层压力系数主要介于1.0～2.3,整体处于异常高压状态,表明该套页岩层系具有良好的封闭性[29]。

因此,良好的物质基础、储集和保存条件决定了五峰组—龙马溪组页岩气资源潜力巨大。四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气地质资源量为(17.50～33.19)×1012m3,可采资源量为(3.50～6.14)×1012m3(表1)。近十年四川盆地及其周缘页岩气勘探开发进展也证实了五峰组—龙马溪组页岩气的资源潜力[30-31]。随着浅层页岩气开发进展,深层页岩气开始进入勘探开发领域[32]。2018年,中国石化探明发现我国首个探明储量超千亿方深层页岩气田——威荣页岩气田,并于2020年建成10×108m3产能。四川盆地深层五峰组—龙马溪组页岩气主要富集在川南地区[33],其地质资源量和可采资源量分别为(8.50～25.69)×1012m3和(4.78～6.14)×1012m3(表1),在五峰组—龙马溪组页岩气资源总量中占比超过50%[3]。目前,深层五峰组—龙马溪组页岩气勘探有利区主要分布在自贡—富顺、泸县—泸州、内江—永川、丁山—东溪和綦江—涪陵等地区[3,34](图3)。

图3 扬子地区志留系龙马溪组页岩地质特征及页岩气有利区预测

2.3 寒武系筇竹寺组

筇竹寺组是继五峰组—龙马溪组之后实现页岩气工业化开发的重要海相页岩层系。筇竹寺组泥页岩为深水陆棚—斜坡相沉积,主要发育于德阳—安岳裂陷槽、川南及川北等地区,其中在裂陷槽厚度最大,达到100～400 m,从裂陷槽向外减薄,厚度一般介于60～150 m[29,35,41]。在层位上,筇竹寺组分别对应川西南地区的九老洞组、川北地区的郭家坝组、川东北—鄂西渝东地区的水井坨组及贵州地区的牛蹄塘组[35]。筇竹寺组泥页岩埋藏后经历了多期构造演化,现今埋深整体介于2 500～4 000 m[38]。地球化学分析测试数据表明,筇竹寺组富有机质泥页岩的有机质类型以Ⅰ型干酪根为主,TOC含量主要介于0.6%～12.9%,Ro为2.0%～5.8%,对应过成熟干气阶段[35,42]。与生气条件相比,筇竹寺组泥页岩的储气和保存条件相对一般。页岩储集物性较差,低孔低渗,孔隙度介于1.0%～3.0%,渗透率通常小于0.003 6×10-3μm2[29]。地层压力系数在1.0左右,以常压为主,也反映了筇竹寺组页岩气较差的保存条件[29]。泥页岩中脆性矿物含量较高,为40.0%～80.8%,有利于页岩气压裂造缝[38]。

早在1966年,筇竹寺组页岩气在威5井有气流显示;从2009年开展页岩气勘探以来到2014年,在四川盆地内部署的4口钻井中有3口钻井(威201井、金石1井和威201-H3井)在筇竹寺组页岩气层获得工业气流,日产气(1.08～2.83)×104m3,实现了筇竹寺组页岩气的重大发现[24]。到2022年10月,中国石化在四川盆地部署的金石103HF探井在筇竹寺组获高产稳产工业气流,日产气25.86×104m3。2023年4月,中国石油在四川内江部署的资201井在筇竹寺组获测试日产气达73.88×104m3的高产工业气流。经过多方评价,四川盆地筇竹寺组页岩气地质资源量为(5.69～12.71)×1012m3,技术可采资源量为(0.89～1.06)×1012m3(表1)。综合考虑沉积相带、页岩有效厚度、TOC含量、有机质成熟度和埋深等因素,预测筇竹寺组页岩气有利区主要分布在川西南井研—犍为—威远—资阳、川北南江及中扬子宜昌等地区(图4)[43-44]。

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2.4 震旦系陡山沱组

陡山沱组泥页岩为陆棚相和潟湖相沉积,岩性以黑色碳质页岩和粉砂质页岩为主[45-46]。其中黑色页岩发育于深水陆棚相,主要在黔北、黔东、上扬子东南缘及中扬子地区分布,厚度介于20～70 m[5]。陡山沱组页岩的有机母质主要来源于水生藻类,有机质类型以Ⅰ型为主,Ⅱ1型次之[47-49];有机质丰度差异较大,TOC含量在0.50%～14.17%[43];现今埋深介于2～5 km,处于高—过成熟生干气阶段,Ro为2.1%～5.7%,平均为3.5%[35]。在储集性能方面,陡山沱组页岩属于低孔特低渗储层,实测孔隙度为0.6%～8.7%,渗透率均小于0.04×10-3μm2[50];脆性矿物含量为28.5%～56%[35]。从地质条件分析来看,陡山沱组页岩基本具备较好的页岩气成藏条件,是一套潜在的含气目的层。而勘探实践进一步表明陡山沱组页岩具有页岩气远景勘探潜力。中国地质调查局在湖北宜昌部署的鄂阳页2HF井在震旦系陡山沱组获得勘探突破,日产页岩气5.5×104m3[35]。预测结果表明,陡山沱组页岩气有利区主要分布在构造相对简单、页岩厚度大且热演化程度相对较低的湘鄂西和渝东南地区[5]。

2.5 中上元古界

野外地质调查及油气勘探发现华北地区中元古界长城系串岭沟组、蓟县系洪水庄组和铁岭组以及上元古界青白口系下马岭组等页岩层系显示出一定的生烃潜力,其中串岭沟组和铁岭组页岩气资源潜力较差,且研究相对较少,本文暂不讨论。华北燕山地区中元古界和上元古界发育齐全,地层厚度较大,且页岩层系中液态油苗广泛分布[51],因此,本文以燕山地区为例,重点剖析中上元古界页岩气资源潜力。

下马岭组沉积时为局限浅海环境,伴随沉积过程海水不断加深,因此黑色页岩主要发育在下马岭组顶部,整体厚度分布在100～300 m,在燕山地区西部的宣龙坳陷一带厚度最大,超过400 m,向南、向东逐渐变薄[52]。下马岭组页岩有机质显微组分以腐泥组和惰质组为主,有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ型,且以Ⅱ型为主[53-54]。燕山地区下马岭组页岩TOC含量主要分布在0.14%～16.7%(平均约为2.42%)[52-53,55-56];热解参数S1+S2主要介于0.03～11.39 mg/g(平均为3.90 mg/g),反映了一定的生烃潜力[57]。大部分页岩的Ro为1.03%～1.30%,处于成熟演化阶段;局部地区页岩因受到侵入岩烘烤作用热演化程度较高,Ro可达2.03%[52]。下马岭组页岩主要发育溶蚀孔、粒间孔和微裂隙,相比之下有机孔较不发育[56]。储层物性较差,孔隙度主要分布在1.60%～5.40%,渗透率主要介于(0.000 32～0.005 80)×10-3μm2[52-53]。脆性矿物含量较高,平均在60%以上,其中石英含量占比最高,利于页岩压裂和改造[58]。基于TOC含量大于2.0%、Ro大于1.3%和页岩厚度大于25 m的选区标准,预测下马岭组页岩气有利区主要分布在河北涿州—北京房山—门头沟—昌平一带和兰旗营子一带(图5)[52]。

图5 燕山地区上元古界下马岭组页岩地质特征及页岩气有利区预测

洪水庄组黑色页岩主要形成于半开阔海和潟湖环境,在北京密云—河北兴隆一带厚度最大,为100～180 m,分别向西、向南逐渐减小[52]。洪水庄组页岩有机质类型以Ⅰ型为主,TOC含量整体介于0.10%～7.59%,热解参数S1+S2主要介于0.03～4.80 mg/g(平均为2.58 mg/g)[52-53,57]。洪水庄组页岩有机质热演化程度较高,Ro主要分布在1.44%～1.52%(平均约为1.51%),整体处于成熟—高成熟阶段,部分地区洪水庄组页岩由于受到侵入岩烘烤作用,Ro可高达4.20%[52,54]。洪水庄组页岩孔隙度和渗透率分别介于0.55%～8.02%和(0.000 01～0.007 90)×10-3μm2[52]。脆性矿物含量高,平均含量约为77.3%,其中石英和长石平均含量分别约为59.6%和11.2%[53]。基于TOC含量大于2.0%、Ro大于1.3%和页岩厚度大于25 m的选区标准,预测洪水庄组页岩气有利区主要分布在河北承德—宽城一带(图6)[52]。

图6 燕山地区中元古界洪水庄组页岩地质特征及有利区预测

3 中国海相页岩气未来勘探方向

在双碳背景下,天然气等清洁能源的开发利用是我国能源转型的重要组成部分。伴随油气勘探开发进展,页岩气日益成为天然气增储上产的主力,而海相页岩气仍是我国当前页岩气商业化开发的主阵地。近年来,石油地质学领域的知名专家学者们针对海相页岩气的未来勘探方向提出了各自的观点和见解。

3.1 聚焦深层—超深层页岩气

目前,四川盆地海相页岩气在3 500 m以上的浅层已经实现了规模商业开发;在3 500～4 000 m深层进行了工业化试产和开采[31]。研究表明,在海相页岩气资源中,深层页岩气占比达到65%,具有巨大资源潜力,是未来重点勘探方向[59]。其中,四川五峰组—龙马溪组深层页岩气(埋深为3 500～4 500 m)和超深层页岩气(埋深大于4 500 m)地质资源量分别约为9.6×1012m3和2.4×1012m3[42]。据估计,四川盆地及周缘深层页岩气和超深层页岩气分别具备年产300×108m3和80×108m3的资源规模[42]。此外,勘探结果也进一步证实了深层页岩气的资源潜力。中国石油在川南地区部署的一批深层页岩气评价井都获得了较高的页岩气测试产量。例如,在泸州地区部署的阳101H2-8井中五峰组—龙马溪组页岩埋深超过4 000 m,其页岩气测试产量为51×104m3/d;泸204井在埋深超过4 500 m处钻遇了五峰组—龙马溪组页岩,获得页岩气测试产量为14×104m3/d[42]。威荣页岩气田目的层五峰组—龙马溪组页岩平均埋深约3 750 m,提交探明储量1 247×108m3,并于2020年建成年产能10×108m3。2021年,中国石化在重庆部署的重点超深探井——东页深2井在埋深4300m的页岩气层获得测试日产气量41.2×104m3,标志着埋深超过4 000 m的深层页岩气勘探实现重要突破。2022年,中国石化在四川盆地东南缘复杂构造区发现的首个中深层—深层页岩气大气田——綦江页岩气田,埋深介于1 900～4 500 m,提交首期探明地质储量1 459.68×108m3。

3.2 走向复杂构造区常压页岩气

南方复杂构造区广泛发育常压海相页岩储层,也是海相页岩气的重要资源领域。高压和超高压页岩气藏主要分布在四川盆地内部,常压页岩气藏主要在盆地外缘发育,以桑柘坪、武隆和道真向斜等复杂构造单元中的五峰组—龙马溪组页岩气藏为典型代表。与高压和超高压页岩气藏相比,常压页岩气藏具有相似的沉积背景和物质基础,但常压页岩气藏通常经历了更为复杂和强烈的改造,页岩气的保存条件较差。然而,近十年页岩气勘探实践表明,常压页岩气具有一定的资源潜力。中国石化自2012年至2019年先后在桑柘坪向斜龙马溪组部署了5口探井,分别是彭页1井—彭页5井,地层压力系数介于0.96～1.03,测试日产气量为(1.11～3.80)×104m3;2015年和2018年分别在武隆向斜页岩气井——隆页1井和隆页2井获得龙马溪组测试日产气量为4.60×104m3和9.22×104m3,其地层压力系数平均约为1.06[61]。研究表明,保存条件对于常压页岩气的富集至关重要。因此,对于盆地外缘地层抬升剥蚀程度较低、断层规模较小且相对封闭及经历构造期次较少等保存条件较好的地区,是常压页岩气藏的重点勘探方向[61]。

未来针对复杂构造区常压海相页岩气,进一步完善其勘探理论,即进一步厘清复杂构造区构造运动期次及其与海相页岩气成藏事件及关键时刻的耦合作用;加强复杂构造区后期构造运动对早期页岩气藏的改造和破坏作用,对复杂构造区常压海相页岩气保存条件进行半定量—定量化分析;加强宏观构造演化与页岩储层微观性质变化的耦合研究;探讨复杂构造区常压海相页岩气富集机制[60]。此外,进一步加大钻井提速和压裂提产等开发技术攻关,降低常压海相页岩气的单井钻采成本。

3.3 开拓新区新层系页岩气

中元古界洪水庄组、上元古界下马岭组、寒武系筇竹寺组、志留系高家边组、泥盆系罗富组、石炭系大塘组等新层系等是未来海相页岩气的潜在接续。近年来,针对新层系页岩气勘探开发工作也有一些进展:寒武系筇竹寺组获得工业气流突破;志留系高家边组页岩主要分布在下扬子地区,结合二维地震勘探和探井部署(皖含地1井)证实了高家边组页岩气资源潜力[62];广西柳州泥盆系罗富组和贵州六盘水石炭系大塘组显示出一定的勘探开发前景,钻井获得日产气(2.0～5.0)×104m3[10]。勘探实践证明,新层系页岩气资源潜力较大。未来,加强新层系页岩气勘探对于拓宽页岩气增储上产领域将发挥积极作用。面对新层系海相页岩气藏,需要落实页岩气资源潜力,深入探讨页岩气成藏机制与主控地质因素,制定新层系海相页岩气有利区和“甜点”评价方案,从而进一步丰富新区新层系海相页岩气勘探理论。

4 结论

(1)中国海相页岩气资源潜力巨大,主要分布在南方地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、二叠系龙潭组/吴家坪组、寒武系筇竹寺组和震旦系陡山沱组以及华北地区中上元古界洪水庄组和下马岭组。目前五峰组—龙马溪组页岩气在中浅层已经实现规模商业开发;筇竹寺组页岩气获得了工业气流突破,拓宽了海相页岩气增储上产的领域;陡山沱组、洪水庄组和下马岭组等海相古老层系具有一定的页岩气资源潜力。深层—超深层海相页岩气将是重要的页岩气产量增长领域,复杂构造区和新层系海相页岩气是潜在页岩气资源接替区。

(2)中国海相页岩气未来的勘探方向应主要着眼于深层—超深层、常压及新区新层系页岩气勘探领域:聚焦深层—超深层页岩气,深化储层超压形成机制、储层保孔机理、储层脆—韧性转换临界条件等理论研究,加强深层—超深层页岩气完钻井技术和配套装备及储层体积压裂技术攻关;走向复杂构造区常压页岩气,完善常压页岩气保存条件定量分析、页岩气富集机制等勘探理论,攻关增速提产技术,降低单井钻采成本;开拓新区新层系页岩气,落实页岩气资源潜力,制定新层系海相页岩气有利区和“甜点”评价方案。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

李敏、杜伟参与论文的构思;李敏、王鹏威参与论文写作和修改,刘雅利、冯动军、申宝剑参与文章审查。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by LI Min and DU Wei. The manuscript was drafted and revised by LI Min and WANG Pengwei. The manuscript was supervised by LIU Yali, FENG Dongjun, and SHEN Baojian. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.