页岩油气系指赋存于富有机质泥页岩层系及其中的砂岩、碳酸盐薄夹层中的油气资源。泥页岩作为一种细粒沉积岩,在沉积盆地中分布广泛,约占沉积岩总量的60%~70%^{[ 1]},在常规油气勘探的 “生、储、盖、圈、运、保” 基本要素组合中,泥页岩被作为生油气层和盖层。北美在该层系获得了大量油气,引发了石油地质学和石油工程学革命性变化,对世界石油工业发展方向产生重要影响。

美国自1821年成功钻探了世界第一口页岩气井,2012年页岩气年产量达到2 300×10⁸m³,占美国天然气总量的34%^{[ 2]}。其间,无论从地质认识到开采工艺方面都经历了艰苦的探索过程^{[ 3, 4]}。目前,美国已在北美地台30多个盆地几乎所有的海相页岩烃源岩地层中都发现了页岩气^{[ 5]}。已发现的页岩气成因类型即有生物成因气,也有热成因气,或是生物成因与热成因气的混合气,这与页岩中有机质演化程度有关^{[ 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12]}(表1)。

表1

Table 1

表1(Table 1)

表1 美国部分页岩气地球化学参数表 Table 1 Geochemistry parameters of shale gases of American 盆地 页岩 δ13C1/‰ 气组成 页岩气类型 Fort Worth Barnett （密西西比系） -41.13--~47.59 湿度>20%,高N2和CO2 热解气及油裂解气 （ Ro=1.1%~1.9%） Appalachian Ohio （泥盆系） - 差异较大 热解气 （ Ro=0.6%~1.3%） Michigan Antrim （泥盆系） -49.6~57.4 湿度<10%,高N2和CO2 生物气 （ Ro=0.4%~0.6%） Illinois New Albany （泥盆系） -49.5~54.6 湿度<11.7%,高CO2 热解气+生物气 （ Ro=0.4%~1.0%） San Juan Lewis （白垩系） - 干气,湿度<2%,高CO2 热解气及油裂解气（ Ro=1.6%~1.9%） Arkoma Fayetteville （密西西比系） - 干气,湿度<2% 热解气及油裂解气 （ Ro=1.2%~3.0%） British Columbia Montney （白垩系） - 干气,湿度<2% -

表1 美国部分页岩气地球化学参数表 Table 1 Geochemistry parameters of shale gases of American

从北美主要页岩气源岩的有机质成熟度统计结果来看,页岩的热成熟度（Ro）可以从0.4%-2.0%,乃至更高(>3.0%）（表2）。但从产量最高的Barnett页岩资料分析,在中—低成熟页岩发育（Ro=0.7%~0.9%）的地区页岩气产量较低,较高成熟页岩（Ro>1.1%）分布的地区气产量较高。这可能是由于中—低成熟阶段产生的天然气的量少,同时在这个阶段页岩中部分残留的液态烃堵塞页岩喉道使生成的气体难以排出,较高成熟阶段页岩中干酪根和石油裂解产生的气量迅速增加是高产的主要原因^{[ 11]}。当然,页岩的有机碳含量和有机质类型也是影响产气量的重要因素,虽然部分地区有机碳含量在1.0%以下,但主要在1.5%~20%之间,有机质的类型以Ⅰ、Ⅱ型为主（表2）。

表2

Table 2

表2(Table 2)

表2 北美主要含气页岩地球化学参数数据表 Table 2 Geochemistry parameters of principal gas rich shales of North American 盆地 页岩名称 TOC /% 有机质 类型 Ro /% Michigan Antrim（泥盆系） 0.3~24 Ⅰ、Ⅱ 0.4~0.6 Appalachain Ohio（泥盆系） 0.5~4.7 Ⅰ、Ⅱ 0.4~1.3 Illinois New Albany（泥盆系） 1~25 Ⅱ 0.4~1.0 Appalachain Marcellus(泥盆系) 1~15 Ⅰ、Ⅱ 1.25~4 Fort Worth Barnett（密西西比系） 1~13 Ⅱ 1.1~2.3 Arkoma Fayetteville（密西西比系） 4~9.8 Ⅱ 1.2~3.0 Arkoma Woodford（密西西比系） 1~14 Ⅱ 1.1~4.9 ETNL Salt Haynesville上侏罗统 0.5~4.0 Ⅰ、Ⅱ 1.27~2.41 Maverick Eaglefor(上白垩统） 2.0~6.5 Ⅰ、Ⅱ 1.0~1.7 San Juan Lewis（白垩系） 0.45~2.5 Ⅲ 1.6~1.88 British Columbia Montney（白垩系） 0.5~6.0 2.2~2.8 British Columbia Horn River(泥盆系) 1.0~7.0 Ⅱ 0.8~2.5 British Columbia Colorado（白垩系） 0.5~12 Ⅱ Williston Bakken(密西西比系) 7.23~14.0 Ⅱ 0.65~0.9

表2 北美主要含气页岩地球化学参数数据表 Table 2 Geochemistry parameters of principal gas rich shales of North American

在北美地台高有机质丰度和腐泥型及混合型海相页岩,多为发育在海进体系域时期/高水位体系域初期的陆缘海深水、缺氧环境下沉积的暗色富含有机质页岩。如Appalachian盆地中部泥盆系—密西西比系页岩是前陆盆地局限深水沉积产物^{[ 13]},泥盆系Ohio页岩沉积期（时间跨度约15 Ma）,构造运动导致相对海平面下降,局限程度增强,晚泥盆纪至早石炭纪,海平面最大,使Appalachian海处于耗氧状态,而且稳定的分层水体确保生物有机质得以保存;Fort Worth盆地Barnett组富有机质黑色页岩沉积于深水（120~215 m）前陆盆地^{[ 14, 15]} ,具有低于风暴浪基面和低氧带（OMZ）的缺氧—厌氧特征,与开放海沟通有限,沉积物主要为半远洋软泥（来自浅水陆棚）和生物骨架残骸,沉积营力基本上通过浊流、密度流等悬浮机制完成,属于静水深斜坡—盆地相,这种环境生物产率高,有机质保存好;Arkoma盆地Woodford页岩亦具有类似特征。上述实例说明北美大多数黑色页岩沉积之初海平面位置较高,富含养分的上升洋流夹带着来自深海动植物残骸的充足养分,使生物产率高,形成较强还原环境,有机质丰富的页岩分布广泛,一般在10 000 km²以上,最大可达240 000 km²;厚度较大,页岩净厚度在15~100 m,一般厚于30 m（表3）,可以生成大量的天然气,并且具有供气长期、稳定、持续的特点。

表3

Table 3

表3(Table 3)

表3 北美主要含气页岩分布与厚度数据表 Table 3 Thicknesses of principal gas rich shales of North American 盆地 页岩名称 分布面积 /km2 总厚度 /m 有效厚度 /m Michigan Antrim（泥盆系） 31 000 49 21~37 Appalachain Ohio（泥盆系） 91~305 9~31 Illinois New Albany（泥盆系） 113 000 31~122 15~30 Appalachain Marcellus泥盆系 240 000 15~61 Fort Worth Barnett（密西西比系） 13 000 61~91 15~60 Arkoma Fayetteville（密西西比系） 23 000 15.24~61 Arkoma Woodford（密西西比系） 28 500 37~67 ETNL Salt Haynesville上侏罗统 23 000 61~92 Maverick Eaglefor(上白垩统） 38 385 45~100 San Juan Lewis（白垩系） 10 000 152~579 61~91 British Columbia Montney（白垩系） 150 British Columbia Horn River <300 British Columbia Colorado（白垩系） 17~350 Williston Bakken(密西西比系) 70 000 5~55 5~15

表3 北美主要含气页岩分布与厚度数据表 Table 3 Thicknesses of principal gas rich shales of North American

美国主要产气页岩的岩性和矿物组成有很大的差别,既有石英含量较高的硅质页岩,也有碳酸盐含量较高的灰质页岩（表4）,对于可进行商业性开采的页岩气藏,其页岩一般要具有较高的脆性,从而利于压裂措施的实施,增加含油气页岩极低的基质渗透率^{[ 16]}。

表4

Table 4

表4(Table 4)

表4 北美主要含气页岩全岩矿物组成数据表 Table 4 Mineral components of principal gas rich shales of North American 盆地 页岩名称 岩性 石英 /% 碳酸盐 /% 粘土矿物 /% Michigan Antrim（泥盆系） 硅质页岩 20~41 低 Appalachain Ohio（泥盆系） 硅质页岩 45~60 低 Illinois New Albany（泥盆系） 硅质页岩 50 低 Appalachain Marcellus(泥盆系) 粘土质、硅质页岩 20~40 20~50 Fort Worth Barnett（密西西比系） 硅质页岩 35~60 15~25 <35 Arkoma Woodford（密西西比系） 硅质页岩 40~60 10~30 ETNL Salt Haynesville（上侏罗统） 灰质页岩 6~45 25~68 6~39 Maverick Eagleford(上白垩统） 泥灰岩、灰质页岩 6~20 25~80 4~44 San Juan Lewis（白垩系） 硅质页岩 50~75 <25

表4 北美主要含气页岩全岩矿物组成数据表 Table 4 Mineral components of principal gas rich shales of North American

2002年以前,多数研究者认为页岩中石英含量一般在35%~70%之间才具有商业性开采价值,但随着勘探进展与认识的提高,目前认为,页岩中硅质矿物与碳酸盐含量总和较高,同样增加了岩石的脆性,二者之和达40%~80%,同样具有较大的开采价值,如在2008年之后发现的Texas州东部Arkoma盆地的上侏罗统的Haynesville页岩和Maverick盆地的Eagleford页岩,Haynesvile页岩岩性主要为灰质页岩,全岩矿物中碳酸盐含量一般在25%~68%之间,而Eagleford页岩岩性主要为灰质页岩和泥灰岩,碳酸盐含量普遍较高,最高可达80%,已经不是传统意义上的页岩。

页岩的基质孔渗条件一般较差,美国主要产气页岩孔隙度和渗透率统计结果表明（表5）,含气页岩大多显示出低的孔隙度（<12%）、低的基质渗透率（<0.001md）。页岩极低的孔渗条件使得气体产出缓慢,过去传统的观念认为只有存在天然裂缝网络才能增加页岩极低的基质渗透率。Michigan盆地北部Antrim页岩气生产与北西向和北东向发育的两组断裂有关,Illinois盆地的New Albanty页岩气为裂缝和基质孔隙中的游离气以及干酪根和粘土颗粒表面的吸附气。Hassenmueller等^{[ 17]}认为商业性页岩气产出与断裂和褶皱引起的破裂作用以及碳酸盐建造上的页岩披覆作用相关。然而,近来Bowker^{[ 18]}在Fort Worth盆地的Barnett页岩的研究工作,对天然和诱导裂缝与页岩气生产之间的关系有了新的认识：天然开启的裂缝是Barnett页岩研究者中最有争议的问题,在开始研究Barnett页岩时,许多人包括Boewker本人,都认为开启的天然裂缝对Barnett页岩气的生产是关键的,事实上,假如在Barnett页岩中存在大量开启的裂缝,目前在这套储层中被保存的天然气的规模要小的多。天然裂缝的存在会导致大量天然气排出并运移至上覆岩层,这将减少Barnett页岩的孔隙压力和天然气的储量,如果存在大量开启的天然裂缝,Barnett页岩就不会有超压。最初进入Barnett页岩勘探的许多经营公司（包括Mitchell公司和雪佛龙公司）勘探开发的策略都是测试断层附近的Barnett页岩,他们认为在断层附近,天然裂缝的密度高,地层的渗透性也高,的确如此,但是这些裂缝统统被胶结物封堵,胶结物通常是方解石。在Barnett页岩气的勘探中地质学家和工程师花了2~3年的时间认识到开启的裂缝对Barnett页岩气的产能是无关紧要的,之所以无关紧要,是因为不存在开启的天然裂缝,这并不是说Barnett页岩中天然裂缝不发育,它们的数量还是比较多的,只是因胶结而被封堵。Bowker^{[ 18]}认为,因胶结而封闭的裂缝是力学上的薄弱环节,它增加了压裂处理的有效性。因此他认为,扩散作用和岩石破裂能力的共同作用是Barnett页岩成藏带成功储集天然气的关键。Barnett页岩不是裂缝性页岩层带,而是一个能够压裂的页岩层带。目前,利用多段复杂压裂的方法气藏可采渗透率可达0.00001 md^{[ 19]}。

表5

Table 5

表5(Table 5)

表5 北美主要页岩气储层孔隙度与渗透率参数表 Table 5 Porosities and permeabilities of principal shale gas reservoirs of North American 盆地 页岩名称 总孔隙度 /% 充气孔隙度 /% 渗透率 /md Michigan Antrim（泥盆系） 9 4 Appalachain Ohio（泥盆系） 4.7 2 Illinois New Albany（泥盆系） 10~14 5 0.00001~1.9 Appalachain Marcellus(泥盆系) 2~15 1.6~7.0 <0.001 Fort Worth Barnett（密西西比系） 4~14 2.5~6.5 0.0001~0.00025 Arkoma Fayetteville（密西西比系） 2~8 0.0001~0.0004 Arkoma Woodford（密西西比系） 5~9 3.5~4.5 0.0001~0.0002 ETNL Salt Haynesville上侏罗统 8.0~15.0 5.0~12 0.0001~0.0007 Maverick Eaglefor(上白垩统） 3.4~14.6 2.1~11.9 0.00003~0.0011 San Juan Lewis（白垩系） 3.0~5.5 1~3.5 0.00001~0.1 British Columbia Montney（白垩系） 3.2~6.2 British Columbia Horn River 1.0~6.0 British Columbia Colorado（白垩系） <10 Williston Bakken(密西西比系) 5.0~13.0 0.1~1

表5 北美主要页岩气储层孔隙度与渗透率参数表 Table 5 Porosities and permeabilities of principal shale gas reservoirs of North American

对页岩储层的人工改造是页岩气获得成功开采的重要外在条件,但产气量大小和产量稳定性则取决于页岩中气体的赋存量和赋存方式等内在因素。页岩气的赋存形式具有多样性,包括游离态(大量存在于岩石孔隙与裂隙中)、吸附态(大量吸附于有机质颗粒、粘土矿物颗粒、干酪根颗粒以及孔隙表面之上)及溶解态(少量溶解于干酪根、沥青质、残留水以及液态原油中),但以游离态和吸附态为主,溶解态仅少量存在。页岩中的气体首先满足页岩中有机质和岩石表面吸附的需要,当吸附气量与溶解气量达到饱和时,富裕的天然气才以游离态进行运移和聚集^{[ 20]}。

从北美不同页岩气藏含气量的统计来看（表6）,各主要产层的含气量差异较大,最低为0.42 m³/t（Leiws）,最高可达13.2 m³/t（Haynesville）;吸附气和游离气构成比例差异也较大,其中吸附气含量范围较宽,约20%~85%,Barnett组页岩最低,据Curtis^{[ 3]}的统计显示,FortWorth盆地密西西比亚系Barnett组页岩的吸附态页岩气占原始页岩气总量的20%,但是,随着实验研究和开发的深入,发现20%的评估值明显偏低,Mavor^{[ 21]}（2003）指出Barnett组页岩吸附态页岩气应占原始页岩气地质储量的61%, Bowker^{[ 22]}（2003）根据Barnett页岩气特征认为存储在基质孔隙中的页岩气占天然气总产量的50%以上,比早期研究的数据大很多。Martini^{[ 10]}等认为Michigan盆地的Antrim页岩以吸附态页岩气为主,游离态页岩气仅占页岩气总含量的25%~30%。从页岩气开采历程来看,页岩气井生产寿命通常比较长,部分甚至高达30年,产量年递减率一般小于5%（多数为2%~3%）,许多研究认为页岩气井稳产期较长的原因与储集层吸附气含量密切相关,页岩气开采后,阶段生产的天然气主要来自基质中的吸附气,吸附气解吸是页岩气生产的重要机制。

表6

Table 6

表6(Table 6)

表6 北美主要含气页岩含气量数据表 Table 6 Gas contents of principal shales of North American 盆地 页岩名称 含气量/（m3/t） 吸附气含量/% Michigan Antrim（泥盆系） 1.13~2.83 70 Appalachain Ohio（泥盆系） 1.69~2.83 50 Illinois New Albany（泥盆系） 1.13~2.26 40~60 Appalachain Marcellus(泥盆系) 1.7~2.8 50 Fort Worth Barnett（密西西比系） 8.49~9.91 20;45;35;47~61 Arkoma Fayetteville（密西西比系） 1.7~6.2 50~70 Arkoma Woodford（密西西比系） 5.6~8.5 44 ETNL Salt Haynesville上侏罗统 2.8~13.2 20~26 San Juan Lewis（白垩系） 0.42~1.27 60~85

表6 北美主要含气页岩含气量数据表 Table 6 Gas contents of principal shales of North American

伴随着北美页岩气勘探开发,对海相页岩气形成条件、页岩气藏的基本特点以及相应的开采技术已取得较为成熟的认识,基于大量实践经验已形成了一系列评价标准指导页岩气工业开采^{[ 23, 24, 25, 26, 27]}。

受北美页岩气勘探开发的启发,我国学者在21世纪初开始关注页岩气,张金川等通过对北美成功钻探页岩气地区的剖析,并与我国部分地区进行类比,认为我国许多盆地具有形成页岩气的地质条件^{[ 20, 28, 29, 30, 31]}。2006年初,中国石油勘探开发研究院油气资源规划所组织专家展开了页岩气资源调查研究,一年的调研结果显示,四川盆地威远地区的九老洞页岩和泸州地区下志留统龙马溪页岩,都有页岩气成藏条件,而且前期勘探中已有页岩气发现。其中,威远地区-阳高寺和九奎山的158口井在复查中普遍见显示,尤其是1966年完钻的威5井,钻遇九老洞页岩段发现气浸与井喷,后测试日产气2.46×10⁴m³。随后,这一地区的其他几口井以及泸州地区的有关地层,在钻井过程中也见到不同级别的页岩气显示,专家认为,上述两个地层的页岩气资源潜力应该在6.8×10¹²~8.4×10¹² m³,相当于四川盆地的常规天然气资源总量,与常规天然气平分秋色。2009年,中国石油采用体积法对重庆及其周缘地区的筇竹寺组、五峰组—龙马溪组进行了页岩气资源初步估算,计算研究区筇竹寺组和五峰组—龙马溪组页岩气资源量分别为7.5×10¹² m³和11.5×10¹² m³,2009年10月在重庆彭水连湖镇西北构造上钻探了第一口页岩气参数井—渝页1井,2010年9月在川西的威远气田完钻中国第一口页岩气评价井,获得日产1.08×10⁴m³的工业气流。中国石化于2008年开始对所辖区块进行页岩气的普查与摸底,并在2009年采用“双因素法”对南方海相地层发育区进行了页岩气区带评价,确定了有利区块6个,面积28 556 km²,具有远景的区块8个,面积93 300 km²,并于2010年钻探了中石化的第一口页岩气参数井—宣页1井。就此,在中国石油工业领域拉开了页岩气勘探的序幕。随着国家和各石油公司对页岩气勘探和研究的投入,目前中国在页岩气赋存机制、储层描述、资源评价、战略选区等方面取得了一系列的成果和认识^{[ 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39]}。

在我国大力发展页岩气勘探开发的同时,北美却由于页岩气产量的急剧上升,使得天然气的价格大幅下降。过低的气价抑制了页岩气生产者的积极性,却极大地鼓励了对同样地质条件和类似技术要求的页岩油的开采。近年来美国在Williston盆地的Bakken页岩层,Texas Maverick盆地Eagle Ford页岩层,Permian盆地的Avalon and Bone Springs页岩层,San Joaquin 和 Los Angeles盆地的Monterey and Santos页岩层,Fort Worth盆地的Barnett页岩层,Powder Riverhe和 Greater Green River盆地的Niobrara页岩层已成功地开采出了页岩油。美国原油产量自1970年出现高峰后,产量趋于下降,2008年起美国本土原油产量开始增加,2009—2010两年的石油平均年增率为5.63%,与同期世界石油产量有所减少形成对照,美国成为石油增产最显著的国家之一。页岩油的开发是美国石油产量快速增长的重要原因,页岩油的快速上产使美国对石油的投资持续增长,2012年美国油气上游增长11%。具美国能源信息署（EIA）2011年评估报告^{[ 40]}, 除Barnett页岩外,美国本土未被开发的页岩油技术可采资源量约为240×10⁸bbl,页岩油的开采将改变北美的能源市场,也将影响全球能源格局。

美国页岩油的开发最早始于上世纪50年代威利斯顿盆地Bakken页岩（上泥盆系—下密西西比系）,Bakken页岩由上、中、下3个层段组成：上段为黑色页岩,富含有机质,最大厚度为8 m;中段为灰褐色极细—细粒砾岩、白云质砂岩及粉砂岩,贫有机质,最大厚度为26 m;下段为黑色页岩,最大厚度为15 m。其中上段和下段含有大量Ⅱ型干酪根,以生油为主^{[ 41]}。1987年Meridian 公司在Elkhorn Ranch油田Bakken组上段页岩钻了第一口水平井,获得日产油36吨,由此成功打开了Bakken组上段页岩水平钻井局面^{[ 42]} ,由于Bakken组上段页岩油气产量的不可预测性,2000年以后开发目的层由Bakken上段向Bakken中段转变,之后Bakken页岩油产量逐年增长,2010年产量达到2 800 万t。从Bakken页岩油的开采历史来看,富含有机质黑色页岩的上段的产量要远远低于富含白云质砂岩及粉砂岩的中段,但上段仍然具有稳定的产能。Bakken页岩TOC为7.23%~12.90%,Ro为0.65%~0.90%,孔隙度为3%~9%,渗透率<1 mD,油质轻^{[ 43]}。

位于Texas Maverick盆地Eagle Ford页岩层（白垩系）,是以Austin 为产层的东德州大油田的烃源岩。该套页岩是美国近年来页岩油勘探开发效果最好的页岩层系,具美国能源信息署（EIA）2011年预测,该区页岩油技术可采资源量可达到34×10⁸bbl^{[ 40]}。 Eagle Ford页岩层中油气产出分3个带:油带、凝析油带、干气带,油气类型的变化与Eagle Ford页岩层的成熟度有关^{[ 44, 45]}。

以生产页岩气闻名于全世界的Barnett页岩位于德克萨斯州中北部的Fort Worth 盆地,但在该盆地的北部和西部Barnett页岩目前正处于生油窗范围内,以产油为主,目前累计产油约2.85×10⁸ t^{[ 12, 46]}。

从北美地区页岩油的产出分布来看,它常常与页岩气相伴生,一般呈环带分布,与有机质成熟度具有较好的对应关系。如Fort Worth盆地的Barnett页岩（密西西比系）在Ro为0.6%-0.9%之间,主要以产液态油为主,Ro在0.9%~1.1%之间既有产油为主的页岩油井,也有以产气为主的页岩气井,在Ro大于1.1%的范围内主要是以产气的页岩气井;而Maverick盆地的Eagleford页岩（白垩系）Ro大致以1.27%为界,Ro>1.27%的范围内以产气为主,而在Ro<1.27%的范围内以产油为主。

总体来看,页岩油与页岩气的形成具有一定的共性。如二者均呈“连续型”分布于沉积盆地的斜坡和中心带,页岩厚度与生烃量的关系基本一致;从页岩油和页岩气的形成控制因素来看,目前所发现的含油页岩和含气页岩一般纹层均相对发育,有机质丰度较高,且具有被充填的微裂缝;矿物组成中以低粘土矿物、高脆性矿物（较高的石英含量或较高的碳酸盐含量）为主,较高的脆性矿物,使页岩具有一定的可压性;页岩油和页岩气的母源均为页岩中的Ⅰ-Ⅱ型有机质,仅是由于页岩中有机质的热演化阶段的不同而成不同的烃类（主要以油或气）相态存在。

页岩油与页岩气的形成也存在一定的差异性。页岩气的产生具有多源性和多阶性。目前发现的页岩气虽然主要来源于Ⅰ-Ⅱ型有机质页岩,但也有来自Ⅲ型有机质页岩,如Jewis页岩。页岩气产生的多阶性表现在有机成因天然气可形成于有机质成熟作用的任何阶段,但页岩油是有机质处于成熟阶段的产物,即生油窗（液态窗）阶段的产物。也就是说,页岩油形成于特定的时间和空间范围,页岩油的时空范围远比页岩气的时空范围小得多。页岩油与页岩气另一个重要的差异是,页岩气中主要成分甲烷的分子直径只有0.38 nm,平均分子量小于20,结构较简单。而页岩油的分子量大,结构复杂,而具杂环结构的油直径为1~3 nm, 沥青类5~10nm (表7)。这些特性对页岩油气的赋存将产生重要影响。在标准状态下, 天然气的粘度为0.01~0.2 mPa·S,一般石油为几到几百mPa·S, 即天然气粘度比石油低几个数量级。油气在地下会发生扩散, 分子越小, 扩散能力越强。天然气的密度远比石油低, 易被压缩, 也极易膨胀。天然气在水中的溶解度比石油在水中的溶解度高得多, 特别在高压条件下, 具有较高的溶解度。天然气的这些特性决定了它比石油具有更多的运移方式和更大的运移活性,这也是造成页岩油与页岩气的形成与产出方式差异较大的原因之一。

表7

Table 7

表7(Table 7)

表7 油气主要组分分子的近似有效直径[ 47] Table 7 Effective molecular diameters of principal components of oil and gas[ 47] 分子 有效直径（nm） 分子 有效直径（nm） H2 0.23 正构烷烃 0.48 N2 0.34 环已烷 0.54 CO2 0.33 具有杂环结构的化合物 1~3 H2O 0.32 沥青质 稠环芳烃“薄片” 0.6~0.8 CH4 0.38 “微粒” 2.1~2.4 C6H6 0.47 “胶粒” 10~30

表7 油气主要组分分子的近似有效直径[ 47] Table 7 Effective molecular diameters of principal components of oil and gas[ 47]

由于气与油的分子大小及吸附性能的差异,从而导致二者在页岩中的赋存机制和流动性不同。对于气在页岩中赋存机制和流动特征,其研究相对较多,吸附态和游离态的气体均可产出,许多研究认为页岩气井稳产期较长的原因与储集层吸附气含量密切相关,页岩气开采后,阶段生产的天然气主要来自基质中的吸附气,吸附和解吸是页岩气生产的重要机制^{[ 8, 11, 21]}。而对油在页岩中的赋存及流动机制研究相对较少,一般认为,由于油的分子较大,且吸附性强,吸附在有机质表面和内部的油不易产出,主要产出的是无机与有机物质孔隙中的游离态油,而且原油密度越低,流动性越好,越易开采。

总体来看,有机质丰度高、脆性矿物含量高是含油、含气页岩的共性,与页岩气相比,页岩油主要存在于“生油窗”内,需要高压、气油比高、物性较好才具有一定的流动性,可动用的页岩油以游离态为主,页岩油的开采需要更高的基质渗透率,高压体系无论对于页岩油还是页岩气都是获得较高产能的有利因素。

很多学者尝试利用各种参数^{[ 48, 49]}对页岩油和页岩气勘探开发进行预测,目前对于页岩气而言,具有较为系统的评价体系和参数^{[ 50]},见表8。

表8

Table 8

表8(Table 8)

表8 页岩气勘探开发评价参数 Table 8 Evaluation parameters for shale gas exploration and development 评价参数 优选要求 埋深 干气窗内最浅深度 地层温度 >110℃ 地质资源量（游离气和吸附气） >283×108m3/区块 厚度 >30m 总有机碳量 >2% 热成熟度 干气窗,Ro>1.4% 含气孔隙度 >2.0% 含水饱和度 <40% 渗透率 >100nD 气体组成 CO2、N2、H2S含量低 气藏类型 （生物成因、热成因、混合） 热成因气 润湿性 干酪根偏油润湿 裂缝类型 垂直和水平方向,开放式和被石英或方解石充填 矿物组成 石英或碳酸盐矿物大于40%,粘土矿物小于30%,膨胀性粘土矿物含量低 垂向非均质性 越小越好 泊松比（静态） <0.25 杨氏模量 >21GPa 压力梯度 >1.1×104Pa/m 水平闭合压力 <14MPa

表8 页岩气勘探开发评价参数 Table 8 Evaluation parameters for shale gas exploration and development

由于页岩油的研究起步较晚,因此至今尚未形成公认的页岩油的评价标准及体系,但由于北美地区页岩油与页岩气一般连续分布,鉴于页岩油与页岩气形成条件具有一致性,在以往研究中一般将页岩气的评价标准应用于页岩油的评价中,诸如含油气量以及各种赋存状态油气所占的比例、有机碳含量、成熟度、孔隙度、渗透率、深度、厚度、矿物组成及岩石的可压性参数等,但随着研究进展人们发现,页岩油的可流动性及地层能量大小对页岩油的产出具有较大影响。由于水平长分支钻井和多步压裂技术既适用于页岩油也适用于页岩气,目前,一些北美页岩气运营商正在将其勘探与生产操作移植到Bakken、Eagle Ford和Barnett页岩油的生产中。

上述已经取得的页岩油气的研究进展和成果认识主要是基于海相含油气盆地页岩油气的勘探开发实践。这对我国南方和西部海相页岩油气的勘探开发具有重要的参考价值。但我国还有众多的陆相含油气盆地,在这些盆地中是否也存在着丰富的页岩油气资源?如何客观的评价这些资源?能否对这类资源进行有效的开发?这是我国石油工业持续发展急需解决的问题。

笔者系统调研了以产油为主的我国东部陆相盆地,在以往常规油气藏的勘探中,当钻遇非目的层即烃源岩层时,常常发现油气显示甚至获得工业油气流^{[ 51]},这在陆相含油气盆地是普遍现象,比如胜利油田济阳坳陷于1963年在东营凹陷的东辛地区钻探辛3井,在沙三下亚段泥页岩见油气侵和井涌,1973年在中央隆起带钻探河54井,在沙三下亚段泥页岩段中途测试,5mm油嘴放喷,日产油91.4 t,日产气2 740 m³,累计产油754 t,累计产气21 320 m³,是胜利油田东部探区第一口泥页岩工业油流井,投入生产后,累计产油27 896 t^{[ 30, 52, 53]}。1990年,在沾化凹陷的罗家地区罗42井、罗19井区也获重要发现^{[ 54]},罗42井钻开沙三下亚段灰褐色油页岩时,发生井喷,用6mm油嘴试喷,日产原油79.7 t,日产气7 746 m³,投入生产后累计产油已达13 605 t。“十一五”期间,胜利油田加强了对济阳坳陷探井钻探过程中泥页岩发育段有异常显示段的试油测试,先后在东营凹陷梁75、梁752、利912、樊163、官119、王76、牛876、利深101、董2等井和沾化凹陷的义283、渤深8等井气测异常的泥页岩发育段见到良好的油气显示。据初步统计结果,至2010年底,济阳坳陷共在320余口探井在页岩中见油气显示,其中30余口井获工业油气流,页岩油气显示广泛分布于济阳坳陷的东营、沾化和车镇等凹陷,地质层位主要集中在古近系沙河街组沙四段、沙三段和沙一段生油岩层系中。松辽盆地新北地区新19-11井钻至青山口组井深832 m页岩发育段,自溢原油30~40 m³,英台地区的英12井,在青山口组2 033.70~2 083.65m页岩发育段日产油4.56 m³,气497 m³。江汉油田潜江凹陷古近系潜江组共有128口井钻遇泥页岩时井口有油气显示,其中自喷井32口,井涌、井溢井19口,槽面见油花气泡井60口,井口出沥青井11口。对多口具有油气显示的老井进行复查,优选潭50、潭57斜-1、新79-3、新30、新76井进行老井试油,其中对潭50井1 482-1 485 m井段进行压裂试油获日产0.5 m³少量油流,最高日产1.04 m³;对潭57斜-1井1 833~1 835 m井段常规试油,获日产0.4-1.9 m³油流。新79-3井压裂初期日产油1.1t ,新30井初期日产油0.8 m³,新76井初期日产油1.4-1.9吨,老井复查多口井获油流,展示出江汉油田古近系具有良好的页岩油勘探开发潜力。中原油田东濮凹陷古近系沙河街组共有208口井在泥页岩段见油气显示,获工业油流井2口,低产油流井3口,油气层井11口。苏北盆地古近系阜宁组泥页岩中有193口井见油气显示,对17口井泥页岩油气显示段进行试油,有10口井试获原油,4口井试获工业油流,其中盐城1井日产油36.83 m³/d。中石化2009年在泌阳凹陷古近系部署了专探页岩油的安深1井^{[ 55]},在井深2 450~2 510m获日产4.68 m³/d工业油流。2011年中石油在辽河油田西部坳陷古近系泥页岩段部署了曙古165井,获日产24.00 m³/d工业油流^{[ 56]}。三塘湖盆地马朗、条湖凹陷芦草沟组页岩中也见到良好的油气显示^{[ 54]}。以上事实表明,在我国东部含油气盆地,以往为常规油气藏提供油气的泥页岩中仍然存在着丰富的油气资源,对这部分油气资源的认识和有效的勘探开发,将对我国油气资源的战略接替和能源市场的稳定产生深远的影响。

近年来,我国学者已在中国东部陆相盆地页岩油气勘探、评价方法、资源预测等方面开展了一些探索性的研究工作^{[ 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64]},但总体处于起步阶段,对陆相盆地页岩油气形成的基本条件以及如何有效的开采这部分资源的认识还不够清晰。

从目前中石化针对陆相页岩层部署的探井及以往的出油气井生产状况来看存在以下基本现象：①初期产量较高但产量下降很快并很难稳定;②页岩本身的含油气饱和度较高但出油气量较少;③同一层页岩其含油气性差别较大;④页岩压裂井往往容易发生井壁坍塌;⑤直井的出油效果有时好于水平压裂井。以上问题的存在表明我们还不了解陆相页岩层的含油气性空间变化规律、陆相地层页岩储集空间的类型和储集能力、陆相页岩地层的可压性以及控制陆相地层中页岩气分布和页岩油流动性的关键因素,以致于我们针对陆相页岩油气的勘探还处在“摸着石头过河”的阶段,虽然出油气井很多,但形成产能比较困难。要在我国陆相盆地进行页岩油气的有效开发,首先需要解决页岩油气形成和富集的地质条件认识问题。作者认为以下地质认识和技术方法问题的存在制约了我国陆相盆地页岩油气勘探开发的进程：①陆相地层和海相地层页岩油气形成条件的共性、差异性以及针对差异性的勘探技术方法;②陆相盆地页岩油气的赋存状态和资源量评估方法;③ 陆相盆地页岩有机和无机非均质性的发育规律及描述方法;④ 陆相盆地页岩油流动性和可动性的影响因素和分析预测方法;⑤陆相盆地页岩可压性控制因素和预测方法;⑥陆相盆地页岩油气富集的基本条件和有利区预测方法。

针对上述问题开展研究工作,将有助于认识陆相页岩油气形成的基本地质条件并形成专有技术,为我国有效开采陆相盆地页岩油气提供科学依据和技术保障。