中国陆相页岩油类型、潜力及前景

杜金虎 胡素云 庞正炼 林森虎 侯连华 朱如凯

（ 1 中国石油勘探与生产分公司；2 中国石油勘探开发研究院 ）

0 引言

近年来，随着国民经济的快速发展，国内原油产量已远不能满足经济建设需求，2018年中国石油产量为1.89×108t，表观消费量则达到6.25×108t，当年石油对外依存度高达69.8%。寻找石油资源接替领域，保障原油稳产甚至上产，降低原油对外依存度，已经成为保障国家能源安全的迫切需要。然而，目前国内优质石油储量发现和产量稳定均面临巨大挑战：一方面，国内主要含油气盆地石油资源探明程度越来越高，发现规模效益储量的难度加大，且近年来新增石油探明储量以低品位资源为主，低渗油—特低渗油—致密油储量占比达65%以上，低丰度—特低丰度储量占比达70%以上;另一方面，国内已开发主力油田稳产难度加大，含水率逐年增加，年综合递减率达5%～6%，新建产能难以弥补老油田产量递减;此外，中低油价下石油企业效益下滑，盈亏平衡油价较高，效益生产压力加大。因此，只有借助技术和理论的突破，在已有油气勘探开发领域之外获得规模效益储量、产量，才能从根本上改善国家能源安全形势。

在此背景下，分析美国“页岩革命”的成功，为中国的油气工业持续发展带来了重要启示[1-4]。勘探开发实践表明，盆地源内页岩油资源量远大于源外常规石油资源量，从源外向源内转变是石油工业持续发展的必然选择，源内页岩油是未来油气储量、产量实现大规模增长的重大领域[5-8]。与此同时，分析国内各大重点盆地的石油地质条件并结合近年来非常规油气勘探进展，表明中国具备规模发育陆相页岩油资源的地质基础[9-10]。后续通过不断探索和研究，若实现技术突破，陆相页岩油将成为中国油气增储上产的重大接替领域，乃至为世界石油工业的地质理论突破和技术发展作出重要贡献。

1 中国陆相页岩油地质特征、类型与资源潜力

1.1 页岩油定义

在美国，石油和天然气行业通常指致密油生产，而不是指页岩油生产，因为它是一个更广泛和更准确的术语，与任何特定油井生产石油的地质构造有关。美国能源信息署（EIA）于2013年通过了这项公约，并对美国致密油产量和资源进行了估算，包括但不限于页岩的产量。在中国，基于现有大量研究成果与勘探开发实践，多数学者认为页岩油与致密油应该加以区别（图1）。烃源岩生成的油排出运移至常规储层，成为常规油藏，运移到致密储层成为致密油，属于源外型石油资源;滞留在烃源岩中就成为页岩油。单纯从储集体储渗流体的能力来看，致密油和页岩油确实较为相似，但除此之外，不论是形成过程，抑或后续产出时所需的技术思路和方案，均存在巨大差异，不能混为一谈。

图1 致密油、页岩油分布示意图[8]Fig.1 Schematic distribution of tight oil and shale oil [8]

根据中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局和中国国家标准化管理委员会于2017年11月1日发布的《致密油地质评价方法》（GB/T 34906—2017），致密油指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1mD（空气渗透率小于1mD）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储层中的石油，或非稠油类流度小于或等于0.1mD/（mPa·s）的石油（储层邻近富有机质生油岩，单井无自然产能或自然产能低于商业石油产量下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得商业石油产量）。

而根据国家标准化管理委员会（国标委[2019]22号文件）下达的第二批推荐性国家标准计划通知，于2019年7月初步形成了《页岩油地质评价方法》标准草案，其中对页岩油做出了详细的定义：“页岩油是指赋存于富有机质页岩层系中的石油。富有机质页岩层系烃源岩内的粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于5m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%。无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量。”

1.2 中国陆相页岩油地质特征与资源类型

1.2.1 陆相页岩油地质特征

（1）发育淡水与咸水两类烃源岩，有机质丰度均较高，但非均质性强。

系统分析中国陆相页岩油层系的形成条件，揭示了淡水与咸化两类典型烃源岩发育环境[11-18]。研究表明，淡水和咸化湖盆环境都可以发育高TOC（总有机碳含量）的页岩，成为优质陆相烃源岩。对具备形成页岩油潜力的盆地进行统计：淡水湖盆环境下，页岩油赋存烃源岩的TOC介于3%～32%，S1（残留烃量）介于0.2～7.1mg/g，S2（裂解烃量）介于0.3～46.1mg/g;咸化湖盆环境下相应参数为，TOC介于2%～14%，S1介于0.01～3mg/g，S2介于0.06～110mg/g。这些烃源岩品质较好的页岩中，具备了形成页岩油的碳氢化合物物质基础。

不论淡水或是咸水环境烃源岩，其有机质丰度的分布均存在较强的非均质性。以鄂尔多斯盆地长7段淡水烃源岩为例，页岩段的平均TOC高达13.81%，泥岩段TOC平均仅3.74%，页岩段的有机质丰度是泥岩段的近4倍（图2）。在咸水烃源岩中，页岩段TOC为5%～16.1%，平均为6.1%;泥岩TOC介于1%～5%，平均为3.2%，页岩段TOC是泥岩段的2倍。这种局部富集特征在不同水体环境中的控制因素存在差异。在淡水湖盆中，主要受两大因素控制：一是火山活动、热液作用造成湖泊富营养化和藻类勃发，研究揭示适宜的火山活动可以提供营养物质，利于生物勃发，当凝灰岩含量处于5%～7%时，页岩TOC最高，一般大于20%。深部热液活动可以提供铁（Fe）、钼（Mo）、磷（P）等营养元素，促进生物勃发。二是低沉积速率和低陆源碎屑供给速度降低有机质稀释作用，以及缺氧或低氧安静还原环境，均有利于有机质保存。在咸化湖盆环境，也有两大因素控制页岩层系有机质的局部富集：一是与淡水湖盆相似的早期火山碎屑物质为生物繁盛提供养料，促进生物勃发和有机质富集;二是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表明，当盐度从1%增加到3%时，有机质捕获效率提高300%，当沉积浓度从2%上升至4%时，有机质捕获效率提高100%。

（2）陆相页岩油层系广泛发育陆源碎屑岩、混积岩两类储集体。

陆相页岩层系发育陆源、内源两种沉积模式，形成两类储集体。陆源沉积为主的湖盆在半深湖—深湖环境发育砂质碎屑流、滑塌体、浊流等储集体，内源沉积为主的湖盆在浅湖区发育石灰岩、白云岩等储层，在半深湖—深湖区发育混积岩、凝灰岩、浊流等储集体。钻探揭示无论是陆源碎屑岩储集体，还是混积岩储集体，储层物性并不差，且单井初产较高。受气候韵律性变化和水动力条件变迁、物源混积、有机质絮凝等多因素综合影响，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，显微观察发现不同岩性类型的页岩均发育纹层结构（图3）。样品分析表明纹层状页岩具较好的储集性能，纹层状页岩孔隙分布呈双峰态，微米孔隙发育。总体而言，纹层状、层状、块状页岩的储集性能依次变差，纹层状页岩相是优质储集岩相。

图2 鄂尔多斯盆地长7段淡水烃源岩地球化学特征柱状图Fig.2 Geochemical histogram of the Chang 7 freshwater source rock in the Ordos Basin

（3）源储一体，近源聚集，发育多个甜点段。

生烃模拟实验揭示，烃源岩生烃过程中形成的源储压差可达7～8MPa，因此生烃增压是页岩油聚集的主要动力。实验分析表明纹层状富有机质页岩具有较高的排烃率。Ro＞0.9%的纹层状高TOC低黏土页岩，其排烃效率大于45%;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较低，一般小于20%，可能是页岩油形成的主要贡献者。通过荧光薄片观察，发现微裂缝、纹层是有效的油气运聚通道，烃类荧光多分布于裂缝和纹层中，荧光强度先增后减。

源储一体且互层频繁的配置关系、生烃增压提供运聚动力、短距离运移近源聚集，这些特点导致页岩油在纵向分布上必然出现多个甜点段交替出现的分布特征。现场勘探实践也证明了这一点：在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷，芦草沟组60m页岩段识别出6个小层，确定3个甜点段（图4）;在渤海湾盆地沧东凹陷，孔二段400m高阻页岩段识别出21个小层，优选出7个优质甜点段。

图3 鄂尔多斯盆地长7段不同岩性类型页岩微观结构Fig.3 Microstructures of Chang 7 shale with different lithology in the Ordos Basin

图4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点段分布特征Fig.4 Distribution of sweet spots of Lucaogou Formation shale oil in the Jimsar sag， the Junggar Basin

（4）页岩层系甜点段厚度不大，但甜点段平面分布范围广。

岩性变化快是陆相地层显著区别于海相地层的一个重要特征，陆相页岩油层系也存在该特征：页岩层系纵向上岩性变化快，呈薄互层状，单层厚度薄。实验测试则发现，页岩层系水平渗透率是垂向渗透率的数十倍至数百倍，利于源内页岩油横向规模运移聚集。以上地质条件导致在储集性能好、烃源品质佳的层段，可形成范围较广的优质烃类富集甜点段，而甜点段上下相邻层段则含油性较差。如准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组厚度为246.21m，发育968层54种岩性，单层厚度平均为0.25m，以粉细砂岩和泥岩为主，含油显示心长53.15m（198层39种岩性），显示段厚度占地层厚度的22%。平面上，鄂尔多斯盆地长7段甜点区面积达到8000～10000km2，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组甜点区面积为780km2。

1.2.2 两类不同成熟度的陆相页岩油资源类型

美国“页岩革命”获得成功的典型页岩层系主要为海相古生代中高成熟度页岩。相比之下，中国陆相页岩油主要发育于中—新生代陆相湖盆背景，地层时代新，烃源岩热成熟度偏低，如鄂尔多斯盆地长7段烃源岩的Ro值主要为0.8%～1.2%;准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩Ro值为0.52%～1.03%;渤海湾盆地沙河街组页岩Ro值一般为0.45%～0.94%。

按页岩层系热成熟度，将中国陆相页岩油分为中高成熟度页岩油（Ro=1.0%～1.5%）和中低成熟度页岩油（Ro＝0.5%～1.0%）两类（图5）。这种分类方式是必要的，因为不同成熟度的页岩油资源存在差异：中高成熟度页岩油未转化有机质占比为10%～20%，滞留石油占比为20%～40%，赋存于页岩夹层石油+页岩滞留烃潜力大，水平井体积压裂技术可以实现开发利用;中低成熟度页岩油未转化有机质占比为40%～90%，滞留石油占比为5%～60%，滞留烃+有机质转化潜力巨大，应用原位转化技术可以实现规模效益开发。

1.3 中国陆相页岩油资源潜力

近年来，自然资源部及各石油公司启动了页岩油勘探与资源潜力评价。中国陆相盆地中高成熟度页岩油主要分布于渤海湾盆地古近系、松辽盆地白垩系、四川盆地侏罗系、鄂尔多斯盆地三叠系及准噶尔盆地二叠系等。2013年美国能源信息署估算中国页岩油技术可采资源量约为46×108t（江汉、苏北、准噶尔、塔里木和松辽）;2013年中国国土资源部估算全国页岩油技术可采资源量为153×108t;2014年中国石化评价全国页岩油技术可采资源量为204×108t，根据新的“973”计划评价结果为186×108t;2016年中国石油评价全国页岩油技术可采资源量为145×108t。综合评价全国陆相中高成熟度页岩油资源量约200×108t。目前，不同油公司和研究单位在开展中高成熟度页岩油资源评价时，所采用的方法和技术不尽相同，评价结果相差很大;本文作者基于对中国陆相盆地页岩油的地质和勘探开发现状的认识，初步估算中国陆相中高成熟度页岩油地质资源量约200×108t（具体数据有待于进一步评价）。

图5 不同成熟度页岩油生烃、排烃、滞留烃模式图Fig.5 Schematic diagram of generation， expulsion and retention of shale oil

相比中高成熟度陆相页岩油，中国中低成熟度页岩油资源潜力更大，据初步估算，中国中低成熟度页岩的原位转化远景石油技术可采资源量远大于中高成熟度页岩油技术可采资源量，由远景资源量变为资源量和储量，首先需要突破技术和成本两道关口。

2 陆相页岩油发展前景分析

目前，从勘探开发的实施进度上看，针对陆相页岩油的试验项目数量多、范围广，全国各重点盆地均有开展[19]，并已取得显著勘探成效，揭示了页岩油良好的发展前景。但通过前期勘探开发试验，也揭示出页岩油资源要实现规模效益开发面临诸多风险与挑战，需结合中国国情与地质实际深入分析，寻找发展对策。

2.1中国陆相页岩油勘探成效显著

中国发育陆相页岩油的盆地和层系包括准噶尔盆地二叠系（芦草沟组、风城组、平地泉组）、鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段、松辽盆地白垩系青山口组、渤海湾盆地古近系沙河街组—孔店组、四川盆地侏罗系、柴达木盆地古近系—新近系、三塘湖盆地二叠系（芦草沟组、条湖组）、江汉盆地古近系[20-28]，不同地区间的沉积环境和相带差异巨大，岩性组合也有不同。按页岩层系岩性组合差异，可将中高成熟度页岩油划分为源储一体型、源储分异型、纯页岩型3种类型。近年来，针对3类页岩油均进行了勘探开发探索，且都展现出良好的勘探潜力（表1）。中低成熟度页岩油原位转化方面，目前正积极开展技术探索，并在鄂尔多斯盆地长7段和松辽盆地嫩江组分别开展先导试验。

表1 中国陆相页岩油勘探进展简表Table 1 Summary of exploration progress of continental shale oil in China

2.1.1 中高成熟度页岩油勘探进展

2.1.1.1 源储一体型页岩油

此类页岩油的生油岩即为储层。属于源储一体型陆相页岩油的地区主要有准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系、玛湖凹陷和石树沟凹陷，三塘湖盆地马朗凹陷二叠系条湖组和芦草沟组，渤海湾盆地沧东凹陷孔二段、歧口凹陷沙一下亚段、辽西凹陷雷家地区和高升地区、济阳坳陷，江汉盆地潜江凹陷，四川盆地侏罗系等。

目前，中国石油和中国石化在上述地区均取得了页岩油勘探的局部突破并展现出良好的勘探潜力。在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组，目前通过勘探已基本确定上、下两套甜点段，有利区内井控储量达到11.12×108t，并于2019年正式进入页岩油油田的开发建设阶段，目前已累计产油22.92×104t。在玛湖凹陷风城组，在5口井中获得页岩油工业油流，评价认为在4500m以浅地区页岩油资源量为4.2×108t。在三塘湖盆地马朗凹陷二叠系条湖组，页岩油已基本实现了规模开发，累计建成产能近50×104t;在芦草沟组，通过前期勘探和老井复查，已有12口井获得工业油流，页岩油资源量达到10×108t，展现出良好的勘探前景。在渤海湾盆地，页岩油勘探在多个凹陷取得重要突破，沧东凹陷孔二段目前已在15口井中获得页岩油工业油流，并初步评价其页岩油资源量为8.24×108t;济阳坳陷沙三段和沙四段，在37口井中获得页岩油工业油流，两套层系页岩油资源量达到40×108t;在东濮坳陷古近系，已有7口井获得页岩油工业油流。在江汉盆地古近系潜三段，150余口井中的烃源岩层段均获油气显示，并在45口井中获得页岩油工业油流。在四川盆地侏罗系，正在开展全面的页岩油潜力评价与风险勘探，中国石油和中国石化目前均已在多口井中获得页岩油工业油流。

2.1.1.2 源储分异型页岩油

源储分异型页岩油是指烃源岩和储层并非同一地质体，但两者紧密相邻的页岩油类型。属于此类页岩油的地区包括鄂尔多斯盆地延长组长71+2亚段，松辽盆地青山口组一段中上部和青山口组二段中下部。

在鄂尔多斯盆地延长组长71+2亚段，长庆油田在陇东地区获得13口井的页岩油工业油流，并已勘探发现14个页岩油有利区带，利用水平井体积压裂技术建成多个页岩油水平井试验区。在松辽盆地北部青山口组一段中上部和青山口组二段中下部，勘探发现了三角洲前缘砂岩型与砂泥互层型两类页岩油。其中，砂岩型页岩油分布在龙虎泡齐家地区，砂泥互层型页岩油分布在齐家到古龙西侧。该地区页岩层系油气勘探历程可追溯至1981年古龙凹陷的泥岩裂缝油藏，当时曾在Y12井泥页岩层段获得工业油流。截至目前，松辽盆地北部已累计产油90.08×104t。

2.1.1.3 纯页岩型页岩油

此类页岩油的赋存层系岩性为纯页岩，不发育储层夹层。鄂尔多斯盆地长73亚段、松辽盆地青山口组一段纯页岩段均为纯页岩型页岩油发育层系。

目前，在鄂尔多斯盆地长73亚段开展的纯页岩型直井混合水体积压裂改造试验初见成效，获得工业油流井13口，但面临的主要问题是稳产难度大。在松辽盆地的齐家—古龙到三肇地区，依托重点探井已初步完成纯页岩型页岩油的地质评价，正待针对页岩段试油。在松辽盆地南部，近两年已完钻探井18口，并在10口井中获得工业油流，据初步评价，甜点区资源量超过10×108t。

2.1.2 中低成熟度页岩油勘探进展

相比北美已成功开发的页岩层系石油，中国陆相盆地页岩油成熟度偏低，原油黏稠度大，流动性差，尤其是其中的中低成熟度页岩油，无法借鉴已有的技术。近年来，通过理论的不断探索和技术的不断研发，初步揭示利用地下原位转化技术，可实现中国中低成熟度陆相页岩油的有效动用。

根据前期实验研究和地质评价，目前正在鄂尔多斯盆地延长组长7段和松辽盆地嫩江组开展先导试验项目。试验项目按照解决关键技术和经济性难题、验证页岩油巨量资源的可采性、尽快实现规模商业化开发的思路开展工作，以尽快解决不同类型中低成熟度页岩油原位转化开发的关键难题，得出可信结论。

2.2 中国陆相页岩油发展面临的风险与对策

2.2.1 资源不确定性风险与对策

目前，中国虽然在准噶尔、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、江汉等多个盆地的页岩层系实现出油，但距离有效的工业化开发仍有不小差距，这些地区能否实现页岩油的规模有效开发，目前尚未统一认识;此外，在上述地区初步开展了页岩油资源的分级评价，但资源评价结果仍不足以指导现场工业开发。

针对这一风险，国家层面需统筹页岩油资源的战略勘查、开发、生产和市场环境等产业链，尽快开展全国范围内的页岩油资源评价工作，准确掌握页岩油资源的潜力及其分布，并开展有利区优选。同时，需分类型建立陆相页岩油甜点区/段的评价标准及评价方法，解决选区评价面临的技术难题。

2.2.2 技术适应性风险与对策

中国陆相页岩油层系普遍存在黏土含量高、脆性指数低、压力系数低、驱动力缺乏等不足。如准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油油质偏重，地面原油密度为0.888～0.918g/cm3，50℃下黏度为73～300mPa·s，属于中质—重质原油，页岩油流动性差。鄂尔多斯盆地长7段原油物理性质虽然较好，具有低密度、低黏度的轻质原油特征，但地层能量不足，压力系数主体为0.7～1.0，并且页岩中的伊/蒙混层、蒙脱石比例偏高，储层改造成缝效果差。这些地质特征上的差异，决定了中国陆相页岩油的开发不能简单照搬现有水平井体积压裂技术。

在此背景下，要实现中国陆相页岩油的有效开发，就需要结合地质实际加快核心技术和关键装备的研发，针对中国陆相页岩油类型多样、地质条件各异的特点，形成多种类型的页岩油勘探开发技术系列。例如，针对鄂尔多斯盆地长7段中高成熟度常压低压区页岩油，研发专门的页岩油勘探开发技术系列，而非将适用于其他中高成熟度高压区陆相页岩油勘探开发的技术简单加以复制。此外，针对中低成熟度页岩油的开发利用，目前国际上也仍处于探索之中，需研发适合中国页岩油地质特点的原位转化技术系列。

2.2.3 成本风险与对策

总体而言，页岩油勘探开发具有投资规模大、投资回收期长等特点。在页岩油大规模工业化量产之前，页岩油的开发成本往往极高，但一经工业化量产，成本可逐步大幅摊薄。如在美国，页岩油开发用5～6年时间可将成本降至与常规石油相近的水平。但也应注意到，美国页岩油开发得益于雄厚的资本投入、配套的税收优惠政策、灵活的投融资环境和竞争的市场机制。而中国陆相页岩油的地面和地质条件更为复杂，市场竞争与管理机制有待进一步完善，财税政策尚不明朗，因此中国陆相页岩油的成本发展曲线估算难度较大。

针对这些难题，后续需逐步完善和解决配套政策支持问题，在财税上争取获得一系列优惠政策，并探索页岩油勘探开发领域的金融创新。

2.2.4 人力资源风险与对策

由于中国陆相页岩油开发尚处于起步阶段，目前，从企业到研究院所及高校均缺乏针对陆相页岩油理论研究与技术研发的实验条件和高层次人才队伍，高端装备制造与国际先进水平仍有较大差距。针对该风险，有必要从国家层面着手，举国家之力，加快人才队伍建设，加强国家重点实验室建设，实现高端装备国产化。

3 结论

中国陆相页岩油具有4个方面的地质特征：发育淡水与咸水两类烃源岩，有机质丰度均较高，但非均质性强;陆相页岩油层系广泛发育陆源碎屑岩、混积岩两类储集体;源储一体，近源聚集，发育多个甜点段;页岩层系甜点段厚度不大，但甜点段平面分布范围广。

中国陆相页岩油资源按照成熟度可划分为中高成熟度和中低成熟度两大类，二者资源潜力巨大。初步估算中国陆相中高成熟度页岩油地质资源量约为200×108t;中低成熟度页岩油原位转化远景石油技术可采资源量大。近年来陆相页岩油的勘探亦获得诸多进展：在中高成熟页岩油方面，多个盆地、层系均取得较为显著的勘探成效，源储一体型、源储分异型、纯页岩型3种类型中高成熟度陆相页岩油均有勘探发现，地域涵盖全国东部、中部、西部，揭示了良好的页岩油勘探前景;在中低成熟度陆相页岩油方面，目前重点开展原位转化的技术探索试验。

针对陆相页岩油发展进行风险评估和对策分析，梳理和明确了中国页岩油发展可能存在的四大风险点和应对措施。对于我国陆相页岩油资源不确定性风险、海陆相页岩油技术移植和适应性风险、陆相页岩油开发高成本风险及高层次针对性人力资源短缺风险，结合中国国情及地质实际提出相应对策。

综合研究认为，通过不断的理论探索、技术研发和勘探开发投入，中国陆相页岩油有望实现工业化开发，并成为中国原油增储上产的重大接替领域。