我国页岩气的研究进展与展望

杨卫超

（陕西省一九四煤田地质有限公司，陕西 铜川 727000）

我国的页岩气勘探起步较晚，从2005年开始进行页岩气地质勘探工作，在海相、海陆过渡相和陆相页岩气勘探开发方面取得了良好的效果[1]。本研究通过阐述和总结我国页岩气的分布情况、影响因素、富集机理及发展方向，为研究页岩气地质方面的学者提供一定的帮助。

1 我国页岩气的分布规律

我国天然气资源丰富，尤其是页岩气资源极为丰富，主要产于海相黑色页岩，另外，在海陆过渡相中也发育了页岩气资源。主要分布于四川盆地、鄂尔多斯盆地、柴达木盆地和塔里木盆地，分别属于南方地区、中东部地区、西北地区及青藏地区。主要类型有海相页岩气区、海相+陆相页岩气叠合区、湖相页岩气区、湖相+海陆过渡相页岩气叠合区和海陆过渡相页岩气区[2]。总体而言，我国的页岩气开发主要集中在华南地区，其次是华东地区。从页岩气类型来看，主要是海相和海陆过渡相，可见页岩的形成与海相环境有关，单一的陆相环境很难形成大规模的具有商业开发价值的页岩气富集区。目前，我国开发程度最高、最典型和规模最大的页岩气富集区是四川盆地及其周围的海相页岩气区，主要储集在龙马溪组—五峰组岩系地层。

2 我国含页岩气地层的分布情况

2.1 中元古代地层—北京地区的下马岭组

下马岭组主要分布在北京地区的中原古代地层，指在硅质岩和砂砾岩之间的一套粉砂质页岩夹杂白云岩沉积地层。按照传统的地层分类，下马岭组属于新元古代白口系，最新研究成果将其划归中元古代地层。在中元古代末期，北京地区发生了“芹峪运动”，使得北京地台上升为陆地。到了新元古代，海水由北东向北华北地区侵入，北京地区成为内陆海湾，而下马岭组早—中期处于海相环境，随着海水的不断侵入，该地区海洋加深，下马岭组沉积环境由弱还原环境逐渐向还原环境转变，下马岭组中—后期开始沉积为一套具有有机质的深色页岩沉积层。

2.2 下古生代—上扬子的下寒武统牛蹄塘组

扬子地区东起神龙架地区，北至汉南地区，西达龙门山一带，南到滇黔地区。牛蹄塘组位于灯影组与明心寺组之间，下部以黑色磷块岩、白云岩、硅质岩和高碳页岩为主，中部以含砂质的黑色碳质页岩为主，上部以深色碳质页岩为主，主要形成于海相还原环境。

2.3 上古生界—鄂尔多斯盆地二叠系山西组

鄂尔多斯盆地二叠系的山西组地层下部与下古生界马家沟组不整合接触，顶部与中生界不整合接触。上古生界地层连续沉积，未发生沉积间断，环境由海相向陆相转变，沉积体系由河流相向湖相转变。山西组在整个盆地发育为一套深灰色-黑色页岩，并含有丰富的有机质泥页岩，沉积厚度大且横向沉积连续。

2.4 中生界—鄂尔多斯盆地南部延长组7段

鄂尔多斯盆地中生界的三叠系延长组处于稳定的沉积中，区内构造稳定，以湖相沉积为主，其动植物化丰富、砂体来源充足，为油气的生成和富集创造了有利条件。盆地南缘的长7段受到扬子板块北缘与华北板块南缘碰撞，秦岭海槽和北祁连海向西南退缩，北部的秦岭山脉隆升，盆地的内部形成了一个巨大的湖盆，为延长组的沉积提供了必备条件，形成了泥岩、砂岩互层的沉积岩系，泥岩的富集层主要为长7段，同时有机质丰富，成为有利的生油层位，随着有机质的不断成熟，演化为页岩储层。

2.5 中生界—柴达木盆地北缘—中侏罗统大煤沟组1段

柴达木盆地地处青藏高原东北缘，属于塔里木—中朝板块的南部，北侧以宗务隆山—青海南山断裂为界，南侧以祁连褶皱系为界，西侧以阿尔金山为界，东侧以鄂拉山断裂为界。柴达木盆地侏罗系分布于柴达木盆地北缘和阿尔金山的前地带。侏罗统沉积连续，下侏罗统由湖西山组、小煤沟组组成，中侏罗统由大煤沟组和石门沟组组成。早—中侏罗统以深灰色和灰黑色泥页岩沉积为主。

3 影响页岩气富集的因素

页岩气的形成受到多种因素的影响，并与常规天然气的形成有一定的区别。前人对页岩气的成因、吸附形式、赋存模式、有机质成熟度、不同类型地质背景、成藏条件、保存条件、形成环境和构造运动关系等进行研究，为我国页岩气的勘探开发奠定了理论基础。下面分别从地质特征、控制因素对页岩气的影响进行阐述。我国的页岩沉积主要为海相、海陆过渡相和陆相及其3种相互叠沉积，在不同的沉积环境下，页岩的储层特征和潜力不同。

3.1 地质特征

3.1.1 有机碳质量分数和有机质类型

有机碳质量分数决定页岩的生气潜力，高有机碳质量分数的泥页岩层一般页岩气开发潜力较大。有机质类型影响生气潜能，不同有机质所处的演化阶段不同，则页岩的产气能力差别较大。

3.1.2 页岩有机质成熟度

页岩有机质成熟度是确定有机质产气量的指标，有机质成熟度越高，产气量就越高。

3.1.3 储层特征

孔隙度和渗透率是衡量储集层储气和产气能力的重要指标，泥页岩储层体系中脆性矿物的质量分数决定储层的改造潜力。脆性矿物质量分数越高，压裂时可以提高储层的改造程度，进而改善储层的物性，提高产气能力。

3.1.4 孔隙及裂缝的关系

页岩以纳米级或微米级孔隙为主，同时裂缝的发育可将这些孔隙连接起来，提高储层的导气能力，改善页岩气的渗流能力，提高压裂效率。

3.1.5 岩石矿物特征

在泥页岩体系中，石英等脆性矿物的质量分数决定页岩气是否具有开发潜力，是衡量页岩气储层改造能力的主要指标。例如，在美国高产页岩气储层中，脆性矿物的质量分数超过了40%，这些脆性矿物在页岩气开发中对提高产能发挥着重要作用。

3.1.6 湿度与页岩气储层的关系

泥页岩的湿度越高，吸附气的质量分数越低，而成熟度越高，湿度越低，含气量随之增加。因此，优质的页岩储层成熟度越高，湿度越低，吸附气质量分数越高。

3.1.7 厚度与页岩气储层的关系

页岩的沉积厚度越大，储集空间越大，易于形成具有商业价值的气藏，有机质的质量分数也随之提高。

3.2 页岩储层的外部控制因素

3.2.1 埋藏深度与开发成本的关系

页岩气储层的埋藏深度对页岩气的成藏过程影响较小，但是对页岩气的开发成本影响较大。一般认为，浅层（小于 1 000 m）页岩气储层具有高孔渗、高吸附气质量分数和低开发成本的特征。

3.2.2 温度和压力与储层的关系

页岩储层的温度与吸附气质量分数呈负相关，即储层的温度越高，页岩中的吸附气质量分数越低。储层压力与吸附气质量分数呈正相关，即储层压力越高，储层的吸附气质量分数越高。

4 页岩气的富集机制

4.1 页岩储层特征

页岩储层特征与常规砂岩储层特征差异较大，本研究对其进行比较，归纳为5类特征：（1）页岩气主要存在于泥页岩中，所以储层既是产层，又是盖层，是一套独立的自生自储型气藏。（2）页岩储层的地球化学特征显示：首先是海相体系，具有最优总有机碳（Total Organic Carbon，TOC）质量分数，高达20.0%；Ro值普遍较高，可达2.0%；干酪根类型属于I～Ⅱ1型；其次是陆相体系，TOC质量分数介于2.0%～8.0%，Ro值介于0.5%～1.3%，干酪根类型主要是I～Ⅱ2型；最后是海陆过渡相体系，TOC质量分数介于1.0%～7.0%，Ro值介于1.0%～2.5%，干酪根类型主要是Ⅲ型。（3）页岩的岩性以暗色泥页岩为主，粒径较细，其石英、长石、方解石等脆性矿物对储层孔隙特征、含气性及后期开发影响较大。（4）页岩储层的物性主要表现为低孔低渗，一般渗透率小于1 mD，孔隙度小于10.0%，但是泥页岩中脆性矿物的质量分数高，其天然裂缝较为发育，在一定程度上改善了储层物性。（5）泥页岩地层的异常高压，主要受控于页岩成因[3]。

4.2 页岩气成藏机理

页岩气成藏过程复杂，立足页岩气赋存特征、运移过程和成藏机理，将页岩气的形成机理划分为3个阶段： （1）成藏初期。泥页岩中有机质生气，并吸附于页岩颗粒表面。（2）成藏中期。由于成藏初期产生的页岩气集聚，储层压力不断增大，使页岩储层中脆性矿物聚集区应力集中，产生裂缝，页岩气以游离态存储于裂缝中，提高页岩气储层的储气能力。（3）成藏后期。由于产出的页岩气超出页岩储层范围，再加上常规储层，或者疏导后受浮力作用影响，形成大规模的圈闭气藏，残余气储存于页岩中。这3个阶段可以同时存在于页岩储层中，保持页岩储层含气动态平衡。

5 我国页岩气的发展趋势

绿色开发之路任重道远，要正确处理人与自然的关系。未来，页岩气将成为我国能源的重要组成部分，但是页岩气的低孔低渗特点要求人们对储层进行改造，以提高储层的渗流能力，主要的手段是压裂技术。目前，从全球来看，北美的单井压裂耗水量在1.5×104～3.2×104m3，而我国由于页岩气藏埋藏深的特点，耗水量为1.8×104～4.3×104m3。现有资料表明，页岩气压裂开采耗水量为常规油气井的50～100倍。我国页岩气主要分布于西南山区，交通条件差，水资源缺乏，如果加大页岩气的开发力度，势必造成当地的用水困难，且压裂液含有多种化学物质，排放也成为一个棘手的问题，需要配套的环境保护技术，对其废液进行处理再利用，同时由于高能液体进入地层，会破坏地下水、导致地层压力失衡，对当地造成一定的危害。因此，我国页岩气的勘探开发要重视环境保护，习近平同志提出“绿水青山就是金山银山”的理念，要贯彻于能源生产的实践中，融入人们的实际生活中。另外，随着计算机技术和人工智能技术的不断发展，在页岩气的勘探与开发过程中，要注重大数据与人工智能技术的应用，为页岩气的开发提供技术支撑，提高生产效率，预测评估开发过程中的环境破坏程度，尽可能以最小的环境代价，换取最大的经济效益。

6 结语

我国页岩气勘探开发程度较低，还处于起步阶段，需要引入高新技术，同时实现环境保护。因此，要多学科融合、相互协作，实现页岩气的清洁开发、高效利用。