当前陆相页岩油勘探开发值得关注的几个问题

金之钧 ，朱如凯 ，梁新平，沈云琦

（1. 北京大学 能源研究院，北京 100871；2. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；3. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；4. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

全球页岩油资源丰富，美国页岩油勘探开发取得了重大突破，页岩油已经成为原油产量增长的主体[1]。2019年美国页岩油产量为3.85×108t，占其原油总产量的65.2%[2]。美国海相页岩油成功勘探与经济效益开发首先得益于基础地质认识的不断提高，理论上突破了传统的圈闭找油模式，极大地扩展了找油区域，实现了全盆地勘探开发的革命[3]。美国页岩油主要产自威利斯顿盆地上泥盆统—下石炭统巴肯区带（Bakken）、墨西哥湾白垩系鹰滩区带（Eagle Ford）、二叠盆地二叠系伯恩斯普林和沃夫坎等区带（Spraberry and Wolfcamp）、阿帕拉契亚盆地奥陶系尤提卡区带（Utica）等[4-5]。目前二叠盆地页岩油的产量上亿吨[6-7]，2019年开始页岩油勘探开发的阿纳达科盆地，早期开发的富有机质层系页岩油单井直井产量并不高，后期勘探在盆地深凹处4 500 m以深获得了高产[8-9]。

美国海相页岩油的勘探开发历经长期探索。1953年，在威利斯顿盆地巴肯组发现了Antelope油田，但是由于长期低产无人关注。1987年，受页岩气探索的影响，在巴肯组上段打了页岩油第 1口水平井，但产量低，无经济效益。2000年转向巴肯组中段的致密层段，获得了巨大成功[4]，该层系平均厚度为15～20 m，盆地中心是碳酸盐岩，盆地边缘是碎屑岩，在盆地中心发现了美国第1个页岩油田Elm Coulee，总体处在盆地的中央部位，具有低缓背斜的背景。2007年巴肯组产量突破 110×104t，距离第 1个油田发现共用了 7年的时间[10]。继巴肯组产量突破之后，美国页岩油勘探开发先后在南部鹰滩（Eagle Ford）、中部二叠盆地等地展开，页岩油产量迅速上升，最高峰时期每年增长5 000×104t，2019 年美国页岩油总产量达 3.85×108t[10]。巴肯组在2009年之前的单井产量低，2012年实现平均产量约 8.22×104t[5]，2017年以来平均日产量超过20.55×104t/d；鹰滩组的日产量也超过 54.8×104t。美国目前的高产页岩油井多分布在威利斯顿盆地、二叠盆地和海湾盆地鹰滩组[7]。

鹰滩组是一套泥灰岩、泥岩、灰岩互层的混积岩，主要矿物成分是方解石，根据其含量可分为钙质页岩、泥灰岩和灰岩，有机质主要赋存于泥灰岩中。其富有机质页岩优质储集层可分为两段，下段平均碳酸盐含量约50%，平均TOC值约5.1%；上段平均碳酸盐含量约67%，平均TOC值约3.2%[4]。野外剖面中，在下甜点段底部有1套Buda致密灰岩，其作为页岩油主力产层的底板保存条件非常好，这是此处页岩油富集的一个重要因素。与上甜点段相比，下甜点段的有机碳含量较高，总体评价更好。该区TOC值最高达12%；Ro值约0.6%～2.6%；黏土矿物含量低，为10%～30%。

中国页岩油勘探主要面向陆相盆地。根据目前新疆油田页岩油实际生产数据统计，划分初始产能高于30 t/d为Ⅰ类，低于10 t/d为Ⅲ类，中间则为Ⅱ类，当前吉木萨尔凹陷Jx23井最高页岩油日产88.3 t，Jx25井最高日产油108.3 t，玛湖凹陷MY1井最高日产量可达31 t，都具有非常大的资源潜力[11]。2018年以来，中国页岩油发展战略研究专家组完成了全国几大盆地的调研，一致认为各盆地都获得了勘探上的重大突破。从准噶尔盆地吉木萨尔凹陷到鄂尔多斯盆地中部，再到江汉盆地潜江凹陷，以及渤海湾盆地的黄骅坳陷和济阳坳陷均有突破，近期在松辽盆地北部的古龙凹陷白垩系下部青山口组一、二段深湖相页岩中也获得了大于30 t的单井日产量，2020年5月30日古龙凹陷YP1井日产油35.3 m3，日产气11 992 m3，油嘴6.3 mm，套压8.3 MPa[12]。然而，这只是单井的突破，整体来说，当前页岩油勘探开发面临的挑战之一仍然包括单井产量低，效益差，尤其是在低油价背景下，规模开发遇到了极大的挑战。

中国陆相页岩油资源发展战略研究报告指出，中高成熟度页岩油是中国页岩油战略突破的重点领域，加强陆相页岩油气勘探开发是保障国家能源供应安全的重要途径[4]。中国多套湖相泥页岩层系具有分布范围广、时代较新、有机质丰度高、厚度大、埋藏浅、成熟度低、以生油为主的特点，且陆相富有机质页岩黏土矿物含量高、基质渗透率低、碎屑含量和可压性变化大，因此规模有效勘探开发面临资源规模不清、富集规律不明和可动用资源分布预测困难等重大挑战。当前中国陆相页岩油勘探中单井产量普遍较低，且高产、低产井分布极不均匀，页岩油富集主控因素不清，甜点评价标准不一，预测评价难度大，制约了中国陆相页岩油的勘探部署和规模化开采。

综上，笔者结合中国陆相页岩油的特点和研究现状，重点分析致密油与页岩油的概念、陆相与海相的区别、中低成熟度和中高成熟度、垂直渗透率与水平渗透率、源储与源盖、地质与工程、选区与选甜点标准、基础研究与应用研究这 8个在陆相页岩油勘探开发中值得关注的问题。

1 致密油与页岩油的概念

威利斯顿盆地巴肯区带最早获得突破的是烃源岩层的中段，该段在盆地的加拿大部分是粉砂岩或者钙质粉砂岩的碎屑岩沉积，在美国部分处于湖盆中心的是碳酸盐岩沉积，厚度约7～8 m，属于烃源岩层系中的夹层。笔者赞同美国学者Donovan的定义，致密油主要应属于经过二次运移到致密砂岩或者致密碳酸盐岩储集层中的石油，在烃源岩层系（页岩以及页岩层系中的致密砂岩和碳酸盐岩）中的滞留烃均称为页岩油（见图1）[13]。

图1 页岩油与致密油的划分标准（据文献[17]修改，油页岩为出露地表浅层的富有机质页岩层系，可提炼出液态烃类物质）

页岩油是指蕴藏在富有机质页岩层系内，包括泥页岩孔隙和裂缝中以及泥页岩层系中致密碳酸盐岩或碎屑岩等夹层中，一般具有超低孔隙度和渗透率的烃源岩层系中的石油资源，其开发需要使用水平井和压裂改造技术才能得以实现[4]。此概念是基于2019年第二届页岩油勘探开发国际会议多位专家达成的共识。尽管目前中国不同专家学者对页岩层系中致密碳酸盐岩或碎屑岩夹层单层厚度及占比定义有差异，如《页岩油地质评价方法》国家标准[14]强调富含有机质页岩层系烃源岩内粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于 5 m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%。2019年，黎茂稳等将夹层界定为单层厚度不超过 1 m、累计厚度不超过烃源岩层系总厚度 20%的非烃源岩夹层，单层厚度大于1 m、累计厚度超过烃源岩层系总厚度 20%的非烃源岩夹层则属于源内致密储集层的范畴[15]。2020年，宋明水等强调富有机质页岩体系中的碳酸盐岩、砂岩薄夹层单层厚度小于2 m，累计厚度占比小于 30%[16]。上述定义的差异随着勘探开发资料的丰富及认识上的发展，可以逐步统一。但要转变页岩中不容易产出石油的传统观念，这是共识，应把关注点转移到页岩本身，毕竟页岩作为好的油源，可形成大规模的石油聚集。

这种概念的转变代表着实质性的勘探思路的转变。勘探开发如果定位在致密油，则与低渗透和超低渗储集层类似，如果定位为页岩油，整个勘探思路都要转变，首先页岩层系中的砂岩或者碳酸盐岩夹层仍是重要的层段，但只是重要甜点段之一。其次，页岩本身，特别是具有页理结构的页岩也是重要的甜点层段。页岩气就是很好的例子：涪陵页岩气田的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组最高产量在 100×104m3/d以上，现在一般稳产在（6～8）×104m3/d，一些老勘探家最开始不相信页岩层系有如此高的产量（当时志留系小河坝组致密砂岩最高日产量只有6×104m3），经过现场岩心观察、测井曲线以及地震剖面的确认，在现场讨论才最终接受这个事实，然而导致高产的原因在当时并不清楚。

2 垂直渗透率与水平渗透率

常规油气勘探开发中很少区分水平渗透率和垂直渗透率。事实上，与砂岩相比，页岩垂直渗透率和水平渗透率相差很大，水平渗透率普遍是垂向渗透率的数十至数百倍及以上[17-18]。地层条件下渗透率测试实验时，当围压增加到 35 MPa时可模拟地下的真实情况，无论是垂直渗透率还是水平渗透率都在减小，但二者差值仍然很大，始终是水平渗透率高，约为垂直渗透率的38.9倍[19]。此外，水平渗透率和垂直渗透率的差值还受岩性变化的影响，阿帕拉契亚盆地的Marcellus页岩渗透率范围为（0.000 01～0.1）×10-3μm2，变化范围为4个数量级，水平渗透率为（0.01～0.10）×10-3μm2，垂直渗透率为（0.000 01～0.001）×10-3μm2，比水平渗透率低至少两个数量级[20]。西加盆地的页岩渗透率受矿物组分的控制[21]，在硅质页岩中，水平渗透率比垂直渗透率大3～4个数量级；在钙质页岩中，水平渗透率比垂直渗透率高2～3个数量级，各向异性随有效应力的增大而增大；泥质页岩渗透率的应力敏感性大于硅质页岩和钙质页岩[22]。对德国北部侏罗系Scandinavian Alum页岩进行了测试，水平渗透率比垂直渗透率高 5倍左右，氦气测得的渗透率大于甲烷测得的渗透率，这是因为氦气分子小更容易穿透地层，有效应力与渗透率呈指数关系。同一样品，湿润条件下渗透率小于干燥条件下渗透率[23]。

常压下，江汉盆地潜江凹陷层理缝发育的样品水平渗透率与垂直渗透率相差 5个左右数量级，层理缝不发育的样品水平渗透率与垂直渗透率相差 20倍左右，如第 1523号样品的平行层理渗透率为 1.283 90×10-3μm2，垂直层理渗透率为 0.000 03×10-3μm2，第3603 号样品的平行层理渗透率为 0.001 22×10-3μm2，垂直层理渗透率为 0.000 06×10-3μm2，样品照片见图 2。济阳坳陷页岩渗透率的差异性和美国海相页岩差不多，页岩储集层水平渗透率与垂直渗透率差异的变化范围远大于潜江凹陷页岩（见图 3），当层理缝发育时，页岩储集层水平渗透率与垂直渗透率相差数倍至数百倍不等，当层理缝不发育时，水平渗透率与垂直渗透率相差 0.4～50.0倍，其中相差倍数小于 1时，发育切穿层理的构造微裂缝，渗透率相差0.4倍意味着垂直渗透率大于0，是构造缝，在切片中也发现有大量构造缝。因此，页岩油的开采，孔缝比孔隙度重要得多，具纹理结构的页岩水平渗透率大于垂直渗透率的认知，合理解释了为什么页岩油可以高产。

图2 潜江凹陷富有机质页岩层系样品层理发育程度对比

图3 济阳坳陷古近系沙河街组沙四段上亚段—沙三段下亚段页岩储集层水平渗透率与垂直渗透率差异的变化

3 陆相与海相的区别

页岩油的地质特征可概述为“四性”：即储集性、含油性、可动性和可压性，考虑经济效益评价还有可采性。可采性涉及管理成本和油价，故本文主要就“四性”讨论陆相与海相页岩油的异同点。储集性主要体现在沉积环境和成岩作用的不同；含油性主要与有机质含量和成熟度相关；黏土矿物含量、有机质成熟度、微粒结构都对可压性有重要影响；中国陆相页岩油以中低成熟度为主，含蜡量高，同等条件下流动性较海相差。中国陆相页岩油与北美海相页岩油地质条件的巨大差异（见表1）决定我们无法直接复制美国的相关理论和勘探开发技术。中国富有机质页岩以陆相湖泊沉积为主，盆地形成时间晚，热演化程度偏低，陆相页岩油具有油质重、黏度高、流动能力差、黏土矿物含量高、脆性较低等特点。

表1 中国陆相页岩油与北美海相页岩油地质条件的差异（据文献[3]修改）

页岩最主要的储集空间是无机孔与层理缝，纹层状页岩是最有利的岩相，富有机质纹层状泥页岩游离油含量高，是首要的勘探突破方向。当前大庆油田、大港油田和胜利油田的页岩油勘探都是在富有机质纹层状泥页岩中取得了突破。如大庆油田古龙凹陷白垩系青山口组层状、纹层状页岩累计厚度占青山口组一、二段（简称青一段、青二段）厚度的 90%以上，页岩中有机成因和无机成因的页理缝极为发育，占总面孔率的 22%～79%，其水平渗透率是垂直渗透率的 10～100倍[12]。大港油田沧东凹陷古近系孔店组二段泥页岩段页理发育，纹层状长英质页岩组构相页岩油最为富集，次有利的组构相类型为纹层状混积质页岩组构相，是孔二段最佳甜点体所在[24-25]。济阳坳陷沙四段上亚段—沙三段下亚段富有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质纹层状灰质泥岩相、富有机质层状泥质灰岩相、富有机质层状灰质泥岩相和富有机质块状灰质泥岩相 5类岩相最为发育，富有机质纹层状岩相为地质甜点岩相[15]。阿根廷Neuquen盆地、美国二叠盆地及鹰滩海相页岩的页理比中国陆相页岩更加发育。这主要是因为天文周期（米兰科维奇旋回）驱动的纹层结构在海相地层中的响应更敏感，微观尺度的纹层韵律结构揭示了天文旋回驱动的气候波动对初级生产力和有机质保存的控制作用。陆相页岩层系容易受局部构造运动、区域古地理格局和多物源供给的干扰，富有机质纹层发育的控制因素更加复杂。

黏土矿物含量是海相与陆相页岩可压性的关键。美国页岩油勘探实践表明，黏土矿物含量是控制工程甜点的最核心因素，实现商业产量的页岩油区带黏土含量普遍低于 30%，加拿大页岩油区带也具有类似的特征[7]。陆相页岩的黏土矿物含量相对较高，但各盆地有较大差异，如大港油田孔店凹陷孔二段黏土矿物含量低，小于 20%。松辽盆地古龙页岩为黏土质长英页岩，黏土矿物含量高，碳酸盐含量低，青一段页岩黏土矿物含量平均值为36.3%，青二段黏土矿物含量平均值为34.5%，古龙页岩整体处于中成岩晚期，黏土矿物演化程度高，埋深超过1 650 m，蒙脱石大量转化为伊利石，转化过程中析出硅质，镜下可见自生石英，刚性成分增加，脆性增大，页岩中伊利石经成岩压实作用定向排列，使岩石沿层面易剥裂，改善了储集层可压性[12]。济阳坳陷黏土矿物含量虽平均不到 30%，但LY1井黏土矿物含量为6%～51%，FY1井为2%～62%，NY1井为4%～59%，L69井为2%～48%，某些层段均有不同程度的高黏土矿物含量。但在一些盆地中，含有蒙脱石和高岭石，具有强水敏性，遇水膨胀，容易堵塞纳米孔喉，这是当前导致中国陆相页岩油单井产量低的重要影响因素。河南油田两口页岩油水平井，初始日产量为 23～25 t，其中 1口井的产量在很短时间内快速衰竭，之后在地下抽出来5 t多遇水膨胀的黏土矿物黏稠液体，大量孔喉已经被堵塞，导致产量上不去。随着成岩作用的演化，蒙脱石可以向伊利石或者绿泥石转化，这取决于成岩环境是酸性还是碱性，也涉及矿物成分转化过程中是否有足够的钾离子参与。

页岩油可动性与游离油含量、成熟度、埋深、物性、岩相等因素关系密切。可动系数与成熟度、埋深、岩相相关较明显，与孔隙度和TOC相关性相对较差，演化程度与裂缝发育程度是控制页岩油可动性的关键因素[26]。陶国亮等分析了江汉盆地潜江凹陷构造凸起区和深凹区盐间页岩的含油性差异，凸起区含油性好的主要原因是深凹区的成熟—高熟油通过侧向运移，在凸起部位聚集，深凹区存在丰富的原位页岩油富集，同时，储集性能也是影响页岩含油性的关键因素[27]。

4 中低成熟度和中高成熟度

流动性较好的页岩油成熟度偏高，Ro值多为0.9%～1.3%，具有油质轻、含油饱和度高、气油比高、地层压力系数高等特点，通过现有的水平井体积改造技术和“井工厂作业模式”可实现规模效益开发。

有机质在热演化阶段会经历生油高峰和生气高峰，传统的石油地质理论认为Ro值在 0.5%左右或者低于0.7%为低成熟度[28]。最初的页岩油成熟度划分也认为Ro值低于0.7%为低熟，Ro值为 0.7%～0.9%为中熟，Ro值大于0.9%为高熟。中国陆相页岩油资源按成熟度一般可分为以下两大类。

第1类是中高成熟度页岩油，Ro值大于0.9%（见图4）或Ro大于1.0%[3,13,18,29-30]。原始有机质（干酪根）开始进入大量生烃阶段，而滞留烃（石油、沥青等）填充泥页岩有机/无机孔隙。美国开采的页岩油绝大部分为此类，采用的主体技术是水平井多段水力压裂技术。近期中国石油天然气股份有限公司和中国石油化工股份有限公司先后在松辽盆地古龙凹陷、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地沧东凹陷和济阳坳陷等陆续成功建产多口页岩油井[31-33]，实现了陆相中高成熟度页岩油的勘探开发突破，但规模经济开采仍然受关键理论和技术瓶颈的制约，特别是受富有机质页岩沉积—成岩—成烃动态演化规律，以及动态演化过程中有效储集空间形成、页岩油赋存流动状态、陆相细粒沉积岩强不均一性与可压裂性等关键问题的制约[34-37]。

第2类是中低成熟度页岩油，Ro值小于0.9%[3,29-30]。该类资源勘探开发前景规模大，但面临的理论与技术挑战亦大。就理论而言，该类页岩油由于没有进行规模开发，研究程度极低，页岩油赋存状态、可压性、可动性及其控制因素尚不清楚，合适的经济开采技术路线尚不明晰。早期钻探的大部分页岩油井之所以低产，最主要的原因是原油成熟度低、黏度大、含蜡量高、流动性差（见表2），对原油的地下流动机理与动用的物理化学条件认识尚不清[30,38]。揭示中低成熟度页岩油的赋存方式、流动机理与动用边界条件，是实现中低成熟度页岩油有效开发的理论基础。

原油含蜡量主要与生烃母质有关，气油比含量与体系的封闭与开放程度、成熟度等相关，在相同的体系下，成熟度越高，含蜡量越低，汽油比越高。如准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组上甜点段和下甜点段原油性质存在差异，横向上不同埋深的原油性质也存在差异。上甜点段地面原油密度由西部凹陷部位的0.875 9 g/cm3增大到东部斜坡部位的0.895 8 g/cm3，50 ℃黏度由凹陷中部的43.03 mPa·s向东部的凹陷边缘逐渐增加到 133.16 mPa·s，含蜡量由 8.1%增大到24.1%，凝固点由14.3 ℃到37.0 ℃，初馏点由86.3 ℃到 167.5 ℃。下甜点段地面原油密度由西部凹陷部位的0.900 9 g/cm3增大到东部斜坡部位的0.923 1 g/cm3，50 ℃黏度由凹陷中部的 94.20 mPa·s向东部增大至407.08 mPa·s，含蜡量由3.7%增大到8.6%，凝固点由1.9 ℃到15.8 ℃，初馏点90.0 ℃到153.0 ℃[39]。

笔者认为，页岩油成熟度分类应结合盆地自身特点，针对不同盆地中的成熟度对地下石油流动性的影响做出合适的分类，中低与中高成熟度的分类界限Ro值是 0.8%、0.9%还是 1.0%，需要进一步研究。我们过去总是在埋藏浅的边坡上打井，产量不高，主要是因为成熟度低，原始有机质还未大量生烃（见图 4），原油黏性高，流动性差（见表 2）。美国页岩油勘探开发早期也经历了这个阶段。美国现在开发的原油产量有3.85×108t，95%以上都是轻质原油，处在生油窗附近，Ro值为 0.9%～1.3%，但是确定 0.9%这个界限是个很难的问题。目前Ro值的测试方式存在一定问题，比如玛湖凹陷烃源岩测出的Ro值是 0.5%，而采出的是较为轻质的原油，因此测出来的Ro值被怀疑是不可信的，未来Ro值的准确测定对油气勘探非常重要，它决定着成熟度为主要依据的页岩油开发方案的拟定。渤海湾盆地胜利油田的勘探开发也经历了曲折，为了便于施工和压裂改造，早期钻井都集中在盆地边部，深度在3 000 m以深，虽然见油但是产量很低，2020年12月在盆地中心的深洼处打出了高产井Fx1井，测试获得 119.74 t高产油气流。因此，对于陆相页岩油的勘探开发应加深对页岩层系演化程度和地层能量的认识，促使勘探由浅部斜坡转向高成熟度的生烃凹陷区。

图4 页岩生、排、滞留烃模式（据文献[18]修改）

表2 中低成熟度与中高成熟度页岩油地质特征对比

5 源储与源盖

一方面，页岩的储集性至关重要，另一方面，在沉积环境和热演化条件一定的情况下，泥页岩层系的相对保存条件也是陆相页岩油富集的关键要素[34,38]。因此，既要研究“源储”，更要研究“源盖”。深洼区不仅富有机质泥页岩层规模发育和热演化程度高，而且保存条件相对好。具有稳定分布的膏盐层顶底板时，页岩油气一般原位-近源顺层聚集，穿越盖层垂向运移较难，因而丰度较高[18,30,40]。无稳定分布的顶底板时，页岩油气一般沿构造或层间裂缝、断裂运移散失或重新聚集，导致页岩油丰度低，甚至不发育。

保存条件与盖层有关，这个盖层既指上部的盖层，也指下部的盖层。传统石油地质学理论对盖层的定义是位于储集层的上方，对石油和天然气起到遮挡作用的致密层。对页岩油气来说，底部的盖层同样重要。鹰滩区带的页岩层油气富集，就是因为它底部存在一套致密的灰岩盖层[39]。在野外剖面观测中，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩底部是一套致密凝灰岩还是粉砂岩仍有待研究，但也可被认为是盖层。江汉盆地某些井的产量过千吨，也是因为页岩夹在两套盐岩之间，烃源岩的游离烃含量（S1）特别高，可动性非常好。相比于江汉盆地，苏北盆地页岩油的可动性差，因为其盖层条件差，保存条件差，导致挥发性轻烃散失，原油黏度增高，流动性降低。因此，保存条件对页岩油的富集同样至关重要。

6 地质与工程

首先是井型与井距。中美页岩油的勘探开发方式有很大的差别，美国页岩油气开发获得成功是“地下”和“地上”多个因素共同作用的结果，其中“地上”因素更复杂多变。美国页岩油气在初期开采阶段，更专注各项基础试验，针对不同井距和井长设计了一批井，根据实际产量效果做开发方案的优化，形成最优方案后再全面推广，打井建产[1,3-4,41-43]。中国页岩油的开发已有初步经验，比如说1 500～1 800 m水平段，200 m 的井距设计开发方案[4]，但这或许并不是最优的方案。对比巴肯页岩油开发可见，在井距100 m的情况下再做重复压裂，产油量比初始压裂还要高，这是由于页岩油流动非常缓慢，压裂范围十分有限导致的，这对于中国的页岩油开发有重要参考价值。巴肯页岩油开发的水平井段优化为3 000～3 500 m，最长达5 800 m，水平段越长，施工越复杂，成本就越高，优化投资效益比最好的是 3 500 m。鉴于此，中国页岩油的前期基础工作还要进一步研究总结，实验摸索适合自己的最优方案。另外，陆相页岩油开发是否都打水平井仍然值得进一步探索，玛湖凹陷直井能够获得30 t的产量，这是有效益的产量，如果以8 000 t/a的产量稳产3年，经济效益是非常明显的。关于是直井还是水平井的开发方式，还需要进一步探索。

二是水力压裂与非水力压裂。水力压裂往往以长缝为主，从分形理论的角度，二氧化碳的压裂效果比水力压裂高很多，但因是整体的体积压裂，影响其应用的障碍主要是携砂能力差。为此，有石油企业开发了能使携砂能力提高50倍的添加剂；然而，现场实际仍然很难推广二氧化碳压裂，主要困难在于二氧化碳气源的不足和配套的压裂车。

三是关于产量和产能。过去笔者反对在页岩油开发中提产能，因为中国基本上是自然开采，没有产能，基本上都是在讲产量。但是最近从美国的一些做法得到启发，可通过限产增加累计产量：从图 5中可以看出，控制压差生产的 EnCana公司，其产油井的前3个月产量仅下降了17%，而自然放喷的依欧格资源公司（EOG Resources INC.，简称EOG）公司的油井，其产量下降了 54%。产量受两个方面因素影响较大，一是微裂缝的闭合导致产量下降，衰竭性的开采往往使一些微裂缝容易闭合。另外，相态的转化也会导致产量快速下降。自第9个月开始，EnCana公司生产井的产量超过了 EOG公司，并持续至生产周期结束，其累计产量也高于后者，但采取限产后的开发成本回报期较长，EnCana公司为12个月，EOG公司为8个月。

图5 EnCana公司与EOG公司得克萨斯州Karnes县两口页岩油井产量对比图[6]

EOG公司和 EnCana公司在同一个地区的开发方案不同，可以看出自然产量生产导致早期阶段快速回收成本，但最终的EUR（估算的最终采收量）比控制压差的生产利润低，这一案例对当前中国的生产有重要参考价值。

7 选区与选甜点标准

中国陆相页岩油典型实例包括鄂尔多斯盆地三叠系延长组 7段、准噶尔盆地二叠系、渤海湾盆地沙河街组—孔店组、松辽盆地白垩系、三塘湖盆地二叠系、江汉盆地古近系、四川盆地侏罗系、柴达木盆地第三系、吐哈盆地侏罗系，不同盆地与区带地质条件具有明显差异。结合每个盆地地质条件与勘探开发现状，鄂尔多斯盆地延长组 7段、准噶尔盆地二叠系、松辽盆地白垩系、三塘湖盆地二叠系与渤海湾盆地沙河街组—孔店组和江汉盆地古近系盐间是近期和未来中国陆相页岩油最为重要的勘探开发领域。

按照TOC＞2%、S1＞2 mg/g、S1/TOC＞100 mg/g、孔隙度大于 5%、水平渗透率大于 0.01×10-3μm2、脆性矿物含量大于 60%的评价标准及成熟度指标（分别为Ro＞0.9%，0.7%≤Ro≤0.9%，Ro＜0.7%），将页岩油资源划分为好、中、差 3类资源。目前提出的选区与甜点的评价标准虽全面，但很难操作，笔者建议抓主要矛盾，在陆相盆地页岩油选区评价标准中考虑TOC、Ro和压力系数，将选区类型分为好、中、差 3种。陆相盆地页岩油甜点评价标准中考虑水平渗透率、黏土矿物含量和应力差值 3项，将甜点类型分为好、中、差 3种类型，由此提出简洁易操作的划分方案供参考（见表3、表4、图6）：

表3 中国陆相盆地页岩油选区评价标准

表4 中国陆相盆地页岩油甜点评价标准

图6 中国陆相盆地页岩油选区选甜点示意图

8 基础研究与应用研究

围绕页岩油勘探开发生产难题开展应用研究，特别是低成本技术研发是十分必要的。笔者认为，基础研究同等重要，归纳起来有以下 3个关键科学问题需要研究。

①细粒沉积物理化学生物作用过程与陆相富有机质页岩形成机理。应从大陆演化与湖盆形成机制着手，结合沉积盆地构造背景、古气候、古环境、古沉积动力学，查明细粒沉积物形成过程，明确天文旋回与湖盆细粒沉积作用、深部流体与层圈盆内流体相互作用、关键地质事件与有机质富集的关系，揭示陆相细粒沉积岩非均质性的成因、有机质富集机理以及有利储集体和有利压裂岩相组合和发育模式。

②细粒沉积物成岩成烃动态演化过程与陆相页岩油赋存富集机理。陆相页岩油赋存方式、富集机理与分布规律和常规油气存在很大差异，应阐明陆相细粒沉积层系埋藏演化过程中的非均质成岩成烃作用机理、孔缝结构演化机理、烃类滞留机理与赋存机理，是发展和完善陆相页岩油差异化富集理论的基础。

③不同成熟度陆相页岩致裂机理、陆相页岩油多相多尺度流动机理与有效开发方式。陆相含油页岩中黏土矿物与纹层发育，人工压裂成缝的制约因素复杂。应研究不同成熟度页岩对压裂的影响，不同岩矿组合，不同温压条件下人工致裂形成缝网机理，在自然和人工压裂干预条件下，不同尺度孔缝空间中的烃类流体在不同流体动力条件下的流动机制及对应的开发方式。

与此同时，也要回答以提高单井产量为目标的具体问题，包括以下 5个方面：①黏土矿物含量、纹理、孔喉结构等对产量的影响；②有机质类型、含量与成熟度等对产量的影响；③水力与非水压裂效果评价及其对单井产量的影响；④润湿性、地层能量等对单井产量影响；⑤高产甜点段、甜点区的评价标准。

9 建议

①加强陆相页岩油气富集机理的理论研究和关键勘探开发技术的研发。中国陆相盆地发育多套湖相页岩层系，具有分布范围广、有机质丰度高、厚度大、埋藏浅、以生油为主的特点，具有巨大的页岩油资源潜力。陆相页岩油将是稳产2×108t的重要资源接替领域。与海相沉积相比，陆相湖盆沉积受构造背景、物源供应、气候变化、水动力条件等影响，时空变化大，非均质性强。因此，陆相页岩油气勘探开发当前面临富集规律不明、可动用资源分布预测困难和开发成本高等理论技术瓶颈问题。应聚焦陆相细粒沉积物理化学生物作用过程与陆相富有机质页岩形成机理、成岩-成烃-成储动态演化与烃类赋存富集机理、不同成熟度陆相页岩致裂与页岩油多相多尺度流动机理 3个关键科学问题，以静态描述为基础，以动态演化为主线，宏观与微观结合，以地球系统科学和全球变化视域研究沉积环境与盆地充填过程中细粒沉积的生物物理化学行为，揭示成烃动态演化与烃类赋存机理、人工压裂和流动机理，阐明不同成熟度页岩油储集性、含油性、可压性与可动性的主控因素，建立陆相页岩油富集模式，构建页岩油选区评价方法体系，探索陆相页岩油的有效开发方式，为中国陆相页岩油规模经济勘探开发提供坚实的理论基础和技术支撑。

②加强实验技术方法的探索和创新。页岩层系油气聚集是孔隙、矿物、裂缝、流体多因素综合作用的结果，是一个复杂的系统，目前依托常规实验方法，测得的实验数据难以有效支撑页岩油地质评价与工程技术方案的设计优化。如含油饱和度、游离烃含量等实验分析数据，不同实验室测定的结果差异大；页岩取心和传统抽提过程中存在轻烃散失、含油量定量不准确，应攻关页岩油轻组分准确定量恢复技术，为页岩油资源量尤其是可动油资源评价提供关键参数；目前实验室传统方法难以精细评价页岩可动油含量，应攻关页岩中不同组成和赋存状态原油的精细定量评价方法，提出表征页岩层系含油性的新参数；湖相Ⅰ/Ⅱ型有机质和原油成熟度难以表征和对比，应攻克烃类全组分成熟度表征技术，实现页岩成熟度和原油成熟度的准确表征；页岩层系纹层发育，孔隙类型多样，微裂缝（层理缝、页理缝）发育，应开展扫描电镜、三维CT、氮气吸附及高压压汞分析，定量评价有机质孔与无机质孔比例、产状、微裂缝特征及三维连通性；基于正演模拟和数值计算等技术，明确基质孔、层理缝、微裂缝等的形成演化过程和渗流特征，预测有效储集层孔隙平面和垂向分布，解决页岩有效储集层评价与优选问题。需要针对页岩油特点，完善页岩油实验分析设备装置，提供准确的实验分析测试数据，支撑陆相页岩油领域发展。

③中高成熟度页岩油是增储上产的主要领域，中低成熟度页岩油做好技术储备。资源是基础，科技是关键，政策是保障，效益是根本。中高成熟度页岩油是中国页岩油战略突破的重点领域，鄂尔多斯盆地长7段、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、玛湖凹陷二叠系风城组、松辽盆地白垩系青山口组和嫩江组、渤海湾盆地孔店组和沙河街组均发育大面积富有机质页岩层系，是中国未来石油增储上产的重要接替领域。但各盆地页岩层系发育特征、储集空间、油气相态及物性、页岩油富集规律、页岩力学性质等均有明显的差异，勘探开发成效也有显著差异，建议按 3个层次部署：重点突破区设立先导试验区，探索适合各自页岩油特点的勘探开发一体化技术体系，提高单井产能并规模上产；面上发现区，加快优质甜点区分布评价，落实资源，力争实现突破；地质评价有利区，实施风险勘探，准备接替资源，寻求新的发现。中国中低成熟度页岩油资源潜力巨大，在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔等盆地广泛发育，是未来资源接替的重要领域。研发低成本开发技术是关键，建议国家与企业加大研发力度，做好技术储备。

10 结论

页岩层系中的砂岩或者碳酸盐岩夹层与具有页理结构的页岩均是重要的甜点层段。页岩最主要的储集空间是无机孔、有机孔与层理缝，纹层状页岩是最有利的岩相，富有机质纹层状泥页岩游离油含量高，是首要的勘探突破方向。页岩成岩作用与有机质成熟度是控制页岩油聚集区分布的首要影响因素，勘探应由浅部斜坡转向高成熟度的生烃凹陷区。黏土矿物含量是陆相页岩可压性的关键，是控制工程甜点的最核心因素，实现商业产量的页岩油区带黏土含量普遍低于30%。顶底板保存条件对页岩油的富集同样至关重要。工程技术方面应考虑井型与井距、水力压裂与非水压裂、产量与产能等方面，实验摸索适合自己的最优方案，可以通过限产增加累计产量。在选区评价标准中主要考虑TOC、Ro和压力系数，将选区类型分为好、中、差3类，在甜点评价标准中主要考虑水平渗透率、黏土矿物含量和应力差值，将甜点类型分为好、中、差 3种类型。应加强陆相页岩油气富集机理研究和关键勘探开发技术的研发、实验技术方法的探索和创新，探索适合不同区带页岩油特点的勘探开发一体化技术体系，提高单井产能并规模上产。

致谢：感谢中国石油天然气股份有限公司科技管理部、新疆油田、长庆油田、大庆油田、中国石油勘探开发研究院和中国石油化工股份有限公司科技管理部、胜利油田、中国石化石油勘探开发研究院提供数据资料和样品分析测试，感谢赵文智院士对本文的审核并提出的建设性意见。