趙文智，胡素云，侯連華

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

筆者及研究團隊基于有機質(zhì)生排烴機理及已有實驗室數(shù)據(jù)，提出了頁巖油原位轉(zhuǎn)化的內(nèi)涵、適應條件、資源潛力與未來發(fā)展前景等，指出中國陸相頁巖油資源潛力巨大，如經(jīng)過先導試驗，選好靶區(qū)并突破工業(yè)開采關(guān)，對保持中國石油工業(yè)長期穩(wěn)定乃至跨越式發(fā)展都具有里程碑意義。

1 研究背景

中國石油供應安全形勢嚴峻，石油優(yōu)質(zhì)儲量發(fā)現(xiàn)和產(chǎn)量穩(wěn)定均面臨挑戰(zhàn)：①國內(nèi)主要含油氣盆地石油資源探明程度越來越高，發(fā)現(xiàn)規(guī)模效益儲量的難度加大，且新增石油探明儲量的品質(zhì)持續(xù)變差，低滲—特低滲—致密油儲量占比達 65%，低豐度—特低豐度儲量占比達 70%[1]；②國內(nèi)已開發(fā)主力油田穩(wěn)產(chǎn)難度加大，含水率逐年增加，年綜合遞減率達 5%～6%，新建產(chǎn)能難以彌補老油田產(chǎn)量遞減；③中低油價下石油企業(yè)效益下滑，盈虧平衡油價較高，效益生產(chǎn)壓力加大。2017年全國石油產(chǎn)量為1.92×108t，石油對外依存度達67.4%。尋找石油資源接替領(lǐng)域、保障原油穩(wěn)產(chǎn)甚至上產(chǎn)、降低石油對外依存度，已經(jīng)成為保障國家能源安全的迫切需要。

工程技術(shù)領(lǐng)域關(guān)鍵技術(shù)的創(chuàng)新，增強了對非常規(guī)油氣資源有效開發(fā)利用的可能性和可靠性?！绊搸r氣革命”主要是依靠水平井和體積壓裂改造技術(shù)，通過打碎地下含天然氣頁巖地層，進而建立眾多的滲流通道，提高單井產(chǎn)量，實現(xiàn)了頁巖氣的商業(yè)開發(fā)利用。將頁巖氣商業(yè)開發(fā)利用技術(shù)復制到致密油領(lǐng)域，又成功實現(xiàn)了對致密油資源的大規(guī)模開發(fā)利用。這場以美國主導的“頁巖油氣革命”，改變了全球能源供應版圖，對世界地緣政治格局也產(chǎn)生了重大影響[2-7]。水平井體積壓裂技術(shù)，基本解決了成熟—過成熟階段（Ro值為1.0%～2.9%）非常規(guī)頁巖層系中滯留油氣資源的大規(guī)模開發(fā)利用問題。然而，有效開發(fā)中低成熟度頁巖層系中的油氣資源，包括頁巖中尚未排出的液態(tài)烴和尚未轉(zhuǎn)化的有機物（這些統(tǒng)稱為頁巖油），也需要有針對性地開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。頁巖油的地下原位轉(zhuǎn)化是最具潛力的接替資源，中國石油勘探開發(fā)研究院利用全球頁巖數(shù)據(jù)庫資料，估計全球頁巖油技術(shù)可采資源量約1.4×1012t，是常規(guī)石油資源總量的近 3倍。依靠鉆采技術(shù)創(chuàng)新，“頁巖油革命”會是油氣行業(yè)即將來臨的一場新革命，并非遙不可及，非常值得期待。

2 頁巖油的發(fā)展現(xiàn)狀

2.1 中國頁巖油發(fā)展進程

中國頁巖油的發(fā)展大致經(jīng)歷了 3個階段：①早期的泥頁巖裂縫型“常規(guī)石油”兼探階段。2010年以前，伴隨著松遼、渤海灣以及江漢等盆地規(guī)模油氣勘探，烴源層系均有泥頁巖裂縫型油氣藏的發(fā)現(xiàn)。如松遼盆地南部吉林探區(qū)最早在大安構(gòu)造上鉆探的大 4井于白堊系青山口組泥頁巖段獲油2.66 t/d，新北構(gòu)造鉆探的24口井于白堊系青山口組、姚家組、嫩一段泥頁巖獲工業(yè)油流并累產(chǎn)超過 3×104t；北部大慶探區(qū)古龍凹陷鉆探的英12井等6口井于青山口組泥頁巖段獲工業(yè)油流等。但泥頁巖裂縫型油藏總體儲、產(chǎn)量規(guī)模有限，評價工作難以展開，頁巖油發(fā)展進程緩慢。②直井、水平井體積壓裂“致密油”主探階段。2010年以來，受“頁巖油氣革命”的影響和啟發(fā)，長慶、大慶、勝利、大港等油田不斷攻關(guān)致密油“甜點區(qū)（段）”預測評價、鉆完井降本提產(chǎn)等關(guān)鍵技術(shù)，積極開展成熟—高成熟頁巖砂巖互層段孔隙型石油開發(fā)試驗技術(shù)攻關(guān)，在多層系取得新進展。如渤海灣盆地滄東凹陷鉆探的孔南9、官1608等2口井于古近系孔二段頁巖層系試獲高產(chǎn)工業(yè)油流，近期完鉆的官東1701 H和官東1702 H兩口水平井，水平段頁巖油層鉆遇率達96%，見到良好效果；又如鄂爾多斯盆地寧148等8口井于上三疊統(tǒng)長 7段頁巖段獲工業(yè)油流，松遼盆地古龍凹陷松頁油1等2口井于青一段頁巖段獲工業(yè)油流，濟陽坳陷8口直井、4口水平井試獲工業(yè)油流或見到良好油氣顯示，江漢盆地古近系潛江組鹽間頁巖段見良好油氣顯示等。從實踐看，互層型頁巖油展示出有資源潛力，但存在單井產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)工藝技術(shù)尚不成熟，仍需持續(xù)攻關(guān)等問題。③油頁巖原位加熱轉(zhuǎn)化“人造石油”探索階段。油頁巖是指埋深300 m以淺至地表出露的富含液體石油和尚未轉(zhuǎn)化有機質(zhì)的頁巖地層。油頁巖的地面提煉過程，俗稱“人造石油”，在 20世紀40年代日本侵略中國時期就有了，近期油頁巖的地面轉(zhuǎn)化又有新探索。2015年以來，針對松遼盆地青山口組油頁巖，選擇吉林探區(qū)開展原位轉(zhuǎn)化技術(shù)探索與現(xiàn)場先導試驗，通過國際合作、鉆井巖心分析和現(xiàn)場試驗，建立了油頁巖原位轉(zhuǎn)化的豐度下限標準，并采用壓裂燃燒、化學干餾、臨界水等方法，現(xiàn)場試驗獲得了少量的人造石油。另外，中國石油勘探開發(fā)研究院與殼牌石油公司（以下簡稱殼牌）連續(xù)幾年開展合作，針對鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組長 7段富有機質(zhì)頁巖，以新完鉆的 2口井密閉取心樣品分析和巖心熱模擬實驗為基礎(chǔ)，開展了中低成熟度（Ro值小于1.0%）頁巖油原位加熱轉(zhuǎn)化潛力與可行性研究，初步設(shè)計提出了試驗開采方案，頁巖油原位轉(zhuǎn)化攻關(guān)試驗不久將有望進入實施階段。

2.2 頁巖油原位轉(zhuǎn)化技術(shù)現(xiàn)狀

總體看，殼牌、埃克森美孚、道達爾等多家國際大石油公司非常重視油頁巖資源開發(fā)利用，很早就致力于油頁巖（Ro值小于0.5%）原位轉(zhuǎn)化技術(shù)研發(fā)和現(xiàn)場試驗[8]。目前以殼牌的原位轉(zhuǎn)化技術(shù)（ICP，In-situ Conversion Process）最成熟[9]。從各油公司原位轉(zhuǎn)化技術(shù)內(nèi)涵看，小井距水平井（水平井井距6～20 m）、準確控制井眼軌跡技術(shù)、加熱管、自控溫技術(shù)與加熱方式等是原位轉(zhuǎn)化技術(shù)的核心。統(tǒng)計全球10余家公司的原位加熱方式，主要有3種（見表1）。

表1 油頁巖原位轉(zhuǎn)化加熱方式基本情況表

殼牌致力油頁巖原位加熱轉(zhuǎn)化技術(shù)研發(fā)，已有20余年的室內(nèi)和現(xiàn)場試驗歷史，累計投入研發(fā)經(jīng)費約30億美元，ICP技術(shù)成熟度已超過 80%，加熱工藝與關(guān)鍵設(shè)備等技術(shù)難題基本得到解決。目前殼牌利用研發(fā)的技術(shù)，已在美國科羅拉多州、加拿大阿爾伯達省、約旦等地進行了38個井組現(xiàn)場試驗，基本具備工業(yè)化應用條件。特別是2003—2005年間，殼牌在美國綠河頁巖South Mahogany試驗區(qū)開展的油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗取得成功。本次先導試驗采用直井井網(wǎng)加熱，方案設(shè)計2口生產(chǎn)井、16口加熱井，直井垂直井深93 m，加熱層段厚度38 m。加熱過程為緩慢加熱升溫，累計加熱作業(yè)時間15個月，累計產(chǎn)油256 t，標定采收率 62%。經(jīng)現(xiàn)場先導試驗驗證，新的加熱器制造工藝成熟、生產(chǎn)流程配套、技術(shù)可行。頁巖油原位轉(zhuǎn)化技術(shù)的核心設(shè)備是加熱管，目前國外已成功研制長度超過4 000 m、地下保持恒溫600～800 ℃超長加熱管，平均壽命 5年以上。與早期的油頁巖近地表原位轉(zhuǎn)化技術(shù)相比，無論是核心技術(shù)、開采深度、產(chǎn)油率、投資回報，還是開發(fā)利用潛力等，都有明顯差異。其中地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)又在污染物排放、地表環(huán)境保護等方面有優(yōu)勢。

國內(nèi)也非常關(guān)注油頁巖及中低成熟度頁巖油資源開發(fā)利用問題，原位轉(zhuǎn)化技術(shù)研究也有新進展。①2005年吉林省與殼牌合作，成立合資公司開展油頁巖原位轉(zhuǎn)化可行性研究，并在舒蘭、敦化、松原等地鉆油頁巖井 3口，但鉆井巖心分析揭示，吉林省發(fā)育的油頁巖含油率豐度和凈地比等參數(shù)均低于殼牌原位轉(zhuǎn)化選區(qū)下限標準，殼牌最終放棄了該項合作。②2014年眾城公司對吉林省扶余—長春嶺青山口組頁巖開展油頁巖原位轉(zhuǎn)化+化學干餾先導試驗，初試期間產(chǎn)油5.20 t，中試期間產(chǎn)油 8.86 t。③2015年吉林大學與以色列合作，開展近臨界水法（SCW）油頁巖原位轉(zhuǎn)化先導試驗，產(chǎn)出了少量原油。④2013年以來，中國石油勘探開發(fā)研究院與殼牌合作，對準噶爾盆地二疊系蘆草溝組頁巖和鄂爾多斯盆地延長組長 7段富有機質(zhì)頁巖開展基礎(chǔ)研究，經(jīng)過近 5年攻關(guān)，在原有技術(shù)基礎(chǔ)上，針對中國陸相中低成熟度富有機質(zhì)頁巖特點，研究提出利用地下“水平井電加熱輕質(zhì)化”高效轉(zhuǎn)化技術(shù)，開發(fā)利用頁巖油資源。該技術(shù)適用于埋深300～3 000 m的頁巖油富集區(qū)，有望大大拓展頁巖油資源的開發(fā)利用空間。

3 頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的內(nèi)涵

3.1 頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的最佳成熟度窗口

圖1 頁巖生、排、滯留烴模式（基于蒂索模式修改）

頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的資源潛力，主要決定于頁巖層系中尚未轉(zhuǎn)化有機質(zhì)的生烴潛力和已生成尚未排出的滯留烴數(shù)量。顯然中低成熟度、髙豐度頁巖是原位轉(zhuǎn)化的理想對象。陸相頁巖Ⅰ型、Ⅱ1型有機質(zhì)生烴模擬實驗表明（見圖 1），當Ro值達到 0.5%時，頁巖中有機質(zhì)的轉(zhuǎn)化潛力約為原始生烴潛力的90%；當Ro值達到1.0%時，頁巖中有機質(zhì)的轉(zhuǎn)化潛力約為原始生烴潛力的40%；而在Ro值為1.0%左右，滯留烴量達到最大值，約占總生烴量的 25%。因此，頁巖油原位轉(zhuǎn)化潛力，除頁巖中的有機質(zhì)豐度外，Ro值也是影響轉(zhuǎn)化潛力的關(guān)鍵因素。對比分析中國、美國和約旦 3個地區(qū)不同熱演化程度的頁巖有機質(zhì)生烴轉(zhuǎn)化潛力（見圖2），總體上隨著Ro值增加而降低。隨著熱演化程度增加，頁巖中有機質(zhì)逐步轉(zhuǎn)化成烴類物質(zhì)，滯留烴量呈先增后減的變化趨勢，其中Ro值為0.5%～1.0%的階段滯留液態(tài)烴數(shù)量最大，尚未轉(zhuǎn)化的有機質(zhì)占比較大，因而是頁巖原位轉(zhuǎn)化的最佳成熟度窗口。窗口內(nèi)滯留于頁巖中的液態(tài)烴高達 25%，未轉(zhuǎn)化有機質(zhì)可達40%～90%（見圖1）。

圖2 不同地區(qū)頁巖生烴轉(zhuǎn)化潛力

3.2 頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化內(nèi)涵

目前已有的調(diào)研、實驗和現(xiàn)場先導試驗均表明，地下原位加熱是實現(xiàn)頁巖油規(guī)模開發(fā)利用的最優(yōu)選項。頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化可稱之為“地下煉廠”，是利用水平井電加熱輕質(zhì)化技術(shù)，持續(xù)對埋深 300～3 000 m的富有機質(zhì)頁巖層段加熱，使多類有機質(zhì)發(fā)生輕質(zhì)化轉(zhuǎn)化的物理化學過程，其中重油、瀝青等有機物會大規(guī)模向輕質(zhì)油和天然氣轉(zhuǎn)化，并將焦炭和 CO2等污染物留在地下，對環(huán)境保護是有利的。理論上，利用電加熱器向地下頁巖層注入熱量，主要經(jīng)歷 2個動態(tài)演變過程，實現(xiàn)生烴、增壓、成儲、保壓與提高采收率的目標：①蓄熱生烴增壓過程。加熱階段初期，頁巖段溫度緩慢升高，地層壓力隨熱膨脹而增加。當溫度持續(xù)上升到一定水平（約280 ℃）[10]，輕烴氣和石油開始產(chǎn)生。溫度進一步升高，氣油比變大，頁巖段內(nèi)流體流動能力顯著增加，油氣流動生產(chǎn)能力已經(jīng)具備。②成儲保溫保壓提高流度過程。加熱到后期，溫度達到峰值（約330 ℃）[10]，頁巖段因熱作用發(fā)生層理剝離，書頁狀層間微裂縫大規(guī)模形成，頁巖段具備規(guī)模儲集與輸導油氣能力（見圖3），氣油比進一步升高，生成的氣體中含有大量的C3S和C4S（一種很好的溶劑），與高溫裂解產(chǎn)生的天然氣和輕質(zhì)油相結(jié)合，使液態(tài)烴黏度降低、流動性增強，這樣頁巖段完全具備了規(guī)模儲集油氣、允許油氣流動的能力，又因持續(xù)加熱，保持相對恒溫，油氣不斷生成和氣油比增高的過程使地層壓力可以保壓，油氣生產(chǎn)過程得以持續(xù)，直至生烴過程中止。整個頁巖段原位加熱轉(zhuǎn)化過程可以達到很高的采收率。

圖3 原位轉(zhuǎn)化頁巖油的立體模式

因此，頁巖油地下原位加熱轉(zhuǎn)化，可以實現(xiàn)從高能耗、高污染的“地上煉油廠”模式，發(fā)展到優(yōu)質(zhì)清潔的“地下煉油廠”模式，從而實現(xiàn)頁巖油的清潔高效開發(fā)利用。

3.3 頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的技術(shù)優(yōu)勢和適用條件

頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化，主要有3方面的技術(shù)優(yōu)勢。一是地下原位轉(zhuǎn)化過程可實現(xiàn)清潔開采。無需水力壓裂、占地少、無尾渣廢料、無空氣污染、基本沒有地下水污染，可以最大限度減少開采過程對生態(tài)環(huán)境的破壞。二是原位轉(zhuǎn)化油氣資源采出程度高。原位轉(zhuǎn)化過程中會產(chǎn)生超壓流體系統(tǒng)和微裂縫系統(tǒng)，增加了頁巖地層的滲流通道、驅(qū)動力及高效泄流能力，可實現(xiàn)相當高的原油采出率，最終采出率可達 60%～70%。三是地下原位加熱轉(zhuǎn)化的油品質(zhì)量好。地下高溫條件下，頁巖地層中未轉(zhuǎn)化的有機質(zhì)通過人工加熱加速降解形成輕質(zhì)油和天然氣；殘存于頁巖中的重油和瀝青通過熱裂解形成低碳數(shù)烴，黏度顯著降低。

經(jīng)過多年研究與現(xiàn)場試驗探索，適合地下原位轉(zhuǎn)化的頁巖油，須滿足以下 5個條件：一是頁巖集中段有機質(zhì)豐度要高，TOC平均值大于6%，而且越大越好，另外，有機質(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為好，產(chǎn)液態(tài)烴能力強；二是頁巖集中段厚度一般大于 15 m，凈地比大于0.8；三是頁巖熱演化程度適中，Ro值一般為0.5%～1.0%；四是埋藏深度、分布面積適宜，埋深小于3 000 m，連續(xù)分布面積大于 50 km2；五是頁巖目的層段具有較好的頂?shù)装宸忾]條件，遮擋層厚度應大于2 m，斷層不發(fā)育，且地層含水率小于5%，不存在活動水。

4 頁巖油原位轉(zhuǎn)化的戰(zhàn)略地位

4.1 頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的戰(zhàn)略地位

經(jīng)過近60年的勘探開發(fā)實踐，中國陸上大多數(shù)易發(fā)現(xiàn)又優(yōu)質(zhì)的油氣藏多數(shù)已被找到，且都已投入開發(fā)數(shù)十年。待發(fā)現(xiàn)的常規(guī)油氣資源還占相當大數(shù)量，但多數(shù)分布在現(xiàn)有理論、技術(shù)與資料有價值信息的判讀盲區(qū)內(nèi)，需要認識、技術(shù)創(chuàng)新與研究精細度提高才能找到，做到這一點需要時間準備。

中國的沉積盆地演化與地質(zhì)條件決定了中國是一個非常規(guī)油氣資源比較豐富的國家，且勘探程度比較低，只要堅持技術(shù)創(chuàng)新和管理創(chuàng)新，非常規(guī)油氣資源會在保持中國油氣工業(yè)持續(xù)健康發(fā)展中擔當重任。頁巖層系中賦存著大量滯留液態(tài)烴和未轉(zhuǎn)化有機物，是非常規(guī)石油資源開發(fā)利用的重大接替領(lǐng)域。如能實現(xiàn)頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的商業(yè)開發(fā)利用，將實現(xiàn)從“高點找油”經(jīng)“下洼找油”到“進源找油”的重大進展[11-13]，這會是找油人的“圓夢之旅”，石油工業(yè)由此實現(xiàn)的理論技術(shù)創(chuàng)新，將會推動中國油氣供應安全發(fā)生重大改觀。

賦存于頁巖層中的液體石油，因頁巖本身的孔滲性極差（孔隙度小于3%，滲透率小于1×10-9μm2）而難以流動，可動油飽和度極低，常規(guī)技術(shù)難以商業(yè)開發(fā)利用。地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)可以使頁巖中的滯留液態(tài)烴進一步熱裂解形成輕質(zhì)油和天然氣，也可以使尚未轉(zhuǎn)化的有機物發(fā)生人造熱降解生成油氣的過程。因此，原位電加熱轉(zhuǎn)化技術(shù)是頁巖油規(guī)模效益開發(fā)利用的“殺手锏”技術(shù)。

基于實驗室數(shù)據(jù)和已有地質(zhì)資料，本文評價中國陸相頁巖油資源相當豐富，技術(shù)可采石油資源量約（700～900）×108t，是中國常規(guī)石油技術(shù)可采資源總量的3～4倍。主要分布在鄂爾多斯、松遼和準噶爾3大坳陷型沉積盆地內(nèi)，也是中國油氣生產(chǎn)的主要油氣區(qū)。按照現(xiàn)有頁巖油氣產(chǎn)率數(shù)據(jù)，結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，預測在油價377～409美元/m3（60～65美元/bbl）條件下，中國頁巖油經(jīng)濟可采資源量約（200～250）× 108t，與中國常規(guī)石油技術(shù)可采資源總量相當；天然氣技術(shù)可采資源量約（60～65）×1012m3，是中國常規(guī)天然氣資源總量的3倍[14]。其中鄂爾多斯、松遼和準噶爾3大盆地頁巖油技術(shù)可采資源量約（570～680）×108t（見表2），占陸上頁巖油技術(shù)可采資源總量的80%以上。

表2 鄂爾多斯、松遼、準噶爾盆地頁巖主要地質(zhì)參數(shù)

4.2 頁巖油與致密油的主要區(qū)別

本文提到的頁巖油，是指埋藏深度大于300 m的中低成熟度（Ro值小于1.0%）富有機質(zhì)頁巖層中賦存的石油和多類有機物的統(tǒng)稱，包括地下已經(jīng)形成的石油烴、瀝青和尚未轉(zhuǎn)化的有機物質(zhì)。而致密油則是指儲集在與生油巖間互分布的致密砂巖和致密碳酸鹽巖地層中的石油。

頁巖油與致密油的主要區(qū)別有 3方面：一是烴類物質(zhì)不同。頁巖油包含已轉(zhuǎn)化形成的各類烴和未轉(zhuǎn)化的各類有機物兩部分，是源內(nèi)自生自儲；而致密油全部是鄰近生油巖中生成并排出的石油，是近源他生自儲。二是天然儲滲能力不同。頁巖油儲集層的孔滲都極低（孔隙度小于 3%，滲透率小于 1×10-9μm2）；致密油儲集層的孔滲條件相對較好，孔隙度一般大于6%，多數(shù)在10%以上，但滲透率極低，一般小于1×10-3μm2；三是陸相頁巖層往往塑性大，脆性礦物含量低，利用人工壓裂改造技術(shù)難以形成有效的人造流動通道，所以人工改造后的單井初始產(chǎn)量低，單井累計產(chǎn)油量小，無法實現(xiàn)規(guī)模商業(yè)開采。

美國所稱的頁巖油與致密油與本文所指的頁巖油有所不同，美國所指的頁巖油實際上相當于本文所稱的致密油。此外，美國的頁巖油（致密油）主要產(chǎn)自海相地層，在儲集層的連續(xù)性、分布面積與累計厚度、原油成熟度及油質(zhì)和油氣比等方面均有良好條件（見表 3），所以單井初始產(chǎn)量高，累計產(chǎn)油量較大。美國頁巖油（致密油）的開發(fā)主要使用水平井和多段水力壓裂，這些技術(shù)適合中國陸相致密油的開采，并不適合于頁巖油的開發(fā)。

表3 中國與美國頁巖油地質(zhì)特征及開采技術(shù)差異比較

4.3 重點盆地的頁巖油資源條件與潛力

4.3.1 鄂爾多斯盆地延長組7段頁巖油原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)實性最好

按照頁巖油原位轉(zhuǎn)化選區(qū)條件，鄂爾多斯盆地延長組7段頁巖可滿足原位轉(zhuǎn)化選區(qū)標準。

①富有機質(zhì)頁巖連續(xù)厚度大。據(jù)研究長 7段頁巖段有機質(zhì)豐度大于 6%的平均厚度為 16 m，最大厚度為 60 m，頁巖分布面積約 3×104km2；其中厚度大于20 m的面積占50%，約1.8×104km2，且分布連續(xù)穩(wěn)定[15-16]。

②有機質(zhì)豐度高、類型好。長7段頁巖TOC值為5%～38%，平均值為13.8%；有機質(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為主；氫指數(shù)值較高，最高可達750 mg/g。統(tǒng)計表明，長 7段頁巖氫指數(shù)值平面上大致可以分為 3個區(qū)域，在成熟度相近條件下（Ro值為 0.8%左右），西北部地區(qū)長 7段頁巖發(fā)育區(qū)氫指數(shù)值最高，平均值為 550 mg/g；中部地區(qū)氫指數(shù)值較低，平均值為 350 mg/g；東南部地區(qū)氫指數(shù)居中，平均值為450 mg/g。

③頁巖層中滯留烴含量大。長 7段頁巖的含油量是頁巖原位轉(zhuǎn)化潛力的關(guān)鍵參數(shù)之一，通過密閉取心可以獲得準確參數(shù)。以近期完成的密閉取心井樂85井為例，長7段頁巖Ro值為0.8%，現(xiàn)場測定具有較高含量的游離氣量，最高為1.7 m3/t，平均值為1.0 m3/t；頁巖含油量為8.80～26.77 mg/g，平均值為18.70 mg/g，其中C16-輕質(zhì)組分含量平均為5.54 mg/g，占總含油量的31.4%（見圖4）。

④頁巖殘余生烴潛力大。TOC值大于6%的頁巖殘余生烴潛力為 27.53～132.23 mg/g，平均值為 63.88 mg/g（見圖 4）。

⑤長 7段頁巖含水飽和度和含水率低、不存在活動水。首先，從針對長7段純頁巖段的7口井壓裂試油結(jié)果看，均不產(chǎn)水；其次，從頁巖層系密閉取心樣品分析結(jié)果看，頁巖含水飽和度普遍小于 10%、含水率小于0.3%（見圖4）。這一特點有助于原位轉(zhuǎn)化加熱過程中減少能量耗散，提高熱能利用率。

⑥頁巖成熟度分布適中。盆地長 7段頁巖有機質(zhì)成熟度分布范圍較大，Ro值為0.5%～1.3%。但從有機質(zhì)成熟度平面分布看，小于1.0%的區(qū)域面積較大，約占頁巖總分布面積的90%（見圖5），原位轉(zhuǎn)化潛力大。

⑦熱模擬實驗結(jié)果顯示，長 7段頁巖原位轉(zhuǎn)化潛力大。兩年前在殼牌原位轉(zhuǎn)化實驗室完成了 2組熱模擬實驗：巖心樣品的TOC值為23.7%、Ro值為0.82%、氫指數(shù)值為347 mg/g，模擬結(jié)果是，1 t頁巖的產(chǎn)油量為 36 kg、產(chǎn)氣量為 22.5 m3；露頭樣品的TOC值為24.7%、Ro值為0.51%、氫指數(shù)值為405 mg/g，模擬結(jié)果是，1 t頁巖的產(chǎn)油量為52 kg、產(chǎn)氣量為26 m3。從模擬結(jié)果看，生成的油品均為輕質(zhì)油（見圖 6）。基于實際樣品熱模擬實驗結(jié)果，完成鄂爾多斯盆地長 7段中—低成熟度頁巖原位轉(zhuǎn)化資源潛力評價，表明盆地長 7段頁巖地下原位轉(zhuǎn)化石油技術(shù)可采資源量約（400～450）×108t、天然氣技術(shù)可采資源量約（30～35）×1012m3。在油價 377～409美元/m3（60～65美元/bbl）時，經(jīng)濟可采資源量約（150～180）×108t，是該盆地常規(guī)石油技術(shù)可采資源量的4～5倍，潛力十分巨大。

殼牌對科羅拉多綠河頁巖原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)場先導試驗獲得成功，不僅驗證了地下原位轉(zhuǎn)化加熱器制造工藝成熟、生產(chǎn)流程配套、技術(shù)可行，同時也驗證了實驗室參數(shù)的合理性、用于資源預測的可行性。對比鄂爾多斯盆地長7段頁巖與科羅拉多綠河頁巖，長7段頁巖的含氮量、Ro值、頁巖含水率、活動水以及地面設(shè)施等方面明顯優(yōu)于綠河頁巖（見表 4）。因此，有理由相信鄂爾多斯盆地長7段頁巖原位轉(zhuǎn)化條件比綠河更好。

圖4 鄂爾多斯盆地樂85井延長組7段頁巖綜合柱狀圖

4.3.2 松遼盆地嫩一段頁巖油的基本條件與潛力

松遼盆地白堊系發(fā)育青山口組與嫩江組 2套烴源巖，其中青山口組頁巖為大慶長垣世界級大油田的主力烴源巖。對比青山口組與嫩江組烴源巖，青山口組烴源巖TOC平均值為3.8%、Ro值為0.8%～1.4%；嫩江組烴源巖TOC平均值為4.5%、Ro值普遍小于0.8%，成熟度偏低，頁巖油原位轉(zhuǎn)化潛力相對更好。

松遼盆地嫩江組一段頁巖埋深小于1 400 m，分布面積約2.5×104km2。其中TOC值大于6%的頁巖集中段厚度為 8～12 m，TOC平均值為 7%，分布面積約2×104km2，Ro值為0.4%～0.8%。對比松遼盆地嫩一段和鄂爾多斯盆地長 7段頁巖，松遼盆地嫩一段頁巖氫指數(shù)值更高，是鄂爾多斯盆地長 7段頁巖的 1.73倍（見圖7），頁巖油原位轉(zhuǎn)化潛力值得關(guān)注。

借用鄂爾多斯盆地長 7段頁巖熱模擬結(jié)果進行原位轉(zhuǎn)化潛力評價，松遼盆地嫩一段頁巖原位轉(zhuǎn)化技術(shù)可采資源量：石油為（120～150）×108t、天然氣為（9～10）×1012m3。根據(jù)鄂爾多斯盆地長 7段相似性類比，在油價 377～409美元/m3（60～65美元/bbl）條件下，經(jīng)濟可采資源量至少為（20～25）×108t。

4.4 頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的戰(zhàn)略意義

頁巖油可能是石油工業(yè)下一個“革命者”，如能率先在中國實現(xiàn)頁巖油商業(yè)開發(fā)的突破，不論對提高中國原油自給保障能力，還是引領(lǐng)世界石油工業(yè)未來發(fā)展都具有重要意義。

①頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化技術(shù)突破，將有效解放潛力巨大的頁巖油資源的開發(fā)利用，保障國內(nèi)原油長期穩(wěn)產(chǎn)甚至上產(chǎn)。經(jīng)過一段時間技術(shù)攻關(guān)和先導試驗準備，如技術(shù)與經(jīng)濟性有突破，中國頁巖油原位轉(zhuǎn)化原油產(chǎn)量可望達到年產(chǎn)油2×108t以上，穩(wěn)產(chǎn)期可超過50年。到那時，中國原油對外依存度可以從目前的65%～70%，降至50%以下，安全性會大大改觀。

圖5 鄂爾多斯盆地長7段頁巖Ro分布圖

圖6 鄂爾多斯盆地長7段頁巖模擬實驗結(jié)果

②頁巖油突破的科技含量高，有助于解決低品位石油儲量難以大規(guī)模動用的難題。頁巖油是石油資源開發(fā)利用最具挑戰(zhàn)性的類型，攻克頁巖油瓶頸技術(shù)，可以為特低滲乃至致密儲集層石油、高黏度石油規(guī)模開發(fā)提供可借鑒的技術(shù)手段。目前，頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化已經(jīng)引起國際同行的廣泛關(guān)注，如中國能在頁巖油的規(guī)模開發(fā)利用方面先行一步，將在改變?nèi)蛴蜌夤窬种邪缪葜匾巧?/p>

表4 鄂爾多斯盆地長73亞段頁巖與科羅拉多綠河頁巖主要特征對比

圖7 松遼盆地嫩一段與鄂爾多斯盆地長7段頁巖氫指數(shù)對比圖（HI—氫指數(shù)；Tmax—熱解峰溫）

5 結(jié)論

基于有機質(zhì)生排烴演化機理，富有機質(zhì)頁巖中能成熟并排出母體的液態(tài)和氣態(tài)烴類占頁巖有機物總量的比例很小，相當多的有機物，包括已形成的液態(tài)烴、排烴后留下的重烴/瀝青質(zhì)和尚未轉(zhuǎn)化的未成熟有機質(zhì)，都殘留在頁巖內(nèi)部，如果能夠找到技術(shù)手段實現(xiàn)地下原位轉(zhuǎn)化，就等于在地下建立了數(shù)座煉廠，會向地表輸送源源不斷、品質(zhì)優(yōu)良的油氣，同時把污染物留在地下，實現(xiàn)資源開采與環(huán)境保護的協(xié)調(diào)發(fā)展，這正是本文倡導的真諦。

適宜頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化的頁巖需具備以下條件：①頁巖集中段TOC值大于 6%，且越高越好，有機質(zhì)以Ⅰ和Ⅱ1類最優(yōu)；②Ro值為 0.5%～1.0%；③厚度大于15 m；④埋深小于3 000 m、面積大于50 km2；⑤頁巖段頂?shù)装宸忾]性好；⑥地層含水率小于5%等。

中國陸相頁巖油原位轉(zhuǎn)化資源主要分布在鄂爾多斯、松遼和準噶爾 3大盆地陸相頁巖層系，初步評價地下原位轉(zhuǎn)化石油技術(shù)可采資源量約（700～900）×108t，油價377～409美元/m3（60～65美元/bbl）條件下，經(jīng)濟可采資源量約（200～250）×108t，與常規(guī)石油技術(shù)可采資源總量相當；天然氣技術(shù)可采資源量約（60～65）×1012m3，是中國常規(guī)天然氣資源總量的3倍。其中鄂爾多斯盆地延長組 7段頁巖油原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)實性最好。

推動頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化先在中國開展工業(yè)化試驗、實現(xiàn)商業(yè)化突破，對國內(nèi)石油穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)、技術(shù)升級換代等均有具有革命性的戰(zhàn)略意義。國家應該積極關(guān)注并給予立項研究和先導試驗經(jīng)費支持。