趙文智，胡素云，侯連華，楊濤，李欣，郭彬程，楊智

（中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

2018年中國(guó)的石油對(duì)外依存度已達(dá)70%以上，伴隨國(guó)民經(jīng)濟(jì)發(fā)展，石油對(duì)外依存度可能還會(huì)進(jìn)一步攀升，亟需加大國(guó)內(nèi)石油安全供應(yīng)。然而，國(guó)內(nèi)大多數(shù)已開(kāi)發(fā)主力油田陸續(xù)進(jìn)入產(chǎn)量遞減期；近年大量新增儲(chǔ)量品質(zhì)變差，采收率偏低，單井產(chǎn)量低，穩(wěn)產(chǎn)期短。中國(guó)石油穩(wěn)產(chǎn)難度已經(jīng)很大，上產(chǎn)難度更大，亟待找到有規(guī)模的重大接替資源，從根本上解決中國(guó)原油穩(wěn)產(chǎn)乃至上產(chǎn)的資源保障問(wèn)題[1-6]。中國(guó)陸相頁(yè)巖油資源潛力巨大，在搞清頁(yè)巖油富集機(jī)理、分布特征與開(kāi)采方式以及技術(shù)取得突破基礎(chǔ)上，頁(yè)巖油會(huì)是今后相當(dāng)長(zhǎng)一個(gè)時(shí)期獲取穩(wěn)定石油和天然氣產(chǎn)量的重要領(lǐng)域，將對(duì)中國(guó)原油自給供應(yīng)的長(zhǎng)期安全形成重大支撐[1,3]。

陸相頁(yè)巖油領(lǐng)域的地質(zhì)認(rèn)識(shí)、勘探靶區(qū)選擇、評(píng)價(jià)依據(jù)、技術(shù)與勘探對(duì)策等與傳統(tǒng)油氣勘探差別很大，尚有較大不確定性。目前業(yè)界對(duì)頁(yè)巖油概念與內(nèi)涵的理解，以及對(duì)頁(yè)巖油與致密油關(guān)系的表述較多，差異較大。有些觀點(diǎn)既有交叉又有沖突，極易造成誤導(dǎo)，影響陸相頁(yè)巖油革命進(jìn)程的順利發(fā)展。如不及時(shí)予以明確，不排除因誤導(dǎo)而多走彎路的可能性。為此，筆者及研究團(tuán)隊(duì)圍繞中國(guó)陸相頁(yè)巖油基本類型、地質(zhì)特征、資源潛力、勘探地位及不同類型頁(yè)巖油評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，以及頁(yè)巖油與致密油關(guān)系和邊界等展開(kāi)討論，提出觀點(diǎn)和建議，以期為即將到來(lái)的頁(yè)巖油革命提供借鑒。

1 陸相頁(yè)巖油內(nèi)涵及與北美海相頁(yè)巖油的差異

1.1 陸相頁(yè)巖油的內(nèi)涵

陸相頁(yè)巖油是指埋藏深度大于 300 m、Ro值大于0.5%的陸相富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖層系中賦存的液態(tài)石油烴和多類有機(jī)物的統(tǒng)稱，包括地下已經(jīng)形成的石油烴、各類瀝青物和尚未熱降解轉(zhuǎn)化的固體有機(jī)質(zhì)。頁(yè)巖油不同于油頁(yè)巖油，后者是指埋藏深度小于300 m、含有豐度極高的尚未轉(zhuǎn)化為液態(tài)石油烴的有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖層，其中多數(shù)有機(jī)物以固態(tài)形式存在（見(jiàn)圖1）。

有機(jī)質(zhì)成熟度對(duì)陸相頁(yè)巖油資源的形成具重要控制作用[7]。隨著熱演化程度增加，頁(yè)巖中的有機(jī)質(zhì)會(huì)發(fā)生降解，逐步向油氣轉(zhuǎn)化，烴類數(shù)量呈先增后減變化，形成液態(tài)“石油窗”，進(jìn)而隨溫度升高，液態(tài)烴發(fā)生熱裂解向天然氣轉(zhuǎn)化[1,7-10]。傳統(tǒng)有機(jī)質(zhì)生烴模式主要是針對(duì)常規(guī)油氣藏勘探開(kāi)發(fā)提出的，頁(yè)巖油氣的賦存狀態(tài)與常規(guī)油氣相比存在很大差別，為了更適合于頁(yè)巖油氣賦存狀態(tài)和勘探開(kāi)發(fā)的需要，本文根據(jù)資源類型對(duì)成熟度階段進(jìn)行了重新定義，按成熟度演化階段劃分不同類型頁(yè)巖油分布段：①Ro值小于0.5%為有機(jī)質(zhì)固態(tài)分布段，是油頁(yè)巖賦存窗口；②Ro值為0.5%～1.0%是滯留液態(tài)烴、多類瀝青物排出烴和未轉(zhuǎn)化有機(jī)質(zhì)共存段，是中低成熟度頁(yè)巖油主要賦存窗口，該階段滯留頁(yè)巖中的液態(tài)烴數(shù)量因頁(yè)巖厚度不同，及與圍巖儲(chǔ)集層段組合關(guān)系不同而有較大變化，滯留量最高可達(dá)40%～60%[8-9,11]，未轉(zhuǎn)化有機(jī)質(zhì)可達(dá) 40%～80%；③Ro值為1.0%～1.6%是液態(tài)烴大量生成階段，一般油質(zhì)較輕、氣油比較高，是中高成熟度頁(yè)巖油主要賦存窗口；④Ro值大于1.6%是液態(tài)烴大量裂解和天然氣大量生成階段，是頁(yè)巖氣主要賦存區(qū)（見(jiàn)圖1）。

圖1 陸相頁(yè)巖Ⅰ型、Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)生、排、滯留油模式（據(jù)文獻(xiàn)[1]修改）

1.2 與北美海相頁(yè)巖油的差異

中國(guó)陸相頁(yè)巖油與北美海相頁(yè)巖油在含義、發(fā)育環(huán)境、地質(zhì)特征、部分開(kāi)采方式與評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)等方面均有差異。北美頁(yè)巖油主要發(fā)育于海相頁(yè)巖層系中，多為與富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖間互發(fā)育的碎屑巖、碳酸鹽巖和泥頁(yè)巖致密儲(chǔ)集層中賦存的烴類，主要通過(guò)水平井和體積改造方式進(jìn)行開(kāi)發(fā)生產(chǎn)[10-16]。北美海相頁(yè)巖油具有以下特征（見(jiàn)表1）：①油層連續(xù)性好、厚度相對(duì)較大；②所處熱成熟度窗口偏高（Ro值為 1.0%～1.7%），油質(zhì)輕（密度為 0.77～0.79 g/cm3），氣油比高（一般為50～300 m3/m3）；③TOC值普遍較高（平均值多為3%～5%），油層多存在異常高壓，壓力系數(shù)為1.3～1.8；④儲(chǔ)集層平均孔隙度較高，一般為8%～10%；⑤單井初始產(chǎn)量高（一般為30～60 t/d），單井累計(jì)采出量高（大于4×104t）。中國(guó)陸相頁(yè)巖油分中低成熟度和中高成熟度兩大類，前者在內(nèi)涵、開(kāi)采方式、開(kāi)采技術(shù)與評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)上，不僅與美國(guó)的頁(yè)巖油不同，與中國(guó)的中高成熟度頁(yè)巖油也不同，所以不具可比性。中高成熟度頁(yè)巖油因地質(zhì)特征、開(kāi)采方式與核心技術(shù)等與美國(guó)頁(yè)巖油大致相當(dāng)，可以進(jìn)行對(duì)比。但應(yīng)指出，本文討論的頁(yè)巖油不包含致密油，所以從沉積巖性組合與環(huán)境看，與北美頁(yè)巖油差異也很大。中國(guó)中高成熟度頁(yè)巖油厚度相對(duì)較小，所處熱成熟度窗口以中低為主（Ro值為0.5%～1.1%，主體為 0.75%～1.00%），所以油質(zhì)偏重（密度多大于0.85 g/cm3），氣油比低（小于100 m3/m3，主體為20～60 m3/m3），烴源巖TOC值變化較大，多數(shù)偏低（2%～3%）；單井初始產(chǎn)量變化較大，單井累計(jì)采出量相對(duì)較小。由于目前生產(chǎn)時(shí)間較短，最終單井累計(jì)采出量還難于統(tǒng)計(jì)。本文設(shè)定布倫特油價(jià)為55美元/bbl來(lái)計(jì)算各頁(yè)巖油試采區(qū)要達(dá)到商業(yè)開(kāi)發(fā)條件單井累計(jì)采出量必須達(dá)到的最低值（見(jiàn)表 1）。從目前有限井試采一年或更長(zhǎng)的情況看，單井累計(jì)采出量普遍不高，將是影響陸相中高成熟度頁(yè)巖油是否具備規(guī)模開(kāi)采的重要因素?？傮w看，北美海相頁(yè)巖油厚度較大，油層連續(xù)性較好，處于輕質(zhì)油—凝析油窗口，氣油比較高，具有較高的地層能量，依靠水平井和壓裂技術(shù)，單井可實(shí)現(xiàn)較高初產(chǎn)、較高累產(chǎn)以及平臺(tái)式工廠化作業(yè)生產(chǎn)，可以快速實(shí)現(xiàn)規(guī)模建產(chǎn)，效益比較好[14]。中國(guó)陸相頁(yè)巖油儲(chǔ)集層橫向分布變化大，熱演化程度偏低，加之陸相原油含蠟量偏高和油層厚度偏小，在地層能量、單井日產(chǎn)與單井累計(jì)采出量等方面存在先天不足。所以，甜點(diǎn)區(qū)（段）評(píng)價(jià)和選擇難度較大，未來(lái)發(fā)展規(guī)模尚有較大不確定性。

表1 中高成熟度海相、陸相頁(yè)巖油地質(zhì)條件與經(jīng)濟(jì)性對(duì)比表

2 陸相頁(yè)巖油的基本類型、地質(zhì)特征與典型實(shí)例

2.1 基本類型與地質(zhì)特征

陸相頁(yè)巖油的資源潛力主要取決于陸相頁(yè)巖層系中尚未轉(zhuǎn)化有機(jī)質(zhì)的生烴潛力和已生成尚未排出的滯留液態(tài)烴的數(shù)量。因此，陸相頁(yè)巖油類型的劃分主要依據(jù)有機(jī)質(zhì)豐度和成熟度這兩個(gè)參數(shù)，可劃分為中低成熟度頁(yè)巖油和中高成熟度頁(yè)巖油兩大類型（見(jiàn)圖1），二者地質(zhì)特征明顯不同（見(jiàn)表2）。

表2 中國(guó)陸相頁(yè)巖油分類與特征對(duì)比表

2.1.1 中低成熟度頁(yè)巖油的基本特征

中低成熟度頁(yè)巖油具有可轉(zhuǎn)化資源潛力巨大、滯留液態(tài)烴油質(zhì)偏稠、可動(dòng)油比例偏低、固體有機(jī)物占比較高、常規(guī)壓裂改造技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)商業(yè)開(kāi)發(fā)等特征（見(jiàn)表3）。有機(jī)質(zhì)熱成熟度不高，Ro值多小于1.0%。與中高成熟度頁(yè)巖油在成熟度的上限劃分有交叉，具體情況可根據(jù)研究區(qū)確定。如果一個(gè)探區(qū)頁(yè)巖油以中高成熟度為主，則成熟度上限可適當(dāng)向低值區(qū)移動(dòng)，具體應(yīng)以原油地下流動(dòng)能力和單井累計(jì)采出量來(lái)決定，上限可以取0.9%，不宜太低。中低成熟度頁(yè)巖油以重質(zhì)油、瀝青和尚未轉(zhuǎn)化的有機(jī)質(zhì)為主，靠水平井和壓裂技術(shù)難以獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量，必須采用地下原位加熱轉(zhuǎn)化技術(shù)才能獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量。有機(jī)質(zhì)含量一般大于6%，主體豐度宜在8%～12%，而且越高越好，以保證有足夠多液態(tài)烴和多類有機(jī)物殘留，以滿足地下原位加熱時(shí)有足夠多的烴類生成。有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，以保證加熱條件下向液態(tài)烴轉(zhuǎn)化更容易，且數(shù)量足夠大。頁(yè)巖儲(chǔ)集空間較小，孔隙度多數(shù)小于3%，有機(jī)孔不發(fā)育，主要為黏土礦物晶間孔、碎屑礦物粒間孔、層理縫、微裂縫等（見(jiàn)圖2a1、圖2b1、圖2c1）。地層塑性大、脆性礦物含量少，人工壓裂改造技術(shù)難以形成有效的流動(dòng)通道。

表3 中國(guó)主要含油氣盆地陸相中低成熟度頁(yè)巖油特征參數(shù)表

圖2 中低成熟度和中高成熟度條件下頁(yè)巖熱模擬微觀照片對(duì)比[17]（a系列為不規(guī)則有機(jī)質(zhì)，內(nèi)部發(fā)育裂縫；b系列為塊狀有機(jī)質(zhì)，內(nèi)部不發(fā)育裂縫；c系列為富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖熱模擬模式圖）

2.1.2 中高成熟度頁(yè)巖油的基本特征

中高成熟度頁(yè)巖油具有以成熟的液態(tài)石油烴為主、油質(zhì)較輕、可動(dòng)油比例較高、地質(zhì)資源潛力較大但可采資源總量不確定性較高、依靠常規(guī)水平井和壓裂技術(shù)可開(kāi)發(fā)動(dòng)用等特征（見(jiàn)表2）。有機(jī)質(zhì)熱演化程度較高，Ro值多大于1.0%，以1.0%～1.4%為最佳。在確定一個(gè)探區(qū)頁(yè)巖油的主發(fā)育類型后，中高成熟度頁(yè)巖油Ro值的上限可以調(diào)整至 0.8%～0.9%，但不宜太低，以免油質(zhì)偏重，加之氣油比低，影響原油地下流動(dòng)性，直接影響單井日產(chǎn)量和累計(jì)采出量。頁(yè)巖層系儲(chǔ)集空間較小，孔隙度以 5%～8%為主，高值可達(dá)10%～15%，但占比相對(duì)較小。液態(tài)烴多賦存于頁(yè)巖的頁(yè)理、生烴增壓縫、構(gòu)造縫以及建設(shè)性成巖作用形成的次生孔隙中（見(jiàn)圖2a2、圖2b2、圖2c2），TOC值一般大于2%。以中質(zhì)—輕質(zhì)油為主，保存條件較好情況下的氣油比相對(duì)較高、可流動(dòng)性較好、地層壓力系數(shù)多大于1.2。脆性礦物含量較高，依靠水平井和體積壓裂技術(shù)可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)。中高成熟度頁(yè)巖油是否具有經(jīng)濟(jì)性應(yīng)從 3個(gè)方面評(píng)價(jià)：①單井產(chǎn)量應(yīng)高于單井最小經(jīng)濟(jì)日產(chǎn)量下限標(biāo)準(zhǔn)；②在不同油價(jià)條件下，單井累計(jì)采出量應(yīng)大于最小累計(jì)經(jīng)濟(jì)采出量；③分布面積和地質(zhì)儲(chǔ)量要達(dá)到一定規(guī)模，以保證一旦投入建產(chǎn)，能形成最小規(guī)模產(chǎn)量并能支撐足夠長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)。很顯然，只能在有限井形成經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量、而無(wú)法實(shí)現(xiàn)規(guī)模建產(chǎn)和較長(zhǎng)時(shí)間穩(wěn)產(chǎn)的頁(yè)巖油發(fā)現(xiàn)，一般很難投入生產(chǎn)建設(shè)。

2.2 典型實(shí)例

中國(guó)已發(fā)現(xiàn)的陸相頁(yè)巖油層系集中分布在三疊系、白堊系和古近系。其中，中西部地區(qū)準(zhǔn)噶爾、鄂爾多斯、四川、三塘湖等盆地陸相頁(yè)巖油主要分布在二疊系、三疊系和侏羅系；東部松遼盆地陸相頁(yè)巖油主要分布在白堊系；柴達(dá)木和渤海灣盆地陸相頁(yè)巖油主要分布在古近系[17-29]。

2.2.1 滄東凹陷古近系孔店組二段

滄東凹陷是渤海灣盆地富油凹陷之一，古近系孔店組二段（簡(jiǎn)稱孔二段）是頁(yè)巖油主要發(fā)育段，以中等成熟度頁(yè)巖油為主?？锥纬练e期，滄東凹陷處于亞熱帶半干旱—潮濕環(huán)境，發(fā)育內(nèi)陸封閉咸水湖盆，粗碎屑供給少，湖盆中部是半深湖亞相富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖發(fā)育區(qū)，面積為430 km2，厚度為50～300 m?？锥卧诳v向上分為 4個(gè)小層，富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖主要分布在上部 3個(gè)小層，巖性為碎屑巖、混積巖和碳酸鹽巖，可識(shí)別出長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖、云灰質(zhì)頁(yè)巖、白云質(zhì)頁(yè)巖與混合質(zhì)頁(yè)巖等。TOC值為1.5%～3.5%，干酪根類型主要為Ⅱ1—Ⅱ2型，Ro值為0.5%～1.1%。儲(chǔ)集空間以頁(yè)理縫、微孔和多類裂縫為主，孔隙度主體為 3%～7%，空氣滲透率主體小于 1×10-3μm2。脆性礦物含量為 50%～80%。地層流體壓力以常壓—弱超壓為主，含油飽和度為30%～70%，原油密度多為0.86～0.89 g/cm3，整體上地層條件下流動(dòng)性較差。該區(qū)已有兩口水平井在試采，試采時(shí)間最長(zhǎng)的井是官1702H井，該井從2018年5月28日開(kāi)始試采，至今已超過(guò)1年，累計(jì)采出原油7 983 t，累計(jì)產(chǎn)氣 45.5×104m3[28-29]（見(jiàn)圖3）。根據(jù)目前遞減趨勢(shì)，預(yù)計(jì)該井累計(jì)采出油量可達(dá)2.65×104t，經(jīng)濟(jì)性處于盈利和非盈利邊界附近，需要通過(guò)降低成本或提高累計(jì)采出量才可能實(shí)現(xiàn)規(guī)模開(kāi)發(fā)。

2.2.2 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部沙丘河—奇臺(tái)隆起區(qū)，在侏羅紀(jì)末—白堊紀(jì)末曾發(fā)生強(qiáng)烈抬升，導(dǎo)致地層大量剝蝕。盡管頁(yè)巖油發(fā)育于二疊系蘆草溝組，但原油熱成熟度并不高，這可能是該區(qū)頁(yè)巖油實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)的重要制約因素。吉木薩爾凹陷中二疊世為近海湖泊環(huán)境，間歇性海水注入使湖泊生物群體死亡，有利于有機(jī)質(zhì)富集保存，凹陷中心是半深湖亞相富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖發(fā)育區(qū)，面積 1 086 km2，厚度為 50～160 m[19]。蘆草溝組在縱向上分為 6個(gè)層段，富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖主要發(fā)育在“上甜點(diǎn)段”和“下甜點(diǎn)段”。巖性為泥頁(yè)巖、碳酸鹽巖和粉細(xì)砂巖，夾泥灰?guī)r和凝灰?guī)r。TOC值多大于3.5%，Ⅱ型干酪根為主，Ro值為0.6%～1.1%。發(fā)育溶孔、晶間孔、層理縫、微裂縫。孔隙度主體為6%～14%，空氣滲透率多小于0.1×10-3μm2，含油飽和度為 80%～90%，脆性礦物含量在 85%以上，以常壓—弱超壓為主，原油密度平均為0.88～0.92 g/cm3，整體上地層條件下的原油流動(dòng)性較差。目前該區(qū)已有試采井15口，累計(jì)試采超過(guò)一年的井共9口，單井累計(jì)采油1 110～20 343 t，其中試采時(shí)間最長(zhǎng)的吉172H井，單井初期日產(chǎn)69.5 t，已經(jīng)試采5年多，累計(jì)采出油量2.03×104t。根據(jù)投入產(chǎn)出關(guān)系計(jì)算，該區(qū)頁(yè)巖油在布倫特油價(jià)55美元/bbl條件下，埋深在3 800 m以淺的地區(qū)單井累計(jì)采出量需大于3.5×104t，埋深在3 800 m以深的地區(qū)單井累計(jì)采出量需達(dá)到（3.8～4.2）×104t?？傮w看，經(jīng)濟(jì)性是決定吉木薩爾凹陷頁(yè)巖油能否投入規(guī)模開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

2.2.3 鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組

圖3 渤海灣盆地滄東凹陷官1702H井試采曲線

鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組發(fā)育中低成熟度頁(yè)巖油為主，中高成熟度頁(yè)巖油為輔。不論從發(fā)育條件還是資源規(guī)?？?，都是中國(guó)頁(yè)巖油地下原位轉(zhuǎn)化最有潛力和最具代表性的地區(qū)。晚三疊世延長(zhǎng)組沉積期，湖盆水域?qū)掗煟谘娱L(zhǎng)組7段（簡(jiǎn)稱長(zhǎng)7段）沉積期發(fā)育了一套半深湖—深湖相黑色頁(yè)巖、暗色泥巖，呈北西—南東向展布，面積約5×104km2。其中，黑色頁(yè)巖主要發(fā)育在長(zhǎng)7段底部，連續(xù)厚度大，一般為30～60 m，最厚可達(dá)130 m[17-18]。TOC值為6%～38%，平均值為13%，Ro值為0.7%～1.1%，平均生烴強(qiáng)度為560×104t/km2，總有效生烴量約1 300×108t。經(jīng)排烴以后，仍有巨量的液態(tài)石油烴滯留在頁(yè)巖層內(nèi)。頁(yè)巖孔隙度主體為2%～3%，含油飽和度70%～90%，脆性礦物含量 40%左右。頁(yè)巖頁(yè)理、砂質(zhì)紋層和顯微紋層發(fā)育，頁(yè)巖油主要賦存于片狀層理面或與之平行的微裂縫中。地層壓力系數(shù)為 0.6～0.8，原油密度 0.84～0.86 g/cm3。中國(guó)石油已經(jīng)決定在鄂爾多斯盆地選擇靶區(qū)開(kāi)展中低成熟度頁(yè)巖油地下原位加熱轉(zhuǎn)化先導(dǎo)試驗(yàn)，如獲突破，將會(huì)給中低成熟度頁(yè)巖油商業(yè)開(kāi)發(fā)帶來(lái)巨大推動(dòng)作用，也必將成為中國(guó)陸相頁(yè)巖油革命的先驅(qū)。

3 不同類型陸相頁(yè)巖油資源潛力與勘探地位

陸相頁(yè)巖油是中國(guó)石油勘探從“源外”進(jìn)入“源內(nèi)”以后，最具發(fā)展?jié)摿Φ姆浅Ｒ?guī)油氣資源類型，是中國(guó)陸上最具戰(zhàn)略性的接替資源[7]。根據(jù)原位轉(zhuǎn)化熱模擬實(shí)驗(yàn)產(chǎn)出油氣量[1]、中國(guó)主要含油氣盆地中符合頁(yè)巖油原位轉(zhuǎn)化的頁(yè)巖TOC值、Ro值和滯留油量[1]分布數(shù)據(jù)，中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院評(píng)價(jià)中國(guó)中低成熟度頁(yè)巖油技術(shù)可采資源量約為（700～900）×108t；中高成熟度頁(yè)巖油因試采井較少，試采時(shí)間較短，尚難評(píng)估頁(yè)巖油經(jīng)濟(jì)可采資源總量。初步估算，依靠水平井和體積改造技術(shù)，中國(guó)中高成熟度頁(yè)巖油地質(zhì)資源量約100×108t。

中低成熟度陸相頁(yè)巖油雖然在中國(guó)陸上主要含油氣盆地均有分布，但資源主體分布在鄂爾多斯、松遼和準(zhǔn)噶爾 3大盆地?，F(xiàn)有的實(shí)驗(yàn)室分析數(shù)據(jù)和國(guó)外已進(jìn)行的先導(dǎo)試驗(yàn)結(jié)果顯示，通過(guò)地下原位加熱轉(zhuǎn)化，可以將頁(yè)巖中的石油烴、多類瀝青和固體有機(jī)物大規(guī)模轉(zhuǎn)化為輕質(zhì)油、凝析油和天然氣，同時(shí)在頁(yè)巖層中產(chǎn)生主要沿頁(yè)理發(fā)育的縫網(wǎng)系統(tǒng)和超壓，從而在頁(yè)巖內(nèi)部形成人工有效排烴驅(qū)替系統(tǒng)，最終獲得高品質(zhì)原油。原位加熱轉(zhuǎn)化頁(yè)巖油，可實(shí)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。

適合地下原位轉(zhuǎn)化的富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖，需要具備以下條件：頁(yè)巖集中段TOC值一般為6%～8%或更高，Ro值為0.5%～1.0%，頁(yè)巖段厚度大于15 m，埋深小于3 000 m，面積大于50 km2，頁(yè)巖段頂?shù)装宸忾]性好，地層含水率小于5%[1,30]。初步評(píng)價(jià)油價(jià)60～65 美元/bbl條件下，中低成熟度陸相頁(yè)巖油經(jīng)濟(jì)可采資源量約為（200～250）×108t，與常規(guī)石油技術(shù)可采資源總量相當(dāng)；天然氣技術(shù)可采資源量約為（60～65）×1012m3，是中國(guó)常規(guī)天然氣資源總量的 3倍。其中，鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組 7段頁(yè)巖油原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)實(shí)性最好，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(jià)60～65 美元/bbl條件下，經(jīng)濟(jì)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；松遼盆地白堊系嫩江組一段是頁(yè)巖油原位轉(zhuǎn)化的重要層段，頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，熱演化程度較低，具有比鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組 7段更高的氫指數(shù)，地下原位轉(zhuǎn)化潛力值得高度重視（見(jiàn)圖4、圖5）。借用鄂爾多斯盆地長(zhǎng) 7段頁(yè)巖熱模擬結(jié)果進(jìn)行潛力評(píng)價(jià)，松遼盆地嫩江組一段頁(yè)巖原位轉(zhuǎn)化石油技術(shù)可采資源量為（120～150）×108t、天然氣技術(shù)可采資源量為（9～10）×1012m3。在油價(jià)60～65 美元/bbl條件下，經(jīng)濟(jì)可采資源量至少在（20～25）×108t[1]。

應(yīng)該指出，要實(shí)現(xiàn)中國(guó)中低成熟度頁(yè)巖油商業(yè)開(kāi)采的技術(shù)突破，還面臨一些科學(xué)問(wèn)題亟待解決：①富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖形成與分布機(jī)理，如高TOC值頁(yè)巖段沉積古環(huán)境學(xué)特征與生物過(guò)度繁盛控制因素不明，富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖頁(yè)理形成的機(jī)理與控制因素待落實(shí)，富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖層內(nèi)有機(jī)質(zhì)類型分布及非均質(zhì)性分布控制因素與環(huán)境學(xué)響應(yīng)不清等；②原位轉(zhuǎn)化的動(dòng)力學(xué)機(jī)制及最佳轉(zhuǎn)化條件，如熱轉(zhuǎn)化條件下有機(jī)質(zhì)與無(wú)機(jī)礦物間相互作用及動(dòng)力與阻力消長(zhǎng)關(guān)系待明確，頁(yè)巖有機(jī)物轉(zhuǎn)化的最佳物理化學(xué)窗口與轉(zhuǎn)化條件等需研究；③工程技術(shù)問(wèn)題的解決方法有待于進(jìn)一步探索，如千米級(jí)地下加熱高恒溫控制技術(shù)及穩(wěn)定性待攻關(guān)，電加熱管材料與制造技術(shù)需探索，小井眼與小井距（5～8 m）準(zhǔn)確定位水平井鉆井技術(shù)及控制系統(tǒng)需現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)檢驗(yàn)等。陸相中低成熟度頁(yè)巖油能否進(jìn)入商業(yè)開(kāi)發(fā)周期，核心是以井組累計(jì)采出量能否形成商業(yè)規(guī)模、單井和井組產(chǎn)量規(guī)模是否有經(jīng)濟(jì)規(guī)模以及井下加熱系統(tǒng)的耐久性是否支撐經(jīng)濟(jì)開(kāi)采的最小時(shí)限為前提。應(yīng)通過(guò)先導(dǎo)試驗(yàn)，攻關(guān)核心技術(shù)裝備，形成自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的關(guān)鍵技術(shù)。同時(shí)，落實(shí)“甜點(diǎn)”區(qū)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，并探索優(yōu)化最佳工藝流程，以加快推進(jìn)中國(guó)陸相頁(yè)巖油革命盡早到來(lái)。

圖4 松遼盆地白堊系嫩江組頁(yè)巖綜合柱狀圖（TOCt—實(shí)測(cè)TOC值；TOCc—計(jì)算TOC值）

圖5 鄂爾多斯盆地三疊系長(zhǎng)7段（a）和松遼盆地白堊系嫩一段（b）頁(yè)巖地球化學(xué)參數(shù)比較

中高成熟度陸相頁(yè)巖油主要分布在擁有較高地溫場(chǎng)的中東部含油氣盆地，主體在松遼、渤海灣等盆地。如前述，利用水平井和體積改造技術(shù)，可實(shí)現(xiàn)中高成熟度頁(yè)巖油規(guī)模性開(kāi)采?？傮w上，中國(guó)中高成熟度頁(yè)巖油分布范圍較小，埋藏深度較大，規(guī)模較為有限。初步估算，中高成熟度頁(yè)巖油地質(zhì)資源量約100×108t，經(jīng)濟(jì)可采資源尚待試采結(jié)果確認(rèn)單井累計(jì)采出量是否可以達(dá)到經(jīng)濟(jì)門限后再定。

要實(shí)現(xiàn)中國(guó)陸相中高成熟度頁(yè)巖油規(guī)模商業(yè)開(kāi)采，還需要在選區(qū)條件和評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)上進(jìn)一步把嚴(yán)關(guān)口：①要在TOC值為3%～5%的頁(yè)巖層系選擇甜點(diǎn)和試采靶區(qū)，保證地層中有足夠滯留烴量和較高的地層能量；②Ro值大于1.0%，氣油比太低和油質(zhì)偏重都不利于原油的地下流動(dòng)性，會(huì)直接影響單井累計(jì)采出量；③油層單層厚度為5～10 m、累計(jì)厚度為25～30 m，保證單井控制儲(chǔ)量的規(guī)模性和經(jīng)濟(jì)性；④單井產(chǎn)量和單井累計(jì)采出量均要達(dá)到經(jīng)濟(jì)門限。中國(guó)陸相中高成熟度頁(yè)巖油要實(shí)現(xiàn)規(guī)模開(kāi)發(fā)，尚面臨一些科學(xué)技術(shù)問(wèn)題亟待解決：①“甜點(diǎn)區(qū)”評(píng)價(jià)優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)需要在試采中逐步建立；②儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，有利巖性巖相帶的巖性組構(gòu)特征、地球化學(xué)量化指標(biāo)與測(cè)井響應(yīng)參數(shù)需要邊探索邊明確；③針對(duì)中國(guó)陸相頁(yè)巖油特點(diǎn)的井眼軌跡與儲(chǔ)集層改造方案設(shè)計(jì)亟待優(yōu)化；④頁(yè)巖油總體流動(dòng)性較差、單井產(chǎn)量低，低成本提高單井產(chǎn)量和累計(jì)采出量的工藝技術(shù)與開(kāi)發(fā)方式需要?jiǎng)?chuàng)新。堅(jiān)持“長(zhǎng)水平井段、小井距、密切割、大規(guī)模體積改造”是目前主導(dǎo)技術(shù)方向。同時(shí)，需要積極探索沿水平層理分布的“頁(yè)巖油直井、小井距、密切割、規(guī)模體積改造”方案的可行性，目標(biāo)是提高單井產(chǎn)量和單井累計(jì)采出量，同時(shí)降低成本。

4 陸相頁(yè)巖油與致密油的關(guān)系與邊界

2018年5月1日國(guó)家頒布了致密油礦種和定義，界定儲(chǔ)集在覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于 0.1×10-3μm2的致密砂巖、致密碳酸鹽巖或混積巖等致密儲(chǔ)集層中的石油資源。頁(yè)巖油是指產(chǎn)自于富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖層中的石油資源，包括地下已經(jīng)形成的石油烴、瀝青和尚未轉(zhuǎn)化的有機(jī)質(zhì)。頁(yè)巖油與致密油存在兩方面區(qū)別[1]：①烴類物質(zhì)不同，頁(yè)巖油包含已轉(zhuǎn)化形成的石油烴、瀝青物和未轉(zhuǎn)化的固體有機(jī)質(zhì)，是源內(nèi)自生自儲(chǔ)，而致密油全部是從鄰近頁(yè)巖地層中生成并排出的石油，是近源聚集；②天然儲(chǔ)滲能力不同，頁(yè)巖油儲(chǔ)集層的孔滲相對(duì)較低，一般孔隙度小于3%，滲透率小于1×10-9μm2，致密油儲(chǔ)集層的孔滲條件相對(duì)較高，孔隙度一般大于6%，多數(shù)在10%以上，滲透率一般小于1×10-3μm2。

陸相頁(yè)巖油與致密油在相帶分區(qū)、巖性組合與開(kāi)采技術(shù)等方面存在明顯差異：①沉積相邊界不同，頁(yè)巖油以發(fā)育于半深湖—深湖相為主，致密油主要發(fā)育于與烴源頁(yè)巖毗鄰接觸的寬緩坳陷湖盆的淺湖—半深湖相區(qū)[31-32]和由重力流垮塌沉積形成的空間位置與頁(yè)巖油相疊置的深湖—半深湖相區(qū)；②巖性邊界清晰，靜水環(huán)境形成的頁(yè)巖層系中以頁(yè)巖、泥質(zhì)巖和化學(xué)沉積巖為主，富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖占比一般大于 70%，致密油儲(chǔ)集層以牽引流和重力流形成的細(xì)粒碎屑巖及生物成因碳酸鹽巖為主，非烴源巖占比一般大于 70%；③技術(shù)邊界明確，中低成熟度頁(yè)巖油關(guān)注頁(yè)巖中滯留烴和未轉(zhuǎn)化有機(jī)質(zhì)兩類物質(zhì)，聚焦于滯留烴降黏、改質(zhì)和有機(jī)物人工熱轉(zhuǎn)化，“地下煉廠”建造是中低成熟度、富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖油地下原位開(kāi)采的重要技術(shù)路線。中高成熟度頁(yè)巖油和致密油開(kāi)發(fā)則關(guān)注致密儲(chǔ)集層中已聚集的可動(dòng)液態(tài)烴數(shù)量、地層能量與原油品質(zhì)等，聚焦于儲(chǔ)集層物性條件與人工改造縫網(wǎng)系統(tǒng)的建造?？傊?yè)巖油與致密油宜獨(dú)立分列，不宜合二為一。

5 結(jié)論與建議

以成熟度控制陸相富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖生排烴演化階段為基礎(chǔ)，明確中國(guó)發(fā)育中低成熟度和中高成熟度頁(yè)巖油兩大類，其中中低成熟度頁(yè)巖油是主體，初步評(píng)價(jià)技術(shù)可采資源量為（700～900）×108t；60～65美元/bbl條件下經(jīng)濟(jì)可采資源量約（200～250）×108t。一旦通過(guò)先導(dǎo)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，地下原位轉(zhuǎn)化配套技術(shù)與經(jīng)濟(jì)性開(kāi)采過(guò)關(guān)，將帶來(lái)陸相頁(yè)巖油革命。中高成熟度頁(yè)巖油地質(zhì)資源量也較大，約100×108t，但技術(shù)與經(jīng)濟(jì)可采量則尚難確定，需通過(guò)試采落實(shí)單井日產(chǎn)、累計(jì)采出量與甜點(diǎn)區(qū)儲(chǔ)量規(guī)模后，方能確定。

中國(guó)陸相中低成熟度頁(yè)巖油在開(kāi)采方式、使用技術(shù)和評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)等方面有其特殊性，不能與中高成熟度頁(yè)巖油對(duì)比。后者與北美海相頁(yè)巖油也有很大差異，總體看，中國(guó)中高成熟度頁(yè)巖油在油層連續(xù)性、厚度與分布規(guī)模、烴源巖成熟度、原油品質(zhì)、氣油比與地層壓力等方面有先天不足。因此，在確定中高成熟度頁(yè)巖油資源規(guī)模與資源經(jīng)濟(jì)性時(shí)，既要看單井日產(chǎn)量是否經(jīng)濟(jì)，更要看單井累計(jì)采出量是否經(jīng)濟(jì)。同時(shí)也要對(duì)資源規(guī)模給予足夠關(guān)注，以保證最小有經(jīng)濟(jì)性規(guī)模的建產(chǎn)與支撐足夠長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)。建議下一步選區(qū)評(píng)價(jià)要滿足高有機(jī)質(zhì)豐度、高熱演化程度（Ro值大于1.0%）、高單井產(chǎn)量、高累計(jì)采出量這幾個(gè)條件。

頁(yè)巖油與致密油在相帶分區(qū)、巖性組合及使用技術(shù) 3方面存在明顯不同，可依據(jù)巖性組合與相帶分布區(qū)分致密油與頁(yè)巖油，將二者并行存立，獨(dú)立劃分。