天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 6: 745 - 760

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.016

天然气地质学

中国页岩气地质和地球化学研究的若干问题

  • 戴金星 ,
  • 董大忠 ,
  • 倪云燕 ,
  • 洪峰 ,
  • 张素荣 ,
  • 张延玲 ,
  • 丁麟
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  • 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
董大忠（1962-），男，四川广元人，教授级高级工程师，博士，主要从事油气资源与发展战略、页岩气地质理论技术及勘探实践等研究.E-mail:
倪云燕（1977-），女，浙江乐清人，高级工程师，博士，主要从事油气地球化学研究.E-mail: .

戴金星（1935-），男，浙江温州人，中国科学院院士，教授级高级工程师，主要从事天然气地质与地球化学研究.E-mail: .

收稿日期: 2020-05-10

  修回日期: 2020-05-21

  网络出版日期: 2020-06-17

基金资助

国家自然科学基金(41472120)

中国石油天然气股份有限公司科技项目(2013B-0601)

国家科技重大专项(2017ZX05035)

国家科技重大专项(2016ZX05003-002)

收起

Some essential geological and geochemical issues about shale gas research in China

  • Jin-xing DAI ,
  • Da-zhong DONG ,
  • Yun-yan NI ,
  • Feng HONG ,
  • Su-rong ZHANG ,
  • Yan-ling ZHANG ,
  • Lin DING
Expand
  • Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China

Received date: 2020-05-10

  Revised date: 2020-05-21

  Online published: 2020-06-17

Fold

本文亮点

近年来，中国页岩气研究和工业化生产获得极大发展，丰富了中国天然气地质学理论和增加了国内天然气生产供应。今后页岩气在中国天然气工业中要上更大台阶，研究解决以下4个地质和地球化学问题意义重大：①中国要突破当前单一的经济页岩气层组。美国已在29个盆地发现至少30套经济页岩气层组，但中国仅有一个盆地（四川盆地）发现1套经济页岩气层组（五峰组—龙马溪组），需要突破当前单一层组。②经济页岩气层组的R O区间值及气田的R O段值。中国经济页岩气层组的R O区间值为3.31%，气田的R O段值为2.34%，两值均较小；美国的气层组R O区间值为4.1%，气田R O段值为3.5%，两值均较大。美国一些腐泥型页岩气田发现在R O值为1.0%~1.3%的生油窗高阶段内，中国要注意处于该段值中的页岩气田勘探；同时要开辟煤系泥页岩气勘探。③气田的持续高产期。世界首个商业化开发的页岩气大气田（Barnett）实际生产显示，年产量达100×108 m3的高产期预测约为20年。中国页岩气田开发尚处在建产阶段。④断裂在页岩气保存与开发中的作用。断裂对页岩气的富集与否具双重性。美国页岩气盆地构造稳定而断裂较少，而中国页岩气盆地构造活跃且断裂发育。总体上断裂对中国页岩气弊大于利，断裂使连续分布的五峰组—龙马溪组碎块化，限制了气田面积。

本文引用格式

戴金星 , 董大忠 , 倪云燕 , 洪峰 , 张素荣 , 张延玲 , 丁麟 . 中国页岩气地质和地球化学研究的若干问题[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(6) : 745 -760 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.05.016

Highlights

Recently, shale gas research and industrial production in China have been greatly developed, which has enriched the theory of natural gas geology in China and increased the supply of domestic natural gas production. In the future, shale gas will obtain great achievements among the developments of natural gas industry in China. The following four geological and geochemical issues about the exploration and research of shale gas has great

significance

(1) China has to break through the single economic shale gas formation. The United States found at least 30 sets of economic shale gas formations in 29 basins. To date, only one basin in China (Sichuan Basin) has found one set of economic shale gas formation (Wufeng-Longmaxi formations). (2) Interval R O value of the economic shale gas formations and segment R O value of the gas fields. The interval R O values are 3.31% for the economic shale gas formation in China and 4.1% for that in USA; the segment R O values are 2.34% for the gas fields in China and 3.5% for that in USA. The former values are small and the latter values are big. A number of shale gas fields derived from sapropelic sources in the United States were found in the oil generation window with R O of 1.0%-1.3%. So shale gas exploration in China also needs to pay attention to this stage. At the same time, attentions should be paid to the exploration of shale gas derived from humic sources. (3) The continuous high-yield period of gas field. The world's first commercially developed shale gas field (Barnett) shows a high-yield forecast of 100×108 m3 per year of about 20 years.Development of shale gas field in China is still in the construction stage. (4) The role of fracture in shale gas preservation and development. The fault has dual effect on the enrichment of shale gas. In the United States, tectonic in the shale gas basin is stable and faults are few, while in China structures in the shale gas basin are active and faults are developed. Therefore, faults have more harm than good to the shale gas in China, which caused the fragmentation of the continuously distributed Wufeng-Longmaxi formations, limiting the area of gas field.

0 引言

“页岩气革命”源于美国，有两大创新：其一在理论上，勘探开发天然气从储层移师至页（泥）岩气源岩；其二在经济上，美国从天然气净进口国跃变为出口天然气的产气大国，页岩气成为产量之冠。
2018年美国页岩气产量为6 244×108 m3［1］，占该国天然气总产量的64.71%。页岩气储量占该国天然气总储量的67.92%。美国目前稳坐世界天然气产量头把交椅，主要原因包括：一是页岩气产量不断提高，如2008年产气量为599×108 m3，2018年产气量是2008年的10.4倍；二是页岩气剩余可采储量不断增加而丰富，2018年达9.688 3×1012 m3［1］；三是经济页岩气层组（具有商业开采价值、储量和面积的页岩气地层）多且展布盆地多：美国在29个盆地的古生界—中生界发现至少30套经济页岩气层组。以上有利条件为美国页岩气大突破奠定了基础。美国页岩气勘探开发取得巨大成果，是近2个世纪来勘探上不断探索、研究上不断深入、开发上不断突破的结果。美国页岩气发展经历了4个阶段［2］：①1821—1978年，偶然发现阶段；②1978—2003年，认识创新与技术突破阶段；③2003—2006年，水平井与水力压裂技术推广应用阶段（大发展阶段）；④2007年以来，全球化发展阶段。
中国页岩气勘探和开发经历时间仅为美国的约1/10，可分为3个阶段：①2003—2008年，学习借鉴阶段；②2009—2012年，选区评价与探井实施阶段；③2013年以来，规模建产阶段［3］。尽管中国页岩气勘探开发历史短，但也取得重大进展：至2018年底中国累计探明页岩气地质储量为10 455.67×108 m3，占全国天然气总地质储量的6.9%；2018年产页岩气108.8×108 m3，占全国产气总量的6.8%。随着时间的推进，中国页岩气在全国天然气储量和产量中的比例将逐渐上升。
为了促进中国页岩气的更大发展，本文拟对中美页岩气勘探开发对比分析，从地质和地球化学研究角度探讨中国页岩气勘探开发中亟待解决的若干科学问题，借他山之石为我所用。

1 中国要突破当前单一的经济页岩气层组

1.1　中国经济页岩气层组及盆地均单一

中国目前仅在四川盆地及其毗邻南缘地区发现一个经济页岩气层组（五峰组—龙马溪组）（图1），若要使页岩气在中国天然气工业中发挥更大作用，必须在中国更多盆地寻找和发现更多经济页岩气层组。中国有在更多盆地（图2）发现更多经济页岩气层组（表1）的有利地质条件。由图1和表1可见：四川盆地及其紧邻的南缘和东南缘发现并探明储量、面积和产量的五峰组—龙马溪组经济页岩气层组，同时还有在海相筇竹寺组和陡山沱组等、海陆过渡相梁山组—龙潭组、陆相须家河组和自流井组等页岩探井中发现页岩气显示。威5井筇竹寺组页岩产气量为2.46×104 m3/d［4］；新页2井在须家河组五段页岩中产气量为4 811 m3/d［5］；在四川盆地之东宜昌地区陡山沱组页岩产气量为5.53×104 m3/d（鄂阳页2HF井）、牛蹄塘组页岩产气量为7.84×104 m3/d（鄂阳页1HF井）［6］。这些踪迹显示四川盆地南东缘是中国突破单一经济页岩气层组及其盆地的有利地区。由图2和表1可见，中国富有机质海相、海陆过渡相和陆相页岩分布广泛，地质上展布年代长（从古近纪至元古代的12个系），多达43层组，因此，为勘探突破单一经济页岩气层组及其盆地提供了优良的地质条件。
图1 四川盆地及其毗邻南缘地区五峰组—龙马溪组和页岩气田分布特征

Fig.1 Distribution map of the Wufeng-Longmaxi formations and shale gas fields in the Sichuan Basin and its adjacent southern areas

图2 中国主要富有机质黑色页岩分布特征

Fig.2 Distribution map of the major organic rich black shale in China

表1 中国主要盆地或地区重要页岩和经济页岩气层组有关参数

Table 1 Relevant parameters of important shale and economic shale gas formations in major basins or regions of China

沉积类型 盆地或地区 页岩地层 时代 面积/km2 厚度/m TOC/% 有机质类型 热成熟度(R O)/%
海相 华北地区 平凉组 O2 p 15 000 50~392.4 0.10~2.17 I—II 0.57~1.5
洪水庄组 Pt3 jx >20 000 40~100 0.95~12.83 I 1.10
下马岭组 Pt3 jx >20 000 50~170 0.85~24.30 I 0.60~1.65
四川盆地及南方地区 旧司组 C1 j 97 125 50~500 0.61~15.90 I—II 1.34~2.22
应堂组—罗富组 D2-3 y—D2-3 l 236 355 50~1 113 0.53~12.10 I—II 0.99~2.03
五峰组—龙马溪组 O3 w—S1 l 389 840 23~847 0.41~25.73 I—II 1.60~4.91
筇竹寺组 ∈1 q 873 555 20~465 0.35~22.15 I 1.28~5.20
陡山沱组 Z2 d 290 325 10~233 0.58~12.00 I 2.00~4.50
塔里木盆地 印干组 O3 y 99 178 0~120 0.50~4.40 I—II 0.80~3.40
萨尔干组 O2-3 s 101 125 0~160 0.61~4.65 I—II 1.20~4.60
玉尔吐斯组 ∈1 y 130 208 0~200 0.50~14.21 I—II 1.20~5.00
羌塘盆地 布曲组 J2 b 79 830 25~400 0.30~9.83 Ⅲ 1.79~2.40
夏里组 J2 x 114 200 78~713 0.13~26.12 Ⅱ 0.69~2.03
肖茶卡组 T3 x 141 960 100~747 0.11~13.45 Ⅱ 1.13~5.35
海陆过渡相 四川盆地 梁山组—龙潭组 P1 l—P2 l 18 900 20~170 0.50~12.55 Ⅲ 1.80~3.00
滇东—鄂西 龙潭组 P2 l 132 000 20~200 0.35~6.50 Ⅲ 2.00~3.00
中—下扬子 龙潭组 P2 l 65 700 20~600 0.10~12.00 Ⅲ 1.30~3.00
华南地区 龙潭组 P2 l 84 400 50~600 0.10~10.00 Ⅲ 2.00~4.00
鄂尔多斯盆地 山西组 P2 sh 250 000 30~180 0.50~31.00 Ⅲ 0.60~3.00
太原组 P1 t 250 000 30~180 0.50~36.79 Ⅲ 0.60~3.00
本溪组 C2 b 250 000 30~180 0.50~25.00 Ⅲ 0.60~3.00
渤海湾盆地 二叠系 P 200 000 20~160 0.50~3.00 Ⅲ 0.50~2.60
石炭系 C 200 000 20~180 0.50~3.00 Ⅲ 0.50~2.80
准噶尔盆地 滴水泉组—巴山组 C1 d—C2 b 50 000 120~300 0.17~26.76 Ⅲ 1.6~2.626
陆相 松辽盆地 青一段 K1 q 1 184 673 50~500 0.40~4.50 Ⅰ—Ⅱ 0.50~1.50
青二段、青三段 K1 q 2-3 164 538 25~360 0.20~1.80 Ⅱ 0.50~1.40
渤海湾盆地 沙一段 E3 s 1 8 816 50~250 0.80~27.30 Ⅱ2 0.70~1.80
沙三段 E3 s 3 8 874 10~600 0.50~13.80 Ⅰ—Ⅱ1 0.40~2.00
沙四段 E3 s 4 7 911 10~400 0.80~16.70 Ⅱ1 0.60~3.00
四川盆地 须家河组 T3 x 1 41 800 50~300 1.00~4.00 Ⅲ+Ⅱ2 1.60~3.60
T3 x 3 45 000 20~100 1.50~8.00 Ⅲ 1.20~3.60
T3 x 5 63 900 10~200 1.00~9.00 Ⅲ 1.20~3.30
自流井组 J1-2 zh 90 000 40~180 0.80~2.00 Ⅰ—Ⅱ1 0.60~1.60
鄂尔多斯盆地 长7段 T3 ch 7 37 000 10~45 0.30~36.22 Ⅰ—Ⅱ1 0.60~1.16
长9段 T3 ch 9 14 000 10~15 0.36~11.30 Ⅰ—Ⅱ1 0.90~1.30
吐哈盆地 西山窑组 J2 x 18 870 100~600 0.50~20.00 Ⅲ 0.40~1.6
八道湾组+三工河组 J1 b-s 20 050 100~600 0.50~20.00 Ⅲ 0.50~1.80
塔里木盆地 克孜勒努尔组 J2 k 130 480 50~700 1.90~15.86 Ⅲ 0.60~1.60
阳霞组 J1 y 83 400 40~120 2.50~20.00 Ⅲ 0.40~1.60
塔里奇克组 T3 t 125 500 100~600 15.50~23.70 Ⅲ /
黄山街组 T3 h 133 450 200~550 1.00~30.00 Ⅲ 0.60~2.80
准噶尔盆地 西山窑组 J2 x 90 500 25~250 0.50~20.00 Ⅲ 0.50~2.30
三工河组 J1 s 93 430 25~240 0.50~31.00 Ⅲ 0.50~2.40
八道湾组 J1 b 97 100 50~350 0.60~35.00 Ⅲ 0.50~2.50
乌尔禾组 P2-3 w 63 400 50~450 0.70~12.08 Ⅰ—Ⅱ1 0.80~1.00
夏子街组 P2 x 57 200 50~150 0.41~10.80 Ⅰ—Ⅱ1 0.56~1.31
风城组 P1 f 31 800 50~300 0.47~21.00 Ⅰ—Ⅱ1 0.54~1.41

1.2　美国多经济页岩气层组及盆地保障了其世界产气之冠地位

图3展示了美国主要的经济页岩气层组及其盆地［7］：美国在29个盆地发现至少30套经济页岩气层组。美国经济页岩气层组有如下特点：①分布在古生界和中生界7个系（∈、O、D、C、P、J、K）海相地层中。②除阿巴拉契亚盆地和福特沃斯盆地外，经济页岩气层组仅分布在盆地的部分地区。③储量大和产量高的或地质资源量和可采资源量大的经济页岩气层组分布在美国中部和东部的前陆盆地和克拉通盆地［8］（表2），科迪勒拉山脉中众多裂谷型盆地中经济页岩气层组则表现为页岩气储量小且产量相对低。以2018年为例，中部和东部8个盆地9个经济页岩气层组总剩余可采储量为9.565 5×1012 m3，年共产页岩气6 144×108 m3[1,9]（表3），分别占美国经济页岩气总可采储量和总年产量的98.73%和98.40%。④一般一个盆地发现1个或2个经济页岩气层系，但面积大的盆地可发现多个页岩气层系，如阿巴拉契亚盆地发现了至少4个（Marcellus、Uitca、Ohio、Antrim）页岩气层系（图3）。其中Marcellus组是美国目前储量最大年产量最高的经济页岩气层组（表3）；Antrim组是美国最早开发的页岩，19世纪30年代就开始开发，在1980年代早期就有10 000口井，年产气（30~40）×108 m3［2］。⑤与常规超大型气田相似，超大型经济页岩气层组对一个国家的天然气工业具有重大意义［10］。常规大气田根据储量分为大型[（300~1 000）×108 m3]、特大型[（0.1~1.0）×1012 m3]和超大型（1.0×1012 m3以上）。目前未见根据储量对经济页岩气层组的分类，笔者在此采取类比法按储量级别，把经济页岩气层组也划分为与之对应的大型、特大型和超大型。例如Marcellus组、Haynesville组和Wolfcamp组都是超大型经济页岩气层组，对美国页岩气生产具有举足轻重的作用（表3）。
图3 美国主要页岩气盆地气田分布［7］

Fig.3 Distribution of major shale gas basins in the United States［7］

表2 美国中、东部主要盆地经济页岩气层组相关参数

Table 2 Relevant parameters of economic shale gas formations in major basins in the middle and eastern United States

盆地

经济页岩

气层组

 时代 面积/（104 km2） 深度/m 净厚度/m TOC/% 有机质类型 R O/% 2018年产气量/(108 m3/a)［1,8,9］
阿巴拉契亚 Ohio D3 4.14 600~1 500 9~30 0~4.7 I—II 0.4~1.3 34(1999年）
Marcellus D2 2.5 914~4 511 15~61 3.0~12.0 II、Ⅲ 1.5~3.0 2 152
Utica O3 1.3 2 500 30~50 2.5 II 2.2 651
二叠 Wolfcamp P 17.4 2 500~3 000 60~2 150 2.0~9.0 I、II1 0.7~1.5 934
阿科马 Fayetteville C1 2.3 457~2 591 6~61 4.0~9.8 I、II1 1.2~4.5 142
Woodford D3 1.2 1 220~4 270 37~67 1.0~14.0 I、II1 1.1~3.0 368
福特沃斯 Barnett C1 1.7 1 981~2 591 15~60 2.0~6.0 II1 1.1~2.1 340
路易斯安那 Haynesville J 2.3 3 048~4 511 61~91 0.7~6.2 I、II1 2.2~3.2 736
西湾 Eagle Ford K2 0.3 1 220~4 270 61 4.3 II 0.5~2.0 566
阿纳达科 Woodford D3 0.18 3 500~4 420 60 4.0~7.0 II 1.1~3.5 375
密执安 Antrim D1 0.3 183~671 21~37 1.0~2.0 I 0.4~0.6 22
伊利诺斯 New Albany D3－C1 11.13 180~1 500 30~122 1.0~25.0 II 0.4~0.8 8.5(2011年）
威利斯顿 Bakken D3－C1 1.69 1 370~2 290 20~50 10.0~20.0 II 0.7~1.3 243
表3 美国主要经济页岩气层组及其盆地近五年来页岩气年产量和储量［1,9］

Table 3 Annual production and reserves of the major economic shale gas formations in the United States and their basins in the past five years［1,9］

盆地 经济页岩气层组 2014 2015 2016 2017 2018
产量 储量 产量 储量 产量 储量 产量 储量 产量 储量
/(1012 m3)
Appalachian Marcellus 0.138 8 2.392 8 0.164 2 2.058 6 0.178 4 2.381 4 0.195 4 3.505 6 0.215 2 3.825 6
Fort Worth Barnett 0.051 7 0.688 8 0.045 3 0.482 0 0.039 6 0.475 7 0.034 0 0.543 7 0.034 0 0.487 0
Western Gulf Eagle Ford 0.053 3 0.669 8 0.062 3 0.555 8 0.059 5 0.642 8 0.053 8 0.775 9 0.056 6 0.872 2
Texas-Louisiana Salt Haynesville/Bossier 0.039 6 0.470 1 0.039 6 0.362 6 0.042 5 0.368 1 0.051 0 1.016 6 0.073 6 1.265 8
Arkoma,Anadarko,S.OK Woodford 0.024 0 0.470 0 0.028 3 0.526 0 0.031 1 0.572 0 0.036 8 0.637 1 0.036 8 0.606 0
Arkoma Fayetteville 0.029 3 0.330 7 0.026 1 0.202 2 0.019 8 0.178 4 0.017 0 0.201 0 0.014 2 0.169 9
Appalachian Utica/Pt.Pleasant 0.012 5 0.180 8 0.028 3 0.352 0 0.040 0 0.438 9 0.048 1 0.750 4 0.065 1 0.676 8
Permian Basin Wolfcamp,Cline 0.008 5 0.085 7 0.048 1 0.540 9 0.062 3 0.903 3 0.093 4 1.322 4
Williston Bakken/Three Forks 0.019 8 0.288 8 0.025 5 0.339 8
小计 0.349 2 5.203 0 0.402 6 4.624 9 0.459 0 5.598 2 0.518 2 8.622 4 0.614 4 9.565 5
其他页岩气 0.031 5 0.451 5 0.028 1 0.347 5 0.022 3 0.342 6 0.008 2 0.096 4 0.010 0 0.122 8
美国所有页岩气 0.380 7 5.654 5 0.430 7 4.972 4 0.481 3 5.940 8 0.526 4 8.718 8 0.624 4 9.688 3

1.3　中美经济页岩气层组对比及启示

1.3.1　经济页岩气层组仅分布在部分盆地中

目前美国已发现具经济页岩气层组的盆地29个，占该国面积≥35 000 km2的31个沉积盆地［11］的93.5%，盆地发现经济页岩气层组率为90.3%。中国有面积≥35 000 km2的沉积盆地16个［11］，目前仅发现具经济页岩气层组的盆地1个（四川盆地），盆地发现经济页岩气层组率为6.3%。因此，中国在沉积盆地发现具经济页岩气层组的盆地潜力大，今后可发现一批经济页岩气层组。

1.3.2　储量大产量高的经济页岩气层组分布在构造稳定或相对稳定的大盆地

由图3、表2和上文可知：美国储量大产量高的经济页岩气层组分布在构造稳定或相对稳定的大盆地中，例如：阿巴拉契亚盆地、二叠盆地、得克萨斯州和路易斯安那州之间的Salt盆地等。因此，中国四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地也有利发育储量大产量高的经济页岩气层组。

1.3.3　超大型经济页岩气层组是勘探研究的主攻大目标

美国Marcellus组、Wolfcamp组和Haynesville组是超大型经济页岩气层组（表3），是美国页岩气产，储量的骄子。中国五峰组—龙马溪组有超大型经济页岩气层组预兆，中国今后争取探明几个超大型经济页岩气层组是主攻目标，这样才能使页岩气成为中国天然气工业重要支柱之一。

2 经济页岩气层组的R O区间值

2.1　页岩气田R O及其经济页岩气层组R O的关系

中国仅有五峰组—龙马溪组一个经济页岩气层组，该层组井下的R O值最小为1.6%（黔浅1井）［12］，最大为4.91%，而盆地外露头区最小值为1.28%［13］，区间值为3.31%。至2019年底在五峰组—龙马溪组中共发现4个气田（涪陵、长宁—昭通、威远和威荣），R O值为2.1%~4.44%（表4，图4），均是过成熟阶段的裂解气［14,15］。由上可见：页岩气田R O值只是该经济页岩气层组R O区间值中的一段值可称为气田段值。
表4 五峰组—龙马溪组页岩气田相关井R O值

Table 4 R O values of the related wells in the shale gas field of Wufeng-Longmaxi formations

气田 地质储量/（108 m3） 井号 井深/m R O/% 气田 地质储量/（108 m3） 井号 井深/m R O/%
长宁—昭通 1 361.8 宁211 2 313~2 341 3.2 威远 威202 2 591 2.4
宁201 2 463.1~2 500 3.15~3.62 威204 3 519.3~3 536 2.4~2.5
宁203 2 130~2 400 3.15~3.24 自201 3 659.3~3 671 2.1~2.2
昭101 1 700~1 760 4.08~4.44 自202 3 628.3~3 648.2 2.3~2.4
昭104 2 035~2 037 3.4 涪陵 6 008.14 焦页1 2 408~2 416 2.9
昭104 2 117.5 3.3 焦页8—2 2 622 3.1
YSL1-1H 2 002~2 028 3.2 焦页4 2 609.35 3.85
YS109 2 180~2 210 2.18~3.8 焦页1 2 395~2 535.3 2.57~3.78
威远 1 838.95 威201 1 520~1 523 2.1 焦页1 2 370~2 416 2.20~3.06
图4 中国和美国主要经济页岩气层组及其气田R O对比

Fig.4 Comparison of the R O values of major economic shale gas formations and their gas fields in the China and the United States

美国热成因页岩气田（区）的R O值也是该经济页岩气层组区间值中的一段值（图4），例如：阿科马盆地Fayetteville页岩R O的区间值为1.5%~4.5%（表2，图4），页岩气田R O段值为2.0%~3.0%［16］，阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩的R O区间值为0.5%~4.0%，其有2个页岩气核心区：在盆地西南部核心区，R O段值为1.0%~2.0%，东部为干气，而西部是干气—凝析油气；在盆地东北部R O段值为2.0%~3.0%，产干气［8,17］。Marcellus页岩R O值在0.5%~1.0%区间则产油。福特沃斯盆地Barnett和西墨西哥湾盆地Eagle Ford中页岩气田（核心区）的段值也均是位于上述2项经济页岩气层组R O区间值中（图4）。但未熟阶段生物气型页岩气，不属热成因气，是生物化学成因气，经济页岩气层组（Antrim和New Albany）R O区间值小［18］，不具热成因页岩气R O区间值和气田R O段值的关系（图4）。

2.2　腐泥型页岩生油窗高阶段内的页岩气

腐泥型烃源岩生油窗系指液态烃能够大量生成并保存区间，其R O值上、下限一般确定为0.5%~1.3%［19,20］。当R O值达到1.3%~2.0%，烃源岩进入湿气—凝析油阶段，此时液态烃生成量降低，而气态烃的生成量则迅速增加［20］，烃源岩处于成气阶段。以上说明腐泥型烃源岩形成热解气为主的阶段在生油窗之后，即R O≥1.3% 时期。
但美国发现的一些页岩气在R O<1.3%之前即为“生油窗”的高阶段。图5 ［21］为福特沃斯盆地Barnett页岩组油、气井分布与R O关系图。从图5可知：R O值在1.1%~1.3%的传统生油窗高阶段以发现页岩气井为主，R O值为0.6%~1.1%的Barnett页岩因处于生油窗而生油，湿气在R O值为1.1%~1.4%区域，干气在R O>1.4%的区域。ZUMBERGE等［16］认为Barnett页岩产气区R O值在1.0%~2.0%区域，也就是说R O值为1.0%就开始生成页岩气。Marcellus页岩R O值为1.0% 区域也产页岩气［8,17］、Eagle Ford页岩R O值为1.2%地区亦产页岩气。西加拿大盆地富有机质的Davernay组，R O值在1.01%~1.20%之间产湿气和凝析油气，R O值在1.21%~2.00%之间产干气型页岩气［8］。以上说明北美地区经济页岩气层组在“生油窗”高阶段即R O值在1.0%~1.3%之间有一定的产页岩气规模。关于生油窗R O值上限降低而成为页岩气成气区的原因，未见有关研究，这应是个重要研究课题，可能和页岩沉积相[22,23]和有机组分等多种综合因素相关。笔者推测Barnett页岩有机组分以腐泥型为主，但含相对较高的5%腐殖组可能是其原因之一，由于腐殖组成烃以气为主以油为辅而没有生油窗［24,25］，含一定量腐殖组的腐泥型源岩会使生油窗R O下限值变小。
图5 Fort Worth盆地Barnett页岩成熟度［21］

Fig.5 Maturity distribution map of the Barnett shale in the Fort Worth Basin［21］

2.3　中美页岩气R O对比及其启示

2.3.1　中美页岩气田R O及中国有利勘探区

由表1、表2和图4可见：中国仅有五峰组—龙马溪组一个经济页岩气层组，其R O区间值为3.31%，气田R O段值为2.34%，页岩气为过熟裂解干气；美国至少有30个经济页岩气层组，从表2和图4可知几个重要经济页岩气层组R O值为0.4%（Antrim和New Albany）~4.5%（Fayetteville），区间值为4.1%。美国页岩气田：①R O段值为0.4%~0.8%，R O区间值为0.4%，以生物化学成因气为主，即为生物气和过渡带气；②R O段值为1.0%~4.5%，R O区间值为3.5%，为热解气和裂解气。由上分析对比可见：中国R O区间值和R O段值小，气的类型少，仅有过成熟裂解气；而美国R O区间值和R O段值大，气的类型多，有生物气、热解湿气、裂解干气。中国要发挥页岩气在天然气工业上的更大作用，必须勘探扩大经济页岩气层组R O区间值和气田R O段值；要勘探突破生物气型和热解湿气型页岩气。
柴达木盆地三湖坳陷第四系涩北组R O值为0.25%~0.47%，暗色泥岩平均累计厚度达1 000 m，有利生气范围近15 000 km2，其中最有利生气范围约为4 500 km2，总生气量为680 661×108 m3。由于涩北组构造不发育，仅在坳陷北部台南、涩北一号、涩北二号发育低缓背斜探明生物气型大气田［26,27］。此外，广布的涩北组无圈闭而产状平缓，故涩北组源岩成气后难于运移聚集，而是找生物气型页岩气十分有利的地区。预测渤中坳陷具强烈气测异常的高压东营组泥页岩是低熟型页岩气的有利层组。
从经济页岩气层组R O区间值和气田的R O段值分析，中国重要页岩中平凉组、旧司组、应堂组—罗富组、筇竹寺组、印干组、萨尔干组、玉尔吐斯组、肖茶卡组和风城组，是有利的勘探湿气型和干气型页岩气层组（表1）。

2.3.2　中国生油窗高阶期勘探页岩气探讨

陆相成油是中国石油地质一个重要特点。中国陆相泥页岩成熟度低（R O值为0.4%~1.3%）［28］，主要处于生油窗阶段，如表1中松辽盆地青一段、青二段、青三段，渤海湾盆地沙一段、沙二段、沙三段，鄂尔多斯盆地长7段、长9段，准噶尔盆地夏子街组和风城组，从R O分析这些重要泥页岩正处于生油窗期或稍跨入生气期。如果按北美在R O值为1.0%~1.3%也可探明页岩气的标准，上述这些重要泥页岩勘探页岩气领域就扩大了，这是值得重视的。例如鄂尔多斯盆地长7段目前已探明页岩油大油田了，如果R O值在1.0%~1.3%之间（图6）［29］可找页岩气的话，也将可探明相当量的页岩气。松辽盆地青一段、青二段、青三段（表1）的生油窗高阶段也可能是页岩气有利区。
图6 鄂尔多斯盆地长7段R O（%）等值线

Fig.6 R O(%) contour map of Chang 7 member in the Ordos Basin

2.4　勘探研究煤系经济页岩气层组

至今世界上发现和开发的页岩气田都在腐泥型经济页岩气层组中。综上所述及由图4可见页岩气田既在热演化R O值为1.0%~4.4%期，也在生物地球化学作用期。煤系或腐殖型泥页岩成烃以气为主以油为辅［24,25,30,31,32］，在热演化中没有生油窗，也就是说R O值在0.5%~1.3%之间也处于生气窗中，同时生物化学作用期也生气，所以煤系暗色泥页岩是“全天候”气源岩，是勘探发现煤系经济页岩气层组及其气田有利层位，但至今世界上未发现这种类型经济页岩气层组。目前煤成气是中国探明储量和产量最多的气种［30］，所以中国煤系中泥页岩是好的气源岩，故具有勘探发现煤系经济页岩气层组及其气田的优越条件。从表1可见：龙潭组、山西组、太原组、本溪组、滴水泉组—巴山组、须家河组、西山窑组、八道湾组、三工河组、克孜勒努尔组、阳霞组、塔里奇克组、黄山街组均是发现煤系经济页岩气层组有利目标。上述一些组在鄂页1井、云页1井和SMO-5井分别获得1.95×104 m3/d、2.00×104 m3/d和0.67×104 m3/d的页岩气流，牟页1井获得1 256 m3/d稳定页岩气流［33］，显示出中国将有煤系经济页岩气层组的预兆。

3 世界首个页岩气大气田开发启示

3.1　Barnett页岩气田勘探开发历程

美国自1821年偶然发现页岩气以来，经历了近200年的发展才实现了页岩气大规模商业化开发［34］。Barnett页岩气田作为美国页岩气勘探开发的“先驱者”，基本上完整地见证了这一发展历程，对其深入研究将对中国页岩气勘探开发具有重要启示作用。
Barnett页岩气田位于美国Fort Worth盆地（图5），是一个东部边缘陡且东为深坳陷、西南为抬升的大型前陆盆地（图7）［34,35］，面积约为38 100 km2。Barnett页岩为下石炭统一套富含有机质和硅质的黑色页岩，厚度为15~305 m，在盆地东北部厚度较大（图7），一般为90~305 m，埋藏深度为1 982~2 592 m［36］。1981年10月15日，Mitchell能源公司在Newark East区带钻探的C. W. Slay#1井在Barnett页岩下段取得页岩气突破并首次发现Barnett页岩气田［37］。1990年，Barnett页岩气田正式开发生产。2000—2010年，核心区Newark East页岩气田成为美国当时最大的天然气产区。2004年，美国地质调查局（USGS）评价认为Barnett页岩气田可采资源量为7 560×108 m3，而Newark East页岩气田的可采资源量为4 134×108 m3，占页岩气可采资源总量的55%［38］。至2006年前后，有162家公司对Barnett页岩气田开展勘探开发。Barnett页岩气田开发成功具有里程碑意义，推动了美国页岩气勘探开发的蓬勃发展和重大突破，在全球掀起了页岩气勘探开发的热潮。
图7 美国Fort Worth 盆地Barnett页岩气田地质剖面（剖面位置见图5）［35］

Fig.7 Geological section map of Barnett shale gas field in the Fort Worth Basin, United States (the section position is shown in Fig.5)［35］

3.2　Barnett页岩气田产量变化与趋势

纵观Barnett页岩气田的勘探开发史，页岩气产量变化大致可以划分为3个阶段：早期沉寂期（1981—2000年）、中期迅猛增长期（2001—2012年）和后期缓慢下降期（2013年以来）（图8）。早期阶段，由于钻完井等技术尚未取得突破，仅钻探少数垂直生产井300余口，产量微乎其微。2001—2012年，随着压裂液、水平钻井和分段压裂技术等工艺的突破与“工厂化”作业模式的应用，钻井数量激增（表5），此时Barnett页岩气田的产量开始出现井喷式增长，由2001年总产量33×108 m3迅速增加到2012年产量峰值521×104 m3，成为世界第一个页岩气大气田。2012年产量峰值时累计钻井数量17 922口，年钻井1 531口（表5）［36,39,40］，其中98%为水平井。目前，Barnett页岩气田产量受钻井数量、成本和“甜点区”范围等因素制约而平稳递减（图8），处于开发后期阶段，产量平均年递减幅度为6.52%，图8揭示Barnett页岩气田产量约以40×104 m3/a的速度由峰值产量逐年递减。至2019年的产量为249×104 m3，不足高峰期2012年产量的50%。按此预测，Barnett页岩气田保持年产量100×108 m3以上高峰期约为20年（图8）。
图8 美国Fort Worth盆地Barnett页岩气田产量统计直方图［36,39,40］

Fig.8 Production statistics histogram of Barnett shale gas field in Fort Worth Basin, USA［36,39,40］

表5 Barnett页岩1990—2019年页岩气产量与钻井数统计［36,39,40］

Table 5 Statistics of the shale gas production and drilling wells of Barnett shale in 1990-2019［36,39,40］

时间/年 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
当年钻井数/口 0 1 0 1 6 11 8 4 7 9 20 18 14 27 42 76 56 74 72 77
累计钻井数/口 0 1 1 2 8 19 27 31 38 47 67 85 99 126 168 244 300 374 446 523
产量/（108 m3） 1 2 3 3 4 6 8 9 11 13
时间/年 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
当年钻井数/口 109 517 789 938 877 1 085 1 606 2 560 2 921 1 637 1 804 1 025 1 531 1 506 1 002 850 602 513 461 453
累计钻井数/口 632 1 149 1 938 2 876 3 753 4 838 6 444 9 004 11 925 13 562 15 366 16 391 17 922 19 428 20 430 21 280 21 882 22 395 22 856 23 309
产量/（108 m3） 19 33 53 74 90 121 171 266 398 440 458 511 521 480 444 381 324 293 271 249

3.3　Barnett页岩气田“规模效益”特征

与常规气井相比，页岩气单井具有相对成本高、产量低和开采时间长的特点，页岩气的效益区往往主要集中在页岩区带的核心区，但整个页岩气区具有“规模效益”特征。据统计，Barnett页岩气田单井产量以低产井为主，其中60%的井单井产量无利可图。截至2019年底，累计生产页岩气5 408×108 m3，平均单井产量3 400×104 m3［36,39,40］。其中核心区水平井单井产量平均为3.23×104 m3/d，平均单井最终可采储量（EUR值）为8 500×104 m3，具有一定的经济效益；而外围区，水平井单井产量平均为0.99×104 m3/d，平均单井EUR值为3 400×104 m3，基本上无效益。
目前Barnett页岩气田产量已过峰值期，总体呈现缓慢下降趋势。2019年底，累计投产井数23 309口（表5），由于核心区范围等因素制约，随后投产井数逐年递减，预计2030年投产不足300口（图9），总投产气井29 217口［36］。在此过程中，钻完井的数量和成本急剧下降，而页岩气井的产量下降相对缓慢，能够有效地缓冲前期的投资成本。图9 [41]预计2030年Barnett页岩气田日产量可达7 362.4×104 m3/d，与核心区平均单井产量相近，整体上Barnett页岩气田具有良好的“规模效益”。
图9 Barnett页岩气田1995—2030年（预计）投产井数与产量变化［41］

Fig.9 Production well number and production change from 1995 to 2030 (estimated) in the Barnett shale gas field［41］

4 断裂与页岩气的保存和开发

北美地台整体稳定，页岩气盆地构造运动比较简单、一次抬升、断裂较少；中国页岩气盆地构造运动复杂、多次抬升、断裂发育［42,43］。北美页岩气盆地的保存条件比中国的优越。

4.1　断裂对页岩气富集与否的控制作用

所谓断裂包括断层和裂缝，断裂对页岩气的富集与否具有双重性：一是可以对页岩气储层进行改造，形成有利于储存天然气的裂缝网络；二是对页岩气藏及其顶底板的破坏作用，导致天然气的逸散而使页岩含气量减少，影响页岩气的保存。断裂对页岩气藏顶底板的破坏，改变了顶底板岩石的孔渗性，产生通畅运移通道。页岩气顶底板的封闭性与常规天然气盖层一样，稳定连续分布的顶底板对页岩气有更好的封闭性。据吕延防等［44］研究，断层对盖层的破坏实质上是减小了盖层的连续封盖面积和厚度，当断层垂直断开盖层或以错动方式将盖层完全断开，均相当于盖层的连续性范围减少了，这类断层越多，盖层连续分布的面积就越小，封盖油气的能力也就越弱；盖层的裂缝发育，也相当于形成了油气穿盖层向上运移的通道，实际上是减小了盖层的有效封盖面积，盖层封闭性减弱。因此，后期断裂的发育对页岩气的富集弊大于利。与北美相对稳定的构造环境相比，中国含油气盆地均经历了多期构造运动的叠加改造，尤其是中国南方大陆构造隆升剥蚀强烈，断裂极其发育，导致页岩气保存条件复杂［45］。断裂对页岩气藏的控制在四川盆地表现显著，如威荣页岩气田，位于川西南低褶构造带威远构造和自流井背斜之间的白马镇向斜内，受威远大型穹窿背斜的控制和制约，区内构造平缓，断裂不发育，仅在向斜外有与自流井背斜伴生的北东向断层，五峰组—龙马溪组页岩埋深大（3 550~3 880 m）、分布稳定，并未受到断裂的破坏，保存条件好，含气量较高（2.3~5.05 m3/t）［46］；而渝东南濯河坝地区，断裂高度发育，五峰组—龙马溪组页岩含气量普遍较低（0.32~2.54 m3/t）［47］。涪陵页岩气田主体在焦石坝似箱状断背斜，位于齐岳山断裂西侧，构造顶部宽缓、两翼陡倾，主体部位构造稳定，断裂不发育，断裂主要发育于焦石坝地区东侧及西南侧边缘（图10）［4,48］。该页岩气田总体保存条件好，但断裂对页岩的含气量有影响，如位于构造宽缓区的焦页1井、焦页2井、焦页4井五峰组—龙马溪组页岩含气量较高，测井解释的优质页岩气层平均含气量分别为6.03 m3/t、6.46 m3/t、5.93 m3/t，而位于断裂附近的焦页5井为4.72 m3/t［49］。焦页3井尽管测井解释的平均含气量也较高，但在实际钻井中，焦页３井以及西侧焦页9-3井等靠近断裂井钻进过程中却发生了漏失、溢流、含气量降低等现象，其原因可能是边部断层及其附近大型高角度构造裂缝发育、保存条件变差所致［48］。
图10 四川盆地涪陵页岩气田焦石坝背斜构造变形带划分（据文献［4］补充）

Fig.10 Division diagram of tectonic deformation zone of the Jiaoshiba anticline in the Fuling shale gas field, Sichuan Basin (supplemented according to Ref.[4])

由图10可见，构造变形及断裂发育程度无疑会对页岩气富集程度产生明显影响，构造的后期改造成为页岩气区带评价的重要指标。马永生等［4］对涪陵页岩气田焦石坝背斜不同构造变形区页岩的孔隙度、含气性、单井产量统计进行了区带分类，认为Ⅰ类变形带：地层产状平缓，构造简单，孔隙度大于4.6%，含气量大于6.0 m3/t，单井平均无阻流量大于50×104 m3/d；Ⅱ类变形带：构造变形较复杂，断裂封堵性较好，孔隙度大于4.0%，含气量大于6.0 m3/t，单井平均无阻流量大于40×104 m3/d；Ⅲ类变形带：构造变形较复杂，断裂封堵性较差，平均孔隙度为3.8%，平均含气量为5.5 m3/t，单井平均无阻流量小于20×104 m3/d；Ⅳ类变形带：构造复杂，断裂封堵性差，平均孔隙度为2.9%，平均含气量为5.0 m3/t，单井平均无阻流量小于10×104 m3/d。

4.2　断裂对页岩气开发的影响

断裂不仅影响页岩的含气量，同时对开发也有不同程度的影响。北美页岩气区开发中根据不同的岩性组合来选择有利开发区块。Barnett页岩硅质和钙质含量高，对压裂敏感，有利开发，但在断裂区，断裂沟通顶底板，水力压裂易导致流体沟通断层，影响压裂效果，因此开发要远离断裂带［50］。Fayetteville页岩富有机质页岩与燧石、粉砂岩、灰岩薄层互层为特征，微裂缝为有利开发区，受逆冲的影响，断层封堵和切割页岩储层，限制了流体的运移，不利于水力压裂规模实施，开发也需要避开断裂带［50］。福特沃斯盆地Newwark East页岩气田在重要断层带附近，Barnett页岩都发生了强烈的破裂，形成的天然裂缝被方解石胶结而处于闭合状态，削弱了断层带内Barnett页岩的物理完整性，从而使水力压裂液及其能量可以沿着断层面进入下伏的碳酸盐岩，在距断层带仅为152.4 m的位置钻了些井，但未成功获得天然气［51］。
中国页岩气田开发受断裂影响也比较明显，如四川盆地涪陵页岩气田页岩气产能相对高的井基本分布于焦石坝构造主体部位，产能相对低的井则紧靠大耳山断裂带，统计表明靠近断裂发育带已测试井的平均产量为17.1×104 m3/d，只有主体区的49.01%［49］。同时产能相对较低井具有钻井漏失量大、实测压力略偏低等特征，说明断裂附近的宏观裂缝对页岩气产能没有积极的贡献，反而造成页岩气逸散导致含气丰度和单井产量降低，断裂带对单井产量影响深度范围可达5~6 km［4,49］。又如川东南的丁山构造龙马溪组，丁页１井离齐岳山断裂更近，造成气体部分侧向逸失更多，后期压裂产量仅有3.4×104 ｍ3/d，而远离断裂的丁页2井产量达到10.2×104 ｍ3/d［45］。

4.3　断裂对页岩气赋存状态和渗流的影响

页岩气以吸附气、游离气和水溶气形式赋存于页岩孔隙和裂缝中，主要是吸附气和游离气，溶解在页岩孔隙束缚水或沥清中的溶解气只占极少部分［52,53］。页岩的吸附能力符合Langmuir单分子层吸附理论模型［53］，页岩气藏吸附气模拟实验揭示，吸附气含量与气藏压力具有正相关性，相关系数可达99%［54,55］。断裂对页岩气藏的破坏，实质上是地层压力的释放过程，如四川盆地涪陵页岩气区在断裂不发育的稳定区，地层压力系数为1.67，而在断裂发育的复杂构造区地层压力系数为0.93［56］。因此，当断层断开页岩层或顶底板时，伴生的构造裂缝，使气藏压力降低，导致吸附气解吸成游离气释放到孔缝空间或者逸散，吸附气量减少、游离气增加，如果保存条件差，游离气逸散导致页岩气藏的总含气量降低，如涪陵气田断裂不发育区测井解释含气量为5.93 m3/t，断裂发育区为4.25 m3/t［56］。
若断裂作用使页岩储层具有丰富构造裂缝，则可增加天然裂缝的密度，有利于改善储层的渗透性。页岩储层非均质性强，水平渗透率远高于垂直渗透率，水平扩散能力较垂直扩散能力强，在同等条件下，水平扩散系数为垂直扩散系数的1.23~27.21倍［57］。储层中微裂缝的发育可以显著提高气体扩散能力，根据川南龙马溪组页岩微裂缝与扩散能力关系研究，发育有可见微裂缝的页岩样品水平扩散系数为无可见微裂缝样品的62.5~322.2倍，发育有可见微裂缝的页岩样品垂直扩散系数为无可见微裂缝样品的3.54~25.10倍［57］。可见裂缝的存在大大改善了页岩储层的渗流能力，但也并非裂缝越多越好，如果裂缝过于发育，独立封闭体系容易遭受破坏，页岩气很容易通过裂缝散失［42］。
综上所述，断裂对页岩气的富集和开发影响比较大，同时对经济页岩气层组是否可连续、连片成大区域聚气形成页岩气大气田有重要作用。中国页岩气区经多期构造活动改造，被碎块化，从而大大影响页岩气藏的规模和增加开发难度，这是与北美页岩气稳定的地质条件相比的不足之处。

5 结论

中国页岩气在天然气工业中要上更大台阶，勘探、研究中应重点解决4个地质和地球化学问题：
（1）突破单一的经济页岩气层组：美国在29个盆地发现至少30套经济页岩气层组。中国仅有一套经济页岩气层组（五峰组—龙马溪组）产气，需要突破当前的单一层组，若能发现更多套经济页岩气层组，势必会使中国产出更多的页岩气而成为天然气工业的重大支柱。目前世界发现的都是腐泥型经济页岩气层组及其气田。中国产气最多储量最大是煤成气，故煤系泥页岩是好气源岩，应加强勘探和研究煤系经济页岩气层系，开发新类型页岩气。
（2）经济页岩气层组的R O区间值及其气田的段值：中国的R O区间值为3.31%， R O段值为1.75%，两值较小，产出为过熟裂解干气型页岩气。美国的R O区间值为4.1%， R O段值为3.4%，两值较大，产出为高和过熟的湿气型和干气型页岩气。中国缺湿气型页岩气，应加强勘探和研究。美国一些重要腐泥型页岩气田，发现在R O值为1.0%~1.3%生油窗高阶段页岩中，中国要注意对该段值中是否有页岩气田的勘探和研究，包括鄂尔多斯盆地长7段、长9段，松辽盆地青一段、青二段、青三段R O值为1.0%~1.3%层位中的页岩气田。
（3）世界第一个开发的页岩气大气田（Barnett）的启示：1981年发现，1990年开发，2012年高峰期产气521×108 m3，当年钻井1 531口，累计钻井17 922口，是多井低产气田，至2019年底累积产气5 408×108 m3，累积投产井总数达23 309口。预测气田年产100×108 m3以上高峰期还可持续20年。
（4）断裂和页岩气的保存与开发具有重要关系：断裂（断层和裂缝）对页岩气的富集与否具双重性，一般断开页岩和盖层的断层及伴生裂缝不利于页岩气保存，而发育于页岩中裂缝则利于页岩气富集和保存。由于美国页岩气盆地构造环境稳定而断裂较少，而中国页岩气盆地构造活跃而断裂发育，故总体上断裂对中国页岩气弊大于利，断裂使连续分布的五峰组—龙马溪组碎块化，如涪陵页岩气田四周断裂限制了气田面积，若无断层气田面积就扩大多了。

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