陆相页岩油作为我国油气增储上产的重要接替领域日益受到广泛关注。本文系统阐述了我国陆相页岩油地质特征、理论与技术研究进展,并对陆相页岩油的发展前景进行了展望:① 中国陆相页岩与北美海相页岩相比,具有非均质性强、累计厚度大、分布面积小、热演化程度相对较低、有机质类型多样的特点;② 中国陆相湖盆主要有断陷和坳陷两类盆地,页岩沉积环境多样,主要发育富碳酸盐岩和富长英质两类沉积体系,淡水、半咸水、咸水、盐湖环境均可形成富有机质页岩;陆相页岩一般具有较好的储集性能,储集空间类型以无机孔和微裂缝为主,随着热演化程度增高有机质孔逐渐增多;③ 有机质丰度、岩相类型、热演化程度、保存条件、可流动性和可压裂性是控制我国陆相页岩油富集高产的主要因素;④ 经过多年攻关,已经形成了陆相页岩油选区评价、甜点地球物理预测、长水平井钻完井与分段压裂改造技术系列,为页岩油的勘探突破提供了有效支撑;⑤ 为了促进页岩油产业发展,建议进一步加强不同类型页岩油富集机理与分布预测、页岩油流动机理与开发技术政策、长水平井优快钻完井与高效压裂技术、配套装备与材料的攻关。

Continental shale oil, an important replacement resource for oil and gas reserves and production in China, has received increasing attention. This article systematically describes the geological characteristics, theories, and technology progresses of continental shale oil in China, and forecasts the potential prospects of continental shale oil development in China: ① compared tomarine shales in North America, continental shales in China have features of strong heterogeneities, large cumulative thicknesses, small distribution areas, relatively low thermal maturities, and diverse organic matter types; ② The continental basins in China include faulted-type and depressed-type basins, with diverse sedimentary environments, leading to carbonate-rich and felsic-rich sedimentary systems. Sedimentary environments, including fresh water, brackish water, salted water, and salted lakes can form organic-rich shales which have good reservoir properties. The shale reservoir pore-space types are dominated by inorganic pores and micro-fractures, and the organic pores are gradually developed with thermal maturities; ③ The organic carbon content, lithofacies type, thermal maturity, preservation condition, flowability, and fractability are the main factors for the enrichment and high productivity of continental shale oil in China; ④ after years of research, China has developed a series of technologies for continental shale oil exploration and development, including play evaluation, geophysical prediction of sweet spots, long horizontal well drilling and completion, and staged fracturing technology, providing effective support for shale oil exploration breakthroughs; ⑤ in order to facilitate shale oil development, it is suggested to further strengthen research on enrichment mechanisms and distribution prediction of different types of shale oil, flow mechanism and development of technical policy, long horizontal well fast-optimum drilling and completion, efficient fracturing technology, and supporting equipment and materials for shale oil exploration and development.

陆相页岩油 ； 地质特征 ； 勘探实践 ； 中国

continental shale oil ； lithofacies ； geological characteristics ； exploration practice ； China

全球页岩油资源丰富且分布广泛，页岩油技术可采资源量为618×108 t（EIA，2018），其中，美国、俄罗斯和中国位居前三位，分别占到全球资源总量的25%、16%和7%。近年来，随着水平井钻井和体积压裂等技术的进步和应用，美国页岩油产量快速增长，2020年页岩油产量达3.60×108 t（EIA，2021），占其原油总产量的65%。加拿大和阿根廷分别于2005年和2014年实现页岩油商业生产，2020年页岩油产量分别达到2085×104 t和641×104 t。得益于“页岩革命”，2019年9月美国单月原油贸易实现顺差，标志着美国再次成为石油净出口国，实现能源独立，并深刻影响世界能源格局。

我国启动页岩油攻关的时间与页岩气基本同步，通过持续理论研究与技术攻关，近年来在准噶尔盆地二叠系、鄂尔多斯盆地三叠系、渤海湾盆地古近系、四川盆地侏罗系、松辽盆地白垩系、苏北盆地古近系取得多点重大突破和积极进展（Ma Yongsheng et al.，2012; Zhi Dongming et al.，2019; Sun Huanquan et al.，2019; Fu Jinhua et al.，2021; Zhao Xianzheng et al.，2021; Sun Longde et al.，2021; Zan Ling et al.，2021），我国已成为全球第四个实现页岩油突破的国家。我国页岩油主要分布在陆相富含油气盆地二叠系至古近系的多套富有机质页岩层系中。与北美海相页岩体系形成的页岩油相比，中国陆相页岩油地质条件较为复杂，陆相页岩油的地质规律与工程工艺技术急需攻关。本文旨在梳理近期陆相页岩油地质研究认识进展，结合中国石化陆相页岩油的勘探实践，就中国陆相页岩油的发展前景进行探讨，以期促进中国陆相页岩油的发展。

近年来，随着系统取芯资料，特别是元素、同位素、古地磁等分析化验的不断丰富，陆相页岩沉积环境方面研究成果不断涌现，得益于沉积环境系统的认识，陆相页岩分布特征也逐渐明晰。陆相页岩岩相受沉积环境（古地形、物源和水介质）控制呈环带状分布，从湖盆边缘向湖盆中心，页岩沉积矿物组成从外源输入为主向内源为主演化。

按照盆地构造样式，中国陆相湖盆主要可以划分为断陷型和坳陷型，其中断陷型湖盆以渤海湾盆地古近纪、江汉盆地古近纪、南襄盆地古近纪等为代表，坳陷型湖盆以四川盆地侏罗纪、鄂尔多斯盆地三叠纪和松辽盆地白垩纪为代表（图1a）。

坳陷型湖盆多在挤压应力作用下产生，多具有稳定的物源区，泥页岩沉积受早期古地貌及湖平面升降作用控制。以四川盆地侏罗纪为例，早—中侏罗世，受三期大规模湖侵作用，沉积发育了自流井组东岳庙段、大安寨段及千佛崖组3套富有机质页岩，由湖盆中心向外依次形成半深湖—浅湖—滨湖—三角洲相沉积，平面上具有明显的环状、近对称相序沉积特点（图1b）。而断陷型湖盆多在拉张力作用下形成，物源多且复杂，平面呈不对称环带状分布，沉积主体受构造作用控制。以济阳坳陷东营凹陷为例，该凹陷在古近纪是一个北断南超的中新生代箕状断陷，控盆断裂控制了湖泊沉积的充填样式和沉积厚度。北部陡坡带受控盆断裂影响，地形起伏变化大，泥页岩表现为相变快、沉积速率高、厚度大的特点; 南部缓坡带地形起伏小，表现为物源长距离搬运、沉积类型多和厚度较薄的特点。湖盆中心水体深，陆源碎屑注入少，主要发育半深湖—深湖页岩。从湖盆边缘向湖盆中心，在平面上呈不对称环状、非对称相序沉积特点。受控盆断裂沉降影响，往往形成巨厚的泥页岩沉积（图1c）。

中国陆相富有机质页岩主要形成于中新生代湖泊沉积环境，沉积水体相对较小，受古气候和海水等外界水体入侵的影响，湖水含盐度发生明显差异性变化，表现为淡水、半咸水、咸水、盐湖均有分布（表1）。不同盐度的沉积环境均可形成富有机质页岩（表1），但矿物成分存在较大差异。总体而言，随着水体含盐度增加，化学成因的碳酸盐、硫酸盐矿物含量增加。鄂尔多斯盆地长7段页岩形成于淡水湖泊环境，矿物成分长英质（25%~75%）和黏土矿物（25%~75%）含量较高，以富长英质页岩和富黏土质页岩为主。济阳坳陷沙河街组三段下亚段和四段上亚段页岩形成于半咸水—咸水环境，碳酸盐矿物含量（25%~75%）增加，以富灰质页岩为主。江汉盆地潜江组三段页岩形成于盐湖环境，矿物组成中碳酸盐含量较高，钙芒硝等硫酸盐矿物含量增加，以泥质白云岩/灰岩为主（图2）。

从中国陆相页岩油与北美海相页岩油地质特征对比看，海相页岩主体发育于古生代前陆盆地、克拉通盆地边缘或者内部凹陷，构造背景相对稳定，沉积环境较为简单。海相页岩沉积受控于相对海平面变化，海侵体系域和高位体系早期形成的凝缩段是富有机质页岩发育的主要层段，具有平面上沉积稳定，分布范围广，纵向上岩性相对单一、连续性好，厚度大的特点。以四川盆地焦石坝五峰组—龙马溪组为例，五峰组和龙马溪组下段是页岩气开发的甜点层，岩性主要为灰黑色黏土质硅质页岩，具有高TOC、高硅质、高孔隙度、高含气性的特征，单一岩性连续厚度可以达到20 m以上（图3a，表1）。与之相比，中国陆相页岩主要形成于中新生代断陷和坳陷湖盆，湖泊水体沉积环境规模小，泥页岩沉积受构造、气候、物源等多种因素控制。在平面上，陆相泥页岩分布范围相对较小，横向岩性变化快。纵向上表现为多种岩性呈夹层、互层、韵律性纹层，非均质性强。以四川盆地涪陵北部自流井组东岳庙段（图3b，表1）为例:东岳庙下段厚度20 m，为灰黑色页岩、深灰色介壳灰质页岩、深灰色页岩不等厚互层，夹多层泥质介壳灰岩。不同类型页岩的TOC、含油性、储集性、可压裂性均存在差异，并且单一岩性连续厚度薄。因此，陆相页岩甜点层段的优选，首先是优选出含油性好、储集性好、可压裂性好的有利页岩岩相类型，然后在泥页岩中优选有利岩相类型集中段作为陆相页岩油气甜点层段。

页岩岩相划分是陆相页岩油甜点识别的基础。按照经典的沉积岩石学定义，页岩是指具有页理构造的、黏土矿物含量大于50%的沉积岩，粒径小于0.005 mm; 岩相则是在一定沉积环境形成的岩石或岩石组合，是物理的、化学的、生物的特征有别于相邻单元的一套沉积岩，也是沉积相的主要组成部分（Jiang Zaixing，2003）。近年来，随着北美页岩油气大规模勘探开发，人们由传统的页岩为具有页理的黏土岩延伸到粒径小于0.0625 mm的细粒沉积，无矿物类型及岩相类型的限制（Jiang Shu et al.，2017）。《页岩油地质评价标准》（GB/T38718—2020）规定页岩为一种具有页状或片状层理，粒径小于0.0625 mm的细粒沉积岩。专家学者对页岩微观非均质性特征日益重视，不仅关注页岩的组分和结构，也关注页岩的生油、储集能力和可压裂性，一定程度上推动了页岩岩相的研究进程。国外学者多以层理、结构、生物群、成分、成因及纹理、矿物成分等为依据对海相页岩进行岩相划分（Loucks et al.，2007; Hickey et al.，2007）。相对于海相页岩，陆相湖盆页岩细粒沉积具有矿物种类及产状多样、岩石类型丰富、垂向叠置关系多样、受气候以及物源影响更为敏感等特征，致使陆相页岩岩相类型更具多样性，目前尚未形成统一的页岩岩相划分方案。随着对陆相页岩油气基础研究的深入，近年来陆相盆地岩相划分的原则越来越趋同（Dong Chunmei et al.，2015; Zhang Shun et al.，2017），总体上划分原则:① 矿物组成是造成页岩岩相类型的根本因素，一定程度上能够反映物质来源和水介质条件，决定着页岩的储集空间; ② 沉积构造是进行页岩岩相类型划分的重要因素，一定程度上能够直观反映沉积水动力特征和气候条件，不仅影响页岩的渗流特性，也影响着页岩的可压裂性; ③ 有机质含量是进行页岩岩相类型划分的另一重要因素，不仅能够决定页岩油气的资源潜力，还可反映烃类的富集程度。虽然划分标准在趋同，但不同学者依据研究区实际地质条件划分标准仍有所不同，矿物组分（长英质、黏土质、碳酸盐质）以各自含量50%为界线进行命名基本趋同，不同之处主要体现在有机质丰度的分级标准和沉积构造纹层的标准界线，有机质的划分界线主要有1%、2%，纹层厚度的标准界线主要有1 mm、10 mm，一些学者在纹层划分标准方面还考虑了纹层的连续性、形态和几何关系（Dong Chunmei et al.，2015; Hao Yunqing et al.，2016; Zhao Xianzheng et al.，2019; Liu Zhongbao et al.，2019; Liu Bo et al.，2021）。不同盆地页岩细粒沉积物源、气候、水介质等沉积条件及成烃、成岩作用等后期改造的差异，导致了页岩岩相类型及其储集性、含油性、可动性和可压裂性的差异，决定了不同盆地有利岩相的差异。勘探实践表明，在相似的热演化程度和成岩阶段下，有机质丰度高、纹层发育、脆性矿物含量高的页岩相具有游离烃含量高、超越效应明显、储集空间发育且连通性好、可压裂性好的特点，是目前勘探开发的最有利岩相。

图1 中国主要陆相含油气盆地及不同类型湖盆沉积模式图

Fig.1 Major oil and gas continental basins and sedimentary models of rifted-type and depressed-type basins in China

（a）—陆相主要含油气盆地;（b）—断陷型湖盆沉积模式示意图;（c）—坳陷型湖盆沉积模式示意图

(a) —Major oil and gas continental basins; (b) —schematic diagram of sedimentary model of faulted lake basin; (c) —schematic diagram of sedimentary model of depression lake basin

表1 北美与中国主要盆地页岩油气层系特征对比

Table1 Comparisons of shale oil and gas reservoir characteristics between major basins in North America and China

注: 资料来源: Schenk et al.，2008; Martin et al.，2011; Cortez，2012; Jarvie，2012; Pollastro et al.，2012; Li Maowen et al.，2019; Sun Huanquan et al.，2019; Zhi Dongming et al.，2019; Song Mingshui et al.，2020; Fu Jinhua et al.，2021; Sun Longde et al.，2021。

图2 中国主要含油气盆地陆相富有机质页岩矿物组成三角图

Fig.2 Triangle diagrams of mineral compositions of continental organic-rich shales in major oil and gas basins in China

（a）—淡水型，鄂尔多斯盆地盐56井长7段;（b）—半咸水型，济阳坳陷樊页1井沙三段下亚段;（c）—咸水型，济阳坳陷樊页1井沙四段上亚段;（d）—盐湖型，江汉盆地蚌页油1井潜三段

(a) —Fresh water type, Chang7 member of the Yan 56 well, Ordos basin; (b) —brackish water type, lower member of Es3 in the Fanye1 well, Jiyang depression; (c) —salt water type, upper member of Es4 in the Fanye1 well, Jiyang depression; (d) —salt lake type, Eq3 of the Bangye Oil1 well, Jianghan basin

我国陆相富有机质页岩形成的沉积水体环境多样，不同含盐度的水体环境均可发育高有机质丰度的泥页岩（表1），泥页岩中的成烃生物以藻类为主，虽然藻的种类存在差异，但有机质类型以I~II型为主，有利于页岩油的生成。

盐度对湖泊中生物的种类及数量具有重要的控制作用（Oren，2008）。淡水湖泊主要形成于温暖潮湿的气候环境，生物种类多样，有浮游藻类、底栖藻类、浮游动物、底栖动物、细菌等。当淡水湖泊富营养化后，生物量增大，生产力可以很高（Zhang Huifang et al.，2016）。火山活动是淡水湖泊富营养化的重要因素之一，同时导致水体处于缺氧环境，有利于有机质保存。鄂尔多斯盆地长7段和松辽盆地青山口组高有机质页岩的形成均与沉积时期火山活动有关（Liu Quanyou et al.，2021; He Wenyuan et al.，2021）。咸化湖泊多形成于半干旱—干旱气候环境，生物种类相对较少，但生物数量大（Hammer，1986），在高盐度环境下，主要的有机质生产者包括浮游动植物、细菌和古菌，其中以耐盐厌氧的紫色硫细菌、绿色硫细菌、硫酸盐还原细菌、古菌等极端微生物最为常见（Sonnenfeld，1985; Rothschild et al.，2001）。在咸水湖泊环境中，烃源岩中层状藻类体和无机矿物因气候的季节性变化可构成纹层状结构。

图3 四川盆地海相页岩和陆相页岩典型井柱状图

Fig.3 Columns of typical wells in the marine shales and continental shales in the Sichuan basin

（a）—焦页1井五峰组-龙马溪组柱状图;（b）—涪页10井自流井组东岳庙段柱状图

(a) —Columns of Wufeng-Longmaxi Formation at the Jiaoye 1 well; (b) —columns of Dongyuemiao Member of Ziliujing Formation at the Fuye 10 well

研究表明，盐度的变化会影响有机质的保存。湖水适度咸化有利于水底有机质保存。在咸水环境下，水体具有分层特征，表层水溶氧量高，盐跃层下水体含氧量低，底水与表层水不易交换，同时微生物呼吸作用耗尽底水游离氧，表层高产率和底层缺氧环境的组合利于有机质的富集和保存（Carroll et al.，1999; Li Yong et al.，2006）。东营凹陷咸化环境下发育的烃源岩相比淡水条件下发育的烃源岩显示出更好的保存特征（图4），而且咸水沉积泥页岩生烃早、生烃转化率高，生烃量优于淡水沉积泥页岩（Sun Huanquan，2017）。同时研究表明，盐度过高会抑制生物生长，在江汉盆地潜江凹陷盐内泥页岩的有机质丰度明显低于盐间泥页岩的有机质丰度，这与沉积时期盐度过高抑制微生物生长有关（Li Zhiming et al.，2020）。

沉积速率控制了沉积物中的有机质丰度。在沉积速率低的环境中，有机质暴露于溶解氧的时间长，有机质易被分解矿化，导致有机质保存下来比例降低。与此同时，沉积速率过高则会导致单位沉积物中有机质的比例降低。因此，适当的沉积速率是有机质保存和富集的重要因素之一。

图4 济阳坳陷古近系沙河街组三亚段—四亚段地层综合柱状图

Fig.4 Comprehensive columns of sub-member 3~4 of Paleogene Shahejie Formation in the Jiyang depression

页岩油气具有源储一体或源储共存的特征。富有机质泥页岩层系在埋藏成岩演化过程中，与碳酸盐岩、砂岩等常规储层相比，在经历压实、胶结、重结晶等成岩作用的同时，还经历复杂的有机质生烃演化作用。前期我国学者对五峰组—龙马溪组等海相页岩储层储集性开展了大量研究，认识到在热演化作用下，当Ro值达到1.2%左右时，有机质可以产生有机质孔隙，并随有机质成熟度增高，优质孔隙具有先增后减的规律（Ma Yongsheng et al.，2018），明确了有机质孔隙对五峰组—龙马溪组页岩气富集的重要作用。近期胜利油田研究人员（Zhang Shun et al.，2019）通过对济阳坳陷断陷湖盆古近系钙质纹层状页岩储层进行氩离子抛光扫描电镜等相关分析表明，热演化处于生油时期，富有机质页岩储集空间主要以碳酸盐矿物晶间孔、黏土矿物孔、溶蚀孔、粒缘缝、层理缝等无机孔隙为主，有机质孔隙不发育（图5）。认为济阳坳陷沙四段上亚段—沙三段下亚段泥页岩在成岩早、中成岩期过程中，泥页岩在孔隙结构演化经历了基本面貌形成和调整过程，在Ro为0.7%~1.0%期间，泥页岩孔隙度呈现增大的过程。

（1）浅埋藏早期成岩阶段。此阶段埋深小于2500 m，地温小于100℃，Ro＜0.5%。有机质处于未成熟期。黏土矿物以蒙脱石为主。成岩作用以机械压实作用为主，大量的孔隙水、层间水快速排出，密度迅速增加，孔隙度快速变小，形成以片间孔隙和收缩裂缝等孔隙为主体的结构特征。

（2）中成岩作用A期阶段。埋深2500~3500 m，地温100~125℃，Ro在0.5%~0.7%之间。该阶段有机质热演化排出有机酸（Zhang Linye et al.，2011），溶蚀原生方解石形成晶内溶蚀孔隙，黏土矿物压实后脱水收缩贡献一部分孔体积，另外开始产生微裂缝，在具备欠压实条件的部位，各种孔隙得以保存，则会使孔隙结构局部变好。

（3）中成岩作用B期阶段。埋深3500~4200 m，地温125~150℃，Ro在0.7%~1.0%之间，此时深埋藏温压条件下黏土矿物脱水作用和有机质大量生烃作用，致使页岩内部的流体压力不断增高（Guo Xiaowen et al.，2011），压力系数可达1.6以上，一方面保护孔隙不会减小，另一方面，页岩更容易产生成岩微缝，从而增加了孔隙度。此时期，富含有机质纹层状泥质灰岩和灰质泥岩中有机质大量生油，流体中有机酸和CO2共存，随着脱羧反应的进行，pH值发生复杂的变化，地层流体总体表现为弱酸性，易于碳酸盐的溶解，形成大量溶蚀孔（Sun Chao et al.，2016），较高压力体系的护孔作用明显。

从早、中期成岩演化过程来看，中成岩A—B期是泥页岩孔隙演化以及孔隙度增大的关键时期，烃类流体演化的同时，影响了其他类型孔隙的生成和演化（图5）。

含油性是陆相页岩油甜点识别的重要参数之一。页岩油主要以游离态和吸附态两种形式存在，游离油赋存于基质孔隙、微裂缝中，吸附油存在于干酪根及矿物基质表面，还有少量页岩油以溶解态形式存在于干酪根中。页岩含油性受有机质丰度、类型、成熟度、排烃强度以及页岩岩相类型等复杂因素影响。在相同有机质丰度与成熟度下，有机质类型越好，含油性越好，有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型的泥页岩其含油性明显高于Ⅱ2型和Ⅲ型的泥页岩; 同时在成熟度相近情况下，同一页岩岩相，其有机质丰度越高，其含油性越好; 不同岩相相比，纹层状页岩岩相最有利于页岩油富集，这主要与纹层状页岩储集物性、孔隙结构优于层状、块状泥岩有关，有利于生成的油直接在层内赋存富集（表2）。目前国内陆相页岩油取得突破的探井甜点层段热解游离烃S1含量多大于2.0 mg/g，苏北盆地溱潼凹陷溱页1井阜二段下甜点段热解游离烃S1含量主要介于2.0~6.0 mg/g; 济阳坳陷樊页平1、渤页平5井沙河街组甜点段游离烃S1含量均在4.0 mg/g以上。

图5 济阳坳陷古近系页岩成岩-孔隙演化模式图

Fig.5 Diagenesis-pore evolution pattern of Paleogene shales in the Jiyang depression

表2 苏北盆地及济阳坳陷重点井不同岩相含油性特征对比

Table2 Comparison of S1 contents of different lithofacies between the Subei basin and Jiyang depression

目前用于表征页岩油含量的实验方法主要有热解法和氯仿沥青法。勘探开发实践表明，以吸附-互溶态赋存的滞留油在现有的开发条件下动用难度很大，目前主要通过热解游离烃S1来表征页岩含油性。早期由于页岩中滞留的游离烃组分在取芯、室温下放置以及在碎样过程中易造成轻质组分逸散损失，导致常规方法测试的游离烃S1值明显偏低。为了更合理厘定页岩游离烃S1含量，近期通过采用岩芯出筒后对采集典型样品立即进行超低温（-50℃左右）处置，碎样则采用液氮持续充注下密闭碎样，然后对称取样品进行热解分析，实现最大限度降低轻烃挥发损失，使含油性评价结果更真实（Jiang Qigui et al.，2019）。对冷冻密闭碎样方式与常规碎样方式页岩热解游离烃S1的分析结果对比发现，冷冻密闭碎样方式下页岩热解游离烃S1含量是常规碎样方式下页岩热解游离烃S1含量的1.35~2.23倍。

页岩基质孔隙为纳米尺度，油气在页岩储层中的赋存状态较致密储层更为复杂。页岩气组分主要以甲烷为主，甲烷分子直径为0.38 nm，远小于页岩中孔隙与裂缝直径，不存在可动性的问题，在页岩气富集高产规律研究中更多关注页岩储层保存条件。页岩油是复杂的混合物，包含饱和烃、芳烃和非烃等多种组分，分子直径一般在1.87~3.49 nm（Pan Yueqiu et al.，2007），而且页岩储层内大分子重油及沥青质组分与生烃母质干酪根特征接近，两者互溶，多以吸附状态存在。因此在陆相页岩油富集高产主控因素研究中，可流动性评价研究显得更为重要。页岩油的可流动性不仅与页岩油的组分与物性、含油性与赋存方式、页岩储层储集性能、地层压力系数等密切相关，而且还与储层压裂改造形成的人工缝网复杂程度有关。

页岩油的组分特征、密度以及气油比等关键物性参数与成熟度的高低密切相关，因此成熟度是评价页岩油可流动性的重要因素之一。泥页岩随着热演化程度的增高，滞留于泥页岩层系中的液态烃轻质组分含量增高、气油比增大，页岩油的密度和黏度变小，可流动性增强。在未熟—低熟阶段以富含杂原子的重质油为主，在中高成熟阶段向正常油、轻质油、凝析油-湿气转变。不同沉积环境形成的生烃母质生成的页岩油的组分、物理性质具有差异性，对流动性造成影响。咸化环境易于形成高非烃沥青质原油，甚至高硫原油，导致原油具有较高的密度; 非咸化泥页岩易于形成正常原油，在同等热演化程度下，原油的密度相对较小。

研究表明，页岩油的赋存方式是影响页岩油可流动性的重要因素之一，在目前采用水平井分段压裂技术开发条件下，与有机质呈互溶态-吸附态赋存的页岩油难以动用。北美页岩油勘探开发实践表明，滞留于泥页岩层系内的页岩油其流动存在特定游离油门限值，即油饱和指数OSI（S1/TOC×100）大于100 mgHC/gTOC（Jarvie，2012），这被视为存在“油跨越”现象（Oil crossover），可以用来表征页岩油可动性好的有利层段。近期研究（Jiang Qigui et al.，2018）认为，上述变化规律与参数链烷烃∑nC20-/∑nC21+比值有较好对应性，反映页岩烃类分子扩散运动不受扩散能垒的影响，可能是“油跨越”现象的理论解释之一。

储层的储集性特别是渗透率是影响页岩油可动性另一项重要因素。页岩储层渗透率与岩相、微裂缝发育情况密切相关。近期研究表明，济阳坳陷富碳酸盐纹层状页岩岩相由于微细层碳酸盐纹层、碎屑层与泥质纹层的交互叠置，不同矿物纹层间力学性质差异较大，导致层间缝发育，不仅改善了页岩的储集性能，而且有利于提高页岩油的导流能力，页岩储层水平渗透率与垂直渗透率相差几倍至几百倍不等。同时在生烃作用下形成的酸性流体，对碳酸盐矿物进行溶蚀形成孔缝，不仅成为游离油的重要存储空间，也成为页岩油产出的有效通道或中转站。纹层状页岩内的微晶方解石、砂岩夹层以及长英质、灰质薄夹条可为页岩油产出的有效通道。压力系数也可以影响页岩油的可流动性，异常高压的发育不仅为页岩油的流动及弹性产出提供天然能量，也为页岩层间缝、微小吼道等页岩油产出的有效通道处于开启状态提供了动力条件。

页岩油可动性是页岩含油性、页岩油分子组成与储集空间的匹配关系及地层压力综合作用的体现，当页岩储层具有较好的储集性和渗透率时，大分子页岩油也具有较好可动性，这也是济阳坳陷在Ro为0.7%的页岩层段中可以获得日产百吨高产页岩油的重要原因。

良好的可压裂性能是实现页岩油有效开发的重要保证。影响页岩层段可压裂性的因素较多，页岩脆性是影响可压裂性重要因素之一。一般来说，页岩中的脆性矿物含量越高、黏土矿物含量越低，页岩的脆性越好; 天然裂缝发育、水平应力差较小、埋深较小都有利于页岩储层的压裂改造。然而，页岩的可压裂性受到多种因素共同作用的影响，对于断陷盆地而言，富有机质页岩矿物组成中碳酸盐矿物和石英等脆性矿物含量较高、黏土矿物含量较低，页岩具有较高的脆性，但由于断裂比较发育、地应力较为复杂，增加了页岩压裂改造的难度。对于坳陷型盆地而言，黏土矿物含量相对较高，可压裂性相对较差，但不同的地质条件下可改造程度又存在一定的差异。研究表明，古龙凹陷青一段页岩主要为黏土质长英质页岩，黏土矿物平均含量达35.6%，但由于页岩热演化程度高，整体处于中成岩晚期阶段，蒙脱石大量转化为伊利石，并在转化过程中析出硅质，使得页岩刚性增强、脆性增大，改善了储层的可压裂性（Sun Longde et al.，2021）。

中国石化通过多年理论与技术攻关，初步明确了东部断陷盆地陆相页岩油富集的主控因素，建立了陆相页岩油选区评价的方法（Song Guoqi et al.，2015; Sun Huanquan，2017; Song Mingshui et al.，2020）。通过对济阳坳陷页岩油富集高产控制因素的精细解剖，并借鉴国内外其他探区页岩油评价参数，探索建立了济阳坳陷多因素叠合的陆相页岩油综合评价参数体系（Wang Yongshi，2021），包括含油性、储集性、可动性、可压裂性4个方面，共20项。含油性方面的评价目的是明确有没有页岩油，主要采用有机质热演化程度（Ro）、游离烃含量（S1）、有机碳含量（TOC）等参数; 储集性方面的评价目的是明确有多少页岩油，主要采用页岩岩相类型、页岩基质孔隙度、页岩中的夹层孔隙度、页岩厚度和面积等参数; 可动性方面的评价目的是明确有多少可动页岩油，主要采用原油密度、压力系数、夹层发育程度、裂缝发育程度及气油比等参数; 可压裂性方面的评价目的是明确有多少技术可动用页岩油，主要采用脆性指数、脆性矿物含量、地应力、可压指数、埋藏深度等参数。充分考虑页岩油地质和工程因素，优选关键参数，形成了地质-工程甜点评价标准，指导页岩油甜点层段评价，为水平井靶窗优选提供了依据（表3）。

胜利油田以济阳坳陷古近系页岩油关键要素的地震预测结果为基础，以测井定量识别为约束，融合构建“甜点”地震表征模型，体现了对陆相页岩油“甜点”的井震联合定量评价，取得较好的应用效果。

在测井综合评价方面，基于核磁共振、电成像、阵列声波对重点页岩探井的储集性、裂缝发育、应力各向异性进行评价基础上，围绕甜点要素组成，对测井资料可计算的评价要素进行模型构建，先后形成了矿物组分及岩性划分、地化参数评价、储集物性评价、基于核磁共振的孔隙连通性评价、地层压力预测、可压性综合评价、夹层识别及泥岩裂缝测井识别等8项页岩油测井评价技术。

表3 济阳坳陷页岩甜点类型的地质和工程特征

Table3 Geological and engineering characteristics of shale sweet spots in the Jiyang depression

在地震预测方面，从岩石物理特征分析入手，井震结合，利用沉积参数的约束、地震相转化、不同尺度下多种预测技术融合等方法，初步形成了岩相、TOC、裂缝和脆性等地质甜点和工程甜点关键要素的地震预测技术。首先是建立了岩石物理及地震响应特征综合图版，明确甜点发育层段的速度、密度、波阻抗等弹性参数差异，优选敏感地震属性。利用高密度地震资料进行层控波形聚类、井控地震多属性融合和叠前分方位信息可以较好地预测优势岩相分布; 应用叠前地震反演可以进行页岩油TOC预测; 实际资料测试预测吻合率大于80%。在裂缝预测方面，主要通过地震叠后相干、曲率属性融合和叠前各向异性分析进行，基于高密度地震资料的叠前OVT域AVAZ反演和叠前五维道集分析裂缝预测吻合率可达到85%以上（图6）。在泥页岩段脆性及可压性评价方面，研究形成了基于叠前反演的脆性指数预测和基于脆延判定指数的泥页岩脆性动态等评价方法; 通过构建主应力与弹性参数的关系，建立泥页岩可压性的定量表征公式，为页岩油工程甜点的评价提供支撑。

在页岩油评价体系建立基础上，应用评价参数，形成了分级优选的页岩油评价思路和4步骤工作方法。第一步是以含油性指标综合圈定有利区; 第二步是以储集性参数确定有利层段; 第三步是以可动性指标确定钻探靶区; 第四步是以可压裂性指标确定钻探靶核。下面以樊页平1井勘探实践为例进行说明。

首先利用有机质热演化程度（Ro）、游离烃含量（S1）、有机碳含量（TOC）等含油性参数评价有没有页岩油，同时根据页岩岩相类型、页岩基质孔隙度、页岩厚度和面积等储集性参数评价有多少页岩油——即资源潜力，再结合地面可行性对有利区进行排队。通过绘制含油性指标（TOC、S1、Ro）等值线图基础上，优选TOC均值≥2%，S1均值≥3 mg/g，Ro＞0.7%等叠合区域，圈定了济阳坳陷东营凹陷和沾化凹陷沙河街组各层段页岩油的有利区范围。然后根据不同层组的纹层状岩相分布特征和储集特征，综合考虑到富有机质页岩厚度和规模，优选沾化凹陷沙三段下亚段和东营凹陷的沙三段下亚段和沙四段上亚段为突破层段。综合考虑气油比、夹层及裂缝发育程度、原油密度，压力系数和埋深，优选出了东营凹陷博兴洼陷樊119和樊120井附近区域沙四段上亚段为页岩油勘探有利目标区。针对预测有利区，通过井震结合，开展优势岩相、TOC、裂缝、可压裂性地球物理预测，落实部署井位。为准确把握入水平井穿行层位，该井通过导眼井取芯，开展地质-工程一体化评价，进一步明确3470~3474 m井段富有机质纹层状富灰质页岩具有高TOC、高碳酸盐含量、油气显示良好特征（图7），是一类甜点层，最终确定导眼井3473 m 处作为水平井钻探靶核。

图6 博兴洼陷樊页平1井区沙四段纯上2层组裂缝预测图

Fig.6 Fracture prediction of upper 2 member of Shahejie Formation in the Fanyeping 1 well area of Boxing sag

（a）—最大似然属性图;（b）—短波长曲率属性图

(a) —Most likelihood attribute map; (b) —short wavelength curvature property map

图7 济阳坳陷樊页平1导眼井综合柱状图

Fig.7 Comprehensive columns of the Fanyeping1 pilot hole in the Jiyang depression

樊页平1井实钻水平段长度1716 m，钻井轨迹与地质设计基本相符，脆性段钻遇率90.8%。分30段采用“酸蚀连缝+CO2增能降破+体积压裂扩展缝网+脉冲柱塞式高导流通道支撑”的多尺度组合缝网技术进行压裂，8 mm油嘴试获最高日产油171 t，日产气1.4×104m3，原油密度0.84~0.85 g/cm3，采用3 mm油嘴控液生产，投产1年累产油14055 t。

樊页平1井的突破表明，含油性、储集性是陆相页岩油富集高产的基础，可流动性是陆相页岩油高产的关键，可压裂性是勘探突破和效益开发的必要条件，地质工程一体化技术实施是实现页岩油勘探突破的保障。

2018年以来，中国石化通过启动新一轮攻关试验，开展不同演化程度、不同岩相类型页岩油攻关，在济阳坳陷沙河街组、苏北盆地阜二段、四川盆地侏罗系实现重大突破，落实三个亿吨级页岩油资源阵地，培育了石油战略接替新领域。一是渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组页岩油勘探取得重大突破，针对博兴、渤南、牛庄洼陷富碳酸盐纹层状有利岩相，由浅到深、演化程度由低到高依次开展攻关试验，樊页平1、渤页平5、牛页1-1井试获百吨高产油气流，实现"三个洼陷、两个层系”页岩油勘探突破，新增预测储量4.58×108 t。其中，东营凹陷樊页平1井在沙四段纯上亚段测试获日产油171 t、日产气1.4×104 m3; 沾化凹陷渤页平5井沙三段下亚段22段压裂试获日产油79.61 t、气6.69×104 m3，目前累产油超9300 t，累产气超990×104 m3。目前胜利济阳陆相断陷页岩油国家级示范区已通过国家能源局专家组评审。二是苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组页岩油勘探获得重大突破，按照“立体勘探，常非兼顾”的思路，风险探井沙垛1井在阜二段页岩试获最高日产油51 t，目前累产油1.1×104 t; 溱页1HF井和帅页3-7HF井压裂测试分别获得日产超50 t和超20 t页岩油流，落实页岩油资源量3.5×108 t。三是四川盆地侏罗系多口井测试获得高产页岩油气流，复兴地区涪页10HF井在东岳庙段32段压裂测试获日产油13.7 t、气5.58×104 m3，涪页8-1HF井在大安寨段分7段压裂测试获日产油35.6 t、气1.9×104 m3，泰页1HF井在凉高山组20段压裂测试获日产油7.6 t、气7.5×104 m3，有望实现复兴地区侏罗系多层系立体勘探、整体突破格局。元坝地区元页3井对千佛崖组进行25段压裂，测试日产油15.6 m3、气1.18×104 m3，揭示了四川盆地侏罗系页岩油气较好的勘探前景。

（1）陆相页岩油是中国未来原油可持续发展的重要接替资源。随着国民经济的快速发展，国内能源消费保持持续增长，2020年我国原油产量达到1.95×108 t，对外依存度达到73.5%。目前我国东部陆上石油勘探处于中高勘探程度阶段，且老油田进入开发后期阶段，面临高含水、储量动用难度大等问题，给原油产量硬稳定带来了诸多挑战。据“十三五”资源评价结果，全国中高成熟度页岩油地质资源量达到283×108 t，主要分布在鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔、四川等大型含油气盆地，已经在多个盆地获得重大突破，具备增储上产的巨大潜力。加大页岩油勘探开发力度，对保障国家能源安全，东部老油田实现可持续发展具有重要意义。

（2）加强关键科学问题与技术攻关是实现页岩油规模效益开发的关键。中国陆相含油气盆地分割性强，后期构造活动期次多，发育淡水、半咸水与咸水湖泊等多种页岩类型，相带变化快，岩性复杂，非均质性强，页岩油赋存方式多样，不同类型含油气盆地页岩油的赋存机理与资源潜力研究薄弱。页岩热演化程度普遍偏低，原油密度较大、含蜡量高，可流动性差，试采井试采周期短，流动规律不清，给开发技术政策的制定带来挑战。当前页岩油工程工艺技术虽然取得一定的进步，但适应性有待提高，钻完井效率和成本与北美相比仍存在较大差距，需要产学研结合，加强不同类型陆相页岩油富集机理与流动机理研究，持续攻关页岩油勘探开发工程技术、装备及配套工具，促进页岩油产业发展。

（3）地质工程经济一体化是实现页岩油提产降本增效有效攻关模式。全生命周期管理是非常规资源高效动用最有效的组织模式。即使在低油价时期，北美页岩油气公司通过钻机升级、地质工程一体化提升钻井作业效率，大幅缩减钻井周期，实现了储产量的稳定增长与降本增效。我国涪陵页岩气田等产建区勘探开发实践也表明，地质工程经济一体化是气田实现效益开发的必然选择。根据我国页岩油储层地质特征，加强地质工程经济一体化攻关，做好试采井及井组产能预测、开发规律研究，优化井网井距，精细描述钻井、压裂岩石物理模型，完善水平井钻井技术提速集成及一趟钻配套方案，推进大型丛式井多套层系压-驱-采一体化技术及配套技术，进一步优化井工厂施工流程和作业顺序，推进自动化钻井、智能压裂等技术的规模应用，实现陆相页岩油的效益开发。

（1）中国陆相富有机质页岩主要形成于断陷和坳陷两种类型沉积盆地，主要发育富碳酸盐页岩和富长英质页岩两类沉积体系。与北美海相页岩相比，我国陆相页岩具有岩相类型多、非均质性强、累计厚度大、分布面积小、有机质类型多、热演化程度较低、储集空间以无机孔和微裂缝为主、原油可流动性相对较差等特点。

（2）我国陆相页岩沉积环境多样，淡水、半咸水、咸水、盐湖环境均可发育高有机质丰度的泥页岩。较高的有机质丰度、有利的岩相类型、较高的热演化程度、良好的保存条件、可流动性和可压裂性是我国陆相页岩油勘探突破区的主要特征。实践表明，含油性、储集性是陆相页岩油富集高产的基础，可流动性是陆相页岩油高产的关键，可压裂性是勘探突破和效益开发的必要条件。

（3）经过多年攻关，中国石化已经初步形成了陆相页岩油选区评价、甜点地球物理预测、水平井钻完井及分段压裂等技术系列，有力支撑了济阳坳陷和苏北盆地古近系、四川盆地侏罗系陆相页岩油气的勘探突破和商业发现。

（4）我国陆相页岩油资源丰富，但地质条件复杂，为了加快页岩油产业发展，建议进一步加强不同类型陆相页岩油富集机理与分布规律、页岩油流动机理与开发技术政策、甜点地球物理预测、水平井优快钻完井及高效压裂技术、配套装备与材料的攻关，推行一体化攻关模式，形成页岩油全生命周期管理和地质工程经济一体化技术管理模式。

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