【论文】张金川(本刊编委），等：中国深层页岩气资源前景和勘探潜力

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作者简介：张金川，1964 年生，教授，博士研究生导师，本刊编委，博士；长期从事非常规天然气地质研究工作。地址：（100083）北京市学院路中国地质大学（北京）能源学院。ORCID: 0000-0002-7258-3888。

E-mail: [e-mail]

张金川¹　陶   佳¹　李   振¹　王锡伟¹

李兴起¹　姜生玲²　王东升¹　赵星旭¹

1.自然资源部页岩气资源战略评价重点实验室·

中国地质大学（北京）

2. 陇东学院

摘要： 为了讨论页岩气产业的发展方向，从页岩气成藏地质条件、资源分布、勘探前景等方面探讨和评价了中国深层页岩气的资源前景和勘探潜力。研究结果表明：①自中元古代以来，不同类型的潜质页岩发育于纵向16 套层系之中，它们均有形成深层页岩气的地质基础条件，形成了南方以下古生界海相为主、北方以中新生界陆相为主且受盆地类型（东中西部差异）约束、晚古生代海陆过渡相南北方均有发育的页岩气分布格局；②扬子、华北及塔里木板块均有形成深层页岩气的基础地质条件，但类型特点及分布各有差异，具有南北分区、东西分带的特点；③采用限定条件下的深度趋势分析法，预测我国埋深介于4 500 ～ 6 000 m 的页岩气地质资源量和可采资源量（P₅₀）分别为61.10×10¹² m³ 和11.07×10¹² m³，埋深介于3 000 ～ 6 000 m 的页岩气地质资源量和可采资源量分别为115.72×10¹² m³ 和20.93×10¹² m³，其中规模性的深层页岩气资源量主要分布在四川盆地及其周缘地区，是深层页岩气勘探重要的现实领域，其次是鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、渤海湾及松辽等大中型盆地及其周缘地区，在平面上分别形成了上扬子、西北、华北及东北等深层页岩气资源分布中心；④在现今含油气盆地中，深层页岩气主要分布在沉降—沉积中心方向，除了早古生代海相页岩之外，晚古生代海陆过渡相和中新生代陆相（含中小型盆地）页岩也是深层页岩气资源分布的有利指向，在中新生代陆相盆地中，不同构造部位下伏的上古生界也有望成为深层页岩气勘探研究的重要领域。结论认为，我国深层页岩气资源丰富、类型多样、分布广泛，具有良好的资源前景和重大的勘探意义，是我国页岩气产业发展的基本方向。

关键词:  深层页岩气；成藏地质条件；类型特点；资源潜力；分布规律；勘探前景

0　引言

作为天然气在自然界中存在的形式之一，页岩气丰富了天然气勘探开发的类型、拓展了勘探领域、扩大了勘探范围，使美国的天然气年总产量连创新高，使我国的页岩气产业得以迅猛发展。2008 年中国石油勘探开发研究院在四川盆地长宁构造实施了长芯1 井^[1]，2009 年我国在调查井中发现了页岩气——渝页1 井，2010 年完钻了第一口页岩气开发井——威201 井^[2]，2012 年获得了高产页岩气工业气流——焦页1HF 井^[3]。此后，我国页岩气快速进入了商业化开发生产阶段：2016 年，我国成为页岩气年产量仅次于美国和加拿大的世界第三；2018 年，我国页岩气年产量突破100×10⁸ m³。尽管我国页岩气的产量稳定增长且增速较快，但目前产量都主要来源于中浅层，并且较之于美国的页岩气产量，仍然存在着较大的差距。

深层具有页岩气形成和发育的良好地质条件——页岩分布面积大、保存条件好、页岩气资源潜力大，是目前页岩气勘探开发发展的重要方向，备受关注^[4-6]。中国深层页岩气资源分布广泛，对于开创我国页岩气勘探开发新局面具有重要的意义。较之于美国，我国页岩气富集与分布的区域地质背景和条件更加复杂——在我国南方下古生界海相页岩气发育地区，多期次的区域构造运动致使页岩气保存条件变差，中浅层页岩气的保存、分布及勘探评价受到了较大的影响；而在北方中新生界陆相页岩气发育区，沉积作用和生烃作用则导致中浅层页岩气形成条件欠佳，页岩气资源的丰度及分布都受到约束。

1　深层页岩气成藏地质条件

1.1　深层页岩气的界定

对于常规油气藏而言，不同的国家和研究者出于不同的依据、条件和目的，对于深层油气的界定标准各不相同，但均以大约4 500 m 为界。比如美国和巴西通常将深度4 500 m 作为确定深层油气的界线；而俄罗斯和TOTAL 公司则分别以深度4 000 m 和5 000 m 作为划分深层油气的界线^[7]。

国土资源部和中国石油天然气股份有限公司2005、2006 年先后发布了《石油天然气储量计算规范：DZ/T 0217—2005》和《石油天然气控制储量计算方法：Q/SY 179—2006）》，其中规定：深度3 500 ～ 4 500 m 为深层，4 500 m 及其以深为超深层。这些划分标准主要针对的是常规油气藏，考虑到对中国油气地质条件东、西部差异的传统认识，3 500 m 的深度界线主要适用于我国东部地区；而对于我国西部地区，采用的深层界限是大于等于4 500m，即深度4 500 ～ 6 000 m 为深层，6 000 m 及其以深为超深层^[8]。

对于深层页岩气，目前尚无统一的认识。2009—2012 年间，原国土资源部组织全国27 家企业、科研单位及高校（参与者共计420 余人），完成了全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选工作。2012 年3 月2 日，相关评价结果向全社会发布。其中，以深度1 500 m、3 000 m 和4 500 m 为基本界线进行了页岩气资源量计算。与此同时，唐颖等^[9]、崔思华等^[10]、林腊梅等^[11]、Xiao 等^[12]、Wang^[13] 均默认以深度3 000m 为界限进行研究；2018 年以来，一些学者在研究南方古生界海相深层页岩气时，沿用了常规油气藏关于深层的界定标准，即采用深度3 500 m 作为深层页岩气的深度界线^[4,14-17]。

对深层范围的界定，除了要考虑工程、经济及技术条件以外，还需要将油气储层物性的垂向变化作为考量因素之一。对于页岩气藏，其开发成本要远高于同等深度的常规油气藏，故页岩气开发的经济性是一项重要的参考指标。

中国页岩气发育区可分为南方、北方、西北和青藏等地区。从富集机理和条件来看，页岩成岩作用和有机质生烃作用也应被视作主要参考因素。一般认为，富含有机质页岩在深度3 000 m 左右时，机械压实作用基本结束而开始转变为以矿物成分转化为主的化学成岩作用，以粒间孔为主的原生孔隙和孔隙结构转变为以次生孔隙和孔隙结构为主，页岩孔渗物性开始由随深度增加而趋小变化为向趋大方向转折，如图1 所示。同时，深度3 000 m 也是有机质开始成熟并进入生烃阶段的临界值^[18-22]。因此，当埋藏深度在3 000 m 时，页岩在储集物性开始变好的同时开始生烃。这也是页岩气开始形成并富集的基本深度。

除了个别地区（如Haynesville）以外，目前美国页岩气开发的深度大多数都在3 000 m 以浅，由此奠定了美国页岩气快速可持续经济开发的基础。当页岩气开发深度超过3 000 m 时，水平井的实施在技术成本上处于明显的劣势^[9-10,13,23]。德国的页岩气开发也以3 000 m 为界，在2015、2016、2019 年，德国议会先后通过法律草案，从开采和水力压裂等方面对页岩气勘探开发进行了限制：页岩气钻探和压裂深度不得浅于3 000 m。

图1　东营凹陷古近系页岩成岩演化特征图

（据本文参考文献[18-19]，有修改）

由此可以看出，3 000 m 的埋藏深度对于页岩气的形成和分布具有特殊的地质意义。基于页岩气资源评价与分析的连续性，笔者以深度3 000 m 为界限对我国深层页岩气资源潜力进行讨论和评价。

1.2　深层页岩气发育的地质有利性

深层页岩的沉积相变化比较复杂，形成页岩时的沉积环境与现今埋藏深度之间的关系主要取决于页岩沉积后的构造运动，可分为3 种基本类型，如表1 所示。

表1　深层页岩主要特征综合对比表

在以海相或海陆过渡相沉积为主的古生代页岩发育地区，尽管潜质页岩（目前仍具有一定生气潜力的富有机质页岩）的沉积相对稳定，但印支及其以后的构造运动复杂，严重改变了“地层沉积与埋藏深度”之间的对应关系，使得现今深层页岩的沉积相、岩石矿物组成以及有机碳含量等变化多样，深、浅层页岩有机质及组成特征并无明显规律。而在以陆相为主的中新生代页岩发育地区，由于盆地规模受限、分割性较强，页岩沉积受相控明显，特别是盆地构造回返较轻，页岩主要发育在盆地深部位的沉降—沉积中心处^[24]，页岩沉积相与现今埋深之间存在着一定的对应关系。以渤海湾盆地（陆相断陷）为例，从盆地基底向上，可分别形成河流或沼泽相页岩、深湖—浅湖相页岩及三角洲相页岩，其分布受盆地的构造—沉积关系影响，各盆地不同沉积相的页岩与埋深具有一定的对应性。由于不同沉积相的页岩分别对应于各具特征的岩矿组成、有机质类型及丰度，故页岩的基本属性特征可据其对应的埋深进行大致预测。

深部页岩地层温度较高、地层压力较大，促进了有机质的生烃转化，总体有利于页岩气的生成（中新生代陆相），为页岩气的富集提供了基础条件。由于后期构造改造及天然气扩散等作用，页岩气的形成和富集主要与页岩中有机质的现今生气能力密切相关。对于古生代海相和海陆过渡相页岩，由于时代老、经历的埋深变化复杂，现今的页岩主体上都达到了高—过成熟阶段。在深层的温度和压力作用下，时间的延长有效地提高了有机质向天然气的转化程度，页岩生烃能力增强。虽然部分页岩进入了过成熟状态，但由于沥青的再演化生气作用，经历了高—过成熟演化的干酪根和干沥青（古生代海相、海陆过渡相）也可以在特定的条件下成为有效的页岩气来源，仍然可以有相当部分具备较强的生气能力，满足了深层页岩气形成的生气条件；而对于中新生代陆相盆地，潜质页岩埋藏深度大多数都较浅，难以满足页岩气富集所需要的生气条件。在盆地沉降—沉积的中心部位，有机质热演化程度随埋深增加而升高，当进入生气窗口时，页岩的成岩作用进入了更深的阶段，各种次生孔隙开始不断形成，干酪根及其产物逐渐产生更多的天然气，满足了大规模页岩气形成的条件，故深层页岩气主要分布在盆地沉降—沉积中心部位。尽管受成岩作用的影响，页岩的孔隙度和渗透率随深度增加而趋于减小，导致页岩储层物性进一步变差^[25]，但有机质的生烃作用产生的较高储层压力也部分抵消了上覆地层的机械压实作用，同时还产生了新的有机孔和不同类型的裂缝，为深部页岩储层保持良好的含气性提供了必要的前提条件。

由于水洗、溶解、氧化、微生物降解等作用的发生，不同地区的页岩均存在着深度不等的“风化—氧化带”，对页岩气保存产生了重要的影响。在古生代页岩发育的构造复杂地区，构造运动期次多、时间长、破坏影响大，页岩气的富集程度主要取决于地质保存条件^[4]。随着深度的增加，风化—氧化作用逐渐减弱，页岩有机质和其他易溶质尽可能地维持原始状况，对页岩气保存条件的影响较小。在构造运动强烈的残留区，页岩地层埋藏浅、不同期次的断裂发育程度强、风化—氧化作用不同程度地发生、黏土矿物含量明显增加，页岩气保存条件相应较差。特别是在火山岩发育地区，印支运动以来的岩浆活动更加剧了页岩地层的抬升、剥蚀及变质作用，页岩气消失殆尽；而在中新生代陆相盆地区，盆地构造回返作用弱、页岩有机质成熟所对应的深度相对较大、风化—氧化作用难以企及，页岩气保存条件通常较好。随着埋藏深度的增加，页岩中的高岭石、蒙脱石等矿物逐渐向伊利石等矿物转化，储层脆性增加^[26]，有利于深层页岩成岩裂缝的发育和储层物性的改善。在构造回返较轻的盆地区，潜质页岩埋藏深度普遍较大，保存条件良好，岩石各主要组成部分免受风化—氧化作用的影响，页岩中的天然气维持高压状态。

深层条件下，页岩气的生成、储集、保存及各种含气条件匹配良好，压力的急剧增加促进了游离、吸附、溶解及总含气量的增加，含气量维持在总体较高的水平。尽管埋藏深度较大、地质条件更加复杂，但深层页岩气的成藏条件相对稳定、页岩生气条件有保障、次生孔隙发育、构造破坏及风化—氧化作用影响较小、含气量平均水平普遍较高（一般都超过1.5 m³/t^[11]）。在深层条件下，页岩含气量主体呈现为单调增加的趋势^[27]，表明深层页岩含气量高、资源条件好、勘探潜力大。

2　中国深层页岩气资源分布

2.1　页岩气发育的区域地质背景

中国陆上主要由扬子、华北、塔里木等规模小、差异性大、活动性强的三大板块所拼接构成。三大板块自身稳定性差、彼此相互影响，各自在控制构造演化、沉积相转变及其对页岩的形成和分布方面产生了较大的影响，形成了早期以海相、晚期以海陆过渡相为特点的板块内潜质页岩分布，使得中国不同时代和地区的页岩分布特征存在着明显的差异。印支运动以来，三大板块拼贴融合在一起并统一受太平洋板块、欧亚板块、印度洋板块的约束。在板块之间形成了褶皱造山带或局部沉降区，在统一的地质背景下，开始了以陆相为主的潜质页岩发育新阶段。三大板块的长期演化，造就了潜质页岩沉积的区域性和分布的差异性。在构造演化作用的控制下，中国页岩气及深层页岩气形成了南北分区、东西分带的特征。

元古代以来，板块构造运动对我国潜质页岩的发育产生了重大的影响，也决定了页岩及页岩气发育特征的南北差异。受构造演化的影响，我国早期存在着“南偏低北偏高、南偏海北偏陆”的沉积特征。三叠纪，印支运动引起板块整体抬升，基本结束了南海北陆的构造格局。直至中新生代，受燕山运动的影响，中国北方开始逐渐沉降，使我国地形格局由“南低北高”转变为“南高北低”，也决定了页岩演化的南北差异。潜质页岩分布具有从海相、海陆过渡相到陆相的变化特点和过程，在时代上大致对应为元古代—早古生代、晚古生代及中新生代，在空间上主要对应为南方（北方局部）、南北方及北方地区。在区域上形成了由南向北，从早古生代海相页岩（扬子板块、滇黔桂及其周缘等地区）到晚古生代海陆过渡相页岩（扬子板块、华北板块等），再到中新生代陆相页岩（鄂尔多斯、南华北、准噶尔、松辽等盆地）的径向沉积变化特点。在我国南方地区，从四川盆地向南东方向，海相潜质页岩的埋藏深度逐渐抬升，直至被岩浆岩所替代；在我国北方地区，由西向东也形成了有序的变化——从早古生代的西部海相、东部陆相页岩分布，到晚古生代以西部陆相、东部海陆过渡相为特点的页岩分布，地层时代由西向东递次变新的中新生代页岩分布，形成了明显的东西向页岩分布趋势，契合了从前陆、克拉通到裂谷的盆地类型变化特征。

自长城纪（中元古代）以来，我国不同地区先后形成了16 套不同时代的潜质页岩。其中，中上元古界潜质页岩主要形成于深海—浅海陆棚、潮坪潟湖等环境。长城纪、蓟县纪和青白口纪的代表性岩性地层主要包括分布于京津冀辽地区的串岭沟组、洪水庄组和下马岭组等地层中。该时期的潜质页岩直至三叠纪末期才达到生油门限，至今也仅在少部分地区达到过成熟阶段，而大部分地区则仍处于成油或凝析油—湿气阶段；震旦纪页岩主要分布在扬子板块及其周缘地区，代表性地层陡山沱组主要为一套浅海—潟湖相页岩；早古生代是我国海相页岩发育的鼎盛时期，代表性的层系为下寒武统和上奥陶统—下志留统，该两套地层广泛分布于扬子板块、滇黔桂、塔里木板块及及其周缘地区，目前已经连续在中浅层获得了一系列页岩气发现和突破；海陆过渡相页岩分布范围广，地层埋藏深度普遍较大，页岩气和致密砂岩气富集条件良好，是我国深层页岩气勘探的有利方向。晚古生代时期主要形成海陆过渡相环境，三角洲和障壁海岸相沉积体系发育，在扬子、华北、塔里木等板块及其边缘地区大范围形成了具有岩相复杂、岩性交错、成分变化快的过渡相页岩，目前在残留区和各大主要盆地内均有页岩气分布。在华北板块的上石炭统太原组和下二叠统山西组、扬子板块的上二叠统龙潭组地层中，页岩、致密砂岩及煤系频繁互层，是该时期重要的代表层系；中新生代以来，沉积环境转变为以分隔盆地为主要特征的陆相环境，湖相页岩逐渐成为页岩气形成和发育的主体。与早古生代海相潜质页岩广泛分布于扬子板块相对比，该时期大部分的页岩均局限分布在盆地内，在除了四川、苏北、江汉等少数盆地之外，湖相页岩盆地主要集中在华北板块和塔里木板块，构成了特点显著的南北向差异分布特征。进一步，在塔里木—华北板块区，中新生代陆相盆地页岩的发育有由西（三叠系、侏罗系）向东（侏罗系、白垩系及古近系），页岩层系逐渐变新的趋势，在北方形成了以陆相为特点、沉降—沉积中心不断向东转移变化的页岩分布格局。

2.2　深层页岩气分布

研究中国陆上的页岩气，一般都划分为南方、北方、西北、青藏等区域^[28] ：①南方区以古生代海相和海陆过渡相页岩为主，虽然分布面积广泛，但深度变化复杂，可进一步细分为扬子和东南2 个二级区，从西向东，地层逐渐抬升、潜质页岩埋藏深度渐次变小，深层潜质页岩主要分布在四川（震旦系—志留系、二叠系—侏罗系等）、楚雄（二叠系、三叠系、侏罗系等）、南盘江（泥盆系、石炭系、二叠系等）、黔南桂中（泥盆系、石炭系、二叠系等）、江汉（震旦系—侏罗系、古近系等）等盆地区及其周缘地区；②北方地区潜质页岩的分布受盆地影响作用明显，分布范围虽广，但时代、岩相及岩性变化迅速，可进一步细分为华北和东北2 个二级区，深层页岩气主要分布在鄂尔多斯（石炭系、二叠系、三叠系等）、南华北（石炭系、二叠系等）、渤海湾（白垩系、古近系、新近系等）、松辽（二叠系、侏罗系、白垩系等）、二连（二叠系、白垩系等）、海拉尔（二叠系、白垩系等）、沁水（石炭系、二叠系等）等盆地的沉降—沉积中心处；③西北地区的深层潜质页岩分布时间跨度大、变化强、规律性不明显，深层页岩气主要分布在塔里木（震旦系—寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系等）、准噶尔（石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及古近系等）、柴达木（石炭系、侏罗系、新近系等）、吐哈（二叠系、三叠系、侏罗系等）等盆地中^[29]，局限于沉降—沉积中心处。

需要特别说明的是，深层页岩气在垂向上可分布于各主要地质时代，在平面上可分布于不同的盆地区和残留向斜区，分别形成了上扬子、西北、华北及东北等深层页岩气资源分布中心（图2）。中元古代—晚古生代页岩地层分布的残留区可作为深层页岩气分布的重要领域，特别是残留向斜区保留了良好的深层页岩气形成条件。除上述各主要盆地之外，不同时代所形成的中小型盆地尽管面积有限，但页岩沉积厚度与埋藏深度则有可能较大，在盆地中心部位有可能形成有利的深层页岩气富集条件。

图2　中国深层页岩气资源（青藏未预测）分布示意图

1）在塔里木板块，潜质页岩最早可见于震旦系—寒武系、奥陶系，在石炭系、二叠系、三叠系及侏罗系均有分布。尽管潜质页岩形成时代早、埋藏深度大，但由于区域地温梯度低，页岩的有机质成熟作用受到不同程度地抑制，目前仍能为页岩气提供气源。各盆地埋藏深度变化较大，不同盆地均可形成深层页岩气富集的有利条件。海相页岩主要分布在塔里木盆地，深层页岩气发育地质条件良好，但埋藏深度普遍较大。石炭系、二叠系以及侏罗系等多套页岩发育，累计厚度普遍大于300 m，有机质类型以混合型—腐殖型为主，有机碳含量（TOC）介于0.4% ～ 6.0%，热演化成熟度（R_o）介于1.2% ～ 1.7%。页岩主要分布在盆地腹部，埋藏深度普遍超过了4 000 m，页岩含气量普遍大于1.5 m³/t，页岩气勘探前景良好。

2）在扬子板块，以下寒武统、上奥陶统—下志留统、二叠系为代表的海相—海陆过渡相潜质页岩大面积广泛分布。其中下寒武统潜质页岩累计厚度介于50 ～ 600 m，TOC 介于0.5% ～ 9.0%，R_o 介于2.0% ～ 4.0%，在四川盆地内部^[30]（图3）及部分残留区，埋深超过3 000 m（ 3 500 m）的页岩多有分布^[31]，在有利地区可以形成条件良好的深层页岩气资源分布。上奥陶统—下志留统潜质页岩最大厚度可逾120 m，其中优质页岩厚度可达30 m^[4]， TOC 平均为2.5%^[32]，R_o 介于2.0% ～ 3.5%，处于高—过成熟演化阶段^[33]，平均孔隙度介于5% ～ 6%^[34]，地层压力系数一般不小于1.55^[35]，含气量普遍大于3.0 m³/t。受控于沉积相的差异，下志留统龙马溪组页岩埋深普遍超过3 500 m，巴中—广元一带其最大埋深可逾5 500 m^[4]。该套页岩3 000 m（3 500 m）以深的分布范围广、厚度大，深层页岩气富集条件优越，具有广阔的勘探空间和良好的勘探前景。除此之外，在四川盆地内部还发育了埋藏深度较大的三叠系、侏罗系及古近系等潜质页岩，它们作为主要的烃源岩目的层系已经形成了常规天然气储量，而在该盆地构造深部位则具备形成深层页岩气的有利地质条件。

图3　四川盆地深层页岩气资源剖面分布图

注：图中蓝色代表深层页岩气储集层系，下同。

3）华北板块拥有我国地质历史最老的海相潜质页岩，海相、海陆过渡相、陆相页岩均有规模性发育。分布于京津冀辽地区的中上元古界发育了多套潜质页岩，累计厚度超过600 m，TOC 介于0.2% ～ 20.0%。尽管时代老，但热成熟度较低，已经在多口浅层钻井中获得了良好的原油、凝析油及天然气发现。在辽宁南部地区，蓟县系洪水庄组潜质页岩埋藏深度超过3 000 m，并在钻井中发现了油气显示，预示了深层页岩气的资源前景。在南华北和鄂尔多斯盆地，石炭系本溪组、太原组，二叠系山西组和上、下石盒子组，三叠系椿树腰组等页岩累计厚度超过260 m，其中山西组—太原组页岩有机质以腐殖型为主，TOC介于1.7% ～ 3.2%，R_o 介于2.6% ～ 3.5%，平均孔隙度为2.7%，在盆地内的埋藏深度（图4）普遍大于3 000 m（3 500 m），含气量介于0.2 ～ 5.5 m³/t 且随着深度增加而增大^[36]，目前是该区深层页岩气勘探的主要目标层系。在鄂尔多斯盆地西缘，忠4 井在奥陶系乌拉力克组泥质岩中已获得4.16×10⁴ m³/d 工业气流^[37]；渤海湾盆地的古近系主要发育了孔店组（二段）、沙河街组（四段、三段、一段）及东营组（图5），潜质页岩累计厚度接近1 000 m，TOC 主要介于0.4% ～ 10.5%，R_o 介于0.35% ～ 1.20%，含气量为1.5 ～ 3.0 m³/t。深层页岩气主要分布在断陷湖盆的沉降—沉积中心，双兴1 井在4 000 ～ 5 000 m 井段，泥页岩TOC、R_o、现场解吸气量均达到页岩气工业开采标准。评价得出，辽河坳陷西部凹陷沙三段深部页岩气资源量可达2 434×10⁸ m³、可采资源量为292×10⁸ m^3[38]，表明深层页岩气资源前景可观。

图4　南华北盆地深层页岩气资源剖面分布图

图5　辽河西部凹陷深层页岩气资源剖面分布图

2.3　深层页岩气资源潜力

2009—2012 年间，原国土资源部组织相关单位对全国4 个大区（不含青西藏）、41 个盆地和地区、87 个评价单元、57 个含气页岩层进行了系统的页岩气有利区遴选及资源评价。评价结果（P₅₀）：页岩气地质资源量为134.42×10¹² m³、其中可采资源量为25.08×10¹² m³。评价结果表明（表2），页岩气地质资源量和可采资源量随埋藏深度增加而增加，3 000 ～ 4 500 m 深层页岩气地质资源量和可采资源量（P₅₀）分别为54.62×10¹² m³ 和9.86×10¹² m³，分别占对应页岩气总资源量的40.63% 和39.31%，在各评价深度段内其资源占比为最高。

表2　页岩气资源量随埋藏深度分布变化表

单位：10¹² m³　

根据评价结果（表3），3 000 ～ 4 500 m 深度的页岩气资源量主要分布在上扬子及滇黔桂区，地质资源量和可采资源量（P₅₀）分别为29.22×10¹² m³和4.64×10¹² m³，各自占全国同深度页岩气总资源量的53.50% 和47.06% ；其次是分布在西北区，地质资源量和可采资源量（P₅₀）分别为11.43×10¹² m³ 和2.10×10¹² m³，各自占全国同深度页岩气总资源量的20.93% 和21.30% ；在华北及东北区，地质资源量和可采资源量（P₅₀）分别为8.28×10¹² m³ 和2.07×10¹² m³，各自占全国同深度页岩气总资源量的15.16%和20.99% ；在中下扬子及东南区，地质资源量和可采资源量（P₅₀） 分别为5.69×10¹² m³ 和1.05×10¹² m³，各自占全国同深度页岩气资源量的10.42% 和10.65%。

表3　中国埋深3 000 ～ 4 500 m页岩气资源量分布统计表

单位：10¹² m³

2015 年，原国土资源部组织实施了动态页岩气资源评价。结合新的勘探动态和认识进展，采用与2009—2012 年页岩气资源评价相同的方法，通过对资源评价参数的修正，对原评价单元进行了重新评价，计算得出我国新的页岩气地质资源量和可采资源量结果（P₅₀）分别为121.86×10¹² m³ 和21.86×10¹² m³。尽管地质资源量和可采资源量总的计算结果均略有降低，但上扬子及滇黔桂区的上述两类页岩气资源量则均有所增加，增幅分别为14.76% 和29.13%。

据统计，我国页岩气地质资源量为80.45×10¹² ～144.5×10¹² m³，可采资源量为11.5×10¹² ～ 36.1×10¹² m³，其中3 500 m 以深资源量占65% 以上^[39]。四川盆地是我国页岩气的主要产区，其中4 500 m 以浅页岩气资源量为16.3×10¹² m³，3 500 m 以深资源量为11.2×10¹² m³，占比达69％ ^[40]，主要集中在川东南、川南以及川北等地区^[41-42]。

基于以下假设条件：①以原国土资源部两次（2012、2015 年）页岩气资源评价结果为基础，延续使用其评价依据和原则；②以近年来的勘探成果和认识为计算基础，分析深层页岩气资源评价相关参数；③根据页岩气勘探发展和开发技术发展趋势，将深层（含超深层）页岩气的深度计算范围设定为3 000 ～ 6 000 m ；④以不同深度的页岩气资源量分布为依据，采用趋势分析法进行4 500 ～ 6 000 m 页岩气资源量预测。笔者对中国深层页岩气资源潜力进行了讨论，分述如下。

采用深度趋势分析法可以对深层页岩气资源潜力进行预测计算。根据页岩气成藏机理和富集条件分析，在埋藏深度超过3 000 m（或3 500 m）的条件下，页岩气成藏条件优越、含气量逐渐增加、保障了页岩气资源量的分布。

以P₅₀ 为基本参考，可以对不同深度的页岩气资源量进行条件拟合。根据趋势分析计算，埋深介于4 500 ～ 6 000 m 的页岩气地质资源量和可采资源量分别为61.10×10¹² m³（R²=0.99）和11.07×10¹² m³（R²=0.96）。与原计算的3 000 ～ 4 500 m 资源量合并，可得埋深介于3 000 ～ 6 000 m 的页岩气地质和可采资源量分别为115.72×10¹² m³ 和20.93×10¹² m³。

在上述资源量中，上扬子及滇黔桂区埋深介于4 500 ～ 6 000 m 的页岩气地质资源量和可采资源量分别为35.26×10¹² m³（R²=0.98） 和5.60×10¹² m³（R²=0.98），故其埋深介于3 000 ～ 6 000 m 的页岩气地质资源量和可采资源量分别为97.81×10¹² m³ 和15.54×10¹² m³。

3　中国深层页岩气勘探现状与前景

3.1　深层页岩气勘探现状

从全球的角度来看，早晚古生代海相和海陆过渡相深层潜质页岩分布面积和体积规模都较大，页岩气富集条件稳定，深层页岩气形成和分布条件良好，资源前景乐观^[43-44]。中新生代陆相深层潜质页岩分布广泛，生气和储集条件优越，后期构造保存条件稳定，孕育了数量可观的页岩气资源。从美国页岩气发展历史和趋势看，深层页岩气正在成为新的勘探开发方向。

中国深层页岩气资源丰富，分布相对集中。根据地质条件综合分析，深层页岩气将主要分布在以盆地为中心的有利区内。在上扬子及滇黔桂区，预测深层页岩气主要分布在四川盆地及其周缘，其次为黔中隆起、黔南桂中—南盘江等盆地及其周缘等地区；中下扬子及东南区深层页岩气资源主要分布在江汉、苏北等盆地及其周缘地区；华北及东北区的深层页岩气资源主要分布在鄂尔多斯盆地，其次为松辽、渤海湾、南华北等盆地及其周缘地区；西北区深层页岩气资源主要分布在塔里木、准噶尔、柴达木、吐哈等盆地及其周缘地区。这些深层页岩气资源大部分位于或邻近已有的油气资源分布区，勘探开发条件较为便利。

由于地质历史漫长，潜质页岩经历了多期次构造运动，抬升剥蚀作用明显，页岩层系中的断裂普遍发育^[45-47]，随深度变化的风化—氧化作用差异较大，页岩气形成后的保存条件差异明显。当页岩埋藏深度较大时，页岩气的保存条件相对较好，故深层页岩气主要分布在现今盆地或埋深较大的残留向斜中。四川盆地及其周缘是深层页岩气资源分布的主要区域，其下志留统中浅层分布面积约为6.3×10⁴ km²，而深层分布面积则达12.8×10⁴ km²，深层（3 500 m以深）五峰组—龙马溪组页岩分布面积约是中浅层的2 倍^[48-49]。在川东南地区，中国石油化工集团有限公司（以下简称中石化）矿权区内仅埋深介于4 000 ～5 000 m 的页岩气资源量就达到1.51×10¹² m³，比埋深介于1 500 ～ 4 000 m 页岩气资源量的总和（1.15×10¹² m³） 还要多^[37]。在包括了焦石坝、南川、丁山、林滩场—怀仁、南天湖等5 个区块的川东南地区，埋深介于3 500 ～ 4 500 m 有利区的面积为1.13×10⁴ km²，页岩气资源量达0.6×10¹² m^3[37] ；在包括了威远、长宁、渝西和泸州等4 个区块的川南地区，埋深介于3 500 ～ 4 000 m 的页岩面积为0.54×10⁴ km²、页岩气资源量达2.88×10¹² m³，埋深介于4 000 ～ 45 000 m 的页岩面积为0.98×10⁴ km²、页岩气资源量达5.40×10¹² m^3[37,50]。

截至目前，已有多套页岩层系通过水浸实验、现场解析、录井测井、试井分析等多种方式获得了良好的深层页岩气显示，部分层系已进入工业开发阶段。

京津冀辽地区发育了我国最早的潜质页岩（中上元古界），在冀北完成的承浅1 井（2020 年）从井深25 m 处开始揭示了蓟县系洪水庄组良好的地层含油气性，在辽西地区实施的杨1 井（2012 年）在3 000 m 以深的洪水庄组见良好的页岩气显示，表明深层的中上元古界地层页岩气资源条件和资源前景良好。

在扬子地区，位于重庆酉阳县的渝科1 井（2011年）在上震旦统陡山沱组见到了良好的页岩气显示，揭示了该套地层的页岩气资源潜力；在湖北宜昌地区实施的秭地2 井（2015 年）在该套地层中获得良好的页岩气现场解析效果，2017 年鄂宜页1井（井深2 332 m）获得6.02×10⁴ m³/d、无阻流量12.38×10⁴ m³/d 的高产页岩气流，2018 年完钻的鄂阳页2 井（井深5 200 m）更是获得了5.53×10⁴ m³/d、无阻流量19.82×10⁴ m³/d 的产气效果，表明深层页岩气资源丰富；以下寒武统为页岩气目的层的岑页1 井（井深1 526 m）在黔北完钻（2011 年），录井过程中在37 m 厚的目的层中见6 次气测异常和4次后效显示，全烃含量最大值为6.36%，经压裂后实现了成功点火（2012 年），该套目的层目前已钻页岩气井40 余口，在威远—犍为和湖北宜昌地区有较大突破^[51]。研究表明，由于保存条件变好，深层页岩气资源条件更加良好；2009 年在重庆实施的渝页1井在钻厚达186.72 m 的五峰组—龙马溪组页岩中开始连续见浸水气泡和解吸气，井段长37 m 以上（页岩段未钻穿）。2012 年中石化在位于重庆涪陵的焦页1HF 井五峰组—龙马溪组页岩钻获高产页岩气流，目前的五峰组—龙马溪组累计探明页岩气地质储量达7 926.41×10⁸ m³。继中石化（涪陵页岩气田）和中国石油天然气集团有限公司（以下简称中石油，长宁、威远等页岩气田）分别在四川盆地建成储量超过千亿立方米级页岩气田后，2018 年中石化又发现了威荣深层页岩气田，探明页岩气地质储量1 247×10⁸ m³，实现了3 800 m 深层页岩气的商业开发；中石油在重庆也获得了深层页岩气突破，足202-H1 井在井深3 925 m 获得页岩气测试日产量45.67×10⁴ m³，取得了五峰组—龙马溪组深层页岩气勘探开发的突破。

我国近期的页岩气勘探突破主要集中在以四川盆地及其周缘为中心的古生代海相页岩分布区，优质页岩分布稳定、勘探有纵深、深层页岩气资源潜力大。四川盆地及其周缘页岩气勘探开发研究程度相对较高，目前已成功实施了一系列深层页岩气钻井，包括足202-H1 井（目的层埋深3 925 m）、普顺1 井（目的层埋深5 925 ～ 5 969 m）、丁页2HF 号（目的层垂深4 417 m）、阳201-H2 井（目的层埋深3 520 m）、东页深1 井（目的层垂深4 259 m）、威117 井（目的层埋深3 746 m）和威204H7-1 井（目的层垂深3 600 m）等，不断传来令人鼓舞的好消息。五峰组—龙马溪组页岩是威荣地区有利的页岩气目的层系，其埋藏深度一般介于3 550 ～ 3 880 m^[15]，整个威荣地区龙马溪组埋深超过3 500 m 的区域面积占龙马溪组页岩分布面积的82.1%^[52]。

3.2　深层页岩气勘探前景

晚古生代以海陆过渡相为基本特色的潜质页岩在中国有最大面积的分布，尽管具有“砂、泥、煤、灰” 等岩性互层变化频繁、有障壁和无障壁沉积岩相变化快、不稳定成分及黏土含量偏高等特点，但分布面积广、有机质目前普遍处于生气状态、在现今盆地及周缘埋藏深度普遍较大，是我国页岩气勘探下一个重要的领域。特别是，现今的含油气盆地大多数都属于叠合盆地，在其中新生代地层之下普遍可见海陆过渡相潜质页岩，其埋藏普遍处于深层、超深层状态，目前已有多口钻井揭示了该套地层的页岩气资源潜力。在西北（准噶尔、吐哈等盆地及其邻区）、华北（渤海湾盆地及其邻区等）、东北（松辽、二连等盆地及其邻区）及南方（兰坪思茅—楚雄、四川、江汉、苏北等盆地及其邻区）地区的众多中新生代盆地之下均有大面积分布的晚古生代潜质页岩发育。在以上古生界为主要目的层的盆地（如南华北、沁水盆地等）中，页岩埋藏深度大、生气条件好、储层孔缝发育、构造保存条件好，已经获得了一系列的勘探突破。在南华北盆地的坳陷中，上古生界页岩埋藏深度普遍较大，牟页1、郑西页1 等井均已获得良好的勘探效果，在河南省开封地区完钻的牟页1井（2014 年）完钻井深为3 020 m，系统揭示了山西组—太原组页岩气地质条件并经压裂实现了成功点火，深层有望成为页岩气勘探开发生产的主要目标。在下扬子地区的宣城、广德泗安、南陵等盆地及其邻区，也获得了良好的页岩气勘探效果，揭示了良好的深层页岩气发育条件。

中新生代盆地主要集中在北方地区，其中的潜质页岩沉积相变快、单层厚度大、横向发育不稳定、不同岩性和岩相组合复杂。尽管盆地类型不同、大小不等，但在盆地沉降、沉积中心部位均发育有不同类型和规模的潜质页岩，页岩有机质类型多样、丰度较高，通常处于成熟、高成熟生烃状态。它们通常是盆地内常规油气藏的重要组成部分。大量的常规油气勘探资料已经证实了沉降—沉积中心深部位潜质页岩地层的含气性，钻井资料也揭示了页岩气资源的存在，可以被视为优质的深层页岩气资源。在鄂尔多斯盆地，针对陆相页岩气的柳坪177 井（2011年）在陕西省延安市甘泉县完钻，并经压裂后产气，揭示了中国陆相页岩气的存在和发育。在渤海湾、松辽等断陷盆地区，盆地早期所形成的河流、沼泽及湖相潜质页岩广泛存在于断陷中心部位，虽然埋藏深度较大，但页岩成岩作用强、有机质成熟度高、页岩储层孔隙发育、封闭保存条件优良、含气量高，是老油气区增储上产、重现辉煌的基本方向。在前陆和克拉通等其他类型盆地区，优质深层潜质页岩同样发育，并具有优越的页岩气富集条件，同样值得高度重视。特别值得注意的是，围绕大中型盆地发育的中小型盆地群，也是页岩气（深层页岩气）发育的重要场所，尽管其规模较小、盆地结构复杂、岩性沉积多变，但其中的煤系潜质页岩发育，部分形成了良好的湖相页岩，页岩气生成及构造保存条件良好，在诸如阜新、宣东等一系列盆地中已获得了良好的页岩气发现，其中的深层值得高度重视，尽管其分布面积相对有限，但页岩埋藏深度则有可能较大，仍然具备深层页岩气形成的条件。

3.3　深层页岩气勘探建议

中国深层页岩气资源量可观、发育广泛、分布集中，多发育在盆地内及其周缘地区，具有良好的资源前景及重大的勘探意义，是我国页岩气行业发展的基本方向。尽管深层页岩气资源量丰富，但对相关成藏机理及分布预测等问题的研究目前还非常薄弱。

1）在深层条件下，页岩的有机质热演化程度相对更高。南方海相古生界页岩有机质成熟度普遍偏高，当埋藏深度增大时，页岩有机质的成熟作用趋于更高。北方中新生代陆相页岩有机质成熟度普遍偏低，深层页岩气作为勘探开发评价目标的条件下限，如厚度下限、埋深上限等预测评价参数难以确定。

2）在深层条件下，页岩的成岩作用更强。较之于中浅层，深层页岩的储层成岩作用、孔隙与裂缝类型、孔隙结构、储集物性、地层压力等过程和参数更为复杂。对于深层页岩气，储层物性、地层压力分布、储层含气量等参数的准确预测更加困难；同时，多参数敏感性及其评级参数标准也需要进一步系统研究。

3）在深层条件下，页岩的含气性变化更加复杂。尽管深层页岩气的保存条件趋于变好，但深层页岩储层物性趋于更差、地层温度和压力逐渐升高，甲烷吸附渐趋饱和，游离气和吸附气含量变化复杂，页岩含气量和含气结构的测试、分析及预测更加困难。

4）深层页岩气的开发需要集中力量、加大力度。及时深入系统地开展深层页岩气富集理论与勘探开发技术研究，在深层页岩气成藏条件、富集机理、主控因素、发育模式、分布预测、产能评价及开发工程技术等方面为生产实践提供依据。

5）对于深层页岩气的勘探开发，需要更高的技术水平和标准要求。在地质技术方面，需要系统解决储层评价、含气性评价、资源评价及经济评价等一系列技术问题；在开发技术方面，需要重点解决高温高压钻进、深层储层改造工程、深井完井、提高采收率等一系列工程难题。针对深层页岩气勘探开发地质技术的特殊性，建议加强地质—工程—经济一体化高效运行技术研究，进一步实现勘探开发一体化、深浅层页岩气地质技术一体化、多种复杂类型页岩气开发技术一体化，综合提高深层页岩气系统开发技术能力和水平；大数据、信息深度挖掘、机器学习、智能评价等人工智能技术发展迅猛，已在其他领域获得了广泛的推广和应用。深层页岩气勘探评价难度大、开发技术水平要求高、传统评价方法和技术的使用将受到严重制约，因而传统的评价与应用技术向智能化的逐步转变，是深层页岩气勘探开发发展的主流方向，也是降本增效的主要途径和手段。

6）页岩气是国家油气能源发展的重要战略方向，深层页岩气更是其中的重要领域，为了加快推进深层页岩气勘探开发的技术与产业发展，需要构建更加有针对性的运行环境。建议总结页岩气鼓励政策及运行成效，有针对性地营造深层页岩气勘探开发及产业发展的有利政策氛围，以快速推进我国深层页岩气产业顺利发展。

4　结论

1）自中元古代以来，我国先后在16 套层系中发育了不同类型的潜质页岩，它们均有形成深层页岩气的地质基础条件，形成了南方以下古生界海相为主、北方以中新生界陆相为主且受东中西部盆地类型约束、晚古生代海陆过渡相南北均有发育的页岩气分布格局。深层页岩气的发育和分布在扬子、华北及塔里木板块各有差异，具有南北分区、东西分带的特点。

2）我国深层页岩气资源丰富。以全国页岩气资源评价结果为基础，采用限定条件下的深度趋势分析法，预测我国埋深介于4 500 ～ 6 000 m 深层页岩气地质资源量和可采资源量（P₅₀）分别为61.10×10¹² m³ 和11.07×10¹² m³，故埋深介于3 000 ～ 6 000 m页岩气地质资源量和可采资源量分别为115.72×10¹² m³ 和20.93×10¹² m³。

3）我国深层页岩气资源前景良好，规模性的深层页岩气主要分布在大中型盆地及其周缘地区，四川盆地及其周缘是深层页岩气资源分布和勘探重要的现实领域。在大中型盆地中，盆地沉降—沉积中心方向的深层页岩气形成与富集地质条件优越。其中，在叠合盆地中，油气主要目的层系下伏的上古生界地层是深层页岩气资源分布的重要领域。在中小型盆地中，也有望获得深层页岩气勘探开发突破。

4）针对中国深层页岩气勘探研究薄弱的现状，建议开展成藏富集理论、勘探开发技术及政策环境系统研究，以加快我国深层页岩气勘探开发的步伐。