渗透率单位（mD渗透率单位）

中国陆相页岩油的前景和挑战

目前，页岩油的勘探开发已经成为北美地区石油工业快速发展的主要资源，页岩油产量呈快速增长趋势，已占到原油产量的50%左右，因此，页岩油的勘探开发引起了国内外的广泛关注。

我国大部分地区在三叠系、侏罗系、白垩系、第三系广泛发育着陆桕富含有机质页岩，具有较好的页岩油形成条件，资源潜力较大，并在泌阳凹陷、济阳坳陷、三塘湖盆地等地区陆相页岩油勘探取得了重要进展，因此页岩油的勘探引起了国内油公司的高度重视。受其形成地质背景的影响，中国陆相页岩油在其形成机理、形成条件、成藏特征、勘探开发关键技术等方面与北美地区存在较大的差异。

如何加快国内陆相页岩油资源评价、形成条件、富集机理以及关键的勘探开发技术研究，是目前亟需解决的问题。为此本刊专门采访了具有丰富页岩油勘探实践经验的中国石油化工股份有限公司河南油田分公司副总地质师、教授级工程师陈祥先生。

中国陆相页岩油与北美地区的页岩油存在一定的差异，其基本特征有何不同？

页岩油是从富含有机质泥页岩地层系统（大套暗色泥页岩、高碳页岩、粉砂质泥岩及砂岩薄夹层）中开采出的原油，它是以孔隙、裂缝等为储集空间，无运移或运移距离极短的特低孔、特低渗、连续型油藏。页岩油与页岩气的主要区别在于页岩气演化程度相对较高，以气体形式存在，而页岩油则以液态烃为存在方式。

一般页岩油、页岩气为共生关系，当Ro大于1.1%时，以形成页岩气为主，当Ro小于1.1%时，以形成页岩油为主。中国陆桕页岩油主要赋存在三叠系、侏罗系、白垩系、第三系富含有机质的陆相页岩地层中，广泛分布在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、南襄、江汉等盆地中。

页岩油藏特征总体表现为：源储一体、储层致密、脆性矿物含量高、异常高压、热演化程度较高、油质轻、产量递减先快后慢、生产周期长等特征。目前北美开采的页岩油储层主要形成于海相盆地的陆棚及半深海一深海环境，大面积连续分布，有机碳含量高（多数大于4%，一般介于3%~13%），脆性矿物含量较高（大多50%以上，脆性矿物中硅质含量高，大多大于30%)。热演化程度较高（R。一般为1.1%—2.l%），原油密度0.76—0.82g／cm3，埋深一般小于3000m，地层压力系数一般大于1.1。

中国陆相页岩油与北美地区页岩油的基本特征存在较大差异，国内陆相页岩油主要形成于陆相断陷湖盆前三角洲及半深湖一深湖相，有机碳含量普遍小于北美海相地层（一般2%左右），脆性矿物含量较高（一般介于50%~70%，其中硅质含量低，长石及钙质含量高），热演化程度较低（Ro为0.5%~1.1%），原油密度大都在0.86g/cm3以上，埋深2200—3500m,地层压力通常为正常压力（个别地区存在异常高压），储层储集空间主要发育有页岩裂缝、基质孔隙及有机孔隙等类型。

我国陆相页岩油资源规模及勘探开发前景如何？

我国大多数含油气盆地均广泛发育有陆相的富含有机质页岩，主要分布于准噶尔、鄂尔多斯、松辽、渤海湾、三塘湖、吐哈、南襄、江汉、苏北等多个盆地陆桕地层中，为页岩油形成提供了物质基础。在这些盆地中均发现了常规油气藏，而主要的烃源岩为一套陆相的泥页岩地层。

在过去的钻井过程中，泥页岩均钻遇良好的油气显示，北美地区页岩油气的成功勘探开发给我们带来了新的启示，便国内石油地质家创新了勘探思路，将原来的烃源岩作为源储一体的页岩油威藏组合体，作为主要的勘探对象，大大地拓宽了我们的勘探开发领域。

初步估计我国陆相页岩油资源量约1500 x l08t，可采资源量约30×l08t~60 x l08t，各个盆地的页岩油资源量规模与盆地大小及富有机质页岩分布面积密切相关，其中鄂尔多斯盆地页岩分布面积8 x l04km2—10×l04km2，页岩油地质资源量可达30×l08t—60×l08t，南襄盆地泌阳凹陷页岩分布面积400km2．页岩油地质资源量约10×l08t。

借鉴北美页岩油气勘探开发成功的经验，自2009年以来，中国石化、中国石油等各大公司启动了页岩油气资源评价及选区研究工作，并取得了重要进展。中国石化胜利油田、河南油田、中原油田、江汉油田、江苏油田等多个单位，相继部署实施了一批页岩油水平井，中国石油辽河油田、吐哈油田等单位也相继部署实施了一批页岩油探并，均取得了较好效果。

其中中国石化2011年在河南油田泌阳凹陷部署的第一口陆相页岩油水平井一泌页HFL井，水平段长1044m，经过15级分段压裂，获最高日产油23.6m3，日产气l000m3的工业油气沆，使得泌阳凹陷率先取得中国陆相页岩油勘探的重要突破；2012年部署在泌阳凹陷的第二口陆相页岩油水平井一泌页2HF井，水平段长度I408m，经21级分段压裂，获最高日产油28.6m3工业油流，进一步拓展了陆相页岩油的勘探成果。

通过近几年页岩油的勘探实践，我们更加坚定了发展中国陆榴页岩油的信心，同时也证实了中国陆桕页岩油具有良好的勘探开发前景。

陆相页岩油形成条件与富集影响因素有哪些？

评价页岩油的形成条件不同于常规油气藏，一般不需要对圈闭条件、输导条件进行评价，通常根据页岩储层展布特征、生烃条件、储集条件、保存条件、脆性矿物含量、裂缝发育情况、含油气性等方面来评价陆相页岩油的形成条件。

以泌阳凹陷为例，泌阳凹陷中部深凹区发育深湖一半深湖相的富含有机质页岩，单层平均厚度60m以上，面积近400km2；

有机碳含量大于2%，有机质类型以I型和Ⅱ、型为主，热演化程度R。在0.6%~1.1%之间；

脆性矿物含量大于65%；

页岩储层基质孔隙度4%~6%，渗透率0.0035mD；

水平缝、层理缝及高角度裂缝发育；

页岩层段油气显示丰富，气测全烃最高达100%，钻井过程中见到良好的槽面显示，钻井取芯岩芯出筒时岩芯表面及裂缝合油饱满，呈浸出现象；

埋藏深度一般位于2400—3000m；

断层不发育，保存条件好。

综合评价认为泌阳凹陷页岩具有单层厚度大、横向连续分布、生烃条件好、脆性矿物含量高、储集物性较好、含油气性明显、保存条件有利等特征，具备陆相页岩油形成的有利条件。泌页HF1与泌页2HF两口水平井钻探及压裂试采成果，进一步证实了泌阳凹陷具有优越的页岩油形成条件。

对陆相页岩油的富集机理及甜点区的评价是目前地质研究的难点，也是国内页岩油能否投入工业化开发的关键。初步研究结果表明，一般陆相页岩油富集受页岩岩相、有效厚度、有机质丰度及赋存方式、热演化程度、储集物性、成岩作用、地层压力、埋藏深度等多种因素的影响。泌阳凹陷页岩油富集的主要因素为岩相、有机质丰度、热成熟度及裂缝发育程度。

岩相是泌阳凹陷页岩油富集的重要因素，评价认为重结晶灰质页岩、粉砂质页岩最有利于页岩浊的富集；

有机质丰度决定了泌阳凹陷页岩油的富集程度，页岩有机碳含量平均2.52%，最高达6%，有机质丰度越高，页岩含油性越好；

热成熟度决定了泌阳凹陷以形成页岩油为主，泌阳凹陷Ro一般在0.6%~1.1%，处于生油高峰期；

裂缝发育程度决定了泌阳凹陷页岩油的能否取得高产，钻井取芯证实了泌阳凹陷页岩水平缝、层理缝十分发育，有效改善了页岩储层物性，是水平井多级分段压裂获得高产的关键因素。

作为非常规油气类型的一种资源，陆相页岩油地质评价主要有哪些关键技术？

陆相页岩油富集高产甜点区的地质综合评价是其能否有效勘探开发的重要前提。在近4年的泌阳凹陷页岩油地质研究和勘探实践过程中，初步形成了一套陆相页岩油的地质综合评价技术系列。主要包括地质多参数综合评价、岩石学分析、测井储层评价、录井储层评价、地震储层预测、资源评价、有利目标优选评价、水平井优化设计等8项关键技术。

一是地质多参数综合评价技术。

主要利用页岩厚度、岩相、有机碳含量、热演化程度、脆性矿物含量、储集物性、裂缝发育程度及埋藏深度等8项主要地质参数开展形成条件研究。

二是岩石学分析技术。

主要利用X衍射、岩石薄片、定量矿物掴描、高分辨率扫描电镜、核磁实验、等温吸附实验及岩石力学实验等方法，开展页岩储层的岩石矿物组分、储集空间类型、储集物性、含油气性及岩石力学参数等方面的研究，为页岩油赋存机理及页岩储层特征研究提供支撑。

三是录井储层评价技术。

主要是采用元素录井、核磁录井等新技术，结合地化、气测等常规录井方法，开展页岩储层的储集物性及含油气性评价，为甜点层的评价及分段选簇设计提供重要依据。

四是测井储层评价技术。

主要采用元素俘获测井( ECS)、微电阻率扫描成像测井( FMI)、核磁测井、偶极子声波及自然伽马能谱等测井新技术，结合常规测井方法，开展页岩油气层的储层划分与评价工作，建立储层的评价标准和解释图版，评价有利层段，为页岩油的甜点层评价、水平井着陆点选取以及水平段分段选簇设计优化提供支撑。

五是地震储层预测技术。主要利用高精度三维地震资料属性分析技术、裂缝预测技术及储层反演技术，开展富含有机质页岩储层的展布特征、裂缝发育特征、岩石物理特征及甜点区平面预测的研究工作，为有利目标区的优选和水平井的井位部署提供依据。

六是资源评价技术。主要开展资源量计算参数及可采系数的选取研究，利用体积法、类比法来计算页岩油资源量和珂采资源量。

七是有利目标优选评价技术。主要以油藏质量、完井质量两大类评价因素为主，结合经济技术条件，进行页岩油有利目标预测与评价，为页岩油水平井部署提供依据。

八是水平井优化设计技术。根据富含干酪根区、较高孔渗区、脆性矿物富集区及裂缝发育区等综合评价，开展水平井井位部署优化、水平井井轨迹方向优化及水平段最佳着陆点选择等方面的研究，为水平井的地质及工程设计提供支持。

从目前国内页岩油气的勘探开发实践来看，水平井钻完井以及多级分段压裂技术是十分关键的工程技术，如何尽快攻克这两项技术、实现国内陆相页岩油的经济有效开发？

地质综合评价技术是评价页岩油气甜点区、实现有效勘探开发的前提，而水平井钻完井技术及多级分段压裂技术则是实现页岩油气有效勘探开发的关键。

近几年我国几大石油公司在引进、消化、吸收**页岩油气勘探开发先进技术的基础上，开展了水平井的钻完井及多级分段压裂技术的攻关研究，基本形成了关键技术和工具设备的自主化、国产化，但与北美地区页岩油气成熟配套的勘探开发技术尚有差距，部分核心技术还得依靠**公司提供，尤其在长水平段水平井的钻井提速提效技术和低成本高效率的多分段压裂技术方面需要加大攻关力度。

目前国内初步形成了适合于陆相页岩地层的水平井钻完井技术和多级分段压裂技术。

一是初步形成了适应于陆相页岩地层特点的水平井的钻完井技术。页岩地层水平井钻完井技术主要包括水平井的钻井液技术、钻井工艺配套技术和固完井工艺技术三个方面。

在钻井液技术方面，针对陆相地层特点，河南油田自主开发研究了抑制防塌能力强的油基钻井液体系，基本满足了1000m以上长水平段页岩地层的钻井需要；

在水平段快速钻井工艺技术方面，利用旋转导向钻井 高抗研磨性PDC钻头 三维地质导向技术，应用于泌阳凹陷泌页HF1井，三开钻进仅用了6天时间一趟钻完成了1121m的钻井进尺，实现了长水平段水平井的快速钻井；

在固完井工艺技术方面，申国石化自主研发了弹韧性水泥浆体系及驱油前置液技术，应用于河南油田两口页岩油水平井，取得了良好的效果，确保了页岩地层长水平段固井质量，为后续的多级分段压裂提供了良好的井筒条件。

二是初步形成了适应于陆相页岩储层特点的多级分段压裂技术。页岩油水平井多级分段压裂技术主要包括储层可压性分析评价、分段选簇设计优化技术、压裂液体系、体积压裂设计优化技术、泵送易钻桥塞 多级射孔联作技术、大型压裂地面拖工技术、微地震裂缝监测技术等方面。

以泌阳凹陷泌页HF1井为例，通过开展储层可压性的分析及分段选簇优化，采用体积缝 平面缝压裂理念优化设计，本井共设计l5段32簇；

优选了降阻性能好的滑溜水 线性胶的压裂液体系；

采用泵送易钻桥塞 多簇射孔联作技术，成功实施了15级分段压裂，注入地层总液量22138m3，总砂量524m3创造了2011年国内陆相页岩油水平井压裂规模纪录；

在压裂施工过程中，采用微地震裂缝监测技术，实时监测裂缝延伸的方位和形态，证实了该区页岩地层可以形成有效的网状缝体系。该项配套技术成功运用于泌阳凹陷陆相页岩油的勘探，并为取得页岩油勘探开发重大突破提供了重要的技术支撑。

目前中国陆相页岩油勘探开友面临着哪些主要难题与挑战？

目前国内陆相页岩油勘探开发步伐有所放缓，主要因为在地质基础研究、工程技术研究以及开发经济性等方面遇到了许多难题与挑战。

一是在地质基础研究方面，陆桕页岩油的赋存机理、成藏机理、富集机理、渗流机理及驱动机理等基础问题还不明确，陆桕页岩油的可采资源量评价方法及甜点区的评价技术还有待迸一步完善，国内陆相页岩油与北美地区页岩油在油藏特征、储层特征、温压场特征及流体特征等方面存在较大差异性，目前还没有掌握中国陆相页岩油藏的开发技术和开采规律。

二是在工程技术方面，国内几大油气公司虽然已掌握拥有了页岩油气的水平井钻完井与多级分段压裂配套技术，易钻桥塞、滑溜水体系及3000型的大型压裂设备已经自主开发成功，但是高效PDC钻头、旋转导向系统、微震裂缝监测技术等方面的核心技术尚未完全掌握，有待于进一步攻关，尤其是针对国内地质条件比较复杂的页岩地层，水平井的提速提效钻井技术以及低成本高效率的多级分段压裂技术一直制约着页岩油气的勘探开发快速发展。

三是在开发经济性评价方面，以提高页岩油气的勘探开发效益为中心，以北美页岩油气“井工厂”的开采模式为理念，如何实行标准化设针、工厂化作业、高效化生产、集约化管理、项目化运作的管理模式是我们面临的管理层面的理念与思路的挑战；

在水平井的钻井方面，面临着页岩地层造斜段防塌技术难度大、钻井核心技术欠缺、施工周期长、钻井成本高等难题；

在水平井的多级分段压裂技术方面，面临着压裂液体系复杂、页岩储层压裂工艺要求高、施工难度大、作业效率不高以及压裂液重复利用技术等难题。

国内第一批页岩油气水平井单井总投资高达7000~9000万元，第二批页岩油气水平井单井总投资高达5000~6000万元，过离的经济成本严重影响了国内页岩油气的勘探开发进程。

当然，这些难题与挑战需要国内石油行业的高层领导及勘探开发科技工作者付出艰辛努力加以刻苦攻关，我们坚信在5—10年内，随着国内页岩油气勘探开发理论与技术的发展，陆相页岩油的勘探开发一定会迎来新的发展机遇，将成为我国中长期重要的油气资源战略接替领域。（原载《石油知识》）

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