趙文智，胡素云，侯連華，楊濤，李欣，郭彬程，楊智

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

2018年中國的石油對外依存度已達(dá)70%以上，伴隨國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展，石油對外依存度可能還會進(jìn)一步攀升，亟需加大國內(nèi)石油安全供應(yīng)。然而，國內(nèi)大多數(shù)已開發(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，從根本上解決中國原油穩(wěn)產(chǎn)乃至上產(chǎn)的資源保障問題[1-6]。中國陸相頁巖油資源潛力巨大，在搞清頁巖油富集機理、分布特征與開采方式以及技術(shù)取得突破基礎(chǔ)上，頁巖油會是今后相當(dāng)長一個時期獲取穩(wěn)定石油和天然氣產(chǎn)量的重要領(lǐng)域，將對中國原油自給供應(yīng)的長期安全形成重大支撐[1,3]。

陸相頁巖油領(lǐng)域的地質(zhì)認(rèn)識、勘探靶區(qū)選擇、評價依據(jù)、技術(shù)與勘探對策等與傳統(tǒng)油氣勘探差別很大，尚有較大不確定性。目前業(yè)界對頁巖油概念與內(nèi)涵的理解，以及對頁巖油與致密油關(guān)系的表述較多，差異較大。有些觀點既有交叉又有沖突，極易造成誤導(dǎo)，影響陸相頁巖油革命進(jìn)程的順利發(fā)展。如不及時予以明確，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)隊圍繞中國陸相頁巖油基本類型、地質(zhì)特征、資源潛力、勘探地位及不同類型頁巖油評價標(biāo)準(zhǔn)，以及頁巖油與致密油關(guān)系和邊界等展開討論，提出觀點和建議，以期為即將到來的頁巖油革命提供借鑒。

1 陸相頁巖油內(nèi)涵及與北美海相頁巖油的差異

1.1 陸相頁巖油的內(nèi)涵

陸相頁巖油是指埋藏深度大于 300 m、Ro值大于0.5%的陸相富有機質(zhì)頁巖層系中賦存的液態(tài)石油烴和多類有機物的統(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)化的固體有機質(zhì)。頁巖油不同于油頁巖油，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)石油烴的有機質(zhì)頁巖層，其中多數(shù)有機物以固態(tài)形式存在（見圖1）。

有機質(zhì)成熟度對陸相頁巖油資源的形成具重要控制作用[7]。隨著熱演化程度增加，頁巖中的有機質(zhì)會發(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)有機質(zhì)生烴模式主要是針對常規(guī)油氣藏勘探開發(fā)提出的，頁巖油氣的賦存狀態(tài)與常規(guī)油氣相比存在很大差別，為了更適合于頁巖油氣賦存狀態(tài)和勘探開發(fā)的需要，本文根據(jù)資源類型對成熟度階段進(jìn)行了重新定義，按成熟度演化階段劃分不同類型頁巖油分布段：①Ro值小于0.5%為有機質(zhì)固態(tài)分布段，是油頁巖賦存窗口；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)化有機質(zhì)共存段，是中低成熟度頁巖油主要賦存窗口，該階段滯留頁巖中的液態(tài)烴數(shù)量因頁巖厚度不同，及與圍巖儲集層段組合關(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，是頁巖氣主要賦存區(qū)（見圖1）。

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

1.2 與北美海相頁巖油的差異

中國陸相頁巖油與北美海相頁巖油在含義、發(fā)育環(huán)境、地質(zhì)特征、部分開采方式與評價標(biāo)準(zhǔn)等方面均有差異。北美頁巖油主要發(fā)育于海相頁巖層系中，多為與富有機質(zhì)頁巖間互發(fā)育的碎屑巖、碳酸鹽巖和泥頁巖致密儲集層中賦存的烴類，主要通過水平井和體積改造方式進(jìn)行開發(fā)生產(chǎn)[10-16]。北美海相頁巖油具有以下特征（見表1）：①油層連續(xù)性好、厚度相對較大；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），單井累計采出量高（大于4×104t）。中國陸相頁巖油分中低成熟度和中高成熟度兩大類，前者在內(nèi)涵、開采方式、開采技術(shù)與評價標(biāo)準(zhǔn)上，不僅與美國的頁巖油不同，與中國的中高成熟度頁巖油也不同，所以不具可比性。中高成熟度頁巖油因地質(zhì)特征、開采方式與核心技術(shù)等與美國頁巖油大致相當(dāng)，可以進(jìn)行對比。但應(yīng)指出，本文討論的頁巖油不包含致密油，所以從沉積巖性組合與環(huán)境看，與北美頁巖油差異也很大。中國中高成熟度頁巖油厚度相對較小，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，單井累計采出量相對較小。由于目前生產(chǎn)時間較短，最終單井累計采出量還難于統(tǒng)計。本文設(shè)定布倫特油價為55美元/bbl來計算各頁巖油試采區(qū)要達(dá)到商業(yè)開發(fā)條件單井累計采出量必須達(dá)到的最低值（見表 1）。從目前有限井試采一年或更長的情況看，單井累計采出量普遍不高，將是影響陸相中高成熟度頁巖油是否具備規(guī)模開采的重要因素?？傮w看，北美海相頁巖油厚度較大，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)，單井可實現(xiàn)較高初產(chǎn)、較高累產(chǎn)以及平臺式工廠化作業(yè)生產(chǎn)，可以快速實現(xiàn)規(guī)模建產(chǎn)，效益比較好[14]。中國陸相頁巖油儲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)與單井累計采出量等方面存在先天不足。所以，甜點區(qū)（段）評價和選擇難度較大，未來發(fā)展規(guī)模尚有較大不確定性。

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

2 陸相頁巖油的基本類型、地質(zhì)特征與典型實例

2.1 基本類型與地質(zhì)特征

陸相頁巖油的資源潛力主要取決于陸相頁巖層系中尚未轉(zhuǎn)化有機質(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，陸相頁巖油類型的劃分主要依據(jù)有機質(zhì)豐度和成熟度這兩個參數(shù)，可劃分為中低成熟度頁巖油和中高成熟度頁巖油兩大類型（見圖1），二者地質(zhì)特征明顯不同（見表2）。

表2 中國陸相頁巖油分類與特征對比表

2.1.1 中低成熟度頁巖油的基本特征

中低成熟度頁巖油具有可轉(zhuǎn)化資源潛力巨大、滯留液態(tài)烴油質(zhì)偏稠、可動油比例偏低、固體有機物占比較高、常規(guī)壓裂改造技術(shù)難以實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)等特征（見表3）。有機質(zhì)熱成熟度不高，Ro值多小于1.0%。與中高成熟度頁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。如果一個探區(qū)頁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，具體應(yīng)以原油地下流動能力和單井累計采出量來決定，上限可以取0.9%，不宜太低。中低成熟度頁巖油以重質(zhì)油、瀝青和尚未轉(zhuǎn)化的有機質(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)烴和多類有機物殘留，以滿足地下原位加熱時有足夠多的烴類生成。有機質(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。頁巖儲集空間較小，孔隙度多數(shù)小于3%，有機孔不發(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通道。

表3 中國主要含油氣盆地陸相中低成熟度頁巖油特征參數(shù)表

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

2.1.2 中高成熟度頁巖油的基本特征

中高成熟度頁巖油具有以成熟的液態(tài)石油烴為主、油質(zhì)較輕、可動油比例較高、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)可開發(fā)動用等特征（見表2）。有機質(zhì)熱演化程度較高，Ro值多大于1.0%，以1.0%～1.4%為最佳。在確定一個探區(qū)頁巖油的主發(fā)育類型后，中高成熟度頁巖油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，影響原油地下流動性，直接影響單井日產(chǎn)量和累計采出量。頁巖層系儲集空間較小，孔隙度以 5%～8%為主，高值可達(dá)10%～15%，但占比相對較小。液態(tài)烴多賦存于頁巖的頁理、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較高、可流動性較好、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)可實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。中高成熟度頁巖油是否具有經(jīng)濟(jì)性應(yīng)從 3個方面評價：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在不同油價條件下，單井累計采出量應(yīng)大于最小累計經(jīng)濟(jì)采出量；③分布面積和地質(zhì)儲量要達(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)量并能支撐足夠長時間的穩(wěn)產(chǎn)。很顯然，只能在有限井形成經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量、而無法實現(xiàn)規(guī)模建產(chǎn)和較長時間穩(wěn)產(chǎn)的頁巖油發(fā)現(xiàn)，一般很難投入生產(chǎn)建設(shè)。

2.2 典型實例

中國已發(fā)現(xiàn)的陸相頁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巖油主要分布在白堊系；柴達(dá)木和渤海灣盆地陸相頁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（簡稱孔二段）是頁巖油主要發(fā)育段，以中等成熟度頁巖油為主?？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質(zhì)頁巖發(fā)育區(qū)，面積為430 km2，厚度為50～300 m。孔二段在縱向上分為 4個小層，富有機質(zhì)頁巖主要分布在上部 3個小層，巖性為碎屑巖、混積巖和碳酸鹽巖，可識別出長英質(zhì)頁巖、云灰質(zhì)頁巖、白云質(zhì)頁巖與混合質(zhì)頁巖等。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%。儲集空間以頁理縫、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性較差。該區(qū)已有兩口水平井在試采，試采時間最長的井是官1702H井，該井從2018年5月28日開始試采，至今已超過1年，累計采出原油7 983 t，累計產(chǎn)氣 45.5×104m3[28-29]（見圖3）。根據(jù)目前遞減趨勢，預(yù)計該井累計采出油量可達(dá)2.65×104t，經(jīng)濟(jì)性處于盈利和非盈利邊界附近，需要通過降低成本或提高累計采出量才可能實現(xiàn)規(guī)模開發(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—奇臺隆起區(qū)，在侏羅紀(jì)末—白堊紀(jì)末曾發(fā)生強烈抬升，導(dǎo)致地層大量剝蝕。盡管頁巖油發(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)頁巖油實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(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，有利于有機質(zhì)富集保存，凹陷中心是半深湖亞相富有機質(zhì)頁巖發(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個層段，富有機質(zhì)頁巖主要發(fā)育在“上甜點段”和“下甜點段”。巖性為泥頁巖、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性較差。目前該區(qū)已有試采井15口，累計試采超過一年的井共9口，單井累計采油1 110～20 343 t，其中試采時間最長的吉172H井，單井初期日產(chǎn)69.5 t，已經(jīng)試采5年多，累計采出油量2.03×104t。根據(jù)投入產(chǎn)出關(guān)系計算，該區(qū)頁巖油在布倫特油價55美元/bbl條件下，埋深在3 800 m以淺的地區(qū)單井累計采出量需大于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巖油能否投入規(guī)模開發(fā)的關(guān)鍵。

2.2.3 鄂爾多斯盆地三疊系延長組

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組發(fā)育中低成熟度頁巖油為主，中高成熟度頁巖油為輔。不論從發(fā)育條件還是資源規(guī)?？?，都是中國頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化最有潛力和最具代表性的地區(qū)。晚三疊世延長組沉積期，湖盆水域?qū)掗煟谘娱L組7段（簡稱長7段）沉積期發(fā)育了一套半深湖—深湖相黑色頁巖、暗色泥巖，呈北西—南東向展布，面積約5×104km2。其中，黑色頁巖主要發(fā)育在長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)石油烴滯留在頁巖層內(nèi)。頁巖孔隙度主體為2%～3%，含油飽和度70%～90%，脆性礦物含量 40%左右。頁巖頁理、砂質(zhì)紋層和顯微紋層發(fā)育，頁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。中國石油已經(jīng)決定在鄂爾多斯盆地選擇靶區(qū)開展中低成熟度頁巖油地下原位加熱轉(zhuǎn)化先導(dǎo)試驗，如獲突破，將會給中低成熟度頁巖油商業(yè)開發(fā)帶來巨大推動作用，也必將成為中國陸相頁巖油革命的先驅(qū)。

3 不同類型陸相頁巖油資源潛力與勘探地位

陸相頁巖油是中國石油勘探從“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)化熱模擬實驗產(chǎn)出油氣量[1]、中國主要含油氣盆地中符合頁巖油原位轉(zhuǎn)化的頁巖TOC值、Ro值和滯留油量[1]分布數(shù)據(jù)，中國石油勘探開發(fā)研究院評價中國中低成熟度頁巖油技術(shù)可采資源量約為（700～900）×108t；中高成熟度頁巖油因試采井較少，試采時間較短，尚難評估頁巖油經(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)，中國中高成熟度頁巖油地質(zhì)資源量約100×108t。

中低成熟度陸相頁巖油雖然在中國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)有的實驗室分析數(shù)據(jù)和國外已進(jìn)行的先導(dǎo)試驗結(jié)果顯示，通過地下原位加熱轉(zhuǎn)化，可以將頁巖中的石油烴、多類瀝青和固體有機物大規(guī)模轉(zhuǎn)化為輕質(zhì)油、凝析油和天然氣，同時在頁巖層中產(chǎn)生主要沿頁理發(fā)育的縫網(wǎng)系統(tǒng)和超壓，從而在頁巖內(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)化頁巖油，可實現(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)化的富有機質(zhì)頁巖，需要具備以下條件：頁巖集中段TOC值一般為6%～8%或更高，Ro值為0.5%～1.0%，頁巖段厚度大于15 m，埋深小于3 000 m，面積大于50 km2，頁巖段頂?shù)装宸忾]性好，地層含水率小于5%[1,30]。初步評價油價60～65 美元/bbl條件下，中低成熟度陸相頁巖油經(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，是中國常規(guī)天然氣資源總量的 3倍。其中，鄂爾多斯盆地延長組 7段頁巖油原位轉(zhuǎn)化現(xiàn)實性最好，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巖油原位轉(zhuǎn)化的重要層段，頁巖有機質(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（見圖4、圖5）。借用鄂爾多斯盆地長 7段頁巖熱模擬結(jié)果進(jìn)行潛力評價，松遼盆地嫩江組一段頁巖原位轉(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，要實現(xiàn)中國中低成熟度頁巖油商業(yè)開采的技術(shù)突破，還面臨一些科學(xué)問題亟待解決：①富有機質(zhì)頁巖形成與分布機理，如高TOC值頁巖段沉積古環(huán)境學(xué)特征與生物過度繁盛控制因素不明，富有機質(zhì)頁巖頁理形成的機理與控制因素待落實，富有機質(zhì)頁巖層內(nèi)有機質(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)化的動力學(xué)機制及最佳轉(zhuǎn)化條件，如熱轉(zhuǎn)化條件下有機質(zhì)與無機礦物間相互作用及動力與阻力消長關(guān)系待明確，頁巖有機物轉(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)問題的解決方法有待于進(jìn)一步探索，如千米級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)場試驗檢驗等。陸相中低成熟度頁巖油能否進(jìn)入商業(yè)開發(fā)周期，核心是以井組累計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)開采的最小時限為前提。應(yīng)通過先導(dǎo)試驗，攻關(guān)核心技術(shù)裝備，形成自主知識產(chǎn)權(quán)的關(guān)鍵技術(shù)。同時，落實“甜點”區(qū)評價標(biāo)準(zhǔn)，并探索優(yōu)化最佳工藝流程，以加快推進(jìn)中國陸相頁巖油革命盡早到來。

圖4 松遼盆地白堊系嫩江組頁巖綜合柱狀圖（TOCt—實測TOC值；TOCc—計算TOC值）

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

中高成熟度陸相頁巖油主要分布在擁有較高地溫場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)，可實現(xiàn)中高成熟度頁巖油規(guī)模性開采。總體上，中國中高成熟度頁巖油分布范圍較小，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)單井累計采出量是否可以達(dá)到經(jīng)濟(jì)門限后再定。

要實現(xiàn)中國陸相中高成熟度頁巖油規(guī)模商業(yè)開采，還需要在選區(qū)條件和評價標(biāo)準(zhǔn)上進(jìn)一步把嚴(yán)關(guān)口：①要在TOC值為3%～5%的頁巖層系選擇甜點和試采靶區(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性，會直接影響單井累計采出量；③油層單層厚度為5～10 m、累計厚度為25～30 m，保證單井控制儲量的規(guī)模性和經(jīng)濟(jì)性；④單井產(chǎn)量和單井累計采出量均要達(dá)到經(jīng)濟(jì)門限。中國陸相中高成熟度頁巖油要實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)，尚面臨一些科學(xué)技術(shù)問題亟待解決：①“甜點區(qū)”評價優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)需要在試采中逐步建立；②儲集層非均質(zhì)性強，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)與測井響應(yīng)參數(shù)需要邊探索邊明確；③針對中國陸相頁巖油特點的井眼軌跡與儲集層改造方案設(shè)計亟待優(yōu)化；④頁巖油總體流動性較差、單井產(chǎn)量低，低成本提高單井產(chǎn)量和累計采出量的工藝技術(shù)與開發(fā)方式需要創(chuàng)新。堅持“長水平井段、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，需要積極探索沿水平層理分布的“頁巖油直井、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)量和單井累計采出量，同時降低成本。

4 陸相頁巖油與致密油的關(guān)系與邊界

2018年5月1日國家頒布了致密油礦種和定義，界定儲集在覆壓基質(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集層中的石油資源。頁巖油是指產(chǎn)自于富有機質(zhì)頁巖層中的石油資源，包括地下已經(jīng)形成的石油烴、瀝青和尚未轉(zhuǎn)化的有機質(zhì)。頁巖油與致密油存在兩方面區(qū)別[1]：①烴類物質(zhì)不同，頁巖油包含已轉(zhuǎn)化形成的石油烴、瀝青物和未轉(zhuǎn)化的固體有機質(zhì)，是源內(nèi)自生自儲，而致密油全部是從鄰近頁巖地層中生成并排出的石油，是近源聚集；②天然儲滲能力不同，頁巖油儲集層的孔滲相對較低，一般孔隙度小于3%，滲透率小于1×10-9μm2，致密油儲集層的孔滲條件相對較高，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。

陸相頁巖油與致密油在相帶分區(qū)、巖性組合與開采技術(shù)等方面存在明顯差異：①沉積相邊界不同，頁巖油以發(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)境形成的頁巖層系中以頁巖、泥質(zhì)巖和化學(xué)沉積巖為主，富有機質(zhì)頁巖占比一般大于 70%，致密油儲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，中低成熟度頁巖油關(guān)注頁巖中滯留烴和未轉(zhuǎn)化有機質(zhì)兩類物質(zhì)，聚焦于滯留烴降黏、改質(zhì)和有機物人工熱轉(zhuǎn)化，“地下煉廠”建造是中低成熟度、富有機質(zhì)頁巖油地下原位開采的重要技術(shù)路線。中高成熟度頁巖油和致密油開發(fā)則關(guān)注致密儲集層中已聚集的可動液態(tài)烴數(shù)量、地層能量與原油品質(zhì)等，聚焦于儲集層物性條件與人工改造縫網(wǎng)系統(tǒng)的建造?？傊?，頁巖油與致密油宜獨立分列，不宜合二為一。

5 結(jié)論與建議

以成熟度控制陸相富有機質(zhì)頁巖生排烴演化階段為基礎(chǔ)，明確中國發(fā)育中低成熟度和中高成熟度頁巖油兩大類，其中中低成熟度頁巖油是主體，初步評價技術(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。一旦通過先導(dǎo)開發(fā)試驗，地下原位轉(zhuǎn)化配套技術(shù)與經(jīng)濟(jì)性開采過關(guān)，將帶來陸相頁巖油革命。中高成熟度頁巖油地質(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，需通過試采落實單井日產(chǎn)、累計采出量與甜點區(qū)儲量規(guī)模后，方能確定。

中國陸相中低成熟度頁巖油在開采方式、使用技術(shù)和評價標(biāo)準(zhǔn)等方面有其特殊性，不能與中高成熟度頁巖油對比。后者與北美海相頁巖油也有很大差異，總體看，中國中高成熟度頁巖油在油層連續(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巖油資源規(guī)模與資源經(jīng)濟(jì)性時，既要看單井日產(chǎn)量是否經(jīng)濟(jì)，更要看單井累計采出量是否經(jīng)濟(jì)。同時也要對資源規(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)與支撐足夠長時間的穩(wěn)產(chǎn)。建議下一步選區(qū)評價要滿足高有機質(zhì)豐度、高熱演化程度（Ro值大于1.0%）、高單井產(chǎn)量、高累計采出量這幾個條件。

頁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)分致密油與頁巖油，將二者并行存立，獨立劃分。