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0 引言
页岩气作为一种清洁、高效的非常规天然气，是重要的天然气资源。2000年以来“页岩革命”的成功使美国油气产量迅速增长，并深刻改变了全球能源格局[1-7]。2023年，美国页岩气产量超过8 300×108 m3，在美国天然气产量中占比超过75%。加拿大、中国和阿根廷也实现了页岩气规模效益开发，产量逐年攀升。
中国页岩气资源丰富，海相、陆相和海陆过渡相富有机质页岩广泛发育，具有多层系分布、多成因类型、后期改造复杂等特点，页岩气地质特征与富集规律具有诸多特殊性。自然资源部（原国土资源部）2016年发布的《中国矿产资源报告》表明[8]，全国埋深4 500 m以浅页岩气地质资源量为122×1012m3，技术可采资源量21.8×1012m3。历经10余年勘探开发实践，中国在四川盆地及周缘的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组实现了页岩气规模商业开发，截至2023年底，累计探明页岩气地质储量2.96×1012 m3，2023年全年页岩气产量达250×108 m3[5]，占国内天然气总产量的10.9%，页岩气已成为中国天然气增储上产的重要领域。然而，针对中国巨大的资源潜力，页岩气储产量规模依然较低，探明率不足3%。勘探实践表明，照搬北美的理论与经验难以实现高效勘探与效益开发。因此，明确中国复杂地质条件页岩气地质特征、资源潜力与发展方向，对开拓页岩气勘探新场面、加大页岩气在保障国家能源安全中的支撑力度具有重要意义。
本文通过梳理中国页岩气地质理论认识与勘探开发实践成果，对比中国不同类型页岩气地质特征、富集规律、资源潜力等共性与差异性，探讨中国页岩气勘探开发面临挑战与发展方向，以期为推动中国页岩气产业的发展提供参考。
1 页岩气勘探开发历程及新进展
1.1勘探开发历程
1.1.1 选区评价阶段
2004年起，中国多家石油企业、高校及研究机构先后开展了北美页岩气地质理论和技术调研、中国页岩气资源调查与评价工作。通过对比中国、美国页岩气形成条件、借鉴北美页岩气选区评价思路，建立了适合中国地质条件的页岩气选区评价方法和标准，优选出南方海相的寒武系、志留系和二叠系为有利地区和有利层系，并在四川盆地率先取得勘探突破。2008年，四川盆地第1口页岩气地质参数井（长芯1井）揭示出上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气具有极大潜力[9]。2010年，中国首口页岩气井（威201井）在五峰组—龙马溪组获峰值日产气1.7×104m3[10]，拉开了中国页岩气勘探开发的序幕。
1.1.2 勘探突破阶段
2011年页岩气成为独立矿种，在国内掀起了勘探热潮。中国页岩气勘探实践表明，良好的储层品质与有利的保存条件是页岩气富集的关键。2012年7月，四川盆地长宁构造的宁201-H1井在五峰组—龙马溪组测试获日产15×104m3商业气流，成为国内第1口具有商业价值的页岩气井。针对中国南方海相页岩演化程度高、经历多期构造改造等特点，创新形成了海相页岩气“二元富集”理论[11-12]；2012年11月，四川盆地焦页1井在五峰组—龙马溪组测试获日产20.3×104m3商业气流，标志着涪陵页岩气田的发现，自此中国页岩气勘探开发明确向四川盆地海相五峰组—龙马溪组聚焦。
1.1.3 规模上产阶段
2013年起，四川盆地涪陵、长宁—威远和昭通3个国家级页岩气示范区的设立与建设，使中国页岩气产量呈阶梯式快速增长（见图1）。2013年页岩气产量仅2×108 m3，2018年突破100×108 m3，2020年突破200×108 m3，2023年达250×108 m3，累计产量超过1 400×108 m3，页岩气已成为中国天然气增储上产的重要领域。
图1 2013—2023年中国页岩气产量增长统计直方图
1.2 页岩气勘探新进展
1.2.1 海相页岩气
历经10余年勘探开发实践攻关，针对四川盆地五峰组—龙马溪组，已在埋深3 500 m以浅的中—浅层实现规模效益开发，埋深3 500～4 500 m深层取得了重要勘探突破，埋深超过4 500 m超深层取得重要勘探进展。2019年东页深1井试获日产气31.2×104 m3，实现埋深4 200 m深层页岩气勘探重大突破。同年泸203井（垂深3 866.7 m）压裂测试获日产气137.9×104 m3，创国内页岩气井最高日产纪录。2020年普顺1井（垂深5 917～5 971 m）直井压裂成功并持续放喷多日，揭示了超深层页岩气“高压、高孔、高含气”特征，资源潜力巨大[13]。2022年四川盆地东南部（简称川东南）复杂构造区綦江深层页岩气田提交首期探明地质储量1 459.68×108 m3。
四川盆地除五峰组—龙马溪组之外，近年来在寒武系筇竹寺组、二叠系吴家坪组和大隆组页岩气勘探先后获得突破，展示出海相新层系广阔的勘探前景。2020年川东南红页1HF井在吴家坪组测试获日产气8.9×104 m3；2022年井研—犍为地区金石103HF井在筇竹寺组测试获日产气25.9×104 m3；2023年达州地区雷页1井在埋深超过4 200 m的大隆组测试获日产气42.7×104 m3；2023年资阳地区资201井（垂深4 500～4 800 m）在筇竹寺组测试获日产气73.9×104m3；2024年资阳2井（垂深4 500～5 000 m）在筇竹寺组测试获125.7×104 m3/d高产工业气流，实现了超深层新层系页岩气勘探突破。
此外，鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组页岩气作为中国南方地区以外的新区新领域近年来也不断取得勘探突破，目前初步落实有利勘探面积5 500～6 500 km2，展示出较好的勘探前景[14-15]。
1.2.2 海陆过渡相页岩气
中国海陆过渡相页岩气总体处于勘探评价阶段，目前针对过渡相完钻页岩气井100余口，在鄂尔多斯、南华北和沁水盆地二叠系山西组、太原组及南方地区二叠系龙潭组钻探获得页岩气显示，多口井试获工业气流，初步实现了勘探突破[6]。2016年鄂尔多斯盆地镇钾1井（直井）在二叠系太原组（2 339～2 390 m）压裂测试获日产气5.7×104m3；2017年鄂尔多斯盆地云页平3水平井在山西组测试获日产气5.3×104m3；2020年鄂尔多斯盆地吉平1H井在山西组测试获最高日产气8.0×104 m3，单井评估最终可采储量（EUR）为4 600×104m3。此外，四川盆地、湘中盆地（坳陷）等地区在海陆过渡相页岩见良好页岩气显示，展示出良好资源潜力和勘探前景。
1.2.3 陆相页岩气
中国陆相页岩气勘探起步较早，受限于陆相页岩较强的非均质性、复杂的分布规律及较高的黏土矿物含量，陆相页岩气勘探开发难度大，进展相对缓慢。近年来，陆相页岩气勘探开发取得了积极进展，2011年中国第1口陆相页岩气探井柳坪177井（直井）在鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段获日产2 350 m3工业气流[16]。2019、2020年松辽盆地梨树断陷梨页1HF井和吉梨页油1井（直井）分别在白垩系营城组和沙河子组页岩中获日产3.0×104m3和7.6×104 m3页岩气流，实现了陆相页岩气勘探突破。2020—2022年，四川盆地侏罗系陆相页岩油气接连取得勘探突破，涪页10HF井在自流井组东岳庙段获日产气5.6×104m3、日产油17.6 m3，泰页1井在凉高山组获日产气7.5×104m3、日产油9.8 m3，普陆页1井在千佛崖组测试获日产气10.4×104m3，展示出良好勘探开发前景。
2 页岩气形成的地质特征
中国和北美的页岩气地质背景及形成条件存在明显差异，北美页岩气主要形成于上古生界及中生界海相页岩，中国海相、海陆过渡相和陆相页岩均广泛发育[17-22]（见图2、表1），其中海相页岩主要发育在下古生界，海陆过渡相页岩主要发育在上古生界石炭系—二叠系，陆相页岩主要发育在中—新生界。
图2 中国主要盆地富有机质页岩及页岩气田分布图（据文献[5]修改）
与北美页岩相对稳定的地质演化过程相比，中国页岩沉积盆地类型多、构造改造期次多、热演化史复杂，页岩具有岩相组合类型多、非均质性强、不同类型页岩品质、埋深与页岩气保存条件差异大等特征（见表1、表2、图3—图5）。海相页岩沉积环境总体稳定，岩相以硅质页岩、混合质页岩和灰质页岩为主；过渡相和陆相页岩沉积环境变化快，夹层普遍发育，页岩岩相以黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩为主。
图3 中国不同类型页岩矿物组分特征（N为样品数）
图4 中国不同类型页岩岩相组合与源储配置类型特征
图5 中国不同类型页岩埋藏史图
（Z—震旦系；—C—寒武系；O—奥陶系；S—志留系；D—泥盆系；C—石炭系；P—二叠系；T—三叠系；J—侏罗系；K—白垩系；E—古近系；Q—第四系；—C1q—筇竹寺组；S1l—龙马溪组；P3d—大隆组；P1t—太原组；P1s—山西组；P3l—龙潭组；K1sh—沙河子组；K1yc—营城组；T3y—延长组；J1z—自流井组）
根据页岩层系内烃类运移程度与距离的差异，页岩油气源储配置类型可分为源储分离型（烃类运移距离米级以上）、源储共生型（烃类就近运移至优势储层）和源储一体型（烃类基本未发生跨层段运移）。沉积环境控制了页岩层系多样的岩相组合与源储配置类型，有机-无机协同演化控制烃类生成与运聚，构造改造控制页岩气保存，三者的耦合共同控制页岩气的富集。
2.1 海相页岩气
中国海相页岩主要分布在扬子—华南地区（震旦系—二叠系）、塔里木盆地（寒武系和奥陶系）和鄂尔多斯盆地（奥陶系）等地区古生界，以奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组、二叠系大隆组及其相当层位为重点层系（见图2、表1）。近期在羌塘盆地上三叠统巴贡组和下侏罗统曲色组发现了中生界海相页岩[23]。
海相页岩具有沉积环境稳定、大面积连续分布特征（见表1、表2）[3-4]。中国海相优质页岩主要沉积于深水陆棚环境，具有分布广、厚度大、有机质类型好（Ⅰ—Ⅱ1型为主）、生烃潜力大、储集性和可压性好等特征（见表1、表2、图3、图4）。与北美页岩相比，中国海相页岩年代普遍较老，等效镜质体反射率（Ro）普遍大于2%，总体处于过成熟阶段；同时，中国海相页岩经历多期构造改造，褶皱、断裂及隆升剥蚀作用频繁（见表2、图5），地应力与地表条件复杂，页岩含气性与保存条件差异显著，埋深主体大于3 500 m，规模效益开发难度大。
海相页岩岩相及岩相组合类型简单，页岩气源储配置类型总体以自生自储的源储一体型为主，优势岩相以硅质、混合质和灰质页岩为主，砂岩和碳酸盐岩隔夹层发育程度低，局部浅水环境（如四川盆地早寒武世长宁—绵阳拉张槽）中发育粉砂质页岩、黏土质页岩和粉砂岩互层的岩相组合（见表2、图3、图4）。
海相页岩有机孔发育程度较高（见表2、图6），是页岩气主要储集空间。有机孔发育程度与TOC含量、石英含量通常具有正相关关系。页岩中生物硅质和钙质含量高、刚性抗压格架形成时期早，是海相页岩有机孔得以发育和保存的重要基础[4, 12, 24]（见图6）。同时，地层超压对页岩孔隙结构的保持具有重要控制作用，相同条件下，地层压力越高，页岩有机孔发育程度越高、物性与含气性越好，“地层超压富气”是海相页岩气富集与高产的重要保障[25-27]。此外，南方海相页岩气勘探实践中相继出现低电阻率、低含气现象，良好保存条件下过高成熟度页岩的有机质石墨化是页岩低电阻率的主要原因[28-29]，当演化程度过高时（Ro值大于3.5%），页岩生烃能力衰竭，有机质发生石墨化，有机孔大量减少（见图6），对页岩储层品质具有较大影响。
图6 海相页岩生烃、成岩作用与孔隙演化模式（据文献[26-27]修改）
结合中国特殊的页岩气地质条件与勘探实践，常规-非常规油气“有序聚集”[26]、“二元富集”[11]、“超压保孔”[25]等理论的提出为中国海相页岩气的勘探突破提供了重要指导，助推了涪陵、长宁—威远和昭通3个国家级页岩气示范区的设立与建设。由于早期研究中对非富有机质页岩层段储集性、源储配置及耦合特征缺乏重视与针对性评价，并未在源储分离型页岩气取得勘探突破。近年来，通过转变勘探思路，加强源储配置与耦合评价，在川西南井研地区金石103HF井实现了寒武系筇竹寺组源储分离型新类型页岩气勘探突破，打破了只在富有机质页岩中寻找页岩气的传统思维，扩大了页岩气的勘探领域与范围[30]。
2.2 海陆过渡相页岩气
中国海陆过渡相页岩主要分布在鄂尔多斯、沁水、南华北和渤海湾等盆地（石炭系、二叠系）和扬子地区（二叠系）[31]（见图2、表1）。过渡相页岩沉积环境动荡，水动力强度变化较快，形成时代较为集中，富有机质页岩主要发育在潟湖相、三角洲相三角洲平原与前三角洲亚相，其中潟湖相是富有机质页岩沉积的最有利相带[19]。中国的海陆过渡相优质页岩厚度较小、纵横向稳定性及连续性差，多与砂岩、煤层、碳酸盐岩频繁互层，页岩有机质类型以腐殖型为主（Ⅱ2—Ⅲ型），TOC含量及Ro值变化大，总体处于高成熟—过成熟阶段（见表1、表2）。与海相页岩相比，过渡相页岩岩相组合与主要地质参数变化大（见表1、表2），生烃和储集条件相对较差，含气量偏低且变化范围大。
海陆过渡相页岩发育黏土质、长英质和混合质页岩3种主要岩相，优势岩相以黏土质和混合质页岩为主，岩相组合类型复杂多样，黏土矿物含量较高（见表1、表2、图3）。过渡相页岩气源储配置类型以源储一体和源储共生型为主（见表2、图4），源储一体型岩相组合以厚层页岩夹薄砂岩层或（和）薄煤层为主，源储共生型岩相组合以页岩与粉—细砂岩互层为主。
受有机质显微组分控制，过渡相页岩有机孔发育程度总体较低[31-32]，储集空间以黏土矿物相关孔隙、溶蚀孔和微裂缝为主（见表2、图7）。同时，腐殖型有机质生烃高峰持续时间短，不利于页岩物性与含气性的保持，使其物性普遍低于海相页岩[33-34]（见表1、图6、图8）。由于沉积环境与岩相组合多样且变化频率较快，顶底板盖层稳定性与封闭性较差，生成的天然气易发生近距离运移，地层能量与压力系数较低，页岩气保存条件相对较差，物性与含气性较低（见表1）。由此可见，有利的沉积环境和良好的保存条件依旧是过渡相页岩气成烃成储和富集高产的关键。
（a）DYS1井，2 976.7 m，二叠系龙潭组，微裂隙和黏土矿物层间孔缝发育；（b）DYS1井，2 992.7 m，二叠系龙潭组，高等植物内发育少量有机孔；（c）MY1井，2 950.1 m，二叠系太原组，固体沥青内有机孔发育；（d）ZXY1井，3 274.4 m，二叠系山西组，黏土矿物收缩缝发育；（e）DYS1井，3 000.7 m，二叠系龙潭组，黏土矿物间孔隙发育，方解石颗粒内见溶孔；（f）MY-1井，2 840.2 m，二叠系山西组，黄铁矿晶间孔发育
图7 中国海陆过渡相富有机质页岩扫描电镜下主要储集空间类型微观特征
图8 鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系海陆过渡相页岩生烃、成岩作用与孔隙演化模式（据文献[33-34]修改）
近年来，中国在多个盆地获得了海陆过渡相页岩气发现，已在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块建立了先导试验区。针对鄂尔多斯盆地二叠系山西组，在页岩发育模式、生烃演化与资源评价、地球物理评价预测等方面形成了海陆过渡相页岩气勘探理论与技术体系[35]，有力推动了中国海陆过渡相页岩气的勘探进程。
2.3 陆相页岩气
中国陆相沉积盆地原型类型多样，陆相页岩主要发育于二叠系—古近系[36-37]，主要分布在中国北方松辽（白垩系）、渤海湾（古近系）、鄂尔多斯（三叠系）、准噶尔（二叠系）等盆地和南方四川盆地（三叠系、侏罗系）（见表1、图2）。
陆相页岩发育和分布受沉积（微）相、古气候、古盐度、古生产率、有机质保存和物源条件等因素控制，富有机质页岩多以咸水—半咸水湖泊沉积环境为主，部分盆地为淡水湖泊。陆相页岩层系厚度变化较大，具有时代新、盆地规模小、物源多、岩相及岩相组合类型多、TOC变化大、成烃生物组合复杂（Ⅰ—Ⅲ型有机质均有分布）、演化程度偏低（生油为主、油气共生）、脆性矿物含量和含气量偏低，储层改造难度大等特点（见表1、表2、图3、图4）。与海相和海陆过渡相页岩相比，陆相页岩受构造改造程度相对最低（见图5），保存条件相对较好，利于超压的形成与保持（见表2）。
受高频沉积旋回控制，陆相页岩岩相变化较快，岩相类型及其组合受陆源碎屑输入、湖底热液、火山灰沉积和内源沉积作用共同控制，主要发育黏土质、长英质和混合质3种页岩岩相，优势岩相以黏土质页岩和混合质页岩为主（见表1、表2），页岩气源储配置类型以源储一体型为主（见图4），鄂尔多斯盆地三叠系延长组虽3种源储配置类型均有发育，但仍以源储一体型为主。
陆相页岩有机孔整体发育程度低，以无机孔为主，刚性矿物和黏土矿物粒间孔缝更为发育（见图9）。与过渡相页岩相比，陆相页岩沉积环境水体能量相对更低，夹层发育程度、粒度和物性更低，有效储层形成难度更大。陆相页岩及夹层孔隙演化受成岩—生烃作用共同控制，较高的黏土矿物含量使页岩整体具有抗压实能力弱、生烃期前无机孔隙快速减少等特点；进入生油高峰后，随Ro值的增加，页岩物性、含气性及有机孔发育程度逐渐变好（见图10）[37]。陆相页岩夹层演化规律则相对单一，在压实和胶结等作用下逐渐致密，物性与储集条件逐渐变差（见图10），但页岩中灰质、白云质、砂质纹层和隔夹层脆性较强，为储层改造奠定了基础。
（a）YL4井，4 004.7 m，四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段，黏土矿物粒间孔发育；（b）YL4井，3 785.4 m，四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段，碳酸盐矿物溶蚀孔发育；（c）FY1井，2 600.5 m，四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段，有机质内部有机孔发育程度差异大，固体沥青内有机孔发育；（d）JH9井，988.7 m，鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段，无机孔缝发育程度高；（e）LH2井，963.93 m，鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段，粒间孔发育程度高；（f）WX3-1井，3 212.3 m，松辽盆地白垩系营城组，有机孔较发育
图9 中国陆相富有机质页岩扫描电镜下主要储集空间类型微观特征
图10 成岩-生烃作用控制下的陆相页岩及夹层差异演化模式（据文献[37]修改）
2011年以来，中国针对陆相页岩气开展了大量探索性研究和技术攻关，取得了丰富的成果和认识。针对重点地区重点层系陆相页岩气，创建了陆相富有机质页岩生烃-排烃-滞留模式，揭示了陆相页岩气源储耦合机理，形成了陆相页岩气源储耦合甜点评价技术[36]。针对鄂尔多斯盆地延安地区陆相页岩气，提出了陆相页岩气“源储保”三元成藏理论，形成了钻完井、测井评价、储层改造和产能评价等勘探开发关键技术[16]。上述理论及技术有效指导了鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地白垩系和四川盆地侏罗系等陆相页岩气的勘探突破。
3 页岩气资源潜力与发展方向
3.1 页岩气资源潜力
中国页岩气资源潜力巨大，勘探开发前景广阔，但探明率较低，资源量、探明储量和产量构成表明，海相占据绝对优势与主导地位，是中国页岩气产业的主阵地和压舱石（见表3）。过渡相和陆相页岩气目前尚处于勘探评价阶段，有望成为中国页岩气规模快速发展的重要补充。由于中国页岩埋深普遍较大，深层—超深层页岩气（埋深为3 500～6 000 m）分布范围广、资源潜力大，深层—超深层页岩气技术可采资源量估算达11.0×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的56.6%[13]，有望成为未来增储上产的重要接替领域。
3.1.1 海相页岩气
海相页岩气是中国页岩气资源的主体，技术可采资源量为13.0×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的59.6%[8]。中国海相页岩气资源地域上主要分布在南方扬子地区，其中近三分之二集中在四川盆地及周缘地区；层系分布上，三分之二以上的海相页岩气分布于下古生界志留系和寒武系，地质资源量超过50×1012 m3（见表3）。此外，扬子地区寒武系和二叠系海相页岩具备良好的资源潜力，页岩气地质资源量均超过10×1012 m3，有望成为志留系之外的海相页岩气接替领域。
3.1.2 海陆过渡相页岩气
海陆过渡相是中国页岩气资源的重要组成部分，分布面积广，资源潜力大，技术可采资源量为5.1×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的23.4%[8]。海陆过渡相页岩气资源主要分布在南方二叠系和华北地区石炭系—二叠系（见表3），其中四川盆地和鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩分布面积达33×104 km2，页岩气地质资源量超过14×1012 m3，占全国海陆过渡相页岩气资源的三分之二以上。
3.1.3 陆相页岩气
中国陆相页岩成熟度偏低，以生油为主，页岩油资源潜力大，页岩气资源相对偏低，技术可采资源量为3.7×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的17.0%[8]。勘探实践表明，中国陆相页岩气具备规模资源基础，主要分布在东部松辽、中部鄂尔多斯和西部四川等盆地，分布面积超过20×104km2，以四川盆地三叠系—侏罗系、鄂尔多斯盆地三叠系和松辽盆地白垩系为重点层系（见表3）。
3.2 存在挑战与发展方向
3.2.1 存在挑战
3.2.1.1 地质理论创新挑战
随着中国页岩气地质理论认识的进步，研究对象也逐步由单一层系、单一类型、单一盆地向多层系、多类型和多盆地拓展[5, 38-41]。除海相中层（2 000～3 500 m）五峰组—龙马溪组之外，深层—超深层、浅层—超浅层、海陆过渡相和陆相页岩气勘探尚未取得革命性突破，页岩气地质理论有待进一步丰富与发展。
海相页岩经历了多期复杂构造改造与埋藏演化过程，构造保存条件、古今地应力特征及有机质热演化过程复杂，过高热演化页岩有机质石墨化及多期复杂构造改造对储层品质的影响是海相页岩气勘探面临的现实问题，相关理论认识的深化对页岩气甜点优选与勘探风险规避具有重要理论实践意义。深层—超深层地应力条件复杂，高温压条件页岩气富集、流动和地质力学等基础理论尚待发展；中—浅层常压页岩气构造保存条件与富集机理复杂，页岩自封闭性、页岩气赋存与流动规律有待进一步揭示。受沉积环境与岩相组合、成烃成储机制和保存条件等因素影响，寒武系、二叠系等其他海相新领域新层系页岩多以获得单井工业气流为主，并未实现规模化商业突破，海相新领域新层系页岩有机质差异富集与保存机理、页岩气富集机理与甜点评价方法研究有待持续加强。
中国的海陆过渡相与陆相页岩储层非均质性强，形成与分布规律复杂，可压性差[38-40]，勘探开发难度大，总体处于选区评价与勘探突破阶段。目前针对不同地区与层系虽已初步形成了相关的页岩气富集地质理论和甜点评价技术，但理论的系统性与普适性不足，非海相优质页岩成因机理与分布、复杂岩相组合页岩气资源评价、页岩气源储耦合与富集机理等基础理论认识有待发展与完善。
3.2.1.2 工程技术攻关挑战
随着中国页岩气产业的发展与技术的进步，页岩气勘探开发对象的地质条件更复杂、资源丰度更低、工程技术难度更高。地质、工程和经济甜点的有效耦合与全生命周期地质工程经济一体化管理运行有待持续优化完善。目前中国的海相、海陆过渡相和陆相页岩气在甜点预测、优快钻完井与储层改造、页岩气立体开发等工程技术方面仍面临诸多挑战。
深层—超深层高温高压环境下钻完井和压裂工程成本高，压裂改造难度大。中—浅层常压页岩气保存条件与富集机理复杂，地层能量弱，单井产量与采收率低，低成本效益开发技术仍需深化攻关。
海陆过渡相与陆相页岩甜点层段厚度薄、非均质性强，甜点识别、预测和水平井优质层段钻遇难度大。由于过渡相与陆相页岩岩相变化快，岩相组合多样，黏土矿物含量高，水力裂缝穿越岩性界面时的偏转延伸与缝网形成机制复杂，页岩气多层压裂与储量立体动用难度大，针对性压裂工艺技术与开发技术政策尚未建立，亟待开展攻关。
3.2.2 发展方向
根据中国页岩气资源禀赋，建议以四川盆地及周缘为重点，按照展开、突破和准备3个层次开展页岩气勘探部署。通过持续加大勘探开发力度，加强基础研究和关键技术攻关，加速展开中上扬子海相页岩气，重点突破海相超深层和新层系、海陆过渡相和陆相页岩气，探索准备新区新领域页岩气，推动页岩气产业持续高质量发展。
海相页岩气方面，四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组仍将是勘探开发的主体，加速展开中上扬子志留系、寒武系和二叠系，加强深层、常压页岩气理论技术攻关，聚焦复杂构造保存条件、地应力评价、过成熟页岩品质及富集高产机理研究，形成低成本钻井、高效压裂关键技术与效益开发技术政策，推动页岩气规模增储上产。加速突破中上扬子海相超深层和华北鄂尔多斯盆地奥陶系等海相新层系，聚焦源储协同演化与孔隙保持机理、页岩气赋存规律、脆—延转化等理论研究，同时加强钻完井、压裂技术和配套装备攻关，为页岩气持续发展提供资源与技术储备。探索准备华南和西北等新区新层系，为页岩气中长期发展奠定资源基础。
海陆过渡相页岩气方面，聚焦鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系和四川盆地及周缘二叠系，加强过渡相页岩气源储耦合地质评价理论与适应性勘探开发技术攻关，加快鄂尔多斯盆地和上扬子地区海陆过渡相页岩气战略突破，积极探索页岩气高效开发技术政策。同时，探索准备北方沁水、南华北和渤海湾等盆地石炭系—二叠系、南方中扬子和滇黔桂等地区二叠系，力争早日实现勘探突破。
陆相页岩气方面，四川盆地依然是增储上产的重点地区，通过进一步扩大勘探场面，有望实现规模效益开发。鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地白垩系和四川盆地三叠系通过深化研究与持续攻关，有望实现战略突破。西北和东部盆地陆相页岩成熟度普遍较低，建议加强针对性评价研究与理论技术储备。针对陆相页岩气，未来攻关方向应聚焦以下4个方面以实现高效勘探开发：①源储耦合与甜点评价技术体系；②裂缝、地应力等地球物理评价预测技术；③储层变尺度精细评价与地质建模；④适用于陆相高黏土、强非均质地层的高效钻完井与储层改造技术和配套装备体系。
4 结论
中国不同类型页岩沉积环境多样，页岩气地质条件差异大。沉积环境控制下的源储配置类型是“成烃控储”的基础，海相和陆相页岩以源储一体型为主，偶见源储分离型，过渡相以源储一体和源储共生型为主。刚性矿物抗压保孔、地层超压是源储一体型页岩气富集的关键，良好的源储耦合与保存条件是源储共生和源储分离型页岩气富集的关键。
多期复杂构造改造和生烃演化过程是中国页岩气勘探面临的现实问题，构造-成岩作用下页岩品质与自封闭性、页岩气赋存流动机理和地质力学等基础理论有待发展。不同类型页岩有机质富集与保存机理、页岩气富集规律与甜点评价方法研究仍需深化。复杂地质条件地球物理预测、优快钻完井与储层改造、立体开发和全生命周期一体化管理运行是重点攻关方向。
中国页岩气具备规模发展的资源基础，四川盆地及周缘海相依然是增储上产主阵地，海陆过渡相和陆相有望成为重要接替领域。建议按照展开、突破和准备3个层次，加速展开中上扬子海相志留系、寒武系和二叠系勘探；重点突破中上扬子海相超深层和华北地区奥陶系等海相新层系、石炭系—二叠系海陆过渡相以及四川、鄂尔多斯、松辽等盆地中生界陆相页岩气领域；探索准备华南和西北等新区页岩气领域，为中国页岩气持续发展提供技术与资源储备。
来源：油气勘探与开发
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0 引言
页岩气作为一种清洁、高效的非常规天然气，是重要的天然气资源。2000年以来“页岩革命”的成功使美国油气产量迅速增长，并深刻改变了全球能源格局[1-7]。2023年，美国页岩气产量超过8 300×108 m3，在美国天然气产量中占比超过75%。加拿大、中国和阿根廷也实现了页岩气规模效益开发，产量逐年攀升。
中国页岩气资源丰富，海相、陆相和海陆过渡相富有机质页岩广泛发育，具有多层系分布、多成因类型、后期改造复杂等特点，页岩气地质特征与富集规律具有诸多特殊性。自然资源部（原国土资源部）2016年发布的《中国矿产资源报告》表明[8]，全国埋深4 500 m以浅页岩气地质资源量为122×1012m3，技术可采资源量21.8×1012m3。历经10余年勘探开发实践，中国在四川盆地及周缘的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组实现了页岩气规模商业开发，截至2023年底，累计探明页岩气地质储量2.96×1012 m3，2023年全年页岩气产量达250×108 m3[5]，占国内天然气总产量的10.9%，页岩气已成为中国天然气增储上产的重要领域。然而，针对中国巨大的资源潜力，页岩气储产量规模依然较低，探明率不足3%。勘探实践表明，照搬北美的理论与经验难以实现高效勘探与效益开发。因此，明确中国复杂地质条件页岩气地质特征、资源潜力与发展方向，对开拓页岩气勘探新场面、加大页岩气在保障国家能源安全中的支撑力度具有重要意义。
本文通过梳理中国页岩气地质理论认识与勘探开发实践成果，对比中国不同类型页岩气地质特征、富集规律、资源潜力等共性与差异性，探讨中国页岩气勘探开发面临挑战与发展方向，以期为推动中国页岩气产业的发展提供参考。
1 页岩气勘探开发历程及新进展
1.1勘探开发历程
1.1.1 选区评价阶段
2004年起，中国多家石油企业、高校及研究机构先后开展了北美页岩气地质理论和技术调研、中国页岩气资源调查与评价工作。通过对比中国、美国页岩气形成条件、借鉴北美页岩气选区评价思路，建立了适合中国地质条件的页岩气选区评价方法和标准，优选出南方海相的寒武系、志留系和二叠系为有利地区和有利层系，并在四川盆地率先取得勘探突破。2008年，四川盆地第1口页岩气地质参数井（长芯1井）揭示出上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气具有极大潜力[9]。2010年，中国首口页岩气井（威201井）在五峰组—龙马溪组获峰值日产气1.7×104m3[10]，拉开了中国页岩气勘探开发的序幕。
1.1.2 勘探突破阶段
2011年页岩气成为独立矿种，在国内掀起了勘探热潮。中国页岩气勘探实践表明，良好的储层品质与有利的保存条件是页岩气富集的关键。2012年7月，四川盆地长宁构造的宁201-H1井在五峰组—龙马溪组测试获日产15×104m3商业气流，成为国内第1口具有商业价值的页岩气井。针对中国南方海相页岩演化程度高、经历多期构造改造等特点，创新形成了海相页岩气“二元富集”理论[11-12]；2012年11月，四川盆地焦页1井在五峰组—龙马溪组测试获日产20.3×104m3商业气流，标志着涪陵页岩气田的发现，自此中国页岩气勘探开发明确向四川盆地海相五峰组—龙马溪组聚焦。
1.1.3 规模上产阶段
2013年起，四川盆地涪陵、长宁—威远和昭通3个国家级页岩气示范区的设立与建设，使中国页岩气产量呈阶梯式快速增长（见图1）。2013年页岩气产量仅2×108 m3，2018年突破100×108 m3，2020年突破200×108 m3，2023年达250×108 m3，累计产量超过1 400×108 m3，页岩气已成为中国天然气增储上产的重要领域。
图1 2013—2023年中国页岩气产量增长统计直方图
1.2 页岩气勘探新进展
1.2.1 海相页岩气
历经10余年勘探开发实践攻关，针对四川盆地五峰组—龙马溪组，已在埋深3 500 m以浅的中—浅层实现规模效益开发，埋深3 500～4 500 m深层取得了重要勘探突破，埋深超过4 500 m超深层取得重要勘探进展。2019年东页深1井试获日产气31.2×104 m3，实现埋深4 200 m深层页岩气勘探重大突破。同年泸203井（垂深3 866.7 m）压裂测试获日产气137.9×104 m3，创国内页岩气井最高日产纪录。2020年普顺1井（垂深5 917～5 971 m）直井压裂成功并持续放喷多日，揭示了超深层页岩气“高压、高孔、高含气”特征，资源潜力巨大[13]。2022年四川盆地东南部（简称川东南）复杂构造区綦江深层页岩气田提交首期探明地质储量1 459.68×108 m3。
四川盆地除五峰组—龙马溪组之外，近年来在寒武系筇竹寺组、二叠系吴家坪组和大隆组页岩气勘探先后获得突破，展示出海相新层系广阔的勘探前景。2020年川东南红页1HF井在吴家坪组测试获日产气8.9×104 m3；2022年井研—犍为地区金石103HF井在筇竹寺组测试获日产气25.9×104 m3；2023年达州地区雷页1井在埋深超过4 200 m的大隆组测试获日产气42.7×104 m3；2023年资阳地区资201井（垂深4 500～4 800 m）在筇竹寺组测试获日产气73.9×104m3；2024年资阳2井（垂深4 500～5 000 m）在筇竹寺组测试获125.7×104 m3/d高产工业气流，实现了超深层新层系页岩气勘探突破。
此外，鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组页岩气作为中国南方地区以外的新区新领域近年来也不断取得勘探突破，目前初步落实有利勘探面积5 500～6 500 km2，展示出较好的勘探前景[14-15]。
1.2.2 海陆过渡相页岩气
中国海陆过渡相页岩气总体处于勘探评价阶段，目前针对过渡相完钻页岩气井100余口，在鄂尔多斯、南华北和沁水盆地二叠系山西组、太原组及南方地区二叠系龙潭组钻探获得页岩气显示，多口井试获工业气流，初步实现了勘探突破[6]。2016年鄂尔多斯盆地镇钾1井（直井）在二叠系太原组（2 339～2 390 m）压裂测试获日产气5.7×104m3；2017年鄂尔多斯盆地云页平3水平井在山西组测试获日产气5.3×104m3；2020年鄂尔多斯盆地吉平1H井在山西组测试获最高日产气8.0×104 m3，单井评估最终可采储量（EUR）为4 600×104m3。此外，四川盆地、湘中盆地（坳陷）等地区在海陆过渡相页岩见良好页岩气显示，展示出良好资源潜力和勘探前景。
1.2.3 陆相页岩气
中国陆相页岩气勘探起步较早，受限于陆相页岩较强的非均质性、复杂的分布规律及较高的黏土矿物含量，陆相页岩气勘探开发难度大，进展相对缓慢。近年来，陆相页岩气勘探开发取得了积极进展，2011年中国第1口陆相页岩气探井柳坪177井（直井）在鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段获日产2 350 m3工业气流[16]。2019、2020年松辽盆地梨树断陷梨页1HF井和吉梨页油1井（直井）分别在白垩系营城组和沙河子组页岩中获日产3.0×104m3和7.6×104 m3页岩气流，实现了陆相页岩气勘探突破。2020—2022年，四川盆地侏罗系陆相页岩油气接连取得勘探突破，涪页10HF井在自流井组东岳庙段获日产气5.6×104m3、日产油17.6 m3，泰页1井在凉高山组获日产气7.5×104m3、日产油9.8 m3，普陆页1井在千佛崖组测试获日产气10.4×104m3，展示出良好勘探开发前景。
2 页岩气形成的地质特征
中国和北美的页岩气地质背景及形成条件存在明显差异，北美页岩气主要形成于上古生界及中生界海相页岩，中国海相、海陆过渡相和陆相页岩均广泛发育[17-22]（见图2、表1），其中海相页岩主要发育在下古生界，海陆过渡相页岩主要发育在上古生界石炭系—二叠系，陆相页岩主要发育在中—新生界。
图2 中国主要盆地富有机质页岩及页岩气田分布图（据文献[5]修改）
与北美页岩相对稳定的地质演化过程相比，中国页岩沉积盆地类型多、构造改造期次多、热演化史复杂，页岩具有岩相组合类型多、非均质性强、不同类型页岩品质、埋深与页岩气保存条件差异大等特征（见表1、表2、图3—图5）。海相页岩沉积环境总体稳定，岩相以硅质页岩、混合质页岩和灰质页岩为主；过渡相和陆相页岩沉积环境变化快，夹层普遍发育，页岩岩相以黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩为主。
图3 中国不同类型页岩矿物组分特征（N为样品数）
图4 中国不同类型页岩岩相组合与源储配置类型特征
图5 中国不同类型页岩埋藏史图
（Z—震旦系；—C—寒武系；O—奥陶系；S—志留系；D—泥盆系；C—石炭系；P—二叠系；T—三叠系；J—侏罗系；K—白垩系；E—古近系；Q—第四系；—C1q—筇竹寺组；S1l—龙马溪组；P3d—大隆组；P1t—太原组；P1s—山西组；P3l—龙潭组；K1sh—沙河子组；K1yc—营城组；T3y—延长组；J1z—自流井组）
根据页岩层系内烃类运移程度与距离的差异，页岩油气源储配置类型可分为源储分离型（烃类运移距离米级以上）、源储共生型（烃类就近运移至优势储层）和源储一体型（烃类基本未发生跨层段运移）。沉积环境控制了页岩层系多样的岩相组合与源储配置类型，有机-无机协同演化控制烃类生成与运聚，构造改造控制页岩气保存，三者的耦合共同控制页岩气的富集。
2.1 海相页岩气
中国海相页岩主要分布在扬子—华南地区（震旦系—二叠系）、塔里木盆地（寒武系和奥陶系）和鄂尔多斯盆地（奥陶系）等地区古生界，以奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组、二叠系大隆组及其相当层位为重点层系（见图2、表1）。近期在羌塘盆地上三叠统巴贡组和下侏罗统曲色组发现了中生界海相页岩[23]。
海相页岩具有沉积环境稳定、大面积连续分布特征（见表1、表2）[3-4]。中国海相优质页岩主要沉积于深水陆棚环境，具有分布广、厚度大、有机质类型好（Ⅰ—Ⅱ1型为主）、生烃潜力大、储集性和可压性好等特征（见表1、表2、图3、图4）。与北美页岩相比，中国海相页岩年代普遍较老，等效镜质体反射率（Ro）普遍大于2%，总体处于过成熟阶段；同时，中国海相页岩经历多期构造改造，褶皱、断裂及隆升剥蚀作用频繁（见表2、图5），地应力与地表条件复杂，页岩含气性与保存条件差异显著，埋深主体大于3 500 m，规模效益开发难度大。
海相页岩岩相及岩相组合类型简单，页岩气源储配置类型总体以自生自储的源储一体型为主，优势岩相以硅质、混合质和灰质页岩为主，砂岩和碳酸盐岩隔夹层发育程度低，局部浅水环境（如四川盆地早寒武世长宁—绵阳拉张槽）中发育粉砂质页岩、黏土质页岩和粉砂岩互层的岩相组合（见表2、图3、图4）。
海相页岩有机孔发育程度较高（见表2、图6），是页岩气主要储集空间。有机孔发育程度与TOC含量、石英含量通常具有正相关关系。页岩中生物硅质和钙质含量高、刚性抗压格架形成时期早，是海相页岩有机孔得以发育和保存的重要基础[4, 12, 24]（见图6）。同时，地层超压对页岩孔隙结构的保持具有重要控制作用，相同条件下，地层压力越高，页岩有机孔发育程度越高、物性与含气性越好，“地层超压富气”是海相页岩气富集与高产的重要保障[25-27]。此外，南方海相页岩气勘探实践中相继出现低电阻率、低含气现象，良好保存条件下过高成熟度页岩的有机质石墨化是页岩低电阻率的主要原因[28-29]，当演化程度过高时（Ro值大于3.5%），页岩生烃能力衰竭，有机质发生石墨化，有机孔大量减少（见图6），对页岩储层品质具有较大影响。
图6 海相页岩生烃、成岩作用与孔隙演化模式（据文献[26-27]修改）
结合中国特殊的页岩气地质条件与勘探实践，常规-非常规油气“有序聚集”[26]、“二元富集”[11]、“超压保孔”[25]等理论的提出为中国海相页岩气的勘探突破提供了重要指导，助推了涪陵、长宁—威远和昭通3个国家级页岩气示范区的设立与建设。由于早期研究中对非富有机质页岩层段储集性、源储配置及耦合特征缺乏重视与针对性评价，并未在源储分离型页岩气取得勘探突破。近年来，通过转变勘探思路，加强源储配置与耦合评价，在川西南井研地区金石103HF井实现了寒武系筇竹寺组源储分离型新类型页岩气勘探突破，打破了只在富有机质页岩中寻找页岩气的传统思维，扩大了页岩气的勘探领域与范围[30]。
2.2 海陆过渡相页岩气
中国海陆过渡相页岩主要分布在鄂尔多斯、沁水、南华北和渤海湾等盆地（石炭系、二叠系）和扬子地区（二叠系）[31]（见图2、表1）。过渡相页岩沉积环境动荡，水动力强度变化较快，形成时代较为集中，富有机质页岩主要发育在潟湖相、三角洲相三角洲平原与前三角洲亚相，其中潟湖相是富有机质页岩沉积的最有利相带[19]。中国的海陆过渡相优质页岩厚度较小、纵横向稳定性及连续性差，多与砂岩、煤层、碳酸盐岩频繁互层，页岩有机质类型以腐殖型为主（Ⅱ2—Ⅲ型），TOC含量及Ro值变化大，总体处于高成熟—过成熟阶段（见表1、表2）。与海相页岩相比，过渡相页岩岩相组合与主要地质参数变化大（见表1、表2），生烃和储集条件相对较差，含气量偏低且变化范围大。
海陆过渡相页岩发育黏土质、长英质和混合质页岩3种主要岩相，优势岩相以黏土质和混合质页岩为主，岩相组合类型复杂多样，黏土矿物含量较高（见表1、表2、图3）。过渡相页岩气源储配置类型以源储一体和源储共生型为主（见表2、图4），源储一体型岩相组合以厚层页岩夹薄砂岩层或（和）薄煤层为主，源储共生型岩相组合以页岩与粉—细砂岩互层为主。
受有机质显微组分控制，过渡相页岩有机孔发育程度总体较低[31-32]，储集空间以黏土矿物相关孔隙、溶蚀孔和微裂缝为主（见表2、图7）。同时，腐殖型有机质生烃高峰持续时间短，不利于页岩物性与含气性的保持，使其物性普遍低于海相页岩[33-34]（见表1、图6、图8）。由于沉积环境与岩相组合多样且变化频率较快，顶底板盖层稳定性与封闭性较差，生成的天然气易发生近距离运移，地层能量与压力系数较低，页岩气保存条件相对较差，物性与含气性较低（见表1）。由此可见，有利的沉积环境和良好的保存条件依旧是过渡相页岩气成烃成储和富集高产的关键。
（a）DYS1井，2 976.7 m，二叠系龙潭组，微裂隙和黏土矿物层间孔缝发育；（b）DYS1井，2 992.7 m，二叠系龙潭组，高等植物内发育少量有机孔；（c）MY1井，2 950.1 m，二叠系太原组，固体沥青内有机孔发育；（d）ZXY1井，3 274.4 m，二叠系山西组，黏土矿物收缩缝发育；（e）DYS1井，3 000.7 m，二叠系龙潭组，黏土矿物间孔隙发育，方解石颗粒内见溶孔；（f）MY-1井，2 840.2 m，二叠系山西组，黄铁矿晶间孔发育
图7 中国海陆过渡相富有机质页岩扫描电镜下主要储集空间类型微观特征
图8 鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系海陆过渡相页岩生烃、成岩作用与孔隙演化模式（据文献[33-34]修改）
近年来，中国在多个盆地获得了海陆过渡相页岩气发现，已在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块建立了先导试验区。针对鄂尔多斯盆地二叠系山西组，在页岩发育模式、生烃演化与资源评价、地球物理评价预测等方面形成了海陆过渡相页岩气勘探理论与技术体系[35]，有力推动了中国海陆过渡相页岩气的勘探进程。
2.3 陆相页岩气
中国陆相沉积盆地原型类型多样，陆相页岩主要发育于二叠系—古近系[36-37]，主要分布在中国北方松辽（白垩系）、渤海湾（古近系）、鄂尔多斯（三叠系）、准噶尔（二叠系）等盆地和南方四川盆地（三叠系、侏罗系）（见表1、图2）。
陆相页岩发育和分布受沉积（微）相、古气候、古盐度、古生产率、有机质保存和物源条件等因素控制，富有机质页岩多以咸水—半咸水湖泊沉积环境为主，部分盆地为淡水湖泊。陆相页岩层系厚度变化较大，具有时代新、盆地规模小、物源多、岩相及岩相组合类型多、TOC变化大、成烃生物组合复杂（Ⅰ—Ⅲ型有机质均有分布）、演化程度偏低（生油为主、油气共生）、脆性矿物含量和含气量偏低，储层改造难度大等特点（见表1、表2、图3、图4）。与海相和海陆过渡相页岩相比，陆相页岩受构造改造程度相对最低（见图5），保存条件相对较好，利于超压的形成与保持（见表2）。
受高频沉积旋回控制，陆相页岩岩相变化较快，岩相类型及其组合受陆源碎屑输入、湖底热液、火山灰沉积和内源沉积作用共同控制，主要发育黏土质、长英质和混合质3种页岩岩相，优势岩相以黏土质页岩和混合质页岩为主（见表1、表2），页岩气源储配置类型以源储一体型为主（见图4），鄂尔多斯盆地三叠系延长组虽3种源储配置类型均有发育，但仍以源储一体型为主。
陆相页岩有机孔整体发育程度低，以无机孔为主，刚性矿物和黏土矿物粒间孔缝更为发育（见图9）。与过渡相页岩相比，陆相页岩沉积环境水体能量相对更低，夹层发育程度、粒度和物性更低，有效储层形成难度更大。陆相页岩及夹层孔隙演化受成岩—生烃作用共同控制，较高的黏土矿物含量使页岩整体具有抗压实能力弱、生烃期前无机孔隙快速减少等特点；进入生油高峰后，随Ro值的增加，页岩物性、含气性及有机孔发育程度逐渐变好（见图10）[37]。陆相页岩夹层演化规律则相对单一，在压实和胶结等作用下逐渐致密，物性与储集条件逐渐变差（见图10），但页岩中灰质、白云质、砂质纹层和隔夹层脆性较强，为储层改造奠定了基础。
（a）YL4井，4 004.7 m，四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段，黏土矿物粒间孔发育；（b）YL4井，3 785.4 m，四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段，碳酸盐矿物溶蚀孔发育；（c）FY1井，2 600.5 m，四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段，有机质内部有机孔发育程度差异大，固体沥青内有机孔发育；（d）JH9井，988.7 m，鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段，无机孔缝发育程度高；（e）LH2井，963.93 m，鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段，粒间孔发育程度高；（f）WX3-1井，3 212.3 m，松辽盆地白垩系营城组，有机孔较发育
图9 中国陆相富有机质页岩扫描电镜下主要储集空间类型微观特征
图10 成岩-生烃作用控制下的陆相页岩及夹层差异演化模式（据文献[37]修改）
2011年以来，中国针对陆相页岩气开展了大量探索性研究和技术攻关，取得了丰富的成果和认识。针对重点地区重点层系陆相页岩气，创建了陆相富有机质页岩生烃-排烃-滞留模式，揭示了陆相页岩气源储耦合机理，形成了陆相页岩气源储耦合甜点评价技术[36]。针对鄂尔多斯盆地延安地区陆相页岩气，提出了陆相页岩气“源储保”三元成藏理论，形成了钻完井、测井评价、储层改造和产能评价等勘探开发关键技术[16]。上述理论及技术有效指导了鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地白垩系和四川盆地侏罗系等陆相页岩气的勘探突破。
3 页岩气资源潜力与发展方向
3.1 页岩气资源潜力
中国页岩气资源潜力巨大，勘探开发前景广阔，但探明率较低，资源量、探明储量和产量构成表明，海相占据绝对优势与主导地位，是中国页岩气产业的主阵地和压舱石（见表3）。过渡相和陆相页岩气目前尚处于勘探评价阶段，有望成为中国页岩气规模快速发展的重要补充。由于中国页岩埋深普遍较大，深层—超深层页岩气（埋深为3 500～6 000 m）分布范围广、资源潜力大，深层—超深层页岩气技术可采资源量估算达11.0×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的56.6%[13]，有望成为未来增储上产的重要接替领域。
3.1.1 海相页岩气
海相页岩气是中国页岩气资源的主体，技术可采资源量为13.0×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的59.6%[8]。中国海相页岩气资源地域上主要分布在南方扬子地区，其中近三分之二集中在四川盆地及周缘地区；层系分布上，三分之二以上的海相页岩气分布于下古生界志留系和寒武系，地质资源量超过50×1012 m3（见表3）。此外，扬子地区寒武系和二叠系海相页岩具备良好的资源潜力，页岩气地质资源量均超过10×1012 m3，有望成为志留系之外的海相页岩气接替领域。
3.1.2 海陆过渡相页岩气
海陆过渡相是中国页岩气资源的重要组成部分，分布面积广，资源潜力大，技术可采资源量为5.1×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的23.4%[8]。海陆过渡相页岩气资源主要分布在南方二叠系和华北地区石炭系—二叠系（见表3），其中四川盆地和鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩分布面积达33×104 km2，页岩气地质资源量超过14×1012 m3，占全国海陆过渡相页岩气资源的三分之二以上。
3.1.3 陆相页岩气
中国陆相页岩成熟度偏低，以生油为主，页岩油资源潜力大，页岩气资源相对偏低，技术可采资源量为3.7×1012 m3，占中国页岩气技术可采资源量的17.0%[8]。勘探实践表明，中国陆相页岩气具备规模资源基础，主要分布在东部松辽、中部鄂尔多斯和西部四川等盆地，分布面积超过20×104km2，以四川盆地三叠系—侏罗系、鄂尔多斯盆地三叠系和松辽盆地白垩系为重点层系（见表3）。
3.2 存在挑战与发展方向
3.2.1 存在挑战
3.2.1.1 地质理论创新挑战
随着中国页岩气地质理论认识的进步，研究对象也逐步由单一层系、单一类型、单一盆地向多层系、多类型和多盆地拓展[5, 38-41]。除海相中层（2 000～3 500 m）五峰组—龙马溪组之外，深层—超深层、浅层—超浅层、海陆过渡相和陆相页岩气勘探尚未取得革命性突破，页岩气地质理论有待进一步丰富与发展。
海相页岩经历了多期复杂构造改造与埋藏演化过程，构造保存条件、古今地应力特征及有机质热演化过程复杂，过高热演化页岩有机质石墨化及多期复杂构造改造对储层品质的影响是海相页岩气勘探面临的现实问题，相关理论认识的深化对页岩气甜点优选与勘探风险规避具有重要理论实践意义。深层—超深层地应力条件复杂，高温压条件页岩气富集、流动和地质力学等基础理论尚待发展；中—浅层常压页岩气构造保存条件与富集机理复杂，页岩自封闭性、页岩气赋存与流动规律有待进一步揭示。受沉积环境与岩相组合、成烃成储机制和保存条件等因素影响，寒武系、二叠系等其他海相新领域新层系页岩多以获得单井工业气流为主，并未实现规模化商业突破，海相新领域新层系页岩有机质差异富集与保存机理、页岩气富集机理与甜点评价方法研究有待持续加强。
中国的海陆过渡相与陆相页岩储层非均质性强，形成与分布规律复杂，可压性差[38-40]，勘探开发难度大，总体处于选区评价与勘探突破阶段。目前针对不同地区与层系虽已初步形成了相关的页岩气富集地质理论和甜点评价技术，但理论的系统性与普适性不足，非海相优质页岩成因机理与分布、复杂岩相组合页岩气资源评价、页岩气源储耦合与富集机理等基础理论认识有待发展与完善。
3.2.1.2 工程技术攻关挑战
随着中国页岩气产业的发展与技术的进步，页岩气勘探开发对象的地质条件更复杂、资源丰度更低、工程技术难度更高。地质、工程和经济甜点的有效耦合与全生命周期地质工程经济一体化管理运行有待持续优化完善。目前中国的海相、海陆过渡相和陆相页岩气在甜点预测、优快钻完井与储层改造、页岩气立体开发等工程技术方面仍面临诸多挑战。
深层—超深层高温高压环境下钻完井和压裂工程成本高，压裂改造难度大。中—浅层常压页岩气保存条件与富集机理复杂，地层能量弱，单井产量与采收率低，低成本效益开发技术仍需深化攻关。
海陆过渡相与陆相页岩甜点层段厚度薄、非均质性强，甜点识别、预测和水平井优质层段钻遇难度大。由于过渡相与陆相页岩岩相变化快，岩相组合多样，黏土矿物含量高，水力裂缝穿越岩性界面时的偏转延伸与缝网形成机制复杂，页岩气多层压裂与储量立体动用难度大，针对性压裂工艺技术与开发技术政策尚未建立，亟待开展攻关。
3.2.2 发展方向
根据中国页岩气资源禀赋，建议以四川盆地及周缘为重点，按照展开、突破和准备3个层次开展页岩气勘探部署。通过持续加大勘探开发力度，加强基础研究和关键技术攻关，加速展开中上扬子海相页岩气，重点突破海相超深层和新层系、海陆过渡相和陆相页岩气，探索准备新区新领域页岩气，推动页岩气产业持续高质量发展。
海相页岩气方面，四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组仍将是勘探开发的主体，加速展开中上扬子志留系、寒武系和二叠系，加强深层、常压页岩气理论技术攻关，聚焦复杂构造保存条件、地应力评价、过成熟页岩品质及富集高产机理研究，形成低成本钻井、高效压裂关键技术与效益开发技术政策，推动页岩气规模增储上产。加速突破中上扬子海相超深层和华北鄂尔多斯盆地奥陶系等海相新层系，聚焦源储协同演化与孔隙保持机理、页岩气赋存规律、脆—延转化等理论研究，同时加强钻完井、压裂技术和配套装备攻关，为页岩气持续发展提供资源与技术储备。探索准备华南和西北等新区新层系，为页岩气中长期发展奠定资源基础。
海陆过渡相页岩气方面，聚焦鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系和四川盆地及周缘二叠系，加强过渡相页岩气源储耦合地质评价理论与适应性勘探开发技术攻关，加快鄂尔多斯盆地和上扬子地区海陆过渡相页岩气战略突破，积极探索页岩气高效开发技术政策。同时，探索准备北方沁水、南华北和渤海湾等盆地石炭系—二叠系、南方中扬子和滇黔桂等地区二叠系，力争早日实现勘探突破。
陆相页岩气方面，四川盆地依然是增储上产的重点地区，通过进一步扩大勘探场面，有望实现规模效益开发。鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地白垩系和四川盆地三叠系通过深化研究与持续攻关，有望实现战略突破。西北和东部盆地陆相页岩成熟度普遍较低，建议加强针对性评价研究与理论技术储备。针对陆相页岩气，未来攻关方向应聚焦以下4个方面以实现高效勘探开发：①源储耦合与甜点评价技术体系；②裂缝、地应力等地球物理评价预测技术；③储层变尺度精细评价与地质建模；④适用于陆相高黏土、强非均质地层的高效钻完井与储层改造技术和配套装备体系。
4 结论
中国不同类型页岩沉积环境多样，页岩气地质条件差异大。沉积环境控制下的源储配置类型是“成烃控储”的基础，海相和陆相页岩以源储一体型为主，偶见源储分离型，过渡相以源储一体和源储共生型为主。刚性矿物抗压保孔、地层超压是源储一体型页岩气富集的关键，良好的源储耦合与保存条件是源储共生和源储分离型页岩气富集的关键。
多期复杂构造改造和生烃演化过程是中国页岩气勘探面临的现实问题，构造-成岩作用下页岩品质与自封闭性、页岩气赋存流动机理和地质力学等基础理论有待发展。不同类型页岩有机质富集与保存机理、页岩气富集规律与甜点评价方法研究仍需深化。复杂地质条件地球物理预测、优快钻完井与储层改造、立体开发和全生命周期一体化管理运行是重点攻关方向。
中国页岩气具备规模发展的资源基础，四川盆地及周缘海相依然是增储上产主阵地，海陆过渡相和陆相有望成为重要接替领域。建议按照展开、突破和准备3个层次，加速展开中上扬子海相志留系、寒武系和二叠系勘探；重点突破中上扬子海相超深层和华北地区奥陶系等海相新层系、石炭系—二叠系海陆过渡相以及四川、鄂尔多斯、松辽等盆地中生界陆相页岩气领域；探索准备华南和西北等新区页岩气领域，为中国页岩气持续发展提供技术与资源储备。
来源：油气勘探与开发
