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5.40×10¹²m^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]。

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.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