页岩油气革命及影响

页岩油气革命延长了世界石油工业生命周期、助推了全球油气储量和产量增长、影响着各国能源战略格局。地质历史时期生命大爆发及生物大灭绝事件控制了全球富有机质页岩的形成和演化。结合世界页岩油气勘探开发实践分析,页岩油气革命包涵科技革命、管理革命和战略革命。科技革命将资源视野从源外单一资源类型扩展到"源岩油气"系统;管理革命实现页岩油气低成本开发;战略革命重塑世界能源新版图。通过系统介绍中国陆相页岩油、海相/陆相页岩气两大领域的工业实践,明确了地下原位加热转化技术是中—低成熟度页岩油资源规模开发利用的现实探索,水平井体积压裂技术是实现中—高成熟度页岩油经济开发的有效途径,指出鄂尔多斯盆地延长组7段中—低成熟度页岩油和四川盆地侏罗系自流井组大安寨段中—高成熟度页岩油具有很大的资源潜力。当前,中国3 500 m以浅海相页岩气开发已有成功经验,海陆过渡相和3 500 m以深海相页岩气勘探取得了重要突破。地下煤气化试验探索煤炭清洁化和可持续利用新模式。页岩油气革命对中国能源发展具有深远影响：页岩油气革命突破传统找油理念,助推"源岩油气"成为新的油气系统;页岩油气革命推动"技术爆发",加快能源类型迭代;页岩油气革命开启"坚持常规、突破非常规、开启新能源"的发展道路,有望实现中国"能源独立"。     

页岩气新矿种的确立依据及其意义

我国页岩气资源潜力大,所开展的研究及勘查发现已经引起了国内外的极大关注。2011年12月,国务院批准页岩气为新发现矿种,至此,我国的独立矿种增加到172种。以我国第一口页岩气资源战略调查井--渝页1井及全国页岩气资源调查现状为基础,在探讨我国页岩气资源条件及勘查开发前景的基础上,就确立页岩气为新的矿种,以及其勘探开发意义和经济价值等进行了分析。结果表明：①中国陆上页岩气地质资源潜力和可采资源潜力分别为134.42×10¹² m³、25.08×10¹² m³（不含青藏区）;②全国可优选出页岩气有利区共计180个;③中国页岩气分布面积广、发育层系多;④到2015年,中国页岩气探明可采储量约2 000×10⁸ m³,年产量将达65×10⁸ m³,页岩气勘探开发初见成效;⑤到 2020年,中国页岩气探明可采储量约2×10¹² m³,年产量将达800×10⁸ m³,页岩气勘查开发初具规模;⑥页岩气储量、产量的增长将主要来自四川、重庆、贵州、湖北、湖南、陕西、新疆等省（区、市）的四川盆地、渝东鄂西地区、黔湘地区、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等。确立页岩气的独立矿种地位,对油气和非油气企业,特别是资金实力雄厚的非油气企业从事页岩气勘查开发提供了相同的条件,对放开市场,引入竞争,科技攻关,促进勘查开发,提高清洁能源保障能力等都具有重要意义：有利于放开页岩气矿业权市场、有利于促进油气勘查理论创新和技术进步、有利于推动油气资源管理制定创新、有利于增加清洁能源供给量。     

原位转化页岩油资源潜力评价方法及其应用

地下原位转化页岩油的资源潜力巨大,是中国油气的战略接替资源。依据生烃理论和化学动力学原理,提出了原位转化页岩油的资源潜力评价模型,推导了页岩原位转化后有机质孔隙度的估算模型。经过关键参数研究,结合实验分析,获得鄂尔多斯盆地评价区延长组7油层组(长7油层组)页岩原位转化后的剩余生烃潜力为79.92~197.78 mg/g,平均为134.67 mg/g;转化产出物的油气比为7∶3。结果揭示:①长7油层组页岩的原位转化页岩油核心区面积为16 932 km²,转化页岩油的总资源当量为494.0×10⁸t,其中,液态烃为345.8×10⁸t,气态烃为148.2×10⁸t(油当量),可采总量按65 % 的经验可采系数换算后为321.1×10⁸t;②核心区平均新增有机质孔隙度为5.9 % ,最大可达17.9 % ;③甜点区主要分布在鄂尔多斯盆地正宁地区以东、环县地区以东和庆城地区附近。研究方法可为原位转化页岩油资源潜力评价与长7油层组页岩油的现场先导试验提供参考。     

我国常规与非常规天然气资源潜力、重点领域与勘探方向

常规与非常规天然气在新层系、新领域勘探获得一批重大突破,但新增储量品质下降,非常规进入储量序列,亟需明确常规与非常规天然气资源潜力,明确剩余天然气资源的重点勘探领域与有利勘探方向。为此,中石油以近十几年来的油气勘探成果、地质认识成果与资料积累成果为基础,攻关形成常规与非常规油气资源评价方法技术体系,系统开展了第四次油气资源评价,评价结果显示我国常规天然气地质资源量为78×10¹²m³,相比第三次油气资源评价增长8×10¹²m³;非常规天然气资源主要包括致密气、页岩气、煤层气及天然气水合物4类,其中致密气地质资源量为21.86×10¹²m³(致密气评价范围不包括济阳、东濮、南襄、苏北等),页岩气地质资源量为80.21×10¹²m³,煤层气地质资源量为29.82×10¹²m³,天然气水合物地质资源量为153.06×10¹²m³。陆上常规剩余天然气资源主要分布在岩性—地层(碎屑岩)、海相碳酸盐岩、前陆冲断带及复杂构造等四大重点领域,并且以海相碳酸盐岩、前陆冲断带2个领域为主。海域天然气资源主要集中在海域构造、生物礁和深水岩性3个领域。海相碳酸盐岩、前陆、岩性地层、复杂构造和南海天然气资源量合计剩余59.83×10¹²m³,占全国剩余天然气资源量的94%。在此基础上优选出常规现实有利目标区带10个,致密气有利目标区带4个、煤层气4个、页岩气6个。     

页岩油气革命及影响

页岩油气革命延长了世界石油工业生命周期、助推了全球油气储量和产量增长、影响着各国能源战略格局。地质历史时期生命大爆发及生物大灭绝事件控制了全球富有机质页岩的形成和演化。结合世界页岩油气勘探开发实践分析，页岩油气革命包涵科技革命、管理革命和战略革命。科技革命将资源视野从源外单一资源类型扩展到"源岩油气"系统；管理革命实现页岩油气低成本开发；战略革命重塑世界能源新版图。通过系统介绍中国陆相页岩油、海相/陆相页岩气两大领域的工业实践，明确了地下原位加热转化技术是中-低成熟度页岩油资源规模开发利用的现实探索，水平井体积压裂技术是实现中-高成熟度页岩油经济开发的有效途径，指出鄂尔多斯盆地延长组7段中-低成熟度页岩油和四川盆地侏罗系自流井组大安寨段中-高成熟度页岩油具有很大的资源潜力。当前，中国3 500 m以浅海相页岩气开发已有成功经验，海陆过渡相和3 500 m以深海相页岩气勘探取得了重要突破。地下煤气化试验探索煤炭清洁化和可持续利用新模式。页岩油气革命对中国能源发展具有深远影响：页岩油气革命突破传统找油理念，助推"源岩油气"成为新的油气系统；页岩油气革命推动"技术爆发"，加快能源类型迭代；页岩油气革命开启"坚持常规、突破非常规、开启新能源"的发展道路，有望实现中国"能源独立"。     

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO₂泡沫压裂技术、液态CO₂/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×10⁸m³,古生界致密砂岩气地质储量3000×10⁸m³,目前的天然气生产能力已达到6×10⁸ m³/a,基本打破南油北气的开发局面。     

四川盆地侏罗系陆相页岩油气富集条件及勘探方向

四川盆地侏罗系发育3套半深湖亚相富有机质页岩,具有叠置发育、广覆分布的特征,半深湖亚相页岩具有“高TOC、高孔隙度、高含气量”的特点。四川盆地侏罗系多口井、多个层段的陆相页岩油气近期取得勘探新突破,勘探潜力巨大、资源丰富,是继五峰组—龙马溪组海相页岩气之后的重点资源接替领域。经过细粒岩综合评价研究发现其具有强非均质性,通过建立“四元”岩相划分方案,明确了陆相页岩油气富集高产主控因素：半深湖亚相富有机质页岩提供了物质基础、良好的构造保存及高压条件是关键、适宜的热演化程度及微裂缝发育有利于油气富集及烃类流动、地质—工程一体化研究是高产的保障。侏罗系陆相页岩油气资源潜力大、天然气当量为6.0×10¹²m³,占四川盆地天然气总资源量的27.7%,是“十四五”(2021—2025年)期间增储上产的重要领域。川东北地区多层页岩叠置发育、川南地区半深湖亚相页岩大面积展布,是重要的勘探有利区,其中,中国石油化工集团有限公司所属矿权区的天然气总资源量为2.94×10¹²m³、原油为12.03×10⁸     

鄂尔多斯盆地中生界石油勘探实践及主要认识

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,油气资源丰富,勘探前景广阔。其中,三叠系延长组发育典型的低渗透—致密油藏,勘探难度大。50年来,持续深化鄂尔多斯盆地中生界油藏地质研究,提出了侏罗系油藏群成藏理论、内陆坳陷湖盆大型岩性油藏成藏理论和陆相页岩油成藏理论,实现3次战略转移,发现4个储量超过10×10⁸ t的常规油气区和1个储量达20×10⁸ t的页岩油接替区,探明石油储量连续10 年年均增长超3×10⁸ t,成为中国增储上产速度最快的油区,原油年产量占中国的12.5%,可供其他同类型盆地的油气勘探借鉴。     

美国常规油气资源现状与未来的勘探潜力

由美国内政部所属的美国地质调查局（USGS）和美国矿产管理署（MMS）对其油气资源现状、构成及未来勘探潜力进行资源评价,结果表明,美国陆上和海域待发现常规技术可采油气资源尚有113.7×108t和14.9×10¹²m³,现有油气田可增加的油气储量105.5×10⁸t和10.2×10¹²m³,另外还有39.7×10⁸t和4.6×10¹²m³的剩余探明油气储量（表1）。     

鄂尔多斯盆地页岩气勘探潜力分析

鄂尔多斯盆地为大型富油气叠合盆地,发育奥陶系海相、石炭-二叠系海陆过渡相和三叠系湖相等多套页岩层系,具备页岩气形成的基本地质条件。为弄清该盆地页岩气的勘探潜力,通过野外地质勘查、岩心观察、老井资料复查,结合有机地球化学和岩石学分析、含气量测试、等温吸附曲线测定等实验结果,对其页岩气勘探潜力进行了初步评价。结论认为：①该区中奥陶统平凉组页岩分布范围和厚度较大,已进入大量生气阶段,但有机质丰度偏低,不利于页岩气成藏;②上三叠统延长组长7段页岩分布范围较广,厚度介于15～40 m,有机质丰度很高,处于大量生油阶段,页岩气主要为热成因的伴生气,成藏条件较致密油要差;③石炭-二叠系页岩分布范围广,厚度介于50～150 m,有机质丰度较高,处于大量生气阶段,含气量介于0.21×10⁸～1.0×10⁸ m³/t,页岩气勘探潜力最大。     

海外陆相页岩油地质特征与资源潜力

中国陆相页岩油资源丰富,历经十余年的基础研究、重点地区攻关和选区评价,在技术创新、工业化试验与试生产、规模性开发等方面均取得了显著进展,是未来油气勘探的接替领域.通过对全球典型陆相页岩油地质特征、资源潜力、开发现状进行系统调研和分析,为我国陆相页岩油地质评价和勘探开发部署提供参考.结果表明:①美国尤因塔盆地Utelan...     

四川盆地长宁—威远区块海相页岩气田成藏条件及勘探开发关键技术

中国页岩气资源丰富,开发前景广阔,但中国页岩气资源的品质与美国不同,必须发展自己的开发技术。为此,中国石油天然气集团有限公司立足自主创新,围绕四川盆地南部地区龙马溪组页岩气的地质和工程特点,开展了系统的理论研究和技术攻关。通过揭示“沉积-成岩作用控储、保存条件控藏、Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三因素控制”海相页岩气富集高产理论,创建了适合中国南方多期构造演化海相页岩气勘探开发的6大关键技术——综合地质评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、工厂化作业技术和高效清洁开采技术,实现了页岩气工业化大规模开采。截至2019年底,中国石油天然气集团有限公司在川南地区累积提交页岩气探明地质储量1.06×10¹²m³,已建成100×10⁸m³的产能,累积产气量为200×10⁸m³,建设成效显著,积累了宝贵的经验。这对大力发展页岩气产业、降低对外依存度、保障国家能源安全、实现“生态优先、绿色发展”战略具有重大意义。     

中国深层页岩气资源前景和勘探潜力

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(P_(50))分别为61.10×10~(12) m~3和11.07×10~(12) m~3,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115.72×10~(12) m~3和20.93×10~(12) m~3,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。     

中美海相页岩气地质特征对比研究

通过中国海相页岩气详细研究和美国典型页岩气区带解剖,对比研究了中美页岩气地质特征的异同,这些研究对指导我国四川盆地海相页岩气的研究具有重要理论和实践意义。 ①美国Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩气区带的盆地类型为前陆盆地,中国四川早古生代盆地为克拉通。沉积环境均为深水陆棚,岩石类型以硅质和硅质钙质页岩为主,脆性矿物含量高。②Barnett页岩TOC值为3%~13%,平均为4.5%,Marcellus页岩TOC值为3%~12%,平均为4.0%,Haynesville页岩TOC值为0.5%~4%。四川盆地五峰组-龙马溪组和筇竹寺组页岩TOC值分别为1.5%~3%和2.5%~4.5%。③美国三大页岩成熟度适中,四川盆地海相页岩处于过成熟阶段。Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩R_O值分别为0.5%~2.1%、1.2%～3.5%和1.2%~3%。四川盆地筇竹寺组页岩R_O值一般为2.5%~4.5%,平均为3.5%,龙马溪组页岩R_O值为1.5%~3%。 ④Barnett页岩核心区厚度为30~180m,总孔隙度为4%~5%,基质渗透率小于1×10^-3μm²,Marcellus页岩厚度为 15～60m,孔隙度平均为10%,渗透率小于1×10^-3μm², Haynesville页岩厚度为70~100m,孔隙度为8%~9%,渗透率小于5×10^-3μm²,四川盆地五峰组-龙马溪组页岩厚度为25~120m,孔隙度为3%~10%,渗透率为(0.01~)×10^-3μm²,筇竹寺组页岩厚度为40~100m,孔隙度为0.1%~3%,渗透率为(0.01~42)×10^-3μm²。⑤Barnett页岩、Marcellus页岩和Haynesville页岩含气量分别为4.2~9.9m³/t、1.70～2.83m³/t和2.5~9m³/t。四川盆地五峰组-龙马溪组和筇竹寺组页岩含气量分别为1.7~4.5m³/t和0.55~1.2m³/t。中国海相页岩吸附气含量大于美国。⑥美国海相页岩埋深为1 220~3 990m,中国海相页岩埋深可高达5 000m,一般为1 500~4 000m;Barnett页岩和筇竹寺组页岩为正常地层压力,压力系数分别为0.99~1.01和1,Marcellus页岩,Haynesville页岩和五峰组-龙马溪组为异常高压,地层压力系数分别为0.9~1.4、1.61~2.07和1~2.3。⑦除四川盆地筇竹寺组页岩外,其他4套页岩均具有良好封盖层,有利于天然气保存。⑧美国地表条件更有利,多以平原为主,而四川多为丘陵。 ⑨四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气地质资源量为17.5×10¹²m³,技术可采资源量为1.77×10¹²m³,筇竹寺组页岩气地质资源量为8.86×10¹²m³,技术可采资源量为0.886×10¹²m³。     

鄂尔多斯盆地天然气地质条件、资源潜力及勘探方向

近年来随着勘探不断深入,勘探目标向中深层和致密气藏拓展,需要对鄂尔多斯盆地的资源现状、类型和数量进行全新的认知。分析了盆地天然气成藏地质条件,建立了下古生界碳酸盐岩气和上古生界致密砂岩气成藏模式,明确了天然气富集规律。同时,为了满足精细勘探的需求,在 “层区带” 划分的基础上,优选和细化评价参数,采用小面元容积法、EUR类比法等6种方法,评价盆地天然气地质资源量为15.68×10¹²m³,剩余地质资源量为8.79×10¹²m³。其中,常规气剩余地质资源量为1.67×10¹²m³,非常规气剩余地质资源量为7.12×10¹²m³。预测了剩余资源层系及地区分布规律,分层次优选了有利勘探目标区带。     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

涪陵大型海相页岩气田成藏条件及高效勘探开发关键技术

中国页岩气资源量丰富，但前期借鉴美国理论技术在中国寻找页岩气，并未取得大型商业发现。为此，中国石油化工股份有限公司立足自主创新，围绕中国海相页岩气地质特点，开展了理论研究和技术攻关。通过揭示页岩气"早期滞留，晚期改造"的动态保存机理，形成了"深水陆棚相优质页岩发育是页岩气'成烃控储'的基础，良好的保存条件是页岩气'成藏控产'的关键"的新认识；形成了以页岩气地球物理、开发设计与优化、水平井钻完井及压裂为主的页岩气勘探开发核心技术及关键装备，发现并成功开发了中国首个也是目前最大的页岩气田--涪陵页岩气田，使中国成为北美之外第一个实现规模化开发页岩气的国家。截至2017年8月，涪陵气田探明页岩气地质储量6 008.14×10⁸m³，已建成76.8×10⁸m³产能，累积产气量为133.9×10⁸m³，并实现了清洁生产。气田高水平、高速度、高质量建设，是中国页岩气勘探开发理论创新、技术创新的典范，为中国页岩气勘探开发提供了可复制、可推广的经验，对优化能源结构、改善环境质量具有重要意义，走出了中国页岩气自主创新发展之路。