页岩气在非常规天然气中异军突起，为全球能源市场注入了新的活力，成为油气资源勘探开发的新亮点。美国页岩气发展历史接近100年，政府通过法律、法规、减免税收等方式长期持续扶持页岩气产业发展，2018年页岩气产量达到6082×10¹²m³，占美国天然气总产量的70%，大大降低了对外能源依存度。受美国页岩气成功商业开发经历的影响，世界各国陆续加大勘探开发力度，中国20世纪80年代便开始了页岩气的理论研究，2005年以后开始进行国内页岩气前景和中—新生界盆地的调研。之后，国土资源部门联合相关高校和科研部门，做了大量前期工作。

陕西延长石油（集团）有限责任公司（简称延长石油）自2008年开始陆相页岩气研究和勘探开发实践，该公司所属探区先后经历勘探发现（2008—2011年）、理论技术研究（2012—2016年）、开发先导试验（2017年至今）3个阶段。在勘探发现阶段钻成国内第一口陆相页岩气井柳评177井并压裂出气；在理论技术研究阶段，相继承担了页岩气“863”计划项目“页岩气勘探开发新技术”和国家科技重大专项“延安地区陆相页岩气勘探开发关键技术”研究，完成国家级陆相页岩气示范基地（陕西延长页岩气高效开发示范基地）、示范区（延长石油延安国家级陆相页岩气示范区）建设，建立了页岩气差异富集成藏模式，形成页岩气层测井评价技术，研发成功低成本、强封堵水基钻井液体系，创新形成CO₂压裂工艺技术体系；在开发先导试验阶段，探索了短距离输送发电、橇装CNG、页岩气与天然气混输共用等生产利用方式。现已完钻页岩气井69口，初步落实页岩气地质储量1600×10⁸m³，累计建成页岩气井口产能5×10⁸m³。

延长石油页岩气探区主要位于鄂尔多斯盆地东南部，地理位置上包括宝塔、延长、甘泉、富县等地区（图 1），勘探目的层为中生界延长组长7段、长9段、上古生界山西组山1段陆相页岩层系和本溪组本1段海陆过渡相页岩层系^[1-5]。

图 1

图 1 延长探区地理位置图 Fig. 1 Geographical location map of the Yanchang exploration area

中生界延长组长7段页岩形成于深湖—半深湖沉积环境，岩性主要为黑色页岩、灰黑色粉砂质页岩，页理发育，粉砂质纹层及夹层广泛发育，且纵向上纹层发育规模及韵律性变化较大，表现为黄色、白色粉砂质夹层和粉砂质纹层与深色均质页岩互层或呈夹层，厚度为15~110m^[6-10]（图 2）。长7段富有机质页岩矿物成分主要为石英和黏土矿物，含少量长石、碳酸盐和黄铁矿，石英含量平均为31.1%，黏土矿物含量平均为44.5%^[8]（图 3）。

图 2

图 2 延长探区长7段页岩厚度与Ro叠合图 Fig. 2 Shale thickness map of the Chang 7 member with Ro in the Yanchang exploration area

图 3

图 3 延长探区页岩储层矿物成分三角图 Fig. 3 Triangular diagram of mineral composition of shale reservoir in the Yanchang exploration area

长7段页岩有机质以Ⅱ₁型为主（图 4），干酪根显微组分中腐泥组最发育，镜质组次之，惰质组不发育，具有腐泥型和混合型干酪根的特点，有机质以低等生物为主要生源。TOC主要分布于1.6%~7.2%，平均为4.6%（图 5），生烃潜量主要分布于10~43mg/g，氯仿沥青“A”主要分布于0.5%~1.2%，属于优质烃源岩^[11]。镜质组反射率（R_o）主要分布于0.8%~1.3%（图 2和图 6），最高热解峰温T_max主要分布于435~455℃，处于低熟—成熟油气（湿气）共生阶段，有机质具有较强的生排烃能力^[12-13]。页岩现场解吸数据表明，长7段页岩解吸气量为0.3~3.8m³/t，平均为1.7m³/t，含气性较好，气体赋存相态多样，以吸附气为主，占总含气量70%以上^[14-15]。干燥系数为0.6%~0.8%，重烃含量高，主要为湿气。碳同位素特征与同层段原油伴生气类似，认为长7段页岩气为Ⅱ型干酪根热解形成的油型气。

图 4

图 4 延长探区页岩有机质类型图版 Fig. 4 Organic matter type chart of shale in the Yanchang exploration area

图 5

图 5 延长探区页岩TOC分布直方图 Fig. 5 TOC Distribution histogram of shale in the Yanchang exploration area

图 6

图 6 延长探区页岩Ro纵向分布图 Fig. 6 Ro with depth in the Yanchang exploration area

长7段页岩储集空间包括无机孔、有机质孔和微裂缝，粒内孔隙最为发育，微裂缝与有机质孔次之，粒间孔隙发育最差。以中孔隙为主，中孔体积占总孔体积的73.72%，大孔体积占22.16%，微孔体积仅占4.12%。平均孔隙直径为23.3nm，中值半径平均为11.7nm；总孔体积平均为7.1×10^-3mL/g，比表面积平均为1.9m²/g^[16]。缝宽分布范围为10~500nm，既包括中裂缝，也包括大裂缝，缝长可达30~200μm，裂缝大多呈平行—近平行状展布^[17]。长7段泥页岩储层孔隙度分布于0.16%~5.12%，平均为2.11%；渗透率分布于0.004~0.239mD，平均为0.013mD。

古生界山西组山1段泥页岩为浅湖环境下的三角洲前缘沉积，岩性主要为深灰色、灰色或灰黑色泥页岩、砂质泥岩夹薄层状粉砂岩和细砂岩，泥页岩中发育波状层理、透镜状层理，厚度为30~60m^[18-19]（图 7）。脆性矿物含量平均为36.9%，主要为石英、长石和方解石及白云石等碳酸盐等矿物，黏土矿物含量平均为52.6%，主要为高岭石、伊利石、绿泥石以及伊/蒙混层等^[20-21]（图 3）。

图 7

图 7 延长探区山1段页岩厚度等值线图 Fig. 7 Contour map of shale thickness in the Shan 1 member of the Yanchang exploration area

山1段泥页岩氢指数I_H平均为101.26mg/g，有机质以Ⅲ型为主（图 4）。储层非均质性较强，有机质含量平面和纵向分布差异较大，TOC主要分布在1.3%~2.9%（图 5），属于较优质烃源岩。T_max平均为552℃，镜质组反射率（R_o）介于1.7%~2.5%，平均为2.1%（图 6），处于高成熟—过成熟大量生干气阶段^[22]。页岩现场解吸数据表明，山西组山1段泥页岩含气量为0.52~2.67m³/t，平均约1.20m³/t。山1段页岩气的组分主要为甲烷，含量均在95%以上，且不含H₂S，属无硫干气^[23]。

山1段泥页岩发育微孔隙和微裂缝，微孔隙可分为黏土微孔、泥质层间微孔、晶间微孔及砂质粒间微孔、溶孔；裂缝主要为构造缝，大多数被泥质、碳质、硅质与黄铁矿等部分充填或者完全充填^[20]。孔隙结构以中孔隙为主，发育一定的大孔隙，微孔隙不发育，中孔体积占总孔体积的69.47%，大孔体积占28.03%，微孔体积占2.5%。平均孔隙直径为18.8nm，中值半径平均为9.5nm；总孔体积为（1.54~11.2）×10^-3mL/g，平均为6.91×10^-3mL/g。孔隙度分布于0.4%~1.5%，平均为0.77%；渗透率分布于0.007~0.242mD，平均为0.040mD^[22]。

根据室内实验、气测录井、测井解释的各参数分布特征，长7段及山1段页岩连续含气，无气水边界，含气边界由页岩发育区边界控制；页岩层内存在排烃差异，页岩有效排烃厚度界限为8~12m。延长探区厚层陆相页岩厚度大于生烃高峰期上下排烃的最大距离（8~12m），厚层页岩本身就具有封闭性，因厚度优势而具有良好保存条件，可以作为页岩气藏的盖层，与海相页岩气层顶底板封闭组合的成藏组合特征不同，具有“厚度保存”的特点。

对照中国陆上页岩气有利层段/区部分参数下限标准^[24]（表 1），陆相页岩气大部分指标均高于国家标准中对页岩气有利层段的下限值。综上所述，延长石油长7段页岩和山1段页岩均具备形成页岩气藏的成藏地质条件，气藏类型为自生自储连续型页岩气藏。

表 1

表 1 中国陆上页岩气有利层段/区部分参数下限标准对比表 Table 1 Comparison of the lower limit standards of some parameters for favorable intervals/zones of continental shale gas in China 参数 湖相页岩气 长7段陆相页岩气 山1段陆相页岩气 有机碳含量/% > 1.0 平均4.6 1.3~2.9 Ro/% > 1.1(Ⅰ、Ⅱ1型)；> 0.9(Ⅱ2型) 0.8~1.3 1.7~2.5 黏土矿物/% < 40 44.5 52.6 孔隙度/% > 2 2.11 0.4~1.5 含气量/(m3·t-1) > 1.0 1.7 1.20 单井初期日产/(104m3·d-1) 0.5 > 0.5 > 0.5 有效页岩连续厚度/m > 15 15~110 30~60 夹层厚度/m < 3 < 3 < 3 砂地比/% < 30 < 20 < 30

表 1 中国陆上页岩气有利层段/区部分参数下限标准对比表 Table 1 Comparison of the lower limit standards of some parameters for favorable intervals/zones of continental shale gas in China

沉积微相的不同决定页岩生气基础和成储机制的差异，不同沉积微相背景下，优质烃源岩厚度在平面上具有强非均质性。不同沉积微相的页岩储层在有机质丰度、岩相组合、内部结构、物性、不同相态含气量等方面存在差异。通过多尺度对比分析不同岩石类型中各相态流体在孔隙中的赋存空间特征和组成比例，建立陆相页岩储层有机流体赋存模式，分析不同流体赋存模式控制下的气体含量赋存比例，精细表征陆相页岩气藏。结合页岩气微观及宏观（纵向、平面）富集特征分析，发现在宏观和微观非均质条件控制下，页岩气在相态和规模上存在差异性富集特征，归纳总结为两种成藏模式：吸附成藏模式、吸附+游离复合成藏模式（图 8）。

图 8

图 8 陆相页岩气富集成藏模式示意图 Fig. 8 Schematic diagram of continental shale gas accumulation

吸附成藏模式主要发育于深湖相页岩层系（图 8），发育黑色页岩、黑色块状黏土泥岩、薄层凝灰质泥页岩等，深湖相沉积背景下页岩层系厚度大，以吸附气为主（> 70%）。孔隙类型以中孔—微孔级别的有机质孔和晶间孔隙为主，微孔一半以上被液态烃占据，其余空间主要赋存吸附气，中孔内游离气和液态烃体积各占一半且随孔径增大游离气赋存体积占比缓慢增加，只在孔径较小的中孔赋存少量体积的吸附气；大孔主要被游离气占据，液态烃体积在孔隙中占比低于1/3；随孔径增大，溶解气饱和度整体呈降低趋势，不同孔径孔隙中溶解气饱和度变化较大。长7段深湖相页岩发育地区主要发育吸附成藏模式。

吸附+游离复合成藏模式主要发育于浅湖相页岩层系（图 8），厚层黑色丘状交错层硅质泥页岩、黑色夹透镜状粉砂质纹层硅质泥页岩分布广泛。以长7段浅湖相沉积页岩为例作为生气源岩的页岩中有机质含量高，其吸附气体的能力也较强；此类储层的粉砂质纹层发育，其孔隙主要为中—大孔，孔隙度相对较高。少量微孔中主要被液态烃和吸附气占据，游离气体积较小；中孔约2/3空间被液态烃占据且随孔径增大游离气赋存体积占比缓慢增加；大孔主要被游离气占据，可含有一定体积的液态烃，明显改善了纹层发育的页岩的储气能力。整体表现为吸附气和游离气共存，其中游离气所占总含气量比例最高可达50%。山西组山1段页岩除孔隙中不含液态烃外，吸附气和游离气赋存规律与长7段浅湖相沉积页岩类似，为吸附+游离复合成藏模式。

应用陆相页岩气藏差异富集的勘探思路，基于吸附成藏模式和吸附+游离复合成藏模式特征，除考虑烃源岩品质、储层品质、工程品质三方面评价参数以外，引入砂质纹层频率、密度等非均质性参数，建立了中生界深湖相吸附成藏模式有利区的评价标准和浅湖相吸附+游离复合成藏模式有利区的评价标准，分别指导不同地区和层位的陆相页岩气勘探实践。

采用“分类分级”评价方法，在中生界延长组深湖相吸附成藏模式页岩气藏优选出核心区、有利区、远景区3个级别富集有利区，在中生界延长组浅湖相、上古生界山西组山1段浅湖相吸附+游离复合成藏页岩气藏优选出核心区、有利区、远景区3个级别富集有利区，重点在核心区和有利区开展页岩气勘探工作。经过勘探实践验证，核心区及有利区的优质页岩钻遇率、含气性、单井产量明显高于远景区。其中以上古生界山西组浅湖相页岩为目的层的YYP3井初产达5.3×10⁴m³/d，取得陆相页岩气井产量突破。

不同成藏模式的页岩气藏生产特征迥异，吸附成藏模式的页岩气藏自身能量低，孔渗条件差，气井无自然产能，压裂后须通过人工举升方式排液，随着井筒内的动液面不断下降，压降范围逐渐扩大，当页岩储层压力降低至页岩气临界解吸压力后，页岩气开始解吸，并通过孔裂隙及人工裂缝产出。此类型页岩气井初期产量低，但稳产时间长，递减速度慢（图 9，YYP1井，井深2344m，水平段长605m，目的层为延长组长7段页岩层系）。针对该类型页岩气井的生产规律，优选电潜泵、抽油机等举升方式排液生产。

图 9

图 9 吸附成藏模式页岩气井生产曲线 Fig. 9 Production curve of shale gas wells of the adsorption accumulation mode

吸附+游离复合成藏模式的页岩气储层中的粉砂质纹层中孔隙主要为中—大孔，孔隙度相对较高，明显改善了页岩储层的储气能力，含气丰度也较高。页岩气井压裂后初期产量高，产量递减速度比吸附成藏模式的页岩气井快（图 10，YYP3井，井深3715m，水平段长1000m，目的层为山西组山1段页岩层系）。此类页岩具有一定产能，液气比较低，能正常携液生产，优选速度管柱等方式生产。根据以上成果进行现场实施，中生界和上古生界两种成藏模式下的页岩气井已初步实现产能释放。

图 10

图 10 吸附+游离复合成藏模式页岩气井生产曲线 Fig. 10 Production curve of shale gas wells of the adsorption + free composite accumulation mode

针对页岩强非均质性储层结构，开展针对性岩石物理实验，研究岩性、储层参数、孔隙结构特征及测井响应规律，研发了复杂矿物组分、孔隙度、渗透率、含气性高精度定量表征技术，创新形成砂质夹层/纹层成像测井识别法、分形法及交会图识别法，对大于2.5cm粉砂质夹层解释的误差值达到10%以下。形成了复杂矿物组分定量分析技术、高精度孔隙度及含气饱和度计算模型。基于干酪根校正、密度曲线重构，分岩性建立孔隙度测井解释模型^[25]；基于分子动力学模拟确定吸附密度，修正等温吸附模型，集合等温吸附—声波联测确定游离、吸附比，建立不同相态含气量测井解释模型，符合率达到85%以上^[26]。解决了强非均质性页岩储层解释精度不高、解释符合率较低的问题，极大地提高了陆相页岩气层判识程度。

长7段和山1段陆相页岩储层黏土矿物含量高且层理、裂缝发育，先后研发了全油基钻井液体系、低油水比（6:4）钻井液体系，考虑全油基和低油水比钻井液在成本和环保处理等方面存在问题，从提高页岩水基钻井液液相抑制性和利用微纳米封堵剂封堵页岩微纳米孔缝两方面进行大量实验研究，提出以甲酸钾作为主要抑制剂抑制泥页岩黏土矿物水化分散膨胀，以刚性纳米碳酸钙及柔性纳米乳液等封堵剂相结合组配封堵剂配方，建立了以“模拟岩心”为对象的页岩封堵评价方法，形成适用于鄂尔多斯盆地陆相页岩气井的有土甲酸钾水基钻井液体系^[27-30]。

有土甲酸钾水基钻井液体系在6口水平井成功应用。该钻井液体系失水保持在3mL以下，润滑系数控制在0.08以内，流变性良好，性能稳定，起下钻顺利；与传统油基钻井液相比，成本仅为前者的40%，且更环保，后期处理简单。从应用效果来看，井壁始终保持稳定，流变性、润滑性、失水造壁性、封堵性和抑制性良好，可满足页岩地层钻井要求。

页岩气探区内油井、气井井网复杂，钻井防碰问题突出，研发了高密井网地面防碰监测系统，可实现防碰作业随钻预警。陆相页岩气井井眼轨迹频繁调整，套管下入摩阻大，扶正器优化难度高，研发了井口辅助加压+免钻式漂浮接箍、半钢性螺旋扶正器、偏心式滚轮扶正器，既能保证顺利通过缩径井段，又可大幅度降低下入摩阻。为解决水泥浆易倒流、水平井扫塞难度大的问题，研发了固井碰压关井阀、碰压关闭式浮箍，可在注水泥完成后彻底阻断套管内外通道，具有关闭功能可靠、密封能力强、正反向承压高的特点；现场应用的10余口水平井水平段留塞率为零，固井质量合格率达90%以上，水平段固井质量优良率达100%。多级压裂要求水泥环具有强韧性、高弹性，研发了纳米增韧水泥、橡胶增弹水泥，水泥石抗折和抗拉强度提高70%以上、杨氏模量降低40%以上^[31]。

鄂尔多斯盆地延长组和山西组地层压力系数低，陆相页岩气藏为低压气藏，且储层黏土矿物含量高，易水化膨胀，常规水力压裂面临储层伤害率高、压裂液返排率低、难以形成复杂缝网、增产效果差等难题，研发了适用于陆相页岩的CO₂压裂技术系列（CO₂混合压裂技术、CO₂泡沫压裂技术和CO₂干法压裂技术）^[32-35]。

CO₂混合压裂技术利用CO₂前置造缝、增能，而后利用水力压裂扩展、支撑裂缝，可增加地层能量、提高裂缝复杂程度、增大储层改造规模。CO₂泡沫压裂技术是将CO₂与水基压裂液混合泡沫体系为携砂液的压裂改造工艺，其优势在于降低压裂液中水的用量、减少储层伤害、提高压裂液返排。CO₂干法压裂技术将纯液态CO₂作为携砂液，压裂后CO₂气化，返排率较高，且无任何添加剂，可实现储层“无伤害化”改造。现场应用CO₂压裂技术系列56井次，其中水平井7井次，实现了增能、体积改造；较常规水力压裂技术，压后返排率提高31%，投产周期缩短12天，单井产量提高两倍。

针对页岩气井压裂返排液总铁含量高（30~50 mg/L）、黏度高（2.8~3.2mPa·s）、悬浮物含量高（> 300mg/L）和细菌含量高（> 104个/mL）的“四高”等特点，研发两套压裂返排液处理工艺，并研发出模块化橇装式压裂返排液回用处理装置，实现了压裂返排液的循环利用，节约成本，保护环境。页岩气压裂返排液经橇装设备处理后，水质稳定，满足SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中平均空气渗透率不大于0.01mD地层的回注要求^[36]；用处理后的水所配制的瓜尔胶压裂液的各项性能均达到SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》，所配制的滑溜水压裂液的各项性能均达到DB 61/T 575—2013《压裂用滑溜水体系》标准，完全满足现场压裂液配制用水要求。

延长石油已在陆相页岩气勘探开发方面取得一系列成果，正处于由局部井组突破向规模开发的过渡进程中，既有难得的发展机遇，又面临着多重严峻挑战。

（1）精细“甜点”预测难题：陆相湖盆沉积相变快，岩性纵向、横向变化快，甜点层段难以追踪预测，薄互层含气页岩精细“甜点”预测技术有待提高。

（2）钻井难题：提速提效难，地层可钻性差，机械钻速低，非生产时间占比高，钻井周期长、效率低，单井钻井成本居高不下。

（3）压裂技术难题：首先，黄土塬地区生态环境脆弱，干旱缺水的现状与大规模压裂用水矛盾突出；其次，强非均质性储层物性变化快，裂缝发育无法准确预测，储层精细建模难度大，对压裂设计指导性差；低压高黏土矿物含量储层的可压性差，返排效果差，水敏、水锁伤害严重。

（4）CO₂压裂技术难题：气源及运输成本较高，施工时需要额外动用一套泵注设备，难以降低成本；CO₂备液周期长、专用储罐容积小、利用率低，施工规模及效率受限；CO₂干法加砂压裂加砂规模提升难度大，无法有效支撑裂缝。

未来，延长石油将重点攻关3项技术，实现3个转变，突破两大领域，建成3个产区，预计5年后页岩气探明地质储量达到2500×10⁸m³，努力实现陆相页岩气的规模有效开发。

（1）攻关3项技术：地质与工程相结合的精细“甜点”预测技术，建立强非均质页岩气藏精细描述方法，定量表征页岩气藏空间展布形态；完善CO₂混合体积压裂技术，提高单井产量，降低压裂用水量，实现有效开发和环境保护双赢；继续探索陆相页岩气“井工厂”钻井、压裂的作业模式，推进丛式水平井组开发陆相页岩气。

（2）实现3个转变：一是陶粒向石英砂转变：中生界地层闭合压力低，石英砂可满足压裂施工要求。二是压裂液“多体系”向“一体化”转变：一体化工艺易于原材料采购管理、简化配液工艺流程、降低循环利用技术难度。三是“一气单采”向“多气合采”转变：探索陆相、海陆过渡相页岩气、石油、天然气兼探共采模式，研发“定向井+分层压裂”的方式合采多种天然气，降低钻完井成本，实现页岩气效益开发。

（3）突破两大领域：山西组陆相页岩气需依托技术攻关，力争产量突破，实现页岩气高产稳产。本溪组海陆过渡相页岩气需深化海陆过渡相页岩气富集规律认识，落实“甜点”有利区。

（4）建成3个产区：建成中生界甘泉—富县、吴起—富县兼探区（兼探石油），上古生界云岩一延川兼探混合开采区（兼探天然气）。

延长石油通过近10年的探索，在陆相页岩气领域取得了具有勘探指导意义的地质认识，取得陆相页岩气勘探发现。通过深化成藏地质特征研究，明确陆相页岩气差异富集模式，指导陆相页岩选区评价、甜点优选和压裂改造。有效拓展延长石油油气资源类型，夯实资源基础，丰富了鄂尔多斯盆地非常规天然气的地质认识和勘探思路，有效促进了鄂尔多斯盆地非常规天然气勘探开发进程。

在深化陆相页岩气地质认识及成藏理论同时，延长石油积极推动工程技术创新，确保地质认识深化和工程技术进步同步开展，储层评价、钻完井、储层改造、返排液处理等关键技术的形成与突破保证了陆相页岩气高效勘探。同时，为延长探区致密油、致密气的规模开发提供重要技术支撑。

面对诸多挑战，延长石油将继续坚持“勘探开发一体化、创新实践一体化”的工作方针，贯彻“油气综合勘探、建设绿色矿山”的资源勘探理念，加大陆相页岩气勘探开发核心技术攻关力度，向规模有效开发的目标迈进。