摘要：通過對北美頁巖氣藏的深入研究并系統總結其勘探開發歷史與成功經驗，指出頁巖氣藏是典型的非常規天然氣藏。探討了頁巖氣藏在地質特征、開發特征上與常規天然氣藏的明顯差異。北美油氣生產商把頁巖氣藏作為重要天然氣開發目標，其有效勘探開發的關鍵在于有政策引導和水平井、水力壓裂等先進鉆、完井技術的成功應用。借鑒其經驗，認為我國對頁巖氣的研究與勘探開發尚處于探索階段，存在古生界海相與中、新生界陸相兩大頁巖氣勘探開發領域，頁巖氣資源潛力巨大，在地質理論和鉆、完井等生產技術發展的推動下，將成為中國現實的天然氣資源。建議加快我國頁巖氣資源戰略調查，制定優惠政策，加強對外合作，推動我國頁巖氣勘探開發技術和產業化發展。
關鍵詞：頁巖氣；非常規天然氣；資源；地質特征；勘探開發；領域；北美；中國
0 引言
隨著鉆、完井等生產技術的發展，非常規油氣資源(見圖1)越來越多地得到有效利用，在全球能源供應中的地位日益提升，預計將會超過常規油氣資源。
20世紀90年代以前的相當長時期，人們對非常規天然氣資源的關注重點在煤層氣與致密砂巖氣。近十幾年來，北美在天然氣價格高漲、水平井與水力壓裂等生產技術進步等的推動下，把頁巖氣作為勘探開發的重要目標，并獲得了巨大的成功，使得人們將目光轉向了資源潛力更大的頁巖氣資源[1]。目前，在北美地區頁巖氣產量的增長速度非常驚人，已接近或超過了煤層氣產量。頁巖氣藏的勘探開發正由北美向全球迅速擴展，有可能成為全球油氣勘探開發的新亮點。
為推動我國頁巖氣資源勘探開發快速發展，筆者從頁巖氣藏勘探開發特征入手，探討了頁巖氣藏在地質特征、開發特征上與常規天然氣藏的明顯差異，系統總結了北美頁巖氣勘探開發現狀及成功經驗，初步分析了我國頁巖氣資源潛力與重點領域，提出了加快我國頁巖氣資源調查、勘探開發技術發展以及頁巖氣產業化等方面的建議。
1 頁巖氣藏地質特征
1) 頁巖氣產自富有機質的頁巖中，因此，頁巖氣藏為典型的自生自儲型天然氣藏(self-sourced reservoirs)。在含氣頁巖中，頁巖兼具烴源巖、儲層，甚至蓋層的角色。
2) 頁巖氣主要由吸附氣和游離氣兩部分組成。其中基質孔隙和裂縫中的游離氣的儲集方式與常規天然氣儲層相似；有機質與黏土顆粒表面的吸附氣的儲集方式與煤層氣相似。不同地質條件下游離氣與吸附氣的相對比例有很大差別[2]。影響游離氣量大小的主要因素是頁巖基質孔隙的大小和天然裂縫的發育程度，二者為正相關關系；影響吸附氣多寡的關鍵因素是有機碳含量的高低，二者同樣具正相關性(見圖2)。
3) 與常規油氣藏不同，頁巖氣成藏不需要在構造的高部位，為連續型富集氣藏(continuous gas accumulations)。頁巖氣藏的分布與有效烴源巖分布范圍相當，呈區域性分布。含氣盆地中處于生氣窗范圍內的富有機質頁巖展布范圍基本上就是頁巖氣藏的展布范圍。同時，缺少明顯的蓋層，無圈閉，無明顯的氣水界面(不含水或極少含水)，與相當大比例的常規油氣儲量具有成因關系。
4) 頁巖氣藏儲層具典型的低孔低滲物性特征，頁巖產層厚度一般為15～100m，孔隙度一般為4%～6%，滲透率小于0.001×10-3μm2(見圖3)。處于斷裂帶或裂縫發育帶的頁巖儲層滲透率可以增加，孔隙度最高可達11%，滲透率可達1×10-3μm2左右[1]。據美國主要頁巖氣產層儲層物性統計，孔隙度為4.22%～6.51%，滲透率為40.9×10-6μm2。
2 頁巖氣藏開發特征
頁巖氣產自滲透率極低的沉積巖中，估算的采收率通常低于常規氣藏，其經濟產量依賴于天然裂縫發育程度、頁巖脆性以及鉆、完井技術。從開發角度來看，頁巖氣藏具有如下典型的開發特征：
2.1 低產或無自然產能
據美國東部早期的頁巖氣井完井數據統計，40%的頁巖氣井初期裸眼測試時無天然氣流，55%的頁巖氣井初始無阻流量沒有工業價值，所有的頁巖氣井都要實施儲層壓裂改造。直井壓裂改造后的產能平均為8063m3/d，水平井壓裂改造后的產能最高可超過10×104m3/d。頁巖氣井在生產過程中適宜于多次改造，美國早期的頁巖氣直井在生產過程中普遍實施過2次以上的增產改造。
2.2 生產周期長
頁巖氣藏在投入生產后，頁巖中的天然裂縫引起的滲透性在一定程度上彌補了基質滲透率低的缺陷。因此，頁巖氣藏生產中首先排出的是裂縫中的游離氣，隨即是與裂縫溝通或自然連通的孔隙中的游離氣。隨著地層壓力的降低，賦存于有機質顆粒與黏土顆粒表面的天然氣開始解吸，并在基質中通過擴散作用進入裂縫系統，裂縫中的天然氣則以滲流方式進入井底，采至地面。游離氣的滲流速度較快，可以形成可采初期的相對高產期，但產量下降快；吸附氣解析、擴散速度慢，主要為頁巖氣井的穩產期，但產量相對較低。頁巖氣井在進入穩產期后的遞減速度較慢，使得生產周期比較長。根據估算，認為一般頁巖氣井生產壽命可在30～50a。美國地質調查局(USGS)2008年最新數據顯示，沃斯堡盆地Barnett頁巖氣田開采壽命可超過80a[3]。
2.3 氣藏采收率變化較大
據美國5個主要頁巖氣產氣盆地的統計，頁巖氣藏的采收率變化范圍為5%～60%(見圖4)。如埋藏較淺、地層壓力較低、有機質豐度較高、吸附氣含量較高的Antrim頁巖氣藏的采收率可達60%；而埋藏較深、地層壓力較高、吸附氣所占比例相對較低的Barnett頁巖氣藏的采收率早期為7%～8%，隨著水平井和壓裂技術的進步，目前的采收率達到16%，預計最終可達25%左右。
3 北美頁巖氣勘探開發進展
3.1 北美頁巖氣藏勘探開發歷史
2001年，美國學者Rogner(1997)、Kawata和Fujita(2001)認為世界頁巖氣資源量約為456×1012m3，相當于煤層氣(256×1012m3)與致密砂巖氣(209×1012m3)的總和。ARI公司(Advanced Resources International，Inc.)估算的美國頁巖氣技術可采資源量由1996年的1.47×1012m3增加到2006年的3.62×1012m3，并相信隨著開發生產技術的進步，該值還會發生很大變化。據USGS發布的數據，1996年估算的Barnett頁巖技術可采儲量為850×108m3，2004年為7419×108m3，2006年為1.16×1012m3，2008年為2.66×1012m3。
1821年，北美最早的頁巖氣井鉆于美國東部紐約州泥盆系頁巖中[3]，1926年在阿帕拉契亞盆地成功實現了頁巖氣商業開發。20世紀90年代以來，在國家政策、天然氣價格、開發技術進步等因素的推動下，頁巖氣成為重要的天然氣開發目標。目前，全球對頁巖氣的勘探開發并不普遍，僅美國和加拿大做了大量工作，美國是目前頁巖氣商業生產的唯一國家，并步入了頁巖氣開發快速發展階段。
據統計，20世紀70年代中期美國頁巖氣步入規模化發展階段，70年代末期頁巖氣年產約19.6×108m3。2000年，美國頁巖氣產氣盆地有5個：密歇根盆地Antrim頁巖、阿帕拉契亞盆地Ohio頁巖、伊利諾伊盆地New Albany頁巖、沃斯堡盆地Barnett頁巖和圣胡安盆地Lewis頁巖，頁巖氣生產井約28000口，頁巖氣年產量約122×108m3。2007年頁巖氣生產井增加到近42000口，頁巖氣年產量為450×108m3，約占美國天然氣年總產量(5596.57×108m3)的8%。其中，沃斯堡盆地Barnett頁巖成為美國最大的頁巖氣產區，2007年約有8500口(其中水平井4982口)頁巖氣生產井，頁巖氣年產量達305.8×108m3，占美國頁巖氣產量的71%。1981年在沃斯堡盆地發現的Newark East頁巖氣田成為目前美國第二大氣田，2007年頁巖氣產量達217×108m3。
至2007年，美國頁巖氣產氣盆地已有密歇根盆地(Antrim頁巖)、阿帕拉契亞盆地(Ohio、Marcellus頁巖)、伊利諾伊盆地(New Albany頁巖)、沃斯堡盆地(Barnett頁巖)和圣胡安盆地(Lewis頁巖)、俄克拉河瑪盆地(Woodford頁巖)、阿科馬盆地(Fayetteville頁巖)、威利斯頓盆地(Bakken頁巖)等20余個盆地。同時，隨著頁巖氣勘探開發的巨大成功，越來越多的美國油氣生產商投身頁巖氣勘探開發中。2005年美國頁巖氣生產商只有23家，2006年增至39家，到2007年已有64家油氣生產商在北美從事頁巖氣勘探開發。
加拿大頁巖氣資源分布廣、層位多，預測頁巖氣資源量超過28.3×1012m3，其中加拿大西部不列顛哥倫比亞地區的白堊系、侏羅系、三疊系和泥盆系的頁巖氣資源量約7.1×1012m3。目前，已有多家油氣生產商在加拿大西部地區進行頁巖氣開發試驗，2007年該區頁巖氣產量約8.5×108m3，其中3口水平井日產量較高(9.9×104～14.2×104m3)。
3.2 北美頁巖氣藏開發成功經驗
北美頁巖氣藏的成功開發，除受天然氣價格大幅上漲的刺激外，主要得益于國家優惠的非常規資源開發政策和頁巖氣資源開發技術的長足進步。
3.2.1 政策方面
20世紀70年代末，美國政府出臺了《能源意外獲利法》。其中第29條規定了非常規能源開發稅收補貼政策，后幾經延期，使這一政策優惠期長達23a。得克薩斯州自20世紀90年代初以來，對致密氣、頁巖氣的開發不收生產稅(該稅一般占全年總稅收的7.5%)。此外，美國還建立了獨立的、固定的非常規油氣資源研究基金。
3.2.2 技術方面
1) 水平井+多段壓裂技術的大規模成功應用[4～6]。水平井的成本一般是垂直井的1～1.5倍，800～1000m水平段的常規水平井鉆井及完井投資約為700萬美元，而產量是垂直井的3倍左右(圖5)。目前85%的頁巖氣開發井為水平井+多段壓裂，如美國新田公司在Woodford頁巖中的部分開發井采用5～7段式壓裂，頁巖氣增產效果顯著(見表1)。
表1 阿科馬盆地Woodford頁巖氣井產量表
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井名
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壓裂段
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最大初始產量(104m3/d)
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最大最終產量(104m3/d)
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Tollett-1H-22
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5
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28.32
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16.99
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Tipton-1H-23
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7
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19.82
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14.16
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Bullock-1H-15
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5
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14.16
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11.61
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注：據John White等修改，2007年。
2) 清水壓裂技術(water fracs)。該技術是用清水添加適當的減阻劑作為壓裂液來替代通常使用的凝膠壓裂液，可以在不減產的前提下節約30%的成本，在低滲透油氣藏儲層改造中取得很好的效果。清水壓裂是利用含有減阻劑、黏土穩定劑和必要的表面活性劑的水為壓裂液，以這種壓裂液作為前置液來提供支撐劑輸送。清水壓裂技術提高巖石滲透率的依據是：①天然的縫面不吻合和產生粗糙縫面，剪切應力使縫面偏移，同時，在裂縫擴展時，水力裂縫將開啟早已存在的天然裂縫，提高巖層的滲透率；②若用其他壓裂液進行壓裂處理，往往不能對進入氣層中的壓裂液進行徹底清洗，而水壓裂采用的壓裂液主要為清水，是一種清潔壓裂技術，這也是提高巖層滲透率的重要因素之一。
3) 同步壓裂技術(simo-fracturing)。這項技術是近幾年在沃斯堡盆地Barnett頁巖氣開發中成功應用的最新壓裂技術。該技術的理論依據是：同時對配對井(offset wells)進行壓裂，即同時對兩口(或兩口以上)的井進行壓裂。在同步壓裂中，采用使壓力液及支撐劑在高壓下從1口井向另1口井運移距離最短的方法，來增加壓裂縫網絡的密度及表面積，該技術可以快速提高頁巖氣井的產量。同步壓裂最初是兩口互相接近且深度大致相同水平井間的同時壓裂，目前已發展到3口、甚至4口井間同時壓裂。
4 中國頁巖氣研究現狀及資源狀況
中國對頁巖氣的研究與勘探開發還處于探索階段。20世紀60～90年代，在頁巖油藏有所發現的基礎上，有些學者對頁巖氣藏做過一定的研究[7～9]。近幾年，中國地質大學、中國石油勘探開發研究院的學者對頁巖氣成藏條件進行了探討。本著引進國外先進技術，為我國天然氣工業發展服務的方針，2006年中國石油對外合作經理部與美國頁巖氣開發專家在北京舉辦了“頁巖氣研討會”，國內50多位專家及代表參加了會議。同時，組織開展了“中國頁巖氣資源評價與有利勘探領域優選”研究，并在2007～2008年與美國新田石油公司開展了四川盆地頁巖氣潛力評價聯合研究。雖然未對我國頁巖氣資源進行全面估算，但對四川盆地寒武系筇竹寺組、志留系龍馬溪組頁巖氣資源做了初步估算：四川盆地寒武系頁巖氣資源量為(7.14～14.6)×1012m3，志留系頁巖氣資源量為(2～4)×1012m3。與四川盆地常規天然氣資源量(7.2×1012m3)比較，認為我國頁巖氣資源潛力巨大，勘探開發前景很好，具有加快勘探開發的巨大資源基礎。
中國地質歷史時期富有機質頁巖十分發育，既有有機質含量高的古生界海相頁巖，也有有機質豐富的中、新生界陸相頁巖(圖6)，已在多處發現油、氣藏或油氣顯示。
4.1 古生界海相頁巖氣勘探開發前景
我國在南方揚子、華北和塔里木3個地臺區存在多套古生界海相頁巖，都具備頁巖氣資源形成的基本地質條件，其中南方揚子地臺區古生界頁巖最為現實。我國南方揚子地臺區古生界發育震旦系-三疊系海相沉積[10]，沉積巖厚度為4000～7000m。其中古生界發育了二疊系龍潭組、泥盆系羅富組、志留系龍馬溪組、奧陶系五峰組、寒武系筇竹寺組和震旦系陡山沱組等6套黑色富有機質頁巖，整體區域分布穩定，埋藏深度淺，有機質豐富。其中下寒武統筇竹寺組黑色頁巖遍布整個揚子地臺區，現今殘留面積約90×104km2；厚度平均為120m，最大厚度423m；有機碳含量多在2.0%以上，最高可達13.64%，平均為2.88%；熱演化程度均在成氣階段，部分達到高一過成熟階段。下志留統龍馬溪組分布于整個揚子地區，厚度平均在100m以上，最大厚度538m；有機碳含量0.5%～8.14%，平均2.6%；Ro一般為2.0%～3.0%，局部達4.0%。
以往的鉆井普遍鉆遇古生界多套頁巖，老井復查中，在100余口井中見良好氣顯示，個別獲工業氣流。其中四川盆地下寒武統筇竹寺組頁巖36口井統計中，30口井發現豐富氣顯示；志留系龍馬溪組頁巖13口井統計中，10口見良好氣顯示。尤其是威遠地區的威5井在下寒武統筇竹寺組頁巖2795～2798m井段中途測試獲日產2.46×104m3的工業氣流；陽高寺構造帶的陽63井在下志留統龍馬溪組頁巖3505～3518.5m井段獲日產3500m3的低產氣流；隆32井在下志留統龍馬溪組頁巖3164.2～3175.2m井段獲日產1948m3的低產氣流。
初步評價認為，揚子地臺區古生界下寒武統筇竹寺組、下志留統龍馬溪組頁巖氣成藏條件優越，在盆地內部、向斜區以及隆起的低部位等場所是有利的頁巖氣藏形成與富集區帶。
4.2 中、新生界陸相頁巖氣勘探開發前景
我國中、新生界陸相沉積尤其發育，并已被勘探開發實踐證實其中的絕大部分富有機質泥頁巖為含油氣盆地中的優質烴源巖，如松遼盆地下白堊統的青山口組黑色泥頁巖、渤海灣盆地古近系沙河街組的泥頁巖、鄂爾多斯盆地上三疊統延長組的張家灘(T3yc3)、李家畔(T3yc2)頁巖等。前人研究表明，中國北方陸相泥頁巖烴源巖母質來源以浮游生物、細菌、高等植物為主，具有多種干酪根類型，TOC平均為2%～3%，最高可達8%，埋深2000～3000m，Ro為0.8%～1.2%，處于液態烴與氣態烴并重階段。其中在我國中西部地區的晚石炭世-二疊紀、晚三疊世-早中侏羅世還發育兩期煤系沉積，分布廣泛，天然氣資源豐富，煤層氣資源量約16.5×1012m3。對中-下侏羅統煤系沉積進行研究，發現中-下侏羅統煤系中廣泛發育高碳泥頁巖，厚度為40～100m，TOC為20%～30%，Ro為0.8%～1.2%，母質類型為腐殖型，是一套頁巖氣藏形成的有利目的層系。綜合多種地質條件，認為松遼盆地白堊系頁巖，準噶爾盆地南緣上二疊統、中-下侏羅統頁巖，陜甘寧盆地上三疊統頁巖以及吐哈盆地中-下侏羅統碳質頁巖是有利的頁巖氣形成層系和地區。
5 建議
頁巖氣藏開發面臨多種技術難點，應采取多種技術、經濟措施對其進行開發，尤其是應統籌規劃，制定針對性強的稅收優惠政策，采用先進適宜的開發技術，加快產業化發展。
5.1 開展資源戰略調查，指明有利頁巖氣勘探開發方向
我國沉積盆地中廣泛發育富有機質頁巖，厚度大、有機碳含量高、生氣能力大、鉆井氣顯示活躍，具有較好的勘探開發前景。但是，目前我國頁巖氣資源研究薄弱，資源潛力尚不明確。因此，應盡快開展我國頁巖氣資源戰略調查。通過對早期資料(包括露頭、鉆井、測井、有機地球化學分析等數據)重新認識，篩查、預測富有機質頁巖發育區，在綜合地質研究基礎上，預測頁巖氣資源潛力，優選頁巖氣富集有利區帶，為進一步勘探開發明確方向，促進頁巖氣勘探開發的快速發展。
5.2 加強對外合作。促進頁巖氣勘探開發技術發展
加強與國外合作開發，引進先進理念與開發技術。頁巖氣資源開發難度大、產量低、經濟性差，而美國頁巖氣開發走在世界前列，已經探索出一套先進的頁巖氣開采技術；國內在地震儲集層預測、低滲透氣藏儲集層大型壓裂改造、裂縫性油藏壓裂井產能評價以及微地震監測技術等方面也積累了較為豐富的經驗。因此，選擇較成熟頁巖區，通過與國外公司開展技術合作，開展先導試驗，可以加快建立符合中國頁巖氣藏特點的勘探開發配套技術。重點是開展頁巖氣先導試驗區優選與評價、試驗區頁巖氣試采工藝設計、試驗區頁巖氣試采方案設計、現場實施與技術服務、先導試驗評估與分析等工作。
5.3 制定優惠政策。推進頁巖氣產業化快速發展
我國石油行業稅收制度相對比較粗放，目前還沒有針對頁巖氣資源開發的特殊財稅政策。油公司、國家應統籌規劃，系統管理，應將頁巖氣資源納入中長期發展規劃體系中，對其發展目標、發展階段做出科學規劃，明確發展地位。國家對頁巖氣等非常規油氣資源應制定針對性強的稅收優惠政策(如很多國家都有通過調整稅收鼓勵頁巖氣等產業發展的政策)，對頁巖氣資源的勘探開發進行扶持。在稅收政策改革過程中，有必要借鑒國外經驗，降低頁巖氣資源產業運行各項稅率，以鼓勵該產業發展。
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(本文作者：閆存章1 黃玉珍1 葛春梅1 董大忠2 程克明2 1.中國石油天然氣股份有限公司對外合作經理部；2.中國石油勘探開發研究院)
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