《１前言》

１前言

美国是全球页岩气发现最早、开发最成功的国家。1821 年，第一口商业性页岩气井完钻，比第一口油井早 38 年[1] 。但因产量低、效益差，页岩气开发进展缓慢，直到 1999 年美国页岩气产量才突破 100 亿ｍ3 。21 世纪以来，随着水平井钻探和分段压裂技术日臻成熟，美国页岩气勘探开发取得突破性进展，产量进入快速增长期。2005 年美国页岩气产量突破 200 亿ｍ3 ，2008 年突破600 亿ｍ3 ，2009 年，在页岩气的助推下，美国超过俄罗斯成为世界第一大天然气生产国。2010 年页岩气产量达到 1378 亿ｍ3 ，约占美国天然气总产量的 23％。2012 年初，AEO（Annual Energy Outlook of U.S.Energy Information Administration，美国能源信息署发布的年度能源展望）预测美国待发现的页岩气技术可采资源量为 13.6 万亿ｍ3 ，判断 2021 年美国将成为天然气净出口国[2] 。

页岩气不仅改变了美国能源结构，对世界天然气供应格局产生了重大影响，而且在全球掀起一场 “页岩气革命”。德国、英国、法国、波兰、中国、印度、澳大利亚和新西兰等国都开始对本国页岩气资源进行前期研究与评价，其中印度、新西兰等已经取得单井突破并进入试验性开采阶段。我国相关政府部门和企业一直高度重视页岩气的勘探开发，至 2011 年年底，已设立威远等 5 个页岩气先导试验区，完钻页岩气井 50余口，获气 15口，其中 9 口井初期日产量超过 1 万ｍ3[3] 。目前页岩气被批准列为单独矿种，国土资源部已组织多轮区块招标，在全国掀起了“页岩气热”。

页岩气在美国实现了巨大成功，这种成功是否能在我国“复制”？笔者等对中、美页岩气成藏条件和分布特征进行详细对比分析，以期得出一些重要启示，对我国未来页岩气发展前景作出较为准确和客观的判断。

《２中美页岩气成藏条件对比》

２中美页岩气成藏条件对比

页岩气的成分以甲烷为主，含有少量轻烃气体，存在吸附态、游离态和溶解态等多种赋存相态，其中以吸附态和游离态为主体。页岩气藏按其天然气成因可分为三种类型：热成因型、生物成因型和混合型[4] 。目前这三种类型在美国都有发现，其中热成因型页岩气无论是气藏个数还是资源量都占绝对多数[5~7] （见表 1）。我国已发现的页岩气藏均为热成因型，成藏条件与美国有相似之处，但也存在明显的差异。

《表1》

表1 美国主要产气页岩基础数据表

Table 1 Basic data of major gas shale in America

注：TOC（total organic carbon）为总有机碳；Ro 为热成熟度

《2.1 生烃条件》

2.1 生烃条件

页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础，要求生烃条件要达到一定标准。美国页岩气勘探开发实践表明，良好的页岩气成藏条件通常要求发育厚层成熟的富有机质黑色泥页岩，即页岩单层有效厚度大于 30 m，热成熟度Ro 为1.1 ％～2.0 ％，TOC含量大于2 ％。目前美国已发现的页岩气绝大多数为海相热成因型，产气页岩的干酪根以 I～II 型为主，TOC含量一般大于 4 ％，Ro 主体为 1.1 ％～2.0 ％，有效厚度一般大于 50 m。

我国按沉积环境，将富有机质页岩分为 3 大类：海相、海陆过渡相与煤系、湖相，其中海相页岩的干酪根为 I～II 型，TOC含量一般可以达到页岩气形成的最低标准[8] 。南方地区古生界页岩的 TOC 含量平均为 1.23 ％～4.71 ％。统计发现，下寒武统筇竹寺组页岩 TOC 含量大于2 ％的页岩厚度平均可占页岩总厚度的 34 ％，面积约占页岩总面积的 71 ％；上奥陶统五峰—下志留统龙马溪组高 TOC 页岩的厚度占比为 19 ％，面积占比为 87 ％。塔里木盆地寒武—奥陶系页岩 TOC 含量平均为 1.5 ％～2.86 ％，高 TOC页岩厚度占比为 10 ％～ 20 ％，面积占比为 25 ％～40 ％。值得注意的是塔里木盆地东部除发育较好的富有机质页岩外，还发育了一套厚度在100～200 m、TOC 含量为１％～ １０％的海相灰质页岩或泥质灰岩，与海相页岩互层或同期异相。我国海相页岩热成熟度普遍高于北美产气页岩，Ro一般大于 2.0 ％，处于高—过成熟热裂解成气阶段，其中南方地区海相页岩热成熟度更高，下寒武统筇竹寺组页岩 Ro 为 2.3 ％～5.12 ％，上奥陶统五峰—下志留统龙马溪组页岩Ro 为 2.4 ％～4.3 ％。从热成熟度来看，我国海相页岩生气潜力与美国存在明显差距。

海陆过渡相与煤系页岩中有机质以陆源高等植物为主，页岩与煤系、砂岩互层， TOC含量一般大于 1.0 ％，炭质页岩 TOC含量多数超过 10.0 ％。由于海陆过渡相与煤系页岩单层厚度小，常与砂岩、煤层互层或相变，因此页岩中 TOC 含量大于2 ％的高 TOC 页岩集中段不太发育。海陆过渡相与煤系页岩有机质类型复杂，以混合型—腐殖型为主。热成熟度 Ro 为 1.0 ％～3.0 ％，处于成气高峰期。华北地区石炭—二叠系页岩 TOC 含量受沉积相影响大，TOC 含量为 0.5 ％～36.79 ％，其中沼泽相炭质页岩 TOC 含量高，为10 ％～30 ％。Ro一般为 1.0 ％～2.0 ％，局部地区达3.0 ％。南方地区二叠系页岩有机质含量与类型受沉积环境影响，TOC 含量平均 4.7 ％，多数达 3 ％～ 5 ％。有机质中高等植物、底栖藻类、海湾泻湖或滞留盆地环境生物均有发育，有机质类型呈腐泥型、混合型和腐殖型多类型组合，热成熟度 Ro为 1.2 ％～3.2 ％。四川盆地、塔里木盆地及吐哈—准噶尔盆地的三叠— 侏罗系页岩 TOC 含量平均为 1.5 ％～3.3 ％，有机质类型为 II～III型，热成熟度 Ro为 0.7 ％～2.2 ％，为成熟—高成熟演化阶段。

湖相页岩形成时间晚，岩石类型主要为厚层状黑色页岩，干酪根以 I～II 型为主。热演化程度低，主体处于生油阶段，盆地中心或埋深较大地区进入成气阶段。如松辽盆地上白垩统青山口组一段，有机质类型主要为 I～II 型，热成熟度 Ro 为 0.4 ％～ 1.3 ％，Ro大于 1.0 ％的区域分布在古龙、三肇、长岭等凹陷，成气页岩厚50～60 ｍ，面积约3000 km2 。鄂尔多斯盆地上三叠统长 7 段页岩 TOC 含量平均为 8.3 ％；长 9 段页岩 TOC 含量平均为 3.14 ％。两套页岩热成熟度 Ro 为 0.73 ％～1.16 ％，在吴旗—庆阳—富县一带 Ro 大于 1.0 ％，进入生气窗，成气页岩厚 60～90 ｍ，面积约 3800 km2  。

《2.2 储集条件》

2.2 储集条件

页岩气为自生自储的非常规天然气，储层的物性、含气性、单层有效厚度和脆性矿物含量对页岩气富集及后期开发至关重要。根据美国勘探开发实践，商业性开发的页岩气储层孔隙度一般大于4 ％，含气量一般大于 2 m3/t，单层有效厚度大于 15 ｍ，石英、长石、碳酸盐岩等脆性矿物含量在 40 ％以上。如现代页岩气工业的鼻祖———Fort Worth盆地的 Barnett 页岩，孔隙度为4 ％～5 ％，含气量 4.2～ 9.9 m3/t，单层有效厚度一般大于30 ｍ，脆性矿物含量大于 40 ％。目前产气量最高的 East Texas 盆地的 Haynesville 页岩，孔隙度一般为8 ％～9 ％，含气量为 2.8～9.3 m3/t，单层有效厚度一般大于 60 ｍ，脆性矿物含量大于 30 ％。

我国海相页岩也具有相似特点，孔隙度、含气量、脆性矿物含量较高，单层有效厚度大。储集空间以纳米级孔隙为主，含气量为 1～3 m3/t，脆性矿物含量一般都在 40 ％以上，单层富有机质黑色页岩厚度一般大于 30 m。上扬子地区下古生界页岩孔隙直径 5～750 nm，集中分布在20～80 nm，孔喉半径 10～30 nm，平均为 20 nm。页岩孔隙度2 ％～ 12％，平均4.0 ％左右，渗透率 25 nD～1.73 mD，一般小于100 nD 。威远、长宁等海相页岩气先导试验区钻井岩芯含气量实际测定表明，下寒武统筇竹寺组页岩含气量平均为 2.1 m3/t，上奥陶统五峰— 下志留统龙马溪组页岩含气量平均为2.4 m3/t，基本处于或略超过美国有利页岩气区含气量下限[9] 。我国海相页岩脆性矿物含量丰富，一般都在 40 ％以上。脆性矿物组成中，石英含量为24.3 ％～52 ％、长石含量为4.3 ％～32.3 ％、方解石含量为 8.5 ％～16.9 ％，总脆性矿物含量为53.3 ％～78.2 ％。粘土矿物含量低，小于 40 ％，一般为 25.6 ％～39.5 ％。粘土矿物以伊利石为主，含少量绿泥石和高岭石，不含蒙脱石，或仅在个别样品中偶有出现，含量甚微。这表明高—过成熟海相页岩中粘土矿物已大部分转化为稳定矿物，不具水敏性，有利于大型清水压裂。下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组富有机质页岩均集中在地层中下部，单层有效厚度一般超过 30 m，最厚可达 70 m以上。

海陆过渡相与煤系页岩孔隙度偏低，单层有效厚度薄且横向变化快，含气量两极分化，脆性矿物含量较高，但粘土矿物中水敏矿物含量较高。该类页岩储集空间以原生孔缝为主，局部发育有机质纳米孔，孔隙度偏低，平均为 1.2 ％。含气量呈现两级分化，低压异常区一般小于 1 m3/t，如鄂尔多斯盆地的石炭—二叠系页岩含气量为 0.05～0.73 m3/t；高压异常区接近 3 m3/t，与优质海相产气页岩含气量相当，如川西坳陷须家河组页岩含气量为 2.57～ 2.99 m3/t。该类页岩没有明显的富有机质页岩集中段，单层有效页岩厚度一般为 5～15 m，且横向上缺乏连续性。矿物组成与海相页岩差别不大，脆性矿物含量一般大于 35 ％，如四川盆地上三叠统须家河组页岩石英含量33.2 ％～52.9 ％，长石含量 3.0 ％～20.0 ％；鄂尔多斯盆地石炭—二叠系页岩石英含量 32 ％～54 ％。粘土矿物虽以伊利石为主，但伊蒙混层和高岭石等水敏矿物含量偏高，如四川盆地上三叠统页岩粘土矿物中伊利石含量 49.4 ％～78.0 ％，伊蒙混层 12.7 ％～22.0 ％，高岭石含量 11.0 ％～38.0 ％，绿泥石 11.0 ％～ 56.0 ％。由此产生的影响是海陆过渡相与煤系页岩储集空间不太发育，物性条件较差。

湖相页岩孔隙度偏低，主体处于生油窗内，单层有效厚度大、横向较连续，脆性矿物含量较高，但粘土矿物中水敏矿物含量较高。湖相页岩储集空间以原生孔缝为主，少见有机质纳米孔。由于我国湖相页岩主要发育在中、新生代盆地，热演化程度偏低，Ro 主体小于1.1 ％，以生油为主，但在凹陷中心区已进入生气阶段，具有一定的页岩气勘探潜力。如渤海湾盆地古近系发育多套富有机质页岩，岩性以钙质页岩、厚层黑色页岩为主，广泛分布于各断陷中，面积约 1.8 万～2.3 万 km2，厚 10～600 m。有机质为湖相富藻类生物，有机质类型为 I～II1 型，热演程度大部分处于液烃范围，在埋 深大 于 4000 m区域进入生气范围。沙一段 Ro 为 0.7 ％～ 1.8 ％，沙三段 Ro 为 0.4 ％～2.0 ％，沙四段 Ro 为 0.6 ％～3.0 ％。页岩发育粘土矿物间孔、无机矿物粒间孔、生物骨架孔、碳酸盐岩与黄铁矿晶间孔、页岩干缩缝等，孔隙直径 44～250 nm，平均 76 nm，孔隙度 0.5 ％～ 9.8 ％，平均 5.6 ％；渗透率 0.06～1.6 mD。由于陆相湖盆砂质碎屑供给丰富，石英等脆性矿物含量较高，一般大于40 ％，但粘土矿物含量一般大于 30 ％，且伊蒙混层等水敏矿物含量偏高。如四川盆地下侏罗统页岩中石英等脆性矿物含量平均 49.6 ％，粘土矿物含量平均 48.7 ％。粘土矿物主要为伊利石（23 ％～54 ％）、绿泥石（0 ％～36 ％）、伊蒙混层（10 ％～66 ％），伊蒙混层中混层比低（2.5 ％～16 ％）。

《2.3 保存条件》

2.3 保存条件

页岩超低的孔隙度和渗透率使其本身就可以作为盖层，因此页岩气对于盖层的要求不像常规气藏那么苛刻，不需要特定的圈闭条件就可以成藏。当然，如果存在良好的封盖层条件，页岩气可以得到更加有效的保存。如美国 Fort Worth 盆地 Barnett页岩，顶底均发育致密灰岩，页岩内部还发育一套 Forestburg组灰岩[4]，使得 Barnett 页岩成为目前全球累计产气量最高的页岩。

页岩中的天然裂缝有利于页岩气的运聚，但如果裂缝过于发育，独立封闭体系容易遭受破坏，页岩气很容易通过裂缝散失，因此构造运动频繁、断裂过于发育的地区，页岩气反而难以成藏。北美地台整体相对稳定，构造运动比较简单，因此美国的产气页岩保存条件一般较好。中国大陆处于太平洋、印度和西伯利亚等板块交汇处，动力学体系复杂，地质构造具多块体拼合、多期次、多旋回的复杂构造特征，形成了多类型、结构复杂、多期叠合、多期构造变动的沉积盆地。虽然我国发育三大类、多套富有机质页岩，但整体保存条件比美国差，尤其是海相页岩，后期改造强烈，页岩气藏很容易遭受破坏。如处于四川盆地南部稳定区的宁 203 井，下志留统龙马溪组实测含气量为3.5～6.5 m3/t，压力系数2.03；而处于四川盆地之外改造区的昭 101井，下寒武统牛蹄塘组实测含气量为0.33 m3/t，且90 ％为氮气，说明遭受了破坏。

地层压力是反映页岩气藏保存条件好坏的关键指标。美国热成因型的页岩气，大多表现为超压异常（见表 1）。我国的海相页岩在广大的南方地区大多呈现低压异常，仅在四川盆地等构造相对稳定的地区气藏压力系数较高，如四川盆地南部的长宁地区，下志留统龙马溪组页岩气藏压力系数普遍大于 2.0，页岩含气量和单井产量较高。海陆过渡相与煤系页岩低压与高压异常并存，含气性差别很大。如鄂尔多斯盆地东部石炭—二叠系页岩地层普遍为低压异常，含气量均小于 1 m3/t，甚至低于0.05 m3/t；而四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组页岩地层压力系数可达 1.8 以上，须一、三段页岩实测含气量接近3 m3/t。湖相页岩大多表现为常压—高压，保存条件较好，在部分地区已获得工业气流。如川西坳陷元坝 9 井在下侏罗统自流井组东岳庙段页岩初期日产气超过1 万 m3 ，元坝21井在下侏罗统自流井组大安寨段常规射孔测试日产气50.7 万 m3，元坝 102—侧１井、元坝 11 井、元坝 101 井和元坝 5 —侧 1 井在大安寨段均获页岩气流[3]；鄂尔多斯盆地东部的柳评 177 井和新 57 井在上三叠统延长组７段页岩压裂获气[10]。

我国页岩气成藏条件可概括为：ａ. 页岩发育具广泛性，不同时代、不同地区都发育规模不等的富有机质页岩；ｂ. 页岩展布具非均衡性，海相页岩厚度大、分布稳定，海陆过渡相与煤系页岩厚度小、横向变化快，湖相页岩盆地凹陷中心区厚度大、分布较稳定；ｃ. 页岩成气潜力具多样性，有机质含量总体丰富，高有机碳含量（TOC＞2 ％）页岩发育程度和集中程度不一；页岩有机质类型存在腐泥型、腐殖型和混合型等多种类型；页岩形成时代、赋存地质背景不同，热成熟度变化范围大；ｄ. 页岩储层具差异性，不同页岩岩性组合、含气量、矿物组成与含量、纳米孔隙发育程度等存在明显差异。

《３中美页岩气分布特征分析》

３中美页岩气分布特征分析

美国产气页岩绝大多数为海相，呈“Ｕ”型分布在 Appalachian 早古生代逆冲褶皱带、Ouchita 晚古生代逆冲褶皱带和 Laramide 中生代逆冲褶皱带前缘的前陆盆地及其相邻地台之上的克拉通盆地中[11]，时代以晚古生代泥盆纪、石炭纪为主，其次为中生代侏罗纪、白平纪（见表1），横向上大面积厚层连续展布，页岩气勘探开发主体深度为 1500~3500 m。

我国海相页岩主要分布在坳拉槽和克拉通边缘坳陷盆地中，时代以早古生代寒武纪和志留纪为主，区域上分布于华北、南方、塔里木和青藏 4 个地区，纵向上位于各层系的中下部。除四川盆地、塔里木盆地等构造稳定的地台区保存较好外，其余多处于现今盆地范围之外的褶皱造山带，遭受过多期构造改造，地下构造变形强烈，地表多为山地。华北和塔里木地区埋深一般大于4500 m，青藏地区海拔高、气候恶劣，南方大部地区保存条件较差，且地表多为山地和丘陵，综合评价认为目前最现实的页岩气勘探领域是四川盆地及其周缘地区[12~16] 。

海陆过渡相与煤系页岩主要分布在前陆和克拉通坳陷盆地中，时代以晚古生代石炭—二叠纪为主，其次为中生代侏罗纪。区域上分布于华北、南方和西北 3 个地区，纵向上与砂岩及煤层互层，没有明显的集中段，且横向变化快，无法形成大面积连续分布。除四川盆地、鄂尔多斯盆地等构造相对稳定区保存较好外，其余均处于现今盆地之外，并遭受过多期构造改造。初步研究认为，四川盆地川西坳陷的上三叠统须家河组页岩气潜力较大。

湖相页岩主要分布在中新生代陆相盆地，其次为二叠系，区域上分布于东北、华北、南方和西北 4 个地区的各主要产油气盆地，富有机质页岩集中段纵向上厚度大，横向上大面积连续分布。由于埋深适中，主体在 2000～4000 m，地表条件良好，且地面管网较发达，如能解决水平井和分段压裂等关键工程技术问题，在进入生气阶段的各盆地凹陷中心区应能实现规模开发。初步研究认为，松辽盆地中央凹陷区上白垩统青一段、渤海湾盆地凹陷中心区沙河街组、四川盆地川北地区中下侏罗统、鄂尔多斯盆地东部上三叠统长 7、长 9 段等有一定的页岩气勘探前景。

与美国相比，我国陆上页岩具有“一深二杂三多”的特点，主要表现在埋藏较深，埋深超过3500 m 的页岩占 65 ％；地表条件与页岩热演化史复杂，南方和中西部地区以山地与丘陵为主，海相页岩成熟度偏高，陆相页岩成熟度偏低；页岩类型、分布层位和构造运动多，发育海相、海陆过渡相与煤系、湖相 3 类页岩，涵盖上元古界—新生界十余套层系，历经加里东、海西和喜马拉雅期等多次构造运动（见表 2）。总体而言，我国海相页岩气勘探前景最好，其中四川盆地及其周缘地区最为现实；海陆过渡相与煤系页岩气勘探潜力有待落实；湖相页岩气主要分布于凹陷中心区，具有一定的勘探潜力。

《表2》

表2 中、美页岩气综合条件对比表

Table 2 Comparison on comprehensive conditions between China and U.S.

《４启示》

４启示

《4.1 我国页岩气勘探前景展望》

4.1 我国页岩气勘探前景展望

页岩气的成功开发，已使美国从过去的天然气进口国基本上实现了自给自足，将来甚至有可能成为天然气出口国。虽然中、美两国的地质条件差异较大，但美国的成功经验对我国页岩气的发展具有重要启示。

4.1.1 页岩气规模开发要经历较长时间的准备

美国的页岩气开发已有几十年的历史，前期并不是很成功，但在政府各种优惠政策的支持下，中小油气公司一直坚持开展深入的研究和技术研发，最终在水平井技术和水力压裂技术出现突破之后，实现了页岩气开发的突飞猛进。例如 Barnett 页岩1981 年开始探索，历经了 22 年产量才达到 100 亿 m3 。整个开发过程分为 5 个阶段：局部发现、整体评价、落实资源、确定核心区、拓展外围区，开发区的面积也由最初的 60 km2 扩展到目前的 1.07 万 km2 。说明页岩气的发展需要经过较长时间的技术探索和规模应用的准备。

4.1.2 自身必须掌握核心技术

美国依靠持续的技术突破实现了页岩气的商业化，并开始向外输出技术，明显具有用技术控制资源的用意。我国在煤层气领域起步较早，但受制于开发体制不顺畅和对外技术依赖，发展的速度远远落后于美国。因此页岩气应在抓住机会引进国外先进技术的同时，立足于自主创新，加大科研攻关力度，形成适合我国地质条件的页岩气勘探开发技术，并实现页岩气重大装备自主生产制造。

4.1.3 需要政府给予政策支持

政府可资助前期技术开发和勘探研究，同时在发展初期提供必要的优惠政策支持。这样可以使页岩气的开发活动有利可图，对吸引更多资本进入有决定性作用。当页岩气进入商业化阶段后，政府再逐渐减少或取消特殊优惠，既可减轻政府负担，又可刺激技术创新。用资源税、增值税、所得税等税收减免而不是直接补贴的方式更有利于鼓励开发商进行设备投资和降低成本。

4.1.4 严格的环境监管是持续发展的保障

开发主体多、开发速度快，并非必然带来开采混乱，关键是要在大规模开采之前就制定并执行严格的监管制度。环境问题应作为页岩气的监管重点，借鉴了解美国在页岩气环境监管方面的最新动态，并结合我国特点，及时制定有关法规和管理办法，确保监管先行到位，开发可控。

《4.2 对我国页岩气产量发展规模的预测》

4.2 对我国页岩气产量发展规模的预测

与北美相比，我国页岩气勘探起步较晚。与全球其他地区相比，我国页岩气勘探相对领先，是北美以外率先开展工业化先导试验和获得页岩气流的国家。实际上，我国油气勘探对于页岩气并不陌生。1994—1998 年间我国针对页岩裂缝油气藏做过大量工作，此后一些学者在个别地区涉及过页岩气的研究。迄今，我国页岩气勘探经历了裂缝性页岩油气藏勘探、基础地质条件研究与技术储备，正处于工业化生产先导试验阶段。

我国近年的页岩气热潮始于 2005 年。2005 年以来，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、国土资源部油气研究中心、中国地质大学等单位相继借鉴北美成功经验，以老井复查、区域地质调查为基础，开展了中国陆上页岩气形成地质条件和资源潜力评价，在页岩气远景区进行地质浅井、参数井和地震勘探，获取页岩气评价关键参数，评价优选有利页岩气区带，钻探页岩气评价井，实现了我国页岩气勘探初步突破，证实了我国富有机质页岩具有较好的页岩气勘探前景。

页岩气资源的勘探开发前景日益凸显，已引起各方的广泛关注。有效利用页岩气资源可以在很大程度上缓解我国能源紧张的状况，为天然气工业的快速发展提供重要接替资源。据 EIA（U.S. Energy Information Administration，美国能源信息署）等机构预测，未来全球页岩气产量将有较快增长，其中美国页岩气产量将在 2035 年占其天然气总产量的 45 ％以上[2] 。通过对比分析我国已开展页岩气先导试验的四川盆地南部地区（蜀南）与作为美国现代页岩气工业摇篮的 Fort Worth 盆地 Barnett 页岩（见表 3），认为页岩气从发现到规模开发需要经历较长时间的基础理论研究和技术准备。

《表3》

表3 蜀南下古生界页岩与Barnett页岩基础数据对比表

Table 3 Comparison on basic data between the Lower Paleozoic shale in the southern of Sichuan basin and Barnett shale

我国具有后发优势，在借鉴国外先进经验的基础上，可以适当缩短探索周期。综合对比核心区比例、含气性、埋深、资源和地面等条件，预测蜀南地区最有可能在未来 5～10 年实现工业性突破，具备形成 200 亿 m3左右页岩气产量规模的资源条件。按照美国页岩气前 20 年（1980—2000 年）平均年新增产量 5 亿 m3 ，后 10 年（2001—2010 年）平均年新增产量 90 亿 m3的综合发展趋势，如果中国页岩气产量稳产 20 年，采用 Pad 井场，每个井场钻 6 口水平井，可控制面积3 km2 ，在不同单井产量规模下，核心区面积估算为：单井初始产量 10 万 m3/d，最小页岩气核心区面积 0.77 万 km2 ；单井初始产量 8 万 m3/d，最小页岩气核心区面积 0.96 万 km2 ；单井初始产量 6 万 m3/d，最小页岩气核心区面积 1.28 万 km2 ；单井初始产量 5 万 m3/d，最小页岩气核心区面积 1.53 万 km2 。本次评价我国页岩气有利区面积 25 万～ 30 万 km2 ，理论上可以满足页岩气年产 500 亿～600 亿 m3 规模的需要，但发展节奏将不可能太快，预计 2020 年后可进入快速发展阶段。

《５结语》

５结语

1）美国页岩气大多为海相热成因型，产气页岩平面上呈“Ｕ”型大面积连续分布在３条古生代—中生代逆冲褶皱带前缘及周边的前陆和克拉通盆地中，剖面上主要分布在上古生界泥盆—石炭系，其次为中生界侏罗—白垩系地层，勘探开发主体深度为 1500～3500 ｍ。

2）我国页岩总体呈现为“一深二杂三多”的特点，具体表现为埋藏较深，地表条件与页岩热演化史复杂，页岩类型、分布层位和构造运动多。

3）我国海相页岩勘探前景最好，其中四川盆地及其周缘地区最为现实；海陆过渡相与煤系页岩难以形成规模区块，勘探潜力有待落实；湖相页岩在主要含油气盆地凹陷中心区已进入生气阶段，可望实现规模开发。

4）美国页岩气的勘探开发经验表明，页岩气从发现到规模开发需要较长的理论创新、技术准备和工业化推广时期，我国在突破理论和技术瓶颈后，未来页岩气年产量可达 500 亿～600 亿 m3 。

《致谢》

致谢

在研究过程中，得到翟光明、胡见义、童晓光、贾承造、袁士义、马永生、胡文瑞、孙龙德、高瑞琪、柳广弟等院士、专家的热情指导，特致以真诚的感谢。