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1、1页岩气调研页岩气是指以吸附或游离态赋存于富有机质页岩地层中，具有商业开采价值的生物成因或热成因的非常规天然气，主要由两部分构成:烃源岩不溶有机质(干酪根 )和岩石颗粒表面的吸附气,粒间孔隙和天然裂隙中的游离气。页岩气藏自身有效基质孔隙度很低，最高仅为4% 到5%，渗透率小于1*103 um2,是典型的自生自储连续性气藏。页岩气在基质孔隙和裂缝中的流动机理是:基质微小孔隙的页岩气向大孔隙和裂缝中扩散，基质孔隙表面的页岩吸附气不做扩散运动，而在一定压力下解析成为游离气，进入孔隙和裂缝中。由于页岩孔隙和裂缝有限，页岩气早期产量会下降并达到稳定值，稳定值前的产量主要以孔隙和裂缝中的游离气为主，后期稳
2、定产量以吸附气解析后产生的页岩气为主。页岩气主要是由页岩中的有机质，通过生物成因、热成因或混合成因演化而来，页岩普遍富含有机质，所以页岩气能够长期稳产，在开采后期对储层实施一定的改造，（主要是储层压裂和酸化)，仍可获得稳定的产量。0.页岩气0.1 基本特点1 岩性多为富含有机质的暗色、黑色页岩、高碳页岩及含沥青页岩，总体上表现为暗色页岩 类与浅色粉砂岩类的薄互层。2 岩石的组成一般为30%-50% 的粘土矿物， 15%-25% 的粉砂质 （石英颗粒） 和 2%-25%的有 机质。3 页岩气可主要来源于生物作用或热成熟裂解作用。4 总有机碳含量一般不小于2%，镜质体反射率介于0.4%-1.88%
3、 之间。5 页岩本身既是气源岩又是储气层。6 孔隙度一般小于10% ，二含气的有效孔隙度一般只有1%-5% 。渗透率则随裂缝的发育程 度不同而有较大变化。7 页岩中具有广泛的饱含气性，天然气的赋存状态多变，以吸附和游离态为主，吸附态天然 气含量变化于20%-85% 之间，一般在50%左右，溶解态仅有少量存在。8 页岩气成藏具有隐蔽性特点，可以不需要常规圈闭存在，游离于游离相天然气富集。9 页岩气发育的裂缝达到一定数量，构成天然气勘探的有利目标 甜点。20.2 开采特点 页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点 大部分产气页岩分布范围广、厚度大， 且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气。但
4、页岩气储集层渗透率低，开采难度较大。随着世界能源消费的不断攀升，包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。美国和加拿大等国 已实现页岩气商业性开发。0.3 气藏特点 页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大，所有的井 都需要实施储层压裂改造才能开采出来，而我国至今还没有形成成熟的技术。 另一方面，页岩气采收率比常规天然气低，常规天然气采收率在60%以上，而页岩气仅为5%60%。低产影响着人们对它的热衷，现在美国已经有一些先进技术可以提高页岩气井的产 量。中国页岩气藏的储层与美国相比有所差异，如四川盆地的页岩气层埋深要比美国的大，美 国的页岩气层深度在8002600
5、 米，而四川盆地的页岩气层埋深在2000 3500 米。页岩气层深 度的增加无疑在我们本不成熟的技术上又增添了难度。1、川渝地区页岩气资源潜力四川盆地下志留统烃源岩约60 * 108m3/km2，下古生界海相页岩气平均可采资源量约3. 0 *108-3.5*108m3/km2。在四川盆地华荃山以西的下寒武统筑竹寺组和以东的下志留统龙马溪组厚层页岩发育区，其页岩具有干酪根生烃、成岩作用以及构造应力产生裂缝的条件，是未来页岩气资源的勘探方向。1.1侏罗系页岩气资源潜力侏罗系中统和下统是四川盆地内暗色页岩发育的主要层系。陆相沉积带仍较有利，由深-半深湖相沉积，逐步演变为浅湖-半深湖相沉积，近湖盆较中
6、心地区沉积相特别好。浅湖?半深水湖相沉积的湖盆中心在达州-平昌一带，暗色页岩厚度最大。而湖盆中心的西侧附近的暗色页岩仍较发育，均是主要的烃源岩。厚度在12? 132 m之间变化，平均厚度45 m。深-半 深水湖沉积的有利地区在南充-重庆一线的东北部，暗色页岩有效厚度50 m以上，最大厚度达379 m;四川盆地东部地区暗色页岩有效厚度为14.6? 379 m,平均为142 m;川北地区暗色页岩有效厚度15? 213 m,平均为96 m;川中地区暗色页岩有效厚度为12? 132 m,平均为45 m。 川西地区侏罗系“红层”中所夹的暗色页岩厚度为47.5? 114 m,钻探中还发现沥青。有机碳含量0
7、.23%?1.61%，甘酪根以III型为主 ，有机质热演化程度适中,R。值0.51%?1.04%,生 气潜力中等以上，有一定的生烃规模。生气量为（5.61?18.26)X1012m3，也是重要的辅助气源岩，为附近地层常规气藏成藏补充了大量的天然气。川中地区中下侏罗系暗色页岩有机碳平均丰度1.19%,大于1.0%的样品达45%,有较好的生烃能力。甘酪根腐泥组组分含量47%?79%之间，多在50%以上。甘酪根(母质）主要为II?III型。R。为0.70%?1.12%,处于成油高峰期，有利于液烃大量生成。川中地区中、下侏罗统暗色页岩生油量127.05 X 108t,生气量80 980x10sm3，生
8、烃强度为59.17X 104t /km2,以中部和东北部生烃强度高，疑折3气藏特征明显, 天然气多为湿气。1.2 二叠系页岩气资源潜力二叠系上统顶部发育有海相深水沉积的暗色页岩，这是海相重要烃源岩大隆组，其中含多种生物化石或化石碎片。四川盆地北部从东到西曾分布有4个大型海槽:城口-鄂西海槽、开江-梁平海槽、广元-旺苍海槽和松潘-甘孜海槽。至今的钻探已表明前三个海槽地区均有大隆组暗色页岩广泛分布。大隆组暗色页岩属于较老的地层，但现今的埋藏深度多大于5 000 m, 仍有浅层和地表露头存在。四川盆地周边的龙门山、火仓山、大巴山前缘的广元、旺苍、城口、巫山等地均有大隆组地层露头存在。广元、旺苍以南的
9、河湾场、九龙山、张家碥等地的钻井也钻遇过大隆组的地层。大隆组暗色页岩的厚度有从西向东变薄的趋势:广元 -旺苍海槽区14 口井，钻遇大隆组地层厚度16.6?59.5 m,平均32.34 m;开江-梁平海槽，7 口井钻遇大隆组地层厚度12.5?29.0 m,平均22.86 m;城口 ? 鄂西海槽区，6 口井钻遇大隆组地层厚度4.7?29.95 m,平均15.67 m。因大隆组暗色页岩是集中发育的，所以倍受关注。大隆组暗色页岩不仅分布广泛，且分布的面积也很大,其中开江 ? 梁平海槽相区内分布的面积约2.5X104km2, 岩体体积特别巨大。大隆组暗色页岩富含有机质，仅开江? 梁平海槽相区18个样品的
10、有机碳含量平均为3.88%，其中8个黑色样品平均含量达6.21%;甘酪根的腐泥组含量平均为71.9% ,镜质组平均为11.3% ,惰质组平均为16.4%，干酪根属于II型。埋藏过程中地层温度60 C, R。达0.5%开始生液烃,R。达0.6%后进入生油高峰期。埋藏温度100 C, R。 达1.0%时 就进入生湿气高峰,以至于埋深温度超过120 C、R。 达1.2%后就开始生沥青。因而暗色页岩已进入干气生成阶段，历经了生烃和排烃过程，这是有效的烃源岩，不仅为长兴组生物礁气藏和飞仙关组云岩气藏的形成提供了大量补充气源,也有效地封闭了之下的长兴组气藏。目前, 中石化和中石油在开江-梁平海槽相区相继获
11、得天然气藏勘探重大发现和新突破。1.3志留系页岩气资源潜力志留系是国内南方地区的重要烃源岩,也是埋藏较老的地层。特别是志留系下统地层还是四川盆地上覆碳酸盐岩气藏天然气主要补充来源，尤其为四川盆地东部地区石炭系云岩气藏集中存在发挥了重要的作用。志留系下统暗色页岩最初生烃阶段374?258Ma,未能有充注能力。258?245 Ma期间才达生油高峰,充注效率增大。到245Ma时的充注效率达到55X 108m3/km2,处于相对平稳时期。163?144Ma期间干酪根生气115? 40 Ma原油裂解生气，形成晚期充注效率高峰期。正是由于晚期原油裂解型烃源灶的继续生气，补充了喜山运动造成的天然气散失，使得
12、石炭系气藏晚期构造抬升的背景下得以保存。川南地区志留系下统页岩气资源很丰富，中石油于2006年的资4源调查成果丰硕。威远地区的九老洞组和泸州地区的龙马溪组暗色页岩，均有页岩气成藏的地质条件。威远阳高寺和九奎山区域，158 口井前期钻井资料复查，普遍有气显示。威5井九老洞组暗色页岩井段，钻井显示气浸和井喷级别，还获得天然气产量2.46X104m3/d,还是在未进行裂缝型气藏解堵措施条件下获得的。泸州地区龙马溪组暗色页岩地层，数口井资料复查也有不同级别的气显示。威远和泸州两地区的两套暗色页岩地层，页岩气资源初步评估就多达6.8X1012m3?8.4X1012m3,相当于四川盆地内的常规天然气资源总
13、量，勘探潜力很大。2页岩气资源评价页岩气资源评价总体面临两个核心问题：作为储集层是否具有足够的天然气地质储量；是否具备足够的渗流能力与条件实现经济开采。因此，储集层中赋存的天然气体积、储集层渗透率是评价页岩气藏的关键参数，有机质丰度、成熟度、甲烷吸附能力、孔隙度、含气饱和度、储集层有效厚度、矿物组成、裂缝发育范围与方向及其围岩的封闭能力都是页岩气资源量计算和经济评价涉及的必要内容。2.1页岩埋深小于3 000 m,深于3 000 m作为资源潜力区美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于3 000 m，过深则目前的开米技术成本过高，不具有经济价值，商业规模开发的五大含气页岩系统埋藏深度为183
14、? 2 591 m，目前页岩气单井产量和年产量较高的Bamett页岩系统埋藏深度为1 891? 2 591 m;加拿大核心页岩气开采区深度一般在400? 17 000 ft (122 ? 5 000 m)。考虑到我国页岩气勘探刚刚起步，以及开发技术难度，同时强调保存条件，有利富集区埋藏深度以1000? 3000 m为宜，并且分布在盆地斜坡或盆地中心等构造相对稳定的部位；但随着页岩气勘探开发技术的进步，大于3 000 m以上的可作为资源潜力区，而且近年水平井技术的进步，成本降低，4000? 5000 m的 页岩气开采在国外已不成问题，因此这个现实区与资源潜力区的界限在随后的中国页岩气开采实践中加
15、深到3 500 m也是合理的。2.2页岩单层厚度大于30 m作为页岩气生成和赋存的主体，一定的含气泥页岩厚度是形成页岩气富集区的基本条件，也是影响页岩气资源丰度高低的重要因素。美国进入大规模商业开发的五大含气页岩系统厚度为31? 579 m (页岩净厚度为9? 91 m)，目前页岩气单井产量和年产量较高的Bamett 页岩系统厚度为61300 m (页岩净厚度为1560 m);加拿大核心开采区的页岩厚度为100 ? 1 000 ft (30? 300 m)。 富含有机5质的泥页岩厚度越大，就越能保证页岩气资源量和压裂改造的条件。2.3有机碳含量（TOC)在2.0% 以上美国大规模商业开发的五大
16、含气页岩系统有机碳含量为0.5%25.0%，目前页岩气单井产量和年产量较高的Bamett页岩系统有机碳为2.0%?7.0%。加拿大核心开采区页岩有机碳为10.0%30.0%。Bumaman认为形成页岩气的TOC至少应为2.0%。但研究认为，由于存在原始有机碳含量和残余有机碳含量的差异问题，在中国高演化地区，特别是I型有机质页岩，残余有机碳含量在1.0%即可成为有效页岩。2.4有机质成熟度（Ro) 1.4%?3.0%美国页岩气产量主要来自热成因气，占85%以上，最大的页岩气田Bamett shale每年366X 108m3的页岩气全部为热成因气，绝大部分Bamett页岩气井分布在Ro多1.1%的范 围内。Bumaman亦认为I型有机质只有当Ro1.4%时才可能成为好的气源岩，而II型和III型则需要较高的氢指数才能保证有足够数量的天然气生成。2.5硅质含量35%, 易于形成微裂缝硅质含量影响页岩的脆性及裂缝发育，对页岩气层的识别和商业化开采十分重要。石英、 长石、碳酸盐岩等矿物统称为脆性矿物，一般以其含量作为评价参数。目前，加拿大较好的含气页岩硅质等
