郭旭升：论我国页岩油气的统一性

郭旭升^1,2,3,申宝剑^1,2,3,李志明^1,4,

万成祥^1,2,3,李楚雄^1,4,李倩文^1,2,3

1.页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室

2.中国石化 页岩油气勘探开发重点实验室

3.中国石化 石油勘探开发研究院

4.中国石化 石油勘探开发研究院 锡石油地质研究所

我国页岩油气分布广泛，涵盖不同盆地、不同时代及不同地层。目前勘探开发实践揭示，已进行大规模商业开发的页岩气主要赋存在四川盆地及其周缘的海相下古生界过成熟页岩层系；页岩油则主要赋存于二叠纪至新近纪形成的陆相裂陷、坳陷及叠合盆地的页岩层系内，热演化程度总体偏低，主体处于低熟—成熟阶段。

页岩油气在沉积、成烃、储集、工程地质与开采工艺方面均有差异。目前针对我国页岩油气勘探开发关键科学问题，国内外学者虽分别从页岩油和页岩气的角度开展了大量研究，但尚未从动态成藏演化的角度将页岩油气纳入到同一套地质理论和勘探开发实践体系。事实上，与北美页岩油气相比，我国页岩油气具有构造保存条件更加复杂的特点，除源、储条件之外，保存条件也是富集高产的关键。因为我国页岩油气具有“二元”富集理论特征的高度统一性，针对南方海相页岩气，2014年郭旭升首次提出“二元富集”规律。近年来针对页岩油的勘探开发经验表明，该理论亦可指导我国页岩油勘探实践。

1.1 沉积环境是页岩油气成烃控储的基础

富有机质页岩是页岩油气形成的物质基础。页岩油气勘探开发揭示海相和陆相的富有机质泥页岩层系主要形成于半封闭—封闭的水下低能环境，其中海相富有机质页岩主要沉积于大陆斜坡半深水—深水陆棚环境；而在陆相沉积体系中，富有机质页岩则主要形成于半深湖—深湖环境。沉积环境不仅控制着页岩的有机质丰度与类型，同时控制着优质储层和有利岩相组合的分布。

1.1.1 半深水—深水陆棚相

“二元富集”理论强调海相沉积环境中大陆斜坡半深水—深水陆棚相发育的优质页岩是页岩气富集的物质基础，沉积环境控制了页岩的有机质类型、有机质丰度、有机质构成、生烃潜力和储集空间。深水陆棚相通常指示水深为50~200m，生物化石丰富和强还原条件的沉积水体环境，是海相优质页岩发育的主要场所。深水陆棚沉积环境利于有机质的富集与保存，暖湿气候下海洋生物繁盛、水体古生产力高，同时水体分层、底部形成安静的缺氧环境，导致水体还原性强；另外，低沉积速率显著降低了水体对有机质的稀释作用，三者共同促进了有机质的富集和保存。该沉积环境下形成的页岩有机孔发育，有机碳含量高，优质页岩厚度大，分布稳定。此外，相对深水的陆棚沉积环境中，硅质生物(放射虫和硅藻等)与浮游藻类具有良好的共生关系。基于成烃生物及组合分析，深水陆棚页岩有机质主要由浮游藻类、疑源类、细菌和笔石等成烃生物及其早期生成的原油演化形成的固体沥青组成，以非动物碎屑有机质(包括浮游藻类、疑源类、细菌和固体沥青等)为主；而浅水陆棚页岩有机质则以动物碎屑类(笔石、几丁虫等)为主，其中浮游藻类、疑源类和细菌等成烃生物为富氢有机质，由较多的脂肪族结构和较少的芳香族结构组成，为深水陆棚页岩提供更高的生烃潜力。由此可见，深水陆棚相可为硅质生物与浮游藻的发育提供良好的生态环境，硅质生物与浮游藻的共生关系为页岩气的生成提供了重要的物质基础，最终形成优质页岩高碳、高硅特征(图1)。

图 1 重庆漆辽剖面五峰组—龙马溪组页岩沉积相及其主要特征

以川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例。龙马溪组沉积时期，扬子板块在多方位挤压条件下形成了“三隆夹一坳”的构造格局，中上扬子海域成为半封闭、低能的局限海盆。焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段为滨外陆棚相沉积，上限水深位于正常浪基面附近，下限水深一般在200m左右，以细粒沉积物为主，可进一步划分为上部浅水陆棚和下部深水陆棚2种沉积亚相。五峰组—龙马溪组一段从上到下水体还原性逐渐增强，页岩有机碳(TOC)含量逐渐增高，表现为①—⑤小层深水陆棚页岩TOC含量普遍大于3.0%，以富有机质硅质页岩为主；⑥—⑨小层浅水陆棚页岩TOC含量普遍在3.0%以下，以贫有机质黏土质页岩为主，页岩品质受沉积环境的控制具有明显的二分性。

再以川东北二叠系大隆组页岩为例。上二叠统大隆组沉积时期，川东北地区处于强拉张构造背景下，具备明显的“台盆分异”沉积格局，页岩沉积中心主要为两侧发育镶边型碳酸盐台地的开江—梁平海槽，沉积水体深度自台缘、斜坡、斜坡脚及深水陆棚向盆地相逐渐加深，沉积环境逐渐由氧化环境向强还原环境过渡。其中，深水陆棚相处于缺氧线以下深水区，主要为深水还原环境，有利于半远洋泥、有机质及硅质页岩沉积，表现出高有机碳、富含硅质放射虫及有孔虫等生物化石特征，有利于硅质页岩相、混合硅质页岩相及含灰硅质页岩相的发育。与五峰组—龙马溪组页岩相似，大隆组一段②—⑤小层富有机质页岩主要发育在深水陆棚环境中，其展布特征明显受沉积相带控制，TOC含量为4%~10%，厚度为20~45m。其中，南江东部、普光南部和元坝西部页岩厚度较大，雷页1井大隆组一段优质页岩厚33m，局部地区大于40m。优质页岩厚度由沉积中心向外缘逐渐减薄，斜坡脚相优质页岩厚度约10~20m，斜坡、台缘相优质页岩不发育。

此外，大陆斜坡深水陆棚相沉积还控制页岩优质储层的形成。深水陆棚沉积环境下，五峰组—龙马溪组优质页岩段硅质矿物含量明显增高，且具有生物成因。生物成因硅的富集是页岩优质储层形成的关键。成岩早期，在温度和压力作用下，海绵骨针和放射虫等硅质生物中溶解度较高的非晶质石英快速转化为溶解度低、结构稳定、硬度较高的隐晶质、微晶及粗晶石英，大小普遍介于0.5~5.0μm，形成大量粒间孔，利于早期刚性格架的形成与原始孔隙的保存。原始粒间孔的保存为生油期液态烃的充注与滞留提供了有利空间。有机母质热成熟生成的液态烃原位滞留于生物硅质快速成岩定型后保留的原生无机孔隙中，后期原位滞留的液态烃发生裂解，生气过程中有机孔隙大量生成并保存在刚性格架中(图2)。

图2 四川盆地五峰组—龙马溪组生物硅格架原生孔内残余液态烃裂解形成的有机质孔

总的来说，深水陆棚沉积环境利于生物成因硅的富集，埋藏过程中生物硅转化成石英，并伴生大量粒间孔，为高温高压下有机孔发育和油气储集提供了空间和保护。前人研究已证实，五峰组—龙马溪组页岩与大隆组优质页岩的储集空间均以有机质孔隙为主，呈蜂窝状不规则椭圆形，在生物石英和黄铁矿等刚性矿物支撑下得到良好保存。优质储层表现为高孔隙度、高含气性特征，焦页1井五峰组—龙马溪组①—⑤小层页岩平均孔隙度为4.65%，曲线法恢复平均总含气量为6.03m³/t；雷页1井②—⑤小层页岩平均孔隙度为3.46%，曲线法恢复平均总含气量为11.56m³/t。综上所述，深水陆棚相优质页岩通常具有“高TOC含量、高孔隙度、高含气量、高硅质”四高特征，生烃强度高，有机质孔发育，利于储层后期改造，是页岩气富集的有利层段。

1.1.2 半深湖—深湖相

陆相沉积环境中，气候、物源、湖水介质性质以及水深等多种因素控制了不同类型泥页岩等细粒沉积岩的发育与分布。与海相沉积环境相对应的半深湖—深湖相沉积环境有利于陆相富有机质泥页岩层系的发育，该相带页岩的有机质丰度、物性和含油气性均高于滨湖和浅湖相，具备富集页岩油气的物质基础和储集空间。此外，不同类型盆地湖泊水体环境不同，拗陷型盆地富有机质泥页岩层系沉积于淡水—微咸水湖泊环境，裂陷型盆地富有机质泥页岩层系则沉积于微咸水—咸水/碱水湖泊环境，而咸水沉积环境往往更利于优质页岩的发育。目前研究表明，古生产力、缺氧还原环境、低沉积速率是半深湖—深湖淡水湖泊沉积环境中有机质富集与保存的三大有利条件。与淡水湖盆相比，高盐度湖泊的生产力普遍高于淡水湖泊，湖水适度咸化更有利于水底有机质保存。与海相深水陆棚环境有机质富集机理相似，在咸水环境中水体具有分层特征，表层水含氧量高、湿热环境下生物生产率高，而盐跃层下水体含氧量低、底层水体为缺氧还原环境，因此二者组合利于有机质的富集和保存。

济阳坳陷古近系沙四上亚段—沙三下亚段和苏北盆地古近系阜二段泥页岩均形成于半咸水—咸水环境，沉积环境控制了岩相组构。泥页岩矿物组分受控于物源和水深，其中碳酸盐矿物主要富集在物源较少、水深小于55m的浅湖—半深湖环境中；有机质丰度受控于盐度和水深，有机质主要富集在盐度小于25%、水深大于30m的半深湖—深湖环境中；沉积构造受控于物源和氧化还原性，纹层结构主要形成于陆源碎屑供应适中、强还原性的沉积环境。因此，沉积环境不仅控制了富有机质泥页岩层系中烃源岩的有机质丰度与类型、发育厚度与分布特征，而且还控制着岩相组合，即源—储组合的差异性，进而制约页岩油差异富集。图3为济阳坳陷东营凹陷沙三下亚段沉积环境对页岩岩相组合/源—储组合特征的制约示意图，在沉积环境制约下，剖面上岩相组合呈有序分布，斜坡带、陡坡深陷带、凹陷边缘带依次发育内源泥质灰岩相组合、混源灰质泥(混合质)岩相组合、外源岩相组合；平面上岩相组合呈环带状分布，外源岩相组合主要分布在凹陷边缘带，内源岩相组合主要分布在盆地几何中心的斜坡带，混源岩相组合介于外源和内源岩相组合之间，主要分布在盆地沉积中心。具体特征如下：凹陷中心和缓坡带发育碳酸盐纹层状岩相，靠近物源的盆缘处则以长英质岩相为主；在缓坡带上，由盆缘向盆内依次发育外源含有机质灰质泥岩相、混源富有机质纹层灰质泥岩相、内源富有机质纹层/层状泥质灰岩相和混源富有机质纹层/层状灰质泥岩相；靠近陡坡带，外源浊积砂发育，向内分布着含有机质块状灰质泥岩相。

图 3 渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷沙三下亚段富有机质页岩沉积岩相空间分布模式示意

同样，受沉积环境的制约，东营凹陷沙四上亚段页岩岩相组合也有序分布。凹陷边缘带发育外源岩相组合，以含有机质层状/块状灰质泥岩相夹砂岩为主；斜坡—过渡带发育内源与混源2种岩相组合类型，其中内源岩相组合主要为富有机质纹层状泥质灰岩相/灰质泥岩相互层，混源岩相组合以富有机质层状灰质泥岩夹泥质灰岩相为特征；陡坡深陷带主要发育混源岩相组合，包含富有机质纹层状灰质泥岩相与泥质灰岩相互层、纹层状泥质灰岩相夹灰质泥岩相、层状灰质泥岩相夹泥质灰岩相以及层状灰质泥岩相与泥质灰岩相互层等。

综上可见，济阳坳陷沙三下亚段和沙四上亚段沉积时期，在斜坡—过渡带、陡坡深陷带均主要发育内源或混源沉积的富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩相或层状灰质泥岩/泥质灰岩相，而在边缘带则主要发育外源沉积的含有机质层状/块状灰质泥岩相夹砂岩相。目前，济阳坳陷页岩油勘探在斜坡—过渡带、陡坡深陷带的沙三下亚段和沙四上亚段富有机质纹层状泥质灰岩与灰质泥岩相、富有机质层状灰质泥岩与泥质灰岩相均取得了革命性突破。这得益于咸化湖盆沉积有机质以选择性保存为主，有利于早期微生物硫酸盐还原作用形成生烃活化能较低的富硫干酪根，使沙三下亚段和沙四上亚段大量生烃和页岩油富集成熟度R_o门限约为0.7%。同时，纹层状/层状泥质灰岩和灰质泥岩有机质丰度普遍大于2.0%(图4)，可为页岩油富集提供充足的物质基础。其宏观上表现为自生自储特征，热解游离烃S₁含量与TOC含量呈现显著正相关，高含油性层段又与高孔隙度层段相对应，具备源—储一体特征(图4，图5)；而微观上又表现为源—储共存的特征，泥质纹层与碳酸盐纹层韵律互层，呈二元结构。微区取样分析结果揭示，富有机质黏土纹层TOC含量介于8.11%~14.03%，而碳酸盐纹层TOC含量介于0.83%~4.39%，构成泥质纹层生烃、碳酸盐纹层储集的优质源—储组合类型。并且，对于方解石晶间孔和黏土矿物微孔的孔径范围和均值来说，纹层状泥质灰岩/灰质泥岩相中明显高于层状，显著高于块状。

图 4 渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷LY1井沙三下亚段和沙四上亚段页岩含油性与孔隙度特征

图 5 渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷页岩油勘探系统取心井LY1沙三下和沙四上亚段TOC-S1关系图

不同岩相孔缝组合特征揭示：纹层状岩相发育大量的网状缝、顺层缝、碳酸盐矿物晶间孔和溶蚀孔，孔缝网络体系复杂、连通性好、渗透率好，有利于游离油的赋存；层状岩相主要发育穿层缝、顺层缝和部分粒间孔，孔缝连通性和渗透率变差；块状岩相则主要发育不规则缝和黏土晶间孔，孔缝连通性和渗透率最差。页岩由块状灰质泥岩/泥质灰岩相到层状再到纹层状，其孔隙度稍呈增大趋势，而渗透率则呈2个数量级增大，这是济阳坳陷咸化湖盆内源或混源环境纹层状/层状泥质灰岩/灰质泥岩相组合在成熟演化阶段页岩油能富集并实现高产稳产的重要基础。

1.2 良好的保存条件是页岩油气成藏控产的关键

页岩油气保存条件的好坏体现在多个方面。宏观上表现为稳定的构造条件和有效的顶底板封盖，微观上表现为页岩自封闭性与超压发育；多种因素共同作用形成良好的保存条件，为页岩油气的富集与高产提供关键保障。

1.2.1 稳定的构造条件

我国页岩油气的富集受区域构造条件的影响明显，与美国页岩油气构造条件不同，中国南方海相页岩气普遍经历早期埋藏和晚期快速抬升过程，晚期差异抬升对页岩气保存条件至关重要。中国陆相页岩油产层构造演化背景复杂，盆地类型多样，页岩油的富集与高产也同样受构造条件控制，因此复杂构造演化背景下，相对稳定的构造条件是页岩油气保存的关键。

构造演化、构造样式和断层性质等因素是构造条件稳定的前提。如焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩气经历了“早期滞留、晚期改造”的动态保存过程，晚白垩世以后，构造活动强度越大、持续时间越长、抬升剥蚀越严重，对页岩气层的破坏越严重。焦石坝地区处于盆内隔挡变形带，远离齐岳山大断裂，燕山期—喜马拉雅期末次抬升时间相对较晚(距今85Ma)，构造主体变形相对较弱、顶部宽缓、地层倾角小、内部断层不发育，表现为箱状断背斜形态，因此，构造保存条件总体较好。而齐岳山断裂带以东的盆外地区，末次抬升时间早(160~140Ma)，地层多出露地表、断裂切割严重，仅在武隆、彭水等宽缓向斜的核部保存条件相对较好，大部分常压页岩气区块难以获得商业气流。由于海相页岩气晚期构造抬升通常在生气结束之后，抬升改造过程始终具有一定破坏性，因此这种构造演化与成藏时期在时空上匹配的错位性使得抬升时间和幅度都不能过量，否则持续的抬升褶皱和剥蚀作用会对页岩气藏造成大规模破坏。

普光地区大隆组页岩气主要经历3期应力作用，但主体表现为双断对冲型冲起背斜，对二叠系改造影响较弱。同时，焦石坝区块与雷音铺区块均为逆冲推覆式构造，该构造的主控断层以逆断层为主，断层走向与最大主应力方向夹角大，断层封闭性好，向上和向下消失或滑脱于三叠系和寒武系膏盐岩层中，为页岩气成藏提供良好的封闭条件。

页岩油方面，如大庆古龙青山口组，其沉积期处于裂后热沉降阶段，断裂规模小，古地形相对平缓，地层倾角整体小于2°，构造相对稳定，为大规模湖相页岩的形成提供了优越的构造条件。构造演化与成藏时期的匹配对页岩油的保存条件也至关重要。如济阳坳陷在古近纪先后经历了喜马拉雅期的三幕断陷活动，进入新近纪以后，构造活动减弱，进入拗陷期，多数断层在主要成藏期之前便停止活动，为页岩油的保存提供有利条件。又如，黄骅坳陷沧东凹陷成藏期次分析结果显示，孔二段页岩大量生烃时间约为32.4~11.2Ma，早于该时期活动断层的水平井均一化产量更高，印证了构造演化与成藏期匹配对页岩油保存条件的关键性。同时，在孔二段页岩油成藏匹配更有利的井区，常规油藏的资源量通常相对较小，常非资源整体具有互补性特征。

由于构造保存条件的差异，苏北盆地多个凹陷页岩油藏富集程度也不同。对比溱潼凹陷与金湖凹陷可见，前者构造稳定，从盐城组沉积后期至今，断层不活动，阜二段烃源岩持续深埋，生成的油气能够富集成藏；而后者紧邻郯庐断裂带，从三垛组沉积期至今，构造活动强烈，发育切穿阜二段的断层，断层的持续活动使得凹陷的整体保存条件较差，原油逸散严重。溱潼凹陷阜二段页岩油热演化程度大于其上覆常规油藏中原油的热演化程度，而金湖凹陷页岩油与常规油热演化程度相近，说明前者页岩油形成时期更晚、原油原位滞留，后者页岩油沿断层持续发生运移形成常规油藏，未在页岩层系中得到有效保存。因此，主要生油期持续活动的构造背景，难以为页岩油提供稳定的构造保存条件。

综上剖析，由于页岩油和页岩气处于不同的成藏阶段，其构造背景与构造演化过程也大不相同，稳定的构造条件对于二者来说，既有统一性、也有差异性，稳定的构造条件是相对的。页岩气经历“早期滞留、晚期改造”过程，稳定的构造条件强调末次抬升时间早、幅度小、构造样式优、地应力匹配关系好等方面因素；而对于页岩油来说，构造活动期与主要成藏期的匹配关系更为关键，稳定的构造条件强调沉积构造背景平缓、断层活动时间最好早于主要成藏阶段等因素。

1.2.2 有效的顶底板封盖

有效的顶底板可有效抑制页岩油气的散失，形成流体封存箱，使页岩油气得到良好保存。顶底板通常包括区域性盖层、与页岩油或页岩气层紧邻的直接盖层，盖层的岩性、厚度、物性、突破压力和完整性等参数是评价顶底板有效性的重要参数。如四川盆地下三叠统嘉陵江组膏盐岩层厚度大，全区分布稳定，作为“厚被子”披覆在二叠系和志留系页岩气层之上，是有利的区域性盖层。焦石坝区块五峰组—龙马溪组页岩气层向上直接被龙二段致密粉砂岩覆盖，粉砂岩厚度约50m，孔隙度平均为2.4%，渗透率平均为0.0016×10^-3μm²，地层突破压力超过70MPa；向下直接与临湘组和宝塔组灰岩接触，总厚度为30~40m，区域上分布稳定，裂缝不发育，与页岩气层无沉积间断，孔隙度平均为1.58%，渗透率平均为0.0017×10^-3μm²，地层突破压力同样高达70MPa，对页岩气起到直接封堵作用。而川东南寒武系牛蹄塘组页岩气底板为震旦系灯影组古风化壳，桐湾运动造成灯影组古岩溶和裂缝发育，同时灯影组与牛蹄塘组地层为不整合接触，页岩气容易沿不整合面发生散失，底板封闭性差，造成页岩气藏被破坏。

顶底板的封盖能力对于页岩油的富集同样重要。如济阳坳陷页岩油顶、底板分别为沙三中亚段巨厚的淡水湖相深灰色块状泥岩和沙四下亚段沉积厚度不等的膏盐层，二者均对页岩油具有很好的封隔作用。黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩层上部和下部分别发育厚50~100m和60~90m的区域性块状泥岩顶底板，二者储集性、含油性和脆性条件等均较差，为孔二段页岩油富集提供了有效的封堵条件。大庆古龙页岩油层的顶底板主要是泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩，孔隙度主体小于10%，渗透率小于0.01×10^-3μm²；顶板突破压力平均为12.55MPa，底板突破压力平均为9.36MPa，且顶底板无明显开启断层；顶、底板地层岩性致密、储层物性较差、突破压力大、页岩区域大面积连续分布，可为页岩油提供良好的保存条件。

在页岩油气地层中，顶底板封盖的有效性取决于其自身物性以及相对于页岩油气储层的致密程度。由于页岩油与页岩气储层本身存在差异性，二者的有效顶底板封盖条件也不甚相同。与页岩油相比，页岩气具有相对较低的分子组分、较高的扩散系数、较低的黏度与较高的可动性等特征，对顶底板的封盖条件要求更高，故页岩气有效顶底板较页岩油更加致密且具有更高的突破压力。总体而言，有效的顶底板封盖对页岩油气富集的统一性体现在两方面：一方面强调整合接触、完整性好、厚度大、不会导致页岩油气沿输导体系大量运移；另一方面强调岩性致密，能良好抑制页岩油气在地质历史时期内的缓慢散失。

1.2.3 页岩自封闭性

自封闭性是页岩的自然属性，表现在多个方面：其一，页岩储层致密，以纳米孔喉为主，孔隙曲折度高、孔隙网络复杂，油气分子难以发生长距离运移，同时页岩中存在大量的半封闭—封闭孔隙，导致页岩孔隙连通性差，对油气形成自封闭；其二，页岩中的有机质和黏土矿物可发育丰富的比表面积，具有较强的油气吸附能力，形成吸附自封闭；其三，页岩孔隙内部气—水/油—水分布特征复杂，微纳米孔隙中水的赋存会引起低速扩散和高毛细管力封闭等效应，从而有效阻止油气向页岩外部散失，形成自封闭作用。

四川盆地龙马溪组富有机质页岩孔隙主要是有机质孔和黏土矿物孔，复杂的有机—无机纳米孔隙网络为页岩自封闭性构建了有利的空间条件，同时固—液—气三相系统中的多种分子间作用力形成了页岩自封闭性的力学环境。实验研究表明，四川盆地志留系龙马溪组页岩油/水自发渗吸曲线斜率几乎都小于0.5，指示页岩孔隙连通性差，部分连通孔隙过渡为死孔，形成对甲烷分子的封闭和保存。并且随有机质含量增加，龙马溪组页岩氮气吸附—脱附回滞环面积越大、以及小角度中子散射与高压压汞测试孔隙度差异越明显，指示半封闭型孔隙和闭孔率随之增加，这说明龙马溪组底部的富有机质硅质页岩在空间上更利于对页岩气形成自封闭作用。

四川盆地龙马溪组页岩气赋存状态以吸附气和游离气为主，页岩中发育的纳米级孔隙为甲烷分子提供了充足的吸附点位，在范德华力作用下，甲烷分子在孔隙壁面形成相对稳定的吸附层，是页岩自封闭性最直观的表现。一方面，甲烷分子被吸附在页岩孔隙表面形成自封闭；另一方面，被吸附充填在部分微孔中的甲烷分子可能会阻碍游离气的通过，比如在墨水瓶孔隙的端口处，从而起到一定的自封闭作用。同样重要的是，赋存在页岩纳米孔隙中的水对游离气的流动形成了强大的毛细管阻力。龙马溪组页岩以微孔(<2nm)和介孔(2~50nm)为主，二者占比均达80%以上，且页岩中5nm以下的孔隙几乎被原生束缚水所占据；取界面张力为72.5mN/m，接触角为0°，根据Young-Laplace方程和DLVO水膜理论计算孔隙毛管力至少80MPa，可对页岩气形成有效毛管力封闭。此外，四川盆地龙马溪组上部气层以贫有机质黏土质页岩为主，具有较高的含水饱和度。研究表明，上部黏土质页岩更容易形成毛管力自封闭能力，且对下部硅质页岩也具有毛管力封闭作用；同时大幅降低了页岩气垂向扩散的速率，更加利于页岩气的富集与保存。

页岩的自封闭性随埋深变浅快速变差，通常浅层页岩受构造抬升和断裂的影响易发生脆性破裂，页岩自封闭性降低，导致页岩气在浓度差的作用下沿页岩层理和裂缝构成的多向通道发生散失，不利于页岩气的富集，多以常压和吸附气为主。覆压实验表明页岩的物性随围压增加出现数量级降低，因此深层页岩的自封闭性更好，更利于“流体超压”的保持，此时与深水陆棚沉积环境下形成的生物成因硅“抗压保孔”作用耦合，形成了深层页岩气“超压富气”的特点。

页岩油的自封闭性除了上述情况之外，还与页岩油的可动性和岩相组合有关。页岩油的流动既受到毛管阻力，还会受到吸附阻力和粘滞阻力的共同影响。这是由于在致密储层低速渗流过程中，页岩油会受到启动压力梯度和层流剪切力的影响，相对页岩气难以发生运移，从而形成自封闭。实测分析显示，古龙页岩生烃增压压力为12MPa，页岩油运移阻力之和为12.44~20.44MPa，高于其运移动力，从而形成自封闭原位成藏体系。另一方面，类似于四川盆地龙马溪组海相页岩气藏的自封闭性，上部黏土质页岩对下部硅质页岩的封闭作用在岩相频繁变化的陆相页岩油中更加显著。如济阳坳陷沙三下亚段—沙四上亚段富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩相或层状灰质泥岩/泥质灰岩相主要以内源化学沉积或混源沉积为主，周围往往被外源富含黏土矿物的页岩体系包围，导致地层流体压力传导受限，加上沉积岩相与岩相组合平面上与纵向上非均质性强、变化大，为地质流体和压力“封隔箱”的形成创造了有利条件；并且断裂活动过程中，不同尺度裂缝中黏土矿物涂抹封堵作用也可能形成不同的断控压力单元，从而有利于页岩油近源—原位滞留富集。

1.2.4 地层超压

压力系数是地层保存条件的判定指标，压力系数高(高压或超压)指示页岩的孔隙更发育及含气性更好。对比高压保持区和常压破坏区页岩储层孔隙特征发现，高压区页岩孔隙度、有机质孔和孔径都较大，如焦页2井(压力系数为1.55)和东页深1井(压力系数为1.85)页岩孔隙度分别为6.20%和6.34%，孔隙发育以中孔为主；而常压破坏区由于孔隙气体散失泄压，孔隙度、有机质孔和孔径都较小，如民页1井页岩孔隙度仅为1.12%，孔隙发育以微孔为主(图6)。此外，焦页2井和东页深1井五峰组—龙马溪组以及雷页1井大隆组(压力系数为1.97)页岩气层测试产量分别为33.69×10⁴、31.18×10⁴、42.66×10⁴m³/d，页岩储层均表现为高压力系数和高产特征；民页1井五峰组—龙马溪组页岩气层为常压、无油气显示，优质页岩段平均含气量仅为0.065m³/t，未测试产量。可见，保存条件是页岩气富集高产的关键，保存条件好，则页岩储层表现为超压，储层孔隙发育良好、含气性好。

图 6 四川盆地典型井五峰组—龙马溪组页岩储层孔隙特征

异常压力也是页岩油得以有效保存并富集的重要条件。济阳坳陷沙三下亚段和沙四上亚段普遍发育地层异常高压，压力系数主要介于1.29~1.99，大部分高于页岩的破裂压力下限1.38。页岩油探井含油性、储集性等系统剖析揭示，在沙三下亚段—沙四上亚段富有机质灰质泥岩/泥质灰岩相中，游离油富集带、异常压力发育带和储集物性异常高值带三者的分布具有高度一致性，充分体现了保存条件对页岩油富集的重要控制作用。同时地层压力的高低代表着地层能量的强弱，而地层能量又是保证页岩油具有良好可动性和流动量的关键因素。生产实践表明，在页岩油富集段能形成高产和高EUR(估算的最终可采储量)值的井都具有超压特征，如古龙页岩油高效开发井的地层压力系数都大于1.2，且压力系数大于1.4的井EUR值更高；渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油产量较高的1号、2号和5号平台的地层压力系数均大于1.2，最高达1.5。

美国页岩油气具有一元性，以海相页岩为主，热演化程度涵盖范围广(R_o为1.2%~3.5%)，同一页岩层段不同埋深具有连续分布的特征(油—凝析油—湿气—干气特征)；沉积盆地构造稳定，保存条件好，页岩油气勘探开发以甜点层段预测为主，不用评价保存条件。

我国页岩油气具有“二元”特点：(1)沉积相控制成烃成储；(2)良好的保存条件是页岩油气富集至关重要的条件。其中，页岩气(演化程度高)以海相为主，页岩油(演化程度低)以陆相页岩层系为主；受构造背景、物源供应、气候变化、水动力条件等影响，陆相湖盆沉积比与海相沉积的页岩层系时空变化更大，非均质性更强，同时页岩油含蜡量高、可流动性差。

“二元富集”即沉积环境是富集高产的基础，保存条件是富集高产的关键。“二元富集”理论的提出，有效指导了我国南方海相页岩气勘探实践，实现了我国页岩气产量快速提升。2019年以来随着我国诸多盆地陆相页岩油勘探相继取得系列革命性突破，赋予了“二元富集”理论更加丰富的内涵，内涵具有“三要素”特征：即沉积环境差异决定“源—储耦合”关系，并控制页岩油气富集类型；热演化程度决定了流体性质，与源—储耦合和保存共同控制孔隙发育特征；良好的保存条件是页岩油气“成藏控产”的关键。

富有机质泥页岩是形成页岩油气的物质基础，其既可形成于海相深水陆棚相沉积环境，又可形成于陆相半深湖—深湖相沉积环境。无论形成于哪种沉积环境，随着沉积埋藏和成岩演化作用的进行，生烃母质都会经历从未熟—低熟—中高成熟—过成熟的热演化过程。在未熟—低熟阶段，主要生成富含杂原子的重质油；在中—高成熟阶段，则逐渐演变为黑油/正常油、轻质油、凝析油和湿气；到过成熟阶段，则主要生成干气。只是不同沉积环境形成的富有机质泥页岩，由于生烃母质组成与类型的差异性，其生油气的成熟度峰值存在一定差异，即在相同热演化阶段生成的石油组成、气体组分和滞留油裂解成气的组分均会存在一定差异性。因此，在沉积环境制约富有机质泥页岩岩相组合特征的前提下，热演化程度控制着富有机质泥页岩层系的烃类性质。如济阳坳陷沙三下亚段—沙四上亚段和苏北盆地阜二段的富有机质泥页岩层系主要处于低熟至中高成熟度演化阶段(0.70%≤R_o<1.20%)，以富集正常和轻质的页岩油为特征(表1)；大庆古龙凹陷青一段、四川盆地侏罗系凉高山组等富有机质泥页岩层系热演化阶段主要处于高成熟度演化阶段(1.20%≤R_o<1.70%)，以富集凝析油气为主(表1)，生产井既产油又产气；而四川盆地及其周缘的五峰组—龙马溪组主要处于过成熟度演化阶段，以富集干气为主，为典型页岩气产层。显然，页岩油气的形成和富集应是一个统一的动态演化体系，富有机质泥页岩层系富集页岩油、页岩气或油气共生，都是其热演化阶段不同的结果。

表 1 中国陆相页岩油气藏特征参数

同时，热演化程度控制了孔隙发育特征与主要孔隙类型。富有机质泥页岩埋藏热演化过程中对孔隙的控制与孔隙演化模式如图7所示。富有机质泥页岩层系埋藏成岩演化过程中包含了复杂的有机质生烃演化、机械与化学压实作用、黏土矿物转化作用、溶蚀作用、固结胶结交代作用及重结晶作用等成岩作用类型。尤其是纹层结构发育的页岩，由于包含富有机质纹层和多种类型贫有机质纹层，其成岩演化涉及到复杂的有机—无机相互作用，与成岩物质组成、流体性质、成岩温度等多因素有关。有机质热解和黏土矿物转化产生的流体与不稳定矿物相互反应，导致溶蚀作用、重结晶作用和交代作用等成岩事件发生。有机质成熟过程中由于脱羧基作用产生有机酸并释放CO₂，导致地层流体pH值降低，从而对储层中碱性矿物产生溶蚀作用，成为增加储集空间的主要因素，并促进交代作用的发生和硅质胶结物的沉淀，进一步为晚期白云石的沉淀提供了条件。有机质生烃过程中，由于生烃增压导致的流体异常高压为泥页岩幕式排烃提供充足的地层能量，伴随着泥页岩中微裂缝的产生，成为页岩油的主要储集空间与运移通道。同时有机质在达到高过成熟阶段后也会发生明显的分子结构和力学特性变化，赋存于粒间、晶间和溶蚀孔缝中滞留油将裂解成干气，有机质直接或间接地产生大量有机质孔，成为页岩气的主要赋存储集空间。

图 7 我国页岩埋藏过程中成岩作用与孔隙的演化模式

此外，热演化过程中生烃增压、黏土矿物转化、欠压实等作用形成的超压异常也会抑制胶结作用的发生，减轻压实作用强度而有利于孔隙的保存。目前页岩油气勘探实践表明：(1)在成熟阶段(R_o≤1.30%)以生油为主，页岩储集空间主要以无机孔为主，压实作用弱，粒间孔、黏土孔发育，有机孔不发育(图8a-c)；(2)在高成熟阶段(1.30%＜R_o≤2.00%)以凝析油气为主，储集空间以无机孔缝为主，压实作用中等，粒间孔、黏土孔发育，有机孔部分发育(图8d-f)；(3)在过成熟阶段(R_o＞2.00%)以生气为主，滞留油大量裂解生气，页岩储集空间以有机孔为主，压实作用强(图8g)。

图 8 我国不同盆地富有机质泥页岩不同热演化阶段孔隙发育特征

综上所述，我国页岩油气资源在不同盆地和多个层系中虽然处于不同的热演化阶段，但整体上仍是一个连续的序列。在不同的热演化阶段，大陆斜坡深水陆棚、半深湖—深湖沉积环境和良好的保存条件，都是页岩油气富集不可或缺的要素。浅水沉积环境中无法形成优质页岩，构造保存条件不利的区域内页岩油气难以富集，一部分形成常规油气藏，另一部分完全散失。因此，基于页岩油气的统一性认识，今后重点的工作应以常非一体化的评价思路，结合构造演化、生烃史、热史和埋藏史等，进一步深化常非油气资源的分配系数，从整体的角度思考油气的分配规律，进而指导油气资源的勘探开发。

随着我国页岩油气勘探在不同沉积环境、不同保存条件区均取得不断突破，页岩油气“二元富集”理论也面临新的挑战与关键科学问题。如中国东部中新生代陆相断陷湖盆发育的厚层富有机质细粒沉积层系时空变化大、非均质性强，不同构造沉积部位岩相类型、有机相、地球化学相以及断裂活动等存在明显差异。沉积差异性会导致厚层页岩层系，在纵向和横向上有不同岩相类型的页岩在成岩—成烃演化过程、生排滞烃效率及其组分特征上的差异性，不同时期断裂活动形成的孔缝系统也会影响页岩油的赋存方式、赋存空间、富集机理与可动性。因此，断裂活动背景下富有机质页岩层系沉积、成岩、成烃、成储作用机制的差异性，控制着页岩层系中烃类赋存和富集机理的差异性。要明确陆相断陷湖盆页岩油富集特征与分布规律，必须首先解决“陆相断陷湖盆细粒沉积差异成岩—成烃协同演化与页岩油赋存富集机理”这一关键科学问题。

同时，四川盆地陆相页岩油气主要发育在中下侏罗统，包括凉高山组(千佛崖组)和自流井组的东岳庙段、大安寨段。淡水深湖—半深湖相泥页岩层系为页岩油气主要的富集层段，尽管其有机碳含量、有机质类型等地化指标以及发育厚度，与东部断陷湖盆相比还有较大差距，但其地层埋深普遍不深，经历的构造运动相对简单，保存条件好，微裂缝相对更为发育。四川盆地中下侏罗统页岩油气勘探开发不仅面临相变快、岩性组合复杂、黏土含量高、可压性较差等难题，而且面临着油气同产、原位相态复杂等挑战。

针对深层页岩，其有效储层形成、保存机理、源储协同演化过程、深层页岩气富集主控因素及分布规律仍需要开展持续攻关；深层页岩高温高压条件下脆延特性与转换特征、异常高压形成机制与保持条件等，仍是页岩油气勘探开发亟待解决的关键问题。另外，海相寒武系、二叠系页岩气以及陆相、海陆过渡相页岩气的勘探开发尚处于起步阶段，对其开展富集特征与主控因素研究，是进一步深化完善页岩油气“二元富集”理论的基本需求。

(1)页岩油气的形成与富集在本质上具有高度统一性，页岩气“二元富集”理论同样适用于页岩油。

(2)经过丰富之后的页岩油气“二元富集”理论可表达为：以半深水—深水陆棚相和半深湖—深湖相为主的沉积环境是页岩油气成烃控储的基础；以地层超压为依据，稳定的构造条件、有效的顶底板封盖和页岩自封闭性共同形成的良好的保存条件是页岩油气成藏控产的关键。

(3)“二元富集”理论内涵具体表现为“三要素”特征：沉积环境差异决定“源—储耦合”关系，并控制页岩油气富集类型；热演化程度决定了流体性质，与源—储耦合和保存共同控制孔隙发育特征；良好的保存条件是页岩油气“成藏控产”的重要因素。

(4)未来需充分认识和理解页岩油气的统一性，进一步完善页岩油气勘探布局，建立资源分级评价体系，并深化常规和非常规油气资源的分配系数研究，从整体的角度去思考油气的分配规律，进而指导油气资源的勘探开发。

注：本文发表于《石油实验地质》2024年第46卷第5期。

作者简介：

郭旭升(1965—), 男, 博士, 教授级高级工程师, 中国工程院院士, 主要从事油气勘探研究。E-mail: guoxs@sinopec.com

基金项目:

中国石化十条龙项目“复兴侏罗系陆相页岩油气勘探开发关键技术” P21078

引用本文格式：

郭旭升, 申宝剑, 李志明, 等. 论我国页岩油气的统一性[J]. 石油实验地质, 2024, 46(5): 889-905.

GUO Xusheng, SHEN Baojian, LI Zhiming, et al. Discussion on the uniformity of shale oil and gas in China[J]. PETROLEUM GEOLOGY & EXPERIMENT, 2024, 46(5): 889-905.