美国从1821 年第1 口页岩气井商业开发至今已有近200 年的历史，目前进入快速发展时期，产量达到2 000×108 m³。自2012 年初开始，产量已经维持在了一个较稳定的水平。页岩气产量已经从2000 年占美国天然气总产量的2%，增长至2012 年天然气总产量的近40%；同期的美国天然气总产量则增长了25%。

中国页岩气开发目前正处在初级阶段，但发展前景较好。截至2013 年，中国石化和中国石油的页岩气示范区和对外合作区累计实现商品气量1.43×108 m³。其中，中国石化重庆涪陵区块2015年页岩气产量计划达到32.00×108 m³。

美国页岩气的成功开发给我们带来了先进的技术和经验，但中国页岩地质特征与美国有所不同，条件更复杂，有海相、海陆过渡相及陆相3 种页岩类型。通过借鉴北美的成功经验，中国实现了页岩气勘探的突破，证实了中国海相富含有机质的黑色页岩具有较好的页岩气开发利用前景。但借鉴别人先进经验的同时，要结合中国页岩储层特征的实际，形成自己的技术特点，不能盲目照搬照套。通过对中美页岩气储层的对比分析，可以得出适合中国页岩储层的评价手段和方法，为中国页岩气的规模化开发服务。

1 页岩气成藏条件

页岩是黏土岩的一种，是由黏土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，具有页状或薄片状层里。页岩储层的矿物组成除常见的黏土矿物（伊利石、蒙脱石、高岭石）外，还混杂有石英、长石、云母、方解石、白云石、黄铁矿、磷灰石等矿物^[1]。页岩气是一种产自极低孔渗、富有机质页岩储集系统中的非常规天然气，以游离气和吸附气为主赋存、原位饱和富集于页岩储集系统的微纳米级孔—缝、矿物颗粒表面，具有自生自储、无明显气水界面、大面积连续成藏、低孔、低渗等特征，一般无自然产能，必须通过压裂才能形成工业生产能力，初期产量较高、递减快，后期稳产且生产时间长^[2]。根据估算，认为一般页岩气井生产寿命为30∼50 a，美国沃斯堡盆地Barnett 页岩气田开采寿命可达80∼100 a。

暗色页岩是在湖泊、海相还原环境条件下沉积和压实成岩的，多发育在盆地中心的深水区域。黏土级别的岩石颗粒伴随藻类、植物和动物的有机体残骸，经过沉积和压实作用形成具有薄层理的页岩^[3-5]。在陆相沉积中，页岩通常被当做砂岩储层或者碳酸盐岩储层的气源岩或者盖层，现在证明页岩也可以是储层，即“原地成藏”。页岩气主要成分是甲烷，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等，部分页岩气井同时产气和水^[6]。

虽然大部分的页岩气藏形成于相近的沉积环境，但是沉积作用的变化使得这些页岩气藏具有不同特征。页岩气成藏受岩性、物性和有机地化特征的控制，主要指标有孔隙度、渗透率、储量丰度、厚度、有机碳的含量、热成熟度、天然裂缝发育程度等，这些指标都直接影响压裂和开发效果^[7]。Sondergeld C H 归纳了美国页岩气藏特征评价参数和范围，表 1 为四川、贵州、湖南探区页岩气藏的特征与美国部分页岩气藏参数进行对比。

从表 1 可以看出，相较于美国页岩气藏评价标准，四川、贵州、湘中探区页岩表现出有机碳含量高、热成熟度高、天然裂缝发育的特点，显示出比较好的页岩气资源潜力。早期的直井开发页岩气，认为30 m 是页岩气储层有效厚度的下限。目前，由于水平井钻井和水力压裂、分段压裂等完井技术的成功应用，页岩有效厚度下限值已降至10∼15 m^[8]。

2 页岩气储层特征 2.1 页岩矿物组成

页岩的矿物组成复杂，除高岭石、蒙脱石、伊利石等黏土矿物以外，还混杂石英、长石、云母等许多碎屑矿物和自生矿物^[9-10]。Carman P S 和Lant K S通过X-衍射光谱分析测得的页岩矿物组分和含量，如表 2 所示。作为体积压裂的重要评价参数之一，要求硅质含量和钙质含量高，因为脆性大的地层更容易存在天然裂缝，也更容易在水力作用下形成裂缝网络；反之，如果储层泥质含量高，水力裂缝将容易闭合，在支撑剂上降低裂缝的导流能力。美国页岩气储层的石英含量多超过10%，有些高达50%，平均石英含量达30%，而黏土矿物总体含量一般都比较低，对于此类储层，水基压裂对储层的伤害相对较小^[11]。

从表 2 可以看出，中国页岩气井的石英等脆性矿物含量一般为42%∼88%，这个含量已经高于多数美国的页岩，仅这个参数而言对于体积压裂是很理想的。并且，地层均为高含钙页岩，压前挤注酸对于降低地层破裂压力、疏通天然裂缝、提高裂缝网络规模具有良好条件；但是，对于脆性矿物含量不高的井层，根据北美经验，一般采用滑溜水+ 线性胶的压裂方式。

Barrnet 页岩以伊/蒙混层占绝大多数，含极少量高岭石、伊利石和云母。Woodford 页岩以伊/蒙混层占绝大多数，含极少量绿泥石。中国四川盆地威远地区龙马溪组页岩以伊/蒙混层和伊利石居多，绿泥石次之。以微粒运移性的黏土矿物为主，该类矿物伤害类型主要是微粒运移造成的孔喉堵塞。恒速压汞实验表明，孔喉极低，汞无法进入，说明外来液体很难进入孔喉，因此引起的黏土矿物运移伤害程度较小。与国外页岩相比，威远构造石英含量较高，黏土较低，碳酸盐岩含量与国外相当。

2.2 孔缝特征

富有机质页岩孔隙、微裂缝发育程度是页岩气井能否获得高产的重要因素。页岩孔隙度比较低，一般为2.00%∼15.00%^[12]，渗透率小于2.0 mD。根据美国的勘探开发实践，商业性开发的页岩气储层孔隙度一般大于4.00%，美国主要页岩气储层孔隙度在4.22%∼6.51%，渗透率为40.9×10^-6 mD^[13]。若处于断裂带或裂缝发育带，孔隙度、渗透率增加，孔隙度最高可达11.00%，渗透率在2.0 mD 左右。在众多影响页岩气压裂效果的因素中，页岩裂缝发育程度是重要指标，它是页岩脆性程度的体现、水力裂缝延伸的媒介、页岩气流动的通道，对压裂施工及压后效果起着举足轻重的作用。

中国海相、海陆过渡相和湖相页岩均具有较好的脆性特征，无论是野外地质剖面还是井下岩芯观察，均发现其发育较多的裂缝系统。几乎所有的岩芯都具有天然裂缝，裂缝开启或被充填；页岩层理十分明显，页理在页岩气储层改造中可视为天然裂缝，在压裂过程中容易开启。天然裂缝的发育程度决定了裂缝网络的复杂程度，体积压裂的目的就是开启、延伸和沟通天然裂缝，增大裂缝网络的复杂性和比表面积。充填的页岩裂缝在压裂过程中是脆弱带，当缝内净压力到达“门槛”压力时，天然裂缝就被打开或形成滑移缝。但目前还没有成熟的理论对裂缝网络起裂和延伸进行准确的数值分析，主要依据微地震监测结果从直观上定性地判断裂缝网络的大致方位、间距和尺寸等参数^[14]。

另外，多裂缝储层具有强烈的应力非均质性，水力压裂裂缝延伸至天然裂缝时，缝内净压力不一定能打开天然裂缝，但可以造成天然裂缝的滑移，在天然裂缝的应力脆弱点形成新的裂缝，这些新裂缝依然平行于最大主应力方位，但与主裂缝并不连续（图 1）。形成的裂缝会对支撑剂运移造成影响，与双翼裂缝相比，支撑剂难以到达复杂的裂缝网络中，铺砂浓度低，导流能力较低；而剪切形成的裂隙，粗糙裂缝表面或者岩石脱落碎屑形成“自撑”裂缝，导流能力也较低，但相对于致密的页岩基质是足够的^[14]。

3 页岩储层评价因素 3.1 总有机碳含量

总有机碳含量（ITOC）是影响页岩储层物性的主要参数之一，一方面，页岩中ITOC 控制着气体含气量；另一方面，页岩中有机质是孔隙空间和渗流通道的主要提供者，有机质本身孔隙度和渗透率远高于岩石基质。

一般认为，总有机碳含量高于0.5% 就是有潜力的烃源岩。美国含气页岩有机碳含量在1.55%∼25.00%，Antrim 页岩与New Albany 页岩的有机碳含量是5 套含气页岩中最高的，其最高值可达25.00%，Lewis 页岩的总有机碳含量最低，但也可以达到0.50%∼2.50%^[15] （表 3）。中国四川盆地古生界下部页岩的总有机碳含量基本在0.50% 以上，如下寒武统泥页岩总有机碳含量为0.50%∼3.00%，川东北和川西—川西北地区丰度最高^[16]。南襄盆地泌阳拗陷核桃园组页岩的平均有机碳含量为2.30%∼4.18%，有机质丰度较高^[17]。有经济开采价值的页岩油气远景区带的页岩必须富含有机质，最低总有机碳含量一般在2.00% 以上。

3.2 有机质成熟度

有机质热演化程度越高，表明有机质生成的气体越多，页岩内部剩余气含量越大，转化过程中形成的超压环境增加吸附气含量^[18]。通过统计美国Antrim 、Ohi、New Albany 、Barnett 和Lewis 等页岩气系统发现，适中或稍偏高的有机质成熟度才易于形成页岩气^[19]。页岩气藏的热演化成熟度较理想的范围是0.6%∼2.0%，其最小临界值是0.4%^[20]。镜质体反射率1.1%∼3.0% 是热成因型页岩气的有利分布区；对于生物成因页岩气，镜质体反射率太高，反而不利于生物成因气的形成^[21]。四川盆地南部下志留统龙马溪组黑色页岩的热演化成熟度值为1.83%∼3.26%^[13]。

3.3 干酪根类型

干酪根是沉积有机质的主体，约占有机质总量的80%∼90%，研究认为，80% 以上的石油烃是由干酪根转化而成的。根据干酪根碳、氢、氧元素的分析结果，可将其分为：Ⅰ型干酪根以含类脂化合物为主，直接链烷烃很多，多环芳烃及含氧官能团较少，具有高氢低氧的特点，生油潜力大，每吨生油岩可生油约1.8 kg；Ⅱ 型干酪根氢含量较高，但较Ⅰ型略低，为高度饱和的多环碳骨架，含中等长度直链烷烃和环烷烃较多，也含多环芳烃及杂官能团，每吨生油岩可生油1.2 kg；Ⅲ 型干酪根氢含量低，氧含量高，以含多环芳烃及含氧官能团为主，饱和烃少，每吨生油岩可生油约0.6 kg，但可成为有利的生气来源^[22]。

北美产气页岩中的干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ 型为主，也有部分Ⅲ 型的：Ohio 页岩干酪根类型为Ⅱ 型和Ⅰ型^[23]；New Albany、Barnett 页岩干酪根类型以Ⅱ 型为主；Lewis 页岩以Ⅲ 型为主。北美的典型页岩气藏干酪根以倾向海相成因的干酪根为主。

中国古生代形成了分布广泛、厚度巨大，以Ⅰ型和Ⅱ 型为主的海相黑色页岩气层系^[24-25]。湖相黑色页岩有机碳含量高，热演化程度低，干酪根以Ⅱ∼Ⅲ 型为主；海陆过渡相页岩有机碳含量中等，热演化程度适中，干酪根类型以Ⅲ 型为主^[17]。四川盆地寒武系黑色页岩和志留系龙马溪组黑色笔石页岩以Ⅰ型和Ⅱ 型为主；鄂尔多斯盆地黑色、深灰色炭质页岩以Ⅲ 型为主^[12]。

3.4 储层厚度

与常规油气的形成一样，形成商业性的页岩油气需要富有机质黑色页岩有效厚度达到一定界限。储层厚度在30∼50 m 时足够生产商业性气流，有效厚度越大，有机质总量越大，页岩气富集程度越高。

北美页岩气富集区内有效页岩厚度最小为6 m（Fayetteville），Barnett 页岩，其厚度为10 m 即可达到生产下限^[26-28]。四川盆地志留系龙马溪组为一套浅海相碎屑岩，由于受乐山—龙女寺古隆的影响，厚度分布不均，一般在0∼200 m，往威远的东南方向变厚；该组由上至下颜色加深、砂质减少、有机质含量增高，有的地方3 m 就可达到生产下限，因此页岩储层厚度并不是核心指标，以富含有机质的页岩储层厚度作为评价标准更准确。

3.5 岩石学特征

研究表明，页岩的岩石学特征是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度、含气性及压裂改造方式的重要因素^[17]。

岩石的矿物组成和含量决定了岩石的硬度和脆性，页岩具有较强的脆性是体积压裂的前提，也是体积压裂是否可行的决定性地质因素^[29]。R_ickmanR，Mullen M 和Petre E 等通过测井资料计算岩石的杨氏模量和泊松比，用岩石的杨氏模量和泊松比交会图来表征页岩的脆性。图 2 表明，页岩泊松比越低，岩石脆性越高，杨氏模量增加，岩石脆性也越大；越往左下角，岩石的脆性越大，而右上角塑性强的页岩则作为隔层和盖层。

使用横纵波时差、泊松比和杨氏模量来计算页岩脆性的计算公式如下

${{E}_{C}}={{E}_{D}}\left( 0.8-\phi T \right)$

(1)

${{E}_{C}}={{\left( \frac{{{E}_{D}}}{3.3674} \right)}^{2.042}}$

(2)

$\mu =\frac{2-\frac{\Delta {{t}_{{{S}^{2}}}}}{\Delta {{t}_{{{C}^{2}}}}}}{2\left( 1-\frac{\Delta {{t}_{{{S}^{2}}}}}{\Delta {{t}_{{{C}^{2}}}}} \right)}$

(3)

${{I}_{E}}=\left( \frac{{{E}_{C}}-1}{8-1} \right)\times 100$

(4)

${{\mu }_{B}}=\left( \frac{\mu -0.4}{0.15-0.4} \right)\times 100$

(5)

$B=\frac{{{I}_{E}}+{{\mu }_{B}}}{2}$

(6)

式中：E_D—动态杨氏模量，GPa；Δt_S—横波时差，μs/m；Δt_C—纵波时差，μs/m；E_C—静态杨氏模量，GPa；μ—泊松比，无因次；I_E—杨氏模量指数，无因次；μ_B—泊松比指数，无因次；B—岩石脆性，%；ϕ_T—总孔隙度，%。

当页岩脆性增加时，体积压裂形成的裂缝几何形态更加复杂，裂缝形态越复杂，则说明被改造的岩石体积越大，暴露的裂缝比表面积越大^[30]。脆性指数用页岩矿物中石英的含量占石英、黏土矿物和碳酸盐岩矿物总含量的比例来表示。脆性指数高易形成网状缝；脆性指数低易形成双翼缝。采用低黏压裂液易形成网状缝；高黏压裂液易形成双翼缝^[30]。并不是所有优质烃源岩都能够形成具有经济开采价值的裂缝性油气藏，那些低泊松比、高弹性模量、富含有机质的脆性页岩才是页岩气资源的首要勘探目标。

美国产气页岩中总脆性矿物含量为46%∼60%，其中石英含量为28%∼52%，碳酸盐含量为4%∼16%。中国海相、海陆过渡相和湖相3 类页岩的脆性矿物含量总体比较高，均达40% 以上^[16]。四川盆地龙马溪组页岩中，石英矿物占到41.2%，碳酸盐岩矿物占到26.1%。龙马溪组富有机质页岩纹理缝十分发育，且具有明显水平渗透率高于垂直渗透率的特征，是页岩气高产重要因素。

4 结论

（1） 美国产气页岩中总脆性矿物含量在30%∼70%，中国页岩总脆性矿物含量在40%∼80%，四川盆地海相页岩脆性矿物含量较高，有利于页岩气的开采。

（2）中国海相页岩与北美典型产气页岩的总有机碳含量、有机质成熟度、干酪根类型、储层厚度等主要指标相当，勘探前景最好。因此，开发中国页岩气以四川盆地及其周缘地区最为现实。

（3）目前对于页岩气在干酪根基质中的存储状态和干酪根中无机物与微裂缝分布运移方式等认识存在较大差异，深入了解页岩气藏特征是今后描述页岩气微观运移机理的重点。