海外陸相頁巖油地質特征與資源潛力

李夢瑩，朱如凱，胡素云

（中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

陸相頁巖油是指埋藏深度大于300 m，Ro值大于0.5%的陸相富有機質頁巖層系中賦存的液態石油烴和多類有機物的統稱，包括地下已經形成的石油烴、各類瀝青物和尚未熱降解轉化的固體有機質［1-2］。陸相湖盆發育淡水、咸水環境2 類優質烴源巖，兩種環境均可發育高TOC 頁巖，為陸相頁巖油生成提供優質烴源巖［3-6］。儲層特征受沉積作用和成巖作用的共同控制［7］，廣泛發育陸源碎屑巖、湖相碳酸鹽巖、混積巖等多種類型儲集體，為陸相頁巖油富集提供了良好的聚集空間［8］。另外，陸相頁巖層系以源儲一體、近源聚集為特征，發育多個甜點段，為陸相頁巖油的勘探開發提供優選目標。

中國陸相頁巖油資源豐富，歷經十余年圍繞基礎研究、重點地區攻關和選區評價的探索，在技術創新、工業化試驗與試生產和規模發現與開發等方面取得了顯著進展，并已建成多個頁巖油勘探開發示范區，是未來油氣勘探的重點領域［9］。已發現的陸相頁巖油層系集中于在三疊系、白堊系和古近系，重點分布于鄂爾多斯盆地、松遼盆地、渤海灣盆地和準噶爾盆地。目前，已探明頁巖油（致密油）地質儲量7.37 億t，建成產能超過400 萬t/a。

準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組已形成10億噸級頁巖油儲量規模區，2019 年開始規模建產。鄂爾多斯盆地2019 年發現10 億t 級慶城大油田，新增探明地質儲量3.58 億t，預測地質儲量6.93 億t，實現了頁巖油勘探開發的重大突破；至2019 年底，長71+2亞油層組先導試驗區投產117 口井，當年產油26.3 萬t［10］。通過對松遼盆地大慶油田頁巖油進行研究和試驗，確定青山口組古龍頁巖油預估資源量25 億t，以青一段下部頁理型頁巖為甜點靶層的古頁油平1井獲得日產油30.5 t、日產氣1.3 萬m3的高產工業油氣流［11］。

中國陸相頁巖油的勘探開發進程展現出了中國陸相頁巖油廣闊的資源前景，但與北美海相頁巖油相比，陸相頁巖油研究仍面臨儲層橫向變化大、熱演化程度低、原油含蠟量偏高、黏土礦物含量高、可壓裂性差和地層能量低等問題，給陸相頁巖油開采帶來了風險和挑戰［12-15］。通過對全球典型陸相頁巖油地質特征、資源潛力、開發現狀的調研和綜合分析，以期為我國陸相頁巖油地質評價和勘探開發部署提供參考。

1 陸相頁巖油資源潛力

全球已發現眾多陸相頁巖油盆地（圖1），美國、阿根廷、中國等均有成功開發的范例。另外，在非洲、亞洲、歐洲也發育多個陸相富頁巖油盆地，具有良好的經濟前景。

2015 年EIA 發布的關于全球45 個國家（不包括美國）頁巖油資源調查報告顯示［16］，在101 個頁巖油盆地152 個頁巖油層系中，陸相頁巖油層系為24 個，陸相頁巖油資源量占比約為19%。在其評價范圍內的10 個國家（不包括美國）19 個盆地的24套陸相頁巖層系中，陸相頁巖油技術可采資源總量為888 億t。其中，亞洲是陸相頁巖油資源最為豐富的地區，其次為非洲（圖2）。中國、乍得和印度尼西亞陸相頁巖油資源豐富，技術可采資源量分別為413 億t，192 億t 和108 億t，約占全球（不包括美國）的46.4%，21.7%和12.2%。

圖2 全球陸相頁巖油資源分布（不包括美國）Fig.2 Shale oil resources distribution worldwide（excluding USA）

美國陸相頁巖油的典型代表是尤因塔盆地Ute‐land Butte 段，2015 年美國地質調查局（US Geologi‐cal Survey）預測Uteland Butte 段陸相頁巖油技術可采資源量為0.24 億t［17］。

阿根廷是南美洲頁巖油資源最豐富的國家，在已發現頁巖油層系中多數形成于湖相沉積環境［18］。2013 年EIA 和ARI 聯合報告顯示，阿根廷頁巖油技術可采資源量為37.02 億t，占南美洲頁巖油技術可采資源量的45%［19］。2004 年至今，阿根廷已應用多種勘探技術對陸相頁巖油層系進行研究，但整體勘探程度偏低。

澳大利亞庫珀盆地REM 組頁巖油資源豐富，2015 年EIA 以埋藏深度（小于2 000 m）、鏡質體反射率（Ro為0.7%～1.0%）以及儲層厚度（大于15 m）為標準確定3 個頁巖油有利區，并確定陸相頁巖油地質資源量為38.3 億t，技術可采資源量為2.14 億t。

乍得陸相頁巖油資源豐富［18］，在2015 年EIA評估結果中，其僅次于中國。據估計邦戈爾盆地早白堊紀頁巖層系頁巖油遠景區面積約為1.2 萬km2，地質資源量約為85.5 億t，技術可采資源量約為3.4 億t；Doseo 盆地早白堊紀頁巖層系頁巖油遠景區面積約為1.4 萬km2，地質資源量約為244.2 億t，技術可采資源量約為9.8 億t。

印度尼西亞蘇門答臘島是世界石油和天然氣產量最高的島嶼，具有豐富的頁巖油氣資源。2013年EIA 估計印度尼西亞頁巖油地質資源量為321.5億t，技術可采資源量為10.8 億t［18］。其中，中蘇門答臘島盆地Brown Shale 組頁巖油地質資源量為95.2 億t，技術可采資源量為3.8 億t；南蘇門答臘島盆地Talang Akar組頁巖油地質資源量為186.8 億t，技術可采資源量為5.6 億t。2015 年USGS 以總有機碳（TOC）含量（大于2%）、適宜生油的熱成熟窗口、富有機質頁巖厚度（大于15 m）和有機質類型（Ⅰ型或Ⅱ型）為標準，定量評估了中蘇門答臘島盆地Brown Shale 資源潛力，確定頁巖油技術可采資源量為0.63 億t［20］。

在埋深小于5 000 m 的生油窗范圍內，法國巴黎盆地Permian-Carboniferous 組頁巖油有利區面積為7.7 萬km2，頁巖油資源量約為109 億t，技術可采資源量為4.36 億t；德國下薩克森盆地Wealden組頁巖油遠景區面積為1 860 km2，頁巖油資源量為4.4 億t，技術可采資源量為0.18 億t。

2 海外陸相頁巖油地質特征與勘探開發現狀

選取美國、阿根廷、澳大利亞、乍得、印度尼西亞、法國和德國典型陸相頁巖油盆地（表1），并對其基本地質特征和開發現狀進行介紹。

2.1 美國陸相頁巖油地質特征

21 世紀以來，美國大力開采頁巖油。根據EIA 2021 年1 月數據［21］，截至2019 年底，美國頁巖油累計產量為3.17 億t，剩余探明儲量32.5 億t，其中，陸相頁巖油占比小于1%。2011 年，利用水平井和水力壓裂結合酸處理技術對美國尤因塔盆地綠河組Uteland Butte 段陸相頁巖油資源的成功開發，引發了對陸相頁巖油資源潛力的關注［22］。

尤因塔盆地位于美國猶他州東部，始新世綠河組是尤因塔盆地重要的產油層［23］，綠河組是一個由碳酸鹽、硅質碎屑巖和富油頁巖組成的湖相體系，巖石類型多樣，薄、高孔隙度（高達30%）白云巖與富有機質灰巖、頁巖互層，成為水平井的目標。Uteland Butte 段薄層（單層厚度為0.5～3.0 m）白云巖是北美首個陸相盆地頁巖油成功開發的層段（圖3）［24-25］。

圖3 美國尤因塔盆地Uteland Butte 段地層位置及巖性（據文獻［26］修改）Fig.3 Formations and lithologies of Uteland Butte member in Uinta Basin，USA

Uteland Butte 段主要由灰巖、白云巖和鈣質頁巖組成，含少量砂巖，主體埋深為1 000～3 000 m，厚度為15～130 m。層段中部有3 層白云巖含量高達100%的巖層，層厚為0.5～2.5 m。Uteland Butte段有機質豐富，以Ⅰ型干酪根為主。受有機質產率和保存條件影響，有機碳含量主體分布在2%～5%，鏡質體反射率（Ro）主體為0.55%～1.10%，以中低成熟度頁巖油為主。礦物組成主要為石英、長石、白云石和黏土礦物，碳酸鹽礦物含量高，為33%～96%，黏土礦物主要為高嶺石、蒙脫石和綠泥石。儲集空間物性較好，孔隙度為3%～20%，滲透率為0.004～0.337 mD。含油飽和度較高，為60%～70%，原油密度為0.82～0.88 g/cm3，黏度為1～4 mPa·s，壓力系數為1.0～1.8，局部發育異常高壓區［圖4（a）］。有機質豐度高、熱成熟度高、超壓以及脆性鈣質層和多孔白云巖層的存在為水平井鉆井提供了有利條件。

尤因塔盆地Uteland Butte 段頁巖油鉆探區域主要集中在Altamont Bluebell 油田北部與Monument Butte 油田南部之間［25］。第一口長水平井（大于3 350 m）于2010 年正式開鉆，2013 年完鉆。截至2018 年底，該盆地約有285 口水平井。

2011年，Newfield 勘探公司在Monument Butte油田進行測試，結果顯示6 口水平井平均日產量約為69 t，是綠河組直井初期產量的6 倍。2011 年8月BBG 在Altamont 油田開鉆首個Uteland Butte 水平井，初始產量為178 t/d，首月平均日產量為98.4 t。2018 年，Newfield 公司完鉆的No.2-26 3-3-23-14-1 H 井是尤因塔盆地初期產量最高的水平井之一，日產量為333.6 t/d。IHS 數據庫資料顯示［25］［圖4（b）］，Uteland Butte 段水平井完井后3 個月的總產量為44～16 915 t（253～97 776 桶）油當量不等，產量最高的井是3 350 m 的水平井段。

圖4 美國尤因塔盆地Uteland Butte 段鏡質體反射率，超壓區（a）和井位分布（b）（據文獻［25］修改）Fig.4 Distribution of vitrinite reflectance overpressure（a）and wells（b）of Uteland Butte member in Uinta Basin，USA

2016 年Birdwell 等人根據猶他州石油、天然氣和礦業部門數據庫Uteland Butte 段84 口水平井的生產數據，對第一個月和前3 個月的產量進行重點分析。結果顯示，長水平井段產量最高，前3 個月，84 口井的總產量（26.9 萬t）相當于Uteland Butte段當時所有產量的35%。其中，常壓區第一個月產量為13.7～27.4 t/d，83 口井前3 個月總產量低于2 743 t；超壓區第一個月產量為54.9～109.7 t/d，前3 個月總產量為2 743～9 602 t。

雖然尤因塔盆地Uteland Butte 段頁巖油勘探開發曾引起各方關注，但因有利區面積小（超壓區面積小于1 000 km2、多數Ro小于1.0%區域面積小于1 000 km2）、儲層規模有限（儲層有效厚層厚度小，主體小于20 m），Uteland Butte 段頁巖油并未取得大規模量產。

2.2 阿根廷陸相頁巖油地質特征

阿根廷是繼美國之后非常規頁巖和致密儲層開發最活躍的國家，也是南美洲頁巖油資源最豐富的國家，6 個在產富油氣盆地共發育11 套頁巖油層系（圖5）［27-30］。其中，已發現的6套陸相頁巖油層系分別為圣豪爾斯盆地Neocomian 組和Pozo D-129組、白堊盆地Yacoraite 組、內務肯盆地Precuyano組、奧斯特勒爾盆地Serie Tobifera 組和庫約盆地Cacheuta組。

圖5 阿根廷含油氣盆地平面分布及縱向層位分布（據文獻［27］修改）Fig.5 Distribution and formations of petroliferous basins in Argentina

2.2.1 圣豪爾斯盆地

圣豪爾斯盆地位于阿根廷南部，地跨Chubut省和Santa Cruz 省，面積約為18 萬km2。自1907 年發現商業石油，圣豪爾斯盆地成為了阿根廷最高產的含油氣盆地。早白堊系Neocomian 組和Pozo D-129組沉積于一系列疊合湖相體系中，Neocomian 組和Pozo D-129 組頁巖是圣喬治盆地內重要烴源巖，也是典型的頁巖油氣儲層。

Pozo D-129 組形成于咸水湖泊沉積環境［31］，以各種碎屑巖（主要是富有機質黑色頁巖，含凝灰巖、薄灰巖和砂巖）為主，厚度為200～2 000 m（盆地中心）。有機質類型以Ⅰ型干酪根為主，TOC 質量分數一般為1%～3%，偶爾有5.5%～7.0%的峰值，較低的有機碳含量是頁巖油勘探的制約因素。有機質成熟度具環形分布特征，從盆地中心過成熟（Ro為2.0%）向盆地邊緣中等成熟度過渡（Ro為0.9%～1.4%），氫指數（HI）約為500 mg/g，發育較好的生烴成熟有機相典型特征。Pozo D-129 組分3 段（圖6），上段厚度為200～300 m，沉積了保存較好的有機質，處于生油窗范圍內，為Pozo D-129 組的甜點段。中段TOC 值較低，非均質性較強，頁巖和致密滲透性巖層互層構成了混合層系，有規律且頻繁的互層增強了混合層系的成油潛力。下段頁巖與滲透性巖層互層更為頻繁，主要處于氣窗范圍內。

2013 年，EH 油田開始進行Pozo D-129 組研究［31］。第1 階段是對D129 組頂部滲透性巖層進行分析評價。第2 階段發現了非常規頁巖油儲層，并獲得具頁巖油特征的流體樣品，是Pozo D129 組頁巖油研究的里程碑。第3 階段是特征分析，包括：EH 油田的地震、地質和古環境解釋；速度分析與埋深、厚度分析；地球化學特征和勘探潛力分析等。

2.2.2 白堊盆地

白堊盆地Yacoraite 組烴源巖形成于晚白堊世咸水湖泊環境，是凹陷期碳酸鹽-硅質碎屑混合湖相沉積體系［32-33］。Yacoraite 組為富有機質黑色頁巖與灰巖組成的薄互層沉積，有機質含量較高，TOC 值主體為0.5%～6.0%，以Ⅱ型干酪根為主，Ro為0.6%～1.0%，HI值為300～750 mg/g，SPI為1 t/m2，處于生油窗范圍內。烴源巖厚度（5～50 m）是Yacoraite 組頁巖油開發的制約因素。

2.2.3 內務肯盆地

內務肯盆地位于阿根廷的中西部，面積約為11.5 萬km2。盆地陸相沉積集中于晚三疊紀/早侏羅紀裂谷期Precuyo 旋回，在半干旱或季節性濕潤氣候條件下有機質積累形成盆地唯一的湖相烴源巖Puesto Kauffman 組或Precuyano 組［34-36］。Precuyano沉積物具有多種形態，但通常為陸相碎屑巖和火山沉積，富有機質頁巖層系形成于少數地理條件受限的半地塹內（圖7）。受裂谷地貌影響，Precuyano 組厚度變化大，厚度為50～1 100 m。烴源巖成熟度在不同沉積中心變化大，但多處于生油窗范圍內，TOC 質量分數為2%～11%。以Precuyano 組為目標層的大部分油井位于盆地的東部和中部，其中許多油井可見油氣顯示。

圖7 阿根廷內務肯盆地Precuyano 組沉積分布和構造剖面（據文獻［27］修改）Fig.7 Sedimentary distribution and tectonic profile of Precuyano Formation in Neuquen Basin，Argentina

2.3 澳大利亞

庫珀盆地位于澳大利亞、昆士蘭州邊界，總面積13 萬km2，是油氣勘探的重點區域，也是澳大利亞主要陸上油氣供應區。盆地發育早二疊紀湖相富有機質Roseneath，Murteree 頁巖［37-41］，Napamerri，Patchawarra 和Tenappera 凹陷具有豐富的頁巖油氣開發潛力，埋藏深度（小于2 000 m）、鏡質體反射率（Ro為0.7%～1.0%）和儲層厚度（大于15 m）是頁巖油有利區評價標準。

下二疊統Epsilon 組由細—中粒砂巖、炭質粉砂巖、頁巖和煤互層組成，為加積型湖泊三角洲沉積序列［42］。Murteree 頁巖形成于局限深湖環境，在盆地內廣泛分布，以黑色、深棕色泥質頁巖、粉砂巖和少量細粒砂巖為主，是庫珀盆地重要的烴源巖。Roseneath 頁巖沉積于與Murteree 頁巖相似的湖泊環境，平均厚度為36 m，主要由具粉砂巖和少量細粒黃鐵礦和砂巖夾層的頁巖組成，與Epsilon 組、Murteree 頁巖統稱為REM 組。

REM 烴源巖在Nappamerri 和Patchawarra 凹陷深層以產氣為主，Ro大于1.3%；在Nappamerri 和Patchawarra 凹陷淺層和南端以及Tenappera 凹陷已經進入生油窗，以生油為主，Ro為0.7%～1.0%。Roseneath 頁巖和Murteree 頁巖平均TOC 質量分數大于2%，Ro為1.17%～2.00%，HI約為100～120 mg/g，表現出良好的生烴潛力［43］。Epsilon 組TOC 質量分數為0.1%～9.8%，HI為51～472 mg/g，S1+S2為0.2～22.1 mg/g，以Ⅱ型和Ⅲ型干酪根為主。礦物學資料顯示，REM組礦物組成主要為石英和長石（50%）以及碳酸鹽礦物（30%），黏土礦物以伊利石為主，質量分數較低，一般為20%左右，巖石脆性較好，水力壓裂效果良好。

2.4 乍得

2.4.1 邦戈爾盆地

邦戈爾盆地位于乍得西南部，面積為1.8 萬km2，半地塹是邦戈爾盆地主要構造。雖然于2007 年之前已鉆井10 口，但并未發現商業石油存在［44］。盆地發育大量湖相沉積物，早白堊紀湖相頁巖是盆地最重要的烴源巖。早白堊紀自下而上發育Prosopis組、Mimosa 組、Kubla 組、Ronier 和Baobab 組沉積（圖8）［45］。Prosopis 組下部由礫巖和砂巖組成，上部為泥巖和頁巖沉積；Mimosa 組主要由富有機質的深湖相頁巖和泥巖組成；Kubla 組地層主要由厚層泥巖和薄層砂巖互層沉積組成，下部發育湖相頁巖沉積。

圖8 乍得邦戈爾盆地烴源巖、儲層和蓋層分布（據文獻［44］修改）Fig.8 Positions of source rocks，reservoirs and seals in Bongor Basin，Chad

下白堊統富有機質頁巖層系埋深為2 500～5 000 m，平均厚度為200 m，以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根為主，TOC 質量分數為1%～5%。頁巖熱成熟度隨著埋深的增加而增加，處于生油窗時期。Prosopis組、Mimosa 組和Kubla 組頁巖TOC 含量高、熱成熟度適中（Ro為0.7%～1.2%）且埋深相對淺（500～3 000 m），是頁巖油開采的目標層段。北部斜坡是Mimosa 組和上Prosopis 組頁巖油開發的有利區，中央次盆地是Kubla 組頁巖油開發的有利區。

2.4.2 Doseo 盆地

Doseo 盆地位于乍得南部，面積約3.52 萬km2，是非洲重要的陸上含油氣盆地之一。Doseo 盆地發育早白堊紀湖相沉積，下白堊統湖相頁巖是Doseo盆地重要的烴源巖［46］。

早白堊紀沉積物厚度大，盆地大部分地區的沉積物埋深為2 500～3 000 m。TOC 質量分數為2%～5%，以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根為主，熱成熟度隨著深度的增加而增加，Ro為0.7%～1.0%，處于生油窗時期。Doseo 盆地早白堊紀自下而上發育Mangara 組、Kedeni 組、Doba 組和Koumra 組沉積。Mangara 組、Kedeni 組和Doba 組均發育有機質豐度極高的優質烴源巖（表2），部分頁巖樣品TOC 質量分數超過10%。其中，以Kedeni 烴源巖有機質豐度和類型最好。

表2 乍得Doseo 盆地Mangara，Kedeni 和Doba 組參數Table 2 Parameters of Mangara，Kedeni and Doba Formation in Doseo Basin，Chad

2.5 印度尼西亞

ARI 在已發表的文獻指出［47］，印度尼西亞許多盆地具有頁巖油氣資源潛力，其中包括中蘇門答臘盆地、南蘇門答臘島盆地、庫泰盆地和塔拉干盆地，以及東部較小的薩拉瓦提盆地、賓圖尼盆地和托莫里盆地。印度尼西亞頁巖油主要分布于陸相沉積盆地：蘇門答臘盆地Brown Shale 組和Talang Akar組、庫泰盆地Balikpapan 組和塔拉干盆地Meliat 組和Tabul 組。蘇門答臘盆地湖相頁巖層系是印度尼西亞非常規油氣資源最主要的富集區。

中蘇門答臘盆地，是蘇門答臘島最重要的產油區。盆內頁巖分布廣泛，尤以盆地中部地區為主。Brown Shale 組形成于靜水湖相沉積環境，以富有機質褐色紋層狀頁巖為主，是盆地內最重要的烴源巖［48-59］。Brown Shale 組富有機質頁巖層系厚約90～300 m，埋深約為2 000～3 200 m（平均埋深為2 600 m），處于油氣窗范圍內。發育兩種富有機質相，深湖相主要為深棕色至黑色、紋層狀頁巖，TOC 質量分數為3%～5%，為Ⅰ型和Ⅱ型干酪根；淺湖相以紅棕色紋層狀碳酸鹽巖和陸源泥巖為主，偶有煤層，TOC 平均質量分數為3.4%，以Ⅰ型干酪根為主。Brown Shale組頁巖油遠景區面積約為1.2 萬km2，有利層段深度為2 575～2 640 m，處于生油窗（Ro為0.8%）。CSB-2 井XRD 分析結果顯示Brown Shale 組脆性指數大于0.48，壓裂性較好。

南蘇門答臘盆地既是重要的常規油氣產區，也是非常規油氣勘探的重點區域［50-52］。盆地烴源巖包括Lahat 組微咸水湖相沉積，以及Talang Akar 組的煤和碳質頁巖沉積，總厚度約為1 000 m。Talang Akar 組以灰褐色砂巖、粉砂巖和頁巖為主，平均厚度為400 m。TOC 質量分數為1.7%～8.5%，局部達到16%，Talang Akar 組下段Ro為0.82%～1.30%，Talang Akar 組上段Ro為0.54%～0.60%，HI為107～278 mg/g，干酪根類型為Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型。Talang Akar 組有利層段厚度約為110 m，黏土礦物含量較高，處于正常壓力條件。

2.6 西歐、北歐地區

據EIA 的2013 年數據［18］，西歐、北歐地區五個頁巖盆地的頁巖油資源量為260.6 億t，技術可采儲量為11.4 億t，其中包括陸相頁巖油儲量178 億t，技術可采儲量為7.8 億t，主要分布于法國巴黎盆地Permian-Carboniferous組和德國下薩克森盆地Wealden組。

2.6.1 巴黎盆地

法國巴黎盆地頁巖油資源豐富［53］，面積約16 萬km2，Permian-Carboniferous 組頁巖是盆地最主要的烴源巖。Permian-Carboniferous 組頁巖層系埋深為1 800～5 000 m，富含有機質頁巖厚度為25～50 m。TOC 質量分數為2%～15%，平均質量分數為9%，有機質為Ⅱ—Ⅲ型混合型。頁巖具有河流相沉積和湖相沉積特征，因此黏土含量較高，儲層脆性較低，儲層處于正常壓力條件。雖然頁巖油遠景區范圍內層段總厚度相當大，但大部分層段TOC 較低。

2.6.2 下薩克森盆地

下薩克森盆地位于德國西北部，面積約為2.6萬km2。下薩克森盆地是由二疊紀伸展作用演化而來的歐洲盆地體系中部的一部分，是歐洲大陸產油最多的沉積盆地之一。盆地形成侏羅紀—白堊紀海相和湖相沉積，包含兩個優質烴源巖：侏羅系Posidonia 海相烴源巖和下白堊統Wealden 湖相烴源巖。Posidonia 頁巖分布于整個下薩克森盆地，Wealden組湖相頁巖主要分布于盆地西部，包括陸源含煤相和西部有機質含量高的黑色頁巖［54-55］。

Wealden 組以頁巖、粉砂巖、碳酸鹽巖和煤為主，埋藏深度為1 000～3 000 m，平均埋藏深度為1 800 m。富含有機質頁巖層系厚度約為35 m，頁巖凈厚度約為23 m。Wealden 組TOC 質量分數變化很大，為1%～14%，平均值為4.5%。Ro為0.7%～1.0%，處于生油窗時期。Wealden 組遠景區為熱成熟區域，頁巖層系分布面積和深度是確定遠景區評價標準。

3 海外陸相頁巖油開發的啟示

美國是海相頁巖油資源豐富，形成了眾多適合海相頁巖油的地質理論及技術突破，引領了世界頁巖油勘探，同時美國尤因塔盆地綠河組Uteland Butte段陸相頁巖油的勘探開發也引起了廣泛關注。除美國外，全球101 個頁巖油盆地152 個頁巖油層系中，陸相頁巖油層系為24 個，陸相頁巖油資源量占比約為19%，中國作為陸相頁巖油資源大國，展現了豐富的陸相頁巖油資源前景。

陸相頁巖油發育中低成熟度和中高成熟度兩類，陸相頁巖油富集控制因素較多，勘探開發難度大，有機質豐度和成熟度、頁巖層系埋深、有利區面積、儲層規模和可壓裂性是頁巖油勘探過程中應高度重視的內容。

在陸相頁巖油勘探過程中應注意：在選區評價過程中應綜合考慮埋藏深度、有機質成熟度、地層壓力、儲層厚度、礦物組成和孔滲條件等因素；注重生烴品質、儲層品質、工程品質和原油品質的結合，多因素綜合進行優選甜點段。