⑴ 页岩气是什么
页岩气是指蕴藏于页岩层中的天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源和化工原料，主要用于居民燃气、城市供热、发电、汽车燃料和化工生产。
⑵ 什么是页岩油，页岩油和原油有什么区别
页岩油是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。其中包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油，也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源。
页岩油和原油的区别如下：
1、页岩油和原油的成分不同：
组成页岩油的化合物主要有烃类、含硫化合物、含氮化合物、含氧化合物；原油是烷烃、环烷烃、 芳香烃和烯烃等多种液态烃的混合物。
2、页岩油和原油的物理性质不同
页岩油常温下为褐色膏状物，带有刺激性气味；原油一种黑褐色并带有绿色荧光，具有特殊气味的粘稠性油状液体。
3、两者的基本特征不同：
页岩油主要有以下六个特征，源储一体，滞留聚集；较高成熟度富有机质页岩，含油性较好；发育纳米级孔、裂缝系统，利于页岩油聚集；储层脆性指数较高，宜于压裂改造；地层压力高、油质轻，易于流动和开采；大面积连续分布，资源潜力大。
原油中沥青质的含量较少，一般小于1%。沥青质是一种高分子量（大于1000以上）具有多环结构的黑色固体物质，不溶于酒精和石油醚，易溶于苯、氯仿、二硫化碳。沥青质含量增高时，原油质量变坏。
(2)页岩气和石油有什么不同扩展阅读：
原油的储运方式：
1、储存
原油和油品储存的主要方式有散装储存和整装储存，整装储存是指以标准桶的形式储存，散装储存是指以储油罐的形式储存，储油罐可分为金属油罐和非金属油罐，金属油罐又可分为立式圆筒形和卧式圆筒形。
按照油库的建造方式不同，散装原油或油品还可采用地上储油、半地下储油和地下储油、水封石洞储油、水下储油等几种方式。但不管采用哪种储存方式，原油特别是油品的储存都应满足以下基本要求：
（1）防变质
在油品储存过程中，要保证油品的质量，必须注意：降低温度、 空气与水分、阳光、金属对油品的影响。
（2）降损耗
油库通常的做法是：选用浮顶油罐、内浮顶油罐；油罐呼吸阀下选用呼吸阀挡板；淋水降温。
（3）提高油品储存的安全性
由于油品火灾危险性和爆炸危险性较大，故必须降低油品的爆炸敏感性，并应用阻燃性能好的材料。
2、装卸
原油和油品的装卸不外乎以下几种形式：铁路装卸、水运装卸、公路装卸和管道直输。其中根据油品的性质不同，可分为轻油装卸和粘油装卸；
从油品的装卸工艺考虑，又可分为上卸、下卸、自流和泵送等类型。但除管道直输外，无论采用何种装卸方式，原油和油品的装卸必须满足以下基本要求：
（1）必须通过专用设施设备来完成。
原油和油品的装卸专用设施主要有：铁路专用线和油罐车、油码头或靠泊点、油轮、栈桥或操作平台等；专用设备主要有：装卸油鹤管、集油管、输油管和输油泵、发油灌装设备、粘油加热设备、流量计等。
（2）必须在专用作业区域内完成。
原油和油品的装卸都有专用作业区，这些专用作业区通常设有隔离设施与周围环境相隔离，且必须满足严格的防火、防爆、防雷、防静电要求。
（3）必须由受过专门培训的专业技术人员来完成。
（4）装卸的时间和速度有较严格的要求。
3、输出
原油具有一定的黏性，尤其是当温度较低的时候，存储在大型储油罐的油品不容易直接输出，必须进行一定的加热，已达到提高原油温度，提高原油流动性的目的。
目前的原油储罐加热的方式主要分为两种，一种是盘管整罐加热，一种是局部快速加热。
整罐加热方式是目前应用比较简单，采用比价普遍的一种原油加热方式，而局部快速加热，具有较好的节约能源，加热效率高的特点。
⑶ 天然气和页岩气有什么区别什么是页岩气
页岩气是指赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气，是连续生成的生物化学成因气、热成因气或二者的混合，可以游离态存在于天然裂缝和孔隙中，以吸附态存在于干酪根、黏土颗粒表面，还有极少量以溶解状态储存于干酪根和沥青质中，游离气比例一般在20%～85%。
页岩气与天然气的区别：
1、主要成分不同
页岩气的主体成分是甲烷，而天然气是一种多组分的混合气态化石燃料，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷。
2、范围不同
页岩气是一种特殊的天然气，它是在页岩层中开采的。普通的天然气开采范围远大于页岩气。
3、分布不同
页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中，与一般的天然气相比，大部分产页岩气分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。
而天然气主要分布于渤海湾、四川、松辽、准噶尔、莺歌海-琼东南、柴达木、吐-哈、塔里木、渤海、鄂尔多斯等地。
4、特征不同
较常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，且可以游离相态存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，以吸附状态存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。
而天然气按在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。
⑷ 页岩炼油与石油炼油有什么区别
页岩油和石油区别是：页岩油中不饱和烃含量极高，页岩油中非烃化合物含量高。天然石油不含烯烃，含氮化合物含量也不高，含氧化合物则更少。
页岩油和石油不同区别就是页岩油中不饱和烃的含量极高；另一不同之处是页岩油中非烃化合物含量高，如抚顺页岩油中含氮化合物的含量很高，而爱沙尼亚页岩油中则含氧化合物的含量特别高。在天然石油中不含烯烃，含氮化合物含量也不高，含氧化合物则更少。
⑸ 页岩气和天然气的区别
1、主要成分不同
页岩气的主要成分是甲烷，而天然气是一种多组分混合气体化石燃料，以烷烃为主，其中的甲烷占绝大多数，还有少量的乙烷、丙烷和丁烷。
2、不同的范围
页岩气是开采页岩的一种特殊的天然气，普通天然气的矿区比页岩气大得多。
3、不同分布
页岩气的形成和富集有其独特的特征，往往分布在盆地内厚度大、分布广的页岩烃源岩中。与一般的天然气相比，页岩气的大部分地区分布广泛，厚度较厚，且普遍含有天然气，这使得页岩气井能长时间以稳定的速度产气。
天然气主要分布在渤海湾、四川、柴达木、吐-哈、塔里木、松辽、准噶尔、莺歌海-琼东南、渤海、鄂尔多斯等地。
4、不同的特征
与常规天然气相比，页岩气开发具有生产寿命长、生产周期长的优点，可以自由相态存在于裂缝、孔隙等储集空间，以吸附态存在于干酪根、粘土颗粒和孔隙表面，以溶解态储存少量干酪根、沥青质和石油。
根据地下存在的相态，天然气可分为自由态、溶解态、吸附态和固体水合物。
(5)页岩气和石油有什么不同扩展阅读：
页岩气优势：
1、页岩气能源优势：页岩气是重要的天然气资源，中国页岩气资源丰富。加快页岩气的勘探开发可以直接增加中国天然气的供应量，优化能源结构，为居民、产业等提供能源保障。
2014年，中国石化加快发展页岩气等低碳能源，页岩气累计产能25亿立方米/年，为1370万户家庭提供清洁能源。与煤炭相比，每年可减少二氧化碳排放量300万吨，二氧化硫排放量7.5万吨，氮氧化物排放量近2.5万吨。
2、页岩气矿业的优势：页岩气开发具有生产寿命长、生产周期长的优点。大部分产气页岩分布广泛、厚度大、普遍含气，使页岩气井能长期稳定产气。然而，页岩气储层渗透率低，难以开采。随着世界能源消耗的增加，包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视，美国和加拿大实现了页岩气的商业发展。
3、页岩气气藏的优势：页岩气的储层普遍具有低孔低渗的特点，气流阻力比常规天然气大，因此所有的井都需要通过储层压裂来生产，但国内还没有成熟的技术。另一方面，页岩气的回收率低于常规天然气，常规天然气的回收率在60%以上，而页岩气仅为5%~60%。
页岩气的缺点：
页岩气的开采消耗了大量的水，需要注入一些对人体有害的剧毒化学品，注入的化学物质会渗入地下水，污染水源。此外，地下1公里至几公里的页岩通常会受到爆炸压裂或水力压裂，这已被证明会在地震活跃地区引起地震。
页岩气是指富含有机质、成熟暗色页岩或高碳页岩的天然气，由于有机质的吸附或岩石中裂隙和基质孔隙的存在，使其储存和保存了具有一定商业价值的生物成因、热解成因及其混合成因。
页岩气的发展造成了六大环境危害，采矿对页岩气的潜在影响也是公众和社区关注的主要问题，担心的问题主要集中在：
（1）开发过程需要消耗大量的水；
（2）管道防漏和压裂液造成的水污染；
（3）储运过程中甲烷泄漏会加剧温室效应；
（4）发展过程可能诱发产生地震；
（5）占用大量耕地资源，破坏地表和生态植被等。
（6）噪音和交通问题会影响居民的日常生活。
⑹ 页岩油跟石油有什么区别
石油储量：一般指常规石油储量。
页岩油储量：是非常规石油储量中的一种，页岩油的储量，其他的还有油页岩等等。
页岩油
1、指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。其中包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油，也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源。
2、通常有效的开发方式为水平井和分段压裂技术。在固体矿产领域页岩油是一种人造石油，是由页岩干馏时有机质受热分解生成的一种褐色、有特殊刺激气味的粘稠状液体产物。
3、透过裂解化学变化，可将油页岩中的油母质转换为合成原油。加热油页岩至特定温度能将分离蒸气，即借由蒸馏产生类似石油的页岩油--一种非传统用油--以及易燃的油页岩气("页岩气"亦可指页岩内含的天然气体)。类似天然石油，富含烷烃和芳烃，但含有较多的烯烃组分，并且还含有含氧、氮、硫等的非烃类组分。页岩油的性质，因各地油页岩组成和热加工条件的差异而有所不同。中国抚顺、茂名、美国格林河(一译绿河)所产的页岩油的氢碳原子比较高，适宜于加工制取轻质油品;但由于其含氮量较高，加工炼制时必须加以脱除，否则会影响油品质量。爱沙尼亚所产的页岩油中酚类等含氧化合物很多，适宜于加工制取化学品。抚顺、茂名页岩油经过适当的加工精制，可以制得合格的汽油、煤油、柴油、燃料油等油品，还可获得石蜡、酚类、吡啶类、环烷酸和石油焦等化工副产品。页岩油加工的方法与天然石油的炼制过程基本相同，包括精馏、热裂化、石油焦化、加氢精制等过程。
从页岩油制取轻质油品，是目前人造石油制取合格液体燃料的方法中成本最低的一种。
世界主要产油国储量排名/中国各大油田产量排名
国家及地区 储量 排名 中国各油田 2006年产量 排名
沙特阿拉伯 362亿吨 1 大庆油田 4341万吨 1
加拿大 184亿吨 2 胜利油田 3000万吨 2
伊朗 181亿吨 3 长庆油田 1700万吨 3
伊拉克 157亿吨 4 中海油天津 1600万吨 4
科威特 138亿吨 5 塔里木油田 1533万吨 5
阿联酋 126亿吨 6 拉玛依油田 1218万吨 6
委内瑞拉 109亿吨 7 辽河油田 1200万吨 7
俄罗斯 82亿吨 8 吉林油田 615万吨 8
利比亚 54亿吨 9 大港油田 500万吨 9
中国 50亿吨 10 青海油田 475万吨 10
⑺ 能否简单说明一下油页岩、页岩油和页岩气之间有什么区别
油页岩，就是含有较多有机质正在形成油气的页岩 这种油页岩在很深的地下经过高温高压和很长的时间内部有机质形成石油和天然气，如果形成的石油还在页岩里就叫页岩油，天然气还在页岩里就叫页岩气。 美国好像环境法规不让开采油页岩，现在大量开采页岩气，页岩油的开采正在发展。
⑻ "页岩气”是个什么玩意是不是，石油和天然气于一体的东东特征是什么
页岩属于泥岩的一种， 泥岩和砂岩是地层构造中主要的两种。在一般的油藏构造中，石油和天然气都蕴藏在砂岩油藏中，而泥岩由于比较致密一般不会是储层。但是页岩也具有一定的孔隙度，也可以蕴藏一定量的石油或者天然气，因此页岩油气也具有一定的开采价值。“页岩气”就是指蕴藏于页岩中的天然气资源，这部分资源属于非常规油气藏，开采成本较高。
⑼ 页岩油和页岩气的区别是什么
形成的石油还在页岩里就叫页岩油，
天然气还在页岩里就叫页岩气。
⑽ 页岩气、页岩油
（一）我国富含有机质泥页岩发育的特点
受复杂的地质背景和多阶段演化过程的影响，我国含油气盆地类型多、盆地结构复杂。在早三叠世及古生代，我国发育有华北、扬子和华南、塔里木等大中型海相和海陆交互相克拉通及克拉通边缘盆地。经过中新生代改造后，这些大中型盆地普遍遭到破坏，仅在四川、鄂尔多斯、塔里木等地保留下来一部分克拉通盆地。中生代以来，陆相盆地广泛发育。其中部分陆相盆地叠置在克拉通盆地之上，部分盆地发育在古生代褶皱带之上。盆地的不同演化规律直接控制富含有机质泥页岩的发育和分布。按形成环境，可将富含有机质泥页岩划分为三种类型：海相厚层富含有机质泥页岩，海陆交互相、陆相煤系地层富含有机质泥页岩，湖相富含有机质泥页岩。
1.海相厚层富含有机质泥页岩
我国海相富含有机质页岩主要发育于下古生界的下寒武统和下志留统-上奥陶统顶部，以扬子克拉通地区最为典型（图5-6，图5-7）。
图5-6 中国南方下寒武统黑色泥、页岩厚度等值线（m）
（张金川等修编自据文玲、胡书毅等，2009）
图5-7 中国南方下志留统黑色泥、页岩厚度等值线（m）
（张金川等修编自据文玲、胡书毅等，2009）
其中，下寒武统海相富含有机质页岩在中上扬子区发育较好，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型。从区域沉积环境看，川东-鄂西、川南及湘黔（热水）3个深水陆棚区下寒武统海相富含有机质页岩最发育，TOC平均含量高达7%～8%。从盆地看，四川盆地下寒武统泥页岩平均厚139m，有机碳含量在0.5%～4.0%之间，多为1%以上，类型为I型，Ro值为2.0%～5.0%，盆地南部埋藏较浅。麻阳盆地、洞庭盆地泥页岩有机碳含量多数大于1%，母质类型为腐泥型，凹陷区Ro多大于3%，凸起区局部有热演化相对较低的地区，Ro小于1%。下寒武统海相富含有机质页岩的热演化程度普遍较高，仅在上扬子南部和北部、鄂西和下扬子中部地区Ro小于3.0%，其他地区下寒武统海相富含有机质页岩的热演化程度普遍大于3.0%，页岩气的前景不大。
下志留统海相富含有机质泥页岩主要分布在川东南、川东北、鄂西渝东、中扬子、下扬子等区，以硅质岩、页岩、炭质页岩为主，有机质类型为I型，Ro为2.0%～4.5%。厚20～100m，其中渝东鄂西地区热演化程度较低，是页岩气勘探的较有利地区之一。
我国南方地区下寒武统和下志留统富含有机质页岩在单层厚度和有机质含量总体上均达到了形成页岩气的基本条件，而埋深和热演化程度是影响进一步优选页岩气勘探靶区的主要因素。
2.海陆交互相、陆相煤系地层富含有机质泥页岩
晚古生代克拉通海陆交互相煤系富含有机质泥页岩在华北、华南和准噶尔地区分布广泛。中新生代陆相煤系地层富含有机质泥页岩主要在两类盆地发育：一类是大型坳陷，如鄂尔多斯和准噶尔盆地侏罗系，以及四川盆地上三叠统；另一类是断陷，东北地区的含煤盆地多为断陷。
华北地区海陆交互相富含有机质泥页岩单层厚度不大，多数与煤层交互出现。有机质含量受沉积相影响，变化较大，一般为0.5%～10%，其中沼泽相炭质页岩有机质含量普遍较高。这类泥页岩的有机质类型主要为Ⅱ-Ⅲ型，热演化程度多数为0.5%～2.5%，部分达到3.0%以上。
华南地区海陆交互相富含有机质泥页岩有单独发育以及与煤层交互发育两种类型。滇黔桂地区上二叠统龙潭组深灰色页岩一般厚20～60m，局部较厚。四川盆地上二叠统泥页岩厚10～125m，在川中和川西南一带一般厚80～110m，麻1井最厚为125m；在盆地西北缘、北缘及东北缘较薄，多小于20m。暗色泥页岩有机碳含量变化在0.5%～12.55%之间，平均为2.91%，多分布在3%～5%之间。其中泸州地区及自贡—资阳一带丰度值较低，有机碳含量小于3%。有机质类型以Ⅲ型为主。但有机质相对富氢。
准噶尔盆地石炭系滴水泉组富含有机质泥页岩包括暗色泥岩和炭质泥岩，累积厚度为0～249m，暗色泥岩有机碳含量平均为1.45%；炭质泥岩有机碳含量平均为15.53%，有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型，Ro值在0.51%～1.75%之间，平均为1.15%。中新生代断陷含煤盆地的暗色泥岩、煤和炭质泥岩互层分布的特点突出。暗色泥岩有机质含量多数在1.0%以上，炭质页岩多数在10.0%以上，单层厚度普遍不大，但累计厚度较大，热演化程度多在1.3%以下。
总体上，我国上古生界海陆交互相富含有机质泥页岩除上扬子及滇黔桂地区有单层厚度较大、具有进行页岩气单独勘探开发的条件外，多数地区发育的海陆交互相煤系地层富含有机质泥页岩单层厚度一般不大，不利于页岩气单层独立开发。中新生代陆相煤系富含有机质泥页岩一般单层厚度也不大，但这类泥页岩有机质含量较高，演化程度一般在过成熟早期以下，有利于形成天然气，且泥页岩层多与煤层、致密砂岩层互层，易形成页岩气、煤层气和致密砂岩气等多类型性天然气近距离叠置成藏（图5-8，图5-9），这是我国煤系地层普遍存在的天然气聚集特点。进一步深入研究页岩气、煤层气和致密砂岩气等多类型天然气的共生特点和叠置成藏规律，开展多种共生天然气资源勘查，探索其经济有效的多层合采开发技术，是这类天然气资源有效开发利用的一个新课题。
图5-8 华北地区沁水盆地上古生界海陆交互相沉积特征
（据邵龙义，2006）
3.湖相富含有机质泥页岩
我国的准噶尔二叠纪坳陷，松辽、鄂尔多斯等中新生代坳陷，渤海湾等新生代断陷，沉积、陆相含油气盆地沉积了厚层富含有机质泥岩，这些富含有机质泥岩构成了这些盆地的主力烃源岩。
准噶尔盆地二叠系芦草沟组上段为灰黑色页岩、以页岩油为主夹沥青质页岩，累计厚度在200m以上，有机碳含量为4.85%～10.02%，有机质类型为偏腐泥混合型，Ro值为0.54%～0.91%；二叠系红雁池组、平地泉组也发育有较好的富含有机质暗色泥页岩。
松辽盆地坳陷层系主要发育有嫩江组和青山口组两套富含有机质泥岩。其中，嫩江组一段为一套黑色泥岩，全盆地稳定分布，在中央坳陷区的厚度大于100m，平均有机碳值高达2.40%，有机质以Ⅰ1型和Ⅰ2型为主。嫩江组二段暗色泥岩分布范围比嫩江组一段更广，发育更加稳定，平均厚度大约在150m左右，平均有机碳值为1.56%。青山口组一段在中央坳陷区几乎全部为暗色泥岩，厚度为60～80m，平均有机碳为2.2%，但仍以Ⅰ型和Ⅱ型为主。嫩江组一段和青山口组一段的Ro在齐家古龙凹陷的成熟度比较高，分别达到1.1%和2.0%（图5-10）；在三肇凹陷次之，分别为0.7%和1.3%，在盆地的边部成熟度比较低。
图5-9 沁水盆地阳1井气测异常图
（据林永洲，1984）
图5-10 松辽盆地古龙及邻区青山口组一段生油岩成熟区分布图
（据高瑞祺，1984，简化）
（二）不同类型页岩的页岩气勘查前景分析
页岩气战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作，面对的是新领域，第一手资料缺乏。因此，优选页岩气远景区时，主要考虑以下几方面：页岩地质特征，页岩气资源前景和页岩气开发的可行性。
页岩地质特征。从以上3种富含有机质泥页岩的地质特征看，海相厚层页岩的单层厚度大，有机质丰度高，有利于形成页岩气聚集，页岩的强度普遍较大，有利于井眼稳定，裂缝较发育，有利于页岩气开发。但部分页岩热演化程度高，Ro已经超过3.0%，生气高峰已过；部分页岩埋深较大，超过3000m。这两方面的不利因素使有利区范围明显缩小。
海陆交互相和陆相煤系富含有机质泥页岩有机质丰度高，热演化程度普遍不高，Ro多在3.0%以下，多数处于生气高峰。但单层厚度普遍不大，单独开发的经济性存在疑问。但由于多与煤层和致密砂岩层互层产出，如果煤层中存在煤层气富集或致密砂岩层中存在天然气富集比较普遍，则发展不同类型天然气资源多层合采技术是海陆交互相和陆相煤系地层页岩气开发的一个可行方式。
湖相富含有机质泥页岩中，高有机质丰度中厚层富含有机质泥页岩普遍发育，但多数成岩程度不高，是页岩油的有利目标区。但井眼易于变形，不利于水平井开发技术的广泛应用。
考虑到我国不同类型富含有机质泥页岩的具体特点和国际上页岩气开发的成功经验，我国页岩气起步阶段首先要考虑海相厚层页岩中那些有机质含量大于1.0%，Ro在1.0%～2.5%之间，埋深在200～3000m之间，厚度大于30m的富含有机质页岩发育区；其次要考虑海陆交互相富含有机质页岩与致密砂岩和煤层在层位上紧密共生区，同时要开发不同类型天然气资源多层合采技术。对于湖相富含有机质泥岩，应重点考虑页岩油的勘探开发，并优选硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。
按以上原则对页岩气远景区进行评价，广泛看好的四川盆地大部分地区的下寒武统和下志留统厚层海相富含有机质页岩，埋深较大且有机质热演化程度较高，不利于页岩气勘探开发，仅川南地区较为有利。渝东鄂西、滇黔桂和川北地区下寒武统、下志留统和上二叠统的富含有机质页岩的Ro普遍小于3.0%，但由于构造改造，部分出露地表，部分深埋，埋深在500～3000m的有利区为条带状。
海陆交互相、陆相煤系地层的富含有机质泥页岩因单层厚度薄，多数不具备单独开发的条件。但我国海陆交互相、陆相煤系地层发育广泛，泥页岩层与煤层气特别是致密砂岩气叠置共生，发展页岩气与致密砂岩气等多类型天然气资源多层合采技术具有十分现实的意义。沁水盆地、鄂尔多斯盆地河东地区、滇东黔西等含煤盆地的中深部，特别是煤炭开采深度以下的煤系地层可以考虑作为发展多类型天然气资源多层合采的研究和试验区。
湖相富含有机质泥页岩发育区的页岩气有利区优选首先应考虑的是成熟度。松辽盆地齐家古龙凹陷青山口组、姚家组富有机质页岩的成熟度已经达到1.1%以上，部分达到1.3%以上，是湖相泥页岩层系页岩气开发较为现实的地区。深部断陷的沙河子组广泛发育的暗色泥岩也具有页岩气前景。
湖相富含有机质泥页岩发育区的页岩油有利区优选首先应考虑的是埋藏浅、原油黏度小、泥页岩储层硬度较大、特别是发育粉砂岩等硬质岩层夹层的地区。
页岩气作为一种新型非常规天然气资源，在我国刚刚起步，据估计，我国页岩气资源潜力较大。页岩气资源战略调查与选区重点是：建立页岩气先导试验区，加快获取我国页岩和页岩气基本参数，加快页岩气资源综合评价，优选富含有机质泥页岩，优选出页岩气发育有利区，形成一套页岩气勘查开发技术。
页岩油作为烃源岩中残留的已生成的石油资源，也值得重视，国外的勘探开发经验值得借鉴。页岩油战略调查与选区的重点是：寻找优质资源，推进页岩油开发技术。
（三）中国南方页岩气发育及分布的有利性
我国南方泥页岩分布面积广、厚度大，热演化程度高，已转化成为油型的裂解气，美国主要产页岩气盆地亦具备此特点，因此，有必要以现代“页岩气”理论为指导，对我国南方页岩气藏发育有利区进行预测研究。鉴于我国页岩气研究处在起步阶段，可供研究的资料较少，本次有利区预测主要选取有机碳含量、成熟度、厚度及含气量等指标，采用综合信息叠合法对我国南方页岩气发育有利区进行预测。结合以上对美国页岩气藏主控因素的分析，认为我国南方地区页岩热演化程度较高，普遍大于2%，笔者认为相应的有机碳含量可以适当降低，但至少应为2%，深度、厚度类比福特沃斯盆地Barnett页岩气藏的最大深度和最小厚度，分别为2591m和30m，成熟度达到1.0%即可（对热成因的页岩气而言）。
根据前人研究结果（孙肇才等，1993；马力等，2004），我国南方共发育了4套区域性黑色页岩和8套地区性黑色页岩。在系统分析研究各套泥页岩的沉积环境、有机质类型和含量、成熟度、厚度以及含气量等指标，并结合美国主要页岩气藏的参数指标分析研究后认为，上奥陶统厚度较小，下二叠统和上二叠统分别主要为碳酸盐岩和煤系烃源岩，故形成页岩气藏的古生界最有利层段主要是寒武系和志留系，次有利的为泥盆系和石炭系局部分布的页岩，再次为奥陶系和上二叠统页岩。
1.下寒武统
早寒武世梅树村期和筇竹寺期形成了一套我国南方古生界最好的烃源岩之一。下寒武统烃源岩发育在大陆边缘的内陆架盆地和斜坡区（马力等，2004），在北边的南秦岭海槽以及南边的滇黔海槽、扬子深海、江南深海发育了大套的黑色页岩、炭质页岩（马力等，2004）。
综合分析黑色页岩的沉积环境、有机碳含量、厚度、成熟度等指标，并与美国主要页岩气盆地进行类比研究，认为寒武系页岩气藏发育的有利区位于米仓山大巴山前陆以及渝东黔北湘西—江南隆起北缘一线（图5-11），基本上与冯增昭等（2001）所提的江南盆地的位置相当。
图5-11 中国南方下寒武统页岩气分布有利区
2.上奥陶统
奥陶系主要分布在稳定地台区，在扬子地台区奥陶系属于典型的台地相沉积，上奥陶统以稳定的碳酸盐岩为主，夹有五峰组页岩，在平面上主要分布在中上扬子区，其中，中扬子地区的川西南—鄂西一带，其五峰组页岩总有机碳TOC较高，为0.8%～6.0%，平均1.68%；以I型干酪根为主，Ro为1%～4%，由于TOC较高、分布稳定、干酪根类型好，有利于生成页岩气。
综合分析黑色页岩的沉积环境、有机碳含量、厚度、成熟度等指标，并与美国主要页岩气盆地进行类比研究，认为上奥陶统页岩气藏发育的有利区位于鄂西及鄂西北地区。该地区具有有机碳含量高、厚度大以及成熟度适中等特点（图5-12）。
图5-12 中国南方上奥陶统页岩气分布有利区
3.下志留统
下志留统龙马溪组黑色、深灰色炭质、硅质泥页岩，主要形成于闭塞、半闭塞滞留海盆环境，最大厚度可达300m。有机碳含量高，与美国主要页岩气藏的含气量相当，具备了页岩气成藏的有利条件。
通过对有机碳、成熟度及厚度的综合分析认为，下志留统黑色页岩中页岩气藏发育的有利区位于上扬子的米仓山大巴山前陆和渝东—鄂西一带、中扬子的鄂西以及下扬子的苏南等地（图5-13）。
4.泥盆系
泥盆系海相页岩主要分布在中上扬子地区，在滇、黔、桂、湘、粤等地区见有大面积分布的黑色页岩分布，在剖面上构成了黑色页岩、泥灰岩、白云质灰岩及硅质岩互层。但是目前测得的页岩有机碳含量比较低，一般小于0.6%，笔者认为这是勘探程度较低引起的，随着勘探程度的增大，该套页岩也将有更客观的评价，是页岩气藏发育的潜在层位（图5-14）。
图5-13 中国南方下志留统页岩气分布有利区
图5-14 中国南方中泥盆统页岩气分布有利区
5.石炭系
下石炭统泥质烃源岩为灰黑色—黑色泥质岩，仅分布南盘江、桂中局部地区。暗色岩厚50～600m，厚度较大区明显沿垭-紫-罗-南丹断裂分布，最大厚度区位于南丹—河池地区。有机碳含量较高（0.5%～3%），滇东曲靖—富宁地区TOC＞2%，最高达3.07%；黔南镇安—独山—荔波—桂中一线TOC多大于0.6%，局部地区大于1%，最高达2.02%；热演化程大部分地区大于2%，南盘江大部分地区大于3%，滇东地区相对较低，局部地区小于1.3%。总体评价为较好—好烃源岩（图5-15）。
图5-15 中国南方下石炭统页岩气分布有利区
6.上二叠统
上二叠统大面积发育泥页岩，主要分布在龙潭组、大隆组，分布面积达87×104km2，最大厚度可达1000m，残余有机碳含量为0.4%～6%，上二叠统页岩气的有利发育区位于上扬子的四川盆地、中扬子的湘中以及下扬子的江浙一带（图5-16）。
7.三叠系
四川盆地上三叠统须家河组为灰黑色页岩、泥岩、炭质页岩与浅灰色厚层至块状长石石英砂岩、粉砂岩互层，有机碳含量一般大于1.5%，平均1.95%，氯仿沥青“A”含量中等，平均为0.564%。巴中—平昌生烃凹陷地区，凉高山族油气成藏存在泥页岩裂缝型油气藏。云南地区上三叠统云南驿组下部灰岩段，厚度大于504m，下部页岩段，由黑灰绿色钙质页岩、硅质结核页岩及泥灰岩组成，厚度大于500m（图5-17）。
与美国已有页岩气发现的盆地相比，我国南方地区古生界地层厚度大，有机碳含量高，有机质类型均以I型为主，成熟度普遍较高，根据Cuitis（2002）研究的页岩气成藏地质条件（沉积地层以泥页岩为主，单层厚度在10m以上，TOC≥0.3%以及成熟度Ro≥0.4%）来看，我国南方地区具备页岩气成藏的烃源岩条件。
有利的页岩气藏的特征是有机碳含量高（＞2%）、有机质类型好（I型）、厚度大（＞30m）、深度适中，且具有普遍含气的黑色页岩层、粉砂岩以及细粒砂岩，发育天然裂缝体系等。页岩气藏作为一种非常规天然气藏，在美国取得了勘探和开发成功，在很大程度上得益于成藏理论的认识进步和勘探技术的迅速发展，最主要的是认识到了吸附气的特点。所以，我们要综合运用已有的各种页岩资料，采用各种先进的分析手段，并充分借鉴美国页岩气成功的理论和经验，我国的页岩气勘探肯定能取得事半功倍的效果。
图5-16 中国南方上二叠统页岩气分布有利区
图5-17 中国南方下三叠统页岩气有利区
（四）页岩气有利区
页岩气作为一种新型非常规天然气资源，在我国刚刚起步，据估计，我国页岩气资源潜力较大。页岩气资源战略调查与选区重点是：建立页岩气先导试验区，加快获取我国页岩和页岩气基本参数，加快页岩气资源综合评价，优选富含有机质泥页岩，优选出页岩气发育有利区。我国页岩气可分为北方和南方两大地区，其中以南方地区为主，主要分布在上扬子、中下扬子和滇黔桂地区。
1.四川盆地
四川盆地与美国东部地区页岩气发育盆地具有相似的地质条件，均是古生代海相沉积背景下形成的富含有机碳页岩，后期大幅度的构造抬升和强烈地质改造的程度也大致相当，富含Ⅲ型干酪根的泥/页岩直接产气及高演化程度下的原油裂解气导致盆地具有页岩气勘探的良好前景（图5-18至图5-20）。整体分析，四川盆地东部和南部以古生界的下寒武统和下侏罗统源岩为主，层位老但埋深浅，在现今的工业技术和经济背景条件下最适合于开展页岩气的勘探研究。
1）川东地区古生代长期处于沉降—沉积中心，烃源岩发育层数多且质量好，构成四川盆地页岩气勘探的首选层位之一。古生界主要发育了寒武系、奥陶系、志留系及二叠系深灰—黑色页岩。其中，下志留统页岩烃源岩厚100～700m，平均400m，最大823m，有机碳含量0.2%～3.13%，成熟度Ro为2.2%～4.0%（刘若冰等，2006），可作为页岩气勘探的主体层位。其次，上二叠统页岩厚20～120m，平均60m，有机碳含量高达3%～7.54%，成熟度为1.6%～3.1%（王兰生等，2004），也是一套潜力良好的页岩气勘探目的层。
图5-18 四川盆地下寒武统页岩气有利区
2）川中地区下侏罗统泥岩有机碳含量为0.07%～4.51%，平均1.19%，成熟度Ro为0.70%～1.12%（陈盛吉等，2005），Ⅱ型为主的干酪根更多地造就了油藏的形成；上三叠统Ⅲ型干酪根泥质及炭质泥岩有机碳含量为0.5%～1.5%，平均1.14%（陈义才等，2005），平均厚20～350m，稳定分布，Ⅲ型干酪根构建了页岩气的良好基础。由于埋藏深度相对较大，川中地区下寒武统形成工业价值页岩气藏的区域地质条件相对较差。在下寒武统，发育了筇竹寺组和下志留统的龙马溪组页岩烃源岩，前者厚达数百米，有机碳含量0.20%～9.98%，平均0.97%。在川中南部，厚度可达200～400m，有机碳含量为0.5%～1%（马力等，2004）；后者厚度可达1000m，有机碳含量为1.0%～4.9%。此外，川中南部地区（川南）的上、下二叠统源岩也值得关注。
图5-19 四川盆地上二叠统页岩气有利区
图5-20 四川盆地下二叠统页岩气有利区
3）川西地区整体属于前陆坳陷，三叠系及二叠系泥质气源岩与大套致密砂岩频繁互层，更显示了根缘气发育的优越性。该区古生界普遍埋深较大，局部露头发育地区也显示了优良的生气能力，如上二叠统泥质烃源岩厚25～100m，有机碳含量0.5%～1.5%，下二叠统页岩厚10m，有机碳含量为1%～2%（张永刚等，2007），具有良好的生气能力。因此，局部埋深相对较浅的高碳泥岩和页岩是页岩气勘探的潜在领域。
4）四川盆地围缘抬升较高，古生界泥页岩气源岩广泛出露或近地表发育，也可作为页岩气勘探的潜在领域。
四川盆地页岩气的勘探将是中国南方油气勘探的一个重要步骤和方向，对丰富和发展中国天然气地质理论具有重要意义。四川盆地具有与美国盆地相似的地质条件和构造演化特点，泥/页岩不仅是盆地内常规气藏的烃源岩，而且还具备了页岩气成藏的地质条件（刘丽芳等，2005）。四川盆地具有发育页岩气的良好地质条件，按照构造演化及地层发育特点，大致可以分为3个基本层次，即川东、川东北、川东南工业性页岩气成藏条件最好，川中及部分盆地围缘相对较差，川西由于埋藏相对较深，主体宜进行根缘气勘探。
按照常规勘探思路，四川盆地已经发现了一大批天然气田，但结合盆地页岩发育的地质特点及美国页岩气勘探经验，四川盆地具有以下寒武统和下志留统为主形成区域性页岩气发育的良好地质条件，平面上侧重于盆地的东半部，包括川东、川中、川南、川西南等。勘探过程中宜与常规天然气研究相结合，重视经济深度范围内的吸附及游离含气量变化，重点通过页岩有机碳含量、综合含气量、裂缝发育、埋藏深度及勘探有利性研究，指导页岩气勘探快速发展。
2.渝东黔北
渝东黔北以上震旦统和下寒武统页岩发育为主，北部还发育有上奥陶统和下志留统富含有机质泥页岩。上震旦统富含有机质泥页岩厚30～70m，下寒武统富含有机质泥页岩厚50～300m；上震旦统及下寒武统暗色岩有机碳含量在1.0%～3.0%之间；Ro在1%～3.5%之间，部分达到4.0%以上，以生气为主；生烃强度一般大于1×109m3/km2。
3.下扬子
下扬子西部下二叠统富含有机质泥页岩厚100～200m，有机碳含量为0.4%～2.82%，Ro值为0.8%～2.5%；上二叠统烃源岩厚50～200m，有机碳含量为1%～3%，Ro小于1.5%，但在沿江地区较高，可达2.0%以上。下扬子南部下三叠统青龙组灰黑色泥岩发育，有机碳含量为0.5%～2.0%，Ro小于1.5%。