全球社会经济飞速发展，许多国家将非常规油气作为保障能源安全和改善环境的途径而给予大力支持，例如天然气水合物可以大量减少碳排放，此已有专文论述。再以页岩气为例，2018年联合国UNCTAD页岩气报告指出，全球可采储量预计高达214.5万m³，相当于世界61年的天然气消费量^[1]。页岩气的普遍开采已经让美国非常规油气的比重比2000年翻了一番还多，2011年占总产气量的67%，广阔前景区包括阿拉斯加北坡沿海大片区域。欧洲的页岩气储量尚不明确，但波兰、德国、丹麦、瑞典、英国和罗马尼亚正在进行勘探和开发。其中波兰和英国分别在2015年和2016年开始商业化生产^[2]。中国、阿根廷和澳大利亚的页岩气技术可采资源量分别为31、22和11万亿m³，日益被看作富有潜力的生产国^[3]。

本文重点分析阐述和系统总结世界主要国家非常规油气资源评价与勘探开发进展，主要包括页岩气、页岩油、致密油气、煤层气等，对于重油、油砂等非常规油气资源此处略述。

随着世界常规油气能源开发承受的压力日趋增大，丰富多样的非常规能源逐渐受到人们的重视，相应的开发技术也越来越成熟，目前在能源市场中所占的比例也在逐步增加，作为接替性能源其重要性在世界社会和经济生活中日益凸现。

世界对于化石能源的需求持续增长，而世界范围内油气资源不平衡、油气供需矛盾以及能源安全仍是世界各国关注的问题。进入21世纪以后，在新理论与新技术创新推动下，特别是北美国家页岩气大获成功的刺激下，非常规油气资源正在成为油气勘探开发的现实与接替领域。

近年来，美国的页岩油气开发举世瞩目，引发了各国的日益重视，同时各国的页岩油气技术也得到了快速发展。美国的非常规油气勘探开发在20世纪80年代初取得技术和商业上的突破，页岩油气勘探开发在2000年全面展开。2018年初，美国有6.7万口页岩气水平井在运转^[4]。1980年页岩气年产量为10亿m³，2000年超过236亿m³; 2015年激增到4 300亿m³，占天然气总产量超过56%，2017年再创新高，约4 620亿m³。美国通过非常规油气技术的开发，不仅实现了天然气能源自主降低了对外依赖度，而且从净进口国成功转变为净出口国，成果斐然。这也引发了世界各国开发非常规能源的积极性，很多国家已经开始资源潜力评价(图 1)。

图  1  世界页岩油气资源的地理分布格局(据文献[1, 4])

Figure 1.  World geographical distribution of shale gas and oil (after references [1, 4])

中国的非常规油气勘探开发意义重大并已取得了重要进展，可采资源量分别是常规天然气和石油的近3倍和0.8倍，资源量巨大，开发前景可期。页岩气开发势头迅猛，潜力巨大，是今后5~10年天然气产量增长的主要来源; 致密气及煤层气也在稳步发展。致密油勘探开发初具规模，页岩油和油页岩油资源潜力大，是重要的后备战略接替资源^[5]。在开发方面，经过10余年持续攻关与勘探开发实践，我国非常规油气勘探开发已经取得了突破性进展，成为继北美之后全球第2大非常规油气资源开发利用地区。2018年，我国非常规石油产量已超过4 000万t，大约占全国石油总产量的1/5。其中，稠油在我国一直视同常规石油进行勘探开发，在渤海湾、准噶尔、吐哈盆地早已实现规模开发利用，产量规模接近4 000万t。2018年非常规天然气产量达540亿m³，其中致密气进入规模化开发利用阶段，页岩气初步形成两大页岩气产区，煤层气经过20余年发展实现工业突破，天然气水合物也已于2020年3月底实现第2次试采成功。未来，我国非常规油气的地位与作用将更加重要。据预测，2035年非常规石油产量将超过5 000万t，约占全国石油产量的1/4;非常规天然气产量有望达到1 300亿m³，约占全国天然气产量的半壁江山。

非常规油气的开采与开发仍然涉及到诸多环境与社会问题。如水力压裂技术可能会引发地层的大量微型地震，这也是英国限制压力技术使用的重要原因; 大气污染位列影响页岩气开发之首。这些潜在的污染来源于液体废物(地层中存在的气体和其他污染物饱和的压裂液)的存储、气体通风、燃烧、气/液分离作业和冷凝槽，以及柴油发电机中的燃烧和输运材料往返井场的车辆造成的污染。

学界和社会最近广泛关注水体中的烃浓度和地表渗透。关切点主要是担心水力压裂和页岩气开发对环境的影响。美国非常规天然气行业进行全面审查的实施主体是美国环境保护署，其主张造成饮用水资源污染的主要原因在于：①压裂液和采出水的表面泄漏; ②处理后的回流水的排放; ③气体通过生产井迁移到含水层; ④影响到同时用于生活供水的储层。因此，澳大利亚昆士兰大学煤层气中心借鉴美国开发的大量经验，提出在煤层气开发中应重点关注：①地下水中甲烷和大气中甲烷的性质和来源; ②地下水水面下降和采出水的管理; ③煤层气作业导致的水污染风险; ④天然气开发对地面沉降可能造成的影响。

出于环境保护等目的，目前成功应用于煤层气开发的技术包括用于商业生产的钻完井技术、(反渗透)产出水管理、GRE(玻璃增强型环氧树脂)和聚乙烯管道等等。然而，段塞流仍是一个问题，因为它会对井的性能造成不良影响，使井底压力产生变化，降低产能。封井材料也需改进，目前主要是用水泥。昆士兰大学煤层气研究中心在研究将膨润土作为替代材料。美国使用膨润土封井已有多年。例如，怀俄明州石油和天然气保护委员会(WOGCC)就主张使用膨润土堵塞地震炮孔^[6]。到2015年，雪佛龙公司已经用压缩膨润土结块封堵了9 000多口井，并以每年400~1 000口井的速度递增。

2010年播出争议性页岩气开发纪录片《应许之地》后，煤层气的开发进程明显加快。总体来看，社会各阶层对非常规油气开发的关注点是不同的。城市舆论倾向于关注对环境和人类健康的威胁，而农村地区关心的问题则是地下水、施工车辆和工人往返通勤导致交通拥挤等。社区担心煤层气产业所需的地下水抽取会影响农业生产活动用水，并给含水层带来污染，但主流舆论已经改变为对小企业生存能力和社会生态的担忧。

然而开发这类资源的益处之一是能带来大量就业。当地居民投身于煤层气产业，而外来人口可进行周边服务行业。通过迁移和训练，人口的技能基础也更为多样化。商品销售和房地产市场更为活跃。但当地社区人口流动逐渐多元化会带来社会管理挑战。北美经验研究表明，资源行业迅速发展起来后，“社区和谐度”需要15~20年的时间才能恢复。

目前北美3个国家都开展了非常规油气勘探开发活动，主要聚焦于页岩气、页岩油、致密油等^[7-9]。本文以美国和墨西哥为例。

2018年，美国能源部挑选了6个非常规油气项目，资助3 000万美元以优化采收技术。其中，致密油是美国当前原油产量增长的主要因素(图 2)，2016年原油为890万桶/d，2018年增加到930万桶/d，产区主要是德克萨斯、北达科达、俄克拉荷马和新墨西哥4州，产能来自鹰滩(Eagle Ford)、二叠系(Permian)、贝肯(Bakken region)等^{[4, 7]}。本文以德福德页岩(Woodford)和阿拉斯加北坡气藏评价为例。前者有丰富的生产经验，后者尚未勘探，无生产史^[7-8]。

图  2  美国致密油产量贡献示意图(据文献[4])

Figure 2.  Contribution of tight oil to the US oil production (from reference [4])

晚泥盆世—早密西西比世的伍德福德页岩位于俄克拉荷马州和阿肯色州(Arkansas)阿尔科马(Arkoma)盆地的西部(图 3)。人们很早之前就已经发现，伍德福德页岩是一套烃类产量极其丰富的烃源岩，阿尔科马盆地西部常规油气藏生产的天然气和原油大部分来自伍德福德页岩。自大约10年前开始钻井以来，伍德福德页岩已经完钻1 000多口井，生产天然气超过370亿m³。

图  3  介于俄克拉荷马州东部和阿肯色州的伍德福德页岩评价单元

Figure 3.  Woodford shale assessment unit between Oklahoma and Arkansas

沿着阿尔科马盆地由北至南，伍德福德页岩厚度增加，北部不足15 m，南部厚度超过90 m。此处页岩形成于干燥气候中沉积在被动大陆边缘的黑色多裂缝页岩和燧石夹层受地壳抬升影响的海侵过程。盆地页岩的总有机碳含量为1%~10%，局部超过20%，主要为Ⅱ型干酪根。

伍德福德页岩单元北部与切诺基地台(Cherokee)相邻，南部与沃希托(Ouachita)山脉乔克托(Choctaw)逆冲断层相邻，西部与阿巴克尔(Arbuckle)隆起相邻(图 3)，但东部边界突然尖灭。页岩成熟度从西北往东南方向升高，利用深度、热成熟度、净高伽马射线值厚度可确定单元西南部的甜点。美国地质调查局(2012)评价的结果是未探明技术可采页岩气为3 030亿m³，预计可采资源量为1 720~4 830亿m³。

阿拉斯加北坡是大型的陆上和近海含油区，覆盖面积约为16.2万km²。美国地质调查局评价了3处烃源岩的非常规油气潜力：三叠系舒布里克(Shublik)地层、侏罗系—下白垩系金阿克页岩(Kingak)和白垩系—古近系布鲁克层序(Brookian)发育的页岩。

舒布里克和布鲁克烃源岩的埋藏深度，从北部海岸附近巴罗穹隆的900 m到布鲁克斯山脉山麓丘陵下的6 000 m。烃源岩的热成熟度从北部生油窗起点穿过生油窗进入南部生气窗不断上升(图 4)。舒布里克和布鲁克烃源岩都含有脆性岩相，因此适合水力压裂，而金阿克页岩缺乏脆性岩相。但舒布里克地层是复杂岩相，包含页岩、石灰岩、磷矿和砂岩，厚度范围从＜15 m到＞120 m。最丰富的生油型烃源岩集中在海侵沉积相，厚度范围从＜15 m到＞60 m(图 5a)。而且，TOC为1%~15%，主要是Ⅰ型和Ⅱ型干酪根。

图  4  布鲁克山脉到波弗特海的剖面图

Figure 4.  A tectonic profile from the Brook Moutain to the Beaufort Sea

图  5  根据地质图、建模和成熟度等确定的阿拉斯加北坡评价单元

Figure 5.  The Alaska North Slope assessment unit defined upon geological maps, modeling and maturity data

布鲁克页岩具有一系列致密岩相，沉积在斜坡沉积系统的远端、深水系统，斜坡沉积系统穿过北坡往东和东北方向近积。盆地发育致密页岩，厚度达300 m，并且大部分有机层位厚度从0~150 m(图 5b)，主要为Ⅱ型和Ⅲ型混合干酪根，按地区不同可能为生油型或生气型。

评价单元边界根据多项标准进行绘制，北部界限由州和联邦之间的水域(近海)或沉积尖灭或晚期侵蚀作用划定，其他类型边界根据热成熟度确定，包括实际镜质体反射率和根据时间-温度和生烃建模估算的镜质体反射率(图 5a)。其中南界限由早白垩世地质构造的北边界或4%镜质体反射率的边界划定。

美国地质调查局将舒布里克海侵相等厚图或布鲁克高伽马值响应地层等厚图与热成熟度相结合，将海侵相与有机地球化学数据相关联确定相关参数。舒布里克页岩单元的平均技术可采页岩气为1.087×10¹² m³。布鲁克页岩气单元的技术可采资源量为0~0.124×10¹² m³，均值为620亿m³。相比之下，舒布里克地层的面积比布鲁克页岩大，总有机碳量更高，热成熟度更大，因此资源量更大，脆性更强更易于压裂开发。

(1) 产出水处理

压裂过程中的返排液和产出水管理是页岩气生产行业面临的最大挑战之一。深井注水在美国是被人接受的传统废水处置方法。2007年陆上油气井的总产出水的98%进行了地下注入，但这一比例目前在下降。深井注入呈现为低风险行为，因为环境不受其影响，但是仍然存在着许多机理和长期影响有待监测、研究和讨论。例如，深井注入显著地加剧了地震活动的发生，其引起天然地震的潜在风险比水力压裂更严重。随着时间推移，处理方式已经有了很大演变。在马塞勒斯，先是在市政废水处理厂处理，随后是行业废水处理厂处理，然后是深井注入，最后是目前高效的重新利用方案。在北美，45%的煤层气废水在蒸发/渗透池中被处理，15%在地表排放，25%被重新注入，15%进行处理和使用，但各个地区可能会有所不同。

(2) 辐射

页岩气生产的废水一般含有少量的放射性核素。但美国的马塞勒斯泥盆系页岩被视为具有高水平的放射性物质，地层卤水中Ra-226的浓度达到370贝可/L。

(3) 结垢

结垢可能会缩短泵压装备的寿命。水力压裂的全部返回水都要进行一般处理，方法主要是过滤，以去除支撑剂和其他固体等TSS(支撑剂总悬浮固体)。压裂泵密封的问题在TSS含量高时可能变得严重。美国已经使用了地表敞口蓄水作为过滤方法的替代，来沉淀和脱脂/脱油。不过，这项技术可使气态有机污染物逃逸到大气层中。

美国能源信息署(EIA)的数据显示，墨西哥盆地中的各种主要特征包括页岩气平均含量和平均深度都与得克萨斯州和路易斯安那州的页岩气地层类似。2017年7月，墨西哥东北部的布尔戈斯(Burgos)盆地首次向私营公司开放页岩区块，其他页岩盆地也将开放^[10]。布尔戈斯盆地分布于科阿韦拉州和新莱昂州，地理位置如图 6所示。研究表明，墨西哥东北部(包括科阿韦拉州、奇瓦瓦州、坦皮科和韦拉克鲁斯)属于将来的压裂区域(图 7)。盆地占地面积约为24 200平方英里，资源储量有2 100亿立方英尺^[11]。值得注意的是，布尔戈斯盆地的3-17井钻遇鹰滩页岩层。

图  6  墨西哥沿海的页岩资源分布

Figure 6.  Shale resources distribution along Mexican coast

图  7  墨西哥潜在的页岩气来源

Figure 7.  Potential shale gas resources in Mexico

墨西哥的开采计划借鉴了鹰滩地层经验，确定了10个潜力井的钻井位置。对于位于提通阶页岩地层的其余6个潜力页岩层，多数井的平均寿命是7年，主要是考虑废液回收和重新利用，从而降低淡水的消耗。在21年间，墨西哥页岩气总产量为99.871 TSCF(万亿标准立方英尺)，大部分天然气来自于墨西哥的最大页岩层MWP1。该气田的产量占总产量的77%(77.2 TSCF)，以满足发电的需求。MWP2的开采量占页岩层总含量的27.7%。由于墨西哥目前只有很少的基础设施来支撑页岩气的生产和配送，在考虑市场需求以及行业利润的同时，要兼顾生产和基础设施的规划。预测显示墨西哥2015—2027年的天然气总需求量来自于墨西哥的5个主要区域，这也说明基础设施的重要性(图 7)。

墨西哥的页岩气开发面临的挑战之一就是缺乏必要的基础设施，以及需要制定有关页岩气生产的长期规划。除此以外，墨西哥的页岩气开发难题，还存在其他挑战。例如，墨西哥的页岩气藏具有自身特点，包括地质因素、物理性质、深度、天然气成分, 市场在未来几年内的天然气需求也不稳定。加工厂和配气管网的建设和运行也需配套推行。

亚太地区开展非常规油气的重要国家有中国、澳大利亚、印度尼西亚、印度以及最近的阿联酋、阿曼、哈萨克斯坦等国^[12]。本文在这里主要介绍开发较成熟的澳大利亚煤层气和中国的非常规油气开发在近几年取得的进展。

澳大利亚的页岩油气分布在坎宁等盆地(图 8)，页岩油和页岩气储量分别位居世界第6和第7位。其中，澳大利亚的Beetaloo盆地拥有北领地70%的页岩气资源，Origin能源公司正与澳洲Falcon油气公司合资在此开发，其他的作业者还有Santos公司与Tamboran资源公司合作，Hancock勘探公司，日本的Inpex公司和澳洲的Pangea资源公司等。2018年4月，澳大利亚北领地取消了2016年9月以来对水力压裂的禁令。但产出水的管理对于一个长久以来遭受反复干旱问题困扰的农业地区仍然是至关重要的。

图  8  澳大利亚页岩油气区域分布

Figure 8.  Shale oil and gas districts in Australia

澳大利亚用于满足国内需求的首个商业煤层气在1996年投产^[13]，但国内市场较小，无法支撑大型项目。2000年初LNG价格上涨，期货上涨3倍以上，同时昆士兰政府刺激当地电力产业对天然气的需求，最终昆士兰的3个大型煤层气转LNG项目在2010年和2011年成功获批。这些因素以及技术测试的成功促使开展大量煤层气勘探和评价研究。目前概算储量为40万亿立方英尺，增长了近10倍。

煤层气多年来一直是煤炭开采的副产品，昆士兰将煤层气作为一种独立资源开采始于20世纪70年代末。1976年鲍恩盆地的Carra 1中的第1口勘探井在昆士兰煤层中完井。20世纪90年代借鉴美国的成功经验在鲍恩盆地钻取了约30口的煤层气专用井。到1995年煤层气钻井约达160口，大部分在鲍恩盆地。虽然之前在煤炭开采业也进行过矿井脱瓦斯作业，但据自然资源和矿业部(DNRM)资料，煤层气的第1次商业生产是1996年在鲍恩盆地的二叠纪煤系，即莫拉(Moura)附近的道森(Dawson)河巴腊拉巴煤系，但只在浅表煤层开发。道森河之后是1998年费尔维尤(Fairview)地区的Bandanna煤系。2002年，又增加了Peat和Scotia矿区的巴腊拉巴煤系，其与费尔维尤地区的共同之处是其背斜构造的地层渗透性强。

苏拉特盆地的瓦隆煤层商业生产开始于2006年，在Dalby地区和Chinchilla地区(Tipton West、Kogan和Berwyndale矿区)西侧以及中间地带。到2007年，昆士兰的煤层气生产已经超过常规天然气的生产。2008年6月30日苏拉特盆地的探明储量超过鲍恩盆地。2011年，苏拉特盆地产量超过鲍恩盆地成为主要煤层气供应地(图 9、10)。2014—2015财年，昆士兰天然气产量为4 690亿立方英尺，其中4 300亿立方英尺是煤层气。

图  9  昆士兰天然气和煤层气的历年产量

Figure 9.  Historical production of natural gas and coal bed gas in Queensland, Australia

图  10  昆士兰常规天然气和煤层气的历史产量

Figure 10.  Production of conventional natural gas and coalbed gas in Queensland

2015年1月，昆士兰开始出口煤层甲烷气以LNG形式输往亚洲市场。2017年出口量达1.4万亿立方英尺/年。澳大利亚在2020年将成为全球最大的LNG出口国，一举扭转了从巴布亚新几内亚进口的局面，标志着LNG出口市场对煤层气等非常规天然气开发的重要性。

如今，澳大利亚东部(汤斯维尔、布里斯班、悉尼、墨尔本、格拉德斯通、阿德莱德、堪培拉和塔斯马尼亚北部)的大部分用户已经建设天然气管网(图 11)。主要气源来自南澳大利亚东北部和昆士兰西南部的库珀和伊罗曼加盆地、昆士兰南部的苏拉特和鲍恩盆地，以及维多利亚州沿海的奥特威(Ottway)和吉普斯兰(Gippsland)盆地。可以预计，非常规天然气将大量输入市场。

图  11  苏拉特、鲍恩、库珀和埃罗曼加盆地的集中管理区和天然气管道

Figure 11.  Management distribution and gaslines in Surat, Bowen, Cooper and Eromanga Basins

早期的运营商提出出口煤层LNG气的理念，吸引了大量油气公司的关注。经过一段时期的资本重组，昆士兰目前有4大煤层气厂商，包括2个财团和2个大型石油公司：格拉德斯通LNG项目(GLNG)(Santos经营占30%，Petronas 27.5%，Kogas 15%，Total 27.5%); 澳大利亚太平洋LNG公司(APLNG，其中Origin为上游运营商，占37.5%;康菲石油37.5%;中国石化25%); 昆士兰柯蒂斯LNG(QCLNG，其中QGC经营是BG的子公司，最近被壳牌并购; 部分股权由中海油和东京燃气公司持有); Arrow Energy(壳牌和中石油各持有一半股份)。这些煤层气公司中有3家正在格拉德斯通附近的柯蒂斯岛建设煤层气工厂以及6列运载火车，规模是空前的。

据自然资源和矿山部资料，昆士兰煤层气2015年6月30日的概算储量为42 733 PJ(1 PJ(拍焦)=10¹⁵ J)，而1996年时仅为5拍焦。昆士兰煤层气储量是澳大利亚东部天然气储量的81%(是煤层气全部储量的94.7%，其余储量分布在新南威尔士州)。昆士兰煤层气储量为22家公司所有，大部分在产储量掌控在三大财团和Arrow Energy手中。钻探的煤层气井最终可能多达40 000口，其中2015年9月前的已钻数量是8 500多口(勘探、评价和生产井)。其余的31 500口井将在之后的15~20年内完成钻探。

昆士兰主要煤层气资源苏拉特和鲍恩盆地，有着漫长而复杂的地质和产油历史。这些含油气的盆地有多套烃源岩，涵盖广阔的煤矿区。约有2/3的煤层气证实储量和概算储量(2P)赋存于苏拉特盆地的侏罗纪瓦隆煤系，其余1/3赋存于鲍恩盆地二叠纪煤系。沉积中心被基底隆起Comet Ridge分隔开，在塔鲁姆地槽中的最大厚度达10 km(图 12)。晚三叠世沉积标志着苏拉特盆地(上覆于鲍恩盆地)开始形成。这些煤层虽然横向不连续，但其历次累积厚度造就了世界级的天然气藏。

图  12  苏拉特盆地和下伏鲍恩盆地的主要构造特点

Figure 12.  Tectonic characteristics of Surat Basin and underlying Bowen Basin

中国的非常规油气资源丰富(图 13)，类型复杂，构造多样，开发潜力巨大。其中，致密气、页岩气和煤层气等非常规天然气产量规模已超过天然气总产量的1/3，其中页岩气是我国近期非常规发展潜力最大的矿种，也是今后5到10年天然气产量增长的主要来源^[5]，致密气及煤层气也将稳步发展; 致密油勘探开发初具规模(图 14)，页岩油和油页岩油资源潜力大，是重要的后备接替资源。

图  13  中国主要盆地及部分非常规油气资源(据文献[14])

Figure 13.  Major basins and unconventional oil and gas resources in China (from reference [14])

图  14  中国主要盆地的致密油资源(据文献[15])

Figure 14.  Tight oil resources in Chinese major basins (from reference [15])

2008年11月26日，中国首口页岩气取心浅井在四川省宜宾市顺利完钻。一年多后，中国第1口页岩气直井“威201井”在四川省威远县开钻，2010年7月获工业气流。2011年7月，中国第1口页岩气水平井“威201—H1井”也压裂成功。2012年5月，陕西延长石油集团的另一口水平井在页岩气工作现场压裂成功。此前在鄂尔多斯盆地亦成功钻探了第1口陆相页岩气井并压裂产气。2012年初，页岩气被列为单独矿种，大大推动了中国页岩气规模化、产业化进程。

2012年11月，中石化在重庆市涪陵地区钻获“焦页1HF井”高产页岩气流。此后不到2个月，该井投产外销，成为中国第1口商业页岩气井，拉开了涪陵页岩气田和中国页岩气商业开发的序幕。2013年9月，国家批准设立“重庆涪陵国家级页岩气示范区”。至2018年3月26日，该气田如期建成100亿m³年产能，成为全球除北美之外最大的页岩气田，相当于建成一个千万吨级的大油田^[16]，被评为“2018年度中国石油行业十大新闻”。从2014年9月到2018年4月不到4年的时间，四川盆地探明涪陵、威远、长宁、威荣4个整装页岩气田，产能达135亿m³，累计产气225.80亿m³。

2019年1月，中国地质调查局宣布鄂西地区(湖北西部)页岩气调查取得重大突破，页岩气地质资源量达11.68万亿m³，具有建成年产能100亿m³的资源基础，由此形成涪陵、长宁—威远、鄂西“三足鼎立”的资源格局，打破页岩气开发均集中在长江上游的局面。3月底，中石化页岩气勘探开发又获重大突破：威(远)荣(县)页岩气田提交探明储量1 247亿m³，并将建成10亿m³产能; 丁山—东溪区块国内首口埋深＞4 200 m的东页深1井获高产气流，日产31万m³，深井压裂工艺技术突破了埋深4 000 m。

在致密油方面，自然资源部新一轮油气资源评价显示，我国可采石油资源中，致密油约占2/5。作为国内最大的示范区长庆致密油项目，2018年建井周期缩短控制在158天，实现当年钻井、当年建产、当年投运，标志着致密油开发进入高产、高效、高质量开发新阶段。鄂尔多斯盆地致密油资源量达20亿t，是长庆油田实现年5 000万t持续稳产的重要资源保障^[17]。

开发非常规油气的环境影响在全世界尤其是欧洲仍然存在激烈的争论。欧州的环境法规和监管十分严格，如禁止敞口池存储或深井回注，但并无法阻止各国对非常规油气的关注和兴趣。英国采用了新的废水处理和循环利用措施; 西班牙在布尔戈斯对一口页岩气井进行了环境和开发周期等评价; 罗马尼亚最近也开始了页岩气勘探，并希望采用水力压裂进行开采。

英国页岩气储量约为36.8万亿m³，是美国已探明储量的2倍^{[7, 12]}(图 15)。事实上，英国迄今为止只在英格兰的兰开夏郡(Lancashire)由夸德里拉资源公司(Cuadrilla Resources)对Preese Hall-1井中对鲍兰(Bowland)页岩进行了一次压裂作业，采用了水(约98%)、砂(约1.8%)、聚丙烯酰胺乳剂(0.046%)以及作为示踪剂的钠盐溶液(约0.006%)组成的压裂液，并获得许可在将来的作业中采用盐酸(阻垢剂)和戊二醛(杀菌剂)^[12]。2018年5月英国专门设立了页岩环境监管机构，以简化审批程序，还建立了160万英镑的基金支持地方开发。但目前苏格兰、威尔士和北爱尔兰不允许水力压裂。

图  15  英国页岩油气资源分布

Figure 15.  Shale oil and gas resources in United Kingdom

压裂作业期间需要大量的水，但之后的生产环节对水的需求逐渐下降。英国最近的估算报告认为今后20年内页岩气开发仅仅需要大约0.2%的工业用水。不过，在淡水资源紧缺的区域，开发页岩气确实要考虑到耗水问题。若干替代方案有直接使用低盐度地下水或与淡水混合已经成为可行选项。

水力压裂和页岩气生产牵涉到多种环境和社会担忧，包括引起地震活动或高强度的淡水消耗等等。此外还存在道路交通压力增大等问题。不仅如此，交通压力和噪音公害曾是兰开夏开发控制委员会2015年1月拒绝压裂作业的主要原因。尽管2011年英国压裂井与地震事件有关造成了社会恐慌，最近也有报道压裂与美国俄亥俄地震有关，但许多证据显示这些地震与压裂事件相干性不大并且不具普遍性。

在产出水方面，按照每口井所要求的水量(8 400 m³)计算，英国每口井产生的废水量在1 200~6 600 m³范围内。与美国不同，英国要求作业者按照水资源法(1991)向环境协调员公开水力压裂液的成分并且确保不使用危险添加剂。例如，聚丙烯酰胺乳剂(不包含危险组分)已经在英国被用作减摩剂。夸德里拉资源公司在鲍兰页岩地层的压裂井中，废水中TDS浓度最高达130 000 mg/L。

页岩气产出水通常发现有高盐度，在压裂作业后TDS浓度也逐渐升高，而且，有时还有放射性，例如石炭系鲍兰页岩的返排液中发现Ra-226的浓度具有14~90贝可/L的剂量。宾夕法尼亚州的马塞勒斯(Marcellus)页岩的返排液和产出水中TDS浓度也达到了8 000~360 000 mg/L，平均值通常约为100 000 mg/L。Almond等^[18]研究认为，英国一年钻的25口井造成的放射级别也绝不会超过1毫希/年的限度(英国允许的年暴露剂量)，并且对于页岩气，每单位产出能量所产生的放射性物质的通量低于常规油气、燃煤电力，当然更不用说核电。

迄今为止，水力压裂作业的废水尚未超过英国的放射性物质限制标准。在英国，不同工业活动的废物对于固体包含Ra-226在内超过500贝可/kg或者液体超过1000贝可/L的浓度被视为有放射性并且必须照章处理。在返排液和产出水中通常发现的金属中，铁是最常见的，最大浓度达到500 mg/L，但是典型浓度在10~200 mg/L量级。溶解铁在英国的返排水中高达106 mg/L，但重金属如镍、铝、铅、锌、铜、镉、汞和砷通常以μg/L的浓度发现，比市政废水处理厂低2~3个量级的幅度。

因此，2015年1月英国环境署同意夸德里拉资源公司在兰开夏郡普雷斯顿新路(Preston New Road)勘探区进行水力压裂作业的环境许可。该许可和附件文档明确规定不允许水力压裂液的地下回注并且返排液必须存储在场地周界内封闭的钢容器中。深井回注和敞口池存储这两种在美国普遍使用的方法，在英国至少在勘探阶段期间是不允许使用的。将来是否允许使用在英国仍存有争议。

波兰拥有0.1~4.2万亿m³页岩气技术可采资源量^[19]。但根据不同方法估算的页岩气潜力结果的差异达到几个数量级^[19](图 16)。其中，卢布林盆地(Lublin Basin)页岩气资源，2011年为1.246万亿m³，2013年降为2 550亿m³。资源量大幅度降低的主要原因是采用了严格的地质筛选标准，对构造复杂性有了更清楚的认识，远景面积减少了80%。

图  16  不同机构对波兰页岩气资源潜力评价的结果

Figure 16.  Poland's shale gas resources assessments by different institutions

波兰政府发放了100多个页岩气勘探许可证，完钻大约50口页岩气勘探井，2015年前后开始商业生产。国际上废水管理趋势已经随着时间逐渐转变，从最初的废水处理设施中处置到重新利用和深井注入，主要是由于更严密的环境规章的发展和实施。支撑剂总悬浮固体(TSS)在返排中浓度范围一般为300~3 000 mg/L，波兰的返排水TSS含量更低如168 mg/L。但是波兰的生产井可用信息不多，因为利用相对廉价的过滤或沉淀预处理，固体很容易从返排水中去除，而当前的研究致力于溶解性污染物的处理。因此，非常规油气在波兰的发展前景和环境影响尚需要重新评估。

据EIA估计，德国页岩气的技术可采资源量达2.3万亿m^3[20]，资源分布主要集中于西北部及中部地区(图 17)。早在2010年，德国就开始颁发页岩气勘探许可证，引来各大公司纷纷进行页岩气勘探，其中埃尔森美孚公司仅在下萨克森(Lower Saxony)盆地就完成了10口页岩气探井。但此前因对环保问题的担心，一直禁止商业开采。页岩气压裂的每口井都要求7 000~21 000 m³的水，而这些用水仅有不同程度(8%~70%)能够陆续返回地面。随着地点不同以及页岩区块不同，这些数值可能变化更大。在德国页岩区块中进行的研究显示每口井在压裂作业后10~55天内回收2 000~4 600 m³废水，占注入水的17%~25%^[12]。

图  17  德国主要页岩油气资源分布概况(据文献[12])

Figure 17.  Major shale oil and gas resources in Germany (from reference [12])

在德国，采矿废水的深井注入被视为最先进的处理方法，但是页岩气作业的许可为逐案审查。分析在欧洲的页岩气行业发展时，重要的是行业废水处理设施提供了处理金属和溶解固体的可能性，但是对于应付水力压裂废水中发现的高浓度盐分往往能力不足。

在德国，产出水的TSS数值与美国类似，最大值为180 000 mg/L，平均值为100 000 mg/L。其他离子比如钙、镁、钡、锶、钾或溴化物以可变的浓度存在，典型情况下为数千毫克每升的高量级。总硬度(如CaCO₃)通常为10 000~55 000 mg/L。不同页岩区块，甚至同一区块的不同井孔，离子的浓度可变范围也很大。例如，Olsson等^[21]报告过(德国)下萨克森郡不同井孔中水的钙、锶、钡和钾浓度具有较大差异。这些差异可用于分析不同盐水的特征和源头。

拉美地区的巴西、阿根廷都是重要的页岩油气国家。阿根廷是继美国加拿大之后世界上第3个国家开发致密油和页岩气的国家^[20]。其页岩气技术可采资源量为22.7万亿m³，位居世界第2位; 页岩油资源量270亿桶，居世界第4位。境内的内乌肯(Neuquen)盆地、戈尔夫圣乔治(Golfo San Jorge)盆地以及南部麦哲伦(Magallenes)盆地的页岩具有较大油气资源潜力。内乌肯盆地Vaca Muerta地层的页岩气具有308万亿立方英尺的技术可采储量(图 18)。巴西拥有6.9万亿m³的页岩气技术可采资源量，居世界第10位。但开发程度一直很低，仅有一个非常规项目位于巴西南部的巴拉那(Parana)州，由巴西石油公司(Petrobras)负责开发，通过水力压裂技术仅生产少量的原油。2013年10月，巴西启动了首轮陆上页岩气区块招标^[17]，加速了页岩气开发的进程。截至2018年巴拉那共有240个区块完成招标。巴西作为新兴的发展中国家和金砖五国之一，具有后发优势和巨大的开发潜力。

图  18  阿根廷页岩资源分布

Figure 18.  Shale resources in Argentine

独联体国家中，俄罗斯非常规油气储量巨大。俄罗斯页岩油技术可采资源量约750亿桶，居世界首位; 页岩气技术可采资源量约6.9万亿m³，居世界第9位^{[9, 18]}。哈萨克斯坦煤层气和页岩气储量也很大，煤层气的勘探已初见成绩，页岩气领域将与中国联合研究^[22]。乌克兰境内的可采页岩气资源约为3.6万亿m³，页岩油11亿桶，主要分布在西部Olesska气田和东部第聂伯-顿涅茨(Dniepr-Donets)盆地的Yuzivska油田^[19]。后者的气田2018年约产气70~200亿m³。

非洲的乍得、阿尔及利亚、利比亚、摩洛哥和突尼斯等国家的页岩气资源丰富，技术可采储量达24.5万亿m³。其中，阿尔及利亚的可采储量居首位，为20.0万亿m³; 利比亚为3.5万亿m³; 突尼斯0.7万亿m³; 摩洛哥的可采储量较少，但也有0.3万亿m^{3[18, 23-24]}。

当今世界非常规油气资源勘探开发既有极大发展机遇，又面临多重挑战。页岩油气勘探评价技术日趋成熟，煤层气受需求和技术的双重驱动快速发展，致密油气的增量贡献亦在油气资源构成中快速凸显。纵观全球非常规油气勘探开发历程与进展，北美地区非常规油气商业性勘探开发的巨大成功与重大进展。就目前形势来看，技术开采已经逐渐优化并成为现实，但是在经济评价、生态环境评价、社会影响评价以及规范作业方面仍然问题重重，急需引起各国的重视。在市场与技术的双重推动下，在政府和社会监督及管理下，我国的非常规油气勘探领域亦会取得重大突破并成功应用于商业性开发，为保障国家能源安全和满足人们日益增长的物质文化生活的重大需求作出巨大贡献。