中国海陆过渡相页岩气形成、潜力与挑战

Formation, Potential, and Challenges of Marine⁃Continental Transitional Shale Gas in China

摘要

海陆过渡相页岩气是我国非常规天然气资源的重要接替领域.基于文献调研、野外露头调查、勘探实践、钻井取心及实验测试等综合分析，系统梳理并对比了世界及我国页岩气发展历程，剖析了鄂尔多斯盆地、四川盆地及周缘海陆过渡相页岩气勘探进展与挑战，深入探讨了海陆过渡相页岩气形成的关键地质条件、资源潜力、挑战与对策.研究表明，我国海陆过渡相页岩主要发育在石炭系‒二叠系（本溪组、山西组、龙潭组），以潟湖、沼泽和潮坪相为主，具备良好的页岩气形成条件与发展潜力：（1）富有机质页岩层段厚度大、分布广，有机质类型以Ⅲ型为主，有机质丰度高（TOC含量平均≥3.0%）、热演化适中（R_o为1.60%~2.61%），有利于气态烃大量生成.（2）页岩储集空间以无机孔（黏土矿物孔）为主，有机质微孔发育（0.4~0.7 nm），吸附气比例较高（平均值为61.0%，最高可达75%），有利于页岩气储存与富集.（3）我国海陆过渡相页岩气资源总量超50×10¹² m³，其中鄂尔多斯盆地本溪组晋祠段、山₂³与山₂²⁺¹亚段的有利区资源量达16×10¹² m³，并已在山₂³亚段实现了工业突破，展示出良好的勘探开发前景.然而，海陆过渡相页岩气勘探开发尚处于起步突破阶段，面临诸多挑战，核心问题包括甜点段非均质性强、黏土矿物含量高等，这些挑战制约钻完井、压裂及开发效果.为实现海陆过渡相页岩气规模发展，需进一步深化“沉积相‒保存条件‒资源潜力”耦合评价，攻关“段内多簇+限流压裂”等压裂新工艺，发展“平台化井网+立体布井”新技术，推动海陆过渡相页岩层系在全油气系统内“页岩气‒煤岩（层）气‒致密气”三气协同共采.通过突破地质理论与工程技术瓶颈，海陆过渡相页岩气有望成为我国天然气增储上产的重要战略接替新领域.

Abstract

Marine-continental transitional (MCT) shale gas is an important successor of unconventional natural gas resources in China. Based on integrated analyses of literature review, outcrop investigation, exploration practice, drilling cores, and experimental testing, it systematically reviewed and compared the development history of shale gas globally and in China, examined the exploration progress and challenges of MCT shale gas in the Ordos basin, Sichuan basin, and adjacent areas, and conducted a comprehensive discussion of the key geological conditions for the formation of shale gas and its resource potential, challenges, and counter measures. The results show that MCT shale in China is mainly developed within the Carboniferous-Permian strata (Benxi, Shanxi, and Longtan formations), dominated by lagoon, swamp, and tidal flat facies, and possesses favorable conditions for shale gas formation and development potential. (1) The organic-rich shale intervals are thick and widespread, with dominant Type III organic matter, high organic matter abundance (average TOC content≥3.0%), and moderate thermal maturity (R_o=1.60%-2.61%), which are conducive to large-scale gaseous hydrocarbon generation. (2) Shale reservoirs are dominated by inorganic pores (clay mineral pores), with well-developed organic micropores (0.4-0.7 nm), and a high proportion of adsorbed gas (average 61.0%, up to 75%), providing favorable conditions for shale gas storage and enrichment. (3) The total MCT shale gas resource in China exceeds 50×10¹² m³, of which the favorable resource volume in the Jinci Member of the Benxi Formation, the Shan₂³ and Shan₂²⁺¹ sub-members of the Shanxi Formation in the Ordos basin reaches 16×10¹² m³. Notably, a commercial breakthrough has been achieved in the Shan₂³ sub-member, demonstrating promising exploration and development prospects. However, the exploration and development of MCT shale gas remain at the early breakthrough stage, facing many challenges such as strong heterogeneity of sweet spots and high clay mineral content, which constrain drilling, completion, fracturing, and development effectiveness. To achieve large-scale development of MCT shale gas requires integrated evaluation of “sedimentary facies-preservation conditions–resource potential,” as well as technological advances in “multi-cluster within stage+limited-entry fracturing” and “platform-based well pattern+3D well deployment.” This will promote the coordinated co-production of shale gas, coal-rock gas, and tight gas within the MCT shale system in the context of the whole petroleum system. By overcoming bottlenecks in geological theory and engineering technology, MCT shale gas is expected to become a new strategic successor for increasing natural gas reserves and production in China.

Graphical abstract

关键词

页岩气 / 勘探突破 / 开发潜力 / 非常规油气沉积学 / 石油地质学.

Key words

shale gas / exploration breakthrough / development potential / unconventional petroleum sedimentology / petroleum geology

0 引言

页岩气作为重要的清洁低碳能源，已成为全球能源转型的关键支撑.我国页岩气资源赋存于海相、海陆过渡相和陆相三类富有机质页岩层系中（图1），2020年自然资源部估算其资源量达105.7×10¹² m³.2024年我国页岩气产量约为257×10⁸ m³，但当前产量98%以上产自四川盆地及周缘的五峰组‒龙马溪组海相页岩（邹才能等，2024）.相比之下，海陆过渡相页岩气虽约占全国页岩气总资源量的25%，却因地质条件复杂、开发技术滞后等因素，长期处于勘探突破阶段（董大忠等，2016，2021）.其核心矛盾在于：海陆过渡相作为海洋与陆地过渡带沉积环境，兼具海相与陆相沉积特征，页岩非均质性强、岩性组合多变、黏土矿物含量高，在页岩气的“生、储、富、产”等方面均不同于海相（张琴等，2024），尚难以直接应用海相页岩气勘探开发技术.主要表现在：（1）海陆过渡相页岩有机质类型以Ⅲ型为主，生“气”条件异于海相页岩；（2）海陆过渡相页岩储层以无机孔隙为主，有机质孔发育差，其含气量低于海相层系（焦方正等，2023）；（3）海陆过渡相页岩气成藏机理复杂，发育页岩气甜点的潟湖、潮坪、三角洲等沉积微相空间分异显著，优质页岩呈薄层状分布（厚度多小于15 m），且常与煤、致密砂岩等多种岩性叠置或横向变化，甜点区/段识别与预测难度大（董大忠等，2021）；（4）海陆过渡相页岩气储层黏土矿物含量高，钻井、压裂易引发储层水敏伤害.现有钻完井、体积压裂技术下页岩气优质储层钻遇率、压裂改造率低，难以形成高效复杂缝网（匡立春等，2020）.本研究在概述国内外页岩气发展现状基础上，综合海陆过渡相页岩气勘探开发成果及研究进展，梳理其形成地质条件，深化与海相页岩气对比，指出海陆过渡相页岩有利层段地质参数略低于海相页岩，明确了海陆过渡相页岩气规模发展面临的挑战，提出了发展对策.指出海陆过渡相页岩气甜点段关键参数与海相页岩气相当，具有演化程度适中、埋深适中等特点，具备良好的页岩气勘探开发前景.为此，本文提出加大海陆过渡相页岩气勘探开发力度意义重大，具体表现在：（1）保障我国油气资源接替：鄂尔多斯盆地石炭系‒二叠系（页岩气资源量约为50×10¹² m³）、四川盆地龙潭组（页岩气资源量约为4.9×10¹² m³）的勘探突破与工业化开发，为2030年我国页岩气产量占比提升至50%提供资源基础.（2）支撑国家能源战略：推动页岩气、煤岩（层）气、致密气“三气”共采降本增效，为我国非常规天然气规模开发提供科学依据与技术发展新路径.（3）助力实现海陆过渡相页岩气理论技术创新发展，丰富我国页岩气理论与技术体系.

1 世界页岩气发展概况

全球页岩气资源丰富，资源量超1 014×10¹² m³（据EIA，2017），迄今在美国、中国、阿根廷等6个国家实现了商业开发（张君峰等，2022）.以美国为主的全球页岩气产量自2008年以来实现了连续17年稳定规模增长，2024年总产量达9 321×10⁸ m³（图2）.

1.1　美国页岩气发展概况

美国在全球页岩气产业中一直处于引领地位，并通过“页岩革命”，实现了“能源独立”和世界能源供给格局重塑.1821年，美国在阿巴拉契亚盆地泥盆系黑色页岩中钻获了世界上第一口页岩气井.1863年在伊利诺伊盆地发现泥盆系与密西西比系页岩气（Curtis， 2002），标志着美国页岩气资源的早期勘探突破.2024年，美国页岩气产量约8 613×10⁸ m³，主要来自泥盆系（2 721×10⁸ m³）、二叠系（1 911×10⁸ m³）和侏罗系页岩 （1 311×10⁸ m³）.总体上，美国页岩气发展历程分为3个阶段（图3）（邹才能等，2017，2021），即科学探索阶段（1821-1996年）、技术突破阶段（1997-2003年）和成熟发展阶段（2004年至今）.

在科学探索阶段，美国政府出台多项政策支持页岩气产业发展，1997年年产量就达到80×10⁸ m³（邹才能等，2017；张君峰等，2022），页岩气地质理论也取得重要认识，明确了生物成因、热成因和混合成因3种页岩气成因类型（Pobojewski， 2009），并提出了“连续型油气聚集”概念（Paul， 2012）.

在技术突破阶段，由于水平井导向钻进、水平井多段压裂、大型水力压裂、井工厂化开采、微地震检测等技术突破及推广应用，极大地提升了页岩气井产能（邹才能等，2017；张君峰等，2022），其中大型滑溜水压裂技术，实现了Barnett页岩气田突破（Wang and Krupnick， 2013），水平井多段压裂技术的成功，使Barnett页岩单井产量高达6.37×10⁴ m³/d（张君峰等，2022），单井可采储量（EUR）可达2.0×10⁸ m³（邹才能等，2017）.2003年美国页岩气年产量达到332.8×10⁸ m³，实现了页岩气经济有效开发，增强了美国政府投资信心.

在成熟发展阶段，美国页岩气产量进入高速增长时期，Fayetteville、Woodford、Haynesville、Marcellus、Bakken、Eagle Ford、Utica等页岩气田有效开发（邹才能等，2017），2009年成为全球最大的天然气生产国.2014年以后，美国页岩气产量更是快速发展，至2024年产量达8 613×10⁸ m³，约占美国天然气总产量的66.3%.

1.2　其他国家和地区页岩气发展概况

阿根廷页岩气资源居世界前列，主要集中在内乌肯盆地上侏罗统至下白垩统Vaca Muerta组页岩中，页岩气资源量为8.72×10¹² m³.阿根廷是仅次于美国、中国的全球第三大页岩气生产国，早在1892年就有Vaca Muerta组高含沥青质页岩的描述，1931年正式以“Vaca Muerta组”命名.2010年至2017年是阿根廷页岩气产业从勘探迈向商业化开发的关键阶段.2013年，阿根廷国家石油公司（YPF）与雪佛龙（Chevron）成立的Loma Campana联合项目成为阿根廷页岩气开发的里程碑.至2024年，阿根廷页岩气年产量达246×10⁸ m³.

加拿大是世界上第二个实现页岩气商业开发的国家，页岩气产量主要来自阿尔伯塔省和大不列颠哥伦比亚省的三叠系Montney与上泥盆统Duvernay页岩，2024年页岩气年产量约为120×10⁸ m³.

此外，沙特和阿联酋也有一定规模页岩气生产，2024年产量分别为73×10⁸ m³和12×10⁸ m³.欧洲地区虽有丰富的页岩气资源（资源量约为14.4×10¹² m³），但未进行商业化开采（王晓川等，2018）.

2 中国页岩气发展概况

我国页岩气地质资源量为105.7×10¹² m³，在主要含油气盆地中呈多层系分布，包括海相、海陆过渡相和陆相三大类型（邹才能等，2024）.我国页岩气发展自2007年以来先后经历合作借鉴阶段（2007-2009年）、自主探索阶段（2010-2013年）以及海相页岩气工业化开发阶段（2014-2021年），并逐渐开启“三新”及海陆过渡相页岩气探索阶段（2022年以后）（图4）（邹才能等，2024）. 2024年我国油气产量当量为4.09×10⁸ t，非常规油气产量当量为1.1×10⁸ t，占油气总产量27%；其中天然气产量为2 464×10⁸ m³，非常规天然气产量为1 077×10⁸ m³，占天然气总产量的44%.页岩气产量为257×10⁸ m³，占非常规天然气产量的24%，成为我国天然气增储上产重要部分.

2.1　海相页岩气发展概况

2007年中国石油开展了中国页岩气评价研究，提出四川盆地及其周缘古生界海相页岩具备形成规模化页岩气地质条件，并开展了长芯1井等钻探评价（图5）（邹才能等，2017）.评价优选出长宁、威远、昭通等海相页岩气示范区，提出建产目标15×10⁸ m³/a.

2010年，中国第一口页岩气井‒威201井在五峰组‒龙马溪组直井压裂获得测试产量（0.3~1.7）×10⁴ m³/d，2011年，以五峰组‒龙马溪组页岩为目标，钻探了水平井‒威201⁃H1井、宁201⁃H1井（图5），经测试分别获页岩气产量为1.3×10⁴ m³/d和15×10⁴ m³/d，发现了威远、长宁页岩气田.2012年，重庆涪陵地区的焦页1HF井测试获页岩气产量20.3×10⁴m³/d，发现了涪陵页岩气田.此后，国家多方支持页岩气产业发展，成立国家能源页岩气研发（实验）中心、设立页岩气国家科技重大专项、确定页岩气为独立矿种、发布《页岩气发展规划（2011—2015年）》《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》等政策，2013年我国实现页岩气年产量2×10⁸ m³.

我国以四川盆地为重点，以五峰组‒龙马溪组为目标，实现了海相页岩气规模有效开发，陆续发现了威远、长宁、昭通、涪陵、威荣、泸州、渝西、永川、綦江、太阳和正安等页岩气田（邹才能等，2024）.近年来，在寒武系筇竹寺组、二叠系孤峰组、吴家坪组和大隆组等海相页岩气新层系也取得突破，形成海相多层系发展态势（胡东风等，2023；邱振等，2024）.

除四川盆地外，在鄂西地区震旦系、寒武系、志留系和二叠系，在湘桂地区石炭系打屋坝组、鹿寨组，在鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组，相继发现工业页岩气流（包书景等，2025）.

2014年以后，我国海相页岩气产量快速增长，2018年产量突破100×10⁸ m³，2020年突破200×10⁸ m³，2023年突破250×10⁸ m³.迄今（截至2025年7月31日），我国海相页岩气累计投产井2 290口，累计生产页岩气近1 000×10⁸ m³，超过98%的产量来自四川盆地及周缘五峰组‒龙马溪组.

2.2　海陆过渡相页岩气发展概况

与海相页岩气发展相比，我国海陆过渡相页岩气勘探开发程度低，目前在四川盆地及南方地区龙潭组发现良好页岩气显示，在鄂尔多斯盆地山西组、本溪组勘探开发取得初步突破.

四川盆地在常规油气勘探中，常见上二叠统龙潭组页岩段气测异常，如西门1井龙潭组气测全烃为1.27%~55.85%，甲烷含量为0.90%~54.33%；资阳1井龙潭组气测全烃为5.53%~79.83%，甲烷为4.89%~65.86%（赵培荣等，2020）.2019年，中石化在川东南地区实施的东页深1井在龙潭组页岩层段进行了系统的取心（图5），现场17个页岩样品解析气含量为0.24~2.77 m³/t，平均值为0.77 m³/t，估算页岩总含气量为0.56~8.78 m³/t，平均值为 2.02 m³/t（郭旭升等，2018）.同年，在重庆綦江地区实施的页岩气专探井‒山页1井在龙潭组页岩层段见全烃显示，最高为23.99%，现场岩心测试总含气量为4.08 m³/t.2020年，四川省地质矿产勘查开发局在川南地区实施的龙潭组专层评价井川蔺参1井在龙潭组页岩段点火成功，岩心测试总含气量为0.34~2.76 m³/t，平均值为1.47 m³/t，其中炭质页岩含气量较高，为1.78~9.77 m³/t，平均值为4.88 m³/t（杨跃明等，2023）.为进一步评价四川盆地东南部龙潭组页岩气地质条件，中国石化华东石油局在重庆南川地区部署风险探井阳页1井，龙潭组平均含气量为2.2 m³/t，水平井测试日产页岩气量为0.39×10⁴ m³（刘娜娜等，2024），龙潭组龙一段水平井压裂试气获阶段页岩气产量为4 000 m³/d（何贵松等，2023）.此外，龙潭组煤岩气也获得了高产气流.2023年以来，中国石油浙江油田实施的嘉探1井在龙潭组煤岩中获日产气量最高达3.98×10⁴ m³（梁兴等，2025），中国石油西南油气田实施的宁探1H井龙潭组煤岩层气测试获日产气量为8.06×10⁴ m³（文龙等，2024）.

鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气勘探起步较早，中国石油勘探开发研究院与油田公司自2011年起对石炭系‒二叠系海陆过渡相页岩气进行探索与研究，2015-2016年完成了页岩气资源评价，预测资源量约为6.24×10¹² m³.2017年煤层气公司联合中石油勘探院组建攻关团队，在大宁‒吉县区块山₂³亚段优选大吉2⁃4等6口老井（直井）试气，获日产气2 200~8 254 m³，部署了大吉51井、大吉3⁃4井（图5）和首口水平井吉平1H井.2018年大吉3⁃4井获日产2.3×10⁴ m³高产气流，2019年吉平1H井获稳定日产气3.5×10⁴~5×10⁴ m³，实现了鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气勘探突破，并于2021年启动先导试验工程.中国石油长庆油田2020年以来老井复查1 076口井，发现本溪组、山2段发育优质页岩，预测有利含气页岩面积超2×10⁴ km².但因深层煤岩气的发现，海陆过渡相页岩气勘探开发节奏放缓.2024年以来，辽河探区老井复查246口井，部署实施的宜77⁃1井在山₂³亚段获日产气2 500 m³.冀东探区4口井试气，其中2口井在本溪组晋祠段获日产气1.19×10⁴ m³和1.87×10⁴ m³.2025年中石油煤层气公司在大吉70井连续取心189 m，揭示本溪组‒山西组完整地层，并发现多套优质页岩层段（图5）.同年3月，该公司针对山₂³亚段部署的先导试验井组（吉页‒平03井平台）4口水平井获平均单井日产气3.5×10⁴ m³，预测单井EUR为 4 500×10⁴~5 500×10⁴ m³，展示出良好开发前景.

综上所述，鄂尔多斯盆地石炭‒二叠系和四川盆地二叠系海陆过渡相页岩气均具备良好的勘探开发前景，有望成为我国未来天然气增储上产的重要接替领域.

2.3　陆相页岩气发展概况

事实上，我国陆相页岩气勘探起步较早，2011年就在鄂尔多斯盆地钻探了第一口陆相页岩气井‒柳坪177井（直井），在三叠系延长组7段获页岩气流.2012年，原国土资源部设立了延安陆相页岩气示范区.然而，由于陆相页岩存在成熟度低、储层非均质性强、黏土矿物含量高等难题，其勘探开发进展一直缓慢，但近期也在多个盆地和层系取得进展.2019年，松辽盆地的梨页1HF井在白垩系营城组页岩层段获日产气3.0×10⁴ m³，2020年吉梨页油1井（直井）在沙河子组获日产页岩气7.6×10⁴ m³（郭旭升等，2025）.同年，四川盆地平昌地区平安1井在侏罗系凉高山组测试获日产页岩气11.45×10⁴ m³，涪页10HF井在自流井组东岳庙段获日产页岩气5.6×10⁴ m³.2021年，川东北普光气田的普陆页1井在侏罗系千佛崖组获日产页岩气10.4×10⁴ m³，泰页1井在凉高山组获日产页岩气7.5×10⁴ m³（图5）（郭旭升等，2025；邹才能等，2024）.总之，我国陆相页岩气具备良好的勘探开发前景，是我国未来天然气增储上产的潜在接替领域.

3 海陆过渡相页岩气形成条件

3.1　典型海陆过渡相页岩层系

3.1.1　国外典型海陆过渡相页岩层系

国外海陆过渡相页岩层系主要分布于中新生代，包括美国圣胡安盆地白垩系Lewis组、澳大利亚北卡那封盆地三叠系Mungaroo组和波拿巴盆地侏罗系 Plover组、Elang组和Frigate组（董大忠等，2021）（表1）.圣胡安盆地白垩系Lewis组是美国传统的五大页岩气产层之一，自1960年代开始开采，产量主要来自底部Otero段（Thomas， 2013）.Lewis页岩主要沉积于滨岸‒浅海环境，平均厚度为425 m.页岩有机碳（TOC）含量为0.45%~1.59%，平均值为1.30%，孔隙度平均值为3.0%，吸附气占比为88%（Thomas， 2013）.有机质类型主要为Ⅲ型，反映了陆源有机质和海源有机质混合，被认为可能是典型的海陆过渡相页岩（董大忠等，2021）.

北卡那封盆地位于澳大利亚西北大陆架最南端，面积约为34.35×10⁴ km²，是澳大利亚的巨型含油气盆地（董大忠等，2021）.北卡那封盆地中生代发育5套烃源岩，其中三叠系Mungaroo组是最主要的烃源岩之一，形成于海陆过渡相三角洲环境（杨婷等，2017）.该套页岩平均有机碳含量为2.70%，有机质类型为Ⅲ⁃Ⅱ₂型.波拿巴盆地侏罗系Plover组、Elang组和Frigate组3套海陆过渡相页岩主要分布在盆地北部中生代凹陷和地堑构造中，在断隆构造上沉积较薄或缺失（侯宇光等，2015）.下‒中侏罗统Plover组页岩沉积于滨浅海‒三角洲环境，富含陆源植物碎片与孢粉化石，TOC含量为0.06%~69%，平均值为3.54%，以Ⅲ型为主（侯宇光等，2015）.中侏罗统Elang组和上侏罗统Frigate组为三角洲沉积.前者TOC含量为0.03%~36.7%，平均值为1.44%；后者为0.04%~6.7%，平均值为1.38%，有机质类型主要为Ⅲ型，含少量Ⅱ₂型（侯宇光等，2015）.

3.1.2　国内典型海陆过渡相页岩层系

我国海陆过渡相页岩层系主要发育在石炭系‒二叠系，分布在以鄂尔多斯盆地为代表的华北板块、四川盆地为代表的华南板块等（图5）.石炭纪‒二叠纪，华北及华南板块发生多期海侵‒海退旋回，伴随局部构造活动（如峨眉山地幔柱隆升事件），潟湖、潮坪、沼泽及三角洲等沉积环境广泛发育.以鄂尔多斯盆地石炭‒二叠系本溪组‒山西组（及其相当层组）、四川盆地及周缘龙潭组（及其相当层组）等为代表（表1，图6，图7）（董大忠等，2021），富有机质页岩主要发育在潟湖、潮坪、沼泽等环境，与煤、砂岩等互层（董大忠等，2021），具有累计厚度大、有机质丰度高，以II₂­III型干酪根为主，热演化程度适中，以生气为主等特征，具备良好的页岩气成藏条件.

鄂尔多斯盆地是华北克拉通中最稳定的一个地块，盆地内部构造稳定、地层连续分布、埋深适中，为页岩广泛发育奠定了基础.晚石炭世本溪组沉积时期，鄂尔多斯盆地继承了华北地台构造格局（李文厚等，2024），潟湖相大面积分布（冯娟萍等，2021；牛小兵等，2023），潟湖相黑色页岩广泛发育，平均厚度达17 m.太原组沉积时期发生二叠纪最大海侵，盆地主体为障壁岛‒碳酸盐台地相沉积，局部发育厚层潟湖相黑色页岩；山西组沉积期，由于亚洲洋向华北地台俯冲，兴蒙海槽关闭，西缘贺兰裂陷停止，鄂尔多斯盆地发生区域性海退（郭艳琴等，2019，2021；李文厚等，2024）.

山西组早期发育大套厚层三角洲和潟湖相黑色页岩，晚期三角洲分布范围不断扩大，盆地逐渐转为陆相沉积体系.鄂尔多斯盆地石炭‒二叠系本溪组‒山西组纵向上发育多套海陆过渡相富有机质页岩（图6），有机质类型为Ⅲ⁃Ⅱ型，平均TOC含量超过3.0%（焦方正等，2023；蒋裕强等，2023；张琴等，2024）.此外，华北古板块南缘南华北盆地、中部沁水盆地和东部渤海湾盆地同样发育石炭‒二叠系太原组‒山西组海陆过渡相页岩.南华北盆地海陆过渡相页岩累计厚度为22~370 m，主要为三角洲和潟湖相沉积，有机质类型为Ⅲ型，含Ⅱ₂型，平均TOC含量为2.70%（郭少斌等，2021）.沁水盆地海陆过渡相页岩累计厚度为50~200 m，有机质类型为Ⅲ型，平均TOC含量为1.98%（郭少斌等，2021）.渤海湾盆地海陆过渡相页岩累积厚度大于35 m，有机质类型为Ⅲ型和Ⅱ₂型，TOC含量为2%~4%（董大忠等，2021）.

在华南板块，中二叠世末期受东吴运动影响，四川盆地大部分地区抬升为陆地，形成南西高、北东低的古地理格局.至晚二叠世初期，全球海平面间歇性上升，海侵自北东向南西推进，盆地内沉积环境呈现明显的分带特征.川中‒川东南地区龙潭组广泛沉积含煤海陆过渡相页岩地层（图7），以黑色页岩为主，夹薄层粉砂岩及煤层，总厚度为70~140 m，页岩厚度普遍大于40 m（董大忠等，2021；杨跃明等，2023）.龙潭组页岩TOC含量整体较高，普遍大于2.0%.其中，川东和川东南地区TOC含量高于4.0%，有机质类型以III­II₂型为主（王鹏威等，2022）.川南地区TOC含量平均可达12%，有机质类型以III型为主，其次为II₂型（冯动军，2023；杨跃明等，2023）.龙潭组热演化程度整体处于高成熟‒过成熟，镜质体反射率（R_o）为1.6%~3.7%，平均值超过2.0%，具备良好的页岩气生成条件（刘光祥等，2015；王晓蕾等，2020；王琨瑜，2023）.晚二叠世，黔西地区和湘中地区也发育龙潭组页岩.黔西地区龙潭组以潮坪‒潟湖相页岩为主，TOC含量普遍在4.0%以上，有机质类型主要为III型，成熟度R_o约为2.0%（马啸，2021）.湘中盆地龙潭组发育潟湖、沼泽及前三角洲相环境，TOC含量普遍大于2.0%，有机质壳质组含量大于80%，类型以Ⅱ₂型为主，少量为Ⅲ型，成熟度相对较低，R_o平均值为1.42%（包书景等，2016；苗凤彬等，2025）.

3.2　海陆过渡相页岩气形成条件

3.2.1　生“气”条件

鄂尔多斯盆地本溪组发育两套富有机质页岩，从下至上分别为畔沟段和晋祠段.晋祠段在全盆地广泛分布，地层厚度为5.0~50 m，富有机质页岩厚度为1.0~36.8 m，平均值为10.1 m.页岩有机质丰度整体较高，TOC含量为0.17%~19.1%，平均值为4.17%；S₁+S₂含量为0.01~ 9.62 mg/g，平均值为1.28 mg/g；畔沟段地层厚度为5.0~35 m，富有机质页岩厚度为2.0~10 m，平均值为5.5 m.页岩实测TOC含量为0.34%~5.37%，平均值为2.34%（图8）；S₁+S₂含量为0.07~2.88 mg/g，平均值为0.65 mg/g；鄂尔多斯盆地山西组页岩主要发育在发育山2段，山2段地层厚度为10~ 120 m，富有机质页岩厚度为21.4~92.3 m，平均值为41.2 m（匡立春等，2020），最有利层段为山₂³{}_{}^{}亚段，累计厚度（夹层厚度小于2 m）为1.9~56 m，平均值为12.7 m，TOC含量>2.0%优质页岩最大单层厚度为27.2 m.山2段页岩TOC含量一般为1%~3%，最高达10%以上（匡立春等，2020）.山₂³亚段为山2段中有机质最丰富层段，大吉3⁃4井岩心实测TOC含量为0.1%~20.5%，富有机质页岩层段TOC含量平均值为8.53%（图8），S₁+S₂含量为0.03~1.54 mg/g，平均值为0.38 mg/g，大吉51井实测TOC含量为4.53%~11.68%，平均值为7.97%.上述鄂尔多斯盆地三套页岩层系有机显微组分中镜质体和惰质体含量较高，占总显微组分的56%~86%，有机质类型以II₂­III型为主，R_o值为1.60%~2.61%，为生烃高峰阶段.根据烃源岩生气潜力评价标准（董泽亮等，2015），该富有机质页岩层段均具有较高的生气潜力，属好‒优质页岩生“气”条件.

四川盆地二叠纪发育多套富有机质页岩，包括中二叠世孤峰组、晚二叠世龙潭组/吴家坪组和大隆组.龙潭组主要分布在川中‒川东南地区，川中地区厚度较大，约为120~160 m，向南厚度减薄，变为60~80 m（Chen et al.， 2025）.龙潭组TOC含量为0.57%~18.37%，平均值为3.2%（郭旭升等，2018），S₁+S₂含量为0.06~5.73 mg/g，平均值为0.42 mg/g（王琨瑜，2023），资阳‒遂宁‒达州等地TOC含量>5.0%；龙潭组有机质类型为II₂­III型，成熟度为1.8%~3.2%（表2），亦属于好‒优质页岩生“气”条件.

综合对比鄂尔多斯和四川盆地4套页岩（图9，表2），除本溪组畔沟段外，其他3套层系样品均以TOC>2%为主，表明晋祠段、山2段与龙潭组具有更为优势的生“气”条件.

3.2.2　储“气”条件

海陆过渡相页岩储层物性分析表明，鄂尔多斯盆地晋祠段、畔沟段、山2段呈现低孔、低渗特征，其中晋祠段氦气孔隙度为0.27%~2.23%，平均值为1.51%；畔沟段孔隙度为0.70%~1.65%，平均值为1.24%；山2段孔隙度为1.1%~3.6%，平均值为2.05%，渗透率一般小于0.1 mD；四川盆地龙潭组以高孔隙度和低渗透率为特征，孔隙度为1.13%~9.00%，平均值为5.53%，渗透率一般小于0.1 mD，平均值为0.015 mD（郭旭升等，2018）.

氩离子抛光扫描电镜观察发现，海陆过渡相页岩储层储集空间以无机孔隙为主，主要为黏土矿物孔、层间缝、溶蚀孔、粒间孔和微裂隙（图10）.黏土矿物层间孔及层间缝最发育，通常为纳米级别，长度较大，一般为微米级（图10c， 10d， 10e， 10h， 10j），通过矿物边缘及表面连接，分布广，连通性好.该类孔隙的形成与海陆过渡相页岩黏土矿物组成主要为高岭石、伊蒙混层，部分伊利石和绿泥石有关（张琴等，2024）.海陆过渡相页岩有机质孔相对不发育，仅少数样品可见有机质孔（图10f， 10i， 10l），其中以有机质收缩缝相对发育，受有机质热演化作用，有机质消耗收缩而形成，该类孔隙长度为1~ 2 μm（图10e， 10l）.研究发现II₂­III型有机质主要发育微孔，介孔和宏孔不发育（Zhang et al.，2023； 张琴等，2024），故在扫描电镜下观察不到太多的有机质孔隙.溶蚀孔（图10g， 10k）是有机质热演化生烃过程中产生的有机酸、二氧化碳等与长石、碳酸盐岩等发生化学反应溶解形成，也可能在成岩过程中黏土矿物成分或其他不稳定矿物转化为伊利石或其他矿物时而形成，前者多孤立存在，连通性较差，后者多与其他孔隙相伴生，连通性相对较好.粒间孔主要发育在脆性矿物边缘，为脆性矿物与黏土矿物接触时在边缘形成此类孔隙（图10a， 10d），微裂隙主要为脆性矿物内部破裂形成的裂隙，常不规则不发育（图10）.

气体吸附实验定量评价页岩中孔径分布表明，晋祠段孔隙直径为10.47~13.13 nm，平均值为11.52 nm；畔沟段孔隙直径为4.48~14.05 nm，平均值为8.58 nm；山₂³亚段孔隙直径为5.05~14.2 nm，平均值为10.6 nm；龙潭组孔隙直径为5.25~ 12.58 nm，平均值为8.75 nm（王琨瑜，2023），它们以无机孔为主.基于低温二氧化碳吸附实验，山2段不同成熟度、不同TOC含量样品干酪根和全岩样品的孔径分布特征均具有相同的双峰结构，孔径分别为0.4~0.7 nm和~0.8 nm，山2段页岩中的微孔主要来自有机质的贡献（Qiu et al.， 2025）.

综上所述，海陆过渡相页岩储集空间以无机孔（黏土矿物孔）为主，孔径一般为8.58~11.52 nm，是海陆过渡相页岩气的主要储集空间，有机质发育微孔（0.4~0.7 nm），也是海陆过渡相页岩气储集空间的重要组成部分.

3.2.3　富“气”条件

鄂尔多斯盆地晋祠段测井解释含气量为0.30~13.08 m³/t，平均值为3.04 m³/t，岩心实测含气量为0.26~6.53 m³/t，平均值为 2.22 m³/t.大宁‒吉县区块17口井测井解释山2段含气量为0.02~8.03 m³/t，平均值为2.50 m³/t，其中大吉51井2 295~2 298 m测井解释山₂³优质页岩段含气量为1.55~3.72 m³/t，平均值为2.15 m³/t，岩心实测含气量为0.16~9.22 m³/t，平均值为1.59 m³/t.研究区页岩气组分CH₄含量为95.15%~99.03%，平均值为96.60%，仅含极少量重烃及非烃气体，为典型干气.

四川盆地龙潭组页岩岩心解析气量为0.24~2.77 m³/t，平均值为0.77 m³/t，总含气量为0.56~8.78 m³/t，平均值为2.02 m³/t.川东南地区的宋7井、桐6井钻遇龙潭组时均发生后效显示和井涌，表明龙潭组页岩具有良好的含气性（郭旭升等，2018）.

除平面上的保存条件外，页岩气层的顶底板条件直接决定了页岩储层的含气性.川中及川南地区龙潭组的顶底板均为灰岩.鄂尔多斯盆地晋祠段的顶板为8#煤，底板多为贫有机质的泥页岩或致密砂岩，少数地区为灰岩；畔沟段顶部为晋祠段的致密砂岩，或泥页岩，底部为灰岩，或致密砂岩，有些或为泥页岩；山2段顶部为泥页岩/致密砂岩，底部为太原组灰岩.对不同岩性突破压力测试表明，铝土质泥岩突破压力达126.5 MPa，泥灰岩突破压力为119.9 MPa，灰岩突破压力为132.3 MPa（雍锐等，2025）.当顶板为8#煤时能实现烃浓度封闭，当顶底为灰岩或泥页岩时能实现物性封闭.

3.2.4　产“气”条件

无论是海相页岩还是陆相页岩的岩石组合与矿物成分都相对复杂，海陆过渡相页岩也不例外.鄂尔多斯盆地晋祠段、畔沟段及山2段页岩层系和四川盆地龙潭组页岩岩性较为复杂，包括炭质页岩、灰质页岩、粉砂质页岩、泥质粉砂岩，夹细砂岩、粉砂岩、煤等.X射线衍射测试分析显示，上述页岩层系矿物组分主要为石英和黏土，含少量方解石、白云石、长石、黄铁矿等（图11），以高黏土矿物含量和低石英含量为特征.其中晋祠段石英含量为6.90%~69.5%，平均值为39.80%；粘土矿物含量为29.0%~88.5%，平均值为51.50%；脆性矿物含量（石英+长石+碳酸盐岩）为33.9%~75.7%，平均值为49.5%.畔沟段石英含量为1.2%~66.1%，平均值为31.0%；粘土矿物含量为30.9%~97.3%，平均值为66.4%；脆性矿物含量为7.50%~68.6%，平均值为48.5%；山2段石英含量为24%~54%，平均值为38.6%，黏土矿物含量较高且变化较大，为22%~72%，平均值为55.3%；脆性矿物含量为30%~86.7%，平均值为48.4%.龙潭组石英含量为0.30%~71.9%，平均值为22.1%；黏土矿物含量为6.20%~90.6%，平均值为48.3%（郭旭升等，2018）；脆性矿物含量为8.0%~65.7%，平均值为47.8%（Chen et al.， 2025）.

综上可知，海陆过渡相页岩一般具有高黏土矿物含量（普遍大于40%），脆性矿物含量普遍<50%，从根本上影响着页岩储层的可压裂性.当岩石脆性矿物（石英、碳酸盐等）含量高时，在压裂过程中更易发生脆性破裂，形成复杂缝网.反之，黏土矿物含量高导致岩石塑性变形为主，形成简单、宽短的裂缝.因此，当天然可压裂性较差时，对压裂工艺就会提出更高要求.

3.3　与海相页岩气对比

3.3.1　主要地质条件对比

海陆过渡相页岩有利层段页岩气地质参数略低于海相页岩，但演化程度适中、埋深适中、厚度相当，具有良好的页岩气勘探前景.但是，海陆过渡相页岩在沉积环境、生烃机制、储层特征等方面与海相页岩存在着一定差异（表3）.

（1）沉积环境与分布特征.四川盆地五峰组‒龙马溪组等海相页岩主要形成于稳定的深水陆棚环境，有机质来源以海相（浮游生物、藻类等）为主，页岩气甜点段（龙一₁亚段）横向连续性好，厚度大、分布稳定（20~50 m）.鄂尔多斯盆地本溪组、四川盆地龙潭组等海陆过渡相页岩主要发育在潮坪、潟湖、沼泽等环境，受海、陆交互作用影响，有机质来源既有海的输入也有陆的供给，页岩气甜点段（晋祠段、山₂³亚段、龙潭组等）横向连续性差，厚度相对薄、分布不太稳定（2~7.5 m），受沉积微相控制明显.

（2）生烃条件与储层特征.海陆过渡相页岩TOC含量平均值为2.0%~4%，低于海相页岩（五峰组‒龙马溪组TOC含量平均>4%）；海陆过渡相页岩有机质以镜质组和惰质组（Ⅲ­Ⅱ₂型）为主，海相页岩有机质以腐泥组和惰质组（Ⅰ­Ⅱ₁型）为主；海陆过渡相页岩成熟度为高成熟，普遍低于海相页岩，生气窗更宽，有利于页岩气生成.海陆过渡相页岩以无机孔隙为主导（黏土矿物孔、粒间孔、微裂隙占比>80%），有机质孔不发育，孔隙度以2.0%~3.0%为主.海相页岩以有机孔为主导，有机质孔以蜂窝状孔为主，孔径大，连通性好，孔隙度平均大于4.0%.同时，海陆过渡相黏土矿物含量高（>50%），海相页岩脆性矿物含量高（>70%）.

（3）保存条件与含气特征.鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气储层为低压‒常压系统，压力系数为0.95~1.05，吸附气含量较高，一般为38.82~77.38%，平均占比为60.99%左右，而游离气占比一般低于40%.海相页岩气储层常具超压，压力系数为1.2~2.0，游离气含量高，游离气占比大于50%，吸附气含量为15%~45%.海陆过渡相页岩含气量相对较低，龙潭组平均值为2.02 m³/t，山2段平均为1.59~2.12 m³/t，海相五峰组‒龙马溪组平均值为3~4 m³/t，优质储层段大于5 m³/t.海陆过渡相页岩储层微孔比表面积大，平均值为62.20 m²/g（海相页岩值为36.73 m²/g），且Ⅲ型干酪根吸附能力强，利于吸附气赋存.

由于有机质孔是优先吸附甲烷的，海陆过渡相页岩常发育有机质微孔，孔径为0.4~0.7 nm（Qiu et al.， 2025）；而海相页岩有机孔主要发育在焦沥青上，孔径较大，一般为50~300 nm（Qiu and Zou， 2020），多呈椭圆状.甲烷在海相有机质大孔隙中的吸附可以用微孔充填和表面吸附来解释（图12）.由于该类页岩生气量大，当有机孔表面的吸附位点被占据完全时，就会出现大量的游离气；相反，海陆过渡相页岩有机质发育微孔，与有机质中芳香结构堆积相关（Qiu et al.， 2025），甲烷无法直接进入此类有机质孔隙中.但芳香结构的差异堆积增大了有机质比表面积，增强了甲烷吸附能力.因此，在海陆过渡相页岩储层中，甲烷常以强吸附方式赋存在有机质表面（图12），从而使海陆过渡相页岩气具有较高的吸附气比例.

3.3.2　甜点段特征对比

地质参数是甜点段评价的基础，核心关键参数包括TOC含量与含气量，建议将TOC含量≥4%，含气量≥2 m³/t作为海陆过渡相页岩气甜点段主要参数标准（张琴等，2024）.以鄂尔多斯盆地石炭系‒二叠系海陆过渡相页岩气为例，它们甜点段TOC含量一般为2.5%~7.0%，R_o一般为1.60%~2.61%（表4），略低于海相页岩，但它们主体处于生气高峰期.尽管它们的孔隙度和脆性矿物含量低于海相页岩，但吸附气占比高，开发后期稳产能力较好.它们埋深位于900~3 500 m，工程实施难度与成本适中.总体上，海陆过渡相页岩气甜点段的TOC含量、单层厚度与海相页岩相当（表4），且偶夹薄层煤有助于提升其含气性，多套煤‒页岩互层（如鄂尔多斯盆地5#与8#煤间页岩）叠置具备良好开发潜力.由于海陆过渡相页岩具有较强的非均质性，需建立一套地质‒地球物 理‒工程一体化的多学科融合综合评价体系，通过“铁柱子”井岩心精细地质评价、测井识别与解释明确甜点段纵向分布，地震反演落实甜点段平面分布，工程评价参数优化实现压裂靶体优选.

4 勘探开发潜力、挑战和对策

4.1　勘探开发潜力

我国海陆过渡相页岩气资源丰富，估算资源量达19.8×10¹² m³，约占全国页岩气总资源的25%，（董大忠等，2021），其中四川盆地二叠系龙潭组页岩气资源量为4.88×10¹² m³，鄂尔多斯盆地石炭系‒二叠系页岩气资源量约为6.24×10¹² m³.

2025年以来，通过系统编制鄂尔多斯盆地石炭‒二叠系海陆过渡相页岩厚度图，重新评估本溪组、太原组、山西组页岩气资源潜力，预测总资源量达50×10¹² m³，进一步明确鄂尔多斯盆地海陆过渡相页岩气具备规模发展条件.经评价确定晋祠段（招贤页岩）、山₂³亚段、山₂²⁺¹亚段为三个现实的页岩气有利层段，具有TOC、含气量、脆性矿物含量高，厚度大、分布面积大“三高两大”有利条件.制定了海陆过渡相页岩气有利区评价标准（表5），对晋祠段、山₂³亚段及山₂²⁺¹亚段优质页岩累计厚度、单层最大厚度、TOC含量、孔隙度、含气量、脆性矿物含量、埋藏深度及成熟度等关键评价参数成图，采用多因素叠合法，评价优选了3个层段的I类和II类页岩气有利区（图13）.

在此基础上，采用体积法，对3个层段有利区的页岩气资源量进行估算.结果为3个层段有利区页岩气资源总量为15.99×10¹² m³，其中本溪组晋祠段10个有利区（图13），页岩气资源量为2.91×10¹² m³.I类有利区6个，分布在大宁、吉县、米脂、榆林等地区，面积为13 737 km²，页岩气资源量为1.06×10¹² m³；II类有利区4个，面积为 27 317 km²，页岩气资源量为1.86×10¹² m³.

山西组山₂³亚段8个有利区（图11），页岩气资源量为3.88×10¹² m³，I类有利区4个，分布在白水、宜川、佳县等地区，面积为26 576 km²，页岩气资源量为2.49×10¹² m³，II类有利区4个，面积为26 666 km²，页岩气资源量为1.39×10¹² m³.山西组山₂²⁺¹亚段8个有利区（图11），页岩气资源量为9.19×10¹² m³，I类有利区7个，分布在大宁、清涧、黄龙、吴起等地区，面积为19 545 km²，页岩气资源量为2.45×10¹² m³；II类有利区1个，面积为64 797 km²，资源量为6.74×10¹² m³.

4.2　面临挑战

海陆过渡相页岩气面临三大系统性挑战，制约其快速规模化发展.

（1）页岩气地质条件非均质性强，生储聚耦合性不清楚. 海陆过渡相富有机质页岩的形成与展布受海陆复杂沉积环境、水动力条件及物源控制，岩性岩相纵横多变，页岩气优质储层连续性、稳定性差.富有机质页岩单层厚度薄（多小于 10 m）、页岩层段多，常与煤、砂岩或灰岩有互层、相变.同时，有机质类型以II₂­III型为主，生烃潜力低于海相页岩（有机质类型以I­II₁型为主）.储集空间中有机质孔隙相对不发育，无机孔为主（黏土矿物孔），面临“生烃能力‒储烃空间”双重受限.

（2）页岩气资源丰度总体偏低，甜点段规模与分布不明.目前，海陆过渡相页岩气勘探开发程度低，海陆过渡相页岩气关键地质认识尚未形成，页岩地层地球物理识别与解释方法尚未建立，海陆过渡相优质页岩分布落实程度较低，同时页岩含气量实测数据少，估算的页岩气资源丰度显著低于海相页岩气.受海陆过渡相富有机质页岩沉积微相影响，页岩气甜点段有“层薄、区小、分布分散”的特征.传统的地震、测井页岩气甜点区/段识别预测技术难以识别海陆过渡相页岩气的薄互层甜点.

（3）页岩气储层薄、纵横向变化大，工程技术适应性不明.鉴于海陆过渡相页岩形成环境，海陆过渡相页岩气储层薄、纵横向变化大，储层黏土矿物含量高（30%~60%）且常夹更薄层的煤、致密砂岩等，水平井优快钻井、水平井轨迹地质导向、储层有效压裂改造等工程技术的适应性不明确，需要开展相关技术攻关.

综上所述，海陆过渡相页岩气发展面临着强非均质性地质条件、低丰度小规模甜点、复杂工程技术等多重深度博弈，亟需发展理论创新与技术革命.

4.3　发展对策

海陆过渡相页岩气已处于突破发展阶段，为加快实现规模效益发展，亟需深化地质理论认识、攻克关键工程技术，提升全生命周期管理模式.

4.3.1　深化基础理论认识，建立地质评价体系

（1）精准刻画沉积微相，不断深化成藏机理认识. 沉积微相是控制富有机质页岩形成与分布关键因素之一，精准刻画海陆过渡相沉积微相，以揭示富有机质优质页岩发育特征与平面分布规律，明确有利页岩岩相.建立鄂尔多斯盆地、四川盆地及南方地区海陆过渡相页岩地层铁柱子，深化区域沉积相及沉积微相模式，剖析“障壁岛‒潟湖‒潮坪”沉积体系对有机质富集、保存作用，开展系统的非常规油气沉积学研究（邱振和邹才能，2020）；深化海陆过渡相页岩生烃、储气机理认识，厘定优质页岩气储层形成条件与主控因素，评价富气页岩层段页岩岩石类型，建立海陆过渡相页岩气成藏模式.

（2）深化页岩气富集条件，构建精细化地质甜点区/段识别评价技术.借鉴海相页岩气富集理论，需深化海陆过渡相页岩气富集条件研究.针对海陆过渡相页岩气甜点段薄、散、非均质性强的挑战，以页岩气甜点段的TOC含量、孔隙度、脆性矿物含量、含气量等关键参数为核心，建立海陆过渡相页岩气甜点段多尺度融合的地质‒地球物理识别、解释与评价技术；采用高分辨率三维地震与叠前弹性反演技术相结合，预测高脆性、低应力及裂缝发育区；利用元素捕获（ECS）、核磁共振（NMR）等测井技术，精细评价页岩矿物组分、TOC含量及孔隙结构，建立甜点段定量识别标准；集成地震属性、测井参数及地质特征等大数据分析、多信息融合、机器学习等技术，实现鄂尔多斯盆地、四川盆地及南方地区海陆过渡相页岩气甜点段精细评价与甜点区智能预测.

4.3.2　突破复杂储层高效钻完井与压裂改造工程技术

针对鄂尔多斯盆地、四川盆地及南方地区不同性质海陆过渡相页岩气储层，构建海陆过渡相页岩气储层钻完井及可压性评价标准，研发海陆过渡相页岩气井智能化钻完井技术、复杂页岩储层水平井高精准导向地质技术，大幅缩短钻完井周期，保障薄储层、多变化储层水平段优质页岩气甜点中有效穿行，大幅提高水平井优质储层钻遇率.强化储层压裂改造技术攻关，形成针对夹薄层煤/砂岩、碳酸盐岩等“三明治”结构、高黏土含量页岩气储层协同压裂改造技术，提高复杂页岩储层改造规模、压裂裂缝复杂度和导流能力.优化生产制度，有效控制递减，完善页岩气平台化钻井、压裂等工厂化作业模式，建立实时生产数据智能监测与动态调控AI生产新体系，实现海陆过渡相页岩气井高产稳产.

针对鄂尔多斯盆地区域水资源相对趋紧的现实，在“双碳”目标引领下，积极创新绿色低碳开发技术，尤其是努力发展节水、无水压裂技术，包括循环利用返排液、环保型滑溜水体系，大幅减少新鲜水耗，积极探索超临界CO₂等替代水压裂介质，或可根本上消除用水需求也将提升CO₂地质封存.同时，有效控制甲烷逸散，推动甲烷捕集利用，变废为宝.加强页岩气开发生命周期碳足迹评估，量化从钻井至生产的碳排放，推动页岩气低碳化开发.

4.3.3　创新开发生产模式与组织管理机制

海陆过渡相页岩层系具有“致密气‒煤岩（层）气‒页岩气”三气共聚成藏特征，创新建立海陆过渡相页岩层系“三气”共采有利于实现海陆过渡相页岩气规模效益开发.其技术发展关键在于“平台+立体井网”开采模式，构建“一平台多井型、多靶体、多类型气藏”叠置立体井网，实现一套井组协同开发多个目标层系，深化精准压裂与干扰控制，保障不同气藏充分动用，创新智能气体混采与高效分离技术，地面采用模块化、智能化分离装置，通过设备、管线、平台等资源共享，提高单井开发效益.四川盆地及南方地区探索“长水平段井平台井组”模式，实现单平台井组控制资源储量最大化；鄂尔多斯盆地探索“水平段井组+立体井网”大平台模式，实现纵向上页岩层系多储层协同开发，创新区块页岩气资源规模高效动用.

提升多专业跨专业协同管理机制.打破专业壁垒，建立“地质‒工程‒管理”一体化团队，实现从“地质评价、有利区优选、甜点段预测”到“井位部署、压裂改造、生产优化”页岩气井全生命周期协同管理.

5 结论

中国海陆过渡相页岩气资源潜力巨大，资源量估算超50×10¹² m³，已在鄂尔多斯盆地二叠系山西组初步实现工业气流突破和商业开发，是继海相页岩气之后最具现实接替价值的非常规天然气新领域.鄂尔多斯盆地山西组、四川盆地龙潭组已取得页岩气流突破，证实海陆过渡相页岩具备“厚度大、分布广、TOC含量高、含气性好”的基本成藏条件，可形成“页岩气‒煤岩（层）气‒致密气”三气共采的盆地级规模开发格局.然而，受沉积环境复杂、储层非均质性强、甜点薄且分散、黏土含量高、工程适应性不足等系统性瓶颈制约，海陆过渡相页岩气目前仍处于勘探突破向规模开发过渡的关键阶段.

海陆过渡相富有机质页岩主要形成于潟湖、潮坪等典型的海陆交互环境，有机质来源具有海相和陆相“双源”特性.海陆过渡相页岩层系在“生、储、富、产”四方面具有以下特征：（1）有机质类型以Ⅲ型为主，TOC普遍大于3%，R_o分布在1.6%~2.6%，处于高成熟阶段；（2）储集空间以黏土矿物无机孔为主，有机质微孔（0.4~0.7 nm）发育，吸附气比例较高（平均值为61.0%），最高可达75%以上，表现为“低孔低渗、高吸附”特征；（3）甜点段厚度一般为5~15 m，常与煤层、灰岩、砂岩薄互层，横向变化快，预测难度大；（4）脆性指数普遍<50%，水敏伤害突出，现有水平井+体积压裂技术难以形成复杂缝网，单井产量较低但递减慢.

对比海相页岩，海陆过渡相具有“资源丰度略低、埋深适中、演化程度适中、开发成本较低”的差异化优势，但需攻克“强非均质性”与“低工程适应性”两大核心矛盾.理论上，应建立“沉积微相‒保存条件‒含气性”耦合评价模型，完善甜点区/段分级预测标准；技术上，需攻关“段内多簇+限流压裂”、“碳酸盐岩协同压裂”及高黏土储层滑溜水体系，形成适配的钻完井与压裂工艺；管理上，推行“平台化井网+立体布井”与跨专业一体化协同机制，实现多薄层叠置开发.

未来，通过地质‒工程一体化创新、政策扶持与市场需求牵引，尤其是深化海陆过渡相富有机质页岩沉积相与微相、有利岩相、页岩气富集条件等认识，加强页岩含气性研究、页岩气甜点区/段精细评价等工作，攻克智能化钻完井技术、协同压裂改造技术、AI生产新体系等工程难题，创新开发生产与组织管理新模式，海陆过渡相页岩气有望成为我国天然气大规模增储上产战略接替新领域，为“双碳”目标下能源安全与绿色转型提供重要资源保障.

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基金资助

国家自然科学基金项目(42222209)

中国石油天然气集团公司项目(2023ZZ0801)

中国石油天然气集团公司项目(2024DJ8701)