石油勘探与开发 >

2024 , Vol. 51 >Issue 4: 807 - 828

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240178

油气勘探

美国页岩油气地质特征及勘探开发进展

  • MCMAHON T P ,
  • LARSON T E ,
  • ZHANG T ,
  • SHUSTER M
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  • 美国德克萨斯大学奥斯汀分校杰克逊地质科学学院经济地质局，奥斯汀 78758-4445，德克萨斯州，美国

MCMAHON T P（1964-）：男，美国德克萨斯州大学奥斯汀分校教授，主要从事页岩油气方面研究。地址：美国德克萨斯州Burnet路10100号，德克萨斯州大学奥斯汀分校，邮政编码: 78758-4445。E-mail：

收稿日期: 2024-01-11

  修回日期: 2024-07-10

  网络出版日期: 2024-08-02

收起

Geologic characteristics, exploration and production progress of shale oil and gas in the United States: An overview

  • MCMAHON T P ,
  • LARSON T E ,
  • ZHANG T ,
  • SHUSTER M
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  • Bureau of Economic Geology, Jackson School of Geosciences, The University of Texas at Austin, Austin, TX 78758-4445, USA

Received date: 2024-01-11

  Revised date: 2024-07-10

  Online published: 2024-08-02

Fold

摘要

基于美国页岩油气勘探开发历程的回顾，对主要页岩盆地的地质演化、主要页岩层系的油气地质特征及勘探开发进展进行系统梳理和总结。美国重要页岩盆地的富烃页岩主要发育于6个地质时期：中奥陶世、中—晚泥盆世、早石炭世（中—晚密西西比世）、早二叠世、晚侏罗世和晚白垩世（塞诺曼期—土伦期），构造沉积环境主要包括克拉通内盆地、前陆盆地和被动大陆边缘盆地。古生界富烃页岩主要分布于以下6个盆地：阿巴拉契亚盆地（尤蒂卡页岩和马塞勒斯页岩）、阿纳达科盆地（伍德福德页岩）、威利斯顿盆地（巴肯页岩）、阿卡马盆地（费耶特维尔页岩）、沃思堡盆地（巴内特页岩）和二叠盆地（狼营组和斯帕瑞组/骨泉组页岩）。中生界富烃页岩主要发育在西墨西哥湾盆地（海恩斯维尔组和鹰滩组）和落基山盆地群（以丹佛和粉河盆地的尼尔布拉勒组页岩为主）。通过对各页岩区带的详细分析发现，页岩的岩相和矿物成分存在差异，“页岩储层”并非只是页岩，很多情况下页岩油气还产自粉砂岩和碳酸盐岩等多种岩石类型。美国的页岩油气资源丰富，页岩油地质资源量超过0.246×1012 t，页岩气地质资源量超过290×1012 m3。在开启“页岩革命”的水平井水力压裂技术出现之前，美国经过了长达20年的勘探开发实践和理论技术积累。自2007年至2023年，美国页岩油气产量从约11.2×104 t/d油当量增加到超过300.0×104 t/d油当量，2017年页岩油气产量超过了常规油气，2023年在油气总产量中的占比增加到60%以上。页岩油气的开发主要得益于钻完井技术的改进，“立体开发”的攻关，以及重复压裂、提高原油采收率和“U”形井等技术的应用。基于美国丰富的页岩资源基础和技术的不断进步，页岩油气的产量将继续为全美的油气生产做出更大贡献。

关键词： 美国; 页岩油; 页岩气; 页岩储层; 非常规储层; 油气产量; 资源评价

本文引用格式

MCMAHON T P , LARSON T E , ZHANG T , SHUSTER M . 美国页岩油气地质特征及勘探开发进展[J]. 石油勘探与开发, 2024 , 51(4) : 807 -828 . DOI: 10.11698/PED.20240178

Abstract

We present a systematic summary of the geological characteristics, exploration and development history and current state of shale oil and gas in the United States. The hydrocarbon-rich shales in the major shale basins of the United States are mainly developed in six geological periods: Middle Ordovician, Middle-Late Devonian, Early Carboniferous (Middle-Late Mississippi), Early Permian, Late Jurassic, and Late Cretaceous (Cenomanian-Turonian). Depositional environments for these shales include intra-cratonic basins, foreland basins, and passive continental margins. Paleozoic hydrocarbon-rich shales are mainly developed in six basins, including the Appalachian Basin (Utica and Marcellus shales), Anadarko Basin (Woodford Shale), Williston Basin (Bakken Shale), Arkoma Basin (Fayetteville Shale), Fort Worth Basin (Barnett Shale), and the Wolfcamp and Leonardian Spraberry/Bone Springs shale plays of the Permian Basin. The Mesozoic hydrocarbon-rich shales are mainly developed on the margins of the Gulf of Mexico Basin (Haynesville and Eagle Ford) or in various Rocky Mountain basins (Niobrara Formation, mainly in the Denver and Powder River basins). The detailed analysis of shale plays reveals that the shales are different in facies and mineral components, and "shale reservoirs" are often not shale at all. The United States is abundant in shale oil and gas, with the in-place resources exceeding 0.246×1012 t and 290×1012 m3, respectively. Before the emergence of horizontal well hydraulic fracturing technology to kick off the "shale revolution", the United States had experienced two decades of exploration and production practices, as well as theory and technology development. In 2007-2023, shale oil and gas production in the United States increased from approximately 11.2×104 tons of oil equivalent per day (toe/d) to over 300.0×104 toe/d. In 2017, the shale oil and gas production exceeded the conventional oil and gas production in the country. In 2023, the contribution from shale plays to the total U.S. oil and gas production remained above 60%. The development of shale oil and gas has largely been driven by improvements in drilling and completion technologies, with much of the recent effort focused on “cube development” or “co-development”. Other efforts to improve productivity and efficiency include refracturing, enhanced oil recovery, and drilling of “U-shaped” wells. Given the significant resources base and continued technological improvements, shale oil and gas production will continue to contribute significant volumes to total U.S. hydrocarbon production.

Key words： United States; shale oil; shale gas; shale reservoirs; unconventional reservoirs; oil and gas production; resource assessment

1 美国页岩油气勘探开发历程

美国地质调查局（USGS）将页岩油气区带定义为“连续型油气资源”[1]。这类油气储层并非独立圈闭，也不是通过油气运聚而成，而是广覆式油气聚集，通常赋存于基质渗透率相对较低的岩石中[1-2]。严格意义上讲，页岩油气是指页岩层段既是烃源岩又是储层的油气藏[3]，但实际上，页岩油气产层包含了多种岩石类型。
近年来，页岩油气开发呈现井喷式发展，而美国早在约200年前就已经开始开发页岩油气。1825年，美国在纽约州西部弗雷多尼亚镇附近的上泥盆统页岩中成功完钻第1口工业天然气井[4]。1863年，在肯塔基州泥盆系页岩地层开始商业天然气开采，该套地层的天然气开发一直持续到20世纪90年代[5]。
上述气井开发采用的技术并非全新技术。1929年，德克萨斯州完钻第1口水平井[6]。1857年，纽约州西部的一口天然气井首次实施了火药压裂改造，药剂用量约3.6 kg（8磅）[4]。19世纪60年代，硝酸甘油被用于油井的压裂改造[7]。1947年，斯坦林得石油公司（Stanolind Oil）开发的水力压裂技术首次应用于灰岩储层改造[7]。1949年，哈里伯顿公司申请并获得水力压裂方法的专利[7]。
1953年，在北达科他州威利斯顿（Williston）盆地发现了Antelope油田，标志着美国开始进入页岩油时代[6]。其部分页岩油产量来自局部的砂岩储层，密西西比系巴肯组（Bakken）上段页岩也有一定贡献[8]。从20世纪60年代初开始，巴肯组开始了零星钻探工作。
20世纪70年代末开始，页岩油气的生产潜力成为了新的关注点。20世纪70年代，美国遭遇能源短缺，促使美国政府资助含气页岩的勘探开发研究，尤其是美国东部地区的页岩地层[9]。20世纪70—80年代，美国能源部、天然气研究所和作业公司之间开展合作，涉及水平井钻井试验、水力压裂新方法等[10]。随着动力钻具的改进，水平井的工业应用不断提高[6]。
20世纪70年代末，米切尔能源公司（Mitchell Energy Corporation）为应对沃思堡（Fort Worth）盆地宾夕法尼亚系常规储层产量下降的问题，开始积极寻找新的气源[11]。针对深层奥陶系碳酸盐岩的钻井过程中，在密西西比系巴内特组（Barnett）页岩发现连续天然气显示。于是在1981年，米切尔能源公司开钻了第1口巴内特组页岩气井，并实施水力压裂[11]。1981—1990年间，米切尔能源公司共钻了100口井，并从1985年开始实施大规模凝胶体系水力压裂[11-12]。
20世纪80年代，人们开始关注巴肯组页岩油，并开展了直井水力压裂实验[8,13]。1987年，Meridian石油公司完钻第1口巴肯组水平井，试图在页岩地层中钻遇垂直裂缝[13]。尽管水平井效果优于直井，但巴肯组水平井开采仅实现了微弱经济效益[13-14]。
1995—2002年是页岩油气作为商业资源开发的转折点。1995年，有地质家指出，蒙大拿州威利斯顿盆地巴肯组中段发育高孔隙度裂缝型白云岩，巴肯组上段页岩生成的石油最终聚集到这套白云岩地层中[13,15]。1996—1997年，在这套白云岩层段完钻了几口直井进行试油，发现了Elm Coulee油田[15]。此外，1998年米切尔能源公司改变了对巴内特组页岩的压裂改造方法，由凝胶基压裂液改为水基压裂液，大大降低了压裂成本[11]。2000年，Elm Coulee油田完钻了第1口水平井并进行了压裂改造[13,15]。2002年，收购米切尔能源公司的德文能源公司（Devon Energy）在7口水平井对巴内特组页岩储层进行试采，既提高了产量，又降低了压裂到其他可能含水地层的风险[11]。
钻完井技术的发展和应用促进了页岩油气的商业开发，是美国油气开发领域的一项重大突破，同时使页岩油气变得越来越重要。自2007年至2023年，美国页岩油气产量已从11.2×104 t/d油当量增加到超过300.0× 104 t/d油当量[16]。在美国油气总产量中，页岩油气占比从2007年的5%提高到2023年的60%以上（见图1）。
图1 2007—2023年美国油气总产量中的页岩油气占比[16]
美国能源信息署（EIA）指出，美国境内发育大量页岩油气资源，有些已经发现，有些还有待发现[16]。本文将重点介绍已经利用水力压裂和水平井钻井技术实现大规模开发的主要页岩盆地和页岩层系（见图2），分析其盆地地质演化、页岩层系地质特征及开发现状，评估资源量及产量变化趋势，指出美国页岩油气开发技术发展的新趋势。
图2 美国主要页岩盆地和页岩层系分布图[16]

2 主要页岩盆地地质演化

美国主要盆地的富烃页岩位于中奥陶统—上白垩统，主要形成于6个地质时期：中奥陶世、中—晚泥盆世、早石炭世（中—晚密西西比世）、早二叠世、晚侏罗世和晚白垩世（塞诺曼期—土伦期）（见图3）。富烃页岩沉积后发生的构造事件，促成了现今盆地的部分轮廓；而早期盆地内的富烃页岩可能在盆地边缘部分出露，甚至被剥蚀。下文将探讨这些富烃页岩盆地的地质演化特征。
图3 美国主要页岩盆地地层柱状简图

App—阿巴拉契亚盆地[26]；Ark—阿卡马盆地（所示为阿肯色州部分）[27]；GC—SU—墨西哥湾沿岸萨拜因隆起[28-29]；Ana—阿纳达科盆地[30]；FW—沃思堡盆地[31]；GC—SMA—墨西哥湾沿岸圣马科斯隆起[28-29]；WTX—西德克萨斯盆地（二叠盆地）[32]；Wil—威利斯顿盆地[33]；DJ—丹佛—朱尔斯堡盆地[34]主要页岩层系（*表示目前尚未开发）：1—尤蒂卡/波因特普莱森特组；2—马塞勒斯组；3—查塔努加组*；4—费耶特维尔组；5—海恩斯维尔/博西尔组；6—伍德福德组；7—凯尼组*；8—巴内特组；9—鹰滩组；10—狼营组；11—骨泉/斯帕瑞组；12—巴肯组；13—尼尔布拉勒组；14—皮埃尔/曼柯斯组*

2.1 古生代盆地

除了威利斯顿盆地以外，美国发育古生界页岩的盆地有着相似的地质历史，这些盆地位于劳伦大陆（Laurentia）陆缘，处于罗迪尼亚大陆（Rodinia）裂解之后、盘古大陆（Pangea）形成之前。
新元古代晚期至寒武纪，罗迪尼亚大陆裂解导致裂陷作用，随后开始发生碎屑沉积[17]。早奥陶世，海平面上升形成一个碳酸盐滩体，覆盖了美国大部分地区[18]。中奥陶世，一个复杂的岛弧地块与现今美国东北部的劳伦大陆陆缘相撞，引发塔科尼克造山运动（Taconic Orogeny）[17]。在塔科尼克造山运动期间形成的阿巴拉契亚（Appalachian）前陆盆地中（见图4a），沉积了尤蒂卡（Utica）组页岩，这也是本文讨论的最古老的一套富烃页岩[17,19⇓ -21]。在此期间，东部地区还发育了独特的威利斯顿盆地，其属于克拉通内盆地，与造山运动无关[22]。
图4 北美地区页岩油气主要产层沉积期古地理图（据文献[21]修改）
中泥盆世至早密西西比世，随着阿莫里卡（Amorica）微大陆向劳伦大陆挤压，发生第2次造山运动，形成了阿巴拉契亚山脉和前陆盆地[17,20,23]。该前陆盆地与之前形成的塔科尼克前陆盆地几乎重合（见图4b），主要沉积了马塞勒斯（Marcellus）组页岩和其他泥盆系黑色页岩[4,8,23]。在劳伦大陆西南缘，大规模海侵导致被动陆缘沉积黑色页岩（伍德福德组（Woodford）和查塔努加组（Chattanooga）页岩），同时上升洋流促进了有机物发育[24-25]。这一时期，随着威利斯顿盆地内的海侵作用，还沉积了巴肯组页岩[22]。中—晚泥盆世，前陆盆地、被动大陆边缘及克拉通内盆地，均同时沉积了富烃页岩。
早—中密西西比世（早石炭世），威利斯顿盆地的沉积相转变为碳酸盐台地[22]（见图4c）。在阿巴拉契亚盆地，浅水沉积占据主导，尽管这一时期也发生了隆升和溶蚀作用[19]。该时期两个盆地均未见富烃页岩发育。在西南被动陆缘，持续海侵导致先前隆起区水淹，并沉积了一套近台地相碳酸盐岩和近海页岩层序，包括巴内特组页岩、凯尼（Caney）组页岩和费耶特维尔（Fayetteville）组页岩[24-25,35]。
晚密西西比世至二叠纪，冈瓦纳大陆和劳伦大陆发生碰撞，形成了潘基亚超大陆，同时发生了多次构造事件，导致劳伦大陆南缘形成了一系列薄皮褶皱-逆冲带，包括阿利根尼（Alleghenian）、沃希托（Ouachita）和马拉松（Marathon）造山带[36-37]（见图4d）。阿巴拉契亚山脉区典型褶皱-逆冲构造的沉积物主要沉积于早期的阿巴拉契亚前陆盆地中[36]。阿卡马（Arkoma）盆地和沃思堡盆地（见图4d）是沃希塔造山带的前陆盆地[25,35⇓⇓ -38]。这次碰撞还产生了一系列以基底为核心的隆起，称为原始落基山脉（Ancestral Rocky Mountains），广泛分布在北美中部和西部地区[39⇓-41]。与原始落基山脉变形相关的页岩盆地包括俄克拉荷马州的阿纳达科（Anadarko）盆地和阿德莫（Ardmore）盆地，以及西德克萨斯州和新墨西哥州的二叠（Permian）盆地[39⇓-41]。由于俄克拉荷马州的落基山脉初始变形作用早于西德克萨斯州，二叠盆地尚未被分割成特拉华（Delaware）盆地和米德兰（Midland）盆地[39]。
宾夕法尼亚纪（晚石炭世），前陆盆地和落基山脉初始盆地均经历了复杂的沉积作用，构造隆升形成的粗碎屑沉积与浅水碳酸盐岩交替发育[26,31,42⇓ -44]。这一时期，多期冰川作用导致海平面变化，这是造成上述复杂沉积的部分原因[42]。此外，威利斯顿盆地主要沉积了陆相—浅海相沉积物和蒸发岩[22]，该时期没有发现富烃页岩沉积，可能是来自隆起区的陆源输入增加所致。
中宾夕法尼亚世阿托卡（Atokan）组沉积期至早二叠世狼营（Wolfcampian）期，原始落基山脉构造变形作用比较活跃[39,41]，形成了一系列中央隆起（称为“盆地中央台地”），西侧为较深的特拉华盆地，东侧为较浅的米德兰盆地[42]（见图4e）。宾夕法尼亚纪至早二叠世期间，发育碳酸盐岩和碎屑岩混积体系，在盆地中央台地和陆架隆起地区为台地相碳酸盐岩，而盆地沉降坳陷区内为盆地相碳酸盐岩和页岩[23,42]。到伦纳德（Leonardian）期（早二叠世晚期），构造变形作用已经停止，盆地的沉积模式主要由海平面变化驱动，高水位期沉积富含碳酸盐和泥岩相，低水位期沉积粉砂岩和砂岩[23,45 -46]。狼营阶和伦纳德阶是米德兰盆地和特拉华盆地的主要页岩油气产层。

2.2 中生代盆地

古生代页岩盆地发育的主要地质背景是罗迪尼亚超大陆裂解和潘基亚超大陆的形成，而中生代页岩盆地的发育则始于潘基亚超大陆的解体和墨西哥湾的形成。晚三叠世—早侏罗世形成了一个裂谷系统，开始将北美板块的南部边缘与南美和非洲板块分开，盆地北部由一系列地垒和地堑组成[47-48]。到中侏罗世晚期（卡洛夫期），周期性海水入侵导致蒸发岩广泛沉积[47]。到晚侏罗世早期（牛津期），随着尤加顿（Yucatan）地块脱离北美板块，洋壳侵位期结束后，裂谷作用停止[48]（见图4f）。随后发生海侵，一直持续到早白垩世[48-49]。海侵早期，萨拜因（Sabine）隆起顶部和东翼沉积了中上侏罗统钦莫利阶（Kimmeridgian）海恩斯维尔（Haynesville）组页岩（见图4f），萨拜因隆起是一个孤立的地垒块体[49-50]。钦莫利阶沉积的是博西尔（Bossier）组页岩[49]，但在萨拜因隆起区东、西部，海恩斯维尔组岩性则以碳酸盐岩为主[49]。
晚白垩世早期，鹰滩（Eagle Ford）组和尼尔布拉勒（Niobrara）组页岩沉积发育，这是本文探讨的最年轻的两套页岩层系（见图4g）。鹰滩组在塞诺曼晚期—土伦期沿墨西哥湾边缘沉积在一个较老的碳酸盐台地之上[51]，鹰滩组富有机质泥灰岩和伴生灰岩主要发育在圣马科斯隆起（San Marcos Arch）以西地区，该隆起属于间歇性活动背斜，起源不明[51⇓⇓-54]。圣马科斯隆起以东地区，受伍德拜恩（Woodbine）和哈里斯（Harris）三角洲影响，鹰滩组黏土含量较高[51,53]。
北美大陆西缘经历了持续的板块汇聚和各种地块的增生[55]，塞诺曼期—土伦期，陆缘内侧发育薄皮逆冲带（塞维尔造山带）[55-56]。塞维尔（Sevier）前陆盆地发生挠曲沉降并遭受整体海侵，导致北美大陆内部水淹，形成了西部陆内海道（Western Interior Seaway）[57]。科尼亚克（Coniacian）期至坎帕（Campanian）早期，海道大部分地区沉积尼尔布拉勒组和相关地层单元[58-59]（见图4g），但盆地发育尚未结束。晚白垩世末期至始新世，受拉勒米（Laramide）造山运动影响，地壳持续变薄，在落基山南段的东部地区形成了基底核心隆起和相关盆地，将原本连续分布的尼尔布拉勒组分开[55,60⇓ -62]（见图4h）。

3 主要页岩层系地质特征及开发现状

以下将对美国主要页岩地层进行介绍，重点涉及各层系的地质、开发特征。表1列出了美国主要页岩层系的分布面积、厚度、孔隙度、黏土含量及TOC等基本信息。
表1 美国主要页岩层系地质特征
地层 面积/km2 埋深
（海拔）/m		 厚度/m 孔隙度/
%		 黏土
含量/%		 TOC/% 岩相描述
统 组
上白
垩统		 尼尔布拉勒组 丹佛—朱尔斯堡盆地：15 680*，粉河盆地：10 734* 粉河盆地：610~
2 134[63]		 粉河盆地：46~198[63] 粉河盆地：3.0~8.0[64] 20~30[63] 丹佛—朱尔斯堡盆地：0.5~8.0，平均3.2[64]；粉河盆地：0.90~3.24[63] 白垩岩和泥灰岩互层，西部局部见砂岩，向盆地中心逐渐过渡为页岩和粉砂岩[64]
鹰滩组 35 584[65] 232~4 893，平均2 583[65] 8~78，
平均37[65]		 平均6.6[65] 14~20[65] 0.82~4.94，平均2.62[65] 富有机质泥灰岩、浮游有孔虫泥粒灰岩和颗粒灰岩，圣马科斯隆起以东黏土含量增加[51]
上侏
罗统		 海恩斯维尔组 14 747[65] 3 102~4 939，平均3 589[65] 0~117，
平均62[65]		 平均6.7[65] 10~50[65] 0.7~6.2[50] 生物扰动钙质泥岩、层状钙质泥岩、粉砂质鲕粒状硅质泥岩、非层状硅质富有机质泥岩[50]
下二
叠统		 米德兰盆地狼营组 39 648[65] 210~2 133，平均1 465[65] 210~1 302，平均554[65] 平均7.6[65] 26[65] 0.5~6.4，平均2.4[65] 硅质泥岩、钙质泥岩、泥质生物碎屑岩、骨架粒泥灰岩/泥粒灰岩[65]
特拉华盆地狼营组 32 864[65] 170~2 867，平均1 942[65] 38~2 989，平均865[65] 平均7.6[65] 21[65] 0.5~7.3，平均2.3[65] 黏土质泥岩、硅质泥岩、泥质生物碎岩、骨架粒泥灰岩/泥粒灰岩、泥质浮石[65]
上密
西西
比统		 费耶特维尔组 6 032[65] 80~2 401，
平均886[65]		 18~215，平均83[65] 平均6.3[65] 29~32[66] 0.1~10.8，平均4.07[65] 灰色—黑色页岩，下部有机质含量较高，局部砂岩将该套页岩分成上、下两段[67]
巴内
特组		 21 111[65] 799~2 484，平均1 638[65] 18~286，平均87[65] 平均5.6[65] 27[68] 2.0~6.0[68]；0.36~9.66，平均3.1[69]；3.3~4.5[43] 层状硅质泥岩、层状含黏土灰泥岩、骨架黏土质灰泥岩[70]
上泥盆统—下密西西比统 巴肯组 44 853[65] 1 376~2 737，平均2 286[65] 0~24，
平均11[65]		 平均5.9[65] 20~30[71] 1.79~20.20，平均2.62[65] 富有机质硅质泥岩、粒泥灰岩、钙质砂岩、钙质粉砂岩、白云岩、粉砂岩、云质泥岩[65]
上泥
盆统		 伍德福德组 35 715* 平均2 610[72] 平均75[72] 3.0~6.8[73] 15~38[72] 5.0~6.5[72] 黏土质泥岩、黏土质硅质泥岩、云质黏土质泥岩、硅质泥岩，往南燧石夹层增多[72]
中泥
盆统		 马塞勒斯组 46 648[65] 95~2 239，
平均1 325[65]		 3~178，
平均39[65]		 平均7.4[65] 0~65[65] 1~10[68]；1.4~4.3[74]；3.87~11.25[75]；0.17~7.22，平均2.11[76] 粗粒钙质泥岩、骨架粒泥灰岩/泥粒灰岩、钙质/炭质中粒泥岩、硅质炭质细粒泥岩、含黏土粗粒泥岩[77]
中奥
陶统		 尤蒂卡/
波因特普莱森特组		 63 772* 933~3 773，平均2 348[78] 17~75，
平均46[78]		 3.2~6.5[79] 32~49[77] 尤蒂卡组：1.0~3.5；
波因特普莱森特组上段：小于1，下段：3~8，平均值范围4~5（对应
不同井位）[80]		 尤蒂卡组：含钙页岩（方解石含量10%~60%）；波因特普莱森特组上段：贫有机质页岩，含少量碳酸盐岩；波因特普莱森特组下段：富有机质页岩（碳酸盐矿物含量40%~60%）[80]

注：*为根据开发井分布范围估算

3.1 古生界页岩

3.1.1 阿巴拉契亚盆地尤蒂卡组页岩和马塞勒斯组页岩

尤蒂卡组页岩主要分布在俄亥俄州，但延伸至宾夕法尼亚州的西部和北部以及西弗吉尼亚州。纽约州也见该地层发育，但该州禁止水力压裂，阻碍了该地区的页岩油气开发。在俄亥俄州东部、西弗吉尼亚州和宾夕法尼亚州，尤蒂卡组页岩以产气为主，而在俄亥俄州西部和宾夕法尼亚州西北部的部分地区，其油产量占比较其他主要产气区有所提高（见图5a）。2008年，森林石油公司（Forest Oil）在加拿大魁北克省完钻了2口垂直井，开始了尤蒂卡组页岩的初步开发[81]。2009年，塔利斯曼能源公司（Talisman Energy）开始在魁北克省进行作业；而在2012年，魁北克省发布水力压裂禁令，结束了这一阶段的勘探[81]。2011年，切萨皮克能源公司（Chesapeake Energy）在俄亥俄州尤蒂卡组完钻4口井，其中3口井钻遇富油层段。尤蒂卡组页岩分布面积约64 000 km2，现有生产井近3 300口[82]。
图5 尤蒂卡组（a）和马塞勒斯组（b）页岩油气生产情况[82]
尤蒂卡组页岩由尤蒂卡组钙质页岩和波因特普莱森特组灰岩和页岩互层组成[78,80]。与尤蒂卡组相比，波因特普莱森特组总有机碳含量较高[80]，且碳酸盐占比也较高，因此大多数开发井以波因特普莱森特组为目的层[78]。尤蒂卡组页岩在俄亥俄州东部和宾夕法尼亚州西北部厚度为60~90 m，在俄亥俄州南部则减薄至15 m以下，而波因特普莱森特组在宾夕法尼亚州中部厚度超过60 m，在肯塔基州东部减薄至6 m以下[80]。
2003年，Range资源公司以下志留统为目的层开钻一口井，钻至中泥盆统马塞勒斯组时，发现了明显的气体显示，马塞勒斯组页岩气开采自此开始[83]。随后，沿用Bakken组的开发技术，Range资源公司于2007年开始从马塞勒斯组商业开采天然气[84]。马塞勒斯组页岩的分布面积约为140 000 km2，平均厚度30 m[85]。马塞勒斯组页岩开发主要集中在宾夕法尼亚州，其次是西弗吉尼亚州，以及俄亥俄州小范围区域（见图5b）。该层系以干气为主，但在西缘地区也有一定产油量[82]。自2003年以来，马塞勒斯组页岩已投产开发井近15 000口。在该区带范围内，马塞勒斯组由一套灰岩和页岩混积层序分隔成两个黑色页岩层段[65,86]，厚度较大，对水力压裂形成阻碍，可以采用叠加水平井开发方式[65]。

3.1.2 伍德福德组页岩和查塔努加组页岩

上泥盆统伍德福德组页岩是俄克拉荷马州的主要页岩层系，这套页岩在德克萨斯州二叠盆地也受到了关注（见图6）。大部分产量来自劳伦大陆与冈瓦纳大陆碰撞形成的盆地（例如阿纳达科盆地、阿卡马盆地、阿德莫/马里塔盆地、二叠盆地）；部分产量来自切诺基（Cherokee）台地，该台地位于劳伦大陆被动陆缘南段，这个地区未曾受到碰撞的影响[87-88]。在阿卡马盆地阿肯色州部分，查塔努加组页岩只开展了一口井的开发测试[82]（见图6）。尽管这套页岩可能具有一定潜力，但埋藏较浅，地层太薄，没有勘探前景[34]。阿卡马盆地伍德福德组页岩以产气为主，而俄克拉荷马州其他盆地的这套页岩则以产油为主（见图6）。二叠盆地的有限数据表明，特拉华盆地西缘以产气为主，而盆地中央台地和米德兰盆地以产油为主。
图6 伍德福德组和查塔努加组页岩油气生产情况[82]
俄克拉荷马州的伍德福德组页岩首次产气可追溯到1926年，而截至1995年，投产气井仅有22口[87]。本世纪，伍德福德组页岩第1口井于2004年完钻，第1口水平井于2005年完钻，2口井均位于阿卡马盆地，作业公司是新田勘探公司（Newfield Exploration）[87]。巴肯组页岩油的成功开发以及天然气价格的下降，使作业者将注意力转向了伍德福德组页岩正处于生油窗的区域，其中德文能源公司于2007年开始在Cana地区进行钻探[87]。俄克拉荷马州伍德福德组页岩分布面积约70 000 km2，共有投产井5 959口。二叠盆地伍德福德组页岩分布面积约27 000 km2，目前生产井只有145口。特拉华盆地西部以产气为主，而特拉华盆地东部和盆地中央台地则以产油为主（见图6）。在米德兰盆地伍德福德组，有两口井测试含油，其中一口井位于盆地中央台地边缘。
俄克拉荷马州伍德福德组页岩可分为3段，主要由2种岩性组成：硅质/炭质页岩和燧石[87⇓-89]。燧石主要发育在伍德福德组上段，特别是南部地区，燧石在阿肯色州组砂岩非常发育[87]。在阿卡马盆地，燧石夹层数量在东部、南部含量较高，可能与沉积水体深度增加有关[34]。伍德福德组下段和中段的主要岩性是富含黏土的硅质泥岩[87]。在切诺基台地和阿纳达科盆地北部，伍德福德组厚度为8 m，在阿纳达科盆地南部和马里塔（Marietta）盆地，伍德福德组最厚超过200 m，在阿卡马盆地，伍德福德组平均厚度为76 m[87]。
二叠盆地伍德福德组页岩主要由黑色硅质泥岩组成，含少量燧石、粉砂岩和白云岩[90-91]，它是在宾夕法尼亚纪盆地构造分割之前沉积的，分布在米德兰盆地和特拉华盆地以及盆地中央台地之下[90]。在特拉华盆地东部和盆地中央台地之下，伍德福德组页岩最大厚度达200 m，在米德兰盆地东部陆架减薄并逐渐尖灭[90]。在二叠盆地以南的瓦尔沃德（Val Verde）盆地也发育伍德福德组页岩[90]，与俄克拉荷马州伍德福德组页岩类似，瓦尔沃德盆地的这段地层亦非富含燧石，但与南部的马拉松隆起区的卡瓦略斯（Caballos）砂岩属同期沉积[90,92]，与阿卡马盆地伍德福德组页岩和奥克拉荷马区阿肯色砂岩之间的关系相似。德克萨斯西部伍德福德组页岩在盆地中央台地以下的特拉华盆地东部地区最大厚度约200 m。

3.1.3 巴肯组页岩和三叉组页岩

如前所述，上泥盆统—下密西西比统巴肯组页岩是美国开发的第1套页岩油层系，巴肯油田主要产油，但盆地中心附近天然气产量不断增加（见图7），这与盆地和地层的整体碗状结构形态相吻合[93-94]（见图7）。美国境内巴肯组页岩分布面积约46 600 km2[63]，现有水平井数量超过20 400口。
图7 威利斯顿盆地巴肯组和三叉组油气生产情况[82]
巴肯组分为3段：上、下两段为富有机质黑色页岩，中段为钙质粉砂岩[93-94]。巴肯组上段和下段为烃源，巴肯组中段或下伏三叉（Three Forks）组上段为油气产层[93]。巴肯组中段为碳酸盐岩和硅质碎屑岩混积序列[94]。在蒙大拿州的Elm Coulee油田，巴肯组中段储层岩性为裂缝性白云岩[13,15]，而通常情况下层状砂岩/粉砂岩是巴肯组中段最优质的储集岩性[93]。三叉组上段由粉砂—砂质白云岩、白云质粉砂岩和灰绿色页岩组成[93,95]。在这些地层中，巴肯组中段的厚度较大（约24 m），而三叉组上段的最大厚度约为15 m[93]。

3.1.4 上密西西比统页岩组合

3.1.4.1 巴内特组页岩

劳伦大陆南缘上密西西比统发育多套页岩层系，包括巴内特组页岩。如前所述，沃思堡盆地巴内特组页岩是美国第1个大规模开发的页岩层系。巴内特组页岩主要以产干气为主，北部、西部产油量增加（见图8）。在沃思堡盆地，巴内特组页岩分布面积约为27 000 km2，现有投产井超过15 800口。在二叠盆地，巴内特组页岩同样潜力较大，但目前开发程度较低，分布面积为17 600 km2，128口井已揭示一定产能（见图8）。特拉华盆地西部主要产出天然气和凝析气，而米德兰盆地西部则以产油为主。
图8 巴内特组页岩、凯尼组页岩、费耶特维尔组页岩以及密西西比系灰岩油气生产情况[82]
在沃思堡盆地，巴内特组页岩主要由层状硅质泥岩、层状黏土质灰泥岩和黏土质泥粒灰岩组成[70]。巴内特组下段局部逐渐过渡为浅水查普尔（Chappell）组灰岩[70]。在东北部，巴内特组厚度超过300 m，含有一系列碳酸盐碎屑[43]，平均厚度约为85 m[65]。在东北部最远端，福里斯特堡（Forestburg）组灰岩（厚度达60 m）将巴内特组分隔为上、下两段，但在盆地的大部分地区，巴内特组内部并未分段[43]。巴内特组页岩沉积在一个角度不整合面上，对该地层的未来开发存在一定影响，因为在南部和西部，巴内特组页岩直接上覆于艾伦博格（Ellenburger）组可能含水的岩溶碳酸盐岩地层之上[43]，可能成为压裂改造过程中的一个隐患。
在二叠盆地，巴内特组页岩上覆于下密西西比统（肯德胡克群—奥萨吉安群）灰岩之上，该套灰岩在特拉华盆地向北、向东增厚[96-97]。巴内特组向北至新墨西哥州从页岩逐渐过渡为陆架碳酸盐岩[97]。在特拉华盆地北部，根据自然伽马测井响应特征，巴内特组可分为2段：下段为炭质页岩，上段为硅质碎屑页岩，下段还可根据电阻率曲线特征进一步细分[96]。岩心数据显示，特拉华盆地巴内特组由层状泥岩、微层状泥岩、非层状泥岩和黏土质泥岩组成[98]。特拉华盆地巴内特组下段厚度由西向东从约60 m增加到200 m以上，而在特拉华盆地中部，巴内特组上段厚度达365 m[96]。

3.1.4.2 费耶特维尔组和凯尼组页岩

费耶特维尔组页岩分布于阿肯色州阿卡马盆地东部地区，其地质时代与巴内特组页岩大致相当[67,99]。2002年，美国西南能源公司（Southwestern Energy）对阿卡马盆地一个常规砂岩气藏的天然气产量进行了估算，结果高于预期产量，推测下伏的费耶特维尔组页岩对产量有一定贡献[99]。在确定了费耶特维尔组页岩的属性与巴内特组页岩相似之后，西南能源公司于2004年在费耶特维尔组完钻了一口生产井[99]，实产为干气（见图8）。该层系分布面积约为6 000 km2[65]，现有生产井约7 300口。
费耶特维尔组页岩的岩性组合为黑色脆性含钙泥岩夹钙质泥岩[34]，厚18~215 m，平均为90 m[65]。在阿卡马盆地北缘，费耶特维尔组页岩纵向上向上、横向上向北逐渐过渡为灰岩。在远离盆缘的地区，费耶特维尔组页岩向上、向东逐渐过渡为灰泥岩，向西过渡为粉砂岩[34]。费耶特维尔组下段是主要目的层段[34,99]，自然伽马测井曲线特征显示，其放射性高于费耶特维尔组上段[67]。
俄克拉荷马州凯尼组页岩与费耶特维尔组和巴内特组页岩的地质时代相同，均为密西西比纪。尽管在阿卡马盆地和阿德莫盆地均钻遇了凯尼组页岩，但开发效果却与费耶特维尔组和巴内特组页岩不同[100]。凯尼组页岩气井产能较差，特别是阿卡马盆地，主要是黏土含量高，影响了水力压裂的效果[100-101]。而在俄克拉荷马州南部的阿德莫盆地，钻探结果显示潜力较大，而层系内灰岩和粉砂岩互层段的产量最高[100]。阿卡马盆地凯尼组以产干气为主，在阿德莫盆地和马里塔盆地，凯尼组既产油又产气（见图8）。标准普尔全球报告显示[82]，凯尼组页岩层系共有开发井109口，其中阿德莫盆地59口，阿卡马盆地29口，切诺基地台18口，阿纳达科盆地2口。

3.1.4.3 上密西西比统碳酸盐岩

俄克拉荷马州的上密西西比统（梅拉梅克群）碳酸盐岩相当于巴内特/凯尼组页岩的最下部地层，自1904年起，就在俄克拉荷马州与堪萨斯州边界地区对这套碳酸盐岩进行常规油气开采[102]。20世纪60年代，开始采用直井压裂技术开发阿纳达科盆地东北部苏尼—特伦德（Sooner Trend）区块密西西比系（梅拉梅克群）中比较致密的灰岩储层[102-103]。2010年左右，这一地区的作业活动明显增加，主要利用非常规钻井技术开发一些重点区域的较低渗储层，这些区域包括“阿纳达科盆地苏尼—特伦德区块加拿大金菲舍湖大油区”（以下简称金菲舍湖大油区）和阿德莫盆地俄克拉荷马州中南部大油区[102⇓-104]。在金菲舍湖大油区，梅拉梅克群（Meramec）储层由粉砂质灰岩、钙质-泥质粉砂岩和富有机质泥岩组成，属于水下缓坡下部沉积[104]。在俄克拉荷马州中南部大油区，梅拉梅克群由凯尼组页岩和下伏斯凯默组（Sycamore）灰岩组成，其沉积的水体深度超过阿纳达科盆地北部的梅拉梅克群[104]。斯凯默组由钙质粉砂岩、燧石质灰岩和薄层页岩组成，其中粉砂岩属于较深水体环境下的浊流沉积[104]。上述两大油区均富含页岩油（见图8）。自2001年以来，这些地层共完钻生产井约1 300口，鉴于该层段在二叠盆地具有类似特征[96-97]，因此，认为该层段在二叠盆地也具备开发潜力，只是目前尚未提交产量。

3.1.5 二叠系页岩

二叠系页岩层系主要集中发育于西德克萨斯州和新墨西哥州东南部的二叠盆地，该盆地的非常规储层段最终数量未知，大多数页岩段含一个或两个潜在储层段，目前至少有11个不同层段已经实现了部分开发，这还不包括前文提及的更深层的伍德福德组和巴内特组。二叠盆地的主要页岩油气产层为特拉华盆地和米德兰盆地的上宾夕法尼亚统—下二叠统，主要是米德兰盆地的狼营组和伦纳德阶斯帕瑞（Spraberry）组、特拉华盆地的狼营组和骨泉（Bone Springs）组（见图9，亦称之为“狼果组（Wolfberry）”[105]或“狼骨组（Wolfbone）”[106]）。狼营组由炭质泥岩、局部碳酸盐岩和硅质泥岩组成[105]，对应的层位是上宾夕法尼亚统—伦纳德阶下段，也相当于从西斯科（Cisco）组页岩（或狼营组D段）至伦纳德阶下段（或狼营组A段）。伦纳德阶剩余层段（狼营组A段以上部分）交替发育低位层序（以硅质碎屑岩，尤其是层状粉砂岩为主）和高位层序（以钙质泥岩为主）沉积[105]。以钙质泥岩为主的层段有机质丰度最高，而含有硅质碎屑岩夹层的薄层泥岩也可能具有较高的有机质含量。
图9 米德兰盆地和特拉华盆地狼营阶—伦纳德阶地层对应关系及各层段油气产量[109]
狼营组厚度明显大于其他大多数页岩区带，后者平均厚度通常小于100 m[65]。最新解释结果表明[107-108]，米德兰盆地狼营组平均厚度为648 m，最大厚度达1 850 m，而拥有更大容纳空间的特拉华盆地的狼营组平均厚度为786 m，最大厚度约为2 900 m。狼营组大致可分为4段（见图9），各段可实现叠加开采。米德兰盆地伦纳德阶层段（不含狼营组A段）平均厚度为245 m，特拉华盆地则为725 m。
狼营组A段和B段是特拉华盆地和米德兰盆地的主要产层（见图9）。在狼营组A段之上，两个盆地的产层段有所不同。在特拉华盆地，产量最高的层段是骨泉组富硅屑砂质段（低部），而在米德兰盆地，产量最高的层段是伦纳德中段和斯帕瑞组中段以泥岩和碳酸盐岩为主的低位沉积。
米德兰盆地以产油为主，其中伦纳德阶产层范围小于狼营组（见图10），主要原因是：随着伦纳德阶沉积期盆地的充填，地层厚度高值区逐渐局限于盆地沉积中心；特拉华盆地则既产油又产气，向西产气量逐渐增加。全球标准普尔报告显示，狼营阶和伦纳德阶页岩水平生产井已超18 900口，其中，大多数井（12 822口）的产层为狼营组，并且约60%的生产井（11 425口）位于特拉华盆地[82]（见图10）。
图10 特拉华盆地及米德兰盆地主力产层狼营组（a）、骨泉组（对应特拉华盆地）和斯帕瑞组/迪恩砂岩段（对应米德兰盆地）（b）油气生产情况[82]

3.2 中生界页岩

3.2.1 海恩斯维尔组页岩

2004年，KCS资源公司（KCS Resources）在墨西哥湾海岸盆地钻探了一口直井，在上侏罗统海恩斯维尔/博西尔组页岩层段见明显气显示[110]。随后几年，多家作业公司对该层又钻探了若干直井并进行评价，包括收集和分析岩心样本[110-111]。2007年，切萨皮克能源公司在该层段完钻了第1口水平井，初期产量达7.28×104 m3/d[111]。
海恩斯维尔组页岩是一套上侏罗统富有机质炭质泥岩，属于半局限环境沉积[50]。该层段原名为“下博西尔组”，由于它与页岩盆地周边碳酸盐台地上沉积的海恩斯维尔组灰岩有关，切萨皮克能源公司又将其命名为海恩斯维尔组页岩[50]。不过，因上覆博西尔组对产量也有贡献，因此，这两个名称有时也可互用[112]。
海恩斯维尔组页岩有2个沉积中心，被一个碳酸盐台地隔开：一个位于东德克萨斯盐盆，另一个位于德克萨斯州—路易斯安那州边界，覆盖了萨拜因隆起部分地区，并一直延伸到南路易斯安那盐盆[50]。在东部沉积中心北部，海恩斯维尔组页岩的厚度最大（120~130 m）[50]，该沉积中心的平均厚度为60 m[65]。在位于西部的东德克萨斯盐盆，海恩斯维尔组通常较薄（小于30 m），但在沉积中心西南部厚达60 m[50]。整个盆地内海恩斯维尔组页岩的成分有所不同：南部、西部泥岩钙质含量更高，而北部、东部硅质碎屑输入物明显增多[50]。由于上覆博西尔组页岩沉积主要受到了三角洲沉积相向盆地不断进积的影响，硅质碎屑沉积物的影响随深度变浅而逐渐增加[113]。海恩斯维尔组页岩主要包括3类岩相：非层状泥球状硅质泥岩、层状泥球状或硅质泥岩（最常见）、生物扰动钙质或硅质泥岩[50]。上覆的博西尔组页岩，其主要岩相包括块状黏土质泥岩、生物扰动黏土质泥岩和泥质黏土岩，其碳酸盐含量均明显低于海恩斯维尔组的类似岩相，并且有机质含量也普遍较低[113]。
以往研究显示，海恩斯维尔组页岩分布范围仅限于东部（萨拜因隆起）沉积中心，近年来，又在东德克萨斯盐盆西南部发现了一个新区，即海恩斯维尔组页岩区带西区。目前，海恩斯维尔组页岩已经钻探了超过6 000口生产井（见图11），而新区（海恩斯维尔组页岩区带西部）目前有11口生产井。海恩斯维尔组页岩以产干气为主，而主体部分北缘也有一定原油产量。
图11 海恩斯维尔组—博西尔组页岩层段油气生产情况[82]

3.2.2 鹰滩组页岩

据报道，油鹰能源公司（Petrohawk Energy）在2008年发现了鹰滩组页岩油气[114-115]。1960—2003年，有12口井从鹰滩组发现油气显示，而这些井的设计目的层原本是更深的地层。在鹰滩组钻遇天然气后，这些井随即在该层位完井。这些井大多是直井，12口井的累计总产量为：原油2.65×104 t，天然气5.9×106 m3[82]。此外，多数井位于马弗里克县（Maverick County），靠近现今鹰滩组油气区的西北缘，2口井位于韦伯县（Webb County），还有2口位于冈萨雷斯县（Gonzales County）[82]（见图12）。2005—2008年，伯灵顿资源公司（Burlington Resources，后来的康菲石油公司）和德州原油公司（Texas Crude）在Karnes洼陷鹰滩组（Eagle Ford）进行了测试，另外塔科资源公司（TXCO Resources）、依斯巴达公司（Espada Operating）和基石勘探与生产公司（Cornerstone Exploration and Production）在马弗里克盆地鹰滩组进行了钻探[82]（见图12）。从2005年到油鹰能源公司的STS-1 Hawkville井完钻，总共在Eagle Ford区块钻探了15口井。
图12 早期鹰滩组钻井及油气能源公司作业区分布图[116]
鹰滩组页岩中采出的资源包括石油、凝析气和干气，主要分布在圣马科斯隆起偏东地区，一直延伸到墨西哥边境（见图13）。区带南缘与下白垩统斯莱戈（Sligo）礁缘平行，鹰滩组随埋深加大、变薄，而区带北缘是鹰滩组生油窗的北部地质界限[51]。在圣马科斯隆起东北部，由于伍德拜恩（Woodbine）三角洲的硅质碎屑输入增多，导致该地区岩相发生显著变化，从而限制了鹰滩组页岩的范围[51,53]。自2005年以来，鹰滩组生产井数量已超过25 700口[82]。
图13 鹰滩组页岩区带油气生产情况图[82]
晚白垩世塞诺曼期—土伦期海侵导致鹰滩组沉积了富有机质炭质泥岩和灰岩[51]。鹰滩组下段属于一个海侵层序，顶部为致密封盖层，而上段属于一个高位体系域层序[51]。虽然鹰滩组被定义为页岩地层，但根据区带北部和西部的露头显示，它是富有机质球粒状泥质颗粒泥灰岩和贫有机质远洋颗粒灰岩的混积层段[117]。鹰滩组平均厚度为27 m，最大厚度达78 m，分布面积近36 000 km2[65]。

3.2.3 尼尔布拉勒组页岩

尼尔布拉勒组与鹰滩组页岩属于同期（晚白垩世塞诺曼期—土伦期）海侵沉积，广泛分布于西部陆内白垩纪海道，面积超过130×104 km2[59,118]。尼尔布拉勒组主要由白垩岩和富有机质钙质泥岩互层组成[118-119]，碎屑含量从东向西增加[64]。在东部地区，尼尔布拉勒组与卡莱尔组（Carlisle）和本顿组（Benton）非钙质页岩呈不整合接触，而在局部地区，尼尔布拉勒组与下伏页岩之间存在砂岩隔层[25,118]，尼尔布拉勒组上覆皮埃尔组（Pierre）为非钙质页岩[25,64,119]。在西部地区，尼尔布拉勒组上覆和下伏页岩地层均属曼柯斯组（Mancos），与曼柯斯组页岩呈舌形交错分布，并逐渐融合[25,119]。曼柯斯组和皮埃尔组页岩均为潜在页岩层系[16]，目前尚未开发。
皮埃尔组裂缝性页岩储层（烃源岩为尼尔布拉勒组）的开采始于1881年的Florence-Cañon City油田，而尼尔布拉勒组的开采始于1924年的Tow Creek油田[64]。1970年，阿莫科公司（Amoco）在科罗拉多州发现了Wattenberg大油田，初期产层为下白垩统砂岩，1985年开始在尼尔布拉勒组进行开采[120]。尼尔布拉勒组属于致密储层，天然裂缝发育，有利于油气开采[59]。20世纪90年代，美国出现了一波水平井钻井热潮[82]（见图14），以期钻遇复杂的天然裂缝。2008年，水平钻井（配合水力压裂）热度再起，并于2014年和2019年达到顶峰[82]（见图14）。
图14 1988—2023年尼尔布拉勒组水平井数量柱状图[82]
尼尔布拉勒组及目前在产油气的盆地主要分布在美国8个州，而报道显示，只有怀俄明州和科罗拉多州的尼尔布拉勒组采用了水平井开采方式。丹佛盆地的井数最多（2 600口），其次是粉河盆地（747口）和北帕克（North Park）盆地（89口）[82]。这些盆地以产油为主，天然气产量较少。绿河盆地和皮申斯盆地各有生产井约30口，以产气为主，其中皮申斯盆地主要生产干气（见图15）。
图15 尼尔布拉勒组页岩油气生产情况图[82]

4 资源量和产量

油气行业一直采用盆地尺度对目标领域/区块进行资源评价。非常规油气储层分布具有连续性，因此适用这种方式进行评价，而无需考虑长距离运移或圈闭。常用方法是：首先确定区带内的目标评价区，然后对厚度、孔隙度、含水饱和度等参数进行蒙特卡洛模拟[1-2,121]。这种方法主要针对一个圈定的潜在资源范围，特别是针对数据较少的地区，评价过程快速、便捷，但缺点是这种方法无法识别出区带内预先圈定的评估区以外具有较好岩石物性或资源丰度较高的区域。
德州大学奥斯汀分校杰克逊地球科学学院经济地质局致密油资源评价研究小组（以下简称TORA资源评价研究小组）采用了一种更加确定性的资源评价方法，这种方法以地质储层表征为基础[65,122]，包括构造、地层和岩相分析[65,109,122]、岩石物理分析[65,108,122]、三维地质建模[107-108]以及地质资源估算[122-123]。地质资源评价结果与产量分析（产量递减、估算最终可采量、井距和井间干扰）和产能分析（生产驱动因素）相结合，从而估算出技术可采资源量及其在区带内分布情况[124-125]，并在此基础上，开展经济评价和前景预测[122,126]。
TORA资源评价研究小组评价并估算了美国8个页岩区带发育区的技术可采资源量，包括：鹰滩组页岩、海恩斯维尔组页岩、米德兰盆地、特拉华盆地、巴内特组页岩、费耶特维尔组页岩、巴肯/三叉组和马塞勒斯组页岩（见图16、表2）。特拉华盆地提交了资源量的地层仅有狼营组A段、狼营组B段和骨泉组第3砂岩段，而米德兰盆地仅为狼营组A段和B段。近期，对相关模型进行了优化更新，并完成了一次分析，结果显示，TORA地质资源量和可采资源量均有所增加。美国地质调查局和西弗吉尼亚大学一个研究团队使用相同的概率方法对尤蒂卡组页岩进行了资源评价，但采用的输入数据不同[121,127]。西弗吉尼亚大学计算的天然气技术可采资源量明显高于美国地质调查局的评估结果（见表2），这可能是由于两次评估对应的目标产区存在差异所致。与美国地质调查局的评估相比，西弗吉尼亚大学使用的产区范围较小，但输入数据平均值较高。
图16 TORA资源评价研究小组估算的美国页岩区技术可采资源量[82]
表2 美国主要页岩区带资源评价结果和产量
页岩层/区 地质资源量 技术可采资源量 产量
油/
109 t		 气/
1012 m3		 油/
109 t		 气/
1012 m3		 油/
109 t		 气/
1012 m3
鹰滩组页岩 40.9 12.7 1.91 1.85 0.64 0.63
海恩斯维尔组页岩 19.6 8.76 1.09
米德兰盆地 94.0 15.6 3.27 2.80 0.48 0.31
特拉华盆地 73.1 32.2 6.96 7.28 0.58 0.54
巴内特组页岩 14.2 2.80 0.01 0.65
费耶特维尔组页岩 2.1 0.64 0.29
巴肯组页岩 26.9 43.4 3.24 0.52 0.71 0.27
马塞勒斯组页岩 61.6 23.70 0.02 2.26
尤蒂卡组页岩① 11.3 89.4 0.27 21.69 0.03 0.56
尤蒂卡组页岩② 0.38 3.28

注：①资源评价由西弗吉尼亚大学研究小组完成，②资源评价由美国地质调查局完成，其余由TORA资源评价研究小组完成

由图1可知，在美国油气总产量中，2023年页岩油气占比超60%。自2007年以来，页岩油气产量已经从约11.2×104 t/d油当量增加到300.0×104 t/d油当量以上（见图17）。同一时期，非页岩油气产量从2007年的217.0×104 t/d油当量下降至2021年9月的152.0×104 t/d油当量。2017年8月，美国页岩油气产量首次超过常规油气产量，并一直保持较高水平。而有趣的是，同期非页岩油气产量也开始略有上升。2020年初，由于新冠疫情的影响，页岩和非页岩油气产量均大幅下降，随后两者产量均开始回升，不过非页岩油气产量恢复需要的时间更长。过去几年，页岩油气在油气总产量中的比例一直保持在60%左右（见图1）。
图17 2007—2024年美国页岩与非页岩油气产量变化[16]
从页岩油产量来看，2010年中期之前增长缓慢，2015年第1季度迅速增加，这主要得益于鹰滩组页岩油气产量的快速增长，而同期巴肯组和二叠盆地的产油量也在增长，不过增幅小于鹰滩组（见图18）。从2014年底开始，油价开始暴跌，西德克萨斯中质原油基准价格在6个月时间内从106美元/bbl左右跌至47美元/bbl左右，最终于2016年初触底达到30美元/bbl左右。油价下跌导致产量下降，这种趋势一直持续到2016年9月，受影响最大的还是鹰滩组页岩油产量，二叠盆地和阿纳达科盆地油产量不但没有下降，反而还略有增长。2017年初，石油产量回升，其中二叠盆地的增幅最大。阿纳达科盆地和尼尔布拉勒组的产量从2019年下半年开始下降，2020年初普遍大幅下降。此后，二叠盆地的产量继续增加，而其他页岩油产区的产量保持相对稳定（其中，巴肯组和尼尔布拉勒组的产量在2023年下半年表现出上升趋势）。二叠盆地页岩油产量占主导地位，日产量约68.5×104 t，占美国页岩油总产量（约108.0× 104 t/d）的63%、油总产量（约182.0×104 t/d）的38%。
图18 2007—2024年美国页岩与非页岩石油产量变化[16]
页岩气产量变化趋势与页岩油相似，但页岩气产量开始增长的时间略早于页岩油，其中海恩斯维尔组页岩气的产量在2009年开始增加，马塞勒斯组页岩气的产量在2011年开始增加（见图19）。与页岩油同时采出的天然气产量较大，目前页岩油产区的页岩气产量比例约为38%。由于这些区带的产气量与油价挂钩，而不是与气价挂钩，因此经济驱动因素有所不同，这会给天然气生产商带来一定影响。从海恩斯维尔组页岩气产量变化（见图19）即可看出这种影响，其天然气产量从2012年开始下降。页岩油产区的天然气供应量增加，压低了美国国内天然气价格，导致海恩斯维尔组页岩油气产区的开发活动减少。自2016年墨西哥湾沿岸开始LNG（液化天然气）船运后，海恩斯维尔组页岩油气产区的油气开发活动开始增多，产量也随之增加。2023年来，马塞勒斯组页岩产区是主要的页岩气产区（约7.76×108 m3/d），其次是二叠盆地（约4.64×108 m3/d）和海恩斯维尔组页岩产区（约4.26×108 m3/d）。这3个产区页岩气产量合计占美国页岩气总产量（约22.8×108 m3/d）的73%、天然气总产量（约36.1× 108 m3/d）的47%。近期由于暖冬导致天然气价格下跌，作业者开始削减海恩斯维尔组和马塞勒斯组页岩油气产区的产量，以缓解市场上的天然气过剩情况[128]。
图19 2007—2024年美国页岩与非页岩天然气产量变化[16]

5 技术进展

页岩油气开发主要受技术进步驱动，尤其是钻完井技术[8,10 -11,15]，最新的研究重点是如何推进“立体开发”或“联合开发”。立体开发是指在一个完整区块内，将地质体作为一个整体实施钻完井，以实现多个叠加层段的同时开发[129-130]。这种开发方式有助于减少子母井开发问题，即由于原始井的生产导致油气藏衰竭，使得加密井（子井）的产能低于原始井（母井）的产能。立体开发前期成本较高，因此，往往限制了其在实际生产中的推广应用[130]。这种开发方式也会存在一些问题，例如井距过小可能会降低单井产能，从而抵消了这种方式可能带来的成本效益[131-132]。尽管如此，据埃克森美孚公司称，与优先钻探最佳层位的方式相比，立体开发方式能够提高经济效益30%~50%[130]。
有些油气公司还在积极探索重复压裂的方法。其中一种方法是对老井实施重复压裂，进一步改造储层。早期页岩油气井的完井设计与现代完井设计存在显著差异，可能使用了较宽的簇间距或高黏度流体，导致单井采收率低于现代井[133⇓-135]。通过重复压裂，使之前未波及到的油气资源得到开发而无需增加钻井数量，从而可以节省作业成本[133]。
提高原油采收率（EOR）是非常规油气的常用开发方法。尽管并非所有试点项目都取得了令人满意的结果，但该技术还是受到了业内越来越多的关注。EOG资源公司（EOG Resources）于2012年在鹰滩组进行了EOR试验，首个重大项目始于2014年[136]。截至2021年，已有8家作业公司获得了34个鹰滩组EOR项目的许可，其中EOG资源公司运营了一半以上的项目[137]。这些项目主要使用天然气循环注入（或称为天然气吞吐）技术，首先向水平井注混相气（“吞”）；然后关井一段时间，使注入的气体与原油充分混合（“焖井”）；最后将井重新投产（“吐”）[138]。由于作业公司尚未公布开发结果，且德克萨斯州的产量报告是按租约（而非按井）进行的，因此这种开发技术的效果尚不清楚。某些研究人员使用公开数据通过模拟方式对开发效果进行了评估，结果显示，10年内原油采收率提高了30%~50%[136]。还有一些研究人员使用二氧化碳替代天然气作为注入气体测试其吞吐开发效果，巴肯组产区的测试结果好坏参半[139]，而鹰滩组产区的一次测试结果显示开发效果较好[140]。
近期研究还提出了马蹄形或“U”形井技术，即在垂直段之后，通过U形井筒设计，连接两个水平段。中国煤层气[141-142]和刚果近海重油[143]钻探作业曾采用过U形井设计，但这些井只是在剖面图上呈U形，在平面图上呈直线型。壳牌公司于2019年钻探了第1口U形井[144]，但该井并非按原设计方案钻井。在特拉华盆地这一口井的垂直井段钻进过程中，由于钻井液漏失严重不得不放弃该垂直段，于是工程团队延伸钻进了另一口水平井，然后钻头180° U形转向，沿着原计划已放弃的水平段位置钻取一个新的水平段[144]，两个水平段均已完井，但U形段没有完井。与钻探两口井相比，此次作业节省了钻井时间和总成本[144]。2020年，切萨皮克能源公司在鹰滩组页岩区带钻探了一口U形井，以便在有限的合同区域内最大化水平段长度[145]。2023年，Matador资源公司在特拉华盆地开展了一个试点项目，钻了2口马蹄形井，而不是在同一个层段钻4口水平井，从而节省了约1×107美元，并且实际产量与预期的4口水平井产量相当[142]。基于标准普尔全球数据库的井轨迹数据进行评估[82]，结果显示，除了壳牌和Matador资源公司的井以外，特拉华盆地还有5口马蹄形井。自2020年切萨皮克能源公司开始U形井钻井以来，鹰滩组区带又钻了6口马蹄形井。2023年，米德兰盆地和马塞勒斯组页岩产区也各钻了1口马蹄形井。

6 结论

美国在开启“页岩革命”之前经历了长达20年的理论技术和实践经验积累。天然裂缝性页岩的油气产量过去一直以来只占美国油气总产量的很小部分，经过20多年的奋斗，针对页岩油气研发出水平井水力压裂技术，开启了美国“页岩革命”，目前页岩油气已成为美国油气总产量的主要来源。
美国主要页岩盆地的富烃页岩主要发育于6个地质时期：中奥陶世、中—晚泥盆世、早石炭世（中—晚密西西比世）、早二叠世、晚侏罗世和晚白垩世（塞诺曼期—土伦期）；其构造沉积环境主要为克拉通内盆地、前陆盆地和被动大陆边缘盆地。
“页岩储层”并非只是页岩，很多情况下页岩油气还产自粉砂岩和碳酸盐岩等多种岩石类型。各页岩区带的详细分析结果显示，页岩的岩相和矿物成分存在差异，页岩储层可能含有炭质泥岩或燧石夹层，或是富有机质泥岩中的粉砂岩夹层。
美国的页岩油气资源丰富。据估算，页岩油地质资源量超过0.246×1012 t，页岩气地质资源量超过290×1012 m3，页岩油可采资源量超过150×108 t，页岩气可采资源量超过50×1012 m3。值得注意的是，可采资源量是一个动态目标——随着技术的进步，可采资源量还会增加。
美国页岩油气产量实现了长达10余年的持续增长，并成为油气生产的主力。自2010年以来，美国页岩油气产量总体呈上升趋势，并在2017年超过了常规油气产量。页岩油气产量下降的情况往往是因为全球需求减少或供应增加导致大宗商品价格下降。页岩油气生产对资本持续投资更为敏感。每年完钻井数减少对页岩油气产区的影响比对常规油气产区的影响更大。页岩油主产区天然气的产量尤其受需求和LNG等船运方式的影响。
研发支撑作业区块页岩油气产量最大化的新技术和新方法是作业公司持续探索的目标。过去几年，整套产层开发（立体开发）和老井挖潜方法（强化开采、重复压裂）受到重视，其中增加水平段长度以提高采收率一直是关注重点，为此，作业公司采用了单井钻取多个水平分支井（马蹄形井或U形井）的方法以实现上述目标。
从地质和工程的角度看，得益于美国页岩油气巨大的资源基础和不断的技术进步，未来几年页岩油气产量仍将继续提升。二叠盆地伍德福德组和巴内特组页岩正在开展初始钻探和试采，海恩斯维尔组页岩油气勘探扩展到了东德克萨斯盐盆，有效的EOR技术正在不断取得进展，这些情况都将促进页岩油气的开发。页岩油气持续开发的挑战通常在于经济方面，特别是当油气价格处于低位时，因为页岩油气开发需要持续的资本投入。

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