宋巖，李卓，姜振學(xué)，羅群，劉冬冬，高之業(yè)

（1. 中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2. 東北石油大學(xué)非常規(guī)油氣協(xié)同創(chuàng)新中心，黑龍江大慶 163000）

非常規(guī)油氣地質(zhì)研究進(jìn)展與發(fā)展趨勢

宋巖1,2，李卓1，姜振學(xué)1，羅群1，劉冬冬1，高之業(yè)1

（1. 中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2. 東北石油大學(xué)非常規(guī)油氣協(xié)同創(chuàng)新中心，黑龍江大慶 163000）

綜合分析研究了非常規(guī)油氣儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)、非常規(guī)油氣賦存狀態(tài)、充注機(jī)理、富集主控因素和高產(chǎn)成藏模式方面的新進(jìn)展。非常規(guī)油氣地質(zhì)研究從納米孔隙的觀測發(fā)展到全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征和三維重構(gòu)，從非常規(guī)油氣賦存狀態(tài)的宏觀、靜態(tài)特征描述發(fā)展到微觀、動(dòng)態(tài)演化研究，從啟動(dòng)壓差驅(qū)動(dòng)和優(yōu)勢通道運(yùn)移發(fā)展到跳躍式階梯充注和潤濕性優(yōu)勢輸導(dǎo)，從“源控論”發(fā)展到源控下的“優(yōu)勢源儲(chǔ)組合+保存條件”的成藏論，從非常規(guī)油氣的“富集”地質(zhì)模式發(fā)展到“富集+高產(chǎn)”的成藏模式，展示了非常規(guī)油氣地質(zhì)理論的研究進(jìn)展和未來的發(fā)展趨勢。在此基礎(chǔ)上指出了非常規(guī)油氣地質(zhì)理論、深層非常規(guī)油氣富集條件和資源可采潛力、非常規(guī)油氣地質(zhì)研究對工程技術(shù)的滲透及非常規(guī)油氣資源共采基礎(chǔ)地質(zhì)研究面臨的問題與挑戰(zhàn)。圖6表2參79

非常規(guī)油氣；地質(zhì)理論；研究進(jìn)展；發(fā)展趨勢；問題與挑戰(zhàn)

中國非常規(guī)油氣資源潛力巨大，加快推進(jìn)非常規(guī)油氣的開發(fā)對緩解中國油氣供需矛盾具有重要意義[1-4]。本文在研究進(jìn)展綜述的基礎(chǔ)上，著重分析非常規(guī)油氣地質(zhì)研究的發(fā)展趨勢，探究當(dāng)前非常規(guī)油氣勘探開發(fā)過程中面臨的問題與挑戰(zhàn)。

1 非常規(guī)油氣地質(zhì)研究發(fā)展趨勢

本文涉及的非常規(guī)油氣包括致密油氣、頁巖油氣和煤層氣。近年來，非常規(guī)油氣地質(zhì)研究快速發(fā)展，在非常規(guī)油氣儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)、非常規(guī)油氣賦存狀態(tài)、充注機(jī)理、富集主控因素和高產(chǎn)成藏模式方面的新進(jìn)展，促進(jìn)了非常規(guī)油氣的勘探開發(fā)進(jìn)程。明確非常規(guī)油氣地質(zhì)研究的發(fā)展趨勢，對深化地質(zhì)理論具有重要意義。

1.1 非常規(guī)儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)研究

儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)是非常規(guī)油氣賦存、充注機(jī)理和資源潛力研究的基礎(chǔ)。非常規(guī)儲(chǔ)集層致密，常規(guī)測試技術(shù)表征難度大[5]，2009年以前，高分辨率掃描電鏡尚未應(yīng)用于頁巖儲(chǔ)集層研究，未形成有關(guān)頁巖孔隙發(fā)育特征方面的認(rèn)識。2009年頁巖中“納米孔”的發(fā)現(xiàn)促進(jìn)了孔隙類型的劃分[6]，進(jìn)而明確了頁巖微米—納米孔隙結(jié)構(gòu)特征[7-8]。國內(nèi)外學(xué)者利用壓汞法研究了致密砂巖、致密灰?guī)r的孔徑分布[9-12]，如Great Green River盆地的上白堊統(tǒng)致密砂巖孔徑范圍是0.06～10.00 μm，峰值位于600 nm左右[13]，鄂爾多斯盆地致密砂巖孔徑范圍是0.1～200.0 μm，峰值位于400 nm左右[14]，但是該技術(shù)無法探測到頁巖中孔徑小于100 nm的孔隙[15]，無法全面認(rèn)識非常規(guī)儲(chǔ)集層的孔隙發(fā)育特征。2012年以來，全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)定量表征和三維重構(gòu)技術(shù)應(yīng)用于頁巖，查明了頁巖全孔徑（1 nm～200 μm）孔隙結(jié)構(gòu)特征[16]和微米—納米孔隙的三維結(jié)構(gòu)[17]，將非常規(guī)儲(chǔ)集層孔隙表征從納米孔隙的觀測發(fā)展到全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征和三維重構(gòu)。

1.1.1 非常規(guī)儲(chǔ)集層全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征

非常規(guī)儲(chǔ)集層中存在納米—毫米級孔隙，孔徑分布寬泛，利用單一方法無法全面表征儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)[16]。國內(nèi)學(xué)者[18-19]利用高壓壓汞（表征孔徑為80～200 000 nm）、低壓N2和低壓CO2吸附（表征孔徑為1～200 nm和0.3～1.5 nm）方法，通過有效測試孔徑的拼接，建立了全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)定量表征方法，查明了四川盆地志留系龍馬溪組頁巖孔徑分布呈現(xiàn)多峰特征，主要峰值孔徑位于2～3、70～90和200～300 nm（見圖1a）；安徽淮北煤田海陸過渡相頁巖孔徑范圍為 1～200 000 nm，峰值位于6～20 nm和400～500 nm（見圖1b）[19]；鄂爾多斯盆地陸相泥頁巖的孔徑范圍是1.5～20 000.0 nm，峰值分別位于 1～4、10～20、1 000～1 800和10 000 nm左右（見圖1c）[20]。

未來應(yīng)重點(diǎn)研究流體注入法的有效測試區(qū)間，完善全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)表征方法，同時(shí)加強(qiáng)與掃描電鏡、CT掃描、核磁共振等方法的對比研究和相互驗(yàn)證，不斷深化對非常規(guī)儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)特征的認(rèn)識。

1.1.2 非常規(guī)儲(chǔ)集層微米—納米孔隙的三維重構(gòu)

三維孔隙結(jié)構(gòu)能夠更直觀地展示非常規(guī)儲(chǔ)集層中不同類型孔隙的空間分布及比例、孔隙連通率等[21-23]，對明確非常規(guī)油氣的賦存、流動(dòng)和資源量具有重要意義。2012年，聚焦離子束掃描電鏡（FIB-SEM）和X射線層析技術(shù)（微米CT和納米CT）的應(yīng)用，深化了頁巖等非常規(guī)儲(chǔ)集層三維孔隙結(jié)構(gòu)特征[24-25]的研究。2016年，F(xiàn)IB-SEM三維重構(gòu)的分辨率提高到小于10 nm，能夠?qū)崿F(xiàn)頁巖中6.7 nm～7.7 mm范圍內(nèi)礦物、有機(jī)質(zhì)和孔隙的空間分布特征的三維重構(gòu)[26]，Ma等[26]應(yīng)用該技術(shù)揭示了頁巖中有機(jī)質(zhì)孔隙直徑主要為40 nm，礦物粒間孔直徑主要為200 nm，有機(jī)質(zhì)孔和黏土礦物粒間孔連通性好，是頁巖氣賦存空間和運(yùn)移路徑。

圖1 典型頁巖全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)定量表征結(jié)果

未來研究的發(fā)展趨勢是：①微觀方向，優(yōu)化實(shí)驗(yàn)設(shè)置和參數(shù)提取，進(jìn)一步提高三維重構(gòu)的分辨率；②宏觀方向，通過增大樣品規(guī)格、擴(kuò)大表征范圍，克服非均質(zhì)性的影響，實(shí)現(xiàn)全面表征樣品，加強(qiáng)三維孔隙結(jié)構(gòu)表征的代表性。

1.2 非常規(guī)油氣賦存狀態(tài)研究

不同于常規(guī)天然氣以游離態(tài)賦存，煤和頁巖儲(chǔ)集層本身具有吸附甲烷能力，存在吸附和游離等賦存狀態(tài)，吸附態(tài)是以單層或多層附著于孔隙內(nèi)表面，游離態(tài)為充填于孔隙中[27-29]。早期研究明確了煤層吸附氣量超過80%，游離氣含量低，而頁巖吸附氣量為20%～85%，高產(chǎn)層以游離氣為主[30-35]。2014年以來，Ji等[36-37]結(jié)合構(gòu)造演化背景，恢復(fù)了頁巖氣賦存狀態(tài)的轉(zhuǎn)化過程。2016年，高分辨率掃描電鏡和分子動(dòng)力學(xué)模擬技術(shù)應(yīng)用于頁巖氣研究，明確了頁巖氣的微觀賦存狀態(tài)[38]，將非常規(guī)油氣賦存從宏觀、靜態(tài)特征描述發(fā)展到微觀、動(dòng)態(tài)演化研究。

1.2.1 非常規(guī)油氣賦存的微觀特征

精確表征微米—納米級孔喉中油氣的賦存狀態(tài)對明確非常規(guī)油氣富集機(jī)理和資源潛力具有重要意義[39]。2011年國外學(xué)者利用環(huán)境掃描電鏡，在Woodford頁巖孔隙和微裂縫中觀察到油滴和油膜[40]。2013年，朱如凱等[41]利用相同方法在鄂爾多斯盆地三疊系延長組 6段致密砂巖孔隙中觀察到以圓球狀、短柱狀發(fā)育于粒間孔內(nèi)，薄膜狀均勻覆蓋于顆粒表面和粘結(jié)于裂縫兩壁4種賦存狀態(tài)。2015年，王明磊等[20]利用微米CT、納米CT掃描及特征參數(shù)提取技術(shù)，明確了致密油以乳狀、簇狀、喉道狀賦存于基質(zhì)粒間孔，以顆粒狀、薄膜狀吸附于顆粒表面。

目前納米尺度的觀測技術(shù)，包括高分辨率掃描電鏡和納米CT均無法直接觀測到甲烷在微米—納米級孔隙中的賦存狀態(tài)。2016年，Zhou等[38]通過分子動(dòng)力學(xué)模擬揭示了在80 ℃、20 MPa條件下頁巖中吸附態(tài)甲烷主要賦存于直徑小于2 nm的孔隙中，游離氣賦存在大于2 nm的孔隙中。未來研究應(yīng)提高掃描電鏡的分辨率，完善納米CT結(jié)果中油氣賦存特征參數(shù)的優(yōu)選，發(fā)展基于不同氣體組分競爭吸附和多層吸附的分子動(dòng)力學(xué)模擬技術(shù)，深化非常規(guī)油氣賦存的微觀特征的認(rèn)識。

1.2.2 非常規(guī)天然氣賦存狀態(tài)動(dòng)態(tài)演化

溫度和壓力耦合控制非常規(guī)天然氣賦存狀態(tài)的轉(zhuǎn)化過程。以煤層氣為例，在1 000 m以淺，賦存狀態(tài)主要受壓力控制，隨壓力增大吸附氣量增加，而深層賦存狀態(tài)主要受溫度控制，隨著溫度升高吸附氣量降低，游離氣量增加[42-43]。在抬升早期游離氣向吸附氣轉(zhuǎn)化，在最大吸附能力埋深以淺，吸附氣向游離氣轉(zhuǎn)化（見圖 2）[44]，頁巖氣也具有相似的特征，只是溫度或壓力作為主控因素的埋深范圍不同[36-37]。

圖2 煤層氣賦存狀態(tài)演化模式

頁巖氣在深埋過程中，吸附氣量先增加后降低（最大吸附能力埋深為 800～1 350 m），在頁巖抬升過程中，游離氣向吸附氣轉(zhuǎn)化，在最大吸附能力埋深以淺，吸附氣向游離氣轉(zhuǎn)化，此時(shí)若游離氣保存好，則有利于形成頁巖氣高產(chǎn)（見圖3）[38,45]。

圖3 頁巖氣賦存狀態(tài)演化模式

未來研究應(yīng)恢復(fù)構(gòu)造演化過程中的地質(zhì)條件，完善吸附氣量和游離氣量的預(yù)測模型，綜合考慮生烴、成巖、孔隙和溫壓條件等多因素控制，闡明非常規(guī)天然氣的賦存狀態(tài)演化過程。

1.3 致密儲(chǔ)集層石油運(yùn)移研究

非常規(guī)儲(chǔ)集層中孔喉半徑小、毛細(xì)管力高、流體流動(dòng)受限[46]。致密儲(chǔ)集層石油充注物理模擬與微米—納米孔隙中石油賦存特征分析相結(jié)合，成為研究非常規(guī)油氣充注的有效方法[47-49]。2012年以來，國內(nèi)學(xué)者[50-53]應(yīng)用該方法揭示致密儲(chǔ)集層非達(dá)西滲流特征明顯，具有啟動(dòng)壓差，其大小與巖心滲透率成負(fù)相關(guān)，與石油黏度成正相關(guān)，當(dāng)源儲(chǔ)壓差小于啟動(dòng)壓差時(shí)石油不流動(dòng)，當(dāng)源儲(chǔ)壓差大于啟動(dòng)壓差時(shí)石油沿?cái)鄬?、裂縫和相對高孔滲帶等優(yōu)勢運(yùn)移通道滲流進(jìn)入微米—納米級基質(zhì)孔縫聚集。結(jié)合模擬實(shí)驗(yàn)和成藏條件研究，深化了致密油充注的認(rèn)識，從啟動(dòng)壓差驅(qū)動(dòng)和優(yōu)勢通道運(yùn)移發(fā)展到跳躍式階梯充注和潤濕性優(yōu)勢輸導(dǎo)。

1.3.1 致密油跳躍階梯式充注

致密巖心充注模擬實(shí)驗(yàn)是研究致密油充注機(jī)理的重要手段。2012年，龐正煉等[48]模擬實(shí)驗(yàn)揭示，石油充注經(jīng)歷水驅(qū)水、油驅(qū)水未突破、油驅(qū)水突破3個(gè)階段。2016年，高雄雄等[49]模擬實(shí)驗(yàn)表明，啟動(dòng)壓力驅(qū)動(dòng)致密油充注（0.5 MPa），隨壓力增長到4.5 MPa，含油飽和度由0快速增大到20%之后增長速率變緩，表明毛細(xì)管力阻礙石油進(jìn)入孔喉。隨著壓力積累達(dá)到6.3 MPa，含油飽和度再次快速增加，表明石油克服毛細(xì)管力進(jìn)入更小的孔喉，總體表現(xiàn)出跳躍式階梯充注的特征。

1.3.2 致密油潤濕性優(yōu)勢輸導(dǎo)

2010年以來，羅曉容等[54]通過多期石油充注路徑分析，提出了致密油潤濕性優(yōu)勢輸導(dǎo)機(jī)理。石油充注前后，致密儲(chǔ)集層水接觸角從 15°～25°增大到 30°～40°，由水潤濕轉(zhuǎn)變?yōu)橛蜐櫇瘢笃谟蜌膺\(yùn)移以油潤濕孔喉的毛細(xì)管力為動(dòng)力，形成潤濕性優(yōu)勢通道[54-55]。以鄂爾多斯盆地三疊系延長組 8段致密油成藏過程為例，早白堊世以來油氣主要沿早期石油充注路徑運(yùn)移，其中孔喉與油接觸而具親油性，成為潤濕性優(yōu)勢輸導(dǎo)路徑。針對致密油充注機(jī)理研究，未來需重視物理模擬實(shí)驗(yàn)與微觀機(jī)理研究的結(jié)合，總結(jié)致密儲(chǔ)集層含油性主控因素，提煉多因素的模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ停罨瘜χ旅苡统渥C(jī)制的認(rèn)識，有效指導(dǎo)勘探。

1.4 非常規(guī)油氣聚集成藏研究

非常規(guī)油氣具有源內(nèi)滯留和短距離運(yùn)移的特點(diǎn)，烴源巖邊界范圍控制非常規(guī)油氣的分布[56]，烴源巖與儲(chǔ)集層在空間上的組合關(guān)系對非常規(guī)油氣富集具有關(guān)鍵控制作用[57]。重視非常規(guī)油氣“源儲(chǔ)組合”和“保存條件”，既明確了傳統(tǒng)“源控油氣”的內(nèi)涵，又涵蓋儲(chǔ)集空間、賦存狀態(tài)、充注機(jī)理與富集主控因素的研究內(nèi)容，深化了非常規(guī)油氣的成藏機(jī)理。非常規(guī)油氣成藏主控因素研究從“源控論”發(fā)展到源控下的“優(yōu)勢源儲(chǔ)組合和保存條件”的成藏論。

1.4.1 優(yōu)勢源儲(chǔ)組合控制非常規(guī)油氣富集

1.4.1.1 非常規(guī)油氣源儲(chǔ)組合類型

李建忠等[58]根據(jù)源巖與儲(chǔ)集層的配置關(guān)系，將非常規(guī)油氣源儲(chǔ)組合分為源儲(chǔ)緊鄰和源儲(chǔ)一體兩種類型。源儲(chǔ)緊鄰型包括下源上儲(chǔ)型、上源下儲(chǔ)型和三明治型，源儲(chǔ)一體型包括薄互層型和源儲(chǔ)共生型。其中，致密油氣為源儲(chǔ)緊鄰型油氣聚集，是近源油氣。煤層氣和頁巖油氣屬源儲(chǔ)一體型油氣聚集，是油氣滯留形成的源內(nèi)油氣。本文作者依據(jù)源巖與儲(chǔ)集層分布特征劃分了中國典型非常規(guī)油氣藏的源儲(chǔ)組合類型。鄂爾多斯盆地三疊系延長組6段發(fā)育下源上儲(chǔ)型，長7段發(fā)育源儲(chǔ)一體型、下源上儲(chǔ)型和三明治型；松遼盆地扶余油層在三角洲平原沉積亞相中發(fā)育下源上儲(chǔ)型，在三角洲前緣沉積亞相中發(fā)育三明治型和下源上儲(chǔ)型，在半深湖—深湖亞相中主要發(fā)育薄互層和源儲(chǔ)共生型；準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油主要為源儲(chǔ)一體型；川西前陸盆地須家河組主要發(fā)育薄互層型和下源上儲(chǔ)型，煤層則主要發(fā)育源儲(chǔ)一體型。

1.4.1.2 沉積體系控制非常規(guī)油氣源儲(chǔ)組合

沉積體系控制源儲(chǔ)組合類型及分布。2014年，中國學(xué)者[59-60]研究揭示，四川盆地及周緣志留系龍馬溪組底部厚層富有機(jī)質(zhì)泥頁巖主要發(fā)育于深水陸棚相，巖性主要為含放射蟲炭質(zhì)筆石頁巖，具有高有機(jī)質(zhì)豐度和石英礦物含量，如焦頁1井頁巖TOC值為1.06%～6.28%，平均3.5%，自生石英（生物成因）含量高，具有高脆性特征，與有機(jī)質(zhì)伴生構(gòu)成源儲(chǔ)一體型源儲(chǔ)組合。

姚涇利等和劉群等[61-62]研究揭示，鄂爾多斯盆地三疊系延長組半深湖—深湖相有利于有機(jī)質(zhì)富集，形成富有機(jī)質(zhì)泥頁巖，控制有效烴源巖發(fā)育，與深湖相重力流砂體形成源儲(chǔ)一體型源儲(chǔ)組合。濱淺湖相多期砂體疊置發(fā)育于半深湖和深湖相泥頁巖之上，形成下源上儲(chǔ)型、上源下儲(chǔ)型和三明治型源儲(chǔ)組合。葉軍等[63]研究認(rèn)為四川盆地川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組須三段湖沼相沉積暗色泥巖和深灰色炭質(zhì)泥頁巖夾砂巖、煤層，形成薄互層型源儲(chǔ)組合，煤層主要形成源儲(chǔ)一體型源儲(chǔ)組合。

1.4.1.3 源儲(chǔ)組合與油氣聚集的關(guān)系

楊智峰等[64]統(tǒng)計(jì)油氣顯示厚度與砂巖厚度的比值表明，鄂爾多斯盆地三疊系長 7段三明治型源儲(chǔ)組合最富集，下源上儲(chǔ)型次之。王紅軍等[65]研究認(rèn)為三明治型源儲(chǔ)組合是四川盆地三疊系須家河組天然氣富集的關(guān)鍵要素。不同源儲(chǔ)組合的石油充注物理模擬實(shí)驗(yàn)揭示三明治型有利于致密油富集，源儲(chǔ)一體型、下源上儲(chǔ)型和上源下儲(chǔ)型的富集程度依次降低。

1.4.2 保存條件控制非常規(guī)天然氣富集

對于煤層氣和頁巖氣經(jīng)歷構(gòu)造抬升，且自身具備一定的吸附氣量的非常規(guī)天然氣，在抬升過程中經(jīng)歷吸附態(tài)向游離態(tài)的轉(zhuǎn)變，游離氣能否保存是非常規(guī)油氣富集的決定因素，因此，保存條件對非常規(guī)天然氣富集至關(guān)重要。

1.4.2.1 構(gòu)造抬升時(shí)間

抬升剝蝕導(dǎo)致上覆地層厚度減薄，地層壓力降低，促進(jìn)煤層氣和頁巖氣解吸，含氣量降低[66-67]。四川盆地焦石壩地區(qū)構(gòu)造抬升開始于距今85 Ma左右，而彭水地區(qū)構(gòu)造抬升開始于距今125 Ma，焦石壩地區(qū)構(gòu)造抬升晚，保存條件好，建成了頁巖氣高產(chǎn)區(qū)，而彭水地區(qū)未獲得工業(yè)發(fā)現(xiàn)，表明抬升時(shí)間晚而短對保存有利。

1.4.2.2 頂?shù)装鍧B透性

頂?shù)装宓臐B透性對頁巖氣保存具有關(guān)鍵控制作用，頂?shù)装宸忾]性好，既保持地層壓力促進(jìn)頁巖氣吸附，又降低游離氣的散失量，對頁巖氣保存有利[68]。如四川涪陵頁巖氣田，目的層底板為奧陶系致密灰?guī)r，頂板為致密的泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，孔滲條件差，有利于頁巖氣富集。而下寒武統(tǒng)頁巖的底板為溶蝕孔隙和裂縫發(fā)育的灰?guī)r，封閉性差，頁巖氣通過底板散失，是目前未獲工業(yè)發(fā)現(xiàn)的重要原因之一。

1.4.2.3 頁巖自封閉性

厚度、擴(kuò)散速率、裂縫等決定了頁巖的自封閉性。國外學(xué)者研究揭示當(dāng)頁巖厚度大于最大排烴距離或頁巖單層厚度越大，自封閉性越強(qiáng)，頁巖中甲烷的擴(kuò)散系數(shù)隨頁巖孔隙度的增大而增大，隨壓力的增大而減小[69-71]。頁巖抬升和裂縫開啟導(dǎo)致上覆壓力降低，促進(jìn)頁巖氣擴(kuò)散，對頁巖自封閉性不利。頁巖自封閉性好表現(xiàn)為超壓發(fā)育。

1.4.2.4 水動(dòng)力條件

宋巖等研究表明[66]水動(dòng)力對煤層氣的富集影響大，水動(dòng)力條件強(qiáng)，煤層含氣量低，而在水動(dòng)力不活躍地區(qū)，一方面水溶解煤層氣量很少，另一方面，水流引起的煤層壓力變化較小，煤層氣的解吸量小，有利于煤層氣的保存，煤層含氣量高。

1.5 非常規(guī)油氣高產(chǎn)模式研究

1.5.1 “富集”+“高滲”耦合控制煤層氣高產(chǎn)模式

2005年，宋巖等[43-44]通過對沁水和鄂爾多斯盆地煤層氣高產(chǎn)區(qū)的地質(zhì)特征分析表明，高產(chǎn)區(qū)共性特征是高含氣量和滲透率，含氣量大于8 m3/t、滲透率高于0.2×10-3μm2的區(qū)塊單井產(chǎn)量高，建立了“富集”+“高滲”耦合控制煤層氣高產(chǎn)模式，包括斜坡區(qū)優(yōu)勢疊合模式、脆韌性疊加帶模式和富集區(qū)相對構(gòu)造高部位3種模式。

1.5.1.1 斜坡區(qū)優(yōu)勢疊合模式

以山西韓城煤層氣區(qū)為例，斜坡區(qū)不同部位的煤層氣井產(chǎn)量差異大，高產(chǎn)井主要分布在斜坡中部，是含氣量和滲透率的優(yōu)勢疊合帶，含氣量和滲透率均高，并確定其埋深范圍是280～800 m，煤層含氣量下限為15 m3/t，滲透率下限為0.2×10-3μm2，建立了含氣量和滲透率優(yōu)勢疊合模式。而斜坡頂部煤層壓力小，不利于煤層氣吸附，導(dǎo)致含氣量低，斜坡底部隨埋深增大，煤層含氣量減小，滲透率呈指數(shù)下降，均不利于煤層氣高產(chǎn)。

1.5.1.2 脆韌性疊加帶模式

煤層脆韌性變形機(jī)制、變形程度對煤儲(chǔ)集層的孔隙-裂縫系統(tǒng)產(chǎn)生影響，導(dǎo)致含氣量和滲透率的差異。韌性變形煤含氣量高，但滲透率低，脆性變形煤滲透率高，但含氣量低。只有脆韌性變形疊加帶的煤層兼具高含氣量和高滲透率，有利于煤層氣高產(chǎn)。

1.5.1.3 富集區(qū)相對構(gòu)造高部位模式

宋巖等[44]通過模擬正向構(gòu)造和負(fù)向構(gòu)造煤層氣富集和排采，揭示了構(gòu)造高部位埋深相對較淺、壓力較低有利于吸附氣解吸，同時(shí)受張應(yīng)力作用微裂隙發(fā)育，滲透率高。以沁水盆地南部大寧—吉縣地區(qū)為例，建立了富集區(qū)相對構(gòu)造高部位高產(chǎn)模式，煤層氣高產(chǎn)區(qū)分布于正向構(gòu)造高部位，而負(fù)向構(gòu)造具有低產(chǎn)特征。

1.5.2 “游離氣量”+“可采性”控制頁巖氣高產(chǎn)

本文研究揭示游離氣量受頁巖孔隙和保存條件的控制，可采性受頁巖脆性、應(yīng)力差及超壓的控制。超壓表明地層能量高，游離氣量高，有利于頁巖氣采出。當(dāng)頁巖孔隙度大于5%、壓力系數(shù)大于1.0時(shí)，頁巖中游離氣量高（占總含氣量的60%以上）。當(dāng)頁巖脆性指數(shù)超過 40%、水平應(yīng)力差比值（最大水平主應(yīng)力與最小水平主應(yīng)力之差與最大水平主應(yīng)力的比值）小于20%，壓裂易形成網(wǎng)狀裂縫，促進(jìn)頁巖氣采出（見表1）。建立了“游離氣量”+“可采性”耦合控制頁巖氣高產(chǎn)模式，包括低應(yīng)力差背斜高部位頁巖氣高產(chǎn)模式和高應(yīng)力差構(gòu)造斜坡區(qū)高產(chǎn)模式。

表1 典型頁巖氣特征統(tǒng)計(jì)表（據(jù)文獻(xiàn)[4]修改）

1.5.2.1 低應(yīng)力差背斜高部位頁巖氣高產(chǎn)模式

以四川盆地涪陵頁巖氣田為例（見圖4a），其目的層主體構(gòu)造樣式為寬緩背斜，背斜頂部壓力相對較低，促進(jìn)吸附氣解吸，有利于富集游離氣。頁巖孔隙度5.0%～7.8%，平均為6.4%，提供了游離氣的賦存空間。目的層超壓發(fā)育（壓力系數(shù)1.55），有利于頁巖氣采出。頁巖脆性指數(shù)最高可達(dá) 85%，水平應(yīng)力差小，壓裂易形成網(wǎng)狀裂縫，有利于提高可采性。

1.5.2.2 高應(yīng)力差構(gòu)造斜坡區(qū)高產(chǎn)模式

圖4 “游離氣量”+“可采性”耦合控制頁巖氣高產(chǎn)模式

以長寧頁巖氣田為例（見圖4b），研究區(qū)為單斜構(gòu)造，頂部被剝蝕，目的層埋深較大，地層壓力高，吸附氣含量高。頁巖孔隙度較?。ǚ秶?.9%～3.2%，平均為2.6%），游離氣量相對較低。長寧氣田目的層水平應(yīng)力差大，壓裂易形成順層裂縫，制約了可采性。但長寧氣田頁巖壓力系數(shù)最高可達(dá)到2.0，地層能量足，可采性高。

四川盆地涪陵和長寧兩個(gè)頁巖氣田的游離氣量和可采性差異導(dǎo)致了產(chǎn)量差異。涪陵頁巖氣田主體構(gòu)造樣式為寬緩背斜，游離氣含量更高（60%～80%），目的層應(yīng)力差小，體積壓裂改造易形成網(wǎng)狀裂縫，有利于頁巖氣的產(chǎn)出。而長寧頁巖氣田構(gòu)造樣式為單斜，受到基質(zhì)孔隙度的制約而游離氣含量相對較低（約30%～50%），目的層應(yīng)力差大，壓裂改造更容易形成層間縫，不利于大規(guī)模儲(chǔ)集層改造。

1.5.3 “高豐度”+“可流動(dòng)性”+“可采性”控制致密油高產(chǎn)

本文統(tǒng)計(jì)國內(nèi)外致密油高產(chǎn)區(qū)特征參數(shù)揭示（見表2），當(dāng)基質(zhì)孔隙度大于5%、壓力系數(shù)超過1.0時(shí)，致密儲(chǔ)集層含油飽和度高。當(dāng)壓力系數(shù)超過1.0、氣油比超過100 m3/m3、原油密度低于0.9 g/cm3、裂縫密度大于0.5條/10 m時(shí)，有利于致密油流動(dòng)。儲(chǔ)集層脆性指數(shù)高于 40%時(shí)，壓裂易形成裂縫，有利于致密油采出。在此基礎(chǔ)上，建立了“高豐度”+“可流動(dòng)性”+“可采性”耦合控制頁巖氣高產(chǎn)模式。

表2 典型致密油特征統(tǒng)計(jì)表（據(jù)文獻(xiàn)[46]修改）

中國主要致密油區(qū)地質(zhì)條件各異。以準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組、四川盆地自流井組大安寨段、鄂爾多斯盆地延長組和松遼盆地白堊系扶余油層為例，在致密油基質(zhì)孔隙特征、超壓發(fā)育程度、氣油比、油質(zhì)、裂縫特征和脆性特征研究的基礎(chǔ)上，通過產(chǎn)量對比指出大規(guī)模開采的有利條件和不利因素，建立不同的致密油高產(chǎn)模式。

1.5.3.1 高脆性、孔隙型致密油高產(chǎn)模式

以準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組致密油為例（見圖5a），其儲(chǔ)集層基質(zhì)孔隙發(fā)育而裂縫相對不發(fā)育[72]，高產(chǎn)的有利條件包括基質(zhì)孔隙度高（大于6%）、儲(chǔ)集層超壓發(fā)育（壓力系數(shù)1.0～1.6）、脆性高（脆性指數(shù)58%），不利因素包括氣油比低、油質(zhì)差和裂縫不發(fā)育制約了流動(dòng)性，高產(chǎn)模式為高脆性、孔隙型致密油。

1.5.3.2 裂縫-溶蝕孔隙型致密油高產(chǎn)模式

以四川盆地中部侏羅系自流井組大安寨段致密油為例（見圖 5b），其儲(chǔ)集層巖性為介殼灰?guī)r，具有低孔、特低滲的特征，致密儲(chǔ)集層中溶蝕孔隙和裂縫發(fā)育[73-74]，高產(chǎn)的有利因素包括超壓發(fā)育（壓力系數(shù)1.23～1.72）、油質(zhì)好（石油密度 0.76～0.87 g/cm3）、裂縫發(fā)育、脆性高（脆性指數(shù)36%），不利因素是基質(zhì)孔隙度低，制約了含油豐度，高產(chǎn)模式為裂縫-溶蝕孔隙型致密油。

1.5.3.3 厚層砂巖孔隙型致密油高產(chǎn)模式

以鄂爾多斯盆地三疊系延長組 7段致密油為例（見圖 6a），其砂巖儲(chǔ)集層厚度大，巖性主要為長石巖屑砂巖，孔隙類型主要為長石溶孔和裂縫，孔隙度高（7%～13%）[75-76]，高產(chǎn)的有利因素包括基質(zhì)孔隙度高、氣油比高、油質(zhì)好、裂縫發(fā)育和高脆性，與烴源巖接觸的儲(chǔ)集層基質(zhì)孔隙含油飽和度高，儲(chǔ)集層物性相對較好的部位優(yōu)先充注石油。不利因素是油藏壓力低，壓力系數(shù) 0.8～0.9[77]，地層能量不足，不利于石油采出，高產(chǎn)模式為厚層砂巖孔隙型致密油。

1.5.3.4 斷裂-裂縫溝通型致密油高產(chǎn)模式

以松遼盆地南部下白堊統(tǒng)泉頭組扶余油層致密油為例（見圖6b），其儲(chǔ)集層孔隙類型以原生孔隙為主，其次為長石和巖屑的溶蝕孔隙，石油主要聚集于孔隙度小于10%、滲透率低于1×10-3μm2的儲(chǔ)集層中[78-79]，高產(chǎn)有利因素包括氣油比高、油質(zhì)好、脆性高，致密油“甜點(diǎn)”與斷裂和裂縫發(fā)育相關(guān)，有利于致密油開采。不利因素是基質(zhì)孔隙度低，制約了含油豐度，高產(chǎn)模式為斷裂-裂縫溝通型致密油高產(chǎn)模式。

圖5 致密灰?guī)r油高產(chǎn)模式

圖6 致密砂巖油高產(chǎn)模式

2 問題與挑戰(zhàn)

2.1 非常規(guī)油氣地質(zhì)理論

2000年以來，非常規(guī)油氣勘探開發(fā)快速發(fā)展，發(fā)展了經(jīng)典石油天然氣地質(zhì)學(xué)，對現(xiàn)有地質(zhì)理論提出了挑戰(zhàn)，亟待完善的非常規(guī)油氣地質(zhì)理論包括：非常規(guī)儲(chǔ)集層非均質(zhì)性的表征與評價(jià)、深層非常規(guī)油氣賦存相態(tài)、非常規(guī)油氣的散失機(jī)理、非常規(guī)油氣高產(chǎn)控制因素。

2.2 深層非常規(guī)油氣資源可采潛力

深層非常規(guī)油氣資源可采潛力不明。在深層高溫高壓條件下，非常規(guī)油氣的生成機(jī)制、相態(tài)特征、有利儲(chǔ)集層分布、成藏深度下限、分布范圍及地質(zhì)資源量不明確，并且深層非常規(guī)油氣資源開發(fā)須通過水平井規(guī)模壓裂方式，其可采性和可采資源量尚不明確。

2.3 非常規(guī)油氣地質(zhì)-工程一體化

在非常規(guī)油氣工程技術(shù)層面上需要“工程-地質(zhì)一體化”，其內(nèi)涵是圍繞同一勘探開發(fā)目標(biāo)，地質(zhì)服務(wù)于工程、工程依托于地質(zhì)，地質(zhì)指導(dǎo)工程、工程反饋地質(zhì)，從而達(dá)到工程技術(shù)的發(fā)展。明確非常規(guī)油氣目的層的地質(zhì)特征，與工程技術(shù)研發(fā)和設(shè)計(jì)相互滲透，為技術(shù)開發(fā)和工程施工提供關(guān)鍵參數(shù)，成為未來非常規(guī)油氣地質(zhì)研究的發(fā)展趨勢。但是，目前地質(zhì)與工程的交叉研究不充分，非常規(guī)地質(zhì)對工程技術(shù)的支持和滲透不夠。

2.4 多種非常規(guī)油氣資源共采的基礎(chǔ)地質(zhì)研究

含油氣盆地中多種非常規(guī)油氣疊置分布常見，以煤系非常規(guī)天然氣為例，煤層氣、頁巖氣、致密氣具有同源共生、運(yùn)移分異、疊置分布的特征，但目前尚未實(shí)現(xiàn)規(guī)模性共采。面臨的問題主要是對“煤系三氣”的共生關(guān)系、成藏條件和富集機(jī)理尚未揭示，尤其是沉積微相、巖石類型、源儲(chǔ)組合、氣水關(guān)系、流體壓力系統(tǒng)、天然氣賦存狀態(tài)等地質(zhì)特征認(rèn)識不清，基礎(chǔ)地質(zhì)研究薄弱。

3 結(jié)論

非常規(guī)油氣地質(zhì)研究進(jìn)展包括：創(chuàng)新了非常規(guī)儲(chǔ)集層全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)和三維重構(gòu)技術(shù)，查明了頁巖全孔徑（1 nm～200 μm）孔隙結(jié)構(gòu)和微米—納米孔隙三維結(jié)構(gòu)；揭示了非常規(guī)油氣的微觀賦存狀態(tài)，恢復(fù)了構(gòu)造演化過程中賦存狀態(tài)的轉(zhuǎn)化過程；深化了致密油賦存和充注過程的認(rèn)識；明確了源儲(chǔ)組合和保存條件是非常規(guī)油氣富集主控因素；建立了非常規(guī)油氣高產(chǎn)模式。

非常規(guī)油氣地質(zhì)研究的發(fā)展趨勢包括：從納米孔隙觀測發(fā)展到全孔徑孔隙結(jié)構(gòu)的定量表征和三維重構(gòu)，從非常規(guī)油氣賦存狀態(tài)的宏觀、靜態(tài)特征描述發(fā)展到微觀、動(dòng)態(tài)演化研究，從致密油啟動(dòng)壓差驅(qū)動(dòng)和優(yōu)勢通道運(yùn)移發(fā)展到跳躍式階梯充注和潤濕性優(yōu)勢輸導(dǎo)，從“源控論”發(fā)展到源控下的“優(yōu)勢源儲(chǔ)組合+保存條件”的成藏論，從非常規(guī)油氣的“富集”地質(zhì)模式發(fā)展到建立高產(chǎn)模式。

當(dāng)前非常規(guī)油氣地質(zhì)研究中面臨的問題與挑戰(zhàn)包括非常規(guī)油氣地質(zhì)理論需深入、深層非常規(guī)油氣富集條件和資源可采潛力不明、非常規(guī)油氣地質(zhì)研究對工程技術(shù)的滲透不夠、多種非常規(guī)油氣資源共采的基礎(chǔ)地質(zhì)研究薄弱。

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（編輯 魏瑋 王大銳）

Progress and development trend of unconventional oil and gas geological research

SONG Yan1,2, LI Zhuo1, JIANG Zhenxue1, LUO Qun1, LIU Dongdong1, GAO Zhiye1
(1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;2. Unconventional Oil and Gas Collaborative Innovation Center, Northeast University of Petroleum, Daqing 163000, China)

The progress in pore structure characterization, hydrocarbon occurrence state, mechanism of oil and gas accumulation, main controlling factors and high production model of unconventional oil and gas is reviewed. The unconventional oil and gas geological research developed from observation of the nanopores to quantitative full scale and 3D pore structure characterization, from macroscopic occurrence state study to microscopic occurrence state evolution discussion, from differential pressure drive and preferential channel migration to staged accumulation and wettability preferential migration, from accumulation controlled by source to accumulation jointly controlled by source-reservoir assemblage and preservation conditions, from accumulation model to enrichment and high production model, revealing the research progresses and future trends of unconventional oil and gas geology. Challenges are presented in unconventional oil and gas geological theory, enrichment conditions and recoverable resources potential of deeply buried unconventional oil and gas, combination of unconventional oil and gas geological research and engineering technique, and basic geologic research for joint mining of different unconventional oil and gas resources.

unconventional oil and gas; geological theory; research progress; development trend; issues and challenges

國家科技重大專項(xiàng)（2017ZX05035-002）；國家自然科學(xué)基金（41502123）

TE122

A

1000-0747(2017)04-0638-11

10.11698/PED.2017.04.18

宋巖, 李卓, 姜振學(xué), 等. 非常規(guī)油氣地質(zhì)研究進(jìn)展與發(fā)展趨勢[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(4)： 638-648.

SONG Yan, LI Zhuo, JIANG Zhenxue, et al. Progress and development trend of unconventional oil and gas geological research[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 638-648.

宋巖（1957-），女，山東淄博人，博士，中國石油大學(xué)（北京）教授，李四光地質(zhì)科學(xué)獎(jiǎng)獲得者，長期從事天然氣地質(zhì)學(xué)方面的研究。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號，中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)天然氣研究院，郵政編碼：102249。E-mail：sya@petrochina.com.cn

聯(lián)系作者簡介：李卓（1983-），男，黑龍江綏化人，博士，中國石油大學(xué)（北京）助理研究員，主要從事非常規(guī)天然氣富集機(jī)理和資源評價(jià)工作。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號，中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)天然氣研究院，郵政編碼：102249。E-mail：zhuo.li@cup.edu.cn

2017-01-09

2017-05-17