非常规油气之“非常规”再认识

2019-11-05焦方正

石油勘探与开发 2019年5期

焦方正

（中国石油天然气集团有限公司，北京 100007）

0 引言

石油地质理论的诞生和发展经历了“油气苗”找油→“背斜”理论→“圈闭”理论→“连续油气聚集”理论的发展过程[1-3]。本世纪以来，非常规油气地质理论的发展进一步推动了全球油气勘探开发从常规油气迈向非常规油气领域[4-11]。事实上，非常规油气的发现和勘探存在于整个油气工业的发展过程，1821年美国就钻探了第1口页岩气井[3,12]，但是由于技术条件的原因，在此后的上百年间页岩气并未受到理论和实践上的关注。随着油气工程技术的进步，水平井钻井技术、分段压裂技术和平台式“工厂化”作业模式被广泛应用[13-15]，技术的进步逐渐促使油气勘探开发对象由传统的油砂→致密油气→页岩油气，实现了油气勘探开发由“源外”向“源内”的重大转变，发生了“常规油气”向“非常规油气”的革命，“源内”油气产量快速增长，2018年美国页岩油产量达3.29×108t、页岩气产量达6 072×108m3，中国页岩气产量为108×108m3。

尽管学术界存在多种非常规油气类型的分类方案，但是目前对非常规油气的标准界定多数仍然是从开发工程技术难度和油气开采的商业价值来进行的。这样的界定标准在一定阶段曾对油气勘探开发起到了推动作用，但是必然会受到技术革新和油价波动的影响，不能保持理论的相对稳定性和持久性。此外，非常规油气地质理论对传统的石油地质理论是很大的突破，从技术和经济层面进行界定不易明晰二者的差异。综上所述，笔者认为，开展非常规油气之“非常规”再认识，将对深化油气地质理论认识和勘探实践具有重要意义。

由于页岩油气已经成为重要的战略接替领域[16-23]。针对典型的非常规油气即页岩油气的形成机理与富集规律的理论研究对非常规油气理论发展具有很强的代表性，也具有重要的战略意义。因此，笔者所在研究团队以中国四川盆地和鄂尔多斯盆地、美国二叠盆地和西部湾岸盆地等国内外页岩油气主产区为研究对象，持续跟踪并深入对比前人研究成果[2,16,24]，从理论内涵、成藏动力、储集岩性、孔隙类型、流体特征等方面开展非常规油气“再认识”，明确非常规油气的地质理论界定，探讨主要地质特征，以期为页岩油气形成机理研究提供参考，为页岩油气“甜点”评价和勘探开发快速发展提供科学依据。

1 非常规油气理论内涵新认识

1.1 非常规油气概念界定

以往非常规油气是指用传统技术无法获得自然工业产量、需用新技术改善储集层渗透率或流体黏度等手段才能经济开采的油气，非常规油气包括油砂、油页岩、致密油气、页岩油气、煤层气、天然气水合物等多种类型[2-3]。根据经典的石油地质理论和最新的理论及勘探开发进展，将上述非常规油气按其成藏机制分为两类：①同传统常规油气一样，源储异位，来自源岩的油气在浮力、毛细管压力差等的作用下，经过一定距离运移在圈闭中聚集或破坏，可以赋存于各种岩类的储集层中，这类油气包括重油、油砂、致密油气和天然气水合物等，仍总体遵循传统石油地质理论、圈闭成藏机制和过程；②以超压和扩散等作用，在源岩层内聚集，原位成藏的油气，包括页岩油气和煤层气，完全不同于常规油气。虽然第①类从经济开采的角度上有较大难度，但从油气成藏机制角度上与常规油气并无差别。因此，本文界定的非常规油气为第②类，即源储一体、原位成藏、连续分布在烃源岩内的油气聚集，包括页岩油、页岩气和煤层气（见图1），本文主要讨论页岩油气，且以四川盆地页岩气为典型案例进行剖析，为便于对比，所讨论的油气储集层以沉积岩为主。

图1 常规与非常规油气类型划分（据文献[2]修改）

1.2 非常规油气形成机理

富有机质页岩沉积后，在地质作用下经压实、增热排水后进入油气生成过程。生油母质生成的一部分油气突破烃源层经输导体系运移到有利的砂体、碳酸盐岩等储集体中。这类储集体的储集空间以微米级孔喉为主，孔喉主体在0.3 μm以上，油气受浮力与毛细管力差的作用，流动方式以达西流为主（见表1），处于自由流体动力场，向上运聚至构造高部位或者低势区，在圈闭条件下形成常规油气藏，包括致密岩石油气藏等，成藏稳定后具有相对明显的油、气、水界面[1-2]，若后期遭破坏、改造，可形成重油、油砂或天然气水合物。

表1 油气聚集类型及其形成机理（据文献[1-2]修改）

生油母质生成的另一部分油气则在毛细管力和分子作用力共同束缚下，与源内超压耦合平衡，形成“源内原位油气聚集”，即页岩油气。页岩油气主体赋存于纳米级的孔隙空间中，孔喉主体分布在5～50 nm，缺乏浮力和水动力作用，处于束缚流体动力场，流动方式主要为非达西流。油气聚集动力主要为内部超压，包括生烃增压、欠压实形成的超压、构造应力增压等，大量油气聚集后，扩散作用也作为主要运聚方式[1-3,12-14]。页岩储集体内部以油、气为主，无水或仅含少量水，主要为束缚水，内部超压与毛细管力耦合控制油气富集边界。

2 非常规油气地质特征新认识

页岩油气在烃源岩层内滞留聚集、超压驱动成藏。富有机质页岩既是烃源岩又是油气储集岩，依据四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发实践，与常规油气相比，页岩油气在岩相、储集空间、含油气饱和度和油气赋存状态等方面具有特殊性和差异性。

2.1 岩相特征

页岩油气的储集层岩性以细粒富含有机质页岩为主。这里的“页岩”非国内多数学者认为的纯页岩，即富含黏土矿物或硅质矿物的页岩。北美页岩油气储集层岩性包括富有机质页岩、富泥质碳酸盐岩或富泥质粉砂岩等。由于页岩储集层内部富含丰富的有机质，层理或页理发育，通常统称为“页岩”。因此，页岩油气层的岩性岩相是一套富含有机质的细粒沉积岩石组合，岩性岩相组合复杂。北美地区Barnett页岩为富有机质的生物碎屑、碳酸盐岩和硅质页岩组合，Eagle Ford页岩为富有机质泥质碳酸盐岩、灰质页岩组合[25]，Niobrara页岩包括贫有机质的白垩层和富有机质的泥质灰岩。中国四川盆地五峰组—龙马溪组为富有机质硅质和钙质页岩、黏土质页岩、泥质介壳灰岩、泥质粉砂岩等组合。

海相常规油气储集体主要分布在滨岸、台地边缘等高能相带[26-27]（见图2），强水动力环境下往往沉积粗粒碎屑岩和碳酸盐岩礁滩等，构成良好的储集体。与海相相似，陆相常规油气储集体主要是河流、三角洲、滨浅湖等高能水体区沉积的粗粒的碎屑岩等，为常规油气聚集提供良好的储集空间。常规油气储集体主要受沉积环境、成岩后生作用以及构造作用等控制。

图2 海相富有机质页岩沉积环境模式图

然而，海相和陆相的富有机质页岩层主要形成于半封闭—封闭的水下低能环境[28-29]。海相海侵期深水陆棚形成贫氧—厌氧环境，藻类等浮游生物大量勃发形成“海洋雪”沉积现象，发育有机质丰度高及脆性好的页岩储集层，且为海盆的沉积中心区，而沉降中心——“洋盆”区，富有机质页岩并不发育。四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩总有机碳含量（TOC）最高为 25.73%，TOC值大于 2%的层段占比 30%～45%。基于微量元素指标数据的古环境、古地理等分析表明，沉积于大陆斜坡半深水—深水陆棚环境（见图2）。与海相沉积体系不同，陆相富有机质页岩形成于半深湖—深湖环境，沉积中心、沉降中心和生油气中心基本一致，三位一体吻合。

2.2 储集空间

常规油气储集层主要包括碎屑岩储集层和碳酸盐岩储集层，储集空间可划分为原生孔隙、次生孔隙、裂缝，原生孔隙包括粒间孔和晶间孔，次生孔隙包括溶蚀孔、铸模孔等[1]。各种孔隙孔径较大，主体为微米级—毫米级，孔隙结构简单。页岩油气储集层也发育这些无机孔隙（见表2），如石英或长石颗粒间孔、黏土矿物晶间孔、碳酸盐岩溶蚀孔等，但这些无机孔隙的孔径都很小，主体为纳米级，孔隙结构也十分复杂[2]。页岩油气储集层还发育一类特有的储集空间—有机质孔隙，且在页岩油气“甜点段”更加发育，以纳米级孔隙为主。

表2 国内外富有机质页岩孔隙类型及孔径统计表

有机质演化过程中，生烃母质不仅生成油、气，同时还在有机质内形成纳米级储集空间，形成矿物-有机质-微裂缝的三维耦合空间。非常规油气几乎遍布整个有机质生烃演化全过程（见图3），所以有机质孔隙几乎覆盖全部非常规油气储集层，镜质体反射率（Ro）为 0.8%～3.5%时的热演化程度更有利于这类孔隙发育。有机质孔隙主体分为干酪根有机质孔隙和固体沥青有机质孔隙两类。干酪根有机质孔隙整体为蜂窝状或零星发育，孔径为10～200 nm。固体沥青有机质孔隙呈椭圆形排列成串珠状，甚至边界完全融合，孔径为300 nm～2 μm。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩有机质Ro值为1.8%～3.1%，处于热裂解生干气阶段，干酪根和沥青等有机质在初次降解和二次裂解过程中，形成“蜂窝状”有机质孔隙群（见图4a），是优质的油气储集空间。通过岩石物理模型和大量扫描电镜图片定量表征（见图4），高产层段有机质孔隙面孔率为30%～50%，占孔隙度的1/3～1/2。

图3 非常规油气有机质孔隙发育阶段示意图

图4 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩有机质孔隙发育特征表征

2.3 油气层温度

统计发现，页岩油气层的温度普遍高于由其供烃的常规油气层温度（见表3）。常规油气藏以“下生上储”形式为主，埋藏深度远小于为其供烃的页岩油气层。并且，海相和陆相的富有机质页岩主要沉积于盆地相对低部位，而常规油气的储集岩主要形成于盆地高部位的水体高能带（见图2），沉积埋深相对较浅，相同的地温梯度下，使得常规油气储集层温度较页岩气层温度要低。北美地区的页岩气层井下温度为 80～100 ℃和 110～130 ℃[25]，中国四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气层温度为100～140 ℃，而由其供烃的上覆石炭系黄龙组构造气藏油层温度为80～110 ℃，低于页岩气层温度。

页岩油气层高温、高压的特征一方面能排挤和消耗储集层内部大量的自由水和束缚水，形成油气均一、含油气饱和度相对高的油气产层；另一方面高温为油气开发工程施工带来了更大的挑战，成本增加、仪器测试承受力、完井时套管的温压形变等远比常规油气层复杂。

表3 四川盆地常规气层与页岩气层温度统计表

2.4 油气性质

页岩油气为原位滞留、短距离或无运移，储集体内流体性质均一，组成相对单一，不含 H2S。如四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气主要为原油裂解气，气体组分CH4含量95%～99%，CO2和N2等非烃类气体含量不足5%，尤其不含H2S[30]；北美地区页岩气气体组分与之类似，但由于热演化程度低，CH4含量有所不同（见表4）。而页岩油富集区油质较轻，密度多为0.70～0.85 g/cm3，气油比高，易于流动和开采。

但是，四川盆地碳酸盐岩常规气层均含有 H2S，川东黄龙组天然气中H2S含量为0.12%～0.79%；因为烃类与碳酸盐岩易发生TSR反应形成H2S。与之相比，页岩气开采安全环保，设备腐蚀性低，气体仅需简单处理就可使用，节约成本。

表4 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气气体组分数据表

2.5 含油气饱和度

富有机质页岩具有高含油气饱和度、超低含水率的特征。表5显示美国页岩气层含气饱和度为65%～88%，中国四川盆地页岩气层含气饱和度为 60%～74%，含水率 12%～35%且以束缚水为主[31]。统计致密砂岩气层含气饱和度为 30%～55%，砂岩气层含气饱和度为50%～75%[32]。

表5 国内外典型页岩气和致密气层含气饱和度统计表[2,30-32]

生排烃过程中，富有机质页岩是最先饱和充满油气的储集层，油气受超压和分子作用力以及高温的影响，会尽可能的驱替其内部自由水和部分束缚水，含油气饱和度一般来说相对较高。而常规储集层受浮力和毛细管力压差的作用，作用范围有限，优选优势运移路径驱替储集层中的自由水，含油气饱和度受相对渗透率的作用存在一定的限制，相对较低。

因此，页岩气在生产过程中地层产水少，而常规油气生产中或多或少产水，甚至常常出现水窜、水淹等现象，为油气开采造成困扰。

3 非常规油气富集高产规律新认识

页岩油气可采资源潜力取决于富有机质页岩已经生成并滞留的烃量，以及页岩储集层被改造后可产出的烃量[33]。目前采用水平井钻完井和分段体积压裂储集层改造开采技术，基本实现了页岩油气规模有效开发。为了降低勘探开发风险，需要对大面积展布、连续聚集的页岩油气识别平面上的“甜点区”和剖面上的“甜点段”[34-36]。根据五峰组—龙马溪组勘探开发实践取得的新认识，探讨页岩气富集高产规律新认识。

3.1 页岩油气富集规律

页岩油气形成的物质基础是高有机质丰度页岩，有机质丰度受当时的岩相古地理格局、古生产力和水体环境等决定。海相富有机质页岩主要沉积于半深水—深水陆棚相，由于与广海相连，受洋流上涌等作用影响，浮游生物繁盛，在盆地的沉积中心沉积了巨厚的富有机质页岩，是页岩油气勘探开发的有利区。而陆相富有机质页岩主要沉积于半深湖—深湖环境，水动力作用弱，溶氧量低，沉积中心与沉降中心相对一致，形成巨厚的富有机质页岩，往往也是页岩油气富集的中心。

北美和中国的页岩气开采成功的关键就是找到了优质的富有机质页岩。北美已发现的页岩气田“甜点段”TOC值一般都大于4%，集中分布在5%～10%，最大产气页岩—Marcellus页岩下段TOC值为 10%～20%[24-25]；中国四川盆地五峰组—龙马溪组产气页岩段TOC值一般大于2%，优质页岩层段TOC值为3.5%以上、含气量为4～8 m3/t（见表6）。高TOC值是页岩气“甜点”形成的关键物质基础。

表6 四川盆地页岩气储集主要参数表

页岩气中，TOC值不仅与生气量相关，还与有机质孔隙发育程度正相关。页岩有机质孔隙为页岩气的聚集和储集提供了主要空间（见图5），当页岩有机质热演化程度适中时，二者呈正相关关系。依据刻画孔隙度的岩石物理模型计算每种孔隙对总孔隙度的贡献大小[37]，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气“甜点段”的有机质孔隙所占比例高达 30%～50%，为页岩气富集提供了足够有效的储集空间。

3.2 页岩油气高产新认识

富有机质页岩含气量主要由游离气和吸附气组成，两者之间的比例受页岩气层现今的温度和压力控制，游离气含量与页岩气产量正相关。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气层开发实践揭示（见表6），页岩气层游离气含量越高，单井日产量越高，单井EUR越大，正向构造有利于页岩气汇聚成藏和高产。涪陵页岩气田是一个宽缓的背斜构造（见图6），核部地层倾角不超过10°，内部游离气占比为60%～80%，单井初始产量平均为32.3×104m3/d[38]；长宁页岩气田游离气占比为 55%～65%，单井初始产量平均值为 18.6×104m3/d。初始产量的差异与游离气占比的具有正比关系。

图5 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩有机质孔隙气体赋存模式图（W205井，3 145 m，TOC值为3.2%，有机质孔径10 nm～2 µm）

图6 四川盆地涪陵五峰组—龙马溪组页岩气地质剖面图（据文献[38]修改）

页岩孔隙度由基质孔隙度和裂缝孔隙度组成，储集层中孔体积大、比表面积小的孔隙是游离气赋存的主要的孔隙空间（见图5）。页岩气层高产是高孔、高渗的外在表现，大孔和微裂缝发育是页岩气高产的关键内在条件。图7揭示了长宁和涪陵区块不同深度下页岩气井初始产量分布特征[39]，虽然两气田构造背景不同，但高产层段都位于孔隙度高、页理（层理）等微裂缝发育的五峰组—龙马溪组底部。涪陵页岩气田JY1、JY2、JY3、JY4等井优质页岩气层孔隙度为4.65%～6.20%、渗透率为（0.13～1.27）×10-3μm2，其中气层两侧逆断层的滑脱作用形成的网状裂缝大大增加了游离气的赋存空间和流动效率[40]。长宁页岩气田主力产层段孔隙度与涪陵页岩气田相当，但渗透率略低（平均值比涪陵小2个数量级），页理缝和少量的构造缝是主要渗流通道，整体产量明显低于涪陵气田（见图7）。依据前期建立的五峰组—龙马溪组页岩岩石物理模型[38]，刻画出涪陵和长宁页岩气层基质孔隙度约为4.3%～5.4%，在此之上微裂缝将会普遍发育，与勘探开发实践统计结合，确认高产层段孔隙度在4.0%以上。