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

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	图1 常规与非常规油气类型划分（据文献[2]修改）

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 μ m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

表1

表1 油气聚集类型及其形成机理（据文献[1, 2]修改） 油气聚集类型 岩性 油气类型 孔喉尺寸 驱动特征 努森数 流动机制 常规油气远源型 碳酸盐岩、 砂岩、砾岩等 常规油为主 > 100 μ m 毛细管力+浮力 < 0.01 达西流（管流+渗流） 常规气为主 达西流（渗流） 常规油气近源型 碳酸盐岩、 砂岩等 致密油气 0.1~0.5 μ m 毛细管力+浮力 0.01~0.10 达西流为主（渗流） 非常规油气 源储一体型 富有机质页岩 页岩油 20~50 nm 超压+扩散 0.10~10.00 非达西流（过渡流） 富有机质页岩 页岩气 5~20 nm > 10.00 非达西流（努森流）

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, 2, 3, 12, 13, 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。

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

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	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。

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

表2

表2 国内外富有机质页岩孔隙类型及孔径统计表 孔隙成因 孔隙类型 连通性 发育程度 孔径/nm 四川盆地地层 国外案例 国家 盆地 孔径分布/nm 原生孔 粒间孔 孤立或连通 较发育 8~610（230） 五峰组— 龙马 溪组、延长组、 须家河组[2] 加拿大 西加拿大 8~17 晶间孔 孤立或连通 发育 60~100（30） 美国 阿帕拉契亚 7~45 次生孔 粒内孔 孤立 少量 10~610（270） 美国 阿纳达科 20~160 溶蚀孔 孤立 少量 10~4 080（1 200） 美国 沃斯堡 5~100 有机质孔 干酪根孔 沥青孔 以连通为主 发育 15~2 000（200） 五峰组— 龙马溪组 加拿大 阿尔伯达 7~45 注：括号内数据为平均值

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（R_o）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 μ m。四川盆地五峰组— 龙马溪组页岩有机质R_o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

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	图3 非常规油气有机质孔隙发育阶段示意图

图4

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	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 （a）FIB-HIM有机质内部孔隙发育, 孔隙边界溶蚀连通, 可达2 µ m, 连通性好; （b）图（a）有机质面孔率43.6%; （c）FIB-HIM页岩基质中有机质孔隙, 孔隙边界清晰, 孔径10~400 nm, 连通性中等; （d）图（c）中有机质面孔率30.6%

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。

表3

表3

表3 四川盆地常规气层与页岩气层温度统计表 目的层 储集层岩性 气源岩 压力系数 气层温度/℃ 川东石炭系黄龙组 白云岩 龙马溪组 1.2~1.3 80~110 涪陵龙马溪组 硅质页岩 自生 1.55 90~120 长宁龙马溪组 硅质/钙质页岩 自生 1.2~2.1 110~140 威远龙马溪组 硅质/钙质页岩 自生 1.3~2.3 100~134

表3 四川盆地常规气层与页岩气层温度统计表

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。

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。

表4

表4

表4 四川盆地五峰组— 龙马溪组页岩气气体组分数据表 盆地/区块 层位 CH4/% CO2/% N2/% H2S/% 四川/长宁 — 昭通 五峰组— 龙马溪组 97.11~99.45 0.01~0.91 0.03~1.79 0 四川/威远 95.52~99.27 0.02~1.07 0.01~2.95 0 四川/富顺 — 永川 95.32~99.59 0.06~1.74 0.01~4.05 0 四川/涪陵 97.67~98.95 0.02~1.16 0.32~1.36 0 四川/川东 黄龙组 94.36~99.63 0.20~2.68 0.30~3.26 0.12~0.79 Appalachian Marcellus > 95.00 0 Fort Worth Barnett 77.02~93.05 0.31~2.68 0.98~7.56 0 Michigan Antrim 64.99~90.81 0.01~5.76 0.51~14.33 0 Illinois New Albany 54.21~92.42 5.55~10.32 0

表4 四川盆地五峰组— 龙马溪组页岩气气体组分数据表

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。

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

表5

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, 31, 32] 国家 气田 盆地 时代 岩性 含气饱和度/% 含水饱和度/% 中国 长宁— 威远 四川 晚奥陶世— 早志留世 硅质-钙质页岩 60~74 20~35 富顺— 永川 四川 晚奥陶世— 早志留世 硅质-钙质页岩 60~67 20~30 鄂北 鄂尔多斯 中二叠世 致密砂岩 44~50 50~56 鄂北 鄂尔多斯 晚石炭世 致密砂岩 52~55 45~48 鄂东 鄂尔多斯 中二叠世 致密砂岩 40~50 50~60 美国 Barnett Fort Worth 密西西比亚世 硅质-钙质页岩 65~75 25~35 Haynesville Texas-Louisiana Salt 晚侏罗世 硅质-钙质页岩 65~85 15~35 Marcellus Appalachian 中泥盆世 硅质-钙质页岩 65~88 12~35

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, 31, 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。

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

表6

表6 四川盆地页岩气储集主要参数表 气田 TOC/% 含气量/（m3• t-1） 游离气含量/% 孔隙度/% 微裂缝 发育程度 局部构造 压力系数 初始日产量 平均值/104 m3 涪陵 0.3~6.8（3.6） 0.35~9.63（4.21） 60~80 5.0~8.6（6.4） 发育 箱状背斜 1.55 32.3 威远 1.9~6.4（2.7） 2.74~5.01（2.92） 60~70 3.9~6.7（5.3） 较发育 斜坡高部位 1.00~1.70 16.8 长宁 1.9~7.3（4.0） 1.70~6.50（4.10） 60~70 3.4~8.2（5.4） 较发育 斜坡高部位 1.35~2.03 18.6 昭通 1.6~4.9（3.2） 0.60~5.80（2.30） 60~70 2.6~7.9（5.0） 较发育 斜坡高部位 1.00 18.0 甜点评价标准 > 3.0 > 3 > 60 > 4.0 较发育 正向构造 > 1.20 > 10 注：括号内数据为平均值

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。

图5

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	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 µ m）

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× 10⁴ m³/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× 10⁴ m³/d。初始产量的差异与游离气占比的具有正比关系。

图6

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	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^-3 μ m², 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。

图7

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	图7 四川盆地五峰组— 龙马溪组页岩气井初始产量与微裂缝发育关系图