中国致密砂岩煤成气藏地质特征及成藏过程 ——以鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地须家河组气藏为例

中国煤系天然气分布受多种因素控制,以鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地须家河组气藏为例,从构造、烃源岩演化、储集层特征、成藏历史等多方面探讨中国煤系天然气的聚集和成藏过程.对比结果表明:鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏与四川盆地上三叠统须家河组天然气藏的成藏地质条件有许多相似之处,两地气藏特征产生差异的主要原因是盆地构造特征和成藏过程不同.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏过程是气体推动着水体整体向构造高位运移,多种成藏条件共同影响下形成的气水倒置是气藏负压的主要原因.四川盆地须家河组气藏成藏以构造圈闭控制成藏为主,局部发育岩性气藏,气藏异常高压是快速沉积引起的欠压实作用、烃源岩的生烃作用及后期构造挤压共同作用的结果.     

中国非常规天然气勘探雏议

非构造控藏是包括煤层气、页岩气、根缘气、水溶气、水合物等类型在内的几乎所有非常规机理天然气聚集的共同特征，特殊的赋存状态和富集特点使它们在盆地空间内构成了依次渐变的分布序列。其中，根缘气、煤层气和页岩气的勘探开发价值较高，也是目前非常规天然气勘探中的主要类型。致密储层中的根缘气是中国非常规天然气勘探的主要类型，主要在中西部地区具有良好的发育地质条件，砂岩底部含气是其识别和勘探的主要特点。煤层气是吸附状态天然气富集的代表类型，对于大中小型盆地的油气勘探均具有重要意义。页岩气具有煤层气和根缘气在成藏意义上的双重特征，吸附机理的存在提高了页岩气资源量并延伸了勘探领域，页岩气可能是中国南方地区油气进一步勘探的重要突破口。中国非常规天然气具有广阔的勘探前景，加强理论、技术研究及交流，将能够更好地促进非常规天然气的勘探与发展。     

中国页岩气资源勘探潜力

页岩气是以吸附和游离状态同时存在于泥页岩地层中的天然气，它分别在天然气的成因机理、赋存相态、成藏聚集机理、分布变化特点及其与其他类型气藏关系之间存在广泛的变化性。由于页岩气成藏边界条件可有适度地放宽且变化较大，各成藏地质要素之间具有明显的互补性。基于地质、测井、地震等方法和手段，可对页岩气进行快速识别。研究表明，中国存在页岩气大量发育的区域地质条件，初步计算中国页岩气资源量约为（15~30）×10¹² m³。平面上以中国南方和西北地区最为有利（也包括鄂尔多斯盆地及其周缘），剖面上以古生界资源量为最大，中生界位居其次。     

页岩气及其聚集机理研究

页岩气是非常规天然气资源勘探的重要领域,掌握其地质理论是进行页岩气开采的基础。国内学者做了中美页岩气聚集机理条件及地质条件相似性对比研究,对国外页岩气地质理论进行了总结,发现我国页岩气聚集地质条件优越,形成了对页岩气的生成、运移、聚集和成藏等方面的初步认识：页岩气成藏体现出了非常复杂的多机理递变特点,具有自生自储的成藏特征;控制页岩气成藏的主要因素有：总有机碳含量、有机质成熟度、岩石矿物成分、地层压力、温度、优质泥页岩厚度和分布面积等。分析研究页岩气成藏特征,形成聚集机理与富集规律,有助于更好地评价和开发我国的页岩气资源。     

鄂尔多斯盆地富县区块中生界页岩气成藏条件与勘探方向

鄂尔多斯盆地富县区块靠近盆地中心,发育大套黑色页岩,是页岩气成藏的有利区,分析其成藏条件对于明确该区页岩气下一步勘探方向具有重要意义。为此,根据页岩气成藏类型及成藏要素,对该区页岩分布、页岩埋藏深度、有机质丰度及类型、有机质热演化程度、孔隙度和渗透率、微裂缝、等温吸附特征与含气性等成藏条件进行了分析。结论认为：该区中生界延长组“张家滩页岩”具备页岩气富集成藏的条件;页岩厚度、有机碳含量、干酪根类型、成熟度、埋深和裂缝发育程度是该区页岩气勘探选区评价的关键地质参数。结合勘探过程中钻井气测异常的分布情况,指出该区块西南部和中部为下一步应关注的2个有利勘探目标。     

北美典型克拉通盆地页岩气成藏特征、模式及启示

北美含页岩气克拉通盆地主要以密执安盆地、伊利诺斯盆地和德拉华盆地为代表。对上述盆地的岩性特征、有机质类型、生气方式、埋深、热成熟度、吸附气含量、裂缝对页岩气成藏的作用进行了探讨,梳理了北美克拉通盆地页岩气的两种成藏模式,分别以密执安盆地Antrim页岩气成藏模式（ A型模式）和德拉华盆地Barnett 页岩气成藏模式（ B型模式）为代表。 A型模式主要特征为：从盆地周缘较浅至较深部位赋存着具有生物成因和热成因的“二元”成因结构的天然气,依次从生物气过渡到混合气,最后为热成因气。 B型模式主要特征为：页岩气生气方式为热成因天然气“原地”生成聚集,在不同成熟度的区域,产出不同热成因类型的天然气。结合我国克拉通盆地油气地质特征认为,德拉华盆地Barnett页岩气成藏模式（ B型模式）对我国页岩气勘探更有意义,密执安盆地Antrim页岩气成藏模式（ A型模式）对我国页岩气勘探的意义不能忽视。     

页岩气成藏特点及勘探选区条件

中国页岩气勘探尚属于早期阶段,对页岩气成藏的认识还不够深入,页岩气的资源评价亦处于薄弱环节.通过北美与四川盆地页岩气的对比可知,与常规天然气相比,页岩气的成藏条件只需要物源条件、储集条件、初次运移条件及保存条件,没有二次运移和圈闭条件的要求.页岩气具有3个典型的成藏特征,即独特的成因特征、气源生产力特征和赋存特征.基于页岩气成藏条件和成藏特征的分析,综合考虑地质状况、经济效益和环境影响等多方面的因素,建立了页岩气勘探开发的选区指标,以此为页岩气资源评价服务.     

页岩气成藏理论及资源评价方法

在调研了国内外页岩气研究成果的基础上,系统地研究了页岩气藏基本特征,分析了页岩气藏的成藏机理及成藏控制因素,并针对页岩气藏特殊的成藏特征,探讨了相应的识别方法和资源评价方法。研究表明,页岩气藏通常具有自生自储、储层粒度细、低孔低渗、裂缝发育、储层面积大、连续分布、形成温度及埋深范围广,赋存方式主要为吸附态、压力异常、产能低、采收率低和生产周期长等特征;页岩气成藏具有过渡特点,兼具了根缘气及常规天然气的成藏机理;有机质类型及含量、成熟度、裂缝、孔隙度和渗透率、矿物组成、厚度、湿度、埋深、温度与压力对页岩气藏的形成具有一定的控制作用;利用岩心分析法、地球物理法及ECS测井、成像测井等测井新技术可定性或定量识别页岩气;按照页岩气资源评价主要方法的原理归类,目前页岩气资源评价主要方法有类比法、成因法、统计法和综合法4类,每种方法有各自的适用性和局限性。     

南美前陆盆地古生界天然气成藏特征及勘探潜力分析

基于对Chaco盆地的详细解剖,通过分析其古生界天然气的成藏条件和成藏特征,总结其成藏主控因素,进而类比和分析南美前陆盆地古生界天然气的成藏特征和勘探潜力。Chaco盆地天然气资源丰富,为南美天然气储量最大的盆地,且天然气资源主要集中在古生界;其古生界天然气成藏模式优越,成藏具有优生、多储、圈闭规模大、新生古储、多期成藏、近源成藏及集中分布的特征,天然气成藏受主力成藏组合和断裂的双重控制。由于构造演化的差异,南美前陆盆地古生界有效储层仅在中部3个盆地发育;除Chaco盆地外,其他2个前陆盆地古生界与Chaco盆地具有相似的天然气成藏条件,成藏背景有利,具有一定的勘探潜力。研究指出Chaco盆地古生界天然气勘探程度较高,下一步勘探仍以次安第斯带和前渊带泥盆系为主要目的层系,兼探深层和斜坡带浅层非构造圈闭。Beni盆地和Madre de Dios盆地古生界勘探程度非常低,下一步应加强断裂最为发育的次安第斯带和前渊带的勘探力度,以构造圈闭为最有利勘探目标。     

叠合盆地特征及油气赋存条件

叠合盆地在我国分布较广、结构多样,其油气资源规模和赋存成藏特点差别甚大。叠合盆地为不同世代相对独立盆地上下沉积叠置而成的组合盆地;归属改造盆地类型,具有独特的结构形式和成藏条件。根据叠合盆地演化和改造过程,将上叠盆地和下伏盆地的地质特征及两者叠合的时空关系作为一个整体,把叠合盆地划分为易延叠合型、改造叠合型、差异叠合型和多重叠合型4种类型,探讨了不同类型叠合盆地的油气赋存条件、成藏特点和分布规律。叠合盆地的下伏盆地一般发育并可能保存有良好的烃源岩,对盆地总的油气赋存条件、成藏特点和资源规模有重要影响。     

四川盆地深层海相页岩气赋存机理与勘探潜力

深层—超深层页岩气是四川盆地天然气增储上产的战略接替领域。基于志留系页岩气的大量勘探开发实践、实验测试资料和前瞻性研究成果,探讨了深层海相页岩气的赋存状态与聚集机制,指出了四川盆地深层页岩气的有利勘探区。页岩的纳米孔喉系统决定了其内部聚集的天然气呈现吸附态,主要以单分子层在微孔—介孔中吸附聚集。页岩吸附气量除受控于孔、缝的比表面积,还受TOC含量、温度、压力和含水性的影响。深层高温条件下,页岩储层的最大吸附气量较低,随着温度降低页岩的吸附能力增强,最大吸附气量也逐渐增加。页岩气在深层超压条件下主要以游离气赋存,呈超临界状态高密度聚集,游离气含量受储集空间及孔喉结构、埋藏深度、地层温度和压力、超临界流体性质以及页岩含水性等诸多因素综合影响。在抬升过程中,因构造改造的强度、时间和方式不同,页岩气的赋存相态转化及散失机制不同。其中,抬升幅度小且改造强度弱时,页岩气层仍保持深层"游离气为主,超压富气"的特性;抬升至中—浅层时,受断裂开启、剥蚀露头和页岩自封闭性降低等游离气散失机制影响,页岩气层的含气量和游离气量降低、吸附气占比增加,因此,远离剥蚀区、大断裂带的深埋藏区是深层页岩气的最有利富集区。四川盆地内部构造相对稳定,深层海相页岩气普遍保持着"早期滞留,超压富气"的成藏特征,优选宜宾—泸州地区、綦江—涪陵地区、永川—大足地区和垫江—梁平地区为有利勘探区。     

准南前陆冲断带油气成藏的主控因素

准噶尔盆地南缘前陆冲断带油气资源丰富，但探明率很低，亟待开展油气成藏的主控因素分析。为此，在对该冲断带油气成藏地质条件及成藏过程综合研究的基础上，通过系统分析油气成藏要素对油气成藏的控制及目前勘探中油气分布的特征，得出控制准南前陆冲断带油气成藏的主要因素如下：①以中下侏罗统煤系和上二叠统泥岩为主的4套烃源岩的分布范围宏观上控制了油气藏的平面展布及含油、气性质；②具良好储集性能的滨浅湖和三角洲砂体控制了油气分布的层位及油气藏的规模；③早于主要排烃期而形成的圈闭，是油气聚集的最有效场所；④从更深层次上看，断裂是控制成藏的最根本因素，它通过控制圈闭的形成、纵向的沟通作用及对原生油气藏进行破坏形成次生油气藏而最终决定油气藏的分布。由此建议，在今后的油气勘探中应注重对烃源岩、储集层、圈闭和断裂的综合分析，尤其要突出对断裂发育特征的分析，以不断提高勘探成功率。     

页岩气产能影响因素及动态分析

页岩气藏是具有超低渗透率、无圈闭的特点,且有一部分气吸附于储层岩石表面的特殊气藏。页岩气藏中的天然裂缝在成藏过程中通常由于地层水的作用都被方解石充填,在形成产能之前一般都需要进行压裂。因此页岩气藏产能与常规气藏相比有其特殊复杂的影响因素,表现出其独特的渗流机理和生产动态。分析了页岩气产能的影响因素,阐述页岩气的渗流机理,介绍页岩气产能动态分析方法,并利用实例分析证明随水锁启动压力的增大,气井产能逐渐减小。     

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文章在古地貌格局研究基础上，以流体势和储层沥青为依据，分析了四川盆地东北部下三叠统飞仙关组鲕滩气藏形成过程。应用有机岩石学和有机地球化学方法对储层沥青进行了系统的研究。这些沥青为液态烃类裂解后的残留物，其含量呈规律性变化。各类型岩石中，储集孔隙发育的残余鲕粒白云岩中的沥青含量最高，其高低与原始液态烃类聚集的多少有关。沥青含量与天然气产量、气藏规模及储层物性之间呈正相关关系。古隆起和储层控制着天然气的运移富集。鲕滩气藏的形成可分为岩性—构造型和构造型两种成藏模式。前一类型包括罗家寨、渡口河及铁山坡等储集性能好的气藏；后一类型以金珠坪气藏为代表。鲕滩气藏属于印支晚期—燕山期聚油气、喜山期调整定型成藏的晚期成藏类型。     

东营凹陷隐蔽油气藏的成藏模式

以东营凹陷为例，利用圈闭形成期法、烃源岩主要生排烃期法、流体包裹体分析和油藏地球化学分析等方法对盆地流体历史进行分析并建立了时空配套的成藏模式。研究表明，东营凹陷隐蔽油气藏成藏期主要有2期，即古近纪东营期为早期成藏，新近纪馆陶期和明化镇期为晚期成藏，且成藏规模超过早期；不同层系及不同构造单元中的油气藏，主要形成期存在差异，烃源岩层系中的岩性油气藏形成时间较早、油气充注时间长；由深部向浅部，由凹陷中心向斜坡和凸起边缘，油气藏的主要形成期有逐渐变晚的趋势。隐蔽油气藏的形成和演化经历了3个阶段：①圈闭形成期，对应于加里东至喜山运动一幕；②第一成藏期，对应于喜山运动二幕；③第二成藏期，对应于喜山运动三幕。     

扬子地块中、新生代构造演化对海相油气成藏的制约

扬子地块中、新生代宏观构造演化和动力学的差异制约着中、古生界海相油气成藏。通过对扬子地块印支期以来构造演化的分析和扬子地块不同段典型油气藏的解析,显示差异的构造演化造成扬子地块不同段的主要烃流体源、保存环境和成藏演化的不同。上扬子地块的烃流体源以油裂解气和干酪根裂解气为主,海相地层中整体封闭环境发育,存在古油藏—早期气藏—晚期气藏的成藏演化系列,具有早期成藏、后期转化、晚期聚气的成藏模式。中、下扬子地块的烃流体源主要为二次生烃和海相早期原生油气源,在陆相地层与海相地层中均存在封闭体系,具有反复的成藏、改造、成藏、破坏的成藏演化过程,在断陷反转区具有下生上储、原生残余油气藏以及二次生烃等成藏模式,而在反转断块区可能的成藏模式包括原生残余成藏和晚期次生成藏。     

页岩储层泛连通特征及气体赋存方式

目前对页岩储层微观孔隙的连通特征、气固作用关系认识尚有不足，对纳米级空间（尺度为0.5~4.0 nm）在气体储集、流动中的作用没有开展系统研究。通过透射电子显微镜观察到页岩储层固体矿物颗粒内部存在大量纳米级空间，并通过实验证实镜下观察到的纳米级空间对甲烷气体具有可通过性、可存储性；基于观察和实验结果提出了页岩储层泛连通的概念；提出页岩气新的储集形态——固溶气，将页岩气的储集方式分为自由气、吸附气、固溶气、溶解气4种；依据新的认识给出实际页岩气储量计算新公式，实际计算得到页岩气储集量增加7%~32%。该认识和结论同样可应用于高温高压致密气藏，可以形成基于泛连通和固溶气概念的页岩储层微观评价和渗流机理的理论体系。     

四川盆地混元气藏形成的地质基础

分析混元气成藏的地质基础、建立混元气成藏的一般模式是混元气定量研究的基础，具有重要的理论和现实意义。勘探开发实践证实四川盆地普遍存2种类型的混元气藏，即不同来源天然气混合形成的混源气藏和同源不同阶天然气混合形成的混合气藏。文章根据盆地演化特征和成藏因素分析，并结合实例，概括出了该盆地混元气藏形成的地质基础和成藏模式。受多旋回构造运动和沉积环境变化的影响，该盆地普遍发育多套类型和成熟度不同的气源岩、多层系近源储集层，以及沟通不同储层的断层与裂缝，这些有利的成藏因素加上复杂的成藏过程构成了混元气藏形成的地质基础。混元气藏的形成模式可以概括为异源原生型、后期调整型和多期充注型3种。其中异源原生型又可分为上移新储型和下移古储型2种。     

常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景——以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组为例

常压页岩气藏的压力系数和含气量较低,地层能量较弱,具有中-低丰度、中-低品位、资源总量大和储量规模大等特征。中国南方常压页岩气藏分布广泛,具有良好的地质背景与富集条件,但其类型、形成机制和富集规律不明。基于页岩气勘探开发实践和地质解剖,探讨了四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组常压页岩气藏的类型、形成机制、分布特征和富集规律,提出了常压页岩气藏勘探开发的前景与技术对策。研究认为,常压页岩气藏主要包括优质页岩缺失/减薄型、早期逸散型、断裂破坏型和残留向斜型4种类型。常压页岩气藏的分布与富集明显受构造作用控制。通过对常压页岩气藏的类型、特征和形成机制等综合分析,认为残留向斜型常压页岩气藏为目前最有利的勘探开发类型。地质评价中应聚焦在靠近盆地、抬升时间晚、残留向斜面积大、远离深-大断裂且裂缝封闭时间早的地区开展研究,优选靠近向斜核部、构造稳定、相对高压力系数和埋深适中的区域开展页岩气勘探开发。技术对策上,建议钻井上采用低泥浆密度钻井液,压裂上采取少段多簇、大排量、中等液量和高砂量,以此来实现经济有效的体积改造。该研究成果将为常压页岩气的地质评价和勘探实践提供参考。     

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气优质储层成因机制

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是四川盆地页岩气勘探开发的重点层系,但对其储层成因机制、演化历史以及矿物成岩演化对页岩气储层形成控制作用等的认识目前尚不明晰。为此,通过岩石学、矿物学和有机地球化学等分析,结合盆地模拟和页岩气勘探开发实践,分析了四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组有机质孔隙演化历史和矿物成岩演化过程,探讨了页岩气优质储层的类型和成因机制,明确了页岩气优质储层的发育层段。研究结果表明:①该盆地五峰组—龙马溪组页岩气开发层段的岩石类型主要包括硅质页岩、含灰硅质页岩和黏土质页岩,岩石类型对页岩储集空间类型和特征具有重要的控制作用,其中硅质页岩、含灰硅质页岩的有机质孔隙最为发育,储集能力最强;②矿物成岩演化对页岩气储层的形成具有重要的控制作用,生物成因硅在早成岩阶段形成,并以微晶聚集体的形式与陆源碎屑硅、黄铁矿一起形成颗粒支撑格架,有效抑制了压实作用,保存了大量残留粒间孔隙,有利于页岩气优质储层的形成;③WF2—LM4笔石带(五峰组—龙马溪组底部)硅质页岩具有"多藻控烃源、生硅控格架、协同演化控储层"的优质储层成因机制。结论认为,WF2—LM4笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩为页岩气优质储层的主要发育层段。