非常规与常规统一的含油气系统之初探

胡宗全郑伦举，申宝剑，陈刚，刘忠宝

1)页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京，100083； 2)中国石化页岩油气勘探开发重点实验室，北京，100083； 3)中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京，100083； 4)中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡，214151

内容提要: 近年来，非常规页岩油气勘探开发的成功，为获取油气资源指出了新方向，同时提醒石油地质家重新审视传统的油气地质理论，需要将页岩油气的地质认识进展与传统的油气地质理论结合起来形成新的含油气系统理论。本文基于从常规与非常规在生烃、储层方面的研究进展，初步探讨涵盖常规和非常规的统一的含油气系统和二者协同的勘探思维。生烃研究由以往主要关注生油气高峰时的生烃量延伸到对油气生成、排出、滞留全过程的刻画；储层研究由关注无机矿物成岩演化中形成的米级—毫米级无机孔隙向成岩作用—成烃协同作用形成的微米级—纳米级有机质孔隙延伸；在此基础上提出狭义页岩气、广义页岩气藏和常规气藏的分类界限。在全新的含油气系统理论指导下，需要进行常规—非常规协同一体化评价基础上的勘探思维变革。以常规与非常规油气的成因联系为指导，深入分析同一套烃源岩的生成—排出—滞留过程，分析常规与非常规油气的资源配比关系与空间分布关系，有助于提升油气勘探效率和勘探成功率。

1972年美国石油地质学家Dow在丹佛召开的AAPG年会上首次提出了“含油气系统”的概念(汪时成和周庆凡，2000)。Perrodon(1980)、Demaison(1984)、Ulmishek(1986)及Magoon(1987)等学者又进行了修改与补充。Magoon和Dow(1994)将“含油气系统”定义为包含一个有效源岩体和所有与之相关油气的天然系统，包括油气藏形成所必需的一切地质要素和地质作用。在我国，张万选(1981)将石油地质学的基本内容高度概括为“生、储、盖、运、圈、保”六大要素，并强调要综合研究各种地质要素，与含油气系统中静态和动态过程有机结合的思想相符。胡朝元(1982)在开展松辽盆地研究的过程中就提出“成油系统”的思想。张刚等(1998)将“含油气系统”引入我国，引起国内含油气系统的研究热潮。赵文智和何登发(2000、2002)提出“复合含油气系统”的概念，认为多个含油气系统之间常常发生叠置、交叉或贯通，形成复合含油气系统。蒋有录等(2002)提出“油气成藏系统”的概念，是指在含油气系统内部或之间的一个油气运移、聚集的相对独立单元，包括同一运聚系统内的有效烃源岩及相关的油气藏。刘静江等(2008)指出含油气系统是一个从烃源岩到圈闭的油气系统，而成藏油气系统则是一个从油气藏到烃源岩的油气系统。

非常规油气系统概念最早由Law 和Curtis(2002)提出，早期主要是指低孔低渗、求产难度较大的致密砂岩和致密碳酸盐岩油气。直至页岩油气勘探开发获得突破之后才真正赋予“非常规”概念的质变，使得我们必须重新审视传统的油气系统理论，并赋予其新的框架与内涵(邹才能等，2014；贾承造，2017；杨智等，2021)。在常规油气与非常规油气勘探开发并举的今天，需要建立统一的、涵盖常规和非常规油气的含油气系统理论，提倡常规—非常规协同评价研究与勘探部署的思维革新。论文以四川盆地下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下侏罗统自流井组3套典型富有机质页岩层系为解剖对象，从生烃和储层两个角度，剖析了这3套富有机质页岩层系中常规和非常规含油气系统的时空结构、演化及油气分布，提出了涵盖常规和非常规的统一的含油气系统和二者协同的勘探思维。

1 烃源岩特征与生排/滞留效率

1.1 烃源岩生排滞留油气演化模式

经典的油气成因理论是Tissot和Welte(1984)提出的“干酪根热降解晚期生油学说”，并建立了烃源岩生烃演化模式，即“蒂索模式”，在一定程度上揭示了油气生成演化规律，指导了常规油气资源评价和勘探。随着油气勘探从“源外”走向“源内”(Liu Dexun et al., 2013；赵文智等，2020)，非常规油气的研究和勘探日益受到重视。在同一含油气系统中，常规油气是生成之后排出烃源岩运移到圈闭中再聚集的油气资源，而非常规油气是生成之后未排出烃源岩而滞留在烃源层系、并且能开发利用的油气资源(贾承造等，2014；邹才能等，2015；Wang Min et al., 2019；王剑等2020)。传统的“蒂索模式”由于主要是以残余的有机碳、油气组成和生烃潜量等指标为依据评价烃源岩有效性，缺少对烃源岩排出与滞留部分烃类的评价，也没有厘清不同演化阶段排出烃量与滞留烃量之间的动态演变关系，因而难以满足对非常规油气勘探的理论指导。

本文在烃源岩有限空间生烃理论指导下(关德范等，2014；郑伦举等，2009；徐旭辉等，2016)，采用自主研发的烃源岩地层孔隙热压生排烃模拟实验仪(郑伦举等，2009)，以研究区烃源岩实际埋藏演化史为地质约束，确定与模拟温度相对应的演化程度(Ro)时的埋深、静岩压力和地层流体压力值。在保留烃源岩原始矿物组成结构和有机质赋存状态的条件下、在与孔隙空间接近的生烃空间中完全充满高压液态水、使其处在与地质条件相近的静岩压力和地层流体压力下开展有机质高温短时间热解模拟实验。每个实验开始前，进行反应系统试漏，待确保不漏后抽真空，加水、按设定的参数施压升温，反应结束后收集油、气、残余页岩产物，具体实验流程和步骤见参考文献(郑伦举等，2009；马中良等，2017)。

以模拟实验结果为基础，综合评价与应用实践相结合，建立了烃源岩生烃—排烃—滞留的油气系统理论模式(图1)，其主要特点为：①未熟—低熟阶段(Ro≤0.65%)，油气生成总量较低，滞留油气量远高于排出量，常规油气资源潜力较小。②成熟阶段(0.65%

图1 烃源岩生—排—滞留油气动态演化模式Fig. 1 Evolution pattern of hydrocarbon generation—displacement—retention in source rock

1.2 典型烃源岩生排滞留油气特征

烃源岩生排滞烃效率除了受控于地温场、压力体系、时间、成岩作用阶段、源储配置与压差、封闭开放程度等地质因素之外，其生烃效率还与干酪根类型有关，而排滞烃效率则同时还受到烃源岩中原始沉积有机质赋存状态(组构、形态与相态；Lopatin et al., 2003；郑伦举等，2009；Furmann et al., 2014；Zhu Xiaojun et al., 2014；关德范等，2014)、类型与含量(Schenk and Dieckmann, 2004；Jia Chengzao et al., 2014；Gai Haifeng et al., 2015；Xie Liujuan et al., 2015)、矿物组成(Lopatin et al., 2003；Zhu Xiaojun et al., 2014)等沉积地球化学特征的制约。

基于不同性质的烃源岩在不同演化阶段的生—排—滞油气量分别评价其对常规与非常规油气资源条件和勘探潜力。以四川盆地为例，分别对海相上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组及陆相下侏罗统自流井组烃源岩生排滞留特征与有效性进行探讨。图2为这3个层系典型烃源岩样品的氩离子抛光—扫描电镜下反映出来的富有机质聚集体与矿物基质体的超微观组构特征。①五峰组—龙马溪组页岩VRo范围为2.3%～3.8%, 平均2.8%，主体处于过成熟阶段早期，有机碳含量(TOC)适中(平均2.17%)；矿物以黏土(均值47.1%)和石英(均值35.6%)为主。图2a为川东南WY1井龙马溪组过成熟黑色页岩(TOC=4.48%；VRo=2.35%，黏土矿物含量28%、石英39%、碳酸盐岩矿物26%)的有机质—矿物质超微观组构特征照片。从图2a-1中可知，其残余有机质主要以填充在石英颗粒间的细碎状(图2a-2)和以颜色相对较深的块状碎屑两种微观组构形式赋存。与石英共存的细碎状有机质是类似于未成熟泥页岩中顺层分布的条带状富有机质体，在未成熟时其原始沉积有机质主要是以富含硅质的浮游藻类微生物为主，且以顺层分布的条带状富有机质体形态存在，经过生排烃演化后残剩的富有机质体，其形貌因生排油气而发生了较大变化，它们也是烃源岩生排滞留油气的主体部分。高过成熟的龙马溪组页岩由于存在较多与石英共存的细碎状有机质，不仅其生烃效率较高(浮游藻类微生物成岩作用之后主要形成Ⅰ型干酪根)，在生油阶段的排油效率也较高，在成熟阶段排出的液态烃曾形成了常规油藏，深埋后可形成常规气藏，如川东地区的黄龙组气藏。同时，由于富有机质体中的刚性硅质矿物以及矿物基质体(灰质与硅质含量相对较高)的支撑作用较强，即使在埋深深度较大，成岩作用较强时，页岩整体难以再压实，生排油气之后残余的储集空间也相对较大，滞留烃气较高，因而有利于页岩气勘探。

图2 不同性质烃源岩沉积有机质与矿物质的超微观组构特征Fig. 2 Ultramicro fabric characteristics of sedimentary organic matter and minerals in different source rocks (a-1、a-2)为川东南WY1井下志留统龙马溪组过成熟黑色页岩；(b-1、b-2)为川西南JY1井下寒武统筇竹寺组超高成熟灰黑色页岩； (c-1、c-2)为川东北YY1井下侏罗统高成熟黑灰色泥岩) (a-1), (a-2) Over mature black shale of the Lower Silurian Longmaxi Formation in the Well WY-1, southeast Sichuan; (b-1), (b-2) ultra high mature black shale of the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in the Well JY1, southwest Sichuan; (c-1), (c-2) Jurasic high mature black mudstone of the Well YY1 in northeast Sichuan

筇竹寺组VRo为2.2%～5.0%，平均3.5%，大多数处于过成熟阶段晚期，矿物以石英(均值38.3%)和黏土(均值26.7%)为主，TOC含量变化较大(恩页1井平均6.24%，金页1井平均0.8%)。图2b为JY2井筇竹寺组灰黑色页岩(TOC=2.66%；VRo=3.54%；黏土矿物含量40%，石英39%，碳酸盐岩矿物4%)氩离子抛光—扫描电镜下反映出的有机质与矿物质超微观组构特征。从图中可明显看出，其富有机质体主要以深黑色、灰黑色不规则块状富有机质体填充在矿物颗粒间中，其中充填在黏土矿物层片间的块状有机质体颜色相对较浅，呈现灰黑色，表明其有机质含量相对较低，而矿物质含量较高；充填在石英颗粒间的块状有机质体颜色相对较深，呈现深黑色(图2b-2)，表明其有机质含量很高，矿物质含量较低，可能与生油阶段烃源岩内油的迁移有关。这些富有机质体相对孤立分散在矿物基质体中，彼此连通性较差(图2b-1)，矿物基质体中黏土含量较高，页理不发育，因此在生烃演化过程中难以形成高效的有机质体网络结构，导致其在生油阶段排出油相对较少，而滞留油相对较高；只有在高过成熟阶段时，大量烃气生成之后，富有机质体所形成的网络得以有效连通，排出烃气效率较高，而滞留烃气较少。此外，由于其下伏与灯影组呈不整合接触，在高过成熟阶段烃气初次运移效率也较高，因此由筇竹寺组作为常规天然气藏的有效性较高，如川中高石梯—磨溪地区发现的震旦系—寒武系万亿方级特大型气田(魏国齐等，2017；李剑等，2018；邹才能等，2020)，但页岩气勘探潜力不足。此外，过高的成熟度甚至达到浅变质也是导致其页岩气滞留条件不佳的重要影响因素。

四川地区下侏罗统自流井组大安寨段泥页岩Ro一般在1.1%～1.8%，处于油气共存阶段，有机碳平均在2.0%以下，干酪根类型以Ⅱ型为主，黏土矿物平均含量32%，石英平均含量43%，碳酸盐岩矿物平均含量25%。图2C为YY1井下侏罗统大安寨段黑灰色泥岩(TOC=5.27%；VRo=1.68%，Ⅱ2型干酪根)有机质与矿物质超微观组构图。从中可知，富有机质体主要以形状不规整、分散较均匀的高等植物碎片(矿物质含量很少的深黑色)、以及零星分散填充在黏土或介壳中的有机质体(干酪根生烃后的残余固体有机质与矿物质的混合，灰黑色)两种组构形态存在。由于分散块状有机质体难以形成有效的油气运移网络，且高等植物碎片本身的生油能力又较差，因此在Ro<1.0%时，这种烃源岩几乎不具有排出油的能力，所生成的油主要滞留在烃源岩内部的富有机质体内；随着成熟度的增高，在成熟晚期至高成熟早期，伴随着与黏土矿物共生的沉积有机质的大量生烃，油质逐渐变轻或者生成湿气，则可以通过基质黏土片间微孔隙在烃源岩层系内部发生一定程度运移聚集，从而形成自身自储的油气藏。此外大安寨段上下均为致密介壳灰岩，顶底板条件良好，也是其利于页岩油气源内滞留聚集与近源岩性油气藏形成的重要原因(胡宗全等，2021)。

由于受构造—沉积环境的控制作用，不同性质烃源岩中有机质与矿物质来源不同，其沉积有机质赋存状态、类型与含量、矿物组成等沉积地球化学特征与地质演化过程差异较大，因而生排、滞留油气演化特征不同，对于常规与非常规油气藏的有效性也明显不同。例如四川盆地五峰组—龙马溪组含油气系统以页岩气为主、常规气为辅，筇竹寺组含油气系统以常规气为主、页岩气为辅，自流井组含油气系统以页岩油气并存为主。

2 储层研究进展与页岩储集特征

2.1 无机孔向有机质孔的拓展

传统的石油地质理论认为常规油气储层孔隙以无机矿物颗粒为支撑格架的无机孔为主，有机质孔被有效识别是油气储层研究领域的颠覆性创新。有机质可以和矿物一样作为孔隙支撑载体，有机质孔对页岩气赋存和富集高产具有至关重要的作用(Loucks et al., 2009、2012；Ambrose et al., 2010；Slatt and O'Brien, 2011；Chalmers et al., 2012；Curtis et al., 2012；Milliken et al., 2013；丁江辉等，2019)。页岩内部大量富集有机质，页岩的纵横向连续性很好。有机质内部发育大量有机质孔，虽然尺度相对小，主要以微米—纳米孔为主，但在页岩中普遍存在且较均匀分布。有机质孔具有赋存页岩气的近源优势，且气体赋存以超临界形式存在而易于富集。有机质孔的大量存在意味着从高孔高渗砂岩和碳酸盐岩到低孔低渗致密砂岩和碳酸盐岩，再到天然低孔特低渗的泥页岩，均可作为有效的油气储集体(贾承造，2017)。

近年来揭示的不同地区、不同层位的页岩层系，其有机孔发育程度差异很大，海相高过成熟页岩通常有机孔发育，陆相低成熟页岩有机孔基本不发育(Yang Chao et al. 2017；丁江辉等，2019；吴松涛等，2020)。特别地，对比我国南方地区龙马溪组高成熟页岩和筇竹寺组过成熟页岩有机孔发育规模发现，筇竹寺组页岩有机孔发育程度明显不及龙马溪组。有机孔发育程度除了受TOC、Ro和有机显微组分等有机质地化属性影响外，还受有机质赋存状态、次生沥青、压实作用和保存条件等的影响，强压实作用不利于有机孔的保存，有机质黏附于矿物表面则有利于有机孔的后期保存(丁江辉等，2019)。

由常规储层向非常规储层的拓展与实验测试技术的进步密不可分。常规碳酸盐岩、砂岩孔隙直径大小范围很广，可以由米级—几十微米级，往往借助地震、测井、野外露头、手标本、放大镜、铸体薄片等技术进行表征(图3)，而泥页岩孔隙直径多为纳米级(极少可达微米)，其孔径已远远低于常规储层研究方法的探测尺度。纳米尺度微孔隙需要更高精度的储层观测与表征技术，如高压压汞、低温氮气吸附、二氧化碳吸附等流体注入技术，高分辨率场发射扫描电镜(FE—SEM)、宽离子束扫描电镜(BIB—SEM)、原子力显微镜(AFM)、聚焦离子束扫描电镜(FIB—SEM)、纳米CT等图像直观观察技术(图3)。并且已逐渐认识到各类技术方法的优势与局限性，需要综合运用多种方法与手段才能实现页岩储层全孔径、全类型的表征。

图3 常规—非常规储层储集空间尺度变化及实验表征技术Fig. 3 Scale variation and experimental characterization techniques from conventional to unconventional reservoir

2.2 成岩作用向成烃—成岩协同作用的拓展

常规储层的成岩作用和孔隙演化以无机矿物的演化为核心，成岩作用以关注无机矿物本身为主，研究压实、胶结、溶蚀、破裂等作用的性质、机制、强度和先后顺序，孔隙演化主要关注未被原始沉积矿物和成岩矿物充填的空间，研究各主要成岩作用对孔隙的增减贡献和先后顺序。

在20世纪80年代之前，对于泥页岩的成岩作用和孔隙演化方面的关注程度不够，成岩作用研究主要关注黏土矿物的转化，作为成岩作用阶段划分的重要依据之一。研究表明黏土矿物纵向转化阶段与有机质热演化阶段、压实阶段具有良好的对应关系(赵杏媛等，2012)。泥页岩的孔隙演化一度被认为是孔隙单调减少的，作为研究砂岩储层孔隙演化的参照对象。

页岩是由无机矿物、有机质和地层水等构成的一个复杂体系。目前对于页岩中无机孔的研究方法与常规储层中相似，只是更加关注硅质、黏土和碳酸盐等3大类主要矿物以及黄铁矿和长石等局部富集的刚性矿物的孔隙发育特征与演化。页岩储层的特殊性在于富含有机质且发育大量有机质孔。在泥页岩的成岩作用和孔隙演化过程中，无机矿物的成岩作用和有机质的成烃作用在微米—纳米尺度的微小空间内共存，需要将成岩和成烃两类作用放在统一空间范围和时间序列中去研究。

页岩的成岩作用和成烃作用具有一定的空间配置和时间协同关系。对于倾向生油的海相页岩，生烃作用可以划分为早期成油和晚期成气等两个阶段，早期成油作用对晚期成气作用有着重要影响。成岩作用是以水为主要介质，而成油作用是以有机质为主要介质，两个演化过程之间相对独立又有联系。在成岩作用和成油作用的早期，一部分原始固态有机质转化为液态烃，这一过程中原始固态有机质内部形成部分有机质孔，称为原地有机质孔。在经历主要的成岩作用之后，无机矿物支撑格架稳定，支撑大量无机矿物孔，生成的液态烃在经过短距离迁移进入到无机矿物孔中保存下来，在进一步热演化过程中转变为固态沥青，其中发育的有机质孔称为迁移有机质孔(图4)。无机矿物因为其物理性质与结构、化学性质与稳定性、在页岩中的含量、与有机质的沉积成因紧密性等因素的不同，其相关无机孔隙赋存迁移有机质的能力不同，从而影响到有机质孔的发育。针对四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩的研究表明，生物成因硅质矿物构成的矿物格架最稳定，最有利于富集有机质和发育有机质孔，碳酸盐岩矿物次之，黏土矿物最差。

图4 页岩中成岩与成烃的协同作用Fig. 4 Synergy between diagenesis and hydrocarbon generation in shale

2.3 典型页岩储层特征对比

受沉积环境、物质来源和后期演化影响，近年来揭示的不同地区、不同相带、不同层系的页岩储层储集空间类型多样，特别是有机孔发育差异较大，目前普遍认为海相高熟页岩有机孔发育(Jarvie et al., 2007；Löhr et al., 2015)，陆相低熟页岩有机孔基本不发育(Reed and Loucks, 2015；Wang Xiangzeng et al., 2015)。对比我国南方地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组高成熟页岩和下寒武统筇竹寺组过成熟页岩有机孔发现，筇竹寺组页岩有机孔发育程度明显不及五峰组—龙马溪组(Hao Fang et al., 2013；Yang Chao et al., 2017; 熊绍云等，2020)。

四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩处于热演化的高成熟阶段，干酪根裂解程度加大，腐泥无定形有机质开始大量形成有机孔，并且随着成熟度的升高，有机孔形态发生有规律的变化：从最初在有机质内部形成微裂缝，到形成蜂窝状孔隙，再到蜂窝状孔隙相互沟通形成集合体。总体而言，五峰组—龙马溪组页岩有机孔极其发育，有机孔呈近圆形、椭圆形(图5a—b)，片麻状布满整个有机质，孔径一般在几十到数百纳米之间(Tian Hui et al., 2013；Yang Chao et al., 2017)。除了有机质内部孔隙之外，在笔石碎屑与矿物颗粒接触边缘也可见到缝隙，其可进一步沟通有机质孔隙，对页岩气的聚集与产出至关重要。

四川盆地及周缘筇竹寺组页岩处于热演化的过成熟—变质阶段，随着热演化变质程度的加深，有机质缩聚变质导致有机孔发育程度大大降低，且发育的有机孔形貌也发生了巨大变化，由圆形/椭圆形不断转变为针孔状，孔径很小，一般在几个纳米到几十纳米之间(图5c—d)，直至消失(Sun Mengdi et al.,2016；Yang Chao et al., 2017)。另外，有机质内部先前形成的气孔也会在后期外力的作用下，发生缩小、变形甚至闭合。总体来看，相较于五峰组—龙马溪组页岩中广泛发育的大孔径有机孔，筇竹寺组页岩中见到有机孔的概率大大降低。

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段陆相页岩处于热演化的成熟阶段，页岩中的显微组分首先发生腐化作用致使有机质密度减小，由原来的固体蜕变为海绵体，表面残留了少量因甲烷溢出而留下的孔隙，整体上有机质内部孔隙发育程度较低，常在有机质边缘形成收缩缝(图5e)，这与近年来鄂尔多斯盆地上三叠统延长组和渤海湾盆地古近系沙河街组等陆相页岩气勘探揭示的有机孔普遍不发育的特性相一致(王香增等，2015；Yang Chao et al., 2017)。前期研究揭示，四川盆地大安寨段页岩储层的主要储集空间是无机孔(图5f)，既包括粒间孔、晶间孔等原生孔隙，也包括在生烃有机酸作用下形成的溶蚀孔等次生孔隙(胡宗全等，2020)。

图 5 四川盆地三套页岩层系微观孔隙发育特征Fig. 5 Micro-pore characteristics of three sets of shale strata in the Sichuan Basin (a)圆形—椭圆形有机孔，焦页1井，下志留统龙马溪组；(b)圆形—椭圆形有机孔，焦页2井，龙马溪组；(c)不规则形态有机孔，宜地2井，3288m，下寒武统筇竹寺组；(d)莓状黄铁矿集合体内有机质孔，金页1井，3285m，筇竹寺组；(e)有机质收缩缝，YL4井，3784.2m，下侏罗统自流井组大安寨段；(f)黏土矿物粒间孔，YL4井，4004.7m，自流井组大安寨段 (a)Round—oval organic pores, the Well Jiaoye-1, the Lower Silurian Longmaxi Formation; (b)round—oval organic pores, the Well Jiaoye-2, the Longmaxi Formation; (c)irregular organic pores, the Well Yidi-2, 3288m, the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation; (d)organic pores in strawberry pyrite framboids, the Well Jinye-1, 3285m, the Qiongzhusi Formation; (e)shrinkage fracture, the Well YL4, 3784.2m, the Da'anzhai Member, the Lower Jurassic Ziliujing Formation; (f)intergranular pores in clay minerals, the Well YL4, 4004.7m, the Da'anzhai Member, Ziliujing Formation

3 新的含油气系统及其勘探思维

3.1 典型含油气系统的资源配置

生排滞留模式比传统的生烃演化模式有利于更准确地评价油气资源。一般情况下，海相烃源岩都经历了早期排油过程和晚期排气过程，排出的油再裂解，排出的气是常规天然气的气源，滞留油和干酪根晚期裂解气主要以页岩气形式赋存；而陆相烃源岩由于成熟度相对较低，往往油气共存。以四川盆地下寒武统筇竹寺组、下志留统龙马溪组和下侏罗统自流井组3套优质烃源岩层系为例加以说明。

过成熟的筇竹寺组页岩烃类生成并排出量大，前期评价常规和非常规天然气资源量分别为2.94×1012m3和2.64×1012m3(表1)，常规天然气勘探潜力大，沿绵阳—长宁裂陷槽东坡向北部的元坝、阆中、永川及川西等地区、西坡的井研—犍为是有利勘探地区；页岩气富集受构造运动影响较大，总体上应坚持“动中找静，活动中找稳定”的勘探思路，加强探索井研—犍为、丹山—东峰场和盆地外部宜昌斜坡。

表1 四川盆地三套优质烃源岩层系天然气资源量Table 1 Natural gas resources of three sets of hydrocarbon source rocks in the Sichuan Basin

高成熟的龙马溪组烃源岩烃类生成并滞留量大，前期评价常规和非常规天然气资源量分别为1.87×1012m3和5.36×1012m3(表1)，页岩气勘探潜力大，四川盆地内部深层—盆外常压是主要勘探方向；常规天然气也具有一定的潜力，沿深水陆棚向西一侧的石炭系碳酸盐岩气藏、向东一侧的志留系砂岩气藏均值得进一步探索。

成熟的自流井组烃源岩烃类生成并滞留量大，最新研究成果显示非常规天然气资源量为6.0×1012m3(表1)，页岩气勘探潜力大，川北、川西北、川东北均是页岩气有利勘探区带。

3.2 非常规与常规油气的空间关系

非常规页岩油气源储一体，而常规油气源储空间配置关系受控因素很多，其中烃源岩所处的地层结构、烃源岩时代和演化程度、从烃源岩到储层之间的构造—地层格架都是重要的影响因素。选取保存条件总体较好的四川盆地为分析区域，以下部的寒武系筇竹寺组、中部的志留系龙马溪组和上部的下侏罗统自流井组大安寨二段等三套烃源岩系为分析对象，分析对比烃源岩与储层之间的空间关系(图6和表2)。

表2 四川盆地三套烃源岩含油气系统的源—储关系Table 2 Source—reservoir relationship of three sets of hydrocarbon source rocks in the Sichuan Basin

图6 四川盆地三套优质烃源岩形成的含油气系统分布模式图Fig. 6 Distribution pattern of petroleum system of three sets of excellent source rock in the Sichuan Basin (a) 下寒武统筇竹寺组含油气系统平面模式；(b) 下寒武统筇竹寺组含油气系统剖面模式；(c) 下志留统龙马溪组含油气系统平面模式；(d) 下志留统龙马溪组含油气系统剖面模式；(e) 下侏罗统自流井组大安寨二段含油气系统平面模式；(f) 下侏罗统自流井组大安寨二段含油气系统剖面模式 (a) Plane pattern of petroleum system in the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation; (b) profile pattern of petroleum system in the Qiongzhusi Formation; (c) plane pattern of petroleum system in the Lower Silurian Longmaxi Formation; (d) profile pattern of petroleum system in the Longmaxi Formation; (e) plane pattern of petroleum system in the Second Sub-member of the Da'anzhai Member, Ziliujing Formation, Lower Jurassic; (f) profile pattern of petroleum system in the Second Sub-member of Da'anzhai Member, Ziliujing Formation, Lower Jurassic

四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩的年龄大致为525 Ma，沉积于台内裂陷环境，发育于震旦系灯影组岩溶不整合面之上，现今Ro在2.5%～5.0%，处于过成熟阶段，排出烃占主体，排出的天然气空间分布范围广。筇竹寺组页岩生成的天然气通过不整合面向下运移进入灯影组台缘滩相储层形成常规气藏，源储纵向距离0～400 m；寒武系烃源岩与震旦系灯影组台缘滩储层的展布方向基本一致，为NNW方向，与生烃中心距离约为70 km；筇竹寺组页岩生成的天然气沿断层向上运移至龙王庙组滩相储层形成常规气藏，源储纵向距离200～400 m；寒武系龙王庙组滩相储层受川中古隆起控制，延伸方向为NEE方向，与烃源岩延伸方向大致垂直，与生烃中心距离约为150 km。在川西和川东北的深大断裂发育的地区，寒武系生成的早期的石油和晚期的天然气甚至向更浅层的层系运移。

四川盆地五峰组—龙马溪组的年龄大致为443 Ma，沉积于陆棚环境，现今Ro在1.8%～4.0%，处于高—过成熟阶段，以生成干气为主，滞留页岩气潜力大。五峰组—龙马溪组与下伏上奥陶统临湘组或涧草沟组灰岩之间为整合接触，下伏致密灰岩充当页岩气的良好底板；五峰组—龙马溪组除下部的近100 m厚的优质页岩之外，龙马溪组上部尚有约300 m厚的致密砂岩和泥岩，构成良好的页岩气保存系统。在构造变形和断裂较发育的川东高陡构带，有部分五峰组—龙马溪组生成的天然气脱离页岩母体沿断层向上运移到上覆的石炭系黄龙组碳酸盐岩储层形成常规气藏(吴警等，2015)，石炭系黄龙组与五峰组—龙马溪组之间的源储纵向距离为500～1500 m，横向距离约为0～200 km。五峰组—龙马溪组页岩形成的天然气也可以运移到志留系小河坝组致密砂岩中形成常规气藏(邱玉超等，2019)。近期在永川、涪陵等地区发现了在逆冲断层上升盘奥陶系碳酸盐岩储层与龙马溪组页岩侧向对接而形成常规气藏，是川东高陡构造带值得关注的天然气勘探新领域。

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨二段烃源岩的年龄大致为176 Ma，沉积于半深湖环境，现今Ro在0.9%～1.8%，处于油气转换窗。由于烃源岩演化程度较低，油气形成之后经历的地质时间较短，除赋存于大二段泥页岩中形成狭义的页岩油气之外，部分运移至紧邻的大安寨组三段、一段碳酸盐岩中形成广义上的页岩油气，与大二段烃源岩之间的纵向源储距离为10～30 m。平面上泥页岩主要分布于半深湖区，介壳灰岩主要发育于浅湖区，与生烃中心的横向距离为0～150 km。早期川中石油会战的主要成果是在大安寨段灰岩中找到了石油，但单井产能普遍较低，目前正在针对富有机质页岩和碳酸盐夹层采用水平井压裂的方式进行开发试验，已经取得一定的进展，一旦突破经济开发界限，将形成一个新的勘探开发领域。

4 结论

(1)传统的生烃理论主要关注干酪根生成油气的潜力和在不同演化程度下生成油气的比例，新的生—排—滞留理论强调以烃源岩为主线，研究油气在烃源岩中生成、排出、滞留全过程，基于烃源岩中有机质的特征、无机矿物组成与结构特征，分析烃源岩的油气生成潜力和滞留能力，从源头和机理上认识烃源岩的非常规油气和常规油气的潜力。

(2)传统的常规储层理论是建立在由无机矿物格架支撑的孔隙—喉道系统的储集渗透性基础之上的，新的非常规储层理论是建立在有机质和无机矿物均可作为孔隙支撑载体、在人工改造作用下能形成较好渗透性的基础之上的。相应地，储层研究发生了一系列的变化，宏观上由关注浅水高能沉积向深水细粒沉积拓展，微观上由关注无机矿物孔向有机质孔拓展，动态演化上由关注成岩作用向综合研究成岩—成烃相互作用方向发展。

(3)在常规—非常规统一的含油气系统认识指导下，勘探思维上要向常规—非常规协同勘探转变。在盆地尺度需要将烃源岩的本身特性和宏观地质条件相结合，思考其油气资源总量和非常规与常规油气资源的比例；在勘探区带尺度要分析以常规为主，还是非常规为主，还是二者均有；在目标勘探时要重视分析狭义页岩油气、广义页岩油气、常规油气的分布层系。从盆地到区带到目标，都要注重分析非常规油气与常规油气的空间分布关系。

参 考 文 献／References

(The literature whose publishing year followed by a “&” is in Chinese with English abstract; The literature whose publishing year followed by a “#” is in Chinese without English abstract)

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