1.1.1 浮力

浮力的定义是指液体或者气体对浸在其中的物体向上的托力, 油气所受的浮力是由于油气、水两种物体密度不同而产生的。根据阿基米德定律, 浮力的大小等于物体排出同体积水的重力大小。浮力是常规油气运聚的主要动力。然而, 对于非常规油气, 浮力作用驱动油气聚集受到了限制。

1.1.2 毛细管力

毛细管力是指当多孔介质的毛细管中存在有不相溶的两相流体时, 由于各自的界面张力引起的压力(Vavra et al., 1992)。毛细管力对油气的运移一般都表现为阻力, 其大小主要与储集层孔喉系统中两相流体的界面张力、毛细管半径(孔喉大小)、两相流体的接触角等有关系。储集层孔喉系统中油气所受的毛细管力P_c为:

Pc=2σcosθr

其中, σ 是两相流体接触时的界面张力, θ 是润湿角, r是孔喉半径(Schowalter, 1979)。

图1

Fig.1

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	图1 地下油气动力场划分及特征Fig.1 Classification and characteristics of subsurface hydrocarbon dynamic field

1.1.3 异常压力

异常压力是指地下某一深度的地层压力小于或大于静水压力, 包括异常高压(超压)和异常低压(褚庆忠, 2001)。超压是油气特别是致密储集层中油气运聚的动力, 超压的形成与许多地质过程中的物理和化学作用密不可分。导致地层超压的机理主要有不均衡压实作用、构造作用、生烃增压、黏土矿物脱水增压和水热增压等。无论是何种形式产生的超压, 均会使储集层孔隙中的油气克服各种阻力开始运移和聚集。对于常规油气, 超压是除浮力作用外的补充动力; 对于非常规油气, 超压作用替代浮力, 是油气运聚的主要动力。

1.1.4 分子间的吸着力

地质条件下, 油气分子与储集层有机质和矿物等表面分子间的吸着力充当着油气运聚的阻力, 其主要包括吸收、化学吸附和物理吸附3个不同层次上的分子作用力。烃源岩生成的烃类首先附着在矿物颗粒表面, 当附着到一定程度, 即饱和后烃类开始渗入到矿物内部时发生吸收作用, 而紧靠矿物表层的烃分子在静电力的作用下发生化学吸附形成有机— 黏土复合体, 其外层分子则在范德华力的作用下产生物理吸附。从吸收到化学吸附再到物理吸附的过程, 分子力的结合强度也是逐渐由强变弱。烃类从源岩或储集层的解吸作用首先是从外层物理吸附开始的, 此部分的烃类需要在一定的外力作用下方可运移排出, 更深层次的化学吸附和吸收则很难在自然条件下解吸并发生运聚。油气与泥质储集层、煤储集层等之间的分子作用力的大小受压力、温度、有机质含量、热演化程度以及矿物含量等因素的控制, 如蒙脱石的吸附能力分别是伊利石和高岭石的3倍和8倍(李明诚, 2004)。

根据储集层孔喉系统中油气所受驱动力的特征, 含油气盆地的地下油气动力场可划分为浮力驱动型、混合作用力驱动型和非浮力驱动型3种类型(图 1)。

浮力驱动型动力场储集层孔喉直径以微米级为主, 渗透率较高; 自由流体动力场内水动力相对活跃, 以重力和压实的水动力场为主, 浮力为油气聚集的主要驱动力, 形成常规油气藏。在重力分异作用下, 该类油气藏具有正常的油气水界面。

混合作用力驱动型动力场中油气储集层较致密, 孔喉大小以微米— 纳米级为主, 渗透性差, 水动力相对缓慢甚至滞留。由于储集层中孔喉较小, 孔隙空间自由流动水分布较少, 浮力作用受到一定程度限制, 同时孔喉毛细管力大, 油气在膨胀力、异常压力或者生烃增压等的作用下发生运移, 形成致密砂岩气藏等类型的非常规油气藏。该类型油气藏具有异常压力, 气水分布多产生倒置或者以气为主。

非浮力驱动型动力场埋深最大, 储集层物性差, 纳米级孔隙发育, 渗透率多为纳达西级, 以束缚水为主, 孔喉毛细管力最大, 油气运移不再受浮力作用影响, 膨胀力、异常压力和分子扩散等作用为油气运聚提供动力。在混合作用力驱动型和非浮力驱动型油气动力场中, 由于较大的毛细管力和浮力作用受到限制, 推测油气缺乏运移或只有短距离的微弱运移, 并在动力场内形成源内或近源致密的非常规油气藏。

非浮力聚集是指油气通过浮力以外的动力驱动并聚集成藏。由于非浮力驱动作用聚集, 导致非常规油气藏与常规油气藏在地质特征方面有许多不同之处:常规油气藏分散聚集在构造和(或)地层圈闭中, 受构造作用控制明显, 分布多距烃源灶较远, 以浮力作用聚集为主, 圈闭边界清晰; 非常规油气藏在地质条件下多表现为大面积分布、局部富集的特点, 源储共生或近源, 没有明显的圈闭边界, 流体分异差, 无统一的油水界面, 具有独立的压力系统, 含油气饱和度差异大(Schmoker, 2005; 邹才能等, 2011)。因此, 非常规油气与常规油气成藏差异性的最本质原因是常规油气藏油气聚集的动力是浮力, 而非常规油气藏多通过压差驱动并聚集。

非浮力聚集的内涵并不意味着浮力绝对地不起作用, 而是指浮力无法克服油气运聚的阻力, 即阻力大于浮力, 使其不能成为油气运聚的主要动力。阻力和浮力的大小对油气的非浮力聚集具有明显的控制作用。

2.2.1 微纳米级孔喉的毛细管力较大

毛细管力是油气运移的主要阻力, 其大小受储集层孔喉大小的控制, 孔喉越小, 毛细管力越大。采用先进的实验测试方法, 包括气体吸附法(低温N₂、CO₂吸附等)、光学法(透射扫描电镜、聚焦离子束扫描电镜、场发射电镜等)以及射线法(X射线小角散射、纳米CT、同步辐射等)等, 对非常规储集层中的微米— 纳米级孔隙形态和分布进行验证和观测, 证实非常规储集层中微米纳米级孔隙广泛发育(图 2)。非浮力聚集与致密储集层中微— 纳米级孔喉的广泛分布密切相关。煤储集层中含有丰富的有机质, 孔隙以有机质孔和次生孔隙(气孔)为主。页岩中的孔隙主要由有机质中的微孔和无机矿物孔隙组成, 可以分为粒间孔、粒内孔和有机质孔3种类型(Loucks et al., 2009), 通常认为页岩气主要赋存在有机质孔中, 粒间孔、粒内孔内仅有部分页岩气存在。致密砂岩中的微米— 纳米级孔隙多为无机质孔, 类型以粒间孔、粒内孔、晶间孔和粒间缝为主, 这些孔隙类型构成了致密砂岩中油气赋存的主要空间。通过对全球致密储集层中孔喉直径大小的统计(Nelson, 2009; Passey et al., 2011; 邹才能, 2011), 发现致密储集层中页岩气储集层的孔喉直径最小, 致密砂岩的孔喉直径相对较大:页岩气储集层孔喉直径介于5~200 nm, 页岩油储集层孔喉直径多分布在30~400 nm, 致密气储集层孔喉直径介于40~700 nm, 致密砂岩油储集层孔喉直径介于50~900 nm, 致密灰岩油储集层孔喉直径介于40~500 nm。非常规储集层中普遍发育的微纳米级孔隙导致了储集层孔喉系统中存在巨大的毛细管力, 以微孔孔径大小为10~50 nm进行计算, 其孔隙中的毛细管力达2.4~12 MPa, 说明至少需要如此大的驱动力(浮力或者异常压力)油气才能发生运移。

图2

Fig.2

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	图2 非常规储集层中孔隙类型 A— 页岩粒间孔; B— 煤岩气孔Fig.2 Pore types of unconventional reservoir

2.2.2 致密储集层中浮力作用受限

对于常规储集层而言, 在油气运移过程中, 浮力通常为驱动力, 而毛细管力为阻力, 当浮力大小超过毛细管力后油气开始在一定大小的孔喉系统中运移(Davis, 1987)。浮力大小与气柱的高度以及流体密度有关, 毛细管力大小与孔喉半径相关。根据浮力和毛细管力公式计算(Schowalter, 1979), 孔喉半径减小1/10, 毛细管力增加10倍, 如果认为浮力依旧是驱动力, 那么油气要发生运移则需要浮力相应的增加10倍, 以一个3, m高、密度为0.2 g/cm³的气柱为例, 其可以产生0.024 MPa的浮力, 但却无法进入半径为2, μ m的孔喉。非常规油气储集层的孔喉大小多为微米— 纳米级, 孔喉中气体所受的毛细管力很大, 如致密砂岩孔隙直径多在1, μ m以下, 毛细管力至少在0.08 MPa以上, 密度0.2 g/cm³的气体若要运移则需要0.07 MPa的浮力, 要求气柱的高度高达10, m以上(图 3)。高压下气体的密度会更大, 需要更高的气柱高度。但根据露头照片、厚度测量和剖面解释的结果, 河道砂体垂向高度超过10, m的都比较罕见(Cole and Cumella, 2003; Shanley, 2004)。页岩的纳米级孔隙的毛细管力更是巨大, 若仅靠浮力驱动, 需要的气柱高度不可想象。因此, 地质条件下能产生足够浮力的气柱高度的地质条件很少存在, 浮力已不能作为非常规油气的主要驱动力。如果油气在微米— 纳米级孔隙发育的非常规致密储集层中发生运移或进入其中, 必须要有足够大的异常压力(如生烃增压等)作为驱动力。

由于非常规油气储集层中微米— 纳米级孔喉发育, 使得油气在致密储集层中的赋存具有明显的“ 滞留” 特征。极小的孔隙空间和渗流通道导致油气在其中的赋存状态发生变化, 孔隙直径越小, 其毛细管力越大, 尤其在有机质微孔隙中具有较强的吸附能力, 导致油气滞留在微孔隙中或者吸附在孔壁上。非常规储集层中, 油气主要以吸附态和游离态赋存, 吸附态的油气被吸附在储集层中的有机质或矿物颗粒表面, 游离态的油气多被束缚在孔隙空间中。不同的储集层结构其赋存状态不同, 储集层比表面积和孔隙体积的比值大小决定了非常规天然气在致密储集层中的赋存形式。比表面积和孔隙体积的比值越大, 说明表面积越大, 则储集层中吸附气含量明显大于游离气量, 主要以煤层气为代表(Su et al., 2005; 宋岩等, 2011); 随着比表面积与孔隙体积比值的逐渐降低, 吸附气和游离气含量相近, 以页岩气为典型; 比表面积和孔隙体积的比值很小时, 吸附气小于游离气含量, 以致密砂岩气为典型。在不同温度、压力等条件下聚集的油气量不同。在非常规油气开发过程中,

图3

Fig.3

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	图3 不同大小孔喉中浮力起作用所需的气柱高度(假设气体密度为0.2 g/cm3)Fig.3 Required gas column height for buoyancy as a gas driving force in different size throats (Gas density is supposed to be 0.2 g/cm3)

需要对储集层进行改造, 才能“ 解放” 这些被束缚或者吸附的油气, 使之形成产量。致密储集层的微米— 纳米级孔隙导致油气“ 滞留” , 使非常规油气的分布在区域上呈现局部富集或“ 甜点” 的特点, 不再明显受构造的控制, 也从而拓宽了常规油气中“ 油气藏” 的定义。

非常规油气与常规油气都是烃源岩热演化的产物, 常规油气一般以油气成因、运移和聚集过程及圈闭特征进行油气藏类型划分, 而非常规油气的类型命名主要依据烃源岩类型和演化及储集层类型。从Ⅰ 型和Ⅱ 型源岩生排烃产物来看, 不同的演化阶段产物不同(Tissot and Welte, 1978; 黄第藩等, 1984; 张万选和张厚福, 1987; Martini et al., 2003)。低熟未熟阶段( R_O< 0.5%)主要是生物气和未熟油; 成熟阶段(0.5%< R_O< 2.0%)根据其烃类组成及物性特征主要有两种产物:0.5%< R_O< 1.3%阶段主要是成熟油, 1.3%< R_O< 2.0%阶段主要是过熟油和湿气(即凝析油气); 过成熟阶段(R_O> 2.0%)主要是干气。不同演化阶段的油气与储集层特征的匹配决定了非常规油气藏的类型。低熟未熟阶段, 通常生油量小, 原油不易排出烃源岩, 因此烃源岩内可以赋存一定量的未熟油而形成油页岩; 成熟阶段, 烃源岩生成并排出大量的原油, 在临近烃源岩的致密储集层中可富集致密油, 烃源岩内残留形成页岩油, 当1.3%< R_O< 2.0%时, 油气可同时存在; 过成熟阶段, 以生气为主, 在临近烃源岩的致密储集层中可以富集致密气, 同时, 烃源岩内可以残存大量的气体而形成页岩气(图 4)。对于Ⅲ 型烃源岩来说, 由于在各个演化阶段主要生成并排出天然气(戴金星等, 1992), 因此, 在烃源岩内和临近烃源岩的致密储集层中主要形成页岩气和致密气, 而当烃源岩为煤岩时可以形成煤层气藏(图 5)。图6综合表示了不同演化阶段源岩和储集层中的非常规油气类型。

图4

Fig.4

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	图4 Ⅰ 型烃源岩热演化与油气藏关系Fig.4 Relationship between thermal evolution of type Ⅰ source rocks and petroleum reservoirs

图5

Fig.5

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	图5 Ⅲ 型烃源岩热演化与油气藏关系Fig.5 Relationship between thermal evolution of type Ⅲ source rocks and petroleum reservoirs

图6

Fig.6

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	图6 烃源岩热演化与非常规油气藏关系Fig.6 Relationship between thermal evolution of source rocks and unconventional petroleum reservoirs

图7

Fig.7

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	图7 煤层气藏源储组合特征Fig.7 Characteristics of source reservoir assemblage of coalbed methane

油页岩、页岩油、页岩气和煤层气都是在烃源岩内部形成的油气藏, 是没有经过运移形成的油气藏类型, 烃源岩即是储集层, 因此其源储组合特征都是“ 源储一体” (图 7), 其保存条件和烃源岩自身的有机质含量及其热演化程度是油气藏丰度的主要控制因素。油页岩是在低熟未熟阶段形成的, 由于生烃量有限, 因此通常含油率相对较低, 其开发利用需要通过人工加热, 使干酪根转变成为油气(童晓光, 2012)。页岩气是烃源岩演化至高、过成熟阶段的产物, 是以游离气和吸附气为主的天然气类型(Curtis, 2002; Martini et al., 2003; Bowker, 2007; Li et al., 2007; Kinley et al., 2008), 其烃源岩有机质含量越高, 产气量越大, 岩石吸附能力越强, 往往含气量越高。煤层气是主要以吸附状态存在的天然气类型, 煤岩有机质含量高, 在不同的演化阶段产气量都很高, 但由于在不同演化阶段比表面积不同, 导致吸附能力存在差异, 一般演化程度越高, 比表面积越大, 吸附气含量越大; 通常煤岩顶底都会存在一定厚度的泥岩层, 由于顶底板泥岩孔渗性更差, 毛细管力指向煤层, 不仅可以对煤层中少量游离气形成良好的封闭作用, 而且有利于煤层压力的保持, 有利于煤层气的吸附保存。

致密油气则是在烃源岩以外的致密储集层中形成的油气藏, 是经过初次运移和短距离二次运移后形成的油气藏。相对油页岩、页岩油、页岩气和煤层气而言, 致密油气源储组合比较复杂, 主要存在2种类型:一种是源储叠置的、以纵向大面积运移为主的致密油气藏, 例如川西前陆盆地上三叠统须家河组天然气藏(李伟等, 2010)(图 8), 紧邻储集层的烃源岩排烃形成的压力(即源储压差)是成藏的动力,

图8

Fig.8

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	图8 四川盆地广安地区三叠系气藏剖面图Fig.8 Cross profile of the Triassic gas reservoir in Guang'an area, Sichuan Basin

由于源储叠置, 油气主要从烃源岩向储集层短距离运移而形成面式充注、大面积分布的油气藏; 另一种是以横向推进式运移为主的致密油气藏, 例如阿尔伯达盆地的深盆气(Masters, 1979)(图 9), 油气持续供给形成的储集层超压是油气运移的动力, 油气以活塞式从烃源中心沿储集层上倾方向运移, 由于致密储集层孔渗性差, 浮力作用不明显, 故形成上水下气的“ 气水倒置” 格局。

由于非常规油气的成因类型主要受烃源岩和储集层特征控制, 因此不同类型的非常规油气藏与常规油气藏在地下空间有序分布。通常, 在陆相盆地, 从斜坡向盆地内, 往往由以砂岩为主的沉积相向以泥岩为主的沉积相演变; 纵向上, 随着埋深增大, 源岩演化程度增大, 由生油期向生气期演化, 同时储集层也从常规储集层演化为致密储集层。因此, 在同一烃源岩体系中, 页岩气、致密气、页岩油、致密油、油页岩在空间上往往自深而浅分布(图 10)。煤层气在煤层不同演化阶段都可以形成, 因此煤层气受埋深条件的影响较小, 但从煤层气开发的角度来看, 由于地应力对煤层渗透率的影响非常大, 随埋深增大煤层渗透率呈指数减小, 因此相对浅层的煤层气才具备开发价值。而常规油气是经过初次运移和二次运移后在有效圈闭中聚集的油气, 受到浮力的作用在空间分布上遵循流体势理论, 往往在构造高部位的低气势区聚集成藏。

川西前陆盆地上三叠统致密砂岩气“ 源储叠置” , 具有普遍含气且不受构造圈闭控制的地质特征。区域上, 尽管构造幅度相差较大, 但钻井均见气流或气显示, 说明上三叠统致密砂岩储集层具有整体含气的特征; 除了构造圈闭有气井外, 圈闭之外亦见到气井, 表明油气分布受构造圈闭控制不明显, 如文兴场构造圈闭之外的文10井, 须二段底部日产气2.55× 10⁴ m³, 产气层比最低构造圈闭线低近100 m。

图9

Fig.9

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	图9 阿尔伯达盆地深盆气成藏模式Fig.9 Accumulation model of deep basin gas in Albert Basin

图10

Fig.10

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	图10 常规油气与非常规油气演化关系示意图Fig.10 Sketch showing relationship between evolution of conventional petroleum and unconventional petroleum

上三叠统海陆交互相暗色泥岩、碳质泥岩及煤层发育, 有机质类型为Ⅲ 型, 是一套优质的煤成气源岩, 暗色泥岩一般厚300~1000 m, 最厚可达1400 m, 煤层一般厚2~10 m, 最厚可达28 m; 有机质丰度高, 平均有机碳含量为1.95%, 煤岩有机碳含量一般高于35%。储集层为滨湖、三角洲前缘相的中细砂岩, 单井平均孔隙度一般小于8%, 平均渗透率多为(0.01~0.5)× 10^-3 μ m², 属致密砂岩储集层。烃源岩热演化史分析表明, 上三叠统烃源岩在白垩纪初普遍进入生烃高峰期(R_O值大于1.0%), 现今R_O值在凹陷中心达2.0%以上, 在斜坡区为1.8%~l.2%, 表明大部地区现今尚处于主要生气期。天然气大量生成产生的源储压差成为油气充注的主要动力, 并且导致储集层普遍存在异常高压现象, 压力系数一般为1.6~2.0。异常压力高值区主要分布于德阳以北的川西北— 川中西北部地区, 该区烃源岩生气强度为20× 10⁸~200× 10⁸ m³/km², 储集层孔隙度较低, 一般为2%~5%, 油气大量生成而致密砂岩输导不畅以及后期保存条件较好导致了异常高压的形成, 并且后期断裂的破坏程度低, 天然气在深部得以保存。而成都附近地区处于烃源岩生气中心, 储集层孔隙度低, 但可能是由于后期该区断裂活动较发育, 地层发生泄压作用, 从而使地层压力降低, 导致地层压力并不高, 同时深部天然气也向浅部运移。由此可见, 从保存条件分析, 川西北部上三叠统异常压力发育区是深盆气保存的有利地区, 而南部常压区上三叠统深盆气遭到破坏, 是浅层侏罗系次生气藏发育有利地区, 在该区已发现大兴西、平落坝、白马庙、观音寺等侏罗系气藏。