中国天然气聚集类型、特征及资源潜力预测

李　君，万东显，杨　慎，佘源琦，王明磊，高　阳

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.中国石油华北油田分公司器材供应处万庄钻井供应站，河北廊坊065007)



中国天然气聚集类型、特征及资源潜力预测

李君1，万东显2，杨慎1，佘源琦1，王明磊1，高阳1

(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；2.中国石油华北油田分公司器材供应处万庄钻井供应站，河北廊坊065007)

对天然气聚集类型及特征进行划分，并对其资源潜力进行重新计算，指出勘探方向。结果表明，天然气聚集可划分为源内滞留、近源阻滞、远源仓储3种类型，源内滞留聚集主要是指未经大规模运移的吸附气和游离气，典型气藏为煤层气和页岩气，资源量超100×1012m3；近源阻滞聚集是指天然气初次运移直接进入邻近储层，受致密储层毛细管阻力及盖层封盖的双重阻挡作用形成气藏，如近源大面积致密砂岩气，资源量为38×1012m3；远源仓储聚集是指天然气经过断裂、不整合面等优势输导通道二次运移进入各类圈闭形成的气藏，资源量为73×1012m3。3种聚集类型探明程度都非常低，剩余资源丰富，勘探前景好。源内滞留聚集、近源阻滞聚集是下一步天然气勘探的重要方向，远源仓储聚集中碳酸盐岩和逆冲构造深层是现实勘探领域。

天然气；聚集类型；聚集特征；资源潜力；有利区带

人们对油气资源的认识受地质条件、勘探程度、勘探技术、经济条件等多种因素影响，这些影响因素随时间而变化，对油气资源的认识也随之变化，因此油气资源量实际上是一个动态数值的静态表示，随有关因素的变化而浮动，不同勘探阶段需要进行新的资源评价。中国天然气勘探在近10年获得一批重大发现，促进天然气地质学在深层储层形成机制、非常规气藏形成机制等众多方面取得重要进展。山前复杂圈闭、深层薄砂层、致密砂层、非均质碳酸盐岩储层随着物探技术的进步得以有效落实；水平井钻探、水平井分段压裂、直井分段压裂、丛式井开发等工业开采技术日渐成熟[1-6]。这些理论和技术的进步促进了资源认识大幅提升，继第三次资源评价后又进入新一轮评价阶段。由于中国天然气成藏条件和运聚模式丰富多样，一些新发现的资源，特别是非常规天然气资源地质资料较少，用常规方法难以进行系统的资源评价。针对此问题，本文从天然气聚集类型角度进行研究，预测了不同聚集类型天然气的资源潜力，对下一步天然气勘探及资源评价具有一定参考意义。

1 聚集类型划分及地质特征

从油气生成后的演化来看，聚集和成藏具有一定差异，如非常规天然气中大面积致密砂岩气、页岩气和煤层气通过储层改造已达到开采价值，但从成藏方面来看，这些天然气受圈闭控制作用较小，已突破了传统的圈闭控藏概念，表现出聚集机制。聚集和成藏特征及其在勘探生产指导性的差异逐渐清晰。聚集可以定义为各种分散形式的油气在吸附、溶解、遮挡、动态平衡赋存机理控制下汇聚的地质过程，是天然气生成后在各种地质载体中运动的总和。油气藏为油气在单一圈闭遮挡下形成的聚集，具有统一的压力系统和油水界面，是油气在地壳中聚集的基本单位。可以认为，油气聚集是成藏的前提，但聚集后不一定成藏，而成藏只是聚集的产物之一。聚集是油气运移及保存下来的地质环节。

1.1 聚集类型划分

天然气形成具有工业开采价值的有效资源要历经生成、运移、聚集、成藏4个重要地质环节。油气生成是聚集成藏必不可少的源头；而运移、聚集及成藏3个环节由于地质条件的千差万别可形成不同组合序列。从发现的天然气资源来看，主要有生成—聚集、生成—运移—聚集、生成—运移—聚集—成藏3个序列。

不是所有生成的天然气都参加运移，如煤层、页岩等有机质丰富和微孔隙—微裂缝发育的地层可以滞留一定量的游离态天然气，同时有机质颗粒将吸附一部分天然气，在一定保存条件下这部分天然气聚集量不断增大，在一定技术条件下可具有工业开发价值，该类天然气只经历了生成—聚集的过程。除滞留在烃源岩中的天然气外，大部分天然气排出烃源岩，进入邻近烃源岩的储层内。如果具有较好保存条件，可直接大量保存，如近源致密砂岩气，该部分天然气只经历了生成—运移—聚集的过程。若近源的储层中不能形成聚集，天然气将进行二次运移，气体由单个分子逐渐凝结为颗粒或气流，运移路径主要受高孔渗输导层控制，即 “优势运移通道”控制，由于有效圈闭能阻挡天然气二次运移，因此该部分天然气最终以圈闭控制的气藏形式保存下来。这部分天然气经历了完整的生成—运移—聚集—成藏过程，目前发现的常规气藏主要为这种序列的产物。

综上所述，天然气具有3种不同的聚集模式：一是在烃源岩中直接聚集；二是经过初次运移进入邻近储层聚集；三是沿断裂、渗透性岩层等输导层进入各种圈闭中聚集。以此为主要依据，将天然气聚集划分为源内滞留、近源阻滞、远源仓储3种类型(图1)。

1.2 不同聚集类型地质特征

天然气不同聚集类型在形成、分布、机制等方面各具特色，形成的气藏类型差异较大(图2)，为便于与传统成藏认识归位，结合聚集特征和约定俗成的气田命名，将不同聚集类型控制的气藏划分为6个亚类(表1、图2)。

1.2.1 源内滞留聚集

源内滞留聚集主要指天然气生成后未发生明显运移，直接在烃源岩内残留和富集，一般缺乏明显的运移和圈闭界限(图3)，典型实例为页岩气和煤层气，以吸附相、游离相原位饱和聚集，在孔隙中表现为多层吸附至毛细管凝聚，在大孔(孔径大于50nm)中天然气以吸附或溶解态赋存[7-10]。源内滞留聚集吸附气是动态平衡过程，地质历史中表现为排替更新特征，即过饱和气形成超压，突破岩石承压界限时形成超压裂缝，天然气通过裂缝输导排出，之后天然气再生成并吸附聚集，总体上重复吸附、排替、聚集过程。因此，聚集的天然气母质成熟度与同等深度的页岩和煤层演化阶段相吻合，例如沁水盆地煤层气甲烷同位素值与埋深具有较好的相关性[8]。

源内滞留聚集主要受有机质含量、地层压力和温度、构造环境控制。有机质含量高的页岩和煤具有较强的吸附能力及丰富的有机质微孔隙，可以吸附和留存大量的天然气。北美页岩气藏页岩有机碳含量和气体含量具有较好的相关性，中国威远201井页岩气测试中有机质含量和气体含量也表现出了正相关关系[10-12]。地层压力主要反映保存条件，地层压力增大会使天然气保存条件变好，即含气量增加。需要指出的是，煤层气和页岩气受压力控制作用不同，煤层气难以形成超压气藏，而页岩气的含气量具有随压力增大而增加的趋势，但压力增大到一定程度后，含气量增加缓慢，最终含气量将趋于稳定。温度主要影响吸附气体含量，温度增高，气体分子的运动速度加快，降低吸附态天然气含量，这也是福特沃斯盆地Barnett页岩气藏中吸附气含量较少的原因之一。构造环境主要控制天然气的保存，地壳的升降运动会改变地层的温压条件，打破煤层、页岩中原有的平衡条件，使吸附气解吸为游离气，造成天然气散失。此外，构造运动常常伴生断裂活动，造成游离气通过断裂逸散。

1.2.2 近源阻滞聚集

近源阻滞聚集指天然气生成后由烃源岩排出，初次运移进入相邻储层内聚集，形成近源大面积致密砂岩气和生物气。天然气进入近源高渗透储层，常常发生规模运移，难以就近聚集。如进入致密储层，储层毛细管阻力阻挡作用限制了天然气大量运移和散失，加上泥岩盖层的封堵作用，天然气散失非常缓慢，形成大规模聚集，表现为近源阻滞聚集特征。主要形成机制为源储交互叠置、超压动力充注、孔缝网状输导、储层致密阻滞、“甜点”砂体富集。

源储交互叠置指烃源岩与储层广泛接触，具备充足的供气条件；超压动力充注保证天然气突破排替压力，进入致密储层；孔缝网状输导，即微裂缝—孔隙大面积连通构成输导体系，保证天然气规模进入储层；储层致密阻滞是指浮力驱动力较小，限制了天然气大量运移和散失。如图4所示，早期生成天然气阶段，天然气运移动力较弱，只是以扩散方式进入到储层，分散聚集于大面积致密砂岩储层内；在生气高峰阶段，形成生烃超压，运移动力较强，并容易造成超压裂缝及突破毛细管阻力，沿着裂缝—孔隙大面积输导体系，大量注入致密砂岩储层，并表现整体排水特征；在成藏晚期，随着烃源岩生气能力减弱和供气能力的降低，气藏内天然气散失量大于供气量，此时超压运移动力减小，地层水因为难以大量注入而浮力减小，储层毛细管阻力起到阻滞作用，使天然气散失一定量之后达到运聚动平衡，形成大规模聚集。典型实例为苏里格致密砂岩气田。

鄂尔多斯盆地现今构造为平缓西倾的大单斜，上古生界气源岩主要为本溪组、太原组和山西组的煤层和暗色泥岩，主要含气层系为山西组、石盒子组，烃源岩与储层具有“交互叠置”分布特点。从成藏过程来看，石盒子组沉积期存在超压阶段，在早白垩世(K1)末超压达到最大，与烃源岩演化及天然气充注时期相吻合；甲烷碳同位素、乙烷碳同位素计算古生界天然气的镜质组反射率为1.0%～3.0%，主要分布于1.0%～2.0%之间，绝大多数处于成熟—高过成熟阶段，与上古生界煤系源岩的成熟度具有很好的一致性[13-14]，表明存在生烃超压动力及近源聚集特征。据实验分析，苏里格气田盒8段、山1段储层毛细管阻力主要为0.15～2.0MPa，而气层连续高度主要为10～35m，一般不超过40m，计算得出盒8段、山1段气藏天然气浮力为0.08～0.28MPa，气体浮力难以克服储层毛细管阻力，即储层毛细管阻力具有较好的阻滞作用，能对天然气起到有效的阻挡作用[15]。因此，在一些地区如果储层具有较强的阻滞作用，即使缺乏优质盖层，也能形成大型气田，这也是近源阻滞聚集的核心地质意义。

1.2 .3 远源仓储聚集

远源仓储聚集是指大量天然气经过断裂、不整合面等高效输导通道二次运移进入有效圈闭中聚集成藏。该聚集类型的特点：断裂、高渗透砂体和不整合面等高效输导层发育，浮力作为重要的运移动力，天然气以流动方式大规模运移，只有存在良好的盖层和有效圈闭时才能实现天然气聚集成藏，形成传统的构造、岩性、复合等气藏。

值得指出的是，目前致密砂岩气主要是工业方面的定义，在成藏理论方面没有具体的分类，本研究为了更好地研究致密砂岩气资源，将致密砂岩气聚集机制分为两类：一类为“源储交互叠置、超压动力充注、孔缝网状输导、储层致密阻滞、‘甜点’砂体富集”的近源阻滞聚集；另一类为以断裂和不整合面等高效输导通道及构造圈闭控制为主的远源仓储聚集模式，如吐哈柯克亚、库车克深等气藏。

2 不同聚集类型天然气资源预测

2.1 源内滞留聚集

源内滞留聚集的天然气主要包括页岩气和煤层气。目前中国页岩气勘探开发处于初级阶段，对页岩形成、分布、规模、有机质演化、储集性能、含气性等研究还比较薄弱，成因法、地质类比法、综合分析法是预测资源量比较实用的方法。聚集系数法是综合分析法，主要选取认识程度相对较高的地区，估算资源量和聚集系数，通过成藏地质条件类比分析，确定其他地区的聚集系数，计算资源量。

页岩可形成于海相、海陆过渡相及湖相。与北美相比，中国海相页岩有机碳丰度略低，厚度略薄，演化程度稍高，含气量和资源丰度较低(表2、表3)。综合类比分析认为，中国页岩气平均资源丰度为(0.5～1)×108m3/km2，计算得出华北、扬子地区、塔里木盆地海相页岩气资源量约为(45～90)×1012m3(表3)。

表2　北美主要页岩气参数表

表3　中国主要盆地/地区海相页岩气资源量表

海陆过渡相及湖相的煤系富有机质页岩主要为煤系碳质页岩，在华北、华南、扬子地区、北方的天山—兴蒙海槽区广泛分布。但海陆过渡相与湖相页岩资料较少，可对比性较差，本次主要依据残留烃实验进行了资源量分析。系统选取了歧口凹陷不同类型和不同丰度的湖相页岩，进行生烃潜力实验。实验结果表明，页岩有机质类型相同时，排烃效率随有机质丰度增大而增高；有机质丰度相同时，随着有机质类型变好，排烃效率增高；有机质类型和丰度相同的页岩，排烃效率随演化程度的增加逐渐增高。通过计算，歧口凹陷古近系页岩排烃效率主要为20%～45%，最大在70%左右，说明至少30%的烃滞留在页岩内，据此可初步认为湖相页岩的聚集系数为30%。但该实验不能再现断裂、裂缝、砂岩等对排烃的影响。柳广弟通过实验分析认为，大断裂相当于高速通道，小断裂、裂缝相当于较好的渗透层[16]，对排烃影响较大。据实验分析，考虑较好渗流砂体与烃源岩交互分布情况下(相当于断裂沟通)，排烃效率提高(30%～45%)。因此考虑断裂的影响，页岩气的聚集系数为10%～20%。在综合地质与实验研究基础上，预测了不同盆地或地区湖相页岩的聚集系数。

中、新生代湖相富有机质页岩主要发育在坳陷和断陷湖盆中，沉积范围最广，分布面积近(23～33)×104km2。如鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系、准噶尔盆地侏罗系、四川盆地上三叠统、吐哈盆地侏罗系等均发育湖相页岩，厚度为50～400m，最厚可达1000m。由于湖相页岩品质、规模的界定尚不明确，本研究主要采用聚集系数法对页岩气资源量进行估算(表4)。吐哈、鄂尔多斯、松辽、渤海湾等盆地湖相泥页岩总生气量约为838.6×1012m3，按照滞留比例10%～30%计算，泥页岩中天然气残留量约为160.4×1012m3，按照页岩占泥页岩的比例，计算页岩气资源量为(10.5～22.1)×1012m3。

湖相和海相页岩气总资源量为(55.5～112.1)×1012m3，中值为83.8×1012m3。

表4 中国主要盆地湖相页岩气资源量计算表

自20世纪90年代以来，中国煤层气历经20多年的勘探开发实践与研究，目前对煤层气的资源评价认识比较统一(表5)，本研究主要采用2006年国土资源部、中国石油、中国石化、中联煤、中国矿业大学(北京)、中国石油大学(北京)等联合评价的结果，资源量为36.8×1012m3(主要为埋深小于2000m的煤层气资源)[17]。

综上所述，源内滞留聚集天然气(页岩气和煤层气)总资源量为(92.3～148.9)×1012m3。

2.2 近源阻滞聚集

近源阻滞聚集天然气主要包括近源大面积致密砂岩气和生物气。本研究采用聚集系数刻度区类比法和容积法计算主要含气盆地近源阻滞聚集资源量。鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探程度相对较高，特别是苏里格地区，已经提交了探明储量，本次计算优选苏里格地区作为刻度区，由其现今资源丰度、生烃强度计算出天然气聚集系数为3.01%～4.74%(表6)。

表5　中国煤层气资源量历次评价表

表6　鄂尔多斯盆地上古生界刻度区气藏聚集系数计算表

根据气藏特征，优选了烃源岩、储层、盖层和圈闭等32个地质参数，将其他地区的这些地质参数与苏里格地区对比评价，求取相似系数，据此求取其他地区的天然气聚集系数，再根据生气量计算资源量(表7)。结果显示，鄂尔多斯盆地上古生界近源阻滞聚集天然气资源量为15.76×1012m3。全国主要盆地近源阻滞聚集致密砂岩气总资源量为(20.4～39.8)×1012m3，期望值为30.1×1012m3(表8)。

表7　鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气资源量参数表

表8　全国主要盆地近源阻滞聚集致密砂岩气资源量估算表

近源阻滞聚集天然气类型生物气资源近期勘探与研究进展不大，本次计算主要在参考前人研究基础上[18-19]，结合近期柴达木三湖、松辽阿拉新勘探发现，利用成因、统计等方法计算资源量(6～9.8)×1012m3。

总体上，近源阻滞聚集型天然气资源量为(26.4～49.6)×1012m3。

2.3 远源仓储聚集

远源仓储聚集天然气资源评价主要在第三次资源评价基础上，计算目前新发现的碳酸盐岩和火山岩资源、新发现的致密储层型资源及生气基础增大引起的新增资源。

随着勘探程度、认识、技术提高及勘探的深入，新的天然气资源不断发现。第三次资源评价在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地计算碳酸盐岩气藏资源量为6.9×1012m3，火山岩天然气资源没有纳入计算系统。实际上，在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地的碳酸盐岩领域新发现了塔中、高石梯、靖边西侧等大型气田，除了以前认识到的台缘礁滩和风化壳残丘气藏，勘探领域扩展到了层间岩溶、深潜山内幕等，天然气资源大大增加(表9)。参考第三次资源评价计算的方法，利用丰度法、容积法和类比法计算这部分新增天然气资源量可达(9.5～16)×1012m3。

表9　第三次资源评价以来新发现碳酸盐岩和火山岩天然气资源统计表

本次研究将致密砂岩气藏分为两类：一类为近源阻滞聚集，另一类为远源仓储聚集。第三次资源评价对这两种类型资源皆未系统评价。关于近源阻滞聚集型只是在鄂尔多斯盆地和四川盆地按照常规岩性气藏进行了资源量计算，结果为4.3×1012m3；远源仓储聚集型致密砂岩气资源只是对库车等地区进行了计算，资源认识程度较低。本次利用聚集系数类比法重新计算远源仓储聚集型致密砂岩气资源量为(6.2～12.3)×1012m3，期望值为9.25×1012m3(表10)。

表10　远源仓储聚集型致密砂岩气资源量计算表

生气基础增大引起的新增资源主要是指“十一五、十二五”期间提出煤系源岩在高演化阶段仍具有20%以上生气能力的新认识[1]所带来的资源量增加，该成果主要提升了对深层资源的认识，在不同聚集类型生气量评价时已充分考虑，在此不再赘述。

总体而言，在第三次资源评价的基础上，本研究新增了3部分资源，减去第三次资源评价计算的四川三叠系须家河组、鄂尔多斯上古生界(近源阻滞聚集)天然气资源量，目前远源仓储聚集天然气总资源量为(67.4～80.0)×1012m3(表11)。

表11　远源仓储聚集天然气资源量汇总表

2.4 资源量汇总

综合3种聚集类型天然气资源量计算结果，中国天然气总资源量为(186.1～278.5)×1012m3，中值为232.3×1012m3(表12)。该资源量与第三次资源评价相比，增加了源内滞留聚集天然气资源量120.6×1012m3；近源阻滞聚集天然气资源量为(26.4～49.6)×1012m3(近源致密砂岩气、近源生物气)；远源仓储聚集天然气新增资源量为(15.7～28.3)×1012m3，其中，火山岩和碳酸盐岩为(9.5～16)×1012m3、致密砂岩储层型为(6.2～12.3)×1012m3。

表12　不同聚集类型天然气资源量汇总表

3 资源潜力

截至2015年底，中国累计探明天然气地质储量为12.5×1012m3(包括煤层气、页岩气)，其中，远源仓储聚集型为7.1×1012m3，占53%；近源阻滞聚集型为4.5×1012m3，占38%；源内滞留聚集型为9590×108m3，占9%。整体上表现为近源+源内聚集、远源聚集天然气各占半壁江山(图5)。

近源阻滞聚集和源内滞留聚集形成于源内及近源环境，理论上只要盆地内存在气源区，就会发育这两种聚集模式，目前在苏里格、威远、沁水等地区获成功开发，近源阻滞聚集天然气探明率为11.8%，源内滞留聚集天然气探明率仅为0.08%。总体上剩余资源丰富，勘探潜力巨大，是下步勘探的重要方向。

远源仓储聚集中碳酸盐岩和逆冲构造深层气藏分布广、潜力大，塔里木盆地塔中和塔北下古生界、四川盆地下古生界、鄂尔多斯盆地下古生界、塔里木盆地山前带深层、吐哈盆地山前带、准噶尔盆地山前带勘探程度均较低，是现实的勘探领域。

4 结　论

(1)天然气聚集可划分为源内滞留、近源阻滞、远源仓储三大聚集类型，源内滞留聚集主要指滞留在烃源岩内未经大规模运移的吸附气和游离气，主要为煤层气和页岩气；近源阻滞聚集指天然气初次运移直接进入邻近储层，在储层毛细管阻力与盖层协同封堵下形成的聚集，主要为近源大面积致密砂岩气；远源仓储聚集是指天然气经过断层、不整合面等高效输导通道二次运移后在各类圈闭中形成的气藏。

(2)中国天然气总资源量为232.3×1012m3,源内滞留聚集资源量为120.6×1012m3，探明率为0.08%；近源阻滞聚集资源量为38×1012m3，探明率为11.8%；远源仓储聚集资源量为73.7×1012m3，探明率为9.6%。3种聚集类型剩余资源都非常丰富，具有非常好的勘探前景。

(3)只要存在烃源岩就会存在源内滞留与近源阻滞聚集，勘探领域广阔，随着勘探开发技术的进步，将逐渐打破有效开发“瓶颈”，是未来重要的发展方向。远源仓储聚集中碳酸盐岩和逆冲构造深层气藏分布广、潜力大，已取得重大发现，但勘探程度低，是现实勘探领域。

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Accumulation Types, Characteristics and Resource Potential Prediction of Natural Gas in China

Li Jun1，Wan Xiandong2，Yang Shen1，She Yuanqi1，Wang Minglei1，Gao Yang1

(1.LangfangBranch,ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,CNPC,Langfang,Hebei065007,China；2.WanzhuangDrillingSupplyStation,EquipmentSupplyDepartmentofHuabeiOilfieldCompany,Langfang,Hebei065007,China)

The types and characteristics of natural gas accumulation have been divided, and the resource potential was also calculated again, by which the exploration direction could be pointed out. The research results showed that natural gas accumulation can be divided into three major types, including source of retention, near source block and far source storage. Source of retention mainly refers to the adsorbed gas and free gas, which have not been migrated in large scale, and the total volume is up to 100×1012m3；Accumulation near source block refers to the migration of natural gas for the first time, and entering directly into the adjacent reservoir,which was trapped and covered by capillary force and caprock in the tight layer to form the gas reservoir, such as near-source large area of tight sandstone gas, the volume is about 38×1012m3；Far source storage refers to the gas reservoir formed by secondary migration through the passage of both frctures and unconformable surface, the volume is about 73×1012m3. The three types of accumulation are featured with very low degree of exploration, rich in remaining resource, and good prospect for exploration.The first two kinds of accumulation are the important directions to natural gas exploration in the near future, but the carbonate rocks and thrust structure in the far source storage accumulation are the practical exploration area.

Natural gas; accumulation types；accumulation characteristics； resource potential； favorable zone

本研究受国家科技重大专项“中国大型气田形成条件、富集规律及目标评价(二期)”(2011ZX05007)资助。

李君(1974年生)，男，博士，高级工程师，目前从事勘探规划计划战略研究工作。邮箱：lijun69@petrochina.com.cn。

TE122

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