非常规油气地质研究进展与发展趋势

宋岩，李卓，姜振学，罗群，刘冬冬，高之业

（1. 中国石油大学（北京）油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249；2. 东北石油大学非常规油气协同创新中心，黑龙江大庆 163000）

非常规油气地质研究进展与发展趋势

宋岩1,2，李卓1，姜振学1，罗群1，刘冬冬1，高之业1

（1. 中国石油大学（北京）油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249；2. 东北石油大学非常规油气协同创新中心，黑龙江大庆 163000）

综合分析研究了非常规油气储集层孔隙结构、非常规油气赋存状态、充注机理、富集主控因素和高产成藏模式方面的新进展。非常规油气地质研究从纳米孔隙的观测发展到全孔径孔隙结构的定量表征和三维重构，从非常规油气赋存状态的宏观、静态特征描述发展到微观、动态演化研究，从启动压差驱动和优势通道运移发展到跳跃式阶梯充注和润湿性优势输导，从“源控论”发展到源控下的“优势源储组合+保存条件”的成藏论，从非常规油气的“富集”地质模式发展到“富集+高产”的成藏模式，展示了非常规油气地质理论的研究进展和未来的发展趋势。在此基础上指出了非常规油气地质理论、深层非常规油气富集条件和资源可采潜力、非常规油气地质研究对工程技术的渗透及非常规油气资源共采基础地质研究面临的问题与挑战。图6表2参79

非常规油气；地质理论；研究进展；发展趋势；问题与挑战

中国非常规油气资源潜力巨大，加快推进非常规油气的开发对缓解中国油气供需矛盾具有重要意义[1-4]。本文在研究进展综述的基础上，着重分析非常规油气地质研究的发展趋势，探究当前非常规油气勘探开发过程中面临的问题与挑战。

1 非常规油气地质研究发展趋势

本文涉及的非常规油气包括致密油气、页岩油气和煤层气。近年来，非常规油气地质研究快速发展，在非常规油气储集层孔隙结构、非常规油气赋存状态、充注机理、富集主控因素和高产成藏模式方面的新进展，促进了非常规油气的勘探开发进程。明确非常规油气地质研究的发展趋势，对深化地质理论具有重要意义。

1.1 非常规储集层孔隙结构研究

储集层孔隙结构是非常规油气赋存、充注机理和资源潜力研究的基础。非常规储集层致密，常规测试技术表征难度大[5]，2009年以前，高分辨率扫描电镜尚未应用于页岩储集层研究，未形成有关页岩孔隙发育特征方面的认识。2009年页岩中“纳米孔”的发现促进了孔隙类型的划分[6]，进而明确了页岩微米—纳米孔隙结构特征[7-8]。国内外学者利用压汞法研究了致密砂岩、致密灰岩的孔径分布[9-12]，如Great Green River盆地的上白垩统致密砂岩孔径范围是0.06～10.00 μm，峰值位于600 nm左右[13]，鄂尔多斯盆地致密砂岩孔径范围是0.1～200.0 μm，峰值位于400 nm左右[14]，但是该技术无法探测到页岩中孔径小于100 nm的孔隙[15]，无法全面认识非常规储集层的孔隙发育特征。2012年以来，全孔径孔隙结构定量表征和三维重构技术应用于页岩，查明了页岩全孔径（1 nm～200 μm）孔隙结构特征[16]和微米—纳米孔隙的三维结构[17]，将非常规储集层孔隙表征从纳米孔隙的观测发展到全孔径孔隙结构的定量表征和三维重构。

1.1.1 非常规储集层全孔径孔隙结构的定量表征

非常规储集层中存在纳米—毫米级孔隙，孔径分布宽泛，利用单一方法无法全面表征储集层的孔隙结构[16]。国内学者[18-19]利用高压压汞（表征孔径为80～200 000 nm）、低压N2和低压CO2吸附（表征孔径为1～200 nm和0.3～1.5 nm）方法，通过有效测试孔径的拼接，建立了全孔径孔隙结构定量表征方法，查明了四川盆地志留系龙马溪组页岩孔径分布呈现多峰特征，主要峰值孔径位于2～3、70～90和200～300 nm（见图1a）；安徽淮北煤田海陆过渡相页岩孔径范围为 1～200 000 nm，峰值位于6～20 nm和400～500 nm（见图1b）[19]；鄂尔多斯盆地陆相泥页岩的孔径范围是1.5～20 000.0 nm，峰值分别位于 1～4、10～20、1 000～1 800和10 000 nm左右（见图1c）[20]。

未来应重点研究流体注入法的有效测试区间，完善全孔径孔隙结构表征方法，同时加强与扫描电镜、CT扫描、核磁共振等方法的对比研究和相互验证，不断深化对非常规储集层孔隙结构特征的认识。

1.1.2 非常规储集层微米—纳米孔隙的三维重构

三维孔隙结构能够更直观地展示非常规储集层中不同类型孔隙的空间分布及比例、孔隙连通率等[21-23]，对明确非常规油气的赋存、流动和资源量具有重要意义。2012年，聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）和X射线层析技术（微米CT和纳米CT）的应用，深化了页岩等非常规储集层三维孔隙结构特征[24-25]的研究。2016年，FIB-SEM三维重构的分辨率提高到小于10 nm，能够实现页岩中6.7 nm～7.7 mm范围内矿物、有机质和孔隙的空间分布特征的三维重构[26]，Ma等[26]应用该技术揭示了页岩中有机质孔隙直径主要为40 nm，矿物粒间孔直径主要为200 nm，有机质孔和黏土矿物粒间孔连通性好，是页岩气赋存空间和运移路径。

图1 典型页岩全孔径孔隙结构定量表征结果

未来研究的发展趋势是：①微观方向，优化实验设置和参数提取，进一步提高三维重构的分辨率；②宏观方向，通过增大样品规格、扩大表征范围，克服非均质性的影响，实现全面表征样品，加强三维孔隙结构表征的代表性。

1.2 非常规油气赋存状态研究

不同于常规天然气以游离态赋存，煤和页岩储集层本身具有吸附甲烷能力，存在吸附和游离等赋存状态，吸附态是以单层或多层附着于孔隙内表面，游离态为充填于孔隙中[27-29]。早期研究明确了煤层吸附气量超过80%，游离气含量低，而页岩吸附气量为20%～85%，高产层以游离气为主[30-35]。2014年以来，Ji等[36-37]结合构造演化背景，恢复了页岩气赋存状态的转化过程。2016年，高分辨率扫描电镜和分子动力学模拟技术应用于页岩气研究，明确了页岩气的微观赋存状态[38]，将非常规油气赋存从宏观、静态特征描述发展到微观、动态演化研究。

1.2.1 非常规油气赋存的微观特征

精确表征微米—纳米级孔喉中油气的赋存状态对明确非常规油气富集机理和资源潜力具有重要意义[39]。2011年国外学者利用环境扫描电镜，在Woodford页岩孔隙和微裂缝中观察到油滴和油膜[40]。2013年，朱如凯等[41]利用相同方法在鄂尔多斯盆地三叠系延长组 6段致密砂岩孔隙中观察到以圆球状、短柱状发育于粒间孔内，薄膜状均匀覆盖于颗粒表面和粘结于裂缝两壁4种赋存状态。2015年，王明磊等[20]利用微米CT、纳米CT扫描及特征参数提取技术，明确了致密油以乳状、簇状、喉道状赋存于基质粒间孔，以颗粒状、薄膜状吸附于颗粒表面。

目前纳米尺度的观测技术，包括高分辨率扫描电镜和纳米CT均无法直接观测到甲烷在微米—纳米级孔隙中的赋存状态。2016年，Zhou等[38]通过分子动力学模拟揭示了在80 ℃、20 MPa条件下页岩中吸附态甲烷主要赋存于直径小于2 nm的孔隙中，游离气赋存在大于2 nm的孔隙中。未来研究应提高扫描电镜的分辨率，完善纳米CT结果中油气赋存特征参数的优选，发展基于不同气体组分竞争吸附和多层吸附的分子动力学模拟技术，深化非常规油气赋存的微观特征的认识。

1.2.2 非常规天然气赋存状态动态演化

温度和压力耦合控制非常规天然气赋存状态的转化过程。以煤层气为例，在1 000 m以浅，赋存状态主要受压力控制，随压力增大吸附气量增加，而深层赋存状态主要受温度控制，随着温度升高吸附气量降低，游离气量增加[42-43]。在抬升早期游离气向吸附气转化，在最大吸附能力埋深以浅，吸附气向游离气转化（见图 2）[44]，页岩气也具有相似的特征，只是温度或压力作为主控因素的埋深范围不同[36-37]。

图2 煤层气赋存状态演化模式

页岩气在深埋过程中，吸附气量先增加后降低（最大吸附能力埋深为 800～1 350 m），在页岩抬升过程中，游离气向吸附气转化，在最大吸附能力埋深以浅，吸附气向游离气转化，此时若游离气保存好，则有利于形成页岩气高产（见图3）[38,45]。

图3 页岩气赋存状态演化模式

未来研究应恢复构造演化过程中的地质条件，完善吸附气量和游离气量的预测模型，综合考虑生烃、成岩、孔隙和温压条件等多因素控制，阐明非常规天然气的赋存状态演化过程。

1.3 致密储集层石油运移研究

非常规储集层中孔喉半径小、毛细管力高、流体流动受限[46]。致密储集层石油充注物理模拟与微米—纳米孔隙中石油赋存特征分析相结合，成为研究非常规油气充注的有效方法[47-49]。2012年以来，国内学者[50-53]应用该方法揭示致密储集层非达西渗流特征明显，具有启动压差，其大小与岩心渗透率成负相关，与石油黏度成正相关，当源储压差小于启动压差时石油不流动，当源储压差大于启动压差时石油沿断层、裂缝和相对高孔渗带等优势运移通道渗流进入微米—纳米级基质孔缝聚集。结合模拟实验和成藏条件研究，深化了致密油充注的认识，从启动压差驱动和优势通道运移发展到跳跃式阶梯充注和润湿性优势输导。

1.3.1 致密油跳跃阶梯式充注

致密岩心充注模拟实验是研究致密油充注机理的重要手段。2012年，庞正炼等[48]模拟实验揭示，石油充注经历水驱水、油驱水未突破、油驱水突破3个阶段。2016年，高雄雄等[49]模拟实验表明，启动压力驱动致密油充注（0.5 MPa），随压力增长到4.5 MPa，含油饱和度由0快速增大到20%之后增长速率变缓，表明毛细管力阻碍石油进入孔喉。随着压力积累达到6.3 MPa，含油饱和度再次快速增加，表明石油克服毛细管力进入更小的孔喉，总体表现出跳跃式阶梯充注的特征。

1.3.2 致密油润湿性优势输导

2010年以来，罗晓容等[54]通过多期石油充注路径分析，提出了致密油润湿性优势输导机理。石油充注前后，致密储集层水接触角从 15°～25°增大到 30°～40°，由水润湿转变为油润湿，后期油气运移以油润湿孔喉的毛细管力为动力，形成润湿性优势通道[54-55]。以鄂尔多斯盆地三叠系延长组 8段致密油成藏过程为例，早白垩世以来油气主要沿早期石油充注路径运移，其中孔喉与油接触而具亲油性，成为润湿性优势输导路径。针对致密油充注机理研究，未来需重视物理模拟实验与微观机理研究的结合，总结致密储集层含油性主控因素，提炼多因素的模拟实验模型，深化对致密油充注机制的认识，有效指导勘探。

1.4 非常规油气聚集成藏研究

非常规油气具有源内滞留和短距离运移的特点，烃源岩边界范围控制非常规油气的分布[56]，烃源岩与储集层在空间上的组合关系对非常规油气富集具有关键控制作用[57]。重视非常规油气“源储组合”和“保存条件”，既明确了传统“源控油气”的内涵，又涵盖储集空间、赋存状态、充注机理与富集主控因素的研究内容，深化了非常规油气的成藏机理。非常规油气成藏主控因素研究从“源控论”发展到源控下的“优势源储组合和保存条件”的成藏论。

1.4.1 优势源储组合控制非常规油气富集

1.4.1.1 非常规油气源储组合类型

李建忠等[58]根据源岩与储集层的配置关系，将非常规油气源储组合分为源储紧邻和源储一体两种类型。源储紧邻型包括下源上储型、上源下储型和三明治型，源储一体型包括薄互层型和源储共生型。其中，致密油气为源储紧邻型油气聚集，是近源油气。煤层气和页岩油气属源储一体型油气聚集，是油气滞留形成的源内油气。本文作者依据源岩与储集层分布特征划分了中国典型非常规油气藏的源储组合类型。鄂尔多斯盆地三叠系延长组6段发育下源上储型，长7段发育源储一体型、下源上储型和三明治型；松辽盆地扶余油层在三角洲平原沉积亚相中发育下源上储型，在三角洲前缘沉积亚相中发育三明治型和下源上储型，在半深湖—深湖亚相中主要发育薄互层和源储共生型；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油主要为源储一体型；川西前陆盆地须家河组主要发育薄互层型和下源上储型，煤层则主要发育源储一体型。

1.4.1.2 沉积体系控制非常规油气源储组合

沉积体系控制源储组合类型及分布。2014年，中国学者[59-60]研究揭示，四川盆地及周缘志留系龙马溪组底部厚层富有机质泥页岩主要发育于深水陆棚相，岩性主要为含放射虫炭质笔石页岩，具有高有机质丰度和石英矿物含量，如焦页1井页岩TOC值为1.06%～6.28%，平均3.5%，自生石英（生物成因）含量高，具有高脆性特征，与有机质伴生构成源储一体型源储组合。

姚泾利等和刘群等[61-62]研究揭示，鄂尔多斯盆地三叠系延长组半深湖—深湖相有利于有机质富集，形成富有机质泥页岩，控制有效烃源岩发育，与深湖相重力流砂体形成源储一体型源储组合。滨浅湖相多期砂体叠置发育于半深湖和深湖相泥页岩之上，形成下源上储型、上源下储型和三明治型源储组合。叶军等[63]研究认为四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组须三段湖沼相沉积暗色泥岩和深灰色炭质泥页岩夹砂岩、煤层，形成薄互层型源储组合，煤层主要形成源储一体型源储组合。

1.4.1.3 源储组合与油气聚集的关系

杨智峰等[64]统计油气显示厚度与砂岩厚度的比值表明，鄂尔多斯盆地三叠系长 7段三明治型源储组合最富集，下源上储型次之。王红军等[65]研究认为三明治型源储组合是四川盆地三叠系须家河组天然气富集的关键要素。不同源储组合的石油充注物理模拟实验揭示三明治型有利于致密油富集，源储一体型、下源上储型和上源下储型的富集程度依次降低。

1.4.2 保存条件控制非常规天然气富集

对于煤层气和页岩气经历构造抬升，且自身具备一定的吸附气量的非常规天然气，在抬升过程中经历吸附态向游离态的转变，游离气能否保存是非常规油气富集的决定因素，因此，保存条件对非常规天然气富集至关重要。

1.4.2.1 构造抬升时间

抬升剥蚀导致上覆地层厚度减薄，地层压力降低，促进煤层气和页岩气解吸，含气量降低[66-67]。四川盆地焦石坝地区构造抬升开始于距今85 Ma左右，而彭水地区构造抬升开始于距今125 Ma，焦石坝地区构造抬升晚，保存条件好，建成了页岩气高产区，而彭水地区未获得工业发现，表明抬升时间晚而短对保存有利。

1.4.2.2 顶底板渗透性

顶底板的渗透性对页岩气保存具有关键控制作用，顶底板封闭性好，既保持地层压力促进页岩气吸附，又降低游离气的散失量，对页岩气保存有利[68]。如四川涪陵页岩气田，目的层底板为奥陶系致密灰岩，顶板为致密的泥岩和粉砂质泥岩，孔渗条件差，有利于页岩气富集。而下寒武统页岩的底板为溶蚀孔隙和裂缝发育的灰岩，封闭性差，页岩气通过底板散失，是目前未获工业发现的重要原因之一。

1.4.2.3 页岩自封闭性

厚度、扩散速率、裂缝等决定了页岩的自封闭性。国外学者研究揭示当页岩厚度大于最大排烃距离或页岩单层厚度越大，自封闭性越强，页岩中甲烷的扩散系数随页岩孔隙度的增大而增大，随压力的增大而减小[69-71]。页岩抬升和裂缝开启导致上覆压力降低，促进页岩气扩散，对页岩自封闭性不利。页岩自封闭性好表现为超压发育。

1.4.2.4 水动力条件

宋岩等研究表明[66]水动力对煤层气的富集影响大，水动力条件强，煤层含气量低，而在水动力不活跃地区，一方面水溶解煤层气量很少，另一方面，水流引起的煤层压力变化较小，煤层气的解吸量小，有利于煤层气的保存，煤层含气量高。

1.5 非常规油气高产模式研究

1.5.1 “富集”+“高渗”耦合控制煤层气高产模式

2005年，宋岩等[43-44]通过对沁水和鄂尔多斯盆地煤层气高产区的地质特征分析表明，高产区共性特征是高含气量和渗透率，含气量大于8 m3/t、渗透率高于0.2×10-3μm2的区块单井产量高，建立了“富集”+“高渗”耦合控制煤层气高产模式，包括斜坡区优势叠合模式、脆韧性叠加带模式和富集区相对构造高部位3种模式。

1.5.1.1 斜坡区优势叠合模式

以山西韩城煤层气区为例，斜坡区不同部位的煤层气井产量差异大，高产井主要分布在斜坡中部，是含气量和渗透率的优势叠合带，含气量和渗透率均高，并确定其埋深范围是280～800 m，煤层含气量下限为15 m3/t，渗透率下限为0.2×10-3μm2，建立了含气量和渗透率优势叠合模式。而斜坡顶部煤层压力小，不利于煤层气吸附，导致含气量低，斜坡底部随埋深增大，煤层含气量减小，渗透率呈指数下降，均不利于煤层气高产。

1.5.1.2 脆韧性叠加带模式

煤层脆韧性变形机制、变形程度对煤储集层的孔隙-裂缝系统产生影响，导致含气量和渗透率的差异。韧性变形煤含气量高，但渗透率低，脆性变形煤渗透率高，但含气量低。只有脆韧性变形叠加带的煤层兼具高含气量和高渗透率，有利于煤层气高产。

1.5.1.3 富集区相对构造高部位模式

宋岩等[44]通过模拟正向构造和负向构造煤层气富集和排采，揭示了构造高部位埋深相对较浅、压力较低有利于吸附气解吸，同时受张应力作用微裂隙发育，渗透率高。以沁水盆地南部大宁—吉县地区为例，建立了富集区相对构造高部位高产模式，煤层气高产区分布于正向构造高部位，而负向构造具有低产特征。

1.5.2 “游离气量”+“可采性”控制页岩气高产

本文研究揭示游离气量受页岩孔隙和保存条件的控制，可采性受页岩脆性、应力差及超压的控制。超压表明地层能量高，游离气量高，有利于页岩气采出。当页岩孔隙度大于5%、压力系数大于1.0时，页岩中游离气量高（占总含气量的60%以上）。当页岩脆性指数超过 40%、水平应力差比值（最大水平主应力与最小水平主应力之差与最大水平主应力的比值）小于20%，压裂易形成网状裂缝，促进页岩气采出（见表1）。建立了“游离气量”+“可采性”耦合控制页岩气高产模式，包括低应力差背斜高部位页岩气高产模式和高应力差构造斜坡区高产模式。

表1 典型页岩气特征统计表（据文献[4]修改）

1.5.2.1 低应力差背斜高部位页岩气高产模式

以四川盆地涪陵页岩气田为例（见图4a），其目的层主体构造样式为宽缓背斜，背斜顶部压力相对较低，促进吸附气解吸，有利于富集游离气。页岩孔隙度5.0%～7.8%，平均为6.4%，提供了游离气的赋存空间。目的层超压发育（压力系数1.55），有利于页岩气采出。页岩脆性指数最高可达 85%，水平应力差小，压裂易形成网状裂缝，有利于提高可采性。

1.5.2.2 高应力差构造斜坡区高产模式

图4 “游离气量”+“可采性”耦合控制页岩气高产模式

以长宁页岩气田为例（见图4b），研究区为单斜构造，顶部被剥蚀，目的层埋深较大，地层压力高，吸附气含量高。页岩孔隙度较小（范围0.9%～3.2%，平均为2.6%），游离气量相对较低。长宁气田目的层水平应力差大，压裂易形成顺层裂缝，制约了可采性。但长宁气田页岩压力系数最高可达到2.0，地层能量足，可采性高。

四川盆地涪陵和长宁两个页岩气田的游离气量和可采性差异导致了产量差异。涪陵页岩气田主体构造样式为宽缓背斜，游离气含量更高（60%～80%），目的层应力差小，体积压裂改造易形成网状裂缝，有利于页岩气的产出。而长宁页岩气田构造样式为单斜，受到基质孔隙度的制约而游离气含量相对较低（约30%～50%），目的层应力差大，压裂改造更容易形成层间缝，不利于大规模储集层改造。

1.5.3 “高丰度”+“可流动性”+“可采性”控制致密油高产

本文统计国内外致密油高产区特征参数揭示（见表2），当基质孔隙度大于5%、压力系数超过1.0时，致密储集层含油饱和度高。当压力系数超过1.0、气油比超过100 m3/m3、原油密度低于0.9 g/cm3、裂缝密度大于0.5条/10 m时，有利于致密油流动。储集层脆性指数高于 40%时，压裂易形成裂缝，有利于致密油采出。在此基础上，建立了“高丰度”+“可流动性”+“可采性”耦合控制页岩气高产模式。

表2 典型致密油特征统计表（据文献[46]修改）

中国主要致密油区地质条件各异。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、四川盆地自流井组大安寨段、鄂尔多斯盆地延长组和松辽盆地白垩系扶余油层为例，在致密油基质孔隙特征、超压发育程度、气油比、油质、裂缝特征和脆性特征研究的基础上，通过产量对比指出大规模开采的有利条件和不利因素，建立不同的致密油高产模式。

1.5.3.1 高脆性、孔隙型致密油高产模式

以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组致密油为例（见图5a），其储集层基质孔隙发育而裂缝相对不发育[72]，高产的有利条件包括基质孔隙度高（大于6%）、储集层超压发育（压力系数1.0～1.6）、脆性高（脆性指数58%），不利因素包括气油比低、油质差和裂缝不发育制约了流动性，高产模式为高脆性、孔隙型致密油。

1.5.3.2 裂缝-溶蚀孔隙型致密油高产模式

以四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段致密油为例（见图 5b），其储集层岩性为介壳灰岩，具有低孔、特低渗的特征，致密储集层中溶蚀孔隙和裂缝发育[73-74]，高产的有利因素包括超压发育（压力系数1.23～1.72）、油质好（石油密度 0.76～0.87 g/cm3）、裂缝发育、脆性高（脆性指数36%），不利因素是基质孔隙度低，制约了含油丰度，高产模式为裂缝-溶蚀孔隙型致密油。

1.5.3.3 厚层砂岩孔隙型致密油高产模式

以鄂尔多斯盆地三叠系延长组 7段致密油为例（见图 6a），其砂岩储集层厚度大，岩性主要为长石岩屑砂岩，孔隙类型主要为长石溶孔和裂缝，孔隙度高（7%～13%）[75-76]，高产的有利因素包括基质孔隙度高、气油比高、油质好、裂缝发育和高脆性，与烃源岩接触的储集层基质孔隙含油饱和度高，储集层物性相对较好的部位优先充注石油。不利因素是油藏压力低，压力系数 0.8～0.9[77]，地层能量不足，不利于石油采出，高产模式为厚层砂岩孔隙型致密油。

1.5.3.4 断裂-裂缝沟通型致密油高产模式

以松辽盆地南部下白垩统泉头组扶余油层致密油为例（见图6b），其储集层孔隙类型以原生孔隙为主，其次为长石和岩屑的溶蚀孔隙，石油主要聚集于孔隙度小于10%、渗透率低于1×10-3μm2的储集层中[78-79]，高产有利因素包括气油比高、油质好、脆性高，致密油“甜点”与断裂和裂缝发育相关，有利于致密油开采。不利因素是基质孔隙度低，制约了含油丰度，高产模式为断裂-裂缝沟通型致密油高产模式。

图5 致密灰岩油高产模式

图6 致密砂岩油高产模式

2 问题与挑战

2.1 非常规油气地质理论

2000年以来，非常规油气勘探开发快速发展，发展了经典石油天然气地质学，对现有地质理论提出了挑战，亟待完善的非常规油气地质理论包括：非常规储集层非均质性的表征与评价、深层非常规油气赋存相态、非常规油气的散失机理、非常规油气高产控制因素。

2.2 深层非常规油气资源可采潜力

深层非常规油气资源可采潜力不明。在深层高温高压条件下，非常规油气的生成机制、相态特征、有利储集层分布、成藏深度下限、分布范围及地质资源量不明确，并且深层非常规油气资源开发须通过水平井规模压裂方式，其可采性和可采资源量尚不明确。

2.3 非常规油气地质-工程一体化

在非常规油气工程技术层面上需要“工程-地质一体化”，其内涵是围绕同一勘探开发目标，地质服务于工程、工程依托于地质，地质指导工程、工程反馈地质，从而达到工程技术的发展。明确非常规油气目的层的地质特征，与工程技术研发和设计相互渗透，为技术开发和工程施工提供关键参数，成为未来非常规油气地质研究的发展趋势。但是，目前地质与工程的交叉研究不充分，非常规地质对工程技术的支持和渗透不够。

2.4 多种非常规油气资源共采的基础地质研究

含油气盆地中多种非常规油气叠置分布常见，以煤系非常规天然气为例，煤层气、页岩气、致密气具有同源共生、运移分异、叠置分布的特征，但目前尚未实现规模性共采。面临的问题主要是对“煤系三气”的共生关系、成藏条件和富集机理尚未揭示，尤其是沉积微相、岩石类型、源储组合、气水关系、流体压力系统、天然气赋存状态等地质特征认识不清，基础地质研究薄弱。

3 结论

非常规油气地质研究进展包括：创新了非常规储集层全孔径孔隙结构和三维重构技术，查明了页岩全孔径（1 nm～200 μm）孔隙结构和微米—纳米孔隙三维结构；揭示了非常规油气的微观赋存状态，恢复了构造演化过程中赋存状态的转化过程；深化了致密油赋存和充注过程的认识；明确了源储组合和保存条件是非常规油气富集主控因素；建立了非常规油气高产模式。

非常规油气地质研究的发展趋势包括：从纳米孔隙观测发展到全孔径孔隙结构的定量表征和三维重构，从非常规油气赋存状态的宏观、静态特征描述发展到微观、动态演化研究，从致密油启动压差驱动和优势通道运移发展到跳跃式阶梯充注和润湿性优势输导，从“源控论”发展到源控下的“优势源储组合+保存条件”的成藏论，从非常规油气的“富集”地质模式发展到建立高产模式。

当前非常规油气地质研究中面临的问题与挑战包括非常规油气地质理论需深入、深层非常规油气富集条件和资源可采潜力不明、非常规油气地质研究对工程技术的渗透不够、多种非常规油气资源共采的基础地质研究薄弱。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Progress and development trend of unconventional oil and gas geological research

SONG Yan1,2, LI Zhuo1, JIANG Zhenxue1, LUO Qun1, LIU Dongdong1, GAO Zhiye1
(1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;2. Unconventional Oil and Gas Collaborative Innovation Center, Northeast University of Petroleum, Daqing 163000, China)

The progress in pore structure characterization, hydrocarbon occurrence state, mechanism of oil and gas accumulation, main controlling factors and high production model of unconventional oil and gas is reviewed. The unconventional oil and gas geological research developed from observation of the nanopores to quantitative full scale and 3D pore structure characterization, from macroscopic occurrence state study to microscopic occurrence state evolution discussion, from differential pressure drive and preferential channel migration to staged accumulation and wettability preferential migration, from accumulation controlled by source to accumulation jointly controlled by source-reservoir assemblage and preservation conditions, from accumulation model to enrichment and high production model, revealing the research progresses and future trends of unconventional oil and gas geology. Challenges are presented in unconventional oil and gas geological theory, enrichment conditions and recoverable resources potential of deeply buried unconventional oil and gas, combination of unconventional oil and gas geological research and engineering technique, and basic geologic research for joint mining of different unconventional oil and gas resources.

unconventional oil and gas; geological theory; research progress; development trend; issues and challenges

国家科技重大专项（2017ZX05035-002）；国家自然科学基金（41502123）

TE122

A

1000-0747(2017)04-0638-11

10.11698/PED.2017.04.18

宋岩, 李卓, 姜振学, 等. 非常规油气地质研究进展与发展趋势[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4)： 638-648.

SONG Yan, LI Zhuo, JIANG Zhenxue, et al. Progress and development trend of unconventional oil and gas geological research[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 638-648.

宋岩（1957-），女，山东淄博人，博士，中国石油大学（北京）教授，李四光地质科学奖获得者，长期从事天然气地质学方面的研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）非常规天然气研究院，邮政编码：102249。E-mail：sya@petrochina.com.cn

联系作者简介：李卓（1983-），男，黑龙江绥化人，博士，中国石油大学（北京）助理研究员，主要从事非常规天然气富集机理和资源评价工作。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）非常规天然气研究院，邮政编码：102249。E-mail：zhuo.li@cup.edu.cn

2017-01-09

2017-05-17