頁巖油氣、致密油氣和煤層氣
它們的開采技術難度大、成本高、主要由于儲層物性差，所以列為非常規(guī)油氣。美國James W.Schmoker最早提出連續(xù)油氣聚集的概念，上述幾種類型的油氣都屬于連續(xù)油氣聚集，是目前討論的非常規(guī)油氣最熱門的內(nèi)容，也是產(chǎn)量增長最迅速嚴重的情況是古油藏完全被破壞。如果暴露時間短，繼續(xù)有上覆新地層沉積，可以形成不的領域。
2.1 頁巖氣、致密氣
非常規(guī)氣主要有頁巖氣、致密氣、煤層氣3種，非常規(guī)氣與常規(guī)氣的儲層性質(zhì)是逐漸變化的。
頁巖氣以吸附態(tài)與游離態(tài)賦存于富含有機質(zhì)的頁巖中。頁巖主要由粘土組成，含少量粉砂顆粒，也可能有薄層的碳酸鹽巖，滲透率極低，實際上就是烴源巖。富含有機質(zhì)，大部分氣為熱成因，也有部分為生物成因。這種烴源巖所生成的天然氣在成熟時一部分已經(jīng)排出運移到相鄰的儲層中，剩余部分滯留在頁巖中。頁巖起了儲層的作用，但其孔隙度和滲透率低，滲透率為毫微達西（＜1×10－9μM2），孔隙度6%～12%。
頁巖氣的分布不受圈閉的控制，頁巖氣的分布范圍基本上受有效烴源巖的分布范圍控制。因此形成了大面積分布的連續(xù)聚集，頁巖氣可以大量存在于盆地中心和斜坡區(qū)，頁巖氣的挑戰(zhàn)不在于發(fā)現(xiàn)是否含氣，而在于尋找最佳區(qū)域，或“甜點”，決定其高產(chǎn)和采收率。
在頁巖氣中許多參數(shù)極為重要，如總有機碳（TOC）含量、干酪根類型、熱成熟度、礦物成分、巖性、脆性、天然裂縫、應力狀態(tài)、氣的儲集位置和類型、熱成因或生物成因系統(tǒng)、沉積環(huán)境、厚度、孔隙度和壓力等參數(shù)。
頁巖中天然氣的儲存有3種形式：（1）游離氣，包括儲存于頁巖基質(zhì)孔隙中和天然裂縫中；（2）吸附氣，包括化學吸附和物理吸附；（3）溶解氣，溶解于瀝青中。最先產(chǎn)出的是游離氣，隨著壓力降低后產(chǎn)出的是吸附氣，其數(shù)量后者大于前者，生產(chǎn)中不產(chǎn)水。
由于極低孔、極低滲的特點，頁巖氣的開采方式都用水平井和水力壓裂，才能產(chǎn)出具有商業(yè)價值的天然氣資源。北美對頁巖氣的研究深度大，已形成了配套技術。美國頁巖氣的年產(chǎn)已達6.35萬億立方英尺，預測到2035年將達到13.5萬億立方英尺。
美國能源信息署2013年6月公布的數(shù)據(jù)，評價了除美國以外的41個國家、137個頁巖地層的評價結果，風險后地質(zhì)資源量為3.1138萬萬億立方英尺，風險后技術可采資源量6.634千萬億立方英尺，加上美國分別為3.5782萬萬億立方英尺和7.295千萬億立方英尺。頁巖氣將成為未來石油地質(zhì)學和勘探開發(fā)技術的重要方向。
致密氣賦存的儲層滲透率小于0.1MD。致密氣與頁巖氣和煤層氣不同，致密氣是從烴源巖中運移出來聚集在相鄰的地層中。致密氣儲層由兩種類型，一種是細顆粒的致密沉積巖，另一種是巖石膠結緊密，低孔隙、細喉道和毛細管連通性差。
致密氣的許多特征介于常規(guī)氣和頁巖氣之間，它不存在分離的氣水接觸帶，但往往含有少量的水，產(chǎn)狀呈層狀和透鏡狀，孔隙度介于7%～15%，氣儲存于孔隙中，不是標準的連續(xù)聚集。致密氣的開采方式與頁巖氣基本相同，也以水平井為主，并要進行水力壓裂，采收率略高于頁巖氣。
應該認識到：幾乎沒有相同的頁巖氣藏，也沒有典型的致密氣藏，對這兩類氣藏的研究必須根據(jù)實際資料進行深入研究。目前，美國的致密氣產(chǎn)量與頁巖氣基本相當，但從發(fā)展趨勢來看，頁巖氣將大大超過致密氣。
中國的非常規(guī)氣以致密氣為主體，在相當長的時間內(nèi)仍是如此。有不少機構對致密氣的潛力進行評估，但差別較大，也沒有詳細的評價報告。IEA（2009）指出，全球致密砂巖氣可采資源量為3.883千萬億立方英尺，發(fā)展?jié)摿薮蟆ｍ搸r氣、致密氣和常規(guī)氣的地質(zhì)特征具有逐漸變化的過程。如表1所列。
頁巖氣和致密氣從勘探到生產(chǎn)研究方法和內(nèi)容已取得了相似的認識。
（1）勘探階段。
其任務是選擇盆地、層系和地區(qū)、確定核心區(qū)（“甜點”）。進行儲層描述，初步確定儲層潛力和經(jīng)濟價值。具體內(nèi)容有地質(zhì)學數(shù)據(jù)———沉積學、地層學及沉積環(huán)境；地球化學———TOC、干酪根類型、熱成熟度；儲層物性———巖石類型、巖性、礦物成分、孔隙度。充分使用三維地震研究地質(zhì)學數(shù)據(jù)。利用地震屬性認識天然裂縫，利用地震交匯圖確定“甜點”，利用聲阻抗技術確定最高TOC地區(qū)，應用測井資料進行初期儲層描述。
（2）評價階段。
其任務是鉆探評價井，建立地質(zhì)模型進行數(shù)值模擬，制定氣田開發(fā)計劃，確認儲層的經(jīng)濟可行性。評價階段所鉆井數(shù)增加將進一步完善氣藏描述。研制各種評價方法，如遞減曲線分析，物質(zhì)平衡法（Payne和Holditch），但多不完全匹配。
用水力壓裂后，頁巖氣藏和致密氣藏特點已發(fā)生變化。要研究更可靠的分析和預測方法，Vassilells等人引進了多學科交叉的方法———“頁巖工程技術方法”，該方法涉及3種模型（氣藏模型、氣井模型和裂縫模型）所用技術涉及地質(zhì)學、巖石物理學、地質(zhì)力學、地球化學、地震學和工程學。
（3）開發(fā)階段。
其任務是補充完善氣田開發(fā)方案，進行鉆井設計和優(yōu)化鉆井成本，細化和優(yōu)化水力壓裂和完井設計。開發(fā)階段的核心技術是水力壓裂，現(xiàn)在已普遍應用微地震檢測儀實時監(jiān)控頁巖氣和致密氣的壓裂作業(yè)，監(jiān)控裂縫的方位角、寬度和長度（是否超出作業(yè)區(qū)到含水層）。
（4）生產(chǎn)階段。
其任務是檢測和優(yōu)化采氣速度，水循環(huán)處理，防止腐蝕，細菌污染，環(huán)境保護，要管理和控制壓裂液返排速度。用生產(chǎn)測井儀和分布溫度技術（DTS）測定壓裂后不產(chǎn)氣井段，確定是否要用其它儲層改造技術。對于頁巖氣井的壓裂返排水和致密氣井采出水的脫水技術和水處理。
（5）氣田再生階段。
再生階段的主要挑戰(zhàn)在于修復低產(chǎn)井和低經(jīng)濟效益井，要評價篩選出需要再次壓裂的井，再壓裂可以減緩產(chǎn)量遞減或恢復生產(chǎn)。有時甚至超過原始壓裂后產(chǎn)量。根據(jù)生產(chǎn)狀況確定加密井的井網(wǎng)密度。如有的致密氣藏從原來井網(wǎng)密度為160英畝，后加密到5～10英畝。
2.2 煤層氣
煤是有機物質(zhì)和無機物質(zhì)的復合體，具有明顯的非均質(zhì)性。煤的顯微組分可以分為殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組。按煤的成因可以分為腐殖煤（由高等植物形成），腐泥煤（由海藻等低等植物殘骸生成）和殘留煤（由細菌和分散的植物形成）。
煤層氣是一種由煤層自生自儲的非常規(guī)氣藏。包括煤層顆粒基質(zhì)表面吸附氣、裂隙中的游離氣、煤層水中溶解氣和煤層之間薄砂巖、碳酸鹽巖等儲層、夾層間的游離氣。煤層氣俗稱“瓦斯”，其主要成分是甲烷，其熱值與天然氣相當，可以與天然氣混輸混用。
煤層氣有兩種基本成因類型：生物成因和熱成因。生物成因氣是由各類微生物的一系列復雜作用過程導致有機質(zhì)發(fā)生降解而形成的；而熱成因氣是指隨著煤化作用的進行，伴隨著溫度升高、煤分子結構與成分的變化而形成的烴類氣體。煤層氣以游離狀態(tài)、吸附狀態(tài)和溶解狀態(tài)賦存于煤層內(nèi)。
世界主要產(chǎn)煤國都十分重視開發(fā)煤層氣。美國、英國、德國、俄羅斯等國煤層氣的開發(fā)利用起步較早，主要采用煤炭開采前抽放和采空區(qū)封閉抽放方式開采煤層氣，產(chǎn)業(yè)發(fā)展較為成熟。
20世紀80年代初美國開始試驗應用地面鉆井開采煤層氣并獲得突破性進展，標志著煤層氣開發(fā)進入一個新階段。
2011年，中石油對全球74個主要含煤盆地煤炭和煤層氣資源量進行了重新統(tǒng)計核算。全球煤層氣資源量約為（4.008～4.344）萬萬億立方英尺。加上中國的1.299千萬億立方英尺，全球煤層氣資源量超過5.295千萬億立方英尺。
煤層氣評價內(nèi)容包括儲層地質(zhì)學特征評價、儲集層物性特征評價、資源儲量評價以及煤層氣可采性綜合評價技術等。煤層氣儲層評價參數(shù)包括含煤性、含氣性、滲透性、儲層壓力、含氣飽和度、原地應力、儲層溫度、煤層產(chǎn)狀8個方面。煤層氣資源量計算方法主要有類比法、體積法、壓降曲線法、物質(zhì)平衡法、數(shù)值模擬法和產(chǎn)量遞減法等。
煤層氣井的鉆井方法與油氣田開發(fā)的鉆井方法相類似。當煤層深度小于1000M，地層壓力正常時，鉆井通常采用小型鉆機或車載鉆機等常規(guī)鉆井設備。在煤層埋藏較深，煤層的滲透率較高，壓力較大的情況下，鉆井需要采用非常規(guī)的鉆井方法。
目前，煤層氣較為有效的增產(chǎn)改造技術主要有多元氣體驅替技術、水力壓裂增產(chǎn)改造技術和采煤采氣一體化技術等。多元氣體驅替技術指的是通過注氣來開采煤層氣的技術。
注入煤層的氣體包括二氧化碳、氮氣、煙道氣、空氣等氣體。注入氣體在地層中膨脹，能有效增加煤層的地層能量，改變壓力傳導特性和增大氣體的擴散速率，從而達到提高單井產(chǎn)量和采收率的目的。
由于煤層氣儲層孔隙度、滲透率很低，地層壓力往往不足，采用常規(guī)抽汲開采的方法開發(fā)效果常常不佳，煤層氣的產(chǎn)量往往很低，因此壓裂技術和水平井技術成為了提高煤層氣產(chǎn)量的有效技術方法。國內(nèi)外工業(yè)煤層氣開采已有30多年的歷史，大部分煤層氣都是經(jīng)過壓裂后才獲得有價值的工業(yè)氣流。
煤的開采與煤層氣的開采相結合的技術稱為采煤采氣一體化。在煤層的開采過程中會引起煤儲層的裂縫移動，這種變形、移動會使煤儲層內(nèi)部壓力下降，壓力的釋放有助于煤層氣的開采。
這種方式也使得煤儲層的滲透率大大提高，為煤層氣的開采建立了很好的滲濾通道。先采氣，后采煤，可以有效降低煤層瓦斯含量和煤層瓦斯壓力，減少煤礦瓦斯事故。
煤層氣埋藏較淺，鉆井費用較低，煤層氣的開采通常要排水降壓，初始產(chǎn)量低，產(chǎn)量遞減慢。
2.3 頁巖油和致密油
頁巖油和致密油與頁巖氣密切相關。開始多稱為頁巖油，后來在公開場合交替使用。現(xiàn)在石油界一般將其稱為致密油，因為這個名稱有更大的包容性，更為確切，關系到在任何具體井中產(chǎn)油的地質(zhì)層位，包括頁巖以外的地層。
頁巖油和致密油的成因和分布與頁巖氣密切相關。油的來源與頁巖氣一樣，烴源巖受熱成熟度控制，如果處于生油窗階段，生成的是油；如果處于生氣窗階段就生氣。
生成的油排出，運移至常規(guī)儲層，成為常規(guī)油藏，運移到致密儲層就成為致密油，繼續(xù)滯留在生油的頁巖中就成為頁巖油。油的分子量比氣的分子量大，要求運移的孔隙直徑更大，能夠運移油的儲層物性要求更高。美國的巴肯組和鷹灘組可以作為典型的代表。
巴肯組上下為頁巖層，富含有機質(zhì)，一直處于生油窗階段，孔隙度在2%～4%，滲透率小于0.1MD，含油飽和度達70%～80%，而巴肯組的中間是致密層，油氣運移聚集在這套地層中。
巴肯組巖心剖面圖
巴肯組石油主要產(chǎn)自中下部致密地層，但也產(chǎn)自經(jīng)壓裂改造的頁巖層。巴肯頁巖干酪根類型為Ⅰ、Ⅱ型，Ro為0.6%～0.9%，原油密度0.81～0.82，壓力系數(shù)1.35～1.56，TOC含量11%～15%，最高達20%，為世界級烴源巖。中部儲層由砂巖、細粉砂巖和灰?guī)r組成，是主要產(chǎn)油層段。
鷹灘組由層狀的海相碳酸鹽巖和富含有機質(zhì)的頁巖組成。在鷹灘同一套頁巖層系內(nèi)，Ro介于0.6%～0.8%的生產(chǎn)井均為油；Ro介于0.8%～1.1%的生產(chǎn)井均為凝析油；Ro大于1.1%的生產(chǎn)井均為干氣。Ro隨頁巖層埋深增加而增加，由盆地東南向西北逐漸抬高；油氣相態(tài)自東南向西北依次由干氣過渡為凝析油和油。
浙公網(wǎng)安備 33050202000723號
