泥页岩储层特征及油气藏描述1、页岩气地质理论页岩气藏因其自身的有效基质孔隙度很低，主要由大范围发育的区域性裂缝或热裂解生气阶段异常高压在沿应力集中面、岩性接触过渡面、脆性薄弱面产生的裂缝提供成藏所需的储集孔隙度和渗透率，孔隙度最高仅为4%-5%，渗透率小于1x10-3µm2。

页岩在地层组成上多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。

在页岩中，天然气的赋存状态多种多样，除极少量的溶解状态天然气以外，大部分以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙、裂缝中。

吸附状态天然气的赋存与有机质含量关系密切，其中吸附状态天然气的含量为20%-85%，其成藏体现出非常复杂的多机理递变特点，表现为成藏过程中的无运移或极短距离的有限运移，因此页岩气藏具有典型煤层气、典型常规圈闭气成藏的多重机理。

页岩气藏的形成是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果，是“自生自储”式气藏，运移距离极短，现今保存状态基本上可以反映烃类运移时的状态，即天然气主要以游离相、吸附相和溶解相存在。

在生物化学生气阶段，天然气首先吸附在有机质和岩石颗粒表面，饱和后则富余的天然气以游离相或溶解相进行运移，当达到热裂解生气阶段，由于压力升高，若页岩内部产生裂缝，则天然气以游离相为主向其中运移聚集，受周围致密页岩烃源岩层遮挡、圈闭，易形成工业性页岩气藏。

由于扩散作用对气态烃的运移起到相当大的作用，天然气继续大量生成，将因生烃膨胀作用使富余的天然气向外扩散运移，此时无论是页岩地层本身还是薄互层分布的砂岩储层，均表现为普遍的饱含气性。

在陆相盆地中，湖沼相和三角洲相沉积产物一般是页岩气成藏的最好条件，但通常位于或接近盆地的沉降-沉积中心，导致页岩气的有利分布区集中于盆地中心处。

从天然气的生成角度分析，生物气的产生需要厌氧环境，而热成因气的产生也需要较高的温度条件，因此靠近盆地中心方向是页岩气成藏的有利区域。

2、页岩气的主要特征2.1页岩气的成因特征页岩气的成因类型有生物成因型、热解成因型和热裂解成因3类型及其混合类型。

对生物成因气而言，其源岩的热演化程度低，R o一般不到0.7%，所生成的甲烷碳同位素非常轻，一般都小于-50‰。

表1是美国几个主要的页岩气产层的地质地化特征。

不难看出，密执根盆地的Antrim页岩气是典型的生物成因，伊利诺斯盆地的New Albany页岩气是生物及热成因混合气。

这些页岩气的埋深较浅、镜质体反射率低以及甲烷气碳同位素轻。

这里需要强调说明，有些页岩气主要是属于生物成因，但其甲烷碳同位素并没有达到生物成因的天然气的判别标准，较生物成因的甲烷碳同位素偏重。

对于热解成因页岩气而言，其甲烷碳同位素往往又较源岩母质对应的热演化程度下的甲烷碳同位素低。

造成这些现象的根本原因是，页岩气是一种残留型天然气藏，它们现今的组分特征及其碳同位素特征是其各个热演化阶段生成的不同成因类型的天然气的混合体。

表1 美国含气页岩主要特征2.2页岩气的来源特征生成页岩气的源岩富含有机质，天然气主要来自于有机母质的热作用。

在有机母质进入热成熟之前，它们往往都要经历一个生物降解作用阶段。

在这一阶段生成的未熟生物气大多被滞留于源岩内，与后期生成的热解气混合，构成了成熟热解气或热裂解气的一部分。

Curtis对美国产工业性泥页岩气的5套主要页岩气层的地质特征和地球化学特征进行了归纳和总结，发现泥页岩一般具有如下特征：（1）泥页岩气的地层厚度较大，埋深较浅。

目前具有经济可采价值的页岩气地层的厚度均大于6 m，最大达610 m，埋深范围为183m -2600 m。

（2）泥页岩气的TOC含量值变化范围大，可由0. 3%到25%。

目前，美国主要的页岩气产层的TOC含量都较高，一般超过2%。

TOC含量高的泥页岩含粘士矿物多，吸附性强，单位体积岩石内的容气量多。

（3）泥页岩气的干酪根类型多为Ⅰ和Ⅱ型, Ⅲ型较少。

类型好的源岩生成的油气量多，自身残留的烃量也多。

需要指出的是，母质类型较好的泥页岩，其在热演化程度较低时形成泥页岩油藏，在热演化程度较高时，通过原油的裂解才能转变为泥页岩气藏。

（4）泥页岩的R o在0. 2%-2. 0%，变化范围宽。

从美国目前的页岩气产层看，它们的R o都在1.0%-2.0%。

这说明，形成页岩气资源并不需要源岩达到一个很高的热演化程度，关键是能够饱和岩层的残留需要。

2.3页岩气的储层特征（1）页岩气富集于泥页岩内部复杂的介质条件中。

泥页岩气既富存于暗色泥岩和页岩的孔隙内、裂缝中，也富集在泥页岩内部的浅色粉砂岩、细砂岩的薄互层中，还有的溶解于干酪根介质内。

（2）泥页岩气富集在非常细小的原生孔隙内。

事实上，尽管泥页岩自身非常致密，但其孔隙度的大小随裂缝发育程度的不同变化范围较大，可由1%到15%，渗透率则随裂缝发育程度的不同而有较大变化。

（3）泥页岩气以多种相态形式存留于孔隙空间，包括吸附态、游离态以及溶解态，赋存在泥页岩中。

其中吸附作用是页岩气储集下来的重要机制之一，吸附态天然气的含量变化为生40%-85%，主要是吸附在干酪根或矿物表面上，游离气及溶解气则富集在岩石孔隙、有机质内孔隙及裂缝的空间内。

（4）泥页岩气在岩石中具有广泛的饱和性，每吨岩石含气量为0.4-9.9m3。

大多数情况下为1-3 m3/t，它们主要以吸附状态存在于岩石内，吸附气含量一般为20%-85%。

泥页岩残留的气量与许多地质条件有关，包括埋深条件、温压条件、生烃条件以及岩层的排烃条件等等。

（5）页岩气藏为“自生自储”式气藏，具有独立的油气系统，生气层、储集层、盖层均为其本身，生成后的运移也发生在页岩内部，运移路径较短，表现为典型的“原地”成藏模式，不受构造影响，无圈闭，无明显的油水界面。

（6）页岩气藏通常具有异常压力，不同成因的页岩气藏具有不同的压力特征。

一般而言，热成因的页岩气藏一般以高压为主要特征，而生物成因的页岩气藏则一般以低压为主，前者埋藏较深，后者埋藏较浅。

2.4页岩气储层非均质性页岩组成和结构特性使得页岩气储层非均质性很强，并有纵向、横向非均质性之分。

纵向非均质性是纵向上岩石组成、结构构造、孔隙特征、储气性能等的变化规律，横向非均质性是平面上的分布特征网。

页岩气储层的非均质性主要表征在有机质和组成矿物以及储层结构上。

与其他储层相似，岩石的非均质性主要是原始沉积过程中形成的，也受沉积作用、成岩作用以及构造作用多因素的综合影响（图1）。

沉积格局的多样性，成岩作用的复杂性，构造演化作用的多阶段性，使得页岩气储层具有空间上分布的非均质性，进而控制储层孔隙空间中流体的聚集和渗流。

页岩气储层的非均质性不仅对天然气的成藏、聚集和运移有重要影响，而且对后期储层改造以及页岩气的勘探开发具有十分重要的应用价值。

从上述分析可知，页岩储层特征的变化，不仅控制了其中页岩气的赋存状态，还制约着页岩气的富集和分布，因此，页岩气储层非均质性的评价是页岩气富集规律研究的重要基础。

（1）纵向非均质性。

通过富有机质页岩层段在纵向上岩石组成、结构构造、孔隙特征、储气性能等的变化规律，评价有利的页岩气富集层段。

（2）横向非均质性。

根据富有机质页岩层段上述参数在平面上的分布特征，指出有利的页岩气富集区带。

图1影响页岩气储层非均质性的主要因素2.5页岩气的测井资料定性识别页岩储层在常规测井曲线上有明显的特征。

利用测井曲线形态和测井曲线值相对大小能够快速直观地识别页岩气储层。

页岩气层在自然伽马、井径测井、中子测井、岩性密度测井、声波时差及电阻率测井曲线上具有明显的响应特征，如表2所示。

表2页岩气测井曲线响应特征3、页岩气成藏机理页岩气成藏可能形成于油气生成的各个阶段，具有典型的“混合型”特征。

在生物化学生气阶段，厌氧类微生物分解有机质，生成甲烷，甲烷以吸附相储集于页岩储层中，形成生物成因页岩气[图2(a)]。

随着埋藏加深，有机质演化进入热裂解生气阶段，大量生成的天然气造成了较高的地层压力，页岩内部沿脆性薄弱面或者应力集中面产生裂缝，则天然气以游离相为主向其中运移聚集[图2(b) ]，形成热成因页岩气藏。

在上述阶段，页岩储层的储集空间是由于高压形成的天然裂缝，页岩气表现为“自生自储”式成藏。

如果天然气持续生成，页岩内部储集空间饱和，从而产生以生烃膨胀作用为基本动力的天然气“逃逸”作用，天然气陆续进入砂岩等常规储集层，继而形成大规模的常规天然气藏[图2(c) ]。

图2天然气成藏的3个阶段4、页岩气储集条件及富集规律页岩既是源岩又是储集层，因此页岩气具有典型的“自生自储”成藏特征，这种气藏是在天然气生成之后在源岩内部或附近就近聚集的结果。

4.1页岩气储集条件由于储集条件特殊，天然气在其中以多种相态赋存。

通常足够的理深和厚度是保证页岩气储集的前提条件。

页岩具有较低的孔隙度和渗透率，但天然裂缝的存在会改善页岩气藏的储集性能。

裂缝和不整合面为页岩气提供了聚集空间，也为页岩气的生产提供运移通道。

Hill认为，由于页岩中极低的基岩渗透率，开启的、相互垂直的或多套天然裂缝能增加页岩气储层的产景。

导致产能系数和渗透率升高的裂缝，可能是由干酪根向烃类转化的热成熟作用（内因）、构造作用力（外因）或是两者产生的压力引起。

页岩气储层中倘若发育大景的裂缝群，那就意味着可能会存在足够进行商业生产的页岩气。

阿巴拉契亚盆地产气高的井，都处在裂缝发育带内，而裂缝不发育地区的井，则产量低或不产气，说明天然气生产与裂缝密切相关。

储层中压力的大小决定裂缝的几何尺寸，通常集中形成裂缝群。

控制页岩气产能的主要地质因素为裂缝的密度及其走向的分散性，裂缝条数越多，走向越分散，连通性越好，页岩气产量越高。

4.2页岩气富集规律页岩气藏为典型自生自储式的连续型气藏，控制页岩气藏富集程度的关键因素主要包括页岩厚度、有机质含量和页岩储层空间（孔隙、裂缝）三大因素。

（1）富有机质页岩厚度愈大，气藏富集程度愈高；（2）有机碳含量愈高，气藏富集程度愈高；（3）页岩孔隙与微裂缝愈发育，气藏富集程度愈高。

5、页岩气理论主要进展（1）泥页岩油气藏与煤层（油）气藏、泥岩裂缝性油气藏一样，都属于自生自储类的油气资源，但三者在成藏特征及油气的富存状态方面有着显著的差异。

它们的根本区别表现在3个方面:①泥页岩油气藏中油气的富存状态十分复杂。

这类油气藏中的天然气除了吸附态之外，还有溶解态，甚至包括液化态和固化态。

但其他两种油气藏中的天然气相态简单，煤层气主要为吸附态，裂缝性天然气主要为游离态。

②煤层气的富存介质主要为有机质构成的煤层，其他两种油气藏的富存介质条件均为泥页岩层，差别显著。

③泥岩裂缝性油气藏不完全属于自生自储自盖，它们之中的油气实际上已从源岩内排出源岩外，只是目前还在同一层中而已。

此外，泥岩裂缝性油气藏的开采主要依赖浮力作用，与常规油气藏没有差别，而前两者必须通过解析作用才能释放被吸附或溶解的天然气。