非常规含油气系统是相对于常规的油气藏的形成条件和分布规律、成藏机理和模式而言的，随 着人类社会经济的发展、科学技术进步和对能源的需求，从上个世纪 70年代以来，人们认识到非常 规含油气系统中天然气资源的巨大潜力， 进而加强研究其特殊的形成和聚集条件， 并用于指导勘探。 Law B.E.和 Curtis J.B.（2002）编辑的 AAPG Bulletin 第 11 期提出了煤层气、盆地中心气（深盆气）、 裂缝型页岩气、浅层生物气等四类非常规含气系统。非常规天然气系统如盆地中心气虽品位较低， 但资源量巨大，可作为重要的接替能源。常规含油气系统特点主要表现为，天然气从烃源岩生成和 排出后经浮力驱动发生二次运移，并在构造、地层或复合圈闭中聚集形成气藏。而非常规含气系统 的天然气聚集条件和过程以及分布与常规气藏不同，且具有隐蔽性。在盆地中心气（深盆气）系统 中天然气二次运移不是浮力驱动，而是超压驱动，毛细管压力封闭，气—水关系倒置，储集层致密 低孔渗但有时叠置厚度可达上千米，气聚集部位与常规构造和地层圈闭无直接联系，含气区带呈连 续弥散分布，气聚集区位于构造下倾部位或盆地中心深部。煤层气和页岩气系统中，烃源岩既是储 层，又是盖层，且运移距离短；储层多为低孔隙度、低渗透性储层或裂缝型储层，大型煤层气聚集 可以出现在向斜构造中。 非常规油气资源目前主要包括沥青砂、油页岩和天然气水合物等。20 世纪 80 年代以来，非常 规油气资源的研究在不断加强。在高油价、优惠政策和科技进步的推动下，沥青砂和油页岩业已实 现经济开采。非常规油气资源潜力巨大，将逐步成为接替的能源资源。我国沥青砂显示地区很多， 分布非常广泛，据
估计我国沥青砂矿石油资源量约 70×10 8 t；页岩油资源量约 200×10 8 t；据专家预 测南海陆坡和陆隆近一百万平方千米范围有天然气水合物资源量，此外青藏高原多年冻土区可能蕴 藏着大量的天然气水合物。
下面主要介绍深盆气和煤层气两类非常规含气系统以及沥青砂、油页岩和天然气水合物等非常 规油气资源。
泉州汽车运输总公司第一节 非常规含气系统
一、深盆气系统
上个世纪 70年代中期，在加拿大阿尔伯达（Alberta）盆地西部重新认识和发现了牛奶河（Milk River）、埃尔姆沃斯（Elmworth）和霍得利（Hoadley）等巨型深盆气聚集，探明天然气储量达 1.9×10 12 m 3 。天然气主要产自盆地深部中生界致密砂岩层中，完全不同于常规圈闭的天然气藏。从 20 世纪 20 年代中期至 80 年代， 美国相继在 12个大型盆地， 例如圣胡安 （San Juan） 、 尤因塔 （Uinta）、 皮申斯（Piceance）、丹佛（Denver）、大绿河（Greater Green River）、粉河（Powder River）、风 河（Wind River）等盆地发现巨大的深盆气资源，并投入开采和利用。
深盆气（Deep Basin Gas）一词最早由Masters（1979）提出，指分布在盆地深部的天然气；由 于深
盆气常常储集在致密低孔渗岩层中，Spencer 和 Mast（1986）又称其为致密储层气（Tight gas reservoirs）。事实上，深盆气藏的现今埋深从几百米到几千米不等。加拿大的阿尔伯达盆地牛奶河 深盆气藏埋深在几百米范围内；艾尔姆华士深盆气藏深度为 9143000m；美国的圣胡安盆地布兰科 （Blanco）气田埋深为 16002100m；丹佛盆地瓦腾伯格（Wattenberg）气田埋深介于 23002600m； 大绿河盆地的深盆气分布为 24006100m。 深盆气的分布往往与展布在盆地中心凹陷范围的气源岩密
切相关，在天然气聚集期现今的气藏区埋藏深度应相对较大，若后期遭受抬升剥蚀则深度变浅，且 天然气聚集和保存机理不同于常规气藏。所以，Law 和 Curtis（2002）称深盆气为盆地中心气系统 （Basincentered gas systems）。
（一）深盆气系统特征
深盆气系统的基本特征包括：天然气聚集呈连续性巨大规模地分布在盆地深凹区、构造下倾部 位或斜坡部位； 天然气区常为异常高压或异常低压； 聚气储层致密低孔渗 （孔隙度<13%； 渗透率<0.1 ×10 3m m 2 ），被气饱和，其中含有高孔渗体（甜点，Sweet spot）；含气层厚度可从几米厚的单层 到数千米厚的多层叠置；在构造上倾部位，储层物性变好，但只含水，气水倒置，常缺少底水和边 水；气区上方和上倾方向无传统意义上的盖层和封闭条件（直接系统），即含气段与含水段之间没 有岩性或断层阻隔，仅表现为气、水过渡关系；天然气为热成因气，天然气运移驱动力为天然气生 成增
压形成的异常高压，高压气体向上倾方向或上方驱替储层中的毛细管水，直到驱气高压与气水 两相毛细管力相平衡；天然气聚集区上方和上倾方向为毛细管力封闭。
．深盆 藏的分布特征
1 气
根据 Price（1994）对含油气盆地的分类，北美地区深盆气藏发育的盆地主要为不对称克拉通盆 地和前陆盆地，前者如圣胡安（San Juan）、丹佛（Denver）和大绿河盆地（Greater Green River）， 后者如阿尔伯达盆地（Alberta）。从北美地区深盆气的分布特征来看，深盆气藏可以发育在构造活 动相对稳定的地区，也可以发育在后期构造活动改造比较强烈的地区。美国和加拿大发现的深盆气 藏多分布于凹陷深处或向斜轴部以及构造斜坡区和下倾部位。按深盆气藏发育的构造背景，可将其 分为斜坡型、前渊型和深凹型（图 91）。
2 气 气
．深盆 藏的 水倒置特征
气水倒置是深盆气藏的重要标志之一。深盆气藏表现为在同一储层中在构造下倾方向或下部为 含气层，上倾方向或上部为含水层，气层与水层之间存在气水过渡带，气水过渡带的宽度受储层物 性控制，
气层除了向构造上倾方向渐变为水层外，无底水和边水存在，气水边界不受构造等高线控 制。
阿尔伯达盆地西侧深盆区分布有巨大的天然气资源，含气储层主要是下白垩统致密砂岩，在构 造下倾方向上，储层物性较差，饱含气；在构造上倾方向上，储层物性变好，但饱含水（图 92）。 气层段和水层段之间没有岩性或断层阻隔，仅表现为气、水含量百分比的逐渐过渡。气水过渡带的 平面宽度在 10km左右，深度范围一般在 7601370m之间。深盆区整个中生界从大约 1000m以下全 部为含气层，天然气蕴藏在最大厚度达3000m的狭长状楔形地层体内。阿尔伯达盆地牛奶河气田北 部下倾方向的含气粉砂岩向南经过约 9.616km的气水过渡带进入上倾含水层（图 93）。下倾气层 的孔隙度约为 14％，渗透率低于 1×10 3 μm 2 ，上倾含水层多为常规储层，孔隙度约 25％，渗透率约 100×10 3 μm 2 。这类圈闭和油气藏研究和勘探程度均较低。美国圣胡安盆地下白垩统砂岩中发育有向 斜深盆气藏，该气藏位于圣胡安盆地大向斜轴部，被气饱和梅萨维达砂岩和达科他砂岩均为低孔隙 渗透性砂岩，孔隙度约为 10%，渗透率仅 12×10 3 μm 2 ，向东北方向储层物性变差，变为非渗透性， 西北和南翼物性较好，孔隙度约为 20%，渗透率为 15×10 3 μm 2 ，但被水饱和（图 94）。
图91 北美地区深盆气藏分类图
(引自钱基等，2001)
深盆 藏的 常 力特征
3. 气 异 压
从已发现的世界范围内深盆气藏气层压力特征来看，多数深盆气藏具有异常地层压力。如北美 地区已发现的深盆气藏气层压力总是低于区域静水压力或者高于区域静水压力，等于区域性静水压 力的情况较少。阿尔伯达盆地、圣胡安盆地和丹佛盆地的白垩系深盆气藏多具异常低压特征；大绿 河盆地、皮申斯盆地和尤因塔盆地的白垩系一第三系深盆气藏多具异常高压特征(图 95)。
图92 阿尔伯达盆地深盆气藏地质剖面图
(据Masters,1979)
图93 加拿大阿尔伯达盆地西部牛奶河深盆气区气水分布剖面图
(据Masters, 1979;Berkenpas,1991)
图94 美国圣胡安盆地梅萨维达向斜型深盆气藏剖面图
宝钢电子商务平台（据Masters, 1979）
富 带
有相 高孔渗 气
深盆 多 致密砂岩，其 常 育 对
4. 气储层 为 间 发
深盆气藏的气水倒置关系要求构造上、下倾方向存在物性差异，沿构造上倾方向孔隙度、渗透 率变好，在构造下倾方向为物性很差的低孔渗性致密砂岩。气水间的界面张力导致的高毛细管压力 是深盆气被封闭和保存的机制，这就要求成岩作用造成储层致密化应在天然气大规模生成之前必须 完成。沉积作用决定着储层的岩性、砂体展布及原生孔渗条件。深盆气藏储层的主要岩性为砾岩、 砂岩，主要砂体沉积相有冲积扇、河道砂、三角洲砂体、海相砂坝及海侵砂岩。其中海相砂坝和海 侵砂岩可以发育成广布型砂岩层，而河道砂、三角洲砂体的分布范围相对比较局限。从沉积相带来 看，深盆气藏可以发育在陆相、海陆过渡相及海相地层，以陆相沉积为主。包括有冲积扇、泛滥平 原、曲流河、沼泽及湖泊相。海陆过渡沉积主要有 泻湖、障壁岛、风成砂丘、三角洲、潮间沼泽和 泥坪相。海相沉积包括有浅海相和滨海砂坝等。并不是深盆气储层都是致密低孔渗，由于沉积相带 和成岩作用的差异，深盆气系统内也常发育有富气的相对高孔渗体或带，被称之为“甜点”（Sweet Spot），例如阿尔伯达深盆气系统内发育有大量的相对高孔渗层，在深盆区海滩相的粗粒砂岩与砾 岩储层孔隙度可达 15％，平均渗透率大于 2×10 3 μm 2 。在储层下倾方向致密砂岩气聚集范围内，富 气的相对高孔渗砂岩储层发育带多以孔隙型为主，局部发育裂隙型。
（三）深盆气藏成藏机理和模式
Law B.E. 和 Dickinson W.W. （1985）在对美国落基山地区深盆气研究后，提出了低渗透储层 中异常压力气聚集的机理和成因模式，这个气聚集过程可划分为四个阶段（图 96）： 阶段Ⅰ早期埋藏阶段，储层孔隙度可达 30～40%，并被水充满。如果地层水可正常排出，则地 层压力为正常压力，如果地层水排出不畅出现欠压实，则地层压力为超压。机械压实作用可造成孔 隙度快速降低。
阶段Ⅱ为中期埋藏阶段，地温约 50～85℃，储层中的大气渗入水减弱，来自煤层及泥岩中的压 实水流进入储层孔隙系统中，砂岩储集层中可出现溶蚀和胶结等的成岩作用，若以胶结作用为主， 则使砂岩储集层孔渗性变差。
阶段Ⅲ随着埋深和地温的增加，砂岩储层出现低孔渗和致密化，而地温达到 85℃以上时，盆地 深部的煤系地层有机质将产生大量的热成因天然气，并在其中形成异常高压，高压烃类气体向上覆 低孔渗储层充注， 将孔隙水向上和上倾方向排驱， 并在致密储层中细小喉道的气-水两相的毛细管压 力与气体异常高压达到平衡的地带形成气-水过渡带，气-水过渡带之下为天然气所饱和，饱含气层 中的孔隙流体压力为异常高压，其内深盆气为高压气；气-水过渡带之上为水所饱和，饱含水层中的 压力为常压。由于储集层的非均质性极强，造成气-水过渡带空间分布复杂，宽度较大，如图 9-3
加拿大阿尔伯达盆地西部牛奶河深盆气区上倾方向气-水过渡带分布最宽达 16km。
艺术体操音乐阶段Ⅳ由于构造运动，使盆地回返抬升，地层遭受剥蚀，地层降温降压，原来的高压深盆气聚 集将成为低压含气区，此时低压深盆气藏仍有较好的保存条件，因为只要含气储层本身未被直接暴 露剥蚀， 低孔渗储层中的高气-水两相毛细管压力可有效的阻止地表水的渗入， 使低压气藏得以长期 保存。
图95 深盆气藏压力－深度曲线显示气层压力低于区域静水压力或者高于区域静水压力二级医院
左图为阿尔伯达盆地埃尔姆沃斯气区Father A层异常低压；
右图为大绿河盆地第三系和上白垩统异常高压
2002 年 Law B.E.提出了盆地中心气系统（Basincentered gas system）的概念，并把盆地中心气 系统分为直接系统和间接系统。直接系统的天然气聚集过程被划分为四个阶段，其主要条件是：气 源岩的有机质为Ⅲ型干酪根，在标志有机质热演化的镜质体反射率（R o，%）大于 0.6%的条件下， Ⅲ型干酪根将产生大量的天然气，并由于气体的膨胀形成异常高压；气源岩中的异常高压是气体克 服低孔渗储层的毛细管阻力，排替孔隙水，注入储层形成聚集的最主要的驱动力；地层压力演化旋 回为：常压或超压（阶段Ⅰ，R o＜0.6%）→超压（阶段Ⅱ，R o＞0.6%）→低压（阶段Ⅲ）→常压（阶 段Ⅳ）（图 97）。间接系统的天然气聚集过程也被划分为四个阶段，其主要条件是：气源岩的有 机质为Ⅰ/Ⅱ型干酪根，在镜质体反射率为 0.6～1.35%之间时，Ⅰ/Ⅱ型干酪根将大量产生液态油和 少量天然气；在镜质体反射率大于 1.35%的条件下，先前生成的液态油和残余的Ⅰ/Ⅱ型干酪根中的 有机质将热裂解产生大量的天然气，并形成异常高压，异常高压是气体充注和形成盆地中心气聚集 的驱动力；地层压力演化过程为：常压或超压（阶段Ⅰ，R o＜1.35%）→超压（阶段Ⅱ，R o＞1.35%） →低压（阶段Ⅲ）→不确定（阶段Ⅳ）（图 97）。
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（二）深盆气藏形成条件
源 件
1．气 条
Ⅱ型成气有机母质。从北美地区已发现的深盆气藏的气源岩可知， 深盆气源岩主要是Ⅲ型或 B
主要是富含成气有机质的煤系地层，岩性包括炭质泥岩、暗泥岩、粉砂质暗泥岩和煤层。深盆 气源岩的形成环境是多样的，海相、海陆过渡相到陆相均有，但以海陆过渡相含煤层系为主，平面 上含煤层系的厚度中心与深盆气主体分布区常常相吻合。国内外深盆气发育的盆地中，一般煤层发
Ⅱ型干酪根的成熟度达到 R o=0.6%时可开始大量生成天然气， 育厚度大、分布广、层位多，Ⅲ型或 B
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天然气生成高峰时的 R o 为 0.8～0.9%。另外，Ⅰ型或ⅡA 型成油有机母质在热演化程度进入高成熟 热裂解干气阶段（R o＞1.35%）也可作为深盆气源岩。
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