原位油氣藏特征、形成機制及其資源潛力

妥進才，張明峰，吳陳君，2，劉 艷，2，陳 茹，2，熊德明，2

（1．中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所 油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2．中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049）

0 引 言

原位油氣藏是指在生成油氣的烴源巖原生地層中形成的具有商業(yè)開采價值的油氣資源。以富有機質(zhì)泥頁巖為源巖，以泥頁巖自身以及泥頁巖夾層中的致密砂巖為儲層，不間斷供油氣、持續(xù)聚集而形成的一種連續(xù)型油氣藏。原位油氣藏是富含有機質(zhì)的泥頁巖在一系列地質(zhì)作用下生成的大量烴類（石油、天然氣等），并滯留在泥頁巖原位地層中富集形成的油氣藏。

與常規(guī)油氣藏相比，原位油氣藏具有規(guī)模大、資源量豐富、資源豐度較低、沒有自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能較低，需要經(jīng)過壓裂（原位天然氣藏－頁巖氣）或加熱（原位油藏－頁巖油）等技術(shù)改造后才能開采利用的一種非常規(guī)油氣資源。

能夠生成烴類并能為原位油氣藏提供儲集空間的地層即稱為原生地層。因此，原位油氣藏是烴源巖原生地層中能夠形成具有商業(yè)開采價值油氣資源的地層單元。原位油氣藏與目前流行的頁巖氣和頁巖油的主要區(qū)別在于：目前國內(nèi)外通常所說的頁巖氣、頁巖油只是原位油氣藏中可供勘探和開發(fā)的那部分油氣資源，是從開發(fā)的角度對原位油氣藏中能夠動用并能進行商業(yè)開采的油氣資源的稱謂。根據(jù)原生地層中有機質(zhì)性質(zhì)、有機質(zhì)熱演化程度以及原位油氣藏中烴類物質(zhì)的相態(tài)特征，可以把原位油氣藏進一步劃分為以頁巖油為主的原位油藏、以頁巖氣為主的原位氣藏以及具有油（包括凝析油）氣共生特征的原位油氣藏。煤層氣也是一種原位氣藏。從上述分析可以看出，目前所說的頁巖氣、頁巖油以及煤層氣只是原位油氣藏中通過開發(fā)手段可以獲得的油氣資源產(chǎn)品，而原位油氣藏則是原生地層中具有油氣生成、儲集、保存以及具備商業(yè)開采條件的地層單元的總稱。

近年來，世界油氣勘探的一個重要發(fā)展趨勢就是從常規(guī)油氣勘探逐漸轉(zhuǎn)向非常規(guī)油氣勘探［1－7］。頁巖油氣、煤層氣等的勘探實踐表明，存在于烴源巖原生地層中的烴類可以形成具有商業(yè)價值的石油和天然氣。從常規(guī)油氣藏形成和油氣運移的角度來看，烴源巖中形成的石油和天然氣通常情況下只有不到20%能夠從烴源巖層中運移出來，之后還要經(jīng)過復(fù)雜的二次運移到達儲層，最終以不超過5%左右的運聚系數(shù)形成油氣藏（中國資源評價中通常分別用3%～10%和2%～4%的運聚系數(shù)來分別計算石油和天然氣的聚集量［8］）；其余80%的油氣資源仍然保存于烴源巖原生地層中。而對于頁巖氣、頁巖油以及煤層氣等這些以烴源巖原生地層作為油氣形成和儲集空間的原位油氣藏，其生成的油氣資源則幾乎是100%滯留在烴源巖原生地層中。即便是作為工業(yè)油氣藏的有效烴源層，其生成的油氣資源之所以能夠從烴源巖中排出，也是因為其中已經(jīng)生成的油氣資源完全飽和了其自生的孔隙空間，在自身流體壓力作用下，超出自身孔隙空間所能容納的油氣資源才能從烴源巖層中被擠出并發(fā)生初次和二次運移形成油氣藏。因此，從這個意義上來看，無論是未經(jīng)歷或者只經(jīng)歷過少量排烴過程的頁巖油氣、煤層氣等原位油氣藏，還是已經(jīng)經(jīng)過了大規(guī)模排烴過程之后的烴源巖層，其孔隙空間中都仍然充滿了油氣，具備作為原位油氣藏進行進一步勘探的資源條件。但從經(jīng)濟意義上來講，那些沒有經(jīng)過或者只經(jīng)歷過少量排烴作用、生成的油氣資源能夠大部分滯留在原生地層中的原位油氣藏（例如頁巖油氣、煤層氣等）則更具有實際勘探價值。

傳統(tǒng)油氣勘探的常識是生儲蓋組合，具備此條件就有可能找到油氣田。過去認為油氣生成后從烴源巖原生地層二次運移到儲油（氣）層，即所謂的儲層（砂巖、碳酸鹽或火山巖）。現(xiàn)在勘探開發(fā)的視野已擴展到烴源巖原生地層，從原生地層中尋找油氣資源。頁巖油氣、煤層氣等勘探實踐已經(jīng)證實這種可能性的存在，從某種程度上講，回歸原生地層找油（氣）（即在油氣生成的原點找油氣），不能不說是油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域一場深刻的革命，也是對傳統(tǒng)找油找氣理念和理論的挑戰(zhàn)。從資源的角度來看，烴源巖原生地層中的油氣資源將會遠遠大于常規(guī)的油氣資源量。因此，原生地層中原位油氣藏的勘探必將是今后油氣勘探的重要領(lǐng)域。

筆者從原生地層中有機質(zhì)含量與原位油氣藏的形成關(guān)系出發(fā)，探討了原生地層中烴類的相態(tài)與有機質(zhì)熱演化程度以及原位油氣藏的資源基礎(chǔ)，指出蘊含在原位油氣藏中的原位油氣資源作為重要的非常規(guī)油氣資源將在今后油氣勘探中占據(jù)重要地位。

1 有機質(zhì)含量與原位油氣藏的形成

所謂的烴源巖即能夠為具有工業(yè)價值的油氣藏提供油氣資源的地層單元。原石油工業(yè)部頒布的中國烴源巖的有機碳含量（質(zhì)量分數(shù)，后文同）和氯仿瀝青“A”含量下限值分別為0．4%和0．01%（表1）。低于此下限，巖石中的有機質(zhì)不是不能形成油氣，而是形成的油氣不能滿足自身孔隙空間和礦物有機質(zhì)顆粒吸附的需求，即能生油氣但不具備排油氣的能力。這就是為什么在一個有機碳含量（TOC值）低于0．4%的泥巖中仍然能夠通過溶劑抽提方法獲得其中的可溶有機質(zhì)（氯仿瀝青“A”），但卻不能把該泥巖當做有效烴源巖來看的原因。

表1 烴源巖評價指標Tab．1 Evaluation Indexes of Hydrocarbon Source Rock

經(jīng)典的油氣成因理論把烴源巖的鏡質(zhì)體反射率Ro大于0．6%作為有機質(zhì)生烴門限，因為在此演化階段以上的有機質(zhì)才能形成大量的油氣，在完全飽和了其自生孔隙空間和礦物有機質(zhì)顆粒吸附能力以后，多余的烴類才能從烴源巖中排出，為工業(yè)油氣藏的形成提供油氣資源。從這個意義上來看，所有的有效烴源巖都是在其形成的烴類物質(zhì)已經(jīng)飽和了自身孔隙空間以后，多余的烴類物質(zhì)才能在自身流體壓力之下從烴源巖中被擠出（初次運移），再經(jīng)過二次運移在合適的圈閉條件下形成油氣藏。因此，即便是已經(jīng)發(fā)生過排烴過程的有效烴源巖，其孔隙空間中仍然滯留了一定程度的烴類物質(zhì)。部分高演化的富有機質(zhì)泥頁巖中可溶有機質(zhì)的含量非常低，例如四川盆地渝東南酉陽縣境內(nèi)的下寒武統(tǒng)牛蹄塘組富有機質(zhì)頁巖中有機質(zhì)含量為2．42%～9．89%，但其中的可溶有機質(zhì)含量卻不足20×10－6［9］。這并不是因為該類泥頁巖的排烴效率高到足以使其中已經(jīng)形成的液態(tài)烴被完全排除，而是因為該類巖石中已經(jīng)形成的液態(tài)烴在高溫條件下發(fā)生了二次裂解，導(dǎo)致殘余液態(tài)烴含量降低，或者是干酪根降解與已經(jīng)形成的液態(tài)烴進一步裂解產(chǎn)生的烴類氣體的增壓作用將殘余液態(tài)烴從烴源巖中擠出而導(dǎo)致了可溶有機質(zhì)含量的降低［10］。即便是這類可溶有機質(zhì)含量極低的高演化泥頁巖，其孔隙空間也不可能是空的，其中必然包含了能將液態(tài)烴從巖石中擠出的、高于地層壓力的烴類氣體。因此，即便是已經(jīng)經(jīng)歷過大規(guī)模的排烴過程，這類高演化的富有機質(zhì)泥頁巖仍然具備形成原位氣藏的能力。

從排烴效率來看，不同烴源巖的排烴效率有很大差異，鄂爾多斯盆地長7段優(yōu)質(zhì)油源巖的平均排烴率可以高達72%［11］，長91段優(yōu)質(zhì)油源巖的平均排烴率可以高達33．17%［12］，松遼盆地青一段優(yōu)質(zhì)烴源巖的排烴效率高達60%～80%［13］，中國東部渤海灣盆地某凹陷下第三系漸新統(tǒng)各生油層系的平均排烴率為29%［14］。對于絕大部分烴源巖來說，其排烴效率一般都不會超過50%；也就是說，即使是為工業(yè)油氣藏形成提供過烴類資源的有效烴源巖，其已經(jīng)形成的烴類物質(zhì)中仍然有超過50%的油氣資源滯留在烴源巖中。而從烴源巖中排出的油氣資源最終也只能以不超過5%的運聚系數(shù)形成油氣藏［8］。因此，僅從目前全球常規(guī)油氣資源的資源量角度來看，可以設(shè)想以頁巖油和頁巖氣等形式滯留在原生地層中的原位油氣資源規(guī)模非?？捎^。在轉(zhuǎn)化率相同的情況下，對于有機質(zhì)含量比較高（TOC值大于10%）的優(yōu)質(zhì)烴源巖而言，即使其排烴效率可以高達80%以上，其殘余有機質(zhì)對于原位油氣藏的形成仍然比有機質(zhì)含量相對較低（TOC值小于2%）的烴源巖更具有經(jīng)濟意義。而對于頁巖氣、頁巖油以及煤層氣等這些以原生地層作為油氣形成和儲集空間的原位油氣藏，由于厚度大、排烴受限等原因，其生成的油氣資源幾乎完全滯留在原生地層中。因此，原生地層中蘊藏著非?？捎^的油氣資源，必將成為今后油氣勘探的重要領(lǐng)域。頁巖氣、煤層氣的勘探研究證實了這種可能性和趨勢的存在。最新一輪的油氣資源評價結(jié)果表明，中國石油遠景資源量為1 086×108t。中國常規(guī)天然氣遠景資源量為56×1012m3。而中國2 000m以淺的煤層氣資源量為36．8×1012m3，油頁巖資源量為7 199×108t。頁巖氣資源量為30×1012m3。僅僅蘊藏在油頁巖、含氣頁巖以及煤層等原生地層中的非常規(guī)油氣資源就遠遠超過了中國常規(guī)油氣資源量。

2 烴類相態(tài)與有機質(zhì)熱演化程度

與常規(guī)油氣藏明顯不同的是，烴源巖原生地層中不同相態(tài)有機質(zhì)之間的關(guān)系具有4個明顯特點：①原生地層中不同賦存狀態(tài)的有機質(zhì)（固體有機質(zhì)（干酪根或固體瀝青）、液態(tài)烴（瀝青）和氣態(tài)烴（吸附烴））之間并沒有脫離，其在有機質(zhì)演化過程中始終賦存在一起；②在原生地層中不同相態(tài)的有機質(zhì)在熱演化過程中存在著動態(tài)的互相轉(zhuǎn)化過程；③原生地層中的天然氣一般都是干酪根裂解氣和液態(tài)烴裂解氣的混合，甚至還有早期生物氣的混合；④原生地層中的天然氣可以以游離氣體的形式存在于頁巖的孔隙空間（游離氣），還有一部分是以表面吸附的形式吸附于巖石和有機質(zhì)顆粒表面（吸附氣），還有一部分是以溶解態(tài)形式溶解于液態(tài)烴和孔隙水中（溶解氣）。因此，有機質(zhì)在熱演化過程中的相互轉(zhuǎn)化過程對原生地層中氣體富集程度和賦存狀態(tài)也有明顯的影響（由于液態(tài)烴轉(zhuǎn)化為氣態(tài)烴而導(dǎo)致巖石中液態(tài)烴的相對含量降低，相應(yīng)的溶解于液態(tài)烴中的氣態(tài)烴會有所減少，而原油裂解氣的量會有所增加）。

從油氣形成過程來看，對于一個特定的烴源巖層來說（在有機質(zhì)母質(zhì)類型一定的情況下），溫度控制著烴類的相態(tài)和特征。早在1915年White就提出熱成熟度是控制烴類分布最基本的因素，并指出低、中等和高的煤階（也就是熱成熟度）分布制約著石油、天然氣和非烴的生成［15］。White從Appalachian盆地觀察到的上述有機質(zhì)熱成熟度控制烴類分布的相關(guān)關(guān)系成為世界石油工業(yè)的基礎(chǔ)。1970年，Landes在此基礎(chǔ)上經(jīng)過補充資料，提出了熱成熟度和油氣藏間的關(guān)系［15］。Connan在1974年統(tǒng)計了10個盆地的鉆井資料［16］，并指出油氣形成的時間和溫度關(guān)系為：沉積巖年輕，則其開始生油的溫度就高。其后，國內(nèi)外學(xué)者紛紛引用，并將其作為有機質(zhì)熱成熟生烴的“時間－溫度補償原則”；一方面用以指導(dǎo)油氣勘探，另一方面又作為油氣形成熱模擬試驗的理論基礎(chǔ)。Tissot等于20世紀七八十年代建立的干酪根晚期熱降解生烴理論揭示了油氣形成、演化和分布規(guī)律［17－18］。按照這一理論，石油地質(zhì)學(xué)家們建立了分散有機質(zhì)的成烴演化剖面，提出了油氣生成的階段性理論。即：當Ro大于0．5%（溫度約為60℃）時，分散有機質(zhì)開始形成石油；當Ro為0．9%左右（溫度約為125℃）時，分散有機質(zhì)達到生烴高峰期；當Ro大于1．35%（溫度約為150℃）時，液態(tài)石油發(fā)生裂解，形成凝析油和濕氣藏；當Ro為2．0%～4．0%時，凝析油和濕氣藏開始發(fā)生熱裂解，形成以甲烷為主的干氣藏；當Ro大于4．0%時，甲烷開始遭受到高溫的破壞，同時巖石開始進入變質(zhì)作用階段，有機質(zhì)轉(zhuǎn)化成石墨。

從上述分析可以看出，在特定的地層單元內(nèi)，有機質(zhì)在熱作用下，一般都存在著從固態(tài)（干酪根或固體瀝青）到液態(tài)（瀝青、液態(tài)烴）再到氣態(tài)（天然氣）的轉(zhuǎn)化過程。

對于一個集生油層、儲油（氣）層和蓋層為一體的原生油氣層（如頁巖油氣、煤層氣等）而言，所儲集的油氣包括由干酪根熱降解形成的液態(tài)烴（瀝青）（如演化程度較低的油頁巖中的頁巖油），也包括干酪根直接熱降解形成的干酪根降解氣，還包括由液態(tài)烴（瀝青）進一步熱裂解形成的原油裂解氣，甚至還包括生物氣形成階段由甲烷菌改造有機質(zhì)形成的烴類氣體（如頁巖氣的來源就包括了上述幾種成因的天然氣中的部分或全部）。因此，原生地層中油氣富集程度以及原位油氣資源的相態(tài)不僅取決于原始有機質(zhì)的數(shù)量、類型、熱演化程度，更與地層中不同狀態(tài)的有機質(zhì)（干酪根→液態(tài)烴（瀝青）→濕氣→干氣）在熱演化過程中的相互轉(zhuǎn)化過程密切相關(guān)。

一般情況下，在Ro不高于1．5%的富有機質(zhì)泥頁巖中，可供勘探的原位油氣資源應(yīng)該具有油氣共生的特點。在Ro為1．5%～2．0%的富有機質(zhì)泥頁巖中，可供勘探的原位油氣資源應(yīng)該具有凝析油和頁巖氣共生的特點。對于上述2類原位油氣藏，可以考慮油氣兼探的勘探和開發(fā)思路，以最大程度獲取原位地層中的油氣資源。而在Ro大于2．0%的富有機質(zhì)泥頁巖中，可供勘探的原位油氣資源應(yīng)該以頁巖氣為主，對于這類原位油氣藏的勘探和開發(fā)則應(yīng)借鑒頁巖氣的勘探思路和開發(fā)方案進行勘探和開發(fā)。

3 原位油氣藏的資源基礎(chǔ)

中國大陸處于太平洋、印度和西伯利亞等板塊交匯處，成盆演化體系復(fù)雜，早古生代發(fā)育海相地層沉積，晚古生代—中生代發(fā)育海陸過渡相。從寒武紀到第四紀的540Ma地質(zhì)時期內(nèi)，延續(xù)形成了從海相、海陸過渡相到陸相等多種沉積環(huán)境條件下的10余套富含有機質(zhì)及頁巖油氣資源的泥頁巖系，它們平面分布廣、剖面層位多、累計厚度大［19－23］。上述3種環(huán)境下發(fā)育的富有機質(zhì)泥頁巖沉積共同構(gòu)成了原位油氣（頁巖油氣）資源形成的基本地質(zhì)條件。中國海相頁巖主要發(fā)育在前古生代及早古生代，分布于華北、中國南方、塔里木和青藏高原4個區(qū)。

早古生代形成了多套海相富有機質(zhì)的泥頁巖（圖1），主要有中國南方下寒武統(tǒng)牛蹄塘組（筇竹寺組）頁巖、中上奧陶統(tǒng)大乘寺組—五峰組頁巖、下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M海陸過渡相煤系泥頁巖。它們具有分布廣、厚度大、有機質(zhì)含量高、熱演化程度高的特點。其中，下寒武統(tǒng)牛蹄塘組（筇竹寺組）黑色頁巖厚度為200～100m，在區(qū)域上分布穩(wěn)定，其中僅有機碳含量為2%～10%的富有機質(zhì)頁巖厚度為20～60m，有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ型，等效Ro為3%～4．5%；下志留統(tǒng)龍馬溪組黑色頁巖厚度為150～1 300m，在區(qū)域范圍內(nèi)廣泛分布，其中僅有機碳含量為2%～8%的富有機質(zhì)頁巖的厚度為20～40m，有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ型，等效Ro為2．5%～3．5%；上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M有機碳含量為2%～10%的富有機質(zhì)泥頁巖的厚度為5～40m，有機質(zhì)類型為Ⅱ、Ⅲ型，Ro為1．5%～2．5%；四川盆地上二疊統(tǒng)海槽相大隆組黑色泥巖有機碳平均含量高達5．86%，最高可達24．31%，厚度為10～50m，是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖［24－28］。上述泥頁巖成藏條件優(yōu)越，有機質(zhì)的熱演化程度較高，具備形成以頁巖氣為主的原位油氣藏的成藏條件和基礎(chǔ)。

圖1 中國主要含油氣盆地暗色泥巖、膏鹽及石油和天然氣的分布狀況Fig．1 Distribution of Black Mudstone，Gypsum－salt，Oil and Gas in the Main Petroliferous Basins of China

中國中新生代盆地多為陸相沉積，深湖和半深湖形成了豐富的富有機質(zhì)泥巖［29－31］（圖1）。其中：鄂爾多斯盆地［32－34］三疊統(tǒng)延長組富有機質(zhì)湖相泥巖有機碳含量高達2%～25%，有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ型，富有機質(zhì)暗色泥巖厚度達到30～80m；松遼盆地上白堊統(tǒng)青山口組和嫩江組有機碳含量達到1%～4．5%，有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ型，暗色泥巖厚度達50～500m；四川盆地中下侏羅統(tǒng)自流井組有機碳含量達到0．4%～20%，有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ型，暗色泥巖厚度達50～250m；柴達木盆地北緣侏羅系暗色泥巖有機碳含量達0．5%～8%，有機質(zhì)類型為Ⅱ、Ⅲ型，暗色泥巖厚度為40～400m；渤海灣盆地下第三系沙河街組三段和四段暗色泥巖有機質(zhì)含量達1%～14%，有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ型，暗色泥巖厚度達20～500m，僅南堡凹陷有機碳含量超過5%的優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度約100m［35］；泌陽凹陷下第三系核桃園組暗色泥巖有機碳含量達2%～4%，有機質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ型，暗色泥巖厚度達80～600m。上述地層現(xiàn)階段大都處在生烴高峰期，為所在盆地常規(guī)油氣藏的形成提供了豐富的油氣資源，成為中國長期以來常規(guī)油氣資源的主要貢獻地區(qū)。上述暗色泥巖雖然已經(jīng)經(jīng)歷過不同程度的排烴過程，但暗色泥巖中仍然滯留了大量的頁巖油和頁巖氣，具備形成以頁巖油和頁巖氣共生為特征的原位油氣藏成藏條件和基礎(chǔ)。

上述地區(qū)廣泛發(fā)育的暗色泥巖沉積構(gòu)成了中國原位油氣藏形成和發(fā)育的地質(zhì)基礎(chǔ)，必將成為中國今后一段時間內(nèi)勘探和開發(fā)原位油氣資源的重點領(lǐng)域和重點地區(qū)。

原位油氣藏概念的提出，把目前僅以頁巖氣、頁巖油以及煤層氣等以工程技術(shù)開發(fā)產(chǎn)品作為研究對象擴展為從原生地層中有機質(zhì)含量、特征、熱演化程度，泥頁巖的礦物組成、特征，頁巖油氣的保存以及開采條件等綜合地質(zhì)單元作為研究對象。在原生地層中形成并滯留在烴源巖層中的大部分油氣資源，都有可能在合適的條件下以原位油氣資源的形式形成原位油氣藏。因此，蘊含在原位油氣藏中的原位油氣資源在資源量上將是不可估量的。隨著勘探和開發(fā)技術(shù)的不斷進步以及對原位油氣藏認識上的進一步深化，原位油氣資源將對中國乃至世界油氣勘探形勢以及勘探格局產(chǎn)生重要影響。

4 結(jié) 語

（1）首次提出原位油氣藏的概念。通過原位油氣藏的概念把烴源巖原生地層中能夠形成具有商業(yè)開采價值的頁巖油、頁巖氣以及泥頁巖夾層中的致密砂巖油氣都涵蓋進去。通過有機質(zhì)在熱演化過程中的相態(tài)變化關(guān)系，把原生地層中的固體有機質(zhì)、液態(tài)有機質(zhì)和天然氣聯(lián)系起來，然后通過源儲一體的思想再把原生地層中的烴源巖和儲層聯(lián)系在一起，實現(xiàn)頁巖油氣和泥頁巖夾層中致密砂巖油氣的協(xié)同勘探和開發(fā)。

（2）闡明了原生地層中存在原位油氣藏的事實，把油氣勘探視野從傳統(tǒng)的油氣通過二次運移才能成藏、通過生儲蓋組合才能找到油氣的觀念拓展到從原生地層中就可以尋找油氣資源。頁巖油氣、煤層氣等的勘探實踐已經(jīng)證明，原生地層中存在著具有商業(yè)開采價值的原位油氣藏。

（3）油氣生成和排烴理論業(yè)已證明，烴源巖中生成的油氣只有少部分能夠通過初次運移和二次運移最終成藏。烴源巖中形成的油氣資源有相當一部分最終會保留在原生地層中形成具有商業(yè)開采價值的原位油氣藏。

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