非常规天然气资源类型的地质特征.docx

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非常规天然气资源类型的地质特征

非常规天然气资源类型的地质特征

【摘要】非常规天然气资源因其低碳、洁净、绿色、低污染的特性，已成为当今新能源发展的重要方向。

在全球范围内，非常规天然气资源丰富，开发利用技术日趋成熟，是常规天然气资源最现实的接替资源，在世界能源结构中扮演着重要的角色。

本文简要介绍非常规天然气中的几种。

【关键字】非常规天然气、致密砂岩气、煤层气、页岩气

一、致密砂岩气

1.概念

致密砂岩气最原始的定义可以追溯到1978年，美国天然气政策法案将其定义为砂岩储层天然气的渗透率小于或等于0.1×10-3μm2的气藏。

致密砂岩气又称致密气，通常是指低渗-特低渗砂岩储层中无自然产能，须通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气。

致密砂岩气藏大多分布在盆地中心或盆地的构造深部，呈大面积连续分布，是连续型气藏的一种重要类型。

2.成藏机理

2.1成藏过程

姜福杰等通过实验模拟，按照出气孔出水速率的变化特征将成藏过程划分为3个阶段：

1）充注前期，即能量积累阶段。

此阶段为注气的初始阶段，此时的天然气无法进入致密砂体的孔隙内，只有当注入量达到一定程度，充注能量积累到足以突破毛细管阻力作用时，天然气才开始充注。

2）充注期，即成藏充注主阶段。

在此阶段，由于气体的膨胀力排驱孔隙水的作用，天然气在致密砂体内呈指状向上运移。

低渗砂体与“相对高渗砂体”的逐渐连通使出水速率明显增加。

低渗砂体内的气柱会随着出水速率的增加迅速萎缩并与“相对高渗砂体”分离，最终形成稳定的天然气分布范围。

3）充注后期，即气藏保存阶段。

在此阶段，天然气分布范围保持稳定，游离相的天然气直接从出水孔喷出，但并不出水，最终使整个致密砂体内形成统一的天然气聚集。

“后成型”致密气藏在致密化前后都具有天然气运移和聚集的条件，但大规模运移、聚集一般发生在储层致密化之前。

由于成岩早期储层物性相对较好，天然气的聚集分异与常规气藏的成藏模式相同，并且此时气藏的生、储、盖组合及气水分布特征均与常规气藏相似。

该类储层的聚集关键时期是生烃高峰到储层致密化的阶段。

在此阶段，成岩作用或构造作用的影响很大，受此影响孔隙格架被压缩，孔隙中的天然气逐渐被排出。

随着地层压力不断升高，储层致密化超过致密化边界，大规模的天然气运聚过程将停止。

在晚期构造运动相对强烈的地区，气藏还将经历晚期重新分配、调整、富集的复式成藏过程，故可将上述的成藏过程划为3个阶段：

1）原生常规储层阶段。

此阶段储层物性良好，源岩生排烃处于高峰期，并按照常规气藏的聚集原理富集，形成以常规背斜构造圈闭为主的气藏。

2）储层致密化阶段。

此阶段生排烃高峰期结束，在成岩作用或构造挤压作用下，储层逐渐致密化，无大规模气体运移，在没有断裂系统直接参与的情况下，原生气藏一般不会经历太大的改造。

但是，若晚期构造活动强烈，则气藏将经历很严重的后期改造，甚至遭受破坏。

3）复式成藏阶段。

现今的天然气分布和圈闭特征就取决于此阶段，多形成构造与非构造、早期与晚期等多因素交错叠加、复合形式成藏的局面。

两种类型致密砂岩气藏的模式如图1-1所示：

图1-1

2.2成藏模式

按致密砂岩气在盆地中所处构造部位，结合中国致密砂岩气成藏机理、演化规律以及目前致密砂岩气藏勘探所揭示的特点，将致密砂岩气藏分为斜坡型、背斜构造型和深部凹陷型３类：

2.2.1　低缓斜坡型致密砂岩气藏

低缓斜坡型致密砂岩气藏位于不对称盆地（前陆盆地前缘斜坡或古克拉通盆地构造掀斜斜坡）的平缓斜坡区，斜坡区倾角较小，一般小于２°，致密砂体叠置连片，大面积含气，又称为连续型气藏。

致密砂岩气聚集范围同样受烃源岩生烃强度和沉积体系控制，“甜点”受有利沉积相带控制。

该类气藏物性较差，但连续含气、气源供应充足，下倾方向无边底水、气水分布关系倒置。

富含致密砂岩气的斜坡区域一般长期存在，经历陆表海、海陆交替和内陆河湖等沉积环境，冲积扇—河流—三角洲—湖泊沉积体系大规模叠置发育，互层发育煤系、泥页岩等烃源岩，可形成多套不同时期、不同成因的源储纵向交错叠置砂体

2.2.2背斜构造型致密砂岩气藏

背斜构造型致密砂岩气藏一般位于前陆盆地前缘隆起或挤压型盆地褶皱构造高部位，气藏特征类似于常规气藏，具有构造高部位相对富集、顶部封盖、气水分异等特征。

致密砂岩气的富集程度受喜马拉雅期构造分异作用和裂缝发育程度控制，美国绿河盆地气田即为背斜构造型致密砂岩气田。

中国四川盆地、塔里木盆地、渤海湾盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地等均发现有背斜构造型致密砂岩气藏。

2.2.3　深部凹陷型致密砂岩气藏

深部凹陷型致密砂岩气藏位于构造凹陷区或向斜带，具有大范围含气特征，它的存在不完全受水柱高度影响，气水分布呈倒置特征，近似于“深盆气藏”，通常储层物性差（孔隙度≤１２％，覆压基质渗透率≤０．１×１０－３μｍ２），但气源供应充足。

该类气藏天然气来源大多数以直接型气源岩为主，致密砂岩气富集程度要受烃源岩生烃强度和沉积体系控制，“甜点”受有利沉积相带控制。

图1-2

3.典型矿藏

潍北凹陷是渤海湾盆地东南部昌潍坳陷内的以第三系始新统分布为主的小型箕状断陷凹陷,面积880km2。

该凹陷经历了近30年钻探,主要含油气层系为孔店组（Ek）。

目前在孔三段的玄武岩、孔二段砂砾岩和孔一段粉—细砂岩中均发现工业油气流。

深层勘探程度较低,地震测网密度600×600m,仅有8口探井;其中有3口探井（央5井、央6井和昌67井）钻遇深层（完钻深度大于3500m）,经测试,这3口井均发现气流。

如央6井于孔二段（3365.5~4025m）进行6mm油嘴裸眼测试,获日产15631m3的工业气流,展示了潍北凹陷深层致密砂岩气勘探的良好前景。

3.1有利于形成致密砂岩气藏的构造和沉积背景

潍北凹陷深层主要指凹陷北部古城—淮河口断层下降盘的洼陷区,面积约300km2,根据盆地内断层发育和展布特征,将其内部细分为北部洼陷带、中部断裂带和南部斜坡带三个次级构造单元（图1-3）。

其中北部洼陷带为凹陷的沉积沉降中心,是凹陷内新生界沉积最厚的地带,内部断裂及裂隙不发育。

孔店组的主要沉积类型为扇三角州相、近岸水下扇、冲积—洪积扇相、深湖—半深湖和浅湖相沉积,由于紧靠物源区,沉积沉降迅速,碎屑物质成分复杂,分选不好,泥质含量高,后期的成岩作用又比较强烈,另外烃源岩和储集岩相互叠置,因而构造和沉积背景均有利于致密砂岩气藏的形成。

图1-3

3.1.1有利的气源条件

　　潍北凹陷的烃源岩主要为孔二段,其分布面积广,厚度大,主要分布在北部洼陷带。

岩性主要为暗色泥岩、碳质页岩、煤层和油页岩;有机碳含量介于0.13%～19.80%之间,平均为2.62%;干酪根主要为Ⅲ型,其次为Ⅱ2型,为偏腐殖型有机质,有利于生气。

Ro的变化范围在0.40～1.62之间,按照目前公认的镜煤反射率0.5%为成熟下限,孔二段烃源岩在埋深小于1700m时,镜煤反射率小于0.5%,同时氯仿沥青“A”、“A”/C及烷烃色谱、干酪根颜色也都在1700m左右出现突变。

据此,当埋深达1700m时,孔二段烃源岩进入生油门限;当深度达3000m时,进入生油高峰;至3100m以下,有机质过成熟,进入大量生气阶段。

目前孔店组烃源岩除盆地南部边缘地区外,都已成熟或过成熟。

若考虑孔店组最晚储层形成的时间,即孔一段沉积末期已有一半以上盆地面积的烃源岩已达到成熟阶段,洼陷区下部烃源岩也属于过成熟。

　3.1.2低孔、低渗的储层物性特征

　　潍北凹陷致密气藏的主要储集层为孔二段的扇三角洲砂砾岩储层和近岸水下扇砂砾岩储层,岩性以砂岩为主。

颗粒间以线接触和点接触为主,胶结物主要为泥质和碳酸盐;胶结类型为孔隙式和基底式胶结。

单层厚度一般为1～2m,储集层横向变化大,可形成众多的岩体且夹于油页岩、泥质烃源岩之间,易于油气聚集。

　　对已有的致密砂岩气藏的统计表明,储层的总厚度变化介于52.0～207.0m,占孔二段地层总厚度的15%～34%。

深部储层多具有低孔、低渗、成岩作用强等特点,埋藏深度超过3000m的储层孔隙度多数小于10%（主要介于1%～5%）,渗透率小于0.05×10-3μm2。

　　3.1.3良好的圈闭保存条件

潍北凹陷孔店组发育两套泥岩地层,形成两套区域盖层。

第一套是孔二段生油岩地层,对孔二段及孔三段油气起封盖作用;第二套是孔一段中上部泥岩,对其以下各层都起封盖作用,它们分布广、厚度大,具有很好的封闭效果。

孔二段发育的各种砂岩储层和周围发育的生油岩及盖层,形成自生自储自盖组合。

圈闭类型受构造和储层两大因素控制,主要为岩性圈闭,还有岩性―构造圈闭,集中分布在北部洼陷带。

储层发育不好,多相变或储层性质变化大,并且这些岩性圈闭多发育于前扇三角洲亚相、外扇亚相发育区,呈薄层状、透镜状分布,有利于致密砂岩气藏的形成和保存。

3.2潍北凹陷深层致密砂岩气成藏特征

对比国内外典型致密砂岩气藏成藏要素,认为潍北凹陷深层致密砂岩气藏具有如下成藏特征（表1-1）:

①深部典型致密砂岩气储盖组合;②致密砂岩普遍含气;③气层具有低压异常

表1-1

3.3潍北深层致密砂岩气成藏的影响因素

潍北凹陷深层致密砂岩气藏形成的主要影响因素有储层物性、构造活动、封闭条件等。

3.3.1储层条件对天然气富集的影响

储层物性条件是控制油气富集场所的最直接因素。

相对于石油而言,天然气由于分子相对较小,其储层物性下限相对很低;而若储层致密、甚至超致密,则有助于天然气在其聚集成藏。

潍北凹陷北部洼陷带的储层物性变化较大,储层非均质性较强。

根据赵澄林等（1999）认为储层的致密化主要是由于埋藏深度大、成岩作用强而造成的,潍北凹陷致密砂岩天然气储层成岩演化多已达到晚成岩阶段的B—C期Q,储层已经致密化。

而且这一阶段大致相当于地温120～160℃、有机质镜质组反射率介于1.3%～2.6%的深度,即3000～3500m以下,这一深度也正是烃源岩进入高成熟—过成熟以生气为主的阶段,并且现今仍在进行。

由于储层已致密化,生成的天然气很难大范围运移,所以预测生气中心与沉降中心相对比较吻合的北部洼陷带为致密砂岩气的有利勘探区。

总体上讲,北部洼陷带孔二段储层具有低孔、低渗、高含水饱和度、非均质性强的特点,对天然气的富集和保存具有重要作用。

3.3.2构造活动对成藏演化的影响

本区沙河街构造运动对潍北凹陷的油气成藏演化有重要的影响。

从潍北凹陷的构造演化史分析可知,在沙河街组沉积末期存在构造抬升和剥蚀,造成的剥蚀量较大,使得沙河街组地层在凹陷南部广泛缺失。

如此大的抬升剥蚀对孔二段烃源岩的生烃演化造成了巨大影响。

邱楠生等（2003）利用流体包裹体资料,结合样品沉积埋藏史、热史和烃源岩生烃史的恢复,认为潍北凹陷的油气具有两期成藏的特点,其中发生在沙四段沉积中期至沙河街构造运动开始期间的油气充注,对潍北凹陷油气成藏的贡献最大。

由于潍北凹陷的油气充注发生在沙河街构造运动之前,对于此前形成的油气藏可能在后来的构造运动中遭受了不同程度的破坏。

但由于现今孔二段气源岩已达到了生气阶段,在区域构造比较稳定的情况下,对于现今深层气藏的形成较为有利。

3.3.3封闭条件是保存致密砂岩气的关键因素在致密砂岩气领域里,封盖条件一般较好,因而封盖质量的好坏主要取决于在地史演化过程中,封盖层是否被断裂破坏及破坏的程度。

如果气藏的封盖层一旦被断裂系统所破坏,由于储层内流体具有较高的压力,就很容易沿断裂进行运移散失。

因此,良好的保存条件除封盖层具有较高的排替压力、足够的厚度等条件外,更重要的是在地史演化过程中不被断裂所切穿或断裂,致密砂岩气藏在形成后才能得以保存。

潍北凹陷靠近昌北大断层的北部洼陷带内部断裂及裂隙不发育,洼陷内的两套泥岩盖层对孔二段及孔三段及以下的地层都起到较好的封闭作用,它们分布广、厚度大,具有很好的封闭性能,再加上北部洼陷带的储层多相变或储层性质变化大等,从而为致密气藏的后期保存提供了保障。

4.分布特征

表1-2

中国致密砂岩气资源广泛分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地深层、柴达木盆地、松辽盆地、准噶尔盆地南部、塔西南地区、库车坳陷、楚雄和东海等盆地。

致密砂岩气藏发育区的构造演化有的表现为稳定的持续沉降，有的表现出多次升降。

中国致密砂岩气资源丰富，有利勘探面积约为３２×１０４ｋｍ２，利用资源丰度类比法计算可采资源量为（８～１１）×１０１２ｍ３。

鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组和塔里木盆地库车深层是目前致密砂岩气最现实的增储上产领域，松辽盆地深层、渤海湾盆地深层、吐哈盆地和准噶尔盆地是未来勘探潜力区。

表1-2，图1-4列出了一些中国主要盆地的致密砂岩气分布及资源预测情况。

图1-4

二、煤层气

1.煤层气的定义

由煤系地层产生，赋存于煤体及相邻岩层中的天然气藏，是煤层气聚集的最小单元。

在现有的开发技术条件下能够实现商业性开发的煤层气藏称为工业性煤层气藏;反之，称为非工业性煤层气藏。

煤层气又称煤层甲烷，俗称煤层瓦斯,其成分以CH4为主,含量一般大于80%,甚至可达到98%,其余为少量的CO、CO2、N2、H2等气体。

2.煤层气形成机制

2.1煤层气成因

煤层气具有多元成因，可分为有机成因（生物成因和热成因）和无机成因，且绝大数煤层气为有机成因（表2-1）。

表2-1

Table2-2

表2-2

3.典型矿藏

沁水煤田为我国煤炭工业的重要基地之一,其面积达31738.12km2（图2-1）,截止1993年,探明煤炭储量达825.93亿t,预测资源量2377.49亿t,煤炭总量达3203.42亿t。

各矿务局在采煤的同时,对瓦斯的抽放积累了丰富的经验,其中阳泉矿务局10对生产矿井中已建有8座瓦斯抽放站,该局瓦斯资源量以现有产量计算约4亿km3/a,利用量仅1亿km3。

因此,沁水盆地的煤层气具有很大的开发价值和广阔的利用前景。

3.1煤层气分布特征

沁水煤田煤炭资源丰富,具有丰富的成气物质基础。

根据初步计算,沁水煤田煤层气总资源量达28316×108m3,其中远景资源量2627×108m3,占9.27%;预测资源量25689×108m3,占90.72%。

由于本煤田煤类以高变质烟煤及无烟煤为主,生气量一般在170m3/t以上,已远远超出煤层自身的吸附能力,因此,煤层自身的吸附能力和保存条件成为含气量大小的决定因素。

沁水煤田内煤层变质程度普遍较高,镜质组含量很高,有利于煤层的吸附。

同时本煤田构造简单,断层较少,煤层的封盖条件好,均有利于煤层气的保存。

煤层气开发的突破,必须要寻找高含气区、高渗透区和高压区,目前普遍认为有可能成为开发区的有四个区段（图2-2）。

图2-1

图2-2

3.1.1北部端区—阳泉地区

本区包括阳泉矿区及其深部预测区,在煤层埋深300～1000m的范围内,寿阳以西3煤层（山西组）含气量一般为4.53～29.69m3/t,平定以南3煤层含气量一般为10～15m3/t,平定—寿阳之间含气量最高为15～30m3/t,15（太原组）煤层含气量普遍低于3煤层,一般5～10m3/t。

3.1.2南部端区—晋城地区

本区包括晋城矿区（新区）及其深部测区,在煤层埋深300～1000m范围内,3、15煤层含气量一般为5～15m3/t,潘庄、樊庄一带含气量最高,可达15～20m3/t。

在1000～1500m深度范围内,3煤含气量一般达15～20m3/t,沁水县郑庄以北,有一区域可达20m3/t以上,郑庄—固县以北部份地区含气量为10～15m3/t,局部超过15m3/t。

3.1.3东部潞安矿区

本区包括潞安矿区及其深部测区,该区甲烷风化带埋深600m,在煤层埋深600～1000m的范围内,南部3煤层含气量5～15m3/t,15煤层含气量多介于5～10m3/t之间,北部含气量低于南部。

在埋深1000～1500m范围内,南部3煤层含气量大于15m3/t,15煤层含气量5～15m3/t;往北含气量也呈降低的趋势,3煤层含气量约5m3/t,15煤层含气量小于5m3/t。

3.1.4西部沁源地区

本区包括沁源地区及其深部测区,在埋深600～1000m的范围内,3煤层含气量为5～10m3/t,15煤层含气量为0～5m3/t之间;在埋深1000～1500m范围内,3煤层含气量介于10～15m3/t,沁源城以北略高一些。

4.分布特征

4.1中国煤层气分布特征

我国煤层气资源丰富，居世界第三。

据煤层气资源评价，我国埋深2000m以浅，煤层气地质资源量约36万亿立方米。

全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地（群）共有14个，其中含气量在5000～10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地（图2-3）。

4.1.1华北、西北、和华南区煤层气资源丰富

区域上，煤层气资源的分布受含煤地区的制约。

在中国五大聚煤区中，煤层气资源量主要分布于华北、西北和华南区，分别占58.1%、31.7%和8.6%，东北区仅占1.6%，（表2-3）。

Table2-3

表2-3

图2-3

4.2世界煤层气分布特征

世界煤层气资源量为256.3万亿立方米。

主要分布在北美、前苏联和中国，见表2-4其中俄、加、中、美、澳五国合计占90%。

表2-4世界各地区煤层气储量

地区

煤层气（Tcm）

地区

煤层气（Tcm）

北美

85.43

非洲撒哈拉地区

1.1

拉丁美洲

1.1

中亚和中国

34.41

西欧

4.45

太平洋

13.31

中欧和东欧

3.34

亚太其他地区

0

前苏联

112.05

南亚

1.1

中东和北非

0

世界

256.3

三、页岩气

1.概念

页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源【1】。

页岩（Shale），主要由固结的粘土级颗粒组成，是地球上最普遍的沉积岩石。

页岩看起来像是黑板一样的板岩，具有超低的渗透率。

在许多含油气盆地中，页岩作为烃源岩生成油气，或是作为地质盖层使油气保存在生产储层中，防止烃类有机质逸出到地表。

然而在一些盆地中，具有几十－几百米厚、分布几千－几万平方公里的富含有机质页岩层可以同时作为天然气的源岩和储层，形成并储集大量的天然气（页岩气）。

页岩既是源岩又是储集层，因此页岩气是典型的“自生自储”成藏模式【2】。

2.形成机制

页岩气（Shalegas），是一种重要的非常规天然气类型，与常规天然气相比，其生成、运移、赋存、聚集、保存等过程及成藏机理既有许多相似之处，又有一些不同点。

页岩气成藏的生烃条件及过程与常规天然气藏相同，泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间；在烃类气体的运移方面，页岩气成藏体现出无运移或短距离运移的特征，泥页岩中的裂缝和微孔隙成了主要的运移通道，而常规天然气成藏除了烃类气体在泥页岩中的初次运移以外，还需在储集层中通过断裂、孔隙等输导系统进行二次运移；在赋存方式上，二者差别较大，首先，储集层和储集空间不同（常规天然气储集于碎屑岩或碳酸盐岩的孔隙、裂缝、溶孔、溶洞中，页岩气储集于泥页岩粘土矿物和有机质表面、微孔隙中。

），其次，常规天然气以游离赋存为主，页岩气以吸附和游离赋存方式为主；在盖层条件方面，鉴于页岩气的赋存方式，其对上覆盖层条件的要求比常规天然气要低，地层压力的降低可以造成页岩气解吸和散失。

页岩气成藏与常规气藏有一些不同，它属于“连续型”天然气成藏组合。

（1）页岩气生成机理：

1.生物成因2.热成因

（2）页岩气赋存机理：

1.吸附机理2.游离机理3.溶解机理4.综合赋存机理

（3）页岩气运聚机理1.赋存阶段的吸附机理2.调整阶段的活塞式运聚机理

（4）页岩气产出机理

第一阶段：

随着井筒附近中压力微幅度的降低，首先产水，井筒附近只有单相流动。

第二阶段：

当储层压力继续降低时，部分甲烷从页岩孔隙和裂隙中解析出来，并和游离态的天然气混合，开始形成气泡，阻碍着水的流动，水的相对渗透率下降，但气体不能流动，无论在基质还是在节理中，气泡都是孤立的，并不相互连接为非饱和单相流。

第三阶段：

储层压力进一步降低时，更多的气体解析出，水中含气饱和，气泡相互连接成线状，气的相对渗透率增大，随着压力下降，饱和度降低，气产量不断上升，呈现两相流状态。

图3-1

3.典型矿藏——四川盆地页岩气成藏地质条件

四川盆地与美国东部地区页岩气发育盆地具有相似的地质条件,均是古生代海相沉积背景下形成的富含有机碳页岩,后期大幅度的构造抬升和强烈的地质改造程度也大致相当,富含腐殖型干酪根的泥页岩直接产气及高演化程度下的原油裂解气导致盆地具有页岩气勘探的良好前景。

整体分析,四川盆地东部和南部以下寒武统和下志留统页岩为主,层位老但埋深浅,是现今工业技术和经济背景条件下开展页岩气勘探研究的重点目标。

四川盆地页岩生气能力及页岩气成藏条件优越,埋藏深度小（小于3km左右）、有机碳含量高,含气量大的页岩分布区域是有利的勘探目标区带。

与美国五套含气页岩（Curtis等,2002）相比,尽管四川盆地页岩烃源岩的有机质成熟度普遍较高,但仍有页岩气成藏及分布的良好前景。

4分布特征

美国页岩气藏基本上分布在古生代、中生代被动陆缘演化为前陆盆地的区域和克拉通台地区，而我国在漫长的地质历史时期也发育多种相似类型的盆地。

这些盆地所处的大地构造位置、类型、性质及页岩时代、沉积环境、地化指标等与美国的盆地极其相似，虽然中美各时代的盆地具体性质不同，地台区周边造山带逆转的时代不同，形成的盆地类型稍有差异，但是，勘探实践表明，盆地中油气的分布及地质特征是有规律可循的。

因此，在类比的基础上研究我国盆地与美国主要产页岩气盆地的相似性，认为我国广泛存在页岩气藏发育的空间。

与根缘气藏的地层普遍含气性机理不同,页岩气藏普遍含气性的内涵较广,在岩性上包括了泥页岩、致密的砂岩或砂质细粒岩,在赋存状态上包容了吸附、游离与溶解,在成藏机理上则包含了吸附与扩散、溶解与析出、活塞与置换等运聚过程。

在通常情况下,泥页岩与致密砂岩（泥质粉砂岩与粉砂质泥岩等）之间的互层分布为这种多相态、多机理的地层普遍含气性提供了有利条件。

1）页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩和高碳泥页岩类,岩石组成一般为30%~50%的粘土矿物、15%~25%的粉砂质（石英颗粒）和4%~30%的有机质。

2）页岩本身既是气源岩又是储集层,其总孔隙度一般小于10%,而含气的有效孔隙度一般不及总孔隙度的一半,渗透率则随裂缝的发育程度不同而有较大变化。

3）根据成藏机理分析,页岩气原生的地层压力为高异常特征。

主要参考文献

[1].陈更生,董大忠等.页岩气藏形成机理与富集规律初探[J].天然工业,2009,29（5）:

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