中國致密油形成分布與資源潛力評價

龐正煉，鄒才能，陶士振，楊 智，吳松濤

(中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

1 前言

致密油是致密儲層油的簡稱，賦存于致密砂巖或致密灰巖等儲層中［1］。近年來，隨著北美致密油的大規模成功開采，此類以往被忽視的非常規石油資源已經成為各國石油工業爭相介入的熱點領域。目前，北美是致密油資源開發最多和最成功的地區［2］。在我國，致密油資源潛力也很大，分布范圍廣，重點包括鄂爾多斯盆地延長組致密砂巖、四川盆地侏羅系、渤海灣盆地沙河街湖相碳酸鹽巖、酒泉盆地白堊系泥灰巖、準噶爾盆地二疊系云質巖等［1］。致密油的形成分布和常規石油資源相比具有差異性，其油氣聚集的場所已突破圈閉概念［3］。因此，一些基于常規石油的石油地質學認識在解釋致密油的形成和分布特征時已不適用。為此，筆者等分析了國外典型致密油區的共性特征，并以此為指導對我國致密油的形成分布與資源潛力進行評價。

2 全球致密油勘探與研究進展

2.1 國外致密油勘探進展

自北美Bakken地區借鑒頁巖氣技術成功開辟致密油新領域之后，致密油已成為北美頁巖氣之后的又一戰略性突破領域。經過不斷研究，目前已探明并開發了規模可觀的致密油，取得巨大勘探進展。

致密油的發展源于威利斯頓盆地Bakken組的石油勘探(見圖1)。20世紀50年代，以Bakken組為產層的Antelope油田就已建成，但當時以Bakken組頂部頁巖裂縫型油氣藏勘探為主。至20世紀末，美國將頁巖氣的勘探開發理念引入Bakken致密油區，通過水平井和水力壓裂相結合的技術獲得日產油7 000 t的高產。至此，致密油在美國首先獲得突破。2008年，Bakken致密油的規模開發成為當年全球十大發現之一。經評價，Bakken資源量566億 t(United States Geological Survey，USGS)，可采資源量68 億 t(Information Handling Services，IHS)。

在Bakken致密油巨大成功的激勵下，美國于2008年發現Eagle Ford致密油區。該致密油區面積約4萬km2，埋深介于914～4 267 m。致密油主要產自與頁巖互層的灰巖中，物性比Bakken組還要差，孔隙度2% ～12%，滲透率小于0.01 mD。目前，該致密油區內已完鉆井超過600口。

圖1 威利斯頓盆地中Bakken段2a油層厚度圖［1］Fig.1 Reservoir isopach map of middle Bakken 2a layer in Williston Basin［1］

除上述兩個著名致密油產區外，美國還建成了Green River、Woodbine等多個成熟致密油區，并在全國十余個地區開展后續致密油勘探(見圖2)。截至目前，北美已在19個盆地中發現致密油，主力致密油產層4套。預計到2015年美國年產致密油達到7 500萬 t，2020年年產量達到1.5億 t，揭示了致密油勘探的有利前景(見圖3)。

圖2 美國成熟致密油區及探區分布圖(據IHS)Fig.2 Distribution map of typical areas and exploratory areas of tight oil in USA(from IHS)

2.2 致密油形成條件與典型特征

隨著這些典型致密油產區的建成，致密油的基本定義及典型特征也基本取得共識，它是致密儲層油的簡稱，是指賦存于覆壓基質滲透率≤0.1 mD的砂巖、灰巖等致密儲層中的石油。致密油只有在特定條件下才能形成，并呈現出一些共性特征。

圖3 美國致密油產量預測圖(據PFC，2011)Fig.3 Forecast of tight oil production of USA(from PFC，2011)

2.2.1 致密油形成三大條件

通過對Bakken致密油的系統分析，認為致密油的形成需具備3個關鍵條件。

1)大面積分布的致密儲層。Bakken組的9個巖性段中有8段為致密儲層，孔隙度10% ～13%，滲透率0.1～1 mD［1］。主力儲集層段2a段為形成于近海陸架—下臨濱面環境下的致密白云質粉砂巖，厚度介于5～10 m。Bakken組海相致密儲層大面積展布，促成致密油層在平面上大規模分布，面積達7萬 km2(見圖1)。

2)廣覆式分布成熟度適中的腐泥型優質生油層。Bakken組發育上下兩套頁巖(見圖4)，厚5～12 m，總有機碳含量(TOC)為10% ～14%，烴源巖干酪根以 II型為主，生烴潛力大。烴源巖 Ro為0.6% ～0.9%，80～100 Ma前達到成熟生烴階段，30 Ma前進入生油高峰期，至今仍處于生油高峰期，熱演化程度適中，有利于生油［4，5］。宏觀上，優質烴源巖呈全盆展布的特征，以下Bakken段泥巖為例，其厚度在全盆范圍內普遍介于5～12 m。

3)大范圍分布的致密儲層與生油巖緊密接觸的共生層系。Bakken致密油上、下Bakken段烴源巖將中Bakken段致密儲層夾持其中，形成良好的源儲緊鄰配置(見圖4)。進入生烴門限后，生烴增壓導致烴源巖異常高壓的形成，生成的烴類由烴源巖排出直接向相鄰儲層充注。此外，上Bakken段烴源巖呈全盆展布，與廣泛分布的儲層匹配良好。只有在這種源、儲均大面積連續型分布的有利條件下，才能形成連續型分布的Bakken致密油區(見圖1)。

2.2.2 致密油七項典型特征

在上述3個條件下形成的致密油往往表現出7方面共性特征(仍以Bakken致密油為例)。

圖4 威利斯頓盆地Bakken組地層柱狀圖［1］Fig.4 Stratigraphic column of Bakken Formation in Williston Basin［1］

1)圈閉界限不明顯。Bakken致密油區油井全盆散布，石油大面積連片分布(見圖5)［6］。在這種整體含油的背景下局部富集，形成致密油“甜點區”。這種致密油富集區不受構造的明顯控制，在構造高、低部位和斜坡部位均有分布。

圖5 Bakken致密油區產油井分布圖Fig.5 Distribution map of production wells in Bakken tight oil play

2)非浮力聚集，水動力效應不明顯，油水分布復雜。在致密油儲集層中，納米級孔喉是主要的儲集空間，只有與儲層接觸的烴源巖生烴增壓產生的異常高壓才能使石油充注入致密儲層［7］。在這種非浮力聚集的情況下，致密油區就不存在明確的油水邊界，這一特征已被Bakken致密油所證實。

3)異常壓力，裂縫高產，油質輕。致密油的富集是石油在巨大源儲壓差下，被“擠壓”入緊鄰烴源巖的致密儲層中，因此必然導致致密油層普遍異常高壓。這種富集方式也使重質油更難在同等壓力條件下充注入致密儲層，僅有輕質油才能富集(Bakken致密油密度為0.81～0.83 g/cm3)。此外，在Bakken致密油的開發過程中還發現，裂縫發育區往往能夠相對高產，成為致密油“甜點區”。

4)非達西滲流為主。由于Bakken組致密儲層覆壓狀態下的滲透率小于0.1 mD，這種情況下石油的注入需要有一個啟動壓力，當運聚動力超過啟動壓力后，石油才開始向儲層中充注，這一充注過程即為“非達西流”。

5)短距離運移為主。由于Bakken組致密儲層的極低滲透率，致密油的形成與富集需要上下Bakken段烴源巖生烴增壓產生的異常高壓充當運移動力，單憑浮力、水動力等傳統成藏動力石油無法在中Bakken段致密儲層中運移。致密儲層中異常高壓傳遞距離又很短，當遞減到無法突破致密儲層的毛管阻力時，石油就停止運移。

6)納米級孔喉連通體系為主。在致密儲層的基質中，雖然孔喉尺寸進入納米級，但孔喉系統仍具有連通性，這也是致密油有效聚集的前提條件。

7)規模開采需要水平井技術結合分段壓裂技術。Bakken致密油的突破建立在2000年以來大規模水平井鉆采和分段壓裂技術的基礎上。直到2005年，隨著水平井技術和分段壓裂技術在中Bakken段的大規模應用，Bakken致密油產量才急劇增長。

3 中國致密油資源潛力評價

隨著北美致密油的持續突破與成熟致密油區的不斷建成，我國也在加快對致密油的勘探開發和研究步伐，為致密油區的快速發展做準備。

3.1 中國致密油勘探進展

目前，我國在致密油勘探方面已有良好開端，在5個盆地中發現致密油，展示了良好的勘探潛力(見圖6)。其中，鄂爾多斯盆地延長組率先建成了國內第一個工業化生產的成熟致密油區;四川盆地侏羅系的致密儲層已有146口累積產量超過萬噸的油井，是國內現實的接替致密油區。此外，準噶爾盆地準東平地泉組、渤海灣盆地沙河街組、松遼盆地青山口組、柴達木盆地第三系、酒西盆地白堊系、三塘湖盆地二疊系以及吐哈盆地侏羅系，均具備形成致密油的潛力，為我國致密油的后續發展提供了有力支撐。

圖6 中國主要致密油盆地分布圖Fig.6 Distribution map of tight oil basins in China

3.2 中國致密油形成條件

我國致密油區的構造環境復雜，沉積環境以陸相湖盆居多。與國外致密油區在沉積和構造環境上的差異必然導致中國致密油的形成條件具有致密油共性的同時也具有一些特性。

3.2.1 大面積分布的致密儲層

鄂爾多斯盆地延長組致密油主要賦存于長(4+5)、長6、長7、長 8、長 9油層組等原始湖盆中心的三角洲前緣、砂質碎屑流等類型的致密砂巖中［8～10］。這套致密砂巖儲層厚度介于 20 ～80 m，物性普遍較差。鄒才能等學者通過對近3.5萬個實測物性數據統計得出:長6油層組平均孔隙度是11.25%，平均滲透率為1.03 mD，屬于低孔—超低滲透儲層。這些致密儲層在橫向上呈大面積分布(見圖7)，多層系疊置后面積可達8萬～10萬km2。

四川侏羅系致密油全區發育5套含油層系，自下而上分別為珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段、涼高山組和沙溪廟組。東岳廟段和大安寨段儲層以致密介殼灰巖為主，其余儲集層段以粉—細砂巖為主。5套儲層均為典型的致密儲層，介殼灰巖儲層孔隙度普遍為0.13% ～3.18%，基質滲透率普遍小于0.1 mD;致密砂巖儲層孔隙度普遍介于1.0% ～6.0%，基質滲透率普遍介于 0.001 ～0.5 mD。這些致密儲層在平面上構成大面積展布的分布格局(見圖8和圖9)。

圖7 鄂爾多斯中生界致密大油區分布圖Fig.7 Distribution map of tight oil in Ordos Basin

圖8 四川侏羅系大安寨段綜合評價圖Fig.8 Comprehensive evaluation map of Daanzhai Member，Sichuan Basin

其他致密油勘探區儲層物性也普遍差，橫向展布面積則各有大小(見表1)。如松遼盆地白堊系儲層孔隙度為2% ～15%，滲透率0.6～1.0 mD;渤海灣盆地沙河街組儲層孔隙度為5% ～10%，滲透率0.2～1.0 mD;準噶爾盆地二疊系儲層孔隙度為3% ～10%，滲透率 ＜1.0 mD。

3.2.2 廣覆式分布成熟度適中的腐泥型優質生油層

圖9 四川侏羅系沙溪廟組綜合評價圖Fig.9 Comprehensive evaluation map of Shaximiao Formation，Sichuan Basin

鄂爾多斯盆地延長組致密油的烴源巖為形成于最大湖泛期的長7優質烴源巖，構成鄂爾多斯致密油主力烴源巖。烴源巖TOC普遍介于2% ～20%，Ro介于0.7% ～1.1%，干酪根類型以I—II1型為主，具備較強生油能力［11］。宏觀上，這套優質烴源巖大面積展布，厚度普遍介于30～90 m(見圖10)。

四川盆地侏羅系發育4套深湖—半深湖相烴源巖，自下而上分別為珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段及涼高山組黑色泥、頁巖。大安寨段和涼高山組為主力烴源巖層，TOC普遍為0.7% ～3.5%，Ro為0.6% ～1.4%。干酪根碳同位素分析結果表明，侏羅系烴源巖干酪根腐泥組分含量為47%～79%，烴源巖類型主要為偏腐泥混合型［12］。兩套主力烴源巖在縱向上累計厚度大，平面上大面積分布(見圖10)。

圖10 鄂爾多斯盆地長7烴源巖等厚圖［1］Fig.10 Source rock isopach map of Chang 7，Ordos Basin［1］

其他致密油勘探區的烴源巖基本符合這一條件(見表1)。如準噶爾盆地二疊系烴源巖 TOC為3% ～4%，Ro為 0.6% ～1.5%，厚度為 10 ～35 m;渤海灣盆地沙河街組烴源巖TOC為1.5% ～3.5%，Ro為0.5% ～2.0%，厚度為100 ～300 m。這些烴源巖層與國外致密油烴源巖相比橫向分布不穩定，有機碳含量相對低，但巨大的厚度有效地彌補了這兩方面的缺陷。

3.2.3 大范圍分布的致密儲層與生油巖緊密接觸的共生層系

鄂爾多斯盆地延長組致密油大面積展布的儲集體緊鄰廣覆式優質烴源巖發育，縱向上疊置連片，在全盆區域內形成良好的源儲緊鄰配置。烴源巖中生成的油氣在源儲壓差的作用下，彌散狀整體運聚，最終形成遍布盆地斜坡、中心的連續型致密大油區(見圖7)。

四川盆地侏羅系的5套儲層和4套烴源巖層相互疊置，在縱向上呈典型的“三明治”狀，源儲緊鄰。準噶爾盆地二疊系、渤海灣盆地沙河街組、松遼中央凹陷區上白堊統、三塘湖盆地二疊系蘆草溝組等致密油勘探區的湖相烴源巖和儲層也緊密接觸，具備源儲壓差充當石油運聚動力的條件。

通過上述分析發現，中國致密油的形成條件比較有利，具有較大勘探潛力。但與國外 Bakken、Eagle Ford等典型致密油區相比，中國致密油的形成條件具有以下兩點特殊性:a.致密油儲層物性更差，橫向分布不穩定，非均質性比國外海相致密儲層大，但儲層厚度遠大于國外致密油區;b.致密油區的烴源巖有機質含量相對低，但厚度更大(見表1)。

3.3 中國致密油特征

從目前國內致密油的勘探進展看，我國致密油具備國外成熟致密油區的七項典型特征。

3.3.1 圈閉界限不明確

從鄂爾多斯盆地延長組致密油的勘探開發實踐看，該致密油區內的油氣大面積連續分布，圈閉邊界不明確［13］。從平面上看，油氣呈連續或準連續狀分布于整個盆地中，含油范圍超越構造高部位，涵蓋整個斜坡及盆地中心部位(見圖7)。

四川盆地的石油分布也具有這一特征。川中幾個油田的分布與構造高部位沒有嚴格對應關系。四川侏羅系油井在盆地中北部廣泛分布，東起鮮渡河，西至金華鎮，南至合川，北到龍崗，在近4萬km2范圍內，分布有726口油井和224口低產井［14］。

表1 中國與北美典型致密油特征對比Table 1 Comparison of characteristics of tight oil between China and North America

3.3.2 非浮力聚集，水動力效應不明顯，油水分布復雜

鄂爾多斯盆地延長組的勘探開發實踐表明，油層中油水關系復雜，無統一油水界限和壓力系統(見圖11)。油層并不局限在構造高部位，干層或水層可能位于油層之上。沿構造上傾方向，油層可逐漸演變為水層，再向上又演變為油層。

四川盆地侏羅系的油水關系又是另一種特征:川中侏羅系油藏地層水不活躍，絕大部分生產井無水產出。2008年川中所有產油區塊年產水0.92萬m3，歷年累產水僅42.02萬m3。

圖11 鄂爾多斯盆地長6段致密油剖面圖Fig.11 The section of tight oil of Chang 6，Ordos Basin

3.3.3 異常壓力，裂縫高產，油質輕

除鄂爾多斯盆地為異常低壓外，其余致密油勘探區均為異常高壓，壓力系數從1.0～1.8不等(見表1)。裂縫對于四川盆地侏羅系致密油的產量影響明顯。在四川侏羅系普遍含油、大規模連續型聚集的背景下，裂縫發育區往往能獲得高產，形成“甜點區”。鄂爾多斯延長組和四川盆地侏羅系的致密油油質輕，分別為 0.85～0.90 g/cm3和 0.76 ～0.87 g/cm3。

3.3.4 非達西滲流為主

鄂爾多斯盆地長6油層組的平均滲透率為1.03 mD;四川侏羅系致密灰巖基質滲透率小于0.1 mD，致密砂巖基質滲透率普遍為 0.001～0.5 mD。如此低的滲透率必然導致石油在注入儲層時以“非達西流”的方式進行滲流。

3.3.5 短距離運移為主

從鄂爾多斯盆地延長組致密油和四川盆地侏羅系致密油分布位置與烴源巖的匹配關系看，兩個地區的石油富集區均位于優質烴源巖展布區內(見圖7～圖9)。石油排出烴源巖后，并未進行橫向上的遠距離運移，而是就近在緊貼源巖的致密儲層中富集。

3.3.6 納米級孔喉連通體系為主

研究發現長6油層組致密砂巖孔喉半徑普遍較小，半徑小于 0.1 μm的孔喉約占總體孔喉的65.1%，納米級孔喉是致密砂巖儲層中所占比例最高的一級。在四川侏羅系致密儲層中，納米級孔喉所占比例也較大，構成了四川侏羅系致密油的主力儲集空間。由于這些結果均通過壓汞實驗所得，因此表征的孔喉系統均具有連通性。

3.3.7 規模開采需要水平井技術結合分段壓裂技術

目前，僅鄂爾多斯盆地延長組致密油區已經將水平井技術結合分段壓裂技術應用于工業化開采，并取得良好的經濟效益。其他致密油區，包括具有代表性的四川盆地侏羅系，均未實現這一步。這也正是限制四川盆地侏羅系乃至整個中國致密油獲得全面突破的瓶頸。

3.4 中國致密油勘探前景

上述分析表明，中國不但擁有鄂爾多斯盆地延長組這樣已開發的成熟致密油區和四川盆地侏羅系這種現實的致密油接替區，還擁有大量具備形成致密油條件的盆地。

據最新統計，我國致密油資源潛力巨大(見表1)。如鄂爾多斯盆地延長組的有利勘探面積約為2.5萬km2，地質資源量22億～25億 t;四川盆地侏羅系的有利勘探面積約3.8萬km2，地質資源量10億～12億t;松遼盆地青山口組有利勘探面積約0.5萬km2，地質資源量7億～8億 t，扶楊油層有利勘探面積約1.2萬 km2，地質資源量11億 ～12億 t。雖然，我國單個致密油勘探區面積和地質資源量與北美相比都不大，但全國累計致密油有利勘探面積約10.3萬km2，累計地質資源量達80億～100億t。

由于國內致密油研究尚處起步階段，除鄂爾多斯盆地延長組和四川盆地侏羅系外，其他致密油勘探區的相關資料仍不完善，文中對這些地區的分析也較疏淺，要進行更精細的評價還需要后期資料的不斷補充。

4 結語

致密油已成為全球油氣勘探的熱點和亮點領域，一批典型的致密大油區已見雛形，勘探潛力較大。我國的致密油與北美 Bakken致密砂巖油、Eagle Ford致密灰巖油均具有相似的形成條件和分布特征。但目前國內不同致密油區的發展程度不同。鄂爾多斯盆地延長組已經進入工業化開發階段，不斷優化技術手段和尋找周圍新區是下一步工作重點;對于四川盆地侏羅系，勘探開發工藝技術是主要制約因素，可借鑒國內外致密油勘探的相關理論和技術，主要是水平叢式井組開采方式與多段多簇體積壓裂改造技術。對于其他致密油區，需要在致密油形成條件及有利區優選兩方面深入研究。

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