中国陆相湖盆致密油成藏主控因素综述

马 洪，李建忠，杨 涛，闫伟鹏，唐 惠，郭彬程，黄福喜，吕维宁

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

中国陆相湖盆致密油成藏主控因素综述

马 洪，李建忠，杨 涛，闫伟鹏，唐 惠，郭彬程，黄福喜，吕维宁

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

致密油是指致密储层中的石油聚集，储层主要为致密砂岩和碳酸盐岩2大类，覆压渗透率多小于0.1×10-3μm2，一般无自然产能，需经技术改造方能获工业油流。我国主要发育陆相湖盆致密油藏，通过对比研究分析发现，发育优质烃源岩、存在“甜点区”、具备成藏原动力、近源聚集是我国陆相致密油成藏的主要条件。我国陆相致密油主要发育2类优质烃源岩：Ⅰ类烃源岩有机质类型好、丰度高，有机质成熟度高，生烃潜力大；Ⅱ类烃源岩生烃转化率较高。发育致密砂岩和碳酸盐岩2类储层，储层具有较强的非均质性，横向不连续，垂向叠置分布。生烃增压是我国陆相致密油成藏的主要原动力，强大的源储压差驱替生成的石油向紧邻优质烃源岩的致密储层中持续充注；其中，微裂缝沟通、微—纳米孔发育是致密油运移聚集的关键。微—纳米孔发育增大了致密储层的有效储集空间，微裂缝沟通为致密油的运移聚集提供了有效通道。我国陆相致密油资源丰富，初步预测其有利勘探面积约16×104km2，地质资源量约(160～200)×108t，有利勘探领域主要分布在鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、柴达木、四川等盆地。

致密油；源储压差；甜点区；微—纳米孔；陆相湖盆

随着世界范围内非常规油气资源勘探热度的不断增加，致密油气已经成为现实的资源接替领域。尤其是致密油，近年来已经成为全球油气勘探的热点领域。美国是目前世界致密油勘探开发的核心地区。在致密油有效开发的助推下，2008年美国原油产量止跌回升，扭转了美国持续24年以来的石油产量下降趋势。2011年美国致密油产量已达3 000×104t，2012年产量高达9 500×104t，彻底改变了美国能源供应的格局。继巴肯(Bakken)和鹰滩(Eagle Ford)致密油获得重大突破之后，2012年美国在加州的蒙特利(Monterey)地区致密油又获战略性突破，引起世界关注。美国能源信息署(EIA，2013)预测，蒙特利地区致密油可采资源量18.8×108t，约占全美致密油总资源量的41%；致密油俨然已经成为美国石油能源的有效接替领域。部分学者通过文献调研，结合勘探实际情况，分析研究了国外(尤其是美国)致密油的成藏机理[1-4]。国外致密油成藏主要具有以下两大特征：一是生油条件好，热演化适中(Ro为0.9%～1.3%)，发育致密油、凝析油、页岩湿气与干气4种油气类型；二是油气大面积连续分布，规模很大，有“甜点区”和富集段。目前我国致密油刚处于起步阶段，近两年来已经在鄂尔多斯、准噶尔、柴达木、松辽、渤海湾、四川、三塘湖等盆地取得了实质性进展，发现了鄂尔多斯长7致密油、准噶尔昌吉大油田、松辽盆地扶杨油层等重点领域，初步落实储量规模达23.3×108t，有望成为我国“十三五”能源储备的主要战略领域。笔者在对比国内外典型致密油成藏地质条件的基础上，归纳总结了我国陆相湖盆致密油成藏的四大主控因素，即：发育优质烃源岩、存在储层“甜点区”、具备成藏原动力及近源聚集。

1 致密油定义

致密油是英文“tight oil”的中文译名，其作为一般性的描述词在20世纪40年代就出现在AAPG Bulletin杂志中，用于描述含油的致密砂岩，与“tight gas”几乎同时出现，但是致密油作为一个专门术语，代表一种非常规油气资源，并有明确的定义则是近几年的事[1]。目前对致密油还没有一致认可的严格定义，不同机构和学者对致密油的定义也有一定差异。如2011年9月美国国家石油委员会(NPC)将致密油定义为蕴藏在那些埋藏很深、具有极低的渗透率、不易开采的沉积岩层中，可直接产自页岩层，大多产自与烃源岩具有密切关系的砂质岩、粉砂质岩和碳酸盐岩[5]。贾承造等将致密油定义为以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂质岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油富集[6]。邹才能等认为致密油是致密储层油的简称，是指覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2的砂质岩、灰岩等储集油层、石油经过短距离运移而富集的非常规油气资源，主要包括致密砂质岩和灰岩等[6]。赵政璋、杜金虎等认为致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或者碳酸盐岩储层中，未经大规模长距离运移而形成的石油聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂技术才能形成工业产能[6]。虽然不同学者和机构对致密油的定义差别较大，但对致密油的内涵也形成了部分共识，即：致密油的储层主要为砂岩和碳酸盐岩2类，覆压渗透率多小于0.1×10-3μm2，一般无自然产能，需经技术改造方能获工业油流。

2 致密油成藏主控因素

相对于常规油藏而言，致密油成藏条件更为苛刻。通过对比分析国内外致密油成藏机理认为，我国陆相致密油成藏主要具备4个必要条件：发育优质烃源岩、存在“甜点区”、具备成藏原动力和近源聚集。

2.1 优质烃源岩

优质烃源岩的发育是致密油形成的首要因素，特别是高丰度的泥岩、页岩等优质烃源岩。北美威利斯顿盆地的巴肯致密油主要分布于紧邻页岩发育区的上下致密储层中。我国鄂尔多斯盆地延长组7段、准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组、松辽盆地泉头组四段、渤海湾盆地第三系沙河街组三、四段的致密油，其烃源岩也主要为上下发育的优质泥页岩。一般情况下，评价优质烃源岩的主要参数包括有机质丰度(TOC含量)、有机质成熟度(Ro)、有机质生烃潜量等[7-9]。通过对国内外主要致密油藏的烃源岩特征进行调研与分析，可以看出(表1)：致密油藏多发育优质烃源岩。海相烃源岩评价指标优于陆相湖盆烃源岩。国外海相致密油烃源岩TOC含量一般大于2%，最高达14%；Ro多为0.6%～1.2%，生烃潜量一般大于10 mg/g，最高达69 mg/g。我国陆相湖盆致密油的Ⅰ类优质烃源岩的评价指标类似于国外海相致密油烃源岩，但指标值相对较低。如TOC含量最高达10%；有机质成熟度Ro均大于0.5%，生烃潜量最高为63.87 mg/g，鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段优质页岩和松辽盆地白垩系青山口组一段泥页岩相对较好，其生烃强度分别为500×104t/km2和300×104t/km2(图1)。我国陆相湖盆的Ⅱ类烃源岩各项评价指标相对较差，TOC含量最高为2%，平均为1%左右；生烃潜量均小于10 mg/g；但Ⅱ类优质烃源岩的生烃转化率相对较高，也可以进行有效持续充注。

表1 国内外典型盆地泥页岩地球化学数据对比

图1 松辽盆地北部青一段(左)与鄂尔多斯长7段(右)生烃强度等值线

2.2 储层“甜点区”

目前不同行业对“甜点区”的定义和理解差异较大，笔者在本文中将致密油的“甜点区”理解为致密储层内部孔隙度、渗透率相对较好且有利于石油聚集的发育区。多数情况下，评价致密油“甜点区”的主要指标为储层的孔隙度和渗透率。通过分析国内外典型盆地致密油的储层物性发现(表2)，一般致密油储层孔隙度多小于12%，覆压渗透率小于0.1×10-3μm2，空气渗透率小于1×10-3μm2。结合当前我国致密油勘探开发过程中的有效储集空间，在目前勘探方法和技术条件下，致密油的“甜点区”有效孔隙度大于5%，渗透率在不同探区的评价范围不一致。如鄂尔多斯盆地延长组7段致密油的空气渗透率下限为0.3×10-3μm2，松辽盆地北部大庆长垣致密油的空气渗透率下限为0.6×10-3μm2。北美致密油甜点区的物性下限也不尽相同，如威利斯顿盆地巴肯致密油孔隙度主要分布于5%～13%之间，覆压渗透率多分布于(0.01～0.1)×10-3μm2之间；南德克萨斯盆地鹰滩致密油孔隙度主要分布于5%～12%之间，覆压渗透率多小于0.01×10-3μm2。

表2 国内外主要盆地致密油储层物性数据对比

鄂尔多斯盆地长7致密油储层主要为湖盆沉积中心大面积复合连片的三角洲前缘砂体。受东北、西南、南部、西北和西部5个物源区影响，大量碎屑物质不断向三角洲前缘加积，在盆地中部发育三角洲前缘砂、水下分流河道砂、重力流浊积砂等储集体。砂体分布横向不连续，垂向叠置，整体展布范围广，单层厚度一般为10～20 m，累计厚度一般为25～50 m(图2)；砂体延展约150 km，宽25～80 m[10-11]。岩性主要为灰色、灰白色粉—细砂岩，孔隙度主要分布于5%～15%之间，平均孔隙度为10.1%；渗透率主要分布于(0.01～1)×10-3μm2之间，平均渗透率为0.18×10-3μm2，储集空间以次生孔隙为主，发育粒间孔、粒内孔、晶间孔、微孔隙和微裂缝等(图3)。

优质烃源岩和储层甜点区的匹配关系与分布范围，控制着致密油藏的规模。鄂尔多斯盆地长7致密油规模主要受控于长7烃源岩与三角洲砂体在垂向上相互叠置的分布，平面上主要分布在盐池—靖边以南、环县—镇原—灵台以东至杨密涧—延安地区，主要沉积类型为三角洲前缘砂体与以深湖—半深湖沉积为主的暗色泥页岩叠置发育区(图4，左)，分布面积近3×104km2；纵向上，致密油主要分布在以夹持在烃源岩内部致密粉、细砂岩为主的长71、长72段，砂体叠置发育，有利于石油的近源充注(图4，右)。松辽盆地扶杨油层致密油规模主要受控于上覆青一段优质烃源岩与下伏的泉三、四段致密砂岩储层的分布范围。平面上主要分布在龙虎泡大安阶地以东至朝阳沟阶地和三肇凹陷以西的坳陷中央区，包含了长垣隆起和齐家—古龙凹陷(图5)，分布面积约2.3×104km2。纵向上，致密油主要分布在发育三角洲前缘沉积为主的水下分流河道砂体的泉四段[12-13]。

图2 鄂尔多斯盆地陇东地区镇113井—白172井长7沉积相剖面

图3 鄂尔多斯盆地长7致密油储层储集空间类型

图4 鄂尔多斯盆地长7致密油平面(左)、纵向(右)分布特征

2.3 成藏原动力

致密油的油气成藏原动力主要指油气生成后由生油岩运移至致密储层中的原始动力。生烃源岩模拟实验证实，生烃增压是石油运聚的重要动力。生烃增压是由于高密度的干酪根转化成低密度的油气而使孔隙流体发生膨胀的结果，在密闭空间内使封存压力逐渐增大[14]。对于常规储层而言，由于其储层物性相对较好，成为油气聚集成藏的主要通道。对于致密储层而言，由于其储层孔隙度、渗透率相对较低，在油气生成的初期阶段主要起封闭作用，随着深度的增加和烃源岩生烃转化率的不断增大，生油增压强度逐渐增大。当压力增加到可以突破致密储层的孔渗极限后，致密储层便成为油气聚集的有效空间，即强大的源储压差是致密油连续充注成藏的原动力。由于不同地区致密储层与优质烃源岩的配置关系不同，其致密油成藏的源储压差也不尽相同。如四川盆地侏罗系大安寨段，烃源岩排烃后源岩剩余异常高压约2.8 MPa，可突破孔喉半径117 nm的致密储层，当增压瞬时最高值达38 MPa时，可突破孔喉半径26 nm的致密储层。鄂尔多斯盆地延长组7段的烃源岩与致密储层的压力差约12～15 MPa，为连续充注成藏提供了充足的动力条件。鄂尔多斯盆地致密储层加压驱替实验表明：当存在压力差时，石油就能有效充注到致密储层中，在持续的动力条件下可以发生持续幕式石油充注，源储压差越大，石油的充注程度越高(图6)。松辽盆地青一段烃源岩在大量油气生成时期与下伏的泉四段的源储压差一般为6～11 MPa，也是松辽盆地扶杨油层成藏的原始动力。

2.4 近源聚集

近源聚集是指烃源岩与储集层呈大面积紧邻或紧密接触，垂向上表现为烃源岩与储集层呈互层或上覆、下伏3种接触关系[2-4]。我国致密油主要分布在以陆相湖盆沉积为主的沉积地层中，长期以河流—三角洲—湖泊沉积为主的多期沉积砂体与细粒烃源岩垂向上相互叠置[14]，为致密油的形成提供了优越的先天条件。致密油成藏过程中，由于储层非均质性较强，横向上岩性、物性变化较大，因而不具备油气长距离运移的输导条件，从而很难发生大规模、长距离运移而形成集中分布区，只能短距离、近源成藏，且一般呈低丰度、广分布。这就导致致密油的成藏只能是源储紧邻、近源聚集。源储紧密接触利于石油短距离运移聚集。由于致密储集体中渗流能力较差，运移距离短，石油主要在源岩内部及近源储集体中运移富集。如松辽盆地泉三、四段发育的河流—三角洲相沉积，发育大面积横向不连续、垂向叠置的三角洲前缘分流河道砂体，与上覆青一段紧邻接触，在强大的生烃增压作用下，生成的石油向下运移、就近聚集，形成现今扶杨油层致密油。其中，微裂缝沟通、微—纳米孔发育是致密油聚集成藏的关键。致密储层多发育微米孔、纳米孔、微缝等储集空间，大大增加了其储集性能，为持续充注的致密油聚集提供了有效储集空间[15-17]。如鄂尔多斯盆地长7致密储层构造成因的高角度缝、水平微裂缝较发育，高角度缝每10 m约2.3条，有效提高了储层渗流性能。松辽盆地扶余油层致密储层的区域构造缝发育，裂缝平均线密度为0.58条/m，分支河道沉积的粉细砂岩裂缝平均线密度大于1条/m，大大改善了储层渗流性能。通过对不同盆地样品进行流体包裹体和CT扫描技术的微观结构分析，发现微、纳米级孔、缝曾经有过油气的运移聚集(图7)。流体包裹体样品分析发现了成岩微缝、晶体壳间缝和晶间隙作为石油运移通道的直接标志；场发射和环境扫描技术，进一步揭示了纳米级孔、缝的发育是油气运移聚集的有效通道(图7)。这也进一步证实了天然裂缝的发育可以有效沟通致密储层中的微、纳米孔，形成复杂立体的缝网系统，有效输导油气运移富集成藏。与常规油气成藏相比，致密油成藏多为源内或近源成藏，更注重优质烃源岩(或高效排烃)与大面积致密储层相互共生或紧密对接；在强大的源储压差作用下，近源、近距离运聚成藏。常规油藏一般为源外成藏，更注重圈闭形成时间与生排烃运聚时刻的匹配关系，近距离或远距离均可有效成藏。

图5 松辽盆地北部扶余油层致密油分布特征

图6 鄂尔多斯盆地致密油驱替成藏砂岩岩心充注模拟实验

图7 四川盆地不同致密油探井流体包裹体样品分析

3 致密油勘探潜力

我国陆相湖盆沉积发育了大面积、广分布的优质烃源岩与有效储层，为致密油的形成提供了先天条件[18-34]。从目前致密油已经取得的勘探成效看，我国致密油的资源前景非常可观，初步预测鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾等盆地有利勘探面积约16×104km2，地质资源量(160～200)×108t(表3)。

鄂尔多斯盆地致密油主要分布在延长组长7段。烃源岩以长73、长72的优质泥页岩为主，厚度一般为30～60 m；有机碳含量主要分布在5%～10%；有机质成熟度处于成熟生油阶段，Ro为0.6%～1.0%；生烃潜量平均约64 mg/g。储层主要以长71和长72段的致密粉细砂岩为主，单层厚度一般为10～15 m；孔隙度多为2%～12.2%，一般为5%～12%；渗透率为(0.01～1.14)×10-3μm2，一般为(0.3～1.14)×10-3μm2。鄂尔多斯盆地致密油主要分布在盐池—靖边以南至盆地边界地区，有利勘探面积约(2.5～3)×104km2，资源量约20×108t。

准噶尔盆地致密油主要分布在吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组。烃源岩以芦草沟组的黑色泥岩为主，厚度一般为150～220 m；有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ1型为主；有机质丰度高，有机碳含量主要分布在3%～8%；有机质成熟度处于成熟生油阶段，Ro为0.6%～1.6%；生烃潜量平均约21 mg/g。储层主要为芦草沟组的云质粉细砂岩、砂屑云岩、微晶与泥晶云岩，单层厚度一般为5～25 m；孔隙度多为3%～16%，一般为6%～16%；渗透率多小于1×10-3μm2[35]。准噶尔盆地致密油主要分布在吉木萨尔凹陷，有利勘探面积约500 km2，资源量约13×108t。

表3 中国陆相湖盆致密油资源量预测统计

松辽盆地致密油主要分布在泉头组三、四段的扶杨油层。烃源岩以青一段的黑色泥页岩为主，厚度一般为40～60 m；有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ1型为主；有机碳含量主要分布在3%～6%；有机质成熟度处于成熟—高过成熟阶段，Ro最高达2.0%；生烃潜量平均约17 mg/g。储层主要为泉头组三、四段的粉细砂岩，单层厚度一般为2～6 m；孔隙度多为2%～15%，一般为6%～12%；渗透率一般为(0.6～1)×10-3μm2。松辽盆地致密油主要分布在坳陷区的中部，北部以大庆长垣、齐家—古龙凹陷、三肇凹陷为主，南部以长岭凹陷、红岗—大安阶地、华字井阶地及两井地区为主，有利勘探面积约(2～3)×104km2，资源量约26×108t。

渤海湾盆地致密油主要分布在沙河街组三、四段。烃源岩以沙三段暗色泥岩、油页岩和泥灰岩为主，厚度一般在200～400 m；有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ1型为主；有机碳含量主要分布在2%～4%；有机质成熟度处于成熟—高成熟阶段，Ro一般为0.5%～1.5%；生烃潜量平均约12 mg/g。储层主要为沙河街组三、四段的粉细砂岩、砾岩和泥灰岩，单层厚度一般为3～30 m；孔隙度多为5%～15%；渗透率一般为(0.3～4.6)×10-3μm2。渤海湾盆地致密油主要分布在歧口凹陷和束鹿凹陷等地区，有利勘探面积约(1.5～3)×104km2，资源量约38×108t。

柴达木盆地致密油主要分布在第三系上、下干柴沟组。烃源岩以上、下干柴沟组的暗色泥岩、泥灰岩为主，厚度一般在100～400 m；有机质类型以Ⅱ-Ⅲ型为主；有机碳含量主要分布在1%～2%；有机质成熟度处于成熟—高成熟阶段，Ro一般为0.6%～1.8%；生烃潜量平均约2.4 mg/g，但其烃源岩生烃转化率高，一般超过50%。储层主要为上、下干柴沟组的致密砂岩和碳酸盐岩，单层厚度一般为2～10 m；孔隙度一般为3%～8%；渗透率一般为(0.05～1)×10-3μm2。柴达木盆地致密油主要分布在红柳泉—跃进地区E32碳酸盐岩、阿尔金—扎哈泉地区N1碎屑岩、柴西北区N2混积岩中，有利勘探面积约1.5×104km2，资源量约(10～13)×108t。

4 结论

(1)发育优质烃源岩、存在“甜点区”、具备成藏原动力、源储一体是致密油成藏的主要条件。

(2)生烃增压是致密油运移聚集的原动力，致密油藏多具备较大的源储压差。

(3)微裂缝沟通、微—纳米孔发育是致密油运移聚集的关键。微—纳米孔发育增大了致密储层的有效储集空间，微裂缝沟通为致密油的运移聚集提供了有效通道。

(4)我国致密油资源潜力较大，初步预测其有利勘探面积约16×104km2，地质资源量约(160～200)×108t，有利勘探领域主要分布在鄂尔多斯、准噶尔、松辽、渤海湾、柴达木、四川等盆地。

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(编辑 韩 彧)

Main controlling factors for tight oil accumulation in continental lacustrine basins in China

Ma Hong, Li Jianzhong, Yang Tao, Yan Weipeng, Tang Hui, Guo Bincheng, Huang Fuxi, Lü Weining

(ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China)

Tight oils refer to the oils accumulated in tight reservoirs. The tight reservoirs mainly include tight sandstones and carbonate rocks, with in-situ permeability less than 0.1×10-3μm2. There is no natural production normally, and commercial oil flows can be obtained through technical reconstructions. In China, the tight oil reservoirs in continental lacustrine basins are developed, and four controlling factors for tight oil accumulation have been concluded as followed: developing superior hydrocarbon source rocks, being preferable reservoirs, possessing original driving forces and accumulating near to source rocks. Two types of high-quality hydrocarbon source rocks developed in the continental lacustrine basins in China. The source rocks of type Ⅰ have superior organic type, high organic content, high maturity, and big hydrocarbon generation potential. The source rocks of type Ⅱ are outstanding in hydrocarbon transformation ratio. Tight sandstones and carbonate rocks work as the main reservoirs for tight oils, and are featured by strong heterogeneity (discontinuous in transverse and superimposed in vertical). Generated hydrocarbon pressurization is the main driving force for tight oils in China. Powerful pressure differential between source rocks and reservoirs displaced the generated oils to fill the tight reservoirs continuously which were close to high-quality hydrocarbons. Micro-crack in communication and micro-nanometer pore development were the key conditions for tight oil gathering. Micro-nanometer pore development increased the effective reservoir space and micro-crack in communication provided the effective channel for tight oil gathering. The tight oil resources are rich in China. The favorable exploration area is about 16×104km2, and the geological resources are about (160-200)×108t. The favorable exploration areas mainly distribute in the Ordos, Junggar, Songliao, Bohai Bay, Qaidam and Sichuan basins, and so on.

tight oil; pressure differential between sources and reservoirs; preferable reservoir area; micro-nanometerpore; continental lacustrine basin

1001-6112(2014)06-0668-10

10.11781/sysydz201406668

2014-01-03；

2014-09-29。

马洪(1978—),男，博士，高级工程师，从事非常规油气资源、石油地质综合研究工作。E-mail：mh1978@petrochina.com.cn。

国家科技部重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05043)资助。

TE122.3

A