松辽盆地北部扶余油层致密油资源评价参数体系及标准研究

2019-04-09刘丽娟

世界地质 2019年1期

刘丽娟

大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712

0 引言

近年来，以致密油气、页岩油气等为代表的非常规油气资源成功实现了规模开发，推动全球油气工业进入常规资源与非常规资源并重发展的新阶段[1]。致密油气作为最现实的非常规油气资源在中国油气勘探领域上具有重要的战略地位，目前已形成鄂尔多斯、松辽、三塘湖3个规模致密油产区，产能规模超过160×104t[2]。说明中国致密油资源具有形成规模储量和有效开发的条件[3,4]，以水平井+大规模体积压裂为代表的储层改造技术已成为致密油资源提产、提效的技术利器[5,6]。大庆油田从2011年起开始对致密油进行初步探索，通过近8年的持续攻关，逐步探索形成适合松辽盆地北部致密油特点的配套技术[7]，垣平1、葡平1等多口井获工业油流，新增三级储量近5×108t，展现松辽盆地北部致密油良好的勘探前景。目前，松辽盆地北部致密油资源整体认识程度较低，前人在资源评价方面做了初步的研究探索[5]，主要依托钻井资料采用容积法计算资源，缺乏空间上的预测性。笔者在前人研究成果的基础上，形成了以“地质条件分析确定基本参数，主控因素分析确定关键参数，宏观认识与统计分析结合确定取值标准，多种方法结合确定资源量”为核心的刻度区解剖“四步法”，建立适合松辽盆地致密油特点类比评价参数体系及取值标准，为有效开展致密油资源评价提供重要的依据。

1 扶余油层致密油地质条件

松辽盆地北部扶余油层为源下“源储近邻”型致密油，以上覆青山口组一段为烃源岩，以泉头组三、四段河流—浅水三角洲沉积体系的致密砂体为储层[8]，主要分布在大庆长垣中南部、三肇凹陷、龙虎泡阶地和齐家—古龙凹陷[9]，面积约9 500 km2。

1.1 烃源岩条件

青山口组沉积时期，松辽盆地发生了地质演化史上第一次大规模湖侵事件[10]，形成了一套深湖--半深湖相沉积。青一段烃源岩是扶余油层致密油主力烃源岩，沉积连续、稳定，在中央坳陷区几乎全部为黑色泥岩、油页岩夹薄层泥质灰岩，厚60～80 m，最厚达120 m，分布面积超过4×104km2，埋深1 800～2 500 m[4]。有机质类型主要以Ⅰ型为主，部分为Ⅱ1型[8]，这一特征决定了该套源岩在成熟演化阶段可以大量生成石油。源岩有机质丰度高，TOC平均值为2.84%，氯仿沥青“A”平均值为0.421%，生油潜量平均值为16.37 mg/g，表现出大型湖相盆地优质烃源岩的有机质特征。成熟烃源岩在中央坳陷区内普遍发育，其中，Ro≥1.2%的烃源岩面积达2.4×103km2，Ro≥0.9%的烃源岩面积达7×103km2，Ro≥0.75%的烃源岩面积达16×103km2。目前扶余油层已发现的油气聚集区主要分布在Ro≥0.75%的有效烃源岩范围内。

1.2 储层条件

扶余油层沉积时期，盆地整体进入坳陷阶段，沉积范围得到极度拓展，断陷相对分割的小型盆地逐渐形成了一个统一的大盆地构造格局[11，12]。盆地边缘地形高、盆地中心低，湖泊大面积分布。扶余油层储集砂体类型主要为曲流河点坝、网状河道及分流河道。储层岩性以粉细砂岩为主，其次为粉砂岩，主要岩石类型为岩屑长石粉砂岩和长石岩屑粉砂岩。碎屑颗粒占岩石体积的50%～90%，大多数储集岩具颗粒支撑结构。砂岩填隙物以碳酸盐胶结物和黏土矿物杂基为主，碳酸盐胶结物一般以方解石为主。扶余油层黏土矿物有伊利石、高岭石、绿泥石及伊/蒙混层。胶结类型以孔隙式胶结为主。扶余油层致密储层的孔隙类型复杂多样，以原生粒间孔、缩小粒间孔、粒内溶孔和粒间溶孔为主，局部见微裂缝、铸模孔。

扶余油层砂岩储层物性整体较差，孔隙度为5%～12%，渗透率为0.03～1.2 mD，总体上具有低孔、低-特低渗透储层特征。其中长垣及其以东地区孔隙度一般>9%；三肇凹陷、长垣及以西地区孔隙度多<9%；长垣及三肇凹陷渗透率为0.5～1 mD，齐家—古龙凹陷普遍<0.5 mD。前人根据松辽盆地致密油储层孔隙度、渗透率及含油性关系将致密储层进行分类：Ⅰ类储层岩性为细砂岩和粉砂岩，孔隙度9%～12%，渗透率0.1～1 mD，喉道半径>100 nm，含油产状以含油和油浸为主；Ⅱ类储层岩性为粉砂岩和泥质粉砂岩，孔隙度5～9%，渗透率0.03～0.1 mD，喉道半径50～100 nm，含油产状以油斑和油迹为主[8,13--15]。因此，长垣及三肇凹陷扶余油层致密油储层以I类为主，齐家—古龙凹陷扶余油层致密储层则以II类为主。

1.3 成藏特征

扶余油层的盖层是青山口组暗色泥岩，具有沉积厚度大、沉积稳定、排替压力大的特点，既是有利的生油层，又是良好的区域盖层[16]，这种“上生下储”式的生储盖组合是理想的成藏组合[17，18]。由于青一段烃源岩与泉四段砂岩储层直接接触，或有大量的断裂形成网状多注入点的排运条件，形成密集状输导体系，青一段烃源岩生成的油气可直接排入泉头组四段储层[19]，为扶余油层提供较好的油源。进入储层后的油气在超压作用下，沿着裂缝、断裂或断面等通道向下覆的泉头组砂体垂向运移，再在浮力作用下，侧向运移至低势能的致密砂岩储层中成藏。扶余油层在烃源岩有效排烃范围内整体含油，储层与优质源岩匹配关系好，有利于油气聚集成藏，为规模致密油资源的形成奠定了基础。

2 扶余油层致密油刻度区解剖及评价参数体系

刻度区是指在油气资源评价过程中能够作为评价区类比标准的评价基本地质单元，为评价单元类比参数提供参照标准。

2.1 刻度区的选择与界定

刻度区的选择是否合适、获取的类比参数是否客观、准确，直接影响类比结果的可靠性和合理性。本次刻度区的选择遵循“勘探程度高、地质规律认识程度高、资源落实程度高”的原则，并具有代表性和可比性。

长垣南刻度区构造位置位于松辽盆地北部中央坳陷区，主体部分位于长垣背斜带南部(图1)。勘探主要目的层为下白垩统泉头组三、四段的扶杨油层。刻度区类型属源下扶余油层源储近邻，代表揭示局部构造背景致密油地质特征。建立长垣南刻度区，不仅可为松辽盆地北部白垩系致密油资源评价提供可靠的类比依据，而且对中国其他盆地和层系的致密油资源评价也具有借鉴意义。

图1 长垣南刻度区位置图Fig.1 Location map of southern Changyuan scale area

长垣南刻度区已完成三维地震勘探598 km2，二维地震勘探2 011.727 km，探井49口，总进尺10.145×104m，剩余石油控制储量2 837×104t，剩余石油预测储量3 873.5×104t。在探明储量边界的基础上，以边缘工业油井外推平均井距的一半，结合三维地震工区，确定刻度区的分布范围，计算刻度区的面积为598.054 km2。

2.2 刻度区精细解剖方法

根据扶余油层致密油特点，探索形成刻度区解剖“四步法”(图2)，建立资源评价参数体系及取值标准，为计算评价单元资源提供依据。

2.2.1 地质条件分析，确定地质评价基本参数

致密油地质评价参数按大类可分为烃源岩评价参数、储层评价参数和盖层评价参数等，这些参数是致密油资源评价的基础，是决定致密油资源形成、潜力大小和资源品质的关键参数[19]。笔者从源岩条件、储层条件、盖层条件、圈闭条件、运聚条件及保存条件等方面综合分析，确定储层厚度、储层岩性、孔隙类型、有效孔隙度、烃源层厚度、有机碳、成熟度、有机质类型、封隔层岩性、封隔层厚度十项资源评价基本参数。

2.2.2 主控因素分析，确定关键参数

在确定不同类型基本参数的基础上，通过油气富集主控因素的分析，进一步优选控制油气富集的关键参数。

图2 刻度区解剖流程图Fig.2 Anatomical flowchart of scale area

烃源岩条件青一段暗色泥岩既是有效源岩又是良好的区域盖层，控制油气分布范围。油源对比表明，扶余油层原油来自上覆青一段生油岩，生成的油气通过裂缝和断裂向下运移到扶余油层。青一段油气下排深度可达100 m以上，进入储层后的油气沿着储层向低势区作侧向运移。因此，青一段湖相泥岩相对下伏的扶余油层油气成藏具有宏观的控制作用，同时巨厚的泥岩直接覆盖在储层上成为良好的区域性盖层。刻度区内烃源岩有机质以I型、II1型为主，成熟度0.9%～1.3%，排油强度大，已发现储量主要分布在有效烃源岩区内。

储层条件长垣南地区扶余油层储集层既有曲流河沉积体系又有浅水湖泊三角洲沉积体系。通过精细解剖，识别出曲流河道、分流河道和网状河道等储集砂体(图3)，以河道砂为主。单砂体厚度薄，规模较小，纵向不集中，横向不连续，多期叠置、错叠连片，空间上表现多为多层砂泥岩相互叠置的汉堡包式特点。从含油产状的统计来看，油层主要为粉砂级以上(包括粉砂)的岩性，粉砂级以下的岩性均不含油，进一步证实岩性对含油性具有控制作用。

研究区扶余油层储层砂岩以粉砂岩和细砂岩为主，储层厚度较大，通过已钻井统计，砂岩厚度为5～20 m。虽然砂岩厚度较大但储层物性较差，孔隙度平均只有10%，渗透率平均只有0.98 mD，为典型的致密砂岩储层。从铸体薄片及压汞资料分析来看，扶余油层孔隙结构极其复杂，孔隙类型多样，以原生孔隙为主，但孔喉半径小，其中<0.1 μm占46%以上。这种储集条件为油气运移带来极大难度，导致常规技术产量极低。

成藏条件扶余油层油气主要沿广泛分布的通源断裂下排，以垂向运移为主，断砂匹配的疏导体系控制了油气纵向分布及下排深度，整体表现为大面含油的场面。油气的富集受油源、构造、断裂、河道砂“四位一体”控制。油气以西侧油源供应为主，构造整体含油，从西侧斜坡到构造高部位，油柱高度逐渐降低，在斜坡带油柱高度大，到了构造高部位，因为经过一系列反向正断层的遮挡，油气并不是很充足，形成上油下水的油水分布特征，含油性和产量随着构造位置的不同以及与断裂的匹配程度不同而有着明显的差异。因此，具备形成大面积致密油的成藏条件(图4)。

经成藏综合分析，储层岩性、储层厚度、孔隙度和孔隙组合类型、烃源岩厚度、有机碳和成熟度等7项参数是控制致密油资源分布的关键地质参数。在资源评价过程中所占的权重最大。

2.2.3 宏观认识与统计分析结合，建立取值标准

长垣南解剖刻度区位于有效源岩内，烃源岩发育特性差别较小，而储层条件参数的差异对油气富集影响较大，本研究主要以储层条件参数为例来详细阐述关键参数如何确定取值标准。

储层岩性刻度区扶余油层岩性主要有细砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩。从储层岩性与物性分布来看，当埋深<2 000 m时，细砂岩物性比粉砂岩物性要好，物性受沉积环境控制；当埋深>2 000 m时，细砂岩物性与粉砂岩物性差别不大，物性受成岩控制。综合统计不同岩性与含油产状分布情况来看，岩性从粗到细的过程含油性也逐渐变差。细砂岩含油性最好，其次是粉砂岩，最差的是泥质粉砂岩(图5)。基于上述分析，将储层岩性划分为4类(表1)。

图3 长垣南刻度区扶余油层连井剖面图Fig.3 Profile of connected wells in Fuyu reservoir of southern Changyuan scale area

图4 长垣南刻度区扶余油层油藏剖面图Fig.4 Reservoir profile of Fuyu reservoir in southern Changyuan scale area

图5 不同粒级砂岩与含油性直方图Fig.5 Histogram of sandstone with different granularity and oil-bearing feature

表1长垣南刻度区扶余油层储层岩性分类取值标准

Table1ClassificationandvaluationcriteriaforlithologyofFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

标准岩性含油性I类细砂岩、粉砂岩含油、油浸II类粉砂岩、细砂岩含油、油浸III类粉砂岩、泥质粉砂岩油浸、油斑、油迹Ⅳ类泥岩质粉砂岩油斑、油迹

储层物性刻度区孔隙度普遍<12%，一般7%～12%。从储层物性与含油性关系看，当孔隙度>9%时，含油显示以富含油、油浸为主；当孔隙度7%～9%时，含油显示以油浸和油斑为主；当孔隙度5%～7% 时，含油显示以油浸、油斑和油迹为主，当孔隙度<5%，含油显示较弱，只发育有少量油浸、油斑和油迹(图6)。基于上述分析，将储层物性划分为4类(表2)。

储层厚度刻度区位于南部物源体系，储层厚度受河道砂体发育位置控制。根据已钻探井砂岩(粉砂岩以上)发育情况看，厚度一般5～35 m。从储层厚度分布规律看，厚度>15 m以上的比例占45%，厚度10～15 m的比例占29%，<10 m比例占26%(图7)。基于上述分析，将储层岩性划分为4类(表3)。

采用相同的做法，对烃源岩条件和盖层条件等评价参数开展统计分析，建立长垣南刻度区扶余油层致密油评价参数体系及取值标准(表4)。

图6 孔隙度与含油产状分布频率直方图Fig.6 Frequency histogram of porosity and oil-bearing occurrence

表2长垣南刻度区扶余油层储层物性分类取值标准

Table2ClassificationandvaluationcriteriaforphysicalpropertiesofFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

标准物性含油性I类Φ>9%富含油、油浸I类Φ7^9%油浸、油斑为主III类Φ5^7%油浸、油斑、油迹为主Ⅳ类Φ<5%少量油斑、油迹

图7 油层厚度分布频率直方图Fig.7 Distribution frequency histogram of reservoir thickness

表3长垣南刻度区扶余油层储层厚度分类取值标准

Table3ClassificationcriteriaofreservoirthicknessinFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

I类II类III类Ⅳ类>15 m10^15 m5^10 m<5 m

表4长垣南刻度区扶余油层致密油资源评价参数体系及取值标准

Table4EvaluationparametersystemandstandardvaluesoftightoilresourcesinFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

参数类型参数名称评价系数1.0^0.750.75^0.50.5^0.250.25^0.0盖层条件盖层厚度泥岩、页岩泥岩、粉砂质泥岩粉砂质泥岩、含粉砂泥岩砂泥岩互层盖层岩性>50.050.0^30.030.0^15.0<15.0储层条件储层厚度(m)>15.015.0^10.010.0^7.0<7.0储层岩性细砂岩细砂岩、粉砂岩粉砂岩、泥质粉砂岩泥质粉砂岩孔隙类型基质孔+溶蚀孔基质孔+裂缝溶蚀孔+裂缝裂缝有效孔隙度/%>9.09.0^7.07.0^5.0<5.0烃源岩条件源岩厚度/m>60.060.0^40.040.0^10.0<10.0有机碳/%>5.05.0^3.03.0^1.5<1.0有机质类型I,II1II1, II2II2, IIIIII成熟度0.9^1.20.8^0.9或1.2^1.30.7^0.8<0.7

2.2.4 多种方法结合，计算刻度区资源量

目前，国内非常规资源评价方法研究尚处于起步阶段，主要采用分级资源丰度类比法、小面元容积法。由于长垣南刻度区内资料齐全，认识程度较高，本次资源量的计算主要采用小面元容积法和成因法。

小面元容积法：

①划分评价区网格，确定小面元面积

由于本刻度区致密储层物性参数来源于录井、测井成果，因此采用PEBI网划分评价区网格。

②求取计算参数

求取原则：如小面元内有数据点时，计算参数为各项参数的平均值；如小面元内没有数据点时，根据临近数据点进行插值以求取关键参数。计算参数包括含油面积、有效孔隙度、有效厚度、和含水饱和度等。其中，有效厚度、有效孔隙度可以根据刻度区钻井数据统计得出，含油饱和度是密闭取芯测试的结果，为54%～60%，原始原油体积系数取1.15。

③计算地质资源量

小面元致密油地质资源量的计算采用以下公式：

QC=100×Ao×Ho×φ×(1-Sw)×ρo/Bo

(1)

式中：Qc为小面元致密油地质资源量，×104t；Ao为小面元含油面积，km2；Ho为小面元有效厚度，m；Φ为小面元有效孔隙度，%；Sw为小面元含水饱和度，%；ρo为地面原油密度，t/m3；Bo为原始原油体积系数。

根据计算参数计算出长垣南刻度区资源量为2.11×104t。

成因法：

在烃源岩的分布、地化特征、生排烃模式、成熟演化的研究基础上，构建盆地模拟格架，计算各套烃源岩的生排烃量。依据烃源岩排烃范围、主要产油层构造面流体运移趋势，圈定刻度区供烃范围，并计算刻度区的供烃量，求取刻度区的油气运聚系数。参考刻度区的运聚系数，结合盆地模拟生烃量结果，求取油气资源量。成因法计算资源量公式为：

Q=q×K

(2)

式中：q为生烃量，×108t；K为运聚系数。

根据生烃量计算公式，确定长垣南刻度区的生油量为50.59×108t，根据运聚模型正演法确定运聚系数为3.7%，计算长垣南刻度区解剖致密油资源量为1.87×108t。

综合小面元容积法和成因法计算结果，采用特尔非法综合确定长垣南刻度区资源1.99×108t，资源丰度为33.3×104t/km2，为采用资源丰度类比法计算评价单元的资源奠定了基础。