中国陆相致密油“甜点”富集高产控制因素及勘探建议

2019-12-03汪少勇黄福喜吕维宁范晶晶

成都理工大学学报（自然科学版） 2019年6期

汪少勇,黄福喜,宋涛,吕维宁,贾鹏,刘策,范晶晶

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

2008年以来，美国致密油的勘探突破为其迈向能源独立提供了坚实的资源基础。2010年以后，中国借鉴北美致密油勘探开发思路，在鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地发现了丰富的陆相致密油资源，初步估算地质资源量可达15×109t，是非常规油气中最现实的接替领域之一[1-3]。截至2018年底，中国陆相致密油已在陇东地区延长组第7段(简称“长7段”)、吉木萨尔凹陷芦草沟组、松南乾安扶余油层等区块建成产能约3×106t[4-9]。

近年来，随着中国陆相致密油勘探成果不断扩大和研究认识不断深入，陆相致密油形成的地质条件和富集规律已基本明确，宽缓的凹槽-斜坡区、优质高效的烃源岩、大面积分布的致密储层、有效的源-储配置等四大地质要素控制致密油的形成规模[2]。然而，中国陆相致密油地质条件较北美海相地层差，单井产量低，开采成本高。勘探实践表明，“甜点”是致密油评价优选的核心，是效益开发的首要目标[10]。致密油“甜点”包含地质、工程和经济三方面属性，三者兼备的“甜点”开发效益最好[10-12]。目前，国内学者对陆相致密油“甜点”评价、识别进行了大量定量、定性研究，从烃源岩、储层、油层性质到单井最终可采产量(EUR)等地质、工程、经济方面提出了较为系统的“甜点”参数评价标准[13-18]。本文在系统解剖和综合分析中国陆相重点致密油区成藏特征和勘探开发现状的基础上，对陆相致密油“甜点”富集高产控制因素进行初步分析，旨在明确陆相致密油勘探开发有利区评价和优选指标，为中国致密油勘探规划和部署提供依据。

1 中国陆相致密油成藏特征

中国含油气盆地多旋回叠加沉积，致密油主要聚集在中生代-新生代以来的陆相地层中，其分布特点与北美海相致密油相比具有较大的差异[11,19]。北美海相克拉通盆地形成于稳定的构造背景，致密油分布面积大，油层分布稳定，储层较为均质。中国致密油在陆相湖盆多凸多凹、多沉积中心、多物源、多期构造活动的地质背景基础上，分布面积差异大，发育细粒碎屑岩、碳酸盐岩和混积岩等多种岩性的致密储层，沉积相带窄、变化快，总体表现为烃源岩类型多、储层复杂、源-储组合类型多、分布规模差异大、断裂发育、油层特征复杂、“甜点”区分布范围较小等特征(图1)。

1.1 源-储特征

中国陆相烃源岩的岩性包括泥岩、泥灰岩、页岩、沉凝灰岩和混积岩，沉积环境有陆相淡水、半咸水和咸化湖盆等，烃源岩分布规模、性质与盆地类型相关。中国中部大型拗陷型盆地烃源岩分布面积大，累计厚度相对较小，如鄂尔多斯盆地上三叠统延长组第7段和四川盆地侏罗系大安寨段，泥、页岩分布面积分别约为8.5×104km2和7.2×104km2，累计厚度均为20～80 m。长7段以Ⅰ和Ⅱ1型干酪根为主，有机碳质量分数(wTOC)一般为2%～20%，镜质体反射率(Ro)一般为0.7%～1.5%，平均生烃强度为4.95×106t/km2[4]；大安寨段以Ⅱ1和Ⅱ2型干酪根为主，wTOC一般为0.8%～3%，Ro一般为0.7%～1.2%，平均生烃强度为0.31×106t/km2[20-21]。中国东部断陷盆地一般由多个凹陷组成，凹陷内烃源岩面积较小，厚度较大。如渤海湾盆地辽河西部凹陷沙河街组第四段、束鹿凹陷沙河街组第三段、沧东凹陷孔店组第二段等，烃源岩为页岩、泥灰岩和混积岩，分布面积200～600 km2，累计厚度80～300 m，以Ⅱ1型干酪根为主，wTOC一般为2%～5%，Ro一般为0.5%～1.8%，平均生烃强度为4.8×106t/km2[22-23]。中国西部以前陆盆地为主，在前渊凹陷内发育面积较大的厚层烃源岩，如吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩分布面积800 km2，累计厚度260 m[19]。岩性为白云质泥岩，有机质类型以Ⅱ1型为主，wTOC一般为0.7%～8%，Ro一般为0.6%～1.7%，平均生烃强度为8.5×106t/km2。总体而言，中国湖相烃源岩面积、厚度、wTOC变化幅度大，wTOC中-高，且处于生烃高峰期，可为致密油聚集提供雄厚的物质基础。

图1 中国陆相与北美海相致密油差异性特征对比图Fig.1 Contrast of terrestrial tight oil in China and marine tight oil in North America

依据储层岩性和沉积环境，可将中国陆相致密储层划分为3种类型：

a.湖相致密碳酸盐岩：主要发育在湖盆浅水地带，与蒸发岩和生物堆积的沉积环境关系密切，岩性为白云岩、白云石化岩类、介壳灰岩、藻灰岩和泥灰岩等，主要发育在二叠系、侏罗系和古近系。准噶尔、三塘湖等盆地发育二叠系湖相碳酸盐岩，以咸化湖盆沉积的白云岩类为主，分布面积500～1 200 km2，厚度20～30 m，孔隙度(q)为4%～12%。侏罗系湖相碳酸盐岩主要分布在四川盆地，以介壳灰岩为主，分布面积2.5×104km2，厚度10～30 m，孔隙度0.8%～6.8%[21,24]。古近系是湖相碳酸盐岩发育的全盛时期，渤海湾盆地束鹿凹陷、歧口凹陷和辽河西部凹陷等多个凹陷均发育碳酸盐岩，如束鹿凹陷沙三段泥灰岩，分布面积250 km2，储层厚度50～300 m，孔隙度1%～6%。

b.湖相致密砂岩：岩性主要为三角洲前缘和前三角洲形成的水下三角洲砂岩，以及砂质碎屑流和浊流形成的以砂质为主的沉积体。水下三角洲致密砂岩在松辽盆地青山口组和泉头组、鄂尔多斯盆地延长组、四川盆地侏罗系凉高山组均有发现，分布面积(2～20)×103km2，厚度5～25 m，孔隙度5%～12%。深湖重力流砂岩以鄂尔多斯盆地长7段为典型代表，目前已进入规模开发阶段。

c.致密混积岩：是一种混合多种碎屑组分而形成的致密储层类型，混合组分包括陆源碎屑、碳酸盐、火山碎屑和有机质等。混积岩一般发育在咸化湖盆背景下碎屑沉积向化学沉积的过渡环境，在辽河西部凹陷雷家地区沙四段杜家台油层、吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、柴达木盆地新近系油砂山组等地层中均有发现。以杜家台油层为例，混积岩由白云石、石英、长石、方沸石、有机质等多种组分形成，分布面积300 km2，厚度45～250 m，孔隙度6%～12%[22,25]。

1.2 成藏组合

根据致密油源储叠置关系以及短距离运移聚集的特征，可将其成藏组合分为源内、源上和源下3种类型。不同组合类型的致密油地质特征有较大差异(图2)。

图2 中国陆相致密油典型源储组合图Fig.2 Source-reservoir assemblage of the terrestrial tight oil in China

源内致密油是指聚集在烃源岩内部致密储层中的石油，是最典型的致密油成藏组合类型。源内组合主要形成于湖盆最大湖泛期的半深湖-深湖相，重力流砂体、三角洲外前缘砂体以及灰坪、云坪等致密储层与烃源岩互层式紧密接触，具有油源充足、运移距离极短、充注强度大、含油饱和度高的特征。根据源内储层厚度及与烃源岩的配置关系，源内组合又可进一步分为储层嵌入型、源夹储型和指状交互型。储层嵌入型表现为大套烃源岩夹持小段储层，烃源岩厚度远大于储层，主要分布在深湖相区。夹持的储层厚度一般小于10 m，储层油气显示一般在油斑及其以上，显示饱含油特征，如辽河西部凹陷雷家地区杜Ⅱ油层、松辽盆地青山口组第一段、沧东凹陷孔店组第二段等。源夹储型为上下两套厚层烃源岩夹持厚层致密储层，烃源岩累计厚度与储层厚度比值在0.8～2，储层单层厚度一般不超过40 m，显示“三明治”结构，如吉木萨尔凹陷芦草沟组、辽河西部凹陷雷家地区沙河街组第四段、三塘湖盆地芦草沟组，储层油气显示一般在油迹及其以上。指状交互型表现为致密储层与烃源岩频繁互层，二者累计厚度相当，单层厚度5～20 m，利于烃类排出和聚集，如鄂尔多斯盆地长7段、松辽盆地青山口组、柴达木盆地扎哈泉地区新近系上干柴沟组等。此外，源储一体致密油也属于源内组合，如束鹿凹陷沙河街组第三段互层的泥灰岩与页岩、吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩与混积岩等[14]。

源上和源下致密油指紧邻烃源岩在优质烃源岩之上和之下致密储层中聚集的石油，储层厚度从5 m到90 m不等，对应的致密储层之上和之下为非烃源岩层所封隔。源上组合以鄂尔多斯盆地延长组长63段、四川盆地沙溪庙组第一段为代表，其储层形成于陆相湖盆湖退期的三角洲、浅湖-半深湖与重力流等沉积环境，沉积物源供给充足，具有进积为主的沉积特点，在斜坡-湖盆区广泛分布，与下伏优质烃源岩构成下生上储的成藏组合。源下组合以松辽盆地泉头组扶余油层、三塘湖盆地条湖组为代表，这类致密储层一般多形成于陆相湖盆湖侵期的河流-浅水辫状河三角洲、滨浅湖-半深湖和扇三角洲等沉积环境，具有以退积为主的沉积层序特征，主要分布在广大的斜坡地区，与上覆最大湖泛期沉积的优质烃源岩构成上生下储的成藏组合。

1.3 油藏性质

陆相致密油以轻质油为主，由处于生烃高峰期的烃源岩生成，密度、黏度小，气油比高，较小的密度、黏度和较高的气油比有利于石油在致密储层中渗流[26]。中国陆相沉积盆地构造活动较强，地层压力系数变化较大，致密油层总体以超压为主，如四川盆地侏罗系、松辽盆地白垩系、渤海湾盆地沙河街组，压力系数1.2～1.8；也有正常型甚至低压型致密油，如准噶尔盆地、三塘湖盆地二叠系，压力系数1～1.3，鄂尔多斯盆地长7段压力系数0.75～0.85。

2 致密油“甜点”富集及高产控制因素

致密油富集的直观表现是致密储层具有较高的含油饱和度。储层含油饱和度受烃源岩生烃、储层物性及孔隙结构、烃类运移及充注动力、保存条件等多种地质因素控制。因此，生烃强度大的优质烃源岩、整体致密背景下物性及孔隙结构相对好的储层、烃类运移畅通的通道、充注动力强等因素是致密油地质“甜点”富集的关键要素。这些要素可分为烃源岩质量、储层品质、保存条件、油层性质四大类。其中，烃源岩质量参数包括干酪根类型、wTOC、Ro、氢指数(IH)、吸附烃(S1)、热解烃(S2)等，储层品质参数包括孔隙度、渗透率、孔隙及喉道大小、孔喉系统连通性、含油饱和度、脆性矿物含量、泊松比、弹性模量等，保存条件参数包括盖层厚度、离断裂远近、断层活动性等，油层性质参数包括石油密度、黏度、压力系数、气油比等[12,27]。致密油高产除了需具备地质“甜点”要素外，还与储层改造工艺、钻井技术等工程因素密切相关。

2.1 “甜点”富集受优质烃源岩、储层品质和裂缝控制

生油潜力大且处于生油高峰期的优质烃源岩不仅为致密油聚集提供充足的油源，而且在生烃过程中产生异常高压，为致密油充注提供运移动力。因此，优质烃源岩的分布范围控制了“甜点”的平面展布，高TOC、富有机质烃源岩段控制“甜点”的纵向分布。

优质烃源岩分布范围内，物性相对较好的致密储层是“甜点”的核心，致密储层“甜点”优选是一个差中选优的过程，即在物性整体较差的背景下，寻找孔隙度和渗透率相对较高、孔隙结构相对较好、分布较稳定的储层段。致密储层品质主要受沉积特征、成岩改造、物性和裂缝发育程度四大因素控制。沉积相不仅控制源-储组合类型，还影响储层物性宏观分布及优劣[10,21]。成岩改造是致密储层能否形成地质“甜点”的关键，压实和胶结等破坏性成岩作用使储层进一步致密，溶蚀与白云化作用等建设性成岩作用能极大改善储层物性[10]。例如，鄂尔多斯盆地长7源内砂岩型致密油“甜点”优势岩相为前三角洲重力流沉积及水下分流河道砂，岩性以中-粉细砂岩为主，长石溶蚀形成粒间(内)溶孔，以及绿泥石膜与伊利石胶结形成粒间孔有效提高了储集空间[4]。

致密储层孔隙度和孔隙结构影响储集性能，裂缝的发育能极大改善储层渗透性，是控制产能的重要因素[16-18,27]。与孔隙发育相比，裂缝在致密储层优选中的作用更突出。统计表明，致密储层基质孔隙度与渗透率相关性不明显，裂缝对总孔隙度的提高贡献不大，但对渗透率的增加作用突出，同时也在溶蚀孔缝系统形成、提供运移通道等方面起着重要作用。典型实例是鄂尔多斯盆地西233致密油井区的阳平1—阳平10这10口井。阳平1—阳平5和阳平10这6口井初期产量相对稳定，后期产量突然降低。阳平6—阳平9这4口井高产稳产保持2年以上，目前继续稳产。分析表明，阳平2-阳平5这4口井孔隙度(q)相对较好，为8%～13%，30%的样品孔隙度在11%以上，而裂缝发育程度较低；渗透率(K)相对较差，均低于0.4×10-3μm2。阳平6、7、9这3口井储层孔隙度相对较差，为6%～12%；但裂缝相对发育，渗透率相对较好，50%样品的渗透率大于0.25×10-3μm2(图3)。

图3 鄂尔多斯盆地西233井区储层物性统计对比图Fig.3 Tight reservoir properties and correlation of different wells in Well Xi233 Group in the Ordos Basin

2.2 高产受储层厚度、黏度、压力系数等因素影响

油井单井产量的高低受储层中储集烃量大小影响，根据容积法计算公式，烃类赋存量的大小直接受储层面积、厚度、孔隙度和含油饱和度控制。同时，在致密油充注聚集过程中，近源致密储层段含油饱和度高，远离烃源岩的致密储层段含油饱和度降低，这种趋势表明储层厚度影响致密油运聚效率，进而影响含油饱和度，致密储层厚度越大，储层整体含油的难度越大。与其他因素相比，储层厚度对单井产量影响更大。直井试油结果统计显示，中国典型陆相致密油区孔隙度、含油饱和度与试油产量之间无明显相关性，而储层有效厚度与试油产量存在一定的正相关性(图4)。以辽河雷家地区沙四段、四川盆地侏罗系大安寨段和吉木萨尔凹陷芦草沟组为代表的源内致密碳酸盐岩储层，其厚度与试油产量具有较好的正相关性。而鄂尔多斯盆地长7段和松辽盆地北部青一段源内致密砂岩储层厚度与试油产量相关性小，具体表现为储层厚度对产量影响小，储层厚度在5～10 m时，试油产量差别很大，从1 t/d到30 t/d均有。随着厚度增加，试油产量并没有明显的增大。四川盆地沙溪庙组第一段源上致密砂岩储层、松辽盆地南部扶余油层源下致密砂岩储层、三塘湖盆地条湖组源下致密碳酸盐岩储层，其厚度与试油产量呈正相关趋势，但相关性不明显。初步分析认为，源内成藏组合含油饱和度高，受沉积背景影响，砂岩组合储层孔隙度和均质性均好于碳酸盐岩组合，因此砂岩组合试油产量受储层厚度、孔隙度、泄油面积多种因素控制，碳酸盐岩组合受储层厚度单一因素控制较为明显。源上和源下成藏组合含油饱和度较低，试油产量普遍比源内成藏组合低；但随着储层厚度增加，也可以得到较高的试油产量。

黏度与致密油单井产量正相关，黏度越低，表明致密油在储层中易流动，相应产量高。压力系数也与致密油单井产量正相关，异常高压使地层流体更易进入井筒，得到较高的产量。低压型致密油由于储层能量不足，水平井压裂后，原油初始产量一般较低，累计产油量一般也较低。例如，鄂尔多斯盆地长7段致密油已投产水平井初期平均产油为9.6 t/d，典型井第一年递减18.4%～35.5%，生产2年以上的井累计产油(0.16～1.15)×104t。

值得注意的是，单一要素与产量之间没有绝对的正相关或负相关性，油井产量的高低是多种因素综合作用的结果。如鄂尔多斯盆地长7段致密油压力系数低，但油井产量高，重要原因是裂缝发育、油质轻且具有一定的气油比，其地面原油相对密度0.8～0.86，地面原油黏度0.7～1.3 mPa·s，气油比(体积比)为95～125。吉木萨尔芦草沟组致密储层厚度大，含油饱和度达80%，但裂缝欠发育，原油密度、黏度大是产量低的主要原因。

2.3 水平井产量与压裂改造工艺技术密切相关

水平井体积压裂是当前公认的致密油开发有效方式。一般而言，水平井水平段长度越长，单井初期产量和累计产量总体越大。当前典型陆相致密油区统计结果表明，水平井水平段长度与单井初期产量和累计产量正相关；但并不是水平段越长，产量越大(图5)。水平段长度达1.5 km时，单井初期产量和累计产量出现明显的峰值；之后水平段长度增加，单井初期产量和累计产量未见增加。分析认为，一方面，陆相储层非均质性强，储层连续性较差，长水平段既钻遇优质储层又钻遇非储层或差储层，反而影响油层连通性；另一方面与当前中国水平井完井和压裂改造技术水平相关，过长的水平段对钻井、压裂技术要求更高，当前的技术水平并不能保证合理的储层钻遇率和有效的压裂规模。

图4 不同成藏组合致密储层有效厚度与直井试油产量关系图Fig.4 Relation between effective reservoir thickness and initial production of different source-reservoir assemblage

压裂液总量和压裂总加砂量是衡量压裂规模的2个重要指标，二者直接影响单井初期产量和累计产量。统计结果表明，压裂液总量影响初期产量，总加砂量对累计产量影响较大(图5)。当压裂液总量>7 900 m3时，不同致密油区压裂液总量与单井初期产量呈较好的正相关性。其中，影响最大的是长庆西233区致密油，随压裂液总量增加，单井初期产量快速增长；影响较小的是吉木萨尔致密油和长庆庄183区致密油；压裂液总量对大庆三肇致密油影响居中。当加砂量>450 m3时，不同致密油区总加砂量与单井累计产量正相关性明显。长庆西233区、庄183区致密油累计产量受总加砂量影响最大，马朗和吉木萨尔致密油单井累计产量受总加砂量影响较小。总体而言，致密砂岩储层中，2类压裂规模指标对产量影响加大，对碳酸盐岩储层影响较小。分析认为是碳酸盐岩洞、孔、缝发育，非均质性强于砂岩，受压裂改造的效果比砂岩差。

图5 典型致密油区压裂改造措施与致密油产量Fig.5 Comparison of reservoir stimulation and initial/cumulative production of different terrestrial tight oil in China

3 中国陆相致密油勘探建议

针对陆相致密油“甜点”区分布规模小、非均质性强，富集受优质烃源岩、储层物性和裂缝控制，高产控制因素多等特点，需要加强中国陆相致密油勘探潜力分析，立足重点区带，主攻“甜点区”精细地质评价，提高“甜点”预测精度，发展适用的配套技术，降低单井投资，通过市场化运行、工厂化作业等管理体制创新提高生产效率，实现规模化效益开发。

3.1 精细地质评价提高“甜点”预测精度

致密油“甜点”评价优选是其成功勘探开发的前提。不同致密油区“甜点”参数及取值大小在许多文献中都有详细阐述[1-4,11]。“甜点”精细地质评价首先要根据钻井、分析测试、测井及地震解释、类比资料得到系统的地质评价参数，然后重点开展四方面工作：(1)研究优质烃源岩的平面分布及纵向富集层段；(2)研究优质储层非均质性、储集物性、孔隙结构确定“甜点”的规模及产出能力；(3)研究储层纵向含油饱和度变化；(4)研究构造背景及天然裂缝发育情况，追踪裂缝发育层段等。最后，将成藏要素进行纵向、平面成图，根据地质平面图叠合法、层次分析法、专家评分法等进行“甜点”综合评价与优选[28-32]。纵向上，选择与烃源岩高TOC段紧邻或互层的物性相对好、裂缝发育的储层为“甜点”目标层段；平面上，选择烃源岩生烃强度大、物性及孔隙结构相对好的储层集中发育、气油比含量高、断裂不发育的地区为“甜点”区，精准选取“甜点”区和“甜点”段进行开发。

3.2 优化钻完井技术降低勘探成本

国内外致密油产区盈亏平衡油价统计结果表明，国际油价在70美元/bbl以下时，大部分致密油产区都处于亏损状态[33]。中国陆相致密油当前盈亏平衡油价普遍较高。在低油价背景下，降低勘探成本，是开发致密油的关键[26]。

单井投资是影响勘探开发成本的最重要因素，其中占比最大的为钻井和压裂试油投资，两者占单井总投资的80%～95%，是降成本的主力空间。当前的技术水平下，陆相致密油水平段长度1.5 km可以得到较高的单井初期产量和累计产量。水平段长度继续增加，钻井、压裂投资将大幅上升。以鄂尔多斯盆地长7致密油为例，水平段长度>1.5 km，压裂改造段数超过12段，单井综合投资将翻倍。因此，根据已有技术水平和储层刻画精细程度合理确定水平段长度和改造段数是控制单井综合投资的有效手段。此外，通过钻井提质提速攻关，缩短钻井周期，可以大幅降低成本。吉林油田乾安致密油区，通过优化、简化井身结构，优选钻井液，优化钻井工艺，形成致密油配套完井技术，致密油井钻井周期从60天降低到30天，且仍有降低空间，使钻井成本降低了33%。当前，北美地区采用新型的钻井及完井技术，钻井周期可降为16天，最快达8天，极大地降低了勘探开发成本[26]。

3.3 通过管理体制创新提高生产效率

北美开放、竞争的市场环境对致密油成功开发起到了关键作用[26]。根据中国致密油开发现状，建议通过创新管理体制机制，充分发挥市场作用，引进致密油勘探、开发、工程一体化、工厂化管理与作业模式，有效降低开发成本，提高生产效率。吉林油田通过设立致密油项目部，采用平台式多井工厂化生产，市场化运作，77口水平井，20人的管理团队，建成致密油产能0.15×106t。通过创新形成降本增效和规模开发经验措施，互相借鉴学习，在全国范围内推广，最终实现陆相致密油效益开发。