中国典型陆相盆地致密油成储界限与分级评价标准

周能武，卢双舫，王民，黄文彪，肖佃师，焦晨雪，王璟明，田伟超，周磊，陈方文，刘薇，汪志璇

（中国石油大学（华东）深层油气重点实验室，山东青岛 266580）

0 引言

中国致密油有着巨大的勘探开发潜力，截至2018年底地质资源量为 178.2×108t，技术可采资源量为12.34×108t[1]。虽然不同机构和学者对致密油的定义存在一定差异[2-3]，但整体来说致密油具有以下特征：①近源或“源储一体”成藏；②储集岩物性较差，油大都赋存在微—纳米级孔隙中；③无自然产能，需经技术改造方能获得工业油流。与常规油依赖于浮力成藏不同，致密油主要依赖于源储压差运聚成藏，因此致密油成藏不仅取决于源岩条件，还受控于储集条件，以及两者在时空上的匹配和分布[4]。卢双舫等[4]在对松辽盆地南部致密油研究时已建立了源岩分级评价标准。作为致密油评价的另一重要组成部分，储集层的评价结果直接影响致密油“甜点”目标的甄选，建立致密储集层成储界限及分级评价标准对致密油勘探和开发有着重要的意义。

致密储集层成储上限可以通过力学平衡法确定[5]。致密储集层成储下限确定方法可以分为 3类：①依赖于经验规律的统计方法[6-11]，包括经验统计法、分布函数法、孔-渗交会图法等，该类方法受限于工区资料丰富程度，且界限受控于统计规律，缺少严格的科学依据；②依赖于油水与储集层物性关系的界限厘定，包括含油产状法、试油法等[8-13]；③依赖于流体流动规律确定物性下限，包括最小流动孔喉半径法、充注孔喉下限法、束缚水膜厚度法等[14-17]。不同方法的原理、适用性、厘定界限的含义均有所不同，把不同方法厘定的界限综合出一个固定的界限，而忽视了不同方法厘定界限在地质意义上的差异性是不科学的。

储集层分级方法也可分为 3类：①通过构造相、沉积相、成岩相等叠加划分岩石物理相[18-21]，该方法从成因的角度对储集层质量进行定性评价，难以给出量化的标准；②选取主要参数构建对储集层品质影响较大的系数来建立分级评价标准[22]，该方法可很好地评价靶区储集层差异，但对不同靶区所选取的主控参数存在较大差异，难以进行横向对比；③在微观孔隙结构表征基础上建立储集层分级评价标准[23-24]。

中国致密油储集层岩性复杂、源储成藏类型多样，需要选取统一的参数进行分级评价，以便对不同致密油区块进行对比研究。同时，需要明确成储界限与分级界限的关系，以了解不同级别致密油储集层的地质意义。鉴于此，本文依据致密储集层物性、孔喉结构、油气显示、产能等资料，采用水膜厚度法厘定理论下限、含油产状法厘定成藏下限、试油产能法厘定有效渗流下限，依据力学平衡法厘定致密储集层上限，结合储集层孔喉结构差异确定致密储集层分级界限，建立致密油储集层成储界限和分级评价标准的研究方法及分级评价标准。

1 典型盆地致密油源储成藏组合类型

中国致密油广泛分布于鄂尔多斯、松辽、准噶尔、四川、渤海湾、柴达木、江汉、苏北等盆地[25]，主要产于鄂尔多斯盆地三叠系延长组、松辽盆地下白垩统泉头组和上白垩统青山口组、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组和玛湖地区下三叠统百口泉组。致密油储集层岩性复杂，源储成藏组合类型多样。依据源岩和储集层空间匹配关系，致密油成藏组合类型可以分为“源储一体型”、“近源紧邻型”及“远源型”。“源储一体型”以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩的致密油为典型代表[26]。“近源紧邻型”广泛分布在鄂尔多斯盆地延长组、松辽盆地泉头组和青山口组、渤海湾盆地晋县凹陷古近系孔店组—沙河街组、苏北盆地古近系阜宁组等，其中以鄂尔多斯盆地延长组[27]、松辽盆地泉头组[28-29]和青山口组[29-30]为典型代表。“远源型”以准噶尔盆地玛湖地区百口泉组为代表[31]。

2 致密岩石成储界限

致密岩石成储界限包括上限和下限，成储上限是指常规油储集层和致密油储集层的界限，成储下限是指岩石能否作为油的有效储集层的界限。成储下限可进一步划分为理论下限、成藏下限和有效渗流下限。理论下限指油分子理论上（充注动力无限大时）能进入到岩石孔喉中所对应的下限；成藏下限是指在源储压差作用下油充注到致密岩石中对应的储集层下限；有效渗流下限是指在现有工业技术条件下，油能够渗流出岩石孔隙形成有效油气流对应的下限，也有学者称之为有效储集层下限或者工业下限[32]。

2.1 水膜厚度法求取理论下限

由于原始地层含水，不论致密油成藏时充注压力有多大，岩石表面都会覆盖一层水膜，当水膜厚度和油分子半径之和等于孔喉半径时所对应的理论临界孔喉半径即为理论成储下限[17]。以松辽盆地青山口组致密储集层为例，利用水膜厚度计算图版（见图 1a）求取20 MPa地层压力下水膜厚度为18 nm（见图1b），结合油分子半径（1.3 nm）求得临界孔喉半径为19 nm，进而确定理论渗透率下限为 0.012×10－3μm2（见图 1c）和理论孔隙度下限为3%（见图1d）。采用水膜厚度法得到中国典型陆相盆地致密油储集层孔隙度理论下限为 1%～4%、渗透率理论下限为 1.2×10－7μm2～0.2×10－4μm2（见表1）。其中鄂尔多斯盆地延长组地层压力低，水膜厚度大，对应的理论下限高；而准噶尔盆地芦草沟组的地层压力高，水膜厚度小，对应的理论下限小。

表1 中国典型陆相盆地致密油储集层物性理论下限

2.2 含油产状法求取成藏下限

岩心的含油性可为储集层是否含油提供直接证据。岩心含油产状包括饱含油、富含油、油浸、油斑、油迹、荧光等，可以通过不同含油产状的岩心物性下限来厘定成藏下限。

利用含油产状法厘定中国典型陆相盆地致密储集层成藏下限（见图 2），除准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩的成藏孔隙度下限为1.0%、渗透率下限为1.2×10－7μm2外，其余地区致密油储集层的成藏孔隙度下限在5.0%左右、渗透率下限在0.03×10－3μm2左右。芦草沟组储集层为“源储一体”的混积岩，生成的油不需运移或近距离运移就可储集，压力衰减慢，充注动力强，因此成藏下限很低，与理论下限接近。而“近源紧邻型”和“远源型”致密油都需要经过一段距离运移充注到储集层中，成藏充注动力小于源岩内部排烃动力，因此成藏下限要高于“源储一体型”致密油的成藏下限。

图2 含油产状法求取中国典型陆相盆地致密油储集层成藏物性下限图版

2.3 试油产能法求取有效渗流下限

成藏下限解决了油充注到致密储集层下限的问题，但无法解决采出下限的问题。试油产能法依据产量与储集层物性的关系以及油水层与干层物性差异厘定有效渗流界限。结果显示，松辽盆地青山口组和泉头组、苏北盆地阜宁组致密油储集层的有效渗流孔隙度下限分别为 8%、9%、8%（见图 3a—图 3c），有效渗流渗透率下限均为 0.1×10－3μm2左右（见图 3d—图 3f）。

图3 试油产能法求取中国典型陆相盆地致密油储集层有效渗流物性下限图版

有效渗流下限取决于油在岩石基质中的渗流能力。一般而言，相比于“远源型”或者“近源紧邻型”致密油储集层，“源储一体型”的致密/页岩油储集层孔隙结构（孔径大小、连通性）较差，油较难流动，因此有效渗流下限值相对较高，但由于该类储集层更容易形成超压而增加油的可动性，从而降低了有效渗流下限。相应的增产措施也会降低有效渗流下限。与有效渗流下限相比，工业下限强调现有工艺技术条件下产出具有商业价值油流对应的储集层物性下限[35]，需要考虑投入成本、市场行情等经济价值因素，因此，该值一般要高于有效渗流下限。

2.4 力学平衡法求取致密岩石成储上限

成藏动力差异使得致密油与常规油在勘探方式上存在较大区别。常规油藏具有统一的油水界面，勘探方式是寻找圈闭高点；而致密油往往不具有统一的油水界面，勘探方式是筛选甜点。因此，厘定致密岩石成储上限是区分油藏类型、确定勘探方式的前提。

油在储集层中运移、成藏的过程中，存在地层水与油密度差形成的浮力以及喉道形成的毛细管阻力，当二者相等时，所对应的孔喉半径即为形成致密储集层的临界孔喉半径上限[36]。依据力学平衡法求得松辽盆地泉头组储集层临界孔喉半径上限值为0.8 μm（见图 4a），再利用该值求得渗透率上限为 1×10－3μm2（见图4b）、孔隙度上限值为12%（见图4c）。同样利用该方法求取中国典型陆相盆地的致密油储集层孔隙度上限为 11%～12%、渗透率上限为（1.0～1.3）×10－3μm2（见表2）。

图4 力学平衡法求取松辽盆地下白垩统泉头组致密油储集层成储理论上限

表2 中国典型陆相盆地致密油储集层成储物性上限汇总表

3 致密储集层分级标准及评价

油的富集程度和致密岩石基质内流体的渗流能力是影响致密油有效开发的关键因素[4]。油的富集程度取决于成藏时的充注动力和岩石的孔喉结构，两者在微观上决定了致密油成藏的临界孔喉半径，即成藏下限，在宏观上表现为岩石的含油量。致密岩石基质内油的渗流能力取决于岩石的孔隙结构和地层超压，在微观上表现为致密岩石中油有效渗流的孔喉半径，即有效渗流下限，在宏观上表现为岩石渗透率。上述两项因素都与致密岩石自身的孔隙结构相关，因此，可依据致密岩石孔隙结构的差异建立一套致密储集层分级评价标准。

依据高压压汞曲线的拐点及其分形特征，参照卢双舫等的页岩油储集层分类方法[24]，将致密油储集层微观孔喉分为微孔喉、小孔喉、中孔喉、大孔喉，并依据致密油储集层所含不同类型孔喉的数量把中国典型陆相盆地致密储集层划分为4类（见图5）：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ类致密油储集层，各地区、类型之间的微观孔喉结构特征差异明显。准噶尔盆地玛湖地区百口泉组砂砾岩储集层孔喉半径主峰最大，Ⅰ—Ⅳ类为0.4～7.0 μm；其次为松辽盆地南部泉头组和北部青山口组的致密砂岩储集层，Ⅰ—Ⅲ类分别为0.1～1.0 μm和0.03～1.00 μm，Ⅳ类分别小于0.1 μm和0.01 μm；吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩储集层孔喉半径主峰最小，Ⅰ—Ⅲ类为0.015～0.800 μm，Ⅳ类均小于0.01 μm。然而，依据微观孔隙结构（孔喉半径）差异进行的储集层分级评价方法难以推广到实际应用中，需要借助宏观可预测的物性参数（如孔隙度、渗透率）进行标准转化。不同孔喉分类的致密油储集层的孔隙度、渗透率有着较大的差异，依据各种孔喉结构致密油储集层类型的孔隙度、渗透率差异，进一步建立致密油储集层的物性分级评价标准图版（见图6），并开展中国典型陆相盆地致密储集层物性分级评价（见表 3）。以松辽盆地北部青山口组储集层物性分级评价标准的建立为例，孔喉结构分类为Ⅲ类致密储集层，孔隙度普遍小于5%，渗透率低于 0.03×10－3μm2，而Ⅳ类致密储集层孔隙度为 5%～8%，渗透率为（0.03～0.20）×10－3μm2，据此，将Ⅲ类与Ⅳ类致密油储集层的孔隙度和渗透率分级界限定为 5%和 0.03×10－3μm2。

图5 中国典型陆相盆地致密储集层类型及孔喉结构差异特征

图6 中国典型陆相盆地致密油储集层类型及物性分级图版

中国典型陆相盆地致密储集层物性分级评价结果显示（见表3），松辽盆地南部泉头组和北部青山口组、渤海湾盆地晋县凹陷孔店组一段—沙河街组四段、苏北盆地阜宁组的砂岩分级界限相近，与准噶尔盆地玛湖地区百口泉组致密砂砾岩和吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩的分级评价结果明显不同。玛湖地区百口泉组砂砾岩渗透率分级界限高于其他地区，是由于砂砾岩储集层取出后由于应力的释放会形成大量粒源缝，导致其测试渗透率偏高；而吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩渗透率分级界限低于其他地区是由于混积岩沉积颗粒较小，因而渗透率较砂岩储集层要低。除此之外，分级评价的结果与成储界限能够很好地匹配。致密储集层与常规储集层的分级界限对应物性上限，Ⅱ类和Ⅲ类致密储集层的分级界限对应有效渗流下限，Ⅲ类和Ⅳ类致密储集层的界限对应成藏下限，理论下限对应致密储集层和非储集层的界限。

表3 中国典型陆相盆地致密油储集层分级评价表

前述致密储集层物性分级评价标准需要结合测井资料才能更好地应用于实际。一方面可以通过测井资料进行储集层物性的预测；另一方面可以通过测井数据与所建立的分级评价标准之间的关系建立测井数据分级评价标准。

经统计分析发现，松辽盆地北部青山口组高台子油层的声波与声波/密度的交汇图可以较好地对致密储集层进行分类，据此厘定不同级别储集层的测井响应参数界限值，实现不同级别致密储集层的识别与分类（见图7）。

图7 松辽盆地青山口组高台子油层测井储集层分类标准

以致密油重点勘探井塔 234井为例，采用测井分级标准对储集层进行分级，结果显示综合解释结论为差油层的1 760.0～1 769.6 m层段粉砂岩储集层为Ⅱ类致密储集层；而综合解释结论为油层的 1 770.6～1 774.0 m层段粉砂岩储集层为Ⅰ类致密储集层。对这2个层段进行联合压裂后获得7 t/d的产油量（见图8a）。

准噶尔盆地玛湖地区风南 4井区下三叠统百口泉组致密砂砾岩储集层采用单一测井响应建立的孔隙度评价模型效果不理想，因此，采取多测井响应回归建立评价模型以提高孔隙度测井评价精度[37]。以风南401井为例进行单井储集层类型划分，结果显示百口泉组砾岩储集层主体为Ⅱ类，夹薄层Ⅰ类、Ⅲ类、Ⅳ类。百三段上部2 516～2 520 m、中部2 528～2 532 m、下部2 537.0～2 545.5 m等层段均为Ⅱ类致密储集层，联合压裂后获得4 t/d的产能，试油结论为油层；百二段上部2 561～2 563 m以Ⅰ类致密储集层为主，夹薄层Ⅲ类致密储集层，下部2 566～2 671 m为Ⅱ类致密储集层，联合压裂后获得9.95 t/d的产能，试油结论为油层；百一段2 611～2 620 m以Ⅱ类致密储集层为主，夹薄层Ⅲ类致密储集层，压裂后获得1.77 t/d的产能，试油结论为含油水层。不同层段试油产能对比结果显示，分级为优质储集层的试油产能较高（见图8b）。

图8 不同类型致密储集层分类评价与试油产能的关系

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩储集层岩性复杂，单一的测井曲线与孔隙度关系不明显，但不同岩性储集层的密度测井曲线与孔隙度有着较好的对应关系；因此，储集层分级评价首先要进行不同岩性的区分，进而预测不同岩性储集层物性。储集层分级评价识别结果显示J302井上部2 840～2 845 m层段（厚度5 m）以Ⅰ类致密储集层为主，其次为Ⅱ类和Ⅲ类，而下部2 853～2 870 m层段（厚度17 m）以Ⅲ类、Ⅳ类储集层为主。二者储集层厚度相差较大，但上部压裂产能（3.25 t/d）与下部压裂产能（3.34 t/d）相当，且试油结论均为油层，表明储集层分级越好，单位厚度的产能越高（见图8c）。

不同岩性致密油储集层的分级评价结果与试油产能的关系显示储集层分级评价能够很好地指导致密油的勘探。但需要说明的是，分级评价为优质的储集层层段并不总对应着致密油高产层段。致密油产量还受控于储集层的含油饱和度以及工程条件，但在致密油储集层开发的过程中，厘定成储界限、确定储集层分级标准、筛选优质储集层是致密油成功开发的前提基础。

4 结论

中国典型陆相盆地致密油储集层理论孔隙度下限范围为 1%～4%、渗透率下限范围为 1.2×10－7～0.2×10－4μm2；成藏孔隙度下限范围为1%～5%，渗透率下限范围为 1.2×10－7～0.3×10－4μm2；有效渗流孔隙度下限为 8%～9%，渗透率下限在 0.1×10－3μm2左右。致密岩石孔隙度上限为 11%～12%、渗透率上限为（1.0～1.3）×10－3μm2。“源储一体型”致密油理论下限与成藏下限相近，“近源紧邻型”与“远源型”致密油储集层理论下限均小于其成藏下限。

依据储集层孔隙结构差异，对中国典型陆相盆地致密油储集层进行分级评价，并厘清成储界限内涵及其与分级评价标准的关系。致密储集层与常规储集层的分级界限对应物性上限，Ⅱ类与Ⅲ类致密储集层的分级界限对应有效渗流下限，Ⅲ类与Ⅳ类致密储集层的界限对应成藏下限，而理论下限对应致密储集层和非储集层的界限。

松辽盆地青山口组致密粉砂岩储集层、准噶尔盆地玛湖地区百口泉组致密砂砾岩及吉木萨尔凹陷芦草沟组混积岩的实际应用结果显示，Ⅰ类、Ⅱ类致密储集层是致密油高产的有利层段。

致谢：感谢中国石油勘探开发研究院胡素云、陶士振、白斌，大庆油田张威、潘坚，吉林油田邵明礼，新疆油田高阳等专家给予的帮助。