中国陆相致密油页岩油形成机理与富集规律

**章致密油页岩油地质特征 烃源岩生成的油排出运移至常规储层，成为常规油藏，属于源外石油资源；运移到致密储层成为致密油，也属于源外石油资源；滞留在烃源岩中成为页岩油，未经过运移或运移距离很短，属于源内石油资源。作为典型的非常规石油资源，致密油、页岩油亦有其典型的地质特征与富集规律。 **节致密油页岩油概念与类型 一、国内外致密油页岩油概念 致密油(tight oil)、页岩油(shale oil)作为一般性描述词出现在 20世纪 20～30年代；如在 20世纪 20年代，AAPG Bulletin杂志中发表的文章就有“ shale oil”出现，与油页岩有关，是指来自油页岩中的石油，属于一种人造石油；在 20 世纪 40 年代 AAPG Bulletin杂志中出现了 tight oil，用于描述含油的致密砂岩；但是致密油、页岩油作为专门术语代表一种非常规油气资源，则是近年的事(周庆凡和杨国丰， 2012)。在国外，致密油、页岩油没有统一的定义，经常在公开场合互换使用( EIA，2013)。 在国内，致密油、页岩油概念不统一，但多数学者认为页岩油、致密油在地质、开发、工程等方面均存在差异，应定义为两种不同类型的非常规油气资源(图 1-1)(贾承造等，2012a；邹才能等， 2012，2013a，2014；童晓光， 2012；赵政璋等， 2012)。 图 1-1 致密油、页岩油在地层中分布示意图 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局和中国国家标准化管理委员会于 2017年 11月 1日发布了《致密油地质评价方法》( GB/T 34906—2017)，2018年 5月 1日实施。致密油指储集在覆压基质渗透率小于或等于 0.1×10–3μm2(空气渗透率小于 1×10–3 μm2)的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油，或非稠油类流度小于或等于 0.1mD/(mPa s)的石油(储集层邻近富有机质生油岩，单井无自然产能或自然产能低于商业石油产量下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得商业石油产量)。 2020年 3月 31日发布的《页岩油地质评价方法》( GB/T 38718—2020)，于同年 10月 1日实施。页岩油指赋存于富有机质页岩层系中的石油。富含有机质页岩层系烃源岩内粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于 5m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于 30%。无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量。 二、致密油页岩油类型 我国陆相致密油、页岩油发育致密砂岩、致密碳酸盐岩、沉凝灰岩、混积岩、泥岩、页岩等储层类型，进一步细分为厚层砂岩孔隙型、薄层砂岩孔隙型、厚层含云质砂岩型、沉凝灰岩孔隙型、薄层云岩孔隙型、泥灰岩型及灰岩裂缝型、纯页(泥)岩型。按源储分布位置关系可分为源内型、源下型、源上型及侧源型 4种，以源内型昀为有利。按源储组合关系，可分为源储分异型和源储一体型(表 1-1)。 表 1-1 我国典型陆相致密油、页岩油类型 按页岩层系热成熟度，页岩油可分为中高、中低成熟度页岩油两种资源类型(图 1-2)。 ①中低成熟度页岩油：指埋深 300m以上且镜质体反射率( Ro)介于 0.5%～1.0%的页岩系统中赋存的液态烃和多类有机物的统称。与中高成熟度页岩油相比，此类页岩油资源中以未转化有机质为主，占比达到 40%～90%，滞留石油比例仅为 5%～60%。由于成熟度较低，页岩油中轻质组分比例较低，分子较大的多环芳香烃、长链烷烃占主体，气油比较低，造成流体本身密度与黏度较大。与此同时，地层压力较低，整体以常压为主，造成地层能量不足；而页岩层系本身渗透能力极低，再加上黏土矿物含量相对较高，造成此类资源难以通过水平井体积压裂改造的方式实现工业化开发。目前来看，原位转化技术可能是实现规模效益开发的关键技术。②中高成熟度页岩油：指 Ro介于 1.0%～1.5%的页岩系统中赋存的石油资源，整体处于 Tissot模式的“液态窗”范围。根据页岩生排滞留烃模式，此类页岩油资源中以滞留石油为主，比例达 20%～40%，未转化有机质比例为 10%～20%。凝析油或轻质油是中高成熟度页岩油昀主要的类型，这也是可能通过水平井体积压裂实现工业开采的主要类型。凝析油和轻质油分子直径为 0.5～0.9nm，理论上讲，其在高温高压条件下页岩纳米级孔喉中，更易于流动和开采。美国已在伊格尔福特(Eagle Ford)页岩层段发现了凝析油，气油比高，表明有页岩凝析油存在。中等成熟度的生油页岩，在全球大部分含油气盆地中广泛分布，具有在页岩层系中储集凝析油或轻质油的有利地质条件(赵文智等， 2018，2020)。 图 1-2 中高、中低成熟度页岩油类型及特点 第二节致密油页岩油地质特征与富集规律 一、致密油地质特征 中国致密油分布范围广，类型多样，呈现良好的勘探开发形势，在鄂尔多斯盆地延长组、准噶尔盆地二叠系、松辽盆地青山口组和扶杨油层发现多个亿吨级储量规模区，在渤海湾、四川等盆地也获重要突破。通过解剖典型实例，致密油具有以下八方面地质特征。 (1)中国致密油以陆相沉积为主，主要与陆相优质生油岩共生，分布较稳定，面积不等，主要分布在中、新生界页岩层系，断陷、拗陷和前陆等盆地都有分布，生油凹陷数量多；TOC值范围跨度较大，一般为 2%～15%；热演化程度较低， Ro一般为 0.5%～1.3%。 (2)富油气凹陷内致密油源储共生。致密油主要分布于凹陷区及斜坡带，分布面积、规模相对较小，一般单个面积小于 2000km2，地层累计厚度大；含油饱和度变化较大，一般介于 50%～90%，可动液态烃部分含量相对较低。圈闭界限不明显，优质生油岩区致密油大面积连续分布，一般 TOC≥2%。 (3)油气以短距离运移为主。中国陆相地层普遍经历较强烈、复杂的晚期构造运动，对保存条件有一定影响，压力系数变化大，地温梯度较低，一般介于 20～40℃/km，致密油既有超压，也有负压；油质相对较重，气油比较低；持续充注，非浮力聚集；一般生油岩成熟区( 0.6%≤Ro≤1.3%)气油比高，初期易高产。 (4)致密碳酸盐岩、致密砂岩为两类主要储层。储层物性差，非均质性强，横向变化大，受陆源碎屑影响大；一般填隙物含量较高，孔隙度相对较低，致密储层孔隙度一般为 5%～12%，页岩储层孔隙度一般在 2%～5%，基质渗透率低，空气渗透率一般不大于 1×10–3μm2，孔隙度不大于 12%，发育微纳米级孔喉系统，孔喉半径小，主体直径 40～ 900nm，孔隙结构复杂，喉道小，致密砂岩油储层泥质含量高，水敏、酸敏、速敏严重，因而开采过程易受伤害，损失产量可达 30%～50%。 (5)致密油层非均质性严重。由于沉积环境不稳定，致密砂层厚度和层间渗透率变化大，有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，油水层评价困难较大。由于孔喉结构复杂，喉道小，毛细管压力高，原始含水饱和度较高(一般为 30%～40%，个别达 60%)，原油密度多小于 0.825g/cm3。 (6)发育天然裂缝系统。岩石坚硬致密，但存在不同程度裂缝，一般受区域性地应力控制，具有一定方向性，对油田开发效果影响较大，裂缝既是油气聚集的通道，也是注水窜流的条件，且人工裂缝多与天然裂缝方向一致。 (7)发育原生致密油和次生致密油。原生致密油主要受沉积作用影响，一般沉积物粒度细，泥质含量高，分选差，以原生孔为主，大多埋深较浅，未经历强烈的成岩作用改造，岩石脆性低，裂缝不发育，孔隙度较高，而渗透率较低，多数为中高孔低渗型。次生致密油一般受多种成岩作用改造，储层原属常规储层，但由于压实、胶结等成岩作用，大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留较少，形成致密层。 **章 致密油页岩油地质特征 (8)单井产量一般较低。一般水平段体积压裂后的单井稳定产量在 10～30t/d；开发试验时间较短，单井累计产量较低，一般为 0.5×104～2.5×104t。油层受岩性控制，水动力联系差，边底水驱动不明显，自然能量补给差，产量递减快、生产周期长，稳产靠井间接替，多数靠弹性和溶解气驱采油，油层产能递减快，一次采收率低( 8%～12%)，采用注水、注气保持能量后，或重复压裂，二次采收率可提高到 25%～30%(贾承造等， 2012b；邹才能等，2012，2013b，2014；赵政璋等， 2012；胡素云等， 2018，2019；朱如凯等，2019)。 二、致密油富集规律 致密油聚集机理为近源聚集或近源成藏，区域盖层或致密化减孔，致使油气遇阻，不能运移进入更远圈闭。形成过程包括烃类初次运移和烃类聚集两个过程，烃类初次运移受源储压差、供烃界面窗口、孔喉结构等控制，近源烃类聚集主要受长期供烃指向、优势运移孔喉系统、规模储集空间等时空匹配控制(邹才能等， 2013a，2014；杨智等， 2015；胡素云等，2018；朱如凯等， 2019；杨智和邹才能， 2019)。 (一)大型宽缓构造背景 大型宽缓构造背景，原始沉积时构造平缓、坡度较小，现今地层一般较平缓；处于同一构造背景的区域应有较大分布面积，连续型分布，局部富集。含油面积一般可达几百到几万平方千米，石油储量丰度和产量不受构造控制，局部“甜点”富集；平面上主要分布于盆地斜坡和拗陷中心区。持续沉降盆地的斜坡带和拗陷中心区是致密油发育有利区。 鄂尔多斯盆地三叠系延长组原型盆地，发育于古生界克拉通基底之上，构造活动微弱，斜坡-凹陷区地层平缓，坡度小于 2.5°，利于烃源岩、区域盖层和重力流砂体及深水席状砂体大面积叠置发育，砂体面积达 3×104km2。 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组湖相沉积，地层稳定展布，地层倾角为 3°～5°，横向连续性好，断裂不发育，形成致密储层满凹分布，厚度大于 20m的储层分布面积为 870km2，占凹陷面积的 70%。 松辽盆地南部乾安地区扶余致密油有利区主体位于斜坡-鼻状构造带。 (二)大面积持续沉降沉积环境 在宽缓的凹陷与斜坡地区，相带宽、发育稳定，有利于形成大面积致密储层。鄂尔多斯盆地长 81段致密粉细砂岩储层分布面积为 3×104～5×104km2，单层厚度为 3～10m，累计厚度为 15～25m，平均孔隙度为 10.8%，平均渗透率为 0.53×10–3μm2；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组以粉细砂岩和白云岩为主的致密储层有利面积为 870km2，单层厚度为 0.5～2m，累计厚度为 20～60m，平均孔隙度为 8.75%，平均渗透率为 0.05×10–3μm2。 “甜点”区通常表现为储层物性好、裂缝发育、脆性强等，这些特征正是致密油富集高产的重要控制因素。吉木萨尔凹陷芦草沟组上段致密油分布面积 536km2，在厚度大于 15m、孔隙度大于 6%、脆性指数大于 40%，而且裂缝相对发育的上“甜点”面积为 中国陆相致密油页岩油形成机理与富集规律180km2，在“甜点”区钻探的吉 172-H井，初期昀高日产油近 70t，目前日产油 20～26m3。 (三)广覆式优质成熟烃源岩 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。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、渤海湾盆地古近系沙河街组三、四段的致密油，其烃源岩也主要为上下发育的优质泥页岩。 以鄂尔多斯盆地长 7段致密油为例，其中发育两类烃源岩，黑色页岩展布面积3.25×104km2(图 1-3)，生烃强度 235.4×104t/km2，生烃量达 1012.2×108t；暗色泥岩展布面积 5.11×104km2，生烃强度