全球致密油的十大聚集特征及盆地选择

全球致密油的十大聚集特征及盆地选择
文|马锋等中石油勘探开发研究院
20世纪90年代北美的“页岩气革命”引发全球页岩油气勘探开发热潮。

各石油公司在开发页岩气的同时，将页岩气生产技术用于页岩油领域，并且获得了突破。

2010年，美国境内致密油生产井达2362口，单井日产油12t。

预测北美致密油可采资源量达680×108t，2010年生产致密油3000×104t，预测2020年将达到15×108t。

中国致密油勘探目前也在多个盆地取得突破，2011年，在南襄盆地泌阳凹陷AS1井古近系陆相断陷湖盆页岩储集层压裂获得最高日产油4.68m3，日产天然气90m3。

在济阳凹陷泥页岩油藏预测有利勘探面积达2316km2，此外，在鄂尔多斯盆地长6-长7段、准噶尔盆地二叠系和四川盆地侏罗系相继取得了良好勘探效果，展示了致密油勘探的巨大潜力。

笔者在收集国内外有关致密油研究成果的基础上，分析了成熟探区致密油聚集特征，提出了致密油潜力盆地评价优选标准，旨在揭示全球具有致密油勘探潜力盆地的分布特征。

1、致密油定义及内涵
目前关于致密油的定义，存在常规定义（狭义）和广义定义、国内定义和国际定义的区别。

（1）致密油常规定义为，产自致密页岩的石油，储集层以页岩和页岩中的砂岩、碳酸盐岩夹层为主，物性较差，储量规模较大。

此定义强调生油岩为页岩，自生自储，源内成藏，与美国目前开发的页岩油（shale oil）同义。

（2）致密油广义定义为，产自低孔低渗储集层的石油，储集层可以是致密砂岩、致密碳酸盐岩和页岩。

此定义强调储集层致密，与国内目前Tight Gas 相对应为Tight Oil，石油属于近源和自生自储。

（3）国内致密油的定义为，以吸附或游离状态赋存于富有机质且渗透率极低的暗色页岩、泥质粉砂岩和砂岩夹层系统中，自生自储、连续分布的石油。

该定义与常规定义相近，但强调储集层是夹持在生油岩中的粉-细砂岩、碳酸盐岩等，物性差，储量规模大，连续分布的特征。

（4）国外关于致密油的定义则差异较大，IEA、EIA等机构报告中阐述致密油为赋存在泥（页）岩中，自生自储页岩裂缝油藏；挪威国家石油公司（Statoil）将其定义为产自低孔低渗储集层的石油，储集层可以是页岩或者其他致密岩性；Hart Energy报告中将其定义为产自低孔低渗储集层（页岩）的轻质油，利用水平井和压裂技术进行开采的资源；AAPG、Daniel M. Jar⁃vie等期刊和专家将其
定义为产自致密泥岩和页岩的石油，这种泥岩或页岩中发育砂岩、碳酸盐岩等常规储集层。

本文根据近两年国内针对致密油的研究成果与认识，定义致密油为聚集于生油岩体系内部及其顶底部，储集层主要为致密碎屑岩和碳酸盐岩，渗透率小于
1mD，孔隙度小于12%，只有经过大型压裂改造等措施，才可以获得经济产量的连续聚集石油。

该定义综合了常规定义中强调生油岩为页岩、石油源内聚集特征，同时根据国内外目前致密油勘探开发储集层特征，厘定致密储集层物性特征和经济开发的特点。

2、致密油10大聚集特征
目前，北美石油地质专家总结出北美页岩区块致密油成功勘探开发的关键参数为：烃源岩有机质丰度、烃源岩成熟度、页岩层厚度、页岩层矿物成分含量、页岩层脆性、储集层孔隙压力、储集层孔隙度、区块地质资源量和产量。

与页岩气相比，致密油聚集对储集层品质要求更高。

常规油气储集层孔径主要集中在毫米和微米级别，而页岩气和致密油等非常规资源储集层孔径集中在微米和纳米级别。

页岩气储集层孔径为5~200nm，致密砂岩气储集层孔径为
40~700nm，致密油储集层孔径为30~400nm，致密油灰岩储集层孔径为
40~500nm，致密油砂岩储集层孔径为50~900nm。

（1）特定的页岩类型原油分子直径为0.5~23nm，这就要求页岩必须有一定的渗透率和孔隙度，才能满足石油运移并聚集到夹层。

北美致密油勘探实践表明，致密油主要聚集于致密页岩、混合型页岩和裂缝型页岩3种类型中，以裂缝型页岩为主，混合型页岩次之。

致密页岩以巴奈特页岩、Tuscaloosa页岩为代表，具有极低孔隙度和渗透率，孔隙度小于4%，基质渗透率最低达10-14mD，产气页岩低于10-6mD。

混合型页岩指页岩层内发育厚度大于1m非页岩，油气发生初次或二次运移，渗透率为0.1~1mD，孔隙度为5%~12%，以中巴肯组、Niobrara组、Eagle Ford 组和英国上侏罗统基末利阶页岩为代表。

裂缝型页岩具有中等渗透率和低孔隙度，渗透率50×10-6~1000×10-6mD，孔隙度2%~9%，以Monterey组、Pierre 组和上巴肯组裂缝型页岩为代表。

（2）生油岩有机质丰度达到一定指标有机质向烃演化过程就是有机质不断去氧、加氢和富碳的过程。

有机碳含量在碳酸盐岩中为0.1%~0.5%，在页岩中为0.5%~4%，一般烃源岩有机碳含量下限为0.5%，好的烃源岩有机碳含量一般大于2%，北美致密油页岩的有机碳含量一般大于3%。

（3）有机质热成熟度在生油窗范围之内烃源岩演化研究表明，一般镜质体反射率小于0.5%，有机质处于未成熟阶段；镜质体反射率为0.5%~1.3%时有机质处于成熟阶段，主要生油；镜质体反射率1.3%~2.0%时，处于湿气和凝析气带；镜质体反射率大于2.0%，有机质处于过成熟阶段，主要生干气。

不同类型的干酪根生油峰的镜质组反射率范围存在差异，Ⅰ型干酪根生油峰镜质体反射率为0.6%~1.3%，Ⅱ型和Ⅲ型干酪根生油峰镜质体反射率为
0.5%~1.3%。

致密油和常规石油一样，要求其烃源岩有机质演化处于成熟阶段，即镜质体反射率为0.5%~1.3%。

（4）有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根为主不同类型的有机质具有不同的生烃潜力，Ⅰ型干酪根来自藻类堆积物，以湖相沉积为主，原始氢含量高，氧含量低，生油潜能大；Ⅱ型干酪根多来源于海相浮游生物和微生物的混合有机质，原
始氢含量较高，但稍低于Ⅰ型干酪根，生油潜能中等；Ⅲ型干酪根多来源于陆地高等植物，原始氢含量低，氧含量高，不利于生油，埋藏到足够深度，可成为有利生气来源。

威利斯顿巴肯组页岩层对应深度为1828~3048m，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根为主，其生油岩热解干酪根产量S2和总有机碳含量值较大。

（5）富有机质页岩分布须达到一定规模通常，油气有效聚集量只占总生烃量的1%~20%，生烃总量的70%滞留于原地层中，正是这部分滞留烃构成了非常规油气资源，要满足地层中足够的滞留烃量，必须要求生烃量巨大，要求有规模化分布的富有机质页岩。

含油气盆地中富有机质页岩分布面积和厚度，是衡量其规模的重要指标。

北美及其他大区主要致密油和页岩气盆地的富有机质页岩分布面积为1.7×104~24×104km2，厚度为6~300m，主体厚度大于10m（表）。

（6）具有较好的保存条件，页岩间存在孔渗较好的夹层在构造稳定区带，页岩间夹致密砂岩和碳酸盐岩层，形成上下页岩层的隔挡，有利于页岩中生成的油气就近聚集。

北美巴肯组、鹰滩组及巴奈特组致密油勘探实践表明，其页岩中
都存在白云质砂岩、泥质灰岩或灰岩夹层，孔隙度为2%~18%，渗透率为
0.05~0.3mD，为致密油的聚集提供了优越条件（图）。

（7）存在超高压条件超高压可以驱动纳米级孔隙中滞流的油气聚集。

泥页岩快速沉积形成的欠压实作用以及流体增压作用都可以导致孔隙度异常和流体压力的异常增高。

流体增压作用主要来自蒙脱石脱水作用和有机质生烃作用：蒙脱石等膨润性黏土矿物，含大量孔隙水和结构水，在压实和热力作用下，将排出孔隙水和部分结构水，在排液不畅时，会形成高压；富有机质页岩中干酪根在热演化过程中生成的产物会产生增压作用，生成流体体积超过干酪根体积的25%，从而形成局部的高压。

巴肯组孔隙流体压力梯度为0.017MPa/m，高于其层位正常流体静压力梯度（0.012MPa/m），其异常超压分布区与生烃中心分布一致，推测其异常高压与深部有机质生烃作用有关。

钻井资料揭示，蒙特利组页岩层孔隙流体压力也随有机质成熟度增大而增大，分布在高温过成熟区的页岩孔隙流体压力普遍大于成熟区的孔隙流体压力，表明其异常高压的形成与有机质生烃作用密切相关。

（8）页岩具有高杨氏模量和低泊松比页岩如果具有高杨氏模量和低泊松比，就更易诱发形成裂缝，也就更有利于致密油的开发。

页岩的杨氏模量和泊松比一般取决于硅质矿物和白云石含量，实际应用中可以通过声波测井获得。

（9）脆性矿物含量高硅质矿物或钙质矿物含量高，如果存在诱发机制，更易形成裂缝网络，有利于石油的产出。

北美勘探实践表明，页岩中脆性矿物（石英、方解石和长石）含量大于30%，黏土矿物含量小于40%的条件下，页岩通常具有较大脆性，易于压裂。

（10）原油油质较轻，流动性好，利于开采根据北美致密油开发实践总结认为，致密油的密度要小于0.87g/cm3（20℃），黏度小于10MPa·s，才能实现经济有效开采。

北美原油密度平均值为0.81g/cm3，黏度平均值为0.36MPa·s，只有小于这两个个数值，才能是真正意义上的轻质，流动性好的原油，因此，致密油的密度和黏度决定其产量、开发方式和管线运输方式。

3、致密油与页岩气成藏参数差异性对比
通过对上述10个相关参数的分析表明，致密油对烃源岩品质和储集层物性要求比页岩气更高一些，其页岩类型一般为混合型和裂缝型，有机质成熟度要在生油窗内，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，页岩间最好存在夹层，孔渗性能要好，存在异常高压带，原油为轻质油，流动性好（表）。

4、全球致密油潜力盆地选择与分布
4.1 北美致密油地质条件
北美发育5套富集页岩气和致密油的主要页岩层系，这5套主力页岩地层分别为：志留系页岩（Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，产气为主）；泥盆系页岩（Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，产油和气）；石炭系页岩（Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，产油和气）；侏罗系—白垩系页岩（Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，产油和气）；新生界页岩（Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，产气）。

致密油主要分布在中生界和古生界页岩层系，以威利斯顿盆地的巴肯组、二叠盆地的二叠系、丹佛盆地的Niobrara组和鹰滩组为主（图）。

致密油地质条件分析和勘探开发研究的基础上，其研究基础为研究区的石油地质条件，因此应用这些标准进行致密油潜力盆地的优选，首先要开展研究区石油地质研究工作。

笔者在分析了北美致密油地质条件基础上，对比全球其他含油气盆地致密油地质条件，以有机碳含量大于2%，镜质体反射率为0.5%~1.3%，
致密油密度小于0.87g/cm3，黏度小于10mPa·s，作为致密油盆地页岩潜力评价基础标准，在数据丰富的地区，进行上述10个标准的分析。

对南美、非洲、欧洲、亚洲、俄罗斯及远东、中东、中亚和澳大利亚9个大区的含油气盆地页岩地层进行上述标准的分析，优选出全球98个盆地具有致密油勘探潜力，集中分布在中生界、古生界（图）。

(其他作者为王红军，张光亚，贺正军，杨柳燕，李飞)。