中国致密油勘探与开发综述

中国致密油勘探与开发综述

谷亚平

胜利油田勘探开发研究院惠民及天然气勘探研究室   山东省东营市  257000

摘要：在对北美致密油勘探开发现状调查的基础上，总结了北美致密油勘探开发的成功案例。分析了中国陆相致密油与北美海相致密油的地质差异，探讨了中国陆相致密油工业开发的技术策略。

关键词：陆相致密油；甜点区；甜点段；效益勘探开发；中国;北美

引言:中国致密油资源丰富。据美国能源情报署（EIA）估算，中国致密油技术可采资源量为448×109t，居世界第三[1]。近年来，中国借鉴北美非常规油气勘探开发的成功经验，在陆相致密油勘探开发方面取得了显著进展，形成了甜点预测[1]、规模制造[2]、快速钻完井等配套技术。在这些技术的推动下，鄂尔多斯、松辽、三塘湖、准噶尔和渤海湾等多个盆地都取得了突破。鄂尔多斯盆地延安油田已探明石油储量为101×106t, 3级储量为739×106t，初始年生产能力为829×103t。松辽盆地齐家、卫星和让子井区块新增可能和可能致密油储量184×106t，初始年生产能力100×103 t。三塔湖盆地二叠系条湖组可能储量为25.06×103t，探明年生产能力为100×103t。渤海湾盆地华北油田蜀芦、辽河油田雷家、大港油田南坡等区块水平井钻探取得重大突破，致密油资源逐步纳入储量估算范围。截至2016年底，中国陆相致密油已探明生产能力达到1.553×106t。

2014年，国际油价呈断崖式暴跌。致密油勘探开发成本较高，如何实现致密油的大规模盈利勘探开发成为业界关注的一大问题。美国依靠水平井和多级体积(SRV)压裂技术，通过最大限度地降低工程作业成本，实现了致密油产量的快速增长。2000年美国致密油年产量为7.5× 106t, 2013年迅速增加到150×106 t, 2015年和2016年分别为224×106t和212×106t，分别占美国原油总产量的51.8%和52.6%。

1.中国陆相致密油与北美海相致密油的差异

与北美洲的Bakken、Eagle Ford和Wolfcamp的海洋致密油相比，中国陆相致密油的地质背景和构造背景要复杂得多。中国陆相致密油气藏沉积在湖泊盆地沉积体系快速变化的各种类型的盆地中，经历了多个重建和改造阶段，其产状和分布特征独特。

（1）沉积盆地。北美致密油主要分布在几个构造稳定的海相克拉通盆地，如威利斯顿盆地、二叠纪盆地和西海湾盆地，总面积为（10-70）×103km2；而中国大陆盆地的致密油主要分布在7个构造沉积背景复杂的陆相盆地中，包括裂谷、坳陷和前陆盆地，主要分布在中新生代地层中。这些盆地面积达数万平方公里，具有多个油源、多个生油凹陷以及有限的烃源岩和储层分布。

（2）源岩特征。北美海相烃源岩厚数十米，TOC值一般为2-20%，Ro值为0.6-1.7%。中国陆生烃源岩沉积于淡水、微咸水和咸水环境中，厚度一般为几十至数百米，TOC值一般为0.4-16.0%，Ro值为0.4-1.4%。

（3）流体特性。北美的致密油主要为较轻的凝析油，原油密度为0.75-0.85 g/cm3，压力系数为1.35-1.78，大部分为超压，而中国大陆盆地经历了强烈的晚期构造运动，这可能会对保存条件产生一定影响，因此，中国致密油藏的压力系数变化很大，压力系数为0.7-1.8，跨越超压至低压，地层能量和原油质量变化很大，原油密度为0.75-0.92g/cm3。

（4）经济性。北美海相地层埋藏深度一般小于3700m，储量丰度大于500×104 t/km2；而中国大陆致密油气藏埋藏深度较大，为1000-4500m，经济效益较差，可采规模较小，埋藏深度差异较大，储量丰度为（50-720）×103t/km2。

2 中国大陆致密油与北美海洋致密油差异的原因

区域地质背景的差异是中国大陆致密油与北美海相致密油差异的根本原因。核心要素包括两个方面：稳定的构造环境和持续的沉积条件，以及烃源岩的热演化。

2.1大规模致密油分布的构造稳定性和地质基础

邹才能等人总结了大规模连续致密油藏的形成需要六个条件。其中，大规模宽缓构造背景和大规模连续沉积沉积环境是主要的控制因素。稳定的宽缓大尺度构造背景和原始沉积的平滑结构有利于优质烃源岩和致密储层的大规模分布，以及较好的区域封闭条件，使致密油资源在同一构造背景下广泛分布。这也是中国陆相致密油和北美海相致密油聚集差异的主要原因。全球石油勘探开发热点——以Williston盆地上泥盆统—下石炭统Bakken组致密油为例。它沉积在一个面积超过340×103 km2的大型克拉通沉积盆地中，横跨美国和加拿大，包括美国的北达科他州、蒙大拿州和南达科塔州，以及加拿大中南部的马尼托巴省和萨斯喀彻温省。

与海相致密油相比，中国陆相致密油的形成背景更加复杂。以目前勘探开发最好的鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油为例，形成于由古生代地台、地台边缘凹陷和中新生代板内凹陷叠加的大型克拉通盆地中。该盆地总面积约250×10

3km2，内部构造比较简单，地层较平坦，发育完整，倾角小于1°，无强烈变形。然而，陆相沉积背景导致了频繁的砂泥互层和沉积相的快速转变。单个砂体横向稳定性差，垂直厚度小。例如，鄂尔多斯盆地长7段砂体厚度一般为3-15m，累计厚度为10-30m，横向分布有限。松辽盆地阜阳油层具有薄互层沉积特征，单砂体厚度仅3-5m，横向连续性差。准噶尔盆地吉姆萨尔凹陷卢沟沟组为菱镁矿，有利的白云质砂岩储层各2-10m，横向分布有限。同时，较小的湖盆面积导致沉积水环境的差异和陆源碎屑的沉积，从而导致了致密油藏纵向性质的快速变化和强烈的非均质性。准噶尔盆地吉姆萨尔凹陷卢沟沟组沉积期水体盐度普遍较高。随着湖盆的演化和物源系统的变化，水体的温度、深度和盐度频繁变化，导致碳酸盐、硅酸盐和粘土矿物含量的急剧变化，从而导致储层性质的快速变化。

2.2烃源岩热演化的差异导致致密油规模和流动性的差异

中国陆相致密油源岩和北美海相烃源岩的地球化学特征相似，但北美海相油源岩一般具有较高的热演化程度，因此，北美致密油储层具有异常超压、气油比高、较轻的油质、较好的流动性、较好的脆性和可破裂性，这也是北美致密油经济效率提高的根本原因。

中国大陆致密油源岩热演化程度较低。鄂尔多斯盆地长7段烃源岩的Ro值为0.8-1.2%（46口井），峰值热解温度为440°C至460°C。准噶尔盆地吉姆萨尔凹陷卢沟沟组烃源岩的Ro值为0.52-1.03%，峰值热解温度为440-455℃。其中，53%的样品Ro值小于0.80%，47%的样品的Ro值大于0.80%，均处于低成熟—成熟演化阶段。一方面，这导致陆相致密油的气油比较低，油的密度和粘度较高，地层能量不足，致密油流动性差；另一方面，它导致陆相致密油热稳定性差，塑性矿物含量高，影响了储层的可压裂性。在准噶尔盆地吉姆萨尔凹陷，卢库古组的致密油相对较重，表面密度为0.888-0.918 g/cm3，50°C时的粘度为73-300 mPa·s，平均含蜡量为9.04%，平均凝固点为13.49°C，代表中重原油，这决定了芦草沟组中的油流动性较差。鄂尔多斯盆地长6段原油密度为0.718-0.786 g/cm3，粘度为0.92-1.14 mPa·s，长7段原油密度0.717-0.760 g/cm3、粘度为0.89-1.21 mPa·s。尽管呈现出密度低、粘度地的特点，但地层能量不足，压力系数主要为0.7-1.0，储层中粘土矿物的伊利石/蒙脱石混合层比例较高，影响了储层压裂中人工裂缝的形成和分布，导致产量迅速下降。

3 结论

与北美典型的致密油带相比，由于构造背景、连续沉积条件和烃源岩的热演化，中国大陆致密油的地质特征更加复杂。尽管有高质量的烃源岩，但储层的稳定性和连续性较差，可流动性也较差，因此资源的总体规模和盈利能力不如北美致密海洋石油资源，难以实现效益勘探和开发。

参考文献：

[1] 贾承造, 郑民, 张永峰. 中国非常规油气资源与勘探开发前景[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(2): 129-136.

[2] 邹才能, 陶士振, 侯连华, 等. 非常规油气地质学[M]. 北京: 地质出版社, 2014.