全球致密油的十大聚集特征及盆地選擇

1、全球致密油的十大聚集特征及盆地選擇文|馬鋒 等 中石油勘探開發(fā)研究院20世紀90年代北美的“頁巖氣革命”引發(fā)全球頁巖油氣勘探開發(fā)熱潮。各石油公司在開發(fā)頁巖氣的同時，將頁巖氣生產(chǎn)技術(shù)用于頁巖油領(lǐng)域，并且獲得了突破。2010年，美國境內(nèi)致密油生產(chǎn)井達2362口，單井日產(chǎn)油12t。預(yù)測北美致密油可采資源量達680×108t，2010年生產(chǎn)致密油3000×104t，預(yù)測2020年將達到15×108t。中國致密油勘探目前也在多個盆地取得突破，2011年，在南襄盆地泌陽凹陷AS1井古近系陸相斷陷湖盆頁巖儲集層壓裂獲得最高日產(chǎn)油4.68m3，日產(chǎn)天然氣90m3。在濟陽凹陷泥頁巖

2、油藏預(yù)測有利勘探面積達2316km2，此外，在鄂爾多斯盆地長6-長7段、準噶爾盆地二疊系和四川盆地侏羅系相繼取得了良好勘探效果，展示了致密油勘探的巨大潛力。筆者在收集國內(nèi)外有關(guān)致密油研究成果的基礎(chǔ)上，分析了成熟探區(qū)致密油聚集特征，提出了致密油潛力盆地評價優(yōu)選標準，旨在揭示全球具有致密油勘探潛力盆地的分布特征。1、致密油定義及內(nèi)涵目前關(guān)于致密油的定義，存在常規(guī)定義（狹義）和廣義定義、國內(nèi)定義和國際定義的區(qū)別。（1）致密油常規(guī)定義為，產(chǎn)自致密頁巖的石油，儲集層以頁巖和頁巖中的砂巖、碳酸鹽巖夾層為主，物性較差，儲量規(guī)模較大。此定義強調(diào)生油巖為頁巖，自生自儲，源內(nèi)成藏，與美國目前開發(fā)的頁巖油（shal

3、e oil）同義。（2）致密油廣義定義為，產(chǎn)自低孔低滲儲集層的石油，儲集層可以是致密砂巖、致密碳酸鹽巖和頁巖。此定義強調(diào)儲集層致密，與國內(nèi)目前Tight Gas相對應(yīng)為Tight Oil，石油屬于近源和自生自儲。（3）國內(nèi)致密油的定義為，以吸附或游離狀態(tài)賦存于富有機質(zhì)且滲透率極低的暗色頁巖、泥質(zhì)粉砂巖和砂巖夾層系統(tǒng)中，自生自儲、連續(xù)分布的石油。該定義與常規(guī)定義相近，但強調(diào)儲集層是夾持在生油巖中的粉-細砂巖、碳酸鹽巖等，物性差，儲量規(guī)模大，連續(xù)分布的特征。（4）國外關(guān)于致密油的定義則差異較大，IEA、EIA等機構(gòu)報告中闡述致密油為賦存在泥（頁）巖中，自生自儲頁巖裂縫油藏；挪威國家石油公司（Sta

4、toil）將其定義為產(chǎn)自低孔低滲儲集層的石油，儲集層可以是頁巖或者其他致密巖性；Hart Energy報告中將其定義為產(chǎn)自低孔低滲儲集層（頁巖）的輕質(zhì)油，利用水平井和壓裂技術(shù)進行開采的資源；AAPG、Daniel M. Jarvie等期刊和專家將其定義為產(chǎn)自致密泥巖和頁巖的石油，這種泥巖或頁巖中發(fā)育砂巖、碳酸鹽巖等常規(guī)儲集層。本文根據(jù)近兩年國內(nèi)針對致密油的研究成果與認識，定義致密油為聚集于生油巖體系內(nèi)部及其頂?shù)撞?，儲集層主要為致密碎屑巖和碳酸鹽巖，滲透率小于1mD，孔隙度小于12%，只有經(jīng)過大型壓裂改造等措施，才可以獲得經(jīng)濟產(chǎn)量的連續(xù)聚集石油。該定義綜合了常規(guī)定義中強調(diào)生油巖為頁巖、石油源內(nèi)聚

5、集特征，同時根據(jù)國內(nèi)外目前致密油勘探開發(fā)儲集層特征，厘定致密儲集層物性特征和經(jīng)濟開發(fā)的特點。2、致密油10大聚集特征目前，北美石油地質(zhì)專家總結(jié)出北美頁巖區(qū)塊致密油成功勘探開發(fā)的關(guān)鍵參數(shù)為：烴源巖有機質(zhì)豐度、烴源巖成熟度、頁巖層厚度、頁巖層礦物成分含量、頁巖層脆性、儲集層孔隙壓力、儲集層孔隙度、區(qū)塊地質(zhì)資源量和產(chǎn)量。與頁巖氣相比，致密油聚集對儲集層品質(zhì)要求更高。常規(guī)油氣儲集層孔徑主要集中在毫米和微米級別，而頁巖氣和致密油等非常規(guī)資源儲集層孔徑集中在微米和納米級別。頁巖氣儲集層孔徑為5200nm，致密砂巖氣儲集層孔徑為40700nm，致密油儲集層孔徑為30400nm，致密油灰?guī)r儲集層孔徑為4050

6、0nm，致密油砂巖儲集層孔徑為50900nm。（1）特定的頁巖類型原油分子直徑為0.523nm，這就要求頁巖必須有一定的滲透率和孔隙度，才能滿足石油運移并聚集到夾層。北美致密油勘探實踐表明，致密油主要聚集于致密頁巖、混合型頁巖和裂縫型頁巖3種類型中，以裂縫型頁巖為主，混合型頁巖次之。致密頁巖以巴奈特頁巖、Tuscaloosa頁巖為代表，具有極低孔隙度和滲透率，孔隙度小于4%，基質(zhì)滲透率最低達10-14mD，產(chǎn)氣頁巖低于10-6mD?；旌闲晚搸r指頁巖層內(nèi)發(fā)育厚度大于1m非頁巖，油氣發(fā)生初次或二次運移，滲透率為0.11mD，孔隙度為5%12%，以中巴肯組、Niobrara組、Eagle Ford組

7、和英國上侏羅統(tǒng)基末利階頁巖為代表。裂縫型頁巖具有中等滲透率和低孔隙度，滲透率50×10-61000×10-6mD，孔隙度2%9%，以Monterey組、Pierre組和上巴肯組裂縫型頁巖為代表。（2）生油巖有機質(zhì)豐度達到一定指標有機質(zhì)向烴演化過程就是有機質(zhì)不斷去氧、加氫和富碳的過程。有機碳含量在碳酸鹽巖中為0.1%0.5%，在頁巖中為0.5%4%，一般烴源巖有機碳含量下限為0.5%，好的烴源巖有機碳含量一般大于2%，北美致密油頁巖的有機碳含量一般大于3%。（3）有機質(zhì)熱成熟度在生油窗范圍之內(nèi)烴源巖演化研究表明，一般鏡質(zhì)體反射率小于0.5%，有機質(zhì)處于未成熟階段；鏡質(zhì)體反射率

8、為0.5%1.3%時有機質(zhì)處于成熟階段，主要生油；鏡質(zhì)體反射率1.3%2.0%時，處于濕氣和凝析氣帶；鏡質(zhì)體反射率大于2.0%，有機質(zhì)處于過成熟階段，主要生干氣。不同類型的干酪根生油峰的鏡質(zhì)組反射率范圍存在差異，型干酪根生油峰鏡質(zhì)體反射率為0.6%1.3%，型和型干酪根生油峰鏡質(zhì)體反射率為0.5%1.3%。致密油和常規(guī)石油一樣，要求其烴源巖有機質(zhì)演化處于成熟階段，即鏡質(zhì)體反射率為0.5%1.3%。（4）有機質(zhì)類型以型和型干酪根為主不同類型的有機質(zhì)具有不同的生烴潛力，型干酪根來自藻類堆積物，以湖相沉積為主，原始氫含量高，氧含量低，生油潛能大；型干酪根多來源于海相浮游生物和微生物的混合有機質(zhì)，原始

9、氫含量較高，但稍低于型干酪根，生油潛能中等；型干酪根多來源于陸地高等植物，原始氫含量低，氧含量高，不利于生油，埋藏到足夠深度，可成為有利生氣來源。威利斯頓巴肯組頁巖層對應(yīng)深度為18283048m，有機質(zhì)類型以型和型干酪根為主，其生油巖熱解干酪根產(chǎn)量S2和總有機碳含量值較大。（5）富有機質(zhì)頁巖分布須達到一定規(guī)模通常，油氣有效聚集量只占總生烴量的1%20%，生烴總量的70%滯留于原地層中，正是這部分滯留烴構(gòu)成了非常規(guī)油氣資源，要滿足地層中足夠的滯留烴量，必須要求生烴量巨大，要求有規(guī)模化分布的富有機質(zhì)頁巖。含油氣盆地中富有機質(zhì)頁巖分布面積和厚度，是衡量其規(guī)模的重要指標。北美及其他大區(qū)主要致密油和頁巖

10、氣盆地的富有機質(zhì)頁巖分布面積為1.7×10424×104km2，厚度為6300m，主體厚度大于10m（表）。（6）具有較好的保存條件，頁巖間存在孔滲較好的夾層在構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)帶，頁巖間夾致密砂巖和碳酸鹽巖層，形成上下頁巖層的隔擋，有利于頁巖中生成的油氣就近聚集。北美巴肯組、鷹灘組及巴奈特組致密油勘探實踐表明，其頁巖中都存在白云質(zhì)砂巖、泥質(zhì)灰?guī)r或灰?guī)r夾層，孔隙度為2%18%，滲透率為0.050.3mD，為致密油的聚集提供了優(yōu)越條件（圖）。（7）存在超高壓條件超高壓可以驅(qū)動納米級孔隙中滯流的油氣聚集。泥頁巖快速沉積形成的欠壓實作用以及流體增壓作用都可以導(dǎo)致孔隙度異常和流體壓力的異常

11、增高。流體增壓作用主要來自蒙脫石脫水作用和有機質(zhì)生烴作用：蒙脫石等膨潤性黏土礦物，含大量孔隙水和結(jié)構(gòu)水，在壓實和熱力作用下，將排出孔隙水和部分結(jié)構(gòu)水，在排液不暢時，會形成高壓；富有機質(zhì)頁巖中干酪根在熱演化過程中生成的產(chǎn)物會產(chǎn)生增壓作用，生成流體體積超過干酪根體積的25%，從而形成局部的高壓。巴肯組孔隙流體壓力梯度為0.017MPa/m，高于其層位正常流體靜壓力梯度（0.012MPa/m），其異常超壓分布區(qū)與生烴中心分布一致，推測其異常高壓與深部有機質(zhì)生烴作用有關(guān)。鉆井資料揭示，蒙特利組頁巖層孔隙流體壓力也隨有機質(zhì)成熟度增大而增大，分布在高溫過成熟區(qū)的頁巖孔隙流體壓力普遍大于成熟區(qū)的孔隙流體壓力

12、，表明其異常高壓的形成與有機質(zhì)生烴作用密切相關(guān)。（8）頁巖具有高楊氏模量和低泊松比頁巖如果具有高楊氏模量和低泊松比，就更易誘發(fā)形成裂縫，也就更有利于致密油的開發(fā)。頁巖的楊氏模量和泊松比一般取決于硅質(zhì)礦物和白云石含量，實際應(yīng)用中可以通過聲波測井獲得。（9）脆性礦物含量高硅質(zhì)礦物或鈣質(zhì)礦物含量高，如果存在誘發(fā)機制，更易形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，有利于石油的產(chǎn)出。北美勘探實踐表明，頁巖中脆性礦物（石英、方解石和長石）含量大于30%，黏土礦物含量小于40%的條件下，頁巖通常具有較大脆性，易于壓裂。（10）原油油質(zhì)較輕，流動性好，利于開采根據(jù)北美致密油開發(fā)實踐總結(jié)認為，致密油的密度要小于0.87g/cm3（20），

13、黏度小于10MPa·s，才能實現(xiàn)經(jīng)濟有效開采。北美原油密度平均值為0.81g/cm3，黏度平均值為0.36MPa·s，只有小于這兩個個數(shù)值，才能是真正意義上的輕質(zhì)，流動性好的原油，因此，致密油的密度和黏度決定其產(chǎn)量、開發(fā)方式和管線運輸方式。3、致密油與頁巖氣成藏參數(shù)差異性對比通過對上述10個相關(guān)參數(shù)的分析表明，致密油對烴源巖品質(zhì)和儲集層物性要求比頁巖氣更高一些，其頁巖類型一般為混合型和裂縫型，有機質(zhì)成熟度要在生油窗內(nèi)，有機質(zhì)類型以型和型為主，頁巖間最好存在夾層，孔滲性能要好，存在異常高壓帶，原油為輕質(zhì)油，流動性好（表）。4、全球致密油潛力盆地選擇與分布4.1 北美致密油地質(zhì)

14、條件北美發(fā)育5套富集頁巖氣和致密油的主要頁巖層系，這5套主力頁巖地層分別為：志留系頁巖（型和型干酪根，產(chǎn)氣為主）；泥盆系頁巖（型和型干酪根，產(chǎn)油和氣）；石炭系頁巖（型和型干酪根，產(chǎn)油和氣）；侏羅系白堊系頁巖（型和型干酪根，產(chǎn)油和氣）；新生界頁巖（型和型干酪根，產(chǎn)氣）。致密油主要分布在中生界和古生界頁巖層系，以威利斯頓盆地的巴肯組、二疊盆地的二疊系、丹佛盆地的Niobrara組和鷹灘組為主（圖）。致密油地質(zhì)條件分析和勘探開發(fā)研究的基礎(chǔ)上，其研究基礎(chǔ)為研究區(qū)的石油地質(zhì)條件，因此應(yīng)用這些標準進行致密油潛力盆地的優(yōu)選，首先要開展研究區(qū)石油地質(zhì)研究工作。筆者在分析了北美致密油地質(zhì)條件基礎(chǔ)上，對比全球其他含油氣盆地致密油