馬 洪，李建忠，楊 濤，閆偉鵬，唐 惠，郭彬程，黃福喜，呂維寧

(中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

中國(guó)陸相湖盆致密油成藏主控因素綜述

馬 洪，李建忠，楊 濤，閆偉鵬，唐 惠，郭彬程，黃福喜，呂維寧

(中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

致密油是指致密儲(chǔ)層中的石油聚集，儲(chǔ)層主要為致密砂巖和碳酸鹽巖2大類，覆壓滲透率多小于0.1×10-3μm2，一般無(wú)自然產(chǎn)能，需經(jīng)技術(shù)改造方能獲工業(yè)油流。我國(guó)主要發(fā)育陸相湖盆致密油藏，通過(guò)對(duì)比研究分析發(fā)現(xiàn)，發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖、存在“甜點(diǎn)區(qū)”、具備成藏原動(dòng)力、近源聚集是我國(guó)陸相致密油成藏的主要條件。我國(guó)陸相致密油主要發(fā)育2類優(yōu)質(zhì)烴源巖：Ⅰ類烴源巖有機(jī)質(zhì)類型好、豐度高，有機(jī)質(zhì)成熟度高，生烴潛力大；Ⅱ類烴源巖生烴轉(zhuǎn)化率較高。發(fā)育致密砂巖和碳酸鹽巖2類儲(chǔ)層，儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，橫向不連續(xù)，垂向疊置分布。生烴增壓是我國(guó)陸相致密油成藏的主要原動(dòng)力，強(qiáng)大的源儲(chǔ)壓差驅(qū)替生成的石油向緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖的致密儲(chǔ)層中持續(xù)充注；其中，微裂縫溝通、微—納米孔發(fā)育是致密油運(yùn)移聚集的關(guān)鍵。微—納米孔發(fā)育增大了致密儲(chǔ)層的有效儲(chǔ)集空間，微裂縫溝通為致密油的運(yùn)移聚集提供了有效通道。我國(guó)陸相致密油資源豐富，初步預(yù)測(cè)其有利勘探面積約16×104km2，地質(zhì)資源量約(160～200)×108t，有利勘探領(lǐng)域主要分布在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、松遼、渤海灣、柴達(dá)木、四川等盆地。

致密油；源儲(chǔ)壓差；甜點(diǎn)區(qū)；微—納米孔；陸相湖盆

隨著世界范圍內(nèi)非常規(guī)油氣資源勘探熱度的不斷增加，致密油氣已經(jīng)成為現(xiàn)實(shí)的資源接替領(lǐng)域。尤其是致密油，近年來(lái)已經(jīng)成為全球油氣勘探的熱點(diǎn)領(lǐng)域。美國(guó)是目前世界致密油勘探開發(fā)的核心地區(qū)。在致密油有效開發(fā)的助推下，2008年美國(guó)原油產(chǎn)量止跌回升，扭轉(zhuǎn)了美國(guó)持續(xù)24年以來(lái)的石油產(chǎn)量下降趨勢(shì)。2011年美國(guó)致密油產(chǎn)量已達(dá)3 000×104t，2012年產(chǎn)量高達(dá)9 500×104t，徹底改變了美國(guó)能源供應(yīng)的格局。繼巴肯(Bakken)和鷹灘(Eagle Ford)致密油獲得重大突破之后，2012年美國(guó)在加州的蒙特利(Monterey)地區(qū)致密油又獲戰(zhàn)略性突破，引起世界關(guān)注。美國(guó)能源信息署(EIA，2013)預(yù)測(cè)，蒙特利地區(qū)致密油可采資源量18.8×108t，約占全美致密油總資源量的41%；致密油儼然已經(jīng)成為美國(guó)石油能源的有效接替領(lǐng)域。部分學(xué)者通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研，結(jié)合勘探實(shí)際情況，分析研究了國(guó)外(尤其是美國(guó))致密油的成藏機(jī)理[1-4]。國(guó)外致密油成藏主要具有以下兩大特征：一是生油條件好，熱演化適中(Ro為0.9%～1.3%)，發(fā)育致密油、凝析油、頁(yè)巖濕氣與干氣4種油氣類型；二是油氣大面積連續(xù)分布，規(guī)模很大，有“甜點(diǎn)區(qū)”和富集段。目前我國(guó)致密油剛處于起步階段，近兩年來(lái)已經(jīng)在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、柴達(dá)木、松遼、渤海灣、四川、三塘湖等盆地取得了實(shí)質(zhì)性進(jìn)展，發(fā)現(xiàn)了鄂爾多斯長(zhǎng)7致密油、準(zhǔn)噶爾昌吉大油田、松遼盆地扶楊油層等重點(diǎn)領(lǐng)域，初步落實(shí)儲(chǔ)量規(guī)模達(dá)23.3×108t，有望成為我國(guó)“十三五”能源儲(chǔ)備的主要戰(zhàn)略領(lǐng)域。筆者在對(duì)比國(guó)內(nèi)外典型致密油成藏地質(zhì)條件的基礎(chǔ)上，歸納總結(jié)了我國(guó)陸相湖盆致密油成藏的四大主控因素，即：發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖、存在儲(chǔ)層“甜點(diǎn)區(qū)”、具備成藏原動(dòng)力及近源聚集。

1 致密油定義

致密油是英文“tight oil”的中文譯名，其作為一般性的描述詞在20世紀(jì)40年代就出現(xiàn)在AAPG Bulletin雜志中，用于描述含油的致密砂巖，與“tight gas”幾乎同時(shí)出現(xiàn)，但是致密油作為一個(gè)專門術(shù)語(yǔ)，代表一種非常規(guī)油氣資源，并有明確的定義則是近幾年的事[1]。目前對(duì)致密油還沒(méi)有一致認(rèn)可的嚴(yán)格定義，不同機(jī)構(gòu)和學(xué)者對(duì)致密油的定義也有一定差異。如2011年9月美國(guó)國(guó)家石油委員會(huì)(NPC)將致密油定義為蘊(yùn)藏在那些埋藏很深、具有極低的滲透率、不易開采的沉積巖層中，可直接產(chǎn)自頁(yè)巖層，大多產(chǎn)自與烴源巖具有密切關(guān)系的砂質(zhì)巖、粉砂質(zhì)巖和碳酸鹽巖[5]。賈承造等將致密油定義為以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或與生油巖互層、緊鄰的致密砂質(zhì)巖、致密碳酸鹽巖等儲(chǔ)集巖中，未經(jīng)過(guò)大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)移的石油富集[6]。鄒才能等認(rèn)為致密油是致密儲(chǔ)層油的簡(jiǎn)稱，是指覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2的砂質(zhì)巖、灰?guī)r等儲(chǔ)集油層、石油經(jīng)過(guò)短距離運(yùn)移而富集的非常規(guī)油氣資源，主要包括致密砂質(zhì)巖和灰?guī)r等[6]。趙政璋、杜金虎等認(rèn)為致密油是指夾在或緊鄰優(yōu)質(zhì)生油層系的致密碎屑巖或者碳酸鹽巖儲(chǔ)層中，未經(jīng)大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)移而形成的石油聚集，一般無(wú)自然產(chǎn)能，需通過(guò)大規(guī)模壓裂技術(shù)才能形成工業(yè)產(chǎn)能[6]。雖然不同學(xué)者和機(jī)構(gòu)對(duì)致密油的定義差別較大，但對(duì)致密油的內(nèi)涵也形成了部分共識(shí)，即：致密油的儲(chǔ)層主要為砂巖和碳酸鹽巖2類，覆壓滲透率多小于0.1×10-3μm2，一般無(wú)自然產(chǎn)能，需經(jīng)技術(shù)改造方能獲工業(yè)油流。

2 致密油成藏主控因素

相對(duì)于常規(guī)油藏而言，致密油成藏條件更為苛刻。通過(guò)對(duì)比分析國(guó)內(nèi)外致密油成藏機(jī)理認(rèn)為，我國(guó)陸相致密油成藏主要具備4個(gè)必要條件：發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖、存在“甜點(diǎn)區(qū)”、具備成藏原動(dòng)力和近源聚集。

2.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖

優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育是致密油形成的首要因素，特別是高豐度的泥巖、頁(yè)巖等優(yōu)質(zhì)烴源巖。北美威利斯頓盆地的巴肯致密油主要分布于緊鄰頁(yè)巖發(fā)育區(qū)的上下致密儲(chǔ)層中。我國(guó)鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組7段、準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾蘆草溝組、松遼盆地泉頭組四段、渤海灣盆地第三系沙河街組三、四段的致密油，其烴源巖也主要為上下發(fā)育的優(yōu)質(zhì)泥頁(yè)巖。一般情況下，評(píng)價(jià)優(yōu)質(zhì)烴源巖的主要參數(shù)包括有機(jī)質(zhì)豐度(TOC含量)、有機(jī)質(zhì)成熟度(Ro)、有機(jī)質(zhì)生烴潛量等[7-9]。通過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)外主要致密油藏的烴源巖特征進(jìn)行調(diào)研與分析，可以看出(表1)：致密油藏多發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖。海相烴源巖評(píng)價(jià)指標(biāo)優(yōu)于陸相湖盆烴源巖。國(guó)外海相致密油烴源巖TOC含量一般大于2%，最高達(dá)14%；Ro多為0.6%～1.2%，生烴潛量一般大于10 mg/g，最高達(dá)69 mg/g。我國(guó)陸相湖盆致密油的Ⅰ類優(yōu)質(zhì)烴源巖的評(píng)價(jià)指標(biāo)類似于國(guó)外海相致密油烴源巖，但指標(biāo)值相對(duì)較低。如TOC含量最高達(dá)10%；有機(jī)質(zhì)成熟度Ro均大于0.5%，生烴潛量最高為63.87 mg/g，鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組7段優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖和松遼盆地白堊系青山口組一段泥頁(yè)巖相對(duì)較好，其生烴強(qiáng)度分別為500×104t/km2和300×104t/km2(圖1)。我國(guó)陸相湖盆的Ⅱ類烴源巖各項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)相對(duì)較差，TOC含量最高為2%，平均為1%左右；生烴潛量均小于10 mg/g；但Ⅱ類優(yōu)質(zhì)烴源巖的生烴轉(zhuǎn)化率相對(duì)較高，也可以進(jìn)行有效持續(xù)充注。

表1 國(guó)內(nèi)外典型盆地泥頁(yè)巖地球化學(xué)數(shù)據(jù)對(duì)比

圖1 松遼盆地北部青一段(左)與鄂爾多斯長(zhǎng)7段(右)生烴強(qiáng)度等值線

2.2 儲(chǔ)層“甜點(diǎn)區(qū)”

目前不同行業(yè)對(duì)“甜點(diǎn)區(qū)”的定義和理解差異較大，筆者在本文中將致密油的“甜點(diǎn)區(qū)”理解為致密儲(chǔ)層內(nèi)部孔隙度、滲透率相對(duì)較好且有利于石油聚集的發(fā)育區(qū)。多數(shù)情況下，評(píng)價(jià)致密油“甜點(diǎn)區(qū)”的主要指標(biāo)為儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率。通過(guò)分析國(guó)內(nèi)外典型盆地致密油的儲(chǔ)層物性發(fā)現(xiàn)(表2)，一般致密油儲(chǔ)層孔隙度多小于12%，覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2，空氣滲透率小于1×10-3μm2。結(jié)合當(dāng)前我國(guó)致密油勘探開發(fā)過(guò)程中的有效儲(chǔ)集空間，在目前勘探方法和技術(shù)條件下，致密油的“甜點(diǎn)區(qū)”有效孔隙度大于5%，滲透率在不同探區(qū)的評(píng)價(jià)范圍不一致。如鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組7段致密油的空氣滲透率下限為0.3×10-3μm2，松遼盆地北部大慶長(zhǎng)垣致密油的空氣滲透率下限為0.6×10-3μm2。北美致密油甜點(diǎn)區(qū)的物性下限也不盡相同，如威利斯頓盆地巴肯致密油孔隙度主要分布于5%～13%之間，覆壓滲透率多分布于(0.01～0.1)×10-3μm2之間；南德克薩斯盆地鷹灘致密油孔隙度主要分布于5%～12%之間，覆壓滲透率多小于0.01×10-3μm2。

表2 國(guó)內(nèi)外主要盆地致密油儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)對(duì)比

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7致密油儲(chǔ)層主要為湖盆沉積中心大面積復(fù)合連片的三角洲前緣砂體。受東北、西南、南部、西北和西部5個(gè)物源區(qū)影響，大量碎屑物質(zhì)不斷向三角洲前緣加積，在盆地中部發(fā)育三角洲前緣砂、水下分流河道砂、重力流濁積砂等儲(chǔ)集體。砂體分布橫向不連續(xù)，垂向疊置，整體展布范圍廣，單層厚度一般為10～20 m，累計(jì)厚度一般為25～50 m(圖2)；砂體延展約150 km，寬25～80 m[10-11]。巖性主要為灰色、灰白色粉—細(xì)砂巖，孔隙度主要分布于5%～15%之間，平均孔隙度為10.1%；滲透率主要分布于(0.01～1)×10-3μm2之間，平均滲透率為0.18×10-3μm2，儲(chǔ)集空間以次生孔隙為主，發(fā)育粒間孔、粒內(nèi)孔、晶間孔、微孔隙和微裂縫等(圖3)。

優(yōu)質(zhì)烴源巖和儲(chǔ)層甜點(diǎn)區(qū)的匹配關(guān)系與分布范圍，控制著致密油藏的規(guī)模。鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7致密油規(guī)模主要受控于長(zhǎng)7烴源巖與三角洲砂體在垂向上相互疊置的分布，平面上主要分布在鹽池—靖邊以南、環(huán)縣—鎮(zhèn)原—靈臺(tái)以東至楊密澗—延安地區(qū)，主要沉積類型為三角洲前緣砂體與以深湖—半深湖沉積為主的暗色泥頁(yè)巖疊置發(fā)育區(qū)(圖4，左)，分布面積近3×104km2；縱向上，致密油主要分布在以?shī)A持在烴源巖內(nèi)部致密粉、細(xì)砂巖為主的長(zhǎng)71、長(zhǎng)72段，砂體疊置發(fā)育，有利于石油的近源充注(圖4，右)。松遼盆地扶楊油層致密油規(guī)模主要受控于上覆青一段優(yōu)質(zhì)烴源巖與下伏的泉三、四段致密砂巖儲(chǔ)層的分布范圍。平面上主要分布在龍虎泡大安階地以東至朝陽(yáng)溝階地和三肇凹陷以西的坳陷中央?yún)^(qū)，包含了長(zhǎng)垣隆起和齊家—古龍凹陷(圖5)，分布面積約2.3×104km2。縱向上，致密油主要分布在發(fā)育三角洲前緣沉積為主的水下分流河道砂體的泉四段[12-13]。

圖2 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)鎮(zhèn)113井—白172井長(zhǎng)7沉積相剖面

圖3 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7致密油儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類型

圖4 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7致密油平面(左)、縱向(右)分布特征

2.3 成藏原動(dòng)力

致密油的油氣成藏原動(dòng)力主要指油氣生成后由生油巖運(yùn)移至致密儲(chǔ)層中的原始動(dòng)力。生烴源巖模擬實(shí)驗(yàn)證實(shí)，生烴增壓是石油運(yùn)聚的重要?jiǎng)恿?。生烴增壓是由于高密度的干酪根轉(zhuǎn)化成低密度的油氣而使孔隙流體發(fā)生膨脹的結(jié)果，在密閉空間內(nèi)使封存壓力逐漸增大[14]。對(duì)于常規(guī)儲(chǔ)層而言，由于其儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，成為油氣聚集成藏的主要通道。對(duì)于致密儲(chǔ)層而言，由于其儲(chǔ)層孔隙度、滲透率相對(duì)較低，在油氣生成的初期階段主要起封閉作用，隨著深度的增加和烴源巖生烴轉(zhuǎn)化率的不斷增大，生油增壓強(qiáng)度逐漸增大。當(dāng)壓力增加到可以突破致密儲(chǔ)層的孔滲極限后，致密儲(chǔ)層便成為油氣聚集的有效空間，即強(qiáng)大的源儲(chǔ)壓差是致密油連續(xù)充注成藏的原動(dòng)力。由于不同地區(qū)致密儲(chǔ)層與優(yōu)質(zhì)烴源巖的配置關(guān)系不同，其致密油成藏的源儲(chǔ)壓差也不盡相同。如四川盆地侏羅系大安寨段，烴源巖排烴后源巖剩余異常高壓約2.8 MPa，可突破孔喉半徑117 nm的致密儲(chǔ)層，當(dāng)增壓瞬時(shí)最高值達(dá)38 MPa時(shí)，可突破孔喉半徑26 nm的致密儲(chǔ)層。鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組7段的烴源巖與致密儲(chǔ)層的壓力差約12～15 MPa，為連續(xù)充注成藏提供了充足的動(dòng)力條件。鄂爾多斯盆地致密儲(chǔ)層加壓驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明：當(dāng)存在壓力差時(shí)，石油就能有效充注到致密儲(chǔ)層中，在持續(xù)的動(dòng)力條件下可以發(fā)生持續(xù)幕式石油充注，源儲(chǔ)壓差越大，石油的充注程度越高(圖6)。松遼盆地青一段烴源巖在大量油氣生成時(shí)期與下伏的泉四段的源儲(chǔ)壓差一般為6～11 MPa，也是松遼盆地扶楊油層成藏的原始動(dòng)力。

2.4 近源聚集

近源聚集是指烴源巖與儲(chǔ)集層呈大面積緊鄰或緊密接觸，垂向上表現(xiàn)為烴源巖與儲(chǔ)集層呈互層或上覆、下伏3種接觸關(guān)系[2-4]。我國(guó)致密油主要分布在以陸相湖盆沉積為主的沉積地層中，長(zhǎng)期以河流—三角洲—湖泊沉積為主的多期沉積砂體與細(xì)粒烴源巖垂向上相互疊置[14]，為致密油的形成提供了優(yōu)越的先天條件。致密油成藏過(guò)程中，由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，橫向上巖性、物性變化較大，因而不具備油氣長(zhǎng)距離運(yùn)移的輸導(dǎo)條件，從而很難發(fā)生大規(guī)模、長(zhǎng)距離運(yùn)移而形成集中分布區(qū)，只能短距離、近源成藏，且一般呈低豐度、廣分布。這就導(dǎo)致致密油的成藏只能是源儲(chǔ)緊鄰、近源聚集。源儲(chǔ)緊密接觸利于石油短距離運(yùn)移聚集。由于致密儲(chǔ)集體中滲流能力較差，運(yùn)移距離短，石油主要在源巖內(nèi)部及近源儲(chǔ)集體中運(yùn)移富集。如松遼盆地泉三、四段發(fā)育的河流—三角洲相沉積，發(fā)育大面積橫向不連續(xù)、垂向疊置的三角洲前緣分流河道砂體，與上覆青一段緊鄰接觸，在強(qiáng)大的生烴增壓作用下，生成的石油向下運(yùn)移、就近聚集，形成現(xiàn)今扶楊油層致密油。其中，微裂縫溝通、微—納米孔發(fā)育是致密油聚集成藏的關(guān)鍵。致密儲(chǔ)層多發(fā)育微米孔、納米孔、微縫等儲(chǔ)集空間，大大增加了其儲(chǔ)集性能，為持續(xù)充注的致密油聚集提供了有效儲(chǔ)集空間[15-17]。如鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7致密儲(chǔ)層構(gòu)造成因的高角度縫、水平微裂縫較發(fā)育，高角度縫每10 m約2.3條，有效提高了儲(chǔ)層滲流性能。松遼盆地扶余油層致密儲(chǔ)層的區(qū)域構(gòu)造縫發(fā)育，裂縫平均線密度為0.58條/m，分支河道沉積的粉細(xì)砂巖裂縫平均線密度大于1條/m，大大改善了儲(chǔ)層滲流性能。通過(guò)對(duì)不同盆地樣品進(jìn)行流體包裹體和CT掃描技術(shù)的微觀結(jié)構(gòu)分析，發(fā)現(xiàn)微、納米級(jí)孔、縫曾經(jīng)有過(guò)油氣的運(yùn)移聚集(圖7)。流體包裹體樣品分析發(fā)現(xiàn)了成巖微縫、晶體殼間縫和晶間隙作為石油運(yùn)移通道的直接標(biāo)志；場(chǎng)發(fā)射和環(huán)境掃描技術(shù)，進(jìn)一步揭示了納米級(jí)孔、縫的發(fā)育是油氣運(yùn)移聚集的有效通道(圖7)。這也進(jìn)一步證實(shí)了天然裂縫的發(fā)育可以有效溝通致密儲(chǔ)層中的微、納米孔，形成復(fù)雜立體的縫網(wǎng)系統(tǒng)，有效輸導(dǎo)油氣運(yùn)移富集成藏。與常規(guī)油氣成藏相比，致密油成藏多為源內(nèi)或近源成藏，更注重優(yōu)質(zhì)烴源巖(或高效排烴)與大面積致密儲(chǔ)層相互共生或緊密對(duì)接；在強(qiáng)大的源儲(chǔ)壓差作用下，近源、近距離運(yùn)聚成藏。常規(guī)油藏一般為源外成藏，更注重圈閉形成時(shí)間與生排烴運(yùn)聚時(shí)刻的匹配關(guān)系，近距離或遠(yuǎn)距離均可有效成藏。

圖5 松遼盆地北部扶余油層致密油分布特征

圖6 鄂爾多斯盆地致密油驅(qū)替成藏砂巖巖心充注模擬實(shí)驗(yàn)

圖7 四川盆地不同致密油探井流體包裹體樣品分析

3 致密油勘探潛力

我國(guó)陸相湖盆沉積發(fā)育了大面積、廣分布的優(yōu)質(zhì)烴源巖與有效儲(chǔ)層，為致密油的形成提供了先天條件[18-34]。從目前致密油已經(jīng)取得的勘探成效看，我國(guó)致密油的資源前景非?？捎^，初步預(yù)測(cè)鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、松遼、渤海灣等盆地有利勘探面積約16×104km2，地質(zhì)資源量(160～200)×108t(表3)。

鄂爾多斯盆地致密油主要分布在延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段。烴源巖以長(zhǎng)73、長(zhǎng)72的優(yōu)質(zhì)泥頁(yè)巖為主，厚度一般為30～60 m；有機(jī)碳含量主要分布在5%～10%；有機(jī)質(zhì)成熟度處于成熟生油階段，Ro為0.6%～1.0%；生烴潛量平均約64 mg/g。儲(chǔ)層主要以長(zhǎng)71和長(zhǎng)72段的致密粉細(xì)砂巖為主，單層厚度一般為10～15 m；孔隙度多為2%～12.2%，一般為5%～12%；滲透率為(0.01～1.14)×10-3μm2，一般為(0.3～1.14)×10-3μm2。鄂爾多斯盆地致密油主要分布在鹽池—靖邊以南至盆地邊界地區(qū)，有利勘探面積約(2.5～3)×104km2，資源量約20×108t。

準(zhǔn)噶爾盆地致密油主要分布在吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組。烴源巖以蘆草溝組的黑色泥巖為主，厚度一般為150～220 m；有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型與Ⅱ1型為主；有機(jī)質(zhì)豐度高，有機(jī)碳含量主要分布在3%～8%；有機(jī)質(zhì)成熟度處于成熟生油階段，Ro為0.6%～1.6%；生烴潛量平均約21 mg/g。儲(chǔ)層主要為蘆草溝組的云質(zhì)粉細(xì)砂巖、砂屑云巖、微晶與泥晶云巖，單層厚度一般為5～25 m；孔隙度多為3%～16%，一般為6%～16%；滲透率多小于1×10-3μm2[35]。準(zhǔn)噶爾盆地致密油主要分布在吉木薩爾凹陷，有利勘探面積約500 km2，資源量約13×108t。

表3 中國(guó)陸相湖盆致密油資源量預(yù)測(cè)統(tǒng)計(jì)

松遼盆地致密油主要分布在泉頭組三、四段的扶楊油層。烴源巖以青一段的黑色泥頁(yè)巖為主，厚度一般為40～60 m；有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型與Ⅱ1型為主；有機(jī)碳含量主要分布在3%～6%；有機(jī)質(zhì)成熟度處于成熟—高過(guò)成熟階段，Ro最高達(dá)2.0%；生烴潛量平均約17 mg/g。儲(chǔ)層主要為泉頭組三、四段的粉細(xì)砂巖，單層厚度一般為2～6 m；孔隙度多為2%～15%，一般為6%～12%；滲透率一般為(0.6～1)×10-3μm2。松遼盆地致密油主要分布在坳陷區(qū)的中部，北部以大慶長(zhǎng)垣、齊家—古龍凹陷、三肇凹陷為主，南部以長(zhǎng)嶺凹陷、紅崗—大安階地、華字井階地及兩井地區(qū)為主，有利勘探面積約(2～3)×104km2，資源量約26×108t。

渤海灣盆地致密油主要分布在沙河街組三、四段。烴源巖以沙三段暗色泥巖、油頁(yè)巖和泥灰?guī)r為主，厚度一般在200～400 m；有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型與Ⅱ1型為主；有機(jī)碳含量主要分布在2%～4%；有機(jī)質(zhì)成熟度處于成熟—高成熟階段，Ro一般為0.5%～1.5%；生烴潛量平均約12 mg/g。儲(chǔ)層主要為沙河街組三、四段的粉細(xì)砂巖、礫巖和泥灰?guī)r，單層厚度一般為3～30 m；孔隙度多為5%～15%；滲透率一般為(0.3～4.6)×10-3μm2。渤海灣盆地致密油主要分布在歧口凹陷和束鹿凹陷等地區(qū)，有利勘探面積約(1.5～3)×104km2，資源量約38×108t。

柴達(dá)木盆地致密油主要分布在第三系上、下干柴溝組。烴源巖以上、下干柴溝組的暗色泥巖、泥灰?guī)r為主，厚度一般在100～400 m；有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ-Ⅲ型為主；有機(jī)碳含量主要分布在1%～2%；有機(jī)質(zhì)成熟度處于成熟—高成熟階段，Ro一般為0.6%～1.8%；生烴潛量平均約2.4 mg/g，但其烴源巖生烴轉(zhuǎn)化率高，一般超過(guò)50%。儲(chǔ)層主要為上、下干柴溝組的致密砂巖和碳酸鹽巖，單層厚度一般為2～10 m；孔隙度一般為3%～8%；滲透率一般為(0.05～1)×10-3μm2。柴達(dá)木盆地致密油主要分布在紅柳泉—躍進(jìn)地區(qū)E32碳酸鹽巖、阿爾金—扎哈泉地區(qū)N1碎屑巖、柴西北區(qū)N2混積巖中，有利勘探面積約1.5×104km2，資源量約(10～13)×108t。

4 結(jié)論

(1)發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖、存在“甜點(diǎn)區(qū)”、具備成藏原動(dòng)力、源儲(chǔ)一體是致密油成藏的主要條件。

(2)生烴增壓是致密油運(yùn)移聚集的原動(dòng)力，致密油藏多具備較大的源儲(chǔ)壓差。

(3)微裂縫溝通、微—納米孔發(fā)育是致密油運(yùn)移聚集的關(guān)鍵。微—納米孔發(fā)育增大了致密儲(chǔ)層的有效儲(chǔ)集空間，微裂縫溝通為致密油的運(yùn)移聚集提供了有效通道。

(4)我國(guó)致密油資源潛力較大，初步預(yù)測(cè)其有利勘探面積約16×104km2，地質(zhì)資源量約(160～200)×108t，有利勘探領(lǐng)域主要分布在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、松遼、渤海灣、柴達(dá)木、四川等盆地。

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(編輯 韓 彧)

Main controlling factors for tight oil accumulation in continental lacustrine basins in China

Ma Hong, Li Jianzhong, Yang Tao, Yan Weipeng, Tang Hui, Guo Bincheng, Huang Fuxi, Lü Weining

(ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China)

Tight oils refer to the oils accumulated in tight reservoirs. The tight reservoirs mainly include tight sandstones and carbonate rocks, with in-situ permeability less than 0.1×10-3μm2. There is no natural production normally, and commercial oil flows can be obtained through technical reconstructions. In China, the tight oil reservoirs in continental lacustrine basins are developed, and four controlling factors for tight oil accumulation have been concluded as followed: developing superior hydrocarbon source rocks, being preferable reservoirs, possessing original driving forces and accumulating near to source rocks. Two types of high-quality hydrocarbon source rocks developed in the continental lacustrine basins in China. The source rocks of type Ⅰ have superior organic type, high organic content, high maturity, and big hydrocarbon generation potential. The source rocks of type Ⅱ are outstanding in hydrocarbon transformation ratio. Tight sandstones and carbonate rocks work as the main reservoirs for tight oils, and are featured by strong heterogeneity (discontinuous in transverse and superimposed in vertical). Generated hydrocarbon pressurization is the main driving force for tight oils in China. Powerful pressure differential between source rocks and reservoirs displaced the generated oils to fill the tight reservoirs continuously which were close to high-quality hydrocarbons. Micro-crack in communication and micro-nanometer pore development were the key conditions for tight oil gathering. Micro-nanometer pore development increased the effective reservoir space and micro-crack in communication provided the effective channel for tight oil gathering. The tight oil resources are rich in China. The favorable exploration area is about 16×104km2, and the geological resources are about (160-200)×108t. The favorable exploration areas mainly distribute in the Ordos, Junggar, Songliao, Bohai Bay, Qaidam and Sichuan basins, and so on.

tight oil; pressure differential between sources and reservoirs; preferable reservoir area; micro-nanometerpore; continental lacustrine basin

1001-6112(2014)06-0668-10

10.11781/sysydz201406668

2014-01-03；

2014-09-29。

馬洪(1978—),男，博士，高級(jí)工程師，從事非常規(guī)油氣資源、石油地質(zhì)綜合研究工作。E-mail：mh1978@petrochina.com.cn。

國(guó)家科技部重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05043)資助。

TE122.3

A