中國陸相致密油效益勘探開發(fā)

胡素云 ，朱如凱 , ，吳松濤 , ，白斌 ，楊智 ，崔景偉 ,

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2. 國家能源致密油氣研發(fā)中心，北京 100083；3. 中國石油天然氣集團有限公司油氣儲層重點實驗室，北京 100083）

0 引言

中國致密油資源豐富，據(jù)美國能源信息署（EIA）預(yù)測，中國致密油技術(shù)可采資源量達44.8×108t，位居世界第3位[1-4]。近年來，借鑒北美非常規(guī)油氣成功經(jīng)驗，中國陸相致密油勘探開發(fā)取得重要進展，形成了“甜點”預(yù)測[5-8]、快速鉆完井[9-11]、規(guī)模改造[6,10]等配套技術(shù)，在鄂爾多斯[12-13]、松遼[14]、三塘湖[15]、準噶爾[16]、渤海灣[17-19]等多個盆地均實現(xiàn)突破。其中，鄂爾多斯盆地新安邊油田探明石油地質(zhì)儲量為1.01×108t，三級儲量為7.39×108t[20-22]，初步建成年生產(chǎn)能力82.9×104t[12-13,20]；同時，松遼盆地齊家、衛(wèi)星、讓子井等地區(qū)新增致密油控制+預(yù)測地質(zhì)儲量 1.84×108t，初步建成年產(chǎn)10×104t產(chǎn)能規(guī)模[14]；三塘湖盆地二疊系條湖組控制地質(zhì)儲量為2 506×104t，已建成年產(chǎn)10×104t產(chǎn)能規(guī)模[15]；渤海灣盆地的華北油田束鹿、遼河油田雷家、大港油田南皮斜坡等地區(qū)水平井鉆探取得重要突破，致密油資源逐漸被納入儲量評估范圍[3-4]。截至2016年底，中國陸相致密油已建成產(chǎn)能155.3×104t。

2014年以來，國際油價呈現(xiàn)斷崖式下跌[3-4,23-26]。致密油勘探開發(fā)成本高，如何實現(xiàn)規(guī)模效益勘探開發(fā)成為業(yè)內(nèi)普遍關(guān)注的重點。美國依靠水平井與多段體積壓裂技術(shù)以及最大限度降低工程作業(yè)成本，使致密油產(chǎn)量實現(xiàn)了快速增長[4,27-29]，2000年產(chǎn)量為750×104t，2013年快速增加到1.5×108t，2015年、2016年產(chǎn)量分別為2.24×108，2.12×108t，占美國原油總產(chǎn)量的51.8%和 52.6%[29]。

本文在北美致密油勘探開發(fā)現(xiàn)狀調(diào)研基礎(chǔ)上，總結(jié)北美致密油規(guī)模效益勘探開發(fā)的成功經(jīng)驗和做法，分析中國陸相致密油與北美海相致密油成藏地質(zhì)條件差異，提出中國陸相致密油產(chǎn)業(yè)發(fā)展的技術(shù)對策。

1 北美致密油效益勘探開發(fā)的經(jīng)驗

致密油是指儲集在覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2（空氣滲透率小于 1.0×10-3μm2）的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集層中的石油，或非稠油類流度小于或等于 0.1×10-3μm2/（mPa·s）的石油[30]。儲集層鄰近富有機質(zhì)生油巖，單井無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于商業(yè)開發(fā)下限，但在一定條件和技術(shù)措施下可獲得商業(yè)石油產(chǎn)量。

總體看，美國致密油勘探開發(fā)集中于Williston、West Gulf和Permian等近20個盆地，勘探層系包括Bakken、Eagle Ford、Wolfcamp、Niobrara、Bone Spring 等[31]。

2014—2017 年，受油價持續(xù)低位徘徊的影響，美國致密油 4大主力產(chǎn)區(qū)的鉆井數(shù)量急劇下降，但通過實施大量降本增效措施，實現(xiàn)了致密油產(chǎn)量的大幅提升。據(jù)美國能源署 2017年 7月統(tǒng)計結(jié)果[32]，Bakken致密油鉆井平臺從2014年的200個減少至50個左右，但單平臺的產(chǎn)量從54.8 t/d增加到102.7～109.6 t/d；Eagle Ford致密油鉆井平臺從2014年的250個降為75個，但單平臺平均產(chǎn)量從 68.5 t/d提高到 109.6 t/d；Permian盆地鉆井平臺從2014年的550個減少至200個左右，單平臺平均產(chǎn)量從27.4 t/d提高到54.8～61.6 t/d?？偨Y(jié)北美致密油規(guī)模效益勘探開發(fā)成功做法，可歸納為以下6個方面。

1.1 成熟探區(qū)尋找新的效益勘探層系

Williston盆地橫跨美國和加拿大，面積約 34×104km2。Bakken含油氣系統(tǒng)包括上泥盆統(tǒng)Three Forks組和上泥盆統(tǒng)—下密西西比統(tǒng)Bakken組，是美國致密油勘探開發(fā)的重點層系之一。Bakken組從上至下可分為4段：上 Bakken段、中 Bakken段、下 Bakken段、Pronghorn段，其中上Bakken段、下Bakken段富有機質(zhì)頁巖沉積于相對高海平面時期的深水缺氧環(huán)境，是重要的烴源層系；中Bakken段和Pronghorn段巖性為砂巖、粉砂巖和白云巖，沉積于淺水潮下帶和開闊海環(huán)境，是主要儲集層[33]。Williston盆地致密油勘探開發(fā)層系為中 Bakken段和 Three Forks組，在 North Dakota地區(qū)的Sanish、Parshall和Billings Nose油田，Pronghorn段為主力產(chǎn)油層系，但在盆地其他地區(qū)不存在該層系或沒有生產(chǎn)（或沒有測試）。Skinner等[34]、Rebecca L J[35]通過對Williston盆地的整體研究，發(fā)現(xiàn)Pronghorn段在盆內(nèi)廣泛發(fā)育，最大厚度超過15 m，下Bakken段富有機質(zhì)頁巖生成的烴類可以就近運移至Pronghorn段儲集層中，形成規(guī)模石油聚集，儲集層平均孔隙度為5%～6%，平均滲透率為（0.4～0.6）×10-3μm2，平均含油飽和度為31%～32%。

美國 Whiting石油公司立足 Willston盆地，圍繞Bakken層系開展精細研究與評價，發(fā)現(xiàn) Pronghorn段新含油層系，最初2口探井初始日產(chǎn)量分別為286.3 t/d和267.5 t/d。截至2015年年底，Whiting石油公司已完成鉆井80余口，勘探前景良好。

1.2 加強“甜點區(qū)”經(jīng)濟評價、重點開發(fā)高收益“甜點區(qū)”

“甜點區(qū)”資源的經(jīng)濟性是石油公司關(guān)注的重點，目前北美致密油“甜點區(qū)”經(jīng)濟評價重點關(guān)注資源規(guī)模、儲集層質(zhì)量與產(chǎn)出能力[4,23,31-35]。綜合 Shell、Marathon公司資料[4]及中國致密油地質(zhì)評價國家標準[30]，致密油“甜點區(qū)”評價采用的定性參數(shù)標準是：烴源巖總有機碳含量（TOC）大于2%，處于生油窗—凝析氣窗階段，Ro理想值大于0.9%；有效儲集層厚度大于15 m，理想值大于50 m，儲地比大于70%，平均孔隙度大于 8%；含油飽和度大于 40%，理想值大于60%；地面原油密度小于 0.85×103kg/m3，氣油比（GOR）大于100；儲集層泊松比小于0.3，彈性模量大于2×104MPa，發(fā)育天然裂縫；現(xiàn)今埋深小于4 100 m，理想值小于3 500 m，地層發(fā)育常壓—超壓壓力系統(tǒng)。

從不同地區(qū)致密油成本價格直方圖統(tǒng)計結(jié)果看（見圖1），北美不同地區(qū)致密油經(jīng)濟性存在較大差異，即使是同一致密油區(qū)帶，由于非均質(zhì)性及其他因素的綜合影響，不同地區(qū)成本價格也存在較大差異。以Eagle Ford致密油為例，德州Dewitt郡成本價格僅為168 美元/t（23 美元/bbl），而德州Dimmit郡的成本價格最高，達到423 美元/t（58 美元/bbl），為前者的2.5倍[26,32,36]，因此，石油公司在勘探生產(chǎn)部署時，往往優(yōu)先開發(fā)成本價格相對較低的區(qū)帶。IHS劍橋能源研究協(xié)會統(tǒng)計結(jié)果表明[28]，目前北美4個重點致密油區(qū)帶在保證10%內(nèi)部收益率的前提下，二疊盆地Wolfcamp致密油成本最低為 160 美元/t（22美元/bbl），Eagle Ford致密油成本最低為182 美元/t（25美元/bbl），Bakken致密油和Niobrara致密油成本最低約277～292 美元/t（38～40 美元/bbl），因此IHS預(yù)測二疊盆地在2021年投資將達到 400×108美元，占北美陸上油氣勘探投資的35%。

圖1 美國不同地區(qū)致密油成本價格直方圖（據(jù)參考文獻[32]修改；TX——Texas，得克薩斯州；NM——North Montana，蒙大納州北部）

1.3 采用重復壓裂、立體壓裂最大限度提高致密油儲量動用程度

隨著致密油勘探開發(fā)的不斷深入，石油公司發(fā)展思路發(fā)生了轉(zhuǎn)變，從以往的急于擴展礦權(quán)面積轉(zhuǎn)向維持或縮小礦權(quán)面積[36-42]。在已有礦權(quán)區(qū)內(nèi)，一方面舉措是重點加強對已有生產(chǎn)井的二次改造，重復壓裂、立體壓裂成為重要的技術(shù)創(chuàng)新。以Eagle Ford致密油為例，Carrizo石油公司通過上述兩項創(chuàng)新技術(shù)，將Eagle Ford致密油110 m的有效簇間距進一步減小至83，67和55 m，對應(yīng)的致密油可采儲量動用程度分別提高了 20%、45%和 80%[37]。另一方面舉措是進一步聚焦開發(fā)層系與壓裂對象，以Permian盆地Wolfcamp致密油為例，2015年之前，各大石油公司進行了全面勘探，從上覆Spraberry組到Wolfcamp組，鉆井深度與壓裂改造規(guī)模不斷擴大，大量實踐結(jié)果證實Wolfcamp A段與B段云質(zhì)砂巖、泥灰?guī)r與巖屑砂巖[27]開發(fā)潛力較大，因此越來越多的開發(fā)者將重心放到這一層段，多家作業(yè)者獲得高產(chǎn)工業(yè)油流，原油初始產(chǎn)量普遍大于63 m3/d（400 bbl/d），最高可達 254 m3/d（1 600 bbl/d）。目前針對 Wolfcamp致密油鉆井的水平段長度普遍大于 2 500 m，2017年前 6個月累計產(chǎn)量超過 1 500×104t[38]。

1.4 優(yōu)化鉆完井技術(shù)、降低工程作業(yè)成本

技術(shù)引領(lǐng)發(fā)展，降本增效已成為北美致密油產(chǎn)業(yè)應(yīng)對低油價挑戰(zhàn)的核心理念[36-42]。裸眼完井技術(shù)、工廠化壓裂技術(shù)、標準化開發(fā)模式等的成功應(yīng)用，極大地縮短了鉆完井周期、降低了成本。據(jù)統(tǒng)計，Oasis石油公司Bakken致密油的單井總成本從1 060×104美元降至740×104美元，鉆井周期從24 d降為16 d，總的運行成本降低了35%[39]；大陸能源公司的Bakken致密油單井鉆井成本降低了 30%，而對應(yīng)的單井最終可采儲量2016年比2014年提高了45%[40]；Devon石油公司在Eagle Ford致密油開發(fā)中采用錯列式立體壓裂技術(shù)，將鉆井效率提高了50%，并降低完井成本25%[41]；Carrizo石油公司在Eagle Ford致密油開發(fā)中采用裸眼完井技術(shù)，將單井鉆井成本與完井成本分別降低了21%和 27%[37]，單井最短鉆井周期僅為 7.79 d（井深2 400 m，水平段長度2 400 m）；在Niobrara致密油開發(fā)中單井成本從 2010年的670×104美元降至 2015年的 300×104美元左右[37]（見圖 2）。

圖2 Niobrara致密油單井成本變化趨勢圖[35]

1.5 采用商品套期保值措施確保公司長期盈利

石油天然氣生產(chǎn)企業(yè)的商品套期保值是指企業(yè)為規(guī)避商品價格波動風險，指定一項或一項以上套期工具，使套期工具的公允價值或現(xiàn)金流量變動，預(yù)期抵銷被套期項目或部分公允價值或現(xiàn)金流量變動。其策略通常是買入（或賣出）與現(xiàn)貨市場數(shù)量相當、但交易方向相反的期貨合同，以期在未來某一時間通過賣出（或買入）期貨合同來補償現(xiàn)貨市場變動帶來的實際價格風險。很多獨立油氣公司利用其簽訂的衍生工具套期合約，早在2014年油價大跌之前的前2～3年就對原油和天然氣價格進行了不同程度鎖定，鎖定賣出價格，規(guī)避價格下跌風險，彌補油價下跌帶來的損失。如Pioneer資源公司原油的保值比例達86%，售價區(qū)間在584～657美元/t（80～90美元/bbl），油氣的套期保值措施確保了該公司在油價292美元/t（40美元/bbl）時還能夠繼續(xù)盈利；2014年第3季度其商品衍生工具損益為3.41×108美元，凈利潤為3.74×108美元；2014年第4季度，其商品衍生工具損益為6.96×108美元，凈利潤為4.31×108美元[25]，規(guī)避了價格下跌風險。

1.6 加強不同資源綜合開發(fā)和利用，提升項目整體效益

除加強致密油地質(zhì)評價和提升勘探開發(fā)技術(shù)外，加強不同資源綜合開發(fā)和利用，提升致密油項目整體效益也是一個有效措施。在巴肯致密油開發(fā)過程中，以康菲石油公司為代表[43]，各大石油公司都對與致密油伴生的天然氣和重烴資源進行了回收利用，并將回收的天然氣回注油井以提高采收率。這種做法有兩方面益處：一方面減少了天然氣排放，避免了資源浪費，并減少了致密油開發(fā)過程中注入水的用量，具有重要的環(huán)保意義；另一方面通過重烴資源回收，提高了項目經(jīng)濟效益。HESS石油公司經(jīng)過處理集輸設(shè)施的多輪優(yōu)化，目前已實現(xiàn)了產(chǎn)出液、氣全收集零排放；康菲公司經(jīng)過優(yōu)化分離器，單井組年增效益超過3 600×104美元[43]。

2 中國陸相致密油與北美海相致密油的差異及原因

連續(xù)分布的致密油一般發(fā)育于大型寬緩構(gòu)造背景，坡度較小，分布面積較大。廣覆式優(yōu)質(zhì)成熟烴源巖以Ⅰ、Ⅱ型烴源巖為主，TOC值多數(shù)大于2%，熱演化成熟度（Ro）為0.6%～1.3%；納米級孔喉為主的致密砂巖或致密湖相碳酸鹽巖儲集層疊置分布，面積較大；源儲間互或上下緊密接觸；石油以一次運移或短距離二次運移為主，浮力作用受限，以非達西滲流為主，生烴增壓和油水濃度差是石油運聚的主要動力。

2.1 中國陸相致密油與北美海相致密油差異

與北美Bakken、Eagle Ford、Wolfcamp等海相致密油相比，中國陸相致密油形成的地質(zhì)背景及其構(gòu)造沉積環(huán)境極為復雜，盆地類型多樣，湖盆沉積體系變化快，經(jīng)歷多期調(diào)整改造，形成與分布獨具特征（見表 1—表 3）。

①沉積盆地。北美地區(qū)致密油主要分布于幾大穩(wěn)定的海相克拉通盆地，構(gòu)造穩(wěn)定，如Williston盆地、Permian盆地、West Gulf盆地等，面積（1～7）×104km2；中國陸相盆地致密油主要分布于 7個陸相沉積盆地，斷陷、坳陷和前陸等盆地都有分布，儲集層以中新生界為主，多物源分布，生油凹陷多，源儲分布規(guī)模受限，面積幾百至幾萬平方千米。

②烴源巖特征。北美海相烴源巖厚度幾十米，TOC值一般為 2%～20%，Ro值為 0.6%～1.7%；中國陸相烴源巖發(fā)育于淡水、半咸水至咸水環(huán)境，厚度一般為幾十至幾百米，TOC值為0.4%～16.0%，Ro值為0.4%～1.4%。

③儲集層特征。北美地區(qū)致密油儲集層巖性主要為碳酸鹽巖、砂巖、混積巖，以碳酸鹽巖為主，其次為砂巖；儲集層厚度一般為幾十米，孔隙度為 5%～13%，滲透率不超1.0×10-3μm2。中國陸相盆地致密儲集層類型多樣，有碳酸鹽巖、砂巖、沉凝灰?guī)r和混積巖4大類（見表4），以砂巖為主；巖性復雜，沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造改造程度差異大，導致儲集層橫向變化大，非均質(zhì)性強，厚度幾十至上百米；其中致密砂巖有條帶狀砂體和薄層席狀砂體，單砂體??；致密碳酸鹽巖厚度相對較大，孔隙度為3%～12%，滲透率不超0.1×10-3μm2。從脆性礦物（硅質(zhì)、碳酸鹽等）含量對比看，中美海陸相致密儲集層差異不大（見表3），但可壓性有一定差異，海相碎屑巖由于搬運距離較遠，經(jīng)過反復的分選、淘洗，石英含量相對較高，可壓性較好；而陸相盆地碎屑巖距離物源區(qū)近，長石、巖屑含量相對較高，可壓性較海相砂巖差。

表1 北美與中國致密油地質(zhì)特征與形成條件對比

表2 國外典型致密油盆地致密油形成條件參數(shù)統(tǒng)計

④流體特征。北美致密油多為凝析油，油質(zhì)較輕，原油密度為0.75～0.85 g/cm3，壓力系數(shù)為1.35～1.78，以超壓為主；中國陸相盆地經(jīng)歷了較強烈的晚期構(gòu)造運動，對保存條件有一定影響，壓力系數(shù)變化大，壓力系數(shù)為0.7～1.8，既有超壓，也有低壓，地層能量、原油品質(zhì)變化大，原油密度為0.75～0.92 g/cm3。

⑤經(jīng)濟性。北美地區(qū)海相地層埋深普遍小于3 700 m，儲量豐度大于50×104t/km2；中國陸相致密油埋藏深度偏大，埋深為1 000～4 500 m，經(jīng)濟性與可動用規(guī)模較差，埋深差異大，儲量豐度為（5～72）×104t/km2。

2.2 中國陸相致密油與北美海相致密油差異的主要原因

區(qū)域地質(zhì)背景差異是導致中國陸相致密油與北美海相致密油成藏差異的根本原因，其核心要素包括兩個方面：穩(wěn)定的構(gòu)造背景與連續(xù)沉積條件、烴源巖熱演化程度。

2.2.1 構(gòu)造穩(wěn)定性與致密油規(guī)模分布的地質(zhì)基礎(chǔ)

鄒才能等[4]總結(jié)了大面積連續(xù)分布致密油形成應(yīng)具備 6個條件，其中大型寬緩構(gòu)造背景，大面積持續(xù)沉降沉積環(huán)境是主要控制因素之一。穩(wěn)定寬緩的大型構(gòu)造背景下，原始沉積時構(gòu)造平緩，有利于優(yōu)質(zhì)烴源巖、致密儲集層的大面積展布，區(qū)域封堵條件更為優(yōu)越，導致處于同一構(gòu)造背景的致密油資源大面積展布。這也是北美海相致密油與中國陸相致密油形成特征差異的首要原因。以全球非常規(guī)油勘探開發(fā)的熱點地區(qū)——Williston盆地上泥盆統(tǒng)—下石炭系Bakken組致密油為例，其形成于面積超過34×104km2的大型克拉通沉積盆地，橫跨美國、加拿大，分布于 North Dakota州、Montana州、South Dakota州以及加拿大中南部Manitoba州和Saskatchewan州[33-35]。晚泥盆世到密西西比紀（早石炭世）時期，Williston盆地位于北美大陸西部邊緣的廣闊大陸架沉降活躍地區(qū)（見圖3），盆地為半圓形，發(fā)育 3個明顯的背斜構(gòu)造：Nesson背斜、Billings背斜和Cedar Greek背斜，具有繼承性發(fā)育特征，保證了古生界沉積的穩(wěn)定分布[44-45]，沉積相變慢，烴源巖與儲集層大面積穩(wěn)定發(fā)育是關(guān)鍵。其中，上Bakken段、下Bakken段發(fā)育兩套頁巖，具有全盆地展布特征。以下Bakken段頁巖為例，其厚度在全盆范圍內(nèi)普遍為5～12 m；Bakken組的主力儲集層段為形成于濱淺海環(huán)境的致密白云質(zhì)粉砂巖，厚度為10～15 m，累計厚度超過 55 m，展布面積超過7×104km2；大范圍分布的致密儲集層與生油巖緊密接觸的共生層系，保證了連續(xù)型分布的 Bakken致密油區(qū)的形成[47-48]。Permian盆地 Wolfcamp致密油、West Gulf盆地Eagle Ford致密油均表現(xiàn)出與Bakken致密油類似的特征，大型克拉通盆地穩(wěn)定發(fā)育的背景為海相致密油烴源巖與儲集層的規(guī)模發(fā)育奠定了良好的基礎(chǔ)。

表3 中國陸相致密油主要特征參數(shù)表

表4 中國4類致密儲集層、6種致密油聚集類型特征

圖3 Williston盆地位置圖（據(jù)參考文獻[44]修改）

與海相致密油相比，中國陸相致密油形成背景更為復雜。以目前勘探開發(fā)效果最好的鄂爾多斯盆地延長組長7段致密油為例，其形成于一個由古生代地臺及臺緣坳陷與中新生代臺內(nèi)坳陷疊合而成的大型克拉通盆地，總面積約25×104km2，盆地內(nèi)部構(gòu)造相對簡單，地層平緩且發(fā)育齊全，傾角小于 1°，未發(fā)生強烈的變形。盆地自中生代以來，長期穩(wěn)定發(fā)展，后期構(gòu)造變動微弱，在中晚三疊世延長組沉積階段，鄂爾多斯盆地經(jīng)歷了湖盆形成、發(fā)展、全盛、衰退至消亡的全過程，其中長 7段沉積期為湖盆發(fā)育鼎盛期，分布范圍廣，在盆地的覆蓋面積超過 10×104km2，巖性為一套有機質(zhì)豐富的深灰色油頁巖、暗色泥巖夾薄層粉細砂巖，平面上延長組油氣主要分布在陜北斜坡中南部，約占 80%以上的儲產(chǎn)量[49-51]。但是，陸相沉積背景導致了頻繁的砂泥互層及較快的沉積相變，單砂體橫向穩(wěn)定性較差，縱向厚度較小，如鄂爾多斯盆地長 7段單砂體厚度一般3～15 m，累計厚度一般為10～30 m，橫向展布有限；松遼盆地扶楊油層呈現(xiàn)出薄互層沉積特征，單砂體厚度僅為3～5 m，橫向連續(xù)性差；準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組為混積巖沉積，有利儲集層云質(zhì)砂巖單層厚度2～10 m，橫向展布范圍?。煌瑫r，較小的湖盆面積導致沉積水體環(huán)境與陸源碎屑供給的差異性進而導致縱向上致密油儲集層性質(zhì)變化快，非均質(zhì)性強烈。在準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組沉積期，水體鹽度整體偏大，伴隨湖盆演化與物源體系的變化，水體溫度、深度與鹽度頻繁變化，導致碳酸鹽礦物、硅酸鹽礦物及黏土礦物含量急劇變化（見圖4），導致儲集層性質(zhì)的快速變化，最高孔隙度達20%，但在相距不足20 cm范圍內(nèi)孔隙度驟減為4%。在鄂爾多斯盆地長 7段沉積期，盡管水體鹽度稍低于蘆草溝組沉積期，但由于原始物質(zhì)組成及成巖作用的差異，同樣導致礦物在縱向上變化較快，石英含量最高達 58%，最低僅 15%左右，碳酸鹽礦物含量最高達45%，但最低僅2%（見圖4），由此造成了縱向上強烈的非均質(zhì)性。

2.2.2 烴源巖熱演化程度差異導致致密油規(guī)模與流動性差異

圖4 陸相致密油儲集層X射線衍射全巖礦物組成

圖5 北美海相與中國陸相致密油烴源巖Ro、TOC參數(shù)對比圖

中國陸相致密油烴源巖與北美海相致密油烴源巖地球化學特征相似（見圖5），但是北美海相烴源巖熱演化程度普遍較高，決定了北美海相致密油層異常高壓、氣油比高、油質(zhì)較輕、流動性較好，脆性與可壓裂性也得到提升，這也是北美致密油經(jīng)濟性好的根本原因。如 Eagle Ford泥灰?guī)r分布面積約 4.45×104km2，位于得克薩斯州南部和部分中部地區(qū)，地層厚度從東北部的 15.2 m到西南部超過 91.4 m，儲集層由泥灰?guī)r組成，埋深在609.6～4 572.0 m，Eagle Ford地層向南傾斜，經(jīng)歷了油窗口、油和氣過渡窗口和氣窗口，在淺埋藏深度，主要產(chǎn)黑油；在較大埋藏深度，由于高溫高壓作用，主要產(chǎn)天然氣[46]。致密油層 1 306口高產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示，當Ro值大于0.9%時，致密油高產(chǎn)的概率從 9%～20%顯著提高到42%以上，氣油比普遍大于 800，原油密度主體小于0.788 g/cm3。

中國陸相致密油烴源巖熱演化程度偏低，鄂爾多斯盆地長 7段烴源巖的Ro值主要為 0.8%～1.2%（46口井），熱解峰溫主要分布于 440～460 ℃[51-52]；準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖Ro值為0.52%～1.03%，熱解峰溫為440～455 ℃，其中Ro值小于0.80%的樣品占53%，Ro值大于0.80%的樣品占47%，整體處于低成熟—成熟演化階段[53-54]，這種情況一方面導致陸相致密油氣油比偏低，石油的密度與黏度偏高，地層能量不足，致密油可流動性較差；另一方面導致陸相致密油儲集層礦物熱穩(wěn)定性偏差，塑性礦物含量偏高，影響了儲集層的可壓裂性。準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油油質(zhì)偏重，地面原油密度0.888～0.918 g/cm3，50 ℃下黏度為 73～300 mPa·s，平均含蠟量為 9.04%，平均凝固點為 13.49 ℃，屬于中—重質(zhì)原油，決定了蘆草溝組致密油流動性較差[53-54]；鄂爾多斯盆地長 6段地層原油密度 0.718～0.786 g/cm3，黏度0.92～1.14 mPa·s；長7段地層原油密度0.717～0.760 g/cm3，黏度 0.89～1.21 mPa·s，盡管呈現(xiàn)出低密度、低黏度的輕質(zhì)原油特征[13]，但地層能量不足，壓力系數(shù)主體為0.7～1.0，黏土礦物中伊蒙混層、蒙脫石比例偏高，影響了儲集層改造中人造裂縫的形成與展布，造成產(chǎn)量快速遞減。然而，需要注意的是，鉆井過程中長 7段頁巖普遍顯示高氣測異常，現(xiàn)場浸水試驗可見斷續(xù)狀氣泡冒出，顯示出一定的含氣性，密閉巖心解吸氣試驗結(jié)果顯示對整塊巖心一次解吸后頁巖平均含氣量為1.2～1.5 m3/t，較高的含氣量可以增加頁巖層系的氣油比，在一定程度上提高了長 7段致密油的流動性與可采性[52]。

因此，與北美典型致密油區(qū)帶相比，由于構(gòu)造背景、連續(xù)沉積條件及烴源巖熱演化程度等差異，中國陸相致密油地質(zhì)特征更為復雜，盡管發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，但儲集層分布的穩(wěn)定性與連續(xù)性較差，流體可流動性也較差，資源整體的規(guī)模性與效益性也不如北美海相致密油資源，實現(xiàn)效益勘探開發(fā)的難度更大。

3 中國陸相致密油效益勘探開發(fā)建議

對比北美致密油勘探開發(fā)的成功經(jīng)驗，針對中國陸相致密油效益勘探開發(fā)，提出4方面建議。

3.1 評價致密油資源潛力、優(yōu)選致密油勘探戰(zhàn)略選區(qū)

高效、準確的資源潛力評價是非常規(guī)資源成功勘探開發(fā)的關(guān)鍵。中國陸相致密油資源較豐富，但致密油富集程度差異大，應(yīng)開展致密油資源分級評價，客觀評價致密油資源潛力與資源富集程度，為“甜點區(qū)”優(yōu)選提供評價依據(jù)。在近期完成的中國石油第 4次資源評價中，參考了北美重點區(qū)帶致密油勘探現(xiàn)狀，結(jié)合中國陸相致密油實際地質(zhì)條件，采用了 3級資源評價方案，其中，Ⅰ類資源儲集層孔隙度大于8%，滲透率大于0.08×10-3μm2，喉道主體半徑大于200 nm，可動流體飽和度大于50%，產(chǎn)量較高，是近期勘探重點；Ⅱ類資源儲集層孔隙度為5%～8%，滲透率為（0.03～0.08）×10-3μm2，喉道主體半徑為 100～200 nm，可動流體飽和度為 20%～50%，產(chǎn)量較低，經(jīng)濟性偏差，需要技術(shù)進步才有勘探開發(fā)潛力；Ⅲ類資源儲集層孔隙度小于5%，滲透率小于0.03×10-3μm2，喉道主體半徑小于100 nm，可動流體飽和度小于20%，產(chǎn)量低，近、中期不具勘探開發(fā)價值（遠景區(qū)）。

3.2 選準“甜點區(qū)”、“甜點段”，實現(xiàn)精準高效開發(fā)

致密油具有源區(qū)控油、近源富集、“甜點區(qū)”高產(chǎn)的特點，北美致密油規(guī)模效益開發(fā)實踐證明，高收益“甜點區(qū)”是致密油勘探、開發(fā)的優(yōu)選目標，是決定致密油勘探開發(fā)成效的關(guān)鍵。應(yīng)重視 4方面研究：①烴源灶供烴充足性與有效性是致密油規(guī)模形成基礎(chǔ)，烴源巖品質(zhì)控制“甜點區(qū)”平面分布范圍，陸相烴源巖非均質(zhì)性強，TOC分布在縱向上具有多旋回性，平面上具遷移性，應(yīng)加強富有機質(zhì)頁巖沉積環(huán)境與有機質(zhì)富集機理的研究，明確高TOC分布段與分布區(qū)；高度重視熱演化程度對致密油富集高產(chǎn)的重要控制作用研究，通過巖心、巖屑的地球化學分析確定有機質(zhì)類型、豐度和成熟度等參數(shù)，預(yù)測烴類生成和流體性質(zhì)。②儲集空間與可動流體是形成致密油“甜點區(qū)”的保障，致密儲集層非均質(zhì)性強，類型多，需要發(fā)展復雜儲集層多參數(shù)數(shù)字巖石評價技術(shù)，通過各種先進的實驗分析技術(shù)研究微納米孔喉系統(tǒng)的連通性，研發(fā)儲集層結(jié)構(gòu)有效表征技術(shù)和脆性礦物評價技術(shù)，評價致密儲集層非均質(zhì)性，明確不同類型致密儲集層孔喉結(jié)構(gòu)、儲集能力與產(chǎn)能特性，并根據(jù)測量數(shù)據(jù)建立地質(zhì)模型。③微構(gòu)造背景和天然裂縫對致密油富集高產(chǎn)有重要影響，“甜點區(qū)”多發(fā)育在寬緩背景下的局部微構(gòu)造區(qū)，應(yīng)開展有利區(qū)微構(gòu)造形態(tài)與發(fā)育演化規(guī)律研究；利用CT原位成像技術(shù)，對致密儲集層樣品逐漸加壓，觀察裂縫隨壓力變化的生長規(guī)律，明確裂縫發(fā)育機制與主控因素，建立裂縫動態(tài)生長三維模型，直觀展示致密儲集層裂縫生長特征，評價預(yù)測裂縫發(fā)育層段。④“甜點區(qū)”經(jīng)濟評價是致密油勘探開發(fā)成效的關(guān)鍵，應(yīng)加強“甜點區(qū)”形成主控因素、富集高產(chǎn)規(guī)律與經(jīng)濟性評價研究，選好高收益區(qū)；“甜點段”是水平井設(shè)計、精確壓裂改造、效益開發(fā)的根本，應(yīng)加強“甜點段”形成條件與分布規(guī)律的研究，選準“甜點段”。

3.3 采用先進致密油壓裂改造技術(shù)實現(xiàn)經(jīng)濟效益開發(fā)

北美致密油勘探實踐證實，致密油開發(fā)最大難題是如何提高單井產(chǎn)量，提高采收率。中國陸相致密油規(guī)模偏小，單井產(chǎn)量普遍較低，如鄂爾多斯盆地長 7段致密油儲集層非均質(zhì)性強，類型多，平面上巖性變化快，制約水平井部署，單砂層厚度薄，砂體橫向連續(xù)性差，分布不穩(wěn)定，砂體鉆遇率低；Ⅰ類井盈虧平衡點為 365美元/t（50 美元/bbl），而北美致密油“甜點區(qū)”開采成本為146～365美元/t（20～50 美元/ bbl），平均成本241美元/t（33 美元/ bbl）。建議開展以下2方面技術(shù)攻關(guān)：①創(chuàng)新發(fā)展致密油體積壓裂改造技術(shù)，降低工程作業(yè)成本；②優(yōu)化水平井井距、水平段長度及壓裂簇數(shù)，使井網(wǎng)覆蓋區(qū)域最大化，作業(yè)流程最優(yōu)化，控制鉆完井等綜合成本，最大限度提高致密油儲量動用程度。由于中國地質(zhì)條件存在差異，不同地區(qū)致密油鉆完井工藝具有差異。在鉆井方面，長慶油田根據(jù)長 7段致密油地質(zhì)特征，在不使用旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)的情況下，通過研制球形扶正器、大扭矩螺桿，調(diào)整短鉆鋌長度，提高增斜效率，平均鉆井周期與常規(guī)水平井相當；大慶油田根據(jù)扶楊油層河道砂體規(guī)模小、厚度薄、單井控制儲量小等特征，采用工廠化施工，經(jīng)過優(yōu)化井深結(jié)構(gòu)與井眼剖面，大幅度縮短鉆井周期。在壓裂方面，不同地區(qū)工藝的差異主要表現(xiàn)在完井方式上，其中新疆油田蘆草溝組主要采用了裸眼封隔器分壓方式，長慶油田主要采用水力噴砂技術(shù)，吉林油田采用套管可開關(guān)滑套分段壓裂方式，吐哈盆地二疊系條湖組對比了固井滑套、快鉆橋塞、裸眼封隔器等3種完井方式，證實快鉆橋塞方式壓后效果最好。因此根據(jù)研究區(qū)地質(zhì)特征研發(fā)適用性鉆完井技術(shù)是提高致密油勘探開發(fā)效益的必由之路。

3.4 通過管理體制創(chuàng)新，推進致密油規(guī)模效益開發(fā)

市場化是美國實現(xiàn)致密油氣重大突破的關(guān)鍵。美國是市場化程度非常高的國家，開放、競爭的市場環(huán)境對致密油開發(fā)起到了關(guān)鍵作用。建議借鑒國外公司先進的管理經(jīng)驗及國內(nèi)如蘇里格氣田“5+1”合作開發(fā)模式，通過引入外部市場競爭體制，設(shè)立國家級致密油開發(fā)示范區(qū)，在全國范圍內(nèi)推廣成功的致密油勘探開發(fā)與管理經(jīng)驗，解決關(guān)鍵技術(shù)難題，進一步降低成本，實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)。

4 結(jié)論

石油與天然氣等化石能源具有豐富的資源基礎(chǔ)，在未來很長一段時間仍將是全球主導能源，中國陸相致密油資源豐富，發(fā)展?jié)摿薮?。北美主要致密油勘探開發(fā)公司通過加強成熟探區(qū)精細勘探和挖潛開發(fā)，加強“甜點區(qū)”經(jīng)濟評價、重點開發(fā)高收益“甜點區(qū)”，創(chuàng)新壓裂技術(shù)，通過重復壓裂、立體壓裂最大限度地提高致密油儲量動用程度，優(yōu)化鉆完井技術(shù)，縮短周期，降低工程作業(yè)成本等多項措施，確保長期穩(wěn)定盈利，促進了北美致密油產(chǎn)量快速增長。中國各陸相致密油區(qū)盡管不同程度地存在地質(zhì)上的“短板”，但通過強化基礎(chǔ)研究，選準“甜點區(qū)”和“甜點段”，創(chuàng)新發(fā)展針對性方法技術(shù)，并通過體制機制與管理創(chuàng)新，降低工程作業(yè)成本，一定能實現(xiàn)致密油的規(guī)模效益開發(fā)，成為中國油氣勘探開發(fā)的重要接替領(lǐng)域。