康 玉 柱

中國石化石油勘探開發(fā)研究院

中國致密巖油氣資源潛力及勘探方向

康 玉 柱

中國石化石油勘探開發(fā)研究院

康玉柱.中國致密巖油氣資源潛力及勘探方向. 天然氣工業(yè)，2016, 36(10): 10-18.

中國是世界上最早發(fā)現(xiàn)致密巖油的國家之一，1907年就在鄂爾多斯盆地延1井上三疊統(tǒng)發(fā)現(xiàn)了致密巖油，1989年又在該盆地石炭—二疊系發(fā)現(xiàn)了致密砂巖大氣田——靖邊氣田。之后，在四川、準噶爾、松遼、渤海灣等多個盆地也相繼發(fā)現(xiàn)了致密巖油氣。中國致密巖油氣具有多層系分布的特征，幾乎在所有大中型盆地內均有發(fā)育，油氣資源十分豐富，勘探開發(fā)潛力巨大，估算的中國致密巖油資源量為（280～300）×108t、致密巖天然氣資源量為（66～70）×1012m3。特別是近年來，中國致密巖油氣的儲量和產(chǎn)量較快增長。為此，在綜合分析中國致密巖油氣形成的地質條件、成藏條件、油氣富集“甜點”的主要控制因素和指標、致密巖油氣分布規(guī)律、油氣資源潛力及面臨挑戰(zhàn)等的基礎上，認為目前中國國內致密巖油氣勘探開發(fā)技術已較為成熟，可作為中國非常規(guī)油氣發(fā)展之首選。

中國 致密巖油氣 資源潛力 勘探方向 儲集層特征 油氣藏類型 勘探區(qū)

1 致密巖油氣特征

1.1 沉積環(huán)境

致密巖油氣的沉積環(huán)境有海相、海陸交互相及陸相。致密巖油氣分布在所有不同類型盆地中，如斷陷盆地、坳陷盆地、前陸盆地和克拉通盆地等，其中致密巖油氣主要分布于海相盆或湖相盆的斜坡部位[1-5]。陸相斷陷盆地的緩坡區(qū)、克拉通盆地內中央的凹陷—斜坡區(qū)、前陸湖盆的前陸地坳陷—斜坡，沉積厚度總體由凹陷向斜坡區(qū)減薄、甚至尖滅缺失。在淺湖、淺?；蛏詈！㈥懞嘀?，地殼升降、海水或湖水進退期形成砂體也可以形成致密巖油氣藏（圖1）。

1.2 優(yōu)質烴源巖

優(yōu)質烴源巖是致密巖油氣形成的重要物質基礎。第一，烴源巖與致密巖互層狀存在；第二，烴源巖發(fā)育在致密巖下部或上部。鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組和準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組湖相烴源巖與致密砂巖或致密碳酸巖互層形成致密巖油[6-8]。鄂爾多斯盆地石炭—二疊系（圖2）、四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組、下志留統(tǒng)烴源巖與致密砂巖互層形成致密砂巖氣藏。與常規(guī)油氣相比，致密巖油氣源內或近源短距離供烴特征，其生烴指標與演化參數(shù)等特征基本相同[9-11]。

優(yōu)質陸相烴源巖發(fā)育在湖盆擴張期的凹陷—斜坡地區(qū)，以深湖—半深湖環(huán)境為主，巖性主要為暗色泥巖、泥頁巖及泥質碳酸鹽巖，烴源巖具有質量好、規(guī)模大、熱演化適度與生烴總量大等特征，為各類儲集體聚集油氣成藏奠定了資源基礎（表1）。例如，鄂爾多斯盆地石炭—二疊系暗色泥巖烴源巖，廣泛分布于坳陷區(qū)，烴源巖累計厚度介于60～200 m，有機碳含量平均為2%，有機質類型多以混合型干酪根為主[12]。

煤系烴源巖是形成致密氣的物質基礎。煤系烴源巖有機碳含量介于2%～5%、具有成熟度較高和生氣量較大的特征，主要以煤系地層的混合型、腐殖型干酪根為主，熱演化程度高，生氣數(shù)量大，生氣高峰期出現(xiàn)的地質時代較新、持續(xù)較長，更有甚者至今還在生氣，為致密氣藏的形成提供了充足的資源基礎。中國大面積分布的有效煤系烴源巖為致密大氣區(qū)的形成奠定了物質基礎。

1.3 致密巖儲層特征

致密巖儲層的巖石類型為致密砂巖、砂礫巖、致密頁巖、泥頁巖、泥質灰?guī)r及石灰?guī)r等。致密砂巖儲層的形成主要受沉積作用、成巖作用和構造作用三大因素影響。沉積環(huán)境能量相對較低、成巖作用、壓實作用是儲層致密的重要因素；受構造作用控制的溶蝕和破裂等建設性作用的發(fā)育程度是致密儲層區(qū)優(yōu)質儲層發(fā)育的關鍵因素。因此，致密砂巖的成因

可以劃分為兩類：一類是受沉積條件控制，分選不好，造成原生就是致密砂巖；另一類是由于復雜成巖作用和構造作用所造成的致密砂巖。同時，多種因素綜合作用導致致密砂巖儲層非均質性強。

圖1 鄂爾多斯盆地大牛地氣田氣藏剖面圖

圖2 鄂爾多斯盆地上古生界沉積綜合柱狀圖

致密砂巖儲層孔隙類型以粒間及粒內溶孔、粒間微孔、微裂縫等次生孔隙為主，原生孔隙少見。儲層物性差，孔隙度、滲透率很低是致密砂巖儲層最基本的地質特征。例如，四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖儲層孔隙以次生孔為主，少量原生孔，局部發(fā)育裂縫。據(jù)鑄體薄片鑒定，孔隙以次生孔隙（85%）為主，少量殘余粒間孔、雜基微孔（8%）；儲層物性差，孔隙度、滲透率之間相關性較差，相關系數(shù)低表明滲透率大小不僅與總孔隙多少有關，更主要受孔隙結構、裂縫發(fā)育狀況控制。

致密灰?guī)r、泥灰?guī)r儲層的成因分為原生成因與次生成因。其中，原生成因儲層指原生孔隙作為主要儲集空間的儲層，原生孔隙受巖石結構控制，并與沉積相密切相關。如骨架孔主要見于礁核相和礁丘核相；粒間孔主要見于灘、壩、堤及沙嘴相、顆粒碳酸鹽相；層間縫主要見于淺湖及深湖層狀、紋層等。次生孔隙可形成于表生溶蝕，也可形成于深層溶蝕作用，受成巖作用的影響很大。正是由于影響碳酸鹽巖儲集空間類型的多種因素的綜合作用，導致碳酸鹽巖致密儲層非均質性強。

表1 中國典型致密油源巖特征表

中國碳酸鹽巖儲層物性總體較差，為裂縫—孔隙雙重介質。

1.4 源儲互層分布

源、儲層緊密接觸是致密巖油氣的重要特征。鄂爾多斯盆地下二疊統(tǒng)山西組、下石盒子組、上三疊統(tǒng)延長組和四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組（圖3）、侏羅系大安寨組等致密巖油氣，均具有典型的源儲相間互層特征。

圖3 四川盆地西部上三疊統(tǒng)須家河組天然氣成藏示意圖

致密巖油烴源巖層與儲層相互共生發(fā)育。中國致密巖油以陸相湖盆沉積為主，目前在鄂爾多斯盆地三疊系延長組、四川盆地侏羅系大安寨組、準噶爾盆地二疊系蘆草溝組等獲得工業(yè)性油流發(fā)現(xiàn)，這些油層均與烴源巖互層共生。

鄂爾多斯盆地石炭—二疊系石盒子組和山西組、四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組均水體不深，烴源巖層與儲層緊密接觸、砂體連片發(fā)育，非均質性致密儲層與烴源巖緊密接觸成藏。由于河流改道、交叉、歸并頻繁，單期河道數(shù)量多，規(guī)模有限，多期河道疊置、歸并、側接，但保持時間較長，形成宏觀上呈席狀、微觀上有較強非均質性的砂巖復合體。

1.5 近距離運移成藏

油氣近距離運移層狀聚集是致密巖油氣藏形成的主要方式。在區(qū)域構造背景下，致密巖油氣藏的形

成過程主要受源巖熱演化、生排烴過程和構造作用等因素控制。致密巖油氣優(yōu)質烴源巖成熟期生烴膨脹增壓、脈沖式排烴與氣體擴散作用是生排烴的主要動力，構造作用形成的裂縫為主要運移通道，具有明顯的一次運移或近距離二次運移、聚集特征。

生烴增壓作用是致密巖油氣排出的主要動力。油氣初次運移的動力來源多樣，目前認為泥質烴源巖的壓實作用、水熱膨脹作用、黏土礦物脫水作用、有機質生烴作用等是油氣初次運移的動力。生烴膨脹形成的超壓對于油氣初次運移有著更為重要的意義。因此，致密巖油氣主要依靠大面積優(yōu)質烴源巖生烴增壓作用排烴。

近距離層狀聚集是致密巖油氣運移成藏的主要方式。致密巖油氣生成后通過多期式排烴，可以在微孔喉中流動，在源內或近源呈層狀聚集。通過激光共聚焦顯微鏡技術分析，鄂爾多斯盆地延長組致密砂巖儲層內部微觀孔隙結構的熒光圖像顯示，孔隙結構普遍較復雜，孔隙連接性相對較好，大部分溶孔及殘余粒間孔中均有熒光顯示。說明石油可在儲層孔喉中運移流動。

1.6 油氣藏類型

主要致密巖油氣藏類型有巖性型、地層型、巖性+構造型，其中以巖性型占主導（圖4）。從層位上具有多時代分布：從震旦系—古近系均有；從盆

地類型上看，各類盆地均有。

圖4 中國主要含油氣盆地及非常規(guī)油氣田分布圖

2 致密巖油氣控制因素

2.1 沉積相控制分布

致密巖油氣的分布受形成的地質條件和油氣成藏條件控制。沉積相控制烴源巖和儲層及其配置關系是致密巖油氣分布的基本因素，油氣主要分布在湖盆內部相對深水的水下三角洲砂體、重力流砂體發(fā)育區(qū)[13]。湖相碳酸鹽致密巖油廣泛分布于凹陷和斜坡區(qū)，該類油層夾持在深湖—半深湖相暗色泥頁巖中。目前，該類致密巖油在準噶爾和三塘湖盆地二疊系、酒泉和江漢盆地白堊系、柴達木和渤海灣盆地古近系等均有發(fā)現(xiàn)。準噶爾盆地吉木薩爾中二疊統(tǒng)蘆草溝組縱向上發(fā)育上下兩套“甜點層”，上“甜點層”為碳酸鹽巖灘、壩沉積，厚度介于10～40 m；下“甜點層”為三角洲遠砂壩與席狀砂云質粉細砂巖沉積，厚度介于20～70 m。深湖水下三角洲致密巖油是中國分布最廣泛的致密巖油，松遼盆地泉頭組、鄂爾多斯盆地延長組（圖5）以及四川盆地中—下侏羅統(tǒng)均有發(fā)現(xiàn)。

圖5 鄂爾多斯盆地延長組長6段—長7段致密油分布圖

2.2 古斜坡控制油氣區(qū)域性分布

據(jù)現(xiàn)有資料分析，發(fā)現(xiàn)的致密巖油氣田主要分布在有關盆地古斜坡及古隆起區(qū)。如：鄂爾多斯盆地石炭—二疊系致密氣田分布在鄂爾多斯盆地的伊陜斜坡區(qū)，四川盆地西部上三疊統(tǒng)須家河組致密巖氣藏主要分布在前陸盆地斜坡區(qū)，準噶爾盆中二疊統(tǒng)蘆草溝組致密巖油田分布在前陸坳陷斜坡區(qū)。

2.3 “甜點”區(qū)的形成

致密砂巖油氣分布富集高產(chǎn)受“甜點”體控制，表現(xiàn)為局部富集?！疤瘘c”的發(fā)育主要取決于致密砂巖油氣形成的構造背景、烴源巖與儲層發(fā)育特征和裂縫等因素。有些盆地由于沉積條件、成巖作用和構造作用使致密儲層中局部范圍的滲透率得到改善，這些地區(qū)就是油氣局部富集形成“甜點”的有利區(qū)。形成致密砂巖油氣“甜點”的主要條件或指標：①具有優(yōu)質的厚度較大的烴源巖；②烴源巖與致密巖互層；③具有一定厚度的中—粗砂巖儲層，孔隙度介于7%～10%，滲透率介于0.05～0.1 mD；④砂巖脆性礦物含量超過50%；⑤砂巖膠結物以鈣質或硅質為主；⑥砂巖層理和紋理較發(fā)育；⑦裂縫發(fā)育；⑧含油氣飽和度較高；⑨油質較輕。

致密砂巖“甜點”最典型的代表是鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組長6—長8段致密砂巖油，具有油藏規(guī)模大、砂層?。ㄆ骄蛯雍穸葹?0.7 m）、分布范圍廣、構造背景簡單等特征（圖6）。致密砂巖油層主要分布在緊鄰生烴中心的水下三角洲前緣和湖盆中部重力流的有利砂體中，其中長7段致密砂巖油主要分布在姬塬地區(qū)的三角洲前緣砂體和隴東地區(qū)的濁積砂體中；長6段致密砂巖油主要分布在湖盆中部的華慶、合水和塔兒灣地區(qū)[14]。

圖6 鄂爾多斯盆地南部富縣地區(qū)延長組多層組巖性油氣藏剖面示意圖

3 致密巖油氣潛力及勘探方向

3.1 油氣資源潛力巨大

中國致密巖油氣具有多層系、分布廣特征。2015年，中國國土資源部組織有關油公司對松遼、渤海灣(致密巖氣未計算)、鄂爾多斯、四川、塔里木(致密巖油未計算)及準噶尓等盆地進行了初步計算，結果是致密巖油資源量為146.6×108t、天然氣資源量為32.9×1012m3。如果對上述各大盆地全覆蓋計算，再加上南華北、河西走廊、柴達木、青藏、海域及其他主要中、小型盆地等，預計致密巖油氣的資源為現(xiàn)計算的油氣資源量的一倍以上。油氣資源潛力巨大。預計2020年產(chǎn)油2 000×104t，產(chǎn)氣（600～700）×108m3[15]。

3.2 主要勘探地區(qū)

目前，應以鄂爾多斯、松遼、準噶爾、渤海灣、柴達木、三塘湖等盆地為致密巖油的重點勘探區(qū)（表2）。鄂爾多斯、四川、松遼、塔里木、準噶爾等盆地為致密巖氣的勘探區(qū)（表3）。

表2 中國重點盆地致密巖油有利區(qū)分布表

表3 中國重點盆地致密巖氣有利區(qū)分布表

4 面臨的主要問題

由于儲層致密、非均質性強等特點，致密巖油氣勘探開發(fā)總體表現(xiàn)為甜點區(qū)識別難度大、單井產(chǎn)量低、開發(fā)產(chǎn)量低、開發(fā)成本高、經(jīng)濟效益差等問題。

1）甜點區(qū)識別難。甜點區(qū)不僅是地質甜點，也是工程甜點。在油氣富集上，地質甜點是致密巖油氣資源最富集的地區(qū)，目前的識別技術可以采用地質評價方法，結合地球物理和鉆井資料來判定。工程甜點指該區(qū)裂縫發(fā)育、巖石可壓性好、儲層易于壓裂改造。目前，尚未形成成熟的預測技術來準確預測地質和工程甜點。

2）單井產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)難度大，遞減快。從致密巖油氣井生產(chǎn)曲線上看，單井生產(chǎn)曲線呈“L”型特征，下降迅速。如，中國三塘湖盆地馬55井致密巖油生產(chǎn)，初期日產(chǎn)油22.6 m3，1個月后產(chǎn)量迅速遞減，日產(chǎn)油量僅1～3 m3。

3）在低油價下，由于致密巖油單井產(chǎn)量不高，平均小于10 t/d，生產(chǎn)成本高，當前大部分地區(qū)的致密巖油難以進行大規(guī)模開發(fā)。

致密巖氣產(chǎn)量主要集中在鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)的上古生界，四川盆地的須家河組氣藏由于氣水分布復雜，規(guī)模上產(chǎn)難度較大。

綜上所述，中國致密巖油氣起步較早，油氣資源潛力巨大，并有較成熟的勘探開發(fā)技術，近年來已出現(xiàn)快速發(fā)展的態(tài)勢。筆者認為，致密巖油氣是當前中國非常規(guī)油氣發(fā)展之首選。

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（修改回稿日期 2016-09-12 編 輯 陳古明）

Resource potential of tight sand oil & gas and exploration orientation in China

Kang Yuzhu
(Sinopec Petroleum Exploration and Development Research Institute, Beijing 100083, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.10-18, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

China was one of the first countries in the world to discover tight sandstone oil. Early in 1907, tight sand oil was discovered in the Triassic strata by the Well Yan 1 in the Ordos Basin and in 1989, a giant tight sand gas field of Jingbian was found in the Carboniferous–Permian strata in this basin. From then on, tight sand oil and gas fields were successively explored in various basins such as Sichuan, Junggar, Songliao, Bohai Bay, etc. In conclusion, tight sand oil and gas is abundantly stored in multiple formations and layers in largeor medium-sized basins all over China, of which tight oil reserves were estimated to be 28–30 billion tons while tight gas 66–70 trillion m3. This can be just proved by the recent rapid increase of both explored reserves and productivity of tight oil and gas. In view of this, an overall study was conducted on the geological settings, pooling conditions, the main controlling factors and indexes of "sweet spots", and distribution patterns of tight sand oil and gas reservoirs. Besides, such issues were discussed as reserves potential, potential challenges, etc. To sum up, with mature exploration and development technologies, tight oil and gas will be the first choice in the development of more unconventional hydrocarbon resources in China.

China; Tight sand oil & gas; Resource potential; Exploration orientation; Reservoir features; Hydrocarbon reservoir type; Exploration zone

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.002

中國地質調查局地質調查項目（編號：12120113040000）。

康玉柱，1936年生，中國工程院院士；長期從事油氣勘探理論研究工作，建立了中國古生代海相成油氣理論，并豐富了地質力學找油氣、非常規(guī)油氣等理論。地址：（100083）北京市海淀區(qū)學院路31號。ORCID: 0000-0001-5196-3411。E-mail: kangyz. syky@sinopec.com