劉麗娟

大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶163712

0 引言

近年來，以致密油氣、頁巖油氣等為代表的非常規(guī)油氣資源成功實現(xiàn)了規(guī)模開發(fā)，推動全球油氣工業(yè)進入常規(guī)資源與非常規(guī)資源并重發(fā)展的新階段[1]。致密油氣作為最現(xiàn)實的非常規(guī)油氣資源在中國油氣勘探領(lǐng)域上具有重要的戰(zhàn)略地位，目前已形成鄂爾多斯、松遼、三塘湖3個規(guī)模致密油產(chǎn)區(qū)，產(chǎn)能規(guī)模超過160×104t[2]。說明中國致密油資源具有形成規(guī)模儲量和有效開發(fā)的條件[3,4]，以水平井+大規(guī)模體積壓裂為代表的儲層改造技術(shù)已成為致密油資源提產(chǎn)、提效的技術(shù)利器[5,6]。大慶油田從2011年起開始對致密油進行初步探索，通過近8年的持續(xù)攻關(guān)，逐步探索形成適合松遼盆地北部致密油特點的配套技術(shù)[7]，垣平1、葡平1等多口井獲工業(yè)油流，新增三級儲量近5×108t，展現(xiàn)松遼盆地北部致密油良好的勘探前景。目前，松遼盆地北部致密油資源整體認識程度較低，前人在資源評價方面做了初步的研究探索[5]，主要依托鉆井資料采用容積法計算資源，缺乏空間上的預(yù)測性。筆者在前人研究成果的基礎(chǔ)上，形成了以“地質(zhì)條件分析確定基本參數(shù)，主控因素分析確定關(guān)鍵參數(shù)，宏觀認識與統(tǒng)計分析結(jié)合確定取值標(biāo)準(zhǔn)，多種方法結(jié)合確定資源量”為核心的刻度區(qū)解剖“四步法”，建立適合松遼盆地致密油特點類比評價參數(shù)體系及取值標(biāo)準(zhǔn)，為有效開展致密油資源評價提供重要的依據(jù)。

1 扶余油層致密油地質(zhì)條件

松遼盆地北部扶余油層為源下“源儲近鄰”型致密油，以上覆青山口組一段為烴源巖，以泉頭組三、四段河流—淺水三角洲沉積體系的致密砂體為儲層[8]，主要分布在大慶長垣中南部、三肇凹陷、龍虎泡階地和齊家—古龍凹陷[9]，面積約9 500 km2。

1.1 烴源巖條件

青山口組沉積時期，松遼盆地發(fā)生了地質(zhì)演化史上第一次大規(guī)模湖侵事件[10]，形成了一套深湖--半深湖相沉積。青一段烴源巖是扶余油層致密油主力烴源巖，沉積連續(xù)、穩(wěn)定，在中央坳陷區(qū)幾乎全部為黑色泥巖、油頁巖夾薄層泥質(zhì)灰?guī)r，厚60～80 m，最厚達120 m，分布面積超過4×104km2，埋深1 800～2 500 m[4]。有機質(zhì)類型主要以Ⅰ型為主，部分為Ⅱ1型[8]，這一特征決定了該套源巖在成熟演化階段可以大量生成石油。源巖有機質(zhì)豐度高，TOC平均值為2.84%，氯仿瀝青“A”平均值為0.421%，生油潛量平均值為16.37 mg/g，表現(xiàn)出大型湖相盆地優(yōu)質(zhì)烴源巖的有機質(zhì)特征。成熟烴源巖在中央坳陷區(qū)內(nèi)普遍發(fā)育，其中，Ro≥1.2%的烴源巖面積達2.4×103km2，Ro≥0.9%的烴源巖面積達7×103km2，Ro≥0.75%的烴源巖面積達16×103km2。目前扶余油層已發(fā)現(xiàn)的油氣聚集區(qū)主要分布在Ro≥0.75%的有效烴源巖范圍內(nèi)。

1.2 儲層條件

扶余油層沉積時期，盆地整體進入坳陷階段，沉積范圍得到極度拓展，斷陷相對分割的小型盆地逐漸形成了一個統(tǒng)一的大盆地構(gòu)造格局[11，12]。盆地邊緣地形高、盆地中心低，湖泊大面積分布。扶余油層儲集砂體類型主要為曲流河點壩、網(wǎng)狀河道及分流河道。儲層巖性以粉細砂巖為主，其次為粉砂巖，主要巖石類型為巖屑長石粉砂巖和長石巖屑粉砂巖。碎屑顆粒占巖石體積的50%～90%，大多數(shù)儲集巖具顆粒支撐結(jié)構(gòu)。砂巖填隙物以碳酸鹽膠結(jié)物和黏土礦物雜基為主，碳酸鹽膠結(jié)物一般以方解石為主。扶余油層黏土礦物有伊利石、高嶺石、綠泥石及伊/蒙混層。膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主。扶余油層致密儲層的孔隙類型復(fù)雜多樣，以原生粒間孔、縮小粒間孔、粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔為主，局部見微裂縫、鑄模孔。

扶余油層砂巖儲層物性整體較差，孔隙度為5%～12%，滲透率為0.03～1.2 mD，總體上具有低孔、低-特低滲透儲層特征。其中長垣及其以東地區(qū)孔隙度一般>9%；三肇凹陷、長垣及以西地區(qū)孔隙度多<9%；長垣及三肇凹陷滲透率為0.5～1 mD，齊家—古龍凹陷普遍<0.5 mD。前人根據(jù)松遼盆地致密油儲層孔隙度、滲透率及含油性關(guān)系將致密儲層進行分類：Ⅰ類儲層巖性為細砂巖和粉砂巖，孔隙度9%～12%，滲透率0.1～1 mD，喉道半徑>100 nm，含油產(chǎn)狀以含油和油浸為主；Ⅱ類儲層巖性為粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，孔隙度5～9%，滲透率0.03～0.1 mD，喉道半徑50～100 nm，含油產(chǎn)狀以油斑和油跡為主[8,13--15]。因此，長垣及三肇凹陷扶余油層致密油儲層以I類為主，齊家—古龍凹陷扶余油層致密儲層則以II類為主。

1.3 成藏特征

扶余油層的蓋層是青山口組暗色泥巖，具有沉積厚度大、沉積穩(wěn)定、排替壓力大的特點，既是有利的生油層，又是良好的區(qū)域蓋層[16]，這種“上生下儲”式的生儲蓋組合是理想的成藏組合[17，18]。由于青一段烴源巖與泉四段砂巖儲層直接接觸，或有大量的斷裂形成網(wǎng)狀多注入點的排運條件，形成密集狀輸導(dǎo)體系，青一段烴源巖生成的油氣可直接排入泉頭組四段儲層[19]，為扶余油層提供較好的油源。進入儲層后的油氣在超壓作用下，沿著裂縫、斷裂或斷面等通道向下覆的泉頭組砂體垂向運移，再在浮力作用下，側(cè)向運移至低勢能的致密砂巖儲層中成藏。扶余油層在烴源巖有效排烴范圍內(nèi)整體含油，儲層與優(yōu)質(zhì)源巖匹配關(guān)系好，有利于油氣聚集成藏，為規(guī)模致密油資源的形成奠定了基礎(chǔ)。

2 扶余油層致密油刻度區(qū)解剖及評價參數(shù)體系

刻度區(qū)是指在油氣資源評價過程中能夠作為評價區(qū)類比標(biāo)準(zhǔn)的評價基本地質(zhì)單元，為評價單元類比參數(shù)提供參照標(biāo)準(zhǔn)。

2.1 刻度區(qū)的選擇與界定

刻度區(qū)的選擇是否合適、獲取的類比參數(shù)是否客觀、準(zhǔn)確，直接影響類比結(jié)果的可靠性和合理性。本次刻度區(qū)的選擇遵循“勘探程度高、地質(zhì)規(guī)律認識程度高、資源落實程度高”的原則，并具有代表性和可比性。

長垣南刻度區(qū)構(gòu)造位置位于松遼盆地北部中央坳陷區(qū)，主體部分位于長垣背斜帶南部(圖1)?？碧街饕康膶訛橄掳讏捉y(tǒng)泉頭組三、四段的扶楊油層?？潭葏^(qū)類型屬源下扶余油層源儲近鄰，代表揭示局部構(gòu)造背景致密油地質(zhì)特征。建立長垣南刻度區(qū)，不僅可為松遼盆地北部白堊系致密油資源評價提供可靠的類比依據(jù)，而且對中國其他盆地和層系的致密油資源評價也具有借鑒意義。

圖1 長垣南刻度區(qū)位置圖Fig.1 Location map of southern Changyuan scale area

長垣南刻度區(qū)已完成三維地震勘探598 km2，二維地震勘探2 011.727 km，探井49口，總進尺10.145×104m，剩余石油控制儲量2 837×104t，剩余石油預(yù)測儲量3 873.5×104t。在探明儲量邊界的基礎(chǔ)上，以邊緣工業(yè)油井外推平均井距的一半，結(jié)合三維地震工區(qū)，確定刻度區(qū)的分布范圍，計算刻度區(qū)的面積為598.054 km2。

2.2 刻度區(qū)精細解剖方法

根據(jù)扶余油層致密油特點，探索形成刻度區(qū)解剖“四步法”(圖2)，建立資源評價參數(shù)體系及取值標(biāo)準(zhǔn)，為計算評價單元資源提供依據(jù)。

2.2.1 地質(zhì)條件分析，確定地質(zhì)評價基本參數(shù)

致密油地質(zhì)評價參數(shù)按大類可分為烴源巖評價參數(shù)、儲層評價參數(shù)和蓋層評價參數(shù)等，這些參數(shù)是致密油資源評價的基礎(chǔ)，是決定致密油資源形成、潛力大小和資源品質(zhì)的關(guān)鍵參數(shù)[19]。筆者從源巖條件、儲層條件、蓋層條件、圈閉條件、運聚條件及保存條件等方面綜合分析，確定儲層厚度、儲層巖性、孔隙類型、有效孔隙度、烴源層厚度、有機碳、成熟度、有機質(zhì)類型、封隔層巖性、封隔層厚度十項資源評價基本參數(shù)。

2.2.2 主控因素分析，確定關(guān)鍵參數(shù)

在確定不同類型基本參數(shù)的基礎(chǔ)上，通過油氣富集主控因素的分析，進一步優(yōu)選控制油氣富集的關(guān)鍵參數(shù)。

圖2 刻度區(qū)解剖流程圖Fig.2 Anatomical flowchart of scale area

烴源巖條件青一段暗色泥巖既是有效源巖又是良好的區(qū)域蓋層，控制油氣分布范圍。油源對比表明，扶余油層原油來自上覆青一段生油巖，生成的油氣通過裂縫和斷裂向下運移到扶余油層。青一段油氣下排深度可達100 m以上，進入儲層后的油氣沿著儲層向低勢區(qū)作側(cè)向運移。因此，青一段湖相泥巖相對下伏的扶余油層油氣成藏具有宏觀的控制作用，同時巨厚的泥巖直接覆蓋在儲層上成為良好的區(qū)域性蓋層?？潭葏^(qū)內(nèi)烴源巖有機質(zhì)以I型、II1型為主，成熟度0.9%～1.3%，排油強度大，已發(fā)現(xiàn)儲量主要分布在有效烴源巖區(qū)內(nèi)。

儲層條件長垣南地區(qū)扶余油層儲集層既有曲流河沉積體系又有淺水湖泊三角洲沉積體系。通過精細解剖，識別出曲流河道、分流河道和網(wǎng)狀河道等儲集砂體(圖3)，以河道砂為主。單砂體厚度薄，規(guī)模較小，縱向不集中，橫向不連續(xù)，多期疊置、錯疊連片，空間上表現(xiàn)多為多層砂泥巖相互疊置的漢堡包式特點。從含油產(chǎn)狀的統(tǒng)計來看，油層主要為粉砂級以上(包括粉砂)的巖性，粉砂級以下的巖性均不含油，進一步證實巖性對含油性具有控制作用。

研究區(qū)扶余油層儲層砂巖以粉砂巖和細砂巖為主，儲層厚度較大，通過已鉆井統(tǒng)計，砂巖厚度為5～20 m。雖然砂巖厚度較大但儲層物性較差，孔隙度平均只有10%，滲透率平均只有0.98 mD，為典型的致密砂巖儲層。從鑄體薄片及壓汞資料分析來看，扶余油層孔隙結(jié)構(gòu)極其復(fù)雜，孔隙類型多樣，以原生孔隙為主，但孔喉半徑小，其中<0.1 μm占46%以上。這種儲集條件為油氣運移帶來極大難度，導(dǎo)致常規(guī)技術(shù)產(chǎn)量極低。

成藏條件扶余油層油氣主要沿廣泛分布的通源斷裂下排，以垂向運移為主，斷砂匹配的疏導(dǎo)體系控制了油氣縱向分布及下排深度，整體表現(xiàn)為大面含油的場面。油氣的富集受油源、構(gòu)造、斷裂、河道砂“四位一體”控制。油氣以西側(cè)油源供應(yīng)為主，構(gòu)造整體含油，從西側(cè)斜坡到構(gòu)造高部位，油柱高度逐漸降低，在斜坡帶油柱高度大，到了構(gòu)造高部位，因為經(jīng)過一系列反向正斷層的遮擋，油氣并不是很充足，形成上油下水的油水分布特征，含油性和產(chǎn)量隨著構(gòu)造位置的不同以及與斷裂的匹配程度不同而有著明顯的差異。因此，具備形成大面積致密油的成藏條件(圖4)。

經(jīng)成藏綜合分析，儲層巖性、儲層厚度、孔隙度和孔隙組合類型、烴源巖厚度、有機碳和成熟度等7項參數(shù)是控制致密油資源分布的關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)。在資源評價過程中所占的權(quán)重最大。

2.2.3 宏觀認識與統(tǒng)計分析結(jié)合，建立取值標(biāo)準(zhǔn)

長垣南解剖刻度區(qū)位于有效源巖內(nèi)，烴源巖發(fā)育特性差別較小，而儲層條件參數(shù)的差異對油氣富集影響較大，本研究主要以儲層條件參數(shù)為例來詳細闡述關(guān)鍵參數(shù)如何確定取值標(biāo)準(zhǔn)。

儲層巖性刻度區(qū)扶余油層巖性主要有細砂巖、粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖。從儲層巖性與物性分布來看，當(dāng)埋深<2 000 m時，細砂巖物性比粉砂巖物性要好，物性受沉積環(huán)境控制；當(dāng)埋深>2 000 m時，細砂巖物性與粉砂巖物性差別不大，物性受成巖控制。綜合統(tǒng)計不同巖性與含油產(chǎn)狀分布情況來看，巖性從粗到細的過程含油性也逐漸變差。細砂巖含油性最好，其次是粉砂巖，最差的是泥質(zhì)粉砂巖(圖5)?；谏鲜龇治?，將儲層巖性劃分為4類(表1)。

圖3 長垣南刻度區(qū)扶余油層連井剖面圖Fig.3 Profile of connected wells in Fuyu reservoir of southern Changyuan scale area

圖4 長垣南刻度區(qū)扶余油層油藏剖面圖Fig.4 Reservoir profile of Fuyu reservoir in southern Changyuan scale area

圖5 不同粒級砂巖與含油性直方圖Fig.5 Histogram of sandstone with different granularity and oil-bearing feature

表1長垣南刻度區(qū)扶余油層儲層巖性分類取值標(biāo)準(zhǔn)

Table1ClassificationandvaluationcriteriaforlithologyofFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

標(biāo)準(zhǔn) 巖性含油性I類細砂巖、粉砂巖含油、油浸II類粉砂巖、細砂巖含油、油浸III類粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖油浸、油斑、油跡Ⅳ類泥巖質(zhì)粉砂巖油斑、油跡

儲層物性刻度區(qū)孔隙度普遍<12%，一般7%～12%。從儲層物性與含油性關(guān)系看，當(dāng)孔隙度>9%時，含油顯示以富含油、油浸為主；當(dāng)孔隙度7%～9%時，含油顯示以油浸和油斑為主；當(dāng)孔隙度5%～7% 時，含油顯示以油浸、油斑和油跡為主，當(dāng)孔隙度<5%，含油顯示較弱，只發(fā)育有少量油浸、油斑和油跡(圖6)。基于上述分析，將儲層物性劃分為4類(表2)。

儲層厚度刻度區(qū)位于南部物源體系，儲層厚度受河道砂體發(fā)育位置控制。根據(jù)已鉆探井砂巖(粉砂巖以上)發(fā)育情況看，厚度一般5～35 m。從儲層厚度分布規(guī)律看，厚度>15 m以上的比例占45%，厚度10～15 m的比例占29%，<10 m比例占26%(圖7)?；谏鲜龇治?，將儲層巖性劃分為4類(表3)。

采用相同的做法，對烴源巖條件和蓋層條件等評價參數(shù)開展統(tǒng)計分析，建立長垣南刻度區(qū)扶余油層致密油評價參數(shù)體系及取值標(biāo)準(zhǔn)(表4)。

圖6 孔隙度與含油產(chǎn)狀分布頻率直方圖Fig.6 Frequency histogram of porosity and oil-bearing occurrence

表2長垣南刻度區(qū)扶余油層儲層物性分類取值標(biāo)準(zhǔn)

Table2ClassificationandvaluationcriteriaforphysicalpropertiesofFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

標(biāo)準(zhǔn)物性含油性I類Φ>9%富含油、油浸I類Φ7^9%油浸、油斑為主III類Φ5^7%油浸、油斑、油跡為主Ⅳ類Φ<5%少量油斑、油跡

圖7 油層厚度分布頻率直方圖Fig.7 Distribution frequency histogram of reservoir thickness

表3長垣南刻度區(qū)扶余油層儲層厚度分類取值標(biāo)準(zhǔn)

Table3ClassificationcriteriaofreservoirthicknessinFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

I類II類III類Ⅳ類>15 m10^15 m5^10 m<5 m

表4長垣南刻度區(qū)扶余油層致密油資源評價參數(shù)體系及取值標(biāo)準(zhǔn)

Table4EvaluationparametersystemandstandardvaluesoftightoilresourcesinFuyureservoirinsouthernChangyuanscalearea

參數(shù)類型參數(shù)名稱評價系數(shù)1.0^0.750.75^0.50.5^0.250.25^0.0蓋層條件蓋層厚度泥巖、頁巖泥巖、粉砂質(zhì)泥巖粉砂質(zhì)泥巖、含粉砂泥巖砂泥巖互層蓋層巖性>50.050.0^30.030.0^15.0<15.0儲層條件儲層厚度(m)>15.015.0^10.010.0^7.0<7.0儲層巖性細砂巖細砂巖、粉砂巖粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖泥質(zhì)粉砂巖孔隙類型基質(zhì)孔+溶蝕孔基質(zhì)孔+裂縫溶蝕孔+裂縫裂縫有效孔隙度/%>9.09.0^7.07.0^5.0<5.0烴源巖條件源巖厚度/m>60.060.0^40.040.0^10.0<10.0有機碳/%>5.05.0^3.03.0^1.5<1.0有機質(zhì)類型I,II1II1, II2II2, IIIIII成熟度0.9^1.20.8^0.9或1.2^1.30.7^0.8<0.7

2.2.4 多種方法結(jié)合，計算刻度區(qū)資源量

目前，國內(nèi)非常規(guī)資源評價方法研究尚處于起步階段，主要采用分級資源豐度類比法、小面元容積法。由于長垣南刻度區(qū)內(nèi)資料齊全，認識程度較高，本次資源量的計算主要采用小面元容積法和成因法。

小面元容積法：

①劃分評價區(qū)網(wǎng)格，確定小面元面積

由于本刻度區(qū)致密儲層物性參數(shù)來源于錄井、測井成果，因此采用PEBI網(wǎng)劃分評價區(qū)網(wǎng)格。

②求取計算參數(shù)

求取原則：如小面元內(nèi)有數(shù)據(jù)點時，計算參數(shù)為各項參數(shù)的平均值；如小面元內(nèi)沒有數(shù)據(jù)點時，根據(jù)臨近數(shù)據(jù)點進行插值以求取關(guān)鍵參數(shù)。計算參數(shù)包括含油面積、有效孔隙度、有效厚度、和含水飽和度等。其中，有效厚度、有效孔隙度可以根據(jù)刻度區(qū)鉆井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計得出，含油飽和度是密閉取芯測試的結(jié)果，為54%～60%，原始原油體積系數(shù)取1.15。

③計算地質(zhì)資源量

小面元致密油地質(zhì)資源量的計算采用以下公式：

QC=100×Ao×Ho×φ×(1-Sw)×ρo/Bo

(1)

式中：Qc為小面元致密油地質(zhì)資源量，×104t；Ao為小面元含油面積，km2；Ho為小面元有效厚度，m；Φ為小面元有效孔隙度，%；Sw為小面元含水飽和度，%；ρo為地面原油密度，t/m3；Bo為原始原油體積系數(shù)。

根據(jù)計算參數(shù)計算出長垣南刻度區(qū)資源量為2.11×104t。

成因法：

在烴源巖的分布、地化特征、生排烴模式、成熟演化的研究基礎(chǔ)上，構(gòu)建盆地模擬格架，計算各套烴源巖的生排烴量。依據(jù)烴源巖排烴范圍、主要產(chǎn)油層構(gòu)造面流體運移趨勢，圈定刻度區(qū)供烴范圍，并計算刻度區(qū)的供烴量，求取刻度區(qū)的油氣運聚系數(shù)。參考刻度區(qū)的運聚系數(shù)，結(jié)合盆地模擬生烴量結(jié)果，求取油氣資源量。成因法計算資源量公式為：

Q=q×K

(2)

式中：q為生烴量，×108t；K為運聚系數(shù)。

根據(jù)生烴量計算公式，確定長垣南刻度區(qū)的生油量為50.59×108t，根據(jù)運聚模型正演法確定運聚系數(shù)為3.7%，計算長垣南刻度區(qū)解剖致密油資源量為1.87×108t。

綜合小面元容積法和成因法計算結(jié)果，采用特爾非法綜合確定長垣南刻度區(qū)資源1.99×108t，資源豐度為33.3×104t/km2，為采用資源豐度類比法計算評價單元的資源奠定了基礎(chǔ)。

3 結(jié)論

(1)系統(tǒng)梳理了扶余油層致密油成藏條件，上覆青山口組湖相泥巖是烴源巖也是良好區(qū)域蓋層，在超壓作用下，沿裂縫或斷裂等通道向下運移，形成“上生下儲”式源下致密油藏。

(2)形成“地質(zhì)條件分析，確定基本參數(shù)；主控因素分析，確定關(guān)鍵參數(shù)；宏觀認識與統(tǒng)計分析結(jié)合，建立取值標(biāo)準(zhǔn)；多種方法結(jié)合，計算刻度區(qū)資源量”的刻度區(qū)精細解剖“四步法”。

(3)通過刻度區(qū)精細解剖，建立扶余油層致密油資源評價參數(shù)體系及取值標(biāo)準(zhǔn)，綜合確定儲層巖性、儲層厚度、孔隙度和孔隙組合類型、烴源巖厚度、有機碳和成熟度等7項參數(shù)為關(guān)鍵參數(shù)。

(4)運用小面元容積法和成因法計算長垣南刻度區(qū)致密油地質(zhì)資源量1.99×108t，研究確定資源豐度為33.3×104t/km2，為采用資源豐度類比法計算評價單元資源量奠定了基礎(chǔ)。