国内外致密油藏开发工艺技术应用及发展趋势调研报告2014

北京金正纵横信息咨询有限公司国内外致密油藏开发工艺技术应用及发展趋势调研报告PAGEPAGE342PAGE1国内外致密油藏开发工艺技术应用及发展趋势调研报告北京金正纵横信息咨询有限公司2014年法律声明版权声明：除有特别注明外，本报告以及与本报告相关的外观、文字、图表、数据及附件的所有权均属北京金正纵横信息咨询有限公司所有。未经北京金正纵横信息咨询有限公司的书面许可，任何机构和个人不得对本报告以及与本报告相关的外观、文字、图表、数据或附件的全部或部分进行复制、翻版、修改、刊登、发表和引用，否则后果自负。北京金正纵横信息咨询有限公司保留与本报告有关的一切权利。免责声明：本报告基于本公司研究部门及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研获取的资料，但本公司及其研究人员对这些信息的真实性、准确性和完整性不做任何保证。本报告反映研究人员个人的不同设想、见解、分析方法及判断。本报告所载观点为北京金正纵横信息咨询有限公司基于以上资料运用科学方法分析所得。报告中的观点和陈述仅反映撰写及出具本报告期间当时的分析和判断，本公司可能发表其他与本报告所载资料不一致及有不同结论的报告。本报告可能因时间和其他因素的变化而变化从而导致与事实不完全一致，敬请关注本公司就同一主题所出具的相关后续研究报告及评论文章。本报告中的观点和陈述不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。北京金正纵横信息咨询有限公司不对因使用此报告而引致的损失负任何法律责任。

正文目录TOC\o"1-5"\h\z\u第一章致密油资源分布及地质状况 18第一节储集空间类型及岩石特性 18一、致密砂岩储层 18二、页岩储层 19第二节致密油的储量 20第三节致密油分布概况 22一、国外分布概况 22二、国内分布概况 23第二章致密油藏资源评价与勘探开发现状 25第一节致密油藏资源评价 25一、三种便捷评价方法 251、分级资源丰度类比法 252、EUR类比法 273、小面元容积法 28二、两种精细的评价方法 291、资源空间分布预测法 292、成藏数值模拟法 29三、实例 291、小面元容积法评价实例 301.1关键参数研究 301.2小面元容积法计算结果 312、分级资源丰度类比法评价实例 323、EUR类比法评价实例 343.1选择典型生产井作为刻度井 34四、柴达木盆地致密油形成的地质条件及勘探潜力分析 371、地质概况 372、致密油气形成的地质条件 392.1沉积环境条件 392.2烃源岩条件 392.3储层条件 412.4源储共生关系 462.5大地构造位置 472.6致密油分布与成藏组合 483、致密油勘探潜力及目标 49五、准噶尔盆地致密油储层岩性与孔隙特征分析 521、储层分布规律 522、主要储集岩石类型 523、储层孔隙特征 53六、塔里木志留系柯坪塔格组致密油储层特征 541、区域地质概况 542、储层岩石矿物学特征 543、储层物性特征 554、储集空间类型及孔隙结构特征 555、成藏特征 585.1地层简况 585.2油气显示简况 595.3生储盖组合 595.4油气藏特征 61七、鄂尔多斯盆地准连续型低渗透-致密砂岩大油田成藏模式 611、致密砂岩油藏在鄂尔多斯盆地的分布 612、对鄂尔多斯盆地大油田成藏模式的认识 642.1岩性油气藏论 652.2多因素控藏论 652.3连续型油气聚集论 663、准连续型大油田成藏模式的提出及其特征 673.1准连续型大油田成藏模式 673.2鄂尔多斯盆地准连续型大油田成藏特征 68八、西加拿大沉积盆地Cardium组致密油资源评价实例 771、研究区地质背景 772、评价方法 802.1地质模型建立 812.2资源模型建立 812.3随机模拟 813、Cardium组油气资源随机模拟 823.1地质模型 823.2资源模型 843.3模拟结果 863.4与基于单井EUR评价方法的比较 87第二节国内外致密油藏勘探现状 89一、致密油定义 891、致密油涵义 892、评价指标及标准 893、致密油储层分类 90二、主要类型及特征 911、中国致密油总体特征与类型划分 912、湖相碳酸盐岩致密油基本特征 923、深湖水下三角洲砂岩致密油基本特征 944、深湖重力流砂岩致密油基本特征 95三、我国致密油勘探开发潜力 961、资源潜力预测 962、发展前景展望 97四、美国致密油勘探开发现状及对我国的启示 981、美国致密油勘探开发现状 982、资源管理经验 993、对我国的启示 100第三节致密油藏开发现状 102一、国内外致密油藏开发工艺技术现状 102二、开发页岩气的技术开发致密油 105三、美国致密油开发历史及现状 1071、Bakken区带 1112、EagleFord区带 1163、Barnett区带 1194、其它致密油区块 120四、加拿大致密油开发历史及现状 1201、地质概况及资源分布 1202、开发历史及现状 1233、技术现状 1234、发展趋势 125五、我国致密油开发历史及现状 1261、开发历史 1262、开发现状 1262.1胜利油田致密油开发现状 1272.2吐哈油田致密油开发现状 1282.3河南油田致密油开发现状 1292.4长庆油田致密油开发现状 129第三章钻完井技术 131第一节致密砂岩油藏钻完井技术 131一、鄂尔多斯致密砂岩油藏水平井钻完井技术 1311、水平井的关键技术 1311.1防垮防塌技术 1311.2摩阻的控制技术 1311.3轨迹控制技术 1321.4模拟通井技术 1341.5井眼净化技术 1352、水平井常见工况的预防 135二、胜利油区樊154区块致密砂岩水平井钻井技术 1361、施工难点 1362、施工技术应用 1372.1长水平段井眼轨迹优化控制技术 1372.2摩阻扭矩分析监测技术 1382.3高效PDC钻头优选技术 1382.4地质导向技术应用 1382.5钻井液技术应用 1382.6完井通井技术 1383、现场施工情况 1384、结论分析 139三、致密油井钻井提速技术 1391、构造地质特点 1392、钻井技术难点 1402.1地层分布复杂 1402.2机械钻速低 1403、钻井提速技术方案 1403.1三叠系以上井段提速技术 1403.2三叠系以下井段提速技术 1403.3优化钻井液体系 141四、强封堵有机盐钻井液在致密油水平井中的应用 1421、地质工程概况 1422、钻井液技术难点 1423、钻井液配方及性能评价 1424、钻井液工艺 1455、应用效果 146五、长水平段井身结构优化工艺 1471、技术要求 1482、设计难点 1483、技术研究与对策 1493.1提高井壁稳定性 1493.3长水平段套管安全下入 153六、Daylight油田致密砂岩优快钻井技术[43] 1541、地层岩性 1542、优快钻井技术 1552.1井身结构设计 1552.2钻头优化设计 1562.3钻井液技术 1572.4井眼轨迹控制技术 1583、应用效果 159第二节致密页岩油藏钻完井技术 160一、井筒裂缝宽度变化预测及其应用 1601、假设与模型 1601.1基本假设 1601.2实体模型及有限元力学分析 1611.3力学参数 1612、计算机模拟结果 1612.1裂缝张开临界井筒压力预测 1622.2正压差下沿裂缝位置裂缝宽度变化预测 1623、裂缝宽度变化研究在钻井完井储层保护中的应用 164二、非常规水平井多段钻塞完井工艺 1641、河南油田泌页HFl井概况 1641.1压裂施工数据 1651.2试油放喷情况 1652、非常规水平井多段钻桥塞完井工艺应用 1662.1试油放喷情况 1662.2钻桥塞施工 166第三节钻完井工具的应用 168一、斯伦贝谢钻完井工具分析 168二、哈里伯顿钻完井工具分析 174三、贝克休斯钻完井工具分析 179四、威德福钻完井工具分析 183第四节国外致密油藏钻井技术 186一、M-ISWACO高温钻井液 186二、Newpark公司Evolution钻井液 187三、斯伦贝谢新型高造斜旋转导向系统 188四、史密斯公司新型钻头 189五、贝克休斯KymeraTM钻头 190六、Verdande科技公司钻井预测技术 191第五节致密油藏固井技术 192一、易漏失致密油层固井作业优化 1921、油田地质概况 1922、固井施工问题及原因分析 1933、双级固井技术 1934、固井水泥浆体系 194二、水平井直径177.8毫米套管固井作业 196三、长封固段大温差固井作业 197第四章测录井技术 200第一节录井技术 200一、致密砂岩储集层裂缝综合录井识别技术 2001、技术原理 2002、判别标准及识别模型 2022.1储集层及裂缝的判别标准 2022.2储集层及裂缝识别模型 2023、应用分析 203二、录井新技术在致密砂岩油气层评价中的应用 2041、致密砂岩油气层特征 2041.1油气显示发现困难 2041.2油气显示与试油结果存在不对应性 2041.3油气水重力分异不彻底，影响录井评价的准确性 2041.4煤层气干扰储集层气测显示 2052、录井评价方法 2052.1气测录井评价 2052.2定量荧光录井评价 2082.3轻烃录井评价 2102.4核磁共振录井评价 2112.5其它录井评价 2123、录井解释方法及图版 2133.1录井参数分析法 2133.2解释图版优选 215三、永安油田致密砂岩油气层评价中的地化录井的应用 2151、地化图谱响应特征 2152、致密砂岩P-S解释图版 2183、应用实例 2203.1YX-35井 2203.2YX22-1井 2203.3YX33井 2213.4YX34-A井 2223.5YX38-1井 222第二节测井技术 223一、测井技术在致密储层裂缝识别中的应用 2231、FMI成像测井简介 2232、裂缝识别 2232.1高导缝 2242.2高阻缝 2242.3钻井诱导缝 2253、裂缝参数的估算 2273.1裂缝张开度估算 2283.2裂缝孔隙度的估算 2283.3裂缝渗透率的估算 2293.4实例分析 229二、致密砂岩盖层测井评价 2301、方法原理 2301.1测井曲线可视化自动分层取值 2301.2盖层测井评价参数计算 2301.3具体评价方法 2322、应用实例分析 233三、随钻电阻率成像测井确定储层井位 235四、OPTV成像系统 235第五章储层改造与保护技术 238第一节压裂技术 238一、压裂实验研究 2381、鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验 2381.1国外致密储层混合水压裂技术现状 2381.2长C致密储层压裂地质特征 2381.3直井混合水压裂攻关试验 2391.4认识及结论 2422、致密油藏分段多簇压裂水平井电模拟实验研究 2432.1实验原理 2432.2实验装置及参数 2432.3实验结果及分析 2442.4结论 2473、微地震测绘和压裂模拟技术 2483.1鄂尔多斯盆地油藏ZN 2483.2油藏ZF 2533.3油藏ZD 257二、体积压裂技术 2611、致密油藏体积压裂技术应用 2611.1体积压裂的概念 2611.2体积压裂缝网形成的影响因素 2621.3常规压裂与体积压裂的效果对比 2641.4对我国致密油藏体积压裂的建议 266通过以上总结得出： 2662、在鄂尔多斯盆地低压储层的应用 2672.1盆地致密储层形成缝网的地质特征分析 2672.2盆地低压致密油层体积压裂设计模式探索 2692.3压后分析 2723、直井体积压裂储层改造体积的影响因素 2743.1地质概况及概念模型的建立 2743.2计算结果分析 275三、致密砂岩油藏分段压裂水平井钻井技术 2801、井身剖面和结构优化设计 2801.1井身剖面优化设计 2801.2井身结构优化设计 2802、钻井施工技术 2812.1井身轨迹控制 2812.2钻井液技术 2822.3完井压裂管柱下入技术 283四、分段压裂技术 2841、水平井分段压裂工艺发展历程 2842、主要分段压裂工艺技术 2852.1机械封隔器分段压裂 2852.2水力喷射分段压裂技术 2863、不同分段压裂技术分析 2894、加拿大公司daylight致密油气水平井分段压裂技术 291五、厚油层斜井多段压裂技术 2931、设计思路 2932、选井选层 2943、裂缝模拟研究 2954、工艺实现程度分析 2965、增产效果 297六、水平井层内定向压裂技术 2981、定向压裂工艺关键技术 2981.1水平井定向射孔技术 2981.2双封单卡选择性压裂技术 2992、定向压裂施工工艺及参数优化 3002.1前置酸预处理技术 3002.2施工排量优化 3013、现场应用情况 302七、双水平井压裂技术 303八、“工厂化”压裂技术 3041、高效“工厂化”作业模式 3042、工厂化压裂技术应用 3053、施工现场的“工厂化”管理 3074、“工厂化”压裂在国内的实施现状 307第二节井下压裂工具分析 309一、斯伦贝谢井下压裂工具分析 309二、哈里伯顿井下压裂工具分析 314三、贝克休斯井下压裂工具分析 316四、威德福井下压裂工具分析 319第三节压裂液体系 324一、粘弹性表面活性剂压裂液 3241、VES压裂液的作用机理 3242、VES压裂液的研究现状 3253、应用情况 326二、低浓度压裂液体系在长庆致密油藏的应用 3271、长庆致密油藏储层基本特征与改造要求 3271.1基本特征 3271.2面临问题 3271.3关键技术方向 3282、低浓度压裂液体系的研发与评价 3282.1耐温耐剪切性与流变性 3292.2破乳助排性能 3292.3动静态滤失性能评价 3302.4破胶性能与残渣含量 3302.5岩心损害实验 3303、应用效果 330第四节酸化技术 331一、致密碳酸盐岩油藏深度酸压技术 3311、致密储层控缝高技术 3311.1采取合理的完井工艺 3322、裂缝发育储层深度酸压技术 3322.2高黏度压裂液前置液酸压技术 3332.3大规模前置液深度酸压技术 333二、西南油气田酸液体系在水平井致密油储层中成功应用 334第五节储层保护技术 334一、致密碳酸盐岩储层损害特征及钻井液保护技术 3341、YM-2区块奥陶系储层地质特征 3342、碳酸盐岩裂缝性储层损害特征 3353、低伤害钻井液保护技术 3364、储层保护性能评价 3384.1钻井液常规性能评价 3384.2钻井液与储层配伍性评价 3394.3优化钻井液储层保护效果评价 339二、保护高压低渗致密油气藏的钻井完井液体系 3401、储层特征 3402、储层损害原因分析 3402.1五敏实验结果 3402.2压力敏感性 3402.3水锁损害 3412.4钻井完井液损害 3413、钻井完井液体系的配置 3413.1表面活性剂 3413.2暂堵材料 3413.3钻井完井液体系的复配 342三、青西油田裂缝孔隙型致密油层的保护 3431、储集层敏感性评价 3431.1五敏评价 3431.2应力敏感性评价 3442、青西油田裂缝-孔隙型储集层保护 3452.1钻井过程中的油层保护 3452.2射孔完井作业中的油层保护 3462.3开采过程中的油层保护 3462.4修井作业中的油层保护 346第六节裂缝监测技术 347一、PSET井下无传感器压裂监控技术 347二、斯伦贝谢NetMod模拟技术 348三、MSI公司埋置阵列监测系统 349四、致密储层新型裂缝预测技术 350第六章提高采收率技术 352第一节致密油藏关键指标变化规律与成本控制 352第二节致密油藏提高采收率工艺技术 352一、威利斯顿盆地致密油藏提高采收率数值模拟 3531、油藏模拟 3562、水力裂缝模拟 3573、饱和度方程 3574、储层流体 3595、局部网格细分 3596、单元模型初始化 3597、动态预测 361二、致密砂岩稀油油藏热水+表活剂驱提高采收率工艺分析 3671、热水+表活剂驱提高采收率的实验 3671.1温度对原油热膨胀影响实验 3671.2温度对原油黏度影响实验 3681.3温度对油水界面张力影响实验 3681.4温度对油水相渗影响实验 369三、注气提高采收率技术 3741、超临界CO2驱油技术 3742、CO2驱油工艺在腰英台油田的应用 3742.1泵注工艺技术 3752.2工程实施情况 3773、美国注CO2提高采收率状况 3774、加拿大注CO2提高采收率状况 3795、Petrobank注气开采致密油技术 381四、混相驱和水气交替驱提高采收率动态评价 3821、基准情景数据及模拟模型 3831.1流体性质及EOS模型 3831.2油藏模型与岩石性质 3842、连续注CO2和水气（CO2）交替注入 3893、结果与讨论 390五、超前注水技术 3941、超前注水工艺 3942、致密油藏超前注水合理注入量的新方法 394第三节致密油藏开发模式新思路及关键技术 397一、指导思想 398二、技术内涵 398三、技术机理 398四、关键技术 3981、“一体化”设计 3982、“平台式”长水平井钻井 3993、“规模化”体积压裂 4004“重复式”改造 4015、“控制式”采油 4026、“工厂化”作业 4037、“集中式”地面建设 404第七章致密油藏开发工艺建议 405一、开展地质研究 405二、开发基础研究 405三、开发配套技术 405四、低战略成本 406参考文献 407第一章致密油资源分布及地质状况致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点，被石油工业界誉为“黑金”。美国高度重视致密油的勘探开发，试图复制“页岩气”模式，实现“原油自给”。。目前全球的致密油产量集中在美国。据美国能源信息署（EIA）的估计，2013年美国致密油产量为350万桶/天，预计到2021年将达到顶峰480万桶/天第一节储集空间类型及岩石特性国际能源署(IEA)从工程学角度对“致密油”的界定是：利用水平钻井和多段水力压裂技术从页岩或其他低渗透性储层中开采出的石油。从地质理论的角度可对其定义：孔隙度小于10%，渗透率小于1毫达西，有机碳含量(TOC)大于1%，成熟度(Ro)为0.6%～0.3%，原油密度大于400API(小于0.8251克/立方厘米)。根据孔隙度大小将致密油储层划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类。综合以上两种定义，可以认为“致密油”的广义定义其实等同于低渗透石油，也就是说，任何从低孔低渗透的岩层中开采出来的石油都是“致密油”。砂岩是致密油最好的储层，因此致密油绝大部分是致密砂岩油。页岩层和煤层中也可能有石油，但两者的储量几乎可以忽略不计。国外的“致密油”偏向广义的概念，即“致密油”包括致密砂岩油、致密页岩油、致密煤层油。此前通常也将“致密油”称为“页岩油”。国内偏向于“致密油”的狭义概念，即“致密油”专指致密砂岩油。一、致密砂岩储层1、岩石组分致密砂岩岩石类型有石英砂岩、长石砂岩和岩屑砂岩等,岩石组分可以分为碎屑颗粒和填隙物2种。组分含量以碎屑颗粒为主,岩石碎屑颗粒成分主要为石英、长石和岩屑3种。不同类型的碎屑颗粒的岩石力学性质也有所差别,石英颗粒的硬度最大、长石次之,岩屑的硬度一般较低。孔隙及粒间的填充物质即填隙物,包括杂基及胶结物。杂基及胶结物对致密砂岩力学性质具有一定的影响。杂基主要为火山碎屑物质及细粒的粘土矿物,其硬度低,一般充填于致密砂岩孔隙中,在外力作用下极易发生塑性形变。胶结物主要成分为钙质、泥质及硅质,钙质及硅质胶结物硬度高本身不易发生形变,泥质胶结硬度低易变形。致密砂岩岩石成分以石英及长石占优,就颗粒本身来说在外力作用下其形状、大小不易发生改变,即颗粒内部质点之间不易发生相对位移。对于整个岩石来说,由于颗粒之间存在孔隙,致密砂岩岩石孔隙度一般为4%～12%,在外力作用下岩石颗粒朝孔隙空间方向发生相对位移,导致孔隙体积缩小,这一外力作用发生在弹性形变范围内时,卸载外力,孔隙空间能够恢复原状。2、颗粒之间接触关系致密砂岩在成岩过程中所经受的压实作用强烈,颗粒间接触关系多以线接触为主,部分颗粒之间为凹凸-线接触关系,石英砂岩中颗粒之间接触关系以压溶缝合线接触为主。以上3种接触关系对相互接触的岩石颗粒保持整体稳定有利。3、胶结方式连接在岩石颗粒之间的胶结物对岩石稳定性起到一定作用,在胶结作用下,颗粒之间的连接变得更为紧密,岩石稳定性得以加强,在硅质胶结和钙质胶结作用下,颗粒之间稳定性能够在整个岩石中得以延伸和保持,胶结物本身不易发生变形,在外力作用下岩石形变主要以弹性形变为主,只有在泥质胶结占优时,由于泥质胶结物的塑性形变使得岩石产生弹-塑性变形。4、孔隙及裂缝特征致密砂岩油气储层储集空间以孔隙为主,主要类型为次生溶孔,储层中不同程度的发育裂缝及微裂隙,对改善岩石渗透能力有利。未充填缝在外力作用下极易闭合,外力恢复后裂缝不能恢复原状。而裂缝被方解石脉或石英等矿物充填后的岩石力学性质类似于颗粒被胶结的情形。应力变化引起的岩石变形主要包括孔隙变形、碎屑颗粒变形、胶结物变形以及裂缝闭合。对于基块(不含裂缝)岩石来说,应力变化时孔隙和喉道体积缩小是致密砂岩变形的主要部分,其形变基本上属于弹性变形范围,而含裂缝致密砂岩形变特征则以弹-塑性变形为主。二、页岩储层页岩储层发育2种尺度的孔隙：微孔（孔隙直径≥0.75μm）和纳米孔（孔隙直径<0.75μm），其中绝大部分为有机质颗粒内的纳米孔。页岩普遍具有较低的孔隙度和超低的渗透率，即孔隙度<4%，未压裂页岩的基质渗透率<1×10-6mD，只有在断裂或裂缝发育区的孔隙度能提高到10%，且渗透率提高到2×10-6mD。据Barnett页岩孔隙研究结果（下图），该页岩的孔隙大小是常规砂岩的1/400，大约为40个甲烷分子直径大小（甲烷分子直径为0.38nm），其孔隙度为4%～10%，渗透率为（50～1000）×10-6mD。图Barnett页岩有机质颗粒内的纳米孔资料来源：金正纵横根据相关资料整理近期的岩石学研究表明，页岩中干酪根内部发育大量连通的孔隙，可以有效储油，例如Marcellus页岩的孔隙度为2%～16%，EagleFord页岩的孔隙度为8%～18%。页岩储集层包括富有机质的暗色页岩及以薄夹层状存在的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、砂岩地层。含油气盆地中，页岩储层组合形式多样，不同类型的页岩储层组合有明显不同的地质及地球化学特征。具有较好脆性与天然微裂缝发育的暗色页岩（区）是致密油有利的开发目标。致密油的开采方式与页岩气基本相同，均采用垂直井和水平井，但以水平井为主。致密油开发一般无自然产能或低产，单井生产周期长，多级水力压裂、重复压裂等储层改造技术是目前提升致密油单井产量的关键技术。第二节致密油的储量人类目前大规模利用的常规油气资源——包括石油、天然气，只占地球上油气资源总量的20%；而占资源总量80%、储量更加庞大的非常规油气资源——包括页岩油气、煤层气等，由于开采难度大、成本高，尚处于探索和试开采阶段。专家预测，全世界页岩油储量约11万亿至13万亿吨，远远超过4000多亿吨的世界常规石油储量。加拿大某些专家预测，对于致密油的关注很可能将北美的石油储量提高五十至一百五十亿桶，可见致密油的开发潜力是非常大的。而且致密油的储量随着研究人员的勘察，正在不断的增长，有很好的发展趋势。由于致密油藏储层的特殊性，如何经济有效的开采致密油是目前全球面临的一个难题。根据美国能源信息署(EIA)2013年6月发布的全球主要国家和地区致密油气资源评价结果显示，美国的致密油地质资源量为1363亿t，技术可采资源量为68亿t，居世界第二;美国已明确具有致密油潜力的区带共有8个，包括巴肯(含斯里福克斯组)伊格尔福特奈厄布拉勒马塞勒斯尤蒂卡等，其中巴肯伊格尔福特以及沃夫坎普克林致密油资源潜力最大，也是目前美国致密油勘探开发活动最活跃，致密油产量和增长幅度最大的地区。表美国主要致密油区剩余资源量区带所属盆地剩余资源量/亿t巴肯（含斯里福克斯组）威利斯顿盆地21.0伊格尔福特马弗里克盆地19.4沃夫坎普/克林二叠盆地13.6奈厄布拉勒丹佛盆地5.9巴奈特伍德福德盆地及二叠盆地0.6伍德福德二叠盆地2.7尤蒂卡阿巴拉契亚盆地3.6马塞勒斯阿巴拉契亚盆地1.1美国地质调查局(USGS)2013年4月公布的最新评价结果显示，巴肯致密油区带(包括斯里福克斯组)的致密油待发现技术可采资源量中值仍高达10.6亿t，另外还有0.19万亿m3的天然气未发现技术可采资源量和0.78亿t的天然气未发现技术可采资源量。根据2013年6月EIA对美国之外的41个国家137个页岩层进行的评价报告，全球致密油的技术可采资源量(含美国资源量)约为548.48亿m3;除美国和加拿大外，俄罗斯中国阿根廷利比亚委内瑞拉墨西哥巴基斯坦和印尼等国家的致密油技术可采资源量也极为可观。基于地质演化的特点，中国油气田中低丰度，低产所占比例较大。在油气生产实践中努力向数量相当大的难采低产油气田开拓是个在发展早期就已提出并以日益加强的工作。因而并没有特别在意相关规范中关于致密储层的孔渗参数和重(稠)油相关参数的界线，不断降低着经济可采性的门限。在统计中不再强调致密油气与非致密油气、重(稠)油与一般油的差别并把致密油气和重(稠)油的储量产量也列入油气储量平衡表，成为所谓“表内储量”。这样，在生产上致密油气和重(稠)油实际已被到入常规油气，人们已约定俗成的把目前可以进行生产的非常规气限定于煤层气和页岩气了。因而在国内外对比中应注意不要把中国煤层气和页岩气产量之和直接与美国的非常规气对应，这会造成误导。近年来新探明储量中致密油的比例明显增大，目前累计探明储量中致密油占35%左右，初步评估我国致密油地质资源量为100亿吨左右。由于这类油储量的动用率较低，在剩余可采储量中他可能占40%以上，如在中石化胜利油目前未动用储量中致密油占45%，近年每年约1亿吨的新增储量中低(包括特低)孔渗者占60%。鄂尔多斯盆地探明储量占全国10.7%、其中致密砂岩储层占80%以上。经研究预测，全国待发现石油资源量中致密油的比例应达40%左右。第三节致密油分布概况一、国外分布概况1、美国分布情况目前，美国是致密油资源开发最多的地区之一，俄罗斯、加拿大、中国等也有成功开发的范例。致密油的典型代表是北美威林斯顿盆地的Bakken地层，2006年USGS（美国地质调查局）预测其石油地质储量达590×108t，仅美国北达科他州和蒙大拿州的Bakken致密油聚集就拥有技术可采储量（4.2～6.1）×108t。由于致密油资源潜力超出预期，开采技术也取得突破并得到规模应用，因此美国致密油工业得到迅速发展，具有良好的经济前景。美国致密油主要集中在Bakken、EagleFord、Barnett三个区块，Bakken组原始石油地质储量（OOIP）的估计值为（280～570）×108t，除此之外，目前已发现的其它组的OOIP总量还不足850×108t，其中采收量<280×108t，可见Bakken致密油的潜力巨大。产自EagleFord页岩的油气种类较多，包括干气、致密天然气和油。烃类的相变方向自北向南，油赋存于区带北部。该组页岩的天然气地质储量为（11.3～63.1）×108m3，目前的产油量为560t/d。Barnett页岩区带核心气区内，80%水平井和直井的平均单井累计致密油产量为1020t；“致密油带”内，50%水平井和直井的第一年单井致密油产量分别为1140t和570t，80%水平井和直井的单井累计致密油产量分别为3570t和2140t。2、加拿大分布情况加拿大致密油资源主要位于其西部沉积盆地，据加拿大国家能源委员会（NEB）2011年3月测算，加拿大西部沉积盆地（WCSB）致密油产量超过25400m3/d（160000

bbl/d）。加拿大主要的致密区块分布在马尼托巴省、萨斯喀彻温省，艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省。3、其他地区分布情况其他地区的致密油主要分布在俄罗斯等国。主要包括叙利亚的MahFormation、北海湾地区的SargeluFormation、阿曼的AthelFormation、西西伯利亚的BazhenovFormationandAchimovFormation以及墨西哥的ChicontepecFormation等。国际能源署(IEA)今年6月17日发布其石油市场前景报告，认为全球非常规石油革命将在10年后开始，到2019年，美国以外的致密油供应可望达到65万桶/日，主要来自加拿大(39万桶/日)、俄罗斯(10万桶/日)和阿根廷(9万桶/日)。与此同时，在美国，轻质致密油产量预计将在2013年的水平上增加约一倍，2019年达到500万桶/日。俄罗斯今年5月24日宣布，希望下一个十年开始，非常规油生产量将会激增。俄罗斯现在的石油生产能力约为1050万桶/日，大部分产自西西伯利亚老油田，迫切需要寻找新的石油资源。在过去几年，俄罗斯已经开始更密切地关注非常规石油前景。2013年，俄罗斯出台税收优惠政策，鼓励对非常规石油的投资，希望通过这些措施将非常规石油的份额从现在占俄罗斯石油总量的0.2%提高到2020年的11%。二、国内分布概况我国致密油资源潜力大，分布广泛。20世纪60年代以来，我国在松辽、渤海湾、柴达木、吐哈、酒西、江汉、南襄、苏北及四川盆地均发现了致密油资源，勘探前景十分广阔。近年来，我国的致密油开发取得了战略性突破，相继在鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地等发现5亿至10亿吨级储量规模区，初步预计全国地质资源量超过200亿吨。目前在我国柴达木盆地，致密油滚动勘探开发的攻坚战也已经打响，青海油田扎哈泉致密油10万吨产能建设项目已于2014年3月31日正式启动。在大庆油田，致密油资源储量丰富，但一直难以经济有效动用。2011年起，大庆油田引入美国致密油勘探开发理念和相应技术，启动相关工作，并于2013年设立3个公司级试验区，以期让难动用储量“动”起来。致密油被誉为大庆油田持续稳产的新希望，总资源量非常丰富，主要分布在长垣外围。今年以来，在3个公司级试验区的基础上，大庆油田一次性新增6个试验区块，基本覆盖外围致密油主力资源区，部署水平井92口，计划钻井80口，投产油井40口。2013年10月，江苏油田首口致密砂岩长水平段多级分段压裂井——桥7平1井获得突破，产液量47.5吨，原油20.6吨，综合含水56.7%。桥7平1井位于金湖凹陷石港断裂带东北部的桥7段快，是典型的低渗透薄层低丰度油藏。该井的成功，展示了江苏油田非常规致密油藏的良好开发前景，为油田储量动用率从40%提高到70%提供了技术上的保障。在长庆油田，2013年致密油藏生产原油达到800万吨，占当年原油总产量的1/3。长庆油田超低渗油藏岩性更致密、储层更复杂、开采难度更大，被喻为难啃的硬骨头。按照传统方式实施开采的油井，单井产量都很低。长庆油田在实施致密油藏开发的6年中，不断总结低渗透、特低渗透油田及苏里格气田成功开发经验，以“提高单井产量、降低投资成本”为中心，坚持勘探开发一体化战略，在“水平井+体积压裂”、井网优化、工厂化作业等关键技术上寻求突破，实现致密油藏的高效开发。江西页岩气调查开发研究院4月初在南鄱阳湖地区首次发现致密油资源。据透露，目前虽无法预测准确储量，但开采价值相当可观。5月以来，吉林油田新庙西地区庙平5井试油获日产54.36吨，让53区块完钻探井、评价井6口，均见到较好油气显示，标志着吉林油田公司的致密油勘探已获突破。今年6月，吐哈油田三塘湖马56-5H井在自喷50天后转抽。这是吐哈油田对三塘湖致密油藏实施规模化压裂开发的一口高产井。目前已先后在三塘湖对5口水平井实施了大型压裂，致密油日产量保持在50吨左右，初步实现效益开发。第二章致密油藏资源评价与勘探开发现状中国致密油勘探起步晚，近两年致密油的概念得到了广泛接受和采用。实际上，致密油资源在中国主要盆地广泛分布，在鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6—长7段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地中－下侏罗统，以及松辽盆地白垩系青山口组—泉头组，都发育丰富的致密油资源，目前已获得了一些重要的勘探发现，具有形成规模储量和有效开发的条件。按照致密油的思路组织研究和部署，通过开发技术进步可以获得工业产能，使之成为中国未来重要的石油接替资源。目前中国致密油的勘探开发和相关研究仍处于准备阶段，总体勘探程度与地质认识程度低，在致密油基础地质理论、致密油评价标准、控制因素、资源潜力及勘探方向等方面仍然存在很多难题。第一节致密油藏资源评价以下依据各探区致密油勘探最新进展，提出了致密油评价标准，对致密油类型进行了划分，阐述了中国致密油的基本地质特征，并对致密油资源前景进行初步评价和预测，旨在推动中国致密油勘探，促进致密油地质研究持续深入。一、三种便捷评价方法1、分级资源丰度类比法分级资源丰度类比法是目前国内常规油气资源评价最常用的方法之一。致密油资源丰度类比法与常规油气资源丰度类比法的原理完全相同，但在具体实施过程中存在很大的差异。主要原因是致密油地质资源量质量相差较大，这就要求评价者不仅要评价地质资源的总量，更要评价地质资源的质量。首先将评价区内部区块分级，即分为:A类（相当于潜力区、核心区或甜点区）、B类（相当于远景区、扩展区或非甜点区）和C类；然后再分别进行类比评价，这样既可评价致密油地质资源的总量，又能评价致密油地质资源的质量。因而，分级评价更适合于致密油地质资源评价。分级资源丰度类比法的流程如下：1）评价区边界确定和评价区内部区块分类。从资源评价角度看，致密油区的边界与岩性地层区带的边界比较一致，主要边界类型包括:①盆地构造单元边界;②主要储集体沉积体系边界；③断层、地层尖灭边界；④储层岩性和物性边界。根据石油地质特征，将评价区内部分为潜力区（A类）、扩展区（B类）和其他区（C类）3类，并估算各类的面积。2）选择刻度区。根据潜力区的石油地质特征，选择与A类特征相似的一个或多个刻度区；同样方法，选择与B类、C类特征相似的一个或多个刻度区。3）计算相似系数。根据潜力区和扩展区油气成藏条件地质风险评价结果，逐一类比评价区与所选的刻度区，求出对应相似系数。计算公式如下：(1)式中α、β、δ——分别为A类区、B类区和C类区与对应刻度区类比的相似系数；、、——分别为A类区、B类区和C类区油气成藏条件地质评价结果，即把握系数；、、——分别为A类区、B类区和C类区对应的刻度区油气成藏条件地质评价结果，即把握系数。4)计算评价区地质资源量。根据相似系数和刻度区的面积资源丰度，求出评价区地质资源量。计算公式如下：（2）式中ip——评价区致密油地质资源量，×108t；ip-p、ip-e、ip-b——分别为A类区、B类区和C类区致密油地质资源量，×108t。Ap、Ae、Ab——分别为A类区、B类区和C类区面积，km2；Zpi、Zei、Zbi——分别为A类区、B类区和C类区对应的第i个刻度区致密油资源丰度，×108t/km2；n、m、k——分别为A类区、B类区和C类区对应的刻度区个数。5）计算评价区可采资源量。可采资源量的计算公式如下：（3）式中——评价区致密油可采资源量，×108t；、、分别为A类区、B类区和C类区对应刻度区致密油平均可采系数。综合所述，致密油分级资源丰度类比法的前提条件是:①评价区地质条件清楚，评价区已完成内部分级地质评价；②具备相似地质背景的刻度区数据库;③刻度区的资源丰度和可采系数可靠。2、EUR类比法EUR（EstimatedUltimateRecovery）是单井评估的最终可采储量的简称，指已经生产多年以上的开发井，根据产能递减规律，运用趋势预测方法，评估的该井最终可采储量。EUR类比法是一种由已开发井EUR推测评价区单井平均EUR，然后计算评价区致密油资源量的方法。类比流程如下：1）评价区分类。根据石油地质特征，将评价区分为潜力区（A类）、扩展区（B类）和其他区（C类）3类，并估算各类的面积。2）选择典型生产井作为单井EUR刻度井。根据A类区的石油地质特征，为A类选择具有相似特征的一个或多个刻度井;同样方法，为B类和C类区选择具有相似特征的一个或多个刻度井。3）关键参数确定。①分别统计A类、B类和C类对应刻度井的EUR，确定EUR均值、方差、最小值和最大值，求出EUR概率分布曲线。②分别统计A类、B类和C类对应刻度井的平均井控面积和采收率（可采系数）。4）计算评价区可采资源量。可采资源量的计算公式如下：（4）式中、、——分别为A类区、B类区和C类区致密油可采资源量，×104t；EURp、EURe、EURb——分别表示A类区、B类区和C类区对应刻度井EUR均值，×104t；Wp、We、Wb——分别表示A类区、B类区和C类区对应刻度井平均井控面积，km2。5）计算评价区地质资源量。地质资源量的计算公式如（5）总之，致密油EUR类比法使用条件是：①评价区地质条件清楚，通过地质分析可划分出好、中、差3类区；②具备相似地质条件的生产井及其EUR、井控面积、可采系数等数据。3、小面元容积法将评价区划分为若干网格单元（或称面元），考虑每个网格单元致密储层有效厚度、有效孔隙度等参数的变化，然后逐一计算出每个网格单元资源量。技术流程如下:1）划分评价区网格，确定小面元面积。一般采用矩形网划分评价区网格，也可根据评价区致密储层物性参数的数据来源确定网格类型：①来源于地震资料解释成果，可采用矩形网;②来源于录井或测井成果，可采用PEBI网;③来源于综合解释成果，如等值线数据，则采用三角网或其他变面积网格。本文采用PEBI网。2）小面元有效孔隙度、有效厚度、含油饱和度等参数的求取。根据以下两种情况采用不同的求取方法：①小面元中有数据点时，取数据点的各项参数的平均值;②小面元中没有数据点时，使用网格插值工具软件，求取关键参数。3）计算地质资源量。小面元致密油地质资源量的计算采用以下公式（6）式中c——小面元致密油地质资源量，×104t；Ao——小面元含油面积，km2；Ho——小面元有效储层厚度，m；φ——小面元有效孔隙度，小数；Sw——小面元含水饱和度，小数；ρo——地面原油密度，t/m3；Bo——原始原油体积系数，无量纲。4）计算评价区地质资源量和可采资源量。计算公式如下：（7）式中Qur——评价区致密油可采资源量，×108t；j——评价区划分出的小面元（网格）个数;Er——小面元致密油可采系数。综合所述，小面元容积法使用前提是:①评价区地质条件清楚，已知有效储层及孔隙度在平面上的分布;②有部分的致密油勘探井或开发井，并已完成试油分析，初步掌握储层含油饱和度与石油充满程度;③了解烃源层的分布及生烃潜力，了解该区或相似地区致密油的可采系数。二、两种精细的评价方法1、资源空间分布预测法这是一种比较精细的致密油气资源评价方法，只适合于在钻探井较多并已发现有多个油气藏的地区使用。详细方法描述参见文献“油气资源分布的分形特征及应用”和“油气勘探风险评价与资源丰度模拟”。2、成藏数值模拟法这是一种比较精细的致密油资源评价方法，只适合于在资料较多、油气成藏历史认识较清楚的地区使用。详细方法描述参见文献“致密油聚集模型与数值模拟探讨”。三、实例研究实例在鄂尔多斯盆地西南部，面积约6.19×104km2，目的层为三叠系延长组长7油层组第1小层（简称长7-1）。长7油层组主体为烃源层，烃源岩厚度一般为30～60m，最厚可达130m，优质烃源岩分布范围近5×104km2；有机母质类型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根为主；残余有机碳含量主要分布于3%～10%之间，平均TOC约6.5%（Ro为0.85%～1.15%，Tmax为445～455℃）；绝大部分已发生了强烈的生、排烃作用，平均生烃强度为495×104t/km2，总有效生烃量为2473.08×108t；平均排烃强度为290×104t/km2，总排烃量为1447.71×108t，是中生界石油的主力油源。长7油层组内共有3个致密砂岩层（长7-1、长7-2和长7-3），砂岩层中聚集的石油属于典型的致密油。长7-1是其中最重要的致密油层。统计200多口井的资料，获得：长7-1平均厚度为37m，致密砂岩平均厚度为10.4m，单层厚度为3～5m，孔隙度在4%～12%之间，平均为7%，渗透率分布在0.01～1.35mD，平均为0.18mD，含油饱和度在50%～80%之间（下图）。图长7-1砂岩厚度（上）和砂岩孔隙度（下）分布图1、小面元容积法评价实例1.1关键参数研究小面元容积法有关的参数包括有效储层厚度、石油充满系数、孔隙度和含油饱和度等。其中：①有效储层厚度是指孔隙度大于4%、单层厚度不小于0.3m的砂岩和粉砂岩累积厚度，约占全部储层厚度的60%～80%。②石油充满系数与油源的供给密切相关，即与烃源岩厚度、TOC和Ro直接相关。研究区TOC大于3%，Ro介于0.85%～1.15%之间，烃源岩厚度介于10～30m之间。因此，油源较充足，石油充满系数取0～80%。③孔隙度数据来自已钻井的测试数据和测井解释成果。④含油饱和度数据同样来自已钻井的试油数据和测井解释成果。⑤原油体积系数取1.15。1.2小面元容积法计算结果按地质资源丰度将研究区分为高丰度（A类）、中丰度（B类）和低丰度（C类）3类地区。参照国内外致密油采收率资料，确定高丰度、中丰度和低丰度地区的可采系数为12%、8%和4%。采用以上介绍的小面元容积法评价，得到地质资源丰度图（下图）和3种丰度的资源量（下表）。图致密油地质资源丰度表面元容积法评价结果地质参数高丰度区（A类）中丰度区（B类）低丰度区（C类）全区面积(×104km2）0.461.364.376.19地质资源丰度（×104t/km2）＞2510-25＜10采收率（%）1284地质资源（×108t）15.922.716.855.4可采资源（×108t）1.911.820.674.42、分级资源丰度类比法评价实例2.1分级界限为了便于不同方法计算结果的对比，按高、中、低资源丰度划分A、B、C3类（上图、表），其中A类、B类和C类分别占研究区面积的7.4%、22%和70.6%。2.2刻度区选择选择北美Williston盆地、西加拿大沉积盆地和墨西哥湾盆地的6个典型致密油区作为本文类比的刻度区，刻度区关键参数见表。表北美刻度区关键数据刻度区名称Dodsland-VikingGarrngton-VikingViewfield-BakkenAnteCreek-MontncyNesson-LittleknightEagleFord基本地质特征地理位置加拿大Saskatchewan西南加拿大阿尔伯塔中南加拿大Saskatchewan东南加拿大阿尔伯塔中南美国北Dakota美国Texas州油田名称Dodsland-VikingGarrngtonCardiumViewfieldAnteCreekNesson-LittleknightEagleFord主层位白垩系Viking组白垩系Cardium组泥盆-石炭系Bakken组三叠系Montncy组泥盆-石炭系Bakken组上白垩系EagleFord组盆地名两加盆地两加盆地Williston盆地西加盆地Williston盆地墨西哥湾盆地可采丰度地质丰度20.420.739.3669.234.873.8采收率20.511.610.1储集条件储层厚度3-15601012-241260岩性砂岩-粉砂岩砂砾、粉砂岩细砂-粉砂岩白云质细砂、粉砂岩粉砂岩-砂岩页岩-钙质页岩孔隙度＜124.5-12.53-1310.07.06-14渗透率0.01-100.01-200.003-100.005-0.810.004-1烃源条件有效厚度（m）50502-2015610平均TOC（%）＞2.5＞2.51212164-7成熟度Ro（%）0.810.550.90.7-0.90.7-1.2有机质类型ⅡⅡⅡⅡⅡⅡ保存条件封隔层岩性泥岩泥岩页岩页岩页岩白垩-页岩封隔层厚度（m）100＞1001020-30101002.3类比标准参照3轮油气资源评价标准，结合国内外已有的致密油区地质参数分布特点（表“小面元容积法评价结果”），制订了类比标准，见下表。表致密油区地质参数类比评估标准评估等级Ⅰ级Ⅱ级Ⅲ级Ⅳ级评估分值1-0.750.5-0.750.25-0.50-0.25储集条件有效储层厚度（m）＞2015-2010-15＜10储层岩性砂岩、云岩粉砂岩、泥质云岩泥质粉砂，泥质灰岩砂岩，灰质泥页岩孔隙度（%）＞98-96-8＜6渗透率（mD）＞10.1-10.05-0.1＜0.05烃源条件有效厚度（m）＞4020-4010-20＜10评价TOC（%）＞53-51.5-3＜1.5成熟度（%）0.85-0.950.75-0.85或0.95-1.050.65-0.75或1.05-1.15＜0.65或＞1.15有机质类型Ⅰ、ⅡaⅡa、ⅡbⅡb、ⅢⅢ保存条件封隔层岩性盐岩，膏盐泥岩、页岩钙质泥页岩砂质泥页岩封隔层厚度（m）〉5030-5015-30〈152.4类比评价及结果统计分析A、B、C3类地区10种地质参数的分布，得到这3类地区地质参数（下表）。表地质参数A类区B类区C类区面积（×104km2）0.461.364.37储集条件有效储层厚度（m）1510＜8储层岩性细砂岩-粉砂岩泥质砂岩泥质粉砂岩孔隙度（%）876渗透率（mD）0.05-1.350.01-10.01-0.5烃源条件有效厚度（m）202020平均TOC（%）＞3＞3＞3成熟度Ro(%)0.850.851.1有机质类型Ⅰ、ⅡⅠ、ⅡⅠ、Ⅱ保存条件封隔层岩性粉砂质泥岩粉砂质泥岩粉砂质泥岩封隔层厚度（m）303030按照上表（致密油区地质参数类比评估标准）标准，采用以上介绍的分级资源丰度类比法（中国石油勘探开发研究院开发的致密油资源评价软件），分别类比评价，得到概率为90%、50%和10%的资源量（下表）。表分级资源丰度类比法评价结果地质参数A类区B类区C类区全区面积（×104km2）0.461.364.376.19地质资源丰度（104t/km2）55.517.77.313可采资源丰度（104t/km2）1采收率（%）1284地质资源（108t）90%15.614.519.649.750%2524.13281.110%37.435.347.3120可采资源（108t）90%1.881.160.783.8250%31.931.286.210%4.492.831.899.213、EUR类比法评价实例3.1选择典型生产井作为刻度井研究区长7-1油层的生产井很少，生产时间也短，不适合用来作为类比。本文选择Williston盆地（ElmCoulee组）、四川盆地（大安寨组）和准噶尔盆地（平地泉组）3个地区的典型井作为刻度井，它们都有很长的生产历史，评估的EUR比较准确。图3（a）为Williston盆地690口水平井EUR概率分布，图3（b）为四川盆地盆地42口垂直井EUR概率分布，图3（c）为准噶尔盆地30口垂直井EUR概率分布。图3个盆地的EUR概率分布从图中可以得到A类井、B类井和C类井概率为90%、50%和10%的EUR（表）。表3个盆地A、B、C类井概率为90%、50%和10%的EUR盆地井控面积A类井EUR（×104t）B类井EUR（×104t）C类井EUR（×104t）（km2）90%50%10%90%50%10%90%50%10%Williston48.60.91.363.7四川0.45准格尔0.7550.53.2类比评价及结果如果3类地区的勘探开发成功率分别按90%、60%和30%计算（可根据当地的勘探效果修改比例），则A、B、C3类地区资源分布有效面积分别为4140km2、8160km2和13110km2。采用以上介绍的EUR类比法，分别类比评价，得到可采资源丰度分别为4.46×104t/km2、1.95×104t/km2和0.49×104t/km2，概率为90%、50%和10%的资源量见下表。表UR类比法评价结果地质参数A类区B类区C类区全区面积（×104km2）0.461.364.376.19有效面积比例（%）906030有效面积（×104km2）0.4140.8161.3112.586可采资源丰度（104t/km2）4.461.950.492.54采收率（%）1284地质资源（108t）90%11.8813.24.8329.9150%15.3919.8616.0552.310%18.8126.1627.3372.3可采资源（108t）90%1.4511.0300.1932.08250%1.8451.590.6424.07710%955.4453.4其他方法的应用说明限于篇幅和对研究区的资料的掌握程度，其他两种方法的应用不在本文叙述，可参见文献“非常规油气资源评价方法研究”及上文中提到的几篇文献。我国目前所处的勘探开发阶段更适合采用3种方法，即分级资源丰度类比法、EUR类比法和小面元容积法；在部分勘探程度较高的区域可以采用另外两种比较精细的评价方法，即资源空间分布预测法和成藏数值模拟法；分级资源丰度类比法的核心是刻度区选择和类比参数的确定，EUR类比法的核心是典型致密油生产井选择和单井控油面积的确定，小面元容积法的核心是每个面元单储系数的确定。但是，不管是哪种方法，研究区地质认识程度和地质参数取值是评价结果是否准确的关键；每种资源评价方法都有一定的适用范围和优缺点，在实际工作过程中，应根据评价区的石油地质条件和油气成藏机制以及勘探开发程度，针对性地选取评价方法体系，尽量选用多种方法从不同的角度进行估算，做到交叉验证，提高估算结果的可信度；以上应用结果揭示了延长组致密油地质资源潜力巨大，在50×108t以上，可采资源在（4～6）×108t之间，指明了延长组是我国目前最重要的致密油勘探目标；致密油资源评价方法还处于探讨阶段，仍存在较大争议，希望本文能起到“抛砖引玉”的作用，也希望有更多的专家、学者提出更有效的方法，为今后的致密油勘探开发提供技术支持。四、柴达木盆地致密油形成的地质条件及勘探潜力分析1、地质概况柴达木盆地位于青藏高原北部，其大地构造位置居古亚洲构造域和古特提斯—喜玛拉雅构造域的结合部，是在具有元古界变质结晶基底和古生界褶皱变形基底的地块上于印支运动后发育起来的一个中、新生代陆相含油气沉积盆地。盆地面积12．1×104km2，中、新生代沉积岩分布面积9．6×104km2。前人根据现今凹凸分布、主要控制断裂及基底性质，充分考虑沉积时的原盆地构造格局，并结合石油地质条件和油气勘探需要，将柴达木盆地划分为4个一级构造单元(如图)，即:柴西隆起、一里坪坳陷、三湖坳陷和柴北缘隆起。三叠纪晚期的印支运动，结束了柴达木地块的海侵历史，并逐渐进入陆相盆地演化时期，形成块断沉降带，奠定了侏罗纪盆地的基本格局。中侏罗世末期的燕山运动，使早、中侏罗世的断陷盆地发生反转，盆地的沉积、沉降中心向南、向东偏移，快速堆积了一套上侏罗统—白垩系的红色碎屑岩建造，盆地北部和广大腹部地区处于剥蚀状态。古近纪的喜马拉雅运动，使盆地古地形逐渐由中生代的南高北低转化为北高南低、东高西低，沉积中心随之向南、向西迁移，沉积湖盆也迅速发展壮大，在盆地中西部地区沉积了巨厚的暗色泥岩。新近纪至第四纪的喜马拉雅运动，使盆地周缘山系进一步隆升，盆地西部结束了坳陷的发展时期而进入褶皱回返阶段，沉积中心逐渐向东迁移，到第四纪，沉积中心已迁移到东部三湖地区，形成第四纪新坳陷。受上述构造沉积演化的控制，柴达木盆地自下而上发育了下侏罗统小煤沟组(J1)、中侏罗统大煤沟组(J2)、上侏罗统红水沟组(J3)、下白垩统犬牙沟组(K1)、上白垩统、古近系路乐河组(E1+2)、下干柴沟组下段(E31)、下干柴沟组上段(E31)，新近系上干柴沟组(N1)、下油砂山组(N21)、上油砂山组(N22)、狮子沟组(N23)和第四系(Q1+2)(如图)。侏罗系地层主要分布在柴达木盆地北缘地区(简称柴北缘)，白垩系在盆地零星分布，主要集中在阿尔金山前和祁连山前，古近系和新近系在全盆地广泛分布[5]。图柴达木盆地构造单元划分图柴达木盆地地层及生储盖层分布图2、致密油气形成的地质条件2.1沉积环境条件烃源岩、储层和源储共生关系是致密油气形成的三个重要的地质条件，而沉积环境及其演化又控制了致密油气形成的烃源岩、储层和源储共生关系，因此本文将沉积环境及其演化作为致密油气形成的基础地质条件进行讨论。早侏罗世时期，柴达木盆地受南北向弱伸展作用力的影响，依附于早期正断层形成一系列规模较小、相互独立的断陷，在冷湖—潜西、鄂博梁—伊克雅乌汝一带发育半深湖—深湖相沉积，湖泊周边沉积了辨状河三角洲、滨浅湖相砂体。中侏罗世时期，受构造运动的影响，盆地西部抬升，祁连山前和德令哈地区相对下沉，沉积中心向东向北转移至鱼卡—红山、德令哈地区，西部鱼卡—红山地区，发育浅湖—半深湖相，湖泊周缘形成了辫状河三角洲及滨浅湖砂体;东部德令哈地区水体较浅，形成大面积浅湖相沉积。自晚古新世开始，以柴达木微板块为主要载体接受第三纪沉积，而此时的沉积中心随着西部挤压应力的加强也在不断地自西向东迁移。柴西地区在E31时期湖水面积开始扩大，略有向东迁移的迹象，半深湖区主要发育在七个泉、狮子沟、扎哈泉一带，其周边大面积发育辫状河三角洲前缘沉积;E32继承了E31的沉积体系，湖水面积进一步扩大，并明显向东迁移，首次使全盆地接受大面积沉积，半深湖区主要分布在七个泉—狮子沟—茫崖一带，跃进地区也发育湖相沉积，在红柳泉—乌南地区主要发育滨浅湖—半深湖相的滩坝或泥灰坪。N1时期柴达木湖盆面积更为广阔，半深湖区在狮子沟—茫崖一带，向北扩至南翼山—大风山地区，在红柳泉—乌南地区主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道与滨浅湖滩坝。N21时期，湖盆向东南迁移，西部沉积区凹陷中心由英雄岭凹陷扩大至茫崖，向北扩至小梁山—南翼山—大风山地区。在E32～N1时期由于湖盆演化进入区域构造活动较稳定期，陆源碎屑输入量减小，沉积速率明显变小，湖平面处于上升阶段并达到高峰，滨浅湖环境中出现相对高地或隆起区，形成湖水面相对稳定、含氧充足的清水环境，促进了碳酸盐岩的发育。2.2烃源岩条件晚印支以来，受构造活动影响，柴达木盆地沉积中心不断迁移，在纵向上自侏罗纪到第三纪沉积了三套互不叠置的优质烃源岩，分别是柴北缘中下侏罗统(J1+2)及柴西下干柴沟组(E3)和柴西上干柴沟组(N1)烃源岩，具有丰度较高、类型好、生烃潜力大等特点，为致密油的形成奠定了物质基础(如图)。图柴达木盆地烃源岩分布图柴北缘侏罗系烃源岩主要发育在冷湖、伊北和鱼卡等凹陷，岩性为湖沼相泥岩、炭质泥岩，厚度在500～3000m，分布较广。烃源岩有机质丰度较高，有机碳平均1．85%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ2型为主，有机质成熟度在成熟—高成熟阶段，具有较好的生油潜力。柴西下干柴沟组上段(E32)烃源岩主要发育在红狮、扎哈泉、英雄岭和小梁山四个主力生烃凹陷，岩性以暗色泥岩和泥灰岩为主，厚度介于100～1000m，面积1．2×104km2，有效烃源岩有机碳一般在0．4%～1．2%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主。在柴西南的红狮、扎哈泉、英雄岭凹陷埋藏深度一般在3500～4600m，有机质成熟度Ｒo分布在0．6%～1．2%范围内。柴西上干柴沟组(N1)烃源岩主要发育在狮子沟—英东—乌南以北的广大区域，岩性以暗色泥岩和泥灰岩为主，厚度在100～700m之间，面积10000km2，有效烃源岩有机碳一般在0．4%～0．8%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，有机质成熟度相对较低，Ｒo在0．4%～1．2%范围内。与国内其它盆地相比，柴达木盆地第三系烃源岩虽然有机质丰度不高，但在特殊的咸化湖盆沉积过程中，源岩具有烃转化率较高的特点，在有机碳含量相同的条件下有机质烃转化率高达30%以上，远高于其它盆地淡水湖相烃源岩(下表)。表柴达木盆地与其它盆地烃源岩产烃率对比盆地/凹陷柴达木盆地泌阳凹陷松辽盆地有机质类型咸化湖相Ⅰ-Ⅱ1型腐泥型混合型产液态烃高峰烃原岩成熟度Ro%0.521.030.83-1.3液态烃最高产率kg/tCorg341.5297.664.7-74.52.3储层条件2.3.1储层类型及分布通过对以往油气勘探成果的复查，按照致密油的形成条件，柴达木盆地致密油储层岩性分为碎屑岩和碳酸盐岩两大类(下表)。碎屑岩普遍具有单层厚度较薄，纵向上数个砂层叠加，平面上延伸较远的特点，柴北缘砂体较柴西厚。碳酸盐岩连片性较好，层数较多，单层薄，累计厚度较大。碎屑岩储层主要分布在柴西南跃进—乌南地区、阿尔金山前以及柴北缘冷湖—九龙山地区，碳酸盐岩储层主要分布于柴西南的红柳泉—跃进和柴西北的小梁山—南翼山一带(下图)。表柴达木盆地致密油储集岩性特征致密油储集岩性储集空间类型（按发育程度排列）分布层位分布地区碎屑岩粉砂岩残余粒间孔，粒缘缝，溶蚀孔柴西乌南-扎哈泉地区砂岩粒缘缝，残余粒间孔，溶蚀孔柴北缘冷湖地区碳酸盐岩藻灰岩粒内，粒间溶孔，层间缝，晶间孔，原生孔隙柴西红柳泉地区，尕斯地区，小梁山地区泥灰岩晶间孔，层间缝颗粒灰岩粒间孔，粒内溶孔2.3.2岩石学特征根据录井和岩芯资料分析，总结了柴达木盆地两类致密油储集岩特征(下表)。柴西地区碎屑岩储层多为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，成分成熟度低，泥质杂基含量较高(如图)乌106井，2188.86m，含泥粉砂岩并经常伴有灰质。碳酸盐岩包括藻灰岩(如图)、泥晶灰岩、颗粒灰岩等，常与碎屑岩互层出现，胶结物为钙质、泥质或硬石膏。跃灰105井，3025.08m，藻叠层灰岩柴北缘致密油储集岩性主要为致密砂岩，主要以中细砂岩为主，长石岩屑含量较高，压实作用强烈，颗粒间凹凸接触明显(如图)。冷科1井，4319．53m，粗砂岩，25×2.3.3储集空间类型及其特征通过岩石薄片鉴定，碎屑岩储集空间以原生粒间孔为主，其次为溶蚀孔，局部裂缝较发育。柴西地区粉砂岩受沉积微相的影响，泥质和灰质含量较多，原生粒间孔多为残余粒间孔(如图)绿2井，2280．3m，N1，粉细砂岩，200×在成岩压实作用下粒间孔逐渐缩小，有的仅剩粒缘缝(如图)。扎3井，3012．24m，N1，长石砂岩，100×龙1井，1738．43m，J2，粗砂岩，50×后期的风化淋滤溶蚀容易形成溶蚀孔(如图)，构造运动使致密脆性岩石裂缝局部发育。冷科1井，4312．33m，J1，粗砂岩，50×鱼33井，J2，长石内溶孔及粒间溶孔，50×碳酸盐岩储集空间包括原生孔隙、次生孔隙和裂缝三大类。原生孔隙多受沉积环境控制，包括生物体腔孔(如图)和粒间孔，浅滩和藻丘微相原生孔隙比较发育。跃灰1井，3228．6m，E32