致密油气国内外研究现状.docx

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致密油气国内外研究现状

致密油气国内外研究现状

一、致密油气居国外非常规之首

在国外，与其他非常规油气资源相比，致密油气开发最早，而且产量最大。

目前，美国进行商业性开发的非常规气包括致密气、煤层气、页岩气三种。

在2000年，煤层气和页岩气开发规模还不大，致密气约占美国非常规气产量的70%；到2010年，尽管煤层气特别是页岩气产量急剧升高，致密气仍占48.8%。

目前世界大部分地区发现了致密油资源：

主要包括中东波斯湾北部、阿曼、叙利亚；北海盆地、英国；远东俄罗斯；北美加拿大和美国、墨西哥；南美阿根廷；中国。

致密油在美国石油产量中占重要地位。

过去5年来，美国石油资源中约有500×108bbl来自致密油发现，而致密油的开采更使美国持续24年的石油产量下降趋势得以扭转。

2011年产量达3000×10４ｔ，预计到2020年产量达1.5×10８ｔ。

作为一种重要的能源供给形式，致密油的勘探开发在美国和加拿大获得巨大成果，其产量大幅提升已经逆转了该地区石油产量下降的趋势。

目前，北美是除了欧佩克之外原油产量增长最快的地区，预计2010—2016年产量将增长11%（EIA，2011），这主要归功于加拿大油砂产量增长及陆地致密油储层产量的增长。

北美地区已在艾伯塔中心和得克萨斯南部发现了大量致密油资源，其他有利区带包括洛杉矶区域、墨西哥湾、南部和加拿大东部。

成熟致密油远景区主要包括：

美国北达科他州、蒙大拿州和加拿大萨彻斯温、曼托尼州的Bakken页岩；威明顿和科罗拉多州Niobrara页岩；得克萨斯州南部EagleFord页岩；加利福尼亚州Monterey/Samtos页岩；俄亥俄州Utica页岩。

可以说致密油是美国长期保持产油大国地位的重要支柱之一。

二、致密油气已成为中国油气产量的重要部分

中国致密油分布范围广，类型多。

根据国土资源部等部委联合完成的“新一轮全国油气资源评价”，在我国可采的石油资源中，致密油占2/5。

采用资源丰度类比法进行的预测和初步评价认为，中国主要盆地致密油地质资源总量为（106.7～111.5）×108t，可采资源量为（13～14）×108t。

据统计，2003年中国致密油累计探明储量已占30.9%，近年来新探明储量中致密油的比例明显增大，目前约占35%。

由于这类油储量的动用率较低，在剩余可采储量中占40%以上。

例如，目前在中国石化胜利油田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%，其中致密砂岩储量占80%以上。

据研究预测，全国待发现石油资源量中致密油的比例应占40%左右。

以鄂尔多斯盆地中生界延长组致密砂岩、川中侏罗系致密砂岩与致密灰岩等最为典型，在烃源岩、储层、地层压力、原油品质等方面与Bakken致密油、Eagle　Ford致密油具有可对比性，特别是源储配置方面，鄂尔多斯盆地延长组致密油甚至优于Bakken致密油。

据预测，鄂尔多斯盆地的致密岩油地质资源量为（35～40）×108t。

其中仅长6、长7段的致密砂岩油资源近20×108t，长7段页岩油资源约11×108t。

近10年，先后在鄂尔多斯盆地延长组发现了西峰、姬塬、华庆等3个低渗—超低渗（多为致密砂岩）油田，已探明石油地质储量十余亿吨，可形成（24～26）×108t的储量规模，并在国内率先实现了规模、有效开发，成为原油上产的重要资源。

目前，长庆油田致密砂岩油年产量已超过4×106t，成为建成“西部大庆”的重要支撑。

此外，松辽盆地中深层青山口组和扶杨组致密砂岩、准噶尔盆地二叠系平地泉组和芦草沟组白云化岩、三塘湖盆地二叠系芦草沟组致密灰岩、吐哈盆地侏罗系致密砂岩、酒泉盆地白垩系致密灰岩等均具备形成致密油的地质条件，初步评价中国致密油地质资源量达（110～135）×10８ｔ，可见中国致密油具有广阔的勘探前景，需要重新评价经济可采资源量。

中国致密油主要发育致密砂岩与致密灰岩两种主要储层，二者均发育纳米级微观孔喉网络体系，主要发育在中国陆相盆地中。

致密砂岩油储层以鄂尔多斯盆地湖盆中心长６、长７油层组为代表，包括石英—长石粒内孔、黏土矿物—钠长石晶间孔及长石粒间缝，孔喉直径主体60～800ｎｍ；致密灰岩油储层以川中侏罗系大安寨段为代表，包括方解石粒内孔、粒间孔、溶蚀孔及粒间缝，孔喉直径主体50～800ｎｍ。

相对于致密气储层，致密油孔喉直径较大，目前学术界对天然气分子直径研究较为深入，但对原油分子大小研究相对欠缺，因此准确表征原油分子大小以及原油在纳米孔喉中赋存状态和运移机理是致密油下一步研究重点。

与致密油相比，我国天然气储层偏老，储层致密程度更高，致密砂岩和灰岩中的气储量占比例大。

鄂尔多斯盆地是全国天然气储、产量最大的盆地，分别占全国的33.4%和26.7%；其中上古生界致密砂岩储层分别占该盆地气储、产量的77.6%和90%；全国最大的苏里格气田探明天然气地质储量达1.1万亿立方米、产量105亿立方米，分别占全国储产量的14.7%和12.1%，全部位于上古生界致密砂岩中。

我国陆上7个主要盆地致密气资源量为9万亿~12万亿立方米，以中值计，占7个盆地预测气资源的49%。

据预测，全国待发现天然气地质资源量中致密气比例可达60%左右，高于最新的全国石油天然气资源评价中的相应数据。

显然，致密油气在中国已占相当重要饿地位，可以说，如果没有致密油气的开发，

中国的油气产量就不可能达到今天的规模。

三、致密油概念、形成条件、地质特征及研究中的难点

1、致密油概念

当前有关致密油的概念尚没有一个统一规范、普遍认同的说法，各国有各国的标准，具体详见表1。

2、致密油形成条件和鉴别标志

致密油形成条件和鉴别标志详见表2。

3、国内外致密油的主要地质特征

目前在鄂尔多斯盆地三叠系延长组、四川盆地侏罗系大安寨组、准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组等获得工业发现，松辽盆地青山口组（扶—杨油层）、渤海湾盆地沙河街组等致密岩油区具有良好资源前景。

邹才能等认为，国内致密油的主要地质特征是：

1圈闭界限不明确。

如鄂尔多斯盆地延长组致密岩油区石油大面积连续分布，不具明确圈闭边界，石油在平面上呈连续或准连续状分布于整个盆地。

2油水分布复杂，非浮力聚集或浮力驱动不显著，未见明显水动力效应，无统一油水界限和压力系统。

3

常发育异常压力，裂缝高产。

可发育异常高压（大部分盆地）或异常低压（鄂尔多斯盆地）。

四川盆地侏罗系致密油在裂缝发育区往往能获得高产，形成“甜点区”。

4非达西渗流为主。

致密砂岩基质渗透率普遍为（0.001～0.5）×10－3μm2，导致石油在进入储层时以“非达西流”的方式渗流。

5短距离运移为主。

石油排出烃源岩后，多数就近在紧邻源岩的致密储层富集。

6主要发育纳米级孔喉连通体系。

鄂尔多斯盆地长6油层组致密砂岩孔喉半径小于0.1μm的孔喉约占总体孔喉的65.1%，纳米级孔喉所占比例最高，且孔喉系统具有一定连通性。

4、致密油研究中的难点

与常规储层相比，非常规致密储层的孔隙结构更为复杂，相渗曲线上存在较宽范围的“渗透率枷锁”，即在油、水两相的相对渗透率—饱和度曲线上，2条相渗曲线并非如常规储层那样交叉，而是分布于各自高饱和度的两端，其间存在较宽广的饱和度间隔，无论是水相还是油相均不流动。

同时，致密储层内可不同程度地发育裂缝，大大提高了游离相油气运移、成藏和产出时的输导能力。

此外，由于构造—沉积—成岩作用“三位一体”式的综合作用，造成致密储层的非均质性严重，油、气产能“甜点”（SweetSpots）的形成机制复杂。

因此，油气地质学关于油气藏形成的一般原理很难适用此类储层和油气聚集，按照连通性储层提交的油、气储量与地质实际间存在较大偏差，等等，这影响了对致密油研究的广度和深度。

目前在非常规致密油领域内，仍然存在一些国际性的科学难题，如：

（1）影响储层致密化的构造、沉积和成岩控制因素及其对致密化的贡献评价;

（2）不同级别孔隙和孔隙结构的识别，在大、中、小3个级别孔隙共存（但比例变化很大）条件下，油气是否一定富集于最小的纳米级孔隙内;

（3）在高有机质含量的烃源岩、其间夹持或上、下相邻致密储层内，油、气的赋存状态（游离态、吸附态、分子扩散）及其运移、富集规律，是否一定不发生较长距离的运移;

（4）在成岩演化序列下，储层致密化过程内，流体动力与输导性能的联合作用，对油气运移和成藏的影响是什么?

程度如何?

（5）致密油的富集规律是否全部为连续性聚集，有无可能存在其它聚集类型?

上述问题的深刻解析，将会进一步完善致密油的富集和成藏理论，同时也为致密油的资源潜力评价，构建更为切合地质实际的方法技术，具有重要科学意义。

四、致密油气形成分布、富集成藏特征

我国致密油以陆相湖盆沉积为主，烃源岩与储层一体化或紧邻接触，储集砂体与烃源岩在侧向指状交叉、垂向上频繁互层，大大提高了源、储之间的接触面积，生—储—盖形成了典型的“三明治”结构，是大范围富集成藏的重要基础。

主要表现为薄饼式、似层状和集群式成藏，保证了成藏的规模性，表现为大面积、大范围成藏。

从而提升了叠合盆地中深层和坳陷盆地斜坡低部位—坳陷区油气资源发现潜力。

根据致密砂岩气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史间的关系，将致密砂岩气藏划分为2种类型:

储层先期致密深盆气藏型与储层后期致密气藏型。

前者主要沿凹陷中心、前陆侧缘斜坡、构造斜坡分布，后者表现为早期常规聚集、晚期致密化改造、复式成藏等阶段。

这为研究致密油的成岩—成藏关系提供重要借鉴。

从运聚动力和成藏方式看，致密储层内的石油成藏机制以超压充注为主，无一定圈闭形态，石油聚集成藏的范围为超压传递到达的边界，超压梯度大，油充注的距离和圈闭滞留的范围就大，含油饱和度也相对高。

可将这种运移充注的方式称为“动力圈闭”，既表示油被超压充注到低渗透致密储层中的重要成藏作用，也反映出低渗透致密储层能够滞留油气、聚集成藏的三维空间范围。

五、致密油气国内外研究进展

发育于烃源岩内部的油、气（页岩油、气），储集性夹层或其上、下相邻储层（如致密油、气），其所依赖的特殊储层孔隙结构、流动单元、油气储存能力大小，能否运移，是否成藏，以及其资源潜力大小，是国外致密油、气近年研究的重点。

1、储层孔隙结构和流动单元

致密油气藏以表征困难而著名，研究常规储层所形成的常规方法不适合于致密油气藏。

为此，Clarkson等提出致密粉砂岩和页岩气藏中流动单元和孔隙结构分析的新方法，以表征致密气藏的渗透率非均质性和孔隙结构，并用于流动单元识别。

采用的方法是:

（1）将剖面渗透率用于表征致密气岩心中精细级别（＜2.5cm）的垂向非均质性，完成的测量数据超过500个;

（2）在围限压力下岩心柱上收集到的脉冲衰减渗透率测量，将剖面渗透率校正到原地应力条件下，剖面渗透率13个点的平均值与测井解释孔隙度测量建立关系;（3）应用N2吸附—致密气的新方法估算致密气藏样品的孔隙大小分布。

应用PDPK－400（CoreLab）探针渗透仪，通过岩心表面被氧环封闭的探针尖端测量压裂衰减的速率，在约2.5cm的层段获得了剖面渗透率数据，渗透率的测定范围为0.001×10－3～20μm2。

孔隙—喉道分布是渗透率的重要控制因素，优势孔隙—喉道直径控制了压汞所示的流体流动，一些对应力敏感的贡献可能由样品中的微裂缝引起。

测量了3个样品的N2吸附等温线，发现等温线与有关孔隙形态和孔隙大小分布有关。

2个样品吸附—解吸曲线并不重叠，形成一条滞后回线。

研究结果表明，较大孔隙范围内的峰值与优势孔隙大小的独立估算对应良好，而较小孔隙范围内的峰值可能与黏土含量有关。

与常规储层相比，致密油存在于更加细小的孔隙—喉道系统内，如页岩油气存在于页岩的微孔—纳米孔内，但常规的研究手段难以奏效。

Hildenbrand等曾应用注入Hg和伍德合金、SEM、XRD（X射线探伤）和颗粒大小分析对泥岩孔隙空间形态开展了初步研究，研究第三系泥岩的微构造和相关搬运过程，伍德合金的优点是能看到“冻”的注入过程，最小的孔隙铸体直径小于40nm，而最大的瓶形孔隙直径可达5μm。

后者可见于所有样品，常围绕粉砂或砂粒的出现。

Chalmers等通过孔隙形状、比重测量、表面积和场发射扫描电镜和透射电镜分析表征Barnett等5个页岩单元含气页岩的纳米级孔隙系统。

为了解这些岩石的孔隙系统，需进行总孔隙度、孔隙大小分布、表面积、有机地化、矿物组成和扫描电镜完成的图像分析等工作。

研究发现，较高孔隙度的样品中孔的丰度较大。

随着总孔隙度增加，微孔体积相对增加，而中孔和大孔的总体积减小。

聚焦的离子束磨削、场发射扫描电镜、透射电镜提供了孔隙分布和形态的高分辨率（约5nm）图像，虽提供了页岩气储层的可视化，但在统计上该方法并非十分有效。

大孔和中孔可见于粒间孔，或受限于富干酪根集合体，未显示任何优势方向或排列平行于页岩纹层。

中孔网络与富干酪根集合体内较大的大孔相连。

这将明显提高致密储层的物性，特别是渗透性。

2、致密储层内的油气储存能力

研究发现，致密储层内油气的储存能力和赋存状态，取决于烃源岩的有机质含量、微孔体积、黏土矿物类型、岩石中Si/Al比大小（硅质/富石英的相对含量）等因素。

3、油气在微孔内的分子迁移特征

已有研究显示，对页岩渗透率最可能有贡献的孔隙类型是:

孔隙性絮凝物、有机质孔、微裂隙、微通道。

如果粪粒和化石残余（如海绵骨针）与孢子相接触，并排列成足够厚的薄层或层状，也可提供一些渗透率。

而沉积颗粒和矿物晶体（如黄铁矿）内的粒内孔，分散在页岩基质内，有可能不会贡献多大渗透率。

尽管不可能透视气体分子通过页岩的运移，但可能捕捉到小油滴通过页岩运移的阶段。

在扫描电镜照片上，加利福尼亚上中新统Monterey页岩内可见小油滴发生初次运移时的形态。

应用相似的扫描电镜与加水热模拟实验技术，也可观察到福沃德页岩油气运移的阶段，事实上，气体分子的运移应比较大黏性小油滴的运移更为容易。

Teige等根据低温环境扫描电镜虚拟颜色成像、注水的实验室模拟、岩心横截面的CT扫描和三维可视化成像，分析了油润湿通道形成过程中无裂缝盖层中的薄膜封闭渗漏机理。

油气通过无裂缝泥岩盖层层序的渗漏，经常被想象为通过水润湿孔隙网络的油气渗流。

通过这一过程发生的渗漏要求油气柱的浮力能够克服盖层孔隙的毛细管吸入压力。

若不能克服，油气通过无水力破裂盖层的渗漏将依赖油气的扩散，而这是极其缓慢的过程，导致油气在泥质岩中的滞留时间几乎无限。

根据实验室的研究结果提出了油气通过无破裂页岩盖层渗漏的新模型:

一是润湿性改变，二是毛细管封闭孔隙规模的流体流动。

残余水通过储层，并进入盖层的这一流动，可导致在薄膜封闭下建立被油润湿的流动路径，导致封闭层内润湿性改变，从而允许封闭层以多相达西流的方式渗漏，而若封闭层亲水，且孔隙喉道足够小，则很难发生。

模型也预测，流动路径只在局部形成，并发育为狭窄的渗漏通道，页岩内的残余油饱和度整体很低。

这一研究的重要启示是：

（1）毛细管封闭只在有限的时间段内奏效，在亲油流动路径通过封闭层建立后，允许薄膜渗漏，因此部分解释了大量巨型油田表现为动态、短期存在；

（2）石油可在页岩内通过亲油的流动路径而发生垂直运移；（3）页岩内残余油饱和度低，是因为运移的石油只能在分散的流动路径内的运动，受控于局部化润湿性改变。

然而油的相对渗透率可能会相对较高，因为油可运移进入亲油的流动路径内。

这一高的相对渗透率虽然Okui和Waples早已提出，但没有解释为孔隙大小尺度上润湿性改变的结果；（4）盖层润湿性变化也将降低气的毛细管吸入压力，因此会降低其的封闭能力。

由于气—油间的界面张力（γ）低于气—水间，游离相气运动将优先发生在亲油的流动路径内，而非封闭层的亲水带内。

然而，随着石油酸被要求改变封闭层的润湿性，长期的毛细管捕获对不发育油柱的气藏比油藏（带或不带气顶）更可能有效。

Hildenbrand等分析了非常规气系统的迁移特征，从而可为致密砂岩、页岩内石油分子的迁移提供重要证据。

在非常规储集岩内，影响油气迁移的机制和过程主要包括:

黏滞流、扩散、吸附和解吸。

研究认为，页岩和煤的基质内气体迁移受控并受限于扩散作用。

迁移取决于气体类型（如CH4或CO2），可能受到强烈的吸附作用。

在很多情况下，高毛细管门槛压力阻止了天然气以连续相通过输导性孔隙网络。

与之形成对比的是，致密砂岩气储层允许气相发生毛细管控制下的黏滞流，因为在这些岩石的优势的流动条件下，要想确定含水饱和度很难或几乎不可能，因此直接用有效气体渗透率和毛细管压力描述其中的两相（气/水）流，并在稳定态和非稳定态共存的饱和条件下，系统研究了这一关系。

4、致密油气的运移和富集

众所周知，威利斯顿盆地的Bakken组是致密油系统的第一个实例，也是现今勘探条件下最有利的非常规油成藏组合之一。

影响Bakken组石油运移的最重要参数是:

孔隙度和渗透率及受沉降和压实的变化、生烃（动力学）的时间、垂向和侧向运移特征。

进行油气运移模拟时，分别使用了2种不同的技术，即侵入渗逾（IP）和纯达西流。

二者在油气运移的物理描述方面明显不同:

基于渗逾的运移假定，在沉积盆地二次运移的时间刻度内，油气流动主要受孔隙介质内浮力与毛细管力间平衡的控制;而达西流假定，流动速率受控于渗透率和流体黏度。

达西流法用来假定能够正确描述流动过程，而渗逾法重建了模拟中针对一个时间步长的瞬间毛细管平衡位置。

渗逾运移模拟结果显示，多数生成的烃从Bakken组源岩排出进入中段。

中段内的聚集主要分布在盆地的深部区，代表了统计意义上非均质、低渗储层内被毛细管封闭的流体。

随着孔、渗增加，较浅层段的毛细管入口压力降低，模拟的油气柱容易超过毛细管入口压力，流体在侧向上运移到盆地以外。

而使用达西流模型计算时，中段饱和油孔隙的面积达到比源岩内更大的侧向范围，强化了其中发生更大距离的侧向运移，有效孔隙的油气饱和度从盆地中部高成熟区向上倾方向呈放射状降低。

此外，2种流动模型模拟的石油物理性质与多数实测的Bakken油藏产出情况吻合良好。

Bakken组石油系统的进一步分析揭示，它含有所有常规石油系统的元素，而主要的差别在于储层物性低、主要的圈闭机制模糊不清。

5、资源潜力评价

国外致密岩油气等非常规资源评价方法，以类比法和统计法为主。

类比法以美国地质调查局的FORSPAN法为代表，统计法包括体积法、单井储量估算法（EUR）、随机模拟法、发现过程法和油气资源空间分布预测法等。

六、我国致密油气研究的发展趋势

目前在世界范围内，对非常规致密油气的研究正处于起步和探索的关键阶段，如何针对我国非常规致密油气的地质实际，形成适合中国地质特色的致密油气富集成藏的理论和资源评价的方法技术，促进致密油气的勘探和开发，是目前的首要任务。

为此，我国致密油气研究和资源评价中应特别关注以下重要科学问题：

（1）构造—沉积—成岩作用“三位一体”控制下的岩石致密化地质理论，微米——纳米级孔喉结构的分布规律:

1构造—沉积—成岩演化联合控制下岩石的致密过程及储层内的有利储——渗体分布。

2致密岩石内裂缝的分布规律及其渗透能力评价。

3岩石微观孔隙结构的识别（大孔、中孔、微孔所占比例）与流动单元划分。

4通过致密储层的岩石物理特征，认识岩石组构、孔隙形状、常规/有效渗透率、上覆负荷应力，预测低渗储层的性能及“甜点”的分布。

（2）致密油气的地质特点、赋存状态和运移—成藏机理:

1非常规致密储层复杂孔隙结构对渗流流态的影响与油气成藏类型的界限:

立足致密化作用的背景，确定非达西流流动的渗透率、喉道半径下限，分析致密背景下非均质性强的地区和层段，从而确定游离油气的富集规律。

2致密岩石内岩石组构、油/水的渗流方式与渗流规律:

分析岩石组构与石油产出间的关系，研究不同含水饱和度和净负荷应力下的多相渗透率，并分析毛细管压力与净负荷应力的关系。

3致密岩石内石油的成藏动力、方式和机理:

对比不甚连通储层内石油短距离运移的动力及与巨大毛细管阻力的相对大小;分析复杂相渗曲线对石油充注和成藏、油、水分异程度（宏观、微观）的影响;分别应用达西流和侵入渗逾（IP）2种模型，模拟致密储层内石油的成藏过程和机理。

4致密岩石内游离、吸附油的控制因素和富集规律:

致密岩油的赋存状态（游离、吸附）及岩石组分、孔隙类型及其体积、有机质含量、黏土矿物类型等因素对不同相态石油的影响;探索不同温度、压力下致密砂岩、页岩内石油吸附量的变化和富集规律。

（3）我国致密油气的资源潜力评价指标

1根据岩石的致密化与油气充注的相对时序，从渗透率和喉道半径等角度加以综合分类。

2“甜点”的发育规律:

刻画主体低孔低渗段中的相对高孔高渗段（强非均质段），分析裂缝发育及其纵、横向连通程度、含油饱和度的分布规律，进行类似常规资源的潜力评价。

3吸附态石油资源潜力:

应按有限元法确定石油吸附母体的范围（而不能取总平均值），具体反映总有机碳、氢指数、氧指数、生烃强度、体积等参数的变化，分别根据统计模型、数理模型综合评价该地区油气的吸附量和现有技术条件下可开采的技术储量。

4有利区带评价:

致密油气评价的重点为“甜点区”的评价，主要从烃源岩（有机碳含量、生烃潜量、镜质体反射率、厚度、分布面积）、储层（面积、厚度、物性、脆性）、经济性（埋藏深度、资源规模）等方面进行综合分析和评价。

（4）核心技术的突破与创新是非常规油气实现高效勘探开发的关键。

重点发展适合我国国情的三维地震技术、井网加密技术、直井压裂技术等，推进使用小井眼、快速钻井等技术，研发针对不同类型储层的水平井和多分支井钻完井技术、多段压裂改造技术、实验分析测试技术等。

这些亟待解决的重要问题，也从一个侧面反映了致密油气领域在今后一个时期的发展趋势。