國內(nèi)外致密油藏開發(fā)工藝技術(shù)應(yīng)用及發(fā)展趨勢調(diào)研報告2014

北京金正縱橫信息咨詢有限公司國內(nèi)外致密油藏開發(fā)工藝技術(shù)應(yīng)用及發(fā)展趨勢調(diào)研報告PAGEPAGE342PAGE1國內(nèi)外致密油藏開發(fā)工藝技術(shù)應(yīng)用及發(fā)展趨勢調(diào)研報告北京金正縱橫信息咨詢有限公司2014年法律聲明版權(quán)聲明：除有特別注明外，本報告以及與本報告相關(guān)的外觀、文字、圖表、數(shù)據(jù)及附件的所有權(quán)均屬北京金正縱橫信息咨詢有限公司所有。未經(jīng)北京金正縱橫信息咨詢有限公司的書面許可，任何機(jī)構(gòu)和個人不得對本報告以及與本報告相關(guān)的外觀、文字、圖表、數(shù)據(jù)或附件的全部或部分進(jìn)行復(fù)制、翻版、修改、刊登、發(fā)表和引用，否則后果自負(fù)。北京金正縱橫信息咨詢有限公司保留與本報告有關(guān)的一切權(quán)利。免責(zé)聲明：本報告基于本公司研究部門及其研究人員認(rèn)為可信的公開資料或?qū)嵉卣{(diào)研獲取的資料，但本公司及其研究人員對這些信息的真實(shí)性、準(zhǔn)確性和完整性不做任何保證。本報告反映研究人員個人的不同設(shè)想、見解、分析方法及判斷。本報告所載觀點(diǎn)為北京金正縱橫信息咨詢有限公司基于以上資料運(yùn)用科學(xué)方法分析所得。報告中的觀點(diǎn)和陳述僅反映撰寫及出具本報告期間當(dāng)時的分析和判斷，本公司可能發(fā)表其他與本報告所載資料不一致及有不同結(jié)論的報告。本報告可能因時間和其他因素的變化而變化從而導(dǎo)致與事實(shí)不完全一致，敬請關(guān)注本公司就同一主題所出具的相關(guān)后續(xù)研究報告及評論文章。本報告中的觀點(diǎn)和陳述不構(gòu)成投資、法律、會計(jì)或稅務(wù)的最終操作建議，本公司不就報告中的內(nèi)容對最終操作建議做出任何擔(dān)保。北京金正縱橫信息咨詢有限公司不對因使用此報告而引致的損失負(fù)任何法律責(zé)任。

正文目錄TOC\o"1-5"\h\z\u第一章致密油資源分布及地質(zhì)狀況 18第一節(jié)儲集空間類型及巖石特性 18一、致密砂巖儲層 18二、頁巖儲層 19第二節(jié)致密油的儲量 20第三節(jié)致密油分布概況 22一、國外分布概況 22二、國內(nèi)分布概況 23第二章致密油藏資源評價與勘探開發(fā)現(xiàn)狀 25第一節(jié)致密油藏資源評價 25一、三種便捷評價方法 251、分級資源豐度類比法 252、EUR類比法 273、小面元容積法 28二、兩種精細(xì)的評價方法 291、資源空間分布預(yù)測法 292、成藏?cái)?shù)值模擬法 29三、實(shí)例 291、小面元容積法評價實(shí)例 301.1關(guān)鍵參數(shù)研究 301.2小面元容積法計(jì)算結(jié)果 312、分級資源豐度類比法評價實(shí)例 323、EUR類比法評價實(shí)例 343.1選擇典型生產(chǎn)井作為刻度井 34四、柴達(dá)木盆地致密油形成的地質(zhì)條件及勘探潛力分析 371、地質(zhì)概況 372、致密油氣形成的地質(zhì)條件 392.1沉積環(huán)境條件 392.2烴源巖條件 392.3儲層條件 412.4源儲共生關(guān)系 462.5大地構(gòu)造位置 472.6致密油分布與成藏組合 483、致密油勘探潛力及目標(biāo) 49五、準(zhǔn)噶爾盆地致密油儲層巖性與孔隙特征分析 521、儲層分布規(guī)律 522、主要儲集巖石類型 523、儲層孔隙特征 53六、塔里木志留系柯坪塔格組致密油儲層特征 541、區(qū)域地質(zhì)概況 542、儲層巖石礦物學(xué)特征 543、儲層物性特征 554、儲集空間類型及孔隙結(jié)構(gòu)特征 555、成藏特征 585.1地層簡況 585.2油氣顯示簡況 595.3生儲蓋組合 595.4油氣藏特征 61七、鄂爾多斯盆地準(zhǔn)連續(xù)型低滲透-致密砂巖大油田成藏模式 611、致密砂巖油藏在鄂爾多斯盆地的分布 612、對鄂爾多斯盆地大油田成藏模式的認(rèn)識 642.1巖性油氣藏論 652.2多因素控藏論 652.3連續(xù)型油氣聚集論 663、準(zhǔn)連續(xù)型大油田成藏模式的提出及其特征 673.1準(zhǔn)連續(xù)型大油田成藏模式 673.2鄂爾多斯盆地準(zhǔn)連續(xù)型大油田成藏特征 68八、西加拿大沉積盆地Cardium組致密油資源評價實(shí)例 771、研究區(qū)地質(zhì)背景 772、評價方法 802.1地質(zhì)模型建立 812.2資源模型建立 812.3隨機(jī)模擬 813、Cardium組油氣資源隨機(jī)模擬 823.1地質(zhì)模型 823.2資源模型 843.3模擬結(jié)果 863.4與基于單井EUR評價方法的比較 87第二節(jié)國內(nèi)外致密油藏勘探現(xiàn)狀 89一、致密油定義 891、致密油涵義 892、評價指標(biāo)及標(biāo)準(zhǔn) 893、致密油儲層分類 90二、主要類型及特征 911、中國致密油總體特征與類型劃分 912、湖相碳酸鹽巖致密油基本特征 923、深湖水下三角洲砂巖致密油基本特征 944、深湖重力流砂巖致密油基本特征 95三、我國致密油勘探開發(fā)潛力 961、資源潛力預(yù)測 962、發(fā)展前景展望 97四、美國致密油勘探開發(fā)現(xiàn)狀及對我國的啟示 981、美國致密油勘探開發(fā)現(xiàn)狀 982、資源管理經(jīng)驗(yàn) 993、對我國的啟示 100第三節(jié)致密油藏開發(fā)現(xiàn)狀 102一、國內(nèi)外致密油藏開發(fā)工藝技術(shù)現(xiàn)狀 102二、開發(fā)頁巖氣的技術(shù)開發(fā)致密油 105三、美國致密油開發(fā)歷史及現(xiàn)狀 1071、Bakken區(qū)帶 1112、EagleFord區(qū)帶 1163、Barnett區(qū)帶 1194、其它致密油區(qū)塊 120四、加拿大致密油開發(fā)歷史及現(xiàn)狀 1201、地質(zhì)概況及資源分布 1202、開發(fā)歷史及現(xiàn)狀 1233、技術(shù)現(xiàn)狀 1234、發(fā)展趨勢 125五、我國致密油開發(fā)歷史及現(xiàn)狀 1261、開發(fā)歷史 1262、開發(fā)現(xiàn)狀 1262.1勝利油田致密油開發(fā)現(xiàn)狀 1272.2吐哈油田致密油開發(fā)現(xiàn)狀 1282.3河南油田致密油開發(fā)現(xiàn)狀 1292.4長慶油田致密油開發(fā)現(xiàn)狀 129第三章鉆完井技術(shù) 131第一節(jié)致密砂巖油藏鉆完井技術(shù) 131一、鄂爾多斯致密砂巖油藏水平井鉆完井技術(shù) 1311、水平井的關(guān)鍵技術(shù) 1311.1防垮防塌技術(shù) 1311.2摩阻的控制技術(shù) 1311.3軌跡控制技術(shù) 1321.4模擬通井技術(shù) 1341.5井眼凈化技術(shù) 1352、水平井常見工況的預(yù)防 135二、勝利油區(qū)樊154區(qū)塊致密砂巖水平井鉆井技術(shù) 1361、施工難點(diǎn) 1362、施工技術(shù)應(yīng)用 1372.1長水平段井眼軌跡優(yōu)化控制技術(shù) 1372.2摩阻扭矩分析監(jiān)測技術(shù) 1382.3高效PDC鉆頭優(yōu)選技術(shù) 1382.4地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)應(yīng)用 1382.5鉆井液技術(shù)應(yīng)用 1382.6完井通井技術(shù) 1383、現(xiàn)場施工情況 1384、結(jié)論分析 139三、致密油井鉆井提速技術(shù) 1391、構(gòu)造地質(zhì)特點(diǎn) 1392、鉆井技術(shù)難點(diǎn) 1402.1地層分布復(fù)雜 1402.2機(jī)械鉆速低 1403、鉆井提速技術(shù)方案 1403.1三疊系以上井段提速技術(shù) 1403.2三疊系以下井段提速技術(shù) 1403.3優(yōu)化鉆井液體系 141四、強(qiáng)封堵有機(jī)鹽鉆井液在致密油水平井中的應(yīng)用 1421、地質(zhì)工程概況 1422、鉆井液技術(shù)難點(diǎn) 1423、鉆井液配方及性能評價 1424、鉆井液工藝 1455、應(yīng)用效果 146五、長水平段井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化工藝 1471、技術(shù)要求 1482、設(shè)計(jì)難點(diǎn) 1483、技術(shù)研究與對策 1493.1提高井壁穩(wěn)定性 1493.3長水平段套管安全下入 153六、Daylight油田致密砂巖優(yōu)快鉆井技術(shù)[43] 1541、地層巖性 1542、優(yōu)快鉆井技術(shù) 1552.1井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì) 1552.2鉆頭優(yōu)化設(shè)計(jì) 1562.3鉆井液技術(shù) 1572.4井眼軌跡控制技術(shù) 1583、應(yīng)用效果 159第二節(jié)致密頁巖油藏鉆完井技術(shù) 160一、井筒裂縫寬度變化預(yù)測及其應(yīng)用 1601、假設(shè)與模型 1601.1基本假設(shè) 1601.2實(shí)體模型及有限元力學(xué)分析 1611.3力學(xué)參數(shù) 1612、計(jì)算機(jī)模擬結(jié)果 1612.1裂縫張開臨界井筒壓力預(yù)測 1622.2正壓差下沿裂縫位置裂縫寬度變化預(yù)測 1623、裂縫寬度變化研究在鉆井完井儲層保護(hù)中的應(yīng)用 164二、非常規(guī)水平井多段鉆塞完井工藝 1641、河南油田泌頁HFl井概況 1641.1壓裂施工數(shù)據(jù) 1651.2試油放噴情況 1652、非常規(guī)水平井多段鉆橋塞完井工藝應(yīng)用 1662.1試油放噴情況 1662.2鉆橋塞施工 166第三節(jié)鉆完井工具的應(yīng)用 168一、斯倫貝謝鉆完井工具分析 168二、哈里伯頓鉆完井工具分析 174三、貝克休斯鉆完井工具分析 179四、威德福鉆完井工具分析 183第四節(jié)國外致密油藏鉆井技術(shù) 186一、M-ISWACO高溫鉆井液 186二、Newpark公司Evolution鉆井液 187三、斯倫貝謝新型高造斜旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng) 188四、史密斯公司新型鉆頭 189五、貝克休斯KymeraTM鉆頭 190六、Verdande科技公司鉆井預(yù)測技術(shù) 191第五節(jié)致密油藏固井技術(shù) 192一、易漏失致密油層固井作業(yè)優(yōu)化 1921、油田地質(zhì)概況 1922、固井施工問題及原因分析 1933、雙級固井技術(shù) 1934、固井水泥漿體系 194二、水平井直徑177.8毫米套管固井作業(yè) 196三、長封固段大溫差固井作業(yè) 197第四章測錄井技術(shù) 200第一節(jié)錄井技術(shù) 200一、致密砂巖儲集層裂縫綜合錄井識別技術(shù) 2001、技術(shù)原理 2002、判別標(biāo)準(zhǔn)及識別模型 2022.1儲集層及裂縫的判別標(biāo)準(zhǔn) 2022.2儲集層及裂縫識別模型 2023、應(yīng)用分析 203二、錄井新技術(shù)在致密砂巖油氣層評價中的應(yīng)用 2041、致密砂巖油氣層特征 2041.1油氣顯示發(fā)現(xiàn)困難 2041.2油氣顯示與試油結(jié)果存在不對應(yīng)性 2041.3油氣水重力分異不徹底，影響錄井評價的準(zhǔn)確性 2041.4煤層氣干擾儲集層氣測顯示 2052、錄井評價方法 2052.1氣測錄井評價 2052.2定量熒光錄井評價 2082.3輕烴錄井評價 2102.4核磁共振錄井評價 2112.5其它錄井評價 2123、錄井解釋方法及圖版 2133.1錄井參數(shù)分析法 2133.2解釋圖版優(yōu)選 215三、永安油田致密砂巖油氣層評價中的地化錄井的應(yīng)用 2151、地化圖譜響應(yīng)特征 2152、致密砂巖P-S解釋圖版 2183、應(yīng)用實(shí)例 2203.1YX-35井 2203.2YX22-1井 2203.3YX33井 2213.4YX34-A井 2223.5YX38-1井 222第二節(jié)測井技術(shù) 223一、測井技術(shù)在致密儲層裂縫識別中的應(yīng)用 2231、FMI成像測井簡介 2232、裂縫識別 2232.1高導(dǎo)縫 2242.2高阻縫 2242.3鉆井誘導(dǎo)縫 2253、裂縫參數(shù)的估算 2273.1裂縫張開度估算 2283.2裂縫孔隙度的估算 2283.3裂縫滲透率的估算 2293.4實(shí)例分析 229二、致密砂巖蓋層測井評價 2301、方法原理 2301.1測井曲線可視化自動分層取值 2301.2蓋層測井評價參數(shù)計(jì)算 2301.3具體評價方法 2322、應(yīng)用實(shí)例分析 233三、隨鉆電阻率成像測井確定儲層井位 235四、OPTV成像系統(tǒng) 235第五章儲層改造與保護(hù)技術(shù) 238第一節(jié)壓裂技術(shù) 238一、壓裂實(shí)驗(yàn)研究 2381、鄂爾多斯盆地致密油層混合水壓裂試驗(yàn) 2381.1國外致密儲層混合水壓裂技術(shù)現(xiàn)狀 2381.2長C致密儲層壓裂地質(zhì)特征 2381.3直井混合水壓裂攻關(guān)試驗(yàn) 2391.4認(rèn)識及結(jié)論 2422、致密油藏分段多簇壓裂水平井電模擬實(shí)驗(yàn)研究 2432.1實(shí)驗(yàn)原理 2432.2實(shí)驗(yàn)裝置及參數(shù) 2432.3實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析 2442.4結(jié)論 2473、微地震測繪和壓裂模擬技術(shù) 2483.1鄂爾多斯盆地油藏ZN 2483.2油藏ZF 2533.3油藏ZD 257二、體積壓裂技術(shù) 2611、致密油藏體積壓裂技術(shù)應(yīng)用 2611.1體積壓裂的概念 2611.2體積壓裂縫網(wǎng)形成的影響因素 2621.3常規(guī)壓裂與體積壓裂的效果對比 2641.4對我國致密油藏體積壓裂的建議 266通過以上總結(jié)得出： 2662、在鄂爾多斯盆地低壓儲層的應(yīng)用 2672.1盆地致密儲層形成縫網(wǎng)的地質(zhì)特征分析 2672.2盆地低壓致密油層體積壓裂設(shè)計(jì)模式探索 2692.3壓后分析 2723、直井體積壓裂儲層改造體積的影響因素 2743.1地質(zhì)概況及概念模型的建立 2743.2計(jì)算結(jié)果分析 275三、致密砂巖油藏分段壓裂水平井鉆井技術(shù) 2801、井身剖面和結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì) 2801.1井身剖面優(yōu)化設(shè)計(jì) 2801.2井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì) 2802、鉆井施工技術(shù) 2812.1井身軌跡控制 2812.2鉆井液技術(shù) 2822.3完井壓裂管柱下入技術(shù) 283四、分段壓裂技術(shù) 2841、水平井分段壓裂工藝發(fā)展歷程 2842、主要分段壓裂工藝技術(shù) 2852.1機(jī)械封隔器分段壓裂 2852.2水力噴射分段壓裂技術(shù) 2863、不同分段壓裂技術(shù)分析 2894、加拿大公司daylight致密油氣水平井分段壓裂技術(shù) 291五、厚油層斜井多段壓裂技術(shù) 2931、設(shè)計(jì)思路 2932、選井選層 2943、裂縫模擬研究 2954、工藝實(shí)現(xiàn)程度分析 2965、增產(chǎn)效果 297六、水平井層內(nèi)定向壓裂技術(shù) 2981、定向壓裂工藝關(guān)鍵技術(shù) 2981.1水平井定向射孔技術(shù) 2981.2雙封單卡選擇性壓裂技術(shù) 2992、定向壓裂施工工藝及參數(shù)優(yōu)化 3002.1前置酸預(yù)處理技術(shù) 3002.2施工排量優(yōu)化 3013、現(xiàn)場應(yīng)用情況 302七、雙水平井壓裂技術(shù) 303八、“工廠化”壓裂技術(shù) 3041、高效“工廠化”作業(yè)模式 3042、工廠化壓裂技術(shù)應(yīng)用 3053、施工現(xiàn)場的“工廠化”管理 3074、“工廠化”壓裂在國內(nèi)的實(shí)施現(xiàn)狀 307第二節(jié)井下壓裂工具分析 309一、斯倫貝謝井下壓裂工具分析 309二、哈里伯頓井下壓裂工具分析 314三、貝克休斯井下壓裂工具分析 316四、威德福井下壓裂工具分析 319第三節(jié)壓裂液體系 324一、粘彈性表面活性劑壓裂液 3241、VES壓裂液的作用機(jī)理 3242、VES壓裂液的研究現(xiàn)狀 3253、應(yīng)用情況 326二、低濃度壓裂液體系在長慶致密油藏的應(yīng)用 3271、長慶致密油藏儲層基本特征與改造要求 3271.1基本特征 3271.2面臨問題 3271.3關(guān)鍵技術(shù)方向 3282、低濃度壓裂液體系的研發(fā)與評價 3282.1耐溫耐剪切性與流變性 3292.2破乳助排性能 3292.3動靜態(tài)濾失性能評價 3302.4破膠性能與殘?jiān)?3302.5巖心損害實(shí)驗(yàn) 3303、應(yīng)用效果 330第四節(jié)酸化技術(shù) 331一、致密碳酸鹽巖油藏深度酸壓技術(shù) 3311、致密儲層控縫高技術(shù) 3311.1采取合理的完井工藝 3322、裂縫發(fā)育儲層深度酸壓技術(shù) 3322.2高黏度壓裂液前置液酸壓技術(shù) 3332.3大規(guī)模前置液深度酸壓技術(shù) 333二、西南油氣田酸液體系在水平井致密油儲層中成功應(yīng)用 334第五節(jié)儲層保護(hù)技術(shù) 334一、致密碳酸鹽巖儲層損害特征及鉆井液保護(hù)技術(shù) 3341、YM-2區(qū)塊奧陶系儲層地質(zhì)特征 3342、碳酸鹽巖裂縫性儲層損害特征 3353、低傷害鉆井液保護(hù)技術(shù) 3364、儲層保護(hù)性能評價 3384.1鉆井液常規(guī)性能評價 3384.2鉆井液與儲層配伍性評價 3394.3優(yōu)化鉆井液儲層保護(hù)效果評價 339二、保護(hù)高壓低滲致密油氣藏的鉆井完井液體系 3401、儲層特征 3402、儲層損害原因分析 3402.1五敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果 3402.2壓力敏感性 3402.3水鎖損害 3412.4鉆井完井液損害 3413、鉆井完井液體系的配置 3413.1表面活性劑 3413.2暫堵材料 3413.3鉆井完井液體系的復(fù)配 342三、青西油田裂縫孔隙型致密油層的保護(hù) 3431、儲集層敏感性評價 3431.1五敏評價 3431.2應(yīng)力敏感性評價 3442、青西油田裂縫-孔隙型儲集層保護(hù) 3452.1鉆井過程中的油層保護(hù) 3452.2射孔完井作業(yè)中的油層保護(hù) 3462.3開采過程中的油層保護(hù) 3462.4修井作業(yè)中的油層保護(hù) 346第六節(jié)裂縫監(jiān)測技術(shù) 347一、PSET井下無傳感器壓裂監(jiān)控技術(shù) 347二、斯倫貝謝NetMod模擬技術(shù) 348三、MSI公司埋置陣列監(jiān)測系統(tǒng) 349四、致密儲層新型裂縫預(yù)測技術(shù) 350第六章提高采收率技術(shù) 352第一節(jié)致密油藏關(guān)鍵指標(biāo)變化規(guī)律與成本控制 352第二節(jié)致密油藏提高采收率工藝技術(shù) 352一、威利斯頓盆地致密油藏提高采收率數(shù)值模擬 3531、油藏模擬 3562、水力裂縫模擬 3573、飽和度方程 3574、儲層流體 3595、局部網(wǎng)格細(xì)分 3596、單元模型初始化 3597、動態(tài)預(yù)測 361二、致密砂巖稀油油藏?zé)崴?表活劑驅(qū)提高采收率工藝分析 3671、熱水+表活劑驅(qū)提高采收率的實(shí)驗(yàn) 3671.1溫度對原油熱膨脹影響實(shí)驗(yàn) 3671.2溫度對原油黏度影響實(shí)驗(yàn) 3681.3溫度對油水界面張力影響實(shí)驗(yàn) 3681.4溫度對油水相滲影響實(shí)驗(yàn) 369三、注氣提高采收率技術(shù) 3741、超臨界CO2驅(qū)油技術(shù) 3742、CO2驅(qū)油工藝在腰英臺油田的應(yīng)用 3742.1泵注工藝技術(shù) 3752.2工程實(shí)施情況 3773、美國注CO2提高采收率狀況 3774、加拿大注CO2提高采收率狀況 3795、Petrobank注氣開采致密油技術(shù) 381四、混相驅(qū)和水氣交替驅(qū)提高采收率動態(tài)評價 3821、基準(zhǔn)情景數(shù)據(jù)及模擬模型 3831.1流體性質(zhì)及EOS模型 3831.2油藏模型與巖石性質(zhì) 3842、連續(xù)注CO2和水氣（CO2）交替注入 3893、結(jié)果與討論 390五、超前注水技術(shù) 3941、超前注水工藝 3942、致密油藏超前注水合理注入量的新方法 394第三節(jié)致密油藏開發(fā)模式新思路及關(guān)鍵技術(shù) 397一、指導(dǎo)思想 398二、技術(shù)內(nèi)涵 398三、技術(shù)機(jī)理 398四、關(guān)鍵技術(shù) 3981、“一體化”設(shè)計(jì) 3982、“平臺式”長水平井鉆井 3993、“規(guī)?；斌w積壓裂 4004“重復(fù)式”改造 4015、“控制式”采油 4026、“工廠化”作業(yè) 4037、“集中式”地面建設(shè) 404第七章致密油藏開發(fā)工藝建議 405一、開展地質(zhì)研究 405二、開發(fā)基礎(chǔ)研究 405三、開發(fā)配套技術(shù) 405四、低戰(zhàn)略成本 406參考文獻(xiàn) 407第一章致密油資源分布及地質(zhì)狀況致密油是繼頁巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的又一新熱點(diǎn)，被石油工業(yè)界譽(yù)為“黑金”。美國高度重視致密油的勘探開發(fā)，試圖復(fù)制“頁巖氣”模式，實(shí)現(xiàn)“原油自給”。。目前全球的致密油產(chǎn)量集中在美國。據(jù)美國能源信息署（EIA）的估計(jì)，2013年美國致密油產(chǎn)量為350萬桶/天，預(yù)計(jì)到2021年將達(dá)到頂峰480萬桶/天第一節(jié)儲集空間類型及巖石特性國際能源署(IEA)從工程學(xué)角度對“致密油”的界定是：利用水平鉆井和多段水力壓裂技術(shù)從頁巖或其他低滲透性儲層中開采出的石油。從地質(zhì)理論的角度可對其定義：孔隙度小于10%，滲透率小于1毫達(dá)西，有機(jī)碳含量(TOC)大于1%，成熟度(Ro)為0.6%～0.3%，原油密度大于400API(小于0.8251克/立方厘米)。根據(jù)孔隙度大小將致密油儲層劃分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類。綜合以上兩種定義，可以認(rèn)為“致密油”的廣義定義其實(shí)等同于低滲透石油，也就是說，任何從低孔低滲透的巖層中開采出來的石油都是“致密油”。砂巖是致密油最好的儲層，因此致密油絕大部分是致密砂巖油。頁巖層和煤層中也可能有石油，但兩者的儲量幾乎可以忽略不計(jì)。國外的“致密油”偏向廣義的概念，即“致密油”包括致密砂巖油、致密頁巖油、致密煤層油。此前通常也將“致密油”稱為“頁巖油”。國內(nèi)偏向于“致密油”的狹義概念，即“致密油”專指致密砂巖油。一、致密砂巖儲層1、巖石組分致密砂巖巖石類型有石英砂巖、長石砂巖和巖屑砂巖等,巖石組分可以分為碎屑顆粒和填隙物2種。組分含量以碎屑顆粒為主,巖石碎屑顆粒成分主要為石英、長石和巖屑3種。不同類型的碎屑顆粒的巖石力學(xué)性質(zhì)也有所差別,石英顆粒的硬度最大、長石次之,巖屑的硬度一般較低?？紫都傲ｉg的填充物質(zhì)即填隙物,包括雜基及膠結(jié)物。雜基及膠結(jié)物對致密砂巖力學(xué)性質(zhì)具有一定的影響。雜基主要為火山碎屑物質(zhì)及細(xì)粒的粘土礦物,其硬度低,一般充填于致密砂巖孔隙中,在外力作用下極易發(fā)生塑性形變。膠結(jié)物主要成分為鈣質(zhì)、泥質(zhì)及硅質(zhì),鈣質(zhì)及硅質(zhì)膠結(jié)物硬度高本身不易發(fā)生形變,泥質(zhì)膠結(jié)硬度低易變形。致密砂巖巖石成分以石英及長石占優(yōu),就顆粒本身來說在外力作用下其形狀、大小不易發(fā)生改變,即顆粒內(nèi)部質(zhì)點(diǎn)之間不易發(fā)生相對位移。對于整個巖石來說,由于顆粒之間存在孔隙,致密砂巖巖石孔隙度一般為4%～12%,在外力作用下巖石顆粒朝孔隙空間方向發(fā)生相對位移,導(dǎo)致孔隙體積縮小,這一外力作用發(fā)生在彈性形變范圍內(nèi)時,卸載外力,孔隙空間能夠恢復(fù)原狀。2、顆粒之間接觸關(guān)系致密砂巖在成巖過程中所經(jīng)受的壓實(shí)作用強(qiáng)烈,顆粒間接觸關(guān)系多以線接觸為主,部分顆粒之間為凹凸-線接觸關(guān)系,石英砂巖中顆粒之間接觸關(guān)系以壓溶縫合線接觸為主。以上3種接觸關(guān)系對相互接觸的巖石顆粒保持整體穩(wěn)定有利。3、膠結(jié)方式連接在巖石顆粒之間的膠結(jié)物對巖石穩(wěn)定性起到一定作用,在膠結(jié)作用下,顆粒之間的連接變得更為緊密,巖石穩(wěn)定性得以加強(qiáng),在硅質(zhì)膠結(jié)和鈣質(zhì)膠結(jié)作用下,顆粒之間穩(wěn)定性能夠在整個巖石中得以延伸和保持,膠結(jié)物本身不易發(fā)生變形,在外力作用下巖石形變主要以彈性形變?yōu)橹?只有在泥質(zhì)膠結(jié)占優(yōu)時,由于泥質(zhì)膠結(jié)物的塑性形變使得巖石產(chǎn)生彈-塑性變形。4、孔隙及裂縫特征致密砂巖油氣儲層儲集空間以孔隙為主,主要類型為次生溶孔,儲層中不同程度的發(fā)育裂縫及微裂隙,對改善巖石滲透能力有利。未充填縫在外力作用下極易閉合,外力恢復(fù)后裂縫不能恢復(fù)原狀。而裂縫被方解石脈或石英等礦物充填后的巖石力學(xué)性質(zhì)類似于顆粒被膠結(jié)的情形。應(yīng)力變化引起的巖石變形主要包括孔隙變形、碎屑顆粒變形、膠結(jié)物變形以及裂縫閉合。對于基塊(不含裂縫)巖石來說,應(yīng)力變化時孔隙和喉道體積縮小是致密砂巖變形的主要部分,其形變基本上屬于彈性變形范圍,而含裂縫致密砂巖形變特征則以彈-塑性變形為主。二、頁巖儲層頁巖儲層發(fā)育2種尺度的孔隙：微孔（孔隙直徑≥0.75μm）和納米孔（孔隙直徑<0.75μm），其中絕大部分為有機(jī)質(zhì)顆粒內(nèi)的納米孔。頁巖普遍具有較低的孔隙度和超低的滲透率，即孔隙度<4%，未壓裂頁巖的基質(zhì)滲透率<1×10-6mD，只有在斷裂或裂縫發(fā)育區(qū)的孔隙度能提高到10%，且滲透率提高到2×10-6mD。據(jù)Barnett頁巖孔隙研究結(jié)果（下圖），該頁巖的孔隙大小是常規(guī)砂巖的1/400，大約為40個甲烷分子直徑大?。淄榉肿又睆綖?.38nm），其孔隙度為4%～10%，滲透率為（50～1000）×10-6mD。圖Barnett頁巖有機(jī)質(zhì)顆粒內(nèi)的納米孔資料來源：金正縱橫根據(jù)相關(guān)資料整理近期的巖石學(xué)研究表明，頁巖中干酪根內(nèi)部發(fā)育大量連通的孔隙，可以有效儲油，例如Marcellus頁巖的孔隙度為2%～16%，EagleFord頁巖的孔隙度為8%～18%。頁巖儲集層包括富有機(jī)質(zhì)的暗色頁巖及以薄夾層狀存在的粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、砂巖地層。含油氣盆地中，頁巖儲層組合形式多樣，不同類型的頁巖儲層組合有明顯不同的地質(zhì)及地球化學(xué)特征。具有較好脆性與天然微裂縫發(fā)育的暗色頁巖（區(qū)）是致密油有利的開發(fā)目標(biāo)。致密油的開采方式與頁巖氣基本相同，均采用垂直井和水平井，但以水平井為主。致密油開發(fā)一般無自然產(chǎn)能或低產(chǎn)，單井生產(chǎn)周期長，多級水力壓裂、重復(fù)壓裂等儲層改造技術(shù)是目前提升致密油單井產(chǎn)量的關(guān)鍵技術(shù)。第二節(jié)致密油的儲量人類目前大規(guī)模利用的常規(guī)油氣資源——包括石油、天然氣，只占地球上油氣資源總量的20%；而占資源總量80%、儲量更加龐大的非常規(guī)油氣資源——包括頁巖油氣、煤層氣等，由于開采難度大、成本高，尚處于探索和試開采階段。專家預(yù)測，全世界頁巖油儲量約11萬億至13萬億噸，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過4000多億噸的世界常規(guī)石油儲量。加拿大某些專家預(yù)測，對于致密油的關(guān)注很可能將北美的石油儲量提高五十至一百五十億桶，可見致密油的開發(fā)潛力是非常大的。而且致密油的儲量隨著研究人員的勘察，正在不斷的增長，有很好的發(fā)展趨勢。由于致密油藏儲層的特殊性，如何經(jīng)濟(jì)有效的開采致密油是目前全球面臨的一個難題。根據(jù)美國能源信息署(EIA)2013年6月發(fā)布的全球主要國家和地區(qū)致密油氣資源評價結(jié)果顯示，美國的致密油地質(zhì)資源量為1363億t，技術(shù)可采資源量為68億t，居世界第二;美國已明確具有致密油潛力的區(qū)帶共有8個，包括巴肯(含斯里?？怂菇M)伊格爾福特奈厄布拉勒馬塞勒斯尤蒂卡等，其中巴肯伊格爾福特以及沃夫坎普克林致密油資源潛力最大，也是目前美國致密油勘探開發(fā)活動最活躍，致密油產(chǎn)量和增長幅度最大的地區(qū)。表美國主要致密油區(qū)剩余資源量區(qū)帶所屬盆地剩余資源量/億t巴肯（含斯里?？怂菇M）威利斯頓盆地21.0伊格爾福特馬弗里克盆地19.4沃夫坎普/克林二疊盆地13.6奈厄布拉勒丹佛盆地5.9巴奈特伍德福德盆地及二疊盆地0.6伍德福德二疊盆地2.7尤蒂卡阿巴拉契亞盆地3.6馬塞勒斯阿巴拉契亞盆地1.1美國地質(zhì)調(diào)查局(USGS)2013年4月公布的最新評價結(jié)果顯示，巴肯致密油區(qū)帶(包括斯里?？怂菇M)的致密油待發(fā)現(xiàn)技術(shù)可采資源量中值仍高達(dá)10.6億t，另外還有0.19萬億m3的天然氣未發(fā)現(xiàn)技術(shù)可采資源量和0.78億t的天然氣未發(fā)現(xiàn)技術(shù)可采資源量。根據(jù)2013年6月EIA對美國之外的41個國家137個頁巖層進(jìn)行的評價報告，全球致密油的技術(shù)可采資源量(含美國資源量)約為548.48億m3;除美國和加拿大外，俄羅斯中國阿根廷利比亞委內(nèi)瑞拉墨西哥巴基斯坦和印尼等國家的致密油技術(shù)可采資源量也極為可觀?；诘刭|(zhì)演化的特點(diǎn)，中國油氣田中低豐度，低產(chǎn)所占比例較大。在油氣生產(chǎn)實(shí)踐中努力向數(shù)量相當(dāng)大的難采低產(chǎn)油氣田開拓是個在發(fā)展早期就已提出并以日益加強(qiáng)的工作。因而并沒有特別在意相關(guān)規(guī)范中關(guān)于致密儲層的孔滲參數(shù)和重(稠)油相關(guān)參數(shù)的界線，不斷降低著經(jīng)濟(jì)可采性的門限。在統(tǒng)計(jì)中不再強(qiáng)調(diào)致密油氣與非致密油氣、重(稠)油與一般油的差別并把致密油氣和重(稠)油的儲量產(chǎn)量也列入油氣儲量平衡表，成為所謂“表內(nèi)儲量”。這樣，在生產(chǎn)上致密油氣和重(稠)油實(shí)際已被到入常規(guī)油氣，人們已約定俗成的把目前可以進(jìn)行生產(chǎn)的非常規(guī)氣限定于煤層氣和頁巖氣了。因而在國內(nèi)外對比中應(yīng)注意不要把中國煤層氣和頁巖氣產(chǎn)量之和直接與美國的非常規(guī)氣對應(yīng)，這會造成誤導(dǎo)。近年來新探明儲量中致密油的比例明顯增大，目前累計(jì)探明儲量中致密油占35%左右，初步評估我國致密油地質(zhì)資源量為100億噸左右。由于這類油儲量的動用率較低，在剩余可采儲量中他可能占40%以上，如在中石化勝利油目前未動用儲量中致密油占45%，近年每年約1億噸的新增儲量中低(包括特低)孔滲者占60%。鄂爾多斯盆地探明儲量占全國10.7%、其中致密砂巖儲層占80%以上。經(jīng)研究預(yù)測，全國待發(fā)現(xiàn)石油資源量中致密油的比例應(yīng)達(dá)40%左右。第三節(jié)致密油分布概況一、國外分布概況1、美國分布情況目前，美國是致密油資源開發(fā)最多的地區(qū)之一，俄羅斯、加拿大、中國等也有成功開發(fā)的范例。致密油的典型代表是北美威林斯頓盆地的Bakken地層，2006年USGS（美國地質(zhì)調(diào)查局）預(yù)測其石油地質(zhì)儲量達(dá)590×108t，僅美國北達(dá)科他州和蒙大拿州的Bakken致密油聚集就擁有技術(shù)可采儲量（4.2～6.1）×108t。由于致密油資源潛力超出預(yù)期，開采技術(shù)也取得突破并得到規(guī)模應(yīng)用，因此美國致密油工業(yè)得到迅速發(fā)展，具有良好的經(jīng)濟(jì)前景。美國致密油主要集中在Bakken、EagleFord、Barnett三個區(qū)塊，Bakken組原始石油地質(zhì)儲量（OOIP）的估計(jì)值為（280～570）×108t，除此之外，目前已發(fā)現(xiàn)的其它組的OOIP總量還不足850×108t，其中采收量<280×108t，可見Bakken致密油的潛力巨大。產(chǎn)自EagleFord頁巖的油氣種類較多，包括干氣、致密天然氣和油。烴類的相變方向自北向南，油賦存于區(qū)帶北部。該組頁巖的天然氣地質(zhì)儲量為（11.3～63.1）×108m3，目前的產(chǎn)油量為560t/d。Barnett頁巖區(qū)帶核心氣區(qū)內(nèi)，80%水平井和直井的平均單井累計(jì)致密油產(chǎn)量為1020t；“致密油帶”內(nèi)，50%水平井和直井的第一年單井致密油產(chǎn)量分別為1140t和570t，80%水平井和直井的單井累計(jì)致密油產(chǎn)量分別為3570t和2140t。2、加拿大分布情況加拿大致密油資源主要位于其西部沉積盆地，據(jù)加拿大國家能源委員會（NEB）2011年3月測算，加拿大西部沉積盆地（WCSB）致密油產(chǎn)量超過25400m3/d（160000

bbl/d）。加拿大主要的致密區(qū)塊分布在馬尼托巴省、薩斯喀徹溫省，艾伯塔省和不列顛哥倫比亞省。3、其他地區(qū)分布情況其他地區(qū)的致密油主要分布在俄羅斯等國。主要包括敘利亞的MahFormation、北海灣地區(qū)的SargeluFormation、阿曼的AthelFormation、西西伯利亞的BazhenovFormationandAchimovFormation以及墨西哥的ChicontepecFormation等。國際能源署(IEA)今年6月17日發(fā)布其石油市場前景報告，認(rèn)為全球非常規(guī)石油革命將在10年后開始，到2019年，美國以外的致密油供應(yīng)可望達(dá)到65萬桶/日，主要來自加拿大(39萬桶/日)、俄羅斯(10萬桶/日)和阿根廷(9萬桶/日)。與此同時，在美國，輕質(zhì)致密油產(chǎn)量預(yù)計(jì)將在2013年的水平上增加約一倍，2019年達(dá)到500萬桶/日。俄羅斯今年5月24日宣布，希望下一個十年開始，非常規(guī)油生產(chǎn)量將會激增。俄羅斯現(xiàn)在的石油生產(chǎn)能力約為1050萬桶/日，大部分產(chǎn)自西西伯利亞老油田，迫切需要尋找新的石油資源。在過去幾年，俄羅斯已經(jīng)開始更密切地關(guān)注非常規(guī)石油前景。2013年，俄羅斯出臺稅收優(yōu)惠政策，鼓勵對非常規(guī)石油的投資，希望通過這些措施將非常規(guī)石油的份額從現(xiàn)在占俄羅斯石油總量的0.2%提高到2020年的11%。二、國內(nèi)分布概況我國致密油資源潛力大，分布廣泛。20世紀(jì)60年代以來，我國在松遼、渤海灣、柴達(dá)木、吐哈、酒西、江漢、南襄、蘇北及四川盆地均發(fā)現(xiàn)了致密油資源，勘探前景十分廣闊。近年來，我國的致密油開發(fā)取得了戰(zhàn)略性突破，相繼在鄂爾多斯盆地和準(zhǔn)噶爾盆地等發(fā)現(xiàn)5億至10億噸級儲量規(guī)模區(qū)，初步預(yù)計(jì)全國地質(zhì)資源量超過200億噸。目前在我國柴達(dá)木盆地，致密油滾動勘探開發(fā)的攻堅(jiān)戰(zhàn)也已經(jīng)打響，青海油田扎哈泉致密油10萬噸產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目已于2014年3月31日正式啟動。在大慶油田，致密油資源儲量豐富，但一直難以經(jīng)濟(jì)有效動用。2011年起，大慶油田引入美國致密油勘探開發(fā)理念和相應(yīng)技術(shù)，啟動相關(guān)工作，并于2013年設(shè)立3個公司級試驗(yàn)區(qū)，以期讓難動用儲量“動”起來。致密油被譽(yù)為大慶油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的新希望，總資源量非常豐富，主要分布在長垣外圍。今年以來，在3個公司級試驗(yàn)區(qū)的基礎(chǔ)上，大慶油田一次性新增6個試驗(yàn)區(qū)塊，基本覆蓋外圍致密油主力資源區(qū)，部署水平井92口，計(jì)劃鉆井80口，投產(chǎn)油井40口。2013年10月，江蘇油田首口致密砂巖長水平段多級分段壓裂井——橋7平1井獲得突破，產(chǎn)液量47.5噸，原油20.6噸，綜合含水56.7%。橋7平1井位于金湖凹陷石港斷裂帶東北部的橋7段快，是典型的低滲透薄層低豐度油藏。該井的成功，展示了江蘇油田非常規(guī)致密油藏的良好開發(fā)前景，為油田儲量動用率從40%提高到70%提供了技術(shù)上的保障。在長慶油田，2013年致密油藏生產(chǎn)原油達(dá)到800萬噸，占當(dāng)年原油總產(chǎn)量的1/3。長慶油田超低滲油藏巖性更致密、儲層更復(fù)雜、開采難度更大，被喻為難啃的硬骨頭。按照傳統(tǒng)方式實(shí)施開采的油井，單井產(chǎn)量都很低。長慶油田在實(shí)施致密油藏開發(fā)的6年中，不斷總結(jié)低滲透、特低滲透油田及蘇里格氣田成功開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，以“提高單井產(chǎn)量、降低投資成本”為中心，堅(jiān)持勘探開發(fā)一體化戰(zhàn)略，在“水平井+體積壓裂”、井網(wǎng)優(yōu)化、工廠化作業(yè)等關(guān)鍵技術(shù)上尋求突破，實(shí)現(xiàn)致密油藏的高效開發(fā)。江西頁巖氣調(diào)查開發(fā)研究院4月初在南鄱陽湖地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)致密油資源。據(jù)透露，目前雖無法預(yù)測準(zhǔn)確儲量，但開采價值相當(dāng)可觀。5月以來，吉林油田新廟西地區(qū)廟平5井試油獲日產(chǎn)54.36噸，讓53區(qū)塊完鉆探井、評價井6口，均見到較好油氣顯示，標(biāo)志著吉林油田公司的致密油勘探已獲突破。今年6月，吐哈油田三塘湖馬56-5H井在自噴50天后轉(zhuǎn)抽。這是吐哈油田對三塘湖致密油藏實(shí)施規(guī)?；瘔毫验_發(fā)的一口高產(chǎn)井。目前已先后在三塘湖對5口水平井實(shí)施了大型壓裂，致密油日產(chǎn)量保持在50噸左右，初步實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。第二章致密油藏資源評價與勘探開發(fā)現(xiàn)狀中國致密油勘探起步晚，近兩年致密油的概念得到了廣泛接受和采用。實(shí)際上，致密油資源在中國主要盆地廣泛分布，在鄂爾多斯盆地三疊系延長組長6—長7段、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組、四川盆地中－下侏羅統(tǒng)，以及松遼盆地白堊系青山口組—泉頭組，都發(fā)育豐富的致密油資源，目前已獲得了一些重要的勘探發(fā)現(xiàn)，具有形成規(guī)模儲量和有效開發(fā)的條件。按照致密油的思路組織研究和部署，通過開發(fā)技術(shù)進(jìn)步可以獲得工業(yè)產(chǎn)能，使之成為中國未來重要的石油接替資源。目前中國致密油的勘探開發(fā)和相關(guān)研究仍處于準(zhǔn)備階段，總體勘探程度與地質(zhì)認(rèn)識程度低，在致密油基礎(chǔ)地質(zhì)理論、致密油評價標(biāo)準(zhǔn)、控制因素、資源潛力及勘探方向等方面仍然存在很多難題。第一節(jié)致密油藏資源評價以下依據(jù)各探區(qū)致密油勘探最新進(jìn)展，提出了致密油評價標(biāo)準(zhǔn)，對致密油類型進(jìn)行了劃分，闡述了中國致密油的基本地質(zhì)特征，并對致密油資源前景進(jìn)行初步評價和預(yù)測，旨在推動中國致密油勘探，促進(jìn)致密油地質(zhì)研究持續(xù)深入。一、三種便捷評價方法1、分級資源豐度類比法分級資源豐度類比法是目前國內(nèi)常規(guī)油氣資源評價最常用的方法之一。致密油資源豐度類比法與常規(guī)油氣資源豐度類比法的原理完全相同，但在具體實(shí)施過程中存在很大的差異。主要原因是致密油地質(zhì)資源量質(zhì)量相差較大，這就要求評價者不僅要評價地質(zhì)資源的總量，更要評價地質(zhì)資源的質(zhì)量。首先將評價區(qū)內(nèi)部區(qū)塊分級，即分為:A類（相當(dāng)于潛力區(qū)、核心區(qū)或甜點(diǎn)區(qū)）、B類（相當(dāng)于遠(yuǎn)景區(qū)、擴(kuò)展區(qū)或非甜點(diǎn)區(qū)）和C類；然后再分別進(jìn)行類比評價，這樣既可評價致密油地質(zhì)資源的總量，又能評價致密油地質(zhì)資源的質(zhì)量。因而，分級評價更適合于致密油地質(zhì)資源評價。分級資源豐度類比法的流程如下：1）評價區(qū)邊界確定和評價區(qū)內(nèi)部區(qū)塊分類。從資源評價角度看，致密油區(qū)的邊界與巖性地層區(qū)帶的邊界比較一致，主要邊界類型包括:①盆地構(gòu)造單元邊界;②主要儲集體沉積體系邊界；③斷層、地層尖滅邊界；④儲層巖性和物性邊界。根據(jù)石油地質(zhì)特征，將評價區(qū)內(nèi)部分為潛力區(qū)（A類）、擴(kuò)展區(qū)（B類）和其他區(qū)（C類）3類，并估算各類的面積。2）選擇刻度區(qū)。根據(jù)潛力區(qū)的石油地質(zhì)特征，選擇與A類特征相似的一個或多個刻度區(qū)；同樣方法，選擇與B類、C類特征相似的一個或多個刻度區(qū)。3）計(jì)算相似系數(shù)。根據(jù)潛力區(qū)和擴(kuò)展區(qū)油氣成藏條件地質(zhì)風(fēng)險評價結(jié)果，逐一類比評價區(qū)與所選的刻度區(qū)，求出對應(yīng)相似系數(shù)。計(jì)算公式如下：(1)式中α、β、δ——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)與對應(yīng)刻度區(qū)類比的相似系數(shù)；、、——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)油氣成藏條件地質(zhì)評價結(jié)果，即把握系數(shù)；、、——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)對應(yīng)的刻度區(qū)油氣成藏條件地質(zhì)評價結(jié)果，即把握系數(shù)。4)計(jì)算評價區(qū)地質(zhì)資源量。根據(jù)相似系數(shù)和刻度區(qū)的面積資源豐度，求出評價區(qū)地質(zhì)資源量。計(jì)算公式如下：（2）式中ip——評價區(qū)致密油地質(zhì)資源量，×108t；ip-p、ip-e、ip-b——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)致密油地質(zhì)資源量，×108t。Ap、Ae、Ab——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)面積，km2；Zpi、Zei、Zbi——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)對應(yīng)的第i個刻度區(qū)致密油資源豐度，×108t/km2；n、m、k——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)對應(yīng)的刻度區(qū)個數(shù)。5）計(jì)算評價區(qū)可采資源量?？刹少Y源量的計(jì)算公式如下：（3）式中——評價區(qū)致密油可采資源量，×108t；、、分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)對應(yīng)刻度區(qū)致密油平均可采系數(shù)。綜合所述，致密油分級資源豐度類比法的前提條件是:①評價區(qū)地質(zhì)條件清楚，評價區(qū)已完成內(nèi)部分級地質(zhì)評價；②具備相似地質(zhì)背景的刻度區(qū)數(shù)據(jù)庫;③刻度區(qū)的資源豐度和可采系數(shù)可靠。2、EUR類比法EUR（EstimatedUltimateRecovery）是單井評估的最終可采儲量的簡稱，指已經(jīng)生產(chǎn)多年以上的開發(fā)井，根據(jù)產(chǎn)能遞減規(guī)律，運(yùn)用趨勢預(yù)測方法，評估的該井最終可采儲量。EUR類比法是一種由已開發(fā)井EUR推測評價區(qū)單井平均EUR，然后計(jì)算評價區(qū)致密油資源量的方法。類比流程如下：1）評價區(qū)分類。根據(jù)石油地質(zhì)特征，將評價區(qū)分為潛力區(qū)（A類）、擴(kuò)展區(qū)（B類）和其他區(qū)（C類）3類，并估算各類的面積。2）選擇典型生產(chǎn)井作為單井EUR刻度井。根據(jù)A類區(qū)的石油地質(zhì)特征，為A類選擇具有相似特征的一個或多個刻度井;同樣方法，為B類和C類區(qū)選擇具有相似特征的一個或多個刻度井。3）關(guān)鍵參數(shù)確定。①分別統(tǒng)計(jì)A類、B類和C類對應(yīng)刻度井的EUR，確定EUR均值、方差、最小值和最大值，求出EUR概率分布曲線。②分別統(tǒng)計(jì)A類、B類和C類對應(yīng)刻度井的平均井控面積和采收率（可采系數(shù)）。4）計(jì)算評價區(qū)可采資源量?？刹少Y源量的計(jì)算公式如下：（4）式中、、——分別為A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)致密油可采資源量，×104t；EURp、EURe、EURb——分別表示A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)對應(yīng)刻度井EUR均值，×104t；Wp、We、Wb——分別表示A類區(qū)、B類區(qū)和C類區(qū)對應(yīng)刻度井平均井控面積，km2。5）計(jì)算評價區(qū)地質(zhì)資源量。地質(zhì)資源量的計(jì)算公式如（5）總之，致密油EUR類比法使用條件是：①評價區(qū)地質(zhì)條件清楚，通過地質(zhì)分析可劃分出好、中、差3類區(qū)；②具備相似地質(zhì)條件的生產(chǎn)井及其EUR、井控面積、可采系數(shù)等數(shù)據(jù)。3、小面元容積法將評價區(qū)劃分為若干網(wǎng)格單元（或稱面元），考慮每個網(wǎng)格單元致密儲層有效厚度、有效孔隙度等參數(shù)的變化，然后逐一計(jì)算出每個網(wǎng)格單元資源量。技術(shù)流程如下:1）劃分評價區(qū)網(wǎng)格，確定小面元面積。一般采用矩形網(wǎng)劃分評價區(qū)網(wǎng)格，也可根據(jù)評價區(qū)致密儲層物性參數(shù)的數(shù)據(jù)來源確定網(wǎng)格類型：①來源于地震資料解釋成果，可采用矩形網(wǎng);②來源于錄井或測井成果，可采用PEBI網(wǎng);③來源于綜合解釋成果，如等值線數(shù)據(jù)，則采用三角網(wǎng)或其他變面積網(wǎng)格。本文采用PEBI網(wǎng)。2）小面元有效孔隙度、有效厚度、含油飽和度等參數(shù)的求取。根據(jù)以下兩種情況采用不同的求取方法：①小面元中有數(shù)據(jù)點(diǎn)時，取數(shù)據(jù)點(diǎn)的各項(xiàng)參數(shù)的平均值;②小面元中沒有數(shù)據(jù)點(diǎn)時，使用網(wǎng)格插值工具軟件，求取關(guān)鍵參數(shù)。3）計(jì)算地質(zhì)資源量。小面元致密油地質(zhì)資源量的計(jì)算采用以下公式（6）式中c——小面元致密油地質(zhì)資源量，×104t；Ao——小面元含油面積，km2；Ho——小面元有效儲層厚度，m；φ——小面元有效孔隙度，小數(shù)；Sw——小面元含水飽和度，小數(shù)；ρo——地面原油密度，t/m3；Bo——原始原油體積系數(shù)，無量綱。4）計(jì)算評價區(qū)地質(zhì)資源量和可采資源量。計(jì)算公式如下：（7）式中Qur——評價區(qū)致密油可采資源量，×108t；j——評價區(qū)劃分出的小面元（網(wǎng)格）個數(shù);Er——小面元致密油可采系數(shù)。綜合所述，小面元容積法使用前提是:①評價區(qū)地質(zhì)條件清楚，已知有效儲層及孔隙度在平面上的分布;②有部分的致密油勘探井或開發(fā)井，并已完成試油分析，初步掌握儲層含油飽和度與石油充滿程度;③了解烴源層的分布及生烴潛力，了解該區(qū)或相似地區(qū)致密油的可采系數(shù)。二、兩種精細(xì)的評價方法1、資源空間分布預(yù)測法這是一種比較精細(xì)的致密油氣資源評價方法，只適合于在鉆探井較多并已發(fā)現(xiàn)有多個油氣藏的地區(qū)使用。詳細(xì)方法描述參見文獻(xiàn)“油氣資源分布的分形特征及應(yīng)用”和“油氣勘探風(fēng)險評價與資源豐度模擬”。2、成藏?cái)?shù)值模擬法這是一種比較精細(xì)的致密油資源評價方法，只適合于在資料較多、油氣成藏歷史認(rèn)識較清楚的地區(qū)使用。詳細(xì)方法描述參見文獻(xiàn)“致密油聚集模型與數(shù)值模擬探討”。三、實(shí)例研究實(shí)例在鄂爾多斯盆地西南部，面積約6.19×104km2，目的層為三疊系延長組長7油層組第1小層（簡稱長7-1）。長7油層組主體為烴源層，烴源巖厚度一般為30～60m，最厚可達(dá)130m，優(yōu)質(zhì)烴源巖分布范圍近5×104km2；有機(jī)母質(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為主；殘余有機(jī)碳含量主要分布于3%～10%之間，平均TOC約6.5%（Ro為0.85%～1.15%，Tmax為445～455℃）；絕大部分已發(fā)生了強(qiáng)烈的生、排烴作用，平均生烴強(qiáng)度為495×104t/km2，總有效生烴量為2473.08×108t；平均排烴強(qiáng)度為290×104t/km2，總排烴量為1447.71×108t，是中生界石油的主力油源。長7油層組內(nèi)共有3個致密砂巖層（長7-1、長7-2和長7-3），砂巖層中聚集的石油屬于典型的致密油。長7-1是其中最重要的致密油層。統(tǒng)計(jì)200多口井的資料，獲得：長7-1平均厚度為37m，致密砂巖平均厚度為10.4m，單層厚度為3～5m，孔隙度在4%～12%之間，平均為7%，滲透率分布在0.01～1.35mD，平均為0.18mD，含油飽和度在50%～80%之間（下圖）。圖長7-1砂巖厚度（上）和砂巖孔隙度（下）分布圖1、小面元容積法評價實(shí)例1.1關(guān)鍵參數(shù)研究小面元容積法有關(guān)的參數(shù)包括有效儲層厚度、石油充滿系數(shù)、孔隙度和含油飽和度等。其中：①有效儲層厚度是指孔隙度大于4%、單層厚度不小于0.3m的砂巖和粉砂巖累積厚度，約占全部儲層厚度的60%～80%。②石油充滿系數(shù)與油源的供給密切相關(guān)，即與烴源巖厚度、TOC和Ro直接相關(guān)。研究區(qū)TOC大于3%，Ro介于0.85%～1.15%之間，烴源巖厚度介于10～30m之間。因此，油源較充足，石油充滿系數(shù)取0～80%。③孔隙度數(shù)據(jù)來自已鉆井的測試數(shù)據(jù)和測井解釋成果。④含油飽和度數(shù)據(jù)同樣來自已鉆井的試油數(shù)據(jù)和測井解釋成果。⑤原油體積系數(shù)取1.15。1.2小面元容積法計(jì)算結(jié)果按地質(zhì)資源豐度將研究區(qū)分為高豐度（A類）、中豐度（B類）和低豐度（C類）3類地區(qū)。參照國內(nèi)外致密油采收率資料，確定高豐度、中豐度和低豐度地區(qū)的可采系數(shù)為12%、8%和4%。采用以上介紹的小面元容積法評價，得到地質(zhì)資源豐度圖（下圖）和3種豐度的資源量（下表）。圖致密油地質(zhì)資源豐度表面元容積法評價結(jié)果地質(zhì)參數(shù)高豐度區(qū)（A類）中豐度區(qū)（B類）低豐度區(qū)（C類）全區(qū)面積(×104km2）0.461.364.376.19地質(zhì)資源豐度（×104t/km2）＞2510-25＜10采收率（%）1284地質(zhì)資源（×108t）15.922.716.855.4可采資源（×108t）1.911.820.674.42、分級資源豐度類比法評價實(shí)例2.1分級界限為了便于不同方法計(jì)算結(jié)果的對比，按高、中、低資源豐度劃分A、B、C3類（上圖、表），其中A類、B類和C類分別占研究區(qū)面積的7.4%、22%和70.6%。2.2刻度區(qū)選擇選擇北美Williston盆地、西加拿大沉積盆地和墨西哥灣盆地的6個典型致密油區(qū)作為本文類比的刻度區(qū)，刻度區(qū)關(guān)鍵參數(shù)見表。表北美刻度區(qū)關(guān)鍵數(shù)據(jù)刻度區(qū)名稱Dodsland-VikingGarrngton-VikingViewfield-BakkenAnteCreek-MontncyNesson-LittleknightEagleFord基本地質(zhì)特征地理位置加拿大Saskatchewan西南加拿大阿爾伯塔中南加拿大Saskatchewan東南加拿大阿爾伯塔中南美國北Dakota美國Texas州油田名稱Dodsland-VikingGarrngtonCardiumViewfieldAnteCreekNesson-LittleknightEagleFord主層位白堊系Viking組白堊系Cardium組泥盆-石炭系Bakken組三疊系Montncy組泥盆-石炭系Bakken組上白堊系EagleFord組盆地名兩加盆地兩加盆地Williston盆地西加盆地Williston盆地墨西哥灣盆地可采豐度地質(zhì)豐度20.420.739.3669.234.873.8采收率20.511.610.1儲集條件儲層厚度3-15601012-241260巖性砂巖-粉砂巖砂礫、粉砂巖細(xì)砂-粉砂巖白云質(zhì)細(xì)砂、粉砂巖粉砂巖-砂巖頁巖-鈣質(zhì)頁巖孔隙度＜124.5-12.53-1310.07.06-14滲透率0.01-100.01-200.003-100.005-0.810.004-1烴源條件有效厚度（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有機(jī)質(zhì)類型ⅡⅡⅡⅡⅡⅡ保存條件封隔層巖性泥巖泥巖頁巖頁巖頁巖白堊-頁巖封隔層厚度（m）100＞1001020-30101002.3類比標(biāo)準(zhǔn)參照3輪油氣資源評價標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合國內(nèi)外已有的致密油區(qū)地質(zhì)參數(shù)分布特點(diǎn)（表“小面元容積法評價結(jié)果”），制訂了類比標(biāo)準(zhǔn)，見下表。表致密油區(qū)地質(zhì)參數(shù)類比評估標(biāo)準(zhǔn)評估等級Ⅰ級Ⅱ級Ⅲ級Ⅳ級評估分值1-0.750.5-0.750.25-0.50-0.25儲集條件有效儲層厚度（m）＞2015-2010-15＜10儲層巖性砂巖、云巖粉砂巖、泥質(zhì)云巖泥質(zhì)粉砂，泥質(zhì)灰?guī)r砂巖，灰質(zhì)泥頁巖孔隙度（%）＞98-96-8＜6滲透率（mD）＞10.1-10.05-0.1＜0.05烴源條件有效厚度（m）＞4020-4010-20＜10評價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有機(jī)質(zhì)類型Ⅰ、ⅡaⅡa、ⅡbⅡb、ⅢⅢ保存條件封隔層巖性鹽巖，膏鹽泥巖、頁巖鈣質(zhì)泥頁巖砂質(zhì)泥頁巖封隔層厚度（m）〉5030-5015-30〈152.4類比評價及結(jié)果統(tǒng)計(jì)分析A、B、C3類地區(qū)10種地質(zhì)參數(shù)的分布，得到這3類地區(qū)地質(zhì)參數(shù)（下表）。表地質(zhì)參數(shù)A類區(qū)B類區(qū)C類區(qū)面積（×104km2）0.461.364.37儲集條件有效儲層厚度（m）1510＜8儲層巖性細(xì)砂巖-粉砂巖泥質(zhì)砂巖泥質(zhì)粉砂巖孔隙度（%）876滲透率（mD）0.05-1.350.01-10.01-0.5烴源條件有效厚度（m）202020平均TOC（%）＞3＞3＞3成熟度Ro(%)0.850.851.1有機(jī)質(zhì)類型Ⅰ、ⅡⅠ、ⅡⅠ、Ⅱ保存條件封隔層巖性粉砂質(zhì)泥巖粉砂質(zhì)泥巖粉砂質(zhì)泥巖封隔層厚度（m）303030按照上表（致密油區(qū)地質(zhì)參數(shù)類比評估標(biāo)準(zhǔn)）標(biāo)準(zhǔn)，采用以上介紹的分級資源豐度類比法（中國石油勘探開發(fā)研究院開發(fā)的致密油資源評價軟件），分別類比評價，得到概率為90%、50%和10%的資源量（下表）。表分級資源豐度類比法評價結(jié)果地質(zhì)參數(shù)A類區(qū)B類區(qū)C類區(qū)全區(qū)面積（×104km2）0.461.364.376.19地質(zhì)資源豐度（104t/km2）55.517.77.313可采資源豐度（104t/km2）1采收率（%）1284地質(zhì)資源（108t）90%15.614.519.649.750%2524.13281.110%37.435.347.3120可采資源（108t）90%1.881.160.783.8250%31.931.286.210%4.492.831.899.213、EUR類比法評價實(shí)例3.1選擇典型生產(chǎn)井作為刻度井研究區(qū)長7-1油層的生產(chǎn)井很少，生產(chǎn)時間也短，不適合用來作為類比。本文選擇Williston盆地（ElmCoulee組）、四川盆地（大安寨組）和準(zhǔn)噶爾盆地（平地泉組）3個地區(qū)的典型井作為刻度井，它們都有很長的生產(chǎn)歷史，評估的EUR比較準(zhǔn)確。圖3（a）為Williston盆地690口水平井EUR概率分布，圖3（b）為四川盆地盆地42口垂直井EUR概率分布，圖3（c）為準(zhǔn)噶爾盆地30口垂直井EUR概率分布。圖3個盆地的EUR概率分布從圖中可以得到A類井、B類井和C類井概率為90%、50%和10%的EUR（表）。表3個盆地A、B、C類井概率為90%、50%和10%的EUR盆地井控面積A類井EUR（×104t）B類井EUR（×104t）C類井EUR（×104t）（km2）90%50%10%90%50%10%90%50%10%Williston48.60.91.363.7四川0.45準(zhǔn)格爾0.7550.53.2類比評價及結(jié)果如果3類地區(qū)的勘探開發(fā)成功率分別按90%、60%和30%計(jì)算（可根據(jù)當(dāng)?shù)氐目碧叫Ч薷谋壤?，則A、B、C3類地區(qū)資源分布有效面積分別為4140km2、8160km2和13110km2。采用以上介紹的EUR類比法，分別類比評價，得到可采資源豐度分別為4.46×104t/km2、1.95×104t/km2和0.49×104t/km2，概率為90%、50%和10%的資源量見下表。表UR類比法評價結(jié)果地質(zhì)參數(shù)A類區(qū)B類區(qū)C類區(qū)全區(qū)面積（×104km2）0.461.364.376.19有效面積比例（%）906030有效面積（×104km2）0.4140.8161.3112.586可采資源豐度（104t/km2）4.461.950.492.54采收率（%）1284地質(zhì)資源（108t）90%11.8813.24.8329.9150%15.3919.8616.0552.310%18.8126.1627.3372.3可采資源（108t）90%1.4511.0300.1932.08250%1.8451.590.6424.07710%955.4453.4其他方法的應(yīng)用說明限于篇幅和對研究區(qū)的資料的掌握程度，其他兩種方法的應(yīng)用不在本文敘述，可參見文獻(xiàn)“非常規(guī)油氣資源評價方法研究”及上文中提到的幾篇文獻(xiàn)。我國目前所處的勘探開發(fā)階段更適合采用3種方法，即分級資源豐度類比法、EUR類比法和小面元容積法；在部分勘探程度較高的區(qū)域可以采用另外兩種比較精細(xì)的評價方法，即資源空間分布預(yù)測法和成藏?cái)?shù)值模擬法；分級資源豐度類比法的核心是刻度區(qū)選擇和類比參數(shù)的確定，EUR類比法的核心是典型致密油生產(chǎn)井選擇和單井控油面積的確定，小面元容積法的核心是每個面元單儲系數(shù)的確定。但是，不管是哪種方法，研究區(qū)地質(zhì)認(rèn)識程度和地質(zhì)參數(shù)取值是評價結(jié)果是否準(zhǔn)確的關(guān)鍵；每種資源評價方法都有一定的適用范圍和優(yōu)缺點(diǎn)，在實(shí)際工作過程中，應(yīng)根據(jù)評價區(qū)的石油地質(zhì)條件和油氣成藏機(jī)制以及勘探開發(fā)程度，針對性地選取評價方法體系，盡量選用多種方法從不同的角度進(jìn)行估算，做到交叉驗(yàn)證，提高估算結(jié)果的可信度；以上應(yīng)用結(jié)果揭示了延長組致密油地質(zhì)資源潛力巨大，在50×108t以上，可采資源在（4～6）×108t之間，指明了延長組是我國目前最重要的致密油勘探目標(biāo)；致密油資源評價方法還處于探討階段，仍存在較大爭議，希望本文能起到“拋磚引玉”的作用，也希望有更多的專家、學(xué)者提出更有效的方法，為今后的致密油勘探開發(fā)提供技術(shù)支持。四、柴達(dá)木盆地致密油形成的地質(zhì)條件及勘探潛力分析1、地質(zhì)概況柴達(dá)木盆地位于青藏高原北部，其大地構(gòu)造位置居古亞洲構(gòu)造域和古特提斯—喜瑪拉雅構(gòu)造域的結(jié)合部，是在具有元古界變質(zhì)結(jié)晶基底和古生界褶皺變形基底的地塊上于印支運(yùn)動后發(fā)育起來的一個中、新生代陸相含油氣沉積盆地。盆地面積12．1×104km2，中、新生代沉積巖分布面積9．6×104km2。前人根據(jù)現(xiàn)今凹凸分布、主要控制斷裂及基底性質(zhì)，充分考慮沉積時的原盆地構(gòu)造格局，并結(jié)合石油地質(zhì)條件和油氣勘探需要，將柴達(dá)木盆地劃分為4個一級構(gòu)造單元(如圖)，即:柴西隆起、一里坪坳陷、三湖坳陷和柴北緣隆起。三疊紀(jì)晚期的印支運(yùn)動，結(jié)束了柴達(dá)木地塊的海侵歷史，并逐漸進(jìn)入陸相盆地演化時期，形成塊斷沉降帶，奠定了侏羅紀(jì)盆地的基本格局。中侏羅世末期的燕山運(yùn)動，使早、中侏羅世的斷陷盆地發(fā)生反轉(zhuǎn)，盆地的沉積、沉降中心向南、向東偏移，快速堆積了一套上侏羅統(tǒng)—白堊系的紅色碎屑巖建造，盆地北部和廣大腹部地區(qū)處于剝蝕狀態(tài)。古近紀(jì)的喜馬拉雅運(yùn)動，使盆地古地形逐漸由中生代的南高北低轉(zhuǎn)化為北高南低、東高西低，沉積中心隨之向南、向西遷移，沉積湖盆也迅速發(fā)展壯大，在盆地中西部地區(qū)沉積了巨厚的暗色泥巖。新近紀(jì)至第四紀(jì)的喜馬拉雅運(yùn)動，使盆地周緣山系進(jìn)一步隆升，盆地西部結(jié)束了坳陷的發(fā)展時期而進(jìn)入褶皺回返階段，沉積中心逐漸向東遷移，到第四紀(jì)，沉積中心已遷移到東部三湖地區(qū)，形成第四紀(jì)新坳陷。受上述構(gòu)造沉積演化的控制，柴達(dá)木盆地自下而上發(fā)育了下侏羅統(tǒng)小煤溝組(J1)、中侏羅統(tǒng)大煤溝組(J2)、上侏羅統(tǒng)紅水溝組(J3)、下白堊統(tǒng)犬牙溝組(K1)、上白堊統(tǒng)、古近系路樂河組(E1+2)、下干柴溝組下段(E31)、下干柴溝組上段(E31)，新近系上干柴溝組(N1)、下油砂山組(N21)、上油砂山組(N22)、獅子溝組(N23)和第四系(Q1+2)(如圖)。侏羅系地層主要分布在柴達(dá)木盆地北緣地區(qū)(簡稱柴北緣)，白堊系在盆地零星分布，主要集中在阿爾金山前和祁連山前，古近系和新近系在全盆地廣泛分布[5]。圖柴達(dá)木盆地構(gòu)造單元劃分圖柴達(dá)木盆地地層及生儲蓋層分布圖2、致密油氣形成的地質(zhì)條件2.1沉積環(huán)境條件烴源巖、儲層和源儲共生關(guān)系是致密油氣形成的三個重要的地質(zhì)條件，而沉積環(huán)境及其演化又控制了致密油氣形成的烴源巖、儲層和源儲共生關(guān)系，因此本文將沉積環(huán)境及其演化作為致密油氣形成的基礎(chǔ)地質(zhì)條件進(jìn)行討論。早侏羅世時期，柴達(dá)木盆地受南北向弱伸展作用力的影響，依附于早期正斷層形成一系列規(guī)模較小、相互獨(dú)立的斷陷，在冷湖—潛西、鄂博梁—伊克雅烏汝一帶發(fā)育半深湖—深湖相沉積，湖泊周邊沉積了辨狀河三角洲、濱淺湖相砂體。中侏羅世時期，受構(gòu)造運(yùn)動的影響，盆地西部抬升，祁連山前和德令哈地區(qū)相對下沉，沉積中心向東向北轉(zhuǎn)移至魚卡—紅山、德令哈地區(qū)，西部魚卡—紅山地區(qū)，發(fā)育淺湖—半深湖相，湖泊周緣形成了辮狀河三角洲及濱淺湖砂體;東部德令哈地區(qū)水體較淺，形成大面積淺湖相沉積。自晚古新世開始，以柴達(dá)木微板塊為主要載體接受第三紀(jì)沉積，而此時的沉積中心隨著西部擠壓應(yīng)力的加強(qiáng)也在不斷地自西向東遷移。柴西地區(qū)在E31時期湖水面積開始擴(kuò)大，略有向東遷移的跡象，半深湖區(qū)主要發(fā)育在七個泉、獅子溝、扎哈泉一帶，其周邊大面積發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積;E32繼承了E31的沉積體系，湖水面積進(jìn)一步擴(kuò)大，并明顯向東遷移，首次使全盆地接受大面積沉積，半深湖區(qū)主要分布在七個泉—獅子溝—茫崖一帶，躍進(jìn)地區(qū)也發(fā)育湖相沉積，在紅柳泉—烏南地區(qū)主要發(fā)育濱淺湖—半深湖相的灘壩或泥灰坪。N1時期柴達(dá)木湖盆面積更為廣闊，半深湖區(qū)在獅子溝—茫崖一帶，向北擴(kuò)至南翼山—大風(fēng)山地區(qū)，在紅柳泉—烏南地區(qū)主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道與濱淺湖灘壩。N21時期，湖盆向東南遷移，西部沉積區(qū)凹陷中心由英雄嶺凹陷擴(kuò)大至茫崖，向北擴(kuò)至小梁山—南翼山—大風(fēng)山地區(qū)。在E32～N1時期由于湖盆演化進(jìn)入?yún)^(qū)域構(gòu)造活動較穩(wěn)定期，陸源碎屑輸入量減小，沉積速率明顯變小，湖平面處于上升階段并達(dá)到高峰，濱淺湖環(huán)境中出現(xiàn)相對高地或隆起區(qū)，形成湖水面相對穩(wěn)定、含氧充足的清水環(huán)境，促進(jìn)了碳酸鹽巖的發(fā)育。2.2烴源巖條件晚印支以來，受構(gòu)造活動影響，柴達(dá)木盆地沉積中心不斷遷移，在縱向上自侏羅紀(jì)到第三紀(jì)沉積了三套互不疊置的優(yōu)質(zhì)烴源巖，分別是柴北緣中下侏羅統(tǒng)(J1+2)及柴西下干柴溝組(E3)和柴西上干柴溝組(N1)烴源巖，具有豐度較高、類型好、生烴潛力大等特點(diǎn)，為致密油的形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)(如圖)。圖柴達(dá)木盆地?zé)N源巖分布圖柴北緣侏羅系烴源巖主要發(fā)育在冷湖、伊北和魚卡等凹陷，巖性為湖沼相泥巖、炭質(zhì)泥巖，厚度在500～3000m，分布較廣。烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，有機(jī)碳平均1．85%，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ2型為主，有機(jī)質(zhì)成熟度在成熟—高成熟階段，具有較好的生油潛力。柴西下干柴溝組上段(E32)烴源巖主要發(fā)育在紅獅、扎哈泉、英雄嶺和小梁山四個主力生烴凹陷，巖性以暗色泥巖和泥灰?guī)r為主，厚度介于100～1000m，面積1．2×104km2，有效烴源巖有機(jī)碳一般在0．4%～1．2%，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主。在柴西南的紅獅、扎哈泉、英雄嶺凹陷埋藏深度一般在3500～4600m，有機(jī)質(zhì)成熟度Ｒo分布在0．6%～1．2%范圍內(nèi)。柴西上干柴溝組(N1)烴源巖主要發(fā)育在獅子溝—英東—烏南以北的廣大區(qū)域，巖性以暗色泥巖和泥灰?guī)r為主，厚度在100～700m之間，面積10000km2，有效烴源巖有機(jī)碳一般在0．4%～0．8%，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，有機(jī)質(zhì)成熟度相對較低，Ｒo在0．4%～1．2%范圍內(nèi)。與國內(nèi)其它盆地相比，柴達(dá)木盆地第三系烴源巖雖然有機(jī)質(zhì)豐度不高，但在特殊的咸化湖盆沉積過程中，源巖具有烴轉(zhuǎn)化率較高的特點(diǎn)，在有機(jī)碳含量相同的條件下有機(jī)質(zhì)烴轉(zhuǎn)化率高達(dá)30%以上，遠(yuǎn)高于其它盆地淡水湖相烴源巖(下表)。表柴達(dá)木盆地與其它盆地?zé)N源巖產(chǎn)烴率對比盆地/凹陷柴達(dá)木盆地泌陽凹陷松遼盆地有機(jī)質(zhì)類型咸化湖相Ⅰ-Ⅱ1型腐泥型混合型產(chǎn)液態(tài)烴高峰烴原巖成熟度Ro%0.521.030.83-1.3液態(tài)烴最高產(chǎn)率kg/tCorg341.5297.664.7-74.52.3儲層條件2.3.1儲層類型及分布通過對以往油氣勘探成果的復(fù)查，按照致密油的形成條件，柴達(dá)木盆地致密油儲層巖性分為碎屑巖和碳酸鹽巖兩大類(下表)。碎屑巖普遍具有單層厚度較薄，縱向上數(shù)個砂層疊加，平面上延伸較遠(yuǎn)的特點(diǎn)，柴北緣砂體較柴西厚。碳酸鹽巖連片性較好，層數(shù)較多，單層薄，累計(jì)厚度較大。碎屑巖儲層主要分布在柴西南躍進(jìn)—烏南地區(qū)、阿爾金山前以及柴北緣冷湖—九龍山地區(qū)，碳酸鹽巖儲層主要分布于柴西南的紅柳泉—躍進(jìn)和柴西北的小梁山—南翼山一帶(下圖)。表柴達(dá)木盆地致密油儲集巖性特征致密油儲集巖性儲集空間類型（按發(fā)育程度排列）分布層位分布地區(qū)碎屑巖粉砂巖殘余粒間孔，粒緣縫，溶蝕孔柴西烏南-扎哈泉地區(qū)砂巖粒緣縫，殘余粒間孔，溶蝕孔柴北緣冷湖地區(qū)碳酸鹽巖藻灰?guī)r粒內(nèi)，粒間溶孔，層間縫，晶間孔，原生孔隙柴西紅柳泉地區(qū)，尕斯地區(qū)，小梁山地區(qū)泥灰?guī)r晶間孔，層間縫顆?；?guī)r粒間孔，粒內(nèi)溶孔2.3.2巖石學(xué)特征根據(jù)錄井和巖芯資料分析，總結(jié)了柴達(dá)木盆地兩類致密油儲集巖特征(下表)。柴西地區(qū)碎屑巖儲層多為長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，成分成熟度低，泥質(zhì)雜基含量較高(如圖)烏106井，2188.86m，含泥粉砂巖并經(jīng)常伴有灰質(zhì)。碳酸鹽巖包括藻灰?guī)r(如圖)、泥晶灰?guī)r、顆?；?guī)r等，常與碎屑巖互層出現(xiàn)，膠結(jié)物為鈣質(zhì)、泥質(zhì)或硬石膏。躍灰105井，3025.08m，藻疊層灰?guī)r柴北緣致密油儲集巖性主要為致密砂巖，主要以中細(xì)砂巖為主，長石巖屑含量較高，壓實(shí)作用強(qiáng)烈，顆粒間凹凸接觸明顯(如圖)。冷科1井，4319．53m，粗砂巖，25×2.3.3儲集空間類型及其特征通過巖石薄片鑒定，碎屑巖儲集空間以原生粒間孔為主，其次為溶蝕孔，局部裂縫較發(fā)育。柴西地區(qū)粉砂巖受沉積微相的影響，泥質(zhì)和灰質(zhì)含量較多，原生粒間孔多為殘余粒間孔(如圖)綠2井，2280．3m，N1，粉細(xì)砂巖，200×在成巖壓實(shí)作用下粒間孔逐漸縮小，有的僅剩粒緣縫(如圖)。扎3井，3012．24m，N1，長石砂巖，100×龍1井，1738．43m，J2，粗砂巖，50×后期的風(fēng)化淋濾溶蝕容易形成溶蝕孔(如圖)，構(gòu)造運(yùn)動使致密脆性巖石裂縫局部發(fā)育。冷科1井，4312．33m，J1，粗砂巖，50×魚33井，J2，長石內(nèi)溶孔及粒間溶孔，50×碳酸鹽巖儲集空間包括原生孔隙、次生孔隙和裂縫三大類。原生孔隙多受沉積環(huán)境控制，包括生物體腔孔(如圖)和粒間孔，淺灘和藻丘微相原生孔隙比較發(fā)育。躍灰1井，3228．6m，E32