北美典型致密油区可采资源富集规律

张新顺 马 锋 王红军 王克铭 李文浩 秦雁群

（ 1中国石油勘探开发研究院；2中国石油大学（华东）非常规油气与新能源研究院 ）

随着勘探开发新技术应用和推广，非常规石油产量接连突破，从而证实其巨大潜力和开采价值[1-6]，从2009年起就迎来了全球范围内的勘探开发热潮。虽然2014年油价暴跌60%，但致密油等非常规石油产量的占比却并未受到太大影响，2016年全球致密油总产量超过3×108t[7]。其中美国致密油产量仍占主导地位[8]，其致密油产量维持在2.06×108t/a，占美国石油总产量的50%。美国信息能源署（EIA）预测，到2040年，全球致密油产量超过3.5×108t/a[9]，由此也说明了致密油巨大的潜能和良好的可开采性，使得其成为未来石油领域的重要接替资源。

前人对不同地区内致密油储层孔喉特征、发育环境、分布情况均有较多研究[10-15]，主要关注致密油资源的形成机理和分布规律[16-17]，但是涉及致密油可采资源的研究相对较少。致密油可采资源指现今技术条件下可以从地下经济采出的致密油资源，可采资源富集与否的最直接证据就是实际生产产量的大小。受限于不同地区致密油开发条件和程度，目前全球致密油的产量主要集中在北美地区。

由此，本文主要基于IHS全球非常规数据库、C&C全球非常规油气田数据库和Frogi地球化学数据库等多方面资料，重点以北美3个致密油高产盆地为研究典例，通过上千口典型致密油井实际生产数据，分析致密油烃源条件、地层组合特征和局部甜点发育情况，最终获得致密油可采资源富集区的控制因素和分布规律，为北美以外地区致密油的勘探提供依据。

1 致密油可采资源分布特征

致密油是由一套或多套优质烃源岩控制的，储集在低孔低渗透(孔隙度小于12%、覆压基质渗透率小于0.1mD)的页岩、砂岩或碳酸盐岩等致密层中，源内或近源成藏的石油。致密油具有大规模连续聚集，无圈闭界限，几乎无自然产能等特点[1,18]。按照致密油盆地选择标准，以烃源岩有机碳含量（TOC）大于1%、镜质组反射率（Ro）为0.7%～1.2%、原油密度大于38°API为基本条件，结合数据库资料，对全球468个盆地中88个盆地的134个致密油层系分别进行了评价（图1），全球不同盆地的致密油技术可采资源总量为414×108t。

图1 全球致密油盆地及可采资源分布图

目前全球致密油可采资源量主要分布在北美洲（23.4%）、南美洲（19.8%）和俄罗斯（17.5%），按照可采资源量排名前五的盆地依次为：俄罗斯西西伯利亚盆地（554.36×108bbl）、南美内乌肯盆地(200.4×108bbl）、锡尔特盆地（175.6×108bbl）、威 利 斯 顿 盆 地（153.5×108bbl）、二 叠 盆 地(114.14×108bbl）。目前全球致密油产量主要集中在北美，依次是海湾盆地（1.036×106bbl/d）、威利斯顿盆地（1.089×106bbl/d）、二叠盆地（5.26×105bbl/d）、阿尔伯达盆地（2.83×105bbl/d）和丹佛盆地(2×105bbl/d）[8]。致密油可采资源主要分布区域为北美落基山前前陆盆地群、南美安第斯山前前陆盆地、西西伯利亚裂谷盆地、地中海南岸的北非前陆盆地和裂谷盆地，其他地区如澳大利亚克拉通盆地、东南亚弧前盆地和弧后盆地、中东被动大陆边缘盆地以及东亚的裂谷盆地和克拉通盆地相对较低。

致密油可采资源分布盆地类型主要为前陆盆地，大陆裂谷盆地、克拉通盆地次之，被动大陆边缘盆地和弧后盆地相对较少，其中克拉通盆地中的致密油发育地层时代以古生代为主，大陆裂谷盆地和被动大陆边缘盆地以中生代为主，而弧后盆地则以新生代为主。致密油分布地层时代主要是志留纪、晚泥盆世、二叠纪、晚侏罗世、中白垩世、渐新世—中新世。致密油层以海相沉积为主，占78%，烃源岩有机质类型I型占4%，I/II型占18%，II型占48%，II/III型占25%，III型占5%，TOC集中分布在2%～5%，Ro集中分布在0.9%～1.1%，超压盆地占比60%。

2 致密油可采资源富集规律

2.1 受优质生烃中心分布控制

从全球致密油分布来看，其可采资源分布地层时代具有明显特征：紧邻优质烃源岩发育区的致密油可采资源富集。平面上，全球致密油资源主要分布在美洲科迪勒拉山前带、俄罗斯西西伯利亚、北非—中东古特提斯域等（图1）。在有机质丰度方面，欧洲—俄罗斯、北美洲和非洲TOC均值都超过了4%，明显高于南美洲、亚洲和大洋洲，后者平均在2%～3%，因此前几个地区致密油可采资源量相对更高，资源更为富集。同时这些地区有多套极为优质且重要的烃源岩，并且也是全球主要油气产区[19-20]。层位上，全球致密油85%的可采资源分布在上侏罗统、白垩系、上泥盆统、中—下二叠统、上志留统。而全球广泛发育的6套优质烃源层系为志留系、上泥盆统、二叠系、上侏罗统、中白垩统、渐新统—中新统，两者几乎一一对应[7,18]。唯一不同的是，渐新统—中新统致密油可采资源量比较小，这可能由于该时期的烃源岩发育区多数为海上盆地，而目前技术条件下海上致密油暂无可采性。

从具体盆地来看，以威利斯顿盆地为例，其主要发育3套烃源岩，分别为奥陶系、上泥盆统—下石炭统Bakken组和白垩系，Bakken组页岩TOC最高，平均值达到13.03%，几乎所有烃源岩样品的TOC均大于2.00%，S2大于10mg/g样品占比高；氢指数（IH）较高，有机质类型以Ⅱ1型为主；Ro介于0.6%～1.0%，主要位于生油窗阶段，产率指数（PI）介于0.1～0.5之间，处于大量生油阶段。白垩系烃源岩TOC次之，平均值为3.46%；有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主；Ro基本上小于0.6%，整体处于未成熟阶段，产率指数也较低。奥陶系烃源岩的TOC相对较低，平均值为1.46%；有机质类型差异较大，以Ⅱ型为主（图2）；Ro介于0.5%～1.5%，从未成熟到成熟阶段均有分布，产率指数也随着成熟度的增大而增加。采用Peter和Cassa提出的烃源岩有机质丰度标准来评价这3套烃源岩[21]，Bakken组中极好和好的烃源岩样品占总量的99%，在白垩系中此值为47%，而在奥陶系则为20%。由此，威利斯顿盆地仅在Bakken组及下伏Three Forks组中形成巨大规模的致密油可采资源首要因素就是高丰度且成熟度适中的烃源岩。

图2 威利斯顿盆地主要烃源岩有机质丰度图（a）和类型评价图(b)

二叠盆地和海湾盆地也具有类似特征。二叠盆地主要有两套烃源岩，即上部二叠系Wolfcamp组烃源岩和下部泥盆系Woodford组烃源岩，品质均非常好，只是下部Woodford组埋深较大且Ro均大于1.3%，不是良好的油源岩，因此该盆地的致密油主要在Wolfcamp组和其上覆邻层中。海湾盆地主要发育3套烃源岩，分别为上白垩统、下白垩统和上侏罗统，由于下白垩统以Ⅲ型气源岩为主且有机质丰度较低，上侏罗统烃源岩成熟度过高，最终仅有上白垩统Eagleford组形成了大量的致密油。通过3个不同类型致密油盆地烃源岩分析，可以清楚看出在这些盆地中烃源岩并不止一套，也不乏高有机质丰度烃源岩；但由于致密油资源对有机质丰度、类型、成熟度均有要求，同时满足3点的Eagleford组、Wolfcamp组和Bakken组才成为形成可规模开采致密油资源的最有利层系。

因此，无论是纵向上还是平面上，所有在产致密油层系均紧邻优质烃源岩，多数地区常规油气资源也比较富集。例如，海湾盆地Eagleford组是上覆Austin组白垩层石油的主力烃源岩；丹佛盆地Niobrara组是下伏Codell组砂岩油藏的主力烃源岩；二叠盆地Wolfcamp组是盆地内中央台地礁滩相碳酸盐岩油藏的主力烃源岩。即使在常规油气较少的威利斯顿盆地，Bakken组也是其上覆Madison群的主要烃源岩之一，由于盆地古生代中期之后构造活动微弱[22-23]，油气垂向运移通道少，造成了平均仅有20m厚的Bakken组滞留了巨大的致密油可采资源量。虽然北美以外地区目前尚未形成规模产量，但几个公认的致密油可采资源量较大的层系，同样是优质的烃源岩。例如俄罗斯西西伯利亚盆地的上侏罗统Bazhenov组，为西西伯利亚白垩系巨量油气贡献了70%以上[7,24]；南美内乌肯盆地白垩系Vaca Mutera组、北非锡尔特盆地Sirte组等均是各个盆地中极为重要的烃源岩。

总体而言，由于石油在致密层系中运移难度较大，多数就近聚集，当层系生油能力较强时，才可以生成大量的石油富集在邻近微裂缝或孔隙中，以达到可经济开采的富集程度，所以紧邻优质烃源岩是致密油可采资源富集的条件。

2.2 受地层组合类型控制

致密油藏主要受一套或多套优质烃源岩控制，且具有源内或近源成藏的特点，又不受圈闭控制。因此可以按照空间上致密油藏与优质烃源层的关系，将其地层组合主要划分为厚层式、源间式、嵌泥式、嵌砂式和互层式5种[18]。厚层式成藏组合源储一体，储集空间以有机质孔为主，测井响应以全段高自然伽马为特点。源间式成藏组合则是储层上部和下部均有优质烃源岩层供烃，且储层单层厚度相对较厚（大于2m）；储层在测井响应上往往以低自然伽马和高电阻率为特征，能较好地被识别出来，并可以作为单独开发的储层。当有多套烃源岩层和多套储层纵向上交互出现，且单层厚度较薄（小于2m）时，在测井响应上不易完全区分，实际开发时也不可能单独考虑这些薄层，因此嵌泥式成藏组合、嵌砂式成藏组合和互层式成藏组合可以按照地层中页岩层的占比（泥地比）来进行划分。这几种成藏组合类型，全段测井曲线多为锯齿形，既没有储层的低自然伽马、高电阻率特征，也没有烃源岩高自然伽马、低电阻率特征，但由于泥页岩在地层中的占比不同，嵌砂式成藏组合趋向于烃源岩特征，嵌泥式成藏组合趋向于储层特征。统计北美典型致密油在产井累计生产曲线，可以明显看出源间式和互层式致密油单井产量要高于嵌泥式致密油单井产量，嵌砂式致密油单井产量次之，厚层式致密油单井产量最低（图3）。产量直接反映可采资源的富集程度，因此不同地层组合类型对致密油可采资源富集程度具有明显控制作用，本文以二叠盆地Midland次盆Spraberry组致密油直井为实例，进一步阐述地层组合类型对致密油可采资源的影响。

图3 致密油地层组合模式图（a）和典型产区代表井累计生产曲线图（b）

二叠盆地Midland次盆Spraberry组沉积在Wolfcamp组之上，与Delaware次盆Bone Spring组基本对应，同属于盆地内二叠系，主要为砂岩和泥岩互层，偶有薄碳酸盐岩层。Spraberry组泥页岩TOC均值为1.5%，最高可达4.8%，Ro集中在0.7%～0.9%，比Wolfcamp组烃源条件差，但也属于较为良好的烃源岩。由于Spraberry组纵向沉积较厚，该层系致密油以直井开发为主，因此选取次盆中从西到东的14口直井生产井作为研究对象。这些井完井段均以Spraberry组为主，完井长度均在1000ft左右，可以近似认为其工程因素相似且产量均来自于Spraberry组。由于当时沉积时物源主要来自于次盆西部的中央台地区，因而从西向东远离物源方向，沉积粒度变细，泥质含量变高。选取次盆中从西到东的7口直井生产井做连井剖面，井号自西向东依次定为井1—井7。该剖面从左向右可以近似看成嵌泥式—互层式—嵌砂式—厚层式地层组合类型的逐渐过渡（图4）。剖面中插值部分黄色为低自然伽马值、绿色为中自然伽马值、紫色为高自然伽马值，从西向东，颜色由黄变紫。

图4 二叠盆地Spraberry组致密油东西向连井剖面

井1—井7生产曲线清楚显示：井1—井3初始产量均比较高，递减率相对较小，其中井3最低；井4—井7初始产能差不多，但是井6—井7递减率更大（图4）。因此统计7口井的2年累计产量，将完井长度均一化为1000ft，即获得均一化后的2年累计产量。可见井3产量最高，井2和井1次之，井4随后，井6最低（图5）。若根据生产曲线递减趋势，利用双曲—指数递减模型推算7口井估算最终可采储量，井1、井6和井7因递减率较大，其估算最终可采储量相对较低。因为Spraberry组主要为砂岩和泥岩互层，所以可以利用自然伽马测井曲线统计每口井该组井段自然伽马值小于80的层段数量，即可认为是Spraberry组在该井处的薄层数，均一化为每千英尺的薄层数，即为薄层频数（表1）。井2、井3处泥地比接近50%，薄层频数相当高，可以类比为互层式致密油；同理，井1可以类比为典型嵌泥式致密油，井4可以类比为典型嵌砂式致密油，井7可以类比为厚层式致密油。

图5 二叠盆地Spraberry组生产井产量和薄层频数图

按常规油气运移方式的分析，井2处海拔最大，原油应倾向于向两侧运移，井1和井4产量均应高于井2产量，但是结果却是井3产量最高。这说明对于致密油而言，侧向运移影响并不显著；相反，侧向和纵向上的封闭性，以及储层质量影响相对比较明显。对于互层式致密油，其泥页岩在地层中占有一定比例，互层频率高，侧向和纵向上封闭性均较好，且容易压裂，进而可以形成致密油可采资源高丰度区。而过高的泥质含量会影响储集条件，过低的泥质含量会影响供烃能力和侧向封闭性，均不利于致密油可采资源富集。

另外，通过2年累计产量与泥地比和薄层频数的关系，可以看出当泥地比大于40%以后，泥地比与产能呈现明显的负相关，而薄层频数则基本上与产能呈现弱的正相关（表1）。若利用泥地比和薄层频数建立一个参数，即（1-泥地比）×薄层频数，显示在0～60之间该参数与产能整体呈较好的正相关关系（图6），也同样印证了中等泥质含量薄层频数较高的互层式致密油较为有利；当数值大于60以后开始有下降趋势，说明泥质含量过低也不利于致密油富集。综上认为互层式致密油产能更好，嵌泥式次之，嵌砂式较差，厚层式最差，与本文第2章的统计规律基本吻合。

表1 二叠盆地Spraberry组连井剖面井基本数据表

图6 泥地比和薄层频数组合参数与产量关系图

2.3 受局部汇聚作用控制

地层组合类型对致密油产能有直接的影响，主要是反映致密油在纵向上的富集特征。经过对威利斯顿盆地Bakken组、海湾盆地Eagleford组和二叠盆地Midland次盆Spraberry组致密油的详细解剖表明，在平面上致密油富集区受局部汇聚作用控制，主要分布在靠近盆地中心的斜坡区（图7）。先前学者认为致密油基本不受浮力控制，因此在寻找有利区时不太需要考虑构造因素。事实上，统计发现目前的致密油勘探开发主要集中在构造斜坡区，高产区也分布在此。

图7 典型致密油区在产井估算最终可采储量与沉积厚度叠合图

威利斯顿盆地Bakken组、海湾盆地Eagleford组和二叠盆地Midland次盆Spraberry组几乎在全盆地凹陷区、斜坡区均富含有机质，因而可以认为这些富有机质区几乎不受烃源条件的控制。分别选取生产时间超过1年、完井时间和完井长度相近的致密油井，其中威利斯顿盆地Bakken组水平生产井512口，完井时间2010—2012年；海湾盆地Eagleford组水平生产井861口，完井时间2010—2012年；二叠盆地Spraberry组垂直生产井762口，完井时间2009—2012年。利用双曲—递减模型[25-26]，逐一计算出各井的估算最终可采储量，进行完井长度均一化之后，以饼图形式呈现（图7，饼图大小代表EUR高低）。估算最终可采储量饼图越大且钻井密度越大的地区为现实的高产区，也就是致密油可采资源富集区。

威利斯顿盆地Bakken组致密油高产区主要位于盆地的斜坡区，且坡度较缓，而在现今盆地中心及背斜等构造高部位并没有太多的高产井[27]；海湾盆地Eagleford组致密油高产区主要沿着现今盆地中心条带状分布在盆地斜坡上；二叠盆地Spraberry组致密油高产区分布在靠近次盆西部中央台地的现今盆地斜坡区。分析形成该分布规律的主要原因是致密油富集受到了局部汇聚作用的控制。

2.3.1 斜坡区低幅隆起、背斜等正向构造为致密油汇聚方向

首先，斜坡区是油气在烃源岩生成到储层运聚的有利方向，对于致密油的富集仍有影响。由于同一层系在盆地中心位置处于更高温度和压力环境下，具有更高的势能，而斜坡区为相对低势能区；虽然对于致密油而言，浮力不起决定性作用，但与生烃增压结合，势必会造成相对较深位置的石油侧向上或纵向上向斜坡区有一定运移，使得斜坡区致密油资源相对更为富集，部分经断裂或渗透性层系继续运移的则形成常规油气。几个盆地典型致密油层系高产井的分布规律就体现了这一特征。威利斯顿盆地Bakken组生成的常规油气主要位于盆地中部Nesson背斜以及盆地东北部加拿大境内岩性地层圈闭中[28]，形成的致密油富集区主要位于靠近盆地中心的斜坡区以及Nesson背斜以南位置。海湾盆地Eagleford组生成的常规油气主要是通过断裂向上运移至浅层背斜等构造圈闭中[29]，致密油富集区位于盆地的斜坡区Rio Grande凹槽至San Marcos隆起，呈条带状分布。同样的，在二叠盆地二叠系生成的常规油气位于中央台地和西北陆架上，致密油则位于靠近中央台地的斜坡带区。

其次，虽然靠近盆地中心的斜坡区整体为致密油富集区，但是富集程度差异性也非常强，其中不乏一些低产井和一些非常高产的井。这主要是斜坡区的一些低幅度构造加强了致密油的局部汇聚作用，造成可采资源更为富集。而一些高幅度背斜等构造对于致密油并不太有利，原因不是油气不汇聚，而是大背斜处裂缝过于发育，油气会向上部地层运聚形成常规油气藏。例如威利斯顿盆地内Nesson背斜，在Bakken组之上Madison群中发现较多油气，但是Bakken组致密油产量却并不理想[30]；而在发育低幅度背斜的Mondak单斜区，Bakken组埋深较浅、厚度也非常薄，部分致密油井产量非常高[31]。

构造活动强烈区会产生大量油气运移的垂向通道，使得致密油层系中石油富集程度降低；而低强度构造活动，会形成一些低幅度的构造圈闭，有利于致密油汇聚，当然也可能形成一些微裂缝等，促进了致密油富集。威利斯顿盆地Bakken组、海湾盆地Eagleford组和二叠盆地Midland次盆Spraberry组3个典型致密油层系所在盆地沉积后经历的构造活动相对较弱，在盆地内少有大型褶皱、隆起或断裂分布。通过沉积厚度，可以大致确定致密油所在层系沉积时的沉积中心位置，同时可以看出高产井集中分布在靠近沉积中心的斜坡地区，而沉积中心区鲜有高产井分布。

2.3.2 有利沉积相带加强了致密油局部汇聚作用

沉积时的斜坡区多发育三角洲前缘相、碳酸盐台地斜坡相以及重力流中砂质碎屑流沉积等，相对于沉积中心更靠近物源，粒度会更粗，储集性能也会相对较好。一般而言，物性越好孔喉越大，油气进入所需克服的毛细管力越小，这使得局部范围内，油气倾向于从富有机质的烃源岩中汇聚到邻近或内部物性相对较好的岩层中，形成局部富集程度差异。海湾盆地Eagleford组沉积中心在盆地西北处，向东向南沉积厚度变薄，实际生产数据显示Eagleford组致密油产能最好的地区为De Witt郡和Karnes郡[8]，显然与其较高孔隙度相关[32]。二叠盆地Spraberry组沉积中心与现今盆地中心几乎重叠，靠近次盆中部和东部，但高产井明显沿着西部中央台地呈条带状分布。加之盆地内部整体比较平缓，Spraberry组致密油生产井均为直井，所以高产井分布特征显然不太受成熟度的控制，而是受地层组合类型和局部汇聚作用的共同控制。国内也有学者分析认为，鄂尔多斯盆地延长组等暗色富有机质厚度范围大致与半深湖—深湖沉积厚度大的地区范围相当[33]，却并非均为生产有利区，后者则多发育在靠近沉积中心的沉积斜坡位置[34-36]；也有学者经研究南方海相页岩认为，并非深水沉积中心均可以形成优质页岩[37]。其他致密油产区，例如丹佛盆地Niobrara组致密油、阿尔伯塔盆地Cardium组和Viking组致密油等[38-39]，目前高产井也主要是分布在靠近盆地中心的斜坡区。

综上，盆地斜坡区较低的势能、较好的沉积相带促使致密油发生局部汇聚作用，控制致密油可采资源的富集区分布。另外，现今的盆地斜坡区成熟度较盆地中心更为适中，加之相对较好的物性也有助于提升分段水力压裂效果，最终使得斜坡区的致密油可采资源最为富集。但是要说明一点，因为致密油的不均质性，致密油可采资源富集区是相对的，其中依然会有低产井的出现，这与常规油气田有明显区别。

3 结论

(1）全球致密油可采资源的分布受优质烃源岩控制作用明显；盆地内致密油富集程度差异性大，高产井在盆地斜坡带分布最多；单井中致密油层系纵向上以源间式和互层式成藏组合类型为优。

(2）致密油层系中低幅度的圈闭或小型地层圈闭、岩性圈闭有利于致密油可采资源富集，但其对产量贡献程度有多大还有待进一步研究，未来如何精准刻画这些富集目标将是致密油勘探开发重要发展方向。