中国陆相致密油效益勘探开发

胡素云 ，朱如凯 , ，吴松涛 , ，白斌 ，杨智 ，崔景伟 ,

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 国家能源致密油气研发中心，北京 100083；3. 中国石油天然气集团有限公司油气储层重点实验室，北京 100083）

0 引言

中国致密油资源丰富，据美国能源信息署（EIA）预测，中国致密油技术可采资源量达44.8×108t，位居世界第3位[1-4]。近年来，借鉴北美非常规油气成功经验，中国陆相致密油勘探开发取得重要进展，形成了“甜点”预测[5-8]、快速钻完井[9-11]、规模改造[6,10]等配套技术，在鄂尔多斯[12-13]、松辽[14]、三塘湖[15]、准噶尔[16]、渤海湾[17-19]等多个盆地均实现突破。其中，鄂尔多斯盆地新安边油田探明石油地质储量为1.01×108t，三级储量为7.39×108t[20-22]，初步建成年生产能力82.9×104t[12-13,20]；同时，松辽盆地齐家、卫星、让子井等地区新增致密油控制+预测地质储量 1.84×108t，初步建成年产10×104t产能规模[14]；三塘湖盆地二叠系条湖组控制地质储量为2 506×104t，已建成年产10×104t产能规模[15]；渤海湾盆地的华北油田束鹿、辽河油田雷家、大港油田南皮斜坡等地区水平井钻探取得重要突破，致密油资源逐渐被纳入储量评估范围[3-4]。截至2016年底，中国陆相致密油已建成产能155.3×104t。

2014年以来，国际油价呈现断崖式下跌[3-4,23-26]。致密油勘探开发成本高，如何实现规模效益勘探开发成为业内普遍关注的重点。美国依靠水平井与多段体积压裂技术以及最大限度降低工程作业成本，使致密油产量实现了快速增长[4,27-29]，2000年产量为750×104t，2013年快速增加到1.5×108t，2015年、2016年产量分别为2.24×108，2.12×108t，占美国原油总产量的51.8%和 52.6%[29]。

本文在北美致密油勘探开发现状调研基础上，总结北美致密油规模效益勘探开发的成功经验和做法，分析中国陆相致密油与北美海相致密油成藏地质条件差异，提出中国陆相致密油产业发展的技术对策。

1 北美致密油效益勘探开发的经验

致密油是指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2（空气渗透率小于 1.0×10-3μm2）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油，或非稠油类流度小于或等于 0.1×10-3μm2/（mPa·s）的石油[30]。储集层邻近富有机质生油岩，单井无自然产能或自然产能低于商业开发下限，但在一定条件和技术措施下可获得商业石油产量。

总体看，美国致密油勘探开发集中于Williston、West Gulf和Permian等近20个盆地，勘探层系包括Bakken、Eagle Ford、Wolfcamp、Niobrara、Bone Spring 等[31]。

2014—2017 年，受油价持续低位徘徊的影响，美国致密油 4大主力产区的钻井数量急剧下降，但通过实施大量降本增效措施，实现了致密油产量的大幅提升。据美国能源署 2017年 7月统计结果[32]，Bakken致密油钻井平台从2014年的200个减少至50个左右，但单平台的产量从54.8 t/d增加到102.7～109.6 t/d；Eagle Ford致密油钻井平台从2014年的250个降为75个，但单平台平均产量从 68.5 t/d提高到 109.6 t/d；Permian盆地钻井平台从2014年的550个减少至200个左右，单平台平均产量从27.4 t/d提高到54.8～61.6 t/d。总结北美致密油规模效益勘探开发成功做法，可归纳为以下6个方面。

1.1 成熟探区寻找新的效益勘探层系

Williston盆地横跨美国和加拿大，面积约 34×104km2。Bakken含油气系统包括上泥盆统Three Forks组和上泥盆统—下密西西比统Bakken组，是美国致密油勘探开发的重点层系之一。Bakken组从上至下可分为4段：上 Bakken段、中 Bakken段、下 Bakken段、Pronghorn段，其中上Bakken段、下Bakken段富有机质页岩沉积于相对高海平面时期的深水缺氧环境，是重要的烃源层系；中Bakken段和Pronghorn段岩性为砂岩、粉砂岩和白云岩，沉积于浅水潮下带和开阔海环境，是主要储集层[33]。Williston盆地致密油勘探开发层系为中 Bakken段和 Three Forks组，在 North Dakota地区的Sanish、Parshall和Billings Nose油田，Pronghorn段为主力产油层系，但在盆地其他地区不存在该层系或没有生产（或没有测试）。Skinner等[34]、Rebecca L J[35]通过对Williston盆地的整体研究，发现Pronghorn段在盆内广泛发育，最大厚度超过15 m，下Bakken段富有机质页岩生成的烃类可以就近运移至Pronghorn段储集层中，形成规模石油聚集，储集层平均孔隙度为5%～6%，平均渗透率为（0.4～0.6）×10-3μm2，平均含油饱和度为31%～32%。

美国 Whiting石油公司立足 Willston盆地，围绕Bakken层系开展精细研究与评价，发现 Pronghorn段新含油层系，最初2口探井初始日产量分别为286.3 t/d和267.5 t/d。截至2015年年底，Whiting石油公司已完成钻井80余口，勘探前景良好。

1.2 加强“甜点区”经济评价、重点开发高收益“甜点区”

“甜点区”资源的经济性是石油公司关注的重点，目前北美致密油“甜点区”经济评价重点关注资源规模、储集层质量与产出能力[4,23,31-35]。综合 Shell、Marathon公司资料[4]及中国致密油地质评价国家标准[30]，致密油“甜点区”评价采用的定性参数标准是：烃源岩总有机碳含量（TOC）大于2%，处于生油窗—凝析气窗阶段，Ro理想值大于0.9%；有效储集层厚度大于15 m，理想值大于50 m，储地比大于70%，平均孔隙度大于 8%；含油饱和度大于 40%，理想值大于60%；地面原油密度小于 0.85×103kg/m3，气油比（GOR）大于100；储集层泊松比小于0.3，弹性模量大于2×104MPa，发育天然裂缝；现今埋深小于4 100 m，理想值小于3 500 m，地层发育常压—超压压力系统。

从不同地区致密油成本价格直方图统计结果看（见图1），北美不同地区致密油经济性存在较大差异，即使是同一致密油区带，由于非均质性及其他因素的综合影响，不同地区成本价格也存在较大差异。以Eagle Ford致密油为例，德州Dewitt郡成本价格仅为168 美元/t（23 美元/bbl），而德州Dimmit郡的成本价格最高，达到423 美元/t（58 美元/bbl），为前者的2.5倍[26,32,36]，因此，石油公司在勘探生产部署时，往往优先开发成本价格相对较低的区带。IHS剑桥能源研究协会统计结果表明[28]，目前北美4个重点致密油区带在保证10%内部收益率的前提下，二叠盆地Wolfcamp致密油成本最低为 160 美元/t（22美元/bbl），Eagle Ford致密油成本最低为182 美元/t（25美元/bbl），Bakken致密油和Niobrara致密油成本最低约277～292 美元/t（38～40 美元/bbl），因此IHS预测二叠盆地在2021年投资将达到 400×108美元，占北美陆上油气勘探投资的35%。

图1 美国不同地区致密油成本价格直方图（据参考文献[32]修改；TX——Texas，得克萨斯州；NM——North Montana，蒙大纳州北部）

1.3 采用重复压裂、立体压裂最大限度提高致密油储量动用程度

随着致密油勘探开发的不断深入，石油公司发展思路发生了转变，从以往的急于扩展矿权面积转向维持或缩小矿权面积[36-42]。在已有矿权区内，一方面举措是重点加强对已有生产井的二次改造，重复压裂、立体压裂成为重要的技术创新。以Eagle Ford致密油为例，Carrizo石油公司通过上述两项创新技术，将Eagle Ford致密油110 m的有效簇间距进一步减小至83，67和55 m，对应的致密油可采储量动用程度分别提高了 20%、45%和 80%[37]。另一方面举措是进一步聚焦开发层系与压裂对象，以Permian盆地Wolfcamp致密油为例，2015年之前，各大石油公司进行了全面勘探，从上覆Spraberry组到Wolfcamp组，钻井深度与压裂改造规模不断扩大，大量实践结果证实Wolfcamp A段与B段云质砂岩、泥灰岩与岩屑砂岩[27]开发潜力较大，因此越来越多的开发者将重心放到这一层段，多家作业者获得高产工业油流，原油初始产量普遍大于63 m3/d（400 bbl/d），最高可达 254 m3/d（1 600 bbl/d）。目前针对 Wolfcamp致密油钻井的水平段长度普遍大于 2 500 m，2017年前 6个月累计产量超过 1 500×104t[38]。

1.4 优化钻完井技术、降低工程作业成本

技术引领发展，降本增效已成为北美致密油产业应对低油价挑战的核心理念[36-42]。裸眼完井技术、工厂化压裂技术、标准化开发模式等的成功应用，极大地缩短了钻完井周期、降低了成本。据统计，Oasis石油公司Bakken致密油的单井总成本从1 060×104美元降至740×104美元，钻井周期从24 d降为16 d，总的运行成本降低了35%[39]；大陆能源公司的Bakken致密油单井钻井成本降低了 30%，而对应的单井最终可采储量2016年比2014年提高了45%[40]；Devon石油公司在Eagle Ford致密油开发中采用错列式立体压裂技术，将钻井效率提高了50%，并降低完井成本25%[41]；Carrizo石油公司在Eagle Ford致密油开发中采用裸眼完井技术，将单井钻井成本与完井成本分别降低了21%和 27%[37]，单井最短钻井周期仅为 7.79 d（井深2 400 m，水平段长度2 400 m）；在Niobrara致密油开发中单井成本从 2010年的670×104美元降至 2015年的 300×104美元左右[37]（见图 2）。

图2 Niobrara致密油单井成本变化趋势图[35]

1.5 采用商品套期保值措施确保公司长期盈利

石油天然气生产企业的商品套期保值是指企业为规避商品价格波动风险，指定一项或一项以上套期工具，使套期工具的公允价值或现金流量变动，预期抵销被套期项目或部分公允价值或现金流量变动。其策略通常是买入（或卖出）与现货市场数量相当、但交易方向相反的期货合同，以期在未来某一时间通过卖出（或买入）期货合同来补偿现货市场变动带来的实际价格风险。很多独立油气公司利用其签订的衍生工具套期合约，早在2014年油价大跌之前的前2～3年就对原油和天然气价格进行了不同程度锁定，锁定卖出价格，规避价格下跌风险，弥补油价下跌带来的损失。如Pioneer资源公司原油的保值比例达86%，售价区间在584～657美元/t（80～90美元/bbl），油气的套期保值措施确保了该公司在油价292美元/t（40美元/bbl）时还能够继续盈利；2014年第3季度其商品衍生工具损益为3.41×108美元，净利润为3.74×108美元；2014年第4季度，其商品衍生工具损益为6.96×108美元，净利润为4.31×108美元[25]，规避了价格下跌风险。

1.6 加强不同资源综合开发和利用，提升项目整体效益

除加强致密油地质评价和提升勘探开发技术外，加强不同资源综合开发和利用，提升致密油项目整体效益也是一个有效措施。在巴肯致密油开发过程中，以康菲石油公司为代表[43]，各大石油公司都对与致密油伴生的天然气和重烃资源进行了回收利用，并将回收的天然气回注油井以提高采收率。这种做法有两方面益处：一方面减少了天然气排放，避免了资源浪费，并减少了致密油开发过程中注入水的用量，具有重要的环保意义；另一方面通过重烃资源回收，提高了项目经济效益。HESS石油公司经过处理集输设施的多轮优化，目前已实现了产出液、气全收集零排放；康菲公司经过优化分离器，单井组年增效益超过3 600×104美元[43]。

2 中国陆相致密油与北美海相致密油的差异及原因

连续分布的致密油一般发育于大型宽缓构造背景，坡度较小，分布面积较大。广覆式优质成熟烃源岩以Ⅰ、Ⅱ型烃源岩为主，TOC值多数大于2%，热演化成熟度（Ro）为0.6%～1.3%；纳米级孔喉为主的致密砂岩或致密湖相碳酸盐岩储集层叠置分布，面积较大；源储间互或上下紧密接触；石油以一次运移或短距离二次运移为主，浮力作用受限，以非达西渗流为主，生烃增压和油水浓度差是石油运聚的主要动力。

2.1 中国陆相致密油与北美海相致密油差异

与北美Bakken、Eagle Ford、Wolfcamp等海相致密油相比，中国陆相致密油形成的地质背景及其构造沉积环境极为复杂，盆地类型多样，湖盆沉积体系变化快，经历多期调整改造，形成与分布独具特征（见表 1—表 3）。

①沉积盆地。北美地区致密油主要分布于几大稳定的海相克拉通盆地，构造稳定，如Williston盆地、Permian盆地、West Gulf盆地等，面积（1～7）×104km2；中国陆相盆地致密油主要分布于 7个陆相沉积盆地，断陷、坳陷和前陆等盆地都有分布，储集层以中新生界为主，多物源分布，生油凹陷多，源储分布规模受限，面积几百至几万平方千米。

②烃源岩特征。北美海相烃源岩厚度几十米，TOC值一般为 2%～20%，Ro值为 0.6%～1.7%；中国陆相烃源岩发育于淡水、半咸水至咸水环境，厚度一般为几十至几百米，TOC值为0.4%～16.0%，Ro值为0.4%～1.4%。

③储集层特征。北美地区致密油储集层岩性主要为碳酸盐岩、砂岩、混积岩，以碳酸盐岩为主，其次为砂岩；储集层厚度一般为几十米，孔隙度为 5%～13%，渗透率不超1.0×10-3μm2。中国陆相盆地致密储集层类型多样，有碳酸盐岩、砂岩、沉凝灰岩和混积岩4大类（见表4），以砂岩为主；岩性复杂，沉积环境、成岩作用和构造改造程度差异大，导致储集层横向变化大，非均质性强，厚度几十至上百米；其中致密砂岩有条带状砂体和薄层席状砂体，单砂体薄；致密碳酸盐岩厚度相对较大，孔隙度为3%～12%，渗透率不超0.1×10-3μm2。从脆性矿物（硅质、碳酸盐等）含量对比看，中美海陆相致密储集层差异不大（见表3），但可压性有一定差异，海相碎屑岩由于搬运距离较远，经过反复的分选、淘洗，石英含量相对较高，可压性较好；而陆相盆地碎屑岩距离物源区近，长石、岩屑含量相对较高，可压性较海相砂岩差。

表1 北美与中国致密油地质特征与形成条件对比

表2 国外典型致密油盆地致密油形成条件参数统计

④流体特征。北美致密油多为凝析油，油质较轻，原油密度为0.75～0.85 g/cm3，压力系数为1.35～1.78，以超压为主；中国陆相盆地经历了较强烈的晚期构造运动，对保存条件有一定影响，压力系数变化大，压力系数为0.7～1.8，既有超压，也有低压，地层能量、原油品质变化大，原油密度为0.75～0.92 g/cm3。

⑤经济性。北美地区海相地层埋深普遍小于3 700 m，储量丰度大于50×104t/km2；中国陆相致密油埋藏深度偏大，埋深为1 000～4 500 m，经济性与可动用规模较差，埋深差异大，储量丰度为（5～72）×104t/km2。

2.2 中国陆相致密油与北美海相致密油差异的主要原因

区域地质背景差异是导致中国陆相致密油与北美海相致密油成藏差异的根本原因，其核心要素包括两个方面：稳定的构造背景与连续沉积条件、烃源岩热演化程度。

2.2.1 构造稳定性与致密油规模分布的地质基础

邹才能等[4]总结了大面积连续分布致密油形成应具备 6个条件，其中大型宽缓构造背景，大面积持续沉降沉积环境是主要控制因素之一。稳定宽缓的大型构造背景下，原始沉积时构造平缓，有利于优质烃源岩、致密储集层的大面积展布，区域封堵条件更为优越，导致处于同一构造背景的致密油资源大面积展布。这也是北美海相致密油与中国陆相致密油形成特征差异的首要原因。以全球非常规油勘探开发的热点地区——Williston盆地上泥盆统—下石炭系Bakken组致密油为例，其形成于面积超过34×104km2的大型克拉通沉积盆地，横跨美国、加拿大，分布于 North Dakota州、Montana州、South Dakota州以及加拿大中南部Manitoba州和Saskatchewan州[33-35]。晚泥盆世到密西西比纪（早石炭世）时期，Williston盆地位于北美大陆西部边缘的广阔大陆架沉降活跃地区（见图3），盆地为半圆形，发育 3个明显的背斜构造：Nesson背斜、Billings背斜和Cedar Greek背斜，具有继承性发育特征，保证了古生界沉积的稳定分布[44-45]，沉积相变慢，烃源岩与储集层大面积稳定发育是关键。其中，上Bakken段、下Bakken段发育两套页岩，具有全盆地展布特征。以下Bakken段页岩为例，其厚度在全盆范围内普遍为5～12 m；Bakken组的主力储集层段为形成于滨浅海环境的致密白云质粉砂岩，厚度为10～15 m，累计厚度超过 55 m，展布面积超过7×104km2；大范围分布的致密储集层与生油岩紧密接触的共生层系，保证了连续型分布的 Bakken致密油区的形成[47-48]。Permian盆地 Wolfcamp致密油、West Gulf盆地Eagle Ford致密油均表现出与Bakken致密油类似的特征，大型克拉通盆地稳定发育的背景为海相致密油烃源岩与储集层的规模发育奠定了良好的基础。

表3 中国陆相致密油主要特征参数表

表4 中国4类致密储集层、6种致密油聚集类型特征

图3 Williston盆地位置图（据参考文献[44]修改）

与海相致密油相比，中国陆相致密油形成背景更为复杂。以目前勘探开发效果最好的鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油为例，其形成于一个由古生代地台及台缘坳陷与中新生代台内坳陷叠合而成的大型克拉通盆地，总面积约25×104km2，盆地内部构造相对简单，地层平缓且发育齐全，倾角小于 1°，未发生强烈的变形。盆地自中生代以来，长期稳定发展，后期构造变动微弱，在中晚三叠世延长组沉积阶段，鄂尔多斯盆地经历了湖盆形成、发展、全盛、衰退至消亡的全过程，其中长 7段沉积期为湖盆发育鼎盛期，分布范围广，在盆地的覆盖面积超过 10×104km2，岩性为一套有机质丰富的深灰色油页岩、暗色泥岩夹薄层粉细砂岩，平面上延长组油气主要分布在陕北斜坡中南部，约占 80%以上的储产量[49-51]。但是，陆相沉积背景导致了频繁的砂泥互层及较快的沉积相变，单砂体横向稳定性较差，纵向厚度较小，如鄂尔多斯盆地长 7段单砂体厚度一般3～15 m，累计厚度一般为10～30 m，横向展布有限；松辽盆地扶杨油层呈现出薄互层沉积特征，单砂体厚度仅为3～5 m，横向连续性差；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为混积岩沉积，有利储集层云质砂岩单层厚度2～10 m，横向展布范围小；同时，较小的湖盆面积导致沉积水体环境与陆源碎屑供给的差异性进而导致纵向上致密油储集层性质变化快，非均质性强烈。在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积期，水体盐度整体偏大，伴随湖盆演化与物源体系的变化，水体温度、深度与盐度频繁变化，导致碳酸盐矿物、硅酸盐矿物及黏土矿物含量急剧变化（见图4），导致储集层性质的快速变化，最高孔隙度达20%，但在相距不足20 cm范围内孔隙度骤减为4%。在鄂尔多斯盆地长 7段沉积期，尽管水体盐度稍低于芦草沟组沉积期，但由于原始物质组成及成岩作用的差异，同样导致矿物在纵向上变化较快，石英含量最高达 58%，最低仅 15%左右，碳酸盐矿物含量最高达45%，但最低仅2%（见图4），由此造成了纵向上强烈的非均质性。

2.2.2 烃源岩热演化程度差异导致致密油规模与流动性差异

图4 陆相致密油储集层X射线衍射全岩矿物组成

图5 北美海相与中国陆相致密油烃源岩Ro、TOC参数对比图

中国陆相致密油烃源岩与北美海相致密油烃源岩地球化学特征相似（见图5），但是北美海相烃源岩热演化程度普遍较高，决定了北美海相致密油层异常高压、气油比高、油质较轻、流动性较好，脆性与可压裂性也得到提升，这也是北美致密油经济性好的根本原因。如 Eagle Ford泥灰岩分布面积约 4.45×104km2，位于得克萨斯州南部和部分中部地区，地层厚度从东北部的 15.2 m到西南部超过 91.4 m，储集层由泥灰岩组成，埋深在609.6～4 572.0 m，Eagle Ford地层向南倾斜，经历了油窗口、油和气过渡窗口和气窗口，在浅埋藏深度，主要产黑油；在较大埋藏深度，由于高温高压作用，主要产天然气[46]。致密油层 1 306口高产井生产数据显示，当Ro值大于0.9%时，致密油高产的概率从 9%～20%显著提高到42%以上，气油比普遍大于 800，原油密度主体小于0.788 g/cm3。

中国陆相致密油烃源岩热演化程度偏低，鄂尔多斯盆地长 7段烃源岩的Ro值主要为 0.8%～1.2%（46口井），热解峰温主要分布于 440～460 ℃[51-52]；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩Ro值为0.52%～1.03%，热解峰温为440～455 ℃，其中Ro值小于0.80%的样品占53%，Ro值大于0.80%的样品占47%，整体处于低成熟—成熟演化阶段[53-54]，这种情况一方面导致陆相致密油气油比偏低，石油的密度与黏度偏高，地层能量不足，致密油可流动性较差；另一方面导致陆相致密油储集层矿物热稳定性偏差，塑性矿物含量偏高，影响了储集层的可压裂性。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油油质偏重，地面原油密度0.888～0.918 g/cm3，50 ℃下黏度为 73～300 mPa·s，平均含蜡量为 9.04%，平均凝固点为 13.49 ℃，属于中—重质原油，决定了芦草沟组致密油流动性较差[53-54]；鄂尔多斯盆地长 6段地层原油密度 0.718～0.786 g/cm3，黏度0.92～1.14 mPa·s；长7段地层原油密度0.717～0.760 g/cm3，黏度 0.89～1.21 mPa·s，尽管呈现出低密度、低黏度的轻质原油特征[13]，但地层能量不足，压力系数主体为0.7～1.0，黏土矿物中伊蒙混层、蒙脱石比例偏高，影响了储集层改造中人造裂缝的形成与展布，造成产量快速递减。然而，需要注意的是，钻井过程中长 7段页岩普遍显示高气测异常，现场浸水试验可见断续状气泡冒出，显示出一定的含气性，密闭岩心解吸气试验结果显示对整块岩心一次解吸后页岩平均含气量为1.2～1.5 m3/t，较高的含气量可以增加页岩层系的气油比，在一定程度上提高了长 7段致密油的流动性与可采性[52]。

因此，与北美典型致密油区带相比，由于构造背景、连续沉积条件及烃源岩热演化程度等差异，中国陆相致密油地质特征更为复杂，尽管发育优质烃源岩，但储集层分布的稳定性与连续性较差，流体可流动性也较差，资源整体的规模性与效益性也不如北美海相致密油资源，实现效益勘探开发的难度更大。

3 中国陆相致密油效益勘探开发建议

对比北美致密油勘探开发的成功经验，针对中国陆相致密油效益勘探开发，提出4方面建议。

3.1 评价致密油资源潜力、优选致密油勘探战略选区

高效、准确的资源潜力评价是非常规资源成功勘探开发的关键。中国陆相致密油资源较丰富，但致密油富集程度差异大，应开展致密油资源分级评价，客观评价致密油资源潜力与资源富集程度，为“甜点区”优选提供评价依据。在近期完成的中国石油第 4次资源评价中，参考了北美重点区带致密油勘探现状，结合中国陆相致密油实际地质条件，采用了 3级资源评价方案，其中，Ⅰ类资源储集层孔隙度大于8%，渗透率大于0.08×10-3μm2，喉道主体半径大于200 nm，可动流体饱和度大于50%，产量较高，是近期勘探重点；Ⅱ类资源储集层孔隙度为5%～8%，渗透率为（0.03～0.08）×10-3μm2，喉道主体半径为 100～200 nm，可动流体饱和度为 20%～50%，产量较低，经济性偏差，需要技术进步才有勘探开发潜力；Ⅲ类资源储集层孔隙度小于5%，渗透率小于0.03×10-3μm2，喉道主体半径小于100 nm，可动流体饱和度小于20%，产量低，近、中期不具勘探开发价值（远景区）。

3.2 选准“甜点区”、“甜点段”，实现精准高效开发

致密油具有源区控油、近源富集、“甜点区”高产的特点，北美致密油规模效益开发实践证明，高收益“甜点区”是致密油勘探、开发的优选目标，是决定致密油勘探开发成效的关键。应重视 4方面研究：①烃源灶供烃充足性与有效性是致密油规模形成基础，烃源岩品质控制“甜点区”平面分布范围，陆相烃源岩非均质性强，TOC分布在纵向上具有多旋回性，平面上具迁移性，应加强富有机质页岩沉积环境与有机质富集机理的研究，明确高TOC分布段与分布区；高度重视热演化程度对致密油富集高产的重要控制作用研究，通过岩心、岩屑的地球化学分析确定有机质类型、丰度和成熟度等参数，预测烃类生成和流体性质。②储集空间与可动流体是形成致密油“甜点区”的保障，致密储集层非均质性强，类型多，需要发展复杂储集层多参数数字岩石评价技术，通过各种先进的实验分析技术研究微纳米孔喉系统的连通性，研发储集层结构有效表征技术和脆性矿物评价技术，评价致密储集层非均质性，明确不同类型致密储集层孔喉结构、储集能力与产能特性，并根据测量数据建立地质模型。③微构造背景和天然裂缝对致密油富集高产有重要影响，“甜点区”多发育在宽缓背景下的局部微构造区，应开展有利区微构造形态与发育演化规律研究；利用CT原位成像技术，对致密储集层样品逐渐加压，观察裂缝随压力变化的生长规律，明确裂缝发育机制与主控因素，建立裂缝动态生长三维模型，直观展示致密储集层裂缝生长特征，评价预测裂缝发育层段。④“甜点区”经济评价是致密油勘探开发成效的关键，应加强“甜点区”形成主控因素、富集高产规律与经济性评价研究，选好高收益区；“甜点段”是水平井设计、精确压裂改造、效益开发的根本，应加强“甜点段”形成条件与分布规律的研究，选准“甜点段”。

3.3 采用先进致密油压裂改造技术实现经济效益开发

北美致密油勘探实践证实，致密油开发最大难题是如何提高单井产量，提高采收率。中国陆相致密油规模偏小，单井产量普遍较低，如鄂尔多斯盆地长 7段致密油储集层非均质性强，类型多，平面上岩性变化快，制约水平井部署，单砂层厚度薄，砂体横向连续性差，分布不稳定，砂体钻遇率低；Ⅰ类井盈亏平衡点为 365美元/t（50 美元/bbl），而北美致密油“甜点区”开采成本为146～365美元/t（20～50 美元/ bbl），平均成本241美元/t（33 美元/ bbl）。建议开展以下2方面技术攻关：①创新发展致密油体积压裂改造技术，降低工程作业成本；②优化水平井井距、水平段长度及压裂簇数，使井网覆盖区域最大化，作业流程最优化，控制钻完井等综合成本，最大限度提高致密油储量动用程度。由于中国地质条件存在差异，不同地区致密油钻完井工艺具有差异。在钻井方面，长庆油田根据长 7段致密油地质特征，在不使用旋转导向系统的情况下，通过研制球形扶正器、大扭矩螺杆，调整短钻铤长度，提高增斜效率，平均钻井周期与常规水平井相当；大庆油田根据扶杨油层河道砂体规模小、厚度薄、单井控制储量小等特征，采用工厂化施工，经过优化井深结构与井眼剖面，大幅度缩短钻井周期。在压裂方面，不同地区工艺的差异主要表现在完井方式上，其中新疆油田芦草沟组主要采用了裸眼封隔器分压方式，长庆油田主要采用水力喷砂技术，吉林油田采用套管可开关滑套分段压裂方式，吐哈盆地二叠系条湖组对比了固井滑套、快钻桥塞、裸眼封隔器等3种完井方式，证实快钻桥塞方式压后效果最好。因此根据研究区地质特征研发适用性钻完井技术是提高致密油勘探开发效益的必由之路。

3.4 通过管理体制创新，推进致密油规模效益开发

市场化是美国实现致密油气重大突破的关键。美国是市场化程度非常高的国家，开放、竞争的市场环境对致密油开发起到了关键作用。建议借鉴国外公司先进的管理经验及国内如苏里格气田“5+1”合作开发模式，通过引入外部市场竞争体制，设立国家级致密油开发示范区，在全国范围内推广成功的致密油勘探开发与管理经验，解决关键技术难题，进一步降低成本，实现规模效益开发。

4 结论

石油与天然气等化石能源具有丰富的资源基础，在未来很长一段时间仍将是全球主导能源，中国陆相致密油资源丰富，发展潜力巨大。北美主要致密油勘探开发公司通过加强成熟探区精细勘探和挖潜开发，加强“甜点区”经济评价、重点开发高收益“甜点区”，创新压裂技术，通过重复压裂、立体压裂最大限度地提高致密油储量动用程度，优化钻完井技术，缩短周期，降低工程作业成本等多项措施，确保长期稳定盈利，促进了北美致密油产量快速增长。中国各陆相致密油区尽管不同程度地存在地质上的“短板”，但通过强化基础研究，选准“甜点区”和“甜点段”，创新发展针对性方法技术，并通过体制机制与管理创新，降低工程作业成本，一定能实现致密油的规模效益开发，成为中国油气勘探开发的重要接替领域。