畢海濱 段曉文 楊兆林 李淑珣 姚愛華 祁 越 鄭 婧高日麗 梁 坤 周明慶 孟 昊

（ 1中國石油勘探開發(fā)研究院；2中國石油勘探與生產(chǎn)分公司；3中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 ）

1 問題的提出

近年來，隨著水平井大規(guī)模壓裂技術(shù)的不斷發(fā)展，美國致密油產(chǎn)量快速提升，一定程度上改變了美國能源供應(yīng)的格局，日益引起世界范圍的廣泛重視[1-2]。近幾年中國在致密油勘探開發(fā)方面取得了長足發(fā)展[3-5]，但國內(nèi)尚無致密油儲量評價相關(guān)標準，由于致密油的特殊性，常規(guī)石油儲量規(guī)范已無法滿足相關(guān)要求，因此，關(guān)于致密油的界定標準問題引起公司乃至國家儲量管理部門的高度重視。

致密油（tight oil）起初是作為對滲透率極低的砂巖油藏的描述性用語，近年來隨著非常規(guī)油氣勘探開發(fā)工作的進展，逐漸成為代表特定非常規(guī)油氣資源的專業(yè)術(shù)語[6]。然而目前國際上對致密油的定義尚未統(tǒng)一[7]，其概念大致可分為廣義致密油和狹義致密油兩種：

（1）廣義致密油泛指滲透率極低的油藏，如加拿大自然資源公司（Natural Resources Canada）認為致密油是發(fā)現(xiàn)于極低滲透率沉積巖層中的原油，某些致密油直接產(chǎn)自頁巖，大部分致密油產(chǎn)自與頁巖相鄰的低滲透粉砂巖、砂巖、石灰?guī)r和白云巖[8]。美國能源環(huán)境研究中心（Energy & Environmental Research Center）也認為，致密油存在于富有機質(zhì)頁巖相關(guān)的巖石地層，其產(chǎn)量某些直接來自于頁巖，大部分來自與富有機質(zhì)頁巖有關(guān)的低滲透粉砂巖、砂巖和碳酸鹽巖[9]；美國能源信息署（Energy Information Administration）也將致密油定義為“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儲層中開采出來的石油”。

（2）狹義致密油專指作為夾層出現(xiàn)的粉砂巖、砂巖、石灰?guī)r或白云巖等致密儲層中的石油資源，與頁巖油的概念進行了區(qū)分[10-11]。如加拿大國家能源局（National Energy Board）把廣義致密油分為兩類，將來自頁巖中的石油稱之為頁巖油（shale oil）；將從烴源巖運移至砂巖、粉砂巖、石灰?guī)r或白云巖等致密巖層中的石油資源稱之為致密油（tight oil）。加拿大能源簡報（Energy Briefing Note）將致密油定義為“從原始頁巖運移至附近或遠距離的砂巖、粉砂巖、石灰?guī)r或白云巖中的石油”，并強調(diào)其儲層物性比常規(guī)儲層差，但比頁巖儲層好。

目前，國內(nèi)學者主要采用了致密油的狹義概念。如趙政璋、杜金虎[12]將致密油定義為“夾在或緊鄰優(yōu)質(zhì)生油層系的致密碎屑巖或碳酸鹽巖儲層中，未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集”；《致密油地質(zhì)評價方法》（SY/T 6943—2013）將致密油定義為儲集在覆壓基質(zhì)滲透率小于0.2mD（地面滲透率小于2mD）的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲層中的石油；另外，國內(nèi)眾多學者均從自身認識角度給出了致密油定義[13-15]。

綜合國內(nèi)外致密油定義，形成的基本共識是：緊鄰烴源巖或位于烴源巖內(nèi)、原油經(jīng)過了短距離運移、自然產(chǎn)能低、需要水平井和大規(guī)模水力壓裂技術(shù)才能經(jīng)濟開發(fā)；主要區(qū)別是界定致密油的關(guān)鍵指標滲透率不同。國際上通常采用覆壓滲透率0.1mD；國內(nèi)傳統(tǒng)的儲層評價通常采用地面滲透率，最新發(fā)布的致密油界定標準多采用地面滲透率和覆壓滲透率并行，但各界定值既不相同，又互不銜接，給儲量評價工作帶來極大困惑，如表1所示。

對儲量評估而言，究竟采用什么樣的滲透率指標既科學合理又能確保儲量系列的完整性，覆壓滲透率與地面滲透率兩者之間的關(guān)系如何等一系列問題，引起了公司和國家儲量管理部門的高度關(guān)切，有必要做深入探討。

表1 國內(nèi)常規(guī)油與致密油滲透率界定指標

2 致密油儲層滲透率指標界定

鑒于中國傳統(tǒng)的儲層評價和儲量分類均采用地面滲透率指標，實際勘探開發(fā)過程中也以常規(guī)分析巖心樣本為主，覆壓滲透率分析樣本相對較少，因此，采用巖心分析地面滲透率界定致密油儲層，資料更豐富，結(jié)果更具可比性，更能保證儲量評估工作的連續(xù)性和完整性，不致引起不必要的混亂。

關(guān)于致密油儲層滲透率界定指標，本文主要從油藏產(chǎn)能評價法、實驗室?guī)r心相對滲透率分析法、巖心排驅(qū)壓力法、巖心孔隙度—滲透率關(guān)系法等幾個方面開展討論，并進一步探索巖心地面滲透率與覆壓滲透率的關(guān)系?？紤]到中國致密油主要分布于鄂爾多斯、準噶爾及松遼三大盆地，且鄂爾多斯盆地規(guī)模最大、最具代表性，開發(fā)技術(shù)也最為成熟，因此本文主要以鄂爾多斯盆地延長組致密油為基礎(chǔ)開展討論。

2.1 油藏產(chǎn)能評價法

油藏產(chǎn)能評價是儲量評估工作的基礎(chǔ)。中國已開發(fā)油田研究表明，儲層滲透率越低，獲取工業(yè)產(chǎn)能所需要的工程技術(shù)措施強度就越大。從圖1中國已開發(fā)油田儲層峰值滲透率（峰值滲透率是指儲層滲透率頻率分布圖中的最高值，具有較好的代表性）與儲層可動油滲透率下限及油藏產(chǎn)能評價統(tǒng)計關(guān)系[16]可以看出，當儲層滲透率大于20mD時，不需要任何工程技術(shù)措施，油藏就具有較高的自然工業(yè)產(chǎn)能；當儲層滲透率位于7～20mD之間時，油藏一般可以獲得自然工業(yè)產(chǎn)能，但為實現(xiàn)高效開發(fā)，通常進行酸化解堵或簡易壓裂措施以提高單井產(chǎn)量；當儲層滲透率在1～7mD之間時，油藏自然產(chǎn)能無法達到工業(yè)產(chǎn)能，必須經(jīng)過常規(guī)酸化壓裂措施才能獲得工業(yè)產(chǎn)能，實現(xiàn)效益開發(fā)?，F(xiàn)行油氣儲量規(guī)范制定前提交的探明儲量中，儲層滲透率低于1mD的儲量極少，主要是基于當時的勘探開發(fā)技術(shù)條件，無法實現(xiàn)經(jīng)濟性開發(fā)[17-18]；近幾年，隨著水平井技術(shù)和大規(guī)模水力壓裂技術(shù)等的發(fā)展和廣泛應(yīng)用，這些滲透率小于1mD的儲層均能獲得工業(yè)性產(chǎn)能并實現(xiàn)了規(guī)?；托б婊_發(fā)，例如鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組長7油層組、準噶爾盆地吉木薩爾凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組、松遼盆地讓字井油田下白堊統(tǒng)泉頭組四段等[19-20]。因此，儲層地面滲透率1mD可以看作是油層通過工程技術(shù)措施獲得工業(yè)性產(chǎn)能所需的儲層物性下限。

圖1 儲層峰值滲透率與可動油滲透率下限及產(chǎn)能評價關(guān)系

2.2 巖心相對滲透率分析法

相對滲透率是巖石特征和流體性質(zhì)的綜合反映[21]，根據(jù)鄂爾多斯盆地三疊系延長組（T3yc）和侏羅系延安組（J1y）共91塊巖心樣本實驗室分析滲透率與殘余油飽和度條件下水相對滲透率的統(tǒng)計關(guān)系表明（圖2），巖心滲透率1mD為明顯的分界點，兩側(cè)水相對滲透率變化趨勢明顯不同。巖心滲透率大于1mD時，殘余油條件下水相對滲透率通常大于0.3，并隨著巖心滲透率的增加有逐漸增大的趨勢；巖心滲透率在0.05～1mD之間時，殘余油條件下水相對滲透率隨著滲透率減小呈現(xiàn)快速遞減，表明儲層孔隙結(jié)構(gòu)更趨復(fù)雜，滲透率的微小變化對水相對滲透率有更大的影響；巖心滲透率小于0.05mD時，水相對滲透率僅發(fā)生微小變化，水相可流動性微乎其微，表明儲層更趨致密，反映對產(chǎn)能的貢獻極?。粷B透率小于0.01mD的樣品，實驗室現(xiàn)有技術(shù)條件下尚未獲得相應(yīng)的測試結(jié)果。因此，以滲透率0.05～1mD作為致密油儲層可動流體滲透率上、下界限值具有一定的統(tǒng)計學意義。

圖2 鄂爾多斯盆地延長組和延安組巖心滲透率與水相對滲透率關(guān)系

2.3 巖心排驅(qū)壓力法

排驅(qū)壓力是指巖樣中的濕潤相流體被非濕潤相流體初始排替時所需的最低壓力，也是表征巖樣滲透能力高低的重要參數(shù)。排驅(qū)壓力越小，說明流體越容易進入巖樣，反映孔隙喉道越大、滲流性能越好[22]。根據(jù)鄂爾多斯盆地延長組長6段至長8段共176塊巖樣滲透率與排驅(qū)壓力（結(jié)合毛細管壓力曲線實際資料，在進汞飽和度為5%時的排驅(qū)壓力具有更好的相關(guān)性，因此本文使用該值并注明為近似排驅(qū)壓力）統(tǒng)計關(guān)系（圖3），可以將幾個主要滲透率拐點明確區(qū)分開來，依次為1mD、0.1mD和0.05mD；當滲透率在0.1～1mD之間時，排驅(qū)壓力一般在1～3MPa，巖心樣本進汞飽和度可達70%，是致密油儲層產(chǎn)能的主要貢獻者；滲透率在0.05～0.1mD時，排驅(qū)壓力提高至3～7MPa，巖心樣本進汞飽和度可達50%，這部分儲層對產(chǎn)能的貢獻進一步降低；滲透率小于0.05mD時，排驅(qū)壓力大于7MPa并快速提高，巖心樣本的進汞飽和度通常低于40%，這部分儲層對產(chǎn)能的貢獻可能微乎其微。

圖3 鄂爾多斯盆地延長組巖心滲透率與排驅(qū)壓力關(guān)系

2.4 巖心分析孔隙度—滲透率關(guān)系法

巖心孔隙度和滲透率是表征儲層特征最常用的兩項關(guān)鍵參數(shù)，孔隙度與滲透率關(guān)系則是儲層顆粒直徑、分選程度及孔隙結(jié)構(gòu)等特征的綜合反映。從鄂爾多斯盆地延安組和延長組共87塊巖心實驗室分析孔隙度與滲透率的關(guān)系曲線可以看出（圖4），滲透率1mD是孔隙度—滲透率關(guān)系曲線斜率發(fā)生變化的分界點，高滲透率段曲線斜率平緩；而低滲透率段曲線斜率明顯變陡，即相同滲透率條件下，對應(yīng)的孔隙度分布范圍更寬，意味著儲層顆粒分選性變差，非均質(zhì)性明顯增強。

圖4 鄂爾多斯盆地延安組和延長組巖心孔隙度與滲透率關(guān)系

2.5 巖心地面滲透率與覆壓滲透率關(guān)系

國內(nèi)外大量研究表明，巖心地面滲透率越低，應(yīng)力敏感性就越強。所謂“應(yīng)力敏感性”是指隨著地層凈上覆壓力（簡稱“覆壓”，是指地層上覆巖石壓力與孔隙壓力的差值）增大，巖石的孔隙度、滲透率等參數(shù)值降低的現(xiàn)象，這已在實驗室分析中得到充分驗證[23]。

對鄂爾多斯、松遼、渤海灣及塔里木等盆地不同巖心孔隙度、滲透率樣本覆壓實驗結(jié)果的分析表明，滲透率大于1mD的常規(guī)儲層樣本，在相近的覆壓條件下，覆壓滲透率具有大致相同的相對變化量，即在地面滲透率與覆壓滲透率關(guān)系圖上表現(xiàn)為一條與對角線平行的直線；當滲透率小于1mD時，覆壓校正量是一個逐漸變化的過程，地面滲透率越低，覆壓滲透率相對變化量越大，表現(xiàn)為逐漸偏離對角線，這是由于低滲透巖石的應(yīng)力敏感性更強，覆壓條件下發(fā)生塑性變形而非理想的彈性變形造成的。從圖5中還可以看出，由于不同沉積盆地致密油儲層的孔喉結(jié)構(gòu)不同，覆壓滲透率與地面滲透率關(guān)系明顯有差異，即圖5a中的長慶油田和吉木薩爾油田巖心樣本變化趨勢有所差異。因此從統(tǒng)計意義上說，地面滲透率與覆壓滲透率并非固定關(guān)系，國外相關(guān)文獻[24]已有相似結(jié)論。

研究同時表明，地面孔隙度與覆壓孔隙度具有相似的變化特征，孔隙度界限點大致在10%附近，如圖5b所示。

圖5 覆壓與地面的滲透率及孔隙度相互關(guān)系

綜上所述，采用地面滲透率1mD作為致密油儲層與常規(guī)儲層的界限，既能保持儲量評價結(jié)果的連續(xù)性，也符合目前對致密油儲層的一般認識和傳統(tǒng)習慣，其中，滲透率0.1～1mD致密油儲層是產(chǎn)能的主要貢獻者；滲透率在0.05～0.1mD時對產(chǎn)能仍有貢獻；滲透率小于0.05mD時，現(xiàn)行壓裂工程技術(shù)條件下的貢獻可能微乎其微，這也與目前儲量評估中的統(tǒng)計結(jié)論相一致。另外從覆壓滲透率與地面滲透率關(guān)系看，由于兩者之間并非固定關(guān)系，建議不必給出覆壓滲透率值，避免兩者不一致時造成混亂。

3 致密油儲層與特低滲透儲層的差異

如前所述，傳統(tǒng)的儲量評價分類中雖未詳細說明，但不可否認，特低滲透儲層中包含了滲透率小于1mD的儲層部分，那么，特低滲透儲層與致密油儲層除了鄰近烴源巖這一基本特征差異外，還有哪些差異呢？分析認為，兩者的差異主要表現(xiàn)在以下3個方面。

3.1 孔隙空間構(gòu)成有差異

致密油儲層由于具有近源特征，因而與特低滲透儲層在孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)上存在明顯的差別。據(jù)長慶油田巖心薄片分析，長8段特低滲透儲層受壓實、膠結(jié)和溶蝕等多種成巖作用改造，鏡下可觀察到的孔隙主要為殘余粒間孔和粒間溶孔（包括長石溶孔和巖屑溶孔等）（圖6a），也發(fā)育少量膠結(jié)物溶孔、雜基微孔和微裂縫等；而長7段致密油儲層鏡下鑄體薄片面孔率相對較低，孔隙類型主要為長石溶孔、巖屑溶孔及膠結(jié)物溶孔等，CT掃描電鏡還可清晰地識別出納米級的雜基晶間孔和膠結(jié)物晶間孔等[25]（圖6b）。

圖6 致密油儲層與特低滲透儲層巖心CT照片

進一步統(tǒng)計分析表明，特低滲透儲層與致密油儲層均以微米級孔隙為主要儲集空間，孔隙半徑主要分布區(qū)間為2～12μm，但是，特低滲透儲層以半徑大于8μm的孔隙為主，其占比可達67%，而致密油儲層則以半徑2～8μm的孔隙構(gòu)成主要儲集空間，其占比達62%～86%；兩者喉道均極為狹小，然而，特低滲透儲層具有相對較大的儲集空間，而致密油儲層具有更多的孔隙數(shù)量，兩者儲集能力相當，但致密油儲層滲透率明顯更低，如圖7所示。

圖7 致密油儲層與特低滲透儲層多尺度孔隙體積構(gòu)成

3.2 孔隙度與滲透率關(guān)系有差異

如前所述，不同盆地沉積環(huán)境不同，巖石顆粒直徑與孔隙結(jié)構(gòu)就會有差異，從而導致常規(guī)儲層孔隙度與滲透率關(guān)系曲線斜率也不一樣[26]；同一沉積盆地，受沉積條件及成巖后生作用等因素影響，在滲透率1mD分界點上下，孔隙度與滲透率關(guān)系曲線斜率也有明顯不同。

圖8 中國不同沉積盆地的儲層孔隙度與滲透率關(guān)系

圖8為鄂爾多斯盆地、松遼盆地及渤海灣盆地儲量評估單元的峰值孔隙度與滲透率統(tǒng)計關(guān)系，可以看出，在滲透率大于1mD的常規(guī)儲集層段，3個沉積盆地的孔隙度—滲透率關(guān)系曲線斜率有明顯差異。而在同一沉積盆地如鄂爾多斯盆地常規(guī)儲層與非常規(guī)儲層的孔隙度—滲透率關(guān)系在滲透率1mD附近出現(xiàn)明顯的拐點，滲透率小于1mD的儲層段孔隙度—滲透率關(guān)系曲線更陡，其中密集分布的隴東地區(qū)長7段樣本點為實際巖心分析資料，用以佐證儲量評估單元孔隙度—滲透率關(guān)系的正確性。松遼盆地北部（大慶油區(qū)）具有相似特征，進一步證明了這一結(jié)論的可靠性；大港油區(qū)選點主要為常規(guī)儲層樣本。這也正是將全國不同盆地多個油田匯總建立孔隙度—滲透率關(guān)系圖時相關(guān)性較差的原因所在。

3.3 束縛水飽和度有差異

圖9為斯倫貝謝公司研制的砂巖儲層孔隙度、滲透率及束縛水飽和度關(guān)系圖版，可以看出，理論上滲透率小于1mD的特低滲透儲層的束縛水飽和度可以高達80%～90%；而鄂爾多斯盆地新安邊油田致密油儲層實驗室?guī)r心流體飽和度分析結(jié)果表明，由于具有近源特征，其束縛水飽和度的主要分布范圍在20%～60%，平均值大致在40%左右，其束縛水飽和度明顯低于常規(guī)特低滲透油藏。

圖9 砂巖滲透率—孔隙度—束縛水飽和度圖版[27]

4 致密油儲層其他表征方法

4.1 滲流速率法

現(xiàn)場工程應(yīng)用中，國外學者嘗試提出了許多輔助判別方法，如滲流速率法[28]等。滲流速率是指儲層基質(zhì)滲透率與孔隙度之比。Pittman[29]提出以滲透率與孔隙度（K/φ）比值評價儲層質(zhì)量；Hartmann和Beaumont[30]進一步研究K/φ比值與儲層孔喉結(jié)構(gòu)統(tǒng)計關(guān)系，即當1≤K/φ＜10時，儲層孔喉以微米孔為主，屬于致密油儲層范疇；K/φ＜1時，儲層孔喉以納米孔為主，屬于頁巖類儲層范疇；K/φ≥10時，儲層孔喉以中孔—大孔為主，屬于常規(guī)儲層范疇。利用鄂爾多斯盆地各油田儲層孔隙度與滲透率資料建立的滲流速率圖版如圖10所示，長7致密油儲層集中分布于K/φ為1附近的范圍，表明這種方法適用于中國致密油儲層特征的表述與分析。

4.2 孔喉半徑法

Winland通過對312塊巖心孔隙度、滲透率及壓汞資料研究發(fā)現(xiàn)，儲層的滲流速率與進汞飽和度35%時對應(yīng)的孔喉半徑具有較好的相關(guān)關(guān)系[31]，分析認為這是由于進汞飽和度達到35%時，樣品中未被充注孔喉的半徑更小，剩余孔喉只對儲層的儲集能力有貢獻，對滲流能力影響不大。Aguilear進一步發(fā)展了該理論[31]，利用超過2500塊巖心樣品分析數(shù)據(jù)得出了rp35（累積孔隙體積35%時的孔喉半徑）的計算公式：

式中 rp35——孔喉半徑，μm；

K——滲透率，mD；

φ——孔隙度，%。

將孔喉半徑法計算結(jié)果疊置在滲流速率圖（圖10）中發(fā)現(xiàn)，兩種方法具有較好的一致性，即rp35＜1μm和K/φ＜10的區(qū)間基本重疊，均屬于非常規(guī)儲層微米級至納米級孔隙空間分布范圍，因此孔喉半徑法也可用于致密油儲層特征的表述與分析。

5 結(jié)論與認識

（1）國際上致密油定義分為廣義和狹義兩種，主要區(qū)別在于是否包括頁巖儲層部分，中國油氣勘探開發(fā)實踐中更傾向于采用狹義致密油（儲層基質(zhì)為致密砂巖或碳酸鹽巖）概念，基于現(xiàn)行標準、資料豐富程度、傳統(tǒng)習慣以及覆壓滲透率—地面滲透率關(guān)系等方面考慮，建議采用地面滲透率作為界定致密油的關(guān)鍵指標。

（2）本文通過油藏產(chǎn)能評價法、實驗室?guī)r心相對滲透率分析法、巖心排驅(qū)壓力法、巖心孔隙度—滲透率關(guān)系法等方法綜合分析，結(jié)合中國現(xiàn)行致密油分類標準與勘探開發(fā)現(xiàn)狀，提出了將地面滲透率1mD作為致密油儲層與常規(guī)儲層的分界點；并基于本課題研究成果形成了《致密油儲量計算規(guī)范》（Q/SY 1834—2015）企業(yè)標準，指導中國石油提交致密油三級儲量超過10×108t。

圖10 致密油滲流速率(K/φ)及孔喉半徑(rp35)圖版

（3）致密油儲層與特低滲透儲層主要存在3個方面的差異：①兩者均以微米級孔隙為主要儲集空間，特低滲透儲層具有相對較大的孔隙，而致密油儲層具有更多的孔隙數(shù)量；②孔隙度—滲透率關(guān)系在地面滲透率1mD附近出現(xiàn)明顯的拐點，滲透率小于1mD后儲層孔隙度隨滲透率下降更快；③致密油束縛水飽和度的主要分布范圍為20%～60%，平均值大致在40%左右，明顯低于特低滲透油藏。

（4）參照國外研究成果，分析了致密油儲層兩種輔助表征方法——滲流速率法和孔喉半徑法，K/φ＜10或rp35＜1μm的區(qū)間均屬于非常規(guī)儲層微米級至納米級孔隙空間分布范圍，可用于致密油儲層特征的表述與分析。