西西伯利亚盆地侏罗系致密油发育特征与资源潜力

西西伯利亚盆地是全球几大富油气盆地之一,随着常规油田的不断开发,产量持续下降,迫切需要找到新的产能增长点。通过对该盆地主力烃源岩巴热诺夫组的地球化学、储层物性等多方面分析,探索其致密油发育特征,并利用图形体积法对其致密油技术可采资源量进行评价,结合巴肯组、鹰滩组、延长组等典型致密油产区进行对比,综合分析其致密油可采性。结果表明：巴热诺夫组是一套极好的烃源岩,具有高有机质丰度、中等成熟度,厚度大。储层岩性以灰质硅质岩、泥质硅质岩为主,夹薄层碳酸盐岩和粉砂岩,泥质含量低,富含石英等脆性矿物,部分地区天然裂缝非常发育。储层以Ⅰ类和Ⅱ类致密油储层为主,测井显示含油饱和度高。巴热诺夫致密油技术可采资源量达76×10⁸ t,Ⅰ类致密油储层技术可采资源为9.2×10⁸ t,盆地中西部资源丰度较高。综合考虑配套工业设施等可采条件,目前中鄂毕地区是最为有利的致密油开采区,其关键地质条件也均已达到世界级致密油产区的标准。     

江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间页岩油资源评价与甜点区预测

中国陆相盆地页岩油资源丰富,页岩油作为国家油气资源接替的新阵地,加强陆相盐湖盆地盐间页岩油资源潜力评价,可为中国东部陆相盆地页岩油勘探提供重要依据。为此,以江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间页岩油为例,突出烃源层系页岩油资源潜力评价的有效性与创新性,优选出以TSM盆地模拟法为主,辅以体积法、热解参数法及资源丰度类比法的页岩油资源评价方法,进一步明确了页岩油资源潜力及有利分布区。潜江凹陷潜江组盐间页岩油资源主要分布在13个单韵律层、1个复韵律层,预测地质资源量8×10⁸ t、技术可采资源量1.26×10⁸ t,其中潜3⁴-10韵律层资源量最大;平面上,预测潜江凹陷中北部是潜江组页岩油勘探有利区,其中,Ⅰ类地质资源量2.43×10⁸ t、技术可采资源量0.38×10⁸ t,Ⅱ类地质资源量5.57×10⁸ t、技术可采资源量0.88×10⁸ t。     

中国陆相致密油形成机理与富集规律

中国致密油主要分布在中、新生代陆相含油气盆地中,发育与湖相生油岩共生或接触、大面积分布的致密砂岩油或致密碳酸盐岩油。近年来,陆相致密油勘探开发取得重大进展,截至2018年底,中国陆相致密油已建成产能315.5×10⁴ t,2018年年产量约105×10⁴ t。中国陆相致密油以湖相富有机质页岩为主要烃源岩,多发育于淡水、半咸水-咸水环境,厚度一般为几十至几百米,有机碳含量为0.4%~16.0%,镜质体反射率为0.5%~1.3%,适宜的火山作用、低沉积速率、缺氧还原环境、海水入侵与水体分层是富有机质页岩形成的重要影响因素。中国陆相致密油储层类型包括致密砂岩、致密碳酸盐岩、致密混积岩和致密沉凝灰岩等,储集层非均质性强、物性差;覆压基质渗透率多小于或等于0.1×10^-3 μm²,以纳米级孔喉系统为主,孔喉半径小,主体直径40~900 nm,孔隙结构复杂;压力系数0.7~1.8,既有超压,也有负压;地层能量、原油品质变化大,原油密度0.75~0.92 g/cm³。中国陆相致密油地质资源量为178.20×10⁸ t,技术可采资源量为17.65×10⁸ t,主要分布在鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、准噶尔盆地和柴达木盆地。提出“甜点区（段）”概念,“甜点区”多发育在宽缓背景下的局部微构造区,是指在平面上成熟优质烃源岩分布范围内,具有工业价值的致密油高产富集区;“甜点段”是指在剖面上源-储共生的黑色页岩层系内,人工改造可形成工业价值的致密油高产层段。源岩品质和源-储组合类型控制“甜点区”平面分布范围。资源评价方法、“六特性”测井识别、高精度三维地震、水平井平台式生产及人工油藏开发等“甜点区（段）”评价方法,可支撑致密油有效开发。     

中国页岩油资源评价方法与资源潜力探讨

鉴于我国页岩油在类型划分、评价方法、评价参数标准和资源潜力预测等方面存在较大分歧的现状，将页岩油划分为夹层页岩油、纯页岩油和原位转化页岩油三大类。根据这三大类页岩油明显不同的赋存与形成特征，分别建立了相应的容积法、基于热解烃S₁含量体积法、基于氢指数变化的生烃量法资源量计算方法模型，并确定各种方法模型的关键参数及参数下限标准，最后按照统一的参数标准评价了我国主要盆地页岩层系的三大类页岩油资源量。我国纯页岩油、夹层页岩油、原位转化页岩油地质资源量分别为145.4×10⁸, 95.1×10⁸,708.2×10⁸ t,可采资源量分别为9.4×10⁸,7.1×10⁸,460.3×10⁸ t。评价结果表明，我国页岩油资源丰富，是推动国内原油增产稳产的重要接替领域。     

倾油性有机质生成轻质油的评价方法及其应用

将有机质成烃的过程分解为有机质生成C₁₄⁺油、C₆—C₁₃轻质油及C₅^-天然气3组平行过程,进行了求取各组成烃反应化学动力学参数所需的模拟实验,建立并标定了3组化学动力学模型。运用该模型评价了松辽盆地齐家—古龙凹陷3类油气组分的生成量、排出量及凝析油气的资源量。结果表明,区内凝析油的资源量约为(150~870)×10⁴m³,对应的凝析气的量为(750~4350)×10⁷m³,总体资源潜力不大,但轻质油的总资源量可高达22.3×10⁸t。     

鄂尔多斯盆地新领域油气勘探发现与前景展望

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,油气资源丰富,中国石油长庆油田公司经过50余年勘探实践,创新形成了内陆坳陷湖盆大型三角洲、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌等成藏地质理论,2022年油气产量跨越6 500×10⁴ t油气当量,其中天然气年产量首次突破500×10⁸ m³,建成了中国第一大油气生产基地和第一大天然气产区。近年来,长庆油田公司为进一步夯实油气持续稳产上产的资源基础,不断深化地质综合研究,强化技术攻关,加大新区新领域风险勘探力度,油气勘探取得丰硕成果。通过创新中生界延长组长7₃纹层型页岩油和新层系长8₂滩坝型致密油成藏理论认识,新增石油规模储量为4×10⁸ t;创新盆地奥陶系盐下、太原组致密灰岩和盆地西缘乌拉力克页岩油气成藏理论,新增天然气规模储量超4 000×10⁸ m³;同时攻关形成了地球物理、压裂等一系列非常规油气勘探新技术,油气勘探取得重大发现,预计盆地新增石油资源潜力(20～40)×10     

基于物性上、下限计算的致密砂岩储层分级评价——以苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩为例

致密储层分级评价是致密油资源评价的核心内容之一,通过确定致密油储层的不同物性界限能准确有效的建立致密储层分级评价标准,为致密储层分级提供理论依据。以高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层为例,运用含油产状法、核磁共振法确定了致密储层的含油物性下限,运用核磁共振法、最小流动孔喉半径法、试油法等确定了致密储层的可动物性下限,运用力平衡法确定了致密储层的物性上限;结合致密储层的渗流特征并辅以孔隙结构分类验证,建立了致密砂岩储层的分级评价标准,将高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层划分为无效致密储层、致密含油储层、可动致密储层及易动致密储层4个级别,渗透率界限分别对应0.07×10^-3,0.12×10^-3,0.50×10^-3和1.13×10^-3μm²。致密储层的分级结果与储层试油试采结果相一致,印证了利用致密储层物性界限进行致密储层分级评价的准确性和适用性。     

致密油资源评价新进展

致密油是继页岩气之后当下非常规油气领域的热点,全球致密油可采资源量达到473×10⁸t。近年,北美地区致密油勘探开发技术进步显著,产量增加迅速,中国在致密油勘探也取得了明显成效。在致密油资源评价方面,国外已形成相对成熟的评价技术,总体以类比法和统计法为主,各有其优缺点和适用条件;国内,完善资源评价技术已成为致密油增储上产的当务之急。重点探讨了致密油资源评价方法及资源富集特点,初步形成了类比法、统计法、成因法3大类7种评价方法及评价参数体系,并采用新建立的分级资源丰度类比法、EUR类比法、小面元容积法,在四川、鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等致密油盆地进行了具体应用。初步评价结果表明,中国致密油资源潜力大,地质资源量达200×10⁸t,具备规模化发展的资源基础。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油资源评价

近期,新疆油田非常规致密油领域获得重大突破,有效推动了我国非常规油气勘探。准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油储集岩主要由泥质粉(细)砂岩、白云质粉(细)砂岩和砂屑白云岩组成,纵向上集中发育为上、下2段,下段以粉砂岩为主,上段以湖相云质岩为主,具有典型的咸化湖相沉积特征。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组优质烃源岩发育,致密储层大面积连续分布,且具有纵向上“源储共生”、横向上连续分布的源储组合关系;致密油成藏主要受优质烃源岩分布、致密储层物性、含油饱和度控制,沿致密储层集中段富集。基于上述特征,采用小面元、EUR评价方法计算凹陷上、下2段致密油的地质资源量约为20×10⁸t,技术可采资源量约为1.15×10⁸t;其中较为现实的Ⅰ类资源量约为2.5×10⁸t,技术可采资源量为0.16×10⁸t。吉木萨尔凹陷致密油作为典型咸化湖盆地源内互层致密油类型,开展芦草沟组致密油刻度区解剖,获取地质评价与资源评价关键参数,将为类似非常规致密油区块资源评价提供类比及借鉴依据。     

雅布赖盆地侏罗系新河组致密油形成条件与有利区资源潜力

雅布赖盆地是我国西部一个侏罗纪湖相含油气盆地。为了评价其侏罗系新河组致密油的勘探前景,基于烃源岩、储集层条件及其配置关系的分析,采用地质要素叠合法优选出盆地的致密油有利区,并利用小面元容积法估算了资源潜力。研究表明,雅布赖盆地的优质烃源岩主要分布在中侏罗统新河组下段,累积厚度大、有机质丰度高、有机质类型好、处于生油的成熟热演化阶段,为致密油主要发育段;低孔、低渗的致密储集层主要以薄互层或夹层形式分布在烃源岩层内,原油具备典型的源内自生自储特征;成熟的富有机质烃源岩与储集层的大面积直接接触和巨厚的泥岩封盖是致密油发育的重要控制因素。首先,通过烃源岩成熟度确定了小湖次凹为致密油发育有利部位。然后,综合测井和录井油气显示成果,依据烃源岩TOC（有机碳含量）>1%、0.6%<R_o（镜质体反射率）<1.3%、储集层（孔隙度≥4%）累计厚度>10 m的标准,圈定了盆地致密油有利区主要分布在小湖次凹的中西部。最后,根据小面元容积法估算有利区石油地质资源量大致为0.92×10⁸t,资源丰度平均为34.5×10⁴t/km²。     

鄂尔多斯盆地延长组第7油层组致密油资源评价

总结了鄂尔多斯盆地延长组第7油层组(简称长7)致密油研究及勘探进展,从砂岩展布、物性特征、致密油充注时间和成藏期次等方面研究长7致密油地质特征,并按特征将致密油划分为A类和B类。在此基础上,采用小面元法和EUR类比法分别计算长7致密油地质资源量和可采资源量。评价结果揭示:长7致密油地质资源量和可采资源量分别为41.78×10~8t和3.73×10~8t,高资源丰度区主要分布在Ning 89井西侧、华池—马岭—环县一带、姬塬和AP11井附近。研究思路和评价结果为中国致密油资源评价及勘探生产提供有益参考。     

中美致密油成藏条件、分布特征和开发现状对比与启示

致密油可划分为源储互层型、源下储上型、源上储下型和源储一体型4种类型。通过中美致密油形成条件、资源潜力和开发现状对比,提出美国致密油大多为海相,技术可采资源主要分布在前陆盆地的二叠系、白垩系和泥盆系,主要富集在Permian、Western Gulf和Williston 3个盆地,主要储层为碳酸盐岩;中国已发现的致密油均为陆相,技术可采资源主要分布在克拉通盆地和裂谷盆地的三叠系、白垩系和古近系,主要富集在鄂尔多斯、松辽和渤海湾3个盆地,主要储层为砂岩。中国致密油资源潜力大、分布范围广,但地质与地表条件复杂,规模开发需要较长时间理论认识和工程技术准备,应给予适当的政策扶持。预测2030年我国致密油年产量有望达到(1 500～2 500)×10⁴t,将成为石油生产的重要补充。     

伊犁盆地致密油形成地质条件及资源潜力

近年国内外致密油勘探开发和资源评价进展显著。我国致密油主要分布于陆上五大含油气盆地（鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、四川盆地和渤海湾盆地）,但众多中小盆地的致密油气资源潜力也值得关注。国内外致密油富集区具有“四大共性形成条件”,即盆地/凹陷中心宽缓沉积背景、广覆式发育优质烃源岩、大面积分布致密储层、源岩与储层紧密接触,可运用于中小盆地致密油形成条件研究和对比分析。基于野外剖面观测、露头样品和钻井岩心观察、前人资料分析等实物工作量,首次剖析了伊犁盆地致密油形成的地质条件、资源潜力和有利区带。认为伊犁盆地广覆式发育中二叠统（半）深湖相较厚暗色泥岩,生烃指标中等—较好,成熟度和生烃潜力较高。伊宁凹陷大面积分布中二叠统储集砂体,物性差—中等,储层致密。中二叠统源储叠置发育,储盖组合共生,有利于近源聚集,源储基本匹配。伊宁凹陷发育有平缓背景和膏盐层系,保存条件控制着致密油的能否形成和富集。按照致密油资源评价标准和资源起算条件,采用容积法评价伊宁凹陷中二叠统铁木里克组（P₂t）致密油地质资源量为3.43×10⁸t,技术可采资源量为3 086×10⁴t。伊犁盆地具备致密油形成的基本条件,伊宁凹陷南部斜坡带和中央洼陷带有一定的勘探前景,是下一步致密油勘探的主攻方向和有利区带。     

中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景

致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中,或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中,未经过大规模长距离运移的石油聚集。在明确了致密油的概念和内涵基础上,提出了10项评价致密油的关键指标。据孔隙度与渗透率划分出3类致密油储层。根据致密油层与生油岩层紧密接触的成因关系,确定了3种致密油类型：① 湖相碳酸盐岩致密油;② 深湖水下三角洲砂岩致密油;③ 深湖重力流砂岩致密油。中国致密油分布广泛,目前在鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6-长7段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地中-下侏罗统、松辽盆地白垩系青山口组-泉头组等获得了一些重要的勘探发现。分析未来致密油发展前景,运用资源丰度类比法初步预测中国致密油地质资源总量（106.7~111.5）×10⁸ t,是中国未来较为现实的石油接替资源。     

四川盆地侏罗系致密油形成条件、资源潜力与甜点区预测

通过大量岩心、岩屑和原油样品测试分析,结合456口井的生产动态数据,明确了四川盆地侏罗系4套主要烃源岩的生烃潜力和3套主力产层的成藏特征,指出凉高山组、大安寨段和东岳庙段烃源岩以生油为主,珍珠冲段烃源岩以生气为主,富有机质烃源岩控制致密油甜点分布,工业油井绝大多数位于TOC1.2%的优质烃源岩区,微米级孔喉是致密油有效储集空间,裂缝是开采初期高产的关键。四川盆地侏罗系致密油整体呈现油质轻、气油比高、异常高压的特点,有利于致密油流动和产出。采用小面元法、资源丰度类比法、EUR类比法和有机碳法4种方法,评价四川盆地侏罗系致密油地质资源量在(20~30)×10~8t。通过资源富集主控因素分析,建立了四川盆地致密油地质资源评价分级标准,运用小面元法计算Ⅰ类地质资源量为16.11×10~8t,Ⅱ类地质资源量为4.77×10~8t,Ⅲ类地质资源量为2.89×10~8t。预测大安寨段在南充—遂宁一带及梁平以东勘探潜力最大,凉高山组在广安—南充—遂宁—仪陇一带最为有利,东岳庙段在广安—遂宁一线以南具有较好的勘探前景。     

近20年中国石油储量变化分析

20世纪80年代以来,中国的石油工业处于储、产量相对稳定的壮年期。从1984年到2004年,中国累计的探明地质储量和可采储量呈起伏不大的平稳升势。其中,东部老油区仍是增储的主力,20年间地质储量年均增长4.6×10⁸t,可采储量年均增量约为0.95×10⁸t。西北区及海域地质储量年均增长分别为1.93×10⁸t及1.11×10⁸t,可采储量年均增量分别为0.396×10⁸t及0.237×10⁸t。从对未来经济发展更具影响的剩余可采储量看,中国石油剩余可采储量处于稳定的局面,20年期间平均年增量仅为0.1×10⁸t。东部老油区已处于稳产阶段后期,其剩余可采储量已开始下降,但西北和海域的增加弥补了东部的下降。今后东部老油区与西北、海域之间的减、增平衡状况决定着全国石油剩余可采储量和产量的变化趋势。为保持中国石油产量的进一步提高,今后应加强东部挖潜,开拓西北及南海深水海域战略接替区。