2. 中国石油大学(北京)地球科学学院, 北京 102200;
3. Zetaware公司, 美国德州 77479
2. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102200, China;
3. Zetaware Inc, Sugar Land, TX USA 77479
0 引言
湖相致密油或页岩油已在中国成为勘探和开发的重要对象[1, 2, 3, 4, 5]。致密油或页岩油勘探层存在于成熟的富有机质页岩层段或其邻近层，其油气系统空间位置平面上主要位于烃源灶分布区域，即从烃源层到第一套输导层体系之间。源岩生成的油气仅经历初次运移或十分有限距离的二次运移。从国内外典型的致密油实例(Bakken，Niobrara，Eagle Ford，Vaca Muerta、鄂尔多斯盆地延长组长7段等)分析，致密油或页岩油勘探层、页岩勘探层(shale play)均是勘探和开发的目的层，而并非单指岩石学上定义的页岩层段，或地球化学上定义的富有机质源岩层段。但致密油或页岩油勘探层包含了富有机质生油层段，地质体的高度非均质性，致密油勘探层中均含有低孔低渗砂岩、粉砂岩和碳酸盐岩夹层；因此，我们认为致密油勘探层和页岩油勘探层可作为同义词。
湖相致密油资源量和可采性评价是现阶段我国湖相致密油研究中的关键问题，重点要解决湖相致密油勘探层空间分布、原地油量(OOIP)和可采性三方面内容。本文根据我们对国内外典型致密油勘探层的分析和研究，结合松辽盆地白垩系湖相致密油的实际情况，展示我们建立的致密油资源量和可采性评价技术和工业应用。
1 页岩勘探层油气资源评价方法学对于页岩勘探层评价来说，关键是有多少原地油气量(OOIP和OGIP)和最终可采量(EUR)；对于页岩油气系统评价，我们关注的是什么因素控制了原地油气量和可能产量。因此，页岩勘探层油气资源评价主要解决以下3个问题：可勘探的页岩层段在什么地方？页岩层段的原地油量和原地气量是多少？有多少可以生产出来？
目前，页岩勘探层油气资源评价方法分成因法、体积法和EUR法3个层次，其他的方法如类比法等也是基于这3种方法的衍生。成因法主要通过计算页岩勘探层残留烃量评价其资源潜力。体积法是目前使用最广泛的方法，进一步可分两个层次：一是用页岩总含气量或总含油量乘以页岩勘探层体积计算；二是将页岩气按赋存形式分为游离气、吸附气和溶解气，页岩油分为游离油和吸附油分别计算[6, 7]。由于游离态占主要地位，页岩总含气量或总含油量难以直接测定；另一方面，同一页岩勘探层页岩总含气量或总含油量随温压条件、生烃条件和储集条件不同在空间上有明显变化。实际上，用页岩总含气量或总含油量乘以页岩勘探层体积计算资源量仅适用于小区块评价。目前页岩气中计算游离气、吸附气和溶解气或页岩油中计算游离油和吸附油的方法已基本成熟，只要限定孔隙度、含气饱和度、w(TOC)和有机成熟度等关键参数，即可计算出OGIP和OOIP的空间分布[8]。EUR法从单井产量数据给出了现有技术条件下页岩层的可采资源量[9, 10]。国外Bakken、Barnett、Eagle Ford、Haynesville、Marcellus等页岩勘探层已积累了大量EUR数据，从EUR模型给出页岩层的可采资源量可信度很高。国内页岩勘探层开发仍处在起步阶段，实际EUR数据十分有限，只能用国外页岩勘探层EUR模型推算最终可采量。
2 高有机丰度层段精细识别页岩油气资源评价的关键是必须在更大尺度上精细表征页岩层系勘探层(特别是高w(TOC)层段的厚度和空间分布)。对于页岩气勘探层，应确定页岩中的初始原地气量(OGIP)、游离气、吸附气和溶解气量的空间分布；对于致密油勘探层，应确定原地油量的空间分布。致密油位于成熟富有机质页岩层段或其邻近层，因此，首先必须明确盆地中富有机质页岩层段的空间展布。目前，我国大多数油田的源岩厚度图主要依据岩性录井数据中的暗色泥岩厚度编制；由于源岩的高度非均质性，如何给出初始的w(TOC)和氢指数(IH)值存在较大问题。如何根据测井和地震数据将有限的地球化学实测数据合理推测到空间上是面临的关键性技术问题。我们通过对全球范围内源岩w(TOC)和岩石热解数据的统计分析，认识到无论海相还是湖相泥岩，IH与w(TOC)均存在良好的相关性。图 1列出了松辽盆地不同位置青一段源岩IH-w(TOC)关系图。朝73-87井和鱼17井青一段烃源岩Ro<0.7%,处在未熟和低熟阶段：IH先随w(TOC)的增高而增高(朝73-87井和鱼17井)；当w(TOC)大于3%后，IH约为700 mg/g。随成熟度的增加，由于生排烃作用，源岩IH和w(TOC)均呈现明显降低(英15井、英16井和古12井)。不同w(TOC)区间源岩具不同的初始氢指数(IHo)和生烃化学动力学参数，可根据w(TOC)区间赋予初始氢指数值。根据这一思想，只要识别不同w(TOC)区间(0.5%～1%，1%～2%，>2%)的源岩厚度，即可精细描述源岩体的非均质性[11, 12, 13]。
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| 图 1 松辽盆地青一段湖相烃源岩IH与w(TOC)的相关性Fig.1 Relationship of IH to w(TOC) from the first member of the Qingshankou Formation lacustrine source rock in Songliao basin |
测井数据结合有机地球化学扫描分析识别高w(TOC)层段已有较成熟的技术，典型的如利用伽马测井、声波时差测井和电阻率测井相结合计算有机碳的ΔlogR法[14, 15]。中国湖相源岩测井地球化学评价实践表明：伽马测井仅能较好识别部分盆地的湖相高丰度源岩，如鄂尔多斯盆地延长组湖相源岩；而ΔlogR法能适用于各个湖相盆地，并较好识别不同有机质丰度的源岩层段。我们进一步改进了ΔlogR法，考虑了按埋深和有机成熟度分段、实测w(TOC)合理归位、多种测井数据验证和岩性扣除，设计了SR-logR软件，已在国内多个油田取得应用。图 2为松辽盆地松科1井源岩测井地球化学评价结果图，可以看出计算w(TOC)与实测w(TOC)有很好的拟合关系。5年多来，通过6 000多口探井的实践，已取得良好效果[11, 12]。
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| 图 2 松辽盆地松科1井(M206井)源岩测井地球化学评价图(改进的SR-logR法)Fig.2 Geochemical log profile of wells from SR-logR， an improved ΔlogR algorithm，Song scientific explore 1 well (M206 well)，Songliao basin |
页岩有机质含量增加会降低纵波速度和密度，增加岩石弹性各向异性；只有建立起w(TOC)与岩石物理性质、地震属性数据之间的关系，才有可能用地震数据预测源岩。目前已建立富有机质页岩岩石物理性与声波参数之间的关系①。我们的研究实践表明：如果源岩w(TOC)大于2%、厚度大于15 m，并存在w(TOC)大于3%层段，则可利用地震数据确定源岩层段；如果源岩w(TOC)小于2%、厚度小于10 m，则利用地震数据分析烃源岩可靠性较低。另一方面，如果有较多探井的源岩测井地球化学评价数据约束，利用地震数据分析高w(TOC)烃源岩可靠性较高。
我们认为，目前钻揭致密油勘探层的探井数据已较多，对致密油勘探层的识别精度应达到测井数据精度(0.125 m)。只要完成大量探井高丰度源岩层段精细分析，将离散的地球化学数据转变为连续的w(TOC)和IH计算值，结合层序地层格架分析，即可建立起精细的高丰度源岩展布地质模型(图 3)。另一方面，对比分析气测数据和含油饱和度测井分析数据，就可实现对致密油勘探层分布工业化精细编图。
① Wensaas，Marita Gading，Helge Lseth，et al. Source Rock Prediction from Seismic:Part I: Links Between Rock Properties and Seismic Attributes. [S.l.]:American Association of Petroleun Geologists,2011.
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| 上左. 青一段沉积相和分析井位置；上右. 源岩测井地球化学评价w(TOC)图(采用SR-logR法，用实测w(TOC)数据标定)；下. 松辽盆地青山口组东西向层序地层格架。 图 3 松辽盆地青一段富有机质源岩精细表征Fig.3 Refined characterization of organic-rich source rock of K1qn1 of Songliao basin |
致密油勘探层原地油量分析是致密油资源评价的关键。致密油勘探层中的油主要分为两类：一是致密油勘探层中砂岩、粉砂岩和碳酸盐岩夹层中的油，呈游离态；二是富有机质源岩中的油，包括吸附态和游离态。前一种游离油的数量评价技术类似于常规储层，油量等于储层体积乘以孔隙度和含油饱和度。致密油勘探层中的砂岩、粉砂岩和碳酸盐岩层以高含油饱和度为特点，含油饱和度主体可达70%～85%。这类油的典型实例:国外是Bakken页岩勘探层中的Bakken段，主体是粉砂岩和碳酸盐岩致密储层，上下均为富有机质的上Bakken段页岩和下Bakken段页岩[16, 17];国内的典型实例是鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油勘探层[5]，在上下高丰度源岩中间夹有多层砂岩层。图 4列出了长7段致密油勘探层砂岩层中孔隙度和含油饱和度典型分布。
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| 图 4 鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油勘探层砂岩孔隙度和含油饱和度Fig.4 Oil saturation plotted against porosity for the tight sandstone in Chang 7 Number play，Yanchang Formation，Ordos basin |
富有机质源岩中的油包括了吸附油和游离油。以前广泛认为页岩中的油和气主要是吸附油和吸附气，大约为100 mg/g和20 mg/g[18]。页岩油气的新数据表明，源岩中存在更多的游离态油和天然气。基于过去10年中页岩勘探层的新数据，我们重新修订了Kinex(图 5)和Trinity排烃模型。新的模型不仅将吸附烃(主要在有机质中)和游离烃(主要在孔隙中)区分开来，而且考虑了有机质生烃过程中新形成的有机孔隙，源岩中的一些有机孔隙被保存下来。有机孔隙是烃类润湿的，具极高含油气饱和度[19]。游离油存在于源岩的无机和有机孔隙中，吸附油主要存在于有机质中；有机质中油吸附量与烃类分子量呈正相关。因此，高成熟阶段有更多游离油。新的模型考虑了有机质孔隙和无机孔隙的烃类饱和度，较好地拟合了页岩勘探层的实际数据。根据源岩岩石热解数据标定源岩中的吸附油量和游离油量，在油气模拟软件(Trinity 3D)中可实现对原地油量、游离油量和吸附油量的计算。
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| 有机相C，w(TOC)>2%，IHo=600～700 mg/g。 图 5 湖相源岩中排出烃和残留烃Kinex模型 Fig.5 Kinex model of expelled and residual hydrocarbon for lacustrine source rocks |
大量页岩气勘探层产量曲线证明，采出的页岩气主体是游离气。对加拿大Montney页岩数据的分析[20]表明，虽然吸附气占OGIP的23%，但其仅占井初始产量的2%、最终可采量的6%；吸附气对产量的贡献主要表现在页岩气开发晚期。同样，页岩勘探层采出的油主要是游离油。游离油赋存在页岩层段不同尺度中的砂岩、粉砂岩和碳酸盐岩层中，即使在富有机质源岩样品中仍可在显微尺度显示出富有机质纹层与贫有机质纹层相间。我们对Rock Eval实测数据的统计表明，源岩中吸附状态的油量低于100 mg/g；对于Eagle Ford页岩，吸附油量为5～10百万桶/km2，相当于原地油量的一半以下。因此，我们认为页岩勘探层中大部分吸附状态的油难以开发生产。
岩性和孔隙度对页岩油评价十分重要。最好的页岩勘探层几乎均是钙质的，如白垩岩、泥灰岩、钙质页岩，或者硅质岩。统计分析表明，富黏土的源岩残留烃量较低，或者难以压裂，黏土小于40%的页岩才具商业开发价值。目前的研究认识到，钙质页岩经历早期成岩作用后岩石已固结(或不再压实?)，在生烃之前干酪根体积在原地固化，不再承受上覆载荷；干酪根转化为油后产生了有机孔隙，在干酪根有机质体积中形成微孔或大孔。这种有机孔隙是油/气润湿的，油气饱和度接近100%。如果岩石不再压实，这些孔隙度则得以保存。
有机孔隙呈现油润湿性，导致油气在有机质中具有高保存能力。对于富黏土的源岩，如果干酪根有机网络饱和石油(TI值(w(S1)/w(TOC))大约为100 mg/g)，则油可能排出，而不是保存在水润湿的无机孔隙中；因此，富黏土页岩孔隙度可能并不低，但是孔隙含油饱和度可能较低。这一现象只要对比TI值则相当明显：富碳酸盐的海相Eagle Ford页岩TI值达到300～400 mg/g，海相Bakken页岩小于120 mg/g，而富黏土的湖相沙河街页岩一般小于80 mg/g。松辽盆地青一段和嫩一段页岩TI值一般小于60 mg/g(图 6)。湖相页岩的吸附油量门槛值是否明显低于海相页岩有待深入分析；但富黏土的湖相源岩TI值偏低，说明页岩中主体是吸附油。
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| 样品采自图2展示层段。 图 6 松辽盆地松科1井(M206井)页岩TI值 Fig.6 Scatter diagram of TI values for the shale samples of M206 well in the Songliao basin |
目前，表征源岩含油量的指标主要有两个，一是岩石氯仿沥青“A”量，二是岩石热解S1值。在生油窗早期阶段(镜质体反射率(Ro)为0.6%～0.9%)，由于石油的成分介于氯仿沥青“A”和S1之间，实际的岩石含油量应于介于这两者之间；而在生油窗晚期阶段(Ro为0.9%～1.2%)，地下源岩层中轻质烃类所占比例较大，用氯仿沥青“A”和S1值可能均低估实际的源岩含油量。但无论从岩石氯仿沥青“A”量，还是用岩石热解S1值衡量岩石含油量，从体积法计算源岩原地油量总是一个巨大的数值。实际上，源岩，特别是富黏土的湖相源岩，主体是吸附油，而吸附油在目前的技术条件下难以开采，现阶段真正有工业阶值的是游离油。因此，致密油和页岩油资源评价，必须区分开游离油和吸附油而分别评价。如果仅是按源岩总原地油量乘以想象的可采系数(国土资源部油气资源中心推荐用5%)得出页岩中的可采资源量实际上不合理的；因为一些源岩层原地油量可能均为吸附油量，目前技术条件下没有可采资源量。
根据实际地球化学数据标定源岩中游离油量和吸附油量模型，按图 5提出的模型可计算出游离油量、吸附油量和总原地油量。从目前的实例分析，计算值与实际数据基本一致。目前Bakken、Niobrara、Eagle Ford等海相致密油勘探层均已积累大量OOIP和EUR实际数据；海相致密油勘探层地质资源量和可采资源量评价精度已较高，但湖相致密油勘探层EUR实际数据较少。我们认为海相致密油勘探层地质资源量和可采资源量评价技术基本上可用于湖相致密油勘探层。
4 致密油的可动性分析页岩勘探层油的黏度是流动性评价的一个关键性因素，但是黏度较难定量预测。总的来说，在生油窗阶段，随成熟度或转化率增加，源岩生成烃类气油比(GOR)增加4个数量级，而黏度降低3个数量级。Eagle Ford页岩油勘探层实际数据[21]表明，页岩勘探层油气产量与气油比存在正相关关系(图 7)。如果没有经历后期的抬升剥蚀，中国东部大部分浅埋藏(埋深小于3 500 m)的湖相页岩勘探层有机成熟度(Ro)大部分低于0.9%[22]。
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| 图 7 Eagle Ford页岩勘探层油气产量与气油比的相关性 Fig.7 Relationship of GOR to production in the Eagle Ford shale |
国内已有的湖相页岩油勘探实践证明，成熟早期阶段即使已采用水平井水力压裂，页岩油产量仍是有限的。我们目前已建立起典型海相和湖相源岩生成烃瞬时和累积气油比、比重(API)和黏度随温度、转化率或成熟度变化的模型；只要准确标定源岩成熟度和转化率，便可大致预测页岩油黏度或流动性。
目前，利用镜质组反射率标定湖相源岩成熟度和转化率存在明显问题：湖相源岩中一般不存在典型的均质镜质体，实测的镜质组反射率既可能是抑制，也有可能是增强，其精度和分析样品数均有限。页岩勘探层评价需要更高的精度水平对源岩成熟度和转化率作出评价。我们认为，利用湖相高丰度源岩(w(TOC)>2%)IH和TI演化可较高精度地标定源岩的成熟度和转化率：IH从生油门槛阶段的约700 mg/g降低至生油窗死线的50～80 mg/g；另一方面，源岩岩石热解样品的数据量在石油公司中最多。下面以泌阳盆地为例(图 8)，说明如何准确标定湖相源岩成熟度和转化率，预测原油的气油比和API。
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| 图 8 泌阳盆地核桃园组页岩勘探层Eh3-5构造图 Fig.8 Structural contour map of the Hetaoyuan Formation(Eh3-5) shale in Biyang basin |
AS1井和BSHF-1井是两口页岩油勘探井。我们首先用有系统岩石热解数据的B93、B253和B255井标定出源岩成熟度和转化率，以及古地温梯度和剥蚀厚度；然后，用有机相C生烃动力学参数、地温梯度35 ℃/km、地表温度15 ℃、剥蚀厚度600 m可以很好地拟合实测的IH数据(图 9)。我们认为这种化学动力学拟合标定方法得出了合理的地温梯度和剥蚀厚度，做出的生烃模型代表了地下源岩生烃状况。
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| 地温梯度35 ℃/km；地表温度15 ℃；剥蚀厚度600 m；有机相C生烃动力学参数：E=221.4 kJ/mol，A=2.44e13s-1，σ=3.9。 图 9 利用湖相高丰度源岩(w(TOC)>2%)IH演化化学动力学标定源岩的成熟度和转化率及剥蚀厚度 Fig.9 Evolution of IH values of organic-rich source rock (w(TOC)>2%) with depth was used to calibrate the thermal maturity, transformation ratio and erosion thickness for the source rock |
只要生烃模型明确，就可以从Kinex软件中得出湖相源岩生成烃瞬时和累积气油比、API和黏度随深度的变化。图 10展示源岩瞬时和累积气油比随深度的变化。AS1井核三段2 450～2 510 m深度段直井压裂产油4.68 m3/d，气油比为24 m3/m3，原油API为28；BSHF-1井核三段2 701～3 642 m深度段水平井压裂产油122.5 m3/d，产油1 072 m3/d，气油比为47.6 m3/m3，API为32.3。计算数值与实测数据基本一致。
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| 图 10 泌阳盆地核三段累计和瞬时气油比随深度的变化和两口页岩油探井实际数据 Fig.10 Changes of accumulated and instantaneous GOR with depth for the Eh3 in the Biyang basin and the measured GOR values of two wells |
从图 10泌阳盆地核三段累计和瞬时气油比随深度的变化模型可以看出，页岩油的气油比符合瞬时曲线；可以预测，当深部深度大于3 000 m时，页岩气油比明显增高，原油流动性会更高，推测其初始产量会更高。Kinex模型是参数随温度演化的模型，根据地质模型中地温梯度和剥蚀厚度的不同，在Trinity 3D中容易得出页岩油气油比、API和黏度在空间上的变化。
5 结论1)致密油位于成熟富有机质页岩层段或其邻近层，利用从ΔlogR法改进的SR-logR源岩测井地球化学评价技术可识别出湖相地层中不同w(TOC)区间的源岩层段，利于IH与w(TOC)相关性的建立，实现湖相源岩层非均质性精细表征。
2)湖相致密油勘探层油的赋存形式分为两类：一是致密油勘探层中砂岩、粉砂岩和碳酸盐岩夹层中的油，呈游离态；二是富有机质源岩中的油，包括吸附态和游离态。后者吸附油量在成熟早期阶段约为100 mg/g，随成熟度增高而降低。源岩残留油中高出吸附油门槛值的部分才是游离油，吸附油在目前的技术条件下难以开采，现阶段真正有工业阶值的是游离油。根据实际地球化学数据可标定出源岩中游离油和吸附油量随温度、成熟度和深度变化的模型，从而可计算出游离油量、吸附油量和总原地油量。
3)只要准确标定源岩成熟度和转化率，可大致预测页岩油黏度或流动性。利用湖相高丰度源岩(w(TOC)>2%)IH和TI的演化可较高精度地标定源岩的成熟度和转化率。以泌阳盆地为例展示了从源岩生烃模型预测页岩油流动性。
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