0 引言

随着油气勘探进程的逐步深化与开发手段的日益提高，以前普遍被认为“低品质”的致密储层油气以其丰富的资源潜力逐渐受到人们的重视，作为常规油气的接力资源，成为近几年来较为热门的勘探与研究对象。致密油与常规油藏相比，在其成藏方面有很大的差异，对此前人也做了大量研究。从成藏动力上来讲，与常规油气藏以浮力运移为主不同，超压是油气向致密储层中充注运移的主要动力^[1-3]；从成藏过程上来讲，非达西流是致密油渗流的主要方式^[4-5]；从成藏距离上来讲，致密油不存在大规模的二次运移，近源成藏是其主要特征，在一些砂泥互层频繁的地区甚至可以说是源储共生^[6]；从成藏赋存状态上来讲，致密油藏不存在以往意义上的圈闭概念，大面积连续或准连续聚集于盆地斜坡或中心区带，集中赋存于储层物性及源岩条件较好的“甜点”区域^[7-8]。致密油的研究极大地丰富了石油地质理论，拓宽了成藏研究的视野，解放了以往的某些“勘探禁区”，但是针对致密油成藏的研究仍有很多方面亟待深入与完善。目前关于致密油成藏的研究多集中于宏观规律的总结，少见内在聚集机理的探讨——例如成藏动力和阻力的量化、油气运移过程的描述、油藏边界的确定等等。此外，一些常见的理论在实际应用中也遇到了挑战：例如致密油勘探中较为注重“甜点区”的寻获，我们在具体实例研究中却发现在一些油气资源丰富的致密油区块，很多靠近优质烃源岩且储层物性较好的“甜点”砂体却并未发现油气；再如，对于常规砂岩裂缝型油藏，由于浮力的作用，位于裂缝顶端的砂体往往是最具可能性的油气富集区域，然而在致密砂岩裂缝型油藏研究中，我们发现这一规律不再适用。因此，笔者对比了“致密油”与“常规油”在成藏动力和运移模式方面上的区别，并根据近几年参与致密油研究的些许经验，提出了关于致密油成藏的点滴思考，抛砖引玉，以期对相关领域学者的研究有所启发。

1 致密油运移动力及运移特征 1.1 “膨胀力”

目前，对于致密储层物性条件的界定已有较为统一的标准，即孔隙度＜10%、覆压渗透率＜0.1×10^-3 μm^2[9-11]。在国内一些致密油发现区，其储层物性条件甚至比这个标准低很多，如川中侏罗系凉高山组致密储层，其孔隙度普遍＜5%，地面渗透率＜0.2×10^-3 μm²，庞正炼等^[12]通过注油实验获得该区域油层样品的致密油二次运移阻力数量级为10 MPa。李明诚等^[1]曾以排驱压力为0.1 MPa的储层为例，认为单在浮力作用下，需要垂直高度至少42.5 m的连续油柱才能使石油突破毛管压力进入储层。显然，在像凉高山组这般致密的储层中，浮力难以承担推动油气运移的重任，因而烃源岩内部的流体异常高压被普遍认为是推动致密油运移的主要动力。烃源岩内流体异常高压的产生有多种原因，如生烃增压、欠压实异常高压、水热增压等^[13-15]。成因虽有差异，但归根结底都是由流体内部分子距离的改变而产生的范德华力，在力的作用下表现出流体体积的膨胀。笔者将这种以石油内部分子间作用力为特征的运移动力统称为石油“膨胀力”，它与常规储层中推动石油二次运移的浮力显著不同。总结为以下几个方面：

首先，从力的大小与分布规律来看。“膨胀力”一旦产生，则普遍较大。以生烃增压为例，干酪根密度(一般为1.2~1.4 g/cm³)与所产生的原油密度(一般为0.7~1.0 g/cm³)存在较大差别，在不考虑流体外泄的情况下，在干酪根向液体烃类的转化过程中，体积的膨胀将产生较大的流体压力。郭小文^[16]曾通过物理模拟实验的方法对生油增压值进行量化，w(TOC)为4.77%的泥岩样品当烃转化率为0.45时，即可以产生高达26.3 MPa的超压，与之相比，浮力及重力的作用可以忽略。在“膨胀力”作用下石油流体内部压强可以说是处处相等，在浮力作用下石油流体内部压强却是呈垂向线性变化的；因此，在两种力的作用下，石油流体内部压力梯度分布规律存在显著区别。

其次，从力的作用方向来看。当“膨胀力”尚未突破阻力、石油未发生流动时，由流体静力学原理可知，此时石油流体内部任一点静压强的大小与其作用面的方向无关，压力的方向垂直于作用面沿其法线方向延伸；当“膨胀力”增大到足以克服边界毛细管阻力时，则在“膨胀力”的作用下流体将同样垂直于边界面向外发生运移。而浮力的作用却有一定的指向性，基于流体内部压力梯度的分布特征，在浮力作用下，原油内部某点存在向上的动力趋势。

再者，从动态的角度来看。作用在石油流体上的浮力与“膨胀力”也存在明显的不同。暂不考虑后来生成烃类的补充，对于某一石油连续流体，在“膨胀力”的作用下，总体表现出体积的膨胀；在体积发生膨胀的同时“膨胀力”会随之急剧衰减，不考虑温度的影响和流体总量的变化，其衰减过程可以通过流体状态方程进行描述^[17]：

式中：k为石油压缩系数；V为油滴体积；p为流体压力。

因此, 对于致密油而言，其运移动力的大小是随石油的运移状态时刻发生变化的，也就是说：一方面“膨胀力”驱动石油运移，另一方面石油的运移状态对“膨胀力”的大小又存在一种“反馈”。而在浮力的作用下，力的大小只取决于油水密度差和石油流体体积，与其运移状态无关：

式中：f为石油流体所受浮力；ρ_w为水的密度；ρ_o为油的密度；g为重力常数。

1.2 “膨胀力”作用下致密油运移特征

不同的运移动力造成了迥异的运移方式。假设图 1a、b均为一理想的各向均质砂体模型，区别是：图 1a砂岩物性较好，存在一个油滴，其在浮力作用下足以克服砂岩阻力发生运移；而图 1b砂岩较为致密，同一油滴只有在“膨胀力”的作用下才能够发生运移。对于图 1b所示模型，如前文所述，在“膨胀力”的作用下流体内部压强处处相等，在油滴边界处压力梯度发生突变。同时，考虑到所假定的砂体各向均质，油滴边界处阻力大小相同。所以当“膨胀力”大于边界处毛细管阻力，油滴开始向周边砂体发生运移时，整个油滴边界面处动力和阻力的合力大小一致，且方向恒垂直于边界面指向油滴外部。在这一均衡合力的作用下油滴将向周缘均衡扩张，边界面上的每一点将沿着合力的方向等速运移(图 1b)。而对于同一油滴，在浮力的作用下，它将垂直向上发生运移(图 1a)。

在一个更为宏观的尺度下，这两种运移模式的差别或许更加直观。同样在上述两个理想化的砂体背景下，假设存在一个球形的正处于生烃阶段的各项均质烃源岩(图 1c、d)。在砂体物性较好的图 1c模型中，源岩生成的石油将在浮力及表面张力的共同作用下首先发生汇集，以油珠或连续相的形式垂直向上运移。而在图 1d模型中，石油的运移则主要依靠“膨胀力”。D是位于烃源岩球面边界上的一点，同样在砂体各向均质的情况下，点D处产生的石油向球面外的运移完全符合图 1b模型所描述的运移模式——各向等速运移。球面由无限个点组成，烃源岩球面上的所有点在某一时刻的等距运移叠合在一起将形成一个球形“包络面”，也即致密油藏在该时刻的“动态边界”，这类似于波在传播过程中的惠更斯原理。若“膨胀力”仍大于边界处的阻力，该致密油藏将以目前的“动态边界”为起点保持上述运移规律继续扩张。

2 致密油运聚特征实例分析

上一节中论述了“膨胀力”与“浮力”在力学性质上的差别，以及致密油在“膨胀力”作用下运移的大致规律。下面则结合实例，近一步探讨在一些实际地质情形下，由于“膨胀力”的作用，原油在致密储层中所表现出的运移富集特征。

2.1 隔、夹层对致密油富集的影响

原生沉积环境是影响储层致密化程度的关键因素之一，在一些水动力较弱、沉积微相变换频繁的区域，砂体物性往往较差且非均质性较强，在整体致密的背景下存在一些泥质、钙质的“更致密体”，在开发上称之为“隔层”与“夹层”。隔、夹层在陆相碎屑岩储层中较为常见，以流动单元面积的1/2为界限，大于1/2的称为隔层，小于1/2的称为夹层^[18]。常规油气藏中对于隔、夹层的研究多集中于开发角度，勘探上考虑较少。因为在常规油气运移过程中，隔、夹层并不会起到明显的阻碍作用，在浮力的作用下，油气往往可以绕过隔、夹层，而在其上方部位成藏。然而，在鄂尔多斯盆地及四川盆地致密油区的研究中我们发现，隔、夹层对致密油的运聚却能产生较大影响^[19-20]。

白豹地区与长7优质烃源岩紧邻的长8油层组的上段(长8₁)致密砂岩储层是鄂尔多斯盆地典型的致密油区，上生下储，裂缝不发育^[21]。在研究中发现，该地区很多被认为是“甜点区”的物性较好储层却没有油气显示或者具有较小的产油量。从图 2可以看出，出油井的分布首先受沉积相带的控制：位于分流间湾的钻井基本为干井，无油气显示；工业油井主要位于砂地比较高的水下分流河道区域。但是，同样位于储层物性较好区域的钻井，其油气显示却仍然具有较大的差别。如白豹周边区域，位于同一个水下分流河道，油井、干井、水井零散分布，油水关系甚为复杂。对比试油层段的储层物性，高产井与水井亦或是干井并无明显区别。如白416井未见油气显示，但是试油层段的储层物性甚至好于高产的白306井(表 1)。可见该致密油区油气的分布富集并不完全受储层物性的控制，所谓的“甜点区”并不一定含油。

为了解释这一现象，选取含油性差别较大的6口典型井做连井对比剖面(图 3)。从剖面上可以观察到：如白416井、白305井、白210井要么无油气显示，要么产油量明显小于周边油井，在测井及岩心上可以发现烃源岩与试油层段之间存在小段泥岩；而白306井、白304井、白429井产油量较高，烃源岩与产油段储层之间则是一种类似于“突变式”的接触模式，即作为烃源岩的大段泥岩与作为储层的致密砂岩直接接触，中间无隔、夹层“阻挡”。为了量化泥质隔、夹层对油气的封堵作用，笔者从钻井取心中选取了2个泥质隔、夹层的样品(白416井，2 118.56 m；白305井，1 996.4 m)做高压压汞测试，其进汞压力分别为101.8与78.4 MPa，远远高于一般致密砂岩的排驱压力 。可见石油要想穿过隔、夹层运移是极为困难的，源储之间泥质隔、夹层的存在对该地区致密油的运移具有明显的阻碍作用，并进一步影响了宏观上致密油的富集与分布。就该研究地区而言，图 3中的6口井并不是个别现象，从其他油气显示较差井的测井曲线或岩心观察中也发现了类似泥质隔、夹层的存在。通过测井解释结合岩心观察，将源储之间泥质隔、夹层的平面分布绘制在图 2中(灰色区域)，可以发现干井和低产井的分布与泥质隔、夹层的分布具有较好的叠置关系，这样进一步印证了上述推论。

隔、夹层之所以能够对致密油的聚集产生重要影响，其主要原因在于致密储层中石油的成藏动力及运移方式有别于常规储层，这一点我们在上文中也做了详尽探讨。通过一个地质模型对这一现象进行解释(图 4)：储层物性各向均质的致密砂岩与作为烃源岩的厚层泥岩相邻；砂岩下部与泥岩接触区域存在带状分布的泥质隔、夹层，由于厚度较薄，其生烃能力可以忽略，但由于其孔喉极为细小，与致密砂岩相比，油气通过更为困难。正如上文所言，由于储层的致密性，致密油成藏的动力不再是浮力，而是一种“膨胀力”。在砂岩储层各项均质的条件下，原油在这种“膨胀力”的推动下将按照图 1b所示模型之规律发生扩张运移。在本模型(图 4)中，致密油藏上界面将保持平行于泥岩的状态逐步向上推进，如无遮挡，原油运移的距离取决于石油扩散所带来的力的衰减与储层毛细管力的平衡。当存在泥质隔、夹层的遮挡时，由于隔、夹层与砂岩毛细管阻力差别巨大，原油将从隔、夹层边缘处及未遮挡区域进行突破，可以称之为“突破区域”。而“突破区域”上每一点的运移也将遵从模型图 1b所示的运动规律，“突破区域”上所有点的等速运移叠加在一起则形成了类似于A井下方的辐射状油气聚集带。基于在砂岩物性均质情况下的等速运移规律(参见本文1.2)，当动力与阻力平衡时，相对稳定的油藏边界形成，辐射带边界处每一点与其最近的“突破区域”距离相等，可将之称为“突破距离”。如果“突破距离”小于隔、夹层长度的1/2，则将会出现图 4中井B下方的空白地带，这也就在一定程度上解释了在一些隔、夹层较为发育的致密油区中，为什么有些砂体相对物性并不差，甚至可以说是“甜点”区域，但不含油或者产油量较低。

2.2 致密砂岩裂缝型油藏成藏模式

致密砂岩背景下的裂缝型油藏与常规裂缝型油藏在其成藏上也存在明显区别。石油的运移往往优先选择排驱压力较小的“优势通道”^[25]，而裂缝恰恰是这种“优势通道”之一，是石油运移聚集的首选区域。随着裂缝中石油的不断富集，将在裂缝中形成逐渐增长的油柱。在常规储层背景下，不断增长的油柱所产生的浮力往往足以克服砂体的毛细管压力，裂缝中的石油可以注入砂体并在其中发生富集。并且，由于油柱顶端压力最大，裂缝的顶端往往是最具可能性的油气富集区域。但是这一成藏规律并不适应于致密砂岩裂缝型油藏。

鄂尔多斯盆地黄陵地区三叠系延长组中的长6、长7、长8油层组砂体物性普遍较差，孔隙度普遍小于10%，渗透率小于0.1×10^-3 μm²，且发育大量高角度裂缝，属于典型的致密砂岩裂缝型油藏^[26]。该区域的原油主要来自于长7油层组中存在的厚层优质烃源岩，赋存于长6、长8以及长7油层组的致密砂岩中，运移距离较短。在研究中我们发现，该区域致密油成藏表现出两个很有特色的现象。1) 烃源岩之下“跳跃式倒灌成藏”。即来自长7烃源岩的原油在其“下灌”成藏时，更靠近烃源岩的砂体未见油气富集，反而在其下方的砂体中发现油层。如正37井(图 5a)：长8段致密砂岩中裂缝广泛发育，紧邻烃源岩的砂体为干层，其下方砂体却具有较好的油气显示。2) 烃源岩之上“裂缝中下部成藏”，即在烃源岩上方裂缝发育的砂体中，裂缝顶部砂体未发生油气聚集，反而在裂缝的中部或者底部砂体中成藏。如正24井(图 5b)：在有裂缝的地层中，由于泥浆侵入裂缝中，使得裂缝的电阻率明显较围岩低，在成像图上显示为暗色条纹，可以发现长6地层裂缝发育带顶端终止于1 345 m处，按照前文所述及常规裂缝型油气藏的成藏规律，该深度段与裂缝直接接触的砂体是最具可能性的油气富集区域，然而该段砂体实际的油气显示情况却并不理想，相反，在与裂缝中部接触的砂体中却发现了油气聚集。

分析认为，上述两个“特色”成藏现象的产生也取决于致密油“特色”的成藏动力与运移模式，同样通过两个对比性的理想化地质模型进行说明。模型图 6a与模型图 6b均为储层物性各向均质的砂体，所不同的是模型6a中的砂体属于常规储层砂体，即石油在浮力的作用下可以突破其毛细管阻力进入砂体，其毛细管阻力设定为p_ra；而模型6b中的砂体较为致密，单靠浮力难以突破，其毛细管力设定为p_rb；p_rb>>p_ra。设定两模型甜点区域毛细管阻力分别为p_ra和p_rb。另外，两模型具有相同的断裂分布形态。

正如前文所言，在浮力的作用下，油柱内部某一点压强的大小与其距油柱底部垂向距离符合方程：

式中：p为内部流体压强；h为压力点与油柱底部的距离。因此，油柱中每一点压强的大小可以通过图 6a右侧虚线很好地表示出来，可以将此虚线称之为“动力曲线”。随着石油在裂缝中汇集，油柱不断变长，油柱内部压力相应发生改变，油柱“动力曲线”将按图中所示保持斜率不变向右发生推移。图 6a右侧实线为裂缝围岩毛细管压力曲线，从图 6a中可以看出：至t₂时刻，油柱顶部压力已经大于砂岩毛细管压力，因此石油得以在该部位进入砂岩富集；同时也可以发现，过甜点区域裂缝内部流体压力却仍小于其围岩毛细管压力。所以，在常规裂缝型油藏中，裂缝顶端是最具可能性的石油富集区域。

反观模型图 6b，由于储层致密，即便裂缝被石油充满，油柱高度达到最大，浮力仍远小于砂岩毛细管阻力；因此，单靠浮力难以驱使石油在致密砂岩储层成藏。而当后续的原油在生烃增压的作用下继续向裂缝发生充注，裂缝中石油受到压缩则产生了上文所述的“膨胀力”。忽略重力及浮力作用，则整个油柱内部各点压强相等，可以通过垂直的动力曲线(图 6b右侧虚线)进行表示。随着后续充注石油的增多，“内部压力”变大，“动力曲线”逐步向右偏移。可以看出，在“甜点区”部位，油柱压力将首次大于致密砂岩毛细管压力，所以，在致密砂岩裂缝型油气藏中，裂缝沟通的甜点区域是最具可能性的石油富集区域。这也解释了为何会发生类似于“跳跃式倒灌成藏”和“裂缝中下部成藏”的现象。

3 结论

1) 致密储层中推动石油运移的“膨胀力”与常规储层中的浮力在力学性质上存在显著不同：在“膨胀力”作用下石油流体内部压强可以说是处处相等，且石油流体的运移状态对“膨胀力”存在一种反馈作用；在“膨胀力”作用下，石油流体将在各向均质的理想化致密砂岩模型中表现出一种均衡扩张的趋势。

2) 烃源岩与致密储层之间更为致密的隔、夹层对致密油的富集具有重要的控制作用，隔、夹层的存在可以改变致密油的分布形态。一些平面展布面积较大的致密隔层可以造成其上部或下部“有砂无油”的空白带。

3) 有别于常规裂缝型油藏中石油更易于在裂缝顶端富集的规律，与裂缝直接接触的物性较好的砂体是致密砂岩裂缝型油藏最具可能性的石油富集区域。