1.1 致密油与页岩油聚集机理

国内外研究者及相关机构对于“致密油”的定义存在差异。但大都认为致密油是一种非常规石油资源，产层为具极低渗透率的页岩、粉砂岩、砂岩或碳酸盐岩等致密储集层，具有与富有机质源岩紧密接触，原油油质轻的基本地质特征。在开采方面，也需要利用水平钻井、分级压裂等页岩气开采的特殊方式。在地质特征、甜点区优选、资源潜力等方面，致密油与页岩油均存在差异。

页岩油和致密油聚集机理的核心是“致密化减孔聚集”或称为“致密化成藏”，页岩系统依靠压实、成岩等使孔隙减小，实现自身封闭聚集油气，揭示两者聚集机理，直接决定各自地质特征和分布规律。

“原位滞留聚集”或“原位成藏”是页岩油聚集机理，包括泥页岩中烃类释放和烃类排出两个过程，液态烃释放受干酪根物理性质、热成熟度、网络结构等控制，液态烃排出受岩性组合、有效运移通道、压力分布及微裂缝发育程度等控制，流体压力、有机质孔和微裂缝的发育和耦合关系，决定着页岩油的动态集聚与资源规模。

致密油聚集机理则为“近源阻流聚集”或“近源成藏”，区域盖层或致密化减孔，致使油气遇阻，不能运移进入更远圈闭。形成包括烃类初次运移和烃类聚集两个过程，烃类初次运移受源储压差、供烃界面窗口、孔喉结构等控制，近源烃类聚集主要受长期供烃指向、优势运移孔喉系统、规模储集空间等时空匹配控制。

1.2 致密油地质特征

近年来，致密油成为全球非常规石油勘探开发的亮点领域，美国先后发现巴肯（Bakken）、鹰滩（Eagle Ford）、尤蒂卡（Utica）等主要致密油产层，展示出良好的发展前景。中国致密油分布范围广，类型多样，也呈现良好的勘探开发形势，截至2013年底，在鄂尔多斯盆地延长组、准噶尔盆地二叠系、松辽盆地青山口组和扶杨油层发现多个（5~10）×108t级储量规模区，在渤海湾、四川等盆地也获重要突破。

通过解剖国内外致密油实例，可归纳出以下8个地质特征:

（1）致密碳酸盐岩、致密砂岩为2类主要储集层。储集层物性差，基质渗透率低，空气渗透率多小于或等于1×10-3μm2，孔隙度小于或等于12%，受有利沉积相带控制。

（2）富油气凹陷内致密油源储共生。圈闭界限不明显，优质生油岩区致密油大面积连续分布，一般TOC≥2%。

（3）油气以短距离运移为主。持续充注，非浮力聚集，油层压力系数变化大、油质轻；一般生油岩成熟区（0.6%≤Ro≤1.3%）气油比高，初期易高产。

（4）发育微纳米级孔喉系统。孔喉半径小，主体直径40~900nm，孔隙结构复杂，喉道小，致密砂岩油储集层泥质含量高，水敏、酸敏、速敏严重，因而开采过程易受伤害，损失产量可达30%~50%。

（5）致密油层非均质性严重。由于沉积环境不稳定，致密砂层厚度和层间渗透率变化大，有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，油水层评价困难较大。由于孔喉结构复杂，吼道小，毛细管压力高，原始含水饱和度较高（一般30%~40%，个别达60%），原油密度多小于0.825g/cm3。

（6）发育天然裂缝系统。岩石坚硬致密，但存在不同程度裂缝，一般受区域性地应力控制，具有一定方向性，对油田开发效果影响较大，裂缝既是油气聚集的通道，也是注水窜流的条件，且人工裂缝多与天然裂缝方向一致。

（7）发育原生致密油和次生致密油。原生致密油主要受沉积作用影响，一般沉积物粒度细，泥质含量高，分选差，以原生孔为主，大多埋深较浅，未经历强烈的成岩作用改造，岩石脆性低，裂缝不发育，孔隙度较高，而渗透率较低，多数为中高孔低渗型。次生致密油一般受多种成岩作用改造，储集层原属常规储集层，但由于压实、胶结等成岩作用，大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留较少，形成致密储集层。

（8）单井产量一般较低。油层受岩性控制，水动力联系差，边底水驱动不明显，自然能量补给差，产量递减快、生产周期长，稳产靠井间接替，多数靠弹性和溶解气驱采油，油层产能递减快，一次采收率低（8%~12%），采用注水、注气保持能量后，或重复压裂，二次采收率可提高到25%~30%。

中国陆相致密油与北美巴肯致密油和鹰滩致密油相比，中国致密油的形成与分布具有独特的地质属性:

（1）中国致密油以陆相沉积为主，主要与陆相优质生油岩共生。中国陆相生油岩主要发育在中、新生代，断陷、坳陷和前陆等盆地都有分布，生油凹陷数量多，TOC含量中等-高，其中最有利于形成规模致密油的生油岩TOC一般大于2%，Ｒ。为0.9%~1.3%。北美致密油以海相为主，生油岩质量更好，TOC可高达12%，分布稳定，面积大；

（2）中国陆相致密储集层非均质性强，横向变化大，孔隙度相对较低（6%~12%），以纳米级孔喉系统为主，其中致密砂岩多为薄互层，致密碳酸盐岩厚度相对较大。国外以海相沉积为主，分布较稳定，基质孔隙度较高（可高达15%）；

（3）中国致密油主要分布于坳陷区及斜坡带，分布面积、规模相对较小，一般单个面积小于2000km2，但累计厚度大；国外致密油分布范围较大、厚度较小；

（4）中国大陆在中新生代存在较强烈构造运动，对保存条件有一定影响，压力系数变化大，致密油层既有超压，也有负压。而国外构造稳定，致密油层以超压为主；

（5）中国致密油油质相对较重，而北美致密油多为凝析油，油质较轻，气油比高；

（6）中国致密油勘探开发刚起步，研究和认识程度较低，但国外已积累了一些经验。

1.3 页岩油地质特征

页岩油是指已生成仍滞留于富有机质泥页岩地层微纳米级储集空间中的石油，富有机质泥页岩既是生油岩，又是储集岩，具有6大地质特征:

（1）源储一体，滞留聚集。页岩油也是典型的源储一体、滞留聚集、连续分布的石油聚集。与页岩气不同，页岩油主要形成在有机质演化的液态烃生成阶段。在富有机质泥页岩持续生油阶段，石油在泥页岩储集层中滞留聚集，呈现干酪根内分子吸附相、亲油颗粒表面分子吸附相和亲油孔隙网络游离相3种类型，具有滞留聚集特点。只有在泥页岩储集层自身饱和后才向外溢散或运移。因此，处在液态烃生成阶段的富有机质泥页岩均可能聚集页岩油。

（2）较高成熟度富有机质页岩，含油性较好。富有机质页岩主要发育在半深湖-深湖相沉积环境，常分布于最大湖泛面附近的高位体系域下部和湖侵体系域。富含有机质是泥页岩富含油气的基础，当有机质开始大量生油后，才会富集有规模的页岩油。高产富集页岩油一般TOC＞2%，有利页岩油成熟度Ro为0.7%~2.0%，形成轻质油和凝析油，有利于开采。

（3）发育微纳米级孔与裂缝系统。页岩油储集层中广泛发育纳米级孔喉系统，一般孔径大小为50~300nm的孔隙构成主要的储集空间，局部发育微米级孔隙。孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔、晶间孔等。其次，微裂缝在页岩油储集层中也非常发育，类型多样，以未充填的水平层理缝为主，次为干缩缝，近断裂带处发育有直立或斜交的构造缝。与页岩气储集层相比，页岩油储集层热演化程度较低、埋深较浅，储集空间较大。大部分泥页岩中黏土矿物呈片状结构、有机质纹层结构等多种微观结构类型，页岩油多赋存于矿物微观结构或与其平行的微裂缝。

（4）储集层脆性指数较高，宜于压裂改造。脆性矿物含量是影响页岩微裂缝发育程度、含油性、压裂改造方式的重要因素。页岩中高岭石、蒙脱石、水云母等黏土矿物含量越低，石英、长石、方解石等脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，在外力作用下越易形成天然裂缝和诱导裂缝，利于页岩油开采。中国湖相富有机质页岩脆性矿物含量总体比较高，可达40%以上，如鄂尔多斯盆地延长组长7段湖相页岩石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物含量平均达41%，黏土矿物含量低于50%，长7段中下部页岩中黄铁矿的含量较高，平均为9.0%。

（5）地层压力高且油质轻，易于流动和开采。页岩油富集区位于已大规模生油的成熟富有机质页岩地层中，一般地层能量较高，压力系数可达1.2~2.0，也有少数低压，如鄂尔多斯盆地延长组压力系数仅为0.7~0.9。一般油质较轻，原油密度多为0.70~0.85g/cm3，黏度多为0.7~20mPa·s，气油比高，在纳米级孔喉储集系统中，更易于流动和开采。

（6）大面积连续分布，资源潜力大。页岩油分布不受构造控制，无明显圈闭界限，含油范围受生油窗富有机质页岩分布控制，大面积连续分布于盆地坳陷或斜坡区。页岩生成的石油较多滞留于页岩中，一般占总生油量的20%~50%，资源潜力大。北美海相页岩分布面积大、厚度稳定、有机质丰度高、成熟度较高，有利于形成轻质和凝析页岩油。

中国陆相富氢有机质页岩主要发育在半深湖-深湖相沉积环境，以Ⅰ型和ⅡA型干酪根为主，易于生油；页岩成熟度普遍偏低（Ro一般为0.7%~1.3%），处于生成偏轻的石油阶段；页岩有机质丰度较高（TOC≥2.0%）；形成商业性页岩油气，有效页岩厚度一般在10~20m以上。

陆相页岩层系油源岩中，纹层状页岩与块状泥岩在各种地球化学指标上差异较大。

以鄂尔多斯盆地长7段为例，大量测试分析显示，长7段页岩有机质丰度和生烃潜力远大于泥岩，页岩生烃潜力是泥岩的5~8倍；

长7段黑色页岩的有机碳平均含量高达18.5%，是泥岩的5倍；

页岩可溶烃（S1）平均含量为5.24mg/g，是泥岩的5倍以上；

页岩的热解烃（S2）平均含量为58.63mg/g，近乎泥岩的7倍，因此页岩的平均生烃潜力（S1+S2）约为泥岩的8倍；

而且页岩的氢指数（HCI）、有效碳（PC）、降解率（D）和烃指数都大于泥岩。

富有机质页岩不但是长7段烃源岩层系中最主要的生油岩，也是页岩油聚集的主要类型。

1.4 致密油与页岩油地质特征差异

致密油是储集在紧邻烃源岩的致密砂岩、致密碳酸盐岩等致密储集层中的轻质石油，在源岩、储集层及源储组合、聚集特征等方面地质标志明显，而区别于页岩油:

（1）致密油发育于大面积分布的致密储集层（孔隙度φ＜12%、基质覆压渗透率K＜0.1×10-3μm2），而页岩油储集层分布面积相对较小，主要分布在盆地斜坡和坳陷中心区，储集层物性更加致密（孔隙度为2%＜φ＜5%、基质覆压渗透率以纳达西为主）；

（2）致密油形成需要广覆式分布的成熟优质生油层（Ⅰ型或Ⅱ干酪根、平均TOC＞1%、Ro为0.6%~1.3%），页岩油可能属于大量生成，二次运移后剩余源岩的石油，也可能属于进入生油窗开始生成未大规模运移的滞留石油。

（3）致密油连续性分布的致密储集层与生油岩须紧密接触源储共生，无明显圈闭边界，无油“藏”概念；页岩油源储一体，泥页岩自身即为生油层，又是储集层；

（4）致密储集层内原油密度大于40°API或小于0.8251g/cm3，油质较轻，页岩油原油密度0.70~0.85g/cm3，原油属于轻质油或凝析油。

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