張新順 馬 鋒 王紅軍 王克銘 李文浩 秦雁群

（ 1中國石油勘探開發(fā)研究院；2中國石油大學(xué)（華東）非常規(guī)油氣與新能源研究院 ）

隨著勘探開發(fā)新技術(shù)應(yīng)用和推廣，非常規(guī)石油產(chǎn)量接連突破，從而證實其巨大潛力和開采價值[1-6]，從2009年起就迎來了全球范圍內(nèi)的勘探開發(fā)熱潮。雖然2014年油價暴跌60%，但致密油等非常規(guī)石油產(chǎn)量的占比卻并未受到太大影響，2016年全球致密油總產(chǎn)量超過3×108t[7]。其中美國致密油產(chǎn)量仍占主導(dǎo)地位[8]，其致密油產(chǎn)量維持在2.06×108t/a，占美國石油總產(chǎn)量的50%。美國信息能源署（EIA）預(yù)測，到2040年，全球致密油產(chǎn)量超過3.5×108t/a[9]，由此也說明了致密油巨大的潛能和良好的可開采性，使得其成為未來石油領(lǐng)域的重要接替資源。

前人對不同地區(qū)內(nèi)致密油儲層孔喉特征、發(fā)育環(huán)境、分布情況均有較多研究[10-15]，主要關(guān)注致密油資源的形成機理和分布規(guī)律[16-17]，但是涉及致密油可采資源的研究相對較少。致密油可采資源指現(xiàn)今技術(shù)條件下可以從地下經(jīng)濟采出的致密油資源，可采資源富集與否的最直接證據(jù)就是實際生產(chǎn)產(chǎn)量的大小。受限于不同地區(qū)致密油開發(fā)條件和程度，目前全球致密油的產(chǎn)量主要集中在北美地區(qū)。

由此，本文主要基于IHS全球非常規(guī)數(shù)據(jù)庫、C&C全球非常規(guī)油氣田數(shù)據(jù)庫和Frogi地球化學(xué)數(shù)據(jù)庫等多方面資料，重點以北美3個致密油高產(chǎn)盆地為研究典例，通過上千口典型致密油井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析致密油烴源條件、地層組合特征和局部甜點發(fā)育情況，最終獲得致密油可采資源富集區(qū)的控制因素和分布規(guī)律，為北美以外地區(qū)致密油的勘探提供依據(jù)。

1 致密油可采資源分布特征

致密油是由一套或多套優(yōu)質(zhì)烴源巖控制的，儲集在低孔低滲透(孔隙度小于12%、覆壓基質(zhì)滲透率小于0.1mD)的頁巖、砂巖或碳酸鹽巖等致密層中，源內(nèi)或近源成藏的石油。致密油具有大規(guī)模連續(xù)聚集，無圈閉界限，幾乎無自然產(chǎn)能等特點[1,18]。按照致密油盆地選擇標(biāo)準(zhǔn)，以烴源巖有機碳含量（TOC）大于1%、鏡質(zhì)組反射率（Ro）為0.7%～1.2%、原油密度大于38°API為基本條件，結(jié)合數(shù)據(jù)庫資料，對全球468個盆地中88個盆地的134個致密油層系分別進(jìn)行了評價（圖1），全球不同盆地的致密油技術(shù)可采資源總量為414×108t。

圖1 全球致密油盆地及可采資源分布圖

目前全球致密油可采資源量主要分布在北美洲（23.4%）、南美洲（19.8%）和俄羅斯（17.5%），按照可采資源量排名前五的盆地依次為：俄羅斯西西伯利亞盆地（554.36×108bbl）、南美內(nèi)烏肯盆地(200.4×108bbl）、錫爾特盆地（175.6×108bbl）、威 利 斯 頓 盆 地（153.5×108bbl）、二 疊 盆 地(114.14×108bbl）。目前全球致密油產(chǎn)量主要集中在北美，依次是海灣盆地（1.036×106bbl/d）、威利斯頓盆地（1.089×106bbl/d）、二疊盆地（5.26×105bbl/d）、阿爾伯達(dá)盆地（2.83×105bbl/d）和丹佛盆地(2×105bbl/d）[8]。致密油可采資源主要分布區(qū)域為北美落基山前前陸盆地群、南美安第斯山前前陸盆地、西西伯利亞裂谷盆地、地中海南岸的北非前陸盆地和裂谷盆地，其他地區(qū)如澳大利亞克拉通盆地、東南亞弧前盆地和弧后盆地、中東被動大陸邊緣盆地以及東亞的裂谷盆地和克拉通盆地相對較低。

致密油可采資源分布盆地類型主要為前陸盆地，大陸裂谷盆地、克拉通盆地次之，被動大陸邊緣盆地和弧后盆地相對較少，其中克拉通盆地中的致密油發(fā)育地層時代以古生代為主，大陸裂谷盆地和被動大陸邊緣盆地以中生代為主，而弧后盆地則以新生代為主。致密油分布地層時代主要是志留紀(jì)、晚泥盆世、二疊紀(jì)、晚侏羅世、中白堊世、漸新世—中新世。致密油層以海相沉積為主，占78%，烴源巖有機質(zhì)類型I型占4%，I/II型占18%，II型占48%，II/III型占25%，III型占5%，TOC集中分布在2%～5%，Ro集中分布在0.9%～1.1%，超壓盆地占比60%。

2 致密油可采資源富集規(guī)律

2.1 受優(yōu)質(zhì)生烴中心分布控制

從全球致密油分布來看，其可采資源分布地層時代具有明顯特征：緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)的致密油可采資源富集。平面上，全球致密油資源主要分布在美洲科迪勒拉山前帶、俄羅斯西西伯利亞、北非—中東古特提斯域等（圖1）。在有機質(zhì)豐度方面，歐洲—俄羅斯、北美洲和非洲TOC均值都超過了4%，明顯高于南美洲、亞洲和大洋洲，后者平均在2%～3%，因此前幾個地區(qū)致密油可采資源量相對更高，資源更為富集。同時這些地區(qū)有多套極為優(yōu)質(zhì)且重要的烴源巖，并且也是全球主要油氣產(chǎn)區(qū)[19-20]。層位上，全球致密油85%的可采資源分布在上侏羅統(tǒng)、白堊系、上泥盆統(tǒng)、中—下二疊統(tǒng)、上志留統(tǒng)。而全球廣泛發(fā)育的6套優(yōu)質(zhì)烴源層系為志留系、上泥盆統(tǒng)、二疊系、上侏羅統(tǒng)、中白堊統(tǒng)、漸新統(tǒng)—中新統(tǒng)，兩者幾乎一一對應(yīng)[7,18]。唯一不同的是，漸新統(tǒng)—中新統(tǒng)致密油可采資源量比較小，這可能由于該時期的烴源巖發(fā)育區(qū)多數(shù)為海上盆地，而目前技術(shù)條件下海上致密油暫無可采性。

從具體盆地來看，以威利斯頓盆地為例，其主要發(fā)育3套烴源巖，分別為奧陶系、上泥盆統(tǒng)—下石炭統(tǒng)Bakken組和白堊系，Bakken組頁巖TOC最高，平均值達(dá)到13.03%，幾乎所有烴源巖樣品的TOC均大于2.00%，S2大于10mg/g樣品占比高；氫指數(shù)（IH）較高，有機質(zhì)類型以Ⅱ1型為主；Ro介于0.6%～1.0%，主要位于生油窗階段，產(chǎn)率指數(shù)（PI）介于0.1～0.5之間，處于大量生油階段。白堊系烴源巖TOC次之，平均值為3.46%；有機質(zhì)類型以Ⅱ型和Ⅲ型為主；Ro基本上小于0.6%，整體處于未成熟階段，產(chǎn)率指數(shù)也較低。奧陶系烴源巖的TOC相對較低，平均值為1.46%；有機質(zhì)類型差異較大，以Ⅱ型為主（圖2）；Ro介于0.5%～1.5%，從未成熟到成熟階段均有分布，產(chǎn)率指數(shù)也隨著成熟度的增大而增加。采用Peter和Cassa提出的烴源巖有機質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)來評價這3套烴源巖[21]，Bakken組中極好和好的烴源巖樣品占總量的99%，在白堊系中此值為47%，而在奧陶系則為20%。由此，威利斯頓盆地僅在Bakken組及下伏Three Forks組中形成巨大規(guī)模的致密油可采資源首要因素就是高豐度且成熟度適中的烴源巖。

圖2 威利斯頓盆地主要烴源巖有機質(zhì)豐度圖（a）和類型評價圖(b)

二疊盆地和海灣盆地也具有類似特征。二疊盆地主要有兩套烴源巖，即上部二疊系Wolfcamp組烴源巖和下部泥盆系Woodford組烴源巖，品質(zhì)均非常好，只是下部Woodford組埋深較大且Ro均大于1.3%，不是良好的油源巖，因此該盆地的致密油主要在Wolfcamp組和其上覆鄰層中。海灣盆地主要發(fā)育3套烴源巖，分別為上白堊統(tǒng)、下白堊統(tǒng)和上侏羅統(tǒng)，由于下白堊統(tǒng)以Ⅲ型氣源巖為主且有機質(zhì)豐度較低，上侏羅統(tǒng)烴源巖成熟度過高，最終僅有上白堊統(tǒng)Eagleford組形成了大量的致密油。通過3個不同類型致密油盆地?zé)N源巖分析，可以清楚看出在這些盆地中烴源巖并不止一套，也不乏高有機質(zhì)豐度烴源巖；但由于致密油資源對有機質(zhì)豐度、類型、成熟度均有要求，同時滿足3點的Eagleford組、Wolfcamp組和Bakken組才成為形成可規(guī)模開采致密油資源的最有利層系。

因此，無論是縱向上還是平面上，所有在產(chǎn)致密油層系均緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖，多數(shù)地區(qū)常規(guī)油氣資源也比較富集。例如，海灣盆地Eagleford組是上覆Austin組白堊層石油的主力烴源巖；丹佛盆地Niobrara組是下伏Codell組砂巖油藏的主力烴源巖；二疊盆地Wolfcamp組是盆地內(nèi)中央臺地礁灘相碳酸鹽巖油藏的主力烴源巖。即使在常規(guī)油氣較少的威利斯頓盆地，Bakken組也是其上覆Madison群的主要烴源巖之一，由于盆地古生代中期之后構(gòu)造活動微弱[22-23]，油氣垂向運移通道少，造成了平均僅有20m厚的Bakken組滯留了巨大的致密油可采資源量。雖然北美以外地區(qū)目前尚未形成規(guī)模產(chǎn)量，但幾個公認(rèn)的致密油可采資源量較大的層系，同樣是優(yōu)質(zhì)的烴源巖。例如俄羅斯西西伯利亞盆地的上侏羅統(tǒng)Bazhenov組，為西西伯利亞白堊系巨量油氣貢獻(xiàn)了70%以上[7,24]；南美內(nèi)烏肯盆地白堊系Vaca Mutera組、北非錫爾特盆地Sirte組等均是各個盆地中極為重要的烴源巖。

總體而言，由于石油在致密層系中運移難度較大，多數(shù)就近聚集，當(dāng)層系生油能力較強時，才可以生成大量的石油富集在鄰近微裂縫或孔隙中，以達(dá)到可經(jīng)濟開采的富集程度，所以緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖是致密油可采資源富集的條件。

2.2 受地層組合類型控制

致密油藏主要受一套或多套優(yōu)質(zhì)烴源巖控制，且具有源內(nèi)或近源成藏的特點，又不受圈閉控制。因此可以按照空間上致密油藏與優(yōu)質(zhì)烴源層的關(guān)系，將其地層組合主要劃分為厚層式、源間式、嵌泥式、嵌砂式和互層式5種[18]。厚層式成藏組合源儲一體，儲集空間以有機質(zhì)孔為主，測井響應(yīng)以全段高自然伽馬為特點。源間式成藏組合則是儲層上部和下部均有優(yōu)質(zhì)烴源巖層供烴，且儲層單層厚度相對較厚（大于2m）；儲層在測井響應(yīng)上往往以低自然伽馬和高電阻率為特征，能較好地被識別出來，并可以作為單獨開發(fā)的儲層。當(dāng)有多套烴源巖層和多套儲層縱向上交互出現(xiàn)，且單層厚度較?。ㄐ∮?m）時，在測井響應(yīng)上不易完全區(qū)分，實際開發(fā)時也不可能單獨考慮這些薄層，因此嵌泥式成藏組合、嵌砂式成藏組合和互層式成藏組合可以按照地層中頁巖層的占比（泥地比）來進(jìn)行劃分。這幾種成藏組合類型，全段測井曲線多為鋸齒形，既沒有儲層的低自然伽馬、高電阻率特征，也沒有烴源巖高自然伽馬、低電阻率特征，但由于泥頁巖在地層中的占比不同，嵌砂式成藏組合趨向于烴源巖特征，嵌泥式成藏組合趨向于儲層特征。統(tǒng)計北美典型致密油在產(chǎn)井累計生產(chǎn)曲線，可以明顯看出源間式和互層式致密油單井產(chǎn)量要高于嵌泥式致密油單井產(chǎn)量，嵌砂式致密油單井產(chǎn)量次之，厚層式致密油單井產(chǎn)量最低（圖3）。產(chǎn)量直接反映可采資源的富集程度，因此不同地層組合類型對致密油可采資源富集程度具有明顯控制作用，本文以二疊盆地Midland次盆Spraberry組致密油直井為實例，進(jìn)一步闡述地層組合類型對致密油可采資源的影響。

圖3 致密油地層組合模式圖（a）和典型產(chǎn)區(qū)代表井累計生產(chǎn)曲線圖（b）

二疊盆地Midland次盆Spraberry組沉積在Wolfcamp組之上，與Delaware次盆Bone Spring組基本對應(yīng)，同屬于盆地內(nèi)二疊系，主要為砂巖和泥巖互層，偶有薄碳酸鹽巖層。Spraberry組泥頁巖TOC均值為1.5%，最高可達(dá)4.8%，Ro集中在0.7%～0.9%，比Wolfcamp組烴源條件差，但也屬于較為良好的烴源巖。由于Spraberry組縱向沉積較厚，該層系致密油以直井開發(fā)為主，因此選取次盆中從西到東的14口直井生產(chǎn)井作為研究對象。這些井完井段均以Spraberry組為主，完井長度均在1000ft左右，可以近似認(rèn)為其工程因素相似且產(chǎn)量均來自于Spraberry組。由于當(dāng)時沉積時物源主要來自于次盆西部的中央臺地區(qū)，因而從西向東遠(yuǎn)離物源方向，沉積粒度變細(xì)，泥質(zhì)含量變高。選取次盆中從西到東的7口直井生產(chǎn)井做連井剖面，井號自西向東依次定為井1—井7。該剖面從左向右可以近似看成嵌泥式—互層式—嵌砂式—厚層式地層組合類型的逐漸過渡（圖4）。剖面中插值部分黃色為低自然伽馬值、綠色為中自然伽馬值、紫色為高自然伽馬值，從西向東，顏色由黃變紫。

圖4 二疊盆地Spraberry組致密油東西向連井剖面

井1—井7生產(chǎn)曲線清楚顯示：井1—井3初始產(chǎn)量均比較高，遞減率相對較小，其中井3最低；井4—井7初始產(chǎn)能差不多，但是井6—井7遞減率更大（圖4）。因此統(tǒng)計7口井的2年累計產(chǎn)量，將完井長度均一化為1000ft，即獲得均一化后的2年累計產(chǎn)量。可見井3產(chǎn)量最高，井2和井1次之，井4隨后，井6最低（圖5）。若根據(jù)生產(chǎn)曲線遞減趨勢，利用雙曲—指數(shù)遞減模型推算7口井估算最終可采儲量，井1、井6和井7因遞減率較大，其估算最終可采儲量相對較低。因為Spraberry組主要為砂巖和泥巖互層，所以可以利用自然伽馬測井曲線統(tǒng)計每口井該組井段自然伽馬值小于80的層段數(shù)量，即可認(rèn)為是Spraberry組在該井處的薄層數(shù)，均一化為每千英尺的薄層數(shù)，即為薄層頻數(shù)（表1）。井2、井3處泥地比接近50%，薄層頻數(shù)相當(dāng)高，可以類比為互層式致密油；同理，井1可以類比為典型嵌泥式致密油，井4可以類比為典型嵌砂式致密油，井7可以類比為厚層式致密油。

圖5 二疊盆地Spraberry組生產(chǎn)井產(chǎn)量和薄層頻數(shù)圖

按常規(guī)油氣運移方式的分析，井2處海拔最大，原油應(yīng)傾向于向兩側(cè)運移，井1和井4產(chǎn)量均應(yīng)高于井2產(chǎn)量，但是結(jié)果卻是井3產(chǎn)量最高。這說明對于致密油而言，側(cè)向運移影響并不顯著；相反，側(cè)向和縱向上的封閉性，以及儲層質(zhì)量影響相對比較明顯。對于互層式致密油，其泥頁巖在地層中占有一定比例，互層頻率高，側(cè)向和縱向上封閉性均較好，且容易壓裂，進(jìn)而可以形成致密油可采資源高豐度區(qū)。而過高的泥質(zhì)含量會影響儲集條件，過低的泥質(zhì)含量會影響供烴能力和側(cè)向封閉性，均不利于致密油可采資源富集。

另外，通過2年累計產(chǎn)量與泥地比和薄層頻數(shù)的關(guān)系，可以看出當(dāng)泥地比大于40%以后，泥地比與產(chǎn)能呈現(xiàn)明顯的負(fù)相關(guān)，而薄層頻數(shù)則基本上與產(chǎn)能呈現(xiàn)弱的正相關(guān)（表1）。若利用泥地比和薄層頻數(shù)建立一個參數(shù)，即（1-泥地比）×薄層頻數(shù)，顯示在0～60之間該參數(shù)與產(chǎn)能整體呈較好的正相關(guān)關(guān)系（圖6），也同樣印證了中等泥質(zhì)含量薄層頻數(shù)較高的互層式致密油較為有利；當(dāng)數(shù)值大于60以后開始有下降趨勢，說明泥質(zhì)含量過低也不利于致密油富集。綜上認(rèn)為互層式致密油產(chǎn)能更好，嵌泥式次之，嵌砂式較差，厚層式最差，與本文第2章的統(tǒng)計規(guī)律基本吻合。

表1 二疊盆地Spraberry組連井剖面井基本數(shù)據(jù)表

圖6 泥地比和薄層頻數(shù)組合參數(shù)與產(chǎn)量關(guān)系圖

2.3 受局部匯聚作用控制

地層組合類型對致密油產(chǎn)能有直接的影響，主要是反映致密油在縱向上的富集特征。經(jīng)過對威利斯頓盆地Bakken組、海灣盆地Eagleford組和二疊盆地Midland次盆Spraberry組致密油的詳細(xì)解剖表明，在平面上致密油富集區(qū)受局部匯聚作用控制，主要分布在靠近盆地中心的斜坡區(qū)（圖7）。先前學(xué)者認(rèn)為致密油基本不受浮力控制，因此在尋找有利區(qū)時不太需要考慮構(gòu)造因素。事實上，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)目前的致密油勘探開發(fā)主要集中在構(gòu)造斜坡區(qū)，高產(chǎn)區(qū)也分布在此。

圖7 典型致密油區(qū)在產(chǎn)井估算最終可采儲量與沉積厚度疊合圖

威利斯頓盆地Bakken組、海灣盆地Eagleford組和二疊盆地Midland次盆Spraberry組幾乎在全盆地凹陷區(qū)、斜坡區(qū)均富含有機質(zhì)，因而可以認(rèn)為這些富有機質(zhì)區(qū)幾乎不受烴源條件的控制。分別選取生產(chǎn)時間超過1年、完井時間和完井長度相近的致密油井，其中威利斯頓盆地Bakken組水平生產(chǎn)井512口，完井時間2010—2012年；海灣盆地Eagleford組水平生產(chǎn)井861口，完井時間2010—2012年；二疊盆地Spraberry組垂直生產(chǎn)井762口，完井時間2009—2012年。利用雙曲—遞減模型[25-26]，逐一計算出各井的估算最終可采儲量，進(jìn)行完井長度均一化之后，以餅圖形式呈現(xiàn)（圖7，餅圖大小代表EUR高低）。估算最終可采儲量餅圖越大且鉆井密度越大的地區(qū)為現(xiàn)實的高產(chǎn)區(qū)，也就是致密油可采資源富集區(qū)。

威利斯頓盆地Bakken組致密油高產(chǎn)區(qū)主要位于盆地的斜坡區(qū)，且坡度較緩，而在現(xiàn)今盆地中心及背斜等構(gòu)造高部位并沒有太多的高產(chǎn)井[27]；海灣盆地Eagleford組致密油高產(chǎn)區(qū)主要沿著現(xiàn)今盆地中心條帶狀分布在盆地斜坡上；二疊盆地Spraberry組致密油高產(chǎn)區(qū)分布在靠近次盆西部中央臺地的現(xiàn)今盆地斜坡區(qū)。分析形成該分布規(guī)律的主要原因是致密油富集受到了局部匯聚作用的控制。

2.3.1 斜坡區(qū)低幅隆起、背斜等正向構(gòu)造為致密油匯聚方向

首先，斜坡區(qū)是油氣在烴源巖生成到儲層運聚的有利方向，對于致密油的富集仍有影響。由于同一層系在盆地中心位置處于更高溫度和壓力環(huán)境下，具有更高的勢能，而斜坡區(qū)為相對低勢能區(qū)；雖然對于致密油而言，浮力不起決定性作用，但與生烴增壓結(jié)合，勢必會造成相對較深位置的石油側(cè)向上或縱向上向斜坡區(qū)有一定運移，使得斜坡區(qū)致密油資源相對更為富集，部分經(jīng)斷裂或滲透性層系繼續(xù)運移的則形成常規(guī)油氣。幾個盆地典型致密油層系高產(chǎn)井的分布規(guī)律就體現(xiàn)了這一特征。威利斯頓盆地Bakken組生成的常規(guī)油氣主要位于盆地中部Nesson背斜以及盆地東北部加拿大境內(nèi)巖性地層圈閉中[28]，形成的致密油富集區(qū)主要位于靠近盆地中心的斜坡區(qū)以及Nesson背斜以南位置。海灣盆地Eagleford組生成的常規(guī)油氣主要是通過斷裂向上運移至淺層背斜等構(gòu)造圈閉中[29]，致密油富集區(qū)位于盆地的斜坡區(qū)Rio Grande凹槽至San Marcos隆起，呈條帶狀分布。同樣的，在二疊盆地二疊系生成的常規(guī)油氣位于中央臺地和西北陸架上，致密油則位于靠近中央臺地的斜坡帶區(qū)。

其次，雖然靠近盆地中心的斜坡區(qū)整體為致密油富集區(qū)，但是富集程度差異性也非常強，其中不乏一些低產(chǎn)井和一些非常高產(chǎn)的井。這主要是斜坡區(qū)的一些低幅度構(gòu)造加強了致密油的局部匯聚作用，造成可采資源更為富集。而一些高幅度背斜等構(gòu)造對于致密油并不太有利，原因不是油氣不匯聚，而是大背斜處裂縫過于發(fā)育，油氣會向上部地層運聚形成常規(guī)油氣藏。例如威利斯頓盆地內(nèi)Nesson背斜，在Bakken組之上Madison群中發(fā)現(xiàn)較多油氣，但是Bakken組致密油產(chǎn)量卻并不理想[30]；而在發(fā)育低幅度背斜的Mondak單斜區(qū)，Bakken組埋深較淺、厚度也非常薄，部分致密油井產(chǎn)量非常高[31]。

構(gòu)造活動強烈區(qū)會產(chǎn)生大量油氣運移的垂向通道，使得致密油層系中石油富集程度降低；而低強度構(gòu)造活動，會形成一些低幅度的構(gòu)造圈閉，有利于致密油匯聚，當(dāng)然也可能形成一些微裂縫等，促進(jìn)了致密油富集。威利斯頓盆地Bakken組、海灣盆地Eagleford組和二疊盆地Midland次盆Spraberry組3個典型致密油層系所在盆地沉積后經(jīng)歷的構(gòu)造活動相對較弱，在盆地內(nèi)少有大型褶皺、隆起或斷裂分布。通過沉積厚度，可以大致確定致密油所在層系沉積時的沉積中心位置，同時可以看出高產(chǎn)井集中分布在靠近沉積中心的斜坡地區(qū)，而沉積中心區(qū)鮮有高產(chǎn)井分布。

2.3.2 有利沉積相帶加強了致密油局部匯聚作用

沉積時的斜坡區(qū)多發(fā)育三角洲前緣相、碳酸鹽臺地斜坡相以及重力流中砂質(zhì)碎屑流沉積等，相對于沉積中心更靠近物源，粒度會更粗，儲集性能也會相對較好。一般而言，物性越好孔喉越大，油氣進(jìn)入所需克服的毛細(xì)管力越小，這使得局部范圍內(nèi)，油氣傾向于從富有機質(zhì)的烴源巖中匯聚到鄰近或內(nèi)部物性相對較好的巖層中，形成局部富集程度差異。海灣盆地Eagleford組沉積中心在盆地西北處，向東向南沉積厚度變薄，實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示Eagleford組致密油產(chǎn)能最好的地區(qū)為De Witt郡和Karnes郡[8]，顯然與其較高孔隙度相關(guān)[32]。二疊盆地Spraberry組沉積中心與現(xiàn)今盆地中心幾乎重疊，靠近次盆中部和東部，但高產(chǎn)井明顯沿著西部中央臺地呈條帶狀分布。加之盆地內(nèi)部整體比較平緩，Spraberry組致密油生產(chǎn)井均為直井，所以高產(chǎn)井分布特征顯然不太受成熟度的控制，而是受地層組合類型和局部匯聚作用的共同控制。國內(nèi)也有學(xué)者分析認(rèn)為，鄂爾多斯盆地延長組等暗色富有機質(zhì)厚度范圍大致與半深湖—深湖沉積厚度大的地區(qū)范圍相當(dāng)[33]，卻并非均為生產(chǎn)有利區(qū)，后者則多發(fā)育在靠近沉積中心的沉積斜坡位置[34-36]；也有學(xué)者經(jīng)研究南方海相頁巖認(rèn)為，并非深水沉積中心均可以形成優(yōu)質(zhì)頁巖[37]。其他致密油產(chǎn)區(qū)，例如丹佛盆地Niobrara組致密油、阿爾伯塔盆地Cardium組和Viking組致密油等[38-39]，目前高產(chǎn)井也主要是分布在靠近盆地中心的斜坡區(qū)。

綜上，盆地斜坡區(qū)較低的勢能、較好的沉積相帶促使致密油發(fā)生局部匯聚作用，控制致密油可采資源的富集區(qū)分布。另外，現(xiàn)今的盆地斜坡區(qū)成熟度較盆地中心更為適中，加之相對較好的物性也有助于提升分段水力壓裂效果，最終使得斜坡區(qū)的致密油可采資源最為富集。但是要說明一點，因為致密油的不均質(zhì)性，致密油可采資源富集區(qū)是相對的，其中依然會有低產(chǎn)井的出現(xiàn)，這與常規(guī)油氣田有明顯區(qū)別。

3 結(jié)論

(1）全球致密油可采資源的分布受優(yōu)質(zhì)烴源巖控制作用明顯；盆地內(nèi)致密油富集程度差異性大，高產(chǎn)井在盆地斜坡帶分布最多；單井中致密油層系縱向上以源間式和互層式成藏組合類型為優(yōu)。

(2）致密油層系中低幅度的圈閉或小型地層圈閉、巖性圈閉有利于致密油可采資源富集，但其對產(chǎn)量貢獻(xiàn)程度有多大還有待進(jìn)一步研究，未來如何精準(zhǔn)刻畫這些富集目標(biāo)將是致密油勘探開發(fā)重要發(fā)展方向。