孫龍德，鄒才能，賈愛林，位云生，朱如凱，吳松濤，郭智

（1.黑龍江省致密油和泥巖油成藏研究重點實驗室，黑龍江大慶 163712；2.大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶 163002；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

致密油氣是當(dāng)今石油工業(yè)的一個新領(lǐng)域，是全球一種非常重要的非常規(guī)資源[1-2]，是接替常規(guī)油氣能源、支撐油氣革命的重要力量[3]。目前，國際上一般將儲集層覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2、賦存在碎屑巖、碳酸鹽巖等非頁巖中的油氣定義為致密油氣[4]，并以此為標(biāo)準(zhǔn)判斷是否給予生產(chǎn)商稅收補(bǔ)貼。該標(biāo)準(zhǔn)的特點一是從開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的角度去定義，二是選擇儲集層的滲透率作為關(guān)鍵評價參數(shù)。

儲集層致密是致密油氣的最典型特征。致密油氣與常規(guī)油氣相比，距離烴源巖近，油氣大規(guī)模連續(xù)聚集，沒有明顯的圈閉界限，受地層構(gòu)造影響?。粌瘜游镄圆?，非均質(zhì)性強(qiáng)，儲量密度比（單位巖石體積的油氣儲量）低，資源品位差，富集區(qū)優(yōu)選及有效儲集層預(yù)測難度大；滲流能力差，單井產(chǎn)量低，遞減率大，油氣田采收率低，穩(wěn)產(chǎn)難度大，經(jīng)濟(jì)效益差。致密油氣的成功勘探開發(fā)依賴于：①致密油氣形成與聚集等成藏理論的突破、甜點區(qū)的優(yōu)選技術(shù)的進(jìn)步；②致密儲集層的壓裂改造工藝升級；③低成本開發(fā)、提高采收率的技術(shù)配套及管理體制創(chuàng)新優(yōu)化。

致密油氣的研究和開發(fā)最早起源于北美[5-6]，開發(fā)較成功的案例包括圣胡安盆地、阿爾伯達(dá)盆地的致密氣，威利斯頓盆地Bakken、德克薩斯Eagle Ford的致密油。中國致密油氣工業(yè)起步較晚，發(fā)展較快。本文通過回顧中國致密油氣發(fā)展歷程、梳理致密油氣理論技術(shù)進(jìn)展、客觀對比中美致密油氣產(chǎn)業(yè)，洞察中國致密油氣的發(fā)展特征及動態(tài)，明晰中美致密油氣在地質(zhì)條件、開發(fā)理念與工藝技術(shù)的差異，以期為中國致密油氣的未來發(fā)展指明方向。

1 中國致密油氣發(fā)展歷程

中國致密氣勘探開發(fā)始于1972年，2006年進(jìn)入快速發(fā)展階段。致密油勘探開發(fā)起步較晚，目前剛進(jìn)入先導(dǎo)試驗和工業(yè)化開發(fā)階段。

1.1 致密氣發(fā)展歷程

中國致密氣主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼、塔里木、渤海灣、吐哈和準(zhǔn)噶爾等盆地?；仡欀袊旅軞獍l(fā)展歷程[7-8]（見圖1），可以分為3個階段：探索起步階段、規(guī)模發(fā)現(xiàn)階段及快速發(fā)展階段。①探索起步階段（2000年以前）：1972年在四川盆地西北部中壩地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)三疊系須家河組二段致密氣田（中 4井），隨后發(fā)現(xiàn)多個小型致密氣田，由于當(dāng)時按照低滲氣藏進(jìn)行開發(fā)，同時缺少有效的富集區(qū)優(yōu)選及儲集層改造技術(shù)，開發(fā)進(jìn)程緩慢，這個階段尚未形成致密氣的概念；②規(guī)模發(fā)現(xiàn)階段（2000—2005年）：鄂爾多斯盆地上古生界勘探獲得重大突破，集中發(fā)現(xiàn)了蘇里格、大牛地等氣田，受地質(zhì)認(rèn)識和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件制約，產(chǎn)量增長緩慢；③快速發(fā)展階段（2006年至今）：以蘇里格氣田“5+1”合作開發(fā)為標(biāo)志的管理和體制創(chuàng)新、低成本開發(fā)思路及主體配套技術(shù)的成熟，促進(jìn)了以蘇里格為代表的致密氣開發(fā)進(jìn)入大發(fā)展階段，2009年松遼盆地長嶺白堊系登婁庫組氣田投產(chǎn)，2014年蘇里格氣田達(dá)產(chǎn)235×108m3，成為中國最大的天然氣田。同時，2014年2月發(fā)布了“致密砂巖氣地質(zhì)評價方法”中國標(biāo)準(zhǔn)[9]，規(guī)定了致密砂巖氣為覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2的砂巖類氣層，單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)氣流下限，但在一定經(jīng)濟(jì)條件和技術(shù)措施下可獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)量（通常情況下，這些措施包括壓裂、水平井、多分枝井等）；確定了致密氣層界定、資源評價與產(chǎn)能評價等標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范。這一標(biāo)準(zhǔn)的頒布標(biāo)志著中國致密氣進(jìn)入規(guī)模產(chǎn)業(yè)化階段?！笆濉币詠?，鄂爾多斯盆地神木、宜川、黃龍等一批致密氣的發(fā)現(xiàn)和投產(chǎn)，加速了中國致密氣開發(fā)進(jìn)程。

圖1 中國致密氣發(fā)展歷程

1.2 致密油發(fā)展歷程

中國致密油起步晚、發(fā)展快，目前已發(fā)現(xiàn)了鄂爾多斯、松遼、準(zhǔn)噶爾、渤海灣等多個致密油規(guī)模儲量區(qū)（見圖2中國致密油發(fā)展歷程）。以2014年為時間節(jié)點可分為探索發(fā)現(xiàn)、工業(yè)化試驗與生產(chǎn)兩個階段。①探索發(fā)現(xiàn)階段（2014年以前）：2010年在引入并發(fā)展“連續(xù)型油氣聚集”理念的基礎(chǔ)上，明確了致密油是非常規(guī)石油的熱點與重點領(lǐng)域；2012—2013年中國石油天然氣股份有限公司（中國石油）召開兩屆致密油勘探開發(fā)推進(jìn)會，推動了鄂爾多斯等盆地致密油的探索。②工業(yè)化試驗與生產(chǎn)階段（2014年至今）：鄂爾多斯盆地中生界致密油勘探獲得重大突破，發(fā)現(xiàn)并開采陸相第1個致密油田——新安邊油田，在鄂爾多斯、松遼等盆地相繼設(shè)立了6個開發(fā)示范區(qū)，2014年成立國家能源致密油氣研發(fā)中心，2017年11月發(fā)布了“致密油地質(zhì)評價方法”中國標(biāo)準(zhǔn)。標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了致密油為儲集在覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集層中的石油，或非稠油類流度小于或等于0.1×10-3μm2/（mPa·s）的石油，儲集層鄰近富有機(jī)質(zhì)生油巖，單井無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于商業(yè)石油產(chǎn)量下限，但在一定經(jīng)濟(jì)條件和技術(shù)措施下可獲得商業(yè)石油產(chǎn)量，同時建立了致密油甜點區(qū)三級評價體系（見表1）。

圖2 中國致密油發(fā)展歷程

表1 致密油甜點區(qū)三級評價體系

2 中國致密油氣理論與技術(shù)創(chuàng)新

理論與技術(shù)創(chuàng)新是支撐中國致密油氣快速發(fā)展的基石。經(jīng)過多年的科研攻關(guān)，認(rèn)識到大型盆地穩(wěn)定斜坡沉積體系、大面積“三明治”源儲組合、儲集層致密化與主成藏期匹配是致密油氣形成與分布的有利條件[10]，明確了優(yōu)質(zhì)儲集層、局部構(gòu)造與裂縫是控制“甜點區(qū)”分布的主要地質(zhì)要素，針對不同盆地類型形成了成藏理論，勘探重點各不相同。在開發(fā)方面，提出了“多級降壓”、“人工油氣藏”等開發(fā)理論，創(chuàng)新集成了富集區(qū)優(yōu)選與井網(wǎng)部署、提高單井產(chǎn)量及采收率、低成本開發(fā)等技術(shù)系列，推動了致密油氣的儲量與產(chǎn)量的快速上升。

圖3 川中斜坡帶天然氣面狀充注成藏方式和過程

2.1 理論創(chuàng)新

2.1.1 中國致密油氣分布規(guī)律

中國致密油氣大面積、連續(xù)型聚集，突破了傳統(tǒng)常規(guī)油氣地質(zhì)理論[11]。分布規(guī)律主要有以下特點：

①大型盆地穩(wěn)定斜坡沉積體系是致密油氣大面積形成分布的基礎(chǔ)[12]。例如，鄂爾多斯盆地二疊紀(jì)以來為穩(wěn)定的克拉通盆地，形成了數(shù)萬平方千米的河流-三角洲沉積體系：致密氣層段二疊系下石盒子組 8段砂體群面積為13.0×104km2，致密油層段三疊系延長組7段砂體群面積為6.0×104km2。四川盆地為敞流淺水大型湖盆，發(fā)育繼承性水系，儲集體群規(guī)模巨大：三疊系須家河組四段主水系面積為13.5×104km2，儲集體群面積為 10.2×104km2[13]。

②大面積“三明治”源儲組合是致密油氣規(guī)模連續(xù)分布的保證。廣覆式烴源巖與大規(guī)模砂體間互沉積，形成源儲共生有利組合。四川盆地須家河組須一、須三及須五段烴源巖生氣強(qiáng)度大于20.0×108m3/km2的面積約8.0×104km2；須二、須四和須六段儲集層疊合發(fā)育面積約 6.0×104km2。

③儲集層致密化與主成藏期匹配易于致密油氣大面積連續(xù)分布。致密油氣一般具有近源短距離運移，沿相對中高孔滲通道，呈面狀持續(xù)充注的特征（見圖3）。若儲集層致密化與主成藏期相匹配，則儲集層邊致密邊成藏，致密化雖然一方面降低了儲集層的滲透性，但另一方面卻提高了油氣藏的保存能力，在一定程度上有易于致密油氣大面積連續(xù)分布。

④相對優(yōu)質(zhì)儲集層、局部構(gòu)造與裂縫共同控制“甜點區(qū)”。其中，烴源巖是形成甜點區(qū)的物質(zhì)基礎(chǔ)，儲集層分布及距離烴源巖遠(yuǎn)近影響了成藏范圍及質(zhì)量，構(gòu)造起伏控制了油、氣、水分異，裂縫帶在很大程度上改善了致密油氣的輸導(dǎo)能力，同時在另一方面會造成油氣的漏失。

2.1.2 中國致密油氣形成理論

納米級孔喉連通系統(tǒng)是致密油氣聚集機(jī)理的根本[14]?？紤]巖石表面對氣體的吸附、氣體分子之間的相互作用力，油氣充注、運聚成藏要求致密儲集層必須具有一定的孔喉直徑下限[15]?？紫?、喉道的規(guī)模、結(jié)構(gòu)及組合關(guān)系是影響儲集層滲透性的關(guān)鍵因素。綜合環(huán)境掃描電鏡、高壓壓汞、核磁共振、納米技術(shù)模擬等多種實驗分析方法，認(rèn)為致密油氣孔喉直徑下限為20～50 nm，介于頁巖氣孔喉直徑下限（5 nm）與常規(guī)油氣孔喉直徑下限（1 000 nm）之間[14]。

針對致密氣所處的盆地類型的差異，形成不同類型盆地的成藏理論認(rèn)識，明確了不同類型盆地的勘探重點，對致密氣勘探發(fā)現(xiàn)具有指導(dǎo)作用?？死ㄅ璧貥?gòu)造平緩、分布穩(wěn)定，以垂向近源充注為主，優(yōu)選有利充注區(qū)是關(guān)鍵，其致密氣形成要素組合見表2。例如蘇里格中區(qū)烴源巖為石炭系—二疊系煤系，生烴強(qiáng)度為（16～28）×108m3/km2，平均為 24×108m3/km2，源儲疊置，近源聚集，形成了1.6×104km2的有利充注區(qū)，含氣飽和度普遍大于 60%。而蘇里格西區(qū)生烴強(qiáng)度較低，為（10～18）×108m3/km2，平均為 14×108m3/km2，充注不充分，造成氣水分異不明顯，具有一定的氣水過渡帶特征。

斷陷盆地斷陷集群式分布，烴源巖分布差異大，源儲組合是關(guān)鍵，其致密氣形成要素組合見表3。例如大慶油田安達(dá)地區(qū)下白堊統(tǒng)沙河子組烴源巖為湖相泥巖、煤系，源儲疊置，近源聚集成藏，無邊底水。作為對比，大慶油田興城地區(qū)白堊系營城組四段源儲分離，通過斷裂輸導(dǎo)成藏，存在邊底水。

前陸盆地地層傾角大，油氣柱高度高，圈閉和保存條件是致密氣形成關(guān)鍵，其致密氣形成要素組合見表4。例如準(zhǔn)噶爾盆地齊古氣田分布在推覆帶，逆沖斷層及褶皺發(fā)育，通過超壓充注、斷裂高效輸導(dǎo)，形成以背斜、斷塊為主的構(gòu)造圈閉，氣藏分布在構(gòu)造的高部位，邊界受等高線控制，具有邊底水，氣水界面明顯。而塔里木盆地迪北氣田位于山前斜坡區(qū)，多形成巖性及構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉，氣藏邊界不受構(gòu)造等高線控制，無明顯氣水界面，且水層在上，氣層在下。

表2 克拉通盆地致密氣成藏要素組合

表3 斷陷盆地致密氣成藏要素組合

表4 前陸盆地致密氣成藏要素組合

致密油發(fā)育在黑色頁巖沉積體系中，賦存在微納米孔喉系統(tǒng)中。大面積成藏背景下局部存在工業(yè)富集的“甜點區(qū)段”?！疤瘘c區(qū)”為平面上具有工業(yè)價值的非常規(guī)油氣高產(chǎn)富集區(qū)，“甜點段”為在剖面上源儲共生的黑色頁巖層系內(nèi)，人工改造可形成工業(yè)價值的非常規(guī)油氣高產(chǎn)層段。提出“六特性”評價方法分析陸相致密油“甜點區(qū)段”質(zhì)量，即以儲量密度比（單位體積巖石內(nèi)的儲量）和脆性指數(shù)等關(guān)鍵參數(shù)為依據(jù)，綜合評價甜點區(qū)段源巖特性、巖性、物性、電性、脆性及地應(yīng)力特性等“六特性”[16]，將“甜點區(qū)段”劃分為不同級次和類型，為致密油資源有效動用提供依據(jù)。

2.1.3 中國致密油氣開發(fā)理論

一方面，致密油與致密氣都需要壓裂改造提高儲集層的滲透性和流體的流動性，均強(qiáng)調(diào)以人工干預(yù)的方式實現(xiàn)油氣的規(guī)模開發(fā)；另一方面，致密油與致密氣在開發(fā)方式上又存在較大差異性。油藏多采用補(bǔ)充能量開發(fā)，注采系統(tǒng)決定了儲集層連續(xù)性、連通性和非均質(zhì)性是研究的核心內(nèi)容，精細(xì)注水、化學(xué)驅(qū)、深部調(diào)驅(qū)等開發(fā)技術(shù)需要精細(xì)小層對比，從平面、層間非均質(zhì)性向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)性和單砂體內(nèi)部表征不斷發(fā)展。氣藏多采用衰竭式開發(fā)，壓降波及范圍是描述的核心，儲滲單元體的規(guī)模大小、幾何形態(tài)是研究的重點，決定著泄氣面積、井網(wǎng)井距等。形成了致密氣“多級降壓”開發(fā)理論及致密油氣“人工油氣藏”開發(fā)理論。

鄂爾多斯盆地致密氣多為陸相辮狀河沉積，在沉積和成巖雙重作用下，有效砂體分布局限，與分布相對廣泛的基質(zhì)砂體呈“砂包砂”二元結(jié)構(gòu)。有效儲集層具有連續(xù)性差、滲透率低、壓降傳導(dǎo)能力弱的特點，壓裂改造后提高了近井帶的滲透性，但加劇了儲集層的非均質(zhì)性?；谥旅軞獾刭|(zhì)特征及開發(fā)模式形成“多級降壓”開發(fā)理論認(rèn)識，充分利用地層能量，通過由人工裂縫區(qū)向基質(zhì)區(qū)、由有效砂體向表外砂體、由微米級孔隙向納米級孔隙多級次壓降，逐步擴(kuò)大壓降波及體積，以相對高滲區(qū)的氣體流動帶動低滲區(qū)的氣體流動，實現(xiàn)不同部位氣體的分級動用。氣井動態(tài)儲量隨生產(chǎn)時間的延長表現(xiàn)出明顯的 3段式變化趨勢：快速上升段、緩慢上升段、穩(wěn)定生產(chǎn)段，分別反映了氣井近井人工裂縫、遠(yuǎn)井基質(zhì)及邊界波及的流動控制狀態(tài)?；谠摾碚摚岢銮捌诳貕?、合理配產(chǎn)生產(chǎn)方式，實現(xiàn)近井裂縫帶儲集層、遠(yuǎn)井基質(zhì)儲集層及表外儲集層的相對均衡壓降，提高了單井產(chǎn)量和開發(fā)效益，助推了致密氣效益開發(fā)的規(guī)?；M(jìn)程。

針對致密油氣滲流能力差、無自然穩(wěn)定商業(yè)產(chǎn)量、能量衰減快、能量補(bǔ)充難度大等特點，2016—2017年鄒才能院士提出了“人工油氣藏”理論，系統(tǒng)論述了其理論內(nèi)涵、關(guān)鍵技術(shù)和應(yīng)用實踐[17]?！叭斯び蜌獠亍笔侵敢杂蜌狻疤瘘c區(qū)”為目標(biāo)單元，通過合理井群部署，用壓裂、注入與采出一體化方式，“人造高滲區(qū)、重構(gòu)滲流場”，改變巖石的應(yīng)力場、溫度場、化學(xué)場，以及其油氣的潤濕性與流動性，通過人工干預(yù)的方式實現(xiàn)非常規(guī)油氣規(guī)模有效開發(fā)。在造縫過程中，地下滲流場發(fā)生變化，裂縫內(nèi)流體壓力的變化改變了裂縫寬度和長度，而這種改變也產(chǎn)生了應(yīng)力場的變化，而遠(yuǎn)端應(yīng)力和裂縫誘導(dǎo)應(yīng)力的變化也對縫寬和縫內(nèi)流體壓力形成約束。在壓裂過程中酸-巖反應(yīng)形成熱源，影響“人工油氣藏”溫度場的變化，而溫度的變化也影響化學(xué)反應(yīng)速率及與礦物反應(yīng)進(jìn)程的化學(xué)穩(wěn)定性。隨壓裂液進(jìn)入地層的熱源與儲集層溫度有差異，溫度變化引起熱應(yīng)力以及與溫度有關(guān)的巖石力學(xué)性質(zhì)變化。壓裂液在裂縫和基質(zhì)中的滲流帶動熱量的遷移，形成對流換熱，影響溫度場的變化。溫度場的變化影響流體性質(zhì)，如流體密度、黏度隨溫度而變化。

通過滲流場、應(yīng)力場、溫度場、化學(xué)場“四場”的變化關(guān)系建立大井群式縫網(wǎng)控藏流動系統(tǒng)是“人工油氣藏”的重要途徑。在“甜點區(qū)”單元特定面積體積范圍內(nèi)，通過井群式的“四場”聯(lián)合變化，實現(xiàn)大區(qū)域范圍內(nèi)的裂縫控藏。在單井影響范圍內(nèi)，通過“人造高滲透區(qū)”的體積改造實現(xiàn)井控區(qū)域內(nèi)的“人工造藏”；在單縫范圍內(nèi)，通過滲吸置換、流體改質(zhì)等措施實現(xiàn)提高采收率目的。經(jīng)過攻關(guān)與實踐，“人工油氣藏”開發(fā)已形成5項核心技術(shù)系列：基于大數(shù)據(jù)的三維地震地質(zhì)“甜點區(qū)”評價技術(shù)、井群大平臺“人工造藏”技術(shù)、體積改造人工智能造縫技術(shù)、置換驅(qū)油與能量補(bǔ)充開采技術(shù)、基于云計算的“人工油氣藏”智能管理技術(shù)。其中，人工智能造縫技術(shù)將人工裂縫精細(xì)改造與智能材料相結(jié)合，形成兩種壓裂改造方式：第 1種是以“快鉆橋塞組合分簇射孔”為主的細(xì)分切割改造方式，主要針對不利于形成復(fù)雜裂縫的致密油儲集層，通過分段多簇壓裂，實現(xiàn)細(xì)分切割儲集層改造；第2種是復(fù)雜裂縫壓裂改造方式，主要針對天然裂縫發(fā)育的脆性儲集層，采用大排量、暫堵轉(zhuǎn)向等方式，通過水平井裂縫間距優(yōu)化形成復(fù)雜裂縫系統(tǒng)，在不同特征儲集層的縫端、縫內(nèi)、縫口加入多種儲集層改造智能材料體系，改變儲集層巖石潤濕性，實現(xiàn)定點位置的人工裂縫轉(zhuǎn)向。

“人工油氣藏”是一項勘探-開發(fā)-工程-生產(chǎn)-信息一體化集成技術(shù)系統(tǒng)，探索了大規(guī)模注液、能量補(bǔ)充和滲吸置換壓裂的工業(yè)化試驗，開展了 235井次先導(dǎo)性試驗，致密油的開采效果比以往常規(guī)技術(shù)提高了 2倍，展示出良好應(yīng)用前景，對推動非常規(guī)、低品位油氣資源有效益、可持續(xù)開發(fā)有重要意義。

2.2 技術(shù)創(chuàng)新

在致密油氣勘探開發(fā)理論突破的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新集成了富集區(qū)優(yōu)選與井網(wǎng)部署、提升單井產(chǎn)量、提高采收率、低成本開發(fā)等 4套技術(shù)系列，大幅度提高了致密油氣的產(chǎn)量和開發(fā)效益。

2.2.1 富集區(qū)優(yōu)選、“甜點區(qū)”評價與井網(wǎng)部署技術(shù)系列

針對致密氣的儲集層特征形成了以地震含氣性檢測為核心的富集區(qū)優(yōu)選技術(shù)[18-19]、以大型復(fù)合砂體分級構(gòu)型描述為核心的開發(fā)井網(wǎng)部署技術(shù)[20]。開發(fā)實踐表明，蘇里格致密氣田有效砂體多分布在心灘中下部及河道充填底部等粗砂巖相。大型復(fù)合砂巖分級構(gòu)型描述適用于辮狀河體系沉積背景下，遷移性強(qiáng)的河流相儲集層表征，其內(nèi)涵是結(jié)合多技術(shù)手段，逐級開展區(qū)域河道體系、辮狀河體系、河道復(fù)合帶、單河道、沉積微相等儲集層精細(xì)解剖工作，識別儲集層外部巖性邊界及儲集層內(nèi)部物性邊界，劃分儲集層內(nèi)部“阻流帶”級次，研究不同級次的隔夾層對流體滲流的影響，分析井網(wǎng)與有效砂體分布、規(guī)模及頻率的匹配關(guān)系。在開發(fā)過程中，獲得的資料不斷豐富，研究精度逐步提高，得到的認(rèn)識趨于準(zhǔn)確。但氣井的井距相比于油井依然偏大，井網(wǎng)對儲集層控制程度有限，井間的分級構(gòu)型表征存在一定的主觀性。因此，通過復(fù)合砂體分級構(gòu)型描述和地震含氣性檢測等手段相互約束、預(yù)測有效儲集層分布，取得了較好的應(yīng)用效果，在蘇里格氣田優(yōu)選富集區(qū) 1.6×104km2，探明儲量為2.0×1012m3，部署開發(fā)井?dāng)?shù)約為1.2×104口，助推了大型致密砂巖氣田的規(guī)模有效開發(fā)，Ⅰ+Ⅱ類井比例由投產(chǎn)初期40%提高到2017年的75%以上[21]，骨架井網(wǎng)由600 m×1 200 m調(diào)整為600 m×800 m，采收率由早期的20%提升至目前的 32%[22]。大慶油田通過攻關(guān)高分辨三維地震資料處理與解釋技術(shù)，大幅度提高了地震資料的分辨率和儲集層預(yù)測精度，目前可識別出3 m的斷距、3 m厚的薄層及22 m寬的河道。

2.2.2 提高單井產(chǎn)量技術(shù)系列

致密氣形成了有限級裸眼封隔器+滑套、無限級水力噴射+環(huán)空加砂等直井多層、水平井多段壓裂改造技術(shù)。水平段長度一般為1 000～2 000 m，最高實現(xiàn)了20段以上分段改造，壓裂后單井初期日產(chǎn)量由直井的1×104m3提高到 5×104m3以上，水平井累計產(chǎn)量達(dá)到（0.6～1.0）×108m3，為直井3倍以上。

致密油井采用水平井體積壓裂形成縫網(wǎng)，同時利用微地震監(jiān)測“人造”體積改造效果。松遼盆地大慶油田典型致密油井——垣平1井，井深4 300 m，水平段長度2 660 m，共壓裂11段，總液量為1.5×104m3，總砂量1 724 m3，改造效果好。該井壓后日產(chǎn)油71.3 t，目前產(chǎn)油3.4 t/d，已累計產(chǎn)油2.58×104t。

2.2.3 提高采收率技術(shù)系列

形成了以井網(wǎng)加密、重復(fù)改造、老井側(cè)鉆及低壓低產(chǎn)井排采為核心的提高采收率技術(shù)。結(jié)合地質(zhì)解剖、干擾試井及生產(chǎn)動態(tài)資料分析，認(rèn)為蘇里格氣田直井平均控制范圍 0.20～0.25 km2，目前骨架井網(wǎng) 600 m×800 m對儲量控制不足，存在加密空間。氣田富集區(qū)井網(wǎng)可由2口/km2加密到3～4口/km2，采收率可由方案的 32%提高到45%以上。結(jié)合排水采氣、查層補(bǔ)孔、重復(fù)改造、老井側(cè)鉆、生產(chǎn)措施優(yōu)化等提高采收率配套技術(shù)，預(yù)測采收率可提高到50%。

2.2.4 低成本開發(fā)技術(shù)系列

致密油氣資源品位差，開發(fā)效益差，要堅持低成本開發(fā)戰(zhàn)略。形成了以聚晶金剛石復(fù)合片鉆頭（PDC鉆頭）為核心的快速鉆井、以井下節(jié)流為核心的中低壓集氣、大井叢多井型工廠化作業(yè)、數(shù)字化生產(chǎn)管理等技術(shù)。低成本開發(fā)技術(shù)使蘇里格氣田直井綜合成本由早期的1 400萬元降低到800萬元，在儲集層品質(zhì)逐漸變差的條件下，支撐致密油氣持續(xù)規(guī)模效益開發(fā)。吉林油田新立地區(qū)扶楊致密油區(qū)憑借 48口井工廠化生產(chǎn)大平臺，有效降低了成本，節(jié)約了資源，提高了效益。

3 中國致密油氣勘探開發(fā)進(jìn)展

在理論與技術(shù)的推動下，2005年以來中國致密氣發(fā)展迅猛[23]，儲量和產(chǎn)量高峰增長，探明并開發(fā)了鄂爾多斯盆地萬億立方米級致密氣區(qū)[24]。2014年以來中國致密油勘探開發(fā)也取得了重大突破。

3.1 致密氣勘探開發(fā)進(jìn)展

根據(jù)中國石油第 4次資源評價，中國致密氣有利區(qū)面積 32.46×104km2，地質(zhì)資源量為21.85×1012m3，技術(shù)可采資源量為10.92×1012m3（見表5）?！笆濉币詠恚旅軞饽昃略鎏矫鲀α考s0.32×1012m3，截至2017年底，全國致密氣探明儲量為4.6×1012m3，占天然氣總儲量的33%；2017年致密氣產(chǎn)量為350×108m3，占天然氣總產(chǎn)量的 24%。其中鄂爾多斯盆地是中國最大的致密氣生產(chǎn)基地，上古生界致密氣探明儲量為3.3×1012m3，蘇里格、大牛地、神木、延長、鄂爾多斯盆地東部等致密砂巖氣田 2017年產(chǎn)量達(dá)到310×108m3，占中國致密氣產(chǎn)量的89%。

表5 中國致密氣重點領(lǐng)域資源量、儲量及產(chǎn)量

3.2 致密油勘探開發(fā)進(jìn)展

中國目前發(fā)現(xiàn)了鄂爾多斯、松遼、準(zhǔn)噶爾、渤海灣等多個致密油規(guī)模儲量區(qū)（見圖4）。根據(jù)中國石油第4次油氣資源評價，全國致密油地質(zhì)資源量125×108t，可采資源量 13×108t，探明儲量約 3×108t。鄂爾多斯盆地和松遼盆地是致密油的主要生產(chǎn)基地[25]。鄂爾多斯盆地致密油資源量34.2×108t，三級儲量9.2×108t，截至2017年底，盆地建成致密油產(chǎn)能137.8×104t，年產(chǎn)油 53.8×104t[21]（見表6）。松遼盆地致密油主要分布在大慶、吉林兩個探區(qū)，已部署 92口水平井、23口直井，平均單井日產(chǎn)油為8～10 t，其中扶余油層2017年產(chǎn)量為 28.6×104t。截至 2017年，全國致密油建成產(chǎn)能約 200×104t，產(chǎn)量達(dá)到 103.1×104t（見表6）。

4 中國致密油氣未來發(fā)展方向

4.1 中國與北美致密油氣對比

4.1.1 地質(zhì)條件和資源量

北美致密油氣以海相大型寬緩的克拉通沉積背景為主，構(gòu)造穩(wěn)定，源儲大面積分布；烴源巖TOC值較高，成熟度較高；儲集層連通性較好，規(guī)模較大；物性相對較好，孔隙度較高，儲量豐度較高；地層埋深適中，以超壓為主，局部裂縫較發(fā)育[26-29]。相比之下，中國致密油氣一般具有多旋回構(gòu)造演化的特征，以陸相沉積環(huán)境為主（見表7、表8），巖相變化大，地層分布不穩(wěn)定；地表條件復(fù)雜，多為山地、丘陵、荒漠，施工難度大；源巖多為湖相頁巖，TOC值變化大，成熟度較低，致密油的密度和黏度相對較大；儲集層薄，非均質(zhì)性較強(qiáng)，變化大，分布范圍局限；儲集層物性較差，孔隙度偏低，儲量密度比較低；埋深較大，裂縫發(fā)育性差，壓力系數(shù)偏低。綜合來看，中國致密油氣開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性偏差，對效益開發(fā)提出了更大挑戰(zhàn)。

圖4 中國陸上非常規(guī)油氣有利區(qū)分布[3]

表6 中國致密油重點領(lǐng)域資源量、儲量及產(chǎn)量

據(jù)EIA資料，美國致密氣資源量為28.0×1012m3，可采資源量為12.6×1012m3，與中國基本相當(dāng)。美國致密油技術(shù)可采資源量約81.2×108t[30]，是中國的6倍多。

4.1.2 開發(fā)技術(shù)

中國與北美的致密油氣開發(fā)技術(shù)在儲集層識別精度和“甜點”預(yù)測領(lǐng)域還存在一定差距，在快速鉆井、大叢式水平井、多層多段壓裂等工藝改造方面還有待完善[31]。儲集層識別及“甜點”預(yù)測回答了在哪里開采油氣的問題，快速鉆井及儲集層壓裂改造解決了如何有效開發(fā)的問題。

在儲集層識別及甜點預(yù)測方面，北美通過高精度三維地震技術(shù)已經(jīng)可以識別出5 m以上的薄砂體，并逐步將大數(shù)據(jù)云計算、虛擬現(xiàn)實等先進(jìn)前沿技術(shù)應(yīng)用到地質(zhì)建模中，“甜點”預(yù)測成功率為65%～95%。中國通過模擬三維砂體預(yù)測和地震疊前反演技術(shù)，目前可識別5～10 m斷層，10 m厚砂體的識別準(zhǔn)確率達(dá)到70%～80%[32]，“甜點”預(yù)測準(zhǔn)確率為50%～85%。

在鉆井方面，北美EOG公司在Eagle Ford的日均進(jìn)尺由2011年的291 m/d提升至2018年的786 m/d，大大縮短了鉆井周期，氣井平均井深5 500 m（直井段2 500～3 500 m，水平段1 100～3 200 m），目前僅用6～8 d即可完鉆。由于鉆速的提升，鉆井成本逐年下降，目前單位鉆井成本為2 500 元/m，單井平均1 400 萬元[33]。對比來看，中國蘇里格氣田水平井井深約5 000 m（直井段3 000～3 500 m，水平段500～1 500 m），水平井鉆井周期為25～35 d，日均進(jìn)尺167 m/d，鉆井單位成本5 000 元/m，單井平均2 500萬元。

在儲集層壓裂改造方面，北美通過大井叢、多井簇、密切割極大地改善了儲集層滲透性，提高了單井產(chǎn)量。Bakken致密油雙分支井分段壓裂數(shù)量已達(dá) 80段，初期產(chǎn)量達(dá)100 t/d，穩(wěn)產(chǎn)期約為20 t/d[34]。Rulison和Jonah氣田直井分層壓裂可達(dá)50～80層，單平臺鉆叢式水平井20～30 口，氣田采收率為48%～55%，動用率大于70%[35-36]。對比來看，中國鄂爾多斯盆地長7段致密油層，應(yīng)用大型混合水壓裂方法，單井日產(chǎn)超過20 t/d。蘇里格氣田直井分層壓裂一般小于10層，水平井最多壓裂20段，單平臺鉆叢式水平井5～20口，采收率為32%，動用率小于50%。

表7 北美與中國致密氣地質(zhì)條件對比

表8 北美與中國致密油地質(zhì)條件對比

圖5 中美歷年天然氣產(chǎn)量對比

4.1.3 產(chǎn)量規(guī)模

致密油氣具有儲集層物性差、氣井產(chǎn)量低、遞減速度快、能量補(bǔ)充慢、開發(fā)成本高的特點。低成本開發(fā)是致密油氣規(guī)模開發(fā)的關(guān)鍵。

美國于上世紀(jì)70年代探索致密油氣的開發(fā)，經(jīng)過30年的探索準(zhǔn)備，成功突破常規(guī)地質(zhì)開發(fā)理論技術(shù)，實現(xiàn)常規(guī)油氣到非常規(guī)油氣的“第 1次革命”，2008年致密氣高峰產(chǎn)量超過1 913×108m3（見圖5a），占美國天然氣年產(chǎn)量的 34%。近年來，在油價低位徘徊的態(tài)勢下，以頁巖氣和致密油為代表的美國非常規(guī)油氣正通過科技與管理創(chuàng)新，進(jìn)行“第2次革命”，具體體現(xiàn)在：一是大力研發(fā)提高單井產(chǎn)量和采收率的主體及配套技術(shù)，實現(xiàn)技術(shù)創(chuàng)新降成本；二是采用打井不壓井和只釋放“甜點區(qū)”中的高產(chǎn)井等措施，實現(xiàn)施工方法創(chuàng)新降成本；三是規(guī)模裁員與全面市場機(jī)制，實現(xiàn)管理創(chuàng)新降成本。美國頁巖氣革命方興未艾，使得致密氣產(chǎn)量略有下降，然而致密氣 2017年產(chǎn)量仍有1 200×108m3。美國致密油2017年產(chǎn)量超過2.4×108t，占總產(chǎn)量的 50%。事實上，正是由于致密油產(chǎn)量的大幅提升才扭轉(zhuǎn)了美國石油產(chǎn)量下降的趨勢[37]。

中國致密氣由2000年不到10×108m3上產(chǎn)至2017年的 350×108m3，取得了長足的進(jìn)步，占全國天然氣產(chǎn)量的23.5%，是目前中國非常規(guī)天然氣中開發(fā)效果最好的一類資源（見圖5b），是中國天然氣年產(chǎn)量邁進(jìn)1 500×108m3大關(guān)的有利支撐，但對比來看，只占美國同期致密氣產(chǎn)量的 29%。中國致密油儲集層規(guī)模小、單井產(chǎn)量低、開發(fā)成本高，2017年產(chǎn)量為1.0×106t，僅占全國石油年產(chǎn)量的0.5%，尚處在起步階段，與美國差距明顯，若原位改質(zhì)、體積壓裂等技術(shù)取得突破，未來發(fā)展?jié)摿薮蟆?/p>

受控于地質(zhì)條件和開發(fā)技術(shù)、改造工藝及開發(fā)理念，中國致密油氣單井產(chǎn)量和油氣田產(chǎn)量遠(yuǎn)小于美國。地質(zhì)條件、開發(fā)技術(shù)及改造工藝對比前已述及。在開發(fā)理念方面，北美市場化程度高、體制機(jī)制靈活，同時有上千家公司參與到致密油氣的開發(fā)中[38]，企業(yè)以追求經(jīng)濟(jì)效益為核心目標(biāo)，生產(chǎn)井多采用定壓放產(chǎn)生產(chǎn)模式；而中國油氣領(lǐng)域準(zhǔn)入門檻高、開發(fā)程度較低，有資質(zhì)、有實力的企業(yè)較少，鑒于油氣田前期投入大、占用社會資源多，投產(chǎn)后需要一定時間的穩(wěn)產(chǎn)，生產(chǎn)井多采用控壓穩(wěn)產(chǎn)生產(chǎn)模式。需要指出的是，中國的油氣行業(yè)擔(dān)負(fù)著保障國家能源安全和維護(hù)社會穩(wěn)定的重任，不以盈利和經(jīng)濟(jì)效益為唯一目的，通過只釋放“甜點區(qū)”中的高產(chǎn)井及大規(guī)模裁員等手段來降低成本，顯然是不現(xiàn)實的，需要探索適合中國國情的致密油氣發(fā)展之路。

4.2 中國致密油氣未來發(fā)展?jié)摿εc對策

中國致密油氣開發(fā)面臨著資源品質(zhì)趨于劣質(zhì)化、有效開發(fā)及提高采收率技術(shù)有待提升、開發(fā)成本較高等問題。未來，中國應(yīng)該堅持低成本開發(fā)戰(zhàn)略不動搖，在資源、技術(shù)、組織管理等方面重點開展工作，與國際先進(jìn)水平對標(biāo)，推動致密油氣跨越式發(fā)展。預(yù)計致密氣在 2020年產(chǎn)量可達(dá)（400～430）×108m3，2035年可達(dá)（550～800）×108m3。致密油2020年產(chǎn)量可達(dá)（150～200）×104t，2035 年可達(dá) 1 500×104t。

4.2.1 加強(qiáng)資源評價

系統(tǒng)揭示致密油氣富集規(guī)律，加強(qiáng)老區(qū)拓邊及新區(qū)、新層系的資源勘探，客觀分級評價中國致密油氣資源[39]，明確戰(zhàn)略地位。不同于常規(guī)油氣藏的毫米—微米級孔喉系統(tǒng)，致密油氣儲集層主要為納米級孔喉系統(tǒng)，較致密的儲集層限制了浮力在油氣運聚中的作用，油氣以滲流擴(kuò)散作用為主，為非達(dá)西滲流，運移距離短，距離烴源巖近，資源規(guī)模大，但可供開發(fā)的有效資源比例低。需要深化和細(xì)化資源規(guī)模和結(jié)構(gòu)評價，開展資源綜合分類，建立有序接替序列，明確各類資源的可動用性和動用條件。

4.2.2 推動開發(fā)及工程技術(shù)進(jìn)步

技術(shù)突破與規(guī)?；瘧?yīng)用，是支撐致密油氣效益開發(fā)的關(guān)鍵。一是完善儲集層分級構(gòu)型描述、高精度三維地震技術(shù)，精細(xì)刻畫和表征儲集層；二是優(yōu)化小井眼完井、水平井優(yōu)快鉆井、數(shù)字化智能管理等技術(shù)，加快產(chǎn)建節(jié)奏和國產(chǎn)化材料應(yīng)用水平、降低開發(fā)成本；三是升級儲集層改造技術(shù)，推動小段距密切割、可溶橋塞、平臺工廠化作業(yè)等技術(shù)的成熟配套，大幅提升儲集層改造效果；四是攻關(guān)提高采收率技術(shù)，加強(qiáng)致密油氣提高采收率的室內(nèi)機(jī)理研究，同時在油田現(xiàn)場開辟密井網(wǎng)先導(dǎo)試驗區(qū)，優(yōu)化調(diào)整開發(fā)井網(wǎng)，落實干擾率、單井EUR等開發(fā)指標(biāo)，配合查層補(bǔ)孔、重復(fù)改造、水平井側(cè)鉆、生產(chǎn)制度優(yōu)化等綜合手段挖潛剩余儲量，提高儲量動用程度和采收率。

針對鄂爾多斯、四川等發(fā)育多類型油氣藏的兩大盆地，深化和豐富“人工油氣藏”立體開發(fā)理論與技術(shù)，是提高綜合效益的主要技術(shù)方向。未來發(fā)展目標(biāo)是根據(jù)縱向不同類型氣藏按壓力、流體性質(zhì)優(yōu)化開發(fā)順序，共享地下井網(wǎng)系統(tǒng)、地上井場及集輸系統(tǒng)[40]，實現(xiàn)采收率和開發(fā)效益的最大化。

4.2.3 優(yōu)化組織管理模式，爭取國家有利開發(fā)政策支持

在油氣企業(yè)內(nèi)部，創(chuàng)新機(jī)制體制，提升企業(yè)能效和員工積極性。通過礦權(quán)流轉(zhuǎn)，盤活資產(chǎn)；配套科技攻關(guān)激勵政策，提升員工使命擔(dān)當(dāng)和工作熱情，迸發(fā)時代新活力。在國家層面，強(qiáng)化產(chǎn)、運、銷國家政策中利潤的切割與引導(dǎo)，力爭上游利潤在產(chǎn)業(yè)鏈的比例，同時爭取優(yōu)惠財稅補(bǔ)貼，最大限度地解放低品位儲量。稅收源于人民，用于人民，是國家調(diào)配社會資源、支撐國民經(jīng)濟(jì)建設(shè)的有利工具。在中國的政治體制下，合理的稅收及優(yōu)惠政策，既表現(xiàn)為“集中力量辦大事”，又體現(xiàn)了宏觀政策層面對部分行業(yè)領(lǐng)域的支持和傾斜。以致密氣為例，中國剩余可動用儲量在無補(bǔ)貼的條件下，可支撐穩(wěn)產(chǎn)350×108m3/a；若補(bǔ)貼0.2 元/m3，通過在剩余可動用儲量區(qū)加密，可支撐上產(chǎn) 400×108m3/a；若補(bǔ)貼0.4 元/ m3，可動用低豐度Ⅰ類儲量區(qū)，上產(chǎn)500×108m3/a；若補(bǔ)貼0.6 元/ m3，可動用低豐度Ⅱ類儲量區(qū)，支撐上產(chǎn)600×108m3/a。

5 結(jié)論

近10年來，中國創(chuàng)新發(fā)展了致密油氣勘探開發(fā)理論，集成了提高單井產(chǎn)量、低成本開發(fā)等多套技術(shù)系列，助推了致密油氣儲量與產(chǎn)量的快速攀升。與世界致密油氣開發(fā)先進(jìn)水平相比，中國在甜點識別預(yù)測、大井叢長水平井鉆井、壓裂改造等技術(shù)工藝方面還有一定的差距。

需要特別指出的是，從時間上看中國致密氣發(fā)展晚于美國。但從階段看，中國致密氣大幅上產(chǎn)是在常規(guī)氣上產(chǎn)的階段就開始了，而美國是在常規(guī)氣進(jìn)入遞減階段后才開始發(fā)展的。這個疊加效應(yīng)需要充分重視。未來中國致密油氣發(fā)展應(yīng)關(guān)注以下幾點：深化致密油氣富集規(guī)律認(rèn)識，優(yōu)化資源評價方法；發(fā)展高精度三維地震、大井叢水平井、人工油氣藏、智能工程等關(guān)鍵工程技術(shù)，為致密油氣發(fā)展提供支撐；優(yōu)化組織管理模式、申請致密油氣財稅補(bǔ)貼減免政策，最大限度地解放低品位儲量；創(chuàng)新發(fā)展新一代提高單井產(chǎn)量與提高采收率理論技術(shù)，推動致密油氣跨越式發(fā)展。