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文|邹才能等 中国石油勘探开发研究院 致密油与页岩油的概念，国内外由于地质条件、工程技术、开发程度等的不同，存在很多认识差异。 致密油与页岩油均无明显圈闭界限，无自然工业产能，需要采用直井缝网压裂、水平井体积压裂、空气与CO2等气驱、纳米驱油剂等方式进行开发，形成“人造渗透率”，持续获得产能，属典型“人造油气藏”。通过整理国内外有关致密油与页岩油研究进展，笔者认为二者在地质、开发、工程等方面均存在明显差异，应定义为2种不同类型的非常规油气资源。 致密油是指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2（空气渗透率小于1×10-3μm2）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油。 单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业石油产量。如酸化压裂、多级压裂、水平井、多分支井等措施，这是目前全球非常规石油发展的亮点领域，北美地区已取得突破。页岩油是指成熟或低熟烃源岩已生成并滞留在页岩地层中的石油聚集，页岩既是生油岩，又是储集岩，石油基本未运移（下图），属原地滞留油气资源，是未来非常规石油发展的潜在领域。 目前，国内围绕陆相致密油与页岩油形成机理、富集规律、工程钻探等已开展了大量基础研究和工程试验，国家科技部也于2013年批准设立了《中国陆相致密油（页岩油）形成机理与富集规律》、《中国东部古近系陆相页岩油富集机理与分布规律》2个国家重点基础研究发展规划项目（973），开展致密油、页岩油相关基础理论和技术攻关研究。 本专辑邀请组织相关研究人员，以致密油与页岩油为主题，分析国内外致密油、页岩油勘探开发研究现状与进展，剖析目前制约致密油与页岩油勘探开发生产实践中存在的关键问题，提出下一步重点研究方向。 1 致密油与页岩油地质特征 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（下表）。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（下表）: （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（下表）: （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%（下图）。 （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（下表），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（下表）: （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。 2 致密油与页岩油资源潜力 2.1 致密油资源潜力 致密油作为全球非常规石油勘探开发的亮点领域，具有重要油气资源。2013年，EIA预测全球致密油可采资源量为473×108t。其中，北美、亚太、中亚-俄罗斯、拉丁美洲等四大地区可采资源量分别为110×108t、107×108t、104×108t和82×108t，占全球致密油可采资源量的85%。美国先后发现巴肯（Bakken）、鹰滩（Eagle Ford）、尤蒂卡（Utica）等主要致密油/页岩油产层，展示出良好的发展前景（EIA，2012，2013）。目前美国已发现致密油/页岩油盆地19个，2013年产量已达1.4×108t，约占美国石油总产量的28%。 中国致密油分布范围广，类型多，发育与湖相生油岩共生或接触、大面积分布的致密砂岩油或致密碳酸盐岩油，具有广阔的勘探前景。初步预测中国陆上主要盆地致密油分布面积达50×104km2，地质资源量大约200×108t，技术可采资源量为20×108~25×108t。 截至2013年底，在松辽盆地白垩系青山口-泉头组致密砂岩、鄂尔多斯盆地三叠系长63－长7段致密砂岩、四川盆地中下侏罗统致密灰岩、渤海湾盆地沙河街组泥灰岩、致密砂岩、准噶尔盆地二叠系芦草沟组泥质云岩、柴达木盆地新生界泥灰岩、致密砂岩、酒泉盆地白垩系泥灰岩等含油气盆地，探明技术可采储量规模近3.7×108t。 松辽盆地的扶杨油层、鄂尔多斯盆地长6已实现规模开发，其他地区也有工业产量，中国致密油正开展“甜点区”评价等关键技术攻关（下表），进行试验区建设，初见成效。随着关键技术的突破和工作力度的加大，致密油开发利用速度将进一步加快。 2.2 页岩油资源潜力 页岩气的成功勘探开发，表明页岩不仅可以作为烃源岩和盖层，还可以成为储集层。在生油页岩层中滞留了石油是客观存在的规律，通过生油岩储集空间、聚集油量等基础地质研究，以及水平井压裂技术攻关，页岩油很有可能实现大规模工业化开发。 美国页岩油主要分布在白垩系和泥盆系的海相富有机质页岩中，中国页岩油主要分布在中-新生代陆相湖盆富有机质页岩中，在鄂尔多斯盆地延长组长7段、松辽盆地白垩系青山口组、准噶尔盆地二叠系、渤海湾盆地沙河街组、四川盆地侏罗系自流井-凉高山组、江汉盆地古近-新近系、南襄盆地古近-新近系等具有页岩油形成条件，按照第三轮全国资源评价数据，中国陆相地层总生油量为6×1012t，资源量为1300×108t，运聚系数为2.2%，除形成常规油和致密油，以及破坏散失外，绝大部分滞留在生油岩内。页岩油的突破将具有十分重要的战略意义。 近年来，中国针对页岩层系中的石油资源，开展了一系列的“甜点区”评价、钻探和试验，如辽河西部凹陷曙古165井沙三段页岩、泌阳凹陷安深1井核三段页岩等，获得了较好的效果，但都与裂缝有关。在页岩基质地层发现纳米级孔隙，并有石油滞留，初步展示了中国也具有页岩油的资源潜力，未来页岩油的发展主要取决于开采技术方法的突破。 3 致密油与页岩油未来挑战 基于致密油与页岩油储集层物性差、粒度细、非均质性强，油气源储一体或近源聚集等特殊地质特征，致密油/页岩油在沉积环境与分布模式、储集层特征与成因机理、油气聚集规律、地质评价预测与地球物理响应等多方面遇到极大挑战，成为制约中国致密油与页岩油工业化发展的瓶颈。 3.1 细粒沉积机理与分布模式 页岩是指岩石粒级小于0.0625mm的颗粒含量大于50%的碎屑沉积岩，以黏土和粉砂等细粒物质组成，包含少量的盆地内生碳酸盐、生物硅质、磷酸盐等颗粒的“细粒沉积岩”，属于细粒沉积岩的重要类型。细粒沉积岩不包括海相碳酸盐岩，约占全球各类沉积岩分布的70%左右，具有分布范围广，粒度细的地质特征。 国内外学者对细粒沉积岩岩石学特征、成因模式与分布模式等已开展了相关研究。其中，国外学者对富有机质页岩成因、分布模式探讨为主，认为滞流海盆、陆棚区局限盆地、边缘海斜坡与边缘海盆地等低能环境为海相富有机质页岩发育环境，初步建立了水体分层、海侵、门槛、洋流上涌等4种富有机质页岩沉积模式。 中国学者研究多集中在黏土矿物成分、结构等岩石矿物学与有机质生烃分析评价等开展了海相细粒沉积岩、湖泊成因、湖泊相类型与烃源岩分布特征关系等方面基础研究。从烃源岩评价出发，以有机地球化学为主的沉积-有机相研究，提出了陆相烃源岩有机相的概念与分类方案，探讨了有机相的成因与分布。 中国陆相页岩油与粉砂质致密油，源岩与储集层均属于细粒沉积岩。源岩以陆相半深湖-深湖相富有机质页岩以Ⅰ型和ⅡA型干酪根为主，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一般在2.0%以上，最高可达40%），是陆相页岩油与致密油重要的烃源岩类型。 储集层多形成于三角洲前缘-前三角洲-深湖-半深湖等细粒沉积环境，而有别于常规油气储集层形成的冲积扇-河流-三角洲平原等粗粒级沉积环境（下图）。 因此，开展中国陆相页岩油与粉砂质致密油源储细粒沉积岩沉积机理与分布模式研究，创新和建立沉积学研究的一个新分支—细粒沉积学，以页岩、粉砂岩等不同岩性细粒沉积物的物理与化学性质及其沉积作用、沉积过程等为研究内容，将为明确细粒致密储集层、富有机质页岩分布预测、有利沉积相带和富集区优选提供基础依据。 3.2 致密油与页岩油储集层微观成分及结构 致密油与页岩油储集层均具有物性差，渗透率多小于1mD，发育微-纳米级孔喉系统，成岩作用与非均质性强等而区别于常规油气储集层。故致密砂岩、碳酸盐岩与页岩等致密储集层成因机制与储集能力研究成为致密油与页岩油的核心问题。细粒页岩、粉砂岩以及混积岩石学与微观结构等储集层基本特征成为储集层储集性能评价的基础，精细表征微-纳米孔喉微观结构成为致密储集层评价的难点。 3.2.1 页岩与混积岩储集层微观成分 致密油与页岩油储集层包括常见的致密砂岩、致密灰岩、页岩，也包括陆相湖盆碎屑岩与湖相碳酸盐岩混合成因的混积岩类，岩石成分复杂；不同矿物与有机质呈纹层状或分散状分布，成为页岩油或致密油有利的微观源储组合（下图），特别是致密油储集层以陆源碎屑与碳酸盐组分在空间上构成交替互层或夹层的混合，有机质与长石、黏土等陆源碎屑或白云石、方解石等碳酸盐矿物呈纹层状或分散状分布的特征，为致密混积岩油形成提供了有利源储条件（下图）。
混积岩属于陆源碎屑岩和海相或陆相湖盆碳酸盐岩之间过渡岩石，是陆源碎屑与碳酸盐组分经混合沉积作用而形成的岩石，自1984年首次提出混合沉积物概念以来，在美国威利斯顿盆地Bakken组、Maverick盆地Eagleford及中国准噶尔、柴达木、四川等盆地均发现分布广泛的混积岩储集层，并取得了致密油的重大突破。但因混积岩成分复杂，岩性名称不统一，科学有效开展湖相混积岩研究，将对揭示该类致密油提供理论基础。 中国陆相湖盆混积岩主要由陆源碎屑与湖相碳酸盐组分混合沉积形成，分布在陆源物质供给丰富的半深湖-深湖环境（见“陆相细粒沉积环境与粗粒沉积环境分布模式图”），受气候、水体性质、注入流及生物作用等因素的影响，混积岩成分复杂，可见不同矿物成分按不同组合方式的纹层结构（见“青西凹陷下白垩统混积岩储集层显微结构特征”图）。 因此，本文依据准噶尔盆地吉木萨尔坳陷二叠系致密油储集层与酒泉盆地白垩系下沟组混积岩为基础，结合前人分类方案，综合认为混积岩分类应考虑其自身成因，以成分为分类依据，按照混积岩中矿物所属类别（长英质组分、碳酸盐组分、黏土质组分），作为分类端元，以岩石三级命名原则为基础，以5%~25%为“含××”、25%~50%为“××质”、＞50%为“××岩”。 如酒泉盆地青西坳陷白垩系下沟组混积岩以长石、石英、白云石以及黏土矿物为主，分属长英质组分、碳酸盐组分、黏土3个端元，故可命名为泥质白云岩、含泥白云岩、粉砂质白云岩、白云质粉砂岩等。 3.2.2 致密油与页岩油储集层微观结构 近年来，北美地区页岩油气的勘探开发成为世界油气资源增长的重要基础，随着1821年美国首次从裂缝页岩储集层中采出了天然气，从蒙特雷页岩阿圭洛角油田获得可采储量4000万~7000万t的勘探实例，使国内外石油地质学家发现致密粉砂岩、泥质粉砂岩、灰岩，甚至泥页岩中也存在工业储量的油气资源，泥页岩、致密砂岩、致密灰岩已不单是传统认识的生油层或者盖层，而且也成为油气富集的储集层，迫使石油地质学家将常规认为非储集层的致密岩石，作为具有自生自储一体特征进行储集性能评价。 致密砂岩储集层孔隙微观结构、孔隙类型、孔隙演化及控制因素、储集性能参数等已成为致密油/页岩油储集层研究的重点，探索建立氩（Ar）离子抛光、高分辨率场发射扫描电镜、原子力显微镜和透射电子显微镜等二维孔隙分析技术，X射线微米CT、Nano-CT、双离子束（FIB-SEM）、能谱（ESD）、背散射图像（BEI）等三维孔隙分析技术以及气体吸附、压汞、小角散射等孔隙大小定量分析方法，实现了直观描述孔隙大小、分布、成因类型，计算孔隙度、迂曲度、各向异性等结构参数，重构不同类型孔喉三维特征，数值模拟微-纳米级孔喉系统连通性，建立致密储集层孔隙模型的研究内容。 最终首次在中国海相页岩气储集层中发现了5~200nm的孔隙、致密砂岩油储集层孔径50~900nm，致密灰岩油储集层孔径40~500nm，页岩油储集层孔径30~400nm。 孔隙类型分为有机质微孔、粒间溶蚀微孔、粒间原生微孔、粒内原生微孔、晶间微孔等多种类型，准确揭示了致密油与页岩油储集层微观结构特征。其中，纳米级孔喉系统的发现，改变了微米级孔隙是油气储集层唯一微观孔隙的传统认识，对明确常规与非常规储集层特征、研究连续型油气聚集机理、提升资源潜力具有重要的科学意义。 但国内外石油地质学家对致密油与页岩油储集层储集空间多以实验观察与描述为主，对其发育特征、演化规律及其控制因素，以及不同岩性岩相孔隙度、渗透率、流体饱和度、可动流体储集空间与流动能力等深层次机理仍处于探索阶段，加强构建有利致密储集层综合判识参数体系，开展致密储集层建模方法，典型区块致密储集层参数分布特征，建立不同地区致密储集层模型，将为准确评价优选有利致密油与页岩油储集层提供重要依据。 3.3 致密油层、页岩油层地球物理响应机理 致密储集层孔隙结构复杂、流体粘滞性偏高、微裂缝发育，复杂介质条件和孔隙流体，对基于均匀介质和理想流体假设的经典孔隙介质声学理论模型和声、电、磁等地球物理响应机理研究提出了挑战。与以圈闭描述为对象的常规地球物理勘探理论和技术相比，致密油层油水分异差，油层地球物理响应差异小，致密油层识别、有效储集层划分、储集层参数计算、储集层展布预测、工程参数测井评价等遇到挑战。 目前，国外致密油、页岩油层岩石物理研究以常规物性测试、测井分析了解岩性、黏土含量、孔隙度、TOC、含水饱和度等岩石物理特征为主，岩石脆性评价基于泊松比和杨氏模量，北美致密油勘探普遍使用三维地震技术，采用叠后波阻抗、叠前弹性参数与测井资料结合，预测相对高孔储集层和裂缝发育段，利用三维三分量地震数据及低频异常信息等，预测致密油层及含油饱和度。国内岩石物理实验开展孔隙结构、核磁、低频及声电联测，探索致密介质地震波传播规律，为致密储集层测井评价和地震预测提供实验支撑。 致密油层、页岩油层测井评价进入定性到半定量阶段，发展了地层微电阻率扫描成像测井、多元素测井、单井反射声波成像测井等方法，提出了岩性、物性、脆性、含油性、电性、各向异性及页岩特性“七性关系”致密油层测井评价方法。 3.4 致密油、页岩油富集规律与资源潜力 致密油、页岩油是一种典型的非常规石油资源，其聚集机制、富集规律、资源分布、评价方法与常规油气有很大差异，传统的成藏理论与资源评价方法受到挑战。致密油以致密砂岩油、致密碳酸盐岩油为主，储集空间主要是微-纳米级孔隙及微裂缝，经过短距离运移，对聚集量、聚集机制、富集规律等认识程度很低。页岩油滞留聚集，滞留量及赋存状态不清，资源量难以评价。 开展致密油、页岩油形成条件和分布规律研究，优选致密油、页岩油富集参数，建立不同类型的地质预测方法。 开展大尺度致密油、页岩油分布的物理与数值模拟，可揭示地层条件下致密油、页岩油的分布及富集规律； 开展致密油、页岩油资源评价模型及方法研究，可建立评价模型及标准，探索其分布范围及边界确定方法，最终评价中国大陆主要盆地致密油、页岩油地质、技术可采资源量。 开展致密油勘探开发先导区试验研究，可确定致密油富集区评价参数、制定评价标准和建立评价方法。评价优选出致密油富集区与重点勘探区，明确页岩油有利区。 致密油资源评价方法以类比法和统计法为主，注重生产数据和油藏模拟，方法有FOR SPAN及其改进法、资源密度网格法、随机模拟法、体积法，重视技术可采资源量和储量的计算。 3.5 致密油、页岩油工业化开采 根据致密油概念，单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，在一定经济条件和技术措施下可获得工业石油产量。通常情况下，需要采用酸化压裂、多级压裂、水平井、多分枝井等开采技术，得以突破。 对于页岩油，作者认为应借鉴国外页岩气勘探的经验，加强3方面工作，加快推进发展。 ①加快分布区研究。以陆上各盆地已知页岩层系为重点，积极开展不同类型页岩油的解剖与分析测试等基础研究工作，解决页岩油运聚机理、赋存状态与渗流机制等科学问题，解决页岩油资源潜力与分布的基础问题。 ②加强核心区评选。以老井复查为基础，积极新钻一批地质调查参数井，开展系统测试分析化验，取全、取准评价所需的关键参数，确立合理的评价标准，选取合适的评价方法，科学评价出中国陆相页岩油技术可采资源量和有利分布区。 ③加大工业化试验区建设。借鉴国外成熟的开采技术，针对页岩油的特殊性，加强原位加热改质（下图）、纳米剂驱油、二氧化碳与空气等气驱油、水平井体积压裂（下图）等关键技术攻关与现场试验，积极探索页岩油大规模经济有效开发模式，解决关键技术与开发模式问题。
如页岩原位加热改质技术，通过轻质或凝析油气，可实现重油轻质化，形成轻质或凝析油气，同时加热过程形成的裂缝和伴生气体，有利于油气运移和产出。因此，具有不受地质条件局限（均匀热传导、地层非均质性影响弱）、地下转化轻质油（API达40°）、形成人造缝网（高效泄流通道）、较高地层压力（压力系数1.3）、高原油采收率（70%以上）、较低污染（降低CO2排放）等明显优势，若实现低成本工业化应用，将对石油工业产生里程碑式的重大影响。 4 结语 致密油、页岩油在中国含油气盆地广泛分布，初步预测中国致密油技术可采资源量为20×108~25×108t，估算中国页岩油技术可采资源量可能30×108~60×108t。 致密油、页岩油形成机理、富集规律与常规油气藏不同，现有理论与技术方法已不能有效支撑致密油进一步扩大勘探成果，迫切需要通过对细粒沉积机理与分布模式、致密储集层成因机制与储集能力、致密油层地球物理响应机理、致密油与页岩油富集规律、资源潜力、压裂技术及开发流动机理等关键问题研究，为致密油勘探开发进展和页岩油突破提供理论指导与技术保障。（原载《矿物岩石地球化学通报》，其他作者为朱如凯，白斌，杨智，侯连华，查明，付金华，邵雨，刘可禹，曹宏，袁选俊，陶士振，唐晓明，王岚，李婷婷） |
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