【新知】松辽盆地北部致密油勘探

文|王玉华 等

中国石油大庆油田公司

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点，这种非常规油气资源已成为全球能源结构中的重要角色。近年来，以北美Bakken 为代表的致密油田，在水平井大规模体积压裂技术引领下，已实现商业性开发。

中国主要含油气盆地广泛分布致密油资源，鄂尔多斯盆地在致密油勘探和有效开发试验等方面取得了可喜的成果。这说明中国的致密油资源具有形成规模储量和有效开发的条件，但总体上仍处于勘探开发的探索阶段。

根据松辽盆地的地质特点及勘探开发实际，将“储层地面空气渗透率小于或等于1mD，孔隙度小于或等于12%，赋存于油页岩或与其互层共生的致密砂岩储层中，未经过大规模、长距离运移，且直井常规压裂产量低（无经济效益），需采用水平井大规模体积压裂技术提产的石油资源”统称为致密油。

2011 年以来，大庆油田按照“预探先行，搞清资源、探索技术，提产增储；评价跟进，开辟试验区，探索有效开发方式”的一体化工作思路，在深化致密油资源潜力、攻关水平井提产技术及建立有效开发方式等方面开展有效探索，逐步形成了适合松辽盆地致密油特点的配套技术系列，有效指导了致密油的快速勘探，对进一步解放致密油资源，将资源转化为储量，进而转化为效益产量具有重要的指导意义。

一、区域地质概况

松辽盆地是叠置于古生代基底之上的大型中—新生代沉积盆地，具有明显的下断上坳的双重结构。地层自下而上分别为断陷期下白垩统火石岭组、沙河子组和营城组；断坳转换期下白垩统登娄库组；坳陷期下白垩统泉头组和上白垩统青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组。

其中坳陷期白垩系充填的碎屑岩是主要的产油层，自下而上发育扶余、杨大成子油层（泉头组三、四段）、高台子油层（青山口组二、三段）、葡萄花油层（姚家组一段）、萨尔图油层（姚家组二、三段及嫩江组一段）和黑帝庙油层（嫩江组三、四段）等五大油层。

以青山口组一段暗色泥岩为主力烃源岩，致密油类型可分为源内高台子油层“源储共生”和源下扶余油层“源储近邻”两种。松辽盆地致密油平面上主要分布在盆地主体中央凹陷区内的龙虎泡—大安阶地、大庆长垣、三肇凹陷及齐家—古龙凹陷（下图），面积达13000km^2。

以往按常规油勘探思路在研究区内已钻探井超千口，除局部构造高部位提交部分探明储量外，其他大部分地区因储层物性差（普遍小于12%）、厚度薄（单层厚度一般小于5m）、直井勘探无效益、资源难以转换效益储量等原因，勘探工作一直难以全面展开，也进一步表明该套层系已进入了以致密油勘探为主的新时期。

二、致密储层非均质特征

松辽盆地北部致密储层整体表现为纵向不集中、横向不连续、单体规模小、物性变化大等非均质特性，但各自又存在一定差异性。

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源下扶余油层

源下扶余油层致密储层主要为曲流河点坝、网状河道等多种类型河道砂体，单砂体厚度薄、规模较小，纵向不集中，横向不连续，多期叠置、错叠连片，空间上表现为多层砂泥岩相互叠置的“汉堡包”式特点（下图）。

开发区精细解剖表明，单砂体厚度一般为2～5m，砂体宽度一般为200～500m，单井一般发育5～10 层，30m 地层中一般仅发育1-2 期主力河道。

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源内高台子油层

源内高台子油层致密储层主要为三角洲前缘河口坝、席状砂等砂体，砂体发育层数多，呈薄互层分布，空间上表现为“三明治”式特点（下图）。开发区精细解剖表明，单砂体厚度一般为1～2m，小于1m 的薄层数量多，平面上分布稳定，连续性好，纵向上多套砂组互层分布，砂岩集中度相对较高。

三、致密油资源精细评价

储层非均质性决定了资源的分散性，为实施水平井解放此类资源带来极大挑战。针对这种高度分散的资源逐步探索形成了以“储层精细分类、纵向精细分层、平面精细分区”为核心的资源精细评价技术，分类、分层、分区落实资源潜力。

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储层精细分类，建立评价标准

应用孔隙度—渗透率交会法、含油产状及试油结论统计法，结合勘探成果，将松辽盆地北部致密储层划分为两类。

Ⅰ类储层：孔隙度为8%～12%，渗透率为0.1～1mD，岩性主要为细砂岩和粉砂岩，含油产状以富含油、油浸为主，含少量油斑、油迹。

Ⅱ类储层: 孔隙度为5%～8%，渗透率为0.03～0.1mD，岩性主要为粉砂岩和泥质粉砂岩，含油产状以油浸、油斑、油迹为主。Ⅰ类储层是该地区近期勘探的重点。

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纵向精细分层，细化评价单元

针对松辽盆地致密储层特点，纵向精细分层是准确刻画单砂体的前提。扶余油层由5 分细分为12 分（每个砂层组厚10～15m）（下图），高台子油层高三、高四油层组由5 分细分为15 分（每个砂层组厚10～15m）。

通过纵向上细分层，薄、小砂体纵向分布更加明晰，其中每个砂层组内一般包含1-2 层砂体（下图）。在此基础上进行大比例尺沉积微相制图，宏观把握单一砂体的横向分布。

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平面精细分区，优选有利区带

在松辽盆地致密油分布范围内，综合油藏特征，又进一步划分出构造简单区、断裂密集带、油水复杂区3 种油藏赋存区带（下图）。

构造简单区适合采用水平井大规模体积压裂技术提产，断裂密集带和油水复杂区适合采用直井多层大规模体积压裂技术提产。其中，构造简单区是近期致密油勘探的重点，大庆长垣、三肇凹陷及齐家-古龙凹陷均有分布。

在“三分”基础上，采用容积法计算松辽盆地致密油资源量为12.7×10^8t，其中Ⅰ类可升级资源9.2×10^8t。在Ⅰ类资源中，适合水平井大规模体积压裂技术提产资源6.7×10^8t，适合直井缝网压裂技术提产资源2.5×10^8t。

四、致密油水平井技术

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甜点精细刻画及水平井轨迹精细控制技术

在分类、分层、分区资源精细评价基础上，围绕水平井部署，建立了以“三个精细”为核心的甜点精细刻画及水平井轨迹精细控制技术，有效指导了水平井部署。

甜点精细评价，优选水平井井位

在细分砂层组基础上，分层编制孔隙度、油层厚度、油水分布及最大单层厚度等8 种图件，逐层分析油层变化规律，综合油层厚度（大于2m）、油水关系、物性、断裂条件等因素，分层、分类优选适合水平井钻探的“甜点”。

综合细分层下甜点类别、资源量及面积等因素优选甜点发育层，结合细分层下甜点分布特点，优选甜点目标发育区。整体上，在松辽盆地两大致密油层系识别甜点发育区145 个，其中Ⅰ类甜点发育区85 个，Ⅰ + Ⅱ类甜点发育区38 个，Ⅱ类甜点发育区22 个（下图），为水平井分层次逐步探索奠定了基础。

目标精细刻画，确定水平井轨迹

地质甜点为水平井部署提供了方向，高精度三维地震数据体下砂体精细刻画是成功实施水平井的重要保障。针对松辽盆地北部致密储层的非均质特点，逐步探索形成了3 项砂体精细刻画技术。

①独立厚层砂岩精细刻画技术。这种厚层砂岩主要以曲流河点坝砂体为主，岩性组合具有泥岩包厚层砂岩的特征，砂岩单层厚度大。这类储层基于地震保幅处理数据体，通过振幅属性能够真实反映砂体发育程度，振幅由强到弱的过程基本反映由砂岩到泥岩的过程。

②多层叠置砂岩精细刻画技术。这种砂岩主要以分流河道砂体为主，岩性组合为砂岩、泥岩相互叠置且泥岩隔层小，在常规保幅处理地震数据体上不能客观反映砂体发育程度。去砂实验证实，该类岩性组合间振幅强弱受地震子波相互叠加的影响，通过建立正演模型，明确砂体不同的空间组合对地震反射特征的影响，进而采用振幅补偿恢复因地震子波叠加而减弱的振幅，河道砂体得到准确刻画。

③砂泥岩薄互层砂体精细刻画技术。以三角洲前缘河口坝砂体为代表，砂岩以薄互层为主，平面分布稳定。这类储层刻画主要是在保幅处理数据体基础上，通过叠前地质统计学反演，补偿优势频带以外的合理高频信息，提高纵向分辨率，实现薄、稳砂体的准确刻画。基于上述砂体地震精细刻画成果，结合地应力分析（水平井轨迹与最大主应力夹角不小于60°），可确定水平井轨迹设计。

实施精细控制，确保高油层钻遇率

由于松辽盆地北部致密储层具有典型非均质特点，准确入靶及钻探过程中不脱靶是水平井成功钻探的关键，在实施过程中需要精细控制。

一是跟踪标定，准确入靶：针对水平井目的层深度求取不准的问题，通过多个标志层进行精细标定，实时跟踪，确保准确入靶。扶余油层主要以第二套油页岩及T2 层为标志层，逐一进行对比，逐步矫正实钻与设计误差，保证准确入靶；高台子油层根据分布稳定的多套砂体，实施多砂层小层精细对比，确保准确入靶。

二是多措并举，防止脱靶：根据地震反演成果、旋回对比及随钻自然伽马变化控制轨迹方向，确保不脱靶。水平井钻进过程中防止脱靶是提高砂体钻遇率的关键，它基于对地质、测井、地震资料的综合运用，判断井轨迹所处砂岩位置。通过分析所钻探砂体沉积旋回特点，建立该类型砂体的跟踪模型，通过自然伽马值的变化，判断轨迹位置。

当自然伽马值由高到低，然后突然变高，表明轨迹从砂岩下部出层；当自然伽马值由低到高，且上部自然伽马值小于下部自然伽马值，表明轨迹从砂岩边部出层；当自然伽马值由低到高，且上部自然伽马值大于下部自然伽马值，表明轨迹从砂岩上部出层（下图）。

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致密油水平井增产改造技术

将水平井高油层钻遇率转换为单井高产量是解放致密油资源的关键，围绕资源对技术的需求，通过工程地质一体化，逐步形成了致密油水平井增产改造技术，实现了水平井单井高产量，达到了推动致密油提产增储的目的。

“两品质”评价确定地质分段方案

依据水平井钻遇储层的特点，通过“两品质”分析，确定水平井压裂地质分段方案。

首先依据四性关系确定储层品质：根据测井、录井资料，综合“岩性、物性、电性、含油性”四性关系，以物性、含油性为主，将水平井钻遇储层品质分为Ⅰ类和Ⅱ类。

其次依据5项参数确定工程品质：利用偶极子声波和常规测井技术，综合“脆性指数、杨氏模量、泊松比、破裂压力、地应力”5 项参数，以脆性指数与破裂压力关系为主，结合最小地应力，将工程品质分为Ⅰ类和Ⅱ类。

最后通过井筒内 “两品质”评价结果与井筒外地震成果、探边测井相结合，综合形成地质分段方案，明确各段压裂优化重点。

个性化设计确定增产改造方案

在地质分段基础上，综合宏观地质与微观地质参数，按照压裂段数优化、簇数和裂缝间距优化、射孔方案优化、裂缝长度优化、压裂液体系优化、支撑剂优化、加砂程序优化、地面流程优化等8 项优化，开展个性化压裂设计，实现非均质致密储层的立体有效动用，提高单井产量。

优化核心主要体现在以下几个方面：

一是依据水平井段致密储层综合特性优化压裂段数：按照“三个综合”、“四个相近”、“一个良好”的原则实施。“三个综合”是指综合录井、随钻和完井测井、地震属性成果，保证同一压裂段属于一类储层；“四个相近”是指同一压裂段内物性、含油性、脆性与破裂压力相近；“一个良好”是各压裂段间存在良好的封固段，保证压裂过程中段间不串通，避免裂缝重复改造。

二是依据裂缝形态数值模拟成果优化簇数和缝间距：通过不同应力干扰模拟与不同渗透率下渗流距离研究成果，综合确定最佳裂缝间距，以保证裂缝均匀启裂、均匀延伸。

三是依据地震反演成果优化裂缝高度：对于水平段内非含油井段，针对地震反演剖面确定的井轨迹上下储层距离，优化裂缝高度，实现穿层压裂，达到立体改造效果，提高单井产量。

四是依据地质模型和平面属性参数优化施工规模：依据地震属性解释成果、断层位置确定裂缝长度，结合储层物性与导流能力模拟出的铺砂浓度，优化支撑剂用量、砂比、排量、加砂程序等施工参数。

五是实施过程中依据微地震裂缝实时监测，调整设计方案，确保压裂效果最佳。

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低成本、高效率工厂化实施模式

借鉴国内外致密油开发经验，采用“逆向思维、反向设计、正向施工”的理念，应用水平井大规模体积压裂技术，长井段水平井提高单井控制储量，大规模体积压裂提高单井产量，“平台化”设计、“工厂化”施工，探索降本增效途径，试验致密储层整体效益开发的可行性。

开发模式探索

在预探水平井获得好效果后，油藏评价快速跟进，开辟先导试验区，针对不同储层类型探索两种开发模式，开辟3 个先导试验区。

模式一，组段优化，立体开发。以河流及三角洲前缘分流河道沉积为主的扶余油层，其储层特点主要为纵向分散、横向不连续、砂体规模小，针对该类储层开辟YP1 试验区探索有效开发方式，采取“组段优化，多层动用，工厂化实施”的立体开发模式，按照“先期弹性开采，后期补充能量”的开发方式，部署水平井8 口，储量动用率达75%（下图）。

模式二，井网优化，集中段开发。以三角洲前缘席状砂沉积为主的高台子油层，其储层特点是厚度薄、平面发育相对稳定，针对该类储层开辟L26、QP2 试验区探索有效开发方式，按照“弹性开采”方式，采取“多种井网+ 工厂化”组合优化，部署水平井22 口，储量动用率达91.7%。

开发规律探索

通过对试验区已投产井资料分析，对致密油产量影响因素、递减规律和工作制度有了新的认识。

一是影响水平井产量的主要因素是钻遇储层情况、压裂规模及压裂方式。储层物性好的压裂段，产量较高；钻遇砂岩较长的水平井，产量较高（下图）；

受压裂规模影响，压裂施工加砂量、加液量规模大的井，产量较高；受压裂方式影响，缝网体积压裂较切割体积压裂改造效果好（下图）。

二是致密油水平井开发呈“陡降→过渡→平稳”三阶段递减规律，渗流特征表现为裂缝流、缝间流和基质流3 个阶段。投产后前1 个月为陡降阶段，产量为初期的60%；第2 个月到第3 个月为过渡阶段，产量为初期的33%；3 个月后为平稳阶段，产量为初期的25%。

三是 “焖井、控排、保压采”的工作制度，有利于保持地层压力、提高单井产量。“焖井”，地层能量充足，见油早，产量高，与不焖井相比，焖井20 天后，产油稳定在10t 以上；“控排”，控制放喷，保持地层能量，换油率高，不同放喷制度对比试验结果表明，4mm 油嘴控制放喷，见油时返排率低，相同累计产油时井底流压高，相同返排率下换油率高；“保压采”，在饱和压力上生产，有效恢复地层压力，单井产量稳定、递减慢。

五、致密油勘探进展

近年来，大庆油田致密油勘探遵循中国石油天然气集团公司提出的“先简单后复杂，先好后差，先浅后深”的原则， 按照 “立足长垣，加快三肇，展开齐家—古龙，直井控制规模，水平井提产” 的勘探部署思路，主攻一类区，探索二类区。预探注重水平井提产，带动资源升级，在一类区完钻水平井24 口，油层钻遇率平均在75% 以上。

采用水平井大规模体积压裂技术提产，大大提高了致密油单井产量，已完成压裂的19 口井均达到了“十立方米排量、千立方米砂、万立方米液”的施工规模，初期平均日产油35m^3 以上，是周边直井产量的17 倍，证实一类资源可实现有效升级，已在大庆长垣、三肇凹陷及龙虎泡阶地等地区新增石油三级地质储量超过2×10^8t。

油藏评价注重开发方式探索，开辟3 个先导试验区，共完钻水平井30 口，油层平均钻遇率达87.7%。YP1、L26 两个试验区已压裂投产水平井19口，初期单井平均日产油25.5t，目前累计产油超过7×10^4t，开发方式探索见到一定效果。

勘探实践表明，松辽盆地致密油资源具备升级、动用的潜力，随着勘探开发配套技术的不断成熟与推广应用，致密油资源将成为油田稳产的重要资源基础。

六、结论

(1）松辽盆地北部致密油资源潜力超过10×10^8t，储层非均质特性决定了常规技术难以有效勘探开发这部分资源。探索建立的资源精细评价、甜点刻画及水平井轨迹精细控制、增产改造技术，结合低成本、高效率工厂化实施模式是这部分资源转化为可升级储量，进而转化为效益产量的核心配套技术。

(2）初步证实以“水平井+ 大规模体积压裂”为核心的致密油勘探开发配套技术有效、可行，为开发剩余探明未动用储量探索了有效手段，实现9.2×10^8t一类致密油资源可升级、动用。(其他作者为蒙启安，梁江平，白雪峰，彭建亮，薛涛，汪佳，原载《中国石油勘探》)