致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或者碳酸岩盐储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集(迟元林等，2000； 王洪星，2010； 林森虎等，2011； Cander，2012； 赵政章等，2012； 邹才能等，2013)。研究发现，松辽盆地北部三肇凹陷泉头组三、 四段致密砂岩形成的油藏(也称“扶余油层”)，具有致密油典型的成藏特征，属“源下”致密油，油源来自上覆青山口组一段湖相泥岩(付晓飞等，2009； 侯启军等，2009)。

近年来，借鉴页岩气成熟的开发技术，致密油勘探开发取得了巨大进展，已成为非常规油气勘探领域的热点。在美国，累计20个盆地发现了致密油，技术可采资源估计量为79×10⁸t，2014年致密油产量超过2×10⁸ t，占美国原油年产量的1／3，已成为现实的接替资源^①。我国致密油资源评价取得一定进展(贾承造等，2012； 邹才能等，2012； 王社教等，2014)，在多个盆地也发现了致密油，发现了一批探明和控制储量区块，并开展了工业化生产，如鄂尔多斯盆地三叠系延长组、 准噶尔盆地二叠系芦草沟组、 松辽盆地白垩系青山口组—泉头组、 四川盆地中-下侏罗统和渤海湾盆地古近系沙河街组等。致密油资源评价需要关键参数做支撑才能达到最佳结果，目前我国还缺少各种类型的致密油评价典型实例和相应的关键参数，因此，开展典型地区致密油评价具有重要的现实意义。

本文以三肇凹陷扶余油层致密油为研究对象，针对源下致密油分布的特点，开展生烃、 沉积与储层等主控因素的研究，以及油藏特征与关键参数分析，采用小面元容积法、 资源丰度类比法和EUR类比法，评价该区的扶余油层致密油地质资源量与可采资源量，统计归纳出资源丰度、 运聚系数、 可采系数等关键参数，为源下型的致密油资源评价提供依据。

三肇凹陷地处黑龙江省安达市和肇东、 肇州、 肇源三县境内，面积约为5 533 km²，为松辽盆地中央坳陷区的一个二级构造单元(图 1)。中新生代地层自下而上为火石岭组、 沙河子组、 营城组、 登娄库组、 泉头组、 青山口组、 姚家组、 嫩江组、 四方台组、 明水组、 依安组、 大安组、 泰康组和第四系。致密油藏发育在泉头组三、 四段的河流—浅水三角洲沉积体系中，青一段既是源岩又是盖层，属于上生下储式储盖组合。

图1(Fig.1)

图1 三肇凹陷构造位置图 Fig.1 Structural location of Sanzhao depression

目前，在三肇地区已发现了朝阳沟、 头台、 榆树林、 肇州、 永乐、 宋芳屯等多个以扶杨油层为主的大型岩性油藏和构造—岩性复合油藏，已探明石油地质储量约5.38×10⁸ t，取得了良好的勘探成果。但三肇凹陷内剩余资源以致密砂岩储层中的致密油为主，资源品位差，单井产量低，剩余致密油资源量及其分布特征不清楚。

青山口组沉积时期，松辽盆地发生了规模较大的湖侵事件，形成了一套深湖—半深湖相沉积，在三肇凹陷沉积了大面积、 厚层、 有机质丰度高的深湖相黑色泥岩夹油页岩。青山口组一段主力烃源岩平均厚度大部分在50 m以上，局部在80 m以上，有机质类型大部分为Ⅰ和Ⅱ₁型，镜质体反射率(Ro)为0.55％～1.26％，处于生油窗阶段，有机碳平均值为3.14％，氯仿沥青“A”平均值为0.626％，生烃潜量S₁+S₂平均值高达29.27 mg/g，达到最好烃源岩标准。青一段生油门限深度为1 100～1 300 m，生油高峰深度为1 800 m，对应的生油时期为嫩江组至明水组沉积末期(沈安江等，2009； 张雷等，2010)，此时，Ro值在0.9％～1.3％范围内。青一段烃源岩生排烃强度大，平均大于300×10⁴ t/km²。

三肇凹陷主要为浅水三角洲沉积，分流河道、 水下分流河道砂体较为发育。致密油储层埋深为1 670～2 213 m。由于受古地形控制，扶余油层沉积时期河道横向迁移摆动，使砂体错叠连片，单层砂体最大厚度达8.8 m，一般为2～5 m。岩石类型主要为长石岩屑细砂岩和岩屑细砂岩，岩石成分成熟度较低，为次生孔隙的形成提供了基础。储集空间有原生粒间孔、 次生粒间溶孔、 粒内溶孔、 微裂缝等，次生溶蚀孔占50％以上。储层孔隙度为4％～15％，平均为10.3％，渗透率为0.01×10^-3 μm²～779.0×10^-3 μm²，平均为1.77×10^-3 μm²，属于典型的低孔、 特低渗透储集层(蒙启安等，2014)。

三肇凹陷扶余油层的盖层是青山口组暗色泥岩，最大厚度位于凹陷中心处，平均厚300 m以上，具有沉积厚度大、 沉积稳定、 排替压力大的特点，既是有利的生油层，又是良好的区域性盖层。青山口组泥岩既为下部成藏组合提供了烃源岩，又兼做区域盖层，为“上生下储”式生储盖组合。这种成藏组合的特点是烃源岩与区域盖层合二为一，覆盖在储层之上，为理想的成藏组合(吕延舫，2000)。

青一段源岩与下覆泉头组三、 四段砂岩储层直接接触，凹陷断层发育，断层沟通了青山口组一段烃源岩与泉头组砂体，油气在超压作用下，沿裂缝和断面等通道向下“倒灌”运移至下覆的致密砂体中形成致密油藏，部分油气在浮力作用下继续侧向运移至构造高部位、 斜坡部位的砂体中，形成常规油藏或者致密油藏(侯启军等，2005； 潘树新等，2009； 雷振宇等，2012)。从图 2扶余油层致密油成藏模式看出，构造高部位储层条件好的砂体为致密油藏的甜点分布区或者常规储量提交区块，凹陷内紧邻生烃凹陷物性条件较差的砂体为致密油的潜力区，这与本文中小面元容积法预测的甜点区结果一致。致密油藏的形成受生烃凹陷、 断裂和砂体展布特征共同控制，三肇凹陷内青山口组一段成熟烃源岩分布范围广，砂体虽然厚度薄但错叠连片，沟通源岩储层的断裂发育，因此，三肇凹陷具备形成大面积致密油的成藏条件。

图2(Fig.2)

图2 三肇凹陷扶余油层成藏模式图 Fig.2 Reservoir profiles of Fuyu oil layer in Sanzhao depression

致密油资源评价，国外主要采用两种方法估算资源量，一是采用 USGS 的FORSPAN 模型，二是采用容积法(Almanza，2011； 谌卓恒等，2013)。国内目前主要采用资源丰度类比法和容积法(郭秋麟等，2011，2013； 王社教等，2014)。在勘探程度较高的地区，也可采用EUR类比法。

根据三肇地区的地质特征和勘探程度，本次刻度区解剖中资源量的计算将采用小面元容积法、 资源丰度类比法、 EUR类比法等3种方法，并重点研究这3种方法中涉及的资源评价关键参数。

小面元容积法基本原理是： 将评价区划分为若干个网格单元，依据每个网格单元的面积、 有效厚度、 有效孔隙度、 含油饱和度等参数，逐一计算出每个小面元的资源量，进而汇总得到整个评价区的资源量(郭秋麟等，2013)。小面元容积法中需要的关键参数包括储层有效厚度、 孔隙度、 含油饱和度、 石油充满系数、 原油密度及体积系数。

储层有效厚度指达到资源量起算标准的含油层系中具有产油能力的储集岩累积厚度。三肇凹陷扶余油层砂岩厚度一般为5.8～14.4 m，单层砂体最大厚度达8.8 m，一般为2～5 m(图 3a)。岩心分析结果表明，扶余油层储层有效孔隙度一般为4％～15％(图 3b)，平均为9.5％； 空气渗透率一般为0.1～2.0 mD，平均为0.78 mD，物性较差。

图3(Fig.3)

图3 三肇凹陷扶余油层厚度图(a)和孔隙度分布图(b) Fig.3 Thickness map (a) and porosity distribution (b) of Fuyu oil layer in Sanzhao depression

根据升平油田扶余油层2011年提交的探明储量数据，采用算术平均和面积权衡两种方法计算储量计算单元的原始含油饱和度，得出含油饱和度数值在51％～62％之间，综合参考其它提交的探明储量区块含油饱和度值，三肇凹陷含油饱和度平均值为30％～50％。平面上，根据储层厚度、 储集物性及断层发育展布，类比确定含油饱和度数据平面分布，如图 4所示。石油充满系数反映了储层中油气充满的程度，受烃源岩厚度及其成熟度、 有机碳含量、 储层有效厚度、 生储盖组合多重控制，考虑三肇凹陷扶余油层为常规油、 致密油并存，致密油“甜点区”分布的局限性，取石油充满系数为70％。根据已提交储量区块数据，三肇凹陷扶余油层地面原油密度为0.87 g/cm³，体积系数为1.06。

图4(Fig.4)

图4 三肇凹陷扶余油层致密油藏小面元容积法评价结果 Fig.4 Resource evaluation result of volumetric method of small cells in Fuyu oil layer

因三肇凹陷扶余油层常规岩性油藏与致密油藏并存，近年来研究区目的层已经提交常规油探明储量为5.38×10⁸ t，探明面积为1 265.6 km²，将研究区面积5 533 km²减去以上常规油探明面积，得到小面元容积法计算的致密油评价区面积为4 267.4 km²。

应用小面元容积法计算出三肇凹陷致密油地质资源量为60 282.8×10⁴ t，平均资源丰度为14.1×10⁴/km²。依据资源丰度值大小，把评价区划分3类： 高丰度(A类)、 中丰度(B类)和低丰度(C类)地区(图 5)。A类区资源丰度大于25×10⁴ t/km²，B类区丰度为10×10⁴ t/km²～25×10⁴ t/km²，C类区资源丰度小于10×10⁴ t/km²。经计算，A类区面积为1 029.5 km²，B类区为441.2 km²，C类区为2 796.7 km²。

图5(Fig.5)

图5 三肇凹陷扶余油层致密油藏资源丰度分类图 Fig.5 Three kinds of resource abundance classification map of Fuyu oil layer in Sanzhao depression

参照致密油区采收率资料(郭秋麟等，2013； 谌卓恒等，2013)，如北美Williston 盆地、 西加拿大沉积盆地和墨西哥湾盆地的致密油区采收率为4％～12％，肇州油田刻度区采收率为13.5％，并结合该地区26口井单井采收率计算值，从而确定三肇地区高丰度、 中丰度和低丰度区的采收率分别为13％、 7.5％和4％，计算出的研究区资源丰度结果见图 4、 图 5和表 1。A类区地质资源量为46 039.3×10⁴ t，可采资源量为5 985×10⁴ t； B类区地质资源量为7 517.2×10⁴ t，可采资源量为5 63.8×10⁴ t； C类区地质资源量为6 726.3×10⁴ t，可采资源量为269×10⁴ t。

表1(Table 1)

表1 三肇凹陷扶余油层致密油藏小面元容积法评价结果Table 1 Evaluation result of volumetric method of small cells in Fuyu oil layer of Sanzhao depression 地质参数 高丰度区 (A类) 中丰度区 (B类) 低丰度区 (C类) 全区 面积/km2 1029.5 441.2 2796.7 4267.4 地质资源丰度/×104 t/km2 >25 10～25 ＜10 采收率/％ 13 7.5 4 地质资源量/×104 t 46039.3 7517.2 6726.3 60282.8 可采资源量/×104 t 5985 563.8 269 6817.8

表1 三肇凹陷扶余油层致密油藏小面元容积法评价结果 Table 1 Evaluation result of volumetric method of small cells in Fuyu oil layer of Sanzhao depression

资源丰度类比法是指将评价区与类比区的地质条件进行类比，确定两者之间的相似系数，求出评价区的资源丰度，进而计算资源的方法。本次刻度区解剖中选取三肇凹陷内南部的肇州油田作为刻度区进行类比。参照小面元容积法评价结果，将三肇凹陷分为A类、 B类和C类3区，与肇州刻度区进行类比。通过类比，得出三肇凹陷A类区、 B类区、 C类区的类比系数分别为： 1.077、 0.862和0.677。通过类比评价，A类区地质资源量为35 129.7×10⁴ t，可采资源量为4 566.9×10⁴ t； B类区地质资源量为6 065.2×10⁴t，可采资源量为454.9×10⁴ t； C类区地质资源量为19 270×10⁴ t，可采资源量为770.8×10⁴ t(表 2)。

表2(Table 2)

表2 资源丰度类比法结果Table 2 Resource evaluation results of resource abundance analogy 评价/参数 A类区 B类区 C类区 三肇全区 面积/km2 1029.5 441.2 2796.7 4267.4 地质资源丰度/×104 t/km2 34.1 13.7 6.9 12.5 可采资源丰度/×104 t/km2 2.94 1.1 0.29 1.01 采收率/％ 13 7.5 4 地质资源/×104t 35129.7 6065.2 19270 60464.9 可采资源/×104t 4566.9 454.9 770.8 5792.6

表2 资源丰度类比法结果 Table 2 Resource evaluation results of resource abundance analogy

EUR类比法是首先建立已开发井的EUR、 单井控制面积、 可采系数等参数，再通过类比估算待评价区的各项参数，计算评价区致密油资源量的方法。同分级资源丰度类比法一样，EUR类比法应用时首先要对评价区进行分类，将评价区分为A类(核心区或甜点区)、 B类区(有利区或扩展区)和C类(远景区)3类，并估算各类区块的面积比例。然后通过计算确定各区的EUR和井控面积，最后根据公式计算评价区的可采资源量。EUR类比法估算过程中需要的参数有： 评价区不同分类区的面积、 单井EUR和单井控制面积。计算结果可以采用单一均值，也可以采用不同概率的分布值表示。

评价区已有致密油井的区块位于肇州油田西部、 宋芳屯油田西北部和徐家围子油田东部，共有水平井和直井26口。因井数量少、 分布范围局限，所以井控面积取均值。按照油田提供的资料，研究区水平井段平均长约为1 000 m，垂直厚度约为2 m，压裂主缝长为300～600 m，取均值为500 m，计算单井控制面积约为0.5 km²。

每口井分别采用指数递减、 对数递减、 幂指数递减3种递减拟合产量数据，估算不同情景下各井的EUR值，得到相应的高估算值、 中估算值和低估算值。在资源量计算时，将三者的平均值作为单井EUR，或根据实际的产能情况，给定各估算值可能出现的概率大小，从而得到单井可能的EUR概率分布值。

统计并拟合EUR值发现，三肇凹陷扶余油层生产井的EUR值可以分为3类： A类区的单井EUR最大值为2.1×10⁴ t，中值为1.93×10⁴ t，低值1.6为×10⁴ t； B类区的EUR最大值为1×10⁴ t，中值为0.76×10⁴ t，低值为0.6×10⁴ t； C类区的EUR最大值为0.5×10⁴ t，中值为0.36×10⁴ t，最小值期望值为0.12×10⁴ t。部分生产井EUR拟合曲线见图 6。

图6(Fig.6)

图6 三肇凹陷扶余油层致密油部分单井EUR拟合曲线图 Fig.6 Fitting curve of some single wells' EUR in Fuyu oil layer of Sanzhao depression

EUR法计算结果(表 3)： A类区地质资源量为21 013.6×10⁴ t，可采资源量为2 731.8×10⁴ t； B类区地质资源量为5 797.7×10⁴ t，可采资源量为434.8×10⁴ t； C类区地质资源量为21 709.4×10⁴ t，可采资源量为868.4×10⁴ t。三肇全区致密油地质资源量为48 520.7×10⁴ t，可采资源量为4 035×10⁴ t

表3(Table 3)

表3 EUR类比法评价结果Table 3 Resource evaluation results of EUR analogy 分类区 A类区 B类区 C类区 全区 表中90%、 50%和10%为概率值， 分别代表不同概率条件下软件计算的资源量 面积/km2 1030.428 440.752 2796.247 4267.427 采收率/％ 13 7.5 4 地质资源量 /×104 t 90％ 19425.9 4122.8 11406.3 34955 50％ 21013.6 5797.7 21709.4 48520.7 10％ 22524.4 7387.1 31831.6 61743.1 可采资源量 /×104 t 90％ 2525.4 309.2 456.3 3290.9 50％ 2731.8 434.8 868.4 4035 10％ 2928.2 554.1 1273.3 4755.5

表3 EUR类比法评价结果 Table 3 Resource evaluation results of EUR analogy

根据对三肇凹陷致密油成藏条件和资源潜力的认识，综合以上3种方法，计算该区致密油资源量。由于EUR法数据点少，权重取值相对小，权重取0.2，小面元容积法和资源丰度类比法权重分别取值0.4，最后得到地质资源量期望值为55 856.7×10⁴ t(表 4)，可采资源量为5 851.2×10⁴t，可采系数为10.5％。

表4(Table 4)

表4 三肇凹陷扶余油层致密油资源评价综合结果Table 4 Comprehensive resource evaluation results of tight oil in Fuyu oil layer of Sanzhao depression 分类区 EUR 小面元 容积法 资源丰度 类比法 综合 权系数取值 0.2 0.4 0.4 地质资源期望值/×104 t 48520.7 60282.8 60464.9 58003 平均资源丰度/×104 t/km2 11.4 14.1 14.2 13.6 可采资源期望值/×104 t 4035 6817.8 5792.6 5851.2 可采资源丰度/×104 t/km2 0.95 1.59 1.36 1.37

表4 三肇凹陷扶余油层致密油资源评价综合结果 Table 4 Comprehensive resource evaluation results of tight oil in Fuyu oil layer of Sanzhao depression

综合三肇凹陷构造演化、 成藏特征分析认为，三肇凹陷致密油分布主要受生烃凹陷的位置、 超压、 油源断裂和储集层条件等因素控制(黄薇等，2013)。青一段源岩生成的油在超压的作用下沿沟通源岩的断裂向下“倒灌”运移至扶余油层中，再在浮力作用下向构造高部位运移成藏。因此，A类区即致密油甜点区主要分布在储集条件较好的鼻状隆起等构造高部位，B类区主要分布于构造隆起的翼部，C类区主要分布在凹陷区。

致密油资源评价关键参数主要包括： 资源丰度、 单井EUR、 可采系数和运聚系数等。从前述解剖结果看，三肇地区资源丰度为13.6×10⁴ t/km²(地质资源量为58 003×10⁴ t与面积4 267.4 km²的比值)，可采资源丰度为1.37×10⁴ t/km²(可采资源量58 51.2×10⁴ t与面积的比值)，可采系数为10.1％(可采资源量5 851.2×10⁴ t与地质资源量58 003×10⁴ t的比值)。

计算运聚系数参数必须要明确该区生烃总量。由于三肇地区的烃源岩厚度、 面积、 生烃潜力、 有机质成烃转化率等参数已经确定，依据生烃量计算公式(王跃文等，2005； 王民等，2014)，该区致密油生烃量总量为98.8×10⁸ t，依据地质资源5.8×10⁸ t，计算运聚系数为5.87％。

因松辽盆地扶余油层致密油分布广泛，在齐家—古龙凹陷、 大庆长垣、 三肇凹陷等都广泛发育，这类致密油的油源均以青一段湖相泥岩为主，在超压作用下，沿断裂向下覆的泉头组砂体中垂向运移，再在浮力作用下，侧向运移至低势能的致密砂岩储层中成藏，因此，三肇凹陷扶余油层致密油的成藏规律与参数具有代表性，代表了松辽盆地“源下成藏”类型的致密油资源评价的关键参数。

(1)松辽盆地三肇凹陷白垩系扶余油层致密油为“源下成藏”类型的致密油。上覆青山口组湖相泥岩是烃源岩也是良好区域盖层，在超压作用下，沿断裂和微裂缝系统向下“倒灌”运移，再在浮力作用下向构造高部位、 斜坡处运移成藏，形成“上生下储”式源下致密油藏。

(2)通过针对致密油的资源评价方法(小面元容积法、 资源丰度类比法和EUR类比法)计算得出三肇地区扶余油层致密油地质资源为58 003×10⁴ t，平均资源丰度为13.6×10⁴ t/km²。其中，A类区即甜点区资源丰度大于25×10⁴ t/km²，主要分布于储集条件较好的鼻状隆起等构造高部位。经估算，三肇凹陷致密油生烃量总量为98.8×10⁸ t，运聚系数为5.87％。以上参数代表松辽盆地“源下成藏”类型致密油资源评价的关键参数。