引言

目前全球已进入常规油气稳定上产、非常规油气快速发展阶段^[1]。致密油作为非常规油气的重要组成部分和典型代表，拥有巨大可采的资源基础、逐步成熟的开发技术、不断攀升的工业产量，正成为全球非常规油气开发的亮点，是继页岩气突破后的又一热点领域^[2-3]。

中国致密油藏主要为陆相致密油藏，与北美海相致密油藏相比，具有以下几方面特点：(1)宏观分布上有利区分布面积相对偏小、纵向上目的层分布较分散；(2)储集层岩石类型多样、物性较差、非均质性强，且含油饱和度差异大；(3)原油密度、气油比、压力系数分布范围宽；(4)储集层岩石脆性、地应力差等工程属性变化大。

目前致密油藏地质评价方法基本成熟，在储集层类型、源储关系、甜点主控因素及致密油聚集类型等方面已经形成较系统的认识；提出了以水平井规模重复“压采”开发为主导技术的一体化开发模式，主要包括“一体化”设计、“平台式”长水平井钻井、“规模化”体积压裂、“重复式”改造、“控制式”采油、“工厂化”作业、“集中式”地面建设等关键技术^[4-6]。这些认识和技术方法有力支撑了中国陆相致密油藏勘探开发，已累计建成100$\times$10⁴t以上产能。

但随着致密油藏开发实践的不断深入，人们对致密油藏勘探开发初期储层、油藏、工程方面的认识正在发生变化，并在不断丰富、发展和完善。其中致密油藏含油性已成为学者关注的重点之一，含油性的认识正在不断深化，从初期认为致密油藏宏观上大面积、连续含油，油气分布并不严格受构造控制，无论背斜、斜坡和向斜部位，均可获得工业油流^[7-8]，到目前多种资料显示致密油藏含油差异化分布特征明显，逐步认识到由于致密油藏含油性受多因素控制，其含油性表现形式复杂、局部含油性差异大、变化快。

本文在对比海相、陆相致密油藏差异化含油特征基础上，以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏为主要解剖对象，结合国内其他典型致密油藏开展差异化含油特征研究，并对差异化含油控制因素进行探讨，旨在从开发角度揭示陆相致密油藏含油性的复杂性，并为致密油藏开发区优选、水平井井位优选提供支撑。

1 海相、陆相致密油藏含油性差异 1.1 宏观分布差异

海相致密油藏又被称为连续型资源，形成于相对稳定的海相沉积环境，海相致密油藏含油性平面分布范围广、纵向分布层系集中。最具代表性的威利斯顿盆地巴肯(Bakken)组致密油藏储层为巴肯组中部云质粉砂岩和白云岩，储层厚度5~55 m，横向连续性好，盆地横跨美国、加拿大两国，面积34$\times$10⁴km²，致密油藏有利分布面积7$\times$10⁴km²，是北美主要致密油产区之一，EIA评估技术可采资源量36$\times$10⁸bbl(1 bbl=0.159 m³)(表 1) ^[9-12]。

陆相致密油藏宏观分布整体范围较广，但受沉积相、成岩相、断层切割等因素影响，单层厚度薄、纵向不集中、横向不连续。如中国松辽盆地扶余油层致密油藏，分布范围达(8~9)$\times$10⁴km^2[8]，储层为大型河流—三角洲沉积体系中的多种相类型的河道砂体，单一砂体规模较小，纵向不集中，横向不连续(表 1)。开发区致密油藏储层精细解剖表明，不同类型储集体发育规模存在一定差异，其中曲流河道砂体厚度为4~12 m，砂体宽度为300~1 000 m；网状河道砂体厚度为3~6 m，砂体宽度为200 500 m；分流河道砂体厚度为3~4 m，砂体宽度为100 300 m，纵向上跨度大但单个油层薄，砂地比一般为15%~45%^{[8, 13]}。

1.2 岩芯尺度差异

在岩芯尺度，受岩性、层理、裂缝、沉积韵律等多因素影响，海相、陆相致密油藏均表现出明显的差异化含油特征。如Williston盆地Three Forks致密油藏，取芯段岩芯受岩性、层理等因素影响，表现出“储层厚度大、岩性变化快”的特点(图 1a)^[14]，在荧光照射条件下，储层含油性表现出明显的差异性，表现出3个特点：(1)可见淡蓝色、淡黄色两种荧光反射色，说明了储层中含油级别及原油品质存在差异；(2)中部储层荧光照射无明显反应，说明存在有砂无油的情况；(3)左半部分储层荧光级别随岩芯、韵律变化而快速变化(图 1b)。同样，在陆相致密油藏取芯井岩芯中，普遍存在突出的差异化含油特征，如准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏，岩芯观察、荧光扫描均可直观观察到差异化含油特征，例如新鲜岩芯外渗原油颜色、黏度不同，饱含油、油浸、油斑、油迹等含油级别均有发育(图 2a)，含油性随岩性、层理呈现出厘米级的变化等(图 2b)。

1.3 油藏条件差异

油藏条件差异也是致密油藏差异化含油的具体表现之一。海相、陆相致密油藏在油藏条件方面存在较大差异，海相致密油藏普遍地层压力系数较高，原油品质好，具有“低黏度、高气油比”特点，陆相致密油藏不同区块地层压力系数、原油黏度和气油比明显不同，整体具有“范围宽、差异大”的特点。

北美已开发的28个致密油藏产区以超压为主，占46.4%，轻微超压占28.6%，常压占25.0%，其中巴肯致密油藏核心区压力系数可达1.75以上，鹰滩致密油藏压力系数可达1.80；北美致密油藏开发区块原油性质好，巴肯致密油黏度0.15~0.45 mPa$\cdot$s，气油比100~1 000 m³/m³，鹰滩致密油黏度0.17~0.58 mPa$\cdot$s，气油比500~15 000 m³/m³。

国内鄂尔多斯长7致密油藏黏度较小、气油比较高，但地层压力系数低，仅为0.75~0.85，属于典型的低压型致密油藏；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏地层压力系数较高(1.10~1.80)，但原油品质差，“高黏度、低气油比”特点突出，属于低流度型致密油藏；松辽盆地扶余致密油藏地层压力系数分布范围较宽(0.90~1.30)，黏度0.80~5.16 mPa$\cdot$s，气油比27~46 m ³/m³，但充注程度低、含油饱和度值小，绝大部分都小于60%，属于低充注型致密油藏(表 1)。

1.4 单井产能差异

受资源品质、地质条件、工艺技术等因素控制，海相致密油藏单井初产及累产整体高，陆相致密油藏单井EUR(Estimated Ultimate Recovery，评估的最终可采储量)、初产、累产整体较低且差异较大，但都可从产能角度反映致密油藏在较大范围平面上差异化含油的基本特点。海相致密油藏单井初期产油、最终累计产量、单井EUR高，如巴肯致密油藏水平井初期日产35 250 t，EUR可达(1.8~10.2)$\times$10⁴ m³，鹰滩致密油藏水平井初期日产13~65 t，EUR可达(0.5~3.1)$\times$10⁴ m³(表 1)，但其在平面上的分布也表现出了“分布不均、局部变化快”的特点，如Williston盆地Bakken致密油藏单井EUR在平面上好、中、差共存，局部变化快，也是致密油藏差异化含油的具体表现；国内陆相致密油藏水平井初期产量一般2~55 t/d，EUR多在(0.3~3.0)$\times$10⁴ m³，整体较海相致密油藏低，且同一开发区不同类别井初期产量、EUR存在较大差异。

2 芦草沟组致密油藏差异化含油特征

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏形成于箕状凹陷较稳定的构造背景下、咸化湖相沉积环境中，芦草沟组致密油藏具有源储交互一体、储层岩石类型多样、微观孔隙结构复杂，原油高密度(0.89~0.92 g/cm³)、高黏度(地层条件11~ 22 mPa$\cdot$s)、低流度(0.014 mD/mPa$\cdot$s)等特点^[15-17]。随着勘探开发实践的深入，芦草沟组致密油藏差异化含油特性凸显，在井位优选、井轨迹和压裂改造设计中正越来越受到重视。

2.1 岩芯差异化含油

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏储层岩芯观察可见富含油、油浸、油斑、油迹等不同含油级别，其中油斑、油迹较常见，二者厚度比例约占取芯井段长度的52%(图 3)。一般粒度相对较粗、岩性较纯、物性较好、厚度较大的取芯段含油级别较高，随粒度变细、层理发育程度增高、物性变差，含油级别变差，取芯段含油性表现出强烈的差异化特点，呈现出厘米级变化。

2.2 薄片差异化含油

荧光薄片下，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏储层差异化含油特点更为突出：(1)储层基质、裂缝均含油(图 4a)；(2)储层基质中仅部分含油(图 4b)；(3)储层基质中整体较均匀含油(图 4c)；(4)储层基质中溶蚀孔隙发育部位含油性好于其他部位(图 4d)；(5)储层中微裂缝发育部位含油性好(图 4e)；(6)沉积纹层间因组构差异而导致含油不均(图 4f)。

2.3 单井含油饱和度变化

岩芯观察和薄片鉴定可以定性、半定量揭示吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏储层差异化含油的特点，而含油饱和度单井测井解释结果可定量说明致密油藏储层含油性存在差异，以及横向变化较大的特点。如研究区内开发先导试验区开发水平井JWH018井，其水平井段长约1 800 m，储层钻遇率93%，水平井段核磁含油饱和度最大99.6%、最小3.8%、平均53.5%，含油饱和度级差达26，且分布不均(图 5a)，整体看含油饱和度主体分布于40.0%~80.0%，占比达65% (图 5b)。

2.4 开发先导试验区解剖

吉木萨尔凹陷东南部开发先导试验区井控程度较高，通过解剖开发先导试验区典型井取芯段差异化含油特征，进一步揭示了吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏在平面上宏观整体含油、局部含油性变化快的特点。自北向南，选取J172－J302－J301－J37－J31－J303井共6口井建立了上甜点井段对比剖面(图 6)，在井距1.5~1.8 km的情况下，取芯段不同含油级别的比例、不同荧光级别的比例、单井产能存在较大差异，其中J37井、J31井岩芯观察富含油、油浸、油斑含油级别较高的井段均有发育，厚度比达20%~60%，荧光12级及以上达100%，初期日产和平均日产较高，达到3~10 t/d；而同处开发先导试验区的J302井，含油级别以荧光为主，达80%以上，荧光12级以下达95%，岩芯观察可见有砂无油的现象，含油性较其他井明显要差，说明在平面上宏观整体含油、局部含油性变化快的特点。

3 差异化含油控制因素

致密油藏储层差异化含油控制因素有宏观、微观两大类，宏观控制因素主要包括沉积相、成岩相、断裂体系及源储配置，微观控制因素包括储层层理、储层物性、孔隙结构、微裂缝等因素^[18-19]。

3.1 宏观控制因素

致密油是指以吸附或游离状态赋存于与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集^[7]。可见致密油藏储层宏观分布和源储配置是致密油藏含油性宏观分布的主要控制因素。

国内典型陆相致密油藏含油性平面宏观分布主要受沉积相、成岩相、断裂体系控制。鄂尔多斯盆地长7致密油藏储层含油性空间展布及含油性好的优质储层发育主要受沉积相、成岩相控制，如姬塬地区三角洲前缘砂体及陇东地区浊积砂体中含油性较好^[20]，整体表现出纵向较集中、横向弱连续的特征；松辽盆地扶余致密油藏储层含油性空间展布主要受沉积相、断裂体系控制，由于扶余油层主要发育大型河流—三角洲沉积体系中的多种沉积相类型的河道砂体^{[13, 19]}，河道砂体“窄相带”的特点决定了单一砂体规模较小，含油性纵向不集中，横向不连续，加之受断裂体系切割，虽然宏观上含油面积较广，但单一连通的含油砂体分布有限；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏宏观含油性主要受沉积相控制，有利沉积微相云砂坪和砂质坝含油性较好。

纵向上致密油藏含油性主要受源储配置控制，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏属于源储一体的源内型致密油藏，源储紧密接触，且烃类充注动力类型多(生烃增压、毛管压力差、浮力)、能量足，因此具有较高的含油饱和度(平均约80%)；鄂尔多斯盆地长7致密油藏以下生上储的源上型致密油藏为主，烃类充注动力类型较多、能量较足，因此具有较高的含油饱和度(约60%~70%)；松辽盆地扶余致密油藏为上生下储的源下型致密油藏，充注动力以生烃增压、毛管压力差为主，且需克服浮力，因此充注能量相对较低，含油饱和度多低于60%。

3.2 微观控制因素

前人对微观含油性控制因素做过深入研究^[18-19]，其中岩性、孔隙结构、溶蚀孔隙和微裂缝发育程度，以及物性等因素共同决定了致密油藏储层中含油的差异性。

以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏为例，致密油藏储层含油性受岩性、粒度、泥质含量等因素控制。由J174井岩芯观察可见，3 285.5~3 285.9 m的岩芯段，随储层岩石粒度变粗、泥质含量减少、层理发育程度减弱、孔隙结构变好，含油级别由荧光—油迹—油斑—油浸渐变(图 7)，其含油性发生明显变化；此外，岩芯物性测试分析结果与含油性的统计关系表明，物性对含油性也有较明显的控制作用，表现出物性越好、含油级别越高的总体趋势(图 8)，当孔隙度大于12%、渗透率大于0.10 mD时，含油级别以油浸、油斑为主，孔隙度为8%~12%、渗透率为0.03~0.10 mD时，含油级别以油斑、油迹为主，孔隙度为5%~8%、渗透率为0.01~0.03 mD时，含油级别以荧光、油迹为主。

4 结论

(1) 致密油藏宏观分布、岩芯观察、油藏条件、单井产能4个方面对比分析揭示海相、陆相致密油藏均普遍存在差异化含油现象，陆相致密油藏差异化含油具有“分布散、范围宽、差异大”的特点。

(2) 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏储层“岩性复杂、原油高黏”特点突出，区块、单井、岩芯、薄片不同层次均表现出强烈的差异化含油特性，目前在井位优选、井轨迹和压裂改造设计中正越来越受到重视。

(3) 沉积相、成岩相、断裂体系及源储配置等因素决定了致密油藏含油性的宏观差异化分布，储层层理、物性、孔隙结构、微裂缝等因素控制了致密油藏储层局部含油性差异化分布，不同区块陆相致密油藏含油性控制因素存在差异。