0 引言

致密油是有别于常规油的典型非常规资源，进入21世纪以来，美国巴肯致密油的重大突破，不仅改变了美国的能源供应格局，而且对中国致密油的勘探开发也产生了深远的影响，鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地等在致密油勘探开发方面均取得了重要的实质性进展^[1-11]。近几年，随着资源结构的转变，松辽盆地南部整体进入了非常规资源勘探开发阶段，其中致密油已经成为增储建产的重要接替资源，通过第四次资源评价，确定松辽盆地南部扶余致密油(对应泉头组四段)资源总量为9.68×10⁸t，截至目前已经探明2.85×10⁸t，探明率仅为29.4%，仍有大量资源待发现和升级动用。

本文以松辽盆地南部乾安地区扶余致密油为例，结合其典型的地质特征，分析了油气富集的主控因素，深入总结了针对性的关键配套技术和创新性的效益建产模式，以此希望为中国致密油的高效勘探开发提供借鉴和参考。

1 乾安致密油典型地质特征

国内外致密油多为湖相或海相沉积，储层分布稳定，成藏模式多为自生自储，含油饱和度普遍较高，大多存在无水采油期，如美国的巴肯致密油、鄂尔多斯盆地的延长组致密油、准噶尔盆地的玛湖致密油和吉木萨尔致密油等^{[1-6, 12-16]}。松辽盆地南部扶余致密油主要分布在长岭凹陷向扶新隆起、华字井阶地过渡的乾安地区(图 1)，与国内外致密油相比，品质较差，表现为以下3个典型特征：

(1) 上生下储式“倒灌”成藏，油气充注不足，含油饱和度低。

扶余致密油上覆大面积分布的青一段优质生油层(图 2)，青一段沉积时期盆地内大面积沉积的半深湖—深湖相暗色泥岩，为区域最优质的烃源岩^[17-20]。松辽盆地南部烃源岩厚度大于40m，TOC为1.0%~ 2.5%，S₁+S₂为6~10mg/g，R_o为0.7%~1.0%，生烃强度一般为(200~400)×10⁴t/km²，排烃强度一般大于120×10⁴t/km²，仅为松辽盆地北部排烃强度的28%^[5]，在同等成藏背景下，油气充注明显不足。

前人早有定论，扶余致密油为典型上生下储式“倒灌”成藏^[17-23]，在油气充注不足的背景下，上覆烃源岩层生成的油气向下运聚成藏过程中，在泉头组四段充注高度极其有限，从乾安地区钻探井的实际数据统计来看，油柱小于80m，且油水置换和驱替不充分，含油饱和度较低，多数探评井均为油水同层，试油含水率大于80%(表 1)，结合测井法、化验分析法及压汞法计算含油饱和度均小于50%，大多集中于38%~45%^[24]。

(2) 三角洲平原—前缘亚相分流河道沉积，摆动性强、侧变快，储层微观特征极差。

扶余致密油根据旋回性划分为4个砂组，发育两种沉积相类型，其中下部的Ⅱ—Ⅳ砂组发育三角洲平原亚相，以陆上分流河道沉积砂体为主；上部的Ⅰ砂组发育三角洲前缘亚相，以水下分流河道沉积砂体为主^[25-26]。单层砂体发育规模小，厚度一般小于5m，砂体厚值区呈透镜状、窄条带状分布，变化较快、井间差异大，单砂体间隔层发育，只有Ⅲ砂组由多期河道叠加形成厚层砂体，但是厚砂层内部侧积夹层比较发育，给水平井部署带来较大难度。

致密储层微观特征表现为孔隙连通性差，中值孔喉半径大多集中分布于0.02~0.4μm(图 3)，导致有效储层的渗透率仅为0.16~0.32mD，孔隙度仅为9%。

(3) 基质渗流特征差，可动流体含量少，基本无自然产能。

可动流体饱和度决定着油井的供液能力，对产量的影响很大^[27]。从相渗曲线特征来看，油层呈现强亲水性，束缚流体含量较高，其中束缚水饱和度达到62%、残余油饱和度为18%~20%，油水两相共渗区跨度较窄，仅为16%~20%，共渗区内表现为油相渗透率下降快、水相渗透率上升慢的特征。在不压裂的情况下，油井无自然流体产出，常规开发方式很难效益动用。

2 油气富集主控因素

(1) 位于正向构造带上，有利于油气的富集成藏。

研究区西侧紧邻长岭凹陷，东侧紧邻扶新隆起，整体处于坡折带上，区内发育3个有利构造，分别是乾安背斜、两井鼻状构造倾没端、新立鼻状构造倾没端。这3个正向构造形成有利的成藏背景，有利面积为560km²，南西—北东向展布的砂体与构造有机配置，形成了大面积分布的低含油饱和度岩性油藏。

(2)气油比高，有利于油气的产出。

乾安地区发育多条断至基底的大断裂，这些大断裂沟通了幔源，深层幔源气沿大断裂运移至泉头组四段，导致原始溶解气油比较高，达到80~200m³/m³。在平面上，构造高部位、与幔源有关的断裂及派生断裂附近，溶解气含量高；在纵向上，Ⅰ砂组溶解气含量高，Ⅱ—Ⅳ砂组溶解气含量低。从气体组分来看，以CO₂为主，平均含量达到70%以上(表 2)。由于局部CO₂的后期充注^[28]，地层水矿化度偏高，达到20000~50000mg/L，长石溶蚀孔隙发育，地层原油黏度为1.0~3.0mPa·s，原油密度为0.80~0.82g/cm³。

同比贫CO₂的地区，研究区总体表现为储层物性条件略好、地层能量较足、原油密度与黏度偏低、气油比偏高的特征，有利于油气的产出。

3 “甜点”刻画技术研究

研究区致密油储层含油饱和度低，储量丰度仅为(20~40)×10⁴t/km²，在现有技术条件下，只有突出一体化的“甜点”刻画，保障部署、设计与压裂方案的最优化，才能实现效益的最大化。

3.1 “地震甜点”预测指导选区 3.1.1 储层预测难点与解决思路

以扶余致密油Ⅰ砂组薄储层为例。Ⅰ砂组单砂层薄，厚度为2~6m不等，储层紧邻T₂反射界面，受T₂低频强反射屏蔽影响，地震剖面呈现空白或弱反射特征，储层信息被T₂低频强反射能量掩盖，储层识别难度大。另外，三维地震资料主频为50Hz，即使经过处理后再提高10Hz，可识别厚度也仅为8m，依然无法识别2~6m的薄层，难以满足部署需求^[29]。

转变以往工作思路：处理上应用OVT域、黏弹性各向异性偏移处理等技术，合理拓展频带、消除边界效应，突出保真、保幅处理；解释上突出精细和质控，应用地震沉积学理论指导层位解释，不穿层；预测上突出地质与地震特征的匹配与识别，寻找敏感属性、识别地震剖面异常特征，在地震上寻找“甜点”指导部署^[30]。

3.1.2 “地震甜点”预测指导河道刻画

(1) 基于正演建立储层的地震响应特征。通过正演与实际井震对比分析发现，Ⅰ砂组储层发育且相对较厚时，T₂强反射变为相对弱反射，同时T₂下伴有“复波”反射特征。多套储层中厚层砂岩发育位置不同时，“复波”特征不同，厚层砂岩越靠下，“复波”特征越明显，并且“复波”离T₂越远；厚层砂岩发育在顶部时，“复波”较弱，储层越靠近T₂。

(2) 基于地震特征刻画河道分布。以精细的地震层位解释为基础，沿T₂向下合理选取时窗，提取“复波”在平面的分布范围，通过多属性分析，选取了均方根振幅属性，预测和落实Ⅰ砂组水下分流河道沉积砂体的有利分布面积为40km²(图 4中粉红色部分)。从钻井实施效果来看，水平井设计、轨迹控制等均揭示储层预测与实际钻探有很好的对应关系，符合程度可以达到80%以上。

3.2 “开发甜点”刻画指导井位设计

按照“地质+工程+经济”一体化设计思路，以体积改造技术为基础，井网设计与地质、工程改造规模相匹配，以储量、产量、效益为核心，保障储量动用及效益最大化。

3.2.1 “开发甜点”分类与部署

以定性和定量判别相结合，根据油层厚度、纵向叠合发育程度、储层预测识别精度将“开发甜点”划分为3类，其中Ⅰ类区优先实施部署，Ⅱ—Ⅲ类区超前开展试验。井位规划部署突出对经济可采储量的落实，在效益开发界限之上，优选有效厚度大于6m的区域，保证单井控制储量大于20×10⁴t，为水平井高产奠定物质基础。

3.2.2 井位与轨迹优化设计

一是优化油藏工程参数设计。应用以理论计算与数值模拟为主的油藏工程参数计算方法，先期选择550~600m井距的一次井网实施部署，根据试采效果，后期按照200~300m、100~200m逐级进行二次加密，通过加密提高储量动用程度。加密井按照大规模密切割的方式实施“蓄能+补能+驱替”，对原井网实施间接能量补充和驱替采油，以提高采收率。

二是井位设计上实施一区一策、一井一策。通过精细井震标定，根据砂泥组合与地震剖面的对应特征，分井区依据储层预测结果，优化水平井井位部署。在单井设计时根据储层及构造变化特征，实施个性化的轨迹设计，根据砂体展布方向，在保证井轨迹与最大水平主应力方向高角度斜交或垂直的情况下，个性化调整井轨迹方位来保证对砂体的控制程度；储层发育连续性好的实施长水平段设计(1200~1500m)，储层不连续或微构造变化大的实施多靶点设计，以提高轨迹对储层的控制程度。

三是实施深度域平剖面结合一体化导向。在水平井钻探过程中，根据录井显示级别、气测高低变化、随钻曲线特征，在反演平面上以钻头位置为基础点，0.5s时窗实时上下扫描；在深度域剖面上对钻井轨迹进行实时控制与调整，以提高钻探效果。

通过优选“开发甜点”、优化井位部署及轨迹设计、实施一体化导向，水平井油层钻遇率逐年提高，由初期的67.4%提高至82.6%，为水平井实现高产奠定了物质基础。

3.3 “压裂甜点”优选提高改造效果

致密油体积压裂的目的是要打碎油藏^[31]，前期压裂施工过程中，部分井段施工压力高、只进液不进砂，从投入产出比的角度来评价，以常规测井及录井信息表征优质储层的手段需要进一步丰富，以满足压裂方案的制定与提高改造效果的需要。

以测井七性解释为基础，结合微观化验、渗流特征及油气显示等信息，对储层进行综合评价，划分为Ⅰ—Ⅳ类储层。地质工程一体化选取脆性指数高、尤其是可动流体含量及含油饱和度高的层段，按照甜点压裂的理念，改造好油层段，增大改造体积，实现蓄能提压和渗吸置换，其中：Ⅰ类储层实施密切割，设计3~5簇/段，簇间距为15m；Ⅱ类储层造长缝来沟通附近的好油层，设计2~3簇/段，簇间距为20m；Ⅲ—Ⅳ类储层不改造。从光纤产液剖面监测结果来看，在初期自喷阶段，Ⅰ类储层是主要的产能贡献层段。如乾268井在井口压力2MPa时应用连续油管下入光纤进行产液剖面监测，该井设计压裂24簇，其中9簇不出液(图 5)，约30%的层段(Ⅲ—Ⅳ类储层)对产液量没有贡献。

4 效益建产模式探索

杜金虎等在2014年就已经提出目前中国致密油发展面临着理论认识创新、关键技术突破、实现效益开发与降低成本等诸多挑战，并在技术研究、“一体化”、降低成本等方面提出了很多好的建议^[1-2]。

中国石油吉林油田公司为了加快以致密油为代表的非常规资源的开发动用节奏，从深化机制体制改革入手，借鉴国内外成功经验，成立致密油开发项目经理部，改变传统“接力棒式”的产能建设模式，以项目部为中心，对致密油产能建设统一全过程管理，通过推进认识创新、技术创新和管理创新，探索形成乾安模式。

一是一体化攻关，突破了关键技术。形成水平井二开浅表套钻完井配套技术，钻井周期缩短50%，钻速提高30%以上，固井质量合格率达到99%，保障了后期正常生产，为降低成本奠定了基础；优化形成水平井蓄能式体积压裂技术，坚持“甜点+密切割” “快钻桥塞+大排量+大液量”压裂理念，水平井压后自喷周期达到500天以上，第二年稳定日产6.9t(图 6)；在自喷井采油工艺方面，探索形成了冷冻换井口、带压扫塞、带压下管柱等配套技术。通过持续探索，基本形成了钻井、压裂、采油等具有吉林探区特色的配套工程技术系列。

二是市场化运作，实现了降本增效。打破常规、突破传统，依托方案优化、技术进步、市场化相结合，通过多轮次市场化招标、工程总承包及商务洽谈等方式，单井投资实现大幅度下浮，由原来的2243万元下降至1502万元(图 7)，下浮了33%，在油价55美元/bbl的情况下，内部收益率指标达到中国石油天然气股份有限公司的考核要求，推动了吉林探区低品位致密油资源实现效益动用。

通过探索创新性的致密油建产模式，3年累计新增探明储量5975×10⁴t，新建产能26×10⁴t，形成原油生产能力22×10⁴t，为吉林探区非常规资源的开发动用开创了一条可行之路。

5 结语

松辽盆地南部扶余致密油是一种具有独特地质特征的非常规资源，有别于国内外已经发现动用的致密油。2015—2018年，通过“甜点”刻画和效益建产模式的探索，实现了低油价下的效益开发，但资源品质逐渐变差、油价持续震荡等不利因素将长期考验着油气开采企业的效益指标，只有不断转变观念、大胆尝试探索，才能够推动以致密油为代表的非常规资源实现持续增储建产。