致密油作为目前最为现实的非常规油气资源，已成为国内外油气勘探开发的重要领域，目前国内致密油的勘探开发已在鄂尔多斯盆地三叠系、四川盆地侏罗系、准噶尔盆地二叠系取得突破，致密储层岩性主要为细砂岩、云质岩及泥灰岩等^[1-7]，2012年，三塘湖盆地马朗凹陷芦1井在中二叠统条湖组火山碎屑岩储层中采取压裂措施，试油获得10.98t/d的工业油流，随后马56井、马57H井、马58H井相继在同一层位获得突破，截至2018年，已探明石油地质储量4000多万吨，年生产能力达25.6×10⁴t，建成了中国第一个凝灰岩致密油藏水平井技术示范区和规模开发试验区。前人已对三塘湖盆地条湖组致密油资源规模、形成机理、控藏关键要素、油藏甜点等做了大量的研究工作^[8-11]，认为该油藏为一套分布广泛、受岩性和物性控制的凝灰岩致密油藏，但作为特殊类型的油藏，甜点区的纵横向分布仍难以把握，石油地质基本条件、成藏机理及富集规律等方面仍存在诸多难题，效益动用技术路线仍需进一步优化。本文通过详实的勘探开发资料，阐述近年来在三塘湖盆地开展致密油技术攻关所取得的最新进展，并总结三塘湖盆地凝灰岩致密油富集因素、取得的勘探开发实践及认识，指出要实现三塘湖盆地致密油的效益开发，需进一步落实条湖组致密油“甜点”区，促进资源量向储量、储量向产量的转化，为中国的致密油勘探开发提供借鉴。

三塘湖盆地位于西伯利亚板块的西南缘，紧邻克拉美丽—麦钦乌拉缝合线，属于晚泥盆世—早石炭世褶皱基底上发育的多旋回叠加型残留盆地^[12]。目前三塘湖盆地致密油勘探效益区主要位于马朗凹陷中部牛东构造带马56区块（图 1），目的层系为二叠系条湖组，属海陆过渡相火山岩、碎屑岩及碳酸盐岩沉积建造，主要目的层段为条湖组二段。条湖组二段以火山间歇期泥岩及凝灰岩沉积为主，底部为数十米厚的玻屑—晶屑凝灰岩，平面上分布范围广，是目前三塘湖盆地致密油勘探的主力层（图 2）。

图 1

图 1 三塘湖盆地构造单元划分与致密油勘探效益区位置图 Fig. 1 Division of structural units and location of efficient tight oil exploration area in the Santanghu Basin

图 2

图 2 三塘湖盆地条湖组一、二段沉积综合图（以马56井为例） Fig. 2 Comprehensive sedimentary map of Members 1 and 2 of Tiaohu Formation in the Santanghu Basin (taking Well Ma 56 as a case)

油源分析表明，条湖组致密油具有混源充注的特点^[12]，条湖组二段泥岩、凝灰岩及芦草沟组二段泥岩均具有生烃能力，其中油气主要来自于芦草沟组二段优质烃源岩。芦草沟组二段泥岩总有机碳含量平均为3.87%，实测镜质组反射率为0.6%~1.0%，属于好烃源岩；条湖组二段底部凝灰岩总有机碳含量平均为2.21%，实测镜质组反射率为0.5%~1.0%。综合分析认为，马朗凹陷条湖组二段凝灰岩和芦草沟组二段泥岩均处于低成熟—成熟阶段。

条湖组二段储层储集空间以基质微孔、脱玻化晶间微孔、溶蚀微孔和微裂缝为主^[14]，此外还存在少量有机孔，孔隙度平均为16.1%，渗透率平均为0.24mD，含油饱和度平均为76.5%，属于中高孔、特低渗透、高含油饱和度的储层。

2016年，调研国外类比法、统计法及成因法等较为成熟的致密油资源评价方法^[15-17]，结合中国致密油勘探开发所处阶段及凝灰岩致密油特点，建立条湖组致密油地质资源分级标准，优选小面元容积法、快速评价法及EUR分级类比法对马56井钻遇的致密油层进行资源量评价，资源量达1.43×10⁸t。随着勘探程度的不断深入，纵向上，条湖组相继发现了3套油层，第一套油层主要发育在马朗凹陷牛东油田马56块，第二、三套油层主要发育在马7块。针对凝灰岩致密油藏非均质性强、致密储层物性横向变化快、自然产能低的特点，采用直井+水平井部署原则，于2012—2017年先后在马56块、马7块条湖组落实探明储量4000多万吨，已成为成功勘探开发的第一个凝灰岩致密油藏，按照阶梯油价标准，实现了效益动用。

国外致密油的勘探突破，归因于水平井+大规模体积压裂技术的应用^[18-22]。针对三塘湖盆地凝灰岩致密储层纵横向变化大、非均质性强、油藏压力系数低的特点，2012年以来，吐哈油田以“提高单井产量、降低作业成本”为目标，开展资源规模、形成机理、控藏关键要素、油藏甜点预测、效益动用技术路线等攻关研究，探索致密油富集区效益勘探开发技术。通过实施勘探开发一体化、地质工程一体化攻关，在地质认识、评价技术、效益动用等方面形成了可推广的3项创新。所形成的勘探评价技术，大幅提高了资源开发利用效率；形成的标准及其成果专利，推动了致密油资源的优势转化；形成的注水吞吐、增能压裂等增产技术，实现了规模效益开发；采用水平井+大规模体积压裂开采技术，获得了商业性开发的石油资源。截至2018年底，建成了马56块致密油规模有效开发先导性试验区，年生产能力达25.6×10⁴t。

三塘湖盆地二叠系条湖组凝灰岩致密油发现伊始，如何评价资源规模、形成机理、储层特征、油藏甜点预测及控藏关键要素是研究人员所面临的一道难题，也是决定未来致密油勘探、开发决策的关键问题。面对这些难点，经过近6年持续攻关，系统研究并明确了盆地致密油具备的基本地质特征，认为烃源岩的有效配置、盆地稳定的构造背景和浅水湖盆环境、凝灰岩成分及后期的脱玻化和溶蚀作用、脱玻化时间与石油充注时间的良好配置控制着致密油藏的平面分布，具有“自源润湿、混源充注、断缝输导、甜点聚集”的油气成藏特点。在此基础上，取得了一系列地质理论的原创性成果。

条湖组凝灰岩致密油气藏具有“混源充注”的特点：其一，条湖组二段中发育的暗色泥岩和凝灰岩具有较好的生烃能力，勘探实践证明芦1井、马56井、马55井凝灰岩中均含有有机质，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ₁型，并且达到了低成熟演化阶段，这是生烃的物质基础；其二，芦草沟组二段泥岩分布范围广，有机质丰度高，有机质类型好，处于低成熟—成熟阶段，是三塘湖盆地主力烃源岩，与上覆储集体形成了良好的配置关系。

火山灰颗粒经空中漂移后直接落入水体，避免了遭受风化搬运可能造成的成分流失，由于火山灰颗粒极细，以粉砂级、泥级为主，在陆源输入及水动力较强的滨湖地带不易保存，不利于形成连续、稳定分布的储层。目前发现的凝灰岩普遍发育波状层理或粒序层理，证实其形成时期水动力较弱，沉积环境为火山堰塞湖（即由于火山熔岩溢流作用，逐渐造成局部溢流沉积物厚度增大，分割滨浅湖为多个较小的湖）。此外，岩心中有机泥质纹层、生物碎屑的发现，进一步说明凝灰岩沉积时期陆源碎屑影响较小^[23]。条湖组沉积时期，坡度相对较缓的马朗凹陷北部浅湖—半深湖区域，由火山喷发引起的熔岩溢流而形成的多个局部低洼部位，也为大面积连续性凝灰岩致密油储层的形成和保存提供了有利场所。

条湖组凝灰岩储层具有中高孔隙度、特低渗透率的特点，储集空间以溶蚀微孔、脱玻化晶间微孔、基质微孔(矿物粒间微孔、矿物粒内微孔)为主，微裂缝发育（图 3）。凝灰岩储层发育在火山岩旋回顶部，大面积连片分布，甜点主要呈团块状分布在火山机构两翼洼地；岩性为晶屑—玻屑凝灰岩，组分以中酸性火山尘为主，孔隙结构具有高排驱压力、孔隙小、数量多、喉道细小且分布均匀的特点。其中微孔主要是脱玻化作用形成的，在实测的纯玻屑凝灰岩样品中，其孔隙度一般都在15%以上，因而脱玻化产生的孔隙度约为10%，具有较强的增孔能力。凝灰岩样品中，玻屑含量高，脱玻化形成的孔隙度大，玻屑凝灰岩多于晶屑凝灰岩。条湖组沉积时期，湖盆中有机质丰富，凝灰岩层段的上部和下部均发育富有机质的泥岩，且已处于低成熟至中成熟阶段，在热演化过程中释放出的有机酸溶蚀了玻屑、长石质晶屑及早期脱玻化形成的长石，形成次生溶蚀孔隙，有效改善了储层储集空间^[24]。目前获得工业产能的储层岩性主要是玻屑凝灰岩。

图 3

图 3 条湖组二段储层储集空间镜下照片 Fig. 3 Photos of Tiaohu Member 2 reservoir space under microscope (a)凝灰岩，溶蚀微孔，场发射扫描电镜(8608×)，芦1井，2547.22~2547.34m；(b)凝灰岩，莓球状黄铁矿，晶间微孔发育，场发射扫描电镜(10000×)，芦1井，2548.53~2548.60m；(c)凝灰岩，微裂缝，场发射扫描电镜(600×)，芦1井，2148.89~2548.99m；(d)凝灰岩，矿物粒间微孔，场发射扫描电镜(20000×)，马56井，2143.35~2143.46m

利用流体包裹体研究油气成藏期是目前最常用的一种方法。条湖组储层以凝灰岩为主，马56井2142.18~2142.30m处凝灰岩样品裂缝中方解石与烃类包裹体伴生的盐水包裹体大小主要为2~5μm，气液比为5%~10%，对其进行测温，发现均一温度主要分布在90~100℃，结合该井的埋藏史和生烃史，判断油气成藏期在白垩纪末期（图 4）。该时期芦草沟组烃源岩达到成熟演化阶段，开始大量生排烃，燕山末期的构造运动形成的断裂为油气向上运移提供了良好的通道。

图 4

图 4 马56井地层埋藏史、烃类充注与脱玻化时期 Fig. 4 Burial history, hydrocarbon filling and devitrification of Well Ma56

条湖组凝灰岩储层中有机质丰度高，自生原油在孔隙中形成油膜，对自身岩石起到了润湿作用，改变了岩石原有的润湿性，亲水性减弱、亲油性增强，降低了致密储层对油相的毛细管阻力。此外，燕山期构造运动产生了大量的断裂和裂缝，为油气的垂向输导提供了通道，芦草沟组烃源岩在白垩纪达到成熟并开始大量生排烃，断层活动期与生排烃期匹配性较好；凝灰岩岩石润湿性的改变，导致来自紧邻下伏芦草沟组的油气通过断裂和裂缝优先充注在被润湿的凝灰岩中（图 5），并且充满度很高。

图 5

图 5 三塘湖盆地条湖组油气成藏模式 Fig. 5 Hydrocarbon accumulation model of Tiaohu Formation in the Santanghu Basin

国内致密油勘探在诸多盆地取得突破，岩性以细砂岩、云质岩及泥灰岩为主，并形成了一系列相对成熟的技术系列。凝灰岩作为储层的致密油藏，其勘探评价技术、规范、标准等尚处于空白，如何在地质理论认识的基础上总结、提升，是指导三塘湖盆地致密油有序勘探开发部署的主要着力点。通过系统总结，形成了凝灰岩致密油七性关系评价技术、“模式控区带、参数控质量、融合控甜点”致密油甜点预测技术，编写的三塘湖盆地凝灰岩致密油藏储量、储层、测井评价、甜点预测评价规范、分类标准及技术手册，有利支撑了盆地致密油的勘探开发。

（1）针对储层成因、油层识别及改造方案实施和体积压裂的需要，系统评价储层岩性、物性、电性、含油性、脆性、有机质性质及地应力各向异性，通过钻井、测井及分析测试资料，形成了致密油“七性”关系评价技术。

① 基于岩心、薄片及自然伽马、声波时差、深侧向电阻率、补偿中子及岩性密度等敏感测井曲线特征资料，明确了岩性和测井响应特征的对应关系，建立了不同类型岩性的识别图版及识别标准，形成了岩性识别技术。

② 基于压汞、核磁、试油等分析测试资料，开展致密油储层微观特征研究，明确了有效储层的下限及分类评价标准（表 1），形成了储层特征及有效储层划分技术。

表 1

表 1 马朗凹陷凝灰岩致密油储层分类标准 Table 1 Classification criteria for tuff tight oil reservoirs in Malang sag 储层类型 Ⅰ型 Ⅱ型 Ⅲ型 孔隙度φ/% φ≥18 8≤φ < 18 φ＜8 渗透率K/mD K≥0.1 0.01≤K < 0.1 K＜0.01 含油饱和度So/% So≥65 50≤So < 65 So＜50 排驱压力pd/MPa pd≤3.5 3.5 < pd≤15 pd＞15 平均孔喉半径μ/μm μ≥0.05 μ< 0.05 μ< 0.05 流动喉道半径下限r/μm r≥0.033 0.02≤r < 0.033 r＜0.02 岩石矿物脆度CI CI≥50 30≤CI < 50 CI＜30 评价 好 中 差

表 1 马朗凹陷凝灰岩致密油储层分类标准 Table 1 Classification criteria for tuff tight oil reservoirs in Malang sag

③ 基于“核磁有效孔隙处理和电成像孔隙度谱”为核心的测井连续评价有效储层方法，形成了储层有效性评价技术。其一，确立核磁采集模式；其二，用岩心分析数据标定核磁处理的孔隙度、渗透率、含油饱和度数值确定核磁处理参数；其三，建立储层的连续深度孔隙结构和有效性的核磁测井评价剖面；其四，通过电成像资料建立“电成像孔隙度谱”，评价储层有效性，综合确定有效储层。

④ 基于岩心分析、岩电实验及录井、测井资料相结合的方法，根据凝灰岩致密储层高孔隙度、特低渗透率、高含油饱和度的特点，建立了基于孔隙度、岩电实验及核磁测井等3种储层饱和度计算模型。

⑤ 开展岩石力学、地应力及岩石脆性的评价方法研究，通过岩心脆度实验、全应力应变曲线测试及单轴压缩后岩石破坏分析，认为利用阵列声波测井资料计算岩石脆性方法可行，从而建立了致密油储层工程品质评价方法，形成了储层工程品质评价技术，为水平井部署、压裂施工提供了技术支持。

⑥ 利用∆lgR方法、自然伽马能谱法、密度评价法、生烃潜力法等4种方法计算有机碳含量，形成了烃源岩测井评价技术。

（2）针对有效勘探评价及目标优选，通过“模式控带（区带）、参数控质（质量）、融合控点（甜点）”的技术思路，采用“三步法”开展致密油甜点预测。其一，建立沉积模式及控藏因素，寻找有利岩相带、优选勘探领域；其二，储层敏感参数分析及正演验证方案可行性分析，确定技术路线；其三，采用多技术融合寻找甜点，确定钻探目标，形成了致密油甜点综合评价技术。

在地质认识的基础上，分析条湖组致密油储层甜点控制因素，通过岩性识别、多参数交会分析、正演模拟等方法，验证储层甜点预测方案的可行性和技术的适用性，运用多属性、地震反演（图 6）、含油气检测等多种技术综合落实甜点区，为井位部署提供依据。该项技术思路目前已推广应用至火山岩、沉积坡折带等复杂地质体储层预测中，对勘探部署起到了技术引领作用。

图 6

图 6 马朗凹陷芦1井—马56井连井AVO截距剖面 Fig. 6 AVO intercept section across Wells Lu 1 - Ma 56 in Malang sag

（3）针对国内外凝灰岩致密油研究的不足，编写了适合三塘湖盆地凝灰岩致密油藏储量计算标准、致密油技术规范、标准及其勘探技术手册。应用地质储量容积计算法、经济可采储量单井递减累计产量法等方法，形成了凝灰岩致密油藏储量计算标准；通过勘探实践，形成了凝灰岩储层分类评价标准，编写了凝灰岩储层评价技术规范、甜点预测技术规范、有效储层识别与分类评价规范、测井评价技术规范及勘探技术手册。

三塘湖盆地二叠系凝灰岩油藏，受储层致密影响，常规直井产量普遍较低，实施水平井+大规模体积压裂技术，产量达到邻近直井的20倍，但面临钻井过程中地层分布复杂、安全钻井难度大、可钻性差，钻井周期长、长水平段摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难，以及在开发过程中致密储层能量递减快、采收率低等问题。通过水平井钻完井技术攻关、增产矿场试验，转变致密油开发模式，实现了三塘湖致密油效益动用。

（1）形成了致密油水平井低成本、高效、安全钻井技术^[25-26]。实施井身结构优化、全井段个性化钻头序列、全井段钻具组合复配、长水平段工程地质导向、弱凝胶钻井液体系等配套技术，钻井周期缩短30.6%，机械钻速提高13.3%，钻头用量减少41.7%，提速效果明显（表 2）。

表 2

表 2 马朗区块致密油水平井钻井指标统计 Table 2 Drilling index statistics of horizontal wells for tight oil in Malang block 类别 井号 完钻井深/m 钻井周期/d 机械钻速/（m·h-1） 水平段长度/m 钻头用量/只 老井 马50P 2370 61.2 4.57 301 12 新井 马58H 3079 40 5.19 804 6 马59H 2578 42 4.93 792 8 马56-3H 2633 39 4.88 509 11 马56-5H 2939 34.8 6.63 769 3 芦101H 3712 56.5 5.02 1100 7

表 2 马朗区块致密油水平井钻井指标统计 Table 2 Drilling index statistics of horizontal wells for tight oil in Malang block

（2）形成了速钻桥塞+分簇射孔体积压裂技术。针对致密油储层非均质性强、自然产能低的特点，结合储层评价技术，形成了以国产速钻桥塞+分簇射孔工具工艺为核心的“分段多簇、大排量、大液量”水平井体积压裂改造技术^[27]，实现了由传统单缝改造到大规模体积改造的转变，实现了非常规油藏的规模有效开发。

（3）形成了低伤害低成本复合压裂液技术。针对凝灰岩储层岩石致密、渗透率极低、孔喉细小、要求压裂液伤害性能低、压裂液摩阻低等不利因素，结合储层综合评价与工艺要求，通过研发高效交联剂及调整压裂液添加剂，形成了低伤害复合压裂液配方体系，为持续规模发现和整体动用非常规资源提供了有力保障。

（4）转变开发方式，形成了以注水吞吐为主的致密油藏增产技术系列。针对衰竭开采导致地层压力低、油井供液能力差、递减快的矛盾，开展岩石润湿性及不同介质驱替室内实验。实验表明致密油储层岩石亲水，水驱采收率最高可达40%，据此确定了以注水吞吐为主补充地层能量的技术方案，通过先导矿场试验、设计参数，取得了较好效果（表 3）。

表 3

表 3 致密油藏注水吞吐增产效果统计表 Table 3 Statistics of production increase by waterflooding stimulation for tight reservoirs 类型 周期结束井次 有效井次 有效率/% 有效期/d 单井注水/m3 初期日增油/t 单井周期增油/t 注水吞吐 34 30 88.2 155 10382 6.3 614 增能压裂 16 16 100.0 230 10690 9.5 1154

表 3 致密油藏注水吞吐增产效果统计表 Table 3 Statistics of production increase by waterflooding stimulation for tight reservoirs

（5）实施致密油水平井井网加密，形成了储量动用技术。首先，开展试井分析、油藏工程计算、生产动态及人工裂缝监测，改进压裂工艺，实现了降本增效。通过缩小井距和裂缝间距，达到提高采收率的目的，实施效果明显，采收率由2.5%提高至10%。其次，采用速钻桥塞压裂工艺，实现降本增效：其一，采用大液量(前置清水)、大排量保证改造体积；其二，控制压裂总段数、石英砂替换陶粒、提高滑溜水比例，以降低成本，并增加细砂比例确保大量微裂缝得以有效支撑，增大泄油范围；其三，在保证总孔数不变的情况下提高单段射孔簇数，细切割，使缝网更加复杂，提升了投产效果(表 4)。

表 4

表 4 致密油藏井网加密前后压裂参数变化及投产效果表 Table 4 Fracturing parameters and production results before and after infilling well pattern for tight reservoir 井网类型 水平段长度/m 压裂段数 段长/m 段间距/m 簇间距/m 入井液量/m3 石英砂比例/% 细砂比例/% 滑溜水比例/% 施工排量/(m3·min-1) 初期日产油/t 基础井网 677 6.4 52 40 25 7056 0 0 35 12 14.0 一次加密 883 7.6 77 37 20 11713 40 0 70 14 17.8 整体加密 922 8.5 75 27 13 15283 100 60 > 75 14 20.6

表 4 致密油藏井网加密前后压裂参数变化及投产效果表 Table 4 Fracturing parameters and production results before and after infilling well pattern for tight reservoir

（1）经过近8年的持续研究，基本明确了三塘湖盆地条湖组凝灰岩致密油成藏机理及油气成藏主控因素，所形成的针对凝灰岩致密油藏的勘探评价技术，编写的凝灰岩致密油藏储层分类标准、甜点预测评价规范及相关的技术手册，将有利支撑三塘湖盆地凝灰岩致密油的勘探开发。然而，作为特殊类型的油藏，其成藏机理还有待于进一步加强研究与认识，在新盆地、新领域及新层系，该类油藏的勘探潜力将非常广阔。

（2）现场实施致密油水平井+体积压裂工艺改造技术及致密油规模开发试验效果明显，建成了中国第一个凝灰岩致密油水平井技术示范区和规模开发试验区，开展了水平井钻完井技术攻关、增产矿场试验，转变致密油开发模式，实现了三塘湖盆地致密油效益动用，有力、有序地推动了该盆地二叠系致密油勘探开发。

（3）三塘湖盆地二叠系致密油开发技术日趋成熟，要实现该盆地条湖组致密油的效益开发，需进一步落实甜点区，促进资源量向储量、储量向产量的转化。同时，实施地质工程一体化精细管理，通过资源、技术攻关及其创新等方面的研究，降低致密油勘探开发风险，精心组织和实施，为油田可持续稳产提供保障。