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致密油资源评价

综观全球，在从传统油气迈向新能源的第三次能源重大变革趋势中，非常规油气资源无疑将成为这一变革中最现实的资源类型。致密油，是继页岩气之后当下非常规油气领域的热点。北美地区数百家石油公司纷纷从页岩气转向致密油，助推了致密油勘探开发技术的进步和产量的快速增加。美国最早实现了由常规向非常规资源开发利用的转化，并成为全球致密油资源领域勘探开发技术的领先者。2011年美国致密油产量0.3×108t，2012年产量快速攀升到约0.7×108t。

通过借鉴北美致密油成功经验和加大致密油勘探开发，近两年中国致密油勘探也取得明显成效，在鄂尔多斯、准噶尔、四川、渤海湾、松辽等大型含油气盆地多口致密油探井获工业油流，已形成良好的勘探局面。致密油资源规模是各大油公司进行战略部署的关键和基础，其资源评价和技术攻关更成为中国实现致密油增储上产的当务之急。

笔者在实施非常规油气资源评价重大科技攻关项目过程中，通过跟踪研究北美致密油勘探开发、资源评价新进展以及取得的地质认识，对比分析中国致密油资源形成富集特点，在借鉴北美致密油资源评价方法和关键参数的基础上，优选并建立了适合中国陆相沉积地质特点的致密油资源评价方法系列，并在重点盆地进行了实际应用。初步评价结果显示中国陆相湖盆致密油资源潜力大，具备规模化开发的资源基础。

1 国外致密油资源评价方法

非常规资源在全球油气勘探开发中的地位日渐凸显，致密油作为非常重要而且极为现实的非常规资源类型，其资源评价方法和技术的研究也开始得到广泛重视。部分学者根据“能源三角”理论，通过确定常规与非常规资源之间的量化比例关系，以常规资源量为基础，推测评价非常规资源量，这是一种较为粗略的资源评价方法。根据文献调研和学术交流资料分析，目前，国外已形成相对成熟的致密油资源评价技术，最常用的方法总体以类比法和统计法为主。类比法以美国地质调查局（United States Geological Survey，简称USGS）的FORSPAN法、ExxonMobil公司资源网格密度法为代表（下图），统计法包括加拿大的容积法、单井储量估算法（EUR）、随机模拟法、发现过程法和油气资源空间分布预测法等（下表）。下面重点介绍常用的这几种评价方法。

（1）FORSPAN法。FORSPAN法是USGS评价非常规资源的主流方法。该方法最早由John Grace咨询公司开发，USGS的Schmoker改进后进行了广泛应用。近几年，Charpentier等人又完善了该方法，特别是在数据库、参数分布、图表输出标准等方面进行了显著的改进，使之成为较为完善的评价方法。目前的评价网格中的cell是指由一口井所控制的排泄区（Well Drainage Area）。在有钻井的地区，主要开展储层参数如厚度、面积、含油饱和度、孔隙度、渗透率等分布研究，以及单井最终可采储量、单井控制面积和采收率的研究。在缺乏钻井和生产数据的地区，评价参数主要通过类比获得。该方法适用于已开发地区的剩余资源潜力的评估，即通过模拟每一个cell的参数分布，计算每个cell的资源量，汇总为整个评价单元的剩余资源总量。

（2）EUR类比法。EUR类比法建立在FORSPAN模型的基础上，美国埃克森美孚公司建立了资源网格密度法，分块类比EUR分布，实现对连续型油气分布的较精确评价（上图）。2012年对该方法改进后又形成了一种多方法交叉评价的综合方法（A Multi-Prong Assessment Approach，简称MPAA）。MPAA实际上是一种分块EUR类比法与容积法相结合的方法，该方法首先进行分块类比EUR，然后用储层容积校正预测的资源量，使预测结果更可靠。目前，EUR类比法已成为国外致密油资源评价最常用的评价方法。

（3）随机模拟法。随机模拟法是USGS新推出的方法，Olea等学者认为传统的类比法存在3点不足：

①忽略了不同评价单元EUR的空间关系；

②没有充分挖掘已有数据隐含的信息；

③评价结果违背空间分布规律。针对以上不足，提出了一种新的评价方法，即随机模拟法。

该方法与类比法不同之处在于：

①算法的发展。由原来的类比法发展为以统计法为主、类比法为辅的综合评价方法。在有井区采用序贯高斯算法的随机模拟法；在无井区采用类比法，通过类比得到EUR的空间关系及相关参数，然后进行多点模拟。

②地质建模的发展，之前采用三角分布来确定参数，现在通过分析空间数据间的关系，用地质统计学方法建立参数空间分布模型。

③模拟单元采用最早的网格单元cell，它与原来的cell有很大的不同，新cell的面积很小，接近于单井控制的排泄区或更小。谌卓恒等采用基于地质模型的随机模拟方法评价了西加拿大沉积盆地上白垩统Colorado群Cardium组待发现的页岩油地质资源量，并利用根据生产井产量递减推算的单井最终可采储量方法对基于地质模型随机模拟方法的评价结果进行检验。下图是采用随机模拟法计算的西加拿大盆地不同页岩油资源丰度。

        （4）单井储量估算法。这是典型的统计法，由美国Advanced Resources Informational（ARI）公司提出，核心是以一口井控制的范围为最小估算单元，把评价区划分成若干最小估算单元，通过对每个最小估算单元的储量计算，得到整个评价区的资源量。

（5）容积法。该方法是常用的常规和非常规油气资源评价方法。加拿大咨询公司采用容积法分块评价西加拿大沉积盆地Pembina油田Cardium组致密油，并绘制出致密油资源丰度分布图。

（6）油气资源空间分布预测法。这是一种特殊的统计法，包括3种不同的评价方法：

①基于成藏机理和空间数据分析的方法；

②基于地质模型的随机模拟法；

③支持向量机的数据分析法。以上3种评价方法除了数理统计分析不同外，其思路和评价过程基本相似。

总之，上述类比法和统计法等致密油资源评价方法，各有其优缺点和适用条件（上表）。国外主要针对各盆地不同的地质特征而选用不同的致密油资源评价方法。

2 致密油资源评价参数

致密油资源评价参数，包括资源评价方法涉及的各类参数以及资源评价涉及的地质评价参数。资源评价方法参数是直接用于致密油资源量计算时各方法所采用的参数，地质评价参数是进行资源类比评价时涉及到的地质风险评价参数。

2.1 致密油资源评价关键参数

通过对前述致密油资源评价方法的剖析，致密油资源计算的关键参数包括以下几种：

（1）EUR，104t／井。EUR（Estimated Ultimate Recovery）是单井最终可采储量的简称，指已经生产多年以上的开发井，根据产能递减规律，运用趋势预测方法评估的该井最终可采储量。根据已开发井EUR推测评价区探井平均EUR，然后计算评价区致密油资源量。该参数是国外最常用的非常规油气资源评价中的关键参数。单井EUR计算的关键是选择典型生产井作为刻度井，并通过多井建立不同类型生产井的EUR概率分布曲线，依此作为类比评价的依据。

（2）单井控制面积，km2。井控面积是EUR法应用的关键，井控面积的准确度，决定了EUR法资源量计算的精度。不同地区、不同井型的井控面积差异较大。井控面积的确定一般以储层研究为基础，充分利用动态分析成果，形成动、静结合的井网优化技术，确定合理井控范围。

（3）有效孔隙度，％。孔隙度是评价储层的重要参数，有效孔隙度是指岩石中互相连通的孔隙体积与岩石总体积之比，又可分为基质孔隙度和裂缝孔隙度。致密油储集空间以微—纳米孔为主。根据现行的储层分类标准和国内、外勘探开发实践，一般情况下致密油储层孔隙度小于12％。依据统计结果可将致密油储层划分为3类：

Ⅰ类储层的孔隙度大于8％，Ⅱ类8％~5％，Ⅲ类小于5％。孔隙度小于5％的致密储层以纳米孔为主，仍赋存一定的资源，但由于开发成本高，经济开采难度大，资源品质较差。

（4）储层有效厚度，ｍ。致密油层有效厚度是指达到资源量起算标准的含油层系中具有产油能力的储层厚度，是影响容积法计算资源量最关键的评价参数。

（5）含油饱和度。是容积法计算致密油资源量的关键参数，含油饱和度是油层有效孔隙中含油体积和岩石有效孔隙体积之比，以百分数表示。即Sｏ＝Vo／Vp×100％，Sｏ为含油饱和度；Vo为油层岩石有效孔隙中的含油体积，cm3；Vp为油层岩石的有效孔隙体积，cm3。

（6）储层面积，km2。是致密油资源评价中最关键的评价参数。从上述方法的介绍中不难发现，无论是类比区的建立、EUR法单井控制面积的确定，还是评价区不同地质条件下评价单元的划分，面积参数是非常重要的评价参数，在资源评价结果的表述中，也常常用单位面积的地质资源量和可采资源量，即资源丰度来说明一个地区的资源富集程度。

（7）资源丰度，104t／km2。指单位面积内致密油资源量的大小，是类比法常用的参数。通常在勘探程度较高的地区，建立刻度区，求取该区的地质资源和可采资源丰度，待评价区则通过与刻度区地质条件的类比，确定类比系数，进而计算出资源量。

（8）可采系数。该参数是指某区块内致密油可采资源量与总地质资源量之比。该参数受开发技术水平影响较大，随开采技术水平的提高而不断提高，它只能大致反映某一阶段资源的可采状况。从北美多年的致密油开发实践来看，不同类型和不同盆地致密油可采系数变化较大，一般介于4％~12％。

下表为2012年EIA（U.S. Energy Information Administration，美国能源信息署）采用EUR方法评价的美国未探明致密油技术可采资源量，从评价的参数上看，最关键的评价参数为评价区的面积、单井EUR、单井控制面积（平均井距）。

2.2 地质评价关键参数

地质评价参数是致密油类比评价时进行地质风险分析所需的参数。地质评价通常包括3类参数，即储层条件参数：储层有效厚度、储层岩性、孔隙类型、有效孔隙度；源岩条件参数：源岩有效厚度、有机碳含量、成熟度、有机质类型；保存条件参数：封隔层岩性、封隔层厚度。在建立地质评价参数和计算资源量时，为便于类比系数的求取，首先要依据地质评价结果把上述10项参数建立类比评价标准及打分表，也就是把10项参数分级并赋予不同的分值（一般分4级，如孔隙度大于10％为1级，分值为1~0.75；孔隙度10％~8％为2级，分值0.75~0.5；孔隙度8％~5％为3级，分值0.5~0.25；孔隙度小于5％为4级，分值为0.25~0），评价区的相应地质参数与评价标准类比后，就可以获取不同的类比系数。把所有类比系数通过加权处理后，可以得到评价区总的类比系数，因此致密油地质评价标准的建立是类比评价的关键所在。

3 全球致密油资源潜力与分布

全球致密油资源分布广、潜力大。据国际能源署（International Energy Agency，简称IEA）2012年预测，全球致密油技术可采资源量达327×108t（下图）。2013年，美国能源信息署（EIA）预测的致密油可采资源量达到了473×108t。其中，北美、亚太和中亚俄罗斯资源潜力最大，可采资源量分别为110×108t、107×108t和104×108t；其次是中南美、非洲和欧洲，可采资源量分别为82×108t、52×108t和18×108t。

4 中国致密油资源评价方法进展

目前，中国致密油勘探程度很低，大多数学者采用资源丰度类比法进行资源预测，即在解剖已知典型致密油藏的基础上，确定类比参数及评价标准，根据评价区致密油形成的基本地质条件，计算相似系数，类比计算主要盆地或区块的致密油资源量。

笔者在中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）非常规油气资源评价重大项目攻关过程中，系统开展了致密油资源评价方法研究，初步建立了适合中国陆相沉积地质特点的致密油资源评价方法体系（下表）。其中小面元容积法、EUR法、分级资源丰度类比法为新建立的资源评价方法，适合于较高勘探程度区的资源量计算，容积法和一般类比法适合于低勘探程度区资源量的估算。资源评价关键参数主要有评价区面积、储层有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度、原油密度、井控面积、EUR、资源丰度、类比系数等。

资源丰度类比法是目前中国常规油气资源评价最常用的方法之一。致密油分级资源丰度类比法与常规油气资源丰度类比法的原理基本相同，是改进后更加精细的评价方法。该方法考虑了致密油资源的非均质性，把资源评价区依据地质条件的差异划分为几个评价单元分类进行评价。在具体实施评价过程中，与常规油气资源丰度类比法还是有比较大的差异。

分级资源丰度类比法的主要流程是：首先要对资源评价区进行地质评价和内部区块分级，依据致密油形成的地质条件和地质评价结果，把评价区分成Ａ类（核心区或甜点区）、Ｂ类（有利区或扩展区）和Ｃ类（远景区）3个级别若干个地质单元；其次，选择与所分类区地质特征相似的典型刻度区分别进行类比评价（下图）；然后，分别计算各评价区的对应相似系数、不同评价区的地质与可采资源量。该方法较一般类比法评价更为精细，能了解不同地质条件下的致密油资源分布，便捷易用，利于有利区的优选。较为详细的评价步骤、计算公式等系列方法可见参考文献，这里不再赘述。

4.2 EUR类比法

EUR类比法是通过已开发井EUR类比评价待评价区的单井平均EUR，再计算出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。其次选择典型生产井作为单井EUR类比刻度区。建立EUR类比刻度区时，同评价区要划分3类区一样，分别建立不同类型的单井EUR曲线，形成不同类型的类比评价参数。进行类比评价时，为Ａ类区选择具有相似特征的一个或多个刻度区；同样，为Ｂ类区和Ｃ类区选择具有相似特征的一个或多个刻度区。然后确定计算的关键参数：①分别统计Ａ类、Ｂ类和Ｃ类刻度区的EUR，确定EUR均值、方差、最小值和最大值。②分别统计Ａ类、Ｂ类和Ｃ类刻度区的平均井控面积和采收率（可采系数）。最后类比计算评价区可采资源量。

值得注意的是，致密油EUR类比法的使用要选择具备相似地质条件的生产井，目的是确保EUR、井控面积、可采系数等参数类比的可靠性，否则误差会很大。

郭秋麟等描述了EUR类比法具体的类比步骤和计算公式，可参见文献。

4.3 容积法

容积法是常规油气资源评价中最常用的评价方法之一，可快速估算评价区的资源量。尽管致密油资源的形成机理有别于常规资源，但在油气赋存方式上与常规资源差异不大。因此该方法同样适用于致密油资源的计算。

基于容积法公式、蒙特卡洛算法等，使用相对较少的参数和资料便可快速、简便地评价致密油的资源规模，其计算公式为：

Qo＝100·Ａ·Ca·Hfo·Φ·（1-Sw）·ρoi／Boi（1）式中：Qo为资源量，104t；Ａ为评价区含油面积，km2；Ca为含油面积系数；Hfo为油层有效厚度，ｍ；Φ为有效孔隙度；Sw为原始含水饱和度，％；ρoi为地面原油密度，t／ｍ3；Boi为原油体积系数。

对于计算所需的每项参数，可采用平均值或均匀分布、三角分布等参数分布形式输入，然后通过若干次随机模拟得到累积概率曲线图和频数直方图，最后计算出不同概率分布的资源量及致密油资源量的期望值。

4.4 小面元容积法

与上述容积法不同的是，该方法是将评价区划分为若干个网格单元（或称面元，如下图所示），即计算单元（笔者称其为小面元），依据每个网格单元致密储层的有效厚度、有效孔隙度、含油饱和度等参数，逐一计算出每个网格内的资源量。该方法不同于常规容积法的一个显著特点是，计算结果的可视化，即资源评价的结果可以用资源丰度的形式直观展示，是有利区选择的重要依据。计算步骤包括：

       （1）进行评价区网格的划分，确定小面元面积。通常采用矩形网进行评价区网格的划分，也可根据评价区储层物性参数的数据来源确定网格类型是采用矩形网、PEBI网或是三角网、其他变面积网格。一般情况下，如来源于地震资料解释成果，可采用矩形网；如来源于录井或测井成果，可采用PEBI网；如来源于综合解释成果（等值线数据），可采用三角网或其他变面积网格。

（2）进行小面元的有效孔隙度、有效厚度、含油饱和度等属性参数的求取。若小面元中有数据点，可以取数据点的各项参数的平均值。若小面元中没有数据点，可使用网格插值工具软件，求取关键参数。最后根据容积法的计算公式，计算每个小面元资源量，汇总形成评价区的资源量。

郭秋麟等描述了小面元容积法具体的技术流程和计算公式，可参见文献。

4.5 成藏数值模拟法

由于致密油的成藏机理比较复杂，目前尚未形成评价致密油资源的成因法。国外主要采用纳米实验技术进行物理模拟，结合ＣT扫描成像技术来揭示成藏过程。国内致密油物理模拟实验和数值模拟起步较晚，目前仅建立了夹层或互层型致密油、邻源型致密油和源-储一体致密油3种成藏地质模型，可操作的评价模块和技术体系正在研发和建立中，数值模拟也要依托盆地模拟的计算结果。

夹层或互层型致密油是典型的致密油类型，储层夹持在烃源岩内，形成“三明治”式结构。通常储层以致密砂岩和碳酸盐岩为主，基质孔隙度小于10％，地层覆压基质渗透率小于0.1 ｍＤ。典型实例为鄂尔多斯盆地长7致密油。这种源-储互层致密油的成藏过程属近源成藏，运移距离很短，从源岩中生成并排出的原油，直接进入源岩夹层中的致密储层成藏。致密油资源量与源岩生排烃强度、储层厚度和孔隙度有关。

邻源型致密油是一种过渡型致密油，主要是指紧邻源岩上、下的致密储层中富集的原油。储层以砂岩和碳酸盐岩为主，基质孔隙度和渗透率略好于典型的致密油。典型实例为鄂尔多斯盆地部分长6段、松辽盆地扶余油层致密油。此类致密油的成藏过程介于初次运移与二次运移之间。从源岩中排出的原油，除了在源岩夹层中形成“源内”致密油外，有一部分会进入相邻的储层中。致密油聚集量与源岩生排油量、致密储层厚度、孔隙度和开始致密的地质时间等因素有关。

源-储一体致密油是指致密油层既是烃源岩也是储集层，如华北束鹿凹陷泥灰岩、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷白云质灰岩等碳酸盐岩致密油。该类致密油成藏为源-储一体，生成的油就地成藏。页岩油也属于该成藏类型。

致密油聚集量的数值模拟目前主要是借助于盆地模拟计算。计算所需的关键数据主要来自盆地模拟史（地史、热史、生烃史和排烃史）的模拟结果，如孔隙演化数据来自埋藏史的模拟结果，岩石致密化数据来自热史与成岩演化史的模拟结果，源岩含油饱和度、生油量和排油量等数据来自生、排烃史的模拟结果。

总体来说，成藏数值模拟法是一种比较精细的致密油资源评价方法，只适合于在资料较多、油气成藏历史认识较清楚的地区使用。具体方法描述可参见文献。

5 致密油资源评价实例

研究实例为四川盆地川中地区，目的层为侏罗系自流井组大安寨段。

大安寨段烃源岩为浅湖-半深湖相暗色泥岩，主要分布在大一三亚段与大一亚段下部，厚度20~70ｍ，大于5　ｍ的有效烃源岩分布范围约7.2×104km2。有机质类型以腐殖-腐泥型为主，有机碳含量在0.62％~2.56％，平均TOC为0.99％；生烃潜量多在2~6mg／g，均值约为4mg／g；氢指数为60~210mg／g.TOC，平均约为150mg／g.TOC，属于较好生油岩。大部分地区大安寨段Ro一般在0.83％~1.4％，整体达到成熟阶段，处于生油高峰期；龙岗以北、成都以西地区Ro在1.3％以上，处于生气阶段。

大安寨段储层主要发育在大一亚段和大三亚段，为介壳灰岩、泥质介壳灰岩、介壳条带灰岩、结晶灰岩，其中质纯介壳灰岩为主要产层。介壳灰岩在整个川中地区总体稳定分布，多为薄互层，局部呈中—厚层状，其单层厚度一般2~10ｍ，累计厚度可达20~40ｍ。11个区块38口取心井2437个样品分析表明，介壳灰岩与含泥质介壳灰岩基质岩块具特低孔、特低渗特征，总体孔隙度＜1％、渗透率＜0.1ｍＤ，其孔隙度在0.17％~5.94％，平均为0.99％；渗透率在0.0000559~506ｍＤ，平均为1.09ｍＤ。

大安寨段源-储配置关系可以分为3种：①灰泥接触型，主要为大一亚段顶部与大三亚段底部介壳灰岩与泥页岩接触，这2套介壳灰岩一般厚度较大，单层厚度多在4　ｍ以上，在相同构造应力下，易产生裂缝，目前大安寨段的油气多产自此类储层；②灰泥薄互层型，顶、底2套灰岩以外的储层多属于此种类型，储层与烃源岩形成“三明治”式配置，生、储条件配置良好，故在大安寨段内部，处处可见油气显示；③厚层泥岩型，大套泥岩发育，这种情况主要出现在大一三亚段中部，表现为生烃潜力大，储层发育差的特点。

采用了分级资源丰度类比法、EUR类比法和小面元容积法评价致密油资源，分述如下

5.1 分级资源丰度类比法评价

为了便于不同方法计算结果的对比，按高、中、低资源丰度3个级别划分Ａ类、Ｂ类和Ｃ类3种区块。Ａ类区介壳灰岩厚度在25ｍ以上、烃源岩厚度大、裂缝发育，分布面积约3350km2；Ｂ类区储层厚度在10~25ｍ、烃源岩厚度15~30ｍ、裂缝较发育，分布面积约6650km2；Ｃ类区储层致密，分布面积约14150km2。其中Ａ类区、Ｂ类区、Ｃ类区分别占研究区面积的13.87％、27.54％和58.59％。

分级资源丰度类比法的应用，首先是要建立类比刻度区，并获取刻度区关键类比参数—资源丰度。大安寨段致密油刻度区，选取了勘探程度较高的公山庙油田刻度区。该刻度区位于四川省南充市南部县以南约6km处，面积约627.5km2。截至2012年底，公山庙油田探明石油地质储量1612.68×104t，共完钻井104口，获工业油井70口。通过容积法、单井产量递减拟合法计算公山庙刻度区资源丰度分别为：Ａ类（高丰度）区大于12×104t／km2、Ｂ类（中丰度）区介于（5~12）×104t／km2、Ｃ类（低丰度）区小于5×104t／km2。

统计分析评价区Ａ类、Ｂ类和Ｃ类共10种地质参数的分布，即可得到这3类地区地质参数。再按照制定的类比标准，采用前述的分级资源丰度类比法和自主开发的致密油资源评价软件，分别类比评价，得到概率为50％的地质资源量约12.85×108t。该值为大安寨段有利相带内储层空间中所能容纳的石油资源量。

5.2 小面元容积法评价

小面元容积法有关的参数包括有效储层厚度、石油充满系数、孔隙度和含油饱和度等。其中：有效储层厚度是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灰岩累积厚度；石油充满系数与油源的供给密切相关，即与烃源岩厚度、TOC和Ro直接相关；孔隙度数据来自于已钻探井的测试数据和测井解释成果；含油饱和度数据同样来自已钻探井的试油数据和测井解释成果；原油体积系数取1.15。

小面元容积法计算地质资源量时，由于储层厚度已知，油气分布面积已知，对结果影响最大的是小面元内部的含油饱和度和石油充满系数。计算过程中，储层厚度为介壳灰岩的厚度，孔隙度为实测孔隙度值，含油饱和度值根据与已知的含油饱和度类比确定。在确定小面元法计算的关键参数（储层有效厚度及分布、孔隙度分布、含油饱和度分布）后，采用研发的小面元法软件，通过划分小面元、属性数据插值、容积法资源计算等步骤，就可以计算评价区的资源量和资源丰度。下图为大安寨段小面元法关键参数分布图。 

计算结果表明，大安寨段小面元致密油地质资源丰度多在（5~13）×104t／km2，地质资源总量为11.14×108t。地质资源丰度大于1×104t／km2的面积约2.5×104km2，地质资源量约为10.38×108t，主要富集在川中和川东地区（下图）。

同分级资源丰度类比法一样，在采用EUR类比法计算资源量时，也要首先建立EUR刻度区，再进行类比评价。笔者通过公山庙大安寨油田单井EUR的分析，建立了大安寨油田三类井的EUR分布曲线，获取了3种类型曲线的关键参数：Ⅰ类区的单井EUR≥1.5×104t，Ⅱ类区0.5×104t≤EUR＜1.5×104t，Ⅲ类区的EUR＜0.5×104t。结合北美Williston盆地ElmCoulee组、准噶尔盆地平地泉组的典型井EUR类比分析，确定了评价区关键参数（下表）。最后通过计算得到Ａ类、Ｂ类和Ｃ类区概率为50％的可采资源量，以及大安寨段总可采资源量约1.29×108t（下表）。

根据3种方法求得的资源量值及求得的可采系数值，汇总得到四川盆地侏罗系大安寨段致密油地质资源量约为（10.38~16.5）×108t，可采资源量约为（0.81~1.29）×108t。Ｐ50概率地质资源量和可采资源量分别为13.33×108t和1.06×108t（下表）。

6 致密油资源潜力及富集特点

依据上述资源评价方法，笔者对中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）探区重点盆地和地区的致密油资源进行了初步评价。根据评价结果，中国石油陆上8大盆地致密油资源量约为200×108t，具备规模化发展的资源基础。其中，鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾、四川等5个盆地致密油资源量占89％，是目前最现实的勘探领域。

由于国内致密油研究尚处起步阶段，除鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）、川中侏罗系、松辽盆地扶余油层、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、渤海湾盆地束鹿凹陷、二连盆地阿南凹陷等拥有较多的资料外，其他探区致密油的资料仍比较少，因此，致密油资源量是基于目前资料基础上的估算，更精细的评价还需要后期资料的不断补充。

从资源富集分布特点看，致密油大多分布在盆地中心、斜坡区等范围内，即致密油资源主要富集在湖盆内相对深水区内，具有大面积连续分布的特点。致密油富集区内烃源岩十分发育，储层多为薄层，源岩与致密储层交互叠置发育，多呈“三明治”结构。由于致密油储层十分致密，渗透率极低，要使致密油成藏，必须有优质的源岩和很大的排烃强度才能成藏。

致密油资源富集与烃源岩、储层成因类型密切相关，研究认为，致密油资源主要分布在相对深水的水下三角洲砂体、重力流砂体发育区和湖相碳酸盐岩发育区。深湖—半深湖水下三角洲砂岩致密油资源分布最广泛，松辽盆地青山口组和泉头组、渤海湾盆地沙河街组、鄂尔多斯盆地延长组以及四川盆地中-下侏罗统均有分布。例如，松辽盆地致密油，纵向上，主要分布在泉头组（扶余油层）与青山口组青一至二段（高台子油层）的致密砂岩中，多套薄层砂体纵向叠置发育，埋藏深度一般小于2000ｍ；平面上，以水下三角洲前缘相为主，主要分布在松北的大庆长垣、齐家-古龙与三肇地区，以及松南的大安北、高家、查干泡、让字井与大情字井等地区。

深湖重力流砂岩致密油资源分布在鄂尔多斯盆地延长组、渤海湾盆地沙河街组等地层中，如鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段致密油，具有油藏规模大、砂层薄、分布范围广等特征。纵向上，致密砂岩油藏主要发育在长7段的1、2油层组。平面上，分布在紧邻生烃中心的水下三角洲前缘和湖盆中部重力流的有利砂体中，长7段致密砂岩油藏主要分布在姬塬地区的三角洲前缘砂体和陇东地区的浊积砂体中。

湖相碳酸盐岩致密油资源分布也十分广泛，在凹陷和斜坡区都有发现，该类油层夹持在半深湖—深湖相暗色泥页岩中，埋深适中，一般小于3500ｍ。该类致密油在准噶尔和三塘湖盆地二叠系、柴达木和渤海湾盆地古近系等均有发现。例如，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组纵向上发育上、下2套甜点，上甜点体为碳酸盐岩滩、坝沉积，下甜点体为三角洲远沙坝与席状砂白云质粉细砂岩沉积，平面上均分布在有效烃源岩范围内。

总之，致密油资源富集受多种因素控制，大范围分布的优质烃源岩和致密储层是致密油资源大面积连续分布的基础，源-储紧密接触是致密油形成的主要控制因素。

7 结论

（1）基于中国陆相致密油的成藏特点，初步形成了类比法、统计法、成因法3大类7种致密油资源评价方法及评价参数体系。其中，小面元容积法、EUR类比法、分级资源丰度类比法适合于较高勘探程度区资源量的计算；容积法和类比法适合于低勘探程度区资源量的估算。

（2）采用新建立的分级资源丰度类比法、EUR类比法、小面元容积法，在四川、鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等致密油盆地进行了具体应用。中国致密油资源潜力大，8个主要盆地致密油地质资源量达200×108t，具备规模化发展的资源基础。鄂尔多斯长7段、准噶尔盆地芦草沟组、渤海湾盆地沙河街组、松辽盆地青山口组和扶余油层致密油资源潜力大，是最现实、最具发展前景的致密油勘探重点层系。

（3）类比法中，分级资源丰度类比法的核心是刻度区选择和类比参数的确定，EUR类比法的核心是典型致密油生产井选择和单井控油面积的确定；统计法中，小面元容积法的核心是每个面元单储系数的确定，容积法的核心是计算参数的准确、合理取值。研究区地质认识程度和地质参数取值是评价结果准确与否的关键。

（4）成因法主要通过盆地模拟得到烃源岩的生排烃量和聚集量而求得资源量，但致密油的成藏机理比较复杂，目前尚未形成普遍认可的评价致密油资源的成因法。

（5）每种致密油的资源评价方法都有一定的适用范围和优、缺点，实际工作中应根据评价区的石油地质条件和致密油聚集机理以及勘探开发程度，针对性的选用多种方法从不同角度进行估算，交叉验证，提高估算结果的可信度。

（原载《石油学报》，其他作者为蔚远江，郭秋麟，汪少勇，吴晓智）