王付斌，趙俊興，鄒 敏，鄧 杰，尹 偉，李宇翔，陳純芳

（1.中國石化 華北分公司，鄭州450006；2.成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院，成都610059；3.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

鄂爾多斯盆地是中國第二大沉積盆地，除河套、六盤山、渭河、銀川等外圍盆地外，盆地面積25×104km2，賦存著豐富的石油、天然氣、煤、水、鈾等多種礦產(chǎn)。特別是油氣資源量大，中生界石油和古生界天然氣合計超過38×109t油當(dāng)量，截至2013年底油氣探明率分別為36.27%和19.91%，后續(xù)勘探開發(fā)潛力巨大。

鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)有以下幾個特點［1－5］：①資源量大、油氣勘探開發(fā)前景廣闊；②含油氣面積大、儲量豐度低；③儲層致密，孔隙度一般為4%～15%，滲透率為（0.1～1）×10－3μm2；④圈閉隱蔽，特別是以大型巖性圈閉為主要類型；⑤油氣層自然產(chǎn)能低，需儲層改造?？傮w表現(xiàn)為“滿盆氣、半盆油”的近源聚集，大面積特低滲巖性油氣藏的典型特征。如何實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)始終是制約鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)的最主要問題，而盆地西南緣因其更加復(fù)雜的油氣成藏條件而顯得難上加難。

作者根據(jù)近年來中國石化在鄂爾多斯盆地西南緣石油會戰(zhàn)取得的成果、認識，從油氣成藏特點、高產(chǎn)主控因素、勘探技術(shù)對策等方面進行梳理，以期對該區(qū)特低滲石油資源的經(jīng)濟有效開發(fā)提供理論依據(jù)和勘探思路啟發(fā)。

1 勘探歷程

鄂爾多斯盆地西南緣（圖1）中生界石油勘探始于20世紀(jì)70年代，但2002年以前勘探效果一直不理想，僅發(fā)現(xiàn)了幾個小的低幅含油構(gòu)造圈閉。2003年后隨著勘探思路的轉(zhuǎn)變、特低滲巖性油藏認識的深入和配套關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，歷經(jīng)10多年勘探取得了重大突破。

1.1 早期石油普查階段（1970—1996年）

主要以地質(zhì)普查和重點構(gòu)造突破為目的，盆地西南緣中國石化探區(qū)油氣區(qū)域調(diào)查工作始于20世紀(jì)50年代，70年代發(fā)現(xiàn)了代家坪、川口、何家坪等幾個含油氣構(gòu)造，證明該地區(qū)中生界三疊系延長組和侏羅系延安組具有一定的石油勘探遠景；鎮(zhèn)參井長8壓裂日產(chǎn)油2.05m3，涇參井長6壓裂日產(chǎn)油2.02m3，鎮(zhèn)4井延安組延9日產(chǎn)油8.7m3。

圖1 研究區(qū)位置示意圖Fig.1 Location of the study area

1.2 巖性油藏發(fā)現(xiàn)階段（1997—2002年）

1997年后，以已發(fā)現(xiàn)的含油氣構(gòu)造為評價目標(biāo)，依據(jù)單線二維地震預(yù)測成果，先后實施了鎮(zhèn)探1、鎮(zhèn)評1、涇探1、涇評1等11口探評井，6口試獲工業(yè)油流、2口獲低產(chǎn)油流，發(fā)現(xiàn)了該區(qū)延長組主要發(fā)育巖性圈閉，且普遍含油，實現(xiàn)了該區(qū)低滲透巖性油藏的重要突破。

1.3 大型巖性油藏突破階段（2003—2008年）

2003年后勘探思路進行了重大轉(zhuǎn)變，由構(gòu)造圈閉轉(zhuǎn)向大型巖性圈閉，相繼取得了一批重大成果，實現(xiàn)了大型特低滲巖性油藏的重大突破。

至2006年已建成鎮(zhèn)涇油田，2007年鎮(zhèn)涇5井長8實施大規(guī)模重復(fù)加砂壓裂改造，試油期間平均日產(chǎn)油16t、產(chǎn)液20m3。

2008年紅河26、紅河105井長8相繼試獲日產(chǎn)36.3m3、26.5m3高產(chǎn)油流，為紅河油田的增儲上產(chǎn)開辟了廣闊的前景。

1.4 快速增儲上產(chǎn)階段（2009年至今）

2009年以來，盆地西南緣中國石化探區(qū)實施勘探開發(fā)一體化，大型特低滲巖性油藏的資源探明速度明顯提高，2005—2012年間，資源探明率為28.6%（圖2）。特別是2011年以來實施的石油會戰(zhàn)，使得盆地西南緣石油儲量和產(chǎn)量快速提高，發(fā)現(xiàn)了億噸級的紅河油田。

圖2 研究區(qū)石油探明儲量增長趨勢圖Fig.2 Growth trend graph of the proven oil reserves in the study area

2 主要成藏特點分析

2.1 油藏基本特征

鄂爾多斯盆地西南緣主力產(chǎn)油層位是延長組的長6、長8和長9，長7底部張家灘頁巖則是主力烴源巖［6］。

延長組主要為低－特低孔、低滲－特低滲儲層，孔隙度一般低于15%，滲透率一般小于1×10－3μm2，屬于典型的巖性油藏，無明顯油水界面，采油過程中油水同出，單井自然產(chǎn)量低，開發(fā)難度較大。

2.2 石油成藏特點

通過多年勘探實踐，認為盆地西南緣石油成藏具有“主源定型、雙向排烴、巖性控藏、近源成藏”的特點。

2.2.1 主源定型

盆地西南緣長7底部廣泛發(fā)育“張家灘頁巖”，為一套湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖，是中生界的主力烴源巖，其厚度為5～20m，TOC平均質(zhì)量分數(shù)（wTOC）為8%，wS1＋S2平均為53.13‰，屬中－好生油巖。根據(jù)研究區(qū)埋藏史模擬結(jié)果，該套烴源巖于早白堊世末已進入主力生油窗，目前仍處于成熟階段，為油田的形成提供了資源基礎(chǔ)。

2.2.2 雙向排烴

通過對研究區(qū)紅河5井泥巖壓實曲線研究表明，中生界存在2套欠壓實層（圖3），即直羅組－延安組欠壓實帶和延長組長7段欠壓實帶，分別形成了2套區(qū)域性蓋層，進而導(dǎo)致形成2套成藏組合。

圖3 紅河5井泥巖壓實曲線Fig.3 Compacted curve of the mudstone from Well Honghe 5in the study area

上部成藏組合：由直羅組－延安組泥巖“欠壓實帶”作為“壓力封堵”面與長6、長4＋5以及延安組儲層構(gòu)成。

下部成藏組合：由長7段泥巖“欠壓實帶”作為“壓力封堵”面與長8和長9段儲層構(gòu)成。

研究表明，在主要生排烴時期，盆地西南緣長7烴源巖的過剩壓力最高可達12MPa，可以為烴類的運移提供充足的動力。長7烴源巖中的烴類在過剩壓力驅(qū)動下，可以向長8及長9儲層中運移，形成下部成藏組合；此時長7既為區(qū)域性烴源巖，同時又可作為區(qū)域性蓋層，因此長8和長9油層組具有良好的油氣勘探潛力。與此同時，在過剩壓力及浮力的共同作用下，長7烴源巖的烴類又可通過油源斷裂向上運移，形成上部成藏組合；此時長7僅作為區(qū)域性烴源巖，直羅組－延安組泥巖則作為區(qū)域性蓋層。

2.2.3 巖性控藏

勘探實踐表明，延長組以大型巖性圈閉為主，水下分流河道砂體構(gòu)成巖性圈閉的主體，為油氣成藏提供了最基本的場所［7］。

盆地西南緣延長組主要為三角洲沉積體系，可進一步劃分為三角洲前緣亞相及水下分流河道、分流間灣、河口壩、遠砂壩、水下決口扇和水下天然堤等6種沉積微相。不同沉積微相形成的砂體厚度、砂地比、砂體形態(tài)均有差異。如水下分流河道砂體最為發(fā)育，且物性較好，可以作為良好的儲集體；河口壩和決口扇砂體薄，延伸范圍?。环至鏖g灣多為泥質(zhì)沉積，間夾薄層粉砂巖，砂層極不發(fā)育，這為上部蓋層和側(cè)部遮擋層的形成提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)：因此巖性變化是巖性圈閉形成的根本原因，從而進一步控制油氣成藏（圖4）。

2.2.4 近源成藏

鄂爾多斯盆地西南緣主要產(chǎn)油層位為長6和長8油層組，油氣以就近擇優(yōu)聚集、近距離成藏為主（圖4）。

油氣向下運移的主要動力來源于長7底部張家灘頁巖生排烴時產(chǎn)生的剩余壓力。該套頁巖既是烴源巖也是區(qū)域性蓋層，因此鄰近主要烴源巖的長8油層組具有優(yōu)先成藏的先天條件。

油氣向上運移的主要動力為剩余壓力和浮力、毛細管力是最主要的阻力。由于延長組儲層較為致密，導(dǎo)致毛管阻力較大；并且上覆長4＋5油層組以泥巖為主，形成直接蓋層，造成油氣向上運移較為困難。因此，長6油層組在上部成藏組合中具有優(yōu)先充注條件，其含油性較上部其他層系好。其他油層組含油性則隨著與烴源巖距離的增大，整體相對變差。

局部地區(qū)發(fā)育的層間小斷裂和裂縫，為溝通油源與長6以上層系優(yōu)勢儲層富集成藏起到良好的疏導(dǎo)作用。隨著距離烴源巖越遠，其油藏規(guī)模逐漸減小，油水分異現(xiàn)象也逐漸明顯。儲集性能好、存在斷－縫溝通的圈閉，其油氣充滿度也越高。

圖4 研究區(qū)中生界油藏剖面圖Fig.4 The Mesozoic reservoir profile in the study area

3 高產(chǎn)主控因素分析

研究區(qū)因處于伊陜斜坡、天環(huán)拗陷和渭北隆起3個構(gòu)造單元的結(jié)合部位，造成其油氣成藏條件極其復(fù)雜，因此石油高產(chǎn)主控因素與盆地內(nèi)部相比具有很大的差異性。

3.1 儲層品質(zhì)

儲層品質(zhì)，即儲層的儲集性能及滲濾性能，從根本上決定了儲層產(chǎn)量的高低，其優(yōu)劣主要體現(xiàn)在儲層孔隙度和滲透率的大小?？刂苾悠焚|(zhì)的最根本因素是沉積相帶，與不同沉積微相息息相關(guān)，同時成巖作用的影響也起到了不可忽視的作用［8］。

勘探成果顯示，研究區(qū)三角洲前緣水下分流河道砂體是石油聚集的有利場所［9］，高產(chǎn)井基本位于儲層品質(zhì)好的部位。

紅河油田紅河12井區(qū)、紅河37井區(qū)和紅河36井區(qū)在同一個河道砂體上，其中紅河12井區(qū)儲層物性最好，孔隙度平均為11.5%，滲透率平均為0.45×10－3μm2；紅河37井區(qū)次之，平均孔隙度為10.8%，滲透率為0.4×10－3μm2；紅河36井區(qū)儲層物性最差，孔隙度和滲透率平均值僅為10.3%和0.23×10－3μm2。同時，統(tǒng)計顯示紅河12井區(qū)日產(chǎn)油量最高，為23.1t；紅河37井區(qū)單日產(chǎn)油量為15.7t；紅河36井區(qū)日產(chǎn)油量為10.3t：這表明儲層品質(zhì)是控制高產(chǎn)的一個主要因素。

3.2 油源充注

盆地西南緣長7油層組底部張家灘頁巖廣泛發(fā)育，但是厚度和品質(zhì)差異較大，導(dǎo)致鄰近儲層石油充滿度有所差異。

紅河油田紅河12井區(qū)烴源巖厚度基本在10 m以上，且周邊烴源巖最厚可達16m；紅河36－紅河73井區(qū)及周邊烴源巖厚度明顯減薄，基本在8m左右。

兩個井區(qū)儲層物性參數(shù)差異較小，但是開發(fā)生產(chǎn)效果差異明顯。紅河12井區(qū)單井產(chǎn)量明顯高于紅河37－紅河73井區(qū)單井產(chǎn)量，這主要是因為烴源差異導(dǎo)致了紅河36－紅河73井區(qū)石油充滿程度明顯小于紅河12井區(qū)?？梢姡驮闯渥⒊潭仁强刂聘弋a(chǎn)的另一個主要因素。

3.3 斷裂和裂縫

受南部擠壓、西部沖斷的構(gòu)造活動影響，盆地西南緣不同程度發(fā)育多組小斷距的走滑斷裂，對中生界石油富集與高產(chǎn)影響較大。

斷裂對石油的富集高產(chǎn)具有建設(shè)性和破壞性雙重作用［10］。大斷距斷層對油藏的保存條件具有一定的破壞作用，造成石油逸散；小斷距斷層則可以作為疏導(dǎo)體溝通油源和儲層，促使石油在上部聚集成藏。

對于低滲透儲層來說，裂縫最主要的作用是改善巖石的滲流能力，使儲層滲透率成倍數(shù)增加。

通過對彬長探區(qū)高產(chǎn)井與裂縫發(fā)育帶對應(yīng)關(guān)系的分析，表明裂縫對高產(chǎn)井的形成起了積極作用，高產(chǎn)井幾乎全部位于裂縫發(fā)育帶附近，裂縫對產(chǎn)能的控制作用是不容置疑的。

綜合以上對盆地西南緣影響石油高產(chǎn)的單因素分析，結(jié)合勘探開發(fā)實踐，認為以上各因素只有相互匹配才能形成最有利的石油富集區(qū)，因此有利的“源、儲、疏、高壓封存”四元配置，是研究區(qū)中生界石油富集高產(chǎn)的最主要因素（表1）。

表1 盆地西南緣中生界石油成藏要素Table 1 The Mesozoic oil accumulation factors on the southwestern margin of the basin

4 勘探技術(shù)對策

面對盆地西南緣復(fù)雜的石油成藏基本條件，結(jié)合近幾十年勘探開發(fā)實踐和石油地質(zhì)綜合研究成果，為實現(xiàn)石油經(jīng)濟有效開發(fā)，本文提出以下對策。

4.1 勘探開發(fā)一體化模式

實行探井發(fā)現(xiàn)、水平井開發(fā)的一體化模式，可實現(xiàn)盆地西南緣中生界特低滲巖性油藏的規(guī)?？碧介_發(fā)［11］。

首先，利用探井確定有利砂體展布和甜點分布情況；其次，利用少量探井進一步評價，擴大并落實已發(fā)現(xiàn)的油藏范圍；最后，結(jié)合已有開發(fā)井實施勘探開發(fā)一體化，可在油藏評價階段提前運用水平井進行產(chǎn)能和經(jīng)濟評價，為提交探明儲量和后續(xù)規(guī)模開發(fā)提供依據(jù)。

4.2 水平井分段壓裂技術(shù)

盆地西南緣主要為特低滲儲層，與盆地內(nèi)部儲層相比更致密，儲量更難動用，直井多數(shù)無工業(yè)產(chǎn)能，單井產(chǎn)能低，無法實現(xiàn)大型低滲致密油藏的開發(fā)。

目前，通過實施石油會戰(zhàn)，初步形成了盆地西南緣特低滲致密油藏水平井分段壓裂技術(shù)［12］，實現(xiàn)了單井產(chǎn)能的重大突破，將紅河12井區(qū)直井單井產(chǎn)量0.9m3/d，提高到水平井單井產(chǎn)量平均19.7m3/d，實現(xiàn)了大規(guī)模經(jīng)濟有效開發(fā)。

勘探開發(fā)實踐表明，水平井的水平段長和分段壓裂規(guī)模不僅取決于鉆遇油層的優(yōu)劣，更取決于油藏效益開發(fā)的低成本要求，還應(yīng)滿足油田后期穩(wěn)產(chǎn)和二次采油等的需要。目前研究區(qū)水平井的水平段長度一般在300～800m、分4～6段壓裂。

4.3 黃土塬三維地震技術(shù)

近年來，通過盆地西南緣歷時5年的黃土塬區(qū)三維地震技術(shù)攻關(guān)［13］，解決了厚層黃土覆蓋區(qū)地震波能量有效下傳、復(fù)雜條件影響下的層析靜校正等世界性難題，獲得了高品質(zhì)的地震資料。

研究區(qū)已實施三維地震約3 500km2，黃土塬三維地震資料在斷裂、裂縫識別、優(yōu)勢沉積微相河道砂體刻畫、綜合評價選區(qū)等方面具有很大優(yōu)勢，能夠為石油富集區(qū)的落實提供可靠依據(jù)，為深化對油藏的地質(zhì)認識提供可行手段，現(xiàn)已全面應(yīng)用于研究區(qū)油藏評價、鉆井部署、井軌跡設(shè)計、壓裂段優(yōu)化等關(guān)鍵環(huán)節(jié)，應(yīng)用效果良好。

5 結(jié)論

a.研究區(qū)石油勘探共經(jīng)歷了早期石油普查、巖性油藏發(fā)現(xiàn)、大型巖性油藏突破以及快速增儲上產(chǎn)4個階段，在鎮(zhèn)涇區(qū)塊發(fā)現(xiàn)了億噸級的紅河油田。

b.研究區(qū)油藏類型為大型巖性圈閉油藏，儲層具有低－特低孔、低滲－特低滲特征，無明顯油水界面，單井自然產(chǎn)量低，開發(fā)難度大。

c.研究區(qū)石油成藏具有“主源定型、雙向排烴、巖性控藏、近源成藏”的特征；石油高產(chǎn)主控因素包括儲層品質(zhì)高低、油源充注條件以及斷裂和裂縫發(fā)育情況等因素。有利的“源、儲、疏、高壓封存”四元配置，是研究區(qū)中生界石油富集高產(chǎn)的最主要因素。

d.提出了采用勘探開發(fā)一體化、水平井分段壓裂以及三維地震技術(shù)等勘探技術(shù)對策，可實現(xiàn)盆地西南緣石油經(jīng)濟有效的規(guī)模開發(fā)。

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