致密油藏類型及成藏模式鄂爾多斯盆地準連續(xù)型低滲透-致密砂巖大油田成藏模式

致密油藏類型及成藏模式鄂爾多斯盆地準連續(xù)型低滲透-致密砂巖大油田成藏模式

1儲層結構及致密層范圍特征目前，國內外對低滲透油藏的定義相對混亂，關于致密油藏的討論很少。美國一般將滲透率小于10×10-3μm2的油藏稱為低滲透油藏或致密砂巖油藏,而將滲透率大于10×10-3μm2的儲層視為好儲層。前蘇聯(lián)則將低滲透油藏的滲透率上限定為50×10-3μm2。在我國,李道品也將50×10-3μm2作為低滲透層的滲透率上限,并將低滲透儲層分為6類:一般低滲透層(Ⅰ類),滲透率為50×10-3~10×10-3μm2;特低滲透層(Ⅱ類),滲透率為10×10-3~1×10-3μm2;超低滲透層(Ⅲ類),滲透率為1×10-3~0.1×10-3μm2;致密層(Ⅳ類),滲透率0.1×10-3~0.01×10-3μm2;非常規(guī)致密層和超致密層(Ⅴ類),滲透率分別為0.01×10-3~0.001×10-3μm2與0.001×10-3~0.0001×10-3μm2;裂隙-孔隙層(Ⅵ類),滲透率變化大或小于10×10-3μm2。1998年頒布的中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準《油氣儲層評價方法》同樣將低滲透層的滲透率上限定為50×10-3μm2,并分別確定了含油碎屑巖儲層與含氣碎屑巖儲層的孔隙度、滲透率評價分類標準。其中,低滲透含油碎屑巖儲層分為低滲透儲層(孔隙度15%~10%,滲透率50×10-3~10×10-3μm2)、特低滲透儲層(孔隙度10%~5%,滲透率10×10-3~1×10-3μm2)、超低滲透儲層(孔隙度<5%,滲透率1×10-3~0.1×10-3μm2)和非滲透儲層(滲透率<0.1×10-3μm2)四大類。低滲透含氣碎屑巖儲層分為低滲透儲層(孔隙度15%~10%,滲透率10×10-3~0.1×10-3μm2)和特低滲透儲層(孔隙度<10%,滲透率<0.1×10-3μm2)兩大類。趙靖舟等根據(jù)對鄂爾多斯盆地中生界油藏儲層的研究,將低滲透砂巖儲層分為4類,即:低滲透層(Ⅰ類),滲透率50×10-3~10×10-3μm2;特低滲透層(Ⅱ類),滲透率10×10-3~1×10-3μm2;超低滲透層(Ⅲ類),滲透率為1×10-3~0.1×10-3μm2;致密層(Ⅳ類),滲透率小于0.1×10-3μm2。可見,我國目前流行的低滲透儲層上限(滲透率50×10-3μm2)大多沿用了前蘇聯(lián)的低滲透儲層界限。然而,隨著石油開采技術的進步以及油氣成藏理論的深化發(fā)展,原先被認為是低滲透的儲層已成為常規(guī)儲層。有鑒于此,最近胡文瑞提出了一個新的低滲透儲層劃分標準,將滲透率為10×10-3~1.0×10-3μm2的儲層稱為一般低滲透儲層,滲透率1.0×10-3~0.5×10-3μm2的儲層稱為特低滲透儲層,滲透率在0.5×10-3μm2以下的儲層稱為超低滲透儲層。另一方面,就致密層而言,我國以往多將其理解為無法獲得工業(yè)油氣流的非儲層或非有效厚度層,因而許多有關低滲透儲層的分類要么不包括致密層,要么將其滲透率上限定得很低(大多認為其滲透率在0.1×10-3μm2以下)。而實際上,致密層在國外特別是美國則普遍被作為非常規(guī)儲層對待并早已從中生產,而且美國政府為了鼓勵對這類油氣的勘探開發(fā)還制定了相應的稅收優(yōu)惠政策。到目前為止,致密層已在國際上被廣泛作為一種非常規(guī)油氣儲層對待。之所以對致密層會產生不同的理解,是因為我國學者以往所稱的致密層與國際上廣泛接受的致密層概念并不相同。國外將致密層滲透率上限一般定為0.1×10-3μm2,但指的是地層或原地滲透率,而且多指的是致密氣層。Spencer還提出將原地滲透率在0.1×10-3~1×10-3μm2的天然氣儲層稱為近致密儲層,原地滲透率大于1×10-3μm2的天然氣儲層則作為常規(guī)儲層。而我國以往所說的致密層滲透率上限0.1×10-3μm2則應指的是儲層的地面絕對滲透率,這與地層滲透率存在顯著差異。袁政文等和許化政通過實驗研究認為,地層滲透率小于0.1×10-3μm2的致密層相當于地面滲透率小于1×10-3μm2,并將天然氣儲層也分為3類,即:致密層,滲透率小于1×10-3μm2,相當于地層滲透率小于0.1×10-3μm2;低滲透層,滲透率為1×10-3~10×10-3μm2,相當于美國依據(jù)地層滲透率劃分的近致密層(滲透率為0.1×10-3~1×10-3μm2);高滲透儲層,滲透率大于10×10-3μm2,相當于美國依據(jù)地層滲透率劃分的一般儲層(K>1×10-3μm2)。Byrnes的研究認為,常規(guī)測試的低滲透儲層的空氣滲透率可比其原地有效氣體滲透率高出10~1000倍。目前,國內外給致密氣儲層的界定普遍是地面絕對滲透率小于1×10-3μm2,但也有將滲透率在1×10-3~5×10-3μm2或1×10-3~10×10-3μm2的同樣視為致密氣。相對于致密氣而言,致密油則直到最近才引起關注,對其概念的討論還幾乎是個空白。根據(jù)對國內外致密油儲層的調研結果,結合對鄂爾多斯盆地致密油藏儲層特征和成藏研究認識,文中將致密油藏定義為儲層致密、只有經過大型壓裂改造等特殊措施才可以獲得經濟產量的烴源巖外油藏,其絕對滲透率約小于2×10-3μm2,孔隙度約小于12%。致密油藏主要包括致密砂巖油藏和致密碳酸鹽巖油藏兩大類型。這里之所以將致密油藏定義為“烴源巖外油藏”,是為了區(qū)別于烴源巖內形成的頁巖油藏。另外,文中所給出的致密油藏儲層的孔隙度和滲透率上限主要是基于對國內外大量有關油氣藏儲層調研的統(tǒng)計性結果(包括對鄂爾多斯盆地的研究,見下文),且只是一個大致的界限,并不具有絕對的意義,具體的界限取決于對致密油藏界定的出發(fā)點或著重考慮的因素所在(經濟因素、開發(fā)因素抑或是地質因素)。就低滲透油層與致密油層的關系而言,文中參考國內外對天然氣儲層的劃分并結合對鄂爾多斯盆地低滲透-致密油藏的研究認識,認為應將二者區(qū)別開來,提出含油儲層可按照滲透率分為三大類:(1)常規(guī)油藏,滲透率大于10×10-3μm2;(2)低滲透油藏(或近致密油藏),滲透率為10×10-3~2×10-3μm2;(3)致密油藏,滲透率小于2×10-3μm2。2致密砂巖油藏儲層物性分析按照致密油藏的定義,這類油藏在我國以鄂爾多斯盆地分布最廣,發(fā)現(xiàn)的大油田最多,探明儲量和產量也最多,如三疊系延長組長6的安塞、靖安、吳起、志丹、延長油田和長8的西峰油田等。研究表明,鄂爾多斯盆地致密砂巖油藏主要分布于三疊系延長組。根據(jù)沉積儲層特征及含油性特征,延長組自上而下可分為長1—長10共計10個油層組3個成藏組合,即上組合(長1—長3)、中組合(長4+5—長7)和下組合(長8—長10)(圖1)。其中,三疊系延長組中部和下部成藏組合(即長4+5—長10油層組)主要就是致密砂巖油藏,其次是近致密砂巖或低滲透砂巖油藏;而上組合長1—長3儲層平均孔隙度一般大于12%~14%,滲透率一般在2×10-3~50×10-3μm2,總體屬常規(guī)油藏為主。在三疊系延長組中、下組合中,長6油藏是最典型的致密砂巖油藏,探明儲量也最大,是鄂爾多斯盆地的主力油層。根據(jù)對盆地東部長6儲層中13300個孔隙度樣品和12763個滲透率樣品的測試分析結果,孔隙度分布于3.00%~22.01%,平均值和中值均為9.16%,其中孔隙度小于10%的樣品占65.8%,小于12%的樣品占92.6%,即孔隙度主體分布于12%以下;滲透率分布于0.100×10-3~172.430×10-3μm2,平均值為1.241×10-3μm2,中值為0.648×10-3μm2,其中滲透率小于1.0×10-3μm2的樣品占68.1%,小于1.5×10-3μm2的樣品占82.4%,小于2.0×10-3μm2的樣品占88.4%(圖2)。由于鄂爾多斯盆地長6油藏屬于典型的準連續(xù)型油氣聚集,因此文中將致密砂巖油藏的孔隙度和滲透率上限大致確定為12%和2×10-3μm2。長4+5和長7油層也是較典型的致密砂巖油藏。如盆地東部發(fā)現(xiàn)的川口、延長、甘谷驛和子北的長4+5油藏,其孔隙度平均值在8.2%~10.3%,滲透率平均值在0.90×10-3~1.73×10-3μm2,滲透率中值在0.24×10-3~0.81×10-3μm2。長7油層以志丹油田為例,根據(jù)152個樣品的分析結果,其平均孔隙度為8.8%,平均滲透率為1.0×10-3μm2。長8和長9油層中致密及近致密砂巖油藏也占有重要地位。如西峰油田長8砂巖儲層孔隙度一般為5.4%~16.6%,平均9.9%;滲透率主要集中在0.6×10-3~3.0×10-3μm2;姬塬油田長8油層組儲層據(jù)209個樣品的物性實測結果,其平均孔隙度為9.92%,平均滲透率為1.22×10-3μm2;宜川英旺油田長8段儲層根據(jù)9口井394塊樣品的物性分析結果,孔隙度主要分布區(qū)間為2.0%~17.0%,平均值為10.7%;滲透率主要分布區(qū)間為0.15×10-3~2.00×10-3μm2,平均值為0.40×10-3μm2;富縣地區(qū)長8油藏的孔隙度分布于3.4%~17.7%,平均9.3%;滲透率分布在0.013×10-3~5.250×10-3μm2,平均0.495×10-3μm2。另外,近年來新發(fā)現(xiàn)的長9油層可能也以致密砂巖儲層為主。在古峰莊—元城地區(qū),長9儲層的孔隙度分布在14.2%~9.76%,滲透率為1.22×10-3~3.50×10-3μm2;在慶陽—長武地區(qū),孔隙度為3.20%~10.47%,滲透率為0.09×10-3~0.15×10-3μm2;在高橋—洛川地區(qū),孔隙度分布在8.95%~10.15%,滲透率為0.40×10-3~2.50×10-3μm2。平面上,三疊系延長組致密油廣泛分布于定邊—靖邊—子洲以南的盆地南部廣大地區(qū),構造上主要分布于伊陜斜坡(圖3),以長6致密油藏分布最廣,探明儲量也最大,是鄂爾多斯盆地原油生產最主要的產層;其次是長8油藏,主要分布于盆地西南部。3超低滲透砂巖成藏模式對鄂爾多斯盆地致密砂巖(以往稱特低滲透或超低滲透砂巖)大油氣田成藏模式的認識,還存在分歧。主要存在3種認識:一是巖性油氣藏論;二是多因素控藏論;三是連續(xù)型油氣聚集論。3.1盆地中部地區(qū)早在20世紀初,美國人M.L.Fuller和F.G.Clapp在對鄂爾多斯盆地(他們稱之為“陜西盆地”或“陜北盆地”)進行石油地質勘查時,就已經認識到該盆地中部為單斜構造,但他們得出的結論是包括盆地腹部伊陜斜坡在內的整個鄂爾多斯盆地不可能有大量石油存在,理由是該盆地“縱向上大部分的巖層厚度中砂巖太多,盆地邊緣地區(qū)褶皺又過于強烈且變質可能太深,而盆地中部地區(qū)主要為單斜且傾斜如此平緩,以致不容許有大量油氣聚集”。60—70年代,鄂爾多斯盆地的勘探家們基于盆地腹部構造簡單、褶皺斷裂不發(fā)育的特點,提出其油藏類型應以巖性油藏為主,并認為油藏的形成和分布主要受沉積相控制。80年代以來,他們明確認識到巖性油藏是鄂爾多斯盆地腹部三疊系油藏的主要類型。與此同時,對三疊系油藏的研究不斷得到深入,除了越來越多的研究者強調巖性油藏在鄂爾多斯盆地三疊系油藏形成中的重要性外,還提出了三角洲控油理論或三角洲成藏理論,認為三疊系延長組三角洲沉積發(fā)育,對三疊系油藏的形成和分布起著重要控制作用[13,20,25,26,27,28,29,30,31,32,33,34,35,36,37,38]。另外,80年代中期以來還提出了成巖圈閉的概念,認為成巖作用對三疊系延長組油藏形成具有重要控制作用。然而,盡管巖性油氣藏理論和沉積相對油氣藏形成和分布控制的重要性已被許多研究者所接受,并廣泛應用于指導鄂爾多斯盆地油氣田的勘探開發(fā),但勘探實踐證明,無論是三疊系延長組還是上古生界,并不是所有砂體發(fā)育的地方都有油氣分布,油氣藏類型也并非完全傳統(tǒng)意義上的巖性油氣藏,說明控制鄂爾多斯盆地大油氣田形成與分布的因素并不簡單。3.2油氣藏成藏模式20世紀80年代,已有學者開始注意到鄂爾多斯盆地三疊系油藏的形成和分布并不僅僅受砂體沉積環(huán)境控制,而且還受烴源巖及其與儲集層的配置關系控制。但直到20世紀末特別是21世紀以來,鄂爾多斯盆地三疊系油藏控油因素的復雜性才開始為越來越多的研究者所認識。張文昭強調指出,生烴凹陷和三角洲沉積等是控制三疊系油藏的主要因素。胡文瑞等指出,三疊系延長組不同油層由于控油因素的不同,油藏類型也存在差異,其中長2油藏主要為三角洲平原沉積,油藏受巖性和構造雙重控制,油藏類型為構造-巖性油藏;長3—長6油藏主要為三角洲前緣沉積,圈閉為巖性圈閉。王道富等則認為,長6、長4+5和長3油藏主要存在于三角洲前緣河口壩及水下分流河道沉積砂體中,含油受巖性控制;長2和長1油藏主要分布在三角洲平原分流河道沉積砂體中,受巖性和構造雙重控制,構造是油氣相對富集的主要因素之一。何自新等強調,生排烴中心、沉積相和局部構造等是三疊系油藏形成與富集的主要控制因素。楊華等指出,湖相烴源巖的大面積分布與大型復合三角洲儲集體的發(fā)育是陜北地區(qū)大型三角洲油藏得以形成和富集的主要因素,強調長7優(yōu)質油源巖在低滲透油氣成藏富集中起著主導作用,進而提出延長組油藏分布遵循“源控論”和“相控論”,構造對油藏的控制作用不明顯。趙靖舟等的研究認為,伊陜斜坡三疊系油藏的形成和分布受沉積相、鼻狀隆起背景、運移通道及水動力等多重因素控制,且不同層系油藏形成和分布的主控因素既有相同之處又存在一定差異,油藏類型也既有巖性油藏又有構造-巖性等復合油藏,從而提出了多因素控藏、多類型成藏的認識;并強調長6油藏與長2油藏在富集高產控制因素方面的一個重要區(qū)別是,鼻狀隆起構造對長2油藏的控制作用更為明顯。武富禮等在指出陜北地區(qū)三疊系油藏的形成受油源、儲層、蓋層和構造等多因素控制的同時,還進一步指出不同層位的油藏無論是在成藏條件還是在分布上存在補償關系,受多因素補償控制,三疊系油藏類型在縱向上呈現(xiàn)出有規(guī)律的序列變化特征,自下而上依次為巖性油藏、構造-巖性復合油藏及構造油藏?？梢?盡管不同研究者得出的控油因素認識并不完全相同,但其共同點都是認為鄂爾多斯盆地伊陜斜坡三疊系延長組油藏的形成和分布并非受單一因素控制,而是受烴源和儲層等多重因素控制。在多因素控藏理論的指導下,鄂爾多斯盆地油氣勘探不斷取得新的進展。然而,無論是傳統(tǒng)的巖性油藏理論,還是多因素控藏理論,其提出的成藏模式都無法完全解釋鄂爾多斯盆地致密砂巖大油氣田的獨特性質。其主要特殊性如:油氣藏大面積連續(xù)或準連續(xù)分布,無明確的油藏邊界;油、水分布復雜,油、水分異差,一般無明確的邊底水,無明顯的油、水界限。3.3油氣聚集的地質特征由于傳統(tǒng)成藏理論難以解釋鄂爾多斯盆地低滲透致密砂巖油藏獨特的成藏特征,近年來鄒才能等引進了連續(xù)型油氣成藏理論,認為鄂爾多斯盆地的致密油和致密氣都屬于連續(xù)型油氣聚集。“連續(xù)型油氣藏”或“連續(xù)型油氣聚集”(continuousaccumulation)的概念系20世紀90年代中期由美國地質調查局提出,認為致密砂巖油氣藏、盆地中心氣、頁巖氣、煤層氣和天然氣水合物等屬此類型。他們指出,連續(xù)聚集是指空間分布范圍大、無清晰邊界的油氣聚集,且其或多或少不依賴于水柱而存在。他們認為,連續(xù)聚集與常規(guī)聚集的區(qū)別,在于常規(guī)油氣聚集是由于油或氣在水中的浮力而造成在局部構造或地層圈閉中的聚集,從而形成不連續(xù)分布的油氣田或油氣藏;而連續(xù)型油氣聚集具有兩大共同特征,一是由普遍有油或氣充注的巨大體積的巖石體構成,二是不依賴于油或氣在水中的浮力而存在。連續(xù)油氣聚集的地質特征一般為:分布于飽和水的巖石下傾方,缺乏明顯的圈閉和蓋層,油或氣普遍性的充注,廣大的分布范圍,低的基質滲透率,異常壓力(高或低),以及與源巖緊密聯(lián)系。其生產特征通常是:原地油氣數(shù)量大,采收率低,缺乏真正意義上的干井,依賴于裂縫滲透率,以及聚集中一般具有良好生產特征的甜點。美國地質調查局全國油氣資源評價團隊負責人Schenk提出,判別連續(xù)天然氣聚集的地質標準有以下16條:區(qū)域性分布;具有擴散性邊界;先存各“油氣田”合并為單個的區(qū)域性聚集;無明顯的圈閉和蓋層;無明確的油-水或氣-水界面;烴類侵位不是由水動力引起;通常具有異常地層壓力;資源量巨大、采收率很低;地質控制的“甜點”;產自由水很少(煤層氣除外);地層水一般位于油氣的上傾方向;真正的干井很少;儲層一般鄰近源巖;油井或氣井最終采出量低于常規(guī)氣藏;儲層基質滲透率很低;儲層普遍發(fā)育天然裂縫。在2005年召開的AAPGHedberg會議上,Schenk又將這些特征進一步擴展到連續(xù)油和氣聚集(而不僅是連續(xù)氣聚集),認為一個連續(xù)油或氣聚集可能具有全部或其中部分特征。SPE,AAPG,WPC和SPEE將“連續(xù)型礦藏”(continuous-typedeposit)定義為:遍布于廣大地區(qū)且不受水動力顯著影響的油氣聚集。該4家組織列出的連續(xù)型礦藏種類除包括“盆地中心”氣、頁巖氣和氣水合物外,還包括天然瀝青和油頁巖,其所稱的連續(xù)型礦藏與非常規(guī)油氣在概念上基本相同,這與美國地質調查局的理解不完全相同。4油田幾乎連續(xù)的形成和特點的提出4.1圈閉與典型連續(xù)型致密油氣圈閉對鄂爾多斯盆地油藏形成與分布規(guī)律的研究表明,其三疊系延長組致密及部分近致密(或低滲透)砂巖油藏并非以往普遍認為的常規(guī)意義上的巖性油藏,也非典型的連續(xù)型非常規(guī)油藏,而是介于常規(guī)油藏與非常規(guī)油藏或不連續(xù)與連續(xù)型油藏之間的一種過渡類型,筆者稱之為“準連續(xù)型油氣藏”或“準連續(xù)型油氣聚集”。所謂準連續(xù)型油氣藏,是指油氣聚集受非常規(guī)圈閉控制、油氣藏大面積準連續(xù)分布及無明確油氣藏邊界的致密油氣聚集(圖4)。這里所說的非常規(guī)圈閉,是指介于常規(guī)油氣藏那種“有”圈閉與典型連續(xù)型非常規(guī)油氣藏那種“無”圈閉之間的一種過渡類型圈閉,或者說是介于有形的常規(guī)圈閉與無形的非常規(guī)圈閉之間的一種過渡類型圈閉。對致密油氣聚集而言,常見的非常規(guī)圈閉主要是非常規(guī)的巖性圈閉與動力圈閉。所謂非常規(guī)巖性圈閉,是指由許多在橫向上彼此相鄰、縱向上相互疊置的中、小型巖性圈閉構成的大面積分布的圈閉群。與常規(guī)巖性圈閉相比,非常規(guī)巖性圈閉的主要特點是數(shù)量眾多,且彼此鄰近,缺乏明確的邊界;而常規(guī)巖性圈閉往往呈孤立分散分布,界限相對明確。除了非常規(guī)巖性圈閉外,油氣運移聚集動力對準連續(xù)型致密油氣藏的形成和分布也具有重要控制作用,其所決定的油氣運移聚集范圍就是動力圈閉的范圍?！皠恿θ﹂]”是李明誠和李劍(2010)針對低滲透致密儲層油氣藏形成所提出的一種新的圈閉類型,認為動力圈閉是油氣被超壓充注到低滲透致密儲層中最重要的一種成藏作用,也是在低滲透致密儲層中能滯留油氣聚集成藏的一個三維空間。準連續(xù)型油氣藏就是在非常規(guī)巖性圈閉和動力圈閉等非常規(guī)圈閉控制下形成的一種與連續(xù)型油氣藏相類似的油氣聚集。與典型連續(xù)型非常規(guī)油氣藏(煤層氣和頁巖氣)不同的是:準連續(xù)型油氣藏為源外成藏、近源聚集,油氣呈準連續(xù)分布,圈閉介于有形與無形之間;而連續(xù)型油氣藏為源內成藏、自生自儲,油氣呈連續(xù)分布,無明顯圈閉等。事實上,連續(xù)型非常規(guī)油氣藏與不連續(xù)的常規(guī)油氣藏分別代表了復雜地質環(huán)境中油氣藏形成序列中的兩種端元類型,二者之間理應存在不同的過渡類型。鄂爾多斯盆地準連續(xù)型致密砂巖油氣藏就代表了非常規(guī)的連續(xù)型油氣藏與不連續(xù)的常規(guī)油氣藏之間的一種過渡類型。4.2鄂爾多斯盆地幾乎連續(xù)的大型油田的成藏特征鄂爾多斯盆地準連續(xù)型大油田的形成與分布主要具有以下特征。1油氣藏成藏特征常規(guī)的油氣藏一般分布不連續(xù),分布面積較小,大多在幾至幾十平方千米,大者一般不過數(shù)百平方千米。而鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密砂巖油藏分布廣泛。早在20世紀60—70年代,我國老一輩石油地質家們就已發(fā)現(xiàn)了延長組“井井見油,井井不流”的現(xiàn)象。經過幾十年的探索,現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)三疊系延長組致密砂巖油藏具有“一大三低”特征,即分布面積大、豐度低、滲透率低和產量低;油藏面積一般在幾十至上千平方千米,大多在上百平方千米;而且,致密砂巖油藏多無明確的邊界(圖5),目前劃定的邊界多屬于人為邊界,包括勘探開發(fā)工作程度邊界或經濟邊界。隨著勘探開發(fā)范圍的拓展,含油面積大多都會進一步擴大;或者隨著油層改造技術的進步或油價的上升,一些原來認為低產的甚至僅見顯示的井可能會變?yōu)橛薪洕鷥r值的生產井。事實上,鄂爾多斯盆地三疊系延長組“井井見油”的現(xiàn)象正是準連續(xù)型油藏成藏特征的反映;而“井井不流”則主要是由于過去普遍將這類油藏作為常規(guī)油藏,從而采用常規(guī)試油和開采技術(如“不壓而試”)進行勘探的原因。20世紀80年代以來,由于采用先進的非常規(guī)油層改造技術等措施,鄂爾多斯盆地才走出了“井井見油,井井不流”的勘探開發(fā)困境,石油勘探開發(fā)不斷取得重要突破。2油-源-分布特征鄂爾多斯盆地中生界烴源巖主要分布在三疊系延長組長4+5—長9段,主要為半深湖-深湖相沉積。其中長7段烴源巖分布范圍最大,有機質豐度也較高,已證實為鄂爾多斯盆地中生界油藏的主力源巖。該套主力烴源巖(“張家灘黑頁巖”)為一套以黑色頁巖、油頁巖為主的優(yōu)質生油巖,其深湖區(qū)沉積面積達3.0×104km2,加上外圍淺湖區(qū)面積5.5×104km2,總面積約達8.5×104km2(圖6)。其厚度在東部清澗河一帶為5~10m;至志丹地區(qū)一般厚達30m以上;最厚在富縣湖盆中心可達120m以上,單層厚度可達60m以上。正因如此,長7烴源巖控制了鄂爾多斯盆地中生界絕大部分油藏的分布,尤其是長8以上地層的油藏分布。另外,長9李家畔頁巖是鄂爾多斯盆地另一套重要的油源巖。該套烴源巖有機質豐度也較高,其總有機碳含量分布在1.19%~8.64%,平均值達5.03%;氯仿瀝青“A”含量分布于0.4724%~1.2997%,平均為0.8603%。但該套油源巖分布比較局限,主要分布于志丹—甘泉—富縣一帶,厚度最大可達20m。油-源對比表明,長9烴源巖主要控制了長9和長10油藏的分布,對長8油藏可能也具有一定控制作用。由于分布面積大、有機質豐度高、類型好及成熟度適中,加之大量生烴在長7等主要烴源巖內產生了廣泛分布的超壓現(xiàn)象,為油氣向外排出和向鄰近致密儲層充注提供了充足的動力,從而使得長7段等優(yōu)質烴源巖在盆地內表現(xiàn)為大面積生烴和高強度充注的特點,形成了長6和長8等致密儲層普遍含油的面貌。3儲層精細率控鄂爾多斯盆地三疊系延長組中、下組合儲層是中生界油層物性最差的層位,主體為致密砂巖儲層;其次為近致密(低滲透)儲層,平均孔隙度一般小于12%,平均滲透率一般小于2×10-3μm2。而且,由于其儲層主要為疊加復合成因,因而儲層非均質性較強,巖性和物性在橫向上變化大,單個砂體在橫向上連續(xù)性差。如此差的儲層,之所以能夠形成大面積準連續(xù)分布的油藏,主要是由于其與同樣廣泛分布的長7主力烴源巖相鄰近,從而具有優(yōu)越的供烴條件。另一方面,儲層致密、非均質性強,使得油氣在長6和長8等致密儲層中很難進行長距離運移從而形成集中分布,而是表現(xiàn)為大面積低豐度分布的特征。相反,在遠離烴源巖的長2段及侏羅系延安組,由于其儲層物性好、接近常規(guī)儲層,油氣相對較容易在其中進行側向運移集中,加之供烴條件較差,從而形成了相對孤立分散分布、規(guī)模相對較小、受構造圈閉一定控制的構造-巖性復合油藏甚至構造油藏。4疊紀延長組儲層復合結構的特征常規(guī)油氣藏的形成離不開圈閉,且圈閉界限明確。而鄂爾多斯盆地中生界致密砂巖油藏的圈閉并非傳統(tǒng)意義上的圈閉形式,而是介于常規(guī)圈閉與無圈閉之間、或有形與無形圈閉之間的一種過渡類型,為一種特殊的非常規(guī)圈閉。其主要形式就是非常規(guī)的巖性圈閉,表現(xiàn)在圈閉由眾多中、小型巖性圈閉或甜點在縱向上疊合、在平面上復合而成,無明確的邊界。這是由于三疊系延長組為一套河流-三角洲相沉積,經歷了多個沉積旋回的更替演化,其結果造成了延長組各層段河道沉積在縱向上往往多期疊加,在平面上常常多期復合,從而形成了大面積連片分布的疊加復合砂體構型,其突出特征表現(xiàn)為儲層非均質性較強,巖性和物性在橫向上變化大。加之,盆地內斷裂和褶皺構造不發(fā)育。因此,三疊系延長組長6和長8等致密儲層的圈閉并不像常規(guī)構造油氣藏或巖性油氣藏那樣其圈閉是呈孤立分散分布的,而是由眾多中、小型巖性圈閉或甜點在縱向上相互疊置、在橫向上復合連片,從而形成大面積分布的彼此相鄰、相接的巖性圈閉群或甜點群面貌(圖5)。除了非常規(guī)巖性圈閉外,動力圈閉可能也是控制鄂爾多斯盆地致密油藏形成的一種特殊的圈閉類型。壓力演化史研究表明,三疊系延長組主力烴源巖在地質歷史上曾形成過普遍的超壓。這是鄂爾多斯盆地致密油氣運移充注的主要動力(詳見后文),它對中生界致密油藏的形成和分布起了重要控制作用。5致密油氣藏成藏期儲層致密常規(guī)油氣藏一般油、氣、水分異明顯,具有明確的邊水或底水。然而,大量試油、試采結果表明,鄂爾多斯盆地三疊系延長組已發(fā)現(xiàn)的長6等致密砂巖油藏基本上均無邊、底水,油、水同儲同出,基本上不存在純油層,純水層也較少,而以油、水同層為主。這與典型的常規(guī)巖性油氣藏明顯有別。造成長6等致密油藏油、水同儲同出、缺乏邊、底水的原因,主要是由于其儲層致密,孔隙喉道細小,橫向上巖性物性變化大,加之地層平緩,油、水難以在其中形成良好分異,從而形成油、水同儲及自由水缺乏的現(xiàn)象。而成藏時期儲層已經比較致密,這可能是造成油藏中自由水較少的一個重要原因。另外,由于油、水分異差及自由水缺乏,長6等致密砂巖油藏不僅邊、底水缺乏,而且也不存在上傾地層水或區(qū)域性油、水倒置的現(xiàn)象。分析鄂爾多斯盆地致密砂巖油藏油、水分布復雜的原因,一方面與儲層致密、非均質性強有關,另一方面與油氣充注和運移方式也有密切聯(lián)系。由于油氣充注主要為廣泛的垂向充注方式,且進入儲層后難以進行長距離運移,而主要為就近運移聚集成藏,因而必然造成氣、油、水分異差和分布復雜及產水不多但較普遍的現(xiàn)象。6盆地壓力與地層壓力鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密砂巖油藏現(xiàn)今地層壓力分布復雜,同一油藏一般不具備統(tǒng)一的壓力系統(tǒng),反映油藏內部連通性差。這與儲層致密、非均質性強密切相關。而且,現(xiàn)今地層壓力普遍表現(xiàn)為負壓特征。如安塞的杏子川油田,其現(xiàn)今延長組儲層壓力系數(shù)小于0.8,主要分布在0.4~0.8,表現(xiàn)為以異常低壓為特征。研究表明,鄂爾多斯盆地之所以普遍存在負壓現(xiàn)象,主要是由于盆地在后期經歷了較強烈的構造抬升剝蝕所致,同時也與儲層非均質性強、連通性差有關。由于儲層連通性差,造成流體難以在儲層內部進行交流和平衡,從而很難形成正常壓力系統(tǒng)。7巖性物性變化研究表明,鄂爾多斯盆地三疊系延長組中、下部儲集層在石油大量生成時期,儲集層已致密化。而且,由于成藏時期地層已經比較平緩,加之儲層致密,自由水很少,因而浮力和水動力很弱,難以成為油氣在儲層中運移的有效動力,對油氣運移貢獻不大。另外,由于儲層非均質性較強,橫向上巖性物性變化較大,因而也不具備油氣長距離側向運移的輸導條件。可見,油氣在三疊系延長組致密砂巖儲層中既缺乏充足的運移動力,又缺乏良好的運移通道,從而很難發(fā)生大規(guī)模長距離側向運移而形成集中分布,而只能是短距離運移、近源成藏及低豐度廣布。另一方面,研究表明鄂爾多斯盆地三疊系延長組在長4+5以下普遍存在著古超壓現(xiàn)象,且過剩壓力在長7主力烴源巖段達到最大,自此向上、向下過剩壓力減小(圖7)。分析認為,長7等烴源巖層段的超壓與生烴作用存在著密切的因果關系,其與上、下致密儲層間產生的源、儲過剩壓力差正是油氣自烴源巖向致密儲層運移充注的主要動力。在源、儲過剩壓力差的作用下,油氣的初次運移必然表現(xiàn)為以垂向運移為主。由于缺乏長距離二次運移,油氣運移主要為垂向運移形式,因而造成儲層中油、水關系復雜及油、水同儲同出。8致密砂巖油氣藏成藏地質條件對鄂爾多斯盆地中生界致密砂巖油氣分布規(guī)律的研究發(fā)現(xiàn),三疊系延長組中、下組合目前已發(fā)現(xiàn)的致密砂巖油藏在平面上大面積分布,基本上不受局部構造所控制(圖3,圖8)。與其相反,三疊系延長組上組合油藏以及侏羅系延安組油藏的形成和分布與構造因素有著密切關系,油藏類型主要為巖性-構造復合油藏甚至構造油藏。研究表明,控制鄂爾多斯盆地致密砂巖大油田形成和分布的主要因素是烴源和儲層條件,其次是蓋層的控制作用,其中烴源條件是控制鄂爾多斯盆地致密砂巖大油田形成和分布最主要的因素?？梢哉f,有效烴源巖分布在哪里,致密砂巖油藏就可能延伸到哪里?？碧介_發(fā)實踐表明,中生界油藏主要就分布于三疊系延長組有效烴源巖特別是長7主力烴源巖展布區(qū)及其附近,即主要限于橫山—鹽池以南,特別是定邊—靖邊—子洲以南的盆地南部廣大地區(qū)(圖6)?？v向上,延長組油藏主要分布于主力烴源巖上、下相鄰層位。正是由于發(fā)育了廣泛分布的長7段優(yōu)質烴源巖,才形成了鄂爾多斯盆地長6和長8等致密砂巖油藏大面積分布的面貌。總之,有效烴源巖特別是優(yōu)質烴源巖的廣泛分布,是形成鄂爾多斯盆地大面積分布的準連續(xù)型致密砂巖油藏的不可或缺的條件。這與常規(guī)油氣藏的形成截然不同。后者由于可形成于烴源區(qū)以外較遠的地區(qū),因而其源巖可以僅局部分布。9早生界構造升降期鄂爾多斯盆地油氣藏保存條件得天獨厚,是我國油氣藏保存條件最好的地區(qū)之一。這主要是由于該盆地所處地塊是中國大陸最穩(wěn)定的陸塊之一,盆地構造簡單,除邊緣斷裂褶皺構造較發(fā)育外,盆地內部總體為一簡單的西傾單斜,褶皺斷裂不發(fā)育。而且自早白堊世成藏以來,盆地主體一直保持構造相對穩(wěn)定,僅在早白堊世末后經歷了較強烈的構造抬升,造成中生界遭到不同程度的剝蝕。但由于在盆地內部最強烈的剝蝕作用也僅造成上三疊統(tǒng)頂部及其以上地層缺失,因此早白堊世末以來的抬升剝蝕作用并未對中生界油藏造成明顯破壞。另一方面,鄂爾多斯盆地三疊系蓋層條件優(yōu)越,特別是長6致密儲層上覆的長4+5,為盆地內一套分布廣泛、厚度較大、巖性穩(wěn)定的優(yōu)質區(qū)域蓋層,對長6和長4+5致密砂巖油藏的形成起了重要控制作用。而且,由于巖性致密、非均質性強及橫向上巖性物性變化大,油氣藏形成和分布由眾多中、小型巖性圈閉控制,側向封堵條件較好,從而使得長6等致密儲層本身就具有一定的封蓋作用和油藏保存作用,因而即使經歷了早白堊世末強烈的抬升剝蝕和其后長達近100Ma的持續(xù)抬升,中生界致密油藏依然能夠較完好地保存下來,而未發(fā)生明顯變化。表現(xiàn)在,油藏類型基本上保持了原先形成時的準連續(xù)面貌,原油性質仍然主要為正常密度原油。10致密油氣成藏模式由于鄂爾多斯盆地中生界優(yōu)質烴源巖分布廣,并發(fā)育長7和長9兩套優(yōu)質烴源巖,而且三疊系中下組合致密砂巖和近致密砂巖儲層廣布,并與長7和長9等優(yōu)質烴源巖相鄰近,加之保存條件優(yōu)越,因而決定了鄂爾多斯盆地三疊系中、下組合低滲透致密砂巖石油資源豐富,勘探開發(fā)潛力較大,