趙靖舟，白玉彬，曹 青，耳 闖

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安710065)

1 低滲透致密油藏的概念及劃分

目前，國內(nèi)外對低滲透油藏的界定比較混亂，對致密油藏的討論則很少。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［1］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0.001×10－3～0.000 1×10－3μm2;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》［2］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［3］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(shù)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［4］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(guān)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(chǎn)，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(yīng)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(chǎn)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［5－8］，而且多指的是致密氣層。Spencer［6］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(yīng)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［9］和許化政［10］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［11］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10～1 000倍。目前，國內(nèi)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［12］。

相對于致密氣而言，致密油則直到最近才引起關(guān)注，對其概念的討論還幾乎是個空白。根據(jù)對國內(nèi)外致密油儲層的調(diào)研結(jié)果，結(jié)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(jīng)過大型壓裂改造等特殊措施才可以獲得經(jīng)濟產(chǎn)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(nèi)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(nèi)外大量有關(guān)油氣藏儲層調(diào)研的統(tǒng)計性結(jié)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(jīng)濟因素、開發(fā)因素抑或是地質(zhì)因素)。

就低滲透油層與致密油層的關(guān)系而言，文中參考國內(nèi)外對天然氣儲層的劃分并結(jié)合對鄂爾多斯盆地低滲透－致密油藏的研究認識，認為應(yīng)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 致密砂巖油藏在鄂爾多斯盆地的分布

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(chǎn)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［13］，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13 300個孔隙度樣品和12 763個滲透率樣品的測試分析結(jié)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(jié)果，其平均孔隙度為8.8%，平均滲透率為1.0×10－3μm2。

圖1 鄂爾多斯盆地含油組合分布柱狀圖Fig.1 Stratigraphic distribution of oil plays in Ordos Basin

圖2 鄂爾多斯盆地長6砂巖物性分布直方圖Fig.2 Histograms of porosity and permeability of Chang-6 sandstones in the Yanchang Formation of Ordos Basin

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［14］;姬塬油田長8油層組儲層據(jù)209個樣品的物性實測結(jié)果，其平均孔隙度為9.92%，平均滲透率為 1.22 ×10－3μm2［15］;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(jié)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［16］;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［17］。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［18］。

圖3 鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密砂巖油藏分布Fig 3 Distribution of tight sand oil reservoirs in the Triassic Yanchang Formation of Ordos Basin

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(gòu)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(chǎn)最主要的產(chǎn)層;其次是長8油藏，主要分布于盆地西南部。

3 對鄂爾多斯盆地大油田成藏模式的認識

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 巖性油氣藏論

早在20世紀初，美國人 M.L.Fuller和 F.G.Clapp［19］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(zhì)勘查時，就已經(jīng)認識到該盆地中部為單斜構(gòu)造，但他們得出的結(jié)論是包括盆地腹部伊陜斜坡在內(nèi)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(zhì)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(gòu)造簡單、褶皺斷裂不發(fā)育的特點，提出其油藏類型應(yīng)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［20－21］。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［22－24］。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(diào)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［13，20，25－38］。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［27，39－40］。

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(yīng)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 多因素控藏論

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(guān)系控制［26］。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［41］強調(diào)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［32］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(gòu)造雙重控制，油藏類型為構(gòu)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［34］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(gòu)造雙重控制，構(gòu)造是油氣相對富集的主要因素之一。何自新等［37］強調(diào)，生排烴中心、沉積相和局部構(gòu)造等是三疊系油藏形成與富集的主要控制因素。楊華等［13，42］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(diào)長7優(yōu)質(zhì)油源巖在低滲透油氣成藏富集中起著主導作用［43－44］，進而提出延長組油藏分布遵循“源控論”和“相控論”，構(gòu)造對油藏的控制作用不明顯［42］。趙靖舟等［45］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(gòu)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(diào)長6油藏與長2油藏在富集高產(chǎn)控制因素方面的一個重要區(qū)別是，鼻狀隆起構(gòu)造對長2油藏的控制作用更為明顯［45－47］。武富禮等［48－49］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(gòu)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(guān)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(gòu)造－巖性復合油藏及構(gòu)造油藏。

可見，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(zhì)。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 連續(xù)型油氣聚集論

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［50－51］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”(continuous accumulation)的概念系20世紀90年代中期由美國地質(zhì)調(diào)查局提出［52－56］，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［54］。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(gòu)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［57］;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(gòu)成，二是不依賴于油或氣在水中的浮力而存在［57－58］。

連續(xù)油氣聚集的地質(zhì)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(zhì)滲透率，異常壓力(高或低)，以及與源巖緊密聯(lián)系。其生產(chǎn)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(chǎn)特征的甜點［52，57］。

美國地質(zhì)調(diào)查局全國油氣資源評價團隊負責人Schenk［59］提出，判別連續(xù)天然氣聚集的地質(zhì)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(zhì)控制的“甜點”;產(chǎn)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(zhì)滲透率很低;儲層普遍發(fā)育天然裂縫。在2005年召開的 AAPG Hedberg 會議上，Schenk［60］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［61］將“連續(xù)型礦藏”(continuous-type deposit)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(zhì)調(diào)查局的理解不完全相同。

4 準連續(xù)型大油田成藏模式的提出及其特征

4.1 準連續(xù)型大油田成藏模式

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”［62－63］。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(gòu)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)［64］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(nèi)成藏、自生自儲，油氣呈連續(xù)分布，無明顯圈閉等。

圖4 鄂爾多斯盆地致密砂巖準連續(xù)型油氣藏模式Fig.4 Diagram showing the pattern of quasi-continuous tight sand hydrocarbon accumulation in the Ordos Basin

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(zhì)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(yīng)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 鄂爾多斯盆地準連續(xù)型大油田成藏特征

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)油藏大面積準連續(xù)分布，無明確邊界

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(zhì)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(jīng)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(chǎn)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(jīng)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(shù)的進步或油價的上升，一些原來認為低產(chǎn)的甚至僅見顯示的井可能會變?yōu)橛薪?jīng)濟價值的生產(chǎn)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(shù)(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(shù)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)大范圍生烴，高強度充注

圖5 安塞油田長6油藏剖面Fig.5 Cross profile of Chang-6 reservoirs in Ansai oilfield

圖6 鄂爾多斯盆地三疊系致密油分布與長7烴源巖關(guān)系Fig.6 Relations between the distribution of the Triassic tight oil reservoirs with the Chang-7 source rocks in Ordos Basin

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(zhì)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(zhì)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5～10 m;至志丹地區(qū)一般厚達30 m以上;最厚在富縣湖盆中心可達120 m以上，單層厚度可達60 m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(zhì)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0.472 4% ～1.299 7%，平均為0.860 3%［65］。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20 m［66］。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［66－67］。由于分布面積大、有機質(zhì)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(nèi)產(chǎn)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(zhì)烴源巖在盆地內(nèi)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)儲層物性差，非均質(zhì)性強

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(zhì)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(zhì)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(cè)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(gòu)造圈閉一定控制的構(gòu)造－巖性復合油藏甚至構(gòu)造油藏［47］。

4)圈閉介于常規(guī)圈閉與無圈閉之間

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(jīng)歷了多個沉積旋回的更替演化，其結(jié)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(gòu)型，其突出特征表現(xiàn)為儲層非均質(zhì)性較強，巖性和物性在橫向上變化大。加之，盆地內(nèi)斷裂和褶皺構(gòu)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(gòu)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(zhì)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)油、水分異差，無明顯邊、底水

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(jié)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(jīng)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(zhì)性強有關(guān)，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(chǎn)水不多但較普遍的現(xiàn)象。

6)油藏壓力系統(tǒng)復雜，多具負壓異常

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(nèi)部連通性差。這與儲層致密、非均質(zhì)性強密切相關(guān)。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(jīng)歷了較強烈的構(gòu)造抬升剝蝕所致，同時也與儲層非均質(zhì)性強、連通性差有關(guān)。由于儲層連通性差，造成流體難以在儲層內(nèi)部進行交流和平衡，從而很難形成正常壓力系統(tǒng)。

7)油氣運移聚集為非浮力驅(qū)動，近距離運移成藏為主

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［68－69］。而且，由于成藏時期地層已經(jīng)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(zhì)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(cè)向運移的輸導條件?？梢?，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(cè)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［68－70］，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(guān)系，其與上、下致密儲層間產(chǎn)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(guān)系復雜及油、水同儲同出。

8)油藏形成和分布基本不受構(gòu)造控制，而主要受烴源和儲層控制

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(gòu)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(gòu)造因素有著密切關(guān)系，油藏類型主要為巖性－構(gòu)造復合油藏甚至構(gòu)造油藏［45－47］。

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(zhì)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。

圖7 鄂爾多斯盆地三疊系延長組地層流體壓力與深度關(guān)系［70］Fig.7 Relations between formation fluid pressure and burial depth of the Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin［70］

圖8 永寧油田長6油藏分布與構(gòu)造疊合Fig.8 Distribution map of Chang-6 oil reservoirs in Yongning oilfield with structures overlaid

總之，有效烴源巖特別是優(yōu)質(zhì)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)保存條件好，油藏變化小

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(gòu)造簡單，除邊緣斷裂褶皺構(gòu)造較發(fā)育外，盆地內(nèi)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(gòu)造相對穩(wěn)定，僅在早白堊世末后經(jīng)歷了較強烈的構(gòu)造抬升，造成中生界遭到不同程度的剝蝕。但由于在盆地內(nèi)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(nèi)一套分布廣泛、厚度較大、巖性穩(wěn)定的優(yōu)質(zhì)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(zhì)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(cè)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(jīng)歷了早白堊世末強烈的抬升剝蝕和其后長達近100 Ma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(zhì)仍然主要為正常密度原油。

10)資源豐富，勘探開發(fā)潛力大

由于鄂爾多斯盆地中生界優(yōu)質(zhì)烴源巖分布廣，并發(fā)育長7和長9兩套優(yōu)質(zhì)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(zhì)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，且以形成大面積分布的準連續(xù)型油藏為主。事實上，準連續(xù)型成藏模式的發(fā)現(xiàn)，預(yù)示著鄂爾多斯盆地三疊系低滲透致密砂巖盡管石油資源豐度低，但資源豐富。

按照筆者提出的油氣資源三角圖新概念(圖9)，油氣資源按品質(zhì)和潛力可分為3級，即位于三角圖頂部的不連續(xù)聚集的常規(guī)油氣、中部準連續(xù)聚集的致密油氣和底部連續(xù)型聚集的源內(nèi)油氣(煤層氣、頁巖氣等)。據(jù)此預(yù)測，致密油氣資源在鄂爾多斯盆地可能較以往認為的還要豐富，其資源量雖可能小于頁巖油氣和煤層氣等烴源巖層內(nèi)聚集的油氣資源數(shù)量，但可能遠大于該盆地常規(guī)油氣的資源量。

然而，由于準連續(xù)型油氣聚集既不同于常規(guī)巖性油氣藏成藏模式，又不同于典型的連續(xù)型油氣聚集模式，這意味著傳統(tǒng)的常規(guī)油氣和非常規(guī)油氣地質(zhì)研究和勘探思路在鄂爾多斯盆地均不完全適用。鄂爾多斯盆地致密砂巖油氣的地質(zhì)研究和勘探思路應(yīng)當針對準連續(xù)型油氣聚集的特點，既要汲取常規(guī)油氣地質(zhì)研究和勘探的思路和方法，又要汲取非常規(guī)油氣的思路和方法。

圖9 新油氣資源三角圖Fig.9 New triangle of petroleum resources

準連續(xù)型油氣成藏模式的提出，對其他地區(qū)致密油的勘探開發(fā)也具有重要借鑒意義。據(jù)初步調(diào)研，致密油在我國除鄂爾多斯盆地廣泛分布外，四川盆地等地區(qū)也有分布。其中，四川盆地中北部侏羅系油藏具有儲層致密、油藏分布面積大、不受局部構(gòu)造等圈閉控制、與烴源巖聯(lián)系緊密及無邊底水等特征［71－72］，與鄂爾多斯盆地致密油藏十分相似，推測其同樣屬于準連續(xù)型油氣聚集，因而具有較大的勘探潛力。

5 結(jié)論

1)文中將致密油藏定義為:儲層致密、只有經(jīng)過大型壓裂改造等特殊措施才可以獲得經(jīng)濟產(chǎn)量的烴源巖外油藏，其儲層絕對滲透率約小于2×10－3μm2，孔隙度約小于12%。在此基礎(chǔ)上，將含油儲層按滲透率分為致密層(滲透率 ＜2×10－3μm2)、近致密儲層或低滲透儲層(滲透率為2×10－3～10×10－3μm2)和常規(guī)儲層(滲透率 ＞10×10－3μm2)3類。

2)鄂爾多斯盆地中生界大油田與石油資源主要賦存于三疊系延長組中、下組合的致密砂巖儲層中，其次為近致密砂巖儲層(低滲透儲層)。

3)鄂爾多斯盆地三疊系延長組中、下組合的致密砂巖和部分近致密砂巖(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，稱之為準連續(xù)型油氣聚集。其主要特點是:油氣大面積準連續(xù)分布，無明確油氣藏邊界;圈閉介于常規(guī)圈閉與無圈閉之間，主要由非常規(guī)巖性圈閉和動力圈閉組成;油、水分布復雜，無明顯邊、底水;油氣運移為非浮力驅(qū)動，近距離成藏。與典型的連續(xù)型非常規(guī)油氣藏不同的是，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，圈閉介于有形和無形之間;而連續(xù)型油氣藏則為源內(nèi)成藏，自生自儲，油氣連續(xù)分布，無明顯圈閉。

4)控制鄂爾多斯盆地準連續(xù)型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，其次是蓋層條件。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。受其控制，中生界油田主要分布于盆地南部(定邊—靖邊—子洲以南)長7和長9烴源巖分布區(qū)及其附近。

5)準連續(xù)型致密砂巖成藏模式的提出，預(yù)示著鄂爾多斯盆地中生界石油資源豐富，勘探開發(fā)潛力較大。但另一方面，準連續(xù)型成藏模式的提出，也意味著傳統(tǒng)的常規(guī)油氣地質(zhì)學研究思路及勘探對策在鄂爾多斯盆地并不完全適用，新的地質(zhì)研究和勘探思路應(yīng)該汲取非常規(guī)油氣的思路和方法。

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