付金華 董國棟 周新平 惠 瀟 淡衛(wèi)東 范立勇 王永剛 張海濤 古永紅 周國曉

（ 1中國石油長慶油田公司；2低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；3中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 ）

0 引言

在長慶油田跨越油氣當(dāng)量6000×104t之際，回顧其50年來在鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)的科技歷程，創(chuàng)新形成了獨特的低滲透油氣勘探開發(fā)理論體系與先進實用技術(shù)系列。早在20世紀70年代，從“構(gòu)造找油”到侏羅系“古地貌控油”勘探思路的轉(zhuǎn)變，相繼發(fā)現(xiàn)了馬嶺、華池、元城等油田，迎來盆地第一個石油儲量增長期。八九十年代，石油勘探層系由侏羅系轉(zhuǎn)移至三疊系，在陸相湖盆三角洲成藏理論指導(dǎo)下，發(fā)現(xiàn)了安塞、靖安等億噸級油田。以70年代末引入煤成氣理論為起點，天然氣勘探由盆地周邊轉(zhuǎn)向腹地，創(chuàng)新了碳酸鹽巖巖溶古地貌、海相三角洲成藏認識，指導(dǎo)米脂、靖邊、榆林等超千億立方米氣田的發(fā)現(xiàn)。進入21世紀，提出了三疊系多層系復(fù)合成藏、湖盆中部重力流復(fù)合控砂等重要地質(zhì)認識，指導(dǎo)了西峰、姬塬、華慶等億噸級大油田的發(fā)現(xiàn)；天然氣勘探在上古生界大面積致密砂巖氣成藏認識指導(dǎo)下發(fā)現(xiàn)了萬億立方米的整裝蘇里格氣田。近年來，在加大非常規(guī)資源勘探背景下，創(chuàng)新了陸相淡水湖盆源內(nèi)非常規(guī)頁巖油規(guī)模富集的地質(zhì)認識，新發(fā)現(xiàn)了10億噸級的慶城頁巖油大油田。長慶油田油氣儲量的不斷增長，離不開勘探理論體系的完善與實用技術(shù)系列的應(yīng)用，因此，通過系統(tǒng)回顧這一歷程，總結(jié)以往的認識與經(jīng)驗，為下一步勘探工作指明方向。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地位于華北地臺西部，面積約為37×104km2。根據(jù)現(xiàn)今構(gòu)造發(fā)育特征可將其劃分為伊盟隆起、西緣沖斷帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起6個構(gòu)造單元[1]。它為一個大型多旋回克拉通盆地，在太古宙—古元古代形成的結(jié)晶基底之上，經(jīng)歷了中—新元古代拗拉谷、早古生代淺海臺地、晚古生代近海平原、中生代內(nèi)陸湖盆和新生代周邊斷陷五大沉積演化階段[2]。

固結(jié)于古元古代末的結(jié)晶基底依次被中元古界長城系碎屑巖和薊縣系碳酸鹽巖覆蓋；中元古代末的薊縣運動使華北克拉通普遍上升，缺失青白口系，震旦系僅分布于華北克拉通西南緣[3]。早古生代鄂爾多斯地塊處于陸表海環(huán)境，沉積了以碳酸鹽巖為主的寒武系和中、下奧陶統(tǒng)，內(nèi)部發(fā)育一個“L”形的慶陽隆起。中奧陶世末加里東運動造成盆地全面抬升，為東傾大斜坡，經(jīng)歷了長達140Ma的沉積間斷與風(fēng)化剝蝕，缺失志留系、泥盆系和下石炭統(tǒng)，形成奧陶系風(fēng)化殼巖溶古地貌氣藏[4-5]。晚石炭世華北海和祁連海從東西兩側(cè)發(fā)生海侵，盆地持續(xù)沉降，沉積了海相和海陸交互相的上石炭統(tǒng)和下二疊統(tǒng)太原組、山西組煤系地層；中—晚二疊世海水完全退出，發(fā)育內(nèi)陸湖盆—三角洲沉積體系，廣覆式生烴的煤系烴源巖與大面積分布的致密砂巖儲層相互疊置形成上古生界致密砂巖氣藏[6-7]。晚印支運動結(jié)束了南海北陸的古地貌格局，中生代演化為內(nèi)陸坳陷盆地。上三疊統(tǒng)延長組沉積期經(jīng)歷了一期湖盆演化的全過程，其中長7段沉積期為最大湖泛期，為富有機質(zhì)泥頁巖及三角洲—重力流細粒砂巖建造，富集了豐富的頁巖油資源[8]；同時，長6段、長7段沉積期盆地周緣構(gòu)造活動致使湖盆中部重力流—牽引流復(fù)合控砂[9]，長8段沉積期發(fā)育河流三角洲沉積[10]，有利于形成大型低滲透巖性大油區(qū)[11]。印支運動末期盆地再度隆升，延長組遭受長期侵蝕，形成溝谷縱橫、殘丘廣布的古地貌，從而控制侏羅系原油成藏[12]（圖1）。

圖1 鄂爾多斯盆地油氣地層綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive hydrocarbon bearing stratigraphic column in the Ordos Basin

2 主要地質(zhì)研究進展

鄂爾多斯盆地為典型的隱蔽性巖性油氣藏，具有“低滲、低壓、低產(chǎn)”的特點，其成藏主控因素更加復(fù)雜，勘探難度更大。近年來，長慶油田不斷深化綜合地質(zhì)研究，強化技術(shù)攻關(guān)，創(chuàng)新發(fā)展了“5項油氣地質(zhì)認識”，推動油氣勘探不斷取得新突破，有力支撐了油氣產(chǎn)量快速攀升及持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

2.1 陸相淡水湖盆頁巖油成藏認識

鄂爾多斯盆地晚三疊世發(fā)育典型的大型內(nèi)陸坳陷湖盆，長7段沉積期處于最大湖泛期，湖廣水深，整體發(fā)育了一套大面積分布的富有機質(zhì)泥頁巖與砂巖沉積（圖2），砂質(zhì)巖粒度大多在0.125mm以下，為粉—細砂巖。廣覆式富有機質(zhì)頁巖與細粒砂質(zhì)沉積緊密接觸或互層共生，發(fā)育典型的陸相頁巖油。頁巖油賦存于長7段烴源巖層系內(nèi)，黑色頁巖厚度為15～25m，單砂體厚度平均為3.5m，砂地比平均為17.8%，需要水平井體積壓裂開發(fā)[13]。近年來，通過不斷深化優(yōu)質(zhì)烴源巖富有機質(zhì)成因機理、深湖區(qū)大面積富砂成因機制及油藏成藏富集機理研究，頁巖油勘探取得了突破性進展。

圖2 鄂爾多斯盆地長7段頁巖油巖性綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive lithology histogram of Chang 7 shale oil in the Ordos Basin

（1）長7段泥頁巖層系具備優(yōu)質(zhì)烴源巖條件。

長7段泥頁巖層系發(fā)育黑色頁巖、暗色泥巖兩類烴源巖。黑色頁巖有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，有機質(zhì)豐度高，TOC主要為6%～26%，平均為13.81%，有機質(zhì)呈紋層狀分布；暗色泥巖有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，有機質(zhì)豐度較高，TOC主要為2%～6%，平均為3.75%，有機質(zhì)呈分散狀、團塊狀分布。富有機質(zhì)泥頁巖熱演化程度適中，Ro主要介于0.7%～1.2%，處于生油高峰期，以生成液態(tài)烴為主，并含有大量伴生氣[14]?；鹕轿镔|(zhì)蝕變作用與深部熱液活動等為生物提供豐富的營養(yǎng)元素，促使生物勃發(fā)，形成高生產(chǎn)力[15]。低陸源碎屑補償促進有機質(zhì)富集，沉積后的缺氧環(huán)境有利于有機質(zhì)保存，因此，有機質(zhì)豐度高。

（2）深水區(qū)廣泛發(fā)育的砂質(zhì)沉積構(gòu)成頁巖油勘探甜點。

在相對較陡的古地形基礎(chǔ)上，因受頻繁的古構(gòu)造事件控制，陡坡帶形成的大面積重力流砂體發(fā)育砂質(zhì)碎屑流、濁流、滑塌沉積等沉積微相；另外，湖盆廣闊的可容納空間有利于深水重力流沉積的發(fā)育，多層粉—細砂巖砂體疊置形成有利甜點區(qū)[16]。夾持于泥頁巖中的薄砂巖儲層孔喉尺度小，孔隙半徑分布在2～8μm，喉道半徑為20～150nm，小尺度孔隙數(shù)量眾多。納米級喉道連通微米級孔隙形成眾多簇狀復(fù)雜的孔喉單元，有利于形成人工壓裂體。

（3）源內(nèi)自生自儲促使頁巖油高強度富集。

盆地長7段頁巖油成藏經(jīng)歷了快速成藏和持續(xù)高壓充注兩個階段?？焖俪刹仄趦?yōu)先充注較大孔隙，儲層中含油飽和度呈快速增長；持續(xù)高壓充注期充注大量微小孔隙，含油飽和度緩慢增長，最終高達70%以上[17-18]?；谝陨系刭|(zhì)認識，構(gòu)建了長7段頁巖油“超富有機質(zhì)供烴、深水區(qū)規(guī)模富砂、微納米孔喉共儲、高強度持續(xù)充注”的成藏模式（圖3）。

圖3 慶城油田延長組長7段成藏組合圖Fig.3 Chang 7 oil reservoir assemblage correlation map of Yanchang Formation in Qingcheng Oilfield

通過實施整體規(guī)?？碧剑l(fā)現(xiàn)了超10億噸級的慶城大油田，在盆地落實了隴東、陜北兩大含油富集區(qū)。陸相淡水湖盆大型源內(nèi)非常規(guī)石油成藏認識的創(chuàng)新，實現(xiàn)了長7段泥頁巖層系從“單一烴源巖”到“源儲一體”認識的重大轉(zhuǎn)變，推動了長7段油藏勘探的重大突破。拓展有利勘探區(qū)帶1.68×104km2，初步評價長7段頁巖油規(guī)模儲量（30～50）×108t，遠景資源量約100×108t。

2.2 內(nèi)陸坳陷湖盆大型三角洲成藏認識

鄂爾多斯盆地原為華北盆地的一部分，中生代后期逐漸與華北盆地分離，并演化為一個大型內(nèi)陸盆地[19]。在上三疊統(tǒng)延長組沉積期，盆地開始下坳，進入大型坳陷湖盆發(fā)育階段，具有穩(wěn)定沉降、湖盆寬緩與沉積范圍大等特點，湖盆演化經(jīng)歷了形成（長10段—長8段沉積期）—鼎盛（長7段沉積期）—逐漸消亡（長6段—長1段沉積期）的過程，發(fā)育一套河流—三角洲—湖泊相碎屑巖沉積。由于物源供應(yīng)充足，加之湖盆穩(wěn)定沉降及回返，沉積了一套厚約千余米的湖相—三角洲相碎屑巖建造，為大面積巖性油藏的形成創(chuàng)造了條件。近年來通過不斷深化認識，細化成藏條件及成藏模式，總結(jié)內(nèi)陸坳陷湖盆大型三角洲成藏特征與規(guī)律，指導(dǎo)石油勘探不斷取得重大突破。

（1）具有“西辮東曲、多類型復(fù)合、滿盆富砂”的三角洲沉積特征。

上三疊統(tǒng)延長組沉積期，大型內(nèi)陸坳陷湖盆的發(fā)育，既形成了廣闊而巨大的沉積可容納空間，也為多物源供砂提供了有利的沉積背景。該時期湖盆共接受東北、西南、西北三大物源的輸入，供屑能力強。湖盆從形成至消亡的演化過程中，因受盆地底形的控制，總體呈“西辮東曲”的沉積相特征，即盆地西部底形較陡，發(fā)育大型辮狀河三角洲；而東部底形較緩，發(fā)育大型曲流河三角洲。長8段沉積期，湖盆總體水體較淺，發(fā)育淺水三角洲。由于湖岸線在枯水期和洪水期遷移范圍大，加之水體淺，造成多期河道頻繁擺動、交織分布、疊合發(fā)育，形成了大連片的砂體展布特征（圖4a）。長6段沉積期，由于物源供應(yīng)更加充足，加之湖盆穩(wěn)定抬升造成水體退縮，有利于形成規(guī)模較大的建設(shè)型三角洲。以往認為深水區(qū)不發(fā)育規(guī)模砂體，通過深化沉積理論認識，開展湖盆底形恢復(fù)和坡折帶研究，建立湖盆中部三角洲與深水重力流多類型復(fù)合沉積的新模式，指導(dǎo)勘探落實大規(guī)模砂體（圖4b），解放了湖盆中部1.5×104km2的勘探領(lǐng)域?？傊?，湖盆長8段、長6段沉積期發(fā)育大面積三角洲沉積砂體，為大面積巖性油藏及致密油藏的發(fā)育提供了儲集砂體，為內(nèi)陸坳陷湖盆大型三角洲成藏理論的創(chuàng)立奠定了基礎(chǔ)。

圖4 鄂爾多斯盆地延長組長8段、長6段沉積相圖Fig.4 Sedimentary facies maps of Chang 8 and Chang 6 members of Yanchang Formation in the Ordos Basin

（2）有利成巖相帶控制形成相對高滲儲層大面積分布。

長8段、長6段大面積發(fā)育的砂巖為典型的特低滲透—超低滲透砂巖，儲層物性差，是否發(fā)育平面相對高孔、高滲甜點區(qū)是有效成藏的又一關(guān)鍵。通過成巖作用發(fā)現(xiàn)，烴類早期充注和黏土膜抑制下的原生粒間孔、長石與火山碎屑次生溶蝕孔兩種成巖相是大面積低滲透背景下有利儲層發(fā)育的重要因素，明確長8段、長6段平面可發(fā)育大面積相對高孔、高滲甜點區(qū)，使大規(guī)模油藏的發(fā)育成為可能。

（3）建立“生烴增壓、大面積充注、多元輸導(dǎo)、連續(xù)性聚集”的成藏模式。

長7段沉積期為湖盆發(fā)育最鼎盛時期，形成了一套廣覆式分布、品質(zhì)超優(yōu)的烴源巖。長6段、長8段分別與長7段上下緊鄰，源儲距離近，具備近源成藏的有利條件。長7段烴源巖生烴增壓作用明顯，與長8段、長6段存在很高的源儲壓差；同時，長8段—長6段天然裂縫發(fā)育；長7段生成的石油在高的源儲壓差下，通過裂縫與疊置的高滲砂體共同輸導(dǎo)，大面積向下、向上充注。經(jīng)過晚侏羅世至早白堊世的長時期連續(xù)充注聚集，在長8段、長6段形成了大型低滲透巖性—致密油藏。

近年來，在實踐中不斷創(chuàng)新成藏地質(zhì)認識，形成了內(nèi)陸坳陷湖盆大型三角洲滿盆富砂、相對優(yōu)質(zhì)儲層形成機理與“生烴增壓、大面積充注、多種輸導(dǎo)、連續(xù)性聚集”成藏模式等新觀點，不斷深化延長組三角洲成藏規(guī)律研究，形成了內(nèi)陸坳陷湖盆大型三角洲沉積區(qū)可大面積富砂、大規(guī)模成藏、發(fā)育大型巖性油藏—致密油藏的重要認識，堅定了盆地長8段、長6段持續(xù)規(guī)模勘探的信心，指導(dǎo)勘探不斷獲得重大發(fā)現(xiàn)。陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了安塞、西峰、姬塬、華慶等億噸級大油田，目前已落實了4個10億噸級整裝含油富集區(qū)。

延長組長8段、長6段仍是當(dāng)前及今后一段時期盆地內(nèi)石油勘探的主力層系?？碧介_發(fā)實踐表明，在大規(guī)模成藏背景上，仍面臨砂體變化大、儲層致密且非均質(zhì)性強、含油性變化大等問題，下一步需要不斷深化砂體空間展布、優(yōu)質(zhì)儲層預(yù)測、儲層及含油非均質(zhì)性等方面的研究，精準預(yù)測低滲—致密背景上的油藏“甜點”發(fā)育區(qū)，同時深化油藏縱向空間結(jié)構(gòu)展布特征，做好地質(zhì)工程一體化攻關(guān)研究及擴邊連片勘探工作，持續(xù)擴大長8段、長6段大型低滲透—致密油藏領(lǐng)域勘探成果。

2.3 侏羅系古地貌油藏群成藏認識

鄂爾多斯盆地侏羅系石油勘探始于20世紀60年代，1960—1979年，通過加大區(qū)域勘探力度，在盆地西緣及南部隴東地區(qū)相繼發(fā)現(xiàn)了大水坑、馬嶺等一批油田。同時通過成藏規(guī)律研究，總結(jié)出了古地貌油藏模式[20]。在該認識指導(dǎo)下，自1980年后在侏羅系相繼發(fā)現(xiàn)了大批油藏[21-26]。近年來，通過不斷深化發(fā)展早期的古地貌成藏模式，創(chuàng)建了“遠源供烴、多元輸導(dǎo)、地層—構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉、油藏立體群狀分布”的古地貌油藏群成藏新認識，指導(dǎo)盆地侏羅系石油勘探不斷取得新的突破。

（1）前侏羅紀古地貌對侏羅系油藏具有最基本的控制作用。

三疊紀末盆地整體抬升遭受剝蝕，形成古河切割、殘留高地、溝谷縱橫的古地貌形態(tài)，主要發(fā)育古河、斜坡、高地、支溝、河間丘等古地貌單元，具有甘陜、寧陜、蒙陜?nèi)蠊藕忧懈睿к?、定邊、靖邊、演武、子午嶺五大高地殘留及各級支河、支溝廣泛發(fā)育的特征（圖5）。理論研究與勘探實踐表明，前侏羅紀古地貌對侏羅系油藏控藏作用明顯。侏羅系古河可下切至延長組長4+5段，極大拉近了侏羅系底部延安組延10段、富縣組與下伏延長組長7段烴源巖層的垂向距離。長7段烴源巖在生烴增壓作用下排出的石油，在一定壓差下通過長7段以上殘留的延長組中的微裂縫及多期疊置的滲透性砂體快速進入侏羅系古河，然后通過古河兩側(cè)的不整合面、古河內(nèi)與上覆的高滲砂體及盆地西緣斷裂的共同輸導(dǎo)，石油在古河、斜坡、高地、支溝、支河等圈閉內(nèi)成藏，油藏總體以油源為中心呈發(fā)散狀分布。

圖5 鄂爾多斯盆地前侏羅紀古地貌及侏羅系勘探成果圖Fig.5 Pre-Jurassic paleogeomorphic map and exploration results of the Jurassic in Ordos Basin

古河兩側(cè)的斜坡部位一直被認為是最有利的成藏單元[27-28]，而古河因缺乏蓋層、高地因缺失下侏羅統(tǒng)和運移通道均被認為是不利的成藏單元。近年來，隨著勘探程度的不斷增高、三維地震技術(shù)的應(yīng)用及認識的不斷深化，在大范圍分布的高地上發(fā)育數(shù)量眾多的各級支溝、支河，使已經(jīng)輸導(dǎo)至斜坡區(qū)的石油沿著支溝、支河向高地的縱向深部運聚成藏；同時，古河內(nèi)也發(fā)現(xiàn)了數(shù)量眾多的“河間丘式”及“古河式”油藏[7]。因此，古高地與古河也成為勘探有利目標。

（2）侏羅系油藏多類型、多層系立體群狀分布。

侏羅系延安組下部的延10段、富縣組油藏受古地貌控制最為明顯，發(fā)育“斜坡式”“古河式”“河間丘式”“高地式”等古地貌控制的巖性、構(gòu)造及地層復(fù)合圈閉油藏[28]；延9段及以上層系沉積于侵蝕溝谷地形基本被填平補齊之后，延10段的石油在微裂縫及高滲砂體共同輸導(dǎo)下向上部的延4+5段—延1段及直羅組運聚成藏，類型為巖性、低幅度構(gòu)造單一或復(fù)合式油藏，已不再受古地貌形態(tài)的控制。在盆地西緣侏羅系還發(fā)育與斷裂有關(guān)的斷塊、斷鼻式油藏?？傊?，侏羅系油藏縱向上呈多類型、多層系立體式發(fā)育，平面上呈小規(guī)模、高密度的群狀分布特征（圖6）。

圖6 鄂爾多斯盆地中生界侏羅系古地貌油藏成藏模式圖Fig.6 Oil accumulation pattern of Mesozoic Jurassic paleogeomorphic reservoir in Ordos Basin

侏羅系古地貌成藏模式提出于20世紀70年代[20]，隨著石油勘探的不斷推進與深入及技術(shù)與認識的不斷進步，一直在實踐中不斷豐富完善。早期的侏羅系古地貌成藏模式指出古河斜坡區(qū)成藏有利，油藏沿斜坡呈帶狀分布，勘探更多的是在斜坡區(qū)開展。近年來，通過成藏認識的不斷發(fā)展與深化，突破了古高地、古河勘探的認識禁區(qū)，形成了侏羅系古地貌油藏群成藏新認識（圖6），在新認識指導(dǎo)下，堅持“上山下河、縱向拓展”的勘探戰(zhàn)略，勘探成效顯著。近幾年每年提交探明石油地質(zhì)儲量超5000×104t，累計提交石油探明儲量達5.92×108t，侏羅系原油年產(chǎn)量達到670×104t以上。

隨著勘探程度的不斷增高，今后新發(fā)現(xiàn)侏羅系的油藏規(guī)模將越來越小，油藏發(fā)現(xiàn)難度將不斷增大。根據(jù)侏羅系油藏成藏特征，下一步必須持續(xù)深化前侏羅紀古地貌精細刻畫研究，細化各級支河、支溝展布，尤其是高地上及古河兩側(cè)各級支河、支溝的精細刻畫，不斷拓展勘探領(lǐng)域；持續(xù)加大三維地震實施與技術(shù)攻關(guān)力度，加大二維地震老資料的重新解釋技術(shù)攻關(guān)，提高砂體及圈閉預(yù)測精度；勘探思路方面要不斷解放思想，整體加大盆地侏羅系油藏勘探力度，加大盆地周緣高風(fēng)險勘探區(qū)成藏地質(zhì)條件的深化研究，突破盆地西緣天環(huán)坳陷及以西構(gòu)造復(fù)雜區(qū)、三邊（定邊、安邊及靖邊）北等高風(fēng)險探區(qū)，力爭侏羅系石油勘探不斷取得新發(fā)現(xiàn)。

2.4 陸相致密砂巖氣成藏認識

近年來，在烴源巖評價、沉積儲層分布和成藏要素研究基礎(chǔ)上，通過緩坡型三角洲沉積模式、致密砂巖氣成藏主要控制因素和盆地東部多層系復(fù)合氣藏形成條件等方面研究，深化了陸相大型致密砂巖氣藏的地質(zhì)認識，指導(dǎo)了致密砂巖氣勘探領(lǐng)域由盆地本部向外圍、單層向多層系、源外向源內(nèi)拓展，助推致密氣儲量和產(chǎn)量保持快速增長。

（1）煤系烴源巖具有“廣覆式生烴、大面積供氣”的特征。

烴源巖是圈閉成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)[29]。鄂爾多斯盆地石炭系本溪組、下二疊統(tǒng)太原組與山西組廣泛分布著煤系烴源巖，其中煤層厚約6～20m，平均有機碳含量為67.3%；暗色泥巖厚約40～120m，平均有機碳含量為2.93%。煤系烴源巖發(fā)育于弱氧化—弱還原條件，其原始沉積物主要為高等植物，有機顯微組分以鏡質(zhì)組為主[30]。烴源巖Ro幾乎都大于1.3%，已進入高成熟階段；同時，生排烴高峰期在晚侏羅世至早白堊世，大部分烴源巖均已發(fā)生生氣與排烴作用[31-32]。這套煤系烴源巖具有良好的生烴條件，是上古生界致密砂巖氣藏形成的重要氣源。據(jù)前人研究，生烴強度大于10×108m3/km2的烴源巖就能生成大氣田[33-34]。近年來油氣勘探實踐與實驗結(jié)果均突破了傳統(tǒng)形成大氣田的生烴門限，鄂爾多斯盆地煤系烴源巖生烴強度為（5～50）×108m3/km2，大于 10×108m3/km2的超過15×104km2，約占盆地本部面積的60%（圖7），總體表現(xiàn)為廣覆式生烴的特征，為大氣田的形成奠定了重要的物質(zhì)基礎(chǔ)?！皬V覆式生烴、大面積供氣”的地質(zhì)認識，指導(dǎo)了天然氣勘探從盆地東部向盆地腹部大型巖性氣藏的轉(zhuǎn)移。

圖7 鄂爾多斯盆地?zé)N源巖生烴強度及氣田分布圖Fig.7 Hydrocarbon generation intensity of source rocks and gas field distribution map in Ordos Basin

（2）發(fā)育大型緩坡型三角洲沉積砂體，火山物質(zhì)溶蝕形成了有效儲層。

晚石炭世以來，北部陰山古陸、南部秦嶺—大別山古陸持續(xù)抬升為盆地砂體提供了豐富的物質(zhì)來源[35]。鄂爾多斯地塊作為華北穩(wěn)定地臺的一部分，沉積古地形平緩，發(fā)育大型緩坡三角洲沉積。在儲集砂體構(gòu)型描述和氣藏精細解剖研究的基礎(chǔ)上，認為緩坡三角洲沉積背景下儲集砂體具有大面積薄餅狀、集群式心灘—分流河道疊合砂體發(fā)育模式。在洪水事件沉積作用下[36]，盆地大面積砂體成因具有以下必要條件，即“平緩古地貌是背景、強物源供給是基礎(chǔ)、多水系發(fā)育是前提、高流速河流是動力”，指導(dǎo)了對盆地砂體展布形態(tài)的精細刻畫?；鹕轿镔|(zhì)的成巖作用及蝕變嚴重影響其賦存儲層的孔隙演化，很大程度改善了致密儲層的質(zhì)量[37]。儲集體巖性為中—粗粒石英砂巖、巖屑石英砂巖，火山物質(zhì)溶孔比例高達70%以上，主要發(fā)育粒間孔與火山物質(zhì)強溶蝕、晶間孔與火山物質(zhì)強溶蝕兩種優(yōu)勢相帶，火山物質(zhì)的溶蝕促進了優(yōu)質(zhì)儲層的形成。

（3）發(fā)育“源儲交互疊置、孔縫網(wǎng)狀輸導(dǎo)、近距離運聚、大面積成藏”的成藏模式。

儲集體與烴源巖交互疊置于地層中。流體包裹體與熱演化分析表明儲層硅質(zhì)膠結(jié)致密化主要發(fā)生于晚三疊世—中侏羅世[38]，早于天然氣大規(guī)模成藏期（晚侏羅世—早白堊世），因此，儲層具有先致密、后成藏的特征，導(dǎo)致天然氣難以進行大規(guī)模側(cè)向運移，主要運移聚集在距烴源巖較近的儲層[39-41]，聚集系數(shù)可達1.55%～4.9%。同時，砂巖、泥巖與頁巖中天然裂縫較發(fā)育，泥巖與砂巖的孔、縫有效配合，構(gòu)成了良好的網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系，為致密砂巖大面積聚氣提供了通道[42]。上古生界普遍發(fā)育異常壓力，石炭系—二疊系太原組、山西組、石盒子組過剩壓力超過10MPa，儲層中過剩壓力差為天然氣運移提供動力?？傊?，陸相致密砂巖氣藏具有“源儲交互疊置、孔縫網(wǎng)狀輸導(dǎo)、近距離運聚、大面積成藏、集群式富集”的成藏模式[32]。

陸相致密砂巖氣成藏地質(zhì)認識指導(dǎo)了鄂爾多斯盆地致密氣規(guī)?；碧?，推動了蘇里格大氣田勘探發(fā)現(xiàn)與規(guī)模儲量的落實。近年來，通過堅持整體勘探，天然氣勘探領(lǐng)域向東、西、南不斷拓展，形成了蘇里格、盆地東部和盆地南部3個萬億立方米整裝大氣區(qū)。下一步攻關(guān)針對盆地東部和盆地南部地區(qū)開展南部沉積砂體控制因素、致密儲層精細評價和致密氣富集規(guī)律研究，積極推進地質(zhì)工程一體化，為提交規(guī)模儲量提供地質(zhì)依據(jù)。

2.5 奧陶系巖溶古地貌天然氣成藏認識

20世紀80年代中晚期，在“古潛臺”成藏認識指導(dǎo)下部署的陜參1井等多口探井喜獲高產(chǎn)氣流，證明盆地存在非構(gòu)造控制的大型巖溶古地貌成巖圈閉，通過印模法、殘厚法及地震模型識別技術(shù)，恢復(fù)了巖溶古地貌的區(qū)域分布格局及發(fā)育形態(tài)，提出了“古潛臺含氣、古潛溝遮擋”的成藏觀點，并依此建立了巖溶古地貌成藏模式[43-44]，指導(dǎo)發(fā)現(xiàn)了多個氣藏，快速探明了靖邊大氣田。近年來，通過深化早期“古潛臺”成藏認識，加大奧陶系海相碳酸鹽巖沉積微相研究、巖溶古地貌精細刻畫、成藏主控因素分析，創(chuàng)新發(fā)展了巖溶古地貌成藏認識，推動了海相碳酸鹽巖勘探領(lǐng)域不斷拓展。

（1）沉積微相是控制儲層發(fā)育的物質(zhì)基礎(chǔ)。

下奧陶統(tǒng)馬家溝組是鄂爾多斯盆地主要的海相碳酸鹽巖含氣層位。該沉積期，由于近南北向展布的中央古隆起對海水的分隔作用[45]，加之沉積期氣候干旱炎熱，盆地東部凹陷區(qū)為蒸發(fā)巖盆地[46]，圍繞古隆起呈環(huán)帶狀發(fā)育膏云坪、含膏云坪及環(huán)陸泥云坪沉積。尤其在馬家溝組馬五段沉積期，含硬石膏白云巖坪在盆地中部靖邊地區(qū)近南北向展布，分布面積近1.5×104km2，巖性以泥—細粉晶準同生白云巖為主，并普遍含石膏結(jié)核、石膏砂屑等易溶礦物，有利于形成溶蝕孔洞型儲層。同時，由于含膏層段的成層性好，形成的儲層段平面上分布連續(xù)、穩(wěn)定，為鄂爾多斯盆地儲層大面積分布奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。

（2）三大巖溶系統(tǒng)為風(fēng)化殼儲層的形成創(chuàng)造條件。

奧陶紀末期的加里東運動，導(dǎo)致盆地本部整體抬升，使奧陶系碳酸鹽巖經(jīng)歷了約1.5億年的風(fēng)化淋濾，形成了溝壑縱橫的古喀斯特地貌和古巖溶體系[47]。受中央古隆起的影響，古地形西高東低，自西向東依次發(fā)育定邊巖溶高地、靖邊巖溶斜坡、綏德巖溶盆地三大古地貌單元（圖8）。不同巖溶古地貌單元的巖溶作用及強度不同，儲集性能存在差異。巖溶高地以垂直巖溶為主，發(fā)育垂直巖溶管道、落水洞等巖溶形態(tài)，儲層非均質(zhì)性強、局部高滲；巖溶盆地古地勢較低，表現(xiàn)為沿溝槽對地層進行弱改造，整體儲層致密，有效儲層在巖溶殘丘的斜坡部位局部分布；巖溶斜坡處于巖溶高地和巖溶盆地的過渡地帶，巖溶以水平徑流為主、排泄通暢，層狀儲層經(jīng)改造后溶蝕孔洞發(fā)育，是風(fēng)化殼儲層最為發(fā)育部位[47-48]。在巖溶古地貌和風(fēng)化殼儲層形成機理認識指導(dǎo)下，盆地碳酸鹽巖勘探領(lǐng)域由巖溶斜坡不斷向巖溶高地和巖溶盆地拓展。

圖8 鄂爾多斯盆地前石炭紀巖溶古地貌圖Fig.8 Pre-Carboniferous karst paleogeomorphic map in Ordos Basin

（3）具有“垂向倒灌式、側(cè)向運移式”兩類成藏模式。

奧陶系天然氣δ13C1值大部分介于-35‰～-31‰，普遍偏重，反映出煤成氣的特征，表明氣源來自上古生界石炭系—二疊系烴源巖[49-50]。在不同古地貌單元具有不同的成藏模式，形成不同類型的氣藏。巖溶斜坡和巖溶盆地部位，風(fēng)化殼巖溶殘丘發(fā)育，上古生界生成的天然氣在異常高壓作用下，沿古溝槽垂直倒灌進入奧陶系風(fēng)化殼儲層中聚集成藏，氣層周邊的泥巖或致密碳酸鹽巖構(gòu)成有效的巖性遮擋，形成大型地層—巖性氣藏，如靖邊地區(qū)馬五1+2氣藏；巖溶高地部位，巖溶殘丘和古溝槽不發(fā)育，地層無明顯切割，受臺內(nèi)灘相控制的白云巖儲層分布穩(wěn)定[48]，天然氣沿不整合面?zhèn)认蜻\移，在上傾方向被東部較致密的碳酸鹽巖封堵，形成巖性氣藏，如靖邊氣田西側(cè)馬五4+5氣藏（圖9）。以上認識的提出，證實了奧陶系存在大面積、多層系、連片分布的古地貌氣藏，使氣藏規(guī)模由零散向整裝發(fā)展，加快了靖邊大氣田的探明。

圖9 鄂爾多斯盆地巖溶古地貌氣藏成藏模式圖Fig.9 Gas accumulation pattern of karst paleogeomorphic reservoirs in the Ordos Basin

以巖溶古地貌天然氣成藏認識為核心的勘探技術(shù)成功應(yīng)用于鄂爾多斯盆地下古生界海相碳酸鹽巖勘探，實現(xiàn)了靖邊氣田的東擴西增，探明儲量累計達6577×108m3，同時在靖邊氣田西側(cè)發(fā)現(xiàn)馬五4、馬五5

等新類型風(fēng)化殼，新增高效儲量超3000×108m3。鄂爾多斯盆地巖溶古地貌氣藏三級儲量累計超10000×108m3，成為盆地新的萬億立方米大氣區(qū)。下一步將繼續(xù)深化巖溶古地貌成藏認識，圍繞靖邊氣田周邊及盆地東部，精細刻畫巖溶古地貌，落實含氣富集區(qū)，提交新的優(yōu)質(zhì)儲量。

3 關(guān)鍵勘探技術(shù)進展

在鄂爾多斯盆地勘探過程中，經(jīng)過不斷探索與攻關(guān)，同時形成了適合低滲透、致密油氣、頁巖油氣等勘探的配套技術(shù)系列，為大油氣田的發(fā)現(xiàn)提供了重要的技術(shù)支撐和保障。

3.1 黃土塬三維地震勘探技術(shù)

鄂爾多斯盆地黃土塬面積占總面積的60%以上，是長慶油田油氣穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)的重要地區(qū)[51]。由于黃土塬地形和表層結(jié)構(gòu)變化大，黃土干燥且疏松，地震波吸收衰減嚴重，地震資料品質(zhì)差。針對黃土塬地震勘探的技術(shù)難點，圍繞黃土塬三維地震低頻可控震源和井炮“井震混采”高效采集、高精度成像、低幅度構(gòu)造預(yù)測、小斷層微裂縫刻畫、致密巖性甜點預(yù)測等關(guān)鍵問題，開展地震采集、處理、解釋及地質(zhì)應(yīng)用一體化綜合研究，形成了3項重要技術(shù)組合系列，為井位部署、有利區(qū)評價、致密油氣甜點優(yōu)選及水平井導(dǎo)向提供了重要技術(shù)支撐。

（1）“井震混采”三維地震高效采集技術(shù)。

針對巨厚干燥黃土地震波吸收衰減作用強、塬上障礙物密集區(qū)、炮點布設(shè)難和致密油氣儲層內(nèi)幕反射成像精度低等難點，以“寬方位、高覆蓋、適中面元”為核心，首次在黃土塬創(chuàng)新應(yīng)用低頻可控震源和井炮混合激發(fā)（“井震混采”）、高靈敏度寬頻單點（節(jié)點）接收、大鉆井和微測井聯(lián)合表層調(diào)查為一體的黃土塬三維地震高效采集技術(shù)系列，覆蓋次數(shù)提高到400次以上，炮道密度達到50萬道/km2，面元為20m×40m，在巨厚黃土塬區(qū)獲得了高品質(zhì)的原始地震資料（圖10）。

圖10 演武北黃土塬三維地震剖面與以往二維地震剖面對比Fig.10 Comparison between 3D seismic profile and previous 2D seismic profile of Yanwubei loess plateau

（2）形成面向解釋需求的“雙高”處理技術(shù)。

鄂爾多斯盆地黃土塬三維地震資料初至干擾太嚴重，初至拾取難度很大，造成靜校正、疊前去噪和一致性保真處理問題突出。受障礙物及地形的影響，炮檢點分布不均勻，資料空道多，采集腳印明顯，并且原始單炮的信噪比極低，地震處理難度大。針對性提出了超深微測井約束三維網(wǎng)格層析靜校正和黃土塬近地表Q補償技術(shù)，利用大鉆井和微測井資料，反演出的表層速度及厚度與實際地表結(jié)構(gòu)的一致性更好，建立的近地表速度模型更加準確，黃土塬近地表Q補償后，解決了溝塬吸收的不一致問題，地震資料主頻提高3～5Hz，頻寬拓展了10Hz。提出的針對黃土塬地震資料五域疊前保真去噪技術(shù)，目標層信噪比由原來的4提高到7，OVT域高精度成像和Q疊前深度偏移技術(shù)的應(yīng)用，使地震資料目的層主頻由以往的25Hz提高到35～40Hz，深淺層資料地質(zhì)信息豐富，斷點清楚，分方位角數(shù)據(jù)一致性好，為小幅度構(gòu)造預(yù)測和儲層甜點評價奠定了基礎(chǔ)。

（3）致密油氣甜點預(yù)測技術(shù)。

通過模型正演斷裂系統(tǒng)模式識別、螞蟻體、相干斷層識別和疊前裂縫檢測，預(yù)測斷裂和裂縫的展布，形成了三維地震低幅度構(gòu)造、小斷層微裂縫刻畫技術(shù)，精細小幅度構(gòu)造解釋，助力盆地長3段及以上淺層油藏高效勘探，探井成功率提高27.3%。采用時頻分析檢測強反射背景中的單砂體，疊前反演預(yù)測含油砂體，高亮體和吸收衰減等頻率域?qū)傩詸z測含油性，泊松比預(yù)測優(yōu)質(zhì)儲層，脆性指數(shù)預(yù)測巖石可壓裂特性，綜合應(yīng)用上述多屬性降維和地質(zhì)概率統(tǒng)計評價優(yōu)選甜點區(qū)，形成了一套完整的致密油氣甜點預(yù)測技術(shù)，成功應(yīng)用于隴東頁巖油、致密氣勘探開發(fā)。自主研發(fā)形成了基于地震鉆井動態(tài)時深轉(zhuǎn)換的水平井地震地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)（圖11），綜合地震反射特征、泊松比、脆性指數(shù)等分析指導(dǎo)水平井鉆探，水平井有效儲層鉆遇率提高了10%。

圖11 地震水平井設(shè)計立體顯示示意圖Fig.11 Stereoscopic diagram of seismic steering horizontal well design

3.2 低滲透致密油氣層測井識別與評價技術(shù)

針對鄂爾多斯盆地三低特征，緊密圍繞盆地新區(qū)帶新層系和規(guī)模儲量區(qū)，強化油氣藏及儲層主控因素分析、測井精細解釋和面向油藏的多井評價，形成了低飽和度復(fù)雜油氣層測井識別、碳酸鹽巖儲層成像測井定量評價、非常規(guī)頁巖油巖性精細識別等解釋評價技術(shù)，在試油氣選層和壓裂方案優(yōu)化、儲量計算、老井復(fù)查和地質(zhì)綜合研究中發(fā)揮了重要作用。

（1）低飽和度致密氣測井精細評價技術(shù)。

蘇里格外圍低飽和度致密氣是近年來天然氣勘探的重點目標，但由于緊鄰西緣沖斷帶，儲層埋深大，微幅構(gòu)造和小型斷裂發(fā)育，儲層非均質(zhì)性強、氣水關(guān)系復(fù)雜，氣層與水層測井響應(yīng)特征差異小，流體識別難。目前低飽和度致密氣測井評價主要開展儲層物性及孔隙結(jié)構(gòu)評價，飽和度計算采用阿爾奇公式。本文通過配套巖石物理實驗和處理解釋方法攻關(guān)，引入變m值阿爾奇公式和印度尼西亞公式，分層系建立了適用于低孔、低滲儲層特征的含水飽和度定量計算模型，提高了測井解釋精度。分區(qū)、分巖性優(yōu)選氣水層敏感參數(shù)，構(gòu)建了多尺度小波分析法、精細識別圖版法、相滲分析法等多種氣水判識方法，提高測井解釋符合率10%以上。利用常規(guī)物性和氣水相滲資料，采用神經(jīng)元非線性Sigmoid函數(shù)構(gòu)建了產(chǎn)水率評價模型，精細評價氣水層（圖12），為試氣方案的制定提供了有力的技術(shù)支撐。下一步將繼續(xù)深化氣水層識別方法及產(chǎn)水率分級評價方法研究。

圖12 E41井盒8段測井產(chǎn)水率評價成果圖Fig.12 Logging evaluation results of water cut of He 8 member in Well E41

（2）非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲層有效性成像測井評價技術(shù)。

針對盆地非均質(zhì)性致密碳酸鹽巖儲層產(chǎn)能預(yù)測難題，開展了利用成像測井孔隙譜特征進行風(fēng)化殼儲層產(chǎn)能預(yù)測的方法研究，建立了測井地質(zhì)模型和成像解釋模式，形成了成像測井圖版集，涵蓋了各種儲層類型；形成了以孔隙空間圖像特征、巖溶相帶特征、孔隙譜特征、地層傾角特征綜合評價有效性的方法體系。針對顆粒灘相儲層，建立了以孔隙譜均值和變異系數(shù)為特征的產(chǎn)能預(yù)測模型，形成了以圖像模式、孔隙譜特征、儲層結(jié)構(gòu)特征、沉積環(huán)境特征為主體的儲層有效性評價技術(shù)。通過推廣應(yīng)用，使非均質(zhì)性碳酸鹽巖儲層測井解釋符合率歷年保持在82%以上。下一步將開展高阻水層測井識別方法研究。

（3）低飽和度復(fù)雜油水層測井識別技術(shù)。

低飽和度復(fù)雜油水層在鄂爾多斯盆地發(fā)育廣泛，這類油藏單體規(guī)模小，但數(shù)量眾多，對精細勘探和老油田挖潛意義重大。低飽和度油藏一般位于盆地邊部，烴源巖供烴能力相對盆地內(nèi)部較弱，使油藏充注不充分，油藏飽和度低；構(gòu)造運動劇烈，油氣運移通道復(fù)雜，部分油藏經(jīng)過二次調(diào)整，地層水礦化度差異大。由于測井對比度低、油水關(guān)系復(fù)雜，油層精準識別難度大。

國內(nèi)外針對低飽和度油水層開展了視電阻增大率、核磁共振移譜差譜、神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等識別方法。本文綜合對流體敏感的測井參數(shù)構(gòu)建了流體識別因子，針對性提出了雙Rw對比法、孔隙結(jié)構(gòu)指數(shù)與電阻率交會法、陣列感應(yīng)電阻率差異法、全烴錄井—測井信息聯(lián)合法、核磁共振差譜T2LM法等流體識別方法，形成了針對性測井識別技術(shù)系列；同時積極開展非電法測井（PNX+ADT+CMR）現(xiàn)場試驗，探索非電法測井判識復(fù)雜油水層流體性質(zhì)，形成了FNXS—PHIT交會、基于ADT的有效孔隙空間的含油飽和度計算、泊松比—體積模量等識別方法，豐富了低飽和度復(fù)雜油水層測井識別方法，低飽和度油層測井解釋符合率提高10%以上。下一步將深化研究基于含水率評價的油水層識別方法、移動式全直徑核磁巖心分析技術(shù)判識流體性質(zhì)等方法，形成低飽和度復(fù)雜油水層測井技術(shù)系列。

（4）非常規(guī)頁巖油巖性測井精細識別技術(shù)。

鄂爾多斯盆地長7段頁巖油資源量豐富、儲量規(guī)模大，但巖性復(fù)雜、變化快、分布不穩(wěn)定，非均質(zhì)性強，利用常規(guī)測井資料很難進行巖性識別、儲層物性等評價[52]。目前針對頁巖油巖性識別前人開展了交會圖、多元統(tǒng)計、聚類分析等多種方法的研究探索。本文基于配套巖石物理實驗、常規(guī)和成像測井資料，形成了針對盆地頁巖油復(fù)雜巖性定性和定量綜合識別技術(shù)（圖13）。

圖13 J11井長7段測井解釋成果圖Fig.13 Logging interpretation results of Chang 7 member in Well J11

通過巖心、薄片標定電成像測井，不同巖性具有不同特征模式（圖14）。細—粉砂巖特征:在電成像靜態(tài)圖像上其電阻率高，動態(tài)圖像上呈中—厚層狀特征，巖層傾角變化較大。暗色泥巖特征:在電成像靜態(tài)圖像上呈黃褐色，動態(tài)圖像上可見水平層理發(fā)育，見分散狀黃鐵礦分布。黑色頁巖特征:在電成像靜態(tài)圖像上呈亮黃色—亮白色，動態(tài)圖像上主要呈薄層狀，局部呈塊狀，可見分散狀黃鐵礦集合體發(fā)育。凝灰?guī)r特征:在電成像圖像上呈暗色塊狀或?qū)訝?，電阻率低?/p>

圖14 長7段頁巖油電成像巖性模式圖Fig.14 Lithologic pattern and corresponding imaging logging of Chang 7 shale oil

同時建立了基于巖性—孔隙度交會的長73段頁巖油巖性計算方法，通過定量表征地層組分差異，精細解釋頁巖油巖性，巖性識別圖版精度達到86%以上。下一步將進一步完善頁巖油巖性識別方法，有序開展頁巖油物性、含油性、有機質(zhì)含量、工程力學(xué)、甜點優(yōu)選等評價研究，形成針對鄂爾多斯盆地長7段頁巖油的測井評價技術(shù)系列，為頁巖油勘探及儲量提交提供扎實測井資料。

3.3 低滲—致密儲層體積壓裂技術(shù)

“十三五”以來，長慶油田勘探開發(fā)的主要對象為超低滲、致密油氣及頁巖油氣，單井產(chǎn)量低制約著其經(jīng)濟有效開發(fā)。為此跟隨國內(nèi)外非常規(guī)儲層體積壓裂技術(shù)不斷發(fā)展的方向，長慶油田立足自身儲層特點，強化基礎(chǔ)實驗和研究，加大自主工藝技術(shù)創(chuàng)新，積極開展礦場試驗，逐步形成了針對不同類型儲層的長慶特色體積壓裂技術(shù)，為油田二次加快發(fā)展提供了重要的技術(shù)支撐和保障。

（1）頁巖油長水平段細分切割體積壓裂技術(shù)。

頁巖油儲層具有壓力系數(shù)低、非均質(zhì)性強、物性差等改造難點，前期主要采用水平井水力噴砂分段壓裂技術(shù)，儲層改造程度低?！笆濉币詠恚L慶油田持續(xù)深化基礎(chǔ)研究，積極探索先進技術(shù)，關(guān)鍵指標達國際先進水平。采用真三軸大型體積壓裂物模實驗、井下微地震矩張量反演、水平井取心觀察等綜合法開展陸相頁巖油人工裂縫形態(tài)研究，揭示了鄂爾多斯盆地頁巖油人工裂縫形態(tài)是以主縫為主、分支縫為輔的條帶狀縫網(wǎng)系統(tǒng)[53]；構(gòu)建了“造縫、蓄能、驅(qū)油”一體化集成壓裂設(shè)計模式，建立了裂縫密度、進液強度、加砂強度關(guān)鍵工程參數(shù)經(jīng)濟化圖版，創(chuàng)新了以“多簇射孔密布縫、可溶球座硬封隔、壓前注水蓄能、壓后燜井置換”為核心的水平井細分切割高效體積壓裂工藝；提出采用超塑性可溶金屬密封替代傳統(tǒng)橡膠密封的思路，成功研制可溶金屬球座工具[54](圖15)，溶解時間僅7天、承載壓差達到70MPa，價格為國外類似功能產(chǎn)品的37%；發(fā)明了適合微納米孔喉泥頁巖儲層的CSI多功能驅(qū)油滑溜水壓裂液，油水滲吸置換效率較常規(guī)壓裂液提升27%，減阻率達到72%。集成配套了極限分簇射孔+動態(tài)多級暫堵裂縫精細控制技術(shù)，多簇起裂有效性達到80%以上[55]。該技術(shù)規(guī)模應(yīng)用后，人工裂縫對儲層的控制程度由60%提高到90%以上(圖16)，壓裂后地層壓力系數(shù)由0.75提高到1.2以上，單井EUR由前期1.8×104t提高到2.4×104t以上，為中國陸相源內(nèi)非常規(guī)石油勘探開發(fā)提供了關(guān)鍵工程技術(shù)利器。

圖15 DMS可溶球座（上）及溶解實驗（下）Fig.15 DMS soluble ball seat (up) and dissolution experiment (low)

圖16 華H6平臺裂縫監(jiān)測圖Fig.16 Fracture monitoring results of Platform Hua H6

（2）致密油多層多段壓裂技術(shù)。

致密油前置主要采用直井或定向井開發(fā)壓裂技術(shù)，單井產(chǎn)量低，近年來針對單一油層的超低滲透油藏，創(chuàng)新形成了超低滲油藏水平井分段壓裂技術(shù)[56]。結(jié)合五點注采井網(wǎng)，采用“端部控縫長、中間最大化”的紡錘形裂縫設(shè)計模式，通過水力噴射理論研究、分段壓裂工藝和關(guān)鍵工具研發(fā)，形成以“噴砂射孔、環(huán)空加砂、長效封隔”為核心的水力噴砂分段壓裂技術(shù)(圖17)，通過加密布縫、多段定點噴射壓裂改造，初期產(chǎn)量達到定向井的3倍以上。

圖17 水平井油套同注、環(huán)空攜砂示意圖Fig.17 Schematic diagram of tubing casing injection simultaneously and sand carrying in annulus in horizontal well

針對部分砂體厚度大、隔夾層較發(fā)育的超低滲透油藏，創(chuàng)新形成了超低滲油藏大斜度井多層多段壓裂技術(shù)[57](圖18)。華慶長6、姬塬長6等超低滲透油藏，采用定向井和水平井開發(fā)均難以縱向充分動用，借鑒水平井體積壓裂、直井定點多級壓裂技術(shù)理念，開展大斜度井多層多段壓裂提產(chǎn)試驗，以水力噴砂分段壓裂為主體工藝，優(yōu)化形成了以“定點噴射、精準布縫、多段壓裂”思路為核心的設(shè)計模式[58]，大斜度段長100～150m，單井產(chǎn)量相比同區(qū)定向井提高1.0～1.5t。

圖18 XX大斜度井井眼軌跡與壓裂層段Fig.18 XX highly deviated wellbore trajectory and fractured interval

（3）致密氣水平井固井完井橋塞分段多簇壓裂技術(shù)。

以蘇里格氣田為代表的致密氣資源量大、多層系發(fā)育、橫向非均質(zhì)性強、壓力系數(shù)低、無自然產(chǎn)能。前期主體采用多級滑套水力噴射、裸眼封隔器兩項裸眼完井分段壓裂技術(shù)，實現(xiàn)單井產(chǎn)量的大幅提升[59]，但微地震監(jiān)測及壓裂效果分析表明，裸眼水平井段間封隔可靠性較差、無法滿足體積壓裂改造需求[60]。近年來，為了進一步提升水平井壓裂改造效果，轉(zhuǎn)變完井方式，攻關(guān)形成了水平井固井完井橋塞分段多簇壓裂技術(shù)（圖19）。針對6in鉆頭+41/2in套管環(huán)空間隙小、頂替效率低、固井質(zhì)量難以保證等難題，專門研發(fā)高強度韌性水泥漿體系、配套固井關(guān)鍵工具，形成了水平段窄間隙固井技術(shù)；以提高改造體積為目標，形成了以“高排量、適度規(guī)模、低黏壓裂液、多級支撐劑段塞”為主體的高排量混合水壓裂設(shè)計模式[56]；自主研發(fā)全金屬可溶球座、水溶可降解高分子暫堵劑等關(guān)鍵工具材料，大幅降低作業(yè)成本；通過標準化布局、物料直供、流水線作業(yè)和高性能裝備配套，形成大平臺水平井工廠化作業(yè)模式，實現(xiàn)了單個平臺平均壓裂6～8段/d，并創(chuàng)造了單日壓裂25段國內(nèi)紀錄。目前已在蘇里格等致密氣藏規(guī)模全面應(yīng)用702口井，平均無阻流量為64×104m3/d，試氣產(chǎn)量較前期裸眼井提高30%以上(圖20)。

圖19 致密氣水平井兩種分段壓裂工藝對比Fig.19 Comparison of two types of staged fracturing techniques in horizontal well of tight gas reservoir

圖20 致密氣水平井橋塞分段多簇體積壓裂效果Fig.20 Multi-cluster volume fracturing effect with bridge plugging in horizontal wells of tight gas reservoir

（4）致密碳酸鹽巖深度酸壓技術(shù)。

近年來，隨著碳酸鹽巖勘探開發(fā)的不斷深入，靖西中上組合、奧陶系鹽下、盆地東部巖溶殘丘等新區(qū)新層不斷涌現(xiàn)，與靖邊氣田比較，呈現(xiàn)出儲層類型復(fù)雜、致密、低壓、強非均質(zhì)性特征?？碧匠跗?，儲層改造借鑒靖邊氣田開發(fā)經(jīng)驗，主體采用小規(guī)模稠化酸酸壓、變黏酸酸壓等工藝，增產(chǎn)效果不明顯?！笆濉币詠恚瑝毫压に嚲o密結(jié)合儲層變化，不斷攻克技術(shù)難題，創(chuàng)新形成酸蝕裂縫三維激光數(shù)字成像(圖21)、耦合濾失反應(yīng)動力學(xué)實驗、刻蝕形態(tài)掃描電鏡微觀識別等實驗研究新方法，提供了酸蝕裂縫定量分析手段，揭示了不同類型儲層非均勻刻蝕主控機理，提高了酸壓工藝針對性與酸液體系適應(yīng)性[61]；研發(fā)了新一代稠化酸、清潔轉(zhuǎn)向酸、交聯(lián)酸、低黏緩速酸等酸液體系，使得碳酸鹽巖酸壓改造液體系類型更豐富、功能更全面，規(guī)模應(yīng)用1000余口井，成為碳酸鹽巖改造主體酸液體系；結(jié)合酸蝕裂縫擴展機理，攻關(guān)形成以“多級交替注入、多體系酸液轉(zhuǎn)向、大酸量刻蝕”為核心的多體系深度酸壓技術(shù)[62]，大幅提升酸蝕縫網(wǎng)體積（圖22），并根據(jù)不同類型儲層特征，優(yōu)選酸液體系、優(yōu)化酸壓參數(shù)，形成了以“非均勻刻蝕、深度轉(zhuǎn)向”為主的差異化多體系深度酸壓技術(shù)系列，有效提升酸壓工藝針對性，規(guī)模應(yīng)用500余口井，初期產(chǎn)量達 5.0×104m3/d。

圖21 酸蝕裂縫三維激光數(shù)字成像圖Fig.21 3D laser digital imaging of acid-etched fractures

圖22 致密碳酸鹽巖多體系深度酸壓工藝示意圖Fig.22 Schematic diagram of multi-system deep acid fracturing technology for tight carbonate rock

4 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地油氣主要分布于伊陜斜坡，平面上呈“滿盆氣、半盆油”的分布格局，主要發(fā)育由長7段遠源供烴的侏羅系古地貌油藏、近源聚集的延長組三角洲巖性油藏和長7段自身的頁巖油油藏，氣藏主要類型包括以石炭系—二疊系煤系為氣源巖的石炭系—二疊系致密砂巖氣藏、奧陶系巖溶古地貌氣藏。

（2）通過持續(xù)深化鄂爾多斯盆地綜合地質(zhì)研究，創(chuàng)新發(fā)展了“陸相淡水湖盆頁巖油、內(nèi)陸坳陷湖盆大型三角洲、侏羅系古地貌油藏群、陸相致密砂巖氣、奧陶系巖溶古地貌天然氣”等5項油氣地質(zhì)認識，形成對區(qū)域內(nèi)油氣資源宏觀、立體、全方位的勘探新認識，相繼探明了陜北、姬塬、隴東、華慶4個10億噸級大油區(qū)和下古生界碳酸鹽巖、蘇里格、盆地東部3個萬億立方米大氣區(qū)，奠定了穩(wěn)產(chǎn)發(fā)展的資源基礎(chǔ)。

（3）強化基礎(chǔ)理論研究和生產(chǎn)實踐，在盆地形成了“黃土塬三維地震勘探、低滲透致密油氣層測井識別與評價、低滲—致密儲層體積壓裂”等三大技術(shù)系列，地震預(yù)測和測井識別精度大幅提高，單井提產(chǎn)效果明顯，為盆地油氣勘探提供了重要的技術(shù)支撐和保障。

（4）中國在低滲透砂巖、海相碳酸鹽巖、頁巖油氣等領(lǐng)域資源豐富，具有很大的勘探開發(fā)潛力，鄂爾多斯盆地下一步勘探工作將重點圍繞這3個領(lǐng)域，深化地質(zhì)理論認識，強化關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，夯實長慶油田二次加快發(fā)展的資源基礎(chǔ)，為保障國家能源安全做出更大的貢獻，同時為國內(nèi)相關(guān)領(lǐng)域的油氣勘探提供借鑒。