王付斌，赵俊兴，邹 敏，邓 杰，尹 伟，李宇翔，陈纯芳

（1.中国石化 华北分公司，郑州450006；2.成都理工大学 沉积地质研究院，成都610059；3.中国石化 石油勘探开发研究院，北京100083）

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，除河套、六盘山、渭河、银川等外围盆地外，盆地面积25×104km2，赋存着丰富的石油、天然气、煤、水、铀等多种矿产。特别是油气资源量大，中生界石油和古生界天然气合计超过38×109t油当量，截至2013年底油气探明率分别为36.27%和19.91%，后续勘探开发潜力巨大。

鄂尔多斯盆地油气勘探开发有以下几个特点［1－5］：①资源量大、油气勘探开发前景广阔；②含油气面积大、储量丰度低；③储层致密，孔隙度一般为4%～15%，渗透率为（0.1～1）×10－3μm2；④圈闭隐蔽，特别是以大型岩性圈闭为主要类型；⑤油气层自然产能低，需储层改造。总体表现为“满盆气、半盆油”的近源聚集，大面积特低渗岩性油气藏的典型特征。如何实现经济有效开发始终是制约鄂尔多斯盆地油气勘探开发的最主要问题，而盆地西南缘因其更加复杂的油气成藏条件而显得难上加难。

作者根据近年来中国石化在鄂尔多斯盆地西南缘石油会战取得的成果、认识，从油气成藏特点、高产主控因素、勘探技术对策等方面进行梳理，以期对该区特低渗石油资源的经济有效开发提供理论依据和勘探思路启发。

1 勘探历程

鄂尔多斯盆地西南缘（图1）中生界石油勘探始于20世纪70年代，但2002年以前勘探效果一直不理想，仅发现了几个小的低幅含油构造圈闭。2003年后随着勘探思路的转变、特低渗岩性油藏认识的深入和配套关键技术的攻关，历经10多年勘探取得了重大突破。

1.1 早期石油普查阶段（1970—1996年）

主要以地质普查和重点构造突破为目的，盆地西南缘中国石化探区油气区域调查工作始于20世纪50年代，70年代发现了代家坪、川口、何家坪等几个含油气构造，证明该地区中生界三叠系延长组和侏罗系延安组具有一定的石油勘探远景；镇参井长8压裂日产油2.05m3，泾参井长6压裂日产油2.02m3，镇4井延安组延9日产油8.7m3。

图1 研究区位置示意图Fig.1 Location of the study area

1.2 岩性油藏发现阶段（1997—2002年）

1997年后，以已发现的含油气构造为评价目标，依据单线二维地震预测成果，先后实施了镇探1、镇评1、泾探1、泾评1等11口探评井，6口试获工业油流、2口获低产油流，发现了该区延长组主要发育岩性圈闭，且普遍含油，实现了该区低渗透岩性油藏的重要突破。

1.3 大型岩性油藏突破阶段（2003—2008年）

2003年后勘探思路进行了重大转变，由构造圈闭转向大型岩性圈闭，相继取得了一批重大成果，实现了大型特低渗岩性油藏的重大突破。

至2006年已建成镇泾油田，2007年镇泾5井长8实施大规模重复加砂压裂改造，试油期间平均日产油16t、产液20m3。

2008年红河26、红河105井长8相继试获日产36.3m3、26.5m3高产油流，为红河油田的增储上产开辟了广阔的前景。

1.4 快速增储上产阶段（2009年至今）

2009年以来，盆地西南缘中国石化探区实施勘探开发一体化，大型特低渗岩性油藏的资源探明速度明显提高，2005—2012年间，资源探明率为28.6%（图2）。特别是2011年以来实施的石油会战，使得盆地西南缘石油储量和产量快速提高，发现了亿吨级的红河油田。

图2 研究区石油探明储量增长趋势图Fig.2 Growth trend graph of the proven oil reserves in the study area

2 主要成藏特点分析

2.1 油藏基本特征

鄂尔多斯盆地西南缘主力产油层位是延长组的长6、长8和长9，长7底部张家滩页岩则是主力烃源岩［6］。

延长组主要为低－特低孔、低渗－特低渗储层，孔隙度一般低于15%，渗透率一般小于1×10－3μm2，属于典型的岩性油藏，无明显油水界面，采油过程中油水同出，单井自然产量低，开发难度较大。

2.2 石油成藏特点

通过多年勘探实践，认为盆地西南缘石油成藏具有“主源定型、双向排烃、岩性控藏、近源成藏”的特点。

2.2.1 主源定型

盆地西南缘长7底部广泛发育“张家滩页岩”，为一套湖相优质烃源岩，是中生界的主力烃源岩，其厚度为5～20m，TOC平均质量分数（wTOC）为8%，wS1＋S2平均为53.13‰，属中－好生油岩。根据研究区埋藏史模拟结果，该套烃源岩于早白垩世末已进入主力生油窗，目前仍处于成熟阶段，为油田的形成提供了资源基础。

2.2.2 双向排烃

通过对研究区红河5井泥岩压实曲线研究表明，中生界存在2套欠压实层（图3），即直罗组－延安组欠压实带和延长组长7段欠压实带，分别形成了2套区域性盖层，进而导致形成2套成藏组合。

图3 红河5井泥岩压实曲线Fig.3 Compacted curve of the mudstone from Well Honghe 5in the study area

上部成藏组合：由直罗组－延安组泥岩“欠压实带”作为“压力封堵”面与长6、长4＋5以及延安组储层构成。

下部成藏组合：由长7段泥岩“欠压实带”作为“压力封堵”面与长8和长9段储层构成。

研究表明，在主要生排烃时期，盆地西南缘长7烃源岩的过剩压力最高可达12MPa，可以为烃类的运移提供充足的动力。长7烃源岩中的烃类在过剩压力驱动下，可以向长8及长9储层中运移，形成下部成藏组合；此时长7既为区域性烃源岩，同时又可作为区域性盖层，因此长8和长9油层组具有良好的油气勘探潜力。与此同时，在过剩压力及浮力的共同作用下，长7烃源岩的烃类又可通过油源断裂向上运移，形成上部成藏组合；此时长7仅作为区域性烃源岩，直罗组－延安组泥岩则作为区域性盖层。

2.2.3 岩性控藏

勘探实践表明，延长组以大型岩性圈闭为主，水下分流河道砂体构成岩性圈闭的主体，为油气成藏提供了最基本的场所［7］。

盆地西南缘延长组主要为三角洲沉积体系，可进一步划分为三角洲前缘亚相及水下分流河道、分流间湾、河口坝、远砂坝、水下决口扇和水下天然堤等6种沉积微相。不同沉积微相形成的砂体厚度、砂地比、砂体形态均有差异。如水下分流河道砂体最为发育，且物性较好，可以作为良好的储集体；河口坝和决口扇砂体薄，延伸范围小；分流间湾多为泥质沉积，间夹薄层粉砂岩，砂层极不发育，这为上部盖层和侧部遮挡层的形成提供了良好的物质基础：因此岩性变化是岩性圈闭形成的根本原因，从而进一步控制油气成藏（图4）。

2.2.4 近源成藏

鄂尔多斯盆地西南缘主要产油层位为长6和长8油层组，油气以就近择优聚集、近距离成藏为主（图4）。

油气向下运移的主要动力来源于长7底部张家滩页岩生排烃时产生的剩余压力。该套页岩既是烃源岩也是区域性盖层，因此邻近主要烃源岩的长8油层组具有优先成藏的先天条件。

油气向上运移的主要动力为剩余压力和浮力、毛细管力是最主要的阻力。由于延长组储层较为致密，导致毛管阻力较大；并且上覆长4＋5油层组以泥岩为主，形成直接盖层，造成油气向上运移较为困难。因此，长6油层组在上部成藏组合中具有优先充注条件，其含油性较上部其他层系好。其他油层组含油性则随着与烃源岩距离的增大，整体相对变差。

局部地区发育的层间小断裂和裂缝，为沟通油源与长6以上层系优势储层富集成藏起到良好的疏导作用。随着距离烃源岩越远，其油藏规模逐渐减小，油水分异现象也逐渐明显。储集性能好、存在断－缝沟通的圈闭，其油气充满度也越高。

图4 研究区中生界油藏剖面图Fig.4 The Mesozoic reservoir profile in the study area

3 高产主控因素分析

研究区因处于伊陕斜坡、天环拗陷和渭北隆起3个构造单元的结合部位，造成其油气成藏条件极其复杂，因此石油高产主控因素与盆地内部相比具有很大的差异性。

3.1 储层品质

储层品质，即储层的储集性能及渗滤性能，从根本上决定了储层产量的高低，其优劣主要体现在储层孔隙度和渗透率的大小。控制储层品质的最根本因素是沉积相带，与不同沉积微相息息相关，同时成岩作用的影响也起到了不可忽视的作用［8］。

勘探成果显示，研究区三角洲前缘水下分流河道砂体是石油聚集的有利场所［9］，高产井基本位于储层品质好的部位。

红河油田红河12井区、红河37井区和红河36井区在同一个河道砂体上，其中红河12井区储层物性最好，孔隙度平均为11.5%，渗透率平均为0.45×10－3μm2；红河37井区次之，平均孔隙度为10.8%，渗透率为0.4×10－3μm2；红河36井区储层物性最差，孔隙度和渗透率平均值仅为10.3%和0.23×10－3μm2。同时，统计显示红河12井区日产油量最高，为23.1t；红河37井区单日产油量为15.7t；红河36井区日产油量为10.3t：这表明储层品质是控制高产的一个主要因素。

3.2 油源充注

盆地西南缘长7油层组底部张家滩页岩广泛发育，但是厚度和品质差异较大，导致邻近储层石油充满度有所差异。

红河油田红河12井区烃源岩厚度基本在10 m以上，且周边烃源岩最厚可达16m；红河36－红河73井区及周边烃源岩厚度明显减薄，基本在8m左右。

两个井区储层物性参数差异较小，但是开发生产效果差异明显。红河12井区单井产量明显高于红河37－红河73井区单井产量，这主要是因为烃源差异导致了红河36－红河73井区石油充满程度明显小于红河12井区。可见，油源充注程度是控制高产的另一个主要因素。

3.3 断裂和裂缝

受南部挤压、西部冲断的构造活动影响，盆地西南缘不同程度发育多组小断距的走滑断裂，对中生界石油富集与高产影响较大。

断裂对石油的富集高产具有建设性和破坏性双重作用［10］。大断距断层对油藏的保存条件具有一定的破坏作用，造成石油逸散；小断距断层则可以作为疏导体沟通油源和储层，促使石油在上部聚集成藏。

对于低渗透储层来说，裂缝最主要的作用是改善岩石的渗流能力，使储层渗透率成倍数增加。

通过对彬长探区高产井与裂缝发育带对应关系的分析，表明裂缝对高产井的形成起了积极作用，高产井几乎全部位于裂缝发育带附近，裂缝对产能的控制作用是不容置疑的。

综合以上对盆地西南缘影响石油高产的单因素分析，结合勘探开发实践，认为以上各因素只有相互匹配才能形成最有利的石油富集区，因此有利的“源、储、疏、高压封存”四元配置，是研究区中生界石油富集高产的最主要因素（表1）。

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

4 勘探技术对策

面对盆地西南缘复杂的石油成藏基本条件，结合近几十年勘探开发实践和石油地质综合研究成果，为实现石油经济有效开发，本文提出以下对策。

4.1 勘探开发一体化模式

实行探井发现、水平井开发的一体化模式，可实现盆地西南缘中生界特低渗岩性油藏的规模勘探开发［11］。

首先，利用探井确定有利砂体展布和甜点分布情况；其次，利用少量探井进一步评价，扩大并落实已发现的油藏范围；最后，结合已有开发井实施勘探开发一体化，可在油藏评价阶段提前运用水平井进行产能和经济评价，为提交探明储量和后续规模开发提供依据。

4.2 水平井分段压裂技术

盆地西南缘主要为特低渗储层，与盆地内部储层相比更致密，储量更难动用，直井多数无工业产能，单井产能低，无法实现大型低渗致密油藏的开发。

目前，通过实施石油会战，初步形成了盆地西南缘特低渗致密油藏水平井分段压裂技术［12］，实现了单井产能的重大突破，将红河12井区直井单井产量0.9m3/d，提高到水平井单井产量平均19.7m3/d，实现了大规模经济有效开发。

勘探开发实践表明，水平井的水平段长和分段压裂规模不仅取决于钻遇油层的优劣，更取决于油藏效益开发的低成本要求，还应满足油田后期稳产和二次采油等的需要。目前研究区水平井的水平段长度一般在300～800m、分4～6段压裂。

4.3 黄土塬三维地震技术

近年来，通过盆地西南缘历时5年的黄土塬区三维地震技术攻关［13］，解决了厚层黄土覆盖区地震波能量有效下传、复杂条件影响下的层析静校正等世界性难题，获得了高品质的地震资料。

研究区已实施三维地震约3 500km2，黄土塬三维地震资料在断裂、裂缝识别、优势沉积微相河道砂体刻画、综合评价选区等方面具有很大优势，能够为石油富集区的落实提供可靠依据，为深化对油藏的地质认识提供可行手段，现已全面应用于研究区油藏评价、钻井部署、井轨迹设计、压裂段优化等关键环节，应用效果良好。

5 结论

a.研究区石油勘探共经历了早期石油普查、岩性油藏发现、大型岩性油藏突破以及快速增储上产4个阶段，在镇泾区块发现了亿吨级的红河油田。

b.研究区油藏类型为大型岩性圈闭油藏，储层具有低－特低孔、低渗－特低渗特征，无明显油水界面，单井自然产量低，开发难度大。

c.研究区石油成藏具有“主源定型、双向排烃、岩性控藏、近源成藏”的特征；石油高产主控因素包括储层品质高低、油源充注条件以及断裂和裂缝发育情况等因素。有利的“源、储、疏、高压封存”四元配置，是研究区中生界石油富集高产的最主要因素。

d.提出了采用勘探开发一体化、水平井分段压裂以及三维地震技术等勘探技术对策，可实现盆地西南缘石油经济有效的规模开发。

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