刘文辉, 潘和平, 冉利民

(1.华北水利水电大学地球科学与工程学院， 郑州 450046； 2.中国地质大学地球物理与空间信息学院， 武汉 430074； 3.中国石化华北石油工程有限公司测井分公司， 郑州 450007)

21世纪以来，非常规油气地质理论的发展进一步推动全球勘探开发从常规油气迈向非常规油气领域。技术的进步实现了油气勘探开发由“源外”向“源内”的重大转变，发生了“常规油气”向“非常规油气”的革命[1]。非常规油气按成藏机制也分为两种：一种是与传统的成藏机制类似，来自源岩的油气在浮力和毛细管压力差的作用下，运移后聚集在具有存储能力的地层中成藏，此类非常规油气包括重油、油砂和天然气水合物等[2]；另一种是在超压和扩散作用下成藏的“源内”油气聚集，与常规油气截然不同，其中最典型的“源内”非常规油气是页岩油、气和煤层气，主要特点是源储一体、持续聚集和连续分布[3-5]。为了延长世界石油工业生命周期，助推油气储量和产量增长，中外众多学者对非常规油气资源进行了持续关注和研究。页岩油气是目前全球油气产量的重要增长点，美国在该领域处于领先地位。虽然中国也积极开展研究，并在海相页岩油气开发方面有了一些成果经验，但对于大面积的陆相及海陆过渡相页岩油气的大规模开发利用还处于探索之中[6-9]。煤层气是与煤共生的天然气，世界主要产煤国都非常重视煤层气的开发利用，美国应用常规油气井开采煤层气的成功引领煤层气的开采进入新阶段。中国煤层气产量缓慢稳定增长，对于中高阶煤层气的开发已经取得突破，各种配套技术逐渐成熟，对于低煤阶的开发取得了局部井点突破，相关技术成熟后，能够促进中国煤层气产量的快速发展[10-11]。天然气水合物蕴含了大量的天然气资源，世界各国积极参与天然气水合物的研究与勘探。2009年，中国在青藏高原发现陆域天然气水合物，2017年中国在南海神狐海域试采天然气水合物成功，但天然气水合物的特点导致其极不稳定，一旦大量分解，会对人类的生存环境造成巨大影响，还需要技术革新推动天然气水合物的商业化开采[12-14]。

为了保障鄂尔多斯盆地油气资源的持续开采，除了保持常规的致密砂岩油气开采，也要重视非常规油气资源的开发和利用。对鄂尔多斯盆地的几种重要的非常规油气资源储集性能、运移通道及测井响应特征进行了分析和总结，为后续该地区非常规油气资源的勘探开发提供思路和技术支撑。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地地处中国中西部结合部位，面积为33万km2，是中国第二大沉积盆地，是一个整体沉降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地。

鄂尔多斯盆地的现今表现为东部宽广平缓，西部陡峭狭窄的特征，总体上表现为东西不对称的。盆地内部构造简单，地层基本平行，二、三级构造不发育，局部鼻状隆起发育；盆地边缘地质构造复杂，大小断裂及褶曲发育。根据鄂尔多斯盆地的现今构造形态和地质特征，盆地可划分为六个主要的一级构造单元，即东部晋西扰曲带、西缘逆冲带、西部天环坳陷、南部渭北隆起、中部陕北斜坡(伊陕斜坡)和北部伊盟隆起(图1)。

图1 鄂尔多斯盆地构造图Fig.1 The tectonic map of Ordos Basin

鄂尔多斯盆地的基本地质特征与含油气风格主要受加里东运动、印支运动以及燕山运动的影响，由此形成了目前盆地中最为重要的三个含油气系统：上古陆相砂泥岩煤成气含气系统和下古海相云灰岩含气系统。盆地的主要含油气特征为半盆油，满盆气，南油北气、上油下气，具有面积大、分布广、复合连片、多层系的特点[5]。

目前，鄂尔多斯盆地北部主要以开发上古生界石炭-二叠系天然气为主，南部主要以开发中生界三叠系和侏罗系石油为主[5]。近年来，随着鄂尔多斯盆地勘探开发力度的加大和认识的加深，发现了一些特殊的非常规油气层，如太原组致密灰岩，本溪组铝土质泥岩、延长组长7底张家滩页岩以及太原组、山西组和延安组煤层等。

2 非常规储层评价

在鄂尔多斯盆地发现的非常规油气层可分为两种：一种是与传统成藏机制类似的储层，如太原组致密灰岩、本溪组铝土质灰岩；另一种是源内成藏的储层，如延长组长7段“张家滩页岩”、太原组、山西组和延安组煤层。

2.1 太原组致密灰岩

鄂尔多斯盆地主要存在两套灰岩：上古二叠系太原组灰岩和下古奥陶系马家沟组灰岩。奥陶系马家沟组作为风化壳，溶蚀孔洞较为发育，是典型的风化壳气藏。而太原组灰岩基本由基质孔隙组成，岩性致密，溶孔、溶洞不发育，被认为是作为良好的盖层存在[15-16]。但在鄂尔多斯盆地大牛地气田的开发中，发现多口井在太原组致密灰岩段有明显的气测显示，其中位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部的D1-4-129井在太原组的气测显示最高，气测全烃值达到7.396%。

图2为D1-4-129井的太原组测井解释成果图。从图2可以发现，第13层太原组灰岩自然伽马形态呈箱形，且自然伽马值非常低，基本小于25 API，平均为14.8 API，自然电位曲线形态饱满，负异常在层位中部达到最大，且对称性极好，录井显示岩性为灰色灰岩，同时三孔隙度曲线的平均值(中子为4.4%、声波时差178.8 μs/m、密度2.6 g/cm3)和较为平缓的形态特征，均指示该层为较纯的灰岩。在该层的中部，自然电位曲线存在较大的负差异。在以基质孔隙为主的纯灰岩地层，自然电位曲线应不存在差异或存在极小的异常，要形成较大的负异常，可能是该处有溶蚀孔洞或裂缝发育。从电阻率曲线看，在自然电位负异常最大的地方对应着电阻率最低的地方，这是灰岩典型的裂缝特征。同时，同一深度的补偿密度有降低的趋势，补偿中子和声波时差有增大的趋势，综合判断该层发育溶蚀孔或微裂缝，但声波时差值总体较低，补偿密度值总体较高(表1)，表明该层储集空间主要仍以基质孔隙为主，但发育有一定数量的溶蚀孔和裂缝，具有一定的存储能力。该层直接覆盖在一厚煤层上，并且具备一定的储集空间和运移通道，因此煤层中生成的天然气在重力分异的作用下可以运移至灰岩的储集空间，形成气层。太原组灰岩能否聚集天然气，形成产能主要取决于太原组是否具有足够的烃源岩(煤层、炭质泥岩)和太原组灰岩有没有较大的存储能力。根据鄂尔多斯盆地的地质演化特征，太原组烃源岩资源丰富，易形成太原组致密灰岩气层。图2测井曲线响应特征指示该井第13层太原组致密灰岩层基本由基质孔隙和少量溶蚀孔、裂缝构成，其中，孔隙度为4.8%，渗透率为0.32 mD，含气饱和度为45%，该层经过测试，日产气4 860 m3，表明鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩丰富，在溶孔溶洞不发育的灰岩段，如果微孔隙发育，连通性好，厚度较大，也能够形成一种高产的非常规致密灰岩气层。

表1 D1-4-129井太原组致密灰岩测井解释成果表Table 1 The interpretation table of Taiyuan Formation in well D1-4-129

图2 D1-4-129井太原组测井解释成果图Fig.2 The interpretation results of Taiyuan Formation in well D1-4-129

2.2 本溪组铝土质泥岩

铝土岩是一种富含铝质矿物的化学沉积岩。岩石中Al2O3/SiO2>1，主要矿物成分为一水硬铝石、一水软铝石、三水铝矿。外貌与黏土岩相似，但岩性致密，硬度、密度较大，没有可塑性，主要是由铝硅酸盐类矿物受强烈化学风化、半风化带出溶解的氧化铝、高岭石等搬运到岩溶洼地、湖泊、海湾、潟湖盆地，直接沉积或经陆解作用而成的。大部分情况下，铝土岩被认为不具备成为储层的条件。

鄂尔多斯盆地北部本溪组发育灰色铝土质泥岩[17-18]，测井响应特征为规则的井径曲线、极高自然伽马、高电阻率、高中子、高密度和低声波时差(图3)。传统上，鄂尔多斯盆地本溪组铝土质泥岩被认为是下古奥陶系风化壳的良好盖层。但在盆地勘探开发过程中，发现多口井本溪组的气测录井显示较高，具有较好的含气性，其中D66-172井气测全烃值最高，达到19.581%。

图3 D66-172井本溪组测井解释成果图Fig.3 The interpretation results of Benxi Formation in well D66-172

D66-172井本溪组层位深度为2 811.00～2 828.50 m，自然伽马值总体较高，均在250 API以上，其中在2 819～2 823 m自然伽马值极高，超过400 API，远远大于同一层位上部和下部的自然伽马值，上部电阻率为高值(平均为123.6 Ω·m)，下部电阻率值明显降低，均值为23.5 Ω·m，相应的密度值也较大，第28层产气段的平均密度为2.85 g/cm3，而铝土岩的密度为3.9～4.0 g/cm3(表2)，与该段自然伽马值最高的特征共同指示在这一段铝土岩的含量最大，此外由于铝土岩分子式里含有水分子和OH-，铝土岩含量大的下部的补偿中子明显升高，为52.3%。铝土岩硬度大，没有可塑性，随着铝土岩含量的增加，硬度变大，而微孔隙、微裂隙发育的概率更大，随着微孔隙、微裂隙的发育，会造成电阻率下降；同时微孔隙比表面增大，束缚水含量增加，造成中子孔隙度略有增加，而微裂隙的发育，使得微孔隙的连通性变好，渗透性增加，使得原本不会出现异常的自然电位曲线负异常明显，负异常相对幅度较大，幅度为10 mV。由于本溪组直接覆盖在奥陶系风化壳上，泥岩下部微裂缝发育，并作为渗流通道，沟通铝土质泥岩储层和风化壳地层。若本溪组铝土质泥岩具备一定的渗流通道和储集空间，也能够储集气体，形成储层。

表2 D66-172井本溪组铝土质泥岩测井解释成果表Table 2 The interpretation table of Benxi Formation in well D66-172

D66-172井本溪组铝土质泥岩含气指示强烈，对D66-172井本溪组2 819～2 823 m进行射孔作业，日产气达到11 200 m3，表明微孔隙发育的铝土质泥岩在有充足气源的情况下也可以形成较好的气层。

2.3 太原组、山西组和延安组煤层

鄂尔多斯盆地太原组、山西组和延安组煤层发育，是盆地重要的烃源岩之一。随着油气勘探理论的持续进步，煤层除了可作为常规天然气的气源岩外，还可以吸附自身产出的气体而储集工业性的烃类气，即煤层气。前人研究表明，鄂尔多斯盆地上古生界石炭-二叠系的天然气来源以煤成气为主，含有少量的油型气[19]。

在鄂尔多斯盆地上古生界天然气的勘探开发中，主要目的层是常规的砂岩储集层，聚集的天然气主要是邻近的煤层中运移到砂岩的部分煤层气，但由于煤层微孔隙发育，有相当一部分天然气滞留在煤层中形成煤层气[20-21]。该地区的录井资料显示在煤层往往有较高的气测全烃值，同时，与煤层间隔较近的具有储集能力的砂岩往往含气量较高。

随着对煤层气的重视，煤层气的识别评价方法越来越多，而利用常规测井资料识别评价煤层气的方法逐渐得到广泛应用。如图4所示，DPT27-1井山西组煤层测井响应特征明显，自然伽马较低，均值为72.3%，井径曲线显示该段略有扩径，自然电位曲线有一定的负异常存在，电阻率值极高，达到4 400 Ω·m、补偿中子为高值，均值为49.9%，声波时差明显增大，均值为349.2 μs/m，是典型的煤层特征。同时，第7层煤层的气测全烃高达60.867%，远高于上部的气层(22.537%)，表明滞留在煤层中的煤层气含量大于运移至砂岩中的天然气，该层为良好的煤层气储层。

图4 DPT27-1井山西组煤层测井解释成果图Fig.4 The interpretation results of coal seam Formation in well DPT27-1

煤层气含气量的计算方法与常规天然气不同，最常用的方法是根据煤层含气量与灰分之间的相关性，利用实验测试数据建立含气量的计算公式。而密度与灰分含量和自然伽马与灰分含量都有良好的相关性，这样就可以利用测井资料计算煤层气含气量。通过回归拟合分析，得出灰分与伽马和密度的定量关系，再根据含气量与灰分的相关性，利用伽马曲线和密度曲线计算煤层气含气量，第7层的含气量为42 m3/t(表3)。

表3 DPT27-1井山西组煤层测井解释成果表Table 3 The interpretation table of coal seam Formation in well DPT27-1

虽然鄂尔多斯盆地太原组、山西组和延安组煤层气含量丰富，但煤层埋深大，在目前的工程工艺水平下，单独的煤层气开发的难度较大。现利用常规测井资料识别煤层，并借用其他地区煤层气参数计算方法计算了含气量，对一些气测显示好的煤层气进行了初步的探索和评价。

2.4 长7“张家滩页岩”

页岩油气是非常规资源勘探开发中的热点。而鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组是一套以湖泊、河流相沉积为主的陆源碎屑岩沉积，在延长组长7段形成了一套厚页岩层-张家滩页岩，厚度在5～30 m，是延长组重要的烃源岩。页岩中的烃类物质一部分运移到孔隙型储层，形成常规油气，而高达50%左右的烃类物质滞留在页岩中，形成页岩油、气，具有巨大的资源潜力[22]。

在鄂尔多斯盆地南部的勘探开发中，长7“张家滩页岩”和长9“李家畔页岩”均有油气显示记录，但长7“张家滩页岩”的厚度及全区发育程度均好于长9“李家畔页岩”，因此，目前在鄂尔多斯盆地开展的页岩油气的研究主要针对气测显示更好的长7“张家滩页岩”。

由于目前鄂尔多斯盆地南部的主要产层为侏罗系延安组和三叠系延长组的致密砂岩油气层，对页岩层尚未进行生产测试，但鄂尔多斯盆地南部泾河74普遍具有较高的气测全烃值，气测全烃值普遍在8.5%～20.3%。

泾河74井位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，完钻井深1 615.00 m，长7“张家滩页岩”层位深度为980～990 m，厚度10 m(图5)，气测全烃值为12%。从图5可以看到，第5层具有典型的页岩测井曲线特征，自然伽马值极高，均值为248.2 API，指示该层有机质含量高，井径曲线指示略有缩径，自然电位曲线显示为正异常；受有机质含量高的影响，电阻率为高值，深侧向电阻率均值为131.3 Ω·m；同样受有机质含量高的影响，第5层页岩段声波时差较高，均值为353.2 μs/m，且局部存在周波跳跃现象，补偿中子较高，均值为55.4%，补偿密度较小，均值为2.11 g/cm3。通过调研中外评价页岩气的方法[23]，利用常用的页岩气评价参数计算方法初步计算了泾河74井长7“张家滩页岩”的页岩评价参数(表4)，其中有机碳含量(total organic carbon, TOC)为1.9%、热成熟度 (Ro)为1.5%，指示该层有机质含量为中下，烃类为油和湿气共存的状态；黏土含量为31.5%、刚性颗粒含量(粉砂含量)为42.2%，指示页岩段为易压裂段；总含气量为40 m3/t。测井曲线特征和计算结果表明鄂尔多斯盆地长7“张家滩页岩”具有很高的储层品质和开发潜力。

图5 泾河74井张家滩页岩测井解释成果图Fig.5 The interpretation results of Zhang jiatan shale Formation in well JH74

表4 泾河74井张家滩页岩测井解释成果表Table 4 The interpretation table of Zhang jiatan shale in well JH74

3 结论

(1)在技术革新的推动下，非常规油气资源能够转化为常规油气资源，鄂尔多斯盆地具有多层系烃源岩和储藏条件，目前的常规油气资源是致密砂岩油气，非常规油气资源主要分为两类：一类是源外运移聚集成藏，如太原组致密灰岩和本溪组铝土质泥岩，一类是源内原地聚集成藏，如延长组长7“张家滩页岩”油气以及太原组、山西组和延安组煤层气。

(2)鄂尔多斯盆地的非常规油气储层都属于微孔隙、微裂隙发育的微孔网络储层。这些微孔网络发育的储层常常表现为单独开发商业价值不高，但在鄂尔多斯盆地已经大规模开发的情况下，结合测井评价对这些含油气单元进行联合开采是行之有效的手段。

(3)对于鄂尔多斯盆地非常规油气资源的开发可以先圈定综合甜点区，在重点区域先进行试采。对于致密灰岩和铝土质泥岩的开发可采用常规油气的开发手段；对于页岩及煤层气的开发需要借鉴中外先进的技术手段。