鄂尔多斯盆地上三叠统长6段致密砂岩油
一、致密砂岩油气勘探开发历程
1927年，在美国圣胡安盆地布兰科气田梅萨沃德(Mesaverde)群砂岩中，发现了第一个致密砂岩气藏。1955年首次在美国Cauthage气田棉花谷致密砂岩层进行酸化压裂，日产气340×104m3，1976年成为美国最大的气田之一。1976年，在加拿大阿尔伯达盆地西部发现了大型的埃尔姆沃斯(Elmworth)致密砂岩气田，标志着北美致密砂岩气勘探开发进入了一个快速发展阶段。美国为解决当时国内天然气供需失衡、缓解石油供需矛盾等问题，出台了一系列政策法案，鼓励加强非常规气体能源和低渗透气藏的开发，进一步促进了美国致密砂岩气开发的快速发展，至1990年美国致密气产量就已突破600×108m3，1998年突破1000×108m3;到2009年，美国已在23个盆地中大约发现了900个致密砂岩气田，剩余探明可采储量超过5×1012m3，生产井超过10×104口，2009年致密砂岩气产量达到1890×108m3，约占美国天然气总产量的三分之一。与此同时，世界其他地区致密砂岩气也得到快速发展，2009年全球致密砂岩气产量已达4320×108m3左右，占全球天然气年产量的14%左右，已成为全球天然气勘探开发的重要领域之一。
纵观致密砂岩气的发展历程，关键技术突破是致密砂岩气得以快速发展的关键。例如，美国皮申斯盆地的鲁里森(Rulison)致密气田，气藏面积21～52km2，气藏埋深1780m，孔隙度为5%～10%，渗透率＜0.01×10-3μm2，气层厚700m，可采储量324×108m3，1952年就已发现，但一直未能有效开发，直到1993年在长期分析试验的基础上，通过采取优化钻井间距、压裂等技术措施，大幅提高了单井产量，实现了气田产量快速增长，2008年产量达32.5×108m3。鲁里森气田得以开发的关键技术主要有三维地震、裂缝预测、井网加密、压裂。又如，加拿大阿尔伯达盆地埃尔姆沃斯(Elmworth-Wapiti)致密气田，气藏面积5000km2，气藏埋深1500m，气层厚1000m，可采储量4760×108m3，1976年发现，但初期产量比较低，后经酸化压裂产量得以大幅提高，有些储层敞喷就已高达l7×104m3/d，2008年该气田产量已达88×108m3。埃尔姆沃斯气田开发的关键技术为酸化压裂。
二、致密砂岩油气资源潜力
致密油气田是世界上重要的油气田类型之一。世界上致密油气资源十分丰富，分布范围非常广泛，其在北美、中亚、东亚和东南亚、北非、北欧等地区都有广泛的分布。同时，随着油气勘探开发的不断深入，小而复杂的致密油气田所占的比例越来越大。如俄罗斯，近几年来在西西伯利亚地区新发现的致密油气储量，已占其当年油气探明储量的50%以上，成为俄罗斯老油气开发区最主要的后备资源。
但是，致密油气在许多国家和地区往往作为一种低渗-特低渗的常规油气藏进行勘探开发，相关统计数据与资源评价数据严重缺乏，尽管有关研究机构和学者对全球致密砂岩油气的资源储量进行过一些估算，但结果存在比较大的差异。例如，美国联邦地质调查局研究认为，全球已发现或推测发育致密砂岩气的盆地有70个左右，资源量约为210×1012m3(Rogner，2006);Total公司(2006)预计，全球致密砂岩气储量为(310～510)×1012m3;世界石油委员会报告，全球致密砂岩气藏资源量大约为114×1012m3(Raymond等，2007);Aguilera(2008)报告，全球致密砂岩气技术可采储量为428×1012m3，与常规天然气资源量相当;IEA(2009)报告，全球致密砂岩气技术可采资源量为110×1012m3。从上述各个估算结果可以看出，尽管数据差异比较大，但都表明全球致密砂岩气资源潜力非常大，具有良好的发展前景。
此外，近年来，美国在威利斯顿盆地巴肯(Bakken)、得克萨斯州南部鹰滩(EagleFord)的致密油勘探开发也取得了重大突破，但相关研究与勘探开发工作均刚刚起步，认识尚不成熟，资源潜力与未来发展前景有待进一步研究。
我国致密砂岩气资源潜力也比较大，分布非常广泛。中国早在1971年发现川西中坝致密砂岩气田后，相继发现了许多致密砂岩气田(或油气显示)，如鄂尔多斯盆地上古生界，四川盆地志留系小河坝砂岩、上三叠统须家河组、侏罗系沙溪庙组，吐哈盆地侏罗系，松辽盆地白垩系，塔里木盆地塔东志留系，上扬子地区龙潭组，展现出良好的发展前景。初步研究表明，在鄂尔多斯、四川、吐哈、松辽、准噶尔、塔里木、渤海湾7个盆地，致密砂岩气有利勘探面积超过27×104km，资源量为(9～12)×1012m3。目前，致密砂岩气已成为我国天然气增储上产的最重要领域之一。
我国致密砂岩、灰岩油分布范围也比较广，目前勘探已初步展现出较好的发展势头，需要重新认识和评价资源潜力，如鄂尔多斯长7段致密砂岩、四川盆地川中侏罗系致密砂岩和致密灰岩、渤海湾盆地沙河街组致密灰岩、酒泉盆地白垩系泥灰岩、准噶尔盆地二叠系白云岩、江汉盆地古近系泥灰岩等。如渤海湾盆地烃源岩为沙一段泥岩、泥页岩，储层为沙一段致密碳酸盐岩，为自生自储成藏组合，歧口凹陷孔隙度多小于15%，平均6.8%;渗透率多小于1×10-3μm2(图3-10)，较纯的白云岩储集物性最好，灰质白云岩次之，白云质灰岩较差。已在济阳、歧口、辽河等坳陷探明石油地质储量约2.5×108t。
图3-10 渤海湾盆地歧口凹陷湖相碳酸盐岩储层物性分布频率
鄂尔多斯盆地油气分布规律总结如下：
（1）首先，从油气分布构造区域上看，鄂尔多斯盆地油气资源主要分布在伊陕斜坡上，该构造单元构造平缓，大致呈现由东向西倾斜约1o左右的，东高西低，北高南低的分布格局。（2）盆地内主要发育两套烃源岩，一是上古生界 石炭—二叠系海陆过渡相煤系地层烃源岩，来源是主要有机质来源是高等植物，干酪根类型是Ⅲ型，烃源岩成熟后主要裂解成气，垂向上与致密砂岩储层（主要为三角洲河道砂体）相邻，平面上相互重叠，叠合连片，纵向上相互叠置，源储共生（如三明治式等）的分布特征。
（3）至于为什么致密气主要分布在盆地的北部地区，是因为南部石炭 - 二叠系这套烃源岩埋深过大，4000-5000米甚至更深，加之南部在中生界早白垩纪晚期（140-100Ma)因为燕山运动板块碰撞，在吴起—庆阳—富县一带发生构造热事件，岩浆入侵烘烤作用，地温梯度急剧增高，原本南部地区煤系烃源岩热演化程度就很高，再加上岩浆烘烤，一般Ro >3%，有些地方甚至>4%，生气能力耗尽。相比之下北部地区石炭 - 二叠系这套煤系地层未受岩浆侵入烘烤作用，保存有较好的生烃能力，因此致密气主要在分布在北部地区。
（4）致密油产区则主要是中生界三叠系延长组陆内湖湘烃源岩，埋深变化大体遵循伊陕斜坡的构造格局，总体埋深由北部向南部逐渐加深，北部仅400-800m，最深不过1000m，热演化程度相对低，向南地层总体逐渐变深，加之早白垩（140-100Ma）有岩浆入侵的构造热事件影响，热演化程度相对较高，已达到生油门限值Ro: 0.8%~1.0%，并且其RO值由吴起—庆阳—富县中心向盆地边缘呈带状降低趋势。其干酪根类型主要是深水湖盆的׀型、部分为Ⅱ型为主，热成熟作用主要是偏生油型。
（5）从古构造沉积相恢复来看，由于三叠系延长组湖相烃源岩是经历了一次打的湖进湖退得构造旋回，中间有历经一些小规模的湖进湖退，所以，其作为烃源岩的泥岩和三角洲前缘河道砂分布范围呈现规律变化，并不是是整个盆地都分布。主要形成的南北两大沉积体系，东北是曲流河三角洲为主，西南则以辫状河三角洲为主。其沉积亚相为三角洲平原分流河道砂、三角洲水下分流河道、三角洲前缘砂坝。不仅如此，致密油短距离运移、近距离成藏特点。致密油主要受生烃中心凹陷控制。因此致密油主要是分布在南部地区。
另外，西部的天环凹陷构造运动相对强烈和埋深也较大，有些地方形成一些常规油气藏。但总体上看，鄂尔多斯盆地形成北部产气为主，南部产油的格局。
（地大北京-小主）
延长组是一套湖相沉积地层，北部厚100～600m，南部厚1000～1300m，边缘沉降坳陷带最大厚度为3200m。根据岩性组合、电性及含油性划为10个油层组(长1～长10)，长6致密砂岩油主要分布在湖盆中部的华庆、合水、塔儿湾地区，有利勘探面积约3×104km2。
(1)地质特征
长6油层组为三角洲前缘沉积，岩性以细粒长石砂岩、岩屑质长石砂岩为主，总体上具有低成分成熟度、高结构成熟度的特点。根据实测物性数据统计，长6油层组平均孔隙度是11.25%，平均渗透率为1.03×10-3μm2，属于低孔—致密储层。
据含油砂岩压汞实验结果表明，分选系数大于2，分选中等—差；偏态Sk多小于0，孔喉以细歪度为主；峰态Kg大于2，某些样品可达9.54，频率曲线为高尖峰曲线，存在孔喉峰值。长6油层组致密砂岩孔喉半径普遍较小，半径＜0.1μm的孔喉约占总孔喉的65.15%、半径介于0.1～1.0μm之间的孔喉约占总孔喉的30.81%，二者相加，纳米级孔喉占总孔喉的95%以上。中值孔喉半径、最大孔喉半径均与渗透率呈现出良好的正相关性，绝大多数样品孔喉半径小于1μm，相应渗透率小于1.0×10-3μm2。纳米级孔喉增大了流体的渗流阻力，使原油分子难以形成大规模的连续油相运移，浮力难以发挥作用，表现出短距离运移及非达西渗流的特征。
(2)致密岩油分布特征
A.储集层大面积、叠置连续分布
在长6段沉积时期，鄂尔多斯盆地为一大型坳陷湖盆，构造稳定、坡度平缓及物源充足。随着东北物源体系的大量输入，陕北地区自东向两依次发育安塞、志丹、吴起3个曲流河浅水三角洲沉积体系，沉积微相以水下分流河道与河口砂坝为主。伴随着长6湖盆大规模的水退过程，三角洲向湖盆中心发生进积，水下分流河道侧向迁移，河道砂体与河口坝砂体频繁叠覆，进一步加速了平原化及朵体之间的连通性，延伸至湖盆中心相接于大型砂质碎屑流砂体，整体构成大范围连片分布的储集砂体(图3.9)。砂层厚度较大，一般累计厚度30～50m，主力油层层段砂地比达60%，南北向延伸距离较长，达150～200km，为大面积连续型致密岩油的形成奠定了基础。
B.分布于盆地斜坡及湖盆中心，大面积普遍含油
平面上，致密岩油呈连续或准连续状分布于整个平缓斜坡及盆地中心部位，延伸距离大，含油范围不受控于鼻状构造带等构造高部位。平行砂体方向，含油区域延伸距离可达120km；沿垂直砂体方向，含油区域跨度达120km，目前总含油面积超过1.2×104km2。致密岩油含油面积以油井范围进行划定，储层是控制油气分布的核心要素，油气大面积分布，中低丰度不均一。
C.流体分异差，无统一的油水界面，油、气、水常多相共存
致密岩油储层毛细管压力大，油水关系复杂，无统一油水界限和压力系统。油层并不局限在构造高部位，干层或水层可能位于油层之上，如C73-H116井长6油层组剖面(图3.10)所示，从B102井到L18井再到H116井，沿构造下倾方向，油层逐渐演变为水层，再向上又演变为油层；同时在整个剖面中，油、水、干层并存，边底水不发育，未见统一油水界面。
D.长6储层紧邻长7段优质烃源岩发育，油气运移以短距离运移为主
在油气进入储层之后，浮力和毛细管力是决定二次运移状态与规模的关键因素。研究表明，浮力不足以克服强大的毛细管阻力，石油运移主要是小规模连续油相运移，运移距离短。致密岩油以源储紧邻为主，长6储层紧邻长7段优质烃源岩分布，在浮力难以作为油气运移主要动力的条件下，由于埋藏过程中强烈的生烃作用及差异压实作用，烃源岩与邻近储层之间产生压力差，油气可能是在这种压力差的驱动下，从源岩进入邻近的相对低压储层中形成致密岩油。
目前开发实践表明：陕北地区致密岩油存在达西渗流和非达西渗流两种机制，以非达西渗流为主低渗低速情况下的非达西渗流，需要附加驱替力才能使流体开始流动，流体流动存在启动压力梯度，增大了流体流动的附加渗流阻力。通过启动压力试验分析，启动压力与渗透率呈指数关系，随着渗透率降至0.15×10-3μm2之下，启动压力急剧增大，需要采取类似于泥页岩气的针对性开发技术，如人工改造增产、大量钻井、多分支或水平井等。
(3)致密岩油形成与富集因素
陕北地区延长组成熟烃源岩大面积、高强度生排烃是形成致密岩油的前提条件，大规模低—特低孔渗储集层大范围连续展布，是形成致密岩油的根本原因。大型浅水三角洲砂体与广覆式分布的湖相源岩紧密接触，呈下生上储结构，形成了缓坡背景下近源运聚的大油区。
图3.9 鄂尔多斯盆地晚三叠世长6段沉积体系、砂体与致密岩油展布图
(据长庆油田，2011)
鄂尔多斯盆地中生界含油气系统发育多套烃源岩，长7段油页岩及暗色泥岩为主力生油岩。烃源岩地球化学研究表明，长7段优质油源岩形成于半深水、强还原、淡水—微咸水(δ13CPDB＝-3.81‰，δ18OPDB＝-18.49‰)的陆相湖泊沉积环境，以低等湖生生物为主，具有贫稳定同位素13C、姥植均势—植烷优势、低伽马蜡烷等特征烷，有机母质类型为Ⅰ-Ⅱ型干酪根。长7段有效烃源岩展布面积超过5×104km2，占到全部烃源岩体积的50.9%；有机质丰度高，TOC含量高达2.87%，烃含量达到2817×10-6，Tmax440～455℃之间，RO为0.76%～1.11%，处于成熟演化阶段，可生成大量石油。通过热模拟实验，长7段优质源岩总有机碳累计产油率达400kg/t，平均排烃率高达72%(张文正，2008)。
强烈的生烃作用引起的异常压力，也为致密岩油的形成提供了动力。强烈的生烃膨胀增压为油气的初次：运移提供了充足动力。根据100多口井泥岩压实曲线的分析，长6油层组最大埋深期异常高压达5MPa，为油气二次运移提供了充足动力。伴随着持续的强生烃作用，长7段烃源岩中形成异常高压，油气持续向长6储层充注。
图3.10 陕北地区G73-H116井长6油层组剖面
优越源储接触配置是致密岩油形成的关键因素。在长6段沉积期，湖盆整体水退，伴随着充足的物源供给，大规模浅水三角洲砂体自北东—南西方向向湖盆进积，在盆地斜坡及盆地中心广泛发育储层，为油气：运移聚集提供了充足的储集空间。纵向上，长6段砂体叠置于长7段主力烃源岩层之上，宏观上构成“下生上储”结构；平面上，陕北地区大部分储层位于厚层烃源岩(10～40m)发育区，且紧邻有效烃源岩厚度超过50m的主力生烃灶，烃源岩及生烃灶中生成的油气，向上运移到长6段储层之中形成油气聚集，最终形成了大规模连片分布的致密岩油区。
晚三叠世—早白垩世早期(埋深＜1900m，RO＜0.5%，T＜ 85℃)，储层经历了强烈的压实作用、绿泥石衬垫、石英—长石次生加大及胶结作用(浊沸石和方解石)，物性变差，孔隙度由35%下降至15%左右，此时尚未进入生油窗、在早垩世早期(埋深2200m，RO＝0.75%左右，T＜100℃)，储层胶结作用继续进行，孔隙度降至10%左右，主力烃源岩进入生油窗，产生了少量液态烃和湿气；随着埋深进一步加大，烃源岩成熟；在早白垩世晚期(埋深3000m 左右，RO＝1.2%，T＝140℃)达到生烃高峰，液态烃大量生成，伴随着强烈的生排烃作用，有机酸流体对储层进行溶蚀，浊沸石、长石及方解石等碱性矿物遭受溶蚀，孔隙度升高至13%左右，促进了油气由烃源岩向储层运移，在长6油层组砂体发育区形成了大规模致密岩油。早白垩世以后，构造抬升，致密岩油进一步调整定型，晚期铁方解石胶结进一步降低了储层物性，孔隙度降至10%～12%形成了现今大型致密岩油区。
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