鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，油气资源丰富，发育中生界侏罗系、三叠系两套含油层系，上古生界二叠系、石炭系和下古生界奥陶系等多套天然气层系。此外，在中生界延长组及古生界山西组、本溪组赋存页岩气。依据构造演化史和现今构造形态可把鄂尔多斯盆地划分为伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带6个构造单元。

延长石油集团在鄂尔多斯盆地的油气区块主要分布在盆地中部及东南部，地理位置上包括延安、延长、甘泉、富县等地区^[1-2]。多年来，延长石油集团在油气勘探开发方面面临诸多挑战。石油勘探方面，区块距离生烃中心较远，储层致密，石油在特低渗环境下如何长距离运聚成藏始终认识不清^[3]；油田开发方面，裂缝性特低渗油藏产量低、地层能量不足，裂缝易水窜，基质驱不动，严重制约油田开发效果；天然气方面，前期研究认为盆地东南部上古生界储层不发育，天然气难以成藏。这些难题长期阻碍了延长石油油气勘探开发的进程。

近年来，延长石油集团通过不断深化特低渗油藏、致密气及非常规油气理论研究与技术攻关，取得系列新进展，指导油气勘探获得突破。目前，延长石油集团在鄂尔多斯盆地累计探明石油地质储量26×10⁸t，连续10年千万吨以上增产稳产；探明天然气地质储量6650×10⁸m³，建成产能32×10⁸m³；落实页岩气地质储量1600×10⁸m³，建成产能5×10⁸m³。

经历近百年的勘探开发，鄂尔多斯盆地中部延长组长7段以上的上组合和延安组已发现多个油田，但长7段以下的下组合始终未获规模发现。前期研究认为，该区下组合油源条件差、储层更致密，成藏潜力小，勘探难度十分大。通过对早期探井资料的零星油气显示进行系统分析，发现部分原油地球化学特征与传统认识的长7段、长9段烃源岩所生成的原油有差异，表明下组合可能发育新的烃源岩，需要重新认识资源潜力，开展理论与技术攻关。但要取得突破，必须解决烃源岩生烃潜力和特低渗条件下油气远距离运聚机理等难题。

针对上述难题，延长石油集团以油源条件和石油成藏富集规律为核心开展攻关，创建了特低渗“交替式”石油成藏理论，攻克了延长组下组合勘探禁区，同时带动了上组合石油勘探的新发现^[4]。

前人普遍认为鄂尔多斯盆地长7段泥页岩为中生界主力烃源岩，但厚度向北急剧变小，所生原油难以向下运移；长9段油页岩由于分布范围小、生烃潜力低，下组合整体油源条件差。以野外露头考察为基础，重新认识延长组早期沉积演化规律，通过测井、分析测试等手段，对下组合烃源岩条件进行重新研究，扩大了长9段有效烃源岩分布范围；同时，在长10段顶部发育一套较为连续的暗色泥岩，有机碳含量可达4.78%，热解生烃潜量主要为0.5~10.61mg/g，平均为4.61mg/g，干酪根类型主要为Ⅱ₂—Ⅲ型，R_o为0.6%~1.03%，分布范围较为广泛，累计厚度为5~20m。生排烃量模拟证实，长10段烃源岩具有一定的生排烃能力，可作为鄂尔多斯盆地中生界另外一套重要的有效烃源岩^[5-8]。

针对延长石油集团探区特低渗条件下油气运聚机理这一难题，通过岩心镜下分析和油气运移模拟实验，取得了一些发现。微观岩石学观测分析结果表明，延长组主力油层存在3期成藏，早期的油气充注对晚期油气运聚具有控制作用。油气运移物理模拟实验结果也表明，当特低渗储层发生多期油气运移时，晚期油气往往会沿着早期油气运移路径发生运移，润湿性的变化在该过程中发挥了重要作用。

通过深入研究，发现延长组低渗油藏成岩致密化与石油成藏过程相互影响、交替发生的规律(图 1)。侏罗纪晚期，延长组下组合储层尚处于中、高渗环境，油气沿输导层运移和聚集，并改变储层润湿性，使之弱亲油或中性，形成混合润湿通道；早白垩世晚期，在压实作用下储层变致密，形成特低渗环境，由于被早期油润湿的颗粒具有亲油性，毛细管力不再是油气运移的阻力，此时烃源岩生成的油气沿先前运聚过程中形成的残留路径网络发生较长距离的运移，在有利部位聚集成藏。简而言之，早期中、高渗环境下石油运聚形成的优势运移通道，控制了晚期油气运移和现今油藏分布范围，即特低渗“交替式”石油成藏理论认识。

图 1

图 1 特低渗储层成岩演化与油气充注关系

在特低渗“交替式”石油成藏理论认识的基础上，基于寻找早成藏期优势运移通道的思路，提出并建立了量化表征关键成藏期运移通道连通性特征的输导层模型，实现了油气运聚动力与通道耦合的定量分析：晚侏罗世输导层的连通输导能力主要受沉积相带及对应的砂体展布的控制，聚集位置主要在连片砂体中的低势区；早白垩世晚期输导层的连通输导能力主要受早期原油充注范围的控制，聚集位置主要在与优势运移通道相关联的砂体物性相对优良区。通过模拟早成藏期油气运聚过程，获得了运移路径的展布特征，估算了路径内油气运移通量，预测了不同方向的远景储量，直接指明了下组合勘探的有利方向。

上述理论认识解决了特低渗条件下远离生烃中心“源外找油”的难题，揭示了原油在源外地区“较远距离运移、广泛分布、甜点式聚集”的分布规律，指导下组合勘探取得重大突破，发现三级地质储量8.31×10⁸t，探明地质储量2.75×10⁸t，实现“延长下面找延长”。该理论同时带动了上组合勘探获得新发现，累计探明石油地质储量26×10⁸t。

延长石油集团探区特低渗油藏除“低孔、低渗、低压”的特征外，还具有低丰度、低饱和度和天然微裂缝发育的特点，油水渗流机理十分复杂，现有渗流理论无法指导油田开发^[9-10]。中、高渗油藏常用的注水采油技术，在该类油藏应用过程中，压力低，无法驱出基质孔隙中的原油；压力高，易造成裂缝开启，导致水窜水淹。因此，延长油田长期衰竭式开采，导致单井产量低，地层能量亏空严重，油田开发效果差。

针对这一难题，延长石油集团开展了大量攻关，通过室内驱替、渗吸和核磁共振等实验研究发现，裂缝性特低渗储层中，基质和微裂缝中的流体交换受控于渗吸和低速非达西驱替双重作用。当渗透率小于0.3mD时，以毛细管力作用的渗吸为主，大于1mD时以压差作用的驱替为主，二者之间渗吸—驱替双重作用，渗吸驱油效率可达18.6%。通过进一步数值模拟和矿场试验，建立了“适度温和”注水开发新理念，即控制注水强度，避免裂缝开启，减少水窜水淹；降低注水速度，增加油水交换时间，充分发挥渗吸作用，采出更多基质原油。通过进一步现场探索，确定了注采比、注水强度、注水速度等关键参数，形成了发挥渗吸与驱替双重作用的“适度温和”注水开发技术。

该技术规模应用后，油田实现开发方式的根本性转变，由衰竭式开采转为注水开发，自然递减率由18.22%下降到12.6%。仅“十二五”期间，通过“适度温和”注水技术的应用，弥补产量递减300.4×10⁴t，相当于少钻新井1.4万口，节约投资216亿元。目前，油田已连续10年千万吨以上增产稳产，预测可稳产20年，实现了低品位油田的有效开发。

鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，盆地北部已先后发现了苏里格、乌审旗、大牛地等气田，建成了国内最大的天然气生产基地^[11-17]。但前期研究认为盆地东南部上古生界主要发育北部物源的前三角洲沉积，缺乏有效储层，天然气勘探潜力不大^[18-22]。据全国第三次资源评价结果，延长石油集团探区内天然气资源量仅为3007×10⁸m³。近年来，延长石油集团对区域地质情况进行了重新认识，针对“储集砂体是否发育、天然气如何富集成藏”的难题，通过盆地东南部沉积体系、成藏特征的攻关研究，形成了天然气地质理论新认识，有效指导了天然气勘探。

地层水矿化度等分析测试数据显示，区内海陆沉积相带发生变迁^[23]。山西组至盒8段沉积期，存在西北、东北及南部3个物源，南北物源在延安以北、永坪以南交会，区内物源供应丰富，具备砂体发育的条件。石炭系本溪组—二叠系山西组2段分布范围广，垂向上呈现砂岩、泥岩、煤、石灰岩的交替转换(图 2)，反映了水岸线的不断变迁、水进水退作用频繁。山西组低位体系域前积砂体发育，该类砂体横向宽度小，但延伸距离可达数十至上百千米，岸线的频繁迁移控制了砂体展布，形成有利储层，改变了“盆地东南部砂体不发育”的传统认识。

图 2

图 2 鄂尔多斯盆地东南部南北向沉积相剖面图

研究表明，上古生界气源岩为一套海陆过渡相含煤层系，有机质含量高，生气能力强，具有广覆式生烃的特征。鄂尔多斯盆地东南部在侏罗纪末即达到最大埋深，而西北部在白垩纪中期才达到最大埋深，因此东南部先进入生烃门限，大量生成天然气，在本溪组和山西组下部聚集成藏。西北部在白垩纪开始大量生烃，受储层发育特征影响，主要在上覆的山西组上部和石盒子组聚集成藏。从东南方向至西北方向，致密砂岩气藏的分布受成熟烃源灶的迁移控制(图 3)。

图 3

图 3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界最大埋深时期天然气成藏模式图

与鄂尔多斯盆地北部的苏里格等气田相比，延安气田具有多套气层叠置、砂体规模小、储层物性差、层间差异大等特点，常规技术无法实现气田高效开发动用。通过技术攻关和实践，形成了天然气开发特色技术，实现了气田规模开发。

(1) 针对砂体规模小、变化快、多层叠置的特点，创建了多井型丛式立体井网开发技术。直井/定向井控制气藏边界，混合井网开发多层叠置区，水平井网开发主力气层。通过现场实施，直井/定向井平均单井日产天然气1.8×10⁴m³，水平井平均单井日产天然气7×10⁴m³以上。

(2) 形成了钻完井、储层压裂改造技术。针对上古生界“井漏严重、储层易污染”等难题，研发“低固相强抑制聚合物防漏钻井液”、“超低渗隔离膜聚磺储层保护钻井液”等，使井漏发生率由47.4%降至12.5%，平均钻井周期缩短了18天。针对致密储层压裂液残渣含量高、返排难的问题，研发了新型弱酸性压裂液和VES-CO₂泡沫压裂等配套工艺技术，单井产量提高2.5倍。

截至2016年底，鄂尔多斯盆地东南部延长石油集团探区累计探明天然气地质储量6650×10⁸m³，已建成天然气产能32×10⁸m³。扩展了盆地山西组、下石盒子组勘探区域，突破了“南油北气”传统认识，发现了延安大气田。

据2012年国土资源部评价，中国页岩气可采资源量达25×10¹²m^{3 [24-25]}。近年来，以焦石坝龙马溪组页岩气田为代表的南方海相页岩气已取得突破^[26-29]。除海相外，陆相页岩气也是未来重要的发展方向，延长石油集团率先开展陆相页岩气理论研究和技术实践，并取得勘探突破。2011年5月，柳评177井中生界延长组长7段泥页岩成功压裂，获页岩气流，发现并证实陆相页岩气勘探潜力。目前，中生界延长组长7段、长9段和上古生界山西组、本溪组是页岩气主要目的层系，地质资源量为1.5×10¹²m³(图 4)。

图 4

图 4 延长石油集团探区各层系页岩气资源量直方图

与海相页岩相比，陆相页岩砂质纹层发育，层内非均质性较强。鄂尔多斯盆地陆相页岩具有“两高三低”特点(表 1)，即：“高吸附气比例、高黏土矿物含量”和“低热演化程度、低压、低脆性矿物含量”，地质条件更为复杂，无法照搬海相页岩气成功经验。延长石油集团在初期缺少理论及技术装备支撑的情况下，通过多年科技攻关和探索，逐渐建立了陆相页岩气的成藏理论认识^[23、30-32]和勘探开发技术体系。

表 1

表 1 海相、陆相页岩气地质特征对比表 页岩层系 Barnett 南方海相 延长组长7段 黏土矿物含量/% 30~45 40.9 42.2~73.7(58.14) 吸附气比例/% 50 39.6 > 70 脆性矿物含量/% > 75 ≥70 18.9~45.9(31.24) 压力系数 < 1.17 1.55 0.54~0.70 Ro/% 1.0~2.1 2.2~3.06 0.72~1.25 含气量/(m3·t-1) 8.5~9.9 1.29~6.15 1.87~5.23 总孔隙度/% 4~5 1.17~5.89 1.1~4.55 基质渗透率/nD < 100 23 0.8~30.2(12.15) 注：括号内为平均值。

表 1 海相、陆相页岩气地质特征对比表

鄂尔多斯盆地中生界陆相页岩R_o在0.72%~1.25%之间，处于主力生油窗，传统观点认为其成熟度比较低，未达到生气高峰期，难以作为主力气源岩并形成页岩气藏^[33-34]。近期研究证实，长7段烃源岩有机质成熟度处于生油窗后期—生湿气窗的高峰期，油气共生(图 5)；且长7段烃源岩有机质热演化程度差异性较大，低成熟—成熟阶段均有发育。如鄂尔多斯盆地吴起—志丹—甘泉—富县一线是长7段烃源岩主力发育区，受成熟度影响，该区带内烃源岩生气强度差异较大，部分成熟度较高的区域生气强度较大(图 6)，具备页岩气成藏的物质基础。

图 5

图 5 干酪根生烃特征图

图 6

图 6 长7段页岩生气强度平面分布

通过扫描电镜、镜下测量等多种手段精细刻画陆相页岩气储层微观特征，发现陆相页岩孔隙以中孔为主，占总孔隙比例达50%以上，微孔隙发育。微观尺度下，陆相页岩中发育原生粒间孔和有机质孔，是页岩气的主要赋存空间，孔隙结构复杂，连通性较差。粒间孔主要呈现等轴型和长轴型两种形态，有机质孔形成于干酪根生烃过程中，孔隙形态多为圆形，分布于干酪根边缘区域。页岩层系内砂质纹层发育，单个砂质纹层发育规模有限，连续性差，造成页岩储层内非均质性极强，生成的天然气滞留于有机质中或通过砂质纹层短距离运移聚集，形成“源储一体”的页岩气藏。

(1) 陆相页岩气“甜点”综合识别技术：通过富有机质页岩厚度、地球化学特征、页岩含气性及物性特征等参数综合评价，结合工程品质，优选“甜点”目标层段。

(2) 陆相页岩水平井水基钻井液及井壁稳定预测技术：攻克油基钻井液价格高、污染严重的难题，形成抑制性及封堵能力强、成本低(油基钻井液的40%)的水基钻井液体系。同时，形成页岩段井壁坍塌压力预测等技术，解决了水平井长水平段页岩钻井井壁失稳难题。

(3) 陆相页岩吸附气含量高、黏土含量高，地层能量弱。针对这些难题，延长石油集团在后期压裂工艺上采用CO₂增能压裂、纯液态CO₂、超临界CO₂压裂等工艺技术。形成了陆相页岩气液态CO₂/滑溜水混合压裂工艺^[35]；研发了无增黏CO₂干法压裂技术，实施了国内首例页岩气井CO₂干法压裂，一定程度上解决了陆相页岩气储层水敏性强、压力低、压裂液返排慢等问题, 提高了地层能量及单井产量。

通过多年勘探及研究，建成了首个国家级陆相页岩气示范基地——“陕西延长页岩气高效开发示范基地”，以及“延长石油延安国家级陆相页岩气示范区”，落实页岩气地质储量1600×10⁸m³，建成页岩气产能5×10⁸m³/a。

在未来一段时间里，延长石油集团将以“发现可动用储量、提高开发效益”为宗旨，坚持“稳油、增气、强化非常规”战略，积极推进“地质工程一体化”勘探开发模式，为企业可持续发展奠定资源基础。

(1) 石油勘探方面。①强化新层系：深化“交替式”石油成藏理论认识，加强下组合勘探；②探索新类型：积极开展湖盆中心致密油、页岩油成藏机理研究，强化致密油甜点预测技术，实现多种资源立体勘探；③拓展新领域：针对延长石油集团国内其他盆地的区块，扩大现有勘探成果，深化勘探理论与技术，力争区块内发现新层系和新的资源类型。

(2) 石油开发方面。①精细注水开发：进一步深化“适度温和”注水配套技术研究，夯实油田稳产基础；②水平井开发：强化水平井体积压裂开发配套技术攻关，提高特低渗、致密油藏储量动用程度；③提高采收率：完善特低渗油藏空气泡沫驱油、CO₂驱油等技术，积极探索新的提高采收率技术；④探索技术前沿：针对致密油藏地层能量补充技术难题，加强机理研究与矿场试验。

(3) 天然气勘探开发方面。①下古生界勘探：攻关鄂尔多斯盆地南部下古生界碳酸盐岩成藏研究，实现资源接替；②致密气高效开发：加强致密气藏渗流机理研究，强化低品位气层高效改造工艺技术攻关，实现储量高效动用。

(4) 页岩气勘探开发方面：继续深化陆相页岩气成藏机理和“甜点”预测研究，针对陆相页岩气“两高三低”特点，完善钻完井及储层改造技术，提高单井产量，实现有效开发。