2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;
3. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院
, Liu Xinshe2,3
, Ren Junfeng2,3
, Liu Gang2,3
, Zhang Caili2,3
, Hui Xiao2,3
, Zhao Weibo2,3
, Wang Hongwei2,3
, Jing Xianghui2,3
, Dong Guodong2,3
, Wei Jiayi2,3
, Li Han2,3
2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields;
3. Research Institute of Exploration & Development, PetroChina Changqing Oilfield Company
风险勘探是发现新层系、新类型和探索新领域的有效手段，能够有力推进低勘探程度区带石油天然气勘探进程，打开勘探新局面，同时也是寻找盆地后备勘探接替领域的有效途径。近年来，中国石油天然气股份有限公司长庆油田公司(简称长庆油田)坚持“四个转变”，突出风险勘探、强化规模勘探、精细效益勘探，加大对风险勘探的投入，加强风险前期勘探与研究工作，聚焦“四新”领域，优选勘探目标，寻找战略突破。通过开展综合地质研究和工程技术一体化攻关，在MT1井钻探后，发现奥陶系盐下规模生烃潜力，实现了盐下天然气勘探的历史性突破，新增预测储量千亿立方米；在YT1H井、ZT1H井实施后，改变了石灰岩储层不发育的传统看法，形成太原组石灰岩“三明治”模式成藏的认识，开辟了非常规油气勘探新领域，新增预测储量千亿立方米；在LY1H井等水平井先导试验攻关后，长73纹层型页岩油建立甜点特征与识别方法，新增预测储量超亿吨，页岩油新类型勘探取得重大进展。此外，在重点攻关领域风险勘探也取得一系列发现、苗头，盆地西部ZP1井海相页岩试气获26.48×104m3/d无阻流量(AOF)高产气流，JT1井在中元古界长城系钻遇优质石英砂岩储层并点火成功，LY17井延长组下组合长10段获2.13t/d工业油流，NL1H井煤系致密气阶段排采日产气稳定在(3~5)×104m3；对地质条件更为复杂的区域——陇东寒武系、西缘构造区、奥陶系盐下新层系等风险目标进行前期研究评价，坚持领域区带目标的良性接替，为勘探提供后备领域。
随着鄂尔多斯盆地油气储量、产量呈现出持续快速增长的势头，对新的油气勘探后备接替领域需求更为迫切，维持储量快速增长与勘探后备接替区带不足的矛盾日益突出。在盆地中东部奥陶系盐下、太原组石灰岩、长73纹层型页岩油等领域需要进一步扩大含油气范围和提交规模储量；对于煤系致密气、海相页岩气领域、延长组下组合领域、深层长城系领域地质认识程度明显较低，勘探难度大，需要加大投入；在陇东寒武系、西缘构造区、奥陶系盐下新层系需加强基础研究、强化技术攻关。本文通过梳理风险勘探领域的潜力，深化认识，明确风险勘探的领域与目标，优选风险探井部署实施，为长庆油田长远持续发展奠定基础。
1 区域地质概况鄂尔多斯盆地位于华北板块西部，是一个经历多旋回构造沉积演化的大型沉积盆地，根据盆地现今构造发育特征将其划分为伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起6个构造单元，总面积约为37×104km2，其中伊陕斜坡和天环坳陷是油气聚集的主要构造单元(图 1)[1]。盆地基底为太古宙—古元古代的结晶变质岩系，在地质历史中经历了多个阶段构造—沉积演化，主要包括中—新元古代拗拉谷、早古生代浅海台地、晚古生代近海平原、中生代内陆湖盆和新生代周边断陷5个阶段[2]。
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图 1 鄂尔多斯盆地构造单元简图 Fig. 1 Schematic structural units in Ordos Basin |
中元古界长城系碎屑岩和蓟县系碳酸盐岩是发育于盆地结晶基底之上的第一套沉积岩盖层，其后由于中元古代末的蓟县运动使古华北板块整体抬升，缺失青白口系，仅在盆地西南缘发育元古宇震旦系沉积[3]。伴随早古生代区域性的沉降及海侵，鄂尔多斯地区处于陆表海环境，沉积了以碳酸盐岩为主的寒武系和中、下奥陶统。受祁连和华北板块对冲影响，造成沉积具有以古隆起为界东西分异的特点，中—上奥陶统仅在盆地西缘、南缘发育，且地层发育较全、厚度大(最厚超过1200m)，自下而上依次发育桌子山组、克里摩里组、乌拉力克组、拉什仲组、公乌素组、蛇山组；中、下奥陶统在盆地中东部仅发育马家沟组。中奥陶世末加里东运动造成整个华北地区整体抬升，鄂尔多斯盆地作为华北板块的一部分，也经历了长达140Ma的沉积间断与风化剥蚀，缺失志留系、泥盆系和下石炭统，形成奥陶系顶部风化壳岩溶储层(图 2)[4-6]。晚石炭世盆地开始新一轮沉降，在盆地中东部发育一套滨浅海和陆相交互的含煤系地层——太原组、山西组；盆地西缘石炭系属祁连海沉积体系，发育一套陆棚、潟湖、潮坪地层——靖远组与羊虎沟组，石炭纪形成盆地天然气成藏最为重要的煤系烃源岩。中—晚二叠世海水完全退出鄂尔多斯地区，发育内陆湖盆—三角洲沉积体系，储集砂体大面积分布，与广覆式分布的煤系烃源岩相互叠置形成上古生界致密砂岩气藏[7-8]。中生代晚期的印支运动结束了南海北陆的古构造格局，鄂尔多斯盆地进入独立演化阶段，为内陆坳陷盆地。上三叠统延长组沉积时期为湖盆鼎盛期，发育以长7段富有机质泥页岩为代表的沉积及长6段、长8段大型三角洲—重力流砂岩沉积，形成大型低渗透岩性油藏[9-12]。印支运动末期盆地再度隆升，延长组遭受长期侵蚀，形成沟谷纵横、残丘广布的古地貌，为侏罗系古地貌油藏的发育创造了有利条件[13-14]。鄂尔多斯盆地在纵向上具有“上油下气”的油气藏分布特点，发育两套含油层系——侏罗系延安组、三叠系延长组；发育两套含气层系——上古生界碎屑岩、下古生界碳酸盐岩，这也是长庆油田的主要勘探目标。
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图 2 鄂尔多斯盆地油气地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column in Ordos Basin |
近年来，长庆油田持续强化风险勘探领域的研究与评价，主要在鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下深层白云岩、二叠系太原组石灰岩和盆地西南部三叠系延长组纹层型页岩油三大风险勘探领域取得了油气成藏新认识，指导勘探实现了重大突破与发现。
2.1 奥陶系盐下深层白云岩领域奥陶系盐下历经30年勘探，先后以盐洼区与环盐洼膏质岩区为勘探目标，初步明确了该领域的油气地质条件，少量探井在环盐洼膏质岩区的马五5—9亚段获得工业气流，但白云岩储层更为发育的马四段及其深层，仅极少区域探井试气获低产天然气，未能获得工业气流[15]。近年来，面对盆地东部奥陶系盐下资源潜力大、勘探程度低、突破难度大的现状与挑战，长庆油田始终坚持碳酸盐岩新领域、新类型勘探及研究不动摇，以奥陶系马四段为目标，风险勘探与甩开预探并重，开展了不懈探索。通过甩开侦察(1993—2006年)、持续探索(2007—2018年)及风险勘探(2019年至今)3个阶段持之以恒的勘探，形成了新的地质认识，指导部署钻探风险探井MT1井，实现了盐下勘探的重大突破。
2.1.1 奥陶系盐下白云岩岩性气藏成藏认识鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组发育碳酸盐岩与膏盐岩共生的体系沉积，纵向上具有明显的旋回性沉积特征，据此将马家沟组自上而下划分为马六段、马五段、马四段、马三段、马二段和马一段共6段[16-17]。其中海退沉积旋回为马一段、马三段、马五段，主要发育膏盐岩及碳酸盐岩沉积；海侵沉积旋回为马二段、马四段、马六段，主要发育碳酸盐岩沉积(图 3)[18]。最厚的一套海侵碳酸盐岩沉积(150~300m)是奥陶系盐下的马四段，且分布广泛，面积约为5.0×104km2，是奥陶系盐下最具勘探潜力的层系[19-20]。地质分析表明盐下具有较好的生、储、盖地质条件，具备形成大规模天然气藏的潜力。
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图 3 鄂尔多斯盆地中东部奥陶系地层综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column of the Ordovician in the central-eastern Ordos Basin |
盆地奥陶系盐下马四段天然气甲烷碳同位素值为-45.1‰~-36.4‰，甲烷氢同位素值为-192.1‰~-142.5‰，甲烷的碳、氢同位素组成与国内外重要含油气盆地油型气接近，而与煤成气碳、氢同位素组成存在显著差异，指示奥陶系盐下马四段气藏以油型气为主，奥陶系盐下海相烃源岩是主要的气源。
有机地球化学分析研究表明，生烃母质为浮游藻类、细菌，有机碳含量为0.3%~1.8%，烃源岩以泥质碳酸盐岩为主，存在明显碳同位素“负漂”现象，证实了有机酸盐的存在。有机酸盐是碳酸盐岩特殊烃源类型，生烃转化率为74%~83%，生气能力是Ⅱ型海相有机质的3倍，对生烃有重要贡献。
盐下白云岩储层当中的气体包裹体温度为120~160℃，海相烃源岩热演化成熟开始大量生烃的时期为印支末期—燕山期，这个时期烃源岩通过构造和裂缝为马四段白云岩储层供烃，源储配置关系为自生自储式。
2.1.1.2 奥陶系盐下马四段发育台内滩、台内丘白云岩有利储集体盆地中东部盐下马四段受乌审旗古隆起和盐下低隆控制，发育台内滩、台内丘两类白云岩储集体(图 4)。台内滩储层以砂屑白云岩为主，平均孔隙度为3.71%，渗透率为0.027mD; 台内丘储层以豹斑状白云岩为主，平均孔隙度为5.81%，渗透率为0.035mD。马四段由多个向上变浅的旋回叠加组成，易于发生准同生白云岩化作用，形成薄层多套、纵向叠置的白云岩储层。横向上台内丘滩体侧向迁移，多期叠置，连片分布(图 5)。
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图 4 鄂尔多斯盆地奥陶系马四段岩相古地理图 Fig. 4 Lithofacies paleogeographic map of the fourth member of the Ordovician Majiagou Formation in Ordos Basin |
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图 5 鄂尔多斯盆地奥陶系盐下成藏模式图 Fig. 5 Hydrocarbon accumulation pattern in the subsalt Ordovician in Ordos Basin |
盆地中东部地区奥陶系马家沟组发育碳酸盐岩—膏盐岩交替的旋回沉积，最大海侵碳酸盐岩沉积层为马四段，马四段天然气藏的重要封盖层位为上部的马五段膏盐岩，包括马五6、马五8、马五10亚段等多套膏盐层，厚度为30~150m，连续分布，面积超5×104km2。奥陶系盐下马四段气藏获得了很好的保存条件，是因为上部有封盖性能极佳的膏盐岩，由于燕山期盆地东部抬升天然气膨胀，气藏压力系数达到1.6~1.8，普遍较高。
2.1.1.4 构造、断裂控制盐下马四段天然气高产富集地震—地质综合解析证实，盆地中东部奥陶系乌审旗古隆起东侧，盐下低隆构造带断裂发育，构造高部位利于天然气富集。构造和裂缝对盐下马四段天然气富集起到了很重要的控制作用，在MT1井中盐下马四段储层储集空间以裂缝、溶蚀孔为主，少量基质白云岩晶间孔，发育断控裂缝系统和致密基岩互层组合形成的“栅状”储集体，是油气运移的优势通道，大幅提升储层渗流能力。
2.1.2 风险探井MT1井获高产气流，盐下深层获重要突破2021年以奥陶系盐下丘滩体为目标的风险探井MT1井试气获得35.2×104m3/d高产气流，实现了盐下天然气勘探的历史性突破，揭示了盆地一个新的含气系统。通过开展精细评价，落实含气面积1300km2，新增预测储量2000×108m3，初步落实盐下多层系有利勘探面积超2×104km2，盐下勘探突破对碳酸盐岩新领域油气勘探具有革命性意义。同时，马四段之下还有马三段、马二段等新的勘探层系，前景好，有望在盆地盐下深层形成新的万亿立方米战略接替领域。
2.2 二叠系太原组石灰岩领域下二叠统太原组沉积晚期，在鄂尔多斯盆地发生大面积海水入侵，使得盆地内绝大部分地区展布太原组，且厚度相对稳定，太原组在盆地北部局部地区及盆地东南角缺失。太原组属浅海陆棚、障壁岛潮坪沉积环境，沉积在石炭系本溪组之上。盆地太原组主要是陆源碎屑物和碳酸盐岩类的混合沉积，发育石灰岩、泥岩、砂质泥岩、砂岩及煤层(图 6)[21]。广泛分布的石灰岩和煤层，是盆内天然气生成的重要物质基础，石灰岩是太原组重要的储层，普遍具有含气显示，展现出了较好的勘探潜力[22]。这一套石灰岩沉积，厚度为5~30m(图 7)，含气普遍，但长期认为储层致密，难以成藏。近年来，深化成藏地质综合研究，强化工程技术攻关，通过风险探井部署实施，勘探取得重大进展。
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图 6 鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系地层柱状图 Fig. 6 Stratigraphic column of the Carboniferous-Permian in Ordos Basin |
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图 7 鄂尔多斯盆地太原组石灰岩分布图 Fig. 7 Distribution of Taiyuan Formation limestone in Ordos Basin |
盆地太原组自上向下发育东大窑、斜道、毛儿沟、庙沟等4套生屑灰岩，其中斜道、毛儿沟石灰岩分布较广，平面上具有“北砂南灰”地层分布特征，4套石灰岩叠合面积为2.5×104km2。生屑灰岩中生物化石含量在5%~45%之间，平均含量为25%，生物类型以有孔虫类、棘皮类等窄盐性生物和瓣鳃类、介形类等广盐性生物化石为主。老井复查发现有多口探井见到明显的气测显示异常，证实太原组石灰岩具有普遍含气特征。
2.2.1.2 大面积发育生屑滩、生物丘有利储层太原组沉积期，沉积古地形具有西高东低、北高南低特征，发育“西滩东丘”沉积格局，随着海侵范围逐渐增大，生屑滩、生物丘逐渐向西、向北迁移，规模逐渐增大。太原组石灰岩形成于陆表海潮坪环境，潮下带水动力强，光照充足，生物碎屑及藻类大量分布，发育生屑滩沉积微相及生物丘沉积微相，其中生屑滩沉积微相储层厚4~10m，平均厚6.3m，生物丘沉积微相储层厚2~8m，平均厚5.2m。
2.2.1.3 多类型储集空间储、渗能力强太原组石灰岩储层具有溶孔、晶间溶孔、晶间微孔、微裂缝等叠置组合发育特征，构成立体网络储集空间，具有较好的储集性能及渗流能力。生屑滩发育生屑粉晶灰岩，生物丘发育藻粘结灰岩，储集空间以溶孔、晶间孔为主，平均孔隙度为2.6%，平均渗透率为0.21mD。高压压汞联合低温液氮吸附分析表明，太原组石灰岩孔喉半径主要分布在50~500nm之间，大于100nm亚微米级孔喉占50%以上。
2.2.1.4 “三明治”模式有利于成藏盆地太原组石灰岩夹于多套煤层之间，其中主力烃源岩8号+5号煤层厚8~24m，分布面积广，平均有机碳含量为67.3%，Ro普遍大于1.3%，具有良好的生烃潜力。石灰岩夹在主力烃源岩5号煤层、8号煤层之间，煤层生成的天然气在高的源储压差作用下充注聚集成藏，形成典型的“三明治”成藏模式，勘探潜力大(图 8)。
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图 8 鄂尔多斯盆地太原组石灰岩天然气成藏模式图 Fig. 8 Gas accumulation pattern in Taiyuan Formation limestone in Ordos Basin |
2022年以太原组石灰岩为目标的风险探井YT1H井、ZT1H井试气分别获得54.9×104m3/d、12.5×104m3/d高产气流，石灰岩新领域天然气勘探取得重大进展，带动了1.5×104km2现实接替领域获得突破。通过勘探开发一体化实施，在横山地区快速提交探明储量百亿立方米，预测储量千亿立方米，石灰岩新领域天然气勘探取得重大进展——发现了横山大气田。
2.3 三叠系延长组纹层型页岩油领域鄂尔多斯盆地晚三叠世早期，华北陆块与扬子陆块在这个时期拼合，在盆地西南部形成延长组沉积，沉积相为大型陆相浅水湖泊相[23]。延长组沉积期湖盆的形成经历了发展和消亡，最终沉积了河流—三角洲—湖泊相碎屑体系[24-26]，自下而上依次划分为长10—长1共10个油层组[27-28]。其中，湖侵阶段为长10—长8沉积期，主要发育进积型河流—三角洲沉积体系。在盆地长7段沉积期，由于鄂尔多斯板块周缘较为活跃，受到北东方向垂向隆升和南西方向强烈挤压的影响，发生了南北不均衡、不对称的快速坳陷[29-30]，这是湖盆的最大发育期，形成了以长73黑色(泥)页岩为代表的沉积，具有良好的页岩油勘探潜力。长7段主要发育3类页岩油类型：(1)夹层型：以块状细砂岩为主，纵向上多期叠置，厚度大，已探明10亿吨级庆城大油田，建成了百万吨开发示范区；(2)纹层型：为细砂岩、粉砂岩、页岩、泥岩等频繁薄互层；(3)页理型：以高TOC页岩为主，夹凝灰岩薄层(表 1)。多年来瞄准以泥页岩为主的“深水蓝区”不放松，在延长组长72-1亚段夹层型页岩油探索的同时，对长73亚段纹层型页岩油持续开展勘探，攻关研究纹层型页岩油甜点评价标准、甜点段分布发育规律及产能主控因素等复杂问题[31]。2022年纹层型页岩油风险勘探获得重大突破。
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表 1 鄂尔多斯盆地长7段页岩油类型划分表 Table 1 Classification of shale oil types in the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin |
在扬子板块与华北板块挤压碰撞动力学条件下，鄂尔多斯盆地湖盆底形总体呈东部较为宽缓、西部陡窄的不对称坳陷形态。受西南物源影响，在较陡的底形及充沛的物源供应下，富含泥砂的沉积物搬运至湖盆中部，成为纹层型页岩油风险勘探的主要目标。湖盆中部纹层型页岩油主要以低密度浊流沉积为主，沉积速率低，砂岩、泥岩、页岩厚度薄，纵向上频繁互层叠置。
通过重点取心井厘米级精细解剖，延长组长73亚段可识别出0.1~260cm砂岩、泥岩、页岩多岩性频繁互层叠置的纹层复合段，单层厚度主体分布在1~60cm，占比可达80%以上，累计厚度平均为15.3m。整体来看，长7亚段岩石粒度较细，普遍小于0.0625mm，主体分布在0.0039~0.0625mm，占比为57.8%。
2.3.1.2 长英质纹层段构成页岩油的勘探甜点长73纹层段可划分为长英质、黏土质两大类纹层类型，主要由长英质(石英38%、长石16%)、黏土质(伊/蒙混层为主，占35%)组成，脆性矿物含量高，平均为64.7%。长英质纹层由细砂岩和粉砂岩组成，孔隙类型多样、复杂，粒间孔、溶孔、晶间孔等发育。长英质纹层平均孔隙半径为2~8μm，孔隙度为3.5%~10%，平均为6.11%，渗透率为0.008~0.3mD，平均为0.07mD，均具有一定的储集空间。长英质纹层以游离态为主，含油饱和度高。纹层段孔隙结构好、脆性指数较高、可动流体饱和度高，为有利的甜点段。长73纹层段“甜点”评价标准：纹层段厚度大于或等于3m;长英质纹层占比大于或等于40%;黏土质纹层厚度小于或等于3m;长英质含量大于或等于50%;黏土含量小于或等于30%;含油饱和度大于或等于45%;孔隙度大于或等于3.5%，渗透率大于或等于0.008mD; 脆性指数大于或等于43%。
2.3.1.3 建立延迟时间、厚度公式以及反演模式纹层段识别方法突破以往地震解释预测思路，建立了波谷延迟时间与纹层段厚度公式以及相控波形指示反演模式，创新了识别技术，明确了纹层段分布特征。通过研发基于结构特征的电成像图像增强技术以及M—N交会法泥质含量计算新模型，实现了纹层段精细识别，识别符合率达到90%以上。利用测井、地震，精细刻画长73纹层段厚度展布，范围约为0.5×104km2。
2.3.1.4 初步形成压裂改造技术模式通过岩石力学基础测试及水力压裂物理模拟实验，采用取心井全直径岩心，分别开展了纵向不同位置人工裂缝扩展过程实时扫描测试，三维建模研究，创新提出了纹层型页岩油“互”字形裂缝形态扩展；结合室内研究和矿场实践认识，形成了“优先砂层射孔，高黏液、适度排量连续泵注造缝高，低黏液、大排量循环泵注造缝长”的压裂设计思路，建立了以提高裂缝高度为核心的立体压裂模式。
2.3.2 风险勘探获高产油流，实现了页岩油勘探新突破综合地质研究、老井复查及重新解释以及水平井先导实验攻关，先后部署实施了4口风险探井，Chengy1井、Chengy2井、Liy1H井、Chiy1H井均获高产油流，纹层型页岩油资源落实新增预测储量亿吨(图 9)。长73纹层型页岩油勘探的突破，开辟了鄂尔多斯盆地勘探新领域，解放了近百亿吨的资源规模，为长庆油田上产—稳产夯实了资源基础，对我国非常规石油资源的勘探开发起到重要的战略意义和引领示范作用[32]。
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图 9 鄂尔多斯盆地延长组长73纹层型页岩油预测储量分布图 Fig. 9 Distribution of predicted reserves of the laminated type shale oil in the third sub member in the seventh member of Yanchang Formation in Ordos Basin |
为实现今后一个时期鄂尔多斯盆地风险勘探领域的有序接替，分重点攻关与区带准备两个层次梳理出未来盆地风险勘探的主要方向。
3.1 重点攻关勘探领域方向围绕未来接替新领域，结合“十四五”油气勘探发展目标，进一步突出基础研究和整体研究，深化成藏理论认识，在深层煤系气、海相页岩气、海相页岩油发现苗头；在中元古界长城系获得了新认识，综合评价认为这些领域具备较好的成藏条件，是寻求风险勘探新突破的现实方向。
3.1.1 海相页岩气中—晚奥陶世，受祁连—秦岭古洋盆和华北板块对冲影响，鄂尔多斯盆地本部隆升高于海平面，不发育中—上奥陶统；中—上奥陶统仅在盆地西缘、南缘发育，沉积的地层厚度大。这一时期，盆地本部抬升，但是在西部地区发生明显的差异沉降，自东向西水体逐渐变深，发育台缘斜坡相—广海陆棚相—盆地相沉积体系，在盆地西部乌拉力克组形成一套镶边的陆缘海沉积体系(图 10)[33]。2020年，盆地西缘中段ZP1井在奥陶系乌拉力克组试气获26.48×104m3/d无阻流量(AOF)高产气流，展示该领域具有较好的勘探前景。
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图 10 鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组岩相古地理图 Fig. 10 Lithofacies paleogeographic map of Wulalike Formation in the western Ordos Basin |
盆地西部奥陶系乌拉力克组岩性主要为黑色页岩。在平面呈南北向竖状分布，厚度为40~140m，面积约为2.5×104km2，整体具有“北厚南薄、西厚东薄”的特征。TOC值一般为0.43%~1.52%，平均为0.86%。生烃母质以放射虫、硅藻等硅质生物为主，干酪根类型为Ⅰ、Ⅱ1型；Ro整体较高，为1.81%~1.95%，平均为1.90%，局部受构造抬升影响，Ro为0.72%~1.25%。乌拉力克组页岩发育晶间孔—裂缝立体储集空间，基质孔隙度平均为3.16%，裂缝孔隙度为0.2%~2.43%，裂缝孔隙度平均为1.59%。页岩含气量较高，一般为1.47~2.21m3/t，以游离气为主。
综合研究认为盆地西缘海相页岩气有3个有利区，分别是上海庙、棋盘井和马家滩(图 10)。上海庙有利区断块发育，保存条件差；棋盘井、马家滩有利区构造稳定，保存性好，为含气富集区。
3.1.2 元古宇长城系鄂尔多斯盆地前寒武纪发生一系列地质事件，古元古界滹沱系拼合基底之上，沉积了中、新元古界长城系、蓟县系、震旦系第一套盖层[34]，但中、新元古界分布范围、沉积厚度存在较大的差异。长城系厚度为0~5500m，分布最广，约为23×104km2(图 11)；蓟县系和震旦系向盆地西南方向分布范围逐步缩小，缺失新元古界青白口系[35]。中元古界长城系潜力大，是鄂尔多斯盆地超深层勘探的主力地层。
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图 11 鄂尔多斯盆地元古宇长城系厚度图 Fig. 11 Thickness map of the Proterozoic Great Wall System in Ordos Basin |
根据盆地构造演化史，元古宙长城纪发生多次构造运动，在蓟县系沉积后，中、新元古界经历了9亿年的隆升，其后的埋藏演化史与下古生界基本一致，盆地北缘发生了强烈变质作用。盆地中部的Tao59井、盆地南部的JiT1井以及南缘中条山地区永济陶家窑露头剖面的暗色烃源物质的沥青质反射率值为2.20%~2.80%，证明了盆地内部的长城系暗色烃源岩未变质[36-39]，达到过成熟干气生成阶段，进一步证明了鄂尔多斯盆地长城系具备自生自储式天然气成藏条件。
2021年风险探井JT1井在长城系钻遇优质石英砂岩储层，物性较好，证实了乌审旗古隆起及周边长城系主要发育滨岸相砂岩，并经历多期风化壳改造，储层储集性能好，平均孔隙度为11.25%，平均渗透率为1.39mD。JT1井在长城系首次突破出气关，提振了元古宇勘探的信心。
2022年，为了进一步探索盆地内部元古宇局部坳陷的生烃及成藏潜力，了解中、新元古界储层发育及含气情况，寻找盆地深层天然气勘探接替层系，部署了风险探井——PT1井。若勘探突破，对于鄂尔多斯乃至整个华北克拉通区古老含油气系统勘探均具有重要的战略意义。
3.1.3 延长组下组合鄂尔多斯盆地延长组下组合指的是长9段、长10段。盆地长92亚段、长101亚段砂体受沉积体系控制主要发育西北、东北和西南3个方向砂体，横向延展范围广，长90~180km，宽20~160km，单层厚度大，连续性强，规模大，储层物性明显好于长8段。长91亚段优势储层主要集中在姬塬和陇东的局部地区，陕北长101亚段储层平均渗透率为6.3mD，平面上发育多个渗透率大于10mD的相对高渗区。
在南缘、东缘仕望河剖面、佳芦河剖面及汭水河剖面发现长9段湖相泥页岩沉积，厚度可达5~10m，分布较稳定，烃源岩条件较好，长10段在盆地东缘仕望河和延河剖面也发现暗色泥岩，厚度相对较薄，厚1~2m，也具有一定的生烃潜力。
长9段、长10段在姬塬、陕北盐池、吴起地区已探明地质储量千万吨，在陇东地区多口井钻遇工业油流。长10段沉降中心位于陇东地区、地层厚度大，长10段、长9段湖相泥岩为潜在烃源岩，上部长7段烃源岩叠合发育、生烃期存在异常高压，在湖岸线控制下的三角洲前缘带是有利成藏区带。
目前志丹、陇东地区长9段、长10段整体勘探程度、资源探明率相对较低，是风险勘探的目标靶区。
3.1.4 煤系致密气鄂尔多斯盆地晚古生代海陆过渡环境形成分布广泛的煤系地层，总厚80~160m，含煤5~11层。其中本溪组和山西组各一套主力煤层在全区发育，分别为本溪组顶部的8号煤层和山西组下部的5号煤层，煤层埋深总体在2600m以内。5号煤层厚2~8m，平均厚度在2.5m以上，连续性较好。8号煤厚度最大，多分布在6~16m，Ro为1.2%~2.4%，普遍进入大量生烃阶段，生气能力强(表 2)。
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表 2 鄂尔多斯盆地5号、8号煤岩特征对比表 Table 2 Comparison of rock characteristics between No.5 and No.8 coal seams in Ordos Basin |
煤体结构分为原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤、糜棱煤等4种。盆地煤岩主要为原生结构煤，以光亮煤、半亮煤为主。通过对盆地中东部8号煤岩的观察，煤岩宏观类型纵向上和平面上具有一定的规律性，纵向上，光亮煤主要分布在中上部；平面上，光亮煤主要分布在东部，向西向南北亮度减弱，多发育半亮煤及半暗煤。
5号煤岩镜质组平均为74.7%；惰质组平均为22.6%，以生气为主。总含气量分布于6.96~ 20.0m3/t之间，平均为10.92m3/t。8号煤岩镜质组含量高，介于47.6%~96.9%，平均为82.9%；惰质组介于3.1%~39.8%，平均为16.9%，以生气为主(表 2)。总含气量分布于12.97~33.77m3/t之间，平均为21.86m3/t，含气量高(表 2)。盆地中东部本溪组8号煤岩为中低灰分、变质程度较高的烟煤，灰分含量高于大宁—吉县地区，固定碳含量低于大宁—吉县地区。
8号煤岩孔隙类型以胞腔孔、气泡孔、割理缝为主，大部分被泥质充填。盆地东部孔隙度为0.54%~ 10.67%，平均为5.26%，渗透率为0.001~3.470mD，平均为0.985mD；乌审旗地区孔隙度为4.99%~6.55%，平均为5.55%，渗透率为10.9~14.6mD，平均为12.5mD；大宁—吉县地区孔隙度为0.54%~7.36%，平均为3.78%，渗透率为0.001~0.309mD，平均为0.026mD。
盆地中—东部本溪组5号、8号煤岩厚度大、埋深适中，热演化程度高，含气量大，有利于煤岩气富集成藏，综合评价资源量分别为5.08×1012m3、12.69×1012m3。
3.2 区带准备勘探领域方向随着勘探程度的不断提升，需要加大对储层渗透率低、非均质性强的“低、深、难、小、散”油气藏研究，在地质条件更为复杂的区域进行优选评价与勘探，为勘探提供后备接替领域。综合研究与评价认为，盆地内寒武系、西缘复杂构造区和奥陶系盐下新层系具有较好的勘探潜力，可以作为风险勘探深化研究接替领域的重要方向。
3.2.1 寒武系鄂尔多斯盆地寒武系钻井较少，产气及油气显示井集中在南缘庆阳古隆起周缘，在古隆起南侧和西侧见到气显示。
下寒武统海相烃源岩母质类型以低等浮游藻类为主，烃源岩热演化程度较高，等效镜质组反射率介于2.25%~4.87%之间，平均值为3.54%，处于过成熟阶段，具有一定的生烃潜力。此外，山西组、太原组及本溪组、煤系烃源岩发育，平均厚度为5~15m，气源供给充足，有可能形成上生下储气藏。
寒武系发育风化壳储层和滩相白云岩储层。地层从盆地南缘、西缘向盆地本部逐渐减薄，盆地本部具有隆坳相间的分布格局，庆阳古隆起具备发育台地滩相白云岩储层的地质条件。怀远与加里东两期构造运动在古隆起周缘形成了两套风化壳储层，空间上构成3种叠加方式：重合叠加区，风化淋滤时间长，岩溶储层最发育；分层叠加区，单期单层岩溶发育程度较重合叠加区差，但层数多；单层发育区，单期单层岩溶发育，层数少。
3.2.2 西缘复杂构造区鄂尔多斯盆地西缘构造复杂，受多期构造旋回控制，盆地西部古生界沉积充填特征与盆地本部差异显著，造就了西缘地区古生界发育奥陶系乌拉力克组、石炭系羊虎沟组两套烃源岩，形成多套源储组合，一直是风险勘探攻坚的主战场。近年来，在盆地西缘南段古生界油藏、中段源内致密气领域开展勘探，均见到新苗头。
3.2.2.1 西缘南段古生界致密油盆地西部奥陶系乌拉力克组发育台缘斜坡—广海陆棚—盆地相沉积体系，水体西深东浅。西缘南段处于硅质泥棚有利沉积微相带，乌拉力克组岩性以硅质泥页岩为主。该组平面分布相对稳定，厚度一般为100~150m，局部受断裂影响地层重复加厚。乌拉力克组发育海相烃源岩，受构造抬升影响，南段有机质成熟度相对较低，有利于生成页岩油藏。泥页岩厚277m，有机碳含量整体较高，为0.20%~1.70%，平均为0.82%。烃源岩腐泥组占90%以上；笔石换算等效Ro(0.91%~1.02%)、Tmax(450~460℃)指示其处于中高成熟的生油高峰期，可生成大量轻质油。热模拟实验计算产油率为40~50kg/t(TOC)。2022年YT3井在乌拉力克组获5.3t/d工业油流，展现了盆地西缘古生界具备海相页岩油勘探潜力。
3.2.2.2 西缘中段石炭系源内致密气盆地西缘石炭系属祁连海沉积体系，沉积早于盆地中东部，主要发育滨岸沼泽(潟湖)—滨浅海沉积环境，沉积了厚层的石炭系靖远组—羊虎沟组煤岩，间夹致密砂岩，宽缓向斜区保存条件相对较好，Z6井在羊虎沟组试气突破出气关，揭示该区带具备源内致密气成藏潜力。
羊虎沟组沉积期主体处于海湾—潟湖沉积相带，在石沟驿—韦州地区发育潟湖—障壁岛沉积体系，总体可分为两大区域性海侵、海退旋回。羊虎沟组厚达500~600m，煤系烃源岩累计厚400~430m。煤岩TOC平均为73.1%，暗色泥岩TOC介于0.30%~31.81%，平均为4.67%，Ro为1.81%~2.36%。
西缘向斜区面积约为1300km2，区内羊虎沟组沉积厚度大，煤系烃源生烃潜力大，源内砂岩含气普遍，具有保存条件好、成藏类型多样等优势。下一步探索水平井提产增效技术和潜力评价，力争开辟向斜区非常规气勘探新领域。
3.2.2.3 西缘中段隐伏构造带盆地西缘中段马家滩隆起东斜坡构造稳定，已发现青石卯—高沙窝大气田，西斜坡上古生界盒8段沉积相为河流相，储层物性好，平均孔隙度为8.1%，平均渗透率为0.8mD；在惠安堡—沙井子断层下盘发育大型隐伏构造带，下古生界奥陶系发育岩溶缝洞型、礁滩型等多种储层，与古生界烃源岩形成良好配置，具备规模油气成藏条件。经过多年的勘探和研究，地震、地质结合发现隐伏构造带沿惠安堡—沙井子断裂呈南北向并列、东西向成排分布发育，包含烟墩山隐伏构造带、惠安堡隐伏构造带、马家滩隐伏构造带，形成一系列研究成果与新认识：
(1) 通过沉积前古地貌恢复与滩体精细刻画，发现“斜坡隆起带高能滩”“潟湖东侧台内滩”“乌拉力克组尖灭线外台内滩”，奠定规模成储的物质基础；
(2) 自西向东形成“断溶体”“顺层岩溶”“岩溶高地”等带状展布的储层；
(3) 惠安堡—沙井子断裂下盘构造稳定，气藏保存条件好。
目前，初步落实西缘中段隐伏构造带勘探面积约7000km2，具有形成规模勘探的潜力。
3.2.3 奥陶系盐下新层系鄂尔多斯盆地中东部早古生代古构造具有次级分异特征，整体表现为“隆洼相间”的沉积古地理格局，导致沉积相带和储层分布也表现出较为强烈的分区性，形成伊盟古陆、中央古隆起、吕梁隆起、乌审旗—靖边低隆及靖西洼地、米脂洼地。沉积期古地貌控制了马二段、马三段沉积相带分异与展布，构造和演化控制了台内沉积分异，沿隆颗粒滩、藻丘和环洼膏云坪是储层规模发育的有利相带，白云岩储层累计厚10~50m。
马三段发育含膏云坪和台内颗粒滩两种有利沉积相；形成颗粒滩、藻丘和环洼膏云坪3类有效储层；马家沟组下组合发育海相烃源，主要分布于环盐洼周缘，生烃量大，利于在盐下马二段、马三段岩性相变带形成规模含气新层系。预计有利勘探面积3.9×104km2，储量规模为5000×108m3，若勘探突破，将开辟盐下勘探的新层系。
4 结论(1) 近年来通过持续加大基础地质研究，在鄂尔多斯盆地中东部分布的岩性油气藏储量规模不断扩大的同时，非常规页岩油气、太原组石灰岩、长73页岩油也取得重大进展和突破，实现了油气勘探的有序接替，也证实了新领域具有良好的勘探潜力。
(2) 通过整体研究和评价，海相页岩气、煤系致密气、延长组下组合、中元古界长城系4个领域整体成藏条件好，潜力大，目前研究已取得进展，风险探井若获突破，可带动形成新的规模接替领域，并实现规模向储量的快速转变。
(3) 为实现今后几年鄂尔多斯盆地风险勘探领域的有序接替，要加强对寒武系、西缘复杂构造区和奥陶系盐下新层系进行重点评价与深化研究，提出下一步风险勘探的钻探目标。
(4) 风险勘探各领域的理论创新、勘探和开发技术仍然面临极大的挑战性。下一步应持续加强针对不同地质条件的适应性理论创新，高效勘探开发技术攻关，夯实发展资源基础，积极充当国家重要能源基地作用，当好全国能源供应“压舱石”和“稳定器”。
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