柴達木盆地西部地區(qū)致密油地質(zhì)特征及勘探領(lǐng)域

劉占國，朱超，李森明，薛建勤，宮清順，王艷清，王鵬，夏志遠，宋光永（. 中國石油杭州地質(zhì)研究院，杭州 3003；. 中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 7360）

柴達木盆地西部地區(qū)致密油地質(zhì)特征及勘探領(lǐng)域

劉占國1，朱超1，李森明1，薛建勤2，宮清順1，王艷清1，王鵬2，夏志遠1，宋光永1
（1. 中國石油杭州地質(zhì)研究院，杭州 310023；2. 中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202）

應(yīng)用大量鉆井和實驗分析資料，對柴達木盆地西部地區(qū)（簡稱柴西地區(qū)）致密油沉積環(huán)境、源儲及配置組合地質(zhì)特征進行綜合分析，預測出四大致密油勘探領(lǐng)域。柴西地區(qū)自古近紀以來受青藏高原持續(xù)擠壓隆升作用影響，沉積環(huán)境具三大顯著特征：①繼承性的古斜坡和凹隆相間的古地貌；②相對濕潤到干旱頻繁交替變化的古氣候；③高頻震蕩升降演化的湖平面和古鹽度。在其控制下，古近紀末期至新近紀早期發(fā)育了兩套規(guī)模大、生烴效率高的主力烴源巖，發(fā)育了碎屑巖和碳酸鹽巖兩類規(guī)模致密儲集層，形成了源儲間互、源儲共生和源儲側(cè)交 3種有利致密油源儲組合類型。評價預測結(jié)果揭示柴西地區(qū)存在咸化湖泊碳酸鹽巖、淺湖灘壩砂巖、三角洲前緣砂巖和深湖重力流砂巖 4類致密油儲集層類型及勘探領(lǐng)域，時空分布具層位集中、規(guī)律性強、有利面積大等特點，其中咸化湖泊碳酸鹽巖和淺湖灘壩砂巖致密油勘探潛力最大。圖6表2參21

致密油；地質(zhì)特征；勘探領(lǐng)域；柴達木盆地；致密儲集層

引用：劉占國, 朱超, 李森明, 等. 柴達木盆地西部地區(qū)致密油地質(zhì)特征及勘探領(lǐng)域[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(2): 196-204.

柴達木盆地受特殊地質(zhì)條件影響LIU Zhanguo, ZHU Chao, LI Senming, et al. Geological features and exploration fields of tight oil in the Cenozoic of western Qaidam Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(2): 196-204.

0 引言

柴達木盆地受特殊地質(zhì)條件影響，低孔、低滲油田廣泛分布[1]，自2011年引入致密油氣勘探新理論以來，對盆地致密油氣資源有了新的認識，其中柴達木盆地西部（以下簡稱柴西）地區(qū)扎哈泉地區(qū)扎 2井新近系上干柴溝組（N1）灘壩砂巖致密油的發(fā)現(xiàn)，拉開了柴達木盆地致密油勘探的序幕。截至2015年底，在柴西共部署石油預探井40余口，其中致密油見油氣顯示井約30口，獲工業(yè)油流井20余口，展現(xiàn)出良好的致密油勘探前景，已經(jīng)成為柴達木盆地重要的油氣勘探新領(lǐng)域[2-3]。

柴西地區(qū)致密油勘探已初見成效，但由于其儲集層類型復雜多樣，且大都具有單層厚度?。?～8 m）、層數(shù)多、橫向分布不連續(xù)等特征，使其致密油“甜點”區(qū)地質(zhì)評價難度較大。因此，本文應(yīng)用區(qū)內(nèi)大量鉆井和實驗分析資料，在前人認識基礎(chǔ)上，從沉積環(huán)境分析入手，對該區(qū)致密油形成的源、儲及其配置組合和成藏地質(zhì)特征進行了進一步闡述，最后從沉積環(huán)境及儲集層類型角度對該區(qū)致密油進行了分類和勘探領(lǐng)域評價，以期為該區(qū)致密油下步勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

圖1 柴西地區(qū)構(gòu)造區(qū)劃與地層特征簡圖

1 區(qū)域地質(zhì)概況

柴西地區(qū)勘探面積約3×104km2，西起阿爾金山東緣，東以鄂博梁—甘森一線為界，從南到北可劃分為昆北斷階、茫崖凹陷、大風山凸起、一里坪凹陷 4個二級構(gòu)造單元[3-4]。柴西地區(qū)新生界劃分如圖1所示，分別為路樂河組（E1+2）、下干柴溝組下段（E31）、下干柴溝組上段（E32）、上干柴溝組（N1）、下油砂山組（N21）、上油砂山組（N22）、獅子溝組（N23）和七個泉組（Q）。

2 致密油地質(zhì)特征

2.1 沉積環(huán)境特征

古構(gòu)造恢復研究表明，在古近紀末期至新近紀早期，受青藏高原持續(xù)隆升擠壓作用影響，柴西地區(qū)發(fā)育一系列同沉積逆斷層[5]，在其控制下區(qū)內(nèi)形成了繼承性的古斜坡和凹隆相間的古地貌格局。其中盆緣古斜坡包括柴西南（昆北斷階帶）、柴西北（大風山凸起帶）兩大緩坡區(qū)和阿爾金山前陡坡區(qū)[6]；古凹陷區(qū)主要發(fā)育在現(xiàn)今茫崖凹陷內(nèi)，包括紅柳泉—獅子溝、扎哈泉—切克里克、小梁山—南翼山、茫崖西和茫崖東五大沉積洼陷[1]，各洼陷區(qū)之間由古斜坡和古低隆分隔。與此同時，盆地海拔持續(xù)增高[7-9]，古緯度持續(xù)北移[10]，盆內(nèi)古植物孢粉、黏土礦物和沉積巖類型組合揭示柴西地區(qū)古近紀以來古氣候經(jīng)歷了相對濕潤到干旱的頻繁交替變化，同時盛行西北風[11-13]。受古氣候控制，湖盆古水體鹽度和湖平面經(jīng)歷了高頻震蕩升降演化歷程[14-15]。在古構(gòu)造、古氣候及古水體的共同控制作用下，柴西地區(qū)在古近紀末期至新近紀早期形成了有利的致密油源、儲及配置組合。

E31沉積期，古氣候相對濕潤，物源補給充分，湖平面相對穩(wěn)定上升，凹陷中心主要位于紅柳泉—獅子溝地區(qū)，近洼陷中心。紅柳泉緩坡區(qū)大規(guī)模辮狀河三角洲前緣砂體與烴源巖側(cè)向指狀交叉，七個泉—紅溝子陡坡區(qū)厚層近岸水下扇—濁積扇砂體直接被烴源巖包裹，從而形成了三角洲前緣和深湖重力流砂巖兩種有利的致密油儲集層。

E32—N1沉積早期，柴西地區(qū)致密油有利源、儲及配置組合最為發(fā)育?？v向上，由湖平面上升-弱咸化期、湖平面初始下降-半咸化期和湖平面快速下降-咸化期3個單旋回組成了多類型的致密油源儲配置沉積疊加組合。湖平面上升-弱咸化期，物源補給相對充分，古斜坡、古低隆區(qū)和洼陷區(qū)廣泛發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，在陡坡區(qū)和同沉積斷層下盤發(fā)育近岸水下扇和濁積扇砂體，以形成深湖重力流砂巖致密油源儲配置組合為主。湖平面初始下降-半咸化期，古低隆區(qū)和洼陷區(qū)以優(yōu)質(zhì)烴源巖沉積為主，在物源補給相對充分的緩坡區(qū)，三角洲進積砂體在由西北盛行風控制形成的波浪-湖流共同作用下形成了大規(guī)模灘壩砂體，其與下伏烴源巖形成了有利的灘壩砂巖致密油源儲配置組合；在物源補給相對匱乏的緩坡區(qū)，古鹽度相對較高，陸源碎屑與湖相碳酸鹽巖混合沉積儲集體發(fā)育，其與下伏烴源巖形成了有利的混積巖致密油源儲配置組合。湖平面快速下降-咸化期，盆地周緣物緣補給總體匱乏，湖盆古鹽度總體升高，洼陷中心以烴源巖和膏鹽巖沉積為主，古斜坡和古低隆區(qū)泥晶灰云巖、顆?；以茙r和藻灰云巖 3類湖相碳酸鹽巖儲集體大規(guī)模發(fā)育，與洼陷中心烴源巖形成了側(cè)向?qū)樱ü判逼聟^(qū)）和下生上儲（古低隆區(qū)）的有利碳酸鹽巖致密油源儲配置組合。

平面上，E32沉積期湖盆范圍最大，凹陷中心以半深湖—深湖相烴源巖沉積為主，阿爾金山前七個泉—紅溝子地區(qū)主要發(fā)育近岸水下扇碎屑巖致密油儲集層；柴西南紅柳泉—躍進斜坡區(qū)以灰云坪、藻丘—顆粒灘致密油儲集層為主；獅子溝—干柴溝水下古低隆區(qū)發(fā)育顆粒灘—灰云坪致密油儲集層；烏南—茫崖—大風山以東地區(qū)廣泛發(fā)育灰云坪致密油儲集層；柴西北斜坡區(qū)以灘壩致密油儲集層為主（見圖 2a）。N1沉積早期，在持續(xù)構(gòu)造擠壓作用影響下，相對E32時期半深湖—深湖范圍有所減小，集中分布在小梁山—咸水泉、干柴溝—茫崖。該時期大規(guī)模發(fā)育灘壩砂巖和藻丘—顆粒灘—灰云坪碳酸鹽巖兩類致密油儲集層，其中灘壩砂巖致密油儲集層在柴西南斜坡區(qū)沿半深湖—深湖相區(qū)呈帶狀展布；藻丘—顆粒灘—灰云坪碳酸鹽巖致密油儲集層大面積分布在柴西北斜坡區(qū)（見圖2b）。

2.2 烴源巖特征

柴西地區(qū)湖相烴源巖形成于半咸水—咸水環(huán)境，碳酸鹽巖含量均較高，一般為 20%～35%，局部高達45%。前人研究表明，柴西地區(qū)古近系—新近系咸化湖盆烴源巖生烴母質(zhì)以叢粒藻（又稱葡萄球藻）和顆石藻為主[16]，其本身含有大量可溶有機物，在低溫條件下，無需達到通常的生油門限溫度即可大量生烴，是一種非常好的生烴母質(zhì)[17-18]。烴源巖模擬實驗表明，柴西地區(qū)烴源巖產(chǎn)液態(tài)烴高峰對應(yīng)的有機質(zhì)成熟度（Ro）值為0.52%，當Ro值大于1.32%后以產(chǎn)氣為主。據(jù)此范圍，結(jié)合前人對該區(qū)優(yōu)質(zhì)烴源巖分布范圍研究成果[1]，對主力致密油烴源巖層段有機質(zhì)類型、生烴指標、累計厚度和分布面積進行了統(tǒng)計（見表1）。

E32沉積期烴源巖最為發(fā)育，平面疊合面積約1.2×104km2，其中Ro值在0.50%～1.32%范圍內(nèi)對應(yīng)的烴源巖疊合面積為5.1×103km2，厚度為100～1 000 m,有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，總有機碳含量（TOC）為 0.4%～1.2%，平均為 0.63%，氯仿瀝青“A”含量平均為0.102 1%，生烴潛力指數(shù)（S1+S2）為3.357 mg/g。N1沉積期烴源巖平面疊合面積約1.0×104km2，其中Ro值在 0.50%～1.32%范圍對應(yīng)的烴源巖疊合面積為9.9×103km2，厚度約100～700 m，巖性以暗色泥巖和灰泥巖為主，有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，TOC值為0.4%～1.2%，平均為0.48%，氯仿瀝青“A”含量平均為0.076 0%，生烴潛力指數(shù)（S1+S2）為2.301 5 mg/g。

由此可見，雖然柴西地區(qū)致密油烴源巖有機質(zhì)豐度較低，但其發(fā)育規(guī)模大、生烴效率高，為致密油勘探奠定了良好的資源基礎(chǔ)。

2.3 致密油儲集層特征

依據(jù)區(qū)內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的致密油儲集層大量巖心、薄片和實驗分析資料，柴西地區(qū)主要發(fā)育碎屑巖和碳酸鹽巖兩大類致密油儲集層巖石類型，多具混積特征。碎屑巖致密油儲集層以粉砂—細砂巖為主，顆粒成分主要為巖屑和長石，石英含量較低；填隙物成分中方解石和硬石膏膠結(jié)物含量普遍較高，含少量灰泥雜基；儲集空間類型主要為剩余原生孔、少量溶孔和微裂縫（見圖3a、3b）。碳酸鹽巖致密油儲集層以泥晶灰云巖、顆?；以茙r和藻灰云巖為主，多含粉—細砂和黏土陸源碎屑。其中泥晶灰云巖成分以泥—粉晶白云石和方解石為主，陸源黏土含量普遍在 25%～50%，多發(fā)育斑塊狀硬石膏，儲集空間類型以膏?？?、白云石晶間孔和裂縫為主（見圖3c）；顆?；以茙r顆粒成分主要為砂屑和鮞粒，普遍含陸源粉—細砂，粒間方解石和硬石膏膠結(jié)物發(fā)育，儲集空間類型以硬石膏膠結(jié)物溶孔為主（見圖3d）；藻灰云巖根據(jù)成分和產(chǎn)狀可細分為藻疊層、藻團塊和藻紋層灰云巖 3種類型，儲集空間類型主要為藻格架和藻屑溶孔（見圖3e、3f）。

圖2 柴西地區(qū)E32—N1沉積早期沉積相平面圖

表 2根據(jù)儲集層巖石類型對柴西地區(qū)致密油儲集層特征進行了綜合統(tǒng)計。可以看出，致密油儲集層孔隙度為2.4%～9.9%，滲透率為（0.05～1.00）×10-3μm2。其中藻灰云巖和顆?；以茙r儲集層物性最好，其次為細砂巖，粉砂巖和泥晶灰云巖儲集層物性均較差。根據(jù)中國主要盆地致密儲集層物性劃分標準[19-20]，可以把柴西地區(qū)致密油儲集層劃分為3類（見圖4）：Ⅰ類儲集層孔隙度為 7%～10%，滿足此標準的主要是藻/顆?；以茙r和細砂巖，典型地區(qū)有紅柳泉E31三角洲前緣砂巖、七個泉 E32重力流砂巖以及南翼山、咸水泉N1藻/顆?；以茙r；Ⅱ類儲集層孔隙度為 4%～7%，4種巖石類型儲集層均可達此范圍，柴西地區(qū)主要為該類致密油儲集層；Ⅲ類儲集層孔隙度小于4%，這類儲集層巖性以泥晶灰云巖和粉砂巖為主，盡管物性較差，但裂縫普遍發(fā)育，而且分布區(qū)域相對更靠近湖盆中心，因此也是該區(qū)有利儲集層類型。

表1 柴西地區(qū)致密油烴源巖特征綜合統(tǒng)計表

圖3 柴西地區(qū)致密油儲集層微觀特征

表2 柴西地區(qū)致密油儲集層特征綜合統(tǒng)計表

整體上，柴西地區(qū)致密油儲集層具巖性類型復雜、儲集層非均質(zhì)性強、單層厚度薄、層數(shù)多、縱向疊置、橫向不連續(xù)等特征，故其“甜點”區(qū)的評價及預測具有較大難度[21]。通過對該區(qū)致密油儲集層沉積環(huán)境、巖石組構(gòu)和成巖作用綜合研究，發(fā)現(xiàn)除晚期構(gòu)造裂縫改造儲集層外，各層系甜點儲集層基質(zhì)孔隙發(fā)育主要受沉積古構(gòu)造背景和沉積微相控制。對碎屑巖致密油儲集層的控制作用主要體現(xiàn)在：在相同壓實和膠結(jié)作用導致儲集層致密化背景下，優(yōu)勢微相區(qū)砂巖結(jié)構(gòu)成熟度、成分成熟度和單層厚度相對較高，更易于原生孔隙保存，例如扎哈泉N1致密油甜點儲集層主要分布在灘壩主體和濁積水道優(yōu)勢微相區(qū)，高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。對碳酸鹽巖致密油儲集層的控制作用主要體現(xiàn)在：沉積古構(gòu)造背景控制了柴西地區(qū)各類碳酸鹽巖分布，其中在同沉積逆斷層上盤和凹陷中心古低隆區(qū)，主要以顆粒灘和藻丘沉積為主，且更易于暴露溶蝕形成甜點儲集層，如躍進和英西地區(qū)E32致密油儲集層；在近凹陷中心遠離物源波及區(qū)，古鹽度較高，灰云坪儲集層泥質(zhì)含量低，白云石化程度高，溶孔和白云石晶間孔發(fā)育。

圖4 柴西地區(qū)致密油儲集層物性散點圖

2.4 源儲組合特征

通過上述致密油沉積環(huán)境分析，柴西地區(qū)致密油源、儲組合可以劃分為3種類型：①源、儲共生組合，即儲集體包裹于烴源巖之中，如柴西南七個泉E32重力流砂巖致密油；②源、儲間互組合，即淺湖相碳酸鹽巖或灘壩砂巖與烴源巖互層，主要發(fā)育在古斜坡區(qū)或者洼中低隆區(qū)，受水體震蕩升降影響，淺湖與半深湖交替出現(xiàn)，如英西、紅柳泉E32碳酸鹽巖致密油及扎哈泉N1灘壩砂巖致密油；③源、儲側(cè)交組合，即儲集體與烴源巖側(cè)向?qū)?，油氣直接運移至側(cè)方儲集層，這類儲集層主要為三角洲前緣砂，如紅柳泉E31致密油。相對而言，源、儲間互組合類型在柴西地區(qū)最為發(fā)育（見圖5）。

2.5 油氣運移特征

柴西油氣運移的驅(qū)動力主要為地層異常流體壓力，即剩余壓力。源儲共生及源儲間互組合的致密油運聚方式為油氣在剩余壓差的作用下克服毛細管力束縛，以滲流的方式直接注入與其接觸的儲集體微孔中聚集成藏；源儲側(cè)交組合的排烴方式為油氣借助剩余壓力差呈“活塞式”短距離側(cè)向充注至儲集層中[2]。相比而言，源儲共生或間互組合的油氣充注方式更加簡單、高效。

圖5 柴西地區(qū)致密油類型及源儲組合特征（剖面位置見圖1）

3 致密油類型及勘探領(lǐng)域

本文從沉積環(huán)境和儲集層類型角度，結(jié)合柴西地區(qū)致密油勘探實踐，將區(qū)內(nèi)致密油劃分為4種類型（見圖6）：咸化湖泊碳酸鹽巖致密油；淺湖灘壩砂巖致密油；三角洲前緣砂巖致密油；深湖重力流砂巖致密油。在此基礎(chǔ)上，依據(jù)已發(fā)現(xiàn)的各類致密油儲集層物性、厚度、面積和含油飽和度等參數(shù)，結(jié)合有利源儲組合沉積展布規(guī)律，評價、預測了 4類致密油勘探領(lǐng)域的潛力和分布（見圖6）。

圖6 柴西地區(qū)致密油類型及勘探領(lǐng)域（致密油烴源巖為E3—N1、Ro值為0.50%～1.32%烴源巖的疊合分布區(qū)）

①E32—N1咸化湖泊碳酸鹽巖致密油勘探領(lǐng)域。預測E32有利勘探面積約1 392 km2，資源量約（1.52～1.75）×108t，主要分布在柴西南紅柳泉—躍進和烏南—東柴山斜坡區(qū)，以及獅子溝—干柴溝古低隆區(qū)，埋藏深度2 500～4 500 m，其中紅柳泉—躍進地區(qū)勘探程度較高，烏南—東柴山斜坡和獅子溝—干柴溝古低隆區(qū)是下步勘探重點區(qū)帶。預測 N1有利勘探面積可達3 821 km2，資源量約（3.28～4.05）×108t，主要分布在柴西北尖頂山—小梁山—南翼山—油泉子—開特—油墩子—堿山地區(qū)，埋藏深度2 000～3 500 m，該領(lǐng)域目前發(fā)現(xiàn)的致密油儲集層僅局限在構(gòu)造高部位，低部位勘探潛力巨大。

②E32—N1淺湖灘壩砂巖致密油勘探領(lǐng)域。預測E32有利勘探面積約1 042 km2，資源量約（0.95～1.23）×108t，主要分布在柴西北尖頂山—大風山地區(qū)，埋藏深度2 500～4 500 m，目前尚無致密油發(fā)現(xiàn)。預測N1有利勘探面積約1 980 km2，資源量約（2.75～2.96）×108t，在柴西南和柴西北均呈帶狀分布，其中柴西南主要分布在紅柳泉—躍進—扎哈泉—烏南—東柴山斜坡帶，近年來該帶灘壩砂巖致密油勘探連續(xù)獲得重大發(fā)現(xiàn)，在扎哈泉—烏南—東柴山地區(qū)向湖盆中心區(qū)依然存在較大的拓展勘探潛力；在柴西北分布與E32勘探領(lǐng)域基本疊置，埋藏深度2 000～3 500 m，該領(lǐng)域目前發(fā)現(xiàn)的致密油儲集層僅局限在構(gòu)造高部位，低部位勘探潛力巨大。

③E31三角洲前緣砂巖致密油勘探領(lǐng)域。該類致密油發(fā)育于E31，預測有利勘探面積約355 km2，資源量約（0.44～0.61）×108t，主要分布在柴西南紅柳泉和烏南斜坡區(qū)，埋藏深度3 000～4 500 m。其中紅柳泉地區(qū)勘探開發(fā)程度已較高，近年來扎探1、扎探2等井在烏南斜坡區(qū)發(fā)現(xiàn)了致密油儲集層，表明該區(qū)具備一定勘探潛力。

④E32—N1深湖重力流砂巖致密油勘探領(lǐng)域。該類致密油主要發(fā)育在阿爾金山前陡坡帶，目前在七個泉已經(jīng)發(fā)現(xiàn)該類致密油，在獅北、咸水泉和紅溝子地區(qū)鉆井均揭示該類致密油的存在，預測該區(qū)有利勘探面積累計406 km2，資源量約（0.47～0.79）×108t，埋藏深度3 000～4 500 m。此外在柴西南扎哈泉地區(qū)N1也發(fā)育少量該類致密油。

4 結(jié)論

柴西地區(qū)自古近紀以來受青藏高原持續(xù)擠壓隆升作用影響，沉積環(huán)境具三大顯著特征：①繼承性的古斜坡和凹隆相間的古地貌；②相對濕潤到干旱頻繁交替變化的古氣候；③高頻震蕩升降演化的湖平面和古鹽度。

在沉積環(huán)境控制下，柴西地區(qū)自古近紀末期至新近紀早期發(fā)育了兩套規(guī)模大、生烴效率高的主力烴源巖，發(fā)育了碎屑巖和碳酸鹽巖兩類規(guī)模致密油儲集層，形成了源儲間互、源儲共生和源儲側(cè)交 3種有利致密油源儲組合類型。

從沉積環(huán)境和儲集層類型角度，柴西地區(qū)存在咸化湖泊碳酸鹽巖、淺湖灘壩砂巖、三角洲前緣砂巖和深湖重力流砂巖 4類致密油類型及勘探領(lǐng)域。評價預測結(jié)果揭示柴西地區(qū)致密油資源量豐富，各類致密油時空分布具層位集中、規(guī)律性強、有利區(qū)面積大等特點，其中咸化湖泊碳酸鹽巖和淺湖灘壩砂巖致密油勘探潛力最大。

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（編輯 黃昌武）

2016年中國石油十大科技進展

（1）古老油氣系統(tǒng)源灶多途徑成烴理論突破有效指導深層勘探。主要技術(shù)進展包括：①提出古老含氣系統(tǒng)具有3類生氣物質(zhì)：滯留烴、古油藏和“半聚半散”液態(tài)烴，從而提升高—過成熟區(qū)天然氣成藏地位。②發(fā)現(xiàn)地球軌道引力、大氣環(huán)流和分層海洋化學環(huán)境控制著元古代—下古生代富有機質(zhì)頁巖沉積，微生物類型與氧化還原條件決定了古老生烴母質(zhì)的生油氣性，元古界 7套優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育為古老油氣系統(tǒng)資源潛力評價和勘探前景預測提供了科學依據(jù)。③高溫高壓條件下有機-無機復合生烴機制，揭示了不同水-巖體系加氫反應(yīng)機制及其對天然氣生成的貢獻量，過渡金屬元素促進微生物繁殖及生烴演化，為深層古老油氣系統(tǒng)生油氣提供了新途徑。④提出古老地層中多源灶裂解氣晚期生成是下古生界天然氣規(guī)模成藏的關(guān)鍵因素，“多黃金帶”富氣理論拓展高—過成熟區(qū)勘探潛力，裂解氣充注與氣洗分餾作用是次生凝析氣藏形成的重要機制。（2）深層碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)突破有力支撐安岳大氣田規(guī)模開發(fā)。主要技術(shù)創(chuàng)新：①深層低孔碳酸鹽巖富集區(qū)預測技術(shù)，小尺度裂縫及厘米級溶蝕孔洞發(fā)育區(qū)預測符合率超過88%。②裂縫-孔洞型強非均質(zhì)高壓有水氣藏動態(tài)預測技術(shù)，生產(chǎn)效果預測符合率超過90%。③深層非均質(zhì)儲集層改造技術(shù)，自主研制可降解暫堵球、纖維轉(zhuǎn)向劑、轉(zhuǎn)向酸、耐溫180 ℃的膠凝酸和壓裂液，形成3種適應(yīng)不同儲集層特點、井型的分層轉(zhuǎn)向技術(shù)，作業(yè)成功率100%，產(chǎn)量提高1.5～8.6倍。④高產(chǎn)含硫氣田快速建產(chǎn)核心技術(shù)，在國內(nèi)首次實現(xiàn)大型含硫氣田地面工程標準化、模塊化、橇裝化、工廠化建設(shè)。（3）全可溶橋塞水平井分段壓裂技術(shù)工業(yè)試驗取得重大突破。主要技術(shù)創(chuàng)新：①高強可溶材料技術(shù)，可溶金屬材料體系抗壓強度達600 MPa，可溶高分子密封材料體系耐溫50～150 ℃、耐壓90 MPa。②預制破片可溶卡瓦技術(shù)，確保橋塞承壓可靠、壓后自行破碎。③仿生結(jié)構(gòu)和材質(zhì)組分優(yōu)化技術(shù)，橋塞溶解速度精準可控，可實現(xiàn)同一井不同層段溶解可控，也可實現(xiàn)不同區(qū)塊、不同油氣田壓裂的個性化需求。（4）PHR系列渣油加氫催化劑工業(yè)應(yīng)用試驗獲得成功。（5）滿足國Ⅴ標準汽油生產(chǎn)系列成套技術(shù)有效支撐汽油質(zhì)量升級。（6）醫(yī)用聚烯烴樹脂產(chǎn)業(yè)化技術(shù)開發(fā)及安全性評價取得重大突破。（7）微地震監(jiān)測技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用取得重大進展。

在采集方面創(chuàng)新了基于微地震震源機制、信號傳播效應(yīng)、接收條件等多屬性的微地震事件可探測距離分析方法；在處理方面創(chuàng)新了基于VSP（垂直地震剖面）的速度模型優(yōu)化技術(shù)、縱橫波聯(lián)合的精細速度模型校正技術(shù)、基于射孔信號的微地震事件識別和拾取技術(shù)、融合縱橫波時差法與多尺度能量掃描的微地震定位技術(shù)；在解釋方面創(chuàng)新了基于橢圓擬合的裂縫幾何形態(tài)描述技術(shù)、融合多學科數(shù)據(jù)的綜合解釋技術(shù)和微地震天然斷層檢測技術(shù)。（8）三品質(zhì)測井評價技術(shù)突破有力支撐非常規(guī)油氣勘探開發(fā)。主要創(chuàng)新包括：①首次提出非常規(guī)油氣儲集層的“七性參數(shù)”概念，形成了“七性參數(shù)”計算方法。特別是建立了靜態(tài)脆性指數(shù)測井表征新方法，解決了靜態(tài)脆性指數(shù)準確計算的世界性難題；提出了頁巖氣雙分子層吸附理論及高壓吸附氣含量計算模型，有效提升了深層頁巖氣含氣量計算的準確性。②首次建立生排烴效率測井計算新模型，形成全深度剖面烴源巖品質(zhì)評價新技術(shù)。③形成了宏觀與微觀相結(jié)合的儲集層品質(zhì)評價新技術(shù)，有效解決了致密儲集層精細評價及產(chǎn)能級別預測的技術(shù)難題。④形成了以可壓性指數(shù)為核心的工程品質(zhì)評價新技術(shù)，形成了地質(zhì)工程一體化油氣“甜點”測井評價方法。（9）膨脹管裸眼封堵技術(shù)治理惡性井漏取得重大進展?？稍诓桓淖冊芯斫Y(jié)構(gòu)的情況下，有效封堵復雜地層、治理惡性井漏。在全面掌握膨脹管材料、連接螺紋、膨脹系統(tǒng)工具及工藝技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過管材、連接、膨脹等關(guān)鍵技術(shù)的升級配套，形成了可實現(xiàn)小直徑下入、大直徑膨脹的膨脹錐，以及膨脹率大于 20%的膨脹螺紋等核心技術(shù)。（10）天然氣管道全尺寸爆破試驗技術(shù)取得重大突破。

（黃昌武 摘自《中國石油報》，2017-01-13）

Geological features and exploration fields of tight oil in the Cenozoic of western Qaidam Basin, NW China

LIU Zhanguo1, ZHU Chao1, LI Senming1, XUE Jianqin2, GONG Qingshun1, WANG Yanqing1, WANG Peng2, XIA Zhiyuan1, SONG Guangyong1
(1. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou 310023, China; 2. Exploration and Development Institute of PetroChina Qinghai Oil Field Company, Dunhuang 736202, China)

Using a large amount of drilling and experimental analysis data, this paper evaluates four potential fields of tight oil exploration in western Qaidam Basin from comprehensive analysis of geological conditions such as sedimentary environments, source rock evaluations, reservoir characteristics, and source-reservoir relationships. Influenced by continuous uplift of Tibet Plateau since Paleogene, the sedimentary environment of the western Qaidam Basin exibits three characteristics: (1) a paleo-topographic configuration consisted of inherited slopes, depressions and paleohighs; (2) frequent alternation of relative humid and arid paleoclimate; and (3) oscillation of salinity and level of the paleo-lake water. Preferential paleo-environment resulted in two sets of large-scale source rocks with high efficiency and two types of large-scale tight reservoir rocks (siliclastic and carbonate), deposited during the late Paleogene to early Neogene. The above source and reservoir rocks form favorable spatial relationships which can be classified into three categories: symbiotic, inter and lateral. Based on sedimentary environments and reservoir types, tight oil resource in western Qaidam Basin can be divided into four types, corresponding to four exploration fields: salty lacustrine carbonate tight oil, shallow lake beach-bar sandstone tight oil, delta-front-sandstone tight oil and deep lake gravity-flow-sandstone tight oil. The temporal and spatial distribution of tight oil has characteristics of layer concentration, strong regularity and large favorable area, in which the saline lacustrine carbonate and shallow lake beach-bar sandstone tight oil are the best exploration targets in the western Qaidam Basin.

tight oil; geological features; exploration fields; Qaidam Basin; tight reservoir

中國石油科技重大專項（2016E-0101；2016B-0303）

TE<122.2 class="emphasis_bold">122.2 文獻標識碼：A122.2

A

1000-0747(2017)02-0196-09

10.11698/PED.2017.02.03

劉占國（1980-），男，滿族，河北承德人，中國石油杭州地質(zhì)研究院高級工程師，主要從事沉積儲集層綜合研究。地址：浙江省杭州市西湖區(qū)西溪路920號，杭州地質(zhì)研究院，郵政編碼：310023。E-mail：liuzg_hz@petrochina.com.cn

2016-06-24

2017-02-08