第1章 低渗-超低渗油藏特征及开发概况
自21世纪以来，世界油气开发迅速进入低渗-超低渗领域，低渗-超低渗油藏资源丰富，但是存在着效益建产难度大、低压油藏驱替系统难以建立等***难题，通过不断的技术攻关和现场开发实践，低渗油藏成功实现了规模有效开发，经历了实践—认识—再实践的科学发展历程，从低渗、特低渗到超低渗油藏，油田开发的思路、技术、模式都在发生着深刻的变革，推动了低渗-超低渗油藏开发水平的不断提高。
1.1 概念与分类
低渗油藏的概念*早是在1997年由我国学者李道品等[1]提出，2011年石油天然气行业标准《油气储层评价方法》(SY/T 6285—2011)根据渗透率(K)的大小将碎屑岩储层正式划分为以下六类。
(1)特高渗：K≥2000mD③。
(2)高渗：500mD≤K＜2000mD。
(3)中渗：50mD≤K＜500mD。
(4)低渗：10mD≤K＜50mD。
(5)特低渗：1mD≤K＜10mD。
(6)超低渗：K＜1mD。
根据低渗油藏分类，把渗透率K＜50mD的油藏统称为低渗油藏。根据实际生产特征，按照油层平均渗透率可以进一步把低渗油藏分为以下三类。
**类为一般低渗油藏，其油层平均渗透率为10～50mD。这类油藏接近正常油藏，油井能够达到工业油流标准，但产量低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。
第二类为特低渗油藏，其油层平均渗透率K为1～10mD。这类油藏与正常油藏差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发，如安塞油田。
第三类为超低渗油藏，其油层平均渗透率K＜1mD。这类油藏非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，不具备工业开发价值。但如果其他方面条件有利，如油层较厚，埋藏较浅，原油性质比较好等，同时采取既能提高油井产能，又能减少投资、降低成本的有力措施，也可以进行工业开发，并取得一定的经济效益，如华庆油田。
1.2 资源与分布
我国低渗油气资源分布具有含油气多、油气藏类型多、分布区域广及“上气下油、海相含气为主、陆相油气兼有”的特点，在已探明的储量中，低渗油藏储量所占的比例很高，占全国储量的2/3以上，开发潜力巨大。仅2008年，低渗原油产量就占全国原油总产量的37.6%，低渗天然气产量则占全国天然气总产量的42.1%。
地处我国中部的鄂尔多斯盆地石油资源丰富，而且其因低渗、特低渗、超低渗闻名于世，号称“磨刀石”型油藏，曾被戏称为“井井有油、井井不流”。百年来，为了实现低渗油藏的有效开发，广大石油科技工作者不屈不挠地开展着“磨刀石”革命，史诗般地进行了低渗“长征”。
1995年，中国**个特低渗油田安塞油田成功开发，随后，低渗油田开发呈现加速推进之势，靖安油田、西峰油田、姬塬油田相继实现了高效开发。特别是2008年以来，被称为低渗新极限的超低渗油藏被大规模有效开发，低渗油田的神秘面纱被徐徐揭开，低渗油田原油产量以每年200万t的速度快速增长，在低渗油藏上建设大油田的梦想正在变成现实。
截至2018年底，鄂尔多斯盆地中生界石油资源量146.5亿t，累积动用探明储量52.05亿t。特低渗、超低渗油藏可动用地质储量占76.6%，产量占68.4%，低渗油藏产量占22.8%，分层系看，三叠系油藏产量占72.0%(图1.1～图1.3)。
图1.1 分类型可动用地质储量构成图
图1.2 分类型产量构成图
图1.3 分层系产量构成图
长庆油田低渗油藏整体处于高含水开发阶段，共有257个区块，其中“双高”油藏67个，地质储量占41.0%，产量仅占26.0%。目前剩余可采储量采油速度较高(11.4%)，部分油藏受采液强度大、边底水推进等影响，含水率上升快，产量递减大。特低渗油藏目前已进入高含水开发阶段，综合含水率60%以上油藏93个，地质储量占57.0%，产量占50.9%。整体上，含水率达到50%以后，受优势渗流通道及裂缝等影响，注采比上升，存水率下降、水驱指数大幅上升，采油速度下降，水驱效果变差，稳产难度加剧。
超低渗油藏多处于中含水开发阶段，受储层物性差、裂缝发育、有效驱替难建立等影响，采油速度低，低产低效井比例高，其中“双低”油藏56个，地质储量占69.3%，产量仅占46.1%。
1.3 油藏特征
1.3.1 构造特征
古生代至中生代早期，鄂尔多斯盆地属于大华北盆地的一部分。到了晚三叠世，受印支运动影响，华北盆地解体，逐渐形成鄂尔多斯盆地，特别是在上三叠统延长组**段(T3y1)沉积之后，盆地地形出现明显分异，南部以明显的斜坡向盆地内部倾没，北自马家滩，南至旬邑、铜川，东起延安、黄陵，西达环县、镇原，面积约4万km2的范围为深湖盆地区，形成了厚度达300～400m的深湖相沉积，这套深湖相地层是盆地中生界主要的烃源岩。之后，盆地继续抬升，湖盆开始萎缩。在盆地的东北、西南方向发育两大沉积体系，形成了巨大的(长6段沉积期)三角洲沉积体。这是自晚三叠世以来湖盆发生的**次大规模沉积建造，形成了巨型三角洲沉积体，是鄂尔多斯盆地延长组*重要的储层之一。随后盆地下沉，湖盆又经历了一次短暂的扩张时期，沉积了一套以粉细砂岩与粉砂质泥岩薄互层为主的沉积(长4+5段沉积期)。而后，随着地壳再次抬升，湖盆又一次进入萎缩期，湖盆北部抬升速度增大，湖水逐步向南退缩，沉积了一套以厚层、块状砂岩夹泥岩为主的沉积物(长2+3段沉积期)。湖盆进一步缩小，局部出现沼泽环境，沉积了一套砂、泥岩夹薄煤层，直至湖盆消亡。
鄂尔多斯盆地是我国内陆第二大沉积盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省(自治区)，面积约28万km2。盆地西缘是中国东部环太平洋构造域与西部古特提斯构造域的结合部；盆地南缘位于华北、华南两大地质单元的交接线附近；西南缘以深大断裂为界与祁连褶皱系和秦岭褶皱系紧密相连；盆地西北缘与阿拉善地块相邻，北部与内蒙古地轴呈岛弧状相接；盆地本部在地史过程中位于华北地台西部，也是中朝准地台的组成部分，虽然历经多次构造运动但均以整体升降发育为主，因此缺乏内部构造，在现今构造上表现为一个倾角不足的西倾大单斜。现今的鄂尔多斯盆地可以划分为五大构造单元，即位于盆地主体的陕北斜坡、盆地东缘的晋西挠褶带、盆地西部的天环拗陷、盆地北部的伊盟隆起及盆地南部的渭北隆起(图1.4)。
图1.4 鄂尔多斯盆地构造区划图
陕北斜坡由于简单表现为一个倾角不足的西倾大单斜，油气藏类型单一，是全盆地勘探程度*高和油气成果*丰富的地区，现今所发现的上、下古生界整装气田和安塞、靖安等地中生界亿吨级油田均发育在陕北斜坡范围内，成为盆地内部的勘探开发主体，所以，油气藏类型以岩性圈闭为主。
1.3.2 储层特征
1. 储层孔隙类型和孔隙结构特征
1)孔隙类型
孔隙按成因可划分为原生孔隙、次生孔隙和微裂隙三大类。原生孔隙主要指碎屑颗粒的粒间孔，也包括层间孔和气孔。次生孔隙是指在沉积岩形成后，因淋滤、溶蚀、交代、溶解及重结晶等作用在岩石中形成的孔隙和缝洞。
(1)原生孔隙主要包括残余粒间孔、杂基微孔等。
①残余粒间孔。盆地长6段—长8段主要表现为以残余原生粒间孔的形式存在。此类型为机械压实和多种胶结作用之后剩余的原生粒间孔，是*重要的孔隙类型之一，包括早期绿泥石薄膜胶结之后的残余粒间孔、石英和长石次生加大之后的残余粒间孔、浊沸石或黏土矿物充填胶结之后的残余粒间孔(图1.5)。
②杂基微孔。部分储层含有1%～7%的黏土杂基，在黏土晶片间有原生的晶间微孔分布(图1.6)。
图1.5 残余粒间孔
图1.6 杂基微孔
ZJ54井长6段，大片状的杂基伊利石，发育杂基粒内微孔
(2)次生孔隙。主要为溶蚀作用产生的溶蚀孔，还有少量自生矿物之间的晶间孔等。
①溶蚀孔。碎屑粒内溶蚀孔主要是长石粒内溶蚀孔，可以是沿长石解理面发育的微小溶蚀孔或溶缝，也可以是碎屑主体甚至整体被溶蚀形成的较大的粒内溶蚀孔或铸模孔。沿黑云母碎屑、炭屑或绿泥石解理溶蚀形成的粒内微小溶蚀孔也较为常见。此外少量岩屑和石英也发育微小的粒内溶蚀孔和溶缝(图1.7)。
图1.7 长石粒内溶蚀孔
②胶结物溶蚀孔。主要是浊沸石的晶内溶蚀孔，发育在陕北地区。多沿解理及其与薄膜绿泥石或碎屑接触的边缘缝隙分布，呈不规则的小孔缝状。溶蚀作用强烈时，也可形成较大的不规则溶蚀孔，甚至仅剩浊沸石小残晶。此外，方解石的晶体边缘亦常发育有锯齿状或港湾状溶蚀孔，而晶内溶蚀孔很少见。自生石英和自生黏土晶体中偶见微小的晶内溶蚀孔(图1.8)。
图1.8 浊沸石的晶内溶蚀孔
A、B表示晶内溶蚀孔
③粒间溶蚀孔。此类型为长6—长8储层*重要的孔隙类型之一。其成因与溶液在砂岩碎屑间流动时溶蚀部分碎屑边缘有关，也与部分填隙杂基和胶结物有关，可形成各种不规则状的，但相连通的溶扩粒间孔、贴粒孔和粒间溶蚀孔(图1.9)。
图1.9 粒间溶蚀孔
A、B、C表示粒间溶蚀孔
④晶间孔。多指发育在自生矿物晶体之间的孔，故多为晶间微孔，如伊/蒙混层蜂窝状微孔、绿泥石叶片状晶间微孔、不规则片状及丝缕状伊利石之间的网状微孔(图1.10)。
图1.10 晶间孔
A表示晶间孔
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