鄂尔多斯盆地西南部彬长区块三叠系延长组7段3亚段页岩油勘探前景探讨

李志明，陶国亮，黎茂稳，钱门辉，谢小敏，蒋启贵，刘 鹏，鲍云杰,夏东领

(1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126; 2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,江苏 无锡 214126; 3.中国石化 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126； 4.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

世界石油工业正在从常规油气向非常规油气跨越[1]。美国凭借非常规油气的大规模商业化开发，已成功摆脱了原油主要依赖进口的局面,向实现能源独立的目标迈进。中国鄂尔多斯盆地凭借非常规油气资源尤其致密油勘探开发的快速发展，其年产油气当量已超过松辽盆地而成为中国最大的油气生产基地。鄂尔多斯盆地的致密油资源主要分布在湖盆中部三叠系延长组7段中上部(长71亚段和长72亚段)致密砂岩储层(孔隙度6%～12%，渗透率小于0.3×10-3μm2)[2-3]，2014年探明了中国第一个亿吨级大型致密油油田—新安边油田，近年已建设4个工业先导试验区[2,4-5]，已形成姬塬、华庆、安塞和镇原-合水4个探明地质储量10×108t级整装含油富集区[2]。同时，已有多口钻井在长7段烃源岩层(长73亚段)中获工业油流，预示着长7段也有较大的页岩油勘探前景[6]。长7段致密油主力产区分布于盆地中南部，范围北起陕西定边县、南抵甘肃正宁县、西至甘肃环县、东至陕西延安，面积约5×104km2[5]。区内获工业页岩油油流的井则主要分布于长73亚段底界埋深超过2 100 m、有机质热成熟度Ro大于0.85%的区域，与致密油主要发育的核心区一致。经典的页岩油定义是指赋存于富有机质页岩(泥岩)或与之密切共生的贫有机质岩相如碳酸盐岩、粉砂岩或砂岩等薄层内，通过非常规技术可采出的石油资源[7]。就鄂尔多斯盆地而言，可以将页岩油定义为长7段湖相页岩层内的油气聚集，储集层以黑色富有机质页岩为主，同时包括不能单独作为油藏单元开发的单个或多个薄砂岩夹层，属典型的源内油藏[8]。因此，鄂尔多斯盆地页岩油勘探的重点目标层系为长73亚段烃源层系。

中国石化在鄂尔多斯盆地南部拥有镇泾、彬长、旬宜和富县4个勘探区块，总面积约1.31×104km2。据全国第三次资源评价成果，探区内石油资源量为10.71×108t，探明率仅2.36%，已发现的油层主要分布在延长组的长2段、长4+5段、长6段、长8段和长9段,原油主要源自长73亚段油页岩[9-11]，同时长7段中上部本身也已成为鄂尔多斯盆地南部致密油勘探的重点突破层[12]，但对于鄂尔多斯盆地西南部长73亚段烃源层系是否具有页岩油勘探潜力尚无系统评价。为此，本文以位于正宁县西南12 km处(中国石化彬长区块东北部)的B-1井长73亚段取心段为例，在系统剖析取心段含油性及其赋存形式特征基础上，结合前人研究成果，探讨评价鄂尔多斯盆地西南部彬长区块长73亚段页岩油勘探前景，旨在为鄂尔多斯盆地西南部页岩油勘探决策提供依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北克拉通盆地的西南部，是在华北地台基础上发展演化形成的，在古老的变质岩基底上大范围接受沉积的时间长达400～500 Ma。期间经历加里东构造运动晚期、印支构造运动晚期和燕山构造运动晚期等多次大的抬升作用，造成了多个区域沉积间断，构成了不同时代盆地的叠加、复合，为多重叠合型盆地[2]。其中，晚三叠世时期，华北陆块与扬子陆块碰撞拼接，受秦岭造山活动的影响，在华北陆块西南部的鄂尔多斯地区形成了大型陆相湖盆[13]。区域探井揭示上三叠统为鄂尔多斯盆地主要的含油层，根据沉积特征自下而上可进一步分为长10段—长1段，其中长10段—长7段沉积期，为湖盆形成到发展的湖进期，至长7段沉积期湖盆演化达到全盛[8]。扬子与华北陆块碰撞、秦岭造山的区域构造活动的活跃是引起长7段最大湖泛的主要动力因素，为优质烃源岩发育提供了基本的地质条件，同期频繁的火山喷发活动与湖底热液活动等共同促进了优质烃源岩的大规模发育[14]。长7段自下而上可分为3个小层，即长73亚段主要为黑色油页岩，长72亚段以暗色泥岩为主，夹薄层粉-细砂岩，长71亚段发育暗色泥岩和中-薄层细砂岩[15]，其中长73亚段既是鄂尔多斯盆地主力优质烃源层，同时也是凝灰岩最发育的层段[16-17]，此外盆地南部发育浊积岩、震积岩及同沉积构造变形[18]。鄂尔多斯盆地现今构造形态总体显示为东翼宽缓、西翼狭窄的不对称盆地。盆地边缘断裂褶皱较为发育，而盆地内部构造为一个平缓西倾的单斜，地层倾角一般不足1°，局部发育低幅鼻隆构造[19]。

研究区彬长区块位于鄂尔多斯盆地西南部，南北横跨鄂尔多斯盆地渭北隆起与伊陕斜坡两个构造单元，主体属于伊陕斜坡区，剖析井B-1井位于彬长区块的东北部，属伊陕斜坡区(图1)。研究表明，早白垩世末之前渭北隆起应为大型鄂尔多斯盆地的一部分，整体以沉降沉积为主，晚白垩世渭北地区整体抬升主要受控于秦岭造山带中晚燕山期的抬升过程;始新世—渐新世以来的断块翘倾作用阶段，与秦岭造山带始新世以来的快速隆升以及渭河盆地新生代的快速断陷作用有关[20]；彬长地区长7段中上部(长71-2亚段)有效烃源岩单井平均厚度达到10.7 m，优质烃源岩单井平均厚度达3.5 m，长7底部(长73亚段)有效烃源岩单井平均厚度达14.6 m，优质烃源岩单井平均厚度达12.6 m[20]，现今长7段底界埋深900～1 550 m[21]，成熟度Ro(镜质体反射率)值主要介于0.50%～0.75%，普遍小于0.70%[22-23]，处于主生油阶段的早期。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元及研究区位置Fig.1 The locations of structural units in Ordos Basin and the study area

2 B-1井长7段取心段含油性与赋存形式特征

2.1 层位归属、样品采集与分析测试方法

B-1井是中国石化华北油气分公司在鄂南地区针对古生界油气评价部署的一口探井，为兼顾探索评价彬长地区延长组张家滩页岩(长73亚段)的页岩油勘探潜力，B-1井专门在延长组取了2筒岩心，取心段深度1 433.67～1 451.58 m，取心长度17.91 m。取心段岩心低温剖切、洗磨处理以及白光和荧光岩心图像扫描、伽马能谱分析在中国石化胜利油田分公司岩心库完成。已有的研究资料[6，12，24]表明相对长72亚段和长8段而言，长73亚段具有高自然伽马(且变化剧烈)、高声波时差、高感应电阻率和低密度的特征。因此，本文依据B-1井取心段测井资料、伽马能谱测定结果，结合白光和荧光岩心图像扫描和岩心观察结果，对取心段岩心层位归属进行了厘定，将1 433.67～1 447.72 m取心段归属于长73亚段，岩性以黑色纹层状页岩、层状泥岩夹灰褐色纹层状、薄层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩为主，其中长73亚段中上部(1 433.56～1 444.11 m)以黑色纹层状页岩、层状泥岩夹灰褐色纹层状、薄层状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩为主，而长73亚段下部(1 444.11～1 447.72 m)则以黑色纹层状页岩、层状泥岩与灰褐色薄层状、块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩互层为特征。根据岩心精细观察统计结果，黑色纹层状页岩、层状泥岩累计厚度14.30 m，灰褐色薄层状、块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩累计厚度3.61 m。将1 447.72～1 451.58 m取心段归属于长8段，岩性以浅灰、浅灰白色层状泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和块状粉砂岩为特征(图2)。

为系统评价B-1井长7段取心段的含油性及其赋存形式特征，在对取心段岩心系统观察描述基础上，结合白光和荧光岩心图像扫描等资料，采集典型样品151件，对采集样品全部开展了热解与多温阶热释(解)分析，对部分典型样品开展了有机岩石学等分析，分析测试均在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验地质研究中心完成。

2.2 有机地球化学基础参数特征

B-1井长73亚段取心段和长8段取心段典型样品的热解分析结果(表1；图3)显示，长8段取心段整体为非烃源层，而长73亚段取心段主体是一套优质烃源层系，尤其是长73段中上部层段，有机质类型属Ⅱ1。

受黑色纹层状页岩、层状泥岩与灰褐色纹层、层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩频繁互层产出的影响，其TOC，S1，S2，HI(氢指数=S2×100/TOC)、PI(产率指数=S1/(S1+S2))，OSI(油饱和指数=S1×100/TOC)以及Tmax等有机地球化学基础参数呈现显著的非均质性特征(图3)。其中长73亚段黑色纹层状页岩、层状泥岩的TOC含量介于0.06%～39.89%，平均为17.41%(n=116)；S1介于0～15.33 mg/g，平均为7.45 mg/g(n=116)；S2介于0.05～198.58 mg/g，平均为87.85 mg/g(n=116)；HI介于13～609 mg/g，平均为475 mg/g(n=116)；PI介于0～0.25，平均为0.09(n=116)；OSI介于0～94 mg/g，平均为45 mg/g(n=116)；Tmax介于425～448 ℃，平均为442 ℃(等效镜质体反射率Roe=0.72%)(n=116)，指示成熟度处于主生油阶段的早期。而长73亚段灰褐色纹层、层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层的TOC含量介于0.96%～7.48%，平均为4.76%(n=28)；S1介于1.62～19.29 mg/g，平均为8.80 mg/g(n=28)；S2介于3.75～40.93 mg/g，平均为24.09 mg/g(n=28)；HI介于266～625 mg/g，平均为486 mg/g(n=28)；PI介于0.16～0.44，平均为0.29(n=28)；OSI介于96～380 mg/g，平均为200 mg/g(n=28)；Tmax介于410～443 ℃，平均为435 ℃(等效镜质体反射率Ro=0.50%)(n=28)(表1)，呈现未熟-低熟的特征，与黑色纹层状页岩、层状泥岩成熟度特征不匹配。很显然，长73亚段层段中相对贫TOC、低S2的灰褐色纹层、层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩，具有相对高的S1,PI,OSI和相对低的Tmax值。研究表明运移烃的存在会导致样品的热解Tmax值抑制[25-27]，B-1井长73亚段层段灰褐色纹层、层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩热解Tmax值相对较低应与运移烃的浸染有关，并导致S1,PI和OSI值相对高(表1；图3，图4)。

参数层段/岩性长73亚段/纹层状页岩与层状泥岩长73亚段/凝灰岩、凝灰质粉砂岩夹层长8段/泥质粉砂岩、粉砂质泥岩TOC/%范围0.06～39.890.96～7.480.30～2.84平均17.414.760.97S1/(mg·g-1)范围0～15.331.62～19.290.02～0.51平均7.458.800.13S2/(mg·g-1)范围0.05～198.583.75～40.930.05～2.46平均87.8524.090.57HI/(mg·g-1)范围13～609266～6259～87平均47548643Tmax/℃范围425～448410～443447～457平均442435451PI范围0～0.250.16～0.440.17～0.43平均0.090.290.25OSI/(mg·g-1)范围0～9496～3807～18平均4520011样品数/件116287

图3 鄂尔多斯盆地西南部B-1井延长组取心段综合地球化学柱状图Fig.3 The composite geochemistry column of the cored interval of Yanchang Formation in Well B-1,southwestern Ordos Basin

2.3 含油性与赋存形式表征方法

富有机质层系的含油性及其赋存状态特征是制约页岩层系是否具有页岩油勘探前景的关键因素[28-32]。含油性表征可以通过有机地球化学分析与岩心物理方法来实现，但有机地球化学方法相对既快速又经济，并且不易遗漏岩石中不连通的封闭孔隙中的烃类[29]，故有机地球化学分析是富有机质层系含油性表征的最实用方法，主要是通过测定泥页岩中氯仿沥青“A”含量(%)或热解S1(mg/g)[27-41]和多温阶热释(解)法(厘定游离油S1-1、游离油S1-2、束缚油S2-1)(mg/g)[28-29，40-41]来实现定量表征，其中多温阶热释(解)法厘定的S1-1，S1-2和S2-1之和与沥青“A”基本相当[40]，与溶剂抽提法相比具有快速、经济与环保的优势[29]，并且实现了对研究样品中不同赋存形式油与滞留油总量的快速定量表征，为泥页岩层系页岩油有利勘探层段判识提供了依据[40]。多温阶热释(解)法的理论基础与分析流程、原理详见[40]。研究认为常规热解S1需要进行轻烃、重烃补偿校正[36-41]，多温阶热释(解)法已经通过提高热释温度来获得游离油S1-2、束缚油S2-1实现了重烃的补偿；同时，鄂尔多斯盆地长73亚段典型页岩全组分定量生烃模拟结果揭示在成熟度Ro小于0.80%之前，其生成的轻烃量与重烃量比值为0.15左右，轻烃量与总油量(轻烃量+重烃量)比值为0.13[42]，并且Jarvie 2012年研究发现富有机质页岩因致密和基质渗透率极低及有机质的高吸附效应，其轻烃部分在样品保存与前处理过程中损失很小，而夹层由于具有相对高的基质渗透率，其在样品保存与前处理过程中轻烃容易损失，仅能保留少量的轻质组分[43]。考虑到不同岩性在样品保存与前处理过程中轻烃损失的复杂性以及研究样品热演化程度较低，故本文在含油性评价中暂且忽略轻烃损失的补偿。

2.4 含油性与赋存形式特征

2.4.1 含油级别

北美页岩油勘探开发实践表明，泥页岩层系的含油饱和指数(OSI)大于100 mg/g层段才具有页岩油勘探潜力[7]，即相对每克有机碳而言，泥页岩中的油满足有机质吸附和互溶后，在孔缝系统中赋存的游离油量大于100 mg[43]。依据Jarvie 2012年提出的油饱和指数OSI评价泥页岩的含油级别划分方案[43-44]，B-1井长73亚段取心段含油级别特征如图4a，b所示。可见，B-1井长73亚段黑色纹层状页岩、层状泥岩典型样品的含油级别主要属中含油，次为高含油，少量属油显示和低含油，而灰褐色纹层、层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩的典型样品，其含油级别均显示为具页岩油潜力。

2.4.2 含油量与赋存形式

本文重点依据B-1井长73亚段取心段典型样品的多温阶热释法分析结果、结合有机岩石学、白光和荧光岩心图像扫描等资料，来分析评价长73亚段黑色纹层状页岩、层状泥岩与褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层的含油性与不同赋存状态油的含量与相对百分比率(表2，表3)。

长73亚段黑色纹层状页岩、层状泥岩典型样品的多温阶热释法分析结果统计显示，其总油含量介于0.09～67.10 mg/g，平均为31.11 mg/g(n=116)。其中游离油S1-1含量介于0～4.61 mg/g，平均为2.33 mg/g(n=116)，游离油S1-1占总油百分率变化范围介于0～12.29%，均值7.04%(n=116)；游离油S1-2含量介于0.04～15.30 mg/g，平均为7.02 mg/g(n=116)，游离油S1-2占总油百分率变化范围介于16.36%～55.56%，均值25.82%(n=116)；束缚油S2-1含量介于0.03～49.03 mg/g，平均为21.75 mg/g(n=116)，束缚油S2-1占总油百分率变化范围介于33.33%～81.49%，均值67.14%(n=116)。很显然，长73亚段黑色纹层状页岩、层状泥岩典型样品含油性好，但以束缚油S2-1为主。研究表明[29，40]，游离油(S1-1和S1-2)主要赋存于无机矿物基质孔隙和裂缝体系内，一般与TOC不具相关性；而束缚油S2-1主要赋存于干酪根内及其表面，与TOC具有显著正相关性。长73亚段黑色纹层状页岩、层状泥岩的总油、游离油S1-1、游离油S1-2以及束缚油S2-1含量在整个取心段还是米级范围内变化很大，其含量与TOC含量相关性分析结果(图5a—d)显示，均与TOC含量呈现显著正相关性，表明TOC含量直接控制着黑色纹层状页岩、层状泥岩的总油、游离油S1-1、游离油S1-2以及束缚油S2-1含量，同时暗示干酪根/生油母质生成的油满足自吸附-互溶后排至无机矿物基质孔隙和裂缝体系内的游离油S1-1、游离油S1-2没有真正“远离”生油母质，就近以游离态赋存了。有机岩石学分析结果显示，黑色纹层状页岩和层状泥岩中生烃母质层状藻类体与赋存于微裂隙中富氢次生组分(油)紧邻出现(图6)，这与游离油S1-1、游离油S1-2与TOC呈现显著正相关相吻合。

注：表中S1-1是指200 ℃时热释放的成分(主要为轻质油组分)，其以游离态赋存；S1-2是指200～350 ℃热释放出成分(主要为轻-中质油组分)，其以游离态赋存；S1-1和S1-2之和为总游离油；S2-1是指350～450 ℃热释放出的成分(主要重烃、胶质沥青组分，另含少量轻质组分)，其与有机质吸附、互溶态和矿物吸附态赋存，即束缚态赋存；总油=S1-1+S1-2+S2-1。定量表征技术方法与原理等具体见文献[40]。

表3 鄂尔多斯盆地西南部B-1井长73亚段取心段不同赋存形式油占总油百分率Table 3 Proportions of oil in different occurrences to total oil for the cored interval of Chang 73 in Well B-1,southwestern Ordos Basin

长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层典型样品的多温阶热释法分析结果统计显示，其总油含量介于2.84～40.01 mg/g，平均为19.64 mg/g(n=28)。其中游离油S1-1含量介于0.06～1.78 mg/g，平均为0.90 mg/g(n=28)，游离油S1-1占总油百分率变化范围介于2.11%～9.89%，均值4.69%(n=28)；游离油S1-2含量介于1.49～22.44 mg/g，平均为10.11 mg/g(n=28)，游离油S1-2占总油百分率变化范围介于40.28%～62.13%，均值51.38%(n=28)；束缚油S2-1含量介于1.29～16.32 mg/g，平均为8.63 mg/g(n=28)，束缚油S2-1占总油百分率变化范围介于32.75%～55.71%，均值43.93%(n=28)。可见，长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层典型样品含油性也高，并以游离油为主，其中游离油S1-2含量明显大于黑色纹层状页岩、层状泥岩典型样品的游离油S1-2含量，但游离油S1-1含量和束缚油S2-1含量则低于黑色纹层状页岩、层状泥岩典型样品的游离油S1-1含量和束缚油S2-1的含量。长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层典型样品的总油、游离油S1-1、游离油S1-2以及束缚油S2-1含量同样变化范围大，其含量与TOC含量相关性分析结果(图5e—h)显示，束缚油S2-1含量与TOC含量呈现明显正相关性，而游离油S1-1、游离油S1-2含量与TOC含量间均呈弱正相关性。长73亚段取心段典型样品的游离油S1-1、游离油S1-2和束缚油S2-1含量与TOC含量相关性分析结果显示，游离油S1-1和束缚油S2-1含量与TOC含量间仍旧呈现显著正相关性，而游离油S1-2含量与TOC含量间图解显示复杂的关系，一部分样品呈现正常的显著正相关，而在TOC含量低于8.00%时，部分样品出现异常高的游离油S1-2含量而偏离正常的游离油S1-2-TOC线性回归趋势线，而前面对长73段取心段有机地球化学基础参数分析表明其有机质类型均属Ⅱ1，并且成熟度一致，生烃能力也应基本一致。因此，结合图4、图5以及表2可见，高异常样品均为褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层典型样品，这应与褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层较黑色纹层状页岩和层状泥岩具有相对好的孔、渗条件导致有运移油的浸染作用有关。但游离油S1-1因以轻质油组分为主，在样品保存与前处理过程中因轻烃的损失，导致运移油贡献的作用体现微弱(图5)。岩心观察、白光和荧光岩心图像扫描以及典型样品的有机岩石学显微分析结果显示，长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层的游离油主要赋存于微裂缝系统以及碎屑矿物粒间孔隙与粒缘缝内(图6，图7)，岩心前处理现场工作中发现岩心剖切3天后还可见油沿微裂缝和微孔隙系统呈气泡状缓慢渗出，反映轻质油组分仍在挥发损失。因此，对于长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层典型样品的含油量尤其游离油S1-1分析结果应是相对最低值，在地下原地轻质组分的含量应比实测值更高。同时，对比图5d和图5h可见，在相同有机碳含量情况下，黑色纹层状页岩、层状泥岩典型样品的束缚油S2-1的含量较褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层典型样品束缚油S2-1的含量明显低。Ⅱ型干酪根不同演化阶段留烃能力模拟结果表明，随着热演化程度的增高，其留烃能力逐渐降低，当Ro为0.72%左右时，其留烃量在120 mg/g[45]，与黑色纹层状页岩、层状泥岩典型样品束缚油S2-1含量125 mg/g相吻合，进一步印证了热释S2-1归属于束缚油的合理性；而褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层典型样品的束缚油S2-1含量则达181 mg/g，这可能因运移油中的重烃、沥青质等组分加入所致。

3 彬长区块页岩油勘探前景探讨

彬长区块内构造不发育，三叠系总体构造面貌表现为东南高西北低，地层倾角仅1°～2°的单斜。本区南部处于渭北隆起，中侏罗世末期早燕山运动使该区下白垩统甚至侏罗系遭受不同程度剥蚀，延长组埋深变浅，局部地区只残留长7段—长9段，南部地区断裂和微裂缝发育，导致油气容易散失，保存条件不利，并且长73亚段富有机质页岩、泥岩的成熟度Ro小于0.70%。彬长区块东北部B-1井长73亚段取心含油性与赋存形式等剖析结果表明，富有机质黑色纹层状页岩、层状泥岩滞留油含量高，但受热演化程度较低(处于主生油窗早期阶段)的影响，其滞留油以束缚态(与干酪根互溶-吸附为主)形式赋存为主。Steve Larter等研究指出，烃源岩中赋存于干酪根中的滞留油其运移方式主要靠扩散作用而不是经典的达西渗流作用。因此，不考虑能量补充和化学改质的人工水力压裂作用对烃源岩中赋存于干酪根内的滞留油的生产能力影响很小[注]Larter S,Huang H,Bennett B.What don’t we know about self sourced oil reservoirs:Challenges and potential solution[R].Calgary: Society of Petro-leum Engineers,2012.。同时，富有机质黑色纹层状页岩、层状泥岩油饱和指数OSI低，平均仅为45 mg/g(n=116)，预示不具备页岩油潜力。但褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层，受运移油贡献的影响其不仅油饱和指数OSI高，平均为200 mg/g(n=28)，具有页岩油潜力，并且滞留油以游离态赋存的油为主，主要赋存于微裂缝系统以及碎屑矿物粒间孔隙与粒缘缝内。常规热解游离油S1平均高达8.80 mg/g(n=28)，远高于取得商业开发的北美Williston盆地Bakken组中段典型样品常规热解游离油S1平均2.00 mg/g[7,43-44，46]；多温阶热释游离油S1-1含量平均为0.90 mg/g(n=28)(未考虑轻烃恢复)、游离油S1-2含量平均为10.11 mg/g(n=28)、总游离油含量平均为11.01 mg/g(n=28)，也高于获工业页岩油产量的济阳坳陷沾化凹陷XYS9井沙河街组三段下亚段取心段典型样品的相应平均值[29,41]。尽管B-1井揭示长73亚段灰褐色薄层状、块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩累计厚度为3.61 m(厚度大于1.0 cm的夹层的统计结果)，但区块北部泾河油田长73亚段底部凝灰岩层自西南向东北逐渐增厚，最厚可达8.00 m以上，一般在2.00～6.00 m,并在多口井具有好的油气显示、FMI显示裂缝发育[注]刘传喜.中西部盆地页岩油勘探开发目标评价[R].中国石化石油勘探开发研究院,2018.。因此，据B-1井长73亚段的含油性与赋存形式剖析结果以及彬长区块长73亚段的成熟度特征等综合分析，彬长区块伊陕斜坡范围区长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层是页岩勘探的有利层段，具有一定页岩油勘探前景，可以在勘探开发长8段等致密油的同时，兼顾长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层页岩油的勘探开发。

图5 鄂尔多斯盆地西南部B-1井长73亚段取心段典型岩石类型总油与不同赋存形式油含量和有机碳含量关系Fig.5 Total oil contents vs.oil in different occurrences and TOC of typical lithologic types for the cored interval of Chang 73 in Well B-1,southwestern Ordos Basina.黑色纹层状页岩、层状泥岩总油-TOC图解；b.黑色纹层状页岩、层状泥岩游离油S1-1-TOC图解;c.黑色纹层状页岩、层状泥岩游离油S1-2-TOC图解;d.黑色纹层状页岩、层状泥岩束缚油S2-1-TOC图解;e.褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩总油-TOC图解；f.褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩游离油S1-1-TOC图解;g.褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩游离油S1-2-TOC图解;h.褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩 束缚油S2-1-TOC图解

图6 鄂尔多斯盆地西南部B-1井长73亚段取心段黑色纹层状页岩和层状泥岩有机岩石分析显微照片Fig.6 Photomicrographs showing the organic petrological analysis of black laminated shale and layered mudstone for the cored interval of Chang 73 in Well B-1,southwestern Ordos Basina.埋深1 433.8 m黑色纹层状页岩中富氢次生组分(油)与层状藻类体分布特征；b.埋深1 436.66 m黑色层状泥岩中富氢次生组分(油)与层状藻类体分布特征

图7 鄂尔多斯盆地西南部B-1井长73亚段埋深1 444.11～1 444.53 m 和埋深1 444.98～1 4445.45 m取心段白光(a和b上部)和荧光扫描图像(a和b下部)以及埋深1 446.75 m油斑粉砂岩单偏光(c)和荧光(d)显微照片Fig.7 Scanning images of white light(the upper part of a and b) and fluorescence(the lower part of a and b) for the cored interval of Chang 73 at a depth ranging from 1 444.11 to 1 444.53 m and from 1 444.98 to 1 445.45 m,as well as photomicrographs of plain light(c) and fluorescence(d) for oil-stained siltstone at a depth of 1 446.75 m from Well B-1,southwestern Ordos Basin

4 结论

1) 鄂尔多斯盆地西南部B-1井长73亚段取心段主体是一套优质烃源层系，处于主生油窗早期阶段，其中黑色纹层状页岩、层状泥岩含油性好，但以束缚油为主，油饱和指数OSI平均为45 mg/g(n=116)，含油级别主要属中含油，不具页岩油潜力；灰褐色纹层状、薄层状及块状凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层含油性好，并以游离油为主，有运移油的贡献，主要赋存于微裂缝与碎屑矿物的粒间孔和粒缘缝中，油饱和指数OSI平均为200 mg/g(n=28)，具有页岩油潜力。

2) 彬长区块伊陕斜坡范围区长73亚段褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层是页岩油勘探的有利层段，具有一定页岩油勘探前景，可以在勘探开发长8段等致密油的同时，兼顾长73亚段相对贫有机质的褐灰色凝灰岩、凝灰质(泥质)粉砂岩夹层页岩油的勘探开发。