鄂尔多斯盆地中生界延长组陆相页岩油富集特征与资源潜力

付锁堂，姚泾利，李士祥，周新平，李明瑞

(1．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；2．中国石油 长庆油田公司，西安 710018；3．中国石油 长庆油田公司 勘探事业部，西安 710018；4．中国石油 长庆油田公司 勘探开发研究院，西安 710018)

“页岩气革命”带动了世界非常规油气勘探[1-4]。随着页岩气、致密油气、煤层气、油砂等勘探逐步进入快速发展阶段，页岩油资源也成为了油气工业关注的重点[3-6]。狭义页岩油是指页岩内的石油资源。但广义的页岩油概念更具实用性，即页岩层系(由同沉积形成的互层状页岩、泥岩及相关致密砂岩、碳酸盐岩等组成)内的石油资源[7-9]。作为一种自生自储原地成藏的油气资源[8-10]，页岩油资源潜力巨大[5,11]，勘探前景光明。据美国能源信息署(EIA)评估，全球页岩油可采资源量为469×108t[12]。

海外的页岩油勘探集中于美国本土，Williston盆地Bakken组、Western Gulf盆地Eagle Ford组等层段进行了商业性的页岩油开采[3,5-6]。2019年，美国页岩油产量3.74×108t，占美国原油产量的66%[13-14]。中国的鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾、松辽等盆地皆蕴藏着丰富的页岩油资源[15-18]，2016年全国资源评价页岩油技术可采资源量达145×108t。然而，与北美海相页岩油相比，中国页岩油以陆相为主，普遍具有构造复杂、储层非均质性强、厚度不稳定、异常压力不明显、油质重、气油比低的特点[19-20]。中国页岩油勘探起步晚，面临着开发难度大、成本高的困难。通过多年的探索实践，目前准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组[21-22]、鄂尔多斯盆地延长组长7 段、渤海湾盆地古近系、松辽盆地白垩系[15]等页岩油勘探开发取得了突破性进展，随着开采技术愈发成熟完善，页岩油将成为我国石油供给重要的战略性接替资源[15,23-26]。

鄂尔多斯盆地陆相页岩油是指赋存于延长组长7段泥页岩层系中的石油，泥页岩层系内细砂岩、粉砂岩单层平均厚度3.5 m，70.6%的单砂层厚度小于5 m，其累计厚度占长7页岩层系总厚度的17.8%，砂地比小于30%的井占比75.3%。对比页岩油地质评价方法国家标准[27]，盆地长7烃源岩层系内发育典型的页岩油。其主要特点是源储共生，大面积连续或准连续分布，无明显含油边界，无明显油水界面，不发育边底水；含油饱和度大于70%，气油比一般70%～120%；无自然产能，直井压裂改造后虽能达到工业产能标准，但是稳产能力有限，需采用水平井体积压裂改造等特殊工艺技术。

鄂尔多斯盆地真正意义上的页岩油勘探始于2011年。2011—2017年以页岩油地质目标评价研究和提高单井产量技术攻关试验为重点，在甘肃庆城地区建成了X233、Zh183、N89三个试验区，25口水平井初期平均单井日产油12.5 t，目前平均5.4 t，呈现良好稳产能力。2018年以来，集成创新关键勘探开发技术，实现了规模勘探和效益建产；2019年新增石油探明地质储量3.58×108t、预测地质储量6.93×108t，发现了庆城10亿吨级源内页岩油大油田。长7段页岩油勘探开发成果认识与形成的勘探开发关键技术，为推动我国陆相源内非常规油气资源的勘探开发提供了重要借鉴和技术引领。

1 构造沉积背景

鄂尔多斯盆地位于我国中部，是一个多旋回克拉通沉积盆地，经历了3个演化阶段，即古元古代的基底演化阶段、古生代的稳定升降阶段和晚古生代以来的陆相湖盆演化阶段；沉积了中—新元古界的海相碳酸盐岩、上古生界—中生界的海陆交互相/陆相碎屑岩二套沉积层系，最终形成盆地现今稳定的构造形态[28]。根据现今盆地构造形态及演化历史，划分出西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起及渭北隆起6个二级构造单元(图1)。

图1 鄂尔多斯盆地延长组长7沉积期湖盆分布及构造区划Fig.1 Lacustrine basin range and tectonic division during Chang 7 sedimentary period, Ordos Basin

晚三叠世早期，受华北陆块与扬子陆块的拼合控制，鄂尔多斯盆地西南部形成了大型陆相浅水湖泊[29]。延长组沉积期，湖泊经历了形成、发展和消亡的全过程，沉积了一套内陆河流—三角洲—湖泊相碎屑沉积体系(图2a)[30-32], 自上而下依次划分为长1—长10共10个油层组[33-34]。其中，长10—长8沉积期为湖进阶段，主要发育进积型河流—三角洲沉积体系。长7沉积期，盆地周缘区域构造较活跃，盆地受西南方向强烈挤压和东北方向垂向隆升的影响，发生了南北不均衡、不对称的快速坳陷过程，湖盆基底呈“南陡北缓”的展布格局[35-36]。长7为湖泊发育鼎盛期，从早到晚可分为长73、长72和长71三个亚期(图2b)，湖盆面积的80%以上为半深湖—深湖环境，沉积了超过6.5×104km2的黑色页岩、暗色泥岩和粉—细砂岩组合，泥页岩厚度大，普遍分布在30～60 m，局部泥页岩累计厚度超过80 m。长6期进入湖退期，主要发育进积型三角洲沉积。长7段规模发育的泥页岩层系为页岩油资源的形成奠定了良好的生烃基础。

图2 鄂尔多斯盆地延长组及长7段地层柱状简图Fig.2 Stratigraphic histogram of Chang 7 Member and Yanchang Formation in Ordos Basin

2 页岩油类型与特征

根据页岩油产层的岩性组合和裂缝发育情况等特征，JARVIE等[37]将美国页岩油系统划分为3个类型，即致密型富有机质泥岩系统(如Barnett组)、裂缝型富有机质泥岩系统(如Monterey组)及具有相邻、连续富有机质和贫有机质层的混合系统(如Bakken组)。目前的勘探结果表明，裂缝型与混合型页岩油系统具有高的页岩油生产能力，而致密型页岩油系统因超低渗透率以及有机质、黏土对石油的吸附滞留效应，难以获得高的页岩油产量。

我国具有勘探价值的页岩油多以泥页岩组合为主，常见的有裂缝发育的页岩基质型系统[38-39](如泌阳凹陷核桃园组)和钙质夹层或薄砂层发育的泥岩系统[40-41](如鄂尔多斯盆地长7段、济阳坳陷孔店组)。张金川等[42]根据我国含油气盆地中页岩油的赋存方式及赋存空间，将页岩油分为基质型和夹层型2种类型，结合页岩气标准将单层厚度小于2 m、砂/钙质夹层比例低于20%的类型称之为夹层型；而纯页岩段称之为基质型。

依据长7段富有机质页岩特征、砂泥岩组合类型及页岩油赋存机制，鄂尔多斯盆地页岩油资源可分为3种类型(表1)：源储分异型Ⅰ类页岩油、源储一体型Ⅱ类页岩油和纯页岩型Ⅲ类页岩油。Ⅰ类页岩油以等厚或略等厚的砂岩与泥页岩互层为基本岩性组合特征，砂地比大于20%，单砂体厚度一般小于5 m；Ⅱ类页岩油以厚层连续泥页岩沉积中夹有厚度2～4 m的薄砂层为典型特征，该类型砂地比10%～20%；Ⅲ类页岩油以厚层连续泥页岩沉积为主，中间偶夹厚度小于2 m的单砂层，砂地比低于10%。

表1 鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油类型及特征对比Table 1 Classification and characteristics of shale oil in Chang 7 Member, Ordos Basin

长7段页岩油在平面上具分区性分布特征，Ⅰ类页岩油主要分布于三角洲前缘水下分流河道与半深湖—深湖砂质碎屑流沉积区，Ⅱ类、Ⅲ类页岩油主要分布于深湖泥页岩沉积区。纵向上，Ⅰ类页岩油和Ⅱ类页岩油主要分布在长71段和长72段，长73段主要发育Ⅱ类页岩油和Ⅲ类页岩油。

3种类型页岩油的地质条件、赋存机制均有所差异，开采对策不尽相同。Ⅰ类页岩油类似于北美Bakken页岩油，层系内砂体累计厚度较大，主要甜点段是相对发育的砂岩层段，页岩油以游离态赋存其中，在水平井体积压裂等技术条件下可以实现效益开发，该类页岩油是现今盆地勘探开发的主体对象。Ⅱ类页岩油的砂体单层厚度薄，累计厚度小，成因复杂，甜点分布规律不明确，这类页岩油的勘探潜力目前处于探索阶段，是近期风险勘探的重要目标。Ⅲ类页岩油以纯页岩为主，对于已进入生油窗的纯页岩层系，页岩油以吸附态赋存，有利富集区应以天然裂缝发育的、较高地层能量的区域为主，开采的核心问题是页岩油的脱附流动机制；而对于低成熟度的纯页岩，原位加热转化是目前最为理想的开发方式。

3 页岩油富集控制因素

鄂尔多斯盆地长7段页岩油资源丰富，富有机质烃源岩具备大规模生烃的物质基础，细粒砂岩储层发育众多微纳米孔喉体系，具备较好储集能力，多类型细粒沉积间互分布构成了良好的源储共生配置，富有机质供烃和高强度持续充注形成了源内高含油饱和度页岩油。

3.1 页岩油形成的物质基础

长7段有机质的大量富集和保存形成了富含有机质的黑色页岩和暗色泥岩(图3)，成就了中生界最为主要的一套优质烃源岩[43-44]。优质烃源岩厚度一般15～40 m，在姬塬、华池、富县等湖盆中部局部地区厚度达60 m，叠加面积近6.5×104km2，广覆式分布(图1)。其中，黑色页岩、暗色泥岩平面上互补分布，黑色页岩厚度一般为10～35 m，平均厚度约20 m，最大厚度可达60 m，面积达4.3×104km2；暗色泥岩厚度一般分布于10～50m，平均厚度约25m，最大厚度可达120 m，面积达6.2×104km2。生烃热模拟实验表明，长7段黑色页岩生烃潜量约400 kg/t，生烃强度一般为(400～600)×104t/km2，平均495×104t/km2，是页岩油发育的物质基础。

图3 鄂尔多斯盆地延长组长7段黑色页岩、暗色泥岩岩心和普通薄片特征Fig.3 Characteristics of cores and thin sections of black shale and dark mudstone of Chang 7 Member, Ordos Basin

黑色页岩、暗色泥岩在沉积构造、有机地化生烃指标、测井响应特征等方面均有不同[44-46]。黑色页岩有机质纹层发育，含少量藻类化石、陆源泥与粉砂，粉砂多顺层分布；有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅰ型；TOC含量为6%～16%，平均为13.8%；氯仿沥青“A”一般为0.41%～1.51%，平均0.78%；S1一般为1.49～8.90 mg/g，平均4.02 mg/g；S1+S2主要为30～50 mg/g，最高可达150 mg/g以上；氢指数较高，一般为200～400 mg/g，氧指数较低，一般小于5 mg/g；具有异常高的自然伽马、异常高的电阻率、异常低的岩石密度和低电位等显著特征，即自然伽马值大于180 API，岩石密度小于2.4 g/cm3，感应电阻率高于50 Ω·m。暗色泥岩中陆源泥与粉砂含量增高，有机质在泥岩中呈分散状分布；有机质丰度比黑色页岩低，但在陆相盆地中仍属于优质烃源岩，有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型；TOC含量为2.0%～6.0%，平均为3.8%；氯仿沥青“A”一般为0.20%～1.17%，平均0.65%；S1分布范围为0.51～4.34 mg/g，平均2.11 mg/g；S1+S2主要分布于4～20 mg/g，平均为11 mg/g；氢指数较高，一般为200～400 mg/g，氧指数偏低，一般小于20 mg/g；具有较高的自然伽马、较高的电阻率、较低的岩石密度等特征，自然伽马值一般分布在120～160 API，岩石密度为2.4～2.5 g/cm3，感应电阻率主要分布在40～80 Ω·m。长7烃源岩热演化程度适中，在烃源岩主要分布的半深湖—深湖区域Ro分布于0.7%～1.1%，平均Tmax达到447 ℃，已达生油成熟阶段，处于生油高峰期。值得注意的是，除了长7段黑色页岩、暗色泥岩等优质烃源岩外，细粒沉积中的粉砂质泥岩、泥质粉砂岩也均具备一定生烃潜力，部分样品生烃评价指标为中等—好烃源岩(图4)。长7段具有整体生烃的特征，黑色页岩、暗色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等共同形成了中生界主力烃源岩，为烃源岩层系页岩油规模富集提供了重要的油源条件。

图4 鄂尔多斯盆地延长组长7段不同岩性烃源岩评价主要参数分布特征Fig.4 Distribution characteristics of main parameters for source rock evaluation in Chang 7 Member, Ordos Basin

高生产力、缺氧环境的保存条件和低陆源碎屑补偿速度等是长7段有机质富集的关键。富有机质页岩中显微纹层发育，反映沉积时初级生产力较高；页岩富含P2O5、Fe、V、Cu、Mo、Mn等生物营养元素，反映水体中丰富的营养物质是引起生物勃发和高生产力的关键因素。长7段存在大量沉凝灰岩进一步表明，湖盆发育时期火山、地震活动频繁，盆地内部热液作用活跃，地质事件诱发了高生物生产力。富有机质页岩富含黄铁矿，S2-含量较高，表明湖盆底层水和沉积物表层缺氧，缺氧程度越高，有机质富集程度越高；黏土矿物含量低(<40%)，较低的Al2O3(平均13.01%)、SiO2(平均49.29%)和总稀土含量(平均187×10-6)及其与有机质丰度的负相关性，反映了低陆源碎屑补给速度促进了有机质的富集。

3.2 微纳米孔喉体系有效提升了储集能力

受频繁的构造事件控制和湖水的频繁震荡，半深湖—深湖环境中砂质碎屑流与浊流沉积多期次发育，形成了长7段富有机质泥页岩与粉—细砂岩间互的细粒沉积组合，纵向上形成砂质碎屑流与浊流或多期砂质碎屑流叠加的砂体组合，平面上砂体叠合连片分布，范围广，具有一定的厚度。

长7段细粒砂岩是页岩油主要储集体。应用场发射扫描电镜、双束电镜、微纳米CT扫描成像等测试技术对细粒砂岩储层进行表征，储层孔隙类型主要为残余粒间孔隙、溶蚀孔隙和晶间孔隙。孔隙尺度大小呈大孔隙(>20 μm)、中孔隙(10～20 μm)、小孔隙(2～10 μm)、微孔隙(0.5～2 μm)、纳米孔隙(<0.5 μm)多尺度发育的特征。微纳米CT定量分析结果表明，各种尺度的孔隙呈连续分布的特征。从孔隙数量对比来看，大孔隙(>20 μm)和中孔隙(10～20 μm)比例不高，小孔隙和微孔隙(<10 μm)数量最多(图5a)。储层中小孔隙(2～10 μm)所占的孔隙体积最大，大孔隙(>20 μm)所占孔隙体积次之，而微孔隙和纳米孔隙(<2 μm)虽然数量较多，但所占有的孔隙体积小，样品的归一化统计得到页岩油储层中2～8 μm尺度孔隙占总孔隙体积达65%～86%(图5b)。页岩油储层孔喉虽然细小，但小尺度孔隙数量众多，增加了储层的储集空间，使长7段页岩油储层具有与低渗透储层相当的储集能力。

图5 鄂尔多斯盆地延长组长7段与长8段储层孔隙数量与孔隙体积对比Fig.5 Pore quantities and pore volumes in Chang 7 and Chang 8 members, Ordos Basin

页岩油细粒砂岩储层的喉道较窄，主要分布在20～120 nm，喉道与孔隙相对连通，孔隙配位数较低，主要为2～4(图6)，平均配位数2.5，纳米级喉道连通微米级孔隙形成众多簇状复杂孔喉单元，有效提升了储集性能(图7)。

图6 鄂尔多斯盆地延长组长7段砂岩储层孔隙配位数分布Fig.6 Pore coordination number of sandstone reservoirs in Chang 7 Member, Ordos Basin

图7 鄂尔多斯盆地延长组长7段细粒砂岩储层三维孔喉网络特征Fig.7 Three-dimensional pore throat network characteristics of fine sandstone reservoirs in Chang 7 Member, Ordos Basin

3.3 细粒沉积组合控制了页岩油的空间分布

沉积相控制了细粒沉积物的成因类型及分布规律。长7沉积期，湖盆呈西南陡、东北缓的底型特征，西南陡坡带形成了大面积重力流砂体，主要发育砂质碎屑流、浊流、滑塌沉积等沉积微相，形成了块状细砂岩、薄—厚层状粒序层理粉砂岩等岩相类型，属于还原—强还原富有机相。东北、西北缓坡带以三角洲沉积为主，主要发育水下分流河道、席状砂等沉积微相，形成了块状层理细砂岩、粉砂岩等岩相，属于弱还原—还原中等有机相。广布的半深湖—深湖环境形成了大面积分布的烃源岩，发育纹层状黑色页岩、块状层理暗色泥岩，属于强还原富有机相。沉积相、岩相、有机相三相耦合，共同控制了盆地长7段页岩油源储组合(图8)，构成了长7页岩油上、中、下3个甜点段。

陇东地区整体以半深湖—深湖相重力流沉积为主，主要发育砂质碎屑流、浊流砂体。平面上长73砂体零散分布，长71—长72砂体大规模叠合连片分布。该区优质烃源岩发育，广覆式分布的重力流砂体叠合在黑色页岩之上或夹持在烃源岩之间，成藏条件优越，甜点段主要分布在长71亚段和长72亚段，2019年发现的庆城十亿吨级页岩油大油田就分布在陇东地区(图8a)。

陕北地区主要发育三角洲前缘沉积，长71水下分流河道砂体发育，平面上砂体成条带状分布，局部叠合连片。烃源岩厚度相对较薄，页岩油局部富集，甜点段主要分布在长71亚段(图8b)。

姬塬地区长71、长72沉积期主要发育半深湖—深湖相重力流与三角洲前缘水下分流河道沉积，安边一带砂体叠合连片，其他区块砂体规模相对陇东地区较小，一般呈条带状零星分布。该区烃源岩以暗色泥岩为主，三角洲前缘砂体与暗色泥岩指状接触，源储配置有利，甜点段也主要分布在长71和长72亚段(图8c)。

图8 鄂尔多斯盆地不同地区延长组长7段页岩油成藏组合模式Fig.8 Shale oil accumulation pattern in Chang 7 Member in different areas, Ordos Basin

3.4 源内高含油饱和度页岩油的形成

长7段黑色页岩和暗色泥岩生烃能力强，而且达到生烃高峰阶段时均具有很强的排烃能力，特别是黑色页岩呈现出高效排烃的特征，利用残留沥青A的方法计算的排烃效率可达80%以上[43-44](图9)。当生烃量达到一定数量后，体积膨胀可产生显著的增压作用，不仅能够促进大量烃类排出，而且排出的烃类具有很高的势能。在排出的高势能流体注入砂岩储层的瞬间，当致密砂岩的导流速度小于排烃流体注入速度时，压力梯度就会在致密砂岩中形成，从而促动致密储层中石油的运移富集。“生烃增压—排出高能流体—运移富集”过程的反复进行，使得长7烃源岩层系石油大规模成藏聚集。由此可见，长7优质烃源岩既是主力烃源岩，又是石油运聚的关键动力源。高驱动压力不仅驱使运移富集的持续进行，而且有助于储层含油饱和度的提高和石油富集。由于长7烃源岩层系源储共生，细粒级砂岩具“近水楼台先得月”的源内运聚的有利条件，在烃源岩的演化排烃过程中，细粒级砂岩储层经历了优先充注和持续充注成藏的过程(图10)。因此，长7段细粒级砂岩具有大孔隙至纳米孔隙均含油的特征，且含油饱和度较高，达70%以上。

图9 鄂尔多斯盆地延长组长7烃源岩排烃率与TOC关系Fig.9 Relationship between hydrocarbon expulsion rate and TOC content of Chang 7 source rocks, Ordos Basin

图10 鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油成藏组合剖面位置见图1中AA′剖面。Fig.10 Shale oil accumulation pattern in Chang 7 Member, Ordos Basin

综上所述，富有机质烃源岩控制了页岩油分布范围，细粒砂岩储层孔喉结构控制了油藏规模，多类型细粒沉积间互分布控制了甜点段空间分布，富有机质供烃和高强度持续充注控制了页岩油富集程度，四者的有效组合是形成鄂尔多斯盆地长7段页岩油规模聚集的关键。

4 勘探开发实践

鄂尔多斯盆地长7段页岩油的早期勘探和基础地质研究可以追溯到1970年代，但大规模的勘探开发主要集中于近十年，在Ⅰ类页岩油勘探开发中探明了十亿吨级的庆城大油田。具体的勘探开发过程以2011年和2017年为界限划分为3个阶段。

4.1 2011年之前的生烃评价、兼探认识阶段

1970年代以来，鄂尔多斯盆地在针对中生界术水平，并未认识到长7段勘探潜力，钻遇油层被视为无开采价值的油层。

石油整体勘探过程中，有40余口井在陇东地区长7段钻遇油层。但是这一阶段的勘探开发目的层以侏罗系为重点，且限于当时的地质认识和工艺技

1990年代之后，在盆地长8段勘探过程中兼探长7段，共有一百余口井试油获工业油流，提交控制储量5 132×104t、预测储量6 913×104t。

进入二十一世纪，重点开展了油源对比分析和生烃能力评价，明确了长7烃源岩是盆地中生界油藏最重要的烃源岩，并为大规模石油聚集提供了丰富的物质基础[44,46]。通过地质露头古水流测定、轻重矿物组合等多项技术手段的综合应用，在湖盆中部发现了重力流沉积砂体[29,30,34,47]，颠覆了以往认为湖盆中部只发育泥页岩而不发育砂岩的传统观念，继而开展系统资源评价，认为长7存在一定规模的非常规油气资源。

4.2 2011—2017年的勘探评价探索技术、提产提效阶段

2011年以来，长庆油田以地质理论创新为突破口，积极转变盆地长7段页岩油勘探评价思路，借鉴国外非常规油气“水平井+体积压裂”开发理念，坚持勘探开发一体化，积极开展地质、地球物理、测井、工程等多学科一体化攻关试验。综合储层特性、含油性、烃源岩特性、脆性及地应力等“甜点”评价因素，针对不同类型开展了攻关试验，在陇东地区先后建成X233、Zh183、N89等水平井攻关试验区，25口水平井试油平均日产超百方。截至2019年12月，试验区25口水平井初期平均单井日产油12.5 t，目前平均日产油5.4 t，投产时间平均5.8年，平均单井累产1.82×104t，最高单井累产达到4.2×104t，试验区累计产油45.38×104t，呈现出良好的稳产潜力[48]。

此外，油田开发积极跟进，开展不同井排距、不同水平段水平井、五点井网、七点井网水平井开发试验，以期进一步提高单井产量，提高开发效益，形成稳定的开发政策。规模运用水平段1 500～2 000 m、井距400 m长水平井压裂蓄能开发，水平井压裂段数由12～14增加到22段，单井入地液量由1.2×104m3上升到2.9×104m3，加砂量由1 000～1 300 m3提高到3 500 m3，投产后初期单井产量由8～9 t/d上升到17～18 t/d，主体开发技术日渐成熟。

4.3 2018年以来长7页岩油整体勘探与水平井规模开发示范区建设阶段

2018年以来，长庆油田加大了页岩油勘探力度，按照“直井控藏、水平井提产”的总体思路，集中围绕长7泥页岩层系进行系统勘探评价工作，同时以“建设页岩油开发示范基地、探索黄土塬地貌工厂化作业新模式、形成智能化—信息化劳动组织管理新架构”为目标，按照“多层系、立体式、大井丛、工厂化”的思路，以水平段1 500～2 000 m、井距400 m的水平井开发为主，同时开展200 m小井距试验，开发取得了良好效果。

截至目前，围绕庆城地区长71、长72甜点段共实施直井248口，225口井获工业油流，69口单井产量超过20 t/d，控制有利含油范围3 000 km2(图11)。其中庆城大油田开发示范区已完钻水平井154口，平均水平段长度1 715 m，投产97口，平均单井初期日产油18.6 t，目前日产油11.4 t，已建产能114×104t，日产油水平1 003 t，建成了长7页岩油开发示范区。

图11 鄂尔多斯盆地庆城油田长7页岩油勘探成果Fig.11 Exploration achievements of shale oil in Chang 7 Member, Qingcheng Oilfield, Ordos Basin

5 资源潜力与展望

鄂尔多斯盆地长7段页岩油独具特色，广覆式分布的泥页岩与大面积粉—细砂岩紧密接触或互邻共生，源储配置好，油气近源高压充注，资源潜力巨大，开发前景广阔。

5.1 Ⅰ类页岩油落实资源量40.5亿吨

长庆油田分公司近年来主要集中长71、长72甜点段的Ⅰ类页岩油的勘探开发，2019年发现了10亿吨级的庆城大油田，新增探明地质储量3.58×108t、预测地质储量6.93×108t，合计10.51×108t。庆城页岩油大油田的发现，证实Ⅰ类页岩油有巨大潜力，通过规模开发示范区的成功建设，实现了此类非常规石油资源的规模效益开发。

通过对Ⅰ类页岩油的系统地质研究，为页岩油资源评价刻度区解剖、类比区选择、有效储层边界确定等提供了依据。根据Ⅰ类页岩油的特点，在充分论证的基础上，通过对庆城油田等刻度区的精细解剖分析，“十三五”资源评价选取了体积法、地质类比法和EUR法对盆地页岩油资源量进行了评价计算，其中体积法评价资源量为41.52×108t，地质类比法评价评价资源量为43.17×108t，EUR法评价资源量为36.58×108t，三种方法计算的资源量按照权重系数分别为0.4，0.3，0.3，综合计算鄂尔多斯盆地Ⅰ类页岩油地质资源量为40.5×108t。

5.2 Ⅱ类页岩油勘探攻关试验呈现良好前景

积极探索Ⅱ类页岩油勘探潜力，长庆油田分公司2019年针对长73甜点段厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩页岩油，综合烃源岩厚度、岩性组合、热演化程度、气油比、埋藏深度等地质条件，优选湖盆中部的城80区块部署城页1井和城页2井两口水平井开展风险勘探攻关试验，两口水平井试油分获121.28 t/d和108.38 t/d的高产油流[49]，Ⅱ类页岩油风险勘探取得了实质性突破，有力推动了Ⅱ类页岩油的勘探进程。

Ⅱ类页岩油主要发育于半深湖—深湖重力流沉积环境，单砂体规模小，砂体厚度1～5 m，横向呈孤立的透镜状，延伸长度一般25～50 m，砂泥岩在横向和纵向均呈间互变化的特征。细砂岩和粉砂岩是Ⅱ类页岩油储层资源的最有利聚集体，孔隙度主要分布在6%～12%，渗透率一般小于0.3×10-3μm2。泥页岩也具有一定的储集能力，但储集性能差，孔隙度一般小于2%，渗透率小于0.01×10-3μm2。

城页1井、城页2井两口风险勘探水平井的钻探成功，预示着鄂尔多斯盆地长73甜点段Ⅱ类页岩油具有良好勘探潜力。以城80区块为计算单元，初步评价盆地长73甜点段分布面积约1.5×104km2，初步估算其远景资源量33×108t。随着勘探的持续深入和关键技术的不断突破，该类资源有望成为盆地非常规石油勘探的重大接替新领域。

6 结论

(1)长7段发育于坳陷湖盆发育鼎盛时期，形成了厚度近110 m、面积超过6.5×104km2的黑色页岩、暗色泥岩和粉—细砂岩混积层系，总体以泥质岩类为主，黑色页岩厚度10～35 m，暗色泥岩厚度10～50 m，砂地比平均17.8%，砂地比小于30%的井占比75.3%，单层砂体厚度平均3.5 m，约70%的砂层厚度小于5 m。

(2)发育3类页岩油，即源储分异型Ⅰ类页岩油、源储一体型Ⅱ类页岩油、纯页岩型Ⅲ类页岩油。不同类型页岩油岩性组合、单砂体厚度、砂地比等存在差异，其中，Ⅰ类页岩油是目前勘探开发的主要对象；Ⅱ类页岩油是风险勘探攻关的主要目标；Ⅲ类页岩油适合于地下原位加热转化开发。

(3)长7段页岩油成藏条件优越，富有机质泥页岩是页岩油形成的重要物质基础，数量众多的微纳米孔喉体系有效提升了储层的储集能力，间互分布的细粒沉积组合控制了页岩油的空间分布，富有机质供烃和高强度持续充注形成了源内高含油饱和度页岩油，多种成藏因素的有效组合是形成页岩油规模聚集的关键。

(4)发现了我国最大的页岩油油田——庆城油田，新增探明地质储量3.58×108t、预测地质储量6.93×108t，十亿吨级庆城油田的发现与规模效益开发，证实了Ⅰ类页岩油的巨大潜力，落实Ⅰ类页岩油资源量40.5×108t；对Ⅱ类页岩油开展水平井风险勘探攻关试验，初步评价其远景资源量33×108t。鄂尔多斯盆地页岩油勘探开发潜力巨大，形成的地质认识和勘探开发关键技术对我国非常规石油资源的勘探开发具有重要的战略意义和引领示范作用。