鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩油地质特征与勘探实践

付金华 ，李士祥 ，牛小兵 ，邓秀芹 ，周新平

（1. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；2. 中国石油长庆油田分公司，西安 710018；3. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710018；4. 中国石油长庆油田分公司第11采油厂，西安710000；5. 中国石油大学（华东），山东青岛 266580）

0 引言

鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、松辽盆地等皆蕴藏着丰富的页岩油资源，2016年中国石油评价页岩油技术可采资源量达145×108t[1-4]。然而，与北美海相页岩油相比，中国页岩油以陆相为主，普遍具有储集层非均质性强、厚度不稳定、异常压力不明显、油质重、气油比低的特点[5-6]。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，目前在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组、鄂尔多斯盆地三叠系延长组 7段（简称“长7段”）、三塘湖盆地二叠系条湖组[1]等页岩油勘探开发中取得了突破性进展，随着开采技术愈发成熟完善，页岩油将成为中国石油原油产量稳产乃至上产的重要战略性接替资源[1,7-8]。

鄂尔多斯盆地是中国第 2大沉积盆地，也是目前中国最大的油气生产基地，勘探开发对象主要以低渗透-致密油气为主，盆地年产油气当量超过7 000×104t，其中中国石油长庆油田分公司油气当量已连续 7年超5 000×104t，并呈逐年增长的趋势，2019年产油量为2 416×104t（长 7段Ⅰ类页岩油产油量为 102×104t），产气量为 412.3×108m3，油气当量达 5 701×104t。

鄂尔多斯盆地长 7段页岩油是以吸附与游离状态赋存于生油层系内的砂岩和泥质砂岩中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集[8-9]。其特点主要表现在：源储共生（储集层被烃源岩层夹持）、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[6,10]，主要为受不同物性差异的岩性遮挡形成的岩性油藏。储集层改造前无自然工业产量，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，开发方式多采用水平井体积压裂改造技术[1]，属于典型的非常规油气资源。初步评价长 7段Ⅰ类页岩油地质资源量（40～60）×108t，Ⅱ类页岩油远景资源量（30～40）×108t[11]。

2019年，长庆油田分公司在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部的庆城地区长 7段生油层系内Ⅰ类页岩油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10×108t级源内非常规庆城大油田，并进行了规模水平井开发试验，推进了庆城油田的效益开发。

本文通过对长 7段页岩油的基本特征进行分析，探讨页岩油富集成藏的主要控制因素，并以 10×108t级庆城大油田的发现和城页水平井组风险勘探的突破为例对不同类型页岩油勘探实践及勘探成果进行分析，以期为陆相非常规油气资源的勘探开发提供借鉴。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地大地构造处于中国东部构造域与西部构造域接合部位，古生代时属大华北盆地的一部分，晚三叠世发生的印支运动使扬子板块北缘与华北板块发生挤压碰撞，在盆山耦合作用下，形成了鄂尔多斯大型内陆坳陷湖盆。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（见图 1a）。

三叠系延长组是一套内陆河流—三角洲—湖泊相碎屑岩系（见图1b），自上而下依次划分为长1—长10共10个段[12-13]。长7段沉积期，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、不对称的快速拗陷过程，湖盆基底呈“南陡北缓”的展布格局[14-15]。长 7段沉积期是湖盆最大的扩张期，湖水深、水域广，形成了面积达 6.5×104km2的半深湖—深湖区（见图 1a），沉积了一套以暗色泥岩、黑色页岩为主的，厚度达100 m以上的生油岩系，奠定了中生代陆相湖盆生油的基础。长7段整体以泥质岩类为主，砂地比普遍小于20%，自下而上可细分为长73亚段、长72亚段和长71亚段，主要以半深湖—深湖亚相沉积为主（见图2），以长73亚段张家滩页岩为代表的最大湖侵期之后，长72亚段沉积期和长71亚段沉积期随着湖盆的萎缩（见图3），因河流注入，受重力流沉积作用，建造了一套以砂质碎屑流为主的沉积砂体，是油气富集的主要场所[16-17]。广覆式分布的泥页岩与大面积粉—细砂岩紧密接触或互层共生，源储配置好，油气近源高压充注，勘探潜力巨大[18-19]。

2 长7段页岩油基本特征

鄂尔多斯盆地长 7段页岩油，目前工业产层主要是夹在泥页岩层内的粉—细砂岩和泥质砂岩，受不同地区沉积差异、供烃条件、砂质发育程度而形成不同的页岩油类型，不同类型页岩油的岩石特征、储集物性、含油性、工程力学性质及原油性质等存在一定差异。

图1 鄂尔多斯盆地延长组概况及长7段湖盆分布图

2.1 长7段砂体特征

长 7段沉积期湖盆水体较深、面积广，沉积物充填速率慢，泥质沉积岩发育，砂地比及单砂体厚度小。通过对盆地2 000余口井的统计，长7段砂地比平均值为17.8%，砂地比小于30%的井占比75.3%；单层砂体厚度平均值为3.5 m，小于2 m的占44.9%，2～5 m的占25.7%，大于5 m的占29.4%。参照页岩油地质评价方法国家标准中页岩油的定义[20]，长 7段页岩油为典型的页岩油。从长73亚段至长71亚段，随着湖平面下降，可容空间减小，重力流沉积砂体逐渐向湖盆中部推进，砂体厚度及砂地比增大。其中，长73亚段砂地比小于10%的占比为 72.9%，10%～30%的占比 18.0%，大于30%的占比 9.1%；长 72亚段砂地比小于 10%的占比41.8%，10%～30%的占比 28.1%，大于 30%的占比30.1%；长71亚段砂地比小于10%的占比32.7%，10%～30%的占比32.5%，大于30%的占比34.8%。

2.2 长7段页岩油类型划分

根据岩性组合、砂地比、砂体厚度等因素，将盆地长7段页岩油划分为3类[11]，即多期叠置砂岩发育型（Ⅰ类）、厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩型（Ⅱ类）和纯页岩型（Ⅲ类）。其中，Ⅰ类页岩油砂质含量相对较高，发育多期叠置的薄砂岩，砂地比一般为 20%～30%，最大单砂体厚度一般小于 5，主要分布于长 71亚段、长72亚段的三角洲前缘水下分流河道与半深湖—深湖砂质碎屑流类型重力流沉积区（见图2a、图2b），目前已实现规模效益开发；Ⅱ类页岩油砂质含量较低，砂地比一般为 10%～20%，薄层砂岩与泥页岩间互，单砂岩厚度2～4 m，主要分布于长73亚段半深湖—深湖泥页岩沉积区（见图2c），首口风险探井城页水平井组勘探获得突破；Ⅲ类页岩油以富含有机质的泥页岩为主体，基本不发育砂岩，砂地比一般小于 10%，最大单砂体厚度小于2 m，主要分布于长73亚段深湖泥页岩沉积区（见图2c），目前正处于原位加热转化技术探索攻关阶段。

图2 鄂尔多斯盆地长7段沉积相分布图

图3 鄂尔多斯盆地长7段沉积演化模式图（剖面位置分别见图2a中CC′剖面、DD′剖面）

2.3 长7段页岩油地质特征

2.3.1 烃源岩特征

长 7段发育的黑色页岩和暗色泥岩是盆地中生界主要的烃源岩，两者在沉积构造、有机地球化学生烃指标、测井响应特征等方面存在差异[21]。黑色页岩有机质纹层发育，有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅰ型；TOC值主要为6%～16%，平均值为13.81%；氯仿沥青“A”为0.41%～1.51%，平均值为0.78%；S1值主要为1.49～8.90 mg/g，平均值为4.02 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，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，块状层理，有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型；TOC值主要为2%～6%，平均值为3.74%；氯仿沥青“A”为0.20%～1.17%，平均值为 0.65%；S1值为 0.51～4.34 mg/g，平均值为2.11 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，自然伽马值一般为120～160 API，岩石密度为2.4～2.5 g/cm3，感应电阻率值为40～80 Ω·m。

2.3.2 岩石学特征

长7段细粒沉积发育细砂岩、粉砂岩、黑色页岩、暗色泥岩、凝灰岩共5类岩性（见表1），泥页岩占主体，夹多薄层粉细砂岩，页岩油储集层岩石类型主要为砂岩和泥页岩两大类，岩心常见粉砂岩和泥页岩也饱含油（见图4）。

表1 鄂尔多斯盆地长7段页岩油岩石类型及特征

图4 鄂尔多斯盆地长7段不同类型岩石照片

Ⅰ类页岩油储集层主要为灰色块状细砂岩，以三角洲前缘水下分流河道、坡折带砂质碎屑流、浊流沉积砂体为主，重力流沉积砂岩中石英、长石含量一般为60%～70%，长石含量占优势，黏土矿物含量为20%左右；Ⅱ类页岩油储集层主要为厚层泥页岩夹多薄层粉—细砂岩，以浊流沉积为主，岩石中石英、长石含量一般小于 70%，长石含量比重较大，黏土矿物含量为 20%～30%；Ⅲ类页岩油储集层主要为富含有机质的块状暗色泥岩和纹层状黑色页岩，以半深湖—深湖沉积为主，尤其在长73亚段广泛发育，TOC值高，一般大于2%，石英、长石含量低，约30%，黏土含量超过60%。

图5 鄂尔多斯盆地长7段5类细粒沉积岩性主要孔隙类型照片

2.3.3 孔隙特征

粒间孔、溶蚀孔、黏土矿物晶间孔是长 7段页岩油储集层主要的孔隙类型[22]。细砂岩、粉砂岩储集层粒间孔、溶蚀孔发育，还发育大量微纳米级黏土矿物晶间孔（见图 5a、图 5b）。其中，对Ⅰ类页岩油孔隙特征分析较多，以庆城油田 350余块样品薄片的统计，储集层孔隙类型中长石溶孔为0.65%、粒间孔为0.27%、岩屑溶孔为0.10%、粒间溶孔为0.07%、晶间孔为0.01%、微裂隙为0.01%，面孔率为1.11%，以长石溶孔和粒间孔为主；关于Ⅱ类页岩油孔隙特征的分析较少，通过对20余块样品的统计，储集层孔隙类型中长石溶孔为 0.64%、粒间孔为 0.14%、岩屑溶孔为0.06%，面孔率为0.89%，以长石溶孔和粒间孔为主；Ⅲ类页岩油储集层以泥页岩为主，目前分析的样品较少，泥页岩储集层发育少量粒间孔，以黏土矿物晶间孔为主（见图 5c、图 5d），孔喉细小，但数量众多的晶间孔在一定程度上弥补了不足，使得泥页岩也具有一定的储集能力，由于长 7段热演化程度总体较低，有机质转化产生的有机质孔不发育；凝灰岩储集层以溶蚀孔为主（见图5e），非均质性极强，孔隙度、渗透率差别很大。

Ⅰ类页岩油细砂岩储集层的粒间孔相对发育，颗粒表面黏土矿物较少，孔隙半径为2～8 μm，孔隙度为8%～11%，渗透率小于0.3×10-3μm2；Ⅱ类页岩油粉—细砂岩储集层粒间孔颗粒表面绿泥石膜发育，但黏土矿物晶间孔较发育，孔隙半径为 1～5 μm，孔隙度为6%～8%，渗透率为（0.01～0.10）×10-3μm2；Ⅲ类页岩油泥页岩储集层黏土矿物晶间孔发育，暗色泥岩孔隙半径主要为40～110 nm，黑色页岩孔隙半径主要为30～100 nm（见图6）。不同类型页岩油储集层特征差异较大，如何有效沟通微纳米级孔喉系统形成有效渗流是储集层改造的关键。

图6 鄂尔多斯盆地长7段不同岩性孔隙半径占比分布图

2.3.4 流体特征

原油高压物性结果表明，长 7段油层温度主要为61.0～66.2 ℃，原始地层压力为 14.3～16.0 MPa，饱和压力为 7.40～8.85 MPa，地饱压差为 5.45～8.60 MPa，属未饱和油藏。Ⅰ类、Ⅱ类页岩油地层原油密度为 0.73～0.78 g/cm3，黏度为1.36～1.47 mPa·s，原始气油比为90～110 m3/t，体积系数为1.2；地面原油密度为0.83 g/cm3，黏度为3.72～3.89 mPa·s，初馏点为64 ℃，凝固点为16 ℃，原油性质好，具有高气油比、低密度、低黏度、低凝固点、不含硫的特点。地层水pH值为6.1，总矿化度为44.8～53.2 g/L，为CaCl2型地层水。长 7段纯页岩型Ⅲ类页岩油试油获工业油流的 13口井原油性质较好，地面原油密度为 0.83 g/cm3，黏度为4.25～6.18 mPa·s，初馏点为70 ℃，凝固点为18～21 ℃；长7段富有机质泥页岩密闭岩心解吸气试验结果显示，泥页岩储集层含气量约为 1～3 m3/t，含气性较好。

2.3.5 裂缝发育特征

长 7段天然裂缝发育，既发育宏观大、中尺度裂缝，同时微—小裂缝也普遍存在，野外露头剖面多见高角度裂缝，裂缝切穿砂岩、泥页岩岩层，在岩层层面共轭节理特征明显。钻井岩心裂缝也发育，砂岩、泥页岩中均有分布，以高导缝为主，部分裂缝充填或半充填（见图7）。生产实践发现，储集层中天然裂缝的存在是长 7段页岩油“甜点”富集的重要因素，天然裂缝发育有利于通过体积压裂形成复杂的缝网体系，实现页岩油工业规模开发。依据盆地东南露头剖面实测的379个构造裂缝的统计，长7段裂缝开度为0～1.5 mm的占比79.4%，裂缝开度整体较小；裂缝未充填的占73.2%，半充填的占5.8%，充填的占21.0%，以未充填构造裂缝为主，裂缝有效性很好，为油气的初次运移提供了重要通道。

图7 城页1井长73亚段裂缝分布

城页1井长73亚段水平段成像测井显示，裂缝走向为北东东—南西西向，倾向为北北西、南南东向，高导缝倾角主要为74°～90°（见图7）。砂岩、泥页岩裂缝均较发育，高角度裂缝主要分布在黏土含量较低、石英含量较高的层段，砂岩段裂缝数量较泥页岩多。由于长 7段页岩油储集层天然裂缝发育，且两向应力差适中，通过人工大规模体积压裂，可形成复杂缝网体系，页岩油储集层可得到有效改造。庆城油田长7段储集层发育大量高角度天然裂缝与微裂缝，裂缝与相互叠置的砂岩沟通有效提高了储集层的渗流能力，页岩油开发井普遍能获得高的产量。

阵列声波测井与三轴应力试验结果表明，长 7段砂岩脆性指数为 40%～60%，不同区块储集层脆性存在一定差异，庆城油田长 7段储集层脆性指数平均值为55%，水平两向应力差为4～7 MPa，储隔层应力差为5～8 MPa，有利于压裂改造。

3 长7段页岩油富集主控因素

鄂尔多斯盆地长7段烃源岩条件好，源储互层共生，配置优良，源内成藏条件优越，长7段沉积期独特的地质条件和有利的成藏匹配形成了长7段页岩油的规模富集。

3.1 湖相黑色页岩和暗色泥岩构成丰富的油源物质基础

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，成就了中生界最为主要的一套优质烃源岩。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因素。长 7段富有机质页岩中显微纹层十分发育，并常见富含有机质的磷酸盐结核，表征了沉积时初级生产力较高的特征。烃源岩的元素地球化学研究揭示出长7段富有机质页岩中 P2O5、Fe、V、Cu、Mo、Mn等生物营养元素明显富集的特点，且与烃源岩的有机质丰度存在着良好的正相关关系（见图8），反映出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。地质事件-富营养湖盆-富有机质页岩三者存在时空耦合关系，说明长 7段湖盆发育时期，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，共同促进了有机质的大规模发育。缺氧环境有利于有机质的保存[23]，长 7段富有机质页岩富含黄球状黄铁矿、高S2-含量等，表征了底层水和沉积物表层的缺氧特征，缺氧程度越高，有机质富集程度越高。长 7段富有机质页岩低黏土矿物含量（小于40%），较低的Al2O3（平均值为13.01%）、SiO2（平均值为49.29%）和总稀土含量（平均值为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。

图8 鄂尔多斯盆地长7段富有机质页岩元素丰度与TOC值关系图

通过对盆地范围内2 000余口井长7段数据的统计，湖盆中部黑色页岩厚度为10～35 m，平均厚度约为20 m，最大厚度可达60 m，面积达4.3×104km2；暗色泥岩厚度为10～50 m，平均厚度约为25 m，最大厚度可达120 m，面积达6.2×104km2（见图9）。平面上，黑色页岩和暗色泥岩均呈大面积、广覆式分布的特征，且岩相在平面上呈互补性分布，前者发育区后者厚度较薄或不发育，反之亦然。广覆式分布的黑色页岩和暗色泥岩烃源岩条件优越，为长 7段页岩油规模成藏提供了良好的生烃物质基础[21,24-25]。

通过生烃热模拟实验表明[21,24]，长7段有机质具有很强的生烃潜力，生烃潜量约为400 kg/t，优质烃源岩生烃强度一般为（400～600）×104t/km2，平均值为495×104t/km2。长7段烃源岩成熟度为0.7%～1.1%[26]，平均最高热解温度为447 ℃，已达大量生烃成熟阶段，处于生油高峰期。生烃高峰阶段的湖相优质烃源岩具有很强的排烃能力，呈现出高效排烃的特征，最高排烃效率超过 80%。广覆式分布的优质烃源岩、高强度生烃、高效率排烃，控制了页岩油的富集。

3.2 泥页岩层系内的砂质岩类构成了含油富集的甜点段

受频繁的构造事件作用控制，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段独特的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[10]，平面上砂体叠合连片沉积，分布范围广，具有一定的厚度。钻井资料揭示，分布于厚层富有机质泥页岩中的细粒级砂岩，其普遍含油，构成了长 7段页岩油主要的含油富集甜点段。渗透率是控制砂体富油与否的重要因素，通过对庆城油田储油砂体物性统计，渗透率大于0.03×10-3μm2的储油砂体通过压裂改造可达到工业油流，大面积展布的细粒级砂岩储集层物性大多大于0.03×10-3μm2，成为大规模页岩油富集的重要场所。

图9 鄂尔多斯盆地长7段黑色页岩与暗色泥岩叠合分布图

图10 鄂尔多斯盆地H269井—Zh40井长7段对比图（剖面位置见图1，GR—自然伽马，API，Δt—声波时差，μs/m）

庆城油田位于湖盆中部，受重力流沉积作用控制，发育多旋回的砂岩-泥页岩互层沉积的有利组合。长 7段整体砂质含量较低，多套薄层砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及暗色泥岩叠合发育，主要以泥质沉积为主。其中，长71亚段和长72亚段发育细砂岩+粉砂岩+黑色页岩+暗色泥岩组合，长73亚段主要为黑色页岩、暗色泥岩夹薄层粉—细砂岩组合（见图10）。单砂体厚度为2～5 m，多期叠合连片发育，叠置砂体厚10～15 m，分布范围广。砂岩储集体主要分布在中上部的长72亚段和长71亚段，其中长72亚段累计砂体厚度为5～15 m，长71亚段累计砂体厚度为10～20 m，是厚层泥页岩层系中的有利含油甜点段（见图10）。相对发育的重力流沉积砂体，分布稳定，延伸较远，连续性较好，为庆城油田大规模页岩油聚集提供了有利储集条件。但油层厚度薄且多套互层，改造难度较大，油层充分动用程度相对较低。

3.3 细粒砂岩储集层储集能力较强

长 7段页岩油储集体岩石类型多样，以细砂岩、粉砂岩为主。通过对盆地 600余块岩石薄片的统计，细粒砂岩储集层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，石英含量主要为 20%～50%，平均值为36.2%；长石含量主要为10%～40%，平均值为25.3%；岩屑含量主要为5%～25%，平均值为16.3%。岩屑成份以变质岩岩屑为主，填隙物含量较高，平均含量约为 15%，填隙物以水云母为主，其次为铁方解石，铁白云石。经强烈的压实、胶结和黏土矿物转化等成岩作用致使砂岩储集层孔喉细小，结构复杂。

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集层进行表征，发现长7段发育丰富的微纳米级多尺度孔隙，孔隙类型多样，形态各异。定量分析发现，细粒砂岩储集层各尺度孔隙呈连续分布的特征，数量上对比，大孔隙和中孔隙比例不高，小孔隙和微孔隙数量最高（见图 11a）。采用孔隙体积评价不同尺度孔隙对细粒砂岩储集层储集空间的贡献率，发现小孔隙所占的孔隙体积最大，大孔隙所占孔隙体积次之，而微孔隙和纳米孔隙虽然数量较多，但所占有的孔隙体积小，样品的归一化统计得到细粒砂岩储集层中2～8 μm尺度孔隙体积占总孔隙体积比例达 65%～86%（见图 11b）。通过 CT成像和数字岩心算法结合，实现细粒砂岩储集层孔喉网络系统的定量表征，长 7段储集层孔隙配位数较低，配位数为2～4的占比达83.1%，平均配位数为2.5。长7段细粒砂岩储集层孔喉尺度小，孔隙半径主要为 2～8 μm，喉道半径为20～150 nm，但小尺度孔隙数量众多，弥补了单个孔隙体积较小的不足，使长 7段页岩油储集层具有与低渗透储集层相当的储集能力。

图11 鄂尔多斯盆地长7、长8段储集层不同孔隙半径区间孔隙体积与孔隙数量对比图

图12 鄂尔多斯盆地长7段砂岩储集层三维孔喉网络特征

综合分析揭示微米级孔隙、纳米级喉道组合形成长 7段细粒砂岩储集层孔喉单元系统，并呈彼此独立的簇状分布特征（见图12）。虽然单个孔隙体积较小，但孔隙数量众多，也形成了一定的储集能力。在鄂尔多斯盆地长7段页岩油勘探实践中，发现的10×108t级庆城页岩油大油田细粒砂岩储集层即具有微米孔隙、纳米喉道全尺寸分布、数量众多、储集能力较强的特点。

3.4 高强度充注形成了源内高含油饱和度页岩油的富集

成藏模拟结果表明[22]，成藏期储集层古压力为18～26 MPa，烃源岩与砂岩过剩压力差一般为 8～16 MPa，过剩压力为烃源岩层系内初次运移和近源短距离运移提供了强大的动力。油气运移距离、充注聚集差异决定了自生自储、源内聚集的长 7段页岩油储集层具有高油气充注特征。在持续高压条件下，储集层中含油饱和度呈先快、后慢式增长，经历快速成藏和持续充注富集两个阶段，最终含油饱和度高达70%以上[27]。

受充注动力差异的影响，源内、近源及远源储集层中石油微观赋存状态存在差异。核磁共振显示长 7段页岩油储集层大孔隙至微孔隙均含油，微孔隙含油也饱满，而远源储集层微孔隙则不含油。长 7段含油饱和度较高，大多达到 70%，最高含油饱和度超过90%，而距离源岩较远的其他层位含油饱和度相对较低，约为50%。陇东地区长7段原始气油比为90～120 m3/t，实测页岩油水平井生产气油比为142～736 m3/t，平均值为328 m3/t，气油比较高。盆地中生界主要油层气油比为40～120 m3/t，总体呈现出靠近优质烃源岩层系的气油比高的趋势。

庆城油田页岩油具有源储一体的特征，优质烃源岩发育区与页岩油富集区具有很好的匹配关系。黏土矿物脱水、生烃增压等作用产生的异常剩余压力为油气持续充注提供了动力保障，弥补了长 7段细粒级砂岩孔喉细微的不利条件，形成大面积连续分布的岩性油藏。在烃源岩的排烃过程中，细粒级砂岩储集层经历了优先充注和持续充注成藏的过程。

优质烃源岩分布控制着长7段页岩油的分布范围、细粒级砂体控制页岩油规模、储集空间控制石油储集量、运聚动力控制油气充注程度[26-27]，多因素的有效配置形成了鄂尔多斯盆地长7段页岩油的规模富集（见图3）。

4 长7段页岩油勘探实践

鄂尔多斯盆地自20世纪70年代就开展了长7段页岩油的勘探和早期研究，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10×108t级的庆城大油田，Ⅱ类页岩油水平井组风险勘探取得突破。

4.1 Ⅰ类页岩油：10×108 t级庆城大油田的发现

长庆油田分公司针对长 7段烃源岩层系中发育的多期叠置砂体型Ⅰ类页岩油的早期勘探和基础地质研究可以追溯到20世纪70年代，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：2011年之前的生烃评价与兼探认识阶段、2011—2017年的勘探评价探索技术提产提效阶段和2018年以来的整体勘探与水平井规模开发示范区建设阶段。

20世纪70年代初，在针对中生界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，但限于当时的地质认识和工艺技术水平，钻遇油层被视为无开采价值的油层。90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，在长7 段提交控制储量 5 132×104t、预测储量 6 913×104t[22]。

2011年到2017年，在陇东地区先后建成X233、ZH183、N89等水平井攻关试验区，完钻25口水平井试油平均日产超百方，试验区累计产油 45.38×104t，呈现出良好的稳产潜力。在明确了Ⅰ类页岩油特征及甜点富集控制因素的基础上，加强了勘探力度和开发试验，按照“直井控藏、水平井提产”的总体思路，加大了石油预探评价直井的井位部署。通过直井落实甜点区，围绕庆城地区长 7段泥页岩层系内砂质发育甜点区共实施直井248口，225口井获工业油流，控制有利含油范围3 000 km2，长7段Ⅰ类页岩油勘探实现了历史性突破。同时，开发积极跟进，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段增加到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，形成了主体开发技术。

2018年以来，以“建设国家级开发示范基地、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，进行水平井规模开发，建成了庆城页岩油开发示范区，已完钻水平井154口，投产井97口，目前已建产能114×104t，日产油达1 003 t。

2019年在鄂尔多斯盆地庆城地区长7段烃源岩层系内发现了中国最大的页岩油田——庆城油田（见图1a），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。

通过油田内勘探区同开发区地质条件类比，有利含油范围内，直井段油层厚度达到4 m，对应水平井日产油量可达6.3 t。对比已开发区和规划开发区油层地质条件，应用水平井开发技术可实现对规划开发区的有效开发（见图13），10×108t级庆城页岩油田资源落实程度高。

庆城大油田的发现，证实了Ⅰ类页岩油巨大潜力，通过规模开发示范区的成功建设，实现了此类页岩油的规模效益开发，初步评价资源量可达（40～60）×108t。

图13 庆城油田开发区与未开发区长72亚段油层剖面对比图（剖面位置见图1a，RAT90—横向探测深度为2 286 mm（90 in）阵列感应电阻率，Ω·m）

4.2 Ⅱ类页岩油：水平井组风险勘探取得突破

为探索Ⅱ类页岩油勘探潜力，长庆油田分公司2019年针对长73亚段厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩类型的页岩油，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[11]，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，砂体垂向厚度主要为1～5 m，横向呈孤立的透镜状，延伸长度主要为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类页岩油储集层资源的最有利聚集体，孔隙度主要为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井两口水平井风险勘探的突破预示着鄂尔多斯盆地长 73亚段Ⅱ类页岩油勘探潜力巨大，以城80区块为计算单元，初步评价盆地长73亚段分布面积约 1.5×104km2的Ⅱ类页岩油远景资源量达33×108t。随着勘探的持续深入和关键技术的不断提升，该类页岩油有望成为盆地非常规油气勘探的重大接替新领域。

4.3 Ⅲ类页岩油：地下原位加热转化前景良好

长 7段Ⅲ类页岩油是纯页岩型页岩油，地下原位加热转化可能是开采该类型页岩油的革命性技术。适合地下原位转化的富有机质页岩，需要具备以下条件：页岩集中段TOC值一般大于6%，Ro值为0.5%～1.0%，页岩段厚度大于15 m，埋深小于3 000 m，面积大于50 km2，页岩段顶底板封闭性好，地层含水率小于5%[28-29]。鄂尔多斯盆地长 7段页岩成熟度适中、有机质丰度高、厚度大、面积广、埋深浅，是中国页岩油地下原位转化最有潜力和最具代表性的地区。初步评价油价为60～65 美元/bbl的条件下，石油技术可采资源量约为（400～450）×108t、天然气技术可采资源量约（30～35）×1012m3，资源规模大，具有广阔的勘探前景[30]。

5 结论

印支运动中期的构造作用控制下形成了长 7段沉积期大面积分布的鄂尔多斯大型内陆坳陷湖盆，半深湖—深湖区面积达 6.5×104km2，湖区水深达 60～120 m，发育了一套厚度超过100 m、分布广泛、以泥质为主的细粒沉积组合。

长7段细粒沉积发育细砂岩、粉砂岩、黑色页岩、暗色泥岩、凝灰岩 5类岩性，总体以泥质岩类为主，砂岩厚度薄，单砂体平均厚度为3.5 m，砂地比低，平均砂地比为17.8%。黑色页岩有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅰ型，有机质丰度平均值为13.81%，暗色泥岩有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，有机质丰度平均值为3.74%，富含有机质的黑色页岩和暗色泥岩构成了中生界大规模成藏的丰富油源物质基础。

长 7段沉积期具有独特的地质条件，源储互层共生，页岩油成藏条件优越，多种有利因素的有机组合形成了长 7段页岩油的规模富集：有机质丰度极高的湖相黑色页岩和暗色泥岩具有高强度的生排烃能力，构成了丰富的油源物质基础；夹持于富有机质泥页岩内的砂质岩类是含油富集的甜点段；细砂岩和粉砂岩储集层中数量众多的微米孔隙纳米喉道多尺度分布，储集能力较强；源内近距离强动力的持续充注，形成了含油饱和度高达70%以上的页岩油的富集。

长 7段页岩油发育多期叠置砂岩发育型Ⅰ类页岩油、厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩型Ⅱ类页岩油和纯页岩型Ⅲ类页岩油 3种类型。Ⅰ类页岩油发育多期叠置薄砂岩，单砂体厚度一般小于 5 m，砂地比主要为20%～30%，是目前勘探开发的主要对象；Ⅱ类页岩油以厚层泥页岩层系内发育单砂体厚度2～4 m的薄层粉—细砂岩为特点，砂地比主要5%～20%，是风险勘探攻关的主要目标；Ⅲ类页岩油以厚层富含有机质的页岩发育为特征，基本不发育砂岩，适合于地下原位加热转化开发。

鄂尔多斯盆地长 7段生油层内发现了中国最大的页岩油田，新增探明地质储量3.58×108t、预测地质储量为6.93×108t；庆城10×108t级大油田的发现与规模效益开发，证实了Ⅰ类页岩油巨大潜力，初步落实（40～60）×108t资源量，对中国生油层内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。