鄂尔多斯盆地三叠系长73亚段页岩有机质转化率、排烃效率与页岩油主富集类型

赵文智，卞从胜，李永新，刘伟，董劲，王坤，曾旭

（1.中国石油勘探开发研究院赵文智院士工作室，北京 100083；2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249）

0 引言

按有机质热演化成熟度，陆相页岩油可分为中高熟和中低熟两大类[1]。中高熟页岩油的富集取决于页岩内部滞留烃的数量和品质，这与有机质热成熟度、烃源岩排烃效率和页岩顶底板保存条件（亦称封闭性）密切相关。有机质热演化程度适中（一般淡水湖盆页岩Ro值大于 0.9%，咸化湖盆页岩Ro值大于 0.8%）、滞留烃数量（S1）大于2 mg/g（最佳大于4 mg/g）、气油比（GOR值）大于80 m3/m3（最佳大于150 m3/m3）的层段，形成的中高熟页岩油富集的经济性好[2]；中低熟页岩油则与有机质超量富集程度（TOC＞6%，最佳大于 8%）、未转化有机质占比以及有机质超富页岩段的连续分布规模有关。有机质丰度越高、未转化有机质占比越大，在原位加热条件下，向石油烃转化的物质基础就越雄厚，产生“人造”石油烃（包括轻质油和天然气）的数量就越大，经济开采价值就越高。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长73亚段页岩有机质丰度（TOC）很高，主体为5%～25%，最高达38%，平均为13.8%，母质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，Ro值主体为0.7%～1.2%，处于生油“液态窗”范围内。长7段富有机质页岩有利分布面积达4.3×104km2，富有机质页岩最厚达60 m，平均厚16 m，具备形成中高熟和中低熟两大类页岩油资源的有利条件[2-4]。勘探与研究表明[5-6]，上三叠统延长组长7段是鄂尔多斯盆地已发现和待发现石油储量的主力烃源岩，在延长组 4段—9段低孔低渗砂岩中聚集了大量石油储量，截至2021年底，已探明石油地质储量 72.08×108t。其中，与长 7段主力烃源岩紧邻的长6段和长8段发现储量最多，探明储量达42.27×108t，占总探明储量的58.6%。此外，2021年又在紧邻长73亚段富有机质页岩的长71—2亚段致密砂岩中发现了庆城大油田，探明储量达10×108t，这些已聚集的石油储量主要是从长 7段主力烃源岩中排出的，其中长73亚段富有机质页岩的贡献最大。所以，排烃效率的高低对长73亚段页岩中滞留烃数量、品质与页岩油的经济可采性影响很大，是中高熟页岩油富集段优选评价必须关注的问题。

长73亚段页岩有机质丰度很高，尽管已排出大量石油烃且形成了大规模的储量，但如果有机质向石油烃转化的比例不高，页岩中还有相当多的未转化有机质，那么长 73亚段页岩依然具有巨大的通过原位加热转化方式、形成大量“人造”石油和天然气的潜力，这就是业界所称的中低熟页岩油，亦可称“地下炼油厂”[7]。可见，有机质转化率高低也是页岩油主富集类型评价的重要控制因素。

此外，长73亚段富有机质页岩顶底板的保存条件对页岩中已经形成石油烃的排出、滞留烃数量与品质，尤其是轻烃组份的保持具有重要作用，这是一个对页岩油主富集类型形成有重要控制作用且尚未充分研究和认识的问题。围绕鄂尔多斯盆地长 73亚段富有机质页岩的排烃效率，前人虽然已有较多研究[8-10]，但从决定页岩油资源主富集类型的角度去关注和评价则还较少。因此，本文对长73亚段页岩有机质生烃转化率、已形成石油烃的排烃效率与页岩顶底板保存条件（封闭性）进行分析研究，在此基础上对长73亚段页岩油主富集类型进行评价，以期在勘探初期尽早判明页岩油主要类型，以减少探索成本。

1 长73亚段泥页岩基本地球化学特征

鄂尔多斯盆地长7段沉积期发育了一套以半深湖—深湖相黑色页岩、泥岩为主的沉积组合，湖盆中心主体呈北西—南东向展布（见图1a），面积达6.5×104km2，具有分布面积广、厚度大且分布稳定的特点。长73亚段发育黑色页岩和暗色泥岩两类烃源岩[4,11]，二者在有机质丰度、母质类型与岩石组构特征等方面差异明显，决定二者在页岩油资源形成中的地位不同。其中，长73亚段富有机质页岩页理发育[12]，有机质丰度更高，TOC值分布范围为 5.1%～38.4%，平均值为 13.8%，母质类型主体是Ⅰ—Ⅱ1型；S1值为1.5～15.6 mg/g，平均值为5.6 mg/g，S2值为8.9～128.4 mg/g，平均值为54.7 mg/g，氢指数（HI）分布范围为130～707 mg/g，平均值为356 mg/g，Ro值主要分布于0.7%～1.2%，处于生油高峰阶段。从地球化学指标看，长73亚段页岩具备形成陆相中高熟页岩油的基本条件，而同层段发育的暗色泥岩，有机质丰度偏低，TOC值总体为2%～5%，平均为 3.75%，母质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，S1值为 1～4 mg/g，平均为2.2 mg/g，S2值为4～20 mg/g，平均为 9.5 mg/g，HI平均值为 300 mg/g，发育块状层理。综合来看，暗色泥岩的有机质丰度、类型及滞留烃数量与未转化有机质所占比例都不如黑色页岩，加之页理不发育，不论对中高熟页岩油富集还是中低熟页岩油形成，都不是页岩油资源形成的最佳岩性[13]。此外，与长71—2亚段页岩油不同的是，长73亚段主体为富有机质页岩，砂岩或粉砂岩等不发育，页岩油的源岩和储集层均为同一套黑色页岩，具有原位留滞的特征，笔者将这一类源储一体、且均为富有机质页岩的页岩油称为纯正型页岩油[2]。

图1 鄂尔多斯盆地长7段富有机质页岩分布[4]（a）与综合柱状图（b）

长73亚段页岩的有机质丰度、母质类型与滞留烃含量在鄂尔多斯盆地不同地区分布具有较大差异（见表 1、图 2）。总体看，TOC、S1指标均具有向南由低变高趋势，而HI值则呈南北高、中部偏低的特征；母质类型南北两地以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，中部地区母质以Ⅱ1型为主。热演化程度在不同地区也有一定差异，盆地东北和西南部Ro值普遍低于 0.7%，而中部大部分地区Ro值分布在0.7%～1.2%[14-15]。

图2 鄂尔多斯盆地不同地区长73亚段HI与Tmax相关关系图

表1 鄂尔多斯盆地不同地区长73亚段页岩地球化学特征与矿物组成对比表

2 长73亚段泥页岩有机质生烃转化率

有机质生烃转化效率（简称转化率）是衡量页岩有机质在热成熟过程中向石油烃转化的比例，其含义是指已转化为石油烃的有机质数量占有机质总量的百分比，也可以用已生成的石油烃数量占烃源岩总生烃量的比例来表示[16]。通常情况下，热成熟度越高，倾油型有机组分占比越大，有机质转化率就越高，剩余未转化有机质就越少，反之亦然。由于发生了热降解转化的原始有机质总量难以准确恢复，通常使用有机质已生成的油气数量占有机质完全转化后生成油气总量之比来代表有机质的转化率，或者用当前成熟度条件下的生烃潜量（S2）除以原始生烃潜量（S）来计算。本文利用物质平衡法计算转化率，该方法考虑了有机质中不可转化碳部分，利用失重校正因子对计算过程进行修正，以使计算结果更为客观[17-19]，公式经过推导后表达为：

通过获取露头和井下不同成熟度的热解数据，可建立长73亚段页岩有机质氢指数与最高热解温度对应关系（见图2），从而获得Ⅰ型和Ⅱ1型有机质原始氢指数（HI0），以及其对应的δpi0值，然后将取值代入（1）式便可计算长73亚段页岩有机质的转化率。其中，露头样品取自铜川地区低熟页岩（见表 1），其Ro值为0.46%～0.56%，HI0的取值考虑了不同类型有机质的差异性，其中Ⅰ型HI0有机质综合取值为820 mg/g，δpi0取值 0.03；Ⅱ1型HI0取值为 591 mg/g，δpi0取值 0.06。

利用上述公式对来自鄂尔多斯盆地北部G135井、中部C96井和南部Z75井等长73亚段全取心段进行有机质转化率计算，并示于图3。为保证各井计算结果具有代表性，每口井的数据点均控制在33～36个，并按0.5～1.0 m间距取样，共用106个数据点。总体看，有机质转化率变化范围较宽，为 20%～80%，在低熟—液态窗阶段，转化率随成熟度增加而快速增长，进入高成熟阶段（Tmax＞455 ℃，对应Ro＞1.0%）转化率增速减缓。其中低熟阶段（Tmax＜440 ℃，对应Ro＜0.7%）有机质转化率低，主体为20%～40%，平均为30%；在液态窗阶段，转化率变化较大，主体在 25%～65%，平均为 45%。从地区分布看，北部吴起地区Ro值为0.75%～0.90%，转化率平均为 41%；中部华池—庆城地区Ro值较高，主体为 0.8%～1.1%，转化率平均为65%；南部合水—正宁地区Ro值为0.65%～0.80%，转化率平均为 35.3%。由于南部地区页岩厚度大（平均为20～25 m），有机质丰度高（平均为15.3%），分布面积大，页岩体积占比高。因此，长 73亚段页岩有机质的Ro值平均为0.7%～0.9%，有机质转化率总体低于45%。表明长73亚段页岩中还有大于50%的有机质尚未转化为油气，多以固—半固相状态存在于页岩层中，说明长73亚段页岩地下原位改质形成“人造”油气的潜力相当大，值得页岩油主富集类型与潜力评价高度重视。

图3 鄂尔多斯盆地长73亚段泥页岩有机质转化率与Tmax相关关系图

3 长73亚段泥页岩有机质排烃效率

排烃效率（E）既是衡量油气从烃源岩中排出能力的指标，也是反映烃源岩中有机质向油气转化能力的评价参数[9,20-21]。决定烃源岩有机质排烃效率的因素既有母质类型、丰度与热成熟度，也有烃源岩和储集层组合结构与烃源岩顶底板保存条件的作用。排烃效率的高低直接影响烃源岩中滞留烃的数量，在其他条件相同情况下，排烃效率越低，滞留石油烃数量就越大，页岩油的资源潜力就大[22-24]，是页岩油“甜点”富集区/段评价关注的重要内容。

不同学者对排烃效率的理解与计算方式存在差异[8-9,15,25-30]，陈建平等[9]基于实验室常规热解分析数据，用物质平衡法对中国多个沉积盆地主力烃源岩的生烃潜力与排烃效率作了计算，并用累计排烃效率（El）和相对排烃效率（Ex）来表述烃源岩的生排烃特征。其中，累计排烃效率是指烃源岩的累计排烃总量与总生烃潜量的比值，对烃源岩中滞留烃数量与剩余生烃潜力评价有重要意义；相对排烃效率是指烃源岩的累计排烃总量与当前成熟度条件下已生成石油烃总量的比值，对评价已形成石油烃的成藏贡献有重要意义。

据陈建平等[9]计算，中国主要湖相Ⅰ—Ⅱ型有机质在Ro值为 0.9%～1.0%阶段（包括鄂尔多斯盆地长 7段烃源岩），累计排烃效率为50%～60%，相对排烃效率为60%～90%（见表2），Ro＞1.3%时，累计排烃效率达 80%，相对效率大于 90%，计算结果偏高。导致计算结果偏高的原因主要是未对散失烃量进行恢复。笔者通过对长 73亚段页岩热解气相色谱（PY-GC）结果分析发现，页岩中含有较多的C2—8轻烃组分，钱门辉等[31]通过页岩岩心放置实验证实，C14-组分在半年内会发生显著散失，散失量可达 30%～80%，且随时间增加散失量进一步增大。

表2 鄂尔多斯盆地长7段泥页岩排烃效率研究成果统计表

张文正等[8]利用模拟实验法计算了长 7段页岩的累计排烃效率，认为富有机质页岩（TOC＞10%）的累计排烃效率平均可达 80%。虽然模拟实验法可直接获得烃源岩的生、排烃量，从而可直接计算排烃效率，但实验的高温条件会产生蒸发效应，使地层条件下通常处于液相的烃组分变成气相，这种相态的变化会导致计算的排烃效率偏大。

郭凯等[28]利用生烃潜力指数法计算了长 7段页岩的排烃效率，该方法主要依据不同演化程度的生烃潜力指数（（S1+S2）/TOC）变化趋势，来分析烃源岩排烃门限和排烃量，认为长 7段页岩的平均排烃效率为60%。该方法同样未考虑S1轻烃散失问题，且在不同井点和深度点获得的页岩样品存在母质类型和热成熟度差异，未做归一化处理，所以排烃效率的计算结果只能反映大致变化趋势[32]。

本文选用物质平衡法计算长73亚段页岩的排烃效率，主要基于两点考虑：①该方法使用岩石热解参数，容易获取；②该方法可以计算每个取样点的排烃效率，能较好地解决不同地质条件下页岩排烃效率的差异问题，消除横向计算误差。按照上文提到的排烃效率定义，累积排烃效率和相对排烃效率的计算需要明确 3个主要参数：原始生烃潜量（S）、滞留烃量（S1*）与残余生烃量（S2），而烃源岩现今已生烃量和排出烃量可以通过这3个参数计算求得。求准这3个参数是准确获得排烃效率的关键，其中S和S2可以通过岩石热解获得，而滞留烃量（S1*）则需要在岩石热解基础上恢复散失烃量求得。

为了获得地层条件的滞留烃量，本次研究选择合水北部一口长 73亚段密闭取心井，该井Ro值平均为0.9%，代表了本区平均热演化程度。为了减少岩心样品取出、放置和粉碎过程中的烃损失量，岩心出井后用-196 ℃液氮冷冻运输至实验室，并用5 ℃的低温密闭粉碎仪进行碎样，同时检测气态烃（Sg）值，碎样后开展多温阶热解，分别设置90，200，300 ℃共3个温度点测量易挥发烃量（S0）、轻烃量（S1-1）、中质烃量（S1-2）值，最后把这4个值相加得到滞留烃量S1*值（见图4a）。

把用上述方法获得的滞留烃量S1*与常规取心放置一段时间的普通热解S1值进行比较，发现本文所使用方法测量的滞留烃量是常规热解方法获得数据的1.5～4.0倍，且烃散失量随有机质丰度增大而增加。对于TOC＜5%的页岩，本文计算结果与常规热解方法计算结果相近，烃散失量为常规热解数值的0.5倍，而对于TOC＞10%的页岩，烃散失量最高可达常规热解数值的2.5倍，达5～15 mg/g，与长73亚段页岩平均TOC（13.8%）对应的地层条件下的滞留烃量达13.3 mg/g，这部分损失量对排烃量和排烃效率的计算具有较大影响（见图4a）。

为恢复普通热解分析的烃损失量，综合考虑有机质丰度影响，建立了页岩残余生烃量S2与滞留烃量S1*的线性关系（见图4b），相关系数达0.89。利用该关系式可计算成熟度相近的其他井页岩的原始滞留烃量。

图4 长73亚段泥页岩密闭取心样品与常规分析样品相关热解数据与TOC和S2相关关系

根据长73亚段深湖区泥页岩热演化状态，选择有代表性的长73亚段全取心的G135井和C96井，利用下面的（2）式和（3）式对长73亚段页岩的排烃效率进行计算，为了避免有机质丰度对排烃效率计算的影响，同时也能更好地反映有机质类型在排烃中的作用，文中用单位有机碳的生烃潜量来计算排烃效率[9-10,21]，结果示于图5。

图5 长73亚段泥页岩累计与相对排烃效率直方图

式中Qp为排出烃量，Qs为生烃量。计算表明，鄂尔多斯盆地长 73亚段泥页岩的累计排烃效率总体较低，主体分布在10%～40%，平均为27.5%；相对排烃效率总体较高，主要分布在 40%～80%，平均为 60%（见图5）。与前人已报道的的计算结果相比，此次计算的排烃效率比较低，这是由于新方法把散失烃量计入在内，对地层中实际滞留烃量计算更客观，故排烃效率自然就降低，这一结果与前述的长73亚段页岩转化率相对较低的认识相吻合。

4 长73亚段页岩保存条件在滞留烃数量与品质保持中的作用

如前述，长73亚段页岩的累计排烃效率平均不足30%；有机质的转化率平均低于 50%，这说明有总量大于 70%的原始有机质（包括未转化有机质和已转化的滞留烃）仍留在源岩内部。由于长 73亚段页岩有机质丰度很高（TOC值平均大于13.8%），所以留在地层中的有机质总量十分巨大，如果能找到地下原位转化开采方式，其形成“人造”石油烃的数量十分巨大。从长 73亚段页岩的相对排烃效率看，本文计算结果是40%～80%，平均为60%，烃源岩内部滞留烃数量可达已生烃量的 40%。因此，如果滞留烃现今都留在源岩内部，那形成中高熟页岩油的潜力也不可低估。实际上，决定源岩内部滞留烃可采性的因素不仅仅是滞留烃数量，还与滞留烃品质与赋存状态有很大关系。

烃源岩与储集层构成的岩性组合对于排烃效率具有重要控制作用，同样对滞留烃品质（主要是轻、中组分烃留滞数量）也有重要影响。纯页岩地层孔渗性差，排烃通道不畅[33]，尤其是厚层页岩中部的排烃效率会更低，如盆地北部 G135井的长 73亚段中下段的1 819～1 826 m与1 835～1 844 m两段页岩，厚度较大（大于7 m），累计排烃效率仅15%～25%，相对排烃效率也仅有40%～55%（见图6）。而该井长73亚段中段1 825～1 833 m页岩段与粉砂岩呈互层发育，累计排烃效率为30%～40%，相对效率为50%～75%，比纯页岩高出15%～20%。很多其他学者的研究结果也有这样的认识，如李明诚[34]通过对黄骅坳陷古近系湖相泥岩的排烃进行了研究，认为湖相厚层泥岩不利于排烃，排油率一般为25%～40%；Hou等[33]通过研究东营凹陷沙河街组页岩的排烃效率也发现，页岩厚度越大，排烃效率越低。

图6 G135井长73亚段泥页岩热解地球化学参数与排烃效率柱状图

页岩段是否存在断层和裂缝是影响油气排烃效率的另一重要因素。对于页岩中滞留烃的保持，尤其是轻组分烃的留滞具有重要作用。对位于盆地中部的Z22井作的统计分析能很好地说明这一点。通过对过井地震剖面解释，Z22井位于断层发育带附近，部分断层已断穿侏罗系。前人研究表明，长73亚段页岩有机质生排烃高峰期发生于晚侏罗世至早白垩世，基本与断层活动期一致。本文计算显示，Z22井长 73亚段的排烃量和排烃效率都偏大，在均位于盆地中部的G135、C96和Z22这3口井中，Z22井排烃量最高，在相同TOC条件下，排烃量是另两口井的两倍；相对排烃效率也表现出相似特征，Z22井的相对排烃效率最高，平均值达85%（见图7），明显高于其他两口井。这表明断裂和裂缝的存在会破坏页岩的封闭性，从而提高泥页岩的排烃量和排烃效率。

图7 长73亚段不同位置井泥页岩排烃量（a）、相对排烃效率（b）与有机碳含量相关关系图

上述分析表明，页岩顶底板保存条件不仅对页岩中滞留烃数量有重要作用，而且对滞留烃组分构成，即滞留烃品质也有重要影响。鄂尔多斯盆地长73亚段页岩的顶底板分别是长 71—2亚段和长 8段致密砂岩，之上还发育分布范围和厚度更大的长 6段砂岩，在孔渗条件较好的部位均已形成规模较大的石油储量，这些大面积分布的低孔渗—致密油藏主要来自长73亚段页岩提供的油源。笔者重点分析了长 73亚段富有机质页岩厚度、断裂与裂缝发育状况以及地层压力条件，试图从多角度综合判断长73亚段页岩是否具备中高熟页岩油富集条件。从三维地震资料看，长 71—2亚段致密油发育的庆城地区，存在多组以北东向为主、北西向为辅的断裂系统，其中北东向断裂疏密不均，呈“林带”状分布（见图8），这是大量长73亚段页岩已生成油气向长71—2亚段和更上部的长6段甚至长4+5段中运移形成油藏的主要通道。这一方面说明长73亚段优质烃源岩的排烃条件很好，可保证大量低孔渗—致密油储量的形成；另一方面也说明长73亚段页岩顶底板保存条件不佳，会导致较多可动烃难于保持在页岩中，对纯正型页岩油的富集和经济可采性不利。

图8 鄂尔多斯盆地庆城地区长7段断裂与长73亚段粉砂岩厚度分布图（成图范围见图1，据文献[35]修改）

从目前对长73亚段页岩油烃组成分析看，虽然轻质和中质组分占比并不低，主峰碳在 C11—C15（见图9a），这主要是由页岩中有机质丰度高、对烃吸附量大所致。长 73亚段页岩高有机质含量（TOC平均值为13.8%）会对轻、中组分烃产生较大吸附作用，从而在缺少良好保存条件情况下，仍有一定比例的轻、中组分烃留在页岩内部。支持这一认识的证据一方面来自大量岩石热解和抽提色质谱数据，长 73亚段富有机质页岩（TOC＞10%）虽然放置了近 10年，但岩心热解S1烃组分仍以C5—C12为主，页岩抽提物全烃色谱中小于C15正构烷烃占绝对优势（见图9b），如果这些轻组分是游离烃的话，可能C8以前的轻烃均已散失。相对而言，较低有机质页岩（TOC＜6%）岩心热解和抽提物中烃组分以C12—C28为主，基本不含碳数低于C8的轻烃，说明由于有机质含量低，吸附性相对弱，轻组分已散失。此外，大庆古龙白垩系和胜利油田古近系页岩油热解S1也主要为 C10+中质烃[36-38]，轻的游离烃均已散失。另一方面，统计发现长73亚段页岩总体压力为负压，压力系数为0.80～0.85，其他层系压力更低（见图10），这说明长73亚段页岩顶底板封闭性并不好，否则从前述的排烃效率与滞留烃数量看，长73亚段页岩应存在异常高压。导致长73亚段压力负异常的主要原因有两个：①页岩层存在较多断层和裂缝破坏了页岩顶底板的封闭性；②白垩纪末期发生的抬升作用，使白垩纪末地层剥蚀量为1 000～2 000 m[39]。抬升导致地层压力卸载，使大量游离轻烃组分因体积膨胀而散失。此外，长 73亚段富有机质页岩集中段厚度只有 20～30 m（见图1），上下均为渗透性砂岩（见图10），这样的岩性组合极有利于顶底板附近的砂岩形成油藏，而不利于大量可动烃尤其是轻—中质烃在源岩内部留滞，只能靠有机质吸附保留一部分轻、中组分石油烃，这部分石油烃流动性并不好。这些因素都将影响长 73亚段页岩油的单井产量和单井累计采出油量，也是长73亚段页岩油主富集类型评价时必须考虑的因素。

图9 鄂尔多斯盆地庆城地区长73亚段页岩油（a）和页岩抽提物（b）正构烷烃色谱图

图10 鄂尔多斯盆地延长组致密油-页岩油地球化学特征、资源量与探明储量统计图

5 长73亚段页岩油主富集类型评价

综上所述，鄂尔多斯盆地长73亚段纯正型中高熟页岩油不是主要的富集类型，下一步勘探若要获得单井产量和单井累计采出量较高的突破，宜避开长6段、长 8段和长 71—2亚段致密砂岩已形成油藏区，且在断层和裂缝不发育、顶底板存在良好封闭性的部位布井，有望获较好发现。从目前已发现的石油储量看，长 6段和长 8段致密油田主要分布在庆城、姬塬和华池等地区，而长 71—2亚段致密油型页岩油主要分布在合水—庆城及吴起北部一带。通过对长 7段页岩试油结果统计发现，华池西—耿湾地区多口直井获得了高产油流，单井日产在4.5～21.7 t，平均日产为12.5 t，而该区域在其他层系也未获较好的储产量，且长 7段富有机质页岩厚度大，平均大于30 m，保存条件相对有利，是纯正型页岩油勘探有利区。

长 73亚段页岩虽然已经形成并排出了大量石油烃，并在延长组多个层段形成了大量的石油储量，但页岩内部还滞留了大量石油烃和尚未转化的有机质[1-2]。本文计算结果表明，长73亚段页岩有超过50%的有机质尚未转化为石油烃，有将近 70%的有机质和滞留烃还在页岩地层中，说明长73亚段页岩油主富集类型以中低熟页岩油为主，尤其是页岩厚度较大、有机质丰度高且热演化程度相对较低的地区，如南部的合水—正宁一带等，需要研发有别于水平井加体积改造的开发方式，利用地下原位加热转化的途径，力争突破商业开采关。基于实验室分析数据评价，长73亚段页岩地下原位转化的“人造”石油技术可采总量约（350～400）×108t，资源潜力巨大，亟待通过先导试验积极准备原位转化技术并落实资源的可采性与富集区/段分布。壳牌原位转化实验室在2016年完成了长73亚段两组热模拟实验，其中岩心样品的TOC值为23.7%、Ro值为0.82%、HI值为347 mg/g，模拟结果为1 t页岩的产油量为36 kg、产气量为22.5 m3；露头样品的TOC值为24.7%、Ro值为0.51%、HI值为405 mg/g，模拟结果为1 t页岩的产油量为52 kg、产气量为26 m3。且生成的油品均为轻质油。此外，壳牌对科罗拉多绿河页岩原位转化现场先导试验获得成功，不仅验证了地下原位转化加热器制造工艺成熟、生产流程配套、技术可行，同时也验证了实验室参数的合理性、用于资源预测的可行性。这些都表明中低熟页岩地下原位加热开发在技术上是可行的，生成的污染物基本留在地下，在环境保护上也是有优势的。纯正型中高熟页岩油由于保存条件差，滞留在页岩中的石油烃数量多以吸附态存在，流动性较差，预判单井累计采出量难以具有较好的经济性。下一步需避开长71—2亚段、长8段和长6段已知油气成藏区和断裂、裂缝发育区，在长73亚段页岩保存条件好的部位开展探索，会有较好的突破发现。

6 结论

用物质平衡法计算长73亚段页岩有机质转化率为20%～80%，平均小于50%，且热成熟度越低，转化率越低，表明长73亚段页岩有超过50%的有机质尚未向石油烃转化，加上已转化的滞留烃，有超过 70%的有机质仍留滞在页岩层中，说明长 73亚段页岩原位转化形成“人造”石油烃的潜力巨大。

通过密闭取心获取地层条件下的滞留烃数量，达5～15 mg/g，平均为 13.3 mg/g，高于常规热解结果1.0～2.5倍。用物质平衡法计算长 73亚段页岩累计排烃效率在10%～40%，平均为27.5%；相对排烃效率在40%～80%，平均为60%，均低于前人计算结果，表明长73亚段页岩中滞留烃数量较大。但因有机质丰度超高，加之保存条件差，多数滞留烃以吸附态存在，可动性较差，将影响页岩油的经济可采性。

长73亚段页岩因顶底板为有孔渗性砂岩，内部存在断层和裂缝，保存条件差，地层为负压，不利于流动性较好的页岩油的富集，判断纯正型中高熟页岩油不是主要富集类型。下一步宜避开长 71—2亚段、长 8段和长 6段已成藏区和断裂、裂缝发育区，在页岩集中段厚度较大且顶底板封闭性好的部位加强勘探，会有经济性较好的突破，如华池西—耿湾地区为有利区。

中低熟页岩油是长73亚段页岩主要富集类型，亟待加强原位转化的基础理论研究和先导试验，力争突破原位转化工业生产关，落实资源可利用性与富集区/段分布，为未来规模开发利用做好准备。

致谢：长庆油田分公司勘探开发研究院在论文写作中提供了诸多研究资料和帮助，在此表达感谢！

符号注释：

E——排烃效率，%；El——累计排烃效率，%；Ex——相对排烃效率，%；GOR——气油比，m3/m3；HI——氢指数，mg/g；HI0——未熟有机质原始氢指数，mg/g；Qp——排出烃量，mg/g；Qs——生烃量，mg/g；Ro——热演化程度，%；S——原始生烃潜量，mg/g；S0——多温阶热解易挥发烃数量，mg/g；S1——常规热解滞留烃数量，mg/g；S1-1——多温阶热解轻烃数量，%；S1-2——多温阶热解中质烃数量，%；S2——常规热解残余生烃量，mg/g；S1*——密闭取心低温密闭粉碎多温阶热解所得滞留烃数量，%；Sg——低温密闭碎样过程中气态烃量，mg/g；TOC——总有机碳含量，%；Tmax——最大热解温度，℃；TR——排烃效率，%；δcf——失重校正因子，无因次；δpi——当前成熟度条件下的S1/(S1+S2)值，无因次；δpi0——未熟条件下的S1/(S1+S2)值，无因次。