鄂爾多斯盆地三疊系長7段頁巖油地質(zhì)特征與勘探實(shí)踐

付金華 ，李士祥 ，牛小兵 ，鄧秀芹 ，周新平

（1. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710018；2. 中國石油長慶油田分公司，西安 710018；3. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；4. 中國石油長慶油田分公司第11采油廠，西安710000；5. 中國石油大學(xué)（華東），山東青島 266580）

0 引言

鄂爾多斯盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、渤海灣盆地、松遼盆地等皆蘊(yùn)藏著豐富的頁巖油資源，2016年中國石油評(píng)價(jià)頁巖油技術(shù)可采資源量達(dá)145×108t[1-4]。然而，與北美海相頁巖油相比，中國頁巖油以陸相為主，普遍具有儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)、厚度不穩(wěn)定、異常壓力不明顯、油質(zhì)重、氣油比低的特點(diǎn)[5-6]。中國頁巖油勘探起步晚，面臨著開發(fā)難度大、成本高的困難。通過多年的探索實(shí)踐，目前在準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷中二疊統(tǒng)蘆草溝組、鄂爾多斯盆地三疊系延長組 7段（簡稱“長7段”）、三塘湖盆地二疊系條湖組[1]等頁巖油勘探開發(fā)中取得了突破性進(jìn)展，隨著開采技術(shù)愈發(fā)成熟完善，頁巖油將成為中國石油原油產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)乃至上產(chǎn)的重要戰(zhàn)略性接替資源[1,7-8]。

鄂爾多斯盆地是中國第 2大沉積盆地，也是目前中國最大的油氣生產(chǎn)基地，勘探開發(fā)對(duì)象主要以低滲透-致密油氣為主，盆地年產(chǎn)油氣當(dāng)量超過7 000×104t，其中中國石油長慶油田分公司油氣當(dāng)量已連續(xù) 7年超5 000×104t，并呈逐年增長的趨勢(shì)，2019年產(chǎn)油量為2 416×104t（長 7段Ⅰ類頁巖油產(chǎn)油量為 102×104t），產(chǎn)氣量為 412.3×108m3，油氣當(dāng)量達(dá) 5 701×104t。

鄂爾多斯盆地長 7段頁巖油是以吸附與游離狀態(tài)賦存于生油層系內(nèi)的砂巖和泥質(zhì)砂巖中，未經(jīng)過大規(guī)模長距離運(yùn)移而形成的石油聚集[8-9]。其特點(diǎn)主要表現(xiàn)在：源儲(chǔ)共生（儲(chǔ)集層被烴源巖層夾持）、大面積連續(xù)或準(zhǔn)連續(xù)分布、無明顯含油邊界、無明顯油水界面、不發(fā)育邊底水[6,10]，主要為受不同物性差異的巖性遮擋形成的巖性油藏。儲(chǔ)集層改造前無自然工業(yè)產(chǎn)量，直井壓裂改造后雖能達(dá)到工業(yè)產(chǎn)能標(biāo)準(zhǔn)，但是穩(wěn)產(chǎn)能力有限，開發(fā)方式多采用水平井體積壓裂改造技術(shù)[1]，屬于典型的非常規(guī)油氣資源。初步評(píng)價(jià)長 7段Ⅰ類頁巖油地質(zhì)資源量（40～60）×108t，Ⅱ類頁巖油遠(yuǎn)景資源量（30～40）×108t[11]。

2019年，長慶油田分公司在鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部的慶城地區(qū)長 7段生油層系內(nèi)Ⅰ類頁巖油新增石油探明地質(zhì)儲(chǔ)量 3.58×108t、預(yù)測(cè)地質(zhì)儲(chǔ)量 6.93×108t，發(fā)現(xiàn)了10×108t級(jí)源內(nèi)非常規(guī)慶城大油田，并進(jìn)行了規(guī)模水平井開發(fā)試驗(yàn)，推進(jìn)了慶城油田的效益開發(fā)。

本文通過對(duì)長 7段頁巖油的基本特征進(jìn)行分析，探討頁巖油富集成藏的主要控制因素，并以 10×108t級(jí)慶城大油田的發(fā)現(xiàn)和城頁水平井組風(fēng)險(xiǎn)勘探的突破為例對(duì)不同類型頁巖油勘探實(shí)踐及勘探成果進(jìn)行分析，以期為陸相非常規(guī)油氣資源的勘探開發(fā)提供借鑒。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地大地構(gòu)造處于中國東部構(gòu)造域與西部構(gòu)造域接合部位，古生代時(shí)屬大華北盆地的一部分，晚三疊世發(fā)生的印支運(yùn)動(dòng)使揚(yáng)子板塊北緣與華北板塊發(fā)生擠壓碰撞，在盆山耦合作用下，形成了鄂爾多斯大型內(nèi)陸坳陷湖盆。根據(jù)現(xiàn)今盆地構(gòu)造形態(tài)及演化歷史，劃分出西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶、伊盟隆起及渭北隆起 6個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元（見圖 1a）。

三疊系延長組是一套內(nèi)陸河流—三角洲—湖泊相碎屑巖系（見圖1b），自上而下依次劃分為長1—長10共10個(gè)段[12-13]。長7段沉積期，盆地周緣區(qū)域構(gòu)造較活躍，盆地受西南方向強(qiáng)烈擠壓和東北方向垂向隆升的影響，發(fā)生了南北不均衡、不對(duì)稱的快速拗陷過程，湖盆基底呈“南陡北緩”的展布格局[14-15]。長 7段沉積期是湖盆最大的擴(kuò)張期，湖水深、水域廣，形成了面積達(dá) 6.5×104km2的半深湖—深湖區(qū)（見圖 1a），沉積了一套以暗色泥巖、黑色頁巖為主的，厚度達(dá)100 m以上的生油巖系，奠定了中生代陸相湖盆生油的基礎(chǔ)。長7段整體以泥質(zhì)巖類為主，砂地比普遍小于20%，自下而上可細(xì)分為長73亞段、長72亞段和長71亞段，主要以半深湖—深湖亞相沉積為主（見圖2），以長73亞段張家灘頁巖為代表的最大湖侵期之后，長72亞段沉積期和長71亞段沉積期隨著湖盆的萎縮（見圖3），因河流注入，受重力流沉積作用，建造了一套以砂質(zhì)碎屑流為主的沉積砂體，是油氣富集的主要場所[16-17]。廣覆式分布的泥頁巖與大面積粉—細(xì)砂巖緊密接觸或互層共生，源儲(chǔ)配置好，油氣近源高壓充注，勘探潛力巨大[18-19]。

2 長7段頁巖油基本特征

鄂爾多斯盆地長 7段頁巖油，目前工業(yè)產(chǎn)層主要是夾在泥頁巖層內(nèi)的粉—細(xì)砂巖和泥質(zhì)砂巖，受不同地區(qū)沉積差異、供烴條件、砂質(zhì)發(fā)育程度而形成不同的頁巖油類型，不同類型頁巖油的巖石特征、儲(chǔ)集物性、含油性、工程力學(xué)性質(zhì)及原油性質(zhì)等存在一定差異。

圖1 鄂爾多斯盆地延長組概況及長7段湖盆分布圖

2.1 長7段砂體特征

長 7段沉積期湖盆水體較深、面積廣，沉積物充填速率慢，泥質(zhì)沉積巖發(fā)育，砂地比及單砂體厚度小。通過對(duì)盆地2 000余口井的統(tǒng)計(jì)，長7段砂地比平均值為17.8%，砂地比小于30%的井占比75.3%；單層砂體厚度平均值為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%。參照頁巖油地質(zhì)評(píng)價(jià)方法國家標(biāo)準(zhǔn)中頁巖油的定義[20]，長 7段頁巖油為典型的頁巖油。從長73亞段至長71亞段，隨著湖平面下降，可容空間減小，重力流沉積砂體逐漸向湖盆中部推進(jìn)，砂體厚度及砂地比增大。其中，長73亞段砂地比小于10%的占比為 72.9%，10%～30%的占比 18.0%，大于30%的占比 9.1%；長 72亞段砂地比小于 10%的占比41.8%，10%～30%的占比 28.1%，大于 30%的占比30.1%；長71亞段砂地比小于10%的占比32.7%，10%～30%的占比32.5%，大于30%的占比34.8%。

2.2 長7段頁巖油類型劃分

根據(jù)巖性組合、砂地比、砂體厚度等因素，將盆地長7段頁巖油劃分為3類[11]，即多期疊置砂巖發(fā)育型（Ⅰ類）、厚層泥頁巖夾薄層粉—細(xì)砂巖型（Ⅱ類）和純頁巖型（Ⅲ類）。其中，Ⅰ類頁巖油砂質(zhì)含量相對(duì)較高，發(fā)育多期疊置的薄砂巖，砂地比一般為 20%～30%，最大單砂體厚度一般小于 5，主要分布于長 71亞段、長72亞段的三角洲前緣水下分流河道與半深湖—深湖砂質(zhì)碎屑流類型重力流沉積區(qū)（見圖2a、圖2b），目前已實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)；Ⅱ類頁巖油砂質(zhì)含量較低，砂地比一般為 10%～20%，薄層砂巖與泥頁巖間互，單砂巖厚度2～4 m，主要分布于長73亞段半深湖—深湖泥頁巖沉積區(qū)（見圖2c），首口風(fēng)險(xiǎn)探井城頁水平井組勘探獲得突破；Ⅲ類頁巖油以富含有機(jī)質(zhì)的泥頁巖為主體，基本不發(fā)育砂巖，砂地比一般小于 10%，最大單砂體厚度小于2 m，主要分布于長73亞段深湖泥頁巖沉積區(qū)（見圖2c），目前正處于原位加熱轉(zhuǎn)化技術(shù)探索攻關(guān)階段。

圖2 鄂爾多斯盆地長7段沉積相分布圖

圖3 鄂爾多斯盆地長7段沉積演化模式圖（剖面位置分別見圖2a中CC′剖面、DD′剖面）

2.3 長7段頁巖油地質(zhì)特征

2.3.1 烴源巖特征

長 7段發(fā)育的黑色頁巖和暗色泥巖是盆地中生界主要的烴源巖，兩者在沉積構(gòu)造、有機(jī)地球化學(xué)生烴指標(biāo)、測(cè)井響應(yīng)特征等方面存在差異[21]。黑色頁巖有機(jī)質(zhì)紋層發(fā)育，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅰ型；TOC值主要為6%～16%，平均值為13.81%；氯仿瀝青“A”為0.41%～1.51%，平均值為0.78%；S1值主要為1.49～8.90 mg/g，平均值為4.02 mg/g；具有異常高的自然伽馬、異常高的電阻率、異常低的巖石密度和低電位等顯著特征，自然伽馬值大于180 API，巖石密度小于2.4 g/cm3，感應(yīng)電阻率高于50 Ω·m。暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度比黑色頁巖低，但在陸相盆地中仍屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖，塊狀層理，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型；TOC值主要為2%～6%，平均值為3.74%；氯仿瀝青“A”為0.20%～1.17%，平均值為 0.65%；S1值為 0.51～4.34 mg/g，平均值為2.11 mg/g；具有較高的自然伽馬、較高的電阻率、較低的巖石密度等特征，自然伽馬值一般為120～160 API，巖石密度為2.4～2.5 g/cm3，感應(yīng)電阻率值為40～80 Ω·m。

2.3.2 巖石學(xué)特征

長7段細(xì)粒沉積發(fā)育細(xì)砂巖、粉砂巖、黑色頁巖、暗色泥巖、凝灰?guī)r共5類巖性（見表1），泥頁巖占主體，夾多薄層粉細(xì)砂巖，頁巖油儲(chǔ)集層巖石類型主要為砂巖和泥頁巖兩大類，巖心常見粉砂巖和泥頁巖也飽含油（見圖4）。

表1 鄂爾多斯盆地長7段頁巖油巖石類型及特征

圖4 鄂爾多斯盆地長7段不同類型巖石照片

Ⅰ類頁巖油儲(chǔ)集層主要為灰色塊狀細(xì)砂巖，以三角洲前緣水下分流河道、坡折帶砂質(zhì)碎屑流、濁流沉積砂體為主，重力流沉積砂巖中石英、長石含量一般為60%～70%，長石含量占優(yōu)勢(shì)，黏土礦物含量為20%左右；Ⅱ類頁巖油儲(chǔ)集層主要為厚層泥頁巖夾多薄層粉—細(xì)砂巖，以濁流沉積為主，巖石中石英、長石含量一般小于 70%，長石含量比重較大，黏土礦物含量為 20%～30%；Ⅲ類頁巖油儲(chǔ)集層主要為富含有機(jī)質(zhì)的塊狀暗色泥巖和紋層狀黑色頁巖，以半深湖—深湖沉積為主，尤其在長73亞段廣泛發(fā)育，TOC值高，一般大于2%，石英、長石含量低，約30%，黏土含量超過60%。

圖5 鄂爾多斯盆地長7段5類細(xì)粒沉積巖性主要孔隙類型照片

2.3.3 孔隙特征

粒間孔、溶蝕孔、黏土礦物晶間孔是長 7段頁巖油儲(chǔ)集層主要的孔隙類型[22]。細(xì)砂巖、粉砂巖儲(chǔ)集層粒間孔、溶蝕孔發(fā)育，還發(fā)育大量微納米級(jí)黏土礦物晶間孔（見圖 5a、圖 5b）。其中，對(duì)Ⅰ類頁巖油孔隙特征分析較多，以慶城油田 350余塊樣品薄片的統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)集層孔隙類型中長石溶孔為0.65%、粒間孔為0.27%、巖屑溶孔為0.10%、粒間溶孔為0.07%、晶間孔為0.01%、微裂隙為0.01%，面孔率為1.11%，以長石溶孔和粒間孔為主；關(guān)于Ⅱ類頁巖油孔隙特征的分析較少，通過對(duì)20余塊樣品的統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)集層孔隙類型中長石溶孔為 0.64%、粒間孔為 0.14%、巖屑溶孔為0.06%，面孔率為0.89%，以長石溶孔和粒間孔為主；Ⅲ類頁巖油儲(chǔ)集層以泥頁巖為主，目前分析的樣品較少，泥頁巖儲(chǔ)集層發(fā)育少量粒間孔，以黏土礦物晶間孔為主（見圖 5c、圖 5d），孔喉細(xì)小，但數(shù)量眾多的晶間孔在一定程度上彌補(bǔ)了不足，使得泥頁巖也具有一定的儲(chǔ)集能力，由于長 7段熱演化程度總體較低，有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化產(chǎn)生的有機(jī)質(zhì)孔不發(fā)育；凝灰?guī)r儲(chǔ)集層以溶蝕孔為主（見圖5e），非均質(zhì)性極強(qiáng)，孔隙度、滲透率差別很大。

Ⅰ類頁巖油細(xì)砂巖儲(chǔ)集層的粒間孔相對(duì)發(fā)育，顆粒表面黏土礦物較少，孔隙半徑為2～8 μm，孔隙度為8%～11%，滲透率小于0.3×10-3μm2；Ⅱ類頁巖油粉—細(xì)砂巖儲(chǔ)集層粒間孔顆粒表面綠泥石膜發(fā)育，但黏土礦物晶間孔較發(fā)育，孔隙半徑為 1～5 μm，孔隙度為6%～8%，滲透率為（0.01～0.10）×10-3μm2；Ⅲ類頁巖油泥頁巖儲(chǔ)集層黏土礦物晶間孔發(fā)育，暗色泥巖孔隙半徑主要為40～110 nm，黑色頁巖孔隙半徑主要為30～100 nm（見圖6）。不同類型頁巖油儲(chǔ)集層特征差異較大，如何有效溝通微納米級(jí)孔喉系統(tǒng)形成有效滲流是儲(chǔ)集層改造的關(guān)鍵。

圖6 鄂爾多斯盆地長7段不同巖性孔隙半徑占比分布圖

2.3.4 流體特征

原油高壓物性結(jié)果表明，長 7段油層溫度主要為61.0～66.2 ℃，原始地層壓力為 14.3～16.0 MPa，飽和壓力為 7.40～8.85 MPa，地飽壓差為 5.45～8.60 MPa，屬未飽和油藏。Ⅰ類、Ⅱ類頁巖油地層原油密度為 0.73～0.78 g/cm3，黏度為1.36～1.47 mPa·s，原始?xì)庥捅葹?0～110 m3/t，體積系數(shù)為1.2；地面原油密度為0.83 g/cm3，黏度為3.72～3.89 mPa·s，初餾點(diǎn)為64 ℃，凝固點(diǎn)為16 ℃，原油性質(zhì)好，具有高氣油比、低密度、低黏度、低凝固點(diǎn)、不含硫的特點(diǎn)。地層水pH值為6.1，總礦化度為44.8～53.2 g/L，為CaCl2型地層水。長 7段純頁巖型Ⅲ類頁巖油試油獲工業(yè)油流的 13口井原油性質(zhì)較好，地面原油密度為 0.83 g/cm3，黏度為4.25～6.18 mPa·s，初餾點(diǎn)為70 ℃，凝固點(diǎn)為18～21 ℃；長7段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖密閉巖心解吸氣試驗(yàn)結(jié)果顯示，泥頁巖儲(chǔ)集層含氣量約為 1～3 m3/t，含氣性較好。

2.3.5 裂縫發(fā)育特征

長 7段天然裂縫發(fā)育，既發(fā)育宏觀大、中尺度裂縫，同時(shí)微—小裂縫也普遍存在，野外露頭剖面多見高角度裂縫，裂縫切穿砂巖、泥頁巖巖層，在巖層層面共軛節(jié)理特征明顯。鉆井巖心裂縫也發(fā)育，砂巖、泥頁巖中均有分布，以高導(dǎo)縫為主，部分裂縫充填或半充填（見圖7）。生產(chǎn)實(shí)踐發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)集層中天然裂縫的存在是長 7段頁巖油“甜點(diǎn)”富集的重要因素，天然裂縫發(fā)育有利于通過體積壓裂形成復(fù)雜的縫網(wǎng)體系，實(shí)現(xiàn)頁巖油工業(yè)規(guī)模開發(fā)。依據(jù)盆地東南露頭剖面實(shí)測(cè)的379個(gè)構(gòu)造裂縫的統(tǒng)計(jì)，長7段裂縫開度為0～1.5 mm的占比79.4%，裂縫開度整體較??；裂縫未充填的占73.2%，半充填的占5.8%，充填的占21.0%，以未充填構(gòu)造裂縫為主，裂縫有效性很好，為油氣的初次運(yùn)移提供了重要通道。

圖7 城頁1井長73亞段裂縫分布

城頁1井長73亞段水平段成像測(cè)井顯示，裂縫走向?yàn)楸睎|東—南西西向，傾向?yàn)楸北蔽?、南南東向，高導(dǎo)縫傾角主要為74°～90°（見圖7）。砂巖、泥頁巖裂縫均較發(fā)育，高角度裂縫主要分布在黏土含量較低、石英含量較高的層段，砂巖段裂縫數(shù)量較泥頁巖多。由于長 7段頁巖油儲(chǔ)集層天然裂縫發(fā)育，且兩向應(yīng)力差適中，通過人工大規(guī)模體積壓裂，可形成復(fù)雜縫網(wǎng)體系，頁巖油儲(chǔ)集層可得到有效改造。慶城油田長7段儲(chǔ)集層發(fā)育大量高角度天然裂縫與微裂縫，裂縫與相互疊置的砂巖溝通有效提高了儲(chǔ)集層的滲流能力，頁巖油開發(fā)井普遍能獲得高的產(chǎn)量。

陣列聲波測(cè)井與三軸應(yīng)力試驗(yàn)結(jié)果表明，長 7段砂巖脆性指數(shù)為 40%～60%，不同區(qū)塊儲(chǔ)集層脆性存在一定差異，慶城油田長 7段儲(chǔ)集層脆性指數(shù)平均值為55%，水平兩向應(yīng)力差為4～7 MPa，儲(chǔ)隔層應(yīng)力差為5～8 MPa，有利于壓裂改造。

3 長7段頁巖油富集主控因素

鄂爾多斯盆地長7段烴源巖條件好，源儲(chǔ)互層共生，配置優(yōu)良，源內(nèi)成藏條件優(yōu)越，長7段沉積期獨(dú)特的地質(zhì)條件和有利的成藏匹配形成了長7段頁巖油的規(guī)模富集。

3.1 湖相黑色頁巖和暗色泥巖構(gòu)成豐富的油源物質(zhì)基礎(chǔ)

長 7段有機(jī)質(zhì)的大量富集和保存形成了富含有機(jī)質(zhì)的黑色頁巖和暗色泥巖，成就了中生界最為主要的一套優(yōu)質(zhì)烴源巖。高生產(chǎn)力、缺氧環(huán)境的保存條件和低陸源碎屑補(bǔ)償速度等是長 7段有機(jī)質(zhì)富集的關(guān)鍵因素。長 7段富有機(jī)質(zhì)頁巖中顯微紋層十分發(fā)育，并常見富含有機(jī)質(zhì)的磷酸鹽結(jié)核，表征了沉積時(shí)初級(jí)生產(chǎn)力較高的特征。烴源巖的元素地球化學(xué)研究揭示出長7段富有機(jī)質(zhì)頁巖中 P2O5、Fe、V、Cu、Mo、Mn等生物營養(yǎng)元素明顯富集的特點(diǎn)，且與烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度存在著良好的正相關(guān)關(guān)系（見圖8），反映出水體中豐富的營養(yǎng)物質(zhì)是引起生物勃發(fā)和高生產(chǎn)力的關(guān)鍵因素。地質(zhì)事件-富營養(yǎng)湖盆-富有機(jī)質(zhì)頁巖三者存在時(shí)空耦合關(guān)系，說明長 7段湖盆發(fā)育時(shí)期，火山、地震活動(dòng)頻繁，盆地內(nèi)部熱液作用活躍，地質(zhì)事件誘發(fā)了高生物生產(chǎn)力，共同促進(jìn)了有機(jī)質(zhì)的大規(guī)模發(fā)育。缺氧環(huán)境有利于有機(jī)質(zhì)的保存[23]，長 7段富有機(jī)質(zhì)頁巖富含黃球狀黃鐵礦、高S2-含量等，表征了底層水和沉積物表層的缺氧特征，缺氧程度越高，有機(jī)質(zhì)富集程度越高。長 7段富有機(jī)質(zhì)頁巖低黏土礦物含量（小于40%），較低的Al2O3（平均值為13.01%）、SiO2（平均值為49.29%）和總稀土含量（平均值為187×10-6）及其與有機(jī)質(zhì)豐度的負(fù)相關(guān)性，反映了低陸源碎屑補(bǔ)給速度促進(jìn)了有機(jī)質(zhì)的富集。

圖8 鄂爾多斯盆地長7段富有機(jī)質(zhì)頁巖元素豐度與TOC值關(guān)系圖

通過對(duì)盆地范圍內(nèi)2 000余口井長7段數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)，湖盆中部黑色頁巖厚度為10～35 m，平均厚度約為20 m，最大厚度可達(dá)60 m，面積達(dá)4.3×104km2；暗色泥巖厚度為10～50 m，平均厚度約為25 m，最大厚度可達(dá)120 m，面積達(dá)6.2×104km2（見圖9）。平面上，黑色頁巖和暗色泥巖均呈大面積、廣覆式分布的特征，且?guī)r相在平面上呈互補(bǔ)性分布，前者發(fā)育區(qū)后者厚度較薄或不發(fā)育，反之亦然。廣覆式分布的黑色頁巖和暗色泥巖烴源巖條件優(yōu)越，為長 7段頁巖油規(guī)模成藏提供了良好的生烴物質(zhì)基礎(chǔ)[21,24-25]。

通過生烴熱模擬實(shí)驗(yàn)表明[21,24]，長7段有機(jī)質(zhì)具有很強(qiáng)的生烴潛力，生烴潛量約為400 kg/t，優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴強(qiáng)度一般為（400～600）×104t/km2，平均值為495×104t/km2。長7段烴源巖成熟度為0.7%～1.1%[26]，平均最高熱解溫度為447 ℃，已達(dá)大量生烴成熟階段，處于生油高峰期。生烴高峰階段的湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖具有很強(qiáng)的排烴能力，呈現(xiàn)出高效排烴的特征，最高排烴效率超過 80%。廣覆式分布的優(yōu)質(zhì)烴源巖、高強(qiáng)度生烴、高效率排烴，控制了頁巖油的富集。

3.2 泥頁巖層系內(nèi)的砂質(zhì)巖類構(gòu)成了含油富集的甜點(diǎn)段

受頻繁的構(gòu)造事件作用控制，半深湖—深湖環(huán)境中砂質(zhì)碎屑流與濁流沉積多期次發(fā)育，形成了長 7段獨(dú)特的富有機(jī)質(zhì)泥頁巖與粉—細(xì)砂巖間互的細(xì)粒沉積組合，縱向上形成砂質(zhì)碎屑流與濁流或多期砂質(zhì)碎屑流疊加的砂體組合[10]，平面上砂體疊合連片沉積，分布范圍廣，具有一定的厚度。鉆井資料揭示，分布于厚層富有機(jī)質(zhì)泥頁巖中的細(xì)粒級(jí)砂巖，其普遍含油，構(gòu)成了長 7段頁巖油主要的含油富集甜點(diǎn)段。滲透率是控制砂體富油與否的重要因素，通過對(duì)慶城油田儲(chǔ)油砂體物性統(tǒng)計(jì)，滲透率大于0.03×10-3μm2的儲(chǔ)油砂體通過壓裂改造可達(dá)到工業(yè)油流，大面積展布的細(xì)粒級(jí)砂巖儲(chǔ)集層物性大多大于0.03×10-3μm2，成為大規(guī)模頁巖油富集的重要場所。

圖9 鄂爾多斯盆地長7段黑色頁巖與暗色泥巖疊合分布圖

圖10 鄂爾多斯盆地H269井—Zh40井長7段對(duì)比圖（剖面位置見圖1，GR—自然伽馬，API，Δt—聲波時(shí)差，μs/m）

慶城油田位于湖盆中部，受重力流沉積作用控制，發(fā)育多旋回的砂巖-泥頁巖互層沉積的有利組合。長 7段整體砂質(zhì)含量較低，多套薄層砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖及暗色泥巖疊合發(fā)育，主要以泥質(zhì)沉積為主。其中，長71亞段和長72亞段發(fā)育細(xì)砂巖+粉砂巖+黑色頁巖+暗色泥巖組合，長73亞段主要為黑色頁巖、暗色泥巖夾薄層粉—細(xì)砂巖組合（見圖10）。單砂體厚度為2～5 m，多期疊合連片發(fā)育，疊置砂體厚10～15 m，分布范圍廣。砂巖儲(chǔ)集體主要分布在中上部的長72亞段和長71亞段，其中長72亞段累計(jì)砂體厚度為5～15 m，長71亞段累計(jì)砂體厚度為10～20 m，是厚層泥頁巖層系中的有利含油甜點(diǎn)段（見圖10）。相對(duì)發(fā)育的重力流沉積砂體，分布穩(wěn)定，延伸較遠(yuǎn)，連續(xù)性較好，為慶城油田大規(guī)模頁巖油聚集提供了有利儲(chǔ)集條件。但油層厚度薄且多套互層，改造難度較大，油層充分動(dòng)用程度相對(duì)較低。

3.3 細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層儲(chǔ)集能力較強(qiáng)

長 7段頁巖油儲(chǔ)集體巖石類型多樣，以細(xì)砂巖、粉砂巖為主。通過對(duì)盆地 600余塊巖石薄片的統(tǒng)計(jì)，細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，石英含量主要為 20%～50%，平均值為36.2%；長石含量主要為10%～40%，平均值為25.3%；巖屑含量主要為5%～25%，平均值為16.3%。巖屑成份以變質(zhì)巖巖屑為主，填隙物含量較高，平均含量約為 15%，填隙物以水云母為主，其次為鐵方解石，鐵白云石。經(jīng)強(qiáng)烈的壓實(shí)、膠結(jié)和黏土礦物轉(zhuǎn)化等成巖作用致使砂巖儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小，結(jié)構(gòu)復(fù)雜。

應(yīng)用場發(fā)射掃描電鏡、雙束電鏡、微納米CT掃描成像等測(cè)試技術(shù)對(duì)細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層進(jìn)行表征，發(fā)現(xiàn)長7段發(fā)育豐富的微納米級(jí)多尺度孔隙，孔隙類型多樣，形態(tài)各異。定量分析發(fā)現(xiàn)，細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層各尺度孔隙呈連續(xù)分布的特征，數(shù)量上對(duì)比，大孔隙和中孔隙比例不高，小孔隙和微孔隙數(shù)量最高（見圖 11a）。采用孔隙體積評(píng)價(jià)不同尺度孔隙對(duì)細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層儲(chǔ)集空間的貢獻(xiàn)率，發(fā)現(xiàn)小孔隙所占的孔隙體積最大，大孔隙所占孔隙體積次之，而微孔隙和納米孔隙雖然數(shù)量較多，但所占有的孔隙體積小，樣品的歸一化統(tǒng)計(jì)得到細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層中2～8 μm尺度孔隙體積占總孔隙體積比例達(dá) 65%～86%（見圖 11b）。通過 CT成像和數(shù)字巖心算法結(jié)合，實(shí)現(xiàn)細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層孔喉網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)的定量表征，長 7段儲(chǔ)集層孔隙配位數(shù)較低，配位數(shù)為2～4的占比達(dá)83.1%，平均配位數(shù)為2.5。長7段細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層孔喉尺度小，孔隙半徑主要為 2～8 μm，喉道半徑為20～150 nm，但小尺度孔隙數(shù)量眾多，彌補(bǔ)了單個(gè)孔隙體積較小的不足，使長 7段頁巖油儲(chǔ)集層具有與低滲透儲(chǔ)集層相當(dāng)?shù)膬?chǔ)集能力。

圖11 鄂爾多斯盆地長7、長8段儲(chǔ)集層不同孔隙半徑區(qū)間孔隙體積與孔隙數(shù)量對(duì)比圖

圖12 鄂爾多斯盆地長7段砂巖儲(chǔ)集層三維孔喉網(wǎng)絡(luò)特征

綜合分析揭示微米級(jí)孔隙、納米級(jí)喉道組合形成長 7段細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層孔喉單元系統(tǒng)，并呈彼此獨(dú)立的簇狀分布特征（見圖12）。雖然單個(gè)孔隙體積較小，但孔隙數(shù)量眾多，也形成了一定的儲(chǔ)集能力。在鄂爾多斯盆地長7段頁巖油勘探實(shí)踐中，發(fā)現(xiàn)的10×108t級(jí)慶城頁巖油大油田細(xì)粒砂巖儲(chǔ)集層即具有微米孔隙、納米喉道全尺寸分布、數(shù)量眾多、儲(chǔ)集能力較強(qiáng)的特點(diǎn)。

3.4 高強(qiáng)度充注形成了源內(nèi)高含油飽和度頁巖油的富集

成藏模擬結(jié)果表明[22]，成藏期儲(chǔ)集層古壓力為18～26 MPa，烴源巖與砂巖過剩壓力差一般為 8～16 MPa，過剩壓力為烴源巖層系內(nèi)初次運(yùn)移和近源短距離運(yùn)移提供了強(qiáng)大的動(dòng)力。油氣運(yùn)移距離、充注聚集差異決定了自生自儲(chǔ)、源內(nèi)聚集的長 7段頁巖油儲(chǔ)集層具有高油氣充注特征。在持續(xù)高壓條件下，儲(chǔ)集層中含油飽和度呈先快、后慢式增長，經(jīng)歷快速成藏和持續(xù)充注富集兩個(gè)階段，最終含油飽和度高達(dá)70%以上[27]。

受充注動(dòng)力差異的影響，源內(nèi)、近源及遠(yuǎn)源儲(chǔ)集層中石油微觀賦存狀態(tài)存在差異。核磁共振顯示長 7段頁巖油儲(chǔ)集層大孔隙至微孔隙均含油，微孔隙含油也飽滿，而遠(yuǎn)源儲(chǔ)集層微孔隙則不含油。長 7段含油飽和度較高，大多達(dá)到 70%，最高含油飽和度超過90%，而距離源巖較遠(yuǎn)的其他層位含油飽和度相對(duì)較低，約為50%。隴東地區(qū)長7段原始?xì)庥捅葹?0～120 m3/t，實(shí)測(cè)頁巖油水平井生產(chǎn)氣油比為142～736 m3/t，平均值為328 m3/t，氣油比較高。盆地中生界主要油層氣油比為40～120 m3/t，總體呈現(xiàn)出靠近優(yōu)質(zhì)烴源巖層系的氣油比高的趨勢(shì)。

慶城油田頁巖油具有源儲(chǔ)一體的特征，優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)與頁巖油富集區(qū)具有很好的匹配關(guān)系。黏土礦物脫水、生烴增壓等作用產(chǎn)生的異常剩余壓力為油氣持續(xù)充注提供了動(dòng)力保障，彌補(bǔ)了長 7段細(xì)粒級(jí)砂巖孔喉細(xì)微的不利條件，形成大面積連續(xù)分布的巖性油藏。在烴源巖的排烴過程中，細(xì)粒級(jí)砂巖儲(chǔ)集層經(jīng)歷了優(yōu)先充注和持續(xù)充注成藏的過程。

優(yōu)質(zhì)烴源巖分布控制著長7段頁巖油的分布范圍、細(xì)粒級(jí)砂體控制頁巖油規(guī)模、儲(chǔ)集空間控制石油儲(chǔ)集量、運(yùn)聚動(dòng)力控制油氣充注程度[26-27]，多因素的有效配置形成了鄂爾多斯盆地長7段頁巖油的規(guī)模富集（見圖3）。

4 長7段頁巖油勘探實(shí)踐

鄂爾多斯盆地自20世紀(jì)70年代就開展了長7段頁巖油的勘探和早期研究，但大規(guī)模的勘探開發(fā)主要集中于近十年，在Ⅰ類頁巖油勘探開發(fā)中探明了10×108t級(jí)的慶城大油田，Ⅱ類頁巖油水平井組風(fēng)險(xiǎn)勘探取得突破。

4.1 Ⅰ類頁巖油：10×108 t級(jí)慶城大油田的發(fā)現(xiàn)

長慶油田分公司針對(duì)長 7段烴源巖層系中發(fā)育的多期疊置砂體型Ⅰ類頁巖油的早期勘探和基礎(chǔ)地質(zhì)研究可以追溯到20世紀(jì)70年代，具體的勘探開發(fā)過程以2011年和2017年為界限劃分為3個(gè)階段：2011年之前的生烴評(píng)價(jià)與兼探認(rèn)識(shí)階段、2011—2017年的勘探評(píng)價(jià)探索技術(shù)提產(chǎn)提效階段和2018年以來的整體勘探與水平井規(guī)模開發(fā)示范區(qū)建設(shè)階段。

20世紀(jì)70年代初，在針對(duì)中生界石油整體勘探過程中，有40余口井在隴東地區(qū)長7段鉆遇油層，但限于當(dāng)時(shí)的地質(zhì)認(rèn)識(shí)和工藝技術(shù)水平，鉆遇油層被視為無開采價(jià)值的油層。90年代之后，在盆地長8段勘探過程中兼探長7段，共有一百余口井試油獲工業(yè)油流，在長7 段提交控制儲(chǔ)量 5 132×104t、預(yù)測(cè)儲(chǔ)量 6 913×104t[22]。

2011年到2017年，在隴東地區(qū)先后建成X233、ZH183、N89等水平井攻關(guān)試驗(yàn)區(qū)，完鉆25口水平井試油平均日產(chǎn)超百方，試驗(yàn)區(qū)累計(jì)產(chǎn)油 45.38×104t，呈現(xiàn)出良好的穩(wěn)產(chǎn)潛力。在明確了Ⅰ類頁巖油特征及甜點(diǎn)富集控制因素的基礎(chǔ)上，加強(qiáng)了勘探力度和開發(fā)試驗(yàn)，按照“直井控藏、水平井提產(chǎn)”的總體思路，加大了石油預(yù)探評(píng)價(jià)直井的井位部署。通過直井落實(shí)甜點(diǎn)區(qū)，圍繞慶城地區(qū)長 7段泥頁巖層系內(nèi)砂質(zhì)發(fā)育甜點(diǎn)區(qū)共實(shí)施直井248口，225口井獲工業(yè)油流，控制有利含油范圍3 000 km2，長7段Ⅰ類頁巖油勘探實(shí)現(xiàn)了歷史性突破。同時(shí)，開發(fā)積極跟進(jìn)，規(guī)模運(yùn)用水平段1 500～2 000 m、井距400 m長水平井壓裂蓄能開發(fā)，水平井壓裂段數(shù)由12～14段增加到22段，單井入地液量由 1.2×104m3上升到 2.9×104m3，加砂量由1 000～1 300 m3提高到3 500 m3，投產(chǎn)后初期單井產(chǎn)量由8～9 t/d上升到17～18 t/d，形成了主體開發(fā)技術(shù)。

2018年以來，以“建設(shè)國家級(jí)開發(fā)示范基地、探索黃土塬地貌工廠化作業(yè)新模式、形成智能化-信息化勞動(dòng)組織管理新架構(gòu)”為目標(biāo)，進(jìn)行水平井規(guī)模開發(fā)，建成了慶城頁巖油開發(fā)示范區(qū)，已完鉆水平井154口，投產(chǎn)井97口，目前已建產(chǎn)能114×104t，日產(chǎn)油達(dá)1 003 t。

2019年在鄂爾多斯盆地慶城地區(qū)長7段烴源巖層系內(nèi)發(fā)現(xiàn)了中國最大的頁巖油田——慶城油田（見圖1a），新增探明地質(zhì)儲(chǔ)量 3.58×108t、預(yù)測(cè)地質(zhì)儲(chǔ)量6.93×108t，合計(jì) 10.51×108t。

通過油田內(nèi)勘探區(qū)同開發(fā)區(qū)地質(zhì)條件類比，有利含油范圍內(nèi)，直井段油層厚度達(dá)到4 m，對(duì)應(yīng)水平井日產(chǎn)油量可達(dá)6.3 t。對(duì)比已開發(fā)區(qū)和規(guī)劃開發(fā)區(qū)油層地質(zhì)條件，應(yīng)用水平井開發(fā)技術(shù)可實(shí)現(xiàn)對(duì)規(guī)劃開發(fā)區(qū)的有效開發(fā)（見圖13），10×108t級(jí)慶城頁巖油田資源落實(shí)程度高。

慶城大油田的發(fā)現(xiàn)，證實(shí)了Ⅰ類頁巖油巨大潛力，通過規(guī)模開發(fā)示范區(qū)的成功建設(shè)，實(shí)現(xiàn)了此類頁巖油的規(guī)模效益開發(fā)，初步評(píng)價(jià)資源量可達(dá)（40～60）×108t。

圖13 慶城油田開發(fā)區(qū)與未開發(fā)區(qū)長72亞段油層剖面對(duì)比圖（剖面位置見圖1a，RAT90—橫向探測(cè)深度為2 286 mm（90 in）陣列感應(yīng)電阻率，Ω·m）

4.2 Ⅱ類頁巖油：水平井組風(fēng)險(xiǎn)勘探取得突破

為探索Ⅱ類頁巖油勘探潛力，長慶油田分公司2019年針對(duì)長73亞段厚層泥頁巖夾薄層粉—細(xì)砂巖類型的頁巖油，綜合烴源巖厚度、巖性組合、熱演化程度、氣油比、埋藏深度等地質(zhì)條件，優(yōu)選湖盆中部的城80區(qū)塊部署城頁1井和城頁2井兩口水平井開展風(fēng)險(xiǎn)勘探攻關(guān)試驗(yàn)，兩口水平井試油分獲 121.28 t/d和108.38 t/d的高產(chǎn)油流[11]，Ⅱ類頁巖油風(fēng)險(xiǎn)勘探取得了實(shí)質(zhì)性突破，有力推動(dòng)了Ⅱ類頁巖油的勘探進(jìn)程。

Ⅱ類頁巖油主要發(fā)育于半深湖—深湖重力流沉積環(huán)境，單砂體規(guī)模小，砂體垂向厚度主要為1～5 m，橫向呈孤立的透鏡狀，延伸長度主要為25～50 m，砂泥巖在橫向和縱向均呈間互變化的特征。細(xì)砂巖和粉砂巖是Ⅱ類頁巖油儲(chǔ)集層資源的最有利聚集體，孔隙度主要為6%～12%，滲透率一般小于0.3×10-3μm2。泥頁巖也具有一定的儲(chǔ)集能力，但儲(chǔ)集性能差，孔隙度一般小于2%，滲透率小于0.01×10-3μm2。

城頁1井、城頁2井兩口水平井風(fēng)險(xiǎn)勘探的突破預(yù)示著鄂爾多斯盆地長 73亞段Ⅱ類頁巖油勘探潛力巨大，以城80區(qū)塊為計(jì)算單元，初步評(píng)價(jià)盆地長73亞段分布面積約 1.5×104km2的Ⅱ類頁巖油遠(yuǎn)景資源量達(dá)33×108t。隨著勘探的持續(xù)深入和關(guān)鍵技術(shù)的不斷提升，該類頁巖油有望成為盆地非常規(guī)油氣勘探的重大接替新領(lǐng)域。

4.3 Ⅲ類頁巖油：地下原位加熱轉(zhuǎn)化前景良好

長 7段Ⅲ類頁巖油是純頁巖型頁巖油，地下原位加熱轉(zhuǎn)化可能是開采該類型頁巖油的革命性技術(shù)。適合地下原位轉(zhuǎn)化的富有機(jī)質(zhì)頁巖，需要具備以下條件：頁巖集中段TOC值一般大于6%，Ro值為0.5%～1.0%，頁巖段厚度大于15 m，埋深小于3 000 m，面積大于50 km2，頁巖段頂?shù)装宸忾]性好，地層含水率小于5%[28-29]。鄂爾多斯盆地長 7段頁巖成熟度適中、有機(jī)質(zhì)豐度高、厚度大、面積廣、埋深淺，是中國頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化最有潛力和最具代表性的地區(qū)。初步評(píng)價(jià)油價(jià)為60～65 美元/bbl的條件下，石油技術(shù)可采資源量約為（400～450）×108t、天然氣技術(shù)可采資源量約（30～35）×1012m3，資源規(guī)模大，具有廣闊的勘探前景[30]。

5 結(jié)論

印支運(yùn)動(dòng)中期的構(gòu)造作用控制下形成了長 7段沉積期大面積分布的鄂爾多斯大型內(nèi)陸坳陷湖盆，半深湖—深湖區(qū)面積達(dá) 6.5×104km2，湖區(qū)水深達(dá) 60～120 m，發(fā)育了一套厚度超過100 m、分布廣泛、以泥質(zhì)為主的細(xì)粒沉積組合。

長7段細(xì)粒沉積發(fā)育細(xì)砂巖、粉砂巖、黑色頁巖、暗色泥巖、凝灰?guī)r 5類巖性，總體以泥質(zhì)巖類為主，砂巖厚度薄，單砂體平均厚度為3.5 m，砂地比低，平均砂地比為17.8%。黑色頁巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅰ型，有機(jī)質(zhì)豐度平均值為13.81%，暗色泥巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，有機(jī)質(zhì)豐度平均值為3.74%，富含有機(jī)質(zhì)的黑色頁巖和暗色泥巖構(gòu)成了中生界大規(guī)模成藏的豐富油源物質(zhì)基礎(chǔ)。

長 7段沉積期具有獨(dú)特的地質(zhì)條件，源儲(chǔ)互層共生，頁巖油成藏條件優(yōu)越，多種有利因素的有機(jī)組合形成了長 7段頁巖油的規(guī)模富集：有機(jī)質(zhì)豐度極高的湖相黑色頁巖和暗色泥巖具有高強(qiáng)度的生排烴能力，構(gòu)成了豐富的油源物質(zhì)基礎(chǔ)；夾持于富有機(jī)質(zhì)泥頁巖內(nèi)的砂質(zhì)巖類是含油富集的甜點(diǎn)段；細(xì)砂巖和粉砂巖儲(chǔ)集層中數(shù)量眾多的微米孔隙納米喉道多尺度分布，儲(chǔ)集能力較強(qiáng)；源內(nèi)近距離強(qiáng)動(dòng)力的持續(xù)充注，形成了含油飽和度高達(dá)70%以上的頁巖油的富集。

長 7段頁巖油發(fā)育多期疊置砂巖發(fā)育型Ⅰ類頁巖油、厚層泥頁巖夾薄層粉—細(xì)砂巖型Ⅱ類頁巖油和純頁巖型Ⅲ類頁巖油 3種類型。Ⅰ類頁巖油發(fā)育多期疊置薄砂巖，單砂體厚度一般小于 5 m，砂地比主要為20%～30%，是目前勘探開發(fā)的主要對(duì)象；Ⅱ類頁巖油以厚層泥頁巖層系內(nèi)發(fā)育單砂體厚度2～4 m的薄層粉—細(xì)砂巖為特點(diǎn)，砂地比主要5%～20%，是風(fēng)險(xiǎn)勘探攻關(guān)的主要目標(biāo)；Ⅲ類頁巖油以厚層富含有機(jī)質(zhì)的頁巖發(fā)育為特征，基本不發(fā)育砂巖，適合于地下原位加熱轉(zhuǎn)化開發(fā)。

鄂爾多斯盆地長 7段生油層內(nèi)發(fā)現(xiàn)了中國最大的頁巖油田，新增探明地質(zhì)儲(chǔ)量3.58×108t、預(yù)測(cè)地質(zhì)儲(chǔ)量為6.93×108t；慶城10×108t級(jí)大油田的發(fā)現(xiàn)與規(guī)模效益開發(fā)，證實(shí)了Ⅰ類頁巖油巨大潛力，初步落實(shí)（40～60）×108t資源量，對(duì)中國生油層內(nèi)石油資源的勘探開發(fā)具有重要的戰(zhàn)略意義和引領(lǐng)示范作用。