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)國家工程實驗室，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（華東），山東青島 266580）

0 引言

鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地、渤海灣盆地、松遼盆地等皆蘊藏著豐富的頁巖油資源，2016年中國石油評價頁巖油技術可采資源量達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，普遍具有儲集層非均質性強、厚度不穩(wěn)定、異常壓力不明顯、油質重、氣油比低的特點[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。通過多年的探索實踐，目前在準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)中取得了突破性進展，隨著開采技術愈發(fā)成熟完善，頁巖油將成為中國石油原油產量穩(wěn)產乃至上產的重要戰(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基地，勘探開發(fā)對象主要以低滲透-致密油氣為主，盆地年產油氣當量超過7 000×104t，其中中國石油長慶油田分公司油氣當量已連續(xù) 7年超5 000×104t，并呈逐年增長的趨勢，2019年產油量為2 416×104t（長 7段Ⅰ類頁巖油產油量為 102×104t），產氣量為 412.3×108m3，油氣當量達 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)賦存于生油層系內的砂巖和泥質砂巖中，未經過大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集[8-9]。其特點主要表現(xiàn)在：源儲共生（儲集層被烴源巖層夾持）、大面積連續(xù)或準連續(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。儲集層改造前無自然工業(yè)產量，直井壓裂改造后雖能達到工業(yè)產能標準，但是穩(wěn)產能力有限，開發(fā)方式多采用水平井體積壓裂改造技術[1]，屬于典型的非常規(guī)油氣資源。初步評價長 7段Ⅰ類頁巖油地質資源量（40～60）×108t，Ⅱ類頁巖油遠景資源量（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Ⅰ類頁巖油新增石油探明地質儲量 3.58×108t、預測地質儲量 6.93×108t，發(fā)現(xiàn)了10×108t級源內非常規(guī)慶城大油田，并進行了規(guī)模水平井開發(fā)試驗，推進了慶城油田的效益開發(fā)。

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

1 地質背景

鄂爾多斯盆地大地構造處于中國東部構造域與西部構造域接合部位，古生代時屬大華北盆地的一部分，晚三疊世發(fā)生的印支運動使揚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陸坳陷湖盆。根據(jù)現(xiàn)今盆地構造形態(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個二級構造單元（見圖 1a）。

三疊系延長組是一套內陸河流—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個段[12-13]。長7段沉積期，盆地周緣區(qū)域構造較活躍，盆地受西南方向強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張期，湖水深、水域廣，形成了面積達 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100 m以上的生油巖系，奠定了中生代陸相湖盆生油的基礎。長7段整體以泥質巖類為主，砂地比普遍小于20%，自下而上可細分為長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—細砂巖緊密接觸或互層共生，源儲配置好，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)產層主要是夾在泥頁巖層內的粉—細砂巖和泥質砂巖，受不同地區(qū)沉積差異、供烴條件、砂質發(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、儲集物性、含油性、工程力學性質及原油性質等存在一定差異。

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，泥質沉積巖發(fā)育，砂地比及單砂體厚度小。通過對盆地2 000余口井的統(tǒng)計，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%。參照頁巖油地質評價方法國家標準中頁巖油的定義[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，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—細砂巖型（Ⅱ類）和純頁巖型（Ⅲ類）。其中，Ⅰ類頁巖油砂質含量相對較高，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—深湖砂質碎屑流類型重力流沉積區(qū)（見圖2a、圖2b），目前已實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)；Ⅱ類頁巖油砂質含量較低，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），首口風險探井城頁水平井組勘探獲得突破；Ⅲ類頁巖油以富含有機質的泥頁巖為主體，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化技術探索攻關階段。

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，兩者在沉積構造、有機地球化學生烴指標、測井響應特征等方面存在差異[21]。黑色頁巖有機質紋層發(fā)育，有機質類型主要為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，感應電阻率高于50 Ω·m。暗色泥巖有機質豐度比黑色頁巖低，但在陸相盆地中仍屬于優(yōu)質烴源巖，塊狀層理，有機質類型主要為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，感應電阻率值為40～80 Ω·m。

2.3.2 巖石學特征

長7段細粒沉積發(fā)育細砂巖、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，夾多薄層粉細砂巖，頁巖油儲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類頁巖油儲集層主要為灰色塊狀細砂巖，以三角洲前緣水下分流河道、坡折帶砂質碎屑流、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，黏土礦物含量為20%左右；Ⅱ類頁巖油儲集層主要為厚層泥頁巖夾多薄層粉—細砂巖，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類頁巖油儲集層主要為富含有機質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段頁巖油儲集層主要的孔隙類型[22]。細砂巖、粉砂巖儲集層粒間孔、溶蝕孔發(fā)育，還發(fā)育大量微納米級黏土礦物晶間孔（見圖 5a、圖 5b）。其中，對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，儲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；關于Ⅱ類頁巖油孔隙特征的分析較少，通過對20余塊樣品的統(tǒng)計，儲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類頁巖油儲集層以泥頁巖為主，目前分析的樣品較少，泥頁巖儲集層發(fā)育少量粒間孔，以黏土礦物晶間孔為主（見圖 5c、圖 5d），孔喉細小，但數(shù)量眾多的晶間孔在一定程度上彌補了不足，使得泥頁巖也具有一定的儲集能力，由于長 7段熱演化程度總體較低，有機質轉化產生的有機質孔不發(fā)育；凝灰?guī)r儲集層以溶蝕孔為主（見圖5e），非均質性極強，孔隙度、滲透率差別很大。

Ⅰ類頁巖油細砂巖儲集層的粒間孔相對發(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—細砂巖儲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）。不同類型頁巖油儲集層特征差異較大，如何有效溝通微納米級孔喉系統(tǒng)形成有效滲流是儲集層改造的關鍵。

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，原始氣油比為90～110 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，初餾點為64 ℃，凝固點為16 ℃，原油性質好，具有高氣油比、低密度、低黏度、低凝固點、不含硫的特點。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，初餾點為70 ℃，凝固點為18～21 ℃；長7段富有機質泥頁巖密閉巖心解吸氣試驗結果顯示，泥頁巖儲集層含氣量約為 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，以高導縫為主，部分裂縫充填或半充填（見圖7）。生產實踐發(fā)現(xiàn)，儲集層中天然裂縫的存在是長 7段頁巖油“甜點”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雜的縫網體系，實現(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測的379個構造裂縫的統(tǒng)計，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%，以未充填構造裂縫為主，裂縫有效性很好，為油氣的初次運移提供了重要通道。

圖7 城頁1井長73亞段裂縫分布

城頁1井長73亞段水平段成像測井顯示，裂縫走向為北東東—南西西向，傾向為北北西、南南東向，高導縫傾角主要為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段頁巖油儲集層天然裂縫發(fā)育，且兩向應力差適中，通過人工大規(guī)模體積壓裂，可形成復雜縫網體系，頁巖油儲集層可得到有效改造。慶城油田長7段儲集層發(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集層的滲流能力，頁巖油開發(fā)井普遍能獲得高的產量。

陣列聲波測井與三軸應力試驗結果表明，長 7段砂巖脆性指數(shù)為 40%～60%，不同區(qū)塊儲集層脆性存在一定差異，慶城油田長 7段儲集層脆性指數(shù)平均值為55%，水平兩向應力差為4～7 MPa，儲隔層應力差為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，源儲互層共生，配置優(yōu)良，源內成藏條件優(yōu)越，長7段沉積期獨特的地質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成豐富的油源物質基礎

長 7段有機質的大量富集和保存形成了富含有機質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)質烴源巖。高生產力、缺氧環(huán)境的保存條件和低陸源碎屑補償速度等是長 7段有機質富集的關鍵因素。長 7段富有機質頁巖中顯微紋層十分發(fā)育，并常見富含有機質的磷酸鹽結核，表征了沉積時初級生產力較高的特征。烴源巖的元素地球化學研究揭示出長7段富有機質頁巖中 P2O5、Fe、V、Cu、Mo、Mn等生物營養(yǎng)元素明顯富集的特點，且與烴源巖的有機質豐度存在著良好的正相關關系（見圖8），反映出水體中豐富的營養(yǎng)物質是引起生物勃發(fā)和高生產力的關鍵因素。地質事件-富營養(yǎng)湖盆-富有機質頁巖三者存在時空耦合關系，說明長 7段湖盆發(fā)育時期，火山、地震活動頻繁，盆地內部熱液作用活躍，地質事件誘發(fā)了高生物生產力，共同促進了有機質的大規(guī)模發(fā)育。缺氧環(huán)境有利于有機質的保存[23]，長 7段富有機質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，有機質富集程度越高。長 7段富有機質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）及其與有機質豐度的負相關性，反映了低陸源碎屑補給速度促進了有機質的富集。

圖8 鄂爾多斯盆地長7段富有機質頁巖元素豐度與TOC值關系圖

通過對盆地范圍內2 000余口井長7段數(shù)據(jù)的統(tǒng)計，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60 m，面積達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120 m，面積達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基礎[21,24-25]。

通過生烴熱模擬實驗表明[21,24]，長7段有機質具有很強的生烴潛力，生烴潛量約為400 kg/t，優(yōu)質烴源巖生烴強度一般為（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)質烴源巖具有很強的排烴能力，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)質烴源巖、高強度生烴、高效率排烴，控制了頁巖油的富集。

3.2 泥頁巖層系內的砂質巖類構成了含油富集的甜點段

受頻繁的構造事件作用控制，半深湖—深湖環(huán)境中砂質碎屑流與濁流沉積多期次發(fā)育，形成了長 7段獨特的富有機質泥頁巖與粉—細砂巖間互的細粒沉積組合，縱向上形成砂質碎屑流與濁流或多期砂質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，分布于厚層富有機質泥頁巖中的細粒級砂巖，其普遍含油，構成了長 7段頁巖油主要的含油富集甜點段。滲透率是控制砂體富油與否的重要因素，通過對慶城油田儲油砂體物性統(tǒng)計，滲透率大于0.03×10-3μm2的儲油砂體通過壓裂改造可達到工業(yè)油流，大面積展布的細粒級砂巖儲集層物性大多大于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段對比圖（剖面位置見圖1，GR—自然伽馬，API，Δt—聲波時差，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段整體砂質含量較低，多套薄層砂巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖及暗色泥巖疊合發(fā)育，主要以泥質沉積為主。其中，長71亞段和長72亞段發(fā)育細砂巖+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亞段累計砂體厚度為5～15 m，長71亞段累計砂體厚度為10～20 m，是厚層泥頁巖層系中的有利含油甜點段（見圖10）。相對發(fā)育的重力流沉積砂體，分布穩(wěn)定，延伸較遠，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，油層充分動用程度相對較低。

3.3 細粒砂巖儲集層儲集能力較強

長 7段頁巖油儲集體巖石類型多樣，以細砂巖、粉砂巖為主。通過對盆地 600余塊巖石薄片的統(tǒng)計，細粒砂巖儲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。經強烈的壓實、膠結和黏土礦物轉化等成巖作用致使砂巖儲集層孔喉細小，結構復雜。

應用場發(fā)射掃描電鏡、雙束電鏡、微納米CT掃描成像等測試技術對細粒砂巖儲集層進行表征，發(fā)現(xiàn)長7段發(fā)育豐富的微納米級多尺度孔隙，孔隙類型多樣，形態(tài)各異。定量分析發(fā)現(xiàn)，細粒砂巖儲集層各尺度孔隙呈連續(xù)分布的特征，數(shù)量上對比，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）。采用孔隙體積評價不同尺度孔隙對細粒砂巖儲集層儲集空間的貢獻率，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)計得到細粒砂巖儲集層中2～8 μm尺度孔隙體積占總孔隙體積比例達 65%～86%（見圖 11b）。通過 CT成像和數(shù)字巖心算法結合，實現(xiàn)細粒砂巖儲集層孔喉網絡系統(tǒng)的定量表征，長 7段儲集層孔隙配位數(shù)較低，配位數(shù)為2～4的占比達83.1%，平均配位數(shù)為2.5。長7段細粒砂巖儲集層孔喉尺度小，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，彌補了單個孔隙體積較小的不足，使長 7段頁巖油儲集層具有與低滲透儲集層相當?shù)膬芰Α?/p>

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

圖12 鄂爾多斯盆地長7段砂巖儲集層三維孔喉網絡特征

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

3.4 高強度充注形成了源內高含油飽和度頁巖油的富集

成藏模擬結果表明[22]，成藏期儲集層古壓力為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初次運移和近源短距離運移提供了強大的動力。油氣運移距離、充注聚集差異決定了自生自儲、源內聚集的長 7段頁巖油儲集層具有高油氣充注特征。在持續(xù)高壓條件下，儲集層中含油飽和度呈先快、后慢式增長，經歷快速成藏和持續(xù)充注富集兩個階段，最終含油飽和度高達70%以上[27]。

受充注動力差異的影響，源內、近源及遠源儲集層中石油微觀賦存狀態(tài)存在差異。核磁共振顯示長 7段頁巖油儲集層大孔隙至微孔隙均含油，微孔隙含油也飽滿，而遠源儲集層微孔隙則不含油。長 7段含油飽和度較高，大多達到 70%，最高含油飽和度超過90%，而距離源巖較遠的其他層位含油飽和度相對較低，約為50%。隴東地區(qū)長7段原始氣油比為90～120 m3/t，實測頁巖油水平井生產氣油比為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)質烴源巖層系的氣油比高的趨勢。

慶城油田頁巖油具有源儲一體的特征，優(yōu)質烴源巖發(fā)育區(qū)與頁巖油富集區(qū)具有很好的匹配關系。黏土礦物脫水、生烴增壓等作用產生的異常剩余壓力為油氣持續(xù)充注提供了動力保障，彌補了長 7段細粒級砂巖孔喉細微的不利條件，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，細粒級砂巖儲集層經歷了優(yōu)先充注和持續(xù)充注成藏的過程。

優(yōu)質烴源巖分布控制著長7段頁巖油的分布范圍、細粒級砂體控制頁巖油規(guī)模、儲集空間控制石油儲集量、運聚動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段頁巖油勘探實踐

鄂爾多斯盆地自20世紀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級的慶城大油田，Ⅱ類頁巖油水平井組風險勘探取得突破。

4.1 Ⅰ類頁巖油：10×108 t級慶城大油田的發(fā)現(xiàn)

長慶油田分公司針對長 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地質研究可以追溯到20世紀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個階段：2011年之前的生烴評價與兼探認識階段、2011—2017年的勘探評價探索技術提產提效階段和2018年以來的整體勘探與水平井規(guī)模開發(fā)示范區(qū)建設階段。

20世紀70年代初，在針對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，但限于當時的地質認識和工藝技術水平，鉆遇油層被視為無開采價值的油層。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 段提交控制儲量 5 132×104t、預測儲量 6 913×104t[22]。

2011年到2017年，在隴東地區(qū)先后建成X233、ZH183、N89等水平井攻關試驗區(qū)，完鉆25口水平井試油平均日產超百方，試驗區(qū)累計產油 45.38×104t，呈現(xiàn)出良好的穩(wěn)產潛力。在明確了Ⅰ類頁巖油特征及甜點富集控制因素的基礎上，加強了勘探力度和開發(fā)試驗，按照“直井控藏、水平井提產”的總體思路，加大了石油預探評價直井的井位部署。通過直井落實甜點區(qū)，圍繞慶城地區(qū)長 7段泥頁巖層系內砂質發(fā)育甜點區(qū)共實施直井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類頁巖油勘探實現(xiàn)了歷史性突破。同時，開發(fā)積極跟進，規(guī)模運用水平段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，投產后初期單井產量由8～9 t/d上升到17～18 t/d，形成了主體開發(fā)技術。

2018年以來，以“建設國家級開發(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-信息化勞動組織管理新架構”為目標，進行水平井規(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，投產井97口，目前已建產能114×104t，日產油達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），新增探明地質儲量 3.58×108t、預測地質儲量6.93×108t，合計 10.51×108t。

通過油田內勘探區(qū)同開發(fā)區(qū)地質條件類比，有利含油范圍內，直井段油層厚度達到4 m，對應水平井日產油量可達6.3 t。對比已開發(fā)區(qū)和規(guī)劃開發(fā)區(qū)油層地質條件，應用水平井開發(fā)技術可實現(xiàn)對規(guī)劃開發(fā)區(qū)的有效開發(fā)（見圖13），10×108t級慶城頁巖油田資源落實程度高。

慶城大油田的發(fā)現(xiàn)，證實了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，實現(xiàn)了此類頁巖油的規(guī)模效益開發(fā)，初步評價資源量可達（40～60）×108t。

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

4.2 Ⅱ類頁巖油：水平井組風險勘探取得突破

為探索Ⅱ類頁巖油勘探潛力，長慶油田分公司2019年針對長73亞段厚層泥頁巖夾薄層粉—細砂巖類型的頁巖油，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險勘探攻關試驗，兩口水平井試油分獲 121.28 t/d和108.38 t/d的高產油流[11]，Ⅱ類頁巖油風險勘探取得了實質性突破，有力推動了Ⅱ類頁巖油的勘探進程。

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。細砂巖和粉砂巖是Ⅱ類頁巖油儲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集能力，但儲集性能差，孔隙度一般小于2%，滲透率小于0.01×10-3μm2。

城頁1井、城頁2井兩口水平井風險勘探的突破預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)塊為計算單元，初步評價盆地長73亞段分布面積約 1.5×104km2的Ⅱ類頁巖油遠景資源量達33×108t。隨著勘探的持續(xù)深入和關鍵技術的不斷提升，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域。

4.3 Ⅲ類頁巖油：地下原位加熱轉化前景良好

長 7段Ⅲ類頁巖油是純頁巖型頁巖油，地下原位加熱轉化可能是開采該類型頁巖油的革命性技術。適合地下原位轉化的富有機質頁巖，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、有機質豐度高、厚度大、面積廣、埋深淺，是中國頁巖油地下原位轉化最有潛力和最具代表性的地區(qū)。初步評價油價為60～65 美元/bbl的條件下，石油技術可采資源量約為（400～450）×108t、天然氣技術可采資源量約（30～35）×1012m3，資源規(guī)模大，具有廣闊的勘探前景[30]。

5 結論

印支運動中期的構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陸坳陷湖盆，半深湖—深湖區(qū)面積達 6.5×104km2，湖區(qū)水深達 60～120 m，發(fā)育了一套厚度超過100 m、分布廣泛、以泥質為主的細粒沉積組合。

長7段細粒沉積發(fā)育細砂巖、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%。黑色頁巖有機質類型主要為Ⅱ1型和Ⅰ型，有機質豐度平均值為13.81%，暗色泥巖有機質類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，有機質豐度平均值為3.74%，富含有機質的黑色頁巖和暗色泥巖構成了中生界大規(guī)模成藏的豐富油源物質基礎。

長 7段沉積期具有獨特的地質條件，源儲互層共生，頁巖油成藏條件優(yōu)越，多種有利因素的有機組合形成了長 7段頁巖油的規(guī)模富集：有機質豐度極高的湖相黑色頁巖和暗色泥巖具有高強度的生排烴能力，構成了豐富的油源物質基礎；夾持于富有機質泥頁巖內的砂質巖類是含油富集的甜點段；細砂巖和粉砂巖儲集層中數(shù)量眾多的微米孔隙納米喉道多尺度分布，儲集能力較強；源內近距離強動力的持續(xù)充注，形成了含油飽和度高達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)的主要對象；Ⅱ類頁巖油以厚層泥頁巖層系內發(fā)育單砂體厚度2～4 m的薄層粉—細砂巖為特點，砂地比主要5%～20%，是風險勘探攻關的主要目標；Ⅲ類頁巖油以厚層富含有機質的頁巖發(fā)育為特征，基本不發(fā)育砂巖，適合于地下原位加熱轉化開發(fā)。

鄂爾多斯盆地長 7段生油層內發(fā)現(xiàn)了中國最大的頁巖油田，新增探明地質儲量3.58×108t、預測地質儲量為6.93×108t；慶城10×108t級大油田的發(fā)現(xiàn)與規(guī)模效益開發(fā)，證實了Ⅰ類頁巖油巨大潛力，初步落實（40～60）×108t資源量，對中國生油層內石油資源的勘探開發(fā)具有重要的戰(zhàn)略意義和引領示范作用。