趙文智，卞從勝，李永新，劉偉，董勁，王坤，曾旭

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院趙文智院士工作室，北京 100083；2.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249）

0 引言

按有機質熱演化成熟度，陸相頁巖油可分為中高熟和中低熟兩大類[1]。中高熟頁巖油的富集取決于頁巖內部滯留烴的數量和品質，這與有機質熱成熟度、烴源巖排烴效率和頁巖頂底板保存條件（亦稱封閉性）密切相關。有機質熱演化程度適中（一般淡水湖盆頁巖Ro值大于 0.9%，咸化湖盆頁巖Ro值大于 0.8%）、滯留烴數量（S1）大于2 mg/g（最佳大于4 mg/g）、氣油比（GOR值）大于80 m3/m3（最佳大于150 m3/m3）的層段，形成的中高熟頁巖油富集的經濟性好[2]；中低熟頁巖油則與有機質超量富集程度（TOC＞6%，最佳大于 8%）、未轉化有機質占比以及有機質超富頁巖段的連續(xù)分布規(guī)模有關。有機質豐度越高、未轉化有機質占比越大，在原位加熱條件下，向石油烴轉化的物質基礎就越雄厚，產生“人造”石油烴（包括輕質油和天然氣）的數量就越大，經濟開采價值就越高。

鄂爾多斯盆地三疊系延長組長73亞段頁巖有機質豐度（TOC）很高，主體為5%～25%，最高達38%，平均為13.8%，母質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，Ro值主體為0.7%～1.2%，處于生油“液態(tài)窗”范圍內。長7段富有機質頁巖有利分布面積達4.3×104km2，富有機質頁巖最厚達60 m，平均厚16 m，具備形成中高熟和中低熟兩大類頁巖油資源的有利條件[2-4]?？碧脚c研究表明[5-6]，上三疊統(tǒng)延長組長7段是鄂爾多斯盆地已發(fā)現(xiàn)和待發(fā)現(xiàn)石油儲量的主力烴源巖，在延長組 4段—9段低孔低滲砂巖中聚集了大量石油儲量，截至2021年底，已探明石油地質儲量 72.08×108t。其中，與長 7段主力烴源巖緊鄰的長6段和長8段發(fā)現(xiàn)儲量最多，探明儲量達42.27×108t，占總探明儲量的58.6%。此外，2021年又在緊鄰長73亞段富有機質頁巖的長71—2亞段致密砂巖中發(fā)現(xiàn)了慶城大油田，探明儲量達10×108t，這些已聚集的石油儲量主要是從長 7段主力烴源巖中排出的，其中長73亞段富有機質頁巖的貢獻最大。所以，排烴效率的高低對長73亞段頁巖中滯留烴數量、品質與頁巖油的經濟可采性影響很大，是中高熟頁巖油富集段優(yōu)選評價必須關注的問題。

長73亞段頁巖有機質豐度很高，盡管已排出大量石油烴且形成了大規(guī)模的儲量，但如果有機質向石油烴轉化的比例不高，頁巖中還有相當多的未轉化有機質，那么長 73亞段頁巖依然具有巨大的通過原位加熱轉化方式、形成大量“人造”石油和天然氣的潛力，這就是業(yè)界所稱的中低熟頁巖油，亦可稱“地下煉油廠”[7]?？梢?，有機質轉化率高低也是頁巖油主富集類型評價的重要控制因素。

此外，長73亞段富有機質頁巖頂底板的保存條件對頁巖中已經形成石油烴的排出、滯留烴數量與品質，尤其是輕烴組份的保持具有重要作用，這是一個對頁巖油主富集類型形成有重要控制作用且尚未充分研究和認識的問題。圍繞鄂爾多斯盆地長 73亞段富有機質頁巖的排烴效率，前人雖然已有較多研究[8-10]，但從決定頁巖油資源主富集類型的角度去關注和評價則還較少。因此，本文對長73亞段頁巖有機質生烴轉化率、已形成石油烴的排烴效率與頁巖頂底板保存條件（封閉性）進行分析研究，在此基礎上對長73亞段頁巖油主富集類型進行評價，以期在勘探初期盡早判明頁巖油主要類型，以減少探索成本。

1 長73亞段泥頁巖基本地球化學特征

鄂爾多斯盆地長7段沉積期發(fā)育了一套以半深湖—深湖相黑色頁巖、泥巖為主的沉積組合，湖盆中心主體呈北西—南東向展布（見圖1a），面積達6.5×104km2，具有分布面積廣、厚度大且分布穩(wěn)定的特點。長73亞段發(fā)育黑色頁巖和暗色泥巖兩類烴源巖[4,11]，二者在有機質豐度、母質類型與巖石組構特征等方面差異明顯，決定二者在頁巖油資源形成中的地位不同。其中，長73亞段富有機質頁巖頁理發(fā)育[12]，有機質豐度更高，TOC值分布范圍為 5.1%～38.4%，平均值為 13.8%，母質類型主體是Ⅰ—Ⅱ1型；S1值為1.5～15.6 mg/g，平均值為5.6 mg/g，S2值為8.9～128.4 mg/g，平均值為54.7 mg/g，氫指數（HI）分布范圍為130～707 mg/g，平均值為356 mg/g，Ro值主要分布于0.7%～1.2%，處于生油高峰階段。從地球化學指標看，長73亞段頁巖具備形成陸相中高熟頁巖油的基本條件，而同層段發(fā)育的暗色泥巖，有機質豐度偏低，TOC值總體為2%～5%，平均為 3.75%，母質類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主，S1值為 1～4 mg/g，平均為2.2 mg/g，S2值為4～20 mg/g，平均為 9.5 mg/g，HI平均值為 300 mg/g，發(fā)育塊狀層理。綜合來看，暗色泥巖的有機質豐度、類型及滯留烴數量與未轉化有機質所占比例都不如黑色頁巖，加之頁理不發(fā)育，不論對中高熟頁巖油富集還是中低熟頁巖油形成，都不是頁巖油資源形成的最佳巖性[13]。此外，與長71—2亞段頁巖油不同的是，長73亞段主體為富有機質頁巖，砂巖或粉砂巖等不發(fā)育，頁巖油的源巖和儲集層均為同一套黑色頁巖，具有原位留滯的特征，筆者將這一類源儲一體、且均為富有機質頁巖的頁巖油稱為純正型頁巖油[2]。

圖1 鄂爾多斯盆地長7段富有機質頁巖分布[4]（a）與綜合柱狀圖（b）

長73亞段頁巖的有機質豐度、母質類型與滯留烴含量在鄂爾多斯盆地不同地區(qū)分布具有較大差異（見表 1、圖 2）?？傮w看，TOC、S1指標均具有向南由低變高趨勢，而HI值則呈南北高、中部偏低的特征；母質類型南北兩地以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，中部地區(qū)母質以Ⅱ1型為主。熱演化程度在不同地區(qū)也有一定差異，盆地東北和西南部Ro值普遍低于 0.7%，而中部大部分地區(qū)Ro值分布在0.7%～1.2%[14-15]。

圖2 鄂爾多斯盆地不同地區(qū)長73亞段HI與Tmax相關關系圖

表1 鄂爾多斯盆地不同地區(qū)長73亞段頁巖地球化學特征與礦物組成對比表

2 長73亞段泥頁巖有機質生烴轉化率

有機質生烴轉化效率（簡稱轉化率）是衡量頁巖有機質在熱成熟過程中向石油烴轉化的比例，其含義是指已轉化為石油烴的有機質數量占有機質總量的百分比，也可以用已生成的石油烴數量占烴源巖總生烴量的比例來表示[16]。通常情況下，熱成熟度越高，傾油型有機組分占比越大，有機質轉化率就越高，剩余未轉化有機質就越少，反之亦然。由于發(fā)生了熱降解轉化的原始有機質總量難以準確恢復，通常使用有機質已生成的油氣數量占有機質完全轉化后生成油氣總量之比來代表有機質的轉化率，或者用當前成熟度條件下的生烴潛量（S2）除以原始生烴潛量（S）來計算。本文利用物質平衡法計算轉化率，該方法考慮了有機質中不可轉化碳部分，利用失重校正因子對計算過程進行修正，以使計算結果更為客觀[17-19]，公式經過推導后表達為：

通過獲取露頭和井下不同成熟度的熱解數據，可建立長73亞段頁巖有機質氫指數與最高熱解溫度對應關系（見圖2），從而獲得Ⅰ型和Ⅱ1型有機質原始氫指數（HI0），以及其對應的δpi0值，然后將取值代入（1）式便可計算長73亞段頁巖有機質的轉化率。其中，露頭樣品取自銅川地區(qū)低熟頁巖（見表 1），其Ro值為0.46%～0.56%，HI0的取值考慮了不同類型有機質的差異性，其中Ⅰ型HI0有機質綜合取值為820 mg/g，δpi0取值 0.03；Ⅱ1型HI0取值為 591 mg/g，δpi0取值 0.06。

利用上述公式對來自鄂爾多斯盆地北部G135井、中部C96井和南部Z75井等長73亞段全取心段進行有機質轉化率計算，并示于圖3。為保證各井計算結果具有代表性，每口井的數據點均控制在33～36個，并按0.5～1.0 m間距取樣，共用106個數據點。總體看，有機質轉化率變化范圍較寬，為 20%～80%，在低熟—液態(tài)窗階段，轉化率隨成熟度增加而快速增長，進入高成熟階段（Tmax＞455 ℃，對應Ro＞1.0%）轉化率增速減緩。其中低熟階段（Tmax＜440 ℃，對應Ro＜0.7%）有機質轉化率低，主體為20%～40%，平均為30%；在液態(tài)窗階段，轉化率變化較大，主體在 25%～65%，平均為 45%。從地區(qū)分布看，北部吳起地區(qū)Ro值為0.75%～0.90%，轉化率平均為 41%；中部華池—慶城地區(qū)Ro值較高，主體為 0.8%～1.1%，轉化率平均為65%；南部合水—正寧地區(qū)Ro值為0.65%～0.80%，轉化率平均為 35.3%。由于南部地區(qū)頁巖厚度大（平均為20～25 m），有機質豐度高（平均為15.3%），分布面積大，頁巖體積占比高。因此，長 73亞段頁巖有機質的Ro值平均為0.7%～0.9%，有機質轉化率總體低于45%。表明長73亞段頁巖中還有大于50%的有機質尚未轉化為油氣，多以固—半固相狀態(tài)存在于頁巖層中，說明長73亞段頁巖地下原位改質形成“人造”油氣的潛力相當大，值得頁巖油主富集類型與潛力評價高度重視。

圖3 鄂爾多斯盆地長73亞段泥頁巖有機質轉化率與Tmax相關關系圖

3 長73亞段泥頁巖有機質排烴效率

排烴效率（E）既是衡量油氣從烴源巖中排出能力的指標，也是反映烴源巖中有機質向油氣轉化能力的評價參數[9,20-21]。決定烴源巖有機質排烴效率的因素既有母質類型、豐度與熱成熟度，也有烴源巖和儲集層組合結構與烴源巖頂底板保存條件的作用。排烴效率的高低直接影響烴源巖中滯留烴的數量，在其他條件相同情況下，排烴效率越低，滯留石油烴數量就越大，頁巖油的資源潛力就大[22-24]，是頁巖油“甜點”富集區(qū)/段評價關注的重要內容。

不同學者對排烴效率的理解與計算方式存在差異[8-9,15,25-30]，陳建平等[9]基于實驗室常規(guī)熱解分析數據，用物質平衡法對中國多個沉積盆地主力烴源巖的生烴潛力與排烴效率作了計算，并用累計排烴效率（El）和相對排烴效率（Ex）來表述烴源巖的生排烴特征。其中，累計排烴效率是指烴源巖的累計排烴總量與總生烴潛量的比值，對烴源巖中滯留烴數量與剩余生烴潛力評價有重要意義；相對排烴效率是指烴源巖的累計排烴總量與當前成熟度條件下已生成石油烴總量的比值，對評價已形成石油烴的成藏貢獻有重要意義。

據陳建平等[9]計算，中國主要湖相Ⅰ—Ⅱ型有機質在Ro值為 0.9%～1.0%階段（包括鄂爾多斯盆地長 7段烴源巖），累計排烴效率為50%～60%，相對排烴效率為60%～90%（見表2），Ro＞1.3%時，累計排烴效率達 80%，相對效率大于 90%，計算結果偏高。導致計算結果偏高的原因主要是未對散失烴量進行恢復。筆者通過對長 73亞段頁巖熱解氣相色譜（PY-GC）結果分析發(fā)現(xiàn)，頁巖中含有較多的C2—8輕烴組分，錢門輝等[31]通過頁巖巖心放置實驗證實，C14-組分在半年內會發(fā)生顯著散失，散失量可達 30%～80%，且隨時間增加散失量進一步增大。

表2 鄂爾多斯盆地長7段泥頁巖排烴效率研究成果統(tǒng)計表

張文正等[8]利用模擬實驗法計算了長 7段頁巖的累計排烴效率，認為富有機質頁巖（TOC＞10%）的累計排烴效率平均可達 80%。雖然模擬實驗法可直接獲得烴源巖的生、排烴量，從而可直接計算排烴效率，但實驗的高溫條件會產生蒸發(fā)效應，使地層條件下通常處于液相的烴組分變成氣相，這種相態(tài)的變化會導致計算的排烴效率偏大。

郭凱等[28]利用生烴潛力指數法計算了長 7段頁巖的排烴效率，該方法主要依據不同演化程度的生烴潛力指數（（S1+S2）/TOC）變化趨勢，來分析烴源巖排烴門限和排烴量，認為長 7段頁巖的平均排烴效率為60%。該方法同樣未考慮S1輕烴散失問題，且在不同井點和深度點獲得的頁巖樣品存在母質類型和熱成熟度差異，未做歸一化處理，所以排烴效率的計算結果只能反映大致變化趨勢[32]。

本文選用物質平衡法計算長73亞段頁巖的排烴效率，主要基于兩點考慮：①該方法使用巖石熱解參數，容易獲?。虎谠摲椒梢杂嬎忝總€取樣點的排烴效率，能較好地解決不同地質條件下頁巖排烴效率的差異問題，消除橫向計算誤差。按照上文提到的排烴效率定義，累積排烴效率和相對排烴效率的計算需要明確 3個主要參數：原始生烴潛量（S）、滯留烴量（S1*）與殘余生烴量（S2），而烴源巖現(xiàn)今已生烴量和排出烴量可以通過這3個參數計算求得。求準這3個參數是準確獲得排烴效率的關鍵，其中S和S2可以通過巖石熱解獲得，而滯留烴量（S1*）則需要在巖石熱解基礎上恢復散失烴量求得。

為了獲得地層條件的滯留烴量，本次研究選擇合水北部一口長 73亞段密閉取心井，該井Ro值平均為0.9%，代表了本區(qū)平均熱演化程度。為了減少巖心樣品取出、放置和粉碎過程中的烴損失量，巖心出井后用-196 ℃液氮冷凍運輸至實驗室，并用5 ℃的低溫密閉粉碎儀進行碎樣，同時檢測氣態(tài)烴（Sg）值，碎樣后開展多溫階熱解，分別設置90，200，300 ℃共3個溫度點測量易揮發(fā)烴量（S0）、輕烴量（S1-1）、中質烴量（S1-2）值，最后把這4個值相加得到滯留烴量S1*值（見圖4a）。

把用上述方法獲得的滯留烴量S1*與常規(guī)取心放置一段時間的普通熱解S1值進行比較，發(fā)現(xiàn)本文所使用方法測量的滯留烴量是常規(guī)熱解方法獲得數據的1.5～4.0倍，且烴散失量隨有機質豐度增大而增加。對于TOC＜5%的頁巖，本文計算結果與常規(guī)熱解方法計算結果相近，烴散失量為常規(guī)熱解數值的0.5倍，而對于TOC＞10%的頁巖，烴散失量最高可達常規(guī)熱解數值的2.5倍，達5～15 mg/g，與長73亞段頁巖平均TOC（13.8%）對應的地層條件下的滯留烴量達13.3 mg/g，這部分損失量對排烴量和排烴效率的計算具有較大影響（見圖4a）。

為恢復普通熱解分析的烴損失量，綜合考慮有機質豐度影響，建立了頁巖殘余生烴量S2與滯留烴量S1*的線性關系（見圖4b），相關系數達0.89。利用該關系式可計算成熟度相近的其他井頁巖的原始滯留烴量。

圖4 長73亞段泥頁巖密閉取心樣品與常規(guī)分析樣品相關熱解數據與TOC和S2相關關系

根據長73亞段深湖區(qū)泥頁巖熱演化狀態(tài)，選擇有代表性的長73亞段全取心的G135井和C96井，利用下面的（2）式和（3）式對長73亞段頁巖的排烴效率進行計算，為了避免有機質豐度對排烴效率計算的影響，同時也能更好地反映有機質類型在排烴中的作用，文中用單位有機碳的生烴潛量來計算排烴效率[9-10,21]，結果示于圖5。

圖5 長73亞段泥頁巖累計與相對排烴效率直方圖

式中Qp為排出烴量，Qs為生烴量。計算表明，鄂爾多斯盆地長 73亞段泥頁巖的累計排烴效率總體較低，主體分布在10%～40%，平均為27.5%；相對排烴效率總體較高，主要分布在 40%～80%，平均為 60%（見圖5）。與前人已報道的的計算結果相比，此次計算的排烴效率比較低，這是由于新方法把散失烴量計入在內，對地層中實際滯留烴量計算更客觀，故排烴效率自然就降低，這一結果與前述的長73亞段頁巖轉化率相對較低的認識相吻合。

4 長73亞段頁巖保存條件在滯留烴數量與品質保持中的作用

如前述，長73亞段頁巖的累計排烴效率平均不足30%；有機質的轉化率平均低于 50%，這說明有總量大于 70%的原始有機質（包括未轉化有機質和已轉化的滯留烴）仍留在源巖內部。由于長 73亞段頁巖有機質豐度很高（TOC值平均大于13.8%），所以留在地層中的有機質總量十分巨大，如果能找到地下原位轉化開采方式，其形成“人造”石油烴的數量十分巨大。從長 73亞段頁巖的相對排烴效率看，本文計算結果是40%～80%，平均為60%，烴源巖內部滯留烴數量可達已生烴量的 40%。因此，如果滯留烴現(xiàn)今都留在源巖內部，那形成中高熟頁巖油的潛力也不可低估。實際上，決定源巖內部滯留烴可采性的因素不僅僅是滯留烴數量，還與滯留烴品質與賦存狀態(tài)有很大關系。

烴源巖與儲集層構成的巖性組合對于排烴效率具有重要控制作用，同樣對滯留烴品質（主要是輕、中組分烴留滯數量）也有重要影響。純頁巖地層孔滲性差，排烴通道不暢[33]，尤其是厚層頁巖中部的排烴效率會更低，如盆地北部 G135井的長 73亞段中下段的1 819～1 826 m與1 835～1 844 m兩段頁巖，厚度較大（大于7 m），累計排烴效率僅15%～25%，相對排烴效率也僅有40%～55%（見圖6）。而該井長73亞段中段1 825～1 833 m頁巖段與粉砂巖呈互層發(fā)育，累計排烴效率為30%～40%，相對效率為50%～75%，比純頁巖高出15%～20%。很多其他學者的研究結果也有這樣的認識，如李明誠[34]通過對黃驊坳陷古近系湖相泥巖的排烴進行了研究，認為湖相厚層泥巖不利于排烴，排油率一般為25%～40%；Hou等[33]通過研究東營凹陷沙河街組頁巖的排烴效率也發(fā)現(xiàn)，頁巖厚度越大，排烴效率越低。

圖6 G135井長73亞段泥頁巖熱解地球化學參數與排烴效率柱狀圖

頁巖段是否存在斷層和裂縫是影響油氣排烴效率的另一重要因素。對于頁巖中滯留烴的保持，尤其是輕組分烴的留滯具有重要作用。對位于盆地中部的Z22井作的統(tǒng)計分析能很好地說明這一點。通過對過井地震剖面解釋，Z22井位于斷層發(fā)育帶附近，部分斷層已斷穿侏羅系。前人研究表明，長73亞段頁巖有機質生排烴高峰期發(fā)生于晚侏羅世至早白堊世，基本與斷層活動期一致。本文計算顯示，Z22井長 73亞段的排烴量和排烴效率都偏大，在均位于盆地中部的G135、C96和Z22這3口井中，Z22井排烴量最高，在相同TOC條件下，排烴量是另兩口井的兩倍；相對排烴效率也表現(xiàn)出相似特征，Z22井的相對排烴效率最高，平均值達85%（見圖7），明顯高于其他兩口井。這表明斷裂和裂縫的存在會破壞頁巖的封閉性，從而提高泥頁巖的排烴量和排烴效率。

圖7 長73亞段不同位置井泥頁巖排烴量（a）、相對排烴效率（b）與有機碳含量相關關系圖

上述分析表明，頁巖頂底板保存條件不僅對頁巖中滯留烴數量有重要作用，而且對滯留烴組分構成，即滯留烴品質也有重要影響。鄂爾多斯盆地長73亞段頁巖的頂底板分別是長 71—2亞段和長 8段致密砂巖，之上還發(fā)育分布范圍和厚度更大的長 6段砂巖，在孔滲條件較好的部位均已形成規(guī)模較大的石油儲量，這些大面積分布的低孔滲—致密油藏主要來自長73亞段頁巖提供的油源。筆者重點分析了長 73亞段富有機質頁巖厚度、斷裂與裂縫發(fā)育狀況以及地層壓力條件，試圖從多角度綜合判斷長73亞段頁巖是否具備中高熟頁巖油富集條件。從三維地震資料看，長 71—2亞段致密油發(fā)育的慶城地區(qū)，存在多組以北東向為主、北西向為輔的斷裂系統(tǒng)，其中北東向斷裂疏密不均，呈“林帶”狀分布（見圖8），這是大量長73亞段頁巖已生成油氣向長71—2亞段和更上部的長6段甚至長4+5段中運移形成油藏的主要通道。這一方面說明長73亞段優(yōu)質烴源巖的排烴條件很好，可保證大量低孔滲—致密油儲量的形成；另一方面也說明長73亞段頁巖頂底板保存條件不佳，會導致較多可動烴難于保持在頁巖中，對純正型頁巖油的富集和經濟可采性不利。

圖8 鄂爾多斯盆地慶城地區(qū)長7段斷裂與長73亞段粉砂巖厚度分布圖（成圖范圍見圖1，據文獻[35]修改）

從目前對長73亞段頁巖油烴組成分析看，雖然輕質和中質組分占比并不低，主峰碳在 C11—C15（見圖9a），這主要是由頁巖中有機質豐度高、對烴吸附量大所致。長 73亞段頁巖高有機質含量（TOC平均值為13.8%）會對輕、中組分烴產生較大吸附作用，從而在缺少良好保存條件情況下，仍有一定比例的輕、中組分烴留在頁巖內部。支持這一認識的證據一方面來自大量巖石熱解和抽提色質譜數據，長 73亞段富有機質頁巖（TOC＞10%）雖然放置了近 10年，但巖心熱解S1烴組分仍以C5—C12為主，頁巖抽提物全烴色譜中小于C15正構烷烴占絕對優(yōu)勢（見圖9b），如果這些輕組分是游離烴的話，可能C8以前的輕烴均已散失。相對而言，較低有機質頁巖（TOC＜6%）巖心熱解和抽提物中烴組分以C12—C28為主，基本不含碳數低于C8的輕烴，說明由于有機質含量低，吸附性相對弱，輕組分已散失。此外，大慶古龍白堊系和勝利油田古近系頁巖油熱解S1也主要為 C10+中質烴[36-38]，輕的游離烴均已散失。另一方面，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)長73亞段頁巖總體壓力為負壓，壓力系數為0.80～0.85，其他層系壓力更低（見圖10），這說明長73亞段頁巖頂底板封閉性并不好，否則從前述的排烴效率與滯留烴數量看，長73亞段頁巖應存在異常高壓。導致長73亞段壓力負異常的主要原因有兩個：①頁巖層存在較多斷層和裂縫破壞了頁巖頂底板的封閉性；②白堊紀末期發(fā)生的抬升作用，使白堊紀末地層剝蝕量為1 000～2 000 m[39]。抬升導致地層壓力卸載，使大量游離輕烴組分因體積膨脹而散失。此外，長 73亞段富有機質頁巖集中段厚度只有 20～30 m（見圖1），上下均為滲透性砂巖（見圖10），這樣的巖性組合極有利于頂底板附近的砂巖形成油藏，而不利于大量可動烴尤其是輕—中質烴在源巖內部留滯，只能靠有機質吸附保留一部分輕、中組分石油烴，這部分石油烴流動性并不好。這些因素都將影響長 73亞段頁巖油的單井產量和單井累計采出油量，也是長73亞段頁巖油主富集類型評價時必須考慮的因素。

圖9 鄂爾多斯盆地慶城地區(qū)長73亞段頁巖油（a）和頁巖抽提物（b）正構烷烴色譜圖

圖10 鄂爾多斯盆地延長組致密油-頁巖油地球化學特征、資源量與探明儲量統(tǒng)計圖

5 長73亞段頁巖油主富集類型評價

綜上所述，鄂爾多斯盆地長73亞段純正型中高熟頁巖油不是主要的富集類型，下一步勘探若要獲得單井產量和單井累計采出量較高的突破，宜避開長6段、長 8段和長 71—2亞段致密砂巖已形成油藏區(qū)，且在斷層和裂縫不發(fā)育、頂底板存在良好封閉性的部位布井，有望獲較好發(fā)現(xiàn)。從目前已發(fā)現(xiàn)的石油儲量看，長 6段和長 8段致密油田主要分布在慶城、姬塬和華池等地區(qū)，而長 71—2亞段致密油型頁巖油主要分布在合水—慶城及吳起北部一帶。通過對長 7段頁巖試油結果統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，華池西—耿灣地區(qū)多口直井獲得了高產油流，單井日產在4.5～21.7 t，平均日產為12.5 t，而該區(qū)域在其他層系也未獲較好的儲產量，且長 7段富有機質頁巖厚度大，平均大于30 m，保存條件相對有利，是純正型頁巖油勘探有利區(qū)。

長 73亞段頁巖雖然已經形成并排出了大量石油烴，并在延長組多個層段形成了大量的石油儲量，但頁巖內部還滯留了大量石油烴和尚未轉化的有機質[1-2]。本文計算結果表明，長73亞段頁巖有超過50%的有機質尚未轉化為石油烴，有將近 70%的有機質和滯留烴還在頁巖地層中，說明長73亞段頁巖油主富集類型以中低熟頁巖油為主，尤其是頁巖厚度較大、有機質豐度高且熱演化程度相對較低的地區(qū)，如南部的合水—正寧一帶等，需要研發(fā)有別于水平井加體積改造的開發(fā)方式，利用地下原位加熱轉化的途徑，力爭突破商業(yè)開采關。基于實驗室分析數據評價，長73亞段頁巖地下原位轉化的“人造”石油技術可采總量約（350～400）×108t，資源潛力巨大，亟待通過先導試驗積極準備原位轉化技術并落實資源的可采性與富集區(qū)/段分布。殼牌原位轉化實驗室在2016年完成了長73亞段兩組熱模擬實驗，其中巖心樣品的TOC值為23.7%、Ro值為0.82%、HI值為347 mg/g，模擬結果為1 t頁巖的產油量為36 kg、產氣量為22.5 m3；露頭樣品的TOC值為24.7%、Ro值為0.51%、HI值為405 mg/g，模擬結果為1 t頁巖的產油量為52 kg、產氣量為26 m3。且生成的油品均為輕質油。此外，殼牌對科羅拉多綠河頁巖原位轉化現(xiàn)場先導試驗獲得成功，不僅驗證了地下原位轉化加熱器制造工藝成熟、生產流程配套、技術可行，同時也驗證了實驗室參數的合理性、用于資源預測的可行性。這些都表明中低熟頁巖地下原位加熱開發(fā)在技術上是可行的，生成的污染物基本留在地下，在環(huán)境保護上也是有優(yōu)勢的。純正型中高熟頁巖油由于保存條件差，滯留在頁巖中的石油烴數量多以吸附態(tài)存在，流動性較差，預判單井累計采出量難以具有較好的經濟性。下一步需避開長71—2亞段、長8段和長6段已知油氣成藏區(qū)和斷裂、裂縫發(fā)育區(qū)，在長73亞段頁巖保存條件好的部位開展探索，會有較好的突破發(fā)現(xiàn)。

6 結論

用物質平衡法計算長73亞段頁巖有機質轉化率為20%～80%，平均小于50%，且熱成熟度越低，轉化率越低，表明長73亞段頁巖有超過50%的有機質尚未向石油烴轉化，加上已轉化的滯留烴，有超過 70%的有機質仍留滯在頁巖層中，說明長 73亞段頁巖原位轉化形成“人造”石油烴的潛力巨大。

通過密閉取心獲取地層條件下的滯留烴數量，達5～15 mg/g，平均為 13.3 mg/g，高于常規(guī)熱解結果1.0～2.5倍。用物質平衡法計算長 73亞段頁巖累計排烴效率在10%～40%，平均為27.5%；相對排烴效率在40%～80%，平均為60%，均低于前人計算結果，表明長73亞段頁巖中滯留烴數量較大。但因有機質豐度超高，加之保存條件差，多數滯留烴以吸附態(tài)存在，可動性較差，將影響頁巖油的經濟可采性。

長73亞段頁巖因頂底板為有孔滲性砂巖，內部存在斷層和裂縫，保存條件差，地層為負壓，不利于流動性較好的頁巖油的富集，判斷純正型中高熟頁巖油不是主要富集類型。下一步宜避開長 71—2亞段、長 8段和長 6段已成藏區(qū)和斷裂、裂縫發(fā)育區(qū)，在頁巖集中段厚度較大且頂底板封閉性好的部位加強勘探，會有經濟性較好的突破，如華池西—耿灣地區(qū)為有利區(qū)。

中低熟頁巖油是長73亞段頁巖主要富集類型，亟待加強原位轉化的基礎理論研究和先導試驗，力爭突破原位轉化工業(yè)生產關，落實資源可利用性與富集區(qū)/段分布，為未來規(guī)模開發(fā)利用做好準備。

致謝：長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院在論文寫作中提供了諸多研究資料和幫助，在此表達感謝！

符號注釋：

E——排烴效率，%；El——累計排烴效率，%；Ex——相對排烴效率，%；GOR——氣油比，m3/m3；HI——氫指數，mg/g；HI0——未熟有機質原始氫指數，mg/g；Qp——排出烴量，mg/g；Qs——生烴量，mg/g；Ro——熱演化程度，%；S——原始生烴潛量，mg/g；S0——多溫階熱解易揮發(fā)烴數量，mg/g；S1——常規(guī)熱解滯留烴數量，mg/g；S1-1——多溫階熱解輕烴數量，%；S1-2——多溫階熱解中質烴數量，%；S2——常規(guī)熱解殘余生烴量，mg/g；S1*——密閉取心低溫密閉粉碎多溫階熱解所得滯留烴數量，%；Sg——低溫密閉碎樣過程中氣態(tài)烴量，mg/g；TOC——總有機碳含量，%；Tmax——最大熱解溫度，℃；TR——排烴效率，%；δcf——失重校正因子，無因次；δpi——當前成熟度條件下的S1/(S1+S2)值，無因次；δpi0——未熟條件下的S1/(S1+S2)值，無因次。