鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段是晚三叠世湖盆发育鼎盛时期所形成的一套以泥页岩类为主的烃源岩层系,地层厚度约110 m,针对这套层系能否形成规模性含油富集和能否形成工业产能,开展了多年的综合地质研究和勘探实践,取得了重要地质认识。①广泛分布的黑色页岩和暗色泥岩构成了页岩油丰富的油源物质基础,其中黑色页岩平均有机质丰度为13.81%,暗色泥岩平均有机质丰度为3.74%;②夹持于厚层富有机质泥页岩层系内的薄层砂质岩类构成了含油富集的甜点段,薄砂岩平均厚度为3.5 m;③细砂岩及粉砂岩储集层孔喉尺度小,孔隙半径集中在2~8 μm,喉道半径主要为20~150 nm,微米孔隙纳米喉道多尺度分布,数量众多,通过压裂改造,其内部流体可形成良好流动性;④地质历史时期持续高强度生烃,使烃源岩与薄层储集体之间的源储压力差达8~16 MPa,强大的动力充注形成了大面积含油饱和度高达70%以上的页岩油富集。在以上理论认识指导下,通过实施规模整体勘探部署,并结合水平井体积压裂提产,2019年中国石油长庆油田分公司在长7段源内多期叠置砂岩型Ⅰ类页岩油中探明了10×108t级庆城大油田,并针对长73亚段厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩型Ⅱ类页岩油部署了两口风险勘探水平井,试油均获日产百吨以上高产油流,取得了烃源岩层系内Ⅰ类页岩油勘探开发的重大突破和Ⅱ类页岩油的新发现,推动非常规石油领域实现了新的发展。图13表1参30
A set of shale-dominated source rocks series were deposited during the heyday of lake basin development in the Member 7 of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, and the thickness is about 110 m. Aimed at whether this layer can form large-scale oil enrichment of industrial value, comprehensive geological research and exploration practice have been carried out for years and obtained the following important geologic findings. Firstly, widely distributed black shale and dark mudstone with an average organic matter abundance of 13.81% and 3.74%, respectively, lay solid material foundation for the formation of shale oil. Secondly, sandy rocks sandwiched in thick organic-rich shale formations constitute an oil-rich “sweet spot”, the average thickness of thin sandstone is 3.5 m. Thirdly, fine-grained sandstone and siltstone reservoirs have mainly small pores of 2-8 μm and throats of 20-150 nm in radius, but with a large number of micro-pores and nano-throats, through fracturing, the reservoirs can provide good conductivity for the fluid in it. Fourthly, continued high-intensity hydrocarbon generation led to a pressure difference between the source rock and thin-layer reservoir of up to 8-16 MPa during geological history, driven by the high pressure, the oil charged into the reservoirs in large area, with oil saturation reaching more than 70%. Under the guidance of the above theory, in 2019, the Qingcheng oilfield with geologic oil reserves of billion ton order was proved in the classⅠmulti-stage superimposed sandstone shale reservoir of Chang 7 Member by the Changqing Oilfield Branch through implementation of overall exploration and horizontal well volume fracturing. Two risk exploration horizontal wells were deployed for the classⅡ thick layer mud shale interbedded with thin layers of silt- and fine-sandstones reservoir in the Chang 73 submember, and they were tested high yield oil flows of more than 100 tons per day, marking major breakthroughs in petroleum exploration in classⅠshale reservoirs. The new discoveries have expanded the domain of unconventional petroleum exploration.
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× 104 t, 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。
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。
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）。
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。
2.3.1 烃源岩特征
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）。
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%。
2.3.3 孔隙特征
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 μ m, 孔隙度为8%~11%, 渗透率小于0.3× 10-3μ m2; 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 μ m, 孔隙度为6%~8%, 渗透率为（0.01~0.10）× 10-3μ m2; 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。
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。
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。
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。
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。
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 μ m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 μ m, 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。
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。
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。
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× 108 t级的庆城大油田, Ⅱ 类页岩油水平井组风险勘探取得突破。
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。
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× 104 t, 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× 104 t, 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× 108 t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。
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× 10-3 μ m2。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× 10-3 μ m2。
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× 108 t。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。
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Ⅱ 1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Ⅱ 1型和Ⅱ 2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× 108 t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。