鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）沉积期为湖盆发育鼎盛阶段，发育一套以富有机质泥页岩为主夹砂质沉积的烃源岩层系。多年来，针对这套烃源岩层系的地质特征与勘探开发潜力，开展了一系列理论研究与技术攻关，结果表明：长7段主要发育夹层型和页岩型2类页岩油，其中夹层型页岩油可进一步细分为重力流夹层型和三角洲前缘夹层型，页岩型页岩油可进一步细分为纹层页岩型和页理页岩型。重力流夹层型页岩油受到湖盆中部优质烃源岩的高强度充注影响，砂质储层长英质含量高，可压裂性好，微米级孔隙众多，连通性好，目前在庆城油田已实现规模效益开发。三角洲前缘夹层型页岩油厚层砂岩储层横向连续性好，油气侧向运移成藏，砂质储层孔隙度较大，目前水平井试验攻关已获得突破，是现实的后备领域。纹层页岩型页岩油单砂体厚度薄、泥质含量高，致使优质储层钻遇率低，但油气充注程度高，“甜点”评价标准的确定与开发技术的突破是下一步的攻关方向，远景资源量巨大。页理页岩型页岩油储层长英质矿物含量高，纹层发育，孔隙度小于2%，储集空间小，结构复杂，烃类恢复预测资源量巨大，目前泥页岩储层的风险勘探与原位转化技术攻关都在稳步推进。
鄂尔多斯盆地长7段源内夹层型页岩油已取得勘探突破并实现规模效益开发，但泥页岩层系是否具有勘探潜力，页理型页岩油的烃类赋存状态与表征方法仍然不够明确。通过对比页岩层产出的页岩油与滞留烃性质发现，鄂尔多斯盆地延长组长7页岩层产出的页岩油具有中轻质烃类组分（
鄂尔多斯盆地长73亚段发育一套富有机质泥页岩夹薄层粉—细砂岩的细粒沉积，具有整体生烃、普遍含油的特征。明确不同类型细粒沉积的含烃量、赋存状态、烃类组分等，对于该类型页岩油资源潜力分析和甜点优选具有重要意义。基于CY1井长73亚段岩心系统测试分析，运用多粒级多极性分步抽提方法，对黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩、细砂岩等4种细粒沉积岩石类型开展可动烃研究，评估了盆地长73亚段页岩油的可动烃资源量。结果表明，多粒级多极性分步抽提分析不同类型细粒沉积在不同粉碎条件下（1 cm3、0.5 cm3、150目）的含烃量及其组分，单位抽提量大小顺序为细砂岩>黑色页岩>粉砂岩>暗色泥岩，步骤1、步骤2抽提可溶有机质以轻质—中质组分为主，属于可动烃；步骤3和步骤4抽提可溶有机质为不可动烃。实验结果表明长73亚段黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩和细砂岩的可动烃量分别为3.35 mg/g、1.45 mg/g、3.28 mg/g和4.48 mg/g。对城80井区220 km2长73亚段页岩油可动烃资源量进行评价，初步评价结果为（0.37~0.51）×108 t。鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油有利分布面积约为1.5×104 km2。通过类比分析，评价其可动烃资源量为（25~35）×108 t，该类型页岩油有望成为盆地石油勘探新的接替领域。
鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）蕴藏着丰富的页岩油资源，其中长7段砂岩夹层型页岩油的勘探开发已经取得了实质性突破，泥页岩型页岩油的勘探开发潜力巨大，是长庆油田未来重要的油气接替资源，但其相关地质基础性研究相对薄弱。在对鄂尔多斯盆地长7段泥页岩特征及页岩油勘探意义、形成古环境恢复、凝灰岩的有机质富集效应和生烃催化作用等相关问题进行阐述与思考的基础上，认为应持续重视纯泥页岩型页岩油等相关地质基础研究，现代湖泊半深湖-深湖相沉积考察研究可为泥页岩形成古环境恢复以及形成机理等研究提供可借鉴的思路和方法；重视凝灰岩对烃源岩生烃催化方面的研究，并开展一系列的凝灰岩中富集元素催化作用的热模拟实验研究，为长7段纯泥页岩型页岩油的勘探开发提供重要的地质基础参数。
鄂尔多斯盆地延长组长73亚段泥页岩层系中发育的重力流成因的砂岩是长庆油田页岩油增储上产的潜在目标，但缺乏对长73亚段砂岩储层特征及页岩油富集控制因素的研究。基于华池地区CY1井长73亚段全取心井资料，利用X?射线衍射、扫描电镜、高压压汞及核磁共振等测试资料，结合薄片和岩心资料，深入分析了长73亚段砂岩储层的宏、微观特征，并对储集能力和含油性的控制因素进行了深入分析。结果表明：长73亚段主要发育灰色块状岩屑质长石、岩屑长石和长石岩屑粉砂岩，发育少量的细砂岩，属于典型的低孔低渗，储集层储集空间主要为粒间孔、长石溶孔、黏土矿物晶间孔、粒内溶孔和微裂缝，广泛发育的微纳米孔喉使其具有一定的储集能力；长73亚段微观孔隙结构主要分为A、B、C 3类，孔喉半径中值和微观孔喉分选系数是控制饱和度中值压力、最大进汞饱和度和退汞效率的主要参数，影响了微观尺度上页岩油的富集程度和渗流能力；长73亚段砂岩的矿物组成、粒度、微观孔隙结构共同控制着长73亚段砂质岩的储集能力，生烃增压促使长73亚段黑色页岩中的轻质烃向着与其相临的渗流能力较好的砂岩聚集，粒间孔、长石溶蚀孔及微裂缝是游离烃的主要储集空间，黏土矿物是吸附烃的主要赋存空间，在长73亚段泥页岩层系中寻找长英质矿物含量高、黏土矿物含量少、方解石胶结作用弱的砂岩是页岩油勘探开发的主要目标；以A、B类孔隙结构为代表的孔隙度大于5%、渗透率高于0.05×10-3 μm2的砂岩是长73亚段优势储集层，C类孔隙结构代表的砂岩油气充注难度大，物性及渗流能力差，不利于页岩油的聚集和采出。
鄂尔多斯盆地陕北地区长7段蕴藏着丰富的页岩油资源。通过扫描电镜、微米CT、二维FIB?SEM测试等高精度孔隙分析技术手段，结合大量岩心、薄片、测井等资料，对该区长7段多期砂岩叠置型页岩油储层的微观特征进行精细刻画，讨论其主要控制因素。结果表明：研究区长7段页岩油储层孔隙以微米孔为主，半径为2.0~50 μm，喉道半径为0.3~13 μm，其孔喉为微米—纳米级与微米级喉道连通形成的众多簇状孔喉单元；其孔隙度分布在3.0%~13.0%之间，平均孔隙度为7.0%，渗透率在（0.02~0.30）×10-3 μm2之间，平均渗透率为0.15×10-3 μm2；其压汞曲线特征表现为排驱压力低、退汞效率高、粗喉道占比高。研究区长7段页岩油储层粒度细、塑性组分含量高、早期压实作用强烈、黏土矿物和碳酸盐胶结强烈是造成其孔隙减孔的主要因素，而溶蚀作用和绿泥石膜的保护作用具有一定的增孔效应。陕北地区长7段页岩油储层与庆城地区类比表明其具有Ⅰ类页岩油勘探开发的潜力。
鄂尔多斯盆地陇东地区延长组7段（长7段）页岩油勘探取得重大突破，实践表明陕北地区长7段也发育丰富的页岩油，成为该盆地非常规石油勘探新的接替目标。通过对烃源岩品质、类型、储集层、隔夹层及源储配置关系等开展定量刻画，表明：①广泛分布的黑色页岩（TOC值为13.81%）、暗色泥岩（TOC值为3.74%），及与之互层共生的砂岩薄层，构成了页岩油形成的有利地质条件。②陕北地区长7段页岩油砂地比平均值为20.1%，单层砂体厚度平均值为3.8 m，长7段源内油藏为典型的页岩油，储集层甜点以“夹层型”为主，源储有效配置为页岩油的形成提供了保障。③地质工程一体化综合研究表明：有利储集层、隔夹层及裂缝的发育规模，共同控制了页岩油“甜点”分布规律和富集高产能力。在页岩油富集主控因素分析的基础上，建立了陕北地区长7段“甜点区”的评价标准，共评价甜点21个，为下一步勘探开发提供了重要依据。
黄铁矿作为泥页岩中广泛发育的一种矿物类型，其在沉积环境判别及页岩油气富集规律分析方面具有重要意义。结合岩心观察、扫描电镜薄片鉴定、X?射线衍射数据分析等方法，以鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段（长73亚段）泥页岩样品为例，开展黄铁矿宏观及微观特征分析，探讨其在环境指示及页岩油富集方面的意义。研究区长73亚段泥页岩中黄铁矿平均含量为16% ，最高达50%。岩心上以沉积期黄铁矿结核、团块为主，微观上可观察到草莓状黄铁矿、自形晶和黄铁矿交代充填生物体共3种类型。草莓状黄铁矿具2种外部形态：一种具明显的球状轮廓；另一种为簇状、连片集合体，主要为沉积期产物。自形晶以孤立或顺层分布的八面体、立方体为主，属成岩早期形成；局部可见黄铁矿交代充填藻类格架，多在晚成岩阶段形成。长73亚段草莓状黄铁矿粒径均值为6.5~12.3 μm，标准偏差为1.8~5.3 μm，指示沉积期水体具含氧特征；黄铁矿含量与有机质丰度成正比，反映黄铁矿对有机质富集具重要意义，但其对油气富集的作用仍待深化研究；黄铁矿对储层物性存在双向影响，应结合不同类型黄铁矿特征具体探讨其赋孔特征。
基于鄂尔多斯盆地志丹地区长73亚段泥页岩岩心资料，通过有机碳、岩石热解、生物标志化合物、微量元素、有机质族组分等实验测试分析，运用多种有机地球化学参数，综合判识了研究区长73亚段泥页岩形成环境、母质类型、成熟度以及含油性。研究表明，志丹地区长73亚段泥页岩沉积环境为弱氧化-还原环境，母质具有水生生物和高等植物的混源特征；长73亚段泥页岩的TOC平均值为4.65%，生烃潜量（S1+S2）平均值为20.86 mg/g，热解Tmax平均值为447 ℃，泥页岩的成熟度较高；长7段泥页岩氯仿沥青“A”族组成中烃类组分含量高（平均为52%）、沥青质含量低（平均为3.48%）、饱/芳平均值大（为4.2）；长73亚段泥页岩样品中饱和烃碳数分布在nC13—nC33之间，主峰碳以nC15、nC16为主，偏向低分子量烷烃，
中国中—低熟页岩油/油页岩的资源潜力巨大，原位转化技术作为实现其工业化开采的有效途径日益受到各界重视。鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）是国内可采资源量最大的原位转化主力地层，除低熟页岩外，中等成熟度页岩的生烃特征和动力学过程可能不同，它们也可以作为页岩油/油页岩原位转化的潜在对象，现阶段缺乏相关机制研究。针对鄂尔多斯盆地长7段不同成熟度的天然页岩和半开放—半封闭体系模拟后页岩样品开展了开放体系热解实验，通过平行一级反应计算得到低熟页岩的频率因子为5.47×1010 s-1，活化能分布范围为38~61 kcal/mol，主峰为49 kcal/mol，占比66.91%。成熟度越高，生烃平均活化能越高，原位转化耗能越大，热解S2峰所表征的生烃潜力越低。依据分布特征将活化能划分为<47 kcal/mol、47~52 kcal/mol和>52 kcal/mol的低活化能、主峰活化能、高活化能3组，随成熟度增加，低活化能、高活化能组占比增加，主峰活化能组占比降低。将动力学参数外推至原位转化条件下，建议选择成熟度较低的页岩（RO<1.0%），快速升温到主生烃期后慢速升温充分转化，并依据页岩成熟度的不同设置不同的原位转化温度区间。
鄂尔多斯盆地页岩油具有压力系数低、脆性指数低、纵向夹层多以及非均质性强等特点，采用水平井体积压裂技术可以大幅度提高单井产量，但低油价下难以实现经济有效开发。以该盆地矿场实践大数据为基础，建立了体积压裂效果定量评价方法，提出了体积压裂改造策略和下步工程攻关方向。在建立水平井地质工程综合品质分段分级评价新标准和储层类型精细分类的基础之上，基于9口水平井112段产液剖面测试结果得出：I类和II类储层改造段数占比为85.2%，产出占比高达96.4%，为主要产能贡献段；III类储层改造段数占比为14.8%，产出占比仅占3.6%，贡献程度最低；应优先改造I类和II类储层，III类储层选择性改造。影响产能的主控因素依次为：油层长度、进液强度、布缝密度、脆性指数、加砂强度、渗透率、施工排量、孔隙度、水平应力差及含油饱和度。储层物质基础是获得高产能的首要条件，提高缝网波及体积是实现非常规油气产能最大化的重要途径。研究成果可为盆地页岩油水平井体积压裂优化设计提供科学依据，有力助推页岩油规模效益开发。
鄂尔多斯盆地长7段页岩油储层具有储层致密、孔隙结构复杂、地层压力系数低的特点，在多年的开发实践中逐渐总结出长水平井、大规模体积压裂的开发方式，与前期定向井或短水平井相比，开发效果获得了大幅提升。而在压裂液的返排过程中，由于页岩油储层的应力敏感特征，储层物性和地层能量将产生巨大变化，进而影响到初期含水下降速度和单井产量。通过改良的应力敏感实验，明确了页岩油压后储层与原始基质储层相比具有更强的应力敏感性，得出了应力敏感作用下的渗透率变化规律，采用数值模拟、现场统计等方法，优化了鄂尔多斯盆地页岩油水平井合理返排强度和返排时间。
鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩油储层孔渗小，连通性差，通过单纯的水驱作用难以采出，盆地页岩油的开发主要通过大规模体积压裂增加油水置换面积进而增加采收率。开发实践与室内实验证明，储层流体与井筒流体之间存在渗吸置换现象，且通过油水渗吸置换采出的页岩油占比为15%~40%，为页岩油的有效开发提供了新的思路。通过岩心外边界敞开实验，对比不同渗透率岩心的吸水排油能力，定量研究孔隙半径、界面张力、岩心渗透率等因素对渗吸置换有效性的影响。实验显示，小于10 μm的孔隙中采出的原油占渗吸采油量的56%~80%；当界面张力为1.18 mN/m时，页岩油储层的渗吸采收率最大；在界面张力较小（小于2 mN/m）时，渗透率与渗吸采收率成正比关系，而当界面张力大于4 mN/m时，渗透率与渗吸采收率没有明显的相关性。
受储层特征、水平段长度、压裂规模等多种地质因素和工程因素影响，庆城油田长7段页岩油体积压裂水平井单井产能存在较大差异，然而主控因素不明确。为此，以庆城油田180余口水平井为样本，采用灰色关联法、随机森林算法系统分析了地质、压裂施工等参数对产能的影响程度，明确单井产能的主控因素。研究表明：孔隙度、含油饱和度、脆性指数、有效水平段长度、压裂段数、单段加砂量、入地液量是影响页岩油水平井单井产能的主控因素。基于上述认识，优化了地质井位部署和压裂施工参数，对低油价背景下页岩油的高效开发具有较好的指导意义。
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