0 引言
美国页岩油气革命的成功不仅使美国油气自给率大幅提高，再次成为油气净出口国，同时也对世界能源格局产生重要影响［1-2］。中国陆相盆地源内页岩油资源量远大于源外常规石油资源，油气勘探从源外走向源内是石油工业持续发展的必然选择［3-4］。借鉴北美页岩油气的成功经验，中国已经相继在准噶尔盆地二叠系芦草沟组及鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相烃源岩层系实现页岩油资源重大突破及工业化开发［5-8］。按照地质条件和沉积特征，中国陆相页岩油储集层“甜点”可划分为页岩型、混积型和夹层型三大类，其中：页岩型页岩油主要以松辽盆地青山口组页岩“甜点”为代表；混积型页岩油主要以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组的砂质云质型“甜点”和四川盆地侏罗系大安寨段的灰质型“甜点”为代表；夹层型主要以鄂尔多斯盆地湖盆中部长7段夹持于烃源岩内部的薄层砂岩“甜点”为代表，具有多层系、多类型、大面积分布的特点［9］。
夹层在页岩油成藏过程中起着“仓储层”和“输导层”的作用，泥页岩层系中发育的夹层是页岩油稳产、高产的关键［10-11］。三叠系延长组长7沉积期是鄂尔多斯盆地中生界最大湖泛期，沉积了一套最为优质且分布广泛的烃源岩层系［12］。以寻找鄂尔多斯盆地长71、72亚段富有机质泥页岩层系中的夹层砂岩甜点为目标，2019年长庆油田在庆城地区长7 段烃源岩层系内提交探明石油地质储量3.58×108 t，2020年在庆城油田东南部提交探明石油地质储量1.43×108 t，2021年在庆城油田两侧再次提交探明石油地质储量5.50×108 t，至此已累计提交探明储量10.52×108 t，探明了十亿吨庆城页岩油大油田，快速建成了百万吨级页岩油开发示范基地［7］。2020年示范区页岩油产量93×104 t，盆地页岩油产量达143×104 t。
长7段纵向自上而下可划分为长71、72和长73共3个亚段，夹持在长71亚段和长72亚段优质烃源岩中的致密粉—细砂岩储层被高强度持续充注形成高含油饱和度油层，是当前规模勘探开发的主要对象［13］。目前对长73亚段的研究主要集中在烃源岩评价、油源对比及重力流沉积模式等方面［14-16］，明确了长73亚段是延长组重要的源岩层，长73亚段中的砂质岩类是重力流控制形成的，但对长73亚段作为页岩油储层的分类评价和勘探前景的研究还比较薄弱。城页1井、城页2井在长73亚段泥页岩夹薄砂岩地层中试油获百吨高产使得进一步在长73亚段寻找页岩油“甜点”成为可能［17］。大庆油田的GYYP1井在青山口组纯页岩地层中获得40.9 t/d的高产页岩油流为长庆油田在纯泥页岩地层中优选页岩油“甜点”提供了参考［18］。本文系统总结了鄂尔多斯盆地湖盆中部长73亚段泥页岩层系多种岩石类型特征，探讨了不同类型岩石储集性能与含油性，为长73亚段页岩油新类型勘探部署提供依据，为明确页岩油新类型潜在资源量及勘探潜力提供指导。
1 地质背景
延长组沉积了一套以河流—三角洲—湖泊相沉积为主的陆源碎屑岩系，自上而下依次划分为长1—长10共10个段，石油资源丰富。长7最大湖泛期，形成了面积达6.5×104 km2的半深湖—深湖区，沉积了一套以富有机质页岩、暗色泥岩为主的，厚度达100 m以上的富有机质生油岩系，是长庆油田页岩油勘探开发的主要层位［8］。长7段沉积期整体为温带—亚热带温暖潮湿气候，水体为陆相微咸水—淡水环境，湖盆中部主要发育砂质碎屑流和浊流沉积，局部发育滑动、滑塌岩，长7段沉积期湖退进积特征使湖盆中部重力流砂体规模大、连片性好且与半深湖—深湖大规模富有机质泥页岩共生［22-24］。长73亚段沉积期不仅是最大湖泛期，也是湖泊热流体活动的高峰期，湖泊藻类和浮游生物的繁盛为富有机质泥页岩沉积奠定了物质基础［25］。目前长庆油田页岩油勘探开发集中于上“甜点”段（长71亚段）和中“甜点”段（长72亚段），针对长73亚段厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩型页岩油部署的城页1井和城页2井2口风险勘探水平井，试油均获百吨油流，展现了长73亚段页岩油新类型的勘探潜力［17］。
2 泥页岩层系岩石类型特征
表1 鄂尔多斯盆地长73亚段5类岩石测井响应特征Table 1 Logging response characteristics of five type rocks in the Chang 73 sub-member of Ordos Basin |
| 岩石类型 | 砂质岩类 | 泥页岩类 | 凝灰岩类 | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 岩性 | 细砂岩 | 粉砂岩 | 黑色页岩 | 暗色泥岩 | 凝灰岩 |
| 厚度/m | 0.3~2 | 0.1~1 | 5~40 | 5~40 | 0.5~3 |
| 自然伽马/API | <120 | 80~300 | >180 | 120~300 | >150 |
| U/API | <3 | 3~8 | >8 | <5 | 低 |
| TH/10-6 | 低 | 较高 | 低 | 高 | 高 |
| 密度/（g/cm3） | >2.4 | 2.3~2.5 | <2.3 | 2.3~2.4 | 2.3~2.5 |
| 声波/（μs/m） | <250 | 250~275 | >275 | 200~250 | >250 |
| 电阻/（Ω·m） | >50 | >50 | >80 | 40~100 | <20 |
| TOC/% | <4 | 2~6 | >6 | 2~6 | <2 |
| 岩心特征 | 城页1井，2 030.66 m | 城页1井，2 054.23 m | 庄153井，1 657.35 m | 城页1井，2 057.59 m | 里231井，1 657.35 m |
2.1 泥页岩类
黑色页岩是长73亚段最广泛发育的岩性，在位于湖盆中心的陇东地区最大累计厚度可达50 m，平均累计厚度为13.9 m（图3），页理和富有机质纹层发育明显［图4（a）］，含植物化石和方鳞鱼化石，在测井曲线上具有异常高自然伽马、异常高电阻率、异常高声波时差和异常低的岩石密度（表1）；石英和长石的平均含量为43.4%，黏土矿物含量平均值为34.2%，主要以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主，黄铁矿的平均值为21.4%，以草莓状集合体为主（图5）；生油母质类型好，以湖生藻类为主，主要为 I型和Ⅱ1型，TOC平均值为13.81%，游离烃平均含量为4.02 mg/g，黑色页岩平均生烃强度为235.4×104 t/km2，残留沥青“A”法计算表明高TOC含量的黑色页岩排烃效率可达85%［8，20］；富有机质黑色页岩主要发育富凝灰质纹层、富有机质纹层、粉砂级长英质纹层和黏土纹层4种纹层类型［26］。
图3 长73亚段不同岩性累积厚度分布柱状图Fig.3 Histogram of cumulative thickness distribution of different lithologies in the Chang 73 sub-member |
图4 鄂尔多斯盆地长73亚段不同类型岩石岩心及薄片特征（a）城页1井，2 025.02 m，长73亚段，黑色页岩；（b）阳检1井，2 060.85 m，长73亚段，暗色泥岩；（c）城页1井，2 030.39，长73亚段，细砂岩；（d）城页1井，2 028.70 m，长73亚段，细砂岩特征，单偏光；（e）城页1井，2 054.65，长73亚段，粉砂岩；（f）城页1井，2 050.31 m，长73亚段，粉砂岩薄片特征，单偏光 Fig.4 Characteristics of different types of rock cores and thin slices of the Chang 73 sub-member, Ordos Basin |
暗色泥岩也是长73亚段主要的岩性，在位于湖盆中心的陇东地区最大累计厚度可达40 m，平均累计厚度为11.3 m（图3），整体以块状为主［图4（b）］，含双壳类、介形虫及植物化石，有机质以零星分散状分布于泥岩中；在测井曲线上具有较高的自然伽马值、较高的电阻率、较低的岩石密度等测井响应特征（表1）；石英和长石的平均含量为43.5%，部分暗色泥岩石英和长石矿物可达70%以上，黏土矿物平均含量为49.1%，主要以伊利石、绿泥石和伊/蒙混层为主，与黑色页岩相比，黄铁矿含量较低，平均值为6.4%（图5）；有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，TOC平均值为3.75%，游离烃平均含量为2.11 mg/g，暗色泥岩平均生烃强度为34.8×104 t/km2，暗色泥岩排烃效率整体低于黑色页岩，但整体大于20%，排烃作用明显［8，20］。
总体来看，鄂尔多斯盆地有机质热演化程度具有中部热演化程度较高，南部和北部偏低的特点［27］。长7段烃源岩热演化程度适中（R O值为0.7%~1.2%），平均T max值为447 ℃，已达成熟生油阶段，处于生油高峰期，以生成液态烃为主，并有大量伴生气。长73亚段大面积分布的以黑色页岩和暗色泥岩为主的优质烃源岩为长7段页岩油规模富集提供了重要的油源条件。
2.2 砂质岩类
长73亚段细砂岩在湖盆中部普遍孤立分布，在位于湖盆中心的陇东地区最大累计厚度可达20 m，平均累计厚度为3.6 m（图3），主要以块状层理的砂质碎屑流和变形构造大量发育的滑动滑塌岩屑长石砂岩为主［图4（c），图4（d）］，单层厚度差异较大。石英和长石矿物平均含量为85.9%，黏土矿物平均含量为10.5%，以绿泥石和伊利石为主，碳酸盐矿物平均含量为3.6%（图5）；分选中等，磨圆以棱角状—次棱角状为主，颗粒之间主要为以线接触为主，压实作用强烈；填隙物平均含量为23.1%，以泥质充填物为主；钙质、硅质和自生黏土矿物胶结物平均含量为5%，局部钙质方解石胶结作用强烈，含量可达45%；岩屑的平均含量为8.6%，以变质岩岩屑为主。
2.3 凝灰岩类
鄂尔多斯盆地延长组沉积期间，盆地周缘火山活动频繁，整个延长组以夹众多的凝灰岩为特征，是地层对比的重要依据［28］。长73亚段优质烃源岩以夹众多凝灰岩夹层为显著特征，在位于湖盆中心的陇东地区最大累计厚度可达7 m，平均累计厚度为1.9 m（图3）。露头剖面和钻井岩心显示长73亚段底部发育一套相对稳定的凝灰岩，单层厚度在0.5~3.5 m之间。凝灰岩的物源主要为中酸性火山岩，矿物成分主要为石英和长石［29］；长73亚段沉积期间频繁的火山运动提供的大量热量和丰富的P、Fe等生命元素为富有机质泥页岩的形成奠定了良好的物质基础；富有机质泥页岩中普遍发育的凝灰岩纹层不仅提高了泥页岩的脆性，同时凝灰岩纹层中的长石、石英晶屑/玻屑的强烈溶蚀提供的孔隙也进一步提高了泥页岩的储集性能；李耀华等［30］研究表明几乎所有凝灰质泥岩层段都是亲油性的，岩层内流体自发渗吸率随着凝灰质主控孔和残留烃覆盖孔的增加而增加，大量凝灰质沉积物自生的多孔沸石有利于提高页岩油的流动性。
3 泥页岩层系储集特征与含油性
长73亚段砂质岩类、泥页岩类和凝灰岩均具有一定的储集性能，其中砂质岩类游离烃含量较高，是页岩油勘探开发的主要目标，富有机质泥页岩类以滞留烃为主，是盆地内页岩油原位转化的主要目标，凝灰岩由于厚度薄、规模小且非均质性较强，本文不再详细论述。
3.1 砂质岩类储集性能与主控因素
3.1.1 砂质岩类储集物性特征及含油性
砂质岩类孔隙度主要分布在4%~10%之间，平均孔隙度为5.8%［图6（a）］；孔隙呈现多尺度发育特征，孔隙半径主要在1~5 μm之间，以小孔隙和微孔隙为主（<10 μm），小孔隙所占的孔隙体积最大，微纳米级孔隙虽然数量众多，但所占的孔隙体积小；渗透率主要分布在（0.02~0.1）×10-3 μm2之间，平均渗透率为0.06×10-3 μm2［图5（b）］；铸体薄片镜下统计显示长73亚段粉—细砂岩的平均面孔率为1.6%，孔隙类型主要为长石溶孔和刚性颗粒支撑残余粒间孔［图7（a）—图7（d）］，扫描电镜观察显示砂岩中的黏土矿物晶间孔也大量发育；微米级孔隙、纳米级喉道组合形成的储集层孔喉单元系统使得长73亚段粉—细砂岩具有一定的储集能力；长73亚段可动流体饱和度主要分布在20%~40%之间，平均为30%。
图6 鄂尔多斯盆地长73亚段砂质岩孔隙度和渗透率分布特征Fig.6 Distribution characteristics of porosity and permeability of sandy rocks of the Chang 73 sub-member, Ordos Basin |
图7 鄂尔多斯盆地长73亚段泥页岩层系不同类型岩石储集空间特征（a）城96井，2 071.30 m，长73亚段，刚性颗粒支撑的残余粒间孔；（b）城页1井，2 027.56 m，长73亚段，粒间孔；（c）城页1井，2 050.71 m，长73亚段，长石溶孔；（d）城页1井，2 052.85 m，长73亚段，粒间溶孔；（e）城页1井，2 028.14 m，长73亚段，阴极发光，砂质岩中强烈的钙质胶结；（f）—（g）阳检1井，长73亚段，黏土矿物晶间孔；（h）阳检1井，长73亚段，粒间孔，晶间孔；（i）白522井,1 951.36 m，长73亚段，黄铁矿晶间孔 Fig.7 Characteristics of reservoir space of different types in the Chang 73 sub-member, Ordos Basin |
长73亚段富有机质泥页岩强烈的生排烃作用导致泥页岩层系中夹的砂体具有高油气充注的特征，烃源岩与砂岩之间的过剩压力为源内油气富集提供了强大的动力。强生烃、排烃造成长73亚段砂质岩类储集层大孔隙—微孔隙含油普遍饱满，其中细砂岩中均匀含油，粉砂岩不均匀含油或裂缝面含油，长73亚段优质烃源岩中薄层砂岩含油饱和度较高，最高可达90%［17］。
3.1.2 砂质岩类储集性能影响因素
长73亚段砂岩储层孔隙度和渗透率呈现明显的正相关性［图8（a）］，说明高孔隙度砂岩流体渗流能力更强，有利于页岩油充注和产出，因此长73亚段砂岩含油饱和度与孔隙度也具有明显的正相关性［图8（b）］。石英和长石等刚性矿物支撑的残余粒间孔和长石溶孔是砂质岩类最主要的储集空间［图7（a）—图7（c）］，刚性矿物含量较高不仅有利于压裂，还有利于原生孔隙的保存和次生溶蚀孔的形成，因此石英+长石矿物含量与可动流体饱和度具有明显的正相关性［图8（c）］；黏土矿物虽然贡献了一定程度的晶间孔，但其充填孔隙及喉道本身就降低了储层的孔隙度和渗流能力，因此黏土矿物含量与可动流体饱和度具有明显的负相关性［图8（d）］；长73亚段碳酸盐矿物含量与孔隙度存在明显的负相关性，镜下观察显示碳酸盐矿物主要以胶结作用为主，碳酸盐矿物溶蚀孔基本不发育［图7（e）］；孔喉半径中值也与孔隙度存在明显的正相关性［图8（f）］。在长73亚段寻找高长石和石英矿物含量、低碳酸盐胶结、低黏土矿物含量的累计厚度较大的砂岩是提高长73亚段页岩油产量的关键。
3.2 泥页岩类储集性能及含油性
3.2.1 泥页岩类储集性能及控制因素
长73亚段富有机质泥页岩孔隙类型以黏土矿物晶间孔隙、黄铁矿晶间孔隙以及自生石英晶间孔隙为主［图7（f）—图7（i）］，富晶屑的凝灰岩纹层长石溶蚀孔也相对比较发育，另外常见超压微裂缝和纹层缝。海相页岩有机质成熟度较高，蜂窝状的有机质纳米孔隙提高了页岩的储集性能，但长73亚段有机质热演化程度相对较低，有机质孔发育较少或被沥青充填，常见有机质收缩缝，有机质含量与孔隙度相关性差。杨华等［31］利用氦气法测得长7暗色块状泥岩的孔隙度平均值为1.51%，黑色页岩的孔隙度为1.35%，总体上长7泥页岩的孔隙度普遍小于2%，渗透率小于0.01×10-3 μm2。暗色泥岩孔隙半径主要为 60~220 nm，喉道半径为 20~120 nm，黑色页岩的孔隙半径主要为20~100 nm，喉道半径为 40~80 nm［32］；当孔隙直径小于20 nm时页岩油无法渗出，当孔隙直径为20~200 nm时，需要外部驱动力渗出，当孔隙直径大于200 nm，页岩油可以从孔喉中渗出，考虑到油分子的运动，孔喉直径应该大于20 nm［33］；长73亚段大于20 nm的孔径分布体积占比达90%，虽然长73亚段泥页岩的孔隙度和孔径都非常小，但也具备一定的储集性能和烃类流体可动性［34］；长73亚段有机质与页岩油伴生分布，微裂缝与黏土矿物沟通，形成较好的有效连通储集体系，页岩样品中可动油饱和度占比为15%~30%［34］；有机质丰度高、页理发育、黏土矿物含量低、脆性高且连续分布的黑色页岩不仅是长73亚段中高成熟度页岩油的主要“甜点”段，也是中低成熟度页岩油原位转化攻关试验的主要目标段。
3.2.2 泥页岩烃类赋存状态及可动烃含量
泥页岩中滞留烃的赋存状态主要受控于有机质丰度和黏土矿物含量的影响，有机质丰度和黏土矿物含量越高，吸附烃的占比越高。以TOC=6%为界，有机质丰度低于6%的页岩油以孔隙容留为主，高于6%的页岩油转变为有机质吸附为主的赋存形式［20］；勘探开发实践证明，当TOC值大于4.5%时，产量与TOC值呈负相关关系，这与有机质含量超过一定数值后对液态烃吸附量增加有关［31］。泥页岩中的游离烃主要以轻中质烃类为主，分布于孔隙、裂缝中，吸附烃以重质烃类为主，主要被有机质吸附。二氯甲烷快速萃取游离烃法得到泥页岩中平均游离烃含量为5.27 mg/g ，主要分布于4~6 mg/g之间；利用分段热解在轻质烃恢复的基础上得到泥页岩平均可动烃含量为4.57 mg/g，主要分布在3~5 mg/g之间。总体来说，2种方法的测试结果较为接近，存在差异的主要原因是烃类组成部分有所不同所致。体积法初步估算长7段泥页岩滞留烃总资源量约为150×108 t，可动烃资源量约为60×108 t。
4 勘探意义
长73亚段发育细砂岩、粉砂岩、黑色页岩、暗色泥岩等多种岩石类型，勘探实践发现不同岩类均具有一定的勘探潜力，长73亚段页岩油新类型是未来“增储上产”的潜在领域和目标。
4.1 砂质岩类勘探前景
长73亚段虽然主体以泥页岩类为主，但多夹薄层粉细砂岩，发育典型的页岩型页岩油。砂体主要分布在坡脚区、深湖平原，多期薄层粉—细砂岩叠置连片，规模较大，面积近3×104 km2。在长73亚段页岩集中段已有13 口井试油产量超过5 t/d，有3口井试油产量大于20 t/d［35］。2019年针对长73 亚段厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩类型的页岩油部署的城页1井和城页2井，在砂层钻遇率较低（平均53.3%）的情况下试油获百吨高产，这主要与长73亚段砂岩受优质烃源岩高强度持续充注形成高含油饱和度油层密切相关［17］。长73亚段出油井点主要分布在厚度较大的泥页岩区，高TOC、高R O优质烃源岩夹持的多期叠置连片分布的粉细砂为有利勘探目标。综合成藏主控因素分析，通过砂体分布、烃源岩厚度、R O等单因素叠合，在长73亚段初步划分了2个有利勘探区带，其中：I类有利勘探区带为1×104 km2，II类有利勘探区带为2×104 km2，勘探潜力巨大。长73亚段水平方向岩性变化快，砂体预测难度大，水平段地质目标确定及导向存在一定的难度，但高含油饱和度的砂岩储集层可以保证水平井在砂岩钻遇率低的情况下获得高产油流。进一步优化砂体纵向分布及平面展布特征，提高水平井砂岩钻遇率，加强试采方案研究，确保油水渗吸置换充分，是长73亚段砂质岩类页岩油快速建产增产的重要方向。
4.2 泥页岩类勘探前景
长7段泥页岩类页岩型页岩油资源量丰富，初步估算可动烃资源量为60×108 t。泥页岩中滞留烃能否动用的关键是寻找地质“甜点”和工程“甜点”，优选厚度大、成熟度高的泥页岩储层是提高油层钻遇率的保证，优选脆性矿物含量高、可压裂性强的泥页岩储层是提高页岩油可动用量的关键。泥页岩中微纳米孔喉是页岩油的主要储集空间，利用其自发渗吸特性，自主研发高效渗吸改善剂，将微孔、纳米孔中不可动油部分置换为可动油，降低剩余油饱和度能有效提高页岩油采出程度。针对长7泥页岩储层，采用水力压裂的方式人工造缝进行增产改造，是获得工业油流的关键工程技术，而支撑裂缝的导流能力是影响压裂施工效果的重要参数，要确保加入的支撑剂可以使泥页岩储层长时间保持较高的导流能力而不闭合［36］。与块状泥岩相比，长7段黑色页岩含油性和脆性矿物含量相对较高，大量发育的层理有利于复杂缝网的形成。针对长7段黑色页岩，优选优势段、精细布缝，采用压驱采一体化设计，实验逆序压裂设计，增加缝宽及缝高，增强人工裂缝的导流能力，提高储层改造效果，是实现泥页岩储层页岩油有效动用的重要技术手段。
5 结论
（1）鄂尔多斯盆地延长组长73亚段发育黑色页岩、暗色泥岩、细砂岩、粉砂岩、凝灰岩共5类岩石类型，均具有一定的储集性能；多期薄层粉细砂岩叠置连片，规模较大，含油性好，是长73亚段最优的页岩油储集类型。
（2）砂质岩类储集空间主要为长石溶孔和刚性颗粒支撑的残余粒间孔，储层物性与含油饱和度具有明显的正相关性，在长73亚段寻找高长石和石英矿物含量、低碳酸盐胶结、低黏土矿物含量的累计厚度较大的砂岩是提高长73亚段页岩油产量的关键。
（3）长73亚段页岩油新类型资源潜力巨大，是未来“增储上产”的潜在领域和目标。进一步优化砂体纵向分布及平面展布特征，提高水平井砂岩钻遇率，加强试采方案研究，确保油水渗吸置换充分，是长73亚段砂质岩类页岩油快速建产增产的重要方向；针对长7段黑色页岩，优选优势段、精细布缝，采用压驱采一体化设计，实验逆序压裂设计，增加缝宽及缝高，增强人工裂缝的导流能力，提高储层改造效果，是实现泥页岩储层页岩油有效动用的重要技术手段。
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