0 引言
鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段主要发育半深湖—深湖相的泥页岩沉积，泥页岩厚度在30~60 m之间，局部泥页岩累计厚度超过80 m，其分布面积超过6.5×104 km2［1-2］。鄂尔多斯盆地长7段页岩油资源潜力巨大，开发前景广阔［1］，初步估算长7段页岩油可采资源量达（10~15）×108 t［3-4］。鄂尔多斯盆地长7段页岩油勘探起步较晚，2011—2017年才进入勘探评价、探索技术、提产提效阶段，2018年以来进入了整体勘探与水平井规模开发示范区建设阶段，但其发展较快［1］。目前，长7段Ⅰ类页岩油展现出了良好的开发潜力，庆城10亿吨级大油田进入规模开发阶段［5］；同时，针对Ⅱ类、Ⅲ类页岩油积极开展水平井开采及原位加热改质等技术攻关，勘探突破了出油关，展现出巨大的勘探潜力，长庆油田初步规划至2025年长7段页岩油年产量将达300×104 t［1］，长7段页岩油已成为长庆油田公司“二次加快发展”石油上产的重要接替领域［6］
鉴于笔者掌握的资料程度及学术水平，本文仅对上述问题中鄂尔多斯盆地长7段纯泥页岩型页岩油的泥页岩特征及页岩油意义、形成古环境恢复、凝灰岩对有机质富集及生烃效应等相关问题进行了阐述和思考。目的在于“抛砖引玉”，引起国内油气地质界对上述问题的关注与重视，通过更深入地研究来进一步提升长7段页岩油勘探开发基础地质研究水平，更好地为鄂尔多斯盆地长7段页岩油的勘探开发提供理论支撑。
1 长7段泥页岩特征及页岩油意义
图1 鄂尔多斯盆地延长组地层划分（a）及长7段半深湖—深湖沉积相分布（b）Fig.1 Stratigraphic division（a） of Yanchang Formation and semi-deep lake sedimentary facies distribution（b） of Chang 7 Member in Ordos Basin |
图2 鄂尔多斯盆地长7段细粒沉积岩露头、岩心及镜下照片（a）城页1井，长73亚段，2 025.02 m，黑色页岩； (b)城页1井，长72亚段，2 010.21 m，×25，(—)，黑色页岩； (c)城页1井，长73亚段，2 057.59 m，暗色泥岩； (d)城页1井，2 002.30 m，长72亚段，×25，(—)，岩块状层理； (e)铜川剖面长7段页岩与凝灰岩互层沉积； (f)城页1井，长73亚段，2 026.47 m，黑色页岩与凝灰岩纹层； (g)城页1井，长73亚段，2 026.47 m，×50，(—)，黑色页岩中的凝灰质条带 Fig.2 The outcrop, core and microscopic photos of fine-grained sedimentary rock of Chang 7 Member in Ordos Basin |
1.1 泥页岩基本特征
长7段黑色页岩颜色一般为暗灰色、黑色，镜下可见明显的水平纹理，发育有机质纹层、砂质纹层，其内夹有凝灰岩纹层，发育黄铁矿团块，矿物成分以黏土为主，其为静水还原条件下悬浮的细粒物质缓慢机械沉积而成［图2（a），图2（b）］，长7段黑色页岩厚度范围为5~25 m，平均厚度为16 m，最大厚度可达60 m，面积达3.3×104 km2 ［图3（a）］。长7段黑色页岩有机质类型主要为Ⅰ型、Ⅱ1 型，TOC值介于8%~16%之间，平均为13.81%；氯仿沥青“A”含量一般为0.41%~1.51%，平均为0.78%；S 1值一般为1.49~8.90 mg/g，平均为4.02 mg/g；S 1+S 2值主要为30~50 mg/g，最高可达150 mg/g以上［1-3，5-6］；氢指数较高，一般为200~400 mg/g，氧指数较低，一般小于5 mg/g［1］；生烃潜量约为400 kg/t，生烃强度一般为（400~600）×104 t/km2，平均为495×104 t/km2，是页岩油发育的物质基础［1］，利用残留氯仿沥青“A”方法计算的黑色页岩排烃率达77.3%［8］。
长7段暗色泥岩以灰黑色、深灰色为主，多发育块状层理、沙纹层理、水平层理等沉积构造，少见有机质纹层，部分暗色泥岩发育同沉积变形构造［图2（c），图2（d）］。相对黑色页岩，暗色泥岩在长7段的3个亚段均有不同规模的发育，暗色泥岩厚度范围为5~40 m，平均厚度为17 m，最大厚度可达124 m，面积达5.1×104 km2［图3（b）］。长7段暗色泥岩的有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型， TOC值介于2%~6%之间，平均为3.75%；氯仿沥青“A”含量一般为0.20%~1.17%，平均为0.65%；S 1值分布范围为0.51~4.34 mg/g，平均为2.11 mg/g；S 1+S 2值主要分布于4~20 mg/g之间，平均为11 mg/g［1-3，5-6］；氢指数较高，一般为200~400 mg/g，氧指数偏低，一般小于20 mg/g［1，9］，排烃率为42.7%［8］。
1.2 凝灰岩特征
1.3 长7段泥页岩型页岩油勘探意义
长庆油公司经过多年的非常规油气勘探开发实践，认为鄂尔多斯盆地页岩油是指赋存于富有机质页岩层系中的石油，且富含有机质页岩层系烃源岩内粉砂岩、细砂岩单层厚度不大于5 m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%［1，5］。长庆油田按照长7油层组深水沉积中砂岩与泥页岩的配置关系、砂地比及单砂体厚度等地质特征，将页岩油划分为多期砂岩叠置发育型（Ⅰ类）、含砂岩夹层泥页岩型（Ⅱ类）、纯泥页岩型（Ⅲ类）3种类型（图6）。Ⅰ类页岩油储层砂地比大于15%，发育厚度较大的富有机质泥页岩，砂岩发育层段总体上夹于富有机质泥页岩之中［6］；Ⅱ类页岩油为页岩夹薄层砂岩型，砂地比为5%~15%，整体以富有机质暗色泥岩和黑色页岩为主，是油田页岩油水平井风险勘探的主要目标；Ⅲ类页岩油为纯泥页岩，砂地比小于5%。以富有机质暗色泥岩和黑色页岩为主［6］，是盆地内页岩油原位转化攻关的主要目标［17-18］。
2 纯泥页岩型页岩油研究中存在的若干问题及思考
2.1 泥页岩形成机理研究存在的问题及思考
目前，借助泥页岩中的矿物成分、微量元素、生物标志化合物、孢粉等的分析，恢复泥页岩沉积形成的气候、物源、水深及盐度等古沉积环境，进而分析泥页岩沉积的形成沉积环境和动力学过程，以此推理湖相泥页岩的沉积演化过程与形成机理［14，20］。如通过Na/Al值、伊利石/黏土矿物值、孢粉组合的变化等恢复古气候［23］，Th/U值、自生矿物黄铁矿含量等分析古水深［24］，通过Sr/Ba、MgO/Al2O3值等分析湖水的古盐度，但这些指标均是在古沉积环境发生明显变化的情况下才能反映出其差异性，由于泥页岩沉积岩的沉积速率低且发育环境广阔而稳定，依据这些指标恢复出的泥页岩沉积形成的古沉积环境几乎差别不大［25-26］，如图7所示。因此，泥页岩沉积相与其沉积环境要素之间响应关系存在明显的不精准、不匹配问题。
造成泥页岩相古环境恢复不精准的主要原因是湖相泥页岩形成及演化过程的复杂性：①泥页岩沉积主要是在湖水明显分层的条件下形成的，其形成受气候、盐度、水体深度、藻类、物源等诸多要素的控制，且其具有明显的季节性特征，并且对周围的环境和气候的敏感程度很高，因此，湖相泥页岩原始沉积阶段受控要素多而复杂，很难将各种古沉积环境要素与泥页岩中各种矿物、元素及有机化合物等指标之间建立准确的对应关系［26-28］。②湖相泥页岩在沉积以后的同生期阶段受到季节性湖流、底层湖水中的溶解氧、硫酸盐的还原、有机质的分解、化学成分的迁移等多方面的影响和改造，使其在成分、结构上发生一系列变化，从而使得泥页岩的原始沉积面貌发生了进一步改变而变得复杂［27，29］，进而使得其与沉积环境之间的响应关系进一步模糊化。③湖相泥页岩在地质埋藏过程中发生了复杂的成岩演化，在地质埋藏成岩演化过程中，沉积体在温度、压力及相关地质流体的作用下，其内黏土矿物的反应与转化、方解石的重结晶作用、长石和碳酸盐岩的溶蚀作用，尤其是其内的有机质随着介质条件的变化与地下环境介质发生生物、化学及物理作用，且随着介质条件的变化发生相应的演化，使得富含有机质泥页岩的成岩演化更加复杂化［30-31］，因此，湖相泥页岩在埋藏成岩阶段影响因素众多且物质相互之间转化频繁，目前的理论和技术手段要真正抽丝剥茧地将各种地质因素一一区分开来还存在一定的难度。这也是造成目前始终不能从泥页岩沉积环境的正面角度分析其形成与演化过程的关键所在［20，30，32］。目前，亟需建立起泥页岩与其沉积环境要素之间的精准耦合关系，以便为湖相泥页岩的沉积演化过程与形成机理研究提供理论和技术上的支持。
上述分析表明，湖相泥页岩与砂砾岩等粗粒沉积岩不同，其形成及演化十分复杂，传统碎屑岩沉积研究的方法与技术手段已不能完全满足其实际需求。因此，应加大实验手段的改进和先进仪器的引入，以此提升分析测试手段的精度和准确度，进而为湖相泥页岩的古气候、古水体介质、古沉积环境等的恢复提供可靠的实验分析技术保障。另外，通过现代湖泊的细粒沉积相关基础理论研究可为古代湖盆泥页岩沉积环境和形成机理提供可借鉴的思路和方法［25，30］，利用现代湖泊研究细粒沉积形成机理存在以下3个优点：①现今湖泊细粒纹层的沉积环境随季节性变化更加明显直观，这种明确的沉积环境为确定细粒沉积纹层形成要素提取提供了便利的条件，所以，现代湖泊的沉积环境、水动力、气候、物源等影响细粒沉积与形成的要素可通过观测技术手段直接获得相关参数。这为从正面解剖细粒沉积形成控制要素研究提供了良好的条件，而古代湖泊泥页岩沉积环境只能通过相关技术手段反演。②现今湖泊表层和浅层沉积的纹层处在原始沉积及同生期沉积阶段［33］，而古代湖相纹层均处于中、晚期成岩阶段［25］，因此，相对古代湖相中晚期成岩阶段的纹层，现代湖泊沉积纹层受到地质温度、压力、流体的改造程度小，沉积演化过程相对简单，这种原始和简单细粒沉积纹层更容易刻画和解剖，为纹层特征的研究提供了便利。③由于细粒沉积纹层的形成受季节性影响很大，其矿物、元素、结构具有很强的气候旋回性响应特征，在垂向上具有多序列的旋回特征，这样如果没有精确的、绝对的时间作为纹层沉积演化的对比标尺，极容易造成细粒沉积纹层沉积序列演化对比分析的混淆和混乱，进而造成细粒沉积纹层与其沉积要素之间响应的偏差。目前，通过210Pb法和137Cs法测年，可以准确计算出现代湖泊沉积中细粒沉积纹层的沉积年代［34-35］，这种方法为现代湖泊细粒沉积纹层研究提供了年分辨率或季节性分辨率的分析精度，为细粒沉积纹层研究提供了高精度时间标尺，为精确地建立细粒沉积纹层特征与沉积环境要素之间的耦合关系提供了技术条件。
基于上述3个方面的分析，在研究泥页岩分析测试技术和手段改进的基础上，现代湖泊细粒沉积考察研究是目前解决细粒特征与其沉积环境要素之间精确耦合关系研究的有效途径之一，也是细粒沉积形成机理的关键内容。重建湖泊沉积环境要素与细粒沉积之间的响应关系，可为鄂尔多斯盆地长7段湖相泥页岩沉积环境恢复及其相关基础理论研究提供可借鉴的研究思路和方法。
2.2 凝灰岩的重要性及其研究存在的问题与思考
鄂尔多斯盆地长73亚段底部凝灰岩的测井曲线具有相对低SP、高 GR、高 RT、高AC的特征［36-37］。由于长73亚段底部的凝灰岩层具有明显的测井曲线特征以及区域上的广泛分布，长期以来将其作为地层对比标志层（K1），进行盆地内延长组地层的划分和对比。近些年来，随着长7段烃源岩的评价，尤其是页岩油相关研究的不断深入，逐渐对这套凝灰岩的分布、成因、有机质富集效应做了深入研究和探讨。研究表明，长7期的火山灰降落沉积可在短时间内大面积地覆盖原先的沉积物，从而在一定程度上对有机质起到保护的作用［10］。另外，泥页岩夹层中凝灰岩的P2O5、Fe2O3平均含量分别为0.4%、8%，这为长7期湖水中的生物提供了丰富的P、Fe元素，从而增大水体的营养供给速度，促进底栖生物、藻类等的勃发，提高了初级生产力［1，10，38］。
近些年来，鄂尔多斯盆地长7段凝灰岩在其成因以及对有机质富集作用方面有较为深入的研究和探讨，而忽略了凝灰岩中元素的生烃催化及贡献的探索。元素测试结果显示，长7段凝灰岩中各种微量元素含量与正常值相比，均有一定异常［11］，其中Cu、U、Mo等微量元素呈显著正异常，并且具有高U/Th值特征。另外，长7段整体上凝灰岩薄层十分发育，虽然其整体沉积厚度较薄，无法形成有效的页岩油储层，但其与优质烃源岩“形影相随”，且至始至终参与着泥页岩有机质的沉积富集、成岩演化、生烃成藏过程。一些学者已经关注到烃源岩演化和生烃过程中凝灰物质对其有明显的促进作用［10，39］，同时，认为长7段凝灰岩与优质烃源岩的发育具有良好的对应关系［10］，但是，目前关于凝灰物质对生烃有促进过程仅仅是一种现象的观察和猜测，这种现象背后必定蕴藏着丰富的内涵和复杂的机理。长7段泥页岩除了本身含有较高的有机质外，特殊的生烃环境，亦可能是其生烃潜力大的另一个重要因素，应对这些特殊的因素加以考虑。尚未有实质性的证据来证明凝灰物质如何促进烃源岩的生烃，究竟是哪一类物质或元素是主要贡献者，其催化机理和效应如何？因此，在长7段烃源岩生烃机理相关研究中应该对凝灰物质的生烃催化效应与机理等问题给予更多的关注和研究的投入。
国外从 20 世纪 60 年代开始进行有机烃源岩的模拟生烃实验，最早的模拟实验基本只考虑温度对生烃过程的影响，之后进行的模拟实验考虑了不同有机质类型、温度、压力、时间、催化剂和水介质对产物特征的影响［40-41］，极大地贴近了地质实际地质条件，对揭示烃源岩生烃机理起到了至关重要的推动作用。目前，随着生烃模拟实验的深入，依据研究目的和沉积盆地的实际地质条件、有机质类型与热演化程度，合理选择初始样品、实验体系及介质条件，重视氧化铁、氯化铝和硫化镍、黏土矿物（如蒙脱石、高岭石和伊利石等）和石英、方解石及含铀矿物等的催化作用和生烃贡献［42］，更进一步地模拟了实际地质条件下油气生成的机制和过程，这也是目前生烃热解模拟实验的未来发展方向。
鄂尔多斯盆地长7段沉积的厚层泥页岩为盆地的主力烃源岩，相对国内其他湖相烃源岩，这套泥页岩有着很强的生排烃能力，尤其是长73亚段的黑色页岩的热解生烃潜量（S 1+S 2）主要为30~50 mg/g，最高可达150 mg/g以上，超强生烃能力和排烃作用在陆相盆地中极为罕见［2，5-6］。因此，该盆地长7段泥页岩除了自身有机质含量高之外，一些特殊的生烃条件可能是其具有超强生排烃能力的另一个重要因素，有必要开展符合长7段烃源岩的一系列生烃和排烃模拟实验，为长7段页岩油的生烃和排烃机理和过程提供重要的理论依据。关于鄂尔多斯盆地长7段烃源岩的生烃模拟实验，在基本地质条件基础上，应重点考虑长7段泥页岩特殊的生烃地质条件，尤其是要考虑凝灰岩中富集的一些主、微量元素的催化效应，使实验条件尽量接近其地质实际条件。所以，长7段生烃模拟实验地质条件的基础上，首先，对泥页岩内夹层的凝灰岩层中的各种微量元素Cu 、U 、Mo 等含量进行检测；然后，依据含量进行单元素或多少元素组合的方式进行系列生烃模拟实验；最后，对比实验结果，确定微量元素在长7段泥页岩生烃过程的催化作用和效应，揭示其生烃过程，明确其生烃机理。这样才能更科学地、有效地外推和应用到长7段页岩油资源量的评价方面，更加准确地揭示长7段烃类形成机理、排烃效率以及成藏过程。
3 结论
（1）鄂尔多斯盆地长7段泥页岩型页岩油勘探开发中，在强调开发技术的同时应前瞻性地开展泥页岩沉积过程及形成机理等方面的基础研究，才能更好地为长7段纯泥页岩型页岩油的勘探开发提供重要的理论指导，进而为盆地内页岩油的增储上产提供强有力的地质基础保障。
（2）长7段纯泥页岩型相对砂岩夹层型页岩油的形成机理更为复杂，其泥页岩的沉积演化及形成要素之间的对应关系是揭示该类页岩油机理的地质基础，在改进分析测试技术手段和引进先进仪器的基础上，需注重“将今论古”，重建现代湖泊的沉积环境要素与半深湖—深湖沉积泥页岩之间的响应关系，以此为长7段泥页岩形成机理研究提供可借鉴的思路和方法。
（3）长7段泥页岩夹层中的凝灰岩至始至终伴随着泥页岩的沉积、成岩演化和生烃成藏的全部过程，在长7段凝灰岩特征、成因等研究的基础上，应注重凝灰岩中含量异常元素对泥页岩有机质富集、生烃贡献和效应的相关模拟实验研究，以便更好地为长7段纯泥页型页岩油的勘探开发提供重要的地质参数。
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