Research on evaluation method of movable hydrocarbon resources of shale oil in the Chang 7<sub>3</sub> sub-member in the Ordos Basin

Shixiang LI; Xinping ZHOU; Qiheng GUO; Jianping LIU; Jiangyan LIU; Shutong LI; Bo WANG; Qiqi LÜ

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.005

2021 , Vol. 32 >Issue 12: 1771 - 1784

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.005

Research on evaluation method of movable hydrocarbon resources of shale oil in the Chang 7₃ sub-member in the Ordos Basin

Shixiang LI ^,¹^,² ,
Xinping ZHOU ^,¹^,² ,
Qiheng GUO ¹^,² ,
Jianping LIU ¹^,³ ,
Jiangyan LIU ¹^,² ,
Shutong LI ⁴^,⁵ ,
Bo WANG ¹^,² ,
Qiqi LÜ ⁶

Expand

^1. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields，Xi’an 710018，China
^2. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China
^3. Branch Exploration Department of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China
^4. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China
^5. Key Laboratory of Petroleum Resources，Gansu Province，Lanzhou 730000，China
^6. Geosciences School of Yangtze University，Wuhan 430100，China

Received date: 2021-03-12

Revised date: 2021-06-22

Online published: 2021-12-27

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The National Natural Science Foundation of China(42102170)

the China National Science & Technology Major Project(2017ZX05001002)

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Highlights

A set of fine-grained sediments of organic-rich shale interbedded with thin layer silt and fine grained sandstones developed in the Chang 7₃ sub-member of the Ordos Basin. It has the characteristics of overall hydrocarbon generation and general oil-bearing. It is of great significance to clarify the hydrocarbon content， occurrence state and hydrocarbon components of different types of fine-grained sediments for the potential analysis and sweet spot selection of this type of shale oil resources. This study is based on the systemical core testing and analysis of the Chang 7₃ sub-member of Well CY1， movable hydrocarbon research on four fine-grained sedimentary rock types is carried out， including black shale， dark mudstone， siltstone and fine-grained sandstone， by using multi-granular multi-polar sequential extraction methods， and the movable hydrocarbon resources of shale oil in the Chang 7₃ sub-member is evaluated in the Ordos Basin. The research results show that the hydrocarbon content and its components of different types of fine-grained sediments under different particle size crushing conditions（1 cm³，0.5 cm³，150 mesh） are analyzed by multi-particle multi-polar sequential extraction. The unit extraction amount of hydrocarbon is fine-grained sandstone>black shale>siltstone>dark mudstone. The soluble organic matter extracted by step 1 and step 2 is mainly light-medium components and belongs to movable hydrocarbons. Soluble organic matter extracted by steps 3 and 4 is immobile hydrocarbon. Based on the above test methods， the movable hydrocarbon of black shale， dark mudstone， siltstone and fine sandstone in the Chang 7₃ sub-member are 3.35 mg/g， 1.45 mg/g， 3.28 mg/g and 4.48 mg/g， respectively. The movable hydrocarbon resources of 220 km² shale oil in Cheng 80 well block in the Chang 7₃ sub-member were evaluated. The preliminary evaluation results were （0.37-0.51）×10⁸ t. The distribution area of shale oil in the Chang 7₃ sub-member in the Ordos Basin is about 1.5×10⁴ km². Through analogy analysis， it is estimated that its movable hydrocarbon resources are （25-35）×10⁸ t. This type of shale oil is expected to become a new replacement area for oil exploration in the basin.

Cite this article

Shixiang LI , Xinping ZHOU , Qiheng GUO , Jianping LIU , Jiangyan LIU , Shutong LI , Bo WANG , Qiqi LÜ . Research on evaluation method of movable hydrocarbon resources of shale oil in the Chang 7₃ sub-member in the Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(12) : 1771 -1784 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.005

0 引言

页岩油气革命使油气勘探由“顺源找油”转向“进源找油”，“源岩油气”成为新的系统^［1］。美国页岩革命的成功使其油气自给率大幅度提高，对世界能源格局也产生了深远影响^［2-4］。鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系长期以来主要作为烃源岩进行研究，虽在早期勘探中零星发现了一些油藏，但直井单井试采产量低，无法实现有效动用。2011年以来，长庆油田借鉴国外非常规油气资源勘探开发经验，通过地质理论创新和关键技术攻关，实现了从“单一烃源岩”到“源储一体”地质理论认识的重大转变，攻关形成了以“水平井+体积压裂”为核心的关键系列技术。先后开辟了西233、庄183、宁89等3个先导试验区，取得了良好的效果。经过长期试采评价，稳产形势较好。近年来，通过整体部署，分步实施，实现了页岩油勘探开发的重大突破，发现了储量规模超十亿吨的我国最大的页岩油田——庆城油田，有力支撑了百万吨页岩油开发示范区建设^［5-7］。页岩油已成为我国“进源找油”的主要对象和原油稳产上产的重要资源保障^［8-9］。

页岩油资源潜力评价是加快推进页岩油勘探开发的基础。页岩油主要以吸附态和游离态2种方式赋存，但只有游离油才是天然弹性能量开采方式下页岩油产能的有效贡献者^［10］。为了优选页岩油“甜点区”，资源可动性评价是页岩油富集的重要评价参数^［11］。研究结果表明，页岩油的可动性与有机质成熟度、埋深、物性、微观孔隙结构、岩相、储层压力及原油性质等密切相关^［12-17］，但目前针对页岩油中的可动性评价还未形成统一的方法和标准。JARVIE等^［18］基于北美页岩油勘探开发实践提出了含油饱和度指数OSI［S ₁/（100TOC）］>100 mg/g 的可动性判别指标，但其理论依据还有待明确；李水福等^［19］通过自由烃差值法评价了页岩油的含油性及可动性，但陆相页岩纵向和平面非均质性强，在计算原始生烃量时可能存在误差。不同学者在评价页岩油可动性时的侧重点也不同，张林晔等^［20］从地层能量的角度分析页岩油的可动性，而王文广等^［21］在确定页岩油分级资源量的基础上，结合物质平衡原理确定页岩油的可动资源量。页岩油可动性的评价关键在于不同赋存状态油含量的评价。核磁共振技术在常规储层含油性方面得到了很好的应用，但在页岩储层中应用的有效性还有待进一步验证^［16］；页岩中热解参数S ₁常被视为游离态页岩油，但S ₁并不是游离烃的全部，且含有吸附烃^{［19，22］}；氯仿沥青“A”可以评价页岩中的滞留烃量^［23］，但难以区分游离态与吸附态页岩油，无法表征页岩油的赋存状态。目前多溶剂逐级抽提法和多温阶分段热解法弥补了传统热解和抽提在定量评价页岩体系中不同赋存状态页岩油的不足^{［10，24］}，但主要是粉末（200目）条件下确定出页岩油储层中氯仿沥青“A”的含量及组分，未能揭示不同粉碎条件下烃类释放过程及其机理；主要刻画了300 ℃和600 ℃温度条件下烃类含量及组分，缺乏连续升温过程中烃类释放量及组分的研究。

针对鄂尔多斯盆地长7₃亚段发育多岩石类型储层的地质现状，本文采用多粒级多极性抽提方法，分析了不同粒级（1 cm³、0.5 cm³、150目）条件下含烃量及烃类组分，结合抽提物全烃分析，探讨了不同细粒沉积岩石类型页岩油的可动烃含量，为鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩油新类型勘探提供依据。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是在早元古代结晶基底上发育的多旋回大型叠合盆地，其演化过程主要经历了中晚元古代拗拉谷盆地发育期、古生代稳定克拉通盆地发育期、中生代前陆盆地发育期及新生代周边断陷盆地发育期^［25］。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。

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，并导致西秦岭造山带隆升和鄂尔多斯大型坳陷湖盆的形成^［26］。延长组沉积期间发育了一套以河流—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^［27］。长7段沉积期受强烈的构造影响，盆地发生了南北不均衡、不对称快速拗陷的过程，形成了“南陡北缓”的湖盆基底格局^［28］。长7段沉积时为最大湖泛期，形成了面积达6.5×10⁴km²的半深湖—深湖区，整体沉积了一套以富有机质页岩、暗色泥岩夹薄层粉—细砂岩为主的厚度达110 m的泥页岩层系。根据岩性组合及沉积旋回，长7段自下而上可分为长7₃、长7₂和长7₁共3个亚段。其中，长7₃亚段以富有机质泥页岩为主，单层砂体厚度小于2 m，砂地比小于5%，是风险勘探和原位转化攻关试验的主要目标。长7₁亚段、长7₂亚段主要为富有机质泥页岩夹多期薄层粉—细砂岩，单层砂体厚度平均为3.5 m，砂地比平均为17.8%，平均孔隙度为8.3%、渗透率为0.08×10^-3μm²，是目前勘探开发的主力层段。

2 长7₃亚段页岩油基本特征

鄂尔多斯盆地长7₃亚段主要发育黑色页岩、暗色泥岩、粉砂岩、细砂岩、凝灰岩5种岩性，具有整体生烃、普遍含油的特点。

泥页岩烃源岩品质好，有机质类型主要为Ⅰ型、Ⅱ₁型和Ⅱ₂型，R _O值分布在0.7%~1.1%之间，T _max平均值达到447 ℃，目前正处于生油高峰期。其中，黑色页岩TOC平均值为13.8%，氯仿沥青“A”平均值为0.78%，S ₁+S ₂值主要为30~50 mg/g；暗色泥岩TOC平均值为3.74%，氯仿沥青“A”平均值为0.65%，S ₁+S ₂值主要为4~20 mg/g。泥页岩的岩矿组分以长英质为主，脆性矿物含量较高，有利于压裂改造。其中，石英平均含量为25.9%，长石平均含量为11.5%，黄铁矿平均含量为9%，碳酸盐矿物平均含量为3.9%；黏土矿物含量相对较低，主要为伊/蒙混层，平均含量为33.5%。储集空间以黏土矿物晶间孔为主，发育少量的粒间孔，主要为纳米级孔隙，孔隙半径为20~120 nm；孔隙度约为2%，渗透率小于0.01×10^-3μm²。泥页岩现场取心可见含油显示，现场浸水及密封含气量检测显示其含油气性较好，解吸气含量约为1~3 m³/t。针对泥页岩段试油，13口井获工业油流，原油性质较好，以轻质油为主。

除黑色页岩、暗色泥岩外，有机质含量高的泥质粉砂岩、砂岩也具有一定的生烃能力，TOC含量一般大于2%，氯仿沥青“A”含量为0.05%~0.2%，S ₁+S ₂值主要为2~10 mg/g。细砂岩、粉砂岩是目前长7₃亚段中高成熟度页岩油风险勘探的“甜点”目标，单层厚度小，一般为0.5~1.5 m；横向变化快，主要分布在10~300 m之间。多期叠置砂体复合连片，具有一定规模。针对CY1井长7₃亚段开展了150个砂岩样品粒度测试密集取样，粒度中值小于0.062 5 mm的样品有103个，0.062 5~0.125 mm的样品有47个，砂质岩储层以粉砂岩为主，其次为细砂岩。细砂岩、粉砂岩的岩矿组分相近，具有高长石、低石英、相对较高黏土矿物的岩矿特征。其中，长石含量较高，平均为47.2%，主要为斜长石；石英含量相对较低，平均为36.8%；黏土矿物含量相对较高，平均为11.0%，主要为绿泥石、伊利石。砂质岩类储层主要发育粒间孔、溶孔等，孔隙半径为1~5 μm，喉道半径10~90 nm。数量众多的微纳米级孔喉提升了砂质岩的储集性能，储层孔隙度为6%~8%，渗透率为（0.01~0.1）×10^-3μm²。含油饱和度较高，主要为70%~90%，原始气油比普遍大于90 m³/t。另外，凝灰岩也具有一定的储集性能，但厚度薄，规模有限，本文不做讨论。

3 粒级多极性抽提实验页岩油评价方法与结果

实验原理：湖相页岩油中可溶有机质可分为游离态、吸附态和互溶态^［29］，不同赋存状态页岩油的赋存空间及分子极性存在差异。因此，可通过不同极性的溶剂组合进行分级抽提，再结合可溶有机质气相色谱分析，进而定量表征页岩油中不同赋存状态的可溶有机质含量^［30-31］。同时，可采用不同破碎程度的岩石来表征不同压裂条件下的页岩油含量^［29］。因此，可通过多粒级多极性抽提萃取的实验模拟方式来定量表征页岩油的可动烃含量。

实验样品：本文实验共选用16个岩心样品（图1），其中暗色泥岩3件（凝灰质泥岩1件），黑色页岩4件，粉砂岩4件（含方解石脉粉砂岩1件），细砂岩5件，其具体深度与岩心照片见图1。在本文所选样品中，有机质丰度（TOC）最小值为0.45%，最大值为23.09%，平均值为5.44%（图2）；主要矿物为石英（平均值为36.0%）、长石（平均值为28.65%）、方解石（平均值为1.20%）、黏土矿物（平均值为20.32%）及黄铁矿（平均值为9.14%）（图3）。

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图1 多粒级多极性抽提样品深度位置与岩心照片

Fig.1 Sample depth information of multi-granularity and multi-polar extraction

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**图2 CY1井实验样品TOC百分含量柱状图**

Fig.2 TOC content of experimental samples from Well CY1

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图3 CY1井实验样品矿物相对含量柱状图

Fig.3 Relative mineral content of experimental samples from Well CY1

实验流程：新鲜岩心样品经过表面清洗后各切割成边长约为1 cm的立方体备用。样品抽提使用不同溶剂组合逐次抽提方法，包括2种不同极性溶剂系统：弱极性溶剂组合为二氯甲烷/甲醇（体积比93∶7）；强极性溶剂组合为四氢呋喃/丙酮/甲醇（体积比50∶25∶25），溶剂用量比例见表1。为避免抽提过程中温度过高导致的轻质烃散失问题^［32-33］，全烃色谱分析，均采用室温下超声波冷抽提方式。再结合可溶有机质烃组分碳数、峰形变化等，明确其赋存状态。实验分为4步，具体实验条件见表1，实验步骤见图4，并对步骤1—步骤4收集的首次、末次抽提物开展。

表1 多粒级多极性抽提模拟实验条件及结果

Table 1 Multi-granularity and multi-polarity extraction simulation experimental conditions and results

样品基本信息		实验条件					实验结果
岩性	深度 /m	抽提顺序	样品形式	溶剂系统	溶剂用量 /（mL/g）	抽提方式	抽提次数 /次	单步抽提量 /（mg/g）	抽提率 /%	总抽提次数 /次	抽提总量 /（mg/g）	轻烃恢复量 /（mg/g）	可动烃 /（mg/g）	不可动烃 /（mg/g）
黑色页岩	2 025.02	步骤1	块状1 cm³	二氯甲烷/甲醇（93∶7）	0.4	超声冷抽提	17	1.758 8	35	75	5.038	0.736	3.351 9	2.421 8
		步骤2	块状0.5 cm³				16	0.857 1	17
		步骤3	150目粉末状				26	0.993 5	20
		步骤4	150目粉末状	四氢呋喃/丙酮/甲醇（50∶25∶25）	0.15		16	1.428 3	28
暗色泥岩	2 021.95	步骤1	块状1 cm³	二氯甲烷/甲醇（93∶7）	0.4		9	0.199 8	10	58	2.078	0.303	1.453 5	2.461 2
		步骤2	块状0.5 cm³				9	0.449 8	22
		步骤3	150目粉末状				26	0.979 6	47
		步骤4	150目粉末状	四氢呋喃/丙酮/甲醇（50∶25∶25）	0.15		14	0.449 2	22
粉砂岩	2 051.36	步骤1	块状1 cm³	二氯甲烷/甲醇（93∶7）	0.4		18	1.701 5	48	53	3.549 8	0.518	3.283 1	0.784 1
		步骤2	块状0.5 cm³				14	1.063 6	30
		步骤3	150目粉末状				22	0.358 1	10
		步骤4	150目粉末状	四氢呋喃/丙酮/甲醇（50∶25∶25）	0.15		14	0.426 0	12
细砂岩	2 031.48	步骤1	块状1 cm³	二氯甲烷/甲醇（93∶7）	0.4		14	3.104 2	70	60	4.313 7	0.630	4.483 1	0.597 1
		步骤2	块状0.5 cm³				16	0.748 9	17
		步骤3	150目粉末状				16	0.203 1	4
		步骤4	150目粉末状	四氢呋喃/丙酮/甲醇（50∶25∶25）	0.15		14	0.394 0	9

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图4 多粒度多极性抽提模拟实验流程图

Fig.4 Flow chart of simulation experiment of multi-granularity and multi-polar extraction

实验结果：黑色页岩单步抽提和累计抽提量结果显示［图5（a）］，单位总烃量为5.038 mg/g，抽提次数75次，其中步骤1可溶有机质含量1.758 8 mg/g，占35%；烃组分碳数变化范围从 nC₁₅ 到

n C 32 +

，主峰碳为C₁₈，以较大储集空间的轻质—中质组分为主，随着抽提的进行，峰宽变窄。步骤2可溶有机质含量为0.857 1 mg/g，占17%；仍以轻质—中质组分为主，与步骤1的化合物峰形相似。步骤3可溶有机质含量为0.993 5 mg/g，占20%；溶剂充分接触页岩储集空间表面，溶剂分子渗透到微米级储集空间，为残留吸附的可溶有机质，组分碳数变化范围缩小，初期以中质组分为主，随后逐渐以大分子的非烃、沥青质为主。由于溶剂充分接触页岩储集空间表面，超声波辅助有利于溶剂分子渗透到干酪根分子骨架中，干酪根吸附的可溶有机质（包括部分岩石矿物表面物理吸附的小分子可溶有机质）和包络态流动小分子得以析出，抽提物烃类分子变小，但很快随着小分子可溶有机质含量有限而逐渐被析出，抽提产物最终以重质组分为主。岩石矿物既可以吸附可溶有机质的轻质部分，也可以吸附极性较大的非烃和沥青质大分子，矿物与可溶有机质的轻质部分吸附主要依靠范德华力的物理吸附，吸附力较小，容易被弱极性溶剂解析。步骤4中可溶有机质含量为1.428 3 mg/g，占28%；在强极性溶剂作用下，岩石矿物表面为吸附性较强的重质组分、非烃和沥青质大分子。

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图5 长7₃亚段不同岩性样品单步抽提率和累计抽提比例

Fig.5 Single-step extraction rate and cumulative extraction ratio of different lithologic samples in the Chang 7₃ sub-member

暗色泥岩单步抽提和累计抽提量结果显示［图5（b）］，单位总烃量为2.078 mg/g，抽提次数为58次，其中步骤1可溶有机质含量为0.414 8 mg/g，占21%；可溶有机质烃组分碳数变化范围从nC₁₅到

n C 32 +

，主峰碳为C₁₈，以轻质—中质组分为主。步骤2可溶有机质含量为0.351 7 mg/g，占17%；仍以轻质—中质组分为主，与步骤1的化合物峰形相似。步骤3可溶有机质含量为0.759 1 mg/g，占38%；溶剂充分接触泥岩储集空间表面，初期以中质组分为主，随后逐渐以大分子的非烃、沥青质为主。步骤4可溶有机质含量为0.49 mg/g，占24%；主要为岩石矿物表面吸附性较强的重质组分、非烃和沥青质大分子。

粉砂岩单步抽提和累计抽提量结果显示［图5（c）］，单位总烃量为3.549 8 mg/g，抽提次数为53次，其中步骤1可溶有机质含量为1.701 5 mg/g，占48%；可溶有机质烃组分碳数变化范围从nC₁₅到

n C 32 +

，主峰碳为C₁₈、C₁₉，以轻质—中质组分为主。步骤2可溶有机质含量为1.063 6 mg/g，占30%；仍以轻质—中质组分为主，与步骤1的化合物峰形相似。步骤3可溶有机质含量为0.358 1 mg/g，占10%；溶剂充分接触储集空间表面，初期以轻质组分为主，主峰碳为C₂₁，随后逐渐以大分子有机质为主。步骤4可溶有机质含量为0.426 0 mg/g，占12%；在强极性溶剂的作用下，岩石矿物表面吸附性较强的重质组分、非烃和沥青质大分子。

细砂岩单步抽提和累计抽提量结果显示［图5（d）］，单位总烃量为4.313 7 mg/g，抽提次数60次，其中步骤1可溶有机质含量为3.104 2 mg/g，占70%；可溶有机质烃组分碳数变化范围从 nC₁₅到

n C 32 +

，主峰碳为C₂₀，可溶有机质相对偏重，以轻质—中质组分为主。步骤2可溶有机质含量为0.748 9 mg/g，占17%；可溶有机质仍以轻质—中质组分为主，与步骤1的化合物峰形相似。步骤3可溶有机质含量为0.203 1 mg/g，占4%；初期以中质组分为主，随后逐渐以大分子的非烃、沥青为主。步骤4可溶有机质烃含量为0.394 0 mg/g，占9%；主要为重质组分、非烃和沥青质大分子，且随着抽提次数的增加，烃类基本完全抽提出来。

通过实验步骤来看（图6—图9），步骤1：可溶有机质烃组分碳数变化范围从nC₁₅到

n C 32 +

，主峰碳数较小，主峰碳为C_18-20；不同岩性的第一步抽提烃的峰宽从开始至结束变窄，说明随着抽提次数的增加，烃类类型逐渐减少；页岩、泥岩和粉砂岩峰形基本相似，而细砂岩最后峰形宽度基本没有变化，可能与其孔喉较大有关。步骤2：随着岩石破碎程度的增大，溶剂接触面增大，可溶有机质仍以轻质—中质组分为主；抽提物从开始至结束峰形变窄，说明随着抽提次数的增加，烃类类型逐渐减少；细砂岩烃的主峰碳相对较高，可能与其孔喉大、轻烃损失有关。步骤1、步骤2可溶有机质为可动烃。步骤3：150目溶剂充分接触页岩储集空间表面，初期主要以中质烃类为主，随着抽提次数的增多，则以大分子的非烃、沥青质为主。步骤4：在强极性溶剂的作用下，岩石矿物表面为吸附性较强的重质组分、非烃和沥青质大分子。粉砂岩、细砂岩随着抽提次数的增加，烃类基本完全抽提出来。步骤3、步骤4可溶有机质为吸附烃。由于岩样实验过程中无法避免的轻烃损失使实验过程中岩样抽提原油量减少，影响实验后续不同赋存状态原油含量计算，因此需要进行轻烃校正。

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图6 CY1井2 021.95 m井段长7₃亚段暗色泥岩分步抽提物全烃色谱对比

Fig.6 Comparison of total hydrocarbon chromatograms of step-by-step extracts from dark mudstone of Chang 7₃ sub-member in 2 021.95 m of Well CY1

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图7 CY1井2 025.02 m井段长7₃亚段黑色页岩分步抽提物全烃色谱对比

Fig.7 Comparison of total hydrocarbon chromatograms of step-by-step extracts from black shale of Chang 7₃ sub-member in 2 025.02 m of Well CY1

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图8 CY1井2 031.48 m井段长7₃亚段细砂岩分步抽提物全烃色谱对比

Fig.8 Comparison of total hydrocarbon chromatograms of step-by-step extracts from fine sandstone of Chang 7₃ sub-member in 2 031.48 m of Well CY1

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图9 CY1井2 051.36 m长7₃亚段粉砂岩分步抽提物全烃色谱对比

Fig.9 Comparison of total hydrocarbon chromatograms of step-by-step extracts from siltstone of Chang 7₃ sub-member in 2 051.36 m of Well CY1

实验过程中提取原油碳数范围为

n C 11

—nC₃₆，通过与长7段原油对比分析，碳数nC₇—nC₁₁部分缺失，计算得到轻烃恢复系数为14.6%。

结合多粒级多极性分步抽提以及轻烃恢复校正，明确了不同细粒沉积岩石类型的可动烃量，可动烃量=步骤1抽提量+步骤2抽提量+轻烃恢复量。黑色页岩可动烃量为3.35 mg/g，暗色泥岩可动烃量为1.45 mg/g，粉砂岩可动烃量为3.28 mg/g，细砂岩可动烃量为4.48 mg/g，粉、细砂岩可动烃量占抽提量的90%以上。

4 长7₃亚段页岩油可动烃资源量评估

鄂尔多斯盆地石油勘探整体处于勘探中期，探井数量相对较多，储层资料丰富，可采用体积法估算评价区的可动烃资源量。在城80井区岩性精细识别、刻画的基础上^［34］，结合不同类型细粒沉积岩的可动烃含量，估算了页岩油可动烃资源量。该区面积约220 km²，结合不同岩性分布特征，初步评价其可动烃资源量为（0.37~0.51）×10⁸t（表2）。鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩油有利分布面积约为1.5×10⁴km²，通过与城80井区类比分析，估算盆地长7₃亚段该类型页岩油可动烃资源量为（25~35）×10⁸t。

表2 湖盆中部城80井区长7₃亚段页岩油可动烃资源量

Table 2 Movable hydrocarbon resources of Chang 7₃ sub-member shale oil in Cheng 80 well block in the middle of the lake basin

岩石类型	总体积/（10⁸m³）	岩石密度/（t/m³）	平均可动烃含量/（mg/g³）	页岩油可动烃资源量/（10⁸t）
合计	（0.37~0.51）×10⁸t
黑色页岩	12	2.2	3.35	0.09
暗色泥岩	21	2.4	1.45	0.07
粉砂岩	体积法估算可动烃资源量（0.13~0.18）×10⁸t
细砂岩	体积法估算可动烃资源量（0.08~0.12）×10⁸t

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地长7₃亚段页岩油风险勘探展现出新苗头，具有整体生烃、普遍含油的特征。通过多粒级多极性分步抽提分析了不同类型细粒沉积岩石在不同粒级粉碎条件下的含烃量及其组分，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。其中，黑色页岩可动烃量为3.35 mg/g，暗色泥岩可动烃量为1.45 mg/g，粉砂岩可动烃量为3.28 mg/g，细砂岩可动烃量为4.48 mg/g，粉、细砂岩可动烃量占抽提可溶有机质的90%以上。

（2）基于城80井区长7₃亚段不同类型细粒沉积的精细识别和刻画，估算该类型页岩油可动烃资源量为（0.37~0.51）×10⁸t。通过类比分析，盆地长7₃亚段该类型页岩油可动烃资源量达（25~35）×10⁸t，勘探潜力较大。该类型页岩油勘探如获突破，有望成为盆地新的接替领域，对长庆油田加快增储上产具有重要意义。

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0 引言

1 地质概况

2 长73亚段页岩油基本特征

3 粒级多极性抽提实验页岩油评价方法与结果

图1 多粒级多极性抽提样品深度位置与岩心照片

图2 CY1井实验样品TOC百分含量柱状图

图3 CY1井实验样品矿物相对含量柱状图

表1 多粒级多极性抽提模拟实验条件及结果

图4 多粒度多极性抽提模拟实验流程图

图5 长73亚段不同岩性样品单步抽提率和累计抽提比例

图6 CY1井2 021.95 m井段长73亚段暗色泥岩分步抽提物全烃色谱对比

图7 CY1井2 025.02 m井段长73亚段黑色页岩分步抽提物全烃色谱对比

图8 CY1井2 031.48 m井段长73亚段细砂岩分步抽提物全烃色谱对比

图9 CY1井2 051.36 m长73亚段粉砂岩分步抽提物全烃色谱对比

4 长73亚段页岩油可动烃资源量评估

表2 湖盆中部城80井区长73亚段页岩油可动烃资源量

5 结论

References

2 长7₃亚段页岩油基本特征

**图2 CY1井实验样品TOC百分含量柱状图**

图5 长7₃亚段不同岩性样品单步抽提率和累计抽提比例

图6 CY1井2 021.95 m井段长7₃亚段暗色泥岩分步抽提物全烃色谱对比

图7 CY1井2 025.02 m井段长7₃亚段黑色页岩分步抽提物全烃色谱对比

图8 CY1井2 031.48 m井段长7₃亚段细砂岩分步抽提物全烃色谱对比

图9 CY1井2 051.36 m长7₃亚段粉砂岩分步抽提物全烃色谱对比

4 长7₃亚段页岩油可动烃资源量评估

表2 湖盆中部城80井区长7₃亚段页岩油可动烃资源量