0 引言
鄂尔多斯盆地的油气勘探开发已历经50余年，通过不断深化综合地质研究，创新发展了“陆相淡水湖盆页岩油、内陆坳陷湖盆大型三角洲、侏罗系古地貌油藏群、陆相致密砂岩气、奥陶系岩溶古地貌天然气”等5项油气地质理论，同时强化工程技术攻关和生产实践，形成了“黄土塬三维地震勘探、低渗透致密油气层测井识别与评价、低渗—致密储层体积压裂”等3大技术系列［3］，相继探明了陕北、姬塬、陇东、华庆4个10亿吨级大油区和下古生界碳酸盐岩、苏里格、盆地东部3个万亿方大气区。截至2022年底，石油已连续12年年均新增探明储量超3×108 t，累计探明储量68.3×108 t；天然气已连续16年年均新增探明储量超2 000×108 m3，累计探明储量6.86×1012 m3。油气储量的连续快速攀升，支撑了鄂尔多斯盆地产量的快速增长，其中中国石油长庆油田分公司2022年产量跨越6 500×104 t油气当量。
近年来，长庆油田分公司立足新领域，进一步创新发展地质理论，强化配套工程技术攻关，积极开展盆地外围、深层和非常规等类型含油气领域勘探，在盆地中生界延长组纹层型页岩油、长82滩坝型致密油、奥陶系盐下、二叠系太原组灰岩及乌拉力克组页岩气等新领域取得重要发现（图1），展现了盆地良好的勘探前景。
1 新领域勘探进展
1.1 长73纹层型页岩油
长7页岩油勘探始于20世纪70年代，近10年来开始大规模集中勘探。2013—2022年庆城油田建成了国内第一个百万吨整装页岩油示范区，成为国内非常规页岩油规模效益开发的先行者。2019年经过多次论证纹层型页岩油风险目标，优选湖盆中部的CY1井、CY2井开展“水平井+体积压裂” 纹层型页岩油试验攻关，试油均获百吨高产，风险探索展现新苗头。为进一步扩大成果，2022年LY1H风险勘探水平井采用“细分切割+水力喷砂”差异化改造方案，科学制定排采制度，试油获116.8 t/d高产油流，纹层型页岩油新领域获重大突破。
1.1.1 发育多期薄层粉砂岩与泥岩、页岩互层沉积
鄂尔多斯盆地长73亚段湖泛期为静水环境，地处乏氧的还原环境，主要形成富有机质页岩；由于盆地构造运动引发重力流，碎屑以重力流沉积的形式向深湖中部进积，坡脚部位形成夹层型储集体，部分细粒沉积继续滑塌搬运至坡脚末端形成砂泥混杂的纹层型储集体［8］。沉积特征分析表明，低密度浊流控制了韵律型的纹层特征沉积，储集体主要以薄层正粒序和砂泥岩频繁叠置为典型特征。根据米兰科维奇旋回分析，长73亚段沉积期受天文周期、气候变化、地质事件的影响，湖盆中部发育一套具纹层结构的沉积复合体，纹层每米可达上千条，单层厚度一般从毫米级到厘米级变化。通过取心井厘米级精细解剖显示，纹层段为极细砂、粉砂、页岩、泥岩等频繁薄互层复合段，单一砂体的厚度在0.50~1.50 m之间，平均厚度仅为0.97 m［8-9］（图2）。
1.1.2 粉砂岩与中低TOC泥页岩组合构成主要储集体
纹层段岩性主要发育3种组合类型：粉砂岩与中低TOC泥页岩组合、凝灰质纹层组合和高TOC泥页岩纹层组合（图3）。粉砂岩与中低TOC泥页岩组合以极细砂、粉砂、页岩、泥岩为主，单层厚度为1~60 cm，平均累计厚度为15.3 m。凝灰质纹层组合以凝灰岩为主，单层厚度为0.1~5 cm，平均累计厚度为0.6 m。高TOC泥页岩纹层组合以页岩为主，单层厚度为0.5~10 cm。其中粉砂岩与中低TOC泥页岩纹层组合中长英质含量高，可压性好，孔隙半径为2~8 μm，喉道半径为20~150 nm，平均孔隙度为6.11%，渗透率为0.07×10-3 μm2，储集性能好。砂质纹层为纹层型页岩油的主要储集体［10］。二维核磁和原油抽提法定量分析表明，该类纹层组合原油以游离态为主，可动性好，平均含油饱和度为74.6%。井震结合表明，储集体主要分布在斜坡末端，平面上呈多个分隔的透镜状，沿深湖区的长轴方向“成排成带”分布。纹层型储集体与优质烃源岩发育区匹配关系较好，具有源储一体特征［11-17］。纹层甜点纵向多期叠置，横向连片分布，是规模增储的有利目标。
1.1.3 攻关形成多岩性复合立体改造工艺技术
通过岩石力学地应力测试、大型物理模拟和渗吸置换等基础实验研究，初步形成了多岩性复合立体改造的长73纹层型页岩油工艺技术。针对砂泥页岩多岩性互层裂缝纵向穿层难度大的问题，通过岩心观察刻画岩性剖面、水力压裂裂缝扩展物模实验和数值模拟方法，明确了裂缝扩展受岩性变化和层间应力差控制，提出“优先砂层射孔，高黏液（230 mPa·s以上）、适度排量（5~8 m3/min）连续泵注造缝高，低黏液（40 mPa·s以下）大排量（8 m3/min以上）循环泵注造缝长”的压裂思路，解决了人工裂缝起裂困难的问题，提高了纵向改造程度；针对微纳米级孔喉发育、渗吸驱油效率低的问题，自主研发了高温高压可视化渗吸实验装置，揭示了高温高压下存在明显的低压区向高压区渗吸现象，随着渗吸压差不断增大，渗吸效率可提高到54.5%，在此基础上研发了新型纳米变黏滑溜水体系，见油返排率由5.3%下降到4.4%、见油周期缩短50%，较好满足了纳米级孔喉的补能和渗吸需求。LY1H水平井精准分段改造（图4），目前投产12个月，平均日产油10.8 t，累计产油6 593 t。
综合地质研究、老井复查及水平井先导实验攻关进展，2022年先后部署实施的CY1、CY2、LY1H、CY1H等4口风险探井试气均获高产油流，同时2022年有22口直井获工业油流，结合老井产能精细评价，新增预测储量超2×108 t，勘探取得重大突破。
1.2 湖盆中部长82滩坝相致密油
长庆油田在“甩出去，打下去”勘探思路的指导下，1999年完钻的L28井在长82亚段钻遇油层14.2 m，压裂试油获得日产油13.86 t，拉开了长82亚段勘探序幕。但是，长82亚段砂体分布在区域上存在较大的不确定性，应用浅水三角洲沉积理论很难解释其合理性，从而提出了滩坝砂体的概念。滩坝是滨浅湖区常见的砂体，是滩和坝的总称，在其形成过程中主要受波浪和沿岸流控制滩砂，多与湖岸线平行发育，呈席状或较宽的带状。长82亚段滩坝砂体与主物源直接控制的大型河流和三角洲等砂体相比，滩坝砂体的地质成因类型复杂多样，单层厚度横向相变较快，沉积特征及储层物性主控因素存在诸多难点，所以多年来一直困扰着长82亚段石油勘探。
近年来，随着湖盆中部长82亚段勘探取得了较大突破，尤其是在长82亚段发现了高产富集区，再次把该层作为重要的勘探层系。
1.2.1 砂体呈条带状平行于湖岸线大面积展布
鄂尔多斯盆地长82油层是延长组下部新的勘探层系，与长81亚段三角洲水下分流河道沉积不同，受湖浪改造作用，发育平行于湖岸线的滩坝相沉积砂体，局部厚度较大，是盆地中生界新的接替领域。通过模拟实验进一步明确了湖盆底形、水动力和湖浪改造是大面积展布砂体的主控因素［18］。
沉积特征表现为反旋回沉积序列，为水动力骤减、快速卸载沉积的特征，以块状厚层砂体为主（厚度>10 m），底部与泥岩突变接触，沉积构造单一，局部见平行层理；东北底形平缓单一，波浪改造作用相对较弱，顺物源方向砂体连续性较强，主要发育河口坝和远砂坝，是形成东北沉积体系砂体成因的主要沉积微相类型。
1.2.2 油藏呈条带状沿湖岸线分区富集
受湖浪淘洗改造，滩坝砂体泥质含量较低（5.3%），绿泥石膜粒间孔相为最有利成岩相（图7），储层物性较好，孔隙度一般在7.5%~11.0%之间，平均为9.4%，渗透率为（0.21~10.0）×10-3 μm2，平均为1.25×10-3 μm2。从油层纵横向分布可以明显地看出这些有利储集体控制了长82油藏的分布。长82亚段以岩性油藏为主，纵向上多套油层叠置，横向上油藏呈条带状大致平行于湖岸线分区富集，油层厚度大，产量高。因此沿岸分布的河口砂坝是长82亚段石油聚集的有利指向。
近2年通过精细勘探，在鄂尔多斯盆地陇东地区长82油层组获工业油流井47口，其中高产井14口，油层横向展布较为稳定，2022年新增控制储量1.55×108 t，已建产能70×104 t，成为增储上产的重要层系。
1.3 太原组致密灰岩
鄂尔多斯盆地太原组广泛分布一套生物碎屑灰岩沉积，厚度一般在5~30 m之间。20世纪80年代，在针对盆地上古生界碎屑岩的勘探过程中，太原组灰岩钻遇较好的含气显示，经酸化压裂后，ZH4井等在太原组灰岩试气获工业气流，但单井产量较低。随后长期认为太原组灰岩以含生物碎屑泥晶灰岩为主，原生孔隙不发育，储集性能较差，难以大规模聚集成藏［19］。近年来，进一步加大鄂尔多斯盆地新领域勘探力度，基于大量钻探资料复查，发现有700余口探井在太原组灰岩见到明显的含气显示，在此基础上深化太原组灰岩成藏地质特征综合研究，重新认识灰岩储集能力及成藏潜力，攻关致密灰岩测井定量识别与评价新技术，太原组灰岩勘探取得新突破。
1.3.1 发育生屑滩和生物丘2类规模储集体
鄂尔多斯盆地太原组灰岩形成于一套陆表海潮坪环境［20］，通过对大量岩心、铸体薄片观察，证实太原组灰岩发育生屑滩、生物丘有利沉积微相。生屑滩主要位于平均低潮面以下、浪基面以上高能环境，岩性以生屑泥晶灰岩和生屑粉晶灰岩为主，见丰富的生物碎屑，含量一般>25%［图8（a）］，主要为有孔虫类和瓣鳃类，生物碎屑经后期选择性溶蚀作用，形成生屑铸模孔或体腔溶孔［图8（b），图8（c）］，同时泥晶、粉晶方解石之间可形成晶间微孔［图8（d）］，孔隙度一般在0.5%~6.0%之间，平均为2.4%，渗透率为（0.01~1.0）×10-3 μm2，平均为0.25×10-3 μm2；生物丘同样位于平均低潮面以下，浪基面以上，沉积水体略深，岩性主要为微生物藻黏结灰岩，岩心呈灰色、褐灰色［图8（e）］，镜下可见微生物似球粒凝聚、搭建呈不规则格架状，格架间常为方解石半充填，常见残余格架孔［图8（f）］，孔隙度一般在0.5%~5.5%之间，平均为2.2%，渗透率为（0.01~1.0）×10-3 μm2，平均为0.21×10-3 μm2。
图8 鄂尔多斯盆地太原组灰岩储层微观照片（a）有孔虫、腕足、介形虫、苔藓虫发育，单偏光，米115井，2 071.80 m；（b）䗴类生物体腔溶孔，单偏光，ZT1H井，2 484.7 m；（c）发育晶间孔、生屑体腔溶孔J26井，3 073.2 m；（d）晶间微孔，扫描电镜，ZT1H井，2 490.45 m；（e）灰褐色藻黏结灰岩，发育残余格架孔，Y36井，3 035.7 m；（f）藻黏结灰岩，发育藻格架溶孔，单偏光，Y36井，3 035.7 m Fig.8 Microscopic photo of the Taiyuan Formation limestone reservoir in the Ordos Basin |
盆地太原组灰岩生屑滩主要分布于横山—靖边地区，生物丘主要分布于子洲—清涧地区（图9），有利相带分布面积约为1.5×104 km2，为储层的大面积形成奠定了基础。
1.3.2 具有“三明治”式成藏模式
盆地上古生界石炭系—二叠系广泛分布一套煤系烃源岩，太原组灰岩夹在该套煤系烃源岩之间，其中煤层厚8~10 m，局部厚达20~30 m，有机碳含量为70.1%~82.9%，煤系烃源岩普遍进入高过成熟阶段，R O值大于1.5%，生烃强度普遍大于20×108 m3/km2，具有广覆式生烃、大面积供气的特征，同时太原组灰岩也具有一定生烃潜力，有机碳含量一般在0.1%~2.4%之间，平均为0.87%，有机显微组分以壳质组和腐泥组为主，R O值平均为1.8%，属高—过成熟度阶段［21］。因此，鄂尔多斯盆地太原组灰岩具有优越的烃源岩条件，生成的天然气在高的源储压差作用下通过断裂、裂缝或岩性界面的层间缝进入灰岩储层聚集，灰岩气藏含气饱和度一般在68%~79%之间，形成具有典型“三明治”结构的源内气藏（图10）。
1.3.3 形成致密灰岩测井定量识别与评价技术
根据研究区太原组灰岩储层矿物成分、溶孔、裂缝发育特征，综合高精度岩心分析和特殊测井技术的评价成果，将太原组灰岩划分为层状灰岩、块状灰岩、角砾灰岩及泥质灰岩4种岩相类型。其中层状灰岩方解石含量大于75%，物性相对较好，孔隙度较大，孔隙结构好，溶蚀较为发育，成像上低角度裂缝较为发育，常规测井表现为低伽马、高声波时差、低密度、中低电阻率特征，是有利储层发育层段（图11）。
二维核磁共振测井综合利用NMR观测的T 1谱、T 2谱信息，丰富了流体识别的信息。天然气的T 2谱和水的T 2谱分布区间差别不明显，而T 1谱分布区间有一个数量级的差距，利用这一特性能够较好地区分天然气和水。Y130井太原组2 308.3~2 312.8 m井段发育块状灰岩，气层溶蚀发育，核磁孔隙度4.0%，核磁渗透率为3.0×10-3 μm2，核磁T 2谱几何均值为300.0 ms，二维核磁含气特征明显，长T 2（大孔隙）的信号T 1与T 2比值分布在1∶3至1∶10，为含气特征，解释为气层，试气日产气1.16×104 m3/d，与试气结果相符（图12）。
在以上地质认识和技术进步基础上，2021—2022年重新探索太原组灰岩，部署实施的风险井YT1H井、ZT1H井在太原组灰岩试气获超54.9×104 m3/d、12.5×104 m3/d的高产气流，勘探取得重大突破。同时在随后的试采过程中，YT1H井配产4×104 m3/d，压力稳定，稳产效果好。2022年通过勘探一体化实施，在盆地中东部太原组灰岩领域首次提交规模储量超2 000×108 m3，实现了资源向储量的快速转化。
1.4 奥陶系盐下
1.4.1 奥陶系盐下海相烃源岩具备规模生烃能力
鄂尔多斯盆地奥陶系盐下烃源岩岩性以泥质碳酸盐岩为主，其次为泥晶生屑灰岩，有效厚度为20~40 m；沉积环境分析表明这类烃源岩主要形成于贫氧—厌氧环境，沉积水体盐度高，水动力弱，有利于有机质的富集和保存。天然气甲烷碳同位素值介于-45.1‰~-36.4‰之间，甲烷氢同位素值介于-192.1‰~-142.5‰之间，甲烷的碳、氢同位素组成与国内外重要含油气盆地油型气接近，表明奥陶系盐下天然气以油型气为主，证实盐下海相烃源岩的存在；同时该套烃源岩内除常规干酪根，还发育大量分散可溶有机质，生烃潜力好（TOC=0.3%~1.86%）。鄂尔多斯盆地马家沟组马三段、马五下亚段存在明显的碳同位素“负漂”现象，证实有机酸盐的存在，有机酸盐生烃转化率为74%~83%，对生烃具有重要贡献［22，27］。常规烃源岩和有机酸盐共同表明盐下海相烃源岩生烃物质较为丰厚。
1.4.2 发育台内滩、丘白云岩2类储集体
1.4.3 构建了盐下内幕白云岩圈闭成藏新模式
地震、地质结合，明确三大古隆起的分布，受中央古隆起、乌审旗古隆起和盐下低隆三大古隆起的控制，盆地自西向东发育台缘滩、台内滩、台内丘3类白云岩储层。盆地中东部台内滩、台内丘白云岩被上覆连续分布的膏盐岩所封盖，以及东侧致密灰岩的侧向遮挡，且在自生海相烃源岩持续供烃下，可形成大面积分布的自生自储式白云岩岩性气藏（图15）。
1.4.4 形成了致密碳酸盐岩加砂压裂技术
奥陶系盐下马四段储层整体较致密、灰质含量高，前期主要采用酸压工艺，试气产量整体偏低。岩心实验分析表明相同条件下，灰岩的酸岩反应速度是白云岩的3~10倍，大幅缩短了酸液穿透距离，同时，致密灰岩刻蚀程度较高，刻蚀缝面较均匀，裂缝闭合后导流能力较低，综合分析认为酸岩反应速度快、酸压作用距离短、沟通远端难度大是影响单井产量的关键因素。针对盐下储层的酸压低产难题，增产思路由酸压转变为加砂压裂，重点围绕“裂缝扩展规律深化研究、关键材料研发配套、压裂模式精细刻画”3个方面，形成致密碳酸盐岩加砂压裂技术，大幅提升裂缝泄流面积，突破了盐下碳酸盐岩改造工艺技术瓶颈，改造提产效果显著。
2021年在盆地东部神木高家堡地区风险探井MT1井马四段钻遇气层43.4 m，采用前置酸+滑溜水加砂压裂，试气获35.2×104 m3/d的高产气流，同时在盆地中部地区T106井马四段试气获4.02×104 m3/d的工业气流，随后通过开展进一步精细评价，在高家堡地区落实含气面积1 300 km2，新增预测储量2 000×108 m3。奥陶系盐下新领域勘探取得整体突破。
1.5 盆地西部乌拉力克组海相页岩气
1.5.1 发育硅质泥棚有利沉积相带
盆地相：盆地西部不发育，主要发育在大罗山、小罗山以西地区，岩性以浅色泥岩为主，局部发育浊积砂岩。
广海陆棚相：广泛发育于盆地西部地区，岩性以黑色页岩为主，碳酸盐岩含量较低，但明显较盆地相高，碳酸盐岩矿物含量一般不超过25%，局部发育重力流成因的垮塌角砾状灰岩，在空间上呈无规律性分布。同时依据页岩硅质矿物、碳酸盐岩矿物、黏土矿物组分含量，可细分为硅质泥棚、钙质泥棚和混合泥棚3类沉积微相。
硅质泥棚微相以灰黑色硅质页岩为主，硅质矿物含量>50%，水平纹层发育；钙质泥棚微相以浅灰色钙质页岩为主，硅质矿物含量<25%，发育块状层理；混合泥棚微相硅质矿物含量介于硅质泥棚与钙质泥棚之间，岩性以硅质页岩、灰质页岩、黏土质页岩为主，相互层状叠置，呈明暗相间的纹层状。从各微相与页岩有机质丰度的关系来看，硅质泥棚的页岩颜色最深，为黑色，TOC含量整体大于1%，为最有利的沉积微相。台缘斜坡相发育在盆地西部最东侧地区，碳酸盐岩含量较广海陆棚相明显升高，岩性为泥晶灰岩为主，夹角砾状灰岩、黑色页岩。
1.5.2 页岩具有良好的储集性能
通过乌拉力克组页岩硅质含量与TOC、孔隙度关系分析表明，硅质含量与TOC、孔隙发育程度呈正相关关系，即硅质矿物含量越高，TOC值越高，基质孔也更为发育，即硅质页岩为优质页岩。结合乌拉力克组页岩X射线衍射全岩矿物分析，建立各类主要矿物的测井解释模型，对单井页岩主要矿物含量解释，在纵向上，乌拉力克组硅质页岩主要发育在乌拉力克组底部30 m范围内，硅质矿物含量自顶部向底部逐渐增加；平面上，高硅质页岩厚度介于20~40 m之间，呈南北向带状展布，整体呈“西厚东薄”的特征（图19）。
1.5.3 发育一套规模性低丰度海相页岩
鄂尔多斯盆地乌拉力克组页岩TOC值一般介于0.43%~1.52%之间，平均值为0.86%，生烃潜量（S 1＋S 2）平均值为0.11 mg/g，相较于四川盆地龙马溪组页岩有机质丰度明显偏低，为一套低丰度海相页岩。在平面上，南段、北段有机质丰度高，中段有机质丰度低，北段棋盘井—上海庙地区乌拉力克组页岩TOC平均值为1.13%，中段马家滩地区TOC平均值为0.82%，南段银洞子TOC平均值为1.23%。纵向上，优质烃源岩主要分布在乌拉力克组底部30 m范围内，TOC值一般介于0.55%~1.69%之间，平均值为1.06%。
有机质显微组分镜检表明，有机质组分以腐泥组为主，一般超过干酪根组成的80%，次为少量镜质组与惰质组，一般介于5%~20%之间；再次为壳质组，大部分样品含量均极低，仅个别样品含量介于5%~10%之间。因此，干酪根类型以Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根为主，生烃母质以放射虫为主，少量海绵骨针等硅质生物。乌拉力克组页岩镜质体反射率（R O）值介于1.50%~1.90%之间，整体达到了有效生气阶段，但受区域构造活动的影响，北段上海庙地区构造抬升，埋深浅（1 500~2 000 m），R O值介于1.14%~1.48%之间；南段银洞子地区R O值一般介于0.72%~1.25%之间，该区域的银探3井油气兼生，以油为主。通过保压取心证实，页岩含气量为1.47~2.21 m3/t，主要以游离气为主，游离气含量约占65%。
通过油气源分析认为，乌拉力克组页岩气为源内油气藏：①乌拉力克组页岩气及上古生界天然气碳同位素的分析表明，乌拉力克组天然气甲烷碳同位素值介于-40.93‰~-35.89‰之间，较盆地上古生界煤系天然气甲烷碳同位素值（-33.71‰~-31.85‰）偏低。②银探3井乌拉力克组原油甲烷碳同位素值介于-31.85‰~-30.63‰之间，姥植比（Pr/Ph）介于2.16~2.63之间；盆地上古生界凝析油甲烷碳同位素值介于-26.92‰~-24.01‰之间，Pr/Ph值介于2.13~6.11之间；盆地中生界石油甲烷碳同位素值介于-33.06‰~-31.82‰之间，Pr/Ph值介于0.96~1.55之间，差异明显。证实了乌拉力克组油气为自生油气藏，低丰度页岩可以形成规模性工业聚集。
总体来说，相对于四川盆地龙马溪组页岩气，乌拉力克组海相页岩气具有“低丰度、高脆性、富层理”总体特征。
通过不断深化乌拉力克组页岩源储特征研究，进一步明确了优质页岩空间分布规律，为探井突破提供了技术支撑：在L86井、L99井、QT10井试气分别获15.2×104 m3/d、4.24×104 m3/d、10.2×104 m3/d的天然气工业气流（图19），打开了页岩气勘探的新局面。截至目前，乌拉力克组已有6口工业气流井，落实有利含气面积9 000 km2，估算天然气资源量1×1012 m3。
2 潜力分析与发展前景
2.1 勘探潜力分析
根据第四次油气资源评价结果，鄂尔多斯盆地石油资源量为169×108 t，天然气资源量为16.3×1012 m3，长庆探区石油和天然气资源探明率分别为40.4%、42.1%，勘探处于中期阶段，仍具有较好的勘探前景。新领域的突破，将带动鄂尔多斯盆地油气资源潜力及储量的再次攀升，石油预计通过深化中生界延长组长73纹层型页岩油和新层系长82滩坝型致密油成藏认识，加大地震甜点区预测技术攻关，预计可新增石油资源潜力（20~40）×108 t，天然气勘探通过深化盆地奥陶系盐下、太原组致密灰岩和西缘乌拉力克页岩油气等领域成藏地质特征综合研究，优化压裂改造技术，预计可新增天然气资源潜力（2~3）×1012 m3。
2.1.1 长73纹层型页岩油
鄂尔多斯盆地中部长73亚段广泛发育一套粉砂岩、泥岩及页岩组成的沉积复合体，纹层状粉细砂岩纵向上多期叠置，形成了粉细砂岩与中低TOC泥页岩纹层组合的页岩油甜点目标区，目前已在庆阳地区初步落实有利勘探面积5 000 km2，预计储量规模20×108 t。同时长73纹层型页岩油在陕北地区仍广泛分布，下一步需加大纹层型页岩油甜点预测技术攻关，进一步优化复合岩性压裂改造技术，有望建设成百万吨级的页岩油开发示范区。
2.1.2 湖盆中部长82滩坝相致密油
长82亚段在鄂尔多斯盆地中部大面积沉积一套滩坝砂体，储层物性较好，呈条带状沿湖岸线分区聚集成藏，形成连片分布的岩性致密油藏。目前在陇东地区已有47口井获工业气流，预计储量规模4.0×108 t，是长庆油田石油增储上产的重要层系。
2.1.3 太原组致密灰岩
鄂尔多斯盆地太原组灰岩分布广，厚度一般介于5~30 m之间，夹在上古生界主力煤系烃源岩8号煤和5号煤之间，具有典型的“三明治”式结构的源内气藏特征，成藏条件优越。综合沉积相带、储集性能及断裂等成藏条件分析，目前在鄂尔多斯盆地中东部已初步落实有利面积1.5×104 km2，储量规模超5 000×108 m3，成为长庆油田下一步增储上产最现实接替领域。同时该领域的突破也是华北地区在国内首次实现源内致密灰岩气藏勘探的重大突破，可推动华北地区对太原组灰岩领域的重新认识，有望形成天然气勘探的大场面［21］。
2.1.4 奥陶系盐下
奥陶系盐下海相烃源岩具备规模生烃能力，发育台内滩、丘白云岩2类储集体，形成了内幕式白云岩圈闭成藏新模式，具有较好的天然气圈闭成藏条件，勘探潜力大，是天然气勘探重大接替新领域，已初步评价出台内滩、台内丘2个有利目标区，预计有利勘探面积为2.5×104 km2，储量规模超5 000×108 m3。同时在马四段之下的马三段、马二段均发现了含气新苗头，前景好，有望在盆地深层形成新的万亿方战略接替领域。
2.1.5 盆地西部乌拉力克组海相页岩气
盆地西部乌拉力克组发育一套厚层的低丰度黑色页岩，硅质含量高，平面上大面积连片分布，发育晶间孔—裂缝立体储集空间，具有源储一体特征。目前已有6口井获工业气流，初步落实有利含气面积9 000 km2，估算天然气资源量1×1012 m3。下一步将加大页岩气成藏富集规律研究，强化储层压裂改造工艺技术攻关，有望成为勘探的重要接替领域。
2.2 未来发展方向
依据油气源、油气赋存层位及储盖组合等特征，将鄂尔多斯盆地划分为中生界含油气系统、上古生界含气系统、下古生界含气系统3套含油气系统，目前盆地勘探开发主力层段主要分布于3套含气系统中的中—浅层砂岩、白云岩及灰岩储层中，中生界含油气系统的延长组长73页岩型页岩油、上古生界含气系统铝土岩和煤系致密气等含油气新类型及潜在的第4套含油气系统深层中—新元古界等重要领域和目标，勘探展示了很好的苗头，有望成为盆地未来增储上产的重要战略领域。
鄂尔多斯盆地中生界含油气系统延长组长73页岩型页岩油岩性主要为黑色页岩，具有效孔隙空间和一定渗流能力、成熟度适中、有机质丰度高、厚度大、面积广、埋深浅，有利区面积约17 000 km2，初步估算页岩型页岩油总地质资源量约41.86×108 t，有望成为盆地非常规石油勘探的重大战略接替新领域。上古生界含气系统铝土岩气藏是发育在盆地陇东地区太原组底部含铝岩系地层中的一套新类型风化壳气藏［33］，已有多口井获得工业气流，其中L47 井试气获无阻流量67.38×104 m3/d 高产气流，初步预测落实铝土岩含气范围约10 000 km2，估算天然气地质资源量超8 000×108 m；上古生界含气系统煤系地层厚80~160 m，发育11套煤层，其中山西组5号煤层和本溪组8号煤厚度较大、埋深适中，热演化程度高，含气量大，有利于煤岩气富集成藏，2套煤层资源潜力约为17.8×1012 m3，是下一步增储上产重要接替领域。鄂尔多斯盆地中—新元古界分布面积广，厚度巨大，其中长城系发育有效海相烃源层，也普遍发育滨岸相石英砂岩，烃源岩与石英砂岩储层配置，具备形成古老含油气系统的潜力。
3 结论
（1）近年来通过不断深化鄂尔多斯盆地成藏地质特征综合研究，强化技术攻关，加大新区新领域风险勘探力度，在中生界延长组长73纹层型页岩油、长82滩坝型致密油、盆地奥陶系盐下、太原组致密灰岩及盆地西部乌拉力克页岩油气取得重大进展和突破，预计可新增石油资源潜力（20~40）×108 t，新增天然气资源潜力（2~3）×1012 m3。
（2）鄂尔多斯盆地在多个新领域取得重大突破的同时，超前部署，积极探索盆地延长组长73页岩型页岩油、太原组铝土岩、煤系致密气新类型及中新元古界深层等重要领域和目标，开展地质工艺一体化联合攻关，已展示了良好的苗头，有望成为长庆油田增储上产的重要接替领域。
（3）鄂尔多斯盆地新区新领域勘探目前仍面临诸多挑战，下一步长庆油田将继续深化新领域地质综合研究，强化关键配套工程技术攻关，加快资源向储量和产量的转化，巩固长庆油田作为我国第一大油气生产基地地位，为保障国家能源资源安全做出贡献。
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