0 引言
美国和加拿大是最早对泥页岩进行工业性开采的国家，开发技术处于世界前列，成果丰硕。近年来，随着中国油气的不断勘探开发，以鄂尔多斯盆地三叠系、渤海湾盆地古近系、四川盆地三叠系—侏罗系、塔里木盆地三叠系—侏罗系、松辽盆地白垩系和准噶尔盆地侏罗系为代表的典型陆相页岩层系已进行攻关试验并获取工业油流，预测可采资源量约为131.8×108 t。中国陆相页岩层系分布面积广、沉积环境复杂、累积厚度大，且陆相沉积体系非均质极强，岩性组合多样，岩相差异较大，从而导致陆相页岩内部纹层发育特征不同、孔隙结构更为复杂。鄂尔多斯盆地长7段于2000年开展纹层型页岩油勘探研究，2010年陆续开展优选直井试验，最终在2口井中获得低产油流［1］。近两年纹层型页岩油勘探取得重大突破，通过对纹层型页岩油复杂岩性的精细解释、甜点区的精准识别等进行研究，在烃源岩段获得工业油流甚至高产油流，2022年和2023年，LY1H井、B76井先后试油分别获得116.8 t/d、107.53 t/d高产油流，研究区QT4、QT33等20余口试验井目前已在试油阶段。鄂尔多斯盆地长7页岩油展现出巨大的发展潜力，能够为我国源内非常规油气勘探开发以及页岩油高效可持续发展提供借鉴［2］。
1 地质概况
2 纹层型页岩油特征
2.1 矿物组成特征
对研究区FY3井、WY1井、YY1井、YY8井及YY22井中的部分岩心共154块样品进行X射线衍射实验，结果表明，研究区长7段页岩矿物组成中以长英质（石英+长石，含量为27.7%~79%，均值为50.75%）和黏土矿物（含量为12%~63%，均值为37.23%）为主，少量碳酸盐矿物（白云石、方解石、菱铁矿，含量为3.2%~27%，均值为9.79%）和黄铁矿（含量为0%~14%，均值为3.74%）（图2）。
2.2 纹层发育特征
水动力较强的环境下多发育粉砂质纹层，该纹层在单偏光下颜色较浅，单层厚度一般小于3 mm，形态特征多为平直状和波纹状［15］。该纹层成分主要包括碎屑颗粒和填隙物，碎屑成分主要为石英、长石和云母；泥质纹层在显微镜下呈深褐色、灰黑色，纹层边界较清晰，单层厚度为0.1~3 mm。该纹层黏土矿物含量较高，可见少量分选性较好的石英以及其他碎屑矿物；富有机质纹层在单偏光下主要为深黑色和深褐色，单层厚度在0.1~5 mm之间，在4类纹层中黄铁矿含量最高，该纹层的连续性较强，边界清晰，多与黏土质矿物形成明显的纹层特征；凝灰质纹层形成于火山强烈活动时期，单偏光下呈白色、浅黄色和黄褐色，内部有机质条带呈断续状分布、有机质碎片呈分散状分布，单层厚度主要介于0.06~0.5 mm之间，矿物组成以黏土矿物和长英质为主（表1）。
表1 纹层类型划分及特征Table 1 Classification and characteristics of laminates |
| 类型 | 粉砂质纹层 | 泥质纹层 | 富有机质纹层 | 凝灰质纹层 |
|---|---|---|---|---|
| 沉积相 | 深湖—半深湖 | |||
| 沉积构造 | 水平层理为主，部分见透镜体结构 | |||
| 纹层厚度/mm | <3 | 0.1~3 | 0.1~5 | 0.06~0.5 |
| 孔径/μm | 0.005 ~1 | | 0.01~0.07 | |
| TOC/% | 0.14~7.42（4.19） | 3.95~6.26（5.7） | 4.94~8.93（7.1） | 5.48~11（8.2） |
| 干酪根类型 | Ⅰ—Ⅱ2型 | |||
| 氯仿沥青“A”/% | 0.3~1.8（0.73） | |||
| 孔隙度/% | 3.2~7.96（6.35） | 1.92~6.47（3.49） | 1.7~4.03（2.92） | 1.39~3.77（2.56） |
| 渗透率/（10-3 μm2） | 0.05~1.15（0.2） | 0.01~0.38（0.08） | 0.01~0.34（0.17） | 0.01~0.15（0.08） |
| 含油饱和度/（mg/g） | 51~150（114） | 52~91（74） | 16~87（49） | 15~51（31） |
|
3 岩相类型及特征
3.1 页岩岩相划分
岩相划分主要考虑不同沉积环境的岩石类型、岩性组合、构造特征及有机质丰度［16-20］。本文采用三端元分类法，以50%为界限将页岩岩相初步划分为硅质页岩相（长英质矿物>50%）、黏土质页岩相（黏土质矿物>50%）和混合页岩相（长英质矿物、黏土质矿物<50%）。由于陆相沉积环境复杂多样，页岩岩性差异较大，非均质较强，还应结合有机质含量加以约束，全区500余块泥页岩样品统计表明，TOC含量分布在3%~6%区间样品最多，占比为74.3%，其次是TOC含量大于6%的占比为15.9%，TOC含量小于3%的占比最少，为9.8%，考虑到同一岩相的纹层组合类型不同，因此在不同层位各个岩相有机质含量差异较大，最终以TOC含量3%和6%为界，将TOC含量小于3%定义为低有机质，TOC含量处于3%~6%之间定义为高有机质，TOC含量大于6%定义为富有机质。基于矿物组成和有机质丰度，结合岩心观察、岩石薄片和TOC含量分析，建立页岩岩相的划分方案（图3），将纹层型页岩划分为低有机质硅质页岩（L-S）、高有机质硅质页岩（H-S）、富有机质硅质页岩（R-S）、高有机质黏土质页岩（H-C）、富有机质黏土质页岩（R-C）、高有机质混合页岩（H-M）及富有机质混合页岩（R-M）（图3）。
3.2 岩相特征及纵向展布
研究区受东北和西南两大物源沉积控制，根据对YY508-FY9剖面岩相分析（图4），可以看出纵向上非均质性较强，横向上具有较好的连通性，邻井之间岩相发育厚度具有一定差异。研究区长7段高有机质硅质页岩相发育占据优势，低有机质硅质页岩相、高有机质黏土质页岩相及高有机质混合页岩相次之，富有机质硅质页岩相、富有机质黏土质页岩相及富有机质混合质页岩相发育较少。
低有机质硅质页岩（L-S）主要发育于长7段中上部的粉砂岩和细砂岩，内部以粉砂质纹层分布为主，见厚层粉砂质纹层和薄层泥质纹层频繁互层。粉砂质纹层平均累计厚度为7.24 mm，泥质纹层平均累计厚度为5.1 mm，纹层形态多为平直型、透镜体型（图5，图6）。该岩相硅质矿物含量在50%~79%之间，平均值为64.1%，黏土矿物含量处于13%~49%之间，平均值为28%，碳酸盐含量处于0~20%之间，平均值为7.9%，TOC含量处于0.14%~2.92%之间，平均值为1.99%。岩心及镜下观察该岩相颜色主要为灰白色，碎屑颗粒以极细砂、细粉砂为主，砂质成分主要为石英、长石和少量岩屑，有机质呈块状、条带状。
富有机质黏土质页岩（R-C）主要发育于长7段中部的油页岩、泥岩和粉砂质泥岩。纹层发育与H-C页岩类似，泥质纹层平均累计厚度为27.34 mm、粉砂质纹层平均累计厚度为8.02 mm、富有机质纹层平均累计厚度为12.47 mm，颜色主要为深灰色、灰黑色和黑色。岩石为泥质结构，碎屑矿物含量较低，零散分布在泥质纹层中，有机质呈团状或条带状分布，纹层形态多为分散型（图5，图6）。该岩相硅质矿物含量在30%~49%之间，平均值为40.67%，黏土矿物含量处于50%~65%之间，平均值为55.12%，碳酸盐矿物含量处于0~18%之间，平均值为4.2%，TOC含量处于6.06%~11.44%，平均值为7.41%。
富有机质混合页岩（R-M）主要发育于长7段中部和下部的凝灰岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩。岩心及镜下观察该岩相主要发育平均累计厚度为14.32 mm的粉砂质纹层、平均累计厚度为12.23 mm的泥质纹层、平均累计厚度为14.57 mm的富有机质纹层，以及平均累计厚度为17.12 mm的凝灰质纹层，颜色呈黑色、灰黑色和黄褐色，纹层界限较为清晰，纹层形态多为分散型、连续型和粒序型（图5，图6）。该岩相硅质矿物含量处于15%~49%之间，平均值为42.84%，黏土矿物含量在31%~49%之间，平均值为43.92%，碳酸盐矿物含量处于3%~54%之间，平均值为10.57%，TOC含量处于6.01%~12.00%之间，平均值为7.84%。
3.3 岩相储集特征
3.3.1 储集空间类型
硅质页岩（L-S、H-S、R-S）孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔和黏土矿物晶间孔为主，其次包含有机质孔和微裂缝。扫描电镜观察表明，该类型页岩内部见石英、长石和黏土矿物相间分布，以残余粒间孔［图7（a）］为主，填隙物中发育黏土矿物晶间孔［图7（b）］，孔隙形态多为线型、多角形或近圆形，孔径在0.005~0.1 μm之间；溶蚀孔主要由长石节理发生溶蚀作用形成［图7（c），图7（d）］，形态多为不规则多边形，孔径变化范围较广，孔径范围在2 nm~2 μm之间；富有机质纹层中主要发育有机孔［图7（e）］，孔隙尺度较小，形态表现为狭缝形和椭圆形，孔径分布范围在20~750 nm之间；受构造应力的影响，纹层中还发育少量微裂缝［图7（f）］，形态弯曲，延伸性好，扫描电镜下微裂缝多顺层发育，能够提高储层的连通性［24］。
图7 延安地区长7段页岩孔隙类型（a）长石、石英中发育粒间孔，YY22井，1 304.5 m；（b）石英、长石发育粒间孔，黏土矿物发育层间孔、缝，YY8井，1 448.9 m；（c）石英发育溶蚀孔，YY1井，1 340.6 m；（d）钠长石、钾长石发育溶蚀孔，YY22井，1 294.1 m；（e）有机质孔隙不甚发育，YY22井，1 283 m；（f）纹层间构造裂缝；（g）伊/蒙混晶间孔；（h）伊利石集合体发育层间孔、缝，WY1井，2 300.2 m；（i）有机孔，YY1井，1 378.5 m；（j）黏土矿物发育粒间孔、层间缝，YY22井，1 314.6 m；（k）黄铁矿晶间孔，WY1井，2 300.2 m；（l）有机质充填黄铁矿晶间孔，YY1井，1 378.5 m；（m）黏土矿物发育晶间孔，YY22井，1 294.1 m；（n）黏土矿物发育层间缝，石英发育粒间孔、缝，YY22井，1 313.2 m；（o）有机质发育有机孔，YY22井，1 304.5 m；（p）有机质收缩缝 Fig.7 Pore types of shale in Chang 7 Member in Yan'an area |
3.3.2 孔隙结构特征
（1）高压压汞法表征孔隙结构。进—退汞曲线表明（图8），低有机质硅质页岩（L-S）退汞曲线下降斜率大，退汞效率低，说明孔喉较细使得汞在其中难以排出。高有机质硅质页岩（H-S）退汞曲线表现为均匀下降和较高的退汞效率，说明样品开放孔的孔喉多为粗孔喉使得汞容易排除、孔隙连通性好。富有机质硅质页岩（R-S）进汞曲线表现为上凸后下凹的特点，在该岩相中可能存在裂缝使得排驱压力较低，退汞曲线均匀下降，说明其物性和孔喉分选性较好，进退汞体积差较大反映样品开放孔多且为粗孔喉，孔隙连通性和孔隙结构好。
高有机质黏土质页岩（H-C）进退汞曲线表现为排驱压力低、最大进汞饱和度大的特征，形态表现为均匀上升和下降的特征，说明其具有较好的物性、孔喉大小分布均匀且存在较多的开放孔使汞充分填充孔隙。富有机质黏土质页岩（R-C）进汞曲线表现为先凸后凹的特征，说明其中可能存在少量裂缝，退汞效率较高说明其分选性较好，孔隙连通性较好，孔隙结构好。
高有机质混合质页岩（L-M）和富有机质混合质页岩（R-M）进退汞曲线均表现为进汞饱和度低、进汞曲线均匀上升，退汞效率低的特征，说明该组合中发育较多孔喉半径较小的细孔使汞难以进入，因此孔隙结构较差，孔隙连通性较差。
（2）氮气吸附法表征孔隙结构。N2吸附—解吸曲线观察结果表明（图8），7种岩相的吸附—解吸曲线整体呈反“S”型，在相对压力（P/P 0）在0~0.8之间曲线缓慢上升，大于0.8后曲线急剧上升。根据De Boer等温线分类，长7段页岩等温吸附—解吸曲线属于IV型、回滞环属于H3型，表明微孔到大孔各个孔径段的孔径均较发育，孔隙类型以平行板状孔、倾斜板状孔和狭缝型孔为主。研究区硅质页岩氮气吸附量总体上大于黏土质页岩和混合页岩，孔隙连通性及孔隙结构较好，且长7段不同岩相页岩以中—大孔为主。其中L-S、H-S、R-S岩相页岩具有较大的微观孔隙体积，孔隙类型以倾斜板状孔为主，连通性较好。H-C、H-M、R-S、R-C、R-M孔隙类型以狭缝型孔和平行板状孔为主。
（3）全孔径分析孔隙结构。孔径大小及分布对分析页岩中流体的赋存状态和流动机制有着关键作用。不同岩相在孔隙结构上具有较大差异（图8）。硅质页岩（L-S、H-S、R-S）孔径分布区间多为50~100 nm的大—超大孔，孔径小于2 nm的微孔发育较少，部分溶蚀孔孔径区间可达100 nm~1 μm。由此可见，该类型页岩中粒间孔大量发育，使得中大孔的贡献率占总孔体积的一半，能够提供充足的储集空间。黏土质页岩（H-C、R-C）以孔径为2~100 nm的中—大孔为主，该类型页岩中孔隙数量多但孔径较小，中孔为孔隙总体积的主要贡献者。混合质页岩（H-M、R-M）孔隙类型较复杂，孔径分布范围较广，主要分布范围为2~100 nm，部分发育有机质收缩缝，贡献部分储集空间。
3.4 优势岩相
含油性、储集和渗流能力、可压性以及纹层类型是划分优势岩相、研究纹层型页岩油富集的关键。JARVIE［25］认为当含油饱和度指数（OSI，S 1/TOC×100）值大于100 mg/g的页岩层系具备页岩油生烃潜力。通过对S 1—TOC分析表明（图9），研究区低有机质硅质页岩（L-S）OSI值分布在58 ~145.57 mg/g之间，均值为114.03 mg/g；高有机质硅质页岩（H-S）OSI值分布在71.34~274.33 mg/g之间，均值为149.73 mg/g；富有机质硅质页岩（R-S）OSI值分布在26.27~245.98 mg/g之间，均值为87.09 mg/g；高有机质黏土质页岩（H-C）OSI值分布在49.94~199.55 mg/g之间，均值为115.44 mg/g；富有机质黏土质页岩（R-C）OSI值分布在39.26~189.98 mg/g之间，均值为78 mg/g；高有机质混合质页岩（H-M）OSI值分布在70.37~160.98 mg/g之间，均值为116.76 mg/g；富有机质混合质页岩（R-M）OSI值分布在27.43~171.86 mg/g之间，均值为97.52 mg/g。以OSI=100 mg/g为页岩油生烃下限，认为L-S、H-S、H-C、H-M页岩具有生烃潜力，R-S、R-C、R-M页岩不具备生烃潜力。其中H-S页岩OSI值远超生烃下限，结合上文分析，认为H-S岩相页岩发育较好的孔隙类型，此外，H-S岩相与其他岩相相比发育较厚的粉砂质纹层，成岩作用较弱从而具有较好的抗压实性，导致其具有较好的储集和渗流能力，可压性较好。根据达西定律储集体物性越好，裂缝萌生和裂缝延伸越容易，页岩储层在压裂开发时能够形成复杂的裂缝网络，从而改善其流动性。
综上，对研究区7类岩相进行综合评价表明H-S岩相为优势岩相，该页岩生烃潜力高，大量游离油赋存于孔径较大的粒间孔和溶蚀孔中，且充足的储集空间使得页岩油在纹层间相互运移，主要表现在生油期间富有机质纹层中生成的大量原油通过超压裂缝排出，从而进入相邻的粉砂质纹层中，导致页岩油在其中大量富集。
4 控制因素
4.1 孔隙结构与矿物成分的关系
研究表明（图10），石英、长石含量与微孔体积表现为负相关性，与中孔、大孔和总孔体积呈正相关［26-28］。说明石英碎屑和长石碎屑发生溶蚀作用产生较多的溶蚀孔和粒间孔，而黏土矿物在升温转化过程中易与长石接触发生溶蚀作用从而增加孔隙体积，因此石英和长石对页岩的中孔和大孔具有正向增孔的作用。其次，石英、长石胶结物多存在于纹层间的孔缝中，使得微孔减少。伊/蒙混层的含量常作为反映黏土矿物转化的标志，与总孔隙之间表现为负相关性，说明随着黏土矿物转化程度加深，发生了减孔现象。伊利石含量对大孔具有正向增孔作用，对页岩微孔、中孔具有先正向增孔后负向减孔作用。表明在生油窗后半段，随着温度和压力的增加，伊/蒙混层中的蒙脱石易转化为伊利石，伊利石发育伊利石层间孔、缝和粒间孔，孔径分布范围较广，因此，伊利石含量增加，孔体积也随之增大。当伊利石含量达到30%，以填隙物或胶结形式充填在孔隙中，使得页岩中微孔和中孔减少。
4.2 孔隙结构与有机质的关系
孔隙发育受有机质生烃作用，TOC含量与微孔体积具有较好的相关性，对页岩油聚集和生产具有重要的影响［29］。选取TOC>3%的样品进行相关性分析，结果表明：TOC与微孔呈正相关，与中孔、大孔和总孔体积之间表现为先负相关后正相关。说明在页岩处于低成熟阶段主要受到成岩作用和生烃作用的影响，沥青和液态油大量充填孔隙，导致孔隙度迅速减小。成熟阶段生成的有机酸对石英、长石等矿物进行溶蚀作用，较强的溶蚀作用使得孔隙度逐渐增加。进入高成熟阶段孔隙受压实作用的影响较弱，固体沥青产生大量的有机孔，使得微孔增加。由此可见，在整个热演化阶段都存在有机孔的发育，微孔体积呈缓慢增加的趋势。
4.3 纹层发育与孔隙的关系
陆相页岩纹层类型多样，非均质性强，结构特征复杂，不同类型纹层在原始沉积环境下具有明显差异［30］，且纹层内部不同矿物的受改造成岩类型能够影响页岩储层的储集性能和渗流能力。研究表明，粉砂质纹层平均孔隙度为6.35%，平均渗透率为0.2×10-3 μm2，纹层内部发育含量较高的石英、长石等刚性碎屑颗粒，支撑性较强，使得孔隙能够在压实过程中更好地保留下来。因此，粉砂质纹层的储集物性和孔隙连通性好，有利于页岩油富集。泥质纹层孔隙度均值为3.94%，渗透率均值为0.08×10-3 μm2，该纹层中黏土矿物含量高，在压实作用下极易变形，从而导致孔径变小，表现为储集物性中等，孔隙连通性较差。富有机质纹层孔隙度均值为2.92%，渗透率均值为0.17×10-3 μm2，有机质决定了该纹层内部的孔隙以沥青质为主的有机质大量生孔，但由于有机孔孔径小，使得该纹层呈现储集物性较差、孔隙连通性较差的特征。凝灰质纹层孔隙度均值为2.56%，渗透率均值为0.08×10-3 μm2，储集物性差，在研究区发育较少且不发育储集性能好的孔隙结构。
5 结论
（1）基于“岩性+TOC+矿物成分”的划分标准，将鄂尔多斯盆地延安地区长7段页岩划分为低有机质硅质页岩（L-S）、高有机质硅质页岩（H-S）、富有机质硅质页岩（R-S）、高有机质黏土质页岩（H-C）、富有机质黏土质页岩（R-C）、高有机质混合质页岩（H-M）和富有机质混合质页岩（R-M）共7种岩相。
（2）鄂尔多斯盆地延安地区长7段不同岩相页岩在发育特征、储集性能和含油性具有明显差异。高有机质硅质页岩（H-S）是研究区优势岩相，主要表现为孔隙类型以粒间孔、溶蚀孔和裂缝为主，孔隙结构和连通性最好，含油饱和度高，具有较大的生烃潜力。
（3）延安地区延长组长7段页岩储集特征主要由矿物组成、有机质含量和纹层发育特征等因素控制。其中粉砂质纹层内部广泛发育的长石、石英等刚性碎屑颗粒，孔径多为中—大孔，孔隙结构好，孔隙连通性好，最有利于页岩油富集。在整个热演化阶段，有机质对页岩微孔的发育有重要控制作用，微孔体积呈缓慢增加的趋势。在不同演化阶段，由于成岩作用的影响，无机孔发育的程度不同，中孔、大孔和总孔体积均呈先减少后增加的趋势。
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