0 引言
沉积坡折带为长7段湖盆中心半深湖—深湖区重力流砂体的发育提供了地形条件，频繁的重力流事件沉积的粉—细砂岩夹层与半深湖—深湖富有机质泥页岩频繁互层，为庆城油田夹层型页岩油源内富集提供了地质基础［7-8］。沉积坡折带不仅控制了长7段砂体的平面分布，也控制着砂体的叠置关系及物性［9-12］；长7段主要发育暗色泥岩和黑色页岩2类烃源岩，2类烃源岩在平面展布、厚度、有机质丰度、有机质成熟度及生烃动力学特征及生排烃强度方面存在明显的差异［13-19］；不同叠置关系及物性的重力流砂体与不同品质的烃源岩空间匹配导致庆城油田夹层型页岩油区域上原油富集程度、原油密度及黏度、流体性质及单井产能主控因素差异明显。先前二维地震资料品质较差，难以满足精细地震地层对比的需要，对长7段沉积期湖盆古地形的研究主要通过印模法［7-20］，明确了坡折带是控制“满盆砂”的主要原因。随着井控程度的增加，印模法恢复的鄂尔多斯盆地长7段沉积期西南坡折带也由单一坡折带向多级坡折带转变［20］。黄土塬三维地震突破及覆盖实现了长7段古地貌的精细刻画，明确了陇东地区湖盆底形呈现出“三级陡坡带+三级缓坡带”的分布规律［5］。多级坡折带与成烃差异对夹层型页岩油区域差异富集控制明显，本文研究以地震、试油、试采、地球化学及储层物性分析资料为基础，剖析多级坡折带与成烃耦合对庆城油田夹层型页岩油差异富集的影响，并根据差异对庆城油田进行了地质分区，以期为明确不同地质区块单井产量主控因素及制定针对性的水平井焖—排—采制度提供依据。
1 地质概况
受印支运动的影响，晚三叠世形成了东部宽缓、西部陡窄的不对称的鄂尔多斯大型宽缓内陆坳陷湖盆，形成了“面广水深”的沉积格局，沉积了一套厚度大于1 000 m的河流湖泊相碎屑岩，自上而下依次划分为延长组1段—10段（长1段—长10段）。长7段沉积期为鄂尔多斯盆地中生界湖盆发育鼎盛期，半深湖—深湖区面积达6.5×104 km2，该阶段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的沉积奠定了物质基础，盆内发育一套以富有机质黑色页岩和暗色泥岩为主、厚度大于100 ｍ的富有机质生油岩系［22-26］。长7段自上而下细分为长71亚段、长72 亚段和长73亚段，其中长71亚段、长72亚段重力流砂体发育，且垂向上与烃源岩互层共生，油气近源高压充注促使重力流砂岩薄夹层的含油饱和度高，为庆城油田页岩油规模效益开发的主要目标；长73亚段沉积期为最大湖泛期，以泥页岩为主，局部发育粉砂岩薄夹层，长73亚段黑色页岩的面积达4.3×104 km2，最大累计厚度可达50 m，平均累计厚度为13.9 m；暗色泥岩的面积达6.2×104 km2，最大累计厚度达40 m，平均累计厚度为11.3 m；长73亚段是纹层型页岩油规模勘探和页岩型页岩油风险勘探的主要目标［27-28］。
2 多级坡折带控制了储层的展布及储集能力
2.1 坡折带特征
长期以来认为鄂尔多斯盆地三叠系延长期湖盆演化具有“整体升降、平起平落”的特征，地层对比普遍依据测井标志层及沉积旋回按照“加积—近等厚”的方式划分［8］，三维地震的覆盖明确了陇东地区延长组地层结构样式为典型的“进积—不等厚”式［5］，盆地西南向湖盆中心顺物源方向上发育明显的前积地震反射（图2）；长7段沉积期为最大湖泛期，前积反射在长7段发育不明显，但长7段上覆地层前积地震反射的存在揭示长7段沉积期湖盆古地形并不平坦。三维地震古地貌分析结果表明长7段沉积期湖盆古地形由盆地西南缘向湖盆中心发育三级陡坡带及三级缓坡带［图3（a）］。陡坡带砂地比小，砂体横向连续性差，其中第一陡坡带主要发育限制性水道沉积，砂体呈顺物源方向的条带状展布；缓坡带砂地比高，砂体横向连续性好［图3（b）］。长7段沉积后，湖平面开始下降，陆源碎屑输入不断加强，随着进积作用的不断增强，坡折带继承性的向湖盆中心迁移，促进了长7段以上延长组地层前积地震反射的发育（图2）。长7期湖盆由西北向东南湖盆范围不断扩大，呈现典型的“喇叭状”，因此陡坡带和缓坡带宽度向西北方向逐渐减小［图3（b）］。1级陡坡带靠近西南物源，平面展布范围广，宽度变化大，最宽超过60 km，最窄处不到15 km；2级和3级陡坡带宽度相对较均匀，主要在3~6 km之间，相对比较陡窄。1级缓坡带在东南庆城—合水一线宽度为15 km，向西北方向马岭—环县一线宽度逐渐减小，主要在6 km左右；2级缓坡带西北—东南方向较窄（4~10 km）、中间悦乐地区较宽（15~20 km）；3级缓坡带分布在盆地东北方向，由于三维地震的未覆盖展布宽度未知［图3（b）］。
2.2 坡折带对砂体展布的控制
图4 鄂尔多斯盆地长7段砂岩重力流沉积构造（a）砂质碎屑流成因块状砂岩，长7段，1 905.3 m，B76井；（b）砂岩中的重荷模，长7段，1 714.3 m，B75井；（c）火焰状构造，长7段，1 808.3 m，Z214井，（d）砂岩中的变形层理，长7段，1 812.6 m，X268井；（e）砂岩中的泥质撕裂屑，长7段，1 731.5 m，Z214井；（f）鲍马序列A、E段，长7段，1 583.1 m，L70井；（g）滑动面，长7段，1 246.5 m，Z75井 Fig.4 Sedimentary structures of gravity-flow sandstones of Chang 7 Member in the Ordos Basin |
陡坡带以侵蚀性“过路”型水道为主，砂体横向连续性差，厚度小（主体为2~5 m）［图5（a）］，主要呈现顺物源分布的条带状，以1级陡坡带最为明显［图3（b）］，2、3级陡坡带宽度窄，局部出现相对孤立分布的厚度较大的滑塌砂体［图6（a）］。缓坡带是重力流砂体主要沉积区，砂体叠置厚度大（主体为5~10 m），呈北西—南东走向条带状，试油普遍高产，是夹层型页岩油效益建产的主要目标带。长7段连井剖面显示1级缓坡带单砂体厚度大、泥岩隔夹层发育较少，横向发育不稳定［图5（b）］，2级缓坡带单砂体厚度薄、泥岩隔夹层发育频繁，横向砂体发育较稳定［图5（c）］。缓坡带砂体由于势能卸载主要呈现“朵叶状”展布［图6（b）］。缓坡带砂体展布主要受控于物源供给强弱的影响，越靠近物源，砂体厚度越厚；沉积水槽模拟显示由靠近物源的1级缓坡带向湖盆中心2级缓坡带演化，单砂体厚度逐渐减小，泥岩隔夹层发育频率逐渐增高（图7）。多级陡坡带的存在为半深湖—深湖重力流砂体展布提供了地形条件，是湖盆深水区满盆含砂的主要原因，多期重力流成因砂体在缓坡带沉积，与半深湖—深湖富有机质泥页岩纵向薄互层叠加构成了庆城油田主要地质甜点。
图5 鄂尔多斯盆地不同地形长7段砂体纵向展布剖面Fig.5 Vertical distribution profiles of Chang 7 Member sandbodies in different terrains in the Ordos Basin |
图6 鄂尔多斯盆地长7段砂体形态三维地震切片（a）2级陡坡带典型砂体展布［位置见图3（b）P1］；（b） 1级缓坡带典型砂体展布［位置见图3（b）P2］； Fig.6 3D seismic slices showing sandbody morphology of Chang 7 Member in the Ordos Basin |
2.3 坡折带对储层品质的影响
缓坡带多期砂体叠置，是夹层型页岩油甜点有利富集区［30］。利用薄片资料统计分析砂岩填隙物、孔隙类型、面孔率等参数，1级缓坡区靠近西南物源，砂岩相对较纯，粒度相对较粗，填隙物含量<15%，泥质含量低，粒间孔发育比例高（0.70%），平均孔径大（23.33 μm），有机酸溶蚀作用强，长石溶蚀孔占比高（0.84%），面孔率高（1.95%），平均孔隙度为8.93%，平均渗透率为0.1×10-3 μm2，物性最好；2级缓坡带砂岩粒度相对较细，填隙物含量<15%，粒间孔占比为0.29%，平均孔径为20.56 μm，有机酸溶蚀作用强，长石溶蚀孔占比为0.55%，面孔率为1.07%，平均孔隙度为8.24%，平均渗透率为0.09×10-3 μm2，物性中等；3级缓坡带砂岩粒度最细，填隙物含量>20%，粒间孔占比为0.46%，平均孔径为8.89 μm，有机酸溶蚀作用强，长石溶蚀孔占比为0.64%，面孔率为1.59%，平均孔隙度为7.98%，平均渗透率为0.04×10-3 μm2，物性较差（图8，图9）。总体上越靠近西南物源，储层物性越好。受物源供给强度的影响，单个缓坡带物性由东南向西北逐渐变差，储层非均质性较强。
图8 鄂尔多斯盆地长7段三级缓坡储层品质对比柱状图（a）三级缓坡带砂岩粒度对比；（b）三级缓坡带砂岩填隙物及杂基占比；（c）三级缓坡带砂岩物性对比； （d）三级缓坡带砂岩孔隙类型及占比；（e）三级缓坡带砂岩面孔率对比；（f）三级缓坡带砂岩平均孔径对比 Fig.8 Comparison histogram of reservoir quality for the three levels of gentle slope reservoirs in the Chang 7 Member of the Ordos Basin |
3 烃源岩品质对储层含油性的影响
3.1 烃源岩特征及差异
长7段发育黑色页岩和暗色泥岩2类烃源岩，黑色页岩有机质类型主要为Ⅰ型、Ⅱ1型，有机碳含量平均为13.8%，具有生烃期短、生烃速率较快、总产油率高的特征，主生烃期R O值为0.7%~0.87%，平均生烃强度为249×104 t/km2，排烃强度为193×104 t/km2；暗色泥岩有机质以水生藻类和陆源输入高等植物混合为主，类型主要为Ⅱ1型、Ⅱ2型，有机碳含量平均为3.8%，具有生烃持续时间长、生烃速率慢、总产油率相对较低的特性，主生烃期R O值为1.06%~1.72%，平均生烃强度为48×104 t/km2，平均排烃强度为20×104 t/km2［13-15，19］。黑色页岩的生排烃强度是暗色泥岩的5~9倍［19］，庆城油田探明储量区R O值主要介于0.6%~1.0%之间，大部分区域黑色页岩普遍达到生烃高峰期，黑色页岩是长7段夹层型页岩油的主要供烃源岩，生成的烃类物质向有机质含量低的长71+2亚段砂岩夹层运移，受地质色层效应影响产生组分分馏，形成了低密度、中—低黏度和低凝固点的轻质油甜点［31-35］。
3.2 中低—中高成熟区含油性差异
长7段黑色页岩主要分布在长73亚段，湖盆中部烃源岩有机质成熟度具有北高南低的特征（图10）。根据主生烃期将R O为0.8%作为长7段中低成熟度、中高成熟度的界限［14，18］，也是判断长71+2亚段夹层型页岩油自供烃能力强弱的重要依据。中高成熟度区主力烃源岩达到生烃高峰，供烃能力强，普遍具有高气油比特征（>100 m3/t），水平井原油轻质组分多，黏度和密度小；中低成熟度区主力烃源岩普遍未达到生烃高峰，供烃能力相对弱，普遍具有低气油比特征（<100 m3/t），原油重质组分多、黏度和密度大（图11）。探评井试油结果显示中高成熟区是高产井的主要分布区，试油普遍为纯工业油流，试油出水井相对较少；中低成熟区试油井普遍油水同出，高产井相对较少，储层整体含油性相对较差（图12）。油藏剖面显示中高成熟区长7段纵向砂岩多为油层，纵向距离烃源岩更远的长6段及长8段也基本没有水层，纵向油气充注程度高［图13（a）］；中低成熟区长7段已经出现水层，纵向距离烃源岩更远的长6段、长8段水层的占比更高，纵向油气充注程度低［图13（b）］。
图11 庆城油田中高成熟区—中低成熟区原油品质对比柱状图（a）庆城油田中高—中低成熟区原油族组分对比；（b）庆城油田中高—中低成熟区原油密度与黏度对比 Fig.11 Comparison histogram of crude oil quality between medium-high and medium-low maturity areas in the Qingcheng Oilfield |
图12 鄂尔多斯盆地长7段黑色页岩与出油井空间匹配图Fig.12 Spatial correlation map between black shales and oil-producing wells in the Chang 7 Member， Ordos Basin |
烃源岩的品质决定了供烃能力的强弱，中高成熟区原油纵向充注程度高，原油性质好，中低成熟区原油纵向充注程度低，原油性质差。烃源岩的品质控制了储层含油性及水平井高产井分布。
4 不同区块页岩油差异富集特征及启示
表1 庆城油田不同单元地质特征Table1 Geological characteristics of different units in the Qingcheng Oilfield |
| 区块 | 平均孔隙度 /% | 平均渗透率 /（10-3μm2） | 主力烃源岩厚度/m | 烃源岩成熟度R O/% | TOC /% | 气油比 /（m3/t） | 地层原油黏度/（mPa·s） | 地层压力系数 | 测井含油饱和度/% | 有利因素 | 不利因素 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ⅰ类区 | 8.8 | 0.12 | 16~28 | 0.8~0.9 中高成熟 | 14~26 | 110~150 | 1.0~1.5 | 0.8~0.9 | 53.5 | 烃源岩成熟度高、 含油性及流体性质好 | 隔夹层发育频繁 |
| Ⅱ类区 | 10.1 | 0.13 | 8~12 | 0.7~0.8 中低成熟 | 10~14 | 90~110 | 1.5~2 | 0.7~0.9 | 50.8 | 砂体叠合厚度大、物性好、距离生烃中心近 | 砂体变化快、烃源岩 成熟度低 |
| Ⅲ类区 | 8.6 | 0.09 | 4~16 | 0.6~0.8 中低成熟 | 10~14 | 90~120 | 1.0~1.5 | 0.8~0.9 | 50.3 | 距离生烃中心近 | 烃源岩成熟度变化大 |
| Ⅳ类区 | 8.3 | 0.09 | 16~28 | 0.8~1.0 中高成熟 | 4~12 | 90~110 | 1.0~2 | 0.45~1.0 | 52.3 | 烃源岩成熟度高、 含油性及流体性质好 | 断裂发育频繁，长6段— 长8段叠合区占比高 |
| Ⅴ类区 | 8.8 | 0.10 | 4~12 | 0.5~0.7 中低成熟 | 2~7 | 50~90 | 1.5~2 | 0.6~0.7 | 46.7 | 砂体叠置厚度大 | 烃源岩成熟度低、 含油性及流体性质差 |
图14 庆城油田长71+2亚段页岩油差异聚集生产单元分布Fig.14 Distribution of production units with differential shale oil accumulation in the Chang 71+2 sub-membersof the Qingcheng Oilfield |
4.1 Ⅰ类区—生烃中心
Ⅰ类区位于湖盆中心1级、2级缓坡区，主力烃源岩厚度最大、有机质丰度及成熟度最高，垂向供烃能力强，是整个庆城油田的生烃中心，含油性及流体性质最好，气油比普遍大于110 m3/t，庆城油田水平井百米油层段初期产油>2 t/d的也主要分布在Ⅰ类区。水平井稳定生产阶段含水普遍在35%以下，日产油普遍在10 t以上，生产效果好（图16）。
4.2 Ⅱ类区—靠近物源及生烃中心
Ⅱ类区位于西南主物源控制的1级缓坡带，砂体叠置厚度大、物性在整个庆城油田最好（图17），但受滑塌砂体高势能的影响砂体厚度变化较快。烃源岩的成熟度普遍小于0.8%，主力烃源岩的厚度及有机质丰度也相较Ⅰ类区低，垂向自供烃能力差，气油比普遍在90~110 m3/t之间，原油黏度也相对较高。Ⅱ类区平面上距离生烃中心近，物性好，因此油气充注程度相对较高，少量井百米油层段初期产油>2 t/d。水平井稳定生产阶段含水普遍在40%左右，平均单井日产油普遍在10 t以上，最高可达15 t，但递减较快（图16）。Ⅱ类区2023年擒获庆城油田首口百吨井，用时242 d累计产油超万吨，其中日产油超百吨27 d，最高日产油106.25 t，创造了长庆油井单井产量新纪录，也是长庆油田有史以来累产超万吨用时最短的采油井。
4.3 Ⅲ类区—靠近生烃中心
Ⅲ类区位于2级缓坡带，有机质成熟度变化大，距离生烃中心较近，气油比普遍在90~120 m3/t之间，油气充注程度相对较高，少量井百米油层段初期产油>2 t/d。主要位于2级缓坡带，与Ⅱ类区相比物性较差。水平井稳定生产阶段含水普遍在30%左右，平均单井日产油普遍在10 t以上，生产效果好（图16）。
4.4 Ⅳ类区—断裂较发育的生烃中心
Ⅳ类区类区紧邻西部物源区，多级坡折之间砂体展布及储层物性差异相对较小。主力烃源岩厚度最大、有机质丰度及成熟度高，垂向自供烃能力强，是庆城油田第2个生烃中心，含油性及流体性质好，气油比普遍在90~110 m3/t之间。由于Ⅳ类区在整个庆城油田断裂最发育，长7段主力烃源岩生成的烃类顺着断裂向长6段、长8段运移，因此该区油层叠合区面积占比高。但受断裂影响长7段保存条件差，地层压力系数差异大，水平井稳定生产阶段含水普遍在50%左右，平均单井日产油普遍在10 t以下，生产效果较差（图16）。
4.5 Ⅴ类区—远离生烃中心
4.6 启示
受多级坡折带及烃源岩品质的综合影响，庆城油田内部夹层型页岩油含油性差异大，5个单元之间的生产效果变化大。主力烃源岩的成熟度、厚度、TOC是控制含油性及流体性质的主要因素，Ⅰ类区、Ⅳ类区是庆城油田2个重要的生烃中心，气油比高，原油品质较好，但受保存条件影响Ⅳ类区生产效果差。多级坡折带控制下的储层物性也是控制水平井生产效果的主要因素，物性最好的Ⅱ类区初期日产油>15 t的井占比达到60%以上。物性对生产效果的影响与烃源岩品质具有密切关系，垂向供烃能力强或靠近生烃中心的区域物性越好生产效果越好（Ⅲ类区），但垂向自供烃能力差或远离生烃中心的区域物性对生产效果的控制不明显，含油性的评价是关键（Ⅴ类区）。Ⅴ类区剩余储量规模较大，受烃源岩品质影响整体具有气油比低、地层能量严重不足及原油黏度大的特点，积极探索补能降黏方式是提高该区单井采收率的关键。
5 结论
（1）鄂尔多斯盆地长7段沉积期湖盆西南发育三级陡坡带及三级缓坡带，多级坡折带的发育为半深湖—深湖区砂体的聚集提供了地形条件，砂体分布受控于多级坡折带，主要分布在缓坡区，大致平行坡折线展布，而不是以前认为的垂直坡折线（湖岸线）分布。重力流砂体与半深湖—深湖富有机质泥页岩在缓坡带纵向薄互层叠加构成了庆城油田夹层型页岩油主要地质甜点。
（2）黑色页岩是庆城油田主力供烃源岩，受烃源岩成熟度、厚度及TOC的综合影响，庆城油田油气充注程度及原油品质区域差异明显。中高成熟区原油纵向充注程度高，原油性质好，试油普遍为高产纯工业油流，中低成熟区原油纵向充注程度低，原油性质差，试油普遍油水同出。
（3）依据多级坡折带与成烃耦合关系将庆城油田分为5个单元，其中Ⅰ类区、Ⅳ类区是庆城油田2个重要的生烃中心，含油性及流体性质好，但受断裂影响Ⅳ类区保存条件差，生产效果较差；Ⅱ类区、Ⅲ类区自身供烃能力差，但靠近生烃中心含油性较好，尤其Ⅱ类区靠近物源储层物性最好，生产效果好；Ⅴ类区远离生烃中心，自身供烃能力差，含油性及流体性质差，补能降黏是该区能否效益开发的关键。
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