中国陆相湖盆页岩油资源丰富，勘探开发潜力巨大^［1-2］，已成为非常规油气资源勘探开发的热点和现实领域。随着源内石油地质理论与勘探开发关键技术的日趋完善，页岩油将成为保障国家能源安全的重要接替资源^［3-4］。目前普遍认为页岩油是指赋存于富有机质页岩层系（由同沉积形成的页岩、泥岩及相关致密砂岩、碳酸盐岩等组成）内的石油资源^［5-7］。由于中国陆相页岩油形成时普遍构造活动强烈、沉积环境多样，造成其岩石类型复杂、储层非均质性强，形成类型多样的储集层“甜点”^［8-9］。按照页岩层系源储组合特征与“甜点”类型，中国陆相页岩油可划分为夹层型页岩油、混积型页岩油和页岩型页岩油3类，分别以鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）湖盆中部砂岩储层、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组砂质云质储层和松辽盆地青山口组纯页岩储层为代表^［10］。

鄂尔多斯盆地是目前中国最大的油气生产基地，非常规油气资源丰富。延长组长7段泥页岩层系夹多薄层粉细砂岩，具有源储共生、大面积连续分布、油气近源高压充注或原地滞留的特征，勘探潜力巨大。盆地内不同地区长7段各亚段因沉积环境、供烃条件、砂体发育程度的差异，形成多种类型的页岩油资源^［11-17］。长7段页岩油大规模的勘探开发主要集中在近十年^［18-21］，针对湖盆中部长7₁亚段、长7₂亚段发育的重力流砂质储层，在勘探开发实践中探明了10×10⁸ t级的庆城大油田，已实现规模效益开发，建成了百万吨页岩油开发示范区。目前在湖盆周边三角洲前缘夹层型页岩油勘探中新的含油富集区已得到落实，水平井攻关试验提产效果明显；湖盆中部纹层页岩型页岩油水平井组风险勘探在长7₃亚段突破出油关，目前产量稳定^［15］；页理页岩型页岩油风险勘探与原位转化先导试验持续稳步推进^［18-19］。不同类型页岩油的岩石学特征、储集物性、含油性、原油性质以及工程力学性质存在差异，亟需建立适应性的“甜点”评价标准，探索针对性攻关方法和技术。目前重力流夹层型页岩油的“甜点”评价方法已基本形成，但其是否适用于三角洲前缘夹层型页岩油，仍需进一步明确，而页岩型页岩油的“甜点”评价标准还尚未建立，影响鄂尔多斯盆地长7段页岩油的资源评价和储量评估。因此，厘清长7段页岩油的分类，明确长7段多类型页岩油的基本特征，持续探索各类型储集层“甜点”的富集机理、分布规律和主控因素，是实现长7段页岩油全面规模效益开采的基础。本文对鄂尔多斯盆地长7段多类型页岩油的基本特征进行了详细阐述，对比分析了各种类型页岩油沉积成岩特征、储集性能与含油特性，分别讨论了各种类型页岩油的勘探潜力与攻关方向，以期为陆相页岩油勘探开发实践提供借鉴。

鄂尔多斯盆地位于中国东部构造域与西部构造域接合部位，古生代时属于华北盆地的一部分，晚三叠世发生的印支运动使扬子板块向北挤压碰撞华北板块，西秦岭造山带隆升，形成了东北宽缓、西南陡窄的不对称大型内陆坳陷湖盆^［18］。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（图1）。

三叠系延长组是一套内陆河流—三角洲—湖泊相碎屑沉积体系，自上而下依次划分为长1—长10共10段。受盆地构造沉降作用影响，长8期—长7期盆地沉积体系由浅水三角洲相转变为半深湖—深湖相，长7期为湖盆发育鼎盛期，形成了“面广水深”的沉积格局。长7段半深湖—深湖区面积达6.5×10⁴ km²，水深为60~120 m，湖相烃源岩大面积分布，厚度一般为15~40 m，湖盆中部局部地区厚度达60 m，发育富有机质黑色页岩和暗色泥岩，为页岩油规模成藏奠定重要的物质基础。长7段自下而上可细分为长7₃亚段、长7₂亚段和长7₁亚段，主要以半深湖—深湖相沉积为主。长7₃亚段至长7₁亚段沉积时期，湖盆逐渐萎缩，水体深度变浅，物源区碎屑供给能力增强，受重力流、三角洲沉积作用，形成不同类型与规模的砂体，富有机质泥页岩夹薄层粉细砂岩，页岩油储层类型多样，资源富集，勘探潜力巨大。

鄂尔多斯盆地长7段主要发育夹层型页岩油和页岩型页岩油。结合相带分布、岩性组合、源储配置等特征，夹层型页岩油可进一步划分为重力流夹层型页岩油和三角洲前缘夹层型页岩油，页岩型页岩油可分为纹层页岩型页岩油和页理页岩型页岩油（表1）。

4种类型页岩油在平面与剖面上具有一定的分区分带特征。长7₃亚段沉积时为最大湖侵期，富有机质黑色页岩、暗色泥岩大面积、广覆式分布，生排烃条件优越，湖盆中部发育零星分布的重力流砂体，周边发育小规模的三角洲砂体，在湖盆中部深湖相泥页岩沉积区主要发育页岩型页岩油。纹层页岩型页岩油以发育半深湖—深湖相厚层泥页岩夹薄层粉细砂岩为典型特征，砂地比一般介于5%~20%之间，单砂体厚度介于2~4 m之间，夹持于泥页岩中的薄层砂质为“甜点”区带；页理页岩型页岩油以发育半深湖—深湖相黑色页岩、暗色泥岩为主，砂地比一般小于5%，单砂体厚度小于2 m，泥岩、页岩为“甜点”区带。

随着向长7₂亚段和长7₁亚段沉积期发展，重力流和三角洲沉积砂体规模增大，形成大面积复合连片分布，叠合于优质烃源岩之上或夹持于之间，发育夹层型页岩油。在湖盆中部半深湖—深湖相砂质碎屑流沉积区和湖盆东北部三角洲前缘、前三角洲水下分流河道相沉积区分别发育重力流夹层型页岩油和三角洲前缘夹层型页岩油。重力流夹层型页岩油主要发育半深湖—深湖相泥页岩夹多期叠置砂岩，砂地比一般介于20%~30%之间，单砂体厚度小于5 m；三角洲前缘夹层型页岩油主要发育三角洲前缘相泥岩夹厚层砂岩，砂地比一般小于30%，单砂体厚度介于5~10 m之间；夹层型页岩油以薄层砂岩为“甜点”区带。

重力流夹层型页岩油主要分布在湖盆中部长7₁亚段、长7₂亚段，以半深湖—深湖相砂质碎屑流沉积、深水远端浊流沉积为主，发育富有机质泥页岩夹多薄层重力流叠置砂体，单砂体厚度一般小于5 m，分布稳定，横向连续性较好，优质烃源岩与砂质沉积具有很好的配置关系，油气高强度充注。半深湖—深湖相砂质碎屑流沉积主要发育浅灰色、灰色、灰褐色中厚层块状层理［图2（a）］、变形层理细砂岩，与上覆岩层、下伏岩层突变接触部分砂体的上部和底部常见漂浮的泥岩撕裂屑以及长条状的泥质条带，砂岩内部见零散分布的泥岩碎片与泥砾；深水远端浊流沉积以发育深灰色、灰黑色薄层平行层理、砂纹层理粉细砂岩为主，与泥岩一起构成完整或不完整的鲍马序列，表现为砂质透镜体或厚度均一的砂质条带夹于黑色泥岩中，砂岩底部可见较清楚的槽模构造。

砂岩储层岩石类型以灰色、灰褐色细粒岩屑长石粉细砂岩和长石岩屑粉细砂岩为主，沉积物颗粒分选磨圆好［图2（b）］。石英含量介于30%~45%之间，平均含量为40.3%；长石含量介于12%~25%之间，平均含量为19.5%，呈现出高石英、低长石的特征。黏土矿物含量介于10%~15%之间，以伊利石为主；砂岩中岩屑含量占比为23.7%，以变质岩岩屑为主；填隙物以水云母、铁方解石、铁白云石为主，平均含量为16.5%［图2（b）］。

砂岩储层孔隙度主要分布在6%~11%之间，平均值为8.2%［图3（a）］；渗透率介于（0.03~0.50）×10^-3 μm²之间，平均值为0.10×10^-3 μm²［图4（a）］；孔隙半径主要在2~8 μm之间，喉道半径分布在20~150 nm之间，孔隙结构以小孔—微喉型为主，CT测试分析结果显示，小孔隙（2~10 μm）所占孔隙体积最大，多尺度孔隙连续分布，数量众多，具有较大的储集空间，纳米级喉道连通孔隙形成复杂孔喉体系，决定了储层的渗流性能。

砂岩储层主要发育溶蚀孔和粒间孔。强烈的地层压实作用和胶结作用致使原生粒间孔隙大量减少，较细的颗粒、较高的基质含量也不利于粒间孔的发育，刚性矿物的支撑一般形成原生剩余粒间孔隙，呈三角形或多边形，孔隙边缘平直［图2（d）］，孔隙大小一般分布在10~120 μm之间，具有较好的连通性；水云母胶结和晚期碳酸盐矿物胶结作用会显著降低储层物性，直接降低孔隙度和渗透率；长7段溶蚀作用普遍，受有机酸作用影响，长石、岩屑等化学不稳定物质溶蚀可产生大量的溶蚀孔［图2（b）］，溶蚀孔隙边缘不规则，孔隙大小一般分布在20~100 μm之间，次生溶蚀孔隙对该类储层储集空间贡献较大，局部溶蚀强烈时可较大提高储层渗流能力；丝缕状、蜂巢状自生伊利石充填于剩余粒间孔中，致使大量原生孔隙减少，伊利石矿物晶间形成更小的微孔隙喉道，增加流体流动通道的弯曲度［图2（d）］，降低砂岩储层的渗透性，同时使孔隙环境的润湿性更为复杂，对渗流产生影响^［21］。

砂岩储层含油饱和度为70%~90%，地层原始气油比介于70~120 m³/t之间，生产气油比为300 m³/t。储层物性对含油性控制明显，有利生烃背景上的物性“甜点”区是重力流夹层型页岩油的有利富集发育区。原油性质较好，具有高气油比、低密度、低黏度、低凝固点、不含硫的特点，油藏封闭性较好，有利于油气的聚集和保存^［13］。

三角洲前缘夹层型页岩油主要分布在湖盆周边东北沉积体系长7₁亚段和长7₂亚段，发育三角洲前缘水下分流河道、席状砂等砂质储集体，单砂体厚度为5~10 m，叠置厚度较大，横向连续性好，湖盆中部优质烃源岩供烃，侧向运聚成藏，成藏条件较好。水下分流河道沉积中块状—中厚层平行层理、交错层理细砂岩十分发育［图2（e）］，发育平行层理、大型槽状交错层理、浪成波痕构造、冲刷面构造等；三角洲前缘远砂坝、席状砂沉积主要发育中—薄层块状层理粉砂岩，可见植物化石及生物遗迹构造。

砂岩储层主要发育灰色、灰褐色细粒岩屑长石砂岩，以细砂岩为主，泥质含量少，沉积物结构成熟度及成分成熟度较高［图2（f）］。石英含量介于25%~30%之间，平均含量为25.2%；长石含量介于40%~45%之间，平均含量为39.4%，具有高长石、低石英的特征［图2（g）］。黏土矿物含量为13%~17%，平均含量为9%左右，以绿泥石为主；砂岩中岩屑平均含量为20.0%，以变质岩岩屑为主；填隙物以铁方解石、绿泥石、高岭石为主，平均含量为15.4%。

砂岩储层孔隙度主要分布于5%~11%之间，平均值为7.9%［图3（b）］，渗透率主要分布在（0.04~0.18）×10^-3 μm²之间，平均值为0.12×10^-3 μm²［图4（b）］，孔隙结构为小孔细喉型，孔隙半径主要分布在0~12 μm之间，储层分选较好，微米级孔隙与纳米级喉道形成了由多个独立连通孔喉体积构成的复杂孔喉网络。砂岩储层主要发育长石溶孔、粒间孔，另见少量岩屑溶孔与晶间孔等。溶蚀作用是该类砂岩储层最重要的建设性成岩作用，长石溶孔的发育有效改善了储层的储集性能和孔喉连通性，溶孔发育区喉道中值半径大，储层物性好；叶片状或颗粒包膜状绿泥石、书页状或蠕虫状高岭石等黏土矿物通常充填在粒间孔隙中，堵塞孔隙，降低储层的孔渗性能，另一方面，研究认为早期的绿泥石环边胶结作用具有增强砂岩储层抗压实、阻止石英次生加大的作用，起到一部分保护储层孔隙的作用［图2（h）］；另外，储层中发育的铁方解石等碳酸盐胶结物也会较大程度地降低储层的储渗性能。

储层含油饱和度为70%左右，地层原始气油比为67~79 m³/t。原油性质较好，具有低密度、低黏度、低凝固点、不含硫的特点。

纹层页岩型页岩油主要分布在湖盆中部长7₃亚段，长7₃亚段沉积时为湖盆最大湖泛期，主要发育半深湖—深湖亚相砂质碎屑流、低密度浊流、滑动—滑塌、异重流沉积，非均质性强，厚层泥页岩夹多薄层粉细砂岩，砂质储层具有横向变化快、单层厚度薄的特点，单层砂体厚度分布在0.1~3 m之间，平均厚度为0.1~1.5 m。砂质碎屑流沉积发育块状层理、漂浮泥砾的细砂岩，滑动—滑塌沉积发育具有变形构造的细砂岩，细砂岩累计厚度4~8 m，一般呈孤立状分布；低密度浊流沉积发育具有冲刷面、槽模构造的正粒序层理粉砂岩［图2（i）］，异重流沉积发育逆正粒序组合层理粉砂岩，粉砂岩累计厚度分布在3~6 m之间，相对叠置连片发育；砂质岩整体形成一定规模，具有一定的勘探潜力。

砂岩储层主要发育岩屑长石砂岩，粒度整体较细，粒径分布小于0.125 mm，主体小于0.062 5 mm，以粉砂岩为主［图2（j）］。细砂岩中石英平均含量为36.6%，长石平均含量为45.6%，具有“低石英、高长石”的特点，碳酸盐矿物平均含量为5.2%，黏土矿物平均含量为12.7%，以绿泥石为主，碎屑颗粒分选相对较好；粉砂岩具有“高石英、低长石”的特点，石英平均含量为42.3%，长石平均含量为32.6%，碳酸盐矿物平均含量为5.5%，黏土矿物含量较高，平均为18.6%，主要为绿泥石和伊利石，碎屑颗粒分选相对较差，泥质含量高。细砂岩储层长英质矿物含量高，具有更好的可压裂性。

粉细砂岩储层孔隙度分布在4%~8%之间［图3（c）］，渗透率为（0.01~0.1）×10^-3 μm² ［图4（c）］。孔喉结构相对复杂，平均孔隙半径为1~5 μm，喉道半径为10~90 nm，具有“小孔细喉”的特征，微纳米级孔喉数量多，具有一定的储集空间。其中细砂岩储层大孔隙占比高，孔隙度可达10.2%，可动流体饱和度高，具有更好的储层物性（图5）。砂岩储层主要发育微米级溶孔、残余粒间孔和晶间孔等，刚性矿物构成的粒间孔和长石溶孔贡献主要的储集空间［图2（l）］；黏土矿物发育晶间孔，但晶间孔隙十分细小，并且常常胶结充填残余粒间孔隙，对储集性能不利；碳酸盐矿物胶结作用降低储层的孔渗性能。

纹层页岩型页岩油砂质储层受到长7₃亚段高TOC优质烃源岩的近距离高强度持续充注影响，含油饱和度较高，最高可达90%，总体以轻质组分为主；细砂岩中均匀含油，粉砂岩中不均匀含油或裂缝面含油；另外，粉细砂岩气测显示也较高。原始气油比普遍大于90 m³/t。

页理页岩型页岩油主要分布在湖盆中部长7₃亚段［图6（d）］，发育深湖亚相黑色页岩［图2（m）］、暗色泥岩。该类页岩油储层可分为相对高成熟度泥页岩和中低成熟度泥页岩，针对2种类型的泥页岩储层，“甜点”评价标准和开发方式都有所不同。

黑色页岩中石英、长石和黄铁矿含量较高，石英平均含量为30%，长石平均含量为13%，黄铁矿平均含量为21%，黏土矿物平均含量为34%，以伊利石、绿泥石为主；暗色泥岩中石英平均含量为35%，长石平均含量为11%，黄铁矿含量相对较低，平均含量为6%，黏土矿物平均含量为49%，主要为伊利石。泥页岩中粒径为泥级的石英和长石含量较高，达到近40%，较高含量的长英质有利于泥页岩的水力压裂^［23］。

泥页岩孔隙度一般小于2%，渗透率小于0.01×10^-3 μm²占比约为50%。黑色页岩孔隙半径主要为30~100 nm，暗色泥岩孔隙半径主要为40~110 nm。泥页岩储层主要发育晶间孔、晶间孔—粒间孔、粒间孔［图2（p）］，有机质孔较少，发育部分有机质收缩缝。泥页岩中发育大量晶间孔隙，包括黏土矿物、自生石英和草莓状黄铁矿中的晶间孔隙；片状黏土矿物、自生石英和板状长石颗粒的晶间孔—粒间孔也较发育；有机质孔较为少见，有机质孔为高—过成熟页岩生烃的产物，长7段由于泥页岩成熟度中等偏低，处于生油早期—高峰期，有机质孔发育较少；发育部分有机质收缩缝，有机质热演化过程中，因失水、排烃等原因导致有机质体积缩小而形成有机质收缩缝，发育于有机质内部或者与矿物结合边缘，呈弯曲长条状分布；生物格架被矿物充填胶结，中间形成粒内孔；凝灰质中长石晶屑溶蚀普遍，溶蚀孔发育，局部发育碳酸盐胶结作用。

针对中高成熟度泥页岩储层，成熟度选取大于0.9%，石英、长石和黄铁矿等刚性矿物更利于粒间孔隙或晶间孔隙的保存，同时利于压裂开发，黏土矿物晶间孔隙连通性较差，由于游离烃含量与TOC含量关系不明显，而主要受岩石物性控制，因此有机质丰度适中，保存封堵性好，高长英质、低黏土矿物含量泥页岩是有利的“甜点”；另外，基于对长7₃亚段富有机质页岩的初步研究，页岩中纹层发育，主要有长英质纹层、有机质纹层、凝灰质纹层和黏土质纹层4种^［24］，优选纹层状页岩有利岩相也是中高成熟度页岩储层“甜点”优选的重要研究方向。针对中低成熟度泥页岩储层，成熟度选取介于0.5%~0.9%之间，应用原位转化技术对地下有机质进行轻质化转化，TOC含量高、连续厚度大、封闭条件好、无活动水的泥页岩是有利的甜点。

长7段沉积时整体处于温带—亚热带温暖潮湿气候、弱氧化—还原性的淡水沉积环境。火山物质蚀变、深部热液作用提供丰富营养元素，促使生物勃发，形成高生产力；低陆源碎屑补偿促进有机质富集，沉积后的缺氧环境有利于有机质保存，致使有机质丰度高。长7段优质烃源岩发育黑色页岩与暗色泥岩，黑色页岩生油母质类型好，主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型，TOC含量介于6%~26%之间，平均含量为13.81%；暗色泥岩有机质类型主要为Ⅱ₁型和Ⅱ₂型，TOC含量为2%~6%，平均含量为3.75%。除黑色页岩、暗色泥岩外，粉砂质泥岩、泥质砂岩也具有一定的生烃能力，长7段具备整体生烃特征；并且砂岩中富含的有机质改变了储层的润湿性，有利于烃类高效充注。黑色页岩面积达4.3×10⁴ km²，平均厚度为16 m，最厚达60 m；暗色泥岩面积达6.2×10⁴ km²，平均厚度为17 m，最厚达124 m；优质烃源岩产烃率可达500 kg/t_TOC以上，生烃总量约为2 000×10⁸ t，为长7段页岩油规模成藏奠定重要物质基础。

长7段沉积期，受古构造、古地形、古水深的控制，半深湖—深湖环境中砂质碎屑流沉积、浊流沉积、滑动—滑塌沉积、三角洲水下分流河道沉积等多期次发育，形成长7段富有机质泥页岩夹多薄层粉细砂岩的细粒沉积组合。不同地区、不同演化时期沉积了不同类型的砂体：西南陡坡带、湖盆中部等发育重力流沉积，砂体较薄；东北缓坡带以三角洲沉积为主，砂体较厚；长7₃亚段至长7₁亚段沉积时，湖盆演化经历了从鼎盛到逐渐萎缩的过程，湖盆中的砂体从零星分布到形成一定规模，最后形成了大面积复合连片分布。

长7段页岩层系的砂质储集“甜点”含有数量众多的微纳米级孔喉，提升了页岩层系的储集能力。长7段粉细砂岩储层孔喉细小，孔隙半径主要集中在1~8 μm，但微纳米孔隙数量众多，增加了储集空间；喉道较窄，半径一般介于20~120 nm之间，但连通性较好，纳米级喉道连通微纳米级孔隙形成了簇状复杂孔喉体系，储集性能较强。

源内自生自储、生烃增压持续充注形成了长7段页岩油储集层高含油饱和度的特征。页岩油成藏经历快速成藏期和持续高压充注期2个阶段：快速成藏期优先充注较大孔隙，储层中含油饱和度呈快速增长；持续高压充注期充注大量微小孔隙，含油饱和度缓慢增长，最终高达70%以上。长7段细粒沉积整体含油，分布于厚层富有机质泥页岩中的细粒粉细砂岩普遍含油，构成了目前长7段页岩油主要的含油富集“甜点”，泥页岩见含油显示。

以“甜点”勘探为核心，基于基础地质、实验、测井、地震、钻井、压裂等技术的源内多尺度精细表征和评价预测地质工程一体化勘探关键技术系列已初步建立。

黄土山地三维地震技术引入高清影像航拍技术提升采集精度，推广“三高”处理技术提升资料品质，创新单砂体厚度、烃源岩品质、含油性、储层脆性等多信息融合页岩油甜点预测技术及分频相移水平井轨迹导向技术，指导提升砂岩储层油层钻遇率。

建立以微纳米孔隙评价为核心的非常规测井采集模式，形成“三品质”测井精细评价技术，有效支撑夹层型页岩油“甜点”优选。创新形成M-N岩性识别技术、多矿物模型等岩性识别方法，有效识别出纹层型页岩油“甜点”。

持续开展三维剖面优化设计、长水平井井身结构优化、强化抑制复合盐防塌钻井液体系优选、强化钻井参数等钻完井技术，单平台应用井数从8口提升至22口；同时降低实钻摩阻扭矩，使平均钻井速度提高20%，钻井周期从29 d下降至18.4 d。

水平井压裂技术由早期分段压裂向分段多簇压裂，再向细分切割体积压裂转变，形成了以“细分切割提高缝控程度、超前蓄能提高地层能量、渗吸驱油提高采出程度”为特色的体积压裂技术体系。

重力流夹层型页岩油位于湖盆生烃中心，有利面积约为7 000 km²，基于近十年的地质理论研究与关键技术攻关，长庆油田持续加大勘探开发力度，整体部署，在2019年发现了储量规模10×10⁸ t级的我国最大的页岩油田——庆城油田，提交探明地质储量3.58×10⁸ t，三级储量合计超10×10⁸ t，2020年提交探明储量1.43×10⁸ t，2021年庆城油田勘探实现重大突破，提交整装探明储量5.50×10⁸ t。至此，庆城油田累计探明储量已超10×10⁸ t，目前已实现规模勘探与效益开发，建成了百万吨页岩油开发示范区，成为长庆油田增储上产的现实领域。

近两年来，围绕庆城油田外围进一步加大勘探部署力度，13口井获工业油流，平均试油产量23.6 t/d，新落实含油面积2 000 km²。目前，湖盆中心重力流夹层型页岩油整体规模储量达30×10⁸ t，随着地质理论的深化完善与勘探开发技术的持续攻关，储量规模将得到进一步落实。

三角洲前缘夹层型页岩油位于湖盆边缘东北沉积体系，三角洲前缘末端砂体发育，目前正在探索攻关中，是长7段页岩油重要的后备领域。近年来加大甩开勘探评价力度，针对三角洲前缘沉积水下分流河道、席状砂等砂质储集体的发育特征，综合构造特征、油层分布、储层物性等，整体部署实施，目前35口井获工业油流井，高产井5口，落实有利面积3 600 km²。同时，为探索储量的动用，部署勘探水平井，结合三维地震、测井、工程等开展水平井提产试验，在志靖—安塞地区，按照叠合区控规模、非叠合区充分改造的思路进行压裂，两口水平井试油分别获52.62 t/d、73.78 t/d的高产油流，投产后效果较好，初期产量约20 t/d，生产450 d左右，单井累计产油7 000 t，叠合区地质储量得到解放。目前，湖盆周边三角洲前缘夹层型页岩油整体规模储量达10×10⁸ t，随着适应性的“甜点”评价方法与标准的建立，该类型页岩油将成为现实领域。

纹层页岩型页岩油主要发育于盆地深湖区西南体系的坡脚区和西北体系的深湖平原区，地质条件优越，粉细砂岩储层规模发育，目前综合成藏主控因素分析，通过砂体分布、烃源岩厚度、R_O等单因素叠合，初步划分了2个有利勘探区带，I类有利勘探区带面积为1×10⁴ km²，II类有利勘探区带面积为2×10⁴ km²，勘探潜力大。在岩相特征、储集性能和烃类赋存特征等研究基础上，开展该类型页岩油直井体积压裂改造试验，14口井获工业油流，其中3口井试油产量大于20 t/d；2019年在湖盆中部深湖平原区实施的城页1井、城页2井两口水平井，试油分别获121.38 t/d、108.38 t/d的百吨高产，展现出该类页岩油的勘探前景。在城页井组风险勘探取得突破的基础上，目前分别在西南体系多薄层砂泥岩间互和西北体系相对厚层砂岩发育区域优选了2口水平井开展不同岩性组合勘探潜力攻关。

纹层页岩型页岩油源储配置条件有利、砂质岩规模发育，优质烃源岩高强度持续充注，致使储层含油饱和度较高，有利区面积约为2.6×10⁴ km²，估算其远景资源量为60×10⁸ t。在目前测井岩性识别技术创新初步明确砂岩展布特征的基础上，进一步开展地质、地震、测井、钻井、压裂等一体化协同攻关，提高砂质储层钻遇率，攻关适应性压裂改造技术，随着成烃成藏富集规律明确和薄储层开发技术的突破，该类页岩油将成为增储上产的重大接替领域。

页理页岩型页岩油主要发育于湖盆中部，针对中高成熟度泥页岩储层，基于厚度、成熟度、TOC、S₁、全岩矿物等参数，初步探索了勘探有利区，根据R_O>0.8%且平均TOC>5%的优选原则，有利区面积约为17 000 km²，R_O>1.0%的面积约为3 600 km²；纵向上，依据单井地球化学参数明确的2个甜点段厚度为15~20 m，S₁值（轻烃未恢复）大于或等于5 mg/g，含油性较好。中高成熟度泥页岩的地质工程“甜点”评价标准、泥页岩体积压裂改造工艺和试采制度是该类页岩油下一步风险勘探的研究方向。

针对中低成熟度泥页岩储层，原位加热过程中产生大量孔隙和裂缝，孔喉体积是原来的10倍，转化后的孔隙度约为15%，其中60%以上的增孔来源于有机质孔隙转化，大大提高了渗流能力，生成油能有效产出；通过长7₃亚段页岩样品原位转化模拟实验，产油率高，产出油品质好，杂质少，近似航空煤油，生油潜力>100 kg/t_岩石，原位转化技术可采资源量巨大。目前，针对原位转化先导试验井区，已优选水平井方位，将持续探索原位转化油气生成与产出机理，建立热流固三场耦合和气液固三相耦合理论模型，优选有利区，评价经济性，推动现场实施进展，原位转化技术的突破将全面解放长7段页理页岩型页岩油资源。

（1）鄂尔多斯盆地长7段沉积期为湖盆发育鼎盛阶段，广覆式分布的富有机质泥页岩与大面积粉细砂岩紧密接触或互邻共生，优质烃源岩高强度充注或烃类原地滞留，主要发育重力流夹层型页岩油、三角洲前缘夹层型页岩油、纹层页岩型页岩油和页理页岩型页岩油共4类页岩油。

（2）重力流夹层型页岩油单砂体厚度小于5 m，“高石英、低长石”含量，孔隙度平均值为8.2%；三角洲前缘夹层型页岩油单砂体厚度5~10 m，“高长石、低石英”含量，孔隙度平均值为7.9%；夹层型页岩油储层长英质含量高，有利于压裂，主要发育长石溶孔和粒间孔，储层物性好；纹层页岩型页岩油单砂体厚度2~4 m，储层发育溶蚀孔，细砂岩储层可压性与物性更好，粉砂岩储层泥质含量高，分布更广；页理页岩型页岩油单砂体厚度小于2 m，泥页岩储层中泥级长英质矿物含量高，有利于压裂改造，孔隙度小于2%，主要发育晶间孔和粒间孔，有机质孔较少，烃类恢复预测资源量巨大。

（3）重力流夹层型页岩油规模储量达30×10⁸

t，2019年发现储量规模达10×10⁸ t级的庆城油田，目前累计探明储量已超过10×10⁸ t，已成为长庆油田规模效益开发的现实领域。三角洲前缘夹层型页岩油水平井提产试验效果显著，整体规模达10×10⁸ t，是现实的后备领域。纹层页岩型页岩油风险勘探取得突破，估算其远景资源量为60×10⁸ t。页理页岩型页岩油发展适应性“甜点”评价标准和改造工艺技术，以期得到革命性的进展。鄂尔多斯盆地页岩油类型多样，资源丰富，对我国陆相页岩油的理论认识、技术进步和勘探开发实践具有重要的战略意义和引领示范作用。