2. 中国石油长庆油田公司;
3. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;
4. 中国石油长庆油田公司勘探事业部;
5. 甘肃省油气资源研究重点实验室
2. PetroChina Changqing Oilfield Company;
3. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company;
4. Exploration Department of PetroChina Changqing Oilfield Company;
5. Key Laboratory of Petroleum Resources, Gansu Province
早在20世纪50年代，美国就已在北美洲威利斯顿盆地的巴肯组开始生产页岩油，但产量一直十分有限。21世纪初，有关页岩油气勘探选区、甜点评价、水力压裂和水平井技术等逐渐成熟，美国页岩油开采才获得突破，开始进入规模化商业开发阶段，2010—2018年美国页岩油开发取得了革命性的快速发展，其产量由占全美原油总产量的21%飙升至59%[1-3]。以美国为代表的国家对页岩油的商业开采，深刻地改变了全球石油供应格局，美国由原来世界最大的原油进口国变为第一大原油生产国和主要的出口国，成功实现了本国能源独立。现如今，中国面临着国内常规可开采油气资源的日益枯竭和原油消费量不断上升的双重压力，2018年原油对外依存度攀升至70%，国家能源供给形势非常严峻，急需寻找到油气增储稳产的新区块、新领域。
中国的鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、松辽盆地等皆蕴藏着丰富的页岩油资源[4-6]，2016年中国石油评价全国页岩油技术可采资源量达145×108t。然而，中国页岩油勘探起步晚，面临着开发难度大、成本高的困难，目前仅在准噶尔盆地吉木萨尔组、鄂尔多斯盆地延长组长7段等页岩油勘探开发中取得了突破性进展[7-8]，但随着中国页岩油开采技术愈发成熟完善，页岩油必将成为中国石油供给重要的战略性接替资源[9-11]。本文对鄂尔多斯盆地延长组7段（长7段）页岩油地质条件进行了归纳与分析，并以城80区块长73段页岩油风险勘探为例，利用城页1井、城页2井两口水平井及城页1井导眼井的岩心、薄片、录井、测井及地球化学资料，首次对厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩型页岩油（Ⅱ类页岩油）储层的储集条件及储量规模进行系统性研究和分析，总结其形成地质条件，研究表明长73段Ⅱ类页岩油有望成为盆地油气增储上产的新类型、新领域。鄂尔多斯盆地长73段Ⅱ类页岩油的勘探突破，拓展了湖相页岩油的勘探领域，同时为中国陆相页岩油水平井的风险勘探提供了可借鉴的思路和技术指导，具有重要的启示意义。
1 页岩油概况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，并导致了西秦岭造山带隆升和鄂尔多斯大型坳陷湖盆的形成[12]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组是湖盆形成和发展中沉积的一套河流—三角洲—湖泊相碎屑岩层系，自上而下依次为长1—长10油层组[13-20]。延长组7段沉积期（长7期），是印支运动的高峰期之一，区域构造较活跃，盆地同时受西南方向强烈挤压和东北方向垂向隆升的影响，发生了南北不均衡、不对称的快速坳陷过程，造成湖盆基底呈“南陡北缓”的格局[21-23]，形成面积达6.5×104km2的半深湖—深湖区，发育大面积富有机质泥页岩及三角洲前缘—重力流的细粒砂岩沉积（图 1）。长7段自下而上可再分为长73段、长72段和长71段，层系内长73段广覆式泥页岩与大面积粉—细砂岩紧密接触或互层共生，源储配置好，油气近源高压充注，页岩油勘探潜力巨大[24-27]。
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图 1 鄂尔多斯盆地延长组7段湖盆分布及水平井位置 Fig. 1 Distribution of lake basin in Chang 7 member of Yanchang Formation and location of horizontal well in the Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地长7段陆相页岩油与北美海相页岩油相比，具有区域构造复杂、储层类型多和非均质性强的特点。长庆油田分公司经过多年的非常规油气勘探开发实践，认为鄂尔多斯盆地页岩油是指赋存于富有机质页岩层系中的石油，且页岩层系内粉砂岩、细砂岩单层厚度不大于5m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%；钻井无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量。按照岩性组合、砂地比和连续砂体厚度等因素，长庆油田分公司将长7段页岩油划分为多期叠置砂岩发育型（Ⅰ类页岩油）、厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩型页岩油（Ⅱ类页岩油）和纯页岩型（Ⅲ类页岩油）3种类型（表 1），并开展了一系列有关地震、测井、钻井、压裂及工厂化作业等技术的攻关[13, 28]。勘探实践表明，长73段页岩油储层脆性矿物含量为30%~78%，可压裂性好；油质轻（密度为0.80~0.86g/cm3，平均黏度为1.55mPa·s），并伴生油型热解气（气油比为60~120m3/t），可动性好，加之埋藏深度浅(700~2900m)，具备良好的规模化商业开发地质条件[29]。
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表 1 鄂尔多斯盆地长7段页岩油类型划分及特征对比 Table 1 Comparison of classification and characteristics of shale oil in Chang 7 member in Ordos Basin |
2018年长7段Ⅰ类页岩油已实现了勘探重大突破与规模效益开发，原油产量达59.5×104t，在陇东地区建成了X233国家页岩油规模开发示范基地；同时Ⅱ类、Ⅲ类页岩油直井勘探突破出油关，完试油井29口，获工业油流井13口，但单井试采效果差、产量降低快、累计产油量低，对这两类页岩油仍然未实现突破[13]。基于此情况，2019年长庆油田分公司为探索长73段以厚层泥页岩夹薄层粉—砂岩组合类型的Ⅱ类页岩油勘探方式和工艺技术，实现资源—储量—产量的转化，优选盆地城80区块开展Ⅱ类页岩油风险勘探试验，部署并完钻了两口页岩油水平井（城页1井和城页2井），取得了良好的效果。
2 风险区基本地质特征本次Ⅱ类页岩油风险井勘探突破优选的“甜点区”城80区块位于甘肃省庆阳市华池县城壕乡，构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，位于湖盆中部长7段的深湖区（图 1）。城80区块长7段黑色页岩和暗色泥岩两类烃源岩的有机母源皆以湖生藻类为主[30]，均为优质烃源岩。黑色页岩有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，TOC平均为13.81%；暗色泥岩有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，TOC平均为3.75%。城80区块黑色页岩平均厚度为15~20m，主要在长73段中下部，暗色泥岩平均厚度为20~25m，主要分布在长71-2段和长73段上部，两类烃源岩生油母质都已达到成熟阶段，Ro分布于0.9%~1.2%，热解峰顶温度Tmax超过450℃，处于生油高峰期。黑色页岩平均生烃强度为235.4×104 t/km2，暗色泥岩平均生烃强度为34.8×104t/km2。残留沥青“A”法计算不同TOC烃源岩排烃效率表明，高TOC的黑色页岩排烃效率可达85%以上，发生了强烈的排烃作用；暗色泥岩排烃效率整体低于黑色页岩，但整体大于20%，排烃作用明显（图 2）。
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图 2 鄂尔多斯盆地长7段优质烃源岩排烃效率与TOC关系 Fig. 2 Relationship between hydrocarbon expulsion efficiency and TOC in Chang 7 member high quality source rock in the Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地中部华池地区长73段厚层泥页岩常夹薄层粉—细砂岩，烃源岩与储集体紧密共生，源储配置好，在异常高压的持续作用下，流动性好的油气就近持续充注，近源聚集，非常有利于形成大面积连续分布的高含油饱和度页岩油。城80区块长7段气油比普遍大于90m3/t，流体流动性好，有利于油气采出，埋藏深度一般在2000m左右，钻井成本可得到有效控制。因此，在借鉴北美页岩油“甜点区”评价方法的基础上，综合烃源岩厚度、岩性组合、热演化程度、气油比、埋藏深度等地质条件，为探索长73段广泛分布的Ⅱ类页岩油勘探潜力，优选了城壕北城80区块部署城页1井、城页2井两口水平井，开展Ⅱ类页岩油的“水平井+体积压裂”提产增效攻关试验。
3 城80区块页岩油储层特征 3.1 重力流沉积微相类型及特征通过对城页1井导眼井长73段共42m岩心观察表明，研究区长73段主要发育块状细砂岩（图 3a）、粉砂岩与暗色泥岩（图 3b）、黑色泥页岩（图 3c）及凝灰岩（图 3d）等多种岩性，岩心及含油性分析表明各类岩性普遍含油。细砂岩中见漂浮的拉长状泥岩撕裂屑（图 3e、f），且顶底皆与深湖相泥页岩突变接触（图 3g），大段泥岩中也常见粉砂岩条带，形成近水平的纹理（图 3h），为典型的重力流沉积[31]。根据岩性组合、沉积构造及测井响应特征，城页1井导眼井可识别出4种沉积微相（图 4）：①砂质碎屑流沉积：主要为块状细砂岩，如城页1导眼井2027.5~2034.1m井段，测井GR曲线为箱形，局部为细砂岩与泥岩、粉砂岩及薄层凝灰岩互层，砂岩中多见泥岩撕裂屑、见褶皱变形构造。②砂质碎屑流—浊流沉积：以中厚层细砂岩夹薄层泥—粉砂岩为主，局部见薄层凝灰岩，岩心断面多见植物碎片及碳质泥岩角砾。粉砂岩中见水平纹理和小型沙纹层理，夹连续或不连续的泥质条带及凝灰岩薄层。如城页1井导眼井2011.8~2021.6m井段，测井GR曲线为高幅指状。③半深湖泥沉积：黑色泥岩、粉砂质泥岩为主，局部见细砂岩条带，其顶底面与泥岩突变接触，底部的泥质粉砂岩中见凝灰岩薄层。如城页1井导眼井2034.2~2038.2m井段，测井显示具有高GR，但存在局部尖突。④深湖泥沉积：黑色块状泥页岩，见水平层理，断面见黄铁矿团块，局部炭化程度高，呈亮黑色。如城页1导眼井2021.6~2027.5m井段，测井GR曲线高缓。
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图 3 鄂尔多斯盆地城页1井导眼井长73段岩性及典型沉积构造特征 Fig. 3 Lithology and typical sedimentary structural characteristics of Chang 73 member in pilot well of well Chengye 1, Ordos Basin (a) 2051.36m，块状细砂岩，含泥岩撕裂屑；(b) 2021.95m，暗色泥岩与灰色粉砂岩交互沉积，发生了软沉积变形；(c) 2036.20m，黑色泥页岩，水平层理；(d) 2056.75m，凝灰岩；(e) 2049.40m，细砂岩中的撕裂状泥岩；(f) 2035.07m，细—中砂岩与拉长状泥岩；(g) 2021.50m，细砂岩与暗色泥岩突变接触；(h) 2026.96m泥质粉砂岩中的粗—粉砂岩条带，近水平纹理；(i) 2025.42m，黑色泥页岩中两组互相垂直的节理，为方解石全充填 |
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图 4 鄂尔多斯盆地城页1井导眼井段长73段沉积特征柱状图 Fig. 4 Well column of Chang 73 member in pilot well of well Chengye 1 with sedimentary characteristics in the Ordos Basin |
城80区块长73段发育的重力流砂体是“非常规”油气储层中的“常规”储层，砂体与富有机质泥页岩紧密共生，形成良好的源储配置条件。泥页岩中的生油母质已达到成熟阶段，烃源岩生排烃能力强，流动性好的成熟原油就近持续充注，非常容易形成高含油饱和度的页岩油。因此，城80井区长73段重力流砂体是该区块页岩油勘探的重要“甜点”，该类储层中油气的成功开采将有效地降低区块页岩油开采成本，提高单井回报率，但重力流砂体空间展布的不稳定性又给勘探带来了新的风险。
3.2 储层岩性及矿物组成特征利用岩心、录井、测井等地质及分析化验资料，结合岩石力学分析成果（表 2），将城80区块长73段页岩油储层划分为3个级别。其中好储层以细砂岩为主，平均粒径为0.12mm，TOC平均为2.3%，平均核磁有效孔隙度为5.2%，储层孔隙结构好，石英、长石含量一般为55%~78%，岩石脆性高，可压裂性好；中等储层以粉砂岩为主，平均粒径为0.10mm，TOC平均为3.6%，平均核磁有效孔隙度为3.8%，储层孔喉连通性一般，石英、长石含量为50%~70%，脆性指数多小于42%，可压裂性一般；差储层为暗色泥岩和黑色页岩，TOC多大于8%，有效孔隙度不足2%，石英、长石含量在40%左右，岩石脆性指数小于30%，可压裂性差。
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表 2 城80区块长73段Ⅱ类页岩油储层岩石力学分析结果 Table 2 Rock mechanical analysis results of class Ⅱ shale oil reservoir of Chang 73 member in Cheng 80 block |
研究区长73段页岩油储层中的粉—细砂岩、泥质粉砂岩矿物组分以SiO2为主（50%~70%），其次为Al2O3、Fe2O3等，泥质含量较高（20%~30%）。利用X射线衍射仪对采自城页1井2025.93m和2035.53m的4个泥页岩样品进行矿物组分分析（表 3），泥页岩内部黄铁矿含量为27.3%~47.6%，反映出沉积环境的强还原性；黏土矿物含量为28.7%~34.0%，石英含量为13.6%~29.3%，长石含量为2.7%~8.8%。黏土矿物中伊/蒙混层含量最高，含量范围为79%~ 85%；其次为伊利石，含量范围为7%~10%；高岭石含量范围为2%~5%，水敏特性明显。
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表 3 鄂尔多斯盆地城页1井泥页岩矿物组分含量 Table 3 Mineral content of shale of well Chengye 1 in the Ordos Basin |
本次研究按照地层厚度将城80区块长73段分为上、下两段。在长73上段砂体分布图上（图 5），细砂岩厚度为3~5m，主要呈相互孤立透镜状，沿湖盆轴部分布，面积较为有限；粉砂岩厚度为1~5m，分布面积大于细砂岩、连片性稍好。长73下段细砂岩发育面积不及上段，粉砂岩展布面积有所扩大。
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图 5 鄂尔多斯盆地城80区块长73段砂岩平面分布特征 Fig. 5 Distribution characteristics of sandstone in Chang 73 member in Cheng 80 block in the Ordos Basin (a)长73上段；(b)长73下段 |
城80区块砂体厚度等值线图基于各井砂体总厚度绘制，难以反映砂体期次及相互叠置关系，而且局部地区井网密度有限，对砂体空间形态的约束性不足。为此，以城页1井导眼井、城页1井水平井、午114井以及城80井4口紧邻井的岩心、录井、测井资料为基础，建立了能精细表征单砂体空间形态及展布的栅状图（图 6），可以发现单砂体呈孤立的透镜状，侧向延伸距离为50~600m，同一口井导眼段和水平段的砂体可对比性差。
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图 6 鄂尔多斯盆地城页1井—午114井—城80井长73段栅状图 Fig. 6 Fence diagram of Chang 73 member of Chengye 1-Wu 114-Cheng 80 in the Ordos Basin |
城页1井水平段与城页2井水平段目的层相同，皆为导眼井2027.5~2034.1m细砂岩段，沿水平井钻进方向，细砂岩或粉砂岩与泥岩几乎交替出现。城页1井水平段1570m内总钻遇岩性段67段（图 7a），其中细砂岩32段、粉砂岩7段、泥页岩28段，岩性在水平方向的变化平均长度为23.4m；城页2井水平段1750m内总钻遇岩性62段（图 7b），其中细砂岩26段、粉砂岩10段、泥页岩26段，岩性在水平方向的变化平均长度为28.2m。城页1井水平段与城页2井水平段井间距为200m，两口井岩性在横向上同一位置相同或相似的只有9段（图 7c），两井岩性对比性较差，无法在两口井同时钻遇到同一类型的岩性，说明大多数砂体侧向宽度的一半不足200m。城80区块长73段透镜状单砂体的侧向宽度（水平井间）主要分布在100~300m。对两口井各细砂岩段长度统计表明，城页1井砂体横向（钻井方向）延伸长度最大为133m，平均为46m；城页2井砂体横向（钻井方向）延伸长度最大为92m，平均为28m。总体来看，两口水平井在横向延伸主要以25~50m的细砂岩岩性段为主（图 8）。根据城页1井和城页2井两口井岩性统计与对比结果反映的砂体横向和侧向延伸长度，估算单砂体分布面积一般小于1.0×104m2，砂体的空间分布特征也从侧面反映了城80区块岩性为厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩类型，为典型的Ⅱ类页岩油。
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图 7 鄂尔多斯盆地城页1井、城页2井沿水平段方向岩性变化对比 Fig. 7 Comparison diagram of lithology change of horizontal section of well Chengye 1 and well Chengye 2 in the Ordos Basin |
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图 8 鄂尔多斯盆地城页1、城页2水平井段长73段细砂岩长度统计 Fig. 8 Length statistics of fine sandstone in Chang 73 member in horizontal wells of Chengye 1 and Chengye 2 in the Ordos Basin |
岩心观察及扫描电镜分析表明城80井区长73段细砂岩和粉砂岩中的储集空间为粒间孔、溶蚀孔、晶间孔及裂缝（图 9）。砂岩储层粒间孔多见黏土矿物胶结，孔隙半径主要分布在0.1~3μm，最大可达21μm，溶蚀孔形状不规则，晶间孔分布在次生黏土矿物之间。泥页岩发育粒内孔、有机质孔及纳米级喉道，其中暗色泥岩孔隙半径主要为60~220nm，喉道半径为20~120nm；黑色页岩孔隙主要为20~100nm，喉道半径为40~80nm。成像测井显示，导眼段、水平段的裂缝整体较发育，主要为高导缝，呈东西向展布，整体为单一裂缝体系。不同岩性裂缝发育程度有所差异，细砂岩中裂缝发育，其次为粉砂岩，泥页岩中相对较少。
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图 9 鄂尔多斯盆地城页1井长73段页岩油储层显微特征 Fig. 9 Microscopic characteristics of shale oil reservoir in Chang 73 member of well Chengye 1 in the Ordos Basin (a) 2029.11m，细砂岩，绿泥石衬边的粒间孔；(b) 2029.11m，细砂岩，长石溶蚀孔；(c) 2029.11m，细砂岩，绿泥石—伊利石晶间孔；(d) 2043.01m，粉砂岩，粒间孔，绿泥石和伊/蒙混层胶结物半充填；(e) 2043.01m，粉砂岩，不规则溶蚀孔；(f) 2043.01m，粉砂岩，伊利石晶间孔 |
研究区细砂岩、粉砂岩储层物性相对较好，泥页岩也具备一定的油气储集能力。砂岩储层孔隙度为6%~12%，渗透率一般小于0.3mD。在细砂岩、粉砂岩储层孔隙度、渗透率直方图中（图 10），孔隙度为6%~12%的样品占比达70%，渗透率在0.05~0.3mD的样品占比约61%。泥页岩孔隙度一般小于2%，渗透率小于0.01mD（图 10）。城页1井长73段不同深度细砂岩、粉砂岩物性分布图中（图 11a、b），细砂岩孔隙度一般为3%~8%，渗透率一般为0.01~0.05mD，粉砂岩孔隙度为2%~6%，渗透率为0.01~0.03mD。细砂岩、粉砂岩的孔隙度、渗透率相关性分析表明（图 11c），细砂岩样品点相比粉砂岩物性更好，但粉砂岩孔渗相关性好于细砂岩。结合前述物性特征认为细砂岩储集性能好于粉砂岩，是页岩油资源的最有利聚集体。
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图 10 鄂尔多斯盆地城80区块长73段储层孔隙度和渗透率特征 Fig. 10 Porosity and permeability characteristics of Chang 73 member reservoir of Cheng 80 block in the Ordos Basin (a)细砂岩、粉砂岩孔隙度频率直方图；(b)泥页岩孔隙度频率直方图；(c)细砂岩、粉砂岩渗透率直方图；(d)泥页岩渗透率直方图 |
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图 11 鄂尔多斯盆地城页1井长73段储层物性相关性分析 Fig. 11 Correlation analysis of reservoir properties of Chang 73 member of well Chengye 1 in the Ordos Basin (a)细砂岩、粉砂岩孔隙度与深度关系；(b)细砂岩、粉砂岩渗透率与深度关系；(c)细砂岩、粉砂岩孔隙度与渗透率关系 |
城页水平井组页岩油储层特征分析表明，研究区长73段整体为3套岩性组合，以厚层泥页岩夹薄层砂岩组合类型为主，单层砂体厚2~7m，属于典型的Ⅱ类页岩油。综合城页1井导眼井岩性、物性、含油性、可动性等参数分析，优选了导眼井2027.5~2034.1m块状层理油斑细砂岩为“甜点段”。通过优化水平井轨迹设计，两口水平井的钻探情况达到了部署要求（图 12）。城页1井水平段砂岩钻遇率为60.2%；油层钻遇率为57.4%；城页2井水平段砂岩钻遇率为46.4%；油层钻遇率为39.8%。
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图 12 鄂尔多斯盆地城页1井、城页2井水平段实钻轨迹 Fig. 12 Drilling trajectory of horizontal section of well Chengye 1 and well Chengye 2 in the Ordos Basin |
针对“甜点段”储层非均质性强，整体缺乏应力遮挡，存在早期难起裂、后期早闭合等不利因素，通过地质工程一体化攻关，制定了“甜点段细分密切割，泥页岩段选择性改造”的适应性压裂改造方案，主攻细砂岩，沟通粉砂岩。通过分级分段差异化压裂，城页1井压裂12段、51簇，排量为5.0~13.0m3/min，加暂堵剂62.5kg，加砂1188.4m3，砂地比为11.5%~17.3%，入地总液量为16501m3，2019年12月2日完试，最终试油产量为121.38t/d。城页2井压裂10段、32簇，排量为5.0~13.0m3/min，加酸30.0m3，加暂堵剂29.0kg，加砂789.3m3，砂地比为11.1%~16.9%，入地总液量为11733.6m3，2019年11月24日完试，最终试油产量为108.38t/d。
城页1井、城页2井水平井页岩油风险勘探的攻关试验突破，开辟了鄂尔多斯盆地页岩油勘探的新类型，对整个盆地长73段Ⅱ类页岩油的勘探具有重要指导作用。Ⅱ类页岩油风险勘探目标主要为大套烃源岩层段内的薄层砂岩，该类页岩油岩性组合在长73段分布面积约1.5×104km2，资源潜力巨大。该勘探经验对鄂尔多斯盆地长7段Ⅱ类页岩油水平井的风险勘探具有重要的启示意义，也为湖相Ⅱ类页岩油的风险勘探提供可借鉴的研究思路和方法。
4.2 勘探前景中国各油田经过多年页岩油资源的勘探与开发实践积累，已形成多方法的页岩油资源评价体系。其中，油气资源潜力及资源量估算方面，在探井数量较少的盆地一般采用类比法，而在探井数量较多的盆地，一般采用体积法[31-32]。鄂尔多斯盆地探井较多，储层资料丰富，体积法可有效估算评价区的资源量，计算公式为：
| $ Q = V\rho K $ |
式中Q——页岩油资源量，t；
V——泥页岩体积，m3；
ρ——岩石密度，t/m3；
K——泥页岩可动烃含量，mg/g。
近几年，长庆油田分公司在鄂尔多斯盆地长7段半深湖—深湖区完钻了数千口探评井（包括水平井），取得了大量的岩心资料，初步掌握了各类页岩油储层特性。对各井泥页岩储层评价表明，长73段厚35m左右的地层中富有机质泥页岩累计厚度一般大于12m，岩石平均密度为2.4t/m3。泥页岩中的可动烃含量可通过岩石热解法、石油醚抽提法、二氯甲烷萃取法等实验获取，对盆地内不同区块探井长73段泥页岩岩石热解实验表明岩石中平均可动烃含量为4.57mg/g，石油醚抽提得到平均可动烃含量为6.27mg/g，二氯甲烷萃取法得到平均可动烃含量为6.41mg/g。城80区块面积约220km2，富有机质泥页岩厚度平均约15m，体积约33.0×108m3，采用3种实验方法获得的平均可动烃含量，通过体积法得出城80区块长73段页岩油资源量分别为0.36×108t、0.50×108t和0.51×108t。
页岩油中的烃类以游离态、吸附态以及溶解态等多种形式赋存在储层孔隙中。而Rock-Eval热解实验中的S1仅测了300℃之前热解出的烃，仍有一部分高碳数烷烃和芳香烃未能在300℃前热解出来而体现在S2中；同时在进行热解实验前，泥页岩样品中残留烃的轻质部分已挥发，在实测S1中没有体现[33]。因此，岩石热解法得到的可动烃含量偏小。石油醚、二氯甲烷、环己烷等进行烃类萃取分离时，岩石中沥青的萃取率可接近100%，但在实际开采中，页岩油储层中吸附态烃类难以有效获取，因而利用有机溶剂萃取分离技术获得的可动烃值偏大。为此，本次研究根据3种方法的特点以及鄂尔多斯盆地页岩油勘探开发现状，采用特尔菲法对不同方法得到的盆地资源量赋予不同的权重，其中岩石热解法权重0.3、石油醚抽提法权重0.35、二氯甲烷萃取法0.35，综合计算得到城80区块长73段泥页岩中的页岩油地质资源量为0.46×108t。长73段层系内“甜点”储层主要为细砂岩和粉砂岩，依据其含油饱和度，按照体积法估算可知，细砂岩中页岩油资源量为（0.087~0.128）×108t，粉砂岩中页岩油资源量为（0.145~0.195）×108t，初步评价城80区块长73段Ⅱ类页岩油资源量达（0.692~0.783）×108t（表 4）。若采用原位加热转化技术，生烃总量和资源量将进一步提升。全盆地各井岩性统计表明，长73段Ⅱ类页岩油岩性组合在盆地分布面积约1.5×104km2，而半深湖—深湖区重力流成因砂体覆盖面积达到0.39×104km2，参照城80区块Ⅱ类页岩油资源量，估算全盆地长73段Ⅱ类页岩油远景资源总量约33×108t，其中“甜点”细砂岩和粉砂岩中页岩油资源量为（2.74~3.82）×108t。
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表 4 鄂尔多斯盆地城80区块长73段页岩油（可动烃）资源量计算 Table 4 Resource of shale oil (movable hydrocarbon) of Chang 73 member of Cheng 80 block in the Ordos Basin |
鄂尔多斯盆地城80区块长73沉积期为半深湖—深湖重力流沉积，发育较小规模的砂体，砂体垂向厚度小，单砂体厚主要为1~5m，水平段方向岩性变化频繁，砂体横向延伸长度主要分布在25~50m，砂体侧向宽度主要为100~300m，估算半深湖—深湖沉积环境下单砂体分布面积一般小于1.0×104m2。
细砂岩、粉砂岩和泥页岩均是Ⅱ类页岩油储层，均具备一定的油气储集能力，但储层物性和储集能力差异较大。砂岩储层是Ⅱ类页岩油资源的最有利聚集体，孔隙度主要分布在6%~12%，渗透率一般小于0.3mD。泥页岩储层储集性能差，孔隙度一般小于2%，渗透率小0.01mD。
综合烃源岩厚度、岩性组合、热演化程度、气油比、埋藏深度等地质条件，在城80区块开展了长73段厚层泥页岩中夹薄层粉—细砂岩类型的Ⅱ类页岩油水平井风险勘探试验，部署的城页1井、城页2井长73段试油分别获得121.38t/d、108.38t/d的高产油流，表明Ⅱ类页岩油风险勘探取得了实质性突破。
城页1井、城页2井风险勘探的突破预示着鄂尔多斯盆地长73段Ⅱ类页岩油勘探潜力巨大，城80区块长73段Ⅱ类页岩油资源量达（0.692~0.783）×108t，全盆地该类型页岩油远景资源量达33×108t。长73段Ⅱ类页岩油有望成为盆地非常规油气勘探的重大接替新领域，对长庆油田分公司二次加快发展提供了石油资源储量保障。
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