页岩油作为重要的非常规油气资源之一，在国内外受到了广泛的关注和高度的重视^[1]。根据国家标准定义，页岩油是指赋存于富有机质页岩层系中的石油，富含有机质页岩层系烃源岩内粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于5m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30% ^[2]。关于页岩油分类，目前主要依据有机质成熟度及源储特征划分页岩油类型，但尚未形成统一的标准，综合国内外学者的划分方案，依据成熟度可划分为中—低成熟和中—高成熟两类^[3]；依据源储特征可划分为夹层型、混积型、页岩型三类^[4-7]。夹层型页岩油特点是源储共存，薄层细砂岩、粉砂岩及碳酸盐岩夹层近源捕获石油形成“甜点”；页岩型页岩油特点是源储一体，富有机质泥页岩既是生烃层又是有利储层，原地滞留石油形成“甜点”；而混积型页岩油特点是源储共存或源储一体，宏观上为自生自储，但细分之后，富有机质泥页岩与薄层粉砂岩或碳酸盐岩结合形成微观源储组合。结合鄂尔多斯盆地地质条件和沉积特征，将长7页岩油分为夹层型、纹层型及页理型^[8]，其中夹层型页岩岩性组合为多期叠置厚层细砂岩夹泥岩，砂地比一般小于30%；纹层型页岩岩性组合为泥页岩夹薄层粉—细砂岩，砂地比小于15%；页理型为纯页岩类型，岩性为黑色页岩，砂体不发育，该类型页岩油是本文讨论研究的对象。

在页岩型页岩油勘探进展方面，松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组纯页岩型页岩油勘探获得重要突破^[9]，2018年古页油平1井试油获自喷日产油30.5t、日产天然气13032m³的高产工业油气流，2022年肇页1H井试油获16.8m³/d的工业油流，古龙页岩油也迎来了全新的勘探开发阶段。鄂尔多斯盆地长7₃亚段中—高成熟度页岩型页岩油也展示了良好的勘探开发潜力，有10口直井压裂试油突破了出油关，其中7口单井试油均获10t/d以上的工业油流（N148井试油获24.23t/d纯油）^[10]，证实该类型页岩油具有良好的勘探前景。

中国石油大庆油田公司在青山口组纯页岩地层的勘探突破，提振了页岩型页岩油勘探的信心，但目前页岩型页岩油勘探整体还处于探索阶段^[11-12]，页岩型油气地质理论及开发技术还不完善^[13]，“甜点区/段”选择尚无统一标准^{[5, 13]}，不同学者研究认识分歧较大，富烃页岩成因机制、油藏赋存状态、成藏富集决定因素、可动资源评价方法及地质—工程甜点评价等技术还需要深入研究。鄂尔多斯盆地长7段页岩油作为中国陆相页岩油的典型代表^[14-17]，在过去几十年里，中国石油长庆油田公司将长7段页岩作为油源开展了大量研究，并取得了丰硕的勘探成果^[18]；但将长7段页岩作为潜在的勘探对象研究较晚^[19]，前期基础研究评价工作还不够完善，进一步勘探开发潜力还不够明确。本文仅以鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段页岩为研究对象，利用现有的各类分析测试资料，明确该地区烃源岩特征、储层特征及原油赋存状态，并对该地区长7段页岩型页岩油勘探潜力及资源量预估等相关问题进行阐述，以期为页岩型页岩油下一步勘探开发提供借鉴。

鄂尔多斯盆地位于中国大陆中部，是中国大型沉积盆地之一。盆地跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西5省（自治区），位于华北地台西部，是一个多构造体系、多旋回演化、多沉积类型的大型盆地^[20]。根据演化历史及现今盆地构造形态，可划分为西缘逆冲带、伊陕斜坡、伊盟隆起、天环坳陷、晋西挠褶带及渭北隆起6个二级构造单元^[21-22]。在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地经历了湖盆由扩张到萎缩再到消亡的过程，整个延长组自下而上划分为长10—长1共10个段^[23]，其中长7段沉积期为湖盆发育鼎盛时期，发育了大范围的暗色泥岩、页岩，长7段沉积厚度为100~150m^[24]，根据沉积旋回及岩性组合，长7段自下而上可分为长7₃、长7₂和长7₁共3个亚段^[18]。

研究区位于陕西省榆林市定边县境内(图 1)，面积为6616km²，属于黄土塬地貌，地表被100~200m厚的黄土覆盖^[25]；地质构造位于伊陕斜坡西部边缘的中部，向西紧邻天环坳陷。长7段表现为东高西低的构造特征，与盆地区域构造格局一致，整体构造平缓，倾角为0.41°，平均坡降为7.1m/km，长7层段平均厚度为115.0m（图 2），自下而上各层继承性好，其中长7₃亚段全区稳定分布，平均地层厚度为23.6m。暗色泥岩在长7段均有发育，其中长7₃亚段较长7₂亚段、长7₁亚段分布广泛；页岩主要分布在研究区西南部，主要集中在长7₃亚段及长7₂亚段（图 2）。

图 1

图 1 鄂尔多斯盆地胡尖山地区区域位置图 Fig. 1 Location of Hujianshan area in Ordos Basin

图 2

图 2 研究区长7段源储组合 Fig. 2 Source rock and reservoir combination in the seventh member of Yanchang Formation in the study area

干酪根镜下观察表明，研究区长7段页岩干酪根类型为Ⅰ型，无定形体含量平均为94.4%，未见壳质组，平均类型指数为90.5；富有机质暗色泥岩干酪根类型较好，以Ⅱ₁型为主、含少量Ⅰ型，无定形体含量在73.4%~88.6%之间，未见壳质组，平均类型指数为63.2；一般泥岩的干酪根类型较差，以Ⅱ₁型为主，无定形体含量平均为57.6%，平均类型指数为25.2。有机质丰度方面，总有机碳含量测试结果表明，胡尖山地区长7段页岩有机质丰度很高（5个样品），残余有机碳含量为10.68%~21.04%，平均为14.03%，表明鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段页岩属于有机质高度富集的优质烃源岩；暗色泥岩的残余有机碳含量为2.11%~6.09%，平均为3.52%（4个样品）；粉砂质泥岩的残余有机碳含量最低，大多在2.00%以下，平均为1.28%（6个样品）。页岩的残留沥青“A”含量与热解生烃潜量高（5个样品），残留沥青“A”含量为0.96%~1.23%，平均为1.13%，其对应热解生烃潜量为48.50~68.29mg/g，平均为57.73mg/g；暗色泥岩的残留沥青“A”含量为0.15%~1.17%，平均为0.72%（11个样品），其对应热解生烃潜量为7.17~32.65mg/g，平均为20.78mg/g。在热成熟度特征方面，通过镜质组反射率（R_o）测试及岩石热解最高峰温度（T_max）结果表明，胡尖山地区长7段烃源岩均已进入成熟阶段，其中页岩的R_o为0.98%~1.21%（5个样品），T_max为447~455℃；暗色泥岩R_o为0.75%~1.03%（7个样品），T_max为446~454℃。

胡尖山地区长7段烃源岩地球化学特征测试分析资料较少，研究区所有探井、评价井及开发井均无长7段烃源岩测井解释资料，有限的资料难以完整描述研究区烃源岩发育特征，为了精细描述长7段烃源岩特征，需开展基于测井资料的长7段烃源岩解释。通过烃源岩岩性与测井系列分析，胡尖山地区长7段富有机质页岩测井曲线表现出“高自然伽马、高电阻率、高声波时差、低密度、低自然电位”的特性，并可通过“三步法”快速定性识别页岩岩性^[26]。

测井识别方面，主要依据长7段富有机质暗色泥岩与页岩有机质含量高、渗透性差异大的特性，在“三步法”识别页岩基础上，采用多测井组合叠合方式：声波时差与密度曲线叠合、自然伽马与自然电位曲线叠合、自然电位与泥岩基线叠合、声波时差与电阻率曲线叠合，通过不同测井曲线叠合形态特征，实现泥岩与页岩岩性快速识别。以研究区内H-1井长7段烃源岩识别为例（图 3），有机质丰富的烃源岩测井曲线具有“低密度、高声波时差、高电阻率”响应特征，通过声波时差与电阻率曲线叠合、声波时差与密度曲线叠合，叠合面积大的层段可解释为富有机质烃源岩，如H-1井2335.3~2348.7m井段、2390.0~2404.3m井段；利用泥岩渗透性差、页岩渗透性相对较好的特点，通过自然电位与泥岩基线叠合、自然伽马与自然电位曲线叠合，叠合面积大的层段解释为页岩，如H-1井2390.0~2404.3m井段，而叠合面积小或无叠合面积的层段则解释为富有机质暗色泥岩，如H-1井2335.3~2348.7m井段。

图 3

图 3 H-1井长7段测井解释成果图 Fig. 3 Logging interpretation results of the seventh member of Yanchang Formation in Well H-1

在烃源岩岩性解释基础上，利用12个岩心样品测试分析数据与相应测井资料对比表明，TOC与岩石密度（DEN）及声波时差（AC）具有良好的相关性，与自然伽马（GR）具有一定相关性（表 1），通过多元回归分析，最终利用岩石密度、声波时差等参数建立TOC解释模型，其表达式为：TOC=-19.623DEN+ 0.116AC+24.584。通过计算值与实测值对比，绝对误差均控制在1.65%以内、相对误差均控制在25.21%以内，符合测井解释要求。通过6个样品岩石热解分析数据与对应TOC对比发现，热解生烃潜量（S₁+S₂）与TOC呈良好的正相关关系（表 2），因此可利用TOC来指示岩石生烃潜量，其表达式为：S₁+S₂=4.9976TOC-4.8768。通过计算值与实测对比，绝对误差均控制在2.61mg/g以内；相对误差方面，除1个样品相对误差不符合解释要求外，总体测井解释符合率达到83.3%，基本满足测井解释要求。

表 1

表 1 胡尖山地区长7段实测TOC与对应电测数据统计表 Table 1 Statistics of core measured TOC content and corresponding logging data of the seventh member of Yanchang Formation in Hujianshan area 序号 井名 岩性 测井资料 实测TOC/% 计算TOC/% 绝对误差/% 相对误差/% DEN/(g·cm-3) AC/(μs·m-1) GR/API 1 A27 粉砂质泥岩 2.59 235.71 84.32 1.20 1.10 -0.10 -8.10 2 A25 粉砂质泥岩 2.58 227.76 88.49 0.43 0.38 -0.05 -12.37 3 A74 粉砂质泥岩 2.58 230.25 72.33 0.89 0.67 -0.22 -25.21 4 X37 粉砂质泥岩 2.54 228.16 87.51 1.41 1.21 -0.20 -14.32 5 Y132 暗色泥岩 2.53 235.56 80.04 2.57 2.26 -0.31 -11.95 6 Y132 暗色泥岩 2.56 238.24 81.47 2.11 1.98 -0.13 -5.93 7 Y132 页岩 2.33 309.19 123.78 14.64 14.73 0.09 0.60 8 Y132 页岩 2.22 330.75 162.11 21.04 19.39 -1.65 -7.85 9 Y132 暗色泥岩 2.47 267.24 115.00 6.09 7.12 1.03 16.83 10 Y132 暗色泥岩 2.54 248.65 110.93 3.28 3.58 0.30 9.30 11 Y69 粉砂质泥岩 2.58 240.23 97.58 2.04 1.82 -0.22 -10.62 12 Y69 粉砂质泥岩 2.53 229.86 91.42 1.71 1.60 -0.11 -6.34

表 1 胡尖山地区长7段实测TOC与对应电测数据统计表 Table 1 Statistics of core measured TOC content and corresponding logging data of the seventh member of Yanchang Formation in Hujianshan area

表 2

表 2 胡尖山地区长7段实测TOC与对应生烃潜量数据统计表 Table 2 Statistics of core measured TOC content and corresponding hydrocarbon generation potential of the seventh member of Yanchang Formation in Hujianshan area 序号 井名 岩样岩性 岩石热解分析数据 实测TOC/% 计算S1+S2/(mg·g-1) 绝对误差/(mg·g-1) 相对误差/% S1/(mg·g-1) S2/(mg·g-1) S1+S2/(mg·g-1) 1 A74 粉砂质泥岩 0.11 0.57 0.68 0.89 -0.43 -1.11 -163.08 2 H158 暗色泥岩 1.37 9.38 10.75 3.65 13.36 2.61 24.32 3 S273 暗色泥岩 1.40 5.77 7.17 2.45 7.37 0.20 2.75 4 X36 页岩 4.34 18.86 23.20 5.49 22.56 -0.64 -2.76 5 X36 暗色泥岩 3.56 18.67 22.23 5.21 21.16 -1.07 -4.81 6 Y153 暗色泥岩 3.77 28.88 32.65 7.51 32.66 0.01 0.02

表 2 胡尖山地区长7段实测TOC与对应生烃潜量数据统计表 Table 2 Statistics of core measured TOC content and corresponding hydrocarbon generation potential of the seventh member of Yanchang Formation in Hujianshan area

研究区724口探评井长7段烃源岩测井解释表明，烃源岩厚度占长7段地层总厚度的71.4%，其中中等—好烃源岩（低有机质泥岩及粉砂质泥岩）占长7段地层总厚度的41.1%，全区广泛发育；优质烃源岩（富有机质暗色泥岩、页岩及凝灰岩）占长7段地层总厚度的30.3%，由东北向西南方向，优质烃源岩发育规模变大。优质烃源岩以富有机质暗色泥岩为主，平均厚度达31.6m，平面上由东北向西南方向厚度逐渐增大（图 4），沿白泥井—堆子梁西南方向，富有机质暗色泥岩厚度总体在20m以上，沿纪畔—油坊庄—王坬子西南方向，其厚度总体在50m以上；页岩主要分布于长7₃亚段及长7₂亚段顶部，平均厚度为17.4m，平面上主要沿贺圈—黄湾—学庄—周湾西南方向分布，研究区北部及东北部不发育（图 5）；凝灰岩主要分布于长7顶、底界面，厚度较薄。

图 4

图 4 研究区长7段暗色泥岩厚度分布图 Fig. 4 Thickness map of dark mudstone in the seventh member of Yanchang Formation in the study area

图 5

图 5 研究区长7段页岩厚度分布图 Fig. 5 Thickness map of shale in the seventh member of Yanchang Formation in the study area

烃源岩有机质丰度测井解释表明，研究区页岩TOC及生烃潜量最高，其次为富有机质暗色泥岩，低有机质泥岩及粉砂质泥岩平均TOC为1.28%、生烃潜量为2.34mg/g。从烃源岩有机质丰度分布来看，纵向上长7₃亚段烃源岩以富有机质暗色泥岩及页岩为主，其有机质丰度高，平均TOC达到9.65%、生烃潜量达到43.35mg/g；平面上由东北向湖盆中心方向，其有机质含量呈升高趋势（图 6）。

图 6

图 6 研究区长7段页岩TOC分布图 Fig. 6 TOC map of shale in the seventh member of Yanchang Formation in the study area

通过长7段烃源岩扫描电镜矿物定量表征，长7段页岩、富有机质暗色泥岩均为长英质泥页岩类型，页岩和富有机质暗色泥岩中石英、碳酸盐、黄铁矿等刚性组分含量合计超过50%。统计盆地内长7段大量样品数据表明，页岩中石英含量为35.3%、长石含量为12.8%、碳酸盐含量为3.1%、黏土含量为25.2%、黄铁矿含量达到20.8%，富有机质暗色泥岩中石英含量为41.4%、长石含量为12.5%、碳酸盐含量为7.3%、黏土含量为34.1%、黄铁矿含量为2.9%。通过岩石矿物成分对比表明，页岩中黄铁矿的含量要远高于暗色泥岩。

关于泥页岩中黄铁矿发育特征及其地质意义，许多学者做了相关的研究分析，其中湘鄂西地区五峰组—龙马溪组泥页岩中黄铁矿含量与页岩气含气量具有较好的正相关系^[27]，龙马溪组页岩中黄铁矿与有机质及储集空间在成因上有联系^[28]；中国石油长庆油田公司对鄂尔多斯盆地长7₃亚段泥页岩黄铁矿发育特征及其地质意义也开展了相关研究^[20]，发现TOC与黄铁矿含量呈正相关关系，扫描电镜薄片下可见较多黄铁矿颗粒周围存在油膜的现象。综合不同学者研究分析成果发现，黄铁矿含量与页岩有机质丰度及原油含量呈正相关关系，研究区页岩中黄铁矿含量高达20.8%，对有机质及烃类富集具有一定的指示意义。

孔隙类型方面，暗色泥岩及页岩均发育脆性颗粒粒间孔、晶间孔（黄铁矿晶间孔、黏土矿物晶间孔及自生石英晶间孔）、有机质孔及黏土颗粒粒内孔，另外常见超压微裂缝、纹层缝及有机质收缩缝（图 7）。孔隙结构方面，页岩平均孔径为10.8nm，暗色泥岩平均孔径为9.7nm；页岩中微孔（孔径小于2nm）体积、中孔（孔径在2~50nm之间）体积稍低于泥岩，其中页岩平均微孔体积为0.0015cm³/g、平均中孔体积为0.0063cm³/g，暗色泥岩平均微孔体积为0.0017cm³/g、平均中孔体积为0.0065cm³/g，总体来说，无论页岩还是暗色泥岩均具有一定的储集空间。通过核磁共振T₂谱图分析，J-1井长7段页岩核磁共振T₂谱图表现为双峰谱图（图 8），右峰（10~100ms）明显小于左峰（0.01~10ms），表明页岩以微孔为主；通过饱和与离心样品的核磁共振振幅差异来看，右峰核磁共振振幅差异较大，表明流体在页岩中具有一定可动性。物性方面，暗色泥岩孔隙度分布在1%~3%，平均孔隙度为1.6%，页岩孔隙度明显高于暗色泥岩，主要分布在3%~5%，平均孔隙度为3.4%；泥岩及页岩渗透率均小于0.01mD，其中页岩渗透率为0.004mD，暗色泥岩渗透率仅0.002mD。

图 7

图 7 研究区长73亚段富有机质泥页岩孔隙特征图 Fig. 7 Pore characteristics of organic-rich shale in the third sub-member of the seventh member of Yanchang Formation in the study area (a) N-1井，暗色泥岩, 脆性矿物粒间孔；(b) N-2井，页岩, 分散状有机质孔；(c) H-2井，暗色泥岩, 粒内孔；(d) X-1井，页岩，黏土矿物晶间孔；(e) X-1井，页岩，黄铁矿晶间孔；(f) X-1井，页岩，自生石英晶间孔；(g) X-2井，页岩，超压微裂缝；(h) X-2井，页岩，纹层缝；(i) X-2井，页岩，收缩缝

图 8

图 8 J-1井长7段页岩核磁共振T2谱图 Fig. 8 NMR T2 spectrum of shale in the seventh member of Yanchang Formation in Well J-1

利用荧光薄片分析表征页岩油赋存状态。原油中的烃类等其他物质在受到光照或辐射时，基态电子吸收能量发生跃迁，释放出来的能量以光的形式释放而产生荧光。在紫外光激发下，原油不同组分所发出的荧光颜色、亮度和发光位置会产生明显差异，因此可以利用荧光分析确定样品中原油的含油性质^[29]。通常轻质组分（油质沥青）发出的荧光颜色较淡，而重质组分（胶质沥青与沥青质沥青）颜色较重；含油量主要通过发光强度确定，含油量从高到低，其对应发光强度从亮到暗。因此，利用原油的不同组分在紫外光激发下会发出不同颜色荧光的特征，来确定原油在不同储集空间中的赋存位置及含油量^[30]。

通过对长7₃亚段页岩及泥岩荧光薄片分析表明，长7段泥页及页岩中主要赋存淡黄色的油质沥青和橙色的胶质沥青，褐色沥青质沥青和黑色碳质沥青含量较少（图 9）。通过3个样品对比发现，烃类在不同样品中其赋存位置、组分及含量方面存在明显差异。在页岩中，以发淡黄色荧光的油质沥青为主，且发光强度较大，表明油质沥青含量较高；在赋存位置上，页理缝作为重要的储集空间和运移通道，烃类主要沿页理缝赋存（图 9b），此外少量发育的粒间孔也是烃类重要的赋存空间（图 9a）。在暗色泥岩中，以发橙色荧光的胶质沥青为主，表明其赋存的烃类以重质组分为主，且发光面积和强度较小，表明胶质沥青含量较低，此外暗色泥岩还赋存少量亮度较低的褐色沥青质沥青；在赋存位置上，因泥岩孔隙发育差，烃类的赋存空间以孔径较小的有机质孔和微裂缝为主，主要以星点状分散的形式在储集空间中赋存（图 9c）。

图 9

图 9 N-1井长73亚段泥页岩样品的荧光特征 Fig. 9 Fluorescence characteristics of shale samples in the third sub-member of the seventh member of Yanchang Formation in Well N-1 (a) 1号样品，页岩；(b) 2号样品，页岩；(c) 3号样品，暗色泥岩

关于页岩油赋存状态的定量表征和评价方法较多^{[23, 31-33]}，多溶剂连续分级抽提法是定量研究泥页岩中不同赋存状态页岩油最为常用的手段之一^[30]。本文利用多溶剂连续分步抽提实验方法，采用两种不同极性溶剂（弱极性溶剂组合、强极性溶剂组合）对不同破碎状态下泥页岩样品分别进行萃取，实现对长7段泥页岩原油赋存状态的定量表征。该实验分为4个步骤：步骤1，制作一长、宽、高均为1cm的岩石样品，使用弱极性溶剂连续抽提直至溶剂无色，期间每间隔12h连续取出抽提物称重，抽提物总质量为游离态页岩油质量；步骤2，将步骤1中样品压碎成长、宽、高均约为0.1cm大小样品，使用与步骤1相同的溶剂组合和抽提方式，连续抽提直至无色，期间每间隔12h连续取出抽提物称重，抽提物总质量为吸附—互溶态页岩油质量；步骤3，将步骤2中小块样品破碎成80~120目粉末，使用与步骤2相同的溶剂组合和抽提方式，连续抽提直至无色，期间每间隔12h连续取出抽提物称重，抽提物总质量为互溶—吸附态页岩油质量；步骤4，将步骤3中粉末样品采用强极性溶剂连续抽提直至无色，期间每间隔12h连续取出抽提物称重，抽提物总质量为吸附态页岩油质量。

通过对N-1井长7段页岩多溶剂连续分步抽提（图 10），其结果表明，N-1井页岩抽提累积曲线呈阶梯式，原油存在游离态、吸附—互溶态、互溶—吸附态及吸附态4种赋存状态，通过对每种赋存状态的原油全烃色谱分析，从游离态、过渡态到吸附态，饱和烃组分依次变重。通过原油抽提量对比，页岩中游离态轻质油比例为54.3%、吸附态重质组分比例为25.5%；泥岩中游离态轻质油比例仅为36.8%、吸附态重质组分比例为40.6%。对比发现，长7段页岩中游离态轻质油比例较高，且明显好于暗色泥岩，说明富有机质的页岩具备一定的勘探潜力基础。

图 10

图 10 N-1井长7段页岩连续分步抽提情况统计图 Fig. 10 Process of continuous stepwise extraction of shale samples in the seventh member of Yanchang Formation in Well N-1

2015年中国石油长庆油田公司对位于伊陕斜坡西南部的N148井长7段纯页岩段实施压裂（长7段泥页岩R_o为0.76%~0.78%、TOC为10.88%~ 27.80%^[30]，泥页岩厚度为22m、射孔3m、加砂量为30m³、入地液量为546m³），试油获产油量24.23t/d纯油。2019年对研究区南部直井H-3井长7段2246.0~2250.0m井段实施压裂（加砂量为60m³、砂比为13.2%、排量为5.0~6.0m³/min、入地液量为864m³），该试采井长7段页岩厚度为11.2m、TOC平均为14.5%（图 11），开发试采初期日产油达到2.2t、综合含水率在50%左右（图 12），截至目前生产1612天，累计产油865t。

图 11

图 11 H-3井长7段测井解释成果图 Fig. 11 Logging interpretation results of the seventh member of Yanchang Formation in Well H-3

图 12

图 12 H-3井长7段页岩生产曲线图 Fig. 12 Production curve of the seventh member of Yanchang Formation in Well H-3

通过统计评价研究区长7段页岩型页岩油勘探潜力的主要参数表明（表 3），长7段页岩为成熟—高成熟度页岩，其有机质类型好、有机质含量高、岩石可压裂性好。在储层物性及含油性方面，松辽盆地青一段页岩优于研究区长7段页岩。通过鄂尔多斯盆地内其他区域试油成果^[10]及研究区内H-3井开发试采效果分析表明（图 12），研究区页岩含油性指标较好；研究区页岩储层物性差、常规开发技术无法获得工业产能，可利用岩石可压裂性好的特性，通过水平井体积压裂方式开发，实现页岩型页岩油单井产量的提升。因此，综合各项评价指标及试油试采效果，认为研究区富有机质页岩具有水平井体积压裂提产的勘探开发前景。基于页岩测井解释，对富有机质页岩开展可动烃资源量评估。研究区页岩面积约为2342km²，平均厚度为17.4m，岩石热解可动烃含量为4.34mg/g，页岩岩石密度为2.29t/m³，利用岩石热解法估算，初步评价研究区富有机质页岩型页岩油可动烃资源量为4.1×10⁸t。

表 3

表 3 鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段页岩油与松辽盆地古龙页岩油主要参数对比表 Table 3 Comparison of main parameters between shale oil in the seventh member of Yanchang Formation in Hujianshan area in Ordos Basin and Gulong shale oil in Songliao Basin 盆地/地区 地质概况 地球化学参数 储层物性参数 层位 沉积环境 主要岩性 有机质类型 TOC/% Ro/% S1/(mg·g-1) OSI/(mg·g-1) 主要孔隙类型 孔隙度/% 渗透率/mD 脆性矿物指数 松辽盆地古龙凹陷 白垩系青山口组青一段 半深湖—深湖 泥页岩 Ⅰ、Ⅱ1 一般大于2.0 0.5~1.7，古页井区1.2、肇页井区1.0 一般大于6.0 一般大于300 纳米孔 8~15 0.01~0.5 40~60 鄂尔多斯盆地胡尖山地区 三叠系延长组长7段 半深湖—深湖 泥页岩 Ⅰ、Ⅱ1 平均14.0 0.98~1.21 4.34 80左右 纳米孔 3~5 一般小于0.01 72.6

表 3 鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段页岩油与松辽盆地古龙页岩油主要参数对比表 Table 3 Comparison of main parameters between shale oil in the seventh member of Yanchang Formation in Hujianshan area in Ordos Basin and Gulong shale oil in Songliao Basin

（1）鄂尔多斯盆地胡尖山地区长7段广泛发育富有机质页岩，分布面积为2342km²，页岩油主要赋存于页理缝内，自生自储、源储一体，2015年以来，随着N148等直井在长7页岩段获得高产油流、H-3直井长7页岩段开发试采取得良好效果，页岩型页岩油勘探取得了阶段性进展，该类型页岩油有望成为我国重要战略接替资源。

（2）胡尖山地区长7段页岩含油性指标OSI在80mg/g左右，试油试采效果表明长7段页岩具有良好的含油性，打破了页岩油“甜点段”OSI下限为100mg/g的常规认识。同时随着水平井体积压裂技术的不断进步，陆相页岩型页岩油“甜点”段评价的关键参数界限还需要进一步探讨。

（3）目前页岩型页岩油开发试采井数量少，勘探和认识程度均比较低，但资源量潜力巨大，一旦突破将成为页岩油革命的主体，今后需要进一步扩大开发试采规模，深入评价勘探开发潜力，稳步推进基础研究和效益开发攻关试验。