0 引言
中国是陆相石油资源大国，占全球陆上石油资源总量的90%[1]，但中国陆相含油气盆地普遍进入勘探中—后期，以构造、岩性油气藏为主的常规油气勘探取得新发现的难度越来越大，寻找非常规石油资源接替领域成为保障国家能源安全的迫切需要[2⇓⇓⇓⇓-7]。与北美稳定的海相克拉通较为均质的页岩油地质体相比，中国陆相湖盆普遍经历多期次、多旋回构造演化，形成了断陷型、坳陷型多类型的构造样式；受古气候影响，发育淡水、咸水、微咸水等多样化沉积水体；在陆源、内源以及火山作用多类型物源供给下形成了复杂的源储组合[8]。因此，中国陆相页岩油普遍具有储集层非均质性强、厚度变化快、热演化成熟度较低、黏土矿物含量高、异常高压不明显的地质特征以及气油比低的特点[9⇓-11]。借鉴北美页岩油气勘探开发成功经验，通过深化基础地质理论研究和工程技术攻关，中国相继在准噶尔盆地二叠系[12]、鄂尔多斯盆地三叠系[13]、松辽盆地白垩系[14]、三塘湖盆地二叠系[15]、渤海湾盆地古近系[16]、四川盆地侏罗系[17]、苏北盆地古近系[18]等主力页岩层系实现页岩油资源重大突破及工业化开发，成为全球第4个实现页岩油突破的国家。
鄂尔多斯盆地在三叠系延长组7段（简称长7段）沉积期发育典型的内陆坳陷淡水湖盆，受湖侵影响形成1套以富有机质泥页岩为主的烃源岩层系，为页岩油的规模富集奠定了物质基础[19]。根据沉积旋回、岩性组合及地层厚度，长7段自上而下划分为长71、长72、长73共3个亚段。中国石油天然气集团有限公司（简称中石油）长庆油田以长71-2亚段半深湖—深湖环境泥页岩层系中的砂岩夹层为甜点，发现并探明10亿吨级的庆城页岩油大油田，率先建成中国第1个百万吨整装页岩油开发区。前人对长73亚段的研究主要集中在有机质富集因素、烃源岩评价、生排烃模拟等方面[20⇓-22]。中国页岩型页岩油的工业化突破证实富有机质含量高的陆相厚层泥页岩地质体同样具备页岩油勘探开发的潜力[14]，对长73亚段的研究也由单一的有机地球化学研究向微观储集层表征及可动性评价转变[23-24]。2019年长庆油田CY1及CY2井在长73亚段泥页岩夹薄砂岩地层中试油获百吨高产，使得进一步在长73亚段寻找页岩油“甜点”成为可能[25]；2022年LY1H井在长73亚段厚层泥页岩夹薄层粉—细砂岩中试采获持续的稳产高产，打开了长73亚段页岩油规模勘探的新局面，该井累产天数320 d，累产油已超5 300 t[26]；为探索纯泥页岩段的出油潜力，长庆油田开展了直井压裂，有10口井在长73亚段纯泥页岩段获工业油流，试油突破了出油关，展现出的良好的页岩油勘探前景[27]。为了进一步明确长73亚段多类型页岩油划分标准及发育地质条件差异，打开鄂尔多斯盆地页岩油新领域勘探方向，本文以CY1井、H36-1井等长73亚段的测-录井、取心资料及分析化验资料为基础，对比分析长73亚段多类型页岩油发育的地质特征及富集规律，分别讨论各种类型页岩油勘探潜力及攻关方向，以期为长73亚段页岩油新领域勘探部署提供方向。
1 地质概况
鄂尔多斯盆地是在早元古代结晶基底上发育的多旋回大型叠合盆地，其演化过程主要经历了中晚元古代拗拉谷盆地发育期、古生代稳定克拉通盆地发育期、中生代前陆盆地发育期及新生代周边断陷盆地发育期[28]。晚三叠世延长组沉积期发育大型克拉通坳陷湖盆，整体具有盆大、坡缓、水浅、源多、构造稳定的特征，发育1套厚度约1 000 m的河流-湖泊相碎屑岩沉积为主的地层，自上而下依次划分为长1段—长10段共10个段。
长7段沉积期是鄂尔多斯盆地内陆坳陷湖盆发育的鼎盛期，形成面积达6.5×104 km2的半深湖—深湖区，整体沉积1套以富有机质页岩、暗色泥岩夹薄层状粉—细砂岩为主的泥页岩层系，厚度达110 m（见图1 ）。长7段沉积期，鄂尔多斯盆地古气候温暖湿润，为典型的淡水湖盆，古水体贫氧，还原环境有利于半深湖—深湖亚相有机质的保存。长73亚段沉积期不仅是最大湖泛期，也是湖泊热流体活动的高峰期，藻类和浮游生物的繁盛不仅为该期富有机质泥页岩的沉积奠定了物质基础，同时也为大规模页岩油的富集创造了有利的物质条件。长73亚段沉积期湖盆发育古缓坡、古斜坡和古洼地3个次级古地貌单元，古缓坡主要发育三角洲砂体，砂质碎屑流成因砂体由半深湖的古斜坡向深湖古洼地推进，占比逐渐减少，浊流成因的砂体比例开始增多[29]。随着搬运距离的增加，砂体纵向的层数变多但厚度变薄，最远端演化为泥页岩中微米级—毫米级陆源长英质纹层。不同规模和成因的砂体在半深湖—深湖区与富有机质泥页岩不同程度叠加，构成了多种类型的岩相组合，为长73亚段多类型页岩油发育奠定了地质基础。
2 页岩油类型划分及特征
陆相页岩油按有机质成熟度演化阶段可划分为中—高成熟度页岩油、中—低成熟度页岩油2类[30]；按源储结构可分为源储分离型、源储共存型和源储一体型3类[31]；按地质条件和沉积特征可分为夹层型、混积型和页岩型3类[32]；按烃类的聚集方式可分为运移-滞留复合型页岩油、滞留型页岩油2类[33]。鄂尔多斯盆地页岩油主要参考焦方正等[32]分类方式将长7段页岩油分为夹层型页岩油和页岩型页岩油2大类，其中夹层型页岩油主要发育在湖盆中部长71-2亚段，目前已经实现了规模勘探与效益开发，页岩型页岩油主要发育在湖盆中部长73亚段，目前多口风险勘探井试油获高产，展现出了规模勘探的潜力。长73亚段虽然主体以泥页岩为主，但重力流成因的粉—细砂岩薄夹层也一定程度发育，与长71-2亚段的砂岩夹层相比，长73亚段砂岩夹层具有厚度更薄、纵横向连续性更差、粒度更细、储集层非均质性更强的特征。为了区分长73亚段不同类型页岩油，本文在付金华等[19]分类的基础上参考有机质成熟度、烃类聚集方式及砂岩类夹层/纹层和显微纹层发育程度特征将长73亚段页岩型页岩油分为运移-滞留复合型页岩油、滞留型页岩油（中低成熟度、中高成熟度）2大类3小类（见表1 、图2 ）。长73亚段运移-滞留复合型页岩油主要围绕湖底深洼边缘缓坡沉积带分布，滞留型页岩油主要分布在湖底深洼区，局部受陆源输入影响强烈的地区发育运移-滞留复合型页岩油（见图3 ）。
表1 鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油分类表 |
| 页岩油 类型 | 有机质 成熟度 | 烃类聚集方式 | 单砂层/纹层 组合厚度 | 储集层品质 | 甜点优选 | 开发方式 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 运移-滞留复合型页岩油 | 中高 成熟度 Ro>0.8% | 砂质纹层微运移富集 泥页岩纹层原位滞留 富集 | 单纹层 0.01~1.00 m 组合厚度较大 | 砂质碎屑流和低密度浊流粉砂质纹层与深湖泥页岩纹层互层，粉砂纹层孔隙度主要为2%~6%，渗透率主要为（0.01~0.03）×10-3 μm2 | 优选砂质含量高、微裂缝 频繁发育、成熟度高、 气油比高的区域 | 水平井水力压裂 |
| 滞留型页岩油 | 长英质-凝灰质纹层、 页理缝微运移富集 黏土质纹层-有机质 纹层原位滞留 | 微米级 — 毫米级 | 凝灰质纹层、长英质纹层孔隙发育、游离 烃含量高，有利于压裂改造；有机质纹 层、黏土质纹层孔隙发育较差， 以吸附烃为主，改造难度大 | 总有机碳含量（TOC）适中、页理及纹层发育、滞留烃含量高、脆性矿物含量高的长英 质黑色页岩为有利勘探目标 | ||
| 中低 成熟度 Ro<0.8% | 微观黏土质纹层-有 机质纹层原位滞留 | 有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，未转化 有机质加上滞留烃占比高，有机质含量 高、氢指数大，原位转化生烃潜力大 | 高TOC值（>15%） 中低Ro值（0.5%~0.8%） 厚度大（>15 m） 埋深适中（<2 000 m） | 主要采用水平井原位加热转化，局部含油性好的相对高压区可采用水平井水力压裂 |
2.1 运移-滞留复合型页岩油
运移-滞留复合型页岩油指烃类微运聚富集的砂质纹层和原位滞留富集的泥页岩纹层频繁组合交互的页岩油类型。甜点为砂质碎屑流、低密度浊流成因的粉砂质纹层-砂质纹层和半深湖—深湖富有机质页岩纹层频繁互层叠置的组合段，该类型页岩油的纹层为肉眼可观察到的宏观纹层，单个纹层的厚度为0.01~1.00 m，组合段砂质纹层占比大于50%，累计厚度大于5 m。富有机质泥页岩纹层强烈生、排烃作用导致与其频繁互层的物性较好的砂质纹层普遍具有高饱和度原油充注的特征，是单井产能主要贡献段，富有机质页岩纹层对产能也有一定贡献。原油密度为0.83 g/cm3，黏度为5.8 mPa·s。
2.2 滞留型页岩油
滞留型页岩油指有机质热演化阶段生成的固态烃、液态烃原位滞留在泥页岩地层中的页岩油类型，根据有机质成熟度大小可分为中高成熟度、中低成熟度滞留型页岩油。
2.2.1 中高成熟度滞留型页岩油
中高成熟度滞留型页岩油指烃类滞留在Ro值大于0.8%富有机质泥页岩中的页岩油类型。甜点为页理及纹层频繁发育、脆性矿物含量较高的长英质黑色页岩，所指的纹层是需要借助显微手段观察到的微米级、毫米级的不同组构频繁交互组合的显微结构，“有机质+陆源长英质纹层”、“有机质+凝灰质纹层”二元纹层组合与页理缝构成的复合单元可动烃比例高，是影响单井产能的主要因素。原油密度为0.84 g/cm3，黏度为6.4 mPa·s。
2.2.2 中低成熟度滞留型页岩油
3 页岩油发育的地质条件
长73亚段沉积期渗流能力较好的贫有机质层段与渗流能力较弱的富有机质层段在不同尺度上频繁互层叠置，构成了良好的源内生排烃-微运聚-密封存条件，为多类型页岩油规模富集保存奠定了良好的地质基础。
3.1 烃源岩条件
长73亚段是整个延长组最大湖泛期，频繁的火山活动导致湖泊藻类和微生物的勃发，形成了超富营养水体。大型宽缓的湖盆底形、高生产力和强还原条件共同控制形成了长73亚段异常高有机质泥页岩的规模沉积。
3.1.1 烃源岩特征
长73亚段黑色页岩面积达4.3×104 km2，最大累计厚度超过50 m，平均累计厚度为13.9 m；有机质以还原环境中的水生藻类为主，类型主要为Ⅰ型、Ⅱ1型，有机碳含量平均值为13.8%（见图5 ），有机质类型好、有机质丰度高，生油潜力大；生烃活化能分布相对集中，平均活化能较低，具有生烃期短、生烃速率较快、总产油率高的特征[34]。长73亚段暗色泥岩面积达6.2× 104 km2，最大累计厚度达40 m，平均累计厚度11.3 m；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，还有少量Ⅲ型，有机碳含量平均值为3.8%，有机质丰度虽然低于黑色页岩，但与中国其他陆相湖盆页岩油烃源岩相比依然是优质的烃源岩；生烃活化能相对分散，平均活化能较大，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[34]。广覆式分布的黑色页岩和暗色泥岩烃源岩条件优越，生烃模拟实验结果表明长7段有机质生烃潜力强，生烃潜量约为400 kg/t，优质烃源岩生烃强度平均值为495×104 t/km2[13]，为长7段页岩油的规模发育奠定了良好的物质基础。
3.1.2 成熟度界限
齐玉林等[22]热模拟研究表明鄂尔多斯盆地长7段黑色页岩的主生烃期Ro值为0.70%~0.87%，暗色泥岩主生烃期Ro值为1.06%~1.72%（见图6a ）。刘显阳等[35]热模拟表明Ro值为0.75%~0.95%时，页岩具有最大正己烷和混合溶剂抽提产物产率（见图6b ）。党伟等[36]通过吸附能力预测数学模型表明Ro值为0.75%是页岩油赋存状态和可动性转变的成熟度界限，而Ro值为0.85%~0.90%则是页岩“含油性高、可动性好”的最佳成熟度窗口下限（见图6c ）。不同学者对长73亚段页岩油主要生烃期及可动界限给出的对应Ro参数虽然存在偏差，但均表明受生烃活化能相对较低的影响，长73亚段泥页岩在较低的成熟度就可以达到相对较高的生烃能力，使页岩油的可动性增强。李志明等[37]研究认为富有机质泥页岩中Ⅰ型、Ⅱ1型有机质对Ro抑制程度显著，实测的成熟度比真实的成熟度普遍低0.2%以上。
3.2 储集条件
3.2.1 滞留型页岩油储集特征
受古气候、陆源碎屑供给及火山活动的影响，长73亚段纯页岩发育大量微米级、毫米级的不同岩性组构频繁交互组合的显微结构，包括高TOC富有机质纹层、中等TOC的黏土质纹层及低TOC长英质纹层和凝灰质纹层（见图8a —图8c ）。长英质纹层发育数量较多的粒间孔及溶蚀孔（见图8d ），凝灰质纹层长石晶屑溶蚀孔普遍发育（见图8e ），黏土质纹层发育数量众多的黏土矿物晶间孔（见图8f ），有机质纹层内部普遍伴生大量的草莓状黄铁矿，黄铁矿晶间孔、有机质收缩缝普遍发育（见图8g ）。吴松涛等[39]研究表明长73亚段页岩中长英质纹层孔隙直径主体超过500 nm，黏土矿物纹层主体为30~300 nm，有机质纹层孔隙直径更低。长英质和凝灰质纹层是纯页岩中高孔渗纹层，有效提高了页岩的储集能力及原油可动性。荧光薄片显示长英质纹层及凝灰质纹层的荧光显示明显强于有机质纹层及黏土质纹层，是页岩中优质烃类主要富集单元（见图8h ）。长73亚段滞留型页岩油具有由有机质纹层与黏土质纹层向长英质纹层与凝灰质纹层微运聚的特征，长英质纹层与凝灰质纹层发育的频率决定了页岩中可动烃含量的高低。
图8 鄂尔多斯盆地长73亚段滞留型页岩油储集特征（a）L57井，2 318.45 m，黑色页岩中频繁发育的纹层，普通薄片；（b）CY1井，2 018.71 m，黑色页岩中纹层矿物扫描成像图；（c）CY1井，2 018.71 m，纹层频繁间互页岩，氩离子抛光电镜照片；（d）CY1井，2 010.21 m，页岩中长英质纹层粒间孔，氩离子抛光电镜照片；（e）Z9井，1 329.80 m，凝灰质纹层溶蚀孔，铸体薄片；（f）CY1井，2 011.21 m，页岩中黏土矿物晶间孔，氩离子抛光电镜照片；（g）Z22井，1 551.01 m，页岩中有机质纹层富集的黄铁矿，扫描电镜；（h）L57井，2 334.00 m，页岩中不同纹层荧光特征，荧光薄片 |
3.2.2 运移-滞留复合型页岩油储集特征
长73亚段频繁发育的砂岩夹层及砂岩纹层为烃类的运移、富集提供了空间，砂岩类夹层及纹层发育的频率是长73亚段运移-滞留复合型页岩油烃类能否可动的决定性因素。赵谦平等[40]分析表明长73亚段砂岩夹层/纹层的孔隙结构和物性明显优于纯泥岩，中—大孔孔隙体积较大，具有更好的渗流及储集流体的能力。砂岩夹层/纹层主要发育刚性矿物支撑的残余粒间孔（见图9a 、图9b ）、长石溶蚀孔（见图9c 、图9d ）、黏土矿物晶间孔。荧光薄片显示粒间孔、长石溶蚀孔均富集相对轻质的烃类，荧光普遍为亮黄色，而孔隙边缘的黏土矿物薄膜吸附相对重质的烃类，荧光普遍为灰黑色（见图9e 、图9f ），说明广泛发育的孔隙直径较大且刚性矿物支撑的粒间孔、长石溶蚀孔是游离烃的主要储集空间，黏土矿物晶间孔主要富集吸附烃。泥页岩纹层的储集特征与滞留型页岩油一致。
3.3 聚集条件
源内微运移是陆相多类型页岩油多层系含油、多甜点富集的主要机制。葸克来等[41]研究发现长73亚段贫有机质的长英质纹层及砂岩薄夹层中原油与富有机质纹层中吸附的残留原油的激光拉曼光谱特征相似，表明纯页岩中富有机质纹层中生成的原油发生不同尺度的源内运移。
3.3.1 源-储压差为烃类源内运移提供动力
长73亚段优质烃源岩生烃强度大且产油效率高，生烃膨胀作用十分明显，强烈的生排烃形成的超压为烃类源内运移提供了充足的动力。长7段油气源内微运移的阻力主要为毛管压力，长7段砂岩类储集层的毛管压力平均值1.17 MPa[42]，而烃源岩生烃增压约为10 MPa，生烃作用形成的超压完全可以克服毛管压力，为富有机质纹层的源内排烃提供动力，促使长73亚段渗流条件较好的贫有机质砂岩薄夹层和页岩中的长英质纹层、凝灰质纹层及页理缝形成高饱和度页岩油聚集甜点。
3.3.2 生烃增压缝-页理缝-微裂缝为烃类源内运移提供高速通道
受有机质强生烃作用影响，长73亚段纯页岩中富有机质纹层普遍发育生烃增压缝（见图10a ），为烃类微米—毫米级尺度垂向运移提供了通道。频繁发育的页理缝为烃类的横向运移提供了通道（见图10b 、图10c ），生烃增压缝-页理缝为滞留型页岩油长英质、凝灰质纹层高饱和度原油充注提供了高效的通道。
野外剖面、岩心观察及成像测井分析结果均表明长73亚段天然裂缝相对比较发育（见图10d —图10f 、图11 ），普遍以未充填的北东—南西向的高角度裂缝为主。长7段微裂缝主要形成于燕山运动时期，与油气的主要成藏期相对应，岩心观察显示裂缝面含油级别较高，荧光直照显示明显。微裂缝的发育降低了砂质夹层/纹层石油充注的难度，提高了长73亚段页岩油微运移效率。
3.3.3 广泛发育的微纳米孔喉系统为烃类规模聚集提供空间
微纳米CT实验结果显示长73亚段不仅砂岩夹层/纹层发育密集分布的、数量众多的微纳米孔喉系统（见图12a 、图12b ），页岩中同样发育数量众多的微纳米孔喉系统（见图12c ），有效提升了页岩层系的储集能力，数量众多的微纳米孔喉与生烃增压缝-页理缝-微裂缝构成的孔喉-缝网立体耦合系统为长73亚段多类型页岩油规模聚集提供了空间。
3.3.4 烃类分异作用提高页岩油的可动性
长73亚段砂岩夹层/纹层中抽提物组分中饱和烃和芳香烃含量分别为66.43%，8.86%，纯页岩抽提物组分中饱和烃和芳香烃含量分别为37.72%，19.74%。砂岩夹层/纹层中轻质组分明显高于页岩，地面原油密度和黏度也比页岩低，流动性相对较好。黑色页岩荧光薄片结果也表明长英质、凝灰质纹层中烃类的品质优于黏土矿物纹层及有机质纹层，是有机质纹层和黏土矿物纹层对非烃、沥青质等运移能力弱的极性组分吸附的结果。长73亚段烃源岩内部烃类分异作用使饱和烃、芳香烃等运移能力最强的非极性烃类组分在砂岩夹层/纹层及页岩中长英质、凝灰质纹层聚集，提高了页岩油的可动性。
3.4 脆性特征
长73亚段运移-滞留型页岩油储集层砂质纹层的石英含量平均值为37.18%、长石含量平均值为45.43%、碳酸盐矿物含量平均值为6.38%，脆性矿物总含量达到88.99%，可压性好。滞留型页岩油储集层石英含量平均值为31.6%、长石含量平均值为12.20%、碳酸盐矿物含量平均值为6.14%，黄铁矿含量平均值为15.53%，脆性矿物总含量达到65.49%，总体有利于后期改造。但长73亚段页岩中存在一定比例的自生硅，高黏土页岩中自生硅质颗粒偏小且多呈漂浮状分散于黏土矿物内部，受黏土矿物自愈合特征影响，对页岩的可改造性较为有限。
滞留型页岩油脆性矿物含量明显受到微观纹层发育频率及纹层类型的影响，图13a 纹层发育频率高，石英、长石、碳酸盐、黄铁矿等脆性矿物的总含量达74.29%；图13b 纹层不发育，脆性矿物含量仅为23.46%。富有机质纹层普遍伴生大量的自生黄铁矿，有机质纹层及脆性较好的微观纹层发育频率越高，岩石的脆性指数越高。滞留型页岩油按照矿物含量计算脆性指数并不能完全反映页岩油储集层压裂改造效果，需要考虑自生硅的成因和赋存状态[43]。运移-滞留复合型页岩油的脆性指数也明显受组合段砂质纹层发育频率及累计厚度的影响。
4 勘探方向
长73亚段工业油流井分布受黑色页岩厚度的影响，主要围绕在黑色页岩厚度较大的区域（见图14a ）。根据黑色页岩的沉积厚度、有机质热演化程度，平面上将鄂尔多斯盆地长73亚段划分为马岭—华池（Ⅰ类）、环县—姬塬（Ⅱ类）、正宁—旬邑（Ⅲ类）3个深洼区（见图14b ）。Ⅰ类深洼区Ro值大于0.9%，TOC值大于16%，黑色页岩平均厚度为23 m；Ⅱ类深洼区Ro值大于0.8%，TOC值大于8%，黑色页岩平均厚度为25 m，裂缝发育相对复杂，保存条件较差；Ⅲ类深洼区Ro值小于0.8%，TOC值大于10%，黑色页岩平均厚度为22 m。深洼区及环洼带是多类型页岩油有利勘探部署区域。
4.1 成熟深洼区开展中—高成熟度滞留型页岩油风险勘探
目前纯页岩试油获工业油流的井主要位于湖盆成熟的深洼区，围绕有机质成熟度相对较高的、保存条件较好的马岭—华池（Ⅰ类）的深洼区内部找油是中高成熟度滞留型页岩油风险勘探的主要方向。前期研究表明总有机碳含量为4%~14%、镜质体反射率大于0.8%、页理及纹层发育、脆性矿物含量高的长英质黑色页岩是长73亚段中高成熟度滞留型页岩油的有利勘探目标，现场试油获得了高产油流（见图15a ）。初步估算中高成熟度滞留型页岩油可动烃资源量为60×108 t，资源丰富，前景广阔。中高成熟度页岩型页岩油储集层含油性明显受到微观尺度多类型纹层的控制。需要进一步优化测井序列，明确优势纹层状页岩的纵向及平面分布，实现对含油性、渗流性及可压性评价；长7段裂缝比较发育，页岩油的保存条件相对较差，尤其是环县—姬塬（Ⅱ类）深洼区裂缝发育相对复杂，需要进一步明确不同尺度裂缝对中高成熟度滞留型页岩油的影响，在成熟的深洼区选择保存条件好的部位进行积极探索。
4.2 低熟深洼区开展中—低成熟度滞留型页岩油原位转化
鄂尔多斯盆地长73亚段页岩有超过50%的有机质尚未转化成石油烃，原位转化石油技术可采资源量约（400~450）×108 t，资源潜力巨大[38,43⇓ -45]。盆地东南部正宁—旬邑（Ⅲ类）深洼区域埋深浅（小于1 500 m）、有机质成熟度低（Ro值小于0.8%）、页岩含水率小（小于0.3%），原位转化有利区面积大于1.5×104 km2。已经完钻的Z75GC1井显示稳定的页岩段厚度13.9 m，平均TOC值为14.1%，平均产烃潜量68.75 mg/g，平均氢指数467.85 mg/g，原位转化生烃潜力大。下一步需要进一步分析中—低成熟度页岩滞留烃含量；明确页岩的生烃特征、动力学过程；建立原位转化动态油藏模拟基准模型；构建原位转化加热体精细表征技术；综合考虑能耗比落实合理的加热-采油井网，为现场实验的推进提供理论指导。
4.3 环洼富砂区开展运移-滞留复合型页岩油规模勘探
运移-滞留复合型页岩油是长73亚段页岩油规模勘探的现实目标，LY1H井的成功实施进一步坚定了在成熟深洼区（Ⅰ类和Ⅱ类）环洼富砂区规模勘探的信心。2022年针对运移-滞留复合型页岩油新增预测地质储量超2×108 t。环洼富砂区的砂岩夹层/纹层孔渗相对较好，是深洼区烃源岩排烃泄压的主要对象，容易形成高饱和度的页岩油。受富有机质泥页岩影响，长73亚段多薄层粉—细砂岩隐蔽性强，由多个粉细砂旋回组成，粉—细砂岩测井识别难度大。除了正常的砂岩，长73亚段高伽马砂岩也发育频繁，部分砂岩的自然伽马曲线值甚至大于300 API（见图15b ），对测井评价技术提出了更高的要求。
5 结论
基于有机质成熟度、烃类聚集方式及砂质纹层和显微纹层发育程度等特征，长73亚段页岩型页岩油可分为运移-滞留复合型页岩油、滞留型页岩油共2类。
优质的烃源岩提供了大量高势能富烃优质流体，源储压差为长73亚段渗流条件较好的贫有机质砂岩类薄夹层和页岩中的长英质纹层、凝灰质纹层及页理缝原油聚集提供动力，生烃增压缝-页理缝-微裂缝为原油微运移提供了高速通道，广泛发育的微纳米孔喉系统为烃类规模聚集提供了空间，烃源岩内部烃类分异作用使饱和烃、芳香烃等运移能力最强的非极性烃类组分在砂岩夹层/纹层及页岩中长英质、凝灰质纹层聚集，提高了页岩油的可动性。
环洼富砂区规模勘探是运移-滞留复合型页岩油主要方向，关键在于高伽马砂岩夹层/纹层的精细识别。成熟深洼区风险勘探是中高成熟度滞留型页岩油主要方向，关键在于优势纹层的识别和保存条件优选。中低成熟度滞留型页岩油资源潜力巨大，围绕低熟深洼区积极推进原位转化理论研究和现场实施是该类型页岩油的主要方向。