張 娟，張曉輝，許珍萍，曹 青，余林瑤

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710065； 2.中石油勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710021； 3.四川頁巖氣勘探開發(fā)有限責任公司，四川 成都 610000)

引 言

近年來，頁巖油作為非常規(guī)資源，逐步成為重要的國家戰(zhàn)略性接替能源[1-4]。我國頁巖油資源在中東部地區(qū)的大慶油田、吉林油田、遼河油田、勝利油田、南陽油田、江漢油田以及西北部鄂爾多斯盆地長慶油田均有發(fā)現(xiàn)，潛力巨大。

鄂爾多斯盆地延長組長7段頁巖油資源潛力約達百億噸，目前主要采用水平井壓裂開發(fā)游離態(tài)頁巖油，預計采收率可達2%～8%，產(chǎn)油量非?？捎^[5]。研究區(qū)于2011年投入開發(fā)，2013年長7段多口生產(chǎn)井獲得工業(yè)油流，2014年開始陸續(xù)發(fā)現(xiàn)新安邊頁巖油田與慶城頁巖油田[6]，經(jīng)水平井開發(fā)試驗，夾層型頁巖油及紋層型頁巖均獲得工業(yè)油流，但頁理型頁巖油開發(fā)經(jīng)濟效益不佳[7]。其原因在于，頁巖油與頁巖儲層有機質(zhì)之間的強吸附性影響了頁巖油的流動性，從而使開采效果不佳，頁巖油的流動性與其在儲層中的賦存空間和賦存狀態(tài)息息相關。前人主要從頁巖儲集性能分析、勘探潛力評價、有效烴源巖及生排烴能力等方面分析了長7段頁巖油的地質(zhì)特征與富集機理[8-11]，對研究區(qū)頁巖油的賦存空間及特征的研究還未引起足夠的重視[12-14]；而頁巖油的賦存空間與賦存狀態(tài)制約著頁巖油的采出程度[2]，因此，亟需開展研究區(qū)頁巖油賦存空間及狀態(tài)研究，為頁巖油開發(fā)甜點段優(yōu)選、開發(fā)布井及資源潛力評價提供參考。

國內(nèi)學者利用直接或間接法對陸相頁巖油的賦存狀態(tài)進行了表征，指出納米孔和少量的微米孔是頁巖油的主要賦存空間，卻未對不同巖性進行分析[15]。鄂爾多斯盆地長7段夾層型頁巖油儲集層巖性主要以細砂巖、粉砂巖為主。頁巖型頁巖油進一步可細分為紋層型、頁理型2種。其中紋層型頁巖油在烴源巖之間多夾持發(fā)育小于2 m的薄層粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖或凝灰?guī)r。頁理型頁巖油主要發(fā)育在大段泥頁巖中。本文采用直接與間接結(jié)合法，利用熒光薄片、環(huán)境掃描電鏡、多粒級多極性抽提實驗等對隴東地區(qū)長7細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥巖、頁巖及凝灰?guī)r中頁巖油賦存狀態(tài)及儲集空間進行分析，剖析賦存空間的位置、形態(tài)以及不同賦存狀態(tài)下頁巖油的特征，為頁巖油勘探開發(fā)研究提供支持。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

晚三疊世發(fā)生的印支運動，使揚子板塊與華北板塊擠壓碰撞，隨著揚子板塊向北擠壓及西秦嶺造山帶的隆升，形成了東部寬緩、西部陡窄的不對稱的鄂爾多斯大型內(nèi)陸坳陷湖盆。受盆地構(gòu)造沉降作用的影響，長8-長7期盆地沉積體系由淺水三角洲轉(zhuǎn)變?yōu)榘肷詈?深湖相。長7期為湖盆發(fā)育鼎盛期，形成了“面廣水深”的沉積格局。長7半深湖-深湖面積達6.5×104km2，水深60～120 m，湖相烴源巖大面積分布，主要發(fā)育黑色頁巖和暗色泥巖2種烴源巖類型。黑色頁巖的有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，有機質(zhì)含量高—很高，w(TOC)為6%～26%，平均13.81%；暗色泥巖的有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，w(TOC)為2%～6%，平均3.75%。除黑色頁巖、暗色泥巖外，粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖也具有一定的生烴能力，長7具備整體生烴特征。同時，受古湖盆底形與物源區(qū)供給影響，在位于湖盆中部的隴東地區(qū)發(fā)育大規(guī)模的重力流沉積砂體，多夾持于黑色頁巖、暗色泥巖之間，形成大面積分布的頁巖油甜點目標。中國陸相頁巖油分為夾層型、混積型、頁巖型3大類[16]，鄂爾多斯盆地長7頁巖油主要發(fā)育夾層型和頁巖型。其中，長71、長72段以夾層型頁巖油為主，單層砂巖厚度小于5 m，砂地比為20%～30%，主要發(fā)育細砂巖、粉砂巖。長73段以頁巖型為主，砂體不發(fā)育，多以紋層狀分布在泥頁巖中，單層砂巖厚度多小于2 m，砂地比小于20%，主要以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，底部發(fā)育2～5 m的凝灰?guī)r。初步估算鄂爾多斯盆地延長組長7段頁巖油資源量近100×108t，其中隴東地區(qū)預計超60×108t，資源潛力巨大。

2 頁巖油儲集空間及賦存狀態(tài)

2.1 實驗樣品與方法

本次研究在鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)針對長71、長72段夾層型頁巖油選取細砂巖樣品4塊，粉砂巖樣品2塊，針對長73段頁巖型頁巖油選取細砂巖樣品2塊、紋層狀粉砂巖4塊、泥巖粉砂質(zhì)6塊、凝灰?guī)r樣品2塊，選取不同區(qū)域鉆遇的暗色泥巖、黑色頁巖各6塊。針對不同類型頁巖油發(fā)育的不同巖性的樣品，首先進行熒光薄片鑒定、環(huán)境掃描電鏡分析，定性、半定量評價頁巖油儲集空間及形態(tài)，然后開展多粒級多極性抽提實驗測試，定量評價不同巖性儲集層有機質(zhì)含量及賦存狀態(tài)，評價開發(fā)潛力。

2.1.1 環(huán)境掃描電鏡分析

采用環(huán)境掃描電鏡(Quanta FEG450)對6塊細砂巖巖心進行分析。實驗過程中采用環(huán)境低真空模式，從而避免破壞頁巖油原始賦存狀態(tài)，樣品室壓力為10 Pa，工作電壓為15 kV，電子束斑大小4.5 nm(對應束流值為7 nA)，操作溫度為20oC。實驗樣品采用含油巖心(1 cm×1 cm)，敲取含油新鮮面后迅速置入電鏡觀察艙內(nèi)，保證觀察過程中烴類不散失。調(diào)整相應放大倍數(shù)，觀察微米-納米級別孔喉內(nèi)部或表面賦存的原油。

2.1.2 多粒級多極性抽提實驗

本次實驗選擇隴東地區(qū)長7段6口井(井號：D-28,H-61,H-17,N-28,Y-85,Y-J1)的32塊巖心樣品進行多粒級多極性抽提實驗，來定量研究不同賦存狀態(tài)的頁巖油。樣品中，細砂巖樣品、粉砂巖樣品、泥質(zhì)粉砂巖樣品、泥巖樣品和頁巖樣品各6件，凝灰?guī)r樣品2件。

(1)首先將樣品做成1 cm×1 cm×1 cm大小的碎樣，稱其重量并記錄為mo。將樣品置于索式抽提儀中，抽提儀中所用試劑為二氯甲烷∶甲醇=93∶7，開始連續(xù)抽提直至試劑無色。間隔12 h連續(xù)取出抽提物，將每次抽提物置于燒杯中晾干稱重并記錄，最后所得累計重量則為游離態(tài)頁巖油重量。

(2)將步驟(1)中的碎樣破碎成0.1 cm×0.1 cm×0.5 cm大小的碎樣，稱其重量并記錄為m1。將樣品置于索式抽提儀中，抽提儀中所用試劑為二氯甲烷∶甲醇=93∶7，開始連續(xù)抽提直至試劑無色。間隔12 h連續(xù)取出抽提物，將每次抽提物置于燒杯中晾干稱重并記錄，最后所得累計重量則為吸附-互溶態(tài)頁巖油重量。

(3)將步驟(2)中的碎樣破碎成80～120目大小的碎樣，稱其重量并記錄為m2。將樣品置于索式抽提儀中，抽提儀中所用試劑為二氯甲烷∶甲醇=93∶7，開始連續(xù)抽提直至試劑無色。間隔12 h連續(xù)取出抽提物，將每次抽提物置于燒杯中晾干稱重并記錄，最后所得累計重量則為互溶-吸附態(tài)頁巖油重量。

(4)將步驟(3)中抽提后的碎樣稱重并記錄為m3，置于索式抽提儀中，抽提儀中所用試劑為二氯甲烷∶丙酮∶甲醇=50∶25∶25，開始連續(xù)抽提直至試劑無色。間隔12 h連續(xù)取出抽提物，將每次抽提物置于燒杯中晾干稱重并記錄，最后所得累計重量則為吸附態(tài)頁巖油重量。

2.2 夾層型頁巖油

夾層型頁巖油儲集層巖性主要以細砂巖、粉砂巖為主。

2.2.1 儲集空間及形態(tài)

經(jīng)過熒光薄片鑒定分析，頁巖油在細砂巖儲層中主要以連續(xù)油相的形式儲存在孔隙空間中，如圖1(a)—(b)所示；在粉砂巖儲層中主要以非連續(xù)油相的形式賦存在孔隙空間中，如圖1(c)—(d)所示。細砂巖、粉砂巖孔隙結(jié)構(gòu)中頁巖油熒光顏色顯示以淡藍色、淡綠色和藍白色為主，說明頁巖油油質(zhì)相對較輕；礦物表面熒光顯示以藍黑色、淡綠色、黑色為主，說明油質(zhì)相對較重。從熒光顯示結(jié)果可以看出， 粉砂巖礦物表面賦存的頁巖油油質(zhì)較細砂巖礦物表面賦存的輕，這是由于粉砂巖孔喉空間更小，孔喉連通性更差，只能允許更多的輕質(zhì)組分在連通孔隙中流動。結(jié)合環(huán)境掃描電鏡分析，頁巖油主要賦存于細砂巖及粉砂巖的粒間孔、溶蝕孔及礦物表面。粒間孔中頁巖油主要以油滴狀為主，其次為顆粒狀。溶蝕孔中主要以環(huán)邊薄膜狀及微小油滴狀形式賦存，顆粒表面吸附的頁巖油主要以長條狀包圍顆粒，分布形態(tài)受顆粒粒徑限制，厚度通常為納米級。喉道中分布的頁巖油主要以不等厚長條狀及粒狀為主，如圖2。

圖1 夾層型頁巖油賦存位置及形態(tài)Fig.1 Occurrence location and form of shale oil in interlayer

圖2 長7段夾層型頁巖油賦存空間Fig.2 Occurrence space of shale oil in Chang 7 interlayer

2.2.2 頁巖油賦存狀態(tài)

頁巖油的賦存狀態(tài)可分為四類：游離態(tài)、吸附-互溶態(tài)、互溶-吸附態(tài)以及吸附態(tài)。其中，吸附-互溶態(tài)和互溶-吸附態(tài)在以往的研究中被劃歸為互溶態(tài)或過渡態(tài)，因此，以往常見的頁巖油賦存狀態(tài)主要有三類：游離態(tài)、互溶態(tài)和吸附態(tài)[17-19]。游離態(tài)以小分子組分為主，主要賦存與微裂縫、層間隙以及孔喉較大的基質(zhì)孔隙中，流動性最好；互溶態(tài)以中—小分子組分為主，主要以干酪根內(nèi)部網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)包絡的小分子流動相形式以及瀝青質(zhì)和殘留水中溶解形式賦存；吸附態(tài)以大—中分子為主，流動性較差，主要以物理吸附及非共價鍵化學吸附賦存于巖石礦物表面以及干酪根大分子骨架內(nèi)外表面[20-22]。

夾層型頁巖油樣品抽提結(jié)果如圖3所示，細砂巖抽提量分布在1.95～25.74 mg/g，平均約12.42 mg/g。其中，游離態(tài)油量為0.71～23.93 mg/g，平均10.01 mg/g；吸附-互溶態(tài)、互溶-吸附態(tài)和吸附態(tài)油量平均分別為0.60、0.71和1.10 mg/g。粉砂巖抽提量分布在1.00～15.39 mg/g，平均約4.62 mg/g。其中，游離態(tài)油量為0.10～13.24 mg/g，平均約3.02 mg/g；吸附-互溶態(tài)、互溶-吸附態(tài)和吸附態(tài)油量平均分別為0.27、0.31和1.01 mg/g。

由抽提曲線可以看出，細砂巖累計抽提曲線出現(xiàn)“階梯式”和“兩段式”增長形態(tài)，粉砂巖則呈現(xiàn)出“階梯式”增長形態(tài)。細砂巖單步抽提曲線在累計抽提“階梯式”變化曲線過程中出現(xiàn)多個跳躍式增長階段，累計抽提 “兩段式”變化曲線只在步驟1和步驟4呈現(xiàn)相對抽提率較高的跳躍點。粉砂巖單步抽提曲線在累計抽提“階梯式”變化曲線過程中出現(xiàn)多個跳躍式增長階段，尤其在步驟4均出現(xiàn)抽提峰值。整體上，頁巖油在長7段細砂巖中主要以1步驟的游離態(tài)為主，其次為4步驟的吸附態(tài)，互溶態(tài)較少；粉砂巖中的頁巖油主要以吸附態(tài)為主，其次為游離態(tài)，互溶態(tài)較少。粉砂巖與細砂巖相比，吸附態(tài)頁巖油含量明顯上升，這與砂巖中礦物成分的表面性質(zhì)有關。吸附態(tài)原油密度黏度大、流動性差，開采難度大。游離態(tài)的可動油是頁巖儲層現(xiàn)階段開發(fā)的重點，因此，細砂巖中的游離態(tài)頁巖油開發(fā)是增產(chǎn)的重點。

2.3 頁巖型頁巖油

頁巖型頁巖油可細分為紋層型、頁理型2種。其中， 紋層型頁巖油多夾持于厚度小于2 m的薄層粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖或凝灰?guī)r等烴源巖之間，而頁理型頁巖油賦存于大段泥頁巖中。

圖3 夾層型頁巖油抽提結(jié)果Fig.3 Extraction of interlayer shale oil

2.3.1 儲集空間及形態(tài)

經(jīng)過熒光薄片鑒定分析，在泥質(zhì)粉砂巖、泥巖、頁巖及凝灰?guī)r儲層中，頁巖油主要散布于星點狀孔隙空間中(圖4)。頁巖油主要分布在微米級、甚至納米級的溶蝕孔中，溶蝕孔中的頁巖油賦存分布形態(tài)主要受孔隙發(fā)育程度及連通性的影響，呈斑點狀、球粒狀分布，偶見少數(shù)連片狀分布的頁巖油。

圖4 頁理型頁巖油賦存位置及形態(tài)Fig.4 Occurrence location and form of shale oil in shale laminate

孔隙結(jié)構(gòu)中頁巖油熒光顏色顯示以淡藍色、淡綠色、橘紅色和棕黃色為主，說明頁巖油油質(zhì)相對較輕。礦物表面熒光顯示以淡藍色、淡綠色及淡黃色為主，說明油質(zhì)相對較重。熒光顯示結(jié)果說明泥質(zhì)粉砂巖礦物表面賦存的頁巖油油質(zhì)較細砂巖、粉砂巖礦物表面賦存的更輕，這是由于泥質(zhì)粉砂巖孔喉空間更小，孔喉連通性更差，因此，只能允許更小更輕的輕質(zhì)組分在連通孔隙中流動。泥頁巖礦物表面賦存的頁巖油油質(zhì)比泥質(zhì)粉砂巖重。這是由于泥巖是生油巖，泥巖中賦存的頁巖油多是排烴后殘留的重質(zhì)組分。凝灰?guī)r礦物表面頁巖油以油質(zhì)瀝青為主、油質(zhì)相對較輕。溶蝕孔及裂縫中頁巖油以淡綠色為主，熒光顯示其油質(zhì)相對較輕，這可能是由于研究區(qū)充注率高。總之，頁理型頁巖油比紋層型頁巖油組分重，開發(fā)更困難。

2.3.2 賦存狀態(tài)

頁理型頁巖油抽提結(jié)果如圖5所示，泥質(zhì)粉砂巖抽提量分布在1.42～8.29 mg/g，平均約4.27 mg/g。其中，游離態(tài)油量為0.21～6.68 mg/g，平均約2.38 mg/g； 吸附-互溶態(tài)、互溶-吸附態(tài)和吸附態(tài)油量分別平均0.55、0.41和0.92 mg/g。凝灰?guī)r抽提量分布在1.88～20.11 mg/g，平均約10.99 mg/g。其中，游離態(tài)油量為0.21～17.07 mg/g，平均約8.64 mg/g；吸附-互溶態(tài)、互溶-吸附態(tài)和吸附態(tài)油量平均分別為0.59、0.25和1.51 mg/g。暗色泥巖抽提量分布在4.40～8.84 mg/g，平均約6.61 mg/g。其中，游離態(tài)油量在1.64～4.92 mg/g，平均約3.19 mg/g；吸附-互溶態(tài)、互溶-吸附態(tài)和吸附態(tài)油量平均分別為1.20、0.90和1.34 mg/g。黑色頁巖抽提量分布在7.48～17.89 mg/g，平均約11.67 mg/g。其中，游離態(tài)油量在2.88～9.72 mg/g，平均約5.57 mg/g；吸附-互溶態(tài)、互溶-吸附態(tài)和吸附態(tài)油量平均分別為2.45、1.39和2.25 mg/g。

圖5 頁理型頁巖油抽提結(jié)果Fig.5 Extraction of laminate shale oil

如抽提曲線所示，泥質(zhì)粉砂巖、凝灰?guī)r、暗色泥巖和黑色頁巖累計抽提曲線均呈“階梯式”增長形態(tài)。單步抽提曲線均在累計抽提曲線步驟1到步驟4過程中出現(xiàn)多個抽提高峰?？梢钥闯?，長7段泥質(zhì)粉砂巖、凝灰?guī)r主要以游離態(tài)為主，其次為吸附態(tài)，互溶態(tài)較少；凝灰?guī)r儲層厚度一般小于5 cm，零散夾雜在泥頁巖中，不宜單獨開發(fā)。暗色泥巖和黑色頁巖主要以游離態(tài)為主，其次為互溶態(tài)，吸附態(tài)較少。

2.4 結(jié)果與討論

不同儲集空間中賦存的原油形態(tài)各異，造成這種現(xiàn)象的原因可能與油氣充注過程中流體的微流動、儲集空間大小及相關礦物本身的表面性質(zhì)有關。需要指出的是，同種孔隙類型的不同部位原油的分布也有較大的差異，這可能與原油在礦物表面的吸附過程及原油本身在孔隙中的收縮作用有關。礦物本身所帶電荷或極性作用，使得原油越靠近溶蝕礦物顆粒表面，與礦物間的相互作用越強，致原油吸附在溶蝕顆粒邊緣。溶蝕作用對顆粒礦物的改造顯著，增加了礦物顆粒的粗糙度，使礦物顆粒表面可以更好地吸附原油[13]。另外，隨著地質(zhì)條件的改變，原油在溶蝕孔隙中的賦存狀態(tài)將發(fā)生變化，地層水將占據(jù)孔隙中心位置，最終形成現(xiàn)階段所看到的原油的環(huán)邊結(jié)構(gòu)。因此，現(xiàn)今觀察到的原油在溶蝕孔中的微觀儲集狀態(tài)是多種因素共同作用的結(jié)果。

泥頁巖中的頁巖油以游離態(tài)為主，但是含量與細砂巖相比較低且組分較重，研究區(qū)泥頁巖成熟度低，因此，研究區(qū)泥頁巖適宜原位轉(zhuǎn)化開采[20]。泥頁巖中呈現(xiàn)出的高游離態(tài)、少吸附態(tài)的特點，可能與長7段泥巖整體的滯留效應高有關，高滯留效應導致泥頁巖儲集層中殘留大量的輕質(zhì)組分未被排出，在泥頁巖的儲集空間中保存，低吸附態(tài)也受高滯留效應的影響，原本礦物及有機質(zhì)對原油的吸附能力達到飽和后，剩余的原油滯留會降低吸附態(tài)占比，同時促使更多的原油以互溶態(tài)形式富集在泥頁巖儲集層中。

3 不同類型頁巖油開發(fā)效果

3.1 夾層型頁巖油

2011年以來，借鑒國外頁巖油水平井體積壓裂理念，長慶油田針對鄂爾多斯盆地長71、長72夾層型頁巖油開展地質(zhì)工程一體化攻關，先后建成了X233、Z183、N89三個水平井攻關試驗區(qū)，完鉆水平井24口，水平段長1 500～1 800 m，投產(chǎn)初期單井平均日產(chǎn)油12.15 t，目前平均單井日產(chǎn)油4.69 t，單井累計產(chǎn)油均突破1×104t，其中，16口井的累計產(chǎn)油已突破2×104t，開發(fā)效果最好的Y7井單井累計產(chǎn)油達4.3×104t，攻關試驗成效顯著。

2018年，圍繞X233攻關試驗區(qū)快速推進水平井規(guī)模開發(fā)，根據(jù)盆地長7頁巖油多套油層縱向疊置發(fā)育的特點，結(jié)合鄂爾多斯盆地溝壑縱橫的地面條件，按照水平井體積壓裂準自然能量開發(fā)理念，提出“大井叢水平井立體開發(fā)”的規(guī)模整體部署動用思路，單個鉆井平臺完鉆水平井數(shù)從試驗階段1～2口提升至6～20口，減少地面及人員管理成本，實現(xiàn)了該區(qū)夾層型頁巖油規(guī)模開發(fā)。截止目前，慶城地區(qū)頁巖油水平井完鉆421口，投產(chǎn)334口，初期單井平均日產(chǎn)油14.0 t，達產(chǎn)年平均單井日產(chǎn)油12.5 t，第一年平均單井累計產(chǎn)油4 490 t。鄂爾多斯盆地夾層型頁巖油規(guī)模開發(fā)效益較好。

3.2 頁巖型頁巖油

針對紋層型頁巖油，開展直井體積壓裂改造試驗，評價出油潛力。完鉆試油井29口，13口獲工業(yè)油流，試采平均單井日產(chǎn)油0.58 t，直井單井產(chǎn)量低。2019—2021年優(yōu)選CH80等井區(qū)完鉆水平井4口，水平段長1 500～2 000 m，4口井均鉆遇細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、凝灰?guī)r等多種巖性，砂層鉆遇率為40%～70%。投產(chǎn)2口，平均單井日產(chǎn)油2.95 t，相比直井單井產(chǎn)量大幅提高，但距離規(guī)模效益開發(fā)仍需深入研究與持續(xù)攻關。

針對頁理型頁巖油儲層極其致密、脆性指數(shù)低、壓裂改造難度大等問題，國內(nèi)外初步形成了原位加熱改質(zhì)的開采技術(shù)，目前在美國、加拿大以及國內(nèi)遼松盆地青山口組頁巖油層開展了原位加熱改質(zhì)礦場試驗，進行技術(shù)探索，從長遠來看頁理型頁巖油也有望實現(xiàn)突破。

4 結(jié) 論

(1)頁巖油儲集于砂巖及泥頁巖粒間孔和溶蝕孔中。其中，輕質(zhì)組分在孔隙空間賦存，稍重質(zhì)組分在礦物及有機質(zhì)表面賦存。泥頁巖礦物及有機質(zhì)表面賦存的頁巖油組分較砂巖重。

(2)長7段不同巖性儲層含油性規(guī)律為：細砂巖>頁巖>凝灰?guī)r>泥巖>粉砂巖>泥質(zhì)粉砂巖。頁巖中含油性好、游離油/可動油含量高的細砂巖條帶是頁巖油開發(fā)的重點。

(3)長7段頁巖油主要以游離態(tài)油為主，泥頁巖中呈現(xiàn)的高游離態(tài)少吸附態(tài)的特點可能與滯留效應有關，影響滯留相應的因素還需進一步明確。

(4)鄂爾多斯盆地長7段細砂巖、粉砂巖發(fā)育的夾層型頁巖油開發(fā)效果好，頁巖型頁巖油中泥質(zhì)粉砂巖等發(fā)育的紋層型頁巖油已初步取得研究成果，大段泥頁巖發(fā)育的頁理型頁巖油仍需深入研究。