2025, Vol. 37
全球油气工业正稳步朝向非常规油气领域拓展，“连续型油气聚集”理论的提出为非常规油气资源的有效勘探、开发和利用奠定了坚实的科学基础[1-2]，非常规油气资源的开发已经成为全球油气工业的重要方向[3-4]，也是未来石油发展的潜力所在[5-6]，其中，页岩油储层的系统性研究占据了页岩油勘探领域的核心地位，日益成为国际学术界广泛聚焦与探讨的热点[7-9]。我国拥有丰富的页岩油资源，主要集中于渤海湾盆地、松辽盆地、准噶尔盆地以及鄂尔多斯盆地等中新生代陆相沉积区域[10]，鄂尔多斯盆地是一个呈南北向近于矩形、具有西倾单斜特征的大型内陆坳陷型沉积盆地，其内部蕴藏着极为丰富的油气资源，是中国目前最大的页岩油气生产基地，油气勘探近年来展现出由盆地中心向边缘过渡的趋势[11]。在“十三五”规划期间，中国针对陆相页岩油的基础科学研究与勘探开发力度显著加强，这一战略性举措在地质勘探领域取得了里程碑式的突破。在鄂尔多斯盆地延长组长7段中，成功探明我国首个储量规模达到十亿吨级别的页岩油大油田——庆城油田，其累计探明的地质储量为11.53×108t，这一发现标志着中国在页岩油资源开发上迈出了坚实的一步[12-13]。广泛的勘探实践与分析揭示了中高成熟度厚层陆相富有机质页岩层系，如渤海湾盆地古近系沙河街组蕴含着巨大的页岩油勘探与开发潜力。此类地层中广泛分布的、高丰度的有机质不仅为页岩油的生成提供了充足的物质基础，还促进了油气资源在地质历史时期的富集与保存[14]。鄂尔多斯盆地的长7段沉积期正值三叠纪湖盆的鼎盛发育阶段，区域构造活动的频繁促进了富营养化湖盆的形成[15-16]。这一时期，湖盆的古生产力极高，造就了大范围分布的优质烃源岩，此类烃源岩主要集中于延长组的长7油层组[17]。长7段烃源岩不仅生油能力强劲，排烃效率也高。此外，该盆地独特的源-储一体化构造为页岩油的富集提供了得天独厚的条件[18]，使烃源岩内部页岩油的富集成藏成为可能。因此，长7段成为了当前页岩油研究的重中之重，精细研究长7段泥岩的地球化学特征，分析当时的沉积环境对有机质富集和保存条件的认识有重要的作用。在已有研究的基础上，以往针对长7段泥岩做进一步精细分析[19-20]，据研究显示，长7段黑色页岩在盆地中生界扮演着主要烃源岩的角色，长6和长8油层组的原油与长7段黑色页岩的特征呈高度的一致性[21]。然而，长7段的暗色泥岩与黑色页岩在地球化学特征上存在着差异。目前，对于不同类型页岩油的油源关系尚缺乏明确的认识，以往的研究通常忽略了暗色泥岩在油气形成过程中的重要贡献[22]，同时针对长71、长72、长73这3个亚段的对比研究及有机质富集的探讨相对较少，这极大地限制了对石油运聚的研究。
在综合调研古沉积环境恢复方法以及以往研究的基础上，以鄂尔多斯盆地华池地区长7段为研究对象，共采集20块钻井岩心，利用薄片鉴定、扫描电镜分析孔隙特征，并采用总有机碳（TOC）含量、主量元素测试以及微量元素测试，深入探究该层段泥岩的地球化学特征及其所反映的古环境信息，分析有机质富集主控因素，为探讨其发育环境及地质意义提供依据，以期为该区域下一步非常规油气资源的勘探与开发实践指明了科学方向。
1 地质概况鄂尔多斯盆地是在长期地质演化过程中逐渐发育形成的位于华北克拉通地块上的中新生界含油气沉积盆地，北接阴山山脉，西临贺兰山与六盘山，南抵秦岭山脉，东临吕梁山脉，盆地横跨蒙、宁、甘、陕、晋五省[23]，可划分为6个一级构造单元，分别为伊盟隆起、西缘逆冲带、渭北隆起、天环凹陷、伊陕斜坡和晋西挠褶带[24-25]。盆地上三叠统延长组经历了湖盆的形成、鼎盛与消亡的发展过程，将延长组自上而下分为长1—长10共10个油层组[26-27]。其中，在延长组长7油层组黑色页岩等优质烃源岩发育，是油气勘探开发重点接替层系。
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下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地华池地区构造位置（a）及三叠系延长组岩性地层综合柱状图（b）（据文献[28-29]修改） Fig. 1 Structural division of Huachi area in Ordos Basin (a) and stratigraphic column of Triassic Yanchang Formation (b) |
研究区位于盆地中部的华池地区，该区在构造位置上隶属于6个一级构造单元的伊陕斜坡，是在地质上相对稳定且油气资源丰富的地带。本次研究的焦点层位是在地质学和油气勘探领域均具有重要意义的三叠系延长组的长7段[28-29]（图 1），长7油层组形成于盆地延长组湖盆鼎盛时期，受热流体作用的影响，该时期藻类和浮游生物发育繁盛，进而推动古生产力的明显提升，同时在鄂尔多斯盆地长7段沉积时期，地质活动异常活跃，构造事件与沉积演化的相互作用影响盆地的地貌格局和沉积环境，导致湖盆中心的位置发生明显的迁移以及湖盆中部的快速沉降，沉积了一套富含有机质的生油岩系，主要由黑色页岩和暗色泥岩构成[30]。研究区长7段自上而下可划分为长71、长72和长73共3个亚段，总厚度约为100~120 m。其中，长71和长72亚段以粉砂岩至细砂岩与泥岩的交替层为主，长73亚段主要由黑色页岩构成，并伴有薄层砂岩的夹层出现[31]。
2 储层特征 2.1 岩石学特征华池地区长7段20块样品的铸体薄片镜下鉴定及扫描电镜结果显示，岩石类型主要包括深灰色泥岩、深灰色灰质泥岩及含炭屑的粉砂质泥岩、富含有机质的粉砂质泥岩。深灰色泥岩的数量最为丰富，其次是深灰色的灰质泥岩和含炭屑的粉砂质泥岩、富含有机质的粉砂质泥岩等。长71亚段主要岩石类型为含炭屑的粉砂质泥岩、富含有机质的粉砂质泥岩，为粉—细砂岩与泥岩互层；长72亚段主要岩石类型为含炭屑的粉砂质泥岩以及深灰色灰质泥岩等；长73亚段主要为深灰色灰质泥岩和深灰色泥岩。泥岩中石英的体积分数为13.2%~50.3%，平均体积分数为29.6%；黏土矿物泥岩体积分数为18.6%~51.6%，平均体积分数为28.3%；长石在泥岩中以斜长石和钾长石为主，两者的体积分数分别为2.8%~13.5% 和1.6%~3.3%。部分岩石属于粉砂质黏土结构，分选性中等，孔隙发育程度差，岩石中黏土矿物主要有不规则片状、花朵状绿蒙混层矿物，还有长石碎屑的溶蚀转化现象以及弯曲片状伊利石与不规则状伊蒙混层矿物，基质中分布方解石微晶以及晶间孔与纳米级晶间孔，岩石中主要见基质中的方解石、沸石类矿物与粒状石英和锯齿状缝合线。同时还有粒间充填的方解石胶结物，导致孔隙不发育，连通性差。在有些岩石中，主要见基质中的方解石、溶孔中充填的粒状石英以及有石英次生加大现象，粒间孔多见，连通性好。综上所述，研究区长7段泥岩储集特征主要表现为孔隙类型多样，包括黏土矿物晶间孔、粒间孔等，具有孔径小、填隙物类型多样且含量高、孔喉空间小以及面孔率低等特点。
2.2 孔隙类型及特征在Loucks等[32]研究中，泥岩的孔隙结构被系统地划分为粒间孔隙、粒内孔隙及有机质孔隙三大类。裂缝在油气储层中扮演着至关重要的角色，由于其主要受控于地质构造应力作用，因此并未被列入其中。针对鄂尔多斯盆地华池地区长7段泥岩的孔隙发育特征进行分析，结果表明，该地区广泛分布微纳米级别的孔隙系统，主要由黏土矿物晶间孔、粒间孔及溶蚀孔共同构成了该地区泥岩储层的主要储集空间。除上述典型的孔隙类型外，微裂缝的存在也明显影响了该储层的渗流特性（图 2）。
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下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地华池地区三叠系长7段页岩油储层成岩作用类型 （a）富含有机质的粉砂质泥岩，可见溶蚀孔，B522井，1 916.5 m，铸体薄片；（b）基质中的溶蚀孔，B522井，1 916.5 m，扫描电镜；（c）溶蚀孔及其中充填的自生石英，B522井，1 975.5 m，扫描电镜；（d）方解石微晶及晶间孔，B522井，2 002.5 m，扫描电镜；（e）方解石晶间孔及充填的自生石英，B522井，1 916.5 m，扫描电镜；（f）伊利石晶间孔，B522井，1 916.5 m，扫描电镜；（g）长石碎屑溶蚀转化，B522井，1 916.5 m，扫描电镜；（h）粒间孔及充填的方解石，B522井，1 975.5 m，扫描电镜；（i）粒间孔及充填的方解石，B522井，1 990.5 m，扫描电镜；（j）微裂隙，B522井，1 916.5 m，铸体薄片；（k）微裂隙，B522井，1 975.5 m，铸体薄片；（l）基质中的缝合线，B522井，1 990.5 m，扫描电镜。 Fig. 2 Diagenetic types of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Huachi area, Ordos Basin |
（1）溶蚀孔。是由矿物在温度、压力变化以及化学性质各异的流体共同作用下发生的相转变过程所产生的次生孔隙[33]，这一过程不仅赋予泥岩独特的孔隙体系，还对其储集能力产生深远影响。根据溶蚀孔在样品中的具体分布位置，可以进一步划分为粒间溶孔及粒内溶孔，而研究中的样品均可观察到溶蚀孔较为发育（图 2a—2c），这些溶蚀孔的分布呈明显的分散性和非均质性，反映了成岩过程中流体作用的不均匀性和复杂性。从形态上来看，这些溶蚀孔多呈港湾状或蜂窝状。
（2）晶间孔。作为泥岩孔隙系统的重要组成部分，指的是存在于自形矿物晶体之间的微小孔隙。通过扫描电镜及铸体薄片观察，发现研究区长7段泥岩中的晶间孔主要包括碳酸盐胶结物晶间孔和黏土矿物晶间孔两大类。其中，碳酸盐胶结物主要为方解石晶粒晶间孔，在该区域的泥岩中较为普遍且发育良好，其形态多样，既有线状延伸也有片状展开的（图 2d，2e）。线状形态的方解石晶间孔在空间中有效地连接相邻的粒间孔等孔隙，构建相互贯通的孔隙网络；黏土矿物晶间孔主要由弯曲片状的伊利石与不规则状的伊蒙混层矿物所构成（图 2f），在该区域还观察到长石碎屑溶蚀转化现象（图 2g），相较于方解石晶间孔，黏土矿物晶间孔及其溶蚀孔在基质中的连通性较差，一定程度上可能会影响油气的流动性和可采性。
（3）粒间孔。是泥岩中一种重要的原生孔隙类型，其形成主要归因于矿物颗粒或矿物集合体在成岩过程中经受压实作用后所残留的间隙[33]。在鄂尔多斯盆地华池地区长7段泥岩中，粒间孔的发育程度较为明显，其形态的多样性深受矿物颗粒的形状、颗粒间的相互接触方式以及压实作用的强烈程度等多重因素的共同影响。粒间孔的形态展现出极高的丰富度，涵盖了线状、棱角分明状以及规则的几何立方体状等多种形态（图 2h，2i）。岩石中黏土矿物主要见粒间充填与粒表生长的叶片状绿泥石，自生矿物见自生石英与沸石类矿物、方解石，可见粒间充填的方解石胶结物（图 2i），孔隙不发育，连通性差。可见石英次生加大现象。孔隙发育，粒间孔多见，连通性好。
（4）微裂缝。在长7段泥岩中，天然裂缝的发育不仅涵盖宏观的大—中尺度裂缝，还普遍存在微—小尺度的裂缝。针对泥岩中的微裂缝，特别是那些处于微米级别的裂缝，可以细分为构造应力缝和成岩收缩缝2种类型。在研究区长7段泥岩中，成岩收缩缝的发育尤为突出，这些裂缝的形成与矿物颗粒在成岩过程中的体积变化密切相关，具体表现为矿物收缩缝、解理缝以及有机质收缩缝等多种形式（图 2j—2l）。生产实践表明，储集层中天然裂缝的存在是长7段页岩油“甜点”富集的关键因素之一。天然裂缝不仅为页岩油提供了额外的储集空间，还通过其复杂的网络体系促进了油气的渗流与扩散。在体积压裂技术的应用下，天然裂缝能够进一步扩展和连接，形成更为复杂的缝网系统，从而极大地提高了页岩油的储集和开采效率。
3 岩石地球化学特征对研究所采集的来自鄂尔多斯盆地中部华池地区B522井的20块新鲜岩石样品，分别开展了TOC含量、主量元素和微量元素的测定。针对长7段的不同亚段（长73亚段、长72亚段和长71亚段）分别采集了相应数量的样品进行测试。其中，长73亚段选取了9块样品，长72亚段选取了4块样品，长71亚段选取了7块样品，样品采集深度为1 906.5~ 2 004.0 m（表 1）。
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下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地华池地区延长组长7段页岩TOC及主量、微量元素分析结果 Table 1 Analysis results of TOC and main and trace elements in shale of Chang 7 member of Yanchang Formation in Huachi area, Ordos Basin |
在东北石油大学的非常规实验室中，针对长7段泥岩样品的TOC含量测定采用了先进的Leco CS-200仪器，确保了测试结果的准确性和可靠性。先将采集的泥岩样品精确称量后，放入容积为50 mL的锥形烧瓶中，后向烧瓶中加入1 mol/L的HCl溶液溶解。待样品完全溶解后，使用微孔过滤装置，以蒸馏水仔细冲洗滤纸上的样品，以彻底去除残留的HCl溶液。将过滤并清洗干净的样品连同滤纸一起放入烤箱中，进行干燥处理。干燥后的样品与滤纸一同被放入Leco CS-200仪器的坩埚中。在仪器的燃烧炉内，样品在富氧环境中充分燃烧，将有机质转化为CO2。燃烧产生的CO2通过红外探测器进行检测，从而准确计算出样品中TOC的含量。测试结果见表 1所列，长7段泥岩的TOC为0.56%~9.64%，平均为4.11%。长71亚段TOC为0.58%~6.94%，平均为2.645%，长72亚段TOC为0.98%~5.64%，平均为2.81%，长73亚段TOC为0.83%~9.64%，平均为5.83%。从表 1中可以看出TOC值在长73亚段最高，向上呈逐渐减小的趋势。
3.2 主量元素特征进行主量元素测试时，使用荷兰Axios MAX X-射线荧光光谱仪，分析误差小于5%，确保了分析过程的规范性和结果的可信度。主量元素分析结果见表 1所列。
研究区所选灰色泥岩样品中的主要氧化物依次为SiO2，Al2O3以及K2O等。其中，灰色泥岩样品中SiO2质量分数为44.652%~57.893%，平均为52.406%，长71亚段SiO2质量分数平均为51.175%，长72亚段SiO2质量分数平均为50.616%，长73亚段SiO2质量分数平均为54.159%；Al2O3质量分数为14.362%~19.226%，平均为17.475%，长71亚段Al2O3质量分数平均为17.835%，长72亚段Al2O3质量分数平均为16.892%，长73亚段Al2O3质量分数平均为17.453%；K2O质量分数为2.396%~5.022%，平均为3.691%，长71亚段K2O质量分数平均为3.692%，长72亚段K2O质量分数平均为3.729%，长73亚段K2O质量分数平均为3.674%。3种氧化物质量分数总和为64.108%~81.209%。此外，FeO的质量分数平均为4.040%，MgO的质量分数平均为1.248%，CaO的质量分数平均为0.716%。P2O5，TiO2和MnO在泥岩中的含量最少，均小于0.500%，TiO2的质量分数平均为0.498%，P2O5的质量分数平均为0.528%，MnO的质量分数平均为0.062%。
3.3 微量元素特征对采集样品的微量元素进行分析测试，微量元素分析结果见表 1所列。微量元素测试采用的仪器为美国电感耦合等离子发射光谱仪ICAP7400，分析误差小于5%。
在古环境重建的研究中，微量元素的分析扮演着至关重要的角色，本次研究的古环境重建主要应用U，Th，Co，Cu，Sr，V和Ni等7种微量元素。Ba元素在整体研究区中的质量分数平均为581.201×10-6，最大为983.283×10-6，最小为309.094×10-6，进一步分析不同层段（长71亚段、长72亚段、长73亚段）的Ba元素含量，可以看出长72亚段Ba的质量分数为654.570×10-6，长73亚段Ba的质量分数为509.670×10-6；U元素的质量分数平均为6.589× 10-6，最大为13.514×10-6，最小为2.489×10-6，长71亚段U的质量分数平均为3.804×10-6，长72亚段U的质量分数平均为6.298×10-6，长73亚段U的质量分数平均为8.884×10-6；Sr元素的质量分数平均为95.583×10-6，最大为160.736×10-6，最小为69.736× 10-6，长71亚段Sr的质量分数平均为101.814×10-6，长72亚段Sr的质量分数平均为88.021×10-6，长73亚段Sr的质量分数平均为94.099×10-6；Ba元素的含量最高，其次为V元素，达到121.574×10-6，最低的为U元素。
4 形成环境在沉积物的背景下，元素展现出一种相对稳定的特性，其含量间的比值构成揭示古环境变迁的重要指示器。在重构古沉积环境的多样化方法中，常量元素与微量元素分析占据着核心地位[34-39]，这一技术手段在众多盆地沉积古环境复原研究中应用广泛[37]。古气候的恢复通常涉及综合评价，采用各种指标进行识别，如CaO/MgO*Al2O3值、Sr/Cu值及MgO/CaO值；部分元素对氧化还原条件反应敏感，这是古环境中氧化还原条件恢复的理论基础，通常使用U/Th值、Ni/Co值及U/Th值；古盐度的恢复，常用Sr/Ba值、Sr元素含量及Th/U值等；对于古水深的恢复，常用Fe/Mn值、Co元素含量及Mn/Ti值[40]。
基于研究区B522井长7段20块样品所分析的元素地球化学数据（表 2），对鄂尔多斯盆地华池地区延长组长7段古环境进行多角度恢复，主要涵盖古氧化还原性、古气候、古盐度、古水深及古生产力等（图 3）。
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下载CSV 表 2 鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩地球化学特征及元素值统计表 Table 2 Statistical table of geochemical characteristics and element ratio of shale in Chang 7 member of Yanchang Formation, Ordos Basin |
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下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地华池地区延长组长7段页岩古环境分析指标的垂向变化 Fig. 3 Vertical change of shale paleoenvironment analysis index in Chang 7 member of Yanchang Formation, Ordos Basin |
有机质的形成深受沉积物氧化还原状态的影响，成为其形成过程中的核心要素。因此，对于富有机质页岩而言，重建其氧化还原环境对于深入探究该区有机质的生成机制具有举足轻重的意义[41-42]。微量元素在强烈氧化条件下比还原条件下更容易分解，而在缺氧沉积条件下倾向于在自生矿物中富集，即微量元素氧化还原环境变化中的敏感性。基于这一特性，铀（U）、钒（V）、钼（Mo）和铬（Cr）等元素成为了评估沉积环境氧化还原性的重要指标[16, 43]。当沉积环境处于缺氧还原状态时，镍、铜、锌等元素往往以硫化物的形式析出；在氧化条件下，这些元素通常处于溶解状态。因此，这些元素在不同氧化还原条件下的存在状态差异，成为了判断沉积环境是否为还原环境的直接依据[35]。通过Ni/Co[44]，V/Cr[45]，V/（V+Ni）[46-47]，（Cu+Mo）/Zn[48-49]，U/Th[44]等值，可以获取关于沉积环境氧化还原条件的重要信息。对华池地区延长组长7段泥岩的研究中，采用Ni/Co值、V/（V+Ni）值以及U/Th值等指标，来探究其沉积时的氧化还原环境。
（1）V/（V+Ni）值。根据钒（V）和镍（Ni）在氧化还原环境中的不同富集特性，即V在氧化条件下更易富集，Ni在还原条件下容易富集，学者们利用V/（V+Ni）值作为评估氧化还原条件的有效指标。以往研究指出，当V/（V+Ni）值小于0.45时，表示环境为富氧状态，反映氧化环境；当V/（V+Ni）值为0.45~ 0.60时，表示环境为贫氧状态，反映还原环境；当V/（V+Ni）值大于0.60时，表示环境为缺氧状态，反映强还原环境[50-51]。长71亚段页岩V/（V+Ni）值为0.404~0.781，平均值为0.59，除1个样品（0.404）显示氧化环境，其余样品均指示缺氧环境，即强还原条件；长72亚段页岩V/（V+Ni）值为0.669~0.701，平均值为0.684，样品均指示缺氧环境；长73亚段页岩V/（V+Ni）平均值为0.627，除2个样品（0.504，0.526）显示贫氧环境，其余样品均指示缺氧环境。总之，长7段样品中V/（V+Ni）值为0.404~0.781，平均值为0.629，这一数值明显大于0.45的临界值，有力地证明了研究区长7段泥岩普遍处于强还原环境。在这种强还原条件下，有机质能够更有效地富集并得以良好保存。
（2）Ni/Co值。基于以往研究的结论，Ni/Co值可以用来区分不同的氧化还原环境，当Ni/Co值大于7时，表明沉积环境为缺氧状态；当Ni/Co值为5~ 7时，表明环境为贫氧状态；当Ni/Co值小于5时，表明环境趋向于富氧状态。长71亚段页岩Ni/Co值为5.018~5.509，平均值为5.297，7个样品中Ni/Co值均为5~7，指示贫氧环境；长72亚段页岩Ni/Co值为4.784~5.201，平均值为5.027，除1个样品（4.784）显示富氧环境，其余样品均指示贫氧环境；长73亚段页岩Ni/Co值为5.077~7.562，平均值为5.973，3个样品显示缺氧环境，其余样品均指示贫氧环境。样品中Ni/Co值为4.784~7.562，平均值为5.547，判断水体环境为贫氧—缺氧环境。
（3）U/Th值。根据U/Th值的判定标准，可将沉积环境的氧化还原状态划分为3个区间，当U/Th值小于0.75时，表示沉积环境为氧化环境；当U/Th值为0.75~1.25时，表示沉积环境为贫氧环境；当U/Th值大于1.25时，表示沉积环境为缺氧环境。针对所分析的样品，U/Th值为0.78~1.17，平均值为0.91，所有数值均大于0.75，有3个样品数值大于1.00，由此判断研究区长7段沉积时期为贫氧—缺氧环境。
（4）氧化还原条件判定图解。Ni/Co-U/Th交会图与V/（V+Ni）-U/Th交会图均可对泥岩氧化还原环境进行判别。由图 4可知，研究区长7段仅有极个别样品落于富氧区间，绝大多数样品为贫氧—缺氧环境。
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下载原图 图 4 延长组富有机质泥岩氧化还原条件判定图解 Fig. 4 Diagram for determining redox conditions of organic-rich shale in Yanchang Formation |
综合所有分析数据可以明确指出，在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地内部的水域大体上是贫氧—缺氧的环境。在水体深度较大的局部区域，尤其是长72与长73亚段沉积时期，则出现了强还原环境。
4.2 古气候古气候是影响古生物种类和沉积岩风化作用的关键因素。为恢复古气候，常采用沉积法、古生物法和地球化学元素法等[52-53]。其中，地球化学元素法分析是重要的手段，能够揭示古气候的演化。Sr含量、CaO/（MgO*Al2O3）值、Sr/Cu值、Rb/Sr值和Fe/Mn值等地球化学指标常被用作古气候的指示标志。本次研究中主要选取了CaO/（MgO*Al2O3）值和Sr/Cu值这2个地球化学指标，对华池地区延长组长7段页岩沉积时期的古气候进行分析。
（1）CaO/（MgO*Al2O3）值。在潮湿且温暖的环境中，CaO因其易于风化淋滤和分解的特性，成为反映古气候的重要化学指标。基于该原理，可以利用CaO与（MgO*Al2O3）的比值来重建和解析鄂尔多斯盆地华池地区长7段页岩沉积时期的古气候状况。根据以往的研究成果，CaO/（MgO*Al2O3）值较高时，指示该时期的气候较为温暖；反之则指示气候相对寒冷[54]。华池地区长7段页岩CaO/（MgO*Al2O3）值为0.007~1.462，平均值为0.134，长71亚段页岩CaO/（MgO*Al2O3）值为0.016~0.296，平均值为0.068，长72亚段页岩CaO/（MgO*Al2O3）值为0.018~0.262，平均值为0.083，长73亚段页岩CaO/（MgO*Al2O3）值为0.007~1.462，平均值为0.209。CaO/（MgO*Al2O3）值从长73亚段到长71亚段呈减小趋势，由此判断研究区整个长7段自下而上气温逐渐降低。
（2）Sr/Cu值。Sr元素倾向于在干燥环境中富集，Cu元素则更倾向于湿润环境，该特性使Sr/Cu值成为有效的古气候指示参数。当Sr/Cu值较低时，指示气候潮湿；反之，较高的比值指示气候干旱。根据研究成果，可以将Sr/Cu值作为标尺来衡量古气候的干湿程度。若Sr/Cu值小于或等于10，表明气候是温暖且湿润的；若Sr/Cu值大于10，表明当时的气候是干燥且炎热[55]。长71亚段S/Cu值为1.121~13.405，平均值为4.568，长72亚段Sr/Cu值为1.163~2.964，平均值为1.935，长73亚段Sr/Cu值为1.498~6.313，平均值为2.808，整个长7段Sr/Cu值为1.121~13.405，平均值为3.250。观察在长71亚段的部分样品中，Sr/Cu值大于10，这一高值明确指示了干旱环境的存在。综合所有数据推测，延长组长7段的古气候特征总体上呈温湿气候。此外，在长71亚段沉积时期，除了占据主导地位的温湿气候外，还穿插有干旱气候的出现。
上述2组指标具体数据综合分析表明，长7段泥岩史揭示出古气候的复杂变迁，主导气候条件为温湿，但在长71亚段沉积时期，穿插有干旱气候的出现，凸显了该区古气候的频繁波动。随着沉积层位的逐渐上升，CaO/（MgO*Al2O3）和Sr/Cu值均呈减小的趋势，且两者的变化趋势高度一致，具有良好的相关性。这一现象表明，在长7段泥岩的下部岩层沉积时期，气候条件相对更为温暖湿润。
4.3 古盐度盐度作为沉积水体的核心特性，其变化直接影响沉积物中化学元素的分配模式。因此，利用元素地球化学指标来重建古盐度成为研究沉积环境演变的重要方法。在古盐度恢复方面，学者们开发了多种技术手段，包括但不限于计算法[56-58]、元素比值法[59]及锶钙法[60]，本次采用锶（Sr）元素含量、锶钡元素比值（Sr/Ba）。
（1）Sr/Ba值。Sr/Ba值是古湖泊水体盐度判别的有效指标之一。这一指标的有效性主要基于Sr和Ba在水中溶解度的差异，Sr在水中的溶解度相对较高，使Sr离子能够随着水流迁移更远的距离[39]，Sr/Ba < 0.5指示淡水环境，Sr/Ba为0.5~1.0指示半咸水环境，Sr/Ba > 1.0指示咸水环境[61]。Sr/Ba值为0.083~0.423，波动范围相对较大，表明在长7段沉积时期，古湖泊水体的盐度可能经历了较大的变化；在长71亚段中Sr/Ba值为0.095~0.322，平均值为0.174；在长72亚段中Sr/Ba值为0.083~0.229，平均值为0.148，明显低于长71亚段的平均值；在长73亚段中Sr/Ba值为0.115~0.423，平均值为0.205。Sr/Ba值均小于0.5，指示为淡水环境，Sr/Ba折线趋势随着深度往上，数值从长73亚段到长72亚段先变小，后从长72亚段到长71亚段稍微增大，显示水体整体属于淡水沉积环境。
（2）Sr元素含量。是判别古盐度的重要标志，Sr元素含量高，则古盐度含量高，反之，则古盐度低[53, 55, 62]。以往研究已经建立Sr元素含量与沉积水体盐度之间的具体界限，当Sr的质量分数大于160×10-6时，通常认为沉积水体为咸水；当Sr的质量分数小于90×10-6时，则视为淡水沉积；介于这两者之间的Sr含量，指示为半咸水沉积。针对华池地区长7段泥岩地层，Sr元素的质量分数平均值为95.58×10-6，数值非常接近淡水沉积与半咸水沉积的界限值（90×10-6），但略高一些，该段大部分样品Sr质量分数小于90×10-6，判断为淡水沉积环境。
（3）Sr/Ba值、Sr含量交会图。Sr/Ba值、Sr含量交会图可对古盐度进行判别。根据图 5可知，研究区长7段泥岩均位于淡水沉积环境。
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下载原图 图 5 古盐度指标Sr/Ba与Sr元素含量交会图 Fig. 5 Intersection diagram between the paleosalinity index of Sr/Ba and Sr |
根据Sr含量、Sr/Ba值，结合Sr/Ba值，Sr含量交会图判定，华池地区长7段为淡水沉积环境，沉积过程经历了水体从长73亚段到长72亚段逐渐下降，从长72亚段到长71亚段逐渐上升的沉积变化趋势。
4.4 古水深在沉积过程中，沉积物中的特定元素会经历分异作用，这一作用受到水体深度、海水咸度以及还原程度的共同影响。随着水体深度的增大，通常伴随着海水咸度的提升和还原环境的增强，这些环境因素的变化可以通过对沉积物中敏感元素的含量及其相关比值进行测定来间接反映，特别是水体深度的变化[63]。为了揭示长7段富有机质泥岩沉积时期水体深度的变化规律，选用Fe/Mn值和Mn/Ti值作为表征指标。
（1）Fe/Mn值。在沉积物的搬运过程中，铁和锰的迁移表现出明显的差异。Fe元素易于被氧化，形成沉淀物，这种特性使其常常在水流减缓的区域，如河口或滨岸地带富集，有利于氧化作用和沉淀的发生。相比之下，Mn元素显得更为稳定，能够在水体中保持溶解状态并进行长距离的搬运，最终沉积在远离河口的位置。基于该差异，可以利用Fe/Mn值来推断沉积水体的深度。随着沉积水体深度的增大，Fe/Mn值随之减小[64]。为了更精确地辅助判断沉积环境的水体深度，可以用FeO/MnO值作为参考。Fe/Mn值小于100指示深水环境；Fe/Mn值为100~150指示半深水环境；Fe/Mn值大于150指示浅水环境[65]。实验数据显示，长71亚段Fe/Mn值为26.607~153.143，平均值为68.711，除1个样品大于100，其余样品比值均小于100；长72亚段Fe/Mn值为52.742~172.857，平均值为107.085；长73亚段Fe/Mn值为47.349~191.905，平均值为81.514。整体上华池地区长7段的Fe/Mn值为26.607~ 191.905，平均值为82.147，大多数小于100，判断长72亚段位于深水区的边界地带，研究区延长组长7段古水深整体指示深水环境，长72亚段水深较长71亚段与长73亚段更低。
（2）Mn/Ti值。Mn（锰）与Ti（钛）元素在沉积岩中的行为特性提供了判断沉积水体搬运距离的方法。Mn元素较稳定，可随水体的波动被搬运至远离海岸的沉积环境中。相比之下，Ti元素的化学性质较不稳定，其氧化物通常只能在较短的距离内被搬运。利用Mn和Ti在搬运过程中的不同特性，Mn/Ti值成为衡量沉积水体迁移距离的一个有效指标[66]。随着离岸距离的增大，Mn/Ti值呈增大的趋势。实验数据显示，华池地区长7段Mn/Ti值为0.041~0.328，平均值为0.130；长71亚段Mn/Ti值为0.046~0.328，平均值为0.175；长72亚段Mn/Ti值为0.061~0.122，平均值为0.089；长73亚段Mn/Ti值为0.041~0.174，平均值为0.112。
（3）古水深判别图解。Mn/Ti与Fe/Mn交会图可对古水深进行判别。根据图 6可知，研究区长7段位于深湖相，部分区域为半深湖及滨浅湖。
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下载原图 图 6 延长组富有机质泥岩古水深判定图解 Fig. 6 Paleowater depth determination diagram of organic-rich shale in Yanchang Formation |
综上所述，结合以往研究理论，根据Mn/Ti与Fe/Mn这2组元素值，对沉积环境进行一定的分类判断。当Fe/Mn值小于100，Mn/Ti值为0.1~0.3时，指示深湖相；当Fe/Mn值为100~150，Mn/Ti值小于0.1时，指示半深湖相；当Fe/Mn值大于150，Mn/Ti值小于0.1时，指示滨浅湖相。长71亚段Fe/Mn平均值为68.280，Mn/Ti平均值为0.175，属于深湖相沉积；长72亚段Fe/Mn平均值为106.500，Mn/Ti平均值为0.089，属于半深湖相沉积；长73亚段Fe/Mn平均值为80.890，Mn/Ti平均值为0.112，属于深湖相沉积。总之，判断研究区延长组长7段古水深整体指示深水环境，长72亚段水深较长71亚与长73亚段更低。
4.5 古生产力有机质的基本来源在于古生产力，它在烃源岩的形成过程中起到了决定性的作用。因此，水体古生产力的重建对于理解富有机质页岩的发育状况具有重大意义。Ba元素已被确认为与水体表层生产力和有机质富集程度正相关，这一特性使其成为古生产力评估中的常用工具[67-69]。尽管P元素同样被视为衡量古生产力的标志，但其指示效果可能因海水氧化还原状态的变化以及Fe化合物对P的吸附作用而受到干扰[70]，导致高P含量不一定能准确反映高古生产力。尽管如此，P和Ba仍是当前应用最为普遍的古生产力评价指标[68]。本次采用Babio值和P/Al值表征长7段富有机质页岩古生产力的变化规律。
（1）在湖盆环境中，由于陆源碎屑的持续供给，直接利用Ba元素评价古生产力时需考虑其来源的复杂性。采用计算过剩Ba的公式来估算生物成因的Ba含量
| $ \mathrm{Ba}_{\text {bio }}=\mathrm{Ba}_{\text {total }}-\frac{\mathrm{Al}}{\frac{\mathrm{Ba}}{\mathrm{Al}_{\text {alu min osilicate }}}} $ | (1) |
式中：Babio为生物成因的Ba含量，%；Batotal和Al分别为所测样品Ba和Al的质量分数，%；Ba/Alaluminosilicate为0.007 7[71]。计算结果表明，华池地区长7段页岩Ba bio值为309.230~983.422 μg/g，平均值为581.336 μg/g；长71亚段Babio值为375.034~904.051 μg/g，平均值为609.086 μg/g；长72亚段Babio值为483.211~ 810.118 μg/g，平均值为580.150 μg/g；长73亚段Babio值为309.230~983.422 μg/g，平均值为560.279 μg/g。
（2）为消除碎屑矿物对有机P含量的潜在影响，可以采用Al元素对P进行标准化处理，发现在华池地区长7段页岩P/Al值为0.001~0.096，平均值为0.030；长71亚段P/Al值为0.004~0.096，平均值为0.037；长72亚段P/Al值为0.003~0.069，平均值为0.033；长73亚段P/Al值为0.001~0.058，平均值为0.023。
综上所述，总体上P/Al以及Babio在长7段变化趋势一致，从长73亚段到长71亚段均表现为自下而上一直增大的过程。
5 油气富集模式 5.1 有机质富集主控因素富有机质泥岩不仅是优质的烃源岩，还扮演着储层的角色，其发育特征、内在品质以及沉积模式构成了非常规油气系统勘探的基石[72-73]。鄂尔多斯盆地的长7段烃源岩展现出卓越的条件，源岩与储层相互交错共生，形成了良好的配置关系，为烃类的聚集提供了优越的源内成藏环境。长7段沉积时期独特的地质背景与有利的成藏条件相结合，共同促成了该段页岩油的大规模富集。
油页岩中有机质的积聚受古生产力、氧化还原环境以及陆源碎屑输入等多种因素制约。通常而言，要孕育出优质的烃源岩，需同时满足两大条件：一是必须具备较高的古生产力；二是有机质需在缺氧的水体环境中得以保存[74]。鄂尔多斯盆地华池地区长7页岩油具有丰富的有机质，为深入探究沉积环境对有机质富集的具体影响，对一系列指标与TOC含量进行了相关性分析（图 7）。这些指标包括：反映古氧化还原状态的[V/（V+Ni），Ni/Co，U/Th] 值，揭示古气候特征的[Sr/Cu，CaO/（MgO*Al2O3）] 值，衡量古盐度的Sr/Ba值，评估古水深的Fe/Mn和Mn/Ti值以及反映古生产力的Babio值和P/Al值。
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下载原图 图 7 鄂尔多斯盆地华池地区延长组长7段页岩古环境指标与TOC含量的相关性 Fig. 7 Correlation between paleoenvironmental indicators and TOC content of Chang 7 shale in Huachi area, Ordos Basin |
分析结果显示，V/（V+Ni），Ni/Co，U/Th与TOC含量均呈较好的相关性（图 7a—7c），表明古氧化还原条件是有机质富集的主控因素。Sr/Cu值与TOC含量缺乏相关性（图 7d），古气候指标CaO/（MgO*Al2O3）值与TOC含量的相关性不明显（图 7e），表明在该研究区古气候条件对有机质的富集并未展现出明显的控制效应。然而，古盐度指标Sr/Ba与TOC含量呈较好的正相关关系（图 7f），表明古盐度在一定程度上对有机质的富集起到一定控制作用。反映古水深的Fe/Mn值与TOC含量、Mn/Ti值与TOC含量均未表现出相关性（图 7g，7h），表明这些指标在该研究区对有机质富集的影响并不明显。Babio值与TOC含量具有较好的相关性（图 7i），P/Al值与TOC含量的相关性相对较弱（图 7j）。作为生产力指标的P/Al和Babio，他们主要反映古海洋的生产力状况，并不能直接体现陆源输入的有机质通量。因此，这些古生产力指标与TOC之间并未展现出明显的直接相关性。在长7段，由于有机质的大量累积与良好保存状态，形成了富含有机质的黑色页岩及暗色泥岩层，共同构成一套极为重要且具有高价值的烃源岩组合。综上所述，华池地区延长组长7段烃源岩中有机质的富集主要受控于古氧化还原条件、古盐度以及古生产力，而古气候和古水深对有机质富集的控制作用相对有限。鉴于数据和样品的局限性，该区仍需进一步深入研究以获取更全面的认识。
5.2 油气聚集成藏模式华池地处烃源岩发育的最中心地带，广泛分布的黑色页岩和暗色泥岩为页岩油的形成提供丰厚的物质基础，是油源的重要来源。其中长73亚段主要是较厚且较发育的深灰色色泥岩，是良好的油页岩，部分层段夹有薄层砂岩，长72和长71亚段有少量深灰色泥岩。尽管烃源岩的丰度是油气资源潜力的一个重要指标，但他并非决定油气能否成功成藏的唯一控制因素。在原油从长7烃源岩向下伏地层运移时，若源岩与储层之间存在泥质隔夹层，则犹如一道屏障，阻隔油气向下继续运移。如果源岩与储层间存在裂缝系统，这些裂缝能够连通烃源岩和储集层，削弱泥岩隔夹层的作用，使来自长7烃源岩的原油更容易穿越隔层，进入长8、长9和长10的储集岩层中。此外，当源岩与储层之间的距离相对较近时，原油的运移路径更短，也更有利于原油的运聚成藏。因此，油气成藏过程不仅受到烃源岩丰度的影响，还受到源储配置关系、裂缝发育情况等多种地质因素的共同控制。
在研究区的长7段中，粉砂岩和细砂岩以夹层的形式嵌入泥岩之中，或者作为泥岩的上覆层或下伏层出现，他们与泥岩之间的接触形态呈舌状或指状。地质特征的分析揭示页岩油气的富集程度与砂岩和富有机质页岩之间的空间配置关系紧密相连。
在垂直方向上，粉砂岩和细砂岩通常以夹层的形式穿插在泥岩之中，部分与泥岩形成互层结构。
这些砂体有时以透镜状被周围的富有机质泥岩所包裹，形成了一个相对封闭的环境。如果这些砂体在烃源岩大规模生成烃类之前未被碳酸盐紧密胶结，那么他们通常会成为油气充注的理想场所，对油气的富集极为有利。
此外，还有一些以夹层形式分布的砂岩，他们与泥岩之间的接触界面呈舌状或指状，这种特殊的接触形态同样有利于油气的富集。当油气进入这类砂体后，通常会沿着砂体的上倾方向进行运移。如果上倾方向存在遮挡条件，形成了有效的圈闭，那么油气就会在这些位置发生聚集（图 8）。
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下载原图 图 8 鄂尔多斯盆地华池地区三叠系长7段夹层型页岩油富集模式 Fig. 8 Profile of favorable interbedded shale oil reservoirs distribution of Triassic Chang 7 member in Heshui area, Ordos Basin |
（1）鄂尔多斯盆地华池地区三叠系长7段泥岩类型是深灰色泥岩、深灰色灰质泥岩及含炭屑的粉砂质泥岩、富含有机质的粉砂质泥岩，主要发育黏土矿物晶间孔、粒间孔，可见少量溶蚀孔和微裂缝，填隙物类型多样及含量高、孔喉空间小、面孔率低等特征。
（2）在长7油层组的沉积时期，环境特征以淡水及缺氧条件为主导，水体生产力较高。在延长组沉积时期，盆地内的水体环境普遍转变为贫氧至缺氧状态，而在水体更深的局部区域，尤其是在长72亚段和长73亚段时期，出现了强还原环境。古气候方面，整体呈温湿的特点，但长71亚段经历一段干旱时期，显示出气候的波动性。随着沉积序列向下，下部岩层气候为更温暖湿润的条件；在研究区延长组长7段整体指示深水沉积环境，其中长72亚段位于深水区的边缘地带，其水深相较长71和长73亚段要小。从古生产力的角度来看，从长73亚段到长71亚段，整体上呈一个自下而上逐渐增强的趋势。
（3）页岩油气的富集程度深受砂岩与富有机质页岩之间配置关系的影响，当源岩（富有机质泥岩）与储层（砂岩）之间存在泥质隔夹层时，这些隔夹层会构成屏障，阻碍原油向下方的运移。相反，如果源岩与储层之间通过裂缝相互连通，那么烃源岩中生成的油就更容易通过这些裂缝运移到储集岩层中。此外，当源岩与储层之间的距离相对较近时，原油的运移和聚集成藏的过程也会更加顺畅和高效。这些因素共同决定页岩油气富集的程度和分布特征。
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