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页岩油是目前重要的石油接替资源（金之钧等，2019；邹才能等，2020），近来备受关注。国内在页岩油勘探上也取得了重大进展，也是目前油气勘探的热点领域。我国陆相湖盆富有机质页岩形成于二叠纪—古近纪等多个时代。近年来在准噶尔盆地二叠系、鄂尔多斯盆地三叠系、四川盆地侏罗系、松辽盆地白垩系、渤海湾盆地古近系、苏北盆地古近系和柴达木盆地古近系等多套页岩层系中已取得了重大勘探进展，多个盆地页岩油已进入工业化开发阶段，我国已成为全球第四个实现页岩油突破的国家（马永生等，2022）。
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国内传统的沉积学教材中将页岩、泥岩视为黏土岩中的一个亚类，其中页岩是页理发育的黏土岩类型，泥岩是页理不发育的黏土岩类型。现行国家标准《页岩油地质评价标准》（GB/T3818—2020）中规定页岩为一种具有页状或片状层理，粒径小于62.5 μm的细粒沉积岩；页岩油指的是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5 m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%。因此，页岩的概念由单一的具有页理的黏土岩扩展到具有页理的、粒度小于62.5 μm的细粒沉积物，不考虑矿物类型及岩相类型。这是一种广义的页岩的概念，岩石类型包括具有页理结构的泥岩、碳酸盐岩及混积岩。目前我国一些专家对于页岩层系中致密碳酸盐岩或碎屑岩夹层单层厚度及占比的定义有差异，因此金之钧等（2021）更赞同美国学者 Donovan的定义，即在烃源岩层系（页岩以及页岩层系中的致密砂岩和碳酸盐岩）中的滞留烃均称为页岩油（Donovan et al.，2017）。
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柴达木盆地页岩油的勘探经历了3个阶段，分别是：裂缝型油气勘探阶段、致密油勘探阶段和页岩油勘探阶段，这3个阶段与国内其他盆地页岩油的勘探历程基本上是同步的。第一个阶段开始于20世纪80年代，在柴达木盆地西部古近系的下干柴沟组上段（E23）的页岩层系中发现了油气藏，限于当时的认知，把它们归为裂缝油气藏类型 （李元奎等，2001；唐丽等，2013）。例如在1984年，位于狮子沟的狮20井在古近系下干柴沟组上段（E23）日喷油1138 m3、气 22.7×104 m3（完颜泽等，2023），发现了狮子沟深层裂缝油藏，储层主要是泥岩和泥灰岩；在1985年，在南翼山钻探的南2井2981 m发生井喷（估算日喷轻质油748 m3，天然气100×104 m3），随后钻探南6、南7、南9等井在E23顶部均获得工业油气流（李元奎，2000）。储层岩性主要为灰质泥岩和泥灰岩，其次是含粉砂的泥晶灰岩。随着致密油概念的引入，此类油藏归为致密油的范畴（付锁堂等，2013；郭泽清等，2014），转入致密油勘探阶段（第二个阶段）。例如：自2010年英东浅层突破后，持续深化英雄岭构造带深层碳酸盐岩成储研究，明确咸化半深湖—深湖相源储一体的灰云岩致密储层发育溶蚀孔洞、晶间孔、裂缝等多重储集空间，具有整体含油，构造改造调整的特征。在新认识的指导下，勘探由浅层转战深层，自2013年，先后成功钻探狮38、狮205、狮210、狮58等9口千吨级高产井，在英西—英中平面上落实了5个油气富集区，累计探明油气地质储量超过 7000×104 t（完颜泽等，2023）。2021年后进入了第三个阶段：当年引入页岩油勘探新理念，在深入研究和评价烃源岩的基础上，优选构造变形较弱的干柴沟地区（图1a红色矩形框内）开展源内页岩油勘探探索，完钻的 6 口直井9个层组压裂后均获工业油流，落实页岩油面积42 km2，估算地质储量超过3×108t（李国欣等，2022）。
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柴西坳陷古近系页岩层系厚度大、面积广，成熟度和埋深适中，资源潜力大。本文在论述柴西坳陷E23页岩油地质特征的基础上，利用最新的地质资料，提出了页岩油吸附烃计算公式，应用多种方法开展E23层系页岩油资源潜力评价，明确了页岩油资源潜力，也证实了成因法可以成功地应用到页岩油的资源评价中；综合E23地层总有机碳含量（TOC）、埋深和成熟度（Ro），圈定E23页岩油有利勘探区带范围，为下一步页岩油勘探提供支撑。
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1 地质背景
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1.1 构造背景
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柴达木盆地位于青藏高原北部，是中国西部一个大型陆相中新生代山间含油气盆地（吴婵等，2013；潘家伟等，2015），受高原隆升和周缘走滑造山作用影响，其形态呈西宽东窄的不规则菱形（图1a）。根据盆地不同地区构造变形和地球物理特征差异，将盆地划分为柴西坳陷、柴北断陷和三湖坳陷3个一级构造单元（李国欣等，2022）（图1a）。柴达木盆地新生代以来，共经历了5次程度不同的构造运动，即E1+2、N1、N22、N32和Q1+2各时期末期。其中上新世末—第四纪初开始的新构造运动对柴达木盆地西部的影响最为强烈，表现为湖盆彻底结束沉积，柴西坳陷中央开始反转成为盆内山（英雄岭构造带），剥蚀了巨厚的地层。而其他几次构造运动对盆地影响较小，只涉及到盆地的边缘，使盆地的边缘地层遭受了部分剥蚀或缺失。柴西坳陷最主要的构造变形特征就是褶皱发育，且构造线和主干断裂多以北西—南东向为主（图1c），多个背斜近于平行排列。
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1.2 地层特征
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柴西坳陷位于柴达木盆地西部，西起阿尔金山东缘，东以鄂博梁—甘森一线为界，勘探面积36800 km2（郭泽清等，2017）。该区揭露的地层自下而上依次发育了古近系的路乐河组（E1+2）、下干柴沟组下段（E31）、下干柴沟组上段（E23），新近系的上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N12）、上油砂山组（N22）、狮子沟组（N32）和第四系的七个泉组（Q1+2）（图1b）。其中古近系下干柴沟组上段（E23）和新近系上干柴沟组（N1）是2套主力咸化湖相烃源岩（图1b）。
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1.3 湖盆演化
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湖盆的形成和演化划分为4个阶段（郭泽清等，2014）：① 古新世—始新世时期（E1+2—E31），为湖盆的初始形成阶段，该期主要沉积了一套洪积、河流-泛滥平原相的碎屑岩及红色泥岩，沉积中心位于狮子沟—油南一带。② 渐新世—中新世（E23—N1），为湖盆的扩张沉降阶段。该时期柴达木陆块在北纬30.3°~33.4°之间（汤良杰等，2000），处于北半球副热带干旱与半干旱气候区，降水的季节性变化非常显著，从而使得区内E23沉积期处于干—湿交替的气候背景下，形成了高频变化的沉积记录。而此时的柴西坳陷处于盆地最大湖泛期，在干—湿交替的气候背景下形成了层状泥岩与碳酸盐岩互层的特征，大面积地沉积了一千余米厚的深灰、暗灰色细粒沉积岩类，使该期成为古近系—新近系的主要烃源岩发育期，形成的地层也是页岩油气的主要发育层段。同时，由于E23沉积后期盆地气候日趋干旱，蒸发作用强烈，蒸发量大于注入水量，湖水盐度变高，湖盆范围收缩，在E23上部叠置发育多套盐岩沉积，形成良好的区域盖层（图1b）。③ 上新世早—中期（N12—N22），为湖盆的收缩阶段，湖盆由西向东、由南向北迁移，使柴达木盆地西南区出现水上沉积，发育了河流泛滥平原-三角洲相沉积，形成的砂砾岩体在柴达木盆地西南地区广泛分布，成为该区油气的主要的目的层。而柴达木盆地西北区为湖相沉积，在一些构造高部位为浅湖相沉积，形成藻灰岩优质储层。上新世晚期气候变干燥，湖水面积缩小，沉积物整体变粗，湖水浓缩，出现了盐岩和石膏层。④ 上新世晚期—第四纪（E23—Q）：为湖盆褶皱隆升期，受印度板块向北剧烈俯冲的远程影响，盆地逐渐结束湖相沉积，以河流泛滥平原为主，并在盆地边缘和构造高部位形成巨大的剥蚀量；到第四纪末，盆地全面褶皱回返，英雄岭地区构造反转，形成了现今盆地的构造和地貌。
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图1 工区区域地质背景
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Fig.1 Geological background of the work area
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（a）—柴达木盆地构造单元划分; （b）—柴西坳陷综合岩性剖面; （c）—柴西坳陷构造特征；1—柴9井；2—柴10井；3—柴2-4井；4—柴908井；5—柴906井；6—狮60井；7—柴12井
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(a) —tectonic unit division of Qaidam basin; (b) —comprehensive lithologic profile of western Qaidam depression; (c) —structural characteristics of western Qaidam depression; 1—well Chai 9; 2—well Chai 10; 3—well Chai 2-4; 4—well Chai 908; 5—well Chai 906; 6—well Shi 60; 7—well Chai 12
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2 咸化湖页岩油特殊属性
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2.1 岩石学特征
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湖盆可划分为淡水湖盆和咸水湖盆。淡水湖盆沉积物主要来源于河流，以机械沉积作用为主，主要为碎屑岩沉积（表1）。例如鄂尔多斯盆地延长组7段岩石类型包括黑色页岩、暗色泥岩及粉—细砂岩，平均单砂体厚度为3.5 m，砂地比约为17.8%（付锁堂等，2021）。松辽盆地青山口组页岩包括5种岩石类型：页岩、粉砂质页岩、粉砂岩、泥—粉晶云岩、介屑灰岩等，其中页岩、粉砂质页岩为最主要的储集岩（高波等，2022）。咸水湖盆发育在干旱气候区，湖盆封闭，以化学沉积作用为主（表1），主要为碳酸盐岩、盐岩、膏盐岩等沉积。例如渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组页岩，主要发育富有机质纹层状或层状泥灰岩和灰泥岩（冯动军，2022）。此外过渡类型的湖盆机械沉积作用和化学沉积作用均有重要影响，形成了碎屑岩和碳酸盐岩的混合沉积，例如准噶尔吉木萨尔凹陷芦草沟组岩石类型主要为粉细砂岩类、泥岩类、碳酸盐岩等混积岩（支东明等，2019a）。
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E23—N1时期，柴西地区整体表现为大型坳陷结构，受大风山古隆起、阿拉尔古缓坡、阿尔金古陡坡控制，被昆北、Ⅺ号、月牙山等断裂和坳中低隆分割（图1c），形成英雄岭、扎哈泉、小梁山和茫崖共4个凹陷。英雄岭凹陷在古近纪早期开始形成，受Ⅺ号断层和阿尔金陡坡控制，为半深湖相封闭咸化水体沉积，分布面积1500 km2，E23沉积厚度1300~2000 m，发育灰云质页岩。小梁山凹陷北部受红沟子断层控制，在E23—N1时期持续发育，面积800 km2，以浅湖—半深湖沉积为主，E23沉积厚度1100~1500 m，灰云质页岩和藻灰岩、泥晶灰云岩交互发育。扎哈泉和茫崖凹陷均为古近纪—新近纪继承性凹陷，在E23时期被Ⅺ断层切割成两个局部凹陷，面积分别为850 km2、2200 km2；E23沉积厚度800~1700 m，发育藻灰岩和泥晶灰云岩。总之，4个凹陷在E23—N1时期以水体咸化条件下的半深湖相为主，形成的沉积物类型及组合相似，因此这里以勘探程度最高的英雄岭凹陷的干柴沟与英西区块为例，阐明柴西坳陷页岩的岩石学特征和地化特征。
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柴达木盆地作为典型的咸化湖盆，前人对英西地区E23储集层进行了岩相划分，识别出混积颗粒岩相、块状灰云岩相、斑块状含膏—膏质灰云岩相、纹层状云灰岩相和构造角砾状灰云岩相5种有利储集层岩相类型（刘占国等，2021）。英西地区E23页岩矿物组成主要包括铁白云石、方解石、黏土矿物、陆源碎屑和盐类矿物，其中碳酸盐矿物含量为4.1%~83.0%，平均含量超过50%，黏土矿物含量小于40.0%（张道伟等，2020）。以柴2-4井为代表（图2），干柴沟地区E23页岩矿物成分以铁白云石和方解石碳酸盐岩矿物为主，含量20%~90%，大部分超过50%；黏土矿物含量绝大部分小于40%，少量样品中长英质矿物含量超过50%。总体上脆性矿物含量达60%~90%，塑性矿物含量总体偏低（10%~40%）。通常，低黏土矿物含量、高脆性矿物含量的页岩容易产生裂缝，有较强的造缝能力，有利于开展大型体积压裂。从矿物组合来看（图3），岩性组合主要是灰云岩/云灰岩（III1+III2+III3），占85%，其次为长英质黏土页岩（含量7.5%）和灰/云质长英页岩（含量5%），含少量粉砂岩（含量2.5%），而传统意义上的页岩（页理发育的黏土岩）不发育。
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干柴沟地区与英西相比，构造相对稳定，不发育构造角砾状灰云岩；更靠近物源区，可以见到粉砂—细砂岩夹层。根据岩性组合、沉积构造（纹层或层理），干柴沟地区E23页岩层系主要发育纹层状云灰岩、层状灰云岩、块状云灰岩、混积岩和少量粉砂岩。① 纹层状云灰岩（图4a、b），纹层厚度薄（高频纹层），单层厚度为0.05~0.8 mm，页理密度可达3000~5000条/m，发育在深湖相。② 层状灰云岩（图4c），纹层厚度较大（低频纹层）。从取芯井段看，柴2-4井层状灰云岩表现为浅色纹层厚度大，厚10 mm，暗色纹层厚度1~2 mm；柴12井层状灰云岩表现为暗色纹层厚度大，大多5~10 mm，浅色纹层厚度小，大多1~2 mm；而柴906井层状灰云岩浅色与暗色纹层厚度大致相当。③ 块状云灰岩（图4d）：纹层不发育，呈块状，部分块状云灰岩含石膏，石膏呈条带状或者团块状。④ 混积岩，表现为2种类型：粉砂岩与灰色云灰岩互层，表现为碳酸盐岩与碎屑岩混积的特征（图5a）；灰白色灰云岩与灰色云灰岩互层，表现为白云岩与灰岩混积的特征（图5b）。⑤ 灰质粉砂岩：在柴10井（图5c）和柴908（图5d）取芯井段中比较发育，块状致密，柴10井多为油斑灰质粉砂岩，柴908井多为荧光灰质粉砂岩。总体上以纹层状云灰岩和层状灰云岩为最主要岩相类型。
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表1 柴达木盆地古近系页岩油与其他盆地页岩油差异性对比（据冯动军，2022整理修改）
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Table1 Differential comparison between Paleogene shale oil in Qaidam basin and shale oil in other basins (modified after Feng Dongjun, 2022)
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图2 英西地区柴2-4井页岩矿物含量堆积条形图
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Fig.2 Stacking bar chart of shale mineral content of well Chai 2-4 in the Yingxi area
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中国陆相页岩层系储集层“甜点”大致可划分为夹层型、混积型和页岩型3 类（焦方正等，2020）。柴西坳陷页岩层系储集层“甜点”缺少夹层型，主要为页岩型和混积型。其中页岩型 “甜点”段岩性主要是纹层状云灰岩和层状灰云岩，占比71%，属于“源储一体”型，富有机质纹层与灰云质纹层间互，源储配置最佳，含油饱和度高，大量发育的纹层缝亦极大改善了储集能力。混积型“甜点”段主要是灰白色灰云岩与灰色云灰岩的混积组合，物性较好的灰云岩邻近灰色云灰岩富有机质层段，属于“源储共生”型。灰云岩物性更好，富含轻质组分，荧光表现为亮黄色（图5b）。
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从柴2-4井取芯井段（全长50.3 m）含油级别与灰质含量统计结果来看，油斑云灰岩灰质含量59%~91%，平均72%；油迹云灰岩灰质含量16%~77%，平均54%；荧光云灰岩灰质含量2%~68%；平均33%。说明含油级别与灰质含量呈正相关性，与黏土矿物含量呈负相关性。
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图3 柴达木盆地英雄岭凹陷全岩矿物三角图及岩性分类
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Fig.3 Triangular graph of whole rock minerals and lithology classification in Yingxiongling sag of Qaidam basin
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I1—粉砂岩；I2—黏土质长英页岩；I3—灰/云质长英页岩；II1—黏土页岩；II2—长英质黏土页岩； II3—灰/云质黏土页岩；III1—灰/云岩；III2—黏土质灰/云岩；III3—长英质灰/云岩
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I1—siltstone; I2—clay felsic shale; I3—calcareousor dolomitic felsic shale; II1—clay shale; II2—felsic clay shale; II3—calcareousor dolomitic clay shale; III1—limestone or dolomite; III2—clay limestone or clay dolomite; III3—felsic limestone or felsic dolomite
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2.2 源岩属性特征
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柴达木盆地古近系—新近系最好的烃源岩就是柴西坳陷E23页岩，有机质丰度最高、母质类型最好。有机碳含量平均0.91%，氯仿沥青“A”为0.05%~1.00%，Ro为0.6%~1.3%，有机质类型以Ⅰ~Ⅱ1型为主（李国欣等，2022）。TOC含量超过0.6%的烃源岩分布面积达到8200 km2。与其他盆地相比，最大的特点就是有机质丰度偏低（表1），但是转化率高（氯仿沥青“A”/TOC）。刘文汇等（2016）在研究早古生代烃源形成的生物组合中发现：在生烃过程中，等量底栖藻类的生烃能力只有浮游藻类的一半。柴西坳陷烃源岩低TOC、高转化率的特点可能是因为咸化湖盆烃源岩中的有机质来源于浮游藻类，关于这一点有待后续深入研究。
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柴2-4井E23页岩岩芯地球化学指标表明（图6）：TOC集中范围为0.4%~0.8%，最高2.7%，平均0.69%，；产烃潜量PG（S0+S1+S2）较大，多在2~10 mg/g，最高30 mg/g，平均4.5 mg/g；氢指数HI（S2/TOC×100）多为300~600 mg/g，个别值超过1000 mg/g；含油饱和度指数OSI（S1/TOC×100）高，普遍高于100 mg/g，甚至15%的样品超过了700 mg/g（图7）。同时也可以看出游离烃S1含量与白云石含量呈正相关性，S2含量与方解石含量呈正相关性。
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北美页岩油勘探开发实践表明，滞留于页岩层系内的页岩油的流动存在特定游离油门限值，即页岩层系的油饱和指数OSI大于100 mg/g的层段才具有页岩油勘探潜力（Jarvie，2012），意思是相对每克有机碳而言，页岩中的油满足有机质吸附和互溶后，在孔缝系统中赋存的游离油量大于100 mg。这被视为存在石油“超越效应”现象，可以用来表征页岩油可动性好的有利层段。且OSI值越大，可流动的烃类含量越高，从图7可以看出英雄岭地区E23页岩游离烃含量高，OSI普遍高于100 mg/g，甚至部分超过700 mg/g，具有明显的“超越效应”。
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2.3 储层属性特征
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英雄岭地区E23发育灰云质页岩、黏土质页岩以及碎屑岩3类油气储集体（龙国徽等，2021）。储集空间类型多样，储集性能好。储集空间以无机孔隙为主（李国欣等，2022），主要包括晶间孔、晶/粒间溶孔、角砾孔（洞）和网状裂缝等 4 类，其次有粒间孔、铸模孔、层理缝。岩芯分析氦气孔隙度为1.0%~13.5%，平均值为 5.1%。空气渗透率为0.02×10-3~0.90×10-3μm2，平均值为 0.35×10-3μm2。表现为明显的特低孔、特低渗的特点。压汞测试表明喉道半径较细，大多小于100 nm（图8），多集中于10~70 nm，属于典型的小孔—细喉型。
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通过X射线衍射黏土矿物相对含量分析可知，黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，总含量为73%~98%，其中伊利石含量为10%~66%，伊蒙混层为30%~88%；其次为绿泥石，含量为2%~27%。未见蒙脱石和高岭石，柴西坳陷E23的埋深已经超过了蒙脱石“消亡线”，蒙脱石已经大量转化为伊利石，形成次生石英，脆性增大；黏土矿物的转化，形成大量基质孔和页理缝。众所周知，相对于伊利石，蒙脱石和高岭石具有更强的水敏性，它们遇水膨胀，容易堵塞纳米孔喉，导致页岩油单井产量低。而该区页岩中未见蒙脱石和高岭石，且黏土矿物主要为伊利石，水化膨胀率低，有利于页岩油的稳产和高产。
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2.4 油层特征
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地层压力系数高，能量充足，直井稳产、水平井高产：英雄岭地区E23内压力系数1.88~2.48，可保障直井稳定自喷生产，水平井持续高产稳产。目前直井平均日产原油9.0 t，水平井为47.8 t。水平井初期产量为直井的6倍，稳产期是直井的23倍。异常高压的产生主要有两个原因：一是优越的封盖条件，英雄岭凹陷E23中上部盐岩稳定分布，单层厚度1~10 m，累计厚度200~300 m，面积达716 km2。二是E23巨厚的烃源岩，由于生烃增压作用，排烃不畅导致压力持续上升，从而产生异常高压。特别是压力系数最高达2.48，明显超过其他盆地的压力系数（表1）。
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图4 干柴沟地区柴2-4井纹层状、层状和块状云灰岩
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Fig.4 Laminated, lamelleted and massive dolomitization limestone in well Chai2-4, Ganchaigou area
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（a）—2810.75~2810.86 m，纹层状云灰；（b）—2844.07~2844.26 m，纹层状云灰岩（切面荧光）；（c）—2815.92~2816.16 m，层状灰云岩；（d）—2847.31~2847.50 m，块状云灰岩，无纹层结构
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(a) —2810.75~2810.86 m, laminated dolomitization limestone; (b) —2844.07~2844.26 m, laminated dolomitization limestone (fluorescent photo of section) ; (c) —2815.92~2816.16 m, lamelleted dolomitization limestone; (d) —2847.31~2847.50 m, massive dolomitization limestone, without laminated structure
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图5 干柴沟地区混积岩和粉砂岩
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Fig.5 Mixosedimentite and siltstone in Ganchaigou area
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（a）—柴12井，3558.01~3558.24 m，混积岩，灰白色粉砂岩与灰色云灰岩混积；（b）—柴2-4井，2800.20~2800.48 m，混积岩，灰白色云岩与灰色灰岩混积（切面荧光）；（c）—柴10井，2320.43~2320.67 m，粉砂岩；（d）—柴908井，3205.83~3206.03 m，粉砂岩
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(a) —well Chai12, 3558.01~3558.24 m, mixosedimentite, gray white siltstone mixed with gray dolomitization limestone; (b) —well Chai2-4, 2800.20~2800.48 m, gray white dolomite mixed with gray limestone (fluorescent photo of section) ; (c) —well Chai10, 2320.43~2320.67 m, siltstone; (d) —well Chai908, 3205.83~3206.03 m, siltstone
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图6 英西地区柴2-4井取芯段地化剖面
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Fig.6 Geochemical profile of coring section in well Chai 2-4 in the Yingxi area
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图7 干柴沟地区E23页岩TOC与S1交会图
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Fig.7 Intersection between TOC and S1 of E23 shale in Ganchaigou area
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原油轻质组分多、气油比高：干柴沟钻探证实，从阿尔金山前向盆地内部，E23埋深增加，源岩热演化程度随之增高，气油比由129上升到385 m3/m3，原油具有密度低（0.796~0.827 g/cm3）、含蜡低、黏度低的特点，为油质轻、流动性好的高品位资源。
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3 资源潜力
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我国陆相页岩油资源丰富，规模可观，勘探潜力大。近年来陆续报道了四川盆地侏罗系大安寨段（赵贤正等，2019）、准噶尔盆地中—下二叠统（支东明等，2019b）、松辽盆地古龙凹陷青山口组（王玉华等，2020；何文渊等，2022）、鄂尔多斯盆地三叠系延长组（付金华等，2021）等领域的页岩油资源潜力。目前柴达木盆地柴西坳陷E23页岩油资源潜力尚未见报道。
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页岩油不同于常规油，烃类生成后除一部分排出烃源岩之外，很大一部分就地聚集，存储于烃源岩内部或邻近的夹层内，形成源储一体、自生自储的油气藏类型。目前中国页岩油气资源评价基础研究比较薄弱，还未形成一套成熟的、有针对性的评价体系（宋国奇等，2013）。常用的方法主要为成因法、类比法（EUR类比法和资源丰度类比法）、统计法（体积/容积法、随机模拟法）。不同方法适用于不同的页岩油类型的资源评价：① 基于S1含量的体积法，适用于页岩储层的纯页岩油评价；② 基于含油饱和度的容积法，适用范围广，对不同储集类型的油藏包括页岩油均可使用；③ 类比法：适用于可类比的同类页岩油类型；④ 成因法：评价对象是页岩的生烃能力，不包括夹层。由前面论述可知柴西坳陷页岩油的主要特点是：“源储一体”，烃源岩既是源岩又是储层；甜点段岩性主要是纹层状云灰岩和层状灰云岩，夹层不发育。因此以上方法可以同时应用于此地区，从不同角度相互印证，使得结果更符合客观实际。
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图8 英雄岭凹陷干柴沟页岩样品压汞孔吼半径直方图（a~d）
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Fig.8 Histogram of mercury injection pore throat radius (a~d) of Ganchaigou shale samples in Yingxiongling sag
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相对于其他方法，成因法原理简单、技术成熟，但涉及参数众多、建模过程工作量大、计算过程复杂，需要借助于专业软件。其中盆地模拟法是该类方法的典型代表，适用于油气勘探的各个阶段，不仅提供油气的资源量，还可以提供Ro现今分布图及演化史图、生烃强度图、埋藏史、热史等一批成果图，因此成因法是我国常规油气藏资源评价的主要方法。目前页岩油资源量的评价主要应用类比法和统计法，成因法应用较少。原因是成因法虽然可以提供生烃量，但如何计算排烃量和吸附烃量成为制约成因法广泛应用的技术瓶颈。文中首次提出了计算吸附烃的公式，利用生烃模拟实验获得排烃效率，通过成因法获取资源量，同时用其他方法验证其结果的可靠性。结果表明：解决了上述两个问题后，应用成因法计算的资源量是可靠的，该研究成果为成因法能够在页岩油资源评价中广泛应用提供了可借鉴的技术思路。更具有现实意义的是：成因法提供的烃源岩顶面、底面和平均的Ro等值线图是指导下一步页岩油勘探的重要基础图件。
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本文首先应用成因法计算柴西坳陷E23页岩油的资源潜力，然后用其他方进行验证其合理性，最后用德尔菲法确定最终的资源量。
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3.1 凹陷单元划分
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柴西坳陷E23烃源岩面积9500 km2（图9黑色虚线范围内），首先根据E23地层厚度、构造特征及区域大断裂展布以及烃源岩的分布特征（图10），将柴西坳陷划分为4个凹陷，分别是小梁山、英雄岭、扎哈泉和茫崖凹陷（图9）。按照TOC≥0.6%、Ro介于0.5%~1.3%、埋深≤4500 m作为页岩油有效分布区，进行资源评价。小梁山、英雄岭、扎哈泉凹陷全部满足以上条件，而茫崖凹陷（总面积2200 km2）烃源岩成熟度偏高，大部分地区Ro＞1.3%（图10中红色实线以内的区域），属于页岩气的分布区域，而Ro＜1.3%的面积为331 km2（茫崖凹陷面积减去红色实线以内的部分），作为页岩油有效烃源岩的面积，对其余的1869 km2面积不做计算。另外4个凹陷范围之外的有效源岩内的区域，虽然也是页岩油发育区，本次研究不做资源评价。而有利区带评价是把整个有效烃源岩区作为一个整体，统一评价。
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图9 柴西坳陷4个凹陷的划分方案
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Fig.9 Division scheme of four sags in western Qaidam depression
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图10 柴西坳陷E23烃源岩厚度及TOC等值线图
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Fig.10 Thickness of E23 hydrocarbon source rock and TOC contour map in western Qaidam depression
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将每个凹陷烃源岩厚度图输入PetroMod3D软件，就得到烃源岩的体积，进而求得平均厚度。4个凹陷中烃源岩的具体参数见表2，后面将对这4个凹陷分别计算资源量。
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3.2 成因法
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成因法是常规油气资源评价中的常用方法，是以油气有机成因说为理论依据，通过计算烃源岩的生烃量，确定运聚系数而获得油气资源量（周总瑛等，2005）。页岩油为源储一体或源储共生，油气自生自储，油气成藏未经过运移聚集的过程。烃源岩生成的油气一部分经过初次运移排出烃源岩之外，在运移过程中散失或经二次运移聚集后形成常规油气藏；另一部分滞留在烃源岩内，源内滞留烃又可以分为吸附烃和游离烃（可动烃）。源内吸附烃是吸附在干酪根网络和黏土矿物中的烃类，不易流动，难以采出；源内游离烃指满足其自身饱和吸附后以游离态赋存的石油资源，是从干酪根中排出，在烃源岩层系内就近聚集到黏土层或者夹层中微裂缝及孔隙中的烃类，这部分可动烃类是页岩油的主要构成，因此这部分游离烃的量才是页岩油的资源量。因此，页岩油可动资源量等于源内滞留油量减去吸附油量。
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成因法最终得到的生油量（Q）乘以排油效率（Ke）就得到排出油量（Qe），然后生油量（Q）减去排出油量，得到源内滞留油量，再减去源内吸附油量（Qa），就可以得到游离油的量（Qf），也就是页岩油的资源量（Qo）。因此，页岩油的资源量的计算公式为：
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因此，排油效率和吸附油的量是两项关键参数。前人对排烃效率进行过实验分析，结果表明：腐泥型泥岩在主生油阶段（Ro值为0.8%~1.3%）的排烃效率为30%~60%（李剑等，2018）；层状和纹层状烃源岩（页岩）在液态烃生成高峰期（Ro值为 0.9%~1.0%），液态烃排出率最高分别为55.5%和52.8%（金强等，2019）；中等成熟度（Ro值为 0.8%）的Ⅰ型有机质页岩的排烃效率在33%~37%，Ⅱ型排烃效率在16%~26%，较高成熟度（Ro值为1.1%）的Ⅰ型有机质页岩的排烃效率在64%~67%，Ⅱ型排烃效率在54%~58%之间（黄振凯等，2018）。
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本次研究中，扎哈泉凹陷扎探1井E23生排烃模拟实验结果表明（图11），在主生油阶段（Ro值为0.8%~1.3%）的排油效率为41.5%~60.8%。热模拟结果与前人的结论基本是一致的，由扎探1井的E23生排烃模式图得到不同的Ro值对应的排烃效率（表3），因此本次研究采用此表数据。
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图11 扎哈泉凹陷扎探1井E23生排烃模式图
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Fig.11 E23 hydrocarbon generation and expulsion model of well Zhatan 1 in Zhahaquan sag
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TOC含量和有机质成熟度是陆相页岩油吸附的主要控制因素（王永诗等，2022）。吸附油量与页岩中的TOC含量呈正比（宋国奇等，2013）。根据已知页岩油生产的经验数据，国内普遍认可将OSI值大于100 mg HC/g TOC作为页岩油流动性的一种门槛（赵贤正等，2022；马永生等，2022；高波等，2022），即超出临界饱和门限的油气不受吸附力和纳米孔束缚限制。赵贤正等（2021）通过实验研究渤海湾盆地黄骅坳陷古近系页岩油吸附烃含量时，在大量生烃阶段（Ro为0.6%~1.1%）的吸附烃量为80~155 mg/g，平均为109 mg/g，考虑到该地区Ro值主要为0.8%~1.1%，为方便计算，确定有机碳的吸附烃量为100 mg/g。因此，本文将100 mg HC/g TOC作为烃源岩的吸附油量，即1克有机碳吸附100 mg的油。因此，根据烃源岩总的质量和平均TOC含量计算出TOC的总质量，就能得到吸附油的量（表4）：
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式中，Qa为吸附油的量（×108t）；S为烃源岩面积（km2）；h为烃源岩平均厚度（m）; ρ为岩石密度（g/cm3）；TOC为有机碳平均含量（%）。
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成因法是一种综合地质分析的成因评价法，是通过盆地模拟得到的烃源岩的生、排烃量和滞留烃量，再获取吸附烃量，进而求得地质资源量。这种评价方法的客观程度主要取决于建模参数及建立的生排烃模型的准确性。因此，合理建立热模拟模型是成因法资源评价的关键，关键建模参数说明如下（限于篇幅，文中仅提供部分关键图件）：① 各层段地层厚度：根据最新钻井和地震资料绘制，由东方地球物理公司提供；② 烃源岩厚度及TOC：根据最新钻井和地震资料绘制所得（图10）；③ 大地热流值：现今大地热流值根据李宗星等（2015）的研究成果，地质历史时期的大地热流值根据邱楠生（2000）的研究结论；④ 剥蚀量：参照Sun Ping et al.（2017）的研究成果；⑤ 生烃动力学图版：样品取自狮23井、绿参1井E23烃源岩，进行黄金管热模拟实验获得烃产率与温度的关系曲线，利用kinetics 2000软件求取源岩热解动力学参数；⑥ 校正参数：25口井的实测Ro值作为校正参数（图13展示其中4口，其他略）。
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应用PetroMod盆地模拟软件，以柴西坳陷古近系—第四系各层段厚度图（地层厚度=烃源岩厚度+非烃源岩厚度）建立3D地层格架，输入烃源岩厚度、有机碳等值线、生烃图版、各时期剥蚀量、各时期大地热流值和实测Ro值，建立整个柴西坳陷的3D地质模型（图12a）。在运行过程中，不断修改模型参数，直至25口井的实测Ro与模拟Ro值完全吻合（图13）。再根据柴西坳陷4个凹陷的划分方案，切割出4个模拟区块（图12b~e）分别进行生烃量计算。
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成因法（盆地模拟法）分别得到4个凹陷的生气量、生油量、生烃量、气油比，计算结果列于表5。由于本文计算的是页岩油的量，因此滞留烃为液态烃，不含天然气。根据生油量和排油效率，得到滞留油的量，滞留油量减去吸附油量（表5），就得到游离油含量，也就是页岩油的资源量，该方法得到的页岩油的资源量为65.42×108t。
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目前应用该方法计算页岩油资源量的详细过程未见报道，本文属于首次尝试。计算结果是否可靠，以下分别用体积法、容积法和类比法进行资源量计算，与成因法的结果进行对比和验证。
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3.3 体积法（S1法）
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在体积法定量评价页岩油资源量中，页岩的含油率参数一般为残留烃或残留油含量。前人在页岩油评价过程中，通常用热解参数 S1（游离烃含量）和氯仿沥青“A”含量分别表征残留烃与残留油含量（卢双舫等，2012）。目前用S1估算页岩油资源量是最常用的方法，但由于热解参数S1的重烃缺失与氯仿沥青“A”含量的轻烃损失，致使页岩油资源评价结果偏低，所以得出的结果相对比较保守。由于柴西坳陷E23烃源岩层段整体含油，可将整个烃源岩层段视为均一体，采用S1的均值作为页岩的含油率（未做重烃缺失校正）。根据柴2-4井和柴906井470个样品的热解参数，计算S1的均值为1.5 mg/g。
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图12 柴西坳陷及4个凹陷三维地质模型
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Fig.12 Three dimensional geological model of western Qaidam depression and four sags
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图13 柴西坳陷探井（a~d）实测Ro值与模拟Ro值拟合图（井位见图9，海拔2772 m为基准面）
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Fig.13 Fit plot of measured Ro value and simulated Ro value of exploratory wells (a~d) in western Qaidam depression (2772 m above sea level as the reference level)
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式中，Qo为石油资源量（×108t）；S为含油面积（km2）；h为地层平均厚度（m）；ρ为岩石密度（g/cm3）；S1为热解S1平均含量（mg/g）。
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参数取值如表6所示，代入式（3），分别得到4个凹陷的资源量，其中英雄岭凹陷的资源量最大，达到32.52×108t，总资源量为61.27×108t。
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3.4 容积法
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该方法的实质是计算地下岩石孔隙空间内原油的体积，然后用地面体积单位或重量单位表示。
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式中，Qo为石油地质储量（×108t）；S为含油面积（km2）；So为含油饱和度（小数）；Ho为储层平均厚度（m）；φv为储层平均孔隙度（小数）；ρo为石油密度（kg/m3）；Bi为地层中原油体积系数。
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通过一年的技术公关，初步形成了英雄岭页岩油富集层分级评价技术标准。将页岩油富集层分为I类和II类。I类层，φv≥5%，Ho占地层厚度的18%，So≥40%；II类层，φv介于3%~5%，Ho占地层厚度的23%，So≥40%。石油密度都取平均值800 kg/m3。根据英西地区原油体积系数与气油比（n）的关系式（赵健等，2019❶）确定各个凹陷的原油体积系数：
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气油比（n）数据来源于成因法的计算结果（见表5），代入式（5），得到英雄岭、小梁山、扎哈泉和茫崖凹陷的原油体积系数分别为：1.35、1.36、1.31、1.37。
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根据以上参数取值，代入公式（4），计算结果列于表7，分别得到4个凹陷的资源量，其中英雄岭凹陷的资源量最大，达到36.8×108t，总的资源量为69.5×108t，与S1法计算的资源量基本一致。
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3.5 类比法
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类比法是一种由已知区资源丰度推测未知区资源丰度的方法，包括面积丰度类比和体积丰度（单储系数）类比。类比标准区选择与类比系数的确定决定了评价结果。因此，选择合适的类比条件和相应的标准区，并确定相应的类比法，是类比评价中最重要的一环。本次研究采用单储系数类比法。
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式中，Qo为石油地质储量（×108t）；S为评价区的有效面积（km2）；H为评价区储层平均厚度（m）；Pk为标准区油气单储系数（108 t/（km2·m））；α为相似系数。
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把英雄岭凹陷干柴沟地区作为刻度区，目前已知储量丰度为880×104 t/km2，综合评价I类和II类储层总厚度为520 m，占地层总厚度的41%，那么单储系数为：0.694×104 t/（km2·m）。根据烃源岩厚度、TOC、成熟度和沉积相带划分确定英雄岭、小梁山、扎哈泉和茫崖凹陷的相似系数分别为0.80、0.75、0.65、0.60。
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根据以上参数取值，代入公式（6），计算结果列于表8，分别得到4个凹陷的资源量，其中英雄岭凹陷的资源量达到44.55×108t，总的资源量为77.62×108t，其结果要比S1法和容积法计算的资源量要大。
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由上可知，其他三种方法计算的资源量与成因法相比，数值大小差别不大，说明成因法计算的结果是可靠的，也说明了在获得排烃效率和吸附油量两个参数后，该方法是可以应用于页岩油资源评价的。更为重要的是该方法所提供的其他成果图件，其他方法是无法得到的。
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3.6 德尔菲法
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不同的资源评价方法得出不同的结果，最终的结果一般采用德尔菲法进行确定。德尔菲法是一种资源量估算的主观评价模型，该方法是根据不同专家的意见进行综合，最后得出一致性结论的统计方法，它是一种主观、定性的方法。根据4种计算结果的可靠程度，按照权重系数分别为0.20、0.20、0.25、0.35进行赋值。4个凹陷的资源量分别是：38.98×108t、10.22×108t、11.82×108t和7.85×108t，确定柴西坳陷4个凹陷页岩油总的资源量为68.87×108t（表9）。必须指出：随着勘探的深入，基础图件和参数的更新，资源量是动态变化的。
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柴西坳陷4个坳陷有效烃源岩面积为3481 km2，平均厚度为434.6m（表2），单储系数为0.46×104 t/（km2·m）。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组，面积1500 km2，烃源岩厚度为20~260 m，平均厚度170 m，页岩油资源量约25.50×108t（支东明等，2019b），单储系数为1.0×104 t/（km2·m）。松辽盆地南部青山口组一段，有利区面积2880 km2，平均厚度80 m，页岩油资源量为35×108t（徐兴友等，2021），单储系数为1.5×104 t/（km2·m）。鄂尔多斯盆地陇东地区延长组7段，面积5×104km2，平均厚度40 m，页岩油资源量为283.2×108t（高岗等，2013），单储系数为1.4×104 t/（km2·m）。渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组三段下亚段，面积2067 km2，平均厚度80 m，页岩油资源量为48.78×108t（武晓玲，2013），单储系数为2.9×104 t/（km2·m）。通过以上对比可知：虽然柴西坳陷页岩油资源量大（69×108t），但资源丰度（单储系数）并不高，只是其他盆地单储系数的15%~45%，形成如此巨大的资源量完全得益于巨厚的烃源岩厚度（平均厚度434.6 m）。
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4 有利勘探面积
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热演化程度控制着陆相页岩层系烃类生成量和源岩内部滞留烃数量与组分构成等，直接决定了富集区/段分布、可动烃数量与页岩油产量水平（赵文智等，2023）。烃源岩品质及成熟度控制了页岩油的分布与原油性质（霍进等，2020），因此，有机碳含量（TOC）和成熟度（Ro）是控制页岩油富集的最为关键的两个要素。利用TOC等值线和Ro等值线的叠合，可识别有利的页岩油气区（卢双舫等，2012）。与页岩气的广泛分布不同，页岩油的分布较为局限，大多分布于成熟度为0.5%~1.3%的区域（表1）。根据北美页岩油勘探经验，一般认为页岩成熟度范围在0.8%~1.2%的具有较好的页岩油勘探开发潜力（Kuhn et al.，2012; Jarvie，2012）。烃源岩热演化程度为0.7%~1.2%时，页岩中滞留可动烃量相对较大（赵贤正等，2022）。
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盆地模拟方法除了提供油气资源量估算值外，更重要的是提供了包括E23底界Ro、顶界Ro和平均Ro值的3套平面展布图。由于大量实测数据的校正，得到的成熟度图是可靠的。这套图件对页岩油选区选带具有重要意义。
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图14 柴西坳陷E23成熟度（Ro均值）和TOC等值线以及有利勘探区带
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Fig.14 E23 maturity (average Ro value) , TOC isoline and favorable exploration area in western Qaidam depression
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对于TOC含量偏低的柴达木盆地来说，TOC＞0.8%为优质烃源岩。因此将TOC＞0.8%和Ro值介于0.5%~1.3%的叠合区归为页岩油有利区，其中Ro值介于0.8%~1.2%的区域为I类区，其余为II类区。
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依据平均Ro值和TOC平面展布图，标定E23页岩油有利勘探范围，落实柴西坳陷页岩油有利勘探面积4950 km2（图14中蓝色左斜纹区），占柴西坳陷有效烃源岩总面积的50%，其中I类区2460 km2（图14中黄色右斜纹区），II类区为2490 km2。因此，I类和II类区各占50%。I类是现阶段页岩油勘探的现实领域。
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5 结论
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（1）柴达木盆地西部坳陷古近系下干柴沟组上段（E23）发育了典型的湖相页岩，页岩矿物以碳酸盐岩矿物为主，黏土矿物含量低，以伊利石和伊蒙混层为主；岩性主要是纹层状云灰岩、层状灰云岩、块状云灰岩、混积岩和少量粉砂岩；层状和纹层型页岩源储配置最佳，含油饱和度最高，是纵向上的甜点段。
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（2）烃源岩具有低TOC、高转化率的特点，游离烃含量高，具有明显的石油“超越效应”，而且页岩的含油性和生烃潜量与碳酸盐矿物含量呈正相关性。
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（3）首次提出了计算吸附烃的公式，利用生烃模拟实验获得排烃效率，通过成因法获取资源量，同时用其他方法计算的结果验证了成因法获得的资源量是可靠的，该研究成果为成因法能够在页岩油资源评价中广泛应用提供了可借鉴的技术思路。各种方法计算结果比较接近，最终用德尔菲法确定柴西坳陷页岩油总的资源量为69×108t，如此巨大的资源量得益于巨厚的烃源岩厚度。另外，4个凹陷之外、有效烃源岩范围之内的区域仍然具有生烃潜力，如果评价范围扩展到整个柴西坳陷，资源量有望继续增加。
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（4）根据TOC＞0.8%与Ro值0.5%~1.3%的叠合区，柴西坳陷页岩油有利勘探面积近5000 km2，其中Ro值介于0.8%~1.2%的I类区面积为2460 km2。
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致谢：中国石油大学（华东）钟建华教授对本文的写作提出了宝贵的建设性意见；青海油田公司勘探开发研究院实验中心提供了岩芯实验分析数据；中国石油东方地球物理公司提供了最新的地层等厚图；中国科学院广州地球化学研究所提供了生烃动力学参数。在此致以衷心的感谢。
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注释
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❶ 赵健，蔡智洪，李亚锋，等.2019.英西油田狮38、狮41、狮49区块E23油藏新增石油探明储量报告.
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摘要
柴达木盆地西部坳陷的英雄岭地区古近系下干柴沟组上段（E23）页岩油获勘探重大突破。下干柴沟组上段沉积时期属于典型的咸化湖盆，通过岩芯观察和X射线衍射全岩、地球化学、储层物性分析，发现在此环境下形成的页岩及页岩油具有明显的特性：① 页岩以碳酸盐岩矿物为主，岩性以纹层状云灰岩和层状灰云岩为主；② 烃源岩具有低TOC、高转化率的特点，游离烃含量高，具有明显的石油“超越效应”，而且页岩的含油性和生烃潜量与碳酸盐矿物含量呈正相关性；③ 储层表现为特低孔、特低渗的特点，黏土矿物类型以伊利石和伊蒙混层为主，有利于页岩油的稳产和高产；④ 地层压力系数高，能量充足，原油轻质组分多、气油比高。柴西坳陷E23页岩层系厚度大、面积广，为了评价其资源潜力，将柴西坳陷划分为小梁山、英雄岭、扎哈泉和茫崖4个凹陷，首先应用成因法计算资源量，然后用体积法、容积法和类比法验证其结果的可靠性，最终用德尔菲法确定页岩油总的资源量为69×108t。本文研究成果具有重要的意义：① 明确了咸化湖盆页岩油独特的地质特征，指出富油层系的岩性组合；② 提出了计算吸附烃的计算公式，提供了一套切实可行的页岩油资源量的评估方法；③ 资源量的落实证实了柴西坳陷具有可观的页岩油资源潜力，坚定了勘探信心；④ 多因素综合划定的I类有利区带面积为2460 km2，指出了下一步勘探的现实领域。
Abstract
Major breakthroughs of shale oil exploration have been made recently in the upper member of the Lower Ganchaigou Formation (E23) of the Paleogene in the Yingxiongling area of the western depression, Qaidam basin. The sedimentary environment of the upper member of the Lower Ganchaigou Formation belongs to a typical saline lake basin. Based on core observation and analysis of X-ray diffraction, whole rock mineral, geochemistry and reservoir physical properties, it is found that the shale and shale oil formed in this environment have the following obvious characteristics: ① the shale is dominated by carbonate minerals, and the lithology is dominated by laminar dolomite limestone and layered lime dolostone; ② the source rock has the characteristics of low TOC and high conversion rate, high free hydrocarbon content and obvious “oil crossover”. Moreover, the oil-bearing property and hydrocarbon generating potential of shale are positively correlated with the carbonate mineral content; ③ the reservoir is characterized by ultra-low porosity and permeability. The clay mineral type is mainly illite and chlorite & illite mixed clay, which is conducive to the stable and high yield of shale oil; ④ the formation pressure coefficient is high, the energy is sufficient, the crude oil has many light components, and the gas oil ratio is high. The E23 shale series in the western Qaidam depression has a large thickness and a wide area. In order to evaluate its resource potential, the western Qaidam depression is divided into four sags, namely, Xiaoliangshan, Yingxiongling, Zhahaquan and Mangya. First, the genetic method is used to calculate the resource quantity, and then the volume method, capacity method and analogy method are used to verify the reliability of the results. Finally, the Delphi method is used to determine the total resource quantity of shale oil as 6.9 billion tons. The research results of this paper are important because ① the unique geological characteristics of shale oil in the salinized lake basin are clarified, and the lithologic association of the rich oil-bearing series is highlighted; ② the calculation formula for calculating adsorbed hydrocarbon is proposed, and a set of practical and feasible evaluation methods for shale oil resources are provided; ③ the estimation of resources confirmed that the western Qaidam depression has considerable shale oil resource potential and strengthened the exploration confidence; ④ the area of type I favorable zones comprehensively determined by multiple factors is 2460 km2, which identifies the practical field of next exploration.
