李国欣 ，朱如凯，张永庶，陈琰，崔景伟，姜营海，伍坤宇，盛军，鲜成钢，刘合

（1. 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2. 中国石油青海油田公司，甘肃敦煌 736202；3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

国内外勘探开发实践表明，源内页岩油资源量远大于源外常规石油资源量，从源外向源内转变是石油工业持续发展的必然选择，源内页岩油是未来油气储量、产量规模增长的重大领域[1-8]。不同学者对页岩油的定义和内涵存在不同理解，主要体现在致密油的界定与区分[9-13]。实际上，页岩油与致密油的概念在国外并没有明确的区分和界定，在公开发表的文献、大型会议和有权威性的能源报告中这两个概念常常是混用的，均作为非常规石油资源来管理，而对二者之不同则关注较少。目前，中国对于“页岩油”的定义基本存在两种认识：①狭义页岩油，指赋存于富有机质页岩及其夹持的碳酸盐岩、砂岩薄夹层（厚度一般小于3 m）中的石油资源；②广义页岩油，包含狭义页岩油和致密油[9,11]。

页岩油（shale oil）指赋存于富有机质页岩层系中的石油[14]。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%；无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量。在中国的勘探开发实践过程中，页岩油依据成熟度划分为中低熟和中高熟两类，中高熟页岩油依据源储特征可进一步划分为源储一体型、源储分异型和纯页岩型[4,5,11,15-17]，或夹层型、混积型、页岩型[8]。

英雄岭地区油气勘探自 20世纪80年代初开始，以构造油气藏思路，集中对狮子沟深层古近系下干柴沟组上段（E2—3xg2）两个构造圈闭实施钻探，狮20、狮24、狮新28等井获得高产，日产油200～500 t。随后围绕狮子沟主体区先后实施深井16口，均见油气显示，但受地震资料品质限制，圈闭评价不准，未获大的进展。20世纪90年代至21世纪初，甩开钻探了狮35、狮36、砂新1等井，多口井在下干柴沟组上段见良好油气显示，但常规试油均未达到工业油气流。2014年以来，基于三维地震攻关成果，精细刻画下干柴沟组上段沉积时期有效烃源岩展布，相继发现了英西、英中源内油气区。获得9口千吨高产井，8口百吨井，2019年提交探明石油地质储量2 899×104t[18-19]。2021年以来，立足于源内油气形成机理研究和系统取心评价，转变勘探理念，首次明确英雄岭地区下干柴沟组上段发育典型页岩油。依托英雄岭三维地震连片解释成果，优选埋深适中、构造相对英西—英中地区更为稳定的干柴沟地区并实施勘探，取得盆地页岩油勘探的战略性突破，开展水平井探索获日产百立方米高产油流。

由于烃源岩整体有机质丰度偏低，对照目前大多数学者关于页岩油选区评价及“甜点”评价的参数标准[1,11,16-17]，柴西坳陷不应具备页岩油勘探潜力，而这一理论推断明显与勘探实践不符，预示英雄岭页岩油具有独特理论研究及勘探开发价值。结合下干柴沟组上段岩性组合、烃源岩特征、生烃潜力、储集性能、源储组合、含油气性及油层分布、压力分布等资料分析，对照国家标准，本文定义英雄岭页岩油是分布在柴达木盆地英雄岭地区，赋存于下干柴沟组上段烃源岩层系内，以富有机质纹层状页岩与灰质白云岩高频间互为特征的页岩型和混积型页岩油类型，直井压裂改造即可获得工业油流，水平井体积压裂可获高产。

研究团队把柴达木盆地英雄岭地区以富有机质纹层状页岩与灰质白云岩高频间互为特征的页岩型和混积型页岩油类型作为攻关重点，通过大量岩心、钻井、地震及化验资料分析和综合研究，建立英雄岭地区页岩油评价标准并评估其资源潜力，以期为英雄岭地区古近系下干柴沟组上段页岩油评价和勘探提供依据。

1 区域地质概况

1.1 构造背景

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[20-21]，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。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、三湖坳陷3个一级构造单元（见图 1）。柴达木盆地中—新生代以来，经历了多期构造运动，对盆地影响最为强烈的是燕山晚期和喜马拉雅晚期两次构造运动，区域构造演化经历了古新世—始新世断陷、渐新世—中新世弱挤压、上新世—第四纪强烈挤压3个大的演化阶段。

现今柴达木盆地褶皱构造带和逆冲断层发育，平面上构造变形西强东弱、南强北弱，柴西坳陷总体呈现隆凹相间的构造格局。英雄岭地区主体位于茫崖凹陷西段，为一典型的晚期隆起（见图 1），该区古近纪为柴西坳陷沉积中心，新近纪末受喜马拉雅晚期构造运动影响反转隆起成山，受差异构造抬升影响，英雄岭自阿尔金山前向盆地腹部倾没。

图1 柴达木盆地构造单元划分及研究区位置图

1.2 地层特征

英雄岭地区主要发育新生界，目前钻探揭示纵向上主要发育4套地层（见图2），自下而上包括：古—始新统路乐河组（E1+2）杂色砂砾岩夹泥岩；始—渐新统下干柴沟组（E2—3xg），其下段（E2—3xg1）下部岩性以棕褐色泥岩、泥质粉砂岩、白云质泥岩为主，上部岩性为泥质白云岩、白云质泥岩；上段（E2—3xg2）下部主要发育暗色富有机质页岩，上部叠置发育灰质白云岩、含灰泥岩夹多套盐岩层；渐—中新统上干柴沟组（E3—N1sg）以棕黄色砂岩、泥岩为主，夹灰色、深灰色碳酸盐岩；中新统下油砂山组（N1xy）主要发育棕黄色、灰色粉砂岩、泥岩。

图2 柴达木盆地英雄岭地区地层综合柱状图

1.3 沉积特征与演化

整体上柴达木盆地新生代经历了从干旱到湿润，再到干旱的古气候演化过程，纵向上可划分为 5个层序（见图2）。受古气候变化控制，古近系下部E1+2和E2—3xg1以干热环境下形成的砂岩、砾岩沉积为主；下干柴沟组上段沉积早期气候转向湿润[22]，发生了柴达木盆地新生代以来最大的一次湖侵，这一时期相对温暖、湿润的气候有利于生物大量繁殖，为有机质富集和保存奠定了物质基础。同时，英雄岭地区为该时期沉积中心，构造稳定宽缓，为页岩大规模稳定沉积创造了良好的条件（见图3）。下干柴沟组上段沉积晚期由于气候趋于干旱、寒冷，强蒸发环境下湖盆迅速萎缩，形成纵向叠置、横向连片发育的蒸发岩（盐岩）层，形成有利区域盖层，是区内高压页岩油富集与保存的重要条件。

图3 英雄岭地区下干柴沟组上段沉积相平面图

2 英雄岭页岩油特征

近年来，根据页岩油勘探理念转变思想，在烃源岩深入研究评价基础上，优选英雄岭地区干柴沟和柴深两个优质盐岩盖层最发育的构造稳定区域开展探索，页岩油勘探取得明显成效。在干柴沟地区，针对下干柴沟组上段下部Ⅳ—Ⅵ油层组页岩油共部署直井 12口，试油6口井并在9个层均获得工业油流（见表1）。其中，柴902井对2 800～2 803 m井段（Ⅳ）压裂试油，日产油32.53 t、气2 582 m3，试采日产油10～12 t，170 d累产油2 113.7 t，累产气78.2×104m3，证实了干柴沟地区页岩油直井同样具备良好的稳产能力。同时，为探索页岩油高效动用方式，在干柴沟地区开展水平井+体积压裂试验，针对Ⅳ油层组钻探柴平 1井，完钻井深3 924.33 m，水平段长997.33 m，分21段124簇压裂，压后焖井16 d，开井即见油，采用不同工作制度放喷求产，产量逐渐上升，目前返排率仅4.9%，4 mm油嘴日产油 103.97 m3、气 15 025 m3，气油比 139.65 m3/m3，39 d累计产油2 240.44 m3、产气262 915 m3。为进一步探索咸湖沉积中心页岩油潜力，向英雄岭腹部柴深地区甩开 20 km钻探的狮 303井，5 336～5 350 m井段压力系数高达2.48，采用4 mm油嘴常规射孔日产油超百立方米（日产油227.4 t、气6.6×104m3）。

表1 柴达木盆地英雄岭地区下干柴沟组上段页岩油直井试油数据表

根据英雄岭地区大量钻井和分析化验资料，认为英雄岭页岩油具有6方面特征。

2.1 富氢烃源岩“二段式生烃”、滞留烃量大

下干柴沟组上段（E2—3xg2）是柴西坳陷最优质的烃源岩层，有效烃源岩分布面积近3 650 km2。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。通过不同盆地低成熟烃源岩样品TOC和生烃潜量分析，相对于其他盆地，柴西坳陷下干柴沟组上段烃源岩TOC值较低，但生烃潜量更高，同样具有较高的氢指数（HI）（见图 4、图 5）。元素分析显示烃源岩 H、C原子比远高于其他类型烃源岩，且主要为Ⅰ型有机质。因此，英雄岭地区下干柴沟组上段咸化湖相烃源岩尽管TOC值普遍较低（大多小于1%），但有机质富氢，单位有机碳成烃潜力大，有机碳转化率高达 80%[23]。比如，下干柴沟组上段中TOC值为 1%的烃源岩，单位有机碳生烃潜力与淡水—微咸水TOC值为3%～5%的烃源岩相当（见图5）。柴西坳陷下干柴沟组上段烃源岩上述特征具有明显的咸湖特殊性，是英雄岭页岩油有别于其他页岩油的物质基础。

图4 英雄岭地区下干柴沟组上段烃源岩地球化学特征及生烃特征

图5 英雄岭地区下干柴沟组上段与中国其他地区烃源岩生烃特征对比

通常，咸化湖盆页岩中的可溶有机质相对容易保存，可以在低熟阶段规模生烃，估算可溶有机质液态烃产率贡献高达60%。研究表明，英雄岭地区咸化湖盆烃源岩具有“二段式”生油模式，即下干柴沟组上段烃源岩可溶有机质早期低熟生烃，不溶有机质晚期成熟生烃。源岩也可“早生早排”，形成浅部未—低熟油藏；后期干酪根大量生油，是生油的主要阶段，在深部成藏。因此，咸化湖相烃源岩在可溶有机质早期生烃和干酪根降解生烃的共同作用下，具有极高的烃转化率和生烃强度，改变了原有认识，大大拓展了勘探领域。热模拟显示，英雄岭地区下干柴沟组上段咸化湖相烃源岩Ro值为0.6%～1.3%，均以生油为主，最大生油量达350 mg/g，为柴西地区页岩油富集奠定了物质基础[24]。

2.2 储集空间类型多、储集性好

英雄岭地区下干柴沟上段发育灰云质页岩、黏土质页岩以及碎屑岩 3类油气储集体[25]。储集空间类型多样，储集性能好。储集空间以无机孔隙为主，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（见图6）。高孔、高渗储集层一般发育毫米级以上的溶蚀孔洞和裂缝；低孔、低渗储集层一般裂缝不发育（或被充填），发育白云岩晶间孔和微米级溶蚀孔。

图6 英雄岭地区下干柴沟组上段各类储集层特征和成因机制

其中，纳米级晶间孔、微米级溶孔、层理缝和角砾间缝（洞）集群式发育，可确保页岩层具备高产稳产能力。晶间孔主要成因为碳酸盐岩在准同生期白云石化过程中，由于晶格内部离子交换造成体积收缩，形成大量纳米—微米级白云石晶间孔，是英雄岭地区页岩油最主要储集空间。溶蚀孔受成岩期流体交换、生烃期排酸、深埋期硫酸盐热还原反应作用控制，但溶蚀孔仅局部发育。角砾间孔（洞）属于构造成因，主要沿断裂破碎带和层间揉皱区发育，常伴生溶蚀孔和构造裂缝网络，孔洞尺寸较大，半径多为1～4 mm[26]。裂缝在应力集中区普遍发育，特别是软（盐岩）硬（碳酸盐岩）岩石互层，脆性差异成因的裂缝网络常常与基质孔复合。

与其他陆相盆地页岩油储集层对比，英雄岭页岩油的储集空间类型更为多样，孔隙大小有毫米级、微米级、纳米级，储集能力更佳。岩心分析孔隙度为3.1%～11.5%，平均值为 5.1%。岩心分析渗透率为（0.05～0.62）×10-3μm2，平均值为 0.4×10-3μm2。此外，广泛发育的层理缝，为良好的油气运移通道及储集空间。扫描电镜分析，白云石晶间孔直径为 150 nm左右，压汞和数字岩心测试表明喉道半径较细（多小于100 nm），属于典型的小孔—细喉型。

2.3 源储一体、甜点厚度大、含油级别高

英雄岭地区古近系下干柴沟组上段半深湖—深湖相页岩纹层为典型的明暗交互季节性纹层，纹层稳定连续，韵律主要为纯碳酸盐岩与暗色富有机质纹层高频交互，其中碳酸盐岩纹层孔隙较为发育[27-28]；薄层碳酸盐岩厚度一般小于1 m。可以划分为混积型与页岩型两类组合，形成混积型与页岩型两类页岩油。英雄岭地区下干柴沟组上段页岩层系厚度为1 000～2 000 m，纵向含油段多。根据柴 2-4井统计，发现单纹层厚度以100～200 μm为主，密度为4 000～4 500条/m，含油层总厚度大于1 000 m。如柴2-4井下干柴沟组上段取心50.3 m，岩性为灰云质纹层与富有机质纹层组成的页岩，含油岩心厚达27.7 m，含油级别最高为饱含油，灰云质纹层（厚 100～200 μm）与薄层灰质白云岩（厚度大多小于1 m）的含油性较好，岩心分析含油饱和度为46%～88%，其中灰云质纹层含油饱和度最高。三维激光共聚焦分析表明，页岩中含有大量液态烃，以原位滞留和微距运移为主，总体成层状分布（见图7）。总之，英雄岭页岩油具有纹层发育、单旋回薄、累计厚度大、含油级别高的特征。

图7 英雄岭地区柴2-4井古近系下干柴沟组上段纹层发育特征及含油性

2.4 盐间与盐下压力系数高、地层能量充足

古近纪晚期英雄岭地区为盐湖沉积体系，下干柴沟组上段顶部为盐岩，该套盐岩广泛发育，单层厚1～10 m，累计厚达200～300 m，是该区良好的盖层。盐岩的封盖使得下干柴沟组上段形成自封闭系统；优越的盖层条件，致使区域内普遍发育异常高压，压力系数达 1.7～2.4（见图 8）。地层异常高压表明地层能量充足，可保障页岩油的长期自喷生产，是英雄岭页岩油稳产高产的动力基础。如狮新58井对5 502～5 514 m常规试油，4 mm油嘴日产油205 t，日产气70 229 m3，油压27 MPa；经过2.5年生产已累计产油10.6×104t，产气4 478×104m3；目前采用5.5 mm油嘴生产，日产油130 t，日产气4.7×104m3，油压25 MPa，产量仍稳定。

图8 英雄岭地区下干柴沟组上段盐岩分布和地层压力分布图

2.5 原油轻质组分多、气油比高

在青藏高原隆升作用下，柴西坳陷新生代沉积速率大。英雄岭地区在古近纪早期经历深埋，形成大规模高熟油气，原油具有气油比高（40～300 m3/m3）、油质轻（密度为 0.78～0.85 g/cm3）、流动性好（黏度为 4.86 mPa·s）等特点，且环烷烃含量相对较高（见图9）。

图9 英雄岭地区古近系下干柴沟组上段原油特征与盆地其他地区对比

依据英西—英中原油地球化学特征，原油成熟度西低东高，与烃源岩成熟度呈现一致的趋势，页岩油源内滞留成藏特征明显。原油成熟度和气油比成正相关关系，埋藏深度越大，成熟度越高，原油的密度和黏度越低[29]。英雄岭腹部地区页岩油明显具有成熟度高、原油颜色浅的特点。

2.6 脆性矿物含量高、可压性好

英雄岭地区位于柴西坳陷中心，古近系下干柴沟组上段发育多期半深湖—深湖相页岩，形成纹层型与混积型两类页岩。全岩矿物成分分析揭示，下干柴沟组上段岩性混积特征明显，岩石类型包括灰云质页岩、黏土质页岩以及碎屑岩，以灰云质页岩为主。脆性矿物含量高，矿物组分以粉砂级石英、长石和方解石、白云石为主（60%～90%），黏土和塑性矿物含量总体偏低（10%～40%）。岩心扫描测井结合X衍射分析，明确下干柴沟组上段矿物组分包括黏土、石英、长石、方解石、白云石、石膏等多种矿物，碳酸盐含量40%～60%。对干柴沟地区柴2-4井下干柴沟组上段开展全岩矿物组成分析，以碳酸盐岩矿物为主，混积特征明显（见图10）。

图10 英雄岭地区柴2-4井下干柴沟组上段岩心矿物组成统计图

矿物成分和结构决定岩石力学性质特有的塑性和脆性[30]。通常，低黏土矿物含量、高脆性矿物含量的泥页岩容易产生裂缝，有较强的造缝能力，有利于开展大型体积压裂。Jarvie等认为石英和钙质含量越高，脆性越大[31]。英雄岭页岩中的碳酸盐等脆性矿物含量普遍高于以黏土为主要成分的松辽盆地白垩系青山口组页岩、鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩以及渤海湾盆地古近系沙河街组页岩[17]。因此，高脆性矿物含量使英雄岭页岩油具有较好的可压性，有利于大规模压裂改造。

3 页岩油评价标准

3.1 页岩油评价现状

英雄岭地区下干柴沟组上段页岩油具有TOC值低、甜点单层厚度薄、气油比高、含油饱和度高、地层压力高等“独特”特征，现行标准体系对这类页岩油评价存在一定不适应性，难以客观评价。因此，亟需建立新的指标体系。

目前，页岩油“甜点段/区”评价一般注重烃源岩特性、岩性、物性、脆性、含油气性与应力各向异性“6特性”匹配关系评价[1,4-5,11,17,32]，北美地区有利页岩层系TOC值大于4%，为纹层状页岩或泥灰岩，孔隙度大于 7%，脆性矿物含量大于 50%，含油饱和度50%～80%，相对密度（ρr）小于 0.825及压力系数大于1.30，天然裂缝发育[10,33]。中国有利页岩层系的特点是TOC值大于2%（S1大于2 mg/g），纹层状页岩或致密砂岩、致密碳酸盐岩，孔隙度较高，脆性矿物含量大于 40%，含油饱和度 60%～90%，较低原油黏度或较高地层压力，天然裂缝发育[2]。

近年来，研究发现湖相页岩滞留可动烃富集受页岩有机碳含量（TOC）、有机质热演化程度（Ro）、成岩演化、天然裂缝发育程度及湖盆的大小与物源的输入距离之比（B/A值）等5大因素控制；各因素对应普遍适中的指标，即TOC值为2%～4%，Ro值为0.7%～1.0%（埋深为3 200～4 300 m），成岩演化阶段处于中成岩A期，天然裂缝发育但未破坏页岩油顶底板盖层，B/A值为 40%～60%，各指标太高或太低均不利于页岩油富集[34]。页岩的Ro值在平面上不仅控制油气类型、气油比，而且控制页岩油的“甜点区”[31,35]。因此，Ro毫无疑问是甜点评价的重要参数。此外，对于陆相页岩中的TOC值参数则需要根据淡水湖盆和咸化湖盆有机碳生烃能力的差异来客观分析，应该按照湖盆水体环境将其区分对待[23]。另外，目前，国际上主要基于录井与岩石实测数据约束，注重盆地模拟技术和地震资料，开展叠前地震数据分析，获取岩石性质关键参数（声波阻抗、弹性模量和泊松比等），结合岩性、孔隙度、总有机碳、矿物组成及已有产量数据，优选甜点区，预测单井产量。

3.2 英雄岭页岩油评价参数与标准

不同于其他盆地页岩层系为稳定单旋回沉积，柴西古近系页岩沉积受湖水高频振荡影响，纵横向变化频繁，呈现“薄、多、杂”的特征。此外，英雄岭地区无论是沉积环境、烃源岩特征、甜点储集层以及流动性都不同于中国其他地区典型的页岩油（见表 2）。尽管Jarvie等提出含油饱和度指数（OSI）大于100 mg/g可以作为甜点段[31]，但对页岩型，通常也会因为碳酸盐含量低、TOC值高、渗透率低等因素，导致页岩油可采性差，产能迅速降低。因此，在具体应用上述评价指标体系时，可以在确定页岩油储集层类型前提下，分类选择指标，构建评价体系。

参考单井评价通常采用相关参数的星图预测页岩油风险的方法，对于区块预测，可采取对目标层重要参数进行平面叠加或权重求和，得到页岩油开发潜力分级评价的思路[36]。结合北美最新用来评价页岩的含油性与可开发性的参数[37]，根据英雄岭地区页岩油富集关键参数和工程改造参数，提出有机碳含量、有效孔隙度、含油饱和度、脆性矿物含量、有机质热演化程度、压力系数、页理密度、埋藏深度等8项评价参数并给出评价标准（见表 3）。其中，纵向上单井甜点段评价重点采用有效孔隙度、含油饱和度、脆性矿物含量 3项参数；平面上甜点区主要受有机碳含量、有效孔隙度、脆性矿物含量、含油饱和度、有机质热演化程度控制。其中，脆性矿物含量不仅控制着岩性，也与储集性能、含油量有正相关关系，是一个重要的参考指标；可压性是依据脆性矿物含量和应力差确定，并通过试油试采效果建立的可压性识别和分类标准。

4 资源潜力与有利勘探区分布

4.1 页岩油资源潜力

自始新世中期至中新世早期，柴西坳陷沉积中心自西向东迁移，有效烃源岩全区分布，面积达3 650 km2，最大厚度近2 000 m（见图11）。咸化湖相烃源岩生烃潜力较大，该套页岩氯仿沥青“A”为0.05%～1.00%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，有效源岩厚度占比达51%，与其他陆相盆地烃源岩相比，尽管其TOC值大多小于1%，但具有较高的氢指数。此外，咸化环境有利于可溶有机质保存，在低熟阶段即可规模生烃，可溶有机质液态烃产率贡献高达60%，具有烃转化率高、生烃强度大的特点，源内滞留资源潜力大。本套页岩由西至东随着埋深、温度和压力增加，有机质热演化程度大大增加。

目前井控已落实干柴沟区带页岩油面积42 km2，估算地质储量3×108t以上，丰度达880×104t/km2。结合英西—英中、柴深地区钻探成果分析，井控面积外埋深 5 500 m以浅的英雄岭页岩油有利勘探面积近800 km2（见图12）。依据下干柴沟组上段源岩厚度、甜点层纵向分布、源岩展布面积和游离烃含量（S1）等参数（见表4），利用体积法估算英雄岭地区有利区页岩油资源量达21×108t，表明该区页岩油是柴达木盆地“十四五”规模增储、效益建产的现实领域。

图12 英雄岭地区下干柴沟组上段页岩油有利区分布图

表4 柴达木盆地英雄岭地区页岩油有利区资源评价参数表

柴西坳陷古近纪时为一完整的湖盆，包含 3大次凹，分别为英雄岭凹陷、小梁山凹陷和扎哈泉凹陷，其构造及沉积背景相似，均发育古近系咸化湖相有效烃源岩。研究认为，柴西坳陷古近系整体具备页岩油规模发育条件，根据页岩中游离烃含量、TOC值、烃源岩面积及厚度，初步估算柴西坳陷埋深小于6 000 m的页岩油资源量约44.5×108t。

4.2 有利勘探区分布

4.2.1 纵向甜点段

英雄岭地区页岩厚度为1 000～2 000 m，其纵向含油性好、井段跨度长、油层累计厚度大，埋深为2 500～5 500 m。根据沉积旋回特征，结合储集层改造缝高（50 m）及甜点层分布，纵向上将下干柴沟组上段Ⅳ—Ⅵ油层组近1 200 m厚度页岩层系发育段划分为23个箱体（见图13），各箱体厚度为42～55 m，平面上各箱体可对比性好，页岩层系稳定发育。根据现有取心与试油试采资料分析，初步认定英雄岭页岩油甜点段分布于下干柴沟组上段Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ油层组，覆盖10个箱体，对8个箱体进行试油，均获工业油气流，直井压后日产油 12.7～44.95 m3，并可长期稳产。依据英雄岭页岩油甜点段分级评价标准将甜点段分为3类，其中Ⅰ类甜点厚度为150～280 m，平均占比18%；Ⅱ类甜点厚度为250～300 m，平均占比23%，压力系数为1.73～2.16，是区内页岩油高产稳产的基础。

图13 柴达木盆地英雄岭地区下干柴沟组上段箱体划分与甜点发育段纵向分布图

4.2.2 平面有利区

钻探揭示，英雄岭地区页岩油井间甜点段对比性良好，平面展布较为稳定，目前干柴沟区带井控已落实页岩油含油面积42 km2。根据区域钻探资料，深入研究沉积及生烃特征，发现以滨浅湖相灰质白云岩和半深湖相纹层灰岩为主的两类有利源内碳酸盐岩储集体在全区广覆式分布。依据有机碳含量大于0.8%的柴西坳陷咸化湖相优质成熟烃源岩分布范围，综合源储配置组合、构造演化、埋深（小于5 500 m）以及钻探效果，明确构造稳定区是页岩油主要勘探方向，落实英雄岭页岩油近期最现实的有利勘探面积800 km2（见图12），但由于受晚期构造运动影响，页岩油的平面非均质性及连续性是下步研究关注的重点。

5 结论

英雄岭页岩油发育于古近系下干柴沟组上段咸化环境，主体为源储一体型，可以分为页岩型和混积型两类。具有滞留烃量大、储集性好、甜点段厚度大、地层压力系数高、原油轻质组分多、脆性矿物含量高等 6项地质特性。与国内外其他地区页岩油相比，具备地质特征的特殊性和勘探开发的有利性。

参考国内外页岩油甜点评价标准，提出英雄岭页岩油甜点评价的关键参数指标，建立基于有机碳含量、有效孔隙度、含油饱和度、脆性矿物含量、有机质热演化程度、压力系数、页理密度、埋藏深度等 8项评价参数的评价体系，利用体积法估算英雄岭埋深5 500 m以浅的页岩油资源量达21×108t。初步估算柴西坳陷埋深小于 6 000 m 的页岩油资源量约 44.5×108t。

英雄岭页岩厚度为1 000～2 000 m，含油性好，油层累计厚度大，纵向上可划分为23个箱体，各箱体厚度为42～55 m。明确构造稳定区是页岩油主要勘探方向，近期最现实的有利勘探面积800 km2。

符号注释：

HI——氢指数，mg/g；S1——岩石中的游离烃含量，mg/g；Tmax——岩石热解最高峰温度，℃。