鄂尔多斯盆地华池地区X96井长7烃源岩地球化学特征及其对致密油成藏的意义
杨伟伟 石玉江 李剑峰 冯渊 马军
摘要：为深化致密油成藏机理，优选湖盆中部华池地区X96井展开全取芯的有机碳、热解、饱和烃色谱色质、干酪根镜检等分析及排烃、成藏等综合地质研究。重点利用这些分析测试资料对X96井长7烃源岩地球化学特征展开详细评价并探讨优质烃源岩在致密油成藏中的作用。X96井长7烃源岩包括油页岩、泥岩与粉砂质泥岩等3种类型，其中油页岩的有机质丰度高（平均15.8%），有机质组分以无定形体为主，有机质类型好（Ⅰ型为主），并处于生油高峰阶段，属于优质烃源岩。优质烃源岩生烃量大，强大的体积膨胀作用为其提供了充足的排烃动力，排烃作用较强，造成油页岩相对较低的残留沥青“A”转化率、饱和烃/芳烃值与产率指数，排烃效率超过70%。区域上，油页岩稳定分布于长7底部，上覆大范围致密砂岩，源储直接接触。此类广覆式展布的优质烃源岩大范围、高强度的排烃作用为致密油成藏提供了物质基础与动力来源，对近源致密油的成藏意义重大。
关键词：烃源岩；长7；地球化学；强排烃；体积膨胀；致密油；鄂尔多斯盆地
中图分类号：P618.13；TE122文献标志码：A
0引言
长期的油气勘探开发实践表明，鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透（多小于2×10-3μm2）油气资源十分丰富，具有分布范围广、含油层组多、纵向叠置连片的特征[113]。近些年来，随着低渗透油气地质理论的不断深入与勘探开发技术的不断提高，长庆油田成功实现了渗透率为（0.3～10）×10-3μm2的超低渗透油藏规模性开发，如湖盆中部华池、庆城、正宁、宁县等地区，盆地的石油储量和产量持续增长[1，1415]。随着勘探开发程度的不断提高，渗透率小于0.3×10-3μm2的长7致密油逐渐成为鄂尔多斯盆地中生界石油勘探开发的重要目标，并发现了多个含油富集区[1419]，从而打破了传统意义上的长7油层组以生油为主的地质理论。值得注意的是，渗透率小于0.1×10-3μm2的致密砂岩也具有较好的含油性，显然如此致密的储层所需的油气源条件要比常规储层高得多。以往的烃源岩地球化学研究表明，鄂尔多斯盆地油源条件十分优越，在湖盆发育全盛期沉积的长7段富有机质烃源岩（油页岩）为主要油源岩，分布范围近5×104 km2，生烃量高达1.0×1011 t，奠定了重要的油气资源基础，在低渗透油气成藏中起到了非常重要的作用[13，2025]。与此同时，致密油成藏地质理论也取得较大进展，学者们基本明确了致密油的定义并阐明了致密油特征[14，1619，1836]。为聚焦攻关目标，杨华等将储层空气渗透率小于03×10-3 μm2，赋存于与油页岩互层共生或紧邻的致密砂岩储层中，未经过大规模长距离运移的石油称为致密油[14，16]。为深化鄂尔多斯盆地长7致密油源储配置特征和成藏机理，明确致密油勘探甜点控制因素，本次研究优选湖盆中部X96井开展了全取芯配套分析及综合地质研究。本文主要针对X96井长7烃源岩地球化学特征展开系统评价，并结合源储配置关系、油源对比、烃源岩生排烃等特征，阐述优质烃源岩在致密油聚集成藏中所起的关键性作用。
1样品与试验
X96井位于鄂尔多斯盆地中部华池地区（图1），自上而下所钻地层依次为新生界第四系，中生界白垩系、侏罗系及三叠系。其中三叠系延长组自上而下可划分为长1～长10共10个油层组，长7为本次研究目的层，为全取芯井段。
根据岩芯观察，长7烃源岩有3种岩性类型：油页岩、泥岩与粉砂质泥岩（图2）。油页岩分布于长7底部（长73），厚度约为15 m，测井特征与泥岩、粉砂质泥岩明显不同，具有高自然伽马（γGR）、高电阻率（RT）、高声波时差（ΔtAC）、低体积密度（ρDEN）等特征（图2）。
为系统评价长7烃源岩地球化学特征，本次研究对X96井长7源岩进行连续取样140块，分别进行了有机碳测试与岩石热解分析，并选取其中19块样品进行可溶有机质抽提及族组分分析、饱和烃色谱色质分析、干酪根镜检、干酪根碳同位素分析与镜质体反射率测试等多种试验。此外，连续取样240块砂岩样品进行常压孔渗测试，并选取106块砂岩样品进行岩石热解分析来测试致密砂岩含油性。这些分析测试化验均在低渗透油气田勘探开发国家工程实验室完成。
2烃源岩地球化学特征
2.1有机质丰度
总有机碳测试结果表明，X96井长7油页岩的有机质丰度很高，残余有机碳含量（质量分数，下同）为780%～2943%（图2、3），平均为1580%（35个样品），说明油页岩属于有机质高度富集的优质烃源岩；泥岩的残余有机碳含量为1.21%～8.64%，平均为310%（39个样品）；粉砂质泥岩的残余有机碳含量最低，大都在200%以下，平均为0.89%（64个样品）。与有机碳含量相对应，油页岩的残留沥青“A”与热解生烃潜量很高（图3），平均残留沥青“A”含量约为062%，热解生烃潜量主要分布于（20～80）×10-3之间，最高可达100×10-3；泥岩的平均残留沥青“A”含量约为018%，平均热解生烃潜量为87×10-3；粉砂质泥岩的残留沥青“A”含量变化较大，在0038%～0430%之间，平均热解生烃潜量为1.99×10-3。
2.2有机质组分
2.2.1干酪根类型
干酪根镜下观察表明，X96井长7油页岩所提取的干酪根类型很好，成分单一，以无定形体为主（94%以上），未见壳质组，镜质组含量极低（多小于4%）；泥岩段干酪根类型也较好，无定形体含量在81%～95%之间，未见壳质组，镜质组含量在4%～18%之间；粉砂质泥岩的干酪根类型明显较差，无定形体含量很低（平均13.2%），而镜质组含量较高（平均82.4%）。表明长7油页岩干酪根类型最好（Ⅰ型为主），泥岩干酪根类型较好（Ⅰ、Ⅱ1型为主），而粉砂质泥岩的干酪根类型较差（Ⅲ型为主）。同时反映了油页岩、泥岩干酪根的前身物以湖相低等水生生物为主，而陆源有机质对粉砂质泥岩有机质的贡献较大。
2.2.2干酪根碳同位素特征
长7油页岩的干酪根具有富稳定同位素12C的特征，其碳同位素较轻，主要分布于-283‰～-300‰（图3），平均为-287‰；泥岩的干酪根碳同位素比油页岩偏重，平均为-278‰；粉砂质泥岩的干酪根碳同位素最重，平均为-265‰。以上数据佐证了油页岩有机质主要来源于低等水生生物的观点。
2.2.3沥青“A”族组成特征
X96井长7烃源岩沥青“A”族组成中烃类含量（饱和烃+芳烃）主要分布在35%～60%之间，三类源岩差异不明显，但三者的残留沥青“A”转化率与饱和烃/芳烃值明显不同（图3）。粉砂质泥岩的平均残留沥青“A”转化率为10.69%，平均饱和烃/芳烃值为251；泥岩、油页岩的残留沥青“A”转化率与饱和烃/芳烃值明显偏低，平均分别为543%、106。泥岩、油页岩相对较低的饱和烃/芳烃值及其随着总有机碳（TOC）的增高而降低的趋势（图3），与其较好的干酪根类型（无定形体为主，Ⅰ、Ⅱ1型干酪根）明显矛盾，可能与其较高的排烃效率有关。
2.2.4生物标志化合物特征
饱和烃气相色谱分析结果表明，X96井长7三类源岩的饱和烃色谱图十分相似，谱图均呈单峰形，主峰碳为nC17～nC20，奇偶均势（OEP值为0.99～1.25），Pr/nC17值和Ph/nC18值都较低，分别为0.21～0.68和0.17～0.45（表1）。但粉砂质泥岩的Pr/Ph值相对较高（平均为1.3左右，表1），而泥岩、油页岩的Pr/Ph值在1.0左右，反映了粉砂质泥岩形成于相对氧化的沉积环境[3740]。
甾萜类生物标志化合物特征表明，X96井长7烃源岩均形成于盐度较低的沉积环境，表现为很低的伽马蜡烷含量，平均Gr/C30藿烷值为0.09。受岩性与氧化还原环境的双重控制[4145]，三者的C30重排藿烷含量差异明显，较高的重排藿烷含量（C*30[KG-30x]/C30藿烷值大于1.2，表1）指示暗色泥岩形成于浅湖—半深湖的亚氧化环境[38]，而油页岩形成于深湖相还原环境。此外，三类源岩之间的三环萜烷含量也有所不同，粉砂质泥岩的三环萜烷含量最低（三环萜烷/五环萜烷值小于0.4，表1），泥岩的三环萜烷含量中等（三环萜烷/五环萜烷值为0.4～0.5，表1），油页岩的三环萜烷含量最高（三环萜烷/五环萜烷值大于08，表1），可能指示了三者不同的有机质输入来源，与其不同的有机显微组成相对应。
2.3热成熟度特征
镜质体反射率（Ro）测试结果表明（图3），X96井长7烃源岩均已进入了成熟期，大都处于生油高峰阶段（Ro为1.02%～1.21%）。其他参数，如最高热解峰温（442 ℃～467 ℃，图3和表1）、OEP值（0.99～1.25，表1）、甾烷异构化指数（αββ/（αββ+ααα）C2920R甾烷值为053～070；ααα20S/20（S+R）C29甾烷值为048～061）均指示烃源岩处于热演化程度的成熟期。
3优质烃源岩排烃特征
X96井烃源岩地球化学特征表明，油页岩有机质丰度高、有机质类型好，属于优质烃源岩。优质烃源岩内有机质十分富集，在单位地质时间内生烃量大，易产生强大的排烃动力促进油气富集。
3.1体积膨胀提供了重要的排烃动力
石油初次运移的动力往往是烃源岩内的异常压力，其形成原因主要包括欠压实作用、黏土矿物脱水作用、水热膨胀作用、有机质生烃作用等。对于优质烃源岩而言，有机质生烃作用，即生烃膨胀作用所形成的异常超压对于石油充注具有更为重要的意义。对此，本文参考张文正等对鄂尔多斯盆地西缘解Ⅱ674井低成熟样品的热模拟试验结果[24]，通过理论计算生烃作用产生的体积膨胀力来加以说明。结果表明，当长7优质烃源岩有机质丰度为10%，镜质体反射率为0.8%～1.0%时，生烃作用引起的体积膨胀率为11%～15%，体积膨胀幅度较大。取原油压缩系数为0.65×10-3 MPa-1[46]，体积膨胀率与原油压缩系数的比值即为有机质生烃作用引起的体积膨胀力大小。由此计算得到，在封闭条件下，长7优质烃源岩所引起的体积膨胀力超过100 MPa。虽然该计算方法比较粗略，把整个生烃过程看做是封闭系统且不计干酪根热降解过程中体积收缩产生的空间，但足以说明优质烃源岩的生烃作用可以产生强大的体积膨胀力，并提供重要的排烃动力。
3.2排烃效率高
X96井长7油页岩的残留沥青“A”转化率、饱和烃/芳烃值偏低，与其较好的干酪根类型存在明显反差，暗示其经历了较强的排烃作用。结合研究区其他井试验数据，可以看出当TOC值为2%～3%时，其沥青“A”转化率与产烃率指数（S1/（S1+S2））较高，之后随着TOC值的升高，逐渐降低，当TOC值大于10%以后，沥青“A”转化率与产烃率指数较低且稳定分布（图4、5）。其中，S1[KG-30x]为残留烃量，S2[KG-30x]为热解烃量。
同时，本次研究还采用原始生烃潜力恢复法对长7泥岩、油页岩等烃源岩进行了排烃效率计算。由于长7泥岩、油页岩有机质类型相似，不同热演化程度的热解烃含量与总有机碳呈近似直线分布，随着热演化程度增高，斜率变小，即S2/TOC（HI）值随热演化程度升高而降低，那么未（低）成熟样品（Tmax<435 ℃）的S2/TOC值可以近似为原始氢指数，获得原始氢指数（IHI0）后便可以根据碳守恒原理来计算原始总有机碳（wTOC0），其具体计算为
wTOC0=[wTOC-0.083（S1+S2）]/
（1-0.083IHI0）（1）
式中：wTOC为TOC值。
获得原始总有机碳后，就得到了原始热解烃量（S02），便可以根据物质平衡法计算各层系烃源岩的排烃效率（ε）。计算公式为
ε=（S02-S2-S1）/（S02-S2）（2）
计算结果见图6，排烃效率随着总有机碳的增加而明显升高。当TOC值大于10%时，优质烃源岩样品的排烃效率趋于稳定，主要分布于70%～90%；TOC值为2%～10%的样品排烃效率变化范围较大，主要分布于20%～80%。因此，烃源岩质量越好，排烃效率越高，对油气成藏的意义越大。
4优质烃源岩对致密油成藏的意义
以往的石油地质理论研究与勘探实践表明，对油气成藏产生重要影响的往往是生烃层系中的优质烃源岩，该类烃源岩生排烃量大，排烃效率高，是盆地内油气的主要来源。杨华等油源对比研究已经证实长7油页岩为中生界延长组低渗透油气的主要来源[12，20，2425]，同时也是近源致密油的主要烃源岩[14，16]。致密砂岩储层孔喉细小[47]、毛细管阻力大，石油运聚成藏所需驱动力较大，在储层孔隙度小于5%的油藏状态下所受到的毛细管阻力大于05 MPa[2]。因此，致密砂岩内石油成藏比常规储层困难得多，只有当各项成藏条件匹配良好时，才能富集成藏。
4.1优质烃源岩与致密储层大面积广泛接触
鄂尔多斯盆地华池地区X96井长72、长71致密砂岩发育，厚度可达45 m，与下伏烃源岩（包括泥岩、油页岩）直接接触，属于“下生上储”式源储组合方式（图7）。这些砂岩虽然孔渗性较差（平均孔隙度为7.6%，平均渗透率为0.16×10-3 μm2），但仍然表现为较好的含油性，砂岩热解烃（S1+S2）主要分布于（3～15）×10-3。值得注意的是，即使渗透率小于0.1×10-3 μm2的近源致密砂岩，含油性也较好，热解烃含量为（5～10）×10-3。显然，这些致密砂岩良好的含油性与优质烃源岩的展布息息相关。
平面上，长7优质烃源岩分布范围广，湖盆中心厚度较大（图1）；剖面上，其稳定分布于长7底部（图8），上覆大面积厚层致密砂岩，源储广覆式接触，为致密砂岩成藏提供了有利条件。
4.2优质烃源岩提供了主要油源与成藏动力
饱和烃色质特征表明，长7致密油为形成于淡水—微咸水的湖相成熟原油，甾、萜烷指纹分布特征与长7优质烃源岩基本一致（图9），都表现为“V”字形分布的C27C28C29的规则甾烷组成，含量较低的伽马蜡烷及低C30重排藿烷含量（C*30），说明长7优质烃源岩为致密油的主要油源。
与常规储层相比，致密砂岩储层喉道细小，毛细管阻力大，使得石油从烃源岩进入储层以及在储层中的二次运移变得相对困难。加之地层平缓，油、水密度差产生的浮力较小，不足以驱动石油发生运移。因此，在地层平缓的构造背景下，致密砂岩储层内石油运移成藏需要较高的驱动力。鄂尔多斯盆地湖盆中部长7发育了大面积致密砂体，与优质烃源岩互邻共生（图8），这些优质烃源岩（油页岩）在热演化过程中产生了强大的生烃膨胀力，加之生烃能力强、排烃效率高，石油在生烃膨胀力的作用下经由裂缝持续充注至邻近砂体，从而形成大面积连续性致密油藏。在致密油成藏过程中，优质烃源岩不仅是重要的物质来源，而且提供了重要的成藏动力，只有优质烃源岩的存在，石油才能突破致密储层的各种阻力而富集成藏，从而形成工业性油藏。
4.3优质烃源岩发育范围控制了致密油分布范围
从图1可以看出，鄂尔多斯盆地长7致密油主要分布于邻近生烃中心的湖盆中部砂体中，长7优质烃源岩越发育的地方，致密油越富集。优质烃源岩分布范围控制了致密油分布范围，与常规油藏的源灶分离现象明显不同。
5结语
（1）鄂尔多斯盆地华池地区X96井长7烃源岩内发育油页岩、泥岩与粉砂质泥岩等3种类型，其中油页岩有机质丰度很高，平均为15.8%，属于优质烃源岩。该套源岩稳定分布于长7底部（长73），上覆厚层致密砂体，对致密油成藏的意义重大。
（2）油页岩形成于盐度较低的还原环境，有机质来源以低等水生生物为主，有机质类型为ⅠⅡ1型，目前处于生油高峰阶段。
（3）油页岩内相对较低的残留沥青“A”转化率、饱和烃/芳烃值等说明其经历了强烈的排烃作用。排烃效率高的优质烃源岩（油页岩）在近源致密油的成藏过程中起到了关键作用。
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X96井位于鄂尔多斯盆地中部华池地区（图1），自上而下所钻地层依次为新生界第四系，中生界白垩系、侏罗系及三叠系。其中三叠系延长组自上而下可划分为长1～长10共10个油层组，长7为本次研究目的层，为全取芯井段。
根据岩芯观察，长7烃源岩有3种岩性类型：油页岩、泥岩与粉砂质泥岩（图2）。油页岩分布于长7底部（长73），厚度约为15 m，测井特征与泥岩、粉砂质泥岩明显不同，具有高自然伽马（γGR）、高电阻率（RT）、高声波时差（ΔtAC）、低体积密度（ρDEN）等特征（图2）。
为系统评价长7烃源岩地球化学特征，本次研究对X96井长7源岩进行连续取样140块，分别进行了有机碳测试与岩石热解分析，并选取其中19块样品进行可溶有机质抽提及族组分分析、饱和烃色谱色质分析、干酪根镜检、干酪根碳同位素分析与镜质体反射率测试等多种试验。此外，连续取样240块砂岩样品进行常压孔渗测试，并选取106块砂岩样品进行岩石热解分析来测试致密砂岩含油性。这些分析测试化验均在低渗透油气田勘探开发国家工程实验室完成。
2烃源岩地球化学特征
2.1有机质丰度
总有机碳测试结果表明，X96井长7油页岩的有机质丰度很高，残余有机碳含量（质量分数，下同）为780%～2943%（图2、3），平均为1580%（35个样品），说明油页岩属于有机质高度富集的优质烃源岩；泥岩的残余有机碳含量为1.21%～8.64%，平均为310%（39个样品）；粉砂质泥岩的残余有机碳含量最低，大都在200%以下，平均为0.89%（64个样品）。与有机碳含量相对应，油页岩的残留沥青“A”与热解生烃潜量很高（图3），平均残留沥青“A”含量约为062%，热解生烃潜量主要分布于（20～80）×10-3之间，最高可达100×10-3；泥岩的平均残留沥青“A”含量约为018%，平均热解生烃潜量为87×10-3；粉砂质泥岩的残留沥青“A”含量变化较大，在0038%～0430%之间，平均热解生烃潜量为1.99×10-3。
2.2有机质组分
2.2.1干酪根类型
干酪根镜下观察表明，X96井长7油页岩所提取的干酪根类型很好，成分单一，以无定形体为主（94%以上），未见壳质组，镜质组含量极低（多小于4%）；泥岩段干酪根类型也较好，无定形体含量在81%～95%之间，未见壳质组，镜质组含量在4%～18%之间；粉砂质泥岩的干酪根类型明显较差，无定形体含量很低（平均13.2%），而镜质组含量较高（平均82.4%）。表明长7油页岩干酪根类型最好（Ⅰ型为主），泥岩干酪根类型较好（Ⅰ、Ⅱ1型为主），而粉砂质泥岩的干酪根类型较差（Ⅲ型为主）。同时反映了油页岩、泥岩干酪根的前身物以湖相低等水生生物为主，而陆源有机质对粉砂质泥岩有机质的贡献较大。
2.2.2干酪根碳同位素特征
长7油页岩的干酪根具有富稳定同位素12C的特征，其碳同位素较轻，主要分布于-283‰～-300‰（图3），平均为-287‰；泥岩的干酪根碳同位素比油页岩偏重，平均为-278‰；粉砂质泥岩的干酪根碳同位素最重，平均为-265‰。以上数据佐证了油页岩有机质主要来源于低等水生生物的观点。
2.2.3沥青“A”族组成特征
X96井长7烃源岩沥青“A”族组成中烃类含量（饱和烃+芳烃）主要分布在35%～60%之间，三类源岩差异不明显，但三者的残留沥青“A”转化率与饱和烃/芳烃值明显不同（图3）。粉砂质泥岩的平均残留沥青“A”转化率为10.69%，平均饱和烃/芳烃值为251；泥岩、油页岩的残留沥青“A”转化率与饱和烃/芳烃值明显偏低，平均分别为543%、106。泥岩、油页岩相对较低的饱和烃/芳烃值及其随着总有机碳（TOC）的增高而降低的趋势（图3），与其较好的干酪根类型（无定形体为主，Ⅰ、Ⅱ1型干酪根）明显矛盾，可能与其较高的排烃效率有关。
2.2.4生物标志化合物特征
饱和烃气相色谱分析结果表明，X96井长7三类源岩的饱和烃色谱图十分相似，谱图均呈单峰形，主峰碳为nC17～nC20，奇偶均势（OEP值为0.99～1.25），Pr/nC17值和Ph/nC18值都较低，分别为0.21～0.68和0.17～0.45（表1）。但粉砂质泥岩的Pr/Ph值相对较高（平均为1.3左右，表1），而泥岩、油页岩的Pr/Ph值在1.0左右，反映了粉砂质泥岩形成于相对氧化的沉积环境[3740]。
甾萜类生物标志化合物特征表明，X96井长7烃源岩均形成于盐度较低的沉积环境，表现为很低的伽马蜡烷含量，平均Gr/C30藿烷值为0.09。受岩性与氧化还原环境的双重控制[4145]，三者的C30重排藿烷含量差异明显，较高的重排藿烷含量（C*30[KG-30x]/C30藿烷值大于1.2，表1）指示暗色泥岩形成于浅湖—半深湖的亚氧化环境[38]，而油页岩形成于深湖相还原环境。此外，三类源岩之间的三环萜烷含量也有所不同，粉砂质泥岩的三环萜烷含量最低（三环萜烷/五环萜烷值小于0.4，表1），泥岩的三环萜烷含量中等（三环萜烷/五环萜烷值为0.4～0.5，表1），油页岩的三环萜烷含量最高（三环萜烷/五环萜烷值大于08，表1），可能指示了三者不同的有机质输入来源，与其不同的有机显微组成相对应。
2.3热成熟度特征
镜质体反射率（Ro）测试结果表明（图3），X96井长7烃源岩均已进入了成熟期，大都处于生油高峰阶段（Ro为1.02%～1.21%）。其他参数，如最高热解峰温（442 ℃～467 ℃，图3和表1）、OEP值（0.99～1.25，表1）、甾烷异构化指数（αββ/（αββ+ααα）C2920R甾烷值为053～070；ααα20S/20（S+R）C29甾烷值为048～061）均指示烃源岩处于热演化程度的成熟期。
3优质烃源岩排烃特征
X96井烃源岩地球化学特征表明，油页岩有机质丰度高、有机质类型好，属于优质烃源岩。优质烃源岩内有机质十分富集，在单位地质时间内生烃量大，易产生强大的排烃动力促进油气富集。
3.1体积膨胀提供了重要的排烃动力
石油初次运移的动力往往是烃源岩内的异常压力，其形成原因主要包括欠压实作用、黏土矿物脱水作用、水热膨胀作用、有机质生烃作用等。对于优质烃源岩而言，有机质生烃作用，即生烃膨胀作用所形成的异常超压对于石油充注具有更为重要的意义。对此，本文参考张文正等对鄂尔多斯盆地西缘解Ⅱ674井低成熟样品的热模拟试验结果[24]，通过理论计算生烃作用产生的体积膨胀力来加以说明。结果表明，当长7优质烃源岩有机质丰度为10%，镜质体反射率为0.8%～1.0%时，生烃作用引起的体积膨胀率为11%～15%，体积膨胀幅度较大。取原油压缩系数为0.65×10-3 MPa-1[46]，体积膨胀率与原油压缩系数的比值即为有机质生烃作用引起的体积膨胀力大小。由此计算得到，在封闭条件下，长7优质烃源岩所引起的体积膨胀力超过100 MPa。虽然该计算方法比较粗略，把整个生烃过程看做是封闭系统且不计干酪根热降解过程中体积收缩产生的空间，但足以说明优质烃源岩的生烃作用可以产生强大的体积膨胀力，并提供重要的排烃动力。
3.2排烃效率高
X96井长7油页岩的残留沥青“A”转化率、饱和烃/芳烃值偏低，与其较好的干酪根类型存在明显反差，暗示其经历了较强的排烃作用。结合研究区其他井试验数据，可以看出当TOC值为2%～3%时，其沥青“A”转化率与产烃率指数（S1/（S1+S2））较高，之后随着TOC值的升高，逐渐降低，当TOC值大于10%以后，沥青“A”转化率与产烃率指数较低且稳定分布（图4、5）。其中，S1[KG-30x]为残留烃量，S2[KG-30x]为热解烃量。
同时，本次研究还采用原始生烃潜力恢复法对长7泥岩、油页岩等烃源岩进行了排烃效率计算。由于长7泥岩、油页岩有机质类型相似，不同热演化程度的热解烃含量与总有机碳呈近似直线分布，随着热演化程度增高，斜率变小，即S2/TOC（HI）值随热演化程度升高而降低，那么未（低）成熟样品（Tmax<435 ℃）的S2/TOC值可以近似为原始氢指数，获得原始氢指数（IHI0）后便可以根据碳守恒原理来计算原始总有机碳（wTOC0），其具体计算为
wTOC0=[wTOC-0.083（S1+S2）]/
（1-0.083IHI0）（1）
式中：wTOC为TOC值。
获得原始总有机碳后，就得到了原始热解烃量（S02），便可以根据物质平衡法计算各层系烃源岩的排烃效率（ε）。计算公式为
ε=（S02-S2-S1）/（S02-S2）（2）
计算结果见图6，排烃效率随着总有机碳的增加而明显升高。当TOC值大于10%时，优质烃源岩样品的排烃效率趋于稳定，主要分布于70%～90%；TOC值为2%～10%的样品排烃效率变化范围较大，主要分布于20%～80%。因此，烃源岩质量越好，排烃效率越高，对油气成藏的意义越大。
4优质烃源岩对致密油成藏的意义
以往的石油地质理论研究与勘探实践表明，对油气成藏产生重要影响的往往是生烃层系中的优质烃源岩，该类烃源岩生排烃量大，排烃效率高，是盆地内油气的主要来源。杨华等油源对比研究已经证实长7油页岩为中生界延长组低渗透油气的主要来源[12，20，2425]，同时也是近源致密油的主要烃源岩[14，16]。致密砂岩储层孔喉细小[47]、毛细管阻力大，石油运聚成藏所需驱动力较大，在储层孔隙度小于5%的油藏状态下所受到的毛细管阻力大于05 MPa[2]。因此，致密砂岩内石油成藏比常规储层困难得多，只有当各项成藏条件匹配良好时，才能富集成藏。
4.1优质烃源岩与致密储层大面积广泛接触
鄂尔多斯盆地华池地区X96井长72、长71致密砂岩发育，厚度可达45 m，与下伏烃源岩（包括泥岩、油页岩）直接接触，属于“下生上储”式源储组合方式（图7）。这些砂岩虽然孔渗性较差（平均孔隙度为7.6%，平均渗透率为0.16×10-3 μm2），但仍然表现为较好的含油性，砂岩热解烃（S1+S2）主要分布于（3～15）×10-3。值得注意的是，即使渗透率小于0.1×10-3 μm2的近源致密砂岩，含油性也较好，热解烃含量为（5～10）×10-3。显然，这些致密砂岩良好的含油性与优质烃源岩的展布息息相关。
平面上，长7优质烃源岩分布范围广，湖盆中心厚度较大（图1）；剖面上，其稳定分布于长7底部（图8），上覆大面积厚层致密砂岩，源储广覆式接触，为致密砂岩成藏提供了有利条件。
4.2优质烃源岩提供了主要油源与成藏动力
饱和烃色质特征表明，长7致密油为形成于淡水—微咸水的湖相成熟原油，甾、萜烷指纹分布特征与长7优质烃源岩基本一致（图9），都表现为“V”字形分布的C27C28C29的规则甾烷组成，含量较低的伽马蜡烷及低C30重排藿烷含量（C*30），说明长7优质烃源岩为致密油的主要油源。
与常规储层相比，致密砂岩储层喉道细小，毛细管阻力大，使得石油从烃源岩进入储层以及在储层中的二次运移变得相对困难。加之地层平缓，油、水密度差产生的浮力较小，不足以驱动石油发生运移。因此，在地层平缓的构造背景下，致密砂岩储层内石油运移成藏需要较高的驱动力。鄂尔多斯盆地湖盆中部长7发育了大面积致密砂体，与优质烃源岩互邻共生（图8），这些优质烃源岩（油页岩）在热演化过程中产生了强大的生烃膨胀力，加之生烃能力强、排烃效率高，石油在生烃膨胀力的作用下经由裂缝持续充注至邻近砂体，从而形成大面积连续性致密油藏。在致密油成藏过程中，优质烃源岩不仅是重要的物质来源，而且提供了重要的成藏动力，只有优质烃源岩的存在，石油才能突破致密储层的各种阻力而富集成藏，从而形成工业性油藏。
4.3优质烃源岩发育范围控制了致密油分布范围
从图1可以看出，鄂尔多斯盆地长7致密油主要分布于邻近生烃中心的湖盆中部砂体中，长7优质烃源岩越发育的地方，致密油越富集。优质烃源岩分布范围控制了致密油分布范围，与常规油藏的源灶分离现象明显不同。
5结语
（1）鄂尔多斯盆地华池地区X96井长7烃源岩内发育油页岩、泥岩与粉砂质泥岩等3种类型，其中油页岩有机质丰度很高，平均为15.8%，属于优质烃源岩。该套源岩稳定分布于长7底部（长73），上覆厚层致密砂体，对致密油成藏的意义重大。
（2）油页岩形成于盐度较低的还原环境，有机质来源以低等水生生物为主，有机质类型为ⅠⅡ1型，目前处于生油高峰阶段。
（3）油页岩内相对较低的残留沥青“A”转化率、饱和烃/芳烃值等说明其经历了强烈的排烃作用。排烃效率高的优质烃源岩（油页岩）在近源致密油的成藏过程中起到了关键作用。
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