2. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;
3. 中国石油长庆油田公司勘探事业部
2. Research Institute of Exploration & Development, PetroChina Changqing Oilfield Company;
3. Exploration Department, PetroChina Changqing Oilfield Company
鄂尔多斯盆地中奥陶统乌拉力克组（与华北地台马家沟组上段同期异相）主要分布于盆地西部，是中国海相页岩气勘探新领域。自2020年西北缘忠平1井突破以来已引起勘探界广泛关注[1-5]，区内已钻忠平1井、李105井、忠15井、李86井、李99井、鄂102井、棋探10井、棋探12井等10口页岩气井（前3口为全取心专探井，后7口为常规气与页岩气兼探井，仅在局部井段钻取少量岩心），其中6口获工业气流，单井测试产量为4.24×104~26.48×104m3/d，勘探尚处于初期探索阶段。前人以忠平1井和其他常规气井、露头资料为基础，对乌拉力克组沉积地层、有机地球化学和生烃潜力、储层孔隙微观结构、含气性等地质特征进行总结[1, 3, 6-11]，对黑色页岩形成环境与分布、烃源岩发育特征和品质（生烃条件）、主要含气层段和远景区分布等基本认识已大致清楚。但受勘探历程短、有效钻井资料点少且分布不均、研究程度低和地震资料品质等因素制约，勘探和学术界对乌拉力克组页岩气赋存条件和地质特征的认识总体偏少、不深入且存在局限性，尤其对该套页岩岩相组合、脆性、储集空间构成和物性特征、保存条件、页岩气赋存状态、区域构造背景与重点探区（井区）气藏类型等关键地质条件并不完全清楚，对页岩气富集主控因素和聚集模式总体缺乏清晰认识。
页岩气远景区主要位于盆地西北缘，且呈大面积含气、局部富集特征。为深入了解乌拉力克组页岩气赋存条件和聚集模式，本文以盆地西北缘李105井、忠平1井、鄂102井、棋探10井等页岩气评价井为重点，依据岩心、测井和分析测试等地质资料，从岩相组合、脆性特征、储集空间类型与物性特征、顶底板封闭性、页岩气赋存状态、构造背景等方面揭示乌拉力克组页岩气赋存条件和主要特征，并与中国南方五峰组—龙马溪组进行对比，探索其聚集机理和富集模式，以期为中国北方页岩气资源评价和核心区优选提供地质依据。
1 区域地质概况鄂尔多斯盆地西北缘主体为前陆冲断席分布区，呈南北向展布，自西向东包括西缘冲断带、天环坳陷两个构造单元，东西宽为50~200km，南北长约为300km[1, 6-11]，面积近3.7×104km2（图 1）。区内奥陶系自下而上发育有克里摩里组、乌拉力克组、拉什仲组。乌拉力克组发育于祁连海域斜坡相—陆棚相—盆地相环境[2-3]，厚度一般为20~150m，按照岩性组合特征自上而下可划分为乌一段、乌二段和乌三段[1, 3, 11]，其中乌一段、乌二段主体为富含钙质、黏土质页岩夹泥灰岩组合，乌三段为富含硅质的笔石页岩和角砾灰岩组合（图 2）。页岩气有利产层分布于中下段（在北区为乌三段，在中区和南区为乌二下部和乌三段），厚度一般为20~80m，呈南北向带状展布，具有北厚南薄、西厚东薄分布特征（图 1）。区内中下段页岩富含硅质（石英含量平均值在37%以上），有机碳含量一般为0.30%~1.70%，干酪根类型主要为Ⅰ—Ⅱ1，Ro在1.60%以上[1, 3]，显示烃源岩处于高成熟—过成熟的生气阶段。目前，乌拉力克组物性资料总体较少且集中在鄂102、忠平1两个井区，鄂102井区乌三段岩心孔隙度为1.0%~7.9%（平均为3.6%）、渗透率为0.002~4.611mD（平均为0.305mD）[11]，忠平1井区乌三段岩心孔隙度为0.4%~2.9%（平均为1.2%）、渗透率为0.0023~0.7426mD（平均为0.0797mD）[2-3]，整体为特低孔、低渗型储层，但渗透率远高于中国南方五峰组—龙马溪组[12]。目前，研究区棋探10、鄂102、忠平1、李86、李99、李22-17等6口井已在乌拉力克组页岩层段获工业气流；其中，忠平1井乌三段经过实施水平井钻探（水平段1020m）和水力压裂（共改造15段），获测试产量26.48×104m3/d，显示出良好勘探前景。
|
图 1 鄂尔多斯盆地西北缘乌拉力克组下段硅质页岩及重点井分布图(据文献[1, 3]修改) Fig. 1 Distribution of siliceous shale in the lower section of Wulalike Formation and key wells in the northwestern margin of Ordos Basin (modified after references [1, 3]) |
|
图 2 鄂尔多斯盆地西北缘李105井乌拉力克组综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Wulalike Formation in Well Li 105 in the northwestern margin of Ordos Basin 三矿物脆性指数为石英、白云石和黄铁矿占岩石矿物总量的百分比[12] |
有利的沉积环境与岩相组合是形成良好生储盖组合的地质基础。关于盆地西部乌拉力克组沉积环境，前人对其基本特征开展了大量研究工作[1, 4-5]，总体认为：乌拉力克组沉积期，鄂尔多斯盆地西北部为一套镶边的台地边缘沉积，自东向西水体逐渐变深，在早期依次发育深水斜坡相—陆棚相—盆地相沉积体系（图 3）。盆地西北缘主体位于台缘斜坡区，自下而上发育深水斜坡和浅水斜坡两个亚相（图 2）。浅水斜坡主要发育于乌一段和乌二段中上部，以灰泥坪微相为主，水体能量相对较高，V/Cr一般为1.31~1.75，为富氧环境，以黏土质页岩、钙质泥岩或泥灰岩沉积为主，构成下段页岩气层的良好封盖层（图 2）；深水斜坡主要发育于乌二段下部和乌三段，并非单一、简单斜坡，在海底常出现高低起伏的古地貌，存在灰泥洼地和斜坡带两个微相[1]，灰泥洼地为水体能量相对较低的低洼区，V/Cr一般为1.47~2.95（平均为2.01），多为贫氧环境，以暗色硅质页岩沉积为主，为主力烃源岩和储层，局部发育重力流滑塌角砾灰岩（图 2），主要分布于棋探1井—棋探10井、鄂101井—鄂102井、余探1井—忠平1井—李105井—李86井等3个区块（图 3），斜坡带为水下低隆带，以钙质页岩沉积为主[1]，分布于3个灰泥洼地以外的深水斜坡区（图 3）。可见，下深上浅的斜坡相组合是形成乌拉力克组下生储上封盖组合的有利沉积环境。
|
图 3 鄂尔多斯盆地西北部乌拉力克组早期岩相古地理图（据文献[1]修改） Fig. 3 Lithofacies paleography during the early deposition period of Wulalike Formation in the northwestern part of Ordos Basin (modified according to reference [1]) |
受沉积环境控制，乌拉力克组岩相组合区域变化较大。根据忠平1井、李99井和李105井钻井岩心、分析测试和测井资料，乌拉力克组主体为源储一体的暗色页岩，纹层较发育（纹层条数可达63~176条/m），岩相纵向和横向差异显著。以李105井区为例（图 2、图 4），乌拉力克组三段（4271~4290m）以灰泥洼地相沉积的黏土质硅质混合页岩和钙质硅质混合页岩为主，局部为碳酸盐岩（主要为重力流滑塌角砾灰岩）、钙质页岩，岩矿组成中石英为21.8%~46.3%（平均为36.7%）、长石为1.2%~3.9%（平均为2.7%）、方解石+白云石为12.3%~52.7%（平均为27.2%，其中方解石为14.3%、白云石为12.9%）、黄铁矿为0.5%~4.5%（平均为2.2%）和黏土矿物为21.6%~39.4%（平均为31.3%），三矿物脆性指数一般为41.8%~60.0%（平均为51.6%）。乌一段和乌二段（4245~4271m）主体为浅水斜坡相沉积的黏土质硅质混合页岩、钙质黏土质混合页岩、钙质硅质混合页岩和钙质页岩组合，局部含石灰岩，岩矿组成中，通常石英为5.4%~39.1%（平均为29.8%）、长石为1.8%~8.0%（平均为3.5%）、方解石+白云石为11.8%~53.9%（平均为32.4%，其中方解石为26.6%、白云石为5.8%）、黄铁矿为0~4.7%（平均为1.7%）和黏土矿物为22.5%~43.4%（平均为35.4%），三矿物脆性指数一般为25.3%~54.7%（平均为41.1%）。
|
图 4 鄂尔多斯盆地西北缘南段乌拉力克组岩相划分三端元图 Fig. 4 Ternary diagram of lithofacies division of Wulalike Formation in the south section of the northwestern margin of Ordos Basin 依据海相页岩三端元法岩相分类方案[13]：①硅质页岩；②黏土质页岩；③钙质页岩；④黏土质硅质混合页岩；⑤黏土质钙质混合页岩；⑥钙质硅质混合页岩；⑦硅质岩；⑧黏土岩；⑨石灰（白云）岩 |
在忠平1和李99井区（图 4、图 5），乌三段同样为深水斜坡灰泥洼地沉积，主要发育深灰色—灰黑色硅质页岩和钙质硅质混合页岩，见大量笔石化石，局部含泥灰岩、钙质页岩，纹层发育（图 5a、b），同时见大量硅质放射虫颗粒呈星点状分布（图 5b—e），石英+长石含量一般为35.0%~70.0%（平均为50.0%），黏土矿物含量一般为10.0%~30.0%，较李105井区硅质显著增多，黏土质明显减少（图 4），三矿物脆性指数一般为42.0%~76.0%（平均为61.5%）。乌一段和乌二段颜色明显变浅，富含钙质和黏土质，主要为浅水斜坡沉积的灰色、浅灰色黏土质硅质混合页岩和黏土质钙质混合页岩，纹层发育，镜下石英、方解石颗粒呈次棱角状（图 5f—i）。
|
图 5 鄂尔多斯盆地西北缘南段忠平1井和李99井乌拉力克组岩心与岩石薄片照片 Fig. 5 Photos of core and thin section in Wulalike Formation in Well Zhongping 1 and Well Li 99 in the south region of northwestern margin of Ordos Basin (a) 李99井，乌三段，4422~4425.5m，岩心CT和纹层扫描（蓝、绿、黄色条带分别为硅质纹层、含钙质纹层和石灰岩层），纹层条数63~176条/m；(b) 忠平1井，乌三段，4259.01m，灰黑色硅质页岩，见水平纹层和顺层缝，TOC为0.80%；(c) 忠平1井，乌三段，4259.34m，硅质页岩薄片，见大量硅质放射虫颗粒（亮色）呈星点状分布；（d）忠平1井，乌三段，4272.18m，灰黑色钙质硅质混合页岩，夹钙质纹层，TOC为1.18%；(e)忠平1井，乌三段，4272.37m，钙质硅质混合页岩薄片，见硅质放射虫和球状生物颗粒（亮色）；(f) 忠平1井，乌二段，4223.41m，灰色黏土质硅质混合页岩，纹层发育，见顺层缝，TOC为0.11%；(g）忠平1井，乌二段，4223.27m，黏土质硅质混合页岩薄片，见石英、方解石等颗粒呈星点状分布，呈次棱角状；(h）忠平1井，乌一段，4170.07m，浅灰色黏土质钙质混合页岩，钙质条带和纹层发育，TOC为0.42%；(i) 忠平1井，乌一段，4169.97m，薄片，见水平纹层，亮色颗粒为石英、方解石，呈次棱角状 |
盆地西北缘乌拉力克组沉积环境与岩相组合与四川盆地五峰组—龙马溪组陆棚相页岩相比，既有较大差异性，同时也具有一定相似性。差异性在于，西北缘乌拉力克组发育于水深相对较浅的斜坡相，干酪根δ13C普遍较重（介于-28.1‰~-26.15‰，平均为-27.16‰，与渝东南龙马溪组上段浅水—半深水陆棚相[12]相当），S/C比值普遍较高（乌一段平均为1.22，乌二段平均为0.52，乌三段平均为0.91, 与渝东南龙马溪组上段相近）（图 2、图 6a），Mo含量整体较低（一般为0.28~7.21μg/g，平均为1.91μg/g，远低于龙马溪组的1.90~85.00μg/g[12]），V/Cr值整体较小（一般为1.26~2.95，平均为1.75，与渝东南观音桥段钙质页岩/泥灰岩和龙马溪组中上段相近）（图 6b），生物SiO2质量分数平均值为28.39%(约占总硅含量的44.5%)[1, 3], 低于四川盆地龙马溪组下段的生物SiO2质量分数(40.0%~62.7%)[12]，角砾灰岩和泥灰岩夹层多，显示海盆小，沉积水体较龙马溪组下部黑色页岩段浅，近岸或陆源物质输入量大，导致乌拉力克组（尤其乌三段）岩相组合区域差异较大（图 4），与龙马溪组下段（主体为大面积深水陆棚相硅质页岩，无夹层，纹层稀少）的岩相均质性[12]形成较大反差。相似性在于，有利页岩段均发育于早期深水沉积环境，分布于两套层系中下部。
|
图 6 鄂尔多斯盆地西北缘乌拉力克组地球化学和微量元素指标与四川盆地五峰组—龙马溪组对比图 Fig. 6 Comparison of geochemical and trace element indicators between Wulalike Formation in the northwestern margin of Ordos Basin and Wufeng-Longmaxi Formation in Sichuan Basin |
气源条件是评价海相页岩生气潜力的关键指标。前人根据忠平1井勘探成果对马家滩区块乌拉力克组地球化学特征进行了详细分析[1-3]，本文利用棋探12井、鄂102井和李105井三口井地球化学测试资料，进一步分析西北缘北段、中段和南段乌拉力克组生气潜力（表 1）。在北段（棋盘井）棋探12井区，仅对乌三段取心测试（岩心测试段为5044.88~5070.60m），该岩心段页岩有机碳含量一般为0.22%~2.83%（平均为1.08%），干酪根类型为Ⅱ1型，Ro为1.85%~2.30%（平均为2.06%），处于高成熟生气阶段（表 1）；在中段（上海庙）鄂102井区，主要针对乌三段进行取心分析，该段页岩有机碳含量一般为0.68%~1.69%，平均为1.05%，干酪根类型为Ⅱ1型（表 1）；在南段李105井区，乌拉力克组基本实现全取心和系统分析测试，乌三段页岩有机碳含量一般为0.19%~0.99%，平均为0.67%，干酪根类型为Ⅱ1，Ro为1.63%~1.95%（平均为1.82%），处于高成熟生气阶段，乌一段、乌二段页岩有机碳含量一般为0.02%~1.16%，平均为0.32%。综合上述分析，西北缘乌三段总体达中—好烃源岩标准，生气潜力较大，为主力气源岩和主力产层；乌一段和乌二段有机质丰度总体较低，生气潜力相对不足。
|
表 1 鄂尔多斯盆地西北缘重点井乌拉力克组页岩地球化学指标统计表 Table 1 Statistics of geochemical parameters of Wulalike Formation shale in key wells in the northwestern margin of Ordos Basin |
另外，根据鄂尔多斯盆地西北缘古生界重点井天然气碳同位素统计分析发现(表 2)，无论是上古生界还是奥陶系，绝大多数天然气样品都呈现出δ13C1 < δ13C2 < δ13C3的正序碳同位素分布特征，反映主体为单源单期原生气的特征。按照戴金星等提出的判别标准(δ13C2 < -28.5‰为油型气，δ13C2 > -28‰为煤成气，δ13C2处于两者之间为混合气)[14]，盆地西北缘乌拉力克组绝大部分天然气属于油型裂解气。以马家滩区块乌拉力克组为例，大部分气样δ13C2介于-34.07‰~-28.9‰，δ13C1一般低于-35.89‰，明显较石炭系—二叠系煤成气(一般大于-35.0‰)偏轻，显示为油型裂解气(表 2），即为乌拉力克组自生自储, 气源较为充足。
|
|
表 2 鄂尔多斯盆地西北缘古生界天然气碳同位素统计表 Table 2 Statistics of carbon isotopes of the Paleozoic natural gas in the northwestern margin of Ordos Basin |
脆性评价是页岩油气工程地质研究和储层表征的重要内容，高脆性是页岩气高产层的必备条件和典型特征。前人针对中国南方海相页岩储层脆性评价提出了基于石英、白云石和黄铁矿的三矿物脆性评价方法和四级评价标准[12]，并形成基本认识：Ⅰ类为高脆性段和优质储层，脆性指数大于或等于50%；Ⅱ类为中高脆性段和次优储层，脆性指数为40%~50%；Ⅲ类为中低脆性段和差储层，脆性指数为30%~40%；Ⅳ类为低脆性段和非储层，脆性指数小于30%[12]。此方法和标准对乌拉力克组脆性评价具有指导意义。
根据李105井岩石矿物测试资料和三矿物（即石英、白云石和黄铁矿）脆性评价标准[12]，笔者对中奥陶统页岩开展了三矿物脆性指数定量计算和评价，评价结果如下（图 2、表 3）：研究区奥陶系乌拉力克组页岩脆性指数自下而上呈减小趋势，乌三段总体富含硅质、白云石和黄铁矿，脆性指数一般为41.8%~60.0%（平均为51.6%），与四川长宁龙马溪组下段“甜点层”(三矿物脆性指数为45.3%~70.5%，平均为59.0%)[12]基本相当，为高脆性段（Ⅰ类）（表 3）；乌二段在硅质、白云石和黄铁矿含量等方面略低于乌三段，脆性指数一般为16.9%~65.5%（平均为47.0%），为中高脆性段（Ⅱ类）（表 3）；乌一段和拉什仲组总体具有较低的硅质、白云石和黄铁矿含量以及较高的方解石含量，脆性指数普遍在40.0%以下，与四川长宁龙马溪组上部黏土质页岩段(三矿物脆性指数一般为26.5%~40.0%)[12]基本相当，为中低脆性段（Ⅲ类）（表 3）。另外，上述评价的高脆性段和中高脆性段与深水沉积的中—高有机质丰度段基本对应（即高脆性段与高有机质丰度段统一，图 2），这一典型特征与四川龙马溪组中下部优质—次优储层段[12]相似，说明乌拉力克组优质储层同样具有高脆性、较高有机质丰度特征。综上，李105井区优质储层段为乌三段，次优储层段为乌二段，两者连续厚度约为30m。
|
|
表 3 鄂尔多斯盆地李105井中奥陶统页岩矿物组成与脆性指数统计表 Table 3 Statistics of shale mineral composition and brittleness index of the Middle Ordovician shale in Well Li 105 of Ordos Basin |
盆地西北缘乌拉力克组发育基质孔隙和裂缝[1, 11, 16]，其储集空间构成和原位孔隙度定量评价是储层表征的难点。根据李105井高精度SEM和薄片测试结果显示，乌拉力克组孔缝系统主要包括黏土矿物晶间孔、其他无机矿物（如石英、长石、方解石、白云石、黄铁矿等）粒（晶）间孔、粒内(溶蚀)孔、有机质孔和裂缝等，但以无机孔和裂缝为主，有机质孔总体稀少（图 7）。另据该井测井资料和岩石薄片鉴定结果显示（图 2、图 7g、图 7h），深浅电阻率曲线在乌拉力克组下段和上段大都显正幅度差双轨特征（开启状顺层缝发育的典型标志[11, 17-18]），在40个薄片镜下均发现裂缝（每个薄片中发现1~10条缝，以顺层缝为主，缝宽为0.02~0.20mm，以未充填和方沸石半充填为主），说明该井区乌拉力克组受前陆冲断席滑脱作用控制普遍发育渗透性良好的顺层缝系统，孔缝结构与长宁、威远龙马溪组（以基质孔隙为主，有机质孔发育，微裂缝不发育）差异较大。从岩石薄片和测井曲线响应特征看，乌拉力克组原位孔隙度应包括基质孔隙度和裂缝孔隙度两部分，而目前岩心测试孔隙度主体反映的是基质孔隙度部分，对裂缝孔隙度的定量计算则明显不足。
|
图 7 鄂尔多斯盆地西北缘南段李105井乌拉力克组下段镜下孔缝特征图 Fig. 7 Microscopic characteristics of pores and fractures in the lower part of Wulalike Formation in Well Li 105 in the south region of northwestern margin of Ordos Basin |
在黑色页岩裂缝发育特征和储集空间构成等定量评价方面，前人探索形成了剖面/岩心观察法、深浅电阻率双轨法、核磁法等系列有效方法[11-12, 16-18]。为揭示乌拉力克组页岩储集空间构成和物性特征，笔者在前人研究基础上优选核磁法和深浅电阻率双轨法[11]对李105井分别开展基质孔隙度和裂缝孔隙度定量计算。
首先对李105井4250~4288m段采集24个岩心样开展核磁检测。因岩心断裂严重，在分析测试过程中，每个岩样经过预处理成厚1~3cm、无顺层缝的致密岩石样，再进行核磁检测，其检测结果主体为基质孔隙度。由此获得李105井4250~4288m段基质孔隙度为1.3%~4.2%（平均为2.9%），其中乌一段为2.4%~3.6%（平均为2.9%），乌二段为2.8%~3.5%（平均为3.2%），乌三段为1.3%~4.2%（平均为2.8%）（图 2）。
利用深浅电阻率双轨法（计算公式和参数取值见文献[11]）计算李105井乌拉力克组裂缝孔隙度。研究证实，盆地西北缘乌拉力克组普遍具有深浅电阻率正差异双轨特征（图 2），显示顺层缝发育，易形成渗滤通道[11]；在钻井过程中，钻井液滤液沿裂缝通道发生大量渗滤，形成钻井液侵入带。因钻井液滤液电阻率（Rmf）一般小于地层流体电阻率，常导致钻井液侵入带响应值（RLLS）小于页岩地层真实响应值（RLLD）[17-18]，即出现深浅电阻率双轨特征。笔者利用此方法对该井乌拉力克组开展裂缝孔隙度计算，结果显示（图 2、图 8a）：在李105井4250~4288m井段，裂缝孔隙度为0.3%~3.7%（平均为1.8%）且向下部增大（乌一段为0.7%~1.7%，乌二段为0.6%~0.8%，乌三段为0.3%~3.7%），与Arkoma前陆盆地Woodford气田裂缝孔隙度（一般为0.4%~4.5%，平均为1.6%）[16]基本相近，说明计算结果符合前陆盆地海相页岩地层实际地质状况, 可以作为乌拉力克组下段裂缝孔隙评价的重要依据；其中4278~4288m硅质页岩段紧邻底部滑脱面，为裂缝集中发育段，裂缝孔隙度高达1.71%~3.71%（平均为2.48%）。
|
图 8 鄂尔多斯盆地李105井乌拉力克组下段孔隙度构成图 Fig. 8 Porosity components in the lower part of Wulalike Formation in Well Li 105 of Ordos Basin |
将上述核磁检测结果与双轨法计算值进行合并计算，则得到李105井乌拉力克组总孔隙度值（图 8a），即4250~4288m井段总孔隙度为2.5%~7.1%（平均为4.7%，与四川盆地龙马溪组下段4%~6%的孔隙度[12]相当），其中乌一段为3.6%~5.0%（平均为4.2%），乌二段为3.7%~4.2%（平均为3.9%），乌三段为2.5%~7.1%（平均为4.9%）（图 8a）。4250~4288m井段基质孔隙度占比为34.0%~90.0%（平均为61.1%），裂缝孔隙度占比为10.0%~66.0%（平均为38.9%）（图 8b）。在乌三段4278~4288m裂缝发育段，总孔隙度为3.8%~7.1%（平均为5.4%），其中基质孔隙度占比为34.0%~65.8%（平均为53.5%），裂缝孔隙度占比为34.2%~66.0%（平均为46.5%）（图 8b）。
通过上述研究说明，西北缘南部乌三段因发育硅质页岩、黏土质硅质混合页岩和钙质硅质混合页岩等有利岩相，岩石脆性好，导致顺层裂缝极为发育，物性达到中国南方海相页岩气“甜点层”[12, 19-20]标准，因而具备形成页岩气高产层的储集和渗流条件。
2.5 顶底板封闭性勘探实践证实，页岩地层的自封闭性（即主力产层顶底板封盖能力）是形成页岩气良好保存条件的关键[19]。西北缘乌拉力克组乌三段为页岩气主力储层，受围岩岩相区域变化大、晚期构造改造强烈等因素控制，其顶底板封盖能力在不同探区差异较大。针对乌拉力克组采集39块样品开展了压汞孔径分析测试（图 9），结果显示：含硅质灰岩孔隙中值半径主要为2~10μm（占25.0%），少量分布在2μm以下（占7.5%）；碳酸盐岩孔隙中值半径主要为1~5μm（占12.5%），少量分布在1μm以下（占2.5%）；钙质硅质混合页岩孔隙中值半径分布在5~10μm（占5.0%）、1μm以下（占5.0%）两个区间；硅质页岩孔隙中值半径分布在2μm以下（占12.5%），少量分布在2~5μm之间（占2.5%）；黏土质硅质混合页岩孔隙中值半径分布在2μm以下（占22.5%），少量分布在5~10μm之间（占2.5%）。这说明，随着黏土质含量增加，硅质和钙质含量减小，孔隙中值半径和渗流能力呈现减小（或变差）趋势，显示黏土质页岩封堵效果较高钙质岩层和高硅质岩层好，即黏土质页岩是乌拉力克组产层的最佳封盖层。
|
图 9 不同岩相压汞孔隙中值半径分布直方图 Fig. 9 Histogram of median radius distribution of mercury injection porosities of various lithofacies |
既然黏土质含量是影响顶底板封盖性的至关重要指标，笔者参照四川盆地龙马溪组上段黏土质页岩（优质封盖层)和宝塔组泥灰岩（良好底板)地质资料[12, 19]，建立盆地西北缘奥陶系GR与CNL交会图，并根据泥质（或黏土）含量高低进一步确定封盖性3级评价标准（图 10，表 4），即：Ⅰ类封盖层为黏土质页岩、黏土质钙质混合页岩和黏土质硅质混合页岩，GR值在105API以上，CNL值在10%以上, 黏土含量超过30%，连续厚度在20m以上，封盖能力与四川盆地涪陵气田、威远气田龙马溪组上段相当；Ⅱ类封盖层为泥灰岩、钙质页岩，GR值介于50~105API，CNL值介于7.5%~10%，黏土含量介于10%~30%，连续厚度为5~20m以上；Ⅲ类封盖层为石灰岩、灰质云岩，GR值低于50API，CNL值小于7.5%，黏土含量低于10%，连续厚度低于5m。
|
图 10 鄂尔多斯盆地西北缘奥陶系GR与CNL交会图版 Fig. 10 Cross plot of GR and CNL of the Ordovician in the northwestern margin of Ordos Basin |
|
|
表 4 页岩气储层顶底板封盖性评价标准表 Table 4 Evaluation standard for roof and floor sealing capacity of shale gas reservoir |
为系统展示西北缘乌拉力克组产层顶底板封盖性及其区域变化，编制了李74、李105、忠平1、鄂96、鄂101、棋探5至棋探12储盖组合区域大剖面（图 11）。在马家滩—上海庙探区（即李74至鄂101井区），乌拉力克组下段为优质储层（以硅质页岩和钙质硅质混合页岩为主，厚度一般为20~60m），直接盖层为乌拉力克组中上段的浅水斜坡相黏土质页岩，厚度一般为20~50m，GR响应值为132~167API，CNL响应值为10%~23%，封盖性能总体为Ⅰ类，底板则为克里摩里组石灰岩、灰质云岩，封盖性能略低于黏土质页岩和泥灰岩，为Ⅲ类。在北部棋盘井探区（即棋探5至棋探12井区），乌拉力克组下段硅质页岩为优质储层，直接盖层为乌拉力克组中段泥灰岩、泥晶灰岩，厚度为15~40m，GR响应值为56~102API，CNL响应值为3.0%~9.5%，封盖性能与中国南方龙马溪组底板—宝塔组泥灰岩[12]相当，为Ⅱ类，底板则为克里摩里组石灰岩、灰质云岩（与马家沟组石灰岩[9-10, 15]相似），GR响应值为20~40API，CNL响应值为4.0%~6.5%，封盖性为Ⅲ类。通过上述区域对比研究，西北缘乌拉力克组产层顶底板封堵性总体较好但存在区域差异，直接盖层封盖性在中段和南段最佳(主要为黏土质页岩)，其次在北段较好（主要为泥灰岩)，全区底板封堵性略低于直接盖层（图 11）。
|
图 11 马家滩—上海庙—棋盘井乌拉力克组储盖组合区域大剖面图 Fig. 11 Regional section of reservoir and cap rock combination in Wulalike Formation cross Majiatan—Shanghaimiao—Qipanjing area |
另外，上覆的拉什仲组主体为厚层黏土质页岩、钙质页岩和泥晶灰岩组合，构成乌拉力克组良好的区域盖层，也确保下伏页岩气层具有优越封盖条件。
2.6 页岩气赋存状态井下天然气原位赋存状态是页岩气富集机理研究的重要内容。乌拉力克组总体为TOC低于2.0%的常压型气区，目前缺少有关吸附气量、最大吸附能力等方面测试数据，其含气性究竟是以游离气为主还是以吸附气为主尚未得到完全证实。本次研究中，利用美国得克萨斯州Fort Worth盆地Barnett、四川盆地龙马溪组和忠平1井区乌拉力克组分析测试资料，建立常压型海相页岩含气量与TOC关系图版（图 12）以揭示乌拉力克组页岩气赋存状态。根据Barnett、龙马溪组两套页岩17个吸附量分析数据，吸附气量与TOC具有良好的线性关系（即吸附气量=0.47×TOC+0.33，相关系数R2=0.90），显示吸附气主要赋存于有机质表面，仅少部分赋存于黏土矿物表面；忠平1井区乌拉力克组总含气量为1.73~2.38m3/t，TOC介于0.6%~1.0%，由上述线性公式计算吸附气量为0.61~0.80m3/t，游离气占比达64%~66%（与四川盆地龙马溪组[19-20]相当）。这说明，乌拉力克组页岩气以游离气为主，在本层无机孔隙和顺层缝系统中必然存在天然气初次运移和二次运移，天然气赋存特征与四川盆地涪陵龙马溪组页岩气 [19-20]相似。
|
图 12 常压型海相页岩含气量与TOC关系图 Fig. 12 Relationship between gas content and TOC of normal pressure marine shale |
勘探证实，鄂尔多斯盆地西北缘乌拉力克组呈大面积含气、局部富集特征[1, 3], 与四川盆地长宁龙马溪组整体含气、大面积富集特征[19-20]存在明显差异，这说明西北缘乌拉力克组在页岩气富集主控因素、聚集模式等方面与中国南方海相页岩气存在较大差异。
3.1 存在四大富集主控因素根据四川盆地长宁、威远页岩气田勘探与研究成果，中国南方海相页岩气富集区主要受半深水—深水陆棚沉积环境、适中热演化程度、稳定构造和有效保存等“四大因素”控制[12-13, 19-20]。综合西北缘乌拉力克组赋存条件和主要特征分析，该探区页岩气成藏与富集同样存在四大主控因素：（1）下段规模发育深水斜坡相硅质页岩，为良好烃源岩和高脆性储层的形成奠定了坚实的物质基础，是页岩气成藏与富集的重要保障；（2）硅质页岩段有机质丰度较高, 以Ⅱ1型为主，且处于热裂解生气高峰阶段，为页岩气形成与富集提供了丰富的气源；（3）西北缘主体位于前陆滑脱构造域，在前陆坳陷和缓坡带不仅拥有稳定的构造背景、深大断裂总体较少[11]，而且顺层裂缝十分发育，极大地增加了下部硅质页岩段优质储集空间（李105井区，总孔隙度增加了34.2%~66.0%）和渗流能力（忠平1井区，渗透率高于四川长宁龙马溪组1~2个数量级[1]），是页岩气富集的关键；（4）上段发育厚层—块状黏土质页岩、泥灰岩（浅水斜坡相沉积），孔径普遍较小并具有良好的封盖能力，是下段页岩气聚集的必要条件。
与四川盆地龙马溪组气田主控因素相比，西北缘乌拉力克组具有TOC偏低但顺层缝极为发育、裂缝孔隙度高（在李105井区为0.3%~3.7%，平均为1.8%）的显著特征。显然，在西北缘探区，乌拉力克组构造背景与裂缝发育的有效配置无疑为页岩气富集高产的最重要因素，并在不同区块控制形成多种页岩气聚集模式或气藏类型。
3.2 具有良好的时空配置关系为深入揭示盆地西北缘构造背景对页岩气聚集成藏和富集高产的影响，以惠平1井钻井资料为基础编制了马家滩区块埋藏史图，以了解该探区乌拉力克组页岩气成藏关键期以及构造演化、裂缝发育和主生气期配置关系（图 13）。
|
图 13 鄂尔多斯盆地西北缘南段惠平1井区埋藏史图 Fig. 13 Burial history of Huiping 1 well area in the south region of the northwestern margin of Ordos Basin |
据前人研究证实, 盆地西缘现今构造格局形成于燕山晚期—喜马拉雅早期[6]，该时期亦为乌拉力克组裂缝主要发育期，且裂缝至今大多处于开启状态，有利于后期规模聚集（图 7h）。乌拉力克组大量生气的Ro门限为1.2%[6]，生气深度门限为3200m，进入生气门限的时限为中侏罗世，并于早白垩世中期进入生气高峰期, 至今仍处于高峰平台期（图 13）。另外，根据棋探2井区地质资料，该井区乌拉力克组流体包裹体均一温度主要分布于105~155℃（平均为130℃），按照天环坳陷平均地表温度为20℃、代表性地温梯度为2.71℃/hm[21]测算，乌拉力克组裂缝油气充注期应为早白垩世中期（对应的古埋深约为4000m），即燕山晚期（图 13）。综合上述成果推断，盆地西北缘乌拉力克组裂缝型页岩气藏形成期为早白垩世中期至今（图 13），裂缝发育期与生气高峰平台期同步，这十分有利于天然气在乌拉力克组下段黑色页岩内高效聚集和成藏。
3.3 存在两种主要页岩气聚集模式构造背景对页岩气聚集或成藏具有显著的控制作用。根据国内外海相页岩区带类型和裂缝孔隙发育状况，将页岩气聚集划分基质孔隙型（裂缝孔隙度小于0.2%，以处于构造稳定向斜—斜坡带的长宁—威远龙马溪组为代表）、裂缝型（裂缝孔隙度大于0.5%，以处于滑脱构造域的涪陵龙马溪组、Marcellus为代表）和混合型（裂缝孔隙度介于0.2%~0.5%）三种页岩气聚集模式或气藏类型(表 5)。研究证实，鄂尔多斯盆地西北缘整体处于前陆冲断席，乌拉力克组下段顺层缝总体发育但区域变化大，裂缝孔隙度平均为0.25%~2.43%（其中南段马家滩区块为0.40%~2.00%、中段上海庙区块为1.30%~2.43%、北段棋盘井区块为0.25%~0.47%）[11]。由此推断，乌拉力克组页岩气藏类型在西北缘南部探区主体为受构造控制的裂缝型页岩气聚集，在北部探区则为混合型页岩气聚集（表 5，图 14），下面重点展示这两种聚集模式的构造特征、页岩分布和富气特点。
|
|
表 5 页岩气聚集类型划分标准表(据文献[1-3, 11-12, 19-20]修改) Table 5 Classification standard for shale gas accumulation types (modified after references [1-3, 11-12, 19-20]) |
|
图 14 鄂尔多斯盆地西北缘乌拉力克组页岩气聚集模式预测图(裂缝孔隙度资料引自文献[11]) Fig. 14 Prediction of shale gas distribution in Wulalike Formation in the northwestern margin of Ordos Basin (fracture and porosity data from reference [11]) |
以位于南段马家滩—大水坑区块为例，该区块位于前陆滑脱构造域，大部分已被高分辨三维地震覆盖，通过构造精细解释（图 15a，剖面位置见图 1）以及重点井（李86井）解剖建立了裂缝型页岩气藏剖面或聚集模式（图 16a，剖面位置见图 1）。研究发现：此气藏分布区主要发育加里东期断裂且断距小（断层一般上切至拉什仲组或二叠系下部），断块破碎，乌拉力克组被改造为以反倾断层遮挡形成的断鼻（块）、断背斜为主的页岩层圈闭（图 16a），乌二段下部—乌三段硅质页岩分布稳定，连续厚度一般为10~50m, 裂缝孔隙度一般为0.3%~3.7%（李105井），页岩气在层内顺层运移并在构造高部位聚集成藏, 在构造底部或低部位存在气水界面，聚集特征与常规气藏基本相似，即页岩气富集区（或“甜点区”）主体为受高点控制的裂缝型气藏。这一特征已为钻探所证实，例如：钻于大水坑区块的李86井位于西倾断鼻高点，初试产量为15.22×104m3/d；钻于马家滩区块的忠平1井位于为断背斜高点，初试产量获26.48×104m3/d，投产后第1年主要产气、后期大量产水。
|
图 15 鄂尔多斯盆地西北缘东西向地震典型剖面 Fig. 15 Typical E-W trending seismic profile in the northwestern margin of Ordos Basin |
|
图 16 鄂尔多斯盆地西北缘乌拉力克组页岩气成藏模式图 Fig. 16 Shale gas accumulation modes in Wulalike Formation in the northwestern margin of Ordos Basin |
该气藏主要分布于北段棋盘井探区。通过二维地震资料解释，北段乌拉力克组总体处于构造相对稳定的西倾斜坡带（图 15b，剖面位置见图 1），深大断裂不发育，切穿乌拉力克组的断层稀少，乌三段硅质页岩连续厚度一般为10~80m, 顺层缝发育程度远低于马家滩—大水坑地区，裂缝孔隙度一般介于0.2%~0.5%且自西向东减少[11]，并在东侧上倾方向形成顺层物性封闭(裂缝不发育，裂缝孔隙度低于0.2%)；聚集区内页岩气以连续性聚集为主，以顺层运移为辅，呈大面积分布，主体富集于斜坡中下部，推测气水界面不明显（图 16b，剖面位置见图 1）。目前，在斜坡带下部钻探棋探10井，获初试产量10.19×104m3/d。
另外需要说明的是，在中段上海庙探区，目前地震勘探仅为二维地震覆盖且资料品质较差，页岩气评价井仅1口，区内发育燕山期断裂并沟通乌拉力克组与上下邻层，导致乌拉力克组断裂、滑脱严重，断块较小，裂缝十分发育（裂缝孔隙度介于1.30%~2.43%），气水关系复杂 [6, 11]。受此影响，目前对该探区页岩气富集主控因素和聚集模式尚无法分析和预测。
鄂尔多斯盆地西北缘乌拉力克组拥有良好的页岩气勘探前景，页岩气远景区面积达9000km2，预测地质资源量1×1012m3、可采资源量1500×108m3[22-24]，其中南段裂缝型页岩气聚集区和北段混合型页岩气聚集区为现实勘探有利区，预测面积约4000km2（图 14）。受构造背景、裂缝发育程度和区域成藏模式差异影响，在南段、北段应采用不同的勘探开发策略，例如：在南段马家滩—大水坑区块勘探开发中，需重点加强构造精细解释和裂缝分布预测（尤其滑脱构造的精细刻画和顺层裂缝发育段分布预测），落实断鼻、断背斜等有效圈闭以及硅质页岩“甜点层”分布，并且可探索实施以大斜度井生产为主的开发策略；在北段棋盘井探区，重点落实硅质页岩“甜点层”和超压区分布以及微小断层识别，以实施水平井开发为主。
4 结论和认识（1）下深上浅的斜坡相组合是形成乌拉力克组生储盖有利岩相的优势古环境，也是除中国南方下志留统和下寒武统深水陆棚相以外海相页岩气勘探和研究的重要新领域。鄂尔多斯盆地西北缘乌拉力克组总体形成于祁连海东缘斜坡相，岩相组合变化较大，页岩纹层较发育，非均质总体较强。下段规模发育深水斜坡相硅质页岩、钙质硅质混合页岩和黏土质硅质混合页岩三类有利岩相，在不同区块差异性较大，且普遍夹重力流角砾灰岩，上段主要为浅水斜坡相沉积的灰色、浅灰色黏土质硅质混合页岩和黏土质钙质混合页岩。
（2）西北缘乌拉力克组生储盖条件良好，具备形成页岩气富集高产区的有利条件。下段有机地球化学指标达中—好烃源岩标准，以自生油型裂解气为主, 气源较为充足。储层高脆性段主要分布于乌三段，富含硅质、白云石和黄铁矿，脆性指数与四川盆地龙马溪组产层相当。储集空间以基质孔隙和顺层裂缝系统为主，总孔隙度达到中国南方海相页岩气“甜点层”标准，裂缝孔隙度占比平均超过38%。顶板以黏土质页岩（中段和南段）、泥灰岩（北段）为主，封盖条件较好。页岩气主体为游离气，占比超过64%，在本层无机孔隙和顺层缝系统中存在天然气初次运移和二次运移，有利于富集高产。
（3）存在四大富集主控因素与两种聚集模式，与四川盆地高丰度海相页岩气相比具有独特性。西北缘乌拉力克组页岩气成藏和富集主体受下段深水相高脆性页岩分布、气源条件、构造背景和裂缝发育程度、上段良好的封盖层等四大要素控制，其中构造背景与顺层缝发育的有效配置为页岩气富集高产的最重要因素，也是其显著特色。成藏期为燕山晚期至今，裂缝发育期与生气高峰期同步。聚集模式存在区域差异性，在西北缘南段主体为受构造控制的裂缝型页岩气藏，以反倾断层遮挡形成的断鼻、断背斜较为富集；在北段则为混合型页岩气藏，呈大面积连续聚集，气水关系不明显。
（4）西北缘乌拉力克组为中国前陆盆地页岩气远景区的典型代表，拥有良好的勘探前景，南段裂缝型页岩气聚集区和北段混合型页岩气聚集区为现实勘探有利区。受聚集模式区域差异性影响，在南段和北段需采用不同的勘探开发策略。
| [1] |
付锁堂, 付金华, 席胜利, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系海相页岩气地质特征及勘探前景[J]. 中国石油勘探, 2021, 26(2): 33-44. Fu Suotang, Fu Jinhua, Xi Shengli, et al. Geological characteristics of Ordovician marine shale gas in the Ordos Basin and its prospects[J]. China Petroleum Exploration, 2021, 26(2): 33-44. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2021.02.004 |
| [2] |
席胜利, 刘新社, 黄正良, 等. 鄂尔多斯盆地中奥陶统乌拉力克组页岩油气富集条件及勘探方向[J]. 天然气工业, 2023, 43(3): 12-22. Xi Shengli, Liu Xinshe, Huang Zhengliang, et al. Enrichment characteristics and exploration direction of shale oil and gas in Wulalike Formation of Middle Ordovician in the Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2023, 43(3): 12-22. |
| [3] |
席胜利, 莫午零, 刘新社, 等. 鄂尔多斯盆地西缘奥陶系乌拉力克组页岩气勘探潜力: 以忠平1井为例[J]. 天然气地球科学, 2021, 32(8): 1235-1246. Xi Shengli, Mo Wuling, Liu Xinshe, et al. Shale gas exploration potential of Ordovician Wulalike Formation in the western margin of Ordos Basin: case study of Well Zhongping 1[J]. Natural Gas Geoscience, 2021, 32(8): 1235-1246. |
| [4] |
吴东旭, 吴兴宁, 李程善, 等. 鄂尔多斯盆地西部奥陶系乌拉力克组烃源岩沉积模式及生烃潜力[J]. 海相油气地质, 2021, 26(2): 123-130. Wu Dongxu, Wu Xingning, Li Chengshan, et al. Sedimentary model and hydrocarbon-generation potential of source rock of the Ordovician Ulalik Formation in western Ordos Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2021, 26(2): 123-130. |
| [5] |
马占荣, 白海峰, 刘宝宪, 等. 鄂尔多斯西部地区中—晚奥陶世克里摩里期—乌拉力克期岩相古地理[J]. 古地理学报, 2013, 15(6): 751-764. Ma Zhanrong, Bai Haifeng, Liu Baoxian, et al. Lithofacies palaeogeography of the Middle—Late Ordovician Kelimoli and Wulalike Ages in western Ordos area[J]. Journal of Palaeogeography, 2013, 15(6): 751-764. |
| [6] |
何自新. 鄂尔多斯盆地演化与油气 [M]. 北京: 石油工业出版社, 2003: 3-152. He Zixin. Tectonic evolution and oil and gas resources in Ordos Basin [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2003: 3-152. |
| [7] |
邓昆, 周文, 邓虎成, 等. 鄂尔多斯盆地平凉组页岩气富集地质条件[J]. 成都理工大学学报(自然科学版), 2013, 40(5): 595-602. Deng Kun, Zhou Wen, Deng Hucheng, et al. Geological conditions for accumulation of shale has in Middle Ordovician Pingliang Formation of Ordos Basin, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2013, 40(5): 595-602. |
| [8] |
孙宜朴, 王传刚, 王毅, 等. 鄂尔多斯盆地中奥陶统平凉组烃源岩地球化学特征及勘探潜力[J]. 石油实验地质, 2008, 30(2): 162-168. Sun Yipu, Wang Chuangang, Wang Yi, et al. Geochemical characteristics and exploration potential of Middle Ordovician Pingliang Formation in the Ordos Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2008, 30(2): 162-168. |
| [9] |
赵靖舟, 王大兴, 孙六一, 等. 鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气源及其成藏规律[J]. 石油与天然气地质, 2015, 36(5): 711-720. Zhao Jingzhou, Wang Daxing, Sun Liuyi, et al. Origin of the Ordovician gas and its accumulation patterns in Northwestern Ordos Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2015, 36(5): 711-720. |
| [10] |
杜金虎, 李相博, 包洪平, 等. 鄂尔多斯盆地中新元古界—下古生界天然气成藏地质条件及勘探新领域[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(5): 820-835. Du Jinhu, Li Xiangbo, Bao Hongping, et al. Geological conditions of natural gas accumulation and new exploration areas in the Mesoproterozoic to Lower Paleozoic of Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(5): 820-835. |
| [11] |
王玉满, 周尚文, 黄正良, 等. 鄂尔多斯盆地西北缘奥陶系乌拉力克组裂缝孔隙表征[J]. 天然气地球科学, 2023, 34(7): 1146-1162. Wang Yuman, Zhou Shangwen, Huang Zhengliang, et al. Fracture pore characterization of the Ordovician Wulalike Formation in the northwestern margin of the Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023, 34(7): 1146-1162. |
| [12] |
王玉满, 李新景, 董大忠, 等. 四川盆地及周缘志留系页岩典型剖面地质特征 [M]. 北京: 石油工业出版社, 2021: 1-310. Wang Yuman, Li Xinjing, Dong Dazhong, et al. Geologic characteristics of type section of Silurian shale in the Sichuan Basin and its adjacent areas [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2021: 1-310. |
| [13] |
王玉满, 王淑芳, 董大忠, 等. 川南下志留统龙马溪组页岩岩相表征[J]. 地学前缘, 2016, 23(1): 119-133. Wang Yuman, Wang Shufang, Dong Dazhong, et al. Lithofacies characterization of Longmaxi Formation of the Lower Silurian, southern Sichuan[J]. Earth Science Frontiers, 2016, 23(1): 119-133. |
| [14] |
戴金星. 天然气烷烃气碳同位素研究的意义[J]. 天然气工业, 2011, 31(12): 1-6. Dai Jinxing. Significance of the study carbon isotope of alkane gases[J]. Natural Cas Industry, 2011, 31(12): 1-6. |
| [15] |
张道锋, 刘新社, 高星, 等. 鄂尔多斯盆地西部奥陶系海相碳酸盐岩地质特征与成藏模式研究[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(1): 92-101. Zhang Daofeng, Liu Xinshe, Gao Xing, et al. Geological characteristics and accumulation model of Ordovician marine carbonate in western Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2016, 27(1): 92-101. |
| [16] |
王玉满, 李新景, 董大忠, 等. 海相页岩裂缝孔隙发育机制及地质意义[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(9): 1602-1610. Wang Yuman, Li Xinjing, Dong Dazhong, et al. Development mechanism of fracture pores in marine shale and its geological significance[J]. Natural Gas Geoscience, 2016, 27(9): 1602-1610. |
| [17] |
塞拉O. 石油科学进展15B-测井资料地质解释 [M]. 北京: 石油工业出版社, 1992: 622-656. Sierra O. Petroleum science development 15B-geological interpretation of logging data [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1992: 622-656. |
| [18] |
李国平, 王树寅, 赵新民, 等. 测井地质及油气评价新技术 [M]. 北京: 石油工业出版社, 1995: 1-111. Li Guoping, Wang Shuyin, Zhao Xinmin, et al. New technology of well logging geology and oil-gas evaluation [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1995: 1-111. |
| [19] |
邹才能. 非常规油气地质学 [M]. 北京: 地质出版社, 2014: 274-312. Zou Caineng. Unconventional oil and gas geology [M]. Beijing: Geological Publishing House, 2014: 274-312. |
| [20] |
邹才能, 董大忠, 王玉满, 等. 中国页岩气特征、挑战及前景(一)[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(6): 689-701. Zou Caineng, Dong Dazhong, Wang Yuman, et al. Shale gas in China: characteristics, challenges and prospects(Ⅰ)[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(6): 689-701. |
| [21] |
任战利, 于强, 崔军平, 等. 鄂尔多斯盆地热演化史及其对油气的控制作用[J]. 地学前缘, 2017, 24(3): 137-148. Ren Zhanli, Yu Qiang, Cui Junping, et al. Thermal history and its controls on oil and gas of the Ordos Basin[J]. Earth Science Frontiers, 2017, 24(3): 137-148. |
| [22] |
邹才能, 董大忠, 熊伟, 等. 中国页岩气新区带、新层系和新类型勘探进展、挑战及对策[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(2): 309-326. Zou Caineng, Dong Dazhong, Xiong Wei, et al. Advances, challenges, and countermeasures in shale gas exploration of underexplored plays, sequences and new types in China[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(2): 309-326. |
| [23] |
于洲, 范立勇, 任军峰, 等. 鄂尔多斯盆地寒武系—奥陶系天然气成藏模式及有利勘探区[J]. 天然气工业, 2024, 44(8): 44-57. Yu Zhou, Fan Liyong, Ren Junfeng, et al. Natural gas accumulation models and favorable exploration areas of the Cambrian-Ordovician in the Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2024, 44(8): 44-57. |
| [24] |
席胜利, 刘新社, 任军峰, 等. 鄂尔多斯盆地风险勘探领域油气成藏认识新进展与勘探潜力[J]. 中国石油勘探, 2023, 28(3): 34-48. Xi Shengli, Liu Xinshe, Ren Junfeng, et al. New understanding of hydrocarbon accumulation and exploration potential in risk exploration field in Ordos Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2023, 28(3): 34-48. DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2023.03.004 |