鄂尔多斯盆地甘泉-富县探区长9段李家畔页岩发育特征及生烃潜力评价

吴凤; 葛云锦; 李红进; 王超; 李晓路; 李广涛; 樊笑微

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2600628

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (22) :9469-9480 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2600628

天文学、地球科学

鄂尔多斯盆地甘泉-富县探区长9段李家畔页岩发育特征及生烃潜力评价

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Evaluation of Development Characteristics and Hydrocarbon Generation Potential of Chang 9 Member Lijiapan Shale in Ganquan-Fuxian Area, Ordos Basin

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摘要

为查明鄂尔多斯盆地甘泉-富县探区长9段李家畔页岩的勘探潜力并明确页岩油勘探方向,综合利用大量岩心、测井、录井及地球化学分析数据,系统开展了该段页岩的地质分布特征、地球化学特征、生排烃规律与资源潜力定量评价。结果表明:页岩厚度5~20 m,厚值区呈北西南东向展布于下寺湾-富县一带;80%样品有机质丰度(TOC)>2%,有机质类型以Ⅰ-Ⅱ₁型为主,镜质体反射率(R_o)介于0.7%~1.3%,整体已达成熟阶段;生烃强度主体为20×10⁴~140×10⁴ t/km²,排烃强度为10×10⁴~50×10⁴ t/km²,高值区集中于下寺湾-道镇-张村驿一带;一类潜力区生烃量12.69×10⁸ t、排烃量4.60×10⁸ t,二类潜力区生烃量20.03×10⁸ t、排烃量7.70×10⁸ t,为下一步页岩油勘探的主力区。研究证实,长9段李家畔页岩为一类品质中等-好、已成熟且有效排烃的潜在烃源岩,可与长7段构成“双源共生、立体勘探”的资源格局。该认识突破了以往对该段资源潜力的局限评价,为鄂尔多斯盆地东南部页岩油勘探部署提供了重要地质依据。

Abstract

In order to ascertain the exploration potential of the Lijiapan Shale in the Chang 9 Member of the Ganquan-Fuxian exploration area, Ordos Basin. To this end, a comprehensive dataset encompassing abundant core, logging, mud logging, and geochemical analysis data was utilized. A series of systematic studies were conducted on the geological distribution characteristics, geochemical characteristics, hydrocarbon generation and expulsion laws, as well as the quantitative evaluation of the resource potential of this member's shale. The results are as follows. The shale thickness ranges from 5 to 20 meters, and the high-thickness zones are distributed in the NW-SE direction in the Xiasiwan-Fuxian Area. 80% of the samples have TOC (total organic carbon) content higher than 2%, with organic matter dominated by Type Ⅰ-Ⅱ₁ kerogen, and the vitrinite reflectance (R_o) ranges from 0.7% to 1.3%, indicating that the organic matter has generally entered the mature stage. The hydrocarbon generation intensity is mainly 20×10⁴~140×10⁴ t/km², and the hydrocarbon expulsion intensity is 10×10⁴ ~50×10⁴ t/km², with high-value zones concentrated in the Xiasiwan-Daozhen-Zhangcunyi Area. The Class Ⅰ potential area has a hydrocarbon generation volume of 12.69×10⁸ t and a hydrocarbon expulsion volume of 4.60×10⁸ t, while the Class Ⅱ potential area has a hydrocarbon generation volume of 20.03×10⁸ t and a hydrocarbon expulsion volume of 7.70×10⁸ t, both of which are regarded as the major target zones for subsequent shale oil exploration. It has been determined that the Lijiapan Shale of the Chang 9 Member is of medium-to-good quality, a mature source rock with effective hydrocarbon-expelling potential, and it is capable of forming a resource pattern of “dual-source coexistence and three-dimensional exploration” with the Chang 7 Member. This understanding overcomes the previous limited evaluation of the resource potential of this member and provides an important geological basis for the deployment of shale oil exploration in the southeastern Ordos Basin.

Graphical abstract

关键词

长9段 / 李家畔页岩 / 页岩油 / 烃源岩评价 / 鄂尔多斯盆地 / 甘泉-富县探区

Key words

Chang 9 Member / Lijiapan Shale / shale oil / source rock evaluation / Ordos Basin / Ganquan-Fuxian Area

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吴凤, 葛云锦, 李红进, 王超, 李晓路, 李广涛, 樊笑微. 鄂尔多斯盆地甘泉-富县探区长9段李家畔页岩发育特征及生烃潜力评价[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(22): 9469-9480 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2600628

WU Feng, GE Yun-jin, LI Hong-jin, WANG Chao, LI Xiao-lu, LI Guang-tao, FAN Xiao-wei. Evaluation of Development Characteristics and Hydrocarbon Generation Potential of Chang 9 Member Lijiapan Shale in Ganquan-Fuxian Area, Ordos Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(22): 9469-9480 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2600628

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鄂尔多斯盆地是中国首个石油、天然气和煤炭探明储量均超百亿吨(油当量)的综合性能源盆地,在国家能源安全保障体系中发挥着战略“压舱石”与重要接替资源区的关键作用。近年来,随着勘探不断深入,页岩油已成为中国石油资源战略接替的重点领域。目前,鄂尔多斯盆地延长组长7段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、松辽盆地白垩系青山口组及渤海湾盆地古近系沙河街组等均已取得页岩油勘探突破^[1-5],其中长7段资源量占全国总量三分之一以上,是盆地稳产增产的核心层系。

延长组发育两套主要页岩层系-长7段张家滩页岩与长9段张家滩页岩,以下简称李家畔页岩。长7段作为主力烃源岩,其沉积环境^[6-7]、地球化学特征及页岩油富集机制已得到系统研究,生烃潜力与勘探价值得到充分证实^[8-12]。相较之下,长9段李家畔页岩研究程度明显偏低,存在诸多关键问题亟待解决;一是整体勘探程度较低,工业油流井分布零散,油气成藏条件与主控因素尚不明确;二是页岩厚度较小、有机质丰度相对偏低,资源潜力认识不清,缺乏系统、可靠的评价依据;三是针对页岩自身的储集条件、生烃、排烃能力及资源前景的专项研究较为薄弱。鉴于此,选取甘泉-富县探区为研究对象。该区长9期处于盆地沉积中心区域,水体较深,烃源岩发育条件相对优越。前人已在该区开展过长7-长9段地球化学特征、长8致密油油源对比、页岩孔隙结构表征及古沉积环境分析等工作^[13-18]。然而,既有研究多聚焦长8及以上层系,对李家畔页岩地球化学特征、生烃与排烃能力、资源潜力等仍缺乏系统、深入的评价。

因此,基于大量岩心观察与地球化学测试数据,现系统开展李家畔页岩有机地球化学特征、生烃、排烃特征空间展布规律研究,分区定量估算生、排烃强度与资源规模,并优选有利勘探靶区。以期为鄂尔多斯盆地东南部页岩油勘探部署提供可靠地质依据,推动形成长7与长9“双源共生、立体勘探、双轮驱动”的页岩油发展新格局,助力区域能源接替与可持续发展。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地作为中国陆上第二大沉积盆地,总面积约37×10⁴ km²,属典型的多旋回叠合克拉通盆地^[19]。其构造边界受周缘造山带控制:东依吕梁山,西接贺兰山-六盘山造山带,北抵阴山山脉,南邻秦岭造山带,整体呈现近矩形展布;盆地内部可进一步厘定为伊盟隆起、渭北隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡和晋西挠褶带6个二级构造单元。所聚焦的甘泉-富县探区,位于伊陕斜坡的东南部,行政区划涵盖甘泉县全境、富县全境及黄陵县的西北部,面积约1.2×10⁴ km²,该区构造面貌相对简单,整体呈现宽缓西倾单斜特征,地层倾角普遍小于1°,构造活动弱且断裂不发育(图1)。鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组,形成于大型内陆凹陷湖盆为背景的陆源碎屑沉积体系,延长组厚度介于800~1 200 m,以“河流-三角洲-湖泊相”多旋回叠置为特征^[20]。其中,长9油层组沉积厚度介于70~90 m,该时期,湖盆进入快速扩张阶段,湖泛事件频发导致水体快速加深,研究区主体被开阔深水环境覆盖,沉积相呈现显著空间分异:甘泉一带发育深水浊积扇体系,富县-黄陵区域则以北东向展布的三角洲前缘体系为主,如图1所示,在上述沉积背景下,长9段顶部发育一套半深湖-深湖相暗色泥岩-页岩组合,因有机质丰度高、岩性均一性好,构成研究区主力烃源岩层系,即区域俗称的李家畔页岩,也是此次的研究对象。

2 沉积特征

李家畔页岩并非独立地层单元,而是长9段内页岩的描述性术语,其命名源于陕西省神木市李家畔村附近的延长组露头剖面:该剖面页岩岩性纯净(黏土矿物占比>80%)、厚度稳定(5~15 m)、总有机碳(TOC)含量可达2.0%~5.0%,且页理构造发育,是区域长9段页岩的“典型露头标识”,名称由此逐步推广并沿用至今。

在鄂尔多斯盆地整体沉积背景约束下,整合区内探井的测井、钻井、录井及岩心等多源数据,对甘泉-富县探区长9段沉积相类型及空间展布展开了系统的识别与划分。野外露头与岩心如图2(a)~图2(d)所示,长9段暗色泥(页)岩颜色以深灰、黑灰、黑褐至黑色为主,局部可见煤线零星发育,反映沉积期水体具一定还原性及有机质富集特征;测井响应方面,如图3所示,该套页岩呈现典型的“三高一正”特征,即高自然伽马(natural Gamma ray,GR)、高声波时差(acoustic interval transit time,AC)、高感应电阻率(deep induction resistivity,RILD)以及偏正的自然电位(spontaneous potential,SP),其底部普遍发育一套约2 m厚的特征层段,表现为高GR与异常低RT的组合响应,且该层段在区内横向分布稳定。平面上,长9段页岩展布明显受沉积相带控制:在半深湖-深湖相带内,页岩呈连续沉积,单层厚度较大;而在三角洲前缘影响区,受进积与水体变浅影响,页岩厚度显著变薄。全区范围内,该套页岩厚度最厚可达25 m,主力区基本大于20 m,厚值区集中分布于下寺湾-道镇-富县县城一线,呈北西-南东向展布,与长9沉积期湖盆的沉积中心位置高度一致,如图2(e)所示,这种空间匹配关系是优质烃源岩发育的重要控制因素。

3 页岩地球化学特征

以甘泉-富县探区YY4、YY5、YY6、YY9、C109等21口典型取心井为主要研究对象,对李家畔页岩,共计210块岩心样品开展了系统的地球化学分析,包括总有机碳(total organic carbon,TOC)测定、岩石热解、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率(R_o)测试等。

3.1 有机质丰度特征

研究共采集探区李家畔页岩样品210件,并对其进行了总有机碳含量(TOC)测试(表1),结果表明,有机质丰度总体较高,但分布范围较宽。TOC含量介于0.13%~10.34%,平均值为4.59%,其中78.6%的样品TOC>2.0%,显示出较强的生烃潜力。对其中152块样品开展了岩石热解实验,热解生烃潜量(S₁+S₂)分布范围为0.26~39.49 mg/g,平均值为11.55 mg/g。超过81%的样品生烃潜量大于6 mg/g;此外,6口取心井中15块样品进行了氯仿沥青A含量测定,氯仿沥青A含量最低为0.21 mg/g,最高0.57 mg/g,平均0.42 mg/g;同时,8块样品总烃含量(hydrocarbon content,HC)均超过1 000 μg/g,最高达3 402.00 μg/g,平均为2 421.07 μg/g。综合以上指标,研究区李家畔页岩有机质丰度高、生烃潜力优越,均属于好-优质烃源岩,具备显著的页岩油勘探前景。

3.2 有机质类型划分

有机质类型是评价烃源岩生烃潜力的关键参数,不同成因与组成的有机质在生烃能力与产物性质上差异显著^[17,19-20]。综合采用岩石热解、有机元素分析、干酪根显微组分鉴定及可溶有机质族组分等多项指标(表1),系统判别李家畔页岩的有机质类型。

29口取心井152块李家畔页岩样品岩石热解结果显示,如图4(a)所示,有机质以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主。有机元素分析表明,如图4(b)所示,H/C原子比分布于0.65~1.21(均值0.92),O/C原子比分布于0.06~0.12(均值0.09),在范氏图版上多落入Ⅱ₁型区域,进一步印证该类型优势。19件样品显微组分表明:如图4(c)所示,腐泥组+壳质组占77.0%~95.50%(均值为87.50%),镜质组含量平均为5.80%(1.40%~11.70%),惰质组含量较低,均值为0.70%(0~3.90%)。18件样品氯仿沥青A抽提与族组分离表明:如图4(d)所示,饱和烃含量分布范围为45.33%~93.45%(均值65.36%),芳香烃含量介于3.20%~19.13%(均值12.13%),非烃+沥青质总含量变化范围为3.19%~48.32%(均值22.52%),饱芳比均值为7.80,具高饱和烃、低芳香烃、中等非烃+沥青质的组成特征,反映有机质母质以水生浮游生物与藻类为主,陆源输入有限。综合上述多项地球化学指标,李家畔页岩有机质类型属Ⅰ型-Ⅱ₁型,生烃潜力优良,具备优越的生油潜力和良好的资源前景。

3.3 有机质成熟度特征

有机质丰度与类型决定了烃源岩的生烃物质基础,而有机质热演化程度则控制了烃类生成的关键阶段与成烃时机,是评价烃源岩是否进入有效生烃窗的核心依据。系统整合区内20口重点井的50块李家畔页岩样品R_o测试数据,R_o介于0.72%~1.40%(均值1.04%),其中96.0%的样品介于0.7%~1.3%,显示主体处于成熟阶段(生油窗主带);29口井152块样品热解分析显示[图4(a)],T_max分布于425~470 ℃,其中94.8%的样品T_max高于440 ℃,显示有机质热演化程度主体处于成熟~高成熟阶段,该结果与R_o数据所揭示的热演化特征一致,共同指示李家畔页岩在当前地层条件下已广泛进入有效生烃窗。

4 资源潜力及勘探方向

4.1 TOC测井解释模型的建立及平面分布特征

烃源岩总有机碳(TOC)含量是评价烃源岩有机质丰度的核心指标,亦是估算生烃潜力与排烃强度的关键参数。目前,中外学者已发展出多种基于测井响应的TOC预测方法,如ΔlogR法、自然伽马测井法、多元回归分析法及BP神经网络法等^[21]。

基于研究区内17口井的长9段139块岩心样本的实测TOC及配套测井数据,应用多元回归分析,构建了TOC与GR、AC及RT的定量关系模型,模型相关系数达0.88,如图5所示,显示其具备较强的解释能力,该模型的回归方程为

(1)

$\begin{array}{l}TOC=0.003 997GR+0.053 482AC+\\ 0.461 33lg\left(RT\right)-11.741 8\end{array}$

应用该模型完成了探区300多口单井李家畔页岩TOC数据的系统计算,并据此绘制了TOC含量平面分布图,如图6(a)所示,从而在区域尺度上揭示了烃源岩有机碳的分布规律。TOC分布于3.80%~8.10%,整体含量较高,但空间分异特征明显。高值区集中分布于下寺湾桥镇至富县一带,呈北西-南东向展布。该区域内大部分TOC大于5%,其中富县县城周边区域更是达到8%以上,反映出该带为有机质高度富集区。甘泉地区整体TOC也相对较高,显示出较好的烃源岩潜力。

相比之下,富县西部及西南部区域的TOC普遍低于4%,有机质丰度显著偏低。

4.2 李家畔页岩生、排烃强度特征

根据生、排烃计算模型^[15],结合钻井与地球化学数据编绘了甘泉-富县地区李家畔页岩生、排烃强度平面分布图,如图6(b)和图6(c)所示。李家畔页岩的生烃与排烃强度在平面展布上呈现明显的“东北高、西南低”分异格局,这一空间差异主要受沉积相带展布、烃源岩厚度及有机质丰度的联合影响。

生烃强度主体分布于20×10⁴~140×10⁴ t/km²,高值区(> 80 × 10⁴ t/km²)主要集中于下寺湾-道镇-张村驿一带。该区位于半深湖-深湖相沉积中心,烃源岩厚度大、有机质丰度高(TOC多大于4%),具备优越的生烃物质基础。而生烃强度低于40 × 10⁴ t/km² 的区域主要位于富县西部、西南部及甘泉东南部,这些地区处于三角洲前缘或滨浅湖相带,烃源岩厚度减薄、有机质丰度显著降低,导致生烃潜力有限;排烃强度整体介于10×10⁴~50×10⁴ t/km²,高值区30×10⁴~50×10⁴ t/km²与生烃高值区高度吻合,面积占比达38.5%,反映出良好的排烃效率。东北部高排烃强度除受高生烃强度控制外,亦与该区烃源岩热成熟度较高(R_o多大于1.0%)、有机质类型以Ⅰ-Ⅱ₁型为主有关,这些因素共同促进了烃类的有效排出。西南部排烃强度多低于20 × 10⁴ t/km²,除生烃潜力较低外,该区烃源岩成熟度相对较低(R_o多小于0.9%),且黏土矿物含量可能较高,导致烃类吸附滞留增强,排烃效率下降。综合表明,甘泉-富县地区李家畔页岩不仅生烃潜力优越,排烃效率也较高,生烃与排烃高值区在空间上吻合良好,展现出连续且广泛的生排烃潜力。

4.3 勘探潜力区划分

长9段李家畔页岩作为鄂尔多斯盆地重要的烃源岩层系,在研究区内广泛发育。综合地球化学分析表明,该套烃源岩具有有机质丰度高(TOC平均为4.59%)、类型好(以Ⅰ-Ⅱ₁型为主)、成熟度适中(R_o平均为1.04%)、热演化程度适宜生油的特点,展现良好的页岩油生成基础。基于页岩厚度、生排烃强度及生储配置关系,将研究区页岩油勘探潜力区划分为3类区带,如图6(d)所示。

一类潜力区:页岩厚度大于15 m,生烃强度大于100×10⁴ t/km²,排烃强度大于40×10⁴ t/km²,主要位于甘泉地区下寺湾镇、高哨乡及东沟乡周边区域,是页岩油勘探的最有利目标区。

二类潜力区:页岩厚度大于5 m,生烃强度大于40×10⁴ t/km²,排烃强度大于20×10⁴ t/km²,主要位于甘泉地区桥镇乡、道镇周边及富县的张家湾镇、张村驿镇周边区域,具备中等勘探潜力。

三类潜力区:页岩厚度小于5 m,生烃强度小于40×10⁴ t/km²,排烃强度小于20×10⁴ t/km²,分布于富县地区的西部、西南部及甘泉地区东南部,勘探风险相对较高。

4.4 生、排烃量定量评价

生烃量与排烃量的确定是油气资源评价中的核心环节,其计算精度直接影响资源潜力预判与后续勘探部署的科学性。目前常用的评价方法主要包括化学动力学法、物质平衡-优化模拟法以及生烃潜力法等。结合研究区现有资料丰度与勘探程度,本研究采用基于物质平衡原理的生烃潜力法进行生、排烃量计算。其中,生烃强度参数依据勘探潜力区带划分结果分区取值,一类潜力区生烃强度取平均值127×10⁴ t/km²,二类潜力区取平均值65×10⁴ t/km²,三类潜力区取平均值30×10⁴ t/km²。

有效烃源岩面积的确定基于Geomap软件对研究区李家畔页岩总有机碳含量(TOC)平面分布图的精细刻画[图6(a)]。结合前人关于长9段烃源岩有效性的研究成果,将TOC含量大于0.60%的区域界定为有效烃源岩。由此得出,一类潜力区有效烃源岩面积为999.17 km²,二类潜力区为3 081.75 km²,三类潜力区为4 122.74 km², 李家畔页岩总有效烃源岩面积累计达8 203.66 km²。

基于上述参数,定量计算得出各潜力区生、排烃量:一类潜力区生烃量12.69×10⁸ t,排烃量4.60×10⁸ t;二类潜力区生烃量20.03×10⁸ t,排烃量7.70×10⁸ t;三类潜力区生烃量12.37×10⁸ t,排烃量4.54×10⁸ t。综合计算可得,长9段李家畔页岩累计生烃量为45.09×10⁸ t,排烃量为16.84×10⁸ t(表2)。

需要指出的是:生烃潜力法虽能较好适配研究区现有资料条件与勘探程度,但其计算结果仍存在一定的不确定性。主要来源于两方面的因素:一是TOC测井解释模型存在±20%以内的误差,该误差可能会导致有效烃源岩识别、生烃强度参数的计算等出现一定的偏差;二是生烃强度采用分区平均值化处理方式,会平滑局部区域的真实生烃潜力差异,难以精准反映区域的非均质性特征。

为明确长9段李家畔页岩的资源潜力定位,本次研究同步对区域内长7段张家滩页岩的岩石学性质及生、排烃量数据进行了补充计算。结果表明,张家滩页岩厚度最大值可达34.8 m,平均值为19.6 m, TOC平均值为5.70%,生烃强度平均值为320×10⁴ t/km²,排烃强度平均值为144×10⁴ t/km²,累计生烃量约为266.14×10⁸ t,累计排烃量约为133.97×10⁸ t(表2)。尽管长9段李家畔页岩的生、排烃规模低于鄂尔多斯盆地最具潜力的长7段张家滩页岩,但这一对比进一步印证了张家滩页岩的核心潜力地位,同时也凸显了李家畔页岩作为区域资源接替层系的现实意义。两者生、排烃能力及烃源岩发育程度的显著差异,核心受控于沉积环境的差异:长7段张家滩页岩形成于湖盆全盛期,沉积环境为深湖-半深湖相,水体安静且还原环境发育,为有机质的富集与保存提供了优越条件;而长9段李家畔页岩形成于湖盆扩张期,整体沉积环境为三角洲前缘相,局部发育半深湖-深湖相,水体能量相对较强,导致有机质供给相对不足、保存条件相对较差,最终造成烃源岩发育程度不及长7段。

4.5 勘探实践及意义

当前,甘泉-富县探区常规油藏勘探已进入中期阶段,剩余储层普遍致密、物性差、非均质性强,传统改造措施效益低,亟需寻找新的资源接替层系。以往关注点都集中在长7段页岩油,而对长9段页岩油的研究与勘探相对薄弱;近年来,在甘泉西部、富县西北部区域已钻遇良好油气显示,多口探井长9试油为工业油流(如甘泉地区H75、Q69、Q65、Q66、富县L220、L281、 L348等),显示出较大的勘探潜力。然而,目前该层系在研究区整体勘探程度较低,现有试油成果多集中于局部区域,尚未形成系统性的勘探数据和地质认识,钻井部署与试油作业仍具有一定盲目性。本研究通过系统评价长9段页岩特征、定量计算资源规模及潜力区划分,明确了勘探方向与层次,可为下一步井位部署和钻探实施提供科学依据。研究成果不仅对保障研究区油气可持续发展和战略接替具有重要意义,也可为鄂尔多斯盆地其他类似区块的页岩油勘探提供参考与借鉴。

勘探实践表明,研究区页岩油资源具有显著的接替潜力。但同时需警惕潜在勘探风险:一方面,烃源岩品质、储层物性及工程可改造性的空间差异较大,部分区域可能存在生油能力不足、储层致密难以改造等问题,影响商业开发价值;另一方面,“甜点区”(指在现有经济技术条件下,生烃品质好、储集条件优越、含油性好、工程可改造性强、具备商业开发价值的区域)识别精度直接决定勘探成效,若评价标准不完善,可能导致井位部署偏差,增加勘探失利概率。下一步工作将围绕“甜点区”预测展开,重点加强烃源岩品质、储层物性、工程适应性及含油性特征的综合研究,建立多要素耦合的甜点评价标准。通过深化地质认识与优化勘探部署,有望明确新的产能建设区,降低勘探风险,为鄂尔多斯盆地非常规油气资源的有序接替和高效开发奠定坚实基础。

5 结论

(1)厚度展布特征:甘泉-富县地区长9段李家畔页岩厚度分布在5~25 m,其空间展布受控于古地理格局,厚值区分布在下寺湾-富县县城一带,呈北西南东向展布,与当时沉积中心位置高度吻合。

(2)有机质丰度与类型:有机质丰度整体较高,分布范围为0.13%~10.34%,平均值为4.59%,其中78.6%的样品TOC>2.0%;有机质类型以Ⅰ-Ⅱ₁型为主,镜质体反射率(R_o)主要介于0.7%~1.3%,整体已达到成熟阶段,显示出较强的生烃潜力。

(3)生、排烃强度:生烃强度主体分布于20×10⁴~140×10⁴ t/km²,高值区(> 80 × 10⁴ t/km²)主要集中于下寺湾-道镇-张村驿一带;排烃强度整体介于10×10⁴~50×10⁴ t/km²,高值区30×10⁴~50×10⁴ t/km²与生烃高值区高度吻合,面积占比达38.5%,反映出良好的排烃效率。

(4)勘探潜力区划分:基于页岩厚度、生排烃强度等关键参数,将甘泉-富县地区页岩油勘探潜力区划分为3类:①潜力区主要分布于甘泉县下寺湾镇、高哨乡及东沟乡一带,该区域页岩厚度大、生排烃强度高,是下一步勘探部署的最有利目标区;②潜力区位于甘泉县桥镇乡、道镇周边及富县张家湾镇、张村驿镇周边,页岩厚度及生排烃强度中等,具备较好的勘探前景;③潜力区分布于富县地区的西部、西南部及甘泉地区东南部,勘探风险相对较高。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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