天然气地球科学 >

2026 , Vol. 37 >Issue 3: 581 - 592

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.003

源储压差对页岩油空间分布影响的模拟实验——以源—储分离型页岩为例

  • 王远 , 1, 2, 3 ,
  • 马中良 , 1, 2, 3 ,
  • 郑伦举 1, 2, 3 ,
  • 崔海骕 1, 2, 3 ,
  • 王强 1, 2, 3 ,
  • 何川 1, 2, 3
展开
  • 1. 页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室，江苏 无锡 214126
  • 2. 中国石化油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126
  • 3. 中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126
马中良（1984-），男，安徽太和人，博士，高级工程师，主要从事油气地球化学、石油实验地质学和非常规油气地质研究.E-mail： .

王远（1997-），男，山西大同人，硕士，助理研究员，主要从事油气地球化学研究.E-mail： .

收稿日期: 2025-06-30

  修回日期: 2025-11-11

  网络出版日期: 2023-12-13

基金资助

国家科技重大专项(2025ZD1400803)

国家自然科学基金企业创新发展联合基金集成项目(U24B6001)

中国石油化工股份有限公司科技攻关重大项目(P23229)

收起

Experiment on the influence of source-reservoir pressure difference on shale oil spatial distribution： A case study of source-reservoir separated shale

  • Yuan WANG , 1, 2, 3 ,
  • Zhongliang MA , 1, 2, 3 ,
  • Lunju ZHENG 1, 2, 3 ,
  • Haisu CUI 1, 2, 3 ,
  • Qiang WANG 1, 2, 3 ,
  • Chuan HE 1, 2, 3
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Efficient Development，Wuxi 214126，China
  • 2. Key Laboratory of Petroleum Accumulation Mechanisms，SINOPEC，Wuxi 214126，China
  • 3. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi 214126，China

Received date: 2025-06-30

  Revised date: 2025-11-11

  Online published: 2023-12-13

Supported by

The National Science and Technology Major Project for Unconventional Oil and Gas Exploration and Development(2025ZD1400803)

the Integrated Project of the Enterprise Innovation and Development Joint Fund of the National Natural Science Foundation of China(U24B6001)

the SINOPEC Major Project(P23229)

Fold

摘要

近年来，页岩油勘探不断取得新的突破，成为保障中国能源安全的重要接替资源。页岩油主要赋存在以页岩为主的页岩层系中，包括泥页岩基质孔隙中的页岩油以及与泥页岩相邻的碎屑岩夹层中的页岩油，其赋存与分布受控于盆地动力学过程中的压力场演化。以源—储分离型页岩层系为研究对象，利用地层孔隙热压生排烃模拟实验装置，系统开展源储压差（指泥页岩层系整体与外部常规储层的压力差）下的生排烃模拟实验，揭示源储压差对页岩油在泥页岩基质孔隙与砂岩夹层中空间分布的调控机理，并探讨其地质应用意义。结果表明：①泥页岩基质孔隙是页岩油的主力赋存空间，占总资源量的 60%~90%（较难开采部分），砂岩夹层占10%~40%（易开采部分），该比例随成熟度升高呈现“基质占比降低、夹层占比升高”的规律；②源储压差对页岩油分布的影响具有显著差异性，对泥页岩基质孔隙中的页岩油以破坏作用为主，尤其在高成熟阶段表现更突出；对砂岩夹层中的页岩油则呈“双重效应”，压差小于6 MPa时促进富集（短距离运移充注），压差大于6 MPa时抑制富集（远距离运移逸散）；③总油产率主要受控于烃源岩成熟度与原始品质，源储压差的影响较弱，但烃气产率对压差响应显著（压差越大，高成熟阶段气产率越高）。研究成果为陆相页岩油“源—储耦合”评价与勘探靶区优选提供了实验依据与理论支撑。

关键词： 源储压差; 页岩油; 资源分布; 生排烃模拟实验; 源—储耦合

本文引用格式

王远 , 马中良 , 郑伦举 , 崔海骕 , 王强 , 何川 . 源储压差对页岩油空间分布影响的模拟实验——以源—储分离型页岩为例[J]. 天然气地球科学, 2026 , 37(3) : 581 -592 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.11.003

Abstract

In recent years， China's shale oil exploration has made new breakthroughs， and has become an important replacement resource to ensure China's energy security. Shale oil mainly occurs in shale layers dominated by shale， including those in mud-shale matrix pores and clastic rock interlayers adjacent to shale. Its occurrence and distribution are governed by the evolution of the pressure field during the basin dynamic processes. This study focuses on source-reservoir separated shale formations and utilizes a formation pore thermal-pressure hydrocarbon generation and expulsion simulation experimental apparatus to systematically conduct simulation experiments on hydrocarbon generation and expulsion under source-reservoir pressure differences （referring to the pressure difference between the entire shale formation and external conventional reservoirs）. The aim is to reveal the controlling mechanism of source-reservoir pressure differences on the spatial distribution of shale oil in shale matrix pores and clastic rock interlayers， and to explore its geological implications. The results indicate： （1） The mud-shale matrix pore space is the primary reservoir for shale oil， accounting for 60%-90% of the total resource （the less accessible portion）， while the sandstone interlayers contribute 10%-40% （the more producible portion）. This ratio evolves with increasing maturity， showing a trend of decreasing matrix proportion and increasing interlayer proportion. （2） The influence of source-reservoir pressure difference on shale oil distribution exhibits significant differentiation： it primarily exerts a destructive effect on oil retained in mud-shale matrix pores， especially pronounced in the high maturity stage； in contrast， it shows a “dual-effect” on oil in sandstone interlayers-pressure differences less than 6 MPa promote enrichment through short-distance migration and charging， whereas differences greater than 6 MPa inhibit enrichment due to long-distance migration and dissipation. （3） The total oil yield is mainly controlled by the maturity and original quality of the source rock， with relatively minor influence from the source-reservoir pressure difference. However， the gas yield exhibits a strong response to pressure difference， with higher gas production rates observed under larger pressure difference during the high maturity stage. The findings of this study provide experimental evidence and theoretical support for the “source-reservoir coupling” evaluation and the selection of exploration targets in continental shale oil systems.

Key words： Source-reservoir pressure difference; Shale oil; Resource distribution; Thermal simulation experiment of hydrocarbon generation and expulsion; Source-reservoir coupling

0 引言

与常规油气“源—储分离、长距离运移”的成藏模式不同，页岩油具有“源—储共生/一体”的典型特征，主要赋存于泥页岩基质孔隙、裂缝及相邻碎屑岩夹层中。盆地演化过程中的沉降—抬升运动通过改变地层压力场，形成烃源岩与储集层之间的压力差（源储压差），进而影响油气的生成、运移与赋存。然而，目前关于源储压差如何定量影响页岩油在不同赋存空间中分布的机理仍不明确，制约了页岩油资源潜力评价的精度。
我国含油气盆地普遍经历了持续沉降、整体上升遭受剥蚀、全面萎缩3个重要的阶段［1］。在盆地持续沉降阶段，泥质和砂质沉积物不断积累充填，在高地温场和上覆岩层的压实作用下，富含有机质的烃源岩经热演化，逐步进入成烃门限深度，从而实现了成烃过程，这个过程中油气不断生成并充填在泥岩的孔隙空间，泥岩内部由于大量油气存在而呈欠压实状态并具异常高压。在盆地内的砂质沉积物发育区（斜坡或隆起区），由于砂质沉积物主要表现为弹性物质的特点，经机械压实作用后产生弹性形变，弹性能逐步增加，经成岩作用后，砂岩体内部具有异常高的弹性能。我国松辽盆地青一段、渤海湾盆地济阳坳陷沙四上亚段和沙三下亚段、东濮凹陷沙三段、泌阳凹陷核三段等主要烃源岩，在盆地持续沉降阶段末期都进入了油气成熟时期，烃源岩内部处于异常高压状态。
当盆地由持续沉降阶段转入整体上升遭受剥蚀发展阶段时，上覆岩层厚度逐步减薄，导致处于高压状态的烃源岩和储集岩内部能量逐步释放。由此形成2类源储压差系统：一类是烃源岩与紧邻砂岩夹层的压差；另一类是整个泥页岩层系与远距离常规储层的压差。源储压差驱动油气从烃源岩内部向紧邻砂岩夹层和常规储层运移，即油气的排出、运移和聚集的过程。有学者研究表明在地层抬升阶段，烃源岩发生重解吸［2-3］，储集层发生孔隙回弹、孔隙流体压力降低［4-5］，因烃源岩与储集层弹塑性的差异，将会形成较大的源储压力差，促使油气发生压—吸充注［6-7］。地层抬升过程中发生的天然气体积膨胀效应也会导致烃源岩发生大规模排烃效应［8-11］，如Illizi盆地下志留统烃源岩埋深从3.3 km抬升至2.0 km的过程中，排出了约2.69×1012 m3的天然气［8］。李军等［11］从天然气膨胀效应出发，分别计算了烃源岩和储集层的天然气膨胀力，二者形成的源储膨胀压力差普遍超过了5 MPa，为抬升阶段致密气的充注提供了充足的动力来源。此外，地层抬升致使岩石卸载，导致储集层有效应力变化［12］，从而改善储集层物性［13］，使得在地层抬升阶段发生了成藏事件；还可能产生微裂缝或使断层活化［14-15］，为油气后期调整提供运移通道。我国陆相页岩油主要产区的松辽盆地青山口组、渤海湾盆地沙河街组、泌阳凹陷核桃园组等均经历了这样的成烃成藏过程。
因此，烃源岩和储集层的压力差驱动了油气成烃成藏过程，含油气盆地持续沉降加载增压和整体上升卸载减压阶段的地层压力调整直接影响油气资源在地层中的分布［1］。近年来，随着油气勘探技术的不断进步，非常规油气资源显示出巨大的勘探潜力，成为保障我国能源安全的重要油气资源［16-17］。页岩油作为非常规油气资源的一种，资源量丰富、开发利用可行性高，被认为是重要的接替能源［18］。我国鄂尔多斯盆地延长组和芦草沟组［19-21］、松辽盆地青山口组［18，22］、渤海湾盆地沙河街组［23］以及四川盆地凉高山组［24-25］等页岩油勘探均取得了重大突破。对于页岩油来说，作为一种源—储一体型非常规资源，主要赋存在泥页岩基质孔隙、裂缝系统及与泥页岩相邻的碎屑岩夹层中［26-28］。含油气盆地在不同演化阶段造成的源储压差必然也会影响页岩油资源在不同赋存空间中的分布，造成泥页岩层系各类页岩油资源量的差异。
模拟实验作为正演油气形成关键地质过程的重要技术手段被广泛应用，可为获取关键地质评价参数提供支撑［29-33］。本文以低熟高有机质丰度泥页岩为研究对象，设计多组整个泥页岩层系与远距离常规储层的源储压差模拟实验，重点探讨：①源储压差对页岩油在基质孔隙与砂岩夹层中分布的定量影响；②不同成熟度阶段压差作用的机理差异；③研究成果对陆相页岩油勘探的具体启示，以期为计算泥页岩层系基质孔隙、砂岩夹层中页岩油的资源量提供必要的实验参数。

1 实验样品与方案

1.1　地质背景

基于源、储的宏观性质和微观空间配置关系，郭旭升等［34］将页岩油气源—储耦合类型划分为源—储分离型（互层/夹层型）、源—储共生型（混积页岩型）和源—储一体型（图1）。源—储分离型以四川盆地下寒武统筇竹寺组、鄂尔多斯盆地三叠系长7段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组为代表，这些层系烃源岩产生的油气发生米级运移到临近的粉砂岩夹层中，在粉砂岩中形成大规模油气聚集［35-37］。源—储共生型以四川盆地红星地区二叠系吴家坪组、侏罗系凉高山组、渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组四段为典型代表，富有机质页岩大量生烃，油气短距离运移至富碳酸盐或砂质储集纹层中［38-40］。四川盆地及其周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组和松辽盆地白垩系青山口组一段是典型的源—储一体型，薄片状页岩和块状泥岩整体含油气，既是页岩油气的主力产层，也是良好的页岩油气储层［41-42］。
图1 页岩油气的源—储耦合模式（据文献［34］修改）

Fig.1 Source-reservoir coupling model of shale oil and gas （modified according to Ref.［34］）

按照成盆成烃成藏理论，在盆地整体上升遭受剥蚀发展阶段，由于卸载减压作用，油气在源储压差驱动下发生大规模运移聚集，最终实现在泥页岩基质、砂岩夹层、裂缝等空间中页岩油气差异赋存。由于泥页岩层系涉及到的源—储组合类型复杂多样，本文研究以源—储分离型页岩地质模型为例，主要探讨源储压差对含砂岩夹层的泥页岩层系页岩油空间分布的影响。

1.2　样品

生排烃模拟需要获取低熟、有机质丰度高的烃源岩样品，东濮凹陷内含盐区烃源岩以石灰质或白云质页岩为主，TOC值平均为1.46%，TOC值大于1.00%的烃源岩占比超过35%；半咸水环境烃源岩多为块状泥岩，TOC值主要在0.30%~1.50%之间，平均值为0.65%，生烃潜力中等［43］，可以代表典型的高丰度陆相烃源岩，该地区同时可以获取到相对低熟的烃源岩样品。因此，本文研究选择东濮凹陷沙三段低成熟度的灰褐色泥页岩和灰白色砂岩开展生排烃模拟实验。以期通过典型样品实验分析，探讨共性地质问题。泥页岩样品黏土含量为23%、石英含量为37%、长石含量为6%、碳酸盐矿物含量为17%、其他矿物含量为17%。样品基础地球化学信息见表1。
表1 实验样品基础地球化学信息

Table 1 Basic geochemical information of experimental samples

样品

R O

/%

TOC

/%

T max

/℃

I H

/（mg/g）

S 1

/（mg/g）

S 2

/（mg/g）
沙三段泥页岩 0.52 2.31 428 422 0.12 9.74
灰白色砂岩 / 0.09 406 0 0 0

注：“/”代表无数据

1.3　实验方法

对样品开展的地层孔隙热压模拟实验［7］在页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室完成，实验仪器采用自主研发的地层孔隙热压生排烃模拟实验仪。实验设计300 ℃、320 ℃、340 ℃、360 ℃、375 ℃共5个温度点，模拟低熟至高熟阶段油气生成过程；每个温度点下设计0 MPa、3 MPa、6 MPa、12 MPa共4种压差以探讨不同压差对页岩油赋存资源量的影响。实验升温速率为1 ℃/min，升至目标温度后恒温48 h，具体实验参数见表2。
表2 热模拟实验条件

Table 2 Conditions of the simulation experiment

模拟温度/℃ 模拟埋深/m 静岩压力/MPa 流体压力/MPa 排烃压差/MPa 恒温时间/h 装样方式
250 2 200 48 22~23.5 0，3 48 烃源岩+砂岩
275 2 500 57 25~26.5 0，3 48 烃源岩+砂岩
300 2 650 58 26~27.5 0，3，6，12 48 烃源岩+砂岩
320 2 900 64 29~30.5 0，3，6，12 48 烃源岩+砂岩
340 3 000 72 30~31.5 0，3，6，12 48 烃源岩+砂岩
360 3 700 92 37~39 0，3，6，12 48 烃源岩+砂岩
375 4 000 100 40~42 0，3，6，12 48 烃源岩+砂岩
烃源岩样品粉碎至60目，充分混匀后分成若干份以消除非均质性影响。砂岩样品粉碎至40目后经氯仿抽提，按照石油天然气行业标准《岩石中抽提物含量测定》（SY/T 5118—2021）执行，去除可溶有机质，充分混匀并压制成圆柱样。装样时先装入烃源岩样品，上方再装入压制成圆柱的20 g砂岩样品模拟储集岩（图2）。样品装入反应釜后，对样品施加与地质条件匹配的静岩压力进行压实，并设定正常流体压力和排烃压力。对于无压差模拟实验，一直保持生烃反应体系与排烃装置处于连接状态，维持2个系统的流体压力相等。对于压差生排烃模拟实验，随着热演化过程进行，体系内流体压力不断增大，至排烃压力时，排烃阀打开，生成的油气运移至排烃容器中。当流体压力恢复至正常流体压力时，排烃阀立即关闭，实验过程中自动记录排烃次数。
图2 热模拟实验装样方式及原理

Fig.2 Sample loading method and schematic diagram of the thermal simulation experiment

模拟实验结束后，收集排烃容器、排烃管道和反应釜壁中的油定义为排出油（模拟常规油气资源）；砂岩中抽提得到的油定义为残留油A（模拟砂岩夹层中的页岩油，相当于富集在近源夹层短距离运移的页岩油）；热模拟后的烃源岩残渣经抽提后得到的油为残留油B（模拟泥页岩基质孔隙中的页岩油，相当于富集在富有机质混积岩基质、储集性纹层自生自储和微运移的页岩油）。
对实验后烃源岩残渣进行了镜质体反射率测定［44］，仪器为搭载J&M型MPS200光度计的Leica DM4500P偏光显微镜，测试波长为546 nm，镜质体随机反射率依据石油天然气行业标准《沉积岩中镜质体反射率测定方法》（SY/T5124—2012）进行。根据样品的反射率实际情况，测试前进行双标样校正，标准物质分别为钇铝石榴石（R O=0.90%）、钆镓石榴石（R O=1.72%）。热模拟实验结束后的残渣反射率测定结果见表3，模拟实验温度点覆盖低熟至高成熟阶段早期，能够反映烃源岩从生油气早期至生油高峰结束的油气生成特征。不同系列、同一温度下R O基本相等，表明源储压差对烃源岩成熟度的影响较小，因此本文采用0 MPa压差下实测R O值作为与模拟温度对应的统一标尺。
表3 热模拟实验残渣的成熟度（R O）

Table 3 Maturity (R O) of the residue of the thermal simulation experiment

模拟温度/℃ 250 275 300 320 340 360 375
R O/% 0.60 0.68 0.74 0.85 1.01 1.29 1.51

2 结果与讨论

2.1　总油气生成特征及控制因素

对热模拟后烃气、排出油及残留油进行定量，计算烃气产率及单位岩石的各类油产率。实验结果见表4。
表4 不同源储压差下热模拟实验排出油产率和烃气产率

Table 4 The yields of oil and hydrocarbon gas of thermal simulation experiments under different source-reservoir pressure

编号

源储压差

/MPa

R O

/%

样品量

/g

烃气产量

/mL

排烃次数

/次

排出油

产量

/mg

残留油

A产量

/mg

残留油

B产量

/mg

烃气产率

/（m3/tTOC）

排出油

产率

/（kg/t岩石）

残留油A

产率

/（kg/t岩石）

残留油B

产率

/（kg/t岩石）
H-0-1 0 0.60 60.14 0.91 / 2.06 10.99 157.95 0.49 0.03 0.27 2.63
H-0-2 0.68 60.12 2.94 / 2.60 20.46 217.79 1.66 0.04 0.47 3.62
H-0-3 0.74 60.89 0.93 / 2.96 37.26 328.21 0.47 0.05 0.77 5.39
H-0-4 0.85 60.68 13.14 / 5.39 58.25 464.29 7.42 0.09 1.25 7.65
H-0-5 1.01 60.33 18.82 / 6.77 87.00 535.11 12.62 0.11 2.01 8.87
H-0-6 1.29 60.41 26.87 / 7.48 133.00 569.25 19.81 0.12 3.15 9.42
H-0-7 1.51 60.37 32.75 / 6.55 155.00 468.07 26.14 0.11 3.51 7.75
H-3-1 3 0.60 60.53 0.22 88 2.15 13.48 114.90 0.11 0.04 0.36 1.90
H-3-2 0.68 60.30 3.32 90 3.43 25.66 192.05 1.91 0.06 0.64 3.18
H-3-3 0.74 60.86 7.13 107 4.36 46.08 313.17 4.44 0.07 1.05 5.15
H-3-4 0.85 60.96 8.18 141 6.49 53.07 439.69 5.43 0.11 1.25 7.21
H-3-5 1.01 60.53 12.38 160 9.46 96.07 514.21 9.63 0.16 2.33 8.50
H-3-6 1.29 60.35 31.29 125 13.48 171.06 548.56 23.45 0.22 3.88 9.09
H-3-7 1.51 60.65 40.91 142 17.68 194.41 454.02 33.48 0.29 4.38 7.49
H-6-1 6 0.74 60.55 3.81 38 6.67 52.02 313.73 2.50 0.11 1.29 5.18
H-6-2 0.85 60.20 10.00 66 10.64 84.50 440.51 7.33 0.18 2.05 7.32
H-6-3 1.01 60.10 17.22 78 15.09 122.85 508.86 13.33 0.25 2.97 8.47
H-6-4 1.29 60.73 24.83 85 25.53 159.63 521.90 19.01 0.42 3.98 8.59
H-6-5 1.51 60.19 38.48 87 41.13 184.67 395.49 29.54 0.68 5.02 6.57
H-12-1 12 0.85 47.54 4.26 32 9.55 67.60 337.89 3.87 0.20 1.87 7.11
H-12-2 1.01 40.13 11.56 34 11.29 86.48 342.52 13.39 0.28 2.66 8.54
H-12-3 1.29 40.25 18.59 35 18.98 124.37 347.88 22.62 0.47 3.75 8.64
H-12-4 1.51 40.11 27.51 35 32.36 136.05 250.07 33.43 0.81 4.30 6.23

注：“/”表示无数据

总体上，4个源储压差系列实验的总油产率随成熟度变化趋势较为一致，随成熟度增加，总油产率先持续增加，当R O>1.29%后，部分油开始裂解，总油产率有所下降（图3）。这也表明热演化程度和烃源岩原始品质对烃源岩生油产率起到决定性作用，而受源储压差的影响较小。
图3 总油产率（a）和烃气产率（b）变化特征

Fig. 3 Variation characteristics of total oil yields（a） and hydrocarbon gas yields（b）

总烃气产率的变化（图3）可大致划分为2个阶段，以成熟度为0.85%为界限。当R O<0.85%时，不同系列烃气产率相差无几；R O>0.85%时，各系列烃气产率迅速增加，且大致遵循“源储压差越大，烃气产率越高”的规律。不同源储压差下总烃气产率变化情况略有差别，在3 MPa压差下烃气产率的增速明显快于6 MPa压差，但增长至R O=1.51%时与12 MPa压差下烃气产率几乎相等。通过对不同系列实验排烃次数对比发现，3 MPa压差下的排烃次数明显多于其他系列，多次排烃能够持续为烃源岩内油气的生成提供更多的储集空间，根据勒夏特列原理，排烃降低体系内的压力后，会促进体系内油转气反应向着生成烃气的方向进行，从而引起烃气产率的提高。

2.2　源储压差对常规油藏资源分布的影响

总体上，随着烃源岩埋深的不断加大，排出油的产率逐渐增加（图4）。源储压差高低显著影响到排出油的产率：当烃源岩和储集层不存在压差时，驱动油气从烃源岩运移至储集层的动力不足，导致排油效率较低，即使在生油高峰阶段，排出油的产率也仅有0.11 kg/t岩石；当源储压差增大至3 MPa时，排出油产率在R O=0.85%之后有小幅度增加，此后持续增大，至R O=1.51%时产率增大至0.29 kg/t岩石；当源储压差增加至6 MPa生油高峰时（R O=1.01%），排出油的产率由0 MPa压差下的0.11 kg/t岩石增加至0.25 kg/t岩石，产率提高了2.3倍。R O=1.51%时，排出油产率增加至0.68 kg/t岩石，排油效率提高了6.2倍；源储压差为12 MPa时，排出油产率较压差6 MPa时仅有小幅提升，变化不明显。
图4 不同源储压差下排出油产率变化特征

Fig.4 Variation characteristics of expulsive oil yields under different source-reservoir pressure

排出油的产率随源储压差的变化过程反映了盆地沉降过程中的油气充注情况的变化。当盆地持续沉降时，源储压差较小（<3 MPa），即使烃源岩已经进入了生烃高峰，也仅有少量生成的油能够有效运移至储集层中而形成常规油藏。在盆地整体上升阶段，由于储集层砂岩的回弹作用，储层压力卸载成为相对低压区，源储压差增大，此时可以促进常规油藏资源的富集。

2.3　源储压差对非常规油藏资源分布的影响

2.3.1　源储压差对砂岩夹层中页岩油的双重调控

随着成熟度增加，残留油A的产率持续增加，依据增加速率大致可划分为2个阶段（图5）：R O<0.85%时，残留油A产率呈缓慢增加趋势；R O>0.85%时，即生油高峰之后，残留油A产率增量显著。这种产率的变化与烃源岩生烃能力密切相关，受源储压差控制作用较小。然而，与排出油相比，在生烃高峰之后，即使源储之间不存在压差，残留油A的产率仍可达到2.01~3.51 kg/t岩石，是排出油产率的近17~32倍。R O>1.3%时，0 MPa压差条件下，残留油A的产率仅有小幅增加，而3~6 MPa的压差下，压差越高，残留油A的产率增量越多，这表明若生油高峰之后源储仍存在较大压差，仍会有油气继续排出进入到与烃源岩相邻的储层中。12 MPa压差下，残留油A产率较6 MPa压差下的产率有所下降，表明过高的源储压差会促进油运移形成常规油藏，减少残留油A的产率。
图5 不同源储压差下残留油A产率变化特征

Fig.5 Variation characteristics of residual oil A yields under different source-reservoir pressure

残留油A的产率特征反映了砂岩夹层中页岩油分布的特征。实验结果表明，当泥页岩临近存在砂岩夹层时，其富集的页岩油资源量可达5.02 kg/t岩石。在生烃高峰结束，烃源岩继续埋藏增压的情况下，仍有油气可进入到烃源岩临近的砂岩夹层中，并形成一定的页岩油规模。另一方面，盆地沉降抬升过程中的源储压力差对砂岩夹层的资源富集具有双重作用：当压力差小于6 MPa时，对砂岩夹层资源富集起促进作用；当压力差大于6 MPa时，对砂岩夹层资源富集起破坏作用，造成这一现象的原因可能是较大的运移动力导致了油气的远距离运移，从而不利于临近砂岩夹层油气资源的富集。这一“双重效应”揭示了砂岩夹层页岩油富集的临界条件——源储压差需控制在6 MPa以内，这为评价夹层型页岩油潜力提供了关键参数。

2.3.2　源储压差对泥页岩基质孔隙中页岩油资源的破坏作用

随着成熟度的增加，残留油B产率变化趋势大致可划分为3个阶段（图6）：当R O<0.85%时为第一阶段，该阶段残留油B产率随演化程度的加深快速增加，源储压差对其影响较小；当0.85%<R O<1.29%时，残留油B产率随热演化程度的加深增长减缓，源储压差对残留油B产率的影响作用逐渐显现；当R O>1.29%后，残留油B产率开始下降，且在12 MPa源储压差条件下，残留油B产率下降最快。
图6 不同源储压差下残留油B产率变化特征

Fig.6 Variation characteristics of residual oil B yield under different source-reservoir pressure

残留油B产率的变化趋势反映了泥页岩基质孔隙中油气资源的分布特征。当R O<0.85%时，泥页岩基质孔隙中油气的增加主要来自烃源岩生烃过程，由于生成的高分子量重质组分较多且容易滞留于烃源岩层内的孔隙中，因此源储压差对该过程中泥页岩基质孔隙中油气量的影响不明显。当0.85%<R O<1.29%时，烃源岩以生成中—低分子量烃类为主，该阶段泥页岩基质孔隙中油气资源量仍有所增加，但源储压差对油气资源量的影响随着成熟度增加逐渐显著。R O>1.29%后，烃源岩生成的油气以低分子量凝析油和湿气为主，在较大的源储压差下更易于通过运移通道转运至储层中，导致泥页岩基质孔隙中油气资源量下降，且源储压差越大，越不利于泥页岩基质孔隙中油气的富集。因此，在高演化阶段（R O>1.29%），源储压差增大会对泥页岩基质孔隙的页岩油资源富集起破坏作用，类似于压裂泥页岩层，促使泥页岩基质孔隙中的资源运移至其他有利储集部位。成熟度与较高源储压差的叠加会显著降低泥页岩基质中页岩油的保存潜力，这对源—储一体型页岩油的评价具有重要指示意义。

2.4　泥页岩层系不同类型页岩油资源分布及地质启示

热模拟实验得到的残留油分别与泥页岩层系不同类型的页岩油对应。残留油A对应砂岩夹层中的页岩油资源，残留油B对应泥页岩基质孔隙中的页岩油资源。依据热模拟得到的各类排出油量和残留油量，计算得到了不同源储压差、不同热演化阶段下泥页岩层系不同类型页岩油资源的分布比例（图7）。源储压差变化不会改变不同类型页岩油资源总体占比，泥页岩基质孔隙（较难开采的部分）中页岩油资源量最大，占页岩油总资源量的60%~90%，砂岩夹层（易采部分）中页岩油资源量占页岩油总资源量的10%~40%。随着泥页岩成熟度增加，泥页岩基质孔隙页岩油资源占比逐渐减少，而砂岩夹层中的页岩油资源占比逐渐增加。
图7 不同源储压差下泥页岩层系不同类型页岩油资源分布情况

Fig.7 The distribution of different types of shale oil resources in mudstone and shale layers under different source-reservoir pressures

基于模拟实验结果，经过拟合可以得到不同压差、不同热演化阶段砂岩夹层中页岩油资源量占比计算公式，利用该公式可以对源—储分离型页岩油资源空间分布比例进行定量计算（表5）。
表5 砂岩夹层中页岩油资源量占比计算公式

Table 5 Calculation formula for the proportion of shale oil in sandstone interlayers

源储压差/MPa 成熟度R O/% 砂岩夹层中页岩油资源量占比/% 相关性R 2
0 0.6≤R O≤1.51 S=（0.048 9×R O 2+0.134 2×R O－0.003）×100% 0.998
3 0.4≤R O≤0.74 S=（-0.200 2×R O 2+0.335 4×R O+0.031 1）×100% 1.000
0.74<R O≤1.51 S=（0.378 6×Ln（R O）+0.209 2）×100% 0.998
6 0.6≤R O≤1.51 S=（0.096 2× e 0.969   7 × R O）×100% 0.980
12 0.6≤R O≤1.51 S=（0.087× e 1.002   1 × R O）×100% 0.984
鄂尔多斯盆地延长组7段页岩油主要为夹层型，长73亚段页岩生/排烃，并在长71+2亚段的夹层砂岩中富集。长7段烃源岩R O主要介于0.7%~1.1%之间，平均为0.88%［45］，利用表5公式计算得到砂岩夹层中的页岩油资源占总页岩油资源的15%~23%，该盆地抬升过程中源储压差多小于6 MPa（利于夹层富集），故长71+2亚段夹层是优质勘探靶区。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组的岩性主要为由粉砂—细砂、泥及碳酸盐矿物组成的混积岩，且具有薄层状结构［37］，其中粉砂岩类是已建产的芦草沟组甜点的主要岩性。芦草沟组烃源岩已进入成熟阶段，最高可达成熟阶段晚期（R O值接近1.3%），理论计算得到砂岩夹层中的页岩油资源应占总页岩油资源的12%~25%，需关注局部压差小于6 MPa的区域（如斜坡带），避免因高压差导致夹层资源逸散。
宏观尺度上，模拟实验中泥页岩和砂岩组合揭示了源—储分离型页岩油资源空间分布。而模拟实验的泥岩基质孔隙（残留油B）中的页岩油资源占比对源—储一体型页岩油资源空间分布亦具有指示意义，在不同的热演化阶段，泥岩基质孔隙中的页岩油占比可达57%~91%。松辽盆地古龙页岩油为典型的源—储一体型，青山口组一段薄片状页岩为优质烃源岩和储层，整体处于成熟阶段，泥页岩基质孔隙页岩油可占页岩油总资源量的70%以上，具有良好的资源潜力。由于其成熟度适中（R O<1.3%）且源储压差小，基质中页岩油保存条件好，是下一步开发的重点层系。
整体上，我国陆相页岩油资源分布受控于源—储配置关系、有机质成熟度及源储压差等多因素耦合作用。对于中—低成熟泥页岩层系（R O=0.5%~1.0%），其页岩油赋存具有典型的原位滞留特征。由于有机质热演化程度低，页岩生成的油含较多重质组分，排烃效率低，在有限的源储压差下仅能发生毫米至厘米级的微运移，这类资源主要以源—储一体型和源—储共生型层段为有利层段，以古龙页岩油为代表。对于中—高成熟的泥页岩层系（R O>1.0%）则表现出显著的分异运聚特征，随着成熟度增加，轻质组分含量多的油在较大的源储压差下可以远距离运移至砂岩夹层中，能够形成潜力更大的源—储分离型页岩油，鄂尔多斯盆地长7段页岩油是该类资源的典型代表。

3 结论

本文基于不同源储压差的生排烃模拟实验结果，得到以下3点主要结论：
（1） 烃源岩总生油量主要受控于温度和烃源岩自身品质，源储压差对于烃源岩总生油量影响较小。
（2） 源储压差对泥页岩层系不同空间页岩油的富集具有不同的影响。源储压差对砂岩夹层页岩油的资源富集，具有双重作用：当压力差小于6 MPa时，对砂岩夹层资源富集起促进作用；当压力差大于6 MPa时，由于较大的运移动力会促使油气发生远距离运移，因此对砂岩夹层资源富集起破坏作用。源储压差不利于泥页岩基质孔隙中页岩油资源的富集，且这种破坏作用在高演化阶段（R O>1.3%）更加明显。
（3）研究建立的“源储压差—成熟度—资源分布”定量关系，为页岩油勘探靶区优选与资源评价提供了重要依据。泥页岩基质孔隙中页岩油（难采部分）资源量最大，约占总页岩油资源的60%~90%；泥页岩砂岩夹层页岩油（易采部分）占总页岩油资源的10%~40%。低源储压差和低成熟度有利于源—储一体型和源—储共生型页岩油资源富集，而较大的源储压差和较高的成熟度可以促进源—储分离型页岩油的富集。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
关德范， 徐旭辉， 李志明， 等. 成盆成烃成藏理论思维与有限空间生烃模式［J］.石油与天然气地质，2008，29（6）：709-715.

GUAN D F， XU X H， LI Z M， et al. A study on theories of basin evolution and hydrocarbon generation and accumulation and model of hydrocarbon generation in finite spaces［J］.Oil & Gas Geology， 2008， 29（6）： 709-715.

[2]
赵文智， 王红军， 徐春春， 等. 川中地区须家河组天然气藏大范围成藏机理与富集条件［J］.石油勘探与开发，2010，37（2）：146-157.

ZHAO W Z， WANG H J， XU C C， et al. Reservoir-forming mechanism and enrichment conditions of the extensive Xujiahe Formation gas reservoirs， central Sichuan Basin［J］.Petroleum Exploration and Development， 2010， 37（2）： 146-157.

[3]
马行陟， 宋岩， 柳少波， 等. 构造抬升过程中煤储层吸附能力的耦合效应及控制因素［J］.地学前缘，2012，19（4）：307-313.

MA X Z， SONG Y， LIU S B， et al. The coupling effect and controls of tectonic uplift on adsorption capability of coal reservoir［J］. Earth Science Frontiers， 2012， 19（4）： 307-313.

[4]
邱楠生，刘一锋，刘雯，等.沉积盆地地层古压力定量重建方法与研究实例［J］.中国科学（地球科学），2020，50（6）：793-806.

QIU N S，LIU Y F，LIU W，et al. Quantitative reconstruction of formation paleo-pressure in sedimentary basins and case stu-dies［J］.Science China（Earth Sciences），2020，50（6）：793-806.

[5]
XU H， ZHANG J F， JIA C Z， et al. Influence of tectonic uplift-erosion on formation pressure［J］.Petroleum Science，2010，7： 477-484.

[6]
田丰华， 姜振学， 张晓波， 等. 地层抬升剥蚀对油气成藏贡献初探［J］. 地质学报， 2007，81（2）： 277-283.

TIAN F H， JIANG Z X， ZHANG X B， et al. Preliminary study on contribution of rift-erosion to oil and gas accumulation［J］. Acta Geologica Sinica， 2007， 81（2）： 277-283.

[7]
马中良， 郑伦举， 秦建中， 等. 盆地沉降、抬升过程中源储压差的生排烃效应［J］. 石油实验地质， 2011， 33（4）： 402-407.

MA Z L， ZHENG L J， QIN J Z， et al. Hydrocarbon generation and expulsion caused by pressure difference between source rock and reservoir during basin subsiding and uplifting［J］.Petroleum Geology & Experiment，2011，33（4）：402-407.

[8]
ENGLISH K L，REDFERN J，CORCORAN D V， et al. Constraining burial history and petroleum charge in exhumed basins：New insights from the Illizi Basin，Algeria［J］.AAPG Bul-letin， 2016， 100（4）： 623-655.

[9]
ENGLISH J M，ENGLISH K L，CORCORAN D V，et al. Exhumation charge： The last gasp of a petroleum source rock and implications for unconventional shale resources［J］.AAPG Bulletin， 2016， 100（1）： 1-16.

[10]
WOOD J M， EUZEN T， SHARP L， et al. Phase separation and secondary migration of methane-rich gas accompanying uplift of an unconventional tight-hydrocarbon system， Montney Formation， western Canada［J］.Marine and Petroleum Geology， 2021， 124： 104808.

[11]
李军， 赵靖舟， 魏新善， 等. 地层抬升引发的天然气膨胀及其聚集效应——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例［J］.石油勘探与开发， 2022， 49（6）： 1094-1106.

LI J，ZHAO J Z，WEI X S，et al.Gas expansion caused by formation uplifting and its effects on tight gas accumulation：A case study of Sulige gas field in Ordos Basin，SW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2022，49（6）：1094-1106.

[12]
ENGELDER T， BEHR R-A. Skempton’s poroelastic relaxation： The mechanism that accounts for the distribution of pore pressure and exhumation-related fractures in black shale of the Appalachian Basin［J］.AAPG Bulletin，2021，105（4）：669-694.

[13]
杜书恒， 梁耀欢， 师永民， 等. 围压—孔压改变条件下致密砂岩及泥页岩泊松比变化特征及机制［J］. 地学前缘， 2021， 28（1）： 411-419.

DU S H， LIANG Y H， SHI Y M， et al. Variations of Poisson's ratio for tight sandstone and shale under changing confining or pore pressure： Characteristics and mechanism［J］. Earth Science Frontiers， 2021， 28（1）： 411-419.

[14]
BAI D L， YANG M H， LEI Z B， et al. Effect of tectonic evolution on hydrocarbon charging time： A case study from Lower Shihezi Formation （Guadalupian）， the Hangjinqi area， northern Ordos，China［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering， 2020， 184： 106465.

[15]
张云钊， 曾联波， 罗群， 等. 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层裂缝特征和成因机制［J］.天然气地球科学，2018，29（2）： 211-225.

ZHANG Y Z， ZENG L B， LUO Q， et al. Research on the types and genetic mechanisms of tight reservoir in the Lucagou Formation in Jimsar Sag， Junggar Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2018， 29（2）： 211-225.

[16]
赵文智， 朱如凯， 刘伟， 等. 中国陆相页岩油勘探理论与技术进展［J］.石油科学通报， 2023， 8（4）： 373-390.

ZHAO W Z， ZHU R K， LIU W， et al. Advances in theory and technology of non-marine shale oil exploration in China［J］. Petroleum Science Bulletin， 2023， 8（4）： 373-390.

[17]
王倩茹， 陶士振， 关平. 中国陆相盆地页岩油研究及勘探开发进展［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（3）： 417-427.

WANG Q R， TAO S Z， GUAN P. Progress in research and exploration & development of shale oil in continental basins in China［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（3）： 417-427.

[18]
王建， 郭秋麟， 赵晨蕾， 等. 中国主要盆地页岩油气资源潜力及发展前景［J］.石油学报， 2023， 44（12）： 2033-2044.

WANG J， GUO Q L， ZHAO C L， et al. Potentials and prospects of shale oil-gas resources in major basins of China［J］.Acta Petrolei Sinica， 2023， 44（12）： 2033-2044.

[19]
付金华，牛小兵，李明瑞， 等. 鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段页岩油风险勘探突破与意义［J］.石油学报，2022，43（6）：760-769，787.

FU J H， NIU X B， LI M R， et al. Breakthrough and significance of risk exploration in the 3rd Sub-member， 7th Member of Yanchang Formation in Ordos Basin［J］. Acta Petrolei Sinica， 2022， 43（6）： 760-769， 787.

[20]
付金华， 刘显阳， 李士祥， 等. 鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段页岩油勘探发现与资源潜力［J］.中国石油勘探，2021， 26（5）： 1-11.

FU J H， LIU X Y， LI S X， et al. Discovery and resource potential of shale oil of Chang 7 Member， Triassic Yanchang Formation， Ordos Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2021， 26（5）： 1-11.

[21]
陈旋， 苟红光， 张有锦， 等. 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷北部芦草沟组高产页岩油特征及地质意义——以奇探1井为例［J］. 天然气地球科学， 2025， 36（1）： 1-12.

CHEN X， GOU H G， ZHANG Y J， et al. Characteristics and geological significance of high-yield shale oil from the Lucaogou Formation in the northern Jimsar Sag of Junggar Basin： A case study of Well Qitan 1［J］. Natural Gas Geoscience， 2025， 36（1）： 1-12.

[22]
柳波， 吕延防， 冉清昌， 等. 松辽盆地北部青山口组页岩油形成地质条件及勘探潜力［J］.石油与天然气地质，2014，35（2）： 280-285.

LIU B， LYU Y F， RAN Q C， et al. Geological conditions and exploration potential of shale oil in Qingshankou Formation， Northern Songliao Basin［J］.Oil & Gas Geology， 2014， 35（2）： 280-285.

[23]
赵贤正， 金凤鸣， 周立宏， 等. 渤海湾盆地风险探井歧页1H井沙河街组一段页岩油勘探突破及其意义［J］.石油学报， 2022， 43（10）： 1369-1382.

ZHAO X Z， JIN F M， ZHOU L H， et al. Breakthrough and significance of shale oil exploration in Member 1 of Shahejie Formation of Well Qiyie 1H， a risk exploratory well in Bohai Bay Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2022， 43（10）： 1369-1382.

[24]
郭贵安， 唐青松， 蒋裕强， 等. 四川盆地夹层型页岩油突破及其油气地质意义——以四川盆地中部G119H井为例［J］.天然气工业，2024， 44（3）： 53-63.

GUO G A，TANG Q S，JIANG Y Q， et al. Exploration breakthrough of sandwiched shale oil in Sichuan Basin and its gas-oil geological implications：Taking Well G119H in the central Sichuan Basin as an example［J］.Natural Gas Industry，2024，44（3）： 53-63.

[25]
何文渊， 何海清， 王玉华， 等. 川东北地区平安1井侏罗系凉高山组页岩油重大突破及意义［J］. 中国石油勘探， 2022， 27（1）： 40-49.

HE W Y， HE H Q， WANG Y H， et al. Major breakthrough and significance of shale oil of the Jurassic Lianggaoshan Formation in Well Ping’an 1 in northeastern Sichuan Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2022， 27（1）： 40-49.

[26]
张欢， 曾翔， 刘惠民， 等. 泥页岩纹层矿物—有机质特征与成因差异及其对页岩油生储意义——以渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段—沙四上亚段为例［J］. 天然气地球科学， 2024， 35（7）： 1261-1276.

ZHANG H， ZENG X， LIU H M， et al. The characteristics and genetic differences of mineral organic matter in shale laminae and its significance to shale oil generation and storage： A case study of the lower submember of the third member and upper submember of the fourth member in Shahejie Formation in Dongying Sag， Bohai Bay Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2024， 35（7）： 1261-1276.

[27]
万佳林， 于志超， 黄文辉. 陆相纹层型页岩油储集空间特征及其控制因素——以松辽盆地长岭凹陷青山口组页岩为例［J］. 天然气地球科学， 2024， 35（9）： 1671-1687.

WAN J L， YU Z C， HUANG W H. Reservoir space and controlling factors of lacustrine laminated shale oil reservoir： A case study of Cretaceous Qingshankou Formation in the Changling Sag，southern Songliao Basin，NE China［J］.Natural Gas Geoscience， 2024， 35（9）： 1671-1687.

[28]
郭芪恒，刘成林，何右安，等.多级坡折带与成烃耦合对夹层型页岩油差异富集的控制——以鄂尔多斯盆地庆城油田延长组长7段为例［J］.天然气地球科学，2025，36（8）：1537-1553.

GUO Q H， LIU C L， HE Y A， et al. The control of multi-stage slope break zone and hydrocarbon generation coupling on the differential enrichment of interlayer shale oil： A case study of the Chang 7 Member of Yanchang Formation in Qingcheng Oilfield［J］.Natural Gas Geoscience，2025，36（8）：1537-1553.

[29]
畅厚鹏， 徐建永， 徐耀辉， 等. 基于热压生排烃模拟实验的不同类型湖相烃源岩生排烃特征［J］.天然气地球科学， 2024， 35（12）： 2240-2252.

CHANG H P，XU J Y，XU Y H，et al.Characteristics of hydrocarbon generation and expulsion in different types of lacustrine source rocks based on thermo-compression simulation experiments［J］.Natural Gas Geoscience，2024，35（12）：2240-2252.

[30]
HUANG H R， LI M H， YANG C， et al. A comparison of hydrocarbon generation and expulsion in carbonate and argillaceous source rocks using semi-open pyrolysis experiments［J］. Marine and Petroleum Geology， 2023， 155： 106382.

[31]
何文军， 高岗， 杨森， 等. 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组富结构藻源岩成烃演化特征新认识［J］.天然气地球科学，2025，36（6）： 1028-1036.

HE W J， GAO G， YANG S， et al. A new understanding of the hydrocarbon evolution characteristics of telalginite-rich source rock in Fengcheng Formation of Mahu Sag， Junngar Basin［J］.Natural Gas Geoscience， 2025， 36（6）： 1028-1036.

[32]
GAI H F， TIAN H， XIAO X M. Late gas generation potential for different types of shale source rocks： Implications from pyrolysis experiments［J］.International Journal of Coal Geology， 2018， 193： 16-29.

[33]
何川， 郑伦举， 王强， 等. 烃源岩生排烃模拟实验技术现状、应用与发展方向［J］.石油实验地质， 2021， 43（5）： 862-870.

HE C， ZHENG L J， WANG Q， et al. Experimental development and application of source rock thermal simulation for hydrocarbon generation and expulsion［J］.Petroleum Geology & Experiment， 2021， 43（5）： 862-870.

[34]
郭旭升， 胡宗全， 申宝剑， 等. 中国页岩油气源—储耦合类型划分及勘探意义［J］.石油学报，2024，45（11）：1565-1578.

GUO X S，HU Z Q，SHEN B J，et al.Classification and exploration significance of source-reservoir coupling types of shale oil and gas in China［J］.Acta Petrolei Sinica，2024，45（11）：1565-1578.

[35]
梁峰， 姜巍， 戴赟， 等. 四川盆地威远—资阳地区筇竹寺组页岩气富集规律及勘探开发潜力［J］.天然气地球科学，2022，33（5）：755-763.

LIANG F， JIANG W， DAI Y， et al. Enrichment law and resource potential of shale gas of Qiongzhusi Formation in Weiyuan-Ziyang areas，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience， 2022， 33（5）： 755-763.

[36]
赵文智， 朱如凯， 胡素云， 等. 陆相富有机质页岩与泥岩的成藏差异及其在页岩油评价中的意义［J］.石油勘探与开发，2020， 47（6）： 1079-1089.

ZHAO W Z，ZHU R K，HU S Y，et al. Accumulation contribution differences between lacustrine organic-rich shales and mudstones and their significance in shale oil evaluation［J］.Petroleum Exploration and Development，2020，47（6）：1079-1089.

[37]
支东明， 唐勇， 杨智峰， 等. 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷陆相页岩油地质特征与聚集机理［J］. 石油与天然气地质， 2019， 40（3）： 524-534.

ZHI D M， TANG Y， YANG Z F， et al. Geological characteristics and accumulation mechanism of continental shale oil in Jimusaer sag， Junggar Basin［J］. Oil & Gas Geology， 2019， 40（3）： 524-534.

[38]
郑爱维， 孟志勇， 李凯， 等. 川东红星地区二叠系吴家坪组页岩储层纵向非均质性特征及其发育主控因素［J］.天然气地球科学， 2023， 34（9）： 1500-1514.

ZHENG A W， MENG Z Y， LI K， et al. Vertical heterogeneity characteristics and main controlling factors of the Permian Wujiaping Formation shale reservoir in Hongxing area， eastern Sichuan［J］.Natural Gas Geoscience，2023，34（9）：1500-1514.

[39]
王鹏威， 刘忠宝， 张殿伟， 等. 四川盆地复兴地区中侏罗统凉高山组页岩油富集条件及勘探潜力［J］.天然气地球科学， 2023， 34（7）： 1237-1246.

WANG P W， LIU Z B， ZHANG D W， et al. Shale oil enrichment conditions and exploration potential of Middle Jurassic Lianggaoshan Formation in Fuxing area， Sichuan Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2023， 34（7）： 1237-1246.

[40]
赵贤正， 周立宏， 蒲秀刚， 等. 湖相页岩滞留烃形成条件与富集模式——以渤海湾盆地黄骅坳陷古近系为例［J］.石油勘探与开发， 2020， 47（5）： 856-869.

ZHAO X Z， ZHOU L H， PU X G， et al. Formation conditions and enrichment model of retained petroleum in lacustrine shale： A case study of the Paleogene in Huanghua depression， Bohai Bay Basin， China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2020， 47（5）： 856-869.

[41]
王濡岳， 胡宗全， 龙胜祥， 等. 四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储层特征与演化机制［J］.石油与天然气地质， 2022， 43（2）： 353-364.

WANG R Y， HU Z Q， LONG S X， et al. Reservoir characteristics and evolution mechanisms of the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi shale，Sichuan Basin［J］.Oil & Gas Geology， 2022， 43（2）： 353-364.

[42]
柳波， 孙嘉慧， 张永清， 等. 松辽盆地长岭凹陷白垩系青山口组一段页岩油储集空间类型与富集模式［J］. 石油勘探与开发， 2021， 48（3）： 521-535.

LIU B， SUN J H， ZHANG Y Q， et al. Reservoir space and enrichment model of shale oil in the first member of Cretaceous Qingshankou Formation in the Changling Sag，southern Song-liao Basin， NE China［J］.Petroleum Exploration and Development， 2021， 48（3）： 521-535.

[43]
鹿坤， 李长春， 周峰， 等. 东濮凹陷北部低有机质丰度烃源岩高效成藏机理［J］. 断块油气田， 2021， 28（4）： 470-474.

LU K，LI C C，ZHOU F，et al. Mechanism of high efficient reservoir formation of low abundance source rocks in the north ofDongpu Depression［J］.Fault-Block Oil & Gas Field， 2021， 28（4）： 470-474.

[44]
周圆圆， 芮晓庆， 鲍芳， 等. 四川盆地侏罗系陆相页岩成熟度与显微组分孔隙发育特征［J］.西安石油大学学报（自然科学版）， 2023， 38（3）： 27-37，80.

ZHOU Y Y， RUI X Q， BAO F， et al. Thermal maturity and pore characteristics of Jurassic continental shale in Sichuan Basin［J］. Journal of Xi’an Shiyou University （Natural Science Edition）， 2023， 38（3）： 27-37， 80.

[45]
杨魏， 李勇， 侯雨庭， 等. 鄂尔多斯盆地长7段页岩油富集主控因素及勘探方向［J/OL］.沉积学报， 1-19［2025-11-20］. https：//doi.org/10.14027/j.issn.1000-0550.2024.115.

YANG W， LI Y， HOU Y T， et al. Main Controlling Factors and Exploration Direction of Shale Oil Enrichment in the Chang 7 Member of the Ordos Basin［J/OL］. Acta Sedimentologica Sinica： 1-19［2025-11-20］. https：//doi.org/10.14027/j.issn.1000-0550.2024.115.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司