天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 8: 1554 - 1569

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.03.007

非常规天然气

鄂尔多斯盆地延安地区山西组不同岩相页岩孔隙结构特征及含气性

  • 白耀龙 , 1, 2 ,
  • 赵卫卫 , 1, 2 ,
  • 段逸飞 3 ,
  • 朱星庆 1, 2 ,
  • 杨浩原 1, 2 ,
  • 徐茂霖 1, 2
展开
  • 1. 西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065
  • 2. 西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065
  • 3. 中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100
赵卫卫（1976-），男，陕西武功人，博士，副教授，主要从事非常规油气地质与勘探、油气藏成藏机理与分布规律研究.E-mail：.

白耀龙（2001-），男，陕西绥德人，硕士研究生，主要从事非常规油气地质研究.E-mail：.

收稿日期: 2025-01-23

  修回日期: 2025-03-17

  网络出版日期: 2025-06-19

收起

Pore structure characteristics and gas-bearing properties of different lithofacies shales of the Shanxi Formation in Yan'an area， Ordos Basin

  • Yaolong BAI , 1, 2 ,
  • Weiwei ZHAO , 1, 2 ,
  • Yifei DUAN 3 ,
  • Xingqing ZHU 1, 2 ,
  • Haoyuan YANG 1, 2 ,
  • Maolin XU 1, 2
Expand
  • 1. School of Earth Sciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 2. Shaanxi Key Laboratory of Petroleum Accumulation Geology，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China
  • 3. The Second Oil Production Plant of Changqing Oilfield Company，PetroChina，Qingyang 745100，China

Received date: 2025-01-23

  Revised date: 2025-03-17

  Online published: 2025-06-19

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2017ZX05039-001-002)

Fold

摘要

国内陆相页岩气资源丰富，勘探开发前景广阔。为了对比鄂尔多斯盆地延安地区山西组不同岩相泥页岩孔隙结构特征，采用岩心观察、薄片鉴定、氮气吸附、高压压汞、岩石热解、X射线衍射、场发射扫描电镜（FE⁃SEM）、天然气现场解析等分析和测试方法，对延安地区山西组的34块样品进行岩相划分、孔隙特征研究，进一步分析其控制因素。研究结果表明：①按照“有机质丰度+沉积构造+岩石类型”分类方法可将延安地区山西组泥页岩岩相分为2大类7亚类，主要发育高有机质层状页岩相、低有机质块状页岩相、低有机质层状页岩相、低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相等；②页岩储层孔隙结构包括粒间孔、粒内孔、溶蚀孔和微裂缝等，比表面积和孔体积的贡献均以介孔为主，分别约占总孔隙的85.49%和74.97%，其次为微孔和宏孔；③有机质丰度和矿物组分含量控制着山西组泥页岩的孔隙发育，其中，有机质丰度为首要因素，具体为：随着有机质含量的增加，有机酸溶蚀增大了孔隙空间，增大了孔体积和比表面积，增大了气体的赋存空间；硅质矿物和黏土矿物形成的粒间孔、层间缝提供了介孔孔隙；④明确延安地区山西组泥页岩中高有机质块状页岩、高有机质层状页岩含气性最好，且山2段含气性优于山1段，为潜在勘探目标，其次为低有机质层状页岩。

关键词： 延安地区; 山西组; 页岩气; 孔隙结构; 页岩岩相; 鄂尔多斯盆地

本文引用格式

白耀龙 , 赵卫卫 , 段逸飞 , 朱星庆 , 杨浩原 , 徐茂霖 . 鄂尔多斯盆地延安地区山西组不同岩相页岩孔隙结构特征及含气性[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(8) : 1554 -1569 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.03.007

Abstract

China is rich in continental shale gas resources and has broad prospects for exploration and development. In order to compare the pore structure characteristics of different lithofacies shales in Shanxi Formation of Yan'an area， core observation， thin section identification， nitrogen adsorption， high pressure mercury injection， rock pyrolysis， X-ray diffraction， field emission scanning electron microscopy （FE-SEM）， natural gas field analysis and other analysis and test methods were used to study the lithofacies division and pore characteristics of 34 samples in Shanxi Formation of Yan'an area， and further analyze their controlling factors. The results show that： （1） According to the classification method of “organic matter abundance + sedimentary structure + rock type”， the shale of Shanxi Formation in Yan'an area can be divided into two categories and seven subcategories， mainly developing high organic matter layered shale facies， low organic matter massive shale facies， low organic matter layered shale facies， low organic matter laminated mudstone interbedded with silt/fine sandstone facies. （2） The pore structure of shale reservoirs includes intergranular pores， intragranular pores， dissolution pores and micro-fractures. The contribution of specific surface area and pore volume is dominated by mesopores， accounting for about 85.49% and 74.97% of the total pores， respectively， followed by micropores and macropores. （3） The abundance of organic matter and the content of mineral components control the pore development of shale in Shanxi Formation， and the abundance of organic matter is the primary factor. Specifically， with the increase of organic matter content， organic acid dissolution increases the pore space， increases the pore volume and specific surface area， and increases the occurrence space of gas. Siliceous minerals and clay minerals form intergranular pores and interlayer fractures provide mesoporous pores. （4） It is clear that in the shale of Shanxi Formation in Yan'an area， the gas-bearing properties of high-organic-matter massive shale and high-organic-matter layered shale are the best， and the gas-bearing property of Shan 2 Member is better than that of Shan 1 Member， which is the potential exploration target， followed by low-organic-matter layered shale.

Key words： Yan'an area; Shanxi Formation; Shale gas; Pore structure; Shale lithofacies; Ordos Basin

0 引言

页岩气作为一种清洁能源，越来越受到各国的油气行业的重视［1］。我国页岩气资源量约为134.42×1012 m3，展示良好的勘探前景［2］。经历3个阶段（合作借鉴阶段—自主探索阶段—工业开发阶段）的探索，我国页岩气资源日渐取得重大突破［3］。我国页岩气重点层位主要为鄂尔多斯盆地奥陶系乌拉力克组、二叠系山西组、三叠系延长组，四川盆地奥陶系五峰组、寒武系筇竹寺组、志留系龙马溪组、二叠系大隆组和龙潭组，塔里木盆地寒武系、奥陶系和侏罗系，松辽盆地白垩系营城组、沙河子组等［4-5］。鄂尔多斯盆地发育多套泥页岩层系，为页岩气的形成提供丰富的物质基础［6］。近年来，国内油田企业在上古生界山西组取得重要突破，完钻多口页岩气井，其中YYP3井试气日产量达5.3×104 m3，天然气井在山西组泥页岩层段均具有较好的气测显示，表明鄂尔多斯盆地山西组页岩气具有巨大的资源潜力和勘探前景［7］。
目前，针对鄂尔多斯盆地山西组页岩气的认识程度相对较低，前人［8-13］的研究集中在储层特征、岩相分类［14-16］、孔隙结构与全孔径表征［10，17-19］，并对山西组页岩孔隙发育主控因素进行了探讨。认为TOC含量是影响页岩孔隙结构的重要因素［11，15，18］；也有学者［12］认为黏土矿物组分含量是控制页岩孔隙发育的主要因素；还有学者［20］指出有效有机显微组分是控制页岩孔隙结构的重要因素。但在不同岩相页岩及其孔隙结构特征对山西组页岩吸附能力的影响方面，目前缺少深入研究。页岩气赋存在富含有机质的页岩层系中，研究页岩的孔隙类型及其结构是深入认识页岩富气机理的关键，对页岩气的勘探开发具有重要的指导意义［21］。因此，本文以鄂尔多斯盆地延安地区Q56井、Y2156井山西组泥页岩为研究对象，基于扫描电镜、氮气吸附、高压压汞等实验结果，探讨山西组泥页岩孔隙结构特征对含气性的影响，以期为该区后期页岩气勘探开发提供地质依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地在晚古生代经历海相沉积为主的陆表海盆地，海陆过渡相沉积为主的近海湖盆及陆相碎屑沉积为主的内陆拗陷湖盆沉积演化过程，自上而下发育多套厚度稳定的富有机质泥页岩，具有形成良好页岩气富集的基本地质条件［22-23］。延安地区位于鄂尔多斯盆地东南部伊陕斜坡构造带［图1（a）］，地层整体呈东高西低的西倾单斜，倾角不足1°，局部发育鼻状构造。延安地区山西组页岩形成于三角洲相和滨浅湖沉积，纵向上表现为“泥页岩、粉（细）砂岩、炭质页岩、煤层”频繁交互的特点，整体普遍含气。山西组泥页岩广泛式发育，单层厚度大，纵向泥页岩交互，泥页岩累计厚度为30~85 m（平均为56 m），泥页岩夹煤层分布具有北薄南厚条带状的特点，横向连续性好。其中，山1段泥页岩厚度为15~35 m，单层厚度可达25 m，山2段泥页岩厚度为20~45 m，单层厚度可达30 m，山2段薄煤层较为发育，厚度可达2~3 m。煤层与泥页岩、粉砂岩叠置共生，在空间上形成良好的配置关系［图1（b）］。
图1 延安地区采样井位置（a）与山西组地层柱状图（b）

Fig.1 Location of the Yan’an area（a） and stratigraphic column of Shanxi Formation（b）

2 样品与实验

2.1　实验样品

对比分析不同岩相页岩孔隙结构特征差异，选择延安地区新钻穿的Q56井、Y2156井进行系统取样，共采集34块泥页岩样品，取样间隔主要为1.0~4.0 m，平均间隔为3.0 m。其中Q56井取15块样，取样深度为3 059.6~3 100.9 m，Y2156井取19块样，取样深度为3 544.8~3 600.8 m。样品的岩性主要为（灰）黑色泥页岩、黑色炭质泥岩、灰黑色粉砂质泥岩等，Q56井、Y2156井取样深度及单井综合分析图如图2所示。
图2 延安地区Q56井和Y2156井山西组页岩TOC质量分数及采样深度综合柱状图

Fig.2 Comprehensive histogram of TOC mass fraction and sampling depth of Shanxi Formation shale in Wells Q56 and Y2156 in Yan′an area

2.2　实验方法

将研究区Q56井、Y2156井山西组的34块泥页岩样品做现场含气量解吸测试，该测试由中国地质大学（北京）完成，其余泥页岩样品测试分析均在四川省科源工程技术测试中心完成。所有现场解析含气量均采用高精度含气量测试仪进行测试，测试仪器为SHF-Ⅰ型解吸仪和GLD-Ⅰ型解吸仪，测气平衡敏感压力为1×10-5 MPa，损失气和残余气量数据主要参考国家标准《煤层气含量测定方法》（GB/T 19559—2021）获得。
扫描电镜及能谱分析样品首先用Gatan685.C氩离子束精密蚀刻系统将泥页岩进行氩离子抛光，然后采用ZEISSSigma 300扫描电子显微镜对泥页岩抛光面进行观察。X射线衍射矿物组成分析采用荷兰帕纳科公司生产的X’Pert Powder多功能粉末X射线衍射仪。泥页岩镜质体反射率采用德国生产的蔡司偏光显微镜结合显微分光光度计进行测定。TOC含量分析采用美国LECO碳硫分析仪进行测定，型号为CS230。氮气吸附实验采用美国MICROACTIVOFOR ASAP 2460 全自动比表面和孔径分析仪进行测定，高压甲烷等温吸附实验采用德国ISOSORP-HP StaticⅡ高压等温吸附仪进行测试。

3 实验结果

3.1　矿物学特征

研究区Q56井、Y2156井泥页岩样品X射线衍射矿物组成分析结果表明，山西组泥页岩层系矿物成分主要为黏土矿物和石英，含少量长石、方解石、黄铁矿等［图3（a）］。其中黏土矿物含量占比最高（25.0%~89.6%，平均为56.89%），石英矿物含量为7.99%~70.0%（平均为36.81%），长石矿物含量为0.67%~7.0%（平均为1.63%），碳酸盐类矿物含量为0.6%~14.0%（平均为3.3%）。黏土矿物中高岭石和伊利石含量较高，绿泥石和伊/蒙混层含量相对较低。其中，高岭石含量为9.0%~91.7%（平均为40.8%），伊利石含量为4.93%~56.07%（平均为29.2%），绿泥石含量为2.0%~56.0%（平均为15.98%），伊/蒙混层含量为2.94%~58.0%（平均为15.37%）［图3（b）］。
图3 延安地区山西组泥页岩全岩矿物含量（a）与黏土矿物含量（b）对比

Fig.3 Comparison of whole rock mineral content（a） and clay mineral content（b） of Shanxi Formation shale in Yan'an area

3.2　页岩岩相划分

岩相指沉积岩中所有岩性特征的总和，包括矿物组成、颜色、颗粒大小、分布规律等，对分析沉积过程、沉积环境至关重要［10，19］ 。研究表明，优势岩相是油气富集的关键［24］。当前，对于岩相划分工作国内外尚缺乏统一的认识，一般根据不同地区不同岩层选用不同的划分标准，如依据岩石类型、有机碳含量、矿物成分、沉积特征等［25-26］。矿物组成可以反映岩石的岩石学特征［27］。泥页岩典型沉积构造为层理，沉积构造可以很好地反映沉积时水动力条件、沉降速率和沉积环境。泥页岩的有机质丰度是评价页岩油气勘探潜力的重要依据［28］。一些学者针对鄂尔多斯盆地东部地区页岩岩相展开研究，并根据矿物三端元进行划分［16，29-30］。本文研究针对延安地区山西组泥页岩，以“TOC含量+沉积构造+岩石类型”为划分方案，即基于硅质矿物—黏土矿物—碳酸盐矿物三端元进行划分，根据页岩矿物组分中硅质矿物、钙质矿物、黏土矿物的含量高低，以50%为界，可划分出黏土质页岩相、混合质页岩相、钙质页岩相和粉砂质泥岩相四大类基本岩相。根据单层厚度可划分为纹层状（厚度小于10 mm）、层状（厚度介于10~100 mm之间）和块状（无明显层理或层厚大于100 mm）。由实测TOC统计结果表明，山西组有机质丰度在纵向上变化较快，反映出很强的非均质性。TOC含量以2%为界，将低于2%的定义为低有机质，高于2%的定义为高有机质，命名规则为TOC含量+构造+矿物组分+相。综合有机质丰度和矿物组分，延安地区山西组页岩岩相分为2大类7亚类［图4（a）］。
图4 延安地区Q56井和Y2156井山西组泥页岩岩相划分三角图（a）与发育情况（b）

Fig.4 The shale lithofacies division triangle diagram（a） and development situation（b） of Shanxi Formation in Wells Q56 and Y2156 in Yan′an area

依据上述页岩岩相划分方案，延安地区山西组岩相类型共7类，分别为低有机质块状页岩相、高有机质块状页岩相、低有机质层状页岩相，高有机质层状页岩相、低有机质纹层状页岩相、低有机质纹层状粉砂岩相，低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相，其中山1段主要发育低有机质块状页岩相、低有机质层状页岩相，山2段主要发育高有机质层状页岩相、低有机质层状页岩相、低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相［图4（b），表1］。纵向上，黏土质含量逐渐增大，硅质含量逐渐减少，即山2段纯泥页岩比山1段更发育。侧面反映出山1段沉积时期水体动荡，形成粉砂质、细砂质夹层与泥岩交互的沉积特征。
表1 延安地区山西组岩相类型特征对比

Table 1 Comparison of lithofacies type characteristics of Shanxi Formation in Yan 'an area

岩相 宏观沉积特征 显微构造

高有机质块状页岩相

（Ⅰ）

 岩石无明显颜色或粒度的变化，均质结构，整体呈泥质，可见裂缝 从岩相Ⅰ到岩相Ⅶ，纹层、层理等沉积构造愈发育，粉砂质—细砂质含量增大，黏土质含量降低，表明沉积时水体动荡、动力逐渐增大

高有机质层状页岩相

（Ⅱ）

 岩石发育沉积层理，亦见裂缝

低有机质块状页岩相

（Ⅲ）

 岩心整体呈块状结构，无明显层理，岩石比较致密，可见植物化石

低有机质层状页岩相

（Ⅳ）

 岩石发育沉积层理，沿层里面易裂开，裂开面可见植物化石

低有机质纹层状页岩相

（Ⅴ）

 岩石具有泥质结构，明暗纹层构造，纹层厚度小于1 cm

低有机质纹层状粉砂岩相

（Ⅵ）

 岩石具有粉砂结构，暗色泥质纹层构造

低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相

（Ⅶ）

 岩石具纹层状构造，由暗色泥岩夹浅色粉砂岩组成，粉砂层厚度低于10 cm
不同岩相页岩在宏观和镜下呈现出不同的特征（表1）：
（1）高有机质块状页岩相（Ⅰ）：岩石具泥质结构，块状构造，含少量粉砂质。泥质呈鳞片结构。黏土矿物含量大于50%，长英质含量略低于黏土矿物，碳酸盐矿物及其他矿物总量低于10%，有机质呈条带状分布，该岩相TOC含量大于2%，热解结果显示样品TOC含量为2.29%。岩心可见裂缝，多发育于山2段底部。
（2）高有机质层状页岩相（Ⅱ）：岩石具泥质结构，粒屑以粗粉砂为主。粉砂成分主要为长英质和岩屑。长英质呈次棱角状，与其他矿物呈线—点式接触。该类岩相黏土矿物含量为50%~89.06%，长英质矿物含量为9.77%~42.85%，该岩相TOC含量大于2%，样品TOC含量为5.78%。岩心可见微裂缝多发育于山2段中下部。
（3）低有机质块状页岩相（Ⅲ）：岩心整体呈块状结构，无明显层理，以泥质为主，含粉砂质。长英质矿物含量为35%~43%，黏土矿物含量为55%~85.68%，该岩相TOC含量小于0.5%，样品TOC含量为0.08%。岩石比较致密，可见植物化石，未见裂缝，发育于山1段和山2段上部。
（4）低有机质层状页岩相（Ⅳ）：岩石整体呈层状，碎屑颗粒以细砂为主，岩屑成分主要为石英岩屑。泥质具鳞片结构。长英质与泥质顺层分布，有机质呈条带状分布。该类岩相长英质矿物含量为17%~37%，黏土矿物含量为56.2%~78%，该岩相TOC含量小于2%，样品TOC含量为0.86%。岩石比较致密，可见植物化石，该岩相在山1段、山2段均良好发育。
（5）低有机质纹层状页岩相（Ⅴ）：岩石具有泥质结构，明暗纹层构造。黏土矿物含量为41%~78%，长英质矿物含量为22%~50%，偶见碳酸盐矿物，碳酸盐矿物和有机质充填在黏土矿物和长英质矿物之中。该岩相TOC含量为0.97%~1.95%，样品TOC含量为1.58%，该岩相在研究区山1段、山2段均发育。
（6）低有机质纹层状粉砂岩相（Ⅵ）：岩石具有粉砂结构，暗色泥质纹层构造。黏土矿物含量为60%~64%，长英质矿物含量为34%~37%，碳酸盐矿物含量较少。镜下可见有机质呈零星状充填在长英质和黏土矿物形成的孔隙中。该岩相TOC含量低于0.5%，样品TOC含量为0.35%。
（7）低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相（Ⅶ）：岩石具纹层状，暗色泥岩夹浅色粉砂岩，粉砂层厚度小于10 cm。该岩相TOC含量为0.19%，在研究发育程度较低，仅山1段底部、山2段顶部可见。

3.3　页岩岩相储层特征

3.3.1　微观孔隙特征

氩离子抛光—扫描电镜观察结果显示（图5），延安地区山西组储集空间主要为孔隙，少量裂缝。根据LOUCKS等［25］的孔隙分类原则，研究区发育无机孔和有机孔，其中无机孔主要发育粒间孔、粒内溶孔、黏土矿物集合体间孔、层间缝等，这些孔隙为页岩气的富集起到至关重要的作用。
图5 延安地区山西组典型样品微观孔隙扫描电镜特征

（a）高有机质块状页岩相，3 068.8 m，发育矿物粒间孔和高岭石层间缝，少量粒内溶孔；（b）高有机质块状页岩相，3 068.8 m，发育黏土矿物粒间孔、粒内溶孔；（c）高有机质层状页岩相，3 560.2 m，石英与黏土矿物形成粒间孔，粒间孔中有有机质充填；（d）高有机质层状页岩相，3 560.2 m，有机质呈侵染状分布在石英颗粒表面；（e）低有机质块状页岩相，3 077.3 m，石英粒间孔和丝状伊利石层间缝；（f）低有机质块状页岩相，3 077.3 m，石英粒内孔；（g）低有机质层状页岩相，3 572.2 m，发育伊利石层间缝；（h）低有机质层状页岩相，3 572.2 m，原油呈侵染状充填在粒内孔中；（i）低有机质纹层状页岩相，3 591.5 m，矿物顺层排列，孔缝呈长条状和零散状分布；（j）低有机质纹层状页岩相，3 591.5 m，黏土矿物粒间孔中有原油充填；（k）低有机质纹层状粉砂岩相，3 549.8 m，石英颗粒发育粒内溶孔；（l）低有机质纹层状粉砂岩相，3 549.8 m，矿物粒间孔中有原油充填；（m）低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相，3 100.9 m，片状高岭石粒间孔；（n）低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相，3 100.9 m，有机质呈侵染状分布在黏土矿物粒间孔中；（o）低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相，3 100.9 m，发育石英粒间孔、伊利石集合体间孔，石英颗粒表面见有微小的溶蚀孔

Fig.5 Microscopic pore scanning electron microscope characteristics of typical samples of Shanxi Formation in Yan'an area

块状页岩相/层状页岩相发育粒间孔、粒内溶孔、层间缝［图5（a）—图5（h）］。这是由于这类岩相黏土质含量高，黏土类矿物易形成黏土矿物层间缝，层间缝呈长条状，孔隙大小为几百纳米。长英质矿物易形成粒间孔和粒内溶孔，粒间孔边缘呈棱角状，是介孔和宏孔的贡献者，同时也改善了储层孔隙的连通性，有机质呈侵染状分布在粒间孔中。粒内溶孔是有机质生烃排酸时溶蚀矿物颗粒表面产生的，孔隙大小较小，为几纳米至几十纳米。纹层状页岩/粉砂岩相发育粒间孔、粒内溶孔［图5（i）—图5（o）］，有机质呈长条状或侵染状分布在孔隙和缝隙中。由于这类岩相长英质矿物含量较高，黏土矿物含量略低，因此矿物粒间孔是其主要储集空间，这类岩相粒内溶孔的孔隙大小可达微米级别。

3.3.2　微观孔隙结构

基于孔径大小，国际理论与应用化学学会（IUPAC）将微观孔隙划分为宏孔（孔径>50 nm）、介孔（孔径介于2~50 nm之间）和微孔（孔径<2 nm）［31-32］。为了精确表征泥页岩孔隙结构，选取山西组每一种岩相的典型页岩样品并采用不同的测试方法测定孔隙结构信息，利用低温氮气吸附数据表征微—介孔，高压压汞测试表征宏孔，分析对比不同岩相样品的孔隙参数变化特征［33］。统计结果表明，不同页岩样品的总孔体积介于0.007 3~0.059 0 cm3/g之间，平均值为0.019 8 cm3/g，其中，微孔、介孔和宏孔分别占总孔体积的6.79%、74.97%和18.24%。不同页岩样品的总比表面积介于2.204 4~14.792 1 m2/g之间，平均为5.225 9 m2/g，其中，微孔、介孔和宏孔分别占总比表面积的13.79%、85.49%和0.72%。表明介孔孔体积和比表面积在样品孔隙结构贡献占比最大，其次为微孔和宏孔（表2，图6）。随页岩TOC含量降低，页岩孔体积、比表面积、平均孔径均有减少趋势。
表2 延安地区山西组不同岩相泥岩孔隙参数对比

Table 2 Comparison of different lithofacies pore parameters of Shanxi Formation in Yan 'an area

样品

编号

 深度/m 层位 TOC/%

岩相

类型

 BJH孔体积/（cm3/g） BET比表面积/（m2/g） 平均孔径/nm
微孔 介孔 宏孔 微孔 介孔 宏孔
Y-14 3 589.1 山2段 8.71 Ⅰ 0.001 9 0.049 6 0.007 5 3.568 6 11.221 8 0.001 7 16.275 7
Y-13 3 582.8 山2段 7.48 Ⅱ 0.002 4 0.015 0 0.001 3 0.697 2 4.914 2 0.000 3 10.595 6
Q-5 3 068.8 山1段 0.08 Ⅲ 0.001 2 0.013 6 0.001 8 0.875 8 4.734 0 0.014 2 7.657 6
Y-11 3 572.2 山2段 1.40 Ⅳ 0.002 1 0.016 4 0.009 1 0.235 5 4.696 6 0.001 9 12.082 9
Q-10 3 083.3 山1段 1.08 Ⅴ 0.001 8 0.017 6 0.016 1 1.846 3 5.533 5 0.276 3 8.276 0
Q-3 3 063.4 山1段 0.12 Ⅵ 0.000 2 0.009 5 0.002 1 0.466 5 2.081 4 0.120 2 6.408 1
Q-15 3 100.9 山1段 0.19 Ⅶ 0.000 7 0.008 5 0.000 1 0.503 5 2.496 7 0.001 0 9.221 0
图6 延安地区山西组页岩不同孔径孔体积（a）、比表面积（b）百分比统计

Fig.6 Statistics of total pore volume （a） and specific surface area （b） percentage of different pore sizes in Shanxi Formation shale in Yan 'an area

国际理论和应用化学联合会将回滞环分为4种类型（图7），每种类型代表着不同的孔隙类型［31］。据山西组典型泥页岩岩相样品氮气吸附与高压压汞实验，得到结果见表3。
图7 回滞环与响应类型示意（据文献［31］修改）

Fig.7 Schematic diagram of hysteresis loop and response type （modified according to Ref.［31］）

表3 延安地区山西组不同岩相孔隙结构对比

Table 3 Comparison of pore structure of different lithofacies in Shanxi Formation of Yan 'an area

7类页岩岩相样品的曲线形态基本一致，但氮气吸附量和回滞环大小有差别。总体特征为：当相对压力（P/P 0）低于0.45时，氮气吸附量缓升，这时页岩表面单分子层吸附饱和，指示微孔的存在；当P/P 0值介于0.45~0.9之间时，氮气吸附量跃变，反映多分子层吸附并伴随毛细管冷凝效应产生回滞环，指示介孔为主导；当P/P 0值大于0.9时，氮气吸附量陡增并达到峰值，指示宏孔的存在。根据山西组页岩样品氮气吸附—脱附曲线的回滞环特征，认为以H3型为主导，揭示山西组页岩储层以狭缝状楔形孔为主体的孔隙结构，这种孔隙结构与黏土矿物各组分含量密切相关。全岩X射线衍射结果证实该孔隙结构受控于黏土矿物组合，研究区黏土矿物占主导地位（平均含量为56.89%），其中伊利石/高岭石>0.7，大量的片状高岭石和伊利石堆积形成了楔形孔隙，为气体赋存提供空间。
除高有机质块状页岩相和高有机质层状页岩相样品之外，其余样品的氮气吸附孔体积随孔径变化的关系图形态基本类似，在平均孔径约3.5~4.5 nm的地方孔体积增量突然上升。高有机质块状页岩相和高有机质层状页岩相在平均孔径为50~80 nm的地方孔体积也有明显变化，表明有机质对孔隙具有控制作用。高有机质页岩往往有多个孔径分布区间，发育粒间孔、溶蚀孔，低有机质页岩孔径分布比较单一，仅发育粒间孔。此外，随着有机质含量的增高，介孔孔径峰值有向微孔方向变化的趋势。
高压压汞曲线显示，各类样品曲线形态总体相似，而最大进汞量与退汞效率方面存在差异。所有样品在低压阶段（<10 MPa，对应孔径>120 nm的宏孔范围）进汞量增长平缓，指示山西组泥页岩宏孔发育程度较低。随着进汞压力升高至30 MPa（对应孔径介于40~120 nm之间），进汞量逐渐增加，进汞曲线斜率变大，反映该孔径范围内的孔隙有少量发育。当进汞压力大于30 MPa（对应孔径<40 nm），进汞量急剧增加，曲线斜率显著增大，表明大部分汞的注入发生在此阶段，揭示小于40 nm的孔隙发育程度高，因此介孔是主要的孔隙类型。同时，较低的退汞效率指示孔隙—喉道特征复杂，表现为喉道细小、连通性差［32］。

4 讨 论

4.1　孔隙结构主控因素

4.1.1　有机质含量

山西组页岩的有机质成熟度为2.53%~3.25%，处于过成熟阶段，有机质类型也基本都是 III 型干酪根，各页岩样品之间没有明显差异，因此不探讨成熟度和有机质类型对孔隙发育的影响，这里主要探讨有机质丰度对孔隙的影响。延安地区山西组泥页岩样品总有机碳含量为0.08%~8.71%，平均为1.74%。页岩中有机质孔的形成主要源于热演化过程中干酪根的自身结构转化和沥青质的裂解，在成岩作用后期伴随有机质排烃进一步形成次生孔隙。基于延安地区泥页岩处于过成熟阶段的基础上，有机质丰度越高的区域，有机质孔以及次生孔越发育［34］。有机质内部通常发育大量纳米级孔隙，对页岩的储集能力和孔隙结构具有显著影响［35］。研究区内页岩的孔隙体积与比表面积均与总有机碳含量（TOC）呈正相关关系［图8（a），图8（b）］，即随着有机质含量的升高，泥页岩总孔体积和总比表面积随之增大，可能由于页岩孔隙内发育着由有机质生烃过程溶蚀矿物颗粒边缘或表面产生的溶蚀孔缝，有机质生烃溶蚀现象对疏通孔隙网络有促进作用。另一方面，在有机质丰度与孔体积、比表面积关系图中，相关性R²不高可能是由于延安地区山西组发育大量的矿物粒间孔和黏土矿物层间缝等无机孔，有机孔只贡献一小部分孔隙比例。
图8 延安地区山西组TOC含量、矿物组分含量与孔隙结构参数之间的关系

（a）TOC含量与总孔体积关系 ；（b）TOC含量与总比表面积关系 ；（c）黏土矿物含量与总孔体积关系；

（d）黏土矿物含量与总比表面积关系 ；（e）石英含量与总孔体积关系 ；（f）石英含量与总比表面积关系

Fig.8 The relationship between TOC content， pore structure parameters and gas content of Shanxi Formation in Yan'an area

4.1.2　矿物含量

与海相页岩相比，延安地区山西组主要沉积陆相泥页岩，往往具有黏土矿物含量高的特征。X射线衍射结果表明山西组泥页岩矿物组分以石英和黏土矿物为主，含少量长石、钙质矿物等，因此二者对孔隙结构起关键作用。随着有机质热演化程度的进行，黏土矿物各组分之间也进行相应的转变，如在成岩作用时期，蒙脱石向伊/蒙混层转变，此过程使孔体积收缩。另外，黏土矿物具有复杂的矿物特征使得热演化过程中孔隙结构变的复杂多样。黏土矿物之间可以形成粒间孔，经成岩改造后可形成粒内孔、层间缝等重要储集空间。
黏土矿物含量和孔体积、比表面积关系图［图8（c），图8（d）］显示，二者均呈弱负相关关系，这在侧面反映了延安地区山西组黏土矿物组分以高岭石和伊利石占主，含少量绿泥石，蒙脱石含量极低。4种黏土矿物中蒙脱石比表面积最大，为800 m2/g，伊利石次之，为80 m2/g，而高岭石和绿泥石不足20 m2/g，因此降低了孔隙体积和比表面积。石英含量和孔体积、比表面积关系图［图8（e），图8（f）］显示，石英与孔体积、比表面积呈正相关关系，可能是由于石英抗压实能力强，且形成的粒间孔占据了主要的孔隙类型。另一方面，石英含量增大意味着黏土矿物含量降低，降低了由黏土矿物对储层孔隙结构的抑制作用。

4.2　含气性分析

页岩的含气性特征是评价页岩气储层资源量与钻采开发的重要指标［36］。采用现场解析法测量页岩样品中所含天然气总量。天然气可分为损失气、解吸气和残余气3个部分。损失气是指样品被钻取直至被封装所散失的天然气，解吸气为样品在解吸罐中释放出来的天然气，残余气则是经过实验测试后仍残留在岩样中的天然气［37］。根据现场含气量测试数据［图9（a），图9（b），图10］，延安地区山西组34块泥页岩样品的含气量结果显示，山西组页岩TOC含量与含气量呈明显的线性关系［图9（a）］，即有机质含量越高，含气量越高，且山2段含气量明显高于山1段，山2段下部含气量比山2段上部高，表明山西组下部生气能力优于上部［38］。另外，不同岩相样品的解吸气含气量为0.06~3.7 m3/t，平均为0.68 m3/t，为中等含气特征。其中高有机质层状页岩相和高有机质块状页岩相含气量最高，且均大于2 m3/t，为潜在的工业开采层段，其次为低有机质层状页岩相。研究区纹层状构造的页岩样品，虽然纹层发育，且可能有着较好的储集空间，但其有机质丰度很低，没有足够的油气生成并聚集到孔隙中，因而含气性差［图9（b）］。
图9 延安地区山西组不同岩相含气性特征

（a）TOC含量与含气量关系 ；（b）不同岩相含气量特征。注：岩相组合类型说明见图4（b）

Fig.9 Gas-bearing characteristics of different lithofacies of Shanxi Formation in Yan 'an area

图10 延安地区山西组泥页岩纵向含气量分布

Fig.10 Longitudinal gas content distribution of Shanxi Formation shale in Yan 'an area

现场解吸测试只能获取游离气，为获取不同岩相绝对含气量，采用质量平衡法开展等温吸附实验，采用Langmuir模型对山西组泥页岩在不同温压下的吸附态气体含量进行计算。泥页岩样品高压甲烷等温吸附结果见表4。不同页岩岩相甲烷最大吸附量为1.2~7.57 m3/t，高有机质含量类岩相吸附量大于低有机质类岩相，说明TOC是影响页岩含气量的重要因素，这与前面氮气吸附测试结果一致，高有机质含量页岩样品氮气吸附比表面积大于低有机质页岩样品，这是由于TOC含量越高，有机质中的孔隙越发育，为甲烷分子提供更多的吸附点位［39］。
表4 延安地区山西组不同岩相高压甲烷等温吸附特征

Table 4 Isothermal adsorption characteristics of high pressure methane in different lithofacies of Shanxi Formation in Yan 'an area

样品编号 深度/m 吸附气量/（m3/t） 兰氏压力/MPa 兰氏体积/（m3/t） 岩相类型
Y-14 3 582.81 3.96 4.05 4.84 高有机质块状页岩相
Y-13 3 589.09 6.84 1.19 7.57 高有机质层状页岩相
Q-5 3 068.8 1.09 9.23 1.42 低有机质块状页岩相
Q-14 3 096.1 1.30 10.03 1.74 低有机质层状页岩相
Q-10 3 083.3 1.38 9.91 1.84 低有机质纹层状页岩相
Q-11 3 085.4 1.09 9.76 1.45 低有机质纹层状粉砂岩相
Y-5 3 553.38 0.88 5.22 1.2 低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相

5 结论

（1）采用“有机质丰度+沉积构造+岩石类型”分类标准，将延安地区山西组泥页岩划分为高有机质块状页岩、高有机质层状页岩、低有机质块状页岩、低有机质层状页岩、低有机质纹层状页岩、低有机质纹层状粉砂岩、低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩等7类岩相。其中山1段主要发育低有机质块状页岩相、低有机质层状页岩相，山2段主要发育高有机质层状页岩相、低有机质层状页岩相、低有机质纹层状泥岩夹粉砂/细砂岩相。
（2）扫描电镜观察显示，延安地区山西组泥页岩孔隙类型主要包括有机质孔、粒内孔、粒间孔、溶蚀孔等。通过高压压汞、氮气吸附等实验方法，表明研究区孔隙分布以介孔（孔径介于2~50 nm之间）为主，其次为微孔和宏孔。
（3）不同岩相孔隙结构、含气性受有机质丰度和矿物组分含量的控制，有机质丰度是首要因素。有机质含量高是有机质热演化达到成熟阶段的标志，页岩内部孔隙结构复杂，孔隙类型多样，为页岩气富集提供了丰富的储集空间；高有机质层状页岩相、高有机质块状页岩相有着较高的比表面积和孔体积，含气性最好。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
邹才能，潘松圻，荆振华，等. 页岩油气革命及影响［J］. 石油学报，2020，41（1）：1-12.

ZOU C N，PAN S Q，JING Z H，et al.Shale oil and gas revolu-tion and its impact［J］.Acta Petrolei Sinica，2020，41（1）：1-12.

[2]
董大忠，邹才能，戴金星，等. 中国页岩气发展战略对策建议［J］. 天然气地球科学，2016，27（3）：397-406.

DONG D Z，ZOU C N，DAI J X，et al. Suggestions on the development strategy of shale gas in China［J］. Natural Gas Geoscience， 2016，27 （3）：397-406.

[3]
邹才能，赵群，丛连铸，等. 中国页岩气开发进展、潜力及前景［J］. 天然气工业，2021，41（1）：1-14.

ZOU C N，ZHAO Q，CONG L Z，et al.Progress，potential and prospect of shale gas development in China［J］.Natural Gas Industry，2021，41（1）：1-14.

[4]
吴晓智，柳庄小雪，王建，等. 我国油气资源潜力、分布及重点勘探领域［J］. 地学前缘，2022，29（6）：146-155.

WU X Z，LIU Z X X，WANG J，et al. Petroleum resource potential，distribution and key exploration fields in China［J］.Earth Science Frontiers，2022，29（6）：146-155.

[5]
郭旭升，王濡岳，申宝剑，等. 中国页岩气地质特征、资源潜力与发展方向［J］. 石油勘探与开发，2025，52（1）：15-28.

GUO X S，WANG R Y，SHEN B J，et al. Geological characteristics，resource potentia，and development direction of shale gas in China［J］.Petroleum Exploration and Development，2025，52（1）：15-28.

[6]
姜呈馥，王香增，张丽霞，等. 鄂尔多斯盆地东南部延长组长7段陆相页岩气地质特征及勘探潜力评价［J］. 中国地质，2013，40（6）：1880-1888.

JIANG C F，WANG X Z，ZHANG L X，et al. Geological characteristics and exploration potential evaluation of continental shale gas in Chang 7 Member of Yanchang Formation in southeastern Ordos Basin［J］. Geology in China，2013，40（6）：1880-1888.

[7]
匡立春，董大忠，何文渊，等. 鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气地质特征及勘探开发前景［J］. 石油勘探与开发，2020，47（3）：435-446.

KUANG L C，DONG D Z，HE W Y，et al. Geological characteristics and development potential of transitional shale gas in the east margin of the Ordos Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2020，47（3）：435-446.

[8]
杨超，张金川，唐玄. 鄂尔多斯盆地陆相页岩微观孔隙类型及对页岩气储渗的影响［J］. 地学前缘，2013，20（4）：240-250.

YANG C，ZHANG J C，TANG X. Micropore pore types and its impact on the storage and permeability of continental shale gas，Ordos Basin［J］.Earth Science Frontiers，2013，20（4）：240-250.

[9]
王琳，张金川，王宇，等. 延长探区山西组陆相页岩储层孔隙结构及孔隙发育主要影响因素［J］. 中国矿业，2018，27（10）：152-157.

WANG L，ZHANG J C，WANG Y，et al.Main influencing factors of pore structure and pore development of continental shale reservoirs in Shanxi Formation of Yanchang exploration area［J］. China Mining Magazine，2018，27（10）：152-157.

[10]
汶锋刚，朱玉双，任战利，等. 鄂尔多斯盆地延长地区山西组页岩储层特征及影响因素［J］. 石油实验地质，2018，40（6）：778-785.

WEN F G，ZHU Y S，REN Z L，et al. Shale reservoir characteristics and influencing factors of Shanxi Formation in Yanchang area，Ordos Basin［J］.Petroleum Geology & Experiment，2018，40（6）：778-785.

[11]
赵帮胜，李荣西，覃小丽，等. 鄂尔多斯盆地中部上古生界山西组页岩储层特征［J］. 沉积学报，2019，37（6）：1140-1151.

ZHAN B S，LI R X，QIN X L，et al. Shale reservoir characteristics of the Upper Paleozoic Shanxi Formation in the central Ordos Basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2019，37（6）：1140-1151.

[12]
张琴，邱振，张磊夫，等. 海陆过渡相页岩气储层特征与主控因素——以鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块二叠系山西组为例［J］. 天然气地球科学，2022，33（3）：396-407.

ZHANG Q，QIU Z，ZHANG L F，et al. Reservoir characteristics and its influence on transition shale： An example from Permian Shanxi Formation shale， Daning-Jixian blocks， Ordos Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2022，33（3）：396-407.

[13]
段逸飞，赵卫卫，杨天祥，等. 鄂尔多斯盆地延安地区二叠系山西组页岩气源储特征及聚集规律［J］. 岩性油气藏，2024，36（3）：72-83.

DUAN Y F，ZHAO W W，YANG T X，et al. Source-reservoir characteristics and accumulation rules of shale gas of Permian in Shanxi Formation in Yan 'an area，Ordos Basin［J］. Lithologic Reservoirs，2024，36（3）：72-83.

[14]
郭伟，刘洪林，薛华庆，等. 鄂尔多斯盆地北部山西组页岩沉积相及其对页岩储层的控制作用［J］. 地质学报，2015，89（5）：931-941.

GUO W，LIU H L，XUE H Q，et al. Depositional facies of Permian Shanxi Formation gas shale in the northern Ordos Basin and its impact on shale reservoir［J］.Acta Geologica Sinica，2015，89（5）：931-941.

[15]
张忠林，齐志彬，张丽霞，等. 鄂尔多斯盆地云岩地区山西组泥页岩岩石类型及储集空间特征［J］. 东北石油大学学报，2020，44（1）：85-98，10-11.

ZHANG Z L，QI Z B，ZHANG L X，et.al. Petrographic types and reservoir characteristics of shale in Shanxi Formation， Yunyan area of Ordos Basin［J］.Journal of Northeast Petroleum University，2020，44（1）：85-98，10-11.

[16]
王以城，张磊夫，邱振，等. 鄂尔多斯盆地东缘二叠系山2 3亚段海陆过渡相页岩岩相类型与储层发育特征［J］. 天然气地球科学，2022，33（3）：418-430.

WANG Y C，ZHANG L F，QIU Z，et al. Lithofacies types and reservoir characteristics of transitional shale of the Permian Shan2 3 sub-member，eastern Ordos Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2022，33（3）：418-430.

[17]
谈泽，王梓艺，尚松雨，等. 延安地区山西组陆相泥页岩岩相类型及储层特征［J］. 科技与创新，2023（2）：78-82.

TAN Z，WANG Z Y，SHANG S Y，et al. Lithofacies types and reservoir characteristics of continental shale in Shanxi Formation of Yan 'an area［J］.Science and Technology & Innovation，2023（2）：78-82.

[18]
刘冲，李中明，张栋，等. 豫西地区山西组—太原组页岩孔隙结构及其影响因素——以ZXY1井为例［J］. 地质找矿论丛，2018，33（4）：580-588.

LIU C，LI Z M，ZHANG D，et al. Shale pore structure and its influencing factors of Shanxi Formation-Taiyuan Formation in western Henan Province-Taking Well ZXY1 as an example［J］.Contributions to Geology and Mineral Resources Research，2018，33（4）：580-588.

[19]
王子龙，郭少斌. 鄂尔多斯盆地延安地区山西组泥页岩孔隙表征［J］. 石油实验地质，2019，41（1）：99-107.

WANG Z L，GUO S B.Pore characterization of shale in Shanxi Formation，Yan 'an area，Ordos Basin［J］.Petroleum Geology & Experiment，2019，41（1）：99-107.

[20]
谷一凡，蔡光银，李树新，等. 不同岩相海陆过渡相页岩孔隙结构及控制因素——以鄂东缘地区山西组山2 3亚段为例［J］. 沉积学报，2023，41（1）：318-332.

GU Y F，CAI G Y，LI S X，et al. Shale pore structure and controlling factors of different lithofacies marine-continental transitional facies：A case study of Shan2 3 submember of Shanxi Formation in the eastern margin of Hubei Province［J］. Acta Sedimentologica Sinica，2023，41（1）：318-332.

[21]
赵卫卫，李富康，单长安，等. 延安地区延长组长7段陆相泥页岩孔隙类型及其吸附特征研究［J］. 非常规油气，2023，10（1）：32-43.

ZHAO W W，LI F K，SHAN C A，et al. Pore types and adsorption characteristics of aontinental mud shale in Chang 7 Member of Yanchang Formation of Yan’an area［J］.Unconventional Oil & Gas，2023，10（1）：32-43.

[22]
陈洪德，李洁，张成弓，等.鄂尔多斯盆地山西组沉积环境讨论及其地质启示［J］.岩石学报，2011，27（8）：2213-2229.

CHEN H D，LI J，ZHANG C G，et al. Discussion on sedimentary environment of Shanxi Formation in Ordos Basin and its geological implications［J］.Acta Petrologica Sinica，2011，27（8）：2213-2229.

[23]
付金华，郭少斌，刘新社，等. 鄂尔多斯盆地上古生界山西组页岩气成藏条件及勘探潜力［J］. 吉林大学学报（地球科学版），2013，43（2）：382-389.

FU J H，GUO S B，LIU X S，et al. Shale gas accumulation conditions and exploration potential of the Upper Paleozoic Shanxi Formation in Ordos Basin［J］. Journal of Jilin University （Earth Science Edition），2013，43（2）：382-389.

[24]
李倩文，刘忠宝，陈斐然，等.四川盆地侏罗系页岩层系岩相类型及储集特征——以元坝地区Y2井大安寨段为例［J］.石油与天然气地质，2022，43（5）：1127-1140.

LI Q W， LIU Z B， CHEN F R， et al. Lithofacies types and reservoir characteristics of Jurassic shale in Sichuan Basin revealed by the Da’anzhai Member，Well Y2， Yuanba area［J］.Oil & Gas Geology，2022，43（5）：1127-1140.

[25]
LOUCKS R G，RUPPEL S C. Mississippian barnett shale：lithofacies and depositional setting of a deep-water shale-gas succession in the Fort Worth Basin，Texas［J］. AAPG Bulletin，2007，91（4）：79-601.

[26]
WU L Y，LU Y B，JIANG S，et al. Pore structure characterization of different lithofacies in marine shale：A case study of the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin，SW China［J］. Journal of Natural Gas Science and Engineering，2018，57：203-215.

[27]
张顺，陈世悦，鄢继华，等.东营凹陷西部沙三下亚段—沙四上亚段泥页岩岩相及储层特征［J］.天然气地球科学，2015，26（2）：320-332.

ZHANG S，CHEN S Y， YAN J H，et al. Characteristics of shale lithofacies and reservoir space in the 3rd and 4th members of Shahejie Formation， in the west of Dongying Sag［J］.Natural Gas Geoscience，2015，26（2）：320-332.

[28]
刘苗苗，付小平，倪楷.岩相组合特征及其对页岩含气性的影响——以涪陵地区凉高山组为例［J］.断块油气田，2023，30（1）：1-8.

LIU M M，FU X P，NI K. Characteristics of lithofacies combinations and its influence on shale gas-bearing property： A case study of the Lianggaoshan Formation in Fuling area［J］.Fault-Block Oil & Gas Field，2023，30（1）：1-8.

[29]
孙越，蒋裕强，熊先钺，等. 鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区山西组山2 3亚段海陆过渡相页岩岩相与沉积环境变化［J］. 煤田地质与勘探，2022，50（9）：104-114.

SUN Y，JIANG Y Q，XIONG X Y，et al. Lithofacies and sedimentary environment evolution of the Shan2 3 Sub-member transitional shale of the Shanxi Formation in the Daning-Jixian area，eastern Ordos Basin［J］.Coal Geology & Exploration，2022，50（9）：104-114.

[30]
李勇，徐立富，吴鹏，等. 鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩岩相特征及储层差异［J］. 天然气工业，2023，43（8）：38-54.

LI Y，XU L F，WU P，et al. Lithofacies characteristics and reservoir differences of marine-continental transitional shale in the eastern margin of the Ordos Basin［J］.Natural Gas Industry，2023，43（8）：38-54.

[31]
SING K S W. Reporting physisorption data for gas/solid systems with special reference to the determination of surface area and porosity（Recommendations 1984）［J］. Pure and Applied Chemistry，2013，57（4）：603-619.

[32]
许龙飞. 鄂尔多斯盆地富县地区山西组页岩含气性评价［D］. 北京：中国地质大学（北京），2021.

XU L F. Gas-bearing Evaluation of Shanxi Formation shale in Fuxian area of Ordos Basin［D］.Beijing：China University of Geosciences （Beijing），2021.

[33]
陈相霖，苑坤，覃英伦，等.贵州六盘水地区石炭系打屋坝组页岩岩相特征及其对孔隙结构的影响［J］.海相油气地质，2021，26（4）：335-344.

CHEN X L，YUAN K，QIN Y L，et al. Lithofacies characteristics of Carboniferous Dawuba Formation shale in Liupanshui area，Guizhou and its influence on pore structure［J］.Marine Origin Petroleum Geology，2021，26（4）：335-344.

[34]
李富康.山西组页岩储层特征及其含气性［D］.西安：西安石油大学，2023.

LI F K. Shale Reservoir Characteristics and Gas-bearing Properties of Shanxi Formation［D］.Xi'an：Xi'an Petroleum University，2023.

[35]
张涛，董满仓，安继刚，等. 富县地区长7页岩油气富集特征与主控因素［J］. 非常规油气，2023，10（5）：75-83.

ZHANG T，DONG M C，AN J G，et al. Oil and gas enrichment characteristics and main contralling factors of Chang 7 shale in Fuxian area［J］. Unconventional Oil & Gas，2023，10（5）：75-83.

[36]
徐立富，邓纪梅，杜佳，等. 鄂尔多斯盆地东缘临兴地区海陆过渡相页岩岩相类型和储层差异［J］. 煤炭学报，2021，46（S2）：862-876.

XU L F，DENG J M，DU J，et al. Differences in lithofacies types and reservoirs of marine-continental transitional shale in Linxing area，eastern margin of Ordos Basin［J］.Journal of Coal Society，2021，46（S2）：862-876.

[37]
裴健. 页岩气成藏微观力学平衡研究方法及应用［D］. 北京：中国地质大学（北京），2016.

PEI J. Research Method and Application of Micromechanical Balance of Shale Gas Accumulation［D］.Beijing：China University of Geosciences （Beijing），2016.

[38]
孙建博，刘刚，史鹏，等. 延安地区山西组页岩气储层特征及资源潜力分析［J］. 非常规油气，2023，10（1）：44-51.

SUN J B，LIU G，SHI P，et al. Reservoir characteristics and analysis of shale gas resource potential in Shanxi Formation in Yan’an area［J］.Unconventional Oil & Gas，2023，10（1）：44-51.

[39]
崔新璇，庞雄奇，李敏，等.四川盆地威荣地区龙马溪组深层页岩含气特征及主控因素［J］.天然气地球科学，2025，36（1）：25-41.

CUI X X，PANG X Q，LI M，et al. Gas-bearing characteristics and main controlling factors of deep shale in Longmaxi Formation in Weirong area，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2025，36（1）：25-41.

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