天然气地球科学 >

2026 , Vol. 37 >Issue 1: 12 - 23

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.07.008

天然气地质学

鄂尔多斯盆地三边地区长7段烃源岩发育特征及地质意义

  • 王秀娟 , 1, 2 ,
  • 孙勃 , 1, 2 ,
  • 李继宏 1, 2 ,
  • 薛辉 1, 2 ,
  • 王淑敏 1, 2 ,
  • 郭懿萱 1, 2 ,
  • 尹红佳 3
展开
  • 1. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018
  • 2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018
  • 3. 中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西 西安 710099
孙勃（1982-），男，陕西蓝田人，硕士，高级工程师，主要从事石油地质研究. E-mail：.

王秀娟（1979-），女，山东淄博人，博士，高级工程师，主要从事石油地质研究. E-mail：.

收稿日期: 2025-02-20

  修回日期: 2025-07-16

  网络出版日期: 2025-08-22

基金资助

中国石油长庆油田分公司项目(2020DA0103)

中国石油长庆油田分公司项目(2023DJ0603)

新型油气勘探开发国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地全油气系统与新领域勘探技术”(2025ZD1400200)

收起

Development characteristics and geological significance of Chang 7 Member effective source rocks in Sanbian area， Ordos Basin

  • Xiujuan WANG , 1, 2 ,
  • Bo SUN , 1, 2 ,
  • Jihong LI 1, 2 ,
  • Hui XUE 1, 2 ,
  • Shumin WANG 1, 2 ,
  • Yixuan GUO 1, 2 ,
  • Hongjia YIN 3
Expand
  • 1. Research Institute of Exploration and Development，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an 710018，China
  • 2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil & Gas Fields，Xi’an 710018，China
  • 3. No. 6 Oil Production Plant of Changqing Oilfield Company，Xi’an 710099，China

Received date: 2025-02-20

  Revised date: 2025-07-16

  Online published: 2025-08-22

Supported by

The Project of Changqing Oilfield Company,CNPC(2020DA0103)

the National Science and Technology Major Project for New Oil and Gas Exploration and Development(2025ZD1400200)

Fold

摘要

定边、靖边及安边地区（三边地区）位于鄂尔多斯盆地古生界苏里格气田和靖边气田叠合区，但中生界石油勘探程度较低。以往鄂尔多斯盆地中生界烃源岩研究主要集中于湖盆内部及西南、西北等地，湖盆北缘三边地区烃源岩发育情况尚不清楚。通过薄片、扫描电镜、地球化学等分析测试手段，结合岩心、测井等资料，对该地区长7段湖相泥岩发育特征、时空分布、生烃潜力等开展系统分析。揭示了该地区发育1~16 m厚的暗色泥页岩，泥岩富含有机质纹层，主要类型为Ⅰ、Ⅱ型，有机碳含量可达4%~5%，镜质体反射率为0.68%~0.92%，综合评价其可达到好—优质烃源岩，具备较好生烃能力。三边地区长7段湖相泥页岩的发现，使得有效烃源岩的范围向北拓展2 800 km2。同时，成藏分析认为，长6段—长9段储层具有本地烃源岩垂向供烃和湖盆优质侧向供烃双重优势。该地区烃源岩的发育对于重新认识长7段沉积期湖盆范围及演化、延长组资源潜力，以及未来该地区勘探开发具有重要参考价值。

关键词： 鄂尔多斯盆地; 三边地区; 长7段烃源岩; 烃源岩有效性评价

本文引用格式

王秀娟 , 孙勃 , 李继宏 , 薛辉 , 王淑敏 , 郭懿萱 , 尹红佳 . 鄂尔多斯盆地三边地区长7段烃源岩发育特征及地质意义[J]. 天然气地球科学, 2026 , 37(1) : 12 -23 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.07.008

Abstract

The Dingbian， Jingbian， and Anbian areas （collectively known as the Sanbian area） are located in the overlapping area of the Paleozoic Sulige and Jingbian gas fields within the Ordos Basin. However， exploration for Mesozoic oil here remains limited. Previous research on Mesozoic source rocks in the basin primarily focused on the interior and the southwestern/northwestern parts of the lacustrine basin， leaving the source rock development in the northern margin's Sanbian area poorly understood. Through analytical techniques such as thin-section analysis， scanning electron microscopy （SEM）， and geochemical testing， combined with core and well-log data， this study systematically analyzes the development characteristics， spatiotemporal distribution， and hydrocarbon generation potential of the Chang 7 lacustrine mudstone in this region. The analysis reveals the presence of dark mud shale with a thickness ranging from 1 to 16 m. The mudstone is rich in organic-rich laminae， primarily classified as Type I and II kerogen. Total Organic Carbon （TOC） content reaches 4%-5%， and vitrinite reflectance （R O） ranges from 0.68% to 0.92%. Comprehensive evaluation indicates that these rocks are qualified as good to excellent source rocks with significant hydrocarbon generation potential. The discovery of the Chang 7 lacustrine mud shale in the Sanbian area extends the known area of effective source rocks northward by 2 800 km². Furthermore， reservoir formation analysis suggests that the Chang 6 to Chang 9 reservoirs benefit from a dual advantage： local vertical hydrocarbon supply from these source rocks and high-quality lateral hydrocarbon supply from the main lacustrine basin. The development of these source rocks in the region holds significant reference value for re-evaluating the extent and evolution of the Chang 7 lacustrine basin， reassessing the resource potential of the Yanchang Formation， and guiding future exploration and development efforts in this area.

Key words： Ordos Basin; Sanbian area; Chang 7 Member source rocks; Evaluation of source rock effectiveness

0 引言

鄂尔多斯盆地是中国陆上第二大沉积盆地，油气资源丰富。中生界已发现石油储量规模超60×108 t，其中包括4个超10×108 t的常规油气区和1个超20×108 t的页岩油接替区［1］。油藏类型以延长组大型岩性油藏和侏罗系古地貌油藏为主，其中三叠系石油资源量为137.20×108 t，侏罗系石油资源量为9.30×108 t，具有良好的勘探前景。目前认为，这些中生界石油主要以晚三叠世延长组长7期沉积的一套厚层黑色页岩及暗色泥岩作为烃源岩［2-19］。该烃源岩为一套罕见的优质烃源岩，主要位于同期湖盆的半深湖—深湖相发育区，分布范围为平凉—马家滩—延安一线南侧的范围内（图1）［13-14］。
图1 研究区位置（据文献［3］有修改）

Fig.1 The location of the study area（modified from Ref.［3］）

三边地区指陕西省榆林市西北部的定边县、靖边县及安边县（1949年安边县撤县后并入定边县），构造区划属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡（图1），属于传统认识的有效烃源岩发育区之外，中生界石油勘探开发程度较低。2021年以来，中国石油长庆油田分公司加大了三边地区的石油勘探力度，多口井在三叠系延长组、侏罗系延安组钻遇油层，同时钻井取心证实了该地区长7段发育暗色泥岩。那么，该地区中生界发现的油气是来自西南部生烃中心的优质烃源岩，还是该地区自身发育的暗色泥岩？该地区是否存在形成大型油田的有效烃源岩？上述这些问题，不但影响着该地区石油勘探进展，而且影响着长7段烃源岩分布范围及生烃潜力评价，乃至全盆地中生界石油资源评价及勘探潜力。
本文通过岩心及薄片观察、扫描电镜、地球化学等分析测试，结合测井解释及地震解剖等技术手段，对三边地区长7段烃源岩发育特征、时空分布及生烃潜力等进行分析，旨在明确该地区烃源岩分布特征及生烃能力，进而重新认识盆地中生界烃源岩的展布范围，扩展中生界的勘探领域。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是克拉通继承性盆地，早古生代充填海相沉积，晚古生代以海陆过渡相沉积为主，晚古生代末期全面海退，中生代盆地是内陆湖盆发育阶段，其中中晚三叠世延长期是内陆湖盆发育的鼎盛时期。
受印支运动影响，延长期鄂尔多斯盆地面积大、水域广、物源补给充足，形成了一套生—储—盖配置良好的河流、三角洲、湖泊等陆源碎屑沉积。延长组按照沉积旋回可划分为10个油层组，自下往上为长10段—长1段，其中长10段—长8段属于中三叠统，长7段—长 1段属于上三叠统［6-7］。
长7段沉积期发育的优质湖相烃源岩为盆地中生界油藏提供了充足的油源，前人［8-12］针对其成因、地球化学特征、生烃能力等做了大量工作。早期认为长7段烃源岩呈西北窄、东南宽的喇叭形分布［13-14］，随着勘探向盆地边部持续推进，陆续又在盆地西南部、西北部、东部发现了品质较好的烃源岩，进一步拓展了长7段沉积期的湖盆范围［20-28］。

2 岩心及镜下特征

2.1　岩心特征

多口井取心结果表明，三边地区长7段发育深灰、灰黑等暗色泥岩。泥岩粒度较细，局部发育页理或有凝灰岩夹层。泥岩质纯粒细，部分岩心见鱼鳞、介形虫等，表明水体较深。邻近泥岩的粉砂岩、砂岩段岩心多有石油渗出（图2）。
图2 三边地区长7段典型岩心照片

（a）M20井，长7段，2 172.06 m，黑色泥页岩，泥质纯，页理局部发育；（b）M6井，长7段，2 090.17 m，深灰色泥岩，页理不发育；（c）M20井，长7段，2 160.10 m，油斑粉砂岩，可见石油浸出；（d）B1井，长7段， 1 886.39 m， 灰黄色凝灰岩，疏松，层理发育；（e）M20井，长7段，2 177.9 m，粉砂岩，断面上见鱼鳞化石；（f）H173井，长7段，2 152.79 m，灰黑色泥页岩，局部页理发育

Fig.2 Typical photos of core in Chang 7 Member， Sanbian area

2.2　镜下特征

岩石薄片镜下观察可见，泥岩普遍含蚀变凝灰岩成分，凝灰岩颗粒呈致密、不连续或分散状分布，有机质多呈条带状或云雾状分布。有机质凝灰岩纹层分布密集，与钙化凝灰岩互层发育，局部烃类充填饱满（图3）。
图3 M20井长7段泥页岩显微特征

（a）富有机质层的凝灰质结构，2 178.70 m；（b）富有机质凝灰岩与钙化凝灰岩层状分布，局部充填饱满，2 178.70 m；（c）富有机质凝灰岩与钙化凝灰岩层状分布，2 178.70 m；（d）蚀变凝灰岩，2 179.42 m

Fig.3 Microscopic characteristics of Chang 7 Member mud shale from Well M20

该地区泥岩中凝灰岩的大量保存，具有与湖盆中心页岩油类似的情况。凝灰岩是火山喷发的产物：一方面可以为湖泊生物生长提供营养元素；另一方面也可使湖泊形成缺氧环境有利于有机质的保存［26］，同时凝灰岩里含有的金属元素等也可能为附近有机质的后期转化起到了催化剂的作用［27-30］。

3 生烃潜力评价

3.1　有机质类型

在研究区范围内分散采集泥页岩样品通过MSP200显微光度计开展干酪根显微组分分析。结果表明：该地区南部有机质类型以无定形组分为主，壳质组和惰质组含量较低，有机质类型为I型，与湖盆内部一致；北部以Ⅱ型为主（表1），同时有少量Ⅲ型，主要因为北部靠近湖盆边部，陆源高等植物成分输入较多。目前关于湖盆长7期Ⅲ型有机质仅在盆地南部旬邑地区有文献报道［31］，该地区与研究区北部均处于长7期湖盆边部，烃源岩较薄，且岩石类型包括粉砂质泥岩。
表1 三边地区长7段泥页岩有机质类型

Table 1 The organic matter types of mud shale in Chang 7 Member, Sanbian area

井号 顶深/m 无定形/% 壳质组/% 惰质组/% 镜质组/% 类型指数 干酪根类型
X36 2 175 90.40 0.80 2.20 83.70 Ⅰ
X36 2 175.40 98.40 97.20 Ⅰ
X20 2 012.60 92.20 4.00 2.00 90.85 Ⅰ
X20 2 012.80 90.40 7.70 1.00 91.95 Ⅰ
X20 2 012.90 93.20 2.40 2.60 90.45 Ⅰ
D50 2 167.90 67.00 2.00 41.75 Ⅱ1
H169 1 849.77 81.27 0.37 18.35 67.69 Ⅱ1
H169 1 852.48 67.50 7.50 25.00 52.50 Ⅱ1
H169 1 856.98 44.85 2.21 0.37 52.57 6.16 Ⅱ2
Y19 1 988.70 86.82 4.65 75.77 Ⅱ1
Y32 1 934.50 88.00 3.00 35.01 Ⅱ2
Y50 1 777.60 51.20 3.20 11.20 15.80 Ⅱ2
Y76 1 979.61 77.78 11.48 0.74 10.00 75.28 Ⅱ1
M20 2 171.9 84.78 6.54 8.18 85.40 Ⅰ
M20 2 172.9 65.55 12.03 15.30 7.05 70.30 Ⅱ1
M20 2 177.6 38.12 13.25 30.08 18.43 30.68 Ⅱ2
M10 2 067.9 21.22 38.15 25.10 15.53 21.29 Ⅲ
M20等井（位置见图8，下同）不同深度显微组分含量变化较大，表明单井泥岩有机质类型纵向差异较大，推测这主要与湖盆水深变化及陆源高等植物有机质输入量有关（图4）。同时，岩石热解得到的有机质类型与干酪根镜检结果较为一致［图5（b）］。
图4 三边地区干酪根典型镜下照片

（a）H174井，2 182.78 m，藻类体；（b） H176井，2 270.95 m，藻类体；（c）M20井，2 171.90 m，富氢组分；（d）H176井，2 270.95 m，镜质体、壳质体；（e）M10井，2 067.90 m，壳质体、孢粉体；（f）M20井，2 169.85 m，镜质体；（g）M20井，2 169.85 m，壳质体；（h）M20井，2 177.60 m，无定形体、壳质体；（i）M10井，2 067.90 m，壳质体

Fig.4 Typical photos of kerogen under microscope， Sanbian area

图5 三边地区有机质丰度评价(a)和有机质类型(b)的岩石热解测试结果

Fig.5 Evaluation of organic matter abundance (a) and rock pyrolysis test results of organic matter types (b) in sanbian area

图6 M20井长7段单井沉积相柱状图

Fig.6 The single well sedimentary facies histogram of Chang 7 Member in Well M20

图7 三边地区长7段烃源岩多井对比结果

Fig.7 Multi-well comparison results of Chang 7 Member source rock in Sanbian area

图8 三边地区长7段烃源岩等厚图

注：图中白底实心圈代表中生界油井，黑色实心圈代表古生界气井

Fig.8 The isopach map of source rocks in Chang 7 Member， Sanbian area

3.2　有机质丰度

利用低渗透油气田勘探开发国家工程实验室Rock Eval 6 岩石热解仪、碳硫联合测定仪、YS-全自动多功能抽提仪等仪器开展了有机质丰度测定，初步明确了该地区有机质丰度情况（表2）。TOC值介于1.68%~5.49%之间，有机碳含量较高，源岩品质较好［图5（a）］。暗色页岩生烃潜量（S 1+S 2）值分布在3.36~23.20 mg/g之间，平均值为12.65 mg/g。氯仿沥青“A”含量介于0.18%~1.16%之间，平均值为0.60%，指示源岩生烃潜力大。湖盆生烃中心页岩TOC含量主要分布在6%~14%之间，最高可达30%以上；生烃潜量值主要为30~50 mg/g；最高可达150 mg/g以上；氯仿沥青“A”含量主要分布于0.6%~1.2%之间，最高可达2%以上［12］。因此，虽然研究区有机质丰度较高，但较湖盆生烃中心有一定差距。
表2 三边地区长7段泥页岩有机质丰度测试结果

Table 2 Test results of organic matter abundance from mud shale in Chang 7 Member, Sanbian area

井号 顶深/m T max/℃

S 1

/（mg/g）

S 2

/（mg/g）

S 3（CO2）

/（mg/g）

 TOC/% I H/（mg/g）

I O

/（mg/g）

（S 1+S 2）

/（mg/g）

 氯仿沥青“A” /%
X185 1 937.88 450 1.97 9.56 0.02 3.25 294.154 0.615 11.53 0.37
T16 1 928.00 445 0.14 3.22 0.01 1.74 185.057 0.575 3.36 0.20
T19 1 933.00 447 0.14 3.59 0.02 1.68 213.69 1.19 3.73 0.18
T32 1 918.00 451 0.01 0.62 0.02 2.02 30.693 0.99 0.63 0.21
X20 2 012.60 450 0.79 14.85 0.26 4.56 325.66 5.7 15.64 0.40
X20 2 012.80 450 0.89 15.10 0.22 4.48 337.05 4.91 15.99 0.50
X20 2 012.90 448 0.67 7.72 0.24 2.73 282.78 8.79 8.39 0.49
X36 2 175.40 452 4.34 18.86 0.16 5.49 343.53 2.91 23.20 1.11
X36 2 175.00 454 3.56 18.67 0.27 5.21 358.35 5.18 22.23 1.16
M20 2 172.06 455 2.93 13.25 0.10 15.83 83.70 6.32 16.18 0.85
M20 2 174.76 450 3.97 10.11 0.11 4.17 242.45 26.38 14.08 0.90
M20 2 177.46 454 2.66 14.12 0.11 3.93 359.29 27.99 16.78 0.80

3.3　有机质成熟度

该地区有机质演化程度为成熟阶段，R O值为0.68%~0.92%，平均为0.78%（表3）。结合前人［1-3，7-9］研究，长7期湖盆内部拗陷强烈，湖底热水活跃；同时秦岭造山运动剧烈，火山频发，湖盆内生产力爆发式增长，同时沉积多期凝灰岩，为后期研究区有机质成熟提供了基础条件。
表3 三边地区长7段泥页岩镜质体反射率(R O)测定结果

Table 3 Measurement results of vitrinite reflectance (R O) of mud shale in Chang 7 Member, Sanbian area

井号 层位 深度/m R O平均值/% R O反射率分布范围/% 标准差 测点数/个 室温/℃ 样品类型
M20 长73亚段 2 155.3 0.75 0.65~0.88 0.101 30 20 泥岩
M20 长73亚段 2 169.85 0.78 0.59~0.91 0.306 30 20 泥岩
M20 长73亚段 2 171.9 0.76 0.61~0.81 0.089 30 20 泥岩
M20 长73亚段 2 172.9 0.80 0.75~0.87 0.099 30 20 泥岩
M20 长73亚段 2 177.6 0.82 0.68~0.95 0.212 30 20 泥岩
H176 长73亚段 2 270.95 0.92 0.85~1.06 0.136 30 20 泥岩
M10 长73亚段 2 067.9 0.81 0.76~0.93 0.149 30 20 泥岩
H174 长71亚段 2 182.78 0.68 0.52~0.82 0.188 30 20 泥岩
H173 长73亚段 2 156.76 0.71 0.66~0.78 0.123 30 20 泥岩

3.4　生烃潜力综合评价

研究区安边以南以湖相低等生物为主，有机质类型较好；东北部处于湖盆边部，有高等植物成分输入，生烃能力变差。有机质丰度大体上也存在对应特征，东北部TOC、S 1+S 2等指标较低，同时南部垂向上存在非均质性。M20井和X36井个别指标可达到湖盆中心黑色页岩生烃标准，但大部分样品和暗色泥岩生烃能力相当。同时，该地区成藏期埋深较湖盆中心浅，凝灰岩厚度较薄，有机质成熟度低于湖盆中心。总之，该地区可能为一小型湖湾，生烃能力和南部吴起、志丹一带泥页岩相当，但较姬塬、华池等地稍差［8，11，14，19，26，28］。同时，由于湖相沉积累积时间稍短，烃源岩厚度略小，总体生烃规模有限。

4 泥页岩展布特征

4.1　沉积特征

传统观点认为，长7期三边地区主要属于三角洲前缘，缺乏大范围湖相沉积，特别是半深湖相沉积［24-30］。M20单井沉积分析表明，长8段沉积期末至长7段沉积期初，三边地区亦半深湖环境，与吴起、志丹一带沉积环境类似［18，28，31］。纵向上岩性为连续厚度超15 m的灰黑色泥岩，之上为三角洲前缘细粒砂岩和半深湖泥岩交替出现。中上部泥岩多呈灰黑、暗灰色，电性特征与底部泥岩类似，但参数范围更靠中间值，表明中上部泥岩有机质含量较长7段底部更少。同时，长7段沉积早期的盆地火山事件亦有记录，可以作为长7段、长8段分界标志（图6）［31］。

4.2　分布特征

研究区中生界钻井数量较为有限，主要集中于中南部的安边、郝滩一带。测井曲线对比发现，该区长7段泥页岩具有与湖盆内烃源岩类似的起伏特征（图6），表现为：长7段底发育2~3 m低电阻率、高自然伽马、低密度的凝灰岩，之上为一至十余米厚度不等的高自然伽马值（GR值介于130~170 API之间）、高电阻率（RT值介于20~40 Ω·m之间）、高声波时差（AC值介于310~350 μs/m之间）、低密度（DEN值介于2.4~2.5 g/cm3之间）的湖相泥岩。但由于处于湖盆边部，该地区长7段电性参数值稍低于湖盆中部。为此，结合烃源岩测井曲线组合特征，开展了长7段底部泥岩的多井曲线对比（图7，位置见图8中A—A′）。
按照烃源岩地球化学评价方法，确定TOC大于1.0%以上为好—较好烃源岩［32］。目前烃源岩品质测井评价方法较多，通过研究区计算与实测TOC验证，采用多元回归统计法并选取了合理的回归系数，利用测井拟合的有机碳经验计算公式（1）开展研究区气井中生界测井曲线复查及二次计算［33］，经泥岩岩心实测数据对比，相关系数接近1，相关性良好，验证了公式的可靠性（图9），并以此公式计算了研究区内已有井的TOC平均值大于1%的烃源岩厚度，编制了研究区TOC大于1%的烃源岩等厚图（图8）。
图9 三边地区长7段烃源岩实测TOC与计算TOC交会

Fig.9 Intersection diagram of measured TOC and calculated TOC of Chang 7 Member source rocks， Sanbian area

T O C = 56.44 - 0.049 × A C - 17.05 × D E N + 0.037 × G R
式中：AC、DEN、GR分别代表测井曲线声波时差、密度和自然伽马数值。

5 油气勘探意义

早期研究认为，长7段沉积期早期，湖盆发生了一次大范围火山事件沉积［1-2］；之后湖盆进入扩张期，呈西北向东南近扇形展布，同时发育一套深湖相泥岩。近年来，随着钻探及研究的不断推进，目前在湖盆外围西南部平凉、西北部郭庄子、东部延长一带陆续发现了有效烃源岩［20-25］。
三边地区长7段有效烃源岩的发现表明，鄂尔多斯盆地北部中生界烃源岩发育范围向东北拓宽。定边郝滩和延长七里村等地应有不少于2个的小型湖湾。因而长7段沉积期湖盆底形及沉积演化过程仍需进一步认识。研究区油藏受油源、断裂双重控制。烃源岩分布范围内所有钻井均有含油显示，侏罗系延安组和中上三叠统延长组分别发现了岩性—构造油藏和岩性油藏，故具有明显的烃源岩控藏。另外，该地区发育左旋走滑断层对控藏有积极作用（图10，位置见图8中B—B′）。
图10 走滑断裂沟通油源，烃类沿断裂垂向运移

Fig.10 Strike-slip faults connect oil sources， and hydrocarbons migrate vertically along faults

走滑断层形成于燕山晚期，走向为北东东—南西西，断层倾角较陡，接近直立，断距较小，延伸2.4~18.0 km以上。走滑断裂发育时期与盆地主成藏期时期接近［1-2，5］，其大规模发育有利于沟通湖盆中心及本地油源和邻近相对高渗储层，实现主力含油层系大规模供烃。同时，成像测井及钻井取心表明，研究区构造缝和层理缝较为发育，且表面多含油或沥青，应该与油气运移关系密切。重排斯坦藿烷指数和Ts/Tm是常用的成熟度参数，二者存在很好的正相关性。通过对研究区层理缝和砂岩孔隙内的沥青抽提物进行了对比分析，结果显示沥青脉与孔隙中原油的成熟度无明显差别（图11），表明石油在缝—孔耦合体系中运移。
图11 三边地区长6段沥青抽提物与原油的重排藿烷指数和Ts/Tm交会图

Fig.11 Rearranged hoffin index and Ts/Tm crossplot of asphalt extract and crude oil of Chang 6 Member in Sanbian area

近年来随着三边地区勘探进程加快，该区多层系复合含油日益显现，特别是南部，在长6段、长7段、长8段、长9段等地层中均展现出良好的勘探前景，也基本明确了该地区具有“近源供烃，立体输导，多层富集”的成藏特点（图12）。
图12 三边地区“近源供烃，立体输导，多层富集”成藏模式

Fig.12 The accumulation model diagram “near source hydrocarbon supply， three-dimensional transport， multi-layer enrichment” in Sanbian area

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地三边地区发育1～16 m厚的暗色泥页岩，西南部定边—周家湾一带厚8~16 m，东北部白泥井—城川—席麻湾一带厚1~8 m；泥岩富含有机质纹层，主要类型为Ⅰ、Ⅱ型，有机碳含量相对集中于4%~5%，镜质体反射率为0.68%~0.92%，具有较好的生烃能力。
（2）中生界湖盆北部可拓展至内蒙古鄂托克前旗南部一带，传统湖盆范围以外仍发育一定规模的较好烃源岩，为进一步向外围甩开勘探提供了地质依据。
（3）地球化学、断裂等分析表明，该地区油源对多层系油藏富集有重要作用；但考虑生烃能力远小于油藏规模，研究区石油亦有西南部湖盆中心优质烃源岩侧向供烃的贡献。
（4）三边地区长7段暗色泥页岩分布范围的扩大，打破了烃源岩分布范围的传统认识，对于长7期湖盆范围及演化，东北体系砂体展布及发育特征具有重要启示；同时，该地区烃源岩具备生烃能力，拓展了盆地中生界石油勘探范围，为资源评价和新区带落实提供了重要参考。

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