Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 9: 1433 - 1445

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.04.013

Hydrocarbon generation and expulsion characteristics and natural gas exploration potential of the Upper Paleozoic in southern Ordos Basin

  • Jiayu ZHANG , 1, 2 ,
  • Xiaofeng WANG , 1, 2 ,
  • Jiang WU 3 ,
  • Qingtao WANG 4 ,
  • Yipu SUN 3 ,
  • Yingzhong LU 3 ,
  • Dongdong ZHANG 1, 2 ,
  • Wenhui LIU 1, 2 ,
  • Wanliu QIU 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Continental Dynamics，Northwest University，Xi'an 710069，China
  • 2. Department of Geology，Northwestern University，Xi'an 710069，China
  • 3. Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China
  • 4. Guangzhou Institute of Energy Testing，Guangzhou 511447，China

Received date: 2022-02-25

  Revised date: 2022-04-19

  Online published: 2022-09-09

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41972134)

Fold

Highlights

The hydrocarbon production contribution of different types of Upper Palaeozoic hydrocarbon source rocks in the southern Ordos Basin is unclear. Taking into account the differences in organic matter quality， petrophysical properties and sorption capacity of hydrocarbon sources of different lithologies， the hydrocarbon production characteristics of the Upper Palaeozoic coal rocks and carbonaceous mudstones in the southern Ordos Basin were evaluated by using hydrocarbon production kinetic study method. The hydrocarbon production and emission intensity of the Upper Palaeozoic coal rocks and carbonaceous mudstones in the southern Ordos Basin were mapped by integrating the thickness distribution of the coal rocks and carbonaceous mudstones in the southern Ordos Basin. The results show that the charcoal mudstone was the dominant hydrocarbon source rock in the Upper Palaeozoic of the southern Ordos Basin under the restricted distribution of coal seams， which is quite different from the previous understanding that coal rocks in the south were the dominant hydrocarbon source rock based on geochemical characteristics parameters only. The relevant understanding is an important guide for future exploration and development of Lower Palaeozoic gas in the southern part of the basin.

Cite this article

Jiayu ZHANG , Xiaofeng WANG , Jiang WU , Qingtao WANG , Yipu SUN , Yingzhong LU , Dongdong ZHANG , Wenhui LIU , Wanliu QIU . Hydrocarbon generation and expulsion characteristics and natural gas exploration potential of the Upper Paleozoic in southern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(9) : 1433 -1445 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.04.013

0 引言

鄂尔多斯盆地是一个多类型叠加的大型复合盆地，油气资源潜力巨大。截至2018年11月，该盆地累计天然气探明储量4.35×1012 m3，占中国天然气总探明储量的26%，其天然气年产量达到4.09×1010 m3，占中国年产天然气量的25.6%［1］。如此巨量的天然气，被认为主要源自上古生界石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组的海陆过渡相煤岩、炭质泥岩和暗色泥岩［2-3］。其中由于盆地北部上古生界煤层厚度相对较大，分布范围广，生排烃强度大［4-5］而被认为是主要生气层。前人研究显示，在盆地北部发现的苏里格、乌审旗、榆林、神木、米脂、子洲、大牛地等一批大型煤成气田［6-7］，都与上古生界煤层厚度存在较好的相关性［7-10］。
而在盆地南部，由于煤层厚度较薄，生气潜力有限，特别是近期获得高产气流的彬长区块石盒子组［11］，区域内煤层厚度只有0~2 m，不足以支撑发现，预示着还存在其他气源类型［12］。顾超等［13］、齐荣等［14］对鄂尔多斯盆地南部的煤层和炭质泥岩地球化学特征分析认为，盆地南部煤岩气源条件优于炭质泥岩，后者可作为烃源岩的重要补充。曹跃等［15］认为南部的暗色泥岩TOC含量相对较高，泥质烃源岩具有良好的生气能力，表明泥岩也可作为主要的烃源岩。因此，学术界认为煤岩、炭质泥岩、暗色泥岩对盆地南部上古生界天然气的贡献比例仍有争议，需要开展系统研究。
本文在研究低演化煤岩和炭质泥岩生烃动力学研究基础上，利用TOC含量、密度、吸附气含量等资料，定量评价了盆地南部上古生界单位体积煤岩和炭质泥岩的天然气生排烃量。在此基础上结合盆地南部煤层和炭质泥岩的厚度分布特征，计算了鄂尔多斯盆地南部上古生界煤岩与炭质泥岩的生排烃强度，明确了主力烃源岩类型与有利勘探区带，对下步勘探部署具有重要的指导意义。

1 区域地质与勘探概况

鄂尔多斯盆地是一个具有稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回沉积型特点的内陆盆地［16］。盆地的构造形态总体显示为东翼宽缓、西翼陡窄的不对称大向斜的南北向矩形盆地［17］。研究区位于渭北隆起和伊陕斜坡南部，整体处于盆地南部（图1）。
图1 鄂尔多斯盆地研究区位置

Fig. 1 Location map of the study area in Ordos Basin

鄂尔多斯盆地上古生界发育完整的烃源岩、储层及盖层。上石盒子组泥岩和石千峰组泥岩是整个上古生界含气系统的大型区域封盖层，下石盒子组和山西组水下分流河道及滩坝类砂体为储集层；本溪组潟湖相暗色泥岩、太原组和山西组炭质泥岩、灰黑色泥岩、煤层为烃源岩。研究区所在区域石炭纪—二叠纪主要沉积太原组、山西组。本溪组仅在研究区东北部边缘发育潟湖沉积、西北部边缘发育潮坪沉积；进入太原组沉积期，受中央古隆起转化为裂后坳陷影响，研究区内形成水体相对浅的陆表海，广泛发育潟湖和潮坪沉积，障壁岛星罗棋布（图2）；至山西组沉积期，盆地北部抬升，海水迅速向东南方向撤出，发育三角洲平原、三角洲前缘、浅湖乃至潟湖和砂坝沉积（图2）［18］。前人研究认为南部地区发育3套成藏组合：即太原组—山2段含气组合、山1段—下石盒子组含气组合、上石盒子—石千峰组含气组合［19-20］。
图2 研究区太原组（a）、山西组（b）沉积相图（据文献［18］，有修改）

Fig.2 Sedimentary facies maps of Taiyuan（a） and Shanxi（b） formations in the study area（modified according to Ref.［18］）

盆地南北部的勘探程度相差甚远，北部根据鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系煤系烃源岩“广覆式生烃、大面积供气” 的特征及对陆相大型致密砂岩气藏地质认识的提升［21］，取得了重大的天然气勘探突破。而南部直至2017年在陇东地区古生界取得了较大的突破和发现后，才开始加大对南部古生界天然气的勘探［14］。

2 烃源岩特征

鄂尔多斯盆地南部上古生界烃源岩沉积环境与北部不同，主要以海相（潮坪、潟湖相）沉积为主，部分地区发育海陆过渡相沉积［18，22-23］。钻井显示南部发育暗色泥岩、炭质泥岩、煤岩3类烃源岩。根据前人［3，13-15，24］研究总结盆地南部煤岩、暗色泥岩、炭质泥岩的烃源岩特征如下：
鄂尔多斯盆地南部上古生界山西组、太原组煤岩：有机碳含量高，但全区煤岩成熟度高，氯仿沥青“A”、总烃含量低。国内学者［25-28］针对煤系源岩提出不同评价标准，总体按照有机质丰度评价结果为：大部分煤岩为中等—好烃源岩范畴；煤岩的有机质类型为腐殖型（Ⅲ型）有机质，母质类型主要来源于陆生高等植物，以生气为主；煤岩的R O值普遍高于2%，T max值普遍高于500 ℃，根据烃源岩有机质成烃演化阶段划分标准处于高—过成熟演化阶段。
鄂尔多斯盆地南部上古生界本溪组、山西组和太原组炭质泥岩：有机碳含量在7.59%~44.7%之间，平均为27%，为中等—好烃源岩。炭质泥岩的有机质类型均为腐殖型（Ⅲ型）有机质，R O值在1.8%~2.35%之间，部分地区高于2.8%，T max值在440~600 ℃之间，源岩已处于高—过成熟阶段。
鄂尔多斯盆地南部上古生界本溪组、山西组和太原组暗色泥岩：有机碳含量在0.51%~6.13%之间，平均为1.92%，为差—中等烃源岩；暗色泥岩的有机质类型均为腐殖型有机质；T max值普遍高于400 ℃，同样处于高—过成熟阶段。
根据测井数据解释（图3）统计了研究区煤层厚度图［图4（a）］与炭质泥岩厚度图［图4（b）］，结果显示，鄂尔多斯盆地南部上古生界煤岩厚度约为2~6 m，平均煤岩厚度小于4 m，主要分布在庆阳—富县—宜川以北，接近研究区边缘，而在庆阳—富县—宜川一线至研究区南缘厚度大幅削减，至旬邑地区煤岩厚度仅有2~4 m。炭质泥岩在研究区东段厚度约为20~60 m，平均炭质泥岩厚度为30 m；西段厚度约为10~30 m，平均炭质泥岩厚度为12 m，主要分布在庆阳、富县及旬邑地区的凹陷中，沉积厚度大、分布范围广泛，庆阳地区炭质泥岩沉积厚度约为20~30 m，富县地区、旬邑地区炭质泥岩沉积厚度高达50~60 m。
图3 测井曲线解释识别煤岩、炭质泥岩

Fig.3 Log interpretation and identification of coal and carbonaceous mudstone

图4 鄂尔多斯盆地南部上古生界煤(a)及炭质泥岩(b)厚度等值线图

Fig.4 Thickness contour map of Upper Paleozoic coal (a) and carbonaceous mudstone (b) in southern Ordos Basin

3 生烃动力学

热模拟实验中烃类产物产率不能直接应用于地质条件，这是因为实验室尺度有机质成熟是高温短时过程，而地质条件下有机质成熟是低温长时过程。即便2种条件下，有机质具有相同的成熟度，实验室下的天然气生成转化率远小于地质条件［29］。因此，预测天然气生成的可行方法是，首先通过实验室正演天然气的生成过程，获取天然气的生成动力学参数；再结合研究区目标层位的热历史，将动力学参数外推至地质条件下，来预测天然气的地质生成过程［30］。干酪根降解生烃过程可以通过一系列一级平行反应来描述［31-33］。将非等温热解实验中实验温度、加热时间和对应的天然气转化率代入Arrhenius方程，即可求取动力学参数中的频率因子和活化能［29，34-36］。随后，获取的动力学参数外推至地质条件下，即可获得特定盆地目标层位源岩的天然气生成历史，软件拟合的天然气生成过程可以与地质模型相互验证和限定［12，30，37-38］。
由于盆地南部上古生界地层普遍进入高成熟阶段，本文研究选择盆地东北部内蒙古清水河县葛二露天煤矿低成熟样品开展生烃动力学研究［39-41］，该样品与盆地南部烃源岩TOC相近、有机质类型相同（表1）。生烃动力学模拟实验采用黄金管生烃模拟体系，在生烃动力学参数计算基础上，结合鄂尔多斯盆地南部的埋藏史及热演化史，计算了炭质泥岩和煤岩的生烃量。
表1 模拟样品的地球化学特征参数

Table 1 Geochemical characteristic parameters of simulated samples

样品编号 层位 类型 R O/% S 1/（mg/g） S 2/（mg/g） S 3/（mg/g） T max/℃ TOC/% I H/（mg/gTOC） I O/（mg/gTOC）
19GE-01 太原组 炭质泥岩 0.48 0.08 12.78 0.39 426 6.5 196.62 6.00
19GE-04 太原组 煤 0.39 0.84 49.76 4.34 430 48.12 103.41 9.02
如表1所示，未成熟炭质泥岩的氢指数大于煤，表明炭质泥岩单位有机质的生气潜力要大于煤，生烃模拟实验的结果也证明这一观点。炭质泥岩最大气态烃（C1-5）产率为220.3 mL/gTOC，最大C6-14产率为35.1 mg/gTOC（图5）； 煤岩最大气态烃产率为153.6 mg/gTOC，最大C6-14产率31.7 mg/gTOC（图6）。煤岩的总TOC值大于炭质泥岩，但炭质泥岩单位TOC产气率大于煤岩（图7）。
图5 鄂尔多斯盆地南部炭质泥岩模拟过程中的不同组分产物产率

Fig. 5 Product yields of different components in carbonaceous mudstone simulation in southern Ordos Basin

图6 鄂尔多斯盆地南部煤岩模拟过程中的不同组分产物产率

Fig. 6 Product yields of different components in the simulation process of coal in southern Ordos Basin

图7 鄂尔多斯盆地南部炭质泥岩和煤在不同温度下天然气产率

Fig. 7 Natural gas production rates of carbonaceous mudstone and coal at different temperatures in southern Ordos Basin

本研究使用劳伦斯利弗莫尔实验室的Kinetic 2005软件来计算动力学参数。首先，依据倾气型干酪根裂解的经验数值设定频率因子范围为1×1010 S-1至1×1018 S-1 ［33，38］。第二，软件将自动调整活化能和频率因子数值，力求拟合值与实验值偏差最小。
如图8所示，煤岩［图8（a）］与炭质泥岩［图8（b）］的频率因子分别为5.001 6×1010 S-1和1.100 4×1011 S-1，活化能分布范围为160~280 kJ/mol，天然气生成活化能分布非常离散，这与前人对III型有机质天然气生成活化能的研究结果一致［38，42］。煤岩与炭质泥岩的主频活化能非常接近，分别是245 kJ/mol和250 kJ/mol。在较低活化能分布范围上，煤岩与炭质泥岩相似；但在较高活化能范围上（>240 kJ/mol），炭质泥岩的活化能比例更高，表示炭质泥岩具有生气阶段结束较晚的特征。
图8 煤(a)和炭质泥岩(b)的甲烷生成活化能分布直方图

Fig. 8 Histogram of methanogenesis activation energy distribution of coal (a) and carbonaceous mudstone (b)

研究区内伊陕斜坡大地热流表现为自东向西逐渐减小，以横山—安塞—延安—富县一线为界，分为东西2个部分，东部热流值高，西部相对较低［43］。因此选择研究区中部旬邑区块内的旬探1井埋藏史及热演化史（图9）来代表整个南部计算炭质泥岩和煤岩生烃史。与前人设定一致［12，44-45］，该研究同样定义天然气生成转化率0.2~0.8为天然气主生气阶段。计算结果（图10）显示炭质泥岩和煤岩在150~110 Ma进入主生烃期，在晚白垩世生烃达到峰值，与前人认为鄂尔多斯盆地古生界、中生界3套主要烃源岩生油、生气高峰期均为晚侏罗世和早白垩世的研究结果相近［46-47］。进入白垩纪后，煤的生烃转化率快速增加，这与白垩纪的构造热事件密切相关。
图9 研究区旬探1井埋藏史模拟结果及热演化史恢复（据文献［38］）

（according to Ref.［38］）

Fig. 9 Burial history simulation results and thermal evolution history restoration of Well Xuntan 1 in the study area

图10 炭质泥岩和煤生烃史

Fig. 10 Hydrocarbon generation history diagram of carbonaceous mudstone and coal

现今，炭质泥岩生气转化率达40.1%，煤岩生气转化率达47.1%，结合之前生烃动力学实验得出的炭质泥岩和煤岩最大气烃产率，计算得到鄂尔多斯盆地南部炭质泥岩实际产气率为92.8 mL/gTOC，煤岩实际产气率为76.3 mL/gTOC。

4 烃源岩生排烃量计算

在地质时间尺度上，随着地温的不断增加，干酪根降解最终生成天然气，然而，生成的天然气并不能完全排出源岩，部分天然气优先吸附于源岩的纳米孔隙网络中，其他天然气则在合适条件下运移出源岩系统并在圈闭中形成常规天然气藏。因此，对常规天然气而言，只有运移出源岩的部分天然气才对天然气资源量有贡献。
对于煤系地层高成熟的各种类型源岩，生成的天然气量主要取决于源岩的有机质丰度。同时，高成熟煤和炭质泥岩最大甲烷吸附量也主要受控于有机质丰度［48-49］，收集前人在盆地南部煤岩、炭质泥岩的有机质丰度资料，结合本研究样品数据统计出盆地南部各类烃源岩有机质丰度的平均值［50-54］；参考前人在鄂尔多斯盆地炭质泥岩、煤岩吸附量的研究，充分考虑地层非均质性等问题后选取了适合盆地南部的煤岩（压力12 MPa、温度30 ℃状态下）、炭质泥岩（压力35 MPa、温度60 ℃状态下）吸附量值［48-49，55］进行计算。研究区内炭质泥岩和煤岩的单位TOC生烃量及吸附量信息如表2所示。
表2 煤岩和炭质泥岩单位TOC生烃量

Table 2 Hydrocarbon generation amount per unit TOC of coal and carbonaceous mudstone

岩性 单位TOC生烃量/（mL/gTOC） 平均TOC/% 吸附量/（mL/g） 密度/（g/cm3） 单位质量生烃量/（mL/g岩石）
煤岩 76.3 70 15 1.3 53.4
炭质泥岩 92.8 9 3 2.2 8.4
表2给出了炭质泥岩和煤岩的单位质量生烃量和密度。鉴于地质学家描述煤层或炭质泥岩规模使用体积单位（厚度）更方便，此处通过计算给出煤岩和炭质泥岩的单位体积生烃量和单位体积排烃量（表3）。
M=ρV
V 生=ρ×M 生
V 吸 =M 吸 ×ρ
V 排=V 生-V 吸
式中：M 生为单位质量生烃量，mL/g；V 生为单位体积生烃量，mL/cm3；M 吸为单位质量吸附量，mL/g；V 吸为单位体积吸附量，mL/cm3，V 排为单位体积排烃量，mL/cm3。
表3 煤岩和炭质泥岩单位体积生排烃量

Table 3 Hydrocarbon generation and expulsion per unit volume of coal and carbonaceous mudstone

岩性 单位体积生烃量/（mL/cm3） 单位体积吸附量/（mL/cm3） 单位体积排烃量/（mL/cm3）
煤岩 69.4 19.5 49.9
炭质泥岩 18.4 6.6 11.8
在充分考虑煤岩、炭质泥岩的TOC、生烃量、密度、演化程度等因素，计算了单位体积煤岩、炭质泥岩的生烃贡献量比例大约为3.8∶1；排烃的贡献量比例大约为4.4∶1（表4）。
表4 煤岩和炭质泥岩生排烃比例

Table 4 Hydrocarbon generation and expulsion ratio of coal and carbonaceous mudstone

TOC 比例 单位质量生烃量比例 单位体积生烃量比例 单位体积排烃量比例
煤岩/炭质泥岩 7.8∶1 6.4∶1 3.8∶1 4.4∶1
前人研究结果表明鄂尔多斯盆地北部太原组煤岩厚度在4~20 m之间，局部地区大于20 m，泥岩厚度在4~18 m之间，局部地区可达24 m；山西组煤岩厚度在4~20 m之间，泥岩厚度在4~36 m之间，但大部分地区小于10 m［56］。说明盆地北部煤岩厚度与泥岩厚度差距不大，但与炭质泥岩相比，显然煤岩厚度更大。
这也解释了在盆地北部煤岩的生烃量和排烃量贡献远高于炭质泥岩，因此根据煤岩厚度在盆地北部的勘探取得了很好的成效。但是在盆地南部煤岩厚度远小于炭质泥岩，同时煤层相对炭质泥岩吸附天然气能力更强，因此应该重新考虑煤岩与炭质泥岩的生排烃贡献，才能确定盆地南部上古生界生排烃主控烃源岩。

5 煤岩和炭质泥岩的生排烃特征

结合研究区内煤岩和炭质泥岩的厚度分布图，绘制出鄂尔多斯盆地南部地区上古生界煤岩、炭质泥岩和鄂尔多斯盆地南部总量的生排烃分布图。

5.1　煤岩和炭质泥岩的生烃特征

研究区的煤岩［图11（a）］和炭质泥岩生烃强度［图11（b）］如图11所示，图中显示在鄂尔多斯盆地南部，煤岩的主要生烃区靠近在庆阳—富县—宜川以北，最大生烃量可达14×108 m3/km2。靠近庆阳—富县—宜川中部煤岩的生烃量显著减少，到旬邑地区仅为（1.0 ~2.0）×108 m3/km2；炭质泥岩的主要生烃区在研究区庆阳、富县及旬邑的3个洼陷中，富县地区洼陷最大生烃量达11×108 m3/km2，旬邑地区洼陷最大生烃量达9.0×108 m3/km2，庆阳地区洼陷最大生烃量为5.0×108 m3/km2。
图11 鄂尔多斯盆地南部上古生界煤（a）及炭质泥岩（b）生烃强度等值线

Fig.11 Hydrocarbon generation intensity contour map of upper Paleozoic coal （a） and carbonaceous mudstone （b） in southern Ordos Basin

5.2　煤岩和炭质泥岩的排烃特征

研究区的煤岩排烃强度图［图12（a）］和炭质泥岩排烃强度图［图12（b）］如图12所示，图中显示在考虑岩石自身吸附量之后，单位体积煤岩和炭质泥岩实际排烃量相差更小。煤岩的最大排烃量达11×108 m3/km2，而炭质泥岩的最大排烃量达8×108 m3/km2，在此基础上进一步分析对比炭质泥岩和煤岩在研究区的排烃量及排烃区面积，仅在盆地南部庆阳—富县—宜川以北地区煤岩排烃强度较大，排烃区靠近研究区边缘，而在庆阳—富县—宜川中部地区及旬邑地区炭质泥岩的排烃量远高于煤岩，且煤岩的排烃区面积小而且分布分散，炭质泥岩排烃区面积广且集中在主要的几个洼陷内。
图12 鄂尔多斯盆地南部上古生界煤（a）及炭质泥岩（b）排烃强度等值线

Fig.12 Hydrocarbon expulsion intensity contour map of Upper Paleozoic coal （a） and carbonaceous mudstone （b） in southern Ordos Basin

5.3　鄂尔多斯盆地南部生排烃总强度特征

研究区总的生烃强度图［图13（a）］和排烃强度图［图13（b）］如图13所示，图中显示东部地区的生烃强度最大值为22×108 m3/km2，排烃强度最大值为15×108 m3/km2。生烃强度和排烃强度都远超西部地区。以庆阳—富县—宜川为界，庆阳—富县—宜川以北地区生烃、排烃量受到煤岩和炭质泥岩的共同控制，而庆阳—富县—宜川以南地区生烃、排烃量则主要受到炭质泥岩控制。
图13 鄂尔多斯盆地南部上古生界生烃总强度（a）及排烃总强度（b）等值线

Fig.13 Hydrocarbon generation intensity （a） and expulsion intensity （b） contour map of Upper Paleozoic in southern Ordos Basin

6 结论

本文研究利用生烃动力学研究方法定量评价了鄂尔多斯盆地南部上古生界不同类型烃源岩生烃过程，结果显示，炭质泥岩最大气态烃（C1-5）产率为220.3 mL/gTOC，最大C6-14产率为35.1 mg/gTOC；煤岩最大气烃产率为153.6 mL/gTOC，最大C6-14产率为31.7 mg/gTOC。表明炭质泥岩单位质量TOC产气率大于煤岩。生烃动力学参数拟合结果显示，煤岩平均生烃活化能略低于炭质泥岩。结合研究区埋藏史及热演化史计算的炭质泥岩和煤岩生烃史表明现今炭质泥岩生气转化率达40.1%，煤岩生气转化率达47.1%，炭质泥岩实际产气率为92.8 mL/gTOC，煤岩实际产气率为76.3 mL/gTOC。
综合考虑煤岩、炭质泥岩的TOC、生烃量、密度、演化程度、甲烷吸附量等参数后，计算出鄂尔多斯盆地南部煤岩单位体积生烃量为69.4 mL/cm3、单位体积排烃量为49.9 mL/cm3；炭质泥岩单位体积生烃量为18.4 mL/cm3、单位体积排烃量为11.8 mL/cm3；单位体积煤岩、炭质泥岩的生烃贡献量比例大约为3.8∶1；排烃的贡献量比例大约为4.4∶1。
综合测井曲线识别的炭质泥岩和煤岩的厚度等值线图、生烃史计算并绘制了鄂尔多斯盆地南部上古生界炭质泥岩、煤岩和二者累加的生排烃强度等值线图。结果显示煤岩生烃强度高于炭质泥岩，但炭质泥岩的高生烃强度面积大于煤岩；整个鄂尔多斯盆地南部东段地区炭质泥岩的总生烃量、排烃量高于煤岩；鄂尔多斯盆地南部上古生界煤岩分布面积小而分散，炭质泥岩分布面积广且集中在几个主要凹陷内。鄂尔多斯盆地南部整体东段区域是主要勘探区。炭质泥岩是鄂尔多斯盆地南部的生烃、排烃过程中主要贡献者，作为主力烃源岩；煤岩作为烃源岩重要补充。

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