Characteristics and hydrocarbon generation potential of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

Zhan SHI; Jingzhou ZHAO; Xiongwei SUN; Shi SHI; Longmei ZHAO; Jun LI

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.001

2023 , Vol. 34 >Issue 9: 1612 - 1626

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.001

Characteristics and hydrocarbon generation potential of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

Zhan SHI ^,¹^,² ,
Jingzhou ZHAO ^,¹^,² ,
Xiongwei SUN ³ ,
Shi SHI ³ ,
Longmei ZHAO ³ ,
Jun LI ¹^,²

Expand

^1. School of Earth Science and Engineering，Xi 'an Shiyou University，Xi 'an 710065，China
^2. Shanxi Key Laboratory of Hydrocarbon Accumulation Geology，Xi 'an Shiyou University，Xi 'an 710065，China
^3. PetroChina Coalbed Methane Company Limited，Beijing 100028，China

Received date: 2022-12-13

Revised date: 2023-04-08

Online published: 2023-09-01

Supported by

The China National Science and Technology Major Special Project(2016ZX05050)

Fold

Highlights

In recent years， dozens of tight sandstone gas exploration wells in the southeast of Ordos Basin has tapped industrial gas flows and a pilot area has been developed efficiently， showing this area has a bright exploration and development prospect for tight sandstone gas. It is well-known that good gas source conditions provided by high-quality source rocks， strong hydrocarbon generation pressurization and dynamic conditions for reservoir formation are the fundamental conditions controlling the formation of large tight sandstone gas field， but source rocks in the study area haven’t been investigated systematically. In this work， based on large amount of well logging， mud logging， core， analysis and assay data， geochemical characteristics and planar distribution of coal measure source rocks in southeast of Ordos Basin have been analyzed in detail， logging interpretation model of the total organic carbon content （TOC） of coal measure source rocks have been established， and hydrocarbon generation intensity of the source rocks have been calculated on this basis. The results show that：（1）In the Upper Paleozoic of southeastern Ordos Basin， coal， carbonaceous mudstone and dark mudstone have average TOC contents of 56.2%， 9.6% and 2.4%， respectively.The organic matter type of coal is type Ⅲ， and are all in over-mature dry gas generation stage. （2）On the plane，coal and dark mudstone are widely developed in Benxi Formation and Shanxi Formation and thicken gradually from the northwest to east， while carbonaceous mudstone is thin in the study area. （3）Logging parameters such as GR， AC and DEN matching best with the measured data were picked out to establish TOC logging interpretation models of coal， carbonaceous mudstone and dark mudstone source rocks respectively by using multiple regression method.（4）The Upper Paleozoic source rocks in the southeast of Ordos Basin have higher hydrocarbon generation intensities of （17.6-58.3）×10⁸ m³/km²，with an average of 38.4×10⁸ m³/km²， in which the coal seams have higher hydrocarbon generation intensity than dark mudstone and carbonaceous mudstone units， and the source rocks in the east part has the highest hydrocarbon generation intensity of mainly between （29.2-58.3）×10⁸m³/km²， on average 42.4×10⁸m³/km².

Cite this article

Zhan SHI , Jingzhou ZHAO , Xiongwei SUN , Shi SHI , Longmei ZHAO , Jun LI . Characteristics and hydrocarbon generation potential of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(9) : 1612 -1626 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.001

0 引言

近年来，鄂尔多斯盆地东缘神府、临兴、柳林、大宁—吉县等区块内，上古生界致密气勘探开发取得一系列突破性进展。盆地东南部多口探井已获得工业气流，先导试验区实现效益开发，证实其勘探潜力巨大^［1］。

就鄂尔多斯盆地东南部（本文研究区）而言，以往研究认为下二叠统山西组二段三亚段（山₂ ³亚段）煤系地层是该区块的主力产气层，其气源主要为石炭系—二叠系本溪组、太原组和山西组的煤、炭质泥岩和暗色泥岩^［2-3］，勘探开发实践表明，生烃条件对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的形成和分布具有十分重要的控制作用^［2-7］。然而，目前对盆地东部特别是东南部上古生界烃源岩的研究还很薄弱。少量论文讨论邻近本文研究区的盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩的特征，如宋平等^［8］、胡维强等^［9］认为煤的厚度分布广、有机质含量高，为主力烃源岩。另外，曹跃等^［10］则研究了盆地南部延长气区上古生界的烃源岩特征，认为该区暗色泥岩有机质丰度较高，可能具有良好的生气潜力，特别是本文研究区以往研究多集中在煤层，对于其他分布广厚度大的暗色泥岩生烃潜力并未得到重视，研究区烃源岩测井解释（TOC）模型还尚未得到深入研究。鉴于此，有必要对研究区上古生界烃源岩开展进一步深入研究和全面评价，以期为鄂尔多斯盆地东南部天然气勘探开发决策提供依据。

1 地质背景

研究区构造上位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南部和伊陕斜坡东南部（图1）。致密气的勘探开发主要集中在区块西部，位于西部斜坡带，地层平缓，构造简单，断层不发育^{［2，11-12］}。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图1 鄂尔多斯盆地东南部研究区位置（a）（据文献［2］修改）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 Study area location（a）（modified according to Ref.［2］） and comprehensive stratigraphic histogram（b） of the southeastern Ordos Basin

研究区上古生界烃源岩主要发育本溪组、太原组以及山西组（图1）。根据实地的岩心观察及测井曲线特征，将研究区的烃源岩划分为煤、炭质泥岩、泥岩。在岩心特征上，煤层颜色为黑色，多以亮煤为主，性脆、轻、易碎、污手、节理发育；炭质泥岩颜色为深灰色至黑色，略污手，岩心可观察到植物根茎、叶片化石；暗色泥岩颜色为灰色至深灰色，较炭质泥岩颜色变浅，不发育层理。

纵向上，煤、炭质泥岩、泥岩分布具有一定的差异（图1）。煤在研究区分布稳定，主要分布在本溪组顶部与山西组中下部，本溪组煤厚度分布在1.6~10.9 m之间，平均厚度为6.2 m，在太原组发育的3套灰岩中零星分布小薄煤，山西组煤厚度分布在0.9~10.6 m之间，平均厚度为5.1 m；炭质泥岩在本溪组平均厚度为1.8 m，太原组平均厚度为1.4 m，山西组平均厚度为8.4 m，可见炭质泥岩主要发育在山西组，本溪组与太原组厚度较薄，厚度不足2.0 m；本溪组发育暗色泥岩，平均厚度为18.3 m，太原组发育暗色泥岩，平均厚度为6.9 m，暗色泥岩在山西组发育较厚，平均厚度为56.9 m。

2 烃源岩地球化学特征

2.1　样品实验信息

实验样品来源于研究区内的16口钻井岩心，笔者共采集样品34块（图1），取样层位分别为本溪组、太原组、山西组，选取煤、泥岩、炭质泥岩3种烃源岩岩性，进行了烃源岩总有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定、有机质稳定碳同位素、镜质体反射率测定等实验。这些分析测试工作均在陕西省油气成藏地质学重点实验室完成。其中，烃源岩总有机碳含量测定采用碳硫分析仪 CS744，其测试流程为：先对样品进行预处理，目的是去除样品中的无机碳，再将处理好的样品放入碳硫分析仪CS74，其实验标准参照国家标准《沉积岩中总有机碳测定》GB/T 19145—2022，分析精度为±0.5%。岩石热解分析采用ROCK EVAL 6 热解仪，由氢火焰离子化检测器检测岩样再载气流热解过程中排出的烃；分析S ₁时，仪器起始温度为300 ℃，终止温度为300 ℃，恒温时间为3 min；分析S ₂时，仪器起始温度为300 ℃，终止温度为600 ℃或800 ℃，恒温时间为1 min；其实验标准参照国家标准《岩石热解分析》GB/T 18602—2012。有机质稳定碳同位素测定采用Thermo Delta V ADVANTAGE 稳定同位素比质谱仪，分析前先燃烧样品，再抽除氧气；当真空度约1 Pa时，停止抽氧，之后进行CO₂转移；当真空度达到6 Pa时，CO₂转移结束；再抽除杂气，完成样品制备，最后完成质谱分析；其测量精度小于0.004%，分析过程依据国家标准《地质样品有机地球化学分析方法第2部分：有机质稳定碳同位素测定同位素质谱法》GB/T 18340.2—2010。镜质体反射率测定采用显微分光光度计 CRAIC 508PV，其实验标准参照国家标准《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T 5124—2012。

2.2　有机质丰度

根据鄂尔多斯盆地东南部煤系烃源岩样品TOC统计分析表明（表1）：研究区上古生界本溪组、太原组、山西组煤有机碳含量分布在19.9%~78.0%之间，其中本溪组煤的有机碳含量平均值为62.4%，太原组煤有机碳含量平均值为61.5%，山西组煤平均有机碳含量为44.6%，故纵向上，本溪组煤的有机质丰度高于其上部的太原组与山西组的煤；对于炭质泥岩的样品而言，样品有机碳含量主要分布在6.9%~25.3%之间，本溪组、山西组样品的TOC平均含量远高于太原组；本溪组、太原组、山西组泥岩样品的TOC平均含量分别为4.7%、2.7%、2.2%。研究区样品S ₁ +S ₂值实测数据统计分析表明（表1）：研究区上古生界煤的S ₁ +S ₂值最高，主要分布于2.5~13.0 mg/g之间，炭质泥岩的S ₁ +S ₂值分布于0.5~1.9 mg/g之间，暗色泥岩S ₁ +S ₂值最小，分布于0.2~0.6 mg/g之间。对煤、炭质泥岩和暗色泥岩^［13］有机质丰度进行评价，结果表明：S ₁ +S ₂与TOC呈现一定的正相关关系，煤整体为很好的烃源岩，本溪组炭质泥岩是好烃源岩，太原组炭质泥岩为差烃源岩，山西组炭质泥岩中有80%为中等—好烃源岩、少数为差—中等烃源岩；对于暗色泥岩来说，采取煤系泥岩的评价标准^［13］，结果表明并非所有暗色泥岩的烃源岩品质都低，本溪组以及山西组暗色泥岩中有70%为中等—好的烃源岩，太原组以及山西组暗色泥岩中有15%为中等烃源岩（图2）。

表1 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩有机质丰度数据

Table 1 Organic matter abundance of Upper Paleozoic coal measure source rocks in southeastern Ordos Basin

层位	岩性	TOC/%	（S ₁+S ₂）/（mg/g）
山西组	煤层	19.9	2.5
		78	13.01
		68.2	10.72
		29.3	5.14
	炭质泥岩	11.1	1.22
		13.5	1.83
		7.77	0.62
	暗色泥岩	3	0.44
		1.85	0.31
		3.24	0.52
		2.37	0.43
		5.89	0.47
		2.33	0.45
		4.03	0.37
		1.71	0.37
		2.62	0.4
		0.38	0.26
		0.38	0.18
		0.43	0.26
		0.17	0.31
太原组	煤层	63	9.08
		60	7.11
		48.1	2.66
	炭质泥岩	6.87	0.54
	暗色泥岩	2.25	0.42
		1.68	0.53
		3.07	0.34
		3.95	0.39
本溪组	煤层	73.3	12.99
		47.3	5.60
		66.6	7.52
	炭质泥岩	25.3	1.87
	暗色泥岩	4.7	0.58

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图2 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤和炭质泥岩（a）、暗色泥岩（b）有机质丰度评价

Fig.2 Organic matter abundance assessment of Upper Paleozoic coal and carbonaceous mudstone （a） and dark mudstone （b） in the southeastern Ordos Basin

2.3　有机质类型

2.3.1　干酪根有机质显微组成

据干酪根显微组分镜检结果（表2，图3），煤的显微组分是镜质组，不含腐泥组和壳质组；炭质泥岩的显微组分：镜质组含量分布在8%~58%之间，腐泥组和壳质组含量分布在24%~89%之间；暗色泥岩的显微组分中壳质组和腐泥组的含量介于48%~90%之间，而镜质组和惰质组的含量相对于煤、炭质泥岩较低，表明鄂尔多斯盆地东南部干酪根类型总体上具有腐殖型的特征，源岩主要来自陆源高等植物供给，同时还伴有一定量水生生物的输入^［14-16］。其中：本溪组和太原组的炭质泥岩与暗色泥岩的腐泥组、壳质组含量相对山西组偏低为24%~34%；山西组的炭质泥岩与暗色泥岩的腐泥组、壳质组含量整体偏高为48%~89%，表明山西组源岩供给相比于太原组与本溪组有所不同，有一定量水生生物的输入，这一点与前人在山西组岩心中局部观察到一些生物碎屑以及生物扰动虫孔^{［12，17］}的现象较为一致。

表2 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根显微组成分析数据

Table 2 Microscopic composition analysis of kerogen of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

层位	岩性	腐泥组	壳质组	镜质组	惰质组	干酪根类型指数	有机质类型
山西组	煤层	$/$	$/$	80	20	-80	Ⅲ
		$/$	$/$	80	20	-80	Ⅲ
		$/$	$/$	80	20	-80	Ⅲ
		$/$	$/$	81	19	-79	Ⅲ
	炭质泥岩	$/$	48	38	14	-18	Ⅲ
		$/$	89	8	3	35	Ⅱ₂
		$/$	68	22	10	7	Ⅱ₂
	暗色泥岩	$/$	79	15	6	22	Ⅱ₂
		$/$	90	7	3	37	Ⅱ₂
		$/$	48	38	14	-18	Ⅲ
		$/$	72	18	10	12	Ⅱ₂
		$/$	52	36	12	-13	Ⅲ
		$/$	86	9	5	31	Ⅱ₂
		$/$	89	8	3	35	Ⅱ₂
		$/$	91	6	3	38	Ⅱ₂
		$/$	61	26	13	-2	Ⅲ
		$/$	88	8	4	34	Ⅱ₂
		$/$	94	4	2	42	Ⅱ₁
		$/$	75	18	7	17	Ⅱ₂
		$/$	78	15	7	21	Ⅱ₂
太原组	煤层	$/$	$/$	80	20	-80	Ⅲ
		$/$	$/$	75	25	-81	Ⅲ
		$/$	$/$	82	18	-79	Ⅲ
	炭质泥岩	$/$	34	46	20	-37	Ⅲ
	暗色泥岩	$/$	63	25	12	1	Ⅱ₂
		$/$	78	15	7	21	Ⅱ₂
		$/$	63	25	12	1	Ⅱ₂
		$/$	57	29	14	-7	Ⅲ
本溪组	煤层	$/$	$/$	83	17	-79	Ⅲ
		$/$	$/$	78	22	-81	Ⅲ
		$/$	$/$	79	21	-80	Ⅲ
	炭质泥岩	$/$	24	58	18	-49.5	Ⅲ
	暗色泥岩	$/$	91	6	3	38	Ⅱ₂

注：“/”为没有数据

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根显微组分照片

（a）D11井，山西组煤，2 133 m，腐泥组+壳质组：含量0%，镜质组：含量80%，惰质组：含量20%；（b）B1井，太原组煤，2 362 m，腐泥组+壳质组：含量0%，镜质组：含量82%，惰质组：含量18%；（c）B1井，本溪组煤，2 415.1 m，腐泥组+壳质组：含量0%，镜质组：含量78%，惰质组：含量22%；（d）D5井，山西组炭质泥岩，1 925.2 m，腐泥组+壳质组：含量89%，镜质组：含量8%，惰质组：含量3%；（e）B1井，太原组炭质泥岩，2 369.6 m，腐泥组+壳质组：含量34%，镜质组：46%，惰质组：含量20%；（f）B1井，本溪组炭质泥岩，2 409.8 m，腐泥组+壳质组：含量24%，镜质组：含量58%，惰质组：含量18%；（g）B1井，山西组暗色泥岩，2 330.1 m，腐泥组+壳质组：含量89%，镜质组：含量8%，惰质组：含量3%；（h）B1井，太原组暗色泥岩，2 364.9 m，腐泥组+壳质组：含量57%，镜质组：含量29%，惰质组：含量14%；（i）N3井，本溪组暗色泥岩，2 189.65 m，腐泥组+壳质组：含量91%，镜质组：含量6%，惰质组：含量3%；注：A为镜质体；B为壳质组

Fig.3 Photo of kerogen macerals of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

为了进一步评价干酪根类型，笔者根据显微组分计算有机质类型指数^［18］，以明确有机质类型。根据计算结果，本溪组、太原组和山西组煤的TI指数分布在-60~-80之间；本溪组和太原组炭质泥岩的TI指数均小于0，山西组炭质泥岩的TI指数主要分布在-20~0、0~40、<80之间；本溪组和太原组的暗色泥岩的TI指数主要分布在0~40和-20~0之间，山西组暗色泥岩的TI指数主要集中在0~40之间，其次在-20~0之间有分布，40~60之间内分布最少（图4）。根据石油天然气行业标准《透射光—荧光干酪根显微组分鉴定》SY/T 5125—2014：当40≤TI<80时划分为Ⅱ₁型，40<TI≤0为Ⅱ₂型，当TI<0为Ⅲ型。因此，认为研究区各个层位煤、本溪组和太原组炭质泥岩干酪根类型为Ⅲ型；山西组炭质泥岩干酪根类型为Ⅱ₂型和Ⅲ型；本溪组暗色泥岩干酪根类型为Ⅱ₂型；太原组和山西组暗色泥岩干酪根类型为Ⅱ₂型和Ⅲ型，其中山西组的暗色泥岩有少量Ⅱ₁型干酪根。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图4 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤（a）、炭质泥岩（b）和暗色泥岩（c）干酪根类型指数分布直方图和煤（d）、炭质泥岩（e）和暗色泥岩（f）干酪根稳定碳同位素（δ¹³C）分布直方图

Fig.4 Distribution histograms of kerogen type parameters of Upper Paleozoic in the southeastern Ordos Basin， kerogen type index of coal （a）， carbonaceous mudstone （b） and dark mudstone （c） and stable carbon isotope （δ¹³C） of coal （d）， carbonaceous mudstone （e）， and dark mudstone （f）

2.3.2　干酪根碳同位素

由于研究区样品的成熟度较高，T _max值均大于540 ℃，R _O值大于2.0%，所有样品均处于过成熟生气阶段，而干酪根碳同位素δ¹³C更为稳定，受成熟度作用影响较小，因此可以作为判断有机质类型较为准确的指标^［19］。

根据实测结果分析可得（表3）：煤的干酪根δ¹³C值介于-24.6‰~-23.7‰之间，平均为-24.2‰；炭质泥岩的干酪根δ¹³C值介于-24.4‰~-23.7‰之间，平均为-24.12‰，与煤相差不大；暗色泥岩干酪根δ¹³C值略微偏低，其干酪根δ¹³C值介于-26.9‰~-23.5‰之间，平均为-24.2‰（图4）。根据石油天然气行业标准《陆相烃源岩地球化学评价方法》SY/T 5735—1995^［20］，腐殖型干酪根的碳同位素值主要分布于-25.5‰~-22.5‰之间，混合型的干酪根的碳同位素值主要分布于-28‰~-25.5‰之间。因此，认为该地区煤、炭质泥岩和暗色泥岩为腐殖型干酪根。

表3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根稳定碳同位素（δ¹³C）分析数据

Table 3 Stable carbon isotope（δ¹³C） of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

层位	岩性	干酪根稳定碳同位素（δ¹³C）	有机质类型
山西组	煤层	-23.7	Ⅲ
		-23.7	Ⅲ
		-24.2	Ⅲ
		-24.3	Ⅲ
	炭质泥岩	-24.3	Ⅲ
		-24.4	Ⅲ
		-24.0	Ⅲ
	暗色泥岩	-23.5	Ⅲ
		-23.8	Ⅲ
		-23.6	Ⅲ
		-23.5	Ⅲ
		-23.9	Ⅲ
		-24.3	Ⅲ
		-23.7	Ⅲ
		-24.1	Ⅲ
		-24.1	Ⅲ
		-23.8	Ⅲ
		-23.6	Ⅲ
		-26.9	Ⅱ₂
		-24.9	Ⅲ
太原组	煤层	-23.9	Ⅲ
		-23.8	Ⅲ
		-23.8	Ⅲ
	炭质泥岩	-23.8	Ⅲ
	暗色泥岩	-25.2	Ⅲ
		-24.3	Ⅲ
		-24.2	Ⅲ
		-23.9	Ⅲ
本溪组	煤层	-24.4	Ⅲ
		-24.6	Ⅲ
		-24.4	Ⅲ
	炭质泥岩	-23.9	Ⅲ
	暗色泥岩	-24.4	Ⅲ

这一结果与干酪根类型指数方法确定的有机质类型略有不同，主要体现在暗色泥岩与炭质泥岩的有机质类型上，由于干酪根显微组分含量测定存在一定测量误差，而干酪根碳同位素δ¹³C值更加稳定。因此，以干酪根碳同位素结果为主，认为鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩类型稳定，母质来源主要为陆生高等植物，总体具有腐殖型特征，山西组暗色泥岩含有少量Ⅱ型干酪根。

2.4　有机质成熟度

有机质成熟度代表烃源岩处于热演化过程中的某一个阶段^［21］，本文采用岩石热解最高峰温（T _max）和镜质体反射率（R _O）来研究该地区烃源岩有机质成熟度。

基于鄂尔多斯盆地东南部本溪组、太原组、山西组烃源岩样品热解数据统计分析（表4），本溪组样品T _max值分布于558~563 ℃之间，平均值为560 ℃，而太原组样品T _max值分布于558~564 ℃之间，平均值为560 ℃，略高于山西组样品，山西组样品T _max值分布于541~563 ℃之间，平均值为556 ℃；3个层位样品T _max值随着深度依次增加，不同层位不同岩性样品T _max值整体差异不大（图5），采用张厚福^［22］关于有机质演化程度标准，当T _max>490 ℃时，表明烃源岩主体处于过成熟生干气阶段。

表4 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩有机质成熟度数据

Table 4 Organic matter maturity of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

层位	岩性	R _O/%	T _max/℃
山西组	煤层	3.01	559
		2.51	557
		2.61	558
		2.88	558
	炭质泥岩	2.57	558
		2.32	556
		2.85	559
	暗色泥岩	2.58	559
		2.64	558
		2.32	553
		2.35	549
		2.9	560
		2.68	557
		2.96	559
		2.36	558
		2.54	559
		2.54	557
		2.48	541
		2.53	548
		2.62	554
太原组	煤层	2.62	559
		2.88	560
		2.93	559
	炭质泥岩	2.96	559
	暗色泥岩	2.52	561
		2.51	558
		2.61	558
		3.00	560
本溪组	煤层	2.53	558
		2.97	560
		3.11	560
	炭质泥岩	2.66	559
	暗色泥岩	2.68	558

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图5 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩R _O、T _max与深度交会图

Fig.5 R _O， T _maxvs. depth of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

镜质体反射率测试结果表明，本溪组R _O值分布于2.53%~3.11%之间，平均值为2.80%；太原组样品R _O值主要分布于2.51%~3.00%之间，平均值为2.70%；山西组样品R _O值分布于2.32%~3.01%之间，平均值为2.60%。根据张厚福^［22］关于有机质演化程度标准，研究区有机质均处于过成熟干气阶段，与苏里格气田、临兴地区、陇东地区^{［5-6，8-9］}相比，研究区烃源岩成熟度更高，热演化程度更高。研究区有机质成熟度随深度变化明显（图5），因此可以建立该地区有机质成熟度与深度之间的关系式，从而得到全区有机质成熟度的分布规律，也是为计算生烃强度提供理论基础。

综上所述，结合烃源岩有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度分析认为：本溪组、太原组煤和山西组煤的品质最好，其次是本溪组、山西组的炭质泥岩和暗色泥岩、太原组的暗色泥岩，太原组的炭质泥岩为较差烃源岩。

**3 烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型及厚度平面分布特征**

**3.1　烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型**

前人研究认为烃源岩在测井上区别于非烃源岩，其测井响应表现为：高放射性强度、低补偿密度、高声波时差、高补偿中子、高电阻率等^［23-24］。因此，可依据测井参数与烃源岩有机碳含量（TOC）之间的关系，建立相应的计算模型。国内学者也提出多个鄂尔多斯盆地不同地区烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型。如：张成龙等^［25］基于向量机模型，建立了鄂尔多斯盆地盐池地区长7烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型，在该地区应用效果良好；贺聪等^［26］利用多元回归法和BP神经网络，建立了鄂尔多斯盆地南部延长组的有机碳含量（TOC）解释模型，可以精准地识别连续地层中的TOC值的潜在有效烃源岩；刘瑞等^［24］利用Th/U值结合△LogR模型根据多元回归研究方法确立了太原组—山西组TOC计算模型。因此，本文在前人的研究方法上，结合该地区不同岩性TOC值相差明显，缺少U、Th、K自然伽马能谱测井等特点，展开烃源岩有机碳含量（TOC）计算研究，提出并建立鄂尔多斯盆地东南部本溪组—山西组不同岩性有机碳含量（TOC）测井解释模型，为评价烃源岩有机质丰度及其平面分布特征提供了有效方法。

3.1.1　烃源岩测井响应特征

在测井曲线特征上，研究区煤表现为高声波时差（AC），其值分布在250~398 µs/m之间、低补偿密度（DEN），其值分布在1.3~1.9 g/cm³之间；低自然伽马（GR），其值分布在31~194 API之间。暗色泥岩则是高自然伽马（GR），其值分布在91~358 API之间；中高声波时差（AC），其值分布在185~353 µs/m之间；中低补偿密度（DEN），其值分布在1.9~2.5 g/cm³之间；炭质泥岩区别于暗色泥岩，则是其声波时差（AC）值高于暗色泥岩声波时差（AC）的值，其值分布在190~403 µs/m之间。接着，将研究区山西组—本溪组取心段岩心实验分析TOC实测数据与常规测井曲线进行相关性分析，建立烃源岩TOC含量与测井资料间的定量关系模型，对鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩与多条测井曲线响应关系比较分析，结果表明（表5，图6）：煤、炭质泥岩、暗色泥岩的实测TOC在测井响应上有明显的差异，其中煤的TOC与声波时差（AC）呈正相关，相关系数达到0.72，与自然伽马（GR）呈负相关，相关系数达到0.69；炭质泥岩TOC与声波时差（AC）呈正相关，与密度（DEN）呈负相关，相关系数均达到0.65以上；暗色泥岩TOC与声波时差（AC）相关系数达到0.47，与密度（DEN）相关系数达到0.59。

表5 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩多元回归有机碳含量测井解释模型

Table 5 Log interpretation model of multiple regression organic carbon content of Upper Paleozoic coal source rocks in the southeastern Ordos Basin

岩性	测井参数		TOC测井解释模型	相关系数
煤	单参数	AC	TOC=0.067 4×AC+48.627	0.72
		GR	TOC=-0.161 2×GR+79.713	0.69
		CNL	TOC=0.423×CNL+48.326	0.21
		DEN	TOC=-11.709×DEN+88.495	0.27
	双参数	AC、GR	TOC=0.042 8×AC-0.097 07×GR+63.067 2	0.84
	三参数	AC、GR、DEN	TOC=0.041 8×AC-0.086 32×GR-3.198 7×DEN+68.431 1	0.84
炭质泥岩	单参数	AC	TOC=0.070 8×AC-2.071 2	0.68
		GR	TOC=-0.166 4×GR+39.594	0.17
		CNL	TOC=0.288 4×CNL+4.745 2	0.19
		DEN	TOC=-18.292×DEN+54.183	0.66
	双参数	AC、DEN	TOC=0.043 02×AC-10.581 4×DEN+27.304 5	0.75
	三参数	AC、CNL、DEN	TOC=0.043 5×AC+0.067 48×CNL-9.425×DEN+21.917 53	0.73
暗色泥岩	单参数	AC	TOC=0.038 9×AC-6.543	0.47
		GR	TOC=0.012 1×GR+0.633 9	0.10
		CNL	TOC=0.082 9×CNL+0.118 7	0.33
		DEN	TOC=-4.158 8×DEN+12.91	0.59
	双参数	AC、DEN	TOC=0.014 84×AC-3.112 65×DEN+6.896 74	0.60
	三参数	AC、CNL、DEN	TOC=0.014 54×AC+0.004 31×CNL-3.018 94×DEN+6.617 2	0.60

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

**图6 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩的测井参数与实测TOC关系**

（a）、（b）为煤实测TOC与测井参数关系；（c）、（d）为炭质泥岩实测TOC与测井参数关系；（e）、（f）为暗色泥岩实测TOC与测井参数关系

Fig.6 Relationship between logging parameters and measured TOC of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

3.1.2　多元回归有机碳含量测井解释模型

为了精细解释烃源岩有机碳含量，需要构建多元回归模型，在将实测TOC与各种测井参数进行相关性分析的基础上，筛选出与实测TOC相关性较好的几个参数，而后使用Origin软件进行数据回归，以烃源岩实测TOC数据为因变量，其对应的测井曲线值为自变量，分别建立煤、炭质泥岩、暗色泥岩进行多元预测模型。

结果表明（表5）：煤的TOC与声波时差（AC）、自然伽马（GR）二元回归关系好，相关系数达到0.84，与声波时差（AC）、自然伽马（GR）、密度（DEN）三元回归相关系数达到0.84；炭质泥岩的TOC与声波时差（AC）、密度（DEN）二元回归关系好，相关系数达到0.75，与声波时差（AC）、密度（DEN）、补偿中子（CNL）三元回归相关系数达到0.73；暗色泥岩TOC亦与声波时差（AC）、密度（DEN）二元回归关系好，相关系数较炭质泥岩的二元回归相关系数有所减少为0.6，其三元回归与声波时差（AC）、密度（DEN）、补偿中子（CNL）回归关系好，相关系数为0.6。由于二元回归分析与三元回归分析相关系数相差不大，为了减少更多的自变量对计算TOC时的影响，故选用二元回归模型对研究区烃源岩有机碳含量测井解释，其具体公式如下：

煤：TOC=0.042 8×AC-0.097 07×GR+

63.067 2（1）

炭质泥岩：TOC=0.043 02×AC-10.581 4×

DEN+27.304 51（2）

暗色泥岩：TOC=0.014 84×AC-3.112 65×

DEN+6.896 74（3）

根据上述公式对145口井开展实际运算，并将计算结果与实测TOC（共计61个数据）进行对比，结果发现除去少数点误差相对较大，其余数据点相关性较好，预测TOC与实测TOC整体一致性较好（图7）。以实测TOC数据作为参考依据，统计预测TOC的绝对误差与相对误差（表6），发现预测TOC的绝对误差平均为14.6%，最小值为0.1%。因此，该模型具有良好的适用性和可靠性。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

**图7 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩实测与多元回归计算TOC对比**

Fig.7 Comparison of TOC between measured and multiple regression calculations of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

**表6 研究区预测TOC与实测TOC误差分析**

Table 6 Error analysis of predicted TOC and measured TOC of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

岩性	实测TOC/%	预测TOC/%	绝对误差
煤	60.00	63.96	6.6
	68.20	68.14	0.1
	63.00	61.68	2.1
	78.00	77.91	0.1
	48.10	46.27	3.8
	73.30	76.96	5.0
	66.60	61.65	7.4
	47.30	50.35	6.4
	87.00	77.71	10.7
	69.75	71.96	3.2
	71.91	76.57	6.5
炭质泥岩	10.44	13.86	32.8
	11.53	13.17	14.3
	22.32	18.50	17.1
	26.70	23.66	11.4
	26.70	21.76	18.5
	14.82	19.71	33.0
	6.87	9.43	37.3
	7.77	5.33	31.4
	13.50	11.07	18.0
	11.10	8.90	19.8
	27.60	25.26	8.5
	29.30	30.62	4.5
暗色泥岩	2.62	2.25	14.0
	1.85	1.67	9.8
	3.02	1.99	34.1
	2.37	1.86	21.6
	2.33	1.94	16.6
	2.25	2.56	13.9
	4.70	3.39	27.9
	3.07	2.43	21.0
	2.59	2.72	5.1
	1.86	2.01	7.9
	1.72	1.95	13.4
	1.59	1.93	21.0
	1.60	1.93	21.3
	1.94	1.90	1.7
	1.75	1.55	11.8
	2.90	1.93	33.3
	2.32	1.91	17.8
	2.05	1.94	5.4
	1.62	1.98	22.3
	2.07	2.29	10.9
	6.59	5.72	13.1
	6.35	5.71	10.0
	2.07	1.84	11.4
	1.53	1.91	24.8
	2.11	1.84	12.9
	1.83	1.94	6.1
	2.12	2.03	4.1
	1.56	1.40	10.3
	1.42	1.14	20.2
	0.79	1.09	38.3
	1.85	1.77	4.3
	1.86	1.75	6.1
	1.89	1.77	6.2
	2.02	1.89	6.3
	2.92	2.33	20.3
	1.80	2.24	24.8
	1.24	1.65	33.5
	2.91	2.60	10.6

3.2　厚度平面分布特征

鄂尔多斯盆地东南部烃源岩的类型主要为煤、炭质泥岩和泥岩。利用建立的TOC测井解释模型对大宁—吉县区块上古生界煤系烃源岩进行评价：平面上，煤层在鄂尔多斯盆地东南部稳定发育，总厚度达2.9~18.9 m，平均值为11.5 m，东区煤层厚度整体大于13.0 m，局部煤层厚度大于16.0 m，少数地区煤层厚度小于10.0 m；北区煤层厚度较东区煤层厚度较薄，其厚度分布在9.0 ~11.0 m之间，局部地区煤层厚度大于11.0 m；南区煤层厚度分布在7.0~9.0 m之间，局部地区煤层厚度小于7.0 m；整体来看：煤层厚度呈现为东区厚、北区较厚、南区薄的特征（图8）。平面上泥岩分布也较为广泛，炭质泥岩局部发育厚，其暗色泥岩和炭质泥岩总厚度达65.7~127.0 m，平均值为94.0 m。北区泥岩与炭质泥岩厚度较厚，厚度分布在104.0~108.0 m之间，局部厚度小于100.0 m；南区泥岩与炭质泥岩厚度主要分布在92.0~104.0 m之间，局部厚度小于92.0 m，较北区厚度较薄（图8）。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图8 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系煤（a）、暗色泥岩和炭质泥岩（b）厚度等值线

Fig.8 Contour map of Upper Paleozoic coal (a), dark mudstone and carbonaceous mudstone (b) thickness in the southeastern Ordos Basin

4 生烃潜力

4.1　生烃强度计算

生烃强度是根据煤、炭质泥岩、暗色泥岩等烃源岩的累计厚度、总有机碳（TOC）含量、有机质类型、有机质成熟度而得到的能够反映某研究区天然气勘探潜力的综合性指标。一般认为生烃强度与油气资源关系密切，可以利用生烃强度来评估该地区的天然气勘探潜力。

依据石油与天然气行业标准中生烃强度的计算方法，结合前人^{［8-9，22］}对鄂尔多斯盆地的研究，选取研究区烃源岩的生烃强度计算公式为：

G = H × ρ s o u r c e r o c k × T O C r × 10 - 3

（4）

式中：G为烃源岩生烃强度，10⁸m³/km²；H为烃源岩厚度，m，根据对研究区井测井解释而得；ρ _{source rock}为烃源岩的密度，g/cm³，通过各个岩性的测井曲线读取；TOC为有机碳含量，%，根据测井相关曲线所得到的公式计算；r为产气率，m³/t_TOC，根据前人对鄂尔多斯盆地煤、炭质泥岩和泥岩的热压模拟试验得到^［7］。

4.2　结果分析

结果表明（表7，图9），东区总生烃强度最大，南区和北区生烃强度略低，但仍有部分区域生烃强度高。其中煤的生烃强度远超于炭质泥岩和暗色泥岩，煤的生烃强度最大达到53.1×10⁸m³/km²，而炭质泥岩的生烃强度最大值仅达到9.9×10⁸m³/km²，暗色泥岩的生烃强度最大值仅达到5.7×10⁸m³/km²。东区煤的生烃强度最大，生烃强度平均值达到34.7×10⁸m³/km²；南区煤的生烃强度平均值为20.3×10⁸m³/km²，北区煤的生烃强度略大于南区，其平均值为27.8×10⁸m³/km²。南区与北区的炭质泥岩的生烃强度大于东区炭质泥岩的生烃强度，其中南区炭质泥岩的平均值为4.6×10⁸m³/km²，北区炭质泥岩的平均值为4.4×10⁸m³/km²，东区炭质泥岩的平均值为3.9×10⁸m³/km²。暗色泥岩的生烃强度的特征也与炭质泥岩的生烃强度特征一致。而东区生烃强度最高，其总生烃强度介于（29.2~58.3）×10⁸m³/km²之间，平均值为42.4×10⁸m³/km²；而北区总生烃强度略低于东区，总生烃强度分布在（30.8~41.9）×10⁸m³/km²之间，平均值为37.2×10⁸m³/km²；南区总生烃强度分布在（17.6~48.0）×10⁸m³/km²之间，平均值为28.8×10⁸m³/km²（表7）。

表7 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩生烃强度

Table 7 Hydrocarbon generation intensity of Upper Paleozoic coal source rocks in the southeastern Ordos Basin

井区	生烃强度/（10⁸m³/km²）
井区	煤	炭质泥岩	暗色泥岩	累计
东区	$(18.6 ~ 53.1) 34.7$	$(0 ~ 9.6) 3.9$	$(2.4 ~ 5.7) 3.8$	$(29.2 ~ 58.3) 42.4$
南区	$(11.8 ~ 33.5) 20.3$	$(2 ~ 7.5) 4.6$	$(2.8 ~ 5.4) 4.1$	$(17.6 ~ 48.0) 28.8$
北区	$(21.8 ~ 32.0) 27.8$	$(1.2 ~ 9.9) 4.4$	$(3.4 ~ 5.7) 4.7$	$(30.8 ~ 41.9) 37.2$

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图9 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩总生烃强度等值线

Fig.9 Contour map of total hydrocarbon generation intensity of Upper Paleozoic coal source rocks in the southeastern Ordos Basin

4.3　勘探指导意义

对于鄂尔多斯盆地东部尤其是东南部上古生界烃源岩研究较为薄弱，缺乏对盆地东南部上古生界烃源岩的详细刻画。本文对鄂尔多斯盆地东南部本溪组、太原组和山西组烃源岩进行了全面客观的评价：本溪组—山西组煤和炭质泥岩生烃潜力大，暗色泥岩分布广厚度大，有机质丰度达到中等—好，其生烃潜力值得重视；首次提出了研究区煤、炭质泥岩和暗色泥岩的TOC测井解释模型，为进一步在平面上预测优质烃源岩提供了理论支撑。研究区气源条件充足，东区煤层生烃强度最大，其总生烃强度也最大，南区和北区生烃强度略低，但仍有部分区域生烃强度高，因此除了研究区东区，南区与北区部分生烃强度高的区域也可作为进一步勘探与开发的地区。

注 : (18.6 ~ 53.1) 34.7 = (最小 值 — 最大 值) 平均 值

5 结论

（1）研究区煤、炭质泥岩为好—很好烃源岩，暗色泥岩为中等—好烃源岩；有机质类型为Ⅲ型干酪根；烃源岩T _max值均大于540 ℃，R _O值普遍大于2.0%，处于过成熟生干气阶段。

（2）基于多元回归法，建立研究区TOC测井解释模型，在此基础上计算了研究区上古生界煤系烃源岩厚度，煤层主要发育在本溪组和山西组，全区呈现为东区厚、北区较厚、南区薄的特征；暗色泥岩与炭质泥岩主要分布在本溪组和山西组。

（3）研究区上古生界煤系烃源岩生烃强度大，东区累计生烃强度最大，北区次之，南区最小，其中东区煤层生烃强度最大，而南区与北区的炭质泥岩和暗色泥岩的生烃均强度大于东区炭质泥岩的生烃强度。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within

1	李曙光，王成旺，王红娜，等.大宁—吉县区块深层煤层气成藏特征及有利区评价［J］.煤田地质与勘探，2022，50（9）：59-67. LI S G，WANG C W，WANG H N，et al. Reservoir forming characteristics and favourable area evaluation of deep coalbed methane in Daning-Jixian block［J］. Coal Geology and Exploration，2022，50（9）：59-67.

2	赵龙梅，文桂华，李星涛，等.鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块山西组₂ ³亚段致密砂岩气储层“甜点区”评价［J］.天然气工业，2018，38（S1）：5-10. ZHAO L M，WEN G H，LI X T，et al. Evaluation of tight sandstone gas reservoir “Sweet Spot” in submember 2³ of Shanxi Formation in Daning-Jixian Block，Ordos Basin［J］. Na-tural Gas Industry，2018，38（S1）：5-10.

3	戴金星，秦胜飞，胡国艺，等.新中国天然气勘探开发70年来的重大进展［J］.石油勘探与开发，2019，46（6）：1037-1046. DAI J X， QIN S F，HU G Y，et al. Major progress in the natural gas exploration and development in the past seven decades in China［J］. Petroleum Exploration and Development，2019，46（6）：1037-1046.

4	赵靖舟，付金华，姚泾利，等.鄂尔多斯盆地准连续型致密砂岩大气田成藏模式［J］. 石油学报，2012，33（S1）：37-52. ZHAO J Z，FU J H，YAO J L，et al. Quasi-continuous accumulation model of large tight sandstone gas field in Ordos Basin［J］. Acta Petrolei Sinica，2012，33（S1）：37-52.

5	李军，王禹诺，赵靖舟，等.鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气富集规律［J］.石油与天然气地质，2016， 37（2）：180-188. LI J，WANG Y N，ZHAO J Z，et al. Accumulation patterns of natural gas in the Upper Paleozoic in Longdong area，Ordos Basin［J］.Oil & Gas Geology，2016，37（2）：180-188.

6	WU W，CHEN M，LI N，et al. Characteristics of coal-measure source rock and its controlling effect on gas-water distribution of tight sandstone of He8 Member in Sulige Gas Province，Ordos Basin［J］.Energy Exploration & Exploitation，2021，39（5）：1727-1746.

于聪，胡国艺，陈瑞银.不同煤系烃源岩热解气地球化学差异及其在苏里格气田的应用［J］.天然气地球科学，2019，30（1）：133-142.

YU C，HU G Y，CHEN R Y. Geochemical features of hydrocarbon gas generated from different coaly source rocks by pyrolysis experiments：Case study of the Sulige Gas Field in the Ordos Basin，China［J］. Natural Gas Geoscience，2019，30（1）：133-142.

宋平，郭明强，赵靖舟，等.鄂尔多斯盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩特征及其对天然气成藏的控制作用［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2019，34（1）：22-28.

SONG P，GUO M Q， ZHAO J Z， et al. Characteristics of Upper Paleozoic source rocks in Linxing area， eastern margin of Ordos Basin and their controlling effect on accumulation of natural gas［J］. Journal of Xi 'an Shiyou University （Natural Science Edition），2019，34（1）：22-28.

胡维强，刘玉明，李洋冰，等.鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界烃源岩特征及其生排烃史研究［J］.长江大学学报（自然科学版），2018，15（19）：1-5，85.

HU W Q， LIU Y M， LI Y B，et al. The characteristics and generation-expulsion history of hydrocarbon source rocks of the Upper Paleozoic in Linxing area，Ordos Basin［J］. Journal of Yangtze University （Natural Science Edition），2018，15（19）： 1-5，85.

10	曹跃，银晓，赵谦平，等.鄂尔多斯盆地南部延长探区上古生界烃源岩特征与勘探方向［J］.中国石油勘探，2015，20（3）：13-21. CAO Y， YIN X， ZHAO Q P， et al. Characteristics and exploration direction of Upper Paleozoic source rock in Yanchang block of southern Ordos Basin［J］. China Petroleum Exploration，2015，20（3）：13-21.

11	李五忠，陈刚，孙斌，等.大宁—吉县地区煤层气成藏条件及富集规律［J］.天然气地球科学，2011，22（2）：352-360. LI W Z， CHEN G， SUN B， et al. Geological controls of coalbed methane enrichment in Daning-jixian area，southeastern Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2011，22（2）：352-360.

孙越，蒋裕强，熊先钺，等.鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块山西组山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 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.

13	陈建平，赵长毅，何忠华.煤系有机质生烃潜力评价标准探讨［J］.石油勘探与开发，1997，24（1）：1-5，91. CHEN J P， ZHAO C Y， HE Z H. Discussion on evaluation criteria of hydrocarbon generation potential of organic matter in coal measures［J］. Petroleum Exploration and Development，1997，24（1）：1-5，91.

14	TISSOT B， DURAND B， ESPITALIÉ J， et al. Influence of the nature and diagenesis of organic matter in formation of petroleum［J］. AAPG，Bulletin，1974，58（4）：499-506.

15	熊德明，马万云，张明峰，等.干酪根类型及生烃潜力确定新方法［J］.天然气地球科学，2014，25（6）：898-905. XIONG D M， MA W Y， ZHANG M F， et al. New method for determining kerogen types and hydrocarbon potential［J］. Natural Gas Geoscience，2014，25（6）：898-905.

16	秦建中，申宝剑，陶国亮，等.优质烃源岩成烃生物与生烃能力动态评价［J］.石油实验地质，2014，36（4）：465-472. QIN J Z， SHEN B J， TAO G L， et al. Hydrocarbon-forming organisms and dynamic evaluation of hydrocarbon generation capacity in excellent source rocks［J］.Petroleum Geology & Experiment，2014，36（4）：465-472.

17	彭思钟，刘德勋，张磊夫，等.鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区山西组页岩岩相与沉积相特征［J］.沉积学报，2022，40（1）：47-59. PENG S Z，LIU D Y，ZHANG L F，et al.Shale lithofacies and sedimentary facies of the Permian Shanxi Formation，Daning-Jixian area，eastern margin of Ordos Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica，2022，40（1）：47-59.

18	陈建渝，郝芳.有机岩石学研究有机质类型和成熟度的改进［J］.石油实验地质，1990，12（4）：426-431. CHEN J Y， HAO F. Improvement of organic petrology study on type and maturity of organic matter［J］. Petroleum Geology & Experiment，1990，12（4）：426-431.

19	黄籍中.干酪根的稳定碳同位素分类依据［J］.地质地球化学，1988，16（3）：66-68. HUANG J Z. Classification basis of stable carbon isotopes of kerogen［J］. Geology and Geochemistry，1988，16（3）：66-68.

20	SY/T 5735—1995. 陆相烃源岩地球化学评价方法［S］.北京：中国标准出版社，1995． SY/T 5735-1995. Geochemical Evaluation Method of Terrestrial Source Rocks［S］.Beijing：Standards Press of China，1995.

21	石记鹏，赵长毅，刘海涛，等.对烃源岩评价的几个问题的深入探讨［J］.天然气勘探与开发，2021，44（1）：13-21. SHI J P，ZHAO C Y，LIU H T， et al. An in-depth discussion on several problems about source-rocks evaluation［J］. Natural Gas Exploration and Development，2021，44（1）：13-21.

22	张厚福.石油地质学［M］.北京：石油工业出版社，1999. ZHANG H F. Petroleum Geology［M］. Beijing： Petroleum industry publishing，1999.

23	LEWIS R D，INGRAHAM，PEARCY M，et al. New Evaluation Techniques for Gas Shale Reservoirs［C］.Denver，Colorado： Schlumberger Reservoir Symposium，2004.

24	刘瑞，郭少斌，王继远.烃源岩TOC计算模型——以鄂尔多斯盆地太原组—山西组为例［J］.天然气地球科学，2020，31（11）：1628-1636. LIU R，GUO S B，WANG J Y.TOC calculation model of sou-rce rock： Case study from Taiyuan-Shanxi formations in Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2020，31（11）：1628-1636.

25	张成龙，陶士振，白斌，等.基于支持向量机模型的烃源岩有机碳含量预测——以鄂尔多斯盆地为例［J］.天然气地球科学，2019，30（5）：761-768. ZHANG C L，TAO S Z，BAI B，et al. Source rock TOC content prediction based on the support vector machine model： An application in Ordos Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2019，30（5）：761-768.

26	贺聪，苏奥，张明震，等.鄂尔多斯盆地延长组烃源岩有机碳含量测井预测方法优选及应用［J］.天然气地球科学，2016，27（4）：754-764. HE C，SU A，ZHANG M Z，et al. Optimal selection and application of prediction means for organic contene of source rocks based on Logghing data in Yangchang Formation，Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2016，27（4）：754-764.

Options

Outlines

模态框（Modal）标题

Highlights

Cite this article

0 引言

1 地质背景

图1 鄂尔多斯盆地东南部研究区位置（a）（据文献［2］修改）及地层综合柱状图（b）

2 烃源岩地球化学特征

2.1 样品实验信息

2.2 有机质丰度

表1 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩有机质丰度数据

图2 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤和炭质泥岩（a）、暗色泥岩（b）有机质丰度评价

2.3 有机质类型

2.3.1 干酪根有机质显微组成

表2 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根显微组成分析数据

图3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根显微组分照片

图4 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤（a）、炭质泥岩（b）和暗色泥岩（c）干酪根类型指数分布直方图和煤（d）、炭质泥岩（e）和暗色泥岩（f）干酪根稳定碳同位素（δ13C）分布直方图

2.3.2 干酪根碳同位素

表3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根稳定碳同位素（δ13C）分析数据

2.4 有机质成熟度

表4 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩有机质成熟度数据

图5 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩R O、T max与深度交会图

3 烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型及厚度平面分布特征

3.1 烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型

3.1.1 烃源岩测井响应特征

表5 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩多元回归有机碳含量测井解释模型

图6 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩的测井参数与实测TOC关系

3.1.2 多元回归有机碳含量测井解释模型

图7 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩实测与多元回归计算TOC对比

表6 研究区预测TOC与实测TOC误差分析

3.2 厚度平面分布特征

图8 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系煤（a）、暗色泥岩和炭质泥岩（b）厚度等值线

4 生烃潜力

4.1 生烃强度计算

4.2 结果分析

表7 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩生烃强度

图9 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩总生烃强度等值线

4.3 勘探指导意义

5 结论

References

2.1　样品实验信息

2.2　有机质丰度

2.3　有机质类型

2.3.1　干酪根有机质显微组成

图4 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤（a）、炭质泥岩（b）和暗色泥岩（c）干酪根类型指数分布直方图和煤（d）、炭质泥岩（e）和暗色泥岩（f）干酪根稳定碳同位素（δ¹³C）分布直方图

2.3.2　干酪根碳同位素

表3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根稳定碳同位素（δ¹³C）分析数据

2.4　有机质成熟度

图5 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩R _O、T _max与深度交会图

**3 烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型及厚度平面分布特征**

**3.1　烃源岩有机碳含量（TOC）测井解释模型**

3.1.1　烃源岩测井响应特征

**图6 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩的测井参数与实测TOC关系**

3.1.2　多元回归有机碳含量测井解释模型

**图7 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩实测与多元回归计算TOC对比**

**表6 研究区预测TOC与实测TOC误差分析**

3.2　厚度平面分布特征

4.1　生烃强度计算

4.2　结果分析

4.3　勘探指导意义