Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 1: 149 - 163

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.012

Oil-source correlation and hydrocarbon charging characteristics of Chang 8 reservoir in the Pingliang area， southwestern Ordos Basin

  • Jingjing CAO , 1, 2 ,
  • Wenzhe GANG , 1, 2 ,
  • Shangru YANG 3 ,
  • Anxiang LUO 4 ,
  • Xiaolei ZHANG 4 ,
  • Yang BAI 1, 2 ,
  • Yanwei LIANG 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 3. Oil and Gas Technology Research Institute，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 4. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China

Received date: 2023-01-30

  Revised date: 2023-06-29

  Online published: 2024-01-10

Supported by

The Project of Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company(Ji 2021-38)

Fold

Abstract

In recent years， Pingliang area is an important exploration area for increasing production on the edge of the Ordos Basin. Due to the influence of multi-stage tectonic movements， the degree of hydrocarbon exploration in this area is low， and the accumulation mechanism of Chang 8 reservoir is controversial. In this paper， by studying the organic geochemical characteristics of source rocks， oil-source correlation， the relationship between hydrocarbon generation period and charging period of source rocks， reservoir characteristics and the influence of tectonic evolution on hydrocarbon charging process are studied to clarify the oil and gas source， the migration and accumulation mechanism of Chang 8 Member in the study area， and the accumulation model is established. The results show that the black shale of Chang 73 sub-member in the study area has high organic matter abundance， and kerogen type is mainly type I， which is in mature stage and mainly generates oil. The crude oil of Chang 8 Member is generated from the black shale of Chang 73 sub-member. The dark mudstones of Chang 73 sub-member and Chang 8 Member have low organic matter abundance， and kerogen types are II-III， which does not contribute to hydrocarbon generation. The fluid inclusions of Chang 8 reservoir in the study area show blue fluorescence， with homogeneous temperatures ranging from 115 ℃ to 130 ℃， and there is phase I hydrocarbon charging. The main hydrocarbon generation period of the Chang 73 sub-member black shale in the study area matches the hydrocarbon charging period of the Chang 8 reservoir， and the hydrocarbon generation peak and charging period are both late Early Cretaceous （about 100 Ma）. The study area is characterized by “high in the west and low in the east”， with high-angle fractures， good physical properties and microfractures in Chang 8 reservoir. The hydrocarbon generated by the black shale of Chang 73 sub-member migrated along the fractures to the Chang 8 reservoir， and the high part of the structure controls the hydrocarbon distribution in Chang 8 reservoir. This study is of great significance for the next exploration deployment in the new area at the edge of the Ordos Basin.

Key words： Black shale; Fluid inclusion; Oil-source correlation; Hydrocarbon charging; Pingliang area; Ordos Basin

Cite this article

Jingjing CAO , Wenzhe GANG , Shangru YANG , Anxiang LUO , Xiaolei ZHANG , Yang BAI , Yanwei LIANG . Oil-source correlation and hydrocarbon charging characteristics of Chang 8 reservoir in the Pingliang area， southwestern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(1) : 149 -163 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.012

0 引言

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，目前石油勘探方向逐渐由盆地内部向盆地边缘拓展［1］。鄂尔多斯盆地西南缘平凉地区横跨天环坳陷和西缘冲断带，印支期、燕山期和喜马拉雅期等多期构造运动对研究区沉积、构造及油气成藏具有重要的控制作用［2］。白青林等［3］认为盆地西南缘长8段油藏原油来源于盆地内部长7段烃源岩，而赵彦德等［4-6］认为长8段油藏原油来源于该区长7段烃源岩。薛楠等［7］分析了长 7 段烃源岩地球化学特征及形成环境，但尚未对比分析研究区黑色页岩与暗色泥岩地球化学特征与生烃差异。此外，马立元等［8］探讨了邻区长8段储层成岩演化与石油成藏之间的关系，分析了油气充注与成藏时期，认为长8段油藏具有一期多阶段的充注特征，油气充注高峰期为早白垩世。张园园等［2］分析了邻区中生界断裂特征，认为断裂与砂体匹配控制着长8段油气聚集，缺乏长8段油藏油气充注过程研究。综上所述，平凉地区作为勘探新区，油气勘探程度低，受多期次构造运动影响［2］，成藏条件复杂，研究较为薄弱。
本文分别选取研究区长73亚段黑色页岩与暗色泥岩及长8段暗色泥岩样品，对比其有机地球化学特征差异，根据油源对比结果，明确了研究区长8段原油来源及有效烃源岩特征。基于研究区烃源岩演化与生烃过程、油气成藏期、构造演化及储层特征等多方面研究，明确了长8段油藏油气充注过程及成藏规律，该研究对鄂尔多斯盆地西南缘勘探新区的下步部署具有重要意义。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是中国第二大含油气盆地，面积约为25×104 km2 ［9-11］，由伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、晋西挠褶带、伊陕斜坡和渭北隆起等构造单元构成，属于具有多期叠合特征的多旋回克拉通盆地［图1（a）］［9-11］。平凉地区位于鄂尔多斯盆地西南缘天环坳陷和西缘冲断带的南部，受印支期、燕山期及喜马拉雅期等多期构造叠加的影响，构造特征与应力场变化复杂［12-13］。研究区在印支期挤压构造应力场方位主要呈 NE—SW 向，燕山期 NE—SW 向的挤压应力引起西缘冲断带南段逆冲推覆构造的形成和发育，而在喜马拉雅期盆地西南缘以NNE—SSW向挤压应力为主，形成复杂的断裂体系和低幅度构造［14-15］。天环坳陷在古生代显示为西倾斜坡，自晚三叠世开始发生坳陷，此后沉积中心逐渐向东迁移，形成“西陡东缓”的不对称结构［12-13］。三叠系延长组以河流—湖泊相沉积为主，延长组7段（长7段）发育黑色页岩，长8段发育厚层水下分流河道砂体，长7段烃源岩和长8段储层构成典型的“上生下储”型源储组合特征，长8段是研究区重要的油气富集层位［图1（b），图1（c）］［4］。
图1 鄂尔多斯盆地构造分区（a）、平凉地区位置（b）与地层综合柱状图（c）

Fig.1 Tectonic zoning （a）， location of Pingliang area （b） and stratigraphic column （c） in Ordos Basin

2 样品及分析方法

本文研究共采集鄂尔多斯盆地平凉地区样品23个，其中长73亚段黑色页岩样品11个，长73亚段暗色泥岩样品 3个，长8段暗色泥岩样品6个，长8段含油砂岩样品3个，对所有黑色页岩和暗色泥岩样品进行了总有机碳测定和岩石热解分析。选取含油砂岩、黑色页岩和暗色泥岩样品共17个进行可溶有机质抽提与饱和烃色谱—质谱分析实验。选取10个黑色页岩和暗色泥岩样品制备干酪根，并进行干酪根有机碳同位素测定。选取含油砂岩样品，磨制岩石薄片，进行流体包裹体观察和均一温度测定。此外，本文收集了前人测定的烃源岩总有机碳、岩石热解和干酪根碳同位素数据，实验分析结果如表1所示［7］。
表1 鄂尔多斯盆地平凉地区烃源岩TOC、热解参数、镜质体反射率及干酪根碳同位素数据

Table 1 TOC, Rock-Eval parameters, vitrinite reflectance, stable carbon isotope of kerogen of source rocks in the Pingliang area, Ordos Basin

井号 深度/m 层位 岩性 TOC/% S 1/（mg/g）

S 2

/（mg/g）

（S 1+S 2）

/（mg/g）

 T max/℃

I H

/（mg/g）

 R O/% δ13C干酪根/‰ 数据来源
孟34 2 497.55 长73 黑色页岩 11.56 2.88 51.73 54.61 446 447.49 0.73 -29.50 ［7］
孟34 2 507.66 长73 黑色页岩 5.77 0.34 36.68 37.02 451 635.70 0.78 ［7］
孟34 2 523.96 长73 黑色页岩 3.01 0.93 26.38 27.31 446 876.41 0.57 -30.10 本文
孟34 2 525.00 长73 黑色页岩 3.91 0.46 39.95 40.41 446 1 020.69 本文
孟53 2 407.87 长73 黑色页岩 2.13 0.76 13.16 13.92 440 616.97 0.76 -29.70 本文
孟53 2 409.40 长73 黑色页岩 3.50 0.79 24.03 24.82 448 686.57 0.76 -30.70 ［7］
演169 2 161.50 长73 黑色页岩 4.03 1.52 17.32 18.84 448 429.78 0.84 ［7］
演169 2 362.10 长73 黑色页岩 5.34 1.61 25.67 27.28 448 480.71 0.87 -30.10 ［7］
演169 2 362.97 长73 黑色页岩 3.45 1.25 15.64 16.89 448 452.94 0.85 -30.40 本文
演48 2 339.00 长73 黑色页岩 8.30 3.09 45.99 49.08 444 554.10 0.81 -29.20 ［7］
演48 2 339.45 长73 黑色页岩 3.27 0.69 12.05 12.74 444 368.95 -30.70 本文
演80 2 280.71 长73 黑色页岩 7.32 2.18 41.87 44.05 447 572.15 本文
演80 2 287.23 长73 黑色页岩 6.23 2.68 23.37 26.05 438 375.06 本文
演98 2 322.37 长73 黑色页岩 7.69 3.90 56.48 60.38 443 734.08 本文
演98 2 326.18 长73 黑色页岩 5.70 1.56 34.98 36.54 443 613.58 本文
演98 2 328.30 长73 黑色页岩 6.39 1.90 48.23 50.13 443 755.19 -30.70 本文
演98 2 329.20 长73 黑色页岩 5.51 1.54 32.84 34.38 443 596.32 本文
孟34 2 506.03 长73 暗色泥岩 0.79 0.27 1.40 1.67 447 177.22 -26.20 ［7］
孟34 2 531.50 长73 暗色泥岩 0.89 0.15 0.55 0.70 458 61.80 ［7］
孟53 2 415.00 长73 暗色泥岩 0.83 0.06 0.53 0.59 447 63.86 0.82 ［7］
演180 2 277.50 长73 暗色泥岩 2.47 0.39 3.29 3.68 436 133.20 ［7］
演228 2 402.85 长73 暗色泥岩 1.78 0.18 0.91 1.09 450 51.12 本文
演228 2 404.94 长73 暗色泥岩 0.59 0.06 0.22 0.28 443 37.21 本文
演80 2 303.38 长73 暗色泥岩 1.53 0.30 1.49 1.79 444 97.70 0.71 -26.40 本文
孟34 2 533.82 长8 暗色泥岩 0.78 0.30 0.59 0.89 447 75.56 0.74 -25.90 本文
孟53 2 459.76 长8 暗色泥岩 0.89 0.12 0.50 0.62 443 56.48 本文
演169 2 375.12 长8 暗色泥岩 0.91 0.14 0.38 0.52 448 41.74 0.70 -26.10 本文
演179 2 087.50 长8 暗色泥岩 0.80 0.02 0.80 0.82 445 100.00 ［7］
演180 2 275.00 长8 暗色泥岩 1.28 0.03 0.77 0.80 446 60.16 ［7］
演180 2 276.70 长8 暗色泥岩 1.13 0.20 0.50 0.70 441 44.25 ［7］
演71 2 405.76 长8 暗色泥岩 0.54 0.57 0.83 1.40 441 154.94 本文
演80 2 309.35 长8 暗色泥岩 1.79 0.22 1.42 1.64 448 79.15 0.86 -26.10 本文
演98 2 338.86 长8 暗色泥岩 1.68 0.32 1.89 2.21 444 112.37 -26.40 本文
总有机碳（TOC）测定实验采用国家标准《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2003），先将烃源岩样品粉碎至粒径80目，称取0.05 g样品备用，再用稀盐酸溶解样品中的碳酸盐矿物，使用LECOCS-230碳/硫分析仪进行TOC测定，得到烃源岩样品的TOC含量，测量精度为0.01%。岩石热解分析依据国家标准《岩石热解分析》（GB/T 18602—2012），使用OGE-II油气评价仪分别得到岩石中的游离烃S 1、热解烃S 2和最高热解峰温T max，并计算S 1+S 2、氢指数I H/（mg烃/gTOC）等参数，总有机碳测定与岩石热解分析均在中国石油大学（北京）地球化学实验室完成。
烃源岩和油砂中可溶有机质抽提实验流程根据石油天然气行业标准《岩石中氯仿沥青的测定》（SY/T 5118—2005），将烃源岩样品和油砂样品粉碎至100目左右，采用索氏抽提法，利用二氯甲烷连续抽提72 h，获得烃源岩和油砂中的可溶有机质。族组分分离实验流程遵循石油与天然气行业标准《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》（SY/T 5119—2016），使用石油醚溶解抽提后的可溶有机质和原油样品，分离出沥青质。采用层析柱法（3 g硅胶和2 g氧化铝），用石油醚（共40 mL）分离出饱和烃组分，再依次用二氯甲烷∶石油醚=2∶1（体积比）及二氯甲烷∶甲醇=93∶7（体积比）分别分离出芳香烃和非烃组分，可溶有机质抽提和族组分分离实验均在中国石油大学（北京）地球化学实验室完成。
饱和烃色谱—质谱（GC-MS）分析实验使用Agi-lent 7890-5975C气相色谱质谱联用仪，色谱柱采用HP-5MS弹性石英毛细柱（60 m×0.25 mm×0.25 m），升温程序为：初温50 ℃保持1 min，以20 ℃/min速率升温至120 ℃，以4 ℃/min速率升温至250 ℃，再以3 ℃/min速率升至310 ℃，保持30 min，载气流速为1 mL/min，该实验在中国石油大学（北京）石油与环境化学实验室完成。
流体包裹体观察及均一温度测定实验在核工业北京地质研究院完成，选取平凉地区长8段含油砂岩样品制成厚度为0.6 mm的双面抛光薄片，进行流体包裹体观察，在LINKAM THMS600型冷热台上进行均一温度测定实验，升温速度控制在0.1~10 ℃/min之间，测量误差为±0.1 ℃。
干酪根碳同位素分析实验在中国石油大学（北京）地球化学实验室完成，使用FLASH HT EA-MAT 253 IRMS元素—稳定同位素质谱仪，载气流量为100 mL/min，反吹流量为250 mL/min，燃烧气流量为250 mL/min，反应炉温度为980 ℃，实验流程遵循石油天然气行业标准《有机物和碳酸盐岩碳、氧同位素分析方法》（SY/T 5238—2019），实验误差为±0.4‰。

3 烃源岩地球化学特征

3.1　有机质丰度

评价有机质丰度的常用指标包括总有机碳（TOC）、生烃潜量（S 1+S 2）以及氢指数（I H）等［16-17］。长73亚段黑色页岩TOC含量介于2.13%~11.56%之间，平均值为5.48%；S 1+S 2值介于12.74~60.38 mg烃/g岩石之间，平均值为33.79 mg烃/g岩石；S 1值介于0.34~3.90 mg烃/g岩石之间，平均值为1.65 mg烃/g岩石；S 2值介于12.05~56.48 mg烃/g岩石之间，平均值为32.14 mg烃/g岩石（表1）。长73亚段暗色泥岩TOC含量为0.59%~2.47%，平均值为1.27%；S 1+S 2值为0.28~3.68 mg烃/g岩石，平均值为1.40 mg烃/g岩石；S 1值介于0.06~0.39 mg烃/g岩石之间，平均值为0.20 mg烃/g岩石；S 2值介于0.22~3.29 mg烃/g岩石之间，平均值为1.20 mg烃/g岩石。长8段暗色泥岩TOC含量介于0.54%~1.79%之间，平均值为1.09%；S 1+S 2值为0.52~2.21 mg烃/g岩石，平均值为1.07 mg烃/g岩石；S 1值介于0.02~0.57 mg烃/g岩石之间，平均值为0.21 mg烃/g岩石；S 2值介于0.38~1.89 mg烃/g岩石，平均值为0.85 mg烃/g岩石（表1）。
烃源岩TOC与S 1+S 2含量交会图可以用来综合判断烃源岩有机质丰度［16-17］，长73亚段黑色页岩属于很好烃源岩，长73亚段和长8段暗色泥岩样品有机质丰度远低于长73亚段黑色页岩，为中等—好烃源岩［图2（a）］。常用TOC与I H交会图评价烃源岩的生烃潜力，研究区长73亚段黑色页岩以中等—好油源岩为主，长73亚段和长8段暗色泥岩样品生烃能力远低于长73亚段黑色页岩［图2（b）］。
图2 鄂尔多斯盆地平凉地区长73亚段和长8段烃源岩TOC与（S 1+S 2）含量（a）及TOC与I H（b）交会图

Fig.2 Cross plots of TOC vs（S 1+S 2） contents （a） and TOC vs. I H （b） of source rocks in the Chang 73 submember and Chang 8 Member in the Pingliang area， Ordos Basin

3.2　有机质类型

鄂尔多斯盆地平凉地区长73亚段黑色页岩氢指数I H值介于369.0~1 020.7 mg烃/gTOC之间，平均值为601.0 mg烃/gTOC；长73亚段和长8段暗色泥岩氢指数I H值分别介于37.2~177.2 mg烃/gTOC（平均值为88.9 mg烃/gTOC）和41.7~154.9 mg烃/gTOC（平均值为80.5 mg烃/gTOC）之间（表1）。T max与I H交会图常用来判断烃源岩有机质类型，平凉地区长73亚段黑色页岩样品在I—II型有机质区域均有分布，主要为I型有机质，以生油为主［图3（a）］。此外，干酪根碳同位素也可以判断烃源岩有机质类型［18-19］，研究区长73亚段黑色页岩干酪根碳同位素值介于-30.7‰~-29.2‰之间，平均值为-30.1‰，而长73亚段和长8段暗色泥岩干酪根碳同位素值分别为-26.4‰~-26.2‰（平均值为-26.3‰）和-26.4‰~-25.9‰（平均值为-26.1‰）（表1）。研究区长73亚段黑色页岩样品干酪根碳同位素值均低于-28.0‰，有机质类型以II型为主，有机质来源主要为低等水生生物。长73亚段和长8段暗色泥岩干酪根碳同位素值介于-28.0‰~-26.0‰之间，表明其有机质具有混合生源［图3（b）］。C27—C29规则甾烷构型和含量也可以判断烃源岩有机质来源，长73亚段黑色页岩C27规则甾烷含量最高，C27—C29规则甾烷呈“L”型，表明其生烃母质以低等水生生物输入为主（图4）。
图3 鄂尔多斯盆地长73亚段和长8段平凉地区烃源岩T max与I H交会图（a）和干酪根碳同位素柱状图（b）

Fig.3 Cross plots of T max vs. I H （a） and carbon isotope column of kerogen （b） of source rocks in the Chang 73 submember and Chang 8 Member in the Pingliang area， Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地长73亚段和长8段平凉地区烃源岩饱和烃质量色谱

Fig.4 Chromatography-mass spectrometry （GC-MS） of saturated hydrocarbon of source rocks in the Chang 73 submember and Chang 8 Member in the Pingliang area， Ordos Basin

3.3　有机质成熟度

镜质体反射率（R O）、岩石热解T max等常用来评价有机质成熟度，其中R O是评价成熟度最好的指标［16-17］。研究区长73亚段黑色页岩R O值介于0.57%~0.87%之间（平均值为0.77%）、T max值介于438~451 ℃之间（平均值为445 ℃）；长73亚段暗色泥岩R O值介于0.72%~0.82%之间（平均值为0.77%）、T max值为436~458 ℃（平均值为446 ℃）；长8段暗色泥岩R O值介于0.70%~0.74%之间（平均值为0.72%）、T max值介于441~448 ℃（平均值为444 ℃）之间，以上结果表明研究区长73亚段黑色页岩、长73亚段和长8段暗色泥岩均处于成熟阶段（表1）。此外，C29甾烷20S/（20S+20R）和C29甾烷ββ/（αα+ββ）也是常用的判断有机质成熟度的参数，图5显示平凉地区长73亚段黑色页岩、长73亚段和长8段暗色泥岩的样品均落入成熟区域（图5）。综上所述，平凉地区长73亚段黑色页岩、长73亚段和长8段暗色泥岩均处于成熟阶段。
图5 鄂尔多斯盆地平凉地区长73亚段和长8段烃源岩C29甾烷20S/（20S+20R）与C29甾烷ββ/（αα+ββ）交会

Fig.5 Cross plots of C29 20S/（20S+20R） sterane vs. C29 ββ/（αα+ββ） sterane of source rocks in the Chang 73 submember and Chang 8 Member in the Pingliang area， Ordos Basin

4 原油地球化学特征及来源

4.1　原油有机地球化学特征

正构烷烃是原油/含油砂岩抽提物的主要成分，正构烷烃组成和碳数分布可反映生源构成、保存条件及热演化程度［20-22］。平凉地区长8段原油饱和烃总离子流图（TIC）基本一致，基线平直，表明样品基本未遭受生物降解。正构烷烃碳数范围为nC12—nC35，主峰碳为nC21（图6）。 ∑ n C 21 - / ∑ n C 22 +分布介于0.56~0.85之间，平均值为0.70，低分子量烃类含量相对较低。碳优势指数（CPI）介于1.15~1.23之间，平均值为1.19，表明研究区长8段为成熟原油。Pr/Ph值是常用确定沉积环境氧化还原条件的指标，低Pr/Ph值指示还原环境，高Pr/Ph值指示氧化环境［20-22］。研究区长8段原油的Pr/Ph值主要介于1.06~1.91之间，平均值为1.46，Pr/nC17和Ph/nC18分别介于0.26~0.39和0.09~0.30之间，平均值分别为0.32和0.17，表明研究区长8段原油的成烃母质形成于弱氧化—弱还原环境（表2）。
图6 鄂尔多斯盆地平凉地区长8段油藏原油饱和烃质量色谱

Fig.6 Chromatography-mass spectrometry （GC-MS） of saturated hydrocarbon of oils from the Chang 8 reservoir in the Pingliang area， Ordos Basin

表2 鄂尔多斯盆地平凉地区烃源岩、原油及含油砂岩饱和烃生物标志物参数

Table 2 Parameters of biomarker of saturated hydracarbon of source rock, crude oil and oil-bearing sandstone in the Pingliang area, Ordos Basin

井号 深度/m 层位 样品类型

n C 21 - /

n C 21 +

Pr

/Ph

Pr

/nC17

Ph

/nC18

 CPI Ts/（Ts+Tm）

C29Ts

/（C29Ts +

C29H）

Ga/（Ga+

C30H）

 C27重排甾烷/C27规则甾烷 三环萜烷/C30H

ααα-C29甾烷20S/

（20S+20R）

C29ββ甾烷

/（ββ+αα）
孟34 2 534.65 长8 含油砂岩 0.85 1.06 0.39 0.30 1.23 0.79 0.49 0.09 0.48 0.34 0.46 0.63
演48 2 347.30 长8 含油砂岩 0.70 1.91 0.30 0.11 1.21 0.75 0.52 0.10 0.87 0.18 0.49 0.60
演80 2 308.58 长8 含油砂岩 0.56 1.42 0.26 0.09 1.15 0.79 0.58 0.13 0.93 0.29 0.49 0.64
孟34 2 523.96 长73 黑色页岩 0.86 1.25 0.24 0.16 1.11 0.78 0.66 0.19 0.53 0.42 0.40 0.58
孟53 2 407.87 长73 黑色页岩 0.79 0.75 0.62 0.76 1.45 0.76 0.48 0.09 0.84 0.20 0.45 0.45
演169 2 362.97 长73 黑色页岩 1.26 0.99 0.25 0.23 1.18 0.78 0.53 0.09 0.54 0.32 0.46 0.57
演48 2 339.45 长73 黑色页岩 1.68 1.39 0.23 0.16 1.19 0.69 0.45 0.07 0.33 0.28 0.47 0.50
演98 2 328.30 长73 黑色页岩 1.07 1.41 0.32 0.21 1.27 0.71 0.44 0.07 0.33 0.16 0.47 0.47
演228 2 404.94 长73 暗色泥岩 0.74 0.96 0.51 0.25 1.22 0.08 0.06 0.06 0.23 0.15 0.43 0.36
演80 2 303.38 长73 暗色泥岩 0.52 3.21 1.39 0.32 1.29 0.27 0.19 0.08 0.22 0.28 0.47 0.52
演82 2 424.36 长73 暗色泥岩 0.60 4.10 2.01 0.36 1.21 0.02 0.02 0.04 0.10 0.11 0.48 0.29
孟34 2 533.82 长8 暗色泥岩 0.98 1.85 0.47 0.25 1.19 0.20 0.17 0.10 0.23 0.40 0.47 0.53
孟53 2 468.93 长8 暗色泥岩 0.55 4.03 3.21 0.71 1.33 0.02 0.02 0.04 0.24 0.09 0.45 0.29
演169 2 375.12 长8 暗色泥岩 1.20 1.48 0.47 0.26 1.18 0.10 0.07 0.08 0.14 0.26 0.43 0.44
演71 2 405.76 长8 暗色泥岩 1.80 1.41 0.57 0.35 1.25 0.10 0.08 0.05 0.32 0.33 0.35 0.29
演80 2 309.35 长8 暗色泥岩 1.25 2.78 0.58 0.15 1.21 0.09 0.08 0.06 0.14 0.26 0.46 0.50
演98 2 338.86 长8 暗色泥岩 0.52 3.10 1.90 0.45 1.47 0.05 0.04 0.05 0.14 0.17 0.47 0.33
甾烷和萜烷类化合物可以用来反映原油的母质来源、沉积水体环境、成熟度等特征［20-24］。研究区长8段原油Ts/（Ts+Tm）值介于0.75~0.79之间（平均值为0.78）、C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）值介于0.49~0.61之间（平均值为0.55）、Ga/（Ga+C30藿烷）值分布在0.09~0.13之间（平均值为0.11）、C27重排甾烷/C27规则甾烷值介于0.48~0.93之间（平均值为0.76）以及三环萜烷/C30藿烷值介于0.18~0.34之间（平均值为0.27）（表2）。甾烷类化合物以规则甾烷为主，C27—C29规则甾烷呈“L”型，C27重排甾烷含量较高，C29Ts藿烷较C29藿烷和C30重排藿烷更高，具有较低的三环萜烷含量（图6）。

4.2　油源对比与油气来源

本文研究基于平凉地区原油和烃源岩有机地球化学特征分析结果，利用C27重排甾烷、C29Ts、C29降藿烷等生物标志物参数开展油源对比研究，明确长8段油藏油气来源。研究区长73亚段黑色页岩的Ts/（Ts+Tm）值介于0.69~0.78之间（平均值为0.74）、C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）值介于0.44~0.66之间（平均值为0.51）以及C27重排甾烷/C27规则甾烷值介于0.33~0.84之间（平均值为0.51）（表2，图7）。长73亚段黑色页岩具有C27重排甾烷含量高、C27—C29规则甾烷呈“L”型、C29Ts藿烷含量较C29藿烷和C30重排藿烷更高的特征（图4）。
图7 鄂尔多斯盆地平凉地区烃源岩和原油C29Ts藿烷/（C29降藿烷+C29Ts藿烷）与C27重排甾烷/C27规则甾烷（a）、Ts/（Ts+Tm）与C29Ts/（C29藿烷+C29Ts）（b）交会图

Fig.7 Cross plots of C29Ts/（C29 hopane+C29Ts） vs. C27 diasterane/C27 regular sterane （a）， Ts/（Ts+Tm） vs. C29Ts/（C29 hopane+C29Ts） （b） of oils and source rocks in the Pingliang area， Ordos Basin

平凉地区长73暗色泥岩的Ts/（Ts+Tm）值介于0.02~0.27之间（平均值为0.12）、C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）值介于0.06~0.19之间（平均值为0.09）以及C27重排甾烷/C27规则甾烷值介于0.10~0.23之间（平均值为0.18），而长8段暗色泥岩的Ts/（Ts+Tm）值介于0.02~0.20之间（平均值为0.09）、C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）值介于0.04~0.17之间（平均值为0.08）并且C27重排甾烷/C27规则甾烷值介于0.14~0.32之间（平均值为0.20）（表2，图7）。平凉地区长8段原油样品与长73亚段黑色页岩样品落入相同的区域，而其与长73亚段和长8段暗色泥岩具有显著差异。油源对比结果表明，研究区长8油藏原油来源于长73亚段黑色页岩，与长73亚段和长8段暗色泥岩不具有亲缘关系［图7（a），图7（b）］。

5 油气充注过程与成藏特征

5.1　烃源岩演化与油气生成过程

油气生成并排出是油气藏形成的基础，烃源岩成熟演化模拟与生排烃史研究对于确定油藏成藏的过程至关重要［25］。本文研究利用BasinMod 盆地模拟软件，选取鄂尔多斯盆地平凉地区演80井进行烃源岩埋藏史、热史和生排烃史分析，其中中生代末期（100~140 Ma）的大地热流值为90 mW/m2，其他时代的大地热流值为60 mW/m2，地表温度取15 ℃［26］。研究区演80井埋藏史和热史结果表明，长7段烃源岩在早白垩世早期（约125 Ma）进入生烃门限，现今R O值介于0.7%~1.2%之间［图8（a），图8（b）］。烃源岩成熟度史模拟可以确定烃源岩成熟度在地质历史时期的变化［25］，演80井长7段烃源岩成熟度演化显示，在三叠纪和早白垩世，随着埋深增大，烃源岩成熟度快速增加；在侏罗纪和晚白垩世之后，由于研究区地层抬升，烃源岩成熟度基本不变，目前仍处于生油窗内［图8（b），图9（a）］。
图8 鄂尔多斯盆地平凉地区演80井长8 段油藏油气成藏事件（a）与烃源岩成熟度演化（b）

Fig.8 Hydrocarbon accumulation event map of Chang 8 reservoir （a） and source rock maturity evolution diagram （b） of Well Yan80 in the Pingliang area， Ordos Basin

图9 鄂尔多斯盆地平凉地区演80井成熟度与生油速率演化

Fig.9 Evolution of maturity and oil generation rate of Well Yan80 in the Pingliang area， Ordos Basin

研究区演80烃源岩生排烃史结果表明，长7段烃源岩在早白垩世早期开始生烃，在早白垩世末期（110~90 Ma）达到生烃高峰［图8（a），图9（b）］。烃源岩中油气生成并排出时期可以代表油气藏形成的最早时间［25］，演80井区长8段油藏成藏的最早时期为早白垩世末期［图9（b）］。

5.2　流体包裹体与油气成藏期

前人［26-27］普遍利用与烃类包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度分布区间及盆地模拟结果确定油气成藏期。鄂尔多斯盆地西南缘平凉地区演80井长8段含油砂岩粒间孔隙饱含油气［图10（a）—图10（d）］，普遍显示较强的蓝色荧光［图10（e）—图10（j）］。砂岩成岩作用普遍较强，成岩特征明显，可见次生加大石英发育，局部视域中发育晚期方解石强烈胶结、交代石英碎屑的成岩现象（图10）。流体包裹体沿石英矿物成岩晚期次生微裂隙呈带状分布、呈透明无色、显示蓝绿色荧光［图10（k）—图10（l）］。演80井长8段含油砂岩主要发育I期次油气包裹体，该期次油气包裹体处于砂岩成岩晚期，发育丰度高（GOI值为6%±），液烃包裹体约占60%，气液烃包裹体约占40%。此外，演80井长8段含油砂岩流体包裹体均一温度介于115~130 ℃之间，主峰为120~125 ℃，存在I期油气充注，油气充注时期为早白垩世末期（约100 Ma）［图8（a）］。演80井埋藏史和热史结果表明，研究区长73亚段黑色页岩在早白垩世末期已经进入生烃高峰（图8，图9），可见长73亚段黑色页岩生烃高峰与油气充注期相互匹配，有利于长8段油藏油气聚集成藏。
图10 鄂尔多斯盆地平凉地区演80井长8段含油砂岩流体包裹体照片

（a） 演80井，2 308.58 m，长8段，岩心照片，砂岩含油性好；（b） 演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间溶孔，条带状沥青；（c）演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，沥青；（d） 演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，沥青；（e）演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间孔隙饱含油；（f）演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间孔隙饱含油，蓝色荧光；（g） 演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间孔隙饱含油；（h）演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间孔隙饱含油，蓝色荧光；（i）演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间孔隙饱含油；（j）演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间孔隙饱含油，蓝色荧光；（k）演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，石英次生微裂缝；（l） 演80井，2 308.58 m，长8段，砂岩镜下照片，石英次生微裂缝，蓝绿色荧光

Fig.10 Photographs of fluid inclusions of oil-bearing sandstone in the Chang 8 Member of Well Yan80 in the Pingliang area， Ordos Basin

5.3　构造演化与油气成藏的关系

鄂尔多斯盆地西南缘平凉地区受印支期、燕山期及喜马拉雅期等构造运动影响，多期构造叠加对长8段油气成藏具有重要的控制作用［2，28］。本文选取研究区东西向典型地震剖面［H105613W，测线位置见图1（b）］，利用层拉平的方法，分析研究区在主要时期的构造演化特征，明确构造演化与油气成藏的耦合关系。平凉地区自三叠纪末期至今，构造演化具有明显的继承性，总体呈现“西高东低”特征，发育多条沟通长73亚段黑色页岩和长8段砂岩储层的高角度油源断裂，长8段油藏位于构造高部位，主要发育构造—岩性油藏（图11，图12）。在三叠纪，研究区东部沉积水体较深，发育厚层黑色页岩（图12）。平凉地区长8段油藏油气成藏关键时刻为早白垩世末期，构造演化剖面显示研究区西部在成藏期属于构造高部位，是油气的有利指向区，古构造高部位控制着长8段油藏的油气分布（图11）。
图11 鄂尔多斯盆地平凉地区典型地震剖面 （H105613W） 构造演化

Fig.11 Tectonic evolution of typical seismic section （H105613W） in the Pingliang area， Ordos Basin

图12 鄂尔多斯盆地平凉地区长8段典型油藏剖面

Fig.12 Typical reservoir section of Chang 8 Member in the Pingliang area， Ordos Basin

5.4　储层物性及微观特征

鄂尔多斯盆地平凉地区长8段主要为三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相沉积［29-31］，砂体厚度大，长8段砂岩储层含油性较好，岩心滴水不渗［图12，图13（a）—图13（c）］。长8段储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩，矿物颗粒分选中等，磨圆度差，以次棱角状为主，矿物颗粒主要呈线接触和点接触［图13（d）—图13（d）］。孔隙类型决定了储集空间的大小和形态，研究区长8段砂岩储层铸体薄片观察显示，孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，可见溶蚀缝、晶间孔和微裂缝［图13（d）—图13（f）］。溶蚀孔以长石溶孔和岩屑溶孔为主。此外，岩石薄片镜下观察可见大量沥青充填孔隙，矿物颗粒边缘被沥青侵染，显示黄色荧光［图13（d）—图13（i）］。
图13 鄂尔多斯盆地平凉地区长8段岩心与岩石薄片照片

（a） 演169井，2 417.9 m，长8段，岩心照片，高角度裂缝；（b）演98井，2 357.65 m，长8段，岩心照片，砂岩含油性好； （c） 演48井，2 364.14 m，长8段，岩心照片，砂岩含油性好；（d） 演169井，2 418.55 m，长8段，砂岩镜下照片，粒间溶孔，溶蚀缝，沥青充填孔隙；（e） 演98井，2 357.65 m，长8段，砂岩镜下照片，溶蚀孔；（f.）孟53井，2 459.1 m，长8段，砂岩镜下照片，晶间孔，溶蚀孔，沥青；（g） 演98井，2 357.65 m，长8段，砂岩镜下照片，沥青充填孔隙；（h） 演98井，2 357.65 m，长8段，砂岩镜下照片，沥青充填孔隙；（i） 演98井，2 357.65 m，长8段，砂岩镜下照片，沥青充填孔隙

Fig.13 Photographs of core and thin section of Chang 8 Member in the Pingliang area， Ordos Basin

孔隙度是影响油气储集空间大小的关键因素，而渗透率则影响着油气的渗流能力。研究区长8段储层孔隙度与渗透率统计结果表明，孔隙度介于1.27%~20.62%之间，平均值为15.19%，渗透率介于（0.01~172.11）×10-3 μm2之间，平均值为5.77×10-3 μm2，研究区长8段储层主要为低孔—低渗储层，其次为特低孔—特低渗储层，研究区长8段储层孔隙连通性和物性均较好，对油气充注有利（图13，图14）。
图14 鄂尔多斯盆地平凉地区长8段砂岩储层孔隙度与渗透率交会图

Fig.14 Cross plot of porosity vs. permeability of Chang 8 reservoir in the Pingliang area， Ordos Basin

5.5　油气充注过程与模式

本文通过以上成藏要素分析，建立了平凉地区长8段油藏油气充注过程和成藏模式［32-33］（图15）。研究区油源对比结果表明，长73亚段黑色页岩为平凉地区长8段油藏主力烃源岩，而长73亚段暗色泥岩和长8段暗色泥岩不具有生烃贡献。研究区典型井埋藏史和热史分析显示长73亚段黑色页岩在早白垩世早期开始生烃，在早白垩世末期达到生烃高峰。研究区长8段油藏存在I期油气充注，充注时期为早白垩世末期（约100 Ma），平凉地区长73亚段黑色页岩主生烃期与长8段油藏油气充注期一致。此外，研究区存在多条高角度断裂且微裂缝发育，长8段砂体厚度较大，储层物性较好，发育粒间孔、溶蚀孔及溶蚀缝等有利的储集空间，长73亚段黑色页岩生成的油气可以沿油源断裂向长8段储层中运聚成藏。在成藏关键时刻，研究区构造呈现“西高东低”特征，构造高部位是油气有利聚集区，构造高部位控制着长8段油气分布（图15）。
图15 鄂尔多斯盆地平凉地区长8段油藏成藏模式

Fig.15 Hydrocarbon accumulation model of Chang 8 reservoir in the Pingliang area， Ordos Basin

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地西南缘平凉地区长73亚段黑色页岩为很好的烃源岩，以I型干酪根为主，生烃母质主要为低等水生生物，处于成熟阶段，以生油为主；长73亚段和长8段暗色泥岩有机质丰度较低，干酪根类型为II型—III型，平凉地区长8段原油来源于长73亚段黑色页岩，与长73亚段和长8段暗色泥岩不具有亲缘关系。
（2）平凉地区长8段含油砂岩烃类包裹体显示较强的蓝色荧光，包裹体均一温度介于115~130 ℃之间，存在I期油气充注，关键时刻为早白垩世末期（约为100 Ma）。长73亚段黑色页岩在早白垩世末期进入生烃高峰，主生烃期与油气充注期相匹配。
（3）平凉地区构造呈现“西高东低”特征，发育高角度断裂，古构造高部位控制着长8段油气分布。长8段储层物性较好且发育微裂缝，长73亚段黑色页岩生成的油气沿断裂向长8段储层中运聚成藏。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
邵晓州， 王苗苗， 齐亚林， 等. 鄂尔多斯盆地平凉北地区长8 油藏特征及成藏主控因素［J］. 岩性油气藏， 2021， 33（6）： 59-69.

SHAO X Z， WANG M M， QI Y L， et al. Characteristics and main controlling factors of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area，Ordos Basin［J］. Lithologic Reservoirs，2021，33（6）： 59-69.

2
张园园. 鄂尔多斯盆地天环坳陷南段中生界断裂特征及其对长8油藏的影响作用［D］. 西安：西北大学， 2021.

ZHANG Y Y. Characteristics of Mesozoic Faults and Their Effects on Chang 8 Oil Reservoir in the Southern Part of Tianhuan Depression， Ordos Basin［D］. Xi’an：Northwest University， 2021.

3
白青林， 杨少春， 马芸， 等. 鄂尔多斯盆地西南缘长8段油源多元精细对比［J］. 断块油气田， 2018， 25（6）： 689-694.

BAI Q L， YANG S C， MA Y， et al. Oil-source rock fine multiple correlation of Chang 8 Section in Southwest of Ordos Basin［J］. Fault-Block Oil & Gas Field， 2018， 25（6）： 689-694.

4
赵彦德， 邓秀芹， 齐亚林， 等. 鄂尔多斯盆地平凉北地区M53井烃源岩地球化学特征与长8段油层油源［J］. 现代地质， 2020， 34（4）： 800-811.

ZHAO Y D， DENG X Q， QI Y L， et al. Geochemical characteristics of source rocks of M53 well and Chang-8 member oil-source in Pingliangbei exploration area， Ordos Basin［J］. Geoscience， 2020， 34（4）： 800-811.

5
赵彦德， 刘显阳， 张雪峰， 等. 鄂尔多斯盆地天环坳陷南段侏罗系原油油源分析［J］. 现代地质， 2011， 25（1）： 85-93.

ZHAO Y D， LIU X Y， ZHANG X F， et al. Oil sources analysis of the Jurassic crude oi1 in the southern Tianhuan Depression， Ordos Basin［J］. Geoscience， 2011， 25（1）： 85-93.

6
赵彦德， 罗安湘， 孙柏年， 等. 鄂尔多斯盆地西南缘三叠系烃源岩评价及油源对比［J］. 兰州大学学报 （自然科学版）， 2012， 48（3）： 1-6.

ZHAO Y D， LUO A X， SUN B N， et al. Hydrocarbon source evaluation and oil source contrast of the Triassic system in southwest margin， Ordos Basin［J］. Journal of Lanzhou University （Natural Sciences）， 2012， 48（3）：1-6.

7
薛楠， 邵晓州， 朱光有， 等. 鄂尔多斯盆地平凉北地区三叠系长7 段烃源岩地球化学特征及形成环境［J］. 岩性油气藏， 2023， 35（3）： 51-65.

XUE N， SHAO X Z， ZHU G Y， et al. Geochemical characteristics and formation environment of source rocks of Triassic Chang 7 member in northern Pingliang area， Ordos Basin［J］. Lithologic Reservoirs， 2023， 35（3）： 51-65.

8
马立元，邱桂强，刘春燕，等. 鄂尔多斯盆地红河油田延长组储层致密化与石油成藏的关系［J］. 沉积学报， 2020， 38（3）： 620-634.

MA L Y， QIU G Q， LIU C Y， et al. The relationship accumulation of Ordos Basin between reservoir densification and petroleum the Yanchang Formation in the Honghe Oilfield［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2020， 38（3）： 620-634.

9
惠潇， 赵彦德， 邵晓州， 等. 鄂尔多斯盆地中生界石油地质条件、资源潜力及勘探方向［J］. 海相油气地质， 2019， 24（2）： 14-22.

HUI X， ZHAO Y D， SHAO X Z， et al. The geological conditions， resource potential， and exploration direction of oil in Ordos Basin［J］. Marine Origin Petroleum Geology， 2019， 24（2）： 14-22.

10
付金华， 李士祥， 刘显阳. 鄂尔多斯盆地石油勘探地质理论与实践［J］. 天然气地球科学， 2013， 24（6）： 1091-1101.

FU J H， LI S X， LIU X Y. Geological theory and practice of petroleum exploration in the Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2013， 24（6）： 1091-1101.

11
邓秀芹， 付金华， 姚泾利， 等. 鄂尔多斯盆地中及上三叠统延长组沉积相与油气勘探的突破［J］. 古地理学报， 2011， 13（4）： 443-455.

DENG X Q， FU J H， YAO J L， et al. Sedimentary facies of the Middle-Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin and breakthrough in petroleum exploration［J］.Journal of Pa-laeogeography， 2011， 13（4）： 443-455.

12
高春云. 鄂尔多斯盆地西缘南段构造特征及演化研究［D］. 西安：西北大学， 2020： 2-5.

GAO C Y. Research on the Characteristics of Structure and Tectonic Evolution of Southern Section of Western Margin of Ordos Basin［D］. Xi’an：Northwest University， 2020： 2-5.

13
杨华， 席胜利， 魏新善， 等. 鄂尔多斯多旋回叠合盆地演化与天然气富集［J］. 中国石油勘探， 2006，11（1）：17-25.

YANG H， XI S L， WEI X S， et al. Evolution and natural gas enrichment of multicycle superimposed basin in Ordos Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2006， 11（1）： 17-25.

14
张园园， 任战利， 杨桂林， 等. 天环坳陷南段中生界断裂特征及其石油地质意义［J］. 中国矿业大学学报， 2021， 50（2）： 318-328.

ZHANG Y Y， REN Z L， YANG G L， et al. Characteristics and petroleum geological significances of Mesozoic faults in the southern section of Tianhuan Depression［J］. Journal of China University of Mining & Technology， 2021， 50（2）： 318-328.

15
徐黎明， 周立发， 张义楷， 等. 鄂尔多斯盆地构造应力场特征及其构造背景［J］. 大地构造与成矿学，2006，30（4）：455-462.

XU L M， ZHOU L F， ZHANG Y K， et al. Characteristics and tectonic setting of tectono-stress field of Ordos Basin［J］. Geotectonica et Metallogenia， 2006， 30（4）： 455-462.

16
YANG S R， GAO G， LIU Y， et al. Organic geochemistry and petrographic characteristics of the shales from the Late Miocene Zeit Formation in the Tokar area， Red Sea Basin： Implications for depositional environment and hydrocarbon potential［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering， 2020：107757.

17
GAO G， YANG S R， ZHANG W W， et al. Organic geochemistry of the lacustrine shales from the Cretaceous Taizhou Formation in the Gaoyou Sag， northern Jiangsu Basin［J］. Marine and Petroleum Geology， 2018， 89：594-603.

18
GOLYSHEV S I，VERKHOVSKAYA N A，BURKOVA V N， et al.Stable carbon isotopes in source-bed organic matter of West and East Siberia［J］.Organic Geochemistry，1991，17（3）：277-291.

19
JARVIE D M， HIL R J， RUBLE T E， et al. Unconventional shale-gas systems：The Mississippian Barnett shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment［J］. AAPG Bulletin， 2007， 91（4）：475-499.

20
王铁冠， 等译. 沉积记录中的生物标志化合物［M］. 北京： 科学出版社， 1991：16-18.

WANG T G. Translate.Biomarker Compounds in the Sedimentary Record［M］. Beijing： Sciences Press， 1991： 16-18.

21
PETERS K E， WALTERS C C， MOLDOWAN J M. The Biomarker Guide，Second edition. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History（II）［M］. Cambridge：Cambridge University Press，2005.

22
PETERS K E， MOLDOWAN J M， SUNDARARAMAN P. Effects of hydrous pyrolysis on biomarker thermal maturity parameters：Monterey phosphatic and siliceous members［J］. Organic Geochemistry， 1990， 15：249-265.

23
CONNAN J， CASSOU A M. Properties of gases and petroleum liquids derived from terrestrial kerogen at various maturation levels［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1980， 44（1）： 1-23.

24
张文正， 杨华， 侯林慧， 等. 鄂尔多斯盆地延长组不同烃源岩17α（H）-重排藿烷的分布及其地质意义［J］. 中国科学（D辑： 地球科学）， 2009， 52（7）： 965-974.

ZHANG W Z， YANG H， HOU L H， et al. Distribution and geological significance of 17α（H）-diahopanes from different hydrocarbon source rocks of Yanchang Formation in Ordos Basin［J］. Science China（Series D：Earth Science）， 2009， 52（7）： 965-974.

25
黄志龙， 高岗. 石油地质综合研究方法［M］. 北京：石油工业出版社， 2017.

HUANG Z L，GAO G.Comprehensive Research Methods of Pe-troleum Geology［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2017.

26
张思玉， 庞雄奇， 丁超， 等. 鄂尔多斯盆地南部延长组长8油层组差异成藏过程［J］. 科学技术与工程，2022，22（27）： 11871-11879.

ZHANG S Y， PANG X Q， DING C， et al. Differential reservoir forming process of Chang 8 reservoir in Yanchang Formation，South Ordos Basin［J］. Science Technology and Engineering， 2022， 22（27）： 11871-11879.

27
楚美娟， 李士祥， 刘显阳， 等. 鄂尔多斯盆地延长组长8油层组石油成藏机理及成藏模式［J］. 沉积学报， 2013， 31（4）： 683-692.

CHU M J，LI S X，LIU X Y， et al. Accumulation mechanisms and modes of Yanchang Formation Chang 8 interval hydrocarbons in Ordos Basin［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2013，31（4）：683-692.

28
柴童. 彭阳地区延安组低幅度构造特征与油气成藏关系研究［D］. 西安： 西安石油大学， 2018： 8-12.

CHAI T. Research on Characteristic of Low Amplitude Structures and It’s Relationship［D］. Xi’an： Xi’an Shiyou University， 2018： 8-12.

29
陈林. 鄂尔多斯盆地西南部延长组长8砂岩储层沉积相及致密化机理研究［D］. 武汉： 中国地质大学， 2015.

CHEN L. Sedimentary Facies and Densification Mechanism for Chang 8 Sandstone Reservoir of Yanchang Formation in Southwestern Ordos Basin［D］. Wuhan： China University of Geosciences， 2015.

30
陈贺贺， 朱筱敏， 陈纯芳， 等. 致密砂岩储层致密化与成藏史耦合关系研究——以鄂尔多斯南部镇原—泾川地区延长组长 8 油层组为例［J］. 沉积学报，2018，36（2）：401-414.

CHEN H H， ZHU X M， CHEN C F， et al. The coupling relationship of reservoir densification history and hydrocarbon emplacement in tight sandstone reservoir： A case study of the Chang 8 Oil Member，Yanchang Formation，southern Ordos Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica，2018，36（2）：401-414.

31
白杨， 张晓磊， 刚文哲， 等. 鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长 8 段储层低含油饱和度油藏特征及成因［J］. 岩性油气藏， 2023， 35（3）： 66-75.

BAI Y， ZHANG X L， GANG W Z， et al. Characteristics and genesis of Upper Triassic Chang 8 reservoir with low oil saturation in northern Pingliang area， Ordos Basin［J］. Lithologic Reservoirs， 2023， 35（3）： 66-75.

32
施淳元. 鄂尔多斯盆地镇北环县地区长8段油气成藏主控因素研究［D］. 荆州： 长江大学， 2013.

SHI C Y. The Main Controlling Factors of Reservoir Forming of Chang 8 Reservoir in Zhenbei-Huanxian， Ordos Basin［D］. Jingzhou： Yangtze University， 2013.

33
吴警， 史建南， 胡承飞， 等. 鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组油气成藏模式［J］. 成都理工大学学报（自然科学报）， 2015， 42（5）： 553-558.

WU J， SHI J N， HU C F， et al. Hydrocarbon accumulation modes of Chang 8 oil reservoir group in Zhenyuan area， Ordos Basin， China［J］. Journal of Chengdu University of Technology （Science & Technology Edition） ， 2015， 42（5）： 553-558.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.