Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 3: 465 - 478

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.001

Distribution and potential evaluation of the source rocks of the Chang 9 Member in the Longdong area， Ordos Basin

  • Wenxuan ZHANG , 1 ,
  • Ting WANG , 2 ,
  • Dongbo SHAO 1 ,
  • Jianbin ZHU 3 ,
  • Jiahao HE 2 ,
  • Yu LEI 1 ,
  • Xiaoyang GAO 2 ,
  • Changrong HE 2 ,
  • Hao SONG 2 ,
  • Yong HU 2
Expand
  • 1. Exploration Department，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 2. Hubei Key Laboratory of Petroleum Geochemistry and Environment （Yangtze University），Wuhan 430100，China
  • 3. No. 1 Oil Production Plant，PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan’an 716000，China

Received date: 2023-04-23

  Revised date: 2023-09-26

  Online published: 2024-03-07

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42272160)

Fold

Abstract

To clarify the exploration potential of the source rocks of Chang 9 Member of Yangchang Formation in the Longdong area，Ordos Basin， this article conducted a comprehensive study on the differences in source rock facies zones， geochemical characteristics， and hydrocarbon generation intensity of the Chang 9 source rock in the Longdong area based on organic geochemical and the distribution of source rock sedimentary facies， providing a basis for further exploration in the region. The results show that the Chang 9 Member is generally developed with dark mudstone， and the planar distribution shows a “gully-interlaced” feature， which is more obvious under the control of sedimentary facies； the Chang 9 source rocks in the Longdong area have high organic matter abundance， and organic matter types are mainly II1-II2， which are at mature-highly mature stages. Overall， it is a set of medium-good hydrocarbon source rock. Moreover， the quality of Chang 91 source rock is better than that of Chang 92. Chang 91 source rock has certain hydrocarbon generation potential and can supply oil to the Chang 8-Chang 9-Chang 10 reservoirs. The hydrocarbon generation intensity of Chang 9 Member generally shows an increasing trend from southwest to northeast. The Huachi-Baibao area in the northeast part of the study area has good quality Chang 9 source rocks with high hydrocarbon generation intensity and good migration channels with nearby reservoirs， which is a favorable area for Chang 9 Member petroleum exploration in the region.

Key words： Ordos Basin; Longdong area; Chang 9 Member; Source rocks; Geochemical characteristics; Hydrocarbon generation intensity

Cite this article

Wenxuan ZHANG , Ting WANG , Dongbo SHAO , Jianbin ZHU , Jiahao HE , Yu LEI , Xiaoyang GAO , Changrong HE , Hao SONG , Yong HU . Distribution and potential evaluation of the source rocks of the Chang 9 Member in the Longdong area， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(3) : 465 -478 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.001

0 引言

鄂尔多斯盆地中生界油气资源丰富，勘探潜力巨大，目前已成为我国重要的能源基地［1］。以往陇东地区中生界延长组的油气勘探重点层位是上三叠统的长6、长7及长8油层组，而长9—长10油层组的油气勘探一直未取得重大突破，仅发现一些小的油气层和油气显示井［2-3］。近年来，鄂尔多斯盆地延长组下组合长9油层组和长10油层组的勘探不断获得新发现，表明长9油层组具有一定的油气潜力，这也指示了长9烃源岩很可能对延长组下组合层系的油气成藏具有重要作用。姚泾利等［4］、段毅等［5］、李程善等［6］、段昕婷等［7］明确了陇东地区长9油层组原油主要来自长7烃源岩，只有靠近长9段古湖盆地区的原油来自于长9烃源岩，长9油层组原油的纵向运移路径是由上向下运移；长9油层组成藏组合可以划分成两大类，即“自生自储”型和“上生下储”型。段毅等［5］、李程善等［6］研究表明长7—长9油层组裂缝普遍发育，长7烃源岩生成的原油沿高角度裂缝向下运移至长8、长9甚至长10油层组，而在长9油层组内部相互切割叠置的厚层砂体是横向运移的主要通道。姚泾利等［4］、刘显阳等［8］认为纵向叠置、横向上连片的砂体也可以作为沟通长7优质烃源岩和长9油层组储层的优势运移通道。陇东地区长7油层组普遍存在高过剩压力带，长7与长9油层组之间存在较大的流体压力差，长7油层组与长9油层组过剩压力差是长7段烃类向长9储层运移的主要动力［5， 9］。前人对陇东地区长9—长10油层组的油源供给、沉积储层和成藏条件等方面开展过一些研究，取得了一定的认识，但对陇东研究区长9烃源岩真正的供烃潜力，特别是与该区长7烃源岩相比，尚未取得共识。本文研究基于陇东地区长9段岩心样品及测井资料，主要运用有机地球化学研究方法，结合长9段沉积相展布特征，刻画了陇东地区长9烃源岩的地球化学特征、平面展布特征，来综合评价长9烃源岩的生烃潜力，为研究区长9—长10油层组进一步勘探提供供烃层面的支撑。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，为典型的沉积稳定、地层平缓、构造简单的多旋回叠合克拉通盆地，是我国陆上第二大沉积盆地，总面积约为37×104 km2［2，10-11］。该盆地东临吕梁山，西接贺兰山和六盘山，北起阴山山脉，南至秦岭山脉，整体轮廓呈矩形状，将盆地进一步划分为6个二级构造单元，分别为伊盟隆起、渭北隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡和晋西挠褶带［10］。从剖面上来看，东缓西陡，北缓南陡，呈现出不对称箕状向斜特征。陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，其北起康岔，南至长武，东到槐树庄林场，西抵彭阳，面积约为3.4×104 km2，横跨天环坳陷和伊陕斜坡2个构造带，南部为渭北隆起，受4个构造单元控制，构造相对简单［2］［图1（a）］。该盆地中生界三叠系延长组形成于以大型内陆坳陷为背景的沉积盆地，延长组的厚度为700~1 200 m，完整记录了湖盆形成、扩张、全盛、衰退至消亡的全过程，发育一套以河流—三角洲—湖泊相为特征的陆源碎屑沉积体系［12-13］。本文研究的目标层系为陇东地区延长组下部长9油层组，自上而下可分为长91和长92共2个小层，上部长91小层以“泥多砂少”、向上变细为特征，而下部长92小层则以“砂多泥少”为特征［14-16］。长9油层组为晚三叠世鄂尔多斯古湖盆扩张背景下形成的，主要发育三角洲—湖泊沉积，其沉积厚度为80~110 m，岩性主要为暗色泥岩、黑色泥岩和砂岩［6］［图1（b）］。
图1 鄂尔多斯盆地陇东地区构造单元划分（a）与延长组地层简图（b）［16］

Fig.1 Division tectonic unit（a） and simplified stratigraphic chart（b） of the Yanchang Formation in the Longdong area，Ordos Basin［16］

2 长9烃源岩分布与发育

2.1　烃源岩岩石学特征

本文研究主要根据研究区的岩心观察和测井数据资料，结合岩心样品的有机地球化学实测数据，按沉积相带研究陇东地区长9段泥岩分布特征。长9段泥岩多呈块状，以灰色、深灰色至黑色为主，普遍发育暗色泥岩乃至黑色泥岩，以及炭质泥岩［11］。研究区东北部可见半深湖亚相的黑色泥岩［图2（a）］；分流间湾微相可见黑色泥岩和炭质泥岩［图2（b），图2（c）］；三角洲前缘亚相可见保存不完整的植物茎秆化石［图2（e）］、黏土滑擦面以及炭屑［图2（e），图2（f）］，表明该泥岩经受了较强的水动力影响［17-18］。
图2 陇东地区长9油层组泥岩岩心照片

（a）W295井，黑色泥岩，黏土滑擦面，半深湖，2 249.4 m；（b）C22井，黑色泥岩，发育炭屑，分流间湾，2 388.6 m；（c）Q91井，炭质泥岩，分流间湾，1 191 m；（d）Y427井，暗色泥岩，三角洲前缘，2 194.3 m；（e）Y84井，暗色泥岩，含植物茎秆，三角洲前缘，2 209.5 m；（f）Z78井，炭质泥岩，见有黏土滑擦面、炭屑，三角洲前缘，1 412.8 m

Fig.2 Photographs of the core samples of Chang 9 Member mudstones in the Longdong area

2.2　长9段泥岩平面分布特征

首先通过录井资料对岩性进行敏感性分析明确了研究区长9段砂泥岩的测井曲线解释标准（图3），然后统计了陇东地区50余口井长91小层的泥岩厚度，绘制长91小层泥岩连井剖面（图4），再结合长9段沉积相的平面分布特征，最后绘制研究区长91小层泥岩厚度等厚图［图5（a）］。长91小层暗色泥岩平面上分布不均，总体呈现“沟谷相间”的指状分布特征。研究区长92小层砂多泥少，泥岩不发育（图3）；长91小层泥岩由南西向北东逐渐变厚，最大厚度可达35 m。其中研究区东北部华池—白豹地区靠近长91小层沉积湖盆中心，沉积环境为滨浅湖—半深湖相，发育黑色泥岩，泥岩厚度相对更大，厚度为25~30 m；分流间湾沉积微相发育北东—南西向的条带状暗色泥岩，厚度约为20~30 m［图5（a）］；三角洲前缘相泥岩暗色泥岩分布不均匀，厚度较大的地区分布面积较小且分散，其厚度相对较薄。总体而言，长91烃源岩平面分布特征分相带差异明显，受控于不同沉积环境的影响，其中靠近湖盆中心的华池—白豹地区泥岩厚度最大；分流间湾相的暗色泥岩厚度较大，连续性较好；三角洲前缘—滨浅湖相的暗色泥岩分布不均匀，发育有多个厚度中心。
图3 陇东地区Y427井长9油层组单井相

Fig.3 Well facies of Chang 9 Member of Well Y427 in the Longdong area

图4 陇东地区长91小层泥岩连井剖面［剖面位置见图5（b）］

Fig.4 Cross-well profile of Chang 91 submember mudstone in the Longdong area（the profile position is shown in Fig.5（b））

图5 陇东地区长91小层泥岩厚度分布（a）与长9段沉积相分布（b）［11］

Fig.5 Thickness distribution（a） of the Chang 91 submember mudstone and facies distribution（b） of the Chang 9 Member in the Longdong area［11］

3 烃源岩地球化学特征

3.1　有机质丰度

研究区长91烃源岩TOC值分布范围为0.31%~8.52%，平均值为1.95%，S 1 +S 2值为0.35~33.27 mg/g，平均值为3.0 mg/g；长92烃源岩TOC值分布范围为0.23%~4.06%，S 1+S 2值为0.24~18.45 mg/g，平均值为2.5 mg/g（图6）。根据陆相烃源岩地球化学评价标准，长91小层为中等—最好烃源岩，长92小层为差—好烃源岩［19］。总体而言，陇东地区长9烃源岩有机质丰度较高，主体为中等—好烃源岩，且长91烃源岩品质优于长92烃源岩（图6）。研究区长73烃源岩有机质丰度高，为优质烃源岩，是鄂尔多斯盆地延长组的主力烃源岩层。与长73烃源岩相比，虽然长9烃源岩的有机质丰度不如长73烃源岩，但也具有一定的生烃潜力，不能忽视其为研究区延长组储层供烃的潜力（图6）。
图6 陇东地区烃源岩S 1 +S 2与TOC（a）及氢指数（I H）与T max（b）交会图

Fig.6 S 1+S 2 versus TOC plot（a） and hydrogen index （I H） versus T max plot（b） of source rocks in the Longdong area

通过对比研究区不同相带烃源岩的TOC、S1+S 2可知，陇东地区长9烃源岩整体地球化学指标受相带影响较大，差异明显，其中半深湖相烃源岩的TOC值为0.37%~10.79%，S1+S2 值为0.23~19.12 mg/g；分流间湾相烃源岩TOC值为0.42%~11.40%，S1+S2 值为0.07~35.84 mg/g；三角洲前缘相烃源岩TOC值为0.23%~3.60%，S1+S2 值为0.09~6.36 mg/g（图7）。半深湖相和分流间湾相烃源岩的TOC值和生烃潜量明显高于三角洲前缘相。分流间湾相也具有较好的生烃潜量，表明陇东地区长9油层组分流间湾相也可能发育可以有效生烃的烃源岩（图6，图7）。总体而言，陇东地区长9段半深湖亚相和分流间湾微相烃源岩的整体品质明显优于三角洲前缘亚相烃源岩。陇东地区长91烃源岩TOC等值线图表明，长91烃源岩TOC整体从南西向北东逐渐升高，三角洲前缘—滨浅湖相烃源岩TOC较低，TOC值分布在0.5%~2%之间；半深湖—深湖相烃源岩TOC值较高，普遍大于2%（图8）。
图7 陇东地区长9烃源岩不同相带评价

注：为分相带评价各沉积相烃源岩，本文“三角洲前缘亚相”不包含“分流间湾微相”

Fig.7 Evaluation of different facies of Chang 9 source rocks in the Longdong area

图8 陇东地区长9烃源岩TOC等值线

Fig.8 TOC contour of Chang 9 source rocks in the Longdong area

3.2　有机质类型和成熟度

陇东地区长9段泥岩的显微组分主要为腐泥组、壳质组和镜质组［20-22］，其中腐泥组主要为藻类体，占有机显微组分的平均值为31.8%；壳质组的组成较为简单，主要为角质体，平均值为28.8%；镜质体主要包括正常镜质体和富氢镜质体，其百分比含量为31.7%，各沉积亚相的烃源岩中普遍有镜质组分布；惰质组含量最低（图9，表1）。陇东地区不同沉积相带显微组分差异性较大，平面分布存在着较强的非均质性，其中半深湖亚相、分流间湾微相泥岩中以腐泥组为主，富含藻类体，表明母质来源以低等水生生物输入为主［图9（a）—图9（d）］；三角洲前缘亚相烃源岩有机质以陆源输入为主，富含镜质体和角质体，还有少量藻类体［图9（e），图9（f）］。
图9 陇东地区长9烃源岩有机质显微组分照片

（a）Z75井，泥岩，分流间湾，2 094.5 m；（b）X63井，暗色泥岩，分流间湾，1 935.9 m；（c）C22井，暗色泥岩，分流间湾，2 388.6 m；（d）B53井，暗色泥岩，三角洲前缘，2 608.2 m；（e）H61井，暗色泥岩，三角洲前缘，2 510 m。第一行为反射光下照片；第二行为荧光下照片；第三行为岩心照片

Fig.9 Microscopic components of organic matter of Chang 9 source rocks in the Longdong area

表1 陇东地区长9烃源岩有机显微组分组成

Table 1 The maceral composition of Chang 9 source rocks in the Longdong area

序号 井号 层位 深度/m 岩性 沉积相 腐泥组/% 壳质组/% 镜质组/% 惰质组/%
1 W295 长92 2 249.4 暗色泥岩 半深湖亚相 44.0 29.4 18.5 8.1
2 C22 长92 2 388.6 黑色泥岩 分流间湾微相 31.7 20.4 43.1 4.8
3 X352 长91 2 106 黑色页岩 分流间湾微相 26.3 27.5 39.4 6.8
4 Z75 长91 2 094.5 泥岩 分流间湾微相 34.0 30.7 25.3 10.0
5 X63 长91 1 935.9 暗色泥岩 分流间湾微相 29.2 33.8 30.7 6.3
6 H61 长92 2 510 暗色泥岩 三角洲前缘亚相 19.7 25.5 41.8 13.0
7 B203 长91 2 287.35 粉砂质泥岩 三角洲前缘亚相 39.0 33.7 20.5 6.8
8 B53 长91 2 608.2 暗色泥岩 三角洲前缘亚相 37.2 27.0 28.3 7.5
9 Y84 长91 2 209.5 暗色泥岩 三角洲前缘亚相 24.8 31.4 37.8 6.0

注：为研究各沉积微相烃源岩发育特征，本文“三角洲前缘亚相”不包含“分流间湾微相”

陇东地区延长组烃源岩有机质类型分布范围较大，从Ⅰ—Ⅲ型均有分布，长73烃源岩有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型，长91烃源岩有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，少数为Ⅲ型，长92烃源岩以Ⅱ2—Ⅲ型为主［图6（b］。总体而言，长73烃源岩有机质类型好于长9烃源岩，长91烃源岩有机质类型好于长92烃源岩，长9烃源岩有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主。研究区长91烃源岩岩石热解最高峰温（T max）为452~479 ℃，饱和烃色谱未见明显的奇偶优势，碳优势指数（CPI）为1.07~1.15；长92烃源岩T max值为454~476 ℃，CPI值为1.01~1.05（表2）。
表2 陇东地区长9烃源岩抽提物正构烷烃与类异戊二烯烃分布特征

Table 2 Distribution characteristics of n-alkanes and isoprenoids of the Chang 9 source rocks in the Longdong area

序号 井号 深度/m 岩性 层位 主峰碳 碳数 正构烷烃分布特征 CPI OEP ∑ n C 21 - / ∑ n C 22 + Pr/Ph Pr/nC17 Ph/nC18
1 L44 1 485.3 暗色泥岩 长91 nC16 11~38 前峰型 1.11 0.97 1.27 2.34 0.37 0.16
2 X352 2 106.0 炭质泥岩 长91 nC15 11~39 前峰型 1.07 0.99 2.25 3.35 0.35 0.11
3 X63 1 935.9 暗色泥岩 长91 nC14 11~37 双峰型 1.08 0.83 1.66 2.82 0.43 0.18
4 Y448-75 2 525.0 暗色泥岩 长91 nC14 11~36 双峰型 1.12 0.95 2.06 1.28 0.23 0.19
5 C13 1 890.7 暗色泥岩 长91 nC14 11~38 前峰型 1.13 0.97 1.57 2.00 0.48 0.25
6 Z146 2 451.3 暗色泥岩 长91 nC17 11~38 前峰型 1.15 1.05 1.29 0.93 0.40 0.44
7 Z182 1 920.6 暗色泥岩 长91 nC16 11~39 双峰型 1.14 0.95 1.15 2.20 0.44 0.20
8 Z75 2 094.5 黑色泥岩 长91 nC16 11~40 前峰型 1.12 0.91 1.11 3.22 0.68 0.21
9 B540 2 417.2 暗色泥岩 长91 nC13 11~35 前峰型 1.13 1.12 3.22 1.89 0.24 0.13
10 W295 2 249.4 暗色泥岩 长92 nC14 11~35 双峰型 1.06 0.94 1.90 1.73 0.26 0.17
11 Z71 1 763.0 暗色泥岩 长92 nC17 11~36 前峰型 1.01 1.05 1.55 2.24 0.28 0.14
12 C22 2 388.6 炭质泥岩 长92 nC14 11~37 前峰型 1.08 0.91 2.23 4.17 0.73 0.18
13 H61 2 510.0 暗色泥岩 长92 nC16 11~35 前峰型 1.05 0.99 2.28 2.09 0.35 0.18
研究区长9烃源岩T max值均大于450 ℃，CPI接近于1，表明长9烃源岩有机质已达到生油高峰（表2）。基于长9烃源岩氢指数（I H）与T max关系图可知，研究区延长组3套烃源岩有机质成熟度整体上长92>长91>长73，且长9烃源岩总体处于成熟—高熟阶段［图6（b）］。

3.3　有机质来源、沉积环境

研究区长9烃源岩饱和烃气相色谱分析表明，长9烃源岩正构烷烃分布特征类似；nC20以下的正构烷烃丰度较高，主要呈前峰型分布；少数呈双峰型，主峰碳为nC13—nC16（图10）。研究区长9烃源岩正构烷烃轻重比（ ∑ n C 21 - / ∑ n C 22 +）介于1.11~3.22之间，反映长9烃源岩以低碳数的正构烷烃占据优势，指示长9烃源岩有机质主要来源于水生生物，但也有部分样品（特别是远离长9段古湖盆位于分流间湾的样品）呈现明显的双峰型，指示有陆源高等植物有机质的输入。研究区长91烃源岩Pr/Ph值分布在0.93~3.35之间，长92烃源岩Pr/Ph值分布在1.73~4.17之间，表明长92烃源岩沉积环境比长91烃源岩更偏氧化。长9烃源岩Pr/nC17与Ph/nC18关系分析表明，长91烃源岩主要为弱氧化—弱还原环境下沉积形成，长92烃源岩沉积环境则为偏氧化性环境，不利于长92烃源岩有机质的保存（图11）。综上所述，长92烃源岩有机质丰度、类型较差，偏氧化的沉积环境不利于有机质保存，并且长92亚段泥岩不发育，所以长92烃源岩生烃能力有限，与长91烃源岩相比可以忽略，因此本文计算长9段烃源岩生烃强度时只考虑长91烃源岩。
图10 陇东地区长9烃源岩抽提物饱和烃气相色谱

Fig.10 Gas chromatograms of the saturate fractions of several typical of Chang 9 source rocks extracts in the Longdong area

图11 陇东地区长9烃源岩Pr/nC17与Ph/nC18交会图

Fig.11 Pr/nC17 versus Ph/nC18 plot of Chang 9 source rocks in the Longdong area

4 长9烃源岩生烃强度

4.1　长9有效烃源岩有机质丰度下限

前人［23-26］提出利用烃源岩总有机碳TOC和热解参数S 1及生烃转化率（S 1/TOC）的相对关系来确定烃源岩有机质丰度下限。原理是：烃源岩在初始生烃阶段，未发生排烃作用之前，TOC应与S 1具有较好的线性关系［27］。由于烃源岩的饱和烃吸附量是一定的，当烃源岩发生排烃作用后，这种线性关系将会偏离正常趋势线，此时S 1值对应的TOC值即为有机质丰度下限；S 1/TOC值随着TOC值的增大呈现出先增大后减小的变化趋势，S 1/TOC值开始降低的点对应的TOC值就是有效烃源岩的有机质丰度下限，这是因为烃源岩的大量排烃是从S 1/TOC值降低开始的［27-29］。基于上述原理的陇东地区长91烃源岩S 1与TOC关系图可确定陇东地区长91烃源岩的有机质丰度下限值大致为0.9%（图12）。
图12 陇东地区长91烃源岩S 1与TOC（a）及TOC与S 1/TOC（b）关系

Fig.12 The relationship diagram between S 1 and TOC（a）， and TOC and S 1/TOC（b）of Chang 91 source rocks in the Longdong area

4.2　长9有效烃源岩生烃强度

生烃强度是单位面积烃源岩的生烃量，是评价烃源岩品质和对油气聚集贡献大小的一项指标，与烃源岩厚度、有机质丰度、烃源岩母质类型及成熟度密切相关。生烃强度最大值分布区即为生烃中心，控制油气富集，指示油气勘探有利区［30-31］。基于上文有效烃源岩下限，本文研究采用生烃潜力法计算对陇东地区长9真正能够排烃的烃源岩（长91有效烃源岩）的生烃强度。
生烃潜力法的理论基础为物质平衡法，即烃源岩中的有机质在生烃和排烃前后的质量是不变的。烃源岩的生烃潜力包括未转化成烃类的有机质、残留烃和已经排出的烃类，所以排烃作用是导致生烃潜力减小的唯一因素［32-34］。综合热解参数（S 1+S 2）/TOC（生烃潜力指数），可以用来表征烃源岩的生烃潜力。当烃源岩的生烃潜力指数在演化过程中开始减小时，则表明有烃类开始排出，而开始减小时所处的埋深条件代表了烃源岩的排烃门限，此时的生烃潜力指数为烃源岩的最大生烃潜力指数。烃源岩最大生烃潜力指数与残余生烃潜力指数的差值为排烃率，即烃源岩达到排烃门限后单位有机碳排出的烃量。具体的计算方法如下：①排烃率为烃源岩的原始生烃潜力和残余生烃潜力之差，即单位有机碳排烃量，由式（1）计算。②在烃源岩排烃率这一关键参数已确定的条件下，结合有效烃源岩的厚度、有机质丰度及烃源岩密度等资料，由式（2）求长9段生烃强度［32］。
P e ( Z ) = H C I o - H C I p
I g = ∫ Z g Z 10 - 3 × P e ( Z ) × H × ρ × T O C × d Z
式中：Pe（Z）为排烃率（图13），mg/g； H C I o为最大生烃潜力指数，mgHC/gTOC； H C I p为残余生烃潜力指数，mgHC/gTOC；I g为生烃强度，104 t/km2；Z为埋深，m；Z g为生烃门限（图13），m，取R O=0.5%所对应的埋深；H为有效烃源岩厚度，m，采用长91有效烃源岩厚度； ρ为长9烃源岩的密度，g/cm3，根据密度测井资料，本研究区取2.4 g/cm3；TOC为烃源岩原始有机碳含量，%，通过有机碳恢复系数（取1.1［35-36］）恢复原始TOC。
图13 陇东地区长9油层组烃源岩排烃模式

Fig.13 Hydrocarbon expulsion pattern of Chang 9 Member in the Longdong area

生烃强度计算结果表明，研究区生烃强度主要分布于（0.2~9.5）×104 t/km2之间，陇东地区生烃强度整体由南西向北东方向逐渐增大，长9烃源岩生烃强度高值区位于靠近湖盆中心的华池—白豹井区，白豹地区附近的生烃强度最高，生烃强度受烃源岩分布影响也呈现出“沟谷相间”的指状分布特征。半深湖亚相烃源岩的生烃强度明显高于三角洲前缘亚相，整体处于（2.0~9.5）×104 t/km2之间；三角洲前缘亚相（不包含分流间湾微相）烃源岩的生烃强度相对偏低，均小于1.0×104 t/km2，而分流间湾微相烃源岩生烃强度相对较高，最高值可达1.0×104 t/km2（图14）。
图14 陇东地区长9烃源岩生烃强度等值线

Fig.14 Contour map of the hydrocarbon generation intensity of Chang 9 source rocks in the Longdong area

5 长9烃源岩供烃有利区指示

虽然陇东地区长9烃源岩品质整体低于长7烃源岩，但研究区半深湖相和分流间湾相长9烃源岩的厚度较大、分布成规模，且具有较高的TOC值、生烃潜力以及较强的生烃强度，具备较好的供烃条件。同时，陇东地区普遍发育不同程度的裂缝，甚至可见高角度的裂缝及断层［37-39］，可以成为该区油气运移的良好通道，同时前人的油源对比研究表明陇东地区长8段和长9段原油来源于长7和长9烃源岩，长10段原油主要来自长9烃源岩，因此不可忽视长9烃源岩对该区长8—长10油藏的贡献［6-7，37-42］。陇东地区靠近长9段湖盆中心的半深湖相地区可发育浊积砂体，长9烃源岩生成的原油可通过侧向运移进入该储层砂体［42-43］。陇东地区东北部的华池—白豹井区是该区生烃强度的高值区，在断裂、裂缝发育的特定地质条件下长9烃源岩可以为长8和长10油藏供烃，且该区有合适储层发育，应为长9段供烃的有利区，长9烃源岩生成的原油可以在较强的运移动力和输导体系的配合下运移到长8—长10段，因此华池—白豹井区应当为陇东地区长8—长10段油气来源的重点研究区和油气勘探的有利区。

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地陇东地区长9烃源岩有机质丰度总体较高，整体为中等—好的烃源岩，且已达生油高峰（R O=0.9%）。其中长91小层的烃源岩品质明显优于长92小层。长9烃源岩的有机质类型整体较好，主要为Ⅱ型有机质，母质来源为低等水生生物和陆源高等植物混源输入，其中半深湖相烃源岩母质以低等水生生物输入为主，三角洲前缘相烃源岩母质以陆源输入为主，分流间湾相烃源岩母质类型居于二者之间。长9烃源岩平面上呈现出“沟谷相间”的指状分布特征，半深湖相的烃源岩厚度最大，三角洲前缘—滨浅湖相的烃源岩略薄；长92小层泥岩不发育，且长91小层泥岩厚度大于长92小层泥岩。相较于前人研究，本文研究扩大了长9烃源岩分布范围，证实了陇东地区分流间湾微相可能发育可以有效生烃的湖相烃源岩。
（2）基于实测数据确定了陇东地区长9有效烃源岩下限TOC值为0.9%，即TOC高于该值的烃源岩能有效排烃。陇东地区长9烃源岩虽然品质整体低于长7烃源岩，但仍具有较好的生烃潜力，若附近储层具有良好的运移通道，则可以为长8—长9—长10储层供烃。陇东地区长9烃源岩的生烃强度整体由南西向北东方向逐渐增大，其中华池—白豹井区是该区长9烃源岩生烃强度的高值区，应为长8—长9—长10油藏勘探的有利区。

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