鄂尔多斯盆地奥陶系海相沉积有效烃源岩的判识.pdf
烃源岩测井响应特征及识别评价方法
天然气勘探 收稿日期：２０１２－０８－０８；修回日期：２０１２－０９－ ２９．基金项目：国家“９７３”项目（编号：２００９ＣＢ２１９４０６）；国家科技重大专项（编号：２００８ＺＸ０５０２５－ ００４）联合资助．作者简介：杨涛涛（１９８１－），男，陕西西安人，工程师，硕士，主要从事海域油气勘探与综合评价工作．Ｅ－ｍａｉｌ：ｙａｎｇ ｔｔ＿ｈｚ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ．烃源岩测井响应特征及识别评价方法 杨涛涛１，２，范国章１，２，吕福亮１，２，王 彬１，２，吴敬武１，２，鲁银涛１， ２ （１．中国石油天然气股份有限公司杭州地质研究院，浙江杭州３１００２３； ２．中国石油集团杭州地质研究所，浙江杭州３１００２３ ）摘要：烃源岩识别评价是油气地质研究的基础工作之一，是石油地质学研究的热点。常规的岩心样品分析虽能提供准确的烃源岩地球化学指标，但受样品来源和分析化验经费的限制，单口井往往很难获得连续的地球化学分析数据，难以满足精细勘探的需要。测井信息纵向分辨率高、资料连续准确，且烃源岩在测井曲线上具有明显的响应特征。通过对前人烃源岩测井识别评价研究成果的充分调研，详细地阐述了烃源岩在自然伽马、电阻率、声波时差、密度和中子等测井曲线上的响应特征，基于此开展烃源岩测井识别评价。为不断提高烃源岩测井评价精度，国内外学者研究了测井信息与烃源岩定量化学指标的对应关系。系统介绍了多种基于测井资料的烃源岩定量评价方法，并建立了相应的计算模型。通过该模型可直接获取烃源岩的有机质丰度等参数，在实际应用中取得了不错的效果。关键词：烃源岩；测井响应特征；定性识别；ΔＬｇ Ｒ法；定量评价中图分类号：ＴＥ１２２．１＋ １５ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７２－１９２６（２０１３）０２－０４１４－ ０９引用格式：Ｙａｎｇ Ｔａｏｔａｏ，Ｆａｎ Ｇｕｏｚｈａｎｇ，ＬüＦｕｌｉａｎｇ，ｅｔ ａｌ．Ｔｈｅ ｌｏｇｇｉｎｇ ｆｅａｔｕｒｅｓ ａｎｄ ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓ ｏｆ ｓｏｕｒｃｅ ｒｏｃｋ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１３，２４（２）：４１４－ ４２２．［杨涛涛，范国章，吕福亮，等．烃源岩测井响应特征及识别评价方法［Ｊ］．天然气地球科学，２０１３，２４（２）：４１４－ ４２２．］０ 引言 烃源岩控制着油气分布，对其识别评价是油气地质研究的基础工作之一，如何快速准确地识别烃源岩一直是研究的热点。岩心样品分析虽能提供准确的烃源岩地球化学指标，但受样品来源和分析化验经费的限制，单井往往难以获得连续的分析数据，常以有限分析数据的平均值来代表烃源岩品质，并以此评估 某层段烃源岩的生烃潜力［ １ ］。由于有机质具有较强的非均质性［２－ ３］，实验分析方法不但研究周期长，分析 费用昂贵， 而且评价结果受分析样品代表性影响较大，掩盖了局部高（或低）丰度对烃源岩评价的影响，特别是当缺少取心样品或岩屑受到污染时，评价结果将受到严重影响，难以满足油气勘探的需要。 测井资料具有纵向分辨率高、资料连续准确等特点，可反映地层岩性及流体等特征，国内外学者一直致力于探讨烃源岩与测井资料之间的关系。前人 利用对烃源岩敏感的自然伽马、电阻率、声波时差和密度等测井曲线，提出多种烃源岩定性识别方 法［３－ ２２］；依据测井信息与烃源岩定量化学指标的对 应关系，建立了相应的计算模型，可直接获取烃源岩 各项参数，在实际应用中取得了较好的效果［ ２３－ ３２］。经分析资料刻度后，烃源岩测井识别评价获得纵向连续数据，可弥补分析资料不足而造成烃源岩识别评价的困难， 也具有经济、快捷的特点。本文在对烃源岩测井识别评价充分调研的基础上，详细阐述了烃源岩测井响应特征，系统介绍了烃源岩测井定性识别及定量评价方法，以期对深化测井资料在烃源岩研究应用方面有所裨益。 １ 国内外研究现状 １．１ 国外概况 国外学者［３－ ９］从２０世纪４０年代起探索烃源岩 测井识别评价。早在１９４５年Ｂｅｅｒｓ等就开始使用 第２４卷第２期２０１３年４月天然气地球科学 ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＶｏｌ．２４Ｎｏ．２ Ａｐ ｒ． ２０１３
鄂尔多斯盆地沉积及构造
鄂尔多斯盆地沉积——构造演化及油气勘探新领域 2002年9月
目录 前言 一．地质背景与构造演化 （一）地质背景 (1) （二）构造演化 (2) 二．鄂尔多斯盆地古生代—中生代沉积演化 （一）奥陶系沉积体系划分及岩相古地理演化 (4) （二）石炭—二叠纪沉积体系划分及岩相古地理演化 (10) （三）中生界沉积体系划分及岩相古地理演化 (18) 三．鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系生、储、盖特征及天然气富集规律（三）烃源岩特征 (25) （四）储集岩特征 (33) （五）盖层特征 (44) （六）天然气富集规律……………………………………………………四．尔多斯盆地上古生界生、储特征及天然气富集规律 （一）烃源岩特征 (55) （二）储集岩特征 (56) （三）天然气富集规律 (69) 五．鄂尔多斯盆地中生界生、储特征及石油资源评价 （一）烃源岩特征………………………………………………………… （二）储集岩特征………………………………………………………… （三）石油成藏规律………………………………………………………
前言 本课题以新理论、新思路为指导，以收集、综合分析和总结已有成果为主，重点野外调查和岩芯观察为辅，深化、综合、总结前人研究成果，研究盆地沉积演化历史，确定生储盖组合、结合研究和总结石油地质规律和油气勘探新领域。 为了完成有关研究内容，课题组成员自合同鉴定之后进行了大量的资料收集，露头剖面观测，钻井岩芯观察等工作，完成了大量工作量，具体见表1。 表1 完成工作量一览表 通过一年的工作取得了如下认识 1．确定了奥陶系、石炭—二叠系、中生界三叠—侏罗系沉积体系类型，其中奥陶系主要为碳酸岩沉积，包括4大沉积体系，石炭—二叠系主要为陆源碎屑岩沉积，包括6大沉积体系，中生界侏罗系包括三大沉积体系。 2．详细讨论了各时期岩相古地理特征及演化 3．深入论述了奥陶系、石炭—二叠系及中生界生储留特征，特别是详细讨论了各时代储集岩特征 4．在上述基础上分别讨论了奥陶系、石炭—二叠系及中生界的油气有无勘探目标区，认为今后不同时代油气勘探具有重要的指导意义。
鄂尔多斯盆地地层组基本特征
鄂尔多斯盆地地层组基本特征 第四系：第四系自下向上包括更新统和全新统。晚第三纪末，受喜山运动的影响，鄂尔多斯盆地曾一度抬升，大约以北纬38°为界，北部为一套河湖相沉积，南部为黄土沉积，黄土分布广，厚度大，构成塬、梁、峁的物质主体，与下伏新近系呈不整合接触。第四纪主要是人类的出现并有多期冰期，可见人类化石、旧石器与大量相伴生的哺乳动物化石和鸟类化石。 新近系：曾称新第三系、上第三系，自下而上包括中新统和上新统。中国新近系仍以陆相为主，仅在大陆边缘，如台湾、西藏等地有海相沉积。 古近系：曾称老第三系，自下而上包括古新统、始新统和渐新统，主要分布在河套、银川、六盘山等盆地。鄂尔多斯盆地早第三纪古新世，盆地继承了晚白垩世的挤压应力状态，断裂活动性强，沉积速度快，多发育冲积扇、水下扇等各种扇体。地层厚度厚50～300米左右，岩性主要为红色泥岩、砂质泥岩夹泥灰岩。 白垩系：主要出露下白垩统，又称志丹群，分六个组，从上往下为泾川组、罗汉洞组、环河组、华池组、洛河组及宜君组。 泾川组：命名地点在甘肃省泾川县。地层厚100-400米，岩性主要为暗紫、浅棕红、浅灰、浅灰绿色等杂色砂质泥岩、泥页岩、灰质泥岩与泥质粉砂岩互层，夹浅灰、浅紫红色灰
岩和浅灰色、浅黄色砂岩，与下伏罗汉洞组呈整合接触。 罗汉洞组：命名地点在甘肃省泾川县罗汉洞。主要为河流相的砂泥岩沉积。地层厚度100～260米，上部为发育巨大斜层理的红色细至粗粒长石砂岩，含细砾和泥砾；中部以紫红色为主的泥岩及泥质粉砂岩，夹发育斜层理的细粒长石砂岩为主；下部岩性以紫红色为主的泥岩底部为发育巨大斜层理的黄色中至粗粒长石砂岩为主，与下伏环河组呈整合接触。 环河组：命名地点在甘肃省环县环江。地层厚240米左右，岩性为黄绿色砂质泥岩与灰白色、暗棕黄色砂岩、粉砂岩互层，与下伏华池组呈整合接触。 华池组：命名地点在甘肃省华池县。地层厚290米左右，岩性以灰紫、浅棕色砂岩夹灰紫、灰绿色泥岩为主，含中华弓鳍鱼、狼鳍鱼、原始星介、女星介等化石，与下伏洛河组呈整合接触。 洛河组：旧称“洛河砂岩”，命名地点在陕西省志丹县北洛河。地层厚度250～400米，从西南往东北变厚，在黄陵沮水以南与宜君组为连续沉积；在沮水以北，宜君组缺失，假整合于侏罗系之上。岩性以河流相的紫红、桔红、灰紫色块状、发育巨型斜层理的粗一中粒长石砂岩为主，局部发育夹较多的砾岩、砾状砂岩。含介形类、狼鳍鱼、达尔文虫等化石。 宜君组：主要分布在黄陵沮水、宜君、旬邑、彬县一带，
测井地质学思考题
测井地质学思考题 1、地层倾角测井判断古水流方向 倾角测井能够反映沉积构造信息、准确计算层理倾向、倾角。因此，对于地下地质研究，利用倾角资料分析古水流是最重要的方法。有两种方式确定古水流： （1）利用倾角测井微细处理成果图，统计目的段内所有纹层倾向，取其主要方向代表古水流。这种方法使用大范围内古水流砂体内部前积结构，取其主要方向代表古水流（2）统计目的层段内所有蓝模式矢量的方向，取其主要方向代表古水流。这种方法适用于大范围内古水流系统研究。 将区内由地层倾角测井资料（经过沉积学特殊处理）判断的古水流方向（主次）标注在平面位置上。选井应全区均匀分布，可以控制各个相带的古水流系统方向。每口井在选取方向时，一定要是目的层段砂体的精细处理矢量图的蓝模式方向，或者用沉积施密特图的主峰方向控制每口井的局部古水流方向。 3、测井构造分析：地层产状获取方法。 现代地层倾角测井和井壁成像测井技术能准确确定地层产状和构造要素（包括褶皱、断层和不整合面等）。 岩层最初形成时，大都是水平的或近于水平的。如果发生构造运动，如褶皱运动，水平成层的岩层形成褶曲形态，各岩层的褶曲是按同一轴面套叠的，以后再沉积，新的沉积岩层在新的褶曲运动下又形成了新的褶曲，又按新的轴面套叠。 （1）通过倾角测井获取地层产状。 倾角测井每个矢量代表该深度点的地层在井眼面积范围内测到的产状。井内不同深度点的矢量，从套叠关系分析，相当于构造不同部位的矢量。将各部位的矢量通过套叠关系都集中到一个岩层构造面上，就能将岩层的构造形态恢复出来。 地层倾角测井研究构造与沉积时，在矢量图上可以把地层倾角的矢量与深度的关系大致分为四类：红色、蓝色、绿色和白色模式。 在组合矢量模式中，对于每一种构造的不同形态都唯一地对应了一种组合矢量模式，但是反过来则不成立，即同一个矢量模式具有多解性，但是我们可以结合其它资料排除那些不正确的解。在井中经常钻遇多个构造，它们的组合模式将是各单个构造组合矢量模式的再组合。 （2）通过井壁成像技术获取地层产状。 井壁成像测井资料主要是井壁的数字成像图，用色彩及辉度来表现构造现象。由于裂缝和层面处岩性的突变，造成了岩石的电导性或岩石的密度有突然的变化，在成像测井的图像上就会表现为一条明显的暗色条带，追踪这个条带的变化趋势，可以计算出断层的产状及褶皱的要素。 4、裂缝的测井响应分析及其主要特征。 P179-186 5、裂缝型储层中裂缝的定量产状及储层参数识别方法。 P186－192 6、如何通过测井资料分析现今地应力场的方向。 P198 7、烃源岩的测井响应及其识别方法。
烃源岩地球化学
显微组分组成 一、显微组分组成与有机质类型 根据源岩干酪根所表现出来的化学性质，源岩中的有机质被划分为腐泥型（Ⅰ型）、过渡型（Ⅱ型）和腐殖型（Ⅲ型）三种类型。这种有机质类型实际上是根据显微组分混合物的平均化学成分在van krevelen图解上的演化轨迹划分出来的。有机质类型的差别，实质上是显微组分的差别（表2-12），由于镜质组、惰性组、壳质组和腐泥组构成了源岩有机质的绝大部分，所以也就是它们组成上的差别。 造成显微组分组成差别的原因，一是原始物源不同，二是沉积环境和微生物改造作用的差异。对于煤层而言，有机质都是原地堆积的，原始物源的差别是最主要的。而对于碎屑岩和碳酸盐岩，沉积环境的控制作用更明显，腐泥物质的形成往往与滞留缺氧的特定环境有关；惰性组、镜质组和壳质组等腐殖物质则是沉积物的碎屑成分，必然按其颗粒大小，形状、比重和抗磨蚀性被分选。像惰性组分脆易碎，抗磨性差，经过不长距离搬运便成为细小的碎屑，但有时盆地边缘森林火灾形成的丝质体也可能被风力送至比较远的地方还见棱见角，呈比较大的碎片出现。壳质组分比重小、性韧抗磨，其化学成分对地表地质营力的侵蚀破坏非常稳定，故而在煤岩学中也被称为稳定组分（liptinite），壳质组分很容易被水流、风力运送，散布在各种环境的沉积物中。镜质
组分的性质介于惰性组分和壳质组分之间。若镜质组分的先质是腐殖溶胶的话，则可能出现在沉积盆地的较深水相带。源岩形成于不同环境中，自然也就是有不同的显微组分组成。 1.Ⅰ型有机质（图版Ⅷ-1,2） Ⅰ型有机质的显微组分组成简单。腐泥组含量60%以上，壳质组含量0—40%，镜质组+惰性组含量小于10%。常见的富集的Ⅰ型有机质，如各种腐泥煤（藻煤、烛藻煤等），主要的显微组分是藻类体和沥青质体，孢子体也是腐泥煤的常见组分。一般不存在惰性组分或偶尔见丝质体碎屑和惰屑体。沥青质体作为基质，而藻类体A和孢子体则是被基质“胶结”的形态分子。一些腐泥煤中，无结构镜质体含量可达15%左右，呈条带状、脉状出现。进入成熟阶段常见渗出沥青体和微粒体等次生显微组分，渗出沥青体充填于无结构镜质体的垂直楔形裂隙或孢子体的空腔中，微粒体分布在沥青质体中。 矿物沥青基质和沥青质体是Ⅰ型有机质分散的源岩中占优势的组分，但也常见藻类体和孢子体。含煤岩系的油页岩一般都有比较多的无结构镜质体和镜屑体，当无结构镜质体和镜屑体含量超过20—30%时，有机质的类型就会发生变化，成为过渡型Ⅱ型有机质。 我们对海相源岩的研究还很少，海相源岩的显微组分研究仍然是今后需要进一步开展的工作。目前研究过的少数海相源岩都属Ⅰ型有机质，显微组分几乎只有矿物沥青基质，
鄂尔多斯盆地简介
鄂尔多斯盆地是一个含油气沉积盆地[24-27]。盆地北以阴山为界，向南经陕西， 至北秦岭；西与六盘山、贺兰山毗邻，向东延伸，至山西吕梁山[7]。盆地横跨内 蒙古、陕西、山西、甘肃、宁夏五省份，总面积约33×104km2。 2.1 大地构造背景及研究区范围 2.1.1 大地构造背景 从大地构造背景来看（图2-1），鄂尔多斯盆地地块北隔河套盆地与内蒙地轴 相望，南与秦岭褶皱带相接；西与北祁连褶皱带为界，至东部鄂尔多斯地块[28]。 图2-1 鄂尔多斯盆地及其邻区构造格局图（据陈刚，1994）构造区划：Ⅰ鄂尔多斯地块；Ⅰ1天环向斜，Ⅰ2东部斜坡，Ⅰ3东南部挠褶带；Ⅱ贺兰断褶带；Ⅲ华北地块南缘构造带：Ⅲ1六盘山-鄂尔多斯南缘过渡带，a 六盘山弧形逆冲构造带；b 南北向构造带；c 鄂尔多斯南缘冲断带；Ⅲ2 祁连—北秦岭带：a 北祁连构造带； b 中祁连构造带； c 南祁连构造带； d 北秦岭带；Ⅳ阿拉善地块（阿拉善隆起）；Ⅴ山西地块；Ⅵ伊盟隆起；Ⅶ内蒙加里东海西褶皱带；Ⅷ内蒙隆起。 主要断裂：①离石断裂；②桌子山东断裂；③贺兰山东麓断裂；④地块西南缘边界断裂:（4a）龙首山—查汉布鲁格断裂，（4b）金塔泉—马家滩断裂，（4c）惠安堡—沙井子断裂，（4d）草碧—老龙山—口镇圣人桥断裂；⑤青铜峡—固原断裂；⑥地块南缘过渡带与祁连—北秦岭构造带分界断裂:（6a）北祁连—海原断裂，（6b）宝鸡—洛南—栾川断裂；⑦（华北）地块南缘构造带与南秦岭构造带分界断裂：（7a）临夏—武山断裂，（7b）商县—丹凤断裂。 图例说明：1、祁连—北秦岭变质杂岩（Ar-Pt1），2、一级构造单元分界断裂，3、二、三级构造单元分界 2.1.2 研究范围
柴达木盆地西部第三系咸水湖相原油地球化学特征
*中国石油天然气集团公司95重点科技攻关项目(编号:970207)资助。 朱扬明,男,1954年11月生,教授,博士,有机地球化学专业。 2003-03-13收稿,2003-06-18改回。 黄第藩,等.1987.柴达木盆地西部第三系油源岩的地球化学和生油评价. 柴达木盆地西部第三系 咸水湖相原油地球化学特征* 朱扬明1 苏爱国2 梁狄刚2 程克明2 彭德华3 (1.浙江大学地球科学系杭州 310027;2.中国石油天然气股份有限公司油气地球化学重点实验室 北京 100083;3.青海石油管理局石油勘探开发研究院甘肃敦煌 736202) 摘 要 在系统分析柴达木盆地西部各油田40余个原油样品碳同位素和饱和烃、芳烃组成的基础上,全面剖析了该地区第三系湖相原油的地球化学特征。研究结果表明,这些原油具有特殊的碳同位素组成和异常的生物标志物分布。其全油碳同位素偏重(-26 ~-24 );正构烷烃系列单体烃碳同位素分布曲线呈水平状,表现出类同于海相有机质的碳同位素组成特征。它们的生物标志物中正烷烃系列兼具奇碳和偶碳优势双重碳数分布模式;呈强植烷优势,Pr/Ph 值大多<0 6;伽玛蜡烷普遍异常丰富,C 35藿烷含量高,表征高盐、厌氧的咸水湖相沉积环境性质。芳烃组份以萘、菲系列为主,而二苯并噻吩等含硫有机化合物相对含量较低,反映该地区咸水湖相原油源岩沉积相的特殊性。柴西各油田原油地球化学参数在区域上呈规律性变化趋势,与其源岩沉积相的时空变迁相一致。 关键词 咸水湖相原油 碳同位素 生物标志物 芳烃 柴达木盆地 中图分类号:T E121 文献标识码:A 文章编号:0563-5020(2004)04-0475-11柴达木盆地西部(以下简称柴西)面积约4 104km 2,广泛发育一套第三系咸水湖相烃源岩并生成大量油气。自1977年发现尕斯库勒油田以来,该地区已相继找到十几个油气田,集中占全盆地80%~90%的油气储量和产量,因此被列为柴达木盆地目前至今后相当长一段时间内的重点勘探区。发育有咸水湖相沉积的含油气盆地在我国为数不多,因而柴西地区的咸水湖相原油及其源岩的地球化学特征引起不少国内外学者研究兴趣(黄杏珍等,1993;Ritts et al.,1999;Hanson et al.,2001) 。现有研究表明:本区的原油多为低熟原油,具有一般的咸水湖相原油性质。但这类原油地球化学特征与其源岩沉积环境之间的内在关系方面尚有许多问题还没有阐明;而且,随着近年来盆地油气勘探的不断深入和新的含油构造的发现,有必要进一步认识原油地球化学性质的区域性变化规律,为明确下一步的勘探目标提供科学依据。为此,本文在系统分析原油及源岩样品的基础上,重点对该地区咸水湖相原油独特的碳同位素组成和异常的生物标志物分布特征从成因机制上进行剖析,并结合源岩分析资料阐明其区域上的变化规律。 2004年10月地 质 科 学C HINESE JOURNAL OF GEOLOGY 39(4):475 485
地层划分
2.1.1 地层划分的依据 地层划分的依据有标志层法、剖面结构及电测曲线组合特征类比法、沉积旋回法、地层厚度法等多种方法综合判识对比，下面就地层划分的依据简要论述如下。 1）主要标志层 长庆油田在鄂尔多斯盆地长期石油勘探开发中在延长组识别出K1－K9共9个可以基本区域对比的标志层，这些标志层可以归为两种类型，一类为与火山喷发物有关的凝灰质岩，另一类为灰黑色泥页岩和油页岩（表2－1）；各标志层都有特定的电性组合特征（图2－1）。下面就9个主要标志层的特征及其在研究区域的发育情况简述如下： （1）K1标志层位于长7油层段中部，通常在3 m左右，电性特征突出，均以箱状高伽玛、高声波时差且曲线形态呈梯形、大井径、中低电阻、低感应为特征；K1在本区内厚度变化稳定，岩性特征为灰黑色泥页岩和油页岩，具水平层理，是延长阶长7期湖泊兴盛时的产物，属半深水—深水湖相沉积，其中软体动物和浮游生物甚为丰富发育，微体动物（介形虫）常密集成层，是盆地最重要的优质油源岩；此标志层在鄂尔多斯盆地中南部分布极为稳定，可以作为剖面对比的基准面与构造制图标准层，是地层对比最主要的依据和标志层，是划分延长组长6－长8的区域性标志。 表2－1 鄂尔多斯盆地坪桥地区延长组地层划分表
（2）K2标志层位于长6底部，为长6油层组与长7油层组分界；本区内位于K1之上50 m左右，岩性特征据取芯资料证实为浅黄绿色凝灰质泥岩。区域分布稳定,厚0.5～1.5 m左右，具有高伽玛、高声波时差、中低电阻、低感应，俗称“肥皂片”。 （3）K3标志层位于长6油层组中、下部，其顶为长6-3与长6-2的分界。距长7顶（K2）30～40 m，是控制长6下部的重要标志层，岩性为浅黄绿色凝灰质泥岩，该层厚度在1 m左右，电性特征为低电阻、特低感应、尖刀状高声波时差、大井径、高伽玛值。
鄂尔多斯盆地西南地区上三叠统延长组沉积相及石油地质意义
文章编号:1671-1505(2005)01-0034-11 文献标识码:A 鄂尔多斯盆地西南地区上三叠统延长组 沉积相及石油地质意义 付金华1,2 郭正权2 邓秀芹2 1西北大学地质系,陕西西安 710069 2中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安 710021 摘 要 鄂尔多斯盆地三叠系延长组主要发育东北和西南两大沉积体系,东北的河流三角洲体系已为大量的勘探研究资料所证实,而西南体系因受勘探程度限制,目前研究不够 。本文通过最新钻探成果,结合盆地西南部露头资料,确立盆地西南地区三叠系延长组为冲积扇-扇三角洲沉积体系,发育冲积扇、扇三角洲、湖泊 (浊积)相。冲积扇以西南缘平凉崆峒山和 水河剖面为代表,扇三角洲及湖泊(浊积)相为区内钻井剖面所证实。 长6—长8为区内主力油层组,地层保存完整,钻探程度相对较高。扇三角洲前缘砂体类型以水下分流河道为主,局部发育河口坝。浊积体以厚层块状为主。长8亚期为扇三角洲前缘亚相最发育期,横向形成自西南向东北延伸的三支前缘砂体带,是石油聚集的重要区带;长7亚期随着湖盆沉降,周边抬升强烈,湖岸较陡,大量发育浊积体系;长6亚期湖退导致扇三角洲再次发育,但规模较长8亚期小。扇三角洲前缘砂体单层厚度大,砂岩粒度较粗,颗粒分选及物性好,是石油富集的最有利相带。 关键词 鄂尔多斯盆地 上三叠统 沉积相 冲积扇 扇三角洲 浊积 第一作者简介 付金华,男,1963年生,1982年毕业于江汉石油学院勘探系,现为西北大学在读博士,长庆油田分公司勘探开发研究院教授级高工,主要从事油气勘探地质研究。 Sedimentary facies of the Yanchang Form ation of Upper T riassic and petroleum geological implication in southw estern Ordos B asin Fu Jinhua 1,2 Guo Zhengquan 2 Deng Xiuqin 2 1Depart ment of Geology ,Northwest U niversity ,Xi ’an 710069,S haanxi 2Research Institute of Pet roleum Ex ploration and Development ,Changqing Oilf ield Com pany , Pet roChina ,Xi ’an 710021,S haanxi Abstract In the Yanchang Formation of Triassic in the Ordos Basin mainly two sedimentary sys 2tems are developed :the northeastern and southwestern systems 1It has been proved that the northeast 2ern sedimentary system is a river delta system through abundant research data 1However ,the south 2western system is little studied as there has been only limited efforts in exploration 1Based on the latest drilling and outcrop data ,it has been concluded that the southwestern sedimentary system in the Or 2dos Basin is an alluvial fan 2fan delta system and the alluvial fan ,fan delta and lake facies or turbidite facies were developed 1The alluvial fan is typical in the sections of Pingliang K ongdongshan and Ruishuihe River 1The fan delta and lake facies or turbidite facies are proved by observation on the drilling sections in the study area 1The main reservoirs include the intervals Chang 6to Chang 8and the 第7卷 第1期2005年 2月 古地理学报 JOURNAL OF PALAEO GEO GRAPHY Vol 17 No 11 Feb 1 2005
烃源岩报告
有效烃源岩的识别与控制因素 摘要：有效烃源岩的研究是油气勘探中首先必须要解决的首要问题，然而目前烃源岩识别及其生烃潜力估算还存在一些问题，为了正确对盆地或凹陷的有效烃源岩进行识别，本文从有效烃源岩的定义出发，介绍了有效烃源岩的识别方法，阐述了它的发育环境和保存条件，探讨了有效烃源岩在油气藏形成和保存方面的重要意义，阐述了研究过程中应注意的问题。 关键词：有效烃源岩；识别标志；控制因素 1、有效烃源岩的定义 烃源岩是油气形成的物质基础，也是石油勘探过程中首先必须研究的问题。随着研究的深入，石油地质学家在烃源岩基础上进一步识别出了有效烃源岩。有效烃源岩是指既有油气生成又有油气排除的岩石，它在某种程度上控制着盆地内油气藏的分布[1]。必须强调的是，它们生成和排出的烃类应足以形成商业性油气藏[2]，否则有效烃源岩的定义将难以在生产实践中应用。可见，有效烃源岩的评价标准必须与勘探实践相结合。 2、有效烃源岩的识别 如何判断一个地区的烃源岩是否为有效烃源岩，或者如何让从大范围的烃源岩中识别出有效烃源岩，通过多年的研究地质学家总结了一些具体方法，概括起来，主要是地质手段和数值模拟，具体研究时是这两种手段的结合。有效烃源岩的识别主要从以下几个方面入手[3]：2.1、烃源岩发育的规模 烃源岩发育规模包括两个方面，一是平面上的烃源岩展布情况，一是剖面上烃源岩厚度。这两方面受当时沉积期水体发育的控制。中国东部中新生代盆地包括断陷和拗陷两类。断陷以渤海湾盆地为主，拗陷以松辽盆地为主。渤海湾盆地在断陷时期，湖盆大多为不对称箕状。陡坡一侧水体深，沉积厚度达，是有效烃源岩发育部位；缓坡区域水体相对浅，烃源岩一般发育规模小。松辽盆地是典型大型拗陷盆地，湖盆面积大，沉降中心和沉积中心一致。在沉积期内烃源岩大规模发育，面积广，厚度大，构成了大庆油田巨大的物质基础。总的来说，水体的发育影响着烃源岩的发育规模。 2.2烃源岩的排烃能力 在确定了有效烃源岩的规模后，还必须考虑它的排烃能力。一个地区的烃源岩规模大，
烃源岩的定性评价
烃源岩地化特征评价
烃源岩地化特征评价 摘要：烃源岩对应的英文为Source rock，从本意上讲，它应该既包括能生油的油源 岩，也包括能生气的气源岩，但过去多将它译为生油岩。其中的重要原因可能在于国内早期的油气勘探主要瞄准着对油的勘探。因此，油气地球化学所关注和研究的对象主要是油而不是气。这可能是早期的有关专著和教材也多冠以“石油”而不是“油气”的原因所在。相应地，生油岩这一术语在地化文献中得到了相当广泛的沿用。随着我国对天然气重视程度的逐步、大幅提高，有关天然气的勘探和地球化学研究也越来越多，很多时候，需要区分油、气源岩。因此，本文中以烃源岩替代早期的生油岩来涵盖油源岩和气源岩。 关键词：机质的丰度；有机质的类型；有机质的成熟度。 前言 烃源岩是控制油气藏形成与分布的关键性因素之一。确定有效烃源岩是含油气系统的基础。烃源岩评价涉及许多方面，虽然在不同勘探阶段以及不同的沉积盆地，评价重点也有所不同，但是总体上主要包括两大方面：(l)烃源岩的地球化学特征评价，如有机质的丰度、有机质的类型、有机质的成熟度；（2）烃源岩的生烃能力评价，如生烃强度、生烃量、排烃强度等。本人主要介绍烃源岩的地球化学特征评价方面： 1.有机质的丰度 有机质丰度是指单位质量岩石中有机质的数量。在其它条件相近的前提下，岩石中有机质的含量（丰度）越高，其生烃能力越高。目前，衡量岩石中有机质的丰度所用的指标主要有总有机碳（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃和生烃势（或生烃潜量Pg,Pg=S1＋S2）。 1.1有机质丰度指标 1.1.1总有机碳（TOC，％） 有机碳是指岩石中存在于有机质中的碳。它不包括碳酸盐岩、石墨中的无机碳。通常用占岩石重量的％来表示。从原理上讲，岩石中有机质的量还应该包括H、O、N、S等所有存在于有机质中的元素的总量。但要实测各种有机元素的含量之后求和，并不是一件轻松、经济的工作。考虑到C元素一般占有机质的绝大部分，且含量相对稳定，故常用有机碳的含量来反映有机质的丰度。将有机碳的量转换为有机质的量，需要补偿其它有机元素的量，常用的方法是乘一校正系数K，即有机质＝K·有机碳。不难理解，K值是随有机质类型和演化程度而变化的量。Tissot等给出了经验的K值（表1.1）。 表1.1 由有机碳含量计算有机质含量的转换系数（据Tissot，1984） 从分析原理来看，有机碳既包括占岩石有机质大部分的干酪根中的碳，也包括可溶有机质中
鄂尔多斯盆地地质简况
第二章 地质构造与矿产资源 第一节 地质构造 第一节 地质构造 鄂尔多斯台拗是中朝准地台上的一个大型拗陷，除南与秦岭褶皱系相接外，其它三面均与中朝准地台的几个二级构造单元相连：北为内蒙地轴，东为山西台隆，西为鄂尔多斯台缘褶带等。该台拗即通常所说的鄂尔多斯盆地或陕甘宁盆地，大体位于秦岭以北，阴山以南，吕梁山以西，贺兰山——六盘山断陷以东，呈长方形。跨陕西、山西、甘肃、内蒙古、宁夏等省(区)，面积约30万平方公里。陕西黄土高原正好位于鄂尔多斯盆地的中部，是该盆地的主体部分(图2.1)。 图2.1 鄂尔多斯盆地构造示意图 一、区域地层系统 鄂多斯盆地内部主要为单斜构造，这一构造特点在陕西黄土高原内部尤为明显。陕西黄土高原的东南部为铜川复背斜的一翼，地层大体向北西缓倾；而在陕西黄土高原的中部和北部，地层由东向西
缓倾，被石油地质部门称之为陕北斜坡带。 陕西黄土高原属华北地层区，跨两个地层分区：陕甘宁盆地地层分区和陕甘宁盆缘地层分区，区内出露的地层有奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系及第四系。以陆相中生代地层及第四纪黄土最为发育，缺失志留系和泥盆系。区内大部分地区被厚层黄土所覆盖，只有在南部的一些山地、东北部的府谷、神木一带和区内的一些深切沟谷中，出露着不同时期的地层。奥陶系仅出露中统海相灰岩。石炭系有中、上统，为海陆交互相沉积之灰岩、砂页岩，含煤、铁、铝土矿等。二叠系及三叠系下统为湖泊、沼泽相含煤砂泥岩沉积，及河湖相红色碎屑岩。三叠系中、上统至白垩系在区内的一些地段连续出露，以内陆河湖相为主，部分为内陆盆地边缘山麓堆积。三叠系中、上统为红色砂泥岩及灰绿色含煤、油页岩及少量火山碎屑之砂泥岩。侏罗系由红色砂泥岩、煤系地层，过渡为含泥灰岩、油页岩的红色砂泥岩及砾岩。白垩系仅有下统志丹群，为红色砂岩、砾岩、泥岩及少量泥灰岩，第三系为河湖相含石膏的红色碎屑沉积。第四系以黄土为主，另有零星的河流、仲积、洪积、湖相等沉积。 按照由老到新的时间顺序将该区地表出露的各时代地层分述如下： (一)古生界(Pz) 1.奥陶系(O) (1)上马家沟组(02m) 主要出露在府谷北海子庙一带，沿黄河河谷分布。岩性主要为深灰色中厚层至块状灰岩和灰黄色泥质灰岩。未见下界。 (2)桃曲坡群(Q2-3，tq) 仅分布在本区南部的铜川、耀县一带。为混合相沉积。岩性为灰黑、深灰色，局部为黄褐色的灰岩、礁状灰岩、泥质灰岩及钙质页岩，富含头足、笔石、珊瑚、腕足、腹足等化石，厚435米，横向变化不明，目前将此套地层暂定为中、上奥陶统。 2.石炭系(C) (1)本溪组(C2 b) 仅在府谷上马家沟组灰岩之上有小面积出露；另外，在延长、富县地区井下也可见到，岩性为海陆交互相的砂岩、泥岩及铝土质页岩，厚13～23米。本溪组与下伏的马家沟组灰岩之间，为假整合接触。 (2)太原群(C3，ty) 在府谷上马家沟组灰岩出露的地段，太原群沿黄河两岸成条带状分布。岩性主要为海陆交互相的煤系地层，由灰白色砂岩、深灰色页岩、煤层、油页岩和炭质页岩组成，中夹二层海相灰岩和一层海相页岩，底部为厚约5～9米铁铝岩。含动物及植物化石。当缺失本溪组时，直接假整合于奥陶系之上，总厚124.5～128.5米。 铜川、耀县一带，太原群直接假整合于桃曲坡群之上。太原群是渭北煤田的主要含煤地层之一，为海陆交互相沉积。岩性主要有灰黑、黑色泥岩、砂质泥岩及石英砂岩，夹可采煤层及海相灰岩、钙
烃源岩测井评价研究
烃源岩测井评价研究概述 摘要：目前围绕着烃源岩的测井评价开展了许多研究工作，本文从烃源岩测井评价的进展和评价方法两方面入手，系统的介绍了烃源岩评价的国内外研究现状和国内常用的评价方法，并指出了目前烃源岩评价中存在的问题，对今后研究工作的开展提出了建议。关键词：烃源岩；测井资料；研究进展；评价方法 引言 烃源岩是油气藏和输油气系统研究的基础，国内外对于烃源岩的研究一直很重视。在对烃源岩的研究过程中也取得也一定的成果。但是，由于构造和沉积环境的影响，烃源岩具有很强的非均质性，给资源评价工作带来一定的困难，许多学者对烃源岩的评价做了进一步的研究。本文对目前有关于烃源岩的测井评价进行总结分析，希望对今后的烃源岩评价工作有所帮助。 1 烃源岩的评价进展 1.1 国外进展 利用测井资料评价烃源岩的主要方面是确定烃源岩中的有机碳含量（toc）。早期关于烃源岩评价的研究主要集中在国外，1945年beer就尝试应用自然伽马曲线识别和定量分析有机质丰度[1]。murry等（1968）作区块分析时得出异常大的地层电阻率是由于生油岩中已饱和了不导电的烃类[2]。swamson将自然伽马异常归因于与有机质相关的铀，他指出铀与有机质存在一定关系[1]。在七十
年代末期由fertl（1979）、leventhal（1981）等人相继找出放射性铀与有机质含量间的经验公式，这期间的研究主要以定性分析为主[1]。herron（1986）将c/o能谱测井信息用于求解烃源岩的有机质丰度，但该方法误差较大并未真正应用到实际评价中[3]。schmoker在八十年代做了许多关于烃源岩的研究，他指出高的自然伽马值与烃源岩间的相关性、用密度测井信息来估算烃源岩有机碳含量、埋藏成岩作用引起的孔隙度减小过程就是一个热成熟过程、碳酸盐岩和砂岩的孔隙度之间呈幂函数等观点[4-6]。meyer（1984）等利用自然伽马、密度、声波和电阻率测井结合来评价烃源岩，总结出了测井响应参数与有机碳含量的岩石判别函数[7]。上面这些国外学者虽然提出了一些计算有机碳含量的经验公式，但是并没有建立定量的数学模型。直到1990年，passey研究出了对碳酸盐岩烃源岩和碎屑岩烃源岩都适用的方法，能够计算出不同成熟度条件下的有机碳含量值[8]。目前该方法依然被很多学者作为研究烃源岩的基础模型。lang等（1994）研究认为在泥页岩正常压实带，实测镜质体、反射率与声波时差间存在很好的半对数关系[9]。但是，由于反射率与声波时差的关系受许多地质因素影响，阻碍其普遍应用。mallick（1995）将实测的有机碳含量与地层密度用最小二乘拟合发现它们呈反比关系[10]。 1.2 国内进展 鉴于烃源岩研究的重要性，国内学者也进行了一系列研究工作。
鄂尔多斯盆地西南缘奥陶系地球化学特征与沉积环境分析
第30卷第3期2011年5月 地质科技情报 Geological Science and Technology Information Vol．30No．3 May 2011 鄂尔多斯盆地西南缘奥陶系地球化学特征与 收稿日期：2010-12-17编辑：刘江霞 基金项目：国家重大基础研究规划项目（2002CCC01400）；中国石油化工股份有限公司科技攻关项目 作者简介：毛小妮（1986— ），女，现正攻读矿产普查与勘探专业硕士学位，主要从事油气成藏机理与富集规律研究。E-mail ：466969658@qq．com 沉积环境分析 毛小妮a ，b ，周立发a ，b ，杨甫a ，b ，蒲磊a ，b （西北大学a．大陆动力学国家重点实验室；b．地质学系，西安710069） 摘要：鄂尔多斯盆地西南缘发育奥陶系海相烃源岩，该套烃源岩沉积厚度大、分布广，具备良好的生储油条件。运用元素地球化学方法，结合岩石学特征，探讨了研究区的沉积环境及其烃源岩分布特征。研究认为，鄂尔多斯盆地西南缘奥陶系地球化学特征能较好地反映其沉积环境的变化。南缘马家沟组和西缘桌子山组沉积时水体较浅，还原性差，不利于烃源岩的发育。南缘峰峰 组和西缘克里摩里组沉积时水体较深， 为还原环境，有利于烃源岩发育。平凉组沉积时水体较深，为闭塞的还原环境，烃源岩发育良好。这些特点对该区奥陶系的油气藏评价具有重要意义。 关键词：元素地球化学；沉积环境；烃源岩；奥陶系；鄂尔多斯盆地 中图分类号：P534．42；P595文献标志码：A 文章编号：1000-7849（2011）03-0098-05鄂尔多斯西南缘早古生代位于鄂尔多斯台地与 古秦岭洋之间，构造位置特殊。奥陶纪研究区处于相对凹陷构造位置，地层发育较全且保存完整。但是鄂尔多斯西南缘地区奥陶系各沉积期构造格局、 沉积环境差异很大［1-6］，不同的沉积体系以及后期构 造运动都对烃源岩分布有重要影响 ［7-13］ 。对该区进行地球化学特征研究对西南缘地区下古生界奥陶系 天然气勘探有重要意义：一方面可以反映本区及邻区奥陶系沉积环境的变化规律；另一方面可以反映该区烃源岩的分布规律。 笔者运用元素地球化学方法，以期能够重现鄂 尔多斯盆地西南缘奥陶系沉积演化历程，为西南缘地区奥陶系天然气藏分布及聚集规律研究提供理论 依据和资料。 1区域地质背景与样品数据 1．1区域地质背景 鄂尔多斯盆地西南缘早古生代毗邻秦祁地槽，具有被动大陆边缘的性质，沉积了碳酸盐岩、海相碎屑岩和浊积岩，形成向秦祁海槽倾斜的广阔陆架区（图1）。鄂尔多斯地区早奥陶世晚期发生海侵，除庆阳古陆外海水全部侵漫，早奥陶世末期大面积隆 升为陆， 仅在西南缘保留狭长海槽。中奥陶世平凉期研究区发育阶梯状同生断裂和重力流。晚奥陶世末，随着北秦岭加里东褶皱带最终形成，海水退出鄂 尔多斯地区， 结束了鄂尔多斯早古生代海相沉积历史。 奥陶系在鄂尔多斯盆地西南缘广泛分布。盆地西缘地区缺失下奥陶统冶里组、亮甲山组和上奥陶统背锅山组。西缘北段天池—桌子山地区下奥陶统自下而上为三道坎组（下马家沟组）、桌子山组（上马家沟组）和克里摩里组（峰峰组），中奥陶统为乌拉力克组、拉什仲组、公乌素组和蛇山组；西缘南段平凉地区下奥陶统自下而上为麻川组（下马家沟组）、水泉岭组（上马家沟组）、三道沟组（峰峰组），中奥陶统为平凉组。南缘地区下奥陶统为冶里组、亮甲山组和马家沟组（下马家沟组、上马家沟组和峰峰组），中奥陶统为平凉组。桌子山组（上马家沟组）主要由中厚层灰岩组成，偶含泥质或硅质结核，局部具瘤状突起；克里摩里组（峰峰组）主要由薄层 灰岩、 瘤状灰岩和黑色页岩组成，泥质成分含量向上递增；平凉组主要由黑色、深灰色、黄绿色钙质、泥质或粉砂质页岩组成，上部和下部各夹数层薄灰岩或灰岩透镜体。
第四章 第一节 优质烃源岩的地球化学特征及分布特征
第四章优质烃源岩的分布特征及资源贡献 第一节优质烃源岩的分布特征 一、优质烃源岩的评价依据与地球化学特征 陆相泥质烃源岩一般都存在比较明显的非均质性，其中有机质丰度高、生烃潜力大的、已有生烃排烃过程的为有效烃源岩，有机质丰度特别大、生烃潜力特别高的称为优质烃源岩（金强，2002）。也有人把有机质丰度与类型俱佳的烃源岩称为优质烃源岩，如济阳坳陷下第三系的优质烃源岩和塔里木盆地的优质气源岩等（周杰等，2004）。国内外的一些研究实例也已证实，并非烃源岩厚度大，分布广，生烃潜力就大，而部分薄层的优质烃源岩层段对油气成藏起决定性作用。对于陆相含油气盆地而言，优质烃源岩是指在生物勃发期和缺氧的湖相环境中形成的有机质特别富集，演化程度适中的烃源岩，常为薄层状(有时为纹层状)以某种生物为主的有机质富集层，以不规则状分布在有效烃源岩中。由于不同盆地优质烃源岩的成因不同，所以优质烃源岩没有统一的标准，不同盆地优质烃源岩标准的制定要考虑该盆地烃源岩的沉积环境和母质来源等因素。作为优质烃源岩，一般要求烃源岩中有机质相对富集，有机质丰度指标达到好－极好烃源岩的标准，有机质类型较好（以I型或II1型为主），烃源岩中富含藻类体、壳质体等显微组分。 通过对溱潼凹陷优质烃源岩和非优质烃源岩地化特征的对比，我们认为溱潼凹陷优质烃源岩地球化学特征为：TOC一般大于1.5％，S1+S2大于10mg/g，氢指数大于400mg/g，氯仿沥青“A”大于0.1％，Ph含量高（远高于Pr），β-胡萝卜烷含量中等～很高，伽马蜡烷含量很高，有机质类型较好（以Ⅰ型或Ⅱ1型为主），烃源岩中富含藻类体、壳质体等显微组分。溱潼凹陷阜二段、阜四段、泰州组部分MA类烃源岩大部分已达到这一标准。这些烃源岩中TOC一般大于1.5%，S1+S2大于10mg/g，壳质体和矿物沥青质体含量较高，富含黄色层纹层状藻类体、黄色沥青及液态包体、亮绿黄色、团状小孢粉体，分布有黄色荧光—亮黄色孢粉体及动物沥青壳壁体和动物沥青。干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。可溶有机质中伽马蜡烷、β-胡萝卜烷相对含量较高，Pr/Ph一般小于1。沉积岩主要形成于相对咸化的还原环境，沉积有机质以低等水生生源输入为主。岩石类型以暗色泥岩或泥灰岩、灰质泥岩为主。进入成熟阶段，Ro大于0.7%的优质烃源岩为成熟优质烃源岩。 二、不同层位优质烃源岩在纵向上的分布特征 溱潼凹陷优质烃源岩主要分布在阜二段和阜四段，从苏153井、苏259井、苏169井、苏120井、苏241井等井阜二段和阜四段烃源岩地化特征分布规律的分析表明，阜二段优质烃源岩占总段烃源岩的45％左右，分布在阜二段中部；阜四段优质烃源岩占总段烃源岩的 119
鄂尔多斯盆地西南地区细粒沉积物特征分析
鄂尔多斯盆地西南地区细粒沉积物特征分析 摘要：应用岩心观察、地球化学测试等方法，结合湖泊发育演化和古气候变化特征，探讨湖泊演化过程中水体盐度、氧化还原条件和生产力变化，研究湖盆细粒沉积体系分布规律及主控因素。鄂尔多斯盆地延长组长7沉积期，气候温暖潮湿，半深湖-深湖大面积发育，富有机质细粒沉积物发育。该期形成的富有机质页岩主要受湖盆底形影响，同时砂体沉积模式也影响细粒沉积分布。长7 3 沉积期快速湖侵，湖水深度和范围急剧增加，湖泊表层水体与底层水体存在盐度分层，形成大面积缺氧环境，有利于富有机质页岩的大规模发育。深湖区平缓地带，陆源碎屑供给不足，有机碳含量高，有机质类型好以Ⅰ、Ⅱ型为主，斜坡带半深湖区，陆源碎屑影响明显，粉砂质泥岩发育，干酪根以Ⅱ型为主，同时发育Ⅲ型干酪根。关键字：细粒沉积；有机质类型；延长组；深湖-半深湖 鄂尔多斯盆地致密油、页岩油资源丰富，具有很大的勘探开发潜力。主要发育于延长组长6-长7油层组，前人对延长组长7油层组沉积相、烃源岩评价、成藏特征等方面做过一系列研究。但对于细粒沉积物沉积特征等方面的研究比较薄弱。本次通过对长7油层组细粒沉积物的沉积体系进行综合研究，总结分布规律，探寻控制因素，同时对与其伴生的砂体成因机理进行分析，揭示湖盆细粒沉积与粗粒沉积的相互作用机理，为区带评价提供地质依据。 长7沉积期，鄂尔多斯盆地进入板块碰撞拼接、幕式构造运动最活跃的时期，湖盆强烈扩张，是盆地发展的最鼎盛时期[1]。该期沉积格局发生重大变化,盆地快速沉降,最大湖泛期半深湖、深湖区范围可以达到10×104km2以上,沉积了一套厚度大、有机质丰度高的细粒沉积物,俗称“张家滩页岩”。沉积中心向西南方向迁移至华池—正宁一带。这套细粒沉积具有典型的地球物理响应特征,测井曲线表现为高阻、高伽马、高时差、低电位、低密度的特征, 地震具有双相位或三相位、强振幅连续反射的特征。长7沉积期晚期,湖盆范围逐渐萎缩,砂体沉积作 用明显。细粒沉积物集中体现在长7油层组下部长7 3亚油层组，长7 2 亚油层组、长 7 1 亚油层组发育较局限。 1、细粒沉积特征 长7沉积期，湖盆快速沉降，湖侵作用明显。该时期主要以细粒沉积为主。本次从古水介质环境和古气候及生产力特征等方面展开研究，同时对其控制因素