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研究内容（1）盆地西部构造特征及演化（2）气源对比及下古生界烃源岩有利供烃范围（3）盆地西部奥陶系天然气运聚及成藏史研究（4）盆地西部下古生界天然气成藏模式及有利区预测合同要求内容实际工作内容（1）盆地西部地层展布与构造演化（2）气源对比及下古生界烃源岩评价（3）盆地西部奥陶系天然气成藏史研究（4）盆地西部下古生界天然气运移特征、成藏模式、主控因素及有利区预测完成工作量项目内容数量项目内容数量岩心观察及采集样品，分析化验岩心观察及采样14口/176块收集资料测井数据46口铸体薄片44块物性数据29口阴极发光薄片32块生产试气数据22口包裹体薄片及测温46块录井报告50口激光拉曼分析10块钻井设计报告33口有机碳丰度32块缝洞统计表10口岩石热解32块薄片鉴定27口氯仿沥青“A”10块岩屑描述记录38口干酪根同位素10块取心描述记录30口固体沥青反射率10块编图各类基础图表100余张X衍射样品27块最终成果报告1份抽提物饱和烃分析4块多媒体1份完成工作量统计表汇报内容一、地层特征与构造演化二、气源对比及下古生界烃源岩评价三、天然气成藏史研究四、成藏模式与主控因素AC140300μs/mDEN1.82.9g/cm3GR10150APIRLLD110000Ω·MAC140300μs/mDEN1.82.9g/cm3GR10150APIRLLD110000Ω·MAC145424μs/mDEN1.32.8g/cm3GR14298APIRLLD512196Ω·MAC140300μs/mDEN1.82.9g/cm310001000GR10150APIRT110000Ω·M一、地层特征与构造演化盆地西部棋探1井－苏377井奥陶系东西向地层对比图盆地西部乐1井－苏44井奥陶系东西向地层对比图1.地层特征庆阳靖边米脂鄂托克旗银川太原伊盟古陆隆中央古起华北海秦祁海AC140300μs/mDEN1.82.9g/cm3GR10150APIRLLD1100Ω·MAC140300μs/mDEN1.82.9g/cm3GR04APIRLLD110000Ω·MAC140300μs/mDEN1.82.9g/cm3GR1150APIRLLD110000Ω·MDEN1.82.9g/cm3AC140300μs/mGR1150APIRLLD110000Ω·MAC140300μs/mDEN1.82.9g/cm310001000GR10150APIRLLD110000Ω·M东西向：地层厚度逐渐减薄，拉什仲组地层尤其明显AC100300μs/mGR80015000脉冲/分RT101000Ω.MAC100300μs/mGR0200APIRLLD1010000Ω·MAC1001000μs/mGR0200APIRLLD1010000Ω·MAC100300μs/mGR0200APIRLLD1050000Ω·MAC100300μs/mGR0200APIRLLD1010000Ω·MAC100300μs/mGR0200APIRLLD1010000Ω·M任3井－苏48井奥陶系东西向地层对比图东西向：地层厚度逐渐减薄，拉什仲组地层尤其明显余探1井－苏367井奥陶系东西向地层对比图一、地层特征与构造演化1.地层特征文本AC150288μs/mGR7258APILLD1039700Ω·MAC100300μs/mGR230微伦琴/小时RILD1010000Ω·MAC100300μs/mGR010微伦琴/小时R25101000Ω.ΜAC100300μs/mGR0250APIRLLD10010000Ω·MAC100300μs/mGR0250APIRLLD1010000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/m分层GR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/m分层GR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/mGR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/m分层GR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/mGR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/mGR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/mGR0200APIRT394742Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/m分层GR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/mGR0200APILLD10100000Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/mGR0200APIRT383445Ω·MDEN23g/cm3AC150300μs/m分层GR0200APILLD10100000Ω·M盆地西部棋探1井－鄂29井奥陶系南北向地层对比剖面南北向：中间为相对高部位，向两侧沉积厚度增加，地层变新。一、地层特征与构造演化1.地层特征一、地层特征与构造演化2.构造演化乐1苏390苏357鄂17NK1JTOO2k剖面西至陶乐-横山堡段逆冲带，横跨天环向斜，西部地层被抬升遭受剥蚀，新生代下伏地层呈角度不整合接触。一、地层特征与构造演化2.构造演化晚三叠世末开始逆冲，晚侏罗世为主要逆冲期；喜山期I、II期，挤压伸展共存。乐1井－鄂17井演化剖面奥陶系东部高西部低呈向西倾斜的单斜形态。早白垩世，西缘强烈的挤压作用，西部近逆冲带地层向西下倾，地层倾角变陡。晚侏罗世天1井奥陶系构造雏形已经形成，主体应形成于早白垩世。一、地层特征与构造演化2.构造演化余探1井－苏367井演化剖面奥陶纪末和海西期末，奥陶系顶界呈现为西倾的单斜。印支期末受构造挤压，发育褶皱，奥陶系西部抬升。早白垩世末，受盆地东缘抬升作用的影响，井区东部地层抬升。由于西缘的持续挤压作用，井区西部地层抬升，成东倾的单斜形态。O1zO1kO2wO1zO1kO2wC-PO1zO1kO2wC-PO1zO1kO2wC-P1kmC-PWO2wO1kO1zE余探2一、地层特征与构造演化2.构造演化过余探2井的构造演化剖面086691余探1井区，奥陶纪末至早白垩世，奥陶系顶界基本保持了西倾的单斜形态。而现今奥陶系则相对平缓。一、地层特征与构造演化2.构造演化O1zO1kO2wC-PO1zO1kO2wO1zO1kO2wC-PO1zO1kO2wC-P1km1km1km1km余探1O1kO2wC-PWO1zE1km过余探1井的构造演化剖面086683a天1井区奥陶纪末至海西期末，奥陶系相对平缓。三叠纪至今，由于区域上的整体抬升。在抬升过程中，井区受局部挤压作用而形成构造高点。一、地层特征与构造演化2.构造演化O1zO1kO2wC-PO1zO1kO2wC-P天1O1zO1kO2wC-P1kmO1zO1kO2wO1zO1kO2wC-PWE1km1km过天1井的构造演化剖面096659李2井奥陶纪末，奥陶系呈西倾的单斜，东部遭受剥蚀。海西期末至现今，由于受挤压作用，井区发育褶皱。一、地层特征与构造演化2.构造演化C-P李2C-PC-PO1zO1kO2wC-PWEO1zO1kO2wO1zO1kO2wO1zO1kO2wO1zO1kO2w过李2井的构造演化剖面106609汇报内容一、地层特征与构造演化二、气源对比及下古生界烃源岩评价三、天然气成藏史研究四、成藏模式与主控因素（1）盆地西部天然气气源确定井名层位取样深度（m）CH4%C2H6%C3H8%iC4%nC4%CO2%H2%N2%含烃%干燥系数余探1乌拉力克组3936.5-3979.084.9681.7770.2180.0250.0218.39604.58387.0210.976余探1克里摩里组4040.0-4085.0(2)94.9743.2540.430.1680.1150.2090.0290.8298.9410.96余探1克里摩里组4040.0-045.0(1)96.2241.2330.13000.9130.0191.48197.5870.986余探2克里摩里上3984.0-3988.0(1)92.7983.5160.3880.0590.0571.5470.0441.59196.8180.958鄂30山13771.0-3774.090.885.0062.6520.4970.5430.240.0780.10199.5810.913棋探1山24217.0-4220.090.4134.5652.0190.9670.6010.3730.0271.03498.5670.917苏356太原组3821.5-3824.593.1844.2321.1560.3750.2720.0160.1660.53799.2250.939苏359山13838.0-3842.091.1734.5642.4430.8180.6920.1780.0180.10899.6970.915那1山233817.0-3819.097.4431.570.320.0890.0890.2490.1950.04699.5110.979苏357盒8,山13748.5-3770.091.5164.5341.4450.2450.3280.1090.0221.79698.0730.933余3山13697.0-3701.093.585.1121.043000.1560.0210.08899.7350.938余探1山1,盒83680.0-3697.094.1913.2080.2460.4470.4860.2710.0191.13398.5770.956余探2山23804.0-3808.091.443.6181.8840.1980.3180.0820.0372.41997.4620.938鄂尔多斯盆地西部古生界天然气组分特征奥陶系：CH4:84.97%~96.22%,C2-4:1.36%~12.98%,干燥系数:0.958~0.986；上古生界：CH4:90.72%~97.44%,C2-4:2.07%~8.698%,干燥系数:0.915~0.979；盆地西部奥陶系天然气为干气藏。1.气源对比二、气源对比及下古生界烃源岩评价井号层位深度(m)δ13C（‰）C1C2C3余探1克里摩里组4083.0～4085.0-38.92-27.17-25.00余探1乌拉力克组3963.5～3979.0-39.11-27.26余探2克里摩里组3975.00～4148.00-35.06-25.14-22.57鄂29桌子山组4245.00～4250.00-27.88-26.89-28.87天1克里摩里组3934.0～3940.4-34.26-25.71-20.45苏360克里摩里组3981.0～3989.0-33.29-21.43-24.51苏357克里摩里组3948.5～3961.0(2)-33.32-24.53-22.94鄂19克里摩里组3942.0～3945.0-34.64-27.28-25.85（1）盆地西部天然气气源确定天然气烷烃气碳同位素除少数井出现δ13C2和δ13C3倒转、属同源多期气的混合外，绝大多数呈正序分布，属单源单期原生天然气。按照戴金星（2011）天然气成因判别标准，δ13C2-28‰为煤成气，δ13C2-28.5‰为油型气，得出西部古生界天然气几乎全部为煤成气。仅色1井表现出可能的油型气特征。余探1井天然气δ13C1在-38.92‰~-39.11‰，为目前盆地古生界天然气δ13C1最轻。1.气源对比二、气源对比及下古生界烃源岩评价（1）盆地西部天然气气源确定-40-35-30-25-20-150.00.20.40.60.81.01/Cnδ13C（‰）鄂16-P2h8鄂32-P1t鄂30-P2s1苏363-P1t苏361-P2s1苏398-P1t色1-P1s图东4-P1任4-P1任9-P1s任4-P1x任11-P任6-P1x任11-P1x色1-P1s-40-35-30-25-20-150.00.20.40.60.81.0