鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气地质特征及勘探开发前景

匡立春，董大忠，何文渊，温声明，孙莎莎，李树新，邱振，廖新维，李勇，武瑾，张磊夫，施振生，郭雯，张素荣

（1.中国石油天然气集团有限公司科技管理部，北京100007；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083；3.中国石油咨询中心，北京100724；4.中国石油煤层气有限责任公司，北京100028；5.中国石油大学（北京），北京102249；6.中国矿业大学（北京），北京100083）

0 引言

中国发育 3种类型的富有机质页岩，一是早古生代为主的海相页岩；二是石炭纪—二叠纪为主的海陆过渡相页岩；三是中新生代为主的陆相页岩[1-3]。海陆过渡相页岩是中国油气勘探的重要领域，分布面积广，资源潜力大，页岩气资源量约19.8×1012m3，占中国页岩气资源总量的 25%，但整体起步晚，具有较大的勘探开发前景[3-5]。近年来，围绕海陆过渡相页岩气的钻探和试井成果揭示其具有良好的含气性和开发前景。鄂尔多斯盆地西北部鄂页 1井二叠系太原组页岩段直井压裂测试无阻流量为1.95×104m3/d，鄂尔多斯盆地东南部延川地区二叠系山西组页岩段 3口水平井压裂测试产量（2.0～5.3）×104m3/d，大宁—吉县地区5口直井山西组页岩段压裂测试均获得工业气流，最高无阻流量大于1.0×104m3/d。沁水盆地柿状北306、寿阳Y01、吾元01等多口井二叠系见良好页岩气显示，其中寿县306井岩心测试含气量为0.79～4.03 m3/t。湖南湘中涟源盆地湘页 1井二叠系大隆组—龙潭组页岩含气量为 0.16～1.41 m3/t，直井压裂测试产量为 2 300 m3/d。四川盆地川东地区二叠系龙潭组页岩 2口井岩心测试含气量为0.35～3.49 m3/t[6]。上述钻探成果展示了海陆过渡相页岩气的勘探开发潜力。

鄂尔多斯和四川两大盆地的海陆过渡相页岩气有利区面积合计达13.3×104km2，占全国的72%，地质资源量合计为 13.5×1012m3，占全国的68%[3-9]。两大盆地是中国海陆过渡相页岩气资源的主体，勘探成果初步展示鄂尔多斯盆地东缘有望在海陆过渡相页岩气领域率先实现突破，形成规模化产能，进而成为中国天然气产业新的战略接替资源[3,10-12]。虽然海陆过渡相页岩气勘探取得了较好的钻探成果，但是当前海陆过渡相页岩气地质理论与评价系统尚未建立，高效钻井与储集层改造亟需攻关，有效开发与开采技术有待探索。鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系发育丰富的海陆过渡相页岩沉积，有部分学者进行了一定的资源潜力评价，但是对于有利层段分布和勘探开发前景尚没有明确认识，制约了开发实践的较大规模化开展。本文通过系统梳理鄂尔多斯盆地东缘山西组页岩气地质特征，与国内外典型海相和海陆过渡相页岩气特征进行对比，明确了鄂尔多斯盆地东缘山西组海陆过渡相页岩气地质条件与勘探开发前景，相关认识对其他盆地海陆过渡相页岩气勘探开发具有借鉴和指导意义。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地东缘地跨山西、陕西两省，东接离石大断裂、西临黄河及韩城—合阳—铜川地区，呈狭长弧形带状，南北长约450 km，东西宽26～100 km，总面积4.5×104km2以上（见图1a）[9,12]。研究区构造较为简单，地层整体单斜西倾，出露地层由东向西渐新[12]。自中奥陶统顶部侵蚀面开始，广泛沉积了石炭系—二叠系海陆过渡相地层，包括上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组（见图1b）[13-15]。研究区地层发育特征与鄂尔多斯盆地沉积构造演化密切相关，晚石炭世—早二叠世，盆地作为华北克拉通的一部分沉积相对稳定，发育一套海相、海陆过渡相沉积层系，并伴随有泥炭堆积作用形成煤层。受区域构造活动影响，水体变化频繁，形成滨浅海—三角洲前缘—滨浅湖相多期沉积旋回，沉积了多套海陆过渡相富有机质页岩（见图1b），累计厚度43.5～187.3 m，平均厚度88.6 m[13,16]。最为典型的是山西组山2段页岩，发育榆林—临县、石楼北—大宁—吉县、韩城—黄陵等厚度中心，页岩单层最大厚度达50 m（见图2），平均总有机碳含量（TOC）为1%～3%，显示页岩气资源潜力较大。

图1 研究区位置（a）及地层柱状图（b）

鄂尔多斯盆地东缘的天然气勘探开发由来已久。中国石油、中国石化、延长石油和中联煤层气公司等都在此开展过工作，取得了良好效果。2008年以来，中国石油以煤层气和煤系地层天然气为主要勘探开发目标，在韩城、临汾、保德、河曲、准格尔旗、三交等区块开展了大量地震和钻探工作，探明天然气地质储量近6 000×108m3，新建天然气产能近40×108m3/a，建成韩城和保德两个煤层气规模开发区。随着该区天然气勘探开发不断推进和天然气资源富集地质规律认识的不断深化，2018年以来，开展了煤层气、致密气、页岩气多类型、多层系、多领域勘探开发工作，以期实现多类型天然气并举、资源综合有效开采新局面。在大宁—吉县地区的7口直井对山西组页岩段压裂试气，5口井获工业气流，最高测试产量超1×104m3/d。

2 页岩气地质特征

2.1 区域沉积环境稳定、富有机质页岩大面积分布

鄂尔多斯盆地东缘山西组为一套陆相三角洲、近海三角洲与陆表海过渡相沉积的页岩层系[16-17]。山西组沉积时期，海水从鄂尔多斯盆地东西两侧逐渐退出，盆地逐渐由海相沉积转换为陆相盆地，沉积环境相对稳定，有利于页岩气资源富集[10,18]。研究区内山西组分为山2段和山1段。山西组沉积时期，北部准格尔旗地区靠近北部物源，主要为一套粗粒的砾岩、含砾砂岩冲积扇沉积，向南变为辫状河粗砂岩沉积，发育扇间洼地淤积形成的沼泽环境。在保德—兴县地区主要发育辫状河道、天然堤、河漫沼泽等环境，其中河漫沼泽较发育。向南由河流沉积体系过渡到潮控三角洲沉积体系，在三交—石楼地区发育潮控三角洲平原，分流间湾淤积形成平原沼泽环境。大宁—吉县地区是南北物源过渡地带，属于三角洲前缘和滨海环境，为典型的海陆过渡相沉积环境。南部韩城—合阳地区在这一时期发育三角洲沉积，规模较小，主要为三角洲前缘。

大量勘探资料证实，鄂尔多斯盆地东缘山西组山2段和山1段均发育页岩沉积（见图2）。山1段页岩厚度为9.7～51.5 m（平均24.6 m），山2段页岩厚度为21.4～92.3 m（平均41.2 m）。山2段页岩厚度大、夹层少而薄，页岩单层最大厚度可达50 m，分布面积约4.5×104km2，发育榆林—临县、石楼北—大宁—吉县、韩城—黄陵3大沉积中心。山2段自上而下又可细分为山21、山22和山23共3个亚段。大宁—吉县地区山23亚段主要发育浅海海湾相—湖相、三角洲前缘、三角洲平原等沉积环境（见图 3），为典型海陆过渡相沉积。据大吉51、大吉3-4等井岩心观察，山2段识别出3种类型页岩组合：①分布在下段的浅海海湾相—湖相页岩，发育半还原—还原环境下含生物碎屑富有机质页岩、含炭屑页岩、粉砂质页岩（见图 4a、图 4b）；②分布在中段的潮控下三角洲平原相黑色页岩，可见片状炭屑，黄/菱铁矿结核及生物扰动构造（见图4c、图4d）；③分布在上段的上三角洲平原相黑色页岩，主要为分流河道间的沼泽和湖泊沉积，为开放氧化环境，生物扰动频繁，发育炭质页岩和煤线（见图4e、图4f）。

研究区山2段页岩TOC值相对较高，一般为1%～3%，最高可达10%以上（见图5）。页岩岩心样品有机质显微组分、干酪根元素和镜质体反射率（Ro）测试分析结果显示，镜质体和惰质体含量较高，占显微组分总量的56%～86%，有机质类型以Ⅱ—Ⅲ型为主（见图 6），Ro值为 1.5%～2.0%（见图 7），已进入生气高峰阶段。山23亚段是山2段页岩中有机质最为丰富的层段，测井解释TOC值为1.40%～8.88%（平均4.91%），大宁—吉县地区大吉51井山23亚段岩心实测TOC值为4.53%～11.68%（平均7.97%）。

以上数据表明，研究区山2段为典型海陆过渡相沉积，区域沉积环境相对稳定，富有机质页岩大面积分布。

2.2 发育微纳米级孔-缝体系、具备较好储集能力

2.2.1 微纳米级孔-缝体系发育

图2 鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系南北向连井剖面（剖面位置见图1a；GR—自然伽马；Vsh—泥质含量）

图3 鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区山23亚段页岩沉积微相及储集层参数（TOCC—岩心实测总有机碳含量；φC—岩心实测孔隙度；φL—测井解释孔隙度；SgC—岩心实测含气饱和度；SgL—测井解释含气饱和度）

氩离子抛光聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）分析结果表明，研究区山2段页岩发育微纳米级孔-缝体系，主要由无机矿物孔隙、有机质孔隙及微裂缝 3类储集空间组成（见图8）。其中无机矿物孔隙及微裂缝最为发育，有机质孔隙发育程度相对较低且有一定的非均质性。

无机矿物孔隙主要包括矿物溶蚀孔、黏土矿物层间孔、黄铁矿晶间孔及矿物边缘孔等（见图 8a—图8c）。山2段底部含有少量方解石、白云石等碳酸盐矿物及长石等易溶矿物，遭受溶蚀后产生矿物溶蚀孔，孔隙形态呈圆形、椭圆形或不规则形，孔径一般为几十至上百纳米，常分布在粒间（见图 8a）或粒内（见图8b）。黏土矿物中发育大量层间微孔隙，多为丝缕状或卷曲片状伊利石及书页状或手风琴状高岭石中发育的狭缝型微孔隙，相互平行排列，宽度为纳米级，长度为微米级（见图8c）。页岩中黄铁矿大量发育，以草莓状集合体或分散状黄铁矿晶体出现，晶体间存在一定数量孔径为50～200 nm的不规则晶间孔（见图8d）。

图4 鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区大吉51井山23亚段沉积特征

图5 鄂尔多斯盆地东缘山西组山2段页岩实测总有机碳含量频率分布直方图

图6 鄂尔多斯盆地东缘山西组山2段页岩干酪根元素组成类型划分图

图7 鄂尔多斯盆地东缘山西组山2段页岩镜质体反射率频率分布直方图

有机质孔隙发育程度相对偏低，以少量原始有机质结构孔隙、有机质内部生烃孔隙以及有机质周缘孔隙为主（见图8e、图8f）。部分有机质内部发育大量纳米级生烃气孔，呈圆形、椭圆形或不规则形，孔径分布在几十至几百纳米，连通性较好，发育具有一定非均质性（见图8e）。有机质与矿物接触位置可观察到边缘孔缝，在页岩中普遍发育，以缝状、条带状、不规则状居多，孔径不一，可能是有机质与矿物颗粒间的硬度差或有机质热解收缩造成（见图8g）。黏土矿物层间缝、矿物颗粒间缝等相对发育，宽度一般为几十纳米至几百纳米，长度一般为数微米（见图8h、图8i）。山2段页岩黏土矿物以伊利石、高岭石为主，在成岩演化过程中，蒙脱石通过伊蒙混层向伊利石转化，伴随体积减小在伊利石层间产生微孔缝，且生烃演化过程中所具有的酸性成岩条件造成长石类矿物蚀变形成高岭石，在高岭石晶间发育大量微孔缝（见图8h）。山2段页岩有机质显微组分以镜质组为主，生气能力强，在热演化过程中产生的异常压力使有机质发生破裂而形成微裂隙（见图8g）。

图8 鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩扫描电镜下孔缝特征

2.2.2 储集层物性较好

鄂尔多斯盆地东缘17口井山2段页岩测井解释孔隙度为 4%～6%，孔隙度与渗透率具有明显正相关关系。其中山23亚段优质页岩段测井解释孔隙度为5.1%～5.8%（平均5.3%）；岩心实测孔隙度为1.25%～4.85%（平均 3.80%）、渗透率为（0.01～0.10）×10-3μm2（平均 0.04×10-3μm2）（见图 3），显示研究区页岩具有相对较好的储集能力。

2.3 富含石英等脆性矿物、有利于储集层压裂

无论是海相页岩还是陆相页岩的岩石组合与矿物成分都相对复杂[10,19-20]，海陆过渡相页岩也不例外。鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩层系岩性较为复杂，包括炭质页岩、灰质页岩、粉砂质页岩、泥质粉砂岩，夹细砂岩、粉砂岩、煤层及煤线（见图 1、图 3）。X射线衍射测试分析结果显示，山2段页岩矿物组分主要包括石英和黏土，含有少量方解石、白云石、长石、黄铁矿等（见图9），石英含量为24%～54%（平均38.6%），黏土矿物含量较高且变化较大，为 22%～72%（平均55.3%）。黏土矿物中高岭石、绿泥石、伊利石、伊蒙混层含量分别为 61.50%、20.58%、15.75%、2.17%。碳酸盐矿物含量除个别样品含量较高外，总体较少，平均为3.3%。样品中见黄铁矿、菱铁矿等自生矿物，含量一般小于5%。以石英、碳酸盐矿物作为主要脆性矿物，估算山2段页岩脆性矿物含量为 40%～65%；山23优质页岩段的石英含量平均为 55%，黏土矿物含量为 20.0%～41.0%（平均 28.9%），脆性矿物含量为59%～80%（平均71%）。

图9 鄂尔多斯盆地东缘山西组山2段页岩矿物含量三角图

矿物脆性指数可以用来表征页岩储集层可压裂能力，一般采用石英、碳酸盐等矿物含量之和与石英、碳酸盐、黏土等矿物含量之和相除来计算。结果表明鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩层系的脆性指数最高可达 85%，平均为 51.2%；山23亚段优质页岩段矿物脆性指数平均为72%。基于大宁—吉县区块3口页岩气井（吉2-4井、吉41井、吉36井）的测井数据分析，山2段页岩具有较好岩石力学特征，杨氏模量为 20～44 GPa，泊松比为0.20～0.27，表明具有良好的储集层改造品质，有利于储集层压裂。

2.4 页岩地层压力适中、含气量高

鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩层系底界埋深为800～2 600 m，大宁—吉县区块埋深为1 200～2 600 m，石楼西地区埋深为1 600～2 600 m，地层压力系数为 0.95～1.05，以常压为主[21]。含气性是评价页岩气是否具备开发潜力最重要的参数[22-23]。大宁—吉县区块 17口井山2段页岩测井解释含气量为 1.38～5.66 m3/t（平均值2.63 m3/t），其中大吉51井2 295～2 298 m 山23优质页岩段测井解释含气量为 1.55～3.72 m3/t（平均值2.15 m3/t），岩心实测含气量为0.75～3.71 m3/t（平均值2.15 m3/t）（见图3）。研究区山西组页岩中所夹煤岩含气量达10.98～16.98 m3/t值得关注。研究区页岩气组分 CH4含量为 95.15%～99.03%，平均值为96.60%，仅含极少量重烃气及非烃气体，为典型干气。

3 页岩气勘探潜力与开发前景

3.1 具有良好勘探前景

海陆过渡相页岩与海相页岩相比具有以下地质特征：①沉积上与煤层（线）、致密粉砂岩（砂岩）互层，横向变化较快；②有机质类型以Ⅱ—Ⅲ型干酪根为主，有机质丰度和成熟度较高，生气能力强；③储集层岩石矿物组分复杂，黏土矿物含量相对较高[3,5,8]。鄂尔多斯盆地东缘山2段作为典型海陆过渡相页岩层系，有机质类型主体为Ⅱ—Ⅲ型，TOC值为 1%～3%，其中山23亚段TOC平均值达7.97%。页岩层系成熟度为高成熟（Ro值为1.5%～2.0%）且具有较高含气量（平均值高于2.0 m3/t），总体上为页岩气富集层段[1,24]，但略低于典型海相页岩（见图10a）。该页岩层系比较典型特征为发育无机孔隙与微裂缝，有机质孔相对不发育，储集层测井解释孔隙度为4%～6%，岩心实测孔隙度平均为3.8%，低于典型海相页岩[1,25-26]，例如美国主要海相含气页岩总孔隙度为2%～14%，主体为4%～7%，测井解释孔隙度为4%～12%（平均值为5.2%）[27-28]；中国南方下古生界的海相页岩孔隙度为3.0%～9.1%（平均值为6.95%）。页岩储集层孔隙发育受多种因素的影响，包括有机碳含量、干酪根类型、热演化程度、黏土矿物类型及含量等均不同程度的控制着纳米孔隙的发育。诸多研究已证实，页岩有机质类型和有机碳含量是影响有机质孔隙发育的重要因素[18,29-30]。山2段页岩层系总有机碳含量与BJH（Barrett-Joyner-Halenda）总孔体积为弱负相关性，明显不同于海相页岩的正相关特征（见图10b），与扫描电镜观察到有机孔不发育的结果相一致（见图8）。山2段页岩层系中黏土矿物含量相对较高，与BJH总孔体积具有较差的正相关性（见图10c）。与中国南方典型海相页岩相比，山2段页岩层系孔隙体积明显偏低（见图11），但总体上仍具有较好的储集能力。

图10 鄂尔多斯盆地东缘山2段海陆过渡相页岩与典型海相页岩储集层关键参数对比

图11 鄂尔多斯盆地东缘山2段海陆过渡相页岩厚度（a）、埋深（b）、成熟度（c）、页岩气资源及有利区（d）分布图

海陆过渡相页岩气在储集层分布、矿物组分、有机质类型、埋深及压力系统等方面与海相具有一定差异。鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩厚度大，单层最大厚度可达50 m，并发育榆林—临县、石楼北—大宁—吉县、韩城—黄陵等沉积中心（见图 11a）。该页岩层系埋深适中，主体为800～2 600 m（见图11b），成熟度自北向南逐渐增加，Ro值为1.5%～2.0%（见图11c），已进入生气高峰阶段。总体来说，比较不同类型页岩气的基本地质条件，如埋深、厚度、有机质含量、热演化程度、含气量、压力系数等，鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩均处于相对中等的位置。山2段页岩TOC值、热演化程度、含气量、孔隙度等关键参数与美国San Juan盆地Lewis海陆过渡相页岩接近，但是黏土矿物含量较高[31-33]。Lewis页岩曾经是美国传统5大页岩气产气层系之一，可见鄂尔多斯盆地东缘山2段在埋深、厚度、含气量等方面具有良好的页岩气地质条件及勘探前景。

依据鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩层系的基本地质特征，参考典型海相页岩气评价指标[1,3,18]，初步提出海陆过渡相页岩气有利层段含气性和可压性评价指标。含气性评价指标包括TOC值大于2%、孔隙度大于2%、含气量大于2 m3/t。可压性评价指标包括脆性矿物含量高于 50%、发育微裂缝。在此基础上，页岩气有利区的评价再加上页岩厚度大于25 m、埋深大于1 500 m 两项指标（见图 11b）。根据原国土资源部2014年颁布的《页岩气资源/储量计算与评价技术规范》[34]，采用体积法估算山2段页岩气资源量。其中有利页岩面积为22 800 km2，储集层厚度为37～59 m，页岩密度为2.6～2.7 g/cm3，含气量为2.15～2.63 m3/t，起算埋深1 000 m，估算地质资源量为（3.3～5.2）×1012m3。发育榆林—临县、石楼北—大宁—吉县、韩城—黄陵等3个有利区块（见图11d），其中榆林—临县有利区面积约4 600 km2，地质资源量为（6 670～10 580）×108m3；石楼北—大宁—吉县有利区面积约6 000 km2，地质资源量为（8 700～13 800）×108m3；韩城—黄陵有利区面积约 2 200 km2，地质资源量为（3 200～5 060）×108m3。

3.2 开发潜力大

页岩气开发效果受控于页岩储集层含气性、物性条件、力学性质、储集层压力和储集层可改造性等[25,35-37]。鄂尔多斯盆地东缘山2段中以山23亚段页岩厚度最大，一般为20～40 m，分布稳定且夹层少（见图1、图2），该层段具有“高含气量、高脆性矿物含量”特征，是页岩气最有利甜点段，也是目前主要压裂测试层段。

2018—2019年对大宁—吉县区块一口直井—大吉51井2 295～2 298 m“甜点段”进行压裂，随后进行了1 612 h试采和1 073 h关井压力恢复测试。原始地层压力为17.86 MPa，测试期间共产出页岩气33.9×104m3，产气量稳定，平均日产气量为0.6×104m3。试采期间平均压降速率为 0.11 MPa/d，单位井底压降采气量为4.7×104m3/MPa。关井7 d的压力恢复速率为0.59 MPa/d。试井解释地层有效渗透率为 0.06×10-3μm2，无阻流量为2.3×104m3/d，外推地层压力为17.25 MPa，比原始地层压力降低了0.6 MPa，表现出较高压力保持水平，说明地层能量较高，压力恢复快。若以无阻流量的1/5～1/3进行配产，该井能够以0.6×104m3/d进行有效生产；若根据试采期间的平均产量进行配产，该井能够以0.5×104m3/d进行有效生产。与美国页岩气压裂直井平均产量0.8×104m3/d相比，表现出很好的开发前景。按试井成果预测单井控制动态储量为882×104m3，井控储量高。压裂改造在井附近形成了半长约为66 m的裂缝，导流能力约为75×10-3μm2·m，井控区域为418 m×700 m。

山西组多层页岩叠置，在页岩气开发过程中，以改造优质气层为主。考虑岩石矿物和孔隙组成，可以增加前置酸用量，溶蚀矿物填充及碳酸盐岩，提高改造体积，解除排采隐患。大吉27井、大吉36井、大吉41井、大吉2-4井的前期压裂曲线表明，闭合应力为43～53 MPa，推算作用在支撑剂上的有效闭合应力在25 MPa以上，推荐支撑剂为70/140目（0.106～0.212 mm）石英砂和40/70目（0.212～0.425 mm）石英砂和中强度陶粒组合。施工净压力越高，形成的裂缝网络越复杂，单井产量越高。提高排量是提高净压力的最重要手段。前期压裂施工分析显示，排量大于12 m3/min，施工压力稳定。研究区页岩孔隙尺度小，静启动压力大，间断排采对地层能量损失大，在压裂液返排过程中应慢速返排，全程油嘴控制，降低吐砂风险，保证连续排采。总体来看，研究区山西组山2段页岩气资源丰富，页岩可压裂性和页岩气可采性良好，开发潜力大。

另外，山西组和太原组两套主煤层在鄂尔多斯盆地东缘全区发育，山西组主煤层全区厚度为1～15 m，一般2.5 m以上；太原组主煤层厚度为2～20 m，一般3.5 m以上[21]。煤层Ro值一般为0.59%～2.35%，由北往南热演化程度逐渐升高，从长焰煤开始，煤层累计生气量50 m3/t以上[21,38]。因此，研究区页岩气及邻近层位多类型天然气资源丰富，且多层页岩垂向叠置，在今后勘探开发实践中可以考虑多层系多类型气协同开发。

4 结论

鄂尔多斯盆地东缘石炭系—二叠系为海陆过渡相沉积，发育多套页岩且厚度大，TOC、热演化程度、孔渗特征、含气量、构造保存、埋藏深度等具有优势，具备良好的生、储、封盖条件，页岩气形成富集地质条件良好。研究区二叠系山西组山2段页岩气具有 4大地质特征：①沉积环境稳定，富有机质页岩大面积分布；②发育微纳米级孔-缝体系，具备较好储集能力；③富含石英等脆性矿物，有利于储集层压裂改造；④页岩地层压力适中，含气量高。

依据鄂尔多斯盆地东缘山2段页岩层系基本地质特征，结合海陆过渡相页岩气有利层段评价指标，估算研究区山2段页岩气地质资源量为（3.3～5.2）×1012m3，确定了榆林—临县、石楼北—大宁—吉县、韩城—黄陵地区 3个有利区块，有利区总面积约 1.28×104km2，资源量为（1.8～2.9）×1012m3，勘探潜力大。

鄂尔多斯盆地东缘山2段单井产气量稳定，单井控制储量高，地层可采性和可压裂性良好。系统试井结果证实地层能量充足，具有较好稳产能力，开发前景好。鄂尔多斯盆地东缘山西组和太原组发育多套煤层，且与多套页岩层系垂向叠置，可考虑多类型气协同开发。

致谢：本文得到了中国石油勘探开发研究院、国家能源页岩气研发（实验）中心、中国石油煤层气公司的大力支持。撰写过程中得到了中国科学院邹才能院士、戴金星院士的悉心指导，中国石油咨询中心孙平教授、刘炳玉高级工程师，中国石油大学（北京）陈志明副教授等的帮助，在此一并致谢。