0 引言

国内页岩气勘探开发整体处于工业起步阶段，目前仅在南方的四川盆地五峰组-龙马溪组实现了工业开发^[1-4]，中国北方页岩气勘探仍处于持续探索阶段。鄂尔多斯盆地海相页岩气勘探主要针对盆地西部地区中奥陶统乌拉力克组泥页岩层，乌拉力克组岩性主要为厚层泥页岩和泥质碳酸盐岩，是鄂尔多斯盆地下古生界海相层系中最好的烃源岩层。

长期以来，鄂尔多斯盆地西部下古生界勘探以常规天然气为主，乌拉力克组一直被看作主要的烃源岩层，下伏的克里摩里组发育多类型碳酸盐岩储层，作为主力勘探目的层，虽已有多口井获得低产气流，但一直未获大的突破。近几年在盆地西部下古生界天然气勘探过程中，多口探井在乌拉力克组钻探过程中见到较好的气测异常显示，在非常规油气成藏理论的启示下，对部分探井乌拉力克组含气泥页岩段进行了工业测试，9口探井以低产气流为主，产量多为(0.1~0.45)×10⁴m³/d。特别值得注意的是，忠4井乌拉力克组钻井过程中发生气侵，中途测试获4.18×10⁴m³/d工业气流。同时为进一步提高单井产量，近期先后钻探2口水平井（忠平1井、那平1井），结合优化储层改造工艺及排采技术，忠平1井乌拉力克组试气获井口无阻流量26.48×10⁴m³/d高产气流，持续稳产94天，盆地西部乌拉力克组海相页岩气勘探获得重大突破。忠平1井和忠4井在乌拉力克组取得海相页岩气勘探的成功，一方面证实了盆地西部乌拉力克组具备海相页岩气有利地质条件；另一方面反映了盆地西部地区乌拉力克组虽然含气性普遍，但存在局部富集的特点。因此，客观认识鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组海相页岩气地质特征，预测甜点空间分布，对于乌拉力克组页岩气勘探至关重要，同时也对中国北方页岩气勘探具有重要的科学指导意义。

1 区域构造背景

鄂尔多斯盆地处于多个构造单元的交接处^[5]，构造上包括西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起、渭北隆起等6个一级构造单元（图 1）^[6-10]。盆地西部地区总体呈南北向展布，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古4个省区，东西宽50~200km，南北长达600km，面积约为5×10⁴km²，主要涉及西缘冲断带及天环坳陷两个构造单元。

鄂尔多斯盆地西部地区构造较为复杂，具有分区性，西缘冲断带构造活动相对较强，天环坳陷相对稳定（图 2）。鄂尔多斯盆地西缘冲断带断裂极为发育，主要构造特征表现为：发育多条南北向展布的大型逆冲断裂及近东西向的平移断层，基本构造形态总体为逆冲断裂自西向东扩展^[5], 同时南北向的大型逆冲断裂被东西向的断层分隔成多个小构造区，东西向的断层多表现为右行走滑特征，具有调节断层的性质。

从沉积古底形来看，前期认为盆地西部地区下古生界为单一的向西倾斜的斜坡，但从盆地西部东西向的地震剖面来看，盆地西部地区中-上奥陶统整体向西倾斜，但并不是单一的斜坡。在天环坳陷及西缘冲断带的东侧存在局部洼地（图 2），局部洼地中-上奥陶统厚度明显较其东西两侧大，洼地乌拉力克组厚度一般为80~150m，洼地两侧乌拉力克组厚度一般为20~60m。从岩性来看，局部洼地地区一般以泥页岩夹薄层泥晶灰岩为主，泥质含量一般为62%~68%；而洼地两侧地层泥质含量明显降低，碳酸盐含量增加，泥质含量一般为42%~58%。从地层厚度和泥质含量两个方面均证实盆地西部西倾斜坡区发育局部洼地，局部洼地的识别对精细岩相古地理研究具有重要意义。

中-晚奥陶世时期，受祁连-秦岭古洋盆和华北板块对冲影响，鄂尔多斯盆地本部隆升为陆，中-上奥陶统不发育；中-上奥陶统仅在盆地西缘、南缘发育，且地层发育较全、厚度大（最厚超过1200m），这是鄂尔多斯盆地西部地区与盆地本部下古生界发育特征最大的差异。同时，由于盆地西部地区处于阿拉善地块、祁连造山带、河西走廊和华北地块的交接处，因此包含多个地层分区（表 1）。盆地西部中北段属于祁连海域沉积体系，中-上奥陶统自下而上依次发育乌拉力克组、拉什仲组、公乌素组、蛇山组；盆地西部南段属于秦岭海域沉积体系，中-上奥陶统自下而上依次发育平凉组和车道组；与盆地西部相接的河西走廊过渡带中-上奥陶统主要发育米钵山组。

2 乌拉力克组岩相古地理特征

中-晚奥陶世时期，一方面，盆地西部地区随全球海平面同步大幅度上升^[11]；另一方面，乌拉力克期为构造活跃期，盆地本部抬升，西部地区发生明显的差异沉降，造成盆地西部乌拉力克组发育一套深水沉积体系。前人对盆地西部乌拉力克组岩相古地理特征开展了大量研究工作，主要不足体现在两个方面：①相带划分不够精细，仅停留在沉积相级别，未开展微相研究；②将盆地西部斜坡区简单认识为单一斜坡^[5]，忽略了斜坡区发育局部洼地对岩相古地理的影响。基于以上两方面的不足，在前人研究的基础上，系统开展乌拉力克组岩石学、沉积微相特征研究，认为盆地西部乌拉力克组为一套镶边的陆缘海沉积^[12-14]，自东向西水体逐渐变深（图 3、图 4），发育深水斜坡相-广海陆棚相-盆地相沉积体系。

2.1 盆地相

盆地相主要分布在樱桃沟-牛首山-小罗山一线以西地区，构造上位于贺兰山、河西走廊过渡带和祁连造山带。水体稳定，岩性以浅色泥页岩为主，反映盆地相沉积区内由于水体过深，不利于生物生存，烃源岩条件较差。浅色泥页岩中基本不含碳酸盐矿物，局部发育砂质浊积岩（图 5），地层巨厚，一般超过1000m。

2.2 广海陆棚相

广海陆棚相位于晴天浪底之下、极限风暴浪底之上，水深数十米至数百米。鄂尔多斯盆地西部广海陆棚相发育在盆地相以东，桌子山-横山堡-马家滩一线以西地区，呈南北向条带状展布。相对于盆地相，广海陆棚相岩性虽仍为泥页岩，但颜色为灰黑色-黑色，且含有少量碳酸盐矿物。如广海陆棚相沉积区内的银探1井碳酸盐矿物含量平均为11.4%，长英质矿物含量为63.8%，黏土矿物含量为22.8%。就盆地相而言，广海陆棚相水体相对更浅，有利于生物生存，笔石极为发育（图 5），有利于形成较好的烃源岩。

2.3 深水斜坡相

深水斜坡相主要发育在桌子山-横山堡-马家滩一线以东地区，呈南北向带状展布，但在南段深水斜坡相向鄂尔多斯古陆收缩，造成南段不发育深水斜坡相沉积，推测这是由于盆地西部地区在燕山期逆冲推覆引起的，强烈的构造运动将西部的广海陆棚相沉积推至南段地区，超覆于原位沉积之上。

深水斜坡相受沉积古底形控制，可分为斜坡带和灰泥洼地两个沉积微相。相对而言，斜坡带水体能量相对较高，岩性以泥质灰岩为主，部分区域存在垮塌角砾岩；灰泥洼地水体能量相对较低，水平层理发育，岩性以暗色泥页岩为主（图 5）。

3 页岩气地质特征 3.1 烃源岩特征 3.1.1 有机质丰度

鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩为该盆地海相层系中最好的一套烃源岩，具有厚度大、有机质丰度相对较高的特点。受沉积环境控制，乌拉力克组烃源岩可划分为深水斜坡相烃源岩和广海陆棚相烃源岩两类。二者在矿物成分、沉积厚度、有机质丰度等方面具有明显的差异性。

从矿物成分来看，深水斜坡相烃源岩相对于广海陆棚相烃源岩，其泥质含量更低，碳酸盐矿物含量更高，一般为32%~54%。广海陆棚相烃源岩泥质含量一般为83%~93%，碳酸盐矿物含量一般小于15%。

从沉积厚度、有机质丰度来看，深水斜坡相烃源岩沉积厚度一般为50~100m（图 4、图 6），TOC一般为0.3%~1.1%、平均为0.59%，生烃潜量（S₁+S₂）平均为0.29mg/g；局部洼地有机质丰度相对较高，TOC平均为0.86%。广海陆棚相烃源岩沉积厚度一般为200~1200m，有机质丰度更高，TOC一般为0.6%~1.7%、平均为1.21%，生烃潜量（S₁+S₂）平均为0.11mg/g。四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气有机质丰度平均为3.5%^[15-17]，与其相比，鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩属低丰度海相烃源岩。

对鄂尔多斯盆地乌拉力克组及上古生界天然气碳同位素组成的分析表明，乌拉力克组天然气甲烷碳同位素值一般为-40.93‰~-35.89‰，明显较盆地上古生界煤系天然气甲烷碳同位素值（-33.71‰~-31.85‰）偏轻，证实乌拉力克组天然气为下古生界海相油型气，乌拉力克组烃源岩虽然有机碳含量较四川盆地泥页岩低，但属有效烃源岩，可以生烃。

3.1.2 有机质类型与成熟度

对鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组探井及野外剖面烃源岩的有机地球化学测试表明，烃源岩以无定形体为主，干酪根类型主要为Ⅰ型、Ⅱ₁型干酪根。R_o为1.63%~1.95%，平均为1.90%。整体来说，烃源岩为高成熟-过成熟，处于有效生气阶段。值得注意的是，盆地西部南段局部地区存在相对低成熟度烃源岩，银探2井平凉组底部3个样品R_o为0.91%~1.02%，平均为0.98%，这可能为南段地区逆冲推覆造成地层埋藏浅所导致的。

3.1.3 烃源岩展布特征

纵向上，地球化学分析表明，乌拉力克组下部有机碳含量明显高于上部，下部TOC一般为0.07%~1.24%，平均为0.59%；上部TOC一般为0.05%~1.16%，平均为0.28%。结合探井气测显示情况，在乌拉力克组底部20~30m的范围内气测显示较好，且平面上分布稳定，证实有效烃源岩主要分布在乌拉力克组底部20~30m范围内。从岩性上看，乌拉力克组底部相对于上部泥质含量更高，且笔石页岩、黄铁矿发育，为深水强还原环境的体现；上部碳酸盐含量明显增加，反映乌拉力克组纵向上整体为向上变浅的沉积旋回。从元素分析来看，乌拉力克组底部Mo、Ni、V及V/Cr、Ni/Co、U/Th、V/Sc都明显高于顶部，同样证实乌拉力克组底部为深水贫氧环境，有利于烃源岩发育及保存（图 7）。

平面上，鄂尔多斯盆地西部烃源岩分布受沉积古底形控制明显，优质烃源岩主要分布在深水区。TOC统计表明，有效烃源岩的分布与广海陆棚及灰泥洼地等深水区相关性较好。北部铁克苏庙-横山堡洼地TOC为0.70%~1.58%，平均为1.1%；中部李庄子洼地TOC为0.31%~1.15%，平均为0.7%；广海陆棚相发育区TOC平均为1.16%，有机质含量明显优于深水斜坡相的其他区域烃源岩（TOC一般为0.30%~0.80%，平均为0.47%）。

3.2 储层特征 3.2.1 岩石学特征

鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩相对于国内外的泥页岩而言，碳酸盐矿物含量较高，脆性矿物含量更高。石英含量一般为43.4%~59.3%，平均为51.1%；长石含量一般为2.9%~4.5%，平均为3.6%；碳酸盐矿物含量一般为11.4%~23.9%，平均为20.4%；黏土矿物含量一般为18.1%~27.0%，平均为23.5%；脆性矿物总含量一般为71.1%~79.5%，平均为75.3%，明显高于四川盆地龙马溪组泥页岩的脆性矿物含量（58.7%）^[18-19]，更有利于后期储层的压裂改造。

3.2.2 微观孔隙结构

盆地西缘乌拉力克组泥页岩发育纳米-微米级孔缝储集空间体系，基质孔隙类型包括矿物晶间孔、有机质孔、微裂缝3种，其中矿物晶间孔、微裂缝是其主要的孔隙类型，有机质孔发育程度总体较低。

矿物晶间孔主要包括黄铁矿晶间孔，白云石、方解石、长石、石英等溶蚀孔，以及黏土矿物层间孔。黄铁矿晶间孔主要见于草莓状黄铁矿中，黄铁矿晶体直径一般为3~5μm, 呈裙带状或层状分布，分散的黄铁矿晶体间也可见有机质孔，呈椭圆状或不规则状，黄铁矿晶间孔孔径一般为40~200nm，多以介孔（孔径为2~50nm）为主（图 8a、b）。乌拉力克组泥页岩富含碳酸盐及石英等矿物，白云石、方解石、长石及石英等易溶矿物溶蚀可形成矿物溶蚀孔（图 8c-e）。除此之外还发育石英粒间孔，孔隙呈椭圆状或不规则状，孔径为100~600nm，多以宏孔（孔径>50nm）为主(图 8f)。其次，黏土矿物间也发育较多的层间纳米级孔缝，主要以伊利石间的微孔隙为主(图 8g、h)。

乌拉力克组泥页岩有机质孔主要呈椭圆状或不规则状，多以介孔为主（图 8i）。有机质孔总体发育程度较低，明显区别于国内外其他泥页岩^[20-21]，这主要由以下两个原因造成：一是乌拉力克组泥页岩有机碳含量偏低；二是乌拉力克组泥页岩R_o为1.8%~2.0%，高热演化阶段有机质孔处于封闭阶段^[8]，不利于有机质孔的发育和保存。

此外，微裂缝、裂缝极为发育是鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩最大的储集空间优势。成像测井及钻井岩心上可见大量裂缝，以层间缝和构造缝为主，由于盆地西部乌拉力克组岩性为泥页岩及泥质灰岩的组合，这种岩性组合后期经历印支期-喜马拉雅期多次构造运动，易于形成层间缝和构造缝（图 9a-c）。其次，铸体薄片及激光共聚焦也可见大量微裂缝，裂缝缝宽为5~20μm（图 9d、e）；扫描电镜下也可见大量纳米级微裂缝，主要为粒缘缝、有机质边缘缝和黏土矿物层间缝（图 8h）。乌拉力克组泥页岩发育不同尺度的裂缝体系，一方面极大改善了盆地西部乌拉力克组储层物性；另一方面也利于页岩气中的吸附气向游离气解析，利于后期的排采。

3.2.3 岩性与孔径关系

通过对鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩孔径与岩性对比发现，泥页岩中微孔（孔径 < 2nm）占26%，介孔占67%，宏孔占7%；灰质泥岩中微孔占29%，介孔占55%，宏孔占16%；石灰岩中微孔占2%，介孔占43%，宏孔占55%。表明随着泥质含量的增加，孔径逐渐减小。从岩性与孔隙体积关系来看，泥页岩孔隙体积最大，平均为0.006cm³/g；石灰岩孔隙体积最小，平均为0.002cm³/g。核磁共振及低温氮气吸附实验研究表明，乌拉力克组泥页岩孔隙以纳米级为主，介孔占比最大，与四川盆地龙马溪组泥页岩孔径分布范围相同^[22]。介孔为孔隙体积和孔隙表面积的主要贡献者，对孔隙体积贡献达到65.43%，对孔隙表面积贡献达到82.53%；其次为微孔，宏孔对孔隙体积贡献较低。因此，泥页岩中介孔占比大，为页岩气勘探最优质的储层；石灰岩中虽然孔隙孔径大，以宏孔或微裂缝为主，但孔隙体积小，为最差储层。

3.2.4 物性特征

鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩孔隙度一般为1%~3%，平均为1.82%；渗透率一般为0.01~0.1mD，平均为0.07mD；四川盆地龙马溪组泥页岩孔隙度为4%~7%，渗透率平均为0.0002mD^[9]，可见鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩孔隙度相对较低，渗透率更高，这主要是由于盆地西部乌拉力克组微裂缝及水平层理极为发育。

3.2.5 含气性

忠平1井乌拉力克组取心段现场解析分析表明，乌拉力克组下部泥页岩解析气量为0.20~0.63mL/g，平均为0.47mL/g，明显低于四川盆地五峰组-龙马溪组现场解析含气量（0.73~1.31mL/g）^[12]。采用USBM线性回推法对气层损失气量进行恢复，得到盆地西部乌拉力克组下部泥页岩的总含气量范围为1.73~2.38mL/g；测井手段计算出的总含气量主要分布在1.1~2.7mL/g。鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组泥页岩含气性较四川盆地龙马溪组泥页岩低^[7]，但高于美国泥页岩含气量底限（0.50~1.00mL/g）^[23-25]，乌拉力克组泥页岩仍具有一定的勘探潜力。

3.3 埋深及地层压力

鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组页岩气产气段埋深相对较大，一般为1500~4700m，整体具有南浅北深的特征。南段由于受盆地西部地层逆冲推覆，造成局部地层剥蚀，埋深较浅，一般为1500~3000m；中北段埋深较大，一般为3700~4700m，其中北段铁克苏庙地区最深，一般为4500~4700m。埋深大给钻井及压裂改造造成一定困难，但游离气在页岩气中的占比高，有利于开采。受盆地西部构造活跃影响，乌拉力克组地层压力相对较低，地层压力一般为4.4~5.7MPa，压力系数一般为0.7~0.8，低于国内外页岩气地层压力，这对后期排采工艺也提出一定挑战。

4 目标优选及甜点预测 4.1 目标区优选

鄂尔多斯盆地西部地区相对中东部地区，最大的特点就是构造活动活跃，对成藏及后期页岩气保存都具有较大影响；同时盆地西部地区由于呈南北向条带状展布，南北长达600km，导致南段与中北段的构造特征也存在明显差异。

盆地西部南段因沉积盖层的滑脱，整体具有“断层发育、地层剥蚀严重”的构造特征（图 10）：一是南段的勘探主体位于西缘冲断带内，构造复杂，东侧的天环坳陷虽构造稳定，但地层厚度薄。二是断层发育数量多，且断层一般切穿蓟县系-白垩系，这类断层多沟通其他层系的地层水，造成中-上奥陶统产水，不利于页岩气富集。如银探1井平凉组底部试气产水，氯离子浓度仅为1152mg/L，远远低于乌拉力克组地层水浓度（22504~30716mg/L），证实为大气淡水混入。三是受燕山期逆冲推覆活动的影响，西侧局部区域存在部分地层剥露地表，后期受风化剥蚀作用而缺失，如银探1井平凉组直接与白垩系接触，目的层埋深仅为1500m左右，保存条件差。

盆地西部中北段构造特征明显区别于南段（图 2）：一是中北段主体位于天环坳陷内，构造稳定，且乌拉力克组厚度大。二是中北段天环坳陷区的断层仅在下古生界发育，甚至多数断层都未切穿乌拉力克组，构造环境稳定，平面上面积约为1×10⁴km²。三是中北段天环坳陷区地层发育稳定，未发生明显的剥露风化，保障了页岩气的保存条件。

结合盆地西部中北段和南段的勘探效果来看，中北段目前已获得1口高产气流井、1口工业气流井及11口低产气流井，气层平面上大面积连片。近期在南段完钻2口探井（银探1井、银探2井），受构造影响，银探1井乌拉力克组产水，银探2井R_o未达到生气阶段，进一步证实盆地西部中北段为目前页岩气勘探最现实的区域，南段为页岩气勘探的远景区。

结合乌拉力克组构造、泥页岩厚度、有机质丰度、埋深等综合分析，优选了李庄子和铁克苏庙-横山堡两个目标区。李庄子目标区有机质丰度较高，TOC平均为0.7%，有效烃源岩厚度为40~65m，含气性普遍，埋深为3900~4300m，区内已有1口高产井、1口工业气流井和6口低产气流井，为页岩气勘探首选目标区。铁克苏庙-横山堡目标区有机质丰度高，TOC平均为1.1%，有效烃源岩厚度、含气性与李庄子目标类似，埋深更大，区内已有3口低产气流井，显示出较好的勘探潜力。

4.2 甜点预测 4.2.1 纵向甜点预测

水平井钻探是目前页岩气勘探提高单井产量最有效的手段，而纵向甜点段的选择，直接关系到水平段的气层钻遇率，所以极为重要。鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组有效烃源岩虽然主要发育在底部20~30m处，纵向气测显示连续，但并非都是甜点段，结合国内外页岩气甜点纵向分布的经验，烃源岩纵向甜点段一般厚3~5m。

第一口水平井--忠平1井的地球化学分析、测井-地质分析等的综合研究发现，忠平1井导眼井气测显示段连续无间断，气测值无突变，TOC、实测吸附气量、测井解释含气量均变化不明显。从岩石学特征的角度开展甜点段优选，但均以含碳酸盐矿物的泥页岩为主，矿物含量也无明显纵向差异。鉴于U/Th页岩气甜点预测技术在四川盆地龙马溪组具有较好的效果^[22-23]，开展了盆地西部U/Th与TOC相关性分析，相关系数仅为0.19，仍不够理想。

通过开展测井-地质一体化攻关研究发现，电阻率RLLD、补偿中子CNL与有机碳含量之间存在一定的相关性。但是补偿中子受到泥质含量和有机碳含量的双重影响，在有机碳含量小于2.0%时，泥质含量对中子的影响要远超过有机碳含量的影响。因此消除泥质含量对中子的影响，是准确计算有机碳含量的关键。研发了中子-电阻率综合指数法，可有效识别页岩气纵向发育甜点段，该方法计算出中子-电阻率综合指数与TOC的相关系数为0.6329，相关性较好。从忠平1井中子-电阻率综合指数纵向变化来看（图 11），在4262~4267m段该值明显偏高，为纵向甜点段，该方法有效指导了忠平1井纵向甜点段的优选，忠平1井水平段最终气层钻遇率为86.9%。同时该方法也用于那平1井的纵向甜点预测，气层钻遇率达98.3%，证实了中子-电阻率综合指数法适用于鄂尔多斯盆地西部乌拉力克组海相页岩气层纵向甜点优选。

4.2.2 平面甜点预测

如前所述，盆地西部乌拉力克组海相页岩气具有源储一体的特征，即泥质含量高、烃源岩有机质丰度高、介孔占比高、孔隙体积大的区域为页岩气甜点区。通过前期勘探和综合研究，落实李庄子和铁克苏庙-横山堡两个局部洼地地区，面积分别为2200km²和4300km²。

甜点区预测主要以乌拉力克组厚度、泥页岩有机质丰度及钻井过程中的含气显示作为最主要的指标：①局部洼地地区地层厚度大、泥质含量高，具有更好的源储条件，乌拉力克组厚度一般大于80m；②通过对探井乌拉力克组泥页岩有机碳含量的分析认为，产气井的TOC一般大于0.5%，勘探人员在长期的海相地层勘探过程中，一直以TOC为0.3%作为海相地层的生烃下限，选取TOC为0.5%作为乌拉力克组泥页岩甜点区的生烃下限是合适的；③通过对探井钻井过程中的气测值对比分析认为，产气井气测值普遍超过2%。三者的重叠区域即为盆地西部中北段乌拉力克组甜点区，主要发育在棋探9井区、鄂102井区、余探1井区及忠平1井区4个井区，面积约为2000km²（图 12）。

5 结论

鄂尔多斯盆地乌拉力克组海相页岩气属于中国北方海相页岩气，与四川盆地高丰度海相页岩气相比，具有独特的地质特征，对盆地西部乌拉力克组海相页岩气探井产能最大的影响主要是“低有机碳含量、低地层压力”。为此开展了地质-工程一体化攻关：一是在两个局部洼地落实4个甜点区，指导了忠平1井的部署；二是提出中子-电阻率综合指数法，为纵向甜点优选提供依据，提升了水平井气层钻遇率；三是开展气体增能压裂试验，有效解决乌拉力克组的低压问题。忠平1井乌拉力克组原始地层压力系数为0.7~0.8，主要开展了大规模体积压裂，注入压裂液30668m³，地层压力系数增至1.55；在此基础上，注入液氮800m³，压力系数提升至1.84，为大液量压裂后连续排液奠定了能量基础。

虽然前期直井勘探单井产量低，但是忠平1井的成功实施，证实了水平井和体积压裂的思路可以完美解决这一难题。盆地西部乌拉力克组发育厚层烃源岩，含气性普遍，落实页岩气含气范围1.5×10⁴km²，有利勘探面积为6500km²，资源量为1×10¹²m³，乌拉力克组海相页岩气勘探领域具有广阔的勘探前景。目前盆地西部乌拉力克组勘探程度低，地质资料少，下一步需加大地质条件综合研究和相关工程技术攻关，进一步扩大勘探成果。

鄂尔多斯盆地西部广海陆棚相烃源岩厚度更大，有机质丰度更高，银探1井和银探2井气测异常明显，同样具有页岩气成藏条件，但构造复杂，在地层发育规律、烃源岩综合评价等方面存在困难，下一步急需开展以下两方面工作：一是加大地震工作量的部署，落实盆地西缘南段构造特征及地层发育情况；二是继续开展风险勘探，寻找地层发育全、烃源岩成熟度高的有利目标区。