鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素_董国栋.pdf

第 34卷 第 6期2023年 6月Vol.34 No.6Jun.2023天 然 气 地 球 科 学NATURALGASGEOSCIENCE引用格式：董国栋，刘新社，裴文超，等.鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素 J.天然气地球科学，2023，34（6）：1018-1027.DONG Guodong，LIU Xinshe，PEI Wenchao，et al.Characteristics and main controlling factors of tight limestone reservoir in Taiyuan Formation of Ordos Basin J.Natural Gas Geoscience，2023，34（6）：1018-1027.DOI：10.11764/j.issn.1672-1926.2023.02.005鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素董国栋1，2，刘新社1，2，裴文超1，2，付勋勋1，2，曾旭3，张道锋1，2，赵小会1，2（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007）摘要：鄂尔多斯盆地二叠系太原组发育一套致密灰岩储层，近年来风险勘探取得重大突破，成为天然气勘探关注的重点领域。通过野外露头、岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜和稳定碳、氧同位素等分析测试，开展岩石学、储集空间、储层物性及微观特征研究，系统分析了致密灰岩储层发育特征及有利储层控制因素。研究认为：太原组可作为良好储集层的岩石类型为生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰岩、藻黏结灰岩，储集空间主要为溶孔、残余生物体腔孔、晶间孔及微裂缝，储层平均孔隙度为2.1%，平均渗透率为 0.2210-3 m2，属于低孔、低渗储层。太原组灰岩有利储层形成受多种因素控制，其中生屑滩、生物丘有利沉积微相是储层形成的物质基础，决定了储集空间类型及平面大面积分布；高频旋回控制下的准同生岩溶作用有利于溶蚀孔的形成，能有效改善储层的储集性能，为厚层灰岩储层的发育创造了条件；裂缝对改善致密灰岩储层渗流能力具有至关重要的作用。研究成果为鄂尔多斯盆地太原组灰岩的下一步勘探指明了方向，同时，也对华北地台生物碎屑灰岩储层研究及勘探目标优选具有重要借鉴意义。关键词：致密灰岩；储层特征；主控因素；太原组；鄂尔多斯盆地中图分类号：TE122.2 文献标志码：A 文章编号：1672-1926（2023）06-1018-100 引言 鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，其内部的碳酸盐岩蕴藏着丰富的天然气资源，早期针对碳酸盐岩的天然气勘探主要聚焦于下古生界奥陶系马家沟组和寒武系三山子组张夏组白云岩储层1-5。2021 年，通过深化天然气成藏条件认识，中国石油长庆油田分公司部署的风险探井榆探*H 井在二叠系太原组致密灰岩中获得日产超 50104 m3的高产工业气流，展示出良好的勘探前景6。截至目前，前人7-9针对鄂尔多斯盆地太原组灰岩的研究主要聚焦于沉积相、成藏等方面，而专门针对灰岩储层的研究较少，并且认为太原组灰岩储层受原始沉积物和后期压实和胶结作用影响，是一套原生孔隙发育较差，以特低孔渗为特征的致密碳酸盐岩储层10，但这些成果认识由于研究年限早，与目前太原组灰岩勘探现状明显不符合，而且储层发育特征及分布不清制约了该领域的下一步勘探进程。为此，综合钻井、岩心、薄片和分析化验数据，对鄂尔多斯盆地中东部二叠系太原组灰岩储层发育特征开展了系统研究，明确太原组灰岩储层发育的物质基础，并预测太原组灰岩有利储层分布区，以期为鄂尔多斯盆地中东部二叠系太原组灰岩天然气勘探部署提供技术支撑。收稿日期：20230111；修回日期：20230130；网络首发日期：20230224.基金项目：中国石油天然气股份有限公司科技攻关项目“鄂尔多斯盆地碳酸盐岩重点层系综合地质研究、目标评价、技术攻关与现场试验”（编号：2022KT0103）资助.作者简介：董国栋（1986-），男，山东泰安人，硕士，高级工程师，主要从事天然气地质研究.E-mail：donggd1_.No.6董国栋等：鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素1 地质背景 二叠纪太原期鄂尔多斯盆地西部及东部的海侵区域面积都持续扩大，东西部海域局部地区海水连通，形成陆表海潮坪相的碳酸盐岩与煤系碎屑岩沉积。研究区位于伊陕斜坡中东部，衔接伊盟隆起和晋西挠摺带，北部三角洲前缘分布范围可达佳县榆林乌审旗鄂托克前旗一带，主要沉积陆源碎屑以及水下分流河道与支流间湾小范围发育的灰岩，向中部及南部过渡为陆表海潮坪沉积体系，沉积地层岩性主要以灰岩为主，其次为陆源泥岩11。研究区太原组 4套灰岩与煤层的沉积序列记录了多次海水侵退过程，不同阶段海侵时期长短及规模不同导致灰岩的厚度和内部组构存在差异，并且在研究区大范围内具有横向对比性，据此将太原组由老至新依次划分为庙沟段、毛儿沟段、斜道段及东大窑段（图1）。太原组灰岩垂向上主要分布在斜道段及毛儿沟段，东大窑段次之，在横向上4段地层均连续分布，平面上主要分布在研究区中部至东南部，横山子洲绥德一带灰岩厚度最大，可达3540 m。由于庙沟段沉积早期陆源沉积占优势，所以灰岩整体厚度较薄，主要为暗灰色生物碎屑泥晶灰岩，生屑含量较高，尤其常见腕足类；毛儿沟段灰岩可分为上下 2段，岩性以生屑泥晶灰岩、生屑粉晶灰岩为主，垂向上古生物化石含量最高，除腕足类和类外，四射珊瑚与网格苔藓虫数量也较多，且可见蠕虫爬迹；斜道段沉积期为太原期最大海侵期，发育一套灰黑色暗灰色中厚层生屑泥晶灰岩、生屑粉晶灰岩及藻黏结灰岩，可见随水流定向排列的海百合化石和苔藓虫碎屑；东大窑灰岩为深灰色含生物碎屑泥晶灰岩，厚度薄且在平面上分布较不稳定，除富含双壳类和小型腕足类以外局部还可见植物碎片。2 储层特征 2.1岩石学特征太原组碳酸盐岩储层岩石类型主要为生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰岩、藻黏结灰岩 3 类，其中藻黏结灰岩和生屑粉晶灰岩是有利的储层岩性。岩石矿物成分主要为方解石，含量在 90%以上，此外含图 1鄂尔多斯盆地太原组灰岩分布及地层综合柱状图Fig.1Limestone distribution and comprehensive stratigraphic histogram of Taiyuan Formation in Ordos Basin1019Vol.34天然气地球科学部分泥质及少量黄铁矿、硅质等。岩石中生物碎屑普遍，最常见的是有孔虫类、苔藓虫、棘皮类等窄盐性生物和瓣鳃类、介形类等广盐性生物化石。陆源碎屑含量较少，包括石英、岩屑。2.1.1生屑粉晶灰岩岩心呈褐灰色灰褐色块状，肉眼可见有孔虫等生屑颗粒轮廓，生屑含量一般大于 25%，岩石结构以粉晶为主，裂缝较为发育 图 2（a）。镜下见大量有孔虫、棘皮类等生屑发育，生屑多呈点接触线接触，生屑颗粒之间主要为细粉晶方解石胶结图 2（b）。该岩石类型发育频率较高，碎屑大量发育及亮晶胶结均表明沉积时受到了一定波浪的扰动影响，整体反映位于正常浪基面之上，具有较强水动力条件的生屑滩，厚度一般为 0.36.0 m，最厚可达 10 m以上。2.1.2藻黏结灰岩岩心呈灰褐色灰白色，自然断面粗糙，隐约可见具斑块状 图 2（c）。镜下可见各种生屑如有孔虫、介壳等相互黏结在一起，同时见由藻类生长形成的微生物格架，其中大部分生物体腔和藻格架被亮晶方解石胶结物充填 图 2（d），明暗相间。藻黏结灰岩发育于水动力相对较强的沉积环境，形成水体较生屑粉晶灰岩略深，厚度一般介于 0.13.2 m之间，规模较小，但发育频率高，多为多期叠置。2.1.3生屑泥晶灰岩生 屑 含 量 大 于 25%，碳 酸 盐 岩 泥 占 比 大 于50%。岩性上，该类灰岩常呈灰色灰白色均质块状产出，断面较粗糙，用手触摸有细微颗粒感，生屑呈斑点状分布 图 2（e），偶见缝合线发育。镜下常见棘皮、腕足及介壳类等生物碎屑，生屑破碎严重、大小不一、杂乱分布于灰泥中 图 2（f），生屑基本被方解石胶结物和基岩碳酸盐岩泥胶结。2.2储集空间类型岩心观察、镜下薄片及扫描电镜等资料显示，太原组灰岩储层中现存的原生孔隙较少，大多已受后期成岩作用影响，发生多期胶结和溶蚀作用，现存的主要储集空间类型为成岩后生作用及溶蚀作用所形成的次生孔隙及裂缝，有效储层空间类型主要为溶蚀孔洞（溶孔、晶间溶孔）、残余生物体腔孔、晶间孔，其次为微裂缝。2.2.1溶蚀孔洞溶蚀孔洞包括毫米级的溶孔和溶洞 2 种，平均面孔率为 1.7%。溶孔直径小于 2 mm，岩心观察中肉眼可见，多在早期孔隙和裂缝发育的基础上经大气淡水溶蚀形成，镜下表现为非选择性溶蚀特征图 3（a），藻黏结灰岩、生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰图 2太原组灰岩储层典型岩心及微观照片Fig.2Typical core and micrograph photos of limestone reservoir in Taiyuan Formation(a)灰褐色生屑粉晶灰岩,断面粗糙,J26井,3 073.2 m;(b)生屑粉晶灰岩,发育晶间孔、生屑体腔及体腔壁溶孔,J26井,3 073.2 m,单偏光;(c)灰褐色藻黏结灰岩,ZT1H 井,2 487.9 m;(d)藻黏结灰岩,发育格架孔及体腔溶孔,ZT1H 井,2 487.9 m,单偏光;(e)生物碎屑发育,泥晶生屑灰岩,M28井,2 167.1 m;(f)泥晶生屑灰岩,棘皮类等生物碎屑发育,M28井,2 167.8 m,正交光1020No.6董国栋等：鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素岩均有发育；溶洞指孔隙直径2 mm，最大孔径为2030 mm 图 3（b），常与构造缝相伴生，多为后期与成岩溶蚀相关的溶扩孔洞，主要发育于藻黏结灰岩、生屑粉晶灰岩，生屑泥晶灰岩较少。2.2.2残余生物体腔孔太原组灰岩中有大量生物碎屑，其中有孔虫的房室，苔藓虫的虫室，介形虫和瓣鳃的体腔、瓣鳃、腹足等软体动物的壳瓣骨片都可以形成该类孔隙图 3（c），图 3（d），平均面孔率为 0.42%，主要发育于生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰岩。2.2.3晶间孔生屑粉晶灰岩中的方解石常常重结晶成多边形，在方解石晶体之间构成晶间缝隙，平均面孔率为0.33%，这类孔隙在扫描电镜下才能见到 图3（e），图 3（f）。晶间孔孔喉半径小，但储层中普遍发育，因此对致密灰岩储层具有重要贡献。2.2.4微裂缝储层中有效裂缝主要为构造缝和溶蚀缝，裂缝密度介于 015条/m 之间，平均为 8条/。构造缝为灰岩受构造应力作用而形成的裂缝，宽窄长短不等，垂直、斜交层面 图 3（g）。镜下多见 25 m 宽裂缝，延伸数厘米至十几厘米，呈半充填全充填状，能连通大量的孔洞或基质孔，增加孔隙之间的连通性，该裂缝具有一定的储集能力。溶蚀缝指对已存在的构造缝、缝合线、收缩缝经淡水淋滤作用改造而形成的裂缝 图 3（h），图 3（i）。构造缝和缝合线经改造后所形成的溶蚀缝宽度和长度都较大，由收缩缝改造而成的溶蚀缝窄而短，一般仅限于层内。2.3储层物性特征通过对盆地内 432 块岩心物性样品统计，太原组 灰 岩 储 层 孔 隙 度 介 于 0.5%4.0%之 间，平 均值为 2.1%，大于 1%的样品占比为 56.1%（图 4）；渗透 率 介 于（0.011.0）103 m2之 间，平 均 值 为0.22103 m2，大于 0.1103 m2的样品占比为图 3太原组灰岩储集空间类型Fig.3Types of limestone reservoir space in Taiyuan Formation(a)溶孔,Y36 井,3 035.8 m,单偏光;(b)溶蚀孔洞,J21 井,3 405.1 m;(c)腕足类生物体腔孔,ZH4 井,2 364.7 m,单偏光;(d)有孔虫生物体腔溶孔,ZT1H 井,2 487.7 m,单偏光;(e)晶间孔,Q71井,2 852.6 m;(f)晶间微孔,Q2井,2 569.0 m;(g)构造网状缝,ZT1H 井,2 492.1 m;(h)缝合线,Y72井,2 788.6 m,单偏光,(i)微裂缝,S2井,2 337.0 m,单偏光1021Vol.34天然气地球科学43.1%（图 5）。表明太原组灰岩储层具有低孔隙度、低渗透率的特征。2.4储层孔喉特征太 原 组 灰 岩 储 层 排 驱 压 力 主 要 介 于 0.21.0 MPa之间，中值孔喉半径主要介于 0.110.0 m之间，变化大，孔喉分选较差，退汞效率较高，整体具有中孔细喉特征；藻黏结灰岩、生屑粉晶灰岩孔喉结构总体较好（图 6）。恒速压汞实验表明，灰岩喉道半径主要介于 0.10.5 m 之间，对渗透率发挥主要作用的喉道半径介于 0.250.35 m 之间；储层孔隙主要介于 1050 m 之间，孔喉比为 100300。FIB-SEM 实验分析表明，灰岩储层喉道半径相差不大，数量是影响储层渗流能力的关键。3 储层发育主控因素 研究区太原组灰岩储层成因复杂多样，主要受沉积微相、准同生岩溶及裂缝的控制，其中沉积微相是孔隙形成的基础，决定了储集空间类型及分布，准同生岩溶控制储层发育程度以及储层空间分布规律，裂缝大大改善致密灰岩储层的渗流能力。3.1生屑滩、生物丘是储层发育的物质基础鄂尔多斯盆地太原组灰岩形成于陆表海潮坪相环境，该沉积期研究区处于温暖潮湿的低纬度地区，光照充足，水体循环好，海水含氧量高，有利于生物和藻类的大量繁殖。研究区太原组灰岩可进一步划分为潮间带和潮下带 2 类亚相，其中潮间带主要以混合坪为主，潮下带主要发育生屑滩、生物丘、灰坪（图 7）。研究区太原组灰岩储层孔隙类型及物性明显受沉积微相控制。根据不同沉积微相物性参数统计，生屑滩和生物丘的孔隙度和渗透率高于泥灰坪和灰坪（图 8），其中生屑滩岩性以生屑粉晶灰岩为主，残余生物体腔孔和晶间孔发育；生物丘以藻黏结灰岩为主，发育藻格架溶孔；而灰坪和泥灰坪泥质含量高，可溶物质不发育，储层物性较差。另外，生物体腔和藻黏结结构对孔隙的形成还具有一定图 4研究区太原组灰岩储层孔隙度分布柱状图Fig.4Histogram of porosity distribution of limestone reservoir of Taiyuan Formation in the study area图 5研究区太原组灰岩储层渗透率分布柱状图Fig.5Histogram of permeability distribution limestone reservoir of Taiyuan Formation in the study area图 6太原组灰岩储层压汞曲线特征Fig.6Mercury pressure curve characteristics of limestone reservoir in Taiyuan Formation1022No.6董国栋等：鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素的保护作用，因为生屑灰岩和藻黏结灰岩一般成岩较早，在成岩早期已固结成岩，其形成的坚硬的生物格架有利于孔隙的保存，同时为后期次生孔隙的形成提供了有利条件12。3.2准同生岩溶有效改善储层储集性能准同生期岩溶是指沉积过程中由于海平面频繁波动，沉积物暴露在水面之上，遭受淡水淋滤产生的岩溶作用13-14。通过对研究区 38口取心井统计发现，有 21口井在太原组灰岩见到不同程度岩溶角砾发育，角砾灰岩厚 0.24.9 m，表明太原组灰岩岩溶 作 用 普 遍 发 育（图 9）。太 原 组 角 砾 灰 岩 13C（PDB）值介于 1.26.3 之间，平均值为 2.9；18O值介于8.50.8之间，平均值为4.4（图 10）。根据 LOHMANN15对大量碳酸盐岩碳同位素和氧同位素的统计，二叠系方解石的 13C 值和18O 值平均值分别为 4.3 和2.5，这种估算考虑和排除了成岩作用的影响15。鄂尔多斯盆地太原组角砾灰岩 13C 的平均值低于 LOHMANN15统计的值，表明太原组灰岩在一定程度上受到了有机来 源 CO2的 影 响，同 时 方 解 石 的 18O 值 也 低 于LOHMANN15统计的值，其原因是一般淡水的 18O值比海水低，由于淡水对太原组进行了淋滤改造，使太原组灰岩的 18O 值降低，证实太原组灰岩岩溶作用主要形成于准同生期。研究区太原组灰岩暴露于地表，含有丰富 CO2的大气淡水流经碳酸盐岩，发生如下反应：CO2+H2O+CaCO3Ca（HCO3）2，它可部分溶解于地下水和地表水。在一定的温度和压力下，Ca（HCO3）2可分解为 CaCO3并沉淀下来。受高频旋回控制，太原组灰岩频繁短期暴露地表，普遍发育准同生期岩溶作用。由于暴露时间较短，岩溶作用整体较弱，图 7鄂尔多斯盆地太原组沉积微相Fig.7Sedimentary microfacies map of Taiyuan Formation in Ordos Basin图 8研究区太原组灰岩不同沉积相类型物性对比Fig.8Comparison of physical properties of different sedimentary facies types of Taiyuan Formation limestone in the study area图 9太原组灰岩储层典型岩心及微观照片Fig.9Typical core and micrograph photo of limestone reservoir in Taiyuan Formation(a)褐灰色角砾泥晶灰岩,溶蚀缝及溶蚀孔发育,被方解石、泥质半全充填,J21井,3 405.2 m;(b)角砾岩,角砾间被亮晶方解石充填,Z4井,2 362.3 m;(c)灰褐色角砾灰岩,发育微裂缝,T58井,3 414.5 m1023Vol.34天然气地球科学以选择性岩溶为主，形成粒间、粒内、晶间溶孔，孔洞规模较小，纵向上溶蚀作用主要发生于紧邻高频旋回短期暴露面下部（图 11）。这些溶蚀孔洞被渗流物充填或半充填，但这些充填物相对不易被压实，在再次埋藏条件下仍然会保持一定的渗滤性，对孔隙系统的进一步发育有积极意义。3.3裂缝大大提升储层渗流能力太原组灰岩脆性较强，鄂尔多斯盆地在经历印支、燕山和喜马拉雅期等多个期次构造运动改造后断裂普遍发育16-17，形成大量的构造缝，裂缝密度主要介于 015 条/之间，平均值为 8 条/m，裂缝相互切割，构成灰岩气藏输导体系，特别是该区高角度垂直裂缝的发育，在垂向上大大增加了输导的有效性1。同时太原组灰岩在准同生期及埋藏期成岩过程中会形成缝合线、溶蚀缝等成岩缝（图 12），发育程度高，对提升储层渗流能力也具有重要贡献。通过对研究区物性分析资料的统计来看，裂缝对孔隙度影响相对较小，对储层渗流能力改善较大，水平渗透率可提高近 20 倍（图 13）。由于太原组灰岩属于低孔低渗透储层，因此裂缝起着至关重要的作用，既可以作为天然气的渗流通道，又可改善灰岩的 储 集 性 能，对 是 否 能 成 为 有 效 储 层 具 有 重 要意义。4 储层展布规律 受沉积微相控制，鄂尔多斯盆地太原组灰岩储层普遍发育，平面上受沉积古地形影响，储层具有一定的分带性（图 14）。横山靖边志丹发育生屑滩，水体能量最强，生屑粉晶灰岩发育，储层厚度大，一般为 410 m，向南水体加深，储层厚度有变薄趋势；沙尔利安边吴起地区位于潮下带和潮图 10研究区太原组角砾灰岩 18O与 13C关系Fig.10Relationship between 18O and 13C in breccia limestone of Taiyuan Formation in the study area图 11L134井太原组灰岩储层与海平面升降关系Fig.11Relationship between limestone reservoir and sea level rise and fall in Taiyuan Formation of Well L1341024No.6董国栋等：鄂尔多斯盆地二叠系太原组致密灰岩储层特征及主控因素间带过渡地带，灰岩及储层厚度变薄，储层厚度一般为 26 m，岩性以生屑粉晶灰岩为主，局部隆起部位生物碎屑发育，储层沉积厚度较大；佳县子洲清涧地区，水体较深，能量较弱，储层较薄，一般为26 m，岩性以藻黏结泥粉晶灰岩为主，局部凹中低隆部位间歇暴露频繁，受准同生岩溶改造后易于形成厚层储层。鄂尔多斯盆地太原组灰岩夹在研究区石炭系二叠系主力烃源岩 5#煤、8#煤之间，8#和 5#煤层厚520 m，同时太原组内部发育 6#、7#、8#上等多套煤层18-19，生成的天然气在高的源储压差作用下向灰岩充注聚集成藏，形成典型源内岩性气藏，因此横图 13鄂尔多斯盆地太原组灰岩裂缝发育程度与储层物性关系Fig.13Relationship between development degree of limestone fractures and reservoir physical properties of Taiyuan Formation in the Ordos Basin图 12鄂尔多斯盆地太原组灰岩断裂系统宏观微观特征Fig.12Macroscopic and microscopic characteristics of limestone fault system of Taiyuan Formation in the Ordos Basin（a）张裂缝，Q71井，2 860.5 m；（b）共轭剪切裂缝，山西柳林成家庄剖面；（c）溶蚀微裂缝，Y19井，2 429.5 m；（d）横山地区断裂系统分布图 14鄂尔多斯盆地中东部太原组灰岩储层厚度Fig.14Thickness of limestone reservoir of Taiyuan Formation in the central and eastern Ordos Basin1025Vol.34天然气地球科学山靖边志丹地区储层厚度大，物性较好，是盆地落实规模储量的最有利勘探目标。5 结论（1）鄂尔多斯盆地太原组灰岩储层普遍发育，岩性以生屑粉晶灰岩和藻黏结灰岩为主，储集空间主要为溶孔、晶间孔及残余生物体腔孔，储层孔隙度和渗透率整体较低，具有微孔微喉特征。（2）储层发育主要受沉积微相、准同生岩溶作用及裂缝的控制，其中生屑滩和生物丘有利沉积微相是储层形成的基础，控制了储集空间类型及平面分布；后期准同生岩溶作用易于形成溶蚀孔缝，为厚层储层的形成创造了有利条件；裂缝大大提升了储层的渗流能力。（3）研究区储层分布具有一定的分带性，沙尔利安边吴起地区和佳县子洲清涧地区水体能量较低，储层厚度整体较薄，横山靖边志丹地区水体能量强，生屑粉晶灰岩大面积分布，储层厚度最大，物性较好，是落实规模储量的有利勘探目标。参考文献（References）1 于洲，牛小兵，张才利，等.鄂尔多斯盆地米脂地区奥陶系马四段储层成因与分布 J.天然气工业，2021，41（12）：38-48.YU Z，NIU X B，ZHANG C L，et al.Genesis and distribution of reservoirs of the 4th Member of Ordovician Majiagou Formation in the Mizhi area of the Ordos Basin J.Natural Gas Industry，2021，41（12）：38-48.2 付金华，董国栋，周新平，等.鄂尔多斯盆地油气地质研究进展与勘探技术 J.中国石油勘探，2021，26（3）：19-40.FU J H，DONG G D，ZHOU X P，et al.Research progress of petroleum geology and exploration technology in Ordos Basin J.China Petroleum Exploration，2021，26（3）：19-40.3 吴伟涛，王一，赵靖舟，等.鄂尔多斯盆地中部奥陶系马家沟组中组合天然气成藏规律 J.天然气地球科学，2019，30（6）：828-839.WU W T，WANG Y，ZHAO J Z，et al.The rule of natural gas accumulation of the mid-assemblage of Ordovician Majiagou Formation 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