本溪組砂巖致密化的三種成因類型及預測

摘要 鄂爾多斯盆地延安地區上石炭統本溪組是重要的天然氣產層之一，儲層主要為障壁、潮道和淺灘微相砂巖。研究區大部分鉆井砂巖產氣，但部分本溪組砂巖因致密化變為干層。查清砂巖致密成因與分布，有效規避干層成為開發井位部署的重要問題之一。該研究將砂巖巖心、沉積微相、顯微特征與測井響應等相結合，研究砂巖致密成干層的成因和預測方法。結果表明，研究區干層砂巖存在3種類型：凝灰質基底式膠結砂巖、碳酸鹽巖基底式膠結砂巖和緊密壓實型砂巖。第一種干層砂巖沿古火山口集中局限在靖邊南古潮道附近;第二種干層砂巖分布在上覆太原組灰巖相對增厚區;第三種干層砂巖分布于孤立的小型淺灘砂巖中，可能與成藏期酸性流體和油氣沒有進入儲層形成溶蝕孔有關。該研究對有效儲層形成機理及“甜點”分布預測具有重要意義。

關鍵詞 本溪組;干層成因分類;顯微特征;測井特征，跨尺度識別

中圖分類號：P618.11" DOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2025-02-001

Three genetic types and prediction of sandstone densificationin the Benxi Formation

WAN Yongping1， SONG Ming^2，3， SHE Yinnan1， PU Renhai2， ZHOU Wenjuan2

（1.Natural Gas Research Institute， Shaanxi Yanchang Petroleum 〔Group〕 Co.， Ltd.， Yan’an 716000， China;

2.Department of Geology， Northwest University， Xi’an 710069， China;

3.State Key Laboratory of Deep Oil and Gas， China University of Petroleum 〔East China〕， Qingdao 266580， China）

Abstract The Benxi Formation of the Upper Carboniferous in the Yanchang field of the Ordos Basin is one of the important natural gas production layers， with reservoirs mainly composed of barrier， tidal channel， and shoal microfacies sandstones. Most of the drilled sandstones produce gas， but some of the drilled Benxi Formation sandstones have become dry layers due to densification. Identifying the origin and distribution of tight sandstone and effectively avoiding dry layers has become one of the important issues in the deployment of production wells. This article combines sandstone cores， sedimentary microfacies， microscopic characteristics， and logging responses to study the genesis and prediction methods of tight dry sandstone layers. The results indicate that there are three types of dry sandstone： tuffaceous basal cemented sandstone， carbonate basal cemented sandstone， and tightly compacted sandstone. The first type is concentrated and limited along the ancient volcanic crater near the ancient tidal channel of southern Jingbian; The second type is distributed in the relatively thickened area of the overlying Taiyuan Formation limestone; The third type is distributed in isolated small shoal sandstones， which may result in the lack of dissolution pores during the reservoir formation period which needs acidic fluids and oil and gas to enter the reservoir. This understanding is of great significance for the formation mechanism of effective reservoirs and the prediction of \"sweet spot\" distribution.

Keywords Benxi Formation; dry layer genesis type; microscopic features; logging feature; cross scale

砂巖的致密化過程和致密化機理一直是儲層地質學前沿研究領域的重點內容之一，眾多學者從多個方面對其開展了廣泛而深入的探討^［1-2］，普遍認為儲層致密化主要受沉積環境和成巖作用的綜合控制^［3-4］。張濤等認為，大量噴發巖巖屑是神木氣田太原組儲層發育次生孔隙的基礎，凝灰質雜基對儲層具有雙重影響^［5］。王小娟等認為，各類成巖膠結物的差異分布是導致川中地區沙溪廟組儲層物性變差的首要原因^［6］。林良彪等認為，造成川西上三疊統須家河組砂巖孔隙損失的主因是壓實作用，但導致儲層致密的關鍵因素是半封閉—封閉晚期成巖環境沉淀的碳酸鹽膠結物^［4］。前人學者研究認為，沉積環境和沉積過程控制著砂體原始孔隙度和高低滲儲層的宏觀分布，成巖作用控制著砂體微觀孔隙特征和結構^［7-10］。

近年來，鄂爾多斯盆地中部本溪組成為天然氣重要產層之一^［11］。儲層砂巖主要為障壁沙壩、淺灘和潮道環境的石英砂巖^［12-13］。前人對本溪組地層相繼開展了沉積特征、儲層特征、成巖作用、孔隙演化和油氣成藏等方面的研究^［14-18］，發現其大部分砂巖產氣，但部分井的本溪組砂巖為水層或干層。有效開發井的部署不僅需要預測有效砂體的分布，而且需要規避干層和水層。根據障壁沙壩砂巖平行古海岸線分布、潮道砂體在奧陶系頂面古巖溶凹槽中加厚等規律大致可以預測砂體的分布。研究發現，在奧陶系或山西組存在氣層的區域，或局部存在大斷裂的位置，本溪組砂巖會含水，據此在開發井部署中可以有效規避水層^［18］。目前，學者對本溪組干層的成因和分布研究甚少，如何規避干井也極為重要。為此，本研究認真觀察了34口本溪組的巖心，統一二次處理解釋了研究區的測井數據，結合試氣成果識別了所有井的本溪組氣、水、干層，重點分析了取心井段干層的鑄體薄片、掃描電鏡和測井響應等特征，提出了“沉積型”“膠結型”和“壓實型”3種成因干層砂巖的顯微和測井尺度統一識別方法，并從沉積和成巖作用的宏觀尺度預測了干層的分布，為預測優質儲層提供了重要的地質依據。

1 研究區地質概況

研究區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部〔見圖1（a）〕，面積5 800 km2^［19-20］，其內鉆穿本溪組的探井和開發井共1 280口;本溪組地層厚度10～70 m，自上而下可分為本一段和本二段，砂體主要分布在本二段。本溪組含砂巖、泥巖、煤層和鋁土質泥巖等多種巖性^［21-22］，頂部發育0～10 m煤層烴源巖^［23-24］，局部夾1或2層薄于2 m的灰巖〔見圖1（b）〕。

本溪組砂巖類型以石英砂巖為主，少量巖屑石英砂巖，主要發育溶蝕孔和粒間孔，孔隙度1.46％～12.94％，平均3.75％;滲透率（0.01～96.1）×10^-3μm2，平均1.15×10^-3μm2。從滲透率分布范圍與儲層類型的關系來看^［25-27］，研究區本溪組砂巖包含低滲〔（10～100）×10^-3μm2〕、特低滲〔（1～10）×10^-3μm2）〕、超低滲〔（0.1～1）×10^-3μm2〕以及致密（lt;0.1×10^-3μm2）4種儲層類型〔見圖1（c）〕。本溪組沉積時期受陸表海波浪、潮汐共同作用的影響，盆地中南部廣泛發育障壁海岸沉積環境，障壁沙壩呈串珠狀沿海岸分布^{［12，28］}。

2 氣、水、干層的測井識別

對研究區1 280口測井數據進行統一二次處理解釋， 結合完井試氣結果， 可以得出本溪組氣、 水、 干層的電阻率、 孔隙度、 含氣飽和度識別圖版（見圖2）。 由圖2可看出， 氣層的孔隙度（POR）≥4％， 地層電阻率（RD）55～850 Ω·m，含水飽和度（SW） lt;45％; 水層的POR≥4％， RDlt;150 Ω·m，SWgt;70％;干層的PORlt;4％，RD為70～210 Ω·m，SWlt;40％。

為了研究致密化干層砂巖的成因，選擇含取心段巖心的測井綜合剖面，對本溪組孔隙度小于4%的干層砂巖進行測井和沉積相分析。研究發現，干層與氣層在砂巖沉積微相上沒有明顯差異，二者均可以是障壁沙壩，也可以是潮道或淺灘微相（見圖3）。

3 3種成因干層砂巖的顯微與測井差異

研究區氣、水、干層在鑄體薄片上存在明顯的不同。氣層砂巖粒間孔發育，面孔率可達10％〔見圖4（a）〕。干層砂巖面孔率很低，一般小于2％，主要存在3種類型：第一種干層與低能環境沉積的高雜基含量有關，雜基為黏土或火山灰（塵）〔見圖4（b）〕，簡稱為沉積型干層；第二種干層與大量的碳酸鹽膠結有關，多見（鐵）方解石、白云石或菱鐵礦等〔見圖4（c）、（d）〕，簡稱為膠結型干層;第三種干層顆粒壓實緊密，凸凹接觸，缺乏孔隙〔見圖4（e）、（f）〕，簡稱為壓實型干層。

3種干層的共同特點是在鑄體薄片上幾乎看不到孔隙，面孔率小于2％，對應的測井計算孔隙度小于4％。造成孔隙不發育的原因是凝灰質雜基或碳酸鹽膠結物的基底式膠結，溶蝕孔不發育或強烈壓實導致的顆粒緊密接觸。其微觀結構圖像如圖5所示。

凝灰質物質是直徑小于2 mm的火山碎屑物，在單偏光鏡下為灰黑色，在正交偏光下常呈波狀消光^［29-30］。研究區的凝灰質雜基一般見于細砂巖中，質量分數超過15％，基底式膠結，在成巖早期因壓實作用變致密；4個樣品的巖心實測孔隙度平均2.93％，平均滲透率為0.06×10^-3μm2。由于泥質雜基含量高，與有效儲層砂巖相比，沉積型干層砂巖的自然伽馬測井值明顯偏高，一般為45～90 API，電阻率與上下巖性無明顯變化（20～50 Ω·m）〔見圖3（a）〕。

膠結型干層砂巖的碳酸鹽礦物的質量分數大于15％，常為充填粒間孔的微晶方解石、白云石和菱鐵礦，它們局部可交代石英顆粒，溶孔不發育或極少，成巖早期發生的大量碳酸鹽礦物的基底式膠結使砂巖致密化。6個樣品實測平均孔隙度為2.74％，滲透率為0.34×10^-3 μm2。與同層位、同沉積微相相鄰的氣層砂巖相比，膠結型干層的自然伽馬幾乎與氣層一樣，為25～45 API，但卻顯著小于沉積型干層的自然伽馬。膠結型干層的電阻率稍大于氣層的電阻率，前者為10～40 Ω·m，后者為9～10 Ω·m，電阻率偏大可能與碳酸鹽含量高有關〔見圖3（b）〕。

與前兩類干層相比，壓實型干層由于泥質含量低，自然伽馬測井值也較低（20～45 API），這一特征與膠結型干層類似。但是，壓實型干層的電阻率很高，達400～5 000 Ω·m，遠高于其他兩類干層，其原因可能與缺乏微觀孔隙和流體有關〔見圖3（c）〕。

根據以上分析可知，在測井綜合識別砂巖的基礎上（GR為25～100 API，AC為190～240 μs／m），計算孔隙度小于4％時，可以進一步利用自然伽馬、電阻率兩個參數區分3類成因的干層。當干層砂巖的自然伽馬為45～90 API時，將其歸為沉積型干層;當干層砂巖自然伽馬為25～45 API， 地層電阻率小于400 Ω·m時，將其歸為膠結型干層;當干層砂巖自然伽馬為25～45 API， 地層電阻率大于400 Ω·m時，將其歸為壓實型干層。

4 控制因素與分布

根據以上識別3類成因干層、水層和氣層的測井門檻值，可以識別、統計研究區1 280口鉆井的本溪組一、二段每種干層、水層和氣層的厚度，分別制作出本一、二段各類干層和氣、水層的厚度圖。以本二段為例，比較本溪組砂巖、氣層、干層和水層厚度圖可以看出，本溪組干層的分布與本溪組砂巖微相和厚度具有一定的相關性〔見圖6（a）、（b）〕。平面上，干層的厚度變化〔見圖6（c）〕與氣層〔見圖6（b）〕類似，均與砂巖總厚度〔見圖6（a）〕變化趨勢一致，為北北東、北東和北西的定向性串珠分布特點，這與平行岸線的障壁沉積有關，但干層砂巖的總面積只有總砂巖面積的1/3到1/4。干層砂巖厚度圖的形態呈孤立的卵圓形，直徑2～5 km，不如氣層和累計砂巖的厚度大，連通性好。而本二段水層砂巖的分布更薄、更小、更零星〔見圖6（d）〕。

3類干層的分布主要受古地貌、本溪組煤層烴源巖厚度與太原組灰巖厚度的影響（見圖6）。從分布面積來看，3類干層中壓實型干層的占比最多，可達48％，膠結型干層居中，占27％，沉積型干層最少且分布較為局限，占25％。

本溪組厚度圖〔見圖7（a）〕大致反映了奧陶系頂面巖溶古地貌的特征，后者在一定程度上控制了砂巖的微相與展布^［12］。本溪組頂部廣覆式煤層烴源巖分布〔見圖7（b）〕，為生烴期酸性流體與天然氣充注砂巖形成溶蝕孔隙和氣藏提供了保障^［31-32］。

太原組灰巖厚度圖〔見圖7（c）〕與本溪組碳酸鹽巖膠結型干層砂巖的厚度圖〔見圖7（d）〕上的厚度增大區具有一定的吻合性，反映了膠結型干層砂巖的成因與太原組沉積環境存在一定的關系。太原組灰巖沉積時，本溪組砂巖處于淺埋藏成巖早期階段，成巖環境距海底只有數十米的距離，砂巖孔隙與上覆太原組沉積時的海水處于半連通、半開放狀態，在有利于太原組灰巖沉積的環境下，本溪組砂巖孔隙中的碳酸鹽巖膠結物也相對較易沉淀。依據它們二者之間的這種相關性，可以用太原組的厚度圖大致指示或預測本溪組膠結型干層砂巖的分布區。

膠結型干層主要分布在研究區中部砂體中，其范圍與上覆太原組灰巖厚度較大的區域吻合〔見圖7（c）、（d）〕。本溪組砂巖成巖早期，來自海底的富鈣離子堿性流體在砂巖粒間滯留，形成大量碳酸鈣的沉淀，最后轉變為碳酸鹽巖礦物基底式膠結，致使砂巖變為干層。

沉積型干層主要分布在靖邊南部東西向的古潮道〔見圖7（e）〕，該潮道受奧陶系頂面東西向的巖溶古凹槽控制。古凹槽內的潮道砂巖可能同時位于某古火山口附近，在砂巖中混入了較高含量的火山灰與火山塵，在成巖早期呈基底式膠結，堵塞了儲層孔隙。

壓實型干層分布在研究區孤立分散的淺灘砂體中〔見圖7（f）〕，其成因與單砂體小、孤立、不連通、橫向流體輸導性差有關。在成藏期，酸性流體和油氣無法進入這些孤立的砂體發生溶蝕，后期又經歷較強的壓實作用，導致砂巖致密。

從氣藏剖面看，干層砂體規模小，孤立，縱、橫向上均介于含氣砂巖之間（見圖8）。研究認為，干層砂巖沒有形成溶蝕孔隙可能與砂體分散、孤立導致流體輸導性差，成藏期未能將有機酸流體和油氣導入到砂巖中發生溶蝕有關。

綜上所述，沉積型干層與局部存在的古火山口有關，主要沿靖邊南緣東西向的巖溶古凹槽分布;膠結型干層與上覆太原組灰巖加厚帶有關;壓實型干層與孤立、分散分布的淺灘微相砂體流體橫向輸導性差有關。在有效儲層預測和開發井部署中，可以根據以上控制因素，在古地貌平面圖、砂體微相與厚度分布圖、太原組灰巖厚度圖的基礎上，排除干層發育的區域，提高氣井鉆遇率。

5 結論

1）依據巖心觀察、顯微薄片鑒定和孔隙結構，可將鄂爾多斯盆地中部本溪組的砂巖致密化成干層的原因歸為3類，分別為火山灰基底式膠結的沉積成因，碳酸鹽礦物基底式膠結成因和強烈壓實顆粒緊密接觸的壓實成因。

2）鑄體薄片上微米級的孔隙類型和成因在分米級的測井曲線上具有對應的響應。應用自然伽馬、聲波測井計算孔隙度和電阻率等測井資料，可以識別和統計研究區本溪組不同成因干層的砂巖含量。據此制作的不同類型干層砂巖厚度圖與本溪組沉積時的古地貌、砂體微相與展布和太原組灰巖厚度等之間存在一定的相關性。

3）沉積型干層主要集中在研究區北部、東西向巖溶古凹槽的潮道砂巖沉積區，附近可能存在古火山，提供了較多凝灰質雜基。碳酸鹽膠結型干層主要分布于障壁砂巖中，其分布與上覆太原組灰巖加厚區吻合，是有利于碳酸鹽沉淀的古海水在早成巖期滲入本溪組砂巖發生基底式膠結作用造成。壓實型干層主要發生于零星的淺灘砂巖中，由于橫向流體疏導性差，成藏期酸性流體未能進入砂巖發生溶蝕而形成。干層成因識別與分布規律的認識對于規避干井和提高開發效益具有重要意義。

參考文獻

［1］ 鄒才能，楊智，張國生，等. 非常規油氣地質學理論技術及實踐［J］. 地球科學，2023，48（6）：2376-2397.

ZOU C N， YANG Z， ZHANG G S， et al. Theory， technology and practice of unconventional petroleum Geology ［J］. Earth Science， 2023，48（6）：2376-2397.

［2］ 陳朝兵，付玲，陳新晶，等. 致密砂巖微觀非均質性定量評價方法研究——以鄂爾多斯盆地華慶地區延長組長6油層組為例［J］. 沉積學報，2021，39（5）：1086-1099.

CHEN C B， FU L， CHEN X J， et al. Quantitative evaluation method for micro heterogeneity of tight sandstone： A case study of Chang 6 reservoir of Yanchang Formation in Huaqing Area， Ordos Basin ［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2021， 39（5）： 1086-1099.

［3］ 米偉偉，謝小飛，曹紅霞，等. 鄂爾多斯盆地東南部二疊系山2—盒8段致密砂巖儲層特征及主控因素［J］. 巖性油氣藏，2022，34（6）：101-117.

MI W W， XIE X F， CAO H X， et al. Characteristics and main controlling factors of tight sandstone reservoirs of Permian Shan 2 to He 8 members in southeastern Ordos Basin ［J］. Lithologic Reservoirs， 2022， 34（6）： 101-117.

［4］ 林良彪，余瑜，南紅麗，等. 四川盆地川西坳陷上三疊統須家河組四段儲層致密化過程及其與油氣成藏的耦合關系［J］. 石油與天然氣地質，2021，42（4）：816-828.

LIN L B， YU Y， NAN H L， et al. Reservoir tightening process and its coupling relationship with hydrocarbon accumulation in the fourth member of Upper Triassic Xujiahe Formation in the Western Sichuan Depression， Sichuan Basin ［J］. Oil ＆ Gas Geology， 2021， 42（4）： 816-828.

［5］ 張濤，鞏肖可，黃朝，等. 鄂爾多斯盆地神木氣田太原組低品質氣藏儲層微觀特征及形成機理［J］. 石油實驗地質，2024，46（1）：1-15.

ZHANG T， GONG X K， HUANG C， et al. Micro characteristics and formation mechanism of low-quality gas reservoirs in Taiyuan Formation of Shenmu Gas Field， Ordos Bosin［J］. Petroleum Geology ＆ Experiment， 2024， 46（1）： 1-15.

［6］ 王小娟，陳雙玲，謝繼容，等. 川西南地區侏羅系沙溪廟組致密砂巖成藏特征及主控因素［J］. 巖性油氣藏，2024，36（1）：78-87.

WANG X J， CHEN S L， XIE J R， et al. Accumulation characteristics and main controlling factors of tight sandstone of Jurassic Shaximiao Formation in southwestern Sichuan Basin ［J］. Lithologic Reservoirs， 2024， 36（1）： 78-87.

［7］ QIN X L， RONG X L， CHEN L， et al. Diagenetic facies and their controls on the quality of tight sandstone reservoirs： A case study from the Upper Paleozoic gas reservoir in the eastern Ordos Basin， North China［J］. Geofluids， 2023， 2023（1）： 4445749.

［8］ WANG J， YE F W， ZHANG C， et al. Factors that control the reservoir quality of the Carboniferous-permian tight sandstones in the Shilounan Block， Ordos Basin［J］. Processes， 2023， 11（8）： 2279.

［9］ 孫雅雄，張坦，丁文龍，等. 壓汞法與數字圖像分析技術在致密砂巖儲層微觀孔隙定量分析中的應用——以鄂爾多斯盆地吳起油田X區塊為例［J］. 石油實驗地質，2022， 44（6）： 1105-1115.

SUN Y X， ZHANG T， DING W L， et al. Application of mercury intrusion method and digital image analysisin quantitative analysis of micro-scale pores in tight sandstone reservoirs： A case study of X block in Wuqi Oil Field Ordos Basin ［J］. Petroleum Geology ＆ Experiment， 2022， 44（6）： 1105-1115.

［10］秦曉艷，林進，武富禮.鄂爾多斯盆地東南部本溪組致密石英砂巖成巖作用與孔隙演化［J］. 西北大學學報（自然科學版），2016，46（4）：579-584.

QIN X Y， LIN J， WU F L. Diagenesis and porosity evolution of tight quartz sandstones in Benxi Formation， Southeast Ordos Basin ［J］. Journal of Northwest University（Natural Science Edition）， 2016， 46（4）： 579-584.

［11］牛小兵，趙偉波，史云鶴，等. 鄂爾多斯盆地本溪組天然氣成藏條件及勘探潛力［J］. 石油學報，2023，44（8）：1240-1257.

NIU X B， ZHAO W B， SHI Y H， et al. Natural gas accumulation conditions and exploration potential of Benxi Formation in Ordos Basin ［J］. Acta Petrolei Sinica， 2023， 44（8）： 1240-1257.

［12］彭子霄，于興河，李順利，等. 鄂爾多斯盆地東南部本溪組障壁遷移樣式及控制因素［J］. 古地理學報，2023，25（6），1330-1346.

PENG Z X， YU X H， LI S L， et al. Migration patterns and controlling factors of barrier of the Benxi Formation in southeastern Ordos Basin ［J］. Journal of Palaeogeography， 2023， 25（6）： 1330-1346.

［13］MENG X Z， PU R H， DOU T C， et al. Longshore changes in the microfacies and distribution of clastic barrier coastal sandbodies： A case from the Benxi Formation in the Ordos Basin， China［J］. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology， 2024， 14（5）： 1129-1148.

［14］肖子亢，劉寶平，高小平，等. 鄂爾多斯盆地東南部上古生界致密砂巖儲層特征及主控因素分析［J］. 科技通報，2017，33（8）：48-56.

XIAO Z K， LIU B P， GAO X P， et al. Analyses on characteristics and main controlling factors of tight sandstone reservoir on the Upper Paleozoic in southeastern Ordos Basin ［J］. Bulletin of Science and Technology， 2017， 33（8）： 48-56.

［15］黃道軍，李新虎，劉燕，等. 鄂爾多斯盆地中東部本溪組致密砂巖儲層特征及有利層段優選［J］. 西安科技大學學報，2023，43（1）：109-118.

HUANG D J， LI X H， LIU Y， et al. Characteristics and favorable intervals selection of tight sandstone reservoirs in Benxi Formation， central-eastern Ordos Basin ［J］.Journal of Xi’an University of Science and Technology， 2023， 43（1）： 109-118.

［16］胡蕓冰. 鄂爾多斯盆地中東部晉祠組致密砂巖儲層孔隙差異性演化機理［D］.徐州：中國礦業大學，2022.

［17］李劍，張春林，姜福杰，等. 鄂爾多斯盆地上石炭統本溪組致密氣富集主控因素［J］. 天然氣工業，2021，41（4）：30-40.

LI J， ZHANG C L， JIANG F J， et al. Main factors controlling the enrichment of Upper Carboniferous Benxi Formation tight gas in the Ordos Basin ［J］. Natural Gas Industry， 2021， 41（4）： 30-40.

［18］SONG M， MENG X Z， PU R H. Controls on gas-reservoir formation in the Benxi Formation in the Ganquan—Fuxian Area of the Ordos Basin， China［J］. Energies， 2023， 16（19）： 6866.

［19］付金華. 鄂爾多斯盆地上古生界天然氣成藏條件及富集規律［D］.西安：西北大學，2004.

［20］趙靖舟，付金華，姚涇利，等. 鄂爾多斯盆地準連續型致密砂巖大氣田成藏模式［J］. 石油學報，2012，33（S1）：37-52.

ZHAO J Z， FU J H， YAO J L， et al. Quasi-continuous accumulation model of large tight sandstone gas field in Ordos Basin ［J］. Acta Petrolei Sinica， 2012， 33（S1）： 37-52.

［21］蘇東旭. 鄂爾多斯盆地東南部石炭系本溪組沉積體系研究［D］.北京：中國地質大學（北京），2015.

［22］賈浪波.鄂爾多斯盆地中東部上石炭統本溪組物源及沉積體系研究［D］.北京：中國石油大學（北京），2019.

［23］李浩.鄂爾多斯盆地中部上古生界烴源巖研究［D］.西安：西北大學，2015.

［24］DAI J X， LI J， LUO X， et al. Stable carbon isotope compositions and source rock geochemistry of the giant gas accumulations in the Ordos Basin， China［J］. Organic Geochemistry， 2005， 36（12）： 1617-1635.

［25］XU X， LI X J， YANG W J， et al. Diagenesis and pore evolution model of tight sandstone gas reservoirs of Benxi Formation in the south-central Ordos Basin， China［J］. Energy Sources（Part A： Recovery， Utilization， and Environmental Effects）， 2021， 41（1）： 1-18.

［26］于興河，李順利，楊志浩.致密砂巖氣儲層的沉積-成巖成因機理探討與熱點問題［J］. 巖性油氣藏，2015，27（1）：1-13.

YU X H， LI S L， YANG Z H. Discussion on deposition-diagenesis genetic mechanism and hot issues of tight sandstone gas reservoir ［J］. Lithologic Reservoirs， 2015， 27（1）： 1-13.

［27］姜福杰，賈承造，龐雄奇，等. 鄂爾多斯盆地上古生界全油氣系統成藏特征與天然氣富集地質模式［J］. 石油勘探與開發，2023，50（2）：250-261.

JIANG F J， JIA C Z， PANG X Q， et al. Upper Paleozoic total petroleum system and geological model of natural gas enrichment in Ordos Basin， NW China ［J］. Petroleum Exploration and Development， 2023， 50（2）： 250-261.

［28］尚玥. 鄂爾多斯盆地中東部上石炭統本溪組沉積相及儲層特征研究［D］.成都：成都理工大學，2021.

［29］宋世駿，柳益群，鄭慶華，等. 含凝灰質致密油層成巖作用與原油充注特點：以鄂爾多斯盆地西北部長4+5段為例［J］. 地質科技情報，2018，37（5）：54-62.

SONG S J， LIU Y Q， ZHENG Q H， et al. Diagenesis and oil filling Characteristics of tuffaceous tight reservoir： A case study of Chang 4+5 member in northwest of Ordos Basin ［J］. Bulletin of Geological Science and Technology， 2018， 37（5）： 54-62.

［30］石曉敏，位云生，朱漢卿，等. 致密凝灰質砂巖儲層孔隙結構特征與儲層分類評價——以松遼盆地南部營城組致密凝灰質砂巖為例［J］. 天然氣地球科學，2023，34（10）：1828-1841.

SHI X M， WEI Y S， ZHU H Q， et al. Pore structure characteristics and reservoir classification and evaluation of tight tuffaceous sandstone gas reservoir： Taking the tight tuffaceous sandstone of Yingcheng Formation in southern Songliao Basin as an example ［J］. Natural Gas Geoscience， 2023， 34（10）： 1828-1841.

［31］周進松，王念喜，趙謙平，等. 鄂爾多斯盆地東南部延長探區上古生界天然氣成藏特征［J］. 天然氣工業，2014，34（2）：34-41.

ZHOU J S， WANG N X， ZHAO Q P， et al. Natural gas accumulation characteristics in the Upper Paleozoic in the Yanchang exploration block of southeastern Ordos Basin ［J］. Natural Gas Industry， 2014， 34（2）： 34-41.

［32］曹躍，銀曉，趙謙平，等. 鄂爾多斯盆地南部延長探區上古生界烴源巖特征與勘探方向［J］. 中國石油勘探，2015，20（3）：13-21.

CAO Y， YIN X， ZHAO Q P， et al. Characteristics and exploration direction of Upper Paleozoic source rock in Yanchang Block of southern Ordos Basin ［J］. China Petroleum Exploration， 2015， 20（3）： 13-21.

（編 輯 雷雁林）

基金項目：國家自然科學基金（41390451）;陜西省重點研發計劃項目（2022GY-140）。

第一作者：萬永平，男，正高級工程師，博士，從事油氣勘探地質研究，wanhunter@163.com。

通信作者：蒲仁海，男，教授，博士，從事油氣勘探研究，purenhai@nwu.edu.cn。