李　軍，王禹諾，趙靖舟，李　磊，鄭　杰，胡維強

[1.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710065；　2.西安石油大學 陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065；3.中國地質大學(北京) 地球科學與資源學院，北京 100083；　4.中國石油 長慶油田公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018]

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鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)上古生界天然氣富集規(guī)律

李軍1,2，王禹諾3，趙靖舟1,2，李磊4，鄭杰4，胡維強1

[1.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710065；2.西安石油大學 陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065；3.中國地質大學(北京) 地球科學與資源學院，北京 100083；4.中國石油 長慶油田公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018]

基于鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)上古生界氣源條件、儲層特征、蓋層特征等的分析，對研究區(qū)上古生界天然氣富集主控因素進行了研究。研究表明，鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)上古生界天然氣氣藏的形成與分布主要受氣源、蓋層和儲層條件三元耦合關系控制。氣源條件、山西組1段直接蓋層條件共同控制區(qū)域上氣藏的形成與分布。區(qū)域上生烴強度高，山西組1段泥巖蓋層厚度大于35 m的區(qū)域為山西組1段氣藏有利成藏區(qū)，山西組1段泥巖蓋層厚度小于35 m的區(qū)域則主要為石盒子組8段氣藏有利成藏區(qū)。儲層條件控制天然氣的局部富集，其中氣源條件、山西組1段蓋層條件相似時儲層“甜點”控氣，即儲層質量越好天然氣越富集；氣源條件、山西組1段蓋層條件均有利時，相對較差儲層亦可成藏。值得注意的是，氣源、蓋層和儲層條件三元耦合關系控制的天然氣最佳成藏富集區(qū)并非三者均為最優(yōu)的地區(qū)，而是三者最佳配置、相互補償形成的有利區(qū)。

三元耦合控藏；天然氣富集規(guī)律；致密砂巖氣；隴東地區(qū)；鄂爾多斯盆地

鄂爾多斯盆地是中國致密砂巖氣資源最豐富的盆地之一。現已在上古生界發(fā)現并探明了蘇里格、榆林、烏審旗、子洲、大牛地與延長6個儲量均超過1 000×108m3的致密砂巖大氣田[1-2]。其中蘇里格氣田探明地質儲量已達到3.49×1012m3[1]。有關鄂爾多斯盆地上古生界天然氣富集規(guī)律的認識，事實上前人已經從構造、沉積、儲層及氣源等角度開展了大量卓有成效的研究工作[1,3-23]，目前最為流行的觀點認為儲層及源儲配置條件控制了鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏的形成與分布，現今局部構造對氣藏的形成與分布無明顯控制作用。

隴東地區(qū)是中國石油長慶油田分公司近年來發(fā)現的重要天然氣儲量接替區(qū)。該區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部，現今構造整體表現為一南高北低，西低東高的大型單斜構造，局部發(fā)育低幅度鼻狀隆起，盆地內部無明顯斷裂構造發(fā)育，僅在渭北隆起和天環(huán)坳陷內發(fā)育一定程度的小斷裂。隴東地區(qū)上古生界天然氣成藏條件與該盆地北部的蘇里格等氣田具有相似性，主要目的層也為石盒子組和山西組，現今局部構造對氣藏的形成與分布無明顯控制作用。但也存在一些明顯的差異，與盆地北部的蘇里格氣田相比，隴東地區(qū)儲層埋深較大，普遍在3 800～4 600 m，砂體厚度較薄，主要介于5～18 m，物性更加致密，且氣源條件相對較差。本文擬通過對該區(qū)上古生界氣源條件、儲層特征、蓋層特征等的研究，結合近年來的勘探實踐，就隴東地區(qū)上古生界致密砂巖氣的富集規(guī)律加以探討。

1　氣源條件及其控氣作用

1.1隴東地區(qū)氣源條件及其與蘇里格地區(qū)對比

首先從烴源巖發(fā)育的規(guī)模來說，隴東地區(qū)主要發(fā)育山西組2段(山2段)煤系烴源巖，太原組烴源巖僅在ZT1—QT3—QT1—L3井一線局部地區(qū)發(fā)育，本溪組在全區(qū)缺失。而在蘇里格地區(qū)，山2段、太原組和本溪組三套烴源巖在全區(qū)均有分布，只是不同地區(qū)發(fā)育規(guī)模存在差異。研究區(qū)煤層累計厚度在0～8.70 m，平均為4.65 m，暗色泥巖累計厚度在14.00～64.60 m，平均為38.80 m。而蘇里格地區(qū)煤層累計厚度在8.00～24.00 m，平均為14.00 m，暗色泥巖累計厚度在40.00～100.00 m，平均為70.00 m。由此可知，蘇里格地區(qū)無論是煤層厚度還是暗色泥巖厚度均高于研究區(qū)。

其次從有機質豐度來看，隴東地區(qū)山2段煤層有機碳含量為40.37%～77.11%，平均為54.94%，蘇里格地區(qū)山2段煤層有機碳含量為49.28%～89.17%，平均達到73.60%。隴東地區(qū)山2段煤層氯仿瀝青“A”含量為0.026 3%～0.359 0%，平均為0.1614%。蘇里格地區(qū)山2段煤層氯仿瀝青“A”含量為0.103 3%～2.449 7%，平均達到0.800 0%。隴東地區(qū)山2段煤層總烴含量為372.19～2 003.55×10-6，平均為1 140.64×10-6；蘇里格地區(qū)山2段煤層總烴含量為(519.90～2 003.60)×10-6，平均達2 539.80×10-6。隴東地區(qū)主力烴源巖山2段煤層烴源巖各項有機質豐度指標均低于蘇里格地區(qū)，暗色泥巖亦是如此。

圖1　隴東地區(qū)地理位置及鄂爾多斯盆氣田分布Fig.1　Locations of Longdong area and gas fields in the Ordos Basin

隴東地區(qū)烴源巖成熟度較高，烴源巖鏡質體反射率(Ro)普遍大于1.6%，最高達3.2%，平均為2.3%。蘇里格地區(qū)烴源巖Ro為1.0%～2.4%，平均為1.8%?？傮w上隴東地區(qū)烴源巖成熟度高于蘇里格地區(qū)。但由于烴源巖有機質豐度和發(fā)育規(guī)模相差較大，因此與蘇里格地區(qū)相比，隴東地區(qū)氣源條件明顯較差。烴源巖生烴強度分布在8×108～24×108m3/km2，平均僅為15.50×108m3/km2。而蘇里格氣區(qū)烴源巖生烴強度分布在11×108～26×108m3/km2，平均為22×108m3/km2。

1.2氣源條件對氣藏形成與分布的控制作用

對于致密砂巖氣的成藏來說，由于浮力不能作為天然氣二次運移的主要動力，烴源巖生烴增壓和源儲烴濃度差為天然氣運移的主要動力[21,23-28]，因此良好的烴源巖條件不僅意味充足的氣源，而且意味著充足的成藏動力。隴東地區(qū)生烴強度為8×108～24×108m3/km2，平均僅為15.5×108m3/km2。根據目前的試氣成果，研究區(qū)有3口井不同程度產水，3口產水井儲層孔隙度分別為7.02%，7.31%和11.75%，平均為8.69%；滲透率分別為0.081×10-3，0.590×10-3和0.774×10-3μm2，平均為0.481×10-3μm2，總體上儲層物性較好。研究區(qū)氣源條件與蘇里格氣田西區(qū)(蘇西地區(qū))相似，而在蘇西地區(qū)也有大量氣水同產井以及少量的水井。蘇西地區(qū)產水井物性也較好，孔隙度分布在2.72%～13.95%，平均為9.06%，滲透率分在0.003×10-3～5.450×10-3μm2，平均為0.469×10-3μm2。與蘇西地區(qū)相比，隴東地區(qū)產水井孔隙度略低，滲透率略高，總體上基本持平(圖2)。前人研究表明蘇西地區(qū)的產水主要和生烴強度較低有關[28-29]。事實上，根據上述分析也可知，這些產水井儲層質量本身沒有問題，氣源較差、成藏動力不足導致的天然氣充注強度不高可能才是產水的最重要因素。在一些儲層條件相對較好的地區(qū)，由于天然氣飽和度不高也會導致儲層中大量地層水的存在，從而在試氣過程中產水。

圖2　隴東地區(qū)和蘇里格氣田產水井孔滲相關性Fig.2　Plot of porosity versus permeability for water production wells in Longdong area and Sulige gasfield

要分布在煤層厚度大于4 m，生烴強度大于10×108m3/km2的區(qū)域，且存在隨著煤層厚度增大、生烴強度增高，產氣量也增加的趨勢?？v向上，天然氣垂向運移的最遠距離與煤層厚度和累計生烴強度同樣存在良好的正相關關系。隨著煤層厚度和生烴強度增大，天然氣垂向運移距離增加，在煤層厚度大于6 m，生烴強度大于20×108m3/km2的區(qū)域，天然氣垂向運移最遠距離可達120m以上(圖3)。

2　蓋層條件及其控氣作用

對于致密砂巖氣而言，無論是早期提出的深盆氣理論[25,30]、盆地中心氣理論[24]，還是后來發(fā)展的連續(xù)型氣藏理論[31-34]和準連續(xù)型氣藏理論[23,28]，都鮮有將蓋層條件作為致密砂巖氣藏形成與分布的控制因素，認為其保存可能主要與氣水動態(tài)平衡和致密砂巖的自封閉作用有關。

和鄂爾多斯盆地其他地區(qū)一樣，隴東地區(qū)上古生界發(fā)育山1段、下石盒子組、上石盒子組和石千峰組等多套泥巖蓋層。其中最重要的有兩套，一套為山1氣藏直接蓋層，主要指山1段泥巖。另一套為下石盒子組泥巖區(qū)域蓋層。其中下石盒子組泥巖區(qū)域蓋層累計厚度大，最薄的在45 m左右，最厚達80 m，且在垂向上連續(xù)分布，封蓋能力強，其對研究區(qū)氣藏的區(qū)域封蓋作用毋庸置疑，因此本文不作重點討論。本文重點討論山1段直接蓋層對研究區(qū)氣藏形成與分布的控制作用。

前人研究表明，除了生烴增壓驅動天然氣運移外，擴散運移也是鄂爾多斯盆地上古生界天然氣進入山1段的一種重要運移方式[21]。以超壓作為主要運移動力形成的氣藏對保存條件的要求，比以浮力等作為二次運移主要動力形成的氣藏高。同時，對于天然氣的

圖3　隴東地區(qū)上古生界天然氣垂向運移距離與煤層厚度及生烴強度的相關性Fig.3　Coal seam thickness and gas generation intensity vs. vertical migration distance of gas in the Upper Paleozoic，Longdong areaa.天然氣垂向運移距離與煤層厚度相關性；b.天然氣垂向運移距離與生烴強度相關性

擴散運移來說，同樣意味著擴散散失，如果沒有有效的封堵條件，天然氣的擴散充注量和散失量就會大致相當，從而很難形成有效的天然氣聚集。因此，山1段若要形成可觀的天然氣聚集，良好的直接封蓋條件就顯得尤為重要。隴東地區(qū)山1氣藏直接蓋層泥巖物性致密，孔隙度分布在0.25%～4.56%，滲透率分布在0.000 6×10-3～0.021 6×10-3μm2，在鄂爾多斯盆地北部，這套泥巖的突破壓力最小值為2～6 MPa[35]。同時，該泥巖蓋層具有擴散系數低的特點，擴散系數分布在1.01×10-8～9.62×10-8cm2/s，對于擴散散失天然氣具有較好的封蓋作用。另外，這套泥巖蓋層局部還存在超壓封蓋[35]。平面上，隴東地區(qū)山1氣藏直接蓋層累計泥巖厚度主要分布在18～55 m，在局部地區(qū)縱向上泥巖連續(xù)分布，單層厚度較大，如QT3井泥巖單層厚度大于40 m。定量統(tǒng)計分析表明，這套泥巖累計厚度一般達到27 m便對天然氣具有較好的封蓋作用[36]。

從研究區(qū)目前的勘探成果來看，山1段工業(yè)氣流井均分布在山1段直接蓋層泥巖單層厚度較大，縱向上分布連續(xù)，累計厚度大于35 m的區(qū)域。在山1段直接蓋層小于35 m的區(qū)域，山1段產氣量明顯降低，局部出現了產水現象(圖4)。當然，前已述及研究區(qū)局部出現的產水現象主要還是由于氣源較差，充注強度不高所致。在整體氣源較差的背景下，蓋層條件較差可能會使局部地區(qū)含氣性更差，在儲層條件較好時，存在自由水的區(qū)域產水現象更加突出。

對于隴東地區(qū)盒8段氣藏來說，山1段是其天然氣運移的輸導體系。盒8段若要成藏，山1段必須具

生態(tài)文明的概念最早是由生態(tài)主義者總結的?！吧鷳B(tài)文明是指人們在改造客觀物質世界的同時，不斷克服改造過程中的負面效應，積極改善和優(yōu)化人與自然、人與人的關系，建設有序的生態(tài)運行機制和良好的生態(tài)環(huán)境所取得的物質、精神、制度方面成果的總和?！雹苓@是人與社會共同進步的標志，反映了人類在處理與自然界關系時由敵對到和諧的改進程度，是人與社會進步的重要標志。

有較好的輸導性能，要求山1段泥巖相對不發(fā)育，單層厚度小，砂巖、泥巖呈互層式發(fā)育，或者在厚層泥巖中大量發(fā)育可供天然氣有效運移的裂縫。從研究區(qū)目前的勘探成果來看，盒8段工業(yè)氣流井均分布在山1段直接蓋層小于35 m的區(qū)域，在山1段蓋層大于35m的區(qū)域，盒8產氣量明顯降低(圖5)。

需要指出的是，隴東地區(qū)盒8段在山1段直接蓋層大于35 m的區(qū)域，山1段在山1段直接蓋層小于35 m的區(qū)域天然氣與水同時產出，但是產氣量明顯降低。這與鄂爾多斯盆地北部蘇里格等大氣田干井很少的勘探實際情況一致，同時與鄂爾多斯盆地上古生界廣覆式生烴、大面積彌漫式充注形成的大面積含氣、但井與井之間含氣性差異較大成藏特征[28]也是一致的。至于是否產水，主要受充注強度控制，保存條件和儲層條件等因素也有一定的影響。鄂爾多斯盆地北部蘇里格氣田產水井分布區(qū)生烴強度小于16×108m3/km2。產出的地層水分為毛細管水和自由水兩種。毛細管水發(fā)育儲層孔隙度為8%～10%,滲透率為0.35×10-3～1.0×10-3μm2。自由水儲層孔隙度大于10%,滲透率大于1.0×10-3μm2[29]，產水井儲層物性普遍較好。在生烴強度較低的地區(qū)，天然氣充注強度不大，如果儲層物性較好，保存條件相對較差，儲層中可能存在較多的地層水，由此會導致試氣時產水現象比較突顯。因此對于隴東地區(qū)來說，生烴強度總體較低，在山1段蓋層條件較差，同時儲層物性又較好的地區(qū)，山1段產水的可能性便相對較大。同樣，在山1段蓋層條件較好，同時盒8段儲層也較好的地區(qū)，盒8段產水的可能性也相對較大。但總體上，蓋層條件與產水之間不存在必然聯系。山1段直接蓋層控制研究區(qū)天然氣藏在平面與縱向上的形成與分布，最終形成了山1段、盒8段氣藏少有疊合分布的格局。

圖4　隴東地區(qū)ZT1井—L3井山1氣藏剖面Fig.4　Gas reservoir profile of the first member of the Shanxi Formation from Well ZT1 to Well L3 in Longdong area

圖5　隴東地區(qū)ZT2井—L4井盒8氣藏剖面Fig.5　Gas reservoir profile of the eighth member of the Shihezi Formation from Well ZT2 to Well L4 in Longdong area

3　儲層條件及其控氣作用

人們早已認識到儲層對致密砂巖氣藏形成與分布的控制作用，最為流行的觀點就是“甜點”控氣理論，即認為整體致密背景上的相對高孔滲區(qū)或者裂縫發(fā)育區(qū)是致密砂巖氣的有利成藏區(qū)。本文通過對隴東氣區(qū)儲層條件及其控氣作用的研究表明，儲層對天然氣藏形成和分布的控制作用受氣源條件和山1段直接蓋層的發(fā)育情況影響，主要存在兩種情況。

3.1氣源和山1段直接蓋層條件相同或者相似時“甜點”控氣

氣源和山1段直接蓋層條件相同或者相似時，天然氣的富集程度主要受儲層質量控制，儲層物性越好，天然氣越富集。

在生烴強度大于15×108m3/km2的區(qū)域內，對山1段泥巖大于30m區(qū)域的山1氣藏和山1段泥巖厚度小于30m的盒8氣藏的進行統(tǒng)計，氣藏含氣飽和度、試氣產量均隨著儲層孔隙度、滲透率的升高而升高，呈較好的正相關關系(圖6)。含氣飽和度隨著石英含量的增加而增高，隨著巖屑、碳酸鹽膠結物、粘土礦物膠結物含量的增加而降低(圖7)。石英顆粒含量高可以顯著改善儲層的抗壓實性能，從而在壓實作用過程中保留更多的原生孔隙，有效改善儲層儲集性能。儲層中巖屑含量，特別是泥巖等塑性巖屑含量的增高會降低巖石抗壓實性能，從而不利于原生孔隙的保存，降低儲層質量。碳酸鹽膠結物和粘土礦物膠結物是研究區(qū)儲層中的兩種主要起減孔作用的物質，因此，隨著這些組分含量的增加，儲層質量變差，含氣性也變差。

將氣源和山1段直接蓋層條件的差異性縮到更小時，天然氣的富集程度與儲層質量相關度則更高。以QT1井區(qū)為例，區(qū)內石炭系-二疊系烴源巖生烴強度為16×108～18×108m3/km2，山1段直接蓋層大于35 m。由圖8可以看出，氣層含氣飽和度與儲層孔隙度、滲透率呈良好的正相關關系。

3.2氣源條件和蓋層條件均對成藏有利時相對較差儲層仍可成藏

氣源條件、山1段蓋層條件均對天然氣成藏有利時，儲層條件略差的情況下，天然氣仍然可以成藏。對于山1段氣藏來說，氣源條件、山1段蓋層條件均較好時，儲層質量較差的區(qū)域也可成藏；對于盒8段氣藏來說，較差的儲層若要成藏，則要求烴源條件較好而且山1段蓋層較差。

研究區(qū)ZT1井山1段4 390.3～4 393.6 m處，儲層孔隙度平均為2.06%，滲透率平均為0.024×10-3μm2，試氣無阻流量為5.48×104m3/d；QT3井山1段4 390.30～4 393.60 m處，儲層孔隙度平均2.92%，滲透率平均為0.078×10-3μm2，試氣無阻流量為7.10×104m3/d(圖8)。綜合分析表明，山1段高產井的出現主要得益于良好的烴源條件和山1段直接蓋層條件。ZT1井、QT3井區(qū)烴源巖生烴強度為16×108～18×108m3/km2，山1段直接蓋層厚度大于35 m，最大單層厚度大于30 m，且分布連續(xù)。

隴東地區(qū)盒8段氣藏同樣存在差儲層獲得較好試氣成果的實例，如ZIT1井，盒8段儲層孔隙度平均為1.17%，滲透率平均為0.014×10-3μm2，試氣無阻流量為2.52×104m3/d(圖9)。ZIT1井區(qū)生烴強度大于20×108m3/km2，處于研究區(qū)的生烴中心區(qū)，山1段泥巖厚度較薄且層數多，有利于天然氣垂向運移至盒8段成藏。

圖6　隴東地區(qū)儲層孔隙度、滲透率與含氣飽和度和試氣產量關系Fig.6　Porosity and permeability vs. gas saturation and tested gas production of reservoirs in Longdong areaa.含氣飽和度與滲秀率的關系；b.產氣量與孔隙度的關系；c.含氣飽和度與孔隙度的關系；d.產氣量與滲透率的關系

圖7　隴東地區(qū)儲層巖石學參數與含氣飽和度的關系Fig.7　Petrologic parameter vs. gas saturation of reservoirs in Longdong areaa.石英含量與含氣飽和度的關系；b.巖屑含量與含氣飽和度的關系；c.碳酸鹽膠結物含量與含氣飽和度的關系；d.粘土礦物含量與含氣飽和度的關系

圖8　隴東地區(qū)QT1井區(qū)儲層孔隙度(a)和滲透率(b)與含氣飽和度關系Fig.8　Porosity(a) and permeability(b) vs. gas saturation of reservoirs in QT1 well block of Longdong area

圖9　隴東地區(qū)試氣產量與孔隙度和滲透率關系Fig.9　Porosity(a) and permeability(b) vs. tested gas production of reservoirs in Longdong area

4　結論

1) 氣源條件與蓋層條件控制隴東地區(qū)天然氣藏在平面上與縱向上的形成與分布。天然氣主要分布在石炭系-二疊系煤層厚度大于4 m，烴源巖累計生烴強度大于10×108m3/km2的地區(qū)，試氣產量隨著石炭系-二疊系煤層煤層厚度增大、累計生烴強度增高而增加。在生烴強度大于10×108m3/km2的區(qū)域，山1段泥巖蓋層厚度大于35m時為山1氣藏有利成藏區(qū)，山1段泥巖蓋層厚度小于35m時則主要為盒8氣藏有利成藏區(qū)。

2) 儲層條件控制天然氣的局部富集，其中氣源條件、山1段蓋層條件相似時儲層“甜點”控氣，即物性越好天然氣越富集，儲層中石英等有利于提高儲層質量的組分的含量越高天然氣越富集；氣源條件、山1段蓋層條件均有利時，相對較差儲層亦可成藏。

3) 隴東地區(qū)上古生界天然氣藏的形成與分布主要受氣源、蓋層和儲層條件三元耦合關系控制，局部構造對氣藏的形成與分布控制作用較弱。氣源、蓋層和儲層條件三元耦合關系控制的天然氣最佳成藏富集區(qū)并非三者均為最優(yōu)的地區(qū)，而是三者最佳配置、相互補償而形成的綜合有利區(qū)。

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(編輯董立)

Accumulation patterns of natural gas in the Upper Paleozoic in Longdong area, Ordos Basin

Li Jun1,2，Wang Yunuo3，Zhao Jingzhou1,2，Li Lei4，Zheng Jie4，Hu Weiqiang1

[1.SchoolofEarthSciencesandEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;2.ShaanxiKeyLabofPetroleumAccumulationGeology,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;3.SchoolofEarthSciencesandResources,ChinaUniversityofGeosciences(Beijing),Beijing100083,China;4.Exploration&DevelopmentResearchInstituteofPetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China]

Based on the analysis of source rocks,reservoirs and cap rocks in the Upper Paleozoic,Longdong eara,Ordos Basin,studies were performed on the controlling factors of natural gas accumulation.It’s shown that the formation and distribution of gas reservoirs in the Upper Paleozoic are mainly controlled by the source rocks,reservoirs and cap rocks and the coupling relationship among them.Source rocks and cap rocks of the Shanxi Formation jointly control the formation and distribution of the gas reservior in the region.The gas play fairway of the first member of Shanxi Formation(P2s1) are distributed in area with high gas generation intensity and thick P2s1cap rock over 35 meters.In contrast,gas play fairway of the eighth member of Shihezi Formation(P2h8) occurs in area where the thickness of P2s1cap rock is less than 35 meters.Local enrichment of gas is dermermined by the reservior conditions.When the source rocks and cap rocks of the first member of the Shanxi Formation are similiar,“sweet spot” controls gas distribution,that is to say the better the quality of the reservoir is,the more enrichment the natural gas is.When both the source rocks and cap rocks of the first member of Shanxi Formation are favorable,gas reservoir can also be formed in the relatively poor formations.It is worth noting that best gas enrichment area is not the one where the gas source,seal and reservoir conditions are all favorable,rather the one where the gas source,seal and reservoir conditions match and compensate best.

coupling of three-factor controlling gas accumulation，natural gas enrichment pattern，tight sand gas，Longdong area，Ordos Basin

2015-02-25;

2015-12-10。

李軍(1982—)，博士、講師，油氣成藏地質學、非常規(guī)油氣地質與勘探。E-mail:lijun@xsyu.edu.cn。

國家自然科學基金項目(41502132)；國家科技重大專項(2011ZX05007-004)；陜西省教育廳重點項目(15JS093)；西安石油大學青年科技創(chuàng)新基金項目(2013BS018)。

0253-9985(2016)02-0180-09

10.11743/ogg20160205

TE122.1

A