鄂尔多斯盆地天然气地质特征
鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏地质特征及勘探方法
鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏地质特征及勘探方法付金华;段晓文;等【期刊名称】《中国石油勘探》【年(卷),期】2001(006)004【摘要】鄂尔多斯盆地上古生界为一套以碎屑岩沉积为主的含气层系，下部煤系暗色岩类气源充足，中部河流、三角洲砂岩储集层广泛分布，上部湖相泥岩盖层区域稳定。
晚古生代至中、新生代，盆地经多次稳定沉降，并最终整体抬升后，完成了上古生界天然气的生成、运移和聚集。
盆地周边在地史期构造活跃，砂体发育，以构造圈闭为主；盆地内部构造稳定，在倾角不到1°的西倾单斜上，南北向展布的河流三角洲砂体与侧向的河湖间湾相泥质岩配合形成了近南北向的大型岩性圈闭气藏。
其中砂岩储层经历了长期的压实、充填、交代、重结晶等成岩作用，大部分原生孔隙遭受破坏，以低孔低渗为主要特征。
近年来，通过天然气成藏理论研究与勘探实践以及低渗透砂岩岩性气藏勘探技术系列的应用，有效地揭示了上古生界气藏特征。
综合分析证明，盆地中北部上古生界盒8、山2、山1三层段砂岩厚度大、分布广、气藏富集条件优越，是勘探的最有利地区。
【总页数】8页(P68-75)【作者】付金华;段晓文;等【作者单位】长庆油田公司勘探开发研究院;长庆油田公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】P618.130.2【相关文献】1.鄂尔多斯盆地东南缘上古生界天然气成藏特征 [J], 胡方皓2.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏地质特征及勘探方法 [J], 付金华;段晓文3.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的地质特征 [J], 杨仁超;樊爱萍;韩作振;田雨4.鄂尔多斯盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩特征及其对天然气成藏的控制作用[J], SONG Ping;GUO Mingqiang;ZHAO Jingzhou;LI Jun5.鄂尔多斯盆地杭锦旗东部地区上古生界天然气成藏模式 [J], 刘俞佐; 石万忠; 刘凯; 王任; 吴睿因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
鄂尔多斯盆地上古生界深盆气特点与成藏机理探讨
鄂尔多斯盆地上古生界深盆气特点与成藏机理探讨2005-8-3摘要：研究区盒8、山2两大成藏组合具备深盆气的形成条件及特征，其储层具有致密化程度高、含气范围内零星产水、气藏压力分割性强等特点，主要归国于陆相沉积层序和气藏的后期改选。
地质分析和物理模拟实验表明，砂岩体定向上区域连通，在成藏环境下可以发生气驱水的运聚过程。
以早自垩世末为界可划分出形成发育期和深盆气改造期两个阶段。
在成藏过程中气藏压力—柽历7由超压到负压的演交过程。
引起不同地区压力降低的主控因素是不同的：苏里格庙地区主要由储层溶孔体积增大引起，温度降低也有一定影响；而东部榆林、神木-米脂地区，主要由后期抬升温度降低引起。
在综合分析成藏特征和过程的基础上，提出了“广覆叠置式源顶改造型深盆气”成藏模式。
关键词：鄂尔多斯盆地；上古生界；深盆气；致密储层；成藏模式近年来，鄂尔多斯盆地天然气探明地质储量超万亿立方米大气区的快速崛起令世人瞩目。
关于它的气藏类型和成藏问题，引起了地质界的高度关注，陆续发表了不少论文和专著[1-5]。
其中，对于上古生界天然气的气藏类型和成藏机理，认识尚有分歧。
概括起来，可归纳为两种不同的观点，一种观点认为是地层岩性气藏；另一种观点认为应属深盆气。
两种观点各执一词，各抒己见。
岩性气藏论者，从勘探需要出发，强调按岩性圈闭气藏部署勘探工作；深盆气论者，强调成藏机理，动态地分析成藏天然气地质过程和气藏后期改造，就深盆气区内局部工业性气藏，所谓“甜点”(一般占整体的10％～15％)而言，也认同其当属地层岩性圈闭气藏。
作者认为，两种观点的争论决非纯学术上的无谓之争，它直接涉及到找气勘探部署上的指导思想和原则问题。
深盆气观点的积极意义在于，它突破了常规的在构造高部位找气的框框，指导我们到盆地(坳陷)的深部位或深斜坡找气；而且二者在气区规模和天然气远景资源量评估上有重大差别。
鄂尔多斯盆地深盆气与国外典型深盆气盆地(阿尔伯达盆地)[6]相比，有堵多相似之处，也有一些明显差异。
鄂尔多斯盆地东缘永和地区石炭―二叠系天然气地质特征
鄂尔多斯盆地东缘永和地区石炭―二叠系天然气地质特征鄂尔多斯盆地东缘永和地区石炭―二叠系天然气地质特征摘要：永和地区构造上位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带，上古生界地层发育完整，生储盖条件优越，构造平缓，主要发育海陆过渡相、河流-三角洲沉积相，储层发育。
气藏类型为低渗、特低渗砂岩岩性气藏；与苏里格大气田具有相同的地质背景，埋藏在1500-2500m，探井试气效果较好，显示鄂尔多斯盆地东缘挠折带巨大的天然气勘探开发潜力。
关键词：永和地区地层沉积相低渗砂岩气藏一、基本情况永和地区位于山西省永和县境内，黄河以东，吕梁山以西，构造位置位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带。
黄土山地地貌，地势总体趋势东高西低，北高南低，海拔在900-1200m，经长期侵蚀切割形成塬、梁、峁、坡、沟的复杂地形。
目前该区钻探井30多口，永和XX井山西组试气获天然气无阻流量一百万方以上，天然气勘探取得了重大突破，展示了鄂尔多斯盆地东缘天然气勘探开发的良好前景。
二、地层特征本溪组：底部为一套铝土岩沉积，顶部以太原组底部的“晋祠砂岩”为界，厚约0～60m。
下部本2段是一套铁铝岩，属奥陶系风化壳上坡积或残积的黄铁矿或灰白色铝土质泥岩，厚约4～15m；上部本l段为深灰色、灰黑色泥岩夹薄层细砂岩、灰岩及煤线，厚约10～20m。
太原组：是指庙沟灰岩至北岔沟砂岩底面之间的所有岩性组合，包括庙沟、毛儿沟、钭道灰岩段及东大窑段地层。
分为2段，岩性主要为海陆交互沉积的潮坪相泥岩、炭质泥岩、灰岩、煤层及发育程度不等的砂岩互层。
山西组：顶界为下石盒子组底砂岩，底部为“北岔沟砂岩”。
上部砂岩较发育，下部以煤层发育为特征，地层厚80～120m，向西变薄。
分为2段：山2段厚40～60m，为含煤沉积，由深灰色、灰色中粗砂岩夹深黑色泥岩、砂质泥岩和煤层组成，泥岩中多含有黄铁矿及菱铁矿颗粒。
山1段厚40～60m，为分流河道砂泥岩沉积，夹数层薄煤。
砂岩主要为细一中粒、粗粒岩屑砂岩及岩屑质石英砂岩，泥岩中常含有不规则砂质条带及保存较为完整的植物化石。
鄂尔多斯盆地西南部寒武系风化壳天然气成藏特征
摘要:鄂尔多斯盆地早古生代中央古隆起及其周缘形成的寒武系风化壳一直都是该盆地油气勘探重点关注的目标，并取得了重要的油气勘探突破。
为了进一步加快该领域天然气勘探的进程，在系统分析该盆地西南部寒武系风化壳源储配置及圈闭类型的基础上，评价了该盆地西南部寒武系风化壳天然气勘探的潜力以及有利的勘探区带。
研究结果表明：①该盆地内上古生界煤系烃源岩是主要的气源岩，与寒武系储层形成“上生下储”型源储匹配关系；②寒武系风化壳储层的储集空间类型以白云岩晶间（溶）孔型及岩溶缝洞型为主，其发育分别受控于颗粒滩沉积微相和风化壳期岩溶作用；③寒武系风化壳圈闭类型主要为岩性—地层圈闭，形成于燕山期鄂尔多斯盆地东部抬升的构造背景，上倾方向存在着岩性及地层遮挡的地质条件，有利于天然气近距离运移与聚集成藏。
结论认为，该盆地西南部中央古隆起东侧环县—正宁地区是寒武系风化壳气藏的有利勘探区带，中寒武统张夏组及上寒武统三山子组是该区油气勘探的有利层段。
关键词:鄂尔多斯盆地；中央古隆起西南部；寒武系；风化壳；气藏形成；岩溶作用；上生下储；岩性—地层圈闭0 引言鄂尔多斯盆地是发育于太古代—元古代结晶基底之上的多旋回的克拉通盆地，下古生界寒武系—奥陶系是该盆地碳酸盐岩主要的发育层系[1-3]。
自20世纪末期在该盆地中部发现靖边气田以来，该盆地中东部下古生界天然气勘探持续取得突破，天然气探明储量不断攀升，证实下古生界碳酸盐岩沉积层系具有巨大的天然气勘探潜力。
回顾鄂尔多斯盆地下古生界整个勘探历程，最早发现的靖边气田主力气层是盆地中部中奥陶统马家沟组顶部的马五1+2小层，储层类型以风化壳溶孔型储层为主，圈闭类型是地层圈闭的一种特殊类型——岩溶古地貌圈闭[4-8]。
经历20世纪90年代的快速探明和高效开发，靖边气田提交了天然气探明储量近2 000×108 m3；进入21世纪以来，围绕靖边气田的地质研究和勘探不断深入，提出“含膏云坪相带控制储层发育，风化壳岩溶古地貌控制圈闭成藏”的地质认识[9-10]，靖边气田东侧和西侧油气勘探取得了较大的进展，天然气探明储量实现跨越式增长，接近翻番。
鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律
鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律盆地基本概况，油气分布特征，构造特征、储层类型、烃源岩特征、油气藏类型及成藏主控因素分析。
鄂尔多斯盆地由于其具有与我国东、西部明显不同的地质构造背景，因而有着独特的油气聚集规律和分布特征。
主要表现在：①古生界以海相或海陆交互相沉积为主，烃源岩分布面积较广，且较稳定；②古生界以生气为主，而中生界以生油为主，油、气生成高峰时期趋于一致；③盆地主体部分地层平缓（地层倾角＜1°），构造简单，并少见断裂，储集岩物性较差，因此油气以短距离运移为主，而油藏以自生自储岩性----地层圈闭为主。
根据含油气系统的基本研究方法，结合鄂尔多斯盆地的地质特征，该盆地含油气系统研究的总体思路可以概括为定源（烃源岩评价）-定时（生烃高峰或关键时刻）-定灶（生烃中心或生油洼陷）-定向（油气运移方向）-定位（油气运聚单元），下面根据这一原则，对鄂尔多斯盆地含油气系统予以初步分析。
烃源岩基本特征鄂尔多斯盆地存在J2, T3, C—P，O2四套烃源岩，其中几湖相泥岩和C一P系煤系泥岩是两套主要的烃源岩。
1.下古生界气源岩下古生界碳酸盐岩残余有机质丰度一般在0.12 %—0.33 %之间，平均为0.21% —0.22 %。
泥岩、泥灰岩烃源岩主要产于中奥陶统平凉组和上奥陶统克里摩里组、桌子山组及乌拉力克组，分布于中央古隆起西缘或南缘。
泥岩有机碳含量一般为0.4%—0.5 % ;泥灰岩残余有机碳含量大多在0.2%—0.5 %，最高达1.11 %。
干酪根镜检、干酪根碳同位素及轻烃组成等研究表明，鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩原始有机质类型为海相腐泥型生烃母质，即以I—II ］型干酪根为主。
有机质成熟度大多已进人高成熟阶段，故以生气为主。
2.上古生界烃源岩石炭一二叠系气源岩主要是一套海陆过渡相及陆相含煤岩系，主要发育在下石炭统本溪组、上石炭统太原组、下二叠统山西组，总体上分布较广。
煤主要分布于太原组和山西组。
鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏特征
文章编号:1000-0747(2005)04-0054-06鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏特征李剑1,罗霞1,单秀琴1,马成华1,胡国艺1,严启团1,刘锐蛾1,陈红汉2(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院; 2.中国地质大学(武汉))基金项目:国家重点基础发展规划/9730项目(2001C209103)摘要:鄂尔多斯盆地上古生界具有含气丰富和低孔、低渗、低压的特征。
通过储集层流体包裹体均一温度、包裹体激光拉曼光谱、沥青分布与成因、岩石薄片等分析,结合天然气组分、C 5)C 8轻烃、单体碳同位素实验数据,分析了鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏基本特征和成藏过程,总结了高效储集层的主控因素,划分出3种上古生界天然气成藏组合,即源内成藏组合(山2段)太原组)、源顶成藏组合(山1段)盒8段)、源外成藏组合(石千峰组)。
并应用上述方法剖析了不同类型气藏天然气成藏过程及成藏主控因素。
图7表2参17关键词:天然气;成藏规律;上古生界;鄂尔多斯盆地中图分类号:T E122.3 文献标识码:A0引言鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地,其古生代沉积岩面积为25万km 2,目前在上古生界发现的气田(藏)有苏里格气田(盒8段)山1段)、乌审旗气田(盒8段)、榆林气田(山2段)、大牛地气田、米脂气田、神木气藏(千5段)等。
截至2004年底,天然气探明储量达11513.41亿m 3,近期在盆地东部的子洲)清涧地区、统万城)镇北台地区的山2段勘探中取得了重大突破,天然气预测储量1043.99亿m 3、探明加控制储量1056.13亿m 3,在盆地西南部山1段、盒8段的勘探也已取得新发现,显示了鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探的广阔前景。
鄂尔多斯盆地上古生界含气广泛,气藏无明显边底水,压力低(天然气流体静压力为6.94~36.32MPa,压力梯度为0.38~ 1.09MPa/100m,平均压力梯度为0.89MPa/100m),储集层为低孔低渗类型(孔隙度为4%~12%,渗透率为0.1~1mD)。
鄂尔多斯盆地东部上古生界石千峰组低压气藏特征
鄂尔多斯盆地东部上古生界石千峰组低压气藏特征的报告，
800字
鄂尔多斯盆地位于内蒙古自治区东部，是我国重要的石油和天然气勘探开发的重点区域之一。
本研究将对该盆地位于东部上古生界石千峰组低压气藏的特征进行介绍。
石千峰组低压气藏的构造特征表明，该气藏处于安定发育、保守发育或局部变形发育状态。
沉积特征表明，该气藏所储存的气体主要来自深浅层烃源岩，其中来自深层的有机质渗漏量大，有机质富集的程度也很高。
该气藏的岩性特征发现，地层岩性以泥岩和粉砂岩为主，砂岩为辅，岩相主要为湿润砂岩和泥质砂岩，无有效封闭体，局部有岩石层裂隙。
在气藏物理性质方面，经过水文物理性质测定，可以看出，该气藏所储存的气体有较高的常温饱和压力，饱和液面处于
1000m左右，渗透率处于较高水平。
动态特征方面，本气藏采用了不同的采收率测试，结果显示，在日采收率（RPC）4.5m3/d~7m3/d，月采收率
76m3/d~225m3/d，年采收率640m3/d~1800m3/d之间，这表明
该气藏作为低压气藏，具有良好的发育潜力。
综上所述，石千峰组低压气藏具有较好的地质条件，积极向上的构造特征，深层烃源岩渗漏量大，泥岩和粉砂岩组成的无有效封闭体，高的渗透率，以及近似低压气藏的动态特征，潜力
巨大，具有良好的开发前景。
本报告为该低压气藏特征的简单介绍，未对该低压气藏的储层特征及勘探开发技术进行深入分析，仅作为研究鄂尔多斯盆地东部上古生界低压气藏特征的初步参考依据。
鄂尔多斯盆地天然气成藏特征
鄂尔多斯盆地天然气成藏特征
杨华;付金华;魏新善
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2005(025)004
【摘要】鄂尔多斯盆地天然气资源丰富,含气层系多,具有上、下古生界复合含气的特征,已发现4个储量达到1×1011m3以上的大型气田.通过对生烃、沉积、储层、圈闭保存条件等的综合研究,认为上古生界具有煤系地层"广覆式"生气特色,三角洲
分流河道中粗粒石英砂岩是上古生界高效储层的主要岩石类型,圈闭以大型岩性圈
闭为主,天然气成藏条件优越,勘探领域广阔,仍具有发现大型气田的地质条件;下古生界具有混源气特征,白云岩风化壳岩溶储层是主要储集岩类型,圈闭以古地貌-岩性复合圈闭为主,勘探潜力较大.
【总页数】5页(P5-8,插页1)
【作者】杨华;付金华;魏新善
【作者单位】中国石油长庆油田分公司;中国石油长庆油田分公司;中国石油长庆油
田分公司
【正文语种】中文
【中图分类】P5
【相关文献】
1.鄂尔多斯盆地东南缘上古生界天然气成藏特征 [J], 胡方皓
2.应用有机包裹体研究天然气成藏特征——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西部山1
段为例 [J], 董会;李宏;王志海;梁积伟;陈玉良
3.鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部煤系非常规天然气成藏特征 [J], 姚海鹏;朱炎铭;刘宇;刘刚;侯晓伟;李玲
4.鄂尔多斯盆地西南部寒武系风化壳天然气成藏特征 [J], 刘显阳;魏柳斌;刘宝宪;张雷;郭玮;张建伍;郑杰
5.鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下天然气成藏特征及勘探方向 [J], 任军峰;刘新社;喻建;魏柳斌;王前平
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鄂尔多斯盆地天然气地质特征主讲：马振芳长庆油田分公司勘探部一、盆地勘探概况（一）盆地概况：是中国第二大沉积盆地，盆地范围北起阴山，南抵秦岭，西至六盘山，东达吕梁山。
盆地面积37万km2,本部面积25万km2。
行政区划分：内蒙15万km2, 陕西11万km2。
地形地貌：北部为沙漠、草原及丘陵区，地势相对平坦，平均海拔1200-1350m ；南部为黄土塬。
（二）地质概况1. 盆地演化：是典型的克拉通盆地,基底为太古界及下元古界变质岩系。
盆地演化经历了五个阶段,天然气主要在晚古生代,石油主要在中生代。
2. 构造单元划分：主要依据白垩系划分六个二级构造单元。
主要特征为南油北气。
a. 伊盟隆起：主要发育构造油气藏。
b. 天环坳陷：主要发育构造、地层油气藏。
c. 伊陕斜坡：主要发育古地貌油气藏和岩性油气藏。
d. 渭北隆起：主要发育构造油气藏。
e. 晋西挠褶带：发育构造油气藏。
f. 西缘掩冲带：发育构造油气藏。
3. 地层：除缺失上奥陶系（0）、志留系（S）、泥盆系（D）外，其余地层均发育存在。
沉积岩厚度平均约6000m，纵向上具有“上油下气”的特征，即中生界产油，古生界产气,天然气主要分布在山西组、太原组和马家沟组。
部分地区本溪组也有。
4. 含气层系：主要有两套层系十八个地层组。
下古生界：以奥陶系（O）马家沟组顶部马五1~马五4白云岩气田为主。
上古生界：以二叠系（P）、石炭系（C）砂岩气田为主。
二叠系又以石盒子组盒8底部砂岩、山西组山2、太原组太1 砂岩为主要产气层；石炭系以本溪组底部砂岩为主要产气层。
（三）勘探历史阶段：1907 年第一口油井到现在近百年历史。
分六个阶段：1.1907 年~1949 年：延1 井发现油苗经历了清末官办期（1907年~1911 年）和中美合办期（1911 年~1919 年）。
2.1949 年~1969年：构造指导期,发现断层。
3.1970 年~1979 年：长庆油田会战阶段,第一个储量增长阶段。
4.1980 年~1989 年：调整稳定阶段,在三角洲理论指导下找油,为第二个储量增长高峰期。
5.1989 年~1999年：油气并举,协调发展阶段。
6.1999 年~现在：油气快速发展阶段。
二、天然气勘探成果：发现古生界靖边气田、榆林气田、苏里格气田、乌审旗气田、子洲气田、胜利井气田等8个气田1.4万亿m3，其中下古生界0.43万亿m3，上古生界1.00万亿m3。
可采储量0.913538万亿m3。
1. 靖边气田：构造位置为伊陕斜坡中部,地理位置为靖边、横山、安塞。
发现井为陕参1井，也是长庆天然气的发现井，为岩溶古地貌气藏。
探明储量4699.96X 108谥,控制储量1046.66 X 10京，预测储量1588.03 X 10京，三级储量7334.65 X 10宥。
2. 苏里格、乌审旗气田：构造位置为伊陕斜坡中西部，地理位置为乌托克旗、乌审旗。
发现井为桃5井、苏6 井，主要为盒8、山1岩性气藏。
探明储量5916.66X 108m3，控制储量1698.84 X 108m，预测储量2548.20 X 10京，三级储量10163.50 X 10肓。
3. 榆林、子洲气田：构造位置为伊陕斜坡东部，地理位置为榆林、子洲、米脂。
发现井陕141井，主要为山2砂岩岩性圈闭气藏。
探明储量2730.08 X 10京，控制储量381.44 X 108m，预测储量388.77 X 10宥，三级储量3500.29 X 10宥。
、天然气成藏地质特征：1.下古生界成藏地质特征：下古生界为陆表海碳酸盐岩台地，主要沉积物为碳酸盐岩、泥页岩、风化壳岩溶孔洞发育。
马二、马四、马六段以灰岩为主，正常海相沉积；马一、马三、马五段以白云岩为主，蒸发相沉积。
其中马一、马二、马三段在盆地许多地区没有沉积，马四段以后大范围沉积。
主要气层分布在马五段顶部。
由于测井解决不了低渗透问题，只能依靠钻井取心，因此现场钻井取心主要卡取马五1~马五2气层段。
（注意现场见显示取心时，显示不能超过2m, 一般气测显示峰值/基值在8~10 倍，钻时在10min 以内或见明显气测异常即可取心）。
1.1. 马五段又细分为十个亚段：141）马五1：灰岩、凝灰岩。
马五1 又分为四层：马五11~马五14。
1a. 马五11：3-9m 。
第一个尖前。
b. 马五12：5-8m ，两层白云岩夹一层泥质夹层。
c. 马五13：3-5m ，灰褐色、浅灰色纯细晶云岩，整个盆地稳定。
溶蚀孔洞储层（马五11~马五13）。
d. 马五14：底部为深灰色灰岩、凝灰岩，最厚也就70-80m ,深灰色、像页岩样、片状是马五14底部。
马五14中间有2-5m 厚的白云岩，晶间孔储层。
其凝灰岩的特征是：高声波低电阻，高伽马低Pe-Pb。
两个双尖。
2）马五2：分为两个小层。
a. 马五21:顶部2-3m白云岩，底部2-3m泥质白云岩。
下来一凹一尖底。
b. 马五22:褐色纯白云岩，岩屑呈陀螺状，有石膏假晶。
为晶间孔储层。
凹结束。
23）马五3：依据岩石成分、结构分三个小层，一般12-25m ，马五32有白云岩。
整个马五3 由上到下：颜色逐渐变深，泥质含量逐渐增加，角砾（为泥质）结构逐渐发育，曲线伽马锯齿状高值，电阻不明显，声波高值。
4）马五4：分三个小层，厚20-30m ，纯白云岩夹泥质白云岩。
底部为一层灰绿色凝灰岩，层理不发育，厚1-3m ，高伽马高声波，低电阻低Pb-Pe。
5）马五5:纯灰岩，平均厚度25m，一般21-28m。
部分地区白云化，曲线声波、伽马低平段，值变化小，高电阻高密度，Pe值〉4, R> 1000Q・。
分两个小层，马551:3m 左右灰岩，马552: 20m 左右灰岩夹一层泥岩。
灰岩块状致密。
6）马五6:海退期，白云岩夹石膏，局部夹盐岩，以蒸发环境为主。
北部发现了工业气流马五7 :灰岩为主，一般20-40m，夹薄层白云岩。
马五8:海退期，白云岩夹石膏，局部夹盐岩，以蒸发环境为主。
马五9 :灰岩为主，一般20-40m，夹薄层白云岩。
马五10:海退期，白云岩夹石膏，局部夹盐岩，以蒸发环境为主。
1.2. 下古生界烃源岩条件:马五段沉积时，发育蒸发潮坪和膏盐湖沉积，西部仍为台地边缘和斜坡沉积，有利相带主要为中东部含膏云坪。
1）烃源岩条件：奥陶系下统（01 ）泥质碳酸盐厚度100~300m，有机碳0.2%~0.4% ,平均R o>2%具有一定生烃能力。
在盆地西南及中部生烃强度大于8X 108nVkm2。
2）储层特征：①准同生白云岩溶孔型储层，孔隙类型以膏盐矿物溶孔为主，孔隙度5%~10%，渗透率（0.2~2 ）X 10-3。
②成岩白云岩晶间孔型储层（马五4）,孔隙类型为晶间孔、溶孔，孔隙度4%~9% ,渗透率（0.3~5）X 10-3艸2。
③裂缝。
3）盖层特征：石炭系~二叠系泥质岩类封盖性能好。
4）气藏类型：主要为地层—岩性复合圈闭。
盆地中东部地区以地层—岩性（古地貌）为主的圈闭；盆地西部以构造及地层气藏为主。
2.上古生界天然气成藏地质特征：上古生界包含石炭系和二叠系,为海陆过渡相—河流三角洲相。
其地层自上而下分为：石千峰组P3q ：千1 、千2 棕红色泥岩,含钙质结核,与上覆刘家沟组肉红色块状砂岩明显区分；千4、千5 以浅灰色、灰白色砂岩为主,很脏,长石含量高,达20%, 石英v 60%。
石盒子组P2h :紫、紫灰、紫红、棕红色。
盒1为硅质层；盒5为桃花泥岩层；盒8被称为骆驼脖子砂岩,浅灰—灰白色,长石含量递减,石英含量递增。
山西组P ls：泥岩变成深灰、灰黑色，砂岩为浅灰色、灰白色。
山1砂岩白云母含量高,岩屑含量高；山2 以灰白、浅灰色粗粒砂岩为主,煤层发育,一般1-3 个煤层, 煤层单层厚约1m。
太原组P it :顶部有一套灰岩（有时先是泥岩再是灰岩），灰岩泥质含量5%~10% ,具动物化石；砂岩为灰白或浅灰色,如为深灰色则物性差。
煤层具臭味。
本溪组C2b :顶部有一套煤层，俗称9号煤层，3-9m，少数达10m，具臭味。
砂岩为石英砂岩, 分布范围有一定局限性, 厚度变化大；底部是褐铁矿层或铁铝岩层（铝土矿层）,是奥陶系顶部风化的产物。
1 ）烃源岩条件:本区上古生界烃源岩包括煤、暗色泥岩、碳酸盐岩三类,其中煤和暗色泥岩有机质含量高, 分布范围广, 是主要的烃源岩类型。
特点一是广覆式生烃, 盆地总面积25 X 104km｛，烃源岩面积就有23X 10*卅，且盆地在23X 10*卅见到气层或含气显示。
特点二是近距离运移。
西缘和北缘甲烷含量小于90%,占气井的72%；东部甲烷含量在90%~95%,见凝析油的井占到35%；南部甲烷含量大于90%,为干气。
2）沉积特征: 鄂尔多斯盆地经历了石炭纪本溪—太原浅海陆棚与近海沼泽交替的海陆过渡环境。
进入山西期,盆地由北向南发育冲积平原—三角洲平原—三角洲前缘—滨浅湖沉积,西南缘和东南缘发育三角洲平原和三角洲前缘沉积。
下石盒子沉积期北部古陆进一步抬升,物源充足,形成米脂、靖边、苏里格和石嘴山四个大型河流。
三角洲沉积体系南部发育平凉和韩城两个三角洲。
3）砂体展布: 盆地上古生界继承性发育六大河流—三角洲沉积体系, 是有利储集砂体的分布区。
较典型的有山1、山2 和盒8。
本溪组和山23段以石英砂岩为主；太原组、山22段、山21段及山1 以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主。
盒8段~盒5 段以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主；上石盒子组~石千峰组, 长石含量明显增高, 发育有长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。
从岩屑成分结构看,从本溪组—石千峰组物源没有太大变化,上石盒子—石千峰组的高变质岩屑含量略有增加的趋势。
压裂对纯石英砂岩影响较小,对岩屑砂岩的损害较大。
4）储层特征: 次生孔隙是主要孔隙类型, 火山碎屑物的溶蚀是次生孔隙形成的重要因素。
溶孔成因与同沉积期火山作用提供的易溶组构有关。
粒间孔22.8%,次生溶蚀孔51.1%,晶间孔25%,微裂缝1%。
本溪组:岩性:粗粒石英砂岩为主,局部为岩屑石英砂岩。
填隙物：以高岭石为主，硅质胶结。
孔隙类型：以粒间孔、高岭石晶间孔为主，见少量颗粒溶孔。
太原组：岩性：粗粒、中粗粒岩屑砂岩为主，局部为岩屑石英砂岩。
填隙物：以伊利石为主，硅质胶结。
孔隙类型：以颗粒溶孔及杂基微孔为主，见少量粒间孔。
山2段：岩性：粗粒石英砂岩为主，次为岩屑一石英砂岩。
填隙物：以伊利石、高岭石为主，硅质胶结。
孔隙类型：以颗粒溶孔、粒间孔为主，见少量高岭石晶间孔。
榆林地区山2储层以高石英含量砂岩为特征，是含气有利地区。
石英含量越高，储层物性越好。
孔隙类型以粒间孔、晶间孔为主，孔隙度6%~10%，渗透率（0.5~10）X 10-3卩矗。
山1段：岩性：中粗粒岩屑砂岩为主，少见石英砂岩。
填隙物：以伊利石为主，次为高岭石，局部见较高的钙质胶结。