尤 麗， 招湛杰， 李 才， 吳仕玖， 徐守立， 劉 才

( 中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057 )

?

烏石凹陷流沙港組儲層特征與有利儲層分布

尤 麗， 招湛杰， 李 才， 吳仕玖， 徐守立， 劉 才

( 中海石油(中國)有限公司 湛江分公司，廣東 湛江 524057 )

烏石凹陷東區(qū)主要儲層流二段、流三段分別發(fā)育三角洲和扇三角洲相沉積儲層，儲層物性包括高滲、中滲及低滲，非均質(zhì)性強，產(chǎn)能差異大.采用常規(guī)物性、測井解釋、巖石薄片與鏡質(zhì)體反射率、全巖/黏土X線衍射等方法,分析儲層特征，根據(jù)沉積作用、成巖作用等探討流二段、流三段儲層非均質(zhì)性主控因素.結(jié)果表明，沉積相帶及分選性差異是流三段儲層非均質(zhì)性主控因素，較遠(yuǎn)源區(qū)分選性好的水下分流河道發(fā)育有利儲層；沉積相帶及壓實作用是流二段儲層非均質(zhì)性主控因素，北部弱壓實區(qū)為最有利儲層，其次為中部的中等壓實區(qū)，第三為南部的近強壓實區(qū).該結(jié)果為烏石凹陷流沙港組整體評價與目標(biāo)優(yōu)選提供地質(zhì)依據(jù).

儲層非均質(zhì)性； 沉積作用； 成巖作用； 有利儲層； 烏石凹陷； 流沙港組

0 引言

烏石凹陷是南海西部北部灣盆地的富生烴凹陷之一[1-3]，其東區(qū)流二段、流三段中深層(1 500～4 000 m)為當(dāng)前主要油氣勘探目的層系.鉆井資料揭示，流二段、流三段儲層非均質(zhì)性強、產(chǎn)能差異大，其中流三段近源區(qū)儲層物性差，測試產(chǎn)能低[4].人們對中深層強非均質(zhì)性儲層特征和主控因素進(jìn)行研究，如張福順等分析巴楚地區(qū)泥盆系東河塘組儲集空間和物性特征，認(rèn)為東河塘組為高成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度的石英砂巖，孔隙空間以溶蝕粒間孔為主要類型，儲層物性以低孔低滲為特征，優(yōu)質(zhì)儲層受沉積相帶和成巖改造作用的雙重控制[5]；秦秋寒等分析臨江地區(qū)扶楊Ⅰ油層儲集空間類型和主控因素，認(rèn)為扶楊Ⅰ油層為中低孔低滲的碎屑砂巖儲層，發(fā)育原生孔隙和次生溶蝕孔隙2種儲集空間類型，以次生溶蝕孔隙為主，儲層物性主控因素前期為沉積條件和埋深，后期為溶解作用和膠結(jié)、交代作用[6]；樂錦鵬等利用巖心觀察、鑄體薄片、掃描電鏡及陰極發(fā)光等，研究蘇北盆地張家垛油田阜三段儲層，認(rèn)為儲層特征與發(fā)育控制因素對于油氣聚集起重要作用[7]；朱如凱等通過對四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組沉積體系的分析和儲集層主控因素的解剖，研究低孔低滲背景下相對優(yōu)質(zhì)儲集層的形成條件，并對有效儲集層進(jìn)行區(qū)域評價預(yù)測；蒲秀剛等對渤海灣盆地黃驊坳陷歧口凹陷中深層開展儲集層特征及控制因素分析，研究碎屑巖有利儲集相帶分布規(guī)律，尋找相對優(yōu)質(zhì)的儲集層段；楊曉萍等分析典型巖性油氣藏中低孔隙度低滲透率儲層的形成原因及優(yōu)質(zhì)儲層的形成與分布規(guī)律，認(rèn)為儲層的發(fā)育受沉積作用[8]、成巖作用[9-10]等影響，沉積作用決定儲層組分與原始孔隙度特征，成巖作用對儲層后期改造.

在沉積體系基礎(chǔ)上，筆者利用巖心觀察、巖石薄片分析、常規(guī)物性、測井解釋、鏡質(zhì)體反射率、全巖/黏土X線衍射等資料，進(jìn)行儲層特征研究，包括巖石學(xué)、儲集性特征，重點沉積作用和成巖作用方面確定研究區(qū)儲層物性主控因素，指出有利儲層分布，并預(yù)測有利區(qū)帶物性特征，為該區(qū)整體評價與目標(biāo)優(yōu)選提供地質(zhì)依據(jù).

1 地質(zhì)概況

烏石凹陷是南海西部北部灣盆地南部坳陷的一個次級構(gòu)造單元[11-13]，其東南依流沙凸起，北鄰企西隆起，西部及西南部以流沙凸起與海頭北凹陷和邁陳凹陷相隔(見圖1).烏石凹陷的發(fā)育演化受中生代末期至新生代的區(qū)域性伸展作用控制，自下而上發(fā)育古近系長流組、流沙港組(分為流三段、流二段和流一段)、潿洲組和新近系及第四系地層，其中始新統(tǒng)的流沙港組和漸新統(tǒng)的潿洲組為主要的含油氣層段.從流沙港組至潿洲組發(fā)育多套儲蓋組合，其中流三段廣泛發(fā)育三角洲沉積與流二段濱、淺湖相泥巖組合；流二段發(fā)育凹陷邊部三角洲、凹陷中心灘壩沉積與流二段濱、淺湖泥巖、油頁巖組合，是烏石凹陷東區(qū)兩套重要儲蓋組合.烏石凹陷東區(qū)按構(gòu)造位置可分為斜坡帶的烏石A井區(qū)與斜坡近凹帶的烏石B井區(qū).

圖1 烏石凹陷構(gòu)造位置

2 流二段、流三段儲層特征

流三段主力油組Ⅱ油組發(fā)育扇三角洲沉積儲層，較近源區(qū)以砂礫巖和含礫砂巖為主，遠(yuǎn)源區(qū)含砂率變低，以細(xì)、中和含礫砂巖為主，成分成熟度較低，單晶石英體積分?jǐn)?shù)不高，以大量多晶石英為主要巖屑特征，巖石類型為巖屑砂巖；流二段為較遠(yuǎn)源區(qū)的三角洲沉積特征，以細(xì)、中砂巖為主，發(fā)育含礫砂巖，成分成熟度較高，以單晶石英為主，其次為以多晶石英為主的巖屑和鉀長石，巖石類型以長石巖屑石英砂巖和巖屑石英砂巖為主，局部發(fā)育長石巖屑砂巖和巖屑砂巖.

物性分析數(shù)據(jù)表明，流二段、流三段儲層物性非均質(zhì)性強，高滲、中滲、低滲與特低滲儲層發(fā)育，流二段物性好于流三段的.流三段主力油組Ⅱ油組近源區(qū)的A-2和A-7井計算孔隙度平均分別為18.4%、18.6%，計算滲透率平均分別為50.4×10-3、97.1×10-3μm2，為低—中孔、中—低滲特征，連通性略差(見圖2(a))；往遠(yuǎn)源區(qū)方向物性變好，A-4井實測平均孔隙度為19.0%，實測平均滲透率為673.6×10-3

圖2 烏石凹陷流沙港組儲層典型巖相特征照片

μm2，為低—中孔、低—中滲特征，局部發(fā)育高滲特征，粒間孔與粒內(nèi)溶孔等發(fā)育，連通性好(見圖2(b)).流二段儲層物性縱向上隨埋深增加呈變差趨勢，具有明顯分帶性，與成巖階段演化對應(yīng)(見圖3)，深度1 500～1 800 m為早成巖B—中成巖階段A1過渡期，為中—高孔特征；1 800～2 200 m為中成巖階段A1期，為高—中孔特征；2 400～2 800 m為中成巖階段A2期，為低—中孔特征；2 800 m以下為中成巖階段B期，為低—特低孔特征，相近深度受多因素影響，滲透率變化較大.

圖3 烏石凹陷A/B井區(qū)成巖階段對比結(jié)果

3 儲層物性主控因素

烏石凹陷流沙港組已進(jìn)入中成巖A—中成巖B期，儲層儲集性能受沉積作用和成巖作用等共同影響.沉積作用主要控制儲層砂體分布及儲層原始孔隙度，由于沉積相帶、分選性差異等儲層物性不同，受它影響產(chǎn)生的儲集巖粒度、成分等差異對后期成巖作用形成先天性影響[14-15]；后期的成巖作用通過壓實、膠結(jié)作用降低粒間孔與溶蝕作用，形成次生孔隙，對儲層尤其是深埋藏儲層的物性影響顯著[16-18].

3.1 沉積作用的控制

流三段Ⅱ油組以扇三角洲前緣水下分流河道為有利儲集相帶，對比較近源與遠(yuǎn)源區(qū)鉆井資料顯示，較近源區(qū)井如A-2井儲集巖為厚層、箱狀砂巖，分選性以中—差、差為主，少量為中等.巖心觀察可見以分選性較差的砂礫巖和含礫砂巖為主(見圖2(c))，儲層物性較差，測試產(chǎn)能低.遠(yuǎn)源區(qū)井如A-4井，分選性以中等為主，物性偏好.沉積作用造成的碎屑顆粒分選性差異是流三段主力油組Ⅱ油組近源區(qū)物性差于遠(yuǎn)源區(qū)的主要控制因素.

烏石凹陷流二段A/B井區(qū)不同沉積相帶儲層厚度對比結(jié)果(見表1)顯示，三角洲前緣水下分流河道(A井區(qū))物源供給充足、含砂率高、粒度較粗，為有效儲層，儲層物性以中滲為主，發(fā)育高、低滲儲層，好于湖底扇(B井區(qū))沉積儲層的以低滲為主的特征.相同沉積相帶存在粒度等差異，儲層物性明顯不同，三角洲前緣相A-7井較A-1井含砂率高、粒度偏粗，是儲層物性較好的重要原因；湖底扇相B-2上部和B-1井含砂率高、粒度偏粗，物性好于其他井；B-3井盡管粒度粗，但受高泥質(zhì)和高自生高嶺石影響，儲層物性明顯變差.說明沉積作用對流二段儲層物性具有決定性作用，表現(xiàn)為不同沉積相帶或相同沉積相帶不同粒級砂巖儲層物性明顯不同.

沉積作用是流二段、流三段儲層物性的主控因素，三角洲前緣和扇三角洲的水下分流河道是流二段、流三段儲層發(fā)育的主要有利相帶，有利相帶內(nèi)受粒度、分選性差異和后期成巖作用等影響，儲層物性差異明顯.三角洲前緣湖底扇微相為流二段次有利儲集相帶，受局部較粗粒度和強溶蝕作用影響，也可發(fā)育有利儲層.

表1 烏石凹陷A/B井區(qū)流二段儲層厚度對比結(jié)果

Table 1 Comparison result of reservoir thickness of effective reservoirs from the Second member of Liushagang formation in Wushi sag A/B well area

井區(qū)井號干層厚度/m有效儲層厚度/m沉積相AA-82.5967.89A-73.30127.40A-20176.60三角洲前緣水下分流河道BB-2133.40132.10B-455.1081.60B-53.8052.40湖底扇

3.2 成巖作用的后期改造

流二段、流三段儲層已進(jìn)入中成巖A-B期，經(jīng)歷多種成巖變化，其中破壞性成巖作用主要包括壓實作用和以碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石為主要膠結(jié)特征的膠結(jié)作用；建設(shè)性成巖作用主要包括后期溶解作用.

3.2.1 壓實、膠結(jié)作用

烏石凹陷流二段、流三段儲層物性隨著埋深的增加呈變差趨勢，碎屑顆粒接觸關(guān)系為點—線—局部凹凸?fàn)罱佑|特征，說明壓實作用為該區(qū)原始粒間孔隙減小、物性變差的主要原因.成巖階段對比結(jié)果(見圖3)可見，由烏石A井區(qū)至烏石B井區(qū)方向，各成巖期深度呈加深趨勢，烏石A井區(qū)流二段、流三段地層處于中成巖A1-A2期，孔隙類型以剩余粒間孔與粒內(nèi)溶孔為主要特征；烏石B井區(qū)流二段、流三段處于中成巖A2-B期，局部達(dá)到晚成巖期，孔隙類型以次生孔隙為主要特征，烏石A井區(qū)流二段、流三段儲層物性較好的主要原因是其成巖強度弱于烏石B井區(qū)的.烏石A井區(qū)流二段砂巖被壓實作用減小的孔隙度占原始孔隙度的30%～60%，屬弱—中等壓實；烏石B井區(qū)流二段砂巖被壓實作用減小的孔隙度占原始孔隙度的50%～80%，屬中等—強壓實.烏石A井區(qū)壓實強度差異導(dǎo)致儲層物性不同，處于弱—中等壓實過渡區(qū)的A-7和A-2井壓實程度偏弱，平均計算孔隙度分別為26.4%、26.0%，計算滲透率平均分別為739.7×10-3、755.6×10-3μm2，呈中—高孔、高—中滲物性特征；處于中等壓實區(qū)的A-1和A-5井呈中孔、中—低滲物性特征.

砂巖薄片鑒定結(jié)果表明，流三段儲層膠結(jié)作用較弱，流二段儲層碳酸鹽膠結(jié)物和自生高嶺石膠結(jié)導(dǎo)致局部物性降低.流二段儲層面孔率與碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)關(guān)系見圖4.由圖4可見，以面孔率表征的儲層物性與碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)呈明顯負(fù)相關(guān)關(guān)系，且不同沉積相帶膠結(jié)類型與強度不同.由于局部較高的鐵方解石和(鐵)白云石膠結(jié)，使流二段三角洲前緣水下分流河道沉積儲層物性明顯變差(見圖4(a))，如A-1井巖心薄片鏡下可見鐵方解石充填孔隙，茜素紅染色呈紫紅色特征(見圖2(d))，與同為水下分流河道沉積的A-7井相比儲層物性較差，原因是該井流二段儲層局部發(fā)育高碳酸鹽膠結(jié)；遠(yuǎn)源湖底扇沉積的烏石B井區(qū)碳酸鹽膠結(jié)物以菱鐵礦膠結(jié)為主，對儲層物性影響不明顯，偶見鐵方解石膠結(jié)降低儲層物性.自生高嶺石膠結(jié)是湖底扇沉積井區(qū)儲層物性的重要控制因素，根據(jù)砂巖薄片鑒定結(jié)果(見圖4(b))，B-3和B-5井自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)較高，堵塞孔喉，是兩井物性較差的主要原因；三角洲前緣水下分流河道沉積儲層高嶺石體積分?jǐn)?shù)低，對儲層物性影響較小.

壓實作用是烏石凹陷流二段、流三段儲層粒間孔減小的主要原因；其次是以鐵方解石為主的碳酸鹽膠結(jié)物和自生高嶺石，其中碳酸鹽膠結(jié)物對水下分流河道沉積儲層影響較強，自生高嶺石對湖底扇沉積儲層影響較強.

3.2.2 溶解作用

溶解作用對深埋藏有利儲層發(fā)育具有重要建設(shè)性作用，溶解強度受控于沉積時的母質(zhì)基礎(chǔ)與溶解作用的發(fā)育，如中成巖期由有機質(zhì)脫羧引起的溶蝕作用對儲集空間的形成具有重要影響[19-20].

圖4 烏石凹陷17-2和16-1井流二段儲層面孔率與碳酸鹽膠結(jié)物、自生高嶺石體積分?jǐn)?shù)關(guān)系

研究區(qū)流二段、流三段儲層發(fā)生溶解作用的礦物主要為長石和巖屑，形成粒內(nèi)溶孔和鑄?？?，是研究區(qū)的主要儲集空間.流二段作為區(qū)域烴源巖層，可發(fā)育大量有機酸，形成次生孔隙；同時儲層附近發(fā)育可溝通油源的斷裂，有利于有機酸對流三段儲層的溶蝕，形成次生孔隙.流二段三角洲前緣水下分流河道的烏石A井區(qū)如A-7井壓實程度較弱，粒間孔和溶蝕、溶解作用并存，連通性和儲層物性好(見圖2(e))；湖底扇區(qū)局部較好物性儲層受強溶解作用影響，如B-2井上部存在的高孔隙度、滲透率儲層特征，也與溶蝕作用發(fā)育有關(guān).

4 有利儲層分布

圖5 烏石凹陷A/B井區(qū)流三段儲層物性演化模型

沉積相帶及其造成的分選性差異是流三段儲層非均質(zhì)性的主控因素.研究區(qū)主力油組Ⅱ油組儲層開發(fā)條件比遠(yuǎn)源區(qū)的水下分流河道微相的有利，但埋深加大，分析發(fā)育有利儲層的條件.綜合孔隙度、滲透率演化與成巖演化特征，建立烏石A/B井區(qū)孔隙度、滲透率演化模型(見圖5)，以油藏特低滲上限標(biāo)準(zhǔn)5.0×10-3μm2作為儲層物性下限，確定細(xì)、中、粗砂巖分別在埋深3 200、3 500、4 000 m附近進(jìn)入特低滲帶，認(rèn)為流三段較遠(yuǎn)源區(qū)分選性好的細(xì)、中、粗砂巖分別在埋深3 200、3 500、4 000 m以內(nèi)發(fā)育有利儲層.A-8井流三段Ⅱ油組處于較遠(yuǎn)源、近強壓實區(qū)，埋深2 400～2 700 m儲層物性以中孔、中滲為主，局部呈低滲特征，測試為高產(chǎn)油層.

沉積相帶和壓實作用是流二段儲層非均質(zhì)性主控因素，流二段儲層厚度大，淺埋深區(qū)發(fā)育有利儲層.定量評價壓實強度并進(jìn)行壓實強度展布，流二段烏石A井區(qū)三角洲沉積區(qū)從北到南由弱壓實—中等壓實—近強壓實變化，對應(yīng)儲層類型以Ⅰ、Ⅱ類為主，變化為Ⅱ、Ⅲ類儲層；烏石B井區(qū)湖底扇沉積區(qū)埋深較大，處于近強壓實—強壓實—極強壓實展布，近強壓實區(qū)發(fā)育以Ⅲ、Ⅳ類儲層為主，局部發(fā)育Ⅱ類儲層(見圖6).疊合優(yōu)勢沉積相、成巖相與儲集相，確定處于水下分流河道、弱壓實區(qū)的烏石A井區(qū)的北部為最有利儲層帶，儲層物性以中—高孔、高—中滲為主；處于水下分流河道、中等壓實的烏石A井區(qū)的中部為有利區(qū)，儲層物性特征以高—中孔、中滲為主，水下分流河道末端局部鈣質(zhì)膠結(jié)，儲層物性略偏差，儲層物性特征以中孔、中—低滲為主；處于烏石A井區(qū)南部的分流河道末端、近強壓實區(qū)，以低孔、低滲為主.其中，處于烏石A井區(qū)中部中等壓實區(qū)的A-8和A-9井儲層物性較好，為中滲特征；南部近強壓實區(qū)的A-10和A-11井受較強壓實作用影響，儲層物性偏差，為低滲特征.

圖6 烏石凹陷A/B井區(qū)流二段沉積成巖壓實—儲集相分布

Fig.6 Spreading of sediment-diagenetic facies of reservoir from the second member of Liushagang formation in A/B well area of Wushi sag

5 結(jié)論

(1)烏石凹陷東區(qū)主要儲層流二段、流三段分別發(fā)育三角洲、扇三角洲沉積儲層，巖石類型分別以為巖屑砂巖、長石巖屑石英砂巖為主，儲層物性為高滲、中滲、低滲，儲層物性非均質(zhì)性強.

(2)沉積相帶及其造成的分選性差異是流三段Ⅱ油組儲層物性非均質(zhì)性主控因素，較遠(yuǎn)源區(qū)的水下分流河道沉積的細(xì)、中、粗砂巖分別在3 200、3 500和4 000 m以內(nèi)的中等—近強壓實區(qū)，發(fā)育有利儲層.

(3)沉積相帶和壓實作用是流二段儲層物性非均質(zhì)性主控因素，流二段儲層厚度大、淺埋深區(qū)發(fā)育有利儲層，烏石凹陷A井區(qū)北部的弱壓實區(qū)為最有利儲層，以高—中滲為主；其次為烏石凹陷A井區(qū)中部的中等壓實區(qū)，以中滲為主；第三為烏石凹陷A井區(qū)南部的近強壓實區(qū)，以低滲為主.

[1] 張功成,梁建設(shè),徐建永,等.中國近海潛在富烴凹陷評價方法與烴源巖識別[J].中國海上油氣,2013,25(1):13-19. Zhang Gongcheng, Liang Jianshe, Xu Jianyong, et al. An evaluation method of potential hydrocarbon-rich sags and their source rock dentification offshore China [J].China Offshore Oil and Gas, 2013,25(1):13-19.

[2] 胡望水,吳蟬,梁建設(shè),等.北部灣盆地構(gòu)造遷移特征及對油氣成藏的影響[J].石油與天然氣地質(zhì),2011,32(6):920-927. Hu Wangshui, Wu Chan, Liang Jianshe, et al. Tectonic transport characteristics and their influences on hydrocarbon accumulation in Beibuwan basin [J]. Oil & Gas Geology, 2011,32(6):920-927.

[3] 楊海長,趙志剛,李建紅,等.烏石凹陷油氣地質(zhì)特征與潛在勘探領(lǐng)域分析[J].中國海上油氣,2009,21(4):227-231. Yang Haichang, Zhao Zhigang, Li Jianhong, et al. An analysis of petroleum geology and potential exploration targets in Wushi sag [J]. China Offshore Oil and Gas, 2009,21(4):227-231.

[4] 尤麗,招湛杰,李偉,等.南海西部各盆地重點區(qū)帶儲層特征及有利儲層分布[R].中海石油(中國)有限公司湛江分公司,2013. You Li, Zhao Zhanjie, Li Wei, et al. Western South China Sea basin each focus area with reservoir characteristics and favorable reservoir distribution [R]. Zhanjing Branch of China National Off shore Oil Limited Company, 2013.

[5] 張福順,雷鳴,李建交,等.巴楚地區(qū)泥盆系東河塘組儲集特征及控制因素[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報,2011,35(2):24-28. Zhang Fushun, Lei Ming, Li Jianjiao, et al. Reservoir characteristics and controlling factors of the Devonian Donghetang formation in Bachu area in Tarim basin [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2011,35(2):24-28.

[6] 秦秋寒,宋效文,何成山,等.臨江地區(qū)扶余—楊Ⅰ油層儲層特征及主控因素[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報,2011,35(3):39-44. Qin Qiuhan, Song Xiaowen, He Chenshan, et al. Properties and the major control factors in Fuyu-YangⅠ formation of Linjiang region [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2011,35(3):39-44.

[7] 樂錦鵬,張哨楠,丁曉琪,等.蘇北盆地張家垛油田阜三段儲層特征及主控因素[J].東北石油大學(xué)學(xué)報,2013,37(1):71-77. Le Jinpeng, Zhang Shaonan, Liu Liuhong, et al. Reservoir characteristics of block 3 of Funing formation in Zhangjiaduo oilfield, Subei Basin and their main control factors [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2013,37(1):71-77.

[8] 朱如凱,趙霞,劉柳紅,等.四川盆地須家河組沉積體系與有利儲集層分布[J].石油勘探與開發(fā),2009,31(1):46-55. Zhu Rukai, Zhao Xia, Liu Liuhong, et al. Depositional system and favorable reservoir distribution of Xujiahe formation in Sichuan basin [J]. Petroleum Exploration and Development, 2009,31(1):46-55.

[9] 蒲秀剛,周立宏,王文革,等.黃驊坳陷歧口凹陷斜坡區(qū)中深層碎屑巖儲集層特征[J].石油勘探與開發(fā),2013,40(1):36-48. Pu Xiugang, Zhou Lihong, Wang Wenge, et al. Medium-deep clastic reservoirs in the slope area of Qikou sag, Huanghua depression, Bohai Bay basin [J]. Petroleum Exploration and Development, 2013,40(1):36-48.

[10] 楊曉萍,趙文智,鄒才能,等.低滲透儲層成因機理及優(yōu)質(zhì)儲層形成與分布[J].石油學(xué)報,2007,28(4):57-61. Yang Xiaoping, Zhao Wenzhi, Zhou Caineng, et al. Origin of low-permeability reservoir and distribution of favorable reservoir [J]. Acta Petrolei Sinica, 2007,28(4):57-61.

[11] 孫偉,樊太亮,趙志剛,等.烏石凹陷古近系層序地層及沉積體系[J].天然氣工業(yè),2008,28(4):26-28. Sun Wei, Fan Tailiang, Zhao Zhigang, et al. Paleogene Sequence Stratigraphy and Sedimentary System in Wushi sag [J]. Natural Gas Industry, 2008,28(4):26-28.

[12] 顏丹平,周美夫,王焰,等.都龍-Song Chay變質(zhì)穹隆體變形與構(gòu)造年代——南海盆地北緣早期擴張作用始于華南地塊張裂的證據(jù)[J].地球科學(xué):中國地質(zhì)大學(xué)學(xué)報,2005,30(4):403-411. Yan Danping, Zhou Meifu, Wang Yan, et al. Structural styles and chronological evidences from Dulong-Song chay tectonic dome: Earlier spreading of south China Sea basin due to late Mesozoic to early Cenozoic extension of south China block [J]. Earth Science: Journal of China University of Geosciences, 2005,30(4):403-411.

[13] 朱繼田,郭明剛,劉志輝.北部灣盆地烏石凹陷勘探前景分析[J].西部探礦工程,2010,22(12):99-101. Zhu Jitian, Guo Minggang, Liu Zhihui. The exploration prospect analysis in Wushi sag of Beibu Gulf basin [J]. West-china Exploration Engineering, 2010,22(12):99-101.

[14] 林伶,牟中海,馬達(dá)德,等.昆北油田切12區(qū)E31碎屑巖儲層特征及控制因素[J].特種油氣藏,2011,18(4):26-29. Lin Ling, Mu Zhonghai, Ma Dade, et al. Characteristics and control factors of the E31clastic rock reservoir in the Q12 block of the Kunbei oilfield [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2011,18(4):26-29.

[15] 蔣凌志,牛嘉玉,張慶昌,等.渤海灣盆地深部有利儲層發(fā)育的主控因素[J].地質(zhì)評論,2009,55(1):73-78. Jiang Lingzhi, Niu Jiayu, Zhang Qingchamh, et al. Major factors analysis on controlling the formation of favorablereservoir in deep level of Bohai Bay basin [J]. Geological Review, 2009,55(1):73-78.

[16] 官大勇,魏剛,王粵川,等.渤海海域渤中地區(qū)中深層儲層控制因素分析——以石臼坨凸起東段陡坡帶沙河街組為例[J].天然氣勘探與開發(fā),2012,35(2):5-12. Guan Dayong, Wei Gang, Wang Yuechuan, et al. Controlling factors of middle to deep reservoir in Bozhong depression,Bohai Sea: An example from Shahejie formation in the steep slope belt of eastern Shuiutuo uplift [J]. Natural Gas Exploration and Development, 2012,35(2):5-12.

[17] 何東博,賈愛林,田昌炳,等.蘇里格氣田儲集層成巖作用及有效儲集層成因[J].石油勘探與開發(fā),2004,31(3):69-71. He Dongbo, Jia Ailin, Tian Changbing, et al. Diagenesis and genesis of effective sandstone reservoirs in the Sulige gas field [J]. Petroleum Exploration and Development, 2004,31(3):69-71.

[18] 孟元林,李亞光,牛嘉玉,等.渤海灣盆地北部深層碎屑巖儲層孔隙度影響因素探討[J].中國海上油氣,2007,19(3):154-156. Meng Yuanlin, Li Yaguang, Niu Jiayu, et al. A discussion on factors to control porosity of deep-buried clastic reservoirs in the northern Bohai Bay basin [J]. China Offshore Oil and Gas,2007,19(3):154-156.

[19] 傅強,夏慶龍,周心懷,等.渤中凹陷古近系沙河街組相對高孔滲儲層成因分析——以QHD 35-2-1井為例[J].中國海上油氣,2010,22(4):221-224. Fu Qiang, Xia Qinglong, Zhou Xinghuai, et al. A genetic analysis of the reservoir with relatively higher porosity and permeability in Paleogene Shahejie formation, Bozhong sag: A case of well QHD 35-2-1 [J]. China Offshore Oil and Gas, 2010,22(4):221-224.

[20] 蔣恕,蔡東升,朱筱敏,等.遼東灣地區(qū)孔隙演化的機理[J].地球科學(xué):中國地質(zhì)大學(xué)學(xué)報,2007,32(3):366-372. Jiang Shu, Cai Dongsheng, Zhu Xiaomin, et al. Mechanism of the pore evolution in Liaodong Bay area [J]. Earth Science: Journal of China University of Geosciences, 2007,32(3):366-372.

2015-09-21；編輯：張兆虹

國家科技重大專項(2011ZX05023-001-007)

尤 麗(1983-)，女，碩士，工程師，主要從事沉積學(xué)與儲層地質(zhì)方面的研究.

TE122.1

A

2095-4107(2015)06-0095-07

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.06.011