胡雙全，杜貴超，甄勝利

1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710075 2.西安石油大學地球科學與工程學院，西安 710065 3.陜西延長石油國際勘探開發(fā)工程有限公司，西安 710075

泰國呵叻盆地二疊系Pha Nok Khao組碳酸鹽巖沉積相特征

胡雙全1，杜貴超2，甄勝利3

1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710075 2.西安石油大學地球科學與工程學院，西安 710065 3.陜西延長石油國際勘探開發(fā)工程有限公司，西安 710075

通過研究區(qū)3口鉆井巖芯、測井、錄井資料分析，結合薄片鑒定、陰極發(fā)光、X衍射、同位素及微量元素分析等分析手段，對呵叻盆地二疊系碳酸鹽巖沉積相發(fā)育特征及沉積模式進行了系統(tǒng)分析。研究表明，呵叻盆地二疊系Pha Nok Khao組發(fā)育緩坡型無障壁碳酸鹽臺地沉積，研究區(qū)位于碳酸鹽臺地前緣斜坡部位，以海水浪基面為界，可劃分為臺地前緣淺水斜坡亞相及較深水斜坡亞相。淺水斜坡亞相指示沉積環(huán)境為位于浪基面以下或附近、水動力弱、弱還原—弱氧化的臺地前緣斜坡環(huán)境；較深水斜坡亞相組合指示沉積環(huán)境為位于浪基面以下、水體較深、水動力弱、弱還原—中等還原的前緣斜坡環(huán)境。整體來看，研究區(qū)二疊系碳酸鹽巖沉積時期主要為水體較深、水動力弱、垂向上沉積環(huán)境穩(wěn)定的低能環(huán)境沉積。該沉積環(huán)境不利于形成良好的基質孔隙條件，有利儲層發(fā)育主要取決于碳酸鹽巖地層后期改造程度。

呵叻盆地；二疊系；碳酸鹽巖；Pha Nok Khao組；沉積相

0 引言

呵叻盆地位于泰國陸上東北部，是一個在穩(wěn)定克拉通基底上發(fā)展起來的晚古生代內部坳陷盆地、具有下海上陸、下斷上凹雙重結構。盆地油氣勘探始于20世紀60年代，目的層為二疊系淺海相碳酸鹽巖。截至目前，盆地內部鉆井及地震工作量較少，勘探程度較低，僅在盆地北部發(fā)現兩個小型商業(yè)氣田，預測可采天然氣儲量140108m3[1]。鉆井及地震資料缺乏導致盆地主要目的層油氣地質特征研究程度相對較低，沉積相研究尤為薄弱。僅見少量文獻基于盆地周緣露頭資料等對盆地沉積特征進行了探討[2-4]。已有研究表明，二疊系時期盆地內部及邊緣發(fā)育了廣泛的淺海碳酸鹽臺地，為克拉通基底上發(fā)展起來的緩坡型臺地沉積，沉積水體較深[5]。但盆地內沉積相類型、相展布規(guī)律及垂向演化特征等研究尚未見文獻報道。

通過研究區(qū)3口新鉆井取芯、測井、錄井資料及分析化驗資料的綜合分析，并結合盆地區(qū)域沉積背景，利用巖性特征、沉積地球化學特征、古生物特征、測井、錄井及地震資料綜合解釋、古生物化石分析等技術手段對研究區(qū)沉積相特征開展綜合研究，旨在刻畫二疊系碳酸鹽巖沉積環(huán)境，分析巖相發(fā)育特征及沉積相類型，探究沉積相垂向演化特征，并總結研究區(qū)沉積相模式。同時，結合前人研究成果及研究區(qū)沉積相研究結論，探討二疊系碳酸鹽巖沉積相對油氣成藏的控制作用。

1 地質背景

1.1 概況

呵叻盆地面積約17×104km2，北部為普潘隆起，東北部為Loei-Phetchabun褶皺帶，是在印支板塊穩(wěn)定基底上發(fā)展起來的克拉通內部盆地(圖1)，最大沉積厚度達7 600 m[6-9]。盆地的形成演化受多期板塊碰撞和區(qū)域構造拉張影響，經歷了斷陷裂谷(C3—P2)、印支I幕構造運動(P2—T2)、印支II幕構造運動(T3末期)、盆地整體沉降(J1—K1)、中白堊紀構造反轉運動(K2)、喜馬拉雅造山運動(E1至今)等多期構造運動[10-13]。自下而上發(fā)育了晚古生代石炭系及二疊系，中生代三疊系、侏羅系及白堊系，以及少量第三系、第四系地層。

圖1 研究區(qū)地理位置圖Fig.1 The location map of the study area in Khroat Basin

1.2 地層發(fā)育特征

研究區(qū)位于呵叻盆地東部，具有“下斷上坳、下海上陸”二元結構。下元結構主要發(fā)育石炭系及二疊系地層，二疊系Pha Nok Khao組為晚古生代盆地斷陷裂谷期產物，為淺海相碳酸鹽巖地層，與頂部三疊系陸相地層呈不整合接觸，是本次研究目的層(圖2)。目前研究區(qū)鉆井主要揭示二疊系Pha Nok Khao組碳酸鹽巖中上部地層，厚度約400～1 000 m，巖性主要為淺灰色—灰黑色泥晶灰?guī)r、泥質泥晶灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r、泥晶白云質灰?guī)r、少量含鮞粒泥晶灰?guī)r及泥巖等，偶見少量安山質玄武巖。

2 巖相分析

2.1 巖相劃分

研究區(qū)3口鉆井在目的層共取芯5次，累計厚度40 m，巖性主要為灰?guī)r、泥質灰?guī)r及少量灰質泥巖等。據巖芯描述結合薄片鏡下巖性鑒定，共劃分出8種巖相類型(圖3、表1)。包括：深灰—灰黑色泥晶灰?guī)r相、淺灰—灰色泥晶灰?guī)r相、灰—深灰色泥晶生屑灰?guī)r相、灰色泥晶生屑灰?guī)r相、灰色含鮞粒泥晶灰?guī)r相、微晶灰?guī)r相、細晶灰?guī)r相、灰質泥巖相。各巖相類型及沉積環(huán)境特征描述如下：

(1) 深灰—灰黑色泥晶灰?guī)r相

該巖相發(fā)育厚度1.22～2.65 m，呈深灰—灰黑色，泥晶結構(圖版Ⅱ-a)。碳質呈浸染狀不均勻分布，其含量越高，顏色越深。構造裂縫較為發(fā)育，但均被方解石膠結物充填。生物化石基本不發(fā)育，僅見少量Glomospira及Globivalvulina有孔蟲化石，極少量介形蟲等化石碎片。沉積構造為塊狀構造、斜層理為主(圖版Ⅰ-a)。該巖性段TK1井3 103.95～3 104.03 m內樣品微量元素分析等表明，Sr/Ba比值為33，均大于1，同時，C/O同位素計算得Z值為131.5，為海相沉積。B元素含量為68 μg/g，總體上顯示為半咸水—咸水環(huán)境。V/Ni比值為2，表明沉積時期水體鹽度較高；V/(V+Ni)比值為0.67，其比值均大于0.46，顯示為缺氧環(huán)境。研究區(qū)樣品中Cd含量為0.74μg/g，其富集程度較高。同時，TK1井3 104.66～3 104.73 m深度樣品全巖分析表明黃鐵礦含量占0.9%。同樣指示了缺氧沉積條件。

圖2 呵叻盆地地層綜合柱狀圖Fig.2 The column section map of Khroat Basin

圖3 研究區(qū)鉆井取芯段巖相劃分圖Fig.3 Lithologic facies classification of coring intervals of wells in the study area

表1 研究區(qū)鉆井取芯段巖相發(fā)育特征描述

綜合分析表明，該巖相指示了水體位于浪基面以下，水動力弱的中等還原環(huán)境沉積。

(2) 淺灰—灰色泥晶灰?guī)r相

該巖相發(fā)育厚度1.11～3.56 m，以淺灰色為主，泥晶結構(圖版Ⅱ-b)，見滑塌構造及蟲孔(圖版Ⅰ-b，c)，構造裂縫相對較發(fā)育，早期裂縫被方解石全充填，晚期裂縫主要為水平裂縫及低角度裂縫，呈半充填—未充填特征。古生物發(fā)育程度較差到不發(fā)育，見少量有孔蟲、藻類、鈣球等生屑顆粒及碎片，為正常海相底棲生物組合。有孔蟲主要包括Globivalvulina球瓣蟲屬、Eotuberitina始瘤蟲屬，鏡下生屑碎片具搬運埋藏特征。

TK3井3 124.35～3 124.45 m樣品全巖分析表明，該巖性段碳酸鹽巖較純，方解石含量占98%，另外含少量石英、白云石及石鹽等，樣品未檢測到黃鐵礦發(fā)育。C/O同位素分析表明，該巖性段Z值為126.43～133.8，為海相沉積。該樣品微量元素分析表明，B元素含量為46～55 μg/g，V/Ni比值為0.5～1.5，通常反映了鹽度相對較高的沉積環(huán)境；V/(V+Ni)比值為0.33～0.6，其值個別大于0.46，指示缺氧—弱氧化沉積環(huán)境。Cd含量為0.04～0.72 μg/g，元素富集倍數為1～18，亦指示缺氧—弱氧化沉積環(huán)境。

綜合分析表明，該巖相指示了弱氧化—弱還原、水動力條件弱的斜坡環(huán)境沉積。

(3) 灰—深灰色泥晶生屑灰?guī)r相

該巖相發(fā)育厚度2.5～2.8 m，呈灰—深灰色，泥晶結構(圖版Ⅱ-c)，該巖相主要見于TK2井取芯段，4 049.9～4 050 m及4 053.7～4 053.8 m樣品全巖分析表明，該巖性段礦物組分主要為方解石(92%～93%)，含少量白云石晶體(3.3%～3.4%)，少量石英、黃鐵礦及黏土礦物等。該取芯段見塌積巖、漂浮狀灰?guī)r，沉積角礫巖中灰?guī)r、灰砂巖及灰泥巖塊體呈漂浮狀堆積，表明沉積物固結或半固結后被波浪破碎并搬運后，與碳酸鹽、泥質或灰質混合滑塌并快速堆積(圖版Ⅰ-d,e,f)。

該巖性段4 050.3～4 050.4 m、4 055.2～4 055.3 m樣品C、O同位素測得δ13C=0.88～3.12‰(V-PDB)，δ18O=-11.53-(-13.27)‰(V-PDB)，計算得Z值為122.49～127.95，為海相沉積；同深度樣品微量元素分析表明，樣品Sr/Ba比值為4.4～4.5，均大于1，指示海相沉積。V/Ni比值為0.6～1.6，表明沉積時期水體鹽度較高；V/(V+Ni)比值為0.4～0.625，其比值個別大于0.46，顯示為缺氧環(huán)境，局部發(fā)育氧化環(huán)境。Cd含量為(0.52～1.42) μg/g，其富集程度一般到較高，指示了缺氧條件，主要為弱還原環(huán)境。

鏡下觀察表明該巖性段古生物化石較發(fā)育，主要見有孔蟲、藻類、鈣球等，及少量介形蟲、腕足類及棘皮類生屑碎片。為正常海相底棲生物化石組合，有孔蟲及介形蟲等生物化石既見完整生物個體，亦見生屑碎片，顯示既有原生埋藏特征，亦有搬運埋藏特征。

綜合分析表明，該巖相指示位于浪基面以下、整體水動力較弱的弱還原斜坡環(huán)境。

(4) 淺灰色泥晶生屑灰?guī)r相

該巖相發(fā)育厚度0.5～2.54 m，以淺灰色為主，少量淺灰、深灰及灰黑色，局部含碳質，沉積構造欠發(fā)育。TK3井3 220.4～3 220.45 m樣品全巖分析表明，該巖相主要為方解石(88%)，其次為少量陸源碎屑顆粒如石英、長石等，白云石顆粒含量為2.1%，黃鐵礦含量為0.3%，及少量其他礦物等。

鏡下特征表明，該巖相為泥晶結構，含泥質，古生物化石發(fā)育程度較差，以有孔蟲及藻類為主，見少量介形蟲碎片、鈣球、棘皮類、腕足類等，為正常海相底棲生物組合。生物化石見原生埋藏及搬運埋藏特征。

TK3井3 230.5～3 230.6 m樣品C、O同位素檢測表明，δ13C (V-PDB)值為4.17‰，δ18O(V-PDB)值為-9.94‰，計算Z值為130.89，指示為海相沉積。同時，該樣品微量元素分析表明，Sr/Ba比值為5.56，指示為海相沉積。B元素含量為54 μg/g，V/Ni比值為0.5，總體上顯示為半咸水—咸水環(huán)境；V/(V+Ni)比值為0.33，顯示為弱氧化—弱還原環(huán)境，Cd含量為0.72 μg/g，元素富集倍數為18，亦指示缺氧沉積環(huán)境。

綜合分析表明，該巖相指示整體水體較深，基本位于浪基面附近，水動力較弱的弱氧化—弱還原沉積環(huán)境。

(5) 灰色含鮞粒泥晶灰?guī)r相

該巖相主要發(fā)育在TK2井，厚度0.4～0.8 m，泥晶結構，鮞粒均為同心鮞，粒徑1～4 mm，個別鮞粒粒徑達7 mm，鮞粒分選較好(圖版Ⅰ-g)。巖芯樣品局部可見鮞粒發(fā)育層段灰礫定向排列，分析認為該巖性段沉積時期表現為擾動水動力特征，但整體為水動力弱的安靜環(huán)境沉積，鮞粒應為搬運再沉積產物。

該巖相4 047.1～4 047.2 m、4 051.9～4 052.1 m深度樣品C、O同位素測得δ13C=2.75～3.01‰(V-PDB)，δ18O=-11.75～(-11.79)‰(V-PDB)，計算得Z值為127.08～127.59，為海相沉積；同深度樣品微量元素分析表明，樣品Sr/Ba比值為3.35～4.52，均大于1，B元素含量為33～49 μg/g，含量較低；V/Ni比值為0.6～1.6，表明沉積時期水體鹽度較高；V/(V+Ni)比值為0.11～0.33，其比值均小于0.46，顯示其為氧化環(huán)境。Cd含量為0.68～0.72 μg/g，其富集倍數為17～18，指示了缺氧條件，主要為弱還原環(huán)境。

分析認為該巖相指示了水體較深，水動力弱，基本位于浪基面附近或之上的斜坡環(huán)境，局部發(fā)育擾動水動力條件。

(6) 微晶灰?guī)r相

該巖相發(fā)育厚度約0.3 m，主要呈深灰色，微晶結構(圖版Ⅱ-d)，沉積構造以塊狀構造為主。發(fā)育少量不規(guī)則構造裂縫及微裂縫，但均被方解石充填。鏡下觀察表明，該巖性段樣品方解石晶粒細小，泥質含量高。樣品未見古生物化石發(fā)育。

分析表明，該巖相為水體較深、水動力條件弱的沉積環(huán)境。

(7) 細晶灰?guī)r相

該巖相厚度0.69～2.05 m，主要為淺灰色，細晶結構(圖版Ⅱ-e)，鏡下觀察顯示該巖相泥質含量較高，偶含有孔蟲碎片，古生物化石不發(fā)育，含碳酸鹽巖角礫，角礫呈棱角狀到次圓狀，顯示為近源搬運特征。

分析表明，該巖相指示了水體較深，水動力條件弱的斜坡沉積環(huán)境。

(8) 灰質泥巖相

該巖相厚度0.86 m，以灰黑色為主(圖版Ⅱ-f)，見水平層理(圖版Ⅰ-h)。TK1井3 104.7～3 104.8 m樣品全巖分析表明，石英含量占31%，黏土礦物總量占49%，黃鐵礦含量占8.7%，文石占3.7%，長石含量占4.2%及其他少量自生礦物等。該樣品碳氧同位素分析表明，δ13C=-2.78‰(V-PDB)，δ18O=-14.59‰(V-PDB)，Z值為114.34，其值小于120，一定程度上指示陸源特征。

同時，該樣品微量元素分析表明，Sr/Ba比值為2.1，大于1，為海相沉積；B元素含量為220 μg/g，總體上顯示為咸水環(huán)境。V/Ni比值為8.26，表明沉積時期水體鹽度較高；V/(V+Ni)比值為0.89，其比值大于0.46，指示缺氧沉積環(huán)境。研究區(qū)樣品中Cd含量為6.9 μg/g，富集程度較高，指示缺氧沉積環(huán)境。

分析表明，該巖相為較深水，靜水環(huán)境沉積。

2.2 巖相組合

通過已鉆井巖芯描述、鏡下鑒定、碳氧同位素及微量元素分析等手段對各巖相沉積環(huán)境的刻畫，上述8種巖相中，可劃分為1個巖相組合。該巖相組合主要見于淺海相碳酸鹽臺地前緣斜坡環(huán)境，沉積古水深基本位于浪基面以下或附近，水體較深，水動力弱，局部發(fā)育擾動水體的弱還原—弱氧化斜坡環(huán)境。

3 沉積相特征

3.1 沉積相類型

在鉆井取芯段巖相劃分基礎上，結合盆地二疊系構造—沉積演化背景、錄井及測井資料綜合分析，結果表明，研究區(qū)二疊系碳酸鹽巖屬碳酸鹽臺地前緣斜坡相沉積。以海水浪基面為界，可進一步劃分為淺水斜坡及較深水斜坡亞相(圖4)。淺水斜坡亞相主要位于二疊系頂部及中下部，該亞相類型主要發(fā)育泥晶灰?guī)r相及泥晶生屑灰?guī)r相，同時見少量薄層灰質泥巖相發(fā)育。伽馬值一般小于45 API，灰?guī)r較純。較深水斜坡亞相主要位于中部及底部，由于沉積時期水體變深，泥質含量增高，伽馬值相應升高。主要發(fā)育深灰—灰黑色泥晶灰?guī)r相、灰—深灰色泥晶生屑灰?guī)r相、灰黑色灰質泥巖相、深灰—灰黑色泥質灰?guī)r相等巖相類型。

從垂向沉積演化特征來看，研究區(qū)二疊系碳酸鹽巖沉積時期，水體深度變化不大，總體位于浪基面以下或浪基面附近，并可識別出兩次水體深淺演化旋回。已鉆井底部地層沉積時期，水體相對較深，沉積了前緣斜坡較深水斜坡亞相沉積，泥質含量較高。此后，水體一定程度上變淺，沉積物泥質含量降低，沉積相帶變?yōu)闇\水斜坡亞相。到地層中部水體又一次變深，發(fā)育了較深水斜坡相沉積，其泥質含量較高，發(fā)育多層灰黑色泥質泥晶灰?guī)r。到頂部地層沉積時期，水體變淺，相帶變?yōu)闇\水斜坡相沉積。值得注意的是，受后期印支造山運動的影響，二疊系碳酸鹽巖頂部地層遭受不同程度的抬升剝蝕。

3.2 沉積相模式

圖4 研究區(qū)沉積相類型及垂向演化特征Fig.4 Sedimentary facies type and its evolutional characteristics in the study area

圖5 研究區(qū)二疊系碳酸鹽巖沉積相模式圖Fig.5 Sedimentary model of Permain carbonate platform in the study area

在研究區(qū)沉積相類型及垂向演化特征分析基礎上，結合呵叻盆地二疊系構造—沉積演化特征，總結了研究區(qū)沉積相模式。結果表明，盆地二疊系發(fā)育緩坡型無障壁的濱岸碳酸鹽臺地沉積，主要包括臺地陸緣、臺地內部、臺地前緣斜坡相及盆地相等主要相帶。研究區(qū)位于臺地前緣斜坡部位(圖5)，含淺水斜坡及較深水斜坡兩亞相類型。淺水斜坡亞相基本位于浪基面以下或附近，較深水斜坡亞相主要位于浪基面以下。整體來看，研究區(qū)沉積環(huán)境為水體相對較深、基本位于浪基面以下或附近的弱氧化—弱還原的前緣斜坡環(huán)境。

4 結論

(1) 研究結果表明，目的層巖芯段發(fā)育深灰—灰黑色泥晶灰?guī)r相、淺灰—灰色泥晶灰?guī)r相等8種巖相，以泥晶灰?guī)r相及泥晶生屑灰?guī)r相為主。此8種巖相可劃分為1個巖相組合，該巖相組合主要見于淺海相碳酸鹽臺地前緣斜坡環(huán)境，指示發(fā)育于浪基面以下或附近、水體較深、水動力弱、局部發(fā)育擾動水體的弱還原—弱氧化斜坡環(huán)境。

(2) 呵叻盆地二疊系發(fā)育緩坡型無障壁碳酸鹽臺地，研究區(qū)主要位于臺地前緣斜坡部位，包含淺水斜坡及較深水斜坡兩個亞相類型。淺水斜坡亞相主要位于二疊系頂部及中下部，較深水斜坡亞相主要位于中部及底部?？傮w來看整個二疊系沉積時期表現為兩次水體深淺變化旋回，但水體深度變化不大，垂向上沉積均較穩(wěn)定。

(3) 研究區(qū)目的層碳酸鹽巖為低能相帶沉積產物，其沉積環(huán)境不利于形成良好的基質孔隙條件，有利儲層發(fā)育取決于碳酸鹽巖地層后期改造程度。

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Facies Characteristics of a Permian Carbonate Platform of Pha Nok Khao Formation from Khroat Basin, Thailand

HU ShuangQuan1, DU GuiChao2, ZHEN ShengLi3

1. Research Insitute， Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi’an, 710075, China 2. School of Earth Sciences and Engineering of Xi'an Shiyou University, Xi’an 710065, China 3. Shaanxi Yanchang Petroleum International Exploration and Development Engineering Co., Ltd., Xi’an 710075, China

Based on core data description, logging data analyses, thin section analyses, SEM observations, X-ray diffraction (XRD) analysis, C/O isotopic analyses and trace element analyses, sedimentary facies and depositional environments of Permian carbonate rocks taken from Pha Nok Khao Formation of Khroat basin were systemacially examined. This study shows that the Permian depositional sequence belongs to carbonate ramp deposits with no barrier. The study area locates in the fore-slope area of carbonate platform, which can be divided into shallow water fore-slope sub-facies and relatively deeper water fore-slope sub-facies. The former indicates a weak hydrodynamic condition, weak oxidation- weak reduction environment, with depositional water depth below or around sea wave base within a slope environment. The latter indicates a relatively deeper water depth than the former. Its environment is characterized by weak oxidation-moderate oxidation environment, with its depositional water depth below sea wave base. The Permian carbonate stata in the study area is a typically low-energy depositonal sequence with a relatively deeper water depth and weak hydrodynamic condition, and the vertical evolution of sedimentary environment is stable. High-energy sedimentary facies does not develop in the study area, indicating that the basic conditions for favorable reservoir development possibly do not exist and the development of potential carbonate reservoirs in Pha Nok Khao Formation will be controlled by alteration of tectonic movements or diagenesis.

Khroat Basin; Permian; carbonate platform; Pha Nok Khao Formation; Thailand

圖版Ⅰ說明 二疊系Pha Nok Khao組碳酸鹽巖巖芯照片。a. TK1井，3 124.6～3 124.73 m，灰黑色泥質泥質灰?guī)r、斜層理；b. TK1井，3 108.21～3 108.28 m，深灰—灰色泥晶灰?guī)r，滑塌構造，包卷層理；c. TK3井，3 124.6～3 124.73 m，灰色泥晶灰?guī)r，泥屑或粉砂與碳酸鹽混合充填孔洞或裂縫;見垂直蟲孔;d. TK2井，4 051.4～4 051.55 m，塌積巖，沉積角礫巖、灰泥巖塊體呈漂浮狀快速堆積；e. TK2井，4 053.5～4 053.62 m，灰—深灰色泥晶生屑灰?guī)r，泥屑或與碳酸鹽混合，順斜坡滑塌堆積；f. TK2井，4 051.4～4 051.55 m，淺灰色泥晶灰?guī)r，泥屑或與碳酸鹽混合，順斜坡滑塌充填構造裂縫；g. TK2井，4 051.9～4 052.04 m，灰色含鮞粒及灰屑泥晶灰?guī)r，灰礫呈定向排列，鮞粒分選較好；h. TK1井，3 107.98～3 108.17 m，灰黑色泥巖，水平層理。

圖版Ⅱ說明 二疊系Pha Nok Khao組碳酸鹽巖巖芯鏡下微觀特征。a. TK1，3 103.95～3 104.03 m，泥晶灰?guī)r(×25)，泥晶結構，生物化石不發(fā)育；b. TK3，3 168.11～3 168.22 m， (×25)，泥晶生屑灰?guī)r，泥晶結構，生物化石不發(fā)育，見有孔蟲及少量藻類；c. TK2，4 047.06～4 047.21 m，(×25)，泥晶生屑灰?guī)r，泥晶結構，見有孔蟲及少量藻類；d. TK1，3 104.86～3 104.93 m，(×25)，微晶灰?guī)r，微晶、含泥質；e. TK3，3 129.78～3 129.84 m，(×25)，角礫狀細晶灰?guī)r，見有孔蟲碎片，含灰礫。f. TK1，3 107.98～3 108.17 m，(×25)，泥巖。

1000-0550(2017)04-0789-08

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.04.013

2016-06-16； 收修改稿日期： 2016-11-07

陜西延長石油(集團)有限責任公司科技研發(fā)項目(ycsy2014ky-A-10)[Foundation: Science and Technology Research Project of Shaanxi Yanchang Petroleum Group, No. ycsy2014ky-A-10]

胡雙全，男，1966年出生，高級工程師，石油地質綜合研究，E-mail: hsq6629@163.com

杜貴超，男，副教授，E-mail: duguichao@sina.com

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