摘要：新疆克拉瑪依油田530 井區(qū)下克拉瑪依組具有較大油氣勘探開發(fā)潛力，但單井產(chǎn)能差異較大，阻礙該區(qū)目的層進一步的勘探開發(fā)。以多油層產(chǎn)出的S2 砂層組為研究對象，利用鉆井巖芯觀察、測井、粒度、薄片、高壓壓汞、物性以及敏感性等多種宏觀及微觀分析資料，對沉積儲層特征進行詳細分析，將影響重點砂層產(chǎn)能的地質(zhì)參數(shù)和工程參數(shù)同儲層物性進行灰色關(guān)聯(lián)分析，對未動用區(qū)油層產(chǎn)能進行評價。結(jié)果表明，研究區(qū)下克拉瑪依組S2 砂層組中有利油層微相為分支河道微相，針對S2-4 和S2-5 沉積微相中分支河道的展布可進行針對性地擴邊。S2 砂層組油層巖石類型以礫巖類為主，儲集空間主要為次生孔隙和微裂縫，孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強，儲層物性相關(guān)性較好，同時粒徑同含油性為正相關(guān)。未動用區(qū)S2-4 和S2-5 油層產(chǎn)能受工程參數(shù)影響大于地質(zhì)參數(shù)，S2-4 和S2-5 油層開發(fā)前景較好。

關(guān)鍵詞：S2 砂層組；克下組；沉積特征；儲層特征；產(chǎn)能評價

引言

扇三角洲作為常見的粗粒三角洲[1 2]，發(fā)育厚層且分布廣泛的砂體，為優(yōu)質(zhì)儲層的形成提供物質(zhì)基礎(chǔ)，油氣勘探開發(fā)價值巨大[3 4]。陸源碎屑粒度粗、分選差及水動力條件變化快是扇三角洲沉積特點，因此，沉積儲層等地質(zhì)因素的準確認識是實現(xiàn)扇三角洲油氣勘探開發(fā)價值的前提條件[5 8]。厚剛福等[9] 認為瑪湖地區(qū)地形較緩，有利于大面積連續(xù)性扇三角洲砂體分布，有利于聚集成藏；靳軍等[10] 針對百口泉組儲層成巖作用及對儲層性能影響進行分析，發(fā)現(xiàn)位于油源斷裂上傾位置的扇三角洲前緣的水下分流河道與顆粒流沉積砂礫巖具有較好初始物性，受溶蝕作用影響形成次生孔隙發(fā)育帶，有利于優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育；羅興平等[11] 分析電成像測井同儲層巖性之間的關(guān)系，提出一種利用電成像測井自動識別復(fù)雜砂礫巖儲集層巖性的方法；朱寧等[12] 為進一步深化百口泉組儲層非均質(zhì)性認識，將儲層劃分為3類成因，并對每類儲層成巖演化進行分析，提出優(yōu)先勘探方向。正是基于詳細地質(zhì)基礎(chǔ)研究，在瑪湖地區(qū)發(fā)現(xiàn)世界最大的礫巖油田，為新疆經(jīng)濟效益的增長以及國家油氣資源緊張的緩解提供有效幫助。

新疆克拉瑪依油田530 井區(qū)下克拉瑪依組（簡稱克下組）發(fā)育扇三角洲沉積體系，開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)相鄰單井產(chǎn)油層產(chǎn)能差異較大[13 14]，由于前期地質(zhì)相關(guān)研究以組為單元，已有的沉積儲層等相關(guān)基礎(chǔ)研究成果未能完全應(yīng)用于精細開發(fā)需求，需要在更精細的研究單元內(nèi)進行系統(tǒng)性地質(zhì)基礎(chǔ)研究，為克下組油氣未開發(fā)區(qū)井位部署提供地質(zhì)基礎(chǔ)資料，同時對未動用地區(qū)產(chǎn)油層進行綜合評價，為克下組油氣擴邊和精細開發(fā)提供理論指導(dǎo)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

530 井區(qū)位于準噶爾盆地西北緣，西北以南白堿灘斷裂、克—烏斷裂為界（圖1a），東北與446 井區(qū)相鄰[15]，西南與八區(qū)接壤[16]。研究區(qū)整體為南東向傾的單斜構(gòu)造，工區(qū)約100 km2。

研究區(qū)自下而上發(fā)育石炭系、二疊系佳木河組、風城組和夏子街組、三疊系克拉瑪依組和白堿灘組、侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組、齊古組及白堊系吐古魯組。其中，二疊系內(nèi)部及二疊系與三疊系、三疊系與侏羅系之間發(fā)育多個不整合，主要含油層系為三疊系中統(tǒng)克下組[15 16]。

鉆井揭示研究區(qū)克下組埋藏深度在1 595.00～3 405.13 m，為一套砂巖、砂礫巖及砂質(zhì)礫巖等互層沉積，主要發(fā)育巖性圈閉，儲層為扇三角洲沉積內(nèi)（水下）分支河道砂體，前三角洲以及湖相大套泥巖作為區(qū)域蓋層。由于電性曲線特征差異明顯，將克下組劃分為S1 和S2 兩個砂層組。S1 砂層組底部發(fā)育一套厚度較大砂巖儲層，自然伽馬曲線顯示箱型特征，其下與泥巖突變接觸，該界限在整個區(qū)域都分布穩(wěn)定。由于油層多分布于S2 砂層組（主要為S2 4 和S2 5 砂層），為本次研究的目的層。單井上顯示砂層組的巖性以及物性變化較大，非均質(zhì)性較強（圖1b），導(dǎo)致多個鉆井在該砂層組的產(chǎn)能差異較大，阻礙開發(fā)進一步深入。

2 S2 砂層組沉積特征

2.1 碎屑結(jié)構(gòu)特征

由6 口取芯井的144 個巖芯粒度分析資料可知，研究區(qū)S2 砂層組儲層平均粒徑在0.05～10.00 mm，分布于細粉砂—細礫[17]，主要為細礫—粗砂，平均粒徑0.95 mm，屬于極粗砂級（圖2a）。同時，偏度統(tǒng)計顯示，總體特征以正偏態(tài)為主，整體反映出顆粒較粗，水動力較強。結(jié)合薄片進行分析，發(fā)現(xiàn)儲層巖石顆粒分選以分選差為主，占統(tǒng)計總數(shù)的86.01%；儲層巖石顆粒磨圓度以次棱角狀為主，次圓狀次之，反映儲層結(jié)構(gòu)成熟度較低[17]。S2 砂層組砂巖顆粒粒度概率曲線（圖2b）顯示，多數(shù)曲線形態(tài)為包括跳躍次總體和懸浮次總體的兩段式，其次為三段式及多段式，且跳躍次總體含量明顯大于懸浮次總體及滾動次總體含量，顯示出顆粒的搬運方式以跳躍式為主。由C-M 圖（圖2c，C 和M 分別為粒度分析資料累積曲線上顆粒含量1% 及50% 處對應(yīng)的粒徑）可以看出，Q—P—O—N段投點較多，反映顆粒以跳躍及滾動搬運較多，主要為牽引流特征，表現(xiàn)出明顯河道沉積，少量有平行C = M 基線，具有濁流沉積特點。

2.2 巖芯相特征

通過對研究區(qū)6 口取芯井巖芯觀察，發(fā)現(xiàn)克下組S2 砂層組巖石類型多樣，以砂礫巖為主，巖石粒度偏粗（圖3a），反映克下期水動力條件相對較強[17]。砂層組底部顏色混雜，反映該時期處于半氧化—半還原環(huán)境，湖水震蕩明顯；頂部巖石顏色逐漸變深，反映該時期主要處于還原環(huán)境[17]，同時，泥巖厚度較大，反映湖水相對安靜。通過克下組S2 砂層組巖芯顏色變化，推測湖平面逐漸抬升。

巖芯的沉積構(gòu)造可較好地反映地層沉積環(huán)境[17]。S2 砂層組巖芯普遍顯示有多個巖性突變接觸和沖刷面（圖3b，圖3c），說明局部水動力變化強烈、河道沖刷作用明顯[18]，結(jié)合巖石顏色可判斷是（水下）分支河道微相；沖刷面上部的巖芯發(fā)育波狀層理，反映水動力逐漸減弱（圖3d）；部分巖芯為具有水平層理的泥巖，認為是分支河道間微相[19]；少數(shù)巖芯為泥質(zhì)支撐的礫巖，反映出多發(fā)性泥石流沉積特征。

2.3 測井相特征

在巖芯觀察以及歸位的基礎(chǔ)上，利用自然電位曲線形態(tài)進行沉積微相分析。平原分支河道的自然電位曲線表現(xiàn)為鐘形或齒化鐘形；平原分支河道間的自然電位曲線表現(xiàn)為平直或近于平直變化，間或出現(xiàn)薄層粉細砂巖引起小齒峰（圖4）；前緣分支河道的自然電位曲線負異常，形態(tài)為齒化漏斗形、漏斗—箱形，部分為鐘形；分支河道間灣的自然電位曲線形態(tài)表現(xiàn)為平直或低幅變化，部分細中粒砂巖發(fā)育帶表現(xiàn)為低幅齒化漏斗形。

2.4 沉積微相平面分布特征

結(jié)合現(xiàn)階段勘探開發(fā)的程度，將S2 砂層組內(nèi)主要含油砂層（S2-4 和S2-5）作為最小地層單元進行沉積微相分布的研究。

受東部物源影響，砂體厚度整體自南向北逐步減薄。S2-5砂層位于S2 砂層組最底部，從砂體厚度圖（圖5a）可以看出，綠色區(qū)域所占面積最大，反映砂體厚度為（5，9] m，主要為分支河道砂體，巖性包括砂質(zhì)礫巖、不等粒砂巖和細砂巖，儲集質(zhì)量較好；藍色區(qū)域緊挨綠色區(qū)域分布于研究區(qū)北部和中部，區(qū)域內(nèi)砂體厚度為[0，5] m，屬于分支河道側(cè)緣，由于泥質(zhì)含量較高，導(dǎo)致儲集質(zhì)量較差。藍色區(qū)域內(nèi)局部發(fā)育分支間灣微相；淺綠色區(qū)域內(nèi)砂體厚度為（9，13] m，主要分布于西南部，以砂礫巖為主，屬于分流河道上游，具備一定的儲集能力；橘黃色區(qū)域代表的砂體厚度最大，普遍為（13，17] m，主要分布于西南部邊界處，屬于分支河道上游及河道側(cè)緣，泥質(zhì)含量較高，巖性以砂質(zhì)礫巖為主，儲集能力相對較差。未動用區(qū)邊界北部，有大面積黃色區(qū)域，代表后期開發(fā)前景廣闊。

受近物源影響，研究區(qū)S2-5 沉積期發(fā)育扇三角洲沉積體系（圖5b），以扇三角洲平原亞相為主，僅在局部發(fā)育扇三角洲前緣亞相。整體以分支河道為沉積骨架，砂體連續(xù)性較好，分支間灣僅在中部和東部發(fā)育。

從S2-4 砂體厚度圖（圖6a）可看出，相比于S2-砂體整體厚度要薄。代表（5，9] m 砂體厚度綠色區(qū)域逐漸向南部遷移，但其面積仍相對最大。代表砂體厚度為[0，5] m 的藍色區(qū)域面積逐漸擴大，主要分布于研究區(qū)北部，結(jié)合巖芯分析認為，藍色區(qū)域主要為扇三角洲前緣亞相，砂體包括水下分支河道、河口砂壩以及席狀砂，以細砂巖為主，分選磨圓相對較好。代表砂體厚度較大的黃色區(qū)域在研究區(qū)西部呈斑點狀分布。S2-4 期，物源繼續(xù)向沉積區(qū)供給，湖平面逐漸上升，扇三角洲前緣面積逐漸增大，主要發(fā)育在研究區(qū)北部和東部區(qū)域，以河口砂壩以及席狀砂面積最大，水下分支河道呈條帶狀分布。扇三角洲平原亞相主要發(fā)育在研究區(qū)南部，仍以分支河道砂體為主。未動用區(qū)邊界北部，分支河道和水下分支河道砂體大面積分布，為后期開發(fā)重點區(qū)域（圖6b）。

3 儲層特征

3.1 儲層巖石學特征

研究區(qū)S2 砂層巖石類型較多，主要巖石類型包括砂礫巖、砂質(zhì)礫巖、含礫砂巖、不等粒砂巖和細砂巖（圖3）。

礫巖類儲層巖石主要為砂礫巖和砂質(zhì)礫巖，礫石成分主要為凝灰?guī)r，砂質(zhì)成分中石英體積分數(shù)為32%，長石體積分數(shù)為16%，巖屑以火山巖成分為主。砂巖類儲層巖石主要為不等粒巖屑砂巖和細粒巖屑長石砂巖，巖屑體積分數(shù)較高，平均可達46%，主要為火山巖巖屑，其次為變質(zhì)巖巖屑；長石體積分數(shù)為18%，主要為斜長石；石英體積分數(shù)為24%，以單晶石英為主。填隙物包括膠結(jié)物和雜基，膠結(jié)物體積分數(shù)小于4%，常見方解石和沸石；雜基體積分數(shù)平均占比12%，雜基成分中以伊/蒙混層含量最高，其次為高嶺石、伊利石和綠泥石。黏土礦物種類及含量的不同對于儲層敏感性影響較為明顯[20 21]，通過敏感性分析實驗（圖7），發(fā)現(xiàn)S2 砂層組存在中等偏強水敏和鹽敏。

3.2 儲層空間類型

通過124 塊巖芯鑄體薄片分析顯示，研究區(qū)克下組S2 砂層組儲層孔隙類型包括原生孔隙和次生孔隙兩大類，以次生孔隙為主（圖8a）。原生孔隙主要為粒間孔，所占比例僅為6.38%，反映受沉積組構(gòu)以及成巖作用影響，原生孔隙較難保存下來；次生孔隙包括溶蝕孔隙和微裂縫，溶蝕孔隙包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔，以粒間溶孔為主，為油氣主要的儲集空間。其中，粒間溶孔常見長條狀（圖8b），主要為對粒間方解石以及沸石的溶蝕；粒內(nèi)溶孔常見不規(guī)則狀（圖8c），可見長石以及部分巖屑顆粒的溶蝕。薄片中常見微裂縫，包括顆粒邊緣的收縮縫以及切穿礫石或者石英等脆性礦物的構(gòu)造縫（圖8d），為溶蝕作用的發(fā)育提供重要通道條件。

3.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)對于儲層儲集質(zhì)量極為關(guān)鍵，往往通過壓汞曲線形態(tài)和定量參數(shù)進行綜合表征[22 23]。通過95 塊樣品高壓壓汞實驗，發(fā)現(xiàn)S2 砂層組壓汞曲線形態(tài)有兩種類型：1）毛細管半徑較大，表現(xiàn)出略粗歪度（圖9a，圖9b）；2）毛細管半徑較小，曲線有一定平臺，表現(xiàn)出細歪度（圖9c，圖9d）。

高壓壓汞實驗可獲得大量表征孔隙結(jié)構(gòu)特征的參數(shù)，根據(jù)表征目的，可分為表征喉道大小和表征喉道分選兩類。

表征喉道大小的參數(shù)包括最大孔喉半徑、孔喉中值半徑以及平均毛管半徑。S2 砂層組最大孔喉半徑分布在0.08～148.00 m，平均為2.40 m；孔喉中值半徑分布在0.04～3.33 m，平均為0.21 m；平均毛管半徑分布在0.06～3.38 m，平均為0.26 m。整體而言，儲層屬于微細喉儲層。

表征喉道分選的參數(shù)包括喉道分選系數(shù)、喉道變異系數(shù)、喉道均質(zhì)系數(shù)以及喉道分布偏態(tài)，喉道分選系數(shù)分布在0.72～5.83，平均為2.01；喉道變異系數(shù)分布在0.05～0.50，平均為0.18；喉道均質(zhì)系數(shù)分布在0.13～0.62，平均為0.25；喉道分布偏態(tài)分布在?6.44～0.65，平均為?1.67。整體而言，喉道分選較差，小喉分布較多。綜上所述，S2 砂層組儲層整體孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強。

3.4 儲層物性特征

根據(jù)200 余塊巖芯樣品物性分析結(jié)果可以看出，S2 砂層組孔隙度在2.14%～19.04%，平均為11.53%；S2 砂層組滲透率在0.05～2 288.47 mD，平均為4.79 mD?？傮w認為S2 砂層組儲層屬于中—低孔、低—特低滲儲層。通過孔隙度與滲透率的交會圖（圖10a）可以看出，S2 砂層組孔滲關(guān)系較好，反映儲層的孔滲主要取決于原始沉積物的基質(zhì)孔隙[24]。

針對不同巖性統(tǒng)計物性數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)S2 砂層組礫巖類儲層儲集性能及滲透性最好，其次為砂質(zhì)礫巖類儲層，砂巖類油層儲集性能及滲透性相對較差（圖10b）。另外，針對不同粒徑巖性的含油級別（圖10c），發(fā)現(xiàn)富含油巖性主要為砂礫巖和不等粒礫巖；油浸的巖性主要為不等粒礫巖和砂質(zhì)礫巖；油斑的巖性主要為砂質(zhì)礫巖、礫巖、砂礫巖和含礫砂巖；油跡的巖性主要為含礫砂巖、砂質(zhì)礫巖、砂礫巖和礫巖；熒光的巖性主要為砂礫巖、砂質(zhì)礫巖及含礫砂巖。由此可以看出，砂礫巖和砂質(zhì)礫巖的油氣顯示比較好，其次是不含礫砂巖和不等粒礫巖。

4 產(chǎn)油層評價

為準確探討儲層滲流的影響因素，同時為剩余油的合理開發(fā)提供指導(dǎo)，需要總結(jié)研究區(qū)目的層現(xiàn)階段儲層資料確定評價參數(shù)[25]，利用灰色關(guān)聯(lián)分析法對產(chǎn)油層進行初步評價[26]。產(chǎn)油層評價參數(shù)的選擇同勘探開發(fā)階段關(guān)系密切，勘探階段主要選取地質(zhì)參數(shù)[25]，但研究區(qū)克下組已進入開發(fā)階段，多數(shù)工程參數(shù)對于產(chǎn)油層也有較大程度影響。因此，基于未動用區(qū)的剩余油勘探開發(fā)特征，本次研究選取9 個評價指標對產(chǎn)油層進行綜合評價，包括滲透率、孔隙度、埋藏深度、粒徑、砂地比、射開油層厚度、擠液強度、加砂強度和采油強度。

4.1 灰色關(guān)聯(lián)分析原理及過程

灰色關(guān)聯(lián)法為產(chǎn)油層評價中較為常見的方法，主要是利用影響油層產(chǎn)能的各種因素之間的關(guān)系，建立產(chǎn)油層的綜合評價度量[27]。該方法在應(yīng)用過程中包括子、母序列的確定、計算關(guān)聯(lián)度、計算權(quán)重系數(shù)以及計算綜合評價因子[28]。

1）確定子、母序列

將某一個能夠主要反映被評判事物性質(zhì)的指標，其數(shù)據(jù)按一定順序排列，稱為關(guān)聯(lián)分析的母序列，其余在一定程度上能反映被評判事物性質(zhì)的指標，其數(shù)據(jù)排成序列為子序列[27]。

2）計算關(guān)聯(lián)度和權(quán)重系數(shù)

在對數(shù)據(jù)進行標準化后，需要計算母序列所代表的關(guān)鍵因素同子序列代表的其他因素之間的相關(guān)關(guān)系。先用標準化數(shù)據(jù)建立標準化數(shù)據(jù)矩陣，利用式（1）對相關(guān)系數(shù)進行求取，再選取偏差系數(shù)為0.5，利用式（2）計算關(guān)聯(lián)度。最終利用式（3）求取儲層評價的權(quán)重系數(shù)，反映影響因素的相關(guān)序列[28]。

式中：ξi，0—相關(guān)系數(shù)；Δmin—兩個序列數(shù)值差值的絕對值的最小值；Δmax—兩個序列數(shù)值差值的絕對值的最大值；ρ—偏差系數(shù)，無因次；Δt（i，0）—兩個序列數(shù)值差值的絕對值；—子序列的序數(shù)；Ri，0—關(guān)聯(lián)度；t—每個序列包含的樣品數(shù)量；n—評價指標的總數(shù)；ai—歸一化后的權(quán)重系數(shù)。

3）綜合評價因子的計算

為對儲集層進行合理劃分，需要引用綜合評價因子Q，計算方式是將標準化數(shù)據(jù)同相應(yīng)的權(quán)重系數(shù)進行相乘，最終根據(jù)綜合評價因子Q 高低進行排序，對儲層進行分類評價[28]。

4.2 產(chǎn)油層綜合評價

在開發(fā)階段，滲透率相對于其他的評價指標而言，無疑是對產(chǎn)油層主要的影響因素[29 30]。在9 個評價指標確立的基礎(chǔ)上，滲透率數(shù)據(jù)構(gòu)成母序列，其余數(shù)據(jù)構(gòu)成子序列（表1）。為對儲層進行更合理的評價，需將數(shù)據(jù)進行標準化，利用dps 軟件對子、母序列的數(shù)據(jù)進行標準化處理[28]，結(jié)果見表2。

通過式（2）對關(guān)聯(lián)度進行計算（表3），認為關(guān)聯(lián)度中越接近1 的因素，對滲透率的影響越大。因此，從關(guān)聯(lián)度大小可發(fā)現(xiàn)，加砂強度對于滲透率的影響最大，說明S2-4 和S2-5 油層產(chǎn)能受加砂強度影響最大。最終通過式（3）對各評價參數(shù)的權(quán)重系數(shù)進行計算，結(jié)果如表3 所示，根據(jù)權(quán)重系數(shù)對9 個評價參數(shù)進行排序，滲透率gt; 加砂強度gt; 擠液強度gt; 采油強度gt; 砂地比gt; 孔隙度gt; 射開油層厚度gt; 粒徑gt;埋藏深度，說明產(chǎn)油層受工程參數(shù)的影響要大于地質(zhì)參數(shù)的影響。

根據(jù)綜合評價因子的大小，將未動用區(qū)S2-4和S2-5 產(chǎn)油層分為兩類（表4）：I 類儲層綜合評價因子在（0.60， 1.00]，加砂強度以及擠液強度較強，產(chǎn)能較高；II 類儲集層綜合評價因子在（0.40， 0.60]，加砂強度以及擠液強度降低，產(chǎn)能中等。整體反映未動用區(qū)油層開發(fā)潛力較大。

5 結(jié)論

1）S2 砂層組巖石粒度主要分布于粗砂—細礫，反映沉積水動力較強；顆粒分選和磨圓較差，結(jié)構(gòu)成熟度較低，反映主要為近物源沉積；C–M 圖反映流體機制以牽引流為主，局部為重力流。巖芯中沉積構(gòu)造豐富，包括沖刷面、波狀層理以及粒序?qū)永淼取＝Y(jié)合測井相特征，認為研究區(qū)發(fā)育扇三角洲沉積，分支河道為主要沉積微相，未動用區(qū)大面積分布分支河道和水下分支河道，勘探潛力較大。

2）S2 砂層組儲集巖石中巖屑含量較高，主要為易溶蝕的火山巖成分；黏土礦物含量較大，通過敏感性分析，發(fā)現(xiàn)存在中等偏強水敏和鹽敏。儲層中孔隙類型以次生孔隙為主，孔隙結(jié)構(gòu)整體較差，孔滲的關(guān)系相對較好，發(fā)現(xiàn)儲集巖性粒度越大，儲集層含油級別越高。

3）利用灰色關(guān)聯(lián)分析法對未動用區(qū)S2-4 和S2-5 產(chǎn)油層進行綜合評價，發(fā)現(xiàn)加砂強度、擠液強度等工程參數(shù)對于儲層產(chǎn)能影響較大，依據(jù)產(chǎn)能高低，將未動用區(qū)S2-4 和S2-5 產(chǎn)油層分為兩類，產(chǎn)油層整體開發(fā)潛力較大。

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作者簡介

石勇，1970 年生，男，漢族，山東泰安人，高級工程師，碩士，主要從事油氣地質(zhì)勘探開發(fā)等方面的研究工作。E-mail：shiyong@petrochina.com.cn

方志斌，1970 年生，男，漢族，湖北黃岡人，高級工程師，碩士，主要從事油氣地質(zhì)勘探方面的研究工作。E-mail：547343700@qq.com

盧炳雄，1987 年生，男，瑤族，廣西河池人，副教授，博士，主要從事非常規(guī)油氣地質(zhì)勘探方面的研究。E-mail：lubingxiong@nnnu.edu.cn

徐欣，1970 年生，男，漢族，新疆克拉瑪依人，工程師，主要從事油氣地質(zhì)開發(fā)方面的研究。E-mail：xxin@petrochina.com.cn

于景維，1985 年生，男，漢族，河北石家莊人，副教授，博士，主要從事儲層沉積學、層序地層學相關(guān)的教學和研究工作。E-mail：yyjjww-1985@163.com

編輯：張云云

基金項目：國家科技重大專項（2011ZX05001 005 01）；廣西自然科學基金（2018JJB150094）；新疆維吾爾自治區(qū)自然科學基金（2021D01A201）