黃驊坳陷孔南地區(qū)碎屑巖潛山內幕儲層特征及控制因素

張 晶，李雙文，付立新，龍禮文，姚 軍，盧 異

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州730020；2.中國石油天然氣集團公司油藏描述重點實驗室，蘭州730020；3.中國石油大港油田分公司，天津300280）

黃驊坳陷孔南地區(qū)碎屑巖潛山內幕儲層特征及控制因素

張 晶1，2，李雙文1，2，付立新3，龍禮文1，2，姚 軍1，2，盧 異3

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州730020；2.中國石油天然氣集團公司油藏描述重點實驗室，蘭州730020；3.中國石油大港油田分公司，天津300280）

黃驊坳陷孔南地區(qū)上古生界碎屑巖潛山是重要的油氣勘探領域，勘探程度非常低，其主力勘探層系下石盒子組儲層特征及控制因素研究尚屬空白。綜合利用巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡及物性分析等資料，對研究區(qū)下石盒子組潛山內幕儲層特征及控制因素進行了深入研究。結果表明：下石盒子組屬于辮狀河沉積體系，巖石類型主要為河道微相的灰色中—粗粒巖屑石英砂巖和長石巖屑砂巖；潛山內幕儲層的儲集空間以次生粒間溶蝕孔和構造裂縫為主，孔隙度為5%～10%，滲透率為0.5～10.0 mD，屬特低孔、（超）低滲的裂縫-孔隙型儲層。沉積、成巖和構造作用是控制儲集層優(yōu)劣的3大因素，其中微相、巖相和構造作用決定潛山內幕儲層的形成與發(fā)育，優(yōu)質儲層在平面上主要分布于河道、心灘砂體與裂縫帶疊合區(qū)。綜合研究認為，Ⅰ類儲層位于逆沖推覆帶主體部位，是今后獲得潛山內幕勘探突破的首選儲層。

碎屑巖潛山；儲層特征；控制因素；裂縫預測；下石盒子組；黃驊坳陷

0 引言

古潛山是我國重要的油氣勘探領域。目前，國內外對古潛山儲層方面的研究主要集中在太古界變質巖潛山和下古生界碳酸鹽巖潛山領域［1-2］，對非潛山上古生界致密砂巖儲層特征做過較多的研究工作［3-4］，并取得了許多認識，而國內對上古生界碎屑巖潛山研究工作相對較少，且主要集中在油氣成藏規(guī)律方面的研究［5-6］，對碎屑巖潛山內幕儲層特征、控制因素及相對優(yōu)質儲層的預測與評價等方面的研究還比較薄弱，國外更是未見相關文獻。黃驊坳陷孔南地區(qū)上古生界煤系烴源巖保存完整，熱演化程度高，是尋找煤成氣的有利地區(qū)［7］。近年來，孔南地區(qū)烏馬營、孔西下古生界碳酸鹽巖潛山油氣勘探取得了突破性進展［8］，而上古生界碎屑巖潛山的勘探程度非常低，基礎研究薄弱。2011年在王官屯潛山部署的wg1井首次在二疊系下石盒子組獲工業(yè)氣流［9］，證實了孔南地區(qū)上古生界碎屑巖潛山具有良好的含氣性和勘探潛力，但由于該區(qū)砂巖致密，儲層非均質性強，儲層發(fā)育的主控因素不明確，因此，開展下石盒子組碎屑巖潛山的儲層特征研究，深入分析優(yōu)質儲層控制因素，對于孔南地區(qū)上古生界碎屑巖潛山內幕的優(yōu)質儲層預測及天然氣勘探具有一定的理論價值。

1 區(qū)域地質概況

孔南地區(qū)是近年來天然氣勘探的重要戰(zhàn)略接替區(qū)，位于渤海灣盆地黃驊坳陷南部，北以孔店-羊三木凸起為界，南到烏馬營潛山構造帶，受西部滄東斷層和東部徐西斷層控制，區(qū)內發(fā)育滄東、南皮2大凹陷及多個潛山構造帶。筆者研究的區(qū)域位于孔店潛山構造帶以南，包括烏馬營潛山、烏馬營-官西逆沖推覆體和王官屯潛山，該區(qū)上古生界發(fā)育NNE—NE、近EW向2組方向的斷裂構造，構造特征復雜（圖1），為一套海退旋回地層，包括下部海相、濱海-海陸交互相以及上部內陸河流相沉積建造，巖性由灰色、灰黑色煤系和碳酸鹽巖序列漸變?yōu)榧t色陸相碎屑巖序列，體現(xiàn)了沉積環(huán)境的變遷。下石盒子組是碎屑巖潛山儲集砂體發(fā)育的主要層位，也是增儲上產的主力目的層段（圖2）。筆者重點對該段儲層特征及控制因素進行研究，旨在為碎屑巖潛山天然氣勘探提供依據(jù)。

圖1 孔南地區(qū)構造位置及井位分布Ⅰ.烏馬營潛山；Ⅱ.烏馬營—官西逆沖推覆體；Ⅲ.王官屯潛山；Ⅳ.南皮凹陷；Ⅴ.滄東構造帶；Ⅵ.滄東凹陷；Ⅶ.孔店潛山；Ⅷ.扣村潛山Fig.1 The structural location and wells distribution in Kongnan area

圖2 孔南地區(qū)綜合柱狀圖Fig.2 Integrated column of Kongnan area

2 碎屑巖潛山儲層特征

2.1 巖石學特征

統(tǒng)計分析孔南及鄰區(qū)4口探井的43塊砂巖樣品薄片鑒定資料，認為下石盒子組儲層的巖石成分主要為中-粗粒巖屑石英砂巖和長石巖屑砂巖，巖屑長石砂巖次之。碎屑顆粒具有高石英、高巖屑和低長石含量的特點，成分成熟度較低-中等，但各巖石組分在不同地區(qū)有所差異。烏馬營潛山巖石成分以石英為主，體積分數(shù)為75%～84%；其次為巖屑，主要為片巖、變質砂巖、火山巖和泥巖巖屑，體積分數(shù)為7%～25%；長石含量較低，以鉀長石為主，平均體積分數(shù)為5%。往北向王官屯潛山、扣村潛山長石含量逐漸增加，王官屯潛山下石盒子組儲層以長石巖屑砂巖為主，其次為巖屑長石砂巖，wg1井長石體積分數(shù)為6%～35%，扣村潛山k24井長石體積分數(shù)為15%～51%（圖3）。填隙物以泥質、硅質和碳酸鹽膠結物為主，體積分數(shù)一般低于18%。研究區(qū)砂巖粒度較粗，以含礫砂巖、中—粗砂巖為主（圖版Ⅰ-1）。碎屑巖結構成熟度中等，孔隙-接觸式膠結，見薄膜-鑲嵌式膠結。碎屑顆粒以次圓狀、次圓狀—次棱角狀為主，分選中等—較好。

圖3 孔南地區(qū)下石盒子組巖石成分三角圖Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長石砂巖；Ⅴ.巖屑長石砂巖；Ⅵ.長石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖Fig.3 Triangular diagrams of rock composition of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

2.2 儲集空間類型

通過對鑄體薄片及掃描電鏡等資料的統(tǒng)計與分析，認為孔南地區(qū)下石盒子組儲層的原生孔隙分布局限，只有5%的樣品殘留有原生粒間孔。潛山內幕儲集空間以裂縫-孔隙型雙孔介質儲層為主，溶蝕粒間孔和微裂縫約占總孔隙的87.6%，自生礦物晶間孔和溶蝕粒內孔次之。

2.2.1 溶蝕粒間孔

溶蝕粒間孔是由粒間膠結物、泥質雜基和碎屑顆粒受成巖流體影響并遭受溶解而成，其發(fā)育改善了儲層的微觀孔隙結構?？啄系貐^(qū)溶蝕粒間孔有2種成因：一種是由石英、長石碎屑顆粒邊緣局部溶解形成的粒間孔隙（圖版Ⅰ-2～Ⅰ-3）；另一種是顆粒間高嶺石膠結物溶解形成的粒間孔隙（圖版Ⅰ-4）。2.2.2裂縫

孔南地區(qū)的巖石類型主要為形成于河流沉積環(huán)境中的巖屑石英砂巖。在印支期—燕山早期的強烈擠壓逆沖構造背景下［8-10］，石英砂巖的脆性特征及破碎顆粒容易形成大量的構造微裂縫。微裂縫一般沿顆粒邊緣延伸，少量切割顆粒，基本上未被充填，是溝通低滲透砂巖儲層孔隙的主要通道（圖版Ⅰ-5～Ⅰ-6）。

2.2.3 晶間孔

晶間孔是自生礦物晶體之間的微孔隙，對儲層物性具有一定的改善作用?？啄系貐^(qū)黏土礦物晶間孔較為常見，鏡下觀察可見結晶程度較好的高嶺石和伊利石等黏土礦物充填于孔隙中，這些黏土礦物晶體之間發(fā)育5～10 μm的微孔隙（圖版Ⅰ-4、圖版Ⅰ-7）。推測其成因主要為：研究區(qū)山西—太原組屬于煤系地層，沉積之后孔隙水中含有較為豐富的有機酸，有機酸向上部地層運移時，酸的濃度降低，溶蝕作用相對較弱，而下石盒子組不穩(wěn)定組分高嶺石化強烈，形成高嶺石晶間孔。

2.3 砂體分布規(guī)律及儲集物性

下石盒子組沉積期間，孔南地區(qū)屬于海退后內陸河流相沉積［9］，辮狀河道控制主砂體的空間展布，河床分布范圍廣，砂體發(fā)育，剖面上呈現(xiàn)出“砂包泥”的特點，單砂層厚度為10～22 m，砂巖累計厚度為80～170 m。下石盒子組地層上粗下細，砂地比大于40%，最高可達60%。砂巖平面分布較為穩(wěn)定，其砂巖發(fā)育區(qū)呈北東向帶狀展布，富砂帶主要分布在烏馬營和王官屯地區(qū)。

盡管砂巖相當發(fā)育，但根據(jù)研究區(qū)5口井31塊巖心樣品實測及大量測井解釋數(shù)據(jù)表明，下石盒子組砂巖仍主要表現(xiàn)出低孔、低滲的特征。例如，在深度為3 500～5 000 m時，孔隙度為3.09%～12.87%，平均為7.14%，主要分布區(qū)間為5%～10%；滲透率為0.1～18.1mD，平均為2.14mD，主要分布區(qū)間為0.5～10.0 mD，為典型的特低孔、特低滲—超低滲儲層。非均質性強，隨埋深的變化特征不明顯［圖4（a）］，表明該區(qū)儲層發(fā)育主要受原始沉積相帶和構造裂縫的控制。孔隙度與滲透率總體為正相關，即隨著孔隙度的增大滲透率呈上升趨勢，部分數(shù)據(jù)點遠離關系曲線，這與儲層發(fā)育次生孔隙、非均質性強及存在裂縫等有關［圖4（b）］。整體而言，下石盒子組儲集物性較差，但也存在相對較好的儲層。

圖4 孔南地區(qū)下石盒子組儲層孔隙度與深度（a）和滲透率（b）的關系Fig.4 The relations of reservoir porosity with depth（a）and permeability（b）of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

3 儲層物性影響因素分析

下石盒子組碎屑巖儲層分布廣泛，但優(yōu)質儲層的發(fā)育程度影響富集高產區(qū)的評價。對于碎屑巖潛山而言，沉積環(huán)境、成巖和構造作用等共同控制了砂巖儲層的儲集性能［6，11-12］，其中微相、巖相和構造作用決定了潛山內幕儲層的形成與發(fā)育。

3.1 沉積環(huán)境的影響

有利的微相、巖相是潛山內幕相對優(yōu)質儲層發(fā)育的基礎。沉積環(huán)境對儲層分布的影響是利用沉積微相來描述的，不同的沉積微相類型其砂體之間儲集性能有明顯差異。下石盒子組發(fā)育辮狀河沉積環(huán)境［9］，河道沉積為孔南地區(qū)形成帶狀大面積分布的厚砂體，是儲層發(fā)育的有利區(qū)。根據(jù)該區(qū)主要沉積微相類型與孔隙度和滲透率的統(tǒng)計分析表明，河道和心灘微相的儲層物性好于其他沉積微相（表1）。

表1 孔南地區(qū)下石盒子組不同沉積微相儲層物性對比Table1 Reservoir properties of different microfacies of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

不同的沉積環(huán)境導致了沉積物粒度的差異，砂巖粒度大小與儲層物性存在明顯的正相關性［12］?？啄系貐^(qū)砂巖粒度較粗，主要為含礫砂巖和中-粗砂巖，其抗壓能力強，在深部流體充注前，能保持較高的孔隙度和較好的連通性，有利于深部可溶性流體的充注，可形成較大規(guī)模的溶蝕孔隙。同時，石英含量越高，儲集層的物性就越好。研究區(qū)石英砂巖、巖屑石英砂巖的物性普遍均較好；有利的微相為辮狀河河道和心灘。

3.2 成巖作用的影響

沉積環(huán)境和沉積相控制儲集砂體的類型，而后期的成巖作用則控制主要的儲集空間，因而是影響儲層性質的又一重要因素，其主要表現(xiàn)在膠結作用和溶蝕作用2個方面［13］。成巖作用在儲層砂巖的埋藏演化過程中對孔隙度和滲透率的破壞及改造起關鍵作用［14］。

3.2.1 壓實-壓溶作用

下石盒子組儲層埋藏深度為3 500～5 000 m，埋藏較深，壓實作用較為強烈。根據(jù)巖心薄片觀察，顆粒主要呈點-線接觸（圖版Ⅰ-2），有的甚至呈凹凸接觸或縫合線接觸。壓溶作用使得砂巖顆粒間的排列更加緊密，溶解出的SiO2可作為硅質膠結物的主要來源。

3.2.2 膠結作用

膠結作用是使研究區(qū)儲集物性變差的一個主要因素。根據(jù)巖心薄片觀察，孔南地區(qū)的膠結充填方式主要有2種：一種是石英次生加大邊，另一種是呈細粒狀多晶石英包裹顆粒，以第一種最為普遍，石英具窄邊次生加大（圖版Ⅰ-8）。硅質膠結作用縮小了粒間孔隙，其多發(fā)育在石英顆粒含量較高及黏土雜基較少的砂巖中。黏土雜基充填孔隙或包裹顆粒常阻礙石英的增生作用。

孔南地區(qū)黏土礦物膠結物包括高嶺石、伊利石和少量綠泥石，常見伊/蒙混層中的蒙脫石體積分數(shù)小于50%，表明蒙脫石向伊利石轉化程度較高，且伊利石呈鱗片狀、羽毛狀和纖維狀充填于粒間孔（圖版Ⅰ-7）。由于自生伊利石結構較疏松，在流體流動過程中容易遷移，堵塞喉道，降低儲層的滲透性。

3.2.3 溶蝕作用

砂巖儲層微觀結構證實，溶蝕作用對下石盒子組砂巖儲層的儲集空間貢獻較大，礦物顆粒及晶間膠結物溶蝕現(xiàn)象普遍。研究區(qū)下石盒子組砂巖儲層主要處于晚成巖A亞期，Ro值為0.93%～1.57%①張立勤，甘勝寶.大港探區(qū)前第三系沉積體系與儲層評價研究.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院，1998.，溶蝕作用主要發(fā)生在晚白堊世—古近系孔店組沉積末期的大量生排烴期［7-8］，與煤系地層有機質演化過程中形成的有機酸和CO2酸性水密切相關，煤系烴源巖在石炭系—二疊系煤系地層中，有豐富的腐殖型有機質，在煤化作用過程中，它們可能產生大量的CO2，H2S和CH4等氣體。其中，CO2溶于地層水中使孔隙流體變?yōu)樗嵝?，它是引起相鄰層砂巖不穩(wěn)定礦物溶解作用發(fā)生的主要原因。區(qū)內大部分粒間溶孔與裂縫及油氣侵入有關，油氣侵入的大量酸性水可以溶蝕礦物顆粒及晶間膠結物，而裂縫可以為這些酸性流體提供良好的滲流通道。因此，研究區(qū)溶孔主要為印支期-燕山早期裂縫形成之后油氣進入儲層時有機酸溶蝕而形成。除此之外，從逆沖推覆帶中北段剝蝕區(qū)往北到扣村潛山，表生淋濾溶蝕作用逐漸加強，石炭系—二疊系地層曾2次遭受風化剝蝕，其中發(fā)生淋濾作用的主要成分是長石，如孔南鄰區(qū)的k24井，可見溶蝕殘余長石組分，孔隙度可達16.1%（圖版Ⅰ-9）。

3.3 裂縫發(fā)育程度的影響

巖心及薄片觀察表明，下石盒子組儲集層中發(fā)育有大量微裂縫，裂縫的存在是潛山內幕優(yōu)質儲層發(fā)育的關鍵因素。因此，對裂縫成因進行了分析，推測其主要與構造作用和砂巖高石英含量有關。

根據(jù)構造運動史及鏡下觀察，孔南地區(qū)裂縫主要形成于印支期—燕山期。該區(qū)下石盒子組圈閉類型以逆沖褶皺及背斜型潛山為主，褶皺主要是印支期—燕山早期和喜山期構造應力作用下形成的，尤其是印支期—燕山早期的構造運動在東光、烏馬營、王官屯及孔店等形成多個擠壓背斜帶［8-10］。強烈的擠壓逆沖使?jié)撋綐嬙焯跀D壓、揉皺變形的影響下下石盒子組構造裂縫發(fā)育。由于裂縫發(fā)育于油氣充注前，裂縫周邊發(fā)育與油氣侵入相關的粒間及粒內溶孔，裂縫及溶孔內可見瀝青分布。同時，由于研究區(qū)砂巖中石英、長石等脆性礦物的含量高，容易發(fā)生破裂而具有較高的裂縫密度。筆者采用疊后地震幾何屬性（地層傾角、相干、曲率等）預測了裂縫的發(fā)育程度和分布，認為裂縫發(fā)育具有明顯的分區(qū)性，沿烏馬營—官西逆沖推覆帶主體部位裂縫發(fā)育最密集，是天然氣富集高產的有利區(qū)；裂縫較發(fā)育區(qū)為推覆帶以南ws1井區(qū)和北部王官屯地區(qū)，ws1井和wg1井巖石薄片中明顯見到微裂縫；東部的烏馬營背斜區(qū)受擠壓斷裂作用較小，裂縫發(fā)育程度相對較低（圖5）。

圖5 孔南地區(qū)下石盒子組裂縫預測平面圖Fig.5 Fracture distribution prediction of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

裂縫為油氣提供了儲集空間，提高了儲層的滲流能力?？啄系貐^(qū)砂巖平均滲透率為2.14 mD，在裂縫發(fā)育帶滲透率可達18.13 mD。ws1井4 816.81～5 450.00 m井段，鉆井液密度為1.39～1.40 g/cm3，發(fā)生漏失26次，累計漏失768.8 m3，在該段見良好的油氣顯示，砂巖段見明顯的氣測異常。因此，預測裂縫發(fā)育帶的分布，對于潛山內幕儲層獲得富集高產具有重要意義。

3.4 烴類早期充注的影響

早期油氣充注是深埋藏砂巖儲層中異?？紫缎纬傻闹匾梢驒C制之一［15-16］。烴類早期注入孔隙，排出孔隙內的流體，延緩或抑制了成巖作用（主要是膠結作用）的進程，使孔隙得到很好的保存。孔南地區(qū)ws1井下石盒子組石英含礫砂巖粒間原油充滿程度較高，輕質油及甲烷包裹體多見，石英顆粒發(fā)育次生加大邊，均為灰褐色稀油瀝青所包裹（圖版Ⅰ-8），說明在早成巖晚期至中成巖早期階段，位于生烴范圍內的成巖演化程度較低的儲集層已經接受運移來的首期油氣，儲層早期原油充注，抑制石英次生加大，有利于孔隙保存。

4 優(yōu)質儲層評價與預測

孔南地區(qū)下石盒子組潛山內幕優(yōu)質儲層的發(fā)育主要受控于微相、巖相、構造作用和溶蝕作用，參考國內對低孔、低滲砂巖儲層評價選取的參數(shù)和標準，綜合巖石類型、儲層物性和孔隙類型等指標，結合沉積微相及裂縫預測結果對該區(qū)進行儲層綜合評價（表2）。

表2 孔南地區(qū)下石盒子組儲層分類評價Table2 Reservoir classification evaluation of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

圖6 孔南地區(qū)下石盒子組儲層綜合評價Fig.6 The comprehensive reservoir evaluation of the lower Shihezi Formation in Kongnan area

依據(jù)儲層評價標準，將研究區(qū)下石盒子組儲層劃分為3類，其中Ⅰ類為相對高孔、高滲天然氣砂巖儲層，位于烏馬營—官西逆沖推覆帶主體部位和wg1井區(qū)（圖6），早期構造改造及剝蝕強烈，裂縫和溶蝕粒間孔普遍發(fā)育，是今后潛山內幕勘探突破的首選儲層；Ⅱ類為相對中等孔滲砂巖儲層，在研究區(qū)大面積發(fā)育，呈條帶狀分布在辮狀河河道和心灘砂體中，粒度粗，連通性較好；Ⅲ類儲層主要分布在河漫灘和泛濫平原微相中，分選差，雜基含量較高，孔隙連通性差，為較差儲層。優(yōu)質儲層主要分布在河道、心灘砂體與裂縫帶疊合區(qū)。

5 結論

（1）孔南地區(qū)上古生界煤成氣資源豐富，是近年來天然氣勘探的重要區(qū)域。碎屑巖儲層的巖石成分主要為中—粗粒巖屑石英砂巖和長石巖屑砂巖，成分成熟度和結構成熟度均偏低-中等。下石盒子組辮狀河河道砂體發(fā)育，分布穩(wěn)定，是煤成氣重要的工業(yè)性儲層。

（2）下石盒子組碎屑巖潛山內幕儲集空間以次生粒間溶蝕孔和構造裂縫為主，儲層物性總體較差，孔隙度為5%～10%，滲透率為0.5～10.0 mD，屬特低孔、（超）低滲的裂縫-孔隙型儲層，但局部存在較高滲透率儲層，孔隙度與滲透率總體為正相關。

（3）沉積、成巖和構造作用是控制儲集層優(yōu)劣的3大因素。其中微相、巖相和構造作用決定潛山內幕儲層的形成與發(fā)育，優(yōu)質儲層主要分布在河道、心灘砂體與裂縫帶疊合區(qū)。Ⅰ類儲層位于逆沖推覆帶主體部位，是今后獲得潛山內幕勘探突破的首選儲層。

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圖版Ⅰ

（本文編輯：楊琦）

Characteristics of inner buried hill clastic reservoirs and their main controlling factors in Kongnan area,Huanghua Depression

ZHANG Jing1，2，LI Shuangwen1，2，F(xiàn)U Lixin3，LONG Liwen1，2，YAO Jun1，2，LU Yi3
（1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China；2.Key Laboratory of Reservoir Description，CNPC，Lanzhou 730020，China；3.PetroChina Dagang Oilfield Company，Tianjin 300280，China）

The Upper Paleozoic clastic buried hill is an important field for oil and gas exploration in Kongnan area of Huanghua Depression,and the lower Shihezi Formation is the main gas formation with low degree of exploration.The study on the reservoir characteristics and controlling factors of lower Shihezi Formation is still a blank field.Based on the analysis of ordinary thin sections,cast thin section,scanning electronic microscope and physical properties,this paper studied reservoir characteristics of the lower Shihezi Formation in Kongnan area and their influencing factors.The result shows that clastic rock reservoir of the lower Shihezi Formation belongs to braided river sedimentary system,rock types are mainly gray medium-coarse graind lithic quartz sandstone and feldspathic sandstone of channel microfacies, the reservoir space of inner buried hill mainly includes secondary intergranular dissolved pores and structural fracture, the porosity and permeability are 5%～10%and 0.5～10 mD respectively,and the reservoir is a cracked-poroustype with super-low porosity and extra low permeability.Deposition,diagenesis and tectonization are the three factors controlling the reservoir quality,of which microfacies,lithofacies and tectonization determine the formation and development ofburied hill inner reservoir,and favorable reservoirs are laterally distributed in the stacked area of channel and diara sand and fracture-developed zones.This comprehensive study shows that the reservoir of typeⅠis located in the principal part of the thrust structure zone and the main reservoirs to increase production in the future.

clastic buried hill；reservoir characteristics；controllingfactors；fracture prediction；lower Shihezi Formation；Huanghua Depression

TE112.23

A

1673-8926（2014）06-0050-07

2014-05-05；

2014-07-20

國家油氣重大專項“巖性地層油氣藏成藏規(guī)律、關鍵技術及目標評價”（編號：2011ZX05001-003-004）和中國石油天然氣股份公司重大科技專項“歧口富油氣凹陷大油氣田勘探及綜合配套技術研究”（編號：2008-030504）聯(lián)合資助

張晶（1977-），女，博士，工程師，主要從事沉積學與油氣勘探的研究工作。地址：（730020）甘肅省蘭州市城關區(qū)雁兒灣路535號。電話：（0931）8686380。E-mail：Jing_zhang@petrochina.com.cn。