川東北地區(qū)黃龍組儲層特征及主控因素

陳浩如, 鄭榮才, 羅 韌, 文華國, 陳 章, 陳思锜, 韓 建

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué)),成都 610059；2.中國石油西南油氣田分公司 川東北氣礦, 四川達(dá)州 635000;3.中國石油西南油氣田分公司 重慶氣礦,重慶 400021)

川東北地區(qū)作為重點(diǎn)油氣產(chǎn)區(qū)對整個(gè)四川盆地油氣儲量起著舉足輕重的作用，其主力產(chǎn)層主要分布在晚古生界-中生界中，其中以石炭系黃龍組氣藏對產(chǎn)量貢獻(xiàn)較大，是重要的勘探開發(fā)層位。目前對川東北石炭系研究主要集中在沉積相、古喀斯特作用以及同位素地球化學(xué)等方面[1-3]，對于有別于大川東的川東北地區(qū)石炭系黃龍組儲層研究還相對較少。本文主要通過對川東北地區(qū)石炭系黃龍組儲層沉積相、巖石類型、儲集空間類型以及孔隙結(jié)構(gòu)特征等研究，總結(jié)儲層發(fā)育的控制因素，為川東北黃龍組油氣勘探提供依據(jù)。

圖1 區(qū)域構(gòu)造圖Fig.1 Regional structural map

川東北地區(qū)位于四川盆地東北部，地理位置北起城口，南抵大竹，東至馬槽壩，西到渠縣，面積約18 000 km2(圖 1)；構(gòu)造上位于川東高陡褶皺帶北端。在川東六大構(gòu)造帶格局中[4]，該地區(qū)橫跨了鐵山坡和七里峽構(gòu)造帶的北端及溫泉井構(gòu)造帶主體，可劃分出雷音鋪、沙罐坪、黃龍場、馬槽壩等次級含氣構(gòu)造。位于上揚(yáng)子地臺西部的四川盆地自震旦紀(jì)以來經(jīng)歷了多次地殼運(yùn)動，加里東運(yùn)動后北面大巴山古陸影響了整個(gè)川東北地區(qū)石炭系的沉積建造，隨后華南海由云陽—奉節(jié)一帶海侵到川東北地區(qū)。但由于云南運(yùn)動使地殼隆起，石炭系遭風(fēng)化剝蝕。中三疊世末的印支運(yùn)動，川東北南部的開江形成了北北東走向的古隆起，延伸到大巴山，隆起幅度約0.8～1.4 km。晚三疊世及其以后沉積了陸相含煤和紅色砂泥巖地層，開江古隆起繼承性發(fā)展，一直延伸至喜馬拉雅運(yùn)動，形成了現(xiàn)在川東北地區(qū)復(fù)雜的構(gòu)造格局。

1 沉積相特征

1.1 沉積相類型和演化史

川東北地區(qū)黃龍組主要發(fā)育塞卜哈和海灣陸棚相沉積(圖2)，其沉積演化史可劃分為3個(gè)階段：早期(相當(dāng)于黃龍組第一段，C2hl1)為塞卜哈沉積環(huán)境，主要由潮上膏鹽湖、蒸發(fā)潮坪等亞環(huán)境組成，巖石類型主要為石膏、微晶白云巖和去膏去云化形成的次生灰?guī)r組合。中期(相當(dāng)于黃龍組第二段)，隨著海水逐漸從鄂西-城口海槽以及甘孜海槽的雙向入侵影響，進(jìn)入局限海灣陸棚環(huán)境，受盆緣高地及古隆起控制的沉積相分異作用明顯，從北向南由潮坪逐漸向潟湖、顆粒灘和局限海灣陸棚潮下沉積環(huán)境過渡，巖石類型主要為泥-微晶白云巖、砂屑白云巖、顆?；?guī)r、生物碎屑白云巖組合。晚期(相當(dāng)于黃龍組第三段)，隨著區(qū)域性海侵的進(jìn)一步擴(kuò)大，水體逐漸加深，研究區(qū)進(jìn)入開闊海灣陸棚沉積環(huán)境，由微晶灰?guī)r、生屑微晶灰?guī)r組合為主，夾微-亮晶生屑灰?guī)r。晚石炭世晚期因受云南運(yùn)動影響[5-8]，川東北地區(qū)黃龍組在經(jīng)歷了較為短暫的淺-中等埋藏深度的成巖作用改造后，旋即發(fā)生大幅度構(gòu)造隆升和廣泛暴露，遭受到強(qiáng)烈的大氣水侵蝕改造，大部分地區(qū)黃龍組第三段侵蝕缺失，殘存的黃龍組頂部形成起伏不平的古喀斯特地貌和層內(nèi)古喀斯特儲層。至早二疊世早期重新接受梁山組煤系和二疊系碳酸鹽沉積，進(jìn)入逐漸加深的再埋藏成巖演化期。

1.2 巖石類型

2 儲層特征

2.1 儲集空間類型

根據(jù)鑄體薄片鑒定資料統(tǒng)計(jì)，川東北地區(qū)黃龍組儲層孔隙類型主要有原生粒間孔、次生粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、晶間溶孔、鑄?？缀蜆?gòu)造裂縫。其中最有效的儲集空間為晶間孔和粒間溶孔，其次為粒內(nèi)溶孔；構(gòu)造裂縫雖然提供的儲集空間較為有限，但作為疏導(dǎo)體對成藏過程提供了最重要和最有效的油氣運(yùn)移、聚集通道。

a.原生粒間孔。是指由于在顆粒堆積時(shí)，由顆粒相互支撐形成的孔隙(圖3-A,B)。原生粒間孔多形成于缺乏灰泥基質(zhì)的中-高能沉積環(huán)境，發(fā)育程度受到顆粒的大小、分選性、粒度排列方式控制。

b.粒間溶孔。是黃龍組儲層重要的孔隙類型(圖3-C)，一般以中孔、大孔為主，與碳酸鹽組構(gòu)有明顯的相關(guān)性，是選擇性溶蝕作用產(chǎn)物，也是發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)鍵。

c.粒內(nèi)溶孔。主要分布于部分生物碎屑中，如有孔蟲(圖3-D)，受選擇性溶蝕控制，形態(tài)不規(guī)則，孔徑大小一般為0.1～0.5 mm，以中、小孔為主，是較為常見的孔隙類型。

d.晶間孔和晶間溶孔。晶間孔存在于成巖交代成因的粉-細(xì)晶白云石中，是白云石化的減體積效應(yīng)產(chǎn)物，具有白云石化程度越高孔隙越發(fā)育的特點(diǎn)。晶間孔多呈規(guī)則多面體狀(圖3-E,F)，以中、小孔為主。由于此類孔隙連通性好，非常容易遭受后期的溶蝕作用改造而形成孔、滲性更好的晶間溶孔，因此，晶間孔和晶間溶孔是研究區(qū)內(nèi)最有效的孔隙類型。

圖2 川東北黃龍組沉積相綜合柱狀圖(Q126井)Fig.2 Comprehensive column of sedimentary facies of Huanglong Formation in Northeastern Sichuan

圖3 黃龍組的孔隙類型Fig.3 Pore types in the study area(A)粒間孔，砂屑白云巖，JS1井，175號，深度4 843.48 m，鑄體染色薄片，(-); (B)藻團(tuán)粒間的粒間孔，TD2井，360號，深度5 149.70 m，掃描電鏡照片; (C)粒間孔，生物碎屑砂屑微晶白云巖，Lei11井，195號，深度3 817.45 m，鑄體染色薄片,(-); (D)亮晶球粒有孔蟲白云巖，見亮晶膠結(jié)物，有孔蟲的粒內(nèi)溶孔較發(fā)育，TD2井，383號，深度5 152.58 m，鑄體染色薄片,(-); (E)晶間孔，粉-細(xì)晶白云巖，Lei6井，206號，深度3 664.21 m，鑄體染色薄片,(-); (F)白云石晶體晶間孔隙發(fā)育，WQ2井，453號，深度3 978.63 m，掃描電鏡照片; (G)介形蟲被溶蝕形成的鑄?？?，七里1井，373號，深度4 845.97 m，鑄體染色薄片,(-); (H)有孔蟲被溶蝕形成的鑄?？?，次生白云石晶體貼溶孔壁生長，溶孔中可見片狀碳化瀝青, TS8井， 227號， 深度4 106.01 m，掃描電鏡照片; (I)微晶白云巖，“X”形構(gòu)造裂縫，WQ5井，110號，深度4 807.48 m，鑄體染色薄片，(-)

e.鑄模孔。是由顆粒被全部溶蝕形成的次生孔隙。研究區(qū)的鑄模孔多出現(xiàn)在富含有孔蟲、腕足和介形蟲的生屑白云巖中，開始由生物體腔被局部溶蝕形成粒內(nèi)溶孔，當(dāng)溶蝕作用繼續(xù)進(jìn)行時(shí)，粒內(nèi)溶孔進(jìn)一步擴(kuò)大，直到生物被全部溶蝕形成保持生屑外形的鑄?？?圖3-G,H)，也是常見的孔隙類型。

f.裂縫和溶蝕縫。按成因可分為成巖期壓溶縫和構(gòu)造期破裂縫2種類型。其中成巖期壓溶縫較常見，多呈縫合線狀或粒緣縫狀分布。裂縫的連通性較差，縫內(nèi)通常被富含有機(jī)質(zhì)的泥質(zhì)物完全充填，因此其儲集意義不大。構(gòu)造裂縫較平直(圖3-I)，縫內(nèi)充填有相對晚期的次生礦物，包括鐵方解石、石英、螢石、黃鐵礦等熱液礦物，充填作用一般不完全，而且在充填次生礦物的同時(shí)進(jìn)一步遭受溶蝕作用改造而形成彎曲不規(guī)則狀的、連通性更好的溶蝕縫，不僅對儲集空間有貢獻(xiàn)，更重要的是可大幅度地提高儲層的滲透性。

2.2 孔滲特征

根據(jù)川東北已鉆井取心段黃龍組物性分析資料，孔隙度分布范圍為0.11%～12.84%，平均值為1.6%；主峰位于<2%～4%之間(圖4)，約占總量的81.51%。滲透率分布范圍為<0.01×10-3～69×10-3μm2，平均值為2.76×10-3μm2；主峰位于0.01×10-3～10×10-3μm2之間，約占總量的81.87%。由此可知，川東北地區(qū)黃龍組總體上屬于特低孔低滲儲層。

在孔隙度與滲透率相關(guān)圖中，黃龍組儲層孔隙度與滲透率呈弱正相關(guān)性(圖5)，相關(guān)系數(shù)為0.394 5，說明孔喉對儲層滲流能力有較大影響；但在同一孔隙度范圍內(nèi)，滲透率變化達(dá)2～3個(gè)數(shù)量級，說明裂縫對改善儲層滲流能力起關(guān)鍵作用，與好儲層中構(gòu)造裂縫和溶蝕裂縫較發(fā)育的特征相吻合。

與MFC相比，Qt具有明顯的優(yōu)勢；文獻(xiàn)[15]用Qt替代MFC進(jìn)行了服務(wù)器開發(fā)。另外，由于Qt的跨平臺特性，可以把Qt用于水下本體Linux系統(tǒng)的軟件設(shè)計(jì)，從而保持在不同硬件的編程一致性。文獻(xiàn)[16]實(shí)現(xiàn)了在Linux下Qt自定義對話框設(shè)計(jì)。

圖4 川東北地區(qū)黃龍組儲層物性分布直方圖Fig.4 Distribution histogram of reservoir properties of Huanglong Formation in Northeastern Sichuan

圖5 川東北黃龍組孔滲相關(guān)圖Fig.5 Correlation of porosity and permeability of Huanglong Formation in Northeastern Sichuan

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

黃龍組儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)、孔隙和喉道類型及孔喉組合類型等方面的特征如下。

a.喉道形態(tài)類型以孔隙小型、宿頸型、管狀喉道型與片狀喉道型為主，而點(diǎn)狀喉道基本未見。

b.喉道大小:最大連通孔喉半徑(rc10)為0.106～1.682 μm，平均值為0.432 μm；中值孔喉半徑(rc50)為0.025～0.026 μm，平均值為0.025 μm。

c.孔喉組合關(guān)系:黃龍組儲層的孔喉關(guān)系以中、小孔-中細(xì)喉組合占主導(dǎo)，小孔-細(xì)、微喉型組合與小孔-微喉型組合次之，少部分為中、小孔-中喉組合，以及微孔-微喉型組合(圖6)，而中、大孔-中、大喉型組合很少見?？紫吨g的連通性較差。

圖6 川東北黃龍組孔喉大小分布直方圖Fig.6 Distribution histogram of pore-throat sizes of Huanglong Formation in Northeastern Sichuan

3 儲層發(fā)育控制因素

3.1 沉積相對儲層發(fā)育的控制

圖7 川東北地區(qū)黃龍組不同沉積微相孔滲分布直方圖Fig.7 Distribution histogram of porosity and permeability in different sedimentary microfacies of Huanglong Formation in Northeastern Sichuan

對川東北地區(qū)黃龍組碳酸鹽巖儲層中不同沉積微相的孔滲數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果(圖7)，表明顆粒灘、砂屑灘、生屑灘的儲層物性最好，而潟湖微相和潮下靜水泥微相的儲層物性最差，說明儲層首先受到了原始沉積環(huán)境的控制。潟湖微相孔隙度分布范圍為0.56%～4.17%，平均值為1.97%；滲透率分布范圍為0.001×10-3～0.93×10-3μm2，都在1×10-3μm2以下。潮下靜水泥微相孔隙度分布范圍為0.12%～19.84%，平均值為2.57%；滲透率分布范圍為0.001×10-3～75.3×10-3μm2， 其中分布在0.01×10-3～10×10-3μm2的占98.49%。粒屑灘(復(fù)合顆粒灘)微相孔隙度分布范圍為0.24%～17.11%，平均值為4.63%；滲透率分布范圍為0.001×10-3～42×10-3μm2，其中分布在0.01×10-3～10×10-3μm2的占96.87%。砂屑灘微相孔隙度分布范圍為0.9%～14.79%，平均值為4.36%；滲透率分布范圍為0.001×10-3～38.6×10-3μm2，其中分布在0.01×10-3～10×10-3μm2的占97.01%。生屑灘微相孔隙度分布范圍為0.16%～10.78%，平均值為1.69%；滲透率分布范圍為0.001×10-3～18.9×10-3μm2，其中分布在<0.01×10-3μm2的占77.77%。

3.2 巖石類型對儲層發(fā)育的控制

圖8 川東北地區(qū)黃龍組不同巖石類型孔滲分布直方圖Fig.8 Distribution histogram of different rock types in different sedimentary microfacies of Huanglong Formation in Northeastern Sichuan

對黃龍組各類碳酸鹽巖的孔滲數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果(圖8)，表明不同巖石類型的儲層物性有較大似的差異，白云巖類孔滲普遍好于灰?guī)r類，而且以顆粒白云巖為最好。說明作為粒屑灘相標(biāo)志的顆粒巖在經(jīng)過了白云巖化作用后，儲集性得到了進(jìn)一步的改善。而近期眾多的研究成果也證明儲集性良好的黃龍組白云巖儲層，主要是早-中成巖階段熱液埋藏白云化作用的產(chǎn)物[9-11]，且具有白云石化作用越強(qiáng)，儲層物性越好的特點(diǎn)。研究區(qū)顆粒白云巖的孔隙度分布在0.80%～17.11%之間，平均值為4.56%；滲透率分布范圍為0.009×10-3～63.4×10-3μm2，其中滲透率>0.1×10-3μm2的樣品占57.69%。白云質(zhì)喀斯特角礫巖的孔隙度其次，分布在0.28%～16.34%之間，平均值為3.60%；滲透率分布在0.035×10-3～67.8×10-3μm2之間，其中滲透率>0.1×10-3μm2的樣品占55.03%。晶粒白云巖孔隙度在0.26%～19.48%之間，平均值為3.40%；滲透率分布范圍為0.001×10-3～69×10-3μm2，其中滲透率>0.1×10-3μm2的樣品占33.50%。在各種灰?guī)r樣品中，顆粒灰?guī)r孔隙度分布在0.36%～10.78%之間，平均值為1.84%；滲透率分布在0.001×10-3～18.9×10-3μm2之間，滲透率>0.1×10-3μm2的樣品占11.11%。灰質(zhì)喀斯特角礫巖孔隙度分布在0.61%～5.81%之間，平均值為1.16%；滲透率分布在0.001×10-3～7.77×10-3μm2之間，平均值為0.24×10-3μm2?；?guī)r孔隙度分布在0.17%～12.51%之間，平均值為1.65%；滲透率分布在0.001×10-3～75.3×10-3μm2之間，滲透率>0.1×10-3μm2的樣品占全部晶?；?guī)r樣品的19.71%。

3.3 古喀斯特作用對儲層發(fā)育的控制

川東及川東北地區(qū)黃龍組經(jīng)過淺-中等埋藏深度的成巖作用改造后，受云南運(yùn)動構(gòu)造隆升影響，整個(gè)川東地區(qū)進(jìn)入了長達(dá)15～20 Ma的古表生期喀斯特演化階段。由大氣水對黃龍組儲層進(jìn)行的喀斯特改造，使儲層物質(zhì)組分和原始地貌形態(tài)遭到不同程度的改造[12-15]，溶蝕孔、洞、縫大量發(fā)育，對儲層的孔隙和連通性起到了積極的建設(shè)性作用[16]，并明顯受溶蝕強(qiáng)度和古喀斯特地貌控制。

3.3.1 溶蝕強(qiáng)度與儲層發(fā)育的關(guān)系

按溶蝕強(qiáng)度與儲層的發(fā)育關(guān)系，可將研究區(qū)黃龍組喀斯特巖分為3類：①弱溶蝕喀斯特巖，由于溶蝕作用不強(qiáng)，僅發(fā)育少量溶蝕孔和溶縫；孔隙度為2%～8%，滲透率為(0.1～5.3)×10-3μm2，多數(shù)屬于低孔、低滲儲層。②中等溶蝕溶孔狀喀斯特巖，溶蝕孔和溶縫都較發(fā)育，溶蝕作用較強(qiáng)，可形成溶蝕洞，主要為白云巖遭受連續(xù)溶蝕作用的產(chǎn)物；孔隙度為5%～12%，滲透率為(0.1～10)×10-3μm2；物性普遍較好，往往為黃龍組氣藏主力儲層類型，主要發(fā)育于黃龍組第二段。③強(qiáng)溶蝕角礫狀喀斯特巖，是喀斯特洞穴的產(chǎn)物，基質(zhì)巖遭強(qiáng)烈溶蝕垮塌后的原地堆積體，角礫成分繼承了基巖的特性；角礫中常發(fā)育較多溶孔和溶縫，但由于后期泥炭質(zhì)充填，物性一般；孔隙度為2%～6%，滲透率為(1～10)×10-3μm2，為黃龍組氣藏次要儲層類型。

3.3.2 古喀斯特地貌與儲層發(fā)育的關(guān)系

圖9 川東北地區(qū)黃龍組古巖地貌單元和儲層發(fā)育與對比圖Fig.9 Comparison chart of geomorphic units and reservoir development of Huanglong Formation in Northeastern Sichuan

川東北地區(qū)在晚石炭世末期隆升暴露，受差異風(fēng)化的影響，不同地貌單元的儲層發(fā)育也有所不同(圖9)：①喀斯特高地以滲流溶蝕作用為主。由于位于高部位，剝蝕作用強(qiáng)烈，通常儲層難以保存。②喀斯特上斜坡地勢較陡，水流作用主要以下滲作用為主并伴隨有側(cè)向遷移，水中的CaCO3通常處于不飽和狀態(tài)，所以溶蝕作用強(qiáng)烈，充填作用較弱，是各喀斯特地貌單元中儲層最發(fā)育的部位。③喀斯特下斜坡地勢同樣較陡，但由于位于潛水面附近，受基準(zhǔn)面往復(fù)上升、下降作用的影響，所以儲層發(fā)育往往不連續(xù)，總體上看應(yīng)該為儲層發(fā)育的次有利區(qū)域。④喀斯特盆地地勢平坦，水流作用以側(cè)向遷移為主，垂向遷移基本不發(fā)育，由于地下水流動緩慢，CaCO3長期處于過飽和狀態(tài)，膠結(jié)作用較強(qiáng)，為地貌單元中最不利于儲層發(fā)育的區(qū)域。

4 結(jié) 論

a.川東北地區(qū)石炭系黃龍組3個(gè)巖性段分別為塞卜哈和局限海灣陸棚、開闊海灣陸棚環(huán)境沉積的產(chǎn)物，儲層主要發(fā)育在第二段的白云巖中，以低孔低滲儲層為主。

b.儲層的孔隙類型豐富，包括有原生粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、鑄?？准皹?gòu)造破裂縫，最有效的儲集空間為晶間孔和粒間溶孔，次為粒內(nèi)溶孔。構(gòu)造裂縫不僅也為有效儲集空間，更重要的是作為疏導(dǎo)體還是儲層中最有效的運(yùn)移通道。

c.川東北地區(qū)黃龍組儲層的發(fā)育程度主要受沉積相類型、白云巖化程度和喀斯特作用3個(gè)因素控制。其中沉積相奠定了發(fā)育儲層的物質(zhì)基礎(chǔ)和空間位置，白云巖化決定了儲層基質(zhì)巖品質(zhì)，喀斯特作用加大了儲層發(fā)育規(guī)模和提高了儲層質(zhì)量，再埋藏期的構(gòu)造破裂作用進(jìn)一步改善了儲層物性。

[參考文獻(xiàn)]

[1] 陳宗清.川東中石炭世黃龍期沉積相及其與油氣的關(guān)系[J].沉積學(xué)報(bào)，1985,3(1):71-80.

Chen Z Q. Sedimentary facies during Huanglong stage of Mid-Carboniferous in East Sichuan and its correlation with oil and gas[J]. Acta Sedimentolgica Sinica, 1985, 3(1): 71-80. (In Chinese)

[2] 陳宗清.川東石炭系潮坪沉積區(qū)地層劃分對比與找氣意義[J].地質(zhì)學(xué)報(bào)，1985(2):87-96.

Chen Z Q. Srtatigraphic classification and correlation of carboniferous tidal flat area in Eastern Sichuan Province, China-with referrence to their significance in gas prospecting[J]. Acta Geologica Sinica, 1985(2): 87-96. (In Chinese)

[3] 鄭榮才，彭軍，高紅燦.渝東黃龍組碳酸鹽巖儲層的古巖溶特征和巖溶旋回[J].地質(zhì)地球化學(xué)，2003，31(1)：28-35.

Zheng R C, Peng J, Gao H C. Palaeokarst related characteristics and cycles of carbonate reservoirs in Huanglong formation，Upper Carboniferous，eastern Chongqing[J]. Geology-Geochemisity, 2003, 31(1): 28-35. (In Chinese)

[4] 胡光燦，謝姚祥.中國四川東北高陡構(gòu)造石炭系氣田[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997.

Hu G C, Xie Y X. Carboniferous Gas Fields in High Steep Structures of Eastern Sichuan[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1997. (In Chinese)

[5] 鄭榮才，張哨楠，李德敏.川東黃龍組角礫巖成因及其研究意義[J].成都理工學(xué)院學(xué)報(bào)，1996，23(1)：8-18.

Zheng R C, Zhang S N, Li D M. Origin and researching significance of breccias in the Upper Carboniferous Huanglong Formation, Eastern Sichuan[J]. Journal of Chengdu University of Technology, 1996, 23(1): 8-18. (In Chinese)

[6] 鄭榮才，李德敏，張哨楠.川東黃龍組天然氣儲層的層序地層學(xué)研究[J].沉積學(xué)報(bào)，1995，13(增刊)：1-9.

Zheng R C, Li D M, Zhang S N. A study on sequence, stratigraphy of the Huanglong Formation, Upper Carboniferous in Eastern Sichuan[J]. Acta Sdimentologica Sinica, 1995, 13(Suppliment): 1-9. (In Chinese)

[7] 李忠，雷雪,晏禮.川東石炭系黃龍組層序地層劃分及儲層特征分析[J].石油物探,2005,44(1):39-43.

Li Z, Lei X, Yan L. The division of sequence stratigraphy and analysis of reservoir characteristics in Huanglong Formation of Carboniferous in East Sichuan area[J]. Geophysical Prospecting For Petroleum, 2005, 44(1): 39-43. (In Chinese)

[8] 文華國，鄭榮才，李偉，等.四川盆地東部黃龍組古巖溶地貌研究[J].地質(zhì)論評，2009,6(55):816-826.

Wen H G, Zheng R C, Li W. Study on the Carboniferous palaeokarst landform in eastern Sichuan Basin[J]. Geological Review, 2009, 6(55): 816-826. (In Chinese)

[9] 王一剛，文應(yīng)初，劉志堅(jiān).川東石炭系碳酸鹽巖儲層孔隙演化中的古巖溶和埋藏溶解作用[J].天然氣工業(yè)，1996，16(6):18-23.

Wang Y G, Wen Y C, Liu Z J. Palaeokarst and burial corrosion in porous evolution of carbonate rock reservoirs of carboniferous in east Sichuan[J]. Natural Gas Industry, 1996, 16(6): 18-23. (In Chinese)

[10] 鄭榮才，黨錄瑞，鄭超，等.川東—渝北黃龍組碳酸鹽巖儲層的成巖系統(tǒng)[J].石油學(xué)報(bào)，2010，31(2):237-245.

Zheng R C, Dang L R, Zheng C. Diagenetic system of carbonate reservoir in Huanglong Formation from East Sichuan to North Chongqing area[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010, 31(2): 237-245. (In Chinese)

[11] 胡忠貴，鄭榮才，文華國，等.川東-渝北地區(qū)石炭系黃龍組白云巖成因研究[J].巖石學(xué)報(bào)，2008，24(6):1369-1378.

Hu Z G, Zheng R C, Wen H G,etal. Dolostone genesis of Huanglong Formation of carboniferous in Linshui of eastern Sichuan-northern Chongqing area[J]. Acta Petrologica Sinaca, 2008, 24(6): 1369-1378. (In Chinese)

[12] 黃尚瑜，宋煥榮.油氣儲層的深巖溶作用[J].中國巖溶，1997，16(3)：189-197.

Huang S Y, Song H R. Deep karstification of gas-oil reservoir[J]. Carsologica Sinica, 1997, 16(3): 189-198. (In Chinese)

[13] 張學(xué)豐，劉波，蔡忠賢，等.白云巖化作用與碳酸鹽巖儲層物性[J].地質(zhì)科技情報(bào)，2010，29(3)：79-85.

Zhang X F, Liu B, Cai Z X. Dolomitization and carbonate reservoir formation[J]. Geological Science and Technology Information, 2010, 29(3): 79-85. (In Chinese)

[14] 宋煥榮,黃尚瑜.碳酸鹽巖化學(xué)溶蝕效應(yīng)[J].現(xiàn)代地質(zhì),1993,7(3):363-371.

Song H R, Huang S Y. Chemical corrosion effects of carbonate rock[J]. Geoscience, 1993, 7(3): 363-371. (In Chinese)

[15] 康玉柱.中國古生代碳酸鹽巖古巖溶儲層特征與油氣分布[J].天然氣工業(yè)，2008，28(6)：1-12.

Kang Y Z. Characteristics and distribution laws of paleokarst hydrocarbon reservoirs in Palaeozoic carbonate formations in China[J]. Nature Gas Industry, 2008, 28(6): 1-12. (In Chinese)

[16] 陳志斌，陳梅，王龍樟.川東北地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組碳酸鹽巖儲層成巖作用[J].天然氣地球科學(xué)，2010，21(5):742-747.

Chen Z B, Chen M, Wang L Z. Diagenesis of carbonate reservoir in the Lower Triassic Feixianguan Formation of the NE Sichuan Basin, China[J]. Natural Gas Geoscience, 2010, 21(5): 742-747. (In Chinese)