綏靖油田長(zhǎng)7—長(zhǎng)10成藏條件及成藏模式研究

張鵬，張春生，李婷，方金，郭云濤，王杰

（1.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依834000）

綏靖油田長(zhǎng)7—長(zhǎng)10成藏條件及成藏模式研究

張鵬1，張春生1，李婷2，方金1，郭云濤1，王杰1

（1.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，湖北武漢430100；2.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依834000）

分析了綏靖油田長(zhǎng)7—長(zhǎng)10油層組成藏的烴源巖特征、儲(chǔ)層條件、生儲(chǔ)蓋組合、成藏動(dòng)力因素以及油氣輸導(dǎo)體系，得出長(zhǎng)7組烴源巖為研究區(qū)主要烴源巖，長(zhǎng)9組烴源巖為次要烴源巖；三角洲及湖泊形成的砂體為主要的儲(chǔ)集層，物性良好，生儲(chǔ)蓋組合以互層式為主，異常地層壓力為油氣運(yùn)移和成藏的主要驅(qū)動(dòng)力，而砂體的橫向連片、縱向上的疊置以及裂縫的發(fā)育為油氣運(yùn)移提供了通道；最后歸納出“上生下儲(chǔ)”和“下生上儲(chǔ)”兩種成藏模式。

成藏條件；成藏模式；長(zhǎng)7—長(zhǎng)10油層組；綏靖油田

鄂爾多斯盆地是我國(guó)第二大陸上沉積盆地，是一個(gè)油氣資源豐富構(gòu)造簡(jiǎn)單的大型多旋回克拉通盆地[1]。盆地以太古宙—下元古代的變質(zhì)巖系為基底，并接受了自震旦到第四系等地層的沉積，其中以中生代為盆地的主要成油時(shí)代[2]。晚三疊世形成的延長(zhǎng)組因其經(jīng)歷了完整的湖進(jìn)—湖退旋回，匹配有利的生儲(chǔ)蓋組合，也是盆地最主要的勘探層系。21世紀(jì)初，圍繞綏靖、西峰、安塞、姬塬等地[3]延長(zhǎng)組開(kāi)展的油氣勘探取得重大突破，探明地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)數(shù)億噸，這預(yù)示著延長(zhǎng)組具有很好的開(kāi)發(fā)前景。

前人根據(jù)沉積旋回特征結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際，將延長(zhǎng)組自上而下劃分為10個(gè)油層組[4]，由于縱向上的儲(chǔ)層差異、成藏條件及油氣運(yùn)聚規(guī)律的不同構(gòu)成了不同的生儲(chǔ)蓋組合。以往的研究主要集中在長(zhǎng)7和長(zhǎng)8兩個(gè)油層組上，對(duì)于整體上的延長(zhǎng)組油氣運(yùn)聚和成藏模式認(rèn)識(shí)程度較低。在總結(jié)前人研究成果的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)綏靖油田長(zhǎng)7—長(zhǎng)10油層組的油源條件、儲(chǔ)蓋條件、油氣運(yùn)移及成藏模式進(jìn)行系統(tǒng)的研究，以期為延長(zhǎng)組今后的油氣勘探以及挖潛提供地質(zhì)依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

綏靖地區(qū)地處鄂爾多斯盆地中北部，地理位置位于化子坪—寧條梁地區(qū)，面積約4 900 km2。前人把盆地劃分為北部的伊蒙隆起、東部的晉西撓褶帶、南部的渭北隆起，西緣相鄰產(chǎn)出的天環(huán)坳陷和西緣逆沖帶，以及中部的陜北斜坡帶等六個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元[5]。其中，綏靖油田位于陜北斜坡的中北部（圖1）。研究區(qū)總體上呈東寬西窄向西傾斜的大型單斜，坡降約8 m/km，傾角小于1度，構(gòu)造上具有良好的繼承性。由于受到印支、燕山等構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，在西傾單斜背景上發(fā)育多個(gè)鼻狀隆起帶，對(duì)油氣聚集和油氣藏的形成有重要影響。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造區(qū)劃圖及研究區(qū)位置Fig.1 Geotectonic map and studied area position of Ordos Basin

2 烴源巖特征

烴源巖條件的好壞直接關(guān)系到油氣藏的形成及其規(guī)模的大小。延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組沉積時(shí)期湖盆水體較淺，不具備藻類(lèi)等低等水生生物的大量繁殖和有機(jī)質(zhì)保存的條件，難以形成較好的烴源巖。長(zhǎng)7和長(zhǎng)9油層組沉積時(shí)期處于湖盆發(fā)展的全盛時(shí)期，物源充足，沉降速度明顯大于沉積速度。延長(zhǎng)組烴源巖干酪根有機(jī)顯微組分鑒定結(jié)果表明，延長(zhǎng)組有機(jī)顯微組分以鏡質(zhì)組和腐泥組為主，占整個(gè)有機(jī)質(zhì)類(lèi)型的93.75%；其中鏡質(zhì)組含量稍占優(yōu)勢(shì)，反映了當(dāng)時(shí)沉積環(huán)境有機(jī)物主要來(lái)源于半深湖—深湖相內(nèi)部物源和河流—三角洲相陸源有機(jī)物的輸入，而且陸源高等植物的貢獻(xiàn)稍大于湖相內(nèi)部藻類(lèi)等低等水生生物對(duì)巖石有機(jī)質(zhì)的貢獻(xiàn)。長(zhǎng)7樣品主要巖性是灰黑或黑色油頁(yè)巖，其有機(jī)碳含量分布在0.64%～12.75%，平均值為3.82%。單從TOC這一參數(shù)看，長(zhǎng)7暗色油頁(yè)巖應(yīng)該為好烴源巖；其生烴潛力Pg(S1+ S2)值也相當(dāng)高，分布于2.51～7.1 mg/g，平均值為6.03 mg/g，比陸相好烴源巖下限值6.0 mg/g稍高，評(píng)價(jià)級(jí)別為好烴源巖；氯仿瀝青“A”最小值為0.44%，最大值為0.91%，平均值為0.69%，也處于好烴源巖范圍內(nèi)。

圖2 綏靖油田長(zhǎng)7、長(zhǎng)9烴源巖Ro與深度關(guān)系Fig.2 Relation betweenRoand depth of Chang-7 and Chang-9 hydrocarbon source rock in Suijing oilfield

通過(guò)對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)7和長(zhǎng)9烴源巖鏡質(zhì)體反射率（Ro）值與深度的關(guān)系發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)7與長(zhǎng)9烴源巖Ro值皆分布在0.6～1.2，但由于長(zhǎng)7的埋藏深度較長(zhǎng)9淺，固其熱演化程度比長(zhǎng)9稍低，Ro值分布也較為分散?？傮w來(lái)說(shuō)，長(zhǎng)7和長(zhǎng)9烴源巖均已經(jīng)達(dá)到大量生油的成熟階段（圖2）。

此次研究，主要采用物質(zhì)平衡法計(jì)算烴源巖的排烴量。按照“生烴-殘烴＝排烴”的物質(zhì)平衡原理得出了對(duì)應(yīng)的排烴量。在計(jì)算過(guò)程中，先將研究區(qū)內(nèi)烴源巖的分布區(qū)域均劃分為若干個(gè)網(wǎng)格區(qū)，然后計(jì)算出各網(wǎng)格區(qū)烴源巖的生、排烴量，求和得出研究區(qū)烴源巖總的生、排烴量，最后用總的生、排烴量除以網(wǎng)格的總面積便得出生、排烴強(qiáng)度。通過(guò)計(jì)算所得，繪制出排烴強(qiáng)度平面分布圖（圖3，圖4）。

圖3 綏靖油田長(zhǎng)7生烴強(qiáng)度平面圖Fig.3 Hydrocarbon generating intensity plane graph of Chang-7 group in Suijing oilfield

圖4 綏靖油田長(zhǎng)9生烴強(qiáng)度平面圖Fig.4 Hydrocarbon generating intensity plane graph of Chang-9 group in Suijing oilfield

綜合前人對(duì)烴源巖的研究[6-7]認(rèn)為長(zhǎng)7為研究區(qū)主要烴源巖層段，大范圍發(fā)育厚層高品質(zhì)源巖（圖5），具備主力烴源巖的條件，為長(zhǎng)8和長(zhǎng)10油層組主要的油源。長(zhǎng)9烴源巖為一套區(qū)域性的烴源巖（圖6），分布范圍有限，為長(zhǎng)8和長(zhǎng)10油層組的次要油源。

圖5 綏靖油田長(zhǎng)7有效烴源巖厚度平面圖Fig.5 Effective hydrocarbon source rock thickness plane diagram of Chang-7 group in Suijing oilfield

圖6 綏靖油田長(zhǎng)9有效烴源巖厚度平面圖Fig.6 Effective hydrocarbon source rock thickness plane diagram of Chang-9 group in Suijing oilfield

3 儲(chǔ)層條件

研究區(qū)延長(zhǎng)組是一套半深湖—深湖相的烴源巖，經(jīng)歷了湖泊的形成、發(fā)育及衰亡的演化過(guò)程。長(zhǎng)7—長(zhǎng)10儲(chǔ)層的粒級(jí)集中在中砂和細(xì)砂，其次為粉砂。地層下部長(zhǎng)9—長(zhǎng)10為湖泊形成期，湖盆開(kāi)始發(fā)育，物源供給充分，沉積充填作用強(qiáng)烈，形成以進(jìn)積為主的粗粒沉積，沉積相以沖積扇、辮狀河及辮狀河三角洲沉積為主。上部長(zhǎng)7—長(zhǎng)8為湖泊鼎盛時(shí)期，湖盆開(kāi)始強(qiáng)烈拗陷，沉積環(huán)境進(jìn)入弱還原和欠補(bǔ)償狀態(tài)，形成以退積為主的細(xì)粒沉積，沉積相以三角洲及湖泊沉積為主[8]。

對(duì)區(qū)內(nèi)巖心、鑄體薄片和電鏡等資料進(jìn)行分析，認(rèn)為研究區(qū)目的層段巖石類(lèi)型以長(zhǎng)石巖屑砂巖、長(zhǎng)石石英砂巖為主。填隙物類(lèi)型主要有鐵方解石、方解石、鐵白云石、長(zhǎng)石、硅質(zhì)、濁沸石、黃鐵礦、高嶺石，膠結(jié)物主要為鐵方解石,平均膠結(jié)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為9.6%，其次為方解石膠結(jié)?？紫额?lèi)型主要有長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔和粒間孔。其中長(zhǎng)石溶孔是主要的儲(chǔ)集空間，巖屑溶孔和粒間孔次之，出現(xiàn)少量的晶間孔和粒間溶孔。

孔隙度和滲透率是研究?jī)?chǔ)層最為關(guān)鍵的兩個(gè)參數(shù)。依據(jù)對(duì)大量研究區(qū)樣品巖石物性資料顯示的統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果，研究區(qū)目的層段儲(chǔ)層屬于低孔特低滲儲(chǔ)層。據(jù)統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)7—長(zhǎng)10儲(chǔ)層孔隙度最小值為5.8%，最大值為17.2%，主要分布在7.95%～9.86%，平均值為9.3%。儲(chǔ)層滲透率最小值為0.01× 10-3μm2，最大值為11.73×10-3μm2，一般分布在（0.1～5.6）×10-3μm2范圍，平均值為1.6×10-3μm2。分流河道砂體分布廣泛，而且由于河道側(cè)向遷移，導(dǎo)致砂體橫向上連片分布，連續(xù)性較好，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好。根據(jù)做出的孔隙度和滲透率關(guān)系圖（圖7），發(fā)現(xiàn)孔隙度和滲透率總體上呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)性較好。

圖7 綏靖油田長(zhǎng)7～長(zhǎng)10砂巖孔滲關(guān)系Fig.7 Poroperm relation of sandstone of Chang-7 to Chang-10 group in Suijing oilfield

4 生、儲(chǔ)、蓋組合

油氣勘探的實(shí)踐證明，生油層、儲(chǔ)集層、蓋層的有效匹配，是形成豐富的油氣聚集特別是形成巨大油氣藏必不可少的條件之一。根據(jù)生、儲(chǔ)、蓋三者在時(shí)間、空間上的相互配置關(guān)系，可將生儲(chǔ)蓋組合劃分為廣覆式、互層式、倒掛式[9]等幾種類(lèi)型，研究區(qū)生儲(chǔ)蓋組合以互層式為主（圖8）。

圖8 綏靖油田互層式生儲(chǔ)蓋組合類(lèi)型Fig.8 Interbedded source reservoir cap assemblage types in Suijing oilfield

長(zhǎng)8時(shí)期鄂爾多斯盆地處于湖盆發(fā)育期，發(fā)育了部分厚層狀暗色泥巖，破壞型三角洲沉積體系砂體和重力流沉積進(jìn)入泥巖中，形成良好的儲(chǔ)蓋組合。此外，其上部發(fā)育的長(zhǎng)7烴源巖層也可作為很好的蓋層。因此，長(zhǎng)7烴源巖生成的油氣也可以垂向向下運(yùn)移至長(zhǎng)8儲(chǔ)集巖中，它本身又可以成為長(zhǎng)8儲(chǔ)集層的蓋層；長(zhǎng)9發(fā)育的烴源巖層不僅可以向上運(yùn)移至長(zhǎng)8儲(chǔ)集巖中，向下又能運(yùn)移至長(zhǎng)10儲(chǔ)集層，同時(shí)也可作為長(zhǎng)10儲(chǔ)集層的蓋層，從而形成互層式的生儲(chǔ)蓋組合類(lèi)型。

5 成藏動(dòng)力因素分析

油氣聚集成藏的過(guò)程實(shí)際上就是在驅(qū)動(dòng)力的作用下油氣由烴源巖運(yùn)移至最有利的儲(chǔ)集空間聚集的過(guò)程，驅(qū)動(dòng)力的大小和性質(zhì)決定了油氣運(yùn)移的方向以及油氣藏的規(guī)模，因此，研究油氣運(yùn)移動(dòng)力是研究油氣聚集成藏的關(guān)鍵所在。前人研究表明，油氣在地下運(yùn)移的過(guò)程總受到多種力的影響，如毛細(xì)管力、浮力、異常壓力、水動(dòng)力、構(gòu)造應(yīng)力等均是影響油氣運(yùn)移的動(dòng)力或阻力，目前廣泛認(rèn)可的油氣運(yùn)移的動(dòng)力主要是異常壓力[10]。異常地層壓力控制著長(zhǎng)7—長(zhǎng)10油層組油氣的初次運(yùn)移，在一定程度上還影響了油氣的二次運(yùn)移以及油氣藏的形成。

研究發(fā)現(xiàn),研究區(qū)的異常地層壓力主要由欠壓實(shí)作用產(chǎn)生[11-13]，同時(shí)生產(chǎn)的烴類(lèi)隨著濃度加大，也可以引起壓力升髙。晚三疊世延長(zhǎng)組和侏羅系、下白堊統(tǒng)是沉積較快的地層，快速的沉降使長(zhǎng)7和長(zhǎng)9厚層泥巖排液不暢，形成超壓。由于流體總是從高異常地層壓力向低異常地層壓力的方向運(yùn)移，而前文已述及長(zhǎng)7油層組為研究區(qū)主要油源，而長(zhǎng)9油層組為研究區(qū)次要油源，因此，長(zhǎng)7、長(zhǎng)9組烴源巖與長(zhǎng)8、長(zhǎng)10油層組之間的壓力差至少要大于0，油氣才可能發(fā)生運(yùn)移。

為了探討研究區(qū)各油層組的異常地層壓力，對(duì)研究區(qū)129口井的聲波時(shí)差數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，并采用平衡深度法，計(jì)算出每口井在各個(gè)層段的異常地層壓力，最后統(tǒng)計(jì)出各油層組的異常壓力的范圍。研究結(jié)果表明，由于長(zhǎng)7組烴源巖大量生烴，因此與長(zhǎng)8、長(zhǎng)10油層組的壓力差分布在4～8 MPa，長(zhǎng)9組烴源巖與長(zhǎng)8、長(zhǎng)10油層組的壓力差也達(dá)到了2～4 MPa，都大于0，為油氣向上或者向下運(yùn)移提供了動(dòng)力。

6 油氣輸導(dǎo)體系研究

輸導(dǎo)體的類(lèi)型主要包括：砂體、斷層、不整合及裂縫等。綏靖油田主要發(fā)育裂縫和砂體兩類(lèi)輸導(dǎo)體，這兩類(lèi)輸導(dǎo)體中，起主導(dǎo)作用的主要是砂體，而裂縫的發(fā)育則大大提高了砂體的輸導(dǎo)能力。

研究區(qū)以湖泊相和三角洲相為主要沉積相類(lèi)型，三角洲砂體和河流砂體發(fā)育，且砂體具有厚度大、分布廣、連片性強(qiáng)等特點(diǎn)。其中，緊鄰生油層的長(zhǎng)8、長(zhǎng)10油層組發(fā)育有6條大型的河道，砂層總厚度50～60 m，單層厚度7～10 m，河道寬度達(dá)1～4 km。這些砂體在橫向上大面積連片，在縱向上相互疊置（圖8），為油氣的運(yùn)移和聚集成藏提供了有利的空間。

鄂爾多斯盆地經(jīng)歷了多次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，使盆地內(nèi)部形成了數(shù)量多、規(guī)模大的裂縫，這些裂縫的發(fā)育間接地影響了油氣的運(yùn)移與聚集。通過(guò)對(duì)研究區(qū)巖心的觀察發(fā)現(xiàn)研究區(qū)的裂縫以水平裂縫為主，如楊58井長(zhǎng)7段的水平裂縫，發(fā)育數(shù)條0.5～1 mm寬的裂縫，縫面較直，充填物較少，偶見(jiàn)方解石與泥質(zhì)充填，并在裂縫中發(fā)現(xiàn)油氣顯示，成為油氣向下運(yùn)移的主要通道。

7 成藏模式

通過(guò)大量的工作，總結(jié)了研究區(qū)延長(zhǎng)組成藏的模式主要有上生下儲(chǔ)模式或下生上儲(chǔ)模式兩種[14]，這兩種模式可以通過(guò)油源對(duì)比工作進(jìn)行標(biāo)定。

研究區(qū)最大埋深期發(fā)生在早白堊世末期，此時(shí)長(zhǎng)7和長(zhǎng)9烴源巖熱演化達(dá)到生烴高峰階段，形成大量油氣，烴源巖在異常高的過(guò)剩壓力差下強(qiáng)排烴并向相對(duì)低壓區(qū)運(yùn)移、聚集成藏。因此，綏靖地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8和長(zhǎng)9油層組成藏既存在上生下儲(chǔ)模式，也存在下生上儲(chǔ)模式，長(zhǎng)10油層組成藏為上生下儲(chǔ)模式（圖9）。

由于長(zhǎng)7厚層泥巖和長(zhǎng)9暗色泥巖為異常高的過(guò)剩壓力差分布區(qū)，過(guò)剩壓力差垂向上分布不均。在過(guò)剩壓力差為動(dòng)力背景下，大量的油氣通過(guò)構(gòu)造作用形成的裂縫、生烴增壓形成的微裂縫以及沉積作用下的疊置砂體等輸導(dǎo)體系向低壓區(qū)運(yùn)移，遇到有利于油氣聚集成藏的圈閉就保存下來(lái)。

從油氣運(yùn)移方向上看，縱向和橫向上均有運(yùn)移，研究區(qū)以過(guò)剩壓力差為動(dòng)力發(fā)生縱向運(yùn)移，然后沿相對(duì)高孔、高滲砂體發(fā)生橫向運(yùn)移。在研究區(qū)西部如定邊、安邊地區(qū)，長(zhǎng)8油層組油氣來(lái)自長(zhǎng)7烴源巖，長(zhǎng)9油層組油氣來(lái)自長(zhǎng)7和長(zhǎng)9烴源巖，長(zhǎng)10油層組油氣來(lái)自長(zhǎng)9烴源巖；在研究區(qū)中部及南部地區(qū)，長(zhǎng)8油層組油氣源自長(zhǎng)7和長(zhǎng)9烴源巖，長(zhǎng)9油層組油氣主要來(lái)自長(zhǎng)7烴源巖，部分區(qū)域也來(lái)自長(zhǎng)9烴源巖，長(zhǎng)10油層組油氣來(lái)自長(zhǎng)9或長(zhǎng)7烴源巖。從提供油氣的烴源巖來(lái)源的角度分析，長(zhǎng)8、長(zhǎng)9和長(zhǎng)10油藏主要發(fā)育單向源供應(yīng)成藏和雙向源供應(yīng)成藏兩種成藏類(lèi)型。

8 結(jié)論

1）長(zhǎng)7油層組發(fā)育的烴源巖是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖，具有厚度大、分布范圍廣、有機(jī)質(zhì)豐富的特點(diǎn)，是研究區(qū)主要的烴源巖。長(zhǎng)9油層組的烴源巖為一套區(qū)域性的烴源巖，分布范圍有限。儲(chǔ)層主要發(fā)育中到細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖和長(zhǎng)石石英砂巖，以孔隙式膠結(jié)為主?？紫额?lèi)型主要為粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，孔隙度和滲透率呈良好的正相關(guān)關(guān)系。

圖9 綏靖油田楊57—G32-9井成藏模式Fig.9 Reservoir forming pattern of well Yang 57 to well G32-9 in Suijing oilfield

2）研究區(qū)內(nèi)的生儲(chǔ)蓋組合類(lèi)型主要是互層式，長(zhǎng)7油層組的烴源巖不僅為長(zhǎng)7—長(zhǎng)10油層組提供了油氣來(lái)源，還可以作為一套區(qū)域性的蓋層阻擋油氣向上逸散；長(zhǎng)9油層組的烴源巖也可作為長(zhǎng)10油層組的蓋層。研究區(qū)的成藏動(dòng)力主要是異常地層壓力，其形成機(jī)理主要是欠壓實(shí)作用及烴源巖的生排烴作用。

3）油氣以長(zhǎng)7和長(zhǎng)9異常高的過(guò)剩壓力差分布區(qū)為中心向四周發(fā)散，油氣成藏模式是異常過(guò)剩壓力差條件下上生下儲(chǔ)和下生上儲(chǔ)兩種成藏模式，在低壓區(qū)或相對(duì)低壓區(qū)形成的長(zhǎng)8和長(zhǎng)10油藏主要發(fā)育儲(chǔ)層與烴源巖直接接觸成藏、油氣通過(guò)疊置滲砂體運(yùn)聚成藏、油氣通過(guò)流體壓裂縫運(yùn)聚成藏，三種成藏類(lèi)型。

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（編輯：嚴(yán)駿）

Research on reservoir forming conditions and models of Chang-7 to Chang-10 group in Suijing oilfield

Zhang Peng1,Zhang Chunsheng1,Li Ting2,Fang Jin1,Guo Yuntao1and Wang Jie1
(1.College of Geosciences,Yangtze University,Wuhan,Hubei 430100,China; 2.PetroChina Xinjiang Oilfield Company,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Through the analysis of hydrocarbon source rock characteristics,reservoir conditions,source reservoir cap assemblage, reservoir dynamic factors and petroleum migration pathways of Chang-7 to Chang-10 group in Suijing oilfield,it concludes that Chang-7 group is the main source rock,followed by Chang-9 group.Sand bodies formed by delta and lakes are the main reservoirs, which have good physical properties,in addition,interbedded reservoir is the main of source reservoir cap,and abnormal formation pressure is the main driving force of petroleum migration and reservoir forming;however,lateral connected sand body,vertical su?perposition and fracture development provide petroleum migration pathways.Finally,the two reservoir forming models are conclud?ed,and they are upper generation and lower storage and lower generation and upper storage.

reservoir forming condition,reservoir forming model,Chang-7 to Chang-10 group,Suijing oilfield

TE122.3

A

2015-06-12。

張鵬（1990—），男，在讀碩士研究生，儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)研究。