低滲透儲集層成巖作用與孔滲演化
——以準噶爾盆地中部1區(qū)侏羅系三工河組為例

葸克來，操應長，王艷忠，Haile Beyene Girma，張響響，張江華，金杰華

（1.中國石油大學地球科學與技術學院；2.挪威奧斯陸大學地球科學學院；3.中國石油勘探開發(fā)研究院；4.中國石化勝利油田分公司新春采油廠）

低滲透儲集層成巖作用與孔滲演化
——以準噶爾盆地中部1區(qū)侏羅系三工河組為例

葸克來1,2，操應長1，王艷忠1，Haile Beyene Girma2，張響響3，張江華4，金杰華1

（1.中國石油大學地球科學與技術學院；2.挪威奧斯陸大學地球科學學院；3.中國石油勘探開發(fā)研究院；4.中國石化勝利油田分公司新春采油廠）

綜合利用巖心觀察、薄片鑒定、陰極發(fā)光分析、掃描電鏡觀察、流體包裹體分析、碳氧同位素組成分析、壓汞分析及孔滲測試等技術方法，結合埋藏演化史、有機質熱演化史和油氣充注史，研究準噶爾盆地中部1區(qū)侏羅系三工河組低滲透儲集層成巖作用與孔滲演化，并分析孔滲演化史與油氣成藏史的匹配關系。該區(qū)低滲透儲集層成巖環(huán)境經歷了早期堿性、中期酸性和晚期堿性的演化過程，主要的膠結溶解序列為：綠泥石膜沉淀，早期方解石膠結，長石溶蝕、石英次生加大、自生高嶺石充填，硬石膏膠結，晚期鐵方解石膠結、晚期鐵白云石膠結，少量黃鐵礦膠結，其中壓實作用貫穿于整個埋藏演化過程?？诐B演化史與成藏史匹配關系表明，三工河組存在3種成因類型的低滲透儲集層：“先成藏后致密”型，勘探潛力最大；“邊成藏邊致密”型，勘探潛力中等；“先致密后成藏”型，勘探潛力較差。圖8表3參23

低滲透儲集層；成巖作用；孔滲演化史；油氣成藏史；準噶爾盆地

0 引言

準噶爾盆地中部1區(qū)侏羅系三工河組低滲透儲集層經歷了多種成巖環(huán)境演化，具有多種成巖作用類型，儲集層孔滲演化過程極其復雜，儲集層孔滲演化史與成藏史匹配關系認識難度大[1-5]，制約準噶爾盆地低滲透油藏的高效勘探開發(fā)。

目前僅有少數學者對準噶爾盆地中部1區(qū)儲集層成巖作用進行了研究[6-7]。本文在準噶爾盆地中部1區(qū)侏羅系三工河組低滲透儲集層成巖演化研究基礎上，恢

復其孔滲演化過程，明確孔滲演化史與成藏史的匹配關系，從而指導盆地中部1區(qū)低滲透油藏的勘探與開發(fā)。

1 研究區(qū)地質概況

準噶爾盆地中部1區(qū)位于盆地腹部中央坳陷帶，主體部分為盆1井西凹陷和昌吉凹陷北斜坡，東接莫北凸起和馬橋凸起，西鄰中拐凸起和達巴松凸起（見圖1），自北向南主要包括沙窩地、莫西莊和征沙村地區(qū)，勘探面積3 648 km2。侏羅系三工河組主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，砂體發(fā)育穩(wěn)定、厚度大、分布廣，油氣儲量與產量均占全區(qū)50%以上，是準噶爾盆地中部1區(qū)油氣勘探的重點層位。

圖1 準噶爾盆地中部1區(qū)構造位置

2 儲集層基本特征

準噶爾盆地中部1區(qū)侏羅系三工河組儲集層以長石質巖屑砂巖為主。石英平均含量為48.86%，長石平均含量為18.38%，巖屑平均含量為32.76%，其中火山巖巖屑占20.39%，變質巖巖屑占6.56%，沉積巖巖屑占5.81%。顆粒呈次棱角狀—次圓狀，分選性中等—好，儲集層雜基含量低，碎屑顆粒間以點—線接觸為主，膠結物類型多樣，主要為孔隙式膠結（見圖2）。

研究區(qū)儲集層平均孔隙度為12.44%，其中孔隙度為10%～15%的儲集層比例為50.87%，孔隙度為15%～25%的儲集層比例為22.96%。儲集層平均滲透率為14.81×10?3μm2，其中滲透率為（0.1～1.0）×10?3μm2的儲集層比例為23.24%，滲透率為（1～10）×10?3μm2的儲集層比例為26.96%，滲透率為（10～50）×10?3μm2的儲集層比例為22.41%。由此可見，研究區(qū)三工河組儲集層主要為低—中孔隙度、低滲透儲集層。

3 儲集層成巖作用類型與特征

3.1 壓實作用

沙窩地地區(qū)三工河組儲集層中石英、長石等剛性顆粒含量低，巖漿巖、低級變質巖和沉積巖等塑性巖屑含量高，儲集層抗壓能力弱，埋深小，顆粒以點接觸為主，少量顆粒為線接觸。莫西莊與征沙村地區(qū)儲集層埋深較大：前者石英、長石等剛性顆粒含量相對較高，巖漿巖、低級變質巖及沉積巖等塑性巖屑含量相對較低，儲集層抗壓能力強，顆粒以線接觸為主；后者成分成熟度相對較低，抗壓能力弱，顆粒以線—凹凸接觸為主。壓實作用常見的主要特征有：①云母等塑性顆粒的壓實變形；②長石等脆性顆粒的壓實破裂（見圖2a）；③碎屑顆粒為線—凹凸接觸，可見縫合接觸（見圖2b）；④泥巖巖屑的假雜基化。

3.2 膠結作用

研究區(qū)儲集層膠結作用普遍，碳酸鹽膠結物主要為鐵方解石和鐵白云石（見圖2c—2e）。碳氧同位素組成表明，沙窩地地區(qū)儲集層埋藏淺，碳酸鹽膠結物主要為較低溫度環(huán)境下形成的成巖方解石，砂巖與泥巖中碳酸鹽的碳氧同位素組成一致，碳酸鹽膠結物受有機酸脫羧作用影響較小，主要形成于油氣大規(guī)模充注前。莫西莊與征沙村地區(qū)儲集層埋深較大，碳酸鹽膠結物以較高溫度環(huán)境下形成的鐵方解石與鐵白云石為主，砂巖與泥巖中碳酸鹽的碳氧同位素組成差別大，碳酸鹽膠結物受有機酸脫羧作用影響明顯[8-10]（見圖3）。

圖2 三工河組低滲透儲集層特征

圖3 三工河組砂巖與泥巖中碳酸鹽碳氧同位素組成特征（圖版據文獻[8-9]）

石膏與硬石膏集中分布于莫西莊地區(qū)，常以孔隙式膠結形式出現(xiàn)，并交代顆粒（見圖2f）。硅質膠結物主要為石英次生加大邊（見圖2g），長石次生加大邊在研究區(qū)少量發(fā)育。儲集層中常見自生黏土礦物，以綠泥石和高嶺石為主：綠泥石主要以薄膜形式存在于顆粒邊緣（見圖2h），對儲集層孔隙空間起到保護作用，但會堵塞喉道，降低儲集層滲透率；高嶺石主要充填原生孔與長石溶孔（見圖2i），顯著降低滲透率。

3.3 溶蝕作用

研究區(qū)儲集層礦物組成以長石、巖屑等酸性不穩(wěn)定礦物為主，其中長石溶蝕現(xiàn)象最為普遍。長石顆粒沿邊緣、解理縫或破裂縫溶蝕，形成不規(guī)則邊緣或粒內溶孔（見圖2j）。另外可見石英顆粒及石英加大邊溶蝕孔（見圖2k）。

3.4 交代作用

自生礦物間的交代作用通常作為判斷成巖作用順序的主要依據。三工河組低滲透儲集層中主要可見自生碳酸鹽礦物、硬石膏等對長石、石英顆粒的交代作用，晚期碳酸鹽對早期碳酸鹽的交代作用（見圖2l），晚期碳酸鹽對硬石膏、石英加大的交代作用（見圖2m），以及黃鐵礦對碳酸鹽的交代作用（見圖2n）等。

4 儲集層成巖演化特征

4.1 儲集層膠結溶解序列

研究區(qū)三工河組儲集層中綠泥石膜普遍發(fā)育（見圖4a—4c），其連續(xù)分布并達到一定厚度時會抑制石英次生加大[11-12]。綠泥石膜主要分布在孔隙邊緣，顆粒緊密接觸處不發(fā)育（見圖4a），石英加大塵線中常見不連續(xù)的綠泥石膜（見圖4b、4d），推斷其形成于一定壓實作用后，早于石英次生加大。高嶺石普遍發(fā)育在綠泥石薄膜環(huán)邊分布的孔隙中（見圖4c），說明其形成晚于綠泥石膜。已有研究表明該類綠泥石的形成溫度約為10～35 ℃[13]。

圖4 三工河組低滲透儲集層中綠泥石薄膜分布特征

研究區(qū)碳酸鹽膠結物主要包括鐵方解石、鐵白云

石和少量方解石，常見鐵白云石與鐵方解石充填長石溶孔（見圖2e），說明其形成晚于長石溶蝕；長石溶孔中保留烴類充注的痕跡（見圖2o），可推斷油氣充注晚于長石溶蝕。長石溶蝕過程中主要形成石英加大與自生高嶺石等副產物[5]。石英次生加大邊中鹽水包裹體均一溫度為68.4～134.0 ℃，平均104.68 ℃，多分布于80～110 ℃（見圖5a、5b），該溫度范圍有利于有機酸保存[14]，形成長石溶蝕和石英加大所需的酸性環(huán)境。硬石膏形成需要較高鹽度環(huán)境和弱酸性介質[15]。儲集層中有機酸保存的最佳溫度為75～120 ℃[16]，且當溫度大于90 ℃時石膏開始脫水向硬石膏轉化，常見硬石膏膠結物交代石英次生加大邊（見圖2f），又被鐵方解石和鐵白云石膠結物交代的現(xiàn)象（見圖2m），說明其形成晚于石英次生加大而早于鐵方解石和鐵白云石膠結。

碳同位素組成指示研究區(qū)發(fā)育不同成因和期次的碳酸鹽膠結物（見圖3），陰極發(fā)光測試也證明存在不同期次碳酸鹽膠結物，且以晚期膠結為主（見圖2p）。碳酸鹽中鹽水包裹體均一溫度分布呈明顯雙峰特征（見圖5c、5d），且與利用碳酸鹽膠結物氧同位素組成估算的碳酸鹽形成溫度[17-19]具有較好的對應性（見表1）。鐵方解石和鐵白云石膠結物交代石英加大及硬石膏膠結物（見圖2c），而又被少量黃鐵礦膠結物交代（見圖2n），表明其形成晚于石英加大與硬石膏膠結而早于晚期黃鐵礦膠結。

圖5 三工河組低滲透儲集層膠結物中鹽水包裹體及其均一溫度分布

綜上，三工河組低滲透儲集層膠結溶解序列為：綠泥石膜沉淀，早期方解石膠結，長石溶蝕、石英加大和自生高嶺石充填，硬石膏膠結，晚期鐵方解石膠結和晚期鐵白云石膠結，少量黃鐵礦膠結，壓實作用貫穿于整個埋藏演化過程（見圖6）。

4.2 儲集層成巖作用演化

距今108～195 Ma，三工河組底界溫度低于75 ℃（見圖6），不利于有機酸保存[16]，且該時期發(fā)育早期綠泥石膜及少量早期方解石膠結物，二者形成均需堿性條件，因此推斷該時期成巖環(huán)境呈堿性特征（見圖7）。

研究區(qū)三工河組儲集層中原油主要來源于二疊系下烏爾禾組[20]，烴源巖主生排烴期（最佳生酸期）為距今75～135 Ma[20-21]，而儲集層有機酸最佳保存期為108 Ma至今（見圖6）。因此，距今約108 Ma開始，三工河組地層溫度達到約75 ℃，烴源巖中生成的有機酸能夠穩(wěn)定保存，儲集層成巖環(huán)境開始轉化為酸性，長石等礦物開始溶解，石英次生加大與高嶺石開始形

成（見圖6）。石英次生加大中鹽水包裹體均一溫度主要為80～110 ℃（見圖5b），證明了該時期酸性環(huán)境的存在。距今約95 Ma時，三工河組地層溫度達90 ℃，高鹽度地區(qū)硬石膏開始形成（見圖6）。

表1 根據三工河組低滲透儲集層中碳酸鹽膠結物氧同位素計算的碳酸鹽膠結物形成溫度

距今約75 Ma時，烴源巖地層溫度大于120 ℃[20-21]，羧酸陰離子脫羧，有機酸濃度降低，蒙皂石向伊利石轉化和伊利石向綠泥石轉化過程中產生的Fe2+、Mg2+、Ca2+等堿金屬離子進入孔隙水，成巖環(huán)境酸性減弱。距今26 Ma以來，烴源巖地層溫度大于140 ℃[22-23]，羧酸陰離子完全脫羧，儲集層中堿金屬離子濃度進一步增加，成巖環(huán)境變?yōu)閴A性，碳酸鹽開始膠結，此時儲集層溫度約為110～120 ℃（見圖6），與碳酸鹽膠結物中鹽水包裹體均一溫度及氧同位素計算的碳酸鹽膠結物形成溫度吻合（見表1、圖5d）。

三工河組儲集層油氣充注分為兩期：第1期約為距今50～90 Ma，第2期約為距今0～50 Ma。沙窩地與莫西莊地區(qū)三工河組儲集層油氣充注以第1期為主，第2期充注作為補充和調整，征沙村地區(qū)油氣充注則以第2期為主，第1期充注量少[20-21]。

圖6 三工河組低滲透儲集層埋藏演化史及成巖演化序列（J1b—八道灣組；J1s—三工河組；

5 低滲透儲集層孔滲演化

以成巖演化約束下的地質歷史時期儲集層孔滲恢復方法[22-23]為指導，開展低滲透儲集層孔滲演化研究，并探討孔滲演化史與油氣成藏史匹配關系。具體方法為：①利用Trask分選系數So與儲集層原始孔隙度φ0

間函數關系φ0=20.91+22.9/So[23]，結合成巖模擬結果校正，獲得儲集層原始孔隙度。②建立面孔率與孔隙度間函數關系。③根據關鍵溶解、膠結作用發(fā)生時間，結合埋藏演化史，確定各關鍵溶解、膠結作用發(fā)生時儲集層的古埋深。④定量統(tǒng)計各關鍵膠結、溶解作用對儲集層面孔率的貢獻量，結合孔隙度與面孔率間函數關系，采用“反演回剝”原理恢復各主要膠結、溶解作用開始（或結束）時的反演回剝孔隙度。⑤建立正常壓實圖版，對反演回剝孔隙度進行機械壓實校正，確定實際孔隙度演化過程。⑥利用壓汞資料，以排驅壓力0.05 MPa、0.15 MPa、0.45 MPa、1.00 MPa和2.50 MPa為界，以毛管中值壓力0.20 MPa、1.00 MPa、2.70 MPa、8.00 MPa和25.00 MPa為界，將該區(qū)儲集層孔喉結構分為3大類6小類（見表2）；然后建立各類孔隙結構下孔隙度與滲透率的函數關系。⑦根據面孔率反演結果，恢復各主要膠結、溶解作用時期儲集層孔隙結構。⑧對現(xiàn)今不同類型孔隙結構的典型樣品進行圖像分析，建立不同類型孔隙結構圖像分析標準，對比確定沉積初期和各主要膠結溶解作用時期儲集層孔隙結構類型。⑨根據孔隙度恢復結果，利用相應孔隙度與滲透率間函數關系，恢復儲集層滲透率演化過程。

以征1井4 788 m細砂巖儲集層為例，距今約195 Ma時三工河組開始沉積（埋深0 m），原始孔隙度為41.3%，孔喉結構為ⅠB類，滲透率為19 755.11×10?3μm2；距今約108 Ma時（埋深約為2 140 m），恢復的儲集層孔隙度為26.6%（41.3%?14.7%），孔喉結構為ⅡB類，滲透率為232.05×10?3μm2；距今約75 Ma時（埋深約為2 920 m），恢復的儲集層孔隙度為19.34%（26.6%?6.6%+0.48%?1.14%），孔喉結構為ⅡB類，滲透率為35.29×10?3μm2；距今約26 Ma時（埋深約3 070 m），恢復的儲集層孔隙度為18.72%（19.34%?0.62%），孔喉結構為ⅢA類，滲透率為20.61×10?3μm2；現(xiàn)今（埋深為4 788 m）實測孔隙度為6.27%（18.72%?0.80%?11.65%），孔喉結構為ⅢB類，恢復的滲透率為0.27×10?3μm2，與現(xiàn)今實測滲透率0.33×10?3μm2相近，認為結果可信（見表3、圖7）。

表2 儲集層孔喉結構分類

表3 征1井4 788 m細砂巖儲集層孔滲演化恢復結果

征1井4 788 m細砂巖儲集層沉積初期為高孔隙度特高滲透率儲集層；受壓實作用影響，儲集層孔滲變差，距今約90～108 Ma，轉變?yōu)榈汀锌紫抖?、低滲透儲集層；隨后壓實作用持續(xù)進行，儲集層孔滲繼續(xù)變差；距今約26～50 Ma，轉變?yōu)榈涂紫抖?、特低滲透率儲集層；距今26 Ma以來，鐵方解石與鐵白云石發(fā)生強烈膠結作用，儲集層孔滲進一步變差；距今約10 Ma時，形成特低孔隙度、超低滲透率儲集層（見圖7）。壓實作用是儲集層低滲透的主要原因，晚期碳酸鹽膠結是造成儲集層特低滲、超低滲的決定因素。

針對三工河組儲集層，采用上述方法分析不同區(qū)帶、不同巖性和不同成巖作用控制下儲集層孔滲演化過程（見圖8），將低滲透儲集層分為3種成因類型。

圖7 征1井4 788 m細砂巖儲集層孔滲演化與油氣成藏關系（括號內數據為深度）

Ⅰ類低滲透儲集層為“先成藏后致密”型（沙4井，3 478.28 m），主要為中砂巖，壓實作用是儲集層低滲透主要原因，溶蝕作用弱，見少量高嶺石充填孔隙。第1成藏期內儲集層孔滲好，第2成藏期內致密化形成低滲透與特低滲透儲集層（見圖8a）。現(xiàn)今儲集層孔滲較好，主要分布于沙窩地地區(qū)西北部（見圖1），勘探潛力最好。

Ⅱ類低滲透儲集層為“邊成藏邊致密”型（莊4井，4 355.69 m），主要為中砂巖，壓實作用使儲集層孔滲變差，硬石膏膠結作用是儲集層低滲透的決定性因素。第1成藏期開始時三工河組儲集層孔滲好，油氣成藏過程與硬石膏膠結作用同時進行，至第2成藏期開始儲集層為低滲透（見圖8b），現(xiàn)今儲集層孔滲較好，主要分布于莫西莊地區(qū)東南部（見圖1），勘探潛力中等。

Ⅲ類低滲透儲集層為“先致密后成藏”型，且第1成藏期開始時已為低滲透儲集層。該類儲集層可進一步分為4類。Ⅲ1類儲集層（征1井，4 788 m）巖性主要為細砂巖，第1成藏期儲集層為低滲透特征，第2成藏期內演變?yōu)樘氐蜐B透與超低滲透儲集層，現(xiàn)今儲集層孔滲較差（見圖7），主要分布于征沙村地區(qū)細砂巖中（見圖1），有一定的勘探潛力；Ⅲ2類儲集層（征3井，5 064.6 m）巖性主要為粉砂巖，壓實作用是儲集層低滲透與特低滲透的主要原因，壓實與碳酸鹽膠結共同決定了超低滲透儲集層的形成，第1成藏期晚期儲集層演化為特低滲透，第2成藏期內變?yōu)槌蜐B透（見圖8c），現(xiàn)今儲集層孔滲較差，主要分布在征沙村地區(qū)碳酸鹽膠結的粉砂巖段（見圖1），有一定的勘探潛力；Ⅲ3類儲集層（莊3井，4 189.7 m為例）巖性主要為細砂巖，壓實作用與綠泥石薄膜發(fā)育是儲集層低滲透的主要原因，高嶺石充填作用是儲集層特低滲透與超低滲透形成的決定因素，特低滲透形成于第1成藏期早期，超低滲透形成于第2成藏期（見圖8d），高嶺石晶間微孔導致現(xiàn)今儲集層孔隙度較高，滲透率極低，主要分布于莫西莊地區(qū)東北部（見圖1），勘探潛力有限；Ⅲ4類儲集層（征3井，5 109.12 m）巖性主要為粉砂巖，壓實作用是儲集層低滲透的主要原因，石英加大與自生高嶺石較發(fā)育，壓實作用下自生高嶺石堆積緊密程度增加，滲透率急劇降低，二者共同導致了超低滲透儲集層的形成，特低滲透形成早于第1成藏期早期，超低滲透形成于第1成藏期內（見圖8e），現(xiàn)今儲集層孔滲較差，主要分布于征沙村地區(qū)自生高嶺石充填強烈的粉砂巖段（見圖1），勘探潛力有限。

圖8 三工河組儲集層孔滲演化史分析（括號內數據為深度）

6 結論

準噶爾盆地中部1區(qū)侏羅系三工河組低滲透儲集層成巖環(huán)境經歷了早期堿性、中期酸性和晚期堿性的演化過程，成巖作用類型多樣，主要膠結、溶解作用序列為：綠泥石膜沉淀，早期方解石膠結，長石溶蝕、石英次生加大、自生高嶺石充填，硬石膏膠結，晚期鐵方解石、晚期鐵白云石膠結，少量黃鐵礦膠結，其中壓實作用貫穿于整個埋藏演化過程。

準噶爾盆地中部1區(qū)三工河組存在3種成因類型的低滲透儲集層：Ⅰ類“先成藏后致密”型儲集層，勘探潛力最大；Ⅱ類“邊成藏邊致密”型儲集層，勘探潛力中等；Ⅲ類“先致密后成藏”型儲集層，勘探潛力較差。

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（編輯 林敏捷）

Diagenesis and porosity-permeability evolution of low permeability reservoirs: A case study of Jurassic Sangonghe Formation in Block 1,central Junggar Basin,NW China

Xi Kelai1,2,Cao Yingchang1,Wang Yanzhong1,Haile Beyene Girma2,Zhang Xiangxiang3,Zhang Jianghua4,Jin Jiehua1
(1.School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China; 2.Department of Geosciences,University of Oslo,Oslo 0316,Norway; 3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 4.Xinchun Oil Production Plant of Shengli Oilfield,Sinopec,Dongying 257015,China)

Based on core observation,thin section examination,cathode luminescence analysis,scanning electron microscopy,fluid inclusions,carbon and oxygen isotope,mercury penetration,porosity-permeability test and other analytical methods,combined with the histories of burial evolution,organic matter thermal evolution and hydrocarbon charge,the diagenesis and porosity-permeability evolution are studied of low-permeability reservoirs of Jurassic Sangonghe Formation in Block 1 of central Junggar Basin.The matching relation between reservoir porosity-permeability evolution and hydrocarbon accumulation history is analyzed.The diagenetic environment evolution of the reservoir in the study area is early alkaline,interim acid and late alkaline,forming the diagenetic sequence of chlorite membrane precipitation,early calcite cementation,feldspar dissolution accompanied by quartz overgrowth and authigenic kaolinite precipitation,anhydrite cementation,late period ferrocalcite and ankerite cementation,a small amount of pyrite cementation.Generally,compaction occurs throughout the whole burial process.According to the matching relation between reservoir porosity-permeability evolution and hydrocarbon accumulation history,the Jurassic Sangonghe Formation has three genetic types of low permeability reservoirs: densification after hydrocarbon accumulation,with the best exploration potential; densification during the hydrocarbon accumulation,with medium exploration potential; densification before the hydrocarbon accumulation,with the poorest exploration potential.

low permeability reservoir; diagenesis; porosity-permeability evolution; hydrocarbon accumulation history; Junggar Basin

國家自然科學基金石油化工聯(lián)合基金重點項目（U1262203）；中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金項目（14CX06013A）；國家留學基金項目（201406450019）

TE122

A

1000-0747(2015)04-0434-10

10.11698/PED.2015.04.04

葸克來（1988-），男，甘肅會寧人，中國石油大學（華東）在讀博士研究生，主要從事油氣儲集層地質學方面的研究工作。地址：山東省青島市經濟技術開發(fā)區(qū)長江西路66號，中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，郵政編碼：266580。E-mail: kelai06016202@163.com

聯(lián)系作者：操應長（1969-），男，安徽潛山人，博士，中國石油大學（華東）教授，主要從事沉積學與油氣儲集層地質學方面的教學與研究工作。地址：山東省青島市經濟技術開發(fā)區(qū)長江西路66號，中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，郵政編碼：266580。E-mail: cyc8391680@163.com

2014-05-05

2015-05-29