沾化凹陷渤南洼陷沙二段儲層特征及主控因素

蘇妮娜，宋璠，邱隆偉

(中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島，266580)

沾化凹陷渤南洼陷沙二段儲層特征及主控因素

蘇妮娜，宋璠，邱隆偉

(中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島，266580)

為了查明渤南洼陷沙二段優(yōu)質(zhì)儲層的成因機制，通過開展巖石物性、薄片、掃描電鏡、孔隙圖像分析等實驗，對儲層特征進行研究，從沉積和成巖2個方面探討儲層物性的主控因素。研究結(jié)果表明：研究區(qū)主要發(fā)育扇三角洲前緣與濱淺湖灘壩2類砂巖儲集體，二者在巖礦成分、膠結(jié)物類型、儲集物性以及次生孔隙類型等方面均存在一定差別。沉積環(huán)境決定了碎屑顆粒粒度與分選程度，進而影響著儲層原生孔隙的保存及次生孔隙的發(fā)育。扇三角洲儲層以泥質(zhì)膠結(jié)為主，壓實損孔率高，受酸性流體溶蝕在2 200～2 400 m和2 800～3 100 m形成了2個次生孔隙發(fā)育帶；灘壩儲層以鈣質(zhì)膠結(jié)為主，原生孔隙破壞嚴重，在2 100～2 300 m，2 500～2 800 m和2 900～ 3 200 m處形成了3個次生孔隙發(fā)育帶。濱淺湖砂壩與溶蝕相的組合儲集物性最好，勘探過程中應在全區(qū)廣布的薄互層砂體中尋找此類單砂體厚度較大、物性較好的砂體。

儲層物性；沉積作用；成巖作用；沙二段；渤南洼陷

沾化凹陷位于濟陽坳陷北部，勘探面積約3 600 km2，已探明了渤南、孤島、陳家莊等11個油田。目前已發(fā)現(xiàn)的油氣主要集中在控凹(洼)斷裂附近，以構(gòu)造油藏為主。探明儲量面積外出油點多、探井顯示多，潛力大?！笆晃濉逼陂g，勝利油田在“立足老區(qū)，加快新區(qū)”的指導思路下，相繼在凹陷內(nèi)沙三段濁積砂、沙四上亞段灘壩砂、沙四下亞段紅層以及太古界泥巖裂縫型油氣藏等領域取得了重大進展[1?3]，同期在渤南、車鎮(zhèn)地區(qū)沙二段取得了較好的勘探效果。渤南洼陷是沾化凹陷最大的次級洼陷，構(gòu)造上位于沾化凹陷的中南部，北以埕東斷裂帶、義東斷裂帶為界與埕東凸起及車鎮(zhèn)凹陷相接，南以緩坡帶過渡至陳家莊凸起，西以義東斷裂、邵家斷裂與義和莊凸起、四扣次洼相連，東至孤西斷裂與孤島潛山凸起帶。經(jīng)過幾十年的勘探歷程，洼陷內(nèi)已鉆探井500余口，整體屬于高成熟探區(qū)。然而，由于沙二段長期作為兼探層系，研究程度較低，儲層成因機制及分布規(guī)律認識不清，導致目前儲量和產(chǎn)量均十分有限，僅有5口井獲得了工業(yè)油流。鑒于此，本文作者通過開展大量巖心物性、普通薄片、鑄體薄片、掃描電鏡、孔隙圖像分析等儲層實驗，對渤南洼陷沙二段儲層物性及其主控因素進行系統(tǒng)研究，以期查明優(yōu)質(zhì)儲層的成因機制，為該區(qū)沙二段油氣勘探開發(fā)提供一定的參考依據(jù)。渤南洼陷沙二段在淺水湖泊的沉積背景下，在埕東凸起南部、義和莊凸起東部等相對陡岸帶形成了扇三角洲體系[4]，在孤島凸起西側(cè)、陳家莊凸起北側(cè)廣闊的淺水緩坡帶主要形成了大規(guī)模灘壩沉積，在羅家、邵家等局部地區(qū)存在小規(guī)模濱淺湖混積巖[5]。本文重點解剖分布面積廣、對該區(qū)油氣勘探意義較大的扇三角洲前緣與濱淺湖灘壩砂體的儲層特征。

1　儲層巖石學特征

沾化凹陷渤南洼陷區(qū)域構(gòu)造位置如圖1所示。

通過大量巖心觀察以及巖石薄片鑒定、掃描電鏡、X線衍射等儲層實驗分析，結(jié)果表明渤南洼陷沙二段不同沉積環(huán)境儲層巖石類型具有明顯差異。灘壩儲層中石英的體積分數(shù)平均可達75%以上，長石體積分數(shù)平均為18.6%，主要為鉀長石和斜長石，其中鉀長石體積分數(shù)相對較高，巖屑體積分數(shù)較少；扇三角洲前緣儲層石英體積分數(shù)明顯較低，平均為51.5%，長石、巖屑體積分數(shù)增大，巖屑主要由中酸性火山巖、石英巖及少量片巖組成。根據(jù)Folk的砂巖分類方案[6]，研究區(qū)沙二段灘壩儲層巖石類型為質(zhì)純石英砂巖與長石質(zhì)石英砂巖，扇三角洲前緣儲層為巖屑質(zhì)長石砂巖與長石質(zhì)巖屑砂巖(圖2)。

圖1　沾化凹陷渤南洼陷區(qū)域構(gòu)造位置Fig. 1 Structural location of Bonan sag in Zhanhua depression

膠結(jié)物主要以碳酸鹽和泥質(zhì)為主，常表現(xiàn)為鈣質(zhì)?泥質(zhì)混合膠結(jié)，全巖礦物及黏土礦物X線衍射實驗表明：碳酸鹽膠結(jié)物以鐵方解石、鐵白云石為主，其次為方解石，黏土礦物主要為高嶺石與伊蒙混層，鈣質(zhì)、泥質(zhì)填隙物約占全巖礦物總質(zhì)量的38%，硅質(zhì)膠結(jié)相對較少，主要表現(xiàn)為石英次生加大及少數(shù)自生石英。砂巖碎屑顆粒主要呈顆粒支撐，膠結(jié)類型包括基底?孔隙式、孔隙式、孔隙?接觸式等。扇三角洲儲層中泥質(zhì)膠結(jié)物含量相對較高，常見高嶺石充填于孔隙中(圖4(a))，碳酸鹽膠結(jié)物中鐵白云石居多，可見部分自生石英；洼陷內(nèi)東部及南部緩坡帶灘壩儲層中，碳酸鹽膠結(jié)十分普遍而泥質(zhì)含量較少，幾乎不含泥質(zhì)雜基，鈣質(zhì)膠結(jié)常表現(xiàn)為方解石與含鐵方解石連晶式、接觸式膠結(jié)(圖4(b))，鐵白云石含量較少。

圖2　渤南洼陷沙二段儲層砂巖分類Fig. 2 Classification of Shahejie 2 Formation sandstone in Bonan sag

2　儲層物性特征

大量巖心樣品物性測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，渤南洼陷沙二段砂巖儲層孔隙度主要為25%～30%，其次為15%～20%，滲透率為(20～50)×10?3μm2的樣品最多，占分析樣品的77.5%，總體屬于中孔低滲儲層。不同沉積環(huán)境儲層物性存在一定差別，扇三角洲儲層巖心分析孔隙度為1.5%～31.3%，平均約為18.2%；灘壩儲層孔隙度為7.9%～36.6%，平均達到25.1%，孔隙度值分布頻率較為集中，孔隙分選性較好。扇三角洲前緣儲層和灘壩儲層的滲透性無明顯差別，不同相帶內(nèi)均存在相對高滲區(qū)，主要與成巖作用的區(qū)域性差異有關。

圖3　渤南洼陷沙二段儲層孔隙度與滲透率的關系Fig. 3 Relationship between porosity and permeability of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

渤南洼陷沙二段儲層物性相關性統(tǒng)計表明，儲層孔隙度與滲透率相關性較好，滲透率值隨著孔隙度增大呈指數(shù)遞增，但仍存在部分分散數(shù)據(jù)(圖3)。一般未經(jīng)改造的原始碎屑沉積物，以原生粒間孔為主，孔隙度和滲透率的相關性明顯[7?8]。沉積物進入成巖階段后，由于受到壓實、膠結(jié)、溶解等成巖作用的改造，導致儲層孔隙度和滲透率的關系復雜[9]。渤南洼陷沙二段不同沉積成因砂體的孔滲關系均表明，儲層孔隙類型以粒間孔隙為主，但在成巖演化過程中經(jīng)受了一定程度的改造。

3　儲層孔隙類型及特征

碎屑巖儲層的孔隙主要是指巖石中未被碎屑顆粒、膠結(jié)物、雜基充填的空間，通過孔隙類型的識別與研究，能夠大致判斷儲層經(jīng)歷的成巖改造過程及作用強度。通過鑄體薄片與掃描電鏡觀察顯示，渤南洼陷沙二段砂巖儲層的孔隙類型主要為溶蝕作用形成的次生孔隙，包括粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔以及鑄?？紫?，三者分別占儲層總孔隙的42.3%，30.1%和10.9%。受壓實和膠結(jié)作用影響，原生粒間孔含量少，占所有孔隙類型的14.5%，主要分布于石英顆粒聚集的部位，形態(tài)常呈三角形、多邊形和不規(guī)則形狀(圖4(c))。

粒間溶孔主要包括顆粒間溶蝕擴大孔和碳酸鹽膠結(jié)物溶孔。溶蝕擴大孔是指在原生粒間孔的基礎上，鋁硅酸鹽組分被部分溶蝕而形成的孔隙，可見明顯的溶蝕改造邊界，屬于混合成因的孔隙類型(圖4(d))。由于此類孔隙主體仍為原生粒間孔，僅邊緣部分顆粒發(fā)生溶蝕而使孔隙擴大，因此也有學者將其劃分為原生孔一類[10]。顆粒間溶蝕擴大孔是本區(qū)最常見的孔隙類型，對提高儲層物性具有重要的作用，在洼陷北部、中西部地區(qū)廣泛發(fā)育。碳酸鹽膠結(jié)物溶孔主要表現(xiàn)為早期膠結(jié)的方解石被有機酸溶蝕(圖4(e))，從而改善儲集性能，此類孔隙數(shù)量相對較少，主要分布于洼陷南部的緩坡帶。

本區(qū)粒內(nèi)溶孔主要表現(xiàn)為長石與巖屑顆粒呈篩狀溶蝕、長石沿解理縫溶蝕以及早期易溶礦物交代碎屑顆粒后被溶蝕形成的粒內(nèi)孔隙，其中，長石粒內(nèi)溶孔是本區(qū)最為發(fā)育的孔隙類型(圖4(f))。伴隨著長石顆粒與部分雜基發(fā)生溶蝕，釋放出大量Si4+，Al3+，K+和Ca2+等陽離子進入孔隙之中，地層水性質(zhì)發(fā)生明顯的改變，從而形成一系列的自生礦物，如充填孔隙的高嶺石以及少量自生石英或石英加大邊(圖4(g))。

上述粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔是本區(qū)最主要的次生孔隙類型，除此以外，長石溶蝕較強烈的地區(qū)可見一定數(shù)量的鑄模孔隙，南部羅家地區(qū)還可見鮞粒灰?guī)r與介殼灰?guī)r選擇性溶解形成的溶?？紫?圖4(h))，但這些類型的溶孔發(fā)育地區(qū)較為局限，其對孔隙空間的貢獻總體相對較小。

4　儲層物性的主控因素

4.1沉積作用的影響

沉積作用對儲層物性的影響主要體現(xiàn)在不同沉積環(huán)境下形成的砂體具有不同的成分、結(jié)構(gòu)以及構(gòu)造特征，導致儲層孔滲性存在差異。作為與沉積環(huán)境密切相關的性質(zhì)，碎屑顆粒粒度與分選程度主導著儲層的物性特征[11?14]。本文選取了表征沉積環(huán)境特征的碎屑顆粒粒度中值與標準偏差2個參數(shù)，統(tǒng)計其與儲層物性的相關性。渤南洼陷沙二段儲層的粒度中值、標準偏差與儲層孔隙度的相關關系顯示，孔隙度具有隨著粒度中值的增加而增大，隨著標準偏差的增加而減小的趨勢，其中灘壩沉積環(huán)境中這一趨勢更為明顯(圖5)。

從圖5可知：在水動力強，分選程度高的沉積環(huán)境，碎屑顆粒較粗且粒度均勻，則儲層物性好。因此，對于渤南洼陷沙二段碎屑巖儲層而言，沉積作用是儲層物性的主控因素之一，主要體現(xiàn)在2個方面：一是不同沉積體系及微相所形成的砂體，其顆粒粒度與分選程度決定了原始孔隙度；二是沉積物的粒度、分選等特征對后期成巖改造作用也具有影響。對研究區(qū)不同成因砂體的孔隙度、滲透率峰值與平均值進行統(tǒng)計(表1)，可見濱淺湖砂壩儲層物性最好，扇三角洲前緣水下分流河道與河口壩儲層物性較好，濱淺湖灘砂次之，扇三角洲水下分流間灣砂體物性最差，說明沉積微相類型及分布對儲層物性具有重要影響，沉積作用為儲層發(fā)育奠定了基礎。

試油資料可用于判斷油氣勘探過程中儲層含油氣性和產(chǎn)液能力，是檢測儲層有效性的重要手段[15]。利用渤南洼陷沙二段的試油資料，輔以巖心實測物性數(shù)據(jù)與測井解釋油水信息，統(tǒng)計分析單砂體厚度與儲層物性及油水性質(zhì)間的關系，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)沙二段內(nèi)厚度介于2～6 m的砂體含油性較好，更有利于油氣成藏，而厚度小于2 m的砂體多為干層(圖6)。

圖4　渤南洼陷沙二段儲層典型微觀特征Fig. 4 Typical microscopic characteristics of Shahejie 2 Formation reservoir in Bonan sag

渤南洼陷沙二段厚度小于2 m的砂巖主要對應于水下分流河道間灣微相，其次為濱淺湖灘砂(表1)，屬于相對弱水動力沉積環(huán)境，砂巖粒度均較細。而碎屑顆粒越細，抗壓實能力越差，原生孔隙越不易保存[16]。水下分流間灣微相形成的薄砂層中往往泥質(zhì)含量較高，大大降低了抗壓實能力，因此儲層物性往往較差。而濱淺湖灘砂盡管分選較好，但由于粒度較細，在壓實過程中原生孔隙數(shù)量迅速減少，后期酸性流體不易于進入該儲層，使溶蝕作用受阻，這些綜合原因?qū)е缕湮镄暂^差。對于研究區(qū)大于6 m的單砂層，往往是由多期水下分流河道砂交切疊置而成，其內(nèi)部發(fā)育有較多的泥質(zhì)夾層，增強了砂層內(nèi)部的非均質(zhì)程度，從而影響了儲層物性及含油程度。

圖5　渤南洼陷沙二段砂巖粒度中值、標準偏差與儲層孔隙度的關系Fig. 5 Relationship between median grain diameter, grain standard error and porosity of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

表1　不同沉積微相砂體物性參數(shù)Table 1 Physical parameter of different microfacies sandbody

圖6　渤南洼陷沙二段砂巖厚度與含油性的關系Fig. 6 Relationship between sandstone thickness and oiliness of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

4.2成巖作用的影響

沉積物隨著埋藏深度的增加，溫壓環(huán)境發(fā)生變化，在地層流體參與影響下，巖石會發(fā)生一系列的成巖作用，導致儲層的孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，從而影響儲層物性的變化[17?18]。

渤南洼陷沙二段埋藏深度為1 600～3 500 m，砂巖顆粒由點接觸過渡到線接觸，局部呈凹凸狀接觸；自生黏土礦物中高嶺石、絲片狀伊蒙混層較為常見，伊蒙混層比平均為31.1%；砂巖中碳酸鹽膠結(jié)普遍，鐵方解石與鐵白云石含量較高，可見鈉長石等自生礦物；石英Ⅱ級加大明顯，可見石英自生晶體向孔隙空間生長；鏡質(zhì)體反射率Ro平均為0.52%，有機質(zhì)處于低成熟?成熟階段，有機質(zhì)脫羧基形成的酸性熱流體對儲層進行溶蝕，形成大量次生孔隙。依據(jù)埋藏深度、自生礦物組合、顆粒接觸關系等特征，參照碎屑巖成巖階段劃分標準(中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5477—2003)，明確了渤南洼陷沙二段碎屑巖儲層處于中成巖A1階段，對儲層物性起明顯控制作用的有壓實作用、膠結(jié)作用和溶解作用。

研究區(qū)砂巖儲層中碎屑顆粒常呈點—線接觸，其次為線—凹凸接觸，導致孔隙結(jié)構(gòu)變差，儲層物性降低。隨著埋藏深度增加，上覆壓力增大，壓實程度逐漸增強，儲層孔隙度不斷降低。對比不同沉積環(huán)境儲層的壓實程度，可看出扇三角洲前緣儲層孔隙度隨埋深遞減的速率比灘壩儲層的大(圖7)，主要由于其埋深相對較大且泥質(zhì)含量較高所引起?？紫抖仍谕簧疃葍?nèi)存在差異，體現(xiàn)出了不同成因砂體原始結(jié)構(gòu)不同，對后期成巖改造的響應也不相同。假定原生粒間孔隙度為40%[19]，從壓實、膠結(jié)程度造成的孔隙損失率來看，壓實作用導致原生粒間孔隙損失了10%～50%(圖8)，是造成儲層物性變差的重要原因之一。

由圖8可見：膠結(jié)作用造成沙二段儲層孔隙度損失了20%～70%，是儲層物性變差的主導成因。研究區(qū)膠結(jié)作用主要為碳酸鹽礦物與自生黏土礦物膠結(jié)，另有少量硅質(zhì)膠結(jié)，對儲層物性影響不大。碳酸鹽含量與孔隙度相關關系顯示：碳酸鹽含量較少時，對孔隙度影響不明顯；而當碳酸鹽體積分數(shù)大于20%時，二者相關性變好，孔隙度隨碳酸鹽體積分數(shù)增加幾乎呈線性遞減(圖9)。當碳酸鹽礦物含量較少時，雖然占據(jù)了部分孔隙空間，但對碎屑顆粒起到了支撐作用，一定程度上減緩了壓實作用對儲層孔隙的破壞[20]；隨著碳酸鹽體積分數(shù)增加，膠結(jié)類型轉(zhuǎn)變?yōu)榛?孔隙式或連晶式膠結(jié)，對原生粒間孔隙破壞嚴重。自生黏土礦物體積分數(shù)與儲層物性關系相對較簡單，孔隙度隨黏土體積分數(shù)增加呈明顯降低趨勢(圖10)。

圖7　渤南洼陷沙二段儲層孔隙度與埋深的關系Fig. 7 Relationship between porosity and depth of Shahejie 2 Formation reservoir in Bonan sag

溶解作用主要是有機質(zhì)在成熟階段生成的有機酸和CO2酸性流體對儲層中可溶組分的溶解，是改善儲層物性的建設性成巖作用[21-22]。渤南洼陷沙二段儲層經(jīng)歷了不同程度的溶蝕改造，常表現(xiàn)為長石、巖屑以及鈣質(zhì)膠結(jié)物的溶蝕，形成了不同類型的次生溶蝕孔隙(圖4(d)～(f))。受酸性流體運移、分布的制約，溶解作用會在一定范圍內(nèi)占主導地位，形成次生孔隙發(fā)育帶。由圖7可看出：扇三角洲前緣儲層中在2 200～2 400 m和2 800～3 100 m處形成了2個明顯的次生孔隙發(fā)育帶，而灘壩儲層在2 100～2 300 m，2 500～2 800 m及2 900～3 200 m處形成了3個次生孔隙發(fā)育帶。2類儲層中第1個次生孔隙發(fā)育帶深度范圍相近，且與高嶺石主要分布區(qū)間對應，說明孔隙成因與長石溶蝕有關；灘壩儲層第2個次生孔隙發(fā)育帶主要為方解石溶蝕形成，該階段在洼陷南部緩坡帶形成了大量溶?？紫?圖4(h))；埋藏至成巖后期，沙三段烴源巖成熟并排出大量有機酸，對沙二段儲層長石、巖屑及含鐵碳酸鹽膠結(jié)物強烈溶蝕，儲層物性得到了明顯改善。

圖8　渤南洼陷沙二段砂巖壓實、膠結(jié)作用對原生粒間孔隙的影響Fig. 8 Influence on primary intergranular pore of compaction and cementation of Shahejie 2 Formation in Bonan sag

圖9　碳酸鹽含量與孔隙度關系Fig. 9 Relationship between carbonate content and reservoir porosity

圖10　黏土礦物含量與孔隙度關系Fig. 10 Relationship between clay content and reservoir porosity

5　結(jié)論

1) 渤南洼陷沙二段不同沉積環(huán)境儲層巖石性質(zhì)及孔隙結(jié)構(gòu)特征具有明顯差異。扇三角洲前緣儲層為巖屑質(zhì)長石砂巖與長石質(zhì)巖屑砂巖，泥質(zhì)膠結(jié)物含量高，而濱淺湖灘壩儲層巖石類型為質(zhì)純石英砂巖與長石質(zhì)石英砂巖，膠結(jié)物以方解石、鐵方解石為主；儲層孔隙類型主要為溶蝕作用形成的次生孔隙，包括粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔以及鑄?？紫?，其中扇三角洲前緣儲層主要為顆粒間溶蝕擴大孔，灘壩儲層則主要為碳酸鹽膠結(jié)物溶孔與顆粒粒內(nèi)溶孔。

2) 沉積作用、成巖作用是渤南洼陷沙二段儲層物性的主控因素。不同的沉積微相代表不同強度的水動力環(huán)境，其碎屑顆粒粒度與分選程度對儲層原生孔隙的保存及后期次生孔隙的發(fā)育具有重要影響。沙二段處于中成巖A1階段，壓實與膠結(jié)作用造成孔隙結(jié)構(gòu)變差，物性降低；溶蝕作用形成次生孔隙空間，使儲層物性得到改善，其中扇三角洲前緣儲層在2 200～2 400 m和2 800～3 100 m形成了2個次生孔隙發(fā)育帶，灘壩儲層在2 100～2 300 m，2 500～2 800 m及2 900～ 3 200 m處形成了3個次生孔隙發(fā)育帶。

3) 有利的沉積微相與成巖作用相匹配是研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層形成的根本內(nèi)因，其中濱淺湖砂壩與溶蝕相的組合儲集物性最好，應作為渤南洼陷沙二段今后的重點勘探目標。

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(編輯 趙俊)

Reservoir characteristics and its main controlling factors of Shahejie 2 Formation in Bonan sag, Zhanhua depression

SU Nina, SONG Fan, QIU Longwei
(College of Geo-science and Technology, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China)

In order to find out the genetic mechanism of high-quality reservoir of Shahejie 2 Formation in Bonan sag, the reservoir characteristics were systematically studied based on the experiment of petrophysics, thin-sections，electron microscope scanning and pore image analysis, and the main controlling factors of the reservoir quality were studied from two aspects of sedimentation and diagenesis. The results show that there are some differences between the fan delta front and the beach-bar sandbodies mainly exist in the study area about the mineral composition, cement types, reservoir property and secondary pore type. Sorting of clastic grains was determined by sedimentary environment, which affects preservation of primary pores and development of secondary pores. Because of strong argillaceous cementation, the fan delta front reservoir has a high lost ratio of porosity from the compaction. There are two obvious secondary porosity zones in depth of 2 200?2 400 m and 2 800?3 100 m caused by the dissolution of acidic fluid. And because of strong calcareous cementation, the primary pores were severely damaged in the beach bar reservoir. There are three obvious secondary porosity zones in the depth of 2 100?2 300, 2 500?2 800 and 2 900?3 200 m. The best reservoir physical properties mainly develop in the combination zone of sand bar and dissolution diagenetic facies. During the process of exploration in the studied area, it is most important to look for the thick sandbodies with better petrophysics as mentioned in the widely distributed thin sand.

reservoir property; sedimentation; diagenesis; Shahejie 2 Formation; Bonan sag

TE111.2

A

1672?7207(2016)03?0829?10

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.03.016

2015?03?08；

2015?05?25

山東省自然科學基金資助項目(ZR2011DL005)；國家科技重大專項(2011ZX05009-002)；中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金(11CX04013A) (Project(ZR2011DL005) supported by the Natural Science Foundation of Shandong Province; Project(2011ZX05009-002) supported by the National Science and Technology Major Program of China; Project(11CX04013A) supported by the Fundamental Research Funds for the Central Universities)

蘇妮娜，博士，講師，從事沉積學、儲層地質(zhì)學等方面的研究；E-mail: sunina1981@163.com