海陸對比看南黃海海相中—古生界的生儲蓋組合特征

袁 勇，陳建文，梁 杰，張鵬輝

(1.國土資源部 海洋油氣資源與環(huán)境地質重點實驗室，青島海洋地質研究所，山東 青島 266071；2.海洋國家實驗室 海洋礦產(chǎn)資源評價與探測技術功能實驗室，山東 青島 266071)

海陸對比看南黃海海相中—古生界的生儲蓋組合特征

袁 勇1,2，陳建文1,2，梁 杰1,2，張鵬輝1,2

(1.國土資源部 海洋油氣資源與環(huán)境地質重點實驗室，青島海洋地質研究所，山東 青島 266071；2.海洋國家實驗室 海洋礦產(chǎn)資源評價與探測技術功能實驗室，山東 青島 266071)

作為下?lián)P子主體的南黃海盆地發(fā)育分布廣泛、厚度大且較全的中—古生代海相地層，通過對比揚子陸域的烴源巖、儲層及蓋層特征，結合南黃海盆地近幾年采集的地震剖面、鉆井資料以及陸上野外露頭資料，總結和分析了南黃海海相中—古生界的生儲蓋組合特征。南黃海海相地層發(fā)育下寒武統(tǒng)荷塘組/幕府山組、下志留統(tǒng)高家邊組、下二疊統(tǒng)棲霞組和二疊系龍?zhí)丁舐〗M4套烴源巖，對比揚子區(qū)陸域烴源巖特征，確定為較好的烴源巖。蘇北—南黃海盆地儲集層以碳酸鹽巖為主，發(fā)育白云巖孔隙儲層、礁灘相儲層、風化殼儲層和裂隙儲層4種類型。研究認為南黃海發(fā)育揚子陸區(qū)已發(fā)現(xiàn)的典型油氣藏的成藏層位，海相地層發(fā)育3套區(qū)域性的蓋層和3套完整的生儲蓋組合，具有很好的油氣遠景。

生儲蓋組合特征；海相中—古生界；南黃海盆地；揚子區(qū)

揚子區(qū)具有巨大的油氣勘探前景，其不僅在臺地邊緣、坳陷發(fā)育巨厚的海相中—古生界，且陸相中、新生代斷陷沉積發(fā)育，具有形成大、中型油氣田的潛力[1]。上揚子四川盆地已發(fā)現(xiàn)威遠、安岳、五百梯、普光、焦石壩、元壩、龍崗等大型、特大型油氣田，中揚子發(fā)現(xiàn)建南氣田，而截至目前，雖然下?lián)P子陸域地區(qū)古生界油氣顯示達400余處，但海相地層只發(fā)現(xiàn)句容油田、黃橋氣田[2]。南黃海地區(qū)是我國近海盆地中迄今唯一沒有發(fā)現(xiàn)工業(yè)油氣流的地區(qū)，且以往油氣勘探以中、新生界為主，而對海相中—古生界的油氣勘探程度仍很低，只有少數(shù)鉆井鉆遇中—古生界[3]。目前認為南黃海盆地海相中、古生界主要具有分布廣、厚度大、保存比較完整[3-4]、構造變形較陸區(qū)弱的油氣地質條件，不僅沉積建造與上揚子地區(qū)相似，且與揚子區(qū)陸域油氣田具有相同的含油氣層位[5]，因此，通過對比揚子陸區(qū)的生儲蓋特征，對于南黃海油氣成藏條件的研究具有重要意義。本文在前人研究認識及前期勘探的基礎上，通過揚子區(qū)海陸對比，探討和總結南黃海盆地的生儲蓋組合特征，以期對該區(qū)的后續(xù)勘探、油氣富集規(guī)律研究提供借鑒。

1 南黃海區(qū)域地質背景

1.1 區(qū)域地質概況

下?lián)P子地塊北界為蘇魯—臨津江造山帶，該造山帶是華北、揚子2大地塊會聚碰撞的結果[6]；南界以江山—紹興斷裂與華南板塊相接，江山—紹興斷裂進入海域后向東延伸；西界以郯廬斷裂與中揚子地塊、秦嶺—大別造山帶和華北板塊分界；揚子板塊向東越過南黃海進入朝鮮半島，與朝鮮半島的臨津江坳陷、京畿地塊、沃川坳陷相對應[7](圖1)。南黃海盆地不僅是揚子地臺向海域的延伸，而且是下?lián)P子地塊的主體[5,8]。南黃海盆地是一個在前震旦系變質巖基底之上，經(jīng)海相中—古生界、陸相中生界和新生界多期沉積疊覆而成的疊合盆地[9]，北以千里巖隆起為界，南以勿南沙隆起為界，盆地從北到南可以劃分為煙臺坳陷、嶗山隆起和青島坳陷3個二級構造單元(圖1)[7,10]。

圖1 南黃海盆地區(qū)域位置

1.2 海陸對比的理論基礎

南黃海盆地與上揚子四川盆地具備相似的結晶基底，都是1 700 Ma前后中條運動固結的下元古界結晶基底[11]。二者經(jīng)歷相同的構造運動的改造，在古生代期間，二地區(qū)構造演化史基本一致，海相沉積期內的沉積特征、地層特征、地質結構十分類似：(1)相同的構造活動和構造格架。加里東運動在四川盆地和南黃海都表現(xiàn)為隆升運動，形成大的隆起和坳陷，南黃海地區(qū)地震資料已初步揭示出早古生代的構造面貌，與四川盆地均表現(xiàn)為一隆二坳；印支期，南黃海與上揚子區(qū)構造格局相似，表現(xiàn)為一隆二坳或二隆二坳，印支運動后南黃海盆地海相地層受到了強烈的擠壓、逆沖、剝蝕和巖漿作用(圖2)；(2)相同的中—古生代沉積環(huán)境和地層。南黃海和四川盆地各時代的海相沉積主要是淺海臺地相，四川盆地海相中—古生界沉積巖以石英砂巖、石灰?guī)r、白云巖為主；南黃海雖只鉆獲部分上古生界和下三疊統(tǒng)，但下?lián)P子陸區(qū)的中—古生界與四川盆地基本相同[12]，并可逐組對比。

2 海相中—古生界烴源巖特征對比

烴源巖的發(fā)育受不同盆地原型的控制，分布的地域不同[3,13]。其中下寒武統(tǒng)(幕府山組/荷塘組)、下志留統(tǒng)(高家邊組)、下二疊統(tǒng)(棲霞組)、上二疊統(tǒng)(龍?zhí)丁舐〗M)4套烴源巖在揚子區(qū)廣泛發(fā)育，為區(qū)域性的主力烴源巖。

2.1 下寒武統(tǒng)烴源巖

上揚子四川盆地下寒武統(tǒng)筇竹寺組為大套的黑色頁巖。該套烴源巖主要生成氣態(tài)烴，有機質主要為Ⅰ型[14]，成熟度Ro值主要集中在2.1%～5.2%[15]，具有較強的生烴潛力，有機質成熟度已達過成熟階段(表1)。中揚子地區(qū)相較上揚子地區(qū)有機質成熟度高，已然為過成熟階段，Ro值集中在3.07%～3.29%[16]，有機質類型以Ⅰ型為主[17](表1)。下?lián)P子南黃海盆地未鉆遇下寒武統(tǒng)，蘇北盆地烴源巖Ro多為3%～4%[17]，蘇東121井及皖南皖寧2井烴源巖有機碳含量為2%～9%，評價認為該套烴源巖在下?lián)P子為一套好烴源巖[18]。

2.2 下志留統(tǒng)烴源巖

四川盆地下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖為一套具有雙沉積中心特點的黑色頁巖[15]，有機質主要為Ⅰ型[14]，其有機碳豐度為0.4%～1.79%，Ro值主要集中于2%～3.6%，烴源巖主要處于高成熟階段，部分為過成熟階段(表1)。中揚子區(qū)龍馬溪組烴源巖同樣為黑色頁巖，有機質類型為Ⅰ-Ⅱ1型[17]，有機碳含量變化較大，主要集中在0.5%～2%[16](表1)。下?lián)P子有機質類型為Ⅰ-Ⅱ1型，蘇北黃橋N4井有效烴源巖厚度75 m，有機碳含量1%～2%[5]；南京湯山3號井有效烴源巖厚度大于80 m，Ro值約為1.6%～2.5%(表1)，證明該套烴源巖在下?lián)P子地區(qū)具有較高潛力[19]。

圖2 南黃海盆地NT05-2測線構造演化簡圖測線位置見圖1。

表1 蘇北—南黃海盆地與中揚子區(qū)及上揚子四川盆地烴源巖特征對比

Table 1 Comparison of source rock characteristics between Subei-South Yellow Sea basins, central Yangtze and Sichuan Basin

地區(qū)地層層位Ro/%w(TOC)/%氯仿瀝青“A”/%(S1+S2)/(mg·g-1)有機質類型數(shù)據(jù)來源四川盆地中揚子區(qū)蘇北—南黃海筇竹寺組-C1q2～50.75～40.0250～0.366019.1Ⅰ龍馬溪組S1l2～3.610.0010～0.01209.5Ⅰ棲霞組P1q23.5(泥巖)/0.8(灰?guī)r)0.0085～0.04804.1(泥巖)/2.1(灰?guī)r)Ⅲ龍?zhí)督MP2l>23～7(泥巖)0.0511.8Ⅰ-Ⅱ1牛蹄塘組-C1n3.07～3.291.950.01037.8Ⅰ龍馬溪組S1l2～30.5～20.012410.1Ⅰ-Ⅱ1棲霞組P1q0.7～3.270.4～10.0034～0.04673.2Ⅰ龍?zhí)督MP2l1.3～2>10.0097～0.01108.9Ⅰ-Ⅱ1幕府山組-C1m3～43.10.0517.8Ⅱ1-Ⅱ2高家邊組S1g1.90.54～2.670.02004.4Ⅰ-Ⅱ1棲霞組P1q2.450.45～1.520.096.1(泥巖)/3.1(灰?guī)r)Ⅰ龍?zhí)丁舐〗MP2l+d1.6～2.21.704～2.0770.05275.1Ⅰ-Ⅱ1文獻[14-22]文獻[16-27]文獻[16,18,21,28]

2.3 下二疊統(tǒng)烴源巖

四川盆地下二疊統(tǒng)棲霞組泥質巖烴源巖厚度約為5～34m，較薄，而碳酸鹽巖烴源巖平均厚度可

達240 m左右，泥質巖烴源巖有機質豐度值要大于碳酸鹽巖烴源巖豐度值，總體來說四川盆地棲霞組烴源巖整體進入高成熟—過成熟階段(表1)。該套烴源巖在中揚子區(qū)的生烴強度相對較低，Ro多集中在0.7%～3.27%[16]，區(qū)域變化較大(表1)。下?lián)P子陸域烴源巖熱演化程度中等，Ro值平均1.8%左右，有機質類型以Ⅰ型為主(表1)，南黃海CZ35-2-1井揭示棲霞組為黑色灰?guī)r，Ro值平均為2.45%，有機碳含量平均為1.09%，是一套良好的烴源巖[20]。

2.4 上二疊統(tǒng)烴源巖

四川盆地上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖為灰色頁巖及泥巖，深灰色厚層泥晶灰?guī)r[15]，有機碳豐度值約為3%～7%；該期烴源巖同樣演化至裂解氣的階段，其成熟度普遍較高，天然氣類型主要為裂解氣[15](表1)。中揚子上二疊統(tǒng)有機質類型主要為Ⅰ-Ⅱ1型，有機碳含量大于1%，Ro約1.3%～2%[20](表1)。下?lián)P子陸域地區(qū)烴源巖厚度為50～200 m，有機碳含量為1%～3%，南黃海WX5-ST1和CZ35-2-1井鉆遇龍?zhí)丁舐〗M，厚度約為322 m，有機質豐度高，Ro在0.7%～2.0%之間，有機碳含量0.79%～12.9%，熱演化程度適中(表1)。

3 海相中—古生界儲層特征對比

揚子地區(qū)陸域海相中—古生界主要發(fā)育碳酸鹽巖儲層[28]，碎屑巖次之[29-31](表2)。四川盆地碳酸鹽巖儲集層孔隙度約為0.78%～8%，滲透率約為(0.01～54)×10-3μm2，長興組的礁白云巖儲集性能好于白云巖(表2)。下?lián)P子陸域地區(qū)碳酸鹽巖儲集層總體表現(xiàn)為低孔低滲特征，58.4%的碳酸鹽巖孔隙度小于1%，95.5%的碳酸鹽巖滲透率小于1×10-3μm2[26]，結合南黃海鉆井信息，確定下?lián)P子蘇北—南黃海盆地碳酸鹽巖儲集層主要發(fā)育4種類型：

3.1 白云巖孔隙儲層

上揚子四川盆地威遠、安岳、資陽氣田主要的產(chǎn)氣層位為震旦系白云巖，震旦系燈影組的孔隙度約為1%～2%，威遠地區(qū)平均孔隙度為1.97%[32-33]。下?lián)P子在南京幕府山、湯山和安徽巢湖、涇縣觀察到燈影組白云巖(圖3a，b)。巢湖地區(qū)白云巖儲層藻類較為發(fā)育，由藻類與沉淀白云石粘結沉積而成，露頭見葡萄狀白云巖(圖3a)。南黃海盆地青島坳陷WX5-ST1井鉆遇下三疊統(tǒng)青龍組，巖性主要為團粒、鮞?；?guī)r，白云巖厚25 m，其中高孔高滲白云巖段為10 m，與川東北三疊系優(yōu)質儲層相似，有效孔隙度6%～8%(表2)。

3.2 風化殼儲層

風化殼古巖溶的發(fā)育使四川盆地上震旦統(tǒng)燈影組獲得新突破[34]，在上揚子二疊系和三疊系地層中也同樣發(fā)現(xiàn)風化殼。下?lián)P子地區(qū)主要發(fā)育印支面和海西面2套風化殼。野外露頭觀測石炭系存在風化剝蝕面，發(fā)育暴露干裂紋、龜裂紋(圖3c)；黃龍組頂面觀測到喀斯特風化殼，溶蝕縫被泥質充填(圖3d)。南黃海CZ35-2-1井棲霞組風化殼比較薄，只發(fā)育地表巖溶帶和潛流巖溶帶，缺滲流巖溶帶。由于高部位活動潛流帶存在的可能性，棲霞組風化殼具有巨大的儲集潛力。CZ35-2-1井青龍組風化殼為致密灰白色、淺灰色及灰色灰?guī)r，風化嚴重且易碎(表2)，主要以微晶、細晶結構為主。

表2 南黃海盆地與揚子陸域碳酸鹽巖儲層物性特征對比

圖3 下?lián)P子陸區(qū)野外儲層露頭觀察照片

3.3 礁灘相儲層

四川盆地二疊系長興組與下三疊統(tǒng)飛仙關組發(fā)育礁灘體油氣藏(表2)，臺內礁灘體儲量豐度相對較低，臺緣帶礁灘白云巖儲集層物性好、厚度大[35]。下?lián)P子野外露頭觀測巢湖湯山下寒武統(tǒng)冷泉王組含有灘相核形石(圖3e)。南黃海盆地青島坳陷CZ12-1-1井石炭系發(fā)育礁灘相儲層，為生物碎屑灰?guī)r，其船山組屬于臺地邊緣灘相；頂部發(fā)育淺灰色細粉晶生物藻團灰?guī)r及灰色生物碎屑細粉晶或泥晶灰?guī)r；中、下部發(fā)育褐灰色藻團細粉晶灰?guī)r及深色含生物粉晶灰?guī)r，由此揭示南黃海盆地存在礁灘相儲層發(fā)育區(qū)(圖4)。

3.4 裂隙儲層

四川盆地裂縫—孔洞型儲層的分布受風化巖溶作用影響明顯，儲層可大面積展布，如威遠氣田和川中氣田[36]。裂縫孔隙度與儲集性能的強弱存在直接關系，1%裂縫孔隙度相當于5%～8%原生孔隙度的儲集能力。以下?lián)P子蘇北盆地N11井、N12井為例，前者巖石裂縫孔隙度平均約為5%[31]，后者平均為2%，裂縫井段均為優(yōu)質儲層。該類儲層的一種見于浙江余杭泰山古油藏，在上震旦統(tǒng)燈影組泥質白云巖中發(fā)育裂縫型碳酸鹽巖儲層，裂隙面富含瀝青(圖3f)。雖然南黃海未鉆遇該類儲層，但陸上裂隙儲層發(fā)育，蘇北黃橋高純度CO2主要儲集在泥盆系砂巖、二疊系灰?guī)r及三疊系灰?guī)r的裂隙系統(tǒng)中，預測南黃海地區(qū)裂隙儲層為潛在儲層。

圖4 南黃海盆地CZ12-1-1井石炭系船山組巖性描述

4 海相中—古生界生儲蓋組合特征

4.1 蓋層特征

下?lián)P子區(qū)的區(qū)域封蓋條件良好[40-41]，根據(jù)海陸對比，南黃海盆地海相中—古生界廣泛分布3套區(qū)域性的蓋層：下志留統(tǒng)高家邊組、上二疊統(tǒng)龍?zhí)丁舐〗M和下三疊統(tǒng)青龍組。

(1)下志留統(tǒng)高家邊組蓋層。下?lián)P子陸域高家邊組穩(wěn)定連片發(fā)育，為陸棚相的巨厚泥質蓋層，江蘇大部分地區(qū)泥質巖厚度大于600 m，其中句容、黃橋地區(qū)可達1 400 m[11]。

《孫子·謀攻篇》中說：“知己知彼，百戰(zhàn)不殆。”何謂“知己”？對自身條件的嚴格審查和分析，才能知道自己的優(yōu)勢何在，以此進行謀略和戰(zhàn)術安排。何謂“知彼”？知彼即對對方的力量進行深入的了解，以做到避強擊弱，采取不同的應戰(zhàn)方案。這是兵法中最光輝的軍事思想，提倡的謀略是建立在了解雙方力量的基礎上的。這樣的智慧，同樣適用于語文高考備考。此處之“己”我理解為學生，“彼”為高考大綱、高考真題等。

(2)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M—大隆組蓋層。南黃海上二疊統(tǒng)龍?zhí)丁舐〗M泥巖具有較好的封蓋能力，其中CZ35-2-1井鉆遇龍?zhí)督M270 m，泥巖含量達70%；大隆組115 m，泥巖含量達93.92%。優(yōu)質蓋層區(qū)主要分布于陸棚相帶，平面分布連續(xù)。

(3)三疊統(tǒng)蓋層。南黃海下三疊統(tǒng)青龍組發(fā)育較為連續(xù)的、厚度大的斜坡—陸棚相泥巖夾泥質灰?guī)r或薄層灰?guī)r，水體穩(wěn)定，封蓋條件較好。在下?lián)P子陸域地區(qū)，上三疊統(tǒng)周沖村組主要發(fā)育厚度大、均質的膏鹽巖，對中生代及古生代油氣藏具有良好的封蓋作用，其中黃橋地區(qū)膏巖層平均厚247.8 m，南京地區(qū)膏巖層平均厚83.4 m。

4.2 生儲蓋組合及油氣遠景

前人雖對南黃海盆地烴源巖、儲集層及蓋層有了一定的認識，但未對生、儲、蓋組合進行全面、系統(tǒng)的總結。由于南黃?？碧匠潭鹊?、鉆進較少，本文通過海陸對比，分析認為南黃海海相中—古生界發(fā)育3套完整的生儲蓋組合(圖5)。

第Ⅰ組合為下寒武統(tǒng)幕府山組—下志留統(tǒng)高家邊組：以下寒武統(tǒng)幕府山組/荷塘組的泥頁巖為烴源巖；以中寒武統(tǒng)—下奧陶統(tǒng)的裂隙型及溶蝕型灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r、白云巖為儲層；下志留統(tǒng)厚層高家邊組泥質巖作為蓋層。該組合在四川盆地發(fā)現(xiàn)威遠、安岳2個大型氣田。

第Ⅱ組合為下志留統(tǒng)高家邊組—上二疊統(tǒng)大隆組：烴源巖為下志留統(tǒng)高家邊組泥頁巖；以下志留統(tǒng)墳頭組、中志留統(tǒng)茅山組、上泥盆統(tǒng)五通組砂巖以及石炭系和州—船山組的白云巖、生物碎屑灰?guī)r及裂隙、溶蝕型灰?guī)r為儲集層；以下二疊統(tǒng)孤峰組泥巖及上二疊統(tǒng)的龍?zhí)丁舐〗M的厚層泥巖為蓋層。該組合發(fā)現(xiàn)的代表性氣田為五百梯、臥龍河、沙坪場等大型氣田及26個中小型氣田。

圖5 南黃海盆地海相中—古生界柱狀圖

第Ⅲ組合為下二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)：烴源巖為下二疊統(tǒng)棲霞組泥灰?guī)r、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M及大隆組泥頁巖；儲層為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M碎屑巖和下三疊統(tǒng)青龍組大套白云巖；上三疊統(tǒng)周沖村組膏鹽層及下三疊統(tǒng)青龍組泥灰?guī)r層為蓋層。在該組合發(fā)現(xiàn)普光、龍崗、元壩等特大型氣田。

上述3套生儲蓋組合可以類比四川盆地，南黃海發(fā)育揚子陸區(qū)已發(fā)現(xiàn)的典型油氣藏的成藏層位，具有很好的油氣前景。

5 結論

(1)南黃海盆地海相中—古生界主要發(fā)育二疊系龍?zhí)丁舐〗M、下二疊統(tǒng)棲霞組、下志留統(tǒng)高家邊組和下寒武統(tǒng)荷塘組/幕府山組 4套烴源巖，與揚子區(qū)陸域(四川盆地、蘇北盆地)烴源巖特征相似，南黃海盆地海相地層具有較好的油氣潛力。

(2)蘇北—南黃海盆地海相中—古生界儲集層以碳酸鹽巖為主，發(fā)育白云巖孔隙儲層、礁灘相儲層、風化殼儲層和裂隙儲層4種類型，南黃海地區(qū)震旦—寒武系白云巖儲層和石炭系、三疊系礁灘相儲層為重點儲層目標。

(3)南黃海盆地海相地層發(fā)育3套區(qū)域蓋層：下志留統(tǒng)高家邊組、上二疊統(tǒng)龍?zhí)丁舐〗M和下三疊統(tǒng)青龍組蓋層。南黃海海相中—古生界發(fā)育3套完整的生儲蓋組合，具有很好的油氣遠景。

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(編輯 徐文明)

Source-reservoir-seal assemblage of marine Mesozoic-Paleozoic in South Yellow Sea Basin by land-ocean comparison

Yuan Yong1,2, Chen Jianwen1,2, Liang Jie1,2, Zhang Penghui1,2

(1.KeyLaboratoryofMarineHydrocarbonResourcesandEnvironmentalGeologyofMinistryofLandandResources,QingdaoInstituteofMarineGeology,Qingdao,Shandong266071,China; 2.LaboratoryforMarineMineralResources,QingdaoNationalLaboratoryforMarineScienceandTechnology,Qingdao,Shandong266071,China)

The South Yellow Sea Basin is the main body of the Lower Yangtze area, where marine Mesozoic-Paleozoic strata are widely distributed. The characteristics of source-reservoir-seal assemblage of the marine Mesozoic-Paleozoic strata in the South Yellow Sea Basin were analyzed by comparing the characteristics of hydrocarbon source rocks, reservoir and cap rocks, and combining with seismic sections, drilling and outcrop data. Four sets of hydrocarbon source rocks developed, including the Lower Cambrian Hetang and Mufushan formations, the Lower Silurian Gaojiabian Formation, the Lower Permian Qixia Formation, and the Upper Permian Longtan and Dalong formations. By comparing the characteristics of hydrocarbon source rocks of the Yangtze land area, the source rocks of the South Yellow Sea Basin may be classed as good hydrocarbon source rocks. Carbonate is the main reservoir type in the South Yellow Sea area, and there are four carbonate reservoir types: porous dolomitic, reef-bank, weathered crust and fractured. The marine strata of South Yellow Sea Basin developed three sets of regional cap rocks and three sets of complete assemblages. The South Yellow Sea Basin has very good oil and gas prospects.

source-reservoir-seal assemblage; marine Mesozoic-Paleozoic; South Yellow Sea Basin; Yangtze block

2016-10-27；

2017-02-10。

袁勇(1988—)，男，博士后，從事地質綜合解釋及油氣地質學研究。E-mail：yuany010@126.com。

陳建文(1965—)，男，博士，研究員，從事海域油氣資源調查評價與研究。E-mail：jwchen2012@126.com。

國土資源部項目(XQ-2005-01，2009GYXQ10)、中國地質調查局項目(GZH200800503，121201005000150008)和山東省博士后創(chuàng)新基金“南黃海盆地二疊系上統(tǒng)相震約束儲層表征研究”(201602004)資助。

1001-6112(2017)02-0195-08

10.11781/sysydz201702195

TE122

A