储层、盖层及组合特征 开封坳陷的盖层及储盖组合特征

6.2.1 储层发育特征

塔里木盆地储层从震旦系到新近系各层系中均有分布。在中新生界、志留系、泥盆系主要发育碎屑岩储层，上震旦统、寒武系、奥陶系主要发育碳酸盐岩储层，二叠系、石炭系既有碳酸盐岩储层，又发育有碎屑岩储层。由于地层的沉积环境，构造作用等影响，盆地内碳酸盐岩储层和碎屑岩储层的分布与发育情况有各自不同的特征。

6.2.1.1 碳酸盐岩储层

（1）震旦系储层

震旦系储层主要发育在上震旦统的上部，据沙雅隆起沙4井资料，储层岩性为藻白云岩、细晶白云岩、砾屑白云岩。孔隙类型以晶间孔和晶间溶孔为主，溶孔直径在50μm～1.6mm，溶孔之间连通性较好，裂缝发育程度中等，缝宽10～35μm，局部有方解石充填。储层类型为裂缝、孔、洞型。基质孔隙度在0.56%～13.3%之间，平均为4.45%，属于较好—好的储层。

（2）寒武系储层

寒武系储层主要发育在中寒武统。据沙雅隆起沙7井、英买34井等资料，储层岩性为细—粉晶白云岩、泥质白云岩夹砾屑白云岩及白云质泥岩。储集空间主要为晶间孔及晶间溶孔、溶洞，微裂隙较为发育。物性分析的基质孔隙度为2%～6%，平均5.79%，属于中等—较好的储层。

（3）奥陶系储层

奥陶系储层主要发育在下奥陶统。储层岩性有灰岩和白云岩两大类。在盆地中，白云岩储层大范围展布，是一套细—中晶为主的白云岩、砂砾屑白云岩和硅质白云岩，储集空间均以溶蚀孔、洞、缝为主，由于埋深普遍较大，已经在卡塔克隆起、沙雅隆起区钻遇较好的储层段。根据目前的钻探能力，有效的白云岩储层主要分布在这大型隆起区。灰岩储层岩性主要为微晶灰岩、砾砂屑灰岩及球粒灰岩。以沙雅隆起阿克库勒地区最具代表性的14口钻井1093个岩心物性样品分析结果，灰岩储层的基块孔隙度和渗透率都很低，以差储层为主。由于塔里木盆地在加里东期、海西期以及印支—燕山期的构造抬升剥蚀，在沙雅隆起等地区中下奥陶统地层受到长期的不同程度的暴露、溶蚀，在风化面以下150～300m内形成了孔、洞、缝十分发育的古岩溶储层体，不仅可以作为油气运移的有利通道，同时也为油气聚集提供了良好储集空间，塔河地区最为典型。

（4）石炭—下二叠统储层

石炭系和下二叠统的碳酸盐岩储层主要发育在下石炭统巴楚组生屑灰岩段、上石炭统小海子组和下二叠统南闸组。巴楚组生屑岩段属于滨岸滩坝、台地浅滩和潮坪相沉积，储层中溶孔较发育，孔隙度一般可达3%～8%。巴楚组生屑灰岩在沙雅隆起和卡塔克隆起的厚度一般为30～40m，分布比较稳定，往西到巴楚隆起、麦盖提斜坡变厚到50～70m，岩性主要为生屑灰岩、砾屑灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩及泥岩白云岩和泥晶灰岩。

上石炭统小海子组地层主要为台地相泥晶灰岩和颗粒灰岩，在沙雅隆起和卡塔克隆起的厚度50～120m，在满加尔坳陷厚度在100～200m之间，巴楚隆起和麦盖提斜坡厚度为150～250m。在卡塔克隆起巴楚组生屑灰岩储层厚度在10～36m之间，孔隙度类型以粒间溶孔、晶间溶孔为主，物性分析孔隙度在0.41%～26.43%之间，平均为9.2%。在巴楚隆起～麦盖提斜坡地区，小海子组储层为滨岸滩坝相和台内浅滩相的颗粒灰岩、泥晶灰岩及白云岩，颗粒包括生物碎屑、鲕粒、砂屑、砾屑等。孔隙类型主要为粒间溶孔，孔隙度可达14.28%。

下二叠统南闸组碳酸盐岩储层主要分布在塔西南坳陷、巴楚隆起，属于浅海碳酸盐岩台地相和台地边缘相沉积。在巴楚隆起地区，南闸组储层主要为台地边缘相沉积，包括台缘生物礁和台缘浅滩亚相沉积。储层孔隙类型以晶间孔为主，孔隙度为2%～14%，渗透率在1.1×10^－3～8.6×10^－3μm²之间。

6.2.1.2 碎屑岩储层

塔里木盆地碎屑岩储层以砂岩为主，岩石类型以低成熟度的长石砂岩和岩屑砂岩为主，其次是岩屑石英砂岩和长石石英砂岩。

（1）志留—泥盆系储层

志留系和泥盆系砂岩储层主要发育在中上志留统塔塔埃尔塔格组和上泥盆统东河塘组。中上志留统砂岩储层主要分布于沙雅隆起和卡塔克隆起等地区，为海相临滨～前滨相沙滩沉积，砂体总厚度为100～300m左右，最大单层厚度可达38m。物性分析砂岩的孔隙度为2.99%～21.97%，一般为10%～11%，渗透率0.01×10^－3～167.4×10^－3μm²。上泥盆统东河砂岩段储层主要分布在沙雅隆起的东河塘—哈拉哈塘凹陷，草湖凹陷及卡塔克隆起。储层厚度在满参1井最大可达388.5m，在顺托果勒隆起地区为100～150m（图6-13），属于障壁滨岸和前滨、临滨沉积。东河砂岩的矿物成熟度和结构成熟度都很高，以中、细粒石英砂岩、粉—细粒石英砂岩为主，含有少量岩屑石英砂岩。物性分析孔隙度在1.5%～22.86%，一般为14%～16%，渗透率0.30×10^－3～1915.9×10^－3μm²，属良好储层。

（2）石炭—二叠系储层

石炭系碎屑岩储层主要分布在下石炭统的下砂泥岩段和上砂泥岩段。下砂泥岩段储层在沙雅隆起的厚度为13～36m，最厚可达42m，在顺托果勒低隆和卡塔克隆起厚度为5～32m，属于砂质辫状河流相沉积。储层岩性主要是含砾粗砂岩、中砂岩、砂质砾岩、粉细砂岩。储层物性分析的孔隙度为3.2%～11.5%，渗透率为0.01×10^－3～1914×10^－3μm²。上砂泥岩段主要分布在沙雅隆起—卡塔克隆起，储层厚度变化大，在10～250m之间，单个砂体一般为2～9m，最厚可达15m。储层沉积环境主要为潮坪、潟湖相，储层孔隙度为3.6%～17.55%。另外二叠系碎屑岩十分发育，物性中—差，也是塔里木盆地主要储层之一。

图6-13 塔里木盆地泥盆系东河砂岩厚度分布图

（3）三叠—侏罗系储层

三叠系、侏罗系碎屑岩储层为陆相成因的河流、冲积扇、滨湖及扇三角洲相沉积。三叠系储层主要分布在库车坳陷、阿瓦提断陷和顺托果勒隆起地区，砂岩厚度为33～750m，储层物性孔隙度为8%～28%，一般为15%～25%。

侏罗系砂岩储层主要分布在库车坳陷，厚度可达191～1473m，储层孔隙度为10%～28%，在沙雅隆起、顺托果勒隆起的储层厚度50～200m。此外，在塔西南的喀什凹陷侏罗系也有890～1556m的巨厚砂岩。砂岩孔隙度10%～20%，渗透率1×10^－3～100×10-³μm²。

（4）白垩—古近系储层

白垩系和古近系储层主要发育在下白垩统的卡普沙良群和新近系苏维依组及上白垩统—古近系。卡普沙良群砂岩储层厚度为141～469m，在沙雅隆起分布较稳定，属于陆相扇三角洲、滨湖相、三角洲相沉积，储层孔隙度为1.59%～33.68%，一般为11%～14%，渗透率5×10^－3～100×10^－3μm²。

苏维依组砂岩储层为扇三角洲砂体和曲流河—三角洲砂体，主要分布在沙雅隆起和库车坳陷、塔西南地区，厚度为50～200m。储层孔隙类型以粒间孔为主，粒间溶孔其次，物性分析的孔隙度为10.5%～37%，渗透率10×10^－3～150×10^－3μm²。在阿克库勒凸起地区的物性相对较差。

白垩系—古近系砂岩储层的分布情况与苏维依组的大致相似，沉积环境主要为扇三角洲和冲积扇、曲流河及三角洲，储层物性总体相对较好，储层厚度200～500m。在沙雅隆起南部的沙参1井—沙21井—沙30井一带储层物性最好，其次是雅克拉断凸及阿克库勒凸起地区。

6.2.1.3 储层空间分布

塔里木盆地储层空间分布表现出以下特征：

①下古生界海相碳酸盐岩。储层主要分布于西部半闭塞地区及开阔台地内缘滩相。垂向上主要集中在上寒武统和中奥陶统浅水沉积白云岩、灰岩分布段。

②有较丰富陆源供给的情况下，海侵初期或海侵稳定期，在滨海地带形成储集性能良好的海滩和障壁砂坝沉积。

③新生界储集层的分布完全取决于沉积相带的分布，储集空间基本上都为原生粒间孔，储层分布较广，但由于新生界沉积时地形高差大，沉积速率高，分选较差，储集性能中等—较差。

④碳酸盐岩储层受后期成岩作用影响，孔隙度低，为1.49%～3.73%，只有构造运动抬升后，在淡水作用下溶蚀形成溶洞、溶孔后，储集条件才得以改善。

6.2.2 盖层发育与分布特征

油气的聚集和保存依赖于盖层的发育，尤其膏盐地层发育。由于塔里木盆地具有复杂漫长的沉积发育历史，在不同的地层层位和不同的构造部位发育了不同的盖层。下古生界盖层以泥岩为主，砂质泥岩次之，主要分布于盆地东部。上古生界盖层以泥岩为主，夹砂质泥岩和薄层灰岩，局部膏泥岩和盐岩，盆地的西部及满加尔坳陷中心区为其主要发育区。中生界盖层仍以泥岩为主，分布于满加尔坳陷和库车坳陷内。新生界盖层的岩性主要为含膏泥岩或膏泥岩，部分盐岩，分布在盆地南北两侧的库车坳陷和西南坳陷内。

6.2.2.1 盐岩石膏盖层

塔里木盆地最好的盖层为盐岩、石膏层。在古近系阿尔塔什组发育的盐岩、石膏层，分布于和田河以西、玛扎塔克断裂以南的广大地区，最厚480m，最薄100m。在阿瓦提和库车坳陷的西端，相当阿尔塔什组层位的库姆格列木群下部，也发育了一套盐岩、石膏层，厚度100～200m。古近系乌拉根组上部，在喀什以西卡巴加特隆起带发育了一套10～20m的结晶石膏层。古近系卡拉塔尔组在玉力群—克里阳之间主要是灰白色结晶石膏层，但分布局限。在下石炭统上部及上石炭统下部，以沙10井为中心，近3×10⁴km²的范围内，由于障壁砂坝的遮挡，水体交换不畅且常年有海水淹没，海水蒸发量大，导致盐岩、石膏沉积，岩性暗紫褐色泥岩、含膏泥岩及纯的结晶盐岩。沙10井的钻探揭示该段地层总厚260m，其中棕褐色、灰绿色泥岩占20.7%，石膏层占6.4%，岩盐层占72.9%，厚达189.6m。另外，在巴楚降起—卡塔克隆起等地区，于中下寒武统发育有二套膏盐层，面积大22×10⁴km²。上述三套膏盐层是塔里木盆地重要优质盖层。

6.2.2.2 膏泥岩盖层

石膏膏泥岩盖层在塔里木盆地的发育比较广泛，它们主要分布于新生界和石炭系。新生界，在盆地东部有库姆格列木群、苏维依组和吉迪克组；西部有白垩系乌依塔克组，新生界齐姆根组、巴什布拉克组、克孜洛依组等。

库姆格列木群主要岩性是石膏、膏泥岩层，分布于轮台—新和连线以北的库车坳陷内及柯1井以西阿瓦提断陷腹部地区，厚300～500m，最厚达800m。

苏维依组主要岩性为膏泥岩夹石膏层，分布于阿瓦提断陷和库车坳陷的内部，厚200～600m。

吉迪克组主要岩性是薄层石膏与膏泥岩、泥岩互层，局部夹盐岩层，分布于跃参1井—库车连线以东，野云沟和英吉苏连线以西地区，厚300～500m，最厚1500m。

白垩系乌依塔克组的主要岩性为棕红色砂泥岩、膏泥岩夹石膏与白云岩薄层，分布于疏附—莎车连线以西的地区，厚50～110m。

古近系齐姆根组的主要岩性为灰绿色泥岩、棕红色膏泥岩夹石膏质灰岩和白云岩薄层，分布于玛扎塔克断裂以南、和田以西的地区，厚100～300m。

古近系巴什布拉克组的主要岩性是灰绿色、棕红色泥岩、膏泥岩夹石膏层、灰岩层与砂岩层、泥岩膏泥岩，分布于和田河以西、麦盖提—西房连线以南的区域内，厚400～800m。

新近系的克孜洛依组由灰绿色、棕红色泥岩、膏泥岩夹石膏层组成，分布于克拉托—伽师—色力布亚连线的两侧，大致相当于中新世安居安组所在区域范围，厚300～500m。

下石炭统上部的卡拉沙依组，为一套以台地蒸发岩为主的膏泥岩地层。因有较厚的蒸发岩而具备良好的盖层条件。在巴楚小海子剖面上可见石膏层、膏白云岩及膏泥岩，累计厚度达146.9m。盆地内的钻探结果表明，这套区域性盖层西至麦盖提的曲苦恰克、东抵满加尔坳陷西部均有分布，曲1井和巴4井分别钻遇石膏层18m和膏白云岩192m，至和田河这套地层厚度为百余米；在满加尔坳陷西部仅为60m，岩性以灰岩为主夹膏泥岩。说明石炭纪巴楚隆起部位为较高的蒸发台地环境，而满加尔坳陷则为半闭塞台坪环境。

另外，在盆地西部的中寒武统阿瓦塔格组中发育杂色泥岩、膏泥岩和石膏层互层或石膏泥质白云岩，为蒸发台地沉积，厚度143～161m。

6.2.2.3 泥岩盖层

塔里木盆地的泥岩盖层，无论从时代上，还是从空间上，分布都很广泛。新近系、白垩系、侏罗系、三叠系都发育良好的地区性和区域性盖层。

石炭系下统上部及上统下部地层发育一套半闭塞台地和开阔台地的沉积，分布于和田河以西地区，以及满加尔坳陷中西部，其总厚度在400～600m之间，是上古生界的主要生油层和盖层。奥陶纪盆地东部深海槽盆中，沉积了泥岩的总厚达1500～3000m。

6.2.2.4 砂质泥岩盖层

塔里木盆地砂质泥岩盖层发育在上新统、上二叠统和志留系等地层内。

除上述4种类型的盖层以外，碳酸盐岩及灰质泥岩也可成为地区性盖层。

6.2.2.5 盖层封闭性综合评价

根据表6-3标准，对塔里木盆地五套主要盖层进行区域性评价（周兴熙等，1998）。好、中、差分别对应Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，Ⅱ级盖层为Ⅰ、Ⅲ级间的过渡类型，还可以分为ⅡA、ⅡB，分别对应中—好、中—差级。

奥陶系盖层分布的总面积约24万km²，其中Ⅰ级封盖区占40%，Ⅱ级封盖区占50%，Ⅲ级封盖区占10%。Ⅰ级封盖区主要分布在塔里木东部地区，Ⅱ级在阿瓦提—塔中—哈拉哈塘等地区，中间有一窄长的南北向Ⅲ级封盖区。

石炭系盖层分布于塔西南、阿瓦堤、塔中及满加尔坳陷西部地区，面积约33万km²。其中Ⅰ级区在满加尔坳陷及周缘、塔中地区和西南坳陷，约占65%；Ⅱ级区在阿瓦提断陷西部至阿图什以北的环形地带，约占总面积的20%，Ⅲ级封盖区分布在南部和北部边缘以及巴楚附近的小范围地区。

表6-3 塔里木盆地盖层综合评价分级表

三叠系盖层分布在塔里木盆地中部和库车坳陷一带，总面积约22.44万km²，其中Ⅰ级封盖区主要分布于阿参1至跃至跃参1井以南一带，约占25%；ⅡA级封盖区主要在库车坳陷中心部位，面积占3.8%，ⅡB级封盖区主要分布在盆地中心Ⅰ级封盖区周围，约占总面积的71.2%。

侏罗系盖层主要分布在塔里木盆地东北区，总面积约24.7万km²。Ⅰ级封盖区只分布在QKI井和LH1井以南地区，面积非常小，约占总面积的3.8%；ⅡA级封盖区主要分布于LX2井和YH7井以北地区，面积小，仅占总面积的4.0%；Ⅱ级封盖区主要分布于Ⅰ级区和ⅡA区之间过渡地带或周围，面积占29.8%；ⅡB封盖区主要分布于上述Ⅱ级区的南部，面积约占35.30%；Ⅲ级封盖区主要分布于上述各区的边缘，面积约占27.1%。

新近系吉迪克组几乎遍布整个盆地，面积约50.5万km²，Ⅰ级封盖区主要分布于库车坳陷、塔北隆起和西南坳陷，面积大，约占总分布面积的56%，ⅡB级封盖区主要分布在巴楚—中央隆起带以及东南断阶区，并延伸到西南方向的窄条形带状区，面积占总44%。

据上述，石炭系盖层的品质最好，其次为奥陶系盖层和吉迪克组（苏维依组上部）盖层，考虑各盖层分布面积后评价认为：吉迪克组和石炭系为Ⅰ级区域性盖层；奥陶系为ⅡA级区域性盖层；三叠系为Ⅱ级局部性盖层；侏罗系为ⅡB级局部性盖层。

6.2.3 生储盖组合特征

勘探实践证明，生油层、储集层和盖层的配置关系.对于油气富集，特别是大油气田的形成至关重要。考虑到盆地构造及沉积发育的历史旋回性，将盆地内生储盖组合概括分为自生自储自盖、古生新储新盖和新生古储新盖三种基本类型。

6.2.3.1 自生自储自盖组合

①寒武—奥陶系型：该类组合在塔北、塔中地区钻遇。

②石炭系型：该类组合在麦盖提、塔中地区钻遇。

③侏罗系型：该类组合在库车坳陷钻遇。

6.2.3.2 古生新储新盖组合

①寒武—奥陶系生，石炭系、志留系、三叠系储、盖型：该类组合在塔北、塔中地区钻遇。

②寒武—奥陶系生、侏罗系储、盖型：该类组合在英买力地区钻遇。

6.2.3.3 新生古储新盖组合

库车坳陷侏罗系生，奥陶系、志留系储，新生界盖组合是这种类型的典型例子。

6.2.3.4 克拉通区储盖组合主要特征

（1）三套连续型储盖组合（图6-14）

图6-14 塔里木盆地克拉通区海相油气系统储盖组合和油气分布

①石炭系膏盐岩、泥岩与石炭系砂砾岩、东河砂岩之间的储盖组合；

②上奥陶统泥岩与中下奥陶统碳酸盐岩之间的储盖组合；

③中下寒武统膏盐层、膏云岩、泥岩与下寒武统、震旦系白云岩之间的储盖组合。

（2）三套不连续型储盖组合

①侏罗系红色泥岩和寒武—奥陶系碳酸盐岩潜山、元古宇变质岩潜山之间的储盖组合；

②石炭系巨厚膏、泥岩与奥陶系碳酸盐岩潜山之间的储盖组合；

③三叠系泥岩与奥陶系碳酸盐岩之间的储盖组合。

（3）古生界生储盖组合成藏特点

克拉通成藏体系已发现的油气藏发育有连续式和间断式储盖组合。

塔中地区，勘探成果反映连续式储盖组合中存在两种主要成藏模式：自生自储型（中上奥陶统泥岩—奥陶系碳酸盐岩内幕）和下生上储型（石炭系膏泥岩、泥岩—石炭系砂岩），其次是间断式自生自储型（石炭系膏盐岩、泥岩—奥陶系）。

塔中1号断裂带邻近满加尔坳陷深凹部分，发育寒武—下奥陶统高—过成熟烃源岩区和中上奥陶统泥灰质烃源岩区，构成了塔中地区有效烃源岩；中上奥陶统泥岩和石炭系膏盐岩、泥岩构成了良好的盖层；中上奥陶统泥岩区域性盖层之下的碳酸盐岩储层和石炭系砂岩为主要储层。目前油气主要产自于上述石炭—石炭和石炭—奥陶系两种组合，主要探明储量分布于石炭系（塔中4亿吨级油田），油气十分富集。石炭系主要通过断裂和中上奥陶统盖层“天窗”向上泄露成藏。由此也可以判断，自生自储组合中以中上奥陶统泥岩区域性盖层之下的碳酸盐岩内幕存在形成更大规模油气田的可能性。

6.2.3.5 前陆区储盖组合特征

（1）库车陆相油气系统有利储盖组合分布

库车坳陷最主要的区域性盖层是古近系泥岩和膏盐岩，其次是侏罗系泥岩盖层、新近系吉迪克组、康村和库车组泥岩盖层和白垩系舒善河组泥岩盖层，另外，三叠系也发育一套巨厚泥岩盖层，但该套泥岩盖层之下尚未发现工业油气（图6-15）。根据库车坳陷储层和盖层发育特征，大致可将中新生界划分出五套有效储盖组合。

图6-15 库车油气系统储盖组合和油气分布层位

1）白垩系巴什基奇克组—古近系储盖组合

该套储盖组合以古近系泥岩和膏盐岩为盖层，以下白垩统巴什基奇克组为储层，它主要分布在克拉苏构造带，为好—较好储盖组合。北部和南部边缘因储层变差，为中等—较差储盖组合，中部拜城凹陷一带因埋深＞6000m，为差储盖组合。

2）侏罗系储盖组合

该套储盖组合以侏罗系阿合组和阳霞组中部砂岩为储层，以阳霞组、克孜勒努尔组、帕克马克组泥岩为盖层。该套储盖组合细划分出2套一级储盖组合；一是阿合组储盖组合，以阳霞组下部泥岩做盖层；二是阳霞组储盖组合，以阳霞组上部及其以上泥岩做盖层。平面上，该套储盖组合主要分布在北部克—依构造带，其中以依奇克里克构造带东部较好，中西部属中等—较差储盖组合。

3）白垩系卡普沙良群—古近系储盖组合

该套储盖组以古近系泥岩和膏盐岩为盖层，以下白垩统卡普沙良群砂岩为储层，它主要分布在库车坳陷南部边缘和南秋里塔格构造带。

4）古近系储盖组合

该套储盖组合以古近系底砂岩为储层，以古近系泥岩和膏盐岩为盖层，它主要分布在库车坳陷南部边缘，其中以南部边缘的轮台断隆构造带北缘储盖组合最好，其他为较好，中部地区为中等—差储盖组合。

5）新近系吉迪克组储盖组合

该套储盖组以吉迪克组薄层砂岩为储层，以吉迪克组及其以上层位的泥岩为盖层，它也主要分布在库车坳陷的南北边缘。好储盖组合主要分布在南缘英买力—红旗构造带，南部边缘的其他构造带和北部克—依构造带为较好储盖组合，其他地区为中等—较差储盖组合。

（2）塔西南油气系统储盖组合

1）古生新储型

主要表现为上古生界、中生界生油，新生界储油。侏罗系或石炭系—下二叠统生油，第三系砂岩储油，第三系膏盐岩、泥质岩为盖层，构成古生新储盖组合，柯克亚油气田属此种类型（图6-16）。

柯克亚油气田是新近纪形成的背斜构造，古近—新近系厚达5000m以上，油气产层为中新世西和甫组的粉细砂岩，盖层为泥岩和砂质泥岩。整个古近—新近系几乎全为红层沉积，属内陆干燥气候条件下的河流相，不具备生油条件，即柯克亚油田不可能是自生自储型。经油源对比，大多认为是侏罗系油源，有石炭系油气混入。

石炭系—下二叠统和侏罗系油气源既然能运移到新近系中，也必然可以运移到古近系，构成另一种古生新储生储盖组合，柯深1井钻探在古近系中获高产油气流，证明存在此种组合。

2）自生自储型

塔西南坳陷迄今尚未发现自生自储型油气田，侏罗系井下未钻遇，据喀什地区地面资料分析，侏罗系有形成自生自储的条件。

喀什地区侏罗系厚约1500m以上，与下伏地层和上覆白垩系皆为不整合接触。下侏罗统为粗碎屑沉积。生油层为中侏罗统，储集层是生油层中所夹中、下侏罗统的砂岩，盖层为中、上侏罗统中的泥质岩（图6-17）。

图6-16 塔西南油气系统古生新储组合

图6-17 塔西南油气系统自生自储组合

（3）前陆区油气系统生储盖组合模式

前陆体系成气组合主要分布于中、新生界的4个层位中，储盖组合以连续式为主，间断式为次，潜山式间断组合在前陆前缘隆起区存在（如牙哈构造带）。

1.开封坳陷的盖层特征及评价
（1）古生界盖层
二叠系上石盒子组上段、石炭－二叠系煤系（下石盒子组下段－山西组－太原组－本溪组）、奥陶系内幕致密碳酸盐岩是古生界的3套主要盖层。
1）上石盒子组泥岩：发育于上石盒子组上部，厚270m，泥岩占地层厚度的60%，单层厚度大，一般10m，最大厚18m，横向上分布比较稳定，覆盖于石盒子组砂岩之上，是一套区域性直接盖层。
2）煤系泥岩：石炭－二叠系煤系厚度为250～350m，其中，铝土岩和泥岩等非渗透性岩石发育，总厚度为140～180m，占地层厚度的60%左右，单层厚度为2.0～15.5m。有机质丰度远高于奥陶系碳酸盐岩，可以有效地阻止奥陶系烃类向上扩散，形成良好的压力和浓度封闭，是奥陶系风化壳的直接盖层，也是奥陶系储层的间接盖层。据邻区堂古5井测定太原组泥岩突破压力为5.0MPa（饱和煤油），本溪组铝土质泥岩突破压力可达16MPa，泥岩封盖能力较好（表7-26）。
表7-26 泥岩封盖能力评价分类表


（2）中生界盖层
研究区中生界地层变化很大，以局部盖层为主，盖层条件各凹陷也有很大差异。
该区三叠系在济源凹陷发育较全，厚度大，达3500m，其中上三叠统泥岩发育，泥岩比例大，而且具生烃条件，可作为本身及下伏上古生界盖层。济源凹陷中下侏罗统—白垩系，黄口凹陷、成武凹陷和鱼台凹陷侏罗－白垩系泥岩发育，分布稳定。黄口凹陷丰参1井泥岩累计厚度达1000m 以上，泥岩比例大于60%，可作为中生界及下伏上古生界油气盖层。
（3）古近系盖层
古近系在各凹陷均有分布，各组段泥岩都较发育。其中黄口凹陷、成武凹陷和鱼台凹陷膏泥岩发育，岩性致密，渗透性差，其遮挡能力强，是该区重要的油气盖层。黄口凹陷古近系膏泥岩发育在沙二段，为干燥环境下的盐湖沉积，全区均有分布，厚度为60～156m，占地层总厚度18%～43.6%（表7-27、图7-12）；成武凹陷和鱼台凹陷膏泥岩在沙二段、沙三段和沙四段均有发育，厚度为63～273m，占地层总厚度24.2%～46.4%，封盖能力较强，可作为下部储集层段的区域性盖层。此外，黄口凹陷、成武凹陷和鱼台凹陷孔店组上部、沙河街组泥岩比较发育，是较好的区域性盖层。济源凹陷盖层以泥岩和粉砂质泥岩为主，厚度为3～10m,10～20m 较少。研究表明，古近系盖层呈局部分布。中牟凹陷古近系盖层主要为沙一段灰色泥岩、沙二段和沙三段泥质岩。此外，沙三段顶部和沙二段下部有90多米的火成岩屏蔽，局部地区可为良好的盖层（油气形成在火成岩活动之后）。这一屏蔽区约760km2，这一玄武“岩墙”或“岩盖”刚好集中在沙三段生油层段之上。
表7-27 黄口凹陷和成武地区古近系膏泥岩统计



图7-12 黄口凹陷古近系沙二段膏泥岩厚度图

2.开封坳陷的储盖组合
该区主要存在以下6套储盖组合。
1）上古生界自储自盖组合：以砂岩为储层，以砂岩之上的泥岩为盖层。
2）下古生界储上古生界盖组合：以奥陶系风化壳碳酸盐岩为储层，上古生界煤系为盖层。
3）下古生界自储自盖组合：以奥陶系内幕碳酸盐岩为储层，以石膏岩、含膏岩、泥晶灰岩为盖层。
4）中生界自储自盖组合：以中生界砂岩为储层，以砂岩之上的泥岩为盖层组合。
5）新生界自储自盖组合：以新生界砂岩为储层，以砂岩之上的膏泥岩、泥岩为盖层组合。
6）中储新盖组合：以中生界青山组砂岩储、古近系泥膏岩盖组合。
在中古生界油气勘探中，以第一、第二、第四和第五套储盖组合较好。

（一）储层条件
1.样品采集与测试分析
根据野外采集的348个中生界样品（表5-8），重点开展了薄片制作（铸体与普通）与鉴定分析（岩石类型、孔隙结构、面孔率估算等）、储层物性参数测试（孔隙度、渗透率）以及压汞实验（孔喉微观结构）。
2.储层宏观发育特征
野外考察结果显示，惠州黄洞剖面金鸡组上部橙黄色中—厚层状粗砂岩是粤东—粤中地区中生界所见砂岩物性最好的储层；粤中南地区中生界最好的储层为阳春荔枝山剖面小坪组的中厚层状灰—灰白色、灰黄色中粗粒砂岩；闽西南地区漳平西园剖面下村组中的层状中—粗粒砂岩是野外观测到的最好储集层段。
上三叠统小水组以褐色、浅黄色、青灰色的粉砂岩为主，砂岩储层物性较差；小坪组能作为较好储层的多数为灰—灰白色、灰黄色中粗粒砂岩。在不同剖面，小坪组的砂岩分布、储层物性均有较大差异。其中，阳春荔枝山剖面小坪组的砂岩储层发育，厚度大，分布较稳定，砂岩粒度较粗，目测储层物性较好；高明西安叠坪剖面小坪组砂岩以中细粒石英砂岩为主，厚度较小，分布不稳定，砂岩较致密，目测砂岩储层物性中等；在闽西南，文宾山组中、上部均发育有厚层状的石英砂岩、泥质粉砂岩，在油柑坪剖面该组地层中X型节理发育，对储层孔渗特征具改善作用。
广东地区侏罗系金鸡组、长埔组、桥源组、塘厦组以及闽西南地区的下村组、梨山组砂岩较发育，可形成多套较好的砂岩储层。惠州黄洞剖面金鸡组砂岩物性最好，但砂层的厚度一般小于1m，分布不稳定。海丰青年水库剖面长埔组发育多套厚层状石英砂岩，风化严重，地表水泡后呈松糕状，具有较好的渗水性，目测孔隙度可达15%，物性中等，厚度大，单套砂岩累计厚度均达10m左右，分布稳定。惠来葵潭剖面桥源组灰白色长石石英砂岩分布较稳定，厚度大，储层物性较好。东芜塘厦剖面底部中粗砂岩较发育，厚度较大，目测砂岩储层物性较好；闽西南梨山组发育的多套浅黄色中—薄层状粗砂岩、砂砾岩以及下村组浅灰色中层状石英砂岩均可作为较好的储层。白垩系叶塘组和优胜组砂岩不发育，以泥质粉砂岩为主，分布不稳定，储层不发育；合水组砂岩相对较发育，为河流相含砾长石岩屑砂岩，岩石致密，储层性能差，分布较稳定。

表5-8 华南陆区中生界露头剖面岩石取样数统计


续表

3.储层特征
（1）储层岩石类型
A.上三叠统
储层的岩石类型主要为石英砂岩，岩石中岩屑及长石含量偏少，砂岩分选性中—好，磨圆度次圆—次棱角，泥质、铁质胶结，孔隙式胶结类型，颗粒接触关系多呈点-线型，部分样品镜下观察见裂缝（图5-22）。

图5-22 上三叠统小坪组砂岩储层孔隙类型显微特征

（a）开平金鸡剖面：含泥质巨砾石英砂岩，分选好，次圆，颗粒支撑，线-凹凸接触关系，孔隙式胶结类型；黏土杂基发生强烈重结晶作用形成伊利石正杂基，云母呈定向排列，大多长石已全部发生绢云母化，发育两条裂缝，沿碎屑颗粒边缘发育粒缘缝。4×10（＋），短边长1mm；（b）阳春荔枝山剖面：泥质中砾长石石英砂岩，分选好，次圆，颗粒支撑，线接触关系，孔隙式胶结类型，泥质杂基发生重结晶作用，且重结晶后的伊利石均发生绢云母化，碎屑颗粒之间有自生伊利石的沉淀，石英和长石颗粒边缘有明显的港湾状溶蚀现象，长石溶蚀后被伊利石交代，长石表面不同程度地发生绢云母化。4×4（＋），短边长2.5mm
B.侏罗系
储集岩主要为各类砂岩，总体上以石英砂岩为主（粗—中粒65%，中—细粒20%），长石砂岩次之（7%），含有部分砂质砾岩及长石砾岩。碎屑成分主要是石英、斜长石和岩屑等，填隙物以杂基-胶结物混合填隙为主，胶结物类型多样，硅质胶结最为普遍，其次为铁质和钙质。砂岩分选性中等，磨圆度多为次棱—次圆状，颗粒支撑，以点-线接触为主，基底-孔隙胶结为主（图5-23）。砂岩结构成熟度中等，表明为距离物源区相对较近，且水动力较强的沉积环境。

图5-23 侏罗系砂岩储层孔隙类型显微特征

（a）惠州黄洞剖面金鸡组：中—粗粒石英砂岩，主要为单晶和多晶石英，发育粒间溶孔，面孔率为6%，4×4（-），短边长2.5mm；（b）揭西灰寨剖面银瓶山组：细粒石英砂岩铸模孔、粒间溶孔和裂缝，5.6×10（-），对角线长1mm；（c）海丰青年水库剖面长埔组：细粒石英砂岩，见粒间孔、粒内溶孔和裂缝，4×10（-），2.25mm；（d）惠来葵潭剖面桥源组：细粒石英砂岩，以单晶石英为主，含少量泥岩岩屑，杂基含量较多，＞15%，发育少量溶孔及缝，面孔率为2%～3%，该片可见超大孔及相对较小的溶孔及缝，4×4（-），短边长2.5mm
C.白垩系
储层岩石类型主要为长石石英砂岩、岩屑长石砂岩、长石石英杂砂岩（图5-24），成分成熟度低，分选差，磨圆度不等，反映出近源河流沉积特征，其中，合水组以粗砂岩为主，含有少量细砂岩和长石砂岩，也反映出近物源沉积特征。
（2）储集空间特征
根据岩石薄片分析，华南陆区中生界储层中的原生孔隙和次生孔隙均有不同程度发育，储集空间类型主要为溶蚀孔洞、裂缝、粒间孔三大类。侏罗系原生的粒间孔隙多已遭破坏或充填，以次生孔隙为主，镜下统计面孔率介于2%～15%之间。原生孔隙：侏罗系原生孔隙多为粒间孔，在后期通常被溶蚀扩大。次生孔隙：包括粒间溶孔、溶蚀缝、粒内溶孔、铸模孔及（微）裂缝，以粒间溶孔最常见，是侏罗系最主要的孔隙类型。粒间溶孔通常在原有的粒间孔基础上溶蚀扩大（图5-23（a）、（c）），粒内溶孔主要发育在石英颗粒内部。裂缝主要是张性微裂缝（图5-23（c）），其在一定程度上能改善储层孔隙的渗透性。

图5-24 白垩系合水组典型薄皮

兴宁-叶塘剖面合水组：（a）中—细粒石英砂岩、含砾岩、石英岩屑，菱铁矿胶结，4×10（-），短边距1.0mm；（b）粗砂岩，含多晶石英，菱铁矿、白云石胶结，4×10（＋），短边距1.0mm
（3）储层物性特征
A.上三叠统

图5-25 上三叠统小坪组砂岩储层孔隙度分布直方图

小坪组为上三叠统砂岩储层的主要发育层位。在野外共采集砂岩样品29个，对其孔渗测试（部分样品过于疏松，仅对9个样品测试了渗透率）结果表明：孔隙度最小值为2.75%，最大值为18.96%，平均值为10.42%，孔隙度主要分布在5%～10%区间，占样品总数的53.6%，仅有21.4%的样品孔隙度大于15%（图5-25）。测试样品的渗透率很低，渗透率最小值为0.03×10-3μm2，最大值为17.39×10-3μm2，平均值为2.50×10-3μm2，大多数样品的渗透率小于1×10-3μm2。从储层物性数据来看，小坪组砂岩储层的孔隙度与渗透率对数值之间存在较好的线性关系（图5-26），相关系数为0.79，表明为孔隙性储层。总体上，小坪组砂岩为中低孔、低—特低渗型储层，局部为中孔中渗型储层。

图5-26 上三叠统小坪组砂岩储层孔隙度与渗透率关系

B.侏罗系
16个样品的物性测试结果表明侏罗系储层的物性变化较大，孔隙度最大值为27.02%，最小值为2.03%，平均值为10.8%；渗透率最大值为118.38×10-3μm2，最小值仅0.01×10-3μm2，平均值为9.02×10-3μm2。从孔隙度和渗透率分布直方图（图5-27）来看，孔隙度分布的峰值区间在5%～10%之间，占样品总数的31.25%，孔隙度大于15%的样品只占总数的25%；渗透率的分布峰值区间主要在（0.1～1）×10-3μm2之间，占样品总数的47.75%，其中93.75%的样品渗透率小于10×10-3μm2，孔隙度和渗透率的频率分布基本上呈正态曲线。总体上，侏罗系储层物性较差，属中—低孔低渗型储层。储层渗透率与孔隙度之间有一定的相关性，相关系数为0.63（图5-28），储层物性特征可能受成岩作用影响较大。

图5-27 侏罗系储层的孔隙度和渗透率分布直方图


图5-28 侏罗系储层孔渗关系

C.白垩系
兴宁-叶塘剖面的下白垩统合水组储层岩石类型主要为河流相褐色、紫红色碎屑岩。样品的孔渗值较低，尤其是渗透率，孔隙度为7.26%，渗透率为0.11×10-3μm2，属低孔特低渗型储层。上白垩统优胜组为一套火山岩，厚度为数十米，测试样品的岩性为流纹岩，孔隙度为14.17%，渗透率为0.03×10-3μm2，储集性能较好，但渗流能力差，不能作为储层。
（4）孔隙结构特征
A.上三叠统

表5-9 粤东、粤中南上三叠统小坪组储层压汞分析统计

根据小坪组10个样品的压汞资料统计（表5-9），储层孔隙结构在不同剖面（或同一剖面不同层段）具有明显差异，但其毛管压力曲线及孔喉半径分布图却比较相似（图5-29）：大多数砂岩样品的毛管压力曲线图多表现出较高排驱压力、略粗歪度、分选中等—差的特点，其孔喉分布直方图为双峰形态，主峰和次主峰都位于细喉道区间，孔喉以细喉道为主；从渗透率贡献值曲线来看，具有单峰的特点，峰值偏向于粗喉道一侧，说明尽管孔喉以细喉道为主，但对渗透率起主要贡献作用的仍是那些在数量上不占优、孔喉半径较大的粗喉道，孔隙结构为中等—差。少数样品毛管压力曲线表现为向左下方靠拢，具有低排驱压力、分选较差、粗歪度的特点；喉道分布主要处于细—中喉道区间，喉道半径较大，储层的孔隙结构为中等—好，其储层物性也相对较好。

图5-29 上三叠统小坪组砂岩样品典型毛管压力曲线（a）及孔喉半径分布直方图（b）

（高明西安叠坪剖面）
B.侏罗系
压汞资料分析表明（表5-10），侏罗系砂岩储层的毛管压力曲线形态以细歪度为主，少量为粗歪度，大部分略具平台，具有一定的分选性。总体上可将储层毛管压力曲线划分为4 种类型（图5-30）。
Ⅰ类：曲线向图的左方靠，凸向左下方，曲线出现一平台（图5-30 a），表明歪度较粗，分选性较好。金鸡组、桥源组和上龙水组的储层样品具有此类毛管压力曲线形态，排驱压力0.33～1.03mPa，喉道半径0.81～2.59μm。
Ⅱ类：曲线向图的右上方靠，凹向左下方，平台较发育（图5-30b），为细歪度，分选性较好。排驱压力较大，喉道半径小于0.4μm，分选系数为2.2～2.4。该类型的孔喉主要发育在金鸡组和桥源组。
Ⅲ类：曲线向图的左方靠，凹向左下方，平台特征不明显（图5-30 c），歪度偏粗，分选差。排驱压力小于1.5mPa，喉道半径大于0.5μm，分选系数为2.4～3.6。金鸡组、桥源组和塘厦组储层具有此类毛管压力曲线。
Ⅳ类：曲线向右上方倾斜，平台不发育（图5-30d），细歪度，分选差。排驱压力大，喉道半径小，以微孔喉为主。金鸡组个别样品的毛管压力曲线为此类曲线形态。
储层孔隙结构分析表明，侏罗系储层非均质性较严重，以中细孔喉为主、孔喉的连通性较差，渗流能力较弱。

表5-10 粤东、粤中南侏罗系储层压汞分析统计

C.白垩系
下白垩统合水组砂岩样品的毛管压力曲线（图5-31）表现为细歪度、分选性较差的特点，Pc10为3.92MPa，Rc10为0.21μm，Pc50为41.7MPa，Rc50为0.02μm，Smin为27.11%，孔喉分选系数为2.22，歪度为-0.87，反映出孔隙结构差。孔喉分布直方图显示出双峰形态，峰值位于微-细孔喉区间。渗透率贡献值主峰位于粗喉一侧，储层渗滤通道以粗喉道为主。
上白垩统优胜组流纹岩样品毛管压力曲线形态总体表现为向右上方靠拢，发育一个略微倾斜的平台，具有高排驱压力、细歪度、分选好的特征，Pc10为 13.18mPa，Rc10为0.06μm，Pc50为28.07MPa，Rc50为0.03μm，Smin为11.24%，孔喉分选系数为1.21，歪度为-0.28，孔喉分布直方图显示出单峰形态，主峰值位于微孔喉区间，说明孔喉很小，反映出孔隙结构非常差，为非储层；渗透率贡献值曲线呈单峰型，处于细—中孔喉区间，储层的渗滤通道以细—中喉道为主（图5-32）。
（5）储层分类与评价
参照王允诚（1981）的砂岩储层评价标准，对所有样品储层进行了评价：达到Ⅱ类储层的样品占总数的29%，达到Ⅲ类储层的占37%，非储层占34%。由于表层风化严重，许多优质储层未取得大样，因此实际优质储层的比例应该更高。

图5-30 华南陆区中生界储层典型毛管压力曲线类型

A.上三叠统
根据砂岩样品的储层物性参数测试结果，小坪组砂岩储层在粤中、粤中南地区分布最广、物性最好。
惠州黄洞剖面，小坪组以粉砂岩为主，孔隙度12.77%，渗透率0.17×10-3μm2，排驱压力为0.67mPa，Rc10为1.15μm，孔隙结构中等偏差，综合评价为Ⅱ类储层。
阳春荔枝山剖面，小坪组的储层类型为Ⅱ类、Ⅲ类，以Ⅱ类储层为主。小坪组中的中粗粒砂岩孔隙度范围为7.8%～17.07%，平均值为14.16%，渗透率大于0.5×10-3μm2，孔隙结构中等—差，总体上以中等—中下等储层为主，少数为差储层，这也是粤中南地区中生界储层物性最好的储层段。

图5-31 下白垩统合水组（K1h）砂岩的毛管压力曲线（a）和孔喉半径分布直方图（b）（兴宁-叶塘剖面）


图5-32 上白垩统优胜组（K2y）样品的毛管压力曲线（a）和孔喉分布直方图（b）

（兴宁-叶塘剖面）
开平金鸡剖面小坪组灰—灰褐色中细粒石英砂岩的孔隙度为5.24%～6.99%，物性差，为差—非储层。
高明西安叠坪剖面小坪组砂岩较发育，分布较稳定，但砂岩的物性相对较差，以Ⅲ类、Ⅳ类储层为主，局部为较好的Ⅱ类储层。其中小坪组凤岗段砂岩储层物性相对较好，为Ⅱ—Ⅲ类储层，孔隙度范围为9.36%～18.96%，平均值为12.53%；马安段砂岩样品的物性较差，孔隙结构中等，孔隙度为2.75%～13.68%，平均值为6.69%，渗透率为（0.02～2.71）×10-3μm2，平均值为0.76×10-3μm2，以Ⅲ—Ⅳ类储层为主，局部为Ⅱ类储层；罗客段砂岩较致密，砂岩中杂基含量高（26%～30%），孔隙度为 6.45%～11.01%，平均值为8.0%，渗透率为（0.08～0.63）×10-3μm2，储层物性较差，孔隙结构中等—差，以Ⅲ类储层为主。
B.侏罗系
根据储层物性、微观孔隙结构特征的分析结果，粤东、粤中南侏罗系以Ⅲ类储层为主，Ⅰ类和Ⅱ类储层较少。
惠州黄洞剖面金鸡组主要包括Ⅱ类、Ⅲ类储层，个别样品达到Ⅰ类储层。金鸡组底部砂岩粒度粗，孔隙度大于6%，渗透率大于2×10-3μm2（最大为118×10-3μm2），排驱压力小于0.05mPa，最大孔喉半径R大于2μm，属中等—好储层，也是研究区内最好的储层。金鸡组中上部岩性较细，物性普遍较差，孔隙度小于4%，渗透率小于0.1×10-3μm2，喉道较细，孔隙结构较差，属差—非储层。
海丰青年水库剖面上龙水组黑色泥岩内所夹砂岩，储层物性较好，孔隙度为17.07%，渗透率为6.74×10-3μm2，排驱压力为0.37mPa，最大孔喉半径为2.12μm，为Ⅱ类储层。
惠来葵潭剖面桥源组储层整体较差，孔隙度较好，但渗透率低、排驱压力大，喉道半径小，孔隙结构较差。储层类型主要为Ⅱ类和Ⅲ类，以差储层为主。
东芜塘厦剖面塘厦组底部粗砂岩物性和孔隙结构都较好，平均孔隙度为19.18%，渗透率为1.31×10-3μm2，排驱压力为0.66mPa，最大孔喉半径为1.37μm，为Ⅱ类储层。
C.白垩系
兴宁-叶塘剖面合水组砂岩以河流相褐色厚层状砂岩为主，物性较差，孔隙度为7.26%，渗透率为0.11×10-3μm2。孔隙结构非常差，排驱压力Pc10为3.92mPa，最大孔喉半径Rc10为0.21μm，属差—非储层。
华南陆区中生界储层岩石类型主要为石英砂岩、长石石英砂岩，以溶蚀孔洞为主，粒间孔次之，孔渗低（φ＝1%～27%，平均为8%；K＝（0.01～118）×10-3μm2），孔隙结构差，中等、差、非储层分别占样品总数的29%、37%、34%。但考虑到由于表层风化严重，许多优质储层未取得大样，实际优质储层的比例应该更高一些。整体上，上三叠统小坪组、侏罗系金鸡组、上龙水组、塘厦组砂岩较发育，具有较好的储层条件。小坪组在粤中、粤中南分布最广、物性最好，综合评价为Ⅱ类储层；金鸡组储层物性变化较大，Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类储层均有发育，以惠州黄洞地区发育最好，达到中—好储层级别；上龙水组储层物性较好、孔隙结构中等—好，综合评价为Ⅱ类储层；桥源组储层类型包括Ⅱ类和Ⅲ类，以Ⅲ类储层为主；塘厦组以Ⅱ类储层为主。尽管测试结果表明白垩系砂岩样品多为低孔低渗，且孔隙结构较差的差—非储层，但考虑到白垩系埋深相对浅，压实作用相对弱，以原生粒间孔为主，所以推断在地下条件下白垩系储层储集性能可能会有所改善。
（二）盖层条件
陆区中生界发育多套厚层泥岩，且分布广泛。其中小水组、小坪组、金鸡组、吉水门组、上龙水组、桥源组、塘厦组、叶塘组均发育有良好的盖层，这些盖层主要是半深海、浅海陆棚、三角洲前缘、扇三角洲前缘、深湖以及滨海沼泽沉积环境的泥岩、粉砂质泥岩、煤层和石膏（图3-39）。泥岩厚度大，在各组地层中泥岩比例一般大于50%，且大多数泥岩是直接覆盖在下伏砂岩层之上或与砂岩形成互层，其封盖能力较好，盖层条件良好。

13425819578：开封坳陷的盖层及储盖组合特征
淳乖答：1）上古生界自储自盖组合：以砂岩为储层，以砂岩之上的泥岩为盖层。2）下古生界储上古生界盖组合：以奥陶系风化壳碳酸盐岩为储层，上古生界煤系为盖层。3）下古生界自储自盖组合：以奥陶系内幕碳酸盐岩为储层，以石膏岩、含膏岩、泥晶灰岩为盖层。4）中生界自储自盖组合：以中生界砂岩为储层，以砂...

13425819578：成藏地质特征
淳乖答：这几类盖层在阿克库勒凸起均有分布,尤其是下石炭统卡拉沙依组下部泥岩段和巴楚组的泥岩,岩性致密、单层厚度大、层位稳定,是良好的区域盖层。 塔河油田奥陶系的储盖组合中,中、下奥陶统致密灰岩与中、下奥陶统岩溶缝洞储集体组成的储盖组合是塔河油田最重要的储盖组合;其次为下石炭统巴楚组盖层与中奥陶统岩溶缝...

13425819578：生储盖组合划分及其特征
淳乖答：第四套：宝一段泥岩（生）－宝泉岭组砂岩（储）－宝泉岭组泥岩（盖）。虽然有第四种组合形式，但比较而言，以第二、三种组合较好，因生烃层埋藏适中，有机质成熟度可能高一些，而其上的盖层也厚，保存条件也好一些。

13425819578：羌塘盆地生油层、储油层和盖层的组合分析
淳乖答：还可以在盆地中所发育地层的组段之内,按照基本的岩石地层岩性特征,进行它们的含油气组合关系划分,是盆地最基本级别的含油气地层组合关系划分。 1.盆地中的一级含油气组合 以盆地的构造层为基本单元,以下伏构造层作为生油气源层和储集层,以上覆构造层作为油气封闭保存的盖层,组成盆地中一级含油气组合关系。 这种划分...

13425819578：层序地层中生、储、盖层的一般分布规律
淳乖答：（一）储集层：主要类型有：（1）低水位盆底扇的舌状浊积砂体。（2）低水位斜坡扇（带天然堤水道相）（leveed channel）的水道砂体和溢岸（overbank）砂层。（3）低水位进积复合积（前积楔）前缘叠瓦状的坡足浊积砂体，进积复合体上部堆叠的三角洲砂体和滨面砂体以及充填于海底峡谷或网状河中...

13425819578：储层与盖层条件
淳乖答：(1)储层岩石类型 A.上三叠统 储层的岩石类型主要为石英砂岩,岩石中岩屑及长石含量偏少,砂岩分选性中—好,磨圆度次圆—次棱角,泥质、铁质胶结,孔隙式胶结类型,颗粒接触关系多呈点-线型,部分样品镜下观察见裂缝(图5-22)。 图5-22 上三叠统小坪组砂岩储层孔隙类型显微特征 (a)开平金鸡剖面:含泥质巨砾石英...

13425819578：区域地质特征
淳乖答：主要分布在西北缘和腹部地区。 (2)风城组储层:其上部以细粒沉积为主,局部夹不等厚的粗碎屑岩,顶部发育有渗透性较差的细碎屑岩作为较理想的盖层。下部为一套粗碎屑岩沉积,岩性为砂质砾岩、砂砾岩夹砂岩,厚30～260m,钙质胶结,孔隙结构以粒间孔与构造缝为主,有效孔隙度为6%～12%,平均8%;渗透率小于1×10-3...

13425819578：延长组油气地质特征
淳乖答：4.生储盖组合特征 延长组主要发育以长2、长6、长8 为储层的 3 套生储盖组合(图 2-5):第一组合是以长8为主要储层、长7和长9为生油层、长7为盖层的组合,以西峰油田为代表;第二组合是以长6 储为主要储层、长7 为主力生油层、长4+5 为盖层的组合,是延长组分布最广的生储盖组合,也是迄今延长组主力...

13425819578：油气储层和盖层分析
淳乖答：这种组合形式又可分为两种:第一种是新生—古储—新盖组合,即库车盆地三叠系—侏罗系既是生油层,又作为盖层,前震旦系变质岩为储层的储盖组合,这种类型生储盖组合一般分布在南部反冲断层弯曲构造带上。第二种是古生—新储新盖组合,即库车盆地中生界三叠—侏罗系生油,白垩系砂岩为储层,泥岩为盖层,老第三系底部砂岩...

13425819578：生、储、盖组合的叠加发育有利于油气的运移聚集
淳乖答：长2段储层最为发育，属三角洲平原分流河道砂体，储集物性好，形成的油藏具有小而肥的特征。（2）储、盖组合与生油层的配置关系 油气藏的形成，不仅要看生、储、盖层的存在与否，更重要的是看它们在时间和空间上的相互联系和配置情况，特别是储、盖组合与生油层之间的配置关系。上述储，盖组合按其与...