新问题，请教一下
我觉的可以根据岩石粒度的组合来划分沉积相：比如河流相，由下到上粒径逐渐变小，底部有冲刷面，粒径较大，越向上粒径变小。根据各相的基本特征判断，沉积岩石学中有具体的讲述。
古地理法是什么
沉积物的沉积环境和表明沉积环境的岩性特征和生物特征的总和，就叫做岩相（沉积相）。例如“浅海珊瑚灰岩相”。浅海说明环境，珊瑚礁反映古生物特征，灰岩反映岩性特征。总之，“相”是沉积物形成环境和条件的物质表现。沉积环境的特征反映在沉积物的颜色、成分、结构、构造所含的古生物及沉积物本身的原始产状等。沉积岩的相可分陆相、海相、海陆过渡相三种类型。岩相是随时间的发展和空间条件的改变而变化的。岩相的变化可以从横向和纵向两方面来观察。同一岩层在水平方向的相变反映了，同一时期不同地区的自然地理条件（即沉积环境）的差异。如海洋沉积物可由滨海相过渡到浅海相，一般依次沉积砾岩、砂岩、粘土类，石灰岩等，而且所含生物化石也不相同。在垂直岩层剖面方向上的相变则反映了同一地区但不同时间的自然地理环境的改变，而自然地理环境的重大改变则往往是地壳运动的结果。海相沉积的总特点是：以化学岩、生物化学岩和粘土岩为主，如石灰岩等。离海岸愈远，碎屑沉积颗粒愈细。在水平方向上岩相变化小，沉积物中含海生生物化石和矿物。海相沉积又可分为滨海相、浅海相、半深海相及深海相四类。陆相沉积：沉积物多以碎屑、粘土和粘土沉积为主，岩石碎屑多具棱角，分选欠佳，在水平方向上岩相变化大，含陆生生物化石。又可分为残积相、坡积相、洪积相、冲积相、湖积相、冰碛相、火山相等。
各主要盆地储层特征
1.塔里木盆地储层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、石炭系既发育有碳酸盐岩储层，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。(1)碳酸盐岩储层1)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，*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—好储层。2)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%，平均为5.79%，属于中等—较好的储层。3)奥陶系储层。主要发育在中下奥陶统。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为0.5%～5.3%，渗透率为0.5×10－3～10×10－3μm2，以差储层为主。由于塔里木盆地在加里东期、华力西期及印支－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(图5.21)。图5.21塔里木盆地塔河油田岩溶储层渗透空间类型4)石炭系—下二叠统储层。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(图5.22)。中国古生代海相油气地质学图5.22塔里木盆地滩相储层储渗空间类型特征|A—滩相颗粒灰岩中发育的粒内溶孔。塔河油田T727井O2yj5997m(－)长边长3.15mm;B—滩相颗粒灰岩中发育的粒间溶孔和粒内溶孔。塔中地区中4井O3l4902.00m(－)长边长3.15mm;C—礁云岩中骨架生物内溶蚀孔洞。普光气田PG6井P3ch5363.5m(－)长边长3.15mm;D—滩相鲕粒云岩中发育的粒内溶孔及粒间溶孔。普光气田PG2井T1f5185.9m(－)长边长3.15mm;E—滩相鲕粒灰岩中的鲕模孔及鲕内溶孔。川南地区坝19井T1j2168.5m(－)长边长3.15mm;F—滩相鲕粒|云岩中的粒间溶蚀孔洞、粒内溶孔，见自形石英生长。川南地区长14井Tj1500.2m(－)长边长3.15mm上石炭统小海子组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为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(表5.25)。表5.25巴楚隆起及邻区石炭系—下二叠统碳酸盐岩储层评价表(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)志留系—泥盆系储层。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，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。钻井资料表明，东河砂岩厚95～162m，地震相表现为空白反射特征，这主要反映了大套岩性较纯的滨岸相细砂岩、粉砂岩地层，其平面上主要分布在巴什托的西部与西北部。沉积相主要为滨岸海滩、砂坪微相。2)下石炭统卡拉沙依组砂岩段。在研究区东部，卡拉沙依组上部有一套滨岸平原－沼泽相碎屑岩、碳质泥页岩夹煤线的地层。储集类型主要为岩屑细砂岩、长石岩屑细砂岩、石英粉砂岩、石英中砂岩及砂砾岩。石英含量为44%～95%;长石平均为5%;岩屑为4%～32%;填隙物平均为11%，其中泥质为5%，方解石为6%;分选好—中等，磨圆为次圆—次棱角状，孔隙－接触式胶结，颗粒以线－点式接触为主。2.准噶尔盆地储层据目前资料，该盆地石炭系—二叠系储层发育。既有碳酸盐岩，又有碎屑岩，但总体物性相对较差(表5.26)。表5.26准噶尔盆地石炭系—二叠系储层物性特征表3.鄂尔多斯盆地储层受古构造格*及不同时期沉积相带的控制，鄂尔多斯盆地奥陶系的储层类型主要包括东部米脂坳陷南部的盐下储集体、北部的岩溶残丘储集体、古隆起与米脂坳陷之间的风化壳岩溶储集体、古隆起鞍部的马四段白云岩储集体、中央古隆起西部的中奥陶世深水重力流储集类型，以及中央古隆起—韩城古隆起南部的礁滩型储集类型。(1)盐下储集体主要分布在盆地东部地区。鄂尔多斯盆地东部早奥陶世属膏盐湖沉积，奥陶纪马家沟期马一、马三、马五段是蒸发盐岩沉积的鼎盛时期，膏盐岩面积达5×104km2。受气候和海平面变化的影响，膏盐湖沉积与潮坪沉积交替出现，从而形成了白云岩与膏盐岩相互夹持的剖面序列。马五段中下部、马四段上部、马三段、马二段中上部普遍发育准同生白云岩、重结晶白云岩及生物碎屑、鲕粒滩和风暴滩相残余颗粒白云岩等储集岩类。白云岩储层以晶间孔、晶间溶孔、膏盐晶模孔、针状溶孔、斑状溶孔为主，并有成岩缝、构造缝、岩溶缝伴生。除斑状溶孔充填程度较高外，其他孔隙基本未充填或半充填，孔隙面率一般1%～6%，最高可达8%～10%。根据孔隙、裂缝的数量、产状及组合关系，可将膏盐岩下伏白云岩储层分为孔隙型、裂隙－孔隙型和裂缝型3种类型(表5.27)。储层孔隙度一般1%～8%，最高可达12.8%。表5.27鄂尔多斯盆地盐下储层孔隙类型划分表(2)岩溶残丘储集体岩溶盆地可进一步划分为:盆地、残丘和沟槽。盆地和沟槽处于基准面之下，是主要的汇水区，长期积水;残丘处于基准面之上，虽能汇水，但不积水，其汇集的地下水又向更低的盆地和沟槽地区流动。通过石炭系本溪组厚度成图，可以镜像地反映本溪组沉积前岩溶盆地中的古地貌形态。由于鄂尔多斯盆地构造稳定，以整体沉降为主，这一古地貌形态也近似地反映了裸露风化壳期岩溶盆地中的古地形形态。从本溪组厚度图上可以看出，在裸露风化壳末期，鄂尔多斯盆地总体处于中部高、东西低的构造格*，在东部岩溶盆地中存在零星分布的岩溶残丘，主要集中于米脂附近，其与周围坳陷的幅度差虽仅为10m左右，但却控制着*部岩溶储层的发育。岩溶残丘的斜坡带，岩溶水动力分带明显，上部为渗流带岩溶，下部为潜流带岩溶，潜流带岩溶厚度大于渗流带岩溶厚度。渗流带水以垂直运动为主，常形成溶缝、垂直溶孔等。潜流带的地下水以水平运动为主，为地下水径流区，故在潜流带形成层间溶洞、层内溶缝及经过晶间孔、膏模孔溶蚀扩大的呈层状分布的溶孔、溶洞等。由于岩溶残丘斜坡位置渗流带、潜流带岩溶作用形成的孔、洞、缝发育，连通性好，以未充填、半充填为主，故储集条件好。中晚石炭世本溪期，鄂尔多斯盆地重新接受了沉积。海水自东向西推进，但此时海水的规模较小，在微隆起带附近由于大气淡水与海水的混合，容易发生混合水岩溶作用(图5.23)。同时由于微隆起带的存在，海水中携带的大量泥砂主要围绕微隆起带周围发生沉淀，从而有利于微隆起带上早期溶蚀孔洞的保存。本溪期沉积之后，岩溶体系由开放环境转变为封闭环境，决定该时期岩溶作用的主要因素是压释水及其早期孔洞的连通性，由于微隆起带早期孔洞保存较好，压释水溶蚀的物质能被带到其他区域发生沉淀，因而有利于岩溶作用的进一步发生。正是由于早期岩溶洼地中微隆起带的存在，才致使充填严重的东部岩溶洼地中仍然在*部存在孔隙保存较好的区域。(3)风化壳岩溶储集体奥陶纪马五期，由于海退，岩相古地理呈现陆→坪→滩→海的四重格*。尤其是在膏盐湖的周缘，含膏云坪相、云坪相广泛分布。在这些含膏云坪、云坪环境，由于准同生白云化作用，形成云坪型准同生白云岩。白云石为泥晶、粉晶结构，晶体之间缝合镶嵌接触，致密而均匀，孔隙结构不理想，储集性能较差。但由于在加里东抬升期，中部马五段准同生白云岩进入表生成岩环境，遭受风化、淡水溶蚀及膏盐矿物溶解。特别是中央古隆起的云坪相准同生白云岩分布区，古风化壳期位于靖边－志丹岩溶斜坡，岩溶发育，产生丰富的溶蚀孔、洞、缝及铸模孔、晶间溶孔，风化裂缝，可以形成裂缝－溶孔型、晶间孔型储层。因此盆地东部膏盐湖周缘，特别是毗邻中央古隆起东侧的云坪型准同生白云岩分布区为风化壳岩溶储层发育的有利区域(图5.24)。图5.23鄂尔多斯盆地微隆起(岩溶残丘)对岩溶作用的控制作用(4)马四白云岩储集体鄂尔多斯盆地奥陶系沉积时期处于“三隆两鞍一坳陷”的沉积格*，古隆起鞍部受频繁海水进退的影响，白云岩体发育。特别是天环坳陷北段白云岩体，南北长约200km，东西宽约40～80km，总面积约10000km2，呈现出一个超大型储集体的轮廓。对于这一特殊白云岩体的成因，目前主要认为是混合水白云岩化和后期的热水改造作用。混合水白云岩化主要是由于当斜坡相的地层沉积时，古隆起处于暴露状念，自然降水沿着斜坡下降，在鞍部与海水混合，这种混合水的离子强度减弱，Ca2+/Mg2+比降低，从而使石灰岩白云岩化。天环北段处于祁连海和华北海连通的枢纽地带，自然是混合水白云岩化发育的理想区域。白云岩化过程中，以海洋渗透水、潜流水为主体，兼及陆海的回流渗透水的影响，具有多期次、多旋回、多类型的特征。热水白云岩化主要是由于后期深埋藏期的改造作用，天环北段紧邻西缘断褶带，后期构造活动强烈，断裂发育。断裂活动沟通了深部的热水和浅部的冷水，致使交代白云岩的发生。大量冷、热水水质分析结果资料表明，Ca2+与Mg2+的运移总是随地下水的流动而流动。当水温在45℃以上时，Ca2+的含量随水温升高而升高，Mg2+的含量则趋向于稳定在一定范围内。由于地层深部的热水和浅部的冷水因质量密度的不同及在静压力作用下而产生对流，上部的冷水把大量从泥质岩层中粘土矿物转换(蒙脱石相变为伊利石)和压实、压溶等成岩作用释出的Mg2+带到深部，而深部的热水又把大量Ca2+(富Ca2+热卤水和石膏溶解的Ca2+)带到浅部。对流作用长期进行，总的趋向是下部(老)地层贫Ca2+、富Mg2+，上部(新)地层则多Ca2+、少Mg2+。(5)礁滩型陆储集体主要分布中央隆起—韩城隆起的斜坡区。图5.24鄂尔多斯盆地奥陶纪马五晚期岩相古地理(6)深水重力流型储层主要分布古隆起西、南斜坡区。4.华北地区储层寒武系—奥陶系储层以碳酸盐岩为主。根据成因可以分为3类:风化壳型储层;白云岩类内幕型储层;断裂岩溶带型储层。这几类储层可以相互过渡、复合或重叠。(1)储集空间储集空间类型多，孔、洞、缝三大类均有，大小悬殊，分布不均。主要储集空间为次生成因，多由构造作用和溶蚀作用形成，组合成为裂缝－孔洞型储层，其次有裂缝－孔隙型和孔隙－裂缝型储层。总体上，潜山顶部以垂向溶蚀为主，发育风化壳型储层;储集空间以角砾间(溶)孔洞和裂缝(含溶蚀缝)为主。断层附近以侧向溶蚀为主，发育断裂岩溶带型储层;储集空间以角砾间溶孔(洞和溶蚀缝为主，潜山内幕型储层以冶里组—亮甲山组为代表;储集空间以晶间溶孔)洞和溶蚀缝为主。明显受裂缝控制，沿裂缝为相对发育带，常缝、洞一体化。(2)物性特征寒武系—奥陶系储层层位多、横向变化大，孔渗参数统计结果(图5.25)表明:1)奥陶系孔隙度明显优于寒武系。奥陶系各组平均孔隙度介于3.58%～10.68%之间，总平均孔隙度为7.96%，峰峰组平均孔隙度最高(10.68%);寒武系各组平均孔隙度介于1.61%～1.9%之间，总平均孔隙度为1.64%。2)奥陶系渗透率总体优于寒武系。奥陶系各组平均渗透率介于16.7×10－3～357.5×10－3μm2之间，总平均渗透率为60.08×10－3μm2。冶里组平均渗透率最高，为357.5×10－3μm2。寒武系各组平均渗透率介于24.4×10－3～38×10－3μm2之间，总平均渗透率为26×10－3μm2。图5.25寒武系—奥陶系孔隙度、渗透率垂向分布(括号内为样品数)综合储层展布范围和厚度，研究认为华北东部寒武系—奥陶系内幕型储层物性以冶里组和亮甲山组最好，平均孔隙度和渗透率分别为5.34%，357.5×10－3μm2和5.38%，97×10－3μm2。5.四川盆地储集层四川盆地储集岩发育，包括碎屑岩和碳酸盐岩两种类型，以碳酸盐岩为主，沉积环境的多样性，形成了盆地特有的储层组合(图5.26)。碎屑岩的岩性为灰、浅灰色中至厚块状砂岩、含砾砂岩，分布于上三叠统须家河组、下侏罗统白田坝组和中侏罗统千佛岩组，厚249.56～572.53m。碳酸盐岩的岩性复杂，以灰、浅灰、灰白色粒屑灰岩、鲕粒灰岩、生物礁灰岩、白云岩、残余鲕粒白云岩、溶孔白云岩为主，主要分布于上震旦统灯影组、上石炭统黄龙组、中二叠统栖霞组、上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组、下三叠统嘉陵江组和中三叠统雷口坡组，总碳酸盐岩厚298.94～1101.79m。即灯影组古暴露白云岩、黄龙组灰岩、栖霞组颗粒灰岩、长兴组礁滩白云岩、飞仙关组鲕粒滩白云岩、嘉陵江组古暴露白云岩、须家河组砂体、下侏罗统滨湖与介壳滩、千佛崖组滨湖砂体储层。其中灯影组古暴露白云岩、黄龙组灰岩、长兴组礁滩白云岩、飞仙关组鲕粒滩白云岩、嘉陵江组古暴露白云岩、须家河组砂体为重要的储集层系。储层的孔隙度和渗透率一般都很低，碳酸盐岩平均孔隙度只有17%，砂岩为5.4%，渗透率均小于l×10－3μm2;只有少数几层的孔隙度较高，即雷口坡组三段、一段，嘉陵江组五段、四段，中石炭统和震旦系灯影组，个别样品孔隙度可达26%，但平均孔隙度也仅3%～6%，渗透率仍小于l×10－3μm2。这样低的孔渗条件，要形成好的气藏是很困难的，目前发现的高稳产气田储集层，都是裂缝－孔隙型(约占45%)或裂缝－洞穴型(约占40%)。(1)碳酸盐岩储层特点1)灯影组古暴露白云岩储层。岩性为灰、浅灰色白云岩、溶孔白云岩、细粒白云岩、致密块状硅质白云岩、结晶硅质白云岩，台地蒸发岩沉积，厚度200～400m。岩石中溶孔、针孔和晶洞发育，孔隙度为2%～4%，最高为8.8%，其中二段孔隙度最高，平均渗透率为4.2×10－3μm2。主要分布于灯三段和灯二段，横向分布全盆均有，是重要的储集层系。2)黄龙组灰岩储层。岩性为灰—浅灰色灰岩、结晶灰岩、溶孔灰岩，开阔台地相沉积，平均厚度为13.2m，孔隙度5.49%，渗透率2.48×10－3μm2;主要分布于川东地区，以成为重要的单层。3)栖霞组颗粒灰岩储层。岩性主要为灰、浅灰色中—厚块状颗粒灰岩、生物碎屑灰岩、砂屑灰岩、开阔台地相沉积。储层厚度35.34m(南江桥亭)，分布稳定，岩石中孔隙不发育，以晶间孔、晶间溶孔为主，发育大量的微细裂缝，多被方解石充填。孔隙度均小于1%，平均值为0.65%;渗透率相对较高，为0.0186×10－3～0.1894×10－3μm2，平均值为0.05×10－3μm2，典型的裂缝型储层。在大量的裂缝发育区.可成为较好的储层。图5.26四川盆地二叠系—侏罗系储层纵向分布示意图4)长兴组礁滩相白云岩储层。岩性为灰、浅灰、灰白色海绵礁生物碎屑灰岩、砂屑亮晶灰岩、白云岩、残余鲕粒白云岩、溶孔白云岩，台缘礁滩相与开阔台地相沉积，厚度123.50～246.45m。台缘礁滩相的，长兴组由滩相—生物礁相—台地蒸发岩潮坪相—浅滩沉积相组成，岩性主要为灰、浅灰色生物礁灰岩、白云岩、残余鲕粒白云岩、溶孔白云岩、砂屑灰岩和砂屑白云岩，分布较为稳定，横向展布广，主要分布于通江铁厂河—通南巴构造黑池梁—宣汉盘龙洞(包括羊鼓洞)—黄龙场构造一带的东部地区。生物礁与其上的浅滩相互为消长关系，即生物礁厚度越大，滩相厚度越薄。反之，生物礁厚度越小，则滩相厚度大。储集性能，以生物礁之上的白云岩储集性最好，已在黄龙场构造黄龙4井、黄龙2井等获高产工业气流，盘龙洞发现古油藏，为重要的勘探目的层。开阔台地相模型，由开阔台地浅滩相沉积组成，岩性为灰、浅灰色砂屑灰岩、砂屑白云岩，主要分布于长兴组中上部，横向上常和生物礁滩伴生。储层主要分布于盆地东北部，为重要的储集层系。5)飞仙关组鲕粒滩白云岩储层。飞仙关组是在二叠纪海平面下降后于飞仙关期的早期形成一次大规模海侵的基础上，随着海平面的下降逐渐形成和迁移的鲕粒滩。飞仙关组是四川盆地重要的碳酸盐岩储集层，已成为重要的产层之一。岩性为灰、浅灰、灰白色鲕粒灰岩、砂屑亮晶灰岩、白云岩、残余鲕粒白云岩、溶孔白云岩，开阔台地滩相、台地蒸发岩暴露鲕滩沉积，厚度为56.10～275.00m，分布于飞一段至飞三段。横向展布稳定，飞二段主要分布于盆地东部，飞三段主要分布于北部。盆地东北部储层较为发育，已在达县－宣汉地区获得了重大的油气突破，是重要的储集层系。包括4种沉积地质模型，即南江桥亭模型、通江两河口模型、普光1井模型、坡1井模型(图5.27)。图5.27四川盆地北部通将—南江下三叠统飞仙关组沉积序列南江桥亭模型飞一至飞四段由潟湖—*限台地—台地蒸发岩—开阔台地—*限台地序列组成，储层主要分布于飞三段，岩性以灰、深灰色鲕粒灰岩为主。开阔台地相沉积，规模较大，分布于通南巴构造及其以西的广大地区，孔隙不发育，裂缝型、裂缝－孔隙型储层，储集条件中等至较差，但飞三段顶部至飞四段底部储集性相对较好。通江两河口模型以紫红、灰紫色泥灰岩、钙质泥岩为主，储层不发育，储集条件差。这种水动力条件，决定了流体－岩石相互作用具水平层状分布的特点，即溶孔沿水流压降方向顺层发育，从而造成溶蚀孔洞呈层状发育的特点。川东北普光大型气田普光2井飞仙关组储层次生孔洞的发育特点充分表明了地下深部酸性流体在上覆膏盐岩盖层的屏蔽遮挡下发生流体－岩石相互作用的特点。大型溶蚀孔洞呈层状分布，连通性较好，在扫描电镜下也可以清晰地看到大型溶蚀孔洞并连通(图5.28)。图5.28川东北普光2井飞仙关组储层岩心侧面照片及扫描电镜下孔洞特征普光1井模型飞仙关组岩性为灰、浅灰色鲕粒白云岩、砂屑白云岩、溶孔白云岩组成，台地及台地蒸发岩沉积，储层分布于飞一至飞三段，规模大，横向上主要分布于宣汉普光一带，已获高产工业气流。铁山坡1井模型储层分布于飞一至飞三段，以飞二段为主，岩性为灰、浅灰色白云岩、鲕粒灰岩，台地相沉积，规模较大，横向上主要分布于达县－宣汉地区，储集条件较好。目前已在渡4井(如渡口河构造、铁山坡构造、罗家寨构造等)有工业气流。6)嘉陵江组古暴露白云岩储层。嘉陵江组是四川盆地的重要储层，已成为重要的产层之一。川东北地区嘉陵江组储层较为发育，分布稳定，横向展布广，盆地四周古暴露白云岩储层的广泛发育，有望成为重要的勘探目的层。岩性为灰、浅灰色白云岩、鲕粒白云岩、角砾岩、潮坪－古岩溶、滩相沉积，储层累计厚度为24.00～301.50m，特别是嘉二段和嘉四段曾有多次暴露，形成古暴露储层。纵向上有白云岩和古暴露层叠置的特点;横向上广泛分布于北部地区，宣汉、通江、南江、旺苍、广元均有发育，且对比性较好。腹地以盐湖背景下的潮坪相沉积为主，通江、南江、巴东构造上发育大量的滩相白云岩，也是重要的储集层系。7)雷口坡组白云岩储层。岩性为灰、浅灰色白云岩、泥晶白云岩，台地蒸发岩沉积，储层累计厚度50～223.5m。以溶蚀孔、晶间孔为主，微裂缝发育，多被方解石和沥青充填，孔隙度为0.57%～11.02%，平均值为3.29%，渗透率为0.0085×10－3～0.109×10－3μm2，平均值为0.04×10－3μm2，孔隙度均大于2%，平均值为5.15%。以Ⅲ，Ⅳ类储层为主，孔隙－裂缝型储层。纵向上，除南江桥亭苦竹村仅分布于顶部外，均为大套白云岩，灰岩组合;横向上分布广泛。显然，储层孔渗较低，盆地东北部南江桥亭—罐子坝一带孔隙较为发育，以Ⅲ类为主。由于南江桥亭苦竹村发现较好的裂缝型油气显示，且储层规模、厚度大，若裂缝发育，*部有望成为较好的储层。(2)碎屑岩储层特点四川盆地须家河组砂体极为发育，规模较大、横向展布稳定、分布较广，虽然已获得了较好的油气突破，但基本上为致密裂缝型储层，且非均质性较强，产能不稳定、差异大。研究发现，川东北地区北部地表剖面上的须家河组砂体，不但规模较大、分布稳定，且胶结疏松，孔隙发育，为较好的裂缝－孔隙型、孔隙型储层，*部有望成为重要的勘探目的层。岩性主要为灰色含砾砂岩、岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，三角洲－河流与滨湖相沉积，规模巨大，储层累计厚度为143.00～395.00m。纵向上主要分布于须二段和须四段，横向分布全区。从沉积相分布看，砂体由北向南、由东向西延入覆盖区，地表胶结疏松，孔隙发育，为重要的储集层系之一。6.关于海相碳酸盐岩后期充填通过近年来的勘探实践，发育碳酸盐岩在成岩作用及其后期多因素的影响下，使原来形成的溶蚀缝洞被充填，以塔里木盆地塔河油田及塔中油田为例阐述后期充填的特征。(1)缝洞充填的类型1)物理作用充填，如原地下河、自身垮塌作用等，在塔河多井岩心中发现地下河流砂泥堆积和垮塌堆积。另在现代古岩溶洞穴内同样发现上述堆积。2)化学作用充填:深埋后在地下水，热液作用下，使原碳酸岩发生化学作用，形成多种矿物，在缝－孔－洞中沉积。如方解石、白云石等。即现代岩溶洞穴中钟乳石等。(2)缝洞充填的矿物成分方解石、白云石、文石、黄铁矿、萤石等。(3)缝洞充填程度从塔河奥陶系灰岩充填程度分析，可分为3种，即:全充填、半充填和未充填(图5.29至图5.31)。(4)缝洞充填的期次以塔里木盆地塔河油田和四川盆地普光气田为例至少有3期充填，第一期早华力西期，第二期为晚华力西期，第三期为印支－喜马拉雅期。在钻井岩心上，可以看出早期缝洞充填被后期充填的裂缝切断现象十分明显。在油气勘探实践中，必须认真研究碳酸岩缝洞充填的难题。充填的时间和程度，直接影响油气藏发现和产能。如塔里木盆地塔河油田北部于奇地区先部署的于奇1～4井，均未出工业油气田，发现奥陶系灰岩缝洞充填十分严重，但在附近又钻于奇5井奥陶系获高产油气流，这一实例充分说明这一点，在塔里木盆地塔中也有类似现象。图5.29塔里木盆地塔深1井第5回次岩心特征(半充填—未充填)图5.30四川盆地雷口塔组充填状况图图5.31四川盆地雷口塔组膏质白云岩中石膏沉淀与胶结作用
塔西南地区沉积相分布特征及演化 - 华夏图书馆
季天愚[1]（2021）在《塔里木盆地中-下寒武统台缘带分布、沉积相及有利区的地震解释研究》文中提出寒武系盐下白云岩是塔里木盆地天然气勘探的重大战略接替领域。中深1井于2013年在塔中隆起中-下寒武统白云岩中首次获得油气突破,2020年位于塔北隆起上的轮探1井在寒武系盐下吾松格尔组获得高产油流,同年,柯探1井在柯坪断隆寒武系盐下吾松格尔组获得油气突破。这一系列的突破都表明塔里木盆地在寒武系盐下白云岩领域具有油气规模成藏的地质条件,具备良好的勘探前景。虽然塔里木盆地寒武系盐下勘探在肖尔布拉克组和吾松格尔组相继获得突破,但关于寒武系盐下白云岩的勘探仍有许多难题,如其盐下规模古丘滩体储层的展布不清等。塔里木盆地中-下寒武统地层埋深大,当前揭示该地层的钻井较少,全盆地仅20余口,完全揭穿下寒武统的钻井则更少,因此,中-下寒武统的岩相古地理重建和有利储集相带的预测主要依赖于地震资料的解释。本论文以轮南工区三维和覆盖全盆的二维地震资料解释研究为主,综合野外露头、钻井、测井、岩心、薄片等资料,同时结合前人的研究成果,研究了塔里木盆地台盆区中-下寒武统地层的地震相特征、台缘带的形成演化、沉积特征与岩相古地理、下寒武统肖尔布拉克组和吾松格尔组储层特征及控制因素、中寒武统盖层的封盖能力和有利发育区,并基于地震波衰减异常的方法对轮南三维工区进行了有利含气区的预测。综合以上研究成果,对轮南三维工区和全盆地二维工区进行了不同尺度和精度的有利区带预测。通过钻井和野外露头作为约束对覆盖研究区内的二维、三维地震资料进行地震相的精细解释,分析了塔里木盆地中-下寒武统台缘带的特征并建立了其演化模式。研究认为塔里木盆地中-下寒武统可划分出9种具有沉积和储层意义的典型地震相,典型地震相包括斜坡的板状前积反射、镶边丘形前积反射、白云岩的空白-弱振幅反射、玉尔吐斯组的页岩强振幅平行反射、台内丘滩相的低幅丘形反射等。台缘-斜坡的前积反射指示了台地类型的演化和微相类型与储层展布的关系。根据钻井标定和各组段厚度以及地震相特征得出了中-下寒武统自下而上分别经历了玉尔吐斯组的连续强反射陆棚沉积、肖尔布拉克组板状前积缓坡无镶边台地边缘、吾松格尔组和沙依里克组丘状前积的弱镶边台地边缘、阿瓦塔格组丘状前积强镶边台地边缘等几个发育阶段,每一阶段的台缘带都会相对前一阶段向东迁移。阐明了寒武纪碳酸盐岩台地侧向增生与台缘类型的演化关系,以及其对丘滩相白云岩储层和泻湖蒸发岩盖层分布的控制规律。弱-强镶边台地边缘与台地内部的蒸发岩沉积相对应,台缘带和台内丘滩带是有利的白云岩储层发育区。塔里木盆地台盆区中-下寒武统的岩石类型主要以结晶白云岩、鲕粒白云岩、藻白云岩、膏岩、灰岩等为主。依据岩相类型、测井相和地震相解释,将塔里木盆地中-下寒武统沉积相划分为*限台地、开阔台地、台地边缘、斜坡以及盆地5种类型,这5种沉积相类型又可细分为泻湖、潮坪、台内洼地、洼地边缘、台内丘、台内滩、丘（滩）间海、台缘丘以及台缘滩等9种沉积亚相。同时追踪各地震相在测线上的分布和对应沉积相的范围,分析了塔里木盆地台盆区中-下寒武统的岩相古地理特征。玉尔吐斯组整体表现为陆棚的沉积模式;肖尔布拉克组表现为缓坡无镶边台地类型,发育台地-台地边缘-斜坡-盆地相沉积,其厚度最大处位于满西低凸起以及西北部的柯坪露头附近;吾松格尔组和沙依里克组以弱镶边台地边缘和较广泛发育的*限台地沉积为主;阿瓦塔格组以强镶边台地边缘和蒸发岩普遍发育的*限台地相为特征。研究区下寒武统储集空间类型主要包括孔、洞、缝三种类型,其原生孔隙包括晶间孔、藻格架孔以及残余粒间孔;次生孔隙包括晶间溶孔、粒间溶孔以及粒内溶孔;洞主要以次生溶洞为主,缝可分为构造裂缝、成岩裂缝以及溶蚀裂缝。储层可分为台内丘滩型、台内洼地边缘丘滩型以及台地边缘丘滩型三种,主要分布在台内洼地周缘、塔中-巴东地区、柯坪-巴楚地区以及轮南-塔中一线。塔里木盆地台盆区中寒武统具封盖能力的岩性以膏盐岩、膏质泥岩以及膏质云岩为主,其中膏盐岩封盖性最好,但地层内的构造裂缝以及地层内石膏的埋藏条件都对其封盖性有较大的影响。膏盐岩盖层以巴楚隆起北部为中心,膏盐岩厚度向四周递减并呈环绕状分布,且膏盐岩的分布具有良好的连续性与稳定性。同时,膏盐岩、膏质云岩以及膏质泥岩等在垂向上的互层式分布加强了盖层的封盖能力,使这种大面积分布的盖层能为塔里木盆地寒武系盐下油气的聚集提供良好的封盖条件。结合中寒武统岩相古地理特征,认为阿瓦提凹陷、满西低凸起西部和南部、塔中隆起北部和西部、柯坪断隆以及塔北隆起中部为盖层发育的有利区。在轮南三维工区应用S变换地震谱分解衰减含气检测法预测的含气有利区与轮探1钻井吻合良好,含气带的地震峰频降低至15Hz附近。除轮探1井所处区域外,轮南三维区吾松格尔组在北部斜坡带以及盆地相区也存在两个含气异常区,异常区均上覆较厚泥云岩或泥灰岩盖层,这些异常区均为轮南三维工区的含气有利区。根据古隆起控滩、古断裂控圈以及近源稳保的思路和上述研究成果,优选出塔中隆起北部地区、柯坪断隆南部及温宿低凸起周缘、轮台-沙雅地区南部以及轮南-塔中台缘带4个寒武系盐下有利区。
杨培星[2]（2020）在《塔里木盆地顺北地区三叠系沉积相及岩性圈闭研究》文中研究表明本论文在前人研究成果基础上,以沉积地质学、测井地质学和地球物理学理论为指导,以塔里木盆地顺北地区三叠系为研究对象,充分利用钻井岩心、测井、地震及测试分析资料,在地层划分基础上,对顺北地区三叠系沉积相特征及演化进行深入研究,并分析了其岩性圈闭发育特征。取得了如下成果认识:在单井地层划分及特征研究基础上,开展了井震标定研究,地震界面与地层界面之间对应关系好,分别为:T50为三叠系底界,T47为柯吐尔组顶界,T48为阿克库勒组下段的顶界,T46a为阿克库勒组的顶界,T46为哈拉哈塘组的顶界。在单井地层划分及井震联合地层对比基础上,研究了三叠系各组段地层平面分布规律。通过钻井岩心观察、描述,结合室内测试分析,在顺北地区三叠系岩石颜色、岩性、沉积构造、测井相及地震相等沉积相识别标志分析的基础上,将顺北地区三叠系划分为三角洲和湖泊两类沉积相;研究区仅发育三角洲前缘和滨浅湖亚相。三角洲前缘亚相可识别出水下分流河道、分流间湾、河口坝、水下天然堤微相;滨浅湖亚相可划分为滨浅湖砂坝和滨浅湖泥微相。在上述沉积微相类型划分基础上,研究了各类沉积微相发育特征。在塔里木盆地三叠系区域沉积背景研究基础上,通过编制砂体、砂地比等值线图,结合单井优势相分析,系统研究了顺北地区三叠系不同时期的沉积相平面分布及演化规律。沉积相带展布受北部沙雅隆起物源控制,三角洲前缘水下分流河道方向为由北向南,垂向上经历了三角洲前缘和滨浅湖的多期交替演化。同时受沙雅隆起物源供给强弱的影响,垂向上水下分流河道发育规模具有弱（柯吐尔组）-强（阿克库勒组）-弱（哈拉哈塘组）的演化特征。根据物源、沉积相展布及演化规律,建立了顺北地区三叠系三角洲-湖泊沉积模式。在上述研究成果的基础上,综合现今构造特征、沉积微相类型、断裂及储盖组合关系分析,将顺北地区三叠系划分为沉积型、断控型和复合型三类岩性圈闭。各类岩性圈闭具有良好的储盖组合关系。受正断裂控制的滨浅湖砂坝岩性圈闭和上倾尖灭型岩性圈闭是顺北地区有利的勘探方向。
马明[3]（2020）在《鄂尔多斯地区早古生代构造演化特征及其动力学背景》文中认为本论文在基于大量地震资料、钻井资料、野外资料和测试分析资料的基础上,以“动态、综合、整体”思想为指导,运用构造解析、盆山耦合等分析技术对中央古隆起形成演化过程、鄂尔多斯地区早古生代构造特征及其演化、沉积-古环境对构造演化的响应特征和深部动力学背景进行研究,取得以下认识:中央古隆起主要形成于早古生代,其演化过程可分为五个阶段:第一阶段为早寒武世,受前寒武古构造影响,中央古隆起雏形显现;第二阶段为中、晚寒武世,中央古隆没有发生强烈隆升,中央古隆起范围内发育中上寒武统,在晚寒武世末期,中央古隆起有所隆升;第三阶段为早奥陶世,受寒武纪末期至早奥陶世怀远运动影响,早奥陶世中央古隆起隆升幅度较大,古隆起顶部无下奥陶统发育;第四阶段为中奥陶世,中央古隆起隆升强度下降,逐渐变为一水下隆起;第五阶段为晚奥陶世,受加里东运动影响,中央古隆起大规模隆升,下伏地层遭受剥蚀,仅在盆地西、南缘有上奥陶统发育,至此中央古隆起定型。鄂尔多斯地区下古生界断裂发育,根据断裂的平面展布特征,可将断裂分为NE向、NW向、近SN向和近EW向四组。根据断裂的展布规模,可将断裂分为二级、三级、四级和五级断裂四个级别,二级、三级断裂对四级、五级断裂具有控制作用,断裂在平面上有羽状和帚状两种组合方式。鄂尔多斯地区西、南缘发育伸展构造样式、挤压构造样式和反转构造样式,构造样式空间分布具有“垂向分层”特征,与盆地演化阶段对应。伸展构造样式发育于中新元古界、寒武系和奥陶系下部,向上变形程度降低,挤压构造样式发育于上奥陶统中。基于最新资料,认为在鄂尔多斯地区怀远运动发育时限应从晚寒武世末开始显现,直至早奥陶世末,整个怀远运动分为两幕完成,第一幕为晚寒武世末,早奥陶世初,第二幕是早奥陶世末。鄂尔多斯地区早古生代沉积序列形成受构造特征影响显着,中央古隆起形成演化对一些特征性的沉积建造发育也有影响。通过Sr/Cu和CIA指标分析了鄂尔多斯地区西、南缘早古生代古气候和风化程度特征及其对构造演化的响应,发现西、南缘早古生代大多数时期气候以湿温气候为主,但存在两个气候从湿温变为干热的极性变化阶段,分别是晚寒武世至早奥陶世,和中奥陶世至晚奥陶世,与盆地演化阶段相对应,推测是对怀远运动和加里东运动的响应。鄂尔多斯地区早古生代动力学背景存在时空差异性,寒武纪—中奥陶世,南缘和西缘中、南段动力学背景主要受秦岭洋影响,构造环境为被动大陆边缘环境,西缘北段这一时期主要受北祁连洋影响,受北祁连洋开始双向俯冲的影响,阿拉善南缘及鄂尔多斯西缘北段构造属性主要表现为岛弧环境;晚奥陶世,南缘和西缘中、南段,秦岭洋已完全关闭,二郎坪弧后盆地正式形成,构造环境为主动大陆边缘环境,在西缘北段这一时期,从中祁连地块至阿拉善地块,发育典型的沟-弧-盆地体系,构造背景也为主动大陆边缘环境。
李国贤[4]（2021）在《塔里木盆地加里东中期断裂体系研究》文中进行了进一步梳理断裂作为油气系统中的重要因素之一,对油气成藏与富集起到极为重要的控制作用。塔里木盆地活动于加里东中-晚期的深大走滑断裂带具“控储、控运、控富集”的典型特点,深入开展对塔里木盆地加里东中期断裂体系研究,对指导盆地下一步勘探选区评价具有重要意义。本论文以三维地震资料、测井资料以及钻井资料等为基础,综合运用高分辨率层序地层学理论,先进的地震解释技术,如地震属性提取等方法,开展塔里木盆地加里东中期断裂体系研究。断裂解释方面,以高分辨率层序地层学为理论基础指导研究区地层的划分和对比,钻井资料与地震资料相结合制作地震合成记录,进行层位标定,结合区域构造背景,解释该区域断裂断开层位、构造样式与构造变形的差异。断裂识别方面主要运用走滑断裂的识别方法和理论,断裂对不同级别构造单元的作用是该区域断裂级别划分的主要依据。运用以上方法和依据,对塔里木盆地顺北1区、塔中北坡、卡1-顺西地区和巴楚地区进行断裂期次判别和断裂级别划分,并详细解剖主干断裂的特征。结合塔里木盆地具体情况,根据断裂发育的空间位置和切穿地层层序,既重视断裂底端切割的层位,亦重视顶端断达的层位,将塔里木盆地断裂系统划分为盆地周缘断裂系统、盆地基底断裂系统和盆地盖层断裂系统。通过区域构造背景的分析,对盆地古构造应力场背景进行总结,从而明确塔里木盆地加里东中期断裂发育特征。以新编的各关键构造期下伏相邻构造层的古构造图为基础,结合盆地各层系的沉积构造特征、盆地构造演化的继承性与阶段性等,对塔里木盆地加里东中期Ⅰ幕和加里东中期Ⅲ幕构造期古构造单元进行隆坳格*划分。本论文取得了以下结论与认识:（1）归纳了塔中地区6种平面和剖面走滑运动相关的典型标志。（2）依据断裂发育的空间位置和切穿地层层序将塔里木盆地断裂系统划分为盆地周缘断裂系统、盆地基底断裂系统和盆地盖层断裂系统。（3）加里东中期Ⅰ幕塔里木盆地划分出9个一级构造单元。（4）加里东中期Ⅲ幕塔里木盆地划分出9个一级构造单元。
苏炳睿[5]（2019）在《塔里木盆地晚泥盆世东河塘组沉积记录、物源分析及古地理研究》文中研究说明塔里木盆地是作为我国面积最大的含油气盆地,经历了漫长复杂的构造演化过程,晚泥盆世是塔里木盆地构造演化发展最为重要的时期之一,该时期塔里木盆地类型及沉积体系均发生了变化,该时期沉积的东河塘组碎屑岩是重要的油气储集层位,同时也是中国陆上首次发现的巨厚滨海相碎屑岩油气藏。因此研究塔里木盆地晚泥盆世沉积记录与物源体系,是解析塔里木盆地晚泥盆世构造演化过程和特征的必要内容。因此,开展晚泥盆世东河塘组物源及古地理研究,不仅具有重要的理论意义,而且具有重大的实际价值。鉴于此,本文在充分收集前人研究成果的基础上,充分运用岩心、钻井、测井、地震等资料,结合碎屑组分、重矿物鉴定、阴极发光、全岩地球化学及碎屑锆石U-Pb年代学等资料,分析东河塘组碎屑岩的物质来源,进而探讨塔里木盆地晚泥盆世古地理格*,通过系统的研究,取得如下成果和进展。1、明晰了不同地区东河塘组层序地层发育特征,建立了塔里木盆地东河塘组层序地层格架。在充分收集塔里木盆地钻遇东河砂岩的钻井、测井、地震等资料的基础上,开展连井对比研究,在盆地范围内,识别出1个二级层序界面和6个三级层序SQ1-SQ6,二级层序界面与东河塘组底部T60地震界面叠合,三级层序界面与东河塘组顶部T57地震界面不完全叠合。建立了层序地层格架,塔里木盆地麦盖提斜坡和巴楚西部6个层序发育完整,巴楚东部地区发育5个层序,卡塔克、顺托果勒和塔河地区发育3个层序,自西向东逐级缺失下部层序。2、精细描述了东河砂岩的沉积属性,划分出多种沉积相类型,明确了东河塘组层序格架内沉积演化特征。东河砂岩的碎屑组分分析表明,塔里木盆地晚泥盆世东河塘组岩性主要为成分成熟度较高的石英砂岩,长石和岩屑含量普遍较低,其中岩屑主要为沉积岩岩屑,少量为岩浆岩岩屑,重矿物类型主要以“锆石+锐钛矿+白钛石+电气石+重晶石”为主,阴极发光显示石英颗粒主要发蓝紫色光、深蓝色光,少部分为不发光以及发褐色光的石英颗粒。通过岩相、测井相、地震相等沉积相识别标志,在塔里木盆地上泥盆统东河塘组中识别出陆棚、滨岸相、三角洲相和河口湾相。结合层序地层格架,在平面上,每一层序自西向东具有陆棚-滨岸沉积相发育特征。SQ1-SQ3层序滨岸砂体垂向叠置、并逐级向东超覆,陆棚沉积区在巴探7井以西地区;SQ4-SQ6层序滨岸砂体主要发育于和4井以东地区,以西地区主要为陆棚沉积。垂向上看东河塘组发育6期砂体,逐级向东超覆沉积,SQ1-SQ3层序发育的滨岸砂体主要分布于盆地西部地区,砂体厚度较大;由于沉积时可容纳空间大,砂泥互层明显。SQ4-SQ6层序滨岸砂体主要发育于盆地东部地区,形成于低可容空间,砂体厚度较小,砂体间泥岩隔层不发育。3、明确了东河塘组地球化学特征及锆石年代学分布特征。塔里木盆地东河塘组全岩地球化学分析显示,大部分样品的主量元素数据与上地壳平均值相近,小部分样品主微量元素数据与上地壳平均值差别较大,显示出多物源的特征。化学蚀变指数（CIA）范围为56-73,平均为64,显示出弱-中等强度的化学风化。塔里木盆地晚泥盆世东河塘组中锆石颗粒多发育典型的岩浆振荡环带,高的Th/U比值,重稀土元素富集,轻稀土元素相对亏损,以及明显的Ce正异常,Eu负异常的特点,为典型的岩浆锆石。大部分锆石为次圆-次棱角状,显示远距离搬运的特点。锆石年龄主要分布于在400-540Ma,700-900Ma,1400-1600Ma,1700-2200Ma,2300-2800Ma五个年龄范围,塔河和顺托果勒地区主要以ca.440Ma为主要峰值年龄,卡塔克地区西部主要峰值年龄为ca.840Ma,在巴楚地区和麦盖提地区,ca.440Ma和ca.820Ma两个峰值年龄均比较明显。不同地区锆石年龄分布特征明显,显示出多个物源的特征。4、系统的对东河塘组物源进行了综合分析,重塑了东河塘组沉积充填过程,揭示了塔里木盆地晚泥盆世古地理格*。通过对塔里木盆地东河塘组沉积属性及地球化学属性综合分析,显示东河塘组具有多个物源,并且不同地区物源不同。巴楚-麦盖提地区东河塘组物源主要为柯坪古隆起、玛东古隆起以及西昆仑造山带,卡塔克和顺托果勒地区东河塘组物源主要为塔里木盆地东部的剥蚀区、阿尔金山造山带和塔北古隆起,塔河地区物源主要为塔北古隆起和东部的剥蚀区。晚泥盆世,塔里木盆地的构造格*已发生转变,整体为西低东高,海水从西部进入盆地,向东逐级超覆,在塔里木盆地范围内自西向东发育陆棚-滨岸沉积相,*部地区发育有三角洲、河口湾沉积相。此时南部西昆仑造山带、阿尔金造山带已相继隆起,盆地内还分布有多个继承性的古隆起,为东河塘组提供了充足的碎屑物质,而北部的南天山洋盆还未闭合,广阔的大洋阻止了中天山向东河塘组提供物源。在此构造格*之下,形成了6期高成分成熟度的滨岸相石英砂岩,在盆地范围内形成了以多期次发育,垂向上叠加,大面积分布为特点的东河砂岩。
李灿雷[6]（2019）在《库车坳陷克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组沉积相研究》文中提出本文在岩心观察、描述及分析的基础上,综合运用沉积学、层序地层学、测井地质学等相关理论和方法,通过对测井、录井、岩心及区域地质资料的综合分析,对大北—克深地区白垩系巴什基奇克组进行标志层的识别及精细地层划分对比,建立等时地层格架,确定了砂体展布规律及沉积相的类型,结合沉积正演模拟技术,建立了研究区巴什基奇克组沉积体系演化模式,并通过地质统计的方法,综合构造因素与沉积因素对研究区内油气目标的展布范围进行了预测。研究结果表明:研究区巴什基奇克组发育8个标志层,分别为2个一级标志层、2个二级标志层、4个三级标志层,将巴什基奇克组分为bsⅠ、bsⅡ、bsⅢ3个油组。bsI油组划分为2个砂组,进一步划分出4个小层;bsⅡ油组划分为3个砂组,进一步划分出11个小层;bsⅢ油组划分为2个砂组,进一步划分出4个小层。在顶部,bsI油组遭遇不同程度的剥蚀,自东向西剥蚀程度逐渐加强,至大北地区bsI油组完全被剥蚀。巴什基奇克组主要发育含砾砂岩、中细砂岩、粉砂岩及泥岩等类型。颜色主要为褐色、棕褐色、浅褐色,整体呈为浅水氧化环境。常见冲刷面、水平层理、槽状交错层理、板状交错层理等沉积构造,岩相组合主要表现为下粗上细的正旋回沉积特点,*部发育反旋回沉积。巴什基奇克组沉积早期,对应bsⅢ油组为低位体系域,结构成熟度与成分成熟度均较低,表现出近物源重力流和牵引流共存的沉积特征,发育扇三角洲前缘亚相;沉积中晚期,bsⅡ油组与bsI油组分别对应湖侵体系域与高位体系域,结构成熟度与成分成熟度均较高,表现出远源牵引流的沉积特征,发育辫状河三角洲前缘亚相。重矿物及岩石组分特征均呈现出由北部天山指向南部湖盆的物源供应特点。巴什基奇克组砂体连片分布,垂向上表现为多期水下分流河道砂体交错叠置,单层厚度大;平面上以条带状最为发育,部分为片状或者透镜状,全区发育多个砂体高值带,形态为近南北向展布,其中bsⅡ油组砂体发育厚度大,孔渗物性好,为优质储层。根据砂体展布规律及沉积相特征,应用地质统计的方法,分析研究区巴什基奇克组有效储层特点及展布规律,认为该区主要为裂缝发育储层与原生孔隙度保护型两类储层,并综合考虑构造因素与沉积因素对发育优势砂体储层的有利油气目标勘探区进行了预测。
赵燚[7]（2019）在《塔里木盆地中西部中下寒武统层序地层学研究》文中研究表明以Vail经典层序地层学理论为指导,综合露头剖面、钻井资料、地震资料和碳同位素资料,建立了塔里木盆地中西部中下寒武统层序地层格架,并探讨了层序地层发育的主控因素,揭示了层序格架控制下的沉积相发育特征和展布规律。塔里木盆地中西部中下寒武统共识别出6个三级层序界面。SB1为层序不整合面,是由构造运动（加里东早期运动Ⅰ幕）所造成的沉积间断面,在地震剖面上可识别T90界面上下的下超和削截接触关系。SB2至SB6是由海平面升降所主控的层序界面,其中,SB2、SB3在野外露头剖面表现为古喀斯特岩溶面,存在短期暴露,SB4、SB5和SB6均为岩性岩相转换面。在层序界面的控制下,研究区共划分出5个三级层序,其中SQ1沉积期寒武系发生第一次海侵,具有“填平补齐”特点,仅在巴楚隆起西北缘发育;SQ2在研究区发稳定,沉积厚度由巴楚隆起向塔中隆起方向减薄;SQ3在巴楚隆起中部沉积厚度最大;SQ4沉积期对应寒武系第二次海侵事件,在研究区发育稳定且厚度较小;SQ5在巴楚隆起*部缺失,整体厚度较大。塔里木盆地寒武系沉积总体呈现“西台东盆”格*,研究区中下寒武统共识别出滨海潮坪相、蒸发台地相、*限台地相和开阔台地相,包括5种亚相和21种微相。受海平面升降控制,SQ1发育滨海潮坪相沉积;SQ2以*限台地相沉积为主;SQ3发育蒸发台地相沉积;SQ4在巴楚隆起以开阔台地相沉积为主,塔中隆起发育*限台地相沉积;SQ5在研究区主要发育蒸发台地相沉积。
于春勇[8]（2019）在《鄂尔多斯盆地伊陕斜坡吴起—甘泉奥陶系马家沟组中下组合白云岩成因及其主控因素》文中研究表明鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部下古生界奥陶系发现的大气田主要集中于风化壳,近年来,随着勘探工作的不断深入,多口井在奥陶系马家沟组中下组合取得了突破,如苏203、苏345井均在中组合获得日产百万立方米以上的高产工业气流;延671、延1097井在下组合获得日产万立方米的工业气流,表明中下组合白云岩具有巨大的勘探潜力,可作为天然气储量的有利接替层位。然而,以往研究多集中于岩溶风化壳,针对马家沟组中下组合研究甚少。因此,有必要对中下组合白云岩成因及其主控因素开展全面系统的研究。本文以石油天然气地质学、沉积岩石学、碳酸盐岩储层地质学、地球物理学等新理论为基础,充分吸收前人最新研究成果,结合测井技术方法,通过岩心、普通薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、压汞及主微量元素、稀土元素、碳氧同位素等分析手段及地质资料,对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部吴起-甘泉马家沟组中下组合地层、沉积、成岩、储层特征、储层主控因素等几方面做了深入的研究和详细的分析,阐明了研究区马家沟组中下组合储层的形成机理和发育的主控因素,对有利区进行了预测。取得的具体认识如下:鄂尔多斯盆伊陕斜坡南部吴起-甘泉地区奥陶系马家沟组中下组合主要发育蒸发台地、*限台地、开阔台地、台地边缘4种沉积亚相和云坪、含膏云坪、膏云坪、膏湖、滩坝、浅滩6种沉积微相,其中云坪、含膏云坪微相是研究区储层发育的有利沉积相带;中下组合主要发育泥微晶白云岩、粉细晶白云岩及细中晶白云岩3种白云岩类型,白云石化流体均为海源性流体,且认为研究区主要发育准同生和浅埋藏期回流渗透两种白云石化作用;泥微晶白云岩和粉晶白云岩为相对开放、低氧化性、低温度的准同生阶段,细中晶白云岩为相对封闭、低还原、温度相对较高的浅埋藏回流渗透阶段;储层经历了白云石化、充填作用、溶蚀作用、胶结作用、重结晶作用、去石膏化等多种成岩作用,其中溶蚀作用、白云石化作用、重结晶作用对储层形成具有建设性作用,回流渗透云化相、准同生云化相、去云化相和岩溶角砾相4种成岩相为研究区储层发育的有利成岩相;储层类型以III级-中等类型为主,孔隙结构主要为大-粗孔喉型、大-中孔喉型、中孔-细喉型、孔-微喉或微孔-微喉型4种类型;中子和密度对目的层物性响应最佳,以马五5马五6亚段孔渗相对较大,且分布面积广,为储层的有利发育层段;有效储层主要分布在定边、吴起、志丹地区,马五6马五5亚段单层累计有效储层厚度平均为4m左右,最厚可达10m左右,为研究区有效储层的主要发育层段。奥陶系马家沟组中下组合储层形成与发育受古地貌、沉积相、成岩作用等多种因素控制。古地貌是形成不同类型沉积环境的先决条件,沉积环境是白云岩储层形成的基础,成岩作用是形成各类储集空间的重要保证,古构造总体控制了沉积、成岩作用及古地貌的发育。定边南部-吴起东北部-志丹中南部（马四-马五7亚段）、定边南部-吴起东北部-志丹西南部-甘泉西南部及富县东北部（马五5及马五6亚段）是研究区天然气富集的有利区带。
王洁[9]（2019）在《塔里木盆地塔中北坡奥陶系碳酸盐岩层序地层学及沉积相研究》文中认为塔中北坡位于塔里木盆地中央隆起带中部,西靠塔中Ι号断裂带,东临满加尔凹陷。本文综合二维与三维地震资料、钻测井、岩心等资料,以经典层序地层学、沉积学、地震地层学等学科理论为指导,对塔中北坡奥陶系碳酸盐岩开展层序地层学和沉积相研究,建立了全工区层序地层格架与层序沉积充填模式,分析了三级层序沉积特征与层序演化主控因素,研究了地震相与沉积相类型与平面展布规律,探讨了顺南三维区礁滩相沉积发育特征,为寻找塔中北坡礁滩储层提供地质依据。利用地震响应特征和单井层序划分来识别与标定层序界面,共识别出2个二级层序界面与5个三级层序界面,分析了单井沉积旋回特征,划分出层序内部HST（高位体系域）与TST（海侵体系域）,以此建立全工区层序地层格架,在此基础上提出了两种层序沉积充填模式:*限台地沉积充填模式与开阔台地-台缘-斜坡-盆地沉积充填模式。分析了构造沉降、海平面升降与古气候三种层序发育演化主控因素。在层序格架约束下进行地震相识别与分类研究,根据地震属性特征,认为研究区地震相可分为强振幅连续性好、强振幅弱连续、中振幅连续性好、弱振幅中-弱连续,根据地震构型特征又分为前积、丘状、平行、杂乱、发散、丘状-杂乱反射等多种主要类型。台地内主要以席状平行、亚平行结构为主要地震反射特征,台缘区发育丘状外形-内部杂乱的地震响应特征。TST（海侵体系域）主要表现为席状平行-亚平行结构、中-强振幅、连续性好,HST（高位体系域）以席状亚平行中-弱振幅、弱连续性为主要地震反射特征。根据单井沉积相分析与地震相到沉积相的转换,识别出研究区的沉积相主要类型有:*限台地、开阔台地、台地边缘、斜坡、盆地5种相、7种亚相和11种沉积微相类型,分析沉积相在横向与纵向的展布特征,建立了碳酸盐岩沉积模式,探讨了三维区礁滩沉积相与多种地震属性、层位厚度、地震相之间存在的相关关系。
刘钰莹[10]（2019）在《塔里木盆地轮南及周缘地区三叠系沉积相研究》文中进行了进一步梳理轮南地区位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起,发育轮南和桑塔木两组断垒带,三叠系油气资源十分丰富,是多年来勘探开发的重点层系。然而,研究区三叠系砂体横向广泛发育、纵向叠置,油层分布复杂,对沉积微相的精细研究,预测有利砂体的分布范围,有助于合理部署井位并提高采收率。本文综合利用岩心、录井、测井和地震资料等,对轮南及周缘地区三叠系进行系统的地层划分与对比,结合岩心、测井、地震、古生物等相标志特征和物源信息,分析单井相、剖面相特征和砂体的平面展布规律,并在此基础上进行平面相的研究。通过地层划分与对比,将三叠系划分为S1-S5共五个层序,其中S2、S3、S4三个层序具有明显的正韵律特征,底部依次分别发育T3、T2、T1三个油组。T1油组分为三个砂层组,T2油组分为两个砂层组,T3油组分为五个砂层组。轮南地区三叠系发育的主要岩性为泥岩、砂岩和砾岩三种。其中泥岩主要位于S1、S5层序和S2-S4层序的上部,三个油组内的泥岩分布*限;砂岩大多分布于T1、T2、T3三个油组中,粒度变化范围大;砾岩全部分布于T1、T2、T3三个油组的下部,其中T3油组砾岩最多,T1油组次之,T2油组砾岩相对发育较少。油组中发育多种沉积构造。测井曲线多表现为箱型、钟型、漏斗型、指型、直线型等。地震剖面中,T1油组上部呈强振幅连续反射,下部呈中振幅中等连续反射;T2油组多呈中振幅断续反射;T3油组呈弱振幅断续反射特征。研究区三个油组中砂岩广泛发育,剖面中可见大套的厚层砂岩叠置或砂泥岩互层的组合,自下而上多具有正韵律特征;平面上多呈条带状或连片分布,总体呈现东南厚西北薄的特征。物源主要来自于北部的轮台断隆,方向为自北向南;研究区的东北部有次级物源。轮南地区三叠系发育辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘和滨浅湖亚相。其中,T3油组下部为辫状河三角洲平原亚相,上部逐渐过渡为前缘亚相。T2油组辫状河三角洲前缘发育在研究区北部和东南部,中部地区发育滨浅湖亚相。T1油组下部主要发育前缘亚相,平原亚相仅在北部发育;上部水体相对加深,西南部地区已演化为滨浅湖沉积。最后利用地震波形指示反演与沉积相平面展布相结合,在平面上对有利砂体进行精细刻画。
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本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
鄂尔多斯盆地的资源
鄂尔多斯盆地位于中国中西部地区，为中国第二大沉积盆地，其天然气、煤层气、煤炭三种资源探明储量均居全国首位，石油资源居全国第四位。此外，还含有水资源、地热、岩盐、水泥灰岩、天然碱、铝土矿、油页岩、褐铁矿等其他矿产资源。盆地具有地域面积大、资源分布广、能源矿种齐全、资源潜力大、储量规模大等特点。盆地内石油总资源量约为86亿吨，主要分布于盆地南部10万平方公里的范围内，其中陕西占总储量78.7%，甘肃占总储量19.2%，宁夏占总储量2.1%。天然气总资源量约11万亿立方米，储量超过千亿立方米的天然气大气田就有5个。埋深2000米以内的煤炭总资源量约为4万亿吨；埋深1500米以内的煤炭资源量达到2.4万亿吨。盆地内分布7个含煤区，隶属的5个省区均有分布。在煤层埋深2000米以内煤层气资源量约11万亿立方米；埋深1500米以内煤层气资源量约8万亿立方米。铀矿预测资源量约86万吨，中国已探明的铀矿床即在此。“盆地的石油、天然气、煤炭探明储量分别占全国近6%、13%和20%，对保障中国能源需求、加强战略能源储备、实现可持续发展具有非常重要的战略意义。”鹿爱莉说。交通、水、电等条件的逐渐完善，为鄂尔多斯盆地能源开发提供了越来越广泛的空间。据了解，盆地区域内已初步形成铁路、公路、水运、空运衔接的立体交通网络。主要铁路包括包神铁路、陇海铁路、神黄铁路、神延铁路等，形成四方交接、纵横贯通的格*。其中，神黄线、京包线、陇海线和包神线是煤炭东向运输的主要依靠。此外，中卫—太原线、西安—南京线正处于规划论证当中。铁路网及区内公路、水运建设的不断发展，为鄂尔多斯盆地的能源输出提供了便利。盆地原油外输管线主要有靖咸线、马惠宁线、中银线以及附属支线网络。已建成天然气输送管道陕京一线、靖边—西安、靖边—银川线，此外还包括西气东输、长—呼管线、陕京二线、靖边—西安复线等在建和拟建项目。盆地地下水资源较丰富，且水质良好，基本可满足各种用水要求。盆地内完成装机容量约2000万千瓦，生产煤炭和石油仅占五省区发电量的1.2%，能源开发所需电源基本可以满足。
鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段天然气成藏新认识及勘探重大突破
基于大量钻井、测井和地震资料分析,对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马家沟组四段天然气地质条件与成藏主控因素开展研究,提出古隆起控相、控储、控藏新认识：①马家沟组沉积期,中央古隆起分隔盆地**部华北海与西南缘秦祁海两大沉积体系,在马四段台缘带发育巨厚丘状颗粒滩相白云岩,同时控制盆地**部形成“两隆两凹”古地理格*,其中水下低隆带发育台内滩相白云岩,隆间低洼区发育泥灰岩。②由中央古隆起至盆地东缘,马四段白云岩逐渐减薄并相变为灰岩,灰岩致密带侧向封挡形成大面积白云岩岩性圈闭。③加里东末期中央古隆起遭受不同程度剥蚀,面积达6×104km2,上古生界石炭系—二叠系煤系优质烃源岩大面积披覆沉积,成为下伏奥陶系盐下白云岩岩性圈闭规模供烃主体。④印支期—燕山期盆地西倾掀斜,中央古隆起下拗转变为高效供烃窗,上古生界煤系烃源岩通过中央古隆起高孔渗白云岩体向上倾高部位侧向供烃,盐下海相烃源岩作为重要的气源补充,通过加里东期断裂、微裂缝输导供烃。以新认识为指导,转变勘探思路,综合评价优选盆地**部马四段两大有利勘探区,部署实施两口风险探井均钻遇较厚马四段（含）气层,其中1口井获高产工业气流。该研究推动了奥陶系盐下马四段天然气勘探的历史性突破,开辟了鄂尔多斯盆地天然气勘探的重要新领域。
GeologicalconditionsandmaincontrollingfactorsofgasaccumulationinsubsaltMa4MemberofOrdovicianMajiagouFormationareexaminedbasedonlargeamountsofdrilling,loggingandseismicdata.Thenewunderstandingsonthecontrolofpaleo-upliftoverfacies,reservoirsandaccumulationsarereached:(1)DuringthesedimentaryperiodofMajiagouFormation,thecentralpaleo-upliftdividedtheNorthChinaSeaincentral-easternofthebasinfromtheQinqiSeaatsouthwestmarginofthebasin,andcontrolledthedepositionofthethickhummockygrainbeachfaciesdolomiteonplatformmarginofMa4Member.Undertheinfluenceoftheevolutionofthecentralpaleo-uplift,theframeoftwoupliftsalternatewithtwosagswasformedinthecentral-easternpartofthebasin,dolomiteofinner-platformbeachfaciesdevelopedintheunderwaterlow-upliftzones,andmarldevelopedinthelow-lyingarea**etweenuplifts.(2)Fromthecentralpaleo-uplifttotheeastmarginofthebasin,thedolomiteintheMa4Membergraduallybecomesthinnerandturnsintolimestone.Thelateralsealingofthelimestonesedimentaryfaciestransitionzonegivesrisetoalargedolomitelithologicaltrap.(3)DuringthelateCaledonian,thebasinwasupliftedasawhole,andthecentralpaleo-upliftwasexposedanddenudedtovariousdegrees;high-qualityUpperPaleozoicCarboniferous-Permiancoalmeasuressourcerocksdepositedonthepaleo-upliftinanareaof60000km2,providinglarge-scalehydrocarbonforthedolomitelithologicaltrapsintheunderlyingMa4Member.(4)DuringtheIndosinian-Yanshanianstage,thebasintiltedwestwards,andcentralpaleo-upliftdepressedintoanefficienthydrocarbonsupplywindow.ThegasfromtheUpperPaleozoicsourcerockmigratedthroughthehighporosityandpermeabilitydolomiteinthecentralpaleo-uplifttoandaccumulatedintheupdiphighpart;meanwhile,thesubsaltmarinesourcerocksuppliedgasthroughtheCaledonianfaultsandmicro-fracturesasasignificantsupplementary.Undertheguidanceoftheabovenewunderstandings,twofavorableexplorationareasintheMa4Memberinthecentral-easternbasinweresortedout.Tworiskexplorationwellsweredeployed,bothrevealedthickgas-bearinglayerinMa4Member,andoneofthemtappedhighproductiongasflow.Thestudyha**roughthistoricbreakthroughinthegasexplorationofsubsaltMa4MemberofOrdovician,andopenedupanewfrontierofgasexplorationintheOrdosBasin.
鄂尔多斯盆地是华北板块西部典型的克拉通叠合盆地,发育多套含油气层系,目前已建成中国最大的油气生产基地。盆地**部奥陶系马家沟组发育碳酸盐岩-膏盐岩组合,沉积厚度大,分布面积广,是盆地海相碳酸盐岩天然气勘探的重要目的层系之一[1,2,3]。
前期下古生界天然气勘探主要探索以靖边气田为代表的马家沟组顶部古风化壳型天然气藏[1,2,3,4,5,6,7,8],马家沟组盐下及深层尚处于持续探索阶段[1,2,3,9,10,11,12,13]。多年钻探证实,奥陶系盐下特别是马四段,白云岩广覆式分布,储集空间以溶蚀孔洞及晶间孔隙为主,储集层物性较好,具备天然气规模勘探潜力,但仅少数探井获低产气流,整体上地质认识程度和勘探程度均较低。
前人针对盆地奥陶系盐下构造岩相古地理格*、沉积相类型及展布、成藏模式等开展了系列研究[1,2,3,4,9,10,11,12,13,14,15,16,17],但仍存在争议性和*限性。奥陶系盐下是否具备规模成藏地质条件、勘探潜力如何有待进一步探索和明确,其中岩相古地理特征、高能颗粒滩体展布、有效供烃方式和潜力、成藏主控因素、有利勘探区带等是制约勘探取得突破的关键。
本文基于大量钻井、测井和地震资料,以盆地构造-沉积演化恢复、成藏关键要素研究为基础,系统分析中央古隆起发育演化对马家沟组盐下沉积、储集层、成藏的控制和影响,建立上下古生界双源规模供烃、断裂-裂缝-高孔渗白云岩体复合输导、大面积白云岩岩性圈闭规模聚烃、*部构造高部位富集成藏的新模式,为完善盐下马四段天然气成藏认识、推动勘探突破发现提供科学依据。
奥陶系马家沟组主要发育于盆地**部（见图1a）,纵向岩性序列为1套多旋回碳酸盐岩与膏盐岩交互沉积,并在马五6亚段发育厚层的膏盐岩,由于该套膏盐岩的封隔作用,形成了“盐上”和“盐下”两套天然气成藏组合（见图1b）：“盐上”组合马五1—5亚段主要发育古岩溶风化壳型气藏[2,12],探明程度高,已发现靖边大气田、大牛地气田等超万亿立方米大气区;“盐下”组合马五7亚段至马一段勘探程度较低、地质认识不足,目前仅在中央古隆起东翼剥蚀岩溶区的马五7—10亚段发现了岩溶风化壳型气藏富气区;在盆地东部膏盐岩沉积区,近30年来先后部署探井20余口,仅少量探井在盐下马五7—9亚段获得工业气流;马四段—马一段久攻未克,特别是白云岩储集层相对发育的马四段多数探井出水,少量探井获低产气流,始终未能突破工业产能关。
2020年初,以古隆起控相、控储、控藏新认识为指导,综合评价优选有利区,部署实施了米探1井和靖探1井两口风险探井,主要探索盐下马四段大面积白云岩岩性圈闭含气性,兼探马五7亚段、马五9亚段和马二段。
米探1井、靖探1井均在马四段钻遇较厚气层。其中米探1井马四段中下部钻遇气层3层共24.6m、含气层4层共10.7m,储集层岩性主要为斑状灰质白云岩和斑状白云质石灰岩,储集空间以晶间孔为主,孔隙度为2.5%~8.5%。2021年6月,采用前置酸滑溜水加陶粒压裂,“一点法”测试求产,15mm孔板日产气量8.4×104m3,计算无阻流量35.2×104m3/d,H2S含量为50.13g/m3,地层压力系数为1.5。靖探1井在马四段钻遇含气层9.2m,马五6亚段钻遇气层2.1m、含气层5.0m,马五7亚段钻遇含气层2.3m,储集层岩性主要为斑状灰质白云岩和斑状白云质石灰岩,储集空间以晶间孔和裂缝溶孔为主,孔隙度为2.1%~6.7%,但由于地层H2S含量过高,达到385.30g/m3,套管酸蚀严重,被迫关井（见表1）。
米探1井天然气组分以甲烷为主,干燥系数0.946,与来源于上古生界煤系烃源岩的奥陶系顶部风化壳气藏[10]中的气体,组分特征总体十分相似;此外,米探1井天然气甲烷碳同位素组成平均值为-44.8‰（见表2）,与奥陶系顶面风化壳气藏及上古生界砂岩气藏相比偏轻（-39.50‰~-32.43‰）[18],但乙烷碳同位素组成与奥陶系顶面风化壳气藏及上古生界砂岩气藏分布区间（-25.48‰~-22.59‰）[18]接近。因此从天然气组分与碳同位素组成数据来看,米探1井天然气既有煤型气特征,同时又存在一定的差异。一方面可能与上古生界煤系烃源岩排烃、运移过程中发生的同位素重力分馏效应相关[18],另一方面反映了米探1井天然气并非单一来源,可能有下古生界海相泥质岩供烃混入。
米探1井是近三十年来盆地盐下马四段天然气勘探的首口工业气流井,实现了该领域的历史性突破,证实了盆地东部米脂地区马四段可以规模成藏。目前预测奥陶系盐下马四段有利勘探面积2.4×104km2,有望形成鄂尔多斯盆地**部天然气勘探接替新层系,实现“靖边之下找靖边”的勘探构想。
鄂尔多斯盆地中央古隆起为早古生代发育的大型低隆构造,主体位于定边—吴起—庆阳—黄陵一带,平面上大致呈“L”型展布[12,20]。中央古隆起最早发源于元古代裂陷槽边缘的基岩古隆起,雏形于晚寒武世,鼎盛于奥陶纪,消亡于晚二叠世[4,8,20,21,22,23,24]。中央古隆起对鄂尔多斯盆地奥陶系岩相古地理格*有着不可忽视的控制作用。
奥陶系马家沟组沉积期,鄂尔多斯盆地整体处于弧后拉张背景下的克拉通边缘海相碳酸盐台地沉积环境,同时盆地受近南北向剪切挤压应力控制[24],中央古隆起发育达到鼎盛,分隔华北海与秦祁海,控制着盆地**部与盆地西南边缘的构造古地理环境与岩相（见图2、图3）,其中盆地**部主要发育大型潟湖沉积体系,盆地周缘主要发育台地边缘沉积体系[1,2,23]。
马一段沉积期,盆地开始海侵,马一段向中央古隆起逐渐上超,除中央古隆起外,马一段普遍发育,盆地**部以白云岩和膏盐岩为主;马二段沉积期,海侵规模进一步扩大,除庆阳、伊盟古隆起外,马二段广泛发育,中央古隆起以白云岩为主,盆地**部以白云岩和灰岩为主;马三段沉积期,海平面多期次震荡,中央古隆起间歇性暴露,除庆阳、伊盟古隆起外;马三段广泛发育,中央古隆起以泥质白云岩为主,盆地**部以石膏质白云岩和膏盐岩为主;马四段沉积期,海侵规模达到最大,中央古隆起转为水下低隆,碳酸盐岩建隆特征明显,沉积巨厚丘状白云岩,盆地**部马四段广覆式分布以白云岩和石灰岩为主;马五段沉积期,海平面多期性震荡,中央古隆起间歇性暴露,形成盆地**部残留的白云岩和膏盐岩旋回性沉积。
在中央古隆起控制的沉积背景下,盆地**部马家沟组主要发育蒸发台地相与*限-开阔台地相交互式沉积,在纵向上表现为发育多套咸化潟湖亚相膏盐岩与潮坪亚相白云岩、灰岩交替互层的岩性序列[11],在横向上由中央古隆起向东白云岩逐渐减薄并相变为灰岩或膏盐岩（见图1、图2）;盆地西南周缘马家沟组沉积期以斜坡相沉积为主,纵向上水体逐渐加深,主要发育白云岩、灰岩、灰质泥岩,横向上岩性变化不明显（见图2）。
另外,中央古隆起不仅控制着马家沟组各沉积期的岩相古地理环境,也控制着奥陶纪末期岩溶古地貌（见图2、图3）。晚奥陶世至中石炭世,盆地整体抬升,马家沟组顶部遭受长达120~150Ma的风化剥蚀,从目前马家沟组顶部地层削蚀特征来看,至晚石炭世再次接受沉积时,盆地**部古地貌已呈准平原化特征。中央古隆起剥蚀至马四段,剥露地层层位向东依次变新,并形成了岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地的岩溶古地貌。晚石炭世—早二叠世煤系的“披覆式”沉积,与盆地**部马家沟组各亚段逐层削截接触[4,5,6]。
中央古隆起不仅控制马四段沉积期台缘滩体的发育,还影响中央古隆起东侧台内丘滩体的发育。
以马四段沉积期为例,受中央古隆起形成演化控制,盆地**部发育乌审旗—靖边和神木—米脂两个水下次级低隆带（见图4）,平面上呈近南北向展布。乌审旗—靖边水下低隆带东西宽60~80km,南北长150~200km,面积约1.2×104km2,沉积白云岩厚100~150m;神木—米脂水下低隆带东西宽40~60km,南北长80~120km,面积约0.9×104km2,沉积马四段白云岩累积厚度为30~60m。两个水下低隆带控制了盆地**部内部的古地貌差异,形成了隆凹相间的格*。
在马二段、马四段、马五7亚段及马五9亚段沉积期,受海平面升降控制,盆地东部盐下低隆带发育环带状、集群式的台内滩相沉积（见图3）。马二段台内滩沉积主要分布在榆林—靖边—志丹—合水一带,沿中央古隆起东侧带状分布（见图3a）,滩间以白云坪沉积为主,向东渐变为灰云坪—灰质潟湖沉积。马四段台内颗粒滩主要分布在乌审旗—靖边和神木—米脂两个地区,整体呈南北条带状展布,乌审旗—靖边台内滩间以灰云坪沉积为主,神木—米脂台内滩间则以云灰坪沉积为主（见图3b）。马五9亚段、马五7亚段台内滩主要分布在榆林—靖边—志丹一带,沿中央古隆起东侧环带状展布,滩间主要发育灰云坪沉积,向东水体逐渐加深,发育云灰坪及灰质潟湖沉积（见图3c、图3d）。
马家沟组沉积期盆地**部台内滩的大量发育,在盐下形成了纵向多层系叠置、横向大面积连片的颗粒滩体群,其中马四段单个滩体面积约（0.1~0.4）×104km2,滩体群面积可达2.4×104km2,马五9亚段、马五7亚段单个滩体面积（0.1~0.3）×104km2,滩体群面积可达2.5×104km2,为形成大规模白云岩储集体奠定了物质基础（见图3）。
受中央古隆起发育控制,马家沟组各层系白云岩向盆地东部呈逐渐减薄的趋势,并最终相变为灰岩或膏盐岩,为形成大面积白云岩岩性圈闭提供了必要的侧向封挡条件。
在中央古隆起控制盆地**部白云岩向东逐渐减薄并相变的大背景下,乌审旗—靖边、神木—米脂两个水下低隆滩体带为*部大面积白云岩岩性圈闭的发育提供了有利的古地貌背景。在颗粒滩相带,白云石化作用下形成储集条件相对较好的粉—细晶白云岩;隆间低洼区水体能量相对较低,以泥云坪、云灰坪、灰质澙湖沉积为主,岩性致密,可侧向封挡低隆带的白云岩体,形成岩性圈闭。
印支期—燕山期,盆地受古亚洲洋、古特提斯洋和环太平洋3大区域动力体系控制,周缘相继汇聚、碰撞造山,并最终导致了吕梁隆起、六盘山冲断带及阴山岩浆岩带的形成与发展,受此地球动力学背景影响,盆地整体抬升并发生构造反转,中央古隆起下拗,形成东高西低的伊陕斜坡单斜构造[17,18]。乌审旗—靖边、神木—米脂水下低隆带发育的白云岩储集体形成上倾岩性尖灭圈闭,同时位于现今伊陕斜坡构造相对高部位,是天然气运聚的有利指向区（见图5）。
晚奥陶世,鄂尔多斯盆地整体抬升,遭受长达120~150Ma的风化剥蚀[1,2,9,10],中央古隆起区形成近6×104km2的剥蚀区,马四段大面积暴露。至晚石炭世盆地再次沉降,上古生界煤系烃源岩披覆沉积（见图3）,与中央古隆起大面积剥蚀区马四段高孔渗岩溶白云岩体直接接触,为印支期—燕山期盆地东部整体掀斜西倾后,中央古隆起剥蚀区转变为盐下高效规模供烃窗口提供了前提条件。
燕山中期（早侏罗世）上古生界煤系烃源岩开始排烃,早白垩世达到排烃高峰[25],此时伊陕斜坡东高西低的构造格*已基本定型,盆地**部地区多层系盐下白云岩岩性圈闭位于构造上倾方向,原中央古隆起马四段受剥蚀区大面积供烃窗口位于构造下倾方向,为天然气规模运聚提供有利条件。上古生界煤系烃源岩在生排烃高峰期,可产生巨大的生烃增压作用[18],大量天然气在生烃增压作用的驱动下,可通过中央古隆起供烃窗口区侧向进入马四段高孔渗岩层,并沿断裂-裂缝-高孔渗白云岩体复合输导体系继续侧向运移,浮力为天然气继续运移的主要驱动力,上倾方向为天然气主体运移指向。至此,中央古隆起剥蚀区形成了能够为盐下多层系大面积岩性圈闭规模侧向供烃的高效窗口（见图5、图6）。
中央古隆起上覆煤系烃源岩生烃强度为（16~28）×108m3/km2,其中马五7—10亚段、马四段的直接供烃窗口东西宽80~120km,南北长350~400km,总面积近6×104km2。主成藏期上古生界优质源岩通过中央古隆起高效供烃窗,为盐下储集层持续侧向规模供烃,是盐下多层系白云岩体规模成藏的必要保障。
4.1.1上下古生界双源供烃
马四段天然气成藏具有上、下古生界双源供烃的优势。上古生界煤系烃源岩是下古生界天然气成藏的主力源灶,有机质丰度及热演化程度均较高,以Ⅲ型干酪根为主,生气潜力大[1,9,13,17]。下古生界奥陶系盐下发育受岩相古地理控制的海相泥质岩,马一段—马三段、马五7—9亚段岩性大多为富有机质纹层泥质岩或者藻团块、藻白云岩。马五7—9亚段源灶分布范围较大,基本沿古隆起东侧展布,在靖边、乌审旗、神木等地生烃强度较大（见图7a）,马一段—马三段源灶主要分布在盆地**部的两个低洼区（见图7b）。下古生界海相烃源岩有机碳测试含量主体为0.10%~0.50%,平均值为0.31%,最高可达3.24%。有机酸盐恢复后平均有机碳含量可达0.58%。纵向上薄夹层分布,单层厚度薄,但层数较多[25],累计厚度可达40m,生烃强度最大可达6×108m3/km2（见图7）,可作为盐下气源的重要补充[13,22,23,24,26,27]。
对于上古生界煤系气源,天然气从构造低部位供烃窗口进入,沿马家沟组高孔渗白云岩体-断裂复合输导体系侧向运移,形成了上生下储的源储配置;对于下古生界马五7—9亚段、马一段—马三段气源,天然气可沿断裂垂向或侧向运移,形成了上生下储和下生上储的源储配置（见图5）。
4.1.2断裂-裂缝-高孔渗岩体复合输导
传统观点认为鄂尔多斯盆地内部构造简单,显生宙以来断裂发育程度很低[28]。最新研究表明,盆地古生界发育加里东期断裂体系,其对油气成藏具有控制作用[26,29]。加里东期,受区域拉张应力影响,元古宇基底断裂继承性活动,控制了盆地**部马家沟组沉积期隆凹格*（见图8）;印支期—燕山期,受区域压应力影响,加里东期断裂活化,应力释放产生微小断裂及裂缝[28],可以有效提升白云岩体储集物性,由于马四段白云
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