引用本文
李义, 熊亭, 张伟, 程乐利. 陆丰凹陷文昌组低渗低阻储层特征及成因研究[J]. 录井工程, 2022,33(2): 89-96.
LI Yi, XIONG Ting, ZHANG Wei, CHENG Leli. Study on characteristics and genesis of low-permeability and low-resistivity reservoirs in Wenchang Formation of Lufeng sag[J]. Mud Logging Engineering, 2022,33(2): 89-96.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2022.02.016  
Permissions
Copyright©2022, 《录井工程》杂志社
《录井工程》杂志社 所有
陆丰凹陷文昌组低渗低阻储层特征及成因研究
李义①, 熊亭②,③, 张伟①, 程乐利④,⑤
①中海油服油田技术事业部深圳作业公司
②中海石油(中国)有限公司深圳分公司
③长江大学地球科学学院
④长江大学录井技术与工程研究院
⑤油气资源与探测国家重点实验室

作者简介：李义 工程师,1985年生,2008年毕业于大庆石油学院勘查技术与工程专业,现在中海油服油田技术事业部深圳作业公司从事市场管理工作。通信地址:518067 广东省深圳市南山区中海油大厦。电话:18601068642。E-mail:liyi13@cosl.com.cn

收稿日期: 2022-04-23
基金: 中国海洋石油集团有限公司科研项目“南海东部油田上产2000万吨关键技术研究”(编号:CN00C-KJ135ZDXM37SZ); 油气资源与探测国家重点实验室开放课题“典型陆相页岩油甜点成因及评价方法研究——以吉木萨尔芦草沟组为例”(编号:PRP/open-2104)
摘要

陆丰凹陷古近系深层发现大量低渗低阻储层,其孔渗关系复杂、流体性质识别困难,制约了勘探开发进程。以岩石学和物性资料为基础,结合沉积和成岩等多方面研究,对陆丰凹陷文昌组低渗低阻储层的特征和成因开展研究。文昌组储层以岩屑石英砂岩为主,储集空间以次生孔隙为主,由中-小孔和细喉道组成,同类粒度样品的孔渗相关性较好,根据毛细管曲线形态可分为高进汞饱和度、低排驱压力,中等进汞饱和度、中等排驱压力和中进汞饱和度、中-高排驱压力三类。沉积环境以近源辫状河三角洲水下分流河道为主,砂岩成分成熟度和结构成熟度较低,储层质量受沉积条件控制;压实作用造成原生孔隙大量减少,胶结物充填粒间导致物性进一步变差,是造成低孔、低渗的主因。研究结果表明,储层岩性变化快,孔隙结构复杂,孤立孔隙多和联通性差导致束缚水含量较高,以及地层水矿化度高的共同影响,是研究区低对比度储层的发育机理。该认识对本区后续勘探开发作业具有一定的指导作用。

关键词: 珠江口盆地; 陆丰凹陷; 文昌组; 低渗低阻; 储层特征; 储层成因
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Study on characteristics and genesis of low-permeability and low-resistivity reservoirs in Wenchang Formation of Lufeng sag
LI Yi①, XIONG Ting②,③, ZHANG Wei①, CHENG Leli④,⑤
①Shenzhen Operating Company of Well-Tech Department, COSL, Shenzhen,Guangdong 518067, China
②Shenzhen Branch of CNOOC(China) Co., Ltd., Shenzhen, Guangdong 518067,China
③School of Geosciences, Yangtze University , Wuhan, Hubei 430100, China
④Institute of Mud Logging Technology and Engineering, Yangtze University, Jingzhou, Hubei 434023, China
⑤State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, Beijing 102249,China
Abstract

A large number of low-permeability and low-resistivity reservoirs have been found in the deep Paleogene formation of Lufeng sag. The complicated relationship between porosity and permeability and the difficulty in identifying fluid properties restricted the exploration and development process. Based on petrology and physical property data, and combined with sedimentary and diagenetic studies, the characteristics and genesis of low-permeability and low-resistivity reservoirs in Wenchang Formation of Lufeng sag were studied. The reservoirs of Wenchang Formation are dominated by lithic quartzose sandstone, the storage spaces are mainly secondary pores, composed of medium-small pores and fine throats, the porosity-permeability correlation of samples of the same particle size is good. According to the capillary curve shape, it can be divided into three categories: high mercury saturation & low displacement pressure, medium mercury saturation & medium displacement pressure, and medium mercury saturation & medium-high displacement pressure. The sedimentary environment was dominated by near-source braided river delta underwater distributary channel, the compositional maturity and textural maturity of the sandstone are low, and the reservoir quality is controlled by the sedimentary conditions. The major cause of the low-porosity and low-permeability is that the primary pores are greatly reduced due to compaction, and the physical properties are further deteriorated due to cement filling the pores between particles. The results show that the development mechanism of low-contrast reservoirs in the study area is the combination of rapid lithology change, complex pore structure, high bound water content due to more isolated pores and poor connectivity, and high salinity of formation water. This understanding has a certain guiding effect on the follow-up exploration and development in this area.

Keyword: Pearl River Mouth Basin; Lufeng sag; Wenchang Formation; low-permeability and low-resistivity; reservoir characteristics; reservoir genesis
0 引言

低渗储层指渗透率极低的储层, 在整体致密的背景下寻找物性相对较好的甜点, 是低渗储层研究面临的主要任务[1, 2, 3]。低渗储层的地质成因有多种类型, 如细粒、高泥质含量导致的浅层原生型低渗储层, 强压实强胶结条件下的深层改造型低渗储层[4, 5, 6], 以及强烈成岩致密条件下的构造改造次生型低渗储层[7, 8, 9]。低阻储层实际指的是低阻油气层[10], 通常是由沉积、油气成藏、成岩作用、水动力活动和钻井液侵入等多种因素造成[11, 12, 13, 14]。由于低阻油气层与相邻水层的电阻率差异较小、油气水界面复杂, 导致流体性质识别困难, 其解释结论和试油结果常见“ 油层出水” 和“ 水层出油” 等矛盾情况[15, 16]。

陆丰凹陷是珠江口盆地最早发现油气田的凹陷, 其深层古近系的资源量已占总资源量的近80%[17]。随着陆丰凹陷古近系深层储层的勘探程度加大, 钻遇大量低渗低阻储层[18], 其储层成因机理尚不明晰, 导致优势储层难以精细刻画、流体性质识别困难。本文基于储层岩石学研究和物性分析资料, 从沉积和成岩等多方面综合分析, 研究了陆丰凹陷文昌组低渗低阻储层的成因, 对研究区后续勘探开发作业具有一定的指导作用。

1 地质概况

珠江口盆地是我国南海主要的油气产区之一, 是在中生代复杂褶皱基底之上形成的陆源伸展型盆地[19]。该盆地经历的主要构造演化过程可分为三个阶段, 分别为始新世裂陷阶段、渐新世-中中新世坳陷阶段和晚中新世至今的块断构造活化阶段。新生代以来至少经历了珠琼运动、南海运动、白云运动和东沙运动等构造事件[17, 20, 21]。陆丰凹陷位于盆地东北部, 面积约7 000 km2, 东西与陆丰中低凸起和惠陆低凸起相连, 南北被东沙隆起和北部隆起带所围限。凹陷内部总体表现为垒嵌式结构, 新生代以来的地层自下而上划分为文昌组、恩平组、珠海组、珠江组、韩江组、粤海组、万山组(图1)[15]。其中文昌组整体发育一套深湖相夹三角洲相的砂泥质沉积物[22, 23]。

图1 陆丰凹陷区域构造位置

2 储层岩石学与物性特征
2.1 岩石学特征

分析并统计了文昌组12口井共计104个常规和铸体薄片样品, 研究区文昌组储层以岩屑石英砂岩为主, 少量长石石英砂岩、岩屑砂岩, 偶见含钙质岩屑石英砂岩, 填隙物含量普遍小于10%。砂岩粒度较粗, 分选总体中等, 磨圆中-差, 以线接触为主, 部分达到凹凸-线接触, 胶结类型主要为压嵌型。

2.2 物性特征

2.2.1 孔隙类型

结合铸体薄片分析结果, 储层砂岩孔隙以次生孔隙为主, 占95%以上, 其中绝大多数为粒间溶孔(图2a), 其次为长石溶孔及岩屑溶孔(图2b), 少数样品见微裂缝发育。

图2 文昌组储层镜下孔隙特征

2.2.2 孔渗特征

结合岩心观察及薄片镜下定名结果, 统计得到含砾粗砂岩及粗砂岩59个, 含砾中砂岩及中砂岩19个, 而细砂岩及粉砂岩样品共计26个。通过这三类样品的孔隙度及渗透率的交会图可见(图3), 总体上各样品的孔渗相关性不强, 但同类粒度的样品孔渗关系有较好的正相关关系。

图3 文昌组储层孔渗分析结果

2.2.3 孔隙结构特征

分析文昌组19块砂岩样品的典型压汞曲线可见(图4), 孔喉以单峰为主, 排驱压力不高(普遍低于0.1 MPa), 但曲线整体较陡, 退汞曲线不完整、退汞效率较低(普遍低于20%), 说明孔隙结构以中-小孔、细喉道型为主。根据毛细管压力曲线形态特征可分为三类:

图4 文昌组砂岩压汞曲线特征

Ⅰ 类为高进汞饱和度、低排驱压力型毛细管压力曲线, 总体表现为高进汞饱和度(大于90%)、低排驱压力(小于0.025 MPa), “ 平台” 特征明显, 达到排驱压力后, 随着压力增加, 进汞饱和度明显增加(图4a)。此类曲线反映储层孔隙结构好, 连通性好, 孔喉分布均匀, 储集性能好, 试油结果一般为高产。

Ⅱ 类为中进汞饱和度、中排驱压力型毛细管压力曲线, 总体上表现为中进汞饱和度(70%~80%之间)、中排驱压力(介于0.025~0.1 MPa之间), 曲线“ 平台” 较短, 拐点明显(图4b)。此类曲线反映储层孔隙结构相对较好, 岩石粒度较粗, 连通状况中等, 储集性能中等, 试油结果一般为工业产能。

Ⅲ 类为中进汞饱和度、中-高排驱压力型毛细管压力曲线, 总体上表现为中进汞饱和度(大于70%)、中-高排驱压力(大于0.1 MPa), 呈斜坡形, 双拐点不明显(图4c、图4d)。该类曲线反映储层孔隙结构较差, 岩石连通性较差, 储集性能较差, 试油结果一般为产量较低或无产能。

3 储层低渗成因

储层物性受多种因素的影响, 包括沉积条件、成岩作用、构造运动、油气充注, 及异常高压等因素[24], 多数情况下主要受前两种因素影响。

3.1 沉积作用影响

文昌组地层主要发育滨浅湖、中深湖和辫状河三角洲沉积环境[1], 钻遇砂体的沉积微相类型主要为滨浅湖滩坝和辫状河三角洲前缘水下分流河道两种。

3.1.1 不同微相砂体的孔渗特征

对文昌组5口井89层砂体的常规及电成像解释成果进行统计, 其中辫状河三角洲前缘水下分流河道微相砂体共计72层, 层厚390 m, 占比最高, 达到86.9%; 分流间湾微相砂体共计5层, 厚10.7 m, 占总厚2.4%; 远砂坝微相砂体共计5层, 厚23 m, 占总厚5.2%; 浅湖相滩坝微相砂体共计7层, 累计层厚24.8 m, 占总厚5.5%。

结合储层物性结果, 辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体物性最好, 储层孔隙度范围在10%~16%之间, 主频在10%~12%; 分流间湾沉积砂体物性次之, 孔隙度均小于14%, 主频在10%~12%; 远砂坝沉积砂体物性最差, 孔隙度普遍小于10%, 试油结果以差油层及干层为主; 浅湖相滩坝沉积的物性分布较分散, 主频在10%~14%, 且单层厚度较薄, 普遍小于3 m。

3.1.2 不同微相的砂体孔隙结构特征

基于实验分析、测井资料及试油结果将文昌组储层品质划分为三类:Ⅰ 类物性及孔隙结构最好, 多发育辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积, 以砂砾岩、粗砂岩为主, 镜下显示储层孔隙发育, 喉道较粗, 具较高产能; Ⅱ 类物性及孔隙结构中等, 以辫状河三角洲前缘水下分流河道为主, 岩性较Ⅰ 类储层细, 镜下显示孔隙连通性较差, 其次为浅湖相滩坝沉积, 产量中等; Ⅲ 类物性及孔隙结构较差, 连通性也较差, 以辫状河三角洲前缘分流间湾及远砂坝为主, 产能较低或无产能。

在沉积作用方面, 储层以近源辫状河三角洲水下分流河道为主, 紧邻物源导致砂岩的成分成熟度和结构成熟度较低, 孔隙结构复杂。

3.2 成岩作用的控制作用

在成岩作用方面, 压实作用造成了原生孔隙大量减少, 胶结物及自生黏土矿物充填粒间导致物性进一步变差。

3.2.1 压实作用

对于深部地层而言, 压实作用是储层减孔的最主要原因[25]。文昌组砂岩成分成熟度较低[25], 由于上覆沉积负荷大, 在深埋过程中颗粒重新排列(图5a), 因此颗粒间接触关系紧密, 原生孔隙损失殆尽, 是孔隙度减少的主要因素。

图5 文昌组储层镜下成岩作用特征

3.2.2 胶结作用

胶结物类型包括硅质、碳酸盐和黏土矿物, 硅质胶结物为石英次生加大, 碳酸盐胶结物主要为方解石, 黏土矿物主要为伊利石, 偶见白云石、黄铁矿、菱铁矿等(含量< 1%)(图5b)。总体来看, 样品砂岩的填隙物含量较少, 方解石含量在0.5%~6%之间, 一般呈细晶-中晶状充填于粒间; 黏土矿物含量在0.5%~4%之间, 充填于粒间孔隙中。

在孔隙发育较好的样品中, 偏光镜下偶见方解石充填于粒间, 孔隙连通性差; 扫描电镜下可见丝片状伊利石、石英次生加大充填粒间, 黄铁矿以聚合体显微球状的形态充填于粒间。

在孔隙发育较差的样品中, 方解石呈连晶状在局部胶结颗粒产出, 泥质呈杂基状充填于粒间, 孔隙发育情况和连通性均较差; 铸体薄片显示该样品粒间孔分布较均, 孔隙间充填自生石英、含硫酸盐矿物、自生高岭石及片状伊利石等。

3.2.3 溶蚀作用

部分长石颗粒发生溶解形成粒内溶孔(图2a), 或完全溶解形成铸模孔, 并生成少量高岭石等自生黏土矿物, 长石颗粒被溶蚀形成次生溶孔(图2a)。由于储层砂岩总体上可溶组分含量偏低, 导致溶蚀作用对文昌组储层的增孔并不明显。

4 储层低阻成因

典型的低阻油层成因涉及岩性、地层水矿化度、高束缚水饱和度、黏土矿物、盐水钻井液侵入和导电矿物六方面[8, 9, 13]。由于研究区钻井均采用随钻电阻率测井, 受钻井液侵入影响较小; 而偏光镜下分析结果表明, 导电矿物含量极低, 可排除钻井液侵入和导电矿物两方面的影响。因此, 本文低阻储层成因分析主要从岩性、地层水矿化度、束缚水饱和度, 及黏土矿物展开分析。

4.1 岩性影响

图6显示了储层含油性与岩性、物性均存在一定的规律关系, 当随着储层岩性越粗物性越好时, 所对应的储层含油性也有变好的趋势, 粉砂岩对应物性及含油性相对要差。

图6 储层含油性与岩性、物性关系

4.2 地层水矿化度

文昌组共计对3口井进行取样作业, 取样深度在3 687~4 250 m之间, 实测氯根介于2 475~6 330 mg/L, 基于水分析纯度计算并重新估算的氯根介于2 008~4 821 mg/L。从不同深度读取典型水层的电阻率值, 与深度进行交会发现, 地层水电阻率与深度呈正相关的关系(图7a); 利用矿化度与电阻率关系转化后, 文昌组地层水矿化度有随深度增加而降低的趋势(图7b)。陆丰凹陷的文昌组地层埋深大于3 500 m, 较高的地层水矿化度直接降低了储层电阻率。

图7 文昌组地层水随深度分布特征

4.3 束缚水饱和度

压汞实验获得的毛细管压力曲线可有效表征微观孔喉空间的分布特征, 而已知低阻油层岩样的退汞效率仅16%, 表明储层微观孔隙结构复杂, 细小孔隙占比大。结合薄片分析结果, 长石溶蚀形成的次生孤立孔隙以及黏土矿物等对孔隙喉道的充填作用导致喉道的不连通, 有助于高束缚水饱和度储层的形成。对比物性相对较好且油水电阻率差异明显的油层样品, 其退汞效率均大于30%, 最高可达37.2%, 偏光镜下特征显示储层孔隙联通性较好, 孤立孔隙明显减少。

由文昌组的压汞毛细管压力曲线可见(图8), 低对比度油层发育的岩心样品最大进汞饱和度较低, 退汞效率也较低。由此推测, 相对复杂的孔隙结构储层, 其孤立孔隙更为发育、孔隙间连通性也较差, 对应的样品退汞效率也低, 均有利于形成高束缚水饱和度的储层, 加上原始沉积的陆相低矿化度淡水的影响, 一定程度上导致了低对比度油层的形成。

图8 文昌组典型井样品毛细管压力曲线

4.4 黏土矿物

统计文昌组72个全岩样品的X射线衍射全岩分析结果(图9), 其黏土矿物含量均较低, 大部分低于10%, 因此可以排除因黏土矿物含量高导致的储层低阻成因。

图9 文昌组典型井全岩样品分析结果

通过对研究区域测井曲线特征、岩心实验结果等宏观及微观两方面的综合分析, 导致文昌组低阻油层发育的主要原因可归纳为:储层岩性变化快, 孔隙结构复杂, 孤立孔隙较多, 储层孔隙联通性差导致束缚水含量较高, 以及深层地层水矿化度高的共同影响。

5 结论

(1)陆丰凹陷文昌组储层以岩屑石英砂岩为主, 填隙物含量少; 砂岩粒度较粗, 分选总体中等, 磨圆中-差, 胶结类型主要为压嵌型。储集空间以次生孔隙为主, 总体上样品的孔渗相关性不强, 但同类粒度的样品孔渗关系有较好的正相关关系。

(2)储层孔喉特征以单峰为主, 孔隙结构以中-小孔、细喉道型为主, 根据毛细管压力曲线形态特征可分为高进汞饱和度、低排驱压力, 中进汞饱和度、中排驱压力和中进汞饱和度、中-高排驱压力三类, 分别对应高产、工业产能和无产能三种试油结果。

(3)储层以近源辫状河三角洲水下分流河道为主, 紧邻物源导致砂岩的成分成熟度和结构成熟度较低, 孔隙结构复杂; 而压实作用造成了原生孔隙大量减少, 胶结物及自生黏土矿物充填粒间导致物性进一步变差。因此, 沉积条件是控制储层质量的基础, 而成岩作用则是造成储层低孔、低渗的主要原因。

(4)储层孤立孔隙多和联通性差导致束缚水含量较高, 且由于地层水矿化度高, 导致研究区低对比度油层较为发育。

编辑: 王丙寅

参考文献
[1] 梁玉楠, 钟华明, 骆玉虎, 等. 珠江口盆地低阻低渗储层测井渗透率预测方法及应用[J]. 海洋地质前沿, 2019, 35(11): 28-34.
LIANG Yunan, ZHONG Huaming, LUO Yuhu, et al. Application of permeability prediction method to low-resistivity and low-permeability reservoirs in Pearl River Estuary Basin[J]. Marine Geological Frontiers, 2019, 35(11): 28-34. [本文引用:2]
[2] 操应长, 马奔奔, 王艳忠, 等. 渤南洼陷北带沙四上亚段储层低渗成因机制及分类评价[J]. 天然气地球科学, 2013, 24(5): 865-878.
CAO Yingchang, MA Benben, WANG Yanzhong, et al. Genetic mechanisms and classified evaluation of low permeability reservoirs of Es4s in the north zone of Bonan Sag[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(5): 865-878. [本文引用:1]
[3] 李珊珊, 彭松, 陈林, 等. 珠江口盆地西部文昌B凹陷晚始新-早渐新世复杂储层沉积特征及低渗成因探讨[J]. 现代地质, 2019, 33(2): 357-369.
LI Shanshan, PENG Song, CHEN Lin, et al. A review on the complex reservoir sedimentary characteristics and low permeability formation of the Upper Eocene to Lower Oligocene in the Wenchang B Sag, Pearl River Estuary Basin[J]. Geoscience. 2019, 33(2): 357-369. [本文引用:1]
[4] 高辉, 孙卫, 宋广寿, 等. 鄂尔多斯盆地合水地区长8储层特低渗透成因分析与评价[J]. 地质科技情报, 2008, 27(5): 71-76.
GAO Hui, SUN Wei, SONG Guangshou, et al. Origin analysis of extra low-permeability and evaluation of Chang 8 reservoir in Heshui area of Ordos Basin[J]. Geological Science and Technology Information, 2008, 27(5): 71-76. [本文引用:1]
[5] 张创, 高辉, 孙卫, 等. 西峰油田庄58区块长8储层特低渗透成因[J]. 断块油气田, 2009, 16(2): 12-16.
ZHANG Chuang, GAO Hui, SUN Wei, et al. Genesis of extra-low permeability for Chang 8 reservoir of Block Zhuang 58 in Xifeng Oilfield[J]. Fault-Block Oil &Gas Field, 2009, 16(2): 12-16. [本文引用:1]
[6] 高辉, 宋广寿, 孙卫, 等. 储层特低渗透成因分析与评价——以安塞油田沿25区块为例[J]. 地球科学进展, 2007, 22(11): 1134-1140.
GAO Hui, SONG Guangshou, SUN Wei, et al. Origin analysis of extra low-permeability and evaluation for example reservoir in the Yan25 area of Ansai Oil Field[J]. Advances in Earth Science, 2007, 22(11): 1134-1140. [本文引用:1]
[7] 强昆生, 王建民, 冯永春, 等. 鄂尔多斯盆地志丹油田永宁探区长6储层特低渗成因及主控因素[J]. 沉积与特提斯地质, 2011, 31(2): 82-90.
QIANG Kunsheng, WANG Jianmin, FENG Yongchun, et al. Origin of extra-low permeability and controlling factors of the Chang-6 reservoirs in the Yongning prospect area, Zhidan Oil Field, Ordos Basin[J]. Sedimentary Geology and Tethyan Geology, 2011, 31(2): 82-90. [本文引用:1]
[8] 廖明光, 苏崇华, 唐洪, 等. 砂泥岩薄互层低阻油层地质成因——以珠江口盆地A油藏M1油组为例[J]. 新疆石油地质, 2010, 31(2): 154-157.
LIAO Mingguang, SU Chonghua, TANG Hong, et al. Geological genesis of low resistivity formation with thin sand -shale interlayer: An example from M1 oil measure of A reservoir in Pearl River Mouth Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2010, 31(2): 154-157. [本文引用:2]
[9] 廖明光, 唐洪, 苏崇华, 等. W低阻油藏高不动水饱和度的成因及对低阻油层的影响[J]. 石油实验地质, 2010, 32(4): 353-357.
LIAO Mingguang, TANG Hong, SU Chonghua, et al. Genesis of high immobile water saturation in the W low resistivity reservoirs and its influence on the low resistivity reservoir[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2010, 32(4): 353-357. [本文引用:2]
[10] 景成杰, 胡望水, 高楚桥, 等. 红岗油田高台子油藏低阻油层分布规律及成因研究[J]. 石油天然气学报, 2008, 30(2): 39-42.
JING Chengjie, HU Wangshui, GAO Chuqiao, et al. Distribution rules and its genesis of low-resistivity pay zones in Gaotaizi reservoir of Honggang Oilfield[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2008, 30(2): 39-42. [本文引用:1]
[11] 徐锦绣, 吕洪志, 刘欢, 等. 渤海LD油田低阻油层成因机理与评价方法[J]. 中国海上油气, 2018, 30(3): 47-55.
XU Jinxiu, LYU Hongzhi, LIU Huan, et al. Genesis mechanism and evaluation methods for low-resistivity oil layers in the Bohai LD oilfield[J]. China Offshore Oil and Gas, 2018, 30(3): 47-55. [本文引用:1]
[12] 王绪诚, 于水明, 姜建, 等. 恩平凹陷新近系低阻油层地质成因分析[J]. 科技通报, 2018, 34(5): 11-15.
WANG Xucheng, YU Shuiming, JIANG Jian, et al. Geological origin of the Neogene low-resistivity oil layers in well E8, Enping Sag[J]. Bulletin of Science and Technology, 2018, 34(5): 11-15. [本文引用:1]
[13] 马晓丽, 王洪君, 李军建, 等. 低阻油层成因分析及识别方法——以鄂尔多斯盆地盐池地区延长组长4+5段为例[J]. 地质学刊, 2019, 43(2): 275-281.
马晓丽, 王洪君, 李军建, 等. 低阻油层成因分析及识别方法——以鄂尔多斯盆地盐池地区延长组长4+5段为例[J]. 地质学刊, 2019, 43(2): 275-281.
MA Xiaoli, WANG Hongjun, LI Junjian, et al. Genetic analysis and identification method of low resistivity oil reservoirs: A case study of Chang4+5 Member of Yanchang Formation in Yanchi area, Ordos Basin[J]. Journal of Geology, 2019, 43(2): 275-281. [本文引用:2]
[14] 况军, 姚根顺, 朱国华, 等. 准噶尔盆地陆西地区白垩系吐谷鲁群低阻油层成因及其地质意义[J]. 海相油气地质, 1997, 6(4): 53-57.
KUANG Jun, YAO Genshun, ZHU Guohua, et al. Genesis and geological significance of low resistivity oil reservoirs in Cretaceous Tugulu Group in Luxi area, Junggar Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 1997, 6(4): 53-57. [本文引用:1]
[15] 蒋钱涛, 张伟, 白林坤, 等. 基于录井资料的浅层低阻油层随钻识别及评价——以珠江口盆地恩平凹陷韩江组为例[J]. 长江大学学报: 自然科学版, 2020, 17(4): 16-22.
JIANG Qiantao, ZHANG Wei, BAI Linkun, et al. Identification and evaluation of shallow low resistivity reservoirs while drilling based on mud logging data: Taking Hanjiang Formation in Enping Sag, Pearl River Mouth Basin as an example[J]. Journal of Yangtze University(Natural Science Edition), 2020, 17(4): 16-22. [本文引用:2]
[16] 王正, 岳绍飞, 雷霄, 等. 珠江口盆地文昌区珠江组“双低”油组电阻率下限调整[J]. 大庆石油地质与开发, 2021, 40(3): 143-150.
WANG Zheng, YUE Shaofei, LEI Xiao, et al. The adjustment of low limit of resistivity of the " double-low " oil-group in Zhujiang Formation of Wenchang area, Pearl River Mouth Basin[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2021, 40(3): 143-150. [本文引用:1]
[17] 施和生, 杜家元, 梅廉夫, 等. 珠江口盆地惠州运动及其意义[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(3): 447-461.
SHI Hesheng, DU Jiayuan, MEI Lianfu, et al. Huizhou Movement and its significance in Pearl River Mouth Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(3): 447-461. [本文引用:2]
[18] 葛家旺, 朱筱敏, 吴陈冰洁, 等. 辫状河三角洲沉积特征及成因差异——以珠江口盆地陆丰凹陷恩平组为例[J]. 石油学报, 2019, 40(增刊1): 139-152.
GE Jiawang, ZHU Xiaomin, WU Chenbingjie, et al. Sedimentary characteristics and genetic difference of braided delta: A case study of Enping Formation in Lufeng sag, Pearl River Mouth Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2019, 40(S1): 139-152. [本文引用:1]
[19] 刘强虎, 朱红涛, 舒誉, 等. 珠江口盆地恩平凹陷古近系恩平组物源体系及其对滩坝的控制[J]. 石油学报, 2015, 36(3): 286-299.
LIU Qianghu, ZHU Hongtao, SHU Yu, et al. Provenance systems and their control on the beach-bar of Paleogene Enping Formation, Enping sag, Pearl River Mouth Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2015, 36(3): 286-299. [本文引用:1]
[20] 张丽丽, 舒梁锋, 冯轩, 等. 再论珠江口盆地恩平组时代归属[J]. 中国海上油气, 2020, 32(5): 9-18.
ZHANG Lili, SHU Liangfeng, FENG Xuan, et al. Further discussion on the age assignment of Enping Formation in the Pearl River Mouth Basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 2020, 32(5): 9-18. [本文引用:1]
[21] 周凤娟, 丁琳, 马永坤, 等. 陆丰13东洼文昌组碎屑锆石U-Pb年龄特征及其物源示踪意义[J]. 中国海上油气, 2020, 32(4): 46-55.
ZHOU Fengjuan, DING Lin, MA Yongkun, et al. Detrital zircon U-Pb age characteristics of Wenchang Formation in Lufeng 13 eastern sag and its significance for provenance tracing[J]. China Offshore Oil and Gas, 2020, 32(4): 46-55. [本文引用:1]
[22] 林鹤鸣, 刘培, 汪旭东, 等. 珠一坳陷始新世文昌组沉积期构造转换对源-汇体系的控制[J]. 大地构造与成矿学, 2021, 45(1): 188-200.
LIN Heming, LIU Pei, WANG Xudong, et al. Influences of structural transformation on source-to-sink system during the depositional period of Wenchang Formation of Eocene in the ZhuⅠ Depression[J]. Geotectonica et Metallogenia, 2021, 45(1): 188-200. [本文引用:1]
[23] 葛家旺, 朱筱敏, 张向涛, 等. 珠江口盆地陆丰凹陷文昌组构造-沉积演化模式[J]. 中国矿业大学学报, 2018, 47(2): 308-322.
GE Jiawang, ZHU Xiaomin, ZHANG Xiangtao, et al. Tectono-sedimentation model of the Eocene Wenchang Formation in the Lufeng Depression, Pearl River Mouth Basin[J]. Journal of China University of Mining & Technology, 2018, 47(2): 308-322. [本文引用:1]
[24] 吕正祥, 文艺, 赵福, 等. 珠一坳陷陆丰地区文昌组成岩作用特征及孔隙发育成因[J]. 特种油气藏, 2019, 26(3): 18-23.
LYU Zhengxiang, WEN Yi, ZHAO Fu, et al. Diagenesis and pore genesis of Wenchang Formation in Lufeng of Zhuyi Depression[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2019, 26(3): 18-23. [本文引用:1]
[25] 汪旭东, 张向涛, 何敏, 等. 珠江口盆地陆丰凹陷南部文昌组储层发育特征及其控制因素[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(6): 1147-1155.
WANG Xudong, ZHANG Xiangtao, HE Min, et al. Characteristics and controlling factors of reservoir development in the Wenchang Formation, Southern Lufeng Sag, Pearl River Mouth Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2017, 38(6): 1147-1155. [本文引用:2]