中非地区B盆地下白垩统储层特征及其控制因素

西北大学学报（自然科学版）　２００６年１２月，第３６卷第６期，Ｄｅｃ．，２００６，Ｖｏ１．３６，Ｎｏ．６　Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｎａｔｕｒａｌ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｅｄｉｔｉｏｎ）　中非地区Ｂ盆地下白垩统储层特征及其控制因素　陈忠民　ｒ，卞德智　，潘校华　，黄先雄　，肖坤叶　（１．中国石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室／盐地与油藏研究中心北京１０２２４９；２．中国石油天然气　勘探开发公司海外研究中心北京１０００８３）　摘要：目的　分析中非地区Ｂ盆地下白垩统沉积环境、储层特征及其控制因素。方法　利用沉积　学、储层地质学理论及分析技术。结果Ｂ盆地中下白垩统碎屑岩储层大多形成在河流一三角洲、　近岸水下扇等沉积环境中。碎屑岩储层岩性主要为中、细砂岩，不同地区、不同类型储层物性存在　较大差异；物性最好的储层为河道、（扇）三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体。结论　储层物　性主要受压实作用、碳酸盐溶解与胶结作用及沉积环境四大因素控制，其中压实、溶蚀作用及胶结　作用是主要控制因素，而沉积环境对物性的影响主要表现在控制原生孔隙的发育程度，并进一步控　制溶蚀、胶结等成岩作用。　关键词：碎屑岩储层；下白垩统；Ｂ盆地；中非地区　中图分类号：ＴＥｌ２２　文献标识码：Ａ　文章编号：１０００－２７４Ｘ（２００６）０６－０９７６－０６　沉积，地层包括白垩系、第三系和第四系（见图２），　１区域地质概况　以砂泥岩互层沉积序列为主，夹有一定的火山岩。　白垩系分别与寒武系基底和上覆第三系呈不整合接　Ｂ盆地位于中非、西非剪切带结合部位的中非　触，由于构造反转作用，使上白垩统、部分下白垩统　地区，面积约１８　０００　ｋｍ　（见图１），是伴随中非、西　遭受剥蚀。目前，该盆地勘探程度较低，二维地震测　非剪切带发育起来的中、新生代复合陆内裂谷盆　线约６５　００　ｋｍ，已钻６口探井，均有不同程度的油气　地『１．２］。由于盆地受深大断裂的控制、影响，呈近北　显示，但仅发现少量油气，且已发现的油藏规模偏　北东向狭长形展布，后期构造反转强烈导致油气重　小，属勘探早期评价阶段。从现有资料看，具有较大　新分配聚集。盆地以前寒武和寒武系变质岩为基　的油气勘探潜力，是目前中国石油天然气集团公司　实施海外勘探战略的重点盆地之一。盆地可划分为　北部缓坡带、南部陡坡带及西部次凸、西部次凹、中　部次凹、东部次凹等６个次级构造单元。　２沉积特征　２．１储层岩石学特征　盆地储层砂岩分类三角图（见图３）和薄片鉴定　结果显示：碎屑组成中石英３７．４％～５９．４％（单晶　图１　Ｂ盆地构造单元区划图　Ｆｉｇ．１　Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ　ｕｎｉｔ　ｄｉｖｉｓｉｏｎｓ　ｏｆ　Ｂ　Ｂａｓｉｎ　石英为２３％～４６％），平均４４．０％；长石１３．０％～　底，充填了达１０　０００　ｍ厚的中、新生代陆相碎屑岩　５０．２％，平均４５．０％，（据ｘ衍射分析以斜长石为　主，含量９．Ｏ％～４６．３％，钾长石较少，小于１０％）；　收稿日期：２００５－０５—１１　基金项目：中国石油天然气集团公司资助项目（０４Ｂ６０２０４）　作者简介：陈忠民（１９６８一），男，四川宜宾人，中国石油大学博士生，高级工程师，从事沉积学和石油地质综合研究。　维普资讯 http://www.cqvip.com

第６期　陈忠民等：中非地区Ｂ盆地下白垩统储层特征及其控制因素　烃　储　状一圆状，以次圆状为主，磨圆度较好。颗粒支撑为　地　深度　／ｍ　性　源　集　腻　点一线接触。以点接触为主。胶结类型以孔隙式胶　；　系　结和基底式胶结为主，其次为接触式胶结。　３２０　●　●　●　●　●　●　●　Ｉ　。，　、，、一　＿■、　■－＾ｈ　■－■、　■■　填隙物中杂基以泥质为主，含量极少（６．０％）。　阿　Ｂ层序　■　■　●　●　●　●　●　尔　６５０　据岩石学、扫描电镜和ｘ射线衍射分析：储层主要　卜　比阶　　Ｄ　序　９７５　飘　＿　胶结物为石英（５％一１４％）和碳酸盐（３％～３１％，　—■　包括方解石、铁方解石、白云石、铁白云石），少量的　１　阿　Ｅ层序　车￡藏司　黄铁矿、石膏和重晶石。　晋　Ⅱ许第阶一　一ｌ　５ＯＯ　圈■　垩　第　—贞　一　１　５５６　■■＿　一　２．２储层沉积特征　阶　综合地震相、测井相和井壁取心资料分析，以单　’’‘。．．‘¨．．。．‘’　。　井相综合分析为标准，在下白垩统识别出水下扇、泛　统　巴　Ｆ　序　■■　滥平原一河流三角洲、滨浅湖、深湖一半深湖等４种　列　爸　苎　沉积体系。　姆　阶　■　嘲　豳　由于构造和沉积条件的差异，不同时期的沉积　３　０００　相、岩石类型和储集层发育程度有所变化。　圆豳国圈　砂　泥顾砂　含砂泥　上白垩统下油组在南部陡坡带由于以发育单级　深大断裂为主，受其影响以单一的近源水下扇沉积　图２　Ｂ盆地地层柱状图　体系为主，分选差一极差，为不等粒泥质粗砂岩或砾　Ｆｉｇ．２　Ｓｔｒａｔｉｇｒａｐｈｙ　ｃｏｌｕｍｎ　ｏｆ　Ｂ　Ｂａｓｉｎ　岩；在北部缓坡带发育多级断裂，以发育河流一三角　岩屑１０．０％一２６．２％，平均１１．０％，以岩浆岩岩屑　洲沉积体系为主，以中细砂岩为主，分选性中等一　（２．０％一１０％）、火山碎屑岩岩屑（１．０％～６．０％）　好，砂体较为发育。上油组在南部陡坡带以细砂岩、　为主。按佩蒂庄（１９８７）分类，其属于长石砂岩　Ｉ４　Ｊ，　粉砂岩为主，沉积序列具有较典型的正旋回特点，为　主要形成于活动构造单元，为快速搬运的沉积产物，　三角洲水下河道砂体，分选性好一极好，次圆状一圆　与我国中、新生代断陷盆地砂岩类型一致。砂岩以　状，以中细砂岩、粉砂岩为主；在北部缓坡带则以水　较低的成分成熟度和较高的结构成熟度为特点，为　下扇、河流一三角洲沉积体系为主，发育多种砂体，　中高能环境下的沉积产物。　岩性变化较大。　英　３成岩作用类型及成岩阶段划分　／‘　—＼—　　３．１成岩作用类型　影响Ｂ　地下白垩统储层的主要成岩作用包　括压实作用（机械压实、化学压实）、胶结作用和溶　解作用。　３．１．１机械压实及化学压实作用　一般情况下，杂　基、塑性岩屑体积含量大于１０％的储层机械压实明　显，而杂基、塑性岩屑体积含量小于１０％的砂岩机　长石　屑　械压实不明显。盆内杂基、塑性岩屑含量普遍小于　图３　Ｂ盆地砂岩分类图　１０％，压实强度相对较弱，早期碳酸盐胶结物的存在　Ｆｉｇ．３　Ｃｌａｓｓｉｉｆｃａｔｉｏｎ　ｓｃｈｅｍｅ　ｆｏｒ　ｔｅｒｒｉｇｅｎｏｕｓ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ　ｏｆ　Ｂ　一定程度上也抑制了塑性岩屑的压实强度。　Ｂａｓｉｎ　化学压实作用可造成石英、长石颗粒间的线接　从砂岩的矿物组成看，稳定组分石英含量与长　触、凹凸接触和缝合线接触而降低储层的孔隙度。　石含量大致相当，岩屑含量较低，矿物成熟度中等～　这两种压实作用随着埋深的增加、颗粒粒度的　好，平均粒径０．０４２～０．６０９　ｍｍ，以中、细砂岩为主。　变小，其强度也随之增加，颗粒接触关系随埋深的增　下白垩统砂岩分选性中等一好，而下油组砂岩标准　加由点接触过渡到线接触或凹凸接触。　偏差０．０５５～０．４２８，分选好一极好，一般呈次棱　３．１．２胶结作用　胶结作用是储层孔隙度降低的　维普资讯 http://www.cqvip.com

西北大学学报（自然科学版）　第３６卷　重要因素之一，以碳酸盐和硅质胶结物为主，次为黏　土矿物胶结物。　１）硅质胶结作用。石英的自生与加大现象在　盆地下白垩统储层中常见，含量一般５％一１４％。　显微镜下可见连续和不连续的石英加大边，主要为　层黏土多以孔隙充填和孔隙衬垫形式出现，是由孔　隙衬垫蒙脱石和碎屑黏土的成岩演化而形成的，孔　隙衬垫伊／蒙混层常显示蜂巢状。　伊利石在８００　ｍ以下常见，随埋深的增大含量　增加，多来源于伊／蒙混层和部分高岭石的成岩演　化，扫描电镜下呈毛发状和卷曲片状。　黏土矿物的形成需要一定的物质来源和一定的　单晶石英岩屑的同轴次生加大边。由于石英表面存　在黏土膜和碳酸盐胶结物，常导致石英加大不连续。　石英加大程度随埋深增加而增强，自生结晶石英在　白垩统下部以孔隙充填的形式出现，晶形完好，单晶　大小一般５—１４　ｍ，油层大部分石英的次生加大为　Ⅱ一Ⅲ级。盆地下白垩统上部地层可见次圆状一圆　形石英次生加大，表明石英与富含碳酸盐的流体发　生压溶或溶蚀作用。盆地南部陡坡带的３口井在埋　深ｌ　８００　ｍ以下的储层中，由于孔隙充填自形石英　晶体而完全阻塞孔隙，导致孔隙连通性变差。　２）碳酸盐胶结作用。由于碳酸盐比硅质矿物　更易溶解，形成沉淀的条件也比较宽松，因而方解石　是砂岩中最常见的胶结物，可形成于不同的成岩阶　段，并具有不同的特征。在下白垩统碎屑岩中碳酸　盐胶结物主要为白云石和铁白云石、方解石、铁方解　石，含量３．０％一３１．０％，以铁白云石含量最高，可　达２１．７％，多以孔隙充填的形式存在。盆地北部地　层以铁白云石、白云石胶结物为主，而南部则以铁方　解石、方解石为主，说明形成环境不同。　高渗透性砂岩的存在，增加了早期碳酸盐胶结　物发育的可能性。早期碳酸盐胶结作用以方解石为　主，主要为亮晶粒状，部分为嵌晶状，有时交代长石　和岩屑及黏土基质，部分被铁白云石交代。从方解　石的胶结特征看：方解石胶结物形成于埋藏作用的　早期阶段，此时压实作用较弱，存在大量的孔隙空　问；晚期碳酸盐胶结物主要为铁方解石、铁白云石，　呈零星状不均匀分布在粒问孔中，多为粉晶到粗晶。　３）黏土矿物胶结作用。ｘ衍射、扫描电镜资料　表明：主要黏土矿物为高岭石和伊利石，其次为绿泥　石和蒙脱石。　黏土膜常出现在石英次生加大外缘，少量分布　在颗粒和次生加大边之间，黏土膜的出现可以抑制　石英次生加大边的进一步加厚。　盆地埋深在８００　ｍ以上时，常见高岭石呈书页　状、蠕虫状集合体分散充填，或呈致密团块状、分散　斑点状等形式分布于粒间孔中。　绿泥石含量随埋深增大而增加，主要在１　０００　ｍ　以下常见，绝对含量一般０％一３％，相对含量一般　１５％一６０％。扫描电镜下的绿泥石多以叶片状或针　叶状分布于粒问或附着在岩石颗粒表面。伊／蒙混　介质条件。在埋藏成岩作用中，自生矿物的形成可　以通过内部物源离子的交换完成。上述不同埋深成　岩演化的变化，说明介质环境已经变化。　３．１．３溶解作用　由于晚白垩世盆地内发生的构　造反转作用、剥蚀作用，由于大气淡水的进入使不整　合面附近砂岩中的长石淋滤、溶解和发生高岭石沉　淀。　Ⅲ型干酪根含量丰富是盆地多期多阶段矿物溶　解作用较为强烈的原因之一。该盆地主要包括早期　及晚期碳酸盐胶结物、骨架颗粒（长石、火山岩碎　屑）和黏土胶结物的溶解。骨架颗粒中石英颗粒的　溶解较弱，局部成港湾状，还可见局部石英次生加大　边溶蚀。碳酸盐胶结物溶解产生的孔隙是盆地最重　要的次生孔隙。　３．１．４交代作用　盆地的交代作用包括铁方解石、　铁白云石交代骨架颗粒（长石），为后期选择性溶解　提供有利物质条件。　３．２成岩序列及成岩阶段　盆地成岩作用序列＿５　概括如下：　沉积物（填隙物）＿＋黏土薄膜＿＋蒙脱石＿＋伊利　石或绿泥石　Ｊｒ机械压实（塑性变形）＿＋强烈降低有效孔隙　度　Ｊｒ压溶作用＿＋早期石英次生加大、早期碳酸盐　胶结物、黏土胶结物—　‘解石、白云石等＿＋轻度降低　沉积物有效孔隙度　Ｊｒ斜长石颗粒的溶解　Ｊｒ黏土矿物对碎屑颗粒的交代作用＿＋岩石颗粒　的淋滤、长石发生高岭石化　Ｊｒ石英次生加大、长石次生加大＿＋部分降低孔　隙度　Ｊｒ碳酸盐胶结物对碎屑颗粒的交代作用　Ｊｒ碳酸盐胶结物、长石颗粒的溶解作用＿＋次生　孔隙－＋砂岩储集性能改善　Ｊｒ铁白云石、沥青等充填　根据自生矿物分布、形成顺序及黏土矿物组合　及伊／蒙混层黏土矿物的转化、岩石的结构及孔隙类　型、有机质成熟度，可以确定盆地下白垩统成岩演化　维普资讯 http://www.cqvip.com

第６期　陈忠民等：中非地区Ｂ盆地下白垩统储层特征及其控制因素　－—－—９７９－－——　阶段主要处于早成岩Ｂ期至晚成岩Ｂ期。　４储集层特征　４．１储集空间类型　根据铸体薄片和扫描电镜分析，储层以次生孔　隙发育为特点。次生孔隙的主要类型有粒间孔隙、　粒内溶孔、铸模孔、特大孔和微孔隙等，其中以粒间　孔隙和骨架颗粒、碳酸盐胶结物溶孔最为发育，尤其　是处于１４００～２　５００　ｍ深度区间的储层溶蚀孔隙十　分发育。储层面孔率变化较大，面孔率１．０％一　２８．０％，平均面孔率１４．８％。不同埋藏深度的储　层，由于成岩作用强度不同而孔隙发育程度不同，即　使处于相同埋藏深度的储层，由于沉积微相的差异　其储层孔隙发育程度亦不尽相同。从孔隙类型分布　０　ｌ　看，盆地下白垩统储层主要以粒间孔和骨架颗粒溶　０　∞　０　∞　０　０　●　ｌ　●　孔为主，但不同井和不同层段的孔隙发育程度不同。　４．２孔隙结构　据压汞及铸体薄片分析：①孔隙多呈不规则状、　伸长状，可见较大孔隙，孔径最大５０．６　ｍ，最小　０．３８　ｍ，平均３．５８　ｍ；②孔隙分布不均匀，填隙物　含量高的粉砂岩、细砂岩孔隙连通性差，渗透率低，　而填隙物含量低的中砂岩、粗砂岩孔隙发育，连通性　较好，渗透率较高；③毛管压力曲线为较粗一较细歪　度，盆地大部分储层样品的孔隙结构为好一中等。　４．３物性特征　盆地储层物性整体较差，为中孔、中低渗储层，　特征如下。　１）物性随埋深加大逐渐变差，次生孔隙带约在　１　２００一ｌ　８００　ｍ，镜下观察次生孔隙较为发育。　２）物性变化大，非均质性较强，下油组物性可　分为３段：上段平均孔隙度一般２０％～２２％，有效　孔隙度１６．０％，平均渗透率２０６．６４　ｘ　１０～　ｍ　，为物　性较好的层段；中段平均孔隙度２６．１％，有效孔隙　度１５．５％，平均渗透率３２６．９　ｘ　１０～　ｍ　，为物性最　好的层段；下段平均孔隙度２０．９％，有效孔隙度　１３．５％，平均渗透率５．１７　ｘ　１０～　ｍ　，为物性最差的　层段。　３）岩心分析资料表明，渗透率与孔隙度有明显　的正相关性（见图４），而渗透率和杂基含量却有负　相关性。　４）砂岩颗粒的粒径越大，渗透率越大（见图５），　而分选性的好坏将直接影响孔渗相关性。　ｔ　２　糌　蜊　Ｏ　ｌ０　２０　３０　孔隙度／％　图４　Ｂ盆地下白垩统孔隙度与渗透率关系图　Ｆｉｇ．４　Ｔｈｅ　ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ　ｃｈａｒｔ　ｏｆ　ｐｏｒｏｓｉｔｙ　ａｎｄ　ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，　Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔ０　１　ａｃｅｏｕｓ，Ｂ　Ｂａｓｉｎ　．　０　０　∞　０　∞　０　０　ｌ　ｌ　ｌ　∞　ｌ　ｌ。　薅　０　０．２５　０　５　平均粒径／　ｍ　图５　Ｂ盆地下白垩统平均粒径与渗透率关系图　Ｆｉｇ．５　Ｔｈｅ　ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ　ｃｈａｒｔ　ｏｆ　ｍｅａｎ　ｇｒａｉｎ　ｓｉｚｅ　ａｎｄ　ｐｅｒ－　ｍｅａｂｉｌｉｔｙ，Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ，Ｂ　Ｂａｓｉｎ　５储层发育控制因素探讨　５．１岩性　－　岩性对储层物性具有显著的影响，主要表现在　岩石组分和粒度对物性的影响。　１）岩石组分。晚期碳酸盐胶结物含量与渗透　率的关系表现为，碳酸盐含量越高物性越差（见图　６），而杂基含量越高物性亦越差（见图，７）。　２）粒度。盆地粗粒沉积的渗透性一般好于细　粒沉积物（见图５），分选好的砂岩孔隙度大于分选　差的。粒径也影响后期的沉积演化，如细粒沉积更　易遭受压实作用，使孔隙度损失大于粗粒沉积。　５．２沉积相　沉积相带对储层物性有明显的影响。粒度、分　维普资讯 http://www.cqvip.com

一９８０一　西北大学学报（自然科学版）　Ｏ　Ｏ　∞　Ｏ　∞　第３６卷　Ｏ　ｍ　Ｏ　ｌ　ｃ；　选性、磨圆度、胶结物和杂基含量是决定碎屑岩沉积　物原始物性的主要因素。这些因素实际上均受控于　沉积环境。盆地储层物性好的主要为三角洲前缘分　支河道砂体、河口坝砂体，而远砂坝等砂体物性较　差。　１０　０００　晚期的碳酸盐溶解作用使物性相对变好，大致　在深度１２　ｏｏ一１　８００　ｍ出现次生孔隙发育带。　盆地在晚白垩世时，近源有利区带还经历了强　烈的构造抬升，下白垩统沉积储层经历了淋滤等建　设性成岩作用，使物性变好。　ｍ６　结　论　ｌ　０００　ｇ　ｌＯＯ　０　１０　魍　避　ｌ　Ｏ．１　Ｏ．Ｏｌ　Ｏ　１　Ｏ　２０　３０　碳酸盐胶结物／％　图６　Ｂ盆地下白垩统碳酸盐胶结物含量与渗透率关系　图　Ｆｉｇ．６　Ｔｈｅ　ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ　ｃｈａｒｔ　ｏｆ　ｃａｒｂｏｎａｔｅ　ｃｅｍｅｎｔ　ａｎｄ　ｐｅｒ－　ｍｅａｂｉｌｉｔｙ，Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒａａｃｅｏｕｓ，Ｂ　Ｂａｓｉｎ　蒋　鏊　Ｏ　ｌＯ　２Ｏ　３０　４０　杂埘％　图７　Ｂ盆地下白垩统杂基含量与渗透率关系图　Ｆｉｇ．７　Ｔｈｅ　ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ　ｃｈａｒｔ　ｏｆ　ｍａｔｒｉｘ　ｃｏｎｔｅｎｔ　ａｎｄ　ｐｅｒｍｅａ—　ｂｉｌｉｔｙ，Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ，Ｂ　Ｂａｓｉｎ　５．３成岩作用　盆地的压实作用、溶解作用和胶结作用对下白　垩统储层物性的影响最大。随着压实强度的增加，　岩石碎屑颗粒由点接触向凹凸接触发展，使孔隙度　明显降低。　本盆地由于碳酸盐胶结物含量较高，且存在早　晚两期碳酸盐胶结物，早期碳酸盐胶结物的存在在　一定程度上抑制了压实作用强度，其物性相对较好，　而晚期碳酸盐胶结物的存在则使物性进一步变差。　１）储层岩石类型以中细砂岩为主，上油组物性　较好，下油组较差，属于中孔、中低渗储层。储层砂　岩以长石砂岩为主。　２）成岩作用对储层性质具有关键性影响，压实　作用和胶结作用是降低孔隙的重要因素，而碳酸盐　溶解作用是次生孔隙发育的主要因素。粒径和杂基　等沉积因素和自生矿物含量等成岩参数均对储层性　质产生较大的影响。　３）沉积环境控制了砂岩储集体的类型，这对储　层物性具有直接的影响，在水下分支河道和河口坝　微相所沉积的中细砂岩和粗砂岩是本盆地下白垩统　物性最好的储层，因此应选择三角洲水下分支河道　及河口坝砂体为主要勘探目标。　参考文献：　［１］　ＧＥＮＩＫ　Ｇ　Ｊ．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　ｇｅｏｌｏｇｙ　ｏｆ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ—Ｔｅｒｔｉａｒｙ　Ｒｉｆｔ　Ｂａｓｉｎ　ｉｎ　Ｎｉｇｅｒ，Ｃｈａｄ　ａｎｄ　Ｃｅｎｔｒａｌ　Ａｆｉｒｃａｎ　Ｒｅｐｕｂｌｉｃ　［Ｊ］．ＡＡＰＧ　ＢＵＬＬ，１９９３，７７：１　４０５—１　４３４．　［２］　ＭＡＵＲＩＣＥ　Ｅ．Ｔｕｃｋｅｒ，Ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　Ｐｅｔｒｏｌｏｇｙ（ｔｈｉｒｄ　ｅｄｉ—　ｔｉｏｎ）［Ｍ］．Ｏｘｆｏｒｄ：Ｂｌａｃｋｗｅｌｌ　Ｓｃｉｅｎｃｅ，２００１：１１－９１．　［３］　ＲＩＣＨＡＲＤ　Ｃ．Ｓｅｌｌｅｙ，Ａｐｐｌｉｅｄ　Ｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｙ［Ｍ］．２ｎｄ．　Ｃａｌｉｆｏｒｎｉａ：Ａｃａｄｅｍｉｃ　Ｐｒｅｓｓ，２０００：３４５—３７６．　［４］裘亦楠，薛叔浩．油气储层评价技术［Ｍ］．修订版．北　京：石油工业出版社，１９９７：１９２－２０４．　［５］吴胜和，熊琦华．油气储层地质学［Ｍ］．北京：石油工　业出版社，１９９８：１０—１５．　［６］　ＳＵＲＤＡＭ　Ｒ　Ｃ，ＢＯＥＳＥ　Ｓ　Ｊ，ＣＲＯＳＳＥＹ　Ｌ　Ｊ．Ｔｈｅ　ｃｈｅｍｉｓ—　ｔｒｙ　ｏｆ　ｓｅｃｏｎｄａｒｙ　ｏｆ　ｐｏｒｏｓｉｔｙ［Ｊ］．ＡＡＰＧ　Ｍｅｍ，１９８４，３７：　１２７—１５Ｏ．　［７］　ＯＸＴＯＢＹ　Ｎ　Ｈ，ＭＩＴＣＨＥＬＬ　Ａ　Ｗ，ＧＬＵＹＡＳ　Ｊ　Ｇ，Ｔｈｅ　ｆｉｌｌｉｎｇ　ａｎｄ　ｅｍｐｔｙｉｎｇ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｕｌａ　Ｏｉｌｉｆｅｌｄ：ｆｌｕｉｄ　ｉｎｃｌｕｓｉｏｎ　ｃｏｎｓｔｒａｉｎｔｓ［Ｊ］．Ｇｅｄｏ￣ｃａｌ　Ｓｏｃｉｅｔｙ　Ｓｐｅｃｉａｌ　Ｐｕｂｌｉｃａｔｉｏｎ，　１９９５，８６：１４１—１５４．　［８］ＧＬＵＹＡＳ　Ｊ　Ｇ，ＬＥＯＮＡＲＤ　Ａ　Ｊ，ＯＸＴＯＢＹ　Ｎ　Ｈ．Ｄｉａｇｅｎｅ—　ｓｉｓ　ａｎｄ　ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　ｅｍｐｌａｃｅｍｅｎｔ：ｔｈｅ　ｒａｃｅ　ｆｏｒ　ｓｐａｃｅ—Ｕｌａ　Ｔｒｅｎｄ，Ｎｏｒｔｈ　Ｓｅａ．１３ｔｈ　Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｉｃａｌ　Ｃｏｎｇｒｅｓｓ．Ａｂｓｔｒａｃｔｓ［Ｃ］．Ｕｔｒｅｃｈｔ：Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ａｓｓｏｃｉａ—　ｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｓｅｄｉｍｅｎｔ０ｌｏ　ｓｔｓ，１９９０：１９３．　（编辑张银玲）　维普资讯 http://www.cqvip.com

第６期　陈忠民等：中非地区Ｂ盆地下白垩统储层特征及其控制因素　．－——９８１－－——　Ｃｌａｓｔｉｃ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｔｈｅｉｒ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ｉｎ　Ｂ　Ｂａｓｉｎ，ｃｅｎｔｒａｌ　Ａｆｒｉｃａ　ｒｅｇｉｏｎ　ＣＨＥＮ　Ｚｈｏｎｇ－ｒａｉｎ　ｒ。ＢＩＡＮ　Ｄｅ　ｚｈｉ　，ＰＡＮ　Ｘｉａｏ—ｈｕａ　，　ＨＵＡＮＧ　Ｘｉａｎ—ｘｉｏｎｇ　．ＸＩＡ０　Ｋｕｎ—ｙｅ　（１．Ｋｅｖ　Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ　ｆｏｒ　Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　Ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ，Ｍｉｎｉｓｔｒｙ　ｏｆ　Ｅｄｕｃａｔｉｏｎ，Ｂａｓｉｎ＆Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｃｅｎｔｅｒ，Ｃｈｉｎａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｐｅ—　ｔｍｌｅｕｍ，Ｂｅｉｊｉｎｇ　１０２２４９，Ｃｈｉｎａ；２．Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｃｅｎｔｅｒ，Ｃｈｉｎａ　Ｎａｔｉｏｎａｌ　Ｏｉｌ＆Ｇａｓ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　Ｃｏｒｐｏｒａ’　ｔｉｏｎ，Ｂｅｉｊｉｎｇ　１Ｏｏｏ８３，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍ　Ｔｏ　ａｎａｌｙｚｅ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，ｔｈｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｃｌａｓｔｉｃ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｎｄ　ｔｈｅｉｒ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ｉｎ　Ｂ　Ｂａｓｉｎ．ｃｅｎｔｒａｌ　ｒｅｇｉｏｎ．Ｍｅｔｈｏｄｓ　Ａｎａｌｙｚｉｎｇ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，ｔｈｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｅｌａｓｔｉｃ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ａｎｄ　ｔｈｅｉｒ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ｉｎ　Ｂ　Ｂａｓｉｎ，Ｃｅｎｔｒａｌ　ｒｅｇｉｏｎ　ｂａｓｅｄ　ｏｎ　ｓｅｄｉｍｅｎｔｏｌｏｇｙ　ａｎｄ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｇｅｏｌｏｇｙ　ｔｈｅｏｒｉｅｓ　ａｎｄ　ａｎａｌｙｚｉｎｇ　ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ．Ｒｅｓｕｌｔｓ　Ｔｈｅ　ｅｌａｓｔｉｃ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ａｒｅ　ｍｏｓｔｌｙ　ｆｏｒｍｅｄ　ｉｎ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔｓ　ａｓ　ｆｌｕｖｉａｌ—Ｄｅｌｔａ，ｓｕｂ—ｆａｎｓ　ｉｎ　Ｂ　Ｂａｓｉｎ，Ｃｅｎｔｒａｌ　ｒｅｇｉｏｎ．Ｔｈｅ　ｃｌａｓｔｉｃ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｓ　ｍａｉｎｌｙ　ｃｏｍｐｏｓｅｄ　ｏｆ　ｍｅｄｉｕｍ—ｆｉｎｅ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ．Ｔｈｅ　ｍｉｃｒｏ　ｆａｃｉｅｓ　ｏｆ　ｃｈａｎｎｅ１．ｓｕｂ—ｄｉｓ—　ｔｉｒｂｕｔａｒｙ　ｃｈａｎｎｅｌ　ａｎｄ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔａｒｙ　ｍｏｕｔｈ　ｂａｒ　ａｒｅ　ｒｅｌａｔｉｖｅｌｙ　ｇｏｏｄ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｃｏｎｃｌｕｓｉｏｎ　Ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｑｕａｌｉｔｙ　ｉｓ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ　ｂｙ　ｆｏｕｒ　ｆａｃｔｏｒｓ　ａｓ　ｆｏｌｌｏｗｓ：ｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ，ｃａｒｂｏｎａｔｅ　ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ，ｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｓ　ａｎｄ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ｅｎｖｉｒｏｎ—　ｍｅｎｔ．Ｔｈｅ　ｍａｉｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｑｕａｌｉｔｙ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ａｒｅ　ｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ，ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｓ．Ｔｈｅ　ｅｆｆｅｃｔ　ｏｆ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ　ｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｑｕａｌｉｔｙ　ｍａｎｉｆｅｓｔｓ　ｔｈｅ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｆ　ｏｐｒｉｍａｒｙ　ｐｏｒｅ，ａｎｄ　ｉｔｓ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｏｎ　ｄｉａｇｅｎｅ—　ｓｉｓ　ｓｕｃｈ　ａｓ　ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎｓ，ｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｓ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｅｌａｓｔｉｃ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；Ｌｏｗｅｒ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ；Ｂ　Ｂａｓｉｎ；ｃｅｎｔｒａｌ　Ｍｒｉｃａ　ｒｅｇｉｏｎ　（上接第９７５页）　ｅ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｍａｇｎｅｔｉｃ　ｒｅｓｏｎａｎｃｅ　ｍｕｄ　Ｌｏｇｇｉｎｇ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｏｎ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｒａｐｉｄ　ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　ＬＩＵ　Ｗｅｉ　，ＷＡＮＧ　Ｚｈｉ—ｚｈａｎ＿ｊ．　，ＢＡＩ　Ｂｉｎ　。　ＺＨ０Ｕ　Ｌｉ—ｆａ　ＣＩ　Ｘｉｎ—ｈｕ￡Ｌ４．ＷＡＮＧ　Ｓｈｏｕ．ｉｕｎ４　（１．Ｃｏｌｌｅｇｅ　ｏｆ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，Ｃｈｅｎｇｄｕ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ　６１００３　１，Ｃｈｉｎａ；２．Ｔｈｅ　Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ　ｏｆ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　Ｐｒｏ—　ｊｅｃｔ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ，Ｓｈｅｎｇｌｉｏｉｌｉｆｅｌｄ　２５７０６４，Ｃｈｉｎａ；３．Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ　ｏｆ　Ｇｅｏｌｏｇｙ，Ｎｏｒｔｈｗｅｓｔ　Ｕｎｉｖｅｓｉｒｔｙ，Ｘｉ　ａｎ　７１００６９。Ｃｈｉｎａ；４．Ｇｅｏｌｏｇ—　ｓｉｎｇ　Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｓｈｅｎｇｌｉ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ａｄｍｉｎｉｓｔｒａｔｉｏｎ　Ｂｕｒｅａｕ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ　２５７０６４，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ａｉｍ　Ｉｎ　ｏｒｄｅｒ　ｔｏ　ｑｕｉｃｋｌｙ　ｅｖａｕａｔｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ，ｑｕｉｄｅ　ｔｈｅ　ｄｅｃｉｓｉｏｎ—ｍａｋｉｎｇ　ｉｎ—ｓｉｔｕ，ａｎｄ　ｆｉｎｉｓｈ　ｄｒｉｌｌｉｎｇ　ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎ　ａｎｄ　ｗｅｌｌ　ｃｏｍｐｌｅｔｉｎｇ　ｔｅｓｔ，ａｎｄ　ｍａｋｅ　ａ　ｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｓｈｏｒｔｅｎｉｎｇ　ｏｆ　ｄｒｉｌｌｉｎｇ　ｃｙｃｌｅ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｆａｌｌ　ｏｆ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ　ｃｏｓｔｓ．Ｍｅｔｈｏｄｓ　Ｕｔｉｌｉｚｅ　ｍａｇｎｅｔｉｃ　ｒｅｓｏｎａｎｃｅ—ｍｕｄ　ｌｏｇｇｉｎｇ（ＭＲ—ＭＬ）ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｔｏ　ｒａｐｉｄｌｙ　ａｎｄ　ａｃｃｕｒａｔｅｌｙ　ａｎａｌｙｚｅ　ｓｕｃｈ　ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ　ｏｆ　ｃｕｔｔｉｎｇｓ，ｃｏｒｅ　ａｎｄ　ｓｉｄｅｗａｌｌ　ｃｏｒｅ　ａｓ　ｐｏｒｏｓｉｔｙ，ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ＦＦＩ，　ＢＶＩ　ａｎｄ　ｏｉｌ　ｓａｔｕｒａｔｉｏｎ，ｅｔｃ．Ｒｅｓｕｌｓ　ＭＲ—ＭＬ　ｔｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｃａｎ　ｂｅ　ｕｓｅｄ　ｔｏ　ｑｕｉｃｋｌｙ　ａｎｄ　ｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙ　ｅｖａｌｕａｔｅ　ｐｅｔｒｏｐｈｙｓ—　ｉｃｓ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｐｒｏｐｅｒｔｙ　ｏｆ　ｐｏｒｅ　ｆｌｕｉｄｓ，ａｎｄ　ｃｏｍｐｅｎｓａｔｅ　ｔｈｅ　ｌｏｗ　ｒｅｓｏｌｕｔｉｏｎ　ｏｆ　ｓｅｉｓｍｉｃ　ｄａｔａ，ｃｏｍｍａｎｄ　ｔｈｅ　ｄｒｉｌｌｉｎｇ　ｓｉｔｕａ—　ｔｉｏｎ　ｏｆ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ａｎｄ　ｌｏｗｅｒ　ｔｈｅ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ｒｉｓｋ．Ｃｏｎｃｌｕｓｉｏｎ　Ｍａｇｎｅｔｉｃ　ｒｅｓｏｎａｎｃｅ－ｍｕｄ　ｌｏｇｇｉｎｇ（ＭＲ—ＭＬ）ｉｓ　ａｎ　ｅｆ－　ｆｅｃｔｉｖｅ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｔｏ　ｑｕｉｃｋｌｙ　ｅｖａｌｕａｔｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｍａｇｎｅｔｉｃ　ｒｅｓｏｎａｎｃｅ—ｍｕｄ　ｌｏｇｇｉｎｇ；ｒｅｌａｘａｔｉｏｎ　ｓｐｅｃｔｒｕｍ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ；ｒａｐｉｄ