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| 1 | 致密天然气砂岩储层:成因和讨论显示文摘致密天然气砂岩储层具有高的毛管压力和束缚水饱和度,孔隙类型以次生孔隙为主。根据致密成因可以将致密砂岩储层划分为4种类型:1)由自生粘土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层;2)由胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层;3)高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层;4)粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层。有关致密砂岩储层次生孔隙的成因有多种理论,但是由于致密砂岩储层的复杂性,没有一种理论可以将所有的孔隙成因完全解释清楚,因此次生孔隙的成因机制仍然存在争议。尽管致密砂岩储层经历了复杂的成岩演化历史,成岩作用对储层的致密化起决定作用,然而沉积环境依然是控制致密砂岩储层形成的基本因素。深入了解沉积环境和成岩作用对致密砂岩储层的共同作用,有助于对致密天然气砂岩储层的预测和评价。 | 张哨楠 | 2008 | 石油与天然气地质2008，29，1： | 100 |
| 2 | 东营凹陷北部沙河街组四段深部储层多重成岩环境及演化模式显示文摘主要通过薄片鉴定、扫描电镜观察、包裹体分析、粘土矿物分析、镜质体反射率测试和岩心物性分析等手段,结合构造发育史和有机质热演化史等研究成果,以揭示东营凹陷北带古近系深部碎屑岩储层成岩环境及演化模式为目的展开研究工作。结果表明:东营凹陷北带古近系深部碎屑岩储层存在酸性、碱性和酸性碱性交替等多重成岩环境。酸性成岩环境以碳酸盐矿物溶解、长石溶解蚀变为高岭石并伴生石英次生加大等为标志,碱性成岩环境以石英质颗粒及其次生加大边溶解、长石次生加大和晚期碳酸盐矿物沉淀为标志。研究区古近系深部碎屑岩储层成岩环境由浅至深大致经历了碱性—酸性—酸性碱性交替(局部碱性较强)—碱性—弱碱性的演化过程,并建立了沙河街组四段的成岩演化和储层改造模式。 | 张善文 袁静 隋风贵 陈鑫 | 2008 | 地质科学2008，43，3： | 52 |
| 3 | 车镇凹陷古近系深层碎屑岩有效储层物性下限及控制因素显示文摘综合运用物性、试油、压汞等资料,分别利用分布函数曲线法、测试法、试油法、束缚水饱和度法以及最小有效孔喉半径法,求取了车镇凹陷古近系深层有效储层物性下限,在此基础上,以孔隙度差值和渗透率差值作为对比参数,探讨了沉积作用、地层压力和成岩作用对深层有效储层发育的控制作用。车镇凹陷古近系深层碎屑岩有效储层孔隙度下限与深度的对数呈线性函数关系,渗透率下限与深度呈指数函数关系。三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相砂体有效储层最发育、孔隙度差值和渗透率差值较好,而湖底扇、近岸水下扇、扇三角洲以及冲积扇砂砾岩体有效储层发育较少、孔隙度差值和渗透率差值较差;中强超压储层的有效储层百分含量、孔隙度差值和渗透率差值均好于常压—弱超压储层;中成岩A1期储层的有效储层百分含量、孔隙度差值和渗透率差值均好于中成岩A2、中成岩B期储层。总体上,沉积相带是深层有效储层发育的最主要控制因素,异常高压对有效储层发育的控制作用强于成岩作用,成岩作用对有效储层的影响受沉积相带和异常高压的控制,原始储集性能好且受异常高压保护的储层易于受溶解作用的改造形成优质有效储层。 | 王艳忠 操应长 | 2010 | 沉积学报2010，28，4： | 53 |
| 4 | 渤海湾盆地辫状河三角洲沉积与深部储集层特征——以南堡凹陷南部古近系沙一段为例显示文摘利用岩心、常规薄片、铸体薄片和扫描电镜等分析化验资料,结合常规物性分析对渤海湾盆地南堡凹陷南部沙一段辫状河三角洲砂岩储集层物性、储集空间类型进行系统研究,探讨南部物源区沙一段储集层特征及其控制因素,揭示沙一段在深层(4 000 m以深)形成优质高产储集层的原因。研究区沙一段砂岩储集层岩性主要为砂砾岩、含砾不等粒砂岩和中—粗砂岩,岩石类型以岩屑质长石砂岩为主,石英、变质岩岩屑等刚性颗粒含量较高,杂基含量少,颗粒支撑;储集层平均孔隙度为12.8%,平均渗透率为154.9×10-3μm2,为低孔、中高渗型;储集空间以原生孔隙和次生溶蚀孔为主。母岩类型、沉积环境和沙一段异常高压是控制储集层物性的主导因素。推测渤海湾盆地4 000 m以深广泛发育具有较高自然油气产能的优质砂岩储集层,常规砂岩油气藏勘探有望进一步向深部拓展。 | 董月霞 杨赏 陈蕾 王琦 曹中宏 | 2014 | 石油勘探与开发2014，41，4： | 43 |
| 5 | 苏北盆地高邮凹陷阜宁组储层次生孔隙成因机制探讨显示文摘高邮凹陷阜宁组储层为低渗透储层,次生孔隙是储集空间的主要组成部分。研究认为,大气等淡水淋滤水、有机质演化形成的有机酸、粘土矿物转化形成的层间酸性水等产生的溶蚀作用是次生孔隙形成的主要原因,各种因素在时间和空间上的有机配置及相互作用对次生孔隙的形成具有重要的影响。在分析次生孔隙成因机制的基础上,利用声波、密度及中子测井对次生孔隙进行建模,编制程序进行了预测。综合分析表明,纵向上阜三段储集层次生孔隙的发育最佳,横向上沙埝南—富民北一带是油气勘探的有利区带,据此进行勘探施工证实了次生孔隙预测的准确性。 | 施振飞 张振城 叶绍东 蔡晓明 孙建孟 | 2005 | 沉积学报2005，23，3： | 36 |
| 6 | 柴西南地区第三系碎屑岩储集层次生孔隙分布及成因显示文摘柴达木盆地西南地区的沉积岩石学研究表明,柴西南碎屑岩储集层的储集空间主要为原生孔隙和次生孔隙。次生孔隙发育在1700-3900m深度范围。在红柳泉和跃进地区发育2个次生孔隙带,绿草滩乌南一弯西地区只有1个次生孔隙带。次生孔隙的成因主要是有机质演化过程中释放的有机酸和CO2形成的酸性水对碳酸盐胶结物、长石和岩屑等塑性物质的溶解。次生孔隙的发育和分布纵向上受控于烃源岩成熟时间,平面上受控于酸性水分布范围,此外还与沉积砂体所处的沉积相带和构造断裂的发育程度有关。 | 刘伟 朱筱敏 | 2006 | 石油勘探与开发2006，33，3： | 33 |
| 7 | 沾化凹陷沙河街组砂岩透镜体表面与内部碳酸盐胶结作用的差异及其成因显示文摘对沾化凹陷沙河街组不同分布模式的砂岩透镜体内部和表面砂岩和泥岩的密集采样进行了薄片、X射线衍射、扫描电镜和阴极发光分析,探讨了砂泥岩界面附近与透镜体内部的碳酸盐胶结作用的差异及其成因。研究表明,这种差异随透镜体的埋藏深度以及砂岩、泥岩各自的厚度变化而变化。无论是孤立式透镜体,还是叠加式透镜体,当砂体厚度超过2m、泥岩厚度超过5m时,砂、泥岩界面的晚期碳酸盐胶结程度高于砂体内部。透镜体在埋藏过程中形成的大量次生孔隙,以及晚期成岩作用阶段砂泥岩之间存在的单向或双向流体(物质)传递,是晚期碳酸盐矿物能否在透镜体表面(或薄砂体内部)大量胶结的重要条件。 | 孙海涛 钟大康 刘洛夫 张思梦 | 2010 | 石油学报2010，31，2： | 31 |
| 8 | 东营凹陷古近系红层砂体有效储层的物性下限及控制因素显示文摘依据试油、压汞、物性等资料,综合利用分布函数曲线法、试油法、束缚水饱和度法分别求取东营凹陷孔一段—沙四下亚段红层砂体不同埋深下有效储层的物性下限,结合红层砂体沉积、成岩作用、地层压力特征探讨有效储层发育的控制因素。结果表明:红层砂体不同埋深下有效储层的物性下限与深度存在函数关系;沉积作用是红层砂体有效储层发育程度的主控因素,成岩作用对有效储层发育影响较大,岩石颜色和地层压力对储层有效性影响相对较小;浅水型三角洲水下分流河道和河口坝、漫湖三角洲水下分流河道和河口坝、冲积扇漫流沉积和辫状水道以及滨湖滩坝坝主体是有效储层有利发育区。 | 王健 操应长 高永进 刘惠民 刘晓丽 唐东 | 2011 | 中国石油大学学报(自然科学版)2011，35，4： | 34 |
| 9 | Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins显示文摘As petroleum exploration advances and as most of the oil–gas reservoirs in shallow layers have been explored, petroleum exploration starts to move toward deep basins, which has become an inevitable choice. In this paper, the petroleum geology features and research progress on oil–gas reservoirs in deep petroliferous basins across the world are characterized by using the latest results of worldwide deep petroleum exploration. Research has demonstrated that the deep petroleum shows ten major geological features.(1) While oil–gas reservoirs have been discovered in many different types of deep petroliferous basins, most have been discovered in low heat flux deep basins.(2) Many types of petroliferous traps are developed in deep basins, and tight oil–gas reservoirs in deep basin traps are arousing increasing attention.(3) Deep petroleum normally has more natural gas than liquid oil, and the natural gas ratio increases with the burial depth.(4) The residual organic matter in deep source rocks reduces but the hydrocarbon expulsion rate and efficiency increase withthe burial depth.(5) There are many types of rocks in deep hydrocarbon reservoirs, and most are clastic rocks and carbonates.(6) The age of deep hydrocarbon reservoirs is widely different, but those recently discovered are predominantly Paleogene and Upper Paleozoic.(7) The porosity and permeability of deep hydrocarbon reservoirs differ widely, but they vary in a regular way with lithology and burial depth.(8) The temperatures of deep oil–gas reservoirs are widely different, but they typically vary with the burial depth and basin geothermal gradient.(9) The pressures of deep oil–gas reservoirs differ significantly, but they typically vary with burial depth, genesis, and evolution period.(10) Deep oil–gas reservoirs may exist with or without a cap, and those without a cap are typically of unconventional genesis. Over the past decade, six major steps have been made in the understanding of deep hydrocarbon reservoir formation.(1) Deep petroleum in petroliferous basins has multiple sources and many different genetic mechanisms.(2) There are high-porosity,high-permeability reservoirs in deep basins, the formation of which is associated with tectonic events and subsurface fluid movement.(3) Capillary pressure differences inside and outside the target reservoir are the principal driving force of hydrocarbon enrichment in deep basins.(4) There are three dynamic boundaries for deep oil–gas reservoirs; a buoyancy-controlled threshold, hydrocarbon accumulation limits, and the upper limit of hydrocarbon generation.(5)The formation and distribution of deep hydrocarbon reservoirs are controlled by free, limited, and bound fluid dynamic fields. And(6) tight conventional, tight deep, tight superimposed, and related reconstructed hydrocarbon reservoirs formed in deep-limited fluid dynamic fields have great resource potential and vast scope for exploration.Compared with middle–shallow strata, the petroleum geology and accumulation in deep basins are morecomplex, which overlap the feature of basin evolution in different stages. We recommend that further study should pay more attention to four aspects:(1) identification of deep petroleum sources and evaluation of their relative contributions;(2) preservation conditions and genetic mechanisms of deep high-quality reservoirs with high permeability and high porosity;(3) facies feature and transformation of deep petroleum and their potential distribution; and(4) economic feasibility evaluation of deep tight petroleum exploration and development. | Xiong-Qi Pang Cheng-Zao Jia Wen-Yang Wang | 2015 | Petroleum Science2015，12，1： | 27 |
| 10 | 博兴洼陷沙四上亚段滩坝砂岩成岩作用及其与储层质量的关系显示文摘根据砂岩铸体薄片、扫描电镜、X-衍射、电子探针和包裹体测温分析,对博兴洼陷沙四上亚段滩坝砂岩成岩作用进行了研究。结果表明,该区沙四上亚段滩坝砂岩储层处于中成岩A期,压实和胶结作用破坏了砂岩的原生孔隙结构,大大降低了砂岩的储集物性;后期有机酸溶蚀作用促使砂岩次生孔隙发育,改善了部分滩坝砂岩的储集性能。该区沙四上亚段滩坝砂岩可划分为压实、方解石胶结、不稳定碎屑溶蚀和压实-弱溶蚀4种成岩相类型,其中不稳定碎屑溶蚀成岩相控制的储层物性最好,方解石胶结和压实-弱溶蚀成岩相控制的储层物性较差。 | 司学强 张金亮 杨子成 | 2008 | 中国石油大学学报(自然科学版)2008，32，2： | 26 |
| 11 | 渤南洼陷古近系深层有效储层控制因素研究显示文摘依据试油、物性、压汞等资料,利用多种方法求取了渤南洼陷古近系深层有效储层物性下限与埋藏深度的定量函数关系。在此基础上,以孔隙度差值和渗透率差值作为对比参数,探讨了沉积作用、地层压力和成岩作用对渤南洼陷古近系深层有效储层的控制作用。湖底扇中扇辫状水道和扇三角洲前缘地层压力为中强超压、处于中成岩A1期为有效储层发育的有利因素,而近岸水下扇和冲积扇地层压力为常压和弱超压、处于中成岩B期和晚成岩期为有效储层发育的不利因素。总体上,沉积相带是形成优质有效储层的主要控制因素,而地层压力对有效储层发育的控制作用强于成岩作用。 | 王艳忠 操应长 李永新 王淑萍 葸克来 | 2012 | 天然气地球科学2012，23，6： | 25 |
| 12 | 民丰洼陷沙三段孔隙发育特征及储层物性主控因素显示文摘通过岩心观察、岩心物性统计和薄片鉴定等方法,对民丰洼陷沙三段储层物性影响因素和孔隙成因进行研究。结果表明:民丰洼陷沙三段各亚段储层物性存在一定的差异,具有中-高孔渗的特点,孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,储层孔隙结构总体以中-细喉为主;岩石分选性控制着储层原始物性发育特征并影响后期成岩作用对储层的改造,分选性的差异是三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝原始物性好,而远砂坝和近岸水下扇原始物性相对较差的原因;随埋深增加,在早期压实压溶作用和后期强烈钙质胶结作用影响下储层物性具有明显的降低趋势,但发育2个较明显的次生孔隙发育带;次生孔隙的形成主要是斜长石、岩屑等颗粒发生溶解作用的结果,分选好、原始物性好的储层更有利于次生孔隙的发育;分选、粒径、胶结、溶解等是储层发育的主控因素,据此可将研究区的储层划分为6种成因类型。 | 邱隆伟 黄双泉 | 2009 | 中国石油大学学报(自然科学版)2009，33，4： | 23 |
| 13 | 渤中坳陷古近系中、深部碎屑岩储层碳酸盐胶结物分布特征及成因机制显示文摘碳酸盐胶结物是渤中坳陷古近系砂岩储层中最重要的胶结物。薄片分析表明,中、深部储层中碳酸盐胶结物主要为菱铁矿、白云石、方解石、铁白云石、铁方解石。统计显示,随着层位和深度加深,碳酸盐含量逐渐增加,含量突增段主要发生在东营组;碳酸盐含量超过10%,对储层物性影响较大。由薄片分析及碳、氧同位素分析可知,菱铁矿多以孔隙充填和颗粒环边方式产出,主要形成于同生到早成岩早期;方解石主要以粒状或呈连生胶结方式产出,方解石相对含量与δ18O值呈明显的负相关关系,说明大部分方解石形成较晚;铁方解石主要以粒状产出,以铁方解石为主的样品对应着较低的δ18O值,且沉淀温度高;白云石主要以斑块状充填粒间孔隙,其相对含量与δ18O值呈明显正相关性,且沉淀温度较低、形成较早;铁白云石主要以分散的粒状产出,其相对含量与δ18O值呈明显的正相关关系,且沉淀温度相对较低。 | 王清斌 臧春艳 赖维成 王波 王雪莲 赵小娇 | 2009 | 石油与天然气地质2009，30，4： | 21 |
| 14 | 北部湾盆地乌石凹陷东区流沙港组三段储层物性主控因素及分布规律显示文摘南海北部湾盆地乌石凹陷东区流沙港组三段扇三角洲储层砂体厚度大、岩性复杂、物性变化快、优质储层展布不清,制约了下一步的开发部署。利用分析化验、钻测井和测试资料,从沉积环境、成岩作用和构造三方面来探讨其对储层物性的控制作用。沉积环境中的泥质杂基含量和分选磨圆对物性影响较大;成岩作用中的压实作用和溶解作用决定了孔隙的后期演化;古构造和断裂系统控制了酸性流体运移方向和路径。靠近大断裂的扇三角洲外前缘近端的水下分流河道储层,由于杂基含量低,分选磨圆较好,溶解作用强,物性较好,产能较高,是研究区的优质储层。 | 曾小明 邹明生 张辉 于佳 陈晓武 莫冯阳 | 2016 | 石油实验地质2016，38，6： | 20 |
| 15 | 准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组次生孔隙储层的控制因素及分布特征显示文摘玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组是准噶尔盆地主要含油层位,其储集空间以次生孔隙为主。为明确百口泉组次生孔隙储层的控制因素,结合岩心观察、薄片鉴定、定量统计、扫描电镜观察和古构造恢复等手段,对研究区百口泉组储层次生孔隙特征及主控因素进行了系统研究。结果表明,百口泉组次生孔隙储层的形成受沉积相带、长石溶解、优势运移通道的共同影响,由此建立次生孔隙储层成因模式。同时阐述了其他影响因素对次生孔隙储层的控制作用,明确评价标准并预测其分布范围,展示了百口泉组次生孔隙储层的平面分布特征。 | 曲永强 王国栋 谭开俊 唐勇 尹路 齐雯 瞿建华 许多年 | 2015 | 天然气地球科学2015，26，S1： | 18 |
| 16 | 珠江口盆地惠州凹陷深部古近系储层特征及发育控制因素显示文摘惠州凹陷古近系自下而上依次发育文昌组、恩平组及珠海组,深部储层主要发育在恩平组和珠海组。储层的孔隙类型包括粒间溶孔、粒内溶孔、黏土矿物微孔等次生孔隙,同时还含有剩余原生粒间孔和裂缝。其中,原生孔隙度平均为2.4%,占总孔隙度的22.2%;次生孔隙度为5.6%,占总孔隙度的65.2%;裂缝孔隙度为1.0%,占总孔隙度的12.5%。深层岩样的平均面孔率在9.1%。次生孔隙的发育大大提高了深层砂岩的储集性能,其成因主要是有机酸对砂岩骨架颗粒和基质组分的溶解作用。有机酸参与的溶蚀作用是储层的主要建设性成岩作用,长石含量的多少直接影响着次生孔隙的发育程度。次生孔隙发育带深度范围主要为3500~4200m,物性相对较好;4200~4500m仍以发育次生孔隙为主,但由于晚期的再胶结和压实作用,孔隙度总体明显下降。恩平组储层主要发育在水下分流河道上,珠海组储层主要发育在三角洲平原的分流河道、三角洲前缘的水下分流河道—河口坝及滨岸砂体。 | 龙更生 施和生 郑荣才 杜家元 陈淑慧 葛彦昭 | 2011 | 海相油气地质2011，16，3： | 18 |
| 17 | Characteristics and origin of abnormally high porosity zones in buried Paleogene clastic reservoirs in the Shengtuo area, Dongying Sag, East China显示文摘There are three abnormally high porosity zones developed in buried Paleogene nearshore subaqueous fan and sublacustrine fan clastic reservoirs at 2,800-3,200 m, 3,250-3,700 m and 3,900-4,400 m, respectively, within the Shengtuo area of the Dongying Sag. Here the porosity of reservoirs buried deeper than 4,000 m can still be greater than 20%. Investigation of these three abnormally high porosity(AHP) zones in the 3rd to 4th member of the Paleogene Shahejie Formation in the Shengtuo area was carried out with utilization of core observation, thin section identification, SEM observation, image analysis, core physical property testing and other technical methods. The results show that, the AHP zones in 2,800-3,200 m and 3,250-3,700 m are visible pores primary AHP zones dominated by significant primary intergranular pores(more than 50% of the total porosity), while secondary pores and micropores in authigenic clays may develop in some reservoirs. AHP reservoirs in the AHP zone of 3,900-4,400 m are dominated by micropores in matrix, visible pores are mainly grain dissolution pores but with low absolute content(< 1%), so this zone belongs to the micropores primary AHP zone. The genesis of the three AHP zones was studied to distinguish between porosity enhancement and porosity preservation. Our research shows that, in deeply buried clastic reservoirs in the Shengtuo area, mineral dissolution occurred in a relatively closed diagenetic system with high temperature and high salinity. Reservoir rocks underwent extensive feldspar dissolution, while detrital carbonate grains and carbonate cements show no evidence of extensive dissolution. Although significant feldspar dissolution pores developed, feldspar dissolution enhanced porosity only a little due to the precipitation of almost isovolumetric dissolution products in the nearby primary intergranular pores in forms of authigenic clays and quartz cements. Net enhanced porosity originating from feldspar dissolution is generally less than 0.25%. Thus, the subsurface dissolution has little impact on the mid-deep buried high porosity reservoirs. Reservoirs in braided channels of middle fans in sublacustrine fans and reservoirs in the middle-front of fan bodies of nearshore subaqueous fans provide the basis for the development of AHP zones. The shallow development of fluid overpressure and early hydrocarbon emplacement have effectively retarded compaction and carbonate cementation, so that the high porosity in the superficial layers is preserved in the mid-deep layers. These are the main controlling factors in the development of AHP zones. | Cao Yingchang Yuan Guanghui Li Xiaoyan Wang Yanzhong Xi Kelai Wang Xiaoming Jia Zhenzhen Yang Tian | 2014 | Petroleum Science2014，11，3： | 18 |
| 18 | 东营凹陷沙四段地层水化学特征及其指示意义显示文摘在统计分析东营凹陷沙河街组主要预探井和评价井地层水和岩心物性资料的基础上,考察沙四段地层水化学性质及其指示意义,分析其与储层物性演化之间的关系。结果表明:沙四段地层水以氯化钙型为主,整体封闭程度好,处于还原的水体环境,总体矿化度高且具有垂向递增性和侧向不均一性;p H值是影响储层物性的主要因素,p H越小地层水矿化度越大,酸性地层水对储集物性的改善贡献相对较大;沙四段地层水仍以弱酸性为主,但地层中石英和碳酸盐矿物含量的变化、地层水中HCO3-含量的变化和黏土矿物之间的相互转化表明沙四段整体上处于酸性向碱性过渡的时期并以碱性成岩环境为主;沙四段地层储集物性较上覆地层有所降低,且随着埋深的增加,碱性成岩环境越占优势,储集物性变差;横向上北部陡坡带地层储集物性要好于中央隆起带和南部缓坡带;地层水矿化度可以作为判断相似地层储集物性发展趋势的重要指标,即地层水矿化度升高说明溶蚀作用强度大于胶结作用,储集物性变好;碳酸盐矿物的沉淀或溶解是影响沙四段储层孔隙度的主控因素(相关系数R≈0.81),沙四段碳酸盐矿物更趋向于沉淀析出形成胶结物,而溶蚀作用强度远小于上覆地层,储集物性相对较差。 | 陈勇 王淼 王鑫涛 王成军 韩云 | 2015 | 中国石油大学学报(自然科学版)2015，39，4： | 15 |
| 19 | 东营凹陷北部砂砾岩成岩作用及次生孔隙特征显示文摘通过对大量岩石薄片、扫描电镜以及储层物性数据进行分析,研究了东营凹陷北部砂砾岩体的成岩作用和次生孔隙的发育特征。东营凹陷北部发育近岸水下扇、深水浊积扇等砂砾岩扇体,储层成分成熟度和结构成熟度均较低。砂砾岩储层在埋藏过程中经历了压实、胶结、溶蚀等多种成岩作用。压实作用以机械压实为主;胶结作用主要为碳酸盐胶结、石英次生加大和粘土矿物胶结;溶蚀作用以碳酸盐胶结物溶蚀为主,长石和灰岩岩屑的溶蚀次之。根据镜质体反射率、包裹体测温以及粘土矿物混层比的变化特征,确定砂砾岩体经历了早成岩A、早成岩B和中成岩A期,同期孔隙经历了由原生到次生的演化过程。北部砂砾岩体次生孔隙主要发育在1 650~2 450 m深度范围,与北部地区滨南、胜坨地区相比,利津地区次生孔隙相对不发育。 | 杨元亮 | 2011 | 西南石油大学学报(自然科学版)2011，33，2： | 14 |
| 20 | 次生孔隙发育带的概念及石油地质意义新认识显示文摘在对次生孔隙带和次生孔隙发育带概念中存在问题分析的基础上,重新阐述了次生孔隙带、次生孔隙发育带、孔隙度高值带、孔隙度低值带等术语的含义,分析了东营凹陷民丰洼陷沙三中-沙四段近岸水下扇砂砾岩储层次生孔隙发育带特征,并探讨了次生孔隙正确识别及次生孔隙发育带对中深层油气勘探的指导意义。次生孔隙应该专指岩石在埋藏过程中形成的新孔隙,在识别储集空间类型时应将原始粒间孔隙和其周围颗粒溶解形成的新孔隙区分为原生孔隙和次生孔隙。次生孔隙带指孔隙度-深度剖面中有次生孔隙发育的带,在纵向上对应于某一深度范围,横向上表现为某一孔隙度区间。次生孔隙发育带指次生孔隙体积分数大于50%的高孔隙度储层集中发育带。次生孔隙发育带包括3层含义:第一,次生孔隙发育带内储层次生孔隙体积分数大于50%;第二,次生孔隙发育带内储层孔隙度高于有效储层孔隙度下限;第三,高孔隙度储层在孔隙度-深度剖面中某一深度范围内集中成带,孔隙度包络线明显向孔隙度高值方向凸出。东营凹陷民丰洼陷沙三中-沙四段近岸水下扇砂砾岩储层纵向上发育4个次生孔隙发育带,其深度分别为2 800~3 500m、3 750~4 050m、4 300~4 500m、4 700~4 900m。次生孔隙发育带和孔隙度高值带是中深层油气勘探的重要目标,但是,分析认为现今孔隙度-深度剖面中孔隙度低值带可能是一直被忽视的油气勘探目标。 | 王艳忠 操应长 葸克来 | 2013 | 吉林大学学报(地球科学版)2013，43，3： | 14 |
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