引用本文
赵丽敏, 周文, 钟原, 郭睿, 金值民, 陈延涛. 伊拉克H油田Mishrif组储集层含油性差异主控因素分析[J]. 石油勘探与开发, 2019,46(2): 302-311.
ZHAO Limin, ZHOU Wen, ZHONG Yuan, GUO Rui, JIN Zhimin, CHEN Yantao. Control factors of reservoir oil-bearing difference of Cretaceous Mishrif Formation in the H oilfield, Iraq[J]. Petroleum Exploration & Development, 2019,46(2): 302-311.  
Doi: 10.11698/PED.2019.02.10
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伊拉克H油田Mishrif组储集层含油性差异主控因素分析
赵丽敏1,2, 周文1, 钟原3, 郭睿2, 金值民4,5, 陈延涛4,5
1. 成都理工大学,成都 610051
2. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083
3. 西南油气田公司勘探开发研究院,成都 610041
4. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学,成都 610500
5. 中国石油碳酸盐岩储层重点实验室沉积-成藏研究室 西南石油大学,成都 610500

第一作者简介：赵丽敏（1972-）,女,吉林扶余人,成都理工大学能源学院,中国石油勘探开发研究院高级工程师,主要从事开发地质研究、开发生产管理等方面的工作。地址：北京市海淀区学院路20号,中国石油勘探开发研究院中东所,邮政编码：100083。Email：zhaolimin@petrochina.com.cn

收稿日期: 2018-10-11
基金项目: “十三五”国家科技重大专项（2017ZX05032004-001）; 国家自然科学基金（41502115）
摘要

为揭示中东上白垩统碳酸盐岩储集层含油性规律并明确其控制因素,对伊拉克H油田白垩系Mishrif组进行综合分析。基于研究区取心井岩心观察描述、铸体薄片分析、物性及孔喉结构参数统计等,结合前期已取得的成果认识,指出Mishrif组取心段含油非均质性较强,可划分出富含—饱含油、油浸、油斑、油迹4种含油级别,宏观上含油级别具有明显的相控特征,不同含油级别中含油相对饱满的区域均呈现出岩溶发育强度较大,物性及孔喉结构较好的特征。研究认为,沉积微环境及早成岩期岩溶作用决定了伊拉克H油田Mishrif组储集层含油性宏观分布特征,而早成岩期岩溶作用导致的部分孔喉结构改善是储集层微观含油性出现差异的重要原因,并最终建立了储集层发育及含油性差异成因模式。图10表2参32

关键词: 碳酸盐岩储集层; 早成岩期岩溶; 储集层含油性; Mishrif组; 上白垩统; 伊拉克
中图分类号:TE122 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2019)02-0302-10
Control factors of reservoir oil-bearing difference of Cretaceous Mishrif Formation in the H oilfield, Iraq
ZHAO Limin1,2, ZHOU Wen1, ZHONG Yuan3, GUO Rui2, JIN Zhimin4,5, CHEN Yantao4,5
1. Chengdu University of Technology, Chengdu 610051, China
2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China;
3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Southwest Oil and Gas Field Company, PetroChina, Chengdu 610041, China
4. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
5. Branch of Deposition and Accumulation, PetroChina Key Laboratory of Carbonate Reservoir, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
Abstract

To reveal the law of oiliness of the Upper Cretaceous carbonate reservoirs in the Middle East and factors controlling the oiliness, the Mishrif Formation of the H oilfield in Iraq was examined comprehensively. Based on core observation and description, casting thin section analysis, and statistics of physical property and pore-throat structure parameter, etc., in combination with previous achievements and understanding, it is pointed out that the coring interval of Mishrif Formation has strong oiliness heterogeneity, and can be divided into 4 grades, oil rich, oil immersed, oil spot, and oil trace; the oil-bearing grade has obvious facies-controlled characteristic in macroscopic view; and in different oil-bearing grades, relatively oil-rich sections present higher karst development intensity, better physical properties and pore-throat structure characteristics. It is concluded through the study that the sedimentary microenvironment and eogenetic karstification determine the macroscopic oiliness of the reservoir in Mishrif Formation of H Oilfield, and the improvement of pore-throat structure caused by eogenetic karstification is the decisive factor of the micro oil-bearing difference of the reservoir. Finally, the genetic model of reservoir development and oil-bearing difference was established.

Keyword: carbonate reservoirs; eogenetic karstification; reservoir oiliness; Mishrif Formation; Upper Cretaceous; Iraq
0 引言

中东地区80%的油气产自碳酸盐岩储集层[1, 2, 3, 4], 白垩系Mishrif组碳酸盐岩是中东地区最重要的储集层段[5, 6, 7], 在伊拉克、科威特、沙特阿拉伯、阿联酋等皆有发育[8]。伊拉克中部和南部地区发育的Mishrif组碳酸盐岩储集层, 其探明储量约占伊拉克白垩系石油储量的40%及伊拉克总石油储量的近30%[9]。

伊拉克东南部H油田目前处于开发初期, Mishrif组是该油田白垩系碳酸盐岩最主要的目的层段, 在沉积、储集层等前期研究工作中关于Mishrif组已有不少成果认识, 有些学者认为Mishrif组沉积期构造活动较弱[10], 以开阔台地和台地边缘沉积为特征[6, 11, 12, 13]; 储集层储集空间的形成和改造主要受沉积环境、准同生期溶蚀及晚期表生岩溶作用共同控制[6, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20]。笔者团队在对H油田Mishrif组综合研究后得出了以下认识：①其沉积环境主体应该为开阔台地, 虽然也可能存在台地边缘沉积, 但并不具有规模性[21]; ②其岩溶类型为相控早成岩期岩溶, 表现为准同生期溶蚀叠加浅埋藏后暴露溶蚀[22], 建立了岩溶发育概念模式, 并且在岩心上根据溶蚀-充填特征划分出了3类区域, 按照岩溶发育强度由低到高依次为致密基岩区、海绵状溶蚀区、溶沟（洞）充填区[22]; ③其储集层储集岩类主要为岩溶建造岩、颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩等, 储集空间类型主要为体腔孔、粒内溶孔（铸模孔）、粒间溶孔、充填物间微孔隙、格架孔等[22, 23]; ④其储集空间及孔喉结构的形成主要受沉积微相和早成岩期岩溶作用共同控制[22, 23]。进一步研究发现, H油田Mishrif组取心段含油性差异较大, 非均质性较强, 在物性-含油性普遍成正相关的情况下, 亦存在物性较好但不含油的特别现象, 表明储集层含油规律研究有待深入, 这对下一步的有效储集层预测具有极其重要的参考价值, 但目前就此方面的研究尚未有相关报道。

本次研究基于大量的基础实验分析数据, 在前期研究成果的基础上, 重点对H油田Mishrif组储集层的含油差异主控因素进行初步的研究分析, 以期指导油田后期的实际勘探开发工作并为中东地区白垩系碳酸盐岩储集层含油性特征分析提供思路和借鉴。

1 区域地质概况

H油田位于伊拉克东南部米桑省, 距伊拉克首都巴格达400 km, 研究区面积约288 km2。区域构造上属于古冈瓦纳大陆北缘阿拉伯板块北部的不稳定大陆架, 处于东部不稳定陆架区、美索不达米亚主带、底格里斯亚带的南部, 是美索不达米亚盆地埋藏最深、沉积最厚、构造相对稳定[24, 25]的三级构造单元, 发育地台型沉积（见图1）, 为一个平缓的北西— 南东向背斜构造。Mishrif组沉积于白垩纪中晚期, 主要岩石类型包括颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩、介壳类漂浮岩等[24], 在伊拉克与伊朗的边界处及巴士拉地区呈南东向的条带状分布[26, 27, 28, 29]。其上覆地层为由灰白-棕色白垩状灰岩和微晶碎屑灰岩组成的Khasib组, 两者之间呈不整合接触; 下部与黄棕-灰白色多孔灰岩为主的Rumaila组呈整合接触。Mishrif组是H油田最重要的产油层, 厚度可达400 m, 可进一步划分为18个小层（见图2）, 由于白垩纪末期的拉拉米造山运动, 导致Mishrif组顶面为一区域不整合面[7]。

图2 H油田白垩系Mishrif组及相邻地层柱状图及各井取心层位分布情况

图1 伊拉克区域构造及研究区位置图[30]

2 储集层含油性分析
2.1 实验样品与方法

本次工作主要基于M316井、N137井、N195井、Y115井及Y161井共5口取心井的资料开展, 其中Mishrif组取心长度分别为：286.92 m、107.50 m、77.00 m、81.00 m及45.00 m。岩心照片完整, 含油现象清晰易观察。取心层段涵盖了MC2-1至MA1小层, 因此综合各取心井资料可反映出该范围内整体沉积、储集层发育及含油性分布等情况（见图2）。取样频率平均为1个/m, 薄片总数为603张, 其中对应5口井分别为286张、105张、87张、80张和45张, 所有薄片均由中国石油勘探开发研究院提供, 薄片观察分析在中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学沉积研究室完成。在薄片分析的基础上, 进行薄片的微观组构特征研究, 观察重点为区分岩石中的储集空间类型、溶蚀特征、含油情况等。同时, 取样点的1 800余个物性资料、920余个压汞资料可进一步为储集层含油性差异主控因素的讨论提供数据支撑。

2.2 含油非均质性表征

本次研究基于所获得的基础资料, 在前期取得成果的基础上, 进一步对储集层含油性进行分析, 取得如下结果。

2.2.1 含油级别划分

通过对H油田Mishrif组5口取心井岩心含油性特征的观察分析, 参考孔隙性含油岩心含油级别划分标准SYT5364-89[31], 可划分出4种含油级别, 分别为富含— 饱含油、油浸、油斑、油迹（见图3）。其中, 富含油— 饱含油指含油面积占岩石总面积百分比大于等于70%, 如在N137井3 042.55 m处的岩溶建造岩, 整体表现为高度含油特征, 呈深褐色, 含油较为饱满均匀, 与不含油的生物碎屑形成强烈对比（见图3a）; 油浸指含油面积为40%~70%, 如在N137井3 131.50 m处取心段的生屑泥粒灰岩上可见不规则状溶沟发育, 溶沟内充填碳酸盐泥砂, 整体含油程度较高, 呈现深褐色, 而基岩部分不含油, 呈现灰白色（见图3b）; 油斑指含油面积为5%~40%, 如在N195井3 034.35 m处取心段的生屑粒泥灰岩上发育斑状及条状的生物潜穴构造, 并在此基础上形成溶沟、溶洞, 充填物含油相对较多, 呈浅褐色, 大部分原岩不含油（见图3c）; 油迹指含油面积小于5%, 如在M316井3 086.70 m处取心段的生屑粒泥灰岩上, 含油区域为零星分布的生物潜穴, 充填物呈浅褐色, 原岩较为致密, 显灰白色（见图3d）。

图3 Mishrif组含油岩心含油级别划分及主要特征

2.2.2 取心段含油性特征

在研究区以取心资料最为丰富的M316井为例, 根据岩心的精细描述与分析, 绘制了如图4所示的含油性综合柱状图：Mishrif组整体为多旋回地层, 由众多以下降半旋回为主的向上变浅旋回组成, 旋回底部为滩间亚相及开阔海亚相的粒泥灰岩、泥晶灰岩, 旋回顶部为台内低能滩亚相及台缘高能滩亚相的泥粒灰岩、颗粒灰岩等。岩溶作用极其普遍, 从下至上整个层段几乎均有发育, 几乎每个单旋回内部都发育溶洞和溶沟, 产状普遍较为杂乱。在岩性以颗粒灰岩、泥粒灰岩为主的相对高孔渗层中, 主要发育溶洞、低角度溶沟, 均为塑性角砾及碳酸盐泥沙、碎屑所充填, 此外还发育大量的海绵状溶孔, 含油性普遍较为饱满; 在岩性以粒泥灰岩、泥晶灰岩为主的相对低孔渗层中发育大量生物潜穴构造, 在生物潜穴的基础上发育的高角度、低角度溶沟均有出现, 部分区域也发育海绵状溶孔, 整体呈斑块、补丁状含油特征。

图4 M316井Mishrif组沉积-含油性综合柱状图

通过对具体深度段典型沉积-含油性特征的解译来进一步研究Mishrif组含油性的垂向特征。从M316井2 898~2 906 m深度段可以看出其总体发育4个向上变浅旋回, 每个旋回下部均为滩间粒泥灰岩, 上部为台内低能滩亚相泥粒灰岩。泥粒灰岩与粒泥灰岩中明显具有不同的溶蚀和含油性特征, 泥粒灰岩中不规则状溶沟大量发育, 且见众多塑性的岩溶角砾或原岩角砾化的现象, 含油较为充分, 表现为饱含油— 富含油特征; 粒泥灰岩中可见大量的生物潜穴构造, 在生物潜穴基础上进一步发育成高角度溶沟或溶洞, 整体含油性为油浸、油斑（见图5）。

图5 M316井MB1-2A小层2 898~2 906 m 深度段含油性特征

2.3 含油级别差异性分析

2.3.1 各储集岩大类含油级别分布特征

对N137井、N195井、Y115井、Y161井和M316井取心井段不同储集岩大类含油级别进行分布频率统计发现具有一定规律性（见图6）。其中, 粒泥灰岩类中以油斑发育为主, 发育频率为87.3%, 饱含油— 富含油为1.4%, 油浸为2.6%, 油迹为8.7%; 泥粒灰岩类中油斑发育频率显著降低, 为44.6%, 而油浸、饱含油— 富含油发育频率明显增高, 分别为35.9%、19.5%; 颗粒灰岩类中油斑发育频率最低, 为22%, 油浸发育频率为70%, 饱含油— 富含油为8%。随着储集岩类由低能岩类向高能岩类的转变, 岩心含油级别也由油斑、油迹向着油浸、饱含油— 富含油转变, 含油性具有明显的相控特征。

图6 各储集岩大类含油级别分布特征

2.3.2 不同含油级别中各溶蚀-充填区发育频率

对不同含油级别的岩心段上样品点所处的岩溶区域发育频率统计发现, 饱含油— 富含油级别中, 溶洞（沟）充填区发育占据主导, 频率约83.7%, 其次海绵状溶蚀区的发育频率为16.3%; 油浸含油级别中, 溶沟（洞）充填区发育频率为68%, 海绵状溶蚀区为28.7%, 致密基岩区为3.3%; 油斑含油级别中, 溶沟（洞）发育区发育频率进一步降低, 约38.2%, 海绵状溶蚀区为47%, 致密基岩区为14.8%; 油迹含油级别中, 致密基岩区发育频率接近100%。因此可以看出, 随着岩溶强度的增加, 岩心含油级别逐步增大（见图7）。

图7 不同含油级别中各岩溶区域发育频率统计表

2.3.3 不同含油级别中各溶蚀-充填区物性特征

进一步对不同含油级别的岩心段上样品点所处的岩溶区域物性统计发现：饱含油— 富含油含油级别岩心中溶沟（洞）充填区物性最好, 平均孔隙度为21.2%, 渗透率为34× 10-3 μ m2, 其次为海绵状溶蚀区, 平均孔隙度为14.5%, 渗透率为1.3× 10-3 μ m2; 油浸含油级别岩心中溶沟（洞）充填区物性最好, 平均孔隙度为21.9%, 渗透率为25.4× 10-3 μ m2, 其次为海绵状溶蚀区, 平均孔隙度为21.5%, 渗透率为8.7× 10-3 μ m2; 油斑含油级别岩心中依然是溶沟（洞）充填区物性最好, 平均孔隙度为22.8%, 渗透率为15.5× 10-3 μ m2; 油迹含油级别岩心主要见于致密基岩区, 物性较差。由此可见各含油级别岩心中物性最好的均为溶沟（洞）充填区, 其次为海绵状溶蚀区, 最后为致密基岩（见图8）。

图8 不同含油级别中各岩溶区域物性统计表

2.3.4 不同含油级别中各溶蚀-充填区孔喉结构特征

本次研究共划分出5类典型压汞曲线类型, 从Ⅰ 型到Ⅴ 型孔喉结构逐渐变差。通过统计不同含油级别中各岩溶区域典型压汞曲线分布频率（见表1）, 可以看出饱含油— 富含油岩心当中含油的溶沟（洞）充填区以Ⅰ 型、Ⅱ 型曲线为主, 海绵状溶蚀区以Ⅰ 型、Ⅱ 型、Ⅲ 型曲线为主, 具有良好的孔喉结构特征; 油浸岩心当中含油的溶沟（洞）充填区以Ⅰ 型、Ⅱ 型曲线为主, 海绵状溶蚀区以Ⅰ 型、Ⅱ 型、Ⅲ 型曲线为主, 不含油的致密基岩区以Ⅲ 型、Ⅳ 型、Ⅴ 型曲线为主; 油斑岩心当中含油的溶沟（洞）充填区以Ⅰ 型、Ⅱ 型、Ⅴ 型为主, 海绵状溶蚀区以Ⅰ 型、Ⅲ 型曲线为主, 不含油的致密基岩区以Ⅳ 型、Ⅴ 型曲线为主; 油迹岩心含油的溶沟（洞）充填区、海绵状溶蚀区以Ⅰ 型曲线为特征, 不含油的致密基岩区以Ⅳ 型、Ⅴ 型曲线为主。

表1 H油田Mishrif组不同含油级别中各溶蚀-充填区典型压汞曲线分布频率表
3 讨论
3.1 含油性主控因素

3.1.1 沉积微环境及早成岩期岩溶作用决定储集层含油性宏观分布特征

经过上述统计结果可知, 沉积微环境是决定H油田Mishrif组各储集岩类中含油性特征宏观分布的基础因素, 在颗粒灰岩类、泥粒灰岩类等相对高能沉积中, 由于具有相对较多的原始粒间孔, 因此为后期岩溶水的流动改造或油气的充注均能提供相对好的物质基础, 导致滩相沉积中含油性普遍要高于滩间、开阔海等低能沉积; 同时早成岩期岩溶对于储集层含油性也具有明显的控制作用, 在相控早成岩期岩溶作用的影响下, 按照岩溶强度形成溶沟（洞）充填区、海绵状溶蚀区、致密基岩区等岩溶发育程度不同的区域, 在溶沟（洞）充填区、海绵状溶蚀区较为发育的层段, 岩溶改造区物性及孔喉结构特征均得到较大改善, 含油较为饱满、均匀, 往往以饱含油— 富含油、油浸等为特征; 而在岩溶改造程度较为有限的区域, 往往以致密基岩区为主, 但受岩溶改造的部分所形成的溶沟（洞）充填区、海绵状溶蚀区依然具有较好的物性及孔喉结构特征, 含油量相对基岩区较多, 含油区域分布不均匀, 往往仅达油斑、油迹等含油级别。也就是说, 储集层物质基础是否有利、岩溶发育是否强烈是决定储集层含油性宏观分布特征的主要因素。

3.1.2 孔喉结构改善是储集层含油性微观差异的决定性因素

在本次研究中, 通过对取样点的岩心、薄片观察以及基础数据统计可发现, 在岩性、物性等相差不大的情况下, 会出现含油性差异较大的现象。如在N137井深度3 060.38 m和3 061.38 m取心段处, 岩性均为生屑粒泥灰岩, 孔隙度约为11%~13%, 渗透率为（2~3）× 10-3 μ m2, 几乎没有太大差异, 但通过含油性的观察可发现在深度3 060.38 m处基本为富含— 饱含油特征, 而在深度3 061.38 m处仅仅为油斑级别。进一步通过镜下观察可发现, 3 060.38 m深度处溶蚀发育较为强烈, 发育大量粒内溶孔、铸模孔、粒间溶孔等, 整体孔喉结构相对较好（见图9a）; 而在3 061.38 m深度处镜下肉眼可见孔隙极少, 以少量粒内溶孔和大量基质微孔隙的形式存在, 而实测孔隙度达到了12.9%, 进一步侧面反映出其孔喉结构较差的特征（见图9b）, 对其进行压汞实验后的结果也证实了这一点, 该样品点的各项孔喉结构参数较3 060.38 m深度处均差一些（见表2）, 这也从根本上说明含油性差异从微观上取决于孔喉结构的好坏, 虽然后期胶结作用亦会对先期孔喉进行一定的破坏, 但由于H油田Mishrif组表现为强溶蚀、弱胶结的特征[32], 胶结作用对其孔喉结构的影响相对较小一些, 因此早成岩期岩溶作用无疑是在原始沉积的基础上, 对孔喉结构改善的最关键因素。

图9 相同岩类含油性差异所在处宏微观特征

表2 N137井取心段样品点物性及孔喉结构参数对比
3.2 储集层发育及含油性差异成因模式

综合以上分析, 认为H油田Mishrif组储集层储集空间的形成主要受沉积微相及早成岩期岩溶作用的控制, 而储集层储集性能及孔喉结构直接影响了储集层岩心的含油性, 导致了岩心含油级别的差异以及分布的不均匀性, 由此建立了储集层发育及含油性差异成因概念模式（见图10）, 具体过程如下：

在沉积初期, 开阔台地内多个短期滩体旋回沉积末期由于相对海平面下降导致滩体相对高部位短暂地接受准同生期暴露, 因此在泥粒灰岩、颗粒灰岩等相对高能岩类中发生早期选择性溶蚀形成海绵状溶蚀区, 而处于地貌相对低部位的滩间海、开阔海地区不具备暴露条件, 但适合掘穴生物发育, 因此在粒泥灰岩、泥晶灰岩等低能岩类中常见生物潜穴构造（见图10a）。随后一次中期海退的发生, 先前沉积的浅埋藏地层重新遭受暴露, 在颗粒灰岩、泥粒灰岩中于先期溶蚀的基础上进一步受到叠加改造, 形成溶洞、溶沟, 并充填塑性角砾、疏松的碳酸盐泥沙、生物碎屑; 同时, 粒泥灰岩类等低能岩类中的生物潜穴构造、断裂等作为岩溶水的通道, 受到岩溶作用的改造, 进一步溶蚀扩大, 部分区域甚至沟通了上下相对高孔渗的滩体, 一些相对孔渗较好的区域也受到选择性溶蚀形成海绵状溶蚀特征（见图10b）。随着再一次的中期海侵— 海退, 上述过程重复发生, 最终多期中期旋回叠加, 就形成了纵向上频繁发育的早成岩期岩溶现象（见图10c、图10d）。在后期埋藏阶段原油通过二次运移进入储集层段之后, 由于整体上Mishrif组内部受早成岩期岩溶作用改造较为连通, 因此整个层段含油范围较为广泛, 但同时由于岩溶作用造成的不同岩类孔喉结构的差异性, 导致了含油级别的不同, 在颗粒灰岩、泥粒灰岩中由于溶沟（洞）充填区、海绵状溶蚀区大量发育并且具有较好的孔喉结构, 因此往往形成富含— 饱含油、油浸等较高的含油级别特征, 而在粒泥灰岩、泥晶灰岩中, 由于基岩大多孔喉结构较差, 因此仅在潜穴形成的高角度溶沟及少量海绵状溶蚀区充注原油, 多形成油斑、油迹, 甚至不含油（见图10e）。

图10 H油田Mishrif组储集层及含油性差异成因模式

通过本次研究, 初步阐明了有利的沉积微相和早成岩期岩溶作用是决定H油田Mishrif组储集层含油性的两大关键因素, 缺一不可。处于沉积古地貌较高部位的滩体相较于低部位的滩体, 淘洗分选更为充分, 均质性更强, 具有更好的原始孔喉结构, 且更易于充分叠加后期早成岩期岩溶作用的改造, 因此在后期有效储集层平面展布的研究工作中, 高部位滩体叠合现今构造高部位的区域应是有效储集层最为发育的区域, 为Ⅰ 类区; 其次为低部位滩体叠合现今构造高部位区域, 为有效储集层发育的Ⅱ 类区。

4 结论

H油田Mishrif组取心段含油非均质性较强, 可以划分出富含油— 饱含油、油浸、油斑、油迹共4类含油级别, 整体含油程度较高。

沉积微环境是原始储集空间形成的基础, 相对高能滩相岩类淘洗充分, 发育更多优质的原生孔喉, 因此含油程度较低能非滩相更为饱满。

早成岩期岩溶作用导致的部分孔喉结构改善是储集层微观含油性出现差异的重要原因, 不同含油级别中呈现岩溶发育强度越大, 孔喉结构越好, 含油相对越饱满的特征, 这直接导致了岩心尺度上的含油非均质性现象。

相对高能滩体叠合现今构造高部位具有最大的含油潜力, 是有效储集层最为发育的区域。

The authors have declared that no competing interests exist.

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