陈彬滔, 史忠生, 马凤良, 何巍巍, 薛罗, 马轮, 贾义蓉. (2018)南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系层序地层级次与砂质滩坝的沉积响应* [J]. 古地理学报, 20(6): 1013-1022
Chen Bin-Tao, Shi Zhong-Sheng, Ma Feng-Liang, He Wei-Wei, Xue Luo, Ma Lun, Jia Yi-Rong. (2018)Cretaceous sequence stratigraphic hierachies and the sedimentary response of sandy beach-bar in Ruman sag, Melut Basin, South Sudan[J]. Journal Of Palaeogeography, 20(6): 1013-1022.   
Doi: 10.7605/gdlxb.2018.06.074
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南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系层序地层级次与砂质滩坝的沉积响应*
陈彬滔1,2, 史忠生1, 马凤良1, 何巍巍1, 薛罗1, 马轮1, 贾义蓉1
1 中国石油勘探开发研究院西北分院,甘肃兰州 730020
2 中国石油天然气集团公司油藏描述重点实验室,甘肃兰州 730020

第一作者简介 陈彬滔,男,1985年生,毕业于中国地质大学(北京),获硕士学位。现为中国石油勘探开发研究院西北分院工程师,主要从事沉积学研究。E-mail: tobychencugb@foxmail.com。

收稿日期:2018-03-30
基金资助:*中国石油股份公司重大专项(编号: 2014B-0308)资助
摘要

湖相滩坝砂体是陆相盆地广泛发育的一类油气储集层,已成为成熟油田岩性油气藏勘探的重要领域。基于层序界面识别与划分、古地貌恢复、物源体系、砂体展布以及成藏条件分析,论证了 Melut盆地 Ruman凹陷白垩系 Gayger- Galhak组的层序地层特征及其对滩坝沉积的控制。结果表明:( 1)目的层段发育 1个二级层序和 SQ1、 SQ2、 SQ3等 3个三级层序, SQ3又可进一步细分为 6个准层序组(四级层序)。( 2)不同级别的层序分别控制着滩坝沉积的发育位置、平面展布及岩性圈闭的成藏要素,表现为: 二级层序控制滩坝沉积的垂向发育位置,滩坝砂体主要发育于二级基准面下降期;三级层序控制滩坝沉积的发育规模和沉积模式,三级基准面下降半旋回与上升半旋回转换位置发育的潜山隆起周缘型坝砂面积(约 10km2)和厚度( 10~20m)较大、孔隙度高( 20%~25%),而发育于三级基准面上升期的水下潜山台地型坝砂面积( 1~4km2)和厚度( 2~3m)较小、孔隙度相对较低( 15%~20%);四级层序洪泛期沉积的泥岩作为局部盖层,不仅控制着滩坝储盖组合的分布,而且决定了滩坝成因岩性圈闭的有效性。

关键词: Melut盆地; Ruman凹陷; 层序地层; 滩坝沉积; 沉积模式
中图分类号:P588 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2018)06-1013-10
Cretaceous sequence stratigraphic hierachies and the sedimentary response of sandy beach-bar in Ruman sag, Melut Basin, South Sudan
Chen Bin-Tao1,2, Shi Zhong-Sheng1, Ma Feng-Liang1, He Wei-Wei1, Xue Luo1, Ma Lun1, Jia Yi-Rong1
1 Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Northwest(NWGI),PetroChina,Lanzhou 730020,Gansu;
2 Key Laboratory of Reservoir Description,CNPC,Lanzhou 730020,Gansu;

About the first author Chen Bin-Tao,born in 1985,is an engineer of Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Northwest(RIPED-NWGI),PetroChina,with a M.S. degree obtained from China University of Geosciences(Beijing). He is currently engaged in sedimentology. E-mail: tobychencugb@foxmail.com.

Fund:[Financially supported by the Significant Petroleum Special Project of PetroChina(No.2014B-0308)]
Abstract

As a widely developed oil & gas reservoir in continental lake basin,lacustrine sandy beach-bar is an important target for lithological oil & gas reservoir exploration. Based on the identification and demarcation of sequence boundaries,palaeogeomorphic reconstruction,analysis of provenance system,sand-body distribution and reservoir-forming conditions,it can be found that the sequence evolution of the Cretaceous Gayger-Galhak Formations controlled the deposition of beach-bar in Ruman area,Melut Basin. Result shows that:(1) One 2nd-order sequence,three 3rd-order sequences(SQ1,SQ2 and SQ3)were developed in the target horizons,where SQ3 can be further divided into six Parasequence sets(corresponding to 4th-order sequences). (2)Different hierachies of sequences controlled the location and lateral distribution of sandy beach-bar,and reservoir-forming factors for lithological traps of beach-bar in different ways. The 2nd-order sequence controlled the vertical development position of beach-bar,where sand-bodies of beach-bar were mainly developed in the descending stage of relative base-level. The 3rd-order sequence controlled the lateral distribution of beach-bar,in the transit point between the descending and ascending semi-level of the 3rd-order sequence,beach bar developed around the Ruman burial hill,with large area(about 10km2),large thickness(10~20m)and high porosity(20%~25%). During the ascending stage of the 3rd-order sequence,subaqueous burial-hill platform deposition model was developed,with small area(1~4km2),thin thickness(2~3m)and relatively low porosity(15%~20%). The flooding surface of the 4th-order sequence controlled the distribution of sandy beach-bar reservoir-seal assemble,the flooding mudstone can be considered as local seal,determines the effectiveness of beach-bar lithological trap.

Key words: Melut Basin; Ruman sag; sequence stratigraphy; beach-bar deposition; depositional model
1 概述

近年来, 以湖相滩坝砂作为储集层的油气藏已成为国内外岩性油气藏勘探的重要领域(于兴河和李胜利, 2009; Jiang et al., 2011; 于兴河等, 2017), 美国尤英塔盆地的Green River组以及中国渤海湾、准噶尔、柴达木等盆地的滩坝砂勘探均获突破, 展现出广阔的勘探前景(赵宁等, 2010; 王永诗等, 2012)。国内外学者针对湖相滩坝沉积进行了大量研究工作, 在滩坝现代沉积(胡晨林等, 2015; 韩元红等, 2016)、物质基础(卫平生等, 2014; 姜在兴等, 2015)、沉积动力学机制(Castelle et al., 2007; 操应长等, 2010; 陈彬滔等, 2014)、沉积模式(陈世悦等, 2000; 邓宏文等, 2010)等方面取得较为系统的认识。滩坝沉积的形成及滩坝砂的成藏受多种控制因素的影响, 其中包括盆地构造演化、古地貌特征、湖盆古气候条件与水动力条件等(郑荣才等, 2000; 邓宏文等, 2008; 高红灿等, 2015)。

南苏丹Melut盆地Ruman凹陷Gayger-Galhak组发育多种类型的储集砂体, 包括Gayger组的厚层分流河道砂体和成因上仍有争议的Galhak组薄层砂体。Galhak组的薄层砂体在前人的研究中将其定义为三角洲前缘席状砂, 认为该层段不发育相对厚层的砂体而限制了油气勘探部署(史忠生等, 2017)。本次研究通过层序界面识别与划分、古地貌恢复、物源体系和砂体展布分析, 以及现代沉积调查与比较, 论证了Galhak组薄互层砂体为滩坝成因及其在层序地层格架中的分布规律, 明确不同级次的基准面旋回在滩坝沉积与砂体成藏过程中具有不同的作用, 探讨了层序演化对滩坝砂体分布及其成藏要素的控制作用, 为相似地质背景下滩坝成因的岩性圈闭预测提供参考。

2 区域地质概况

Melut盆地位于南苏丹境内, 是中非剪切带走滑背景下所形成的一个中— 新生代裂谷盆地(图 1-A), 盆地面积3.3× 104ikm2, 平面具“ 四坳两隆” 构造格局(图 1-B), 剖面具西断东超特征。Melut盆地的主要勘探发现集中于北部坳陷, 目前已发现原油储量约62亿桶, 是一个典型的富油坳陷。Ruman凹陷位于北部坳陷中部, 是北部坳陷的主力生烃凹陷之一。白垩系Gayger-Galhak组发育多种类型的储集砂体, 紧邻或位于主力烃源岩层段内部(图 1-C), 储盖组合发育, 其中Gayger组下段和Galhak组上段岩性以厚层砂岩夹薄层泥岩为主, Gayger组上段和Galhak组下段表现为砂泥互层; Renk组发育厚层页岩, 是盆地的主力烃源岩。研究区目前为高分辨率三维地震全覆盖, 已完钻探井5口且录井、测井、测试数据齐全, 为本次研究提供了良好的数据基础。

图 1 南苏丹Melut盆地Ruman凹陷位置及地层综合柱状图
A— Melut盆地位置; B— Melut盆地构造纲要; C— Melut盆地地层综合柱状图(代表井R-L-1井)Fig.1 Location and comprehensive stratigraphic column of Ruman sag, Melut Basin, South Sudan

3 层序地层格架
3.1 层序界面特征与识别

三级层序界面代表与研究区幕式裂陷运动相关的构造不整合面或与之相对应的整合面。基于对Ruman凹陷岩石组合类型、测井与录井响应特征、以及地震反射特征的综合分析, 在白垩系Gayger-Galhak组研究层段识别出4个三级层序界面(图 2)。

图 2 南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系Gayger-Galhak组三级层序界面识别标志Fig.2 Identification features of 3rd-order sequence boundaries in the Cretaceous Gayger-Galhak Formations in Ruman sag, Melut Basin, South Sudan

SB1为Gayger组底界面, 对应于第Ⅰ 裂陷期初期快速沉降、强烈侵蚀所形成的区域不整合面。地震剖面上见大型下切谷, 岩性上表现为箱状厚层水道砂岩与下伏基岩突变接触。SB2为Gayger组顶界面, 为区域快速湖侵所形成的岩相突变面。界面之上为Renk组湖侵期湖相泥岩沉积, 界面之下为Gayger组三角洲前缘细砂岩与泥岩互层, 自然伽马和自然电位曲线呈高幅漏斗形, 界面上下的自然电位、自然伽马以及声波时差等测井曲线呈突变特征。

地震剖面上可见明显的同向轴上超现象。SB3为Galhak组底界面, 对应于第Ⅰ 裂陷期与第Ⅱ 裂陷期之间的转换面, 代表第Ⅱ 裂陷期初期构造沉降所形成的区域不整合面。地震剖面上削截、上超现象明显, 界面上下自然伽马和声波时差测井曲线呈突变特征。SB4为Galhak组顶界面, 对应于第Ⅱ 裂陷期的断— 坳转换面, 地震剖面上削截现象明显, 界面之上为坳陷期Melut组厚层辫状河三角洲砂岩沉积, 界面之下为Galhak组三角洲前缘细砂岩与泥岩互层沉积, 界面上下自然伽马和声波时差测井曲线呈突变特征。

3.2 层序划分方案

基于层序界面识别、旋回叠加样式变化等特征, 对Melut盆地Ruman凹陷Gayger-Galhak组研究层段进行了层序划分(图 3, 图 4)。研究层段的底界面为Gayger组底部的大型下切谷(SB1), 为一个可区域追踪的构造不整合面, 顶界面为Galhak组与Melut组之间的断— 坳转换面(SB4), 也属于区域尺度的构造转换面, 因此整体划分为1个二级构造层序(时间跨度约为50iMa)。在二级层序内基于盆地内可识别追踪的层序界面(SB2和SB3), 可进一步将其划分为3个三级层序, 由下至上依次命名为SQ1、SQ2和SQ3(图 4-A, 4-B)。

图 3 南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系层序划分方案Fig.3 Sequence stratigraphic subdivision scheme for the Cretaceous in Ruman sag , Melut basin, South Sudan

图 4 南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系Gayger-Galhak组层序划分
A— 地震反射特征解释与层序界面识别剖面; B— 基于图A解释结果编制的层序格架内沉积充填样式, 图A和B的剖面位置见图 1-B的A-A'; C— 连井层序地层格架, 井位见图 5Fig.4 Sequence stratigraphic division of the Cretaceous Gayger-Galhak Formations in Ruman sag, Melut Basin, South Sudan

SQ1对应于初始裂陷期的Gayger组, 由低位体系域、湖侵体系域和高位体系域所组成(图 3, 图 4-C), 发育三角洲、湖泊、陡坡扇等沉积体系。SQ2对应于二级层序最大洪泛期(Renk组), 由湖侵体系域和高位体系域组成, 总体为湖相沉积, 边缘地带局部发育三角洲。SQ3对应于第Ⅱ 裂陷期(Galhak组), 由低位体系域、湖侵体系域和高位体系域组成, 作为重点研究层段, 其低位体系域包括2个准层序组(准层序组1和2, 即四级层序1和2), 2个准层序组均具有向上变粗、进积特征, 主要发育滩坝沉积, 从准层序组1到准层序组2, 具有粒度略微变细、砂体逐步变薄的趋势, 总体表现为三级基准面上升; 湖侵体系域为向上变细的退积准层序组(准层序组3), 主要岩性为灰色泥岩, 形成于相对湖平面快速上升期; 高位体系域由3个准层序组(准层序组4、5和6)组成, 均具有加积特征, 表现为以砂岩为主夹薄层泥岩的三角洲沉积。

4 滩坝沉积的证据与特征
4.1 古地貌背景

构造演化分析结果表明, Ruman凹陷经历了3期裂陷(K1裂陷Ⅰ 幕、K2-E2裂陷Ⅱ 幕、E3裂陷Ⅲ 幕)、1期坳陷(N+Q), 早白垩世沉积时期(三级层序SQ1和SQ2), 构造伸展率为2.8%, 最大沉降量为900im, 沉积速率为41im/Ma, 形成一个与北部物源区相连的中央凸起带(图 5-A), 此种古地貌背景适于北部物源沿中央凸起带延伸至研究区, 形成大型长轴三角洲。晚白垩世初期(三级层序SQ3), Ruman凹陷的控凹边界断层剧烈活动(图 1-C中的F1和F2断层), 构造伸展率达到4.2%, 最大沉降量为1300im, 沉降速度达93im/Ma, 由此产生的强裂陷期断块掀斜作用造就了Ruman孤立型潜山的雏形, 此时北部长轴物源无法直接跨过北部低凹区而延伸至研究区, 此时期的孤立隆起古地貌为滩坝砂沉积提供了构造— 地貌背景(图 5-B)。

图 5 南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系Gayger-Galhak组砂质滩坝沉积的证据与特征
A— SQ1和SQ2沉积时期的古地貌背景; B— SQ3沉积时期的古地貌背景; C— 滩坝沉积层段的储集层反演剖面; D— SQ3低位体系域准层序组2(四级层序2)的平面属性; E— SQ3低位体系域准层序组1(四级层序1)的平面属性; F— SQ3低位体系域准层序组2(四级层序2)的砂体厚度; G— SQ3低位体系域准层序组1(四级层序1)的砂体厚度Fig.5 Evidences and features of sandy beach-bar deposition of the Cretaceous Gayger-Galhak Formations in Ruman sag, Melut Basin, South Sudan

4.2 物源体系

Ruman凹陷属于典型的箕状断陷, 上白垩统Galhak组沉积时期(三级层序SQ3), 总体具有西部陡坡、西北部长轴缓坡、东部孤立潜山的构造古地貌背景。基于三级层序格架的地震反射特征和地震相分析结果表明, 西北部长轴方向发育下切谷、前积等典型地震反射特征(图 4-A); 基于地震相分析所编制的沉积充填剖面(图 4-B), 进一步显示了长轴方向发育大型三角洲, 可向Ruman凹陷输送大量碎屑物质, 虽然长轴物源无法跨越北部古地貌低凹区直接输送至孤立潜山顶部, 但是为孤立潜山周缘湖浪改造形成滩坝砂提供了物质基础。

4.3 砂体发育特征

滩坝发育层段(三级层序SQ3的低位体系域)总体表现为砂岩、泥岩(湖相暗色泥岩)互层, 厚层单砂体具箱形— 漏斗形测井相, 显反韵律。厚层坝砂具有箱形— 漏斗形测井相, 呈反韵律, 地震属性表现为强振幅; 薄层滩砂为指状测井相, 无明显韵律, 地震属性上表现为中— 弱振幅。剖面上, 厚层坝砂侧向减薄, 具有典型的“ 底平顶凸” 形态。储集层反演结果(图 5-C)表明, 砂体呈垂向叠置、横向连片展布, 并非前人所认识的三角洲前缘席状砂, 而表现为随整体湖平面上升, 砂体逐渐向古潜山缓坡超覆的特点。孤立潜山周缘的砂体平面分布特征表现为大面积薄层滩砂的连续分布, 而厚层坝砂呈近平行于湖岸线的长条状分布, 地震属性和砂体厚度图上均可见湖流改造作用所形成的砂嘴现象(图 5-D至5-G)。

5 层序演化与滩坝沉积和成藏的关系
5.1 层序演化与滩坝沉积的关系

5.1.1 二级层序演化与滩坝沉积的关系

二级层序主要受构造演化控制, 而不同构造时期所具有的特定古地貌背景是影响滩坝形成的关键因素。构造演化分析表明, 二级层序相对基准面上升初期(三级层序SQ1)以及二级层序相对基准面上升中晚期和下降初期(三级层序SQ2), 构造活动强度中等, 研究区形成一个与北部物源区相连的中央凸起带, 此时期以发育长轴大型三角洲和湖相泥岩沉积为主; 二级层序相对基准面下降中后期(三级层序SQ3), 断裂强烈活动, 形成孤立隆起古地貌, 加之相对湖平面总体下降, A/S值逐步减小, 长轴三角洲向湖盆进积、延伸距离长、陆源碎屑供给量大, 为湖平面频繁波动、湖浪改造在孤立潜山周缘形成滩坝沉积提供了绝佳的古地理背景, 此时期研究区发育大范围滩坝沉积。

5.1.2 三级层序演化与滩坝沉积的关系

研究结果显示, Ruman凹陷的滩坝沉积主要发育于三级层序SQ3的低位体系域, 受三级层序演化及相应古地貌背景的影响, SQ3内部又发育2种类型的滩坝沉积。紧邻三级层序SQ3界面之上(SQ3的准层序组1)发育潜山隆起周缘型滩坝沉积(图 6-A), 此时A/S值小, 潜山顶部暴露地表, 遭受局部剥蚀(剥蚀面积约8ikm2), 除长轴三角洲提供物源之外, 基岩潜山本身也可提供局部物源, 潜山周缘发育基岩— 长轴三角洲复合供源的滩坝, 此种滩坝沉积具有坝体厚度大、面积大的特点。综合地震属性、砂岩厚度图以及钻井标定结果, 在三级层序SQ3的准层序组1识别出平行于湖岸线分布的大型坝砂复合体1套(图 6-B), 单层厚度10~20im, 面积约10ikm2, 坝体侧翼发育大型沙嘴, 指示湖流方向, 可间接反映沉积期的古风场方向。

图 6 南苏丹Melut盆地Ruman凹陷白垩系Galhak组砂质滩坝沉积模式与沉积微相
A— SQ3准层序组1(四级层序1)的潜山隆起周缘型滩坝沉积模式; B— SQ3准层序组1(四级层序1)的沉积微相; C— SQ3准层序组2(四级层序2)水下潜山台地型滩坝沉积模式; D— SQ3准层序组2(四级层序2)的沉积微相Fig.6 Depositional models and sedimentary micro-facies of sandy beach-bar of the Cretaceous Galhak Formation in Ruman sag, Melut basin, South Sudan

在三级层序SQ3的准层序组2发育水下潜山台地型滩坝沉积(图 6-C), 此时相对湖平面上升, A/S值逐步减小, Ruman潜山虽仍具有古隆起形态但整体没入水下, 不提供局部物源, 碎屑物质供给量减小且仅由西北大型长轴三角洲提供, 经湖浪改造于潜山周缘缓坡区形成大面积薄层滩砂, 仅局部发育近平行于湖岸线、成排分布的厚层坝砂(图 6-D)。

总体而言, 紧邻三级层序界面之上的潜山隆起周缘型滩坝沉积(A/S值小, 孤立潜山局部暴露地表, 基岩— 三角洲复合供源)的坝体发育规模大于三级层序相对基准面上升期的水下潜山台地型滩坝沉积(A/S值增大, 孤立潜山没于水下, 物源供给减小且长轴三角洲单一供源)。

5.2 层序演化与滩坝砂体成藏的关系

5.2.1 三级层序最大洪泛面与主力烃源岩分布的关系

三级层序SQ2的最大洪泛面对应于白垩纪最大洪泛期(图 3, 图 4-C), 此时A/S值最大, Ruman凹陷沉积1套半深湖— 深湖亚相为主的厚层暗色泥岩, 厚度约100~900im。总有机质含量(TOC)为0.62%~2.92%, 类型以Ⅱ 型为主, 少量为Ⅰ 型; 镜质体反射率RO大于0.5%, 整体为1套高丰度、高成熟、以生油为主的优质烃源岩, 为近烃源岩的滩坝砂体形成岩性油藏提供了油源保障。

5.2.2 三级层序演化与滩坝储集层发育和非均质性的关系

因A/S值最小且孤立潜山局部暴露地表提供近源供源的影响, 紧邻SQ3三级层序界面之上所发育的潜山隆起周缘型滩坝沉积(图 6-A)总体具有物源供给量大、三角洲— 基岩复合供源、相对水深偏浅和波浪作用强的特点, 造成此时期的滩坝沉积具有“ 单一坝体厚度和面积大、粒度相对粗和储集层物性好” 的特点。例如SQ3准层序组1(四级层序1)的单一坝砂面积约为10ikm2, 单层厚度介于10~20im, 孔隙度约为20%~25%。

随着三级层序基准面上升, A/S值增大, 孤立潜山没于水下不提供局部物源, 此时总体物源供给减弱、仅长轴三角洲单独供源, 且相对水深变大、波浪作用减弱, 所形成的水下潜山台地型滩坝沉积(图 6-C)具有“ 单一坝体厚度变薄、面积变小, 储集层物性变差、非均质性增强” 的特点。例如, SQ3准层序组2(四级层序2)的单一坝砂面积减小、仅为1~4ikm2, 单层厚度变小、仅为2~3im, 孔隙度约为15%~20%。

5.2.3 四级层序洪泛面与局部盖层分布的关系

局部盖层分析结果表明, SQ3准层序组1(四级层序1)的洪泛泥岩厚度约为20~50im, SQ3准层序组2(四级层序2)的洪泛泥岩厚度15~30im, 2套洪泛泥岩均广泛分布于潜山周缘区, 确保滩坝成因岩性圈闭具有良好的顶、底板封盖条件, 决定了岩性圈闭的有效性。

Ruman地区SQ3准层序组1和准层序组2(四级层序1和2)具有“ 油源条件好(紧邻下伏Renk组主力烃源岩)、顶部盖层条件好(上覆洪泛泥岩厚度大, 为15~50im)、砂体上倾尖灭现象明显” 等形成岩性圈闭的有利条件。厚层滩坝砂体与上倾尖灭线、下伏烃源岩、顶— 底板泥岩和侧向湖相泥岩封隔带等配套, 形成上倾尖灭和孤立透镜体等类型的岩性圈闭。基于坝体叠合图, 按照多层系、多套厚层坝体兼探的思路, 评价出有利钻探目标4个, 总面积约40ikm2。针对滩坝成因上倾尖灭岩性体部署的探井获勘探新发现(图 7), 拓展了岩性油藏勘探领域。

图 7 南苏丹Melut盆地Ruman凹陷砂质滩坝型岩性油藏的油藏剖面Fig.7 Lithologic oil reservoir profile of sandy beach-bar in Ruman sag, Melut Basin, South Sudan

6 结论

1)Melut盆地白垩系Gayger-Galhak组研究层段可划分为1个二级层序, 3个三级层序(SQ1、SQ2和SQ3), 其中重点研究层段SQ3内部又可进一步划分出6个准层序组(四级层序)。

2)不同级别的层序控制着滩坝沉积的发育位置和平面展布特征。二级层序控制滩坝沉积的垂向发育位置, 滩坝砂体主要发育于二级层序的相对基准面下降期; 三级层序演化控制滩坝沉积的平面展布, 三级层序基准面下降半旋回与上升半旋回的转换位置发育“ 坝体厚度大、单一坝体面积大、粒度相对粗和储集层物性好” 的潜山隆起周缘型滩坝沉积; 三级层序相对基准面上升期发育“ 坝体厚度薄、单一坝体面积小、储集层物性较差且非均质性增强” 的水下潜山台地型滩坝沉积。

3)不同级别的层序控制着滩坝砂体的岩性圈闭成藏要素。三级层序最大洪泛面控制Renk组主力烃源岩的分布, 三级层序演化控制滩坝储集层的发育规模与非均质性, 四级层序的洪泛面控制局部盖层(顶、底板泥岩)分布。

作者声明没有竞争性利益冲突.

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