烏爾遜—貝爾凹陷巖性?地層油藏形成條件及分布規律

吳海波，李軍輝，劉赫

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烏爾遜—貝爾凹陷巖性?地層油藏形成條件及分布規律

吳海波，李軍輝，劉赫

(大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶，163712)

烏爾遜—貝爾凹陷是海拉爾盆地油氣勘探的主區域，其剩余資源潛力較大。根據巖性?地層油藏成藏特征及分布規律，對有利勘探區帶進行預測。研究結果表明：烏爾遜—貝爾凹陷發育3套主力烴源巖、6種沉積體系，發育4類儲層及多個高孔隙帶，經歷5期構造運動，形成6次沉積間斷，在垂向上形成3套生儲蓋組合，為巖性?地層油藏的形成提供有利的地質條件。 按照圈閉成因及其幾何形態，將其發育的巖性?地層油藏劃分為巖性油藏、地層油藏和復合油藏3種類型油藏。油氣主要沿不整合面及不同級次湖泛面上下分布，平面上圍繞生油洼槽分布，不同的構造帶上巖性?地層油藏類型特征不同。經鉆探新發現3個整裝規模儲量的巖性?地層油藏，勘探效益顯著。

烏爾遜—貝爾凹陷；沉積體系；巖性?地層油藏；形成條件；分布規律

巖性?地層油藏具有隱蔽性強、勘探難度大和不易識別和發現等特點，對巖性?地層油藏的勘探是目前世界范圍面臨的難題[1]。近年來，隨著油氣勘探程度的日益提高和對地下地質情況認識的不斷深入，巖性油藏不斷被發現并日益受到石油地質學家的重視[2?3]。在我國的東部盆地特別是渤海灣盆地、松遼盆地和二連盆地，油氣勘探難度不斷加大，隱蔽油氣藏，特別是巖性油氣藏已成為重要的勘探對象[4]。海拉爾盆地是大慶探區松遼外圍盆地中最大的一個含油氣盆地，而烏爾遜凹陷和貝爾凹陷是該盆地目前發現的最有潛力的兩大凹陷，已成為大慶油田后備儲量的戰略接替地區之一[5]。海拉爾盆地歷經多年勘探，規模大、埋藏淺、構造簡單的圈閉多已鉆探，而形態好、面積大、成藏條件佳的構造圈閉的發現越來越難。復雜斷塊油氣藏的勘探程度已進入較高階段，面臨嚴峻的勘探形勢，亟待轉變勘探觀念，樹立新的勘探理念，有意識地探索巖性?地層油藏勘探領域。2005年以來先后發現了一批規模整裝的巖性?地層油藏。但是由于海拉爾盆地，具有多物源、短物源、相變快、斷裂系統復雜等特點，影響了對烏爾遜—貝爾凹陷巖性?地層油藏的成藏特征的認識，從而制約了巖性油藏的勘探，目前勘探程度較低，其探明石油地質儲量僅占總探明儲量的27.5%。因此，從目前的勘探現狀分析，由于海拉爾盆地烏爾遜—貝爾凹陷近幾十年的勘探主要是基于不同類型構造帶上的構造油藏，因而不論是勘探程度較高的富油凹陷還是勘探程度較低的含油氣凹陷，巖性?地層油藏的勘探程度均較低，勘探潛力巨大，是發現規模整裝儲量及實現油氣增儲上產的重要勘探領域。

1 地質概況

海拉爾盆地大地構造位置處于華北板塊和西伯利亞板塊之間，是疊置于內蒙—大興安嶺古生代碰撞造山帶之上的中新生代陸相沉積盆地，與蒙古國的塔木察格盆地實質上是一個盆地[6]。海拉爾盆地可劃分為“三坳兩隆”五個一級構造單元，由16個凹陷組成(圖1)[7]。其中烏爾遜凹陷和貝爾凹陷是海拉爾盆地的2個二級構造單元，是該盆地最有潛力的勘探區。烏爾遜凹陷面積2 240 km2，為一南北向展布、西斷東超的箕狀斷陷，南與貝爾凹陷、北與紅旗凹陷和新寶力格凹陷局部連通。貝爾凹陷是盆地內最開闊的凹陷，面積3 010 km2[8]。其構造演化可劃分為斷陷發育階段(銅缽廟組—南屯組沉積期)、斷坳轉化階段(大磨拐河組—伊敏組沉積期)和坳陷發育階段(青元崗組沉積期)具有中新生代“斷?坳”疊合的組合特征[9]。白堊系為盆地主體沉積，自下而上依次為下白堊統塔木蘭溝組、銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組、伊敏組及上白堊統青元崗組[10](圖1)。目前已經在基底、銅缽廟組、南屯組和大磨拐河組發現工業油氣藏。

圖1 烏爾遜—貝爾凹陷地層系統及區域位置圖

2 巖性?地層油藏形成的地質條件

2.1 發育3套主力烴源層

烏爾遜—貝爾凹陷自下而上主要發育銅缽廟組、南屯組和大磨拐河組一段三套烴源巖層，其中南屯組一段是主力烴源巖。源巖分析結果表明：對于銅缽廟組，有機碳質量分數為1.65%，氯仿瀝青“A”質量分數為0.25%，生烴潛量為4.45 mg/g，干酪根類型以Ⅱ型為主，綜合評價為中等－好烴源巖；對于南屯組，有機碳質量分數為2.16%，氯仿瀝青“A”質量分數為0.17%，生烴潛量為4.65 mg/g，干酪根類型以Ⅱ型為主，綜合評價達到好烴源巖標準。大一段有機碳質量分數為1.75%，生烴潛量為1.66 mg/g，氯仿瀝青“A”質量分數為0.082%，干酪根類型以Ⅲ為主，綜合評價達到中等烴源巖標準。其中以烏南次凹、烏北次凹、貝西次凹和貝中次凹為最佳生油區。資源評價表明，3套烴源層油氣總資源量為5.01×108t，這為該區白堊系巖性?地層油藏的形成提供了重要的物質基礎。

2.2 發育6種沉積體系類型

圖2所示為烏爾遜—貝爾凹陷南一段沉積體系分布。盆地具有沉積洼槽小、多物源、近物源、相帶窄、相變快的特點，主要發育沖積扇、扇三角洲、辮狀河三角洲、河流三角洲、湖底扇和湖泊相6種沉積體系(圖2)。受邊界斷層和凹陷內的同生斷層的控制，不同構造單元砂體類型分布有所區別。陡坡帶受邊界斷層控制，坡度大，沉積物快速入湖，形成沖積扇、扇三角洲和深水濁積扇等砂體，單個砂體分布面積不大，但數量多，厚度大，故也可形成規模較大的巖性油氣聚集。緩坡帶一般受多級斷裂坡折控制，砂體延伸距離較遠，一般發育辮狀河三角洲或扇三角洲砂體，部分凹陷的緩坡帶還發育濱淺湖砂壩砂體。由于坡度較緩砂體展布范圍比較大，故可形成大型巖性地層油藏。洼槽帶發育的湖底扇、深水濁積砂等砂體，與烴源巖直接接觸，有利于形成自生自儲型透鏡體油氣藏。

圖2 烏爾遜—貝爾凹陷南一段沉積體系分布

2.3 發育4種儲集層和多個異常高孔隙帶

烏爾遜—貝爾凹陷油氣儲層主要為下白堊統銅缽廟—南屯組，儲層巖石類型多樣，主要由火山碎屑巖(熔結凝灰巖和凝灰巖)、火山?沉積巖(沉凝灰巖和凝灰質砂巖)、含片鈉鋁石砂巖和普通砂巖組成[11?12]。

圖3所示為貝爾凹陷銅缽廟組、南一段、南二段儲層巖石類型組成直方圖。貝爾凹陷銅缽廟組—南屯組儲層由火山碎屑巖、火山?沉積巖和普通砂巖組成，其中，銅缽廟組儲層巖石類型主要為火山碎屑巖及火山?沉積巖和砂巖(圖3(a))；南屯組一段儲層巖石類型主要為火山?沉積巖、砂巖和火山碎屑巖組成(圖3(b))；南屯組二段儲層巖石類型主要由砂巖、火山?沉積巖和正常火山碎屑巖組成(圖3(c))。圖4所示為烏爾遜凹陷銅缽廟組、南一段、南二段儲層巖石類型組成直方圖。在縱向上儲層自下而上(從銅缽廟組到南屯組)表現為火山碎屑物質含量逐漸降低、最后過渡為砂巖的演變趨勢。而烏爾遜凹陷主要由砂巖、火山?沉積巖和和含片鈉鋁石砂巖組成，火山碎屑巖發育較少。其中，銅缽廟組儲層巖石類型主要由砂巖、火山－沉積巖及含片鈉鋁石砂巖組成；南屯組一段儲層巖石類型主要為砂巖；南屯組二段儲層巖石類型主要砂巖，其次為含片鈉鋁石砂巖和火山－沉積巖。

圖3 貝爾凹陷銅缽廟組、南一段、南二段儲層巖石類型組成直方圖

圖4 烏爾遜凹陷銅缽廟組、南一段、南二段儲層巖石類型組成直方圖

儲層中次生孔隙的形成與分布是決定巖性地層油氣藏產能和規模大小的關鍵。研究表明：在縱向上，貝爾凹陷銅缽廟組?南屯組發育2個異常高孔隙帶，其中貝爾凹陷的第1個異常高孔隙帶的埋深為1.30~ 1.80 km，第2個異常高孔隙帶的埋深2.40~2.70 km；而烏爾遜凹陷的3個異常高孔隙帶：第1個異常高孔隙帶的埋深為1.20~2.00 km，第2個異常高孔隙帶的埋深2.20~2.50 km，第3個異常高孔隙帶的埋深2.70~2.74 km。儲層孔隙度主要受儲層巖石類型、碎屑顆粒包殼、大氣水淋濾、沉積相帶及無機CO2注入等因素控制[12]。

2.4 經歷了5期構造運動形成6次沉積間斷

烏爾遜—貝爾凹陷經歷了5期構造運動，主要形成了6次沉積間斷[13]。其中區域性沉積間斷有3次，即下白堊統與上白堊統之間、大磨拐和組與南屯組之間、下白堊統與下伏地層之間的沉積間斷；局部沉積間斷有3次，分別是伊敏組與大磨拐河組之間、大二段與大一段之間、銅缽廟組與南屯組之間的沉積間斷(圖1)。這些間斷不僅為油氣運移提供了有利通道，而且在油氣運移結束后對油氣起到了封堵作用。

2.5 發育3套成藏組合

海?塔盆地經歷了斷陷期、斷?坳轉換期和坳陷期3個較為明顯的構造演化階段。在其演化過程中，由于受到構造、氣候、沉積物供給的變化，隨著湖盆周期性的擴展與收縮，沉積體系出現周期性的變化，從而造成多套砂巖儲層、多套烴源巖層和蓋層在縱向上相互疊置，在縱向上構成了多套生儲蓋組合。據此，可將烏爾遜—貝爾凹陷白堊系劃分為上、中、下3套成藏組合(圖1)，自下而上分別是上生下儲型儲蓋組合(銅缽廟組、基底)、自生自儲型儲蓋組合(銅缽廟組、南屯組)、下生上儲型儲蓋組合(南屯組，大磨拐河組)。構造活動與沉積演化控制生儲蓋組合配置關系與油氣富集部位，中下部組合中的銅缽廟組、南屯組是勘探的重點。

3 巖性?地層油藏類型

根據圈閉的成因及其幾何形態要素，將烏爾遜—貝爾凹陷的巖性?地層油藏分為3大類、7亞類、11種類型(圖5)。3大類分別是巖性油藏、地層油藏和復合油藏。其中巖性油藏和斷層?巖性復合油藏是發育的主要油藏類型，也是目前巖性?地層油藏的主要勘探對象。

圖5 烏爾遜—貝爾凹陷巖性?地層油藏類型模式圖

3.1 巖性油藏

烏爾遜—貝爾凹陷主要發育砂巖上傾尖滅和巖性透鏡體2類巖性油氣藏。

1) 巖性上傾尖滅油氣藏。該類油藏主要分布于烏爾遜—貝爾凹陷的斜坡上，如貝爾凹陷貝39井等油藏。主要沉積背景為水進水退較頻繁變化的湖岸或古地貌變化地帶。多數是因為砂巖儲集層沿上傾方向發生尖滅或側向變化，并被不滲透巖層所圍限，往往穿插于泥質巖中。

2) 巖性透鏡體油氣藏。巖性透鏡體油氣藏主要分布在烏爾遜—貝爾凹陷的洼槽帶，多數為洼槽帶發育的湖底扇或深水濁積砂體被非滲透泥巖層包圍而形成的油氣藏。由于巖性透鏡體位于烴源巖內，其生成的油氣可直接通過滲透層運移至巖性透鏡體圈閉中聚集成藏，如蘇20井、烏34井等油藏。

3.2 地層油藏

烏爾遜—貝爾凹陷地層油氣藏又可分為地層超覆油氣藏、地層不整合油氣藏和潛山油氣藏。

1) 地層超覆油氣藏。該類油氣藏一般分布在盆地邊緣斜坡帶上部或凸起上，如貝西生油洼陷中生成的油氣沿不整合面、斷層或砂體側向運移到貝西斜坡帶上部的圈閉中聚集成藏，以貝D8井等油藏為代表。

2) 地層不整合油氣藏。地層不整合遮擋油氣藏主要分布在凹陷的斜坡帶、盆地內部的古隆起、古凸起的周緣。由于盆地經歷了多期次構造運動，沉積砂體常被抬升剝蝕，后來又被新沉積的非滲透泥巖層遮擋，在不整合面之下易形成地層不整合油氣藏。如貝37井、蘇33井、霍3井等油藏。

3) 潛山油氣藏。潛山油藏目前主要分布在貝爾凹陷，主要發育基巖風化殼型和基巖裂縫型2種潛山油氣藏。

基巖風化殼型油藏以貝34井為代表，由于貝西次凹內烴源巖生成的油氣沿不整合面側向運移或沿斷層面垂向運移至蘇德爾特構造帶，在基巖風化殼型圈閉中易形成該類油氣藏。

基巖裂縫型油藏主要分布在蘇德爾特構造帶，該區的泥質巖中裂縫和孔隙較為發育，既是主要儲集空間類型，同時也是滲濾輸導的通道，在蘇德爾特發育的巖性圈閉易形成該類油氣藏，以貝14、貝16井為典型代表。

3.3 復合油藏

烏爾遜—貝爾凹陷的復合油藏主要斷層?巖性油藏、斷層?地層油藏2類。該油藏類型控制因素較復雜，既受構造條件控制也受巖性和地層條件控制，主要分布于斷層較發育且地層和巖性變化較大的地區。

3.3.1 斷層?巖性油藏

烏爾遜—貝爾凹陷斷層?巖性油藏主要受巖性和斷層2種因素封閉和控制，可進一步細分為順向斷 層?巖性型、反向斷層巖性型、斷鼻?巖性型和背斜?巖性型4種類型。

順向斷層?巖性型油藏主要發育在烏爾遜凹陷烏東斜坡帶，如烏31井、烏27井等油藏。其特點是斷層傾向與地層傾向方向一致，斷層傾角大于地層傾角，上傾受順向斷層摭擋，側翼受巖性因素控制。

反向斷層型油藏主要發育在貝爾凹陷的貝中次凹和貝西南斜坡帶，其斷層傾向與地層傾向相反，上傾受順向斷層摭擋，側翼受巖性控制，如希12井、貝D8井等油藏。

斷鼻?巖性型油藏在貝西南斜坡帶和烏北次凹有所發育，主要是在鼻狀構造背景下巖性側向尖滅而形成的油藏，以貝301、貝302井、蘇46井油藏為代表。

背斜?巖性油藏是在背斜構造背景下巖性側向尖滅而形成的油藏，如巴13井等。

3.3.2 斷層?地層油藏

斷層?地層油藏主要受斷層和地層2種因素封閉和控制，其在上傾方向主要靠地層不整合面遮擋(或不整合面和斷層共同遮擋)，側向靠斷層遮擋封閉。主要發育在斷層比較發育的斜坡帶高部位，如烏28井 油藏。

4 巖性?地層油藏分布規律

海拉爾盆地烏爾遜—貝爾凹陷白堊系巖性地層油藏的分布主要受古地形、有效儲層的分布范圍、有效烴源巖的分布范圍、地層不整合面以及構造等因素的控制，油氣主要富集在沉積洼槽帶邊緣、大型緩坡坡折帶、洼槽區內低凸起帶和斷階型陡坡坡折帶，并圍繞洼槽呈環狀分布。

4.1 平面上圍繞烴源造及周邊分布

平面上，烏爾遜—貝爾凹陷內發育多個生油洼槽，為油藏形成提供了豐富、優質的資源基礎，烴源層生成油氣通過砂體、斷裂或不整合等向周邊各類型圈閉運聚，凹陷內構造、巖性等多種油藏類型共生，形成了橫向疊加連片的復式油氣聚集區帶，油藏主要分布在生烴洼槽內或周邊斷裂構造帶上(圖6)。面積較大的生烴洼槽一般油氣儲量規模較大，如蘇仁諾爾、烏南、貝中等油田；發育在凹陷中部的洼槽(凹中洼)易形成“滿凹含油”的富油洼槽，如貝中次凹油藏。經勘探證實，已發現油藏均位于烴源造內部或者周邊，可見，圍繞烴源造周邊進行勘探部署將是今后勘探的重點方向(圖4)。

圖6 烏爾遜—貝爾凹陷烴源灶與油藏疊合圖

4.2 縱向上沿不整合面及不同級次湖泛面上、下分布

烏爾遜—貝爾凹陷經歷了5期構造運動，主要形成了6次沉積間斷。這6次沉積間斷形成的6個不整合面不僅為區域性油氣運移提供了有利通道，而且在油氣運移結束后對油氣起到了封堵作用。尤其是南屯組上、下的不整合面是最有利的“聚油面”[14]。銅缽廟組、南屯組和大磨拐河組一段3套成熟生油層上、下的不整合面是最有利的“聚油面”。目前海拉爾盆地已提交的探明儲量中有39%發現于銅缽廟組，54.6%發現于南屯組。這些油藏主要分布在南屯組最大湖泛面上下及T3，T23和T22不整合面附近(圖7~10)。

4.3 橫向上不同區帶發育的巖性油藏類型不同

構造帶類型與巖性油藏的形成和分布有密切的聯系，不同的構造部位巖性油藏的發育特征存在明顯的差別。在箕狀斷陷盆地中的陡坡帶、緩坡帶、繼承性洼槽區及中央構造帶上都不同程度地發現了巖性 油藏。

1) 在斷控陡坡帶的斷層下降盤，沉積了較厚的低位域砂體，且儲層物性良好，而發育在低位域砂體之上的湖侵域和高位域早期優質烴源巖既是其直接的油源巖，也是低位域砂體的蓋層，構成了良好的生儲蓋組合。斷控斷層的生長指數大，并易形成斷面泥質涂抹層，造成側向封堵，形成有利的斷層封閉，因此，在斷控陡坡帶附近容易形成斷層?巖性和巖性油藏，可多點成藏富油。單個油藏油柱高度不大，油水系統多，油水分異不徹底，但油藏復合體范圍內總的油層厚度較大，如貝西斜坡油藏(圖7)。

圖7 斷階型陡坡坡折帶油氣成藏模式圖

2) 繼承性深、小洼槽帶一般是盆地的沉積中心，也是凹陷的油源中心，巖性圈閉最發育。洼槽帶廣泛發育著低位扇三角洲或辮狀三角洲前緣砂體，直接被生油巖所包圍或側向交叉接觸，具備優先捕獲油氣的先決條件，受控陷斷裂和同沉積斷裂的作用，洼槽內構造復雜化，發育斷階帶和低凸起帶，有利的生儲蓋組合配置關系使得在斷階陡坡坡折帶、洼槽區內低凸起帶形成以斷層?巖性、構造?巖性和砂巖透鏡體等油藏為主的油氣聚集帶，如貝中次凹油藏(圖8)。

圖8 繼承性深洼槽區油氣成藏模式圖

3) 洼槽區的中央構造帶，左右逢源，是油氣運移的指向。加之構造帶上的斷塊、斷鼻等圈閉與洼槽區烴源巖形成良好的運聚組合關系，因此，洼槽區內發育的斷裂構造帶易于形成以巖性或構造?巖性等復合油藏為主的油氣聚集區帶，如霍多莫爾構造帶油藏等 (圖9)。

圖9 洼槽區中央構造帶油氣成藏模式圖

4) 在緩坡斷階帶上，受同沉積斷裂的控制，辮狀河三角洲或扇三角洲砂體發育，儲層物性良好，且由于緩坡帶是低勢區(相對于生油凹陷中心來說)，緊鄰生油中心，是油氣運移的指向區，發育的低位域砂體與湖侵域和高位域早期的厚層泥巖組合，容易形成斷層?巖性和巖性油藏，油層分布較穩定，厚度大，產能高，油藏規模大，如烏東斜坡油藏(圖10)。

圖10 斷階型大型緩坡坡折帶油氣成藏模式圖

5 有利勘探方向

陸相盆地由于沉積相變快，油氣多以近烴源巖的短距離運移為主，因此，確定陸相湖盆有利勘探區帶時，生烴凹陷的確定是關鍵，有利勘探區帶多圍繞生烴凹陷呈環帶分布。因此，在烏爾遜—貝爾凹陷進行有利區帶預測時主要以資源潛力(油源條件)為基礎，以構造背景和沉積體系為核心，以巖性地層油藏分布規律為依據，圍繞生油洼槽及周邊進行巖性?地層油藏有利勘探區帶的優選[1]。有利區帶的選擇，主要遵循以下原則：1) 位于主力生油洼槽內及邊緣，油源充足；2) 儲層發育的有利沉積相帶，扇(辮狀河)三角洲前緣砂體，同時兼顧斷裂走向與砂體的配置關系；3) 尋找繼承性發育、保存較好的大型緩坡斷階帶，同時兼顧烴源巖的位置及斷裂與砂體的配置關系；4) 早期斷陷，后期穩定發育的小、深洼槽，巖性油藏相對富集。

根據以上的綜合分析與選區原則，在烏爾遜—貝爾凹陷優選出以下7個地層巖性油藏的有利區帶：蘇仁諾爾構造帶、烏東斜坡地區、巴彥塔拉構造帶、貝西北次凹、蘇德爾特構造帶、貝西南次凹和貝中次凹(圖11)。其中在烏東斜坡、蘇德爾特和貝中次凹這3個區帶經鉆探獲得成功，新發現了3個儲量達 5 000×104以上的整裝規模的巖性?地層油藏，勘探經濟效益顯著。

圖11 烏爾遜—貝爾凹陷巖性地層油藏分布

6 結論

1) 烏爾遜—貝爾凹陷發育3套主力烴源巖、6種沉積體系，發育4類儲層及多個高孔隙帶，經歷了5期構造運動，形成6次沉積間斷，在垂向上形成3套生儲蓋組合，為巖性?地層油藏的形成提供了有利的地質條件。

2) 巖性?地層油藏縱向上沿不整合面及不同級次湖泛面上下分布，平面上圍繞烴源造及周邊分布，橫向上不同區帶發育的巖性油藏類型不同。不同的構造部位巖性油藏的發育特征存在明顯差別。

3) 在洼槽帶邊緣、大型緩坡坡折帶、洼槽區內低凸起帶和斷階型陡坡坡折帶是具有較大潛力的勘探領域，進而預測出蘇仁諾爾構造帶、烏東斜坡地區、巴彥塔拉構造帶、貝西北次凹、蘇德爾特構造帶、貝西南次凹和貝中次凹等7個區帶，是下步實現油氣增儲上產的主力方向，也是今后勘探的重點。

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(編輯 陳愛華)

Formation condition and distribution rule of lithologic and stratigraphic reservoirs in Wurxun—Beir Sag

WU Haibo, LI Junhui, LIU He

(Exploration and Development Research Institute, Daqing Oilfield Company Limited, Daqing 163712, China)

Wurxun—Beir Sag is the main area of oil and gas exploration in Hailar Basin and it has a great potential of residual hydrocarbon resources. According to hydrocarbon accumulation characteristic and distributing rule of the lithologic and stratigraphic reservoirs, the favorable exploration direction was predicted by comprehensive analysis method. The results indicate that there are three sets of regional source rocks, six depositional systems, four types reservoirs and many abnormal high porosity zones and develop five structural movements and six depositional breaks and contains three source-reservoir-caprock assemblages. These properties offer the favorable geological condition for forming the lithologic and stratigraphic reservoirs. Based on the origin and geometry of traps, the reservoirs are divided into lithologic reservoir, stratigraphic reservoir and compound reservoir. The oil and gas distribute mainly through unconformity surface and different flooding surfaces, and around the source trough. The characteristics of lithologic and stratigraphic reservoirs in different structural belts are different. Three full-scale lithologic and stratigraphic reservoirs were founded by drilling. The distinct exploration benefits were obtained.

Wurxun—Beir Sag; depositional systems; lithologic and stratigraphic reservoirs; formation condition; distribution rule

10.11817/j.issn.1672-7207.2015.06.028

TE121

A

1672?7207(2015)06?2178?10

2014?06?13；

2014?08?20

國家973項目(2009CB219306)(Project (2009CB219306) supported by the National Basic Research Development Program (973 Program) of China)

吳海波，博士，高級工程師，從事石油地質勘探研究；E-mail：wuhaib@petrochina.com.cn