中国南方古生界-中生界油气藏成藏规律及勘探方向

中国南方古生界—中生界古油藏主要分布于黔中—雪峰 -江南隆起北侧 (以下古生界及上震旦统灯影组古油藏为主 ,其烃源主要是下寒武统 )及南盘江—十万大山地区上古生界及下三叠统台地及孤立台地边缘 (主要是上古生界及下三叠统自生自储型古油藏 ) ;现存古生界—中生界油气藏主要分布于四川盆地。根据南方多期构造改造及油气演化复杂性的特点 ,将南方古生界—中生界油气藏分成原生、次生及再生烃油气藏 3类。认为南方现存的古生界—中生界原生油气藏很少 ,绝大部分原生油气藏均已破坏成为古油藏 ,四川盆地现存的大多数油气藏是典型的次生油气藏。提出次生气藏有利勘探领域有川东南及大巴山前缘上石炭统—下三叠统、乐山 -龙女寺隆起东南斜坡上震旦统灯影组及下古生界、川西北地区及楚雄盆地北部凹陷上三叠统—下侏罗统煤成气藏 ,再生烃油气藏有利勘探地区有苏北盆地阜宁—盐城—海安—兴化—宝应地区、江汉盆地沉湖地区南部潜江—仙桃—牌州—汊参 1井地区及江西鄱阳盆地南部凹陷。这一认识已经得到苏北盆地盐城凹陷朱家墩气田、川东方斗山背斜带寨沟湾石炭系气田及江汉盆地沉湖地区南部开先台西油藏勘探发现的证实。     

鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏类型辨析

针对鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏是否为深盆气藏的问题,从成藏条件、成藏期次和气水分布特征等方面与典型的加拿大阿尔伯达深盆气藏进行综合对比。研究结果表明鄂尔多斯盆地上古生界气藏烃源岩分布广泛、生气中心不明显、生气速率较低、持续供气条件较差且供气分散,难以形成满足深盆气藏气驱水的动力;储层物性差、非均质性强、展布方向与构造走向一致且上倾方向为物性较差的致密层,不具备深盆气藏储层向上倾方向物性变好的条件;源储配置样式为"自生自储"式和"垂向叠置"式,由于砂体规模小、分布不连续,源储接触局限,不具备深盆气藏源储大面积接触的特征;天然气发生3期成藏,在盆地埋藏期与抬升期均可成藏,成藏时间较早,后期气藏调整改造强烈,不具备深盆气藏的保存条件。气水分布主要受储层物性和区域构造控制,分布复杂、分异不明显,没有气驱水形成的"气水倒置"界面。成藏特征综合对比分析表明鄂尔多斯盆地上古生界气藏并非深盆气藏,应为主要由储层物性控制的岩性气藏,该区油气勘探应以优质储层研究为重点。     

伊-陕斜坡山2段包裹体古流体势恢复及天然气聚集条件

恢复自烃类生成以来的各个地史时期的古流体势, 有助于正确认识油气藏的分布规律.通过对鄂尔多斯盆地伊-陕斜坡太原组—山西组砂岩储层流体包裹体样品的系统分析, 将其油气充注划分为6个期次; 结合埋藏史分析, 确定出6期油气充注发生的时间.在此基础上, 运用流体包裹体pVT热动力学模拟的方法, 获得了6期油气充注的古压力数据, 并计算出伊-陕斜坡山2段6期次天然气充注的古气势, 分析了古气势分布及时空演化规律, 认为区域构造和热史演化是其主要控制因素.结合区域地质资料, 探讨了天然气运移与聚集规律: 晚三叠世中期至中侏罗世末期, 山2段储层气势西南高而北部、东北部低, 天然气主要从西南向北、东北向运移; 中侏罗世末期至早白垩世末期, 气势西高东低, 天然气主要由西向东就近运移, 再向北和东北向运移; 早白垩世末至现今, 天然气藏进入聚集与散失的动平衡状态, 形成现今分布特征.榆林及其南部地区是天然气聚集的最有利地带, 其次为神木-米脂地区.      

济阳坳陷桩西潜山构造演化与油气成藏

桩西潜山是济阳坳陷构造变化最为复杂的地区,经历了多期构造运动,具有良好的油气勘探开发前景,但对其构造 演化过程一直未进行深入研究,影响了勘探开发工作的开展。该文在区域构造演化分析的基础上,利用平衡剖面分析方法 对桩西潜山构造演化过程进行了深入研究。结果表明,桩西潜山受控于华北板块,在太古代到中元古代陆核形成后的克拉 通构造背景和早古生代稳定的碳酸盐岩为主的沉积条件下,经历了印支期褶皱隆升、燕山期断块抬升和喜马拉雅期拉张块 断改造及掩埋3个演化阶段。基岩地层经历了印支期和晚燕山期两期构造挤压活动,但挤压作用较弱;现今褶皱是喜马拉 雅期形成的滚动背斜,桩西潜山为低位挤压-拱张褶皱型潜山。桩西潜山储层以下古生界寒武-奥陶系碳酸盐岩为主,潜山 构造演化控制了储层分布。储层类型以断裂岩溶带和裂缝为主,其次是风化壳岩溶带,主要形成潜山内幕裂缝性油藏。桩 西潜山油气来自孤北洼陷古近系沙三下亚段烃源岩,油气穿过桩南断层运移到潜山成藏。桩西潜山发育挤压-拱张褶皱型 和挤压-拉张断块型2种成藏模式,挤压-拱张褶皱型主要分布在背斜构造西翼,挤压-拉张断块型分布在背斜轴部应力最为 集中的地区,是富集高产的主要类型。     

临兴地区致密砂岩气藏形成机理与成藏模式

本文以鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密砂岩气成藏机理与成藏模式为研究目标,通过测井资料解释、流体包裹体测定和古流体压力恢复等方法,总结了气藏类型与分布特征,分析了其成藏期次、运移动力和输导体系,阐明了形成机理与成藏模式。研究表明,临兴地区上古生界主要含气层位为太原组、山西组和下石盒子组,气藏分布受生储盖组合、构造部位和储层物性控制。临兴地区上古生界主要有2期成藏,中侏罗世为第1期,天然气以CO2为主、含少量气态烃,储层中流体剩余压力较低,裂缝多未切穿石英颗粒,天然气运移速率较低,汇聚成藏规模小;早白垩世为第2期成藏,天然气以甲烷为主、含少量重烃和液态烃,储层中剩余压力较高,裂缝普遍发育并切穿石英颗粒,与断层结合形成了三维网状输导空间网络,流体运移速率大,运移距离长,汇聚面积大,形成了一系列大型气藏,是临兴地区上古生界最主要的成藏期。靠近紫金山岩体的地层,在晚侏罗世到早白垩世期间遭受高压流体的侵入,形成一个以岩体为中心向外逐渐减弱的成藏作用带。临兴地区致密砂岩天然气成藏模式可总结为:“两期成藏、晚期为主;早期非烃,晚期甲烷;超压为主、浮力次之;孔缝为主、断裂为辅;岩性占优、构造偏少”。     

基于恒速压汞技术研究页岩气储层孔隙结构:以湘西北地区五峰组页岩为例

页岩气储层孔隙结构是页岩气富集成藏、储层评价和优选有利区的关键参数,区分孔隙和喉道是表征页岩气储层孔隙结构的关键。本文选择4块具有不同渗透率的湘西北地区奥陶系五峰组页岩为研究对象,基于恒速压汞实验讨论孔隙和喉道的大小、分布特征及其相互关系以及与渗透率的联系。结果表明:具有不同渗透率的页岩样品表现为较为相近的孔径分布特征但差异较大的喉道分布特征。页岩样品渗透率的大小与孔隙半径没有明显相关关系;喉道大小及其分布特征是控制低渗储层孔隙结构的关键要素之一。渗透率较低页岩样品的喉道以喉道半径小且集中分布为特征,而渗透率较大页岩样品的喉道以喉道半径大呈分散分布但主要以大喉道为特征。喉道特征是研究页岩气储层储集空间和吸附能力的重要部分,在以后对页岩气的勘探开发中应特别注意及重视。     

华北上古生界煤层甲烷稳定碳同位素组成与煤层气解吸——扩散效应

华北上古生界浅层煤层甲烷稳定碳同位素具有颁布范围广、组成偏轻的总体分布特点,在进入高煤级煤阶段之后开始接近或落入腐殖型常规天然气甲烷稳定同位素分布范畴。该区浅层煤层甲烷稳定碳同痊素偏轻的现象主要起源于热力馏背景之上叠加的解吸－扩散效应,由此导致了煤层气原生带→过渡带→解吸带的垂向分带特征。     

中亚卡拉库姆盆地油气分布特征与成藏模式

卡拉库姆盆地是世界上仅次于西西伯利亚盆地和波斯湾盆地的第三大富气盆地。本文以获取的最新油气田储量数据为基础，采用石油地质综合分析方法，探讨了该盆地油气的层系和区域分布特征及其成藏模式。受区域盖层控制，盆地内的油气主要富集于两套层系：中侏罗统卡洛阶-上侏罗统牛津阶碳酸盐岩储集层和下白垩统欧特里阶沙特利克组砂岩储集层。前者富集了盆地内68.0%的石油储量、84.0%的凝析油储量和44.2%的天然气储量，后者富集了盆地内36.4%的天然气储量。上侏罗统蒸发岩之下的盐下油气田的区域分布主要受有利储集相带和古隆起构造展布的控制；生物礁和古构造主要发育于盆地东北部的北阿姆河亚盆地，并导致盆地内已发现的盐下油气储量主要分布于此。受蒸发岩区域盖层和深大断裂的控制，盐上油气田主要分布于蒸发岩发育区之外、蒸发岩较薄且主要为硬石膏的地区、以及蒸发岩发育区内的深大断裂附近。蒸发岩之上的盐上层系并非油气特别是天然气勘探的禁区，源自盐下烃源岩的天然气可以在盐上储集层内聚集并形成大气田。     

渭河盆地及周缘上古生界残留地层分布及油气意义

近年来,由于全球资源量的需求增多,作为勘探程度较低的渭河盆地受到了越来越多学者的关注。而制约渭河盆地油气勘探的主要矛盾是缺乏烃源岩,若盆地存在上古生界烃源岩,则具有重要油气地质意义,可为氦载体气成藏提供物质基础。为了研究渭河盆地及周缘上古生界残留地层分布特征,本文系统收集、整理了渭河盆地及周缘已有地球物理资料,结合地质、地震、钻井、地球化学等研究成果,明确了研究区上古生界残留地层分布,通过对比盆地南北缘上古生界烃源岩特征,探讨渭河盆地内部上古生界天然气勘探潜力。结果表明,渭河盆地内确实存在上古生界地层,主要位于西安凹陷和固市凹陷内,固市凹陷中煤系地层的厚度较西安凹陷大,且厚度较大处靠近南部。烃源岩产生的甲烷气通过盆地内大量的断裂运移到新生界断层封闭的圈闭构造中成藏,新生代地层中发育优质的储盖组合,新近系张家坡组上部分布大范围的湖泛沉积泥岩,构成了良好的区域性盖层,为天然气提供了有利的保存条件。此外,天然气藏的存在可为盆地内氦气成藏提供基础条件。对渭河盆地基底气源岩认识的深化,为鄂尔多斯周缘盆地群油气基础地质调查提供重要的借鉴意义。     

Exploration Potential of Marine Source Rocks Oil-Gas Reservoirs in China

So far,more than 150 marine oil-gas fields have been found onshore and offshore about 350. The marine source rocks are mainly Paleozoic and Mesozoic onshore whereas Tertiary offshore.Three genetic categories of oil-gas reservoirs have been defined for the marine reservoirs in China:primary reservoirs,secondary reservoirs and hydrocarbon-regeneration reservoirs.And three exploration prospects have also been suggested:(1)Primary reservoirs prospects,which are chiefly distributed in many Tertiary basins of the South China Sea(SCS),the Tertiary shelf basins of the East China Sea (ECS)and the Paleozoic of Tarim basin,Sichuan basin and Ordos basin.To explore large-middle-scale even giant oil-gas fields should chiefly be considered in this category reservoirs.These basins are the most hopeful areas to explore marine oil-gas fields in China,among which especially many Tertiary basins of the SCS should be strengthened to explore.(2)Secondary reservoirs prospects,which are mainly distributed in the Paleozoic and Mesozoic of the Tarim basin,Sichuan basin,Qiangtang basin and Chuxiong basin in western China,of which exploration potential is less than that of the primary reservoirs.(3)Hydrocarbon-regeneration reservoirs prospects,which are chiefly distributed in the Bohai Bay basin,North Jiangsu-South Yellow Sea basin,southern North China basin,Jianghan basin, South Poyang basin in eastern China and the Tarim basin in western China,of which source rocks are generally the Paleozoic.And the reservoirs formed by late-stage(always Cenozoic)secondary hydrocarbon generation of the Paleozoic source rocks should mainly be considered to explore,among which middle-small and small oil-gas fields are the chief exploration targets.As a result of higher thermal evolution of Paleozoic and Mesozoic source rocks,the marine reservoirs onshore are mainly gas fields,and so far marine oil fields have only been found in the Tarim basin.No other than establishing corresponding marine oil-gas exploration and development strategy and policy, sufficiently enhancing cognition to the particularity and complexity of China's marine petroleum geology,and applying new thoughts,new theories and new technologies,at the same time tackling some key technologies,it is possible to fast and effectually exploit and utilize the potential huge marine oil-gas resources of China.     

渤中凹陷碳酸盐岩潜山岩溶分带特征与优质储层分布规律研究

渤海湾盆地渤中凹陷西南环古生界深埋碳酸盐岩潜山天然气获得重大突破,钻井揭示古生界气层垂向上显示分段性特征,该区储层主要受岩溶作用的控制,认识研究区岩溶垂向分带特征是预测优质储层和油气分布的关键。文章利用岩心、薄片、电性特征、能谱测井U 值、C、O、Sr 同位素等资料,结合水动力作用的大小、方向,综合分析认为,岩溶储层垂向具有分带性特征,自上而下分为表层风化带、垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带,且其岩电特征与溶蚀作用强差异性控制了储层发育段。研究表明优质储层主要分布于表层风化带、水平潜流带,且分别在不整合面以下20 m 范围内和距不整合面50~200 m,此外在溶蚀作用弱的深部缓流带,白云岩发育区则是潜在优质储层发育带。明确岩溶垂向分带特征及储层发育规律,对下一步碳酸盐岩区油气勘探具有一定的指导意义。     

鄂尔多斯盆地加里东期不整合面类型及分布特征*

加里东期不整合面是早古生代华北板块内一个重要的盆地性质转换界面。鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳岩溶型油气藏和二叠系本溪组、太原组铝土质泥岩气藏的发现,促进了地质学家对该地区古生代加里东运动性质的探讨。基于大量的野外露头、钻井和地震资料,对加里东运动形成的不整合面的识别标志、不整合类型及其空间分布、不整合结构和时间变量进行深入解析。研究表明: (1)加里东运动后,鄂尔多斯盆地的古地貌形态大致可分为鄂托克旗—定边一带的高地貌区、神木—靖边—富县以及吴忠地貌过渡区、中东部地势低缓东倾区; (2)奥陶系顶部不整合面相邻地层呈角度各异的接触关系,具有“削截(下)—整一(上)”、“削截(下)—超覆(上)”的结构,整体表现为盆地边缘为具削截和褶皱的高角度不整合、盆缘向盆内过渡地区的低角度不整合及盆内大范围分布的平行不整合; (3)不整合面也是上、下古生界之间形成的主要风化壳界面,长期的沉积间断和风化剥蚀为该区铝土质泥岩发育奠定了环境背景,而铝土岩不仅可作为下古生界风化壳气藏的理想盖层,同时也是陇东勘探新区天然气大规模聚集成藏的有利场所。     

鄂尔多斯地区西部和南部奥陶纪海槽边缘沉积特征与天然气成藏潜力分析

鄂尔多斯地区自中—晚元古代至早古生代继承性地发育区域性海相沉积,大体经历了中—晚元古代大陆裂谷及拗拉槽、寒武纪陆表海台地、奥陶纪局限海台地及构造转换等三个主要演化阶段。分析认为,奥陶纪在盆地西部和南部存在对天然气成藏较为有利的海槽/台地边缘沉积相带。中—上奥陶统平凉组—背锅山组是盆地西部和南部下古生界天然气成藏的主要烃源层;奥陶系礁滩体岩性圈闭是最主要的圈闭类型。盆地西部的天环北段和南部的麟游北为两个近期天然气勘探的有利目标。     

鄂尔多斯盆地加里东期不整合面类型及分布特征*

加里东期不整合面是早古生代华北板块内一个重要的盆地性质转换界面。鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳岩溶型油气藏和二叠系本溪组、太原组铝土质泥岩气藏的发现,促进了地质学家对该地区古生代加里东运动性质的探讨。基于大量的野外露头、钻井和地震资料,对加里东运动形成的不整合面的识别标志、不整合类型及其空间分布、不整合结构和时间变量进行深入解析。研究表明: (1)加里东运动后,鄂尔多斯盆地的古地貌形态大致可分为鄂托克旗—定边一带的高地貌区、神木—靖边—富县以及吴忠地貌过渡区、中东部地势低缓东倾区; (2)奥陶系顶部不整合面相邻地层呈角度各异的接触关系,具有“削截(下)—整一(上)”、“削截(下)—超覆(上)”的结构,整体表现为盆地边缘为具削截和褶皱的高角度不整合、盆缘向盆内过渡地区的低角度不整合及盆内大范围分布的平行不整合; (3)不整合面也是上、下古生界之间形成的主要风化壳界面,长期的沉积间断和风化剥蚀为该区铝土质泥岩发育奠定了环境背景,而铝土岩不仅可作为下古生界风化壳气藏的理想盖层,同时也是陇东勘探新区天然气大规模聚集成藏的有利场所。     

中扬子地区下古生界海相泥-页岩含气勘探远景

利用中扬子区下古生界页岩的野外露头地质剖面、有机地球化学分析数据和钻井显示资料,分析中扬子下古生界页岩气资源勘探远景。研究表明,中扬子区下古生界海相泥-页岩主要以下寒武统水井沱组(或牛蹄塘组)和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为主。上述2套泥质岩和页岩有机质含量丰富、有机质类型好、热演化程度高,多数已达到成熟—过成熟阶段,是有效页岩气气源岩。中扬子区自加里东以来经历了多期构造运动、构造隆升和挤压作用,改善了页岩储层的储集性能,提高页岩气聚集量。湘鄂西区和江汉平原区南部下寒武统泥-页岩可作为有利页岩气勘探选区,而鄂西渝东区钻井揭示志留系见工业性气流,表明该区志留系页岩气潜力较大。     

古老碳酸盐岩层系油气储层地质特征

对研究程度较高的北美奥陶系碳酸盐岩油气田特征参数作了统计和分析,对比中国下古生界碳酸盐岩油气田,分析了古老碳酸盐岩油气储层的特点及主要控制因素。北美大陆奥陶纪沉积环境以环潮坪—浅水陆棚为主,储集岩可简单地划分为四种岩相类型,包括泥晶灰岩、粒泥灰岩、泥粒灰岩以及颗粒灰岩。晶间孔、角砾岩相关孔隙及溶蚀孔隙是最主要的孔隙类型,其中尤以晶间孔最为普遍。中国下古生界碳酸盐岩油气储层的演化更为复杂,原生孔隙损失殆尽。北美和中国的研究都表明,岩溶储层和白云岩储层是主要的有效储层。当埋深超过3000m时,白云岩是主要的储层岩石类型。在埋深增大的情况下白云岩保持更好的储集性能,这是一个基本的趋势。中国下古生界碳酸盐岩埋深较大,所以白云岩储层是一个特别值得关注的领域。     

雪峰山西侧盆山过渡带震旦系-下古生界油气地质调查研究进展

近年来针对雪峰山西侧盆山过渡带震旦系-下古生界油气新区新层系所开展的主要油气地质综合调查研究工作及取得的主要进展有：一是综合利用野外地质调查、微古化石和同位素地层测试及以往资料成果,建立完善了震旦系-下古生界统一的多重地层划分对比方案,新建了几丁虫等典型微古化石剖面和同位素地层剖面;二是基本查明区内构造格架和主要褶皱、断裂、滑脱层的分布特征,明确雪峰山主要为准原地构造隆起成因;三是较高精度地恢复了震旦纪-早古生代重点时期岩相古地理面貌及其沉积充填演化序列,揭示了沉积相带对生储岩石发育分布的控制关系;四是更详细地圈定了震旦系-下古生界9个重点层组烃源岩和储集岩的发育分布特征,划分出3套有利生储盖组合;五是解剖总结认为构造抬升和断裂活动是区内及邻区古油藏形成的主要控制因素．其中断裂是决定现今油气保存与勘探选区最重要的因素之一;六是优选出利川-恩施等4个有利含气远景区及2个较有利含气远景区,为深入开展油气勘探目标区优选、实现油气勘探新发现奠定工作基础。     

扬子地台北缘南郑马元—宁强阳平关沉积盆地沉积构造事件与海平面变化响应

位于扬子地台北部被动边缘的南秦岭南郑—阳平关一带古生代沉积盆地,发育一套早古生代—中生代碳酸盐岩夹细碎屑岩沉积,沉积构造及岩相清晰。通过对区内沉积盆地地层特征及侧向变化分析,初步划分出了6个层序,识别出若干个沉积体系域和层序界面。盆地沉积演化与构造体制、区域性构造运动密切相关,构造活动控制了海平面变化。近几年来,在南郑马元一带震旦系灯影组白云岩中,发现了近百千米的马元型铅锌矿带,因此,通过区域地层格架分析和层序地层学研究,进一步研究区域构造活动历史,恢复海平面变化细节,建立岩石地层格架,从微观上准确了解区域海平面敏感变化,从而更好地预测沉积矿产。     

塔巴庙气田上古生界致密储层裂缝系统基本特征及其在天然气成藏中的作用

塔巴庙地区位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡构造带上,构造平缓,一般认为不具备裂缝发育条件,然而大量岩心观察、薄片分析、物性测试、测井及试井资料证实,研究区上古生界发育以垂直或高角度裂缝为主的区域性分布构造裂缝系统,与区域构造变形具有同序性;其次为与地层局部挠曲变形有关的低角度构造裂缝系统。我们结合研究区裂缝系统的形态、产状、密度及裂缝分布范围等表观特征和前人区域应力场演化研究成果后认为,与区域水平挤压应力为主的多期隆升构造有关的区域性裂缝系统在塔巴庙地区天然气成藏过程中起双重作用,在自生自储组合中区域性裂缝以输导作用为主,在下生上储组合中储集作用为主。天然气成藏模式的建立,无疑对塔巴庙主力目的层盒2 3的勘探开发提供一定指导作用。     

四川盆地大湾—毛坝—铁山坡地区飞仙关组储层特征及其主控因素

21世纪是中国海相碳酸盐岩油气勘探开发的一个大发展期,目前中国海相碳酸盐岩油气田多数为埋深达4000m以下的深部古生界层系。如何在深层碳酸盐岩地层中寻找优质储层已成为油气勘探家们关心的焦点;近期发现的普光气田是中国目前发现的碳酸盐岩储层次生孔隙最为发育的气藏,并严格受控于沉积微相的分布及白云岩化、埋藏溶蚀作用等成岩相的控制。本文以“相控论”理论为指导,对川东北普光外围大湾—毛坝—铁山坡地区下三叠统飞仙关组优质储层形成与演化起主控作用的“储集相”——有利的沉积相、成岩相进行详细研究和解剖。通过露头剖面、钻井、测井和地震等资料的研究,结合单因素分析、多因素综合作图法,认为大湾—毛坝—铁山坡地区飞仙关组主要发育斜坡、台缘浅滩、开阔台地和局限台地4个沉积相单位。结合岩心详描和室内大量岩心、岩屑薄片以及铸体薄片的观察和研究,认为控制储层形成的关键是白云岩化、埋藏溶蚀作用等成岩相。根据铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、物性分析及压汞分析等手段,研究认为优质储层以大套溶孔粉-细晶残余鲕粒白云岩为特征,岩石中溶孔极为发育,以大孔粗喉型、中孔中喉型为主;物性较好,以高孔高渗和中孔中渗为主,孔渗相关性明显。相控储层作用明显,纵向上主要分布于飞二段至飞一段顶部,横向上台缘浅滩为有利储层的分布区。台缘浅滩相带控制了本区优质储层的岩性及大致空间分布范围,白云岩化及埋藏溶蚀作用则决定了优质储层的最终分布范围和储集性能。通过对大湾—毛坝—铁山坡地区台地边缘浅滩储层“相控论”的探讨,以期对中国深层海相碳酸盐岩的勘探起到抛砖引玉的作用。