一、Sequential extraction and compositional analysis of oil-bearing fluid inclusions in reservoir rocks from Kuche Depression, Tarim Basin（论文文献综述）
李胜玉[1]（2020）在《白音查干凹陷陡坡带下白垩统腾格尔组含砾砂岩储层成因及致密化过程研究》文中进行了进一步梳理二连盆地白音查干凹陷北部塔拉断裂构造带下白垩统腾格尔组储层为典型的低渗透型砂岩油藏,具有多变的地质条件、复杂的储集空间结构和较强的储层非均质性等特征。加深成岩环境特征、储层发育制约因素及孔隙演化过程的认识,是研究区低渗透含砾砂岩储层勘探开发的关键和开采技术创新突破的前提。针对研究区存在的问题,本论文基于前人的研究成果,以储层地质学、沉积学等多学科理论为指导,以二连盆地白音查干凹陷北部陡坡带下白垩统腾格尔组含砾砂岩储层为研究对象,以储层成因及致密化过程为研究重点,运用铸体薄片、扫描电镜、XRD衍射、流体包裹体等测试方法,开展储层岩石学特征、储层成岩环境演化、储层成因、储层孔隙恢复的研究。论文取得认识如下:（1）明确了研究区腾格尔组储集砂体成因类型为扇三角洲含砾砂岩体研究区腾格尔组沉积时期对应于湖盆强烈陷期,从而形成多物源、近物源、相变快、相带窄的扇三角洲含砾砂岩体。此类砂体的碎屑组分复杂、结构成熟度低;岩石类型包括岩屑质长石砂岩、长石砂岩、长石质岩屑砂岩及少量长石石英砂岩;残留粒间孔隙和次生孔隙为主;储层物性整体表现为低孔低渗型储层特征。（2）首次构建了研究区腾格尔组含砾砂岩储层多重成岩环境演化序列在成岩作用和成岩流体研究的基础上,首次构建了研究区腾格尔组含砾砂岩体储层成岩环境演化序列。研究区腾格尔组储层成岩阶段处于中成岩A-B期,期间发生三期油气充注,经历了早期碱性与埋藏成岩期酸碱交替的成岩环境演化过程。早成岩A期,沉积地层水呈弱碱性,成岩现象主要为压实排水和泥晶碳酸盐胶结;早成岩B期,第一次酸碱交替成岩环境,有机质逐渐成熟形成了短暂的弱酸性成岩环境,成岩现象表现为石英次生加大,随后转为碱性的成岩环境发育早期碳酸盐胶结和部分长石加大,期间发生第一期油气充注;中成岩A期,有机酸控制的酸性成岩环境,碳酸盐及长石质矿物受有机酸的影响发生溶蚀,形成的粒间或粒内溶孔改善了储层物性,同时见石英加大和自形晶体,期间发生第二期油气充注;中成岩A期末,随着有机酸浓度逐渐降低,转为碱性成岩环境,石英和高岭石发生溶解,同时晚期碳酸盐胶结发育,为第二次酸碱交替成岩环境,期间发生第三期油气充注,部分石英发育加大边;中成岩B期,有机酸逐渐被消耗,成岩现象为晚期碳酸盐胶结、黄铁矿、伊利石及绿泥石组合特征,证实成岩环境转变为弱碱性并持续至今。（3）明晰了研究区腾格尔组含砾砂岩储层发育控制因素沉积组构和沉积微相等原始沉积条件为研究区腾格尔组储层形成提供了先天条件,确定了砂体成因类型。成岩作用的差异性是决定腾格尔组储层特征的重要因素,决定了储层物性的好坏。压实或胶结等破坏性成岩作用导致储层物性变差,而建设性成岩作用如溶蚀作用促使长石或岩屑颗粒形成次生溶孔,提高了储层孔隙度。长石储层和岩屑储层的成岩作用演化模式呈现差异,前者表现为强胶结、弱压实、中溶蚀,后者表现为强压实、弱胶结、弱溶蚀。构造作用控制了油气藏的形成与分布,构造高部是研究区腾格尔组油气藏形成的关键。（4）查清了研究区腾格尔组成岩相类型及分布特征桑合地区扇三角洲平原的成岩相特征主要表现为压实作用强度中等至强、胶结作用弱、溶蚀作用弱至中等,储层物性极差;查腊格地区扇三角洲平原分流河道、扇三角洲前缘及前扇三角洲均发育强压实成岩相,储层物性差,为研究区主要的储层类型;桑合地区和古尔地区扇三角洲前缘河道间薄砂层、分流河道主砂体侧翼发育强胶结成岩相,储层物性较差;桑合地区扇三角洲前缘分流河道发育少量弱压实弱胶结成岩相,储层物性较好;桑合地区扇三角洲前缘分流河道、远源浊积扇等各粒级净砂岩发育中等压实作用、弱至中等胶结作用、强溶蚀作用的成岩相,储层物性最好。（5）首次定量恢复了研究区腾格尔组含砾砂岩储层致密化过程研究区腾格尔组含砾砂岩储层表现为先致密后成藏,致密化过程具体表现为:沉积埋深小于1100m,早期弱碱性成岩环境石英溶解作用贡献的增孔量为0.10%,压实作用和胶结作用造成储层减孔量为15.37%;埋深范围为1100m～1300m,长石颗粒等溶蚀作用贡献的增孔量为0.90%,石英加大作用造成储层减孔量为1.20%;埋深范围为1300m～1500m,溶蚀作用增孔量为2.60%,压实作用和胶结作用造成储层损失孔隙度2.78%,埋深1500m～2000m,晚期碳酸盐胶结作用损失孔隙度为5.08%,压实作用损失孔隙度为3.34%,石英和高岭石溶解增孔量为0.45%;埋深2000m～2500m,压实和胶结作用损失孔隙度为1.21%,次生溶蚀孔隙和微裂缝增孔量为1.74%;溶蚀作用增孔量0.30%,胶结作用减孔量0.22%。
张卫刚[2]（2020）在《姬塬油田东南部铁边城区块延长组中下组合储层特性与成藏主控因素研究》文中进行了进一步梳理延长组中下组合是近年来鄂尔多斯盆地中西部姬塬油田深部层段石油勘探开发备受关注的新层系。铁边城区块位于姬塬油田东南部,延长组中下组合的长8、长9油层组在J51和W554等多口探评井试获工业油流,显示了较好的勘探开发潜力;但对其储层条件、成藏和富集分布规律等研究薄弱、认识不清,制约了勘探开发进程。本文采用钻井地质、岩心描述和样品测试数据约束下的测井解释、储层地质建模与油藏综合评价方法,系统开展了研究区长8和长9油层组的物源分析、沉积微相与相控砂岩储层特征及其四性关系研究和油水层识别,并进一步结合油-源对比、成岩-成藏时序关系及其源-储压差驱动力研究,综合探讨了长8和长9油层组的成藏主控因素和有利区分布。主要取得如下几点新的成果及认识:（1）碎屑矿物、图像粒度与岩心描述-测井相分析编图明确了铁边城区块长9至长8油层组的主控物源体系及其沉积微相特征,认为它们主体受控于NW-SE向的（盐-定）辫状河三角洲沉积物源体系,主要发育辫状河三角洲前缘近末端的水下分流河道和分流间湾两种沉积微相。其中,长9油层组上段在研究区西南部夹含有局限半深湖相暗色泥岩沉积,长8油层组在研究区东南部夹含有前三角洲亚相沉积。（2）岩心测试、测井解释与试油试采数据综合分析揭示,研究区长9砂岩属于超低渗-致密储层,孔隙度主值分布在（7～14）%、平均为10.16%,渗透率主值分布在（0.05～3）×10-3μm2、平均为0.46×10-3μm2,有效储层孔、渗、饱参数下限分别为8.0%、0.1×10-3μm2和50%;长8砂岩属于典型的致密储层,孔隙度分布在（4～10）%、平均为6.98%,渗透率分布在（0.01～0.3）×10-3μm2、平均为0.112×10-3μm2,有效储层孔、渗、饱参数下限分别为6.0%、0.05×10-3μm2和31%。（3）储层岩石学与成岩孔隙演化研究表明,研究区接近三角洲前缘末端沉积的长8、长9油层组砂岩粒度较细、石英含量相对较低、长石和塑性岩屑含量较高、经历了强烈的压实作用（减孔率高达61～67%）、较强的晚期碳酸盐及伊利石胶结作用（减孔率接近18～28%）和相对较弱的中期溶蚀作用（增孔率5.1～8.2%）,并于早白垩世晚期达到最大埋藏成岩和基本接近现今砂岩样品测试物性的超低渗-致密储层条件。（4）烃源岩与原油样品GC-MS测试资料及其油-源对比分析认为,研究区长8储层原油的17α（H）-C30重排藿烷(C30*)丰度很低、C30*/C30藿烷仅为0.08,C29Ts/C29降藿烷低至0.42,主体属于源自长7油页岩的Ⅰ类原油;长9储层原油的C30*丰度较高,C30*/C30藿烷接近0.28,C29Ts/C29降藿烷为0.77,显示出长7油页岩为主、兼有长9暗色泥岩贡献的Ⅰ-Ⅱ类过渡型原油特征,从而也指示长9油层组暗色泥岩具有一定的生烃潜力。（5）成岩-成藏过程、源-储压差驱动力与成藏有利区预测结果表明,研究区长8和长9油层组主要发育超低渗-致密岩性圈闭和低幅度鼻状构造-岩性圈闭两种油藏类型,油气充注成藏与储层成岩致密化近于同步发生在早白垩世中晚期（123～105）Ma的最大埋藏增温期;成藏有利区分布主要受控于有效储层甜点区分布和源-储之间相对较高的过剩压力差（>5.0MPa）驱动力条件。
朱联强[3]（2020）在《川东地区二叠系茅口组油气成藏控制因素研究》文中研究说明四川盆地二叠系茅口组一直是盆地内碳酸盐岩油气勘探的重要层系,川东地区二叠系茅口组的勘探效果显着,展示出川东地区茅口组岩溶缝洞型储层良好的勘探前景。通过对川东地区茅口组油气成藏控制因素的分析,以期为川东地区二叠系茅口组的油气勘探提供借鉴。通过对川东地区二叠系茅口组气藏天然气组分及同位素特征的分析,明确茅口组气藏天然气的主要烃源岩层系。基于取芯段精细的岩芯观察、岩石薄片观察,结合阴极发光、原位微区微量元素、原位微区同位素等技术手段,分析茅口组储层发育的控制因素。根据茅口组的成岩演化,分析不同期矿物捕获的流体包裹体的岩相学特征、均一温度及成分,并结合区域埋藏史,明确茅口组的油气成藏期次及成藏时间。利用钻井资料以及二维地震格架线的解释成果,刻画研究区不同时期茅口组顶面的构造形态,恢复茅口组典型气藏的形成演化过程,并建立成藏模式。通过对川东地区茅口组气源岩生烃潜力、储层发育控制因素、油气藏形成演化等的研究,分析川东茅口组成藏的控制因素。论文取得的认识如下:（1）川东地区二叠系茅口组气藏的天然气主要来源于志留系及二叠系烃源岩,研究区两套烃源岩分布范围广,厚度较大,志留系烃源岩以Ⅰ型有机质为主,二叠系烃源岩以Ⅱ型有机质为主,残余有机碳含量普遍较高,生烃潜力好。（2）川东地区二叠系茅口组主要的成岩作用包括胶结充填作用、溶蚀作用、破裂作用以及白云石化作用等,表生期岩溶作用及白云石化作用是影响研究区茅口组储层发育最重要的成岩作用。（3）川东地区二叠系茅口组存在三期油气成藏,第四期为气藏调整改造;第一期为晚三叠世形成的古油藏,第二期为中～晚侏罗世形成的古油气藏,第三期为早白垩世形成的古气藏,第四期为晚白垩世以来古气藏调整和定型。（4）恢复了川东地区二叠系茅口组的成藏演化;晚三叠世印支运动期,古隆起上的檀木场及古隆起外的龙会场等构造高点发育古油藏;早侏罗世,檀木场、龙会场等构造圈闭范围和幅度进一步扩大,古油气藏持续形成;至早白垩世燕山运动期,古油气藏转化为古气藏,古隆起上的檀木场等构造形态继续保持,古隆起以外的龙会场等构造大幅抬升;晚白垩世以来,开江古隆起基本解体,古气藏受古隆起及喜马拉雅期构造运动共同控制,调整定型为现今气藏的分布格局。（5）建立了川东地区二叠系茅口组的油气成藏模式;以龙会场为代表的构造早期处于开江古隆起范围以外的相对构造低部位,但其圈闭形成早,形成早期古油藏,晚期调整为构造高部位,具“早聚晚藏”的特征;以檀木场为代表的构造位于开江古隆起的范围以内,从晚三叠世古油藏形成到早白垩世古气藏形成,其构造相对稳定,喜马拉雅运动期调整幅度小,为“原位”型的油气聚集。（6）二叠系茅口组油气成藏的控制因素为:（1）优质烃源岩的发育是油气成藏的基础;（2）优质储层的发育是油气成藏的关键;（3）构造演化与成藏期的匹配是油气成藏的核心;（4）良好的保存条件是油气成藏的保障。其中,优质储层的发育及良好的保存条件是研究区油气成藏的主控因素。
卿元华[4]（2020）在《川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理》文中研究表明川中凉上段、沙一段是川中致密油的主要勘探层系,致密油资源丰富,但是,因致密油储层形成机理认识不清晰,使川中致密油勘探开发受到极大制约。因此,利用油藏工程法、最小流动孔喉半径法等方法,确定致密油储层下限,进而对储层进行分类评价;通过显微薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞、物性等实验分析,系统分析致密油储层岩石学、储集性及成岩作用等特征;根据泥岩镜质体反射率、流体包裹体温度、粘土矿物演化、氧同位素地质温度计及不同自生矿物的赋存关系等,定时反演致密油储层成岩演化和孔隙演化特征;以铸体薄片定量统计为基础,以成岩演化序列为约束条件,定时定量恢复地史时期孔隙演化过程;根据流体包裹体测温、显微荧光分析,结合埋藏史及孔隙定时定量演化特征,明确孔隙演化与主成藏期耦合特征;以储层微观研究认识为基础,充分利用地球化学方法,对致密油储层形成机理开展深入研究,总结致密油储层发育主控因素,建立起3种不同类型致密油储层的形成模式,为预测致密油储层分布提供理论依据。主要取得如下成果认识:川中凉上段、沙一段致密油储层储集下限渗透率0.03m D、孔隙度2%,有效下限渗透率0.2m D、孔隙度2.8%。基于储层下限分析结果,根据物性将砂岩分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类,其中,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类为致密油储层。凉上段、沙一段的致密油储层主要发育于滨浅湖滩坝微相、湖泊三角洲分流河道微相的细、中砂岩内;压实作用是导致储层致密的最重要因素,与溶蚀作用有关的自生矿物充填是中-晚期砂岩物性下降的一个重要原因。长石、岩浆岩岩屑溶蚀是改善和形成致密油储层的关键因素;孔隙衬里绿泥石、烃类充注是原生孔隙得以保存的重要原因,也是中-晚期次生孔隙形成和保存的重要因素;广泛发育的裂缝主要与晚期燕山运动、早-中期喜马拉雅运动有关,显着提高了致密油储层的渗透率,是致密油储层低孔产油的重要保障。不同类型致密油储层孔隙演化特征存在明显差异。凉上段烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为24.42%、24.32%,加之自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为2.87%、1.11%,中成岩A期是次生孔隙主要发育期,溶蚀增孔量分别为1.25%、3.05%。沙一段衬里绿泥石型、烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为23.66%、24.79%、23.0%,以及自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为4.12%、3.70%、1.45%,溶蚀增孔量分别为1.78%、2.33%、2.81%。川中凉上段、沙一段致密油储层经历了3期烃类充注,以第二、第三期为主,第一期为典型的早期烃类充注。储层是在第二期烃类充注过程变得致密（孔隙度<10%）的,然后在整体致密背景下开始第三期烃类充注,表现出“边成藏边致密”的特征,这是川中凉上段、沙一段致密油储层形成及大规模富集油气的重要因素。川中凉上段、沙一段致密油储层溶蚀孔隙主要与中成岩A期的有机酸溶蚀有关;自上而下存在3个次生孔隙发育带,表现为次生孔隙发育带与沉淀带交替出现,次生孔隙发育带的形成主要是因为异常高压的幕式释放、扩散作用、热对流使溶蚀产物迁移出溶蚀带。最后,根据有利于致密油储层发育的成岩作用（主要是衬里绿泥石、溶蚀作用、烃类充注和裂缝）、古构造及沉积微相分布特征,实现了对致密油储层分布的综合预测。
胡凡君[5]（2019）在《库车坳陷克深地区超深层有效储层形成机理和分布规律》文中研究表明塔里木盆地库车坳陷克深地区是超深层油气勘探与研究的热点区域,其超深埋砂岩储层的成岩改造期次多、非均质性强烈、控制因素复杂,有效储层形成机理和分布规律存在较大的不确定性。本文针对克深地区超深层有效储层形成机理和分布特征,以克深2气藏下白垩统巴什基奇克组为研究对象,通过岩石薄片镜下观察、扫描电镜、阴极发光、流体包裹体测温等手段,对超深层砂岩储层岩石学、成岩作用、关键成藏期的储层物性进行研究,阐明了有效储层的主控因素、形成机理和分布规律。本文根据微观岩石组构和成岩作用将储层砂岩划分为4种类型:压实致密型砂岩（塑性颗粒含量大于15%）、碳酸盐胶结致密型砂岩（胶结物含量大于15%,且以方解石胶结物为主）、石英胶结致密型砂岩（胶结物含量大于15%,且以石英胶结物为主）以及低塑性弱胶结型砂岩。克深地区巴什基奇克组储层整体上处于中成岩B期。储层沉积后在早成岩A期经历了严重的压实作用,之后地层抬升遭受大气淡水淋滤,在早成岩阶段B期方解石胶结物大量形成,进入中成岩阶段后,发生了强烈的石英胶结作用,之后在3～1Ma储层经历了天然气充注。不同类型砂岩成岩演化过程差异明显:压实致密型砂岩塑性颗粒含量高,抗压实能力弱,天然气充注前已经压实致密;碳酸盐胶结致密型砂岩主要受控于早期方解胶结作用,方解石胶结物占据大量孔隙空间使该类砂岩在天然气充注前变得致密;石英胶结致密型砂岩在天然气充注前发育大规模的石英胶结作用导致此类砂岩没有经历天然气充注;低塑性弱胶结型砂岩在天然气充注时期依然保存较好物性,经历了天然气充注成为有效储层。低塑性弱胶结型砂岩一方面由于分布于水下分流河道中下部,刚性颗粒含量高使其抗压实能力强;另一方面由于该类砂岩中石英颗粒大多是来源于南天山物源变质岩成因的多晶石英,多晶石英颗粒表面自生石英晶体生长速率显着慢于单晶石英颗粒表面,有效的减缓自生石英的形成,从而形成了有效储层。使用自然伽马、声波时差、密度、中子和电阻率测井曲线,利用二维交会图法解释出研究区重点井巴什基奇克组储层砂岩类型。整体上克深205井和克深206井所在区域有效储层砂岩累计厚度最大,向四周逐渐变薄。
贾京坤[6]（2019）在《塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究》文中研究指明塔里木盆地海相碳酸盐岩层系是目前深层-超深层资源勘探的热点和难点。沉积盆地中压力场的研究是探明油气成藏机理的核心问题,但针对演化复杂的古老海相地层,地层压力的研究往往缺乏有效手段。本论文以奥陶系现今地层压力为约束条件,利用孔隙度-垂直有效应力关系图版（鲍尔斯图版）与原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型分析超压成因机制,并探索应用差异应力法恢复盆地构造挤压变形时期地层古压力,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法,重建顺托果勒低隆起中上奥陶统地层压力的演化过程。通过对比分析,简要探讨了研究区不同二级构造单元间压力演化及成因机制差异的影响因素。塔里木盆地顺托果勒低隆起现今地层压力在纵向上可划分为5个压力系统,奥陶系超压横向上受构造单元控制,断层附近或裂缝发育地层区压力系统封隔层遭到破坏而呈现为常压-弱超压,远离断层区则发育超压-强超压。根据鲍尔斯图版和测井组合综合分析,流体膨胀和构造挤压是研究区超压形成的主要成因。针对流体膨胀,本论文基于天然气成因分析建立了双因素增压模型,以原油裂解生气动力学实验为基础,计算原油裂解生气和天然气充注对地层压力的贡献,研究结果显示天然气充注是中上奥陶统在喜山晚期超压形成的主要因素,贡献率最高可达94%。针对构造挤压成因,本论文以方解石双晶的显微变形特征为突破口,探索应用差异应力法恢复顺南缓坡地区构造挤压变形过程中的孔隙流体压力,该地区中上奥陶统在加里东期和海西期地层压力系数分别为1.15～1.19和1.35～1.41。以现今地层压力和超压成因分析为约束,辅以包裹体热动力学模拟法和盆地模拟法重建顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化。不同二级构造单元间演化趋势类似,但超压成因与增压幅度存在明显差异。研究表明,中上奥陶统地层压力整体上经历了常压-弱增压-泄压-增压-泄压-增压/常压的演化历史。顺北缓坡目的层早期受烃类充注与地层温度等因素曾形成超压,现今则因低地温梯度与后期构造断裂活动而处于常压-弱超压环境;顺托低凸起超压综合了油气充注、流体相态变化及构造挤压等多种因素;而顺南缓坡地层超压主要受早期构造挤压与晚期天然气充注等因素的影响;喜山期顺托-顺南地区地层稳定沉降,剩余压力得以保存,导致现今该区域仍多表现为超压环境。造成超压成因机制差异的原因主要与不同地区间的热机制与构造运动差异有关,相对应地促使不同地区的油气成藏时期、类型与强度也存在显着差异。
韩浩东[7]（2018）在《塔里木盆地寒武系储层成因及白云石化机理》文中提出塔里木盆地寒武系发育巨厚的白云岩,油气勘探潜力巨大。长期以来,受控于寒武系白云岩形成时代老、埋藏深度大、储层改造和破坏严重、保存条件复杂、储集层类型多样以及非均质性强等因素,导致其勘探程度较低,未见突破性进展。2012年在塔中隆起中深1井寒武系盐下白云岩获得油气发现,开启了寒武系白云岩油气勘探的新阶段。针对塔里木盆地寒武系储层成因及白云石化机理等问题,论文在充分吸收前人研究成果的基础上,以沉积学、岩石学、储层地质学及行业标准为理论研究依据,根据地质、钻井、测井等资料,利用薄片、扫描电镜、阴极发光、压汞分析、流体包裹体、电子探针、X衍射、主微量元素分析、碳氧同位素、锶同位素、镁同位素、高温高压溶蚀实验等测试分析手段,分析储层岩石学、储集空间、物性、孔隙结构特征,综合研究储层成岩作用并重点分析了白云石化机理、储层溶蚀机理、储层发育主控因素,结合沉积相、断裂系统、烃源岩、盖层及有利溶蚀区分布等因素综合预测了有利勘探区。研究表明:（1）塔里木盆地寒武系储层岩石类型主要包括晶粒白云岩、（残余）颗粒白云岩、泥微晶白云岩、藻纹层白云岩、角砾状白云岩、过渡型白云岩及泥微晶灰岩、白云质灰岩等;非储层岩石类型包括膏岩、盐岩等蒸发岩以及泥岩等。孔隙及缝洞均普遍充填白云石、方解石、有机质及粘土矿物、石英、黄铁矿等,并在局部发育硬石膏、天青石、重晶石、石英、萤石、胶磷矿、伊利石、海绿石等热液矿物及其组合。（2）塔里木盆地寒武系储层孔隙度、渗透率变化范围较大,孔隙度介于0.1%～23.9%之间,渗透率介于0.003×10-3μm2～11200× 10-3μm2之间。寒武系碳酸盐岩储层储集空间以溶蚀孔（洞）和晶间溶孔为主,其次为裂缝、晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔、粒间溶孔等。寒武系地层共发育5期裂缝,裂缝在地层和区域上分布非均质性强,裂缝参数受断裂控制明显。依据压汞曲线和铸体薄片图像分析,孔隙结构可划分为4种类型:粗喉-大孔型,细喉-中孔型,细喉-小孔型、微喉-微孔型。CT扫描孔隙结构三维重构结果表明残余颗粒细晶白云岩的物性和孔隙结构较好,是研究区较有利的储集岩类。基于铸体薄片图像处理的多重分形-K均值聚类分析方法为白云岩储层孔隙结构定量分类评价提供了有效的新途径。（3）塔里木盆地寒武系碳酸盐岩经历的主要成岩作用包括泥晶化作用、压实压溶作用、胶结作用、白云石化作用、重结晶作用、过白云石化作用、硅化作用、充填作用、去白云石化作用、溶蚀作用、破裂作用,其中对储层具有建设意义的主要有白云石化作用、溶蚀作用和破裂作用。依据岩石学特征和包裹体温度,寒武系白云岩所经历的成岩阶段可划分为同生成岩阶段、早成岩阶段、中成岩阶段、晚成岩阶段。结合构造、地层埋藏史分别建立了晶粒白云岩和（残余）颗粒白云岩的成岩序列及孔隙演化模式。（4）根据岩石学和地球化学特征,确定了塔里木盆地寒武系白云石化作用主要有蒸发泵白云石化作用、回流渗透白云石化作用、中-深埋藏白云化作用以及构造-热液白云石化作用。根据Mg同位素、Sr同位素及稀土元素等地球化学特征,确定了塔里木盆地寒武系白云石化流体主要为海源流体;而热液的来源包括高温地层卤水和幔源流体。在白云石化作用类型空间分布上,巴楚地区肖尔布拉克组以埋藏白云石化作用为主并受一定热液作用改造;吾松格尔组、阿瓦塔格组以蒸发泵白云石化作用为主;沙依里克组以蒸发泵白云石化和埋藏白云石化作用为主,且白云石化作用不彻底;下丘里塔格组以埋藏白云石化作用为主并受一定程度的热液作用改造。塔北地区下丘里塔格组白云岩主要以回流渗透白云石化及中-深埋藏白云石化成因为主,受构造-热液改造明显。热液白云石化作用在塔北及古城地区普遍发育,并且热液作用对这些地区储层改造有积极意义。受岩浆类型的控制,塔北和古城地区热液作用强于巴楚地区。（5）塔里木盆地寒武系储层溶蚀作用具有多样性,包括（准）同生期大气淡水溶蚀作用、埋藏溶蚀作用、表生岩溶作用以及与深大断裂有关的溶蚀作用,溶蚀作用控制了储层储集空间的发育。埋藏溶蚀高温高压溶蚀实验结果表明,任何温压条件下方解石都比白云石更易溶;理论计算与模拟实验均表明碳酸盐岩溶蚀作用存在最佳溶蚀深度段,对应于浅-中埋藏阶段;溶蚀作用能够大幅度提高岩石的渗透率;碳酸盐岩溶蚀作用受岩石孔隙结构、矿物成分影响明显,裂缝为溶蚀作用提供了优势通道。（6）塔里木盆地寒武系储层的形成、演化、发育分布以及储集体质量受沉积作用、成岩作用和构造作用的共同控制。结合沉积作用、成岩作用及构造作用特征,明确了研究区储层主要控制因素及其空间分布,建立了塔北、巴楚地区颗粒白云岩、晶粒白云岩储层成因模式。台内丘滩、台缘滩及膏云坪等有利的沉积相带控制了塔里木盆地寒武系储层的宏观分布;高频层序控制了早期大气淡水溶蚀作用对高能相带储集空间的改造;构造作用形成的断裂带及裂缝密集带为后期有机酸、CO2、H2S、热液等溶蚀流体对储层的溶蚀改造提供了通道。早期大气淡水溶蚀形成的溶孔发育的颗粒白云岩及膏质白云岩类储集体是孔隙发育的基础,后期有机酸、CO2、热液流体及TSR相关的流体等对碳酸盐岩的埋藏溶蚀作用对储集空间起到重要的保持和改造作用。（7）依据塔里木盆地寒武系沉积相、断裂系统、烃源岩、盖层、有利溶蚀区分布等因素,综合预测了塔里木盆地寒武系油气有利勘探区。下寒武统Ⅰ级有利区分布在巴楚地区和田河气田东缘、塔中1号断裂带南缘及塔北隆起区;Ⅱ级有利勘探区主要分布在玛扎塔格断裂带南缘和塔北隆起东缘;Ⅲ级有利区主要为台内滩及蒸发云坪,主要有和田河气田北缘、吐木休克-阿恰-柯坪-沙井子断裂带、塔中北缘、塔北南缘。中寒武统Ⅰ级有利区分布于塔北牙哈地区、塔中地区;Ⅱ级有利勘探区主要分布于古城地区和巴楚地区西南部;Ⅲ级有利勘探区主要分布于塔北隆起东缘、塔中隆起南缘地区及巴楚地区西部。上寒武统Ⅰ类有利勘探区分布于塔北英买-牙哈地区台缘丘滩储集体;Ⅱ类有利勘探区分布于塔中2号断裂带、轮古-古城台缘带及英东地区;Ⅲ类有利勘探区主要分布在巴楚和田河气田东北缘及塔中地区台内滩、潮坪沉积区。
赵欣[8]（2017）在《塔里木盆地库车地区中—新生代油气藏流体包裹体研究》文中研究指明库车地区位于塔里木盆地北部,是塔里木地区重点的天然气勘探区域,优质的地质条件使该地区的成藏前景优越。本论文以库车地区中新生代碎屑岩地层为目的层,通过岩心及薄片分析该地区的岩石构造特征和成岩作用特征,并依靠赋存于地层矿物和脉体中的烃包裹体和盐水包裹体测试,反演油气成藏史,进行详细研究来刻画成藏过程。实验分析表明,库车地区共见到四期烃包裹体:1)第Ⅰ1期,具黄褐色荧光的烃包裹体,代表低成熟重质油。2)第Ⅰ2期,具黄色、黄白色荧光的烃包裹体,代表成熟中质油。3)第Ⅱ期,具蓝色荧光的包裹体,代表成熟-高成熟轻质凝析油。4)第Ⅲ期,黑色气态烃包裹体,代表成熟-高成熟天然气。通过伴生盐水包裹体捕获温度结合地热-埋藏史分析,厘定了库车地区三期包裹体对应的成藏期次。三期烃包裹体都是喜山期成藏的产物,第Ⅰ1期和第Ⅰ2期烃包裹体形成于晚第三纪康村早中期（1710 Ma）,第Ⅱ期烃包裹体形成于康村晚期—库车早中期（105Ma）,第Ⅲ期烃包裹体形成于库车晚期—第四纪西域期（51 Ma）。三期烃包裹体表现出库车油气系统拥有晚期连续成藏的特点。库车地区构造板块复杂,成藏存在差异性,推测油气藏来源也不同。西部乌什凹陷油气来源于凹陷下部的三叠系烃源岩;东部依奇克里克构造带的油气主要来自于阳霞坳陷;中部克拉苏构造带的天然气主要来自于构造带下部和拜城凹陷的侏罗系烃源岩。
蔡来星[9]（2015）在《松南中央坳陷扶余油层致密砂岩油藏富集规律及主控因素研究》文中研究说明在优质源岩控藏理论和“储层甜点”找油思想的指导下,以优质源岩和优质储层的评价标准为基础,依托于生烃热模拟实验、恒速压汞实验、致密储层突破压力实验和油气充注实验等,开展典型致密砂岩油藏解剖,系统总结了松南中央坳陷区泉四段致密油的分布规律,剖析了不同类型致密砂岩油成藏的主控因素,建立坳陷型湖盆上生下储式致密砂岩油藏成藏模式。通过地球化学资料和生烃热模拟实验,由源岩排烃角度入手,从有机质丰度、类型和成熟度等不同方面,建立源岩评价标准。研究表明,松南中央坳陷区青一段源岩可分为“优质源岩”、“有效源岩和“无效源岩”三类,其中,TOC>2%、Ro>0.9%的暗色泥岩为优质源岩,排烃量达到150200×104吨/Km2,主要发育在长岭凹陷北部,红岗阶地东部斜坡区和华子井阶地、扶新隆起带西部斜坡区的青一段下段;而0.8%<TOC<2.0%、0.8%<Ro<0.9%的暗色泥岩为有效源岩,排烃量为50100×104吨/Km2,主要发育在长岭凹陷中部和红岗阶地;TOC<0.8%,Ro<0.8%的暗色泥岩为无效源岩,基本不具备生、排烃特征。并进一步指出,在距今80Ma年的嫩江组沉积时期,青一段泥岩埋深达到1000m,此时,有机质进入成熟阶段开始大量生烃;当埋深增加到2000m时进入生烃高峰,且伴有干酪根生气;当埋深达到2000m2500m范围内时,源岩累计最大生烃量不再增加,此时对应成熟阶段晚期。综合利用储层物性资料、铸体薄片资料、常规压汞资料、恒速压汞资料和扫描电镜资料,由孔喉结构角度出发开展致密砂岩储层评价,其中,I类致密储层10%<Φ≤12%,0.1mD<K≤1mD,喉道半径处于0.350.8μm,排驱压力处于0.31.5MPa范围,孔喉半径峰值处于0.160.63μm;II类致密储层7%<Φ≤10%,0.05mD<K≤0.1mD,喉道半径处于0.320.35μm,排驱压力处于1.52.5MPa范围,孔喉半径峰值处于0.0250.16μm;而在Φ<7%,K<0.05mD的III类储层中,油气充注的难度明显增大,多为无效储层。基于致密储层突破压力实验和油气充注实验,明确青一段超压是油气运移的动力,而喉道半径才是制约石油能否充注致密储层成藏的关键。通过总结工区内泉四段致密砂岩油藏分布规律,剖析其与源岩品质、超压特征、储层质量以及疏导体系的关系,认为成藏主控因素可以总结为:“优质源岩分布范围控制致密油藏展布格局;异常高压发育特征控制致密油藏范围及油气下排深度;优质储层控制致密油富集程度;源储沟通控制下部砂组含油性”共4个方面,并在此基础上提炼出坳陷湖盆上生下储式致密砂岩存在“凹陷区源内直排倒灌成藏”和“斜坡区源边反转断层遮挡成藏”两种成藏模式。
潘文龙[10]（2015）在《塔里木盆地塔东地区寒武—奥陶系油气流体包裹体研究》文中指出塔东地区位于塔里木盆地东部,是其下一步油气勘探的战略接替区,但该区经过多期叠加改造,油气藏分布复杂,急需对其进行详细研究来刻画成藏过程。本文主要应用流体包裹体来反演油气成藏史,对塔东地区寒武系-奥陶系区域构造特征、矿物生长顺序、流体包裹体镜下特征、烃包裹体光性特征、包裹体均一温度、成分分析、包裹体形成时间等方面对塔东地区流体包裹体进行精细研究,并对成藏期次进行厘定。在塔东地区共见四类烃包裹体,且东西部有差异,东部（英东2井、罗西1井）只发育两期烃包裹体,第Ⅰ期为发黄色荧光的烃包裹体,第Ⅱ期为发蓝色、蓝白色荧光的烃包裹体;西部（古城6井,古城4井,塔东2井和塔东1井）发现两期烃包裹体,第Ⅰ期为沥青包裹体,第Ⅱ期为黑色、黑灰色气态烃包裹体。对单个包裹体的荧光光谱分析、红外光谱分析和群体包裹体组分分析,认为塔东地区东部第Ⅰ期发黄色荧光的烃包裹体对应中成熟中质油成藏,第Ⅱ期发蓝色、蓝白色荧光的烃包裹体代表高成熟轻质油或凝析油气成藏。通过伴生盐水包裹体捕获温度结合地热-埋藏史分析,厘定了塔东地区四种烃包裹体对应的成藏期次。东部第Ⅰ期烃包裹体形成于晚奥陶世-志留纪,即代表晚加里东期成藏,第Ⅱ期烃包裹体形成于古近纪-新近纪,即代表喜山期成藏;西部第Ⅰ期烃包裹体形成于晚奥陶世-志留纪,即代表晚加里东期成藏,第Ⅱ期烃包裹体形成于白垩纪-古近纪,即代表燕山-喜山期成藏。塔东地区寒武-奥陶系古油藏呈现“东西分块”现象,成藏存在差异性,认为东西部油气藏来源不同,各期油质不同。东部第Ⅱ期烃包裹体代表的油气先充注到英东2井寒武系-下奥陶统,后向上运移至中上奥陶统,并横向运移至罗西1井中奥陶统。
二、Sequential extraction and compositional analysis of oil-bearing fluid inclusions in reservoir rocks from Kuche Depression, Tarim Basin（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、Sequential extraction and compositional analysis of oil-bearing fluid inclusions in reservoir rocks from Kuche Depression, Tarim Basin（论文提纲范文）
（1）白音查干凹陷陡坡带下白垩统腾格尔组含砾砂岩储层成因及致密化过程研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的主要问题 |
| 1.2.1 低渗透型储层勘探开发现状 |
| 1.2.2 成岩流体研究现状 |
| 1.2.3 储层成因研究现状 |
| 1.2.4 孔隙定量恢复研究现状 |
| 1.2.5 存在的主要问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 完成的主要工作量 |
| 1.6 取得的主要成果与认识 |
| 1.7 创新点 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 地理位置 |
| 2.2 地层及沉积特征 |
| 2.2.1 地层特征 |
| 2.2.2 沉积相类型及特征 |
| 2.3 构造演化特征 |
| 2.4 地温场特征 |
| 2.5 本章小结 |
| 第3章 储层基本特征 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.2 储集物性特征 |
| 3.3 储集空间特征 |
| 3.3.1 孔隙类型及含量 |
| 3.3.2 孔隙结构特征 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 储层成岩环境演化过程 |
| 4.1 成岩环境的识别 |
| 4.1.1 成岩作用类型及特征 |
| 4.1.2 成岩阶段的划分 |
| 4.1.3 成岩环境类型及特征 |
| 4.2 流体包裹体特征 |
| 4.2.1 流体包裹体岩相学特征 |
| 4.2.2 流体包裹体均一温度特征 |
| 4.2.3 流体包裹体盐度特征 |
| 4.3 成岩环境演化过程 |
| 4.3.1 多重成岩环境演化特征 |
| 4.3.2 成岩环境演化纵向物质表现 |
| 4.3.3 成岩环境演化序列特征 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 储层发育控制因素研究 |
| 5.1 沉积作用是控制储层发育的基础 |
| 5.1.1 沉积组构 |
| 5.1.2 沉积微相 |
| 5.2 成岩作用是控制储层发育的关键 |
| 5.2.1 成岩作用的差异性 |
| 5.2.2 成岩相类型及分布特征 |
| 5.3 构造作用对储层发育的影响 |
| 5.4 本章小结 |
| 第6章 储层致密化过程研究 |
| 6.1 孔隙度定量恢复研究方法 |
| 6.2 腾格尔组储层致密化过程 |
| 6.3 本章小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（2）姬塬油田东南部铁边城区块延长组中下组合储层特性与成藏主控因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状及问题 |
| 1.2.1 延长组中下组合勘探开发及研究现状 |
| 1.2.2 低孔渗-致密砂岩油藏评价技术研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 方法技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 主要成果认识及创新点 |
| 1.5.1 主要成果认识 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 第二章 区域地质构造特征 |
| 2.1 地理位置及构造单元归属 |
| 2.2 区域地质构造演化特征 |
| 2.2.1 中生代区域构造演化特征 |
| 2.2.2 新生代构造演化与后期改造特征 |
| 2.3 沉积层序构架及沉积演化特征 |
| 2.3.1 延长组沉积层序构架 |
| 2.3.2 延长组沉积演化特征 |
| 第三章 沉积微相及砂体展布特征 |
| 3.1 小层划分对比与界面构造特征 |
| 3.1.1 划分方法及原则 |
| 3.1.2 小层划分与剖面对比特征 |
| 3.1.3 主要小层界面构造特征 |
| 3.2 沉积物源分析 |
| 3.2.1 区域物源分区特征 |
| 3.2.2 研究区沉积物源特征 |
| 3.3 沉积微相及砂体展布特征 |
| 3.3.1 沉积微相划分标志 |
| 3.3.2 沉积微相类型 |
| 3.3.3 沉积微相及砂体剖面特征 |
| 3.3.4 沉积微相及砂体展布特征 |
| 第四章 储层基本地质特征 |
| 4.1 储层岩石学特征 |
| 4.1.1 砂岩类型与碎屑组分特征 |
| 4.1.2 填隙物组分特征 |
| 4.1.3 砂岩结构特征 |
| 4.2 储层微观孔隙结构特征 |
| 4.2.1 孔隙类型 |
| 4.2.2 孔喉分布特征 |
| 4.2.3 可动流体表征 |
| 4.3 储层成岩作用及成岩相 |
| 4.3.1 成岩作用类型 |
| 4.3.2 成岩阶段及其演化序列 |
| 4.3.3 成岩孔隙演化特征 |
| 4.3.4 成岩相平面分布特征 |
| 4.4 储层物性特征 |
| 4.4.1 长8油层组物性特征 |
| 4.4.2 长9油层组物性特征 |
| 第五章 储层四性关系及综合评价 |
| 5.1 储层四性关系与储层评价 |
| 5.1.1 储层属性参数的测井响应特征 |
| 5.1.2 储层测井二次解释模型 |
| 5.1.3 小层砂岩物性平面展布特征 |
| 5.1.4 储层分类及评价分区特征 |
| 5.2 有效储层下限及油水层判别标准 |
| 5.2.1 有效储层物性下限 |
| 5.2.2 有效储层含油饱和度下限 |
| 5.2.3 油水层判别标准 |
| 5.3 油水层解释结果及其分布特征 |
| 5.3.1 油水层二次解释 |
| 5.3.2 油水层剖面分布特征 |
| 5.3.3 储层含油饱和度分布特征 |
| 5.4 储层三维地质建模与综合评价 |
| 5.4.1 储层建模范围与方法 |
| 5.4.2 长8与长9储层三维地质模型 |
| 5.4.3 基于模型的储层综合评价 |
| 第六章 成藏条件与油藏类型及其受控因素 |
| 6.1 生烃-成藏期及其源-储压差的控藏因素 |
| 6.1.1 主生烃期与后期油气调整事件 |
| 6.1.2 包裹体测温与油气成藏期次 |
| 6.1.3 主生烃期源-储压差及其控藏因素 |
| 6.2 油-源对比关系及其控藏因素 |
| 6.2.1 样品与实验分析 |
| 6.2.2 原油地球化学特征 |
| 6.2.3 烃源岩地球化学特征 |
| 6.2.4 油-源对比及其运聚指向 |
| 6.3 油藏类型及其成岩-成储-成藏受控因素 |
| 6.3.1 油藏类型及其温压和流体特征 |
| 6.3.2 相控储层与成岩作用的控藏因素 |
| 6.3.3 储层致密化过程及其控藏因素 |
| 6.3.4 供烃-成藏模式及其受控因素 |
| 第七章 油气聚集有利区预测与评价 |
| 7.1 储层有效厚度及有利区预测 |
| 7.1.1 有效厚度下限 |
| 7.1.2 有效厚度单元圈定原则 |
| 7.1.3 有效厚度单元分布及其属性参数特征 |
| 7.2 油气聚集“甜点区”预测与评价 |
| 7.2.1 评价原则与方法 |
| 7.2.2 油气聚集“甜点区”预测 |
| 7.2.3 油气聚集“甜点区”储量估算 |
| 主要结论及认识 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间取得的科研成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（3）川东地区二叠系茅口组油气成藏控制因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.2.1 油气成藏研究 |
| 1.2.2 二叠系茅口组研究现状 |
| 1.2.3 存在的主要问题 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究思路及技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 1.5 取得的认识及成果 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 沉积演化 |
| 2.3 区域地层 |
| 2.4 勘探现状 |
| 第3章 天然气气源分析 |
| 3.1 天然气组分 |
| 3.2 天然气同位素 |
| 3.3 天然气气源 |
| 3.4 烃源岩特征 |
| 3.4.1 下志留统烃源岩 |
| 3.4.2 二叠系烃源岩 |
| 第4章 储层特征及发育控制因素 |
| 4.1 储层岩石学 |
| 4.1.1 石灰岩类 |
| 4.1.2 白云岩类 |
| 4.2 储集空间类型 |
| 4.2.1 晶间(溶)孔 |
| 4.2.2 溶洞 |
| 4.2.3 破裂缝和溶缝 |
| 4.3 成岩作用及演化 |
| 4.3.1 胶结作用 |
| 4.3.2 溶蚀作用 |
| 4.3.3 交代作用 |
| 4.3.4 破裂作用 |
| 4.3.5 云化作用 |
| 4.4 储层发育的控制因素 |
| 第5章 典型构造油气成藏期次 |
| 5.1 流体包裹体岩相学 |
| 5.1.1 檀木场构造 |
| 5.1.2 龙会场构造 |
| 5.1.3 福禄场构造 |
| 5.1.4 拔山寺构造 |
| 5.2 油气成藏期次 |
| 5.2.1 檀木场构造 |
| 5.2.2 龙会场构造 |
| 5.2.3 福禄场构造 |
| 5.2.4 拔山寺构造 |
| 第6章 油气成藏演化及控制因素 |
| 6.1 油气成藏演化 |
| 6.2 油气成藏模式 |
| 6.3 成藏控制因素 |
| 6.3.1 优质烃源岩的发育 |
| 6.3.2 优质储层的发育 |
| 6.3.3 构造演化与成藏期的匹配 |
| 6.3.4 良好的保存条件 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（4）川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 选题依据及意义 |
| 1.2 研究现状及存在问题 |
| 1.2.1 国内外研究现状及存在问题 |
| 1.2.2 研究区研究现状及存在问题 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路和技术路线 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 1.6 主要成果及创新点 |
| 1.6.1 主要成果 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 地层特征 |
| 2.1.1 地层划分 |
| 2.1.2 地层特征 |
| 2.2 构造特征 |
| 2.2.1 构造演化 |
| 2.2.2 构造特征 |
| 第3章 沉积相特征 |
| 3.1 区域沉积格架 |
| 3.2 沉积微相类型与特征 |
| 3.3 沉积微相纵横向展布 |
| 3.3.1 单井沉积微相 |
| 3.3.2 连井沉积微相 |
| 3.3.3 主要砂体沉积期沉积微相平面分布 |
| 第4章 致密油储层下限分析 |
| 4.1 储层下限分析 |
| 4.1.1 储集下限 |
| 4.1.2 有效下限 |
| 4.2 分类评价标准 |
| 第5章 致密油储层特征 |
| 5.1 岩石学特征 |
| 5.1.1 成分特征 |
| 5.1.2 结构特征 |
| 5.1.3 岩石类型 |
| 5.2 储集性特征 |
| 5.2.1 储渗空间、喉道类型及组合特征 |
| 5.2.2 孔隙结构特征 |
| 5.2.3 物性特征 |
| 5.3 成岩作用特征 |
| 5.3.1 压实作用 |
| 5.3.2 胶结作用 |
| 5.3.3 溶蚀作用 |
| 5.3.4 交代作用 |
| 5.3.5 破裂作用 |
| 5.4 致密油储层分类 |
| 第6章 致密油储层孔隙演化特征 |
| 6.1 致密油储层演化特征 |
| 6.1.1 致密油储层定时演化特征分析 |
| 6.1.2 致密油储层孔隙定量演化特征分析 |
| 6.1.3 致密油储层孔隙定时与定量演化特征 |
| 6.2 致密油储层孔隙演化与主要成藏期耦合特征 |
| 6.2.1 成藏期次 |
| 6.2.2 主要成藏期与孔隙演化耦合特征 |
| 第7章 致密油储层形成机理与主控因素 |
| 7.1 致密油储层形成机理 |
| 7.1.1 原生孔隙保存机理 |
| 7.1.2 溶蚀孔隙形成机理 |
| 7.1.3 裂缝形成机理 |
| 7.2 致密油储层发育主控因素 |
| 7.2.1 沉积微相 |
| 7.2.2 成岩作用 |
| 7.2.3 烃类充注 |
| 7.2.4 裂缝 |
| 7.3 致密油储层分布特征 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间取得学术成果 |
（5）库车坳陷克深地区超深层有效储层形成机理和分布规律（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 选题的目的与意义 |
| 1.3 国内外研究现状及存在的问题 |
| 1.3.1 深层-超深层油气勘探现状 |
| 1.3.2 超深层有效储层形成机理 |
| 1.3.3 工区研究现状及存在的问题 |
| 1.4 主要研究内容、研究方法及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容 |
| 1.4.2 研究方法与技术路线 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 区域地质概况 |
| 2.1.1 构造特征与演化 |
| 2.1.2 地层与沉积特征 |
| 2.2 油气地质条件 |
| 第三章 储层岩石学特征、物性及孔隙结构 |
| 3.1 储层岩石学特征 |
| 3.2 储层物性特征 |
| 3.3 孔隙结构特征 |
| 3.3.1 储集空间 |
| 3.3.2 孔喉结构 |
| 3.4 储层砂岩类型划分 |
| 第四章 储层差异化成岩演化与有效储层形成机理 |
| 4.1 储层成岩作用特征 |
| 4.1.1 压实作用 |
| 4.1.2 胶结作用 |
| 4.1.3 溶蚀作用 |
| 4.2 烃类充注期次与时间 |
| 4.3 不同类型砂岩的成岩-烃类充注序列 |
| 4.4 关键成藏期的储层物性 |
| 4.5 有效储层发育的控制因素和形成机理 |
| 4.5.1 原始沉积相对超深层有效储层的控制 |
| 4.5.2 物源有效储层的控制 |
| 4.5.3 有效储层形成机理 |
| 第五章 有效储层测井识别与分布特征 |
| 5.1 测井数据预处理与岩心归位 |
| 5.1.1 测井曲线深度校正 |
| 5.1.2 测井资料标准化 |
| 5.1.3 岩心归位 |
| 5.2 不同类型砂岩测井解释模板的建立与检验 |
| 5.2.1 测井解释模板建立 |
| 5.2.2 测井解释模板检验 |
| 5.3 有效储层的分布特征 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（6）塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点 |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 题目来源 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 研究现状与存在的主要问题 |
| 1.3.1 古压力恢复方法研究现状 |
| 1.3.2 研究区压力场研究现状 |
| 1.3.3 存在的主要问题 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 研究思路与技术路线 |
| 1.6 完成的主要工作量 |
| 1.7 主要认识与成果 |
| 第2章 研究区地质概况 |
| 2.1 构造特征 |
| 2.2 地层沉积特征 |
| 2.3 石油地质特征 |
| 第3章 现今压力场特征和超压成因分析 |
| 3.1 现今压力系统 |
| 3.1.1 现场测压数据 |
| 3.1.2 泥浆密度 |
| 3.1.3 测井数据 |
| 3.1.4 封隔层分布及压力系统划分 |
| 3.2 超压成因判别 |
| 3.3 奥陶系原油裂解生气-天然气充注增压定量模拟 |
| 3.3.1 原油裂解生气-天然气充注双因素增压模型建立 |
| 3.3.2 原油裂解生气动力学实验结果 |
| 3.3.3 模型计算结果分析 |
| 3.4 现今压力分布特征 |
| 第4章 流体包裹体恢复古压力 |
| 4.1 流体包裹体岩相特征 |
| 4.1.1 顺北缓坡 |
| 4.1.2 顺托低凸起及顺南缓坡北部 |
| 4.1.3 顺南缓坡北部 |
| 4.2 流体包裹体相关分析测试 |
| 4.2.1 激光拉曼测试 |
| 4.2.2 储层定量荧光技术(QGF/QGF-E) |
| 4.2.3 流体包裹体显微测温 |
| 4.3 利用流体包裹体恢复古压力 |
| 4.3.1 包裹体热动力学模拟法 |
| 4.3.2 古压力恢复结果 |
| 第5章 差异应力法恢复古压力探索 |
| 5.1 方法和原理 |
| 5.2 主应力方向确定 |
| 5.2.1 样品采集 |
| 5.2.2 实验方法 |
| 5.2.3 数据处理 |
| 5.2.4 结果分析 |
| 5.3 构造挤压变形时期剩余流体压力估算 |
| 5.3.1 岩石力学实验 |
| 5.3.2 剩余流体压力估算 |
| 第6章 顺托果勒低隆起奥陶系压力演化 |
| 6.1 典型单井压力演化恢复 |
| 6.2 典型剖面剩余压力演化史 |
| 6.3 研究区奥陶系成藏关键时期压力分布特征 |
| 第7章 讨论与结论 |
| 7.1 讨论 |
| 7.1.1 热机制差异 |
| 7.1.2 构造活动差异 |
| 7.1.3 油气成藏差异 |
| 7.2 结论 |
| 参考文献 |
| 图版 |
| 致谢 |
| 个人简历、在学期间发表的学术论文及研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（7）塔里木盆地寒武系储层成因及白云石化机理（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 选题依据及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 白云石及白云石化机理研究现状 |
| 1.2.2 碳酸盐岩储层溶蚀机理研究现状 |
| 1.2.3 塔里木盆地寒武系白云岩储层研究现状 |
| 1.3 主要研究内容 |
| 1.4 研究思路及技术路线 |
| 1.5 完成工作量 |
| 1.6 取得的主要成果及创新点 |
| 1.6.1 主要成果 |
| 1.6.2 创新点 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区地理位置 |
| 2.2 区域构造特征 |
| 2.2.1 构造单元特征 |
| 2.2.2 区域构造演化 |
| 2.2.3 构造断裂特征 |
| 2.3 地层特征 |
| 2.3.1 巴麦-塔中-塔北台地相区 |
| 2.3.2 塔东盆地相区 |
| 2.3.3 地层分布 |
| 2.4 沉积特征 |
| 第3章 储层特征 |
| 3.1 岩石学特征 |
| 3.1.1 晶粒白云岩 |
| 3.1.2 (残余)颗粒白云岩 |
| 3.1.3 泥微晶白云岩 |
| 3.1.4 藻纹层白云岩 |
| 3.1.5 角砾状白云岩 |
| 3.1.6 其他岩类特征 |
| 3.2 储集空间特征 |
| 3.2.1 孔隙类型及特征 |
| 3.2.2 溶蚀孔洞特征 |
| 3.2.3 裂缝特征及分布 |
| 3.3 物性特征 |
| 3.3.1 孔隙度 |
| 3.3.2 渗透率 |
| 3.3.3 孔渗关系 |
| 3.3.4 物性分布规律 |
| 3.4 孔隙结构特征 |
| 3.4.1 孔隙结构压汞分析 |
| 3.4.2 孔隙结构多重分形表征 |
| 3.4.3 基于CT扫描的孔隙结构分析 |
| 3.5 储层类型及分类评价 |
| 3.5.1 储层类型 |
| 3.5.2 储层分类评价及分布规律 |
| 第4章 储层成岩作用 |
| 4.1 成岩作用类型及特征 |
| 4.1.1 泥晶化作用 |
| 4.1.2 压实、压溶作用 |
| 4.1.3 胶结作用 |
| 4.1.4 白云石化作用 |
| 4.1.5 过度白云石化作用 |
| 4.1.6 去白云石化作用 |
| 4.1.7 溶蚀作用 |
| 4.1.8 硅化作用 |
| 4.1.9 破裂作用 |
| 4.1.10 充填作用 |
| 4.1.11 重结晶作用 |
| 4.1.12 硬石膏化、重晶石化、天青石化作用 |
| 4.2 成岩序列与孔隙演化 |
| 4.2.1 成岩作用阶段划分 |
| 4.2.2 成岩序列 |
| 4.2.3 孔隙演化 |
| 第5章 白云石地球化学特征及成因 |
| 5.1 白云石特征 |
| 5.1.1 基质白云石 |
| 5.1.2 充填白云石 |
| 5.2 流体包裹体 |
| 5.2.1 流体包裹体的基本特征 |
| 5.2.2 流体包裹体成分 |
| 5.2.3 流体包裹体均一温度 |
| 5.2.4 流体包裹体冰点与盐度 |
| 5.2.5 流体包裹体均一温度与盐度的关系 |
| 5.3 地球化学特征 |
| 5.3.1 X衍射特征 |
| 5.3.2 碳氧同位素 |
| 5.3.3 常量与微量元素特征 |
| 5.3.4 稀土元素 |
| 5.3.5 Sr同位素 |
| 5.3.6 Mg同位素 |
| 5.4 白云石化机理 |
| 5.4.1 蒸发泵白云石化作用 |
| 5.4.2 回流渗透白云石化作用 |
| 5.4.3 中-深埋藏白云石化作用 |
| 5.4.4 热液白云石化作用 |
| 5.4.5 不同成因的白云岩分布规律 |
| 第6章 储层溶蚀机理 |
| 6.1 (准)同生期大气淡水溶蚀 |
| 6.1.1 (准)同生期大气淡水溶蚀作用现象及分布 |
| 6.1.2 地球化学证据 |
| 6.1.3 影响因素分析 |
| 6.2 埋藏溶蚀作用 |
| 6.2.1 与有机质演化有关的埋藏溶蚀作用 |
| 6.2.2 与TSR作用有关的溶蚀作用 |
| 6.2.3 构造-热液溶蚀作用 |
| 6.2.4 碳酸盐岩埋藏溶蚀作用的热力学分析 |
| 6.2.5 碳酸盐岩溶蚀机理实验分析 |
| 6.3 表生岩溶作用 |
| 6.4 与深大断裂有关的大气淡水溶蚀作用 |
| 第7章 储层成因及有利勘探区预测 |
| 7.1 储层发育主控因素 |
| 7.1.1 沉积作用是储层发育的基础 |
| 7.1.2 成岩作用是储层形成的关键因素 |
| 7.1.3 构造作用是储层改造和优化的重要条件 |
| 7.1.4 寒武系储层发育主控因素空间分布规律 |
| 7.2 储层成因机理及形成模式 |
| 7.2.1 颗粒白云岩储层成因模式 |
| 7.2.2 晶粒白云岩储层成因模式 |
| 7.3 储层有利勘探区预测 |
| 7.3.1 烃源岩条件 |
| 7.3.2 有利储集体分布特征 |
| 7.3.3 盖层条件 |
| 7.3.4 有利勘探区预测 |
| 第8章 结论及认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读博士学位期间发表的论文及科研成果 |
（8）塔里木盆地库车地区中—新生代油气藏流体包裹体研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 选题背景及研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 烃包裹体研究现状 |
| 1.2.2 库车油气藏研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 区域构造特征 |
| 2.3 区域勘探史 |
| 第3章 库车地区油气储层特征 |
| 3.1 沉积特征 |
| 3.1.1 地层分布特征 |
| 3.1.2 沉积环境特征 |
| 3.1.3 沉积环境碳氧同位素特征 |
| 3.2 储层岩石学特征 |
| 3.3 成岩作用及其对储层的影响 |
| 3.3.1 压实作用 |
| 3.3.2 胶结作用 |
| 3.3.3 溶蚀作用 |
| 3.3.4 交代作用 |
| 3.4 构造裂缝特征 |
| 小结 |
| 第4章 库车油气藏烃包裹体期次研究 |
| 4.1 烃包裹体期次分析 |
| 4.1.1 侏罗系储层烃包裹体期次 |
| 4.1.2 白垩系储层烃包裹体期次 |
| 4.2 烃包裹体镜下特征研究 |
| 4.2.1 侏罗系储层烃包裹体特征 |
| 4.2.2 白垩系储层烃包裹体特征 |
| 4.3 烃包裹体分布特征 |
| 4.3.1 侏罗系储层烃包裹体分布特征 |
| 4.3.2 白垩系储层烃包裹体分布特征 |
| 4.3.3 区域烃包裹体分布特征 |
| 小结 |
| 第5章 库车油气藏烃包裹体光性特征 |
| 5.1 荧光光谱分析 |
| 5.1.1 荧光光谱强度特征 |
| 5.1.2 红/绿商特征（Q650/500） |
| 5.2 红外光谱分析 |
| 5.3 群体烃包裹体颗粒荧光分析 |
| 5.3.1 侏罗系储层颗粒荧光分析 |
| 5.3.2 白垩系储层颗粒荧光分析 |
| 小结 |
| 第6章 库车油气藏烃包裹体成分分析 |
| 6.1 库车油气藏烃源岩特征 |
| 6.2 烃包裹体组分气相色谱分析 |
| 6.2.1 类异戊二烯烷烃特征分析沉积环境 |
| 6.2.2 正构烷烃分析成熟度 |
| 6.3 烃包裹体组分气相色谱-质谱分析 |
| 6.3.1 甾烷类化合物 |
| 6.3.2 藿烷类化合物 |
| 小结 |
| 第7章 库车油气藏成藏史 |
| 7.1 烃包裹体温度特征 |
| 7.1.1 侏罗系储层烃包裹体温度特征 |
| 7.1.2 白垩系储层烃包裹体温度特征 |
| 7.2 成藏期厘定 |
| 7.3 成藏模式 |
| 7.3.1 库车油气藏成藏模式特征 |
| 7.3.2 库车油气藏成藏史 |
| 小结 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（9）松南中央坳陷扶余油层致密砂岩油藏富集规律及主控因素研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 创新点摘要 |
| 第一章 前言 |
| 1.1 论文依托 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.3 研究现状及发展趋势 |
| 1.3.1 优质源岩控藏作用及其评价标准 |
| 1.3.2 致密储层评价标准 |
| 1.3.3 上生下储式致密油成藏机理 |
| 1.4 主要研究内容及技术路线 |
| 1.4.1 主要研究内容及方法 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成的工作量 |
| 1.6 主要成果及创新点 |
| 第二章 地质概况 |
| 2.1 地理位置及构造区划 |
| 2.2 盆地构造演化 |
| 2.3 地层发育特征 |
| 2.4 研究区概况 |
| 第三章 优质源岩分布规律及生、排烃特征研究 |
| 3.1 烃源岩定性评价 |
| 3.1.1 烃源岩空间展布特征 |
| 3.1.2 烃源岩地球化学特征 |
| 3.2 烃源岩评价标准的建立 |
| 3.2.1 有机质丰度评价标准 |
| 3.2.2 有机质类型评价标准 |
| 3.2.3 有机质成熟度评价标准 |
| 3.3 优质源岩分布规律 |
| 3.3.1 ΔlogR模型的建立及验证 |
| 3.3.2 优质源岩空间分布规律 |
| 3.4 烃源岩生、排烃特征研究 |
| 3.4.1 生烃热模拟实验 |
| 3.4.2 烃源岩生烃定量评价 |
| 3.4.3 烃源岩排烃定量评价 |
| 第四章 致密储层主控因素及其评价标准的建立 |
| 4.1 储层特征研究 |
| 4.1.1 砂体展布特征 |
| 4.1.2 储层岩石学特征 |
| 4.1.3 储层物性特征 |
| 4.1.4 储集空间特征 |
| 4.1.5 储层孔喉结构特征 |
| 4.1.6 储层成岩作用特征 |
| 4.1.7 储层成岩演化序列 |
| 4.2 致密储层主控因素剖析 |
| 4.2.1 沉积母质对储层物性的控制作用 |
| 4.2.2 成岩作用对储层物性的控制作用 |
| 4.2.3 构造作用对储层物性的控制作用 |
| 4.3 致密储层评价标准的建立 |
| 4.3.1 常规压汞参数表征储层标准 |
| 4.3.2 物性参数表征储层标准 |
| 4.3.3 恒速压汞参数表征储层下限 |
| 4.4 储层“甜点”预测 |
| 4.4.1 测井模型的建立 |
| 4.4.2 储层“甜点”分布特征 |
| 第五章 致密油运聚特征及成藏期次研究 |
| 5.1 致密油充注实验及特征分析 |
| 5.1.1 致密储层突破压力实验 |
| 5.1.2 致密油充注实验 |
| 5.2 致密油成藏期次及类型划分 |
| 5.2.1 流体包裹体发育丰度及赋存特征 |
| 5.2.2 致密油成藏期次分析 |
| 5.2.3 致密油成藏类型划分 |
| 第六章 致密油藏富集规律及主控因素研究 |
| 6.1 致密油藏富集规律 |
| 6.2 成藏主控因素剖析 |
| 6.2.1 优质源岩分布范围控制致密油藏分布格局 |
| 6.2.2 异常高压发育特征控制致密油藏范围及下排深度 |
| 6.2.3 优质储层控制致密油富集程度 |
| 6.2.4 源储沟通控制下部砂组含油性 |
| 6.3 致密油成藏模式 |
| 6.3.1 凹陷区源内直排倒灌成藏模式 |
| 6.3.2 斜坡区源边反转断层遮挡成藏模式 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 在读期间参加的科研项目 |
| 致谢 |
（10）塔里木盆地塔东地区寒武—奥陶系油气流体包裹体研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 前言 |
| 1.1 选题目的及意义 |
| 1.2 研究历史及现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 1.4 完成的主要工作量 |
| 第2章 区域地质概况 |
| 2.1 研究区概况 |
| 2.2 区域构造特征 |
| 2.3 区域油气勘探概况 |
| 第3章 塔东地区储层特征 |
| 3.1 塔东地区地层分布特征 |
| 3.2 塔东地区岩性及沉积环境 |
| 3.3 塔东地区成岩作用 |
| 3.4 塔东地区的成岩演化序列及含烃包裹体情况 |
| 第4章 塔东地区烃包裹体特征 |
| 4.1 烃包裹体期次分析 |
| 4.1.1 塔东地区东部烃包裹体期次 |
| 4.1.2 塔东地区西部烃包裹体期次 |
| 4.2 烃包裹体岩石学特征 |
| 4.3 流体包裹体温度分析 |
| 4.4 烃包裹体光性分析 |
| 4.4.1 单个烃包裹体荧光光谱分析 |
| 4.4.2 单个烃包裹体红外光谱分析 |
| 4.5 烃包裹体分布特征 |
| 4.5.1 塔东地区东部烃包裹体分布特征 |
| 4.5.2 塔东地区西部烃包裹体分布特征 |
| 第5章 烃包裹体组分成熟度分析 |
| 5.1 实验方法及步骤 |
| 5.2 烃包裹体组分气相色谱分析 |
| 5.2.1 烃包裹体组分轻烃特征 |
| 5.2.2 烃包裹体组分OEP特征 |
| 5.2.3 烃包裹体组分类异戊二烯烷烃特征 |
| 5.3 烃包裹体组分气相色谱-质谱分析 |
| 5.3.1 藿烷类及甾烷类化合物 |
| 5.3.2 菲系列特征 |
| 5.4 小结 |
| 第6章 塔东地区成藏期厘定 |
| 6.1 塔东地区包裹体形成期 |
| 6.2 塔东地区成藏期厘定 |
| 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 作者简介 |
四、Sequential extraction and compositional analysis of oil-bearing fluid inclusions in reservoir rocks from Kuche Depression, Tarim Basin（论文参考文献）
- [1]白音查干凹陷陡坡带下白垩统腾格尔组含砾砂岩储层成因及致密化过程研究[D]. 李胜玉. 成都理工大学, 2020(04)
- [2]姬塬油田东南部铁边城区块延长组中下组合储层特性与成藏主控因素研究[D]. 张卫刚. 西北大学, 2020
- [3]川东地区二叠系茅口组油气成藏控制因素研究[D]. 朱联强. 成都理工大学, 2020(04)
- [4]川中侏罗系凉上段-沙一段致密油储层形成机理[D]. 卿元华. 成都理工大学, 2020(04)
- [5]库车坳陷克深地区超深层有效储层形成机理和分布规律[D]. 胡凡君. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [6]塔里木盆地顺托果勒低隆起奥陶系地层压力演化研究[D]. 贾京坤. 中国石油大学(北京), 2019
- [7]塔里木盆地寒武系储层成因及白云石化机理[D]. 韩浩东. 西南石油大学, 2018(01)
- [8]塔里木盆地库车地区中—新生代油气藏流体包裹体研究[D]. 赵欣. 中国地质大学(北京), 2017(02)
- [9]松南中央坳陷扶余油层致密砂岩油藏富集规律及主控因素研究[D]. 蔡来星. 东北石油大学, 2015
- [10]塔里木盆地塔东地区寒武—奥陶系油气流体包裹体研究[D]. 潘文龙. 中国地质大学(北京), 2015(01)