苗春欣

（中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，山東 東營(yíng) 257015）

綜合資訊

烴源巖排流體特征及對(duì)近源油藏成藏的影響
——以東營(yíng)凹陷北部砂礫巖體為例

苗春欣

（中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，山東 東營(yíng) 257015）

文中分析了東營(yíng)凹陷古近系沙河街組烴源巖排出流體含油飽和度變化特征，以及有機(jī)酸和H2S的形成規(guī)律，探討了烴源巖排流體特征對(duì)近源砂礫巖體原油富集的影響，及其對(duì)儲(chǔ)層的改造作用。結(jié)果表明：隨演化程度增加，沙河街組烴源巖依次進(jìn)入排水為主、排低含油飽和度流體、排高含油飽和度流體和再次進(jìn)入排低含油飽和度流體階段；有機(jī)酸形成于烴源巖未熟—低熟階段至高成熟階段的整個(gè)生烴過(guò)程；熱化學(xué)成因的H2S在東營(yíng)凹陷普遍存在。北部砂礫巖體原油富集模式分為高壓、高飽和度流體充注成藏和低含油飽和度流體、高部位富集2類；烴源巖排出的有機(jī)酸及H2S有利于中深部?jī)?chǔ)層次生孔隙形成。推測(cè)成熟烴源巖向淺部或側(cè)向泄流通道附近，以及大量匯集烴源巖流體的儲(chǔ)層都是次生孔隙發(fā)育有利區(qū)。

烴源巖；地層流體；富集模式；有機(jī)酸；次生孔隙；東營(yíng)凹陷

盆地形成及演化過(guò)程中，所發(fā)生的油氣生成、儲(chǔ)層演化、油氣運(yùn)移成藏等一系列過(guò)程，都有地層流體的參與［1］。盆地內(nèi)地層流體的來(lái)源，主要包括沉積埋藏水、地表淋濾滲入水、深部來(lái)源水和內(nèi)部生成的烴類等。而對(duì)于來(lái)源及活動(dòng)時(shí)間、空間不同的地層流體，其對(duì)油氣成藏的影響作用不同。在所有流體中，來(lái)自于烴源巖的流體是控制油氣成藏的主要流體。研究其形成及演化規(guī)律、與儲(chǔ)層發(fā)生的流體-巖石相互作用及其對(duì)油氣富集的影響，對(duì)于深入研究油氣富集規(guī)律、指導(dǎo)高勘探程度油氣盆地的精細(xì)勘探具有重要意義。

東營(yíng)凹陷北部砂礫巖體與烴源巖具有較好的接觸關(guān)系，油氣大多為近距離運(yùn)移成藏，成藏流體基本保持了烴源巖排出流體特性。本文以東營(yíng)凹陷古近系沙河街組烴源巖及北部陡坡帶砂礫巖體為實(shí)例，探討烴源巖排出流體特征及其對(duì)近源油藏的成藏影響。

1　地質(zhì)概況

東營(yíng)凹陷是濟(jì)陽(yáng)坳陷中的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，是在古生界基巖古地形背景上經(jīng)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)育起來(lái)的中、新生代斷陷—坳陷盆地。北部近東西向和北東向邊界斷層斷裂活動(dòng)強(qiáng)，控制了整個(gè)凹陷的沉積演化，使盆地總體上呈現(xiàn)“北斷南超、北深南淺”的箕狀結(jié)構(gòu)［2］。

東營(yíng)凹陷古近系和新近系為盆地內(nèi)的主要含油層系，自下而上依次為孔店組、沙河街組、東營(yíng)組、館陶組和明化鎮(zhèn)組。經(jīng)勘探證實(shí)，凹陷的油氣主要來(lái)源于沙河街組沙四段和沙三下亞段泥頁(yè)巖［3-5］。在構(gòu)造運(yùn)動(dòng)及風(fēng)化剝蝕的作用下，凹陷北部演化成斷坡陡峭、溝梁相間的古地貌，形成了一系列古沖溝，沿著古沖溝形成了扇三角洲、近岸水下扇和滑塌濁積扇等粗粒沉積體，成為有利沉積儲(chǔ)層。盆地沉降過(guò)程中，由于沉積水體的頻繁波動(dòng)，縱向上，扇體與細(xì)粒泥巖重復(fù)疊置，扇體上方覆蓋的泥頁(yè)巖可以作為良好的蓋層，另外扇體扇根部位一般為泥質(zhì)含量較高的礫巖，也對(duì)油氣具有較好的側(cè)向封堵性。

2　烴源巖排出流體含油飽和度變化

烴源巖排出流體的含油飽和度，與烴源巖含油（水）飽和度、烴源巖束縛水飽和度、油水黏度等參數(shù)有關(guān)［6-7］。當(dāng)烴源巖含油飽和度較低（含水飽和度較高），且束縛水飽和度較低時(shí)，烴源巖排出流體含油飽和度相對(duì)較低；當(dāng)烴源巖含水飽和度接近于束縛水飽和度時(shí)，烴源巖以排出烴類流體為主。石廣仁等［6］認(rèn)為：烴源巖的束縛水飽和度與烴源巖滲透率有關(guān)，滲透率越低，束縛水飽和度越高，烴源巖滲透率為1 000×10-3～0.000 01×10-3μm2時(shí)，束縛水飽和度為20%～85%。東營(yíng)凹陷牛頁(yè)1井泥頁(yè)巖實(shí)測(cè)滲透率平均值為0.001× 10-3μm2，推測(cè)其平均束縛水飽和度要大于50%。

由于泥頁(yè)巖含油飽和度難以直接測(cè)定，因此本研究根據(jù)氯仿瀝青“A”分析測(cè)試資料，對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行輕烴恢復(fù)校正［8］，計(jì)算出總含油量，再結(jié)合烴源巖孔隙度數(shù)據(jù)，計(jì)算出東營(yíng)凹陷主力烴源巖（古近系沙河街組沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖）的含油飽和度變化剖面。烴源巖含油飽和度不僅反映烴源巖內(nèi)累積烴量，也受控于烴源巖排出流體的特征，是烴源巖排出流體特征的綜合反映。結(jié)合前人研究成果［3-4］，根據(jù)東營(yíng)凹陷烴源巖內(nèi)含油飽和度變化特點(diǎn)，推測(cè)出烴源巖整體排出流體中含油飽和度變化特征（見(jiàn)圖1）。

總體上，隨埋深增加，沙三下亞段和沙四上亞段烴源巖含油飽和度和排出流體含油飽和度呈階段性變化，可分為4個(gè)階段。

1）未進(jìn)入排烴門(mén)限，主要排水階段。烴源巖含油飽和度緩慢增加，此階段含油飽和度一般小于10%，未進(jìn)入主要的生排烴門(mén)限，原油多為氯仿可溶的大分子物質(zhì)或部分未熟—低熟成因油，具有較高的原油黏度。2）排低含油飽和度流體階段。此時(shí)烴源巖進(jìn)入生排烴門(mén)限，含油飽和度一般大于20%。由于含油飽和度相對(duì)較低，含水飽和度較高，束縛水飽和度較低，水更容易排出，烴源巖開(kāi)始排出低含油飽和度流體，同時(shí)，由于排出水量大于排出油量，使得烴源巖內(nèi)含油比例迅速升高，含油飽和度迅速變高。沙三下和沙四上亞段進(jìn)入此階段的深度分別約為2 500，2 200 m。3）烴源巖含油飽和度達(dá)到較高數(shù)值，進(jìn)入排高含油飽和度流體階段。此時(shí)，烴源巖進(jìn)入生排烴高峰階段，含油飽和度一般達(dá)到50%以上。由于烴類的大量生成及烴類與水的共同排出，含水飽和度迅速降低，接近于束縛水飽和度，此時(shí)含油飽和度趨于穩(wěn)定數(shù)值不再增加，排出流體也為高含油飽和度流體。沙三下和沙四上亞段進(jìn)入該階段的深度分別約為3 100，3 000 m。4）烴源巖含油飽和度逐步降低，排出流體含油飽和度再次降低。此階段對(duì)應(yīng)烴源巖生油高峰之后，由于氣體及低分子量烴類的生成，以及溫度的進(jìn)一步升高，大大降低了烴類流體的黏度，烴類流體更容易排出，且伴隨礦物轉(zhuǎn)化脫水、有機(jī)酸脫羧酸基等導(dǎo)致新生水的形成，含水飽和度升高，油飽和度下降，致使排出流體的含油飽和度逐步下降。沙三下和沙四上亞段進(jìn)入此階段的深度均為3 700 m左右。

3　烴源巖酸性流體的形成

3.1烴源巖內(nèi)有機(jī)酸

關(guān)于烴源巖內(nèi)有機(jī)酸的形成主要有2種觀點(diǎn)：一種認(rèn)為主要形成于未熟—成熟階段的干酪根裂解過(guò)程中［9-10］；另一種認(rèn)為可以一直持續(xù)到生烴終點(diǎn)［11］。本次對(duì)區(qū)內(nèi)主力烴源巖沙河街組沙三下和沙四上亞段烴源巖進(jìn)行了取樣分析，測(cè)試結(jié)果表明，樣品中甲酸根和乙酸根的質(zhì)量分?jǐn)?shù)明顯高于草酸根。這與3種離子本身的熱穩(wěn)定性有關(guān)，草酸根離子熱穩(wěn)定性相對(duì)較差。根據(jù)測(cè)試結(jié)果建立了烴源巖中甲酸根離子和乙酸根離子質(zhì)量分?jǐn)?shù)隨深度的變化剖面（見(jiàn)圖2）。不同層段有機(jī)酸的質(zhì)量分?jǐn)?shù)也存在一定差異，其中乙酸根和甲酸根平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為沙四段上亞段大于沙三段下亞段，有機(jī)酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)的特征差異可能與沉積環(huán)境及生烴母質(zhì)存在一定差異有關(guān)。

總體上，從淺到深，有機(jī)酸經(jīng)歷了從低到高再到低的演化過(guò)程，其峰值出現(xiàn)在埋藏深度3 000 m左右。有機(jī)酸的形成過(guò)程與油氣的生成過(guò)程基本是同步的，而且進(jìn)入生烴高峰期以后，有機(jī)酸仍保持了較高的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。從烴源巖內(nèi)有機(jī)酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化剖面可以看出，從未熟—低熟階段、成熟階段至高成熟階段，烴源巖中均具有較高的有機(jī)酸質(zhì)量分?jǐn)?shù)，這些酸性流體或隨地層水排出，或隨烴類流體排出，流經(jīng)儲(chǔ)層時(shí)，均會(huì)對(duì)儲(chǔ)層成巖演化產(chǎn)生重要影響。

3.2烴源巖內(nèi)H2S

烴源巖內(nèi)或排出流體中的H2S主要有3種成因，分別為細(xì)菌硫酸鹽還原作用、干酪根熱化學(xué)分解作用和熱硫酸鹽還原作用［12］。在形成H2S的同時(shí)，部分生成的H2S與地層水中鐵離子發(fā)生反應(yīng)，可以形成黃鐵礦（FeS2）顆粒。這些黃鐵礦顆粒的存在也可以作為判斷H2S形成的佐證。細(xì)菌硫酸鹽還原作用所形成的黃鐵礦一般為分散的草莓狀；熱化學(xué)成因所形成的黃鐵礦一般為厚度不均勻的集合體，甚至表現(xiàn)為塊狀集合體。如東營(yíng)凹陷利頁(yè)1井3 831.20~3 831.35 m頁(yè)巖后期充填的重結(jié)晶碳酸巖脈中黃鐵礦與碳酸鹽共生，呈富集狀態(tài)，表明其硫化氫來(lái)源于頁(yè)巖圍巖。來(lái)源于圍巖內(nèi)熱化學(xué)成因的H2S與水中鐵離子持續(xù)反應(yīng)，形成富集狀黃鐵礦，這種大顆粒黃鐵礦在3 000 m以下的沙四段烴源巖較為發(fā)育。另外，在石膏礦物與泥質(zhì)烴源巖接觸帶上，也會(huì)發(fā)現(xiàn)部分為順層分布、厚度不均勻的集合體，甚至表現(xiàn)為塊狀集合體，并且伴生有重結(jié)晶碳酸鹽礦物，表明其為熱硫酸鹽還原作用成因。這些富集塊狀黃鐵礦集合體的存在，均表明H2S的熱化學(xué)成因作用在東營(yíng)凹陷烴源巖中普遍存在。

4　烴源巖排流體特征的影響

4.1烴源巖排流體含油飽和度對(duì)油氣富集的影響

4.1.1中深部近源扇體油富集模式

在東營(yíng)凹陷北部，3 000 m以下的各種扇體中，由于與排高含油飽和度流體的成熟烴源巖接觸，或距離排高含油飽和度流體的源巖較近，其晚期成藏流體主要為高含油飽和度流體，并且受生烴增壓作用的影響，成藏流體一般具有較高的異常壓力［13-19］。由于儲(chǔ)層成巖作用較強(qiáng)，巖石總體表現(xiàn)為低—特低滲透性。在較為致密的砂巖儲(chǔ)層內(nèi)，流體非達(dá)西滲流特征明顯［16-18］，巖性越致密，其最小啟動(dòng)壓力梯度也越大，甚至在某些砂巖內(nèi)，啟動(dòng)壓力梯度可能接近或大于浮力梯度。因此，含油流體在運(yùn)移成藏過(guò)程中，浮力運(yùn)移作用會(huì)大大減弱，因此油水不容易產(chǎn)生重力分異。高壓、高含油飽和度流體在儲(chǔ)層內(nèi)呈活塞式整體推進(jìn)運(yùn)移，排擠出原有的地層水或早期注入的含烴流體。持續(xù)注入的高油水比例的含烴流體，會(huì)攜帶走圈閉中原有的地層水，形成高充滿度的油藏。如果砂體發(fā)育，會(huì)形成一系列非油即干的疊置的一系列油藏。民豐洼陷鹽家地區(qū)3 000 m以下的砂礫巖體即為高飽和度含烴流體充注富集模式（見(jiàn)圖3）。3 000 m以下的沙四段砂體接收沙四段烴源巖排出的高含油飽和度流體充注，排擠出早期流體，形成系列油藏。砂體非油即干，砂體均具有較高的充滿度。4.1.2淺部遠(yuǎn)離烴源巖帶富集模式

對(duì)于淺層扇體儲(chǔ)層，由于距離成熟烴源巖相對(duì)較遠(yuǎn)，其成藏流體中油的來(lái)源主要有2種：一種為未熟—低熟烴源巖排出的流體，這類流體本身含油飽和度較低，且經(jīng)長(zhǎng)距離運(yùn)移，被地層水稀釋后，含油飽和度更低；另一種為來(lái)源于成熟烴源巖排出的高含油飽和度流體，經(jīng)輸導(dǎo)層運(yùn)移至較淺層的流體，同樣受地層水的混合作用，至淺部?jī)?chǔ)層時(shí)，含油飽和度也會(huì)大大降低。

在淺部的儲(chǔ)層和輸導(dǎo)層一般為正常壓力系統(tǒng)，物性較好，流體一般為達(dá)西滲流或接近于達(dá)西滲流，并且以浮力及水動(dòng)力驅(qū)動(dòng)運(yùn)移為主。含油流體在向圈閉充注過(guò)程中，油首先占據(jù)構(gòu)造頂部，且優(yōu)先進(jìn)入較大孔隙的儲(chǔ)層［20-23］。鹽家地區(qū)淺部的砂礫巖體即為該類成藏模式：來(lái)自于沙三下亞段排出的低含油飽和度流體和來(lái)自于沙四上亞段且被地層水混合的低含油飽和度流體中，油在浮力作用下僅在部分物性較好的砂體的高部位富集（見(jiàn)圖3），砂體充滿度一般較低。因此淺層儲(chǔ)層應(yīng)該尋找構(gòu)造高部位，儲(chǔ)集性能較好，且與深部烴源巖溝通關(guān)系較好的儲(chǔ)層。

4.2烴源巖酸性流體對(duì)儲(chǔ)層的改造作用

從烴源巖深埋作用開(kāi)始，經(jīng)歷未熟—低熟階段、成熟階段至高成熟階段，持續(xù)生成酸性流體。而不同演化階段，其酸性流體特征、數(shù)量及溶解方式存在一定差異。由于有機(jī)酸及H2S等在油和水中均具有較強(qiáng)的溶解性，因而其既可以隨地層水從烴源巖內(nèi)排出，也可以隨烴類流體從烴源巖中排出。烴源巖持續(xù)排出的酸性流體對(duì)與該酸性流體接觸的儲(chǔ)層起到持續(xù)改造作用。

東營(yíng)凹陷儲(chǔ)層在埋藏深度大于2 800 m時(shí)，大部分砂巖壓實(shí)及膠結(jié)作用較強(qiáng)，孔隙度和滲透率大大降低，大部分砂巖儲(chǔ)層孔隙度小于10%，滲透率小于1× 10-3μm2，為低孔低滲儲(chǔ)層。而此深度范圍內(nèi)的酸性流體對(duì)儲(chǔ)層的改造作用則顯得更為重要。

筆者通過(guò)X射線CT掃描成像分析方法對(duì)東營(yíng)凹陷北部砂礫巖體儲(chǔ)層進(jìn)行進(jìn)行了溶蝕現(xiàn)象觀測(cè)。選取東營(yíng)凹陷北帶2塊砂巖樣品，一塊為未發(fā)生酸性流體溶蝕作用（或溶蝕作用較弱）（見(jiàn)圖4a），另一塊為酸性流體溶蝕作用較強(qiáng)樣品（見(jiàn)圖4b），對(duì)比溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層改造作用及孔隙的影響。圖4a樣品早期的較大孔隙均被碳酸鹽充填，并且部分長(zhǎng)石礦物被碳酸鹽礦物所交代，僅見(jiàn)少部分小孔隙未被碳酸鹽充填。圖4b樣品中碳酸鹽礦物主要充填于小孔隙及礦物邊緣縫中，并且部分交代了長(zhǎng)石礦物，而在大部分小孔隙被碳酸鹽膠結(jié)并且有部分長(zhǎng)石礦物被交代的情況下，仍然存在著大量的大孔隙，表明這些大孔隙均為碳酸鹽礦物溶蝕成因，大孔隙被碳酸鹽充填后，后期酸性流體溶蝕了碳酸鹽礦物，一旦溶蝕形成相對(duì)較大孔隙后，后期大部分酸性流體沿較大孔隙運(yùn)移，因此造成較大孔隙的進(jìn)一步擴(kuò)大，形成不均勻的溶蝕現(xiàn)象。對(duì)比兩者孔隙發(fā)育情況，推測(cè)圖4b樣品的碳酸鹽溶蝕形成的孔隙空間可能會(huì)占到總孔隙的60%以上。當(dāng)然，酸性流體對(duì)砂巖儲(chǔ)層的溶蝕作用程度與酸性流體總量、酸性流體與儲(chǔ)層接觸時(shí)間，以及易溶蝕的礦物發(fā)育程度等諸多因素有關(guān)。綜合烴源巖內(nèi)酸性流體形成特征及排出流體含油飽和度變化規(guī)律，推測(cè)烴源巖排出的酸性流體對(duì)儲(chǔ)層溶蝕作用有2種機(jī)制：一種為地層水溶解并攜帶酸性物質(zhì)，對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行溶蝕改造，這種機(jī)制可以發(fā)生在油氣充注之前到之后的任何階段；另一種機(jī)制為烴類流體溶解并攜帶酸性物質(zhì)進(jìn)入儲(chǔ)層，邊充注儲(chǔ)層邊溶蝕改造儲(chǔ)層。總之，不管是何種方式，只要與烴源巖接觸較好，或者能匯集到烴源巖排出的儲(chǔ)層，酸性流體均會(huì)對(duì)其進(jìn)行一定程度的溶蝕改造作用。東營(yíng)凹陷北部陡坡帶3 000 m以下大量發(fā)育的扇三角洲、近岸水下扇、滑塌濁積扇等砂礫巖體，多位于沙三下亞段和沙四段成熟烴源巖附近，部分滑塌濁積扇或扇三角淺源砂體呈指狀發(fā)育于烴源巖內(nèi)部。來(lái)自于烴源巖內(nèi)向淺處泄流通道附近，會(huì)持續(xù)或間歇接受酸性流體的溶蝕改造作用，一般會(huì)具有相對(duì)較好的物性條件。大量匯集烴源巖流體或深部流體的區(qū)域也是次生孔隙發(fā)育的有利區(qū)。

5　結(jié)論

1）東營(yíng)凹陷古近系烴源巖隨演化程度增高，烴源巖排出流體特征依次變化為：排水為主階段、排低含油飽和度流體階段、排高含油飽和度流體階段和再次進(jìn)入排低含油飽和度流體階段。對(duì)應(yīng)著烴源巖排出流體含油飽和度變化階段，東營(yíng)凹陷北部陡坡帶近油源砂礫巖體成藏模式分為2種典型模式：中深部的高壓高飽和度流體活塞式推進(jìn)成藏模式和淺部常壓低含油飽和度流體高部位富集模式。

2）東營(yíng)凹陷古近系烴源巖有機(jī)酸的形成伴隨著未熟—低熟階段至高成熟階段的整個(gè)生烴過(guò)程，且有機(jī)酸的生成高峰與烴源巖生烴高峰相對(duì)應(yīng)；H2S的形成主要為細(xì)菌硫酸鹽還原、含硫干酪根熱化學(xué)分解和熱硫酸鹽還原作用。推測(cè)成熟烴源巖內(nèi)向淺部或側(cè)方泄流通道附近，會(huì)持續(xù)或間歇接受酸性流體的溶蝕改造作用，一般會(huì)具有相對(duì)較好的物性條件。距離成熟烴源巖相對(duì)較遠(yuǎn)，但大量匯集烴源巖流體或深部流體的區(qū)域也是次生孔隙發(fā)育的最有利區(qū)。

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（編輯王淑玉）

Characteristics of formation fluids expelled from source rocks and their effects on reservoir forming:taking sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression as an example

MIAO Chunxin
（Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257015，China）

Oil content of formation fluids expelled from source rocks of Eogene of Dongying Depression in different thermal evolution stages were analyzed，and generation mechanism of organic acids and H2S in source rocks were researched also.According to these，the effects of oil-bearing fluids expelled from source rocks on oil accumulation of sand-conglomerate reservoirs near to source rocks were discussed，and the actions of acids generated in source rocks on sand-conglomerate reservoir secondary pore forming were investigated.With the increasing bury depth，the source rocks enter successively into water only expulsion stage，low oil content fluid expulsion stage，high oil content fluid expulsion stage，and again low oil content fluid expulsion stage.The organic acids generated in all source rock evolution stages，from un-matured to low matured to matured stage.The generating of H2S that originated from sulphurous kerogen cracking and thermochemical sulphate reduction occurred commonly in mature source rocks. The oil accumulation mechanisms of near-source rock sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression can be classified into two main patterns:pistol-like injection model with high pressure and high oil content fluids in middle and deep formation，top reservoir accumulation model with normal pressure and low oil content fluids driving by buoyancy in shallow formation.Organic acid and H2S expelled from mature source rocks are favorable for tight reservoir secondary pore forming.The reservoir that is inner and near to main channels for fluids expelled from source rock migration upward and horizontally，and reservoirs which is relatively far away from source rocks but accepting source rocks origin fluids are all favorable areas for secondary pore forming.

source rocks；formation fluid；accumulation pattern；organic acid；secondary pore；Dongying Depression

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973計(jì)劃）項(xiàng)目“陸相頁(yè)巖油形成演化與賦存機(jī)理”（2014CB239101）、“陸相頁(yè)巖油資源潛力與分布規(guī)律”（2014CB239105）；國(guó)家科技重大專項(xiàng)課題“濟(jì)陽(yáng)坳陷油氣富集機(jī)制與增儲(chǔ)領(lǐng)域”（2011ZX05006-003）

TE122.1

A

10.6056/dkyqt201604001

2015-12-30；改回日期：2016-05-25。

苗春欣，女，1974年生，工程師，學(xué)士，從事石油地質(zhì)研究工作。E-mail：149283520@qq.com。

引用格式：苗春欣.烴源巖排流體特征及對(duì)近源油藏成藏的影響:以東營(yíng)凹陷北部砂礫巖體為例［J］.斷塊油氣田，2016，23（4）：409-413.

MIAO Chunxin.Characteristics of formation fluids expelled from source rocks and their effects on reservoir forming:taking sand-conglomerate reservoir of northern Dongying Depression as an example［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（4）：409-413.