Characteristics and main controlling factors of reservoirs in the fourth member of Sinian Dengying Formation in Yuanba and its peripheral area, northeastern Sichuan Basin, SW China

Based on the abundant outcrops and 3 D seismic data in Yuanba and its surrounding areas in northeastern Sichuan Basin,the characteristics,main controlling factors and development regularities of reservoirs in the fourth member of Sinian Dengying Formation(shortened as Deng 4 Member)were analyzed comprehensively.The results show that the reservoirs were mainly developed in microbial dolomite associated with the microbial mound and dolarenite associated with grain beach,and had intergranular dissolution pores,inter-frame dissolution pores and karst caves as main storage space.The reservoirs were large in scale and strong in heterogeneity.The analysis of the reservoir genetic mechanisms shows that the reservoirs in the fourth member of Dengying Formation were the products of karstification on mound-beach facies deposited in the second episode of Tongwan movement.The karstification had the marks of eogenetic karstification such as granophyric karst system and half-dissociation zone.The reservoirs were controlled by the sedimentary facies belt,the mound beach facies was the decisive factor in reservoir development.Further analysis indicates that the Yuanba area had a geological background of well-developed platform margin mound beach facies,so mound beach bodies can be taken as a favorable exploration target.

Types and genesis of sweet spots in the tight sandstone gas reservoirs:Insights from the Xujiahe Formation,northern Sichuan Basin,China

Through comprehensively applying geological and geophysical data,as well as core and thin section observation,the characteristics of reservoirs and fractures in the second member of the Xujiahe Formation(hereinafter referred to as Xu2 Member)in the Yuanba area,northern Sichuan Basin,were studied.Combined with the analysis of the main controlling factors of production capacity,the types and characteristics of the sweet spots in the tight sandstone gas reservoir were determined.The evaluation standards and geological models of the sweet spots were established.The results are as follows:(1)There are bedding-parallel fracture-,fault-induced fracture-,and pore-dominated sweet spots in the tight sandstone gas reservoirs of the Xu2 Member.(2)The bedding parallel fracture-dominated sweet spots have developed in quartz sandstones with well-developed horizontal fractures and micro-fractures.They are characterized by high permeability and high gas output during production tests.This kind of sweet spots is thin and shows a limited distribution.Their logging responses show extremely low gamma-ray(GR)values and medium-high AC values.Moreover,the bedding parallel fracture-dominated sweet spots can be mapped using seismic methods.(3)The fault-induced fracture-dominated sweet spots have welldeveloped medium-and high-angle shear fractures.Their logging responses show an increase in peaks of AC values and total hydrocarbon content and a decrease in resistivity.Seismically,the areas with welldeveloped fault-induced fracture-dominated sweet spots can be effectively mapped using the properties such as seismic entropy and maximum likelihood.(4)The pore-dominated sweet spots are developed in medium-grained feldspathic litharenites with good reservoir properties.They are thick and widely distributed.(5)These three types of sweet spots are mainly determined by sedimentation,diagenesis,and tectonism.The bedding parallel fracture-dominated sweet spots are distributed in beachbar quartz sandstones on the top of the 1st sand layer group in the Xu2 Member,which develops in a shore-shallow lake environment.The fault-induced fracture-dominated sweet spots mainly occur near faults.They are increasingly developed in areas closer to faults.The pore-dominated sweet spots are primarily distributed in the 2nd and 3rd sand layer groups,which lie in the development areas of distributary channels near provenances at western Yuanba area.Based on the geological and seismic data,a comprehensive evaluation standard for these three types of sweet spots of the tight sandstone reservoirs in the Xu2 Member has been established,which,on the one hand,lays the foundation for the development and evaluation of the gas reservoir,and on the other hand,deepens the understanding of sweet spot in the tight sandstone gas reservoirs.

Seismic Sedimentology Study in the High-Resolution Sequence Framework——A Case Study of Platform Margin Reef-Beach System of Changxing Formation,Upper Permian,Yuanba Area,Northeast Sichuan Basin,China

The Yuanba （元坝） area is considered another potential large-scale reef-bank gas field following the Puguang （普光） field. However, there are lots of difficulties on the spatial and temporal distribution of reef-beach and the detailed prediction of the effective reservoir in the sequence stratigraphic framework. In this paper, based on the seismic data, well, log and core, we conduct a high-resolution sequence division and build an isochronal sequence stratigraphic framework for the Changxing （长兴） Formation by the methods of wavelet transformation, FMI, etc.. Then, the corresponding relationship among the lithologic facies, logging facies, seismic facies, seismic attribute facies and reservoir of Changxing Formation were established through well-seismic calibration and geological-geophysical modeling. Furthermore, detailed study on the spatial and temporal distribution of microfacies of the reef-beach was carried out by means of seismic attribute extraction. Meanwhile,combined with impedance inversion, the spatial distribution of porosity of reef-beach reservoir was predicted. The results show that the revolution of the reef-beach system contains three stages which are initial bioclastic bank establishment stage, reef development stage and exposure stage. Also, porosity inversion shows that the region with high value of porosity is located in the reef cap, fore reef and back reef.Seismic Sedimentology Study in the High-Resolution Sequence Framework

川东北宣汉地区海相“新型杂卤石钾盐矿”的发现、突破与前景

全球探明钾盐资源主体为古代海相可溶性固体钾盐矿床(氯化钾、光卤石),仅少量来自现代盐湖卤水钾矿。与国外不同的是,目前我国探明钾盐资源主体为现代陆相盐湖钾矿,古代海相可溶性固体钾盐找矿40余年,未获突破。四川盆地是我国主要大型海相成钾盆地之一,前人在中—下三叠统发现大量与硬石膏和白云石共伴生或互层的杂卤石,但绝大部分埋深超过2000 m,目前尚难以开发利用。2017年以来,笔者通过对四川盆地东北部宣汉盐盆普光地区卤水探井(恒成2、3井)岩芯复查,发现杂卤石主要与石盐共伴生,大量破碎的杂卤石碎屑颗粒分布于石盐基质中,KCl含量达边界工业品位以上,不同于钾石盐和光卤石,亦不同于前人发现的与硬石膏和白云石共伴生或互层的杂卤石(石膏型杂卤石),将之命名为“新型杂卤石钾盐矿”。小试和中试结果表明,该“新型杂卤石钾盐矿”可以采用对接井注水溶采,是能够得到规模化开发利用的“活矿”,是一种全新的硫酸盐+氯化物复合型海相可溶性固体钾盐矿床新类型。通过成钾条件、成矿规律综合研究,笔者提出了新型杂卤石钾盐矿“双控复合成矿”理论新认识、建立了“三高、两低、一大”综合测井识别新模型,创新理论技术指导设计部署“钾锂兼探”基准井——川宣地1井,探获厚29.46 m、氯化钾(KCl)平均含量12.03%(最高20.5%)的“新型杂卤石钾盐矿”厚层高品位工业矿层。与此同时,采用岩芯样品实测数据和测井解释数据拟合的方法,建立矿石K含量和密度参数的测井定量预测模型,结合“气钾兼探”,利用33口钻井数据,依据古代固体盐类勘查规范(2020),运用“几何法”,初步估算“新型杂卤石钾盐矿”氯化钾(KCl)资源规模:推断资源量2.45亿t(超大型)、潜在资源4.65亿t,合计7.1亿t,奠定了川东北达州市宣汉地区形成中国首个亿吨级海相钾盐基地的资源基础,取得了我国海相可溶性固体钾盐找矿的重大突破。

川东北元坝地区侏罗系陆相页岩天然裂缝发育特征及其对页岩油气富集和保存的影响

川东北元坝地区陆相页岩中天然裂缝发育,是影响页岩油气富集和保存的关键因素。本文依据岩心、镜下薄片和扫描电镜等资料研究该区侏罗系大安寨段和千佛崖组页岩层系天然裂缝的发育分布特征,探讨裂缝对页岩油气富集和保存的影响。结果表明,侏罗系页岩中主要发育构造裂缝、层理缝、穿层水力破裂缝和收缩缝,其中构造裂缝包括穿层剪切缝、顺层剪切缝和层内张开缝,层理缝是页岩中最为发育的天然裂缝,线密度介于66~357条/m之间,平均为188条/m。层理缝和收缩缝既是页岩油气的储集空间也是运移通道,改善了页岩的储集性能,有利于页岩油气的富集。构造裂缝、穿层水力破裂缝与层理缝相互连通形成的宏观裂缝网络是页岩油气排放的通道,对大安寨段页岩气的逸散影响较大,对千佛崖组页岩油的保存条件影响较小。研究成果可为四川盆地陆相页岩油气勘探开发提供基础性参考依据。

四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶刻画及预测

通过岩溶古地貌恢复、倾角约束增强相干、相控岩溶地震反演和非线性伽马模拟等技术,对四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶异常及有效储层分布进行了研究。研究结果表明:①四川盆地元坝地区二叠系茅口组在纵向上可划分为表层风化壳、垂直渗流带、水平潜流带3个岩溶作用带,茅三段相控岩溶储层受浅滩相带和岩溶作用共同控制,储层类型分为孔隙-孔洞型和半充填溶洞型。②岩溶残丘地貌相对较高,为岩溶作用供水区域,是相控岩溶发育的有利位置;溶丘平原地貌相对较低,为岩溶作用汇水区域。③倾角约束的增强相干技术可定性描述岩溶残丘内相控岩溶发育的有利带,研究区的该类储层主要分布于古地貌高部位,并呈北西向展布。④相控岩溶储层预测方法可以相对准确地预测有效岩溶储层的分布范围,研究区垄脊带、峰丛带岩溶储层最为发育,最大厚度为28m。

New Seismic Attribute Technology for Predicting Dissolved Pore-Fracture of Deeply Buried Platform Margin Reef-Beach System in Northeast Sichuan Basin, China

The large reef complexes of the Upper Permian Changxing Formation, with a significant breakthrough for petroleum exploration, are an important target for petroleum exploration in the Yuanba area of the Sichuan Basin in SW China. The storage space types of reef complexes are dominated by the dissolved pore-fracture（DPF）. However, using only single geophysical methods, it is difficult to predict effective distribution of DPF. Based on a combination of geological models and geophysics technology, this study proposes two new geophysical methods, including anisotropy coherence technique（ACT） and fracture intensity inversion（FII）, to research the characteristics of DPF by faciescontrolling in Changxing Formation in Yuanba area. Two major findings are presented as follows：（1） the characteristics of DPF varying with facies are the result of different diagenetic and petrophysical property. The intensity of DPF decreases from reef and bioclastic bank to interbank sea and slope;（2） ACT can qualitatively identify the distribution of DPF with no-directional and dispersed distribution, while FII can quantitatively characterize the intensity of DPF development within various sedimentary facies. When integrated into the geological study, ACT and FII can provide an effective way to predict the distribution of DPF in similar geological settings and the predicted DPF have been supported by the historical well data.

川东北元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素

川东北元坝西部上三叠统须家河组受晚期构造活动影响小,裂缝发育程度较中东部低,前人对其重视不够,裂缝发育控制因素不清楚。通过岩心观察、薄片鉴定、测井解释、裂缝充填物包裹体分析等多种技术手段,对元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素开展了系统研究,明确了裂缝类型和特征参数,建立了裂缝发育模式。结果表明:①元坝西部须家河组以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主;须三段裂缝多为方解石充填,须二段裂缝以泥质充填为主。②元坝西部须家河组裂缝可划分为3期,分别对应晚侏罗世、早白垩世晚期和晚喜山期,前2期裂缝全充填-半充填,第三期未充填。③研究区裂缝发育程度受地层变形强度、至断裂距离、单层砂岩厚度和砂岩类型的控制。九龙山背斜枢纽部位和东南翼地层曲率较大部位以褶皱相关裂缝为主,在东南翼断裂附近以断层相关裂缝为主,2类裂缝区为开发评价有利区。须三段砾岩区发育由砾缘缝和穿砾平缝组合而成的、开度小、未充填的网状缝,须二段石英砂岩发育沿层理破裂的低角度剪切缝及微裂缝,也是元坝西部须家河组气藏下一步开发评价需关注的有利区。

基于成因机理及主控因素约束的多尺度裂缝“分级-分期-分组”建模方法——以四川盆地元坝地区上二叠统长兴组生物礁相碳酸盐岩储层为例

油气藏中普遍发育多类、多尺度天然裂缝,其成因具有多期次性,规模具有多级次性,发育受多种地质因素综合控制,这些特点为裂缝的精细三维地质建模带来了很大挑战。以四川盆地元坝地区上二叠统长兴组生物礁相碳酸盐岩储层为例,提出了一种基于成因机理及主控因素约束的多尺度裂缝“分级-分期-分组”三维地质建模方法,认为多尺度裂缝建模应遵循等时约束、层次约束及成因控制等原则,建模过程中应充分开展裂缝地质研究,根据研究区实际建立合理的裂缝级次、期次划分方案,分级、分期开展裂缝三维建模。(1)大尺度裂缝主要采用确定性方法进行建模,中-小尺度裂缝则采用其成因机制和发育主控因素进行约束建模;(2)在裂缝分期、分组描述和参数统计获得关键地质规律认识的基础上,通过地质力学方法分期开展中-小尺度裂缝分布预测,进而采用“分期-分组”的思路进行建模;(3)最终将大尺度裂缝模型和中-小尺度裂缝模型进行融合,得到多尺度裂缝网络模型。元坝地区长兴组储层多尺度裂缝建模实践表明,上述建模方法可有效弥补传统方法在建立中-小尺度裂缝模型精度方面的不足。

四川盆地元坝地区上三叠统须家河组三段致密砂岩气甜点类型与分布

通过岩心观察、薄片鉴定、测井分析等方法,结合其他地球物理技术,对四川盆地元坝地区上三叠统须家河组三段致密砂岩储层特征进行了研究,结合研究区气井产能特征及主控因素分析,归纳了气藏的甜点类型和成因,并对甜点的分布进行了预测。研究结果表明:(1)元坝地区须三段砂岩类型多样,其中中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩为优质储层;裂缝类型多样,以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主。(2)研究区须三段气藏发育中粗粒钙质岩屑砂岩型和细砾岩型等两大类甜点,结合裂缝特征,可进一步细分为六小类;各类甜点的地质特征、测试方式和试采特征均存在差异。(3)甜点的形成主要受沉积、成岩和构造作用控制,中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩多分布于三角洲平原和前缘亚相界线附近的分流河道;差异重结晶是砾缘缝形成的原因;构造活动产生的断层和地层挠曲控制了裂缝的分布。(4)中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩均表现为低GR、低CNL、中—高Rd、中等AC值的特征,优质储层的横波阻抗和μρ(μ为剪切模量,ρ为密度)均表现为中—高值,中粗粒钙质岩屑砂岩孔隙型、细砾岩和穿砾缝叠加型甜点呈条带状广泛分布,其他4类甜点零星分布。

川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组沉积特征

根据基准面旋回变化原理,利用野外露头、钻井、测井和地震地层切片等资料,对川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组二段开展了层序结构分析和不同可容空间下河道构成特征及河型转换模式等方面的研究。研究结果表明:(1)川东北五宝场地区侏罗系沙溪庙组二段主要发育1个三级及3个四级基准面旋回,各四级层序在低可容空间下为厚层、叠置箱形砂体,随着基准面上升,可容空间增大,到层序顶部过渡为相对孤立的砂体沉积;(2)沙二段沉积时期,研究区气候干燥,砂岩粒度大、成熟度低,发育强水动力构造,地震剖面上为平行反射,河流相沉积特征明显,发育多个低可容空间下的间断正韵律相互叠置的辫状河沉积体系及高可容空间下具“二元”结构的曲流河沉积体系;(3)沙二段河流相地层自下而上具有“辫—曲”转换特征,低可容空间下,砂体大面积展布,地震地貌上表现为相互叠置的辫状河河道,当基准面迅速上升时,可容空间增大,地震地貌上表现为相对孤立的曲流河河道;(4)研究区可容空间和沉积物供给比值(A/S)主要受大巴山物源区强烈的构造活动及温暖潮湿向炎热干旱的气候变化影响。

川东北元坝西部须家河组二段优质储层展布特征研究

川东北元坝地区须家河组二段致密砂岩气资源潜力巨大,但储量探明率低、测试效果差异大,主要原因之一是致密砂岩储层非均质性强、优质储层分布规律不清。本文充分利用测录井、岩心及相关分析化验等资料,在分砂组刻画沉积微相展布的基础上,开展了须二段沉积演化过程、储层特征及其分布研究。结果表明:(1)元坝西部须二段经历了辫状河三角洲-滨浅湖-辫状河三角洲演化过程,沉积控制了砂体规模、粒度和矿物成分的空间变化;(2)须二段砂岩类型多样,整体致密,为低孔、低渗储层;储层物性与砂岩粒度,长石、石英和方解石胶结物含量等因素密切相关,这些因素主要受沉积和后期成岩作用控制;(3)须二段发育块状中粒长石岩屑砂岩和交错层理中粒石英砂岩两类有利岩石相,前者自西北向东南逐渐减薄、呈条带状展布,后者呈不连续土豆状,主体分布于西南部地区。

含烃盐水包裹体PVT模拟新方法及其在气藏古压力恢复中的应用

流体包裹体PVT数值模拟法是恢复地层古压力的重要手段,但在高成熟天然气藏储层中,因缺乏气液两相石油包裹体,传统的PVT模拟方法无法应用,探索新方法刻不容缓。含烃盐水包裹体在天然气藏储层中普遍存在,具有能溶解微量轻烃、并且捕获温度与均一温度非常接近的特性。利用PVTsim数值模拟软件,结合包裹体气液比、均一温度等参数,提出了一种新的含烃盐水包裹体PVT模拟方法,并应用于恢复川东北元坝气藏的古压力。实验结果显示:元坝地区须家河组储层在160 Ma左右时发育弱超压,压力系数达到1.11;随后古压力迅速增大,至148 Ma左右时,压力系数达到1.86;在100 Ma时,古压力达到最大,但地层埋深也最大,压力系数有所降低,达到1.60。基于须家河组烃源岩生烃演化、储层古压力演化以及生储盖组合特征综合分析表明,烃源岩生烃产生的大量超压流体充注储层,引起的压力传递是储层发育超压的重要原因。

川东北地区长兴组生物礁成礁类型及分布

目前在川东北地区发现了龙岗、普光、黄龙、五百梯等多个生物礁气藏,它们具有储层较厚、面积较大、储量丰度高等特点,展示出了广阔的滚动勘探开发前景。本文根据野外露头与钻井资料,结合前人研究成果,通过对生物礁的造礁生物古生态特征研究,按照生物礁所处的古地理位置、礁体的形态和礁岩的特征,归纳总结出川东北地区长兴组生物礁主要分为台地边缘礁和台内点礁,其特征差异明显。台地边缘礁主要表现为规模较大,礁组合相带完整,礁体旋回较少,水体能量强,其分布受古地理位置、古地貌环境控制,主要沿海槽两侧呈串珠状分布;台内点礁主要表现为规模较小,水体能量较弱,造礁生物个体较小,无礁前礁后沉积,礁体旋回较多,发育有凝块石,主要发育在长兴组中下部,分布规律性不强,主要受古地貌影响,沿台内局部高地随机分布。

元坝地区须家河组砂岩成岩作用与孔隙演化

元坝地区上三叠统须家河组砂岩属于典型的低孔低渗型储层。通过显微镜下常规及铸体薄片鉴定、扫描电镜观察、X-衍射等手段,对研究区砂岩储层的成岩作用、孔隙演化及其对储集物性的影响进行了深入研究。研究区发育的成岩作用类型主要有压实作用、压溶作用、交代作用、胶结作用、溶蚀作用及破裂作用。其中破坏性成岩作用为压实压溶、硅质胶结和碳酸盐岩胶结作用;而绿泥石环边胶结、溶蚀和破裂作用则对储层起到了保护和改善作用。元坝地区须家河组砂岩目前已达中成岩阶段A期,一些地区已经达中成岩B期。储层经历强烈的成岩作用后原生孔隙基本被破坏,孔隙类型主要为次生孔隙并伴生裂缝。

四川盆地元坝地区长兴组生物礁储层形成控制因素与发育模式

通过岩心、薄片观察和地震资料,重点对四川盆地元坝地区长兴组生物礁碳酸盐岩层序、沉积相、储层类型和成岩作用进行了研究,分析了生物礁储层结构和发育控制因素,总结了储层发育模式。研究结果显示,长兴组生物礁主要发育在SQ2中的台地边缘相带,纵向上由两个明显的成礁旋回构成,横向上呈"东早西晚"不对称分布,是储层发育的有利相带。生物礁(滩)型优质储层以低孔、中低渗溶孔云岩为主,主要发育于四级层序上部生物礁礁盖部位,具典型"双层储层结构"。成岩早期大气水溶蚀和白云岩化是储层发育最重要的建设性成岩作用。综合分析认为,受高频层序控制生物礁沉积相是储层发育的基础,也是控制长兴组生物礁准同生期的大气水溶蚀和白云岩化作用的关键因素。埋藏溶蚀、埋藏白云岩化以及破裂作用进一步改善储集岩物性。元坝气藏长兴组生物礁储层具有"岩相控储、早期形成、后期改造"的发育模式。

川东北陆相储层裂缝特征差异性及对产能的影响

川东北地区陆相储层均为致密性储层,但不同区块、层位裂缝发育的特征及对产能的影响具有差异性。选取元坝东、元坝西、马路背3个区块,综合岩心、薄片、测井、试气及试采等资料,对各区块储层裂缝发育特征、裂缝对产能的影响进行对比研究。结果表明:元坝东、元坝西部主要发育剪切缝,均以低角度裂缝为主,宏观及微观裂缝密度均较低,其中元坝东部裂缝有效性较高,元坝西区块裂缝有效性较低。马路背地区发育剪切缝、张性缝2种力学成因的裂缝,以高角度缝为主,宏观及微观裂缝密度均较高,裂缝有效性较高。宏观裂缝的倾角、有效性、密度综合影响着气井的初期产能,集中发育的网状微观裂缝或微观裂缝溶蚀作用可改善储层基质,是气井稳产的关键。

川东北元坝地区长兴组流体包裹体特征及油气充注史

元坝气田长兴组生物礁(滩)相天然气藏是川东北地区近期勘探的热点。采用流体包裹体显微荧光技术和测温技术,结合IES(Integrated Exploration Systems)软件模拟的埋藏史和热演化史,对该区油气充注时间和成藏期次进行了研究。结果表明,元坝地区长兴组生物礁储集层大致经历了晚三叠世和晚三叠世-早白垩世2期原油充注。烃源岩生烃高峰与原油充注时间的高度匹配是元坝气田成藏的重要因素之一。

川东北元坝地区须家河组三段钙屑砂岩孔隙类型及地质意义

钙屑砂岩在成因上属于陆源碎屑岩中的一类砂岩,其成分的特殊性决定了埋藏过程中成岩作用、储集空间以及油气产能上的特殊性。结合岩心、普通岩石薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、X衍射数据、压汞数据和物性数据等资料,对川东北元坝西须家河组三段钙屑砂岩的孔隙类型、孔隙定量演化和孔隙有效性等方面进行了系统性分析。结果表明,钙屑砂岩原生孔隙很少,次生孔隙类型主要包括3类:晶间微孔隙、溶蚀型孔隙与裂缝型孔隙。各类孔隙的成因存在差异,晶间微孔主要与钙屑、钙质胶结物的重结晶作用有关,还有一些钙屑晶间微孔来源于母岩的白云岩化。裂缝的成因有两个,贴粒缝是由于钙屑与胶结物重结晶不同步,构造裂缝是由于须三段沉积时期强烈构造运动形成的;研究区钙屑砂岩溶孔发育有限,不能整体改善储层质量,仅形成局部“甜点”;晶间微孔普遍发育,是钙屑砂岩孔隙的主要贡献者,且大部分微孔都是有效孔隙,加上微裂缝的沟通,是天然气的主要储集空间。高钙屑高钙质胶结物含量的地区(如高能的分流河道),由于强烈重结晶提供大量晶间微孔,加上裂缝的沟通,成为须三段的优质储层区,可作为勘探开发的重点。

川东北元坝地区长兴组生物礁沉积特征研究

普光气田的发现启示着石油工作者把勘探目光转向了同样位于开江—梁平陆棚边缘的元坝地区。经过新一轮勘探,发现元坝地区长兴组生物礁具有很大勘探潜力。基于地震、钻井及岩芯资料的综合分析,对川东北元坝地区长兴组生物礁沉积特征进行了精细研究。研究表明,元坝地区长兴组生物礁主要发育于长二段,且不同沉积环境及不同部位控制了生物礁生长发育特征的差异,具体表现为:西部广海边缘生物礁比东部广海边缘及潮道边缘生物礁更发育,规模更大,且建隆特征十分明显;广海边缘因水动力强,营养物更加丰富,因此多发育以抗浪结构为主的骨架礁;而潮道边缘因水动力相对较弱,营养物相对贫乏,多发育障积礁;长兴晚期,元坝西部地势的隆升导致其沉积环境更加有利于生物礁的发育,从而表现为生物礁优势生长区自东向西迁移的特征。