川東南地區(qū)須家河組天然氣遠(yuǎn)源成藏模式

王良軍, 王 威, 林良彪

(1.中國石化勘探南方分公司,成都 610041； 2.成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院,成都 610059)

川東南地區(qū)須家河組天然氣遠(yuǎn)源成藏模式

王良軍1, 王 威1, 林良彪2

(1.中國石化勘探南方分公司,成都 610041； 2.成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院,成都 610059)

探討川東南地區(qū)須家河組致密砂巖油氣成藏條件與主要成藏模式，為進一步深化該領(lǐng)域的勘探提供參考。通過對川東南地區(qū)須家河組烴源、儲層、蓋層和圈閉條件等成藏要素的分析及以官渡須四段氣藏為代表的典型氣藏解剖，表明川東南地區(qū)須家河組氣藏主要為“深生淺聚”型的遠(yuǎn)源成藏模式，氣藏具有“多期運移聚集，斷層裂縫聯(lián)合輸導(dǎo)，喜馬拉雅期調(diào)整成藏”的特點。具備與下部海相烴源巖溝通的斷層輸導(dǎo)體是川東南須家河組遠(yuǎn)源成藏的關(guān)鍵因素。良好的砂巖儲集體匹配發(fā)育的裂縫系統(tǒng)，是該區(qū)天然氣富集高產(chǎn)的保證。川東南地區(qū)須家河組油氣勘探方向應(yīng)以“位于心灘、邊灘等有利沉積相帶內(nèi)，伴隨發(fā)育烴源斷層形成的致密砂巖構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉及構(gòu)造圈閉”為主。

須家河組；致密砂巖；成藏模式；四川盆地

川東南地區(qū)包括四川瀘州-重慶以南的赤水-綦江地區(qū)(圖1)，構(gòu)造上位于華鎣山斷裂以東，瀘州古隆起東南斜坡，橫跨川南低緩褶皺帶和川東高陡構(gòu)造帶。川東南地區(qū)海相油氣地質(zhì)條件好，前期已發(fā)現(xiàn)太和、旺隆、納溪、合江、塘河、石油溝、東溪等多個二疊系、三疊系碳酸鹽巖中小型氣田。

近年來上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖成為四川盆地勘探熱點，先后發(fā)現(xiàn)廣安、合川、安岳[1]、新場[2]和元壩[3]等多個以巖性氣藏為主的千億立方米級儲量規(guī)模大氣田，成為四川盆地重要的增儲上產(chǎn)層系。并形成了源儲共生、優(yōu)質(zhì)烴源巖“近源、短距、強充注”的須家河組大面積巖性氣藏成藏模式的認(rèn)識，鄰近優(yōu)質(zhì)烴源巖是其成藏的關(guān)鍵因素。但川東南地區(qū)鄰近江南雪峰古陸物源區(qū)[4]，須家河組沉積厚度相對較小，缺失須家河組第一段和第二段[5]，縱向上以沉積砂巖為主，泥頁巖類不太發(fā)育。前人認(rèn)為這一地區(qū)的烴源巖厚度小，與川中、川西地區(qū)相比，自身生烴強度及生烴量均較小，難以形成較大規(guī)模的氣藏[1]，因此陸相勘探成果不大。但近年來仍然在該區(qū)相繼發(fā)現(xiàn)了官渡[6，7]、梁董廟、納溪、合江[1]等須家河組氣藏，其中官渡須四段氣藏提交探明儲量1.016×109m3[7]，展示遠(yuǎn)離優(yōu)質(zhì)烴源巖的須家河組致密砂巖也具有一定的油氣勘探潛力。本文通過以赤水官渡須家河組氣藏為重點的解剖，結(jié)合川南梁董廟、納溪等氣藏資料分析，探討川東南地區(qū)須家河組致密砂巖油氣成藏條件與主要成藏模式，力求為深化川東南地區(qū)須家河組勘探，尋找新的增儲區(qū)塊提供參考。

1 成藏條件

1.1 烴源條件

1.1.1 氣源分析

川東南地區(qū)官渡、納溪、合江等氣藏須家河組所產(chǎn)出的天然氣甲烷含量很高，其摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到了96%以上；另含有少量乙烷、丙烷以及微量的丁烷，部分井含少量H2S(表1)。通過與本區(qū)海相地層的天然氣和鄰區(qū)同層位天然氣組分的對比可以看出，川東南須家河組天然氣的組分特征與川西中壩、川中八角場、廣安等地須家河組天然氣的組分特征存在較大的差異，而與本區(qū)海相地層中的天然氣組分特征具有較大的相似性。四川盆地陸相碎屑巖中幾乎不含H2S[8]，但川東南地區(qū)位于赤水南部雪柏坪構(gòu)造上的雪1井及納溪、合江構(gòu)造須家河組天然氣組分中含有0.01%～1.18%的H2S(表1)，與該區(qū)海相井相似，也表明須家河組這些含少量H2S天然氣應(yīng)是由下伏海相含H2S的各氣藏通過斷裂、裂縫系統(tǒng)運移而來[8]。另外，各組分含量上的差異可能緣于垂向運移的結(jié)果。

圖1 四川盆地須家河組氣田(藏)平面分布與官8井須家河組綜合柱狀圖Fig.1 Plan distribution of Xujiahe Formation gas field (reservoir) and the composite histogram of Xujiahe Formation of Well Guandu 8 in Sichuan Basin(氣藏平面圖來自文獻[2]，略有修改)表1 川東南及鄰區(qū)須家河組氣藏及其下伏氣藏天然氣地球化學(xué)參數(shù)Table 1 Gas geochemical parameters of the Xujiahe Formation gas reservoir and its underlying gas reservoir in Southeast Sichuan and adjacent regions

沉積相氣藏井號層位x/%δ13CPDB/‰CH4C2H6C3H8iC4nC4H2SCO2N2C1C2C3陸相赤水官渡赤水南部川南納溪川南合江川西中壩川中八角場川中廣安官8T3x498.390.580.0450.0020.00200.250.66-32.4-32.81-28.65官3T3x498.090.610.040000.540.55-32.28-33.81 官10T3x498.910.490.020000.010.50-32.92-36.39雪1T3x496.730.680.051.180.081.20納14T3x496.951.240.290.030.050.010.530.79-36.4-30.7-27.6納淺1T3x697.160.690.080.751.18-36.6-30.0-25.2合8T3x698.490.650.070.030.240.41-30.2-33.8中29T3x287.866.532.100.600.83 0.390.28-34.8-24.8-23.7角47T3x689.606.222.020.390.97 0.290.64-39.5-25.1-21.7廣安106T3x494.164.780.490.090.070.39-37.8-25.7-24.7海相赤水川南納溪川南合江旺4T1j296.740.33 0.022.66-27.98-30.51太12P1m96.710.190.01 0.400.091.91-30.26-34.48太13S2hn93.823.380.70.010.020.010.241.78-32.41-38.41納1T1j196.281.360.370.070.100.251.13-33.4-33.0-29.9納17P1m97.631.080.210.020.750.24-32.9-35.4-31.9合12T1j298.760.440.060.250.030.42-30.2-33.8合4P1m98.060.580.110.850.36-30.7-34.7-31.1

①x為摩爾分?jǐn)?shù)；②赤水地區(qū)以外的分析數(shù)據(jù)來自文獻[2]。

官渡須四段天然氣的甲烷含量極高，屬干氣，干燥系數(shù)達(dá)2.19，與川西地區(qū)的中壩氣田須二段氣藏以及盆地中部八角場地區(qū)須四段氣藏的干燥系數(shù)相比，明顯要高得多，甚至比來源于川西南部須家河組高成熟烴源巖的平落壩須四段天然氣的干燥系數(shù)(1.50)還要高。而官8井須家河組烴源巖的Ro為1.28%，正處于成熟階段，顯然，官渡地區(qū)須家河組天然氣有海相地層高成熟天然氣的混入。

天然氣碳同位素特征:從官渡地區(qū)須四段天然氣的碳同位素分析結(jié)果來看(表1)，其C1/∑Cn為99%，δ13C1為-32.10‰，屬腐泥型干酪根生成的裂解氣；但其δ13C2<δ13C1，說明有成熟度稍低的天然氣混入。而這種成熟度稍低的天然氣只可能來自于須家河組的腐植型干酪根。戴金星等研究了中國天然氣后指出，油型氣的δ13C2值<-29‰， 煤成氣的δ13C2值>-29‰；認(rèn)為四川盆地須家河組天然氣煤成氣占絕大部分，為自源的，油型氣僅占小部分，為他源的[8]。川西、川中須家河組天然氣絕大部分來自須家河組煤系本身源巖生成的煤成氣，而在須家河組烴源巖明顯變薄的川南官渡、納溪、合江等氣藏，δ13C2值均<-29‰，與中壩、廣安等地區(qū)須家河組自生的煤成氣不同(>-29‰)，顯然存在油型氣來源。在赤水地區(qū)天然氣δ13C1-δ13C2關(guān)系圖上(圖2)，官渡須家河組天然氣也表現(xiàn)為過熟油系-煤系混合氣，與下伏二疊、三疊系海相氣藏具有相似性。綜合前述氣源對比分析表明，川東南官渡、納溪、合江等地須家河組是海相氣源為主、陸相為輔的混源氣藏，總體具有遠(yuǎn)源成藏特征。

圖2 川東南赤水地區(qū)天然氣δ13C1-δ13C2關(guān)系Fig.2 Relationship between δ13C1 and δ13C2 in natural gas of the Chishui area in Southeast SichuanⅠa.成熟油系氣； Ⅰb.成熟油系氣-煤系混合氣；Ⅰc.成熟煤系氣；Ⅱa.高熟油氣； Ⅱb.高熟油系-煤系混合氣； Ⅱc.高熱煤系氣；Ⅲa.過熟油氣系； Ⅲb.過熟油系-煤系混合氣

1.1.2 烴源巖評價

川東南地區(qū)須家河組為一套砂巖、頁巖及煤系地層組合，屬三角洲平原曲流河-辮狀河沉積[9]。該區(qū)須家河組缺失第一段和第二段，主要發(fā)育第三-第六段[5]，厚度僅為270～500 m，與沉積中心——川西地區(qū)(沉積最厚達(dá)2.5 km)相比大幅度減薄?？v向上以沉積砂巖為主，具有生油能力的是其中的薄層黑色、灰黑色泥(頁)巖夾煤層，主要分布在T3x3和T3x5段。泥(頁)巖厚度一般在50～100 m，平均厚度為75 m；煤層厚度在0.3～7 m之間，平均厚度4 m左右。官渡地區(qū)須家河組黑色、灰黑色頁巖巖心有機碳含量(wTOC)為1.08%～ 3.56%，平均為1.69%，達(dá)到了好生油巖的標(biāo)準(zhǔn)[10]。官8井須三段泥頁巖干酪根鏡檢為棒狀、管狀等惰性組分及片狀鏡質(zhì)體組成，含少量絮狀腐泥。烴源巖甾烷C27的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為21%～26%，C28為27%～31%，C29為45%～51%。C29占優(yōu)勢，說明官渡須家河組烴源巖有機質(zhì)的主要生物來源是高等植物，其中也不乏少量的水生浮游生物。綜合干酪根顯微組分分析、飽和烴色譜分析和甾烷的組分分析結(jié)果，以及川東南地區(qū)須家河組的沉積相資料，認(rèn)為須家河組烴源巖有機質(zhì)類型既有Ⅱ2型(腐泥偏腐殖型)，又有Ⅲ型(腐殖型)。統(tǒng)計表明赤水地區(qū)須家河組烴源巖有機質(zhì)鏡質(zhì)體反射率(Ro)在1.25%～1.80%之間，處于成熟-高成熟的演化階段。綜合分析認(rèn)為四川盆地東南部地區(qū)須家河組具有一定的生烴條件[11]，王蘭生等(2008)評價川南地區(qū)上三疊統(tǒng)生烴強度0.78×109m3/km2[12]。同時該區(qū)海相烴源巖發(fā)育，有機質(zhì)類型以腐泥-過渡偏腐泥型為主，生烴能力強，均已達(dá)到高成熟-過成熟期，以生成氣態(tài)烴為主(表2)。赤水地區(qū)志留系龍馬溪組黑色泥頁巖厚340 m，生烴強度( 2.5～8.0)×109m3/km2(王蘭生等，2004)[13]；二疊系以海陸過渡相的龍?zhí)督M黑色頁巖夾煤層為主要烴源巖，赤水地區(qū)厚50～60 m；其次是棲霞組、茅口組深灰色泥灰?guī)r。王蘭生等(2004)評價川東南地區(qū)二疊系生烴強度達(dá)到(2.0～2.5)×109m3/km2[13]?？傮w來說，川東南須家河組具有一定的烴源條件，但與川西地區(qū)相比，其烴源巖厚度相對較薄，同時海相烴源巖發(fā)育，具備形成大中型氣藏的充足氣源條件。

表2 川東南赤水地區(qū)海相烴源巖特征Table 2 Characteristics of marine hydrocarbon source rocks in the Chishui area of Southeast Sichuan

1.2 儲集條件

川東南須家河組儲層主要分布在須四-須六段砂巖中，發(fā)育在三角洲平原辮狀河、曲流河心灘、邊灘等微相砂體中[14]；巖性以中粒巖屑長石砂巖和中粒長石巖屑砂巖居多，少量為長石砂巖、長石石英砂巖和巖屑石英砂巖，砂巖厚度占到地層總厚度的75%以上。砂巖具有多層，累計厚度>250 m，一般為260～310 m。砂巖單層厚度大，最厚可達(dá)30 m左右，但相對高孔(>4%)的含氣儲層厚度僅1～4 m左右，具薄層交互、多層疊置、連片分布的特點。儲層的原生孔隙在經(jīng)過壓實作用、膠結(jié)作用和充填作用后大部分被破壞。孔隙類型主要有3類：(1)粒內(nèi)溶孔：為長石、巖屑被溶蝕后形成，呈不規(guī)則狀。(2)粒間溶孔：主要是灰質(zhì)及鐵質(zhì)膠結(jié)物被溶蝕而成。(3)裂縫：主要是微裂縫，多由構(gòu)造擠壓而成，以張開縫為主，也有充填、半充填縫，充填礦物多為自生石英、硅質(zhì)，少見溶蝕縫。

通過對官渡地區(qū)須四段87個儲層巖心樣品的物性分析結(jié)果，孔隙度全部在5%以下，主要分布在2%～4%之間，占總樣品數(shù)的89%(圖3)。滲透率主要分布在(0.01～0.1)×10-3μm2之間，約5%的樣品由于裂縫的發(fā)育，滲透率稍有提高。反映了本區(qū)須家河組儲層的超致密特點。

1.3 圈閉條件

川東南地區(qū)須家河組砂巖儲層物性差，目前勘探發(fā)現(xiàn)的巖性圈閉較少；但該區(qū)喜馬拉雅運動期構(gòu)造褶皺較為發(fā)育，褶皺和斷層對致密砂巖儲層進行改造，因此在構(gòu)造高點、長軸和斷裂帶附近可形成規(guī)模較大的構(gòu)造及巖性-構(gòu)造復(fù)合圈閉。目前該區(qū)已發(fā)現(xiàn)的官渡、梁董廟、納溪等氣藏均以構(gòu)造或巖性-構(gòu)造氣藏為主。官渡須家河組即為典型的巖性-構(gòu)造復(fù)合氣藏：官南背斜構(gòu)造主要形成于燕山期至喜馬拉雅期，閉合面積9.9 km2，閉合高度143 m，氣藏主要分布在構(gòu)造主體，含氣面積9.94 km2。其中發(fā)現(xiàn)井官8井位于構(gòu)造長軸高部位與北東向F1斷層復(fù)合部位(圖4)，是構(gòu)造裂縫有利發(fā)育帶，隨后沿F1斷層上盤部署的官16、官18井均獲工業(yè)氣流。官10井雖然處于官南背斜南長軸傾沒端，但附近發(fā)育北西向斷層，因此構(gòu)造裂縫發(fā)育。綜合分析認(rèn)為，官渡構(gòu)造須家河組位于辮狀河心灘有利微相，砂巖儲層普遍含氣，但因儲層致密，低孔、低滲，裂縫發(fā)育起著改善儲層、提高滲流能力、有利油氣運移的作用。具“普遍含氣，裂縫控藏”的巖性-構(gòu)造氣藏特點，構(gòu)造背景上的裂縫發(fā)育帶是形成大規(guī)模油氣聚集的有利部位。

圖3 川東南官渡四段儲層孔隙度、滲透率分布直方圖Fig.3 Porosity and permeability distribution histogram of the reservoir from Member 4 of Xujiahe Formation in the Guandu structure of Southeast Sichuan

圖4 官南須四段氣藏頂界構(gòu)造圖Fig.4 Structural map of the top boundary of the gas reservoir in Member 4 of Xujiahe Formation in the Guannan structure

圖5 川東南地區(qū)官渡須家河組天然氣遠(yuǎn)源成藏模式示意圖Fig.5 Schematic diagram of distal gas pool-forming models of Xujiahe Formation in the Guandu structure of Southeast Sichuan

1.4 運移輸導(dǎo)條件

川東南官渡構(gòu)造特征分析表明，官南構(gòu)造F1斷裂規(guī)模大，向下斷至志留系及下二疊統(tǒng)，向上斷至上三疊統(tǒng)須家河組(圖4、圖5)，為海相氣源向上運移創(chuàng)造了良好的條件，是海相天然氣運移聚集的有利輸導(dǎo)通道，斷層末梢是構(gòu)造裂縫有利發(fā)育帶。川南梁董廟構(gòu)造須家河組氣藏也是以向下斷至二疊系的東翼F2斷層作為主要油氣運移通道(圖6)。

綜合研究認(rèn)為，川東南地區(qū)須家河組縱向上遠(yuǎn)離志留系、二疊系烴源巖，中間有三疊系嘉陵江組、雷口坡組厚層膏鹽巖(40～70 m)分隔，海相烴類氣體能夠以擴散方式進入的量很少。擴散獲得的天然氣只能是來自須家河組自身煤系烴源巖生成的少量天然氣，如果不發(fā)育有效溝通海相烴源層與須家河組砂巖儲層的斷層、裂縫輸導(dǎo)體系，須家河組碎屑巖層系很難形成有價值的氣藏。

圖6 梁董廟構(gòu)造須家河氣藏橫剖面示意圖Fig.6 Transverse section drawings showing the Xujiahe Formation gas reservoir in the Liangdongmiao structure

1.5 保存條件

川東南地區(qū)須五段泥巖(官8井須五段厚25 m)、須六段砂巖之上覆蓋的下侏羅統(tǒng)厚層泥頁巖(厚300～500 m)橫向分布穩(wěn)定，是須家河組氣藏直接蓋層。另外，中上侏羅統(tǒng)厚達(dá)800～1 400 m的遂寧組和上沙溪廟組兩套泥巖為主的區(qū)域性蓋層對于區(qū)內(nèi)須家河組的保存具有控制作用[6]，這套區(qū)域性蓋層覆蓋了川東南赤水南部以及官渡-綦江地區(qū)大部分低緩潛伏構(gòu)造帶及向斜區(qū)。水分析資料表明須家河組地層水為CaCl2型，礦化度高(30 g/L以上)，保存條件好，官渡、納溪、合江等氣藏均位于該類地區(qū);而赤水旺隆、太和地區(qū)由于地層已剝蝕到侏羅系下沙溪廟組，因此在須家河組鉆井均發(fā)生井漏，未獲氣，反映保存條件變差。

川東南地區(qū)須家河組中的天然氣主要依靠烴源斷層溝通下伏海相烴源巖。在天然氣成藏期間及其后的構(gòu)造活動中斷層也可能破壞須家河組上覆蓋層的封堵性，成為天然氣溢散的通道。研究表明，區(qū)域性大斷層對氣藏的保存具有破壞性[15]，這類斷層的斷距較大、延伸長，一般從深部地層斷至淺層或地表，從而導(dǎo)致油氣沿斷層向上溢散[15]，如太和、旺隆構(gòu)造和石龍峽構(gòu)造可能屬于這種情形。如果烴源斷層向上消失在須家河組及下侏羅統(tǒng)泥頁巖地層，同時在其錯斷的須家河組中發(fā)育孔滲性相對較好的心灘等砂體與裂縫帶，就會有較多的海相天然氣沿斷層輸導(dǎo)體進入須家河組聚集成藏，如官南、納溪、合江和梁董廟T3x氣藏(圖5、圖6)。

2 成藏模式

川東南地區(qū)須家河組成藏條件中，烴源巖、儲層等成藏要素相對較差，而溝通海相烴源巖的斷層輸導(dǎo)體在遠(yuǎn)源天然氣進入須家河組成藏中起關(guān)鍵作用；但切穿區(qū)域蓋層的通天大斷層也可能破壞須家河組氣藏的保存條件。由此，川東南地區(qū)須家河組氣藏屬于“深生淺聚”型的遠(yuǎn)源氣藏，其遠(yuǎn)源成藏模式如圖4所示。成藏主控因素可概括為：烴源斷層、裂縫構(gòu)成的斷裂輸導(dǎo)體系控制氣源的充注程度，心灘、邊灘等有利沉積微相控制砂巖儲層分布，良好保存條件是形成有效圈閉的重要條件。由于須家河組儲層為致密砂巖，裂縫系統(tǒng)是否發(fā)育是控制氣藏高產(chǎn)的關(guān)鍵。氣藏具有“多期運移聚集、斷層裂縫聯(lián)合輸導(dǎo)、喜馬拉雅期調(diào)整成藏”的特點。綜合川東南地區(qū)須家河組生、儲、蓋、運等各類天然氣成藏要素，其天然氣成藏事件如圖7所示。

圖7 川東南地區(qū)須家河組天然氣成藏事件綜合圖Fig.7 Comprehensive diagram of Xujiahe Formation hydrocarbon accumulation events in Southeast Sichuan

3 結(jié) 論

川東南地區(qū)須家河組煤系地層砂巖中產(chǎn)出以高熟-過熟階段油型為主的天然氣主要來源于下伏海相烴源巖，部分來自于須家河組自生，油氣輸導(dǎo)體系主要為喜馬拉雅期形成的烴源斷層與裂縫。具備未斷穿侏羅系泥巖區(qū)域蓋層并與下部海相烴源巖溝通的烴源斷層是須家河組成藏的關(guān)鍵因素，良好的砂巖儲集條件和發(fā)育的裂縫系統(tǒng)，是獲得高產(chǎn)的保證。川東南地區(qū)須家河組油氣勘探方向應(yīng)以“位于心灘、邊灘等有利沉積相帶內(nèi)，伴隨發(fā)育烴源斷層形成的致密砂巖構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉及構(gòu)造圈閉”為主。川東南須家河組氣藏研究表明，四川盆地須家河組氣藏存在遠(yuǎn)源成藏模式，具有良好的勘探潛力，可進一步拓展四川盆地須家河組勘探領(lǐng)域。

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Distal gas accumulation model of Xujiahe Formation in Southeast Sichuan, China

WANG Liang-jun1, WANG Wei1, LIN Liang-biao2

1.ExplorationSouthernCompanyofSINOPEC,Chengdu610041,China;2.SedimentaryGeologyResearchInstitute,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

This paper discusses the forming conditions of oil and gas accumulation and the main accumulation model of the tight sandstone in Upper Triassic Xujiahe Formation of Southeast Sichuan in order to provide references for deepening the oil and gas exploration of the area. Based on the analysis of the factors of hydrocarbon accumulation, such as hydrocarbon source, reservoirs, cap rocks and traps of Xujiahe Formation, and the dissection of the typical gas pool represented by that in the 4th member of Xujiahe Formation in Guandu, it is found that the distal gas accumulation is the main accumulation model of Xujiahe Formation in Southeast Sichuan, and the fault fractures formed in Himalayan motion period are the channels of gas migration. The fault fissure conductive bodies cutting through the lower marine hydrocarbon source rocks become the key factors of the distal gas accumulation of Xujiahe Formation in Southeast Sichuan, and the favorable sandstone reservoirs and the developed fracture system stand sure for high productivity of gas. Finally, the main oil and gas exploration direction in Xujiahe Formation of the area is to seek for the tectonic-lithologic combination trap and structural trap of the tight sandstone with favorable hydrocarbon source rock fractures located in the advantageous diara and point bar facies zone.

Xujiahe Formation; tight sandstone; hydrocarbon accumulation model; Sichuan Basin

10.3969/j.issn.1671-9727.2014.05.03

1671-9727(2014)05-0548-08

2013-09-25 [基金項目] 國家科技重大專項(2011ZX05002-004)

王良軍(1972-)，男，碩士，高級工程師，從事油氣地質(zhì)勘探及研究工作, E-mail:wanglj.ktnf@sinopec.com。

TE122.1

A