龙门山北段泥盆系海口组砂岩储层特征

邹　涛, 郑荣才, 曹　宏, 王昌勇

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；

2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)



龙门山北段泥盆系海口组砂岩储层特征

邹涛1, 郑荣才1, 曹宏2, 王昌勇1

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；

2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

[摘要]以四川盆地江油二郎庙地区中泥盆统海口组砂岩为研究对象, 以储层综合评价为目的。在实测剖面和详细观察的基础上, 运用薄片鉴定、扫描电镜、孔渗分析及X 射线衍射等技术手段, 按照主要储集空间类型进行分类讨论，研究矿物组分、粒度以及成岩作用和成岩演化模式对储层的控制作用，分析碎屑岩储层复杂孔隙的成因及其控制因素。结果表明海口组砂岩以原生孔隙为主，是典型的孔隙型储层。海口组砂岩可作为以原生粒间孔隙为主的典型储层模型，孔隙连通性极好，孔隙度和渗透率具有很好的正相关关系，排驱压力很低，喉道一般较大，孔隙结构较好，为优质储层类型。

[关键词]龙门山；海口组；石英砂岩；成岩作用；孔隙结构；储层评价

随着国内外能源需求量增大和常规油气资源供需关系日趋紧张的形势，近年来非常规油气资源的利用倍受关注。油砂作为非常规油气资源之一，在世界各地都有分布,地质资源量巨大[1]，如位于加拿大西部沉积盆地的Alberta省北部油砂分布面积达0.14×106km2, 总资源量可达(163～169)×109桶[2]，来自油砂矿的原油产量占全省的98.5%。由于该油砂资源的发现，使加拿大成为仅次于沙特阿拉伯的世界第二大石油资源大国；同时也使中国的石油地质学家意识到产自油砂矿的原油对缓解油气资源供需紧张关系的作用。

中国油砂资源也较为丰富[1]，在柴达木盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地、湖南麻阳盆地和四川盆地等多个古生代和中生代沉积盆地中都分布有油砂资源[3-7]，初步调查的油砂地质资源量为5.97×109t。如分布于四川盆地西北缘的龙门山北段江油-广元地区的侏罗系沙溪庙组油砂的油气显示好、露头油苗分布较广、资源量大，早在20世纪50年代便开始对该地区的油砂资源进行地表调查和专题研究[4-7]，在已钻的9口浅井均钻遇油砂岩，其中有一口井在91 m深度钻获27 m厚的油砂，含油量较高，显示出较为丰富的资源储量和良好的勘探前景。而近期在龙门山北段天井山构造带新发现的泥盆系油砂矿[8-11]，更以其油砂层厚度大(可达20～35 m)、分布面积广而备受瞩目，更加增添了对龙门山北段油砂矿产资源进行勘探的意义。有关沙溪庙组油砂矿的地质特征已积累有较多研究成果[4-7],而对泥盆系油砂矿的研究仍很薄弱[8-11],急需加强相关的研究工作。本文以发育于天井山构造带西南侧江油二郎庙地区的泥盆系油砂矿为对象，进行储层特征及成岩作用研究，希望能对龙门山北段泥盆系油砂资源的石油地质特征研究和勘探目标提供地质资料。

1区域地质背景

四川盆地构造格局定形于印支运动期后，盆地的最西侧为与川西前渊拗陷带毗邻发育的北东走向的龙门山巨型逆冲推覆带[12](图1- A)。目前在龙门山逆冲推覆带北段的广元市、江油市、青川县、剑阁县等地发现8处呈北东向带状展布的油砂矿产资源，分别组成泥盆系和侏罗系沙溪庙组2条重要的区域性油砂带。在区域构造位置上，泥盆系油砂带与矿山梁—天井山—二郎庙冲断背斜带叠置(图1-B)，沙溪庙组油砂带与下寺—金子山—青林口山前带叠置(图1-B)。此2条构造带分别制约了泥盆系和侏罗系沙溪庙组2条油砂带的成藏方式和成藏过程,反映了油砂带与区域构造带之间具有密切的成因关系[4-11]。

图1　川西北龙门山中北段构造纲要图和地质剖面图Fig.1　The tectonic outline and cross section of northwest Sichuan

在龙门山北段天井山构造带新发现的泥盆系油砂矿，就油砂地质资源普查阶段而言,目前主要面临3个基础地质问题：①层位归属问题。由于该油砂矿以角度不整合的形式直接超覆在浅变质的下寒武统长江沟组或中上志留统千枚岩之上，在周文等(2007)的研究成果中，按岩性和产状将其划归相当于洛霍柯夫阶的下泥盆统平驿铺组。而本次研究依据其直接超覆在加里东运动形成的沉积基底之上，岩性主要为一套滨、浅海相的、产有丰富的“猫眼鳞木”化石的灰白色中、厚层中-细粒石英砂岩夹薄层泥、粉砂岩组合，上覆地层为产有吉维特阶标准化石“鹗头贝”的中泥盆统观雾山组碳酸盐岩[13]，二者间为基本连续的底冲刷接触关系，将其确定为中泥盆统海口组，层位与邻区的金宝石组相当[13,14](图2)。二者的区别在于金宝石组建组于龙门山中段北川桂溪金宝石村，为一套相当于艾菲尔阶晚期的混积陆棚相的陆源碎屑岩与碳酸盐岩互层沉积组合，与下伏相当于爱姆斯阶-艾菲尔阶早期的养马坝组呈整合接触关系。海口组建组于昆明海口，主要为一套相当于艾菲尔阶的、直接超覆加里东沉积基底的滨、浅海相的陆源碎屑岩沉积组合，层位上与周文等(2007)的研究成果相当。②烃源岩问题。在川西北地区进行的地表油砂资源调查中，于天井山构造带所发现的泥盆系海口组油砂矿经油源对比研究，有的研究者认为油源可能来自下寒武统牛蹄塘组[11]，有的研究者认为油源可能来自上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩的二次成油事件[8],也有的人认为由下寒武统牛蹄塘组和下志留统龙马溪组的优质烃源岩共同供给油源[10]，其共同的认识为来自下伏层的油源经印支运动形成的逆断层运移至古构造圈闭内在海口组砂岩中大规模聚集成藏，后期再经构造隆升改造而形成浅埋藏的油砂矿产资源[8-11]。③储层特征。目前这方面的成果相对较少，急需加强相关的研究工作。

2储层岩石学特征

2.1岩石类型

图2　泥盆系地层剖面柱状对比图Fig.2　Correlation column of stratigraphic section of Devonian

图3　二郎庙实测剖面综合柱状图Fig.3　Comprehensive column of measured profile in Erlangmiao area

图4　二郎庙地区海口组砂岩储层特征图Fig.4　Characteristics of Haikou sandstone reservoir in Erlangmiao area(A)细粒石英砂岩，具有很好的分选性和磨圆度，几乎不含杂基，颗粒多呈点-线接触，压实程度较低，石英次生加大边明显，原生粒间孔隙极为发育，连通性好,样号A1，铸体薄片，单偏光; (B)碎屑石英以单晶石英为主，为A的正交偏光照片; (C)细粒石英砂岩，颗粒呈点-线接触，凹凸接触处石英次生加大边更发育，在颗粒表面由加大边形成不连续晶面，仍保存有较多和连通性较好的原生粒间孔隙,样号A10，SEM; (D)中粒石英砂岩，特征同照片(A)，但含有较多重矿物锆石,Elm9-2，铸体薄片，单偏光; (E)细粒石英砂岩，局部线触处的石英次生加大明显，保存少量剩余原生粒间孔,样号A3，SEM; (F)细粒石英砂岩，原生粒间孔周围的次生石英呈向心生长的晶簇状，剩余原生粒间孔隙保存和连通性都好,样号A17，SEM; (G)细粒石英砂岩，石英次生加大普遍较强烈，石英晶面趋于自形，但原生粒间孔隙仍发育且彼此完好,样号A6，SEM; (H)细粒石英砂岩，钾长石被溶蚀后，沿解理发育粒内微溶孔,样号A10，SEM; (I)细粒石英砂岩，书页状高岭石集合体填充在长石被溶蚀后形成的铸模孔中，仍保持长石碎屑的假象,样号A10，SEM; (J)细粒石英砂岩，次生石英微晶体及片丝状伊利石充填于原生粒间孔隙中,样号A10，SEM; (K)细粒石英砂岩，优质孔隙型储层的全貌，石英碎屑具有很好的分选性和磨圆度，几乎不含杂基，原生粒间孔隙极为发育，连通性极好，喉道大小均匀，配位数3～4,样号A16，SEM; (L)细粒石英砂岩， 片状伊利石呈薄膜状附着于石英颗粒表面， 充填在石英颗粒之间, 样号: D2HK-6, SEM

海口组主体为一套成分非常纯净的前滨微相的中-细粒石英砂岩(图3)，碎屑以单晶石英为主(图4-A、B)，少量硅质岩屑，偶见钾长石(质量分数≤0.2%)和斜长石(≤0.1%)，而锆石、磷灰石、榍石等重矿物较多(图4-D)。碎屑多呈次圆-圆状，颗粒支撑，分选极好，杂基含量很低(≤0.7%)。该套砂岩以成分和结构成熟度都极高为显著特征,冲洗层理非常发育，与其为改造程度很高的前滨相沉积产物相吻合[11]。

2.2成岩作用特征

海口组砂岩的成岩作用类型相对较为简单,可归结为破坏性和建设性2种成岩作用方式。其中阻碍储层发育的破坏性成岩作用主要为压实-压溶作用、硅质胶结作用和自生矿物充填作用；建设性成岩作用仅为溶蚀作用。

2.2.1破坏性成岩作用

a.压实-压溶作用

压实-压溶作用最为常见，对储层的破坏也最大。海口组砂岩的碎屑间以点-线接触为主，次为点接触，局部见有压溶性质的凹凸接触，原生粒间孔隙保存良好(图4-B、C、D)，反映其仅经历了中等强度埋藏压实-压溶作用。砂岩的压实-压溶程度主要取决于以下2个因素：①承压砂体的物质基础，如在同一深度和同等压力条件下，不同岩性的砂体因塑性碎屑组分含量、结构和厚度的不同，抗压实能力也不同。海口组砂岩具有较强的抗压能力，显然与其骨架碎屑组分主要为抗压的石英和硅质岩屑有关。②埋深的影响，埋藏埋深越大，承受的上覆地层压力也越大，砂体的压实-压溶作用越强,如相邻的北川甘溪地区下泥盆统平驿铺组石英砂岩在地史中的埋藏深度曾经比海口组砂岩大2.5～3 km，碎屑间以凹凸接触为主，部分为缝合线接触，所有孔隙都已消失，不具备形成油砂的物性条件，反映平驿铺组石英砂岩经历了非常强烈的压实-压溶作用。此特征也是确定龙门山北段泥盆系油砂岩发育层位为直接超覆下古生界沉积基底的中泥盆统海口组，而不是下泥盆统平驿铺组的依据之一。

b.石英次生加大胶结作用

石英次生加大虽然较为普遍，但含量不高，质量分数<4%，一般以较弱的Ⅰ-Ⅱ级加大为主,主要发育于碎屑颗粒之间的点-线和凹凸接触处(图4-A、C、F、G)，以凹凸接触处石英次生加大胶结作用更强烈一些(图4-C、E)。硅质胶结物主要来源于石英碎屑被压溶的化学沉淀物。虽然普遍发育的石英次生加大边占据了部分孔隙空间，但同时也提高了岩石的抗压性，有利于原生粒间孔隙的保存[7]。

c.自生矿物充填作用

海口组砂岩的原生粒间孔隙中仅充填少量自生矿物，类型也很少，显微镜下仅见少量自生微晶石英(图4-F、J)、高岭石(图4-I)和伊利石(图4-L)；而X射线衍射分析结果(表1、表2)，表明含有很少量的方解石、白云石和石膏，由于充填粒间孔隙的自生矿物含量甚微，对储层孔隙结构基本无影响(图4-K)。

2.2.2建设性成岩作用

海口组砂岩的建设性成岩作用仅为钾长石的微弱溶蚀作用，被溶蚀的钾长石中可形成少量粒内溶孔(图4-H)，成因可能与有机酸热液的溶蚀作用有关。由于海口组砂岩仅含极少量的钾长石、斜长石、方解石和白云石等易溶矿物(质量分数<3%，表1)，且溶蚀作用主要发生在长石及方解石等碳酸盐矿物之上，因此，由溶蚀作用形成的储集空间很有限。但局部强烈的溶蚀作用形成的次生溶孔仍然增大了部分储层的储集空间，在一定程度上改善了储层的储集性能(图4-H)。

表1　石英砂岩样品全岩成分X射线衍射分析(w/%)

2.3成岩演化序列

海口组砂岩原生粒间孔型储层含少量黏土矿物，其中伊/蒙混层约占黏土矿物总量的2%～30%，绝大部分实测样品伊/蒙混层矿物间层比中蒙皂石≤10%(表2)，说明海口组砂岩已处于晚成岩阶段。海口组砂岩原生粒间孔型储层沉积之后在早成岩阶段—中成岩A期主要经历了埋藏压实作用，导致原生粒间孔隙急剧减少至15%左右，这一过程一直持续到抬升剥蚀之前。伴随压实-压溶作用的进行，石英发生次生加大或自生石英充填粒间孔隙，导致孔隙度进一步降低；但石英的次生加大同时也提高了岩石骨架的抗压能力，在一定程度上保护原生粒间孔隙不被进一步挤压。黏土矿物的转化从早成岩阶段B期持续到表生作用之前，早成岩阶段B期-中成岩阶段A期主要为蒙皂石向伊/蒙混层矿物转化，而中成岩阶段B期-晚成岩阶段主要为伊/蒙混层矿物向伊利石转化(图5)。在成岩相的划分中，考虑对储层物性影响最大的主要成岩作用类型，将该套砂岩划分为中等压实-弱胶结成岩相。

表2　石英砂岩样品中黏土矿物相对含量X射线衍射分析

3储层特征

3.1孔隙类型

海口组砂岩由于压实作用中等，胶结作用相对较弱，原生粒间孔隙发育和保存较好(图4-K、L)，孔隙的连通性也较好，配位数2～3，具有很好的储、渗性能。孔隙形态较规则, 孔隙直径一般在0.05 mm 以上。孔隙边缘都有规则的薄的石英加大边, 纤维状石英垂直颗粒生长, 形成颗粒包壳, 对砂岩具有很好的抗压性,使原生粒间孔隙得以保存。

图5　海口砂岩原生粒间孔型储层成岩演化模式图Fig.5　Diagenetic sequence of primary intergranular pore of Haikou sandstone in Erlangmiao area

石英加大边胶结后的原生粒间孔隙在川西北前陆冲断带较为发育,它是储层的主要储集空间之一, 常分布于好的储层中。石英颗粒的次生加大边发育, 但加大边并未充满粒间孔, 只是使原有的粒间孔较大幅度地缩小。这种孔隙形态多呈三角形、四边形或多边形, 孔隙边缘平直, 孔隙大小一般在0.01~0.1 mm[5]，是海口组石英砂岩的主要孔隙类型之一。此外，长石及岩屑的溶蚀作用形成了少量粒间孔隙(图4-H)，而充填于粒间孔隙中的自生矿物亦发育极少量的晶间孔隙，粒内溶孔和晶间孔，但对储层物性的贡献远不及原生粒间孔。

3.2储层物性与孔隙结构类型

3.2.1储层物性

石英砂岩原生粒间孔型储层孔隙度(q)一般为>11%，渗透率(K)一般为>50×10-3μm2，统计发现一半以上的样品实测孔隙度>14%，对应的渗透率一般>200×10-3μm2(图6)。按照最新的碎屑岩储层评价标准(SY/T 6285-2011)，该套石英砂岩主要属于中孔-中渗储层。同时，海口组砂岩实测孔隙度和渗透率具有很好的相关性，其相关系数R2>0.94(图7)，说明该套砂岩属于典型的孔隙型储层，渗透率的大小主要取决于基质孔隙度的高低，这一结果与铸体薄片和扫描电镜分析的认识一致。

图6　二郎庙海口组石英砂岩储层孔-渗相关图Fig.6　Correlation between porosity and permeability of primary inter-granular pore of Haikou sandstone in Erlangmiao area

图7　二郎庙海口组砂岩孔隙度和渗透率分布直方图Fig.7　Histogram of property and permeability of Haikou sandstone in Erlangmiao area

3.2.2孔隙结构和储层类型

根据铸体薄片、扫描电镜、孔渗和压汞分析成果，可以确定该套石英砂岩储层为典型的、以发育原生粒间孔隙为主的孔隙型储层，其孔隙度一般为12%～15%，渗透率>50×10-3μm2，排驱压力<0.1 MPa，束缚孔隙比例<5%，rc50一般为4～11 μm，平均喉道半径一般为5～10 μm，主要属于中孔道-较细喉型或中孔道-中喉型储层(据SYT 6285-2011)。

4结 论

a. 四川江油中泥盆统海口组砂岩储层岩石类型单一，几乎全部由单晶石英碎屑组成，仅含少量钾长石，属于直接超覆沉积基底的前滨相沉积。石英次生加大现象普遍，以Ⅱ级加大为主。岩石原生粒间孔隙保存较好，孔隙连通性好，配位数2～3，具有很好的储集性能。

b.海口组砂岩储层的储集空间为原生粒间孔、粒间孔、晶间孔组合。其中原生粒间孔隙最为发育，为储层的主要储集空间；此外，长石及岩屑的溶蚀作用形成了少量粒间孔隙，充填于粒间孔隙中的自生矿物亦发育极少量晶间孔隙。

c.海口组砂岩以原生粒间孔为主，孔隙连通性好，孔隙度和渗透率具有很好的正相关关系，排驱压力很低，喉道一般较大，为典型的孔隙型优质储层。

[参考文献]

[1] 关德师,牛嘉玉,郭丽娜,等.中国非常规油气地质[M].北京：石油工业出版社,1995：35-45.

Guan D S, Niu J Y, Guo L N,etal. Unconventional Oil-Gas Geology in China[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1995: 35-45. (In Chinese)

[2] Debra K, Higley, Michael D,etal. Timing and petroleum sources for the Lower Cretaceous Mannville Group oil sands of northern Alberta based on 4-D modeling[J]. AAPG Bulletin, 2009, 93(2): 203-230.

[3] 刘虹强,孙燕,王祝彬,等.准噶尔盆地风城油砂矿床储层特征及成因分析[J].中国地质,2008,35(6)：1307-1314.

Liu H Q, Sun Y, Wang Z B,etal. Reservoir feature and genesis analysis of oil-sand deposit in Fengcheng of Junggar Basin[J]. Geology in China, 2008, 35(6): 1307-1314. (In Chinese)

[4] 徐世琦,曾庆,唐大海,等.江油厚坝油砂岩成藏条件分析[J].天然气勘探与开发,2005,28(3)：1-5.

Xu S Q, Zeng Q , Tang D H,etal. Analysis on reservoir forming conditions of Houba oil-sands in Jiangyou area[J ] . Natural Gas Exploration and Development, 2005, 28(3): 1-5. (In Chinese)

[5] 戴鸿鸣,刘文龙,杨跃明,等.龙门山北段山前带侏罗系油砂岩成因研究[J].石油实验地质,2007,29(6):604-608.

Dai H M, Liu W L, Yang Y M,etal. The origin of Jurassic oil-soaked sandstone in the piedmont zone of north Longmen Mountains, the Sichuan Basin [ J ]. Petroleum Geology & Experiment, 2007, 29(6): 604-608. (In Chinese)

[6] 孙晓猛,许强伟，王英德,等.川西北龙门山冲断带北段油砂成藏特征及其主控因素[J].吉林大学学报(地球科学版)，2010，40(4)：886-896.

Sun X M, Xu Q W, Wang Y D,etal. Reservoir forming characteristics and main controlling factors of oil sandstones in the northern Longmen Mountains thrust zone of the north west Sichuan[ J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2010, 40(4): 886-896. (In Chinese)

[7] 单玄龙,罗洪浩,孙晓猛,等.四川盆地厚坝侏罗系大型油砂矿藏的成藏主控因素[J].吉林大学学报(地球科学版),2010,40(4):898-904.

Shan X L, Luo H H, Sun X M,etal. Main factors of Houba Jurassic large oil sands reservoir in Sichuan Basin [J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2010, 40(4): 898-904. (In Chinese)

[8] 周文,邓虎成,邱东洲,等.川西北天井山构造泥盆系古油藏的发现及意义[J].成都理工大学学报(自然科学版)，2007，34(4)：413-417.

Zhou W, Deng H C, Qiu D Z,etal. The discovery and significance of the Devonian paleo-reservoir in Tianjingshan structure of the northwest Sichuan, China [J ]. Journal of Chengdu University of Technology (Science and Technology Edition), 2007, 34(4): 413-417. (In Chinese)

[9] 邓虎成,周文,邱东洲,等.川西北天井山构造泥盆系油砂成矿条件与资源评价[J].吉林大学学报(地球科学版),2008,38(1):69-75.

Deng H C, Zhou W, Qiu D Z,etal. Oil sand-forming conditions and evaluation on resource of oil sand in Tianjingshan structure in northwest part of Sichuan Basin [J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2008, 38(1): 69-75. (In Chinese)

[10] 童崇光.四川盆地构造演化与油气富集[M].北京:地质出版社,1992:10-34.

Tong C G. Structural Evolution and Hydrocarbon Accumulation in Sichuan Basin [M]. Beijing: Geological Publishing House, 1992: 10-34. (In Chinese)

[11] 刘文均，陈源仁，郑荣才，等.四川龙门山泥盆系(Ⅱ)层序地层[M].成都：成都科技大学出版社，1996:1-128.

Liu W J, Chen Y R, Zheng R C,etal. Devonian of Longmen Mountains, Sichuan(Ⅱ) Sequence Stratigraphy[M]. Chengdu: Journal of Chengdu University of Science, 1996: 1-128. (In Chinese)

[12] 成都地质矿产研究所.四川龙门山泥盆纪地层古生物及沉积相[M].北京：地质出版社，1988:1-176.

Chengdu Institute of Geology and Mineral Resources. Devonian Stratigraphy, Paleontology and Sedimentary Facies of Longmen Mountains, Sichuan[M]. Beijing: Geological Publishing House, 1988: 1-176. (In Chinese)

[13] 谢邦华,王兰生,张鉴,等.龙门山北段烃源岩纵向分布及地化特征[J].天然气工业,2003,23(5):21-24.

Xie B H, Wang L S, Zhang J,etal. Vertical distribution and geochemical behaviours of the hydrocarbon source rocks in the north section of Longmen Mountains [J]. Natural Gas Industry, 2003, 23(5): 21- 24. (In Chinese)

[14] 郑浚茂,庞明.碎屑储集岩的成岩作用研究[M].武汉:中国地质大学出版社,1989:69-77.

Zheng J M, Pang M. Diagenesis of Clastic Reservoir[M]. Wuhan: Press of China University of Geosciences, 1989: 69-77. (In Chinese)

Characteristics of sandstone reservoir of Devonian in the north Longmenshan Mountains, China

ZOU Tao1, ZHENG Rong-cai1, CAO Hong2, WANG Chang-yong1

1.State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration, Beijing 100083, China

Abstract:The reservoir characteristics of the Haikou sandstone of Middle Devonian Series in Jiangyou of Sichuan Basin are studied on the basis of measured sections and drilling core observations. Controlling factors of main reservoir space, mineral components, grain size, diagenesis and the diagenetic evolution models are analyzed by thin section observation, scanning electron microscope, porosity and permeability statistics and X-ray diffraction, etc. It indicates that the Haikou sandstone is a typical pore-type reservoir characterized by dominant primary pores, and can be considered as a typical reservoir model mainly composed of inter-granular pores. In the Haikou sandstone, the connection among the pores is good, with good positive correlation between the porosity and the permeability. The displacement pressure for the pores is low and the throat is large, reflecting a good framework of the pores. Therefore, the Haikou sandstone possesses favorable conditions for the accumulation of oil and gas.

Key words:Longmenshan; Haikou Formation; quartz sandstone; diagenesis; pore structure; reservoir evaluation

[文献标志码][分类号] TE122.221; P588.212.3 A

[基金项目]湖南科技大学“页岩气资源利用”湖南省重点实验室开放基金资助项目(E21423); 中国石油股份公司科技项目(2014B-0408)。

[收稿日期]2015-03-20。

[文章编号]1671-9727(2016)02-0199-08

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.02.06

[第一作者] 邹涛(1986-),男,硕士研究生,研究方向：沉积地质学, E-mial:zoutao19860220@163.com。