台内鲕粒滩气藏成藏过程与模式——以川东北河坝地区下三叠统飞仙关组三段为例

李宏涛

（1. 中国石化石油勘探开发研究院；2. 中国石化海相油气藏开发重点实验室）

台内鲕粒滩气藏成藏过程与模式
——以川东北河坝地区下三叠统飞仙关组三段为例

李宏涛1,2

（1. 中国石化石油勘探开发研究院；2. 中国石化海相油气藏开发重点实验室）

结合区域沉积埋藏史和构造演化史，对川东北河坝地区下三叠统飞仙关组三段台内鲕粒滩灰岩气藏的气体来源、成藏期次和成藏过程进行研究。根据单体烃碳同位素测试结果判断气源主要来自下伏上二叠统吴家坪组（或龙潭组）。流体包裹体均一温度分析表明飞三段经历了多期油气生成运移活动，主要集中在晚侏罗世—早白垩世，与上二叠统烃源岩的生气高峰相匹配，代表了主要成藏期。河坝地区构造在印支期形成雏形，侏罗纪—早白垩世为相对稳定阶段，晚白垩世燕山晚期是构造形成的主要阶段，新生代喜马拉雅期为构造复杂化阶段。预测沉积微古地貌高地、断裂或裂缝相对发育区和古今构造发育区为川东北地区台内滩鲕粒灰岩气藏发育有利区。图7表2参36

四川盆地；河坝地区；飞仙关组三段；气源分析；流体包裹体；热演化史；成藏期次

0 引言

四川东北部（简称川东北）是四川盆地油气勘探的重要探区之一。继宣汉—达州地区海相层系发现普光、毛坝场等含气构造带之后，通江—南江—巴中构造（简称通南巴构造）河坝地区发现下三叠统飞仙关组三段（简称飞三段，T1f3）气藏。截止到2011年已提交探明储量数百亿立方米，展示了该区飞三段气藏具有一定的勘探、开发潜力[1-3]。川东北地区发育多套海相烃源岩，目前大多处于高—过成熟热演化阶段，导致油气来源具有多样性，油气系统错综复杂[1,4-5]。河坝地区飞三段气藏台内滩鲕粒灰岩储集层与川东北其他地区普遍存在的台缘鲕粒白云岩储集层在形成机理上存在明显的区别[6]。本文利用河坝地区飞三段气样和岩心样品，进行单体烃碳同位素、储集层中方解石的流体包裹体均一温度测试，结合沉积埋藏热演化史和构造演化史，综合分析飞三段气藏的气源、成藏期次和成藏过程，总结台内滩鲕粒灰岩气藏形成模式，为河坝地区飞三段气藏的进一步勘探开发评价提供依据。

1 地质背景及地层特征

四川盆地基底在川东北米仓山、大巴山一带称为火地娅群，主要为前震旦系中上元古界变质岩，震旦纪—古生代—早中生代经历多次沉降与隆升变迁，沉积了海相碳酸盐岩及少量碎屑岩。印支期以来，伴随着北部秦岭海槽的关闭，米仓山逆冲推覆构造带形成，自三叠纪中晚期开始，逐渐抬升隆起，褶皱成山，并在山前发育了大型前陆盆地陆相碎屑岩沉积。喜马拉雅期以隆升、剥蚀为主，形成了现今构造面貌。

通南巴构造位于四川盆地东北缘，大致呈东北向展布，其北侧为秦岭造山带南缘的米仓山冲断构造带，东北侧为大巴山前缘弧形推覆构造带，南邻川中平缓构造带[7]，被北西—北北西向断层进一步分割为南阳场、涪阳坝、黑池梁3个次级构造[7-11]。河坝地区位于通南巴构造南阳场次级构造最东端，东部有断层遮挡，西部为一北东走向的断背斜，顶部宽缓，两翼较陡，在较深部位发育近东西向断层[7,12]（见图1）。

图1 川东北区域构造划分及河坝地区构造特征

受盆地性质和区域构造特征的控制，川东北地区发育下寒武统、下志留统、下二叠统和上二叠统等多套烃源岩[8]。下寒武统筇竹寺组黑色页岩、炭硅质页岩分布广泛，但在海西晚期已进入成熟阶段，并在早三叠世达到生烃高峰。川北地区下志留统龙马溪组烃源岩以盆地相黑色页岩和深灰色泥岩为主，底部暗色泥岩厚度10～20 m，有机碳含量一般在2%以上，有机质类型为I型，如河坝1井钻遇龙马溪组上部的灰色泥岩13个样品有机碳含量为0.4%～1.0%，平均0.6%。下二叠统烃源岩发育在栖霞组中上部到茅口组底部，通南巴地区厚度在百米以上，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型，21个样品有机碳含量为0.20%～1.23%，多数小于0.5%，该套烃源岩对川东北三叠系气藏贡献较小[4]。上二叠统烃源岩发育于吴家坪组（龙潭组）和大隆组（长兴组），岩性以泥岩和泥灰岩为主，如河坝1井钻遇上二叠统暗色泥岩厚52 m，暗色泥灰岩厚35 m[5]，有机质类型以Ⅲ型为主，有机质丰度高，11个样品有机碳含量为0.32%～4.62%，平均值高达2.13%，是通南巴构造乃至川东北地区另一套重要的以生气为主的烃源岩，目前处于过成熟阶段。

四川盆地下三叠统飞仙关组发育飞一、飞二、飞三、飞四4个含气层段。河坝地区在飞一—飞二段沉积期处于陆棚区，主要岩性为位于顶部的棕红色灰岩及灰色泥晶灰岩，其中棕红色灰岩反映海平面的下降，是氧化环境的产物，与上覆飞三段地层呈不整合或假整合接触。在飞三—飞四段进入台地沉积期：①飞三段早—中沉积期为开阔台地，沉积微相为台内滩和滩间微相。台内滩以亮晶鲕粒灰岩为主，孔隙类型主要为粒内溶孔、铸模孔，鲕粒粒间主要被方解石胶结，为储集岩发育的有利微相；滩间微相以微晶灰岩、泥灰岩为主，夹少量砂屑灰岩[6]。纵向上，台内浅滩沉积与滩间沉积多为韵律互层，下部为滩间，上部为浅滩，构成向上变浅沉积序列[6]。②飞三段沉积晚期—飞四段沉积期演变为局限台地沉积，发育瀉湖及潮坪微相，主要岩性为泥晶灰岩夹薄层生物粒屑灰岩条带、膏岩及棕红色白云岩等，反映晚期的海退和暴露，与上覆嘉陵江组呈暴露不整合接触。

2 样品来源及实验仪器

岩心样品采自河坝地区飞三段鲕粒灰岩段，气样直接采自于试采井井口。

按照天然气的组成分析气相色谱法国家标准[13]，利用高精度Varian CP-3800气相色谱仪完成气体组分分析。采用PDB标准在MAT253仪器上（精度±0.15‰）进行单体烃碳同位素测量。分析测试由无锡石油地质研究所实验研究中心完成。

流体包裹体分析是在制作双面抛光薄片的基础上，使用日本产E400-NIKON双通道荧光-透射光显微镜（配Olympus 100倍8 mm长焦工作镜头）进行流体包裹体荧光观察，使用英国Linkam公司产品THMS 600G冷热台（精度±0.1℃）测定流体包裹体的均一温度和冰点。分析测试由中国地质大学（武汉）资源学院石油系微观烃类检测实验室完成。

3 气体碳同位素特征及气源分析

河坝地区天然气组分甲烷含量95.08%～97.45%，CO2含量0.17%～0.72%，N2含量1.89%～3.62%，含少量He，不含H2S，属于典型的干气（见表1）。

表1 河坝及元坝、普光地区飞仙关组气藏气体组分及单体烃碳同位素特征

研究表明，对于单一来源的有机成因烷烃气而言，甲烷及其同系物的碳同位素呈δ13C1<δ13C2<δ13C3正序排列[14]。表1数据显示河坝1井的碳同位素呈δ13C1<δ13C2、δ13C2>δ13C3倒转排列，河坝2、河坝102井的碳同位素呈δ13C1>δ13C2>δ13C3负序排列[4-5]。据前人研究，以下5种原因会造成碳同位素呈非正序排列：①某一烷烃气组分被细菌氧化；②有机气和无机气的混合；③腐泥型和腐殖型气的混合；④同一类型但成熟度不同的两个层段烃源岩生成气的混合；⑤同一层段烃源岩在不同成熟阶段生成气的混合[14-15]。

河坝地区飞三段气藏埋深在5 000 m左右，可以排除细菌氧化原因。四川盆地构造相对稳定，缺乏无机成因气从地幔向上运移的通道，氦同位素值也显示壳源成因[16]，表明幔源气的贡献几乎不存在，可以排除有机气和无机气混合的原因。在漫长的地质演化过程中，川东北地区发育下寒武统、下志留统和上二叠统等多套烃源岩，目前普遍处于高—过成熟演化阶段，曾发生多期生排烃，且源岩早期演化过程中生成的可溶有机质（分散可溶有机质和古油藏）在后期演化过程中也可裂解成气，因此，现在聚集成藏的天然气为不同类型气源的混合，或烃源岩在不同成熟阶段生成气的混合。根据天然气成因鉴别图版[17]，河坝地区飞三段气藏天然气主要分布在煤型气和油型气混合倒转区、煤型气区（见图2）；天然气组分与δ13C1鉴别图版[17]显示河坝地区天然气主要分布在无机气和煤型气混合区（见图3），成因类型与元坝地区部分气藏接近，但与普光、毛坝地区的典型油型裂解气存在一定差别[18]。考虑到本区无机气贡献几乎可以不计，综合分析认为，本区天然气可能以煤型气为主，混入了少量油型气。天然气的甲烷及其同系物的碳同位素组成是划分天然气成因类型、判识来源的重要标志。δ13C1值受生气母质类型和成熟度的共同影响，通常各类油型气的δ13C1值的范围：原油伴生气为-48‰～-40‰、凝析油伴生气为-40‰～-36‰、高温裂解气为大于-36‰[19]。河坝气藏δ13C1值大于-30‰，表明高温裂解气的可能性更大。河坝地区飞三段气藏δ13C1值为-29.2‰～-27.7‰，δ13C2值为-29.4‰～-26.7‰。川东北地区上二叠统龙潭组烃源岩干酪根δ13C值为-28.2‰～-26.5‰，成熟度较高，Ro值达2.0%以上，有机质演化程度已达干气阶段[20]。而下志留统—下二叠统烃源岩干酪根的碳同位素通常小于-28.8‰，尤其是下寒武统烃源岩干酪根的碳同位素通常小于-31.5‰（见图4），考虑到河坝地区天然气同位素不应该比烃源岩干酪根的同位素更重[20-21]，因此，相对于寒武系、下志留统及下二叠统，上二叠统龙潭组、大隆组内部的炭质泥岩为河坝地区飞三段气藏主要气源岩的可能性更大。

图2 δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图版

图3 δ13C1-C1/C2+3鉴别图版

图4 河坝地区飞三段气藏单体烃与潜在气源岩干酪根同位素对比

前人分析认为川东北普光气田天然气主要源自古油藏的二次裂解以及下志留统、二叠系干酪根的热裂解，川东地区长兴组生物礁及飞仙关组鲕粒滩气藏中的固态沥青则被认为是古油藏裂解成气的直接证据[22-24]。河坝地区飞三段气藏天然气组分中甲烷含量为95.08%～97.45%、干燥系数大于0.95、甲烷碳同位素偏重（δ13C1>-30‰），属于典型的过成熟干气[22]，且储集层岩心中未见有沥青，综合以上气源分析认为该区天然气主要来自上二叠统干酪根在不同成熟阶段的裂解气，下志留统烃源岩或异地古油藏裂解气也具有一定贡献[25]，考虑到下二叠统烃源岩在本区总体欠发育，因而贡献甚微。

4 流体包裹体分析与成藏期次

孔、洞、缝中的充填物及成岩矿物中烃类包裹体荧光特征观察结果是沉积盆地油气运移、油气藏充注最直接的证据[26-27]。与烃类包裹体伴生的（含烃）盐水包裹体亦是油气运移聚集过程中被捕获的物质，记录了油气聚集的环境和时间，其均一温度可代表包裹体的捕获温度[28]，大致相当于油气进入储集层时的温度，结合沉积盆地热演化史（古地温梯度）和储集层的埋藏史，即可确定包裹体形成时的地层埋深及对应的地质时代，据此确定油气藏的形成时间是目前研究油气成藏期次、成藏史最常用、最有效的方法[26-34]。

在河坝地区飞三段储集层（褐）灰色鲕粒砂屑灰岩及微晶灰岩的裂缝充填方解石脉中、鲕粒粒间充填方解石晶体中发现了很多不发荧光纯气相天然气包裹体（见图5a、图5b）和大量气液两相包裹体（见图5c），这是发生过烃类气体充注最重要的证据。对与天然气包裹体伴生的气液两相包裹体进行均一温度、终融化温度（冰点温度）测试发现，一些含少量CH4的盐水包裹体冰点温度大于零（多为0～10 ℃），激光拉曼探针分析也进一步证实了这些含烃盐水包裹体的存在。分析认为，含烃盐水包裹体在冷却过程中因温度下降和结冰膨胀造成压力升高，形成甲烷水合物，在升温融化时需要吸收额外的热量，造成盐水包裹体的冰点温度大于零。

图5 河坝地区飞三段气藏烃类包裹体分布与（含烃）盐水包裹体均一温度

流体包裹体分期依据两点原则：一是选取具有相同产状和相似气液比的流体包裹体组合；二是均一温度大致按15 ℃间隔分期。盐水包裹体检测到Th1—Th5共5期流体活动（见表2、图5c—5f），其中Th5期流体均一温度较高（218.2～232.1 ℃），显然超出了飞三段地层所经历的最高温度（见图6），表明储集层可能经历了包括热液流体等在内的深埋溶蚀的次生改造[6]。含烃盐水包裹体检测到Th1—Th4共4期流体活动（见表2、图5c），均一温度具有似连续分布的特征。进一步对含烃流体包裹体及其伴生盐水包裹体的均一温度区间进行成藏期次划分，大致可以划分为3个区间（110～120 ℃、140～170 ℃、190～208 ℃），代表河坝地区飞三段气藏主要的成藏期。

表2 河坝地区飞三段气藏流体包裹体均一温度统计及分期表

利用Petromod软件，在河坝地区沉积埋藏史、热演化史、生排烃史等盆地模拟综合分析的基础上，结合储集层成岩演化史[6]、圈闭形成演化史等研究结果，对河坝地区飞三段气藏成藏期次与成藏事件图（见图6）进行如下分析。

晚志留世—石炭纪，寒武系烃源岩处于未成熟—低成熟阶段，可能有少量液态烃生成，志留系烃源岩则基本未成熟。

早二叠世，寒武系烃源岩在整个河坝地区进入以低成熟为主的低成熟—成熟阶段，志留系烃源岩局部地区进入低成熟阶段，生成的烃类大多就近储集在寒武系和（或）志留系中。

晚二叠世—中三叠世，寒武系烃源岩逐渐进入生烃高峰，志留系烃源岩广泛进入低成熟阶段，以生油为主，上、下二叠统烃源岩在通南巴构造东北部开始进入低成熟阶段。

晚三叠世，寒武系烃源岩进入成熟阶段，志留系烃源岩开始进入成熟阶段，二叠系烃源岩主要处于低成熟阶段，此时印支运动导致米仓山开始隆升，河坝地区构造圈闭形成雏形，飞三段鲕粒滩储集层亦开始形成岩性圈闭，志留系烃源岩生成的少量烃类气体可能沿断裂运移进来。

侏罗纪—早白垩世，川东北通南巴地区烃源岩热演化程度大幅增加，寒武系和志留系烃源岩逐渐达到生气高峰及过成熟阶段，上、下二叠统烃源岩热演化程度增加较快，在晚侏罗世—早白垩世进入主生烃阶段。将测试的流体包裹体均一温度与飞三段地层所经历的温度进行对比发现，河坝地区飞三段气藏主要经历了多期烃类充注的成藏过程，成藏期也集中在晚侏罗世—早白垩世，在构造运动期次上与燕山早期、燕山中期的隆升侵蚀相对应。因此，这一时期的上二叠统烃源岩生烃与飞三段成藏匹配条件良好，油气可能沿早、中燕山构造运动形成的断层运移到飞三段储集层中富集，形成原生型气藏。

晚白垩世—现今，烃源岩均经历高—过成熟的演化阶段，生烃作用相对较弱，但第3期烃类流体活动大致与晚白垩世的燕山晚期造山运动时期相当，表明这一阶段也是该气藏的重要形成时期之一，烃类气体可能来自其他异地油气藏的热裂解及调整改造。随着该区整体隆升遭受强烈剥蚀，地层温度逐渐降低，生烃作用逐渐停止。同时，盆地东面的大巴山向盆内强烈挤压形成断层，已有油气藏进入强烈的改造阶段。

5 成藏过程与成藏模式

利用二维地震剖面层位精细解释结果（测线位置见图1），进行圈闭构造演化分析，结合该区的成藏期次总结成藏演化模式（见图7）。

河坝地区飞三段沉积时期，（准）同生期粒内溶孔、铸模孔鲕粒灰岩储集层发育[6]，与上覆飞四段泥岩构成良好的储、盖组合。尽管此时寒武系烃源岩进入生烃高峰，但缺乏必要的输导条件，对河坝气藏聚集的天然气贡献甚微（见图7a）。

中晚三叠世，在印支运动西北方向挤压作用下，河坝地区构造初具雏形，为油气运移的有利指向区，志留系烃源岩进入生烃高峰，生成的部分天然气在河坝地区聚集，但此时构造处于坳陷深凹区，构造面积大、幅度小、两翼极平缓，故捕获早期油气的能力较差，河坝1井岩心中少见沥青、轻质油等证实了以上推测（见图7b）。

图6 河坝地区热演化史、飞三段气藏成藏期次与成藏事件图（P1—下二叠统；P2—上二叠统；T1f—下三叠统飞仙关组；T1j—下三叠统嘉陵江组；T2l—中三叠统雷口坡组；T3x—上三叠统须家河组；J1z—下侏罗统自流井组；J2q—中侏罗统千佛崖组；J2s—中侏罗统沙溪庙组；K1—下白垩统）

晚侏罗世—早白垩世，志留系烃源岩进入生气高峰，二叠系烃源岩进入生油气高峰，亦是早期及中期燕山运动活跃的主要阶段，在时间上分别与流体包裹体均一温度数据所反映的Th1期（第1期成藏）和Th2+Th3期（第2期成藏）成藏相对应。早期燕山运动导致米仓山隆起并向南挤压，使河坝地区构造雏形进一步加强，幅度略有增加[8]。燕山运动中期，构造挤压进一步增强，河坝地区演变成向南倾斜斜坡，自此长期处于气势梯度变化带[1]。该阶段深埋流体活跃，埋藏溶蚀作用使得早期形成的粒内溶孔、铸模孔鲕粒灰岩储集层物性进一步改善，与微断裂交织形成油气运移聚集的主要输导体系[6]，有利于油气运聚，所以鲕粒粒间方解石胶结物中该期含烃流体包裹体的丰度较高，因此燕山中期应是成藏的主要阶段。随着热演化程度的进一步增高，烃源岩干酪根生成的天然气和疑似早期形成的液态烃裂解气在此聚集，导致河坝地区飞三段气藏天然气碳同位素呈现倒转的特征（见图7c）。

图7 河坝地区构造演化及飞三段气藏成藏模式示意图

晚白垩世—新生代，燕山运动晚期，受周缘山系进一步挤压，四川盆地北部形成北东向构造，为河坝地区构造形成的主要阶段。此时的河坝地区构造仅是北东向简单背斜，构造幅度与现今相近，强烈的构造运动导致流体活跃，时间上大致与（含烃）盐水包裹体均一温度反映的Th4期（第3期成藏）相当，但烃源岩基本已过成熟，因此烃类气体可能来自异地油气藏的热裂解及调整运移。进入喜马拉雅期，由于大巴山构造应力体系的影响，造成北西向断裂对通南巴构造主体的改造和叠加，致使通南巴背斜在喜马拉雅晚期演变为受北西向断裂分割的多高点构造带。河坝地区受断裂影响相对较弱，基本保留了燕山期原型气藏的特征，但受构造挤压的影响，背斜构造规模和幅度有所增加，并导致气藏进一步调整、改造，形成的大量裂缝改善了储集层物性[1]。该时期气藏已经定型，构造整体大幅度抬升，构造挤压作用导致气藏压力有所增加，形成高压气藏。因此喜马拉雅期是河坝地区飞三段气藏的改造和调整阶段（见图7d）。

河坝地区飞三段台内鲕粒滩气藏与普光、毛坝地区台缘鲕粒滩气藏成藏过程具有相似之处，二者均大致经历了3期成藏过程，且成藏期地层经历的温度区间相近，均经历了“多期成藏、晚期定位”的成藏过程[23,35]，这与川东北区域具有相近的烃源岩生排烃史、油气运聚史和构造演化史密不可分。与普光、毛坝地区不同的是[36]，河坝地区飞三段鲕粒灰岩储集层深埋溶蚀作用相对较弱，总体具有“早期储集层形成、中期多期成藏、晚期调整定型”的成藏过程与成藏模式。原始的微古构造、古沉积高地控制的成岩相带有助于暴露型台内鲕粒滩储集层的早期形成，必要的源储运移通道（主要为断裂和裂缝）保障了天然气的多期成藏，早于主生气期或与生气期同期形成的古构造有利于天然气聚集与晚期定位，这些因素的有利配置控制了河坝地区飞三段台内鲕粒滩气藏的分布。根据河坝地区飞三段气藏成藏过程与成藏模式，预测沉积微古地貌高地、断裂或裂缝相对发育区和古今构造发育区为川东北地区台内滩鲕粒灰岩气藏发育有利区。

6 结论

不同成熟度或不同类型的多种气源混合导致河坝地区飞三段台内鲕粒滩气藏天然气同位素呈现非正序列，样品的δ13C2值与上二叠统干酪根的δ13C值接近，而与其他潜在烃源岩干酪根δ13C值相差较远，具有来源于煤型气烃源岩的特征，判断气源主要来自下伏的上二叠统吴家坪组（或龙潭组）。

流体包裹体均一温度分析显示气藏经历了3期含烃流体活动，主要集中在晚侏罗世—早白垩世，与上二叠统烃源岩的生气高峰相匹配，代表了主要成藏期。河坝地区构造在印支期形成雏形，侏罗纪—早白垩世为相对稳定阶段，晚白垩世燕山晚期是构造形成的主要阶段，新生代喜马拉雅期为构造复杂化阶段。

结合河坝地区沉积埋藏热演化史、圈闭形成演化史，对流体包裹体成藏期次进行分析，认为气藏发生过多期油气运移、聚集过程，主要发生在晚侏罗世—早白垩世，该时期也是气藏成藏的主要阶段，在晚白垩世—新生代气藏经历了调整和改造。

气藏储集层岩性为鲕粒灰岩，深埋溶蚀作用相对较弱，预测沉积微古地貌高地、断裂或裂缝相对发育区和古今构造发育区为川东北地区台内滩鲕粒灰岩气藏发育有利区。

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（编辑 王晖）

Accumulation process and pattern of oolitic shoal gas pools in the platform: A case from Member 3 of Lower Triassic Feixianguan Formation in the Heba area, northeastern Sichuan Basin

LI Hongtao1,2
(1. Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China; 2. Key Laboratory for Marine oil and Gas Exploitation, SINOPEC, Beijing 100083, China)

Combined with the regional sedimentary burial history and trap tectonic evolution history, the gas source, pool-forming periods and accumulation process of the oolitic shoal limestone gas pool in the Lower Triassic Feixianguan Formation Member 3 were researched in the Heba area of northeast Sichuan Basin. The gas source was mainly derived from the underlying Upper Permian Wujiaping Formation (or Longtan Formation) according to the analysis results of carbon isotopic compositions of individual hydrocarbons. The analysis of homogenization temperature for fluid inclusions shows, the gas pool has experienced multi-stage gas generation and migration, which occurred in the Late Jurassic to Early Cretaceous, matched with the generating peak of the Upper Permian source rocks, and represented the main period for hydrocarbon accumulation. The formation process of the Heba area had structural prototype in Indo-Chinese Epoch, and was relatively stable stage in the Jurassic to Early Cretaceous, and was formed like present structure in the Late Cretaceous, and was complicated in the Cenozoic Himalayan period. It is predicted that the sedimentary micro-paleogeomorphology highs, faults or fracture relative development area and the ancient-modern structure development zone are favorable for oolitic shoal limestone gas pools in Northeast Sichuan.

Sichuan Basin; Heba area; Feixianguan Formation Member 3; gas source analysis; fluid inclusions; thermal evolution history; pool-forming periods

国家科技重大专项（2011ZX05005-002）

TE122.2

A

1000-0747(2016)05-0723-10

10.11698/PED.2016.05.07

李宏涛（1977-），男，黑龙江巴彦人，博士，中国石化石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事气藏描述、储集层地质、地球化学研究工作。地址：北京市海淀区学院路31号，中国石化石油勘探开发研究院天然气所，邮政编码：100083。E-mail: liht.syky@sinopec.com

2015-12-15

2016-03-16