黔北正安地区五峰组–龙马溪组页岩气随钻C同位素特征及地质意义

吴 松, 于继良*, 李海龙, 蓝宝锋, 李 龙, 何新兵, 李刚权

黔北正安地区五峰组–龙马溪组页岩气随钻C同位素特征及地质意义

吴 松1, 于继良1*, 李海龙1, 蓝宝锋2, 3, 李 龙1, 何新兵1, 李刚权1

(1. 贵州页岩气勘探开发有限责任公司, 贵州 遵义 563400; 2. 贵州能源产业研究院有限公司, 贵州 贵阳 550025; 3. 自然资源部 复杂构造区非常规天然气评价与开发重点实验室, 贵州 贵阳 550025)

C同位素分析已应用于钻探现场, 可以实时连续监测随钻泥浆气及岩屑罐顶气C同位素值的变化情况, 分析页岩气富集规律与勘探潜力。黔北正安地区3个平台(Ay1、Ay2、Ay4)随钻泥浆气与岩屑罐顶气的C同位素结果显示, 泥浆气纵向上从石牛栏组至五峰组的C同位素总体由重变轻, C同位素倒转主要出现在龙马溪组, C同位素从S14→S12→O3先变重后变轻, S12的C同位素倒转程度明显。根据岩屑罐顶气C同位素分馏特征将五峰组–新滩组划分为5段, 第2、3段C同位素分馏程度均匀且较高(2.51‰～4.59‰, 平均3.60‰), 放气量及气测值具有相应的响应特征; 第2段(S11～S12)中上部响应特征更明显, 具备良好的孔隙度及含气性。龙马溪组δ13C1主要分布在−36‰～−32‰之间, 平均−33.47‰, δ13C2主要分布在−38‰～−34‰之间, 平均−35.58‰, δ13C1和δ13C2的倒转主要开始于S13, 龙马溪组页岩气主要由原油裂解气贡献。各平台间湿度存在差异(Ay1平台>Ay2平台>Ay4平台), 反映了不同构造位置热演化程度的差异, 五峰组–龙马溪组的热演化程度高于威远地区, 低于焦石坝及长宁地区, 与富顺–永川、南川地区相近。通过C同位素分馏特征、放气量及孔隙压力指数结合储层评价相关参数, 对Ay1-X井五峰组–龙马溪组纵向上甜点划分3类, 进一步确定了龙马溪组最优甜点段为龙马溪组底部3.2 m, 具有岩屑罐顶气C同位素重、分馏程度高、生烃能力强、总含气量高、可压裂性好、有机孔发育、空隙压力指数大等特点, 为黔北正安地区五峰组–龙马溪组箱体选择提供了理论依据。

页岩气; 五峰组–龙马溪组, C同位素录井; 甜点识别; 黔北地区

0 引 言

常压页岩气是中国页岩气勘探开发的重要类型之一, 其中南方常压页岩气可采资源量为9.08×1012m3(方志雄, 2019), 前景广阔。目前在渝东南盆缘转换带南川–武隆等地区取得了很好的勘探开发实践效果(何希鹏等, 2020; Sun et al., 2021)。近年来针对黔北地区牛蹄塘组、龙潭组、五峰组–龙马溪组页岩气开展了大量研究工作(李超等, 2019; 史树勇等, 2019; 伍耀文等, 2019; 邓恩德等, 2020; 张大权等, 2022), 其中, 研究热点及开发层位主要为五峰组–龙马溪组。黔北正安地区的页岩气勘探开发实践证实了区内五峰组–龙马溪组页岩气属于常压页岩气藏, 探明优质页岩厚度约10～30 m, 热演化程度大于2%, 平均有机碳含量为3.46%, 脆性矿物占64.1%以上, 总含气量为1.0～6.5 m3/t, 地层埋深适中, 现场测试产气量为(1.8～5.8)×104m3/d, 具备一定的勘探开发潜力(张福等, 2020; Lan et al., 2022)。

C同位素是油气地球化学研究的重要内容, 气体C同位素包含气体母质来源、成烃演化、成藏过程和次生变化等方面的信息, 能够反映天然气的来源及运移过程, 分析天然气的成因及热演化程度(贺聪等, 2016; Song et al., 2021)。C同位素在常规气藏研究中的应用同样也适用于页岩气勘探领域(牛强等, 2020), 页岩气C同位素的纵向变化与页岩气的原地赋存特征和成藏规律有关, 可以通过C同位素判别页岩气成因, 分析页岩气富集规律与勘探潜力(贺聪等, 2016; 牛强等, 2020), 为页岩气地质甜点分析提供理论依据。页岩气藏普遍具有C同位素倒转的现象, 同位素倒转通常与储层的超压及天然气高产有关, 其倒转程度与单井产能有一定关系(贺聪等, 2016; Milkov et al., 2020)。提高单井产量是实现效益开发的核心, 差中选优、优中选甜是其中重要的一环。气体C同位素分析已应用于钻探现场(张家政等, 2019; 牛强等, 2020), 可实时连续监测随钻泥浆气及岩屑罐顶气C同位素值变化情况。本研究基于黔北正安地区不同构造位置的3个平台(Ay1、Ay2、Ay4; 图1)开展实时泥浆气与岩屑罐顶气C同位素录井, 分析正安地区五峰组–龙马溪组页岩气C同位素倒转特征、热演化特征和岩屑罐顶气C同位素分馏特征, 开展甜点识别, 为区内五峰组–龙马溪组页岩气箱体选择提供理论依据。

1 区域地质背景

黔北正安地区构造位置主体处于武陵坳陷内, 位于中上扬子地块东南部边缘与雪峰山基底拆离造山带之间, 即川东隔槽式褶皱带西侧。地处云贵高原向湖南丘陵和四川盆地过渡的斜坡地带, 受加里东期、海西期、燕山–喜山期等多期构造运动影响, 研究区构造形迹的展布方向主要为NE向, 次为近SN向(戴传固, 2013), 在区内形成一系列向斜群(图1), 五峰组–龙马溪组富有机质页岩残存于各向斜内。结合区内开发实际, 区内地层划分见图1。宝塔组为一套灰色灰岩。五峰组沉积期为半局限浅海盆地沉积(李琪琪等, 2021), 厚度3.5～6.0 m, 整体为一套页岩, 顶部发育薄层观音桥段。龙马溪组优质页岩厚17～24 m,略薄于威远、长宁、焦石坝等地区, 整体有机质丰度高, 泥质含量偏低, 其顶部发育一套稳定的灰质泥岩夹层, 电性特征明显, 泥质含量、三孔隙度及电阻率曲线呈明显台阶状变化, 具有较强的可对比性, 因此将其划分为龙马溪组和新滩组的界面。新滩组为一套泥岩。新滩组上覆的石牛栏组底部为一套灰色泥灰岩。

2 样品采集与实验方法

样品分别采自黔北正安地区3个不同构造位置的平台(Ay1、Ay2、Ay4), 共5口井(表1)。取样间隔: 石牛栏组与新滩组为4 m, 气测显示异常时适当加密至2 m; 五峰组–龙马溪组为2 m, 同一深度样品在现场同时分析泥浆气和岩屑罐顶气。

泥浆气分析是将录井脱气器中脱出的烃类气体导入GRAND-3C同位素分析仪中, 实现气体C同位素的自动测量, 同一个气体样品经过色谱分离后可分别测出C1～C3的C同位素值。岩屑罐顶气是岩屑解析出来的气体, 对捞取的岩屑洗净后装入岩屑罐, 加水倒置密封, 以固定时间序列(1 d、3 d、7 d)测定岩屑罐顶部气体中烃类的C同位素值, 检测仪器为中红外光谱C同位素自动测量仪(GRAND-3C, 苏州冠德能源科技有限公司(苏州加州能源与环境研究院))。不同于实验室中常用的气相色谱–同位素质谱仪利用带电粒子在磁场中的偏转来实现同位素的测量, GRAND-3型同位素分析仪是通过快速色谱将混合的烃类气体按组分分离, 并依次进入氧化池使其燃烧成为CO2, 之后进入中红外激光光谱测量腔室, 利用12C–O、13C–O分子键对激光的吸收特征峰不同, 实现同位素的测量。与传统的同位素质谱相比, 红外激光光谱同位素测量仪价格低、体积轻巧、环境容忍度高, 且在测量的过程中不需要高度的真空条件, 也不需要经过复杂的样品前处理过程, 在5 min内即可完成C1～C3同位素的测量。仪器工作电压为220×(1±20%) V, 电压频率范围45～65 Hz, 能够在野外钻井现场实现样品的原位测量。

图1 研究区位置及地层柱状图

表1 正安地区录井取样参数

3 结果分析

3.1 泥浆气C同位素特征

泥浆气是钻头破碎地层释放的气体, 通过泥浆循环返上地面, 反映了钻遇地层最直观的信息, 因此通过泥浆气的C同位素可以分析原地赋存页岩气的C同位素特征。泥浆气δ13C1、δ13C2随深度变化总体表现为自上向下(石牛栏组→新滩组→五峰组–龙马溪组)由重变轻。以Ay1-X井(Ay1平台)为例(图2), 石牛栏组δ13C1为−34.91‰～−29.96‰, 平均−32.16‰; 新滩组δ13C1为−35.48‰～−28.38‰, 平均−35.48‰; 龙马溪组δ13C1为−38.45‰～−29.84‰, 主要分布在−36‰～−32‰之间, 平均−33.47‰, δ13C2为−38.98‰～−31.58‰, 主要分布在−38‰ ～ −34‰之间, 平均−35.58‰, 表现为油型气特征(孙晓等, 2021)。龙马溪组泥浆气C同位素值在区内几口井中差异不大,但都出现了典型的C同位素倒转特征。

牛强等(2020)对川东南丁山、南川等地区开展泥浆气C同位素分析, 其中δ13C1值在DY5井为−30‰ ～ −29‰, SY3井为−34.5‰～−32.5‰, JY10-10井为−30‰ ～ −28‰。通过正安地区与DY5井、SY3井和JY10-10井泥浆气C同位素对比发现, 焦石坝地区和丁山地区δ13C1值相近, 正安地区与南川地区δ13C1值相近, 比焦石坝地区和丁山地区轻。各地区δ13C1在纵向上存在共性变化, 在龙马溪组底部C同位素明显偏轻, 但不同地区龙马溪组δ13C1变化幅度存在差异。DY5井δ13C1、δ13C2倒转差值最大达8‰, SY3井以及JY10-10井δ13C1、δ13C2倒转差值为3‰～4‰, 正安地区龙马溪组δ13C1、δ13C2倒转差值平均为2.10‰。正安地区Ay1-X井泥浆气C同位素剖面(图2a)显示, 纵向上δ13C1、δ13C2基本都发生了倒转, 新滩组泥浆气δ13C1、δ13C2倒转差值为1.77‰, 五峰组–龙马溪组δ13C1、δ13C2倒转差值平均为2.19‰, 最大值2.84‰, 五峰组–龙马溪组δ13C1、δ13C2从S14→S12→O3先变重再变轻, 进入S12倒转程度明显。

图2 Ay1-X井泥浆气C同位素纵向特征(a)及五峰组–龙马溪组C同位素值分布直方图(b)

3.2 岩屑罐顶气C同位素特征

基于气体在纳米孔隙中逸散产生的同位素分馏特性, 将岩屑罐顶气C同位素与泥浆气C同位素的差值定义为分馏程度。根据分馏程度、气测以及放气特征将Ay1-X井五峰组–新滩组纵向上分为5段(图3)。第1段(2345.11～2349.82 m): 气测全烃整体处于高值, δ13C1、δ13C2逐渐变轻, 具有一定岩屑放气量, 分馏程度为1.80‰～1.97‰, 平均1.89‰。第2段(2340.96～2345.11 m): 气测全烃值具有齿状增大特征, 岩屑罐顶气δ13C1随解吸时间逐渐增重, δ13C2逐渐变轻, 岩屑放气量达到最大, 分馏程度(2.52‰～ 4.37‰, 平均3.33‰)较高。第3段(2333.10～2340.96 m):气测全烃值有一定升幅但整体幅度偏低, 泥浆气C同位素逐渐变轻, 岩屑罐顶气δ13C1逐渐变重, δ13C2逐渐变轻, 岩屑放气量相对稳定, 分馏程度(3.65‰～4.59‰, 平均4.24‰)逐渐增加。第4段(2324.02～2333.10 m): 气测全烃曲线出现“单尖峰状”, 泥浆气C同位素在气测异常处变重, 岩屑罐顶气δ13C1开始倒转, 岩屑放气量逐渐增大, 主要为甲烷, 分馏程度不明显, 局部分馏程度大(1.07‰～4.47‰, 平均2.68‰)。第5段(2324.02 m～新滩组): 气测全烃曲线无明显变化, 岩屑罐顶气δ13C1逐渐增重, 与泥浆气C同位素值差距明显, 岩屑放气量低, 随时间无明显变化, 分馏程度(3.41‰～3.89‰, 平均值3.69‰)明显且逐渐降低。

4 地质意义

4.1 热演化特征

烃类C同位素倒转发生在天然气形成、运移、富集演化过程中, 气体C同位素倒转与残留液态烃类的裂解有关(Tang et al., 2012; Xia et al., 2012; 陈麦雨等, 2018; 廖芸等, 2021)。不同地区页岩气的C同位素存在不同程度的倒转, 并且倒转差异明显(Xia et al., 2012; 盖海峰和肖贤明, 2013)。例如, 焦石坝地区δ13C1、δ13C2部分倒转, 南川地区δ13C1、δ13C2完全倒转但倒转程度较低, 且可以根据δ13C2倒转特征分析页岩气的热演化阶段(牛强等, 2020)。长宁地区五峰组–龙马溪组页岩气C同位素完全倒转, 主要由过成熟阶段的二次裂解效应及乙烷在瑞利分馏条件下与水、含铁金属发生反应等次生作用导致(冯子齐等, 2016)。C同位素倒转通常被认为是高演化阶段下页岩中残余的液态烃类二次裂解所致(Tang et al., 2012; Xia et al., 2012; Dai et al., 2016; 廖芸等, 2021)。高演化阶段下乙烷含量很少, 所以残余油二次裂解产生的轻C同位素乙烷, 只需少量的混入就可以导致C同位素倒转, 依据成熟度将页岩气C同位素倒转划分为Ⅰ正常、Ⅱ预备、Ⅲ倒转、Ⅳ回归4个阶段。国内外典型页岩气C同位素倒转特征对比结果(图4)显示, 正安地区五峰组–龙马溪组页岩气C同位素几乎为完全倒转, 倒转演化处于阶段Ⅲ, 表明残留原油大规模裂解。Ay1-X井泥浆气C同位素剖面图(图3)显示, δ13C1、δ13C2倒转开始于S13, 因此正安地区龙马溪组页岩气主要由原油裂解气贡献, 且原油裂解气主要存在于中下部地层, 是页岩气富集的潜力层位, 残留原油的贡献是页岩气资源量的重要保证(Xu et al., 2020)。

热演化程度是影响页岩气C同位素分布差异的重要因素。一般热演化程度越高, 页岩气C同位素越重, 同时保存条件对C同位素值也有影响(陈麦雨等, 2018)。四川盆地及周缘地区五峰组–龙马溪组页岩气C同位素从盆地中心向周缘的变化整体上受热演化程度控制, 二者呈现近似线性的正相关关系(牛强等, 2020)。湿度是热演化程度的指示参数, 湿度越大, δ13C1越轻。国内外典型页岩气δ13C1-湿度关系图(图5a)显示, 正安地区各平台湿度存在差异, Ay4平台湿度最小, Ay1平台湿度最大, Ay2平台介于二者之间。在高演化阶段, 乙烷、丙烷进一步裂解, 说明演化程度Ay 4平台>Ay 2平台>Ay 1平台。与长宁和丁山地区相比, 正安地区页岩气湿度偏高, C同位素值偏轻。正安地区龙马溪组的演化程度与富顺–永川和南川地区相近, 高于威远地区, 但是低于长宁及焦石坝地区, 与实测沥青反射率结果(2.6%～3.1%)一致(张福等, 2020)。国内外典型页岩气δ13C2-湿度关系图(图5b)显示, δ13C2随湿度降低存在一个明显的反转。因此, 正安地区页岩气湿度比邻近的长宁、丁山地区更大说明其二次裂解气占比更高, 因为原油裂解气乙烷、丙烷含量明显高于干酪根裂解气, 在生油窗时排烃比例较高, 残留液态烃较少, 故倒转程度相对较弱。

4.2 甜点分析

页岩气具有大面积分布、源储一体的特征(邹才能等, 2017), 岩屑放气过程中C同位素变化主要是分馏效应所致。页岩气C同位素分馏主要受页岩孔隙结构与赋存状态的控制, 气体压力越低、喉道越细小, 分馏效应越显著(张家政等, 2019)。基于不同含气压力和致密程度下放气过程中的C同位素分馏特征, 可以推算出页岩孔隙流体压力系数, 通过C同位素分馏特征及放气量变化则可以反演页岩气的相关地质甜点属性, 优质页岩一般发育大量纳米级有机孔隙, 比表面积大。Ay1-X井五峰组–龙马溪组C同位素随深度增加缓慢变轻, 物性条件有逐渐变好的趋势。进入S14中部后录井Si含量一直保持较高水平, 并且Si含量与脆性矿物含量的变化一致, 表明龙马溪组页岩脆性矿物含量较高, 利于后期压裂改造。根据不同时间岩屑罐顶气的分馏程度和放气量, 结合泥浆气C同位素值、气测特征及孔隙压力系数等参数, 将正安地区五峰组–龙马溪组甜点分为3类(图6), 进一步确定了目前开发层位的主力贡献位置, 位于龙马溪组底部向上3.2 m。主力贡献位置具有以下特征: ①3 d或7 d岩屑罐顶气的δ13C1相对泥浆气δ13C1明显变重(>4‰), 1 d、3 d或7 d岩屑罐顶气δ13C1处于高值, 同时泥浆气δ13C1偏轻, 分馏程度高; ②气测值高, 且岩屑放气量大, 3 d或7 d岩屑气浓度大于30%, 且1 d、3 d和7 d岩屑放气量逐渐增大, 储层中总含气量高; ③有机碳含量高, 生烃能力强, 录井Si含量大, 易于压裂; ④比表面积大, 孔隙度较高, 孔隙压力指数大, 表明页岩气储层纳米级有机孔隙发育, 保存条件好。

图3 Ay1-X井泥浆气及岩屑罐顶气C同位素纵向特征

Illinois Basin数据引自Martini et al., 2008; Strapoc et al., 2010; Western Canadian Sedimentary Basin数据引自Burruss and Laughrey, 2010; Tilley and Muehlenbachs, 2013; Appalachian Basin数据引自Osborn and Mcintosh, 2010; Fort Worth Basin数据引自Rodriguez and Philp, 2010; Arkoma Basin数据引自Zumberge et al., 2012; 威远、富顺–永川、焦石坝、长宁–昭通、南川、丁山数据引自牛强等, 2020。

Illinois Basin数据引自Martini et al., 2008; Strapoc et al., 2010; Western Canadian Sedimentary Basin数据引自Burruss and Laughrey, 2010; Tilley and Muehlenbachs, 2013; Appalachian Basin数据引自Osborn and Mcintosh, 2010; Fort Worth Basin数据引自Rodriguez and Philp, 2010; Arkoma Basin数据引自Zumberge et al., 2012; 威远、富顺–永川、焦石坝、长宁–昭通、南川、丁山数据引自牛强等, 2020。

5 结 论

(1) 正安地区纵向上从石牛栏组到五峰组泥浆气δ13C1、δ13C2总体由重变轻, C同位素倒转主要出现在龙马溪组。五峰组–龙马溪组C同位素从S14→S12→O3先变重再变轻, S12倒转程度明显。

(2) 基于分馏程度、气测以及放气特征将区内五峰组–新滩组岩纵向上划分为5段, 第2段及第3段分馏程度均匀且处于高值, 气测及放气量具有相应的响应特征, 第2段(S11～S12)中上部响应特征更明显, 具有良好的孔隙度及含气量。

(3) 正安地区五峰组–龙马溪组页岩气C同位素几乎完全倒转, δ13C1、δ13C2倒转主要开始于S13, 下部地层是页岩气富集的潜力层位, 龙马溪组页岩气主要由原油裂解气贡献。不同平台之间的湿度差异指示正安地区不同构造位置演化程度Ay4平台>Ay2平台>Ay1平台。

(4) 根据岩屑罐顶气C同位素分馏特征及放气量, 结合孔隙流体压力指数以及储层评价参数, 进一步明确了正安地区龙马溪组页岩气主力贡献层位为龙马溪组底部向上3.2 m, 具有岩屑罐顶气C同位素值重、分馏程度高、生烃能力强、总含气量高、可压裂性好、有机孔发育、空隙压力指数大等特点。

图6 Ay1-X井甜点划分

致谢: 感谢苏州冠德能源科技有限公司(苏州加州能源与环境研究院)张焕旭博士以及中石化经纬有限公司胜利地质录井公司牛强博士的指导与帮助; 感谢两位匿名审稿专家对文章提出的宝贵意见及建议。

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Carbon isotopic characteristics while drilling and the geological significance of Wufeng-Longmaxi Formation shale gas in the Zheng’an area of northern Guizhou Province

WU Song1, YU Jiliang1*, LI Hailong1, LAN Baofeng2, 3, LI Long1, HE Xinbing1, LI Gangquan1

(1. Guizhou Shale Gas Exploration and Development Co. Ltd., Zunyi 563400, Guizhou, China; 2. Guizhou Energy Industry Research Institute Co. Ltd., Guiyang 550025, Guizhou, China; 3. Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Evaluation and Development in Complex Tectonic Areas, Ministry of Natural Resources, Guiyang 550025, Guizhou, China)

In recent years, gas carbon isotope analysis has been applied to drilling sites, and it can continuously monitor changes in mud gas carbon isotope values and cuttings tank top gas during drilling to analyze the shale gas enrichment law and exploration potential. This study is based on the research and analysis of carbon isotopes of mud gas and cuttings tank top gas in three platforms in the Zheng’an area, northern Guizhou Province. The study’s findings highlight the overall trend of the mud gas carbon isotopes, transitioning from heavy at the top of the Shiniulan Formation to light at the bottom and within the Wufeng Formation. Carbon isotope inversion occurred primarily within the Longmaxi Formation. Vertically, carbon isotopes shifted from lighter values in the fourth sublayer to heavier ones in the second sublayer. In contrast, those from the second sublayer of the Wufeng Formation gradually became lighter. The cuttings tank top gas fractionation characteristics of the Wufeng Formation to the Xintan Formation can be divided into five vertical sections, with the second and third sections exhibiting homogeneous characteristics and a higher degree of fractionation. The fractionation degree ranged between 2.51‰ and 4.59‰, with an average of 3.60‰. The deflation volume and gas measurement values exhibited corresponding response characteristics. In the second paragraph, the S11sublayer in the middle and upper parts of the S12sublayer displayed good gas-bearing properties, including well-suited pores. Methane carbon isotopes in the Longmaxi Formation ranged between −36‰ to −32‰, with an average of −33.47‰, while ethane carbon isotopes mainly ranged between −38‰ to −34‰, with an average of −35.58‰. The inversion of methane and ethane carbon isotopes is primarily initiated in the S13sublayer, progressing from top to bottom in the Zheng area. Furthermore, the origin of shale gas in the Longmaxi Formation is crude oil cracking gas. Among the three platforms in the study area, platform 1 had the highest humidity, followed by platform 2, and then platform 4, reflecting the degree of thermal evolution at different tectonic locations. The analysis shows that the thermal evolution degree of the Wufeng Formation to Longmaxi Formation in the study area is higher than that of the Weiyuan area, lower than the Jiaoshiba and Changning areas, and similar to the levels observed in the Fushun-Yongchuan and Nanchuan areas. Additionally, the sweet spots of the Wufeng-Longmaxi Formation in well Ay1-X can be divided into three categories vertically based on fractionation characteristics, outgassing volume, pore pressure index, and reservoir evaluation parameters. Further analysis determinedthat the highest quality sweet spot within the Longmaxi Formation is 3.2 meters at the bottom of the formation. This sweet spot has several advantageous characteristics, including a heavy carbon isotope value in cuttings tank top gas, a high degree of fractionation, a strong hydrocarbon generationcapacity, a good total gas volume, a good fracturability, well-developed organic pores, and a large void pressure index, which can provide a theoretical basis for the selection of the Wufeng-Longmaxi Formation box in the study area.

shale gas; Wufeng-Longmaxi Formation; carbon isotope logging; sweet spot identification; northern Guizhou Province

TE122

A

0379-1726(2023)05-0615-10

10.19700/j.0379-1726.2023.05.007

2022-04-09;

2022-09-05

贵州省找矿突破战略行动重大协同创新项目(黔科合战略找矿[2022]ZD005)和贵州省科技厅科技支撑项目(黔科合支撑[2021]一般405)联合资助。

吴松(1995–), 男, 工程师, 主要从事油气地球化学、非常规油气地质综合研究。E-mail: 1711913985@qq.com

于继良(1973–), 男, 高级工程师, 主要从事油气井工程及油气勘探开发研究。E-mail: yujl94@163.com