杨智，侯连华，陶士振，崔景伟，吴松涛，林森虎，潘松圻

（中国石油勘探开发研究院）

致密油与页岩油形成条件与“甜点区”评价

杨智，侯连华，陶士振，崔景伟，吴松涛，林森虎，潘松圻

（中国石油勘探开发研究院）

基于国内外页岩层系液态烃勘探研究成果，对页岩层系液态烃的形成条件、聚集机理、类型划分、海陆相差异进行系统分析，进一步开展“甜点区”研究评价。通过分析北美和中国页岩层系液态烃的地质特征，指出页岩层系液态烃具有大面积连续分布、无稳定自然产能2项基本特征，且“规模区”需具备稳定构造背景、规模优质烃源岩、规模储集空间、源储共生分布等4项形成条件。揭示了页岩层系液态烃源储耦合、致密化减孔聚集机理，划分6项24种不同类型页岩层系液态烃，指出中国陆相页岩具有地热梯度较低和地层非均质性较强两项特征，须优选规模型“甜点区”来稳步推进工业上产。页岩层系液态烃“进源找油”，应着力开展地质、工程和经济“三品质”“甜点区”综合评价，成熟度是控制“甜点区”分布的首要因素。中国陆相有利页岩层系液态烃Ro值为0.8%～1.3%，TOC值大于2%，岩性为纹层状页岩或致密孔隙性储集层，孔隙度较高（致密油大于8%，页岩油大于3%），脆性矿物含量高（致密储集层大于70%，页岩大于40%），含油饱和度50%～90%，原油黏度较低或地层压力较高，天然裂缝发育。页岩层系液态烃具有巨量的资源规模，增强海陆相页岩层系液态烃形成分布地质认识，对持续关注、推动这一重大领域的发展具有借鉴意义。图6表4参43

致密油；页岩油；“甜点区”评价；非常规油气；细粒沉积；致密储集层

0 引言

致密油是当前全球非常规石油发展的重点领域，页岩油是未来非常规石油发展的潜在资源，具有广阔的勘探开发前景[1-8]。本文在系统研究页岩层系液态烃勘探研究进展的基础上，基于北美和中国主要盆地页岩层系实际地质资料，分析页岩层系液态烃形成的地质条件，研究控制北美海相和中国陆相盆地页岩层系

液态烃“甜点区”分布的关键因素，力求增进对海陆相页岩层系液态烃形成分布的地质认识，推动该领域的研究和勘探进展。

1 页岩层系液态烃内涵与研究进展

1.1 内涵

页岩层系液态烃包括致密油和页岩油两种资源类型[1-8]，是源储共生层系中“生油灶”内部的石油聚集。致密油与页岩油均无明显圈闭界限，地质特征与常规原油明显不同（见表1），单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，但在一定经济条件和技术措施下（直井缝网压裂、水平井体积压裂等）可获得工业石油产量，形成“人造渗透率”，持续获得产能，属“人造”油藏。

表1 致密油、页岩油与常规原油主要特征对比表

1.2 勘探研究进展

北美和中国是全球页岩层系液态烃勘探研究的重点区域，北美已在古生界—中生界多套海相页岩层系实现规模开采[9-17]，中国在中生界—新生界陆相页岩层系取得工业起步。

中国陆相页岩层系液态烃主要赋存于湖相盆地中，广泛分布于鄂尔多斯盆地三叠系延长组、松辽盆地白垩系、准噶尔盆地二叠系、渤海湾盆地古近系沙河街组、柴达木盆地第三系、四川盆地侏罗系、酒西盆地白垩系、三塘湖盆地二叠系等页岩层系，以中新生界页岩层系为主[18-24]。近年来，中国致密油的勘探开发连续在鄂尔多斯、松辽等盆地取得战略性突破。目前，鄂尔多斯盆地延长组7段、松辽盆地白垩系扶杨油层已实现规模开发[18-20,22]，中国石油长庆油田公司已建成中国第1个亿吨级致密油田——新安边油田。针对富液态烃页岩储集层（孔隙型为主），各成熟探区也在积极开展先导试验，鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段页岩、松辽盆地白垩系青山口组一段页岩、渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷沙河街组三段页岩、泌阳凹陷古近系核桃园组三段页岩等已获低产油流或见良好油气显示。中国陆上主要含油气盆地均发育致密油/页岩油，重点分布在如松辽、鄂尔多斯、准噶尔等大型坳陷盆地中，有利面积约50×104km2，初步预测技术可采资源量致密油约（20～25）×108t，页岩油约（30～60）×108t[25]。

中国页岩层系基础研究和技术研发已取得重要进展[26-30]。①细粒沉积研究：从富有机质页岩评价出发，已开展了细粒沉积岩石学特征、成因模式与分布模式等相关研究，并在细粒沉积物沉积气候恢复、沉积动力学过程、细粒沉积岩岩石学分类、深水细粒沉积物层序地层学、细粒物质埋藏成岩作用、岩相-沉积相-有机相工业编图等方面取得初步进展[31-32]；②致密储集层表征：依托氩离子抛光、场发射扫描电镜、纳米CT、聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）等孔隙分析技术和气体吸附、压汞等孔隙定量分析方法，在孔隙微观结构、孔隙类型表征等方面取得突破进展，但对孔隙演化规律及主控因素、储集层物性及含油性分布规律、多尺度孔隙连通性及流体流动性等深层次机理方面的研究仍处于探索阶段[29,33-34]；③优质储集层地球物理技术识别预测：开展孔隙结构核磁、低频及声电联测等岩石物理实验，探索致密介质中地震波传播规律，为页岩层系储集层测井评价和地震预测提供实验支撑。页岩层系测井评价进入定性到半定量阶段时，发展了地层微电阻率扫描成像测井、多元素测井、单井反射声波成像测井等方法，提出了岩性、物性、脆性、含油性、电性、各向异性及页岩特性“七性关系”油层测井评价方法。普遍使用三维地震技术，采用叠后波阻抗、叠前弹性参数与测井资料结合，预测相对高孔储集层和裂缝发育段，利用三维三分量数据及低频异常信息等，预测油层及含油饱和度[8,35-36]；④工程技术进展：微地震监测、水平井钻完井、“工厂化”生产等3项核心技术取得重大进步[8,30,37]。

2 页岩层系液态烃赋存条件

2.1 “规模区”形成条件

通过剖析国内外沉积盆地页岩层系液态烃地质特征（见表2），发现其具有两个基本特征：①石油大面积连续分布，圈闭界限不明显；②无自然工业稳定产量，达西渗流不明显[8]。主要特征表现为源储共生，主要在盆地中心、斜坡大面积分布，圈闭界限与水动力效应不明显，储量丰度相对较低。

对于中国陆相盆地，页岩层系液态烃“规模区”是指在源储共生页岩层系发育区，具有利构造沉积背景、有利生油条件、规模储集空间、面积大于500 km2、地质资源量大于1×108t的液态烃分布区。

形成页岩层系液态烃“规模区”需具备4项基本地质条件：①一般分布于盆地斜坡—凹陷部位，构造稳定，保存条件好；②陆棚、湖盆中心发育规模成熟、优质烃源岩（TOC值大于2%，Ⅰ型或Ⅱ型干酪根，Ro值为0.5%～1.5%）；③储集体发育规模微米—纳米级储集空间，储集层物性差（致密储集层孔隙度5%～12%，页岩储集层孔隙度2%～5%，空气渗透率小于1×10−3μm2），流体难流动，圈闭界限模糊；④源储共生，非浮力聚集，大面积连续分布，局部发育“甜点区”。

2.2 聚集机理

致密油和页岩油聚集机理核心是“致密化减孔聚集”，页岩层系在压实、成岩等致密化作用下孔隙减小，实现自身封闭聚集油气（见图1、图2）。

图1 页岩层系液态烃形成与分布示意图

图2 烃源岩热演化与不同类型储集层储集空间演化及分布模式图（据文献[8,30]修改）

致密油“近源成藏”，区域盖层或致密化减孔，致使油气遇阻，不能运移进入更远的圈闭之中（见图1）。致密油形成包括烃类初次运移和烃类聚集两个过程，烃类初次运移受源储压差、供烃界面窗口、孔喉结构等控制；近源烃类聚集主要受长期供烃指向、优势运移孔喉系统、规模储集空间等时空匹配控制。

页岩油“原位成藏”（见图1），包括泥页岩中烃类释放和烃类排出两个过程。液态烃释放受干酪根物理性质、热成熟度、网络结构等控制；液态烃排出受岩性组合、有效运移通道、压力分布及微裂缝发育程度等控制。流体压力、有机质孔、微裂缝的发育及耦合关系，决定着页岩油的动态集聚与资源规模，在页岩层系中形成正常页岩油（成熟度0.7%～1.1%）和凝析页岩油（成熟度1.1%～1.5%）。

含油气单元内，富有机质源岩热演化生排烃和不同类型储集体储集空间随埋深演化全过程耦合，油气在时间域持续充注、空间域有序分布，常规油气与非常规油气有亲缘关系，成因上关联、空间上共生，形成统一的常规-非常规油气“有序聚集”体系[30,43]（见图2c）。据此规律可确定不同类型油气在空间上的分布位置，一般发现常规油气，预示供烃方向有非常规油气分布；发现非常规油气，预示外围空间可能有常规油气伴生[30,43]。一般地，盆地（坳陷或凹陷）局部构造高点或边缘发育常规岩性油藏和构造油藏及重油、沥青砂等非常规石油；盆地中心发育页岩油；盆地中心或斜坡发育致密油。“进源找油”过程中勘探对象明显变化，储集体粒度、物性、含油性、资源丰度及比例均明显不同（见图3）。

2.3 主要类型

页岩层系液态烃可划分为6项24种不同类型（见表3）。不同的类型划分具有不同的着眼点，对规划页岩层系液态烃发展有借鉴意义。据成因类型可分为5

类（见图4）：①先致密后聚集连续型。致密油一般紧邻生烃源岩大面积分布，具有较高的含油饱和度，资源丰度较低；②边致密边聚集连续型。致密油纵向上有较大的分布范围，具有较长的捕获液态烃时间，资源规模较大；③后致密先成藏连续型。致密油一般经过一段距离的运移，含油饱和度相对较低，资源丰度相对较高；④后致密先成藏圈闭型。致密油一般经过一段距离的运移，局限分布于早期圈闭，资源丰度较高；⑤致密滞留连续型，是海陆相纯页岩段石油的聚集类型。

图3 常规-非常规石油有序分布模式图（据文献[30]修改）

2.4 海相、陆相页岩层系液态烃比较

中国页岩层系液态烃以陆相沉积为主，与陆相优质生油岩共生，分布较稳定，主要分布在中生界、新生界页岩层系，生油凹陷数量多，TOC值跨度较大，一般为2%～15%，热演化程度较低，Ro值一般为0.5%～1.0%；北美页岩层系液态烃以海相沉积为主，与海相优质生油岩共生，分布稳定，主要分布在古生界、中生界页岩层系，TOC值一般为2%～6%，热演化程度较高，Ro值一般为0.7%～1.5%。

中国陆相页岩层系储集层非均质性强，横向变化大，受陆源碎屑影响大，一般填隙物含量较高，孔隙度相对较低，致密储集层孔隙度一般为5%～12%，以微米—纳米级孔喉系统为主；页岩储集层孔隙度一般在2%～5%，以纳米级孔喉系统为主。北美页岩层系以海相沉积为主，分布稳定，储集层非均质性相对较弱，受陆源影响较小，页岩层系孔隙度相对较高，孔隙度一般在5%～13%。

中国页岩层系液态烃主要分布于凹陷区及斜坡带，分布面积、规模相对较小，一般单个面积小于2 000 km2，但累计厚度大，含油饱和度变化较大，一般介于40%～90%，可动液态烃部分相对较低；北美页岩层系液态烃主要分布在宽缓陆棚，分布范围较大，地层累计厚度较小，含油饱和度较高，一般介于60%～80%，可动液态烃部分相对较高。

中国陆相地层普遍经历了较强烈复杂的晚期构造运动，对保存条件影响较大，压力系数变化大，地热梯度较低，一般为2.0～4.0 ℃/100 m，页岩层系液态烃既有超压，也有负压，陆相页岩层系液态烃油质相对较重，气油比较低（几至几十）；北美海相地层构造较为稳定，保存条件较好，页岩层系以超压为主，地热梯度较高，一般为3.0～5.0 ℃/100 m，海相页岩层系液态烃多为轻质油、凝析油，油质较轻，气油比高（几百至几千）。

中国页岩层系液态烃开发处于先导试验阶段，目前单井产量较低，一般水平段体积压裂后的单井稳定产量为10～30 t/d，开发试验时间较短，单井累计产量

较低，一般为（0.5～2.5）×104t；北美页岩层系液态烃已实现规模开发，单井产量一般较高，一般水平段体积压裂后的单井稳定产量为30～100 t/d，单井累计产量较高，一般为（2～10）×104t，一般投产初期1～2 a的单井累计产量占预测累计总产量的50%。

表3 页岩层系液态烃类型划分

图4 页岩层系液态烃成因模式图

3 “甜点区”评价

3.1 “甜点区”内涵

页岩层系液态烃“甜点区”，是指在源储共生页岩层系规模发育区，目前经济技术条件下可优先勘探开发的非常规石油富集高产的目标区。需要指出的是：①成熟度对页岩层系液态烃“甜点区”分布具有重要的控制作用，是首要影响因素，一般海相Ro值大于0.85%、陆相Ro值大于0.9%的页岩层系具有规模生烃量，油质轻、气油比高、地层压力大；②目前国内外经济技术条件下，一定的构造背景（利于油气长期集聚指向、利于天然裂缝发育）和流体可流动性是形成页岩层系液态烃“甜点区”的先决条件，如美国德州西南部白垩系Eagle Ford页岩层系液态烃，高产“甜点区”集中分布在继承性发育古隆起脊部及西南翼，具有较好的油质、较高的气油比、较高的地层压力、天然裂缝较发育[39-41]。

表4 海陆相页岩层系液态烃“甜点区”评价标准及主要参数对比

页岩层系液态烃“甜点区”包括3类：“地质甜点区”、“工程甜点区”和“经济甜点区”（见表4）。“地质甜点区”关注烃源岩、储集层、天然裂缝、地层能量（压力系数、气油比）、局部构造等综合评价；“工程甜点区”关注岩石可压性、地应力各向异性等综合评价；“经济甜点区”关注资源丰度、资源规模、石油品质、埋深、地面条件等综合评价。页岩层系液态烃“甜点区”评价，应重点进行三类“甜点区”匹配评价。北美有利页岩层系液态烃Ro值为0.85%～1.50%，TOC值大于4%，岩性为纹层状页岩或泥灰岩，孔隙度大于7%，脆性矿物含量大于70%，含油饱和度50%～80%，原油密度小于0.85 g/cm3，压力系数大于1.30，天然裂缝发育；中国有利页岩层系液态烃Ro值为0.8%～1.3%，TOC值大于2%（S1大于2 mg/g），岩性为纹层状页岩或致密砂岩、致密碳酸盐岩，孔隙度较高（致

密油大于8%，页岩油大于3%），脆性矿物含量高（致密储集层大于70%，页岩大于40%），含油饱和度50%～90%，较低原油黏度或较高地层压力，天然裂缝发育。

3.2 典型实例

Eagle Ford页岩层系液态烃区面积3×104km2，可采储量82.7×108t[39-41]，目前油气勘探平面上集中在源岩成熟度为0.9%～1.5%区域，纵向上集中在Eagle Ford下段富有机质页岩层段。Eagle Ford“甜点区”分布主要受控于成熟度、下段地层厚度和天然裂缝发育程度。“甜点区”一般下段地层厚度（大于20 m）和TOC值（大于4%）均较高，天然裂缝发育，对应脆性矿物含量高值区（大于90%），油质较轻（原油密度小于0.85 g/cm3），流体压力（压力系数为1.3～1.8）和气油比（大于900 m3/m3）高。

鄂尔多斯盆地中生界延长组7段页岩层系液态烃大面积分布，面积10×104km2，储量规模大于20×108t（见图5）。纵向上，延长组页岩层系下部为页岩油段，上部为致密油段，页岩油“甜点区”主要受富有机质页岩地层厚度和天然裂缝分布控制，致密油“甜点区”主要受均质块状砂体分布控制。延长组最大湖侵期即长7段沉积期，半深湖—深湖沉积广泛，以厚层深灰、灰黑色泥岩、页岩沉积为主，厚度由几米到几十米；延长组下段泥页岩有机质丰度高，TOC值3%～25%、热解生烃潜量（S1+S2）值2～8 mg/g，氯仿沥青“A”含量超过0.1%、总烃含量大于500×10−6为主；Ⅰ—Ⅱ1型干酪根，显微组成以无定型腐泥组和壳质组为主，Ro值为0.8%～1.2%、Tmax值为435～455 ℃。致密油分布受两套物源体系控制：北东方向物源体系影响下的缓坡三角洲前缘沉积，致密油为运移型石油聚集；南西方向物源体系影响下的陡坡重力流沉积，致密油为近源型石油聚集。致密储集层岩性以岩屑长石砂岩为主，原生和次生孔隙发育，储集层物性较好，孔隙度9%～15%。含油性较好，含油饱和度60%～80%。脆性矿物较发育，脆性矿物含量较高（大于80%），水平地应力差5～7 MPa。目前鄂尔多斯盆地延长组7段致密油勘探已在4个试验区开展工业先导试验，已发现中国第一个致密油田——新安边油田，落实超1×108t探明储量，建成100×104t/a的产能规模。延长组7段致密油的优势在于油质轻、气油比较高、储集层可压性好、微裂缝较发育、含水低等因素，主要制约因素是地层压力低，开采过程中应注意优选开采方式，保持地层能量，尽量提高采收率。

图5 鄂尔多斯盆地三叠系延长组页岩层系液态烃“甜点区”分布图

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组发育丰富的页岩层系液态烃资源。纵向上发育两个“甜点段”，“甜点区”分布主要受成熟度、富有机质页岩厚度、高孔隙致密储集层厚度控制。上“甜点段”致密油运移聚集、页岩油原位滞留，平面上分布于凹陷大部，“甜点区”主要分布在凹陷中部；下“甜点段”致密油、页岩油均原位聚集，整个凹陷均有分布，“甜点区”主要分布在凹陷中西部（见图6）。源岩条件较好，TOC值平均为4%～25%，Ro值为0.8%～1.1%，为Ⅱ型干酪根。云质粉细砂岩等优质储集层发育，储集层物性较好，基质孔发育，孔隙度12%～20%，渗透率整体小于1×10−3μm2，微细孔喉为主，连通性好。含油性较好，含油饱和度一般大于70%，原油密度0.850～0.890 g/cm3，基本不含水。储集层脆性较好，脆性矿物含量高，脆性矿物含量高（致密储集层大于80%，泥页岩大于60%），弹性模量大于1.0×104MPa，泊松比小于0.35；水平地应力差值较小，一般小于6 MPa，利于体积压裂。主要制约因素为成熟度较低，伴生了油质较重、气油比较低、地层压力较低等问题，较高的地层

温度有利于保持原油低黏度，增强流动性，开发过程中需注意减少钻井液、压裂液等的降温影响。

3.3 关键技术

“甜点区”评价包括5项关键技术：①烃源岩“甜点区”预测技术，通过岩样测试、声波时差/电阻率计算、核磁共振+密度法等综合评价纵向烃源岩甜点分布，连井对比结合沉积相、地震相分析，明确烃源岩甜点平面分布特征；②储集层“甜点区”预测技术，综合岩心实测物性资料与有利目的层段的沉积相、成岩相研究，进行孔、渗分布等多图叠合，确定储集层甜点区；③脆性评价与预测技术，通过X-衍射等方法进行矿物组分分析，结合应力实验及动态测井脆性分析确定有利层段，利用叠前地震属性反演确定平面分布；④地应力评价技术。通过岩石力学实验结合阵列声波等测井资料，计算岩石弹性模量，提供孔隙压力、上覆岩层压力、最大/最小水平应力等参数，指导井眼轨迹设计、确定压裂方式和规模；⑤“甜点区”地震属性综合预测技术。利用多参数交会分析与叠前弹性参数反演，确定岩性、孔隙度、脆性等关键参数的平面分布；利用叠后多属性裂缝预测技术，预测和解释裂缝发育区；集成岩性、物性、脆性等多参数分析，预测“甜点区”分布。

图6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩层系液态烃“甜点区”分布图

4 结论

页岩层系液态烃具有大面积连续分布、无稳定工业产能2个基本特征和稳定构造背景、规模优质源岩、规模致密储集层、源储共生分布等4项基本形成条件。揭示了页岩层系液态烃源储耦合、致密化减孔聚集机理，划分6项24种不同类型页岩层系液态烃。中国陆相页岩层系液态烃具有地热梯度较低和地层非均质性较强两项基本特征，页岩层系液态烃“甜点区”预测应着力开展地质、工程和经济“三品质”“甜点区”综合评价，并指出成熟度是控制“甜点区”分布的首要因素。

针对陆相页岩层系液态烃“甜点区”评价，应深

刻理解构造演化旋回多、岩相变化大、非均质性强、油水关系复杂等特殊性，加强细粒沉积模式与有利沉积微相评价、储集层多尺度表征与有效储集空间评价、液态烃赋存机理与含油性评价、岩石物理响应机理与地球物理评价预测、水平井水力裂缝扩展模拟与评价、“地质甜点区”、“工程甜点区”与“经济甜点区”融合定量评价等超前研发工作，同时平行探讨页岩层系原位改质/转化、气体驱替等技术，多途径创新研发适用技术。陆相页岩层系液态烃的突破，对本土石油保障和全球能源拓展两方面均具有重要战略意义。

致谢：本文撰写过程中得到了邹才能教授、付金华教授、莫伟坚博士、余杰博士、齐雪峰博士、吴晓智博士、罗霞博士、赵忠英博士、翁定为博士、张丽君高工、张昕博士、钟理理博士、员争荣博士、Simon Falser博士、徐黎明教授、姚泾利教授、邓秀芹博士、罗安湘博士、惠潇博士、贾希玉博士等的大力支持和帮助，在此一并致谢！

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（编辑 魏玮 王大锐）

Formation conditions and “sweet spot ” evaluation of tight oil and shale oil

Yang Zhi,Hou Lianhua,Tao Shizhen,Cui Jingwei,Wu Songtao,Lin Senhu,Pan Songqi
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China)

Liquid hydrocarbons in shale strata include two kinds of resources,i.e.tight oil and shale oil.Based on the exploration and research progress of liquid hydrocarbons in shale at home and abroad,their formation condition,accumulation mechanism,classification,and differences between lacustrine and marine shale systems are examined,and “sweet spots” are evaluated further.Analysis on the geological characteristics of the liquid hydrocarbons in the shale strata in North America and China shows the liquid hydrocarbons have two basic features:large-scale continuous distribution and no stable industrial production.The massive accumulation of the liquid hydrocarbons needs four fundamental formation conditions:stable tectonic background,widespread high quality source rocks,large-scale tight reservoirs with massive reservoir space,and co-existence of source and reservoir.The study reveals the formation mechanisms of the liquid hydrocarbons:source-reservoir coupling and porosity decrease during the diagenetic tightness;and identifies 24 kinds in 6 categories of the liquid hydrocarbons.It is concluded that the geological conditions of the lacustrine shales in China are characterized by lower thermal gradient and stronger heterogeneity than those of North America,so large scale “sweet spots” have to be picked out to push up industrial production steadily.“Sweet spots” evaluation should consider the three aspects of geology,engineering and economics comprehensively,and the maturity of source rocks is first and foremost factor controlling the “sweet spot” distribution.In China,prospective shale areas should meet the following conditions:the Robetween 0.8% and 1.3%,TOC higher than 2%,laminated shales or tight porous reservoirs,higher porosity(more than 8% for tight oil,and more than 3% for shale oil),higher content of brittle minerals(more than 70% for tight oil,and more than 40% for shale oil),oil saturation of 50%−90%,lower crude oil viscosity or higher formation pressure,and rich natural fractures.Liquid hydrocarbons in shale strata are huge in resource scale,so deepening the geological understanding on the formation and distribution of liquid hydrocarbons in marine and lacustrine shales constantly is of great significance for exploration and development of this important field.

tight oil;shale oil;sweet spot evaluation;unconventional oil and gas;fine grain sediment;tight reservoir

国家重点基础研究发展计划（973）资助项目（2014CB239000）；国家油气重大专项（2011ZX05001）

TE122.1

A

1000-0747(2015)05-0555-11

10.11698/PED.2015.05.02

杨智（1980-），男，内蒙古五原人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事非常规油气地质、常规油气风险勘探方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20 号，中国石油勘探开发研究院石油地质研究所，邮政编码：100083。E-mail:yangzhi2009@ petrochina.com.cn

2015-04-27

2015-07-16