蔡来星, 卢双舫, 王　蛟, 黄爱华, 魏　然

(1.中国地质调查局 青岛海洋地质研究所，山东 青岛 266071；

2.中国石油大学 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛，266580；

3. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆,163318;

4.中海油能源发展股份有限公司 监督监理技术分公司，天津 300452)



松辽盆地北部肇州区块沙河子组致密储层主控因素

蔡来星1,2, 卢双舫2, 王蛟1, 黄爱华3, 魏然4

(1.中国地质调查局 青岛海洋地质研究所，山东 青岛 266071；

2.中国石油大学 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛，266580；

3. 东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆,163318;

4.中海油能源发展股份有限公司 监督监理技术分公司，天津 300452)

[摘要]研究松辽盆地北部肇州区块内下白垩统沙河子组致密储层特征，总结其形成的主控因素。通过对肇州区块沙河子组储层物性、岩石薄片、扫描电镜以及压汞实验资料的分析研究，认为沙河子组致密砂岩层主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，孔隙式钙质胶结物与泥质杂基构成其主体填隙物，储集空间类型表现为“少见原生孔、多见次生孔、可见微裂缝、偶见晶间孔”的特征，“微孔微喉”的孔喉结构特征抑制了储层物性的改善。实测物性数据表明目的层段砂岩属典型的超致密储层，运用“频率分布函数法”对比产气层和干层的物性，认为有效储层的物性下限是：孔隙度为3.5%，渗透率为0.053×10-3μm2。有效储层的分布受沉积环境、成岩作用和构造活动3方面共同控制，主控因素可以归结为“沉积主导、压实主控、胶结增密、溶蚀添孔、裂缝改渗”，压实作用和胶结作用通过减小孔隙空间及填充喉道对储层物性起破坏作用；溶蚀作用通过产生次生溶孔对储层物性起建设性作用；构造活动产生的微裂缝对储层渗透率起改善作用。纵向上，SQ3段处于储层次生孔隙发育带，是有利储层主要发育层段，SQ2次之；平面上，西部扇三角洲前缘亚相为最有利储层发育区，东部辫状河三角洲前缘亚相次之。

[关键词]致密储层；物性下限；主控因素；沙河子组；肇州区块

Characteristics and controlling factors of tight reservoir in

Shahezi Formation of Zhaozhou, North Songliao Basin, China

CAI Lai-xing1,2, LU Shuang-fang2, WANG Jiao1, HUANG Ai-hua3, WEI Ran4

1.QingdaoInstituteofMarineGeology,ChinaGeologicalSurvey,Qingdao266071,China;

随着社会对于能源需求的持续高涨，致密砂岩气早在20世纪90年代便进入了国内地质学家的视线，而且在多种非常规能源中，致密气勘探开发的呼声最高，具备优先加快发展的条件[1,2]。美国联邦能源管理委员会把致密天然气储层定义为估算的原始地层渗透率≤0.1×10-3μm2的储层；国内众多学者将致密砂岩定义为孔隙度<10%、原地渗透率<0.1×10-3μm2、孔喉半径<1 μm的砂岩，且致密砂岩储层的致密与否与孔隙度的关系不大，而主要取决于储层的渗透率[3]。本文认为，松辽盆地北部肇州区块下白垩统沙河子组砂体孔隙度<10%，渗透率一般小于0.1×10-3μm2，只有经过压裂改造才能获得经济产量，属于典型的致密储层。

目前，针对肇州区块内沙河子组源岩的研究已经非常深入，资源评价结果表明，包含肇州区块在内的整个徐家围子断陷，深层天然气资源量达到668.9×109m3[4]，而这些天然气主要源于沙河子组暗色泥岩；在晚泉头-青山口组时期，沙河子组泥岩大量生、排烃，使得营城组火山岩气藏、登娄库组-泉头组碎屑岩气藏得以形成，如已发现的汪家屯、升平、徐深、昌德等气田[5,6]。但是，沙河子组内除了优质源岩外，也普遍发育砂体，而目前针对沙河子组碎屑岩储层特征的研究非常局限，可查阅文献仅10余篇。那么，沙河子组碎屑岩储层表现为哪些特征、致密储层的采出物性下限是多少、形成致密储层的主控因素有哪些、有利储层如何展布等一系列问题亟待解决，因为这一系列问题决定了能否在沙河子组内形成“自生自储自盖”型的天然气藏。故本文针对沙河子组储层特征的研究及有利储层的预测，对于在深层沙河子组开展天然气勘探、开发具有重要的理论指导意义。

1地质概况

图1　肇州区块构造分区及沙河子组沉积相特征图Fig.1　Sedimentary facies of Shahezi Formation and tectonic location in the Zhaozhou area

肇州区块位于松辽盆地内的徐家围子断陷南部，西与中央隆起带以徐西大断裂相隔，东侧与尚家-朝阳沟隆起带呈斜坡过渡，整体呈西断东超、西陡东缓的结构，具有埋藏深、构造强、钻井少的显著特征。研究工区面积约为1 368.9 km2，可以划分为西部陡坡带、东部缓坡带、万隆古隆起、徐西拗陷南部、徐南拗陷共5个次级构造单元。沉积中心接收来自西部中央隆起带和东部徐东斜坡带的陆源碎屑物质，形成陡坡的扇三角洲沉积相和缓坡的辫状河三角洲沉积相，砂体连片发育，而湖相环境下的厚层泥岩具有巨大的生烃潜力(图1-A)。沙河子组整体为1个Ⅱ级层序，由下至上可以划分为SQ1-SQ4共4个Ⅲ级层序[7](图1-B)。其中底部的SQ1和顶部的SQ4发育时期，盆小水浅；中部的SQ2、SQ3发育时期，湖盆水进，盆阔水深，砂体厚度大且展布范围广泛。

2致密储层特征

2.1储层岩石学特征

肇州区块沙河子组碎屑岩储层岩性主要为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，偶见亚长石砂岩(图2-A、B)，其中，石英的平均质量分数(w石英)为20.2%，长石为26.1%，岩屑为53.7%。砂岩成分成熟度低，仅为0.253，分选中等-差，多为次棱角-次圆状，线接触-凹凸接触为主，颗粒支撑；杂基主要为泥质，平均质量分数为12.9%；胶结物以碳酸盐为主，可见少量硅质和泥质衬边胶结物，平均质量分数为7.83%，胶结方式主要表现为孔隙式胶结。

2.2储层物性特征

孔隙度(q)和渗透率(K)是反映碎屑岩储层储集性能和渗滤条件的2个基本参数，在本次测试分析的24块样品中，q<5%的占83.3%，最大值为10.2%，平均值为4.33%；K<0.05×10-3μm2的占76.92%，最大值为0.27×10-3μm2，平均值为0.06×10-3μm2，整体表现为“低孔低渗”的特征，属超致密储层。

2.3储集空间类型及特征

显微镜下砂岩薄片分析结果表明，研究区储集空间类型多样，其中原生粒间孔较少而次生溶孔较多(图2-D、E)，粒间溶孔和粒内溶孔为主要次生孔隙类型，这是由沙河子组泥岩大量生、排烃时所产生的有机酸溶蚀长石、岩屑等所造成的[8-10]；构造裂缝和成岩裂缝的存在，为沟通孔隙、改善储层渗透性起到了积极作用[11](图2-F、G)；另外，电镜扫描结果显示，高岭石晶间孔也为天然气提供一定的富集空间(图2-H)。沙河子组储层砂岩的孔喉结构特征表现为“微孔微喉”型(图2-C)，喉道类型以片状和弯片状喉道为主，孔喉半径均值为0.003~0.65 μm，平均值为0.128 μm；排驱压力为2.74~68.9 MPa，平均为38.8 MPa，这一系列数据说明本区储层渗透率很差。

2.4储层成岩作用特征

图2　肇州区块沙河子组储层特征Fig.2　Images showing characteristics of reservoir of the Shahezi Formation in the Zhaozhou area(A)岩石类型三角图版; (B)CS7，长石质岩屑砂岩，深度3 823.21 m，5×10,(-); (C)“微孔微喉”结构图版; (D)ZHS6，原生粒间孔、次生溶孔，深度3 971.6 m，5×10,(-); (E)ZHS6，岩屑次生溶孔，深度3 971.6 m，5×10,(-): (F)ZHS6，构造缝，深度3 971.6 m，20×10,(-); (G)ZHS6，贴粒缝，深度3 971.6 m，20×10,(-); (H)CS7，高岭石晶间孔，深度3 823.51 m，×1 800；(I)CS7，云母压裂，深度3 824.01 m，20×10，(-); (J)CS7，岩屑压裂缝，深度3 824.01 m，5×10,(-); (K)ZHS6，方解石胶结物，深度3 971.2 m，20×10,(-); (L)ZHS6，三期胶结，深度3 966.1 m，40×10,(-); (M)CS7，长石次生溶孔，深度3 824.01 m，20×10,(-);(N)碳酸盐交代长石，深度3 966.1 m，20×10，(+); (O)碳酸盐交代岩屑，深度3 823.21 m，10×10，(+)

由于沉积母质富含塑性物质，且具有埋藏深、时代久的特征，导致储层压实作用非常强烈，颗粒之间多呈线接触-凹凸接触，常见云母、长石和岩屑被断裂、压断(图2-I、J)。胶结作用类型多样、期次多重，主要有碳酸盐胶结、硅质胶结及黏土矿物胶结，以方解石孔隙式胶结物最为常见(图2-K、L)；此外，该区黏土矿物衬边胶结也比较发育。溶解作用对于储层物性的改善起到建设性作用，主要表现为长石、岩屑的溶蚀，形成粒内溶孔及不规则的溶蚀边缘(图2-D、M)。交代作用普遍发育，主要为碳酸盐交代长石、岩屑，少见胶结物之间的交代作用(图2-N、O)。

3有效储层物性下限的厘定

对于油气勘探开发来说，有效储层物性下限有两方面含义：一是有效储层成藏物性下限，二是有效储层采出物性下限。本文认为有效储层是指能够储集和渗流流体，在现有工艺技术条件下能够采出具有工业价值产气量的储集层[12,13]。经过文献调研，结合工区实际产气层与干层物性资料，主要通过“分布函数曲线法[12]”来刻画肇州区块沙河子组储层采出物性下限。

a.搜集肇州区块沙河子组实测物性资料及其所对应的试气结果，进行孔隙度和渗透率的投点交汇，如图3-A所示，干层物性明显小于气层物性，其交汇值大约为孔隙度(q)为3.5%。渗透率(K)为0.053×10-3μm2。但是，由于肇州区块沙河子组实测物性的局限性(仅12个样品点)，其对比结果或许存在偏颇，故统计整个徐家围子沙河子组的实测物性及其对应的试气结果，进行孔隙度和渗透率的投点交汇，如图3-B所示，气层和干层的物性差异明显，且其交汇值与肇州区块沙河子组物性交汇值相同，孔隙度为3.5%。渗透率为0.053×10-3μm2。由此可以推断，肇州区块沙河子组天然气成藏主要由物性因素所控制，只有物性高于此下限阈值的砂体才有可能富集天然气，而物性低于此下限阈值的砂体则为干层。

b.考虑到肇州区块沙河子组储层实测物性数据太少，故由测井拟合物性数据出发，在同一坐标系内绘制有效储层和非有效储层的物性频率分布曲线，2条曲线的交点所对应的数值为有效储层的物性下限阈值。此方法所厘定的物性下限阈值在肇州区块沙河子组表征为孔隙度约3.4%，渗透率约0.054×10-3μm2(图3-C、D)。

统计、对比实测物性资料和测井拟合物性数据，综合考虑实测物性数据和测井拟合物性数据所刻画的有效储层下限阈值，将肇州区块沙河子组有效储层的孔隙度下限厘定为3.5%，渗透率下限厘定为0.053×10-3μm2。

4致密储层成岩阶段及主控因素

4.1储层成岩阶段划分

图3　肇州区块沙河子组有效储层物性下限图版Fig.3　Low limit of petrophysical parameter of effective reservoir for Shahezi Formation in Zhaozhou area(A)肇州区块沙河子组气层和干层实测物性关系图；(B)徐家围子沙河子组气层和干层实测物性关系图；(C)肇州区块沙河子组拟合孔隙度分布函数曲线图；(D)肇州区块沙河子组拟合渗透率分布函数曲线图

通过古地温、Ro、成岩作用特征、黏土矿物特征等成岩作用标志将肇州区块沙河子组成岩阶段划分为中成岩B期和晚成岩阶段，共经历了早成岩B期、中成岩A1亚期、中成岩A2亚期、中成岩B期和晚成岩阶段，对应的底界深度依次为1 km、1.45 km、2.8 km、3.4 km和4.8 km[8]。

在2 250 m<埋深<3 400 m，1.3%

晚成岩阶段埋深下限大约在4.8 km，Ro>2.0%，古地温>140℃，tmax>500℃，孢粉为黑色，有机质进入过成熟阶段，压实作用非常强烈，颗粒之间多以缝合线接触为主，少部分为线状接触。该阶段，胶结作用占主导地位，石英次生加大和碳酸盐胶结更加显著。由于有机酸生成量减少，溶蚀作用变得微弱，溶蚀孔隙减少。高岭石和混层黏土开始迅速消失，绿泥石和伊利石持续增加。

4.2致密储层主控因素

储层物性的优劣多受控于沉积环境、成岩作用和构造活动[14-17]。肇州区块沙河子组致密储层主控因素可以归结为“沉积主控、压实主导、胶结增密、溶蚀添孔、裂缝改渗”。其中压实作用和胶结作用通过减小孔隙空间及填充喉道对储层物性起破坏作用；溶蚀作用通过产生次生溶孔对储层物性起建设作用；构造活动产生的微裂缝对储层渗透率起改善作用。

4.2.1沉积主导

沉积作用除了宏观控制砂体的厚度、规模、空间展布特征外，还决定着岩石的成分、结构、填隙物含量等特征，从而控制着砂岩储层物性的空间分布，并在一定程度上影响后期的成岩作用类型、强度等。研究区沉积物塑性颗粒含量高，分选较差，且埋藏深、年代久，使得压实作用持续强烈，原生孔隙几乎不存在，储层原始物性遭受破坏。

a.沉积相带对储层物性的控制

图4　肇州区块沙河子组物性与沉积相、岩性相关关系图Fig.4　Relationship among physical properties, sedimentary facies and lithology for Shahezi Formation in Zhaozhou area

对比分析西部陡坡带的扇三角洲前缘亚相和扇三角洲平原亚相的物性，以及东部缓坡带的辫状河三角洲前缘亚相和辫状河三角洲平原亚相的物性资料，可以发现前缘亚相物性优于平原亚相物性[17]。在扇三角洲前缘亚相中，孔隙度(q)>3.5%的样品所占比例为37%，渗透率(K)>0.053×10-3μm2的样品所占比例为39.8%；在扇三角洲平原亚相中，q>3.5%所占比例为31.2%，K>0.053×10-3μm2所占比例为33.6%。在辫状河三角洲前缘亚相中，K>0.053×10-3μm2所占比例为12.1%；在辫状河三角洲平原亚相中，K>0.053×10-3μm2所占比例为11.6%(图4-A,B)。b.岩石结构对储层物性的控制

储层物性受岩性控制作用较为明显，这是因为沉积物的粒度、分选性、泥质含量等因素的异同，往往造成在后期埋藏过程中，分选好、泥质含量低、软质岩屑含量低的储层抗压实能力较强，这使得其能保持较好的原始物性。由于其物性较好，天然气携带的有机酸更易进入砂体并参与溶蚀；同时，高饱和度天然气的存在也会在一定程度上抑制胶结物的生成。例如，平原亚相中的砂砾岩体，其原始物性极差，且由于远离半深湖泥岩，有机酸难以进入，次生孔隙不发育。

研究区粉砂岩物性最优，细砂岩次之，粗砂岩及泥石流相的砂砾岩物性最差。粉砂岩储层渗透率>0.053×10-3μm2的占34.1%，孔隙度>3.5%的占31.8%；细砂岩有效储层含量占29.4%(K>0.053×10-3μm2)；粗砂岩储层渗透率在物性下限之上的占26.4%，孔隙度在物性下限之上的占22.98%；砂砾岩储层渗透率>0.053×10-3μm2的仅占20.9%(图4-C,D)。

4.2.2压实主控

自晚海西期至燕山期，整个松辽盆地经历了断陷演化阶段、拗陷演化阶段和构造反转演化阶段。在此构造背景下，肇州区块接受广泛沉积，沙河子组上覆地层总厚度可达4.3 km，经历了持续、强烈的机械压实作用，视压实率达到74%以上。沙河子组沉积物具有高含量的软质岩屑和黏土杂基，分选较差，在强烈的压实作用下，原始孔隙几乎丧失殆尽，砂岩致密化速率非常快[18](图2-B、图5-A)。

图5　肇州区块沙河子组储层物性与深度关系图Fig.5　Relationship between reservoir physical property and depth for Shahezi Formation in Zhaozhou area(A)实测孔隙度与深度关系剖面图；(B)沙河子组测井拟合孔隙度与深度关系剖面图；(C)沙河子组测井拟合渗透率分布直方图

通过对大量物性数据进行统计，发现压实作用对肇州区块砂岩储层的影响很大，通常使储层孔隙度减少17%~31%。其中沙河子组储层由压实作用所损失的孔隙度平均为7.4%(图4-A)。对比分析SQ1-SQ4储层物性，发现除SQ3段位于次生孔隙发育带外(图5-B)，上部SQ4物性最好而底部SQ1物性最差，K>0.053×10-3μm2的样品所占比例由24.5%逐渐降低为1.6%(图5-C)。

4.2.3胶结增密

研究区内胶结物类型以碳酸盐胶结物为主，最高质量分数可达15%；并可见少量硅质和黏土衬边胶结物(图2-K,L)。它们将松散沉积物固结起来的同时，堵塞了大量粒间孔甚至次生孔，对储层物性起到明显的破坏作用，成为导致该地区储层致密化的又一重要因素。在沙河子组3.4~4 km深度的强胶结带，储层孔隙度和渗透率明显差于弱胶结带的储层物性(图6)，胶结作用的存在使得储层孔隙度减少约4%。

4.2.4溶蚀添孔

前面的研究显示，有机酸溶蚀所形成的长石、岩屑次生孔隙是肇州区块沙河子组砂岩储层最重要的孔隙类型，而次生孔隙带的发育也是造成SQ3和SQ2物性较好的重要原因(图2-D、图5-B)。若根据扇三角洲和辫状河三角洲的先天沉积条件推断，应该是辫状河三角洲物性较好；但是通过对比分析发现，研究区内扇三角洲砂体中K>0.053×10-3μm2的样品占36.3%，而辫状河三角洲砂体中K>0.053×10-3μm2的样品仅占12%。剖析造成这种现象的原因，认为湖相泥岩大量生、排烃时期所形成的有机酸通过“不整合面-断层-砂体”疏导体系，更加容易进入距离湖相环境较近的扇三角洲前缘砂体，使得扇三角洲前缘储层所经历的溶蚀作用较强[19]，导致次生孔隙较为发育，孔隙度增加6%左右(图5)。

4.2.5裂缝改渗

由于沙河子组沉积时期湖盆处于断陷伸展期，强烈的构造运动使得次级断层及微裂缝十分发育，而微裂缝对于超致密储层的储、渗能力的改善具有十分重要的作用[15]。在研究区缺乏实际裂缝统计资料的情况下，由地质学基本理论出发，对比近断层井和远断层井的物性特征，可以发现，位于断层带的XS8井，有93.7%的样品渗透率>0.053×10-3μm2；距离断层较近的ZHS15井，有近30%的样品渗透率值高于物性下限；距离断层较远的CS7井，物性较差，仅有13.6%的样品K>0.053×10-3μm2。由此可以证明，在构造应力作用下产生的次级断裂和微裂缝对于储层的物性具有明显的改善作用(图7)。

5有利储层预测

总结肇州区块沙河子组储层物性主控因素，以本文所厘定的储层采出物性下限为阈值，应用储层反演和相干体分析技术相结合的方法[20]，由砂体空间展布规律入手，预测研究区优质储层发育区带(图8)。

图6　肇州区块沙河子组储层物性与胶结物含量关系图Fig.6　Relationship between reservoir physical properties and cement content for Shahezi Formation in Zhaozhou area

图7　肇州区块沙河子组物性与断层相关关系图Fig.7　Relationship between physical properties and faults for Shahezi Formation in Zhaozhou area

图8　肇州区块沙河子组有利储层平面分布规律图Fig.8　Planar distribution of favorable reservoir in Shahezi Formation of Zhaozhou area(A)肇州区块沙河子组SQ2有利储层厚度等值线图; (B)肇州区块沙河子组SQ3有利储层厚度等值线图

纵向上：顶部SQ4和底部SQ1发育时期，盆小水浅，砂体厚度较薄且遭受剥蚀较重，储层物性整体较差。SQ3和SQ2发育时期，湖盆水进，盆阔水深，砂体厚度较大且连片展布，加上SQ3位于次生孔隙发育带，是优质储层最有利带，SQ2次之。

平面上：SQ3、SQ2段发育时期，西部扇三角洲和东部辫状河三角洲物质基础相差不大，而且均经历了强烈的压实作用和胶结作用，此时，溶解作用对于西部扇三角洲前缘储层物性的改善作用便显得尤为突出，使得有利储层集中发育在西部扇三角洲前缘亚相，东部辫状河三角洲前缘亚相次之。

6结 论

a.肇州区块沙河子组致密砂岩储层成熟度低，表现为“低孔低渗、微孔微喉”的特征，整体处于中成岩B期和晚成岩阶段，经历了压实作用、溶解作用、胶结作用和交代作用等成岩作用，具有“少见原生孔、多见次生孔、可见微裂缝、偶见晶间孔”的储集空间特征。

b.研究区有效储层孔隙度下限定为3.5%，渗透率下限定为0.053×10-3μm2，其形成受沉积环境、成岩作用和构造活动共同影响，主控因素可以归结为“沉积主控、压实主导、胶结增密、溶蚀添孔、裂缝改渗”。

c.纵向上，SQ3段处于储层次生孔隙发育带，是有利储层主要发育层段，SQ2次之；平面上，西部扇三角洲前缘亚相为最有利储层发育区，东部辫状河三角洲前缘亚相次之，平原亚相不发育优质储层。

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2.ResearchInstituteofUnconventionalPetroleumandRenewableEnergy,ChinaUniversityof

Petroleum,Qingdao266580,China;

3.CollegeofEarthSciences,NortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,China;

4.SupervisionandTechnologyCompany,CNOOCEnergyTechnology&ServicesLimited,

Tianjin300452,China

Abstract:The study of statistical analysis of reservoir physical property, thin sections, SEM and mercury injection experiment data of Shahezi Formation in Zhaozhou area reveals that the reservoir of Shahezi Formation of Lower Cretaceous is a tight sandstone one, with lithic feldspar sandstone and feldspathic lithic sandstone as main lithology, and with pore-type calcareous cement and clay as main fillings. The types of reservoir space are characterized by minor primary pores, abundant secondary pores, visible cracks and occasionally intergranular holes. Pore-throat structure is characterized by micropore and microthroat, which restrained the improvement of reservoir physical property. Measured reservoir physical property indicates that it is a typical super tight reservoir. Comparing gas bearing layer with dry layer through frequency distribution function method, the lower limits parameters of effective reservoir can be determined. It shows that the limit of its porosity is 3.5% and the limit of its permeability is 0.053×10-3μm2. Distribution of effective reservoir is controlled by sedimentary environment, diagenesis and tectonic activity. Its main controlling factors can be summarized as follows: deposition is the main controlling factor; compaction is the dominant factor; cementation makes the reservoir more compact, corrosion increases the pores, and cracks improve the permeability. Compaction and cementation reduce reservoir physical properties and tectonic activity improves the permeability of reservoir by creating cracks. In the vertical, SQ3 occurs in the secondary porosity zone of the reservoir and is the main favorable reservoir, and the SQ2 takes the second place. In the plane, the fan delta front subfacies in the west is the most favorable reservoir development area, braided river delta front subfacies in the east takes the second place.

Key words:tight reservoir; petrophysical parameter cutoff; main controlling factor; Shahezi Formation; Zhaozhou area

[文献标志码][分类号] TE122.21 A

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.01.02

[文章编号]1671-9727(2016)01-0024-11

[收稿日期]2014-12-03。

[基金项目]国家自然科学基金资助项目(41172134 )；中国石化科技项目(P14068 )；教育部自主创新基金项目(15CX05046A，15CX07004A )；国家重大科技专项(2011ZX05007-001 )。

[第一作者] 蔡来星(1985-)，男，博士，助理研究员，研究方向：地质资源与地质工程，E-mail:qingxin717717@126.com。

[通信作者]卢双舫(1962-)，男，教授，博士生导师，研究方向：油气地质学, E-mail:lushuangfang@qq.com。