第 4 期柳波, 等 : 页岩油资源潜力预测方法探讨 : 以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例 1473 前又一热点勘探领域, 其中美国巴肯盆地页岩油的勘探号称巨型油田革命由于烃源岩类型与热演化程度等的不同, 页岩层系烃类产物为液态, 原油未经过运移或经历短距离初次运移而滞留于泥页岩层系

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袁娴双
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1 第 44 卷第 4 期中南大学学报 ( 自然科学版 ) Vol.44 No 年 4 月 Journal of Central South University (Science and Technology) Apr 页岩油资源潜力预测方法探讨 : 以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例柳波 1, 2, 郭小波 2, 黄志龙 2, 涂小仙 3, 申英 3, 王瑞 3 (1. 东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地, 黑龙江大庆,163318; 2. 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室, 北京,102249; 3. 中国石油公司吐哈油田分公司, 新疆哈密,839009) 摘要 : 以三塘湖盆地马朗凹陷二叠系芦草沟组页岩油为例, 以原油富集层段的生烃潜力评价和储集性能评价为基础, 用连续型油气富集资源评价的思路, 对马朗凹陷进行全石油系统资源评价单元划分根据含油率含油饱和度孔隙度三者的关系, 结合现今开采工艺, 确定页岩油富集的含油率下限, 并通过选取每个单元内具有代表性的钻井数据, 采用体积法预测全区页岩油资源潜力预测结果表明 : 本区至少有 t 原油储量规模, 资源潜力巨大关键词 : 非常规油气 ; 页岩油 ; 全石油系统 ; 含油率 ; 资源潜力预测中图分类号 :TE122.1 文献标志码 :A 文章编号 : (2013) Discussion on prediction method for hydrocarbon resource potential of shale oil: Taking Lucaogou Formation shale oil of Malang sag as case LIU Bo 1, 2, GUO Xiaobo 2, HUANG Zhilong 2, TU Xiaoxian 3, SHEN Ying 3, WANG Rui 3 (1. Accumulation and Development of Unconventional Oil and Gas, State Key Laboratory Cultivation Base Jointly constructed by Heilongjiang Province and the Ministry of Science and Technology, Northeast Petroleum University, Daqing , China; 2. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing , China; 3. PetroChina Turpan Hami Oilfield Company, China National Petroleum Corporation, Hami , China) Abstract: Based on the hydrocarbon generating potential evaluation and the reservoir performance evaluation of the shale oil enrichment layers, the shale oil potential of Permian Lucaogou Formation in the Malang Sag was predicted. By the resource assessment method of successive hydrocarbon type, the target formation of the Malang Sag can be divided into different prediction units. According to the present level of production technology and the relationship of evaluation parameters, such as oil content, oil saturation and porosity, the limit of oil content for shale oil enrichment is defined. By the prediction of each prediction unit with the well data, there is at least t crude oil in this area. Key words: unconventional oil and gas; shale oil; petroleum system; oil content; resource potential prediction 近年来, 世界常规油气资源产量呈持续降低的趋势, 而全球经济的快速发展对原油需求又不断增加, 使非常规油气资源的勘探和开发越来越受到各国关注 [1] 国外最早认知的非常规油气为致密砂岩气深盆气等近源致密储层天然气, 以及煤层气页岩气等致密源内天然气, 目前均已成为非常规天然气勘探的重点领域 [2 5] 近几年, 致密储层油也获得了规模开采, 例如, 我国的深盆油向斜油北美页岩油是目收稿日期 : ; 修回日期 : 基金项目 : 国家青年自然科学基金资助项目 ( ); 国土资源部全国油气资源战略选区调查与评价专项 (2009GYXQ15) 通信作者 : 柳波 (1983 ), 男, 山西大同人, 博士, 副教授, 从事油气成藏机理与分布规律研究 ; 电话 : ;E mail:liubo6869@163.com

2 第 4 期柳波, 等 : 页岩油资源潜力预测方法探讨 : 以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例 1473 前又一热点勘探领域, 其中美国巴肯盆地页岩油的勘探号称巨型油田革命由于烃源岩类型与热演化程度等的不同, 页岩层系烃类产物为液态, 原油未经过运移或经历短距离初次运移而滞留于泥页岩层系中, 经压裂改造后可直接获得工业油流美国地质调查局按照油气聚集规律分出常规油气藏和连续油气藏 2 个主要端元型油气藏, 有部分油气藏可能同时兼具 2 种类型油气藏的特征, 属于过渡型油气藏 [6] 我国也具有形成大规模页岩油的地质条件, 本文作者研究靶区三塘湖盆地马朗凹陷二叠系已完成页岩油先导性水平井钻探, 压裂试采段纹层泥页岩油气显示级别高, 获得每日稳产油 4 m 3 水 20 m 3 左右的效果, 勘探潜力巨大, 然而页岩油资源潜力预测方法尚不成熟, 成为今后勘探急需解决的问题 1 页岩油资源潜力预测方法 1.1 全石油系统评估单元目前, 美国地质调查局连续型油气资源评价采用全石油系统评估单元 (TPS AU) 方法, 取代了 1995 年之前的成藏组合概念方法来估算尚未发现的油气资源量 [7], 并使用 FORSPAN 模型进行评价 [8] TPS AU 的优势在于它主要针对连续型烃类流体系统, 将含气范围划分成若干个评价单元, 评估单元的划分是建立在相似地质单元和烃类聚集类型的基础上 [8 9] 页岩油作为典型的连续型非常规油气资源, 采用全石油系统资源评价的地质要素或评价图件包括烃源岩性质及空间展布, 烃源岩生成油气的赋存层位和分布, 处在生油窗和生气窗内的源岩分布, 具有生油气潜力的烃源岩分布范围, 生烃能力最佳的烃源岩分布范围等在以此划分的评价单元中, 采用合适的方法进行资源量预测这些资源潜力预测的方法主要包括如下介绍的体积法类比法及成因法 1.2 页岩油资源潜力预测方法直接针对页岩油的资源评价方法很少提出, 虽然页岩油与页岩气在形成与富集中具有一定的差异, 但二者都属典型的自生自储式连续型油气藏, 因此可借鉴页岩气的资源评价方法根据页岩油形成与富集机理, 调研国内外常规油气资源评价和页岩气资源评价原理, 认为页岩油资源潜力预测方法主要包括 3 大类 : 体积法, 类比法和成因法 [10 13] (1) 体积法由于体积法不依赖页岩油井的生产动态变化和原始生烃量, 是勘探开发前期或初期资源潜力预测的最好方法, 也是页岩气资源量计算中最常用的方法页岩油在泥页岩储层中主要以游离态和吸附态赋存, 由于油的性质与天然气不同的, 吸附态的液态烃很难解吸, 因此, 页岩油的含油性主要体现在游离烃的含量由于页岩油对温度和压力的敏感度比页岩气的要低, 体积法计算资源量的参数选取和影响因素分析要相对简单一般通过密闭取心, 求得含油饱和度和孔隙度, 根据有利区面积厚度等参数即可求得页岩油资源量 (2) 类比法类比法资源量预测主要应用在勘探开发程度较低的盆地, 通过与已成功开发的地区对比, 得出目的区页岩油资源丰度, 乘以对应的有效面积, 便可获得目的区油气资源量, 是一种简单快速的资源评价方法首先, 通过盆地的大地构造背景盆地类型与规模沉积层序特征等宏观地质条件, 初选出相似的已成功开发的页岩油盆地 ; 然后根据目的区页岩有机地球化学特征, 如有机质丰度有机质类型有机质成熟度生烃演化史等, 以及页岩储层物性矿物组成裂缝发育情况等源储性能等特征, 优选出与目的区最相似的区域, 进而估算研究区页岩油资源丰度情况, 便可求得总的资源量 (3) 成因法页岩油是泥页岩生成的未排运出烃源岩的滞留油, 在常规油资源评价中作为损失量考虑成因法适用于常规油勘探开发较成熟的盆地, 当常规油资源量或地质储量已知时, 通过盆地模拟法可获得盆地内泥页岩总的生油量, 假定其他非常规油资源量和其他因素造成的液态烃损失可以忽略时, 盆地内页岩油资源量约为总的生油量与常规油资源量之差 [14] 在我国乃至全球范围内页岩油勘探开发刚起步的实际情况下, 认为以全石油系统评估单元 (TPS AU) 为基础, 体积法是最佳的页岩油资源量计算方法下面以新疆三塘湖盆地二叠系芦草沟组为例, 进行页岩油资源评价和区带优选分析 2 研究区页岩油勘探概况三塘湖盆地位于新疆维吾尔自治区东北部, 行政属于巴里坤哈萨克自治县和伊吾县境内, 北与蒙古国接壤, 向北东方向延伸出境盆地北西 - 南东向呈带状展布, 长约 500 km, 宽 40~70 km [15], 面积约为 km 2, 地理上为山间盆地, 位于阿尔泰褶皱系与北天山褶皱系之间, 盆地走向与现今构造走向基本一致在区域大地构造位置上, 三塘湖盆地位于西伯利亚板块南缘, 南邻吐哈盆地, 西邻准噶尔盆地, 在

1474 中南大学学报 ( 自然科学版 ) 第 44 卷地史时期整体属于大陆边缘活动带, 是在早古生代基底上发展起来的叠合盆地 [16] 露头及钻井揭示, 三塘湖盆地马朗凹陷盖层最大厚度 6 500 m 现今残留的二叠系芦草沟组分布于马朗 - 条湖凹陷的西南部, 东北部地层在印支运动时遭受剥蚀, 其原始沉积范围比现在大原始陆源输入较少,

3 1474 中南大学学报 ( 自然科学版 ) 第 44 卷地史时期整体属于大陆边缘活动带, 是在早古生代基底上发展起来的叠合盆地 [16] 露头及钻井揭示, 三塘湖盆地马朗凹陷盖层最大厚度 m 现今残留的二叠系芦草沟组分布于马朗 - 条湖凹陷的西南部, 东北部地层在印支运动时遭受剥蚀, 其原始沉积范围比现在大原始陆源输入较少, 地层岩性主要由形成于沉积水体能量较低的碳酸盐岩和暗色泥岩组成, 基质孔隙发育程度较差, 有机质含量高, 是盆地中浅层成藏体系的主力烃源岩层马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩为优质烃源岩, 有机碳质量分数 (w OC ) 分布于 0~18%, 绝大多数样品 w OC 介于 1%~8%, 多数样品生烃潜量 (S 1 +S 2 ) 大于 4 mg/g, 氯仿沥青质量分数 (w A ) 大于 0.1% 镜质体反射率(R o ) 实测数据分布在 0.5%~0.9% 范围内, 少部分样品的 R o 实测值超过 0.9%, 总体成熟度较低 ; 处于低熟 - 成熟阶段早期 ; 其孔隙度普遍小于 8%, 渗透率低于 μm 2, 属于致密储层图 1 所示为马朗凹陷二叠系试油段泥页岩含油特征表 1 所示为芦草沟组 (a) XB8 井 m 油斑云质泥岩外表面 ;(b) CB3 井 m 油浸云质泥岩主切面 ; (c) XB8 井 m 云质泥岩荧光薄片 ;(d) CB3 井 m 云质泥岩荧光薄片图 1 马朗凹陷二叠系试油段泥页岩含油特征 Fig. 1 Oiliness characteristic of P 2 l test formation in Malang sag Table 1 表 1 芦草沟组产油层烃源岩有机质丰度参数 Source rock evaluation of Lucaogou oil producing formation 井号井段长度 /m w OC /% w A /% 总烃含量 /% (S 1 +S 2 )/(mg g 1 ) 试油井段长度 /m 日产油量 /(m 3 d 1 ) XB ~ ~ ~ XB ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ CB ~ ~ ~

第 4 期柳波, 等 : 页岩油资源潜力预测方法探讨 : 以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例 1475 产油层烃源岩有机质丰度参数泥页岩页理不发育, 多见水平纹层, 基质孔隙虽小, 但仍然是油气储集的主要空间 ( 见图 1), 油气自生自储, 烃源岩层即是极好的产油层 ( 见表 1) 3 页岩油资源潜力预测与区带评价 3.

4 第 4 期柳波, 等 : 页岩油资源潜力预测方法探讨 : 以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例 1475 产油层烃源岩有机质丰度参数泥页岩页理不发育, 多见水平纹层, 基质孔隙虽小, 但仍然是油气储集的主要空间 ( 见图 1), 油气自生自储, 烃源岩层即是极好的产油层 ( 见表 1) 3 页岩油资源潜力预测与区带评价 3.1 全石油系统评估单元划分根据已有烃源岩综合评价结果, 首先根据烃源岩总有机碳含量 ( 以 4% 为界 ) 将烃源岩分为高丰度烃源岩和低丰度烃源岩 ; 其次利用现有烃源岩热解数据可溶有机质地球化学参数随深度的演化规律, 将烃源岩划分为未成熟低成熟成熟早期及成熟 4 个热演化阶段其中, 未成熟段 (R o <0.5%); 低成熟段 (R o 为 0.5%~0.7%), 烃源岩生成少量油气 ; 成熟段早期 (R o 为 0.7%~0.8%), 对应生烃高峰 ; 成熟段 (R o >0.8%), 烃源岩生成的油气量开始降低 ; 低成熟和成熟早期阶段在升藿烷 22S/(22S+22R) 成熟演化参数随深度变化关系中, 存在明显变化转折点平面上, 马朗凹陷二叠系芦草沟组烃源岩有利相带划分为 5 个等级, 分别对应高丰度成熟早期源岩区高丰度低熟源岩区高丰度成熟源岩区低丰度成熟早期源岩区及低丰度未成熟源岩区由于低丰度未熟源岩区不具备生烃能力, 故不作考虑, 可将烃源岩综合评价的优劣进行排序 : 高丰度成熟早期, 高丰度低成熟, 高丰度成熟, 低丰度成熟早期根据储层物性结果建立了 4 级储集物性评价标准灰质泥岩泥质灰岩白云质泥岩和泥质白云岩等过渡类型的岩性, 不但物性最好 ( 孔隙度为 6%~8%), 裂缝最为发育, 也是较好的烃源岩, 为本区最为有利岩性, 为 Ⅰ 类储层 ; 泥岩粉砂质泥岩凝灰质泥岩虽然生烃能力较强, 但是物性不如 Ⅰ 类储层好, 孔隙度为 4%~7%, 为 Ⅱ 类储层 ; 较纯的碳酸盐岩为非烃源岩, 受酸性流体改造程度小, 物性差, 孔隙度为 1%~6%, 为 Ⅲ 类储层 ; 凝灰岩物性最差, 平面上距烃源岩较远, 孔隙度为 1%~4%, 裂缝不发育, 为 Ⅳ 类储层根据源储条件综合评价结果, 由于低丰度未熟源岩区不具备生烃能力, 故不作考虑, 可以将预测单元划分为 4 大类, 见图 2 每一类预测单元具有相似的地质条件, 无井区评价数据选取同一单元内的钻井数据页岩油的富集需要同时具备较好的源储条件, 在不考虑同生断裂的影响下, 对马朗凹陷进行预测单元划分, 见图 3 图 2 预测单元划分标准 Fig. 2 Graduation criterion of forecasting units 图 3 马朗凹陷页岩油预测单元划分图 Fig. 3 Graduation of forecasting units of source oil in Malang sag 3.2 资源预测参数的选取含油饱和度是体积法计算油气资源量的主要参数之一, 也是评价储层含油性的传统指标, 含油饱和度越高油层质量也就越好图 4 所示为对马朗凹陷同一口井不同储层物性与含油饱和度关系储层密闭取资料分析显示, 常规砂岩储层含油饱和度与孔隙度呈正比 ( 图 4(a)), 而页岩油储层二者关系较复杂, 整体呈现负相关关系 ( 图 4(b)) 这是由于页岩油与常规油成藏机理的差异造成的, 传统的含油饱和度评价页岩油储层含油性已不再适用, 因此提出新评价指标含油率 (P o ), 即岩石中所含油的体积分数 ; 此时, 孔隙度与含油率成正比, 图 5 所示为孔隙度与含油率的关系需要说明的是, 目前现场解析与密闭取心数据较少, 本次资源量预测所用含油率为岩心密闭取心实验分析

5 1476 中南大学学报 ( 自然科学版 ) 孔隙度与含油饱和度相乘所得根据目前的开采技术, 从泥页岩试油结果与含油率的相关关系可以看出 : 含油率大于 1.5% 时, 试油结果为油层差油层 ; 含油率小于 1.5% 时, 试油结果为干层 ( 图 5) 含油率含油饱和度和孔隙度三者的关系见图 6 可知: 高含油率数据点对应着每级孔隙度最高的含油饱和度因此以含油率为 1.5% 作为划分油第 44 卷图 5 孔隙度与含油率的关系 Fig. 5 Relationships between porosity and oil ratio 图 6 含油率与孔隙度含油饱和度的关系 Fig. 6 Relationships between porosity, oil saturation and oil ratio (a) 常规油气藏储层物性与含油饱和度的关系 ; (b) 页岩油储层物性与含油饱和度的关系图 4 储层物性与含油饱和度的关系 Fig. 4 Relationships between reservoir properties and oil saturation 气以现今技术水平是否可采出的标准含油率是与源储条件具有相关关系的参数在实际钻井中, 岩性以毫米级频互层, 实测数据在同一深度段变化较大, 但数值仍相对集中将各区带钻井含油率实测数据分别在同一深度范围内求取统计平均图 7 各评价单元平均含油率与深度的关系 Fig. 7 Relationships between oil ratio and depth of each forecasting area

第 4 期柳波, 等 : 页岩油资源潜力预测方法探讨 : 以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例 1477 值, 并作出与深度的拟合关系, 见图 7 分别计算出含油率大于 1.5% 的 A 类 B 类 C 类的潜在资源量 D 类评价单元的两口探井仅在钻井过程中有荧光级别的油气显示, 含油率低于 1.5%, 目前的技术水平尚无法开采, 赋予其 P o 值为实测点算术统计平均值 1.

6 第 4 期柳波, 等 : 页岩油资源潜力预测方法探讨 : 以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例 1477 值, 并作出与深度的拟合关系, 见图 7 分别计算出含油率大于 1.5% 的 A 类 B 类 C 类的潜在资源量 D 类评价单元的两口探井仅在钻井过程中有荧光级别的油气显示, 含油率低于 1.5%, 目前的技术水平尚无法开采, 赋予其 P o 值为实测点算术统计平均值 1.12% 由于页岩油储层储集空间形成影响因素的复杂性和泥页岩生烃能力的差异性等, 研究区含油率与深度之间呈现上述 3 种不同的相关关系表 2 所示为马朗凹陷源岩油预测资源量通过体积法计算结果表明, 马朗凹陷芦草沟组源内资源量为 t, 目前开采工艺下 ( 含油率大于 1.5%) 储量规模为 t( 表 2) 的区域, 烃源岩演化处于主生烃带, 能够生成大量的液态烃沉积相带有利, 主要为半深湖相, 沉积了灰质泥岩云质泥岩等碳酸盐岩和泥岩的过渡岩性, 源储条件优越此外, 处于相同地质条件的牛圈湖地区和马中地区均已提交储量, 更加说明了该区具有极大的勘探潜力表 3 所示为马朗凹陷芦草沟组二段区带预测基本特征根据页岩油资源预测结果, 牛圈湖东面积为 km 2, 区带资源量为 t; 马中南面积为 km 2, 区带资源量为 t; 牛圈湖北面积为 km 2, 区带资源量为 t 合计区带面积为 km 2, 资源量为 t, 见表 3 评价单元表 2 马朗凹陷源岩油预测资源量 Table 2 Forecasting resource of source rock oil in Malang sag 单元资源量 / 储量规模 / 含油率计算公式面积 /km t 10 8 t A P o= D B P o= D C P o= D D P o= V 总计注 :P o 为含油率,%;D 为埋深,m;V 为区带地层体积,m 区带评价连续型非常规油气资源有利区带的优选方法与常规油气资源不同常规油气资源是在综合评价生储盖的基础上, 研究油气运聚规律, 寻找有利圈闭而连续型勘探区带预测是在多因素综合分析的基础上, 将各因素平面评价图件进行叠合, 这些因素评价图包括沉积相图厚度等值线图成熟度图 TOC 等值线图埋深图地温图及物性评价图从叠合图得到的具备最多富集地质条件的部位就是有利的勘探目标区结合本区页岩油形成机制与富集机理, 提出页岩油富集需要具备 5 个条件 :(1) 源岩总有机碳 (w OC ) 含量大于 4%, 累计厚度大于 40 m;(2) 埋深为 1 800~ m, 成熟度 (R o ) 在 0.55%~0.75% 之间 ;(3) 岩石脆性高, 而且脆性岩石与泥岩互层 ;(4) 有利的岩相古地理条件, 半深湖 - 深湖环境下的泥岩灰质 ( 云质 ) 泥岩较多 ;(5) 强输导油源断裂较少将上述各条件进行综合考虑, 提出 3 个有利的勘探区带, 见图 8 这 3 个勘探区带均处在源岩厚度较大 w OC 较高图 8 马朗凹陷芦草沟组二段源岩油有利区带分布预测 Fig. 8 Optimise of profitable range of P 2 l 2 source rock oil in Malang sag 表 3 马朗凹陷芦草沟组二段区带预测基本特征 Table 3 Essential characteristic of forecasting areas of P 2 l 2 in Malang sag 序号目的层位区带区带资源量 / 区带代号面积 /km t 芦草沟组二段合计结论 (1) 含油率 (P o ) 即岩石中所含油的体积分数, 用以

7 1478 中南大学学报 ( 自然科学版 ) 第 44 卷评价页岩油的资源潜力比含油饱和度更符合页岩油的地质条件 (2) 根据富油层位的生烃潜力和储集性能评价划分预测单元, 通过已有钻井数据建立各评价单元含油率的相关关系, 以此预测全区连续型页岩油资源潜力的方法具有较好的可行性 (3) 目前非常规油气资源评价, 在国内还处于起步阶段, 在井数量足够多的前提下, 通过计算机将研究区划分成更为细致的评价单元, 可以大大提高资源潜力预测的准确性参考文献 : [1] 车长波, 朱杰, 李富兵, 等. 全球油气资源形势 [J]. 天然气工业, 2010, 30(1): 1 4. CHE Changbo, ZHU Jie, LI Fubing, et al. The status quo and developing trend of global hydrocarbon resources[j]. Natural Gas Industry, 2010, 30(1): 1 4. [2] Bowker K A. Barnett Shale gas production, Fort Worth Basin: Issues and discussion[j]. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): [3] Schmoker J W. U.S. geological survey assessment concepts for continuous petroleum accumulations[m]. Denver: US Geological Survey, [4] Rodriguez N D, Paul Philp R. Geochemical characterization of gases from the Mississippian Barnett Shale, Fort Worth Basin, Texas[J]. AAPG Bulletin, 2010, 94(11): [5] 刘成林, 范柏江, 葛岩, 等. 中国非常规天然气资源前景 [J]. 油气地质与采收率, 2009, 16(5): LIU Chenglin, FAN Bojiang, GE Yan, et al. Unconventional natural gas resources prospect in China[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2009, 16(5): [6] 王祥, 刘玉华, 张敏, 等. 页岩气形成条件及成藏影响因素研究 [J]. 天然气地球科学, 2010, 21(2): WANG Xiang, LIU Yuhua, ZHANG Min, et al. Conditions of formation and accumulation for shale gas[j]. Natural Gas Geoscience, 2010, 21(2): [7] Pollastro R M. Total petroleum system assessment of undiscovered resources in the giant Barnett Shale continuous (unconventional) gas accumulation, Fort Worth Basin, Texas[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): [8] Schmoker J W. US Geological survey assessment model for continuous (unconventional) oil and gas accumulations the FORSPAN Mode[J]. USGS Bulletin, 1999, 36(1): [9] 公言杰, 邹才能, 袁选俊, 等. 国外连续型油气藏研究进展 [J]. 岩性油气藏, 2009, 21(4): GONG Yanjie, ZOU Caineng, YUAN Xuanjun, et al. Succession oil and gas reservoir research progress in foreign[j]. Lithologic hydrocarbon reservoir, 2009, 21(4): [10] 李玉喜, 乔德武, 姜文利, 等. 页岩气含气量和页岩气地质评价综述 [J]. 地质通报, 2011, 30(2/3): LI Yuxi, QIAO Dewu, JIANG Wenli, et al. Gas content of gas bearing shale and its geological evaluation summary[j]. Geological Bulletin of China, 2011, 30(2/3): [11] 李延钧, 刘欢, 刘家霞, 等. 页岩气地质选区及资源潜力评价方法 [J]. 西南石油大学学报 : 自然科学版, 2011, 33(2): LI Yanjun, LIU Huan, LIU Jiaxia, et al. Geological regional selection and anevaluation method of resource potential of shale gas[j]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2011, 33(2): [12] 张金华, 魏伟, 钟太贤. 国外页岩气资源储量评价方法分析 [J]. 中外能源, 2011, 16(9): ZHANG Jinhua, WEI Wei, ZHONG Taixian. Evaluation methods analysis about resources and reserves of foreign shale gas[j]. Sino Global Energy, 2011, 16(9): [13] 刘洪林, 王红岩, 刘人和, 等. 中国页岩气资源及其勘探潜力分析 [J]. 地质学报, 2010, 84(9): LIU Honglin, WANG Hongyan, LIU Renhe, et al. China shale gas resources and prospect potential[j]. Acta Geologica Sinica, 2010, 84(9): [14] 金之钧, 张金川. 油气资源评价技术 [M]. 北京 : 石油工业出版社, 1999: JIN Zhijun, ZHANG Jinchuan. Oil and gas resource assessment technology[m]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999: [15] 朱伯生, 冯建新, 胡斌, 等. 对三塘湖盆地基底的认识 [J]. 新疆石油地质, 1997, 18(3): ZHU Bosheng, FENG Jianxin, HU Bin, et al. An understanding of the basement of santanghu bases[j]. Xinjiang Petroleum Geology, 1997, 18(3): [16] 张卫彪, 钟宁宁, 任德贻. 三塘湖盆地侏罗系煤成油初次运移 [J]. 中国矿业大学学报, 2000, 29(6): ZHANG Weibiao, ZHONG Ningning, REN Deyi. Primary migration of jurassic coal derived oil in Santanghu basin[j]. Journal of China University of Mining & Technology, 2000, 29(6): ( 编辑陈爱华 )

物质因素能量因素

物质因素能量因素邹才能陶士振周慧张响响何东博周川闽王岚王雪松李富恒朱如凯罗平袁选俊徐春春杨华中国石油勘探开发研究院中国石油天然气集团公司中国石油西南油气田公司中国石油长庆油田公司中国石油天然气股份有限公司科技部岩性地层油气藏地质理论与勘探技术研究项目根据成岩作用和成岩相对储集层发育的控制作用及与储集层分布的关系探讨成岩相的形成机理划分方案与评价方法及其在油气勘探中的应用和意义