魯雪松, 劉可禹, 趙孟軍, 張寶收, 陳 洋, 范俊佳, 李秀麗

( 1. 中國石油天然氣集團公司 盆地構造與油氣成藏重點實驗室,北京 100083； 2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000； 4. 河南理工大學 資源環(huán)境學院，河南 焦作 454000 )

塔里木盆地典型深層油氣藏成藏機制分析

魯雪松1,2, 劉可禹1,2, 趙孟軍1,2, 張寶收3, 陳 洋1,4, 范俊佳1,2, 李秀麗1,2

( 1. 中國石油天然氣集團公司 盆地構造與油氣成藏重點實驗室,北京 100083； 2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3. 中國石油塔里木油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 庫爾勒 841000； 4. 河南理工大學 資源環(huán)境學院，河南 焦作 454000 )

以塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇構造帶白堊系深層氣藏、塔北哈拉哈塘奧陶系油藏和塔中Ⅰ號帶奧陶系凝析氣藏為例，采用流體包裹體PVTX模擬法和激光拉曼直接測定包裹體壓力法恢復成藏期古壓力；根據油氣藏解剖結果，分析三種深層油氣藏的成藏機制和成藏過程。結果表明：庫車坳陷克拉蘇構造帶白堊系深層氣藏具有超壓強充注、晚期深埋成藏的特點；塔北哈拉哈塘奧陶系油藏具有常壓充注、早期淺埋晚期深埋成藏的特點；塔中Ⅰ號帶奧陶系凝析氣藏具有弱超壓充注、晚期深部裂解氣沿斷裂垂向充注的特點。深層油氣成藏研究應以歷史演化為主線，成藏期古壓力恢復是分析深層油氣藏成藏機制和成藏過程的關鍵。

深層油氣藏； 成藏機制； 流體包裹體； 古壓力； 塔里木盆地

0 引言

隨著全球油氣工業(yè)的發(fā)展及老區(qū)勘探程度的增高，油氣勘探逐漸由中淺層向深層、超深層延伸。深層和超深層油氣資源，無論在油氣地質理論研究中，還是在油氣勘探實踐中，都是當今世界油氣地質界關注的熱點和難點[1-2]。雖然深層油氣勘探的理論和技術已取得較大進展，但是在深層高溫高壓條件下油氣成藏機理研究較為薄弱。對于疊合盆地深層高溫、高壓環(huán)境下油氣的生排烴機理、運聚動力和方式，運移聚集過程中油氣相態(tài)變化和分布模式，超壓形成演化對油氣生排運聚的影響，以及溫度壓力條件改變后對油氣藏相態(tài)和組成的影響等問題還需要進一步研究。

地層古壓力恢復是分析油氣成藏機制、流體壓力系統演化、油氣相態(tài)演化，以及超壓成因的重要依據。與地層古溫度恢復相比，地層古壓力恢復方法主要有三種：(1)基于泥巖聲波時差恢復欠壓實泥巖的古壓力方法[3-5]；(2)盆地模擬法[6-8]；(3)基于流體包裹體的古壓力恢復方法[9-12]?；诹黧w包裹體的古壓力恢復方法直接針對油氣藏本身，并且反映成藏期的古壓力，為油氣藏的古壓力演化和成藏機制分析提供依據。

近幾年來，塔里木盆地在超過7 000 m的深層有多口井獲得突破，在庫車坳陷克拉蘇構造帶白堊系、塔北奧陶系、塔中奧陶系深層獲得規(guī)模油氣儲量，揭示深層油氣勘探的廣闊前景。以塔里木盆地為例，筆者研究庫車坳陷克拉蘇構造帶白堊系深層氣藏、塔北哈拉哈塘奧陶系油藏、塔中Ⅰ號帶奧陶系凝析氣藏，利用基于流體包裹體的成藏期古壓力恢復技術，分析三種深層油氣藏的成藏機制、成藏過程，為塔里木盆地深層油氣地質和勘探研究提供指導。

1 樣品及實驗方法

選取塔里木盆地三個典型深層油氣藏：庫車坳陷克拉蘇構造帶深層氣藏(樣品采自大北1井)、塔北哈拉哈塘奧陶系油藏(樣品采自哈902井)和塔中Ⅰ號帶奧陶系凝析氣藏(樣品采自塔中822井)。利用流體包裹體分析和成藏綜合分析方法確定油氣成藏期次，基于流體包裹體的古壓力恢復技術研究油氣藏的壓力演化歷史和油氣成藏機制。

基于流體包裹體恢復地層古壓力的方法分為兩種：包裹體PVTX模擬法[13-16]和激光拉曼直接測定包裹體壓力法[17-22]，兩種方法各有優(yōu)缺點和應用條件。流體包裹體PVTX模擬法可以綜合各種手段，對包裹體的各項參數進行測定。激光共聚焦顯微鏡精細測定油包裹體氣液比，紅外光譜和拉曼光譜測定包裹體成分，PVTsim和PIT等相態(tài)模擬軟件為準確恢復包裹體的捕獲溫度和壓力提供技術保障。由于該方法涉及的參數和步驟多，參數獲取的準確性受到某些不確定因素及人為操作產生的誤差等影響。

流體包裹體顯微觀察、溫鹽測試、激光拉曼測試、PVTX模擬等實驗分析在中國石油天然氣集團公司盆地構造與油氣成藏重點實驗室完成。利用Zeiss Axio Imager熒光顯微鏡，在紫外光激發(fā)下進行烴類包裹體的觀察實驗和期次劃分。包裹體溫度測定采用LINKAM MDSG-600顯微冷熱臺，調溫速率在0.1～15.0 ℃/min之間，溫度精度為±0.1 ℃。包裹體激光拉曼光譜分析采用JY LabRam HR VIS激光拉曼光譜儀，氬離子激光器波長為633 nm，焦長為600 gr/mm，測量包裹體直徑一般為3～5 μm(最小可達1 μm)，校正單晶硅標樣的拉曼峰位移為520.7 cm-1，數據采集時間為10～100 s。包裹體氣液比測定采用Leica TCS SP5激光共聚焦掃描顯微鏡，包裹體三維掃描采用63X高分辨率油鏡，Z軸微動馬達精度為0.1 μm。PVT模擬采用丹麥Calsep公司研發(fā)的PVTsim13.0軟件。

2 庫車坳陷克拉蘇構造帶

2.1 油氣藏基本特征

庫車坳陷克拉蘇構造帶油氣成藏條件優(yōu)越，發(fā)育優(yōu)質儲層和厚層烴源巖、多條逆沖油源斷層、成群成帶的構造圈閉和優(yōu)質膏鹽巖蓋層，目前在鹽下白堊系深層發(fā)現克拉2、克拉3、大北、克深1、克深2、克深5、克深8等氣田/藏(見圖1)，累計探明儲量超萬億立方米。儲層主要分布于巴什基奇克組(K1bs)，儲層相對低孔低滲但裂縫發(fā)育，圈閉類型為背斜、斷背斜或斷鼻構造，油氣藏類型多為干氣藏、凝析氣藏，含有極少的凝析油，壓力因數為1.54～2.21，為超壓—超高壓氣藏。該區(qū)成藏特點具有斷裂控藏、超壓充注、早油晚氣、階段聚氣，以及油氣不同源、不同期的特點[23-25]。

2.2 成藏過程與成藏期古壓力

2.2.1 包裹體巖相學特征

以大北氣田為例，分析克拉蘇構造帶深層油氣成藏過程。包裹體薄片鏡下觀察顯示，大北地區(qū)K1bs砂巖儲層發(fā)育三期不同類型的油氣包裹體(見圖2)：第Ⅰ期為發(fā)黃褐色熒光的、成熟度相對低的油氣包裹體，單偏光下為淺褐色—無色，氣液比較小，主要發(fā)育在石英裂縫中(見圖2(a-b))；第Ⅱ期為發(fā)藍白色熒光的、成熟度較高的油氣包裹體，單偏光下無色，氣液比較大，為凝析氣包裹體，主要賦存在石英裂縫及方解石脈體中(見圖2(c-d))；第Ⅲ期為不發(fā)熒光的氣態(tài)烴包裹體，單偏光下為黑色、灰黑色，為干氣包裹體(見圖2(e))，主要賦存在石英裂縫中，局部可看到第Ⅱ期藍白色熒光包裹體切割第Ⅰ期黃褐色熒光包裹體(見圖2(f))，說明藍白色熒光包裹體形成時期晚于黃褐色熒光包裹體。

2.2.2 包裹體溫度與古壓力特征

包裹體薄片鏡下觀察顯示，第Ⅰ期黃褐色熒光包裹體個體較小，無伴生鹽水包裹體，無法測溫；第Ⅱ期藍白色熒光油包裹體均一溫度為50.0～60.0 ℃，與它共生的鹽水包裹體均一溫度為100.0～110.0 ℃(見圖3(a))；第Ⅲ期干氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度為125.0～140.0 ℃。將與油氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度投影到埋藏史上(見圖3(c))，得到第Ⅱ期油充注時間為5～4 Ma，第Ⅲ期天然氣充注時間為2 Ma～至今，與克拉2氣田的基本一致[25]。

油氣包裹體捕獲的壓力條件對油包裹體中記錄的均一溫度有很大的影響[26]，在正常壓力捕獲條件下，油氣包裹體一般比伴生鹽水包裹體的均一溫度低10.0～30.0 ℃；在超壓捕獲條件下，油氣包裹體與伴生的鹽水包裹體均一溫度的差值變大，超壓強度越大，差值越大。大北地區(qū)第Ⅱ期藍白色熒光油包裹體的均一溫度比伴生鹽水包裹體的均一溫度低50.0 ℃左右，顯示超壓捕獲的特征。根據流體包裹體PVTX模擬法，恢復第Ⅱ期和第Ⅲ期油氣充注的古壓力條件(見圖3(c))。第Ⅱ期油充注的時間為4 Ma，PVTX模擬法確定的捕獲壓力為49.6 Ma，成藏期古埋深為4 200.0 m，成藏期古壓力因數為1.21，為弱超壓充注；第Ⅲ期氣充注的時間為2 Ma，PVTX模擬法確定的捕獲壓力為78.6 Ma，成藏期古埋深為5 800.0 m，成藏期古壓力因數為1.50，為強超壓充注，與現今壓力因數1.56基本相當(見圖3)。

圖1 庫車坳陷克拉蘇構造帶構造位置與成藏地質剖面Fig.1 Location and reservoir distribution map of Kelasu structural belt in Kuqa depression

大北1井的氣烴包裹體測試甲烷拉曼峰位移在2 911.0 cm-1左右，并且包裹體組分比較單一，除了高強度的甲烷拉曼散射峰外，其他比較明顯的拉曼峰主要為反映含包裹體主礦物石英的散射峰，而在譜圖中反映C2H6和CO2等的峰十分微弱，基本檢測不出(見圖4)，具有高濃度和高密度甲烷包裹體譜圖特征。根據甲烷拉曼峰位移，推測室溫下包裹體內部壓力為40 MPa左右，具有明顯的超壓特征，推到地質溫度條件下壓力為80 MPa左右?；趯Χ鄠€富含甲烷鹽水包裹體的激光拉曼測試，恢復大北地區(qū)流體壓力演化趨勢，結果顯示在距今15～5 Ma儲層流體壓力主要為常壓，在距今5～2 Ma流體壓力快速上升，在2 Ma時壓力因數快速增加到1.80，在距今2 Ma～至今受地層的抬升剝蝕及斷層活動影響，壓力因數減小，現今壓力因數為1.56(見圖5)。這種超壓充注在克拉蘇構造帶具有普遍性，喜山晚期，在構造擠壓作用下，油氣超壓強充注是克拉蘇構造帶深層致密儲層油氣富集的主要動力學機制。

3 塔北哈拉哈塘奧陶系

3.1 油氣藏基本特征

塔北隆起在庫車坳陷和北部坳陷之間，是一個長期繼承性發(fā)育、晚期深埋于庫車新生代山前坳陷之下的前侏羅紀古隆起，是塔里木盆地探明油氣儲量最多、油氣富集程度最高的地區(qū)。塔北隆起奧陶系縫洞油氣藏群受縫洞儲層發(fā)育層位的控制，呈“準層狀”大面積分布，在隆起低部位哈拉哈塘凹陷“黑油”油藏的發(fā)現，帶動塔北奧陶系整體含油與勘探，哈拉哈塘油田、塔河油田、輪南油田橫向連片并往圍斜低部位擴展(見圖6)。

圖2 大北地區(qū)大北1井油氣包裹體特征Fig.2 Petroleum inclusion features in the Dabei area, Kuqa depression

塔北地區(qū)奧陶系油氣性質復雜多樣，東部地區(qū)主要為天然氣和凝析油，中部地區(qū)為正常油、蠟質油、凝析油，西部地區(qū)包括輪南西部、塔河油田及哈拉哈塘油田總體以稠油為主，往隆起低部位原油密度有變輕的趨勢。這些稠油中烷烴組分存在大量損失，具有重質稠油或嚴重生物降解油的特征[27]?，F今哈拉哈塘、塔河、輪古西一間房組—鷹山組鉆井測試的溫壓資料顯示，塔北奧陶系油氣藏具有統一的溫壓系統，壓力因數為0.90～1.04，溫度梯度為2.4 ℃/100m，為常溫常壓油氣藏，奧陶系為一整體層狀含油的大型古老油氣系統。

圖3 大北1井K1bs儲層包裹體均一溫度、PVTX模擬及埋藏史Fig.3 The maps of fluid inclusion Th distribution in K1bs reservoir, PVTX modeling and burial history of well DB1

3.2 成藏過程與成藏期古壓力

3.2.1 油氣成藏過程

根據包裹體研究、同位素定年、瀝青反射率等分析，確定塔北隆起中西部地區(qū)(塔河油田、哈拉哈塘油田、新墾—熱瓦普地區(qū))主要經歷兩期油氣充注，且以晚海西期成藏為主；輪古東地區(qū)經歷三期油氣充注，喜山期發(fā)生氣侵而形成凝析氣藏[27]。海西晚期是塔里木盆地最重要的生、排烴期和有效成藏期，滿加爾坳陷中、上奧陶統烴源巖生成的烴類向北運移，進入塔北隆起奧陶系儲層而形成規(guī)模巨大的油氣藏，在三疊系沉積前的構造運動中，構造高部位蓋層剝蝕嚴重，造成油藏破壞，圍斜部位油氣基本得到保存，但原油普遍遭受較強的生物降解作用；自三疊紀沉積以來，奧陶系油藏一直處于持續(xù)深埋過程，上覆地層不斷加厚，古油藏有效保存至今。

3.2.2 包裹體溫度與古壓力特征

哈拉哈塘油田埋深為6 000.0～7 000.0 m，以稠油、正常油為主。對哈拉哈塘油田哈902井奧陶系樣品進行流體包裹體的觀察和測試，該井發(fā)育兩期油包裹體，主要發(fā)育在方解石膠結物和脈體中。由于方解石礦物硬度較軟，其中的包裹體容易發(fā)生變形而再平衡，包裹體均一溫度通常要大于真實的捕獲溫度[26]。第Ⅰ期油包裹體的均一溫度為75.0～90.0 ℃，伴生鹽水包裹體均一溫度為85.0～100.0 ℃，而大于110.0 ℃的數據被認為是現今溫壓條件下(現今儲層溫度為150.0 ℃左右)，方解石中包裹體再平衡誘導的溫度(見圖7(a))。第Ⅱ期油包裹體均一溫度變化范圍較大，均一溫度為80.0～105.0 ℃，大于120.0 ℃的數據被認為是現今溫壓條件下，方解石中包裹體再平衡誘導的溫度，伴生鹽水包裹體均一溫度主要為100.0～120.0 ℃(見圖7(b))。

圖4 大北1井埋深5 560.8 m石英裂紋中高密度甲烷包裹體的拉曼光譜Fig.4 Raman spectrum map of the high density methane inclusion occurred in the quartz vein, 5 560.8 m, well DB1

圖5 大北1井氣藏儲層中油氣充注與古溫壓演化歷史Fig.5 Hydrocarbon charging and PT evolution history in DB1 gas reservoir

選取典型的包裹體組合，利用流體包裹體PVTX模擬法對包裹體的古壓力進行恢復。第Ⅰ期油包裹體均一溫度為78.5 ℃，油包裹體氣液比為8%，伴生鹽水包裹體均一溫度為87.8 ℃，油充注時間為320 Ma(早海西期)(見圖7(c))，PVTX模擬計算成藏期古壓力為16.54 MPa，成藏期古埋深為1 700.0 m，古壓力因數為1.00，為常壓充注(見圖7(d))；第Ⅱ期油包裹體均一溫度為88.8 ℃，伴生鹽水包裹體的均一溫度為103.1 ℃，油包裹體氣液比為10%，充注時間為252 Ma(晚海西期)(見圖7(c))，計算成藏期古壓力為24.6 MPa，成藏期古埋深為2 400.0 m，古壓力因數為1.02，為常壓充注(見圖7(d))。哈902井奧陶系現今壓力因數為1.08，為常壓充注。因此，塔北哈拉哈塘奧陶系深層油氣藏主要為早期成藏、以常壓充注為主，浮力為油氣成藏主要動力，經歷長距離的側向運移，油氣藏分布主要受控于古構造與儲層發(fā)育程度。中新生代以來，由于南天山擠壓造成沉降，使得古油藏發(fā)生深埋，但碳酸鹽巖縫洞油氣藏非均質性強，不易逸散，古油藏在原地保存，并且在6 500.0～7 500.0 m埋深以黑油藏的形式存在。

圖6 塔北隆起構造位置、油氣藏分布特征與地質剖面Fig.6 Location and reservoir distribution map of Tabei uplift, Tarim basin

圖7 塔北哈拉哈塘油田哈902井包裹體均一溫度、PVTX模擬及埋藏史

4 塔中奧陶系

4.1 油氣藏基本特征

塔中古隆起形成早、定型早，早奧陶世末已經形成，志留系沉積前基本定型，為繼承型古隆起。由于塔中古隆起長期穩(wěn)定發(fā)育，緊鄰滿西生烴凹陷，始終是油氣運聚的有利指向區(qū)，成藏條件有利。主要勘探目的層為上奧陶統良里塔格組礁灘體巖溶儲層和下奧陶統鷹山組潛山巖溶、層間巖溶儲層。塔中隆起為典型的復式油氣聚集帶，受多層碳酸鹽巖儲層的控制，油氣分布呈垂向疊置、平面連片的準層狀大面積分布的特征[28]。碳酸鹽巖儲層的非均質性和油氣沿斷裂充注的分段性決定塔中隆起油氣性質的復雜性，既有正常油、稠油，又有凝析油、凝析氣、干氣，以凝析油氣藏為主(見圖8)。實測溫壓數據表明，塔中Ⅰ號帶凝析氣藏現今具有統一的溫壓系統，壓力因數為1.12～1.24，為弱超壓系統，總體上具有準層狀大面積分布、分段差異性明顯的特征。

圖8 塔中隆起構造位置、油氣藏分布特征與地質剖面Fig.8 Location and reservoir distribution map of the Tazhong uplift, Tarim basin

4.2 成藏過程與成藏期古壓力

4.2.1 包裹體巖相學特征

塔中奧陶系整體發(fā)育三期包裹體組合[29]，近黃色熒光油包裹體組合代表早期原油的充注，在塔中Ⅰ號帶廣泛發(fā)育，在所有井中見到該類包裹體的發(fā)育，反映早期原油充注在區(qū)域上具有廣泛性。近藍白色熒光油包裹體組合代表晚期輕質油氣的充注，在靠近Ⅰ號破折帶的井位中廣泛發(fā)育(塔中162、塔中24、塔中822井大量發(fā)育近藍白色熒光油包裹體組合(見圖9(a、e、f)))；遠離Ⅰ號帶充注弱(塔中11井未見近藍白色熒光油包裹體組合)。近藍白色熒光凝析氣包裹體代表喜山期深部原油裂解氣的充注，在塔中822、塔中24井發(fā)育(見圖9(b))。喜山期NE向走滑斷裂與NW向Ⅰ號斷裂交叉部位構成深部晚期裂解氣的充注點，具有點狀充注的特征[30]，根據油氣性質分析，至少存在三個油氣注入點，即塔中45、塔中82和塔中24井區(qū)。深部裂解氣沿著斷裂交匯部位構成的充注點進入中上奧陶統巖溶儲層后，沿著構造脊方向由北向南、自西向東向局部構造高部位側向運移，氣侵形成凝析氣藏。包裹體記錄成藏過程，如在塔中822、塔中24井中發(fā)現大量近藍白色熒光的凝析氣包裹體，包裹體在室溫下具有巨大的氣泡，在包裹體邊緣有少量的油，均一到氣相，為典型的凝析氣包裹體特征(見圖9(b))。在近藍白色熒光油包裹體中觀察到固體瀝青，是早期充注的油和后期充注的氣相互作用(氣侵脫瀝青)的產物(見圖9(c-d))。

圖9 塔中地區(qū)O3l儲層流體包裹體特征Fig.9 Petroleum inclusion features in the O3l reservoir, Tazhong area

4.2.2 包裹體溫度與古壓力特征

以塔中822井奧陶系為例，根據包裹體均一溫度分布，近白色熒光凝析氣包裹體在常壓和高壓條件下有捕獲，常壓時捕獲的包裹體均一溫度為30.0～35.0 ℃，高壓時捕獲的包裹體均一溫度為10.0～15.0 ℃(見圖10(a))。同樣，近藍白色熒光油包裹體也分為高壓捕獲和常壓捕獲。高壓捕獲的液相油包裹體均一溫度為-10.0～10.0 ℃，常壓捕獲的液相油包裹體均一溫度為20.0～25.0 ℃(見圖10(a))。近黃色熒光油包裹體在不同壓力時均有捕獲，在最大壓力時，捕獲包裹體的均一溫度為5.0～10.0 ℃；在中等壓力時，捕獲包裹體的均一溫度為20.0～25.0 ℃；在常壓時，捕獲包裹體的均一溫度為45.0～50.0 ℃(見圖10(a))。包裹體的超壓捕獲與常壓捕獲共存的特征反映中上奧陶統油氣是從深部通過斷裂調整上來的，先是深部流體帶來的超壓，后來超壓逐漸減小變?yōu)槌骸λ?22井第Ⅲ期近藍白色熒光的凝析氣包裹體進行PVTX模擬，凝析氣包裹體均一溫度為10.0 ℃，氣液比為80%，伴生鹽水包裹體均一溫度為138.0 ℃，PVT模擬法捕獲壓力為62.7 MPa(見圖10(b))，成藏期為28 Ma左右，成藏期古埋深為5 100.0 m，古壓力因數為1.22，為弱超壓充注，與現今壓力因數1.23一致。在塔中82井區(qū)喜山期經歷弱超壓充注，喜山晚期深層天然氣沿著走滑斷裂與Ⅰ號斷裂交叉部位垂向穿層運移，氣侵形成凝析氣藏。塔中Ⅰ號帶凝析氣藏現今具有統一的溫壓系統，壓力因數為1.12～1.24，為弱超壓系統，與斷裂溝通的深層油氣充注有關。

圖10 塔中822井奧陶系儲層包裹體均一溫度、PVTX模擬及埋藏史Fig.10 The maps of fluid inclusion Th distribution, PVTX modeling and burial history of the Ordovician reservoir in well TZ822

5 結論

(1)庫車坳陷克拉蘇構造帶深層油氣藏具有超壓充注、晚期深埋成藏的特征，是真正意義上的深層油氣成藏(儲層致密、高溫高壓)，晚期大量生烴超壓、構造擠壓產生的大量斷裂、裂縫溝通是克拉蘇構造帶深層致密儲層天然氣高溫高壓充注成藏的關鍵。

(2)塔北奧陶系深層油藏具有常壓充注、早期淺埋、晚期深埋的特征，是淺埋階段早期淺埋晚期深埋型的深層油氣藏，其成藏機理與常規(guī)油氣藏的相同。

(3)塔中奧陶系深層油藏具有弱超壓充注、晚期深部油氣沿斷裂垂向穿層運聚的特征，碳酸鹽巖儲層縫洞系統發(fā)育，也不是真正意義上的深層油氣成藏，斷裂的溝通與碳酸鹽巖儲層縫洞系統的連通性是該區(qū)油氣成藏的關鍵。

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2016-08-18；編輯：劉麗麗

國家科技重大專項(2016ZX05003)；中國石油天然氣股份有限公司科學研究與技術開發(fā)項目(2016B-0502)

魯雪松(1982-)，男，博士，高級工程師，主要從事油氣成藏綜合研究及流體包裹體分析方面的研究。

TE112.31

A

2095-4107(2016)06-0062-12

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.008