超深层裂缝-孔隙型致密砂岩储集层表征与评价——以库车前陆盆地克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组为例

张惠良，张荣虎，杨海军，寿建峰，王俊鹏，刘春，陈戈

（1. 中国石油杭州地质研究院；2. 中国石油天然气集团公司碳酸盐岩重点实验室；3. 中国石油塔里木油田公司）

超深层裂缝-孔隙型致密砂岩储集层表征与评价
——以库车前陆盆地克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组为例

张惠良1,2，张荣虎1，杨海军3，寿建峰1,2，王俊鹏1，刘春1，陈戈1

（1. 中国石油杭州地质研究院；2. 中国石油天然气集团公司碳酸盐岩重点实验室；3. 中国石油塔里木油田公司）

以库车前陆盆地克拉苏构造带深层白垩系巴什基奇克组砂岩储集层为例，研究成岩压实和构造挤压双重作用下裂缝-孔隙型（裂缝-原生孔隙型和裂缝-溶蚀孔隙型两类）超深层储集层的表征和评价方法。巴什基奇克组砂岩储集层埋深超过6 000 m，属超深层储集层，针对性构建了集宏观微相-岩相识别、厘米—微米级裂缝描述、微米级孔隙刻画、纳米级喉道表征为一体的超深层裂缝性致密砂岩储集层表征与评价技术。研究认为有效储集层的储集空间由构造裂缝及微米级孔隙、纳米级孔喉组成，基质孔隙半径主要为2～100 μm，基质喉道半径主要为10～500 nm，裂缝开启度主值区为100～300 μm；有效储集层发育主要受控于微相-岩相、构造挤压和溶蚀作用。相对优质储集层的储集空间由裂缝、残余粒间孔和溶蚀孔隙组成，发育于弱构造挤压带与水下分流河道叠合区。7 000 m以深有利储集层可成带连片分布，8 000 m以深仍发育有效储集层。图13参28

库车前陆盆地；巴什基奇克组；超深层；裂缝；溶蚀孔隙；原生孔隙；储集层表征

0 引言

按照目前国内外对深层储集层的定义，中国东部地区埋深超过3 500 m、西部地区埋深超过4 000 m即为深层储集层[1-2]。目前，世界上已有70多个国家开展了深层油气勘探，自美国1952年首次发现深层油气田以来，许多国家亦掀起了深层油气研究和勘探热潮，据不完全统计，截至2005年，世界199个含油气盆地中共发现深层油气藏1 000多个[3]，全球深层油气勘探取得了重大突破[4-8]。

库车前陆冲断带克拉苏南部白垩系巴什基奇克组（K1bs）储集层埋深5 000～8 000 m，属超深层储集层。前人研究认为这类储集层早期长期浅埋、晚期快速深埋是储集层优质残余粒间孔有效保存的主要原因[8]；成岩过程中地层流体成分的变化是形成不同类型溶蚀孔的重要因素[9-12]；高压流体对储集层孔隙有保护作用；挤压形成的断层对冲托举与低密度盐层加厚使砂岩保存了较高的原始孔隙；断裂的发育为储集层中裂缝发育提供了基础，构造挤压作用下特定构造样式对储集层有一定保护[13-16]。这些认识为超深层有效储集层的评价和预测奠定了一定基础，但针对成岩压实和构造挤压双重作用下裂缝-孔隙型（裂缝-原生孔隙型和裂缝-溶蚀孔隙型两类）超深层储集层的表征，目前还没有较为系统的方法和技术，因此，开展前陆盆地超深层裂缝-原生孔隙型及裂缝-溶蚀孔隙型储集层表征和评价具有重要意义。

1 地质概况

库车前陆盆地构造具有南北分带、东西分段的特征，受南天山强烈隆升过程中产生的垂向剪切力与斜向挤压双重作用，盆地内形成了一系列强烈变形冲断带，冲断带深层大型构造成排展布[17]，以克拉苏断裂为界，可划分为北部克拉苏构造带与南部克拉苏深层构造带两个次级构造单元[18]。本文研究区位于克拉苏断裂以南、拜城断裂以北，东至克拉2构造，西至博孜构造（见图1）。依据露头储集层建模、录井测试资料分析、成像测井储集层裂缝-孔隙刻画、微区微观实验分析，对深层—超深层致密砂岩微相和岩相进行了系统研究，建立了超深层裂缝-孔隙型致密砂岩表征和评价技术方法。

图1 库车前陆盆地克拉苏构造带勘探成果及研究区构造区划（据文献[18]修改）

2 超深层砂岩储集层特征

2.1 岩石学特征

研究区500余块岩石薄片鉴定和研究表明：克深地区与大北地区白垩系岩矿特征基本相似（见图2），克深地区白垩系巴什基奇克组岩石类型以岩屑长石砂岩为主，含少量长石岩屑砂岩；石英（含硅质碎屑）颗粒含量一般为45.0%～60.0%，长石颗粒含量一般为20.0%～35.0%，以钾长石为主，岩屑含量一般为15.0%～30.0%，主要为火山岩岩屑，其次为变质岩岩屑。大北地区岩石类型也以岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩，石英（含硅质碎屑）颗粒含量为45.0%～65.0%，长石颗粒含量为20.0%～28.0%，岩屑含量为14.0%～28.0%。

2.2 储集空间特征及成因类型

超深层储集层埋深大，热动力成岩作用相对较强，成岩流体的成岩反应也较强，相应形成的储集空间类型复杂多样，有裂缝、残余原生粒间孔，也有各种类型的溶蚀孔[19-20]。

图2 克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组超深层储集层岩矿特征

图3 克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组深层储集层储集空间特征

由于克拉苏构造带所处前陆冲断带的特殊构造位置，超深层储集层受强烈构造挤压作用，早期浅埋后期快速深埋，形成了与其他地区不同的储集空间。钻井岩心、铸体薄片、扫描电镜及成像测井资料分析研究表明，克拉苏构造带超深层储集层发育5种类型储集空间、2种成因类型储集层。5种类型储集空间为裂缝、残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和微孔隙（见图3），其中以残余原生粒间孔为主，占总孔隙的48%～83%，其次为粒内溶孔和裂缝，占总孔隙的5%～36%。粒间及粒内溶孔主要为钠长石及碳酸盐胶结物被溶蚀而形成的粒间溶蚀扩大孔、长石及少量岩屑颗粒被溶蚀而形成的粒内溶孔和铸模孔。构造裂缝在克深和大北地区表现不同，以克深2井为例，该区发育高角度缝和近水平缝；大北地区以大北202井为代表，发育3组网状裂缝。2种储集层成因类型为：构造挤压-埋藏压实作用下形成的裂缝-残余原生粒间孔隙型储集层及构造挤压-埋藏成岩溶蚀作用下形成的裂缝-溶蚀孔隙型储集层。

2.3 储集层物性

深层白垩系巴什基奇克组储集层基质孔隙度一般为1.5%～5.5%，基质渗透率一般为（0.01～0.10）×10-3μm2，其中，克深地区岩心实测基质孔隙度为2%～7%，基质渗透率为（0.05～0.50）×10-3μm2，裂缝渗透率为（1.00～10.00）×10-3μm2。大北地区实测物性略好于克深地区，基质孔隙度为1.5%～7.5%，平均为4.3%，渗透率主要分布在（0.01～1.00）×10-3μm2，裂缝渗透率主要在（0.10～10.00）×10-3μm2（见图4）。超深层储集层为低孔超低渗致密砂岩储集层。

图4 克深—大北地区深层白垩系巴什基奇克组岩心实测物性直方图

3 超深层储集层多尺度与多参数表征

对超深层储集层的表征前人已初步研究，如应用成岩动力学分析深部储集层孔隙形成与演化[21]；应用实验模拟研究深部储集层溶蚀空间的形成[22]。针对库车前陆盆地山前冲断带裂缝-原生孔隙型和裂缝-溶蚀孔隙型储集层沉积背景复杂、砂体岩相变化快、成岩作用复杂、构造挤压裂缝发育、储集层非均质等特点，本次研究中首次构建了集宏观微相-岩相预测、厘米—毫米级裂缝描述、微米级裂缝及基质孔隙刻画、纳米级基质孔隙喉道表征为一体的超深层裂缝-孔隙型致密砂岩储集层多尺度、多参数表征和评价技术。

3.1 岩相古地理及砂体预测

3.1.1 物源及沉积相平面分布

通过重矿物、轻矿物、古水流及砾石排列等特征确定库车前陆冲断带超深层白垩系巴什基奇克组物源区主要为南天山古库车河、古克拉苏河、古卡普沙良河和古阿瓦特河（见图5）。

3.1.2 砂体构型及展布

通过露头（卡普沙良河索罕村）白垩系扇三角洲前缘水下分流河道砂体建模（见图6），可以识别出4级界面：河道底界面、次级河道底界面、层理界面和层系组界面；垂向上砂体复合叠置，局部发育薄层分流间湾泥岩隔挡层，砂体叠置类型主要为拼合板式，砂体连通性好，单砂体厚1～5 m，复合砂体厚10～20 m，宽厚比大于27。露头砂体构型与钻井的砂体构型相似，可更有效指导盆地内部砂体分布的预测和储集层的表征。

3.1.3 岩相和砂体结构

辫状河（扇）三角洲前缘砂体类型主要是水下分流河道，自然伽马曲线为宽指状、钟形、低幅度齿化箱形；岩相组合一般以含泥砾细砂岩、板状交错层理细砂岩、槽状交错层理细砂岩、含砾中砂岩为主；成像测井静态图像上主要呈棕、黄及亮色条带交互出现特征，动态图像可见板状交错层理、斜层理、冲刷面构造、平行层理等沉积构造发育特征；岩心上为大套细砂、中砂岩及薄层泥砾层。

图5 克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组二段岩相古地理图

图6 卡普沙良河露头剖面白垩系扇三角洲前缘水下分流河道砂体构型

3.1.4 微相及岩相展布

通过区域6条逆冲构造平衡剖面恢复，结合成像测井岩相及微相刻画、古水流分析、露头沉积微相观察和描述、区域砂地比等值线、砂体地震属性反演结果编制了研究区精细岩相古地理图（见图5）。白垩系巴什基奇克组古沉积背景为干旱气候条件下的宽缓浅水湖盆，发育库车、克拉苏、卡普沙良河、博孜和阿瓦特河5个辫状河三角洲朵体，物源主要来自南天山，古水流方向自北至南，储集层砂体以辫状河三角洲前缘水下分流河道为主，岩性为中砂岩—粉砂岩，平面上砂体连片分布（见图5）；有利的岩相为辫状河三角洲水下分流河道的中、细砂岩。

3.2 厘米—毫米级构造裂缝描述

3.2.1 露头建模分析

露头建模可用于分析裂缝性质及发育规律。应用网格裂缝描述和古应力分析等方法对库车河露头逆冲背斜构造进行裂缝建模（见图7），在岩石原始沉积组构基本一致的情况下，随着至背斜核部距离的增大，古应力、裂缝密度、裂缝分形分维值、裂缝期次、裂缝充填特征均呈规律性变化，表明逆冲推覆背斜在侧向挤压应力作用下不同部位的受力变形程度不均，呈背斜核部较强、翼部强、远端弱特征，沿应力传递方向背斜翼部裂缝密度高于核部，远端最低；背斜翼部沿应力方向裂缝疏密相间，呈现纵波传递效应；背斜核部和翼部裂缝密度相对较大，而远端裂缝密度相对较小。

3.2.2 井壁成像分析

利用井壁成像可分析裂缝规模。图像定量分析表明，克深气田构造裂缝具有较强的纵向分段、平面分区特征，裂缝以高角度半充填缝为主，裂缝发育的相对线密度一般为1～4条/m。

图7 逆冲推覆背斜构造裂缝模型图

3.2.3 多参数叠合分析

多参数叠合可分析不同构造部位裂缝模型。依据裂缝精细描述（岩心）、裂缝刻画（井壁成像）、裂缝定量描述（分形维数）、钻井漏失量及现今构造应力，建立典型构造样式下构造裂缝发育模型：构造高部位以高角度斜交缝为主，构造低部位（或翼部）以网状裂缝为主；构造高部位裂缝开度明显大于构造低部位（或翼部）；构造高部位裂缝密度小于构造低部位（或翼部）。

3.2.4 多因素约束分析

多因素约束可分析裂缝发育强度及展布。在岩心、铸体薄片、成像测井及钻井裂缝性漏失研究的基础上，依据古应力场、岩石破裂准则进行裂缝数值模拟，综合预测裂缝发育强度和分布规模。

综合克拉苏构造带的挤压古应力、裂缝储集层控制因素和上述裂缝储集层描述和评价方法分析认为，裂缝的平面分布也有南北分带、东西分段特征：在克拉苏断裂以北的山前带为垂向裂缝强发育带，克拉苏断裂与克深断裂之间为零星裂缝发育带，克深断裂与拜城断裂之间为网状裂缝和高角度裂缝强发育带，拜城断裂以南为零星裂缝发育带。东西分段的特点表现为克深段以高角度垂向裂缝为主，大北—博孜段主要发育网状裂缝（见图8）。克深、大北和博孜构造同处构造古应力相对强的部位，虽然构造热动力加速成岩压实减孔，但喜马拉雅期产生的裂缝为半充填和未充填，且沟通天然气储集层的微孔隙，因此，裂缝对深层—超深层储集层发育起重要作用。

图8 克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组裂缝平面分布图

3.3 微米级裂缝及基质孔隙刻画

3.3.1 微米级裂隙及孔隙特征

对超深层储集层进行微观（长25～120 mm，宽10～50 mm）CT扫描（分辨率8～37 μm），结果表明：岩心内部裂缝为方解石半充填，裂缝的连通性好，连通系数一般为1.396～1.765，裂缝开启平均半径为100～300 μm，最小半径为12.55 μm，最大半径为1 495 μm，一般呈狭长状、不规则状。

3.3.2 微米级孔隙空间形态及特征

对超深层储集层进行微区（长25 mm，宽14 mm）CT扫描（分辨率9 μm），结果表明：克深地区基质孔隙半径一般为2～100 μm，最大半径为180 μm；大北地区一般为1～30 μm，最大半径为49.8 μm。基质孔隙形态一般呈扁平状、不规则状、狭长状，非均质性强，连通性总体较差。

3.3.3 微米级基质孔隙形态及连通特征

利用激光共聚焦扫描技术分析微米级基质孔隙形态及连通特征，结果表明，基质孔隙主要为粒间及粒内溶孔、黏土矿物晶间孔，受强烈压实作用影响，残余孔隙平面连通性差，多呈孤立状或微连通状。

3.3.4 微米级基质孔隙黏土矿物充填特征

利用扫描电镜分析微米级基质孔隙黏土矿物充填特征，发现基质孔隙常常被伊蒙混层、伊利石、蒙皂石等黏土矿物呈衬边型、廊桥型、薄膜型充填。

3.4 纳米级基质孔隙喉道表征

对于致密砂岩天然气储集层，喉道的大小、连通性非常关键[23-24]。对喉道的表征主要通过恒速压汞、场发射扫描电镜、突破压力测定和扩散系数测定等技术方法实现。

3.4.1 高压压汞测定

利用高压压汞实验测定纳米级孔喉半径及其对渗透率贡献量。超深层白垩系巴什基奇克组不同性质储集层（孔隙度0～2%，2%～4%，4%～6%，6%～8%）孔喉结构参数对比图显示：基质孔喉半径主要为10～500 nm，其中有效储集层的孔喉半径为30～200 nm。

3.4.2 恒速压汞测定

恒速压汞测试表明致密砂岩的孔喉半径平均值主要为100～230 nm，与高压压汞分析孔喉半径结果基本一致，相对优质储集层的总孔隙、孔喉体积比一般大于1。

3.4.3 场发射扫描电镜测定

本次分析发现光学显微镜下无法观察到的一种微孔隙，即石英溶孔（见图9），该类型孔隙对天然气储集层有较大贡献。储集层的纳米级孔喉半径平均值主要为100～800 nm，孔喉形态呈圆孔状、不规则长条状等。

3.4.4 扩散系数测定

扩散系数分析表明：致密砂岩气储集层基质孔喉储渗性与CH4气体扩散系数（实验条件27 ℃/0.2 MPa）相关性良好，工业产气层扩散系数一般大于1×10-4cm2/s，孔隙度大于3%，渗透率大于0.01×10-3μm2。

图9 超深层储集层纳米级基质孔喉场发射扫描电镜显微图

综合上述研究结果，结合钻井岩心和测井物性编制了克拉苏构造带巴什基奇克组主要储集层段物性平面展布图（见图10），由图可见储集层物性分布具有分带和分段性，克拉苏断裂带以北水下分流河道砂岩储集层孔隙度为10%～12%，克拉苏断裂与克深断裂带之间水下分流河道砂岩储集层孔隙度为8%～12%，克深断裂和拜城断裂之间的砂岩储集层孔隙度为3%～7%。

图10 克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组二段储集层物性分布预测

4 超深层有效储集层多参数综合评价

根据库车前陆冲断带超深层储集层的储集空间特点和储集层物性控制因素，应用针对裂缝-原生粒间孔及裂缝-溶蚀孔致密砂岩气储集层特征的表征技术方法，综合有利岩相带、裂缝分布带、储集层分布带等参数预测储集层埋深，分析储集层物性平面分布特征。

4.1 超深层有效储集层埋深预测

白垩系巴什基奇克组砂岩埋深与孔隙度变化总体特征如下（见图11）：储集层（残余原生粒间孔型+粒间溶蚀扩大孔型）最大有效埋深受控于石英质刚性颗粒含量、砂岩分选性、粒度及埋藏方式，刚性颗粒含量越高、粒度越粗、分选性越好，有效储集层的埋深越大。白垩系巴什基奇克组属于长期浅埋短期深埋型储集层，深层刚性颗粒含量一般为50%～65%。以相对优质储集层孔隙度下限6%、有效储集层孔隙度下限3.5%来判断，一定的泥质和胶结物含量条件下，埋深、砂岩热演化成熟度（TTI）与孔隙度相关性分析表明，极细—细砂岩和细—中砂岩有效储集层最大埋深可达8 000 m。

4.2 烃源岩演化、油气充注与超深层储集层孔隙保存

目前烃源岩演化、油气充注对超深层储集层孔隙保存的影响备受关注[25-27]。克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组超深层储集空间的形成演化可分为以下几个阶段[28]（见图12）：第1阶段，白垩系埋藏成岩后，经历早期压实减孔，受燕山运动的影响，地层抬升剥蚀，经历早期表生溶蚀，形成了残余粒间孔和溶蚀孔，以残余原生粒间孔为主，保存的孔隙度可达20%～25%。第2阶段，古近纪沉积巨厚的膏盐岩地层，白垩系继续埋藏压实，经历中期压实，成岩环境由碱性转变为酸性，长石岩屑和碳酸盐发生溶蚀形成次生溶蚀孔，保存的孔隙度约10%～20%。第3阶段，新近纪时白垩系快速深埋，所处的成岩环境表现为构造挤压产生的热动力加快减孔，高压封闭系统下沿裂缝形成溶蚀扩大边和石英边缘溶蚀，最终形成裂缝-残余原生粒间孔和裂缝-溶蚀孔两种储集空间，在埋深达到6 000～8 000 m时，还可以保存4%～7%的孔隙度。

图11 库车坳陷白垩系不同类型砂岩储集层实测孔隙度随埋深、TTI变化曲线

图12 库车前陆盆地克深2井深部储集层埋藏演化与成藏关系

4.3 超深层有效储集层评价与预测

超深层储集层总体为低孔—特低孔、低渗—特低渗，主要有构造挤压-成岩压实、构造挤压-次生溶蚀两种成因储集层。储集层性质受控于沉积微相、古构造挤压应力和溶蚀作用。利用砂体、岩相精细描述、裂缝建模、储集层微区研究等一系列研究和测试分析方法，平面上通过多因素（微相-岩相、最大古构造应力、溶蚀作用、实测物性资料）叠加预测，根据物性将储集层分为5类（见图13），Ⅰ类储集层孔隙度大于9%、渗透率大于0.100×10-3μm2；Ⅱ类储集层孔隙度6%～9%、渗透率（0.050～0.100）×10-3μm2；Ⅲ类储集层孔隙度4%～6%、渗透率(0.035～0.050)×10-3μm2；Ⅳ类储集层孔隙度2%～4%、渗透率(0.010～0.035)×10-3μm2；Ⅴ类储集层孔隙度小于2%、渗透率小于0.010×10-3μm2。克拉苏断裂以北以Ⅱ—Ⅲ类储集层为主，克拉苏断裂与克深断裂之间以Ⅰ—Ⅱ类储集层为主，克深断裂与拜城断裂之间以Ⅲ—Ⅳ类储集层为主。

图13 克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组二段储集层评价和预测图

5 结论

针对成岩压实和构造挤压双重作用下裂缝-原生孔隙型和裂缝-溶蚀孔隙型两类超深层储集层建立了宏观微相-岩相预测、厘米—微米级裂缝描述、微米级孔隙刻画、纳米级喉道等多尺度、多参数综合表征和评价技术方法。认为库车前陆盆地克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组平面上发育5个辫状河三角洲朵体，辫状河三角洲水下分流河道中砂岩—细砂岩为最有利岩相；砂体平面上连片分布、纵向复合叠置是库车山前连片含气的重要基础。储集空间以裂缝、残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和微孔隙5种类型为主，有效储集层的储集空间由构造裂缝及微米级孔隙、纳米级孔喉组成，基质孔隙半径主要为2～100 μm，基质喉道半径主要为10～500 nm，裂缝开启度主值区为100～300 μm；储集层发育主要受控于微相-岩相、构造挤压和溶蚀作用。可划分出Ⅰ—Ⅴ类储集层，相对优质储集层发育于弱构造挤压带与水下分流河道叠合区，预测埋深8 000 m还发育有效储集层。

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Characterization and evaluation of ultra-deep fracture-pore tight sandstone reservoirs: A case study of Cretaceous Bashijiqike Formation in Kelasu tectonic zone in Kuqa foreland basin, Tarim, NW China

Zhang Huiliang1,2, Zhang Ronghu1, Yang Haijun3, Shou Jianfeng1,2, Wang Junpeng1, Liu Chun1, Chen Ge1
(1. Hangzhou Institute of Geology, PetroChina, Hangzhou 310023, China; 2. Key Laboratory of Carbonates, CNPC, Hangzhou 310023, China; 3. Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla 841000, China)

Taking the Cretaceous Basijiqike Formation sandstone reservoirs in the Kuqa foreland basin as an example, this paper studies the characterization and evaluation methods of fracture-pore (fracture-primary pore and fracture-dissolution pore) ultra-deep reservoirs under the double effects of diagenetic compaction and tectonic compression. Buried over 6 000 m deep, the sandstone reservoirs of Basijiqike Formation are ultra-deep reservoirs, aimed at which, an ultra-deep fracture tight sandstone reservoir characterization technique is built, which integrates macroscopic microfacies-lithofacies identification, centimeter-micron scale fracture description, micron pore depiction and nano-throat characterization. The research indicates that the effective reservoir space consists of structural fractures, micron pores and nano-pore throats. The main radius of matrix pores is 2-100 μm, that of matrix throats is 10-500 nm and the main area of fracture opening degree is 100-300 μm. Effective reservoirs are mainly controlled by microfacies-lithofacies, tectonic compression and erosion. Relatively high-quality reservoir spaces consist of fractures, residual intergranular pores and dissolution pores, developed in the stacked area of weak compacted structure zone and underwater distributary channel zone. Favourable reservoirs over 7 000 m deep can be in continuous band distribution, there still could be effective reservoirs in formations over 8 000 m deep.

Kuqa foreland basin; Bashijiqike Formation; ultra-deep formation; fracture; dissolution pore; primary pore; reservoir characterization

TE122.1

A

张惠良（1965-），男，江西高安人，博士，中国石油杭州地质研究院教授级高级工程师，主要从事油气沉积储层方面研究。地址：杭州市西溪路920号，中国石油杭州地质研究院海相油气地质研究所，邮政编码：310023。E-mail: zhanghl_hz@petrochina.com.cn

2013-07-11

2014-01-20

（编辑 黄昌武 绘图 刘方方）

1000-0747(2014)02-0158-10

10.11698/PED.2014.02.04

国家重点基础研究发展计划（973）项目（2011CB201106）；中国石油科技重大专项（2010E-2100）