热解参数S1的轻烃与重烃校正及其意义——以渤海湾盆地大民屯凹陷E2s4(2)段为例

李进步，卢双舫，陈国辉，单俊峰，胡英杰，毛俊莉，薛海涛，王　民

[1.中国石油大学(华东) 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580；2.中国石油 辽河油田分公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010]



热解参数S1的轻烃与重烃校正及其意义

——以渤海湾盆地大民屯凹陷E2s4(2)段为例

李进步1，卢双舫1，陈国辉1，单俊峰2，胡英杰2，毛俊莉2，薛海涛1，王民1

[1.中国石油大学(华东) 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580；2.中国石油 辽河油田分公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010]

利用热解参数S1(游离烃含量)对页岩油进行资源评价时存在轻烃和重烃损失的现象，导致计算资源量偏小。针对重烃损失，将相同泥页岩样品经抽提前、后热解实验所得的S2(热解含量)进行对比，二者之差即为S1损失的重烃含量。针对轻烃损失，基于未熟泥页岩样品Rock-Eval和PY-GC实验以及对原油进行的金管实验，根据化学动力学原理求取各动力学参数，结合EasyRo模型计算出不同成熟度时生成的C6-13与C13+的比值，将此值作为烃源岩内残留的C6-13与C13+比值，并在经重烃恢复之后的S1基础上进行轻烃恢复。使用轻烃与重烃恢复前、后的S1作为页岩油资源评价参数，在资源量计算方面差别较大。以渤海湾盆地大民屯凹陷E2s4(2)段为例，其恢复前资源量为2.26×108t，恢复后资源量为6.47×108t，恢复后资源量为恢复前的2.86倍。因此在利用S1对页岩油进行资源评价时，对S1的轻烃和重烃恢复具有重要意义。

热解参数S1；轻烃与重烃校正；页岩油；资源评价；大民屯凹陷；渤海湾盆地

页岩油作为非常规能源的重要组成部分，因其资源潜力巨大而倍受关注[1-3]。作为油气勘探的重要环节，资源量评价是页岩油勘探的关键步骤之一。由于热解实验简单易行，检测结果信息量较大[4-5]，因而在页岩油资源潜力评价的过程中常将热解参数S1作为泥页岩中游离烃含量，用来反映泥页岩的含油率[6]。因此，热解参数S1能否客观表征残留烃量，将直接影响页岩油资源潜力评价结果的可信度。

然而受岩心存放条件、实验测试分析技术及干酪根吸附和溶胀作用等的影响，S1存在轻烃与重烃的损失，导致实测值远低于地下实际值，因此需要对它们进行校正。其中，损失的轻烃组分(C6-13)密度小、粘度低、流动性较强，对其轻烃校正势必影响着页岩油可动资源的评价。相比之下，游离烃S1损失的重质组分密度较大、粘度较高、不易被开采，但随着开采技术的逐渐成熟，这些资源量仍具有开发潜力。因此，对S1进行轻烃与重烃恢复，合理客观地估算页岩油总资源量，对页岩油长远的勘探开发具有重要意义。

国外学者对S1轻烃与重烃恢复的研究主要是分析不同的存放条件下，性质不同的原油色谱实验结果，用以确定轻烃的损失量[7-8]。Cooles认为轻烃大部分损失掉了，其中轻烃占总油量的35%(C14-/C5+)[9]，Hunt认为原油中约有30%的轻烃[10]。对于泥页岩中干酪根吸附烃量的研究，Jarvie认为干酪根吸附烃量可达实测热解烃S1量的2～3倍[11]。在国内，一些学者也对S1的损失进行了不同程度的研究。胜利油田张林晔[12]等对比直接热解和放置不同时间后热解的结果，认为放置时间越长轻烃损失越多，放置30天以上时平均损失量为50%，以此作为轻烃校正系数。李玉恒[13]对含中质油岩样在室温条件下不同放置时间的热解结果进行分析，认为轻烃损失量随存放条件的变化而变化，放置时间越长其损失量越大，该方法耗时较长，可操作性较差，且无法恢复泥页岩样品从井底上升至地表过程中损失的轻烃。也有一些学者对比密闭取心和井壁取心的热解参数关系，对井壁取心热解参数进行校正[14-15]，该方法准确度高，但价格高昂，难以广泛应用。此外，国内还有一些学者在油气资源评价及含油性判别方面对热解参数S1损失的进行了研究，但都没有建立一套完整的轻重烃恢复的技术[16-19]。

针对价格昂贵难以推广或者恢复不彻底等问题，本文提出了一套对热解参数S1进行轻烃与重烃的恢复的方案。对渤海湾盆地大民屯凹陷E2s4(2)段的泥页岩进行热解参数S1轻烃与重烃恢复研究，并利用热解S1法对该段的页岩油总资源量进行了评估，旨在为页岩油资源潜力评价提供客观参数。此外本文提出的轻烃与重烃恢复方案对于常规烃源岩评价也有重要帮助。

1　轻烃与重烃恢复的必要性

S1定义为岩石中的游离烃/残留烃含量，为已经生成尚残留在岩石中的烃类含量。目前S1由岩石热解仪(Rock-Eval)分析得到，为岩样加热到不超过300℃时挥发出的烃，基本上是C7-33的烃。然而进行热解分析所用的岩石样品往往是在岩心库中静置了很长时间，其中的轻烃(C6-13)已基本损失殆尽。

同时，岩石通过热解分析也可得到S2，称为裂解烃，是加热到300℃以上有机质裂解出来的烃类产物。王安乔[20]等人通过将生油岩样品直接进行热解实验和生油岩样品经过氯仿抽提后再进行热解实验对比，发现经氯仿抽提后的S2值比未抽提的S2小。表明S2中存在着一些液态烃类，因有机质的吸附和溶胀作用，加之部分液态烃类沸点过高(n-C18沸点为302 ℃)，在Rock-Eval实验中300 ℃以下无法蒸发出来[11]。传统的资源评价过程中，通常用热解S1参数来代表残留烃，显然会忽略在温度高于300 ℃之后才蒸发出来的的烃类(包括高碳数烷、芳烃)和在样品放置以及样品制备过程中挥发出的轻烃，因此，以热解参数S1代表残留烃将严重低估真实地层残留烃含量，无论对常规烃源岩进行地化分析还是对页岩油进行资源评价，均会造成较大误差，因此需对热解参数S1进行轻烃与重烃恢复。

通过以上分析，我们可以认为，地下源岩的S1应该包括3部分：①实测S1；②热解实验前已经损失的小分子烃类；③进入S2中的部分液态烃(高碳数烷、芳烃)(图1)。所以，正确的资源评价要求我们必须对S1进行轻烃补偿和重烃校正。

2　轻烃与重烃恢复的方案及应用

2.1S1的重烃恢复

众所周知，通过对岩样进行Rock-Eval实验可测得游离烃含量S1，而通过对岩样进行氯仿抽提实验可测得残留油(包括游离烃类和300 ℃以上热解出的高碳数烷烃和芳烃组分)的含量，并且氯仿抽提过程会去除岩石样品中的残留油。因此将热解实验和抽提实验有机结合，从两个实验所测参数的实际意义出发，对比抽提前后热解参数的差异，就可以对S1重烃损失进行校正。

图1　页岩油烃类组成示意图Fig.1　Shale oil hydrocarbon component diagram

(1)

S1重烃恢复公式为：

(2)

式中：K重烃为S1的重烃恢复系数；S1(重烃恢复量)为S2经重烃恢复转化为S1的量，mg/g。

本文根据渤海湾盆地大民屯凹陷E2s4(2)段和四川盆地的泥页岩样品经氯仿抽提前后的热解数据，经分析发现ΔS2/S1与Tmax(热解峰温)具有负相关关系(图3)。表明在成熟度较低时干酪根所生成的烃类较重，因此在检测时重烃损失量较大，ΔS2/S1较大。当成熟度逐渐升高时，干酪根所生成的烃较轻，在检测过程中重烃损失量较少，ΔS2/S1较低。结合大民屯凹陷E2s4(2)段实测Tmax的分布范围(435～450 ℃)，可以看出E2s4(2)段的重烃恢复系数为0.8～5.2。根据图3中ΔS2/S1与Tmax关系，再结合研究区的Tmax与深度关系(图4)，不难得出研究区内不同深度段的ΔS2/S1的值，即不同深度段的泥页岩的重烃恢复系数，这样就可对不同深度泥页岩损失的重烃进行补偿校正。

图2　S1重烃恢复实验方案Fig.2　Experiment scheme for correction of heavy hydrocarbon loss in S1

2.2S1的轻烃恢复

目前由Rock-Eval热解分析得到S1是样品经历了长时间的放置和粉碎处理过程损失了大部分的轻烃(C6-13)后仅存的C13+部分，这势必影响着页岩油资源潜力的评价及其可动资源量的评价。大民屯凹陷E2s4(2)段泥页岩样品自井下取出已放置4-5年，本次研究认为其轻烃组分(C6-13)已全部损失。对于C6-13组分的计算，利用生烃组分动力学的方法，对泥页岩生-残烃中各部分比例(C13+，C6-13和C1-5)进行定量刻画，进而在S1重烃恢复的基础上(相当于已知C13+含量)进行轻烃恢复。

图3　ΔS2/S1-Tmax关系Fig.3　Diagram showing ΔS2/S1-Tmax relations

图4　大民屯凹陷Tmax与深度关系Fig.4　Tmax vs. depth of Damintun Sag

如图5所示，在泥页岩初次裂解过程中，干酪根直接裂解成C13+，C6-13和C1-5。如果在密闭体系中，干酪根裂解生成的烃会继续发生二次裂解，C13+裂解成C6-13和C1-5，初次裂解和二次裂解生成的C6-13继续裂解成C1-5。在干酪根裂解过程中，各个产物的产率随着成熟度增加而变化。

设干酪根(KEO)成油过程由一系列(NO个)平行一级反应组成，每个反应对应的活化能为EOi，指前因子AOi，并设对应每一个反应的干酪根的原始潜量为XOi0，i=1，2，…，NO，即：

至时间t(min)时，第i个反应的生油量为XOi，则有：

(3)

(4)

式中:KOi为第i个干酪根成油反应的反应速率常数,无量纲；R为气体常数(8.314 47 kJ·mol-1·K-1)；T为绝对温度，K。

当实验采用恒速升温(升温速率D，℃/min)时：

(5)

由式(3)—(5)可得：

图5　泥页岩有机质裂解生烃方案Fig.5　Pyrolysis experiment scheme of organic matterin shale

(6)

将上式从T0→T积分，并注意到XOi(T0)=0，XOi(T)=XOi得：

NO个平行反应的总生油量为：

(8)

同理，若设干酪根直接成气的反应由NG个平行反应组成，每个平行反应的活化能为EGi，初始潜量为XGi0，可得随温度变化的直接生气量的计算公式为：

(9)

与式(8)相比，式(9)仅仅是有关变量的副标不同而已。O表示油，G表示气，同理可得油成气模型[21-26]。

假设泥页岩中所残留的各组分烃类比例与生成时各组分比例相同(即等比例排烃)，即可以得到不同成熟度下残留的各组分烃类(C13+，C6-13和C1-5)的比值，此时不难得出残留烃中C6-13/C13+与镜质体反射率EasyRo(%)的关系图版。

为了获取标定有机质成油、成气的化学动力学模型所必需的温度-产油率(产气率)关系曲线，本次研究选取了大民屯凹陷A17井的泥页岩样品(有机质丰度高、成熟度低)进行实验。实验用Rock-Eval-II型热解仪，在10℃/min和20℃/min不同升温速率条件下将样品从200 ℃加热升温至600 ℃。实时记录产物量与加热时间的关系，即可得产烃率—温度关系。为了分别标定有机质成油、成气的动力学参数，在相同的加热温度范围和升温速率条件下，以30℃的温度间隔收集热解产物并进行气相色谱分析(即PY-GC分析)，从气相色谱图上定出各个温度段气体(C1-5)和液体(C6+)组分的相对含量，结合产烃率与温度关系，即可得出不同升温速率条件下各温度点的生油量和生气量。进而将产烃(油+气)率-温度关系转化为产油率-温度和产气率-温度的关系，供标定成烃、成油和成气的动力学参数之用。

为了获取标定原油裂解成气的化学动力学模型所必需的温度-产气率关系曲线，本次研究选用大庆原油进行金管实验，并用HP6890气相色谱仪进行气相色谱分析。由气的体积和样品量可得各实验点单位重量样品的产气量。在最高实验温度点600 ℃时，油裂解成气能力已接近枯竭，由此可以计算出油样全部裂解成气时最大(极限)产气率。各实验点产气率与极限产气率的比值即为各点的成气转化率，由此可得成气转化率-受热温度关系曲线，供标定油成气的化学动力学模型之用。

建立在客观实验数据分析与有机质生烃动力学科学理论基础上，本次研究优化了有机质生成轻烃(C6-13)和重烃(C13+)的动力学参数及油裂解成气的相关动力学参数，拟合实验和计算转化率曲线。不同升温速率与不同温度条件下有机质生成的轻烃(C6-13)和重烃(C13+)、油裂解成气的实验转化率和计算的相应条件下的理论转化率的拟合结果吻合较好，表明计算结果可信，其不同反应过程的活化能分布直方图如图6所示。同时，根据工区的热史及埋藏史情况，对所优化的动力学参数进行地质应用，即可计算出不同成熟度下的产烃指数(图7)及C6-13与C13+的比值(图8)。

根据图6所示，有机质成油(干酪根成C13+和干酪根成C6-13)反应的加权平均活化能低于其成气(干酪根成C1-5)反应，表明成油过程总体上比成气过程较为容易，即干酪根的成油门限低于其成气门限。另外，有机质生成重质油(C13+)反应的平均活化能低于其成轻质油(C6-13)，即作为大分子的干酪根直接裂解成为较长链分子(重质油)的反应较为容易些，这与客观事实是相符的。把油成气(C13+成C1-5和C6-13成C1-5)反应的活化能与有机质成油、气的活化能分布相比，油成气反应的平均活化能较高，表明油裂解成气过程的进行将更为困难，需要在更高的温度条件下才能进行。

图6　干酪根裂解成油、气及油成气 过程活化能分布直方图Fig.6　Histogram showing distribution of activation energy during processes of kerogen generating oil and gas and oil cracking into gas

图7　不同成熟度下有机质生烃模式Fig.7　Hydrocarbon generation model of organic matter under different maturity

图8　不同演化阶段的C6-13/C13+图版Fig.8　Charts of C6-13/C13+ in different evolutionary stages

从图7上我们可以看到，在成熟度Ro达到0.38%以后有机质开始缓慢裂解生烃。初始阶段，其成油速率较大，成气速率较为缓慢。在生成油过程中，开始以生成重质油(C13+)为主，而生成轻质油组分(C6-13)较少。所以开始阶段随着成熟度的缓慢增加，C6-13/C13+的值逐渐减小。当成熟度增加到1.20%左右时，有机质生油量(C13+)达到高峰，C6-13/C13+的值达到最低值。伴随着成熟度继续增加，温度升高，大量生成的重质油(C13+)发生裂解，生成轻质油(C6-13)和气(C1-5)，这样使得裂解成气的轻质油(C6-13)的量得到了补充。因此，重质油(C13+)的降低速率远大于轻质油(C6-13)降低的速率，导致C6-13/C13+的值逐渐增大，其变化趋势如图8所示。

结合大民屯凹陷E2s4(2)段的成熟度分布范围(EasyRo分布在0.6%～1.2%)，可以得到轻烃恢复系数为0.5～1.0。张林晔所测渤南洼陷E2s3(下)亚段泥页岩放置30天以上时S1轻烃平均损失量为50%，以此作为轻烃校正系数。与之相比，本次研究所求得的恢复系数偏高，其主要原因有：第一，大民屯凹陷E2s4(2)段泥页岩样品放置时间较长，本次认为其轻烃全部损失，而实际上岩样中的轻烃不一定全部损失；第二，本次假设生烃和残留烃中轻烃所占比例相同，但受到排烃条件影响，残留烃中轻烃所占的比例要小于生烃时轻烃所占的比例，因此恢复结果比实际情况略大；第三，前人对泥页岩进行轻烃恢复的研究过程中，认为钻井取心后立即用液氮冷冻的岩心没有轻烃损失，而实际上岩心在从井底到地面的过程中，轻烃已有部分损失，因此前人所做的恢复结果比实际情况略小。

对于S1来说，由于岩样久置和粉碎过程导致轻烃损失，其重质组分因吸附和溶胀作用沸点高于300℃被误认为S2部分导致重烃损失。对于页岩油资源评价而言，S1的轻烃恢复主要针对C6-13，经过重烃恢复的S1(S1实测+S1重烃恢复量)相当于C13+部分，根据计算出不同演化阶段的C6-13与C13+的比值，即可得到不同成熟度时残留的C6-13值，即轻烃恢复量，其恢复公式如下：

(10)

S1(轻烃恢复量)=K轻烃(S1(实测值)+S1(重烃恢复量))

(11)

式中:K轻烃为S1的轻烃恢复系数,无量纲；S1(轻烃恢复量)为S1通过轻烃恢复新增的量，mg/g。

则原始S1为：

S1原始=S1(实测值)+S1(重烃恢复量)+S1(轻烃恢复量)

=S1(实测值)+K重烃S1(实测值)+

K轻烃(S1(实测值)+K重烃S1(实测值))

=KS1S1(实测值)

(12)

所以，S1的恢复系数计算公式为：

KS1=1+K重烃+K轻烃+K重烃K轻烃

(13)

式中：KS1为S1的恢复系数，包括对轻烃和重烃两部分的恢复。

K轻烃(C6-13/C13+)与成熟度Ro有相关性，二者关系如图8所示。一般情况下，油田上会有较多的成熟度(Ro)实测数据，同时我们测试了样品的成熟度(Ro)，建立了Ro和深度的关系(图9)，继而可以建立K轻烃与埋深的关系，即可对不同深度段泥页岩损失的轻烃进行补偿校正。

综上所述，我们已对不同深度段(成熟度)的泥页岩热解参数S1进行轻烃和重烃校正，K重烃与K轻烃均与成熟度Ro有关系。结合公式(13)，可知KS1也和成熟度Ro有相关关系。所以，根据研究区埋深，即可以得到S1恢复系数等值图版(图10)。

3　应用实例

3.1页岩油地质条件

大民屯凹陷位于辽河断陷盆地的东北部，分布面积约为 800 km2，包括沙河街组四段(E2s4)、沙河街组三段(E2s3)、沙河街组一段(E3s1)和东营组(E3d)。目前已在凹陷内发现五套含油气储集层，凹陷含油气丰度较高，是我国东部著名的“小而肥”含油凹陷。E2s4(2)段是大民屯凹陷最主要的页岩层。

E2s4段页岩主要以湖泊相沉积环境为主，上部为深灰色泥岩夹薄层砂岩和褐灰色泥岩，下部为杂色砂砾岩、砂岩、泥岩互层。E2s4(2)段泥页岩分布面积广，凹陷内部砂岩占地层总厚度百分比较低，大部分地区砂岩占地层总厚度的百分比都在10%以内。其暗色泥岩厚度大约为100～300 m，富含有机质的泥页岩埋深在1 500～3 000 m，构成大民屯凹陷的主力烃源岩层系，也是页岩油气最为发育的层系。

图9　大民屯凹陷Ro与深度关系Fig.9　Ro vs. depth of Damintun Sag

图10　大民屯凹陷E2s4(2)段S1恢复系数Fig.10　Correction factor of S1 in the E2s4(2) member of Damintun Sag

大量地球化学分析测试结果表明，大民屯凹陷E2s4(2)段页岩是大民屯凹陷最重要的一套烃源岩。其有机质丰度高，有机碳含量大于1%的部分占94.05%，大于2%的部分占63.10%。有机质类型以Ⅰ型干酪根所占含量相对较多，Ⅱ型干酪根中以Ⅱ2型占较大比例。大民屯凹陷烃源岩热解峰温Tmax约在2 400 m达到435 ℃，该深度以下Tmax逐渐增加，反映有机质成熟度随深度不断增大。至3 300 m时，Tmax值高达450 ℃，达到生油高峰。烃源岩的热解峰温和深度的关系没有出现Ro异常低值的现象，表现为正常的演化轨迹。

3.2资源量评估

热解S1法是应用热解S1参数作为页岩油含量的衡量指标，利用它进行页岩油资源量计算公式为：

(14)

式中:Q为页岩油量，104t/km2；Si为泥页岩面积，1 km2；Hi为测井分辨率的厚度，一般为0.125m；ρi为泥页岩密度，g/cm3，依据实测数据本次取烃源岩密度为2.65g/cm3；S1i为有机测井响应模型计算S1(原始数据)与经轻、重烃恢复后所得S1数据，它代表了测井分辨率厚度(0.125m)的烃源岩的平均S1的值；n为有机测井响应模型计算的单井的S1的个数。

其中，有机测井响应模型计算纵向连续分布S1是采用改进的ΔlgR方法[28-29]，在此不做赘述。

S1作为反应泥页岩含油性的参数，直接参与计算页岩油资源量，因此其大小对页岩油资源评价有直接影响。根据体积法分别用恢复前后的S1对大民屯凹陷E2s4(2)段进行资源评价，恢复前的资源量为2.26×108t，而恢复后的资源量为6.47×108t，是恢复前资源量的2.86倍。

S1的轻烃与重烃恢复对页岩油资源评价影响较大。能否客观地对页岩油资源量进行评价关系到页岩油勘探开发的相关决策，因此在预测资源量时，及时准确的对S1进行轻烃与重烃恢复，对页岩油勘探开发具有重要意义。

4　结论

1) 针对重烃损失，采用抽提-热解实验有机结合，建立重烃校正系数图版，发现重烃校正系数随成熟度的增加而降低。结合大民屯凹陷Tmax的分布，得大民屯凹陷E2s4(2)段重烃校正系数为0.8～5.2。

2) 对于轻烃损失，基于未熟泥页岩样品Rock- Eval和PY-GC实验以及原油的金管实验，根据化学动力学原理计算出不同成熟度时各组分烃类生成比例，将此比例作为烃源岩内残烃比例，结合重烃恢复之后的S1含量进行轻烃恢复，建立轻烃恢复系数图版，轻烃恢复系数随成熟度增加呈现先降低后增加的趋势，其最低值时反映了有机质生油量达到峰值，并开始向产气转变。根据大民屯凹陷E2s4(2)段的成熟度，得该层段的轻烃恢复系数在0.5～1.0。

3) 以大民屯凹陷E2s4(2)段为例，利用S1法对其进行资源评价，恢复前的资源量为2.26×108t，而恢复后的资源量为6.47×108t，是恢复前资源量的2.86倍。因此，可以看出，在页岩油资源评价的过程中，对S1的轻烃与重烃恢复是十分必要的。

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(编辑董立)

Correction of light and heavy hydrocarbon loss for residual hydrocarbonS1and its significance to assessing resource potential of E2s4(2)member in Damintun Sag，Bohai Bay Basin

Li Jinbu1，Lu Shuangfang1，Chen Guohui1，Shan Junfeng2，Hu Yingjie2，Mao Junli2，Xue Haitao1，Wang Min1

[1.ResearchInstituteofUnconventionalPetroleumandRenewableEnergy(RIUP&RE),ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao,Shandong266580,China；2.PetroChinaExplorationandDevelopmentInstituteofLiaoheOilfield,Panjin,Liaoning124010,China]

Free hydrocarbon content(S1)is a frequently-used pyrolytic parameter in assessment of shale oil resource.However,light and heavy hydrocarbon losing during the process often yields result on the low side.For heavy hydrocarbon loss,we compared pyrolysed hydrocarbon content(S2)obtained through pyrolytic experiment before and after extraction of samples to estimate the lost heavy hydrocarbon ofS1.For light hydrocarbon loss,we carried out Rock-Eval and PY-GC experiments on immature shale samples and gold tube experiment on crude samples to calculate the ratio of C6-13/ C13+in different stages of maturity according to chemical dynamic theory and EasyRomodel,then took this ratio as the ratio of residual C6-13/C13+in shale,and finally performed correction of light hydrocarbon lose based on S1 obtained after heavy hydrocarbon correction.Using the corrected parameter in assessment of shale oil resource made a great difference.Taking the E2s4(2)member in Damintun Sag,Bohai Bay Basin as an example,the result is only 22.6 billion tons without correction but 2.86 times higher (64.7 billion tons) after the corrected parameter was used.It is therefore suggested that correction of light and heavy hydrocarbon loss for residual hydrocarbonS1during assessment of shale oil resources is necessary.

free hydrocarbon content(S1),light and heavy hydrocarbon correction,shale oil,resource assessment,Damintun Sag,Bohai Bay Basin

2014-09-01;

2016-07-26。

李进步(1989—)，男，博士研究生，页岩油气与油气地球化学。E-mail:498891492@qq.com。

国家自然科学基金重点项目(41330313)；国家科技重大专项(2011ZX05004-001)。

0253-9985(2016)04-0538-08

10.11743/ogg20160410

TE122.1

A