泥岩压实研究中有机质导致声波时差异常的定量校正方法

2016-10-28张立宽罗晓容张立强胡才志邱桂强马立元雷裕红

中国石油大学学报（自然科学版） 2016年3期

李　超, 张立宽, 罗晓容, 张立强, 胡才志, 杨　鹏,邱桂强, 马立元, 雷裕红, 程　明

(1.中国科学院地质与地球物理研究所油气资源研究重点实验室,北京 100029; 2.中国科学院大学,北京 100049;3.中国石油大学地球科学与技术学院,山东青岛 266580; 4.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083)

李超1,2, 张立宽1, 罗晓容1, 张立强3, 胡才志4, 杨鹏1,2,邱桂强4, 马立元4, 雷裕红1, 程明1,2

高丰度有机质导致的声波时差异常高值不能客观反映地层孔隙度的变化,定量研究有机质对压实曲线的影响才能减小压实研究结果的不确定性。从泥岩压实研究的原理出发,构建考虑干酪根的岩石等效体积模型,提出有机质引起声波时差增量的校正公式;以鄂尔多斯盆地南部镇泾地区为例,讨论压实曲线有机质校正方法的实用性及可靠性。结果表明:烃源岩层段高丰度有机质往往造成压实规律的较大误差,压实研究中应当消除有机质对声波时差的影响;镇泾地区泥岩压实曲线经过校正后,正常压实趋势线斜率减小约30%～55%;长7段底部页岩欠压实幅度显著降低,最大埋深时期的剩余压力约为3～5 MPa,相比于校正前降低5～8 MPa,反映出以往研究可能过高地估计了长7段古超压的幅度;利用校正后声波时差计算的泥岩孔隙度与实测孔隙度吻合性较好,且计算的流体压力与数值模拟结果一致,证实提出的定量校正方法能够有效地消除研究区有机质造成的声波时差异常,可作为鄂尔多斯盆地及其他地区压实研究的借鉴。

声波时差; 压实曲线; 有机质含量; 页岩; 镇泾地区

引用格式:李超,张立宽,罗晓容,等.泥岩压实研究中有机质导致声波时差异常的定量校正方法[J].中国石油大学学报(自然科学版),2016,40(3):77-87.LI Chao, ZHANG Likuan, LUO Xiaorong, et al. A quantitative method for revising abnormally high sonic data in rich-organic rock during compaction study[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(3):77-87.

利用声波时差测井资料进行压实研究是盆地埋藏史分析和油气初次运移研究的重要手段[1-9]。能否客观、准确地制作泥岩压实曲线决定了压实研究成果的可靠性,泥岩声波时差测井受到泥岩成分、地层流体性质、井壁扩径等多种因素的影响,使得声波时差难以真实反映沉积物的压实状态,前人提出不同方法避免或减少这些复杂因素的影响[10-11]。由于干酪根具有高声波时差的物理特性[12],造成富含有机质的层段声波时差异常高值往往不完全反映地层孔隙度的变化。然而,前人的定性校正方法无法确定烃源岩中有机质对声波时差测井数据的影响是否足以导致压实规律产生较大误差等问题。前人在压实研究中普遍未考虑有机质的影响,而将这种高声波时差异常全部归结为欠压实成因,使得压实研究的相关研究成果存在较大的不确定性。因此,有必要深入研究有机质导致声波时差异常的定量分析方法。笔者从泥岩压实的原理出发,通过构建考虑烃源岩有机质的等效岩石体积模型,推导有机质引起声波时差增量的校正公式,并以镇泾地区为例,定量分析有机质校正前、后压实系数与欠压实的幅度变化。

1　泥岩压实研究的基础

泥岩成岩过程主要受机械压实作用控制,一般随着上覆载荷的增加孔隙度逐渐减小,孔隙度与埋深之间往往呈指数递减关系,这种规律可以用Athy公式[13]表示:

φ=φ0exp(-CZ).

(1)

式中,Z为埋深,m;φ为泥岩埋深Z处孔隙度;φ0为泥质沉积物地表孔隙度;C为常数。泥岩孔隙度自然对数与深度的关系曲线通常表现为具有一定斜率(C)的直线。

由于泥岩压实作用具有不可逆性,假定现今泥岩孔隙度-深度关系反映了地层处于最大埋深时期的压实状态,在沉积条件相近的情况下,孔隙度-深度的统计关系曲线可以近似代表该地区泥岩的压实历史[3]。但是,在实际地质工作中受泥岩取心数量的限制,通常不具备系统的泥岩孔隙度测试数据,因此压实研究必须借助能够反映泥岩孔隙度的地球物理资料间接实现。

大量研究证实,声波时差能够更加有效地反映地层孔隙度信息,碎屑岩固结地层的孔隙度与声波时差存在良好的线性关系[14]。在水饱和、连续沉积的砂泥岩地层中,通常一定深度范围内表现为正常压实状态,声波时差值与深度的关系也可以表示为类似于式(1)的形式:

Δt=Δt0exp(-CZ).

(2)

式中,Δt为深度为Z处声波时差,μs/m;Δt0为地表声波时差,μs/m。

同时,由于声波时差是油气勘探中易于获取的地球物理资料,影响因素相对较少。利用声波时差测井数据制作声波时差与深度关系曲线-泥岩压实曲线成为目前泥岩压实研究最常用的手段[1]。

2　烃源岩有机质对声波时差的影响

烃源岩中的干酪根具有特殊的岩石物理性质,一般固相有机质的理论声波时差值(550 μs/m)较岩石骨架时差(182 μs/m)大得多[15],因而当泥岩内含有机质时,将对泥岩声波时差值产生不同程度的影响。鄂尔多斯盆地南部镇泾地区延长组长7段相近深度泥页岩实测有机碳含量和声波时差的统计结果关系(表1、图1)表明,在具有相近压实程度和类似矿物成分的岩石中,随着有机质含量增大,对应的声波时差值也增加。当烃源岩中的有机碳含量超过30%～35%时,岩石声波时差即表现为有机岩类的特征[15]。

表1　鄂尔多斯盆地南部镇泾地区长7段泥页岩有机碳含量与声波时差统计

图1　鄂尔多斯盆地南部镇泾地区泥页岩声波时差与有机碳含量关系Fig.1　TOC and sonic data of source rock of Zhenjing area

然而,泥岩声波时差与有机碳含量之间的关系非常复杂,可能并不是简单的线性关系。原因在于:①有机质(干酪根)在烃源岩内的赋存形态特殊,在以层状黏土矿物为主的泥页岩内,有机质与黏土矿物紧密共生,是一个有机整体(黏土矿物-有机质复合体),并不是充填于黏土矿物之间的孔隙中[16],因而有机质对泥页岩声波时差的影响,可能还取决于其分布形态。②绝大多数盆地的烃源岩层段厚度大,沉积速率快,存在排水不平衡导致的欠压实作用[17],泥岩欠压实导致的声波时差异常往往与有机质引起的高声波时差值共存。

在利用声波时差数据进行泥岩压实研究过程中,当富含有机质的烃源岩段在压实曲线上表现为高声波时差异常时,定性的分析无法判断多少增量是烃源岩有机质的贡献。前人研究一般不考虑有机质的影响,全部归结为泥岩欠压实作用[18]。实际上,相当多的声波时差异常可能是有机质引起的欠压实异常假象,或有机质导致的欠压实幅度增大。

3　有机质对声波时差影响的校正方法

通过修正Wyllie方程的岩石体积模型,将有机质引入烃源岩体积模型。依据Wyllie公式,在对烃源岩声波时差进行理论推导的基础上提出有机质引起的声波时差增量的校正公式。

3.1考虑有机质的等效岩石体积模型

图2　岩石等效体积模型Fig.2　Equivalent volume model of rock

不同岩石的物质组成、孔隙度大小和流体成分是造成测井响应差异的根本原因[19],因而经典Wyllie方程提出的假定条件是,将岩石体积模型简化为岩石骨架、孔隙及孔隙流体3部分。为了考虑烃源岩有机质对声波时差的影响,将泥岩分为非烃源岩与烃源岩,将固体有机质引入烃源岩体积模型,对Wyllie方程的岩石体积模型进行了修正(图2)。非烃源岩的岩石体积模型主要由岩石骨架、孔隙和孔隙流体3部分组成。富含有机质的烃源岩由岩石骨架、固体有机质、孔隙和孔隙流体4部分组成。根据烃源岩是否进入了生烃门限,孔隙中的流体成分有所区别:未成熟烃源岩孔隙空间中充填地层水;而成熟的烃源岩中,由于部分有机质转化为烃类,孔隙空间中的流体由烃类和地层水共同构成,即富烃流体。与常用的岩石体积模型相比,修改后的烃源岩体积模型的骨架增加了固体有机质(干酪根)组分。

3.2有机质导致声波时差增量公式的推导

根据Wyllie公式,孔隙度为φ的岩石声波时差[14]可以表示为

Δt=(1-φ)Δtfm+φΔtf.

(3)

式中,Δtfm为骨架声波时差,μs/m;Δtf为孔隙流体声波时差,μs/m。

基于前述构建的烃源岩等效体积模型,烃源岩骨架包含岩石骨架和固体有机质两部分,假定有机质含量(体积分数)为φT,则烃源岩骨架声波时差Δtfm可以修改为

Δtfm=(1-φT)Δtma+φTΔtom.

(4)

式中,φT为有机质含量;Δtma为岩石骨架声波时差,μs/m;Δtom为有机质声波时差,μs/m。其中,有机质含量φT和实验室实测有机碳含量ωTOC之间关系由下式计算:

(5)

式中,ρrock为泥页岩骨架密度,g/cm3;ρom为有机质密度,g/cm3;k为有机质转换系数,一般取值为1.25[20]。

由式(3)和(4),可以得到富含有机质的烃源岩声波时差计算公式:

Δt=(1-φ)[(1-φT)Δtma+φTΔtom]+φΔtf.

(6)

由此,烃源岩声波时差为Δt时地层孔隙度φ为

(7)

假定式(6)中有机质含量等于0,即在声波时差值完全不受有机质影响的情况下,与烃源岩具有相同孔隙度和相似孔隙流体的等当泥岩的声波时差Δt′应为

Δt′=(1-φ)Δtma+φΔtf.

(8)

对于有机质含量φT的烃源岩,有机质造成的声波时差增加量ΔtTOC为

ΔtTOC=Δt-Δt′.

(9)

将式(7)代入式(8),消掉孔隙度项后,再代入式(9),最后经过整理得到ΔtTOC的计算公式为

ΔtTOC=Δt-Δtma+

(10)

将式(5)代入式(10),整理可得ΔtTOC与实测有机碳含量ωTOC之间关系:

ΔtTOC=Δt+

(11)

4　应用实例

为检验有机质定量校正方法的实用性及可靠性,以鄂尔多斯盆地南部镇泾地区的压实研究为实例,应用本文中提出的校正公式,对烃源岩层段有机质引起的声波时差异常进行校正。分析压实曲线校正后正常压实段斜率、欠压实幅度的变化,通过对比校正前、后泥岩剩余压力与数值模拟结果,以及计算孔隙度与实测孔隙度之间的吻合性,对该方法进行有效验证。

4.1地质概况

镇泾地区位于鄂尔多斯盆地天环坳陷西南缘,隶属于中石化华北分公司探区,区内构造平缓,总体表现为近西倾的单斜。中生界三叠系延长组是该区主要勘探目的层系,油藏类型以岩性油藏为主。根据岩性组合特征,延长组自下而上可划分为长10段～长1段共10 个油层组。由于印支晚期区域性的构造抬升和剥蚀,研究区延长组普遍缺失长5段～长1段,局部地区缺失长6段。

图3　镇泾地区长7底部张家滩页岩厚度等值线Fig.3　Thickness isopach map of Zhangjiatan oil shale

镇泾地区烃源岩主要为延长组暗色泥岩和页岩,其中长7段烃源岩属于优质烃源岩[21],长7段底部发育稳定分布的页岩(图3、4),平均厚度约10m,平均有机碳含量约为10%,被认为是研究区主要的油源[22]。长8段及长6段为主要产油层,砂岩储层物性差,属于超低渗致密储层。前人研究认为,长7段烃源岩的异常高压是油气从烃源岩进入致密储层运移的主要动力[23-24],因而泥岩压实研究及剩余流体压力的准确估算尤为重要。

图4　镇泾地区长7底部张家滩页岩电性特征Fig.4　Response of logging of Zhangjiatan oil shale

4.2泥岩压实曲线初步分析

选取镇泾地区测井、录井、分层及分析测试等资料较为完整的67口钻井,首先直接利用声波时差测井数据编制了泥岩压实曲线。为了尽可能地避免多种地质因素对压实曲线的影响,读取声波时差时采取的原则为:考虑到薄层泥岩时差值受围岩影响较大,选择单层厚度大于2 m的纯泥页岩读值;粉砂质泥岩和含钙质、碳质泥岩段不读值;避免扩径对声波时差的影响,泥岩段井径读值要求相对稳定;读值点选取曲线平稳段,对于波动幅度较大曲线段,读取时差的半幅点处。

通过对编制单井泥岩压实曲线的初步分析(图5),研究区压实曲线在长6段及以上地层声波时差随深度线性降低,反映泥岩处于正常压实状态,不发育欠压实作用。前人提出直罗组和延安组存在的欠压实段[25-26]实际上是受到泥岩扩径及煤层的影响而产生的高声波时差异常。欠压实段主要发育在长7段中下部,长7段底部欠压实达到最大幅度,至长8段幅度减小逐渐消失,压实曲线趋向于正常压实趋势线。

图5　镇泾地区中生界泥岩压实曲线对比剖面Fig.5　Well section of compaction curve of Zhenjing area

烃源岩地化测试结果(表1)显示,长7段烃源岩,尤其是底部页岩段有机质丰度高,声波时差曲线高值不完全反映地层孔隙度信息,可能导致压实研究认识的不准确,需对有机质引起的声波时差进行定量校正,才能获得客观反映地质实际的压实曲线。

4.3泥岩压实曲线的有机质校正

利用本文中提出的有机质导致声波时差增量校正公式,根据实际钻井、烃源岩地化和物性实测资料,获取了计算中涉及的各种关键参数,对烃源岩段的声波时差数据及压实曲线进行了校正。

计算过程中具体的参数获取方法如下:

(1)通过系统采集延安组及延长组泥岩、炭质泥岩和页岩岩石样品,利用岩石热解法测定有机碳含量,获得烃源岩有机碳含量(ωTOC)数据。

(2)有机质密度(ρom)取理论值,为1.1 g/cm3[15];泥页岩密度(ρrock)取鄂尔多斯盆地延长组泥页岩骨架密度经验值,约2.6 g/cm3[27]。

(3)有机质声波时差(Δtom)、地层水声波时差(Δtw)、石油声波时差(Δtoil)均取其理论值,分别约为550、620、980 μs/m[28]。

(4)泥页岩孔隙内包含油、水两相流体,已知含油饱和度(So)条件下,孔隙流体声波时差可据下式计算:

Δtf=ΔtoilSo+Δtw(1-So).

(12)

但若要大量地准确获得泥页岩含油饱和度数据是非常困难的,一方面原因在于油田往往缺少密闭取心的泥页岩岩心,同时泥页岩含油饱和度测定的成本较高[29],本文中利用了Noble[30]提出的根据岩石可抽提有机质(EOM)计算页岩含油饱和度So的方法:

(13)

式中,EOM校正为经过轻烃损失校正的可抽提有机质,mg/g;ρoil为原油密度,取镇泾地区延长组原油密度平均值为0.86 g/cm3;ρrock为泥页岩密度,g/cm3;KSC为干酪根吸油能力,mg/g,一般生油窗内Ⅰ型、Ⅱ型干酪根吸油能力约40～80 mg/g,Ⅲ型干酪根吸油能力为60～130 mg/g[30];φ为泥页岩孔隙度,%。

考虑到该方法中可抽提有机质不是实际研究中易于获取的常用数据,而烃源岩岩石热解参数S1获取相对容易得多,研究表明,EOM校正与S1之间具有良好的线性关系[30],因此可由岩石热解数据计算获得EOM校正。根据Noble(1997)的研究数据,二者关系式如下:

EOM校正=2.214S1+1.246.

(14)

拟合关系相关系数R=0.917,EOM校正与S1相关性较为明显。

利用研究区13个泥页岩样品(其中页岩样品5个,暗色泥岩样品8个)的岩石热解参数及洗油后压汞实测孔隙度[31],根据式(14)和式(13)计算镇泾地区泥页岩的含油饱和度。结果表明,成熟页岩内含油饱和度为11.58%～88.27%,平均值为59.54%;普通泥岩孔隙内含油饱和度为1.83%～17.47%,平均值为6.85%。

在含油饱和度计算结果此基础上,根据式(12)求得泥岩、页岩内孔隙流体声波时差分别为645、835 μs/m,并以此作为单井有机质校正中成熟泥页岩的流体时差数据。未成熟泥岩内孔隙流体全部为地层水,孔隙流体声波时差取620 μs/m。

(5)泥页岩岩石骨架声波时差(Δtma)根据研究区内泥岩压实曲线中最小声波时差值统计确定,约为200 μs/m。

以红河21井为例,表2列出了计算过程中涉及的部分参数值以及有机质校正后的泥岩声波时差。

表2　红河21井声波时差校正部分参数

4.4压实曲线校正结果及讨论

4.4.1泥岩压实规律的变化

通过对比有机质校正前、后的泥岩压实曲线发现,正常压实段和欠压实段的压实特征均发生了较大变化(表3)。在扣除有机质造成的声波时差增量之后,反映泥岩压实系数的正常压实趋势线斜率显著变小。如红河21井(图6),校正前的泥岩压实趋势线斜率为-1.84×10-4,校正后为-2.61×10-4,减小了41.83%,研究区30余口井有机质校正前后相关地质参数统计结果表明,校正前、后泥岩压实趋势线斜率约减小30%～55%。

同时,有机质校正后的压实曲线在长7段仍偏离正常压实趋势线,表现为声波时差异常高的特点,但是异常幅度显著降低。如红河21井,欠压实幅度降低了29.86%;30余口井统计结果表明,异常压实降低幅度约25%～40%,这表明观察到的声波时差异常中大约60%是因欠压实作用导致的。因而,前人过高地估计了泥岩欠压实作用,这必然引起异常流体压力相关认识的错误。

表3　镇泾地区有机质校正前后泥岩压实系数、泥岩古压力及压力系数

图6　镇泾地区红河21井综合泥岩压实剖面Fig.6　Comprehensive mudstone compaction section of well HH21 of Zhenjing area

4.4.2泥岩流体压力的估算结果

基于泥岩压实曲线的等效深度法是获得泥岩流体压力的常用方法,考虑到泥岩压实的不可逆性,等效深度法计算的压力代表了最大埋深时期的古压力[32]。

利用研究区未校正的泥岩压实曲线计算了最大埋深时期(早白垩世末期)延长组泥岩压力,计算结果表明(图7),长6段以上地层均为常压,长7段中下部出现超压,底部页岩段过剩压力最大,向上、向下递减。页岩段过剩压力均大于8 MPa,最高达13.12 MPa,压力系数超过1.5。在进行有机质含量校正之后,重新计算了镇泾地区泥岩压力,尽管具有类似的压力结构特征,但是长7段过剩压力明显减小,页岩段过剩压力约减小到3～5 MPa,比校正前压力减小5～8 MPa。通过耦合欠压实作用和烃源岩生烃两种增压效应,采用数值模拟方法研究了鄂尔多斯盆地南部地区延长组古压力形成与演化过程,发现长7段烃源岩在早白垩世末期的过剩压力一般在6～10 MPa,镇泾地区由于泥页岩厚度较陇东地区薄,泥岩欠压实幅度小,过剩压力介于3～6 MPa①。将数值模拟结果与压实曲线换算的古压力进行对比,显然,压实曲线校正前的计算压力与数值模拟结果相差较大,而利用有机质校正后压实曲线获得的泥岩古压力与数值模拟结果相吻合。因而,前人利用平衡深度法计算鄂尔多斯盆地泥岩异常压力时,由于未考虑有机质的影响,可能过高地估计了长7段古超压的幅度。

图7　镇泾地区红河21井泥岩压力综合剖面Fig.7　Comprehensive pressure section of well HH21 of Zhenjing area

① 罗晓容.陇东地区延长组6～8段石油运聚规律及成藏特征研究.中国科学院地质与地球物理研究所研究报告,2006.

4.4.3泥岩孔隙度的估算

依据泥岩声波时差资料获得的压实曲线,利用Wyllie公式可以间接计算泥岩孔隙度[33]。如前所述,有机质对声波时差的影响同样可能造成泥岩孔隙度的计算误差。

泥页岩属于非常规储层,岩心取样及孔隙度测试数据非常少,受样品条件的限制,只获得了13个泥页岩样品的洗油后压汞法孔隙度实测数据[33],并读取了对应的声波时差值。利用式(7)计算校正前后孔隙度的大小,对有机质校正前后的泥岩孔隙度估算结果进行对比分析。研究(图8)发现,有机质校正前压实曲线的计算孔隙度与实测值存在较大偏差,数据点偏离了45o等轴线,这些估算的孔隙度显然难以代表实际地质情况;而根据有机质校正之后声波时差计算的孔隙度显然与实测数据具有较高的吻合度(图8),表现为计算孔隙度与实测数据的交汇点均匀分布在45°等轴线两侧。由此,也进一步证实本文中提出的有机质定量校正方法具有较高的可靠性与实用性。

图8　镇泾地区实测孔隙度与校正前后计算孔隙度相关关系Fig.8　Relationship between measured porosity and calculated porosity

5　结　论

(1)泥页岩中的有机质本身具有高声波时差的特性,烃源岩层系内,特别是页岩内高丰度有机质导致的声波时差异常高值往往不能客观反映孔隙度的变化,必然造成压实规律及相关地质认识的误差甚至错误,定量研究有机质对声波时差数据的影响才能减小泥岩压实研究结果的不确定性。

(2)通过修正的Wyllie岩石体积模型,构建岩石骨架、固体有机质、孔隙及孔隙流体4部分组成的烃源岩体积模型,根据Wyllie公式对烃源岩声波时差进行理论推导,提出了有机质引起声波时差增量的校正公式;该定量校正方法在鄂尔多斯盆地南部镇泾地区的泥岩压实研究中取得了良好的应用,证实该方法能够有效地消除烃源岩有机质造成的声波时差异常。

(3)镇泾地区压实曲线经过有机质校正后,正常压实段的压实系数约减小了30%～55%,长7底部页岩段欠压实幅度降低25%～40%,利用等效深度法求得长7段泥页岩在最大埋深时期的剩余压力约为3～5 MPa,比校正前降低5～8 MPa,反映出以往研究可能过高地估计了长7段古超压的幅度。

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(编辑修荣荣)

A quantitative method for revising abnormally high sonic data in rich-organic rock during compaction study

LI Chao1,2, ZHANG Likuan1, LUO Xiaorong1, ZHANG Liqiang3, HU Caizhi4,YANG Peng1,2, QIU Guiqiang4, MA Liyuan4, LEI Yuhong1, CHENG Ming1,2

(1.Institute of Geology and Geophysic Chinese Academy of Science Key Laboratory of Petroleum ResourceResearch,Beijing100029,China;2.UniversityofChineseAcademyofScience,Beijing100049,China;3.SchoolofGeosciencesinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China;4.SINOPECExploration&ProductionResearchInstitute,Beijing100083,China)

Abnormally high values in the sonic data of the source rocks cannot objectively reflect normal variations in porosity of the study of mudstone compaction. In order to eliminate the uncertainty of compaction measurements, quantitative corrections need to be introduced. In this paper, by using the principle of mudstone compaction, the organic rich rocks are divided into four parts by modifying the rock volume model of Wyllie equation: rock matrix, kerogen, pore and pore fluid. A correction formula for acoustic time increment caused by organic matter is derived. Taking Zhenjing area as an example, using theωTOCand measured porosity data in Zhenjing area, the practicability and reliability of compaction correction method for organic matter are discussed. The results show that the high content kerogen leads to markedly large errors in the compaction results, therefore reducing these errors in the sonic data becomes very important. After applying the correction, the compaction coefficient decreases by 30%-55%, and the uncompacted belt amplitude drops significantly. The mud overpressure of C7 shale calculated based on the equilibrium depth method is 3-5 MPa, comparable to the results of numerical basin modeling. The pressure values are 5-8 MPa smaller than that of without correction, indicate that previous studies may have overestimated the abnormal pressure of Yanchang Formation. Based on the Wyllie equation, the calculated porosity using the corrected sonic data is consistent with the measured porosity. The results suggest that the quantitative correction method can eliminate the abnormal sonic data due to the presence of organic matter, and can be effectively applied to other area of Ordos Basin and other basins.

sonic data; compaction curve; organic content; shale; Zhenjing area

2015-06-16

国家自然科学基金项目(41372151);国家科技重大专项(2011ZX05008-004);中国博士后科学基金项目(2015M570148)

李超(1989-),男,博士研究生,研究方向为石油与天然气运移。E-mail:lichaocpu@126.com。

张立宽(1979-),男,副研究员,博士,研究方向为油气成藏动力学。E-mail:zhanglikuan@mail.iggcas.ac.cn。

1673-5005(2016)03-0077-11doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.010

TE 122.2