刘忠群等：四川盆地川西坳陷深层致密砂岩气藏富集规律

刊出时间:2020

作者简介：刘忠群，1972 年生，正高级工程师，博士；主要从事致密油气勘探开发方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路31 号。ORCID: 0000-0003-3851-7462。

E-mail: liuzq.syky@sinopec.com

通信作者：徐士林，1976 年生，高级工程师，博士，主要从事碎屑岩油气成藏与富集规律及选区评价等方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路31 号。ORCID: 0000-0003-0436-9086。

E-mail: xushilin.syky@sinopec.com

刘忠群1　徐士林1　刘君龙1　马立元1

刘四兵2　范   鑫1　金武军1　李王鹏1

1. 中国石化石油勘探开发研究院

2. 成都理工大学

摘　要：四川盆地上三叠统须家河组深层致密砂岩气藏有效井比例低、储量动用率低、天然气规模有效开发难度大。为了弄清该气藏的成藏过程和富集规律、明确天然气高产的主控因素，以该盆地新场构造带须家河组二段（以下简称须二段）气藏为研究对象，应用流体包裹体均一化温度、单井埋藏史和热史恢复、古构造恢复、孔隙度演化历史分析等方法，厘定油气成藏关键要素的时间序列，结合构造演化分析，建立气藏的成藏模式，剖析了该区天然气的富集规律；然后基于对单井产能与断裂、裂缝、岩石相等地质参数关系的统计分析，确定了气井高产稳产的主控因素，进而提出了高效勘探开发该类深层致密砂岩气藏的对策。研究结果表明：①新场构造带须二段气藏圈闭形成关键期早于气藏主要成藏期、主要成藏期早于储层致密化关键期；②须二段气藏具有“先成藏、后致密、晚期调整”的成藏模式和“早期定型、中间致密、晚期控产”的富集规律；③气井初期产气量主要受构造裂缝发育程度的控制，气井稳产期产量主要受有利岩石相厚度的控制，高角度构造裂缝的发育程度是决定气藏是否高产的关键因素。结论认为，古今构造均为隆起的部位及南北向断裂发育区是该构造带寻找天然气高产区的首选对象；南北向构造裂缝欠发育或不发育的Ⅲ型储层，需要通过储层改造提高单井产能才有可能实现天然气的有效开发。

关键词：四川盆地；川西坳陷；晚三叠世；深层致密砂岩气藏；储集层致密化；天然气成藏模式；富集规律；有效开发

0　引言

随着储层压裂改造技术在致密砂岩气藏勘探中的广泛应用，10 余年来致密砂岩气藏的勘探效果显著[1-3]。目前，我国已成为仅次于美国、加拿大的致密砂岩气的生产大国[4]。四川盆地川西坳陷深层致密砂岩气藏的勘探始于20 世纪60 年代，自20 世纪70 年代初发现中坝气田至今，川西坳陷在上三叠统须家河组已经发现了新场、合兴场、大邑、平落坝、邛西等众多大中型气藏。这些气藏的产气层位埋藏深度普遍较大（超过3 500 m），平均孔隙度小于5%，平均渗透率小于1.0 mD，属于典型的深层致密砂岩气藏[5-7]。

近年来，川西坳陷中段新场构造带须家河组取得了丰硕的勘探成果，发现了须家河组二段（以下简称须二段）探明储量超千亿立方米的大型气藏，但该气藏储层岩性致密、非均质性强，具有“大面积富集、局部高产”的特点，有效井比例低、储量动用率低、规模有效开发难度大，后续勘探开发难以为继[8-9]，“如何效益勘探与开发”已成为须家河组致密砂岩气藏的核心问题。自20 世纪80 年代以来，关于川西坳陷须家河组致密砂岩气藏的成藏模式、富集规律及高产主控因素，不同学者开展了持续、深入的研究[5,10-23]。王金琪[11] 提出“早期成藏、晚期活化”成藏模式；杨克明等[12] 研究认为：印支晚期—燕山中晚期形成原生气藏，晚白垩世储层整体致密“封存”油气藏，喜马拉雅运动大量裂缝活化“封存”的早期油气藏；杨克明、谢刚平等[5-7] 将成藏模式系统归纳为早聚（J3之前的“古构造”富集成藏）、中封（J3—K2 期储层致密化、封存气藏）、晚活化（K2 之后喜马拉雅期裂缝活化）。陈冬霞等[13] 研究成果再次确认三叠纪末至中侏罗世末形成早期常规气藏，中侏罗世末至晚侏罗世末形成致密气藏，早白垩世至今形成、改造叠复连续型致密油气藏；张世华、唐立章等[18-20] 提出新场构造带须二段气藏油气高产富集区主要表现为断层输导型天然气成藏模式。须家河组致密砂岩气藏成藏观点多样，认识不统一，如何实现须家河组深层致密砂岩气藏的高效勘探和有效开发一直困扰着地质工作者。为此，笔者以新场构造带须二段气藏为研究对象，剖析了深层致密砂岩气藏天然气成藏过程和富集规律，明确气井高产、稳产的主控因素，以期为下一步须家河组深层致密砂岩气藏的高效勘探和有效开发提供技术支撑，推动川西坳陷乃至整个盆地须家河组深层致密砂岩气藏的勘探和开发。

1　区域地质概况

川西坳陷位于四川盆地西部，是晚三叠世以来陆相沉积的深坳部分，也是盆地内碎屑岩气藏重要的勘探领域。川西坳陷西邻龙门山造山带，向外过渡到松潘—甘孜褶皱带，北东与东昆仑造山带、秦岭造山带斜向相接，呈NE 向延伸，是构造活动活跃的地带。沿北川—安县和卧龙—怀远一线为界，将龙门山分为南段、中段和北段，受其影响的川西坳陷也分为南段、北段和中段。川西坳陷中段呈现“三隆两凹一坡”的构造格局[18]，即“龙门山前构造带、新场构造带、知新场构造带”三隆、“成都凹陷、梓潼凹陷”两凹和“中江斜坡”一坡（图1）。新场构造带是从晚三叠世以来经历了多期构造运动的古今复合大型隆起带，整体表现为NEE 向，构造南北两翼表现为南陡北缓。

图1　川西坳陷中段构造位置及区带划分图

受印支期龙门山逆冲推覆作用，古特提斯海逐渐退出四川盆地，川西坳陷随之形成，结束了自震旦纪以来的长期以碳酸盐岩为主的沉积，在中三叠统碳酸盐岩之上发育了上三叠统须家河组、侏罗系与白垩系碎屑岩沉积。川西坳陷须家河组自下而上可划分为须一（相当于马鞍塘组与小塘子组）、须二、须三、须四、须五、须六共6 段。其中，须一、须三、须五段以泥岩为主，须二、须四、须六段以砂岩为主，纵向上分段性清楚，须六段在川西坳陷绝大部分地区已被剥蚀。目前川西坳陷已发现的须家河组气藏以须二段气藏为主，主要分布在北东东向展布的新场构造带。

2　气藏成藏模式与富集规律

2.1　成藏期次与时间

根据川西坳陷新场构造带须二段30 个砂岩储层样品包裹体均一温度的测定和统计结果，包裹体均一温度介于90 ～ 175 ℃，具有双峰特征，包裹体低温较少，多较高的均一温度（图2）。在含油包裹体颗粒指数（GOI）大于3% 的包裹体均一温度分布直方图中可以明显地看出两个温度峰，即100 ～ 110℃和120 ～ 150 ℃，100 ～ 110 ℃的低温包裹体为油气早期活动期形成，主成藏期包裹体均一温度介于120 ～ 150 ℃。

图2　新场构造带须二段储层包裹体均一温度分布直方图

（GOI ＞ 3%）

在确定不同构造抬升期地层剥蚀厚度的基础上对研究区7 口钻井的埋藏史进行恢复。将代表须二段气藏主要成藏时期的包裹体均一温度投在相应的钻井埋藏史图上，读取所对应的年龄，结果显示新场构造带须二段气藏的主要成藏时间为侏罗纪晚期—早白垩世早期，即距今150 ～ 128 Ma（图3），同时研究区6 口井共12 个须二段储层砂岩样品的自生伊利石K—Ar 同位素年龄介于距今142 ～ 117 Ma，大致在晚侏罗世—早白垩世中期。因此综合判断晚侏罗世晚期至早白垩世中期为天然气主要成藏期。

图3　新场构造带须二段流体包裹体均一化温度年龄统计图

2.2　关键成藏要素演化配置

2.2.1　储层致密化与油气成藏时间

新场构造带须二段储层成岩序列研究结果显示，在地层压实基础上，胶结、溶蚀、油气充注、破裂等多个过程交替发生，致密化呈现出明显的阶段性。综合考虑新场构造带须二段储层孔隙发育过程中的各种因素影响，包括压实压溶作用对原生孔隙的影响、胶结物及溶蚀作用的影响，对新场构造带不同钻井的须二段进行重点解剖，建立了新场构造带须二段储层孔隙演化曲线（图4）。从新场构造带须二段孔隙演化曲线可知，储层发生致密化（孔隙度为10% 开始）的深度介于4 500 ～ 4 700 m，在新场构造带须二段埋藏史图上对应的地质时期为距今140 Ma。因此，须二段气藏的主要成藏时间略早于储层致密化时间。

图4　新场构造带须二段储层孔隙演化曲线图

2.2.2　构造圈闭形成期与天然气成藏的时间关系

在剥蚀量恢复的基础上，对川西坳陷新场构造带须二段顶面在不同地质时期的古构造进行了恢复，结果显示，新场构造带须二段顶面在晚侏罗世之前（距今175 Ma）是一个西倾的构造斜坡（图5-a）；晚侏罗世早期（距今160 Ma）开始发育构造的雏形，具备了形成构造圈闭的条件（图5-b）；晚侏罗世末期（距今145 Ma）新场构造进一步发育，古构造圈闭幅度进一步增大，完全具备了形成构造圈闭的条件，与须二段厚层的三角洲水下分流河道砂体共同为天然气的大量聚集提供了空间（图5-c）。

图5　新场构造带须二段顶面不同时期古构造图

晚侏罗世早期（距今160 Ma）新场构造带已经发育雏形，早于天然气开始大规模充注的时间（距今150 Ma），也早于储层致密化的关键时期（距今140Ma），充分说明在天然气主成藏期之前已经形成了构造圈闭，且储层尚未致密化，构造圈闭开始形成的时间早于天然气大规模充注的时间、早于储层致密化关键期。因此，在主成藏期形成了一个储层未致密化的大型岩性—构造气藏。

2.3　天然气成藏模式与富集规律

综合分析储层致密化、构造演化、油气充注及成藏关系，认为川西坳陷新场构造带须二段气藏具有“早期充注定型、中期致密变差、晚期调整控产”的成藏模式和富集规律。

新场构造带须二段气藏主成藏期为晚侏罗世末期—早白垩世中期（距今150 ～ 128 Ma），早于储层致密化的关键期，晚于须二段古构造开始发育期，气藏形成的主成藏期储层尚未致密；同时储层纵向上连续叠置，平均厚度为430 m，平面上大面积叠合，砂体之间连通性好，且存在古构造圈闭，油气在浮力作用下向构造高部位聚集成藏，同时东侧岩性尖灭形成侧向遮挡，形成了一个大型具统一气水界面的岩性—构造气藏（图6-a）。

图6　新场构造带须二段气藏成藏模式图

气藏形成后，随着埋深的进一步增加，天然气继续充注，成岩作用进一步增强，储层进一步致密直至完全致密化，早期聚集的天然气难以发生大范围的运移，此时气藏的格局与主成藏期未发生显著变化。

储层完全致密化后，随着燕山晚期—喜马拉雅期的构造活动（距今100 ～ 25 Ma），新场构造带发生整体隆升，前期形成的构造进一步发生变形和褶皱，并形成多条南北向断层[22,24]，但是构造格局未发生大的改变，只在局部地区发生了调整和反转，对早期形成的气藏产生了局部的调整和改造（图6-b）。

晚期构造活动对早期形成的致密砂岩气藏的调整主要表现在构造调整、物性调整和气水关系调整等3 个方面：①燕山晚期—喜马拉雅期的构造活动使得新场构造带的西段发生翘倾，对古今构造调整转换的枢纽部位的局部构造进行了改造，使其复杂化；②晚期构造活动对致密砂岩的物性产生了调整，主要表现为晚期构造活动形成的断层、构造裂缝改善了原先致密的孤立孔隙间的连通性，提高了已致密化储层的物性，特别是提高了储层的渗流能力，使得聚集在孤立孔隙中的天然气发生流动、调整和再次聚集，形成了中高产的“甜点”，为天然气的高产提供了基础；③晚期构造活动形成的大型断裂在气藏的边水区沟通下伏地层水，断层成为地层水上下运移的主要通道，当向上运移的地层水遇到开启的低角度层理缝（由于特殊地应力环境，大部分层理缝地层状态下已开启），地层水沿着开启的层理缝发生横向运移，在沟通水层的断层和开启的水平层理的共同作用下，使得原先气藏的气水关系变得复杂化，气水区是气水关系复杂化的主要部位（图7）。

图7　新场构造带须二段气藏模式图

综上所述研究结果表明，新场构造带须二段气藏主要成藏过程及顺序为：储层沉积及形成（距今220 Ma）、构造圈闭形成（距今160 Ma）、主成藏期天然气充注（距今150 ～ 128 Ma）、储层整体致密（距今140 Ma）、晚期构造调整（距今100 ～ 25 Ma）。成藏模式为“先成藏、后致密、晚期调整”。天然气富集规律为“早期定型、中期致密、晚期控产”。晚期构造改善了致密储层物性，形成了沿晚期断裂的窄条带状的局部相对高渗区，当高渗区富集了天然气，即为局部甜点高产气区；当高渗区处于原先的水区或晚期地层水调整到了此部位，即为高产水区。

3　天然气高产主控因素

新场构造带须二段气藏气井产能差异大、有效井比例低。根据新场构造带17 口井21 个试采段的累计产气量、生产时间、日产气量和无阻流量，以及21 个试采段的平均有利岩石相厚度、成像测井解释的裂缝条数、裂缝线密度、裂缝倾角等多项储层参数的统计分析，认为气井初期产气量主要受倾角30°以上的构造缝发育程度控制，累计产气量受有利岩石相即优质储层厚度的控制，同时处于构造高部位的含气富集区。

3.1　气井初期产气量主要受构造缝控制

气井无阻流量与裂缝相关参数的统计分析结果表明，气井产能主要受控于裂缝类型及发育程度，即裂缝越发育，初期产能越高。进一步分析发现，斜缝、高角度缝和立缝组成的构造缝越发育，初期产能越高，即无阻流量与裂缝密度呈正相关关系，与裂缝倾角呈指数相关关系，随着裂缝倾角增大，无阻流量快速增大（图8）。因为裂缝越发育，储层渗流能力越强；高角度缝越发育，沟通的气层厚度越大，向试采段供气能力越强。因此，气井初期产能主要受控于构造缝（倾角大于30°的斜缝、高角度缝和立缝）发育程度。

图8　新场构造带须二段气藏气井无阻流量与

裂缝发育程度交会图

新场构造带须二段气藏11 口有成像测井资料的井产层段平均裂缝密度与井距离南北向断裂的距离的关系统计结果表明，距离南北向断裂越近，构造裂缝越发育，单井产能有效的井均位于距离南北向逆断层200 m 的范围内，且位于断裂上盘的褶皱发育区，晚期断裂对储层渗透性的改善相对有限。因此，高角度的构造裂缝是控制气藏高产的关键因素，对气井产能贡献高，其发育主要受控于南北向断裂，其次是褶皱。目前，沿南北向断裂分布的条带状高产富集带可以有效开发，但是距离晚期断裂相对较远的区域有效开发的难度较大，需要借助于致密储层的改造工艺的实施达到有效开发。

3.2　气井稳产主要受有利岩石相厚度控制

新场构造带须家河组沉积微相研究结果认为，须二段主要储集层为水下分流河道沉积[18-22]。由于储层超致密，基质储层物性差异较小，微相尺度无法表征储层物性好坏的变化。通过开展储层岩石相的研究，发现中—粗粒千层饼状（槽状交错层）砂岩、中—粗粒平行层理砂岩及中粒块状砂岩为有利岩石相，并利用GR、CNL、AC、Rt 等4 条测井曲线，分步骤分层次对有利岩石相进行识别。统计试采井的有利岩石相厚度，并与气井累计产气量做相关性分析，呈极好的幂函数相关性（图9），表明气井的稳产能力受控于优质储层的厚度控制，即有利岩石相厚度越大，反映出水下分流河道砂体沉积时的水体能量越大，储层物性越好，产气的储量基础越大。

图9　新场构造带须二段气藏有利岩石相厚度与

累计产气量交会图

4　深层致密砂岩气藏高效勘探对策

4.1　勘探难点

目前，四川盆地须家河组气藏勘探已发现的天然气三级地质储量超过3×1012 m3，但只能局部实现有效动用[1,5-7,10]。同时研究结果也表明，须家河组气藏不同层段还具有规模储量存在[1,5-7,25]，但由于不能实现规模有效开发，目前的勘探工作基本处于停滞状态。要改变目前勘探工作状态，必须找准造成这种状况的地质原因，明确勘探难点，通过技术创新，解决存在的问题。通过前面对须二段气藏的成藏过程、富集规律及气井高产主控因素的分析，认为目前的勘探难点主要有两点。

4.1.1　含气断缝体描述难度大

通过前面气藏成藏过程的分析可知，早期成藏后，储层发生整体致密化，平均孔隙度下降至3.5%，渗透率下降至0.06 mD，储层主要储集空间类型为粒内溶蚀次生孔隙，孔喉细小，连通性差，基质储层无自然产能。由于燕山—喜马拉雅期构造运动形成的断裂、褶皱等变形，产生构造裂缝或层理缝张开，改善了储层渗透性，形成高产带。新场构造带须二气藏的有效缝主要为喜马拉雅期断裂形成的[26-27]，这种断层、有效缝发育的储集体称为断缝体（可划分Ⅰ类和Ⅱ类储层，其中Ⅰ类储层发育高角度缝和低角度层理缝，Ⅱ类储层发育高角度缝）。但是，晚期构造运动在改善储层物性的同时，也重新调整了气水关系，既有须家河组内部气水调整，也有下部或上部地层的气水关系调整，造成局部地区气水关系复杂。因此，须家河组气藏勘探的第一要解决的问题是如何精细描述优质储层内的含气断缝体。

4.1.2　提高产气量的工程工艺技术不成熟

燕山—喜马拉雅期构造运动可改善整体致密化后的储层，造成局部高渗带，但含气范围内的其他部位，仍然是致密储层区域，这些致密储层大致可分为两种类型：一种为千层饼或平行层理中—粗粒砂岩储层（Ⅲ A 类），岩性以中—粗粒岩屑砂岩为主，常含植物碳屑、泥砾，为相对高能水体沉积，发育槽状交错或平行层理，受后期构造运动影响，层理缝张开，水平径向渗透率较高；另一种为块状中粒砂岩储层（Ⅲ B 类），岩性以中粒岩屑砂岩为主，沉积水体能量相对较弱，层理面少。

目前针对这两类储层的工程工艺技术均不够成熟。Ⅲ A 类储层由于发育水平或低角度层理缝，在钻井过程中，形成固相颗粒堵塞裂缝和水锁伤害基质储层（渗透率伤害程度介于80% ～ 90%），造成近井带严重污染；同时由于水平或低角度层理缝发育，储层压裂改造时，造成人工缝沿层理缝薄弱面优先张开，形成低矮缝、平面铺砂或砂进不了储层内部，不能解放产能。Ⅲ B 类储层由于研究区地应力为走滑地应力状态，不易形成高直缝，同时破裂压力高，一般压不开储层或压开后多为低矮缝，改造效率不高，也不能释放产能。

4.2　勘探对策

新场构造带须家河组深层致密砂岩气藏不同于常规致密砂岩气藏，其表现为3 点：①早期大面积形成岩性—构造低渗气藏，主要控气因素为构造圈闭；②中后期整体致密化；③晚期受构造运动影响，气藏的储层物性、构造形态、气水分布、纵横向连通性均发生变化和调整，致使原本简单的岩性—构造圈闭致密砂岩气藏复杂化。

根据新场构造带须二段气藏的特点和难点，确定须二段致密砂岩气藏的勘探思路为“先肥后瘦、先易后难、地质工程一体化、勘探开发一体化”。依据气藏的成藏富集规律，按已提交储量区和新区，优先在已提交储量区内开展新一轮的天然气富集区评价、含气断缝体描述和提高产量工程工艺技术试验。通过在新一轮评价出的富集区内的精细描述含气断缝体，部署探井，升级储量，同时开展提高产量工程工艺技术试验，形成关键技术，再推广至新区。具体可分以下几个步骤。

4.2.1　天然气富集区评价

主要依据早晚期构造变动、储层分布、气水分布，确定天然气富集区。编制成藏期古构造图及储层分布图，确定早期成藏范围；再根据现今构造图，确定出古今构造均为隆起的部位及南北向断裂发育的地区为最有利区，古高今低区为较有利区，但其气水关系会极为复杂，古低今高区或古低今低区为不利区（图10）。

图10　天然气富集区评价示意图

4.2.2　含气断缝体描述

前已述及，裂缝的发育程度主要受控于距离南北向断裂的距离，在距离远近同等的条件下，裂缝的发育程度主要受控于岩石的粒度、层厚、石英含量及岩性组合等，砂岩粒度越粗、单层厚度越薄、石英含量越高，裂缝越发育，因此可以通过典型的岩心裂缝段的特征刻度成像测井裂缝、成像测井刻度常规测井的方法，建立基于常规测井资料的裂缝评价描述方法，刻画单井含气断缝体。在平面上，通过南北向断裂附近典型井分析，当断层附近裂缝发育段厚度大于15 m 时，由于裂缝性气层阻抗与下伏致密岩层差异较大，裂缝发育段底部地震反射波形上会呈现弱反射背景下较强反射的特征。因此，通过裂缝地震反射特征的拾取，结合地震低频相干检测、振幅边缘检测、构造断层因子、地震反射结构熵属性等异常检测，可以建立定量预测表征技术对含气断缝体进行预测和描述。

在天然气富集区内，古今构造均为隆起的部位及南北向断裂发育区是含气断缝体发育的有利部位，也是下一步进行高效勘探的目标区。因此，通过地质、测井和地震的综合研究，精细描述含气断缝体范围及内在属性，部署高效探井，升级储量或直接进行开发。

4.2.3　提高产量工程工艺技术攻关

开展针对Ⅲ A、Ⅲ B 两类储层提高产气量的工程工艺攻关。Ⅲ A 类储层以开展解除近井带污染或高效压裂改造工艺试验，解除近井带污染工艺试验有氮气钻井、高能气体燃爆诱导酸化压裂等试验，目前氮气钻井正在现场试验。高能气体燃爆能在近井地带造出不受地应力控制的多条裂缝，结合酸化压裂技术穿透污染带，早期有试验成功并获得高产的井，目前也在准备现场试验。该技术对套管固井质量要求较高，需优选燃爆井段和装药量，确保在不损坏套管的前提下开展试验。Ⅲ B 类储层计划开展超高压大型压裂改造试验，配套3000 型压裂车组、140MPa 压裂井口、耐高压地面管线、大尺寸压裂油管、耐高压封隔器等地面装置与井下工具，通过前置酸液降低破裂压力、胶液造主缝、滑溜水沟通断层附近裂缝的复合改造工艺，实现造高缝和长缝的目的，释放基质型储层产能。

5  结论

1）新场构造带须二段气藏主成藏期为晚侏罗世末期—早白垩世中期，早于储层致密化的关键期，晚于须二段古构造开始发育期，气藏主成藏期形成了一个储层未致密化的大型岩性—构造气藏。

2）新场构造带须二段气藏的成藏模式和富集规律为“早期充注定型、中期致密变差、晚期调整控产”。

3）新场构造带须二段气藏气井初期产能受控于构造裂缝倾角和发育程度，构造裂缝倾角越大、裂缝密度越大，初期产能越高；气井的稳产能力受控于优质储层的厚度，即有利岩石相厚度越大，储层物性越好，气井稳产能力越强。

4）新场构造带须二段深层致密砂岩气藏的高效勘探需要在天然气的富集区评价的基础上，依据富集区内气藏“甜点”类型采取相应的勘探对策。古今构造均为隆起的部位及南北向断裂发育区是寻找高产区的首选地区，对于南北向构造裂缝欠发育或不发育的Ⅲ储层，需要通过储层层改造工艺的攻关试验，提高单井产能，实现有效或高效勘探。

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编　辑　陈古明

论文原载于《天然气工业》2020年第2期

基金项目：国家科技重大专项“中西部重点碎屑岩层系油气富集规律与勘探方向”（编号：2016ZX05002-006）、中国石化科研项目“须家河组天然气成藏过程及富集规律研究”（编号：P18089-1）。