松南中央坳陷泉四段上生下储式致密砂岩油成藏主控因素

蔡来星, 卢双舫, 张训华, 黄文彪, 肖国林, 吴志强

(1.中国石油大学非常规油气与新能源研究院,山东青岛 266580; 2.青岛海洋科学与技术国家实验室,山东青岛 266071; 3.中国地质调查局青岛海洋地质研究所,山东青岛 266071)

松南中央坳陷泉四段上生下储式致密砂岩油成藏主控因素

蔡来星1,2,3, 卢双舫1, 张训华2,3, 黄文彪1, 肖国林2,3, 吴志强2,3

(1.中国石油大学非常规油气与新能源研究院,山东青岛 266580; 2.青岛海洋科学与技术国家实验室,山东青岛 266071; 3.中国地质调查局青岛海洋地质研究所,山东青岛 266071)

基于“优质源岩控藏”理论和“储层甜点找油”思想,应用测、录井、试油、薄片等资料,系统总结松南中央坳陷区泉四段致密油的分布规律,剖析不同类型致密砂岩油成藏的主控因素。研究表明:致密砂岩油藏集中分布在长岭凹陷内及其周边斜坡区,具有“满坳含油、宏观连片”的特征和“东富西贫、南富北贫”的差异性;青一段下段烃源岩残余有机碳含量(TOC)大于2.0%的优质源岩展布范围控制致密油藏分布格局;异常高压与源储断层的空间配置关系控制下部砂组含油性,剖面上油气下排深度最大为140 m;平面上超压大于10 MPa、与断层距离小于2 500 m的区域是Ⅱ～Ⅳ砂组的致密油藏富集区;优质储层物性“甜点”控制致密油富集程度及产量;坳陷型湖盆上生下储式致密砂岩油藏的形成主要存在凹陷区“源内直排倒灌”和斜坡区“源边反转断层遮挡”两种成藏模式。

主控因素; 致密砂岩油藏; 上生下储; 泉四段; 松南中央坳陷区

虽然目前国内外学者对“致密油”的概念认识不一[1-5],但预计到2030年全球石油产量将较目前增长1 610万桶/d,其中有近一半来自致密油[6]。对于松辽盆地南部中央坳陷区而言,泉四段致密砂岩油预测地质储量约1.0×109t。针对松辽盆地南部中央坳陷区泉四段致密砂岩油的成藏机制,不同学者持有不同观点,李传亮[7]、张景廉等[8]认为上生下储式油气成藏的模式不可能成立,因为上部烃源岩生烃过程中不会产生超压,油气“倒灌”运移缺少最根本的动力[7-8];然而在非均质性强烈的泥岩中因欠压实作用、生烃增压作用等产生异常高压的观点已经得到国内外大量专家学者的认同[9-12],同时通过一系列物理模拟实验和数值模拟实验可以确定,上生下储式油藏的形成以超压作为驱动力,具有科学性和必然性[13-17]。另外,一些学者通过油源对比等方法,确定泉四段的油源来自于青一段生油层[17-19]:在青山口组沉积时期松辽盆地南部中央坳陷区迅速扩张,青一段泥岩在快速沉降过程中受到上覆地层的不均衡压实作用,于嫩江组时期开始形成古超压,之后在喜山Ⅲ幕运动影响下,盆地深部第三次热流高峰促使青一段泥岩在嫩江组沉积时期(距今80～76 Ma)开始大量生烃,古超压值进一步增大[20]。至明水组末期,青一段异常高压促使烃类沿断层、微裂缝向下运移至泉四段储层中聚集成藏[21-23]。众多学者对松辽盆地泉四段油藏的主控因素进行过总结[24-26],如黄薇等[24]提出“Ro>0.7%的成熟源岩控制致密油分布范围”;孙雨等[25]通过研究证明青一段超压是油气向下运移的动力。笔者旨在明确研究区内致密砂岩油藏富集规律,总结优质源岩、优质储层、异常高压及油源断层的控藏作用,注重分析超压与断层的空间配置关系在油气下排运移中的作用,建立坳陷型湖盆上生下储式致密砂岩油藏成藏模式,为下一步勘探提供指导。

1 研究区地质概况

松辽盆地南部中央坳陷区面积约1.72×104km2,可以分为长岭凹陷、红岗阶地、华字井阶地、扶新隆起带和东南隆起带共5个二级构造带,研究区分布在长岭凹陷及周边斜坡区,展布面积约5 000 km2。青一段呈不整合接触关系覆盖在泉四段之上,主要发育大套厚层暗色泥岩,具有高强度生、排烃特征且发育强超压[25];而泉四段由上至下发育Ⅰ～Ⅳ砂组,砂岩类型主要为长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩,在经历强压实、强胶结、弱溶解的成岩作用后,物性特征表现为近95%的样品孔隙度φ<12%和渗透率k<1×10-3μm。由含烃流体包裹体测试和热史、埋藏史分析,长岭凹陷内砂岩储层在约距今87Ma已达到致密上限;在约距今80Ma时,青一段泥岩生成的油气在超压推动下充注至泉四段致密储层中聚集成藏[25-27],目前已发现了海坨子、两井和大安北等致密油藏(图1,据吉林油田勘探院,略有修改)。

2 致密油藏富集规律

松辽盆地南部中央坳陷区泉四段沉积时期以弱还原—弱氧化环境为主[28],主要发育水下分流河道与河口坝砂体,在此地质框架内致密油藏呈条带状展布特征。从致密油油层厚度平面分布特征来看,泉四段砂体具有“满坳含油、宏观连片”的特征。

对研究区180余口井的测、录井资料进行统计,结合试油试采等生产数据,绘制致密油区内油层厚度等值线图。结果表明,平面上在整个致密储层展布范围内均可见油层,其中长岭凹陷内中、南部的让字号井区、乾字号井区和华字井阶地靠近凹陷区的孤字号井区,致密油最为富集,油层厚度集中在40～50m范围内,日产油量为10.15～28.2t;而长岭凹陷北部查字号井区、红岗阶地大字号井区的油层厚度较薄,多为4～8m,日产油量仅0.31～3.41t,是研究区内的资源匮乏区。

剖面上,对比4个砂组的油层厚度可以看出,Ⅱ、Ⅲ砂组是致密油最为富集的层段,大部分油层厚度集中在12～20m,只在长岭凹陷中部和红岗阶地斜坡区发育少量厚度小于8m的油层;Ⅳ砂组油层厚度最薄且呈现零星分布的特征,除长岭凹陷让53井区发育小片厚约20m的油层外,其他位置的油层厚度多小于8m,甚至不见油气显示。顶部砂组与下部砂组的砂体含油性呈现极高的互补特征:在Ⅰ砂组中油气富集的区块1、2位置在Ⅲ砂组中只发育非常薄的油层;而Ⅰ砂组中不见油气显示的区块3位置却是Ⅲ砂组的油气富集区;Ⅱ砂组砂体夹于Ⅰ、Ⅲ砂组之间,其油层厚度及展布特征也呈现过渡性趋势,充分体现了油气在泉四段致密储层中下排倒灌的运移路径(图2)。

3 致密油成藏主控因素

3.1 优质源岩展布范围控制致密油藏分布格局

在致密油气成藏过程中,“优质源岩控藏”的观点得到了众多学者的一致认同[29-31]。参考卢双舫等[31]提出的优质源岩评价方法,笔者利用源岩排烃量与有机质丰度的拐点厘定源岩级别,认为在拐点之上随烃源岩残余有机碳含量(TOC)增大,排烃量明显升高的源岩为优质源岩,其对应的TOC下限为2.0%[17]。

3.1.1 优质源岩发育范围

在确定上述优质源岩TOC下限后,应用ΔlogR方法对TOC数据进行测井拟合[34],拟合效果良好,符合率高达92%。进而统计研究区266口井中TOC大于2.0%的优质源岩厚度,对源岩空间展布规律进行详细解剖:纵向上,青一段下段优质源岩的厚度在长岭凹陷中部达到40～50 m,且横向连接成片,上段优质源岩厚度仅约10 m且展布不稳定;平面上,厚度大于40 m优质源岩的排烃强度也多大于50×104t/km2,集中发育在长岭凹陷和西部斜坡带[17],基本涵盖了致密油藏富集范围(图3)。

3.1.2 优质源岩厚度

在优质源岩发育区(厚度大于45 m),泉四段油气下排最大深度可达160 m,其生、排烃贡献明显大于有效源岩,对致密油成藏的控制作用也最强[17];劣质源岩的排烃贡献最差,甚至随着其厚度的增加,石油下排深度呈变小趋势,说明劣质源岩对致密油成藏基本没有贡献(图4(a))。同时,青一段下段优质源岩的控藏作用明显强于上段优质源岩[17]，这是因为虽然两者的生、排烃强度相似,且生成的石油均在上覆超压驱动下向下运移、充注(图4(b)),但上段源岩排出的烃类会受到下段泥岩的阻挡。紧邻泉四段砂岩的青一下段优质源岩具有“多生优排”的特征,是泉四段成藏的主力烃源岩,在其累计厚度为40 m时,石油下排深度便可达160 m[17]。

图2 松南中央坳陷区泉四段致密油油层厚度等值线图Fig.2 Contour maps of tight oil reservoir thickness in Q4 Formation at central depression in southern Songliao Basin

图3 松南中央坳陷区青一段优质源岩、超压、T2断层及泉四段油层厚度平面分布叠合图Fig.3 Overlapping map of high-quality source rocks and overpressure in Qn1 and distribution of reservoir thickness in Q4 and T2 fault at central depression in southern Songliao Basin

3.2 异常高压与源储断层的空间配置关系

在嫩末沉积时期,松南中央坳陷区内沟通青一段源岩与泉四段储层的T2断裂活动开启,密度可达0.12条/km2,以北北西为主要走向,南北走向的断层次之,北北东走向的断层较少,延伸长度一般超过5 km[35]。此时青一段古超压得以释放[36],青一段生成的油气克服毛管力和浮力的阻挡作用,下排至泉四段致密储层。对于顶部Ⅰ砂组砂体而言,除了近源优势,其输导体系也具有多样性,沟通源储的T2断层、超压作用下产生的泥岩微裂缝以及断层两盘砂泥对接的方式[22]都可以为油气充注提供运移通道;但对于下部Ⅱ～Ⅳ砂组,上覆异常高压和源储断层的空间匹配关系才是制约其含油性的关键地质因素[23]。

3.2.1 超压和T2源储断层平面配置

基于Petromod软件,对研究区内188口单井的超压史模拟结果进行分析后认为,在长岭凹陷内古超压最高可达20 MPa,而相应高压发育部位的油层累计厚度也约50 m;同时,斜坡带油气富集区域也被涵盖在古超压值大于10 MPa的平面范围内，否则即使T2源储断层存在致密油也难以下排成藏(图3)。

图4 青一段源岩、古超压与泉四段油气下排深度关系Fig.4 Correlation diagrams of source rock thickness, ancient overpressure in Qn1 Formation and oil discharge depth in Q4 Formation

T2断层密集带作为沟通源储的重要运移通道,对泉四段下部砂组的油气富集程度也具有明显的控制作用:随着探井与断层距离的不断增大,含油砂体累计厚度逐步减薄、单砂体含油饱和度逐渐降低。油气由青一段下排至泉四段储层时首先充注Ⅰ砂组砂体,在多通道、足油源的影响下,Ⅰ砂组砂体的最远侧向运移距离约为5 000 m;与此同时部分油气也已到达下部Ⅱ～Ⅳ砂组并在物性较好的砂体中进行短距离侧向运移,但随着砂组埋深的增大,油源减少且超压降低,油气侧向运移的最远距离逐渐减小:在Ⅱ、Ⅲ砂组中,探井与断层距离2 500～2 600 m时,砂体含油饱和度递减为0;而在底部Ⅳ砂组中,油气侧向运移的最远距离仅为1 600 m(图5(a)～(d))。由此可见,限于下部砂组“远源少油”的劣势,上覆超压和源储断层的平面匹配关系,成为制约其油气富集范围的关键因素。

3.2.2 超压和T2源储断层剖面配置

在相同的地质背景下,断层可作为沟通源储的优势运移通道。相比距离断层较远的井位,近断层砂体具有快速捕获油气的优势,尤以泉四段下部砂组最为明显[17]。研究区内让53-37、让70等单井的泉四段油层厚度达42～46 m,平均产油为7.2 t/d,含油饱和度处于36%～59%范围内,这说明泉四段致密油藏以双油源断层控制下的地堑、地垒最为富集,上覆青一段烃源岩生成的石油在双向超压驱动下克服毛管阻力、浮力后,通过“双通道”运移至泉四段储层,所以这样的构造位置是油气聚集的优势部位(图6(a)、(b));而单油源断层控制下的砂体中,若是地层上倾,则油气相对富集(图6(b)),但不能与深大断裂相交,否则油气会顺断层而上,在砂体中形成“过而不留”的现象(图6(c));若地层下倾,则油气只聚集在近断层位置,尤其是下部砂组,含油饱和度会明显减低(图6(b)、(c)),这是因为随着油气的不断运移、充注,下部砂组的油源逐步减少、超压逐渐衰减,且运移阻力明显增大。

图5 青一段超压、T2断层与泉四段砂体含油饱和度关系Fig.5 Correlation diagrams of overpressure in Qn1 Formation, fault of T2and reservoir oil saturation in Q4 Formation

图6 泉四段断裂控藏模式Fig.6 Pattern of fault in controlling hydrocarbon accumulation of Q4 Formation

3.3 优质储层控制致密油富集程度

3.3.1 砂体展布控制油层累计厚度

松辽盆地南部中央坳陷区泉四段主要发育的水下分流河道与河口坝砂体作为油气富集的主要场所,是制约其分布特征及富集程度的地质框架。以研究区内乾安构造带为例进行解剖发现,水下分流河道以条带状展布,河口坝以透镜状存在,钻遇这两种砂体的乾深12、乾215、乾深1、让40等多口井的泉四段油层富集程度高,其累计厚度处于15～25 m范围内;而乾207、乾深3等位于河道间湾的井,其泉四段岩性主要发育泥质粉砂岩和粉砂质泥岩,砂岩粒度细、杂基含量高且砂体厚度较薄,加之距离T2断层较远,缺乏优势运移通道,导致其相应的油层累计厚度多小于5 m,甚至不见油气显示(图7)。

图7 乾安构造带泉四段砂体展布特征及油层累计厚度Fig.7 Sandbody distribution and cumulative thickness of Q4 Formation in Qianan tectonic belt

3.3.2 物性“甜点”控制砂体含油饱和度及产量

“甜点”是指在砂岩整体物性较差背景下的局部高孔高渗区[37]。在致密储层中,物性的好坏,尤其是渗透率的高低对含油性具有明显的影响,在相同的地质条件下,储层渗透率越好的砂体其含油性越好。在油水界面张力和润湿角一定的前提下,毛管压力(充注阻力)的大小取决于砂体中喉道的宽度,喉道宽、渗透率高的储层具有优先聚集油气的优势[38]。

统计储层物性与砂体含油饱和度的关系发现,无论顶部Ⅰ砂组砂体还是下部Ⅱ～Ⅳ砂组砂体,随着储层渗透率的增大,储层品质明显改善,其相应的砂体含油饱和度显著增高,两者呈线性正相关关系(图8(a)、(b))。在Ⅰ砂组虽然质量较差的储层也存在个别含油饱和度较高的异常点,但这主要是因为Ⅰ砂组距离源岩近,具有“源储紧邻”的优势,且超压动力较大所致。

物性较好的致密砂岩储层不仅含油饱和度高,而且由于其杂基含量和胶结物含量相对较少,在后期开发过程中对压裂、酸化的要求也相应降低。随着砂体物性逐渐增高,油区日产油量也相应增加,孔隙度小于10%,渗透率小于0.2×10-3μm2的砂体,日产油量小于0.4/(t·m)(图8(c)、(d));而在此界限值之上,日产油量随着物性条件的改善呈指数趋势增加,最高可达1.2 t/(d·m)。

3.3.3 古隆起带顶部及溶解作用

隆起带顶部乾深4、乾深1井青一段泥岩厚度处于88～92 m范围内,而两翼的乾113井、乾188井青一段泥岩厚度处于96～101 m范围内(图9(a)),由此可以确定,该隆起带在泉四段沉积时期就已经具备此地貌特征。由于古隆起带核部处于湖泊浪基面之上,在湖浪高能带的强烈冲刷作用下,顶部砂岩被层层筛洗,其成分成熟度和结构成熟度逐步提升,孔渗条件也较隆起带两翼部位有所增高。同时,由于古隆起带两翼沉积了相对较厚的泥岩地层,在差异压实作用下,处于陡缓转折带的泉四段地层应力较为集中,易形成张扭裂缝,从而改善古隆起带顶部砂体物性[39]。由此可知，尽管隆起带顶部乾深4、乾深1井上覆源岩质量较差,但翼部青一段源岩排出的原油在通过断层下排至泉四段砂体后,沿砂体上倾方向进行侧向运移,从而在古隆起带顶部聚集成藏。

图8 泉四段储层物性、含油饱和度及产油量关系Fig.8 Correlation diagrams of reservoir property,oil saturation and production of Q4 Formation

同样,因为强烈构造运动引发的深断裂活动和火山岩浆喷发,使得地层流体内富含HCO3-或CO2[40],长石、岩屑等颗粒在酸性流体的作用下发生局部溶解作用,并伴随片钠铝石的交代作用发生(图9(b))。由于渗透性的改善和储集空间的增加,在乾240、乾239井的泉四段4个砂组内均发育了多套油层。

4 致密油成藏模式

4.1 凹陷区“源内直排倒灌”成藏模式

具有此类成藏模式特征的致密油藏主要分布于长岭凹陷内,由于青一段暗色泥岩埋藏深、有机质类型好、丰度高,且已达到成熟—高成熟阶段,加之湖盆中心沉积速率大,在欠压实作用和生烃作用控制下,青一段发育强超压。在距今约80 Ma的嫩江组沉积时期,青一段暗色泥岩生成的烃类在强超压驱动下开始向泉四段致密储层运移,由于Ⅰ砂组砂体紧靠源岩,其输导体系具有多样性,既包括青一段泥岩在超压背景下发育的微裂缝,也包括断层背景下产生的砂泥对接;另外,断层也作为“直排倒灌”的主要运移通道存在,而物性较好的砂体可以为油气提供侧向运移。基于Ⅰ砂组油源充足且输导体系多样,认为储层物性是控制其成藏的主要因素。下部Ⅱ～Ⅳ砂组距离上覆源岩较远,在超压驱动下,原油以油源断裂为通道,克服浮力和毛管压力的阻挡作用,向下运移至致密储层中物性较好的砂体内,然后在超压和浮力作用下沿砂体或次级断裂展开侧向运移,但由于泉四段砂岩埋藏深度大、压实强度高、胶结作用强烈,导致储层致密、孔喉连通性差,原油只能进行很短距离的侧向充注,最终在“先直排倒灌、后侧向运移(短距离)”的成藏机制下[25]形成致密砂岩油藏,如图10中让58—让54—孤19井所示的源内区。其中,强超压、双油源控制下的地堑、地垒以及单油源断层控制下的上倾砂岩是油气成藏的有利位置,但深大断裂的逸散作用不利于油气聚集(图10)。

图9 古隆起带油藏剖面及溶解作用特征Fig.9 Profile of oil reservoir and dissolution in ancient uplift belt

图10 泉四段上生下储式致密砂岩油成藏模式Fig.10 Hydrocarbon accumulation model of above-generation and below-storage tight sandstone oil reservoirs of Q4 Formation

4.2 斜坡区“源边反转断层遮挡”成藏模式

具有此类成藏模式的致密油藏分布于近凹陷的斜坡区,包括华字井阶地、扶新隆起带西部及红岗阶地,边界与致密储层边界相同(图1)。来自于保康、怀德和长春水系的陆源碎屑物质充沛,在斜坡区沉积了大片条带状水下分流河道砂体和透镜状河口坝砂体,砂质纯净且分选较好,加之压实作用和后期胶结作用均较沉积中心弱,储层物性优于长岭凹陷,砂体不仅便于原油聚集,还可为其提供侧向运移通道;虽然斜坡区自身范围内源岩多处于低熟状态、排烃量小,难以为大规模的油气运聚提供充足油源,但继承性发育的斜坡带处于凹陷区和隆起区的过渡带位置,是成熟源岩区生成的油气向隆起区大规模运移的必经之路,油源充足。当横向展布的砂体与反转断层相交时,砂泥斜接和泥岩涂抹作用使得断层封闭,有效地防止了油气继续逸散而得以聚集、成藏,形成斜坡区源边成藏模式,如图10中孤19—孤20井所示区域。在该模式中,充足油源、砂体物性以及输导体系都具有先天优势,上倾反转断层以及反转断层与水下分流河道砂体的匹配关系成为控制油藏形成的关键地质因素[25](图10)。

5 结 论

(1)松南中央坳陷区泉四段“上生下储”式致密砂岩油藏集中分布在长岭凹陷内及其周边斜坡区,具有“满坳含油、宏观连片”的特征和“东富西贫、南富北贫”的差异性。平面上,长岭凹陷内让字号井区、乾字号井区和华字井阶地靠近凹陷区的孤字号井区是致密油最为富集的区块;剖面上,Ⅱ、Ⅲ砂组中致密油最为富集,而Ⅳ砂组油层厚度最小且呈现零星分布的特征。

(2)优质源岩、上覆异常高压、优质储层及油源断层是控制致密油成藏的主要地质因素,其中青一段下段TOC大于2.0%的优质源岩展布范围控制致密油藏分布格局;异常高压与源储断层的空间配置关系控制下部砂组含油性,剖面上油气下排深度最大为140 m;平面上超压大于10 MPa、与断层距离小于2 500 m的区域是Ⅱ～Ⅳ砂组的致密油藏富集区;优质储层控制致密油富集程度及产量。

(3)坳陷型湖盆上生下储式致密砂岩油藏的形成主要存在凹陷区“源内直排倒灌”和斜坡区“源边断层遮挡”两种成藏模式。

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(编辑 徐会永)

Main controlling factors of above-generation and below-storage tight sandstone oil reservoirs at Quantou 4 Formation of central depression in southern Songliao Basin

CAI Laixing1,2,3, LU Shuangfang1, ZHANG Xunhua2,3,HUANG Wenbiao1, XIAO Guolin2,3, WU Zhiqiang2,3

(1.Research Institute of Unconventional Petroleum and Renewable Energy in China University of Petroleum,Qingdao266580,China;2.QingdaoNationalLaboratoryforMarineScienceandTechnology,Qingdao266071,China;3.QingdaoInstituteofMarineGeology,ChinaGeologicalSurvey,Qingdao266071,China)

This paper systematically studied different types of tight sandstone oil reservoirs in Quantou 4 Formation,based on the theory of "high-quality source rocks control hydrocarbon accumulation" and the idea of "explore tight oil through sweet spots". Extensive field data such as logging,oil tests and sandstone thin sections were used. The results show that the tight sandstone oil reservoir is widely distributed in Changling depression and its surrounding slope area,which is characterized as full oil whole depression but with rich deposition imbalancedly distributed more in the eastern and southern regions. The distribution range of high-quality source rocks whose TOC>2.0% at bottom of Qingshankou 1 Formation controls the pattern of the tight sandstone oil reservoir. The relation between abnormally high pressure and source faults controls the formation of oil resovior in the lower part of Quantou 4 Formation. The maximum depth of down-migration is estimated 140 m. The area whose overpressure higher than 10 MPa and distance faults shorter than 2 500 m is an enrichment area of tight sandstone oil reservoir in Ⅱ～Ⅳ sand group of Quantou 4 Formation. These sweet spots of high-quality reservoir control the degrees of enrichment and production of tight sandstone oil reservoir. Our research indicates that "directly drained migration" within source rocks area and "reverse fault screened" in the side slope are two main models for above-generation and below-storage tight sandstone oil reservoirs to formed in depressed lake basins.

main controlling factors; tight sandstone oil reservoirs; above-generation and below-storage; Quantou 4 Formation; central depression in southern Songliao Basin

2016-06-25

国家“973”专项课题(2014CB239005)；国家重点自然科学基金项目(41330313)；国家自然科学基金项目(41402109)；国家油气重大专项(2011ZX05007-001)

蔡来星 (1985-) 男，博士，研究方向为地质资源与地质工程。 E-mail：qingxin717717@126.com。

卢双舫 (1962-) 男，教授，博士，博士生导师， 研究方向为油气地球化学及油气地质学。E-mail：lushuangfang@qq.com。

1673-5005(2016)06-0009-13

10.3969/j.issn.1673-5005.2016.06.002

TE 122.1

A

蔡来星,卢双舫,张训华,等.松南中央坳陷泉四段上生下储式致密砂岩油成藏主控因素[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2016,40(6):9-21.

CAI Laixing, LU Shuangfang, ZHANG Xunhua, et al. Main controlling factors of above-generation and below-storage tight sandstone oil reservoirs of Quantou 4 Formation of central depression in southern Songliao Basin[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2016,40(6):9-21.