胡東風等：碳酸鹽巖烴源巖氣藏的發現及其油氣地質意義 ——以四川盆地涪陵地區中二疊統茅口組一段氣藏為例
刊出時間:2020
作者簡介：胡東風，1964 年生，正高級工程師；現任中國石化勘探分公司總地質師，主要從事油氣田勘探綜合研究與技術管理工作。地址：（610041）四川省成都市高新區吉泰路688 號。ORCID: 0000-0001-6409-0680。
E-mail: hudf.ktnf@sinopec.com
胡東風 王良軍 張漢榮
段金寶 夏文謙 劉珠江
魏全超 王 昆 潘 磊
中國石化勘探分公司
摘要:四川盆地中二疊統茅口組一段（以下簡稱茅一段）以往一直都被視為一套碳酸鹽巖烴源巖，未有針對性地對其開展儲層評價與測試工作。近年來，借鑒非常規天然氣的勘探思路，借助于兼探井對川東南涪陵地區茅一段進行測試并獲得了工業氣流。為了進一步弄清該區茅一段的天然氣勘探潛力，基于野外剖面實測、鉆井系統取心以及實驗室分析化驗等資料，對其沉積特征、天然氣成藏條件及主控因素等進行了研究。研究結果表明：①涪陵地區茅一段氣藏源儲一體，天然氣主要富集在黑灰色灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖中；②儲集空間主要為粒緣孔（縫）、成巖收縮孔（縫）、有機質孔和裂縫；③孔隙以納米級孔為主，主體孔徑為5 ～ 50 nm，介于頁巖儲層與常規儲層之間，并且非均質性強；④氣藏具有源儲共生、巖性控藏、大面積層狀分布的特點，表現為兩段式油氣差異富集——“早期層內近源富集”與“晚期層間泄壓調整”；⑤外緩坡相帶中伴隨陣發性上升流沉積的黑灰色富有機質細粒灰泥灰巖的發育是天然氣成藏的基礎，黏土礦物轉化控制了相對優質儲層的發育，良好的保存條件是天然氣成藏的關鍵，裂縫發育有利于天然氣的富集高產。結論認為，該區茅一段是一種特殊類型的氣藏——碳酸鹽巖烴源巖氣藏，并且具有較大的天然氣勘探潛力，已有多口井獲氣；該類氣藏的發現，不僅拓展了四川盆地天然氣勘探的領域，而且還可以為中國南方其他地區的天然氣勘探提供借鑒。
關鍵詞:四川盆地東南；涪陵地區；中二疊統茅口組；碳酸鹽巖；烴源巖氣藏；灰泥灰巖儲集層；致密氣藏；源儲一體
0 引言
四川盆地川東南地區中二疊統茅口組一段（以下簡稱茅一段）以往長期被業界視為一套碳酸鹽巖烴源巖[1-5]，雖然大量鉆井都曾在茅一段鉆遇過良好的天然氣顯示，但多被認為是烴源巖裂縫氣顯示，未有針對性地對其開展儲層評價與測試工作。近年來，借鑒四川盆地頁巖氣勘探的技術思路[6-22]，中國石化勘探分公司加強了對川東南地區茅一段的油氣地質綜合評價研究工作。通過野外基干剖面實測和探井系統取心，借助于非常規油氣的分析測試手段，研究了茅一段的天然氣成藏基本條件；重點研究了其富含有機質碳酸鹽巖的儲集空間以及天然氣成藏過程；進而認為該區茅一段是一種特殊類型的氣藏，并且具有較大的天然氣勘探潛力。借助于上述非常規天然氣的研究思路，在川東南涪陵地區兼探井——JS1 井、YH1 井茅一段開展直井酸化測試，分別獲得日產1.68×104 m3 和3.06×104 m3 的工業氣流，不僅證明了該區茅一段灰泥灰巖儲層具有良好的含氣性[23]，而且還進一步證實了茅一段碳酸鹽巖烴源巖氣藏具有較大的天然氣勘探潛力。1 沉積特征
二疊系茅口組沉積早期，四川盆地主體處于碳酸鹽巖緩坡沉積環境[24-27]，茅一段頂底識別標志明顯、沉積厚度穩定（85 ～ 130 m）。川東南地區水體相對較深，沉積了一套瘤狀灰巖，俗稱眼球狀灰巖[28-33]。通過對川東南冷水溪、老黃釬等野外露頭茅一段的觀察與實測（圖1），認為茅一段地層整體具有成層性，根據巖性組合特征將茅一段分為上、下兩個亞段，分別對應于兩個完整的沉積旋回。鑒于涪陵地區鉆井巖性組合與野外地質剖面具有可對比性，因而借助于該區JY66-1 井的巖心資料，綜合分析后將茅一段細分為8 個小層（圖2）。
茅一段巖性主體由黑灰色灰泥灰巖（俗稱眼皮）與灰色灰巖（俗稱眼球）組成[28-29]，前者的X 射線衍射分析結果表明，碳酸鹽礦物含量介于30% ～ 90%、石英含量介于0 ～ 20%、滑石含量多介于0 ～ 30%（個別點超過50%）；后者為典型的石灰巖，碳酸鹽礦物含量超過90%。上述兩種巖性根據其比例的不同，形成了以下4 種巖性組合，其礦物成分的比例也隨著巖性組合的不同而變化：①灰泥灰巖（圖3-a、b），具紋層狀層理，是一種碳酸鹽巖細粒沉積物，深灰—黑灰色，薄層狀，單層厚度較小，局部頁理發育，主要發育在茅一段1、3 小層；②瘤狀灰泥灰巖（小疙瘩）（圖3-c、d），具透鏡狀層理，灰泥灰巖占比大于50%，石灰巖占比小于50%，長軸沿順層方向排列，主要發育在茅一段5、6 小層；③瘤狀灰巖（大疙瘩）（圖3-e、f），具脈狀層理，石灰巖占比大于50%，灰泥灰巖填隙于瘤狀縫隙之間，占比小于50%，主要發育在茅一段2、7 小層；④石灰巖（圖3-g、h），具中層塊狀層理，灰—淺灰色厚層—塊狀，橫向分布穩定，主要發育在茅一段4、8 小層。鉆井巖性組合和野外地質剖面具有較好的可對比性。
2 天然氣成藏條件
2.1 烴源巖及其特征
JY66-1 井系統巖心取樣分析結果表明，85 個樣品的總有機質含量（TOC）測試值為0.03% ～ 2.41%，平均值為0.62%。進一步分析認為，黑灰色灰泥灰巖與灰色灰巖兩種基質巖性的TOC 差異大（圖4）：前者的TOC 介于0.21% ～ 2.41%， 平均為0.86%，TOC ＞ 0.5% 的占81.4%，為有效碳酸鹽巖烴源巖；后者的TOC 介于0.03% ～ 0.43%， 平均為0.13%，TOC ＜ 0.5%，不具備生烴能力。這說明茅一段的烴源巖主要為黑灰色灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖，JY66-1井茅一段有效烴源巖的厚度為44.68 m。鉆井統計和測井解釋結果表明，涪陵地區灰泥灰巖及瘤狀灰泥灰巖分布廣泛，厚度介于40 ～ 50 m。
從碳酸鹽巖干酪根碳同位素和鏡檢實驗分析結果可知，涪陵地區茅一段烴源有機質類型主要為腐泥型—偏腐泥混合型，熱演化程度適中，Ro 介于1.71% ～ 2.18%，平均為1.94%。2.2 儲集層及其特征
2.2.1 儲集空間類型
通過分析JY66-1 井、冷水溪、老黃釬剖面氬離子掃描電鏡照片與大視域背散射掃描電鏡照片，發現茅一段儲集空間主要為粒緣孔（縫）、成巖收縮孔（縫）、有機質孔和裂縫。以下分述之。1）粒緣孔（縫）：是方解石顆粒、石英、有機質、黏土礦物之間的孔（縫），多呈一定弧度，延伸不遠，傾向和傾角不固定。孔徑分布范圍介于10 ～ 1 100nm，主要分布在20 ～ 400 nm 之間；縫寬大多數都在50 nm 左右，連通性好。在茅一段下部黏土礦物及碳酸鹽巖礦物含量均較高的層段中比較常見（圖5-a）。
2）成巖收縮孔（縫）：X 射線衍射測試結果發現灰泥灰巖中含有滑石，氬離子拋光高精度掃描電鏡測試揭示其成巖收縮孔（縫）非常發育，系沉積的海泡石在成巖過程中向滑石轉化時形成的。主要發育在灰泥灰巖中，滑石晶面孔（縫）縫寬介于10 ～ 200 nm，多在50 nm 左右；滑石界面縫范圍介于160 ～ 960 nm，最大可以達到1 300 nm ；傾向和傾角不固定，連通性較好，開度變化大。在茅一段下部黏土礦物含量較高的層段中比較常見（圖5-b、c）。3）有機質孔：主要發育在灰泥灰巖中，與下志留統龍馬溪組頁巖有機質孔類似，孔隙大小通常為納米級，大小一般介于2 ～ 100 nm，大多呈不規則形狀，連通性較差。在茅一段有機質含量較高的層段中均有發育（圖5-d、e）。4）裂縫：包含微裂縫和宏觀裂縫。氬離子拋光掃描電鏡發現，微裂縫長度一般介于3 ～ 5 μm（圖5-f）。JY66-1 井茅一段巖心觀察、描述統計結果表明，茅一段宏觀裂縫主要發育低角度裂縫、高角度裂縫、壓溶縫和巖性過渡縫。其中低角度裂縫最為發育，其在茅一段1—3 小層零星分布，而在4—6 小層則分布較為密集，多被方解石半—全充填。高角度裂縫發育，被方解石全充填，多發育于2、4 小層的石灰巖中。2.2.2 儲層物性
茅一段因常常被視為碳酸鹽巖烴源巖，故多年來其儲集性能一直未被研究過。為此，筆者從JY66-1井茅一段巖心上等間距連續取樣85 個，對其進行物性分析。分析結果表明：孔隙度介于0.01% ～ 6.08%，平均為1.42%， 孔隙度大于2.0% 的樣品占比為21.2% ；滲透率介于0.006 ～ 4.752 mD ， 平均為0.041 mD，滲透率介于0.01 ～ 0.10 mD 的樣品占比為76.70%。因此，茅一段儲層為特低孔隙度、特低滲透率裂縫—孔隙型致密儲層。同樣將前述兩種基質巖性分開來統計發現（圖6），黑灰色灰泥灰巖孔隙度介于0.38% ～ 6.08%，平均為1.90%，具有一定的儲集能力；而灰色灰巖孔隙度則介于0.01% ～ 1.09%，平均為0.56%，基本上不具備儲集能力。這說明茅一段儲層巖性主要為黑灰色灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖，也就是說茅一段生烴層與儲集層為同一套巖性，天然氣成藏受巖性的控制。
2.2.3 孔隙結構
氮氣吸附—脫附實驗結果表明，孔徑介于5 ～ 50nm 的中孔提供了主要的孔體積，孔徑大于50 nm 的大孔提供了次要的孔體積，孔徑小于5 nm 的微—中孔僅提供了部分孔體積；對茅一段樣品的液氮吸附—壓汞聯合測定結果表明，孔隙主要分布由中孔組成，其結論與氮氣吸—脫附實驗分析結果一致（圖7）。
2.3 頂、底板發育情況
1）JY66-1 井巖心描述和野外地質剖面觀察結果表明：茅一段4 小層是一套灰—淺灰色厚層塊狀灰巖，橫向分布穩定（圖3-g、h），巖心分析突破壓力介于49.2 ～ 51.1 MPa ；野外地質剖面觀察發現，茅一段8小層（圖2）及茅二段也為一套灰—淺灰色厚層塊狀灰巖。這說明頂板具有良好的封蓋性能。2）JY66-1 井巖心描述結果表明，中二疊統棲霞組為一套淺灰—灰色含生屑粉—泥晶灰巖，裂縫不發育，巖心分析突破壓力介于50.6 ～ 51.5 MPa。這說明底板也具有良好的封閉性能。2.4 天然氣成因與來源
2.4.1 天然氣成因分析
通過研究JS1 井、YH1 井茅一段氣體組成的分析資料得出，茅一段天然氣組成以甲烷為主（含量介于91.40% ～ 97.64%），不含H2S，其烷烴氣中C2+重烴含量很少（相對含量僅0.37% ～ 1.13%），干燥系數（C1/C1 ～ C5）達0.99。在 δ13C1 與 lg[C1（/ C2+C3）] 比值的分類圖版上（圖8-a），涪陵及鄰區包括JS1 井茅一段氣層在內的茅口組天然氣樣品點都落在油型裂解氣區域，ln（C1/C2）和ln（C2/C3）值主要落在烴源巖裂解氣分布線上（圖8-b）。這表明茅口組天然氣在成因上屬于烴源巖裂解氣，源于烴源巖干酪根和可溶瀝青的裂解。
2.4.2 氣源分析
涪陵地區存在著多個層系的天然氣，JY3HF 井上二疊統長興組氣樣的干燥系數為0.97，C2+ 重烴含量為2.94%，明顯高于JS1 井的茅一段天然氣；并且其甲烷碳同位素值較輕（δ13C1 介于－31.8‰ ～－32.8‰），而乙烷碳同位素值則較重（δ13C2 介于－32.7‰ ～－33.5‰），明顯有別于茅一段天然氣（圖9-a）。這表明二者沒有成因上的聯系。
圖9 焦石壩區塊茅口組及鄰層天然氣甲、乙烷碳同位素值與下志留統龍馬溪組的多數氣樣相比，JS1 井茅一段天然氣的甲烷和乙烷碳同位素值顯得較輕，并且δ13C2 －δ13C1 差值較大（圖9-b）。這說明茅一段天然氣并非來自志留系，而具有獨立的氣源，為其自身的烴源巖。從天然氣與氣源巖的碳同位素組成關系來分析，JS1 等井茅一段天然氣的δ13C1 介于－30.5‰ ～－31.3‰，按天然氣與氣源巖的碳同位素組成關系，其氣源巖干酪根δ13C 值應在－27‰上下。研究區烴源巖的分析資料表明，各層位海相烴源巖的干酪根碳同位素值有著不同的分布范圍。上二疊統龍潭組烴源巖干酪根δ13C 介于－23.0‰～－24.8‰，12 個樣品的平均值為－23.8‰；茅一段烴源巖目前分析的JY66-1井及二崖、老黃釬剖面的樣品δ13C 介于－26.1‰ ～－30.1‰，平均值為－27.5‰；冷水溪剖面的棲霞組烴源巖介于－26.8‰ ～ －28.8‰，12 個樣品的平均值為－28.0‰；龍馬溪組7 個泥巖樣品δ13C 介于－27.8‰～－30.5‰，平均值為－29.1‰。鄰區下寒武統烴源巖的泥巖干酪根δ13C 介于－29.4‰ ～－31.8‰，12 個樣品的平均值為－30.1‰。從這些烴源巖碳同位素值的分布情況看，茅一段烴源巖與茅一段天然氣具有上述氣—巖碳同位素組成上的相關性，結合天然氣成因類型和氣—氣對比結果，可以判斷茅一段天然氣的氣源來自同層位地層。2.5 天然氣成藏演化
涪陵地區經歷了早期沉積和后期抬升兩大階段，結合JY66-1 井的埋藏史資料（圖10），將茅一段天然氣成藏分為“早期層內近源富集”及“晚期層間泄壓調整”兩個階段，以下分述之。
2.5.1 早期層內近源富集
1）T1 末—T2（圖11-a）：Ro 介于0.6% ～ 0.9%，黑灰色灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖中有機質達到早期生烴的門限值，開始有少量石油生成。
2） T2 末—J1（圖11-b）：Ro 介于0.9% ～ 1.2%，進入生油高峰期的有機質開始大量生烴，隨著埋深和溫度、壓力的增大，黑灰色灰泥灰巖和瘤狀灰泥灰巖中海泡石脫水、析硅向富鎂蒙脫石轉化，晶體體積由大變小，形成少量收縮孔（縫）。3）J1 末—J2（ 圖11-c）：Ro 介于1.2% ～ 1.6%，進入干酪根裂解階段，有較多的有機質孔隙發育；富鎂蒙脫石進一步向滑石轉化，成巖收縮孔（縫）發育。裂解生成的天然氣在滿足有機質自身儲集的前提下，會有少量的天然氣分子向有機質外的成巖收縮縫進行擴散，儲集在黏土礦物轉化形成的成巖收縮縫中。4） J2 末—K2（圖11-d）：Ro 介于1.6% ～ 2.0%，有機質熱演化進入高—過成熟階段，原油及重質烴類發生裂解，產生更多的天然氣。有機質孔隙更發育，黏土礦物轉化也進入高峰期，發育更多的成巖收縮縫，有機質孔數量總體上較之成巖收縮縫少。此階段生成的天然氣在滿足自身有機孔儲集之后，其余的天然氣分子會擴散儲集于灰泥灰巖中成巖收縮孔（縫）和粒緣孔（縫）中，形成茅一段源儲共生、巖性控制的碳酸鹽巖近源性氣藏。2.5.2 晚期層間泄壓調整
K2 末至今：喜馬拉雅期，構造運動強度加劇，地層發生不同程度的抬升剝蝕，并發育一些斷裂。抬升泄壓過程導致有機質及黏土礦物的吸附能力降低，部分吸附氣發生了解析作用，轉變為游離氣，通過斷裂及其伴生的高角度裂縫進行調整，特別是高角度裂縫（包括網狀裂縫）系統，其有效地改善了儲層的物性，形成了有利的儲層甜點。在涪陵地區的鉆井顯示，在裂縫發育且保存條件好的鉆井中，油氣顯示更加活躍。3 天然氣成藏主控因素
3.1 外緩坡相帶富有機質灰泥灰巖的發育是天然氣成藏的基礎
涪陵地區茅一段沉積時期處于浪基面以下的外緩坡低能環境[32]，同時又有陣發性的上升流存在[3]，當上升流來臨時帶來供給生物繁殖、生長的氧和營養鹽，促使水體中生物大量繁殖，而生物在繁殖和死亡過程中消耗大量的氧，在浪基面以下的水體較深區域容易形成缺氧環境利于有機質的保存，此時發育富有機質的灰泥灰巖；當上升流消失時，容易形成富氧層，不利于有機質的保存。地球化學分析數據也顯示，在茅口組一段所發育的4 種巖相中，灰泥灰巖及瘤狀灰泥灰巖具有較高的有機質含量，一般介于0.21% ～ 2.41%，平均為0.86% ；另外，其有機質類型為偏腐泥混合型，并且熱演化程度適中，已進入干氣階段。這種良好的烴源巖條件為茅一段氣藏的形成提供了有利的物質基礎。3.2 灰泥灰巖的黏土礦物轉化控制了相對優質儲層的發育
茅一段所有取心段中均發育有一定量的滑石礦物，結合孔隙度的變化分析發現，滑石富集程度最高的5.5 m 厚黑灰色灰泥灰巖孔隙度介于1.089% ～ 6.082%， 8 個樣點的平均值為4.1% ；滑石含量較高的瘤狀灰泥灰巖（小疙瘩）孔隙度為2.34%；瘤狀灰巖（大疙瘩）滑石含量相對較少，其孔隙度為1.33%，不含滑石的中—厚層狀石灰巖孔隙度僅為0.76%。上述情況說明，滑石化提高了儲層的儲集性能。研究發現，出現這種現象的原因在于當海泡石向滑石轉化過程中，隨著埋深的增加，溫度升高、壓力增大，海泡石會以脫水、析硅的方式向滑石轉化。在轉化過程中，相對分子質量由1 148 變為378、分子結構由鏈狀結構變為層狀結構。由于這種脫水和礦物相變的存在，在滑石礦物內部及邊緣發育呈“菊花狀”的成巖收縮縫。這種成巖收縮縫作為茅一段的主要儲集空間類型，為增大孔隙度做出了一定的貢獻。因此，灰泥灰巖的黏土礦物轉化控制了茅一段中相對優質儲層的發育。3.3 良好的保存條件是天然氣富集成藏的關鍵，裂縫發育有利于天然氣高產
由于茅一段氣藏存在著晚期泄壓調整，保存條件就成為天然氣能否富集成藏的關鍵。通過對典型井的解剖，明確了有利的構造背景與裂縫發育是茅一段這套新類型儲層獲得天然氣富集高產的關鍵。通過研究橫切焦石壩區塊的氣藏剖面后認為（圖12），焦石壩區塊主體構造穩定，大斷層不發育，保存條件較好，對茅一段氣藏的破壞作用小，利于后期氣藏的保存；JY61-2 等井在茅一段鉆進過程中見到了較好的油氣顯示，越靠近控制焦石壩寬緩背斜構造的邊界斷層——大耳山斷裂和烏江斷裂，茅一段鉆井油氣顯示就越差。
在保存條件好的前提下，裂縫的發育有利于天然氣的富集高產。DS1、TT1 等井在茅一段測試獲得高產工業氣流，并通過實施水平井進一步提高了天然氣產能。4 天然氣勘探的意義及方向
川東南涪陵地區茅一段灰泥灰巖致密氣藏的發現，為中國南方碳酸鹽巖烴源巖氣藏的勘探提供了借鑒。后者海相碳酸鹽巖地層發育，相對有利的深水沉積相帶廣泛分布，發育多套類似茅一段的富含有機質碳酸鹽巖地層，四川盆地三疊系雷口坡組、二疊系棲霞組、志留系石牛欄組、奧陶系寶塔組等都可以作為碳酸鹽巖烴源巖氣藏的重點準備領域。川東南地區棲霞組碳酸鹽巖烴源巖儲層厚度介于20 ～ 30 m，巖性為灰黑色灰泥灰巖、瘤狀灰泥灰巖，鉆井過程中油氣顯示全烴含量最高可達10%，地球化學參數、儲層物性和儲集空間類型與茅一段基本相同。川東南地區雷口坡組三段碳酸鹽巖烴源巖儲層厚度介于20 ～ 25 m，巖性主要為石灰巖、泥質灰巖、灰質泥巖，油氣顯示較好，同樣具有較大的碳酸鹽巖烴源巖氣藏勘探潛力。在廣大的南方外圍地區也見到了良好的碳酸鹽巖烴源巖氣藏的苗頭，如湘中地區的下石炭統，碳酸鹽巖烴源巖層厚度高達400 m，也是值得關注的勘探有利區。在勘探過程中，可以先結合地層埋深及有機質含量優選碳酸鹽巖烴源巖氣藏的有利靶區，再以兼探的方式進行試驗，取得突破后再施以水平井提高產能。一旦勘探開發取得成功，必將展現出類似于頁巖氣的廣闊勘探前景。5 結論
1）茅口組碳酸鹽巖烴源巖主要巖性為深灰—黑灰色灰泥灰巖，TOC 平均0.86%，有機質類型為腐泥型—偏腐泥混合型， Ro 為1.94%，為差—中等烴源巖，烴源巖厚度在涪陵地區介于40 ～ 50 m。2）涪陵地區茅一段儲層也為深灰—黑灰色灰泥灰巖，儲集空間類型為裂縫—孔隙型，為特低孔特低滲儲層，儲集空間主要為粒緣孔（縫）、成巖收縮孔（縫）、有機質孔和裂縫，以納米級孔為主。孔徑主要介于5 ～ 50 nm，介于龍馬溪組頁巖和常規碳酸鹽儲層之間，是一種特殊類型的儲層。3）茅一段氣藏為自生自儲的灰泥灰巖致密氣藏，氣藏具有源儲共生、巖性控藏、大面積層狀分布的特點， 呈現出“早期近源富集”與“晚期泄壓調整”兩段式的油氣差異富集模式。外緩坡相帶中伴隨陣發性上升流沉積的黑灰色富有機質的細粒灰泥灰巖的發育是天然氣成藏的基礎，黏土礦物轉化控制了相對優質儲層的發育，良好的保存條件是天然氣成藏的關鍵，裂縫發育有利于天然氣的富集高產。4）涪陵地區茅一段灰泥灰巖致密氣藏的發現，不僅拓展了所在地區天然氣勘探的領域，而且還為中國南方其他碳酸鹽巖烴源巖層系的天然氣勘探提供了借鑒。
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編 輯 居維清
論文原載于《天然氣工業》2020年第7期
基金項目：國家科技重大專項“重點地區頁巖氣富集規律與勘探評價方法”（編號：2017ZX05036001）、中國石化重大科技項目“四川盆地海相大型氣田目標評價與勘探關鍵技術（編號：P16082）”。
胡東風，王良軍，張漢榮，等. 碳酸鹽巖烴源巖氣藏的發現及其油氣地質意義——以四川盆地涪陵地區中二疊統茅口組一段氣藏為例[J]. 天然氣工業, 2020, 40(7): 23-33. HU Dongfeng, WANG Liangjun, ZHANG Hanrong, et al. Discovery of carbonate source rock gas reservoir and its petroleum geological implications: A case study of the gas reservoir in the first Member of #br# Middle Permian Maokou Formation in the Fuling area, Sichuan Basin. Natural Gas Industry, 2020, 40(7): 23-33.
