四川盆地安岳特大型氣田基本地質特征與形成條件*

汪澤成 王銅山 文 龍 姜 華 張寶民

(1.中國石油勘探開發研究院 北京 100083； 2.中國石油西南油氣田公司 四川成都 610051)

四川盆地安岳特大型氣田基本地質特征與形成條件*

汪澤成1王銅山1文 龍2姜 華1張寶民1

(1.中國石油勘探開發研究院 北京 100083； 2.中國石油西南油氣田公司 四川成都 610051)

四川盆地安岳特大型氣田是我國最古老的海相碳酸鹽巖原生型氣田，目的層震旦系—寒武系有機質熱演化程度已達高—過成熟階段，埋深4 500～6 000 m，氣藏形成經歷了多旋回復雜構造運動。該氣田主力產層自上而下為寒武系龍王廟組、震旦系燈影組燈四段、燈二段。龍王廟組氣藏為構造背景上的巖性氣藏，受古隆起背景上的古、今構造疊加控制，多套儲層疊置連片大面積發育，含氣面積超出現今構造圈閉面積，形成了高石梯-磨溪-龍女寺龍王廟組氣藏群；燈影組燈二段氣藏為底水構造氣藏，上部含氣，下部普遍含水，含氣范圍受現今構造圈閉控制，磨溪區塊、高石梯區塊各自具有相對統一的氣水界面；燈影組燈四段氣藏為構造背景上的巖性-地層圈閉氣藏，在高石梯-磨溪-龍女寺區塊范圍內總體含氣。古裂陷、古丘灘體、古隆起、古圈閉和保存條件的時空配置是安岳特大型氣田形成的關鍵，其中，古裂陷控制了生烴中心與源-儲成藏組合，并形成了側向封堵條件；古丘灘體控制了巖溶儲層規模發育及巖性-地層圈閉的形成；古隆起控制了大型古油藏的形成，其繼承性發育對油氣形成起到了有效保存；古圈閉控制了大面積分布的巖性-地層油氣藏群。

四川盆地；安岳氣田；特大型氣田；基本地質特征；形成條件

自1964年威遠氣田發現以來，四川盆地在震旦系—下古生界油氣勘探經歷了長達半個世紀的艱難探索[1-2]。2011年高石1井獲得突破后，中國石油對川中古隆起東段的高石梯-磨溪地區實施“整體研究、整體部署、整體勘探、分批實施、擇優探明”的勘探部署，在短短3年內發現了安岳特大型氣田，實現了高效勘探。這是幾代石油人堅持不懈的結果，更是科學決策、高效勘探的成功典范。形成于古隆起背景上的安岳特大型氣田有其特殊性，主要表現在如下方面：一是古老的海相碳酸鹽巖氣田，目的層為震旦系—寒武系；二是古老的原生型氣田，烴源巖為震旦系—寒武系，有機質熱演化程度已達高—過成熟階段；三是埋深大，目的層埋深多在4 500～6 000 m；四是氣田形成經歷了多旋回構造運動，成藏歷史復雜。因此，系統總結安岳特大型氣田的形成與富集規律，不僅對指導該地區勘探部署有重要的實踐意義，而且對豐富和發展海相碳酸鹽巖大油氣田成藏理論有重要意義。

事實上，在安岳氣田發現之前，人們已認識到川中古隆起是震旦系—下古生界天然氣勘探的重要領域[3-7]。長期以來，由于受構造控藏以及燈影組為主要目的層的認識影響，勘探對象主要集中在川中古隆起現今構造的高部位，經鉆探雖有發現，但未獲重大突破，其關鍵因素是制約勘探的幾個科學問題認識不清，即：高過成熟烴源巖能否形成規模資源、古老碳酸鹽巖是否發育規模儲層、古隆起現今構造斜坡及低部位能否規模富集。針對上述問題，本文基于安岳特大型氣田地質特征分析，從優質成藏要素的靜態描述與高效成藏作用過程的動態恢復入手，揭示特大型氣田形成的地質條件和主控因素，以期有助于深化四川盆地大氣田形成與分布認識，為勘探領域拓展和新目標的選擇提供啟發或指導。

1 基本地質特征

安岳地區發現的震旦系—寒武系特大型氣田，探明了我國最古老、單體儲量規模最大的碳酸鹽巖特大型氣藏(即安岳氣田磨溪區塊寒武系龍王廟組氣藏)，揭示了古老碳酸鹽巖巨大的勘探潛力。

1.1 構造位置

安岳氣田位于四川盆地川中古隆平緩構造區的威遠至龍女寺構造群，東至廣安構造，西鄰威遠構造，南與川東南中隆高陡構造區相接，屬川中古隆平緩構造區向川東南高陡構造區的過渡地帶(圖1)。安岳氣田震旦系—寒武系現今構造格局總體輪廓表現為古隆起背景上的北東東向鼻狀隆起，由西向北東傾伏，呈多排、多高點的復式構造特征，在高石梯-磨溪地區主要表現為南北2個構造圈閉形態，南部是高石梯構造圈閉，北部是磨溪構造圈閉。雖經歷過多次構造運動，但均以升降運動為主，褶皺不強烈，構造相對平緩。二疊系以下地層斷層以正斷層為主，主要發育在研究區北部的磨溪地區，磨溪構造主要以北西向的斷裂為主，高石梯構造以北東向的斷裂為主。

圖1 四川盆地安岳特大型氣田構造位置

古構造演化分析表明[8-9]，四川盆地震旦紀—寒武紀經歷了前滄浪鋪期沉積型古隆起與滄浪鋪期—志留紀同沉積型古隆起兩大構造期的轉換與演化，安岳地區就處于古隆起東高部位，古構造較平緩，總體水體能量較高，沉積物以顆粒碳酸鹽巖為主。在演化過程中，盡管局部地貌特征不斷發生變遷，但整體表現為繼承性發展，安岳氣田始終處于古隆起的軸線東段高部位，長期處于油氣的指向區，油氣保存條件優越。

1.2 儲集層特征

安岳氣田震旦系—下古生界縱向上發育多套儲集層，主力含氣層有寒武系龍王廟組、震旦系燈影組四段及燈影組二段。

1.2.1 燈影組儲集層

燈影組發育燈二段、燈四段2套儲層，儲集巖均以丘灘復合體的藻凝塊云巖、藻疊層云巖、藻格架巖、砂屑云巖為主。儲集空間以粒間溶孔、晶間溶孔為主，其次為晶間孔、粒間孔、格架孔等，中小溶洞和裂縫也是燈影組儲層重要的儲集空間。縱向上，溶蝕孔洞層可達震旦系頂侵蝕面以下300 m。燈四段孔隙度2.10%～8.59%，平均值4.34%，水平滲透率主要分布在0.01～10.00 mD，平均值4.19 mD；燈二段孔隙度2.68%～4.48%，平均值3.73%，水平滲透率1～10 mD，平均值2.26 mD。

燈影組沉積期發育鑲邊臺地，臺緣帶藻丘灘體多期垂向疊置(圖2)，是優質儲層集中分布區，也是氣藏高產富集區。臺緣帶面積達1 500 km2，儲層厚度60～110 m；臺緣帶以東的臺地內部有利含氣區面積6 000 km2，燈四段儲層相對臺緣帶呈薄層狀分布，累計厚度一般小于40 m。燈二段上部儲層發育，橫向分布相對穩定，連續性較好，氣水界面之上鉆遇有效儲層厚度5.1～69.1 m，平均值34.3 m。

圖2 燈影組臺緣帶-臺地藻丘灘體發育剖面

1.2.2 龍王廟組儲集層

龍王廟組發育白云巖儲層，儲集巖類主要為砂屑白云巖、殘余砂屑白云巖和細—中晶白云巖等。儲集空間包括孔隙、溶洞和縫，以粒間溶孔、晶間溶孔為主，其次為晶間孔，部分井段溶洞和縫較發育。儲層孔隙度2.00%～18.48%，平均值4.28%。滲透率0.000 1～248 mD，平均值0.966 mD。儲層孔隙度與滲透率具有較明顯的正相關關系。儲層厚度10～60 m，其中磨溪區塊儲層厚度最大，龍女寺及高石梯區塊次之。

1.3 氣藏特征

安岳氣田龍王廟組發現磨溪、高石梯、龍女寺3個氣藏(圖3)，其中磨溪區塊龍王廟組氣藏含氣面積805.26 km2，已探明天然氣地質儲量4 403.83億m3，技術可采儲量3 082.68億m3，屬特大型氣藏。安岳氣田燈影組氣藏在縱向上分為燈二段、燈四段2套氣層，平面上高石梯、磨溪、龍女寺區塊整體含氣。

1.3.1 燈二段為底水構造氣藏

燈二段氣藏為底水構造氣藏。目前，高石梯-磨溪地區燈二段獲工業氣井13口，控制含氣面積970 km2。燈二段上部含氣，下部普遍含水，含氣范圍受現今構造圈閉控制。磨溪、高石梯區塊表現為2個相對獨立的氣藏(圖4)，且各自具有相對統一的氣水界面。

圖3 四川盆地燈影組—龍王廟組氣藏剖面

圖4 高石梯-磨溪地區燈影組氣藏分布

1.3.2 燈四段為構造-地層復合氣藏

燈四段氣藏為構造背景上的巖性-地層圈閉氣藏。目前，燈四段在高石梯-磨溪-龍女寺區塊7 500 km2范圍內總體含氣(圖4)，僅在磨溪北部構造低部位的磨溪22井燈四下亞段鉆遇水層。分析認為，晚震旦世—早寒武世多期構造運動形成了北西向大型臺內裂陷，裂陷內沉積充填了巨厚的下寒武統優質烴源巖，與桐灣期遭受剝蝕的燈四段形成側向供烴的源儲配置關系，也對燈四段氣藏側向封堵成藏起到關鍵作用。

1.3.3 龍王廟組為構造-巖性復合氣藏

安岳氣田龍王廟組氣藏屬于構造背景上的巖性氣藏，平面上表現為3個獨立氣藏(圖5)。磨溪區塊龍王廟組氣藏高度為232 m，含氣范圍超出最低構造圈閉線；該氣藏西側存在巖性封堵帶，儲層變差而形成巖性遮擋。高石梯區塊各井壓差較大，氣水關系較復雜。龍女寺區塊龍王廟組氣藏海拔比磨溪區塊低，目前未鉆遇水層，地層壓力分析表明與磨溪區塊不是一個氣藏。

圖5 高石梯-磨溪地區龍王廟組氣藏分布

1.4 氣藏流體特征

1.4.1 天然氣組分特征

安岳氣田燈四段氣藏屬于中—低含硫，中含二氧化碳，微含丙烷、氦和氮的干氣氣藏;天然氣相對密度為0.607 9～0.633 6，天然氣以甲烷為主，含量91.22%～93.77%，硫化氫含量1.00%～1.62%，二氧化碳含量4.83%～7.39%，微含丙烷、氦和氮。燈二段氣藏屬于中—高含硫，中含二氧化碳，微含丙烷、氦和氮的干氣氣藏;天然氣相對密度為0.626 5～0.632 6，甲烷平均含量91.03%。硫化氫含量0.58%～3.19%，二氧化碳含量4.04%～7.65%，微含丙烷、氦和氮。

安岳氣田龍王廟組氣藏為中低含硫、中低含二氧化碳的干氣氣藏。天然氣以甲烷為主，含量95.10%～97.19%，乙烷含量0.12%～0.21%，硫化氫含量0.26%～0.77%(平均值0.531%)，二氧化碳含量1.83%～3.16%(平均值2.389%)，微含丙烷、氦和氮。

1.4.2 氣藏壓力特征

安岳氣田燈二段、燈四段氣藏均屬于超深層、高溫、常壓氣藏。燈四段氣藏埋深5 000～5 100 m，產層中部地層壓力56.57～56.63 MPa，氣藏壓力系數1.06～1.13，氣藏中部溫度149.6～161.0 ℃。燈二段氣藏埋深5 300～5 400 m，產層中部地層壓力57.58～59.08 MPa，氣藏壓力系數1.06～1.10，氣藏中部地層溫度155.82～159.91 ℃。

安岳氣田龍王廟組氣藏屬于超深層、高溫、高壓氣藏，氣藏埋深大于4 600～4 700 m。氣藏中部地層壓力平均值在磨溪區塊為75.7 MPa，壓力系數平均值1.65；在高石梯區塊為68.3 MPa，壓力系數1.5；在龍女寺區塊為78.0 MPa，壓力系數1.67。氣藏中部地層溫度140.3～150.4 ℃。

2 形成條件

2.1 德陽-安岳克拉通內裂陷控制生烴中心及有利成藏組合

近南北走向的德陽-安岳克拉通內裂陷是震旦紀—早寒武世重要的古構造單元[10-12]，對成藏要素規模化發育與特大型氣田形成至關重要，它控制了生烴中心的發育和有利成藏組合的形成，同時形成了燈影組氣藏的有效封堵條件。

德陽-安岳克拉通內裂陷區控制了下寒武統優質烴源巖中心。其中，筇竹寺組烴源巖厚度達300～450 m，是其他地區烴源巖厚度的3倍，而且有機碳含量多在1.0%以上，屬于優質烴源巖；麥地坪組泥質烴源巖厚度為5～100 m，其他地區分布較薄或者缺失。這2套烴源巖累計生氣強度高達100億～180億m3/km2，是其他地區的4倍以上(表1)。此外，德陽-安岳克拉通內裂陷區發育的燈影組臺緣帶丘灘體緊鄰生烴中心，近源成藏。受克拉通內裂陷分割的控制，川中古隆起區震旦系—下寒武統成藏組合平面上可分3個單元(圖6)，即德陽-安岳裂陷區、磨溪-高石梯古高地、資陽-威遠古高地。

德陽-安岳克拉通內裂陷充填的下寒武統厚層泥頁巖橫貫于川中古隆起，為克拉通內裂陷以東的燈影組大面積油氣成藏提供了良好的側向封堵條件。勘探證實，高石梯-磨溪-龍女寺地區燈四段均產氣、不產水，氣柱高度超過構造圈閉幅度，屬于地層型氣藏群。

2.2 桐灣期-加里東期構造分異及疊加作用改造有利于形成優質儲集層

安岳特大型氣田發育2類3套優質儲層，一類是燈影組丘灘體白云巖優質儲層(燈二、四段)，另一類是龍王廟組顆粒灘白云巖優質儲層。這2類優質儲層的形成主要受沉積相及巖溶作用雙因素共同控制。燈影組有利沉積相帶為裂陷兩側的臺地邊緣相，由底棲微生物群落及其生化作用建造，形成巨厚的臺地邊緣丘灘復合體，后經多期溶蝕作用疊加改造而形成沿臺緣帶大面積分布的優質儲層，儲層孔隙度2.0%～10.3%，平均值3.3%，具準層狀、大面積分布特點，沿德陽-安岳克拉通內裂陷兩側分布，特別是高石梯-磨溪及資陽地區優質儲層厚度大、連續性強、物性好，面積可達2 500 km2。龍王廟組有利沉積相帶為環古隆起分布的顆粒灘，是在準同生巖溶基礎上疊加表生巖溶的多期巖溶作用改造而形成的優質儲層，儲層孔隙度2.01%～18.48%，平均值4.24%。其中，處于古隆起高部位的磨溪地區龍王廟組儲層厚度大、橫向連續性好，而處于古隆起上斜坡部位的高石梯地區儲層厚度小、橫向連續性差。

表1 克拉通內裂陷與鄰區烴源巖對比

圖6 高石梯-磨溪地區震旦系—寒武系成藏組合模式

2.3 川中古隆起繼承性演化有利于古油藏聚集及晚期裂解氣聚集成藏

自加里東運動定型以來，川中古隆起區在晚古生代—中生代長期繼承性發育，是油氣有利指向區，控制了大型古油藏的形成與分布，有利于油氣有效保存，進而控制了現今油氣藏的規模。磨溪-高石梯地區長期處于川中古隆起高部位，控制了油氣運移的方向，是油氣運聚的指向區，有利于古油氣藏形成與富集。

川中古隆起區油氣成藏經歷了3個階段[9-12]，二疊紀—中三疊世形成的燈影組和龍王廟組古油藏在古隆起區大面積分布。構造演化與生烴史研究表明，古油藏主要形成于二疊紀—中三疊世，但主要成藏期為中晚三疊世。根據古構造演化及儲層體形成與分布，結合瀝青分布，推測燈影組燈四段古油藏面積約9 000 km2，龍王廟組含油面積約6 000 km2。

古隆起控制了大型古油藏的形成，古油藏裂解成氣是現今氣藏氣源的主要貢獻者，古油藏裂解成藏控制了現今氣藏分布[13-14]。古油藏在晚三疊世—白堊紀裂解成氣、成藏而形成古氣藏，并在古隆起高部位聚集。川中古隆起構造的穩定性以及地層-巖性型為主導的圈閉類型決定了古油藏裂解氣原位成藏，為大面積地層-巖性氣藏集群式分布創造了條件。從有機質演化歷史看，古隆起區燈影組地層型圈閉在中三疊世形成古油藏，到晚三疊世—白堊紀裂解成氣，原位成藏形成古氣藏。受灘體分布與灘間泥質白云巖阻隔，龍王廟組顆粒灘體巖性圈閉呈集群式分布，成藏模擬顯示古油藏發生裂解成氣后原位成藏，形成古巖性氣藏，在古隆起及斜坡帶大面積分布。

2.4 晚期構造穩定有利于天然氣藏保存

高石梯-磨溪地區喜山期構造變形微弱，為特大型氣田形成創造了良好保存條件。構造研究表明，川中古隆起區存在4個構造層[8,15-16]：上構造層為下三疊統嘉陵江組—白堊系；中構造層為寒武系—飛仙關組；下構造層為包括震旦系在內的新元古界；基底構造層為中元古界及其以下層位。不同構造層構造樣式存在差異：上構造層以發育低緩褶皺、逆沖斷層為特征，褶皺變形相對較強；中、下構造層構造變形主要表現為高角度斷層發育，斷距較小，平面延伸較短，褶皺變形微弱。總體來看，深層構造變形較弱，斷層垂向上未切穿上覆蓋層，對氣藏的破壞作用較小。古構造演化史表明[8]，從桐灣期到喜山期，川中古隆起的軸部由北向南遷移，但高石梯-磨溪地區繼承性發育，始終位于古隆起軸部發育帶，構造穩定性強；而資陽地區早期為古隆起高部位，到喜山期為斜坡帶；威遠地區早期為斜坡帶，喜山期為構造高部位，構造穩定性均不同于高石梯-磨溪地區。

3 勘探方向

四川盆地震旦系—寒武系目前勘探主要集中在川中的高石梯-磨溪地區，勘探面積不足有利區面積的1/4，未來勘探前景仍然廣闊，勘探潛力值得期待。

3.1 燈影組

燈影組成藏的關鍵地質要素是克拉通內裂陷。一方面，裂陷的發育控制了燈影組臺緣帶丘灘體分布規模最大，裂陷區是燈影組巖溶儲層發育最有利地區；另一方面，裂陷控制了下寒武統優質烴源巖生烴中心，如高石梯-磨溪西部裂陷區下寒武統烴源巖厚度可達350～400 m，遠遠大于其他地區(多在100～150 m)。從這種特殊的“構造-古地貌”形成的源儲配置看，古隆起高部位環裂陷區邊緣為燈影組最有利勘探區。而古隆起東段斜坡帶燈影組和古隆起外圍的川南-川東地區位于臺內丘灘體與巖溶作用疊加區，儲層普遍發育，臨近生烴中心，與寒武系烴源巖側向接觸，源-儲配置有利，喜山期構造圈閉發育，具備有利成藏條件，是燈影組勘探的后備領域。

3.2 龍王廟組

寒武系龍王廟組為碳酸鹽巖緩坡沉積體系，是以高石梯-磨溪-龍女寺一帶為代表的碳酸鹽巖緩坡帶顆粒灘發育區。根據“構造-古地貌”控制的成藏組合，繼承性古隆起高部位震旦系—寒武系裂陷內發育大型優質烴源灶，靠近古侵蝕面發育大面積巖溶儲層，構造穩定有利于原生型氣藏群的保存，決定了繼承性古隆起高部位、古今構造疊合區是龍王廟組天然氣勘探最有利的地區。而在古隆起西側斜坡帶、南部和東部的高陡構造帶，龍王廟組沉積相以瀉湖和潮坪為主，發育顆粒灘體儲層，與下伏筇竹寺組烴源巖構成下生上儲組合，臨近下寒武統生烴中心，喜山期構造圈閉發育，是龍王廟組勘探的后備領域。

4 結論

1) 四川盆地安岳特大型氣田是我國最古老的海相碳酸鹽巖原生型氣田，主力產層為寒武系龍王廟組、震旦系燈影組燈四段與燈二段。龍王廟組氣藏為構造背景上的巖性氣藏，形成了高石梯-磨溪-龍女寺龍王廟組氣藏群；燈二段氣藏為底水構造氣藏，磨溪區塊、高石梯區塊各自具有相對統一的氣水界面；燈四段氣藏為構造背景上的巖性-地層圈閉氣藏，在高石梯-磨溪-龍女寺區塊范圍內總體含氣。

2) 古裂陷、古丘灘體、古隆起、古圈閉和保存條件的時空配置是安岳特大型氣田形成的關鍵，其中古裂陷控制了生烴中心及源-儲成藏組合，并形成了側向封堵條件；古丘灘體控制了巖溶儲層規模發育及巖性-地層圈閉的形成；古隆起控制了大型古油藏的形成，其繼承性發育對油氣形成起到了有效保存；古圈閉控制了大面積分布的巖性-地層油氣藏群。

3) 高石梯-磨溪地區外圍震旦系—寒武系勘探潛力巨大，古隆起高部位環裂陷區邊緣為燈影組最有利勘探區，而繼承性古隆起高部位、古今構造疊合區是龍王廟組最有利的勘探方向。

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(編輯：馮 娜)

Basic geological characteristics and accumulation conditions of Anyue giant gas field, Sichuan basin

Wang Zecheng1Wang Tongshan1Wen Long2Jiang Hua1Zhang Baomin1

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China;2.PetroChinaSouthwestOilandGasFieldCompany,Chengdu,Sichuan610051,China)

Anyue giant gas field is the oldest integral gas field in marine carbonate rocks and its main production layers of the Sinian—Cambrian are buried in 4 500～6 000 m deep with high to over mature thermal evolution of organic matters. The gas accumulation experiences complex tectonic movements. Three sets of reservoirs develop in the gas field including the Cambrian Longwangmiao Formation, the second and the fourth Members of the Sinian Dengying Formation. Gas reservoir in Longwangmiao Formation is lithologic gas reservoir with tectonic background, which is controlled by paleo-uplift background of ancient and modern tectonic superposition. Gas bearing area is beyond the present structural traps in the area, which forms the gas reservoir group of Gaoshiti-Moxi-Longnvsi. Gas reservoirs in the second Member of Dengying Formation are structural gas reservoirs with bottom water, and gas bearing area is controlled by structural traps. Gas reservoirs in the fourth Member of Dengying Formation are stratigraphic-lithologic gas reservoirs with tectonic background. The time-space allocation of the ancient rift, the ancient dune, the paleo-uplift, the ancient trap and the preservation condition are the keys to the formation of Anyue giant gas field. Hydrocarbon generation center, source reservoir combination and lateral sealing conditions are controlled by paleo-taphrogenic trough. The scale of karst reservoirs and the lithologic-stratigraphic traps are controlled by the ancient algal dune body. The paleo-uplift controls the formation of large oil paleo reservoirs and the effective preservation conditions, and the ancient traps determine the forming of lithologic-stratigraphic gas reservoir groups.

Sichuan basin; Anyue gas field; giant gas field; basic geological characteristics; accumulation conditions

汪澤成，男，博士，教授級高級工程師，長期從事石油構造與油氣地質綜合研究工作。地址：北京市海淀區學院路20號910信箱(郵編:100083)。電話：010-83597701。E-mail：wangzecheng@petrochina.com.cn。

1673-1506(2016)02-0045-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.005

TE122

A

2015-11-17 改回日期：2016-01-05

*“十二五”國家科技重大專項“四川、塔里木等盆地及鄰區海相碳酸鹽巖大油氣田形成條件、關鍵技術及目標評價(編號：2011ZX05004)”、中國石油科技重大專項“深層大油氣田形成與分布(編號：2014E-32-01)”部分研究成果。

汪澤成,王銅山,文龍，等.四川盆地安岳特大型氣田基本地質特征與形成條件[J].中國海上油氣，2016,28(2)：45-52.

Wang Zecheng,Wang Tongshan,Wen Long,et al.Basic geological characteristics and accumulation conditions of Anyue giant gas field, Sichuan basin[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):45-52.