Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 11: 1927 - 1940

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.011

Multi-stage fluid activity and accumulation process of the Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan Basin

  • Yun LIAO , 1 ,
  • Jianyong ZHANG 2 ,
  • Pengda LU 1 ,
  • Zeqi LI 1 ,
  • Wenzheng LI 2 ,
  • Tengzhen TIAN 1 ,
  • Juan WU 1 ,
  • Wei SUN 1 ,
  • Shugen LIU 1, 3 ,
  • Bin DENG , 1
Expand
  • 1. College of Energy，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 2. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology，Hangzhou 310023，China
  • 3. Xihua University，Chengdu 610039，China

Received date: 2023-04-30

  Revised date: 2023-06-27

  Online published: 2023-11-24

Supported by

The National Natural Science Foundation of China （Grant Nos.U19B 6003,41572111,41230313）

the Sichuan Youth Fund(2017JQ0025)

Fold

Abstract

The lithology of Middle Permian Maokou Formation in the northern slope area of central Sichuan Basin is mainly bioclastic limestone， and the reservoir type is karst fracture and cave. Through core observation， microscopic thin section identification and cathodoluminescence characteristics， the mineral filling sequences of Maokou Formation are determined. On this basis， the characteristics of fluid inclusions captured in different stages of diagenetic minerals are analyzed， and combined with Permian burial thermal evolution history and diagenetic mineral U-Pb dating data in central Sichuan Basin， the process and time of oil and gas accumulation in Maokou Formation are determined. The results show that the reservoir space of the second member of Maokou Formation is mainly composed of residual dissolution pores， fractures and dissolution fractures. The reservoir space of the Maokou Formation is dominated by residual dissolution cavity， fracture and dissolution fracture. Three stages of calcite filling were observed in the pores， with the sequence of powder - fine crystal calcite → fine - medium crystal calcite → coarse - giant crystal calcite filling. The U-Pb chronological dating of the second stage calcite is the Late Permian （244.1 ±6.3 Ma）. The fluid inclusions are characterized by the mixing of high maturity liquid hydrocarbon inclusions and brine inclusions. The peak homogenization temperature is mainly between 120℃ and 130℃. In the third stage of coarse-giant calcite， there are high-density methane inclusions and asphalt inclusions， and their homogenization temperature peaks are mainly concentrated in the range of 165-170 ℃. It is revealed The Maokou Formation of Middle Permian in central Sichuan Basin has three stages of hydrocarbon accumulation， the first stage is the filling of oil from Late Permian to Early Triassic Lower Cambrian Qiangzhusi Formation to form fossil oil reservoir， the second stage is in the Middle Jurassic-Early Cretaceous fossil oil reservoir cracking to form gas reservoir， and the third stage is the adjustment of Late Cretaceous Himalayan structural uplift gas reservoir to form present mixed gas reservoir. The Middle Permian natural gas is mainly crude oil cracking gas generated by the source rocks of the Qiongzhusi Formation， mixed with a small amount of Middle Permian source rocks， and the inherited faults developed in central Sichuan Basin play a good role in communicating source and storage.

Key words： Northern slope of central Sichuan Basin; Middle Permian; Maokou Formation; Mineral filling sequence; Petroleum entrapment

Cite this article

Yun LIAO , Jianyong ZHANG , Pengda LU , Zeqi LI , Wenzheng LI , Tengzhen TIAN , Juan WU , Wei SUN , Shugen LIU , Bin DENG . Multi-stage fluid activity and accumulation process of the Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(11) : 1927 -1940 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.06.011

0 引言

二叠系作为四川盆地天然气的重要勘探开发层系，发育多套储层，资源潜力巨大。早期勘探目标主要集中在蜀南地区，以印支期岩溶风化壳作为突破点，至今已发现了325个岩溶缝洞型气藏。在蜀南地区勘探经验的积累上，20世纪80年代发现了卧龙河等构造区茅口组气藏，累计产量为44.13×108 m3［1］。20世纪90年代在川东北地区开江—梁平海槽获得重大突破，发现了龙岗、铁山坡等上二叠统礁滩型气藏。2003年位于川西北的矿2井揭示了盆地内部栖霞组孔隙型白云岩储层的存在，随后在2012年以双鱼石—河湾场构造带作为突破点部署了双探1井，并在中二叠统茅口组获得214×104 m3/d高产工业气流［2-4］。
四川盆地中部高石梯—磨溪地区部署的磨溪42井、磨溪31X1井、高石18井等均在栖霞组获得高产工业气流，提交控制储量约为440.85×108 m3。2018年元坝7井钻遇茅口组获日产105.9×104 m3工业气流，揭示了川东北地区茅口组台缘浅滩相的巨大潜力［5］。川西北双鱼石区块继双探1井在二叠系取得成功突破后部署的双探3井、双探8井及双探12井均在二叠系表现出良好的油气显示，共提交控制储量811.30×108 m3。2020年川西南平探1井钻遇栖霞组滩相白云岩储层，并获得66.86×104 m3/d工业气流，表明川西南中二叠统栖霞组台缘带发育的白云岩储层也具有良好的勘探潜力［6］，北斜坡地区角探1井茅口组也获得51.62×104 m3/d工业气流。
截至目前，四川盆地二叠系多区域钻井的持续突破均表明了良好的勘探前景。但二叠系构造—沉积演化过程复杂，发育多种沉积成岩组合，同一地区不同井位间的产能差异较大，如川西北双鱼石构造，单井产能介于（3.25~87.61）×104 m3/d之间［7-8］，不同地区油气分布特征及控制因素尚不明确。且有关二叠系气体来源问题存在争议，多期构造运动导致油气藏调整活动频繁，前人［9-11］通过气气对比、沥青与源岩进行对比多认为四川盆地二叠系气藏具有混源特征，具有多套烃源岩共同供烃的特点，对于四川盆地二叠系成藏演化过程、成藏规律及控制因素研究有待深入。
随着碳酸盐岩激光LA-ICP-MS原位U—Pb定年等绝对测年技术的广泛应用，可以为油气成藏期次提供直接的时间约束［12-14］，因此本文通过观察岩心及镜下薄片、阴极发光特征，建立川中北斜坡中二叠统茅口组多期矿物充填期次，并对成岩矿物进行方解石U—Pb原位定年。在此基础上，对不同期次成岩矿物中流体包裹体均一温度、盐度及激光拉曼特征进行分析，进而得出茅口组储层油气充注序列及成藏过程，并结合埋藏—热沉降史确定不同期次油气充注时间，为川中北斜坡下一步勘探开发提供依据。

1 区域地质特征

四川盆地为经历了多期次构造演化的叠合盆地，在古生代经历了多期海陆转换过程。二叠纪四川盆地的演化主要受古特提斯洋的扩张—消减影响，是晚古生代四川盆地沉积充填及构造演化的重要转折期［15］。加里东运动及云南运动使四川盆地乐山—龙女寺地区地层剧烈抬升，盆地及周缘地区整体呈西南高东北低的古地貌，奠定了二叠系沉积格局。受东吴运动及峨眉地裂运动影响，二叠纪盆地内地层小规模整体抬升，以丽江—大理—攀枝花为中心发生峨眉地幔柱隆升，整体为伸展背景，总体呈现南部隆升、西部裂陷、北部拉张的沉积格局（图1）［16］。
图1 中国南方及四川盆地边缘二叠系气藏特征分布

（a）四川盆地（据文献［21-23］，有修改）；（b）地层岩性综合柱状图

Fig.1 Characteristic distribution of Permian gas reservoirs in South China and the margin of Sichuan Basin

四川盆地二叠系自下而上发育梁山组、栖霞组、茅口组、龙潭组及长兴组5套地层，部分地区发育峨眉山玄武岩沉积。其中下二叠统梁山组以含煤碎屑岩沉积为主，含有大量铝土矿，岩性以铝土质泥岩、页岩为主，夹砂岩、粉砂岩、灰岩透镜体［17-18］。由于水下古隆起的存在，梁山组总体呈现厚度自盆地边缘向盆地中心逐渐减薄的特征，仅在西南缘及东南缘，受构造抬升影响呈现自剥蚀区向盆地内部逐渐增大的趋势。中二叠统发育栖霞组及茅口组沉积，栖霞组发育局限台地及台缘滩沉积，在盆地中部及东部以灰岩沉积为主，多为块状构造，盆地西部沉积白云岩，见眼球状构造。栖一段南北向自周缘向盆地中心厚度逐渐增大，东西向呈现中心薄，向外逐渐增厚的特征，其中东北部及西缘地层沉积厚度最大；栖二段则表现为西厚东薄。茅口组根据沉积特征自下而上分为4段，由于受峨眉地幔柱隆升影响，部分地层被抬升剥蚀，整体沉积中心位于川西南及川西北，地层展布向东北方向逐渐减薄［19-20］。
茅一段沉积时期海平面上升，为碳酸盐岩深缓坡沉积，以发育眼球—眼皮状生物灰岩为典型特征；茅二段—茅三段沉积时期海平面逐渐下降，逐渐过渡为浅缓坡沉积，部分为台内滩，水体环境较浅、为高能沉积环境，台内高能滩主要发育在川北剑阁—川中广安一带以及川西及川南边缘，岩性以泥晶生物碎屑灰岩夹燧石条带为主，茅二段见少量白云岩；茅四段以深灰色泥晶灰岩为主，在川南地区保存较好，川东—川南地区沉积厚度较薄甚至缺失［21］。上二叠统龙潭组自西南向北东沉积水体逐渐加深，依次发育潮坪—滨岸、开阔台地、斜坡和深水陆棚相，从陆相沉积逐渐过渡为海相沉积。岩性也从砂岩、泥岩夹灰岩和煤层过渡到灰色—深灰色灰岩，夹硅质、页岩及煤线。长兴组多为礁滩相，发育生屑白云岩及鲕粒白云岩。
四川盆地二叠系近期天然气勘探结果表明，主要产层集中在多地区的栖霞组、茅口组、峨眉山玄武岩、长兴组等多层系。栖霞组以白云岩孔隙型储层为主，主要集中在川西台缘带及川中围绕古隆起发育的台内高带；茅口组发育双鱼石—卧龙河北西向大型台缘带，控制了茅二段滩相白云岩孔隙型储层分布，茅三段发育热液白云岩储层，蜀南地区及川西南发育岩溶缝洞型灰岩储层，靠近火山口的川西地区发育火山碎屑岩气藏；长兴组沿海槽两侧发育多期叠置台缘生物礁滩型储层［4，24-26］ 。

2 中二叠统茅口组储层特征

基于川中蓬深6井—蓬深9井等茅口组岩心观察和测井资料等综合研究表明，茅口组储层主要发育在茅二段及茅三段（图2），其中茅一段发育眼球眼皮状灰岩，泥质含量较高，局部发生白云化作用；茅二段中下部发育少量眼球眼皮状灰岩，向上逐渐过渡为块状生屑泥晶灰岩，局部云化，白云岩类发育程度较差；茅三段主要发育灰色块状泥晶—亮晶生屑颗粒灰岩；茅四段在川中地区几乎剥蚀殆尽。茅口组垂向上整体表现为一次海侵海退旋回，为碳酸盐岩缓坡及碳酸盐岩台地沉积。
图2 川中北斜坡中二叠统茅口组储层分布剖面（剖面位置如图1所示）

Fig.2 Reservoir distribution profile of Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan （the profile position is shown in Fig.1）

川中地区茅口组主要发育岩溶缝洞型灰岩储层及孔隙型白云岩储层。灰岩储层岩性整体以浅灰色—深灰色泥晶生物碎屑灰岩为主，白云化程度较低，储集空间以溶孔及裂缝为主，缝合线发育，指示强烈压溶作用，泥质充填。在蓬深6井及蓬深7井茅二段岩心中见到大量残余溶蚀孔洞［图3（a），图3（d）］，溶蚀孔洞多为厘米级大小，见串珠状残余溶洞［图3（g）］，可见部分被细—中晶方解石充填。发育大量溶蚀裂缝［图3（f），图4（a），图4（c），图4（d）］，可见蓬深5井、蓬深7井中纤维状方解石、粉晶方解石等完全充填裂缝［图3（e），图3（h）］，蓬深9井中见少量溶蚀裂缝未被完全充填。镜下见少量毫米级结核状生屑铸模孔，多为易溶解矿物选择性溶蚀形成，被完全充填。
图3 川中北斜坡中二叠统茅口组储层特征

（a）生屑灰岩， 溶蚀孔洞发育， 蓬深6井，6 475.31 m；（b）生屑灰岩，缝合线，蓬深6井，6 478.20 m；（c）生屑灰岩，见铸模孔发育，细—中晶方解石充填，蓬深7井，6 045.64 m；（d）生屑灰岩，见厘米级溶洞发育，方解石部分充填，蓬深7井，6 041.5 m；（e）生屑灰岩，细晶方解石充填溶孔，蓬深6井，6 477.77 m；（f）生屑灰岩，溶缝未被完全充填，蓬深9井，5 743.23 m；（g）生屑灰岩，溶洞未被完全充填，蓬深5井，4 490.35 m；（h）生屑灰岩，纤维状方解石充填裂缝，蓬深5井，4 488.64 m；（i）生屑灰岩，粉晶方解石充填裂缝，蓬深7井，6 045.64 m

Fig.3 Reservoir characteristics of the Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan

图4 川中北斜坡中二叠统茅口组储层多期流体活动特征

（a）生屑灰岩，溶蚀裂缝发育，蓬深7井，6 037.48 m；（b）生屑灰岩，溶蚀缝发育，见沥青充填，蓬深7井，6 040.38 m；（c）生屑灰岩，溶蚀改造强烈，蓬深9井，5 760.72 m；（d）生屑灰岩，方解石全充填裂缝，蓬深9井，5 797.66 m；（e）生屑灰岩，见两期方解石充填高角度裂缝，蓬深7井，6 045.64 m；（f）生屑灰岩，见两期方解石及沥青充填裂缝，蓬深7井，6 045.64 m；（g）生屑灰岩，溶蚀洞被完全充填，蓬深7井，6 038.76 m；（h）生屑灰岩，溶蚀洞被完全充填，蓬深9井，5 797.78 m；（i）生屑灰岩，粗晶方解石及沥青充填溶蚀洞，蓬深9井，5 744.47 m

Fig.4 Multi-phase fluid activity characteristics of the Middle Permian Maokou Formation reservoir in the northern slope of central Sichuan

3 中二叠统茅口组多期流体活动特征

3.1　茅口组多期流体活动宏观特征

茅口组岩性致密，后期成岩作用对碳酸盐岩储层储集性能具有重要影响，研究区主要以溶蚀作用和胶结与充填作用为主。川中茅口组溶蚀作用根据成岩阶段可以划分为同生期溶蚀作用、表生期岩溶及埋藏溶蚀作用［27］。
受东吴运动影响，茅口组大面积抬升，接受不同程度暴露剥蚀和大气淡水淋滤作用，表生期岩溶对茅口组储层发育影响最大，主要体现在研究区茅口组岩心观察见大量溶蚀缝和溶蚀孔洞，岩溶缝洞充填程度高，常见多期方解石矿物不完全—完全充填溶洞和裂缝空间。在蓬深7井及蓬深9井岩心中可见大量直径约1~2 cm的厘米级残余溶洞，部分被粉—细晶方解石和细—中晶方解石完全充填［图4（g），图4（h）］，蓬深9井中见沥青与粗晶方解石共同充填溶蚀洞。大量高角度溶蚀缝被宽约为0.5~1 cm的方解石脉体充填，在蓬深7井中可观察到粉—细晶方解石与细—中晶方解石依次充填高角度裂缝，并见沥青位于裂缝中央［图4（b），图4（e），图4（f）］。

3.2　茅口组多期流体活动微观特征

基于岩心薄片观察、阴极发光特征研究表明，茅口组孔洞和裂缝中总体呈现粉—细晶方解石（第一期）→细—中晶方解石（第二期）→粗—巨晶方解石（第三期）的充填序列，不同期次充填矿物具有不同阴极发光特征。需要指出的是，部分裂缝中常见纤维状方解石完全充填［图5（f），图5（k）］，多垂直裂缝方向发育，晶体宽0.13~1 mm，分布脉体宽0.2~2.5 cm，延伸范围较小。镜下见方解石压力影及锯齿状晶界，晶体表面较为洁净。但纤维状方解石与其他期次充填矿物无明显代次胶结关系，较难分辨其成岩期次。
图5 川中北斜坡中二叠统茅口组矿物充填序列

（a）、（b）生屑灰岩，其中（a）为单偏光，（b）为阴极发光，方解石充填裂缝，沿孔洞边缘分布粉—细晶方解石和粗—巨晶方解石发暗红光，细—中晶方解石发亮红光，蓬深7井，茅口组，6 037.23 m；（c）粉细晶方解石、细—中晶方解石及粗—巨晶方解石依次充填裂缝，蓬深9井，茅口组，5 745.67 m； （d）、（e）生屑灰岩，其中（d）为单偏光，（e）为阴极发光，沿孔洞边缘分布粉—细晶方解石发暗红光，细—中晶方解石发亮红光，蓬深9井，茅口组，5 743.0 m；（f）生屑灰岩，纤维状方解石充填裂缝，蓬深6井，茅口组，6 478.86 m；（g）、（h）生屑灰岩，其中（g）为单偏光，（h）为阴极发光，粉—细晶方解石发暗红光，细—中晶方解石发亮红光，蓬深9井，茅口组，5 760.72 m；（i）见细—中晶方解石及粗—巨晶方解石两期胶结，蓬深7井，茅口组，6 037.06 m

Fig.5 Mineral cemented filling sequence of Middle Permian reservoirs in the northern slope of central Sichuan

茅口组在沉积后经历短暂的准同生成岩阶段，海水环境下溶蚀孔缝边缘形成第一期呈环带状分布的粉—细晶方解石，范围较小，通常表现为等厚分布。晶体颗粒较小，以半自形—他形为主，晶体表面较脏。阴极发光呈极暗的红色光，表示该期流体具有较低的Fe、Mn含量，见改造型发光环边，这与后期大气淡水成岩作用有关，该类胶结物多在表生成岩阶段被完全溶解［图5（b），图5（c），图5（e）］；至中二叠世晚期，研究区经历了东吴运动的拉张隆升作用，茅口组整体抬升接受表生暴露，大气淡水沿此阶段形成的张性裂缝淋滤溶蚀形成大量溶洞及溶蚀缝。晚二叠世茅口组再次接受沉积，快速沉降使其进入中深埋藏阶段，发育大量缝合线［图4（b）］，第二期细—中晶方解石沿第一期充填的粉晶方解石呈镶嵌状向内充填，晶体表面较为干净，该时期由于大气淡水成岩作用具有较高的Fe、Mn值，阴极发光表现为较强的橙红色光［图5（b），图5（e）］，此时第一期充填的粉晶方解石多被完全溶解，岩心上表现为第二期方解石直接充填溶蚀缝［图4（c）］。中—晚成岩期川中北斜坡茅口组发育粗—巨晶方解石胶结，常常分布于裂缝或孔洞中央，晶型较前2期充填矿物明显增大，以他形晶为主，晶体干净明亮，发暗红光，较第一期粉晶方解石发光较强，成岩流体主要为海水。

3.3　茅口组流体地球化学特征

烃类流体活动对油气藏成藏过程的恢复具有重要意义，多期矿物充填作用能较为完整地反映储层成岩演化过程中的流体活动。在流体活动过程中，流体包裹体随着矿物生长被捕获从而赋存在矿物中，其均一温度和冰点温度、盐度能够有效反映多期流体充注古环境特征，特别是对于判断天然气是原位裂解而形成的原生气藏或运聚形成的次生气藏，可以提供关于天然气成因的直接证据［28-29］。进一步结合激光拉曼光谱对包裹体的组分特征分析，进而判断包裹体被捕获时相应的烃类流体特征，从而有效判断成岩过程中油气运移充注时间，恢复油气充注史。
对川中北斜坡茅口组储层孔洞缝中不同期次充填矿物镜下观察发现，除第一期粉—细晶方解石中包裹体不发育外，第二期细—中晶方解石及第三期粗—巨晶方解石均发育不同类型含烃类流体包裹体。第二期细—中晶方解石包裹体多以盐水包裹体及液态烃包裹体混生为主［图6（d），图6（e），图6（i）］，直径为2.5~6.2 μm，包裹体形态呈椭圆形、长条及不规则状，群状分布，气液比约为1/9~1/4。液烃包裹体镜下多为褐色，紫外线光下见蓝色荧光，激光拉曼光谱特征表现为在1 437 cm-1、2 890 cm-1、2 850 cm-1附近有3个稳定的拉曼谱峰［图7（b）］，说明包裹体成分为碳数大于10的正构烷烃。第三期粗—巨晶方解石较第二期液烃包裹体不发育，多为带状分布的高密度甲烷包裹体［图6（c）］以及大量沥青包裹体。沥青包裹体常呈群状分布，多为黑褐色不规则状，大小为4~12.5 μm，荧光颜色为淡黄色，拉曼图谱中具有1 360 cm-1和1 620 cm-1附近的突出拉曼峰特征，表明沥青高温碳化。部分为含沥青饱和烃液烃类包裹体［图7（d）］，除沥青拉曼特征峰外还在2 700~2 970 cm-1区域内有明显拉曼隆起峰，指示液烃组分。
图6 川中北斜坡二叠系不同充填期次的流体包裹体特征

（a）、（b）粗晶方解石晶粒中的气液两相包裹体，发蓝色荧光，蓬深5井，茅口组，4 488.64 m；（c）粗晶方解石晶粒中的褐色、深褐色甲烷包裹体，呈线状分布，蓬深5井，茅口组，4 481.89 m；（d）、（e）细—中晶方解中的液烃包裹体，发蓝色荧光，呈零星状分布，蓬深7井，茅口组，6 041.89 m；（f）蓬深6井，粗晶方解石充填物中气液两相包裹体，茅口组，6 478.34 m；（g）、（h）粗—巨晶方解石中发黄色荧光沥青包裹体，零星分布，蓬深5井，茅口组，4 480.61 m；（i）细—中晶方解石中液烃包裹体，蓬深6井，茅口组，6 490.33 m

Fig.6 Fluid inclusions characteristic of Permian during different filling stages in the northern slope of central Sichuan

图7 川中北斜坡二叠系流体包裹体拉曼图谱特征

（a）第三期粗—巨晶方解石中甲烷包裹体，蓬深5井，茅口组，4 481.89 m；（b）第二期细—中晶方解石中液烃包裹体，蓬深6井，茅口组，6 490.33 m；（c）第三期粗—巨晶方解石中沥青质包裹体，蓬深9井，茅二段，5 745.67 m；（d）含沥青质饱和烃包裹体，第三期粗—巨晶方解石，蓬深6井，茅二段，6 491.17 m

Fig.7 Laser Raman spectroscopic characteristics of Permian fluid inclusions in the northern slope of central Sichuan

包裹体测温表明，第二期细—中晶方解石中盐水包裹体均一温度为106.7~137.8 ℃，平均为122.74 ℃，峰值主要集中在120~130 ℃之间；第三期粗—巨晶方解石中盐水包裹体均一温度为151.9~178.0 ℃，平均为164.7 ℃，峰值主要集中在165~170 ℃之间［图8（a）］。
图8 川中北斜坡中二叠统茅口组不同期次成岩矿物中包裹体均一温度及盐度频率

（a）第二期细—中晶方解石及第三期粗—巨晶方解石中盐水包裹体均一温度特征；（b）第二期细—中晶方解石及第三期粗—巨晶方解石中盐水包裹体盐度特征

Fig.8 Homogenization temperature and salinity frequency of inclusions in diagenetic minerals of different periods in Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan

包裹体盐度是反映油气成藏过程中流体物理化学性质的重要参数，可以近似反映成岩作用过程中孔隙水溶液的盐度，对于判断成岩环境具有重要意义。运用BODNAR［30］提出的修正后的H2O—NaCl体系冰点温度—盐度经验公式对已测得的盐水包裹体的冰点温度进行计算，从而获得对应的盐度。川中北斜坡茅口组第二期细—中晶方解石中盐水包裹体盐度分布在3.76%~11.83%之间，平均为8.38%。第三期粗—巨晶方解石盐度较第二期高，介于8.38%~23.61%之间，平均为16.67%［图8（b）］，早期形成的细—中晶方解石中流体包裹体盐度较晚期粗—巨晶方解石更低。盐度和均一温度协和关系图表明，第三期粗—巨晶方解石中流体包裹体盐度与均一温度相关性较好，具有盐度随均一温度的升高而逐渐增大的趋势，反映相对封闭的成岩环境，随地层流体温度升高，盐度也增大。而第二期充填矿物细—中晶方解石中流体包裹体的盐度与均一温度相关性较差，可能是由于此时成岩环境相对开放，与其他外来流体交换频繁，受外界流体影响强烈（图9）。
图9 川中北斜坡中二叠统茅口组不同期次成岩矿物中包裹体均一温度及盐度相关性

（a）第二期细—中晶方解石中盐水包裹体均一温度与盐度相关性；（b）第三期粗—巨晶方解石中盐水包裹体均一温度与盐度相关性

Fig.9 Correlation between homogenization temperature and salinity of inclusions in diagenetic minerals of different periods in the Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan

4 方解石U—Pb年代学定年

研究区裂缝和溶洞发育，流体活动复杂，普遍被多期方解石脉充填，应用U—Pb同位素定年法确定不同期次方解石成岩时间对于恢复川中北斜坡茅口组气藏成藏时间及形成过程具有重要意义。对研究区典型井蓬深7井岩心中围岩及细—中晶方解石脉体选取平行面进行切片，将制作成直径介于1.5~2.5 cm之间，厚度约8 mm的圆柱体样品置于环氧树脂中，并进行抛光得到激光原位测试靶样。本文实验在中国石油杭州地质研究院完成，采用Ahx-1方解石标样及Damy标样，实验室安装的IC5可以进行超低含量238U的测试。并运用Iolite 3.6软件对原始U/Pb值采用“截距法”和“数学模型法”进行元素分馏效应等校正，利用Isoplot 3.0软件编制Tera-Wasserburg反谐和图，获得方解石矿物U—Pb年龄。
其中围岩激光原位U—Pb分析共测试70个点位，获得有效数据69个，方解石U成分含量为（0.476~2.154）×10-6，平均为1.066×10-6，Tera-Wasserburg反谐和图下交点年龄为269.2±2.5 Ma，上交点初始207Pb/206Pb值为0.59（MSWD=4.3）［图10（a）］。第二期细—中晶方解石共测试70个点位，获得有效数据56个，方解石U成分含量为（1.976~5.45）×10-6，平均为3.905×10-6，Tera-Wasserburg反谐和图下交点年龄为244.1±6.3 Ma，上交点初始207Pb/206Pb值为0.45（MSWD=3.1）［图10（b）］。
图10 川中北斜坡中二叠统茅口组不同期次成岩矿物U—Pb定年特征

（a）生屑灰岩，蓬深7井围岩；（b）细—中晶方解石，蓬深7井裂缝充填矿物

Fig.10 U-Pb dating characteristics of diagenetic minerals in different stages of Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan

5 讨论

5.1　蓬莱气区埋藏热演化史特征

将所测得的流体包裹体均一温度与区域地层埋藏热演化史图（图11）结合分析，可获得不同期次成岩流体捕获时间，结合方解石U—Pb定年，再根据流体包裹体成分特征，可以明确研究区中二叠统茅口组油气藏成藏期次。
图11 川中北斜坡地层埋藏热演化史

Fig.11 Stratigraphic burial thermal evolution history of the northern slope of central Sichuan

川中北斜坡共发育2期油气充注，第二期成岩矿物细—中晶方解石成岩时间为晚二叠世—早三叠世，捕获包裹体主要为蓝色荧光的高成熟度液烃包裹体，指示一期烃类流体活动聚集事件。受晚二叠世—早三叠世峨眉地裂运动影响川中地区持续拉张下沉，地层再次接受沉积［19］。中二叠统自身烃源岩埋深约3 700 m，地层埋深温度为80~100 ℃，处于低成熟度阶段，R O值介于0.5%~0.7%之间，主要生成低熟油。与之相反，下寒武统筇竹寺组埋深约4 500 m，逐渐进入成熟阶段，R O值介于1.0%~1.5%之间，处于大量生油阶段，与第二期方解石捕获烃类包裹体成熟度特征和拉曼光谱特征具有较好的一致性。且目前川中高磨地区部分井储层及含气性评价揭示含气井具有沿断裂分布的特征。因此，推测晚二叠世—早三叠世期间下寒武统筇竹寺组生成的原油沿走滑断裂向上运移至中二叠统茅口组储层，对应细—中晶方解石中均一温度为110~130 ℃的气液两相盐水包裹体。第三期粗—巨晶方解石包裹体主要为沥青包裹体及高密度甲烷包裹体，指示方解石生长捕获原油裂解气的过程。中侏罗世—白垩纪，下寒武统筇竹寺组烃源岩进入高成熟生气阶段，此时中二叠统烃源岩在晚侏罗世—早白垩世主要生湿气，至早白垩世地层持续深埋，处于过成熟阶段，生成大量干气，同时早期形成的古油藏发生原位裂解。

5.2　蓬莱气区二叠系成藏过程

川中北斜坡古生界共发育3套烃源岩，分别为上二叠统龙潭组、中二叠统茅口组及栖霞组泥灰岩、下寒武统筇竹寺组泥岩［31-32］。通常用乙烷碳同位素作为区分天然气类型的重要依据［33］，川中北斜坡乙烷碳同位素值小于29‰，表现为油型气特征，因此排除气源为上二叠统龙潭组煤系地层。将川中北斜坡中二叠统天然气与主要源于筇竹寺组供烃的龙王庙组天然气同位素特征作对比，天然气的δ13C1、δ13C2及 δ 2 H C H 4特征相似，说明中二叠统天然气主要也来自筇竹寺组泥岩，部分样品δ13C1值偏大，说明可能有中二叠统自身烃源岩的贡献。与筇竹寺组烃源岩供烃的震旦系灯影组天然气相比，川中北斜坡中二叠统天然气具有δ13C2值普遍较低且甲烷与乙烷碳同位素值部分发生倒转的特征，而灯影组甲烷与乙烷碳同位素呈正序分布（图12），这应该是由于原油裂解气贡献比不同。前人选取了规则甾烷、Ts/Tm、伽马蜡烷/C31升藿烷等生物标志物指标对川中地区中二叠统储层沥青来源进行追踪，结果显示储层沥青生物标志物特征皆与筇竹寺组泥岩更为相似，有别于上二叠统泥岩及中二叠统泥灰岩［10］，因此结合天然气碳同位素特征及储层沥青生物标志物特征，川中北斜坡天然气为原油裂解气，且主要来源于筇竹寺组泥岩，少部分来自中二叠统自身烃源岩。
图12 川中北斜坡中二叠统茅口组地球化学特征（数据据文献［9-11］）

（a） δ13C2与δ2HCH4 关系图； （b） δ13C1与δ13C2关系图

Fig.12 Geochemical characteristics of Middle Permian Maokou Formation in the northern slope of central Sichuan

（Data cited from Refs.［9-11］）

川中北斜坡经历了多期构造运动，早加里东期斜向拉张作用及晚加里东期挤压应力作用为川中地区现今构造形态奠定了基础。在四川盆地中新生代扭张应力的背景下，走滑断裂再次活动，发育大量高角度断裂，表现出垂直川中古隆起轴向的张扭性走滑断层特征。前人［34-37］对川中地区走滑断层发育特征已做了较多研究，川中北斜坡走滑断层多为高陡直立状，大部分断层未断穿三叠系膏岩盐地层，大型走滑断层可作为良好的流体运移通道，连通上下多个层位，有利于实现下寒武统深部油气向上运移至中二叠统碳酸盐岩储层，能较好地沟通气源。且断裂构造发育有利于形成大量缝洞型储层，对改善储层物性及油气运移有重要作用。目前已在我国塔里木盆地等地发现了大量与走滑构造有关的油气藏，可见走滑断裂的活动强度对油气充注程度具有直接影响［38］。
结合川中北斜坡地层埋藏热演化史图（图11）可知，第二期成岩矿物细—中晶方解石成岩时间对应的中二叠统泥灰岩烃源岩热演化程度为0.5%~0.7%，为低成熟度，因此细—中晶方解石中捕获的大量蓝色荧光液烃包裹体应排除来自中二叠统自身烃源岩的可能性，烃类应来自深部下寒武统筇竹寺组，晚二叠世地层迅速沉降，筇竹寺组再次进入生油窗，至早三叠世进入生烃高峰，原油沿断裂进入茅口组储层聚集形成古油藏。中侏罗世，古油藏开始裂解，早白垩世，筇竹寺组烃源岩及中二叠统烃源岩已进入过成熟阶段，古油藏已基本全部裂解为古气藏，形成大量沥青。因此川中地区中二叠统茅口组气藏经历晚二叠世—早三叠世下寒武统筇竹寺组生成的原油充注形成原生油藏，中侏罗世—早白垩世古油藏裂解形成原位气藏、晚白垩世喜马拉雅期构造抬升气藏调整形成现今混合气藏的3个成藏阶段。因此，川中地区大型继承性发育的走滑断裂能较好地沟通上下地层，形成纵向上震旦系、下寒武统与二叠系储层多层段成藏组合。

6 结论

（1）川中北斜坡中二叠统茅口组主要发育裂缝型及岩溶孔洞型储层，储集空间以溶蚀缝、溶蚀孔洞为主，部分被纤维状方解石、细—中晶方解石、沥青等充填。充填序列为粉—细晶方解石→细—中晶方解石→粗—巨晶方解石→沥青。
（2）不同期次成岩矿物中流体包裹体类型及相态存在明显区别，第二期细—中晶方解石形成期中二叠统自身烃源岩处于低成熟度阶段，因此细—中晶方解石中捕获的高成熟度液烃包裹体可指示晚二叠世—早三叠世下寒武统筇竹寺组烃类流体充注，粗—巨晶方解石中捕获的高密度甲烷包裹体及沥青包裹体指示中侏罗世原油裂解生气。
（3）川中地区中二叠统茅口组经历了3期油气成藏事件，分别为晚二叠世—早三叠世下寒武统筇竹寺组生成的原油充注形成原生油藏、中侏罗世—早白垩世油藏裂解形成气藏、晚白垩世喜马拉雅期构造抬升气藏调整形成现今混合气藏3个成藏阶段。天然气同位素特征及沥青生物标志物特征表明川中北斜坡天然气应主要来源于筇竹寺组泥岩，少部分来自中二叠统自身烃源岩。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
熊晓军，陈容，袁野，等.四川盆地卧龙河构造茅口组岩溶储层地震预测［J］.石油学报，2021，42（6）：724-735.

XIONG X X， CHEN R， YUAN Y， et al. Seismic prediction of karst reservoirs of the Maokou Formation in Wolonghe structure of Sichuan Basin［J］. Acta Petrolei Sinica，2021，42（6）：724-735.

2
沈平，张健，宋家荣，等.四川盆地中二叠统天然气勘探新突破的意义及有利勘探方向［J］.天然气工业，2015，35（7）：1-9.

SHEN P， ZHANG J， SONG J R， et al. Significance of new breakthrough in and favorable targets of gas exploration in the Middle Permian system， Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2015，35（7）：1-9.

3
张健，周刚，张光荣，等.四川盆地中二叠统天然气地质特征与勘探方向［J］.天然气工业，2018，38（1）：10-20.

ZHANG J， ZHOU G， ZHANG G R， et al. Geological characteristics and exploration orientation of Mid-Permian natural gas in the Sichuan Basin［J］. Natural Gas Industry，2018，38（1）：10-20.

4
杨跃明，杨雨，文龙，等.四川盆地中二叠统天然气勘探新进展与前景展望［J］.天然气工业，2020，40（7）：10-22.

YANG Y M， YANG Y， WEN L， et al. New exploration progress and prospect of Middle Permian natural gas in the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2020，40（7）：10-22.

5
胡东风.四川盆地元坝地区茅口组台缘浅滩天然气勘探的突破与启示［J］.天然气工业，2019，39（3）：1-10.

HU D F. Breakthrough in natural gas exploration in the platform margin shoal at the Maokou Formation in the Yuanba area， Sichuan Basin， and its implications［J］.Natural Gas Industry，2019，39（3）：1-10.

6
张本健，尹宏，李荣容，等.四川盆地西南部平探1井中二叠统栖霞组天然气勘探新突破及其意义［J］.天然气工业，2020，40（7）：34-41.

ZHANG B J， YIN H， LI R R， et al. New breakthrough of natural gas exploration in the Qixia Formation of Middle Permian by Well Pingtan 1 in the southwestern Sichuan Basin and its implications［J］.Natural Gas Industry，2020，40（7）：34-41.

7
李荣容，杨迅，张亚，等.川西北地区双鱼石区块二叠系栖霞组气藏储层特征及高产模式［J］.天然气勘探与开发，2019，42（4）：19-27.

LI R R， YANG X， ZHANG Y， et al. Characteristics and high-yield model of gas reservoirs of Permian Qixia Formation， Shuangyushi area， northwestern Sichuan Basin［J］.Natural Gas Exploration and Development，2019，42（4）：19-27.

8
李龙龙，罗开平，刘栩，等.晚古生代构造—沉积分异对四川盆地二叠系多类型气藏的控制作用［J］.石油实验地质，2023，45（1）：60-71.

LI L L， LUO K P， LIU X， et al. Controlling effect of Late Paleozoic tectonic and sedimentary differentiation on multi-type gas reservoirs in Permian， Sichuan Basin［J］.Petroleum Geology & Experiment，2023，45（1）：60-71.

9
董才源，谢增业，朱华，等.川中地区中二叠统气源新认识及成藏模式［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2017，32（4）：18-23，31.

DONG C Y， XIE Z Y， ZHU H， et al. New insight for gas source and gas accumulation modes of Middle Permian in central Sichuan Basin［J］. Journal of Xi’an Shiyou University（Natural Science Edition），2017，32（4）：18-23，31.

10
董才源，刘满仓，李德江，等.四川盆地高石梯—磨溪地区下二叠统气源示踪［J］.断块油气田，2020，27（3）：273-277.

DONG C Y， LIU M C， LI D J， et al. Gas source tracing of Lower Permian in Gaoshiti-Moxi area，Sichuan Basin［J］.Fault-Block Oil & Gas Field，2020，27（3）：273-277.

11
谢增业，魏国齐，李剑，等.四川盆地川中隆起带震旦系—二叠系天然气地球化学特征及成藏模式［J］.中国石油勘探，2021，26（6）：50-67.

XIE Z Y， WEI G Q， LI J， et al. Geochemical characteristics and accumulation pattern of gas reservoirs of the Sinian-Permian in central Sichuan uplift zone， Sichuan Basin［J］. China Petroleum Exploration，2021，26（6）：50-67.

12
ROBERTS N M W， DROST K， MATTHEW S A H， et al. Laser ablation inductively coupled plasma mass spectrometry （LA-ICP-MS） U-Pb carbonate geochronology：Strategies，pro-gress， and limitations［J］. Geochronology，2020，2（1）：33-61.

13
CHEN J X， GUO X W， TAO Z， et al. U-Pb dating of oil charge in superimposed basins：A case study from the Tarim Basin， NW China［J］. GSA Bulletin，2022，134（11-12）：3176-3188.

14
ROBERTS N M W， ROBERT E H， Timescales of faulting through calcite geochronology： A review［J］. Journal of Structural Geology，2022，158（104578）：191-203.

15
高长林，黄泽光，叶德燎，等.中国早古生代三大古海洋及其对盆地的控制［J］.石油实验地质，2005，27（5）：19-28.

GAO C L， HUANG Z G， YE D L， et al. Three paleo-oceans in the Early Paleozoic and their control to basin China［J］.Petroleum Geology & Experiment，2005，27（5）：19-28.

16
杨雨，文龙，陈聪，等.四川盆地西部二叠系多期台缘带油气勘探潜力［J］.地学前缘，2023，30（1）：1-10.

YANG Y， WEN L， CHEN C， et al. Oil and gas exploration potential of the Permian multi-stage platform-margin zone， western Sichuan Basin［J］.Earth Science Frontiers，2023，30（1）：1-10.

17
张启明，江新胜，秦建华，等.黔北—渝南地区中二叠世早期梁山组的岩相古地理特征和铝土矿成矿效应［J］.地质通报，2012，31（4）：558-568.

ZHANG Q M， JIANG X S， QIN J H， et al. Lithofacies palaeogeography of the Early Middle Permian Liangshan Formation in northern Guizhou-southern Chongqing area and its bauxite ore-forming effect［J］.Geological Bulletin of China，2012，31（4）：558-568.

18
黄涵宇，何登发，李英强，等.四川盆地及邻区二叠纪梁山—栖霞组沉积盆地原型及其演化［J］.岩石学报，2017，33（4）：1317-1337.

HUANG H Y， HE D F， LI Y Q， et al. The prototype and its evolution of the Sichuan sedimentary basin and adjacent areas during Liangshan and Qixia stages in Permian［J］.Acta Petrologica Sinica，2017，33（4）：1317-1337.

19
李大军，陈辉，陈洪德，等.四川盆地中二叠统茅口组储层形成与古构造演化关系［J］.石油与天然气地质，2016，37（5）：756-763.

LI D J， CHEN H， CHEN H D， et al. Relationship between reservoir development in the Middle Permian Maokou Formation and paleostructure evolution in the Sichuan Basin［J］. Oil & Gas Geology，2016，37（5）：756-763.

20
张亚，陈双玲，张晓丽，等.四川盆地茅口组岩溶古地貌刻画及油气勘探意义［J］.岩性油气藏，2020，32（3）：44-55.

ZHANG Y， CHEN S L， ZHANG X L， et al. Restoration of paleokarst geomorphology of Lower Permian Maokou Formation and its petroleum exploration implication in Sichuan Basin［J］.Lithologic Reservoirs，2020，32（3）：44-55.

21
郝毅，姚倩颖，田瀚，等.四川盆地二叠系茅口组沉积特征及储层主控因素［J］.海相油气地质，2020，25（3）：202-209.

HAO Y， YAO Q Y， TIAN H， et al. Sedimentary characteristics and reservoir-controlling factors of the Permian Maokou Formation in Sichuan Basin［J］.Marine Origin Petroleum Geology，2020，25（3）：202-209.

22
郝毅，谷明峰，韦东晓，等.四川盆地二叠系栖霞组沉积特征及储层分布规律［J］.海相油气地质，2020，25（3）：193-201.

HAO Y， GU M F，WEI D X， et al. Sedimentary characteristics and reservoir distribution of the Permian Qixia Formation in Sichuan Basin［J］.Marine Origin Petroleum Geology，2020，25（3）：193-201.

23
HUANG S P， JIANG Q C， JIANG H， et al. Genetic and source differences of gases in the Middle Permian Qixia and Maokou formations in the Sichuan Basin， SW China［J］.Organic Geochemistry，2023，178（104574）：146-166

24
ZHU D， ZOU H， YANG M， et al. The Middle Permian Maokou reservoir （Southern sichuan Basin， China）： Controls on karst development and distribution［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，2021，204：108686.

25
谢继容，李亚，杨跃明，等.川西地区二叠系火山碎屑岩规模储层发育主控因素与天然气勘探潜力［J］.天然气工业，2021，41（3）：48-57.

XIE J R， LI Y， YANG Y M， et al. Main controlling factors and natural gas exploration potential of Permian scale volcanoclastic reservoirs in the western Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2021，41（3）：48-57.

26
刘建强，郑浩夫，刘波，等.川中地区中二叠统茅口组白云岩特征及成因机理［J］.石油学报，2017，38（4）：386-398.

LIU J Q， ZHENG H F， LIU B， et al. Characteristics and genetic mechanism of the dolomite in the Middle Permian Maokou Formation， central Sichuan area［J］. Acta Petrolei Sinica，2017，38（4）：386-398.

27
吴悦. 四川盆地川中地区二叠系茅口组岩溶储层特征研究［D］.西安：西安石油大学，2019.

WU Y. Study on the Characteristics of Karst Reservoir in Chuanzhong Area of Sichuan Basin［D］. Xi’an： Xi’an Shiyou University.2019

28
LIU D D， ZHANG C， PAN Z K， et al. Natural fractures in carbonate-rich tight oil reservoirs from the Permian Lucaogou Formation， southern Junggar Basin， NW China： Insights from fluid inclusion microthermometry and isotopic geochemistry［J］.Marine and Petroleum Geology，2020，119（104500）：264-279.

29
SONG Y F， CHEN Y， WANG M， et al. In-situ cracking of oil into gas in reservoirs identified by fluid inclusion analysis： Theoretical model and case study［J］. Marine and Petroleum Geology，2023，147（105959）：264-277.

30
BODNAR R J. Revised equation and table for determining the freezing point depression of water-sodium chloride solutions［J］.Geochiminica et Cosmochimica Acta，1993，57（3）：683-684.

31
杨雨，文龙，宋泽章，等.川中古隆起北部蓬莱气区多层系天然气勘探突破与潜力［J］.石油学报，2022，43（10）：1351-1368，1394.

YANG Y， WEN L， SONG Z Z，et al. Breakthrough and potential of natural gas exploration in multi-layer system of Penglai gas area in the north of central Sichuan paleo-uplift［J］.Acta Petrolei Sinica，2022，43（10）：1351-1368，1394.

32
刘雯，邱楠生，徐秋晨，等.四川盆地高石梯—磨溪地区下寒武统筇竹寺组生烃增压定量评价［J］.石油科学通报，2018，3（3）：262-271.

LIU W， QIU N S， XU Q C， et al. The quantitative evaluation of the pressurization caused by hydrocarbon generation in the Cambrian Qiongzhusi Formation of the Gaoshiti-Moxi area， Sichuan Basin［J］.Petroleum Science Bulletin，2018，3（3）：262-271.

33
孙晓，王杰，陶成，等.鄂尔多斯盆地大牛地下古生界天然气地球化学特征及其来源综合判识［J］.石油实验地质，2021，43（2）：307-314.

SUN X， WANG J， TAO C， et al. Evaluation of geochemical characteristics and source of natural gas in Lower Paleozoic， Daniudi area， Ordos Basin［J］.Petroleum Geology & Experiment，2021，43（2）：307-314.

34
马德波，汪泽成，段书府，等.四川盆地高石梯—磨溪地区走滑断层构造特征与天然气成藏意义［J］.石油勘探与开发，2018，45（5）：795-805.

MA D B， WANG Z C，DUAN S F， et al. Strike-slip faults and their significance for hydrocarbon accumulation in Gaoshiti-Moxi area， Sichuan Basin， SW China［J］. Petroleum Exploration and Development，2018，45（5）：795-805.

35
焦方正，杨雨，冉崎，等.四川盆地中部地区走滑断层的分布与天然气勘探［J］.天然气工业，2021，41（8）：92-101.

JIAO F Z， YANG Y， RAN Q， et al. Distribution and gas exploration of the strike-slip faults in the central Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2021，41（8）：92-101.

36
张旋，冉崎，陈康，等.川中地区安岳气田走滑断裂对灯影组储层及含气富集的控制作用［J］.天然气地球科学，2022，33（6）：917-928.

ZHANG X， RAN Q， CHEN K， et al. The controlling effect of strike-slip fault on Dengying Formation reservoir and gas enrichment in Anyue Gas Field in central Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2022，33（6）：917-928.

37
李强，柳广弟，宋泽章，等.川中古隆起北斜坡构造演化及其对震旦系—寒武系油气成藏的控制［J］.石油实验地质，2022，44（6）：997-1007.

LI Q， LIU G D，SONG Z Z， et al. Influence of tectonic evolution of the northern slope in the central Sichuan paleo-uplift on the Sinian-Cambrian hydrocarbon accumulations［J］.Petroleum Geology & Experiment，2022，44（6）：997-1007.

38
邓尚，刘雨晴，刘军，等.克拉通盆地内部走滑断裂发育、演化特征及其石油地质意义：以塔里木盆地顺北地区为例［J］.大地构造与成矿学，2021，45（6）：1111-1126.

DENG S，LIU Y Q，LIU J，et al.Structural styles and evolution models of intracratonic strike-slip faults and the implications for reservoir exploration and appraisal：A case study of the Shunbei area，Tarim Basin［J］.Geotectonica et Metallogenia，2021，45（6）：1111-1126.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.