西藏中倉盆地古近系丁青湖組生烴潛力與沉積有機(jī)相分析

陳 慶, 史建南, 朱利東, 黃 煒, 楊文光, 陶 剛, 和 源, 李 超, 胡承飛

( 1. 成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院，四川 成都 610059； 2. 西藏自治區(qū)地質(zhì)調(diào)查院，西藏 拉薩 850000 )

西藏中倉盆地古近系丁青湖組生烴潛力與沉積有機(jī)相分析

陳 慶1, 史建南1, 朱利東1, 黃 煒2, 楊文光1, 陶 剛1, 和 源1, 李 超1, 胡承飛1

( 1. 成都理工大學(xué) 沉積地質(zhì)研究院，四川 成都 610059； 2. 西藏自治區(qū)地質(zhì)調(diào)查院，西藏 拉薩 850000 )

以中倉盆地古近系丁青湖組為研究對(duì)象，根據(jù)烴源巖地球化學(xué)數(shù)據(jù)分析，探討研究區(qū)丁青湖組生烴潛力及沉積有機(jī)相。結(jié)果表明：中倉盆地中丁青湖組灰?guī)r、泥灰?guī)r和泥巖為主要烴源巖。其中，灰?guī)r、泥灰?guī)r有機(jī)碳平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.33%，泥巖有機(jī)碳平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.32%，屬于較差烴源巖；有機(jī)質(zhì)類型為以Ⅱ1型為主的混合Ⅱ型，烴源巖熱解峰溫為422～446 ℃，鏡質(zhì)體反射率為0.48%～0.59%，屬于低成熟階段。根據(jù)顯微組分將沉積有機(jī)相劃分為濕地草本混生(沼澤)相。綜合數(shù)據(jù)分析表明中倉盆地不具有較好的生烴潛力。這對(duì)認(rèn)識(shí)中倉盆地油氣勘探價(jià)值，以及在倫坡拉盆地群中尋找油氣具有指導(dǎo)意義。

中倉盆地； 丁青湖組； 生烴潛力； 沉積有機(jī)相； 西藏

0 引言

隨著油氣勘探技術(shù)及勘探程度的提升與成熟，老地層取得的成果越來越少。因此，擴(kuò)大勘探開發(fā)領(lǐng)域成為中國需要開展的工作[1]。低勘探程度領(lǐng)域油氣資源豐富[2-7]，青藏高原作為面積最大的含油氣大區(qū)，其油氣勘探受到關(guān)注。1951年，開始青藏地區(qū)的油氣地質(zhì)調(diào)查研究[8]。中倉盆地位于班怒帶南側(cè)，屬倫坡拉盆地群[9]，倫坡拉盆地群的油氣地質(zhì)調(diào)查始于20世紀(jì)50年代，盆地群中倫坡拉盆地是青藏高原已知油氣地質(zhì)條件相對(duì)較好的盆地，但該盆地的油氣勘探程度和地質(zhì)研究程度較低[10-13]。目前有關(guān)倫坡拉盆地西側(cè)的中倉盆地油氣資料未見報(bào)道，研究中倉盆地的生烴潛力和沉積有機(jī)相，有利于認(rèn)識(shí)其油氣勘探價(jià)值，為研究倫坡拉盆地群提供依據(jù)。

中倉盆地?zé)N源巖主要分布于新生代地層，其中以丁青湖組為主。丁青湖組主要為一套濱淺湖相及扇三角洲相紫紅色、灰綠色碎屑巖類，局部夾頁巖、灰?guī)r及泥灰?guī)r的地層體，烴源巖主要為泥巖、泥灰?guī)r及灰?guī)r。筆者利用有機(jī)地球化學(xué)、沉積相等資料，根據(jù)有機(jī)質(zhì)豐度、類型及成熟度，分析研究區(qū)丁青湖組的生烴潛力和沉積有機(jī)相，以深化對(duì)倫坡拉盆地群油氣前景的認(rèn)識(shí)，為油氣勘探開發(fā)選區(qū)服務(wù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

中倉盆地位于班公湖—怒江縫合帶南側(cè)、岡底斯(拉薩)地塊北緣切日將左—雨德一帶。它西起于弄布，向東經(jīng)切日將左、格朋覺藏布、雨德，東至朗朵客，為超覆(沉積)邊界。南界西起弄布，向東經(jīng)那洞德不，東至阿索，為超覆(沉積)邊界。盆地呈EW走向，盆地長軸為100 km，短軸為10～20 km，面積為1 600 km2，盆地內(nèi)主要出露地層有牛堡組(E2n)、丁青湖組(E3d)、嗩吶湖組(N1-2s)和第四系地層(Qp、Qh)(見圖1)。牛堡組為紫紅色厚層—巨厚層礫巖夾紫紅色泥巖，厚度為506 m，底部和下白堊統(tǒng)郎山組呈不整合接觸；丁青湖組以灰色泥頁巖夾深灰色灰?guī)r、灰綠色細(xì)砂巖和雜色泥巖為主；嗩吶湖組不整合于丁青湖組之上，以泥灰?guī)r為主，局部發(fā)育礫屑灰?guī)r和介殼灰?guī)r。

圖1 研究區(qū)位置Fig.1 Geological sketch map of study area

根據(jù)盆地內(nèi)地層展布及構(gòu)造特征，將盆地劃分為三個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元，即中部隆起、北部坳陷和南部坳陷。其中北部坳陷和南部坳陷向東合為一體。

中部隆起西起弄布，向東沿走向起伏，傾沒再隆起，于日翁布次再?zèng)]，東西長為25 km。向東隱伏于深部。隆起南北窄，不足1 km，其北界以斷層為主，部分為超覆(沉積)邊界；南界為超覆(沉積)邊界。中部出露地層為接奴群(J2-3j)。中部隆起構(gòu)造簡單，為東西走向背斜，其核部為接奴群下段(J2-3j1)。

北部坳陷東部被第四系覆蓋，西部出露丁青湖組(E3d)。丁青湖組(E3d)角度不整合于中部隆起接奴群(J2-3j)之上和盆地北側(cè)外圍郎山組(K1l)、接奴群(J2-3j)之上。北部坳陷構(gòu)造簡單，為東西向延伸的開闊向斜。

南部坳陷西段出露地層為丁青湖組(E3d)和嗩吶湖組(N1-2s)。嗩吶湖組(N1-2s)角度不整合于丁青湖組(E3d)之上和盆地外圍下拉組(P2x)、接奴群(J2-3j)之上。丁青湖組(E3d)角度不整合于中部隆起接奴群(J2-3j)之上和盆地外圍下拉組(P2x)之上。坳陷東段被第四系覆蓋，推測(cè)其深部應(yīng)有丁青湖組(E3d)存在。南部坳陷構(gòu)造簡單，為東西走向向斜和背斜。向斜槽部為嗩吶湖組(N1-2s)，背斜核部為丁青湖組(E3d)。

2 生烴潛力分析

2.1 有機(jī)質(zhì)豐度

衡量有機(jī)質(zhì)豐度的參數(shù)為有機(jī)碳(TOC)質(zhì)量分?jǐn)?shù)、氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)、總烴(HC)及生烴潛量(S1+S2)[14-17]。盆地內(nèi)烴源巖層主要為漸新世的丁青湖組(E3d)，烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度見表1。文中采用的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[18-19]以有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)作為烴源巖分級(jí)的主要參數(shù)，其他為參考參數(shù)。

表1 中倉盆地丁青湖組泥巖有機(jī)質(zhì)豐度相關(guān)參數(shù)

由表1可知，泥巖有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.127%～1.020%，平均為0.320%，其中有1個(gè)好烴源巖、1個(gè)差烴源巖；氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.002%～0.091%，平均為0.027%；生烴潛量(S1+S2)為0.03～0.58 mg/g，平均為0.19 mg/g。

灰?guī)r及泥灰?guī)r有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.125%～1.140%，平均為0.330%，其中有2個(gè)超過0.250%，為好烴源巖，有1個(gè)中等烴源巖，其他為較差烴源巖(見表2)。氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.002%～0.012%，平均為0.004%；生烴潛量(S1+S2)為0.03～0.85 mg/g，平均為0.24 mg/g。

表2 中倉盆地丁青湖組灰?guī)r及泥灰?guī)r有機(jī)質(zhì)豐度相關(guān)參數(shù)

2.2 有機(jī)質(zhì)成熟度

有機(jī)質(zhì)成熟度能夠反映沉積盆地受熱演化的程度，其中主要根據(jù)鏡質(zhì)體反射率(Ro)、巖石熱解峰溫(Tmax)反映成熟度的高低。

2.2.1 鏡質(zhì)體反射率

鏡質(zhì)體反射率(Ro)是確定烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度的常用參數(shù)。中倉盆地15個(gè)烴源巖樣品Ro為0.48%～0.59%，判斷中倉盆地?zé)N源巖處于低成熟階段(見表3)[20]。

表3 中倉盆地丁青湖組Ro和Tmax測(cè)試結(jié)果

2.2.2 巖石熱解峰溫

巖石熱解峰溫(Tmax)是有機(jī)質(zhì)成熟度劃分的主要參數(shù)之一[21]。中倉盆地泥巖烴源巖熱解峰溫Tmax介于422～446 ℃(見表3)。

由表3可知，8件泥巖樣品中有3件樣品Tmax低于435 ℃，處于未成熟階段；有2件樣品Tmax介于435～440 ℃，處于低成熟階段；有3件樣品Tmax介于440～450 ℃，處于成熟階段。泥灰?guī)r、灰?guī)r烴源巖巖石熱解峰溫Tmax介于433～440 ℃，7件樣品中有2件樣品Tmax低于435 ℃，處于未成熟階段，剩下5件Tmax介于435～440 ℃，處于低成熟階段。因此，中倉盆地泥巖烴源巖主體處于未成熟—成熟階段，泥灰?guī)r、灰?guī)r烴源巖處于未成熟—低成熟階段。

2.2.3 有機(jī)質(zhì)熱演化程度

Ro是反映烴源巖有機(jī)質(zhì)演化和成熟度的地球化學(xué)指標(biāo)，但Ro并不能完全反映有機(jī)質(zhì)成熟度[22]，可以利用巖石熱解峰溫Tmax作為判識(shí)有機(jī)質(zhì)成熟度的輔助指標(biāo)。中倉盆地丁青湖組Ro與Tmax關(guān)系見圖2。

圖2 中倉盆地丁青湖組Ro與Tmax關(guān)系Fig.2 Plot of Ro versus Tmax from the Dingqinghu formation in the Zhongcang basin

圖2表明，丁青湖組樣品處于未成熟—生油窗的界限，再結(jié)合Ro與Tmax表明，中倉盆地丁青湖組泥巖烴源巖及泥灰?guī)r、灰?guī)r烴源巖總體上處于未成熟—低成熟階段。

3 沉積有機(jī)相分析

3.1 有機(jī)巖石學(xué)特征

分析烴源巖顯微組分是研究有機(jī)巖石學(xué)特征的重要依據(jù)，其生烴源的種類和光性特征是烴源巖演化程度、生烴潛力、生態(tài)特征及沉積環(huán)境的直觀標(biāo)志。因此，不同的顯微組分組合直接反映有機(jī)質(zhì)的質(zhì)量,劃分有機(jī)相的有機(jī)巖石學(xué)特征參數(shù)主要有有機(jī)質(zhì)類型、顯微組分特征和宏觀有機(jī)巖石類型[23-25]。

中倉盆地丁青湖組烴源巖以深灰黑色泥巖、泥灰?guī)r及灰?guī)r為主，腐泥組質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，平均高于65%，同時(shí)有鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組成分混入，說明水體深度不是很大，有陸生植物混入。

3.2 有機(jī)質(zhì)類型

有機(jī)質(zhì)類型也是生烴潛力的重要影響因素之一。由于研究采集的樣品風(fēng)化程度普遍較高，因此采用干酪根透射光鏡檢方法判斷有機(jī)質(zhì)類型。在計(jì)算有機(jī)質(zhì)類型指數(shù)時(shí)，腐泥組生油潛力最大，加權(quán)因數(shù)取

表4 有機(jī)質(zhì)類型評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

100；殼質(zhì)組的次之，取50；鏡質(zhì)組的取-75；生油潛力最小的惰性組取-100。有機(jī)質(zhì)類型指數(shù)(Ti)計(jì)算公式為：Ti=(100a+50b-75c-100d)/100，其中，a、b、c、d分別為腐泥組、殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組、惰性組的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。采用有機(jī)質(zhì)類型評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[26]評(píng)價(jià)樣品的有機(jī)質(zhì)類型，結(jié)果見表4。

丁青湖組樣品干酪根顯微組分是以腐泥組為主(見圖3)，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為67%～92%，有機(jī)質(zhì)類型指數(shù)為33.75%～48.50%，表明泥巖、泥灰?guī)r及灰?guī)r的有機(jī)質(zhì)類型為以Ⅱ1型為主的混合Ⅱ型。

圖3 中倉盆地丁青湖組烴源巖干酪根顯微組分及有機(jī)質(zhì)類型指數(shù)分布Fig.3 The kerogen maceral triangle graphic of Dingqinghu formation and Distribution map organic type index

利用氫指數(shù)(HI)與巖石熱解峰溫(Tmax)也能夠判斷母質(zhì)類型(見圖4)。由圖4可知，母質(zhì)類型為Ⅱ2-Ⅲ型，與干酪根鏡檢顯微組分判斷的類型不一致，是由于樣品處于地表，風(fēng)化作用及高成熟度降低有機(jī)質(zhì)中氫的含量，降低剩余生烴潛力(S2)，導(dǎo)致氫指數(shù)(HI)和類型指數(shù)(S2/S3)降低，使有機(jī)質(zhì)類型變差。故有機(jī)質(zhì)類型的判斷還是以干酪根鏡檢顯微組分所得結(jié)果為主，為以Ⅱ1型為主的混合Ⅱ型[27-28]。

圖4 丁青湖組HI-Tmax有機(jī)質(zhì)類型四分圖Fig.4 The quarter chart of HI-Tmax organic matter type in Dingqinghu formation

3.3 沉積有機(jī)相劃分

考察中倉盆地2條實(shí)測(cè)地層剖面，得出盆地地表主體為丁青湖組沉積，巖性以淺湖相泥巖、泥灰?guī)r和砂巖為主，潛在烴源巖主要為灰?guī)r、泥灰?guī)r和暗色泥巖，累計(jì)厚度為40 m。

盆地以古近系和新近系沉積為主，包括丁青湖組和嗩納湖組。盆地內(nèi)部第四系較為發(fā)育，地層出露情況較差。野外調(diào)查研究丁青湖組實(shí)測(cè)剖面ZP01和ZP02表明(見圖5)，ZP01剖面粒度整體呈下粗上細(xì)，下部發(fā)育厚層礫巖、砂巖，剖面頂部見泥灰?guī)r，反映沖積扇向湖泊沉積環(huán)境的轉(zhuǎn)變。ZP02剖面位于ZP01剖面的下面，粒度整體呈下細(xì)上粗，下部發(fā)育泥頁巖、泥巖與泥灰?guī)r等較細(xì)粒沉積，上部主要為砂巖、礫巖夾泥巖，構(gòu)成淺湖沉積環(huán)境向扇三角洲轉(zhuǎn)變的進(jìn)積沉積旋回。

圖5 西藏中倉鄉(xiāng)古近系丁青湖組三段實(shí)測(cè)地層綜合柱狀圖(ZP01)

3.3.1 沉積相

(1)扇三角洲相。丁青湖組一段扇三角洲相沉積中發(fā)育磚紅色礫巖、紫紅色礫巖、紫紅色泥巖及紫灰色泥巖，可劃分為近緣扇三角洲亞相和前扇三角洲亞相。底部近緣扇三角洲亞相發(fā)育礫石疊瓦狀構(gòu)造，為扇根礫石沉積。

丁青湖組三段扇三角洲相沉積中發(fā)育灰綠色泥巖、紫紅色泥巖、灰白色中細(xì)粒砂巖、紫紅色中砂巖、紫紅色細(xì)砂巖、粉砂巖和細(xì)礫雜礫巖等，可劃分為扇三角洲前緣亞相。丁青湖組三段底部為一套扇三角洲前緣河道含礫砂巖沉積，向上為河道砂巖和泥巖互層沉積，再向上礫巖少見，發(fā)育扇三角洲前緣末端粉砂巖、細(xì)砂巖及泥巖沉積，砂泥比為1∶2，砂巖可見平行層理、爬升波紋層理、板狀交錯(cuò)層理及槽狀交錯(cuò)層理；丁青湖組三段上部發(fā)育一套扇三角洲前緣河道礫巖沉積，向上為半深湖泥。

(2)湖泊相。丁青湖組二段湖泊相沉積中發(fā)育紫紅色細(xì)砂巖、紫紅色粉砂巖、灰色泥灰?guī)r、磚紅色泥巖，灰?guī)r與泥巖互層可見，灰色泥灰?guī)r與泥巖互層等，局部夾頁巖，劃分為濱湖和淺湖亞相。

圖6 中倉盆地丁青湖組顯微組分劃分的沉積有機(jī)相Fig.6 Diagram showing organic facies classified according to the maceral composition of the Dingqinghu formation in Zhongcang basin

丁青湖組二段下部以砂巖、粉砂巖及泥巖為主，少量礫巖，其中夾有兩層灰?guī)r及三層泥灰?guī)r，泥灰?guī)r中含有生物化石，發(fā)育小型板狀交錯(cuò)層理、平行層理及波狀層理，為濱湖沉積。丁青湖組二段上部發(fā)育淺湖細(xì)砂巖、粉砂巖及泥巖，頂部含少量頁巖層，其中以泥巖為主，泥巖厚度較大，最大厚度達(dá)300 m，可見小型交錯(cuò)層理及浪成波痕。

3.3.2 沉積有機(jī)相

有機(jī)相是古環(huán)境判別、盆地分析及烴源巖評(píng)價(jià)的重要工具[29-30]。根據(jù)沉積相及顯微組分組成，將丁青湖組烴源巖的沉積有機(jī)相劃分為濕地草木混生(沼澤)有機(jī)相[31](見圖6)。

該相主要發(fā)育于湖盆邊緣相帶，如三角洲的前三角洲及湖泊邊緣沼澤相。巖性多為泥巖，夾有部分灰?guī)r及泥灰?guī)r。有機(jī)質(zhì)類型指數(shù)為-50～50，鏡質(zhì)組與殼質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)比小于2，沉積環(huán)境多為濱淺湖，氫指數(shù)為200～400，有機(jī)質(zhì)類型多為Ⅱ型。利用研究區(qū)丁青湖組測(cè)試數(shù)據(jù)分析，除氫指數(shù)外，相關(guān)數(shù)據(jù)在標(biāo)準(zhǔn)數(shù)據(jù)區(qū)間內(nèi)，氫指數(shù)較低是由于風(fēng)化作用對(duì)其產(chǎn)生的影響，因此丁青湖組應(yīng)屬于濕地草本混生(沼澤)有機(jī)相。

4 結(jié)論

(1)中倉盆地?zé)N源巖有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，泥巖有機(jī)碳平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.32%，灰?guī)r、泥灰?guī)r有機(jī)碳平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.33%。深灰色泥巖、深灰色灰?guī)r及泥灰?guī)r屬于較差烴源巖。

(2)中倉盆地丁青湖組泥巖、泥灰?guī)r及灰?guī)r烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型為以Ⅱ1型為主的混合Ⅱ型。沉積有機(jī)相為濕地草本混生(沼澤)有機(jī)相。

(3)鏡質(zhì)體反射率(Ro)、巖石熱解烴峰溫(Tmax)顯示中倉盆地泥巖烴源巖，以及泥灰?guī)r、灰?guī)r烴源巖總體上處于未成熟—低成熟階段。

[1] 胡文瑞,鮑敬偉,胡濱.全球油氣勘探進(jìn)展與趨勢(shì)[J].石油勘探與開發(fā),2013,40(4):409-413. Hu Wenrui, Bao Jingwei, Hu Bin. Trend and progress in global oil and gas exploration [J]. Petroleum Exploration and Development, 2013,40(4):409-413.

[2] 雷闖,葉加仁,吳景富,等.低勘探程度盆地成藏動(dòng)力學(xué)過程:以西湖凹陷中部地區(qū)為例[J].地球科學(xué):中國地質(zhì)大學(xué)學(xué)報(bào),2014,39(7):837-847. Lei Chuang, Ye Jiaren, Wu Jingfu, et al. Dynamic process of hydrocarbon accumulation in low-exploration basins: A case study of Xihu depression [J]. Earth Science: Journal of China University of Geosciences, 2014,39(7):837-847.

[3] 姚哲,郭志峰,黨亞云,等.低勘探程度地區(qū)地層速度提取方法與應(yīng)用——以瓊東南盆地深水區(qū)為例[J].地球物理學(xué)進(jìn)展,2014,29(3):1337-1342. Yao Zhe, Guo Zhifeng, Dang Yayun, et al. Extracting formation velocity method and its application in low exploration areas: Example of the deep water area of Qiongdongnan basin [J]. Progress in Geophysics, 2014,29(3):1337-1342.

[4] 仝志剛,趙志剛,楊樹春,等.低勘探程度盆地?zé)N源巖熱演化及排烴史研究——以東海椒江凹陷為例[J].石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì),2012,34(3):319-324. Tong Zhigang, Zhao Zhigang, Yang Shuchun, et al. Research on thermal evolution and hydrocarbon expulsion history of source rocks in low-exploration basins: A case study on Jiaojiang sag, east China sea basin [J]. Petroleum Geology & Expriment, 2012,34(3):319-324.

[5] 曹強(qiáng),葉加仁,石萬忠,等.低勘探程度盆地?zé)N源巖早期評(píng)價(jià)——以南黃海北部盆地東北凹為例[J].石油學(xué)報(bào),2009,30(4):522-529. Cao Qiang, Ye Jiaren, Shi Wanzhong, et al. Preliminary prediction and evaluation of source rocks in low-exploration basins: A case study on the northeast sag of the northern south Yellow sea basin in China [J]. Acta Petrolei Sinica, 2009,30(4):522-529.

[6] 吳青鵬,呂錫敏,李平,等.低勘探程度盆地勘探技術(shù)與評(píng)價(jià)方法——以玉門探區(qū)為例[J].天然氣工業(yè),2008,28(8):15-18. Wu Qingpeng, Lyu Ximin, Li Ping, et al. Exploration techniques and assessment methods for basins with low exploration maturity: A case study of Yumen exploration area, China [J]. Natural Gas Industry, 2008,28(8):15-18.

[7] 劉震,常邁,趙陽,等.低勘探程度盆地?zé)N源巖早期預(yù)測(cè)方法研究[J].地學(xué)前緣,2007,14(4):159-167. Liu Zhen, Chang Mai, Zhao Yang, et al. Method of early prediction on source rocks in basins with low exploration activity [J]. Earth Science Frontiers, 2007,14(4):159-167.

[8] 丘東洲.西藏—我國21世紀(jì)新的油氣資源接替區(qū)[J].新疆石油地質(zhì),2004,25(3):233-239. Qiu Dongzhou. Tibet: A new takeover region for petroleum resources of 21st century in west China [J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2004,25(3):233-239.

[9] 曾菁,李亞林,王立成.西藏洞錯(cuò)盆地古近系丁青湖組烴源巖評(píng)價(jià)[J].新疆石油地質(zhì),2011,32(1):11-13. Zeng Jing, Li Yalin, Wang Licheng. Evalution of Paleogene Dingqinghu source rocks in Dongcuo basin, Tibet [J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2011,32(1):11-13.

[10] 高瑞祺,趙政璋.中國油氣新區(qū)勘探:青藏高原石油地質(zhì)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2001. Gao Ruiqi, Zhao Zhengzhang. The frontier petroleum exploration in China [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2001.

[11] 王劍.青藏高原重點(diǎn)沉積盆地油氣資源潛力分析[M].北京:地質(zhì)出版社,2004. Wang Jian. Analysis on potentialities of oil and gas resources in key sedimentary basins of Qinghai-Tibet Plateau [M]. Beijing: Geological Publishing House, 2004.

[12] 付孝悅,張修富.西藏高原石油地質(zhì)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2005. Fu Xiaoyue, Zhang Xiufu. Petroleum geology of Tibetan plateau [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2005.

[13] 劉家鐸.青藏地區(qū)油氣資源潛力分析與評(píng)價(jià)[M].北京:地質(zhì)出版社,2007. Liu Jiaduo. Analysis and evaluation of potentialities of oil and gas exploration resources in Qinghai-Tibet area [M]. Beijing: Geological Publishing House, 2007.

[14] 許婷,侯讀杰,趙子斌,等.渤海灣盆地黃河口東洼優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育控制因素[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2017,41(1):11-20. Xu Ting, Hou Dujie, Zhao Zibin, et al. Deep tight reservoir characteristics and main controlling factors of Badaowan formation in the central Junggar basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2017,41(1):11-20.

[15] 呂鐵良,張奎華,林暢松,等.準(zhǔn)噶爾盆地木壘凹陷油氣來源及成藏特征[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2016,40(5):1-9. Lyu Tieliang, Zhang Kuihua, Lin Changsong, et al. Hydrocarbon source and reservoir-forming analysis in Mulei sag, Junggar basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2016,40(5):1-9.

[16] 李燕,鄧運(yùn)華,李友川,等.珠江口盆地河流—三角洲體系煤系烴源巖發(fā)育特征及有利相帶[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2016,40(1):62-71. Li Yan, Deng Yunhua, Li Youchuan, et al. Characteristics and favorable facies of coal-measure source rocks in river-delta system of Pearl River Mouth basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2016,40(1):62-71.

[17] 徐祖新,姜文亞,張義杰,等.渤海灣盆地滄東凹陷孔二段優(yōu)質(zhì)烴源巖成烴環(huán)境[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2015,39(4):71-78. Xu Zuxin, Jiang Wenya, Zhang Yijie, et al. Hydrocarbon forming environment of source rocks of the second member of Kongdian formation in Cangdong sag, Baohai Bay basin [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2015,39(4):71-78.

[18] Peters K E, Cassa M R. Applied source rock geochemistry [C]//Magoon L B, Dow W G. The petroleum system from source to trap. Tulasa: SEPM Special Publications, AAPG Memoir 60, 1994:93-117.

[19] 孫瑕,伊海生,林金輝,等.青藏高原北部新生代陸相盆地石油地質(zhì)條件及勘探前景[J].沉積與特提斯地質(zhì),2008,28(4):7-13. Sun Xia, Yi Haisheng, Lin Jinhui, et al. Petroleum geology and exploration prospects in the Cenezoic continental basins in the northen part of the Qinghai-Xizang plateau [J]. Sedimentary Geology and Tethyan Geology, 2008,28(4):7-13.

[20] 許建華,王思文,周季軍,等.惠民凹陷孔二段烴源巖綜合評(píng)價(jià)[J].特種油氣藏,2003,10(2):31-33. Xu Jianhua, Wang Siwen, Zhou Jijun, et al. Comprehensive evaluation of source rock in Kong2 formation of Huimin depression [J]. Special Oil and Gas Reserviors, 2003,10(2):31-33.

[21] 劉家鐸,周文,李勇,等.青藏地區(qū)油氣資源潛力分析與評(píng)價(jià)[M].北京:地質(zhì)出版社,2007. Liu Jiaduo, Zhou Wen, Li Yong, et al. Analysis and evaluation of oil and gas resources potential in the area of Qinghai-Xizang plateau [M]. Beijing: Geological Press, 2007.

[22] 侯讀杰,馮子輝.油氣地球化學(xué)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2011. Hou Dujie, Feng Zihui. Oil and gas geochemistry [M]. Bei Jing:Petroleum Industry Press, 2011.

[23] 朱創(chuàng)業(yè).海相碳酸鹽巖沉積有機(jī)相研究及其在油氣資源評(píng)價(jià)中的應(yīng)用[J].成都大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版,2000,19(1):1-6. Zhu Chuangye. Sedimentary organic facies studies of marine arbonate rocks and their use in petroleum resouce evaluation [J]. Journal of Chengdu University: Natural Science Edition, 2000,19(1):1-6.

[24] 姚素平,金奎勵(lì).用顯微組分的雙重屬性研究沉積有機(jī)相[J].地質(zhì)論評(píng),1995,41(6):525-532. Yao Suping, Jin Kuili. A new method of studying sedimentary organic facies by means of macerals' dual nature [J]. Geological Review, 1995,41(6):525-532.

[25] 傅家謨,秦匡宗.干酪根地球化學(xué)[M].廣州:廣東科技出版社,1995. Fu Jiamo, Qin Kuangzong. Kerogen geochemistry [M]. Guang Zhou:Guangdong Science and Technology Press, 1995.

[26] 中國石油天然氣總公司.SY/T 5735—1995,陸相烴源巖地球化學(xué)評(píng)價(jià)方法[S].北京:石油工業(yè)出版社,1996:1-19. China national petroleum corporation. SY/T 5735—1995, Geochemical evalution method for terrestrial source rocks [S]. Beijing: Petreoleum Industry Press, 1996:1-19.

[27] He Huaiyu, Sun Jimin. New age determination of the Cenozoic Lunpola basin, central Tibet [J]. Geol. Mag, 2012,149(1):141-145.

[28] 黃耀綜.米倉山隆起下古生界烴源巖特征[D].成都:成都理工大學(xué),2010. Huang Yaozong. Characteristics of lower Paleozoic source rocks in Micangshan uplift area, Sichuan basin [D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2010.

[29] 李慶,姜在興,由雪蓮,等.有機(jī)相在非常規(guī)油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)中的應(yīng)用——以束鹿凹陷富有機(jī)質(zhì)泥灰?guī)r儲(chǔ)層為例[J].東北石油大學(xué)學(xué)報(bào),2016,40(3):1-9. Li Qing, Jiang Zaixing, You Xuelian, et al. Role of organic facies in evalution of unconventional petroleum reservoirs:A case study of organic-matter rich marlstone reservoirs in the Shulu sag [J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2016,40(3):1-9.

[30] 張亮,金強(qiáng).臨清坳陷東部太原組煤系烴源巖沉積有機(jī)相分析[J].特種油氣藏,2009,16(2):23-26. Zhang Liang, Jin Qiang. Analysis of organic facies of coal-bearing source rocks in Taiyuan formation of of eastern Linqing depression [J]. Special Oil and Gas Reserviors, 2009,16(2):23-26.

[31] 姚素平,張科,胡文瑄,等.鄂爾多斯盆地三疊系延長組沉積有機(jī)相[J].石油與天然氣地質(zhì),2009,30(1):74-83. Yao Suping, Zhang Ke, Hu Wenxuan. Sedimentary organic facies of the Triassic Yanchang formation in the Ordos basin [J].Oil & Gas Geology, 2009,30(1):74-83.

收稿日期：2017-02-21；編輯：關(guān)開澄

2017-03-29；編輯：陸雅玲

陳 慶(1993-)，女，碩士研究生，主要從事沉積學(xué)方面的研究。

P618.13；TE121.2

A

2095-4107(2017)04-0071-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.04.008