天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 5: 738 - 753

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.10.004

天然气地球化学

柴达木盆地西北部原油芳烃分子标志化合物分布特征及意义

  • 蒙炳坤 , 1, 2, 3 ,
  • 周世新 , 1, 2 ,
  • 李靖 1, 2 ,
  • 陈克非 1, 2, 3 ,
  • 张臣 1, 2, 3 ,
  • 李朋朋 1, 2, 3 ,
  • 孙泽祥 1, 2, 3
展开
  • 1. 中国科学院西北生态环境资源研究院，甘肃 兰州 730000
  • 2. 甘肃省油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000
  • 3. 中国科学院大学，北京 100049
周世新（1966-），男，新疆焉耆人，研究员，博士，主要从事油气地球化学研究. E-mail: .

蒙炳坤（1992-），男，陕西永寿人，博士研究生，主要从事油气地球化学研究. E-mail: .

收稿日期: 2020-07-13

  修回日期: 2020-10-19

  网络出版日期: 2021-04-27

收起

Distribution characteristics and significance of the aromatic hydrocarbons molecular biomarker in crude oil from the northwestern Qaidam Basin

  • Bing-kun MENG , 1, 2, 3 ,
  • Shi-xin ZHOU , 1, 2 ,
  • Jing LI 1, 2 ,
  • Ke-fei CHEN 1, 2, 3 ,
  • Chen ZHANG 1, 2, 3 ,
  • Peng-Peng LI 1, 2, 3 ,
  • Ze-xiang SUN 1, 2, 3
Expand
  • 1. Northwest Institute of Eco⁃Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China
  • 2. Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Gansu Province，Lanzhou 730000，China
  • 3. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China

Received date: 2020-07-13

  Revised date: 2020-10-19

  Online published: 2021-04-27

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05003-002-004)

the National Natural Science Foundation of China(41072105)

Fold

本文亮点

为了明确柴达木盆地西北部（简称“柴西北”）原油的有机质来源、成熟度和沉积环境等，进而认识柴西北原油的成因和富集规律，对柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷古近系—新近系储层来源的41件原油的饱和烃和芳香烃进行了系统分析。根据柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷古近系和新近系储层原油芳香烃化合物分布特征，原油总体上被划分为2类：第一类原油，芳烃化合物以三芳甾烷系列的相对含量最高，萘系列、菲系列、三芴系列和䓛系列化合物相对含量次之；第二类原油，芳烃化合物以菲系列的相对含量最高，萘系列、三芴系列、三芳甾烷系列和䓛系列化合物相对含量次之。饱和烃和芳香烃中指示有机质来源、沉积环境和成熟度的分子标志物分布特征表明，柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷古近系—新近系储层原油属于半咸水—咸水湖相原油，以低等水生生物输入为主，陆源高等植物输入为辅，原油均处于成熟的演化阶段，该地区古近系—新近系主力烃源岩沉积期的水体具有较强分层程度和还原性。在柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷中，从西北到东南，不同构造带古近系—新近系主力烃源岩沉积期的水体分层程度依次变差，还原性依次降低，成熟度依次升高，表明该地区古近系—新近系储层油气具有近源成藏的特征，靠近阿尔金山的红沟子、小梁山、咸东和咸水泉构造带是今后原油勘探重要领域，而处于小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡区的油泉子、南翼山、大风山、黄瓜茆和开特米里克构造带是今后原油和天然气勘探的重要领域。

本文引用格式

蒙炳坤 , 周世新 , 李靖 , 陈克非 , 张臣 , 李朋朋 , 孙泽祥 . 柴达木盆地西北部原油芳烃分子标志化合物分布特征及意义[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(5) : 738 -753 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.10.004

Highlights

In order to clarify the organic matter source， maturity and depositional environment of crude oil in the northwestern Qaidam Basin， studies are carried out to better understand the genesis and accumulation pattern of crude oil in the northwestern Qaidam Basin. Systematic analyses were performed on 41 saturated hydrocarbons and aromatic hydrocarbons of crude oil in the Paleogene and Neogene reservoirs of the Xiaoliangshan Depression and Mangya Depression of the northwestern Qaidam Basin. According to the distribution characteristics of the aromatic compounds of Paleogene and Neogene reservoirs crude oil in Xiaoliangshan Depression and Mangya Depression of northwestern Qaidam Basin， crude oil is generally divided into two groups. In the first type of crude oil， the relative content of aromatic compounds is the highest in the triaromatic steroid series， followed by the relative content of the naphthalene series， phenanthrene series， trifluorene series， and the chrysene series. In the second type of crude oil， phenanthrene series have the highest relative content of aromatic compounds， followed by the relative content of naphthalene series， trifluorene series， triaromatic steroid series， and chrysene series. The distribution characteristics of molecular biomarkers in the saturated hydrocarbon and aromatic hydrocarbon which implies the source of organic matter， depositional environment and maturity indicate that the Paleogene and Neogene reservoirs crude oils from Xiaoliangshan Depression and Mangya Depression of the northwestern Qaidam Basin belong to light brackish-brackish lacustrine oil， and are in the mature stage of evolution， dominated by low aquatic organisms， supplemented by terrestrial higher plants. The water bodies of the main source rocks of the Paleogene-Neogene in this area have a strong stratification degree and reduction. In the Xiaoliangshan Depression and Mangya Depression of the northwestern Qaidam Basin， from the northwest to the southeast， the stratification of water in the main source rocks of different tectonic belts during the sedimentation period gradually deteriorates， the reducibility decreases sequentially， and the maturity increases. It shows that the Paleogene and Neogene reservoirs crude oil and gas in this area has the characteristics of near-source reservoir formation. The Honggouzi， Xiaoliangshan， Xiandong and Xianshuiquan tectonic belts near the Altun Mountains are important areas for future crude oil exploration， while the Youquanzi， Nanyishan， Dafengshan， Huangguamao and Kaitemilike structural belts in the slope area are important areas for crude oils and natural gas exploration in the future.

0 引言

柴达木盆地是我国西部中新生代含油气盆地，其面积约为25×104 km2，盆地分为西部坳陷区、东部坳陷区和北部断块带［1］。柴达木盆地西部油气储量和产量占整个盆地油气储量和产量的80%以上［2］，这也导致该地区原油成因的研究受到许多学者的青睐，但是前人对于该地区的研究主要侧重于地层的沉积特征［3］、储集层特征［4］、油气成藏过程［5］、油气源对比［6］及烃源岩地球化学特征［7］和原油饱和烃地球化学特征［8］等。然而，对于柴达木盆地西北部原油中芳香烃组分地球化学特征的报道很少。芳香烃通常占原油组成的10%~30%，其所蕴含的地球化学信息可以指示原油形成过程中的沉积环境、有机质来源、成熟度等，另外，由于芳香烃中很多化合物对于原油成熟度指示具有更加宽泛适用范围，其能很好地进行原油成熟度的厘定［9］。本文通过对柴达木盆地西北部（柴西北）古近系和新近系烃源岩来源的41件原油饱和烃和芳香烃进行气相色谱—质谱分析，基于柴西北原油饱和烃地球化学特征的研究基础，通过对柴西北原油芳香烃地球化学特征进行系统的分析，旨在明确柴西北原油的有机质来源、成熟度和沉积环境等地球化学特征，有助于深入认识柴西北原油成因和富集规律。

1 地质背景

柴达木盆地位于青藏高原北部，是我国典型的高原咸化湖相沉积盆地，柴达木盆地西部地区总体上可以划为西北部、英雄岭和西南部3个构造带［10］。如图1所示，柴西北主要存在两大沉积凹陷，分别为小梁山凹陷和茫崖凹陷。小梁山凹陷内主要分布有红沟子构造、小梁山构造、南翼山构造和大风山构造等；而茫崖凹陷内主要分布有咸东构造、咸水泉构造、油泉子构造、黄瓜茆构造、开特米里克构造等［10］。柴达木盆地西部地区的新生代沉积序列自上而下主要为七个泉组（Q1+2）、狮子沟组（N2 3）、上油砂组（N2 2）、下油砂组（N2 1）、上干柴沟组（N1）、下干柴沟组上段（E3 2）、下干柴沟组下段（E3 1）和路乐河组（E1+2）［11］。柴达木盆地西部地区新生代地层为以碳酸盐岩为主的咸水湖相沉积，部分地区存在膏盐沉积［11］。古近系—新近系的主力烃源岩层位主要包括下干柴沟组下段（E3 1）、下干柴沟组上段（E3 2）、上干柴沟组（N1）和下油砂组（N2 1）［12］。
图1 柴达木盆地西部地区构造特征及油气分布（据文献[10]修改）

Fig.1 Structural characteristics and hydrocarbon distribution of the western Qaidam Basin (modified from Ref.[10])

2 样品和实验

本文采集的41件原油样品来源于古近系和新近系储层，其中小梁山凹陷原油样品共计25件（小梁山构造6件、大风山构造6件、南翼山构造10件、红沟子构造3件），茫崖凹陷原油样品共计16件（油泉子构造6件、黄瓜茆构造4件、咸东构造2件、咸水泉构造2件和开特米里克构造2件）。原油饱和烃正构烷烃分布完整，存在一定程度的UCM鼓包，饱和烃组分中仅检测出低丰度的25-降藿烷系列，表明本文研究的样品可能遭受轻微的生物降解，另外，本文研究主要侧重于原油中大分子量的芳烃化合物的研究，其受后期次生改造的影响很小，因此，所采集的41件原油样品可以代表原油生成时原始的地球化学信息。
原油样品首先通过石油醚进行脱沥青质处理，然后通过柱层析法对脱沥青质后的剩余组分进行分离，其中层析柱由2 g硅胶和1 g氧化铝填充而成，使用石油醚∶二氯甲烷（1∶2）和二氯甲烷∶甲醇（93∶7）依次分离出来饱和烃、芳香烃和非烃组分。对原油中分离出来的饱和烃和芳香烃组分采用Agilent 6890 GC-Agilent 5975i进行实验分析，气相色谱的色谱柱为HP-5MS（60 m×250 μm ×0.25 μm）。饱和烃组分色谱柱程序升温设置为：GC最初炉温设置为50 ℃保持1 min，之后以20 ℃/min速率升高到210 ℃，再以3 ℃/min速率升高至310 °C，保持10 min。芳香烃组分色谱柱程序升温设置为：GC最初炉温设置为80 ℃ 保持1 min，之后以3 ℃/min速率升高至310 ℃，保持20 min。质谱扫描离子范围为50~570 Da，离子源电压设置为70 eV，氦气作为载气。

3 饱和烃生物标志物特征

如图2所示，柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷原油饱和烃正构烷烃分布完整，其碳数分布介于nC11— nC39之间；正构烷烃主要呈现3种分布型态，分别为双峰型后峰态、双峰型前峰态以及箱型； n C 21 - / n C 22 +值介于0.19~4.28之间，平均值为1.10；（nC21+nC22）/（nC28+nC29）值介于0.14~4.33之间，平均值为1.38；C27—C29规则甾烷呈现C27规则甾烷优势分布或者C29规则甾烷优势分布，以上研究表明柴西北原油存在低等水生生物和陆源高等植物的共同输入。柴西北原油碳优势指数（CPI）值介于0.44~1.05之间，平均值为0.93，奇偶优势比（OEP）值介于0.95~1.04之间，平均值为1.00，表明柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷原油总体上都处于成熟阶段，与图3所示的C29规则甾烷异构化指数［C29ααα20S/（20S+20R）和C29ββ/（ββ+αα）］所指示的柴西北原油总体上都处于成熟阶段是一致的，而原油之间成熟度具有一定的差异，部分原油具有一定的偶碳数优势，可能主要与原油来源于咸水湖相沉积环境的源岩有关［13］。
图2 原油饱和烃总离子流图（TIC）

Fig.2 Total ion chromatograms (TIC) of saturated hydrocarbon in crude oil

图3 原油C29ααα20S/(20S+20R)和C29ββ/(ββ+αα)相关图（图版据文献[14]）

Fig.3 The cross-plot of C29ααα20S/(20S+20R) and C29ββ/(ββ+αα) in crude oil(the plate after Ref.[14])

如图4所示，小梁山凹陷原油除了部分大风山原油，总体上都位于半咸水—咸水的沉积环境，小梁山凹陷原油之间其沉积环境存在一定差异；茫崖凹陷原油其沉积环境从西北到东南方向存在明显差异，水体分层程度从西北到东南方向依次变差，还原程度依次降低，陆源有机质输入比例逐渐增加。姥鲛烷/植烷（Pr/Ph）通常被用来指示烃源岩和沉积有机质沉积时所处的氧化还原环境［15］。研究表明厌氧环境中通常比较发育厌氧纤毛虫，而厌氧纤毛虫能产生大量的伽马蜡烷的先质物四膜虫醇，因此，伽马蜡烷的含量可以用来指示沉积水体分层程度的强弱［16］。如图5、图6所示，小梁山凹陷和茫崖凹陷原油姥鲛烷/植烷（Pr/Ph）值和伽马蜡烷/C30藿烷（Ga/C30H）值表明，原油形成于水体分层程度和还原性较强的沉积环境，总体上呈现自西北到东南减小的趋势，表明在小梁山凹陷和茫崖凹陷内部从西北到东南古近系—新近系主力烃源岩沉积期水体分层程度依次变差，还原程度依次降低。这是由于柴达木盆地古近纪总体上处于半干旱—干燥的气候环境，缺乏地表性常年流水，各个凹陷处于半封闭状态，降雨及暂时性流水对于柴西北具有显著的控制作用［17］。因此，小梁山凹陷和茫崖凹陷西北部相对较高的构造位置（红沟子和小梁山，咸东、咸水泉和油泉子），水流补给和陆源输入相对较少，盐度较高，还原性较强；而小梁山凹陷和茫崖凹陷东南部相对较低的构造位置（南翼山和大风山，黄瓜茆和开特米里克），水流补给和陆源输入较多，水体分层变差，还原性较低。
图4 原油Pr/Ph—Pr/nC17—Ph/nC18三角图（图版据文献[18]）

Fig.4 The triangle figures of Pr/Ph-Pr/nC17-Ph/nC18 in crude oil (the plate after Ref.[18])

图5 原油Pr/Ph与Ga/C30H关系

Fig.5 The cross-plot of Pr/Ph and Ga/C30H in crude oil

图6 原油Ga/C30H在柴西北各构造单元中的分布特征

Fig.6 The distribution characteristics of Ga/C30H for crude oil from different tectonic units of the northwest Qaidam Basin

4 芳烃地球化学特征

柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷原油中检测到的芳香烃化合物主要有萘系列、菲系列、芴系列、氧芴（二苯并呋喃）系列、硫芴（二苯并噻吩）系列、联苯系列、三芳甾烷系列、䓛系列、芘系列、苯并芘、苯并荧蒽、苯并芴、苝、苯并蒽、荧蒽、惹烯和蒽，共计17个系列158个芳香烃化合物。

4.1　芳香烃组成特征

柴西北所有原油芳香烃化合物中以萘系列、菲系列、三芴系列和三芳甾烷系列中的二环和三环化合物为主，占芳香烃化合物的80%以上，其余13个系列芳烃化合物如荧蒽、苯并荧蒽、苯并蒽、芘、甲基芘、苯并芘、䓛、甲基䓛和苝等代表高等植物输入的分子标志化合物相对含量较低。如图7、图8所示，柴西北原油根据17个系列芳香烃化合物的相对含量，原油总体上可以被划分为2类，2类原油各自芳香烃系列化合物含量的差异很小。第一类原油，所有芳香烃系列化合物以三芳甾烷系列化合物相对含量最高，在小梁山凹陷原油芳香烃中其含量介于24.28%~69.34%之间，平均值为38.92%；在茫崖凹陷原油芳香烃中其含量介于29.93%~63.80%之间，平均值为41.31%；萘系列、菲系列、三芴系列和䓛系列化合物相对含量次之，其余12个芳香烃系列化合物相对含量较低。第二类原油，所有芳香烃系列化合物以菲系列化合物相对含量最高，在小梁山凹陷原油芳香烃中其含量介于26.85%~48.77%之间，平均值为35.41%，在茫崖凹陷原油芳香烃中其含量介于24.87%~50.01%之间，平均值为37.49%；萘系列、三芴系列、三芳甾烷系列和䓛系列化合物相对含量次之（除南7原油），其余12个芳香烃系列化合物相对含量较低。茫崖凹陷原油中，由于来源于咸东、红沟子、黄瓜茆、咸水泉的原油数量少，咸东原油均属于第一类原油，红沟子、黄瓜茆、咸水泉的原油均属于第二类原油，而来源于其余构造单元的原油均可以分为2类。
图7 原油芳香烃总离子流图（TIC）

Fig.7 Total ion chromatograms (TIC) of aromatic hydrocarbons in crude oil

图8 原油中芳香烃组成特征

注：1.萘系列；2.菲系列；3.芴系列；4.氧芴系列；5.硫芴系列；6.联苯系列；7.三芳甾烷系列；8.系列；9. 芘系列；10.苯并芘；11.苯并萤蒽；12.苯并芴；13.苝；14.苯并(a)蒽；15.萤蒽；16.惹烯；17.蒽

Fig.8 The composition characteristics of aromatic hydrocarbons in crude oil

4.2　母源与沉积环境

4.2.1　萘系列

柴西北原油中检测出来的萘系列化合物包括萘、甲基萘、二甲基萘、三甲基萘（TMN）、四甲基萘（TeMN）和五甲基萘共计34个化合物。其中，三甲基萘相对含量最高（42.46%~67.42%，平均值为57.89%），四甲基萘相对含量为19.15%~51.45%，平均值为30.11%，二甲基萘相对含量为0.72%~24.57%，平均值为9.49%，萘系列其余化合物的相对含量较低。关于萘系列化合物生物来源目前认识还不够清楚，但是总体上认为1，2，5-TMN和1，2，5，6-TeMN可以用来指示原油中存在高等植物的输入［19-20］。前人研究表明，1，2，5，6-TeMN和1，2，5-TMN在湖相原油、煤系来源原油和海相原油中分别占9.5%和23.8%，12.5%和24.4%，5%和10%［21-22］。在本文研究中，小梁山凹陷原油中1，2，5，6-TeMN/TeMN值和1，2，5-TMN/TMN值分别介于8.76%~17.60%之间和4.43%~10.09%之间，平均值为12.65%和8.21%。茫崖凹陷原油中1，2，5，6-TeMN/TeMN值和1，2，5-TMN/TMN值分别介于7.45%~19.21%之间和3.54%~11.54%之间，平均值为12.04%和7.45%（图9）。1，2，5，6-TeMN和1，2，5-TMN在各自萘系列中相对含量表明，柴西北咸湖相原油形成时环境比较闭塞，陆源有机质的输入有限。另外，前人［21］研究表明，1，2，5-TMN/1，3，6-TMN在海相原油、湖相原油和煤系原油中的值分别为小于0.3、大于0.3和大于0.6。在本文研究中，小梁山凹陷原油中1，2，5-TMN/1，3，6-TMN值介于0.17~0.50之间，平均值为0.37。茫崖凹陷原油中1，2，5-TMN/1，3，6-TMN值介于0.13~0.58之间，平均值为0.34，表明柴西北原油属于湖相原油。
图9 原油1,2,5,6-TeMN/TeMN与1,2,5-TMN/TMN关系

Fig.9 The cross-plot of 1,2,5,6-TeMN/TeMN and 1,2,5-TMN/TMN in crude oil

4.2.2　菲系列

柴西北原油中检测出来的菲系列化合物，包括菲、甲基菲、二甲基菲、三甲基菲、蒽和惹烯共计64个化合物。柴西北原油菲系列化合物以二甲基菲和甲基菲相对含量较高，而菲和三甲基菲相对含量较低，惹烯和蒽相对含量最低。研究表明，菲系列化合物的含量受多种因素的影响，主要包括有机质类型、沉积环境和成熟度等［23］。惹烯（1-甲基-7-异丙基菲）主要来源于松柏类高等植物树脂，通常被用来指示陆源高等植物输入［24］。在本文研究中，小梁山凹陷原油中惹烯/菲值介于0.01~0.35之间，平均值为0.07。茫崖凹陷原油中惹烯/菲值介于0.02~0.34之间，平均值为0.07，表明柴西北咸湖相原油所处沉积环境比较闭塞，陆源高等植物的输入有限。
除了成熟度因素影响外，原油中甲基菲异构体3-甲基菲、2-甲基菲、1-甲基菲的变化并不明显，差别主要反映在9-甲基菲上相对含量上［25］。海相原油中9-甲基菲在甲基菲系列中所占比例较低，大约占27%左右，而在湖相和煤系原油分别占29.6%和33.9%［21］。在本文研究中，小梁山凹陷原油中9-甲基菲/甲基菲系列值介于19.90%~28.12%之间，平均值为23.75%。茫崖凹陷原油中9-甲基菲/甲基菲系列值介于20.60%~26.51%之间，平均值为23.84%，表明柴西北咸湖相沉积环境具有类似于海相的沉积环境，原油总体上以低等水生生物输入为主，而陆源高等植物输入很有限。

4.2.3　联苯系列

柴西北原油中检测出来的联苯系列化合物主要有联苯、甲基联苯、二甲基联苯和三甲基联苯共计13个联苯类化合物。柴西北原油联苯系列化合物以二甲基联苯化合物相对含量最高（45.63%~58.67%，平均值为50.30%），三甲基联苯相对含量次之（24.03%~50.25%，平均值为33.87%），甲基联苯和联苯化合物相对含量较低。一般认为联苯类化合物来源于高等植物的木质素［26］。柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷原油中联苯系列化合物占芳香烃的相对含量分别为0.48%~11.26%和1.16%~9.59%，平均值分别为3.97%和4.45%，表明柴西北原油陆源高等植物的输入很少，而茫崖凹陷原油陆源有机质的输入高于小梁山凹陷原油。

4.2.4　三芴系列

芴（F）、氧芴（OF）和硫芴（SF）化合物通常被用来指示原油和沉积有机质的沉积环境和成熟度等，芴和硫芴通常在正常还原情况或者强还原环境下形成，而氧芴在弱还原或者氧化条件下形成［27］。一般情况下，海相原油和咸湖相原油中硫芴（SF）含量较高，沼泽相和煤系原油中氧芴（OF）含量较高，淡水和微咸水原油中芴（F）含量较高［28］。如图10所示，柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷原油中总体表现为芴（F）的相对含量最高，硫芴（SF）的相对含量次之，氧芴（OF）的相对含量最低，其中，小梁山凹陷原油三芴化合物分布相对集中，表明形成原油的烃源岩所处的沉积环境在不同构造单元差异较小；而茫崖凹陷原油三芴化合物分布相对比较分散，表明形成原油的烃源岩所处的沉积环境在不同构造单元差异较大。
图10 原油三芴三角图

Fig.10 Ternary diagram of fluorenes, dibenzothiophenes and dibenzofurans in crude oil

烷基二苯并噻吩/烷基二苯并呋喃（ADBT/ADBF）与姥鲛烷/植烷（Pr/Ph）关系图通常被用来判识沉积有机质的沉积环境和岩性特征［29］。如图11所示，柴西北小梁山凹陷原油Pr/Ph值与ADBT/ADBF值分别为0.49~0.97和0.37~1.12，平均值分别为0.69和0.67；茫崖凹陷原油Pr/Ph值与ADBT/ADBF值分别为0.37~0.94和0.22~1.16，平均值分别为0.62和0.66。柴西北所有原油总体上都落在区域2，表明原油均来源于湖相贫硫沉积环境所形成的烃源岩。
图11 原油ADBT/ADBF与Pr/Ph关系（图版据文献[29]）

Fig.11 The cross-plot of ADBT/ADBF and Pr/Ph in crude oil (the plate after Ref.[29])

4.2.5　三芳甾烷系列

三芳甾烷（TAS）系列的分布特征受多种因素影响，可以用来指示原油沉积环境、有机质来源和成熟度。通常来说，淡水环境形成的原油呈现C28三芳甾烷优势分布，而咸水和半咸水环境形成的原油通常呈现C26三芳甾烷优势分布。C26/C28 20S TAS在半咸水—咸水环境形成的沉积有机质中其值为0.57~0.94，而在淡水—微咸水沉积环境中形成的有机质中其值为0.20~0.45，而在煤系沉积环境中其值小于0.25［30］。如图12所示，C26/C28 20S TAS与C27/C28 20R TAS在柴西北小梁山凹陷原油中分别为0.41~1.39和0.61~1.37，平均值分别为0.69和0.85；C26/C28 20S TAS值与C27/C28 20R TAS值在柴西北茫崖凹陷原油中分别为0.39~1.24和0.63~1.77，平均值分别为0.69和1.02。表明柴西北小梁山凹陷和茫崖山凹陷原油主要形成于咸水和半咸水的沉积环境，而小梁山凹陷和茫崖凹陷不同构造单元来源的原油所形成的沉积环境的盐度存在一定程度的差异。
图12 原油C26/C28 20S TAS与C27/C28 20R TAS关系

Fig.12 The cross-plot of C26/C28 20S TAS and C27/C28 20R TAS in crude oil

4.3　原油成熟度

4.3.1　萘系列

萘系列中的很多化合物参数常被作为评价烃源岩和原油的成熟度指标。三甲基萘（TMN）比值TNR1=2，3，6-TMN/（1，3，5-TMN+1，4，6-TMN）和TNR2=（1，3，7-TMN+2，3，6-TMN）/（1，3，5-TMN+1，4，6-TMN+1，3，6-TMN）被用来指示烃源岩和原油的成熟度［31］。另外，三甲基萘化合物比值TMNr=2，3，6-TMN/（1，2，5-TMN+2，3，6-TMN）和四甲基萘（TeMN）化合物比值TeMNr=1，3，6，7-TeMN/（1，3，6，7-TeMN+1，2，5，6-TeMN）也被用来指示原油和沉积物的成熟度［32］。如图13所示，柴达木盆地西北部原油的TNR1、TNR2、TMNr和TeMNr值显示小梁山凹陷和茫崖凹陷各构造单元的原油成熟度具有显著的差异，尽管个别烷基萘成熟度参数规律性不好，总体上表现在小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡地区的构造单元（南翼山和大风山，油泉子、黄瓜茆和开特米里克）原油成熟度较高，而小梁山凹陷和茫崖凹陷靠近阿尔金山地区的构造单元（红沟子和小梁山，咸东和咸水泉）原油成熟度较低，即总体上呈现在梁山凹陷和茫崖凹陷中从西北到东南方向原油成熟度依次升高。
图13 原油烷基萘成熟度参数关系

Fig.13 The cross-plot of the maturity parameters of alkyl naphthalene in crude oil

4.3.2　菲系列

菲（P）系列化合物是原油和烃源岩中重要的组成成份，通常被用来指示原油和烃源岩的成熟度。甲基菲（MP）比值F1=（2-MP+3-MP）/（2-MP+3-MP+1-MP+9-MP）和F2=（2-MP）/（2-MP+3-MP+1-MP+9-MP）被用来指示原油和沉积物成熟度，同时，F1和F2比值受成熟度和岩性的影响较小［33］。如图14所示，柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷原油总体上都处于成熟阶段，而小梁山凹陷和茫崖凹陷原油之间成熟度存在差异。
图14 原油F1与F2关系（图版据文献[33]）

Fig.14 The cross-plot of F1 and F2 in crude oil (the plate after Ref.[33])

前人［34-35］根据3-MP、2-MP、9-MP和1-MP热稳定性不同，提出甲基菲指数MPI1=1.5×（3-MP+2-MP）/（P+9-MP+1-MP），MPI2=3×（2-MP）/（P+9-MP+1-MP），MPI3=（3-MP+2-MP）/（P+9-MP+1-MP）和甲基菲比值MPR=2-MP/1-MP用来指示原油和烃源岩的成熟度。小梁山凹陷和茫崖凹陷甲基菲（MP）成熟度参数MPI1、MPI2、MPI3和MPR值，总体上表现在小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡地区的构造单元（南翼山和大风山，油泉子、黄瓜茆和开特米里克）原油成熟度较高，而小梁山凹陷和茫崖凹陷靠近阿尔金山地区的构造单元（红沟子和小梁山，咸东和咸水泉）原油成熟度较低（图15）。
图15 原油烷基菲成熟度参数关系

Fig.15 The cross-plot of the maturity parameters of alkyl phenanthrene in crude oil

杨思博等［36］根据实测R O与甲基菲指数（MPI1）和甲基菲比值（MPR）相关关系，提出更适合于指示湖相烃源岩和原油成熟度的经验公式（R C–MPI1和R C–MPR），其中，R C— MPI1的经验公式为R C（%）=0.53+0.34 MPI1（0.58%<R O<1.35%），R C（%）=1.20+0.09 MPI1（1.35%≤R O<1.47%）；R c—MPR的经验公式为R C（%）=0.41+0.23 MPR（0.58%<R O<1.47%）。柴西北小梁山凹陷原油R C（MPI1）值为0.76~0.85，平均值为0.81；R C（MPR）值为0.64~0.76，平均值为0.71。茫崖凹陷原油R C（MPI1）值为0.75~0.88，平均值为0.81，R C（MPR）值为0.67~0.76，平均值为0.72。柴西北原油R C—MPI1和R C—MPR经验公式换算的R O值表明，柴西北原油梁山凹陷和茫崖凹陷处于成熟的演化阶段，等效的R O值同样表明在小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡地区的构造单元（南翼山和大风山，油泉子、黄瓜茆和开特米里克）原油成熟度较高，而小梁山凹陷和茫崖凹陷靠近阿尔金山地区构造单元（红沟子和小梁山，咸东和咸水泉）原油成熟度较低（图15）。

4.3.3　二苯并噻吩系列

前人［37］根据4-甲基二苯并噻吩、1-甲基二苯并噻吩（MDBT）、4，6-二甲基二苯并噻吩（DMDBT）和4-乙基二苯并噻吩（EDBT）化合物热稳定性的不同，提出MDR=4-MDBT/1-MDBT、MDR’=4-MDBT/（4-MDBT+1-MDBT）、EDR=4，6-DMDBT/4-EDBT和EDR’=4，6-DMDBT/（4，6-DMDBT+4-EDBT）用来指示原油和沉积有机质的成熟度，随着有机质热演化程度的升高，MDR、MDR’、EDR和EDR’值逐渐增大［37］。如图16所示，柴西北原油MDR、MDR’、EDR和EDR’值表明，总体上呈现小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡地区的构造单元（南翼山和大风山，黄瓜茆和开特米里克）原油成熟度较高，而小梁山凹陷和茫崖凹陷靠近阿尔金山地区构造单元（红沟子和小梁山，咸东、咸水泉和油泉子）原油成熟度较低，部分成熟度参数的规律性并不是很好，这可能主要与柴西北原油中烷基二苯并噻吩的含量较低有关。
图16 原油烷基二苯并噻吩成熟度参数关系

Fig.16 The cross-plot of the maturity parameters of alkyl dibenzothiophene in crude oil

5 油气富集规律

柴西北地区小梁山凹陷和茫崖凹陷具有油气共生的特点，主要以生油为主，生气为辅的特征［10］。如上文所述，柴西北地区小梁山凹陷和茫崖凹陷油藏原油地球化学特征对比显示，小梁山凹陷（红沟子—小梁山—南翼山—大风山）和茫崖凹陷（咸东—咸水泉—油泉子—黄瓜茆—开特米里克）各自构造带中，原油地球化学特征自西北到东南呈现的相同的分布规律，即Ga/C30H值降低，Pr/Ph值升高，菲系列、萘系列和二苯并噻吩系列成熟度参数指示成熟度升高，表明从西北到东南古近系—新近系主力烃源岩沉积期的水体分层程度依次变差，还原性依次降低，成熟依次升高。同时也表明小梁山凹陷和茫崖凹陷各构造带油藏中的原油未发生大距离不同构造带的运移，具有就近成藏的特征［10］。柴西北古近系—新近系储层原油成熟度参数和图17所示的柴西北主力烃源岩的分布和成熟度表明，柴西北地区小梁山凹陷和茫崖凹陷中处于阿尔金山前的红沟子、小梁山、咸东和咸水泉构造带，其古近系—新近系主力烃源岩处于成熟阶段［38］，主要发现的为一些低成熟度原油和伴生气，而位于小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡地区的南翼山、大风山、油泉子和黄瓜茆构造带其古近系—新近系主力烃源岩处于成熟—高成熟的演化阶段［38］，出现油气共生的特征，原油和天然气均处于成熟阶段［10］。对于埋深更大的开特米里克构造带的原油具有更加高的成熟度，主要以生成天然气为主，伴有一定量的轻质油和凝析油。以上分析结果与图1中柴达木盆地西部目前探明的油气分布情况基本吻合。总的来说，柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷中油气的分布主要受烃源岩的热演化程度和构造断裂控制，油气具有近源成藏的特征，认为柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷靠近阿尔金山古近系—新近系主力烃源岩演化程度较低的构造带（红沟子、小梁山、咸东和咸水泉）是原油勘探重要领域，而处于小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡区的构造带（南翼山、大风山、油泉子、黄瓜茆和开特米里克）是原油和天然气勘探的重要领域。
图17 柴达木盆地西北部古近系—新近系主力烃源岩分布（据文献[12]修改）

Fig.17 The distribution map of the main source rocks of the Paleogene-Neogene in the northwest Qaidam Basin (modified from Ref.[12])

6 结论

（1）柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷古近系—新近系储层原油主要以萘系列、菲系列、三芴系列和三芳甾烷系列为主，占芳烃化合物的80%以上。根据芳烃类化合物的相对含量，该地区原油总体上可以分为2类：第一类原油，芳烃化合物以三芳甾烷系列的相对含量最高，萘系列、菲系列、三芴系列和䓛系列化合物相对含量次之；第二类原油，芳烃化合物以菲系列的相对含量最高，萘系列、三芴系列、三芳甾烷系列和䓛系列化合物相对含量次之。
（2）柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷原油Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18、Ga/C30H、1，2，5，6-TeMN/TeMN、1，2，5-TMN/TMN、1，2，5-TMN/1，3，6-TMN、惹烯/菲、9-甲基菲/甲基菲系列、联苯系列、三芴系列、三芳甾烷系列以及萘系列、菲系列和二苯并噻吩系列成熟度指标的特征表明，原油属于半咸水—咸水湖相原油，以低等水生生物输入为主，存在陆源高等植物输入，该地区古近系—新近系主力烃源岩［下干柴沟组下段（E3 1）、下干柴沟组上段（E3 2）、上干柴沟组（N1）和下油砂组（N2 1）］沉积期具有较强水体分层程度和还原性，原油均处于成熟的演化阶段，总体表现为在小梁山凹陷和茫崖山凹陷中，从西北到东南不同构造带古近系—新近系主力烃源岩沉积期的水体分层程度依次变差，还原性依次降低，成熟度依次升高。
（3）柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷不同构造带中原油地球化学特征分析表明，该地区古近系—新近系储层油气具有近源成藏的特征。结合柴西北古近系—新近系主力烃源岩分布特征和成熟度，认为柴西北小梁山凹陷和茫崖凹陷靠近阿尔金山前的红沟子、小梁山、咸东和咸水泉构造带，其发育的古近系—新近系主力烃源岩演化程度较低，是今后原油勘探重要领域，而处于小梁山凹陷和茫崖凹陷斜坡区的南翼山、大风山、油泉子、黄瓜茆和开特米里克构造带，其古近系—新近系主力烃源岩热演化程度较高，是今后原油和天然气勘探的重要领域。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
段毅， 王传远， 郑朝阳， 等. 柴达木盆地西部尕斯库勒油田原油地球化学特征及成因［J］. 矿物岩石， 2006，26（1）： 88-93.

DUAN Y， WANG C Y， ZHENG Z Y， et al. Geochemical characteristics and genesis of crude oils from Gasikule Oilfield in western Qaidam Basin［J］. Journal of Mineralogy and Petrology， 2006，26（1）： 88-93.

2
朱扬明， 苏爱国， 梁狄刚， 等. 柴达木盆地西部第三系咸水湖相原油地球化学特征［J］. 地质科学， 2004， 39（4）： 475-485.

ZHU Y M， SU A G， LIANG D G， et al. Geochemical characteristics of Tertiary saline lacustrine oils in the Qaidam Basin［J］. Chinese Journal of Geology， 2004， 39（4）： 475-485.

3
王艳清， 刘占国， 杨少勇， 等. 柴达木盆地英雄岭构造带新近系碎屑岩发育特征及油气勘探方向［J］. 中国石油勘探， 2019， 24（1）： 60-71.

WANG Y Q， LIU Z G， YANG S Y， et al. Development characteristics and exploration targets of Neogene clastic rocks in the Yingxiongling structural belt， Qaidam Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2019， 24（1）： 60-71.

4
郭荣涛， 马达德， 张永庶， 等. 柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段超压孔缝型储层特征及形成机理［J］. 石油学报， 2019， 40（4）： 411-422.

GUO R T， MA D D， ZHANG Y S， et al. Characteristics and formation mechanism of overpressure pore-fracture reservoirs for upper member of Xiaganchaigou Formation in the west of Yingxiong ridge，Qaidam Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2019， 40（4）： 411-422.

5
石亚军， 薛建勤， 马新民， 等. 高原咸化湖盆晚期构造高丰度油藏形成机制——以柴达木盆地英东地区为例［J］. 中国矿业大学学报， 2019， 48（5）： 1053-1061，1125.

SHI Y J， XUE J Q， MA X M， et al. Mechanisms of high abundance hydrocarbon accumulation in neotectonics/late-stage tectonics of plateau saline lacustrine basin： Taking the Yingdong area of Qaidam Basin as an example［J］. Journal of China University of Mining & Technology， 2019， 48（5）： 1053-1061，1125.

6
何国源， 谭彦虎， 关平， 等. 柴达木盆地西部北区第三系油源研究［J］. 天然气地球科学， 2008， 19（4）： 509-518.

HE G Y， TAN Y H， GUAN P， et al. Characteristics and evaluation of marine source rock in southwestern Shunan［J］. Natural Gas Geoscience， 2008， 19（4）：509-518.

7
LIU C， LI H， ZHANG X， et al. Geochemical characteristics of the Paleogene and Neogene saline lacustrine source rocks in the western Qaidam Basin， northwestern China［J］. Energy & Fuels， 2016， 30（6）：4537-4549.

8
ZHANG C， ZHANG Y， ZHANG M， et al. Compositional variabilities among crude oils from the southwestern part of the Qaidam Basin， NW China［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering， 2008， 62（3-4）：87-92.

9
CHAKHMAKHCHEV A. Saturate biomarkers and aromatic sulfur compounds in oils and condensates from different source rock lithologies of Kazakhstan， Japan and Russia［J］. Organic Geochemistry， 1995， 23（4）： 289-299.

10
张永庶， 周飞， 王波， 等. 柴西地区天然气成因、类型及成藏规律［J］. 中国石油勘探， 2019， 24（4）： 498-508.

ZHANG Y S， ZHOU F， WANG B， et al. Genesis， type and reservoir formation law of natural gas in western Qaidam Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2019， 24（4）： 498-508.

11
张津宁， 张金功， 杨乾政， 等. 膏盐岩对异常高压形成与分布的控制——以柴达木盆地狮子沟地区为例［J］. 沉积学报， 2016， 34（3）： 563-570.

ZHANG J N， ZHANG J G， YANG Q Z， et al. The control effect of gypsum-salt rocks on formation and distribution of overpressure： A case of Shizigou area， Qaidam Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2016， 34（3）： 563-570.

12
曹海防. 柴达木盆地西部第三系油气成藏条件与富集规律研究［D］. 广州：中国科学院研究生院（广州地球化学研究所）， 2007： 101-105.

CAO H F. A Study on Formation Conditions and Accumulation Regularity of Teriary Reservoirs in the Western Qaidam［D］. Guangzhou： Guangzhou Institute of Geochemistry， Chinese Academy of Sciences， 2007： 101-105.

13
GRIMALT J， ALBAIGES J. Sources and occurence of C12-C22， distributions with even carbon-number preference in sedimentary environments［J］.Geochimical et Cosmochimica Acta，1987（51）： 1379-1384.

14
PETERS K E， WALTERS C C， MOLDOWAN J M. The Biomarker Guide： Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History， Vol.2［M］. Cambridge：Cambridge University Press， 2005：157-160.

15
DIDYK B M， SIMONEIT B R T， BRASSELL S C， et al. Organic geochemical indicators of palaeoenvironmental conditions of sedimentation［J］. Nature， 1978， 272（5650）：216-222.

16
SINNINGHE DAMSTE J S， KENIG F， KOOPMANS M P， et al. Evidence for gammacerane as an indicator of water column stratification［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1995， 59（9）： 1895–1900.

17
王强， 王飞宇， 陈琰， 等. 柴达木盆地西部油族划分及成因研究［J］. 地球化学， 2014，43（2）： 122-130.

WANG Q， WANG F Y， CHEN Y， et al. The oil families and their genesis in the western Qaidam Basin［J］. Geochimica， 2014，43（2）： 122-130.

18
李水福， 何生. 原油芳烃中三芴系列化合物的环境指示作用［J］. 地球化学， 2008， 37（1）： 45-50.

LI S F，HE S.Geochemical characteristics of dibenzothiophe-ne， dibenzofuran and fluorene and their homologues and their environmental indication［J］.Geochimica，2008，37（1）：45-50.

19
ALEXANDER R， LARCHER A V， KAGI R I， et al. The use of plant derived biomarkers for correlation of oils with source rocks in the cooper/eromanga basin system， Australia［J］. The APPEA Journal， 1988， 28（1）： 310-324.

20
STRACHAN M G，ALEXANDER R，KAGI R I. Trimethylnaphthalenes in crude oils and sediments： Effects of source and maturity［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta，1988，52（5）： 1255-1264．

21
朱扬明， 张洪波， 傅家谟， 等. 塔里木不同成因原油芳烃组成和分布特征［J］. 石油学报， 1998， 19（3）： 33-37.

ZHU Y M， ZHANG H B， FU J M， et al. Distribution and composition of aromatic hydrocarbon in various oils from Tarim Basin［J］. Acta Petrolei Sinica， 1998， 19（3）： 33-37.

22
肖睿祺， 张敏. 柴达木盆地七个泉油田原油芳烃地球化学特征研究［J］. 长江大学学报：自然科学版， 2014， 32（11）：1-4.

XIAO R Q， ZHANG M. Geochemical characteristics of aromatic hydrocarbons in crude oil of Qigequan oilfields of the Qaidam Basin［J］. Journal of Yangtze University：Natural Science Edition， 2014， 32（11）：1-4.

23
BUDZINSKI H， GARRIGUES P， CONNAN J， et al. Alkylated phenanthrene distributions as maturity and origin indicators in crude oils and rock extracts［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1995， 59（10）：2043-2056.

24
张立平， 黄第藩， 廖志勤. 密执安盆地志留系碳酸盐岩中高含量的惹烯和甲基惹烯化合物［J］.科学通报，1999，44（13）： 1425-1429.

ZHANG L P， HUANG D P， LIAO Z Q. High content of orene and methylorene compounds in Silurian carbonate rocks， Michigan Basin［J］. Chinese Science Bulletin， 1999， 44（13）： 1425-1429.

25
王传远， 段毅， 杜建国， 等. 鄂尔多斯盆地西峰油田原油芳烃地球化学研究［J］. 地球学报， 2008， 29（5）： 613-618.

WANG C Y， DUAN Y， DU J G， et al. Geochemical characteristics of aromatic hydrocarbon in crude oils from the Xifeng Oilfield of the Ordos Basin［J］. Acta Geoscientia Sinica， 2008， 29（5）： 613-618.

26
妥进才. 柴达木盆地第三系芳烃的地球化学—二环芳烃与多环芳烃的关系［J］. 石油实验地质， 1996， 18（4）： 406-412.

TUO J C. Geochemistry of the tertiary aromatic hydrocarbons in the Qaidam Basin-relationship between dicyclic and polycyclic aromatic hydrocarbons［J］. Petroleum Geology & Experiment， 1996， 18（4）： 406-412.

27
林壬子， 王培荣， 戴允键， 等. 矿物燃料中多环芳烃的石油地球化学意义［C］∥有机地球化学论文集， 北京： 地质出版社， 1987： 129-140．

LIN R Z， WANG P R， DAI Y J， et al. Petroleum geochemical significance of PAH in fossil fuel［C］//Collection on Organic Geochemistry.Beijing： Geological Publishing House， 1987： 129-140．

28
ZHANG M， PHILP P. Geochemical characterization of aromatic hydrocarbons in crude oils from the Tarim， Qaidam and Turpan Basins， NW China［J］. Petroleum Science， 2010， 7（4）， 448-457.

29
RADKE M， VRIEND S P， RAMANAMPISOA L R. Alkyldibenzofurans in terrestrial rocks： Influence of organic facies and maturation［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 2000， 64（2）： 275-286.

30
梅玲, 张枝焕. 南堡凹陷原油芳烃地球化学特征[J]. 石油天然气学报, 2009, 31(2):11-15.

MEI L, ZHANG Z H. Aromatic geochemical characteristics of crude oil of Beach area in Nanpu Sag [J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2009, 31(2):11-15.

31
ALEXANDER R， BASTOW T P， FISHER S J， et al. Geosynthesis of organic compounds： II. Methylation of phenanthrene and alkylphenanthrenes［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1995， 59（10）： 2043-2056.

32
VAN AARSSEN B G K， BASTOW T P， ALEXANDER R， et al. Distributions of methylated naphthalenes in crude oils： Indicators of maturity， biodegradation and mixing［J］. Organic Geochemistry， 1999， 30（10）： 1213-1227.

33
包建平， 王铁冠， 周玉琦. 甲基菲比值与有机质热演化的关系［J］. 石油天然气学报， 1992，14（4）： 8-13， 19.

BAO J P， WANG T G， ZHOU Y Q. The relationship between methyl phenanthrene ratios and evolution of organic matter［J］. Journal of Oil and Gas Technology， 1992， 14（4）： 8-13， 19.

34
RADKE M， WELTE D H. The Methyllphenanthrene Index （MPI）：A Maturity Parameter Based on Aromatic Hydrocarbons［C］.In Advances in Organic Geochemistry，Chichester， USA：Wiley， 1981：504-512.

35
RADKE M. Application of aromatic compounds as maturity indicators in source rocks and crude oils［J］. Marine and Petroleum Geology， 1988， 5（3）：224-236.

36
杨思博， 赖洪飞， 李美俊， 等. 湖相烃源岩有机质甲基菲指数及甲基菲比值与成熟度关系［J］. 长江大学学报：自然科学版， 2018， 15（19）： 12-17.

YANG S B， LAI H F， LI M J， et al. The relationship between methylphenanthrene index， Methylphenanthrene ratio and maturity in lacustrine source rocks［J］. Journal of Yangtze University： Natural Science Edition， 2018， 15（19）： 12-17.

37
RADKE M， WILLSCH H. Extractable alkyldibenzothiophenes in Posidonia shale （Toarcian） source rocks： Relationship of yields to petroleum formation and expulsion［J］. Geochimica et Cosmochimica Acta， 1994， 58（23）： 5223-5244.

38
李洪波， 张敏， 张春明， 等. 柴达木盆地西部南区第三系原油成熟度特征［J］. 石油天然气学报， 2010， 32（1）： 27-32.

LI H B， ZHANG M， ZHANG C M， et al. The characteristics of thermal maturity of crude oils from tertiary system in the southwestern part of Qaidam Basin［J］. Journal of Oil and Gas Technology， 2010， 32（1）： 27-32.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司