海相低勘探程度地区油气资源评价:以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例

doi:10.13745/j.esf.sf.2020.5.27

地学前缘 ›› 2021, Vol. 28 ›› Issue (1): 295-307.DOI: 10.13745/j.esf.sf.2020.5.27

海相低勘探程度地区油气资源评价:以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例

刘成林¹^,²(), 张禹¹^,²^,³, 杨晟颢¹^,², 李宗星⁴, 田继先⁵, 彭博⁴, 马寅生⁴, 杨元元⁴, 孔骅⁵

1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249
2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院, 北京 102249
3. 中国石油长庆油田采油三厂, 宁夏银川 750000
4. 中国地质科学院地质力学研究所, 北京 100081
5. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083

收稿日期:2019-12-05 修回日期:2020-05-19 出版日期:2021-01-25 发布日期:2021-01-28
作者简介:刘成林(1970—),男,教授,博士生导师,主要研究方向为油气地球化学与资源评价、非常规油气地质。E-mail: liucl@cup.edu.cn
基金资助:
国家自然科学基金项目(41572099);国家自然科学基金项目(41872127);中国地质调查局地质调查项目(1212011120964)

Marine frontier basin petroleum resources assessment: A case study of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin

LIU Chenglin¹^,²(), ZHANG Yu¹^,²^,³, YANG Shenghao¹^,², LI Zongxing⁴, TIAN Jixian⁵, PENG Bo⁴, MA Yinsheng⁴, YANG Yuanyuan⁴, KONG Hua⁵

1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
2. College of Geosciences, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
3. No.3 Oil Production Plant, Changqing Oilfield of PetroChina, Yinchuan 750000, China
4. Institute of Geomechanics, Chinese Academy of Geological Sciences, Beijing 100081, China
5. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China

Received:2019-12-05 Revised:2020-05-19 Online:2021-01-25 Published:2021-01-28

摘要/Abstract

摘要：

海相低勘探程度地区油气资源评价的难点是资料少、地质认识程度低、主要参数获取难度大,影响评价结果可信性。以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例,系统评价德令哈坳陷石炭系生储盖条件,油气资源评价选用盆地模拟法与类比法相结合方法,关键参数的确定采用了地球物理、地球化学与石油地质学等多种方法,利用油气运移聚集模拟和不同运聚单元资源量计算结果划分有利勘探区带,充分发挥不同方法的特点。评价结果表明:柴达木盆地德令哈坳陷上石炭统发育有泥岩、碳质泥岩、煤和泥灰岩等4类烃源岩,下石炭统发育泥岩和泥灰岩等2类烃源岩;上石炭统烃源岩有机质丰度较高,克鲁克组多数泥岩、碳质泥岩、煤和泥灰岩TOC含量分别为大于1.0%、6.0%~10.0%、大于60%、大于0.3%,有机质类型主要为Ⅱ和Ⅲ型,少量的Ⅰ型,成熟度均已达到成熟,具有较好的生烃潜力;石炭系发育碎屑岩储层和碳酸盐岩储层,并发育有多套盖层,生储盖组合类型有自生自储自盖式、下生上储上盖式和上生下储上盖式,石油地质条件总体较好;石炭系主要生烃时期为石炭纪晚期—三叠纪中期,生烃高峰时期为二叠纪中期—三叠纪中期;德令哈坳陷石炭系的油气资源量达到3.83×10⁸ t(油当量),石油资源量为1.63×10⁸ t,天然气资源量为2 760.21×10⁸ m³,油气主要分布于欧南凹陷和欧龙布鲁克凸起两个构造单元。

关键词: 德令哈坳陷, 石炭系, 烃源岩, 盆地模拟, 资源评价

Abstract:

Petroleum resources assessment for the marine frontier areas must face the challenges of few geologic data, low level of knowledge, and difficult parameter acquisition, which affect the credibility of petroleum resource assessment results. In this case study, we evaluated the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin using multiple methods, including resources assessment by basin modeling and analogous comparison and key parameter determination by geophysical, geochemical and petroleum geological analyses. Taking into account the source-reservoir-caprock association, we delineated the favorable exploration zones through simulation of hydrocarbon migration/accumulation and calculation of petroleum resources in different zones. There are four types of source rocks, mudstone, carbonaceous mudstone, coal and marl, in the upper Carboniferus, and two types of source rocks, mudstone and marl, in the Lower Carboniferous. In the Crook Formation, the upper Carboniferous source rocks have higher organic matter abundances, with the total organic (TOC) contents equaling >1.0%, 6.0%-10.0%, >60% and >0.3% in most mudstone, carbonaceous mudstone, coal and marl, respectively. The main types of organic matters are types II and III, with a small amount of type I. Most hydrocarbon rocks are mature and high mature. Clastic and carbonate reservoirs are developed in the Carboniferous strata into three sets of regional caprocks and five sets of local caprocks with varying forms of source-reservoir-caprock associations, including self source-self reservoir-self cap, lower source-upper reservoir and upper cap, and upper source-lower reservoir-upper cap. The hydrocarbon generation period of the Carboniferous was mainly from the Late Carboniferous to Middle Triassic, and the hydrocarbon generation peak moment was from the Middle Permian to Middle Triassic, when the basic geological conditions for petroleum formation were generally favorable. The Carboniferous of the eastern Qaidan Basin possesses 0.38 billion of petroleum, 0.16 billion tones of oil and 276 billion cubic meters of gas resources, with petroleum resources mainly distributing in the Ounan Sag and Oulongbuluke Uplift.

Key words: Delingha Depression, Carboniferous, hydrocarbon source rock, basin modeling, resource assessment

中图分类号:

P618.13

刘成林, 张禹, 杨晟颢, 李宗星, 田继先, 彭博, 马寅生, 杨元元, 孔骅. 海相低勘探程度地区油气资源评价:以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例[J]. 地学前缘, 2021, 28(1): 295-307.

LIU Chenglin, ZHANG Yu, YANG Shenghao, LI Zongxing, TIAN Jixian, PENG Bo, MA Yinsheng, YANG Yuanyuan, KONG Hua. Marine frontier basin petroleum resources assessment: A case study of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin[J]. Earth Science Frontiers, 2021, 28(1): 295-307.

图/表 21

图1 柴达木盆地德令哈坳陷构造单元划分图(据文献[15,16]修改)

Fig.1 Structural unit division of the Delingha Depression in the Qaidam Basin. Modified from [15,16].

图2 柴达木盆地德令哈坳陷地层综合柱状和油气生储盖组合图(据文献[17]修改)

Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of and oil and gas source-reservoir-cap assemblages in the Delingha Depression, Qaidam Basin. Modified from [17].

表1 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩厚度统计表

Table 1 Thickness statistics for the Carboniferous hydrocarbon source rocks in the Delingha Depression, Qaidam Basin

地层	岩性	烃源岩厚度/m
扎布萨尕秀组	泥灰岩	62
	泥岩	24
	碳质泥岩	14
	煤	3
克鲁克组	泥灰岩	51
	泥岩	125
	碳质泥岩	17
	煤	2.8
怀头他拉组	泥灰岩	84
怀头他拉组	泥岩	44
城墙沟组	泥灰岩	14
城墙沟组	泥岩	17

图3 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩样品分布图

Fig.3 Carboniferous source rock sample distributions in the Delingha Depression, Qaidam Basin

表2 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩评价表

Table 2 Evaluation of Carboniferous hydrocarbon source rocks in the Delingha Depression, Qaidam Basin

层位	岩性	TOC含量/%	(S₁+S₂)/(mg·g^-1)	氯仿沥青“A”含量/%	综合评价
C₂zh	灰岩	0.06~2.05 0.5(6)	0.03~0.56 0.2(6)	0.002 1~0.003 3 0.002 4(6)	中等-差
	泥岩	0.026~5.78 1.35(114)	0.02~5.19 0.627 4(114)	0.001 4~0.021 4 0.004 9(23)	好-很好
	碳质泥岩	6.29~25.67 14.69(5)	0.72~70.25 30.55(5)		好-很好
	煤	45.79~52.59 47.218(5)	11.61~169.43 46.57(5)	0.119 8~0.306 4 0.213 1(2)	差-中等
C₂k	灰岩	0.01~5.13 0.68(67)	0.02~3.75 0.36(80)	0.001 6~0.017 3 0.006 7(12)	中等-好
	泥岩	0.003 7~5.98 1.85(356)	0.02~9.45 0.67(403)	0.000 9~0.157 1 0.015 8(158)	很好-极好
	碳质泥岩	6.105~39.32 12.37(41)	0.174 8~50.99 7.82(43)	0.002 7~0.104 7 0.024 3(23)	中等-好
	煤	42.2~98.34 76.12(18)	2.31~159.14 90.01(19)	0.004 1~1.234 1 0.8371(2)	中等-好
C₁h	灰岩	0.01~0.39 0.09(25)	0.02~0.7 0.037(30)	0.000 8~0.010 1 0.003 9(12)	差-中等
C₁h	泥岩	0.06~4 0.76(99)	0.02~0.55 0.075(99)	0.000 85~0.005 3 0.002 56(30)	差-中等
C₁c	灰岩	0.01~0.49 0.15(23)	0.01~0.08 0.037(23)	0.001 4~0.005 1 0.002 4(9)	差-中等
C₁c	泥岩	0.01~1.42 0.48(16)	0.01~0.56 0.099(16)	0.000 9~0.003 8 0.002 6(9)	差-中等

图4 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系各层位不同岩性烃源岩有机质丰度评价图 a—灰岩;b—泥岩;c—碳质泥岩;d—煤。

Fig.4 Cross-plots of organic matter richness for Carboniferous hydrocarbon source rocks of various lithologies and formations in the Delingha Depression, Qaidam Basin. (a) Limestone; (b) Mudstone; (c) Carbonaceous mudstone; and (d) Coal.

图5 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系克鲁克组烃源岩有机质类型

Fig.5 Classification of organic matter types in the Carboniferous hydrocarbon source rocks from the Keluke Formation, Delingha Depression, Qaidam Basin

图6 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩镜质组反射率

Fig.6 Vitrinite reflectance properties of hydrocarbon source rocks of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin

表3 柴达木盆地德令哈坳陷烃源岩镜质体反射率统计表

Table 3 Statistics of vitrinite reflectance of Carboniferous hydrocarbon source rocks in the Delingha Depression, Qaidam Basin

层位	R_o/%
C₂zh	0.77~1.4 1.03(54)
C₂k	0.68~1.75 1.35(54)
C₁h	1.04~1.39 1.18(16)
C₁c	1.08~1.24 1.16(6)

图7 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系储层孔渗交会图(左为碎屑岩,右为碳酸盐岩)

Fig.7 Cross-plots of reservoir porosity and permeability for the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin (Left: Clastic reservoir; Right: Carbonate reservoir)

图8 石灰沟地区油气成藏模式

Fig.8 Oil and gas accumulation model for the Shihuigou area

图9 旺尕秀地区油气成藏模式

Fig.9 Oil and gas accumulation model for the Wanggaxiu area

图10 柴达木盆地德令哈坳陷热演化史(引自文献[35])

Fig.10 Thermal evolution history of the Delingha Depression, Qaidam Basin. Adapted from [35].

图11 冷科1井古地温恢复图

Fig.11 Paleotemperature recovery in Well Lenke-1

图12 过青德地1井地震剖面地层趋势延伸法恢复剥蚀厚度

Fig.12 Erosion thickness recovery through the seismic section of Well Qingdedi-1 by using the stratigraphic trend extension method

表4 青德地1井剥蚀量恢复结果表

Table 4 Erosion thickness recovery results for Well Qingdedi-1

构造运动	剥蚀时间/Ma	剥蚀厚度/m	剥蚀地层
印支运动	226~195	2 850	上石炭统、二叠系、三叠系
燕山早期运动	168~145	1 550	中下侏罗统
燕山晚期运动	86~48	1 360	下白垩统
喜马拉雅早期	30~22	140	古近系
喜马拉雅晚期	5~1.3	380	新近系

图13 青德地1井埋藏历史及热演化历史

Fig.13 Geohistory and thermal evolution history of Well Qingdedi-1

图14 青德地1井克鲁克组烃源岩累积生油气强度 C2kN—泥岩;C2kH—泥灰岩;C2kT—碳质泥岩;C2kM—煤。

Fig.14 History of source rock oil and gas generation in the Keluke Formation of Well Qingdedi-1 (C2kN: Mudstone; C2kH: Marl; C2kT: Carbonaceous mudstone; C2kM: Coal)

图15 柴达木盆地德令哈坳陷克鲁克组烃源岩生油气强度图

Fig.15 Intensity contours for source rock oil and gas generation in the Keluke Formation of the Delingha Depression, Qaidam Basin

图16 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系油气运聚模拟

Fig.16 Results of oil and gas migration and accumulation modeling for the Carboniferous of the Delingha Depression in the Qaidam Basin

表5 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系资源分布表

Table 5 Petroleum resources distribution in the Carboniferous of the Delingha Depression in the Qaidam Basin

构造单元	资源量/(10⁸ t)
	扎布萨尕秀组		克鲁克组		怀头他拉组		城墙沟组		合计
	石油	天然气	石油	天然气	石油	天然气	石油	天然气	石油	天然气
德令哈凹陷	0.052	0.050	0.043	0.066	0.001	0.001	0.001	0.001	0.097	0.118
欧龙布鲁克凸起	0.199	0.193	0.329	0.528	0.014	0.011			0.541	0.732
欧南凹陷	0.168	0.166	0.722	1.116	0.031	0.021	0.003	0.003	0.924	1.306
埃姆尼克凸起			0.006	0.007	0.022	0.014	0.001	0.001	0.029	0.023
霍布逊凹陷					0.027	0.021	0.006	0.008	0.034	0.029
合计	0.418	0.409	1.099	1.717	0.097	0.067	0.011	0.015	1.63	2.21

参考文献 43

[1]	AHLBRANDT T S, KLETT T R. Comparison of methods used to estimate conventional undiscovered petroleum resources: world examples[J]. Natural Resources Research, 2005, 14(3):187-210. DOI URL
[2]	ATTANASI E D, CHARPENTIER R R. Comparison of two probability distributions used to model sizes of undiscovered oil and gas accumulations: does the tail wag the assessment[J]. Mathematical Geology, 2002, 34(6):767-777. DOI URL
[3]	CHARPENTIER R R, KLETT T R. Monte Carlo simulation method[M]∥US Geological Survey World Energy Assessment Team. US Geological Survey World Petroleum Assessment 2000. Denver: US Geological Survey, 2000: 12.
[4]	KLETT T R, GAUTIER D L, AHLBRANDT T S. An evaluation of the US Geological Survey World Petroleum Assessment 2000[J]. AAPG Bulletin, 2005, 89(8):1033-1042. DOI URL
[5]	LIU C L, ZHU J, ZHAO W. Oil reserves, production forecast for 81 China land frontier basins[J]. Oil & Gas Journal, 2011, 109(6):62-66.
[6]	郑民, 李建忠, 吴晓智, 等. 我国主要含油气盆地油气资源潜力及未来重点勘探领域[J]. 地球科学, 2019, 44(3):833-847.
[7]	葛岩, 刘成林, 许恩爱, 等. 中国西北三大含油气盆地石炭系生烃潜力对比[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2016, 31(2):38-43.
[8]	付锁堂, 马达德, 陈琰, 等. 柴达木盆地油气勘探新进展[J]. 石油学报, 2016, 37(增刊1):1-10.
[9]	付锁堂. 柴达木盆地油气勘探潜在领域[J]. 中国石油勘探, 2016, 21(5):1-10.
[10]	国土资源部油气资源战略研究中心. 全国石油天然气资源评价[M]. 北京: 中国大地出版社, 2010.
[11]	马寅生, 尹成明, 刘成林, 等. 柴达木盆地石炭系油气资源调查评价进展[J]. 地球学报, 2012, 33(2):135-144.
[12]	甘贵元, 严晓兰, 赵东升, 等. 柴达木盆地德令哈断陷石油地质特征及勘探前景[J]. 石油实验地质, 2006(5):499-503.
[13]	周刚. 柴达木盆地东部地区石炭系油气资源评价[D]. 东营: 中国石油大学(华东), 2012.
[14]	刘文平. 柴达木盆地德令哈地区油气资源评价[D]. 东营: 中国石油大学(华东), 2013.
[15]	曾庆猛, 刘成林, 马寅生, 等. 电磁资料在柴达木盆地东部地区石炭系勘探中的应用[J]. 地质力学学报, 2017, 23(1):125-134.
[16]	曾庆猛, 刘成林, 张贵斌, 等. 柴达木盆地东部石炭系地震层速度求取方法的研究[J]. 地学前缘, 2016, 23(5):176-183.
[17]	葛岩, 刘成林, 谢英刚, 等. 柴达木盆地石炭系油气勘探前景[J]. 油气地质与采收率, 2014, 21(2):57-61, 115.
[18]	张谦, 刘成林, 李宗星, 等. 柴东石炭系天然沥青特征及形成的主控因素[J]. 地学前缘, 2016, 23(5):167-175.
[19]	刘成林, 马寅生, 周刚, 等. 柴达木盆地石炭系生烃证据[J]. 石油学报, 2012, 33(6):925-931.
[20]	PALACAS J G. Petroleum geochemistry and source rock potential of carbonate rocks (AAPG Studies in Geology)[M]. Tulsa: AAPG, 1984: 127-134.
[21]	刘晓光. 柴达木盆地东部石炭系页岩沉积与地球化学特征研究[D]. 东营: 中国石油大学(华东), 2014.
[22]	王大华, 林武, 李军亮, 等. 柴东石灰沟地区上石炭统烃源岩评价及潜力分析[J]. 石油天然气学报, 2013, 35(8):17-20.
[23]	郝石生, 高岗, 王飞宇, 等. 高-过成熟海相烃源岩[M]. 北京: 石油工业出版社, 1996: 98-109.
[24]	廖晓, 王震亮, 范昌育, 等. 低勘探程度地区烃源岩综合评价: 以塔里木盆地西南拗陷石炭系烃源岩为例[J]. 西北大学学报(自然科学版), 2018, 48(2):261-267.
[25]	柳广弟. 石油地质学[M]. 4版. 北京: 石油工业出版社, 2009: 47-49.
[26]	黄第藩, 李晋超. 干酪根类型划分的X图解[J]. 地球化学, 1982(1):21-30.
[27]	孔伟思, 方石, 袁魏, 等. 镜质体反射率的研究现状[J]. 当代化工, 2015(5):1020-1028.
[28]	MANN U, MÜLLER P J. Source rock evaluation by well log analysis (Lower Toarcian, Hils syncline)[J]. Organic Geochemistry, 1988, 13(1):109-119. DOI URL
[29]	程鹏举, 于青春. 非饱和低渗砂岩突破压力试验研究: 以柴达木盆地东部石炭系砂岩为例[J]. 水文地质工程地质, 2017, 44(6):77-82, 101.
[30]	马龙杰, 彭博, 于青春. 柴达木盆地东部石炭系致密灰岩孔渗特征[J]. 中国岩溶, 2017, 36(1):15-22.
[31]	刘文静. 柴达木盆地东部石灰沟地区石炭系地层三维结构和孔渗模型[D]. 北京: 中国地质大学(北京), 2018.
[32]	高俊, 夏露, 李英杰, 等. 柴达木盆地东部石炭系页岩气储层渗流特征研究[J]. 地学前缘, 2016, 23(5):103-112.
[33]	贾承造, 邹才能, 李建忠, 等. 中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景[J]. 石油学报, 2012, 33(3):343-350.
[34]	张成. 柴达木盆地东部石炭系非饱和页岩突破压力与渗流特征[D]. 北京: 中国地质大学(北京), 2018.
[35]	刘文平, 刘成林, 万茂霞, 等. 柴达木盆地德令哈地区下古生界成藏地质条件研究[J]. 地学前缘, 2016, 23(5):119-126.
[36]	李宗星, 邱楠生, 马寅生, 等. 柴达木盆地东部古生代以来构造-热演化[J]. 地学前缘, 2017, 24(3):157-167.
[37]	李宗星, 高俊, 李文飞, 等. 柴达木盆地地温场分布特征及控制因素[J]. 地学前缘, 2016, 23(5):23-32.
[38]	刘成林, 车长波. 常规与非常规油气资源评价方法与应用[M]. 北京: 地质出版社, 2012.
[39]	柳广弟, 赵文智, 胡素云, 等. 油气运聚单元石油运聚系数的预测模型[J]. 石油勘探与开发, 2003(5):53-55.
[40]	刘成林, 刘人和, 罗霞, 等. 天然气资源评价重点参数研究[J]. 沉积学报, 2004(增刊1):79-83.
[41]	周凤英, 张水昌, 孙玉善. 塔里木盆地轮南地区油气运移的路径、期次及方向研究[J]. 地质论评, 2001, 47(3):329-335.
[42]	王小凤, 武红岭, 马寅生, 等. 柴达木盆地北缘地区构造应力场、流体势场对油气运聚的控制作用[J]. 地球学报, 2006, 27(5):419-423.
[43]	MAGOON L B, DOW W G. The petroleum system-from source to trap[M]. Tulsa: AAPG, 1994.

海相低勘探程度地区油气资源评价:以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例

Marine frontier basin petroleum resources assessment: A case study of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin

RichHTML

PDF (PC)

可视化

摘要/Abstract

引用本文

使用本文

图/表 21

参考文献 43

相关文章 15

编辑推荐

Metrics

本文评价

[1]	徐长贵, 高阳东, 刘军, 彭光荣, 陈兆明, 李洪博, 蔡俊杰, 马庆佑. 南海陆缘“拆离—核杂岩型”盆地发现与油气地质条件:以南海北部开平凹陷为例[J]. 地学前缘, 2024, 31(6): 381-404.
[2]	刘超, 付晓飞, 李扬成, 王海学, 孙冰, 郝炎, 胡慧婷, 杨子成, 李依霖, 谷社峰, 周爱红, 马成龙. 烃源岩作为铀源岩的可能性:研究现状与展望[J]. 地学前缘, 2024, 31(2): 284-298.
[3]	徐兆辉, 胡素云, 曾洪流, 马德波, 罗平, 胡再元, 石书缘, 陈秀艳, 陶小晚. 塔里木盆地肖尔布拉克组上段烃源岩分布预测及油气勘探意义[J]. 地学前缘, 2024, 31(2): 343-358.
[4]	何雁兵, 雷永昌, 邱欣卫, 肖张波, 郑仰帝, 刘冬青. 珠江口盆地陆丰南地区文昌组沉积古环境恢复及烃源岩有机质富集主控因素研究[J]. 地学前缘, 2024, 31(2): 359-376.
[5]	金之钧, 陈书平, 张瑞. 沉积盆地波动过程分析:研究现状与展望[J]. 地学前缘, 2024, 31(1): 284-296.
[6]	吴义平, 王青, 陶士振, 王建君, 李谦, 张宁宁, 吴晓智, 李浩武, 王晓波. 壳源氦气成藏主控因素及资源评价方法研究[J]. 地学前缘, 2024, 31(1): 340-350.
[7]	陶士振, 吴义平, 陶小晚, 王晓波, 王青, 陈胜, 高建荣, 吴晓智, 刘申奥艺, 宋连腾, 陈荣, 李谦, 杨怡青, 陈悦, 陈秀艳, 陈燕燕, 齐雯. 氦气地质理论认识、资源勘查评价与全产业链一体化评价关键技术[J]. 地学前缘, 2024, 31(1): 351-367.
[8]	邱楠生, 常健, 冯乾乾, 曾帅, 刘效妤, 李慧莉, 马安来. 我国中西部盆地深层-超深层烃源岩热演化研究[J]. 地学前缘, 2023, 30(6): 199-212.
[9]	庞宏, 庞雄奇, 吴松, 陈君青, 胡涛, 姜福杰, 陈冬霞. 塔北及周缘地区奥陶系碳酸盐岩烃源岩生-残-排烃特征[J]. 地学前缘, 2023, 30(6): 213-231.
[10]	何陈诚, 陈红汉, 肖雪薇, 刘秀岩, 苏奥. 中-上扬子地区下寒武统筇竹寺阶泥页岩差异成气过程分析[J]. 地学前缘, 2023, 30(3): 44-65.
[11]	邹才能, 马锋, 潘松圻, 张新顺, 吴松涛, 傅国友, 王红军, 杨智. 全球页岩油形成分布潜力及中国陆相页岩油理论技术进展[J]. 地学前缘, 2023, 30(1): 128-142.
[12]	罗群, 赵贤正, 蒲秀刚, 金凤鸣, 姜文亚, 张宏利, 邱兆轩, 文璠. 烃源岩油气藏的圈层效应特征、差异成藏机制与有序分布模式[J]. 地学前缘, 2023, 30(1): 174-186.
[13]	魏浩元, 朱宗良, 肖文华, 魏军, 韦德强, 苑伯超, 向鑫. 酒泉盆地青西凹陷油气地质特征及下步勘探方向[J]. 地学前缘, 2023, 30(1): 69-80.
[14]	李大伟, 米石云, 温志新, 王兆明, 刘祚冬, 汪永华, 吴珍珍, 牛敏, 张倩. 亚太地区油气成藏条件及资源潜力[J]. 地学前缘, 2022, 29(6): 136-145.
[15]	彭光荣, 杜晓东, 姜素华, 李三忠, 关雪婷, 魏董, 姜衍, 陆蕾蕾. 基于古地貌和源-汇特征分析的烃源岩评价:以珠江口盆地阳江凹陷为例[J]. 地学前缘, 2022, 29(5): 188-202.