付 順

(1.成都理工大學數(shù)學地質四川省重點實驗室，四川成都 610059; 2.成都理工大學信息管理學院，四川成都 610059)

1 引言

青藏高原是世界上形成時代最新、面積最大的地貌單元。有巨厚的沉積建造，特別是中國海相三疊系、侏羅系、白堊系和下第三系分布面積最大、最集中地區(qū)(沉積巖系最厚達萬米以上)(余光明等，1990;王成善等，1997，2001，2004;趙政璋等，2001;高瑞琪等，2001)。由于羌塘盆地是中國現(xiàn)已進行大規(guī)?？碧介_發(fā)階段的四大油氣區(qū)外有廣泛的中生界海相沉積和中國最年輕的海相地層一個含油氣盆地，位于全球油氣產(chǎn)量最高、儲量最豐的特提特斯構造域中段(特提特斯構造域面積占全球的17%，油氣占全球的65%)，與之毗鄰的西段是中東油氣富集區(qū)(阿拉伯板塊東北緣的波斯灣周圍的7個盆地資源量占特提斯構造域的83%)，東段是東南亞含油氣盆地，高原內(nèi)部發(fā)育眾多的海相和陸相沉積盆地(大于1×104km2有27個)(楊日紅等，2000;趙政璋等，2001;王成善等，2004;伍新和等，2004，2005，2008)，與特提斯域內(nèi)巨型油氣富集帶的含油氣盆地處于同一個全球成油區(qū)帶 (圖1)。羌塘盆地地表發(fā)現(xiàn)了大量的油氣顯示和面積巨大的古油藏帶，表明羌塘盆地經(jīng)歷了油氣生成、運移、聚集的過程(趙俊峰等，2004;王成善等，2004;伍新和等，2005，2008;朱同興等，2007)。廣泛發(fā)育大套油頁巖，油頁巖單層最厚可達 5.24 m，累計厚度10.47 m，油頁巖含油率高，最高可達16.3%，平均為6.21%(王劍等，2010)，表明羌塘盆地具有形成大油氣田的物質基礎，具有廣闊的勘探前景。

目前對該地區(qū)烴源巖研究大多從地質背景、沉積環(huán)境、油氣成藏條件、地層學特征等方面居多，而對其烴源巖時空展布、有機碳含量、有機質成熟度、烴源巖色譜、質譜特征等烴源巖地球化學特征的研究仍顯不足。本文就西藏羌塘盆地托納木藏布中生界烴源巖，著重對其地球化學特征進行分析，以期加深對該烴源巖特征的認識。

2 區(qū)域地質特征

托納木藏布位于羌塘盆地羌北坳陷南緣、南鄰中央隆起帶，托納木藏布基底埋深達 4000～5000 m，形成巨厚的沉積充填和多套生儲蓋組合，為烴源巖的發(fā)育和油氣藏的形成提供了基本地質條件(金瑋等，2006)。2004年，筆者參加了國家財政部專項計劃“青藏高原油氣資源戰(zhàn)略選區(qū)調查與評價”科技工程項目，在托納木藏布工區(qū)內(nèi)測量了3條地質剖面，觀察了4條地質剖面(圖2)基礎上，對研究區(qū)地層及烴源巖時空展布特征進行了詳細的觀察與研究。研究區(qū)內(nèi)出露地層有侏羅系、白堊系、上第三系及第四系，其中侏羅系地層發(fā)育完全、并有完整剖面出露，其它時代地層發(fā)育不完全而且僅零星出露，本地區(qū)地表可見的生油巖主要為上侏羅統(tǒng)索瓦組－段～四段，烴源巖主要巖性為灰?guī)r，次為泥巖和砂質泥巖，局部可見頁巖和油頁巖。

圖1 特提斯構造域分區(qū)圖(據(jù)趙政璋等，2001)Fig.1 Map showing tectonic subdivision of the Tethys domain(modified from Zhao et al.，2001)1－地塊;2－山前凹陷;3－中生代板塊拼合帶;4－坳陷盆地帶;5－褶皺帶;6－縫合帶;7－活動斷裂帶;8－活動洋脊帶1－block;2－range－front depression;3－Mesozoic plate convergence zone;4－depression basin zone;5－fold zone;6－suture zone; 7－active fault zone;8－active oceanic ridge zone

3 烴源巖時空展布

索瓦組(J3s)是羌塘盆地最主要的烴源巖層(伍新和等，2004，2005，2006;王成善等，2001，2004;胡明毅等，2001)，在研究區(qū)內(nèi)西北部和中部一帶出露(圖2)，最厚處厚度＞1296 m。其中索瓦組一段(J3s1)以灰－灰黑色中－厚層生物灰?guī)r、微晶灰?guī)r為主，本段含有多種類型的化石，以雙殼類為主，為臺地邊緣灘沉積;索瓦組二段(J3s2)以深灰－黃灰色中－厚層粉砂巖、鈣質泥巖為主。層理發(fā)育，本段也含有較豐富的化石，為混積緩坡沉積。索瓦組三段(J3s3)以深灰－灰黑色厚層生物灰?guī)r為主，并且發(fā)育生物礁，為混積碳酸鹽臺地沉積。索瓦組四段(J3s4)以灰綠－深灰－黃灰中－薄層粉砂質泥巖與灰－深灰色中厚層微晶生物碎屑灰?guī)r－泥灰?guī)r－鮞?；?guī)r不等厚互層為主，砂泥巖比約為2∶1。層理構造發(fā)育，為混積陸棚沉積。據(jù)上所述，索瓦組具有烴源巖發(fā)育的地質條件。

圖2 雙湖托納木地區(qū)地質簡圖Fig.2 Geological sketch map of the Tuonamu region in Shuanghu1－第四系;2－上新統(tǒng)嗩吶湖組;3－白堊系阿布山組;4－上侏羅統(tǒng)雪山組三段;5－上侏羅統(tǒng)雪山組三段;6－上侏羅統(tǒng)雪山組一段;7－上侏羅統(tǒng)索瓦組四段;8－上侏羅統(tǒng)索瓦組四段;9－上侏羅統(tǒng)索瓦組三段;10－上侏羅統(tǒng)索瓦組一段;11－水系;12－逆斷層;13－地質剖面;14－樣品號1－Quaternary system;2－Pliocene Suonahu Formation;3－Cretaceous Abushan Formation;4－3rd member of Tonexueshan Formation;5－2nd member of Tonexueshan Formation;6－1st member of Tonexueshan Formation;7－4th member ofSuowa Formation;8－3rd member of Suowa Formation;9－2nd member of Suowa Formation;10－1st member of Suowa Formation;11－water system;12－reverse fault;13－geological section;14－sample number

為了查明該區(qū)地層不同層段烴源巖的厚度和分布規(guī)律，我們在托納木藏布地區(qū)完成了6條剖面的測量，其中P01、P03和P06為索瓦組。P01剖面索瓦組三段(J3s3)有效烴源巖厚度25.8 m，索瓦組二段(J3s2)有效烴源巖厚度53.67 m，索瓦組一段(J3s1)有效烴源巖厚度79.44 m;P03剖面索瓦組(J3s)有效烴源巖厚度75.46 m;P06剖面索瓦組二段(J3s2)烴源巖厚度81.47 m。P01剖面索瓦組有效烴源巖總厚度達158.91 m，占該剖面地層厚度的12.3%，具有形成大油氣藏的物質基礎。

4 烴源巖地球化學特征

我們在該區(qū)共采集了43個烴源巖樣品，烴源巖進行了有機質風度、氯仿瀝青“A”、組分、干酪根分離、干酪根鏡檢、熱解色譜、色譜、質譜、同位素等的有機地球化學全分析。所有分析項目均在中石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院完成。

4.1 烴源巖有機碳含量

如果要對烴源巖有機質豐度進行評價，必須先對烴源巖進行有機碳恢復，由于測區(qū)樣品均來自地表，無法采集到地下未熟的烴源巖樣品進行熱模擬分析，并獲取烴源巖有機碳恢復系數(shù)。根據(jù)石油勘探經(jīng)驗，同一盆地的不同區(qū)塊因地下熱流、地質構造運動不同，其恢復系數(shù)是有差別的，但是由于本區(qū)原設計取樣淺鉆工作尚未開展，因此在測區(qū)有機碳恢復中，我們采用中石油青藏項目經(jīng)理部羌塘盆地烴源巖的有機碳恢復系數(shù)1.8(趙政璋等，2001)標準。表1和圖2為烴源巖有機碳分析數(shù)據(jù)和恢復后有機碳含量。

從表1看出，托納木藏布地區(qū)索瓦組烴源巖實測殘余有機碳含量總體偏低(絕大部分灰?guī)r烴源巖小于0.1%，只有10個樣品大于0.1%，最高的為25.68%)，但經(jīng)過有機碳恢復后，該區(qū)絕大部分樣品都達到了烴源巖最低標準:泥巖TOC≧0.4%、灰?guī)r≧0.1%，根據(jù)(趙政璋等，2001)評價標準其絕大部分為較差生油巖－中等生油巖，只有少部分為好生油巖，表明該地區(qū)具有生成大量油氣并成藏的物質基礎。

表1 托納木藏布地區(qū)烴源巖有機地化分析數(shù)據(jù)表Table 1 Organic geochemistry analysis data of hydrocarbon source rock in the Tuonamu Zangbu region

4.2 氯仿瀝青“A”和總烴含量

氯仿瀝青“A”是指巖石中可抽提有機質含量，總烴包括瀝青“A”中飽和烴和芳香烴組分含量的總和。氯仿瀝青“A”和總烴含量是最通常的有機質豐度指標之一(周中毅等，1993)。本次調查我們對索瓦組43個樣品進行抽提，其可容有機質－氯仿瀝青“A”含量普遍較低(表1)。

分析表明索瓦組一段碳酸鹽巖最高23 ppm，平均18.25 ppm，泥巖最高18 ppm，平均16.5 ppm;索瓦組二段碳酸鹽巖最高180 ppm，平均43.39 ppm，泥巖最高23 ppm，平均22 ppm;索瓦組三段碳酸鹽巖最高 44 ppm，平均 24 ppm，泥(頁)巖最高51 ppm，平均34 ppm;索瓦組四段碳酸鹽巖除瀝青質灰?guī)r較高達91 ppm和2159 ppm外，其他含量均較低平均33 ppm。按照中石油在羌塘盆地根據(jù)氯仿瀝青“A”對烴源巖劃分標準，本區(qū)烴源巖大部分屬于較差生油巖 －非烴源巖，僅1個樣品達180 ppm，屬于中等烴源巖，造成這種現(xiàn)象的原因可能和該區(qū)烴源巖長期暴露于地表，低碳數(shù)烴揮發(fā)逃逸以及烴源巖已發(fā)生生油等有關。

4.3 烴源巖有機質類型

在沉積盆地中，沉積有機質母質來源在盆地演化過程中是不斷變化的，生物的發(fā)育、氣候的變遷、沉積環(huán)境及沉積相帶的變化是其最重要的影響因素。有機質母質來源的不同，導致沉積有機質類型的不同，即在其化學結構和組成上有差別，對于生油層，則其生烴潛力和油氣生成、演化特征也明顯不同。所以在對盆地生油層評價中，有機質類型的研究是一項重要內(nèi)容。

在托納木藏布地區(qū)，我們一共做了43個烴源巖樣品的干酪根分離和干酪根顯微組分鑒定，但干酪根顯微組分鑒定只分析出14個樣品結果(表2)。從分析結果看，烴源巖有機質類型均為Ⅱ型，有機質類型中等。其中索瓦組一段、二段、三段和四段Ⅱ1－Ⅱ2均有發(fā)育，其中一、二、三段以腐殖腐泥型(Ⅱ2)為主，腐泥腐殖型為輔(Ⅱ1);四段以腐泥腐殖型為主(Ⅱ1)為主，見腐殖腐泥型(Ⅱ2)。同時我們分析了11個烴源巖樣品的碳同位素，δ13C分布于－26.79～－20.24‰之間，碳同位素均小于－25‰，有機質富重碳同位素，從目前侏羅系海相生物研究結果來看，海相浮游生物的 δ13C在 －27‰ ～－22.5‰，與研究區(qū)基本一致，表明研究區(qū)有機質主要來源于海相低等水生生物，但可能在沉積、成巖和隆升改造過程中輸入了高等植物?？傮w來看其有機質母質類型相對較好，其結果與干酪根顯微組分分析結果相吻合。

4.4 烴源巖有機質成熟度

干酪根鏡質體反射率(Ro)目前被認為是研究干酪根熱演化和成熟度的最佳參數(shù)(周中毅等，1993;陳剛等，2002)。有機質鏡質體反射率與成巖作用關系密切，熱變作用愈深，鏡質體反射率愈大。在生物化學階段鏡質體反射率為低值(＜0.5%)，隨著埋藏深度的增加鏡質體反射率(Ro)逐漸變化，在熱催化生油氣階段和熱裂解生凝析氣階段，反射率作為深度的函數(shù)增加較快，從約0.5%增加到2%，至深部高溫生氣階段，反射率繼續(xù)增加。

羌塘盆地有機質熱演化總體顯示出“外高內(nèi)低”的環(huán)帶狀分布特點。烴源巖有機質Ro在盆地中心一般小于1.0%，而向盆地外圍方向Ro值呈現(xiàn)增大趨勢。

根據(jù)羌塘盆地已有大量資料，將盆地有機質熱演化分為4個階段(趙政璋等，2001):①低成熟階段，古埋深2500～4500 m，古地溫75～100℃，Ro值0.5～0.8%;②成熟階段，古埋深4500～5500 m，古地溫100～127℃，Ro值0.8～1.3%，為烴類大量生成階段;③高成熟階段，古埋深5500～7200 m，古地溫127～150℃，Ro值1.3～2.0%，為烴類生成急劇減小階段;④過成熟階段，古埋深＞7200 m，古地溫＞150℃，Ro值＞2.0%，該階段液態(tài)烴生成幾乎為零，氣態(tài)烴是已生成的液態(tài)烴高溫裂解而來。

圖3 托納木藏布烴源巖恢復后有機碳柱狀圖Fig.3 Histogram of organic carbon of recovered hydrocarbon source rock

表2 烴源巖干酪根顯微組分類型鑒定表Table 2 Classification of hydrocarbon source rock’s kerogen micro－components

在托納木藏布地區(qū)，我們一共選送了43個烴源巖樣品進行鏡質體反射率分析，有34個樣品獲得了分析數(shù)據(jù)(表1)(其他樣品沒有分析數(shù)據(jù)可能是因為缺乏鏡質體，或者是有鏡質體而不能測定)。從表可以看出，本區(qū)烴源巖Ro最高值為1.38%，最低值為0.95%，表明烴源巖均已達到成熟階段，除一個樣品Ro達1.38%，進入高成熟階段，其他樣品均達成熟的大量生烴階段。同時我們也選送了35個烴源巖樣品進行熱解分析，Tmax值絕大部分在500℃以下，均為成熟－高成熟，只有一個樣品超過570℃(表1)，為過成熟，其Tmax值與Ro值基本上吻合。由于烴源巖暴露于地表，長期遭受風華、大氣水淋慮、紫外線照射等，實測成熟度應該高于其真實成熟度。

同時烴源巖干酪根碳同位素也是判斷有機質熱演化程度的參數(shù)之一，演化程度越高，干酪根碳同位素(δ13C)就越重，而原油演化程度越高其碳同位素(δ13C)就越低。該區(qū)烴源巖干酪根碳同位素比較重，δ13C均小于－25‰，其成熟度較高，與烴源巖鏡質體反射率值和熱解峰溫相吻合，該區(qū)烴源巖為成熟－高成熟。

從分析數(shù)據(jù)來看，該區(qū)烴源巖有機質類型均為Ⅱ1和Ⅱ2型，沒有見到Ⅰ型和Ⅲ型，有機質類型較好，烴源巖均已成熟，為中－高成熟度，但有機碳含量偏低，我們覺得這與樣品長期暴露于地表遭受風化有關，同時由于烴源巖的成熟度相對較高，沒有不成熟或低成熟的烴源巖樣品，我們無法開展烴源巖有機質熱模擬分析，從而無法取得其有機質的恢復系數(shù)，在研究過程中引用了中石油青藏項目經(jīng)理部在上個世紀中后期對羌塘盆地進行石油地質調查時所獲得的有機質恢復系數(shù)，同時，我們在分析研究的時候沒有(也無法)考慮烴源巖因風化所損失的有機質，因此我們認為該區(qū)有機質恢復系數(shù)應該更高。

4.5 烴源巖色譜、質譜特征

我們一共選送了34個烴源巖樣品進行色譜分析(表1)。從分析結果看出:該區(qū)烴源巖主峰碳主要以高碳數(shù)C25、C27為主，極少數(shù)為低碳數(shù)C19。同時∑nC21－/∑nC22+絕大部分小于0.5，只有極少數(shù)大于0.5，(nC21+nC22)/(nC28+nC29)值分布范圍較大，最大的為3.47，最小的0.32，表明該地區(qū)烴源巖大部分具有明顯的重碳優(yōu)勢，并且缺乏C1～C10的低碳數(shù)正構烷烴，我們認為該區(qū)烴源巖缺乏輕烴，可能與我們測量剖面的地區(qū)長期暴露于地表，樣品長期遭受風化淋濾，輕烴揮發(fā)逃逸有關。該區(qū)烴源巖OEP值分布于0.81～1.24，，大于1.15的具有奇碳優(yōu)勢的樣品只有4個，CPI值分布于1.03～1.10，均大于1，但偶碳優(yōu)勢不明顯，總之，該區(qū)烴源巖沒有明顯的奇偶優(yōu)勢。Pr/Ph基本上都在0.43～0.72范圍內(nèi)。

表3 烴源巖質譜分析數(shù)據(jù)表Table 3 Mass spectrographic analysis data of hydrocarbon source rock

我們在托納木藏布地區(qū)選取了13個烴源巖樣品進行質譜分析(表3)。分析結果表明，烴源巖γ－蠟烷含量較低，γ－蠟烷/C30藿烷比值均小于0.22;C29ββ/(ββ+αα)值均≤0.50，均未達平衡值;C29S/(S+R)只有3個樣品小于0.50，最小為0.46，其比值均未達平衡值，表明烴源巖達到成熟階段而未達過成熟階段，與前面分析吻合很好。C27規(guī)則甾烷、C28規(guī)則甾烷含量幾乎均小于30%，C29規(guī)則甾烷含量較高，最高達0.52，最低也有0.39，表明該區(qū)烴源巖母質中高等植物來源相對較高(高等植物可能為成巖和改造過程中混入)，藻類等的等水生生物相對于高等植物少。

5 認識及結論

(1)該地區(qū)烴源巖為差－中等，如果綜合考慮青藏高原遭受長期的風化剝蝕等其它因素，該地區(qū)烴源巖應該是中等－好的烴源巖，有形成大的油氣藏的物質基礎。

(2)從測區(qū)烴源巖分布和有機碳含量、有機質類型、熱演化程度等分析結果來看，本區(qū)索瓦組在有機質類型、熱演化程度等方面基本相似，烴源巖中以索瓦組三段油頁巖有機碳含量最高(含瀝青值灰?guī)r除外，瀝青值灰?guī)r中有機碳含量受瀝青質影響，其有機碳含量比真實值高)，索瓦組四段的生物碎屑灰?guī)r有機碳含量也明顯高于其它三段的生物碎屑灰?guī)r。

從整體上看，索瓦組烴源巖中，索瓦組三段和四段烴源巖有機碳含量比一段、二段高(平均值)，但三段其有機質類型Ⅱ2型，較其它三段要差一些，綜合評價認為索瓦組四段碳酸鹽巖和三段泥巖為較好烴源巖，三段和二段碳酸巖鹽為中等－較差烴源巖，二段泥巖、一段泥巖與碳酸鹽巖為較差烴源巖。

(3)色譜分析表明烴源巖主峰碳主要以高碳數(shù)C25、C27為主，大部分具有明顯的重碳優(yōu)勢。質量色譜分析分析結果表明，烴源巖r－蠟烷含量較低，烴源巖有機質主要來源于海相低等生物，并混有陸相高等植物。

本文撰寫過程中得到了中石化研究總院伍新和高級工程師、成都理工大學沉積地質研究院田景春教授的指導和幫助，在此表示衷心感謝!

Gao Rui－qi，Zhao Zheng－zhang.2001.China＇s oil and gas exploration in the new area(the 6th volume)［M］.Beijing:Petroleum Industry Press:256(in Chinese)

Du Bai－wei，Liu Zhen－cai，Peng Qing－h(huán)ua，He Jiang－lin.2010.Discovery of the extensive asphalt veins from the Xueshan Formation in the Tuonamuarea，Qiangtang basin，northern Tibet，China.［J］.Geology Bulletin，29(12):1881－1883(in Chinese with English abstract)

Hu Ming－yi，Wen Zhi－gang，Xiao Chuan－tao，Gong Wen－ping，Zhang Shang－feng，Yao Zheng－dao.2001.Depositional system and potential of hydrocarbon generation of upper Jurassic Suowa Formation in Qiangtang Basin［J］.Journal of Jianghan Petroleum Institute.23(1):5－8(in Chinese with English abstract)

Jing Wei，Wang Cheng－shan，Wu Xin－h(huán)e，Li Ya－lin.2006.Condition of hydrocarbon accumulation in Tuonamu Area in Qiangtang Basin，Northern Tibet.［J］.Xinjiang＇s oil Geology，27(5):530－534(in Chinese with English abstract)

Jin Wei，Wang Shan－cheng，Zhao Bing，Li Ya－lin.2006.Stratigraphic features of upper Jurassic Suowa Formation in Tuonamu Region，Tibet.［J］.Northwest Geology，39(3):97－101(in Chinese with English abstract)

Liu Wen－bing，Hu Kai，Jiang Xiao－qiong，Li Zhi－ming，Zhang Bei，Qin Jian－zhong.2008.The sample preparation way for organic maceral analysis of marine hydrocarbon source rock.［J］.Coal Geological and Exploration，36(2):7～9(in Chinese with English abstract)

Liu Zeng－qian，Xu Xian.1990.Formation and evolution of tectonic and the Qinghai－Tibet plateau［M］.Beijing:Geology Bulletin:174(in Chinese)

Wang Cheng－shan，Edmund Z.1997.Potential oil and gas bearing basins on the Qinghai－Tibet Plateau of China［J］.International Geological Review，39(10):876－890

Wang Cheng－shan，F(xiàn)u Xiu－gen，Li Zhong－xiong，Xiong Song.2010.Formation and significance of the oil shales from the North Qiantang Basin.［J］.Sediment and Tethys Geology，30(3):11－16(in Chinese with English abstract)

Wang Cheng－shan，Yi Hai－sheng.2001.Discovery of paleo－oil－reservoir in Qiangtang basin in Tibet and its geological significance.［J］.Petroleum Geology，25(2):135－143(in Chinese with English abstract)

Wang Xiu－yan，Teng Yu－h(huán)ong，Wang Wen－gui，Liao Tai－ping.1998.Tethys-tectonic domain and petroleum prospects in Tibet.［J］.Acta Petrolei Sinica，19(2):40－48(in Chinese with English abstract)

Wu Xin－h(huán)e，Wang Cheng－shan，Yi Hai－sheng.2004.Discussion on characteristics of Mesozoic petrolume system of Qiangtang basin in Tibet.［J］.The Geological Exploration，32(6):27－30(in Chinese with English abstract)

Wu Xin－h(huán)e，Wang Cheng－shan，Yi Hai－sheng，Zhou Yan－rong，Li Ya－lin.2005.Fossil－reservoir of hydrocarbon rock in Qiangtang Basin of Tibet and exploration perspective of oil and gas.［J］.Acta Petrolei Sinica，26(1):13－17(in Chinese with English abstract)

Wu Xin－h(huán)e，Zhang Li，Wang Shan－cheng，Yi Hai－sheng.2008.Characteristics of the Mesozoic marine source rocks in the Qiangtang Basin，Tibet［J］.Petroleum Geology，(29):348－353(in Chinese with English abstract)

Yang Ri－h(huán)ong，Li Cai，Yang De－ming，He Zhong－h(huán)ua，Ren Yunsheng，Liu Yan－mu.2000.Mesozoic tectonic－petrographic evolution and oil－gas perspective in Qiangtang basin，Tibet［J］.Journal of Changchun University of Defense Technology，30(3):237－242 (in Chinese with English abstract)

Yu Guang－ming，Wang Cheng－shan.1990.Sedimentation of Tethys in Tibet［M］.Beijing:Geological Publishing:185(in Chinese)

Yun Jin－biao，Luo Du－qing，Lin Tie－feng.1999.Discussion on geodynamic evolution and oilgas prospect of qiangtang basin［J］.Acta Petrolei Sinica，20(3):38－39(in Chinese with English abstract)

Zhao Jun－feng，Liu Chi－yang，Wang Xiao－mei.2004.The factors influencing the measurement results of vitrinite reflectance.［J］.Coal Geological and Exploration，32(6):16－17(in Chinese with English abstract)

Zhu Tong－xing，F(xiàn)eng Xin－tao，Li Zhong－liang，Zhang Hui－h(huán)ua，Zhang Qi－yue，Lin Shi－liang.2007.Discovery of the liquefied dense oil section in the Jiang'aidarina，Shuanghu area，northern Tibet，China［J］.Geology Bulletin，26(1):114－116(in Chinese with English abstract)

Zhao Zheng－zhang，Li Yong－tie.2001a.Oil Geology in Qiangtang Basin，Qinghai－Tibetan Plateau［M］.Beijing:Science Press:426(in Chinese)

Zhao Zheng－zhang，Li Yong－tie.2001b.Characteristics of Mesozoic sedimentary facies and reservoir caprock in Qinghai－Tibetan Plateau［M］.Beijing:Science Press:398(in Chinese)

［附中文參考文獻］

高瑞琪，趙政璋.2001.中國油氣新區(qū)勘探(第6卷)［M］.北京:石油工業(yè)出版社:256

杜佰偉，劉貞才，彭清華，何江林.2010.青藏高原羌塘盆地托納木地區(qū)雪山組大規(guī)模瀝青脈的發(fā)現(xiàn)［J］.地質通報，29(12)1881－1883

胡明毅，文志剛，肖傳桃，龔文平，張尚鋒，姚政道.2001.羌塘盆地上侏羅統(tǒng)索瓦組沉積體系及生烴潛力［J］.江漢石油學院學報，23 (1):5－8

金 瑋，王成善，伍新和，李亞林.2006.藏北羌塘盆地托納木地區(qū)油氣成藏條件［J］.新疆石油地質，27(5):530－534

金 瑋，王成善，趙 兵，李亞林.2006.西藏羌塘托納木上侏羅統(tǒng)索瓦組地層學特征［J］.西北地質，39(3):97－101

劉增乾，徐憲等.1990.青藏高原大地構造與形成演化［M］.北京:地質出版社:174

劉文斌，胡 凱，蔣小瓊，李志明，張 蓓，秦建中，2008.海相烴源巖有機顯微組分的樣品前處理方法［J］.煤田地質與勘探，36 (2):7－9

王成善，伊海生.2001.西藏羌塘盆地地質演化與油氣遠景評價［M］.北京:地質出版社.248－249

王成善，伊海生，劉池洋，李亞林，鄒艷榮，伍新和，鄧斌，楊興科.2004.羌塘盆地古油氣藏發(fā)現(xiàn)及其意義［J］.石油與天然氣地質，25(2):135－143

王 劍，付修根，李忠雄，熊 松.2010.北羌塘盆地油頁巖形成環(huán)境及其油氣地質意義［J］.沉積與特提斯地質，30(3):11－16

王岫巖，云金表，羅篤清，滕玉洪，林鐵鋒.1999.西藏羌塘盆地動力學演化與油氣前景探討［J］.石油學報，20(3):38－39

王岫巖，滕玉洪，王貴文，廖太平.1998.西藏特提斯構造域及找油前景［J］.石油學報，19(2):40－48

伍新和，王成善，伊海生.2004.羌塘盆地中生界含油氣系統(tǒng)特征［J］.煤田地質與勘探，32(6):27－30

伍新和，王成善，伊海生，鄒艷榮，李亞林.2005.西藏羌塘盆地烴源巖－古油藏及其油氣遠景［J］.石油學報.26(1):13－17

伍新和，張 麗，王成善，伊海生.2008.西藏羌塘盆地中生界海相烴源巖特征［J］.石油天然氣地質(29):348－353

楊日紅，李 才，楊德明，和鐘鏵，任云生，劉焱木.2000.西藏羌塘盆地中生代構造巖相及油氣遠景［J］.長春科技大學學報，30 (3):237－242

余光明，王成善.1990.西藏特提斯沉積地質［M］.北京:地質出版社: 185

趙政璋，李永鐵.2001a.青藏高原羌塘盆地石油地質［M］.北京:科學出版社:426

趙政璋，李永鐵.2001b.青藏高原中生界沉積相及油氣儲蓋層特征［M］.北京:科學出版社:398

趙俊峰，劉池洋，王曉梅.2004.鏡質體反射率測定結果的影響因素［J］.煤田地質與勘探，32(6):16－17

朱同興，馮心濤，李宗亮，張惠華，張啟躍，林仕良.2007.西藏雙湖地區(qū)江愛達日那發(fā)現(xiàn)液態(tài)油苗［J］.地質通報，26(1):114－116