哈拉哈塘凹陷新垦区块奥陶系油气成藏的地球化学证据

常象春,王铁冠,李启明,欧光习,陶小晚

(1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249；2.山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛 266590； 3.中国石油勘探开发研究院,北京 100083)

哈拉哈塘凹陷新垦区块奥陶系油气成藏的地球化学证据

常象春1,2,王铁冠1,李启明3,欧光习1,陶小晚3

(1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249；2.山东科技大学地质科学与工程学院,山东青岛 266590； 3.中国石油勘探开发研究院,北京 100083)

根据原油地球化学分析、油气包裹体岩相学及热力学分析和盆地模拟,对哈拉哈塘凹陷新垦区块奥陶系油藏进行充注成藏研究。结果表明:该区奥陶系原油普遍具有C21/C23三环萜烷小于1、规则甾烷内组成呈“V”字型分布、全油及馏分碳同位素均轻于-30‰等特征,属于典型源自上奥陶统源岩的原油；同一原油中同时检测出完整的正构烷烃系列、明显的“UCM”鼓包和完整的25-降藿烷系列,代表原油早期充注后遭严重生物降解,后期又混入了新的正常原油；奥陶系储层具有两个世代的方解石成岩矿物,捕获稠油、中-轻质油、干气等三期油气包裹体,共生的盐水包裹体均一温度呈现与之对应的三峰态分布型式；新垦区块奥陶系油藏具有三次油气充注事件,充注时间分别为402～412 Ma、9～11 Ma和6～8 Ma,其中第三期以干气充注为主,气源可能为寒武系烃源岩,限于具备沟通深部烃源层的深大断裂附近。

地球化学；25-降藿烷；油气包裹体；盆地模拟；油气充注

哈拉哈塘凹陷是塔北隆起近些年来的勘探热点区块,其周缘先前已发现多个油气田,包括东侧的塔河油田、东南侧的哈得逊油田、北侧的牙哈油田、西北侧的东河塘油田以及西侧的英买力油气田。2006年哈拉哈塘凹陷中部的哈6井在石炭系底砾岩获得低产工业油气流,在奥陶系和志留系见到良好油气显示。对于塔北奥陶系油藏的成藏期次有不同的观点:①根据饱和压力、包裹体均一温度、沥青反射率和地质分析,认为塔河奥陶系碳酸盐岩油藏从石炭—二叠、中生代—古近纪、新近纪长期几乎连续接受油气充注[1-3]。②根据包裹体荧光颜色和包裹体均一温度直方图,提出塔河奥陶系碳酸盐岩油藏存在中石炭世—早三叠世、白垩纪—古近纪早期、古近纪—新近纪(三次)共五期油气充注过程[4]。③根据完整正构烷系列、明显的UCM和25-降藿烷系列的共存,以及包裹体均一温度的双峰分布和盆地模拟分析,提出塔河藏奥陶系油藏接受了中—晚志留世、中新世—上新世两期充注过程[5]。笔者以哈拉哈塘凹陷西部的新垦区块为解剖点,通过系统的生物标志物地球化学、流体包裹体分析和盆地模拟相结合,确定其成藏历史。

1 地质概况

图1 哈拉哈塘凹陷构造位置及样品分布Fig.1 Map showing the locality of the Halahatang depression with sample locations identified

哈拉哈塘凹陷位于塔北隆起中西部,轮台凸起以南、英买力低凸起以东、轮南低凸起以西,南邻满加尔凹陷,勘探面积达4 369 km2(图1)。哈拉哈塘地区自上而下发育新生界第四系,新近系和古近系,中生界白垩系、侏罗系、三叠系,古生界二叠系、石炭系、志留系、奥陶系。中奥陶统一间房组—鹰山组1段上部是目前发现的主要含油层系,为岩溶储集层。上奥陶统桑塔木组、良里塔格组、吐木休克组由南向北依次剥蚀尖灭,最北部为志留系柯坪塔格组覆盖于奥陶系一间房组潜山之上。克拉通内碳酸盐岩台地内部,发育连为一体的稳定碳酸盐岩沉积；奥陶纪末,随着库-满拗拉槽的闭合,统一的塔北隆起初步形成,轮南-哈拉哈塘-英买力地区为其南斜坡。志留纪—泥盆纪,塔北隆起继承性发育,泥盆纪晚期,随着塔里木板块西南部挤压活动不断加强,轮南-哈拉哈塘地区形成大型的北东向隆起,形成大范围背斜隆起,哈拉哈塘位于背斜的西翼。石炭纪—三叠纪,哈拉哈塘地区稳定沉降,而轮南、英买力两个北东向的低隆起持续发育,哈拉哈塘地区成为沉降凹陷,向向斜构造转化。新近纪以来,库车坳陷持续强烈沉降,塔北地区逐渐成为库车再生前陆盆地的前缘隆起和前陆斜坡,上古生界和中生界发生翘倾,与新生界一起呈整体北倾大单斜,哈拉哈塘地区现今构造格局形成[6]。

2 样品及实验

采集哈拉哈塘凹陷17口井奥陶系一间房组原油样品,利用常规索氏抽提法进行族组分分离,对于饱和烃与芳烃馏份分别进行GC、GC-MS分析。同时从新垦区块的新垦7井奥陶系一间房组13.3 m含油岩心段中采集9块岩样,每块磨制2套包裹体薄片。

GC分析设备为岛津GC-2010,以氦气载气,柱流量1.0 mL/min；色谱柱为HP-5弹性石英毛细柱(30 m×0.25 mm×0.25 μm)；柱温由初温100℃保持1 min,然后以4℃/min升温至300℃,再保持25 min；检测器为FID,温度为300℃。

GC-MS分析设备为Agilent 6890GC/5975iMS,其GC以氦气为载气,流速为1 mL/min；色谱柱为HP-5MS弹性石英毛细柱(60 m×0.25 mm×0.25 μm)；进样口300℃,柱初温50℃,保持1 min,然后以20℃/min升温至120℃,以3℃/min升温至310℃,保持25 min；MS离子化方式:EI,70 eV；数据采集方式为全扫描/多离子。

利用Leica Model DMRXP光学显微镜观测包裹体产状、分布、形态、荧光颜色、相态及其与宿主矿物的成岩序列关系等,并搭配Linkham THMSG 600冷热台测定包裹体均一温度、冰点温度、盐度等热力学特征。

3 结果分析

3.1 原油地球化学特征

哈拉哈塘凹陷原油(6.6535～6.666 km)正构烷烃分布均呈现前峰型单峰态型式(图2(a)),碳数分布范围nC10～nC33,OEP和CPI均约为1.0,∑介于2.55～4.63,显示较高的成熟度。孕甾烷系列丰度远高于甾烷系列的丰度,反映出其源自水体受限的、贫黏土的源岩沉积环境[7],这一点与其较低的Pr/Ph相映证[8-9]。三萜烷化合物的丰度普遍高于藿烷系列,且均以C23三环萜烷为主峰(图2(b)),C21/C23三环萜介于0.48～0.61,C27-C28-C29规则甾烷内组成呈“V”字型分布(图2(c)), C28规则甾烷相对含量小于25%,全油及馏份碳同位素均轻于-30‰,这些与源自典型上奥陶统源岩的原油特征相一致[10-15],而且和塔北隆起塔河、轮古东和英买力油田奥陶系原油具有良好对比关系[14-17]。甾烷异构化参数C2920S/(20S+20R)与C29ββ/(ββ+αα)介于0.53～0.57,0.52～0.57,达到或临界于异构化平衡终点,反映原油成熟度的Ro值为0.8%～0.9%,属于成熟油范畴。

3.2 油气成藏期次

3.2.1 分子地球化学证据

新垦区块奥陶系原油在气相色谱图上多数具有完整的正构烷烃系列和显著的“UCM”鼓包,同时在m/z177质量色谱图上检测出完整的C26-C3425-降藿烷系列化合物(图2(d))。一般来说,细菌对石油烃类是依照正烷烃-支链烷烃-环烷烃的顺序逐次进行降解,只有在有机质遭受强烈生物降解作用阶段,正烷烃与支链烷烃丧失殆尽以后,作为五环烷烃的藿烷才遭受到生物降解,并形成生物降解成因的25-降藿烷系列。尽管对原油中25-降藿烷的成因仍存在学术争议[18-20],但是即使是按照其源于烃源岩的观点,这些脱甲基藿烷也应当以C2917α(H)25-藿烷为主,其他同系物极少,不会出现在生物降解原油的完整的C29-C35同型异构体系列[21],加上在同一原油中同时检测出明显的“UCM”鼓包、完整的正构烷烃系列,这种现象普遍认为是严重生物降解原油与正常原油的混合所致[5,20,22-26],且很可能反映了两期油气充注过程,即早期充注原油遭受严重降解,晚期又接受了新的油气充注,这与塔河油田的成藏过程相似[5,20,26]。

图2 新垦1井原油饱和烃质量色谱Fig.2 Saturate fraction chromatograms of oils from well XK1

3.2.2 流体包裹体岩相学特征

透射单偏光镜下,新垦7井一间房组浅灰色灰岩中可分出两个世代的成岩矿物:一为灰泥质粒屑重结晶的中-细晶方解石及灰岩缝洞中充填的由于蚀变而透明度较差的早期方解石；二为粒屑间及灰岩缝洞中充填的亮晶、连晶的晚期方解石(图3(a))。紫外荧光下,该灰岩的大部分缝洞和溶孔中,普遍饱含轻质油或凝析油气,发浅黄绿色、浅蓝色荧光。部分晚期缝洞内还可见有发暗褐、褐黄色荧光的深褐、褐黄色稠油或稠油沥青,或者为发黄、褐、暗褐色荧光与浅蓝、浅蓝绿、浅黄绿色荧光的稠油或稠油沥青与轻质油或凝析油气呈条带状交叉展布。

结合显微岩相学及其油气包裹体的显微偏光/荧光特征,可将新垦7井一间房组浅灰色灰岩的油气包裹体划分为三期:第一期油气包裹体分布于第一世代方解石矿物中,包裹体成群分布(图3(b)),油气包裹体丰度极高(GOI值达100%),油包裹体呈灰褐、深褐色,约占85%；气包裹体呈深灰色,约占15%。第二期油气包裹体发育于第二世代方解石中,包裹体丰度极高(GOI处于28%～95%)。稠油包裹体与高成熟轻质油气包裹体或沿矿物次生微裂隙独立成带分布或共生于缝洞方解石、粒屑方解石、亮晶方解石胶结物的次生微裂隙中(图3(c))。稠油包裹体与高成熟轻质油包裹体颜色差别显著,偏光下分别呈黄色、褐黄色、黄褐色与透明无色、淡黄色、浅黄色；荧光下分别显示弱黄色、浅褐黄色、黄褐色、暗褐色荧光与蓝色、浅蓝绿色、浅黄绿色荧光。总体上,油包裹体约占10%,油气两相烃包裹体约占75%,气烃包裹体约占15%。第三期以高成熟—过成熟天然气包裹体为主,个别高成熟凝析油包裹体伴生。气包裹体呈灰色,不发荧光；轻质油包裹体呈透明无色或淡黄色,发蓝、浅蓝绿色荧光。此外,还观察到独立成带分布于灰岩缝洞亮晶方解石、粒间亮晶方解石胶结物的次生微裂隙中的干气包裹体,无轻质油包裹体伴生,反映晚期具有一次过成熟干气的充注(图3(d))。

图3 新垦7井储层流体包裹体镜下特征Fig.3 Opticcal characteristics of fluid inclusions occurred in reservoir rocks of well XK7

3.2.3 流体包裹体热力学特征

通过对油气包裹体共生的盐水包裹体测定均一温度温,其直方图呈现三峰态的型式,分别与三期包裹体相对应(图4(a)):第一期与早期方解石填充物或重结晶粒屑方解石中的稠油、沥青与中—轻质油包裹体对应,均一温度主频65～90℃,盐度9.21%～14.97%,冰点-6.0～-11℃。第二期包裹体构成直方图的中峰,主要为中-轻质油包裹体,均一温度主频100～110℃,盐度10.11%～10.49%,冰点-6.7～-7.0℃。第三期包裹体组成后峰,以高成熟—过成熟气包裹体为主,含有少量高成熟凝析油包裹体,均一温度主频120～125℃,盐度12.05%～12.51%,冰点-8.3～-8.7℃。

3.2.4 油气充注时间

利用BasinMod重建新垦7井热-埋藏史图,并用实测Ro剖面对进行校正(图4(c)),新垦7井一间房组灰岩油藏具有三次油气充注事件(图4(b)):第一期充注发生在402～412 Ma,持续10 Ma,期间地层古流体盐度多有变化,地层水咸淡不均。第二期充注成藏时间为9～11 Ma,持续2 Ma。第三期以天然气充注为主,时间为6～8 Ma,持续2 Ma。

与之相比,哈拉哈塘凹陷东部哈9井区与塔河主体区普遍经历过与之相似的第一期和第二期油气充注历史,且均与上奥陶统源岩对比良好[5,13,15],唯新垦7井奥陶系还发生过第三期天然气充注过程。新垦7、9井的石油伴生气甲烷含量66.5%～79.1%,干燥系数C1/C1-5值达0.82～0. 84；哈9、9-1甲烷含量58.5%～67.3%,干燥系数C1/C1-5值0.73～0.75,尽管均属于“湿气”范畴,但前者组分显然要比后者相对偏“干”,这也应当是其接受第三期干气充注的侧证。从构造背景上看,新垦7、9井井位邻近F1大断裂,且处于次级断层的密集分布地带,具备深源干气向上运移的通道。哈9、9-1和新垦5井井区欠缺这样的断裂-断层通道条件。由于本区没有钻遇寒武系的井,根据台盆区KN1井、TD1井、TD2井的实测Ro数据,其寒武系泥岩Ro值已达1.73%～2.95%,处于过成熟生气状态,而塔北隆起的奥陶系成熟度相当于Ro值0.8%～1.2%,为成熟—高成熟阶段。考虑到塔北隆起奥陶系烃源层及其原油一般未达过成熟生气阶段,且第二、三期“油”或“油、气”的两期充注时间,仅间隔4 Ma,却接受了成熟度相差甚大的油气,而且晚中新世的地层埋藏历史并无显著的深埋过程,故推测第三期干气与前两期油气可能是异源的,干气更可能来自寒武系烃源层。

图4 新垦7井奥陶系油藏热-埋藏史与成藏时间Fig.4 Thermal-burial history and entrapment time of Ordovician reservoir from well XK7

4 结 论

(1)新垦区块原油源自水体受限的、贫黏土的源岩沉积环境,属于成熟油范畴,其三环萜烷、规则甾烷、全油及馏份碳同位素等地球化学特征与典型上奥陶统源岩相一致。

(2)新垦区块奥陶系原油普遍具有完整的正构烷烃系列和显著的“UCM”鼓包,同一原油中还检测出完整的C26-C3425-降藿烷系列化合物,反映了早期充注原油遭受严重降解,晚期又接受了新的油气充注,与塔河油田的成藏过程相似。

(3)奥陶系灰岩储层中发育两个世代的成岩矿物,灰岩的大部分缝洞和溶孔中,普遍可见黄、褐、暗褐色荧光与浅蓝、浅蓝绿、浅黄绿色荧光的稠油与轻质油或凝析油气呈条带状交叉展布。结合显微岩相学及其油气包裹体的显微偏光/荧光特征,可将油气包裹体划分为三期,正好对应于共生的盐水包裹体均一温度的三峰态。BasinMod模拟表明新垦地区奥陶系油藏经历了三次油气充注事件,其中第三期以天然气充注为主,可能源自深部寒武系源岩。

[1] 顾忆.塔里木盆地北部塔河油田油气藏成藏机制[J].石油实验地质,2000,22(4):307-312.

GU Yi.Forming mechanism of hydrocarbon pools in Tahe Oilfield of the northern Tarim Basin[J].Petroleum Geology and Experiment,2000,22(4):307-312.

[2] 丁勇,晏银华,顾忆,等.塔里木盆地塔河油田成藏史与成藏机制[J].石油实验地质,2001,23(6):478-479.

DING Yong,YAN Ying-hua,GU Yi,et al.The reservoir-formed history and mechanism of Tahe Oilfield in Tarim Basin[J].Petroleum Geology and Experiment, 2001,23(6):478-479.

[3] 蔡希源,康玉柱.中国古生代海相油气田形成条件及分布规律[M].乌鲁木齐:新疆科技卫生出版社,2002.

[4] 陈红汉,李纯泉,张希明,等.运用流体包裹体确定塔河油田油气成藏期次及主成藏期[J].地学前缘, 2003,10(1):190.

CHEN Hong-han,LI Chun-quan,ZHANG Xi-ming,et al.Application of fluid inclusion to determine episode(s) of petroleum reservoir forming[J].Earth Science Frontiers,2003,10(1):190.

[5] WANG Tie-guan,HE Fa-qi,WANG Chun-jiang,et al. Oil filling history of the Ordovician oil reservoir in the major part of the Tahe Oilfield,Tarim Basin,NW China [J].Organic Geochemistry 2008,39:1637-1646.

[6] 朱光有,杨海军,朱永峰,等.塔里木盆地哈拉哈塘地区碳酸盐岩油气地质特征与富集成藏研究[J].岩石学报,2011,27(3):827-844.

ZHU Guang-you,YANG Hai-jun,ZHU Yong-feng,et al.Study on petroleum geological characteristics and accumulation of carbonate reservoirs in Hanilcatam area, Tarim Basin[J].Acta Petrologica Sinica,2011,27(3): 827-844.

[7] REQUEJO A G,HIESHIMA G B,HSU C S,et al.Short chain(C21and C22)diasteranes in petroleum and source rocks as indicators of maturity and depositional environments[J].Geochimica et Cosmochimica Acta,1997,61: 2653-2667.

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

[9] TEN Haven H L,de LEEUW J W,PEAKMAN T M,et al.Anomalies in steroid and hopanoid maturity indices [J].Geochimica et Cosmochimica Acta,1986,50:853-855.

[10] LI Mao-wen,LIN Ren-zi,LIAO Yong-yuan,et al.Organic geochemistry of oils and condensates in the Kekeya Field,southwest depression of the Tarim Basin(China) [J].Organic Geochemistry,1999,30:15-37.

[11] ZHANG Shui-chang,HANSON A D,MOLDOWAN J M,et al.Paleozoic oil-source rock correlations in the Tarim Basin,NW China[J].Organic Geochemistry, 2000,31:273-286.

[12] 张水昌,张宝民,王飞宇,等.中一上奥陶统:塔里木盆地的主要油源层[J].海相油气地质,2000,5(2): 16-22. ZHANG Shui-chang,ZHANG Bao-min,WANG Fei-yu, et al.Middle-upper Ordovician:the main source of the oils in the Tarim Basin[J].Marine Oil and Gas Geology,2000,5(2):16-22.

[13] 张水昌,梁狄刚,张宝民,等.塔里木盆地海相油气的生成[M].北京:石油工业出版社,2005.

[14] 王铁冠,王春江,何发歧,等.塔河油田奥陶系油藏两期成藏原油充注比率测算方法[J].石油实验地质, 2004,26(1):74-80.

WANG Tie-Guan,WANG Chun-jiang,HE Fa-qi,et al. Determination of double filling ratio of mixed crude oils in the Ordovician oil reservoir,Tahe Oilfield[J].Petroleum Geology and Expeximent,2004,26(1):74-80.

[15] 卢玉红,肖中尧,顾乔元,等.塔里木盆地环哈拉哈塘海相油气地球化学特征与成藏[J].中国科学(D), 2007,47(增Ⅱ):167-176.

LU Yu-hong,XIAO Zhong-yao,GU Qiao-yuan,et al. Geochemistry and accumulation of marine petroleum around the Halahatang depression of Tarim Basin[J]. Science China Earth Sciences(D),2007,47(supⅡ): 167-176.

[16] LI Su-mei,PANG Xiong-qi,JIN Zhi-jun,et al.Petroleum source in the Tazhong Uplift,Tarim Basin:new insights from geochemical and fluid inclusion data[J]. Organic Geochemistry,2010,41:531-553.

[17] SEIFERT W K,MOLDOWAN J M.The effect of biodegradation on steranes and terpanes in crude oils[J]. Geochimica et Cosmochimica Acta,1979,43(1):111-126.

[18] PETERS K E,MOLDOWAN J M.Effects of source, thermal maturity,and biodegradation on the distribution and isomerization of homohopanes in petroleum[J].Organic Geochemistry,1991,17(1):47-61.

[19] MOLDOWAN J M,MCCAFFREY M A.A novel microbial hydrocarbon degradation pathway revealed by hopane demethylation in a petroleum reservoir[J].Geochimica et Cosmochimica Acta,1995,59(9):1891-1894.

[20] PETERS K E,WALTERS C C,MOLDOWAN J M.The biomarker guide:biomarkers and isotopes in petroleum exploration and earth history(Volumes 2)[M].New York:Cambridge University Press,2005.

[21] BENNET B,FUSTIC M,FARRIMOND P,et al.25-Norhopanes:formation during biodegradation of petroleum in the subsurface[J].Organic Geochemistry, 2006,37(7):787-797.

[22] VOLKANMAN J K,ALEXANDER R,KAGI RI,et al. Demethylated hopanes in crude oils and their applications in petroleum geochemistry[J].Geochimica et Cosmochimica Acta,1983,47:785-794.

[23] GEORGE S C,BOREHAM C J,MINIFIE S A,et al. The effect of minor to moderate biodegradation on C5to C9hydrocarbons in crude oils[J].Organic Geochemistry,2002,33:1293-1317.

[24] GEORGE S C,LISK M,SUMMONS R E,et al.Constraining the oil charge history of the South Pepper oilfield from the analysis of oil-bearing fluid inclusions [J].Organic Geochemistry,1998,29:631-648.

[25] CAMPOS P G,GRIMALT J O,BERDIE L,et al.Organic geochemistry of Cuban oils(I):the northern geological province[J].Organic Geochemistry,1996,25: 475-488.

[26] CHANG Xiang-chun,WANG Tie-Guan,LI Qi-ming,et al.Maturity assessment of severely biodegraded marine oils from the Halahatang depression in Tarim Basin[J]. Energy Exploration and Exploitation,2012,30(2):331-350.

[27] 王铁冠,戴世峰,李美俊,等.塔里木盆地台盆区地层有机质热史及其对区域地质演化研究的启迪[J].中国科学,2010,40(10):1331-1341.

WANG Tie-guan,DAI Shi-feng,LI Mei-jun,et al.Stratigraphic thermohistory and its implications for regional geoevolution in the Tarim Basin,NW China[J].Science China Earth Sciences,2010,40(10):1331-1341.

(编辑 刘为清)

Hydrocarbon entrapment and accumulation for Ordovician reservoirs from Xinken block of Halahatang depression
as constrained from oil geochemistry

CHANG Xiang-chun1,2,WANG Tie-guan1,LI Qi-ming3,OU Guang-xi1,TAO Xiao-wan3
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing 102249,China；
2.College of Geological Science and Engineering,Shandong University of Science and Technology,Qingdao 266590,China；
3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing 100083,China)

Based on the oil geochemistry,petrography and microthermometry of fluid inclusions and basin modeling,the hydrocarbon entrapment and accumulation for Ordovician reservoirs from Xinken block of Halahatang depression was discussed.The results indicate that Ordovician oils are characterized by low C21/C23tricyclic terpanes(＜1),“V”shape of C27-C28-C29sterane distribution and light stable carbon isotope(＜-30‰),correlating well with the O3source rock.The coexisting intact n-alkane series,evident UCM and fully developed 25-norhopanes in the same oil infer the mixture of a severely palaeo biodegraded oil and later fresh oil.Viscous oil,light oil and dry gas were entrapped in two generation of calcite cements with trimodal distribution of homogenization temperatures for aqueous inclusion correspondingly.The Ordovician reservoir has undergone three charges,which occurred in 402-412,9-11 and 6-8 Ma respectively.The third entrapment is mainly dry gas possibly originated from Cambrian source rock and constrains the targets near faults communicating the deep source beds.

geochemistry；25-norhopanes；hydrocarbon inclusion；basin modeling；hydrocarbon charge

TE 122

A

1673-5005(2013)03-0044-06

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.007

2012-06-28

教育部科学技术研究重点项目(212100)；中国博士后科学基金项目( 20110490539；2012T50190)；山东科技大学科技计划项目(2010KYTD 103；2012KYJQ101)

常象春(1974-),男,博士,主要从事油气地质与地球化学方面研究。E-mail:xcchang@sina.com。