松辽盆地长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程差异

刘明洁，刘震，伍耀文，朱文奇，王鹏（. 西南石油大学地球科学与技术学院，成都 60500；. 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 049；. 中国石油东方地球物理公司研究院长庆分院，西安 700）

松辽盆地长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程差异

刘明洁1，刘震2，伍耀文2，朱文奇2，王鹏3
（1. 西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2. 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；3. 中国石油东方地球物理公司研究院长庆分院，西安 710021）

以松辽盆地长岭断陷下白垩统登娄库组致密砂岩气为研究对象，基于致密砂岩气基本特征，对中央深凹带、东部斜坡带和东部构造带典型致密砂岩气地层埋藏史、烃源岩热演化及生烃史、成藏期次和储集层孔隙度演化史 4个方面进行精细动态解剖，明确了长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程及差异，并探讨了不同次级构造带源储耦合关系，进而指出有利勘探区带。长岭断陷东部构造带烃源岩质量和储集层物性最好，且登娄库组致密砂岩成藏时间最早，表现为一期成藏，成藏时储集层未致密；东部斜坡带成藏时间较晚，表现为一期成藏且具有两次充注峰期，第1次充注峰期时储集层未致密，第2次充注峰期时储集层已致密；中央深凹带成藏时间最晚，表现为一期成藏，成藏时储集层已致密。研究表明东部构造带源储耦合关系最好，是该区致密砂岩气最有利勘探区带。图7表1参26

次级构造带；致密砂岩气；形成过程；下白垩统登娄库组；长岭断陷；松辽盆地

引用：刘明洁, 刘震, 伍耀文, 等. 松辽盆地长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气形成过程差异[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(2): 235-242.

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0 引言

前人对中国致密砂岩气的研究主要是集中在西部的塔里木盆地、吐哈盆地和中部的鄂尔多斯盆地、四川盆地[1-7]，而对东部的断陷型盆地研究较少[8-9]，同时有限的研究多是从盆地整体的角度宏观分析，缺少对盆地内部不同次级构造带差异性的探讨。断陷型盆地内部由于具有构造差异较大的特点，砂岩沉积与成岩作用受盆地内部次级构造带的控制作用明显，导致不同的次级构造带致密砂岩气“成藏”表现出不同的特征。因此，明确不同次级构造带致密砂岩气形成过程及差异性，对断陷型盆地致密砂岩气的勘探具有非常重要的理论与现实意义。本次选取松辽盆地南部长岭断陷下白垩统登娄库组为研究对象，基于致密砂岩气基本特征，采用动态成藏分析的方法，对长岭断陷不同次级构造带典型致密砂岩气进行动态精细解剖，综合分析致密砂岩气的成藏过程及其差异性，为长岭断陷登娄库组致密砂岩气的勘探提供参考，并进一步为断陷型盆地致密砂岩气的勘探开发提供借鉴。

1 地质概况

长岭断陷位于松辽盆地中央坳陷区南部，整体呈北北东向展布，面积约 8 500 km2，整体上可划分为西部断阶带、中央深凹带、东部斜坡带和东部构造带 4个次级构造带[10-11]，已发现的致密气主要有中央深凹带的长岭Ⅰ号致密气、东部斜坡带的大老爷府致密气和双坨子致密气以及东部构造带伏龙泉致密气等（见图1）。

长岭断陷主要充填中新生代地层，由老到新依次发育下白垩统火石岭组（K1h）、沙河子组（K1sh）、营城组（K1y）、登娄库组（K1d）和泉头组（K1q），上白垩统青山口组（K2qn）、姚家组（K2y）、嫩江组（K2n）、四方台组（K2s）和明水组（K2m），新近系大安组（Nd）、泰康组（Nt）和第四系（Q）。其中侏罗纪至早白垩世登娄库组沉积期为盆地的裂陷期，泉头组至嫩江组沉积期为盆地的拗陷阶段，嫩江组沉积期之后盆地整体抬升进入萎缩阶段[12]。在登娄库组沉积时期，主要发育辫状河、辫状河三角洲、湖泊和冲积扇、扇三角洲、湖泊沉积体系[13]，砂岩以长石质岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩和岩屑砂岩为主[14]，孔隙度主要分布在 2%～7%，渗透率多小于0.1×10-3μm2[15]，下伏的沙河子组和营城组发育半深湖—深湖相暗色泥岩沉积，为研究区白垩系主要的烃源岩[16]。

图1 长岭断陷位置、构造分区及致密砂岩气分布图

2 致密砂岩气基本特征

本次选取中央深凹带长岭Ⅰ号致密气、东部斜坡带双坨子致密气和东部构造带伏龙泉致密气，结合过不同次级构造带典型致密气剖面，分析不同次级构造带致密砂岩气基本特征。

2.1 中央深凹带长岭Ⅰ号致密气基本特征

长岭Ⅰ号致密气为“下生上储上盖”式组合，沙河子组烃源岩TOC值主要为0.4%～2.0%，营城组烃源岩TOC值普遍小于0.6%；登娄库组储集层主要为辫状河河道砂体，孔隙度主要为3.0%～5.5%，渗透率主要为（0.01～0.04）×10-3μm2；泉头组巨厚泥岩为区域盖层。登娄库组现今平均地温为140.56 ℃，平均地温梯度3.766 ℃/100 m，平均压力36.8 MPa，平均压力系数为1.058，表现为正常静水压力系统，但地温梯度稍偏高。

整体上，长岭Ⅰ号致密气为断鼻构造背景下的致密岩性气藏。登娄库组砂体基本上均含气，含气砂体在纵向上呈离散密集层状分布，横向上连续展布（见图1），砂体均饱含天然气，不具有底水，整体表现为“有砂就有气”的分布特征（见图2），含气面积约94.37 km2。

2.2 东部斜坡带双坨子致密气基本特征

双坨子致密气为“下生上储上盖”式组合，沙河子组烃源岩 TOC值主要为 0.6%～4.0%，营城组烃源岩TOC值主要为0.4%～2.0%；登娄库组储集层主要为辫状河河道和辫状河三角洲前缘砂体，孔隙度主要为4.5%～7.5%，渗透率主要为（0.03～0.07）×10-3μm2；泉头组巨厚泥岩为区域盖层。登娄库组现今平均温度为115.7 ℃，平均地温梯度为3.12 ℃/100 m，平均压力为25.55 MPa，平均压力系数为1.01，表现为正常静水压力系统及地温梯度。

图2 长岭断陷不同次级构造带致密砂岩气剖面图（剖面位置见图1）

整体上，双坨子致密气为断背斜背景下的致密岩性气藏。登娄库组含气砂体在纵向上呈离散层状分布，横向上呈断续展布，经常被小断距断层错断。西北斜坡部位多发育连续型含气砂体，含气砂体无底水，平面上呈不连续局部片状分布。向东南高部位逐渐过渡为带有构造性质的气藏，个别含气砂体底部开始出现底水（见图2），而且气藏在平面上趋于统一连片分布（见图1）。

2.3 东部构造带伏龙泉致密气基本特征

伏龙泉致密气为“下生上储上盖”式组合，沙河子组烃源岩TOC值主要为1%～4%，营城组烃源岩TOC值主要为0.6%～4.0%；登娄库组储集层主要为扇三角洲前缘、辫状河三角洲前缘和滨浅湖砂体，孔隙度主要为 6.5%～9.5%，渗透率主要为（0.05～0.10）×10-3μm2；泉头组巨厚泥岩为区域盖层。登娄库组现今平均温度为102.7 ℃，平均地温梯度2.98 ℃/100 m，平均压力为19.45 MPa，平均压力系数为1.016，表现为正常静水压力系统及地温梯度。

整体上，伏龙泉致密气为断鼻构造背景下的致密岩性气藏。登娄库组含气砂体在纵向上呈离散层状分布，横向上呈连续展布，大部分含气砂体均有底水出现，甚至有些砂体完全饱含水（见图2）。纵然砂体在横向上被断层错断，但“气藏”在平面上仍然呈连片分布（见图1）。

3 不同次级构造带致密砂岩气形成过程

前人主要综合采用声波时差法、沉积速率法和趋势面分析法，对长岭断陷构造抬升期地层剥蚀厚度进行了恢复[17-19]。本文综合前人研究成果，确定深凹带长岭Ⅰ号致密气地层剥蚀厚度在嫩江组沉积末期为 200 m，明水组沉积末期为230 m；斜坡带双坨子致密气地层剥蚀厚度在嫩江组沉积末期为205 m，明水组沉积末期为370 m；东部构造带伏龙泉致密气地层剥蚀厚度在嫩江组沉积末期为520 m。前人利用井温资料及镜质体反射率方法对松辽盆地现今地温梯度和古地温梯度进行了研究[20-21]，本文采用前人研究成果，确定长岭断陷现今地温梯度为 3.7 ℃/100 m，古地表年平均温度为15 ℃，早白垩世古地温梯度为5～7 ℃/100 m，晚白垩世古地温梯度为4.26～4.80 ℃/100 m。

3.1 中央深凹带长岭Ⅰ号致密气形成过程

3.1.1 埋藏史

长岭断陷登娄库组从距今 124.5 Ma开始沉积至今，中央深凹带缺失古近系。深凹带在距今76 Ma和66 Ma时经历了两次地层抬升，并相应在距今73 Ma 和23 Ma时达到最大抬升，其中深凹带登娄库组在埋深达2 777 m和3 368 m时地层抬升（见图3a）。

选取过中央深凹带长深 1井、东部斜坡带坨深 6井和东部构造带伏12井剖面，分别恢复沙河子组沉积时期、营城组沉积时期和登娄库组沉积时期构造剖面（见图4）。长岭Ⅰ号致密气长深1井地层在不同沉积时期埋深见表1。

3.1.2 烃源岩热演化及生烃过程

长岭Ⅰ号致密气沙河子组烃源岩底部从距今 127 Ma进入低成熟阶段（Ro＞0.5%）并开始生烃，到距今109 Ma时进入成熟阶段（Ro＞0.7%），石油开始大量生成，到距今90 Ma时进入高过成熟阶段（Ro＞1.3%），烃源岩以生气为主（见图3a）。

3.1.3 孔隙度演化

本次研究利用测井曲线、实测孔隙度等资料结合热演化史，采用基于效应模拟原则的储集层成岩作用分段古孔隙度定量模拟方法[22-23]，建立如下长岭断陷砂岩孔隙度演化模型，以恢复不同次级构造带登娄库组致密砂岩储集层孔隙度演化过程：

图3 长岭断陷不同次级构造带埋藏史、热演化史及生烃史图

图4 长岭断陷过不同次级构造带典型井剖面构造演化图

表1 不同次级构造带致密砂岩气典型井不同沉积时期埋深

公式（1）中，t ≥t1表示正常压实阶段孔隙度演化，t1＞t＞t2表示酸化增孔阶段孔隙度演化， t≤t2表示增孔后正常压实阶段孔隙度演化。

长岭Ⅰ号致密气登娄库组储集层在距今124.5 Ma开始沉积时孔隙度为45%，此后随地层的持续深埋，孔隙度快速降低；到距今89 Ma时储集层孔隙度已降至10%，渗透率小于0.1×10-3μm2，成为致密储集层[14,24]；距今23～76 Ma期间地层经历了两次抬升，孔隙度减小为6.2%；距今23 Ma时开始再次持续沉降直至现今登娄库组储集层埋深达到历史最大，此时储集层孔隙度降至5.7%（见图5）。

图5 长岭断陷不同次级构造带登娄库组致密砂岩储集层孔隙度演化模拟图

3.1.4 成藏期次

本次研究主要通过测定与烃类包裹体相伴生的盐水包裹体均一温度，并结合地层埋藏史和热演化史，确定登娄库组致密砂岩气“成藏”期次[25]。

长岭Ⅰ号致密气登娄库组盐水包裹体均一温度主要分布范围为 115～140 ℃，主峰范围为 115～135 ℃（见图6a）。结合长岭Ⅰ号致密气登娄库组储集层埋藏史、热演化史分析结果（见图3a），确定长岭Ⅰ号致密气登娄库组储集层为一期“成藏”，“成藏”期在距今71～86 Ma，充注峰期在距今80～86 Ma。

3.2 东部斜坡带双坨子致密气形成过程

3.2.1 埋藏史

长岭断陷登娄库组从距今 124.5 Ma开始沉积至今，东部斜坡带缺失古近系。斜坡带在距今76 Ma和 66 Ma时经历了两次地层抬升，并相应在距今73 Ma和23 Ma时达到最大抬升，其中斜坡带在登娄库组埋深达到2 790 m和2 848 m时地层抬升（见图3a）。其中，双坨子致密气坨深6井在不同沉积时期地层埋深见表1。

3.2.2 烃源岩热演化及生烃过程

双坨子致密气沙河子组烃源岩底部从距今127 Ma进入低成熟阶段并开始生烃，到距今116 Ma时进入成熟阶段，石油开始大量生成，从距今102 Ma开始进入高过成熟阶段，烃源岩以生气为主（见图3b）。

3.2.3 孔隙度演化

双坨子致密气登娄库组储集层在距今124.5 Ma开始沉积时孔隙度为45%，此后随地层的持续深埋，孔隙度快速降低；到距今87 Ma时储集层孔隙度降至10%，渗透率小于0.1×10-3μm2，成为致密储集层[14,24]；距今23～76 Ma该地区经历了两次抬升，地层孔隙度减小为8.3%；尽管从距今23 Ma地层又一次沉降，但直到现今其埋深也未能超过历史最大埋深，所以孔隙度只略微减小，现今孔隙度为8.15%（见图5）。

图6 长岭断陷不同次级构造带登娄库组致密砂岩气包裹体均一温度频率直方图

3.2.4 成藏期次

双坨子致密气登娄库组包裹体均一温度主要为100～130 ℃，同时又存在两个主峰：100～110 ℃和120～130 ℃（见图6b）。结合双坨子致密气登娄库组储集层埋藏史、热演化史分析结果（见图 3b），确定双坨子致密气登娄库组储集层为一期“成藏”，但存在两个高峰充注期。整体“成藏”期在距今80～98 Ma，第1充注峰期在距今93～98 Ma，第2充注峰期在距今80～85 Ma。

3.3 东部构造带伏龙泉致密气形成过程

3.3.1 埋藏史

长岭断陷登娄库组从距今124.5 Ma开始沉积至今，东部构造带缺失四方台组、明水组和古近系。东部构造带只在距今76 Ma时登娄库组达到最大埋深2 650 m后经历了一次抬升，并在距今23 Ma时达到最大抬升（见图3a）。其中，伏龙泉致密气伏12井地层在不同沉积时期埋深见表1。

3.3.2 烃源岩热演化及生烃过程

伏龙泉致密气沙河子组烃源岩底部从距今132 Ma时进入低成熟阶段开始生烃，在距今130 Ma时其底部就已经进入成熟阶段开始大量生成石油，从距今126 Ma时开始进入高过成熟阶段，烃源岩以生气为主（见图3c）。

3.3.3 孔隙度演化

伏龙泉致密气登娄库组储集层在距今124.5 Ma开始沉积时孔隙度为 45%，此后随地层的持续深埋，孔隙度快速降低；距今107～113 Ma时储集层进入酸化窗口产生大量次生孔隙，使孔隙度略有增加达到22.7%；到距今 79 Ma孔隙度降至 10%，渗透率小于0.1×10-3μm2，成为致密储集层[14,24]；距今76 Ma时储集层达到最大埋深，孔隙度为8.7%；随后地层发生大规模抬升，虽然从距今 23 Ma开始地层又再次沉降，但直到现今储集层埋深也未能超过历史最大埋深，从最大埋深期至今，储集层孔隙度只微弱减小，现今孔隙度为8.5%（见图5）。

3.3.4 成藏期次

伏龙泉致密气登娄库组包裹体均一温度主要分布范围为80～110 ℃，主峰范围在90～100 ℃（见图6c）。结合伏龙泉致密气登娄库组储集层埋藏史、热演化史分析结果（见图3c），确定伏龙泉致密气登娄库组储集层为一期“成藏”，“成藏”期在距今99～110 Ma，充注峰期在距今103.0～106.5 Ma。

3.4 不同次级构造带致密砂岩气形成过程差异

从图 4可以看出，长岭断陷早期西高东低，沉降中心在东部斜坡带，而现今沉降中心转变为中央深凹带，表现出东高西低的构造格局，表明长岭断陷在登娄库组沉积之后的地质历史时期发生了构造反转，前人研究也证实了嫩江组沉积末期（距今83 Ma）时盆地进入构造反转期[26]。

如前所述，长岭断陷发生构造反转以前盆地表现为西高东低的构造格局，东部构造带地层埋深普遍较大。因此，东部构造带沙河子组烃源岩最早开始大量生气，从距今126 Ma开始进入高过成熟阶段，且伏龙泉致密气从距今110 Ma开始成藏直至距今99 Ma，距今105 Ma时为充注峰期，此时登娄库组储集层孔隙度大于10%未达到致密状态，此后在距今79 Ma时储集层孔隙度开始小于10%，渗透率开始小于0.1×10-3μm2，成为致密砂岩储集层，表现为先成藏后致密[1,12-15]。

东部斜坡带沙河子组烃源岩底部从距今102 Ma开始进入高过成熟阶段，烃源岩开始大量生气。双坨子致密气从距今98 Ma开始“成藏”直至距今80 Ma，距今90 Ma处于两次充注峰期之间，此时登娄库组储集层孔隙度仍大于10%，此后在距今87.5 Ma时孔隙度开始小于10%，渗透率开始小于0.1×10-3μm2，成为致密储集层[14,24]，表现为边成藏边致密。

深凹带沙河子组烃源岩底部从距今90 Ma开始进入高过成熟阶段，烃源岩开始大量生气。长岭Ⅰ号致密气从距今86 Ma开始“成藏”直至距今71 Ma，在构造反转之后的距今80 Ma达到充注峰期，由于登娄库组储集层从距今89 Ma开始孔隙度小于10%，渗透率开始小于0.1×10-3μm2，成为致密储集层[14,24]，表现为先致密后成藏。

随着构造反转程度的增加，中央深凹带逐渐沉降深埋而东部构造带逐渐抬升，且海拔高差随之逐渐增加，形成现今东高西低的构造格局及致密砂岩气分布样式（见图2）。

4 不同次级构造带致密砂岩气形成启示

本次选取沙河子组主力烃源岩，将其生烃强度等值线与登娄库组储集层孔隙度等值线进行叠合，分析不同次级构造带烃源岩与储集层平面组合特征（见图7）。长岭断陷沙河子组烃源岩生烃强度范围为 0～130×108m3/km2，且主要分布在75×108m3/km2之下，只在东部构造带和东部斜坡带局部发育高值区，其中斜坡带坨深 6井附近的生烃强度高值区达 100×108m3/km2，而东部构造带伏12井附近的生烃强度高值区达125×108m3/km2。

登娄库组砂岩储集层由于在沉积后发生构造反转，东部构造带的砂岩早期浅埋后期抬升，而中央深凹带的砂岩一直持续深埋，孔隙度等值线整体表现为西低东高。深凹带砂岩孔隙度值分布在 0～6%，斜坡带砂岩孔隙度分布在 5%～8%，东部构造带砂岩孔隙度分布在7%～10%。由此表明：横向上东部构造带烃源岩与储集层匹配关系最好，东部斜坡带烃源岩与储集层匹配关系其次，中央深凹带烃源岩与储集层匹配关系最差。

综合以上分析可知：在东部构造带，最好的烃源岩与最好的砂岩储集层相匹配，源储耦合关系最好；在东部斜坡带，较好的烃源岩与较好的砂岩储集层相匹配，源储耦合关系较好；在中央深凹带，较差的烃源岩与较差的砂岩储集层相匹配，源储耦合关系较差。因此，东部构造带是长岭断陷登娄库组致密砂岩气的最有利勘探区。

图7 长岭断陷烃源岩生气强度与储集层孔隙度叠合综合评价

5 结论

长岭断陷东部构造带在“成藏”时处于盆地的低部位，“成藏”时间最早，为距今99～110 Ma，表现为一期成藏；东部斜坡带在“成藏”时处于盆地的斜坡部位，“成藏”时间较东部构造带晚，为距今80～98 Ma，表现为一期成藏，但具有距今93～98 Ma和80～85 Ma两次充注峰期；中央深凹带“成藏”时间最晚，为距今71～86 Ma，表现为一期成藏，且在构造反转之后进入充注高峰。东部构造带登娄库组由于“成藏”最早，储集层埋深较浅未达到致密状态，“成藏”后随埋深增加逐渐致密化，表现为先成藏后致密；东部斜坡带在第1次充注峰期时未达到致密状态，在第2次充注峰期时已达到致密状态，表现为边成藏边致密；中央深凹带由于“成藏”最晚且由于构造反转，储集层在“成藏”期埋深较大并已达到致密状态，表现为先致密后成藏。东部构造带源储耦合关系最好，东部斜坡带源储耦合关系较好，中央深凹带源储耦合关系最差，表明东部构造带是长岭断陷登娄库组致密砂岩气的最有利勘探区带。

符号注释：

a，b，c——双元函数拟合常数，无因次，本文分别取-0.000 8，-0.000 55，-0.000 000 35；t——距今时间，Ma；t1——地层温度达到 70 ℃进入酸化窗口的距今时间，Ma；t2——地层温度达 90 ℃退出酸化窗口的距今时间，Ma；z——地层埋藏深度，m；φ——孔隙度，%；φ0——初始孔隙度，%，本文取45%；φn——正常压实条件下的孔隙度，%；φs——次生孔隙增孔量，%；Δφ——现今储集层实际增孔幅度，其数值为现今实际孔隙度与相同埋深下双元函数所计算正常压实孔隙度的差值，%，本文取3.42%。

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（编辑 黄昌武）

Differences in formation process of tight sandstone gas reservoirs in different substructures in Changling Fault Depression, Songliao Basin, NE China

LIU Mingjie1, LIU Zhen2, WU Yaowen2, ZHU Wenqi2, WANG Peng3
(1. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3. Changqing Branch of Geophysical Research Institute, BGP Inc., CNPC, Xi’an 710021, China)

The tight sands reservoirs in the Lower Cretaceous Denglouku Formation in Changling Fault Depression of Songliao Basin, NE China were taken as study object. The burial history, thermal evolution history and hydrocarbon generation history of source rock, accumulation stage and porosity evolution history of typical tight sandstone reservoirs in the central deep depression belt, east slope belt and east structural belt were examined by the dissection based on the fundamental features of tight sandstone gas reservoirs, to find out the differences in their formation process, the coupling relationship between source and reservoir of different substructures, then the favorable exploration areas can be confirmed. The east structural belt has the best source rocks and reservoirs, where the Denglouku Formation tight sandstone formed reservoirs earliest when the reservoirs were not tightened yet with features of one stage accumulation. The sandstone of the Denglouku Formation in the east slope belt formed reservoirs secondly and shows one stage accumulation but two charging peaks, the first charging peak occurred when the reservoirs were not tightened, the second charging peak occurred when the sandstone was tightened already. The sandstone of the Denglouku Formation in central deep depression belt formed reservoir the latest when the reservoirs were densified already with the features of one stage accumulation. The study shows that the east structural belt has the best coupling relationship between source rocks and reservoirs, and is the most favorable exploration area for tight gas in the Changling Fault Depression.

substructural belt; tight sandstone gas reservoir; formation process; Lower Cretaceous Denglouku Formation; Changling Fault Depression; Songliao Basin

国家自然科学基金项目（41502147；41672124）；四川省教育厅项目（16ZA0072）；中国石油“十二五”油气重大专项（2011ZX05001）；西南石油大学青年教师“过学术关”项目（201499010089）

TE<122.2 class="emphasis_bold">122.2 文献标识码：A122.2

A

1000-0747(2017)02-0235-08

10.11698/PED.2017.02.07

刘明洁（1985-），男，湖北荆门人，博士，西南石油大学地球科学与技术学院讲师，主要从事致密砂岩油气藏及岩性油气藏的研究工作。地址：四川省成都市新都区新都大道 8号，西南石油大学明辨楼B418室，邮政编码：610500。E-mail：liumingjieldd@163.com

联系作者：刘震（1963-），男，陕西长安人，博士，中国石油大学（北京）地球科学学院教授，主要从事石油地质综合研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学地质楼825室，邮政编码：102249。E-mail：liuzhenjr@163.com

2016-03-13

2016-12-19