渤海海域深層太古界變質(zhì)巖潛山大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)及其地質(zhì)意義

渤海海域深層太古界變質(zhì)巖潛山大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)及其地質(zhì)意義薛永安;李慧勇【摘要】渤海灣盆地是我國東部典型的油型盆地，已發(fā)現(xiàn)天然氣田儲量規(guī)模較小.近幾年渤海油田通過勘探研究思路轉(zhuǎn)變和地質(zhì)認識創(chuàng)新，在渤中凹陷西南部渤中19-6構(gòu)造深層太古界變質(zhì)巖潛山獲得天然氣勘探重大突破.通過重新認識凹陷生排烴能力，提出渤中凹陷巨大生氣潛力是大型凝析氣田形成的基礎(chǔ);完善深層優(yōu)質(zhì)蓋層〃被子”封閉模式，提出區(qū)域性穩(wěn)定分布的高壓異常泥巖控制大型天然氣田的形成;明確變質(zhì)巖儲層成因機理，提出構(gòu)造-風(fēng)化作用主導(dǎo)下的裂縫型儲層形成機制，運用地球物理多屬性融合技術(shù)實現(xiàn)了優(yōu)質(zhì)裂縫型儲層預(yù)測;提出渤中19-6構(gòu)造區(qū)具有〃優(yōu)質(zhì)烴源巖深埋生氣、變質(zhì)巖潛山多期構(gòu)造運動控儲、厚層超壓泥巖’被子’控制油氣匯聚運移和保存”的天然氣成藏模式.這些創(chuàng)新成果指導(dǎo)了渤中19-6構(gòu)造大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)，實現(xiàn)了渤海海域天然氣勘探的領(lǐng)域性突破，所取得的理論認識突破和勘探實踐經(jīng)驗對于推動渤海灣盆地深層天然氣勘探具有重要指導(dǎo)意義.【期刊名稱】《中國海上油氣》【年(卷)，期】2018(030)003【總頁數(shù)】9頁(P1-9)【關(guān)鍵詞】渤海;渤中凹陷;天然氣勘探;變質(zhì)巖潛山;渤中19-6凝析氣田;成藏模式;地質(zhì)認識創(chuàng)新【作者】薛永安;李慧勇【作者單位】中海石油（中國）有限公司天津分公司天津300459；中海石油（中國）有限公司天津分公司天津300459【正文語種】中文【中圖分類】TE122渤海灣盆地是我國東部典型的油型盆地，已探明原油儲量約130.5x108t，天然氣儲量約3510x108m3，已探明原油儲量遠遠大于已探明天然氣儲量［1］?？碧綄嵺`表明，渤海灣盆地渤海海域部分與周邊陸地油區(qū)相似，具有油多氣少的特征，經(jīng)過40多年的勘探，已發(fā)現(xiàn)超過35x108t的石油探明儲量，而天然氣探明儲量僅僅伴隨著原油勘探偶有發(fā)現(xiàn)［2-3］。前人研究認為，研究區(qū)晚期新構(gòu)造運動活躍，新近系斷層發(fā)育密度大、活動能力強，強烈的構(gòu)造活動不利于天然氣的保存［4-6］。渤海油田通過長期攻關(guān)研究，特別是近幾年通過轉(zhuǎn)變勘探思路與創(chuàng)新地質(zhì)認識，認識到在油型盆地存在局部天然氣富集區(qū)，也可找到大氣田，近期在渤中凹陷西南部深層太古界變質(zhì)巖潛山天然氣勘探獲得重大突破。通過系統(tǒng)開展區(qū)域構(gòu)造演化與構(gòu)造精細解釋，落實了渤中凹陷西南部深層渤中19-6構(gòu)造大型太古界潛山圈閉群，整體可劃分為南、北兩塊，總?cè)﹂]面積可達100km2以上。2016年以來分別在渤中19-6構(gòu)造南塊和北塊鉆探多口井均獲得了較好的產(chǎn)能，其中南塊測試獲日產(chǎn)油168m3、日產(chǎn)氣18.4x104m3,北塊測試獲日產(chǎn)油305m3、日產(chǎn)氣31.2x104m3。渤中19-6構(gòu)造目前正在進一步擴展評價中，從已發(fā)現(xiàn)油氣層垂向、橫向展布及構(gòu)造規(guī)模判斷，該構(gòu)造將是渤海灣盆地目前已發(fā)現(xiàn)的最大天然氣田，達大型氣田級別。該大型天然氣田的發(fā)現(xiàn)，一方面展現(xiàn)了環(huán)渤中凹陷中深層領(lǐng)域的巨大潛力，同時也堅定了在油型盆地中尋找大型天然氣田的信心，對于推動渤海灣盆地深層勘探具有重要意義。1區(qū)域地質(zhì)背景渤中19-6構(gòu)造區(qū)位于渤海海域渤中凹陷西南部的深層構(gòu)造脊上，西部與堤北低凸起相鄰，南部與黃河口凹陷相接，東南部與渤南低凸起相鄰，北依沙壘田凸起（圖1）［7-9］。鉆井揭示該構(gòu)造及圍區(qū)發(fā)育多種類型的潛山地層，東部渤中21/22構(gòu)造以古生界為主，西部多個構(gòu)造有中生界殘留，局部直接出露古生界及太古界，渤中19-6構(gòu)造、渤中26-2構(gòu)造以及北部的曹妃甸18構(gòu)造為太古界直接出露區(qū)；已開發(fā)油田生產(chǎn)動態(tài)表明圍區(qū)多個構(gòu)造的潛山儲層均有較好的產(chǎn)能。渤中凹陷西南部整體表現(xiàn)為近南北向的凹中隆構(gòu)造脊背景，潛山主體披覆沉積古近系和新近系，被近南北向郯廬斷裂西支所夾持，斷裂體系發(fā)育，分割特點顯著，形成多個構(gòu)造高點，具有獨特的地質(zhì)結(jié)構(gòu)和油氣聚集特征。研究區(qū)經(jīng)歷了加里東、印支、海西、燕山、喜山多期構(gòu)造運動的改造，潛山地層長期暴露剝蝕，變質(zhì)巖潛山遭受多期改造，形成了裂縫型儲集層。潛山上覆地層自上而下分別為新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組，古近系東營組和沙河街組，構(gòu)造區(qū)南部局部發(fā)育孔店組。太古界變質(zhì)巖潛山是主要目的層段，在地震相上具有空白-雜亂、弱反射的響應(yīng)特征，其平面展布受斷裂控制明顯。圖1渤中19-6構(gòu)造區(qū)域位置Fig.1RegionaloverviewofBZ19-6structure2渤中19-6凝析氣田特征2.1地質(zhì)特征渤中19-6凝析氣田含氣層位主要為太古界。渤中19-6構(gòu)造經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動，太古界變質(zhì)巖潛山斷裂發(fā)育，主要發(fā)育三組斷裂體系，分別為近S—N向的走滑斷裂體系、NEE向的張性斷裂體系以及局部發(fā)育的NW向斷裂體系。以近S—N向走滑斷裂為界，西部NW向斷裂體系發(fā)育，東部則主要發(fā)育NEE向斷裂體系。根據(jù)構(gòu)造特征，可將渤中19-6構(gòu)造進一步劃分為南、北兩塊。走滑-伸展斷裂相互切割，在研究區(qū)形成了多個具有背斜、斷鼻形態(tài)的復(fù)雜斷塊圈閉（圖2）。渤中19-6凝析氣田儲層巖性主要為二長片麻巖、斜長片麻巖和混合片麻巖等，靠近大斷裂處可見斷層角礫巖。儲層縱向分帶性明顯，儲集空間以裂縫為主，亦可見沿縫的溶蝕孔隙。孔隙度在2.7%~12.8%之間，平均值為5.3%，滲透率在0.01~11.81mD之間，平均值為0.733mD；在裂縫發(fā)育段孔隙度值可達12.5%~12.8%，滲透率可達11.81mD。根據(jù)太古界潛山測試獲得的地層溫度和壓力資料，渤中19-6凝析氣田壓力系數(shù)為1.15~1.26，為弱超壓凝析氣田；地溫梯度為3.3~3.4°C/100m,為正常的溫度系統(tǒng)。2.2流體性質(zhì)渤中19-6凝析氣田地面凝析油密度介于0.7926~0.8089g/cm3（20C）,平均值為0.8003g/cm3；黏度介于1.244~2.136mPa?s（50C）,平均值為1.640mPa-s;含蠟量高，平均值為13.56%;含硫量低，平均值為0.017%;凝固點介于12~22C（表1）。天然氣中烴類氣含量最大值為90.71%，最小值為83.58%,平均值為88.27%；甲烷含量介于70.85%~78.25%，平均值為75.63%；氮氣含量低，介于0.12%~0.15%，平均值為0.13%；CO2含量介于9.19%~16.27%（表1）。圖2渤中19-6構(gòu)造太古界頂面構(gòu)造簡圖Fig.2SketchmapoftheArcheantopsurfaceofBZ19-6structure地層流體分析表明，渤中19-6構(gòu)造流體在地層條件下呈凝析氣相，井流物中C1+N2含量為61.19%,C2—C6+CO2含量為30.85%,C7+含量為7.97%，通過油氣藏流體類型三角圖等綜合分析為凝析氣。此外，地層流體臨界溫度低（52.4C左右），臨界壓力低（40.76MPa左右），露點壓力為45.74MPa，地露壓差小（1.19MPa）,顯示出地層流體中重?zé)N組分含量占有一定比例。臨界凝析溫度為384.8C,臨界凝析壓力為45.74MPa，地層溫度處于臨界溫度與臨界凝析溫度之間。定容衰竭實驗中，隨壓力下降反凝析液量增大，最大反凝析液量可達40.97%，地面凝析油含量達710.67g/m3，表明渤中19-6凝析氣田具有特高含凝析油凝析氣藏特征。表1渤中19-6凝析氣田凝析油和天然氣分析數(shù)據(jù)Table1CondensateoilandnaturalgascomponentcontentsofBZ19-6condensategasfield井號取樣井段/m凝析油物理性質(zhì)天然氣性質(zhì)密度（20。0/?頃-3）黏度（50g/（mPa?s）含蠟量/%含硫量/%瀝青質(zhì)+膠質(zhì)/%凝固點/^CO2/%N2/%C1/%^類氣/%14043.4~4142.00.79261.24411.800.02250.991216.270.1570.8583.5823873.7~3923.50.79931.53915.040.01240.69179.350.1278.2590.532Sa3879.00~3998.660.80892.13613.840.01481.42229.190.1277.7890.693渤中19-6凝析氣田成藏主控因素3.1渤中凹陷巨大生氣潛力是大型凝析氣田形成的基礎(chǔ)渤中凹陷發(fā)育3套烴源巖，分別為東營組三段、沙河街組一段和沙河街組三段烴源巖［10-11］。渤中19-6構(gòu)造天然氣甲烷同位素為-38.8%。左右，依據(jù)天然氣813C1-R。關(guān)系式計算Ro值為1.6%［12］，表明天然氣為成熟一高成熟階段產(chǎn)物。生烴演化史研究表明，沙河街組三段烴源巖在24Ma左右開始生烴，12Ma左右達到生烴高峰，目前Ro約為1.8%~2.4%;沙河街組一段烴源巖在12Ma左右開始生烴，現(xiàn)今Ro介于1.6%~2.2%;東營組三段烴源巖現(xiàn)今Ro介于1.0%~1.6%［13］。綜合考慮儲層與烴源巖對接關(guān)系、烴源巖生烴演化史和天然氣成熟度等，渤中19-6構(gòu)造天然氣主要來源于渤中凹陷沙河街組三段烴源巖。另外，天然氣組分特征和碳同位素值是劃分天然氣成因類型的重要依據(jù)，戴金星等［12］用我國437個氣樣和其他國家96個氣樣的S13C1與C1/C2+3建立了天然氣成因判別圖版。圖3為渤中19-6構(gòu)造天然氣S13C1-C1/C2+3判別圖版，可見該構(gòu)造天然氣為凝析油伴生氣。綜合油源對比結(jié)果，認為渤中19-6構(gòu)造天然氣應(yīng)與油同源，為沙河街組三段烴源巖干酪根熱裂解生成的凝析油伴生氣。圖3渤中19-6構(gòu)造天然氣S13C1-C1/C2+3判別圖Fig.3ThediscriminantgraphofS13C1-C1/C2+3ofBZ19-6structure在明確油氣源的基礎(chǔ)上，通過深入分析渤中凹陷烴源巖條件，認為渤中凹陷具有巨大的生氣潛力，為大型凝析氣田的形成提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。渤中凹陷沙河街組三段主力烴源巖普遍含有較高的陸源有機質(zhì)，腐泥組含量大都在40%以下，具有相對富氣的生烴特征；有機質(zhì)豐度較高(TOC值絕大多數(shù)在2%以上，S1+S2值大多數(shù)大于20mg/g);埋深多在3000-5000m以深，大部分為高成熟一過成熟，已進入規(guī)模生氣階段。另外，從生氣量、生氣強度和生氣豐度上看，渤中凹陷沙河街組三段居渤海海域各凹陷首位，同時也是渤海灣盆地各凹陷之首，分別達299.602x1011m3、48.261x108m3/km2和84.919x108m3/km2，明顯高于遼中凹陷(73.501x1011m3、26.8644x108m3/km2和22.5568x108m3/km2)、渤東凹陷(41.407x1011m3、24.3571x108m3/km2和45.5665x108m3/km2)和黃河口凹陷(6.854x1011m3、14.1611x108m3/km2和29.6461x108m3/km2)等［3］。根據(jù)國內(nèi)外的資料統(tǒng)計和經(jīng)驗，天然氣排聚系數(shù)按1%~2%計算，渤中凹陷總天然氣資源量可達(4000~8000)x108m3，巨大的生氣潛力為渤中19-6大型凝析氣田形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。3.2厚層超壓泥巖〃被子”蓋層是天然氣大規(guī)模成藏的重要保障前人針對渤海灣盆地天然氣富集規(guī)律研究表明，油型盆地內(nèi)大中型氣田的形成受控于區(qū)域蓋層的發(fā)育程度［18-19］。研究區(qū)太古界潛山直接蓋層為沙河街組與東營組，在東營組下段與沙河街組沉積期湖泊相發(fā)育，沉積了大套的泥巖。鉆井統(tǒng)計表明該套泥巖厚度達800~1200m,區(qū)域穩(wěn)定分布的巨厚泥巖為深層天然氣保存提供了良好的蓋層條件及運移匯聚條件。同時，受欠壓實以及生烴作用的雙重影響，從東營組二段開始，厚層泥巖中發(fā)育超壓，超壓的存在使得天然氣更容易得以保存。薛永安等［2］將分布面積較廣、厚度較大的高壓異常泥巖帶（局部地區(qū)包括特殊巖性地層，如膏巖、前古近系等）簡稱〃被子”，并建立了渤海灣盆地大中型天然氣田形成模式，即只有一定厚度的高壓異常泥巖的封蓋，才能保證在較大范圍內(nèi)存在優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層分布，將天然氣控制在其下運移聚集，并防止成藏后天然氣向上以較快的速度擴散。在該模式的指導(dǎo)下，研究了渤中凹陷〃被子”分布。研究區(qū)位于渤中凹陷深層，其上部覆蓋了從凹陷中心延續(xù)至構(gòu)造主體的巨厚的超壓泥巖〃被子”（圖4）。利用壓力模擬軟件對渤中凹陷現(xiàn)今壓力場進行了模擬，結(jié)果表明渤中凹陷為明顯的雙超壓結(jié)構(gòu)，上超壓帶壓力系數(shù)介于1.2~1.8，分布比下超壓帶廣，從凹陷到低凸起區(qū)均有分布，范圍包括渤中19-6構(gòu)造在內(nèi)的主要構(gòu)造帶；下超壓帶壓力系數(shù)比上超壓帶大，最大可達2.0，但分布范圍較小，一般分布于凹陷區(qū)，尖滅于斜坡部位（圖4）。分析認為，對渤中19-6凝析氣氣藏形成起控制作用的是上超壓〃被子”，表現(xiàn)在2個方面：①保證凹陷中形成的大量天然氣在〃被子”之下匯聚并運移至潛山構(gòu)造帶成藏；②氣藏形成之后保證其長期不散失，這是渤中凹陷區(qū)別于渤海灣盆地其他凹陷形成大氣田的獨特因素。圖4渤中凹陷超壓泥巖〃被子”分布Fig.4"Quilt”distributionofoverpressuremudstoneofBozhongsag3.3復(fù)雜斷裂帶多期構(gòu)造運動控制裂縫型儲層發(fā)育基巖潛山儲集空間類型以多種成因的次生溶孔、溶洞及裂縫為主［14-17］。研究區(qū)儲層儲集空間類型主要為裂縫，構(gòu)造高部位發(fā)育風(fēng)化破碎帶等孔隙型、孔隙-裂縫型儲層。由于變質(zhì)巖本身并不具有作為儲集層的條件，必須經(jīng)過后期構(gòu)造抬升、風(fēng)化淋濾改造之后才能成為有利儲集層，儲層物性取決于原巖的巖性、風(fēng)化程度、古地貌特征、構(gòu)造改造等多重因素?？碧浇Y(jié)果表明，渤中19-6構(gòu)造太古界變質(zhì)巖潛山氣田為構(gòu)造-風(fēng)化作用主導(dǎo)下的裂縫型儲層（圖5）,良好的儲集條件成為大型氣田形成的關(guān)鍵因素。圖5渤中19-6構(gòu)造太古界潛山變質(zhì)巖儲層特彳正Fig.5ReservoircharacteristicsofArcheanmetamorphicburiedhillofBZ19-6structure渤中凹陷經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動，其中對潛山的形成及裂縫的發(fā)育起關(guān)鍵作用的主要為印支運動與燕山運動。渤中19-6構(gòu)造變質(zhì)巖潛山發(fā)育近S-N向走滑斷裂體系以及近NE向伸展斷層，斷層活動本身既可對巖石產(chǎn)生強烈破碎作用，形成構(gòu)造成因節(jié)理和寬闊誘導(dǎo)裂縫帶，也可進一步促進深部基巖淋濾作用，加快潛山風(fēng)化，增強儲層改造（圖6）。經(jīng)鉆井證實和地震剖面特征對比，渤中19-6構(gòu)造變質(zhì)巖潛山儲層垂向上明顯可以劃分為二元結(jié)構(gòu)，即表層風(fēng)化裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶，在地震剖面上高角度內(nèi)幕斷裂發(fā)育，與儲層發(fā)育對應(yīng)關(guān)系良好，邊界大斷層一側(cè)和內(nèi)幕斷裂發(fā)育區(qū)儲層厚度明顯增加；內(nèi)幕裂縫帶厚度可達400m，目前最深探井鉆遇太古界近600m后仍見到好的儲層，打破了之前渤海海域潛山儲層段分布于距潛山頂300m以內(nèi)的認識。儲層的垂向分帶性及巖石物性特征為地震資料預(yù)測儲層的空間展布提供了可能性，3D地震潛山內(nèi)幕多屬性融合及最大似然體切片顯示潛山內(nèi)幕斷層以NW向為主，多期不同方向的應(yīng)力作用對大量裂縫的發(fā)育起到了關(guān)鍵作用（圖7）,這充分說明斷裂和構(gòu)造應(yīng)力后生節(jié)理對變質(zhì)巖裂縫型儲層起到了良好的改造作用，在一定程度上控制了變質(zhì)巖風(fēng)化裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶儲層的展布。3.4渤中19-6凝析氣田成藏模式綜合分析認為，渤中19-6構(gòu)造帶具有洼中隆的構(gòu)造背景，渤中凹陷可為該區(qū)提供充足的油氣來源；潛山帶的兩側(cè)均存在著斷距較大的斷裂，使沙河街組三段烴源巖與潛山直接接觸，可為變質(zhì)巖潛山提供區(qū)域性供油窗口；變質(zhì)巖潛山內(nèi)多期裂縫既作為儲層，也是油氣在潛山內(nèi)部發(fā)生運移的通道，而潛山頂部超壓泥巖〃被子”則為凝析氣運移聚集及保存提供了保障。因此，渤中凹陷優(yōu)質(zhì)烴源巖深埋生氣、變質(zhì)巖潛山多期構(gòu)造運動控縫、厚層超壓泥巖〃被子”封蓋是渤中19-6大型凝析氣田成藏的關(guān)鍵因素，沙河街組三段烴源巖在明化鎮(zhèn)組沉積晚期進入高成熟一過成熟階段，Ro最大可達到2.4%以上，其生成的凝析氣難以突破上覆“被子”蓋層，凹陷中心生成的天然氣在〃被子”之下發(fā)生橫向運移向潛山構(gòu)造匯聚成藏，由于潛山內(nèi)部儲層發(fā)育的差異性而形成了內(nèi)幕隔層發(fā)育的〃似塊狀氣藏”模式。圖6渤中19-6構(gòu)造太古界潛山變質(zhì)巖儲層發(fā)育模式Fig.6ReserviordevelopmentmodeofArcheanmetamorphicburiedhillofBZ19-6structure圖7渤中19-6構(gòu)造潛山內(nèi)幕最大似然體及多屬性融合平面圖Fig.7Planargraphofmaximumlikelihoodandmulti-attributesfusionofinsideburiedhillofBZ19-6structure4渤中19-6凝析氣田發(fā)現(xiàn)的地質(zhì)意義4.1首次在渤海灣盆地發(fā)現(xiàn)大型氣田，證明在油型盆地局部地區(qū)也可形成大型氣田渤海灣盆地是我國最大的油型盆地，目前年產(chǎn)油能力約7000x104t[20],而天然氣發(fā)現(xiàn)較少，產(chǎn)量低，沒有大型氣田。渤中19-6凝析氣田的發(fā)現(xiàn)是渤海海域深層天然氣勘探首次獲得的戰(zhàn)略性突破，印證了多年來勘探家對于深埋低潛山發(fā)現(xiàn)大氣田的構(gòu)想，揭開了太古界深層凝析氣藏的神秘面紗。同時，渤中19-6凝析氣田的發(fā)現(xiàn)也是新領(lǐng)域的突破，初步展現(xiàn)了渤海灣盆地環(huán)渤中凹陷帶深層廣闊的勘探領(lǐng)域和勘探潛力，潛山天然氣資源量達數(shù)千億立方米，資源潛力巨大。4.2發(fā)現(xiàn)太古界凝析氣，證實渤海海域深層仍具備臨界相態(tài)賦存條件周邊已發(fā)現(xiàn)油氣田相態(tài)及地質(zhì)背景分析表明，渤中22-1構(gòu)造（埋深4300m）為純天然氣藏，渤中13-1油田（埋深4000m）為臨界相態(tài)高揮發(fā)油藏，埋深較淺（為3000~3800m）的曹妃甸18-2和渤中26-2油田皆為帶油環(huán)的凝析氣藏。渤中19-6構(gòu)造太古界凝析氣藏的發(fā)現(xiàn)，證實了渤海海域深層仍具備臨界相態(tài)賦存條件，可能標(biāo)志著新的成藏模式的發(fā)現(xiàn)，這對于重新認識渤中凹陷烴源巖演化、確定流體性質(zhì)具有重大的地質(zhì)和勘探意義。5結(jié)束語多年來，渤海油田針對天然氣勘探從地質(zhì)認識到作業(yè)工藝上實施了一系列創(chuàng)新，形成了一大批成果，這些成果直接支撐了渤中19-6構(gòu)造太古界大型凝析氣田勘探獲得重大突破，有望在中國東部老油區(qū)獲得千億立方米以上的大氣田，可為處于近海經(jīng)濟發(fā)達、人口稠密的京津冀地區(qū)提供清潔能源支持，進而助推雄安新區(qū)建設(shè)。參考文獻【相關(guān)文獻】李欣，李建忠，楊濤，等.渤海灣盆地油氣勘探現(xiàn)狀與勘探方向[J].新疆石油地質(zhì)，2013，32(4):140-145.LIXin，LIJianzhong，YANGTao，etal.Oil-GasexplorationstatusandfuturetargetsinBohaiBayBasin[J].XinjiangPetroleumGeology，2013，32(4):140-145.薛永安，劉廷海，王應(yīng)斌，等.渤海海域天然氣成藏主控因素與成藏模式[J].石油勘探與開發(fā)，2007，34(5):521-529.XUEYongan，LIUTinghai，WANGYingbin，etal.MaincontrollingfactorsandmodeofnaturalgasaccumulationinBohaiBayarea[J].PetroleumExplorationandDevelopment，2007，34(5):521-529.薛永安.渤海海域天然氣成藏特征與大中型氣田勘探方向研究[M].中國石油大學(xué)出版社，2013:1-9.鄒華耀，周心懷，鮑曉歡，等.渤海海域古近系、新近系原油富集/貧化控制因素與成藏模式[J].石油學(xué)報，2010，31(6):885-894.ZOUHuayao，ZHOUXinhuai，BAOXiaohuan，etal.Controllingfactorsandmodelsforhydro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