張宏國(guó), 徐長(zhǎng)貴, 官大勇, 劉朋波, 蘇 凱, 程燕君

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津 300459; 2.中國(guó)石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580)

油氣中轉(zhuǎn)分為源內(nèi)型“中轉(zhuǎn)站”和遠(yuǎn)源型“中轉(zhuǎn)站”兩種模式。其中,源內(nèi)型“中轉(zhuǎn)站”是在中國(guó)東部油氣勘探實(shí)踐中總結(jié)出來(lái)的主要針對(duì)凹陷區(qū)油氣勘探的重要成藏模式[1-2],研究認(rèn)為處于大斷層根部且與烴源巖接觸的砂體充當(dāng)中轉(zhuǎn)站角色,砂體發(fā)育程度控制了淺層油氣的豐度,先后發(fā)現(xiàn)了渤中25-1、渤中34-1、渤中28-2南等一系列大中型油田。隨著斜坡凸起區(qū)新近系勘探的日益深入,遠(yuǎn)源型“中轉(zhuǎn)站”成藏模式也隨之建立。與源內(nèi)型中轉(zhuǎn)相似,遠(yuǎn)源型“中轉(zhuǎn)站”模式中輸導(dǎo)脊的運(yùn)聚能力(中轉(zhuǎn)能力)是新近系成藏豐度高低的關(guān)鍵控制因素,初步形成了成藏背景之上“匯油”面積決定了油田規(guī)模的定性認(rèn)識(shí)[3]。對(duì)于輸導(dǎo)脊“中轉(zhuǎn)”能力的研究主要針對(duì)于骨架砂體與不整合面兩部分。其中,骨架砂體輸導(dǎo)脊方面,Allen、裘懌楠、King、Ringrose、Jackson、羅曉容等[4-9]在以開(kāi)發(fā)效果為導(dǎo)向的砂體連通性方面研究頗多,基于河流沉積相、潮汐沉積相的二維模型、三維模型,或者基于大型露頭的三維模型等,通過(guò)泊松隨機(jī)分布、逾滲等理論,利用砂地比探討骨架砂體形成輸導(dǎo)脊的定量表征,運(yùn)移能力表征方面,姜振學(xué)等[10]通過(guò)物理模擬試驗(yàn)表明砂巖的優(yōu)勢(shì)通道(輸導(dǎo)脊)運(yùn)移了絕大部分的油氣,宋國(guó)奇等[11]利用傾角和臨界油柱高度建立了骨架砂體輸導(dǎo)能力指數(shù),尚曉慶等[12]將砂體中油氣顯示層段的厚度和孔隙度的乘積定義為砂體的輸導(dǎo)系數(shù)。不整合面輸導(dǎo)脊方面,主要針對(duì)于輸導(dǎo)脊垂向分層及控藏模型的建立[13-14],分析表明不整合面半風(fēng)化巖石與上覆風(fēng)化泥巖蓋層組成良好的輸導(dǎo)條件,不整合面結(jié)構(gòu)類型控制不同的成藏模式;宋國(guó)奇等[15]研究表明由于巖性變化導(dǎo)致濟(jì)陽(yáng)坳陷不整合面結(jié)構(gòu)不能做長(zhǎng)距離橫向輸導(dǎo)路徑,高長(zhǎng)海等[16]利用不整合面傾角、滲透率、原油黏度、源-儲(chǔ)距離等數(shù)據(jù)建立不整合面輸導(dǎo)效率參數(shù)。上述研究主要針對(duì)輸導(dǎo)脊的運(yùn)移作用,成藏角度即橫向聚油和縱向中轉(zhuǎn)作用研究較少,特別是“中轉(zhuǎn)”能力的定量評(píng)價(jià)方面還存在忽略匯油面積、斷層活動(dòng)性、要素配置等關(guān)鍵問(wèn)題。筆者依據(jù)潛山不整合面和新近系館陶組骨架砂體兩種輸導(dǎo)脊的聚油與中轉(zhuǎn)模型,對(duì)兩種輸導(dǎo)脊進(jìn)行聚油和中轉(zhuǎn)能力的定量表征,并應(yīng)用于渤海東部新近系油氣勘探。

1 輸導(dǎo)脊聚油與中轉(zhuǎn)能力的成藏意義

輸導(dǎo)脊是油氣橫向優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑。從油氣運(yùn)移的動(dòng)力出發(fā),從烴源巖生、排烴之后,受控于密度差和高差的浮力成為油氣二次運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?浮力與輸導(dǎo)層排替壓力的對(duì)比就決定了優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向和路徑。對(duì)于相鄰區(qū)域,烴類與地層水密度差以及輸導(dǎo)層排替壓力變化不大,高差是浮力的主控因素,輸導(dǎo)脊是構(gòu)造脊。從凹陷區(qū)到斜坡區(qū),油氣的運(yùn)移是由發(fā)散到收斂,最終歸于沿輸導(dǎo)脊的橫向優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向。渤南低凸起東段北斜坡帶潛山至少發(fā)育4條深層輸導(dǎo)脊(圖1(a)),均以傾末端的形式深入渤中凹陷,由凹陷區(qū)到凸起區(qū)形成了高勢(shì)區(qū)向低勢(shì)區(qū)的轉(zhuǎn)化,為凸起與斜坡區(qū)的新近系成藏提供了良好的運(yùn)聚背景(圖1(b))。大部分斜坡凸起區(qū)下伏地層不具備生烴能力,其淺層的成藏必須通過(guò)油氣的橫向輸導(dǎo),輸導(dǎo)脊中轉(zhuǎn)能力的精細(xì)評(píng)價(jià)對(duì)于油氣富集塊勘探至關(guān)重要,同時(shí)也有助于解釋斜坡帶鉆井出現(xiàn)明顯的差異成藏的現(xiàn)象。

輸導(dǎo)脊中轉(zhuǎn)能力包括橫向聚油能力與垂向運(yùn)移能力。其中聚油能力受控于匯油面積,還與輸導(dǎo)層物性、輸導(dǎo)脊傾角、油品性質(zhì)等密切相關(guān);垂向運(yùn)移能力在聚油能力的基礎(chǔ)之上,還受控于運(yùn)移斷層的活動(dòng)強(qiáng)度及與輸導(dǎo)脊的配置關(guān)系。運(yùn)移斷層在整個(gè)地質(zhì)時(shí)期存在幕式活動(dòng)的特點(diǎn),高效運(yùn)移時(shí)間相對(duì)較短[17-18],油氣沿輸導(dǎo)脊向高點(diǎn)運(yùn)移是持續(xù)的過(guò)程,在斷裂高效運(yùn)移期間,輸導(dǎo)脊具備一定規(guī)模的油氣聚集至關(guān)重要,輸導(dǎo)脊的聚油與中轉(zhuǎn)是淺層成藏的保證。油氣充注模擬試驗(yàn)也表明油氣是在輸導(dǎo)脊橫向聚集之后,才在斷裂幕式活動(dòng)中向淺層發(fā)生規(guī)模性的垂向運(yùn)移[19]。受控于斷層的幕式活動(dòng),輸導(dǎo)脊充當(dāng)油氣“中轉(zhuǎn)站”,并控制淺層的含油豐度,中轉(zhuǎn)量越大,淺層豐度越高。

在輸導(dǎo)脊無(wú)圈閉背景下,油氣的過(guò)路運(yùn)移配以短期高效充注往往形成低豐度油藏;在輸導(dǎo)脊局部高點(diǎn)處,圈閉形成局部匯聚配以短期高效充注易于形成中等豐度油藏;在輸導(dǎo)脊區(qū)域高點(diǎn)處,圈閉持續(xù)橫向匯聚油氣配以短期高效充注易于形成高豐度油藏。根據(jù)輸導(dǎo)脊與運(yùn)移斷層的配置關(guān)系,分為“脊-斷”、“坡-斷”、“槽-斷”3種類型,在“脊-斷”配置關(guān)系中,良好的圈閉背景具有強(qiáng)大匯油能力,斷層與輸導(dǎo)脊含油區(qū)接觸面積大,可形成規(guī)模性的垂向運(yùn)移量,輸導(dǎo)脊聚油量以及和斷層配置產(chǎn)生的油氣中轉(zhuǎn)量對(duì)輸導(dǎo)脊之上的淺層成藏至關(guān)重要。

圖1 輸導(dǎo)脊形成條件及展布特征Fig.1 Formation of transporting ridge and distribution characteristic

2 潛山不整合面輸導(dǎo)脊“聚油能力”

油氣運(yùn)移物理模擬試驗(yàn)表明油滴運(yùn)移至輸導(dǎo)層頂部之后才進(jìn)行橫向運(yùn)移,實(shí)際鉆探結(jié)果也證實(shí)油氣顯示段一般位于輸導(dǎo)層受蓋層封蓋的頂部,輸導(dǎo)脊的輸導(dǎo)效率與其厚度無(wú)相關(guān)性[20-21]。潛山不整合面垂向分為三層結(jié)構(gòu),其中水進(jìn)砂體(底礫巖)、半風(fēng)化巖石形成上、下雙向輸導(dǎo)通道。渤海東部潛山巖性豐富,底礫巖橫向展布變化快,半風(fēng)化巖石為主要橫向運(yùn)移路徑[22]。

在渤海油田中生界花崗巖(蓬萊9-A油田)、古生界碳酸鹽巖(渤中28-A油田)、元古界變質(zhì)巖(蓬萊20-A構(gòu)造)、中生界火山巖(蓬萊7-A構(gòu)造)及太古界變質(zhì)巖(錦州25-A油田)等均發(fā)現(xiàn)了油氣藏或油氣運(yùn)移痕跡,表明油氣從深凹區(qū)到凸起區(qū),沿不同巖性潛山不整合面半風(fēng)化巖石運(yùn)移路徑是通暢的。在渤中、渤東凹陷充足烴源的供應(yīng)之下,潛山不整合面半風(fēng)化巖石物性、原油性質(zhì)等因素雖然會(huì)影響輸導(dǎo)脊聚油速率,但是對(duì)最終聚油量影響不大,可作為影響潛山輸導(dǎo)脊橫向聚油作用的次要因素。現(xiàn)今得到的油品參數(shù)一般不能代表運(yùn)移時(shí)期原始參數(shù),特別是經(jīng)歷后期的氧化、水洗作用,黏度變大(蓬萊9-1油田原油黏度介于(147～19 469)×10-3Pa·s),而且潛山半風(fēng)化巖石物性橫向變化大,在鉆井?dāng)?shù)較少的情況下,相同巖性或者不同巖性潛山統(tǒng)計(jì)出來(lái)的滲透率等差異較大(表1),實(shí)際應(yīng)用存在困難。

表1 渤海油田不同巖性潛山物性數(shù)據(jù)

注:表中數(shù)據(jù)為“最小值～最大值/平均值”。

從油氣初次運(yùn)移開(kāi)始到橫向運(yùn)聚,是烴源巖生、排烴,然后沿潛山半風(fēng)化巖石運(yùn)移,在輸導(dǎo)脊圈閉內(nèi)聚集的過(guò)程。烴源巖供烴能力、烴源巖與輸導(dǎo)脊配置程度、油氣橫向運(yùn)移動(dòng)力、輸導(dǎo)脊圈閉形態(tài)及大小、半風(fēng)化巖石儲(chǔ)集空間大小等都會(huì)影響油氣橫向聚油量。渤海整體處于晚期拗陷背景,基底潛山多為Ⅱ型[23],在斷層晚期活動(dòng)的驅(qū)動(dòng)下為新近系成藏提供良好的中轉(zhuǎn)條件。在郯廬斷裂后期強(qiáng)烈改造作用下,渤海潛山半風(fēng)化巖石發(fā)育程度相近,厚度一般在100～200 m。基于石油地質(zhì)條件分析,選取輸導(dǎo)脊與主力烴源巖的接觸程度、油氣沿輸導(dǎo)脊斜向運(yùn)移動(dòng)力、以及輸導(dǎo)脊匯油面積等3個(gè)主要影響因素(圖2),建立潛山不整合面半風(fēng)化巖石輸導(dǎo)脊聚油系數(shù)Ia(index of accumulation)公式:

Ia=LSsinθ.

(1)

式中,L為潛山不整合面輸導(dǎo)脊與沙河街組烴源巖接觸長(zhǎng)度,km,表征源-脊接觸程度;θ為輸導(dǎo)脊傾角,(°);S為輸導(dǎo)脊之上的圈閉面積,km2,表征匯油面積。Ia單位為km·km2。若3個(gè)因子數(shù)值越大,聚油系數(shù)Ia值就越大,表明潛山不整合面半風(fēng)化巖石輸導(dǎo)脊聚油量越大。

圖2 潛山不整合半風(fēng)化巖石輸導(dǎo)脊橫向聚油模式Fig.2 Lateral accumulation model for semi-weathered rocks ridge in unconformity of buried hill

3 骨架砂體輸導(dǎo)脊“中轉(zhuǎn)能力”

在典型源內(nèi)型“中轉(zhuǎn)站”模式中,大型斷裂下降盤根部沙河街組烴源巖內(nèi)砂體發(fā)育程度控制了油氣橫向聚集量,隨著大斷裂的幕式活動(dòng),砂體的中轉(zhuǎn)作用顯現(xiàn),通過(guò)斷層向淺層供油[1],砂體與烴源接觸面積越大,砂體體積越大,斷層活動(dòng)強(qiáng)度越大,砂體中轉(zhuǎn)能力就越強(qiáng)。在遠(yuǎn)源型“中轉(zhuǎn)站”模式中,新近系骨架砂體不與烴源巖直接接觸,其中轉(zhuǎn)能力主要受控于輸導(dǎo)脊橫向聚油能力與垂向運(yùn)移能力,其中橫向聚油能力受到輸導(dǎo)脊物性、厚度、之上圈閉面積的控制,而垂向運(yùn)移能力主要受到輸導(dǎo)脊傾角、斷層活動(dòng)強(qiáng)度及其與輸導(dǎo)脊配置關(guān)系等多因素的影響(圖3)。

圖3 新近系骨架砂體輸導(dǎo)脊縱向中轉(zhuǎn)模式Fig.3 Vertical transfer model for transporting ridge of sand body in Neogene

某一特定區(qū)塊在構(gòu)造、沉積背景相同的情況下,構(gòu)造形態(tài)穩(wěn)定,新近系骨架砂體連片分布,骨架砂體傾角、物性、厚度差異不明顯,但是骨架砂體輸導(dǎo)脊之上匯油面積、運(yùn)移斷層與輸導(dǎo)脊配置、運(yùn)移斷層活動(dòng)性是3個(gè)存在明顯差異的因素。3個(gè)因素的數(shù)值、偏差程度共同控制了骨架砂體的中轉(zhuǎn)能力,數(shù)值越大且偏差越小,中轉(zhuǎn)能力就越強(qiáng)。中轉(zhuǎn)系數(shù)It(index of transfer)定量表征3個(gè)因素?cái)?shù)值范圍(圖3)。借鑒儲(chǔ)層非均質(zhì)程度研究成果[24],建立配置偏差系數(shù)Id(index of difference)來(lái)定量表征3個(gè)因素的偏差程度。

(2)

(3)

式中,X1為新近系骨架砂體輸導(dǎo)脊圈閉面積,km2,表征匯油背景面積;X2為輸導(dǎo)脊與運(yùn)移斷層接觸長(zhǎng)度,km,表征輸導(dǎo)脊與運(yùn)移斷層接觸程度;X3為運(yùn)移斷層晚期斷距,m,表征斷層活動(dòng)強(qiáng)度。

在利用上述公式計(jì)算之前,必須對(duì)X1、X2、X3參數(shù)進(jìn)行歸一化處理。首先,將X1、X2、X3在所在因素中分別做縱向上的歸一化處理;然后,將初步歸一化的X1、X2、X3在橫向上再進(jìn)行歸一化處理,規(guī)避單位的差異對(duì)于配置關(guān)系的影響,保證配置計(jì)算的準(zhǔn)確性。數(shù)據(jù)處理之后經(jīng)公式計(jì)算,It與Id無(wú)量綱,中轉(zhuǎn)系數(shù)It越大且偏差系數(shù)Id越小,表明3個(gè)因素?cái)?shù)值較大且相差不大,斷層與輸導(dǎo)脊配置關(guān)系越好,骨架砂體輸導(dǎo)脊“中轉(zhuǎn)”能力越強(qiáng)。

4 輸導(dǎo)脊定量評(píng)價(jià)在渤海東部勘探中的應(yīng)用

4.1 渤海東部地質(zhì)概況

渤海東部地區(qū)位于渤海灣盆地中東部,具有三凹三凸的構(gòu)造格局,渤東、渤中、廟西凹陷被渤東低凸起、渤南低凸起、廟西凸起所環(huán)繞,各凸起以傾末端形式延伸至深凹區(qū)(圖4(a)),沙河街組為主力烴源巖層系,新近系為主要含油層系[25-26],主成藏期為距今0.5～5 Ma之前。

斜坡帶新近系的成藏研究偏重于模式的建立[26-27],忽略了輸導(dǎo)脊的關(guān)鍵中轉(zhuǎn)作用。研究區(qū)館陶組辮狀河骨架砂體、潛山不整合面具有形成輸導(dǎo)脊的潛力。其中館陶組為河湖交互相沉積,砂巖含量為20%～50%,早期低位域(館陶組下段)對(duì)應(yīng)粗粒辮狀河河道沉積為主(圖4(b)),砂巖含量相對(duì)較高,具備橫向輸導(dǎo)的物質(zhì)基礎(chǔ)。凸起潛山以傾末端的形式伸入深凹區(qū),潛山頂面不整合面半風(fēng)化巖石與上覆古近系富泥地層形成穩(wěn)定的輸導(dǎo)層-蓋層組合,有利于油氣順勢(shì)向上橫向運(yùn)聚。

4.2 實(shí)踐應(yīng)用

4.2.1 潛山不整合面輸導(dǎo)脊

計(jì)算渤海東部蓬萊7-A、蓬萊9-A、渤中28-A、蓬萊20-A多個(gè)潛山油田及含油氣構(gòu)造等潛山半風(fēng)化巖石聚油系數(shù)Ia,通過(guò)與相對(duì)應(yīng)構(gòu)造儲(chǔ)量、資源量比較,呈明顯的正相關(guān)關(guān)系(圖5),證明該聚油系數(shù)可以較好地反映深層輸導(dǎo)脊的聚油能力。利用聚油系數(shù)的計(jì)算可以半定量—定量的評(píng)價(jià)某個(gè)潛山不整合面圈閉對(duì)應(yīng)深層或淺層油氣豐度的高低。

蓬萊A區(qū)塊長(zhǎng)期屬于中外合作區(qū)(圖4(a)中紅色虛線框),勘探程度低,凹陷區(qū)通源、通脊斷層發(fā)育程度低,已鉆井證實(shí)潛山不整合面為主要橫向運(yùn)移路徑。蓬萊A區(qū)塊緊鄰渤中凹陷,油氣沿潛山不整合面橫向運(yùn)移通暢。經(jīng)計(jì)算,區(qū)塊內(nèi)a構(gòu)造的潛山不整合面橫向聚油系數(shù)Ia為20.37 km·km2,橫向聚油量約為3 000×104t,運(yùn)移斷層長(zhǎng)期活動(dòng)且切至潛山輸導(dǎo)脊圈閉高點(diǎn),潛山輸導(dǎo)脊與運(yùn)移斷層配置良好,表明淺層新近系具備形成油氣高豐度斷塊的物質(zhì)基礎(chǔ)且深層輸導(dǎo)脊中轉(zhuǎn)能力較強(qiáng)。鉆探表明,A1井新近系油氣顯示十分活躍,油氣豐度約為400×104t/km2。

圖4 渤海東部地區(qū)地質(zhì)概況Fig.4 Main geological map and sedimentary sequence in eastern area of Bohai Sea

4.2.2 館陶組底部骨架砂體輸導(dǎo)脊

蓬萊B區(qū)塊位于蓬萊19-A油田北部斜坡帶(圖4(a)中橙色實(shí)線框),圈閉數(shù)量眾多,目標(biāo)的優(yōu)選難度較大,低部位的鉆井已經(jīng)證實(shí)了館陶組底部骨架砂體的橫向輸導(dǎo)作用。在輸導(dǎo)脊圈閉與斷層配置關(guān)系一致,骨架砂體物性、發(fā)育厚度差異不大的情況下,統(tǒng)計(jì)館陶組底部骨架砂體輸導(dǎo)脊面積、斷層與輸導(dǎo)脊接觸面積(長(zhǎng)度)、斷層活動(dòng)強(qiáng)度(斷距)等3個(gè)因素,通過(guò)數(shù)據(jù)的處理后,計(jì)算各個(gè)運(yùn)移斷層對(duì)應(yīng)的配置偏差系數(shù)Id和中轉(zhuǎn)系數(shù)It(表2)。

圖5 渤東地區(qū)潛山半風(fēng)化巖石輸導(dǎo)系數(shù)與對(duì)應(yīng)儲(chǔ)量關(guān)系Fig.5 Correlation between Ia and discovered reserves ineastern area of Bohai Sea

蓬萊B區(qū)塊北部的蓬萊19-A油田4井區(qū)、蓬萊19-B油田2井區(qū)、3井區(qū)證實(shí)含油豐度較高,F7、F18、F19運(yùn)移斷層,與對(duì)應(yīng)的館陶組底部的輸導(dǎo)脊配置關(guān)系好,垂向運(yùn)移能力較強(qiáng),對(duì)應(yīng)的偏差系數(shù)均小于0.5,且中轉(zhuǎn)系數(shù)均大于100(表2,圖6)。結(jié)合蓬萊19-A、蓬萊19-B油田已知井區(qū)數(shù)據(jù)認(rèn)為,當(dāng)Id<0.5且It>100時(shí),斷層與對(duì)應(yīng)輸導(dǎo)脊聚油配置關(guān)系較好,中轉(zhuǎn)能力較強(qiáng),斷層垂向運(yùn)移能力較強(qiáng);當(dāng)Id≥0.5且It≤100時(shí),斷層與對(duì)應(yīng)輸導(dǎo)脊配置關(guān)系較差,中轉(zhuǎn)能力偏弱,斷層垂向運(yùn)移能力也較弱。通過(guò)計(jì)算,蓬萊B區(qū)塊內(nèi)F5、F6、F16、F18等斷層對(duì)應(yīng)的偏差系數(shù)小于0.5且中轉(zhuǎn)系數(shù)大于100,預(yù)測(cè)具有較強(qiáng)的運(yùn)移能力,與之對(duì)應(yīng)的西支走滑帶2、3號(hào)塊以及東支走滑帶4號(hào)塊成藏豐度可能較高(圖6)。

表2 渤海東部蓬萊B區(qū)塊骨架砂體3個(gè)因素?cái)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

圖6 渤海東部蓬萊B區(qū)塊館陶組頂面構(gòu)造Fig.6 Surface structure of Guantao formation in block B of Penglai in the eastern Bohai Sea

5 結(jié) 論

(1)渤海東部潛山不整合面輸導(dǎo)脊的橫向聚油能力主要受到輸導(dǎo)脊與烴源巖接觸程度、輸導(dǎo)脊傾角及輸導(dǎo)脊頂部圈閉面積的控制,建立橫向聚油系數(shù)Ia。該系數(shù)同已發(fā)現(xiàn)的油田或含油構(gòu)造儲(chǔ)量、資源量呈良好的正相關(guān)性,可以指導(dǎo)新近系高豐度斷塊的鉆探。

(2)渤海東部新近系骨架砂體輸導(dǎo)脊的縱向中轉(zhuǎn)能力主要與輸導(dǎo)脊之上圈閉面積、輸導(dǎo)脊傾角、輸導(dǎo)脊與運(yùn)移斷層配置等多種因素相關(guān),建立輸導(dǎo)脊中轉(zhuǎn)系數(shù)It及偏差系數(shù)Id來(lái)定量評(píng)價(jià)輸導(dǎo)脊中轉(zhuǎn)能力。通過(guò)與已鉆井區(qū)的對(duì)比優(yōu)選,中轉(zhuǎn)系數(shù)越大且偏差系數(shù)越小,輸導(dǎo)脊中轉(zhuǎn)能力越強(qiáng),可以指導(dǎo)新近系高豐度斷塊的優(yōu)選。

(3)聚油和中轉(zhuǎn)定量評(píng)價(jià)公式參數(shù)的選取與研究區(qū)地層發(fā)育、構(gòu)造格架等基礎(chǔ)石油地質(zhì)條件有關(guān),在不同區(qū)域應(yīng)用時(shí)可能需要變化。輸導(dǎo)脊的定型期與主成藏期的配置關(guān)系決定了深層輸導(dǎo)脊中轉(zhuǎn)能力與淺層油藏的匹配關(guān)系,研究中也需要引起重視。

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