南黄海盆地海相中、古生界油气资源潜力研究

胡 芬

(中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院,上海 200120)

南黄海盆地海相中、古生界油气资源潜力研究

胡 芬

(中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司研究院,上海 200120)

在对南黄海盆地海相中、古生界烃源条件和后期保存条件研究的基础上,运用盆地模拟手段并结合前人研究成果,对海相地层烃源岩的排烃史进行了模拟,计算了海相地层油气资源量,从而进行了海相油气资源潜力的分析;同时通过对海相上构造层和下构造层两套含油气系统成藏条件的研究,预测了盆地内海相油气资源的有利运聚区,进而指出南黄海盆地海相油气勘探的有利区,为下一步南黄海盆地的勘探部署提供了依据。研究表明,南黄海盆地海相下构造层和海相上构造层栖霞组、龙潭组—大隆组烃源岩推测为好的烃源岩,海相上构造层青龙组烃源岩推测为中等—好的烃源岩;盆地海相地层具有一定的油气资源潜力,油气资源总量为35.37×108t,且在纵向上,油气资源主要来自海相下构造层烃源岩系,在平面上主要分布于南部坳陷;盆地海相地层存在两类油气资源勘探有利区,其中,最有利区位于中部隆起区南部、南部坳陷区和勿南沙隆起区北部。

中、古生界;烃源条件;保存条件;盆地模拟;油气资源潜力

南黄海盆地是下扬子板块的海域部分,是一个由多期、多类型盆地叠加的大型序列残留盆地,广泛发育陆相中、新生界沉积和海相中、古生界沉积。整个南黄海盆地总体勘探程度较低,且前人对该盆地的勘探研究多数是基于中、新生界陆相地层,而针对海相中、古生界地层的勘探研究较少,导致对海相中、古生界的油气资源潜力认识不足。本文针对这个不足,在总结前人关于海相中、古生界地层研究成果的基础上,对海相烃源条件及后期保存条件进行了研究,并且首次运用盆地模拟方法对盆地中、古生界海相地层进行成熟度和排烃史的模拟,从而对海相地层的油气资源潜力进行了评价,同时,运用含油气系统理论预测了盆地海相地层的勘探有利区,为下一步海相地层的勘探部署提供了依据。

1 南黄海概况

南黄海盆地位于下扬子板块海域部分,面积约30×104km2,盆地内平均水深46 m,从西北向南东加深,平均坡度0°01′12″,最大水深可达106 m。盆地海相中、古生界构造层可划分为海相下构造层和海相上构造层,海相下构造层可以划分为两隆两坳4个二级构造单元,即下古开山岛—北部坳陷、下古淮安—中部隆起、下古苏北—南部坳陷、下古泰州—勿南沙隆起(图1)。海相上构造层可划分为滨淮—千里岩推覆构造带、上古即墨隆起、上古阜宁—北部坳陷、上古大丰—中部隆起、上古南京—南部坳陷和上古上海—勿南沙隆起六个二级构造单元(图2)。

图1 南黄海盆地海相下构造层构造分区略图Fig.1 Structure division of lower structure layer in South Yellow Sea Basin

图2 南黄海盆地海相上构造层构造分区略图Fig.2 Structure division of upper structure layer in South Yellow Sea Basin

海相下构造层自下而上沉积了上元古界震旦系、下古生界寒武系、奥陶系、志留系,海相上构造层自下而上沉积了上古生界泥盆系、石炭系、二叠系栖霞组、龙潭组+大隆组和中生界下三叠统青龙组[1](表1)。

2 南黄海盆地烃源条件评价

南黄海海域钻井揭露了石炭系以上的地层,根据南黄海钻井揭示的海相中、古生界烃源岩情况,结合下扬子陆上烃源岩揭露情况及南黄海地震资料,认为烃源岩主要包括下寒武统幕府山组、下志留统高家边组、下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭组—大隆组、下三叠统青龙组五套烃源岩。

2.1 下寒武统幕府山组烃源岩

在下寒武统幕府山组沉积时期,整个扬子地区发生大规模海侵,暗色泥岩和页岩较为发育,烃源岩分布较广,其沉积相类型主要为陆棚相和盆地相。该套地层在南黄海海区没有钻井钻遇,但在下扬子陆区南京地区野外露头的幕府山组发育陆棚相—盆地相暗色泥岩,推测南黄海盆地发育该沉积相类型的烃源岩。

表1 南黄海盆地海相地层简表Tab.1 Simple marine strata in South Yellow Sea Basin

根据下扬子苏北地区中、古生界海相烃源岩的地化分析资料,中、下寒武统烃源岩有机质含量较高。下扬子陆上黄桥地区烃源岩统计表明,下寒武统碳酸盐岩有机碳含量平均值为0.49%,泥岩平均值为3.1%,已达到良好烃源岩标准(表2、表3)。幕府山组烃源岩具有很高的有机质丰度,干酪根类型为I型。基于海相地层的稳定性,推测南黄海盆地下寒武统幕府山组烃源岩有机质丰度和类型大体与陆上苏北地区相似,以I型为主,具有较高的生烃潜力,为好的烃源岩。

表2 泥岩烃源岩有机质丰度分级标准Tab.2 The organic abundance classification criteria of clay source rock

表3 碳酸盐岩烃源岩有机质丰度分级标准Tab.3 The organic abundance classification criteria of carbonate source rock

2.2 下志留统高家边组烃源岩

下志留统高家边组发育黑色页岩,为海平面上升时的陆架边缘沉积物,整套地层以硅质页岩、页岩、碳质页岩为主的缺氧、非补偿环境下的沉积,沉积相类型主要为盆地相和陆棚相。该套地层在南黄海海区没有钻井钻遇,但在下扬子南京地区野外露头高家边组发育陆棚—盆地相灰色、深灰色、黑色泥岩,推测南黄海盆地同样也发育该沉积相类型的烃源岩。

据下扬子苏北地区中、古生界海相烃源岩的地化分析资料,下志留统有机质含量较高,高家边组的暗色泥岩从揭示的有些井(如N4井)来看,有机碳含量高,在0.54%～2.67%之间,沥青“A”最高达到12 950μg/g,总烃含最高达到5 136 μg/g,有机质类型为II型。推测南黄海盆地下志留统高家边组烃源岩与下扬子陆区相近,有机质丰度及干酪根类型相对较好。

2.3 下二叠统栖霞组烃源岩

早二叠纪栖霞期是晚古生代以来的最大一次海侵期,普遍沉积了富含筵类、珊瑚、有孔虫、钙藻等为主的生物屑灰岩,形成了岩相、厚度稳定的南方巨型碳酸盐岩。根据下扬子陆上圣科1井沉积特征分析,其主要由深灰色、灰黑色中厚层状泥晶生屑灰岩、泥晶生屑颗粒灰岩、生屑泥晶灰岩夹黑色薄层泥岩、条带状泥质灰岩组成,水平层理、波状层理发育,石灰岩中富含燧石结核、团块及条带。较深水盆地以一套钙屑浊积岩为主,包括灰黑色、黑色含放射虫泥质岩、页岩、硅泥质岩、硅质岩及纹层状泥灰岩等,为欠补偿的饥饿盆地缺氧环境沉积。在南黄海盆地,有两口钻井钻遇该套地层,其岩性主要为暗色泥晶灰岩、泥质灰岩,为开阔台地相和台盆相暗色碳酸盐岩。

据已钻遇井样品地化指标分析表明,下二叠统栖霞组灰黑色灰岩TOC含量0.45%～1.52%,平均1.1%;S1+S2含量0.34～1.3 mg/ g,平均0.84 mg/g;沥青“A”含量平均0.09%;热解氢指数37.5～152.38,平均69.16(图3、图4)。从井上来看,烃源岩干酪根镜鉴为Ⅲ型,综合热解资料,根据碳酸盐岩烃源岩分类标准(表3),该套烃源岩为较好—好烃源岩(表4)。

图3 南黄海盆地钻井钻遇中、古生界烃源岩综合评价地化剖面Fig.3 The geochemistry section of Mesozoic-Palaeozoic source rocks which were uncovered by wells in South Yellow Sea Basin

图4 南黄海盆地某井中、古生界生烃潜力评价Fig.4 Hydrocarbon generation potential evaluation of Mesozoic-Palaeozoic Strata in some wells in South Yellow Sea Basin

2.4 上二叠统龙潭组、大隆组烃源岩

南黄海钻井揭示,在龙潭组沉积时期,发育沼泽相的煤层和潮坪—泻湖相的暗色泥岩夹煤层,大隆组为陆棚相、盆地相沉积,其厚层暗色泥岩、页岩富含有机质,有机质的指标都相对较高。

据钻井样品地化指标分析表明,上二叠统龙潭组:钻井取样岩性为黑色泥岩,样品TOC含量0.75%～5.43%,平均1.704%;S1+S2含量0.89～7.79 mg/g,平均3.093 mg/g;沥青“A”含量平均0.3%;热解氢指数70.53～411.18,平均148. 25(图3、图4)。干酪根类型主要为Ⅲ型,井上烃源岩综合评价为好烃源岩(表4)。

表4 南黄海盆地钻井中、古生界烃源岩综合评价Tab.4 Mesozoic-Palaeozoic source rocks synthetical evaluation in South Yellow Sea Basin

上二叠统大隆组:钻井取样岩性为灰黑色泥岩,样品TOC含量0.92%～3.48%,平均2.077%;S1+S2含量1.29～3.42 mg/g,平均2.71 mg/g;沥青“A”含量平均0.2%;热解氢指数78.14～142.62,平均107.28(图3、图4)。干酪根类型主要为Ⅲ型,井上烃源岩综合评价为好烃源岩(表4)。

2.5 下三叠统青龙组烃源岩

三叠纪以碳酸盐岩沉积为主,广泛分布于扬子区,岩性有鲕粒灰岩、石灰岩、泥灰岩、页岩、泥晶灰岩。南黄海盆地钻井揭示的青龙组见薄层暗色灰岩、泥灰岩和泥岩、页岩互层。海陆对比性较强,下部陆棚相—盆地相,烃源岩条件较好,上部为台地碳酸盐岩相,烃源岩相对较差。

据钻井地化样品分析数据,TOC含量0.1%～0.52%,平均0.308%。S1+S2含量0.08～1.18 mg/g,平均0.428 mg/g;沥青“A”含量平均0.03%;热解氢指数范围7.14～204.17,平均97.34(图2、图3)。干酪根类型主要为III型,井上烃源岩综合评价为中等—好烃源岩(表4)。

3 南黄海地区海相中、古生界油气保存条件评价

油气保存条件从盖层、断层、抬升剥蚀、岩浆活动、生储盖组合等因素及其在时间和空间上的组合关系来评价。油气封盖保存条件主要取决于盖层类型与分布、盖层的封盖性能、后期构造运动改造的强度。此外,还应考虑时间因素,因为油气藏形成后总是在不断扩散散失,当外界地质条件变化时,油气藏将遭到不同程度破坏,甚至完全消失,已聚集的油气会再次运移。盖层和断层封闭性是影响保存条件的直接因素,后期构造运动则是影响保存条件和油气藏破坏与散失的根本原因[2]。

在南黄海盆地不同构造单元,影响保存条件的构造、岩浆活动、生储盖组合、剥蚀程度、成岩后生和变质作用等因素有很大的差异。下面对不同构造单元(按中、新生界构造区划)的保存条件进行综合评价。

3.1 北部坳陷区

北部坳陷区震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二叠统保存有巨厚地层,虽然上二叠统的龙潭组、大隆组、下三叠统的青龙组被剥蚀殆尽,但其上还有侏罗系(?),侏罗系(?)的保存相比诸城凹陷相对局限。之上的白垩系厚度较大,白垩系之上有古近系和新近系,因此该区对中、古生界海相地层上构造层和下构造层的油气保存是有利的。另外,在北部坳陷南部的青州凹陷区后期的断层较多,也较活跃,对古生界的内幕油藏的保存有不利影响。

3.2 中部隆起区

中部隆起区从震旦纪到志留纪稳定地接受了大套的沉积,在志留纪末与扬子区的其它地方一样,遭受了加里东运动的抬升剥蚀作用,缺失了早、中泥盆世的地层。在晚泥盆世至早、中三叠世,都接受了一大套沉积,但在印支运动期,由于受到晚印支运动的影响,该区隆升遭受剥蚀,中、下三叠统被剥蚀殆尽,甚至上二叠统的龙潭组和大隆组煤系地层也被剥蚀完毕。因此在中部隆起区上构造层的保存条件较差。

中部隆起区下构造层的保存条件较好,因为下寒武统幕府山组可以作为震旦系储层的直接盖层,下志留统高家边组可以作为震旦系储层间接盖层,也可以作为中、上寒武统和下奥陶统储集层的直接盖层。

中部隆起断裂相对不发育,南黄海盆地南北两侧印支和燕山期的挤压逆冲作用对其影响较小,燕山期的火山喷发和岩浆侵入活动对中部隆起区的影响也相对较小,因此综合各因素,认为中部隆起区对中、古生界海相下构造层的油气保存是有利的。

3.3 南部坳陷区

南部坳陷区震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二叠统保存有巨厚地层,二叠统的龙潭组、大隆组、下三叠统的青龙组均有较好的保存,缺失侏罗纪,白垩系分布局限,古近系、新近系厚度较大。二叠系的龙潭组、大隆组、下三叠统的青龙组的存在对上构造层的油气保存有利。

其中,在坳陷北部区,切穿大隆组—龙潭组—青龙组灰岩及泥盆系—下二叠统上部地层的断层比较发育,对海相中、古生界上构造层的油气保存有不利影响,但对其下构造层影响很小。因此,该区下构造层的油气保存条件较上构造层好;在坳陷中部区,除了古近纪凹陷的边界断裂外,深断裂较不发育,岩浆活动相对平静,因此该区海相上构造层和下构造层保存都有利;在坳陷南部区,断层比较发育,且断层切到了下古生界,因此,该区的断裂活动对古生界气藏的保存有不利的影响。

3.4 勿南沙隆起区

勿南沙隆起区震旦系、寒武系—志留系、泥盆系—下二叠统保存有巨厚地层,而上二叠统龙潭组、大隆组、下三叠统青龙组和上三叠统—侏罗系(?)均缺失,白垩系和古近系只在很小范围内发育,新近系和第四系发育,因此该区对中、古生界海相上构造层的油气保存是不利的。另外,该区火山活动相对较强烈,对油气保存也有不利影响。

4 海相中、古生界油气资源潜力初步评价

整个南黄海地区海相地层所发育的五套烃源岩系,总体上可构成海相下构造层含油气系统(以下古生界下寒武统幕府山组、下志留统高家边组为烃源岩)、海相上构造层含油气系统(以上古生界下二叠统栖霞组、上二叠统龙潭组、大隆组、中生界下三叠统青龙组为烃源岩)二大体系,它们具有不同的油气资源潜力。

综合烃源条件和后期保存条件,采用含油气系统分析及勘探风险评估的trinity软件对南黄海盆地中、古生界的资源量进行了初步评估,资源量的计算采用排烃量乘以油气聚集系数得到,即资源量=排烃量×油气聚集系数。

4.1 油气聚集系数的选取

中国东部地区新生界第三系断—拗型盆地均为稳定沉降、半深—深湖相、还原条件下的沉积,烃源岩发育,有机质丰度高、类型好(Ⅰ—Ⅱ型),如渤海湾盆地中的济阳坳陷(东营凹陷)。这些坳(凹)陷油气资源丰富,勘探程度高,油气聚集系数高达30%～55%,一般也达到15%～30%(表5)。

表5 东部盆地油气排聚系数Tab.5 The coefficient of oil and gas expulsion and accumulation in East Basin

南黄海盆地海相中、古生代经历的构造运动比新生代第三纪断—拗型盆地要复杂得多,对油气的后期保存相比于新生代盆地会更为不利,根据目前对南黄海盆地中、古生界各个构造单元的烃源条件和后期保存条件优劣的认识,综合确定了各构造单元的油气聚集系数的取值(表6)。

表6 南黄海盆地中、古生界油气聚集系数选取值Tab.6 The coefficient of oil and gas accumulation of Mesozoic-Palaeozoic strata in South Yellow Sea Basin

4.2 中、古生界油气资源量计算

根据盆地模拟油气排烃量结果,结合各构造单元的油气聚集系数,可以计算得到南黄海盆地海相下构造层和海相上构造层的资源量规模和分布,如表7和表8。

表7 海相下构造层烃源岩油气资源量计算结果Tab.7 The oil and gas resources calculation result of source rocks in lower structure layer

表8 海相上构造层烃源岩油气资源量计算结果Tab.8 The oil and gas resources calculation result of source rocks in upper structure layer

4.3 海相中、古生界油气资源潜力评价

油气资源量计算结果表明,海相下构造层烃源岩油气资源量为石油8.82×108t,天然气18.31×108t(油当量),油气资源总量为27.12× 108t,主要分布在下古淮安—中部隆起,其次是下古苏北—南部坳陷。海相上构造层烃源岩油气资源量为石油0.63×108t,天然气7.61×108t(油当量),油气资源总量为8.25×108t,区域上主要分布在上古南京—南部坳陷。纵向上,油气资源量主要来源于下二叠统栖霞组和上二叠统龙潭组、大隆组烃源岩。

可见,整个南黄海盆地海相中、古生界总的油气资源量较大,为35.37×108t,其中,石油为9.45×108t,天然气为25.92×108t(油当量),主要来源于海相下构造层烃源岩。

5 油气勘探有利区评价

5.1 海相下构造层油气勘探有利区

从海相下构造层烃源岩的分布来看,烃源岩在全区均有分布,根据烃源岩的排烃模拟结果,下构造层烃源岩在下古淮安—中部隆起、下古苏北—南部坳陷和下古开山岛—北部坳陷排烃量大,可以提供丰富的油气资源。在储层条件方面,两坳陷下构造层埋藏深,可能对油气储集不利,而两隆起区的下构造层埋藏相对适中,有利储集。在盖层条件方面,下古淮安—中部隆起为加里东期形成的继承性古隆起,志留系高家边组盖层保存完整[3]。从构造上来看,下古淮安—中部隆起构造定型期与下构造层二次生烃期匹配较好。从保存条件来看,下古淮安—中部隆起构造改造强度弱,区域盖层分布稳定,具备较好的保存条件。从油气运移的方向来看,下古淮安—中部隆起除了自身下构造层提供的油气源外,南北两侧的坳陷也可以提供丰富的油气资源。下古泰州—勿南沙隆起自身下构造层烃源较少,但其北部的下古苏北—南部坳陷可以提供下构造层烃源。因此,海相下构造层含油气系统的有利油气聚集区为下古淮安—中部隆起和下古苏北—南部坳陷,下古泰州—勿南沙隆起次之(图5)。

图5 海相下构造层含油气系统有利油气聚集区评价图Fig.5 The evaluation of oil and gas favorable accumulation area of lower structure layer hydrocarbon system

5.2 海相上构造层油气勘探有利区

从海相上构造层烃源岩的分布来看,最有利的烃源岩上二叠统和下三叠统在南黄海上古阜宁—北部坳陷东边零星分布,在上古南京—南部坳陷和上古上海—勿南沙隆起除局部凸起遭受剥蚀外,基本连片分布,在上古大丰—中部隆起缺失。根据烃源岩的排烃史模拟结果,海相上构造层烃源岩在上古南京—南部坳陷排烃量最大,可以提供丰富的油气资源,而在上古上海—勿南沙隆起由于烃源岩成熟度太低,基本不排烃。从储层条件来看,上古南京—南部坳陷发育的台地相、滩相储层及溶蚀孔洞、裂缝是油气储集的较好空间。从盖层条件来看,上古南京—南部坳陷和上古上海—勿南沙隆起发育龙潭组—大隆组泥岩盖层,特别是上部大隆组海相泥岩段岩性较稳定,可以作为良好的区域盖层。从油气运移方向来看,上古南京—南部坳陷上构造层的油气源除可以为自身有利构造提供烃源外,还可以向上古上海—勿南沙隆起运移。可见,海相上构造层含油气系统的有利油气聚集区为上古南京—南部坳陷,上古上海—勿南沙隆起次之(图6)。

图6 海相上构造层含油气系统有利油气聚集区评价图Fig.6 The evaluation of oil and gas favorable accumulation area of upper structure layer hydrocarbon system

结合南黄海盆地中、古生界海相下构造层和海相上构造层两套含油气系统的油气资源潜力和有利油气聚集区评价,可以对整个南黄海盆地海相油气资源勘探有利区进行初步的研究。

海相地层油气资源总量为35.37×108t,且在纵向上,油气资源主要来自海相下构造层烃源岩系,在平面上,主要分布于南部坳陷。通过对南黄海两套含油气系统的有利油气聚集区分析,可以看出,中部隆起区南部、南部坳陷、勿南沙隆起区北部为海相上构造层和下构造层两套含油气系统油气运聚范围的叠置区域,为南黄海盆地Ⅰ类油气勘探有利区(图7);中部隆起区中北部、勿南沙隆起区中南部为海相下构造层含油气系统油气运聚范围,属于南黄海盆地Ⅱ类油气勘探有利区。

图7 南黄海盆地油气资源有利区综合评价图Fig.7 The synthetical evaluation of favorable oil and gas accumulation area in South Yellow Sea Basin

6 结论

(1)南黄海中、古生界海相盆地发育五套烃源条件好的烃源岩系。南黄海盆地发育五套海相烃源岩层,其中,海相下构造层下寒武统幕府山组、下志留统高家边组和海相上构造层下二叠统栖霞组烃源岩在全区均有分布,而海相上构造层上二叠统龙潭组、大隆组和下三叠统青龙组烃源岩主要分布在南部坳陷和勿南沙隆起区。

研究区海相下构造层烃源岩据下扬子陆区资料推测为好的烃源岩;海相上构造层栖霞组、龙潭组、大隆组烃源岩据钻井和沉积相资料推测为好的烃源岩;海相上构造层青龙组烃源岩据钻井和沉积相资料推测为中等—好的烃源岩。

研究区海相下构造层主要的生烃凹陷位于南部坳陷和中部隆起区,海相上构造层烃源岩的生烃凹陷主要位于南部坳陷区。

(2)南黄海中、古生界海相盆地油气资源潜力较大。南黄海盆地海相地层具有较大的油气资源潜力,油气资源总量为35.37×108t。在纵向上,油气资源主要来自海相下构造层烃源岩系,在平面上,主要分布于南部坳陷。

(3)南黄海中、古生界海相盆地存在有利油气勘探区。南黄海盆地海相油气资源综合评价认为:盆地存在两类油气资源勘探有利区,其中,Ⅰ类区位于中部隆起区南部、南部坳陷区和勿南沙隆起区北部;Ⅱ类区位于中部隆起区中北部和勿南沙隆起区中南部。

[1]王嘹亮,易海,姚永坚,等.南黄海海域沉积特征[M].北京:海洋出版社,2003:90-99.

[2]陈溥鹤,徐克定,穆日孔,等.下扬子地区中、古生界海相地层油气富集与保存条件研究[R].浙江石油地质研究所(内部成果),1987.

[3]马永生,郭彤楼,付孝悦,等.中国南黄海石油地质基本特征及勘探潜力分析[C].杭州会议论文集(内部成果),2002.

Hydrocarbon resources potential study in Mesozoic-Palaeozoic marine strata in the South Yellow Sea Basin

Hu Fen
(Institute of SINOPEC Shanghai Offshore Oil&Gas Company,Shanghai200120)

Hydrocarbon resources condition and later stage reservation condition of Mesozoic-Palaeozoic marine strata were studied in the South Yellow Sea Basin.On the basis of this study,basin modeling means was used referring to the study of the predecessors to simulate hydrocarbon expelling history of marine source rocks and calculate the oil and gas resources,and the hydrocarbon resources potential was also evaluated.At the same time,the favorable accumulation area was forecast through the pool-forming conditions study of the two marine petroleum systems of upper structural layer and lower structural layer,and then favorable exploration areas in the South Yellow Sea Basin was pointed out,which provided basis for next exploration.The results showed that in the South Yellow Sea Basin,source rocksof lower structural layer and Qixia,Longtan-Dalong Group of upper structural layer are presumed to be good source rocks,and Qinglong Group of upper layer is presumed to be middle-good source rocks.Total amount of oil and gas resources in marine strata of the South Yellow Sea Basin is 3.537 billion tons,of which,in the vertical,oil and gas resources are mainly from source rocks of the lower structural layer,and in the plane,oil and gas resources are mainly distributed in the southern depression.There are two types of favorable oil and gas exploration area in the marine strata,in which the most favorable area is located in south of the central uplift,southern depression area and north of Wunansha uplift.

Mesozoic-Palaeozoic;hydrocarbon resources condition;reservation condition;basin modeling;hydrocarbon resources potential.

book=3,ebook=102

TE122.3

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.001

1008-2336(2010)03-0001-09

2010-04-20;改回日期:2010-05-12

胡芬,1980年生,女,工程师,硕士,石油地质专业,现主要从事油气地质综合研究。E-mail:beibeifen.hu@163.com。