北黄海东部次盆地油气成藏主控因素

刘金萍，王改云，王嘹亮，简晓玲，杜 民，万晓明

(国土资源部广州海洋地质调查局 国土资源部海底矿产资源重点实验室，广东 广州 510075)

北黄海东部次盆地油气成藏主控因素

刘金萍，王改云，王嘹亮，简晓玲，杜 民，万晓明

(国土资源部广州海洋地质调查局 国土资源部海底矿产资源重点实验室，广东 广州 510075)

北黄海东部次盆地尚处于勘探早期，石油地质条件复杂，油气成藏主控因素尚未探明。结合目前勘探成果，利用多口钻井资料，综合运用油气地球化学、烃源岩有机相划分、储层成岩作用和流体包裹体测温等手段，确定了东部次盆地的油气成藏主控因素。分布局限的中、低丰度烃源岩决定了东部次盆地油气平面分布范围，并决定了油气纵向上也是围绕烃源岩出现，而在远离主生烃灶的构造带和远离主力烃源岩的层段则难以运聚成藏；早期缓慢浅埋—中期强烈隆升—晚期快速深埋的沉积过程影响了油气分布，这一特殊的沉积埋藏过程控制了东部次盆地烃源岩生、排烃历史和储层演化史，造成东部次盆地大量生、排烃和成藏事件均发生在新近纪，而受成岩作用等因素的影响，此时主要目的层储层已大面积低孔、低渗，油气难以长距离运移，最终导致东部次盆地难以发生大规模的油气运聚成藏。综合而言，东部次盆地的油气成藏特征属于近源成藏，因此近主生烃灶的勘探目标风险小，下步勘探要在临近主生烃灶、同时储集条件有利的二级构造带上寻找以构造圈闭和构造-岩性复合圈闭为主的勘探目标。

沉积过程;油气分布;油气成藏;东部次盆地;北黄海

东部次盆地位于北黄海海域，地理上位于中国大陆与朝鲜半岛之间，构造上处于中朝板块东南部，属于华北地台向东部海区的延伸部分，往西为郯庐断裂和渤海湾盆地，北面为胶辽地块，南面为胶北-刘公岛隆起区，东北接朝鲜的安州盆地(图1)。东部次盆地面积约5 000 km2，属于中国海域勘探程度较低的一个盆地，该盆地邻区则较早开展了油气调查并有发现[1-2]。近年来，在该盆地发现有来自中生界的油气流，显示了该盆地具有一定的勘探前景。东部次盆地勘探历程较短，对该盆地油气成藏主控因素的研究尚在进一步探索中。目前在该盆地的综合地球物理调查和实际钻探资料已有一定积累，本研究基于近年来的勘探实践，在基础地质研究的基础上，对该盆地油气藏形成的主控因素做出分析，为后期的油气勘探提供基础支撑及理论指导。

1 区域地质概况

北黄海东部次盆地是发育于华北地台隆起背景之上的一个中、新生代陆相断陷盆地[3-4]，基底主要为太古宇—下元古界变质岩和中、上元古界—寒武系碳酸盐岩、板岩等。该盆地自中侏罗世以来开始沉降接受沉积，自下而上发育中侏罗统、上侏罗统、下白垩统、渐新统和新近系—第四系。东部次盆地现今呈“三坳四隆”的构造格局(图1a)，其中位于盆地中部的中部坳陷面积约2 000 km2(图1b)，是东部次盆地的主体坳陷。早侏罗世之后，中国东部的构造格局发生基本变革，进入以裂陷盆地为主的构造演化阶段[5]，东部次盆地开始发育。东部次盆地的构造演化经历了中侏罗世初始断陷期、晚侏罗世—早白垩世断陷扩展期、早白垩世末—始新世构造反转期、渐新世强烈断陷期、渐新世末—中新

世初构造反转期、中中新世—第四纪区域沉降期6个主要的演化阶段。总体上，东部次盆地可以看作是被晚白垩世—始新世抬升剥蚀作用分隔的中生代和新生代两个沉降旋回，即两期伸展成盆过程，而这两期成盆均具有断陷型伸展盆地性质，断裂构造基本控制了东部次盆地的发生、发展和总体沉积、构造格局(图2)。

2 油气成藏主控因素

2.1 分布局限的中、低丰度烃源岩决定了油气分布

国内外成功的油气勘探经验表明，形成大规模的油气聚集必须具备大面积分布、高丰度、适当热成熟度的烃源岩。而源控论是陆相断陷盆地油气分布的重要理论，该理论有效地指导了中国东部断陷盆地的油气勘探[6-8]。在陆相断陷盆地中，油气分布受富生烃洼陷、油源断裂及输导体系的控制尤为明显[9-10]。东部次盆地是一个小型陆相断陷盆地，盆地勘探至今，在多口探井中均见到较好的油气显示，试油也获得了一定的产能，但尚未找到大规模的工业性油气藏，分析认为主力烃源岩分布局限，且丰度相对较低是最重要的一个因素。

目前的钻探结果显示，盆地内的烃源岩主要为中-上侏罗统暗色泥岩。中-晚侏罗世，东部次盆地均接受陆相沉积，发育湖泊及河流-三角洲等沉积体系，具有较好的成烃环境。中-上侏罗统两套烃源岩主要发育在东部次盆地的中部坳陷。中侏罗世处于湖盆的断陷初期，受边界断层等限制，中侏罗统在盆地中分布较局限，分布面积约400 km2，暗色泥岩厚度为0～1 400 m，沉积中心位于中部坳陷的西南部。晚侏罗世处于断陷扩展期，上侏罗统分布面积扩大到600 km2左右，暗色泥岩厚度为0～600 m，沉积中心位于中部坳陷中部与盆地西南侧边界断层之间(图3a,b)。

图1 北黄海东部次盆地地理位置(a)及构造区划(b)Fig.1 Location(a) and tectonic division(b) of the Eastern Sub-basin,North Yellow Sea

图2 北黄海东部次盆地地层综合柱状图Fig.2 Composite stratigraphic columnar section of the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

从烃源岩特征上看，中侏罗统烃源岩母质以陆源高等植物为主，主要为Ⅲ型干酪根，有机碳含量中等，氢指数多在200 mg/g以下。由于缺少富氢的组分，目前钻井中揭示的中侏罗统烃源岩应是一套以生气为主的倾气型源岩。上侏罗统烃源岩母质为高等植物和低等水生生物混杂，兼有Ⅱ型和Ⅲ型干酪根，一部分氢指数小于200 mg/g，还有一部分氢指数在300～600 mg/g，这类干酪根类型较好、有机质丰度较高的成熟烃源岩是盆地内重要的有效的油源岩，目前钻井中发现的油气主要来自该套烃源岩。

温度场及其演化对烃源岩成熟演化具有重要的影响。中国大陆边缘和西太平洋洋壳之间的黄海海域，属于过渡型地壳结构。由于受周边大地构造制约,整个北黄海盆地(包括东部次盆地)的基底属于华北地块,地壳厚度为14～30 km，岩石圈厚度一般为50～60 km[11-12]。限于目前的勘探和研究程度，东部次盆地的地温场数据(如地温梯度、热流等)鲜有报道。据Davies[13]基于全球38 347个热流数据所做的估算，研究区现今热流在65～75 mW/m2。从东部次盆地有限的BHT(井底温度)数据，推断研究区的地温梯度在30 ℃/km左右，根据实测镜质体反射率数据估算的不同钻井最高地温梯度在30～33 ℃/km。

基于以上认识，整合研究区大量基础数据，利用PetroMod盆地模拟软件[14]，模拟了东部次盆地两套烃源岩的热演化史(图3c,d)。结果显示，现今中部坳陷中侏罗统烃源岩顶界的Ro(镜质体反射率)值已超过0.8%，深坳部位Ro值超过1.2%，热演化程度达成熟-高成熟阶段。现今中部坳陷主体部位上侏罗统烃源岩顶界的Ro值为0.6%～1.0%，处于有机质成熟阶段，因此，中部坳陷中的中-上侏罗统烃源岩具备一定的生排烃潜力和油气供给能力。按照“源热共控”论[15]，北黄海盆地处于克拉通内部(内带)，热流值低-较高，湖相烃源岩在相对较低的温度场作用下主要生油。目前东部次盆地的勘探实际与这一结论相符。

图3 北黄海东部次盆地中-上侏罗统暗色泥岩厚度和现今镜质体反射率(Ro)模拟结果Fig.3 Isopach map of dark mudstone and present-day Ro modeling results of the Middle and Upper Jurassic in the Eastern Sub-basin，North Yellow Seaa.中侏罗统暗色泥岩厚度；b.上侏罗统暗色泥岩厚度；c.中侏罗统烃源岩现今Ro模拟结果;d.上侏罗统烃源岩现今Ro模拟结果

按照Pepper[16]提出的烃源岩有机相地球化学动力学划分标准，东部次盆地的两套烃源岩多属于有机相D/E和有机相F，少数属于有机相C(表1)。因此，东部次盆地中生界的两套烃源岩属于中、低丰度的烃源岩，这就从根本上决定了东部次盆地不能成为像济阳坳陷这样的富生烃坳陷[17]，也决定了该盆地纵向上和平面上的油气分布特征。

2.1.1 主力烃源岩丰度低决定了油气纵向上只能围绕烃源岩出现

中国小型断陷盆地的油气勘探实践表明，勘探区面积小是油气发现少的一个决定性因素，主力烃源岩丰度低则是决定油气发现量及其分布范围的另一个决定性因素。在小型断陷盆地中，一般不缺少油气输导体系，尽管油气生成总量有限，但在高丰度烃源岩的背景下，多在围绕有效烃源灶周边的圈闭中有较丰富的油气聚集，尤其是在断层的纵向输导作用下，在纵向上多个层系中都会发现油气聚集。而东部次盆地虽然纵向上油气显示层数较多，但多集中在紧邻上侏罗统烃源岩上、下的两套中、深层目的层，在上覆厚度超过2 000 m的古近系几乎未见油气显示，主力烃源岩丰度低应是决定性的一个因素。

表1 北黄海东部次盆地烃源岩有机相分类和特征Table 1 Organic phase classification and characteristics of source rocks in the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

2.1.2 有效烃源岩分布局限决定了油气平面分布范围

东部次盆地内的主体生烃坳陷——中部坳陷，面积约2 000 km2，其中真正成熟有效的烃源岩面积约400 km2，有效烃源岩面积/盆地面积仅为8%左右(图4)。这一点无法与大型坳陷型盆地相比，如松辽盆地的主力烃源岩青山口组为坳陷最大湖泛阶段的稳定湖泊沉积物，有效烃源岩面积/盆地面积大于98%；也无法与叠合型盆地相比，如四川盆地中共发育6套陆相和海相的烃源岩，烃源岩叠合范围可以覆盖整个勘探范围；即使与其他小型断陷盆地也无法相比，如古近纪断陷盆地南堡凹陷烃源岩面积/盆地面积可达60%以上。因为东部次盆地有效烃源岩分布局限，造成成熟烃源岩与盆地边缘构造圈闭之间缺乏有效的沟通，无法成为真正的油气运移指向。尽管盆地中北部和东部在喜马拉雅期形成了大量的构造圈闭，但由于远离生烃坳陷，油气难以聚集成藏[18]。

从油气分布状态来讲，目前钻井揭示的东部次盆地中的油气分布以上侏罗统上部烃源岩为核心，油气显示纵向上围绕其上下，平面上限制于其内。凡是位于有效烃源岩之外的探井基本没有好的油气显示或者为干井；而位于有效生烃凹陷内部及紧邻生烃凹陷的探井，油气显示良好，并有多口井试油获得油流(图4)。这也充分揭示了有限分布的烃源岩对油气成藏的控制作用。

图4 北黄海东部次盆地生烃坳陷与钻井油气显示Fig.4 Hydrocarbon generating depressions and oil and gas shows in the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

2.2 早期缓慢浅埋—中期强烈隆升—晚期快速深埋的沉积过程影响了油气分布

沉积埋藏过程控制了一个含油气盆地的热史、烃源岩生排烃史和储层演化史。东部次盆地的构造演化历史比较复杂，特别是晚白垩世—始新世长达约65 Ma的抬升剥蚀，几乎超过了盆地形成演化历史的三分之一，是相当漫长的。

2.2.1 沉积埋藏过程对储层的影响

储层物性与沉积埋藏过程密切相关，早期快速深埋-晚期缓慢埋深或抬升的沉积埋藏过程将有利于地层中孔隙的保存，反之则不利于孔隙的保存[19]。东部次盆地的主要目的层是上侏罗统和下白垩统的陆相碎屑岩储层，岩性主要为一套褐灰色、灰色、深灰色泥岩夹灰白色含砾砂岩、细砂岩、不等砾砂岩及粉砂岩[20]。这两套地层当时的沉积速率较慢，特别是早白垩世，约45 Ma期间，沉积厚度约1 000 m，沉积速率约22 m/Ma，表现为缓慢埋藏阶段，而这种缓慢的埋藏过程将使机械压实和化学成岩作用得以充分进行，再加上东部次盆地真正的坳陷区面积较小，沉积物从物源区到盆地内没有经过长距离的搬运、分选和磨圆，造成这两套储层砂岩的结构成熟度和成分成熟度均较低。

研究表明，东部次盆地上侏罗统和下白垩统砂岩按碎屑成分的比例，大部分属于长石质岩屑砂岩、岩屑质长石砂岩和岩屑砂岩，砂岩中碎屑粘土矿物总体含量小于5%，碎屑矿物的磨圆度次圆状-次棱角为主，分选性中等-差，砂岩的结构成熟度属次成熟期-成熟期，这就给储层经历后期的改造创造了不利条件。而进入新生代之后，特别是渐新世及之后的32 Ma中，地层沉积厚度近3 000 m，沉积速率接近100 m/Ma，表现为典型的高速沉积阶段，这种后期的快速深埋过程造成上侏罗统和下白垩统储层经历了二次成岩作用，孔、渗条件进一步变差。

成岩作用研究结果表明，东部次盆地中生界下白垩统上部地层压实作用已经进入到中期，而下白垩统下部和上侏罗统则达到晚期，石英颗粒间出现了压溶，并存在自生石英加大边(图5a,b)，岩石颗粒接触紧密，原生孔隙残留少。东部次盆地中生界储层压实作用较强的主要原因是储层岩屑含量较高、分选较差、埋深较大且经历较长深埋时间。而长期的抬升剥蚀使下白垩统储层在晚白垩世-始新世，处于地下水补给深度，原生孔隙易被碳酸盐胶结，孔渗条件也会变差。东部次盆地的下白垩统储层经历了强烈的胶结作用，储层中胶结物含量较高，为5%～35%(图5c,d)，碳酸盐矿物和粘土矿物是储层中最主要的胶结物，碳酸盐矿物主要以充填孔隙形式出现。强烈的胶结作用极大地破坏了孔隙结构，减少了储集空间，降低了储层物性；同时，由于碳酸盐矿物本身的不稳定性，也可能成为次生孔隙形成的物质基础[21]。东部次盆地的沉积埋藏历史对储层起到了极大的破坏作用，致使主要目的层大面积低孔低渗，钻井岩心测试孔隙度多小于10%，不利于油气聚集成藏，故寻找深部优质储层是勘探工作的重点。目前的研究认为，深部砂岩储层保持高孔隙度和高渗透率的主要机制包括原始沉积微相、颗粒包壳对石英胶结的抑制作用、早期原油聚集、早期超压及深埋溶蚀作用等影响机制[22-24]，研究区仍要加强有利储层的综合研究工作，其中次生孔隙发育带应受到更大的关注。目前要想在这样的储层中获得产量，必须要经过一定的储层改造。

图5 北黄海东部次盆地下白垩统和上侏罗统储层压实作用和胶结作用镜下特征Fig.5 Arthroscopic characteristics of compaction and cementation in the Upper Jurassic and Lower Cretaceous reservoirs in the Eastern Sub-basin North Yellow Seaa.NYS1井，埋深2 335.8 m(K1上部)，含钙中-粗砂岩，石英颗粒接触处为点-线状；b.NYS1井，埋深3 095.2 m(J3下部)， 砂质砾岩，石英颗粒接触处出现凹凸状线；c.NYS6井，埋深2 932 m(J3)，含白云泥质粉砂岩白云石胶结物含量在10%左右；d.NYS1井，埋深2 620.5 m(K1)，钙质细砂岩，方解石胶结物含量在35%左右

2.2.2 储层演化史与油气充注史的匹配关系

东部次盆地中主要目的层中优质储层不发育，因而更应重视油气充注时间与储层演化阶段的配置关系。油源对比分析已证实，盆地主要勘探目的层目前发现的油气主要源于上侏罗统烃源岩中干酪根类型较好、母质以低等水生生物为主的湖相成熟烃源岩[25]。盆地模拟结果表明，现今最大埋深的东部次盆地早期未出现大规模生烃现象，因此晚白垩世—始新世的抬升剥蚀也未造成油气的大量溢散，不会对东部次盆地油气成藏有大的影响；经历了渐新世的深埋之后，两套烃源岩均在渐新世末开始大量生排烃，因此东部次盆地属于晚期运聚成藏，烃源岩的主排烃期为晚渐新世—现今。

储层成岩矿物及其中流体包裹体直接记录了沉积盆地油气成藏条件和过程，作为化石记录它们可用于重构油气藏形成和演化史[26]，利用储层流体包裹体均一温度，结合盆地古地温史和储层埋藏史，可以确定包裹体形成时的埋深及对应的地质时期，并由此得出油气运聚、成藏期[27]。NYS2井3 390～3 400 m油层段与油包裹体共生盐水包裹体的均一化温度(Th)和冰融点温度(Tm)分析结果表明：所有油包裹体为同一个流体包裹体组合，捕获温度为103～126 ℃，说明石油充注主要为一期，结合NYS2井的埋藏热历史，认为东部次盆地石油充注主要发生在20 Ma以来，相当于新近纪—现今(图6)，对应的储层埋藏深度约为2 500～3 000 m。因为油气开始充注时间较晚，此时储层已经经历了再次深埋,即在烃源岩大量生排烃时，尽管生成了一定量的有机酸，造就一些次生孔隙带的发育，但经历了晚白垩世—始新世长期抬升剥蚀和喜马拉雅期的深埋过程，主要目的层碎屑岩的孔隙度和渗透率在压实、胶结等成岩作用影响下逐渐降低，油气的输导条件持续变差，最终导致目的层低孔低渗的情况，极大地限制了东部次盆地的油气聚集成藏，油气只能在相对物性较好的储层(可能为次生孔隙发育带或裂缝发育带)中聚集成藏。

图6 北黄海东部次盆地NYS2井油层段与油包裹体共生盐水包裹体Th-Tm关系(a)及埋藏史(b)Fig.6 Th-Tm diagram(a) of saline inclusions associated with oil inclusions in the oil layers of Well NYS2 and the burial history(b) in the Eastern Sub-basin,North Yellow Sea

3 油气富集特点

东部次盆地生烃中心主要位于中部坳陷的主体部位，生烃中心地层发育较全，半深湖-深湖区分布范围

较广，发育两套成熟烃源岩，为本区油气成藏提供了物质基础。但是受烃源岩丰度和分布范围的限制，东部次盆地油气难以长距离运移，呈“生烃中心控油、近源成藏”的特点。分布局限的中、低丰度烃源岩直接限制了东部次盆地勘探方向和勘探类型的选择。侯读杰指出[28]，优质烃源岩与隐蔽油气藏的关系很密切。如果一个地区没有优质烃源岩，就可以放弃隐蔽油气成藏的寻找。因此，东部次盆地只能是在临近生烃坳陷的二级构造带上寻找构造油气藏或者构造岩性复合型油气藏。盆地中形成较早的，继承性发育的构造带，特别是一些“凹中隆”构造，位于盆地的主物源方向，处于油气运移的主要指向上，且砂体发育，埋藏较浅，物性相对较好的构造，可以形成复式油气聚集带，成为油气聚集的主要场所。

图7 北黄海东部次盆地NYS1井下白垩统储层裂缝特征Fig.7 Fracture characteristics in the Lower Cretaceous reservoirs of Well NYS1 in the Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

受盆地沉积埋藏过程的控制，盆地内主要目的层多为低孔、低渗储层。在这种类型的储层条件下，裂缝对弥补储层物性差，促进油气运移及聚集有着重要意义[29-30]。一方面裂缝的发育能够有效促进溶蚀作用，间接影响储层的物性；另一方面能够增强储层的渗透性，直接改善储层的物性。目前钻井的出油层位及油气显示部位均不同程度地发育裂缝，说明裂缝充当了中生界储层重要的储集空间(图7)。

裂缝系统多与宏观的断裂系统密切相关[31-32]。燕山期东部次盆地主要受边界断裂的控制，主要区域构造活动方向为NW-SE向的拉张，形成的断裂多为构造拉张方向正交的NE-SW向体系。进入喜马拉雅期，构造运动的主要方向转变为SN向，形成大量的近EW向的断裂和构造。东部次盆地晚期深埋的沉积埋藏过程决定了烃源岩主要生排烃时期为晚渐新世—现今，在成熟有效烃源岩范围内，与生排烃时间配置较好的喜马拉雅期活动断裂为最佳油气储集部位。此外，喜马拉雅期继承性发展的燕山期断裂系统也是油气储集的重要部位。通过对东部次盆地内出油或油气显示构造部位活动性断裂的分析发现，上述断裂均有早期较为稳定、晚期快速活动的特征。因此，要想在东部次盆地寻找规模性的油气藏，一定要关注近主生烃灶的构造带上是否具备有效的输导体系与储集空间。

4 结论

1) 北黄海东部次盆地是一个小型断陷盆地，其内分布局限的中、低丰度烃源岩决定了东部次盆地油气分布范围，并从根本上决定了东部次盆地近源成藏的油气成藏特征。

2) 东部次盆地所经历的早期缓慢浅埋—中期强烈隆升—晚期快速深埋的特殊沉积埋藏过程控制了东部次盆地烃源岩生排烃历史和储层演化史，造成东部次盆地大量生排烃和成藏事件均发生在新近纪，而受成岩作用等因素的影响，此时主要目的层储层已大面积低孔低渗，油气难以长距离运移，最终导致东部次盆地难以发生大规模的油气运聚成藏。

3) 北黄海东部次盆地的油气属于近源成藏，因此近主生烃灶的勘探目标风险小，要在临近主生烃灶、同时储集条件有利的二级构造带上寻找构造圈闭和构造-岩性复合圈闭为主的勘探目标。

致谢：感谢中国石油大学(北京)和中国地质大学(武汉)为本研究完成的大量分析测试工作。感谢文章写作过程中孙明亮、朱传庆副教授、王飞宇教授等提供的帮助与指导。感谢审稿人对文章提出的宝贵意见。

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(编辑 张玉银)

Main controlling factors of hydrocarbon accumulation in the Eastern Sub-basin,North Yellow Sea

Liu Jinping,Wang Gaiyun,Wang Liaoliang,Jian Xiaoling,Du Min,Wan Xiaoming

(MLRKeyLaboratoryofMarineMineralResources,GuangzhouMarineGeologicalSurvey,Guangzhou,Guangdong510075,China)

Eastern Sub-basin of the North Yellow Sea is still in the early stage of exploration,its petroleum geologic conditions are complex,and the main controlling factors of hydrocarbon accumulation are still not clear.Drilling data,petroleum geochemistry,organic phase classification,diagenesis and fluid inclusion thermometry were integrated to determine the main controlling factors of hydrocarbon accumulation.The distribution of source rocks with low to moderate abundance has controlled the area of oil and gas,and the hydrocarbons occur typically adjacent to the source rocks in vertical.But it is difficult for oil and gas to accumulate in the structural zone far away from the “hydrocarbon kitchen” and the main source rock intervals.The sedimentary process of slowly and shallow burial in early stage-intense uplift in middle stage-rapidly and deep burial in late stage affected the distribution of hydrocarbons.This special sedimentary-burial process also controlled the generation-expulsion history and the reservoir evolution history in the Eastern Sub-basin,and resulted in that the events of generation and expulsion and accumulation of hydrocarbon all occurred during the Neogene.Due to the influences of diagenesis and other factors,the major targets had been turned into the low-porosity and low-permeability reservoirs in the Neogene,making it hard for hydrocarbons to migrate in long distance.Therefore,large-scale hydrocarbon migration and accumulation have not occurred in the Eastern Sub-basin.As a whole,the reservoirs in Eastern Sub-basin features in near-source accumulation,so the targets adjacent to the main “hydrocarbon kitchen” have the lower risk of exploration.Therefore,the structural traps and structural-lithologic composite traps of the secondary structures,which are adjacent to “hydrocarbon kitchen” with good reservoirs,can be the favorable targets in the further exploration.

sedimentary process，oil and gas distribution，hydrocarbon accumulation,Eastern Sub-basin，North Yellow Sea

2015-06-01;

2015-10-01。

刘金萍(1974—)女，博士、高级工程师，油气地球化学及石油地质。E-mail:2497246@qq.com。

王改云(1980—)女，博士、高级工程师，石油地质。E-mail:94198351@qq.com。

国家自然科学青年基金资助项目(41302100)。

0253-9985(2015)06-0888-09

10.11743/ogg20150603

TE122.3

A