劉文峰

(中石化石油工程地球物理有限公司, 南京 211112)

北部灣盆地潿西南凹陷北接潿西南大斷層, 與萬山隆起相鄰, 南靠潿西南低凸起和海中凹陷, 東臨潿洲島, 為一北斷南超、 下斷上拗的箕狀凹陷湖盆[1](圖1)。凹陷總體北東向發(fā)育, 最長約135 km、 最寬約37 km, 面積3 800 km2。潿西南凹陷有約萬米的沉積層厚度, 生油氣量約80×108t、 資源量約6×108t[2]。目前潿西南凹陷油氣產(chǎn)能集中在凹陷東部地區(qū), 油藏類型有隱蔽油氣藏[3]、 斷塊油氣藏[4]、 潛山油氣藏[5]和地層油氣藏[6]等。而西南地區(qū)緩坡帶潿洲組油氣勘探雖有所突破, 但整體勘探程度較低， 多口井失利。

黃建軍等[7]從古地貌演變?nèi)胧质崂砹藵魈絽^(qū)地層演化過程; 劉一鳴等[8]建立了流二、 一段界面上下地層構(gòu)造格局轉(zhuǎn)變的應(yīng)力場(chǎng)成因機(jī)制; 張萍等[9]在此基礎(chǔ)上建立下部超壓、 上部常壓的兩種油氣聚集模式; 范蕊等[10]基于原油地化特征、 劉詩局等[11]利用生物標(biāo)志化合物、 劉平等[12]根據(jù)儲(chǔ)集層流體包裹體, 進(jìn)行油源對(duì)比和分析, 總結(jié)其成藏模式; 李緒深等[13]把東部劃分為凹中隆、 凸起區(qū)、 斜坡帶, 分別建立油氣聚集模式; 陳永嶠等[14]從定性方面建立了斷層封閉性要素與封閉效應(yīng)之間的關(guān)系; 陳奎等[15]、 吳碧波等[16]對(duì)東部地區(qū)潿洲組構(gòu)造圈閉有效性進(jìn)行定量評(píng)價(jià)。前人研究大部分集中于潿西南凹陷東部成熟區(qū), 對(duì)潿洲組西南緣斷塊油藏主控因素、 斷層封堵性方面涉及較少。針對(duì)以上問題, 筆者結(jié)合新的地震、 鉆探資料, 基于微量元素確定主力烴源巖層位, 根據(jù)地質(zhì)應(yīng)力場(chǎng)轉(zhuǎn)變過程和斷層封堵性能研究建立油氣成藏時(shí)空配置關(guān)系, 確定潿洲組西南緣斷塊油藏主控因素, 結(jié)合鉆探成果進(jìn)行驗(yàn)證, 厘清研究區(qū)潿洲組斷塊油藏聚集模式。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

印支運(yùn)動(dòng)以后整個(gè)潿西南地區(qū)一直處于長期隆起剝蝕狀態(tài)。早古新世太平洋板塊西北俯沖造成地幔隆升, 潿西南地區(qū)開始進(jìn)入初期拉張階段, 處于NW-SE向拉張環(huán)境, 北部灣地區(qū)形成NE向半地塹式斷陷盆地群和控盆斷層, 如潿西南凹陷、潿西南大斷裂，潿西南低凸起初步成形, 南與企西隆起相結(jié)。北部潿西南大斷裂和南部潿西南低凸起控制了長流組沉積, 在斷層下降盤沉積紅色洪、 沖積相地層。

始新世早中期, 研究區(qū)處于強(qiáng)烈拉張階段, 印歐板塊碰撞引發(fā)印支地塊的擠出和旋轉(zhuǎn), 應(yīng)力場(chǎng)轉(zhuǎn)為NNW-SSE向, 發(fā)育一系列具有控凹作用的NEE-SWW向斷層, 如1號(hào)斷層, 在其下降盤形成流沙港組沉積中心。流一段以濱淺湖相為主, 流二段時(shí)沉降速率大, 整個(gè)北部坳陷成為統(tǒng)一的湖盆，為湖盆鼎盛時(shí)期, 形成流二段深湖相沉積。始新世末潿西南地區(qū)發(fā)生局部抬升, 流三段表現(xiàn)為一套泥巖、 砂礫巖互層的扇三角洲與濱淺湖沉積。潿西南低凸起從水下接受沉積轉(zhuǎn)為活動(dòng)發(fā)展， 但活動(dòng)強(qiáng)度較小, 主體高部位開始出露水面, 遭受剝蝕。

漸新世, 繼續(xù)沉降, 且速率較大, 湖盆開始擴(kuò)張, 潿三、 四段沉積了一套廣泛分布的以扇三角洲、 濱淺湖為主的砂泥巖地層。隨著沉降趨勢(shì)的繼續(xù), 大規(guī)模的湖進(jìn)作用, 潿二段上層序、 潿一段廣泛發(fā)育大套厚層半深湖-深湖相泥巖。多套地層向南超覆于潿西南低凸起之上。潿西南低凸起強(qiáng)烈活動(dòng), 始新世發(fā)育的統(tǒng)一湖盆被分割成南北格局, 北部形成潿西南斷陷。晚漸新世, 研究區(qū)為拉張至張扭階段, 太平洋板塊持續(xù)俯沖, 印歐板塊碰撞達(dá)到高峰, 印支地塊沿SE向順時(shí)針擠出, 應(yīng)力場(chǎng)轉(zhuǎn)為SN向。擠壓作用逐漸增強(qiáng), 早期NNE向斷裂右旋走滑, 原有伸展斷裂疊加了走滑變形, 形成一系列EW向和NW向斷裂。隨著裂陷活動(dòng)減弱, 斷裂活動(dòng)趨于停止, 大多數(shù)都終止于古近系構(gòu)造層終止面以下。全區(qū)相對(duì)抬升, 潿洲組頂部遭受不同程度剝蝕, 形成T2不整合界面。

新近紀(jì)開始坳陷沉降, 多數(shù)斷裂及潿西南低凸起都停止活動(dòng), 整體接受海相沉積。

潿西南凹陷自北往南劃分為北部斷階帶、 中部洼槽帶、 南部斜坡帶3個(gè)構(gòu)造帶(圖1)。研究區(qū)位于潿西南凹陷西南部, 跨越中部洼槽帶和南部斜坡帶, 東南緊鄰潿西南低凸起。潿西南凹陷以新生代沉積為主, 基底為中生界-古生界碳酸鹽巖、 變質(zhì)巖。充填地層自下而上可分為: 古近紀(jì)陸相地層, 包括古新統(tǒng)長流組(E1ch)、 始新統(tǒng)流沙港組(E2l)、 漸新統(tǒng)潿洲組(E3w); 新近紀(jì)海相地層, 包括下中新統(tǒng)下洋組(N1x)、 中中新統(tǒng)角尾組(N1j)、上中新統(tǒng)燈樓角組(N1d)、 上新統(tǒng)望樓港組(N2w); 第四系(Q)。

圖1 北部灣盆地北部坳陷構(gòu)造區(qū)劃

2 成藏主控因素

2.1 良好的烴源巖條件

2.1.1 烴源巖沉積環(huán)境 本次研究主要基于區(qū)內(nèi)鉆井巖心樣品實(shí)驗(yàn)室測(cè)試的數(shù)十個(gè)微量元素?cái)?shù)據(jù)。 其中Sr、 Ba含量及Sr/Ba值指示當(dāng)時(shí)沉積介質(zhì)的古鹽度, 主要是根據(jù)溶液中Ba的硫酸鹽化合物溶度積及其遷移能力遠(yuǎn)小于Sr的這一地球化學(xué)性質(zhì)[17]; V、 Ni等微量元素在還原環(huán)境中不溶、 氧化環(huán)境下易溶, 一旦發(fā)生沉積很難再遷移, 可作為沉積時(shí)的原始記錄和古沉積水體還原氧化環(huán)境的判別指標(biāo)[18]。

Sr/Ba值常被用來區(qū)分咸水、 淡水介質(zhì)[19-20]： Sr/Ba>1為咸水介質(zhì)(海相), 0.50.84時(shí)反映厭氧環(huán)境, 分層明顯及底層水中出現(xiàn)H2S[21]。

w3井流二段(E2l2)薄片樣品中見大量草莓狀黃鐵礦, 指示硫化、 具較強(qiáng)還原性的古沉積環(huán)境; 有機(jī)碳(TOC)與全硫含量(TS)之間存在明顯的正相關(guān)性(圖2a), 全硫含量越高, 有機(jī)碳含量越大。

圖2 潿西南凹陷西南部烴源巖微量元素關(guān)系

因此判斷流二段烴源巖發(fā)育于還原性較強(qiáng)的淡水沉積環(huán)境, 且這種環(huán)境有利于高豐度烴源巖的形成。

選擇w1、 w3井潿洲組、 流沙港組巖心樣品, 利用V/(V+Ni)、 Sr/Ba交互關(guān)系(圖2b)綜合判別沉積環(huán)境。 潿洲組、 流二段泥巖Sr/Ba平均值分別為0.13、 0.27, 均小于0.5, 故屬于淡水介質(zhì)環(huán)境; V/(V+Ni)值平均值分別為0.56、 0.74, 均大于0.55, 屬于還原環(huán)境; 這與陸相斷陷湖盆的背景吻合。同時(shí)， 流二段樣品V/(V+Ni)值全都在0.72以上, 因此與潿洲組相比, 流二段烴源巖形成環(huán)境具有相對(duì)更強(qiáng)的還原性。

2.1.2 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度 對(duì)本次實(shí)測(cè)的150余個(gè)TOC數(shù)據(jù)進(jìn)行分析, 縱向上潿一、 二段樣品有機(jī)碳含量平均為1.6%, 屬于中等-好烴源巖; 潿三、 四段暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)中等-差, 其中TOC含量0.3%～2.33%; 流一段TOC分布范圍為0.7%～5.2%, 主峰約為2%, 達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn); 流二段TOC分布范圍相對(duì)較寬, 為1.4%～7.8%, 主峰約為3.2%, 且所占比例超過40%。有機(jī)地化數(shù)據(jù)表明， 潿洲組暗色泥巖有機(jī)質(zhì)豐度較流沙港組低, 流二段有機(jī)質(zhì)豐度最好(表1)。

表1 潿西南凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)

2.1.3 烴源巖有機(jī)質(zhì)類型 根據(jù)巖石熱解測(cè)試分析數(shù)據(jù)中最重要的參數(shù)——?dú)渲笖?shù)(IH)和最高熱解峰溫(Tmax)關(guān)系, 判別有機(jī)質(zhì)類型。對(duì)研究區(qū)多口井的樣品測(cè)定結(jié)果統(tǒng)計(jì)顯示(圖3), 流沙港組樣品烴源巖IH主要分布在180～700 mg/g,Tmax主要在425～440 ℃, 有機(jī)質(zhì)類型屬Ⅰ-Ⅱ1型, 偏腐泥型; 潿洲組烴源巖樣品IH分布在100～360 mg/g,Tmax為420～446 ℃, 潿洲組有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ2型為主, 偏腐植型; 流沙港組烴源巖有機(jī)質(zhì)類型較好。

圖3 潿西南凹陷烴源巖氫指數(shù)(IH)與最高熱解峰溫(Tmax)關(guān)系

2.1.4 有機(jī)質(zhì)熱演化特征 烴源巖有機(jī)質(zhì)必須達(dá)到一定的熱演化程度才能生成油氣。根據(jù)區(qū)內(nèi)流沙港組鉆井樣品, 對(duì)其鏡質(zhì)體反射率Ro進(jìn)行實(shí)測(cè), 建立烴源巖樣品Ro與埋藏深度D的關(guān)系, 由此確定流二段烴源巖樣品生烴門限、 生油高峰對(duì)應(yīng)的Ro分別為0.6%、 0.85%, 其中巖心樣品實(shí)測(cè)Ro為0.6%時(shí)， 對(duì)應(yīng)埋藏深度為2 600 m。因此， w1、 w2井流二段烴源巖Ro<0.6%, 還未成熟; w3、 w4井流二段烴源巖0.6%

從沉積環(huán)境、 有機(jī)地化數(shù)據(jù)分析、 有機(jī)質(zhì)類型等參數(shù)表明, 流沙港組烴源巖各項(xiàng)指示均優(yōu)于潿洲組烴源巖, 因此研究區(qū)流沙港組為主要烴源巖, 其中流二段為最佳。

2.2 儲(chǔ)集層

鉆井揭示研究區(qū)儲(chǔ)集層以潿三、 四段和流一段最好, 具有中-高孔隙度、 高滲透率的特征。潿三段以單層厚度大、 物性好的河湖相砂泥巖為主, 儲(chǔ)層分布受沉積相控制, 在潿西南凹陷大部分地區(qū)穩(wěn)定廣泛分布, 是一套區(qū)域性儲(chǔ)集層。w5井樣品潿三段地層孔隙度在24.1%～30.6%, 滲透率在233.6～688.5 mD, 達(dá)到高孔、 高滲水平, 物性較好, 可作為良好的儲(chǔ)層。

2.3 蓋層

因大規(guī)模湖進(jìn)作用, 潿一、 二段沉積了大套厚層半深湖相灰綠色泥巖, 區(qū)域上分布廣泛、 穩(wěn)定, 為下部?jī)?chǔ)集層提供良好的區(qū)域蓋層。w4井潿二段厚度達(dá)400 m、 泥巖占比60%左右, 潿一段泥巖占比50%左右。在潿西南低凸起北緣雖遭剝蝕而部分地區(qū)缺失潿一、 二段上亞段巖性, 潿二段下亞段以厚層泥巖為主, 泥巖含量達(dá)60%, 在構(gòu)造上厚度仍有300余m, 仍作為局部性蓋層。

2.4 時(shí)空配置關(guān)系

2.4.1 時(shí)間配置 漸新世, 拉張作用使原來僅在流沙港組發(fā)育的斷裂進(jìn)一步向上延伸, 形成下通流沙港組烴源巖、 上連潿洲組砂體的溝源斷層, 同時(shí)在潿洲組產(chǎn)生一系列與溝源斷層相伴生的斷塊、 斷鼻圈閉。隨著漸新世末裂陷活動(dòng)減弱, 張性斷層向上消失于潿一、 二段巨厚泥巖中, 新近系坳陷沉降, 潿洲組構(gòu)造圈閉基本定型。后續(xù)輕微的北西向擠壓對(duì)潿洲組圈閉幾乎無影響。

潿西南凹陷流二段烴源巖在漸新世早期(34 Ma)開始成熟, 主要經(jīng)歷了兩次生排烴階段[22]: 第1次在漸新世中晚期, 排烴高峰時(shí)間短、 排烴量少; 第2次從中中新世末至今, 排烴量大、 熱演化成熟度適中, 以第2次生油排烴為主(圖4)。研究區(qū)潿洲組構(gòu)造圈閉基本定型時(shí)流二段烴源巖第2次生油排烴還未開始, 因此時(shí)間配置有利于油氣的聚集和保存。

圖4 潿西南凹陷潿洲組油氣系統(tǒng)事件關(guān)系

2.4.2 空間配置 研究區(qū)緊鄰西部生油洼陷, 東南接潿西南低凸起, 潿西南低凸起傾末端延伸至西北部生油中心, 平面位置優(yōu)越。漸新世時(shí)期拉張作用在潿洲組發(fā)育反向正斷層, 潿二、 一段蓋層泥巖下掉, 斷層兩側(cè)砂巖與泥巖對(duì)接, 形成屋脊構(gòu)造。地震資料顯示, 研究區(qū)溝源斷層的最大斷距僅有250 m, 遠(yuǎn)小于潿二段泥巖500多 m的厚度。有效泥巖蓋層厚度大, 油氣被阻隔在潿二、 一段泥巖蓋層之下, 縱向接觸關(guān)系良好。

2.4.3 斷層封堵性能 斷層具有二元作用, 活動(dòng)時(shí)為油氣運(yùn)移的重要通道, 閉合時(shí)為油氣聚集成藏重要的遮擋條件[23]。研究區(qū)潿洲組以正斷層斷塊油藏為主。雖然正斷層伴生的裂隙已被塑性的泥巖涂抹層、 成巖作用形成的致密物質(zhì)以及石油氧化降解物重油瀝青等物質(zhì)充填, 且有潿洲組上部蓋層泥巖, 但斷層是否封堵、 斷塊圈閉是否有效未知, 需要對(duì)斷層封閉性進(jìn)行評(píng)價(jià)。

影響斷層封堵性效果的關(guān)鍵為封堵盤斷層巖與儲(chǔ)集層目標(biāo)盤之間的排替壓力差, 兩者之間壓力差越大, 斷層封堵性效果越好; 排替壓力大小與斷層巖泥質(zhì)含量和斷層巖埋深呈正相關(guān), 與斷面傾角大小呈負(fù)相關(guān)。依據(jù)已鉆圈閉信息， 采用定量方法對(duì)研究區(qū)潿洲組斷層側(cè)向封堵性與垂向封堵性結(jié)合分析, 對(duì)斷塊圈閉有效性進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。

(1)斷層側(cè)向封堵性定量研究。斷層巖和對(duì)接蓋層為封堵盤, 儲(chǔ)集層為目標(biāo)盤, 當(dāng)目標(biāo)盤的排替壓力小于封堵盤的排替壓力時(shí), 即可實(shí)現(xiàn)斷層側(cè)向封堵成藏。斷層巖泥質(zhì)含量的定量評(píng)價(jià)常使用斷層泥比率(SGR)、 泥巖涂抹系數(shù)(SSF)這兩個(gè)參數(shù)[24-26]。

根據(jù)SGR、SSF在斷層側(cè)向封堵中的意義, 建立已鉆圈閉圖, 將其應(yīng)用于研究區(qū)斷層側(cè)向封堵性定量研究。根據(jù)判別圖版中值域大小， 將計(jì)算樣點(diǎn)油水性質(zhì)劃分為水層區(qū)、 油水同層區(qū)、 油層區(qū)(圖5)。統(tǒng)計(jì)樣點(diǎn)的SGR和SSF, 油層斷面處:SGR>0.63,SSF<1.72; 油水同層區(qū): 0.542。

(2)斷層垂向封堵性定量分析。斷層垂向封堵性是指斷層對(duì)沿?cái)嗝媲芯€方向油氣運(yùn)移的封堵能力[26], 封閉壓力大于油氣沿?cái)嗝媲邢虻臄U(kuò)散運(yùn)移排替壓力時(shí), 則斷層垂向封堵性能良好。斷層垂向封堵性能取決于斷裂帶泥質(zhì)含量及后期壓實(shí)成巖作用; 封堵性能與斷裂帶泥質(zhì)含量、 成巖壓力、 作用時(shí)間、 埋深等因素呈正相關(guān)。以計(jì)算樣點(diǎn)深度和泥質(zhì)含量的乘積為橫坐標(biāo)、 蓋層厚度與儲(chǔ)層厚度的比值為縱坐標(biāo), 建立斷層垂向封堵性判別圖。將其應(yīng)用于研究區(qū)潿洲組已鉆圈閉(圖5), 綜合判別發(fā)現(xiàn)， 當(dāng)深度和泥質(zhì)含量的乘積大于1.25、 蓋層厚度與儲(chǔ)層厚度的比值大于2.25時(shí), 成藏概率大。

圖5 潿西南凹陷西南區(qū)斷層封堵能力定量評(píng)價(jià)

2.5 疏導(dǎo)體系與成藏模式

研究區(qū)潿洲組構(gòu)造圈閉定型期略早于油氣生烴充注期。流二段有效烴源巖范圍內(nèi)生成的油氣首先沿著溝源斷裂向上運(yùn)移至潿洲組巖層, 一部分油氣沿著橫向滲透性砂體層和不整合面進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移, 優(yōu)先占據(jù)溝源斷裂伴生的斷塊圈閉空間聚集成藏, 其余的油氣繼續(xù)呈總體向上的“T”形運(yùn)移(圖6); 同時(shí)另一部分油氣沿溝源斷裂繼續(xù)向上運(yùn)移到達(dá)潿洲組上部泥巖底板, 在泥巖底板附近的斷塊圈閉聚集成藏或沿滲透性砂體層、 不整合面繼續(xù)進(jìn)行總體向上的“T”形運(yùn)移; 最終在凹陷邊緣不整合面形成地層油藏或新近系披覆背斜中聚集成藏。

圖6 潿西南凹陷西南區(qū)潿洲組成藏模模式

潿洲組立體輸導(dǎo)體系由斷層、 不整合面和滲透性砂體聯(lián)合構(gòu)成, 垂向運(yùn)移以溝源斷層為主, 側(cè)向運(yùn)移以不整合面和滲透性砂體為主, 油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿榱黧w勢(shì)差。研究區(qū)潿洲組圈閉為斷塊型油藏, 縱向上多個(gè)斷塊圈閉依附于溝源斷層, 各自構(gòu)成獨(dú)立的油水邊界, 橫向上遠(yuǎn)離溝源斷裂和流二段, 有效烴源巖范圍的圈閉成藏概率小, 反向正斷層構(gòu)成的屋脊構(gòu)造更易成藏。

3 油氣鉆遇成果

在對(duì)潿西南凹陷潿洲組西南部油氣成藏規(guī)律深入分析的基礎(chǔ)上, 以潿洲組為主要目的層, 鉆探發(fā)現(xiàn)了潿洲組多個(gè)構(gòu)造, 證實(shí)了西南區(qū)勘探潛力巨大。w4-1井鉆遇油水同層11.8 m(1層), 以油水同層為主。w4井鉆遇油層79.8m(5層)、 垂厚54.8 m, 油水同層1層、 垂厚8.1 m, 以油層為主; 日產(chǎn)氣75 929 m3/d, 日產(chǎn)油1 349 m3/d。w5井以水層和干層為主。w6-2井鉆遇油層2層, 斜厚17.4 m, 垂厚11 m; 油水同層1層, 斜厚2 m, 垂厚1.3 m; 日產(chǎn)油26 m3/d。 w6井鉆遇油層58.6 m(7層), 其中潿三段鉆遇5.6 m油層靜壓力為17.51 MPa; 油水同層18.0 m(4層); 日產(chǎn)氣5 830 m3/d, 日產(chǎn)油301 m3/d。w4、 w6-2、 w6具有良好的油氣產(chǎn)量。

(1)w4、 w4-1井鉆遇分析(圖7)。w4、 w4-1井處于兩條溝源斷裂夾持形成的斷塊上, w4-1井雖有反向正斷層遮擋、 但處于斜坡帶; w4井較w4-1處于更高的位置、 正向構(gòu)造、 斷塊圈閉, 靠鄰溝源斷裂FD。流二段生成的油氣沿溝源斷裂F3向上運(yùn)移至潿洲組, 橫向運(yùn)移時(shí)經(jīng)過w4-1井區(qū), 但在斜坡地帶無法大規(guī)模匯聚成藏, 繼續(xù)橫向運(yùn)移至w4井圈閉區(qū)。w4井圈閉同時(shí)接受由沿溝源斷裂FD縱向運(yùn)移而來的油氣。

圖7 潿洲組w4、 w4-1井資料解釋剖面

(2)w5井失利原因。w5井原有資料有限， 對(duì)其構(gòu)造認(rèn)識(shí)不準(zhǔn)確, 前期沒有發(fā)現(xiàn)低部位的小斷層， 導(dǎo)致圈閉平面范圍預(yù)估過大。w5井鉆遇圈閉低部位, 因此以水層為主。

(3)w6-2井油層薄原因。w6-2井處于正向構(gòu)造, 鉆遇溝源斷裂夾持形成的斷塊圈閉區(qū)。后續(xù)地層活動(dòng)形成的斷層F28從圈閉左邊緣切過, 使圈閉分割為兩部分, 高部位含油、 低部位不含油。w6-2井鉆遇潿三段一油組， 但并未鉆遇圈閉主體高部位, 因此雖有油氣顯示，但油層相地較薄。

(4)w6井鉆遇成功分析(圖8)。w6井處于正向構(gòu)造, 鉆遇溝源斷裂夾持形成的斷塊圈閉區(qū)。下部溝源斷裂不斷提供油氣, 前方有反向屋脊正斷層, 因斷層作用上部潿二段大套泥巖下掉， 對(duì)潿三段儲(chǔ)集層形成遮擋封堵, 圈閉時(shí)空配置良好。

圖8 潿洲組w6井資料解釋剖面

4 結(jié) 論

(1)通過烴源巖微量元素測(cè)定， 碳硫含量呈正相關(guān)性, 驗(yàn)證了流二段烴源巖形成環(huán)境具有相對(duì)更強(qiáng)的還原性。

(2)潿洲組為斷塊油藏, 油氣在流體勢(shì)差作用下, 依靠由斷層、 不整合面與滲透性砂體聯(lián)合構(gòu)成的立體輸導(dǎo)體系， 呈總體向上的“T”形運(yùn)移。

(3)潿洲組良好的時(shí)空配置關(guān)系是斷塊圈閉有效性的關(guān)鍵因素。

(4)研究區(qū)沿溝源斷裂斷塊圈閉、 潿西南低凸起邊緣古隆起帶是下一步有利的勘探區(qū)。