渤海海域中生界覆蓋型潛山成藏認(rèn)識與渤中13-2大油田發(fā)現(xiàn)*

薛永安 李慧勇 許 鵬 劉慶順 崔海忠

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

潛山指的是被不整合埋藏在年輕地層之下屬于盆地基底的古地形高點[1]。渤海海域發(fā)育多種類型潛山，從前新生代地層構(gòu)成看，主要包括：太古界變質(zhì)巖結(jié)晶基底、元古界—下古生界碳酸鹽巖、中生界碎屑巖-火山碎屑巖。就太古界變質(zhì)巖潛山而言，依據(jù)其上覆前新生代地層發(fā)育情況及與新生代地層接觸關(guān)系，可劃分為暴露型和覆蓋型兩類。暴露型潛山指的是太古界變質(zhì)巖之上沒有中生界-古生界覆蓋，直接與新生界碎屑巖接觸的潛山；覆蓋型潛山指的是太古界變質(zhì)巖之上被較為致密的中生界或古生界覆蓋，不能直接與新生代碎屑巖地層接觸的潛山，包括中生界—太古界二元結(jié)構(gòu)覆蓋型潛山和中生界—古生界—太古界三元結(jié)構(gòu)覆蓋型潛山[1]。

從渤海海域50余年的潛山勘探實踐來看，太古界變質(zhì)花崗巖暴露型潛山(下文統(tǒng)稱“暴露型潛山”)已獲得多個大中型油氣田發(fā)現(xiàn)[2-5]，如位于遼東灣坳陷遼西低凸起的錦州25-1南大油田和近期在渤中凹陷西南部發(fā)現(xiàn)的渤中19-6大型凝析氣田，特別是渤中19-6太古界暴露型潛山大凝析氣田的成功發(fā)現(xiàn)，實現(xiàn)了中國東部天然氣勘探的突破[6-10]，極大推動了渤海海域深埋潛山的勘探進程。對比而言，渤海海域被中生界覆蓋的太古界潛山(下文統(tǒng)稱“覆蓋型潛山”)尚未獲得規(guī)模型油氣發(fā)現(xiàn)[11]。此外，在渤海灣盆地陸上覆蓋型潛山勘探成功的實例也較少，除遼河坳陷興隆臺潛山大型油田外[12-14]，也只有冀中坳陷長3油田和濟陽坳陷埕島油田等少數(shù)覆蓋型潛山獲得中小規(guī)模油氣發(fā)現(xiàn)[15-19]。

覆蓋型潛山與暴露型潛山相比，油氣成藏條件更為苛刻，成儲和成藏規(guī)律更為復(fù)雜。以渤中19-6大氣田為例，深埋暴露型潛山具有優(yōu)越的成儲和成藏條件。一方面，由于太古界變質(zhì)花崗巖經(jīng)歷長期暴露，易于形成風(fēng)化殼型—內(nèi)幕型規(guī)模儲集體；另一方面，由于潛山儲層與上覆古近系烴源巖直接接觸，具有多灶超壓供烴、區(qū)域性超壓泥巖封蓋、晚期近源快速成藏的優(yōu)勢[7-9]。對比而言，覆蓋型潛山由于在太古界變質(zhì)巖與古近系烴源巖之間隔了較厚的中生代地層，且中生代地層巖性以凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r及凝灰質(zhì)砂礫巖為主，一般較為致密，中生界致密層雖可作為下伏太古界變質(zhì)巖潛山的蓋層，但其對太古界變質(zhì)巖潛山儲層形成和油氣充注具有較大的負(fù)面影響。從渤海已鉆井情況看，覆蓋型潛山頂部風(fēng)化殼型儲層發(fā)育普遍較差，不易形成規(guī)模型儲集體；另外，中生界致密層將上覆古近系烴源巖與下伏太古界潛山地層隔開，導(dǎo)致油氣充注和運移條件更加苛刻。因此，隔著中生界致密層，太古界變質(zhì)花崗巖潛山是否能發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層，油氣如何運移充注，能否形成規(guī)模油氣藏，是制約渤海海域覆蓋型潛山勘探突破的地質(zhì)難題。

針對上述地質(zhì)難題，通過重點攻關(guān)研究，取得渤海海域覆蓋型潛山成儲、成藏的新認(rèn)識，并指導(dǎo)勘探實踐，首次在渤海海域渤中凹陷西南部成功發(fā)現(xiàn)了渤中13-2大型覆蓋型潛山油田，突破了覆蓋型潛山難以形成優(yōu)質(zhì)儲層、難以規(guī)模成藏的傳統(tǒng)認(rèn)識，對渤海灣盆地及中國近海其他盆地覆蓋型潛山的勘探具有重要啟發(fā)意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

渤中13-2構(gòu)造位于渤海海域渤中凹陷西南部，西鄰渤中西南次洼，南接渤中19-6氣田，北部與沙壘田凸起相鄰(圖1a)。鉆井揭示研究區(qū)自下而上發(fā)育太古界、中生界、古近系沙河街組和東營組、新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組以及第四系平原組7套地層。圍區(qū)渤中凹陷主洼和西南次洼發(fā)育沙三段、沙一段和東二下—東三段3套烴源巖，有機質(zhì)類型Ⅰ—Ⅱ2型，為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖；研究區(qū)夾持于渤中凹陷主洼和西南次洼之間，具有優(yōu)越的油氣匯聚背景[20]。該區(qū)經(jīng)歷了印支、燕山、喜山等多期構(gòu)造運動的改造，受北東向、南北向多期多走向斷層的控制，發(fā)育一系列斷塊型潛山圈閉，南部渤中19-6大型凝析氣田區(qū)為暴露型潛山，北部渤中13-2構(gòu)造主體區(qū)為中生界覆蓋型潛山(圖1b)。

圖1 研究區(qū)區(qū)域位置圖(a)和潛山平面分布圖(b)Fig .1 Location map(a)and buried hill distribution map(b)of study area

2 “垂向頂部差異，橫向內(nèi)幕連續(xù)”——大型變質(zhì)花崗巖潛山儲層分布模式

渤中13-2與渤中19-6構(gòu)造均位于渤海郯廬西支走滑斷裂帶上，經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動，形成了復(fù)雜的斷裂體系。渤中13-2構(gòu)造西南側(cè)局部地區(qū)(B、C井區(qū))為太古界暴露區(qū)，與渤中19-6潛山類型相同。本文從鉆井較多的渤中19-6和渤中13-2南塊暴露型潛山入手，基于大量常規(guī)測井、FMI成像測井、巖心、壁心、巖屑及巖石薄片鑒定等資料，研究其儲層發(fā)育特征及形成主控因素，進而預(yù)測中生界覆蓋型潛山儲層發(fā)育情況。

2.1 暴露型潛山儲層發(fā)育特征

渤中19-6與渤中13-2南塊太古界暴露型潛山的巖性和儲層發(fā)育特征基本一致，巖性均以變質(zhì)花崗巖和片麻巖為主。垂向上潛山儲層明顯具有二元結(jié)構(gòu)，即表層風(fēng)化裂縫帶和內(nèi)幕裂縫帶(圖2)[8]；橫向上儲層內(nèi)幕形成相互連通的縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

圖2 渤中19-6暴露型太古界潛山儲層綜合特征圖Fig .2 Comprehensive reservoir characteristics of BZ19-6 Archean outcrop buried hill

上部風(fēng)化裂縫帶地層厚度為150.5～315.9 m，儲層厚度為36.4～201.2 m，分布較穩(wěn)定，儲層凈毛比高。發(fā)育網(wǎng)狀縫和粒內(nèi)溶蝕孔，以孔隙-裂縫型和裂縫-孔隙型儲層為主，縫-縫及縫-孔相互溝通，形成很好的儲集空間，儲層物性較好。

內(nèi)幕裂縫段地層厚度一般在120.7～740.2 m，儲層厚度20.9～255.8 m，縱向致密段、隔夾層較多，非均質(zhì)性強。內(nèi)幕儲層儲集空間主要類型是裂縫，以高角度剪切縫為主，可見共軛剪切縫以及單向剪切縫，裂縫縫面平直且多切穿礦物顆粒，存在相互切割的多期裂縫，在內(nèi)幕斷裂發(fā)育區(qū)裂縫儲層相對更發(fā)育。

通過鉆井和地震資料系統(tǒng)分析，將前新生代斷裂按活動期次劃分為印支早期、印支晚期和燕山期3期，平面上3期斷裂對研究區(qū)成儲起到了關(guān)鍵作用，在靠近斷裂范圍內(nèi)普遍發(fā)育多期改造的裂縫型儲集空間(圖3)。地球物理正演模擬指示不同尺度斷裂(裂縫)均有不同程度的高角度反射現(xiàn)象，野外太古界露頭也顯示高角度斷裂節(jié)理發(fā)育，表明潛山內(nèi)幕高角度地震反射特征與內(nèi)幕裂縫發(fā)育程度具有很強的相關(guān)性。從研究區(qū)過井地震剖面看，在靠近大斷層及多期斷層交會部位高角度反射更明顯、更密集(圖4)，這也反映了橫向上潛山內(nèi)幕裂縫儲層發(fā)育與斷層密切相關(guān)。

圖3 渤中凹陷西南部前新生代斷裂及潛山圈閉分布圖Fig .3 Plane distribution of pre-Cenozoic faults and buried hill traps in southwest of Bozhong sag

圖4 渤中19-6與渤中13-2構(gòu)造區(qū)典型地震剖面(剖面位置見圖3)Fig .4 Typical seismic profile of BZ19-6 and BZ13-2 structural area(see Fig.3 for location)

2.2 內(nèi)幕裂縫型儲層形成主控因素

渤中13-2覆蓋型太古界潛山之上覆蓋了300～1 500 m的巨厚中生界砂礫巖和凝灰?guī)r，影響發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層。通過對渤海典型覆蓋型潛山頂部儲層及其上覆中生界火山質(zhì)砂礫巖研究表明，中生界覆蓋型太古界變質(zhì)花崗巖受上覆古老沉積巖和火成巖影響，上覆砂礫巖中的綠泥石在長時期的風(fēng)化淋濾作用下容易形成水解作用，即綠泥石礦物被水沿著孔隙向下伏太古界變質(zhì)巖的裂縫中滲透并充填其中，造成潛山頂部風(fēng)化帶裂縫被綠泥石礦物充填(圖5)，而同時由于其上被中生界地層覆蓋，出露時間相對更短，遭受風(fēng)化淋濾改造作用更弱，難以形成風(fēng)化殼型儲層，渤海多年的鉆井也未發(fā)現(xiàn)該類型儲層。

圖5 渤海典型覆蓋型潛山頂部薄片特征(被充填較為嚴(yán)重)Fig .5 Characteristics of thin sections at the top of typical buried hill in Bohai(seriously filled)

成像測井資料顯示渤中19-6、渤中13-2南側(cè)暴露型潛山均發(fā)育東西、北西、北東東向等多期多組裂縫，裂縫走向與鄰近主干斷裂走向一致，裂縫密度與距斷層的距離正相關(guān)。結(jié)合構(gòu)造演化、區(qū)域應(yīng)力場與裂縫發(fā)育關(guān)系分析，認(rèn)為本區(qū)太古界潛山內(nèi)幕裂縫形成主要受控于早印支期、晚印支期和燕山期3期構(gòu)造應(yīng)力疊加改造作用[21-30]。印支早期遭受南北向擠壓，形成北西向逆沖斷層和伴生擠壓裂縫；印支晚期遭受北東向擠壓，形成北北西向逆沖斷層和伴生擠壓裂縫；燕山期以來，遭受北北東向郯廬走滑斷裂西支左旋走滑與北西向張蓬斷裂渤中段的逆沖活動的共同作用，有利于形成網(wǎng)狀連通型內(nèi)幕裂縫(圖6)。因此，早期擠壓與晚期強烈的走滑及負(fù)反轉(zhuǎn)作用的疊加改造，尤其是燕山期以來復(fù)雜的構(gòu)造改造，是形成潛山內(nèi)幕有效縫網(wǎng)的基礎(chǔ)。

圖6 渤中凹陷西南部太古界潛山應(yīng)力場及裂縫發(fā)育模式圖Fig .6 Stress field and fracture development model of Archean buried hill in southwest Bozhong sag

綜上分析，“垂向頂部差異，橫向內(nèi)幕連續(xù)”是研究區(qū)變質(zhì)巖潛山儲集層分布模式(圖7)。其特點是，頂部儲層受中生界覆蓋影響，風(fēng)化裂縫型儲層較暴露區(qū)潛山發(fā)育差；但內(nèi)幕裂縫帶與渤中19-6暴露型潛山類似，發(fā)育潛山內(nèi)幕立體網(wǎng)絡(luò)裂縫儲層，且具有良好的儲集物性。因此，預(yù)測內(nèi)幕裂縫帶儲層是渤中13-2覆蓋型潛山的主要勘探層系。

圖7 渤中凹陷西南部太古界潛山裂縫型儲層發(fā)育模式圖Fig .7 Fracture development reservoir model of Archean buried hill in southwest Bozhong sag

3 “斷面超壓充注—網(wǎng)狀縫高效輸導(dǎo)” ——覆蓋型潛山油氣成藏模式

3.1 暴露型潛山油氣成藏模式

渤中13-2構(gòu)造南側(cè)的渤中19-6氣田被渤中凹陷主洼、南洼和西南洼所環(huán)繞，每個洼陷都是一個生烴中心，具有優(yōu)越的成藏物質(zhì)基礎(chǔ)[9,11]。暴露型潛山頂面不整合與原地古近系優(yōu)質(zhì)烴源巖廣泛接觸，同時洼陷中心烴源巖生成的油氣也可通過大型潛山頂面不整合運移至潛山圈閉。因此，潛山頂面不整合為烴類遠距離高效運移和規(guī)模成藏創(chuàng)造了條件。另外，渤中19-6氣田圍區(qū)各洼陷帶烴源巖處于高演化階段，普遍發(fā)育超壓，壓力系數(shù)普遍達到1.4～1.6，而太古界潛山為常壓-弱超壓系統(tǒng)，超壓為油氣運移和充注提供了充足動力。綜上所述，渤中19-6氣田具有多洼烴源巖超壓供烴、不整合高效輸導(dǎo)和常壓—弱超壓潛山圈閉匯聚的成藏特征。

3.2 覆蓋型潛山油氣成藏模式

渤中13-2構(gòu)造主體區(qū)太古界潛山被中生界致密砂礫巖和凝灰?guī)r所覆蓋，太古界潛山頂面不整合未與烴源巖直接接觸，能否規(guī)模成藏存在爭議，渤海也從未在該領(lǐng)域獲得突破。通過對輸導(dǎo)體系系統(tǒng)研究，認(rèn)為渤中13-2太古界潛山具有“不整合—斷層面—網(wǎng)狀縫”復(fù)合油氣輸導(dǎo)路徑。

首先，側(cè)向斷層面充注窗口是渤中13-2覆蓋型潛山成藏的前提條件。渤中13-2構(gòu)造主體區(qū)太古界潛山受上覆中生界致密層阻隔，油氣難以沿大型不整合面充注成藏，更多以斷層面作為側(cè)向油氣充注窗口，渤中13-2構(gòu)造西部和南部斷層發(fā)育，充注窗(斷面與有效烴源巖接觸部分)面積達7.3 km2，最大充注窗高度達1 000 m。

其次，太古界暴露區(qū)潛山頂部不整合及不整合—斷層配置關(guān)系，對覆蓋型潛山的規(guī)模成藏具有重要控制作用。暴露區(qū)潛山頂部發(fā)育風(fēng)化殼孔縫型優(yōu)質(zhì)輸導(dǎo)層，是周邊生烴洼陷生成的油氣向潛山圈閉運移的優(yōu)質(zhì)輸導(dǎo)通道。但是，只有不整合的上傾部位與斷層面充注窗口相接觸時，油氣在浮力作用下才可通過不整合輸導(dǎo)層遠距離運移至斷層面附近，再通過斷層面充注窗向潛山內(nèi)幕充注成藏；如果不整合的下傾部位與斷層面充注窗相接觸時，油氣則難以向潛山充注運移，僅依靠斷層面附近的烴源難以滿足潛山大規(guī)模油氣充注的需求。因此，不整合—斷面的良好配置對潛山大規(guī)模成藏具有重要控制作用。

另外，太古界潛山內(nèi)幕受構(gòu)造作用控制而發(fā)育的網(wǎng)狀裂縫體系為烴類在潛山內(nèi)幕遠距離運移提供了可能。渤中13-2構(gòu)造控圈斷層長期活動，斷層附近太古界潛山裂縫尤為發(fā)育，斷層帶和潛山裂縫帶融為一體，油氣更容易通過斷面直接進入太古界潛山內(nèi)幕。

從油氣運移動力條件看，圍區(qū)烴源巖層內(nèi)普遍存在的超壓，為烴類充注和運移提供了強的動力。渤中13-2構(gòu)造圍區(qū)沙河街組—東營組下段烴源巖內(nèi)壓力系數(shù)普遍介于1.4～1.8，表現(xiàn)為超壓或強超壓，超壓烴源巖通過斷層面與常壓的太古界潛山儲層直接對接，強壓差可為烴類充注和油氣在潛山儲層內(nèi)運移提供動力，驅(qū)使烴類向太古界潛山低勢區(qū)運移聚集。

綜上分析，認(rèn)為渤中13-2覆蓋型潛山具有“斷面超壓充注—網(wǎng)狀縫高效輸導(dǎo)”的油氣接力運移成藏模式。渤中13-2構(gòu)造東南側(cè)區(qū)域不整合面與古近系優(yōu)質(zhì)烴源巖廣泛接觸，并且不整合高部位與渤中13-2構(gòu)造潛山斷層面供烴窗口相連，古近系烴源巖生成的油氣可沿區(qū)域不整合面運移至斷層面附近，在源—儲強壓差情況下，油氣可以穿過斷層面向太古界潛山內(nèi)幕儲層充注，而潛山內(nèi)幕網(wǎng)狀裂縫又為烴類向潛山低勢區(qū)運移和聚集成藏提供了可能(圖8)。

圖8 渤中13-2覆蓋型潛山油氣成藏模式Fig .8 Oil and gas accumulation mode of BZ13-2 covered buried-hill

4 渤中13-2覆蓋型潛山勘探突破

4.1 發(fā)現(xiàn)歷程

渤中13-2地區(qū)在早期就已有發(fā)現(xiàn)，受潛山成藏認(rèn)識和技術(shù)限制，1997年鉆探的BZ13-1-1井完鉆于中生界頂部，只發(fā)現(xiàn)了渤中13-1沙河街組小型油藏；2016—2017年，隨著渤中19-6大型太古界花崗巖潛山凝析氣田的發(fā)現(xiàn)，厘清了渤中19區(qū)—渤中13區(qū)印支期和燕山期為主的前中生代造山機制，并在渤中19-6構(gòu)造北部中生界覆蓋區(qū)發(fā)現(xiàn)渤中13-2大型整裝潛山圈閉。渤中13-2潛山南部局部與渤中19-6相似，為太古界暴露型潛山。2018年在渤中13-2構(gòu)造南部太古界暴露區(qū)鉆探了BZ13-2-B井和BZ13-2-C井，均在太古界潛山發(fā)現(xiàn)厚層油層，證實了渤中19-6構(gòu)造北部的暴露型太古界潛山同樣具有很好的勘探潛力?；诓持?9-6和渤中13-2南塊豐富的勘探資料，通過系統(tǒng)的成儲、成藏研究，認(rèn)識到該區(qū)太古界花崗巖潛山不僅具備形成大規(guī)模內(nèi)幕網(wǎng)狀裂縫型儲層的地質(zhì)條件，同時具備“超壓強注—高效輸導(dǎo)”潛山內(nèi)幕成藏條件，進而預(yù)測渤中13-2構(gòu)造主體區(qū)中生界覆蓋型太古界潛山具有形成大規(guī)模油藏的有利條件。

2020年，在中生界覆蓋區(qū)太古界潛山相繼鉆探了BZ13-2-D井、BZ13-2-E井和BZ13-2-F井，均獲得成功。其中，BZ13-2-E井太古界潛山測井解釋油層103.4 m(圖9)，用11.11 mm油嘴求產(chǎn)，平均日產(chǎn)油411.48 m3，平均日產(chǎn)氣252 678 m3。由此發(fā)現(xiàn)了渤中13-2具有億方級儲量規(guī)模的大型揮發(fā)性油田。

圖9 BZ13-2-E井地層綜合柱狀圖Fig .9 Comprehensive stratigraphic histogram of Well BZ13-2-E

4.2 油藏特征

渤中13-2油田含油層位主要為太古界。受走滑-伸展斷裂體系相互切割的控制，圈閉為具有背斜、斷鼻形態(tài)的復(fù)雜斷塊潛山圈閉，圈閉南部小部分面積為太古界暴露區(qū)，中北部主體部位為中生界覆蓋區(qū)。南部太古界暴露區(qū)儲層與渤中19-6凝析氣田相似，由太古界變質(zhì)巖及頂部砂礫巖組成；北部中生界覆蓋區(qū)主要儲層為太古界變質(zhì)花崗巖，儲集空間以裂縫為主，局部可見網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)。太古界暴露區(qū)孔隙度在2.0%～6.7%，平均值3.6%，滲透率在0.1～29.8 mD，平均值為5.9 mD；中生界覆蓋區(qū)太古界潛山儲層孔隙度在0.6%～8.3%，平均值為3.13%，滲透率在0.1～97.1 mD，平均值為6.2 mD。

依據(jù)太古界潛山測試獲得的地層溫度和壓力資料，渤中13-2油藏為常溫、弱超壓系統(tǒng)，地層溫度梯度為3.6 ℃/100 m，壓力系數(shù)為1.095～1.104。渤中13-2油藏地面原油具有低密度、低黏度、低含硫、高含蠟、高凝固點的特征，地面原油密度介于0.811～0.812 g/cm3(20 ℃)，黏度介于2.30～2.40 mPa·s(50 ℃)，含硫量介于0.02%～0.03%，含蠟量介于19.40%～21.84%，凝固點介于21～24 ℃(表1)。渤中13-2油藏原油高含溶解氣，氣油比介于486～682 m3/m3，溶解氣具有中含CO2、微含硫的特點。溶解氣中CH4含量介于78.05%～78.99%，C2H6—C6H14含量介于14.99%～16.24%，N2含量介于0.39%～0.79%，CO2含量介于5.23%～5.33%，H2S含量介于6.5～8.9 ppm(表1)。地層流體綜合分析表明，渤中13-2太古界潛山油藏為揮發(fā)性油藏，井流物中C1+N2含量為61.19%，C2-C6+CO2含量為22.28%，C7+含量為15.06%。此外，渤中13-2油藏流體PVT實驗分析表明，地層溫度均低于臨界溫度與最大凝析溫度，且泡點壓力小于地層壓力，隨著地層壓力低于泡點壓力，壓力的降低會導(dǎo)致劇烈相變，原油急劇收縮而脫氣，氣飽和度增加，形成揮發(fā)性油藏。

表1 渤中13-2油田原油和天然氣分析數(shù)據(jù)Table 1 Crude oil and gas analysis data of Bozhong 13-2 oilfield

4.3 成藏模式

渤中13-2大型揮發(fā)性油田的發(fā)現(xiàn)，證實了“斷面超壓強注—網(wǎng)狀裂縫高效輸導(dǎo)”是覆蓋型花崗巖潛山的成藏模式(圖8)。來自周邊富烴洼陷沙河街組—東營組下段烴源巖生成的油氣，首先沿太古界暴露區(qū)區(qū)域不整合橫向運移至渤中13-2潛山的控圈斷層附近，然后在源—儲強壓差動力作用下，穿過斷面直接充注進入潛山內(nèi)幕網(wǎng)狀裂縫儲層，再通過連通的網(wǎng)狀裂縫輸導(dǎo)層向潛山低勢區(qū)運移并大規(guī)模聚集成藏。

5 結(jié)束語

渤中凹陷西南部太古界潛山儲層整體上具有“垂向頂部差異，橫向內(nèi)幕連續(xù)”的發(fā)育特點，渤中13-2覆蓋型潛山發(fā)育橫向連續(xù)的內(nèi)幕裂縫型儲層；渤中13-2覆蓋型潛山區(qū)發(fā)育“不整合—斷層面—網(wǎng)狀縫”復(fù)式輸導(dǎo)體系和烴源巖超壓系統(tǒng)，具有“斷面超壓充注—網(wǎng)狀縫高效輸導(dǎo)”的潛山內(nèi)幕油氣成藏模式。

渤中13-2大油田是渤海海域中生界覆蓋型潛山勘探的首個大突破，成功在渤中19-6大型凝析氣田周邊再獲億噸級輕質(zhì)油氣田發(fā)現(xiàn)，突破了覆蓋型潛山難以形成優(yōu)質(zhì)儲層、難以規(guī)模成藏的傳統(tǒng)認(rèn)識，拓展了渤海海域潛山勘探新領(lǐng)域，打開了渤海海域潛山勘探的新局面，渤海海域中生界覆蓋型潛山勘探面積最大，勘探潛力很大。所形成的覆蓋型潛山成儲、成藏認(rèn)識及配套勘探技術(shù)，對渤海海域及其他類似地區(qū)覆蓋型潛山的勘探具有廣泛的指導(dǎo)意義和推廣應(yīng)用價值。