東海盆地X 凹陷Y 氣田的天然氣成因、成藏模式及勘探意義

張迎朝，胡森清，陳忠云，蔡華，蔣一鳴，刁慧，王超

( 1. 中海石油(中國(guó))有限公司上海分公司，上海 200335)

1 引言

東海盆地位于歐亞板塊東緣，其形成與太平洋板塊俯沖、碰撞擠壓演變密切相關(guān)[1–11]。東海盆地發(fā)育在前新生代基底之上，西鄰浙閩隆起，東與廣海相接，自西向東為西部拗陷、釣魚島隆起、東部拗陷、琉球隆起（圖1）。X 凹陷位于東海盆地西部拗陷，呈NNE向展布，面積為5.9×104km2，凹陷中部自南向北發(fā)育一系列走向NNE 的擠壓背斜。X 凹陷新生代經(jīng)歷了3 個(gè)構(gòu)造演化階段：（1）古新世-始新世斷陷階段，邊界大斷裂控制了盆地形態(tài)、沉積充填，主力烴源巖層系-始新統(tǒng)平湖組沉積時(shí)期，凹陷發(fā)育障壁濱岸沉積體系，以東部邊界斷裂上升盤釣魚島隆起為障壁島，向凹陷方向發(fā)育潮坪、潟湖沉積，西部斜坡帶以三角洲、潮坪沉積為主；（2）漸新世-中中新世斷-拗階段，凹陷主要發(fā)育河流、三角洲及湖泊沉積體系[12]，形成了漸新統(tǒng)花港組區(qū)域性儲(chǔ)蓋組合，為X 凹陷主力成藏組合、勘探開發(fā)層系；（3）晚中新世-第四紀(jì)拗陷階段，凹陷主要發(fā)育濱淺海沉積體系。

圖1 東海盆地X 凹陷構(gòu)造區(qū)劃Fig. 1 Tectonic partition of X sag in the East China Sea Basin

近年來，東海盆地X 凹陷凹中擠壓背斜帶天然氣勘探開發(fā)不斷獲得重要進(jìn)展，發(fā)現(xiàn)了Y 氣田等兩個(gè)千億方級(jí)大氣田和多個(gè)中小氣田群，主力勘探開發(fā)層為漸新統(tǒng)花港組的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，地層溫度最高近160℃，地層壓力系數(shù)最高達(dá)1.32，鉆桿地層測(cè)試求產(chǎn)獲得高產(chǎn)優(yōu)質(zhì)天然氣流，展示出廣闊的天然氣勘探開發(fā)前景。但Y 氣田在天然氣成因、成藏模式等方面存在不少疑點(diǎn)，例如天然氣甲烷碳同位素異常重，分布于-30.9‰～-27.7‰，且大于或近-30‰者占絕對(duì)多數(shù)，有別于中國(guó)近海盆地一般的有機(jī)成因天然氣，國(guó)內(nèi)有學(xué)者認(rèn)為無機(jī)成因天然氣甲烷碳同位素一般大于-30‰[13]，Y 氣田天然氣是否為無機(jī)成因？成藏過程和成藏主控要素是什么？天然氣是凹中富集還是斜坡帶或凸起區(qū)富集？因此亟需開展天然氣成因及大中型氣田成藏主控要素分析，在此基礎(chǔ)上確立X 凹陷大中型氣田成藏模式和富集類型。這些問題不僅是理論問題，也是生產(chǎn)問題，針對(duì)這些問題的研究將有助于指導(dǎo)下步東海盆地大中型氣田勘探開發(fā)實(shí)踐。

2 天然氣成因與來源

2.1 天然氣組分特征

東海盆地X 凹陷Y 氣田天然氣以烴類氣為主（表1），其中又以甲烷為主，其含量為87.12%～94.45%；天然氣干燥系數(shù)高，（C1/ΣC1+）值為0.936～0.969。天然氣中非烴類氣體主要有二氧化碳和氮?dú)猓欢趸己繛?.93%～5.36%，氮?dú)夂?.19%～1.61%。

2.2 天然氣碳同位素特征

依據(jù)甲烷碳同位素劃分天然氣成因，主要有3 個(gè)界限值，分別為大于-20‰[14–16]、-25‰[17]和-30‰[18–19]。在中國(guó)近海盆地，多數(shù)學(xué)者主要采用-30‰為界限[20–23]，甲烷碳同位素值大于-30‰為無機(jī)成因，小于-30‰為有機(jī)成因。Y 氣田花港組天然氣甲烷碳同位素分布于-30.9‰～-27.7‰，且大于或近于-30‰者占絕對(duì)多數(shù)（鉆桿地層測(cè)試氣樣）（表1），其天然氣甲烷碳同位素異常重，有別于中國(guó)近海盆地大部分有機(jī)成因天然氣，是否為無機(jī)成因天然氣，還需要借助天然氣乙烷碳同位素、天然氣碳同位素序列特征進(jìn)一步分析。

天然氣乙烷碳同位素可用于劃分天然氣成因類型[24]，國(guó)內(nèi)學(xué)者多以乙烷碳同位素-28‰或-29‰作為劃分煤型氣與油型氣的界限。Y 氣田天然氣乙烷碳同位素分布于-25.3‰～-23.3‰，均大于-28‰（表1），為有機(jī)成因煤型氣。

表1 東海盆地X 凹陷Y 氣田天然氣組分與烷烴氣碳同位素特征Table 1 Natural gas composition and carbon isotope characteristics of the Y gas field of X sag in the East China Sea Basin

研究區(qū)天然氣干燥系數(shù)（0.936～0.969）略低于鶯-瓊盆地煤型氣（0.96～0.98），但碳同位素普遍偏重于鶯-瓊盆地煤型氣，這可能與兩個(gè)地區(qū)煤層發(fā)育厚度、煤系母質(zhì)顯微組分構(gòu)成差異相關(guān)。X 凹陷單井煤層鉆遇厚度為30～70 m，鶯-瓊盆地煤層鉆遇厚度普遍小于10 m，X 凹陷天然氣中煤生烴貢獻(xiàn)比例大于鶯-瓊盆地，鶯-瓊盆地天然氣中煤系泥巖生烴貢獻(xiàn)大于X 凹陷，致使X 凹陷天然氣普遍偏重。另一方面，X 凹陷煤與煤系泥巖殼質(zhì)組分相對(duì)占比平均為10.4%，鶯-瓊盆地煤與煤系泥巖殼質(zhì)組分相對(duì)占比平均小于5%，富氫殼質(zhì)組分越高液態(tài)烴產(chǎn)率越大，因而X 凹陷干燥系數(shù)略低[25]。

有機(jī)成因天然氣是由干酪根降解或高分子液態(tài)烴裂解而成，如C-C 鍵斷裂，12C-12C 比12C-13C 鍵弱、優(yōu)先斷裂，導(dǎo)致有機(jī)熱成因的烷烴氣碳同位素隨著分子碳數(shù)的增加而更加富集13C，即天然氣甲烷及同系物的碳同位素受控于熱力學(xué)分餾作用，輕碳同位素富集的基團(tuán)優(yōu)先分解為小分子組分。因此，同一烴源巖在相同熱演化階段生成的天然氣，其碳同位素分布呈δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4＜δ13C5的正序列特征[13,26]。巖漿巖、隕石中烷烴氣是通過C-C 鍵的形成而產(chǎn)生的連續(xù)多聚物的產(chǎn)物，同樣因12C-12C 比12C-13C 鍵弱、優(yōu)先斷裂，12CH4比13CH4更快形成烴鏈，12C 優(yōu)先進(jìn)入聚合形成的長(zhǎng)鏈，使巖漿巖、宇宙隕石烷烴氣碳同位素隨碳數(shù)增加而更貧13C，即無機(jī)成因烷烴氣碳同位素具有負(fù)序 列 特 征，即δ13C1＞δ13C2＞δ13C3＞δ13C4＞δ13C5特 征。東海盆地X 凹陷Y 氣田烴類氣碳同位素以δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4正序列特征為主（表1），表明Y 氣田天然氣為有機(jī)熱成因氣，且天然氣來源相對(duì)單一，來自相同熱演化階段的烴源巖，呈現(xiàn)了東海盆地X凹陷Y 氣田天然氣的高效運(yùn)聚成藏效應(yīng)。

2.3 天然氣輕烴組成特征

天然氣C7輕烴組成包括正庚烷（nC7）、甲基環(huán)己烷（MCH）和各種結(jié)構(gòu)的二甲基環(huán)戊烷（ΣDMCC5），其中正庚烷主要來自藻類和細(xì)菌；甲基環(huán)己烷主要來自高等植物中的木質(zhì)素、纖維素等，且其熱力學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定，天然氣C7輕烴組成中甲基環(huán)己烷優(yōu)勢(shì)是煤型氣的重要特點(diǎn)；各種結(jié)構(gòu)的二甲基環(huán)戊烷主要來自水生生物的類脂化合物。因此，可以用天然氣C7輕烴的甲基環(huán)己烷含量來劃分油型氣和煤型氣[27–28]，以50%為界限值，大于50%者為腐殖型母質(zhì)生成的煤型氣，反之為腐泥型母質(zhì)生成的油型氣。Y 氣田天然氣輕烴甲基環(huán)己烷含量均大于50%，明顯高于南海北部灣盆地潿西南凹陷典型油型氣，與鄂爾多斯、四川盆地典型煤型氣相似（表2），并且具有高甲苯含量，甲苯/苯值大于2，Y 氣田天然氣為腐殖型母質(zhì)為主烴源巖生成的煤型氣（圖2）。

表2 X 凹陷Y 氣田和北部灣等盆地天然氣C7 輕烴組成Table 2 Compositions of C7 light hydrocarbon serial of natural gas in Y gas field of X Sag and Beibu Gulf Basin

2.4 天然氣來源

東海盆地X 凹陷凹中（Y1 井、Y31-2 井）烴源巖、凝析油飽和烴甾烷C27、C28、C29規(guī)則甾烷呈近“L”形（圖3），C27甾烷豐度較高，有一定伽馬蠟烷含量，反映了烴源巖生烴母質(zhì)中存在一定數(shù)量的低等水生生物，有別于X 凹陷西部斜坡帶（Y19-6-3 井、Y25-3-1 井）油-巖飽和烴甾烷特征，其烴源巖、凝析油飽和烴甾烷C27、C28、C29規(guī)則甾烷呈反“L”形，C29甾烷豐度較高，反映了烴源巖中以高等植物生烴母質(zhì)來源為主。X 凹陷西部斜坡帶和凹中區(qū)烴源巖、凝析油甾烷特征和所反映的生烴母質(zhì)發(fā)育環(huán)境與X 凹陷始新統(tǒng)平湖組有障壁濱岸沉積相吻合，即始新世平湖期，X 凹陷西部斜坡帶以三角洲、潮坪沉積為主，平湖組烴源巖以煤層、炭質(zhì)泥巖為主，發(fā)育高等植物來源的生烴母質(zhì)；向凹中區(qū)，發(fā)育潮坪、潟湖沉積，平湖組烴源巖以暗色泥巖為主，烴源巖生烴母質(zhì)中存在一定數(shù)量的低等水生生物；X 凹陷東部邊界斷裂上升盤釣魚島隆起為障壁島（圖4）。

圖3 X 凹陷烴源巖、凝析油飽和烴甾烷、萜烷特征Fig. 3 Characteristics of steranes and terpanes of source rocks and condensate oils in X Sag

圖4 X 凹陷烴源巖、凝析油主要生標(biāo)參數(shù)指紋對(duì)比Fig. 4 Comparison of main biomarker parameters of source rocks and condensate oils in X Sag

X 凹陷Y 氣田產(chǎn)出凝析油姥鮫烷/植烷（Pr/Ph）中等-低，范圍值在2.35～3.15 之間，反映了凹中區(qū)平湖組烴源巖沉積于弱氧化-弱還原的潮坪、潟湖沉積環(huán)境，有別于X 凹陷西部斜坡帶，其凝析油具有高姥鮫烷/植烷特征，范圍值在4.21～6.76 之間，來自偏氧化的三角洲、潮坪沉積環(huán)境，X 凹陷西部斜坡帶和凹中區(qū)凝析油姥鮫烷/植烷（Pr/Ph）特征和所反映的氧化還原環(huán)境與X 凹陷始新統(tǒng)平湖組有障壁濱岸沉積相吻合（表3）。

表3 東海盆地X 凹陷烴源巖、凝析油飽和烴色譜-質(zhì)譜參數(shù)表Table 3 Source rocks and condensate chromatographic-mass spectrometry parameter of X Sag in the East China Sea Basin

2.5 天然氣成熟度與來源

根據(jù)前人建立的本區(qū)甲烷碳同位素與天然氣成熟度關(guān)系[29]、天然氣成熟度與烴源巖埋深關(guān)系，計(jì)算Y 氣 田 天 然 氣 成 熟 度Ro為1.70%～1.92%（表4），判斷天然氣來源于Y 氣田深部埋深約5 500 m 的始新統(tǒng)平湖組烴源巖生成的高成熟天然氣（圖5），也較好地解釋了Y 氣田天然氣甲烷碳同位素異常重的原因。結(jié)合Y 氣田區(qū)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、擠壓背斜形成與斷裂溝通烴源巖等條件，且Y 氣田天然氣碳同位素分布呈δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4正序列為主的特征，判斷龍井運(yùn)動(dòng)（距今13.0 Ma）為天然氣充注期（圖6），即距今13.0 Ma 龍井運(yùn)動(dòng)時(shí)，Y 氣田區(qū)擠壓隆升形成了擠壓背斜與溝源斷裂；同時(shí)，Y 氣田區(qū)深部的始新統(tǒng)平湖組烴源巖埋深超過了5 500 m，其生成的高成熟（天然氣Ro平均約1.78%）天然氣沿溝源斷裂垂向運(yùn)移至漸新統(tǒng)花港組擠壓背斜中聚集。因此，始新統(tǒng)平湖組是Y 氣田的主力烴源巖。

圖5 X 凹陷Y 氣田區(qū)實(shí)測(cè)Ro 與深度關(guān)系Fig. 5 The relationship between measured Ro and depth of Y gas field in X Sag

圖6 X 凹陷 Y 氣田區(qū)地層埋藏史Fig. 6 The burial history of Y gas field in X Sag

表4 Y 氣田天然氣成熟度與等效烴源巖埋深Table 4 The maturity of natural gas and equivalent burial depth of source rock of Y gas field

3 “烴源巖、儲(chǔ)層、構(gòu)造作用”時(shí)空耦合的大中型氣田成藏模式

優(yōu)質(zhì)烴源巖、區(qū)域性儲(chǔ)蓋組合、擠壓構(gòu)造作用為X 凹陷大中型氣田成藏的主控因素，在此基礎(chǔ)上構(gòu)建了凹中擠壓背斜帶大中型氣田成藏模式（圖7），該成藏模式指明了凹中擠壓背斜帶、漸新統(tǒng)花港組為大中型氣田勘探主攻方向、主力勘探層系，揭示了“凹中氣富集”的油氣分布規(guī)律。

圖7 東海盆地X 凹陷“烴源巖、儲(chǔ)層、構(gòu)造作用”耦合的大中型天然氣成藏模式Fig. 7 Large and medium-sized natural gas accumulation model coupled with “source rock, reservoir and tectonism” in X Sag,East China Sea Basin

3.1 大中型氣田成藏主控要素

X 凹陷凹中區(qū)發(fā)育始新統(tǒng)平湖組高成熟腐殖型為主的優(yōu)質(zhì)烴源巖：（1）根據(jù)SY-T 5735-1995《陸相烴源巖地球化學(xué)評(píng)價(jià)方法》對(duì)烴源巖品質(zhì)分級(jí)統(tǒng)計(jì)，凹中區(qū)平湖組好-優(yōu)級(jí)烴源巖占比高于斜坡帶（圖8）；（2）在烴源巖顯微組分方面，凹中區(qū)平湖組腐泥組含量要高于斜坡帶；（3）在烴源巖母質(zhì)來源方面，凹中區(qū)凝析油、泥巖飽和烴C27規(guī)則甾烷含量較高（圖3），反映凹中區(qū)烴源巖中含有一定數(shù)量的低等水生生物母質(zhì)來源；（4）在烴源巖熱演化、生排烴時(shí)窗方面，凹中區(qū)高地溫梯度使烴源巖生烴門限在2 500 m，遠(yuǎn)淺于斜坡帶的3 300 m，使凹中區(qū)大大擴(kuò)展了生排烴時(shí)窗，有利于凹中區(qū)平湖組早生排烴。因此，X 凹陷凹中區(qū)平湖組發(fā)育相對(duì)更優(yōu)質(zhì)的烴源巖，這決定了凹中區(qū)為大中型氣田勘探首選區(qū)帶。

圖8 東海盆地 X 凹陷西部斜坡帶和凹中擠壓背斜帶平湖組烴源巖品質(zhì)對(duì)比Fig. 8 Source rock quality of Pinghu formation in west slope compared tocentral structural belt of X Sag，East China Sea Basin

X 凹陷凹中區(qū)發(fā)育漸新統(tǒng)花港組大型儲(chǔ)集體：（1）X 凹陷漸新統(tǒng)花港組發(fā)育區(qū)域性儲(chǔ)蓋組合，花港組二段、一段下部發(fā)育多套巨厚河流-三角洲砂巖儲(chǔ)層；花港組一段上部砂地比低，為泥巖蓋層，形成了區(qū)域性可對(duì)比的儲(chǔ)蓋組合；（2）漸新世花港期，X 凹陷凹中區(qū)發(fā)育以軸向物源（鋯石年譜大于543 Ma 的X 凹陷東北部隆起區(qū)）為主、輔以凹陷邊緣東西兩側(cè)物源的河流-三角洲砂巖；（3）X 凹陷凹中區(qū)Y 氣田花港組二段、一段下部發(fā)育多套巨厚河流-三角洲砂巖低-中滲儲(chǔ)層，如Y-1 井揭示的H3氣組，氣層為110.6 m，平均孔隙度為10.3%，平均滲透率為10.86 mD，先后在3 769～3 799 m、3 709～3 739 m 進(jìn)行DST（鉆桿地層測(cè)試），均獲高產(chǎn)氣流。

中中新世龍井運(yùn)動(dòng)（距今13.0 Ma）是東海盆地X 凹陷斷陷結(jié)束以來發(fā)生的作用最強(qiáng)、波及范圍最廣的一期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，其控藏作用最為關(guān)鍵，表現(xiàn)在4 個(gè)方面：（1）受菲律賓板塊俯沖產(chǎn)生的近東西向擠壓作用影響，沿凹陷長(zhǎng)軸方向形成了一系列NNE 向大中型反轉(zhuǎn)背斜，凹中擠壓背斜帶為油氣大規(guī)模聚集提供了場(chǎng)所；（2）擠壓作用導(dǎo)致凹中構(gòu)造反轉(zhuǎn)的同時(shí)，改變了油氣流體勢(shì)格局，使油氣垂向運(yùn)移成為全凹陷流體勢(shì)降落最快的方向；（3）龍井運(yùn)動(dòng)打破了漸新世以來近20 Ma的斷裂活動(dòng)平靜期，原有始新統(tǒng)平湖組烴源巖同沉積期生長(zhǎng)斷裂強(qiáng)烈活化，顯著上斷至漸新統(tǒng)花港組甚至中新統(tǒng)，形成了一系列NE、NNE 向溝源斷裂；（4）龍井運(yùn)動(dòng)期始新統(tǒng)平湖組烴源巖成熟度已超過1.3%，其生成的高成熟天然氣沿溝源斷裂垂向運(yùn)移至漸新統(tǒng)花港組背斜圈閉、聚集成藏。

綜上所述，X 凹陷大中型氣田成藏受控于“優(yōu)質(zhì)烴源巖、區(qū)域性大型儲(chǔ)集體、擠壓構(gòu)造作用”的時(shí)空耦合，該成藏模式回答了X 凹陷油氣富集類型的疑問，揭示了東海盆地X 凹陷“凹中氣富集”的油氣分布規(guī)律。

3.2 Y 氣田天然氣成藏過程及其勘探開發(fā)意義

中中新世龍井運(yùn)動(dòng)（距今13.0 Ma），X 凹陷內(nèi)因擠壓構(gòu)造作用形成了在凹中區(qū)成帶分布的背斜圈閉和一系列北東-南西走向的溝源斷裂；同時(shí)，Y 氣田區(qū)深部始新統(tǒng)平湖組烴源巖熱演化已達(dá)Ro=1.78%（按表2，Y 氣田天然氣甲烷碳同位素與成熟度關(guān)系計(jì)算的平均值），高成熟天然氣沿溝源斷裂垂向運(yùn)移、充注于淺部漸新統(tǒng)花港組背斜圈閉，此時(shí)花港組儲(chǔ)層埋深約2 300～3 500 m（圖4），按本區(qū)砂巖孔隙度-埋深與砂巖孔隙度-滲透率關(guān)系，花港組儲(chǔ)層孔隙度為12%～17%，滲透率為1.69～17.31 mD，也就是說，在中中新世龍井運(yùn)動(dòng)（距今13.0 Ma）大規(guī)模高成熟天然氣充注，此時(shí)Y 氣田花港組儲(chǔ)層屬于低滲（滲透率為1～10 mD）-中滲儲(chǔ)層（滲透率大于10 mD），既有中滲儲(chǔ)層，也有部分低滲儲(chǔ)層；Y 氣田天然氣碳同位素以δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4正序列為主，反映了Y 氣田大規(guī)模天然氣充注、成藏受控于中中新世龍井運(yùn)動(dòng)，此時(shí)平湖組烴源巖生成了高成熟天然氣，天然氣沿同時(shí)期溝源斷裂垂向運(yùn)移、充注于同時(shí)期形成的背斜圈閉。因此，從天然氣成藏過程分析，Y 氣田呈現(xiàn)出高成熟天然氣生成、大規(guī)模天然氣沿溝源斷裂垂向運(yùn)移充注、花港組背斜形成“三同步”的高效成藏特征。

東海盆地X 凹陷勘探層系漸新統(tǒng)花港組現(xiàn)今埋深大，儲(chǔ)層物性非均質(zhì)性強(qiáng)，尋找能夠有效動(dòng)用的優(yōu)質(zhì)油氣藏為當(dāng)前生產(chǎn)研究的難點(diǎn)。X 凹陷凹中區(qū)高地溫梯度有利于烴源巖早成熟、早生氣，中中新世龍井運(yùn)動(dòng)（距今13.0 Ma）Y 氣田區(qū)始新統(tǒng)平湖組烴源巖已進(jìn)入高成熟階段（Ro=1.78%）；同時(shí)，X 凹陷內(nèi)因龍井運(yùn)動(dòng)擠壓作用形成了Y 氣田等成帶的背斜圈閉和一系列北東–南西走向的溝源斷裂，高成熟天然氣沿溝源斷裂垂向運(yùn)移，大規(guī)模充注于Y 氣田漸新統(tǒng)花港組背斜圈閉，此時(shí)花港組仍發(fā)育部分中滲以上的儲(chǔ)層。與南海鶯-瓊盆地天然氣充注成藏時(shí)限相比[30–31]，東海盆地X 凹陷Y 氣田區(qū)距今13.0 Ma 天然氣充注屬于相對(duì)早期充注成藏；烴類早期充注有利于抑制自生礦物生長(zhǎng)從而降低膠結(jié)作用造成的減孔效應(yīng)[32–33]，有利于優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育，進(jìn)而越有利于天然氣大規(guī)模聚集成藏，該認(rèn)識(shí)為東海盆地優(yōu)質(zhì)天然氣勘探開發(fā)提供了決策指導(dǎo)。

根據(jù)始新統(tǒng)平湖組烴源巖生運(yùn)聚范圍與優(yōu)勢(shì)、溝源斷裂及平面分布、古近系與新近系多套儲(chǔ)蓋組合等綜合分析，東海盆地X 凹陷除了已發(fā)現(xiàn)的Y 氣田外，凹中區(qū)還發(fā)育自西北向東南方向展布的一大批擠壓成因背斜，同樣具備大規(guī)模高成熟天然氣充注成藏的有利條件，盡管主力勘探開發(fā)層系花港組埋深較大，但凹中區(qū)相對(duì)較早期的天然氣充注使得花港組仍發(fā)育成中滲儲(chǔ)層。因此，凹中擠壓背斜帶是東海盆地X 凹陷大中型氣田勘探開發(fā)主戰(zhàn)場(chǎng)。

4 結(jié)論

（1）東海盆地X 凹陷Y 氣田天然氣具有異常重的甲烷碳同位素特征，結(jié)合乙烷碳同位素、天然氣碳同位素序列、輕烴C7化合物等綜合分析，認(rèn)為該氣田天然氣為有機(jī)成因、高熟煤型氣。同時(shí)，凹中區(qū)烴源巖及凝析油規(guī)則甾烷、伽馬蠟烷以及姥植比綜合反映生烴母質(zhì)中存在一定數(shù)量的低等水生生物貢獻(xiàn)，有別于以陸源高等植物占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)的西部斜坡帶。

（2）X 凹陷大中型氣田成藏受控于“優(yōu)質(zhì)烴源巖、區(qū)域性大型儲(chǔ)集體、擠壓構(gòu)造作用”的時(shí)空耦合，該成藏模式揭示了“凹中氣富集”的油氣分布規(guī)律，凹中擠壓背斜帶是今后東海大中型氣田勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場(chǎng)。