再论白云深水区油气勘探前景*

庞 雄 施和生 朱 明 颜承志 刘 军 朱俊章 柳保军

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

再论白云深水区油气勘探前景*

庞 雄 施和生 朱 明 颜承志 刘 军 朱俊章 柳保军

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司)

对于海上新勘探区,特别是需要高投入的深水区,资源潜力和成藏规律的认识决定了勘探的信心和投入的规模。位于陆坡深水区的珠江口盆地白云凹陷是南海北部陆缘新生代最大的沉积凹陷。白云主洼为具有张扭背景由2组相对雁列展布的阶状断裂构造带控制的大型宽地堑,发育大型三角洲—中深湖相沉积体系。钻探揭示了凹陷北部恩平组的大型三角洲相带和东南部文昌组淡水湖相藻类富集的泥岩沉积。北部和东部已发现天然气的母质类型主要为腐殖-腐泥混合型(Ⅱ型)。白云凹陷具备成为大型油气勘探区的烃源潜力。珠海组、珠江组—韩江组两大陆架坡折带和三级层序变化控制的陆架边缘三角洲及陆坡深水重力流砂岩是白云深水区的理想储层。在埋深较浅的南部,文昌组—恩平组也能成为有效勘探层位。白云凹陷是一个高温超压的深水凹陷,多种现象表明存在与生烃等有关的超压和流体底辟,以及与断裂活动有关的压力释放过程,晚期断裂和(或)底辟带与长期古鼻隆高带是白云凹陷已发现油气藏油气输运和汇聚的主控因素。高温超压凹陷应有特殊的成藏规律,油气主要受压力场驱动从高势区向低势区流动和富集,超压场顶面压力过渡带及其关联的输运聚体系控制了主要的成藏带。确定温压场,以及超压带顶面、低势区和低势层的位置,是白云深水区发现大油气田的关键。

白云深水区;宽地堑;烃源潜力;成藏规律;压力异常;流体底辟;超压顶面

南海北部的白云凹陷经历了古近纪始新世到早渐新世的断陷期陆相沉积环境、中晚渐新世的浅海陆架沉积环境和新近纪的陆架边缘到陆坡深水环境[1],现今白云凹陷主体部分处于陆坡的深水环境,北部少部分处于外陆架到陆架边缘环境。本文中的“白云深水区”专指现今位于陆坡区的白云凹陷的主体部分。白云凹陷的勘探,从20世纪80到90年代初的勘探初期外国油公司的钻探相继失利和放弃,到20世纪90年代末我们认识到它的特殊性推动自营勘探,再到21世纪以来实施钻探,发现了荔湾3-1等一批油气藏,证实为富生烃凹陷,经历了漫长的认识与实践过程。

白云深水区的勘探还只是刚刚起步,一个问题很自然地会被提出:白云深水区能否成为大型的油气勘探区?影响一个地区勘探成败的诸因素中,首要的因素是资源潜力,其次是对成藏规律的认识,第三是适用的勘探技术。因此,白云深水区未来的勘探规模取决于两大问题,一是白云凹陷是否存在足够大规模的油气资源,二是如果有大的资源潜力,油气是如何成藏的。由于这2个问题目前都没有足够的资料能直接给出答案,笔者试图通过对一些间接的资料进行综合分析,来对白云深水区的勘探前景进行探讨。

1 白云深水区油气资源潜力

1.1 白云主洼文昌-恩平组地层具有大型宽地堑的结构特征

白云凹陷是南海北部陆缘最大的凹陷,总体呈北东东走向,文昌-恩平组分布面积逾12 000 km2,新生代沉积最大厚度达12 km。白云凹陷可分为白云主洼、白云东洼、白云南洼和白云西洼(图1a),其中白云主洼和白云东洼都已获得商业性油气藏,被证实为生烃洼陷。限于篇幅,本文仅对白云主洼洼陷结构、沉积充填及烃源条件展开论述。

白云凹陷具有张扭性质,这与该地区深部基岩断裂密切相关[1-3]。受基底断裂的制约,白云凹陷缺乏单一的大型边界断层,而是由多条雁行断裂构造带构成控洼边界,表明白云凹陷不是简单的裂谷,而是具有明显的张扭特征。白云主洼总体上表现为由西南缘北西—南东走向雁列展布的阶状断裂构造带与东北缘北西—南东走向雁列展布的断裂构造带共同控制的宽地堑(图1a),雁列式主控断裂具有迁移性,总体表现出文昌组时期主控断层渐次向南迁移、凹陷向南扩张的演化过程。白云东洼中南部文昌组厚、恩平组薄甚至缺失,反映了控凹断层向北迁移,沉降中心也相应向北迁移[4]。宽地堑形成了大洼陷(白云主洼面积达6 900 km2),为大型沉积体充填和发育大规模烃源岩提供了盆形结构条件。

图1 白云凹陷文昌-恩平组沉积体系图[4]

1.2 白云主洼文昌-恩平组具有发育多层序的大型三角洲到深湖相沉积的地震反射特征

大型宽地堑的发育造成缓坡带发生弯折变形,沉积斜坡坡度发生明显变化,形成挠曲坡折带[5-7],控制了沉积地貌格局,常常成为湖盆的滨岸线或浅湖与深湖的转折线[8],在白云主洼北部缓坡带就识别出了各层序的挠曲坡折带(图1a、c);在北部缓坡带还识别出大量的向南前积的反射层,部分前积反射具有典型的S形地震相,呈水平状的顶积层和水平或微倾斜状的底积层,前积和加积的叠置关系。典型的S形反射相是河水入湖的标志,顶积层到底积层的落差可超过150 m(去压实恢复后),可近似视为当时湖盆的水深状况,前积层反射相自北向南跨度达40 km[9],反映初期湖盆水体范围宽广、三角洲前积逐步充填覆盖湖盆的沉积过程。层序地层和沉积相研究识别出白云主洼始新统文昌-恩平组8个三级层序的三角洲到湖相的湖盆沉积充填体系,主要发育三角洲相、浅湖相、中深湖相等3种沉积相类型(图1b)。受番禺低隆起物源供给影响,白云主洼的物源主要来自北侧,在主洼的北部缓坡带持续发育大型三角洲沉积,具有前积层厚、推进距离远、普遍叠合连片的特点,构成了超大型朵状沉积体。大型宽地堑造就了白云凹陷深湖相持续发育,形成了大面积、多层序叠合的巨厚烃源岩(文昌-恩平组最大厚度达到4 700 m)。这种三角洲-湖相沉积体系的烃源岩往往形成复杂的源岩有机质类型,尽管白云主洼是多层序旋回性沉积充填,但各个层序的主物源都来自北侧,主洼的北部主要发育大型前积三角洲相沉积,而主洼的南部主要发育湖相沉积。

1.3 钻井资料表明白云凹陷是一个值得重视的大型富生烃凹陷

深水钻探获得的岩石和古生物信息表明,白云凹陷发育始新统文昌-恩平组沉积。位于白云凹陷西北部的P33井钻穿了厚逾1 000 m的恩平组地层,主要为三角洲相沉积,烃源岩有机质以混合型为特色[9]。位于白云主洼东南部的L4井证实了文昌组中深湖相的存在,该井在深层钻遇了近50 m厚含常绿栎粉-五边粉组合的泥岩,这种孢粉组合是文昌组的标志性组合[10-11],在该层段微体化石组合中,淡水浮游藻类含量占绝对优势,达到64.0%～90.7%,其中最多是盘星藻,其次是粒面球藻和光面球藻,见零星葡萄藻和刺面球藻[12]。较高的浮游藻类丰度是盆地内水体营养较富、生产力较高的反映,葡萄藻、盘星藻繁盛于较稳定的和较富营养的湖泊,环纹藻化石多见于河沼沉积,葡萄藻是所见藻类中最不易保存成为化石的类型,球藻类繁盛于矿化度较高、水较深的湖泊。浮游藻类的富集反映富营养水体环境下的高生产力繁殖。因此可以认为,L4井在深层钻遇的近50 m厚含常绿栎粉-五边粉组合的泥岩段地层属于文昌组,反映为具有一定矿化度的淡水湖泊环境,而且湖水生产力较高,浮游藻类繁盛。白云凹陷沉降幅度大,易于形成深的缺氧湖盆,其深湖相厚度大、面积广,烃源岩丰厚。

至今,白云凹陷的勘探已经获得三级地质储量3 000多亿m3天然气和3 000多万m3石油,勘探实践表明白云凹陷是一个油气资源丰富的富生烃凹陷。白云凹陷目前已发现的天然气主要为干酪根裂解气,少量为原油裂解气,以混合气和油型气为主,天然气母质类型为腐殖-腐泥混合型(Ⅱ型)[13];烃源岩热模拟实验表明,文昌组湖相烃源岩以生油为主,高成熟阶段生成的天然气主要为原油裂解气(约80%);恩平组浅湖相和沼泽相烃源岩油气兼生,以生气为主,主要为干酪根裂解气(约80%)。白云凹陷已发现的油气主要来自浅湖相—沼泽相烃源岩,天然气以烃源岩干酪根裂解气为主,以原油裂解气为辅[14]。

白云凹陷是一个长期沉降深陷的巨型凹陷,未经历过大的抬升剥蚀,新近纪以来的深水沉积以细粒为主,新生代地层整体呈现自下往上变细的组合,十分有利于油气的保存[15],因此实际的资源量可能要比凭类比经验计算的结果要高得多。

无论是凹陷结构、沉积相,还是油气发现,以及烃源岩、油气的地球化学信息等都表明,白云凹陷是一个十分值得重视的超大型富生烃凹陷,具有成为大型油气勘探区的资源潜力,这是在白云深水区勘探的信心所在。

2 白云深水区的储层和圈闭条件

白云深水区近年发现的天然气储量主要来自深水重力流沉积砂岩和陆架边缘三角洲砂岩储层,如荔湾3-1气藏储量68%来自深水陆坡重力流水道化朵叶体砂岩储层,其余来自陆架边缘三角洲砂岩储层;流花29-1和流花34-2气藏储量逾90%来自深水陆坡重力流水道砂岩储层。白云深水区部分井勘探失利的原因主要是对优质储层的预测问题,如B6-1、L4-1、L9-1、L3-3、L33-1等构造;流花29-1气藏储量规模比钻前预测少了许多,主要原因也是由于构造圈闭范围内水道砂岩有限分布。钻井揭示,钻探目标圈闭内天然气充满度普遍较高,而差储层的目标也被证实是含气的,这反映白云凹陷油气资源丰富。因此,储层和圈闭是白云深水区勘探的关键。

深水勘探中,深水砂岩沉积储层具有特殊性[16-17]。近年来,根据层序地层和深水重力流沉积研究[18-19],明确了白云深水区砂岩储层沉积的主控因素,即砂质陆架背景下,陆架坡折带和低位体系域控制深水陆坡区主要优质砂岩储层的分布,陆坡区深水重力流水道、朵叶体以及陆架边缘三角洲砂岩体是最有利的储层单元。白云深水区存在两大陆架坡折带,即南部珠海组陆架坡折带和北部斜坡珠江-韩江组陆架坡折带[20],两大陆架坡折带和三级层序变化控制了各时期陆架边缘三角洲和陆坡深水重力流砂岩的分布;在此基础上明确了区域储层的分布规律,两大陆架坡折带控制的沉积体系内,陆架边缘三角洲以及陆坡深水重力流水道和朵叶体砂岩是主要的储层单元,南部储层主要发育于珠海组,北部有利储层主要发育在珠江-韩江组和珠海组[18-20]。由于陆坡沉积具有单边物源充填、地层埋深差异大的特点,白云深水区北部的珠海组埋深已经较大,储层变差,而南部的珠海组埋深浅,储层条件好。

白云凹陷主要以构造沉降作用为主,少有明显的抬升反转作用,因此缺少大型构造目标[1,15]。根据沉积理论和国外勘探经验[16,21],陆架边缘三角洲砂岩,以及陆坡重力流水道和朵叶体砂岩均具备形成岩性、地层圈闭或岩性-构造复合圈闭的有利条件,寻找这几种类型的圈闭将是白云凹陷在生烃和成藏条件明确之后必然的勘探趋势。

目前白云凹陷油气储层主要发现于珠江组底部—珠海组上部,埋深多小于2 000 m,孔隙度超过18%,这种高孔渗的储层相对容易通过各种地球物理属性识别,是一种显性储层,凹陷内已发现的气藏都属于这种储层类型。对于因为沉积环境和埋藏压实的差异,孔隙度介于10%～18%之间的储层,在地震属性识别上属于隐性或弱显性储层,这种储层及其圈闭识别还需要技术攻关。根据已钻井储层统计结果,消除水深后的地层埋深压实作用对白云深水区砂岩储层质量的影响明显,埋深在大约3 200 m的砂岩储层孔隙度下降到了10%[22],可以认为这是目前白云区油气勘探的经济深度界线。目前,白云凹陷南部文昌-恩平组部分地层仍位于这一深度之上,应为有效的勘探层位;有钻井揭示,这些地区埋深较浅的文昌-恩平组砂岩孔隙度达到20%以上。另外,对于存在超压的地层,储层孔隙度可不受埋深的影响。

3 白云深水区已发现气藏的运聚规律

白云凹陷具有早期低地温场、晚期高地温场的热流演化特征,烃源岩熟化率早低晚高,主生气期相对较晚,介于23.8 Ma至现今之间[14]。荔湾3-1气藏珠江组和珠海组储层在8 Ma以来曾发生过2期油和1期气充注[23];流花34-2气藏原油和流花29-1气藏原油正构烷烃摩尔分数的对数与碳数呈非线性关系,表明发生过混源和气洗作用,早期充注的石油与后期充注的凝析油气发生混合,并遭受后期充注的天然气气洗[24]。研究认为,白云凹陷已发现的气藏均具有“天然气母质类型为腐殖-腐泥混合型、高成熟混合成因气、晚期成藏、近源充注、圈闭充满度高”等特点[14]。

白云凹陷存在高温超压,局部地区晚期存在压力的释放。高地温特征已被钻探证实,LW3-1-1井获得的今地温梯度达到5.2℃/100 m。超压的最明显证据是存在多处规模巨大的晚期底劈、含气构造上方的气烟囱、晚期断裂和底辟模糊带顶部含气亮点等地震反射[25]。白云凹陷油气垂向运移通道普遍存在,已发现气田多位于断裂带和底辟带附近,底劈和断裂顶部见含气亮点地震反射,钻井证实属热成因的烃类气,天然气同位素特征和流体包裹体的分析证实了断裂是白云凹陷北部斜坡天然气垂向运移的主要通道[26]。凹陷压力模拟和流体包裹体测压表明白云凹陷存在历史超压和压力释放过程[27-28],13 Ma期间压力达到最高,包裹体测压的压力系数值高达1.5以上,现今部分地区趋于正常压力。

生烃导致超压,晚期底辟和断裂使压力得到释放是白云凹陷产生超压和泄压过程的成因。地层超压有多种成因,地层早期的超压多数与快速沉积差异压实有关,深部地层的超压则更多与源岩生烃,特别是生气有关,这种超压场多形成于凹陷的生烃主体位置和生气的热演化阶段[29]。荔湾3-1大气藏位于大型底劈带的一侧,该底劈带处于白云主洼烃源岩主体的上方,底劈导致的地震反射模糊带面积达800 km2,底劈顶部到达海底附近,底劈带内部部分地层在地震剖面上呈现低频向下弯曲的弱反射,但多数呈模糊或杂乱反射,地震反射的模糊带向下延伸到深部的恩平-文昌组地层,底劈带顶部普遍发育含气亮点反射[25]。L3-3井钻探结果证实了这些亮点是热成因的烃类气导致的反射异常,荔湾3-1气田被认为是底劈作用把深部的烃类气输送上来再经由砂岩层侧向输送到圈闭中成藏的,流体包裹体分析表明,荔湾3-1气田天然气主成藏期为8 Ma至今[24]。因此,判断底劈作用为晚期生烃导致的流体底劈。流体底劈的存在说明,深部生烃(特别是干酪根和原油裂解生气的作用)导致的压力异常已经达到使岩石破裂的程度,即当流体压力相当于地层破裂压力的70%～90%时[29-30],地层发生微裂隙甚至流体底劈,超压气体上窜,上覆地层一旦被突破则形成“气烟囱”,气体即进入常压的上部地层砂岩中运聚成藏。大量生烃、23.8 Ma以来的快速沉降和高沉积速率,以及23.8～10.0 Ma期间构造活动的相对平静导致增压,处于高压带的烃源岩以生气为主的特点进一步促进了高压的形成,晚期东沙运动的断裂活动和底辟作用使超压流体得到释放,大量浅层含气亮点异常分布是烃运移的反映[15,28]。白云深水区存在垂向烃流体输导的成藏动力学条件,生烃过程形成超压,晚期东沙运动形成的断裂和(或)底辟带泄压控制了白云深水区已发现油气藏的油气运移和成藏(图2)。晚期断裂和(或)底劈带与长期古鼻隆高带是白云凹陷已发现油气藏油气输运和汇聚的主要控制因素。

图2 白云凹陷生烃超压背景下流体底劈作用的油气运聚成藏示意图

4 超压条件下白云深水区成藏规律探讨

根据白云凹陷文昌组和恩平组大型三角洲-湖相沉积分布以及初步勘探所揭示的烃源岩有机质类型特点判断,白云凹陷应该具备以陆源植屑有机质为主和湖相水生有机质为主的烃源岩类型,前者主要分布于凹陷的北部,后者主要分布于南部。由于文昌-恩平组地层厚度大,之后的埋藏压实差异也很大,因此如果生成的油气能够正常排出,白云凹陷应该既有原油也有天然气生成,而且烃类的生成、排出和成藏时间应随源岩的埋藏程度有很大的差异,然而白云凹陷目前勘探的发现均为10 Ma以来的充注成藏,而且以气为主;这促使人们思考可能有一个事件对烃的生成和排出起到了明显的控制作用,笔者认为是超压作用控制了生烃、运聚和成藏,因此,正确研究温压演化史是全面揭示白云凹陷成藏规律的基础。

超压带对生运聚成藏机理有重要影响。Leach根据墨西哥湾25 204口井的油、气、水产量与超压关系统计,油气储量较多地集中分布于超压层顶面上下300 m附近(图3)。土库曼凹陷内89%的油气储量分布在压力系数为1.1～1.4的压力带内,而压力系数为1.4～1.7的地层内仅有11%的油气储量分布;西西伯利亚盆地异常高压带之上的地层中见到工业油气藏的机会是91%,季曼-伯朝拉盆地则是86%,区内只要有异常高压,其上地层必然存在烃藏[30]。对于由干酪根裂解生气或油裂解生气而形成的超压,超压箱内都充满了天然气,油气主要受控于岩性,凡是高孔渗地层均含工业油气,大型油气藏多形成于超压箱内压力系数为1.06～1.50的储层之中[30],这一类油气藏的成藏分析首先要搞清楚超压场的分布,在超压箱内寻找相对低压区和高孔渗地层(甜点)才能获得成功,最主要的勘探风险是储层。显然,常压区的传统水动力学模式不再适用于超压地层,高压地层的油气运移趋向于从高压区流向低压区,从而控制了油气的成藏分布。因此,如果白云凹陷深部存在生烃成因的超压,成藏规律将有很大的改变。

图3 Leach根据墨西哥湾25 204口井资料统计获得的油气层分布与超压面关系图[30]

刘晓峰[31]在对大多数关于超压盆地与油气关系研究的文献调研后总结了超压对油气生、运、聚作用的重要认识,值得我们关注和思考,他指出:大多数学者认为烃源岩地层超压对有机质成熟和生烃起抑制作用;在超压的背景下,生烃、排烃以及烃类的运移和聚集常呈现出幕式的特征,压力驱动是流体活动和油气运移的重要动力;动态运移通道是油气运移的新型通道;通常压力过渡带是油气聚集的有利场所。

白云凹陷是一个高温凹陷,并可能经历了异常超压和晚期底辟、断裂泄压释放旋回[25,28]。超压带对油气生成的影响不同于正常压力带,Oudin[32]通过对马哈坎油气成因的分析提出,当生油岩的生油窗处于超压带内,生成的石油将全部被转化成气(所生成的液态烃不能排出,全部裂解为天然气),因而以产气为主。高地温对于油气生成十分重要,地温低的凹陷一般以发现油田为主,地温高的凹陷一般以发现气田为主。高地温梯度值区(＞4℃/100 m)比中地温梯度值区(2～4℃/100 m)单位面积上探明的天然气储量高5.6倍[33]。显然,高温超压背景下的生烃过程和成烃类型仍然需要认识。

许多盆地的勘探都是首先发现常压油气藏,随着勘探程度的不断提高,超压油气藏才被发现[30]。白云凹陷常压区的成藏既证实了这个地区的油气资源潜力,也揭示了深部存在超压的地层条件,正确理解高温超压场的形成和分布,以及对油气生运聚的控制作用,是在白云深水区继续寻找大中型油气田的关键。

5 结论

1)白云主洼为具有张扭背景由2组相对雁列展布的阶状断裂构造带控制的大型宽地堑,发育大型三角洲到中深湖相沉积体系。白云凹陷北部和东部已发现天然气的母质类型主要为腐殖-腐泥混合型(Ⅱ型)。白云凹陷具有成为大型油气勘探区的资源潜力。

2)白云深水区近年发现的天然气储量主要来自深水重力流沉积砂岩和陆架边缘三角洲砂岩储层;珠海组和珠江-韩江组两大陆架坡折带控制的沉积体系内,陆架边缘三角洲以及陆坡深水重力流水道和朵叶体砂岩是主要的储层单元,南部埋深较浅的文昌-恩平组可成为有利勘探层。

3)晚期断裂和(或)底劈带与长期古鼻隆高带是白云凹陷已发现油气藏油气输运和汇聚的主要主控因素。

4)白云凹陷深部可能存在生烃成因的超压和压力释放的过程。确定温压场,以及超压带顶面、低势区和低势层的位置,是白云深水区发现大油气田的关键。

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A further discussion on the hydrocarbon exploration potential in Baiyun deep water area

Pang Xiong Shi Hesheng Zhu Ming Yan Chengzhi Liu Jun Zhu Junzhang Liu Baojun
(Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.,Guangzhou,510240)

In the offshore frontiers of hydrocarbon exploration,especially the deep water areas in which high investments are needed,the knowledge of resources potential and hydrocarbon accumulation pattern will determine the exploration confidence and investment volume.As the largest Cenozoic sedimentary sag along the continental margin in the northern South China Sea,Baiyun sag in Pearl River Mouth basin is located on the slope deep water area.The sag’s main part is a broad graben controlled by two sets of en echelon step faults under a tensor-shear background,in which developed a large sedimentary system of delta to middle-deep lacustrine facies.Drilling results have revealed the major delta facies in Enping Formation and the mudstone with abundent lacustrine algae in Wenchang Formation respectively in the northern and southeastern Baiyun sag.For the discovered gas in the northern and eastern sag,its organic matter type mainly belongs to the humic-sapropel mixed(TypeⅡ).There may be the hydrocarbon source potential for a major hydrocarbon exploration area in Baiyun sag.In Baiyun deep water area,the shelf-margin delta sandstone and the deep water slope gravity-flow sandstone are ideal reservoir rocks,which are controlled by two continental shelf break zones in Zhuhai Formation and Zhujiang-Hanjiang Formation rspectively and the thirdorder sequence changes.Wenchang-Enping Fomation will also be able to become an effective exploration target in the shallower-buried southern sag.As a deep water sag with high temperature and overpressure, many evidences have indicated the overpressure and fluid diapir associated with hydrocarbon generation and the pressure release associated with fault activity in Baiyun sag,where the late faulted and(or)diapir zone and the long-term paleo-nose uplift zone are the main controls over hydrocarbon migration and accumulation for the discovered reservoirs.There should be a special pattern of hydrocarbon accumulation in the sag with high temperature and overpressure,in which the hydrocarbon driven by pressure field will migrate and accumulate from the high-to the low-fluid-potential area,and the major plays will be controlled by the transitional zone over the overpressure top and its related system of migration and accumulation.It will be crucial to discovering giant fields in the sag to identify the temperature-pressure field,the overpressure top and the low-fluid-potential areas and intervals.

Baiyun deep water area;broad graben; hydrocarbon source potential;accumulation pattern; abnormal pressure;fluid diaper;overpressure top

2013-12-12改回日期:2014-02-18

(编辑:崔护社)

*国家科技重大专项“南海北部深水区储层识别技术与评价(编号:2011ZX05025-003)”、国家自然科学基金重点项目“南海早期构造演化的沉积记录(编号:91128207)”、国家高技术研究发展计划(863计划)“南海北部天然气水合物钻探取样关键技术(编号:2013AA092600)”部分研究成果。

庞雄,教授级高级工程师,中国海洋石油总公司勘探专家,长期从事珠江口盆地深水油气勘探研究。E-mail:pangxiong@ cnooc.com.cn。