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柳赞油田稠油油藏特征与形成机理研究_方度

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油田 油油 特征 形成 机理 研究
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 [收稿日期 ]2013-12-05[基金项目 ]高等学校博士学科点专项科研基金项目 (20095121110003)。[作者简介 ]方度 (1982-),男 ,2008年中国地质大学(武汉 )毕业 ,硕士 ,工程师 ,现主要从事油气田开发研究工作 。柳赞油田稠油油藏特征与形成机理研究方度 ,贾倩 ,刘道杰魏文懂 ,龚晶晶(中石油冀东油田分公司勘探开发研究院 ,河北 唐山063000)[摘要 ]南堡凹陷柳赞油田稠油油藏在馆陶组 、沙河街组均有分布 ,属复杂小断块型普通稠油油藏 。通过研究原油分析化验资料发现 ,柳赞油田稠油油藏分布具有明显的区域性和成层性 。在详细分析原油地球化学特征的基础上 ,结合构造演化与油气成藏规律 ,揭示了区内浅层稠油油藏的形成主要受生物降解与水洗氧化作用影响 ,深层稠油油藏的形成主要与断层活动有关 。[关键词 ]稠油油藏 ;油藏特征 ;断层活动 ;生物降解 ;水洗氧化 ;柳赞油田[中图分类号 ]TE122.1[文献标志码 ]A  [文章编号 ]1000-9752(2014)06-0026-06全球稠油资源量巨大 ,据统计 ,稠油资源约为常规油的10倍以上[1,2]。中国的稠油和沥青砂资源也非常丰富 ,在松辽 、辽河 、大港 、二连 、胜利 、南襄 、江汉 、柴达木 、准噶尔 、塔里木等盆地内均有发现 ,分布于中元古代~古近纪地层中 ,储集于碎屑岩 、火山岩 、变质岩及碳酸盐岩储层中[3]。在地层条件下 ,原油黏度大于或等于50mPa·s,或在油层条件下 ,原油脱气黏度大于或等于100mPa·s定义为稠油 (重质油 )。根据稠油黏度与密度的差异 ,可将其划分为不同级别[4],即普通稠油 (油层条件下 ,脱气原油黏度为100~10000mPa·s,密度大于0.90g/cm3)、特稠油 (黏度为10000~100000mPa·s,密度大于或等于0.95g/cm3)、超稠油 (黏度大于100000mPa·s,密度大于或等于1.00g/cm3)。柳赞油田地处南堡凹陷东北部 ,紧邻柏各庄凸起 ,发育古近系沙河街组 (Es)与新近系明化镇组(Nm)、馆陶组 (Ng)3套含油层系 。柳赞油田油藏主要以中质稀油为主 ,稠油规模较小 ,属复杂小断块型普通稠油油藏 。目前 ,对该区稠油形成机理的研究较为薄弱 。笔者以柳赞油田稠油物性及地球化学分析为基础 ,结合构造演化与成藏规律 ,研究稠油的分布特征与形成机理 ,对指导下一步稠油的高效勘探与开发具有非常重要的意义 。1 稠油油藏分布特征柳赞油田稠油油藏主要分布于浅层的Ng与深层的沙河街组三段3亚段 (Es33),具有 “上稠下稀 ”或 “上稀下稠 ”的特点 。稠油分布范围较为局限 ,具有明显的区域性和成层性 。1.1 浅层稠油油藏分布特征柳赞油田浅层Ng稠油油藏分布于柏各庄断层下降盘的柳赞北区蚕2-1区块 (图1)。该油藏埋藏浅 ,构造简单 ,是柳赞北区的次要含油层系 。其下部的Es33为柳赞北区的主力含油层系 (图2)。柳赞北区油藏分布具有 “上稠下稀 ”的特点 ,Ng油藏原油性质与下伏Es33油藏差异明显 。Es33油藏原油密度为0.8572g/cm3(20℃),黏度为14.24mPa·s(50℃),为中质稀油 ;Ng油藏原油密度为0.9774g/cm3(20℃),黏度2663.46mPa·s(50℃),具高密度 、高黏度 、含硫低 、含蜡低 、凝固点低等特点 ,为普通稠油 (表1)。·62·石油天然气学报 (江汉石油学院学报 )2014年 6月 第 36卷 第 6期Journal of Oil and Gas Technology(J.JPI)Jun.2014Vol.36No.6图 1柳赞北区 Ng稠油油藏分布图图 2柳赞北区油藏剖面示意图表 1柳赞北区油藏原油性质层位 密度 (20℃)/(g·cm-3) 黏度 (50℃)/(mPa·s) 含硫量 /% 含蜡量/% 胶质 +沥青质质量分数/% 凝固点/℃Ng  0.9774  2663.46  0.21  4.38  27.84  16.63Es33 0.8572  14.24  0.08  18.60  15.60  34.65注 :百分数为质量分数 。下同 。1.2 深层稠油油藏分布特征柳赞油田深层Es3稠油油藏分布于柳赞中区柳1区块 (图3),具 “上稀下稠 ”的特点 ,自上而下 ,原油密度与黏度明显递增 。柳赞中区柳1区块沙河街组三段2亚段1油组 (Es2(1)3)油藏原油密度为0.866g/cm3(20℃),黏度为16.36mPa·s(50℃),沙河街组三段3亚段2油组 (Es3(2)3)油藏原油密度为0.8712g/cm3(20℃),黏度为43.54mPa·s(50℃),均表现为中质稀油 (图4)。沙河街组三段3亚段3油组 (Es3(3)3)油藏原油密度为0.9373g/cm3(20℃),黏度481.75mPa·s(50℃),具高密度 、高黏度 、含硫低 、含蜡低 、凝固点低等特点 ,为普通稠油 。图 3柳赞中区 Es3稠油油藏分布图图 4柳赞中区 Es2~33油藏剖面示意图区内Es3(3)3原油密度和黏度还呈现由北向南逐渐增大的趋势 ,油源类型由中质稀油逐渐过渡为稠·72·第 36卷第 6期 方度 等 :柳赞油田稠油油藏特征与形成机理研究油 。北部的L26-1井原油密度为0.8744g/cm3(20℃),黏度为37.61mPa·s(50℃),为中质稀油 ;南部L1-3井原油密度为0.9299g/cm3(20℃),黏度为472.5mPa·s(50℃),为重质稠油 (图5)。表 2柳赞中区油藏原油性质表区块 层位 油组密度 /(g·cm-3)20℃ 50℃黏度 (50℃)/(mPa·s)含硫量/%含蜡量/%胶质 +沥青质质量分数 /%凝固点/℃柳 1 Es23 1  0.8660  0.8452  16.36  0.09  17.06  20.66  35.53Es33 2  0.8712  0.8522  43.54  0.10  19.92  20.27  37.333  0.9373  0.9193  481.75  0.17  12.56  32.9  20.88图 5柳 1区块 Es3(3)3原油性质等值线图2 原油地球化学特征与油源分析研究表明 ,南堡凹陷主要存在沙河街组三段4亚段 (Es43)、Es1和东营组三段 (Ed3)3套主力烃源岩 。针对烃源岩及原油分布特点 ,采用 (孕甾烷+升孕甾烷 )/C29规则甾烷 、伽马蜡烷 /C30藿烷 ,C27规则甾烷 /C29规则甾烷 ,结合成熟度指标Ts/(Tm+Ts)和C29甾烷ββ/(αα+ββ),对源-藏对应关系进行了确立 (表3)。表 3柳赞油田油源对比综合表地区伽马蜡烷C30藿烷C27规则甾烷C29规则甾烷(孕甾烷+升孕甾烷 )C29规则甾烷TsTs+TmC29甾烷ββαα+ββPrPh主峰碳 油气来源浅层 0.07~0.30(0.16)0.73~0.97(0.81)0.19~0.53(0.35)0.43~0.65(0.52)0.39~0.47(0.42)0.06~1.49(1.24)C23、C25 林雀 -柳南洼陷Es1 和 Ed3 烃源岩深层 0.05~0.10(0.08)0.61~0.91(0.75)0.14~0.32(0.23)0.44~0.72(0.57)0.40~0.48(0.44)1.10~1.42(1.25)C15、C23 拾场洼陷 Es3 烃源岩注 :表中数据为最小值~最大值 (平均值 )。·82·石油天然气地质2014年 6月2.1 浅层原油柳赞油田浅层油气富集层系为Ng和Nm。浅层原油伽马蜡烷 /C30藿烷较低 ,介于0.07~0.30之间 ,平均为0.16;C27规则甾烷 /C29规则甾烷中等 ,介于0.73~0.97之间 ,平均为0.81;(孕甾烷+升孕甾烷 )/C29规则甾烷较高 ,介于0.19~0.53之间 ,平均为0.35。原油成熟度指标Ts/(Tm+Ts)介于0.43~0.65之间 ,平均为0.35;C29甾烷ββ/(αα+ββ)介于0.39~0.47之间 ,平均为0.42。具有中等成熟度油特征 。Pr/Ph介于1.06~1.49之间 ,平均为1.24;主峰碳为C23、C25(表4)。该类原油为林雀-柳南洼陷Es1和Ed3烃源岩生成的混合油气 ,以Es1为主 ,混有Ed3。2.2 深层原油柳赞油田Es原油伽马蜡烷 /C30藿烷低 ,介于0.05~0.10之间 ,平均为0.08;C27规则甾烷 /C29规则甾烷中等 ,介于0.61~0.91之间 ,平均为0.75; (孕甾烷+升孕甾烷 )/C29规则甾烷中等 ,介于0.14~0.32之间 ,平均为0.23。原油成熟度指标Ts/(Tm+Ts)介于0.44~0.72之间 ,平均为0.57;C29甾烷ββ/(αα+ββ)介于0.4~0.48之间 ,平均为0.44。具有中等成熟度油特征 。Pr/Ph介于1.10~1.42之间 ,平均为1.25;主峰碳为C15、C23(表4)。上述参数均与成藏期拾场洼陷Es3烃源岩生烃演化和生物标志化合物指标相对应 。表 4柳赞油田原油地球化学特征统计表井名深度/mC29甾烷ββαα+ββC29甾烷 20S20S+20R(孕甾烷+升孕甾烷 )C29规则甾烷C27规则甾烷C29规则甾烷TsTs+TmC31二升藿烷 (22S)22R+22S伽马蜡烷C30升藿烷PrPh主峰碳LN5-18  1681  0.39  0.40  0.25  0.91  0.51  0.54  0.19  1.22 C25L102-7  1721  0.40  0.37  0.31  0.95  0.50  0.55  0.18  1.24 C25LN3-11  1807  0.46  0.40  0.44  0.97  0.51  0.55  0.09  1.15 C25LN3-3P3  1699~1712  0.40  0.41  0.24  0.91  0.51  0.55  0.16  1.31 C23LN3-13  1953.6~1996  0.43  0.44  0.47  0.75  0.51  0.55  0.09  1.06 C25LN3-14  1960~2009  0.43  0.40  0.46  0.84  0.51  0.53  0.15  1.49 C23L103-1  2048  0.42  0.42  0.17  0.73  0.65  0.57  0.07  1.27 C23LC18-1  2526.4~2568.4  0.43  0.41  0.23  0.78  0.45  0.57  0.05  1.13 C23L16-11  2545  0.41  0.41  0.19  0.64  0.51  0.57  0.07  1.24 C23L19-17  2586  0.46  0.44  0.21  0.77  0.66  0.57  0.08  1.32 C15L2-15  2538  0.45  0.38  0.54  0.78  0.51  0.56  0.07  1.16 C23LX11-2  2547.8~2740  0.41  0.41  0.19  0.69  0.54  0.57  0.07  1.32 C23L11-3  2598.6~2781  0.45  0.40  0.17  0.64  0.53  0.57  0.07  1.28 C23L23-6  2290.8~2596  0.48  0.44  0.28  0.68  0.72  0.57  0.10  1.31 C15L90-25  2845.2~2917.6  0.44  0.44  0.17  0.71  0.56  0.57  0.07  1.34 C23L90-23  2810.6~2868.6  0.44  0.44  0.15  0.61  0.55  0.57  0.07  1.37 C23L90-17  2874  0.44  0.43  0.16  0.70  0.56  0.56  0.07  1.32 C23L90-64  2938.8~3047  0.46  0.43  0.21  0.73  0.53  0.57  0.07  1.32 C23L90-75  3160  0.44  0.43  0.15  0.75  0.54  0.57  0.07  1.37 C23L10-3  2829.4~2904.2  0.44  0.39  0.25  0.79  0.59  0.58  0.08  1.42 C15L12-6  3513.3~3575.4  0.42  0.40  0.19  0.86  0.59  0.57  0.07  1.41 C15注 :研究区 2050m以下为深层环境 ;2050m以上为浅层环境 。3 稠油油藏形成机理稠油成因类型主要有次生稠油和原生稠油2种 。次生稠油是原油进入储层聚集成藏后 ,由于保存条件的差异 ,受生物降解 、裂解致稠 、氧化水洗 、运移-聚集分异等次生稠变作用影响而形成的高密度 、高黏度重质油 。原生稠油是指有机质在热演化过程中所生成的未熟-低熟油 ,其稠化因素来自于母源 ,与油气的次生变化基本无关 。由于地质条件差异 ,在不同地质环境内单个稠变因素表现尤为突出 。3.1 浅层稠油油藏形成机理柳赞油田浅层Ng稠油油藏为断鼻构造油藏 ,边底水十分活跃 。储层孔隙度分布于19.8%~31.8%·92·第 36卷第 6期 方度 等 :柳赞油田稠油油藏特征与形成机理研究之间 ,平均为25.9%,渗透率分布于417.7~917mD之间 ,平均为667mD,属中-高孔 、中-高渗储层 。原油地球化学资料表明 ,柳赞油田浅层原油遭受了生物降解[5,6]。生物降解作用是原油在储层中经历的一种重要的次生变化过程 ,是原油稠化的主要机制之一 ,世界上大多数原油都遭受了不同程度的生物降解[7,8]。柏各庄断层为盆地的边界断层 ,长期活动且强度大 ,该断层为柳赞北区的主要油源断层 ,也是后期地表水流入的通道 。该区Ng储层发育 ,渗透性好 ,埋藏浅 ,处于地表水与地下水的交替活跃区 ,地表富氧水极易沿柏各庄断层进入储层 。水洗氧化作用是Ng稠油油藏形成的主要因素 。水洗氧化作用多发生于凹陷的斜坡或长期隆起带 ,特别是盆地边缘斜坡区 。辽河盆地 、准噶尔盆地 、二连盆地 、额仁淖尔凹陷的包尔构造带等地区都具有该成因类型稠油[9~11]。Es13、Es23及Es33上部泥岩发育 ,与柏各庄断层对接 ,封堵作用好 ,既抑制了Es33油气沿断层逸出 ,又阻止了地表水渗入 。故Es33油藏规模大 ,表现为常规稀油 ,Ng油藏规模小 ,为普通稠油 。柏各庄断层的长期活动 ,储层发育特征以及储层 、盖层间的组合方式 ,共同决定了柳赞北区 “上稠下稀 ”的油藏组合特点 。3.2 深层稠油油藏形成机理图 6柳赞中区 Es3油藏剖面示意图研究表明 ,南堡凹陷油气成藏期为Es1至Ed和Nm末期 ,Es3油藏主要形成于Es1至Ed期 ,油源为拾场洼陷的Es43暗色泥岩 、油页岩 。Es33下部与沙河街组三段5亚段 (Es53)上部储层发 育 ,Es13、Es23及Es33上 部泥岩发育 。油气分布主要受Es储层发育状况影响 ,聚集于Es33下部 与Es53上 部 (图6(a))。柳赞中区Es3构造是在中生界凸起的背景上发育的披覆背斜构造 。Nm晚期 ,高柳断层及其派生断层活动强烈 ,2号断层将柳中 背 斜 划 分 为 柳90区 块 和柳1区块 ,其中柳1区块位于2号断层的下降盘 。2号断层上陡下缓 ,在 泥 岩 发 育 的Es43内 滑脱 ,断层南部的Es43泥岩由于容纳空间减少 ,受到挤压而向上抬升 ,使柳1区块Es43以上地层发生反转 。滑脱面之上Es33北倾 ,滑 脱 面 之 下 的Es53保 持 南 倾(图6(b))。断层活动破坏了已形成的Es3油藏 ,使柳1区块油气自北向南再次运移 ,轻质组分外逸 ,导致Es3(3)3原油密度和黏度自北向南逐渐增大 。原生油藏被改造的同时 ,油气再次运移 ,·03·石油天然气地质2014年 6月形成次生油藏 ,这一现象普遍存在[12~16]。柳1区块Es3(3)3油气沿断层向上运移 ,形成Es3(2)3、Es23油藏(图6(b))。此外 ,Nm末期是南堡凹陷一个主要油气成藏期 ,油源主要为西南部洼陷Es1、Ed暗色泥岩 ,高柳断层为主要油源断层 ,生成的油气沿高柳断层及其派生断层运移进入上部储层 ,这也是Es3(2)3、Es23油藏及上部含油层系形成的另一原因 。4 结论1)柳赞油田稠油油藏具有区域性和成层性 ,浅层稠油具有 “上稠下稀 ”的特点 ,深层稠油具有“上稀下稠 ”的特点 ,平面上自北向南原油密度和黏度逐渐增大 ,由稀油过渡为稠油 。2)柳赞油田浅层和深层原油都具有中等成熟度油特征 ,浅层原油为林雀-柳南洼陷Es1和Ed3烃源岩生成的混合油气 ,深层原油与拾场洼陷Es3烃源岩生物标志化合物指标相对应 。3)柳赞油田浅层稠油为次生油藏 ,生物降解及水洗氧化作用是其形成的主要原因 ,深层稠油为残余油藏 ,是晚期断层活动 ,轻质组分外逸所形成 。[参考文献 ][1]胡见义 ,牛嘉玉.中国重油沥青资源的形成与分布[J].石油与天然气地质,1994,15(2):105~112.[2]Rubinstein I,Strausz O P,Spycherele C,et al.The origin of oil sand bitumens of Alberta:a chemical and microbiological simulation[J].Geochimica et Cosmochimica Acta,1977,10(1):1341~1353.[3]牛嘉玉 ,洪峰.我国非常规油气资源的勘探远景[J].石油勘探与开发,2002,29(5):5~6.[4]胡见义 ,徐树宝 ,程克明.中国重质油藏的地质和地球化学成因[J].石油学报,1989,10(1):1~11.[5]余秋华 ,文志刚 ,唐友军 ,等.塔河油田奥陶系原油芳烃特征及油气运移[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报 ),2010,32(3):161~165.[6]张文艳 ,包建平 ,朱翠山 ,等.也门探区 1区块第一口风险探井烃源岩地球化学特征[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报 ),2012,34(1):25~30.[7]Koopmans M P,Larter S R,Zhang C,et al.Biodegradation and mixing of crude oils 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:柳赞油田稠油油藏特征与形成机理研究JOURNALOFOILANDGASTECHNOLOGY(JOURNAL OF JIANGHAN PETROLEUM INSTITUTE—J.JPI)Vol.36 No.6 Jun.2014ABSTRACTS1 Fracture Distribution Rules of the Fifth Member of Xujiahe Formation in XinchangArea of Western Si-chuanZHANG Keyin,WANG Ying (First Authors Address:Research Institute of Exploration &Development,Southwest Oil &GasBranch,SINOPEC,Chengdu610041,Sichuan,China)Abstract:The data of 6key wels of natural fractures in the fifth member(T3x5)of Xujiahe Formation in Xinchang Area were ana-lyzed by means of electro-imaging logging.The results show that there are three sets of fractures,such as NNE-SSW trending fracturesof the Late Indocinian-Early Yanshanian,NNW-SSE trending fractures of the Late Himalayan,the fourth phase of ESE-WNW toENE-WSW trending fractures of the Himalayan.The fractures in T3x5are mainly low angle and diagonal fractures the high angle diago-nal fractures are next,however,there are no horizontal and vertical fractures.Generaly speaking,in the location close to the fracturesystem,fractureslinear density is less,the fractureslinear density on the wing of anticline is higher than that in the axis.Fine sand-stone,shale and siltstone are the main carriers for the fractures.The fractureslinear density in the shale and fine sandstone obviouslytrends to reduce with the increase of thickness.Keywords:fracture;electric-imaging logging;fifth member of Xujiahe Formation;Xinchang Area;unconventional hydrocarbon6 River Delta 3DGeological ModelingTechnologyBased on Reservoir Architecture and Flow Unit———ByTakingGasikule Oilfield for ExampleLIAO Chun,QU Xinzhong,ZHAO Ying,CHAI Xing,HUANG Yan (First Authors Address:Research Institute of Explo-ration and Development,Qinghai Oilfield Company,PetroChina,Dunhuang736202,Gansu,China)Abstract:The reservoir configuration of the low section of Xiaganchaigou Formation of Gasikule Oilfield was studied based on deltasedimentologic theory and by using the thinking of“hierarchic constraint”and“mode matching”.The parameter standard for dividingflow unit types was selected by the method of“cutting off”for main parameters in seepage.And then,flow unit was analyzed based onthe reservoir configuration.On the basis stated above,a facies-controled 3Dgeological model is established,by which the characters ofspace distribution of reservoir properties are obtained.It provides favorable geological guidance for predicting the remaining oil distribu-tion.Keywords:river delta;reservoir configuration;hierarchic division;flow unit;facies-controled geological modeling11 Reservoir Characteristics in the Lower Segment of Silurian Kepingtage Formation in the North Slope ofTazhongAreaYANG Suju,SHEN Jie (First Authors Address:Research Institute of Petroleum Exploration and Production,Northwest Oil-field Company,SINOPEC,Urumqi 830011,Xinjiang,China)Abstract:There was less research on reservoir characteristics in the lower segment(S1kL)of Silurian Kepingtage Formation in thenorth slope of Tazhong Area,by which the exploration process in the target formation was seriously restricted.Guided by reservoir ge-ologic theory and by using the data of slices of microscopic analysis,core observation,physical property characteristics and X diffrac-tion,the reservoir characteristics of S1kLwere analyzed deeply.Study shows that the reservoir is characterized by low porosity and lowpermeability with the features of tight reservoirs,compaction,pressure solution,cementation and dissolution,diagenesis was at themiddle diagenetic stage of A2-B,foreshore and nearshore sedimentary environments are the beneficial areas for reservoir development,the diagenesis is reconstructive to reservoirs and the process of tight reservoirs are delayed by overpressure,its percolation capacity isimproved by fracture development.Keywords:diagenesis;reservoir characteristics;lower segment of Kepingtage Formation;north slope of Tazhong Area16 Petroleum GeologyCharacteristics and Exploration Potential in the Ogaden Basin of EthiopiaLI Jianying,CHEN Xu,HU Yongjun,CHEN Hongtao,SUN Jian,FENG Yong (First Authors Address:School of Ener-gy Resources,China University of Geosciences,Beijing100083,China;BGP Dagang Branch of Geophysical Research Institute,CNPC,Tianjin300283,China)Abstract:Based on over 50years of petroleum exploration and development and major geological cognitions in Ogaden Basin,it wasconsidered that the basin was generated in the rift system structure in the Eastern Africa and was an ancient interior rift-passive conti-nental margin basin developed in the Palaeozoic basement.Bokh lacustrine mudstone in Upper Permian was a matured sourcerock.Several favorable oil-gas reservoir-forming assemblages were developed during the late Paleozoic-Mesozoic.New tectonic activitiessuch as East African Rift had important influence on oil and gas migration.Totaly the central uplift belt and peripheral slope belt whichare adjacent to the west oil generating sag,have superior accumulation condition and good tectonic background and good reservoir-caprock assemblage,it is the beneficial area for looking for large and middle oil and gas fields.Keywords:petroleum geological characteristics;exploration potential;Ogaden Basin;Ethiopia21 Cenozoic Prototype,Analogyand the Significance of Oil and Gas Exploration in the Shelf Basin ofSouthern East China SeaZHAO Hanqing,LI Deyong,WANG Haiping,LI Chunlei,JI Zhongyun (First Authors Address:Data Processing and In-terpretation Centre of Geo-COSL,Tianjin300451,China)Abstract:Based on the analysis of Cenozoic regional tectonic evolution,the technique of balanced section and reference of predecessorsresearchess were used,the prototype evolution of Cenozoic in the shelf basin of East China Sea was divided into three stages,and eachstage of the prototype structure of the basin was classified.It was summarized that the study area was mainly affected by two Cenozoictectonics-thermal regimes and it was a typical fault-sag prototype superposition structure.By comparing with the Bohai Bay Basin whichhas the high degree of exploration,it is considered that the eastern depression belt which has an inherit
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