蒙啟安，白雪峰，張文婧，付麗，薛濤，包麗

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

1 地質概況

松遼盆地是油氣資源極為豐富的陸相沉積盆地[1-2]，北部大慶探區(qū)勘探面積約120 000 km2，發(fā)現了世界上最大的陸相砂巖油田——大慶油田。大慶長垣以西地區(qū)發(fā)育廣闊的斜坡背景（以下簡稱西部斜坡），即大型坳陷湖盆緩坡帶，緊鄰齊家—古龍生烴凹陷，主要包括齊家—古龍凹陷中軸線以西、龍虎泡—大安階地、泰康隆起帶及西部超覆帶等二級構造單元，是油氣聚集的重要場所，勘探面積約16 500 km2（見圖1）。20世紀60年代以來，西部斜坡油氣勘探經歷了構造油藏、巖性-構造油藏、構造-巖性油藏3個階段，以白堊系葡萄花油層、薩爾圖油層、高臺子油層和扶余油層為主要目的層（見圖2），先后發(fā)現了敖古拉、龍虎泡、哈爾溫、龍南、富拉爾基、他拉紅、一心、他拉哈等油氣田[3-10]。據第4次油氣資源評價結果，西部斜坡石油地質資源量近21×108t，截至目前已發(fā)現三級地質儲量5×108t，剩余待發(fā)現資源量16×108t，勘探潛力巨大。目前，斜坡區(qū)復合油氣藏已成為精細勘探的重要方向。從油氣藏與烴源巖的匹配關系看，西部斜坡既有源內成藏，又有源外成藏，油氣藏的規(guī)模與距離成熟烴源巖的遠近呈正相關。關于斜坡帶的成藏特征及主控因素前人曾做過大量研究與探討[3-19]，其主要針對油氣藏類型對油氣成藏與分布的控制作用[7-10]；對油氣來源[3-4]、成藏期次[5-6]也進行過研究，但主要以成藏單一要素作為研究對象，討論其對油氣聚集的控制作用。本文主要圍繞西部斜坡系統分析上斜坡、下斜坡油氣成藏特征及主控因素，總結分布規(guī)律。針對剩余資源主要為復合油藏的特點，探索形成了一套精細勘探工作方法，對松遼盆地北部中淺層石油勘探具有一定指導意義。

2 西部斜坡構造及沉積特征

2.1 構造特征

松遼盆地具有典型的二元充填結構，下部斷陷期發(fā)育白堊系火石嶺組、沙河子組和營城組，以天然氣勘探為主；上部拗陷期發(fā)育白堊系泉頭組三—四段、青山口組、姚家組和嫩江組，以石油勘探為主。西部斜坡在盆地發(fā)展過程中長期處于區(qū)域性單斜狀態(tài)，自盆地西部邊緣向中央坳陷傾斜，斷裂不發(fā)育，構造平緩[14-17]，按構造形態(tài)及烴源巖發(fā)育情況可分為上斜坡和下斜坡。其中，下斜坡位于成熟烴源巖內，構造較陡，坡度一般小于10°，主要包括齊家—古龍凹陷中軸線以西及龍虎泡—大安階地；上斜坡位于成熟烴源巖外，構造相對平緩，坡度一般小于 2°，主要包括泰康隆起帶及西部超覆帶（見圖3、圖4）。由于不同的構造位置所受的應力作用不同，導致西部斜坡構造形態(tài)和斷層分布存在差異。區(qū)域骨干大剖面精細解釋表明（見圖3），西部斜坡自東向西發(fā)育南北向龍虎泡背斜、北東向白音諾勒鼻狀構造、阿拉新鼻狀構造、二站鼻狀構造、江橋鼻狀構造和西部超覆帶，目前已發(fā)現的油氣藏主要分布在上述構造帶上（見圖4）。

據《中國石油地質志》[20]所述，嫩江組沉積末期盆地開始擠壓反轉、褶皺變動和斷裂活動，明水組沉積末期繼續(xù)擠壓活動，這兩個時期均為主要構造活動時期。在嫩江組沉積末期，下斜坡敖古拉鼻狀構造、龍虎泡構造初見雛形；明水組沉積末期，坡度明顯增大，敖古拉鼻狀構造、龍虎泡構造定型；依安組沉積末期，該區(qū)定型為凹隆相間的構造格局，形成北東向展布的龍虎泡背斜和敖古拉斷裂帶。上斜坡在嫩江組沉積末期近南北向區(qū)域擠壓作用下，發(fā)生構造分異，形成白音諾勒、二站、阿拉新和江橋等 4個北東向展布的寬緩鼻狀構造帶，并伴隨有斷裂形成。

圖2 松遼盆地北部中淺層綜合柱狀圖

研究發(fā)現，這些淺層正向構造與深層斷陷具有良好的對應關系，中淺層構造大多是在早期斷陷的控陷斷層活動的基礎上形成的。深層斷陷的控陷斷層在構造反轉期活動，控制鼻狀構造形成、展布（見圖3）。從構造形成與成藏的匹配關系看，西部斜坡構造帶形成略早于或同步于大規(guī)模的油氣運聚期[18]，嫩江組沉積以后的構造運動直接影響到輸導層內油氣由高勢區(qū)向低勢區(qū)運移、聚集成藏。

2.2 沉積特征

西部斜坡勘探目的層為以姚家組一段所在的葡萄花油層和以姚家組二+三段、嫩江組一段所在的薩爾圖油層為主，沉積特征具有明顯的差異性。

其中，姚家組一段沉積時期，整個盆地沉降速度明顯減慢，盆地基準面旋回處于低位域演化階段（見圖2），周邊碎屑物源供給豐富，發(fā)育大型淺水湖盆三角洲沉積體系，松遼盆地北部呈現“滿盆砂”的特點，為滿坳含油奠定了良好的基礎。西部斜坡古地勢平緩，受北部和西部物源控制，砂體廣泛分布，儲集體主要為大型淺水三角洲控制的大面積分布的分流河道砂體、河口壩砂體和席狀砂。受后期抬升剝蝕影響，上斜坡缺失姚家組一段，儲集層主要分布在下斜坡（見圖5a）。

圖3 松遼盆地北部西部斜坡地震剖面圖（剖面位置見圖1）

圖4 松遼盆地北部西部斜坡構造單元與油氣概況

姚家組二、三段至嫩江組一段沉積時期，湖平面快速上升，盆地基準面旋回處于高位域演化階段（見圖2）。盆地大部分地區(qū)形成半深湖—深湖沉積環(huán)境[21-23]，主要發(fā)育北部和西部三角洲沉積體系，砂體主要呈“環(huán)狀”分布在湖盆邊部。西部斜坡近物源砂體大面積分布，成為良好的油氣輸導層和儲集層。其中，上斜坡主要發(fā)育三角洲平原及三角洲內前緣砂體，厚度大，連續(xù)性好，埋藏淺，物性好；下斜坡主要發(fā)育三角洲內前緣和三角洲外前緣砂體，與上斜坡相比規(guī)模有所減小（見圖5b）。

已發(fā)現油氣藏明顯受控于沉積相帶，工業(yè)油流井主要分布在三角洲前緣亞相（見圖5）。龍虎泡階地、泰康隆起帶及西部超覆帶等地區(qū)廣泛發(fā)育的三角洲相各類砂體，為油氣聚集提供了有利的儲集空間。

3 成藏特征及主控因素

3.1 成藏特征

斜坡帶是油氣長距離運聚的有利指向區(qū)。油源對比分析表明[3,4,6,24-26]，西部斜坡的油氣主要來自東側的齊家—古龍凹陷的青山口組成熟烴源巖，發(fā)育構造油藏、復合油藏及巖性油藏等多種油藏類型。受烴源巖與油氣藏空間配置關系的影響，上、下斜坡的成藏特征存在較大差異。

3.1.1 下斜坡

圖5 松遼盆地北部西部斜坡葡萄花油層（a）和薩爾圖油層（b）沉積相帶分布圖

齊家—古龍凹陷中軸線以西到青山口組成熟烴源巖（Ro值大于 0.75%）內邊界的下斜坡，整體處于主生烴凹陷內，油源條件充足。油氣首先在浮力作用下沿斷層向上部薩爾圖、葡萄花、高臺子油層運移。同時，在生烴增壓作用下，沿斷層向下部扶余油層運移，在斷層相關構造或巖性復合圈閉內聚集成藏。為此，下斜坡薩爾圖油層、葡萄花油層、高臺子油層及扶余油層均含油，但不同油層油藏類型不同。本文以薩爾圖油層和葡萄花油層為例分析其成藏特征。（注：高臺子油層和扶余油層主要為頁巖油和致密油，本文不做詳細論述）

薩爾圖油層主要為三角洲前緣沉積體系，受砂體發(fā)育程度影響，油藏類型縱向上也不盡相同。S2+3、S1油層組砂巖疊合連片、連通性好，主要發(fā)育構造油藏；S0油層組發(fā)育重力流水道沉積，發(fā)育巖性和構造-巖性油氣藏（見圖6a、圖6b）。

葡萄花油層主要為三角洲前緣沉積體系，砂體發(fā)育規(guī)模明顯優(yōu)于薩爾圖油層，但砂體縱向、橫向上連通性較差，易形成大面積巖性油藏及復合油藏，整體呈滿凹含油連片趨勢，主要發(fā)育構造、構造-巖性及巖性等多種油氣藏類型（見圖6c、圖6d）。

3.1.2 上斜坡

青山口組成熟烴源巖（Ro值大于 0.75%）外邊界到盆地邊界的上斜坡，地層埋藏淺，斷裂相對不發(fā)育，構造圈閉相對較少，本地發(fā)育的烴源巖處于未成熟—低成熟階段。來自下斜坡齊家—古龍生烴凹陷生成的油氣首先運移至源內高臺子油層，之后沿斷裂、不整合面及砂體向西側運移，并在薩爾圖油層儲集體內聚集成藏（本區(qū)缺失葡萄花油層），下部的高臺子油層和扶余油層雖然儲集層發(fā)育，但由于本區(qū)青山口組源巖不發(fā)育，缺少油氣向下運移的動力，導致本區(qū)高臺子油層和扶余油層不發(fā)育。研究表明，油氣在大規(guī)模、長距離的運移過程中，運移路徑上的有效圈閉易于聚集成藏。咔唑類含氮化合物的含量變化[27]證實了西部斜坡原油的運移方向和路徑。富拉爾基油田距離齊家—古龍凹陷成熟烴源巖區(qū)超過100 km，進一步證實了西部斜坡具備長距離運移成藏條件。上斜坡油氣主要分布在一系列北東向鼻狀構造帶及地層超覆帶上（見圖4），鼻狀構造帶主體發(fā)育構造、構造-巖性油氣藏，構造帶的翼部及地層超覆帶發(fā)育地層超覆、上傾尖滅巖性油氣藏（見圖6e、圖6f）。

3.2 成藏主控因素

圖6 松遼盆地北部西部斜坡油藏剖面圖（剖面位置見圖4）

圖7 松遼盆地北部西部斜坡構造形態(tài)與砂體配置關系

受烴源巖、構造、斷裂、砂體及運移等因素影響，上、下斜坡分別形成了不同類型的油氣藏，其成藏主控因素也不盡相同。根據構造形態(tài)、斷裂與砂體的配置關系，詳細分析了油氣藏的類型及成藏主控因素，可進一步劃分為構造圈閉+有利砂體、構造或斷層+有利砂體及巖性3類4種油氣藏類型（見圖7）。類型Ⅰ為構造圈閉與有利砂體匹配，主要指背斜帶、鼻狀構造帶及斷裂構造帶主體上發(fā)育的構造圈閉與有利砂體匹配聚集成藏，成藏主要受構造控制；類型Ⅱ為構造背景或斷層與有利砂體，構造背景+砂體類型是指斷裂構造帶主體上無構造圈閉，但具有一定規(guī)模的構造形態(tài)，砂體與構造切割形成復合圈閉。江橋、阿拉新、二站和白音諾勒鼻狀構造長軸呈北北東向展布，河道砂體展布與鼻狀構造長軸方向近垂直相交，大多形成構造幅度較大復合油藏。構造與巖性共同控藏，以構造控藏為主；斷層+砂體類型是指斷裂構造帶及斜坡部位，主要目的層北西向砂體與北東向斷層切割，形成斷層+砂體復合圈閉。成藏受斷層與巖性共同控制；類型Ⅲ分布在超覆帶和構造帶間的斜坡部位，河道砂體與地層尖滅線平行，砂體上傾尖滅形成巖性油藏。

除構造和巖性油氣藏外，各種類型的復合油氣藏也是斜坡區(qū)的勘探重點，成藏主要受砂體厚度與斷距、構造幅度的匹配關系控制。已鉆探井統計分析表明（見圖8）：斜坡部位成藏復雜，微幅度構造以及對油氣形成有效遮擋的斷距是西部斜坡鉆探井成功的關鍵。葡萄花油層，當斷距與主力砂體厚度比值大于5、構造幅度與主力砂體厚度比值大于 3時，斷距對油氣形成有效遮擋，構造圈閉幅度對油氣聚集起到控制作用，易于成藏（見圖8）。大部分獲得工業(yè)油氣流、低產油氣流井均滿足上述條件；薩爾圖油層與葡萄花油層具有相似的成藏特征，由于薩爾圖油層儲集層發(fā)育，構造對油氣富集成藏控制作用明顯，當構造幅度與主力砂體厚度比值大于 3時，圈閉封閉性更好，更易成藏，探井成功率較高；反之，構造圈閉幅度小，砂體厚度大，幅砂比小，油氣無法形成有效聚集，鉆探效果差。

圖8 西部斜坡葡萄花油層復合油藏帶斷層（a）和薩爾圖、葡萄花油層構造幅度（b）與主力砂體關系圖

圖9 松遼盆地北部西部斜坡油氣成藏模式圖（剖面位置見圖4）

基于油氣成藏特征和主控因素分析，建立了西部斜坡油氣運聚成藏模式（見圖9）：上傾尖滅巖性油氣運聚成藏模式主要分布在富拉爾基及江 55區(qū)塊；巖性-構造油氣運聚成藏模式主要分布在江橋、新他拉紅等地區(qū)；構造-巖性油氣運聚成藏模式主要分布在阿拉新、白音諾勒地區(qū)；構造油氣運聚成藏模式主要分布在富拉爾基、阿拉新、二站和白音諾勒地區(qū)；斷層-巖性油氣運聚成藏模式主要分布在泰康隆起帶及龍虎泡背斜帶西側邊緣上；巖性油氣運聚成藏模式主要分布在阿拉新、二站、白音諾勒、他拉紅地區(qū)。

4 西部斜坡油氣分布規(guī)律

4.1 鼻狀構造控制油氣富集

斜坡帶發(fā)育一系列鼻狀構造，油氣在浮力作用下首先向鼻狀構造匯集，然后繼續(xù)沿鼻狀構造脊向上傾方向呈管道狀長距離運移，并最終在合適的區(qū)域聚集成藏[28-29]。生排烴研究表明[30]，明水組沉積末期是齊家—古龍凹陷青山口組成熟烴源巖的主要排烴期。西部斜坡自東向西發(fā)育的龍虎泡背斜帶，白音諾勒、二站、阿拉新、江橋等鼻狀構造（見圖4），早于或同時于明水組沉積末期，是油氣運移聚集的指向區(qū)。勘探實踐表明，西部斜坡 70%以上已發(fā)現的油氣藏均圍繞這些鼻狀構造分布，表明了斜坡區(qū)的鼻狀構造帶控制油氣富集程度及分布。

4.2 斷裂控制油氣垂向運移及聚集

斷裂在油氣成藏過程中發(fā)揮至關重要的作用，既可以作為油氣垂向運移通道，又可封閉油氣聚集成藏。由圖10可以看出，龍西—杏西地區(qū)發(fā)育北東向、北西向和近南北向 3組斷裂。北東向斷裂主要分布在研究區(qū)東部，其中最為明顯的是敖古拉、哈拉海和齊西斷裂，長期繼承性活動，既是油源斷裂又起到側向遮擋油氣的作用；北西向斷裂分布在研究區(qū)中部及東部，為主要的油源斷裂，是油氣從烴源巖到儲集層的運移通道；近南北向斷裂分布在敖古拉—哈拉海斷裂帶南段及其東側，主要起側向遮擋油氣的作用，與北西向砂體匹配形成復合圈閉，控制油氣分布。

4.3 不整合面與砂體控制油氣側向運移

側向運移距離控制著大型斜坡油氣成藏的范圍，西部斜坡側向運移通道主要為不整合面和連續(xù)型砂體。

晚白堊世（距今88 Ma），太平洋板塊發(fā)生重大板塊運動學重組事件[31]，松遼盆地整體抬升、剝蝕，形成了T1-1區(qū)域性不整合面（姚家組底面，見圖6）。不整合面之上的底礫巖或薄層砂巖和不整合面之下的半風化巖石都可能成為油氣運移通道[32]。齊家—古龍凹陷青山口組烴源巖生成的油氣，沿不整合面首先進入高臺子儲集層，之后沿不整合面進行側向運移聚集成藏。不整合面（T1-1）的連續(xù)分布對西部斜坡油氣的運移也起到了重要作用。

圖10 龍西—杏西地區(qū)葡萄花油層頂面斷裂平面分布圖

砂體一方面為油氣聚集提供了有利的儲集空間，另一方面，地層中砂體發(fā)育越密集，連通性越好，也就越容易形成油氣的橫向運移。從西部斜坡砂體解剖圖（見圖11）可以看出，葡萄花油層砂體類型主要有三角洲前緣分流河道、河口壩、席狀砂，砂體厚度大。水下分流河道砂體厚度一般為3～5 m、寬度一般為200～300 m；河口壩砂體厚度一般為2～3 m；席狀砂厚度一般為1～2 m。砂地比總體在20%～50%，砂體縱向、橫向上連通性較差；薩爾圖油層砂體類型主要有三角洲前緣分流河道、河口壩、席狀砂及濱淺湖砂壩，砂體穩(wěn)定。水下分流河道砂體厚度一般為2.5～4.0 m、寬度一般為100～300 m，河口壩砂體厚度一般為2～3 m，席狀砂厚度一般為1.5～2.5 m。砂地比一般在25%～55%，砂體橫向分布穩(wěn)定，連通性好。西部斜坡廣泛分布的連續(xù)型砂體構成了油氣長距離運移的主要輸導層。

4.4 區(qū)域蓋層提供良好的封蓋條件

松遼盆地北部中部含油氣組合區(qū)域蓋層為嫩江組一、二段泥巖蓋層（見圖2），該組泥巖蓋層沉積穩(wěn)定，連續(xù)厚度超過200 m，幾乎遍布整個盆地，為油氣藏的形成提供了良好的封堵條件，也為油氣長距離運移提供了空間。通過沉積體系解剖（見圖2、圖11），西部斜坡在嫩江組一、二段沉積時期形成大面積的半深湖、深湖相，巖性以泥巖為主，見少量粉、細砂巖，膠結相對致密。地層在沉積壓實過程中流體不容易及時排出，形成大面積的高壓異常帶。此外，該組泥巖蓋層的塑性強，不易形成裂隙[1]，增強了蓋層的封蓋能力。在這套區(qū)域蓋層下發(fā)育的薩爾圖、葡萄花、高臺子油層富集了松遼盆地90%以上的石油資源。

圖11 西部斜坡薩爾圖、葡萄花油層砂體解剖圖（剖面位置見圖4）

在成藏主控因素及油氣分布規(guī)律研究的基礎上，優(yōu)選龍西—杏西、齊家北、古龍及泰康隆起帶等 4個目標區(qū)，是近期斜坡帶精細勘探的重點方向。

5 目標識別與勘探實踐

隨著近幾十年的勘探，西部斜坡整體已進入高勘探程度階段，剩余油藏均具有規(guī)模小、分布零散、隱蔽性強、油水關系復雜的特點。通過開展縱向細化、橫向放大的精細研究，形成了“四個精細”的工作方法，建立了地質與地球物理一體化的工作模式，多區(qū)帶精準識別目標，發(fā)現高產高效區(qū)塊，為老區(qū)精細勘探探索了新路子，對下步勘探快速展開具有重要指導意義。

5.1 目標精細識別與有效性評價

斜坡區(qū)復合油藏剩余圈閉單體規(guī)模小，幅度低，控制儲量少。開展復合圈閉精細識別與有效性評價技術攻關，通過斷層分類識別、微幅度構造識別、精細沉積研究、波形指示反演巖性圈閉識別等多技術聯合識別復合圈閉，然后開展斷層與砂體配置關系、構造幅度與砂體配置關系分析，綜合確定有效圈閉評價標準，優(yōu)選圈閉，落實目標（見圖12），在突出效益勘探背景下提高勘探成功率。

圖12 圈閉精細識別與有效性評價流程圖

5.1.1 斷層分類識別技術

針對斷層的斷距及其在地震剖面上的識別難度，對斷層分 3類進行識別，分別采取不同的識別技術，提高小斷層識別與平面組合的精度：①斷距大于10 m，斷層附近地震道波形相似性差別較大、斷層完全錯斷，采用相干體屬性和方差體屬性可有效識別；②斷距為5～10 m，同相軸未完全錯斷，斷層處同相軸傾角發(fā)生變化，分頻相干屬性、傾角屬性和曲率屬性可有效識別；③斷距小于5 m，同相軸只發(fā)生彎曲或撓曲，采用構造導向濾波、曲率屬性可有效識別。

5.1.2 微幅度構造識別技術

應用井震聯合地層對比、井控層位精細解釋、量版法時深轉換及大比例尺構造成圖等關鍵技術，開展微幅度構造圈閉識別，解決了地質分層與地震層位不一致、捕獲同相軸的輕微起伏、微構造形態(tài)變化和解釋誤差等地質問題，能夠準確識別大于3 m的微幅度構造。

5.1.3 沉積微相精細研究技術

通過縱向細分層系（見圖11），縮小研究單元，薩爾圖、葡萄花油層縱向上細分為20個單元，其中葡萄花油層9個單元，薩爾圖油層11個單元。每單元3～10 m，包含1～2期河道。其中，S1、S2和S3等3期河道砂體發(fā)育，規(guī)模大，是勘探的主力層系。突出井震結合，實現大比例尺工業(yè)制圖，明確了各期河道砂體展布。

5.1.4 波形指示反演巖性圈閉識別技術

適用于砂體單砂層薄、砂泥間互的儲集層。首先應用地震波形代替變差函數，解決以往井間地震信息應用不足的問題，保持了地震資料的橫向分辨率；然后采用地震波形指示反演技術提高單砂體識別精度，縱向細分層系刻畫巖性邊界，識別有利巖性圈閉。大于3 m的單砂層識別符合率超過70%。

基于上述技術研究成果，結合斷距與主力砂體、微幅度構造與主力砂體匹配控藏的認識，在龍西—杏西等4大目標區(qū)優(yōu)選各類有利圈閉341個，面積947.8 km2，為常規(guī)油精細勘探提供接替領域。

5.2 勘探成效

在上述地質認識指導下，開展研究區(qū)目標精細識別與有效性評價，2016年，在龍西地區(qū)部署的塔66、龍45井分別獲得高產油流，老探區(qū)精細勘探獲重大進展，探索形成了常規(guī)油精細勘探方法，為老區(qū)精細挖潛探索了有效途徑。近兩年，圍繞龍西地區(qū)共實施預探、評價井82口，其中69口獲工業(yè)油流，10 t以上高產油流井達32口，高產井形成由點及面的連片之勢。在立足龍西地區(qū)勘探成果的基礎上，積極推廣龍西勘探模式，南北拓展，東西推進，齊家北和泰康隆起帶等地區(qū)多口井獲10 t以上高產油流，多個區(qū)帶獲重要進展，老探區(qū)找到高產富集區(qū)塊，新增石油三級儲量超1×108t，為大慶油田的可持續(xù)發(fā)展提供了更多的優(yōu)質可動用儲量。

6 結論

西部斜坡為大型的東傾寬緩斜坡，自東向西發(fā)育龍虎泡背斜帶和白音諾勒、二站、阿拉新、江橋等鼻狀構造及西部超覆帶，是油氣運移的有利指向區(qū)。廣泛發(fā)育三角洲相砂體，為油氣聚集提供了有利的儲集空間。綜合烴源巖、構造、砂體及油氣運移等多種條件，劃分為上斜坡和下斜坡，上斜坡以薩爾圖油層為主，發(fā)育構造油藏；下斜坡多層位含油，多為復合油藏。明確了鼻狀構造控制油氣富集程度、斷裂控制油氣垂向運移及封閉油氣聚集成藏、不整合面及連續(xù)型砂體控制油氣側向運移距離，構造-斷裂-砂體三位一體控制形成了構造油藏、構造-巖性油藏及巖性油藏3種類型。形成了以“精細構造、精細沉積、精細儲集層、精細成藏”為核心的隱蔽圈閉識別與有效性識別方法，實現了勘探目標的精準預測，有效地提高了勘探成功率，老探區(qū)精細勘探取得重大突破，明確泰康隆起帶等凹陷周邊斜坡部位的微幅度構造群是下一步勘探方向。