潿西南凹陷南斜坡流二段成藏條件新認識及勘探實踐＊

胡德勝 鄧 勇 李安琪 張建新 蓋永浩

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

潿西南凹陷南斜坡流二段成藏條件新認識及勘探實踐＊

胡德勝 鄧 勇 李安琪 張建新 蓋永浩

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

儲層和油氣運移條件是制約北部灣盆地潿西南凹陷南斜坡流二段油氣勘探的兩大關鍵問題。利用鉆井、FMI成像測井、巖心、分析化驗、地震重處理等資料對潿西南凹陷南斜坡流二段物源體系、沉積相類型、古地貌特征以及沉積體系展布特征進行了綜合分析，認為該區發育西南物源長源三角洲砂體；同時通過斷裂特征、圈閉的形成以及烴源巖生排烴史和油氣輸導體系進行時空匹配綜合分析，認為構造高部位的超覆圈閉群發育早期形成的常壓油藏，中部斷階帶的斷塊圈閉群后期近源形成超壓油藏。這些創新認識指導了該地區流二段勘探取得重大突破，對北部灣盆地具有相似成藏背景的其他凹陷的后續勘探具有一定的指導和借鑒意義。

潿西南凹陷；流二段；沉積體系；斷裂系統；構造演化；油氣成藏

潿西南凹陷位于北部灣盆地的東北部，面積約3 800 km2，整體上呈近東西向展布，具有北斷南超、北陡南緩的構造格局，經歷了古新世—始新世早期的弱裂陷階段、始新世中晚期的強裂陷階段、漸新世的走滑弱伸展階段和新近紀裂后熱沉降階段。與構造活動相呼應，潿西南凹陷古近紀完整經歷了湖盆的出現、發展至消亡［1－4］，其中始新世中晚期的強裂陷階段盆地水體最深，沉積范圍最廣，沉積環境以中深湖為主，發育了巨厚的流沙港組二段（簡稱為流二段）泥、頁巖和油頁巖，是盆地主要的烴源巖。長期以來，流二段都是作為潿西南凹陷烴源巖進行研究［5－8］，但是從區域構造背景、古生物以及鉆井巖性組合分析，流二段沉積中期存在一次短暫的湖退，從而在盆緣沉積了一套湖退時期的砂體，并與其上下中深湖泥巖形成了良好的自生自儲自蓋組合，是重要的勘探領域，尤其是凹陷南斜坡流二段勘探的突破，拓展了整個北部灣盆地的勘探層系。本文從早期流二段勘探存在的問題出發，闡述南斜坡流二段成藏條件的創新認識和勘探實踐，以期為后續油氣勘探提供一定的借鑒。

1 早期勘探存在的問題

潿西南凹陷南斜坡北臨B洼，為始新世時期形成的沉積斜坡，是凹陷內六大正向構造單元之一。南斜坡區內發育NE、近E－W、NW向等三組斷裂，其中兩條大型NE向斷裂將南斜坡流二段劃分為北部深洼帶、中部斷階帶、南部超覆帶，NW向和近E－W向斷裂又將3個構造帶復雜化，三組斷裂共同控制了研究區“南北分帶、東西分塊”的構造格局（圖1）。南斜坡流二段早期的勘探主要集中于中部斷階帶，共部署7口井（A－1—A－7），其中6口有油氣發現，但是巖性組合以細砂、粉砂與泥巖互層為主，砂體單層厚度薄，滲透率平均值1．18 mD，孔隙度平均值10%，為低孔特低滲儲層，油藏壓力系數1．288～1．599。分析認為，南斜坡中部斷階帶高部位斷層封堵性強，流二段砂體直接包裹于成熟源巖之中持續接受油氣充注，近源形成超壓油藏而油氣向南部超覆圈閉群運移困難。此外，南斜坡中部斷階帶高部位流二段烴源巖現今仍未達到生烴門限［9－11］，雖然發育南部超覆圈閉群，但是同時存在儲層和油氣運移兩大風險，因此導致勘探進程緩慢。

圖1 潿西南凹陷南斜坡流二段構造綱要圖Fig．1 Structure outline map of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2 沉積體系新認識

關于潿西南凹陷南斜坡流二段沉積相類型，“十一五”期間已有研究，但是存在很大爭議，主要表現在對沉積相的厘定上：一種觀點是從流二段宏觀背景分析，結合取心可見局部重力流特征，認為是近源的小型扇體；另一種相對主流的觀點認為，流二段中期發育短暫湖退，南斜坡是相對的淺水高地，為灘壩相沉積［12－13］。隨著研究的深入，綜合運用多種分析化驗資料、FMI成像測井資料、鉆井取心資料等，同時結合地震相以及古地貌分析，認為南斜坡地區發育物源來自西南方向的大型長源三角洲沉積，具體特征分析如下。

2．1 沉積體系特征

2．1．1 物源分析

南斜坡流二段沉積時期的物源供給區主要為南部企西隆起，重礦物、鉆井含砂率統計及FMI成像測井古水流方向綜合分析認為流二段物源來自西南方向的企西隆起剝蝕區。早期已鉆井重礦物分析表明，該區以鋯石＋電氣石＋石榴石＋赤褐鐵礦＋白鈦礦的組合為主，其中赤褐鐵礦含量最高，達55%～85%；各井重礦物特征相似，表明來自同一物源；ZTR指數從西南向北東方向呈增大的趨勢，表明其物源方向以西南方向為主（圖2）。鉆井巖性、粒度、含砂率以及砂巖單層最大厚度的變化趨勢也反映出物源來自西南方向的特征（圖2），近源區A－7井為細砂巖，含砂率高達65．2%，砂巖總厚達88．3 m，單層最大厚度達22．5 m；A－6井為含礫粗砂和細砂，含砂率達56．3%，其中含礫粗砂含量為15．2%，砂巖最大單層厚度為17 m。相對遠源區A－5井雖然含砂率為54．2%，但是粒度變細，粉砂巖含量達36．3%，含礫細砂為10．5%，細砂巖為7．4%，砂巖總厚度為60．3 m，最大單層厚度只有7 m；遠源端的A－3井在粒度變細的同時，含砂率降低為37．8%，砂巖總厚度僅34．1 m，最大單層厚度僅2 m。雖然出現了近源的A－7井砂巖粒度比相對遠源的部分鉆井局部砂體要細，但是近源區A－7井含砂率最高，砂巖單層厚度最大，分析原因是鉆遇近源水道的側緣；此外，A－6井厚層砂巖段FMI成像測井分析認為古水流方向是由西南流向北東。因此，結合以上分析認為南斜坡流二段物源主要來自西南方向。

圖2 潿西南凹陷南斜坡流二段重礦、含砂率及古水流方向Fig．2 Heavy mineral，sand ratio and water paleotransport of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2．1．2 巖心沉積相特征

砂巖巖石類型、粒度曲線、C－M圖綜合分析表明，南斜坡區流二段總體表現為相對遠源、分選好、牽引流沉積為主，局部發育重力流沉積的特征。巖石類型以長石巖屑石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，樣品中石英平均含量達67%，長石平均含量9%，巖屑平均含量24%，砂巖成分成熟度均值高達2．3，分選中—好，磨圓次棱—次圓，結構成熟度較高，表明砂巖搬運距離較遠，但是各鉆井由于距離物源的遠近以及沉積微相的不同又具有一定的差異性，如近源的A－6井以及遠源的A－4井濁流沉積段巖屑組分含量較高（圖3）。粒度曲線有3種類型，近源區水動力強，表現為滾動、跳躍與懸浮的三段式，以跳躍和懸浮為主（圖4a）；而遠源區表現為跳躍和懸浮的兩段式，缺少粗粒的滾動組分，表明位于沉積體系的前端，沉積物以細粒為主（圖4b），此外A－4井取心段頂部可見粒度曲線呈一段至兩段過渡式，三組分明顯區分不開，斜率變化不大，表現為重力流沉積的特點（圖4c）。C－M圖在整個區段樣點均有分布（圖5），其中A－4井樣點C＝M，明顯反映出重力流沉積的特點，其余樣點以SR及RQ段為主，表明整個流體搬運過程中存在明顯的重力機械分異過程，總體仍以牽引流沉積為主。

圖3 潿西南凹陷南斜坡流二段砂巖類型Fig．3 Rock types of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

圖4 潿西南凹陷南斜坡流二段粒度曲線特征Fig．4 Granularity curve characteristics of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

2．1．3 FMI成像測井及鉆井取心特征

圖5 潿西南凹陷南斜坡流二段C－M特征圖Fig．5 C－M characteristics figure of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

A－6井FMI成像測井及A－4井鉆井取心分析表明，南斜坡流二段為一套三角洲沉積（圖6）。A－6井巖性組合為一套厚層含礫粗砂巖、細砂巖與泥巖的互層沉積，測井曲線多呈反韻律疊加小型鐘形、箱形的正韻律形態，其中FMI成像測井在GR呈箱形砂巖發育段可見交錯層理發育，而且層系間交錯層理產狀變化明顯，反映水流強度的變化，還可見多期正粒序的疊加以及巖性接觸面的沖刷充填構造，反映多期水道疊加的特征；而FMI成像測井在GR呈漏斗形層段可見多期反韻律的疊加，粒度自下而上變粗，發育小型低角度交錯層理，還可見生物鉆孔、小型變形構造等（圖6a）。因此，綜合分析認為A－6井鉆遇三角洲前緣前端水下分流河道與河口壩復合體。

A－4井鉆井取心為一套砂泥互層的沉積，下部主要為灰色粉砂巖夾泥質條帶，砂巖層理不發育，局部見波狀交錯層理，可見厚約5 cm的風暴砂重力流沉積，分析認為是浪基面附近的沉積，位于席狀砂發育區。上部可見厚層的泥巖沉積，呈深灰色，頂部為一套含礫細砂巖，層理不發育，呈塊狀，粒度曲線和C－M圖特征表明偏重力流沉積，分析認為是三角洲前緣滑塌濁積體（圖6b）。因此，綜合分析認為A－4井取心層段沉積時期具有一定的水深環境，水動力較弱，砂泥互層段為三角洲前緣席狀砂微相，并非相對高能的灘壩相。

2．1．4 連井相特征

圖6 潿西南凹陷南斜坡A－6井流二段FMI電阻率成像及A－4井流二段鉆井取心特征Fig．6 FMI resistivity imaging characteristics of Well A－6and core characteristics of Well A－4of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Wexinan sag

圖7 潿西南凹陷南斜坡流二段A－7井—A－6井—A－5井—A－4井—A－1井連井相剖面圖Fig．7 Sedimentary facies of the Well A－7—A－6—A－5—A－4—A－1profile of Member 2of Liushangang Formation in the south slope of Weixinan sag

南斜坡早期已鉆井的連井相剖面圖（圖7）表明，近源的 A－7、A－6井鉆遇厚層的細砂巖、含礫粗砂巖與泥巖的互層，砂巖單層厚度大，粒度相對較粗，GR曲線主要表現為漏斗形加箱形、鐘形的下反上正特征，分析認為鉆遇了三角洲前緣水下分流河道與河口壩的復合體。隨著向NE向遠離物源，A－5、A－4、A－1井鉆遇砂巖粒度變細，以粉砂巖為主，單層厚度變小，GR曲線變為漏斗形、指形，分析認為鉆遇了三角洲前緣河口壩，遠砂壩—席狀砂沉積。綜合分析認為，上述連井相特征顯示出典型的三角洲由近源到遠源的沉積特征。

2．2 古地貌特征及沉積體系展布規律

在明確了南斜坡流二段中期沉積相類型為三角洲之后，其發育規模和展布范圍是勘探關注的重點之一。在重處理地震資料精細解釋的基礎上，對南斜坡流二段古地貌進行了恢復，整體上表現為向B洼傾沒的斜坡（圖8a）。南斜坡東段流二段表現為層層上超的發育模式，說明東段在流二段沉積時期為一水下低凸起，沒有大型物源供給；而西南方向在流二段中期湖退時期為剝蝕高地，由西南向北東方向發育一大型的溝槽地貌，地勢平坦，利于物源的向洼推進。該地區雖然斷裂復雜，但是地震剖面上仍然可以見到明顯的斜交前積層的發育，而且近源端表現為雜亂丘型反射的特征，反映出較強的水動力特征；隨著向NE向遠離物源，地震同相軸成層性變好，振幅變強，前積現象明顯，鉆井證實發育厚層水下分流河道砂體（圖8b），而且前述A－6井交錯層理發育段FMI成像測井也顯示古水流來自西南方向。綜合已有鉆井、地貌分析、新地震資料的地震相分析，最終確定了西南方向長源三角洲的展布范圍（圖8c），研究區高部位超覆圈閉群在流二段沉積中期由西南向北東方向依次發育水下分流河道、河口壩和遠砂壩、席狀砂微相。

圖8 潿西南凹陷南斜坡流二段古地貌（a）、地震相（b）及沉積相平面圖（c）Fig．8 Paleogeomorphic（a），seismic facies（b）and sedimentary plane graph（c）of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag

3 油氣成藏模式新認識

潿西南凹陷南斜坡地區沉積體系的新認識為勘探提供了儲層依據，但高部位超覆帶油氣是如何運聚成藏的，這是勘探取得突破的關鍵問題。通過對斷裂演化特征、圈閉形成以及烴源巖生排烴史和油氣輸導體系的時空匹配的綜合分析，提出了新的油氣成藏模式。

3．1 斷裂演化特征

利用重處理的地震資料對南斜坡地區三組斷裂進行了重新落實，斷裂演化特征表現為：①NW向斷裂開始活動于長流組—流三段沉積期，流二段沉積之后停止活動（圖9a—c），整體上規模較小，構造樣式簡單；剖面上表現為小角度的平直斷裂，基本不控制沉積，斷裂向下斷至基底，向上終止于流二段頂面（圖9e）。②NE向斷裂開始活動于流二段沉積期，后期持續活動至潿洲組沉積末期，新近紀后停止活動（圖9b—e），是研究區內規模最大的一組斷裂；剖面上表現為簡單的單條鏟型，傾向NW，向下斷距消失于流二段底部油頁巖內，向上斷至潿洲組頂面，是區內的主要控圈斷裂（圖9e）。③近EW向斷裂主要活動于潿洲組沉積時期，新近系下洋組沉積時期微弱活動，角尾組沉積期之后停止活動（圖9d、e）；剖面上由于構造位置不同而以不同形式發育，凹陷內斷裂表現為蓋層滑脫型，向下斷距消失于流二段泥巖之中，向上斷至下洋組頂面，而構造高部位流二段泥巖較薄，泥巖塑性變形不足以抵消構造應力，斷裂以基底卷入型發育，向下斷至基底，向上斷至下洋組頂面。該組斷裂的發育使得流二段的圈閉更加破碎化（圖9e）。

3．2 圈閉形成

南斜坡地區三組斷裂的活動和演化控制了流二段圈閉的形成，可以分為3個階段：

圖9 潿西南凹陷南斜坡構造演化及流二段油氣成藏模式（剖面位置見圖1）Fig．9 Tectonic evolution and pool－forming pattern of hydrocarbon of Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag（see Fig．1 for location）

1）圈閉雛形期。古新世—早始新世初始裂陷階段，北部灣盆地主要受控于NW向拉張應力的作用，控凹斷裂1號、2號斷層開始活動，并控制了長流組和流三段的沉積，此時期整個凹陷北斷南超的格局開始形成，南斜坡地區位于整個凹陷的緩坡帶，只沉積了流三段，地層厚度向凹陷中心加厚，在NW向共軛應力的作用下，NW斷裂以調節斷層發育（圖9a），形成了南斜坡地區東西分塊的格局。中晚始新世強裂陷階段，北部灣盆地構造應力發生一個小角度的右旋，構造應力加強，控凹的1號斷裂強烈活動，2號斷裂繼承性活動，但是活動性較1號斷裂弱，此時期潿西南凹陷A洼、B洼還是一個整體，北斷南超的格局基本形成，而南斜坡地區早期的NW向斷層持續活動，同時區內發育與1號斷裂平行的NE向斷裂，并與早期活動的NW向斷裂共同控制了研究區“南北分帶、東西分塊”的格局，流二段圈閉雛形基本形成（圖9b、c）；

2）圈閉改造期。漸新世強走滑弱裂陷階段，北部灣盆地構造應力繼續右旋，由早期的NW向旋轉為近S－N向，此時期1號斷裂繼承性活動，但是活動性減弱，2號斷裂強烈活動，整體上呈雁列狀。此時期潿西南凹陷A洼、B洼分成兩個洼陷，南斜坡地區NW向斷裂停止活動，而NE向斷裂則繼承性活動，同時近E－W向斷裂開始活動，向下斷至流二段泥巖之中，部分斷裂疊加于早期的兩組斷裂之上，將流二段圈閉復雜化。漸新世末期，盆地由于受區域擠壓應力的影響，整體抬升剝蝕，形成了全區的T60不整合面，流二段圈閉基本定型（圖9d）；

3）圈閉最終定型期。進入新近紀之后，斷裂活動逐漸減弱，只有部分近E－W向斷裂微弱活動，向上消失于下洋組之中，整個盆地進入熱沉降的拗陷階段，流二段圈閉最終定型（圖9e）。

3．3 油氣成藏模式

潿西南凹陷南斜坡直接面臨主生烴B洼陷，洼陷內流二段是主力烴源巖。生烴模擬分析表明，流二段烴源巖的生烴門限深度在2 400～2 500 m，B洼中心的烴源巖在流一段沉積時期開始進入生烴門限，潿洲組沉積時期—現今進入大規模生排烴階段［11，14－15］，而南斜坡 地區高 部位的流二段烴 源巖現今仍未成熟（圖9d、e）。從圈閉形成時間分析，高部位流二段中期的砂體包裹于早期、晚期的厚層泥巖之中，地層－巖性超覆圈閉群在流一段沉積開始就已經形成。此外，NE、近E－W向兩組順向斷裂在古近系沉積期持續繼承性活動，斷裂處于開啟狀態，為B洼中心油氣向高部位運移提供了通道，再加上向B洼中心傾斜的大型三角洲砂體，就組成了斷裂＋砂體＋構造脊的高效油氣輸導體系，低部位B洼中心的成熟源巖早期生成的油氣可以運移至高部位的圈閉內早期成藏（圖9d）。古近紀末期，南斜坡地區斷裂基本停止活動，而漸新世末期區域的擠壓應力使早期起運移作用的順向斷裂都處于封閉狀態，流二段整體上又是富泥的背景，很容易就形成較強的封堵，新近紀之后油氣就很難向高部位運移。由于中部斷階帶從流一段沉積開始就處于成熟烴源的包裹之中，運移斷裂形成封堵之后，持續接受圍區油氣的近源充注，隨著圍區烴源大規模的生排烴，就形成了早期鉆探證實的超壓油藏（圖9e）。通過綜合分析斷裂活動、圈閉的形成、生排烴及油氣疏導體系的時空匹配，認為南斜坡地區高部位圈閉群具有早期成藏的可能性，勘探潛力大，值得探索。

4 油氣勘探突破

在儲層和油氣運聚創新認識的指導下，潿西南凹陷南斜坡地區高部位相繼部署的8口鉆井有7口獲得了良好的油氣發現，從而使該地區早期的邊際含油氣構造一躍成為潿西南凹陷目前第二大油氣田。新鉆井證實，研究區高部位發育三角洲砂體，而且埋深淺，物性好，B－2、B－3、B－4等3口井共43個井壁取心實測平均孔隙度為20．7%，平均滲透率高達167．1 mD。近源區 B－2、B－5新鉆井鉆遇厚層箱形砂巖，總厚度高達98．7 m，單層厚度最大達28 m，巖性以含礫中砂巖、含礫細砂巖為主，含砂率高達74%（圖2），GR曲線呈箱形，為水下分流河道沉積微相。相對遠源的B－1、B－3、B－4井區則主要以細砂巖為主，其次為中砂巖、粉砂巖，砂巖總厚度和單層厚度減小，粒度變細，含砂率逐漸降低（圖2），GR曲線以漏斗形為主，局部為小型箱形，主要為三角洲前緣水道末端、河口壩沉積微相；B－6、B－7井巖性以粉砂巖為主，局部可見細砂巖，單層厚度2～3 m，GR曲線以指形和小型漏斗形為主，以遠砂壩—席狀砂微相為主。

從油藏特征分析，中部斷階帶早期鉆井證實均為超壓油藏，新鉆井B－1井各油組壓力系數為1．434～1．465，同樣為超壓油藏，進一步證實NE向斷層后期封堵性較強。而南部超覆帶新鉆6口井各油組壓力系數為1．059～1．121，為常壓油藏。此外，原油成熟度參數分析表明，中部斷階帶原油成熟度高，αααC2920S／（20S＋20R）主要介于0．56～0．79，南部超覆帶成熟度相對較低，αααC2920S／（20S＋20R）主要介于0．45～0．49，表明高部位的超覆帶油藏為烴源巖演化早期生成的油氣聚集成藏，而中部斷階帶油藏為晚期烴源較高演化階段生成的油氣聚集成藏。

5 結論

1）綜合運用多種分析化驗資料、FMI成像測井資料、鉆井取心資料等，同時結合地震相及古地貌分析，提出了沉積體系新認識，認為潿西南凹陷南斜坡地區發育西南物源的大型長源三角洲沉積。

2）通過斷裂演化特征、圈閉的形成以及烴源巖生排烴史和輸導體系的時空匹配綜合分析，提出了油氣成藏模式新認識，認為潿西南凹陷南斜坡地區高部位的地層－巖性超覆圈閉群發育斷裂＋砂體＋構造脊的油氣輸導體系，斷裂活動時期低部位烴源巖早期生成的油氣向高部位運聚形成常壓油藏；中部斷階帶斷塊圈閉群在斷裂停止活動形成封堵后，直接接受周圍成熟烴源的持續供烴，后期近源形成超壓油藏。

3）沉積體系和油氣成藏模式的創新認識指導了潿西南凹陷南斜坡地區流二段的勘探突破，開辟了新的勘探層系，拓展了勘探領域，對北部灣盆地具有相似成藏背景的其他凹陷的后續勘探具有指導和借鑒意義。

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New understanding of hydrocarbon accumulation and exploration practice in Member 2of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag，Beibuwan basin

HU Desheng DENG Yong LI Anqi ZHANG Jianxin GAI Yonghao
（Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd．，Zhanjiang，Guangdong524057，China）

Reservoir and hydrocarbon accumulation are two key factors constraining，Beibuwan basin the petroleum exploration of Member 2 of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag，Beibuwan basin．Based on drilling，FMI data，core samples，testing data and reprocessed seismic data，the provenance systems，geomorphic features，types and distribution characteristics of sedimentary facies of Member 2 of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag are comprehensively analyzed and results indicate that southwest direction delta system develops grossly in this area．The space－time matching relationship of fault characteristics，trap forming，hydrocarbon generation and expulsion history，and hydrocarbon migration system are analyzed，and conclusions that the early－formed normal pressure reservoirs distribute in stratigraphic overlap traps in higher position of the structure，and the later－formed overpressure reservoirs distribute in fault block traps in the near－source central fault terrace zone are drawn．The new understandings guide petroleum exploration breakthrough in this area and have significance for further exploration in similar sags of Beibuwan basin．

Weixinan sag；Member 2 of Liushagang Formation；sedimentary system；fault system；tectonic evolution；hydrocarbon accumulation

TE121

A

胡德勝，鄧勇，李安琪，等．潿西南凹陷南斜坡流二段成藏條件新認識及勘探實踐［J］．中國海上油氣，2017，29（5）：30－38．

HU Desheng，DENG Yong，LI Anqi，et al．New understanding of hydrocarbon accumulation and exploration practice in Member 2 of Liushagang Formation in the south slope of Weixinan sag，Beibuwan basin［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：30－38．

1673－1506（2017）05－0030－09

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．004

＊“十三五”國家科技重大專項“南海西部海域低滲油藏勘探開發關鍵技術（編號：2016ZX05024－006）”部分研究成果。

胡德勝，男，工程師，2010年畢業于中國地質大學（武漢），主要從事油氣勘探研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區南油一區研究院檔案樓309室（郵編：524057）。E－mail：hudsh1＠cnooc．com．cn。

2016－11－29 改回日期：2017－02－16

（編輯：馮 娜）