广覆式富煤成烃凹陷 吐哈盆地油气前景分析

顾名思义，广覆式富煤成烃凹陷是指在含煤盆地内生气强度和纵向生气密度差异不大，生烃潜力面积较广，在较大范围内都具有煤成气生成、运聚、保存、成藏的地质条件。

显然，广覆式富煤成烃凹陷主要含煤岩系稳定分布于全盆，在含煤岩系沉积时期及其以后地质历史时期的构造地质环境比较稳定，其生烃潜力、运聚、成藏和保存条件在盆地内变化较小。该类富煤成气凹陷主要发育于克拉通内坳陷型和陆内坳陷型含煤盆地，勘探证实有：鄂尔多斯盆地中、北部上石炭统—下二叠统太原组至下石盒子组富煤成气凹陷，四川盆地中、东部上二叠统龙潭组富煤成气凹陷；四川盆地上三叠统大川中富煤成气凹陷。这些富煤成气凹陷含煤岩系源岩厚度不大，生烃丰度总体不高，但分布面积广，构造稳定，保存条件好，在较大范围内都具有形成大、中型煤成气田的地质条件。

吐哈盆地自1989年台参1井在侏罗系获得工业油流，拉开盆地勘探序幕，旋即迎来了中国石油工业“稳定东部，发展西部”的历史机遇，在“两新两高”管理体制下，以其“短、平、快”的油气发现速度和良好的勘探开发效益，发现并探明油气(当量)储量约3×108t，建成350×104t原油生产能力，为石油工业发展西部和带动新疆东部地方经济发展作出了重要贡献。经由十余年经验的积累和地质认识的升华，21世纪之初吐哈盆地油气勘探开发又踏上“西部大开发”的步伐，按照“稳油、增气、提效，保持经济总量不变”的发展战略，积极引进、推广和应用勘探新理论、新技术和新方法，努力开创“二次创业”新局面，实现可持续发展(图7.4)。
7.2.1勘探潜力分析
(1)勘探程度低且不均
吐哈盆地勘探面积53000km2，有效勘探面积为35000km2，集中在托克逊凹陷、台北凹陷和哈密三堡凹陷内。截至2000年底，共完成二维地震测线65991.37km，三维地震测网3346.75km2。盆地共钻探井268口，平面上，盆地有效勘探区内平均每100km2有二维测线188km、三维测网9.56km2、探井0.9口，总体勘探程度较低;且大部分集中于台北凹陷范围内;托克逊和哈密三堡凹陷勘探程度低，尚处于勘探初期阶段。纵向上，上含油气系统一直是盆地勘探的主攻对象，勘探程度较高;中含油气系统，勘探程度总体较低，且程度不均;而下含油气系统，尚处于探索阶段。
发现39个二级构造带，440个圈闭，储备圈闭多，展开勘探的余地较大。
(2)资源转化率较低，资源基础雄厚
截至2000年底，吐哈盆地已相继发现了丘陵—温吉桑、葡北—雁木西、红南—连木沁等23个油、气田，除伊拉湖小油田外，其余22个油气田均分布于台北凹陷及其周缘。
根据二次资源评价结果，吐哈盆地石油总资源量15.75×108t，天然气总资源量3650×108m3，其中台北凹陷是盆地资源最集中的生烃凹陷，有石油资源量11.34×108t、天然气2044×108m3，分别占总量的72%和56%。截至2000年底，按复查核减后储量计算，全盆地石油资源量的探明率为15.3%(包括凝析油)，天然气资源量的探明率为6.5%(不包括溶解气)。盆地总体资源转化率较低，潜在资源还比较丰富。
(3)非常规资源丰富
深层气藏是盆地构造下倾方向或致密储层下部层位(盆地深部凹陷、构造下倾方向部位以及向斜中心等)、气源岩与致密储集层密切相连的天然气聚集。从成藏机理特征来看，深层气藏在孔隙介质条件的流体动力平衡条件控制下，源岩与致密储集层之间的紧密结合决定了天然气的短距离运移特征，形成了天然气对地层水的整体排驱效果，“生—储—盖”之间一体化的亲密组合关系导致了致密储集层中气水倒置现象的产生及地层异常压力特征的形成。致密储集层中的气水排驱作用受控于“源储相通、储盖不分”的成藏条件。深层气存在的地质特殊性如下:埋深范围较大(2000～3000m以上)、储层物性致密［孔隙度一般小于10%～12%、渗透率一般小于(0.1～1.0)×10－3μm2］、气藏内部含水饱和度高(一般为35%～75%)、气水分布关系倒置(即为上水下气、气水渐变的特点)、地层压力主体为负异常、地质储量巨大(但单井产量变化较大)。吐哈盆地深层气资源量巨大，据1998年石油大学的预测，台北凹陷有利深层气天然气资源量可达23729×108m3，是盆地非常规天然气资源勘探接替的重要领域。
煤层气是煤层在漫长的煤化作用过程中生成的以甲烷为主的天然气，它主要以吸附状态存储在煤层中。这种煤层自生自储的甲烷气是一种优质、洁净、高效的非常规天然气资源。吐哈盆地煤岩发育，分布范围广，埋深浅。据煤炭科学院研究成果，吐哈盆地埋深在1500m以上可供商业勘探开发的煤层气资源量为18176×108m3。
总之，吐哈盆地仍处于油气田发现和储量增长阶段。从勘探领域看，勘探展开的空间较大;从资源潜力看，仍具有资源转化的物质基础;从资源类型看，新的接替能源丰富，勘探前景好。

图7.4 吐哈盆地油气有利区带评价图

7.2.2油气前景评价
经过多年的勘探，对该盆地的油气聚集规律有了新的认识，以煤系成烃、以古隆起、断裂控油和大坳陷湖相生油等认识指导了盆地油气勘探工作。根据上述条件和勘探现状，今后有利勘探领域和地区有如下几个。
7.2.2.1台北凹陷
台北凹陷油气资源丰富、有利区带明确，仍是滚动勘探、探索隐蔽及复杂构造油气藏勘探，实现油气储量持续增长最现实的领域:①中浅层具备燕山、喜马拉雅多期成藏，发育原生、次生两类油气藏，可供勘探的层系丰富。②虽然中侏罗统常规构造油气藏勘探程度较高，但复杂构造带、隐蔽油气藏和浅层低幅度构造油气藏勘探程度较低。火焰山北坡的葡萄沟、连木沁、温南、红台及疙瘩台等地区是隐蔽油气藏勘探的重要方向;火焰山逆掩构造带、北部山前带、葡神古弧形带及其东斜坡、鄯善弧形带浅层及温吉桑构造带南缘是复杂构造油气藏勘探的主攻方向。
(1)两个弧形带成藏条件优越，为稳产提供优质储量
鄯善弧形带和葡北—雁木西古弧形带，是已证实的油气富集带和开发主战场。中浅层成藏条件优越，只要位于油气运移路径上，储层发育、盖层和断层封堵性好，就可形成油气藏。这两带近年来的滚动勘探不断有所发现，累计新增探明石油储量1330×104t，为油田稳产做出了积极的贡献。今后滚动勘探开发的重点领域是温西、温南、葡神东斜坡、吐鲁番和雁木西等油田周边地区。
(2)凹陷中央低幅度构造是增加储量的重要领域
台北凹陷中央具备形成三种低幅度构造的有利条件。①台北凹陷是一个经历印支、燕山、喜马拉雅多期构造运动的叠合型凹陷，存在R/T、K/J、E/K等区域不整合面，具备了形成低幅度披覆构造的条件，如肯德克低幅度背斜;②台北凹陷应力场除北部山前带的强烈挤压和火焰山—七克台构造应力释放的构造应力强外，凹陷中央应力场表现为较弱的压扭性，凹陷东部为左旋应力场，西部为右旋应力场，具备形成低幅度构造的应力条件，而且旋扭性平移断层为油气运移及后期调整运移的通道，如胜北3、4号低幅度构造。此种类型油气藏的勘探，是今后一段时期发现规模储量的重要类型。随着研究程度的提高以及速度场变化规律研究的深入，将有所获，胜北402井的突破就是典型的例子;③台北凹陷狭长的形态发育南北两大物源的多沉积体系，因沉积体系横向变化快、岩性厚度变化快，具备了形成差异压实低幅度构造的条件。
(3)火焰山逆掩带和北部山前带是增加储量的重点领域
Ⅰ.火焰山逆掩带油气源充足，是探索构造和复式油气藏的重要领域
火焰山断裂带位于盆地中央，区带面积2000km2。勘探的层系包括古近－新近系，白垩系，侏罗系和前侏罗系。该带印支、燕山、喜马拉雅多期构造复合叠加，圈闭多、类型复杂。伴随着沉积中心的迁移，印支中晚期—早燕山期(T2—J2)位于南湖岸线附近，三叠系小泉沟群辫状河三角洲砂体发育，储集层类型好、厚度大，为构造型油气藏的形成提供了良好的储集空间;侏罗系砂体横向变化大，砂体与构造叠置也可形成构造—岩性复合性油气藏，白垩系和古近－新近系发育多套良好的储盖组合，储层分布稳定，储集物性好，砂地比低，断层封堵性好，形成断块油藏的概率高。该带自燕山早期以来始终是胜北洼陷油气向南运移聚集的停集场所，油源条件十分优越。火2井和火3井的成功证明了该带优越的成藏条件和良好的勘探前景，是台北凹陷稀油勘探的重要领域。
Ⅱ.北部山前带含油层系多，是深浅兼顾，探索复杂多类型油气藏的重点领域
台北凹陷北部山前带，由于喜马拉雅期强烈的逆冲推覆，构造类型复杂，加之地震资料品质较差，构造形态难以准确刻画;另外三叠系和侏罗系储层基质物性普遍较差，孔隙度多在8%左右，渗透率多小于1×10－3μm2。现已发现鄯勒、恰勒坎和玉果等三个油气田，不乏油源，具备基本的成藏条件。该带上含油气系统和中含油气系统叠置，形成了多套含油气层，目前揭示J1、J2x、J2s、J3q和Esh等油气层，T2+3也于照2井见到油气显示。该带剩余圈闭多、面积大，特别是鄯勒浅层古近－新近系气藏的发现，更增加了深浅兼顾进行探索的希望。
Ⅲ.中浅层隐蔽油气藏
隐蔽油气藏的存在和分布有一定的规律性，主要受区域构造、沉积相带和生烃中心控制，如分布在古斜坡、古隆起和断褶构造带的围斜部位。平面上主要在烃源岩有效生烃范围内，纵向上则偏重于紧邻烃源岩的储盖组合，断裂的沟通又增加了下生上储式复合圈闭成藏的机遇。以侧向运移为主的区带则位于与油源通道(断层或疏导层)沟通砂体的上倾方向。岩性透镜体圈闭、古河道砂岩圈闭和物性封闭圈闭是寻找的重点对象。
吐哈盆地，特别是台北凹陷具备形成隐蔽油气藏的地质条件:首先，台北凹陷中下侏罗统砂体与源岩交替发育，并与古隆起和断裂构造带配置，为岩性和构造－岩性复合油气藏的形成创造了条件;其次，自三叠纪以来，盆地经历了三次大的构造运动，形成了J/T、K/J、E/K等三个范围较广的区域不整合面，具备形成地层油气藏的基本地质条件;再次，燕山、喜马拉雅期断裂发育，使得纵向上远离烃源岩的储盖组合具备了形成断层岩性复合的有利条件。
隐蔽油气藏勘探的重点领域有:①胜北生烃洼陷周缘发育连木沁—胜北辫状河三角洲、七泉湖—葡北辫状河三角洲、恰勒坎扇三角洲等沉积体系，其骨架砂体叠置在古构造背景之上，易形成岩性和岩性－构造复合型油气藏。②小草湖洼陷古地温梯度高，水西沟群烃源岩生排烃时间较早，砂体与源岩交置，且埋藏相对较浅，是勘探自生自储式隐蔽油气藏的有利区带。③丘东生烃洼陷也不乏形成隐蔽油气藏的地质条件，已发现丘东气田就是一个典型的构造上倾方向上的岩性尖灭形成复合型油气藏，温吉桑构造带辫状河三角洲砂体与断褶构造匹配良好，隐蔽油气藏的勘探值得重视。
(4)前侏罗系油气领域
吐哈盆地深层具备良好的生储盖配置，印支期古构造发育，出油点多、面广，勘探程度低，应是发现整装油气田的重要领域。①鲁克沁稠油富集带的发现和鄯科1井的突破，以及托克逊和哈密坳陷揭示的含油气构造和显示，均说明了吐哈盆地前侏罗系具备成藏的油气地质条件，但前侏罗系目前还处于区域勘探的早期阶段，扩展余地很大。②三叠系小泉沟群中下部发育大型的河流、三角洲砂体，分布稳定、厚度大，不乏有利沉积成岩相带;上部郝家沟组暗色泥岩分布稳定，既是生油层，也是区域性盖层，它们由油源断裂与下伏二叠系桃东沟群生油岩沟通，构成了良好的成藏组合。③印支晚期以来的多次构造运动形成鄯善、葡北、依拉湖和四道沟等构造带，为油气聚集成藏提供了广阔的空间，其中丘陵、葡北、恰勒坎等面积大于20km2的大中型断背斜构造，具备形成千万吨以上规模油气藏的地质条件，是深层勘探突破，寻找整装油气田的主要领域。
(5)深层气和煤层气
Ⅰ.小草湖洼陷常规和非常规天然气目标叠合，是勘探深层气的首选区带
综合研究认为台北凹陷胜北和小草湖洼陷具备深层气藏形成的基本条件。其中小草湖洼陷主体中下侏罗统埋藏较浅，预测深盆气资源量6509×108m3，结合控制深盆气藏富集因素分析，红台2号以西和疙瘩台以北的两个鼻状构造背景区，是小草湖洼陷各层深层气藏分布的最有利区，初步分析存在着5个与中侏罗统常规天然气目标叠合在一起的深盆气藏，可择优钻探。
Ⅱ.盆地周缘水西沟群浅埋区煤层气资源丰富，是资源可持续接替的主要方向
吐哈盆地是一个富煤沉积盆地，其煤系源岩主要发育于侏罗系水西沟群，一般有10～30层，煤层累计厚度大，大部分地区为30～80m，最厚处可达130m;煤层分布范围广，主要凹陷含煤面积达21501.09km2。据估算，全盆地拥有煤层气资源量134773.92×108m3，其中煤层埋深小于1500m的煤层气资源量为17293.07×108m3。煤层气资源丰富，具有雄厚的开发物质基础。对盆地煤矿样品的吸附实验表明，盆地煤层气吸附能力具有从东向西由强变弱的特点，原煤饱和吸附量(νl)一般在12.23～17.07m3/t之间;兰格米尔压力(pl)普遍较高，多在6～10MPa之间。据此，对盆地煤层含气量预测的结果，一般在6～8m3/t之间，个别地区大于10m3/t。尽管盆地煤层气储量并不高，但煤层厚度非常大，因此，从煤层气资源丰度角度分析，巨大的煤层厚度足以弥补煤层气含量的不足。据估算，盆地周缘浅埋区煤层气资源丰度平均为(0.72～4.51)×108m3/km2，资源丰度较大，对煤层气开发非常有利。煤层吸附气最为有利的两个区块是托克逊凹陷伊拉湖构造带及托北地区和哈密坳陷哈北构造带哈参1井区，1500m以上煤层吸附气经济储量分别为1435×108m3、1175×108m3，是下一步滚动勘探开发煤层气的重点试验区块。
7.2.2.2鄯善弧形带、西部古弧形带成就了吐哈油田的主体，今后仍将是展开滚动勘探和增储上产的重要领域

图7.5 吐哈盆地区带未探明地质资源量分布直方图

1989年台参1井获得工业油流，发现了鄯善油田，1993年基本探明弧形带，奠定了吐哈油田年产300×104t的基础。1994年走出弧形带后，先后在西部古弧形带发现了葡北、胜南、神泉、雁木西、神北、桃尔沟等油气田和含油气构造，为西部的产能建设做出了重要贡献。截至目前，鄯善弧形带、西部古弧形带共计探明石油为(1.87±0.45)×108t;探明天然气为(300.84±6)×108m3，承担了油田年原油产量的88%，全部的天然气产量，成为油田油气生产的主体。
根据新一轮资源评价结果，鄯善弧形带石油地质资源量为(2.47～40.3)×108t，约占区带地质资源量的53.16%;可采石油地质资源量为0.6273×108t;天然气地质资源量为1095.8×108m3，占区带天然气地质资源量的43.73%;可采地质资源量为538.9×108m3。鄯善弧形带剩余石油地质资源量8988×104t，占区带石油地质资源量的19.2%;天然气剩余地质资源量317.7×108m3，占区带天然气地质资源量的29%。虽然弧形带剩余圈闭(数目)极少，但仍是油田扩边，实施滚动勘探的重要领域。1994年来以来的滚动勘探在该区累计探明2200×104t，为老油田的增储稳产做出了积极贡献。
西部古弧形带是继鄯善弧形带勘探发现之后又一个新的含油气区带，该区的滚动勘探仍然大有可为，理由:①新一轮资评预测该区石油地质资源量9916.6×104t，天然气地质资源14.4×108m3，剩余石油地质资源5237.9×104t，仍具有较大的勘探潜力。②该区是在前侏罗系胜南低凸起古构造背景上，继承性发育的构造带，聚油条件优越。③该区古近－新近系、白垩系储盖组合优越，与侏罗系地层不整合带及喜马拉雅期油源断层的合理配置，使该区多层系含油，油气勘探回旋余地大，滚动勘探工作持续、耐久。综上所述，该区仍是近期老油田周边挖潜，增储上产的重要领域。
7.2.2.3台北凹陷南斜坡资源潜力大，是吐哈侏罗系勘探再次辉煌的希望所在，也是盆地中长期勘探的重要领域
火焰山—七克台构造带、台北凹陷南斜坡历来就被众多地质学家认为是吐哈盆地继弧形带之后侏罗系最具勘探潜力的区带。新一轮资源评价的结果也证实，该区是盆地油气运聚的优势方向，向南斜坡运聚的油气资源量占盆地运聚量的4/5。从目前的勘探实践来看，这一区域仅在中部的温吉桑构造带获得了较为丰富的勘探成果，而台北凹陷斜坡带的东西两端仅发现了与油气运聚规模极不匹配的疙瘩台、红南—连木沁等规模较小的油气田和含油气构造，“缓坡带理应成为前陆盆地(或箕状断陷型盆地)油气聚集主要方向和场所”的油气聚集普遍性规律在此受到了空前的挑战。东西横亘的火焰山断裂被认为是油气逸散的重要场所，是南斜坡和火焰山七克台未能形成大规模油气聚集的“祸根”。但经过分析，情况也不尽然。
1)从目前的研究来看，火焰山—七克台构造带的形成时间具有明显的差异。七克台带在侏罗纪末已开始不均衡的发育，造成沿该带白垩系地层的减薄或遭受剥蚀，晚喜马拉雅期强烈隆升，形成了现今的构造面貌;火焰山断裂带则主要形成于晚喜马拉雅期，在此前台北、台南、胜南基本为一统一的沉积凹陷。
2)火焰山—七克台断裂带油气逸散最为强烈，目前仍旧可以认识到的逸散区主要有三处:台孜油矿和地面油砂、疙瘩台残余油藏、胜金口油田，绵延300余千米的火焰山—七克台其余地段基本再未见到地面油气苗。油气的聚集、逸散究竟受何因素控制，未逸散的段落是否有油气藏的存在?地层厚度及构造发育史分析表明，目前台北凹陷西南斜坡在中晚燕山期从东向西依次发育了NW向的疙瘩台—草南鼻隆、台孜—鄯善鼻隆、库木—连木沁鼻隆，NE向的胜南—火北鼻隆和EW向的葡北鼻隆。这些规模不一的鼻隆在中央断裂带形成前明显控制了油气向南运移和聚集。其中，台孜—鄯善鼻隆、库木—连木沁鼻隆和胜南—火北鼻隆是在前侏罗系低凸起的构造背景基础上发育起来的。这些低凸起在侏罗系沉积期对沉积也起明显的控制作用。例如，台孜—鄯善鼻隆使沉积体长驱直入造就了覆盖鄯善弧形带主体的辫状河三角洲体系。库木—连木沁鼻隆形成了连木沁辫状河三角洲体系及其鼻隆前缘带上的众多砂体。这些受南斜坡物源控制的沉积砂体相比物性而言意义更重要。
3)台北南斜坡构造圈闭不甚发育，但鼻隆背景上的断鼻断块以及鼻隆前缘陡坡带上的沉积砂体的勘探仍大有可为，只要加强古构造背景的研究和砂体的预测，该区找到一定规模的油气储量大有希望。目前在这些鼻隆背景上已发现了疙瘩台气藏、葡北6号等构造背景上的岩性油气藏，只要持之以恒有针对性地加深研究和勘探，迎来侏罗系勘探的新辉煌也并非是“痴人说梦”。
7.2.2.4鲁克沁构造带创造了吐哈前侏罗纪勘探的第一次突破，胜南低凸起带、台孜—鄯善低凸起带可能将成为实现台北凹陷前侏罗系层系接替的现实领域
1994年起步的前侏罗系综合研究在1995年艾参1井的钻探后，取得了丰硕的果实，三年时间探明石油地质储量5500×104t，控制1115×104t、预测3132×104t，实现了吐哈前侏罗系勘探的重大突破，迎来了吐哈储量增长的第二个高峰。
在鲁克沁构造带获得勘探突破的同时，对前侏罗系地质条件和成藏规律的认识也随之深化，尤其是“油源来自台北凹陷桃东沟群，油藏形成于晚印支期”的认识极大地提高了对台北凹陷前侏罗系的评价和对前侏罗系勘探的信心。虽然由于受资料准确性的限制，其后钻探的连4井、鄯科1井、东深1井都没有大的建树，但鄯科1井持续数年3m3/d的平均单产和陵深2井T2k大段的油气显示，再一次证实印支期古构造对前侏罗系油气成藏的重要控制作用。
根据新一轮的资源评价结果，前侏罗系石油地质资源量3.1136×108t，天然气地质资源量411.8×108m3。其中探明地质储量0.5500×108t，控制地质储量0.1115×108t，预测地质储量0.3132×108t，未发现石油地质资源2.1389×108t。从层系资源量的分布来看，前侏罗系是继侏罗系之后，未探明石油地质资源最多，唯一能够承担起层系接替重任的领域。
随着台北前侏罗系地震攻关不断取得进展，结合重磁电资料，对台北凹陷前侏罗系构造格局有了更深入的认识。台北凹陷前侏罗系构造格局与侏罗系南北分带、东西分块的构造格局明显不同，构造带主体呈北西向、北东向展布，吐鲁番坳陷三叠系被印支末期—早燕山期发育的台孜—鄯善低凸起、库木复合凸起、胜南—葡萄沟凸起、布尔加凸起依次划分为丘东、胜北、台南、托克逊和科牙依五个次级凹陷。在二叠纪台南—胜北凹陷侧翼的库木复合凸起倾没部位的玉东1井、伸入胜北—台南凹陷的台孜—鄯善低凸起倾没部位的鄯科1井勘探取得重要发现，更进一步反映印支期古构造对前侏罗系油气成藏的重要作用。目前，紧邻台南—胜北凹陷的胜南—葡萄沟凸起还没有探井揭示三叠系地层，该区与台孜—鄯善低凸起、库木复合凸起具有相似的发育历史，凸起倾没部位的三叠系圈闭应该引起高度的重视。笔者有理由相信，随着对这三个区块地震攻关和重磁电资料的精细研究，三个凸起前缘定会取得大的突破，吐哈层系接替的宿愿也必将实现。
7.2.2.5石炭系是吐哈盆地潜力较大的油气资源
通过近几年石油地质研究发现，在该盆地石炭系有广泛分布，并发育一套海陆相的烃源岩。厚度200～300m，最多达800m。且古地表多处见沥青，表明有成油过程。在邻区已在此层位发现几个油气田，特别于2008年在准东发现克拉美丽火山岩大气田。因此笔者认为石炭系是当前和今后重要勘探领域之一。

根据叠合单元类型、生烃强度及资源规模、资源丰度和保存条件等因素的叠合，即“构造元、烃灶元、保存元”三元叠合，对中新元古界、古生界和中生界分别进行战略区优选，共优选出11个战略区块。
（一）中新元古界战略区
共优选了3个有利区，即党坝凹陷带、京西地区、冀中北部地区（图6-1-3）。根据叠合单元类型、成烃条件和保存条件，评价出党坝凹陷带为I 类区，冀中北部地区、京西凹陷为Ⅱ类区（表6-1-5）。
1.党坝凹陷带
冀北党坝凹陷带主要包括宽城断陷、寿王坟断陷、新城子断陷及平泉高杖子断陷，断陷之间有凸起相隔，总面积3000km2，其中断陷面积1052km2（图6-1-4）。

图6-1-3 京冀地区中—新元古界含油气有利区评价图


表6-1-5 中新元古界区块基础参数及评价表


图6-1-4 燕山地区冀北坳陷综合成果图

（1）勘探概况
冀北坳陷寒武系—奥陶系、中新元古界已发现91处油苗，在平面上分布于凌源、平泉、宽城、承德、兴隆5个县，在纵向上涉及5个系的10个组。在平面上和纵向上的分布规律十分明显。
平面上，油苗集中分布于党坝凹陷带，91处油苗有69处分布于党坝凹陷带，占总油苗点数的75.8%。在党坝凹陷带内，油苗集中分布于化皮背斜和双洞背斜带，2个背斜共有油苗点59处，占总油苗点数的64.8%，占党坝凹陷带的85.5%。表明背斜部位是油苗富集的场所。
在纵向上油苗集中分布于中元古界蓟县系，共有油苗点69处，占总油苗点数的82.4%。主要集中于3个组（统），其中铁岭组55处，占总油苗点数的60.4%；雾迷山组13处，占14.3%；下寒武统12处，占13.2%。油苗集中分布于产层的上部。铁岭组55处油苗点有42处分布于铁岭组二段（上部）。雾迷山组13处油苗点，有12处分布于上部。
已发现双洞、化皮、张家台子、瀑河等背斜构造带，其中双洞背斜带已出露雾迷山组，致使双洞古油藏遭到破坏；宽城断陷的化皮构造高点出露铁岭组，油藏也遭到一定程度的破坏。除此之外，断陷带的其他地区均被侏罗系覆盖，中新元古界保存完整。但凹陷内除了已经发现的双洞、化皮、张家台子等背斜构造以外，侏罗系火山岩覆盖区地下地质结构不清。该带勘探程度低，仅在宽城做了一条地震试验剖面，长18km，结合电法测量发现了瀑河背斜，尚待进一步落实。
（2）生储盖组合
烃源岩：主要为洪水庄组及下马岭组页岩，另外还有雾迷山组碳酸盐岩。下马岭组页岩有机碳含量在双洞背斜和承德县以西大营乡一带为2个高值区，总有机碳含量大于2.0%。化皮背斜带为低值区，总有机碳为0.51%～0.89%。党坝向斜其余地区为1.0%～2.0%。从全区来看，大部分地区为好烃源岩。洪水庄组页岩有机碳含量也有2个高值区，宽城化皮背斜及其周边总有机碳含量最高，其平均值多在4%左右。双洞背斜是第2个高值区，总有机碳含量大于3.0%。在党坝向斜内多为总有机碳含量大于2.0%。烃源岩热演化受火山岩作用影响，演化不均。洪水庄组Rb变化范围为0.63%～2.66%，平均1.07%；大约有85%的样品Rb小于1.30%，处于生油阶段。在凌源市和承德县靠近火成岩的样品已达干气阶段。中新元古界生烃强度为（500～600）×104t/km2。
储盖组合：该区中新元古界、古生界保存完整，下马岭组和洪水庄组泥质岩集中发育段为华北北部最佳封盖层，泥质岩主要为暗色页岩，渗透率一般小于10-9μm2，具有很好的阻渗性。存在3套完整的储盖组合，即雾迷山组储—洪水庄组生盖、铁岭组生储—下马岭组生盖、奥陶系储—石炭系盖。
（3）成藏特征
在中侏罗统沉积之前，中新元古界发生过挤压褶皱作用，中侏罗世沉积了1200m左右的地层，使烃源岩Ro值达1.0%左右，进入大量生烃阶段，是中新元古界主要的生烃时期，也是主要的运聚成藏时期。此后以挤压抬升为主，油藏处于保存、调整阶段。其油气藏属于一次生烃型。
（4）资源前景
中新元古界生烃强度达600×104t/km2。初步计算资源量为2.1×108t，资源丰度为7×104t/km2。
2.京西地区
位于北京西郊，东北部被第四系掩盖，西南部被中、古生界覆盖，隆起区为Ⅲ叠合型单元、凹陷区为Ⅱ2型叠合单元。中新元古界保存完整，勘探面积大于2000km2。
较落实的构造为昆明湖背斜构造，除此之外，西部山区还有一些由古生界组成的背斜构造，如昆明湖构造往西南延伸可能是该背斜的最高点。但这些区域只做过地面填图，勘探程度很低，是石油勘探的空白区。
（1）生储盖组合
主要生储盖组合位于中下寒武统泥页岩之下，中新元古界2套区域性储盖组合保存齐全。页岩有机碳平均为1.5%左右，生油岩的演化程度较高，上部达到湿气阶段，中下部可能达到甲烷气阶段；作为盖层的下马岭组厚度超过200m，保存条件较好。
（2）资源潜力
中—新元古界生烃强度大于1000×104t/km2。初步计算资源量1.6×108t，资源丰度8.0×104t/km2。
3.冀中北部地区
包括冀中北部廊固凹陷、武清凹陷及杨村斜坡，勘探面积6000km2，为中新元古界深埋区，以I型叠合单元为主，生储盖组合保存完整。有2个有利区带：桐柏镇断层上升盘，面积约550km2；武清凹陷东部，区带面积约400km2。
武清凹陷东部较落实的圈闭有梅厂潜山，圈闭面积30km2。闭合幅度300m，高点埋深5000m。
（1）生储盖组合
主要盖层有寒武系馒头组、毛庄组、徐庄组以页岩夹泥灰岩为主的浅海泥坪相沉积地层，厚度大于200m，可以与下伏府君山组白云岩、青白口系景儿峪组灰岩、长龙山组砂岩组成第1套储盖组合。下马岭组页岩为生油层与下伏铁岭组储层及洪水庄组生油层组成完整的第2套生储盖组合。雾迷山组生储层与上覆洪水庄组生盖层组成第3套生储盖组合（图6-1-5）。该带可能不利的因素是烃源岩在燕山期演化程度较高（Ro大于1.6%），而圈闭多在燕山末期及古近纪末期形成，构造形成期与生烃高峰期匹配条件较差。

图6-1-5 京101井中—新元古界生储盖组合柱状图

（2）资源潜力
中新元古界生烃强度（400～500）×104t/km2，最大可达600×104t/km2以上，初步估算资源量为2.4×108t，资源丰度4.1×104t/km2。
（二）古生界战略区
古生界共划分了5个区块：冀中东北部、黄骅中南部、临清（东部、西部）、东濮凹陷、济阳坳陷（图6-1-6，图6-1-7，表6-1-6），根据叠合单元类型、成烃条件和保存条件，评价出Ⅰ类区3个：黄骅南部、临清坳陷和东濮凹陷；Ⅱ类区2个：冀中东北部、济阳坳陷。
1.冀中东北部
位于沧县隆起以西，廊坊—永清一线以东，面积约5500km2（图6-1-8）。武清凹陷为I型叠合单元，苏桥-文安地区为Ⅱ2型叠合单元。
（1）生储盖组合
主要烃源岩为奥陶系灰岩和石炭系—二叠系煤岩及泥岩，奥陶系中上部烃源岩厚约60m，残余有机碳含量约0.12%，属较差烃原岩；石炭系山西组煤层厚20m左右，暗色泥岩厚200m，暗色泥岩有机碳含量2.5%～5.0%；储层为奥陶系风化壳和二叠系石盒子组砂岩；上覆石炭系—二叠系煤系泥岩为盖层。
（2）生烃作用
奥陶系具备二次生烃条件，燕山期生烃强度为（10～20）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（40～80）×104t/km2。总生烃强度：油120×104t/km2，气280×104t/km2。
石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为（50～100）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（100～250）×104t/km2，总生烃强度250×104t/km2。

图6-1-6 华北东部下古生界综合评价图


图6-1-7 华北东部上古生界综合评价图


表6-1-6 古生界区块基础参数及评价表


图6-1-8 冀中坳陷前古近系综合成果图

（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般大于5m，最大可达18m，泥岩盖层厚度为150～200m，属好盖层类型，反向断层具备好的封堵条件，邻近凹陷中心的苏桥潜山、泗村店-码头构造带封堵条件较好。
（4）成藏模式
为Ⅰ型叠合单元二次成藏，主要成藏期为喜马拉雅期，与构造形成时期匹配，可以形成奥陶系风化壳构造油气藏、石炭系—二叠系构造、岩性等油气藏。
（5）资源潜力
估算寒武系—奥陶系资源量0.4×108t，资源丰度0.7×104t/km2；石炭系—二叠系资源量0.9×108t，资源丰度1.7×104t/km2。总资源量为1.3×108t。
目前已发现泗村店-码头构造带，泗村店潜山下古生界顶圈闭面积80km2，闭合幅度700m，高点埋深6300m。
2.黄骅中南部
孔店凸起以南至东光一带，东西至黄骅坳陷边界，面积4100km2（图6-1-9）。吴桥、南皮凹陷为I型叠合单元，沧东凹陷为Ⅱ2型叠合单元，孔店构造、徐-黑构造带为Ⅱ1型叠合单元。
（1）生储盖组合
烃源岩为奥陶系灰岩和石炭系—二叠系煤岩及泥岩，其中奥陶系上部烃源岩厚120m，有机碳含量0.2%，石炭系—二叠系煤层厚12～30m，平均约20m，暗色泥岩厚80～120m。暗色泥岩有机碳含量大于2.0%，Ro为1.5%。主要储层为奥陶系顶部风化壳和二叠系砂岩，盖层为石炭系—二叠系煤系泥岩。
（2）生烃作用
奥陶系烃源岩燕山期生烃强度为（40～80）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（40～100）×104t/km2，总生烃强度（120～200）×104t/km2。
石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为（100～200）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（100～150）×104t/km2，总生烃强度（150～250）×104t/km2。
（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般大于5m，最大可达20m，泥岩盖层厚度为150～250m，属好盖层。该构造带上孔西、王官屯、乌马营构造均没有大型断裂，断距小，且以反向断层为主，封堵性好。
（4）成藏模式
为I型叠合单元二次生烃成藏类型，部分为Ⅱ2型叠合单元二次生烃成藏类型。燕山期和喜马拉雅期生烃量均较大，而喜马拉雅期生成的油气更有利成藏。乌马营、王官屯属继承性古隆起，燕山期剥蚀较弱，可捕获燕山和喜马拉雅期生成的油气，而孔西构造主要形成于喜马拉雅期，以晚期成藏为主，燕山期聚集的油气多被破坏，如孔古3井的沥青为早期形成的古油藏破坏所形成。
（5）资源潜力
估算寒武系—奥陶系资源量为1.3×108t，资源丰度3.2×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.3×108t，资源丰度3.3×104t/km2。古生界总资源量2.6×108t。
目前已发现王官屯、孔西、乌马营、徐-黑等有利潜山构造带，其中孔西构造带的孔古3井已获奥陶系原生工业油流。

图6-1-9 黄骅坳陷古生界综合成果图

3.临清坳陷
构造位置属渤海湾盆地南部，新河-隆尧凸起以南，内黄隆起以北，鲁西隆起以西，太行山隆起以东，包括莘县、冠县、邱县、大营镇、南宫、巨鹿、南和、邯郸8个断陷和堂邑、武城、馆陶、明化镇、新河、广宗凸起及鸡泽、成安低凸起。面积18000km2，其中临清东部面积6800km2，临清西部面积11200km2（图6-1-10）。从古生界油气显示来看，东部好于西部，西部18口探井仅巨1井见0.25m油斑，巨2井、新巨5井、馆深1井于奥陶系见荧光显示，馆深1井经测试产水、见少量可燃气；东部堂邑凸起油气显示活跃，共钻12口井（高古1、4、7、康古1、2、4、堂古1、3、4、5、莘3、华4），其中有7口井见油斑、油浸或含油显示，经测试康古4、堂古1、4井产水见少量可燃气，本项目部署的专探井——高古4井已获工业油气流。
莘县、冠县、邱县、巨鹿、邯郸、南宫和大营镇凹陷为I型叠合单元，堂邑、馆陶和广宗凸起为Ⅱ1型叠合单元，其他地区为Ⅲ型叠合单元。

图6-1-10 临清坳陷前古近系综合成果图

（1）生储盖组合
临清东部奥陶系烃源岩厚120～150m，有机碳含量0.2%；临清西部烃源岩厚约45m，有机碳含量小于0.18%；石炭系—二叠系煤层厚10～17m，暗色泥岩约100m。区域性储层为奥陶系顶部古风化壳，产层多集中在奥陶系顶部附近，钻遇风化壳的井多有漏失，如莘3井于奥陶系3130～3370.5m共漏失泥浆216m3，华4井于奥陶系2869.15～2908.5m，共漏共泥浆156.8m3。石炭系—二叠系储层物性最好的为上石盒子组砂岩，其次为下石盒子组砂岩，山西组、太原组砂岩亦具有一定的储集能力，高古4井太原组泥质细中粒岩屑砂岩常规分析孔隙度3.8%，水平渗透率0.047×10-3μm2。盖层为石炭系—二叠系煤系泥岩。
（2）生烃作用
临清东部奥陶系燕山期生烃强度为（40～80）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为10×104t/km2，在莘县凹陷可达80×104t/km2，总生烃强度（100～150）×104t/km2；临清西部奥陶系燕山期生烃强度为（20～40）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度小于10×104t/km2，邯郸凹陷较大，总生烃强度约50×104t/km2。
临清西部石炭系—二叠系生烃强度100×104t/km2，主要生烃阶段为燕山期；临清东部石炭系—二叠系生烃强度120×104t/km2，主要生烃阶段为燕山期和喜马拉雅期。
（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般为5～8m，泥岩盖层厚度为100～200m，属好盖层类型，但馆陶凸起、堂邑凸起有大型断裂，断距大，以顺向断层为主，封堵性较差，而堂邑凸起东、西二级台阶构造带古生界保存完整，断层封闭性较好。石盒子组孝妇河段泥岩发育，泥岩厚度80～150m，占地层厚度的70%左右，可以作为良好的区域性盖层。另外石炭系煤系地层集中段的泥岩也可作为其下伏砂岩储层的直接盖层，高古4井太原组气藏的直接盖层即是太原组自身的泥岩层。
（4）成藏模式
主要为I型叠合单元二次生烃成藏类型，馆陶凸起和堂邑凸起顶部为Ⅱ1型叠合单元二次生烃成藏类型。
（5）资源潜力
临清地区寒武系—奥陶系资源量2.4×108t，资源丰度1.3×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.3×108t，资源丰度1.5×104t/km2。古生界总资源量4.7×108t，资源丰度2.8×104t/km2。
堂邑构造带及馆陶构造带较为落实，前者油气显示活跃，但保存条件差，断层破坏严重；后者配套条件差：广宗—巨鹿一带属印支期古隆起，圈闭形成早，但烃源岩未进入生烃高峰期。邱县凹陷-馆陶凸起烃源岩于燕山末期达到过成熟，而构造圈闭主要形成于喜马拉雅期。馆陶东构造、堂邑东构造等保存条件较好，但构造有待进一步落实。
4.东濮凹陷
东濮地区面积3500 km2（图6-1-11），石炭系—二叠系有17口井见到油气显示，文古2井获得工业油气流，开33井、开35井、文古1井及白56井试获低产油气流；23口井在寒武系—奥陶系见到良好的油气显示。在古近系和中生界发现了文留和户部寨源自石炭系—二叠系的天然气。
该区缺少侏罗系—白垩系分布，主要为Ⅱ4型叠合单元，内黄隆起为Ⅲ型。
（1）生储盖组合
奥陶系上部烃源岩厚160m，有机碳含量0.30%；石炭系—二叠系煤层厚一般为13m左右，暗色泥岩一般为150m左右，泥岩有机碳含量平均1.7%。主要储层有奥陶系、石炭系—二叠系、中生界以及古近系。除古生界自身盖层外，古近系发育的膏岩也是优质盖层。

图6-1-11 东濮凹陷古生界综合成果图

（2）生烃作用
奥陶系印支期—燕山期生烃强度为（50～100）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（10～40）×104t/km2，总生烃强度100×104t/km2。
石炭系—二叠系煤系烃源岩印支期—燕山期生烃强度为（100～300）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（120～200）×104t/km2，总生烃强度300×104t/km2。
（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般为4～8m，泥岩盖层厚度为100～150m，属好盖层类型，但各构造带均有大型断裂，断距大，古近系封堵至关重要。除中央隆起带外，北部的濮城、南部的马厂、西部的胡-庆、高平构造带古生界侧向封堵条件相对较差。
（4）成藏模式
为I型叠合单元二次生烃成藏类型，喜马拉雅期为成藏关键时期。
（5）资源潜力
寒武系—奥陶系资源量0.4×108t，资源丰度0.9×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.0×108t，资源丰度2.9×104t/km2。古生界总资源量1.4×108t，资源丰度3.8×104t/km2。
该区共划分了6个有利区带，区带总面积767km2。其中，中央构造带的文留鼻状背斜构造已发现石炭系—二叠系生古近系储的煤成气田。马厂断块构造带面积100km2，已钻井20口，仅马古5井获低产气流。东濮凹陷中央隆起北段，以背斜、断鼻圈闭为主，圈闭面积大于60km2，勘探程度较低，为有利构造带。
5.济阳坳陷
济阳坳陷包括惠民、东营、车镇、沾化4个主要凹陷，古生界以惠民和沾化凹陷成藏条件最好。石炭系—二叠系总资源量3.0×108t，其中油1.0×108t，气2.0×108t；寒武系—奥陶系总资源量1.0×108t，其中油0.5×108t，气0.5×108t。古生界总资源量4.0×108t，其中油1.5×108t，气2.5×108t。
（1）惠民地区
位于济阳坳陷西南部，鲁西隆起北坡，面积2000km2。曲古1井断块已于古近系沙河街组获得以石炭系—二叠系为气源的工业气流。惠民南坡是始新世—渐新世时期形成的北倾斜坡带，由于区带内夏口、齐河、白桥、曲堤等二级或亚二级断层的继承性持续活动，将南斜坡划分为夏口缓坡带、曲堤垒堑带和王判镇潜山带三大构造带，受沉积间断、地层剥蚀、断裂构造发育和各类砂体和火成岩展布的相互作用，形成了南斜坡多种类型圈闭。以I型叠合单元为主。
1）生储盖组合。寒武系—奥陶系烃源岩厚度大于40m，有机碳含量约0.12%；石炭系—二叠系煤层厚14～34m，平均20m左右，暗色泥岩厚约140m，泥岩有机碳含量2.5%～3.0%。古生界储层有奥陶系内幕白云岩、顶面风化壳和二叠系砂岩。发育2套区域盖层，为石炭系—二叠系暗色泥岩及煤系地层和中生代侏罗系下段煤系。
2）生烃作用。寒武系—奥陶系生烃强度50×104t/km2；石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为（100～150）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（80～150）×104t/km2，总生烃强度300×104t/km2。
3）保存条件。奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度约4m，泥岩盖层厚度为100m，属较好盖层类型，顺向断层相对发育，侧向封堵条件相对较差。总体上讲，古生界保存条件一般。
4）成藏模式。为I型叠合二次成藏，燕山期和喜马拉雅期均为重要生烃和成藏时期。
5）资源潜力。寒武系—奥陶系资源量0.5×108t，资源丰度2.2×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.4×108t，资源丰度6.6×104t/km2。古生界总资源量1.9×108t，资源丰度8.8×104t/km2。
（2）沾化地区
位于济阳凹陷北缘，面积2200km2。该区已发现孤北低潜山有利含油气构造带，面积160km2，带内已落实含气构造4个，圈闭面积50 km2，幅度800m，已钻井13口，其中义132井、义136井、孤北古1井获工业油气流，义155井、渤93井为低产气流。
1）生储盖组合。奥陶系上部烃源岩厚100m，有机碳含量0.12%；石炭系—二叠系煤层厚29m，暗色泥岩厚300m，暗色泥岩有机碳含量2.36%。储层为奥陶系风化壳和二叠系砂岩；盖层为石炭系—二叠系煤系泥岩、中生界煤系泥岩。
2）生烃特征。寒武系—奥陶系生烃强度50×104t/km2；石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为10×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（100～150）×104t/km2，总生烃强度150×104t/km2。
3）保存条件。奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般为5～15m，泥岩盖层厚度为200～250m，属好盖层类型；圈闭形成早，控制圈闭的断层在古近纪晚期停止活动，具备好的封堵条件。
4）成藏模式。为Ⅱ2型叠合二次成藏，主要的成藏期为新近纪，圈闭形成早于大量生烃阶段，匹配条件好。
5）资源潜力。寒武系—奥陶系资源量0.1×108t，资源丰度0.5×104t/km2；石炭系—二叠系计算资源量0.7×108t，资源丰度3.3×104t/km2。古生界总资源量0.8×108t，资源丰度3.8×104t/km2。
（三）中生界战略区
根据中生界叠合单元类型和成烃条件，优选出3个战略区，I类区有辽河东部地区，Ⅱ类区有渤中西部、沾化-黄河口地区（图6-1-12；表6-1-7）。

图6-1-12 华北东部中生界综合评价图


表6-1-7 中生界区块基础参数及评价表

1.辽河东部地区
辽河东部地区面积3300km2，为一狭长凹陷（图6-1-13）。基底最大埋深9000m，自北向南有4个负向构造带：青龙台—长滩洼陷、于家房子洼陷、驾掌寺洼陷、二界沟-盖州滩洼陷。凹陷属Ⅱ2型叠合单元，东部隆起带属Ⅱ3型叠合单元。

图6-1-13 辽河断陷中生界综合成果图

凹陷内断裂发育，均为北东向正断层，共10条，一级断层有2条，即营口断层和佟二堡断层，为与东部凸起的分界断层；二级断层8条，即二界沟断层、黄西断层、茨西断层、茨东断层、荣西断层、驾东-界西断层、驾西-黄于热东断层和界东断层，其中二界沟断层为与辽河断陷中央凸起的分界断裂。中生界仅分布在茨东断层以东，即东部凹陷的东部。
（1）烃源岩
中生界上部为下白垩统梨树沟组（相当西部凹陷的九佛堂组），以湖相暗色泥岩为主，主要由深灰色泥、页岩、褐灰色油页岩、灰岩及砂岩组成，为东部凹陷主要烃源岩层。梨树沟组干酪根以Ⅰ型、Ⅱ型为主。龙11井见有Ⅲ型干酪根，佟2井以Ⅲ型为主。总体上，按其类型指数应当属于Ⅱ2型干酪根。
（2）储层
主要为奥陶系灰岩。王参1井奥陶系马家沟组灰岩孔隙度2.8%～7.4%，平均4.43%，渗透率最小值1×10-3μm2，一般（3～9）×10-3μm2；石炭系—二叠系砂岩物性较差，具有低孔、低渗特点，平均孔隙度多在3%～6%范围内，渗透率小于1×10-3μm2。王参1井侏罗系平均孔隙度8.7%，渗透率均小于l×10-3μm2。测井解释本组有效孔隙度为0.1%～3.6%，平均值为0.52%，渗透率为（0～1.4）×10-3μm2，平均值为0.03×10-3μm2（表6-1-8）。梨树沟组孔隙度为8.5%～18.6%，平均孔隙度为13.14%，渗透率均小于l×10-3μm2。测井解释398.1～591.6m的有效孔隙度为0.2%～31.3%，平均值为20.57%，渗透率为（0～341.2）×10-3μm2，平均值为134.85×10-3μm2，其他井数据见表6-1-9。

表6-1-8 王参1井孔隙度和渗透率统计表

注：（1）岩心样品物性分析资料；（2）测井解释成果资料。
（据辽河油田勘探开发研究院）

表6-1-9 梨树沟组砂泥比数据表

（据张锦波等，1995）
（3）盖层
界3井侏罗系小东沟组为红色粉砂质泥岩及泥质粉砂岩，厚323m，直接盖在奥陶系之上；巨厚的中生界可作为奥陶系潜山的盖层，中生界也可形成自生自储自盖组合。
（4）资源潜力
估算资源量1.9×108t，资源丰度11.4×104t/km2。
2.渤中西部
包括秦南凹陷、石臼坨凸起和石南凹陷。秦南凹陷和石南凹陷是中生界主要生烃凹陷，石臼坨凸起是主要的目标区。
石臼坨凸起位于J3—K残留厚度最大的地区，一般在2000m以上，最厚大于3000m。被秦南、石南、渤中3大凹陷围绕。石臼坨凸起属Ⅱ3型叠合单元，周围的凹陷为I型叠合单元。
烃源岩：为白垩系下统，主要发育于石臼坨凸起及辽东湾地区，代表井为渤中6井、渤中14井和JZ16-2-1井。渤中6井岩性以深灰、灰黑色泥岩为主，夹薄层钙质泥岩、白云岩、砂质灰岩、凝灰质砂砾岩，夹有10层（厚1～2m）以上的火山岩层，钻遇厚度891m，泥岩含量占27%。渤中6井烃源岩有机碳较低，但S1+S2在1.0mg/g以上，高者可达3.0mg/g以上；JZ16-2-1井有机碳含量大于1.5%，S1+S2最高大于8.0mg/g，达到好烃源岩标准。有机质类型都属于Ⅱ1—Ⅱ2型。这些井Ro值有70%以上在0.5%～0.6%范围内，属于低成熟带，还有30%左右Ro值小于0.5%，属于未成熟带。
目前发现的油气藏，只有N-1井和渤中6井中生界油藏及QHD30-1沙一段油藏的分析数据表明，中生界对生油有很大贡献。
上述分析表明，渤海海域中生界烃源岩可形成有效油气藏，尤其在生烃中心附近的圈闭成藏概率大。因此，该区为有利的战略区。
估算资源量1.3×108t，平均资源丰度4.0×104t/km2。
3.沾化-黄河口地区
包括沾化地区和黄河口凹陷，勘探面积5240km2。
沾化地区发育了中下侏罗统暗色泥岩和煤、上侏罗统—下白垩统暗色泥岩2套烃源岩。中下侏罗统煤层厚6～31m，暗色泥岩一般超过130m；上侏罗统—下白垩统暗色泥岩厚度较小，一般小于10m（表6-1-10）。中生界上侏罗统—下白垩统火成岩发育，另外还有砾岩、砂岩等，自身的泥岩和上覆古近系—新近系可作为盖层。黄河口凹陷埋藏深度较大，中生界生成的油气可聚集于自身储层，也可通过断层运聚于古近系—新近系。

表6-1-10 沾化地区中生界烃源岩厚度统计表

中生界总生烃强度一般为（50～200）×104t/km2，总资源量2.9×108t。

13742039200：库车坳陷
茅善答：1)库车坳陷是一个生烃强度及充注潜力较高的富煤成气凹陷，新近纪以来的快速沉降，侏罗纪含煤岩系有机质在挽近时期(6～10Ma)的快速演化，进入高成熟热演化阶段，是形成富煤成气凹陷和形成大型煤成气田的物质基础，形成克拉2气田的物质基础在库车坳陷分布较广。2)区内主要储层巴什基奇克组砂岩储...

13742039200：沉积期间的地质构造环境
茅善答：沉积期间的地质构造环境是含煤盆地形成的基础，决定了含煤盆地类型，对含煤盆地的原始沉积环境、沉降速率和沉积速率，含煤岩系岩石组成、厚度、含煤系数，以及有机物质丰度、有机质类型等都有控制作用，直接影响了形成富煤成烃凹陷的物质基础。(1)含煤盆地类型对沉积环境的控制作用 含煤盆地类型虽主要...

13742039200：致密储层比例较大,有两类储盖组合
茅善答：这一特点也是鄂尔多斯盆地所有大型、特大型煤成气田的共有特征。低孔渗河流相致密储集砂体、源-储压力差较小等因素不利于煤成气的运聚，但是，“广覆式”富煤成气凹陷丰富的烃源岩与区域上大面积展布的砂岩体直接接触，弥补了储层孔渗条件的不足，以及广厚的区域盖层和直接盖层，构成了理想的生、...

13742039200：鄂尔多斯盆地煤成气勘探领域广
茅善答：但是，盆地广覆式富煤成气凹陷丰富的煤成气资源，因为长期极其稳定的构造环境，缺乏高效运移输导运聚能力，所生成的煤成烃只能就近聚集，为在全盆地形成以岩性及地层-岩性圈闭为主的大型煤成气田创造了有利的地质条件。因此，在积极地开展对盆地北部煤成气田勘探的同时，也要重视对盆地南部及盆地外围煤...

13742039200：西湖凹陷煤成气烃源岩
茅善答：据郜建军等(1994)资料,保俶斜坡富煤成烃凹陷总生气量中约有70%源自煤层,煤层在保俶斜坡总生烃量中占有重要地位;姜亮(2002)也认为西湖凹陷煤的生烃量约占总生烃量的1/4～1/3,煤层对西湖凹陷生成煤成烃的贡献也比较显著(图10-117,表10-47)。 图10-117 东海西湖凹陷各热演化阶段煤和泥岩油气产率对比图 ...

13742039200：“富油气凹陷”分析方法
茅善答：从生烃角度先找富烃凹陷的实质就是在那些烃源岩发育、资源丰度高、油气十分富集的凹陷，也就是在“富油气凹陷”中，以凹陷为整体寻找多种类型油气藏，这些油气藏不仅包括正向构造带中的油气藏，更重要的是寻找负向构造带中的油气藏，特别是各种地层岩性油气藏，如砂砾岩体、火成岩、潜山和地层油气藏...

13742039200：东海陆架盆地西湖凹陷
茅善答：(据75-54-04专题报告)苏堤构造带资源丰度最高，构造众多，有湖心亭、金鼓、残北，残雪、天外天、春晓、春南、断桥、望山桥、白堤、跨虹桥、玉带桥、映虹桥等，已发现气(油)田的构造有春晓、残雪、天外天和断桥，最近在金鼓构造深部花港组获高产气(油)流，进一步说明了区内因邻近富煤成烃凹陷的...

13742039200：徐深大气田形成条件综述
茅善答：(1)富煤成气凹陷及生气强度控制气藏分布 1)区内断陷层天然气主要源于沙河子组暗色泥质岩和煤层，沙河子组以3个呈NNE向斜列的NW向沉降中心为主，厚度最大的部位为徐家围子-杏山地区、宋站南部和肇州地区，厚度＞1000m(图10-92)。沙河子组暗色泥岩和煤层主要分布在徐家围子断陷中部、西部，以及北部...

13742039200：上三叠统含煤岩系天然气基本地质特征
茅善答：川西坳陷上三叠统生气强度最大可达200×108m3/km2,大部分地区生气强度≥30×108m3/km2(杨克明,2006),纵向生气密度最高达15～25×106m3/m·km2(表10-8)(郜建军等,1994),生气量为345.08×1012m3,约占四川盆地该层系总生气量的近70%(图10-13),形成以彭县为中心的富煤成烃凹陷和以T3(上三叠统含煤岩系)...

13742039200：西湖凹陷煤成气成藏地质特征
茅善答：由于圈闭形成时间早,长期处于相对高部位又紧邻深凹陷生烃中心区,为煤成烃的早期储聚提供了有利的地质条件,形成多个以断块为主的油气田。如武云亭油气藏,为始新统断块油气藏,由于多次NE向和NW向断层的切割,形成了8个断块,总体呈NE向展布,延伸长度达29km。 在中央背斜构造带,以背斜及半背斜构造为主,断裂主要...