盆地中控制油氣分布的主要地質因素有哪些
『壹』 拉布達林盆地石油地質特徵
（一）盆地概況
拉布達林盆地位於內蒙古自治區東北部呼倫貝爾市境內，盆地呈北東向長條狀展布，橫跨額爾古納市和陳巴爾虎旗。地理坐標東經118°30′～121°30′，北緯49°20′～50°00′，盆地長約210km，寬約57km，面積14460km2，石油礦產勘探登記區塊面積3022.07km2，石油遠景資源量為1.23×108t。主要工作量為全盆地1∶10萬重磁，457.78km 二維地震和1口探井。
（二）地層和沉積特徵
拉布達林盆地基底岩性主要由華力西期、燕山期花崗岩、上古生界石炭系淺變質岩、下古生界寒武系變質岩構成。蓋層主要為中侏羅統南平組，下白堊統塔木蘭溝組、上庫力組、依列克得組、大磨拐河組（可能含南屯組、銅缽廟組）和第四系。其中南平組、大磨拐河組為沉積岩地層，塔木蘭溝組、上庫力組、依列克得組為火山岩夾沉積岩地層。
地層對比表明，拉布達林盆地上庫力組相當於大楊樹盆地九峰山組。野外地質調查過程中，在上庫力東南山剖面的上庫力組中也發現了沉積岩。沉積岩中含有動植物化石，該套化石與九峰山組的化石可以進行對比，可能具有相類似的烴源岩發育。
（三）構造特徵及演化
1.重磁解釋的基底深度和構造格局
（1）基底深度
重磁解釋拉布達林盆地基底埋深在0～4.2km 之間，其中北東走向的巴彥哈達凹陷為全盆地規模最大、基底埋深最深的次級凹陷，該凹陷中正常沉積岩及興安嶺群火山岩的厚度都比較大。另外，該坳陷的哈達圖凹陷基底埋深可達3km，由於火山岩已在該區出露，預計該凹陷主要由各類興安嶺群火山岩充填，為全盆地最厚。F3斷裂以北的盆地北部地區基岩埋深相對較淺，構造軸向明顯受北西向斷裂控制，呈現北西走向，基底埋深一般在0～2.7km 之間，區內可進一步分為凹凸相間的4個二級構造單元。蓋層主要為興安嶺群火山岩，最深處在盆地西北部的上護林凹陷處，可達2.7km。
（2）構造格局
重磁解釋拉布達林盆地基底斷裂27條，其中北東向13條，北西向14條。北東向斷裂最為發育，規模大是區內的主導構造方向，沿該斷裂系發育多個北東走向的沉降凹陷和興安嶺群火山岩，控制了盆地的總體構造格局和侏羅系火山活動。北西向斷裂一般切割、錯開北東向斷裂，並對盆地北部斷陷活動及展布特徵起到較明顯的控製作用，其活動和發育時代應比北東向斷裂系要晚，其對二級構造單元內部起著分塊作用，使本區構造復雜化。盆地基底形態具有自南向北坳隆相間的格局，以F3斷裂為界的盆地南部地區主要構造軸向為北東走向，為全盆地面積最大的坳陷區，區內可進一步分為兩凹一凸3個二級構造單元。
（3）火山岩分布特徵
重磁解釋盆地內火山岩分布可以劃分為兩個區域，一個分布於盆地西南部，F2大斷裂東側的巴彥哈達凹陷及盆地南部地區，面積不大。該區火山岩被上覆地層覆蓋，最大埋深大於2000m，火山岩厚度一般在1000～3000m 之間，最大厚度在哈達圖以北凹陷。另一個分布於盆地中、北部廣大地區，該區火山岩絕大多數已出露地表，如東北部地區、東南部地區，以及中部地區等等，僅局部地區，如中部額爾古納市以南地帶上覆約200～400m 厚的大磨拐河組，火山岩被上覆地層覆蓋，最大埋深大於1000m。
（4）沉積岩分布特徵
重磁解釋盆地內沉積岩主要分布在凹陷深度最大的巴彥哈達凹陷，以及陳巴爾虎旗凹陷、拉布達林－上庫力一帶的凹陷中。在巴彥哈達地區沉積岩最大厚度1800m，一般厚度在600～800m；在陳巴爾虎旗凹陷沉積岩厚度在0～600m，而在拉布達林－上庫力一帶的凹陷中沉積岩厚度僅為0～350m。
2.地震解釋的構造特徵
（1）構造格局
區內構造樣式相對較為簡單，主要是在拉張應力作用下形成的西斷中凹向東抬起的箕狀斷陷，中部被東深西淺的反向斷階帶不明顯分割，形成西南部深而窄、東北部淺而寬兩個深窪陷區。
各層構造格局基本一致，中部地層埋藏較深，向東西兩側抬升。區內斷裂主要以北東向延展為主。主要構造基本集中在西側控陷斷裂帶附近，幾個較大的三級構造基本沿主幹斷裂的延伸方向發育，表現為背斜、斷背斜（斷鼻）、斷塊等。
巴彥哈達凹陷在工區內主要表現為巴彥哈達向斜，呈北東向長條狀展布，長約70km，西南部寬約7km，東北部寬約28km，面積可達1100km2以上，發育西南、東北兩個局部窪地，西南窪地最深海拔－5800m，東北窪地最深海拔－4100m。向斜在深層（T5-1—T4-3層）主要為斷陷特徵，淺層逐漸呈現坳陷特點，由深至淺向斜幅度逐漸變小，向斜中心基本一致。
（2）局部構造
1989年，二維地震概查解釋了巴彥哈達斷陷巴彥哈達（T4）、西戈力吉（T3、T5）兩個正向局部構造，共計3個層圈閉。本次解釋正向局部構造6個、總面積138.2km2，解釋層圈閉15個、總面積272.6km2，其中新發現層圈閉14個、總面積265.8km2。其中，可靠層圈閉4個、總面積106.2km2；較可靠層圈閉3個、面積為67.5km2；不可靠層圈閉8個、總面積98.9km2，其中新發現7個、總面積92.1km2，重查1個、面積6.8km2。主要局部構造描述如下。
1）鄂倫池構造
鄂倫池構造位於巴彥哈達與包魯都爾兩個向斜之間的脊部，是以鄂倫池凸起為背景、以西側的LB1號控陷斷裂為遮擋形成的斷背斜，在T4、T4-1兩層發育，由508.0、511.0兩條平行測線控制，較為可靠。在T4層上以海拔500m 等高線圈閉，面積為24.3km2，幅度320m，構造走向90°。在T4-1層上以海拔250m 等高線圈閉，面積為34.5km2，幅度270m，構造走向130°。
2）巴彥哈達構造
巴彥哈達構造位於LB1號控陷斷裂下降盤一側，是LB1號控陷斷裂切割巴彥哈達向斜西北斜坡形成的斷背斜，在T4、T4-1、T4-2、T4-3等4層發育，由多條主測線及508.0聯絡測線控制，可靠程度較高。在T4層上以海拔－50m 等高線圈閉，面積為44.9km2，幅度725m，構造走向50°。在T4-1層上以海拔－450m 等高線圈閉，面積為14.6km2，幅度640m，構造走向50°。在T4-2層上以海拔－800m 等高線圈閉，面積為38.9km2，幅度710m。在T4-3層上以海拔－1300m 等高線圈閉，面積為7.8km2，幅度310m，構造走向50°。
3）西戈力吉構造
西戈力吉構造處於巴彥哈達向斜北部，多由單條測線控制，可靠程度較低。在T4層上位於91.0線520.0樁號附近，以海拔550m 等高線圈閉，面積為8.8km2，幅度45m。在T4-1層上位於514.0線93.0樁號附近，以海拔50m 等高線圈閉，面積為11.9km2，幅度160m。在T4-2層上位於514.0線93.0樁號附近，以海拔－900m 等高線圈閉，面積為8.7km2，幅度310m，可與T4-1層疊置。在T5層上位於511.0線94.0樁號附近，以海拔－2100m 等高線圈閉，面積為6.8km2，幅度220m。在T5-1層上位於511.0線94.0樁號附近，以海拔－3700m 等高線圈閉，面積為15.8km2，幅度520m，可與T5層疊置。
3.構造演化
通過區內剖面構造發育史分析，可將本區構造演化過程分為以下4個階段。
（1）中侏羅世時期
晚石炭世末期，構造運動劇烈，本區域發生強烈褶皺變形，斷裂構造廣泛發育，結束了地槽發展的歷史。在隨後的二疊紀—早侏羅世漫長的地質歷史中，本區域一直處於上升隆起和剝蝕夷平狀態，地形已呈現出準平原化的地貌景觀。中侏羅世時期，由於太平洋板塊對歐亞板塊的擠壓和俯沖作用，受濱太平洋構造域的影響，在燕山早期構造運動作用下，本區形成了一些強烈剝蝕的隆起區與迅速堆積的斷陷區。首先在巴彥哈達斷陷堆積了湖相碎屑岩夾火山碎屑岩建造；其後，燕山運動影響范圍不斷擴大，向東南方向發育，形成了白音扎拉嘎、闊空多魯山和肯蓋里斷陷，繼續接受沉積，形成了一套河湖相碎屑岩建造——南平組。在此時期，各斷陷之間互相隔絕，獨立成盆，沉積最大厚度在巴彥哈達斷陷。各斷陷沉積物以中粗粒為主，地層中暗色泥岩、煤層較發育，是本區域主力生油岩系。本區南平組厚度200～1300m，凹陷內以岩漿岩為主，邊部有一定沉積岩分布。中侏羅世末，燕山運動再次活動，結束了本區湖相沉積的歷史。
（2）早白堊世早期
早白堊世早期，由於裂隙和地幔上隆造成陸殼熔融並上涌，受北東向、近東西向和北西向斷裂控制，本區火山活動非常活躍，火山活動以裂隙式和中心式噴發為主，噴溢和侵入式次之。首先，上地幔的基性和中基性岩漿溢出地表，形成塔木蘭溝組；之後，中酸性和酸性岩漿也開始沿斷裂帶繼續活動，溢出或噴出地表形成吉祥峰組，沒有溢出地表的形成吉祥峰組次火山岩；最後，在本區域南部沿斷裂噴溢了中－基性岩漿，形成了七一牧場組。至此，燕山活動火山噴發第一階段基本結束，現代地貌的基本輪廓也在此形成，地殼逐漸穩定，進入剝蝕期；這時，大量的陸源碎屑物質充填了一些含水盆地及不含水的窪地，形成了木瑞組的沉積。本區只解釋有塔木蘭溝組，厚度0～1200m，岩漿岩比較發育，亦有部分沉積岩分布，應具一定生油條件。這個間斷時間之後，燕山期火山噴發第二階段開始活動，主要是斷裂活動和大規模的火山作用，爆發了一些偏酸性或酸性的火山熔岩和碎屑岩，形成了上庫力組；其後沿主幹斷裂，又有小規模、小范圍的火山活動，形成了中－基性岩層的依列克得組，至此燕山期火山噴發全部結束，進入短暫的穩定期。本區上庫力組分為上、下兩段。上庫力組下段分布於工區中、東部，區內厚度0～550m，以岩漿岩為主。上庫力組上段，區內厚度0～1250m，凹陷內以岩漿岩為主。本區依列克得組厚度0～1000m，以正常沉積岩為主。
（3）早白堊世晚期
早白堊世晚期的構造活動大為減弱，地殼持續上升，本區大部處於隆升剝蝕狀態，盆地內只有巴彥哈達－白音扎拉嘎斷陷接受沉積，形成一套含煤、菱鐵礦的碎屑建造——大磨拐河組，沉積物中富含有機質。早白堊世末期，燕山晚期構造變動，使早白堊世地層發生了輕微的變形，形成開闊的褶皺構造。本區大磨拐河組（可能含南屯組、銅缽廟組）厚100～1100m，基本為正常沉積岩。
（4）新生代
古近紀和新近紀時期，本區處於大規模緩慢隆起剝蝕狀態，沒有接受沉積。第四紀，本區處於大規模緩慢的間歇性升降運動中，且以上升為主，只在寬緩的坳陷中接受了沖積、洪積、風積等礫石層、亞粘土、腐殖土、風成砂及湖沼沉積的黑色淤泥等。本區第四系主要分布在平原草地區和平原沼澤區。
（四）石油地質條件
根據對拉布達林盆地油氣形成條件分析，古生界石炭系是分布最廣的一套地層，石炭系由一套淺海、半深海和海陸交互相的碳酸鹽岩組成，含有一定的有機物質，厚度約1500m。盆地內蓋層興安嶺群主要為一套火山碎屑沉積，但在火山噴發間隙中尚有一定厚度的正常碎屑岩沉積，如上庫力組下部不同程度地見有粉砂岩、礫岩、泥岩。白堊系下統大磨拐河組上部含煤碎屑岩沉積段，相當於鄰區海拉爾盆地的大磨拐河組，其由湖泊沼澤相粉砂岩、泥岩夾多層煤組成，厚800m，具有較好的油氣形成條件。
綜合上述，晚古生代石炭紀時期，拉布達林盆地接受淺海、海陸交互相沉積，有利於有機質向石油轉化。中生代以來燕山運動，盆地以斷塊差異升降活動為主，沿大斷裂產生長期快速沉降的深斷陷，為形成較大的湖泊沼澤，以及大量有機質的生存和保存提供了良好的條件。
1.烴源岩
拉布達林盆地烴源岩有3套，即下白堊統大磨拐河組、下白堊統上庫力組和古生界石炭系。大磨拐河組為一套河湖相含煤細碎屑岩沉積建造，煤田鑽孔揭示，岩性為中細砂岩、黑色泥岩夾多層煤，厚度大於600m，據綜合物探資料解釋最大厚度達1000m，分布於其洛圖屯斷陷內。從相關的地化分析資料看，盆地內大磨拐河組的暗色泥岩具有一定的生油能力。有機碳值為0.44%～4.28%，平均為1.75%，氯仿瀝青「A」值為0.043%～0.14%，平均為0.072%，生烴潛量（S1+S2）值為0.24%～10.99%，平均為2.92%，綜合評價已達到中等生油岩標准。有機質類型屬Ⅲ類，演化程度較低，鏡質體反射率值為0.42%～0.85%，處於低成熟階段。地層對比表明，拉布達林盆地上庫力組相當於大楊樹盆地九峰山組。野外地質調查過程中，在上庫力東南山剖面的上庫力組中也發現了沉積岩。沉積岩中含有動植物化石，該套化石與九峰山組的化石可以進行對比，可能發育有相類似的烴源岩。尤其是拉布達林盆地的上庫力組與大楊樹盆地九峰山組可比，表明了該盆地是值得探索的有利地區之一。盆地西南部巴彥哈達凹陷基底埋藏相對較深，暗色泥岩相對發育，有機質較豐富，且轉化程度高，是該盆地目前勘探的主要地區。
2.儲層
拉布達林盆地儲層可能為砂岩和裂縫兩種類型，以砂岩儲層為主。大磨拐河組的儲層物性也較好，孔隙度值為12.9%～27.2%，平均值為15.6%，滲透率（0.02～6.73）×10-3μm2，平均值為0.79×10-3μm2。膠結類型以孔隙式為主。本區由於構造運動頻繁，斷裂具有繼承性、多期活動性，斷裂十分發育，斷層、裂縫不僅作為油氣運移的良好通道，而且在有良好局部蓋層存在下，亦可作為儲層。
（五）有利區帶預測
從利用綜合物探資料解釋的基底深度來看，拉布達林盆地基底埋深在0～4200m，最深處在巴彥哈達斷陷，為4.2km，沉積岩厚度為600～1800m，與地震解釋基本一致。綜合分析認為，區內中侏羅統是油氣生、儲、蓋組合較好的層位，下白堊統火山岩層是油氣儲蓋條件較好的層位，下白堊統依列克得組與大磨拐河組也具有較好的生、儲、蓋組合條件。其中依列克得組與大磨拐河組下部以正常沉積岩為主，其地震剖面特徵以平行反射結構為主，應屬穩定沉積，按一般地震相－沉積相的解釋，應為半深湖相，烴源岩發育的可能性最大，埋藏適中，應是近期勘探工作的重點層位。同時，對火山岩地層的含油性也應予以重視。海拉爾盆地紅旗凹陷海參6井在興安嶺群淺灰色玄武岩裂縫中見5.215m的油斑，測試獲2L原油，分析油源是來自玄武岩下的黑色泥岩。大楊樹盆地楊參1井在井段560～2038.0m 等多處見到8層含油顯示，含油岩性有玄武岩、凝灰岩、粉砂岩和輝綠岩等，試油結果日產油0.017t，日產氣74m3。海拉爾盆地多年的勘探實踐表明，斷陷盆地油氣以短距離橫向運移為主，成熟烴源岩區控制了油氣藏的分布。據此推斷，本區的重點含油氣地區應為巴彥哈達向斜西南、東北兩個局部窪地，其中西南窪地更為有利（圖3-39）。
（六）拉1井鑽探成果
拉1井位於內蒙古自治區陳巴爾虎旗北西55km 處，構造位置在拉布達林盆地其洛圖屯斷坳巴彥哈達凹陷，是1口預探井，於2007年3月10日開鑽，於5月21日完鑽，設計井深2900m，完鑽井深2900m。鑽探目的是建立盆地地層層序，了解沉積岩的時代、厚度、岩性、岩相及分布概況，了解烴源岩發育的主要層位、厚度、生油指標及變化情況，了解儲、蓋層岩性、物性、厚度，沉積條件及分布情況，對本區含油氣遠景進行評價。
鑽遇的地層有白堊系下統塔木蘭溝組（2900～2364m）、上庫力組（2364～1562m）、依列克得組（1562～1066m）、大磨拐河組（1066～40m）和第四系（40～0m）。大磨拐河組岩性主要為黑灰、深灰色泥岩；依列克得組、上庫力組、塔木蘭溝組等主要為一套火山碎屑沉積，在火山噴發間隙中發育一定厚度的碎屑岩沉積，未見泥岩。
拉1井統計結果，大磨拐河組暗色泥岩較發育，累計厚度達到了745m，單層最大厚度480m，泥地比為72.48%，泥地比高，單層厚度大，暗色泥岩質純。14塊樣品中有機碳含量最小為1.731%，最大為2.96%，平均為2.175%，已經達到我國陸相盆地較好生油岩的標准。氯仿瀝青「A」的含量遠遠沒有達到0.1的標准，最大僅為0.0334%，平均為0.0151%，生烴潛量在1.26～9.25mg/g之間，平均為3.13mg/g，為差生油岩標准。14塊樣品乾酪根顯微組分鑒定結果為Ⅱ2、Ⅲ型乾酪根。有機元素檢測結果顯示，H/C 在0.6～0.8之間，O/C 在0.1～0.2之間，判斷為Ⅱ2、Ⅲ型乾酪根，綜合分析大磨拐河組烴源岩有機質類型為Ⅱ2、Ⅲ偏腐殖型。大磨拐河組烴源岩14塊樣品Ro值平均為0.52%，處於低成熟階段。Pr/Ph>1，平均為1.08，說明較不穩定的姥鮫烷相對於較穩定的植烷具有優勢，沒有大部分降解，進一步說明有機質的熱演化還沒有達到成熟程度。OEP平均值為2.06%（OEP<1.45），也說明了生油有機質處於低成熟階段。
圖3-39 拉布達林盆地有利區預測圖
從整個盆地綜合物探解釋情況看，盆地儲層主要是興安嶺群火山岩頂面以上的砂岩（主要為大磨拐河組，局部很可能存在南屯組），盆地的正常沉積岩主要分布在凹陷深度最大的巴彥哈達凹陷，以及陳巴爾虎旗凹陷，拉布達林－上庫力一帶的凹陷中，在巴彥哈達地區大磨拐河組以下興安嶺群火山岩頂面以上存在著1000m 厚的沉積岩。分析預測盆地局部區域的火山岩也可作為油氣有利的儲集體。
分析表明，拉1井大磨拐河組泥岩最大單層厚度480m，為分布較廣的良好蓋層。而依列克德組火山岩與礫岩交互沉積，為分布在局部區域的良好蓋層。
綜合分析認為拉1井烴源岩的有機質豐度不高，評價達到中—差等標准，有機質類型為Ⅱ＋Ⅲ型，有機質成熟度較低，生油能力和砂岩的儲集性能都比較差。
總的來看，拉布達林盆地的含油氣遠景一般，需要做更進一步的勘探工作。
『貳』 油氣藏形成的控制因素
在肯定評價的基礎上，根據普查勘探中所獲得的地質成果，對蘇北地區的油氣藏形成和油氣控制因素進行探討是十分必要的，這里就現有認識敘述如下：
1.主要生油期和油氣藏的形成
蘇北盆地晚白堊紀末期，處在一個乾旱、強烈氧化的沉積環境之中，代表這個時期的赤山組是一套典型的紅色地層，不可能有生油過程。
赤山組沉積結束之後，古氣候開始變化，氧化程度漸漸變弱。繼之，古新世泰州組超覆沉積在赤山組之上。根據孢粉化石分析推測，當時古植物群和古氣候沉積環境：泰州組早期是以裸子植物為主的裸子植物和被子植物混交林。林下生長蕨類植物，低窪積水處生長一些水生植物，屬於濕潤的熱帶—亞熱帶氣候，如蕨類中占優勢的鳳尾蕨孢屬幾乎完全產於熱帶。泰州組晚期（相當於泰州組2段暗色泥岩段）植物群是以裸子植物為主的針葉—潤葉混交林。裸子植物花粉在暗色泥岩地層里很豐富，它們與松屬、雲杉屬、雪松屬、羅漢松屬、落葉松屬、杉科植物以及蘇鐵科和銀杏科等有關系。落葉松屬和雲杉系分布於高山區的寒冷地區，被子植物花粉也是溫帶和暖溫帶分子占優勢。說明這個時期的古氣候已比泰州組早期變涼，推測相當於北亞熱帶氣候。
古氣候的改變，還原環境的出現，都有利於泰州組晚期暗色泥岩的沉積和有機質生成。在蘇北盆地，這套暗色泥岩有廣泛的分布，厚度約40～200多米，一般是西部地區厚，東部地區薄。根據高郵地區統計，平均有機碳含量為0.75%，最高可達1.71%，還原硫平均含量為0.6%，最高可達0.8%，據此，泰二段暗色岩基本上是屬於有利生油的還原相沉積，可作為蘇北盆地第三紀最早出現的一次生油期。
在阜寧組沉積時期，盆地發生大幅度下沉。大體上說，整個蘇北盆地除隆起和部分高凸起之外，幾乎都處於強還原的沉積環境，即使在盆地邊緣也是如此。事實上，阜寧組各段受振盪運動的影響還是有差異的。看來，按下降程度，阜4段沉降作用最大，其次是阜2段，而阜3段和阜1段更次之，致使阜2段和阜4段成為蘇北盆地主要的生油期。單就阜2段來說，可能在阜2段沉積時期，東部地區接受了一次海侵，海水自南黃海入侵到蘇北。因為根據東12、東19、東21、東53井的資料，這些井中有一套含方沸石凝灰岩，經光譜分析，發現Sr、Ba、B等微量元素較高，而且Al、Fe、Mn、Ni、V、Ca等有規律性變化。根據國外資料報道，可以考慮這種沉積與古海水的影響有很大關系。方沸石凝灰岩從海安至高郵，由東往西依次變小，說明海水波及西部的影響較小。阜2段生油層，最主要的特點是富含有機物質，遍布於凹陷之中。由於埋藏很深，保存條件、轉化條件都比較優越，特別是在沉積中心、深水部位有機物質的堆積就更加富集，所以在箕狀斷陷的深凹帶往往是油源的中心。
阜2段生成的石油，一部分進入了自身的儲集層，尤其是在邊緣岩相帶分布的地方，阜2段地層中的砂岩和灰岩成為聚集油氣層，如金湖凹陷劉庄構造東60井所見；另一部分的油氣沿著通道向其他層位運移。
油氣藏形成時期主要是吳堡運動以後，即始新世末期地殼發生了大的變動，造成了有利油氣聚集的構造條件，這時油氣才開始了大規模的集中和二次運移活動。
吳堡運動對於深凹部位並沒有造成多大的影響和出現破壞性的剝蝕作用。阜4段沉積之後，接著發生了吳堡運動，因此，在凹陷較深部位阜4段生油層保存完整，而在凸起或高斜坡部位，往往受到這次運動影響而遭受剝蝕，這直接關繫到阜寧組油氣藏的保存和戴南組的油源供應問題，因為阜4段既是生油層又可作為蓋層。在溱潼、高郵、金湖凹陷的深凹部位，阜4段達到400～500米厚，成為戴南組，甚至是三垛組油氣供應的基地，並且組成了一個比較完整而理想的成油組合，使戴南組高孔滲砂岩成為高產層。在海安凹陷部位地區，由於阜4段受剝蝕，大大地影響到阜3段油氣的聚集。雖然有的構造仍處在高部位，但只要阜4段得以部分地保留，對油氣藏的保存仍起很大作用，如金湖的劉庄構造東64、東60井均保留有幾十米的阜4段地層，因此，對於劉庄構造高點上的氣層聚集十分有利。
戴南組油氣藏的形成，與戴南組沉積之後，三垛組沉積之前產生一次構造運動有著密切的關系（有人曾建議為周庄運動），主要標志是三垛組地層不整合超覆在戴南組和其他地層之上，以及根據電性對比、部分地區戴南組上部與三垛組底部有地層缺失現象。
漸新世晚期即三垛組地層沉積之後，發生了劇烈的「三垛運動」。這次運動影響到整個蘇北南黃海盆地，造成了三垛組與鹽城組之間的不整合。三垛運動對盆地來說是一次區域性的「翹翹板運動」，使盆地東部發生急劇下沉，沉積的主要方式是先充填，後超覆披蓋。
三垛運動是對蘇北盆地已形成的油氣藏再次運移和油氣重新分配的運動。一部分油氣從原生的油氣藏中沿著斷裂通道運移到新形成的構造中成為次生油藏。但是，這次運動在整個蘇北南黃海盆地的影響面並不是一致的，有些地區由於受擠壓褶皺影響形成了背斜型的構造，目前已見的構造多數與老構造有繼承性關系，並且通過斷裂作通道可以形成三垛組油氣藏。根據最近的勘探資料大體上有兩種類型：一種是埋藏較淺，氧化較深的油藏，致使油質較重，比重一般在0.9以上，且油水關系復雜，如東3井、東9井等；另一種是埋藏較深，保存條件較好的油藏，如蘇58井所見的油層和富民庄地區蘇63井所見的厚層油層情況，可望獲得高產的工業油流。今後必須足夠重視和加強對三垛組油氣藏的研究，因為這套地層具有分布廣、物性好、埋藏淺和便於勘探的優點，是蘇北南黃海石油勘探主要對象之一。
上下鹽城組之間也存在著一次新的構造運動。但這個時期（鹽城組沉積）在蘇北陸區是缺乏生油條件的。不過這套上千米厚的地層經過新構造運動之後所形成的局部構造，在形成適宜的蓋層保護條件之下，有可能形成新的油氣藏，尤其是在運移過程中最活躍的天然氣形成鹽城組氣藏，這要在普查勘探工作中加以注意。
2.油氣控制主要因素
目前，蘇北地區由於勘探程度比較低，對油氣控制規律仍不能深刻了解和全面掌握。實際上只能對東台坳陷內幾個主要凹陷現有的普查勘探資料加以初步探討。
自進入第三紀以來，古新世晚期、始新世中、晚期是蘇北盆地三次主要生油期。漸新世早期、中期可能存在兩次生油期。中—上新世在蘇北陸區區域缺乏生油條件。
南黃海地區目前尚缺乏地質資料，但根據蘇北地區中—上新世沉積向東變化趨勢推斷，漸新世到上新世沉降速度大，東部更應是個快速下降地區，應該說生油條件變好的可能性是很大的。
蘇北盆地在發生、發展過程中出現多沉積中心，尤其是箕狀斷陷，它具備了油氣生成、保存、運移的最有利條件，由此為出發點我們對蘇北的油氣控制的主要因素，提出如下幾點看法：
（1）箕狀斷陷是形成油氣藏主要場所，圈閉背斜構造（包括受斷層遮擋的鼻狀背斜）是油氣控制最主要因素。
箕狀斷陷的陡坡帶一側，由於斷裂長期繼承性活動，在其下盤造成了最大限度的沉積而成為沉降中心，它在客觀上具備了5點優越條件：
①沉積幅度最大，沉積最厚，物質基礎最豐富。②有機質最富集，生油指標最好，有充分油源供給。③斷陷陡側受一級斷裂控制，斷陷周邊為凸起，隆起環繞，區域性的油氣封閉條件最好。④深凹部位由於長期下沉，受吳堡運動等影響不大，沉積連續，地層保存條件最好，有一套完整的多層系的生儲蓋組合。⑤上覆地層靜壓力最大，並具備有利於石油生成的溫度、壓力等轉化條件。
推斷蘇北各個箕狀斷陷的油氣生成和運移過程是：在深凹部位即沉積中心生成的油氣，受後來構造運動的影響，開始沿斷裂通道或以岩性滲透的形式向兩側高部位上方運移，一部分進入深凹帶中的高帶，一部分進入陡坡帶（斷階帶）或斜坡帶。
以高郵南部凡川箕狀斷陷為例，油氣主要是分布在北東向的3個二級構造帶上，即南面的小紀斷階帶，此帶以真武鼻狀背斜為代表，目前已獲得工業油流。中部富民—花莊重力高帶在鑽井中已獲得戴南組、三垛組的油氣顯示。北部的沙埝斜坡帶，在鑽井中也獲得明顯的油氣顯示。
以溱潼凹陷為例，油氣的分布也受北東向的3條構造帶所控制，南面的祝家莊斷階帶以祝家莊、草舍兩個鼻狀斷塊和儲家樓鼻狀背斜構造為代表，均已獲得了不同層位的工業油流。中部大致以角墩子到戴南構造成一不連續的高帶，此帶以蘇北20井為代表已獲得了戴南組工業油流。北面的史家堡斜坡帶在鑽井中已發現有油氣顯示，是個有利含油地帶。
以金湖北部三河箕狀斷陷為例，也同樣出現3個帶。南面的斷階帶已發現有橋河口鼻狀背斜構造，屬戴南組層位，是個十分有利的部位，即待勘探。中部雷庄高帶已發現有雷庄構造，也屬戴南組層位，在此帶附近東53井已發現有戴南組、阜寧組含油層位。北面的劉庄斜坡帶，在劉庄鼻狀背斜構造上的東60井已獲得阜寧組的工業油（氣）流。
上述例舉的3個箕狀斷陷，有一個共同的特點就是油源充足，封閉條件好，造成了斷陷內多層系含油，陡緩坡含油和深淺層含油。
在箕狀斷陷的斷階帶上，以低台階即第三個台階上背斜高點最有利於油氣保存和富集，因為這類背斜一般都在重力隆起背景之上，呈鼻狀形態，形似「碼頭式」，三面下傾環繞深凹，有最充分的油源供應。
在斷陷的中部高帶或斜坡帶上，部分地方除了受斷層遮擋的斷塊含油之外，最主要的也是背斜構造控制油氣富集，即使是只有平緩的背斜幅度，也能起到聚集油氣的良好作用。
值得討論的箕狀斷陷斜坡帶油氣控制因素，因為斜坡帶一般都比斷階帶開闊，是大面積接受油氣運移聚集的好場所。為了進一步解剖斜坡帶的性質，建議根據戴南組地層的分布，把斜坡帶劃分為內帶和外帶。一般靠近深凹一側有戴南組地層沉積的地方劃分為內帶，如溱潼的史家堡地區、凡川的沙埝地區和三河的劉庄以東均屬此例。由此再上戴南組地層缺失（但仍保存有阜寧組地層），即為斜坡的外帶。它所處的構造部位較高，油氣埋藏較淺，以阜寧組為主，如金湖的劉庄、崔庄構造。
斜坡帶在蘇北地區頗為常見，例如最近在洪澤地區通過Zn10磁帶地震剖面發現了洪澤箕狀斷陷，在北面出現一個非常明顯的斜坡帶，從地震波組上觀察，超覆尖滅的現象十分清楚，在深凹部位地震獲得了3秒的反射，將有3000多米的沉積厚度，如果有生油層存在將是一個「小而肥」的含油斷陷。
到目前為止，蘇北盆地已被發現的箕狀斷陷，一般都是南陡北緩、南斷北超，並受北東向斷裂所制約。深凹帶與斜坡帶的外帶相比，斷裂深斷距厚度懸殊大，一般均有2000米左右之差。形似單邊地塹，造成這種構造形態，從區域上來看，這可能是由於蘇北盆地北部受魯蘇隆起這個古老地塊上升所控制，故造成一個凹陷北部以上升斜坡為主，南部以深斷為主的運動規律。如果我們仔細觀察一下，再從魯蘇隆起往北到了華北的濟陽坳陷，那裡出現的箕狀斷陷與蘇北相比，剛好相反，是北陡南緩的構造形態。盡管它的形態差異不同，但在成因上基本是一致的，都是在燕山期沉積層之上，盆地受地殼運動的肢解之後，出現陡坎斷裂，在單邊地塹的凹陷基礎上發展起來的。由於它容納沉積物量巨大，已屬長期穩定下沉，所以不但具有油氣生成的有利條件，而且在保存和運移方面都是十分有利的。正因為它有獨特的地質條件，故成為蘇北找油和石油地質研究特別重要的構造單元。
（2）主幹斷裂控制石油
近東西向斷裂是早期斷裂，在盆地形成時期就存在，是劃分坳陷與隆起的主要構造線，多數屬於一級斷裂。過去李四光曾推測：「蘇北地區的基層構造，是大體上受東西隆起的影響的……在隆起帶的南邊有個沉降帶，大體上也走向東西，一直往海里伸展……」。一般說來，這組早期斷裂由於受後期喜馬拉雅運動多次破壞、干擾，它在盆地西部（金湖、高郵、溱潼凹陷等）並不十分明顯，只是在海安凹陷南部和南黃海地區的中部隆起帶和南部坳陷才有明顯的反映。這組斷裂對控制白堊紀晚期及阜寧組沉積起到了主要作用，而對於油氣的控製作用並不十分重要。
北東向斷裂，這組斷裂基本上與郯一廬斷裂東部分支的走向線大體一致，有人曾稱「華夏式」，在整個蘇北南黃海地區，它是占統治地位的。包括一、二、三級斷裂都有，這里著重討論與油氣控制有關的二、三級斷裂。
金湖凹陷的龍崗斷裂、高郵凹陷的王營斷裂、陳堡斷裂、小紀斷裂和溱潼凹陷的泰州斷裂、祝家莊斷裂等都屬於二級斷裂。這組斷裂有雙重的作用。一是對阜寧組地層的保存，戴南組地層的沉積起決定性的作用；二是對凹陷內的區域油氣活動起到阻攔作用，特別是對原生油氣藏。
根據目前的勘探資料表明，在泰州斷裂、小紀斷裂的上盤尚未發現有特殊明顯的油氣顯示，這是由於這些上盤地區在吳堡運動以後常常處在受剝蝕的影響之下而短缺地層，因此對形成或保存原生油氣藏是不利的。但一定要注意下盤的油氣沿著斷裂通道運移到上盤，進入具備蓋層和封閉條件構造而形成次生油氣藏的可能性。如泰州凸起邊上的蘇19井浦口組具有地層里含油顯示，這是一個很重要的預示，必須引起今後普查勘探工作的充分重視。
最值得注意的是這組斷裂對下盤斷階上油氣的控制情況。
蘇北各凹陷的斷階帶，一般都由兩組大致平行，或略斜交相伴生的二級斷裂組成。因此，大體上可以分為上台階、中台階和下台階3個階梯而構成一條北東向的二級構造帶。斷裂上盤屬於上台階（它的油氣控制情況即上所述），在兩個主幹斷裂之間屬於中台階，它控制著斷塊含油。例如祝家莊斷塊就是這種情況，該斷塊上打的東7井阜1段油層被認為是從低台階側向運移上來的次生油藏。由於中台階仍然處在一個較高的構造部位上，因而多數地方戴南組地層保存不完整，在勘探中鑽遇到的主要是阜寧組油層，但在低台階與中台階深度相差不大的地方，仍然有戴南組地層（如真武構造中的中台階許家莊斷塊）存在。
低台階上方的主幹斷裂對油氣有極其重要的作用。低台階是目前在斷階帶上獲得高產工業油流的最好的構造部位。這個台階上戴南組、三垛組地層都很發育，之下阜寧組又很完整，具備著生、儲、蓋的理想組合，同時它又面臨深凹，有豐富的油氣來源，而低台階上方的斷裂對油氣又起到很好的阻攔作用，結果在低台階上如有背斜圈閉條件就能形成油氣富集區，像真武、儲家樓就屬此類。
北東向斷裂在凹陷內部也非常發育，是形成斷塊的主要因素。在普查勘探中常常遇到反向正斷層而構成屋脊斷塊含油，並且多數油氣都是被控制在屋脊高點上，例如，高郵凹陷河口斷塊東42井所見的油層。
主幹斷層一方面起到遮擋作用，另一方面由於它斷開的上下斷距較大，穿越多層生油層和儲集層，所以容易構成多層系含油，特別是在生油條件好，儲集層發育的背斜構造上可獲得「樓房式」疊加油氣藏。
關於北西向的斷裂，從蘇北已有的資料來看，大致有兩種情況：一種是與北東向斷裂同期形成的剪切斷裂，雖然多數可能屬於張性，但對於油氣的作用，仍可作為運移通道。另一種是後期構造運動發生而形成的新的北西向斷裂，這組斷裂有一些是在老北西向斷裂基礎上繼承發育的，它對於油氣藏有一定影響，促使原生油氣藏再次運移而形成次生油氣藏，如一部分三垛組油藏可能也與此斷裂有關，還有一些不是在老斷裂基礎上發生的新北西向斷裂，一般說來對形成次生油氣藏關系不大。
（3）有利岩相帶控制含油
蘇北盆地在地質歷史發展過程中，遭受過多次地殼變動，形成了多凹、多凸、多隆、多斷的各種各樣的復雜古地形，因而在追溯古面貌時，不能把它當作一個簡單的沉積盆地來考慮。盆地中的不同組段在不同沉積時期構成了不同性質的岩相帶。
金湖凹陷是盆地最靠近周邊隆起剝蝕區，因此在岩性變化、岩相帶的形成方面都比盆地當中來得明顯。根據目前普查勘探所掌握的初步資料來看，金湖地區的阜寧組地層有兩套主要岩相帶。
一套是由海侵作用形成的阜2段碳酸鹽類岩相帶，以生物灰岩為主，包括碎屑灰岩、鮞狀灰岩、泥灰岩、部分砂岩和灰質砂岩、泥岩等地層，厚約50米的相帶。成為上部以含氣帶為主，下部以含油帶為主的良好儲集層，如東60井、東64井所見。生物灰岩具蟲管結構，有良好的孔滲物性，總孔隙度為33%～41%，滲透率為25～43毫達西，聲速時差高達520微秒，單層厚6.4米，成為劉庄構造上良好的儲氣層，根據東60井對第四層初步測試已獲得工業氣流，是蘇北第一口天然氣井。應當強調指出的是，類似於像劉庄阜2段的生物灰岩，在圍繞金湖凹陷的斜坡帶上，有可能形成環帶狀有利岩相帶，將成為蘇北石油勘探的新領域。
金湖地區另一相帶是來自西南方向剝蝕區物源的阜1、3段砂岩岩相帶，可能屬三角洲體系，以銅城地區最發育，沉積了厚約453米的以砂岩為主的地層，從岩性來看比之溱潼、高郵地區還多了一套砂組（中砂組）。這條岩相帶往北到了官塘260米（東61井）至三河168米（東53井），萬庄111米（東66井），到劉庄構造只有86米厚，電測曲線上只剩下「三個尖子」，可以看作是上砂組、中砂組和下砂組三套組段的縮影，反映了這條帶在30公里范圍內岩相變化的基本情況，說明了岩相帶的分布與物源區方向與渤海灣的情況有著極其密切的關系。在這條相帶上，砂泥比配合好的地方，如有構造封閉條件，將是油氣富集的場所。
在溱潼凹陷，戴南組的砂岩岩相帶變化十分明顯，由東往西，從莫庄經戴南至葉甸，砂岩厚度層數逐漸變少，並在相帶的中部出現了砂泥比的最佳配置。如儲家樓構造，戴南組有良好的儲蓋條件，因而形成良好的油藏，獲得了高產工業油流。
溱潼地區岩相（戴南組）變化，不但從鑽井裡可以觀察到，而且結合地震剖面解釋，也可以追蹤波組相位的變化，來了解岩相的變化。如Nz34-15線有兩個相位強波，到了Ez線
上述情況充分說明：蘇北地區的油氣控制因素，在有構造圈閉條件（包括壓性斷層的遮擋條件）的前提下，有利岩相帶實際上起到富集作用。如果離開了有利岩相條件，僅僅只有背斜構造等圈閉條件，就很難形成高產油氣流。從已發現的情況來看，在構造和有利岩相帶疊加的地方，是找油氣最有利的地方之一。
草舍、儲家樓構造鑽遇油氣之後，隨著地質部華東石油地質局的成立，在局長鍾特強、試采大隊隊長郭仁炳的努力下，從勘查直接轉入開發工作，證實了這兩個構造是可供開採的油田，開創了地質部門搞油田開發的首例，也為以後蘇北石油工業基地的建立打下了基礎。
『叄』 克拉通盆地油氣分布規律
有商業價值油氣聚集發生的海相剋拉通盆地，從烴源岩類型來看以泥質岩和泥灰岩為最佳，純碳酸鹽岩因生成環境不利於有機質的保存，一般豐度較低，加之成岩膠結快、可壓縮性小，排烴條件也不利，不是烴類聚集的主要貢獻者。據世界范圍統計，克拉通盆地大型油氣田的形成往往與高豐度泥質或泥灰質烴源岩相關。有機質豐度大於1.0%的優質烴源岩是大油氣田形成的必要條件。烴源岩發育的構造位置以克拉通邊緣坳陷最好，其次是克拉通內有差異沉降的坳陷，生成環境以低緯度地區最集中。烴源岩發育於全球海平面上升時期。克拉通盆地以古生界烴源岩為主，僅西西伯利亞等少數在古生界基底之上發育的新克拉通盆地內中生界烴源岩較發育。克拉通盆地烴源岩成熟度差異大，克拉通內盆地烴源岩成熟度一般較低，以石油聚集為主，克拉通邊緣盆地烴源岩埋藏較深的坳陷區以氣為主，隆起區以氣為主。
生烴坳陷內部及鄰區是油氣田特別是大油氣田分布的主要地帶，油氣可以自生烴坳陷呈放射狀向周圍砂體、碳酸鹽岩礁、灘、縫洞體運移、聚集，但分布具不均一性，沿斷裂、裂縫帶為油氣優勢運移方向，因而，往往在一側或某一區帶油氣富集最多，一般控制油氣資源的主體分布；油氣沿斷層發生垂向運移，使油氣主要富集在烴源區內；「近水樓台」提高了油氣沿斷裂和裂縫帶聚集的機會；油氣還可以發生較長距離的運移，但這種形式的運移往往造成油氣的分散，不利於大油氣田的形成。
發育早或與成藏同期的隆起帶及其斜坡帶是油氣運聚的主要指向區，坳陷之內的中央古隆起油氣聚集條件最為有利。克拉通邊緣坳陷盆地中構造活動性相對較強，常具大隆大坳格局，大油氣田主要形成於這些大型隆起之上的大型構造圈閉或大型構造—地層圈閉中。
克拉通盆地的發育具多旋迴性，因而形成多套生儲蓋組合，導致多層系生烴和聚集油氣，不同層系成藏特徵可能不同。油氣的成藏也往往具有多期性，所以追蹤發現油氣藏現今所在的位置絕非易事，需要以追蹤主體油氣運移軌跡為主線。通過對關鍵時刻各成藏要素組合關系的建立，指出油氣藏現今的部位。同時，不同層系成藏認識不能採取單一的方法。
大型構造與地層、岩性的復合型圈閉是古老克拉通盆地海相地層中油氣聚集的主要場所。這是因為克拉通盆地基底的剛性特徵，導致沉積蓋層褶皺構造不發育，在多期構造運動作用下，發育大型隆起或長垣構造。隆起頂部遭破壞後使圈閉不完整，多次運移的油氣在隆起高部位遭多次破壞散失，故使構造高部位的油氣聚集規模有限。惟有大型隆起的圍斜部位與古斜坡區，為良好封蓋條件保護的地層、岩性及復合圈閉，更適於油氣的聚集和保存，形成的油氣藏常常帶有原生性，而且圈閉規模常常很大。例如鄂爾多斯盆地中部靖邊奧陶系地層岩性圈閉氣藏，面積可達3000～5000 km2；北非克拉通三疊盆地哈西麥薩烏德油田含油麵積1150 km2 ，哈西魯麥勒特大氣田含氣面積2600 km2；西內部盆地潘漢德-胡果頓氣田含氣面積 20235 km2；東西伯利亞庫尤姆賓-尤羅布欽油田含油總面積8000 km2。
克拉通盆地構造運動次數多，克拉通邊緣坳陷盆地構造活動強度較大，由此造成油氣運移、聚集與散失過程相當復雜，有效油氣聚集需要良好封蓋層的阻隔、較穩定的構造環境、封閉的水動力條件。較晚成藏期形成的油氣藏相對更有效。
古老克拉通盆地的海相地層中，由於烴源岩經歷了漫長的熱演化，因此，凝析油氣、甲烷干氣與輕質油是重要烴類相態，且一般從生烴中心向邊緣，烴類相態具由干氣經輕質油到黑油的規律變化。
『肆』 沉積盆地中油氣的豐富程度主要取決於哪幾個因素
東沙島地理位置十分重要，是台灣海峽南疆的門戶，位居南海要沖。位於粵江版口、海南島、呂權宋島及高雄的中央位置，是巴士海峽進出南海船艦的必經之途，扼控巴士海峽的咽喉。該島長二千八百公尺、寬八百六十八公尺，形如馬蹄，島上沒有山丘，也沒有泥土，雖是珊瑚碎沙積累而成的低伏海島，但卻宛如遠離塵囂的人間凈土。歷史記載，東沙島昔稱「月牙島」，先秦時代就已納入中國版圖，曾兩度被日本侵據，由台灣當局控制。
南海北部邊緣盆地處在歐亞、印—澳及太平洋三大板塊交匯處,區域地質背景特殊,第三系沉積發育,油氣地質現象豐富多彩,油氣成因類型及分布規律復雜。根據南海北部邊緣盆地油氣勘探及研究程度,迄今為止所發現的油氣可以劃分為生物氣及生物—低熟過渡帶氣(亞生物氣)、熱成因正常成熟油氣和高熟—過熟油氣等3大類7亞類,CO2等非烴氣可劃分為3型4類,其中成熟陸源石蠟型油氣主要分布於北部灣、珠江口盆地,成熟—高熟煤成凝析油氣主要分布於瓊東南盆地西部及珠江口盆地部分地區,煤成氣及CO2等非烴氣則主要運聚於鶯歌海盆地泥底辟帶淺層、瓊東南盆地東部和珠江口盆地部分地區。
『伍』 克拉通盆地基本地質特徵
1.克拉通盆地演化的多旋迴性
較為穩定的克拉通盆地一般經歷了長達幾億年的演化。如在北美克拉通上，伊利諾斯盆地、西內部盆地、二疊盆地隨晚元古代—早寒武世大陸裂解就開始發育，早期為裂陷槽；威利斯頓、密執安盆地分別在中、晚寒武世開始發育；加拿大哈德遜灣、摩思河盆地在晚奧陶世開始發育。這些盆地中古生界沉積完整，並有部分中、新生界沉積（圖 3-8）。俄羅斯克拉通上的伏爾加—烏拉爾、莫斯科、波羅的盆地和東西伯利亞盆地在晚元古代即以裂陷槽的形式開始發育，可發育至中生代早期，盆地延續時間從 160～770Ma。華北克拉通盆地自中晚元古代以裂陷槽的形式開始發育，塔里木、四川克拉通盆地自震旦紀開始發育，它們以古生代為主體，並疊置中、新生代盆地。
圖3-15 二疊盆地主要生物礁分布
位於中陸油氣區的西內部盆地，為北美克拉通南緣的另一個古生代盆地，南鄰奧契塔褶皺帶。早期為由一條隆起帶分隔的衣阿華盆地和俄克拉荷馬盆地組成的相對統一的盆地。由於分異，在早石炭世晚期—晚石炭世早期形成隆坳相間的構造格局，隆起上油氣非常富集。盆地發育過程中多次抬升作用造成多個地層不整合，隆起區形成的背斜圈閉和地層削截不整合圈閉是主要圈閉類型，構造多寬闊、平緩。
『陸』 油氣成藏與分布的主控因素
綜合百色盆地的油氣成藏動力學的研究，百色盆地油藏形成與分布主要受下列因素的控制和影響。
1.烴源岩有機質類型和古地溫場控制了油氣運聚的相態
油－岩對比證實百色盆地的主力烴源岩是那讀組湖相暗色泥岩，百色盆地那讀組暗色泥岩的有機質類型以ⅡA型為主，其次為I型和ⅡB型。百色盆地的古今地溫梯度為（4.7～3.9）℃/100m，那讀組烴源岩經歷的最大古地溫在110℃～130℃之間，大部分烴源岩目前處於低成熟和成熟階段。根據那讀組未成熟烴源岩的熱壓模擬實驗分析，在低成熟、成熟階段的液態烴產率大於氣態烴產率，生烴產物主要為油相。在成藏過程中，油源岩的排烴和運聚相態主要為油相。
2.古、今流體流動樣式控制油氣運聚方向和保存條件
流體流動樣式集中體現了盆地流體輸導格架、壓力系統和流體驅動類型等方面的形成與演化。不同的流體流動樣式對油氣的運聚作用各不相同。不同的壓力系統（包括正常壓力系統、異常高壓和異常低壓系統）和流體驅動類型（壓實流和重力流）制約著油氣的運移方向、路徑和聚集區域，並且影響著油氣的保存條件。百色盆地在構造抬升之前的古流體流動樣式為壓實驅動流，斷層作為油氣運移通道，源岩流體向砂岩輸導層運移。構造抬升之後盆地東部與西部坳陷的流動樣式不同。東部坳陷流動樣式分為上下兩種類型，百崗組二段以上地層為重力驅動型，地表水自盆地南部向北部運移；百崗組三段以下地層則為封閉負壓異常體系流體流動樣式，抬升剝蝕引起泥岩反彈，流體從砂體流向泥岩。東部坳陷這一流動樣式使下部那讀組油氣藏得以保存；上部百崗組中的油氣藏部分受到破壞。西部坳陷為地表水頭的重力驅動水流動樣式，流體流動方向自盆地北部地表水頭沿輸導層向南部泄水區運移，原油遭受水洗氧化和生物降解作用。
3.油氣分布和富集受生油窪陷控制，緊臨生油窪陷周緣是油氣富集有利區帶
同其他陸相盆地一樣，百色盆地的油氣顯示和油藏主要圍繞盆地主力生油窪陷（田東凹陷）呈環狀分布（圖3.18），生油中心控制著油氣的分布。
4.盆地廣泛發育的斷裂（特別是深大斷裂）和基底不整合面控制了油氣聚散
斷裂和不整合是百色盆地構造變動的主要形式，百色盆地長期活動的深大斷裂不僅控制了盆地的沉積建造和構造發育，也控制了油氣的聚散。此外，在基底灰岩發育的地區，由於基底的長期抬升剝蝕，使得基底灰岩局部地區的溶蝕孔隙和裂縫發育，儲集物性變好，這些灰岩地區為其後的那讀組泥岩沉積地層所覆蓋，形成了良好的生儲蓋配置關系。這種控製作用表現在以下幾個方面。
（1）在基底灰岩地區發育基底灰岩油藏。目前，在百色盆地共發現基底灰岩分布的地區有3個，即上法地區、侖22塊地區以及元2井灰岩分布區，在前兩個地區的基底灰岩地層中均發現了油藏，元2井區的基底灰岩地層中也發現了油氣顯示。由於灰岩地區遭受的風化剝蝕嚴重，從而灰岩地層中的溶蝕孔洞比較發育，儲層物性變好，再加上這些地區的生儲蓋配置較好，自生油中心生成的油氣沿不整合面和斷裂運移至灰岩分布區時，油氣進入灰岩地層並聚集成藏。
（2）斷裂活動產生油氣縱向運移，形成多含油層系、多油藏類型的復式油氣聚集帶。由盆地多期活動產生的斷裂，尤其是盆地長期活動的深大斷裂，如南伍、塘浮等深大斷裂，溝通了不同塊體或同一塊體的不同層位，尤其是溝通了不同構造帶，從而導致從生油中心——中央斷凹帶生成的油氣大規模縱向運移。如南伍和塘浮斷裂為長期活動的深大斷裂，兩者向下一直可以延伸至中央斷凹帶的基底部位，是盆地的主控斷裂，由田東凹陷中央斷凹帶生成的油氣，正是通過這兩個深大斷裂運移到北部斷階帶的不同台階帶，並在基底灰岩地層、那讀組砂岩地層和百崗組砂岩地層等不同層系的地層中形成多套含油層系、多種油藏類型的復式油氣聚集帶。
5.盆地的不對稱結構決定了油氣運移量的不均衡性
盆地中的油氣顯示井和油藏沿生油中心的環狀分布，表明其生油中心以放射狀向四周排油。但由於百色盆地北部斷階帶和南部緩坡帶與生油凹陷接觸形式以及水平距離的差別和地層傾角不同導致的勢能（浮力）差異，北部斷階帶靠近盆地的物源區，以及盆地的多期抬升剝蝕和長期活動的深大斷裂，使得盆地北部斷階帶的圈閉條件比南部斜坡帶的要多，從而盆地北部斷階帶聚集了較南部斜坡帶更多的油氣。
盆地陡坡帶地層傾角較大，與生油中心的水平距離也小於南部斜坡帶，該構造帶內斷裂（尤其是各個台階的南部邊界斷層均為盆地多期活動的深大斷裂）比較發育以及各種儲集類型發育，在抬升過程中南部斜坡帶的抬升幅度和剝蝕厚度較大，所以這一些因素都決定了北部斷階帶構造帶較南部斜坡帶可以聚集更多的油氣，也有利於形成眾多的油藏，百色盆地的勘探也證實了這一點。表7.1是百色盆地東部各個構造帶內儲量對比情況，盡管南部斜坡帶的面積遠遠大於北部斷階帶的面積。據計算，北部斷階帶的石油地質儲量約為南部斜坡帶的3倍，而且南部斜坡帶的淺層油藏由於抬升幅度大，風化剝蝕嚴重，均為稠油油藏。
表7.1 百色盆地東部坳陷不同構造帶儲量對比表
6.凹陷中的基底隆起控制著油氣的分布和富集
凹陷中的基底隆起有利於油氣的聚集。百色盆地的兩種「凹中隆」，一種為那讀組砂岩儲集類型如雷公油田，另一種為基底灰岩古潛山儲集類型如上法油田，為百色盆地的兩種「凹中隆」油氣聚集帶。其主要原因在於這種「凹中隆」離生油凹陷近，油氣運移通暢，再加上具有較好的儲集和圈閉條件，有利於油氣聚集。例如那筆凸起的雷公地塹的多個斷鼻構造帶，其東西兩側分別臨近田東凹陷中央斷凹帶和頭塘凹陷中央斷凹帶—兩個生油中心，有著「近水樓台」的優勢，因此，形成了雷公油藏這一較大的油氣田。
7.圈閉體積大小對油藏的儲量大小具有重要的影響。
百色盆地含油圈閉小而復雜，大多為斷層圈閉和岩性圈閉以及斷層與岩性的復合圈閉，基本沒有背斜圈閉，含油圈閉體積小而復雜，從而導致油藏的儲量小，分布比較復雜。
『柒』 控制油氣分布的主要因素
從有機成烴說的觀點出發，地殼中油氣資源的存在和豐度，取決於成烴、成藏及保存諸因素的有機配合。地殼中具備這三方面最佳組合的盆地帶，就成為油氣最富集的盆地帶;同樣，在同一盆地帶內，不同盆地的油氣豐度，或是同一盆地內不同構造單元或油氣聚集帶內油氣富集的程度，也主要取決於這三個條件的有機配合。下面從三個基本條件有機配合的角度，論述控制油氣分布的若干問題。
(一)關於成烴的若干問題
1.烴源岩及原生油氣藏存在的上、下限
所謂原生油氣藏，是指烴源岩及相鄰近或一定距離內儲集層中，油氣第一次聚集形成的油氣藏。烴源岩存在的前提條件是沉積物中具有足夠的有機質豐度。這主要受控於古生物的演化，即地史發展過程中什麼時期開始大量繁殖適合成油的藻類植物。這是確定烴源岩存在最早時間的關鍵。
對於生物進化，一般認為有3次重大突破:一是從異養到自養，二是從二極(綠色植物和菌類)到三極(植物、菌類和動物)，三是從水到陸。從二極到三極的過程，是綠色植物(藍、綠藻類)達到繁殖高峰的時期。因此，這段時期也應該是形成烴源岩的最早時期。目前已證實存在的原生油氣藏，其烴源岩的地層年齡大多晚於距今6億～7億年。據此，我們可以將動物可能出現和藻類大規模繁殖的時期(7億～10億年前)作為烴源岩和原生油氣藏可能存在的最早時期。不應期求在更老的地層中去尋找原生油氣藏。目前在我國或世界其他地區在太古宙變質基岩中發現的少量基岩油藏，都是從上覆年輕烴源岩中生成的油氣，向下或側向運移而聚集在基岩中聚集成藏的。
那麼成藏最短要經歷多長時間呢?根據晚期成油說，有機質達到一定埋深和溫度後才能大量成烴，一般最少要經歷5～10Ma，長的可達幾千萬到幾億年。但近年來研究表明，某些類型有機質，在微生物作用下可以在低溫條件下生成石油(早期生油)，生成石油的時間也大大縮短。這樣就不難理解為什麼在某些地區的第四系或淺部低溫地層中亦可存在原生油藏這一事實。但是，要在較短的時間內，形成規模巨大的原生油藏是十分困難的，甚至是不可能的。
2.有效烴源岩的層位分布和成熟時間
前已得出自10億年前到第四紀都有可能存在烴源岩，但這並不是說烴源岩均等地存在於所有地史時期。據Klemme等(1991)研究，有效烴源岩主要集中於6個地層段中:①志留系;②上泥盆統－杜內階;③賓夕法尼亞系(C2)－下二疊統;④上侏羅統;⑤中白堊統;⑥漸新一中新統。它們僅占顯生宙時間的三分之一，卻形成了佔世界石油總儲量91.5%(或90%以上)的資源，這6段烴源岩中的①、②、④和⑤是在海進階段沉積的，而③和⑥是在海退階段沉積的。這說明有效烴源岩不完全是由旋迴性地質作用造成的。它的形成實際上是旋迴性的地質作用、古氣候、水文地質和生物演化等多種因素有利結合的綜合結果。
這些烴源岩，特別是古生代烴源岩中的一部分，可能在石炭紀一三疊紀期間就已成熟，但絕大部分(包括部分古生代烴源岩)是在白堊紀以後，特別是第三紀以來才成熟的。幾乎世界油氣原始儲量的70%是在晚白堊世以後形成的，其中約50%是在漸新世以後形成並被圈閉的。
3. 二次成烴問題
所謂二次成烴，是指烴源岩在二次沉降過程中，時、溫效應達到的成熟度超過一次沉降最大埋深時曾達到的成熟度，由遞增成熟度所生成的烴類 ( 可以是油或氣) 。一次沉降時，烴源岩曾達到的成熟度可以是未成熟，也可以是成熟。一次沉降達到的成熟度低，遞增的成熟度大，則二次成烴量就大。
這個觀念對於油氣勘探，特別是不整合面下油氣藏的評價和勘探有著十分重要的意義。
過去大家常認為不整合面下的烴源岩由於經過抬升，長期遭受剝蝕和風化，其中的油氣均已散失，不利於成藏。但油氣勘探實踐表明，在不整合面下常有油氣藏存在。二次成烴概念，就使這種矛盾歸於統一。經研究，許多不整合面下的烴源岩在一次沉降過程中埋深很淺、未達到生烴門限就已抬升，但侵蝕掉的只是上覆的部分烴源岩，大量保存下來的烴源岩，在二次沉降過程中，逐漸生成油氣，並在適當的圈閉中形成油氣藏。如阿爾及利亞的哈西·邁薩烏德大油田，志留系烴源岩經歷晚古生代抬升剝蝕，中生代開始二次沉降，直到早白堊世末 ( 100Ma 前) 才開始大量生油，第三紀達到生油高峰，並形成油氣藏 ( 圖 7 －24) 。從烴源岩沉積開始到大量生烴，經歷了近 4 億年。生成的油氣很好地聚集在不整合面下的圈閉中，形成大油田。
( 二) 關於成藏的若干問題
1. 成烴坳陷與油氣成藏
關於成烴坳陷與油氣聚集的關系，在第七章中已作過詳細的討論。在此需要強調的是，確定成烴坳陷是否存在及其所處的位置，對於油氣勘探有著十分重要的意義。「源控論」的指導思想即在於此。
2. 優質砂岩體與油氣成藏
三角洲、沖積扇、水下扇和深海扇等砂岩體常常是油氣聚集的主要儲集體。
三角洲是由河流供給的沉積物在海或湖的濱岸地帶形成的沉積體系。它之所以擁有豐富的油氣聚集，是各種有利的成藏條件良好配合的結果。
首先，三角洲體系中能形成體積巨大的烴源岩。河流攜帶大量的有機質和礦物質進入海 ( 湖) 盆，為前三角洲區水體提供豐富的營養物質，有利於各類生物大量繁殖，從而為形成良好烴源岩提供物質基礎。
其次，三角洲區地殼活動性較大，沉積速率高，常形成欠壓實頁岩，熱導率低，地溫梯度較高，有利於有機質保存和早熟。上述各項條件的結合，使得前三角洲區成為良好的烴源岩發育區，可提供豐富的油氣源。
第三，三角洲區分布多種良好的砂岩體，如分流河道砂、河口堤砂、三角洲前緣砂等。由於三角洲區的前積和水侵作用交替發生，不同類型沉積物有規律地排列，加上同生斷層發育，故可形成各種有利的生、儲、蓋組合，具有良好的輸導油氣能力，為充分排烴、就近聚集創造了有利條件。
第四，三角洲區因砂、頁岩頻繁交替造成地層超覆、岩性尖滅; 巨厚的超壓頁岩和同生斷裂發育可以形成多種與底辟、滾動背斜有關的多種聚油圈團 ( 包括背斜、斷層、逆牽引背斜、底辟、不整合及多種復合圈閉) 。
但是，三角洲區能否形成巨大的油氣聚集，在很大程度上乃取決於是否存在具有巨大容積的圈閉。否則，只能形成中小油氣藏 ( 田) 。
除三角洲外，近年來陸相沖積扇、水下扇和海底扇中的油氣也引起了人們的廣泛注意。
我國新疆克拉瑪依油田的二疊系和三疊系砂礫岩儲集層，就是典型的沖積扇沉積。泌陽凹陷的雙河等油田的儲集砂岩體被認為是由近源洪水攜帶大量陸源碎屑直接進入深水湖而形成的水下扇沉積。
在我國有許多深水湖泊邊緣地帶，都發育若干大小不等的近源沖積扇或水下扇。凡是與烴源區相鄰近的各種扇形儲集體，都是應予以注意的找油領域。
海底扇主要是由重力流和部分滑塌作用在海底峽谷出口處形成的深海水下扇形堆積體。洛杉磯盆地上第三系油層和北海盆地上古新統油層都屬於濁積砂岩體。該類砂岩體或與深海頁岩互層，或為深海頁岩 ( 烴源岩) 所包圍，形成良好的生、儲、蓋組合。洛杉磯盆地這套岩系總厚達 800 ～1000m，加上盆地內發育眾多的背斜圈閉，使其成為世界上聚集效率最高的油氣盆地。
3. 蒸發岩與油氣成藏
世界上有許多油氣盆地都有蒸發岩，而且與油氣聚集關系十分密切。其主要原因如下。
首先，蒸發岩常與生油岩共存。在相當多含油氣盆地中，蒸發岩沉積前為半封閉 － 封閉環境。
其次，蒸發岩是極好的蓋層，油氣常富集在蒸發岩系之下的儲集層中。如波斯灣( 伊拉克和伊朗) 下第三系阿斯瑪里石灰岩，其上就存在巨厚的膏鹽蒸發岩，使下伏多層碳酸鹽岩油層的油氣向蒸發岩下主力油層富集成藏; 德國 － 荷蘭盆地中下二疊統赤底組砂岩之上存在巨厚的膏鹽蒸發岩系，它能使上石炭統煤系氣在其中富集，而那些不存在蒸發岩的地區，盡管煤系和赤底組同樣存在，但仍難以形成巨大的氣田。在北緯 36° ～ 57°集中了煤儲量的 88% ，但天然氣儲量僅占 10% ，盡管原因是復雜的，但缺乏膏鹽蒸發岩作蓋層可能是主要原因之一。
第三，蒸發岩發育區和非蒸發岩相之間常存在一個過渡區，這是礁、砂壩、粒屑灰岩發育的有利地帶，常常是生油層、儲集層和蓋層呈指狀交叉的地帶，也是油氣聚集的有利地帶。江漢盆地漸新世早中期潛江組四段的鹽湖沉積即為此例 ( 圖 8 －32) 。
第四，蒸發岩具有較大的可塑性和流動性，可形成與塑性流動有關的各種圈閉，為油氣聚集提供了良好條件。東濮凹陷文留油氣田的構造圈閉就是與鹽運動有密切關系的實例之一 ( 圖 8 －33) 。
圖 8 －32 江漢盆地漸新世早中期 ( 潛江組四段) 鹽湖沉積分布圖( 據江繼剛，1981)
圖 8 －33 東濮凹陷文留油氣藏剖面圖( 據朱家蔚等，1983)
4. 斷層與油氣成藏
斷層是油氣輸導層的主要型式之一，無疑是油氣運移的重要通道。但油氣田中實際情況是斷層常常作為遮擋，不僅是逆斷層，而且絕大多數正斷層具有遮擋性能。
通常情況，斷層發生時對其兩側地層中流體的壓力和勢均衡狀態起破壞作用，流體( 包括烴類) 將由高勢向低勢方向運移，斷層起著明顯的通道作用。但輸導流體 ( 含油氣) 能力的大小和經歷時間的長短在很大程度上取決於斷層的性質 ( 擠壓或拉張) 、斷層兩側接觸的岩性 ( 上傾為非滲透性或滲透性岩層) 、斷層角礫岩和斷層泥是否存在，以及斷裂發生的時間。一般擠壓斷層與拉張斷層相比輸導流體能力相對弱一些，時間較短一些; 上傾方向與非滲透性岩層接觸時，僅在斷層保持張裂時期存在一定輸導能力，當斷層閉合時，則難以輸導流體; 如存在斷層泥則輸導能力差，若存在角礫則輸導能力強，而且保持時間亦較長。
但是，無論具有什麼性質和特徵的斷層，作為輸導流體通道的時間是有限的，一旦通道閉合或堵塞 ( 這是必然的) ，斷層就成為良好的遮擋。這就是為什麼在所有油田中看到的斷層，大多以遮擋性質出現的基本原因。因此，我們說，斷層起通道作用是有條件的，而且是有時限的; 斷層起遮擋作用更為經常，更為普遍。業已成為遮擋的斷層，在一定條件下也可以再活動，再次成為油氣運移的通道。只有從動態演化的角度，才能正確認識斷層的雙重角色。這樣才能正確認識到，斷裂既能輸導油氣，又能破壞業已形成的油氣藏，同時，它又與油氣聚集有密切關系，可形成多種與斷裂有關的油氣聚集帶。
5. 不整合與油氣聚集
世界上有許多重要油氣田都與不整合有密切關系。究其原因，表現在以下方面。
不整合能將非儲集層改造成儲集層。不整合代表地殼抬升，遭受風化侵蝕和溶解淋濾，可以極大改善儲集層性質，甚至將非儲集層改造為儲集層。
不整合是良好的油氣輸導層，能在不連續型烴源岩和儲集層之間架設橋梁。如酒泉西部盆地的下白堊統黑色頁岩中的油氣就是沿著它與志留系之間的不整合面向東運移，再垂直運移到白楊河 ( N) 砂岩中聚集成油氣藏的; 阿爾及利亞哈西·邁薩烏德油田寒武系 －奧陶系砂岩中的石油來自西北的上志留統頁岩，兩者相距在 40km 以上，海西期形成的區域不整合面是溝通的橋梁; 美國堪薩斯中央隆起上許多寒武系 － 奧陶系碳酸鹽岩油氣藏的油氣源來自阿納達利坳陷的賓夕法尼亞系烴源岩，兩者相距 160km 以上，時間間隔 120 ～150Ma，完全依靠不整合面它們才構成統一的生、儲、蓋組合，也包括對碳酸鹽岩儲集層的改造，才能形成堪薩斯中央隆起上的油氣聚集。
不整合面是遮擋面，可以形成多種與不整合有關的圈閉和油氣藏。區域不整合代表大范圍的沉積間斷，是地層、岩相的突變界面，是良好的遮擋面，可形成眾多地層型油氣聚集帶，如潛山帶、濱岸油氣藏帶等。
不整合對油氣破壞不大。過去常認為不整合抬升和侵蝕作用使其下油氣藏遭破壞，這是一種誤解。按照大多數石油晚期生成說，烴源岩埋深較淺時石油尚未生成，不可能遭受大的破壞和損失。
綜上所述，不整合對油氣聚集起很大促進作用，破壞性甚少，是與油氣聚集關系極為密切的地質因素。這就不難理解為什麼存在眾多的與不整合有關的油氣聚集帶。
但這並不是說，盆地內不整合愈多油氣豐度也愈大。
『捌』 油氣成藏地質條件
中國海洋石油與天然氣成因，分陸相和海相兩大類，並以前者為主。
近海盆地的陸相生油氣，具有獨特的地質環境，因為盆地地處大陸活動邊緣，當盆地在穩定發展時期，所形成的深湖或半深湖，除了水生浮游生物和藻類以外，從陸上通過河流和其他途徑輸入的陸源植物殘體較多，在還原環境和快速埋藏條件下，除深湖區沉積中心產生的乾酪根主要是腐泥型外，大多數是混合型（Ⅱ），斜坡邊緣區則屬腐殖型（Ⅲ）。當大陸邊緣活動加劇時，湖盆水位發生時高時低的環境變遷，頻繁出現沼澤化沉積，並在特定地質條件下，湖泊與沼澤多期交替疊加沉積，使產生的多源油氣運移到圈閉構造富集成藏，勘探實踐證明多數高產井都能油氣共出。
以東海西湖凹陷為例，富產天然氣的主要原因是盆地沼澤化程度高，廣泛發育的沼澤相煤系地層氣源岩發揮重要作用。經鑽探和測井資料證實，煤層從573～3925米井段多達77層，總厚達50米左右。上海海洋地質調查局在東海打的30口井（其中兩口井與東海石油公司合打）中有20口井試獲高產天然氣，約佔67%。尤其是西湖凹陷西南部包括平湖斷階帶和蘇堤構造帶，成烴成藏地質條件更加優越。平湖4井日產油1892.85立方米，天然氣148.45萬立方米，春曉1井日產油200.04立方米，天然氣160.13萬立方米。
以南海北部陸架近海盆地為例，東部的珠江口盆地以成油成藏條件居優勢，現有9個開發油田年產油量達1295.45萬噸。而西部的瓊東南盆地則以成氣成藏條件最佳，崖13-1氣田已探明天然氣地質儲量達885億立方米。說明該盆地曾經歷過多期持續性的沼澤化沉積環境，天然氣主要烴源岩是來自煤系地層。最西部鶯歌海盆地成氣成藏地質條件更具特殊性，出現成因復雜的多源氣源岩，推測同生物成因有密切關系，但盆地深部的沉積相和可能存在的烴源岩，目前尚無法查清。
近海盆地海相生油氣，由於沉積物生烴的有機質主要來自海水中的浮游生物和藻類，除邊緣地區外，陸源有機質殘體很少介入，因此，生烴母質多為腐泥型乾酪根。
海相成烴成藏條件是如何形成的？據東海甌江凹陷的靈峰1井、石門潭1井和麗水36-1井所鑽遇的具有海相古生物化石充分依據的古新世—早始新世海相沉積是其主因。追其來源可能與中國海自中生代以來，發生過多期重大地質事件有關，尤其與特提斯海在中國海域延伸段的閉合事件關系更加密切。特提斯構造是劃分地球上兩個古大陸（勞亞古陸與岡瓦納古陸）的全球性構造帶。
特提斯構造帶從地中海向東延伸至喜馬拉雅山區，經越北紅河地區向東進入中國海域不知所終，推測途經南海北部陸坡區後轉向台灣海峽北上伸及東海南部。其中，甌江凹陷的海相沉積便是佐證之一，它有可能便是歐亞大陸邊緣的殘留特提斯盆地一部分。它將為今後尋找海相油氣田提供有利條件。
油氣藏類型：以渤海海域已知油氣藏為例，可分為四種類型：①背斜構造油氣藏包括逆牽引背斜和擠壓背斜，閉合面積較大，油氣受高點控制；②斷塊油氣藏，依靠斷層封堵油氣；③斷鼻油氣藏，由斷層封堵的鼻狀或半背斜構造；④潛山油氣藏，由不同的基底岩層古地貌高點形成，如碳酸鹽岩潛山，它的分布嚴格受主斷裂控制；⑤潛山披覆背斜油氣藏，分布在凸起或低凸起之上，其特點是構造幅度下大上小，油氣藏高度和面積嚴格受構造控制，如埕北油田。此四種類型有更廣泛的代表性，如崖13-1大氣田便是披覆背斜。而在特殊條件下，鶯歌海盆地的「泥拱帶」超高壓淺氣層東方大氣田則是一種特殊類型。
根據我國近海5個大型含油氣盆地，大中型油氣田的地質條件，有如下基本規律：
（1）具備大型沉積盆地，面積一般在5萬平方公里以上；
（2）具備巨厚沉積地層，厚度在1萬～2萬米左右。
（3）具備有利相帶，深湖泊相、沼澤相和海相。
（4）具備配置良好的生儲蓋組合，要求有高孔滲儲層：三角洲砂體、海進砂和生物礁以及封閉嚴密的蓋層。
（5）具備大型二級構造帶和油氣源豐富的凹陷，尤其定居於「凹中隆」或「凹圍隆」的區域富集背景下的構造或圈閉。
（6）經鑽探證明，單井日產油1000噸或天然氣100萬立方米，地質儲量油億噸以上，天然氣1000億立方米。
（該文發表於《海洋地質與第四紀地質》第18卷第4期）
油蹤紀程：油氣勘查50年隨想