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，如果能碰巧解决你现在面临的问题，希望能够帮助到您 。

何治亮　王琳　罗传容　易荣龙

（中国石化荆州新区勘探研究所 ，湖北荆州　434100）

摘要　中国海相领域的勘探成效将从深层次上影响中国21世纪能源供给能力和能源结构的调整步伐
。中国海相地层形成于4个建造旋回，经历了4期主要改造事件
，根据其发育展布和赋存方式可大致划分为海域区、东部区 、中西部区
、青藏区。多旋回的叠加与改造是中国海相盆地共同的特点，不同的只是叠加改造的方式 。由复式烃源与多期生烃、“改造型 ”储层 、复式封闭体系与保存条件、复式输导网络
、复合圈闭、复式油气聚集区构成的复式油气系统是中国海相成藏的基本特点。中国海相领域具有巨大的油气资源潜力 ，但资源丰度差别很大
，且天然气大于石油
。海相盆地众多，可供勘探的范围极为广阔。建议采用“整体分析评价 、分层次动态部署
、重点科技攻关与综合勘探、滚动勘探开发
”等原则开展海相领域油气勘探工作 。

关键词　海相领域；多旋回盆地；复式油气系统；资源潜力

21世纪初期 ，中国油气储量和产能的持续增长将依靠4个方面：东部陆上白垩系 、第三系陆相盆地稳中求升；西部三叠系
、侏罗系煤系地层的增储上产；海域陆相盆地的加速开发；海相领域的重大发现与突破
。其中
，海相领域的勘探成效将从深层次上影响中国21世纪能源供给能力和能源结构的调整步伐。

中国海相油气勘探领域已得到了国内外石油界的广泛重视 。经过“六五”以来各石油勘探开发单位卓有成效的工作以及国家科技攻关项目和各公司相关科研项目的实施，在勘探开发成果、勘探开发技术和地质理论及认识上均取得了令世人瞩目的成果
。20世纪80年代后期以来 ，海相领域的油气勘探陆续取得了一系列具有战略意义的突破
，为今后取得更大的突破奠定了坚实的基础。中国海相地层展布范围广，资源潜力大 ，具备形成大型甚至特大型油气田的地质条件
，决定了今后大规模勘探开发的可行性 。但海相地层形成时代老，海相盆地经历的后期改造多 ，导致了复杂的油气成藏条件 、相对复杂的地表条件和勘探深度较大等，加之海相领域的整体勘探程度低
，传统勘探评价思路存在局限性，使过去的工作存在一定的盲目性 ，勘探效益不高
。中国的海相领域的油气勘探工作
，既是挑战，更是机遇。

1　中国海相盆地的地质背景

据统计 ，我国海相沉积分布总面积大于4561800km2
，其中陆上海相盆地数28个，面积3308530km2 ，海域海相盆地22个
，面积1253270km2 。

中国海相地层形成于4个建造旋回，经历了4期主要改造事件 ，根据其发育展布和赋存方式可大致划分为4个大区
。

1.1　四个建造旋回

1.1.1　Z— 旋回

属古生代古亚洲洋体系。构成一个完整的开合旋回
，是中国展布最广泛的海相层系 。其消失的古大洋包括北天山
、南天山—大兴安岭洋，西昆仑—东昆仑、祁连—秦岭洋 ，华南洋，其间的地块广泛沉积了厚度不等的海相地层
，其间包括多套优质烃源岩。

1.1.2　D— 旋回

属于古生代古亚洲洋体系
。构成了一个相对完整的开合旋回。由于整体属板块聚敛环境，早期的拉张不完全 。在早期闭合的大洋处形成一些窄洋盆 ，块体内形成了小型陆内裂谷
。不同地块海相地层发育差异性很大。华北地块以海陆过渡相煤系地层为主
，华南地区则以海相碳酸盐岩沉积为主 。

1.1.3　 —k1旋回

属于特提斯洋体系
。北部地区随着海水向东西两侧的退出转变为陆相环境。南部地区经历了较完整的开合旋回，形成了从裂谷-初始洋-聚敛体制下的弧后边缘海-残余弧后盆地-前陆盆地等原型系列 。随着特提斯洋的闭合 ，海水向南 、东
、西3个方向退出
，中国陆上大部分地区转化为陆相环境
。

1.1.4　K2—N旋回

属于太平洋-印度洋体系。仅西藏南部、新疆塔里木等地存在特提斯残留海或近海短时间海侵形成的海湾环境 。东南部及沿海陆架地区的裂谷及走滑盆地偶被海侵
。晚新生代东海 、南海转变为海相环境。

1.2　四大改造事件

1.2.1　加里东晚期事件

形成了多个加里东造山带 。中国大部分地区发生褶皱、隆升，沿造山带发生了广泛的花岗岩侵入活动。加里东期形成的超过100×108t储量的油气田遭到不同程度的改造和破坏
。

1.2.2　海西晚期事件

较加里东事件弱 ，形成了多个海西期造山带。岩浆活动较强烈 。在经过挤压褶皱隆升后不久
，下沉被多个前陆盆地叠加
。所形成的油气藏遭到过改造和破坏，但程度相对较弱。

1.2.3　燕山事件

它是深刻地影响中国区域地质格局的事件 。表现为造山带的重新活动
、地块内部的多方式的构造变形及广泛的岩浆活动
。主要由两期事件构成。中侏罗世末 ，西伯利亚板块向南的推挤形成向南突出的蒙古弧 。早白垩世末
，太平洋古陆向西的推挤形成向西北突出的华南弧
。燕山事件总体来看东部变形较西部强。

1.2.4　喜马拉雅晚期事件

主要起因于印度板块向北的强烈推挤 。西部以挤压变形为主
。东部则由于块体向太平洋方向蠕散及深部原因，以伸展变形与走滑变形为主。是已形成油气藏的改造与再次聚集的主要时期 。

1.3　四个大区

经过多旋回盆地的叠加和多期次的变盆改造过程 ，中国海相领域表现出不同的地层发育与赋存方式、不同的构造变形样式 、不同的成藏系统，因而表现出不同的油气资源潜力和勘探前景。通过分析和比较
，中国重力图上所呈现的3条重力梯度带是多旋回演化历史中形成的具有丰富地质内涵的界线，可作为海相勘探领域的分区界线
。

所分出的4个大区分别为：海域区——包括东海
、南海等区域；东部区——大兴安岭—太行山—武陵山以东的陆地区及黄海及渤海海域；中西部区——西昆仑—祁连山—龙门山一线以北以东的区域 ，分布有塔里木、准噶尔 、鄂尔多斯
、四川等大型盆地；青藏区——新生代快速隆升的区域
，包括滇西、川西 、青海
、西藏等。

2　海相盆地的基本特点——多旋回盆地

除了中国海域晚新生代的海相盆地外，其他海相地层大部分形成于古生代和早中生代 ，沉积后经过了多期次的抬升、沉降和复杂的褶皱 、断裂
、岩浆活动与变质作用
，多旋回的叠加与改造是中国海相盆地共同的特点，不同的只是叠加改造的方式[1～3] 。

中国的“克拉通 ”仅相当于北美、非洲板块1/20左右 ，显生宇以来经历了从南纬30°到北纬40°左右的长距离漂移及旋转
。在与哈萨克斯坦 、西伯利亚、西太平洋
、印度、印支-南海等大大小小的板块以及更小尺度的地体间的分离 、敛合
、拼贴、碰撞过程中
，形成了多变的地球动力学背景。这种背景是这些板块内部和边缘成盆与变盆 、叠加与改造的内在动力 。同时，导致了盆地演化历史中多变的热体制
。

中国海相盆地具有条块分割的基底结构 ，发育网络状的断裂体系
，具有极强的不均一性，构成了盆地演化过程中不稳定的边界条件。

在从洋陆板块构造体制向大陆板内体制转化的过程中 ，古生代构造演化的南北分割性和中
、新生代构造演化东西的差异性导致了不同的叠加与改造方式 。如塔里木盆地主体在古生代为整体沉降，间以弱改造的整叠加
，产生了几个多期复合的古隆起
。中生代则表现为盆地边缘沉降、沉积为主的镶嵌叠加方式。新生代又统一为南北两大前陆盆地所构成的大型复合盆地，呈披覆叠加方式 。下扬子盆地在古生代与塔里木盆地类似 ，中生代表现为强烈的挤压变形
，新生代为强烈的伸展断裂活动
。呈NE向排列的断凹和断凸呈雁形排列，将统一的古生界地层改造成条块分割的格局。统一与分割是两类海相盆地叠加方式的鲜明特点 ，相对稳定性与活动性成为中西部与其他地区盆地的两种风格[4] 。

油气盆地包括3种含义——构造原型 、地层实体
、油气水赋存的空间。就东部弱改造的新生代盆地而言
，常常表现为三位一体
。而对以古生界为主的海相盆地而言，构造原型盆地的部分可能已卷入到造山带之中或因抬升而被剥蚀。而保留下来地层实体盆地因构造变形分割、差异升降等原因 ，具有多个相对独立的油气水流体赋存单元——流体盆地 。也正是这些流体盆地
，构成了海相领域的具体勘探对象
。它们具有较完整的海相地层的保存，变形改造较弱 ，整体具备顶封和封闭性边界
，一般上覆有中新生界沉积。这是一个可能保存早期形成油气同时也具备后期油气生成-运移-聚集-保存的地质单元，既是一个“复杂”或“复式
”的油气系统 ，当然也是一个油气的“保存单元”[5] 。

多旋回的改造与叠加过程导致了广泛存在的复合变形作用，形成了不同尺度的复合构造[6]
。大至一个叠加的盆地（也称复合盆地）
，小至一组节理，组成了丰富多彩的复合构造样式。构造变形是把双刃剑 。复合变形与复合构造控制了油气的生成 、运移
、聚集、保存 、散失与调整过程 ，是海相盆地油气规模聚集和大量散失的主要因素
。如塔河油田、五百梯气田所处构造都属典型的复合构造。江苏地区句容盆地深层的双重堆叠背形构造
，苏北盆地负反转的控凹断裂，则属破坏性的复合构造 。

3　海相成藏的基本特点——复式油气系统

3.1　复式烃源与多期生烃

从塔河油田所在的阿克库勒油气区产于奥陶系
、石炭系和三叠系的油气性质来看 ，可能存在多区、多层 、多期
、多类型的油源
，根据流体包裹体的研究，塔河地区可能存在不少于3期的生烃过程
。鄂尔多斯北部和川东地区油气藏可能也具有多期、多层系的烃源。有别于陆相盆地的复式烃源 。

现有的干酪根热降解学说及相应的排烃理论的局限性已为越来越多的学者所注意[7]。早期形成的大量低熟油和高演化的古老烃源所形成的正常原油均与传统的生排烃理论相悖
。可溶有机质成烃 、晶包有机质成烃
、原油及沥青降解与热裂解成烃、热稳定性较高的有机质晚期成烃 ，均有学者提及[8]。有人认为五百梯气田的气是由印支-燕山早期形成的油裂解而成 。而塔中北坡及哈拉哈塘等志留系近100×108t储量的古油藏可能是塔中及阿克库勒地区油气的重要来源之一
。

已压实的泥质岩及碳酸盐岩的排烃机制尚不十分清楚。构造抬升剥蚀减压 、烃类形成所造成的高压
、碳酸盐岩的压溶作用及晶析作用排烃
，是有别于传统压实排烃的一些排烃机制 。

在现在所开展的海相资源预测研究中，由于传统评价思路的制约 ，我们可能过低估算了部分Ⅰ类母质烃源的生烃量（实验证实
，颗石藻产烃量是其他藻类的6～15倍），也可能过高估计了部分烃源二次生排烃的规模 ，特别是有效聚集的规模
。

3.2　“改造型 ”储层

在海相领域的几个重大突破中，油气田储层的储集空间多为后期改造作用所形成。鄂尔多斯中部大气田属古岩溶储层
，塔河油田奥陶系也属裂缝及古岩溶储层 。川东石炭系是一套经过云南运动改造，发育次生裂缝-溶蚀孔隙的优质储层
。塔河油田奥陶系储层形成于一个多期复合变形区 ，发育多组裂缝系统以及海西早期为主的强烈的岩溶作用
，形成了一种“小尺度
”上具极强的非均质性，而“大尺度”（经酸化压裂后 ，探井、开发井的探索范围扩大）上则具相对均质性的优质储集空间。尽管该油田油质较重
，但大部分井都能稳产 。这些主要受控于构造变形及表生地质作用形成的层状或层控储层或储集体，我们称之为“改造型 ”储层
。

由于年代老 ，埋藏深
，大部分原生孔隙往往因压实 、压溶
、胶结等成岩作用而大大减少。因此，重视与不整合面有关的古岩溶储层和与褶皱及断裂活动有关的裂缝性储层的探索与研究 ，是海相油气勘探的重要环节 。

3.3　复式封闭体系与保存条件

海相领域的保存条件是公认最重要的成藏条件。由于成岩影响
，早期泥质岩盖层封盖能力明显降低，加上断裂及裂缝的发育 ，导致海相地层的整体封盖能力急剧变差
。

也有许多地区还存在优质的盖层。苏北志留系高家边组因伊利石化而呈脆性，但部分井段却钻遇软泥岩并发生缩孔现象 。塔河下石炭统的巴楚组
，开江地区下二叠统梁山组均属较好的直接盖层
。

是否有具高压异常的间接盖层是海相油气大规模聚集的重要条件之一。塔河地区石炭—二叠系内存在的异常高压（压力系数1.2～1.4）是其下奥陶系规模聚集的必要条件 。沿异常高压带的薄弱带和边缘，油气向上运移并聚集于石炭系、三叠系 、侏罗系及白垩系地层之中
。开江地区嘉陵江组二段为一间接优质盖层 ，其下气藏压力系统为1.4～2.2
，为流体异常高压层，构成了良好的区域封闭条件。南盘江地区上泥盆统存在低电阻泥岩 ，江汉沉湖地区下二叠统—石炭系存在地层异常压力
，这些现象值得重视 。由直接盖层和异常高压带能构成高效的复式封闭体系
。

后期的变形及抬升往往使早期的封闭系统被部分或完全破坏，能否重建封闭是再次成藏的前提。塔河地区早石炭世的快速海侵导致了巴楚组泥岩直接覆盖于奥陶系之上 ，构成了良好的储盖配置 。东河塘油田及雅克拉气田、川东
、鄂尔多斯的气田也是重建封闭后的产物
。苏北黄桥CO2气田
，三水沙头圩CO2气田也都是重建封闭后发生的聚集与保存。

早期形成的油气藏的保存，即受控于区域的保存环境 ，更取决于局部的保存条件 。就层状盖层封闭保存系统而言
，油气的保存并不由最好的盖层分布区决定，而取决于同一封闭系统中差盖层的封闭保存能力 ，由层状盖层＋断层和不整合面构造的封闭系统，其保存能力多由断层或不整合面的封闭能力确定（油气封闭的木桶效应）。

3.4　复式输导网络

海相多旋回盆地的多期复杂构造变形作用形成了复杂的断裂及不整合系统
。它们穿越多个单一油气系统
，是形成复式油气系统的必要条件。这些多期开启与封闭的构造形迹组合与渗透性地层一起构成了复杂的油气运移系统 。如塔里木盆地北部隆起区存在由多期断裂和不整合面所构成的输导网络，使多期多源形成的油气横向上沿断裂和不整合面成带成片富集成藏 ，纵向上沿断裂多层聚集
。沿一些倾没于生烃区的构造脊和鼻状构造
，常构成油气二次运移的“汇烃脊
”，在油气资源丰度较低的地区 ，位于“汇烃脊”的圈闭充注能力高
，而非“汇烃脊 ”上圈闭则充满度低或无油气。

3.5　复合圈闭

研究证实，塔河下奥陶统油藏属阿克库勒古隆起控制的大型构造-地层复合圈闭 ，陕甘宁大气田属中央古隆起控制的巨型构造-地层复合圈闭
，五百梯气田则属开江古隆起控制地层-构造复合圈闭，川西地区新场气田也属典型构造-岩性复合圈闭 ，鄂尔多斯北部上古生界的天然气主要聚集鼻状在构造与河道砂所构成的构造-岩性复合圈闭 。川东地区针对71个石炭系不同类型的圈闭进行了钻探
，发现气藏42个，成功率57.5%
。其中断层圈闭钻探11个 ，因断层具开启性全部产水。而地层-构造复合圈闭钻探12个，发现气藏10个
，成功率83.3%[9] 。

加强复合圈闭的研究，深入开展复合圈闭的落实、描述 、分析与评价 ，对海相盆地的油气发现将产生重要的作用
。

3.6　复式油气聚集区

在渤海湾陆相盆地勘探实践中
，我国石油工作者创造性地提出了“复式油气聚集区
”的理论[10]。在海相领域的油气发现中，在同一个构造区带内 ，常常发现多产层
、多圈闭类型、多油气类型甚至多压力系统的油气田（藏）
，构成具有内在成因联系的油气田群（带） 。海相复式油气聚集区与陆相“复式油气聚集区”即相似又不同，表现得更丰富多彩
。如塔里木盆地阿克库勒凸起 、川东开江古隆起
、鄂尔多斯中部大气田均属形成于复式油气系统的典型的复式油气聚集区。

4　中国海相盆地勘探潜力分析

4.1　油气资源量

油气资源量是开展勘探选区评价的重要参考资料 。20世纪80年代和90年代初 ，由原中国天然气总公司和原地质矿产部开展了全国范围的油气资源评价。随着许多领域勘探工作的不断深入
，油气资源量又分别进行了调整和补充
。由于勘探及研究程度的不同，加之所采取的资源量计算方法不同 ，同一区域或盆地的资源量往往差别很大。就一个盆地而言
，甚至可能导致两种完全不同结论 。1994年CNPC计算海相领域（不含海域）资源量为326×108t油当量
。根据“八五 ”以来最近的计算结果，主要海相盆地的油气资源量总体达600×108t以上（表1）[11～13] ，几乎超过1倍。

表1　中国主要海相盆地油气资源量简表

从计算结果中可以看出，第一
，海相油气资源量中天然气大于石油，勘探对象以气为主 。第二 ，海相盆地油气资源丰度差别很大
，整体不富局部富甚至很富
。第三，海相领域具有巨大的油气资源潜力。

4.2　勘探现状与勘探潜力分析

中国几代石油人均对海相领域倾注了大量心血 。海相油气勘探走过了一条充满希望的曲折之路 ，既有过成功的喜悦
，也有过挫折后的反思
。经过艰苦卓绝的勘探与研究工作，已取得了丰富的勘探及研究成果。

（1）发现了一大批中型油气田 ，累计获石油地质储量大于10×108t
，形成了2000×104t的油气产能，已成为中国石油工业不可或缺的的组成部分 。尤其是塔里木、四川 、准噶尔等盆地一批优质储量的发现 ，产生了可观的经济效益
，建成了几个今后发展能依托的石油基地
。

（2）对海相地层的发育展布与赋存方式已基本掌握，估算了海相领域的油气资源量 ，对不同地区和盆地的油气资源结构和油气资源丰度已形成初步认识，对坚定海相领域的勘探信心和今后的战略选区均具有积极的作用。

（3）在认识到海相领域复杂性的同时
，已掌握了许多海相领域成盆
、成烃和成藏的内在规律，创造性地提出了一批针对海相领域的地质理论和思路 ，丰富了石油地质学的内涵
，为今后的油气勘探奠定了理论基础 。

（4）形成了一批先进有效的勘探技术方法系列，如山地、黄土源 、荒漠及高陡地层
、盐下的地震勘探技术 ，超深水平井
，欠平衡钻井，高陡地层、巨厚盐层 、多压力系统钻井技术及一批针对性的测井、测试技术 ，深井酸压技术
，储层横向预测技术，复杂油气藏描述技术等 ，为今后勘探提供重要的技术保证。

表2　中国主要海相盆地油气探明程度简表

（资料截止1998年
，仅供参考）

勘探效果不甚理想，除了与认识不到位
、采用技术方法不配套等原因外 ，宏观上海相领域的复杂性（事实上已超过中国陆相盆地）和勘探工作量的明显不足、勘探及研究投入不够，是最主要的原因
。如中国南方共打井868井
，但只有59口井大于3000m，真正打海相地层的480口井中 、打古潜山的有166口。华北钻入古生界的井达1509口 ，但这些探井均以新生古储的古潜山为勘探对象
，真正打原生油气藏的几乎没有[10
、11] 。塔里木、鄂尔多斯 、四川等重点盆地资源量的探明程度均不到10%（表2），勘探余地很大
。关键是要在总结海相油气成藏及富集规律的基础上找准主攻领域和具体勘探目标 ，通过选择先进配套的勘探技术系列和构建一个高效的勘探及决策系统
，去实现勘探目的。

中国海相可供勘探的范围极为广阔，盆地众多 。中国海相油气领域不仅勘探程度很低 ，而且极不平衡
。建议采用“整体分析评价
、分层次动态部署、重点科技攻关与综合勘探
，滚动勘探开发
”等原则开展海相领域油气勘探工作。

“技术进步和丰富的想象力可以定期开拓新领域”[14] 。事实上，关于中国海相领域的所有工作还只是开始 ，我们面临的领域还很广阔
。

参考文献

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　勘探现状与勘探成果分析

一、前言

巴彦浩特盆地位于内蒙古自治区中西部，东经103°30'～106°30'
，北纬37°40'～40°00'之间，面积约2×104km2。

从20世纪50年代初到80年代 ，原石油部 、地矿部对盆地做过重
、磁力、航磁等普查及全区的地质调查
，完成了全区1∶20万分幅区域地质图 。自1988年开展油气勘探以来，在全区近2×104km2范围内进行了地震概查—普查 ，局部详查
，累计完成地震二维剖面258条测线，11204.3km
。同时在沙漠区 、重点评价区开展了油气地表化探 ，航空物化探
，大地电磁，卫星遥感等非地震勘探。该区共钻井3口 ，累计进尺11470m
，取芯258.37m，芯长237.13m ，平均取芯收获率91.78% 。

全国新一轮油气资源评价中巴彦浩特盆地的资评工作是由中国石油勘探开发研究院和中国石油长庆油田分公司共同完成评价任务。巴彦浩特盆地是一个很有希望的含油气远景盆地
。鉴于目前勘探程度较低，采用生油岩热模拟法对盆地油气资源量进行早期预测与评价。

二、地质条件

(一) 地质概况

根据构造形态
、成因类型、分布规律
，结合区域地质背景，将巴彦浩特盆地划分成三坳 、一隆四个一级构造单元(表10-18-1 ，图10-18-1):西部断陷
、中部隆起、东部坳陷和南部坳陷 。

表10-18-1 巴彦浩特盆地构造单元划分表

图10-18-1 巴彦浩特盆地构造单元划分图

西部断陷位于盆地西北巴彦乌拉山山前
，呈北东向延伸，地震资料证实为一中生界箕状断陷
。西北以巴彦乌拉山山前断裂为界 ，东南以断阶状与中部隆起区过渡
，东北与临河坳陷相连，西南以查汗断裂 、图兰泰西断裂为限。长约180km ，宽约10～15km
，面积约3400km2 。该坳陷形成于中侏罗世晚期，巴参1井证实 ，中生界直接覆盖在太古代—早元古代变质岩基底之上
。该坳陷主要沉积有中上侏罗统
、下白垩系、古近系 、新近系等红色粗碎屑岩类。

中部隆起带为一断隆式古潜山
，西侧有断裂围限，呈北东向展布于盆地中部的淖尔套—沙特图一带 ，长约150km，宽4～10km
，约1363km2 。中生界沉积厚1000多米，石炭系沉积大部分缺失
。

东部坳陷位于中部隆起以东 ，阿拉善左旗以西
，南止东西向的查汗断裂，面积近10000km2。该坳陷是现今石炭系沉积最厚 ，中生界最发育的主坳陷
，石炭系
、中生界沉积厚度都在500～1000m 。

南部坳陷位于盆地西南，属于秦祁地槽走廊过渡带 ，北界为一条东西向区域大断裂(查汗断裂)
，南、西被祁连山前陆冲断带分割，东侧与骡子山古陆为邻
。该区受加里东 、海西运动影响 ，逆冲断裂发育
，沉积层序比较复杂，是上古生界沉积最厚(1000～2000m)的地区 ，中生界本区处于浅坳状态，侏罗系已无沉积
，下白垩统仅有200～600m，最厚达800m。

(二) 烃源岩

据地面剖面
、钻井资料分析 ，中、下石炭统臭牛沟组 、靖远组、羊虎沟组是该区的主要生油层系
，是一套滨浅海碳酸盐岩和碎屑岩地层，发育有暗色泥岩
、煤层、生物碎屑灰岩三种源岩 ，其富含海相和陆相生物
，有机质丰富 。烃源岩分布范围较为广泛，一般厚为300～500m左右 ，在巴参2井—锡1井为中心的北东向狭长带和盆地南缘下河沿—大柳树—红水堡一带烃源岩发育区
，局部厚度可达700m以上(表10-18-2)。

表10-18-2 石炭系各类烃源岩厚度统计表

续 表

烃源岩有机质丰度指标分析有机碳含量为0.62%～5.95%;氯仿沥青“A ”含量平均为0.0023%～0.1806%;煤岩烃含量为5.753mg/g，S1+S2平均为159.16mg/g
。根据干酪根元素分析 、干酪根镜下鉴定
、氯仿沥青“A”及热解氢色谱红外吸收光谱等各种资料综合判断 ，有机质类型主要以腐殖型和混合型为主
，并具有如下特点:

(1) 煤和高炭质泥岩及部分暗色泥岩有机质性质显示有腐植型和混合型的双重特征，与原始母质有关的参数反映腐植型的有机质特征 ，与有机质生烃能力有关的参数反映混合型干酪根的有机质特征。

(2) 低成熟煤中富含萤光镜质体在烃生成中具有特殊意义，其产烃能力远远高于富镜质体煤 。热解模拟试验结果表明
，平均产烃水平比鄂尔多斯盆地石炭—二叠系烃源岩高出11%～55%，所以我们认为这套煤系有机质类型主要是腐植型和腐泥—腐植型 ，而且Ⅱ2型占多半
，Ⅲ型占少半
。

(3) 从岩性剖面上看，总的面貌以Ⅲ型为主 ，Ⅱ2型次之。纵向上中石炭统性质好于上石炭统
，略好于下石炭统 。靖远组好于羊虎沟组，臭牛沟组好于前黑山组
。

(4)平面上 ，在盆地腹地及东缘以巴参2井、锡1井为最好
，多以Ⅱ型为主，向乌达和呼鲁斯太变差。盆地南缘除红水堡剖面稍好外 ，向东 、西都是Ⅲ类
，其类型变化与有机质丰度相同 。

巴彦浩特盆地烃源岩除下河沿和巴参2井的有机质热演化程度较低，处于低成熟—成熟阶段 ，盆地其余地区有机质已普遍进入成熟—高成熟阶段，在大石头井沟剖面Ro达2.08%～2.98%
。

根据上述生油岩厚度
、有机质丰度、类型 、成熟度及油源分析
，结合沉积相带展布认为:中下石炭统是石炭系最有利生油岩系，最有利生油区是乌达—巴参2—锡1井—查汗布勒格以北的北东向展布的滨浅海三角洲及近岸浅海环境沉积区 ，较有利生油区是东西向展布的下河沿—大柳树—营盘水和红水堡一带。较差生油区是西碱窝子—青羊山及前黑山一带 。

(三) 其他成藏条件

1.储层条件

晚古生代石炭纪是本区最主要的成油期和储层发育期
，有碎屑岩(砂岩)和碳酸盐岩两种储集岩类
。其中碳酸盐岩储层主要由生物碎屑灰岩
、鲕粒灰岩及泥晶灰岩组成，少数为白云岩 ，储层物性普遍差
，平均孔隙度2.5%，渗透率0.47×10－3μm2 ，综合评价为非储集层。

碎屑岩储层主要以砂岩为主
，厚度变化大，一般厚200～500m ，占地层总厚的30%左右
，在盆地南缘大石头井沟厚度达到1057.3m 。砂岩储层物性偏低，一般孔隙度6.07% ，渗透率0.85×10－3μm2，但在锡1井靖远组和巴参2井羊虎沟组储层物性变好
，孔隙度分别为12.77%和12.51%，渗透率5.9×10－3μm2和11.2×10－3μm2。根据毛管压力曲线及储层物性 ，将石炭系碎屑(砂岩)储层孔隙可划分为四类
，分布情况见表10-18-3
。

表10-18-3 巴彦浩特盆地石炭系储层分布表

2. 圈闭条件

石炭系构成的局部构造十分发育，油气圈闭类型多 ，包括背斜、断背斜 、断鼻
、断块和地层不整合等类型。以背斜、断背斜和断鼻为主 。典型的有北部的黑山托背斜 、赛勒背斜、石南背斜和南部的阿门子背斜
、下勒金断背斜等; 局部构造具有成排成带分布的特点
。北部发育 4 个构造带
，均呈北北东向展布，与贺兰山走向一致 ，分别为包劳敖包斜坡带、石南—玉举背斜构造带 、黑山托—赛勒背斜构造带和阿左旗西南断鼻构造带。南部查汗—嘉尔赛汗坳陷发育 3 个构造带
，均呈近东西向展布，与北祁连构造带走向一致 ，分别为阿门子—下勒金背斜构造带
、石家圈—茨湖断鼻构造带和嘉尔赛汗断鼻构造带 。这些圈闭均形成于二叠纪沉积末期
，定型于燕山中、晚期
。

3. 盖 层

石炭系主要以泥岩封盖层为主，泥岩分布广泛 ，厚度大而稳定，一般在 500m 以上
，在西南缘泥岩厚 500 ～ 900m，最大单层泥岩厚度 80m ，泥岩封盖能力测试结果表明
，饱和煤油时突破压力为 10 ～ 14MPa ( 巴参 2 井) ，干岩芯样突破压力为 3. 0 ～3. 5MPa ( 锡 1 井) 。中生界白垩系盖层以红色 、紫红色泥岩
、粉砂质泥岩、钙质泥岩为主 ，厚度 1 000m 左右
，区域分布广泛 。侏罗系则以杂色泥岩盖层为特征，厚度相对较小
。

三 、资源评价方法与参数

巴彦浩特盆地是一个很有希望的含油气远景盆地。鉴于目前勘探程度较低 ，采用生油岩热模拟法对盆地油气资源量进行早期预测与评价 。

1. 参数研究

( 1) 气液态烃产率确定
。

选用巴参2 井羊虎沟组 ( 3 129. 3m) 
，有机碳含量 29. 45%的高炭泥岩和井深 3 093 ～3 095m 的腐植褐煤 ( 灰分 29% ) ，为盆地源岩模拟试样 ，灰岩选用塔里木盆地巴 4 井样进行模拟试验
，试验结果见表10-18-4。

( 2) 各坳陷生油岩热演化阶段确定 。

1) 锡林坳陷。

锡林坳陷石炭系埋深 3 045m 时进入成油门限 ( Ro =0. 6%) ，在 3714m 时达成油高峰 ( Ro =1%)  ，4 058m 时进入湿气—凝析油阶段 ( Ro =1. 3%) ，4621m 时进入干气阶段 ( Ro =2. 0%)
。据此将锡林坳陷生油岩划分为三个热演化阶段: Ro 为 0. 6% ～1. 0%时
，埋深小于 3 700m; Ro 为 1% ～1. 2%时，埋深在 3 700 ～3 950m; Ro 大于 1. 2% 时 ，埋深大于 3 950m。

2) 阿左旗坳陷 。

该坳陷目前无钻井资料
，其地质背景与锡林坳陷相似，推测该坳陷 Ro 值与埋深关系
、热演化阶段与埋深值与锡林坳陷一致
。

3) 查汗坳陷。

区域构造研究表明 ，该坳陷与上述两坳陷地质条件明显有别
，推测区域地热场较高，因此确定热演化程度以大于 1. 2%为宜 。

表10-18-4 各岩类不同演化阶段气、液态烃产率表

(3) 各坳陷生油岩生烃量计算
。

各坳陷生烃量计算结果表明(表10-18-5) ，生烃量最大的是锡林坳陷
，其次是阿左旗坳陷，最少是查汗坳陷。生烃强度最高的也是锡林坳陷 ，石油为1.31×108t/km2
，天然气为9.08×108m3/km2 。其次是阿左旗 、查汗坳陷
。各坳陷中泥岩产烃贡献最大，煤岩次之 ，灰岩最差。随着演化程度增高，煤岩产烃贡献有增大趋势 。

(4) 运聚系数
。

根据我国主要含油气盆地生烃强度与油气运聚系数关系的研究成果与巴彦浩特盆地类比
，本区生烃强度比较接近Ⅲ类油气盆地标准，石油运聚系数选择1%～5%。

关于天然气运聚系数的选择 ，参考塔里木盆地塔北天然气运聚系数平均为0.7%;柴达木盆地濯北地区为0.37% 。结合本区地质条件
，天然气运聚系数取值范围0.1%～0.7%。

表10-18-5 各坳陷生烃量对比表

四
、资源评价结果

(一) 油气资源评价结果

1.地质资源量与可采资源量

预测巴彦浩特盆地各坳陷油气资源量结果(表10-18-6)，石油资源量为0.9×108～4.57×108t ，期望值为2.74×108t;天然气资源量为100×108～700×108m3
，期望值为400×108m3，表明该盆地是一个较有远景的含油气盆地
。

表10-18-6 各坳陷石炭系油气资源预测表

巴彦浩特盆地属于碎屑岩低渗透类型 ，石油可采系数的取值范围在21%～28%
，中间值为24%，本次评价石油可采系数取中间值24%。用地质资源量与可采系数相乘 ，得到巴彦浩特盆地石油可采资源量为0.66×108t 。天然气可采系数延用中石油第三次油气资源评价结果
，取70%，计算得到巴彦浩特盆地天然气可采资源量为280×108m3
。

2.远景资源量

巴彦浩特盆地石油远景资源量采纳了长庆油田分公司前期评价结果 ，石油远景资源量为2.74×108t，天然气远景资源量为891×108m3。

(二) 油气资源分布

巴彦浩特盆地油气资源分布于上古生界石炭系
，以深层和中深层为主，地理环境为沙漠 ，油气资源品位均为低渗油气 。石油地质资源量(期望值
，下同)为2.74×108t，可采资源量为0.66×108t
。天然气地质资源量为400×108m3 ，可采资源量为280×108m3。

五、勘探建议

(一) 含油气前景评价

根据目前的勘探程度 、盆地上古生界石炭系构造格局及本次资评结果(图10-18-2、图10-18-3)
，现已查明盆地正向构造主要分布于三个地区，即黑山托—扎克土隆起带
、锡林凹陷及查汗凹陷 。

图10-18-2 巴彦浩特盆地石油资源评价成果图

图10-18-3 巴彦浩特盆地天然气资源评价成果图

1.黑山托—扎克土隆起带

综合分析认为 ，该隆起带北段是盆地最有利的含油气区带
，其依据是:

(1) 紧邻生油坳陷，油源充足:隆起带东邻油气资源丰度最高的阿左旗坳陷 ，西靠锡林生油坳陷
，它被挟持于坳陷之中，有充足的油源为其成藏提供物质基础
。

(2) 隆起带形成时间早 ，生油岩成熟期晚，圈闭形成与生烃时间配套:隆起带形成于海西—印支期冲断运动
，隆起带两边生油坳陷大量成烃则是新生代，先期形成的正向构造无疑会成为油气运移的指向。

(3) 埋深适度 ，保存条件好:该隆起带Tg1埋深一般大于2000m
，且有侏罗系地层沉积 。是上侏罗统还是中侏罗统地层，目前尚难定论 ，若是后者
，则对油气保存更为有利
。

2.查汗凹陷区

该凹陷是盆地南部坳陷中次一级构造单元。据地震资料分析，石炭系地层保存全 ，且可能有二叠系存在 。该构造毗邻查汗深凹陷
，有充足油源供给，构造形成期与生油期配套(类似黑山托背斜带)。鉴此分析认为 ，该构造是有利的含油区带
。与黑山托背斜带比较
，阿门子构造埋深较浅，仅1500m左右 ，其保存条件可能不及黑山托背斜带好。

3.锡林凹陷区

锡林坳陷中在凹陷斜坡带上现已发现11个正向局部构造，其空间分布有以下特点:平面分布无一定规律;距生油凹陷相对较远;局部构造落实程度差 。在已发现的11个构造中
，仅三个局部构造可靠，占总构造数27% ，其余皆为隆起显示
。

综合判别
，该区含油气远景明显比上述两个区块差，属较有利含油远景区。

( 二) 存在问题

1. 地震分辨率低是制约勘探的主要矛盾

全盆地已做地震测线上万千米 ，提供了大量信息
，使盆地勘探取得了较大进展 。然而，目前盆地内还存在不少地震 “盲区
” ，除了地表条件恶劣因素外
，地震分辩率低是导致 “盲区”存在的主要原因
。盆地东部阿拉善左旗地区，地震几乎得不到地下深层反射。该区勘探目的层石炭系厚度、埋深及构造格局 ，仅能借用勘探精度较低的大地电磁测深成果进行分析
，这无疑给研究工作的深入与指导钻探带来重大影响 。

2. 区域参数井少，给盆地整体解剖带来困难

巴彦浩特盆地是叠置在不同构造背景上的复合盆地
。盆地北部的地层层序 、地热史资料与盆地南部坳陷存在差异是根据区域地质背景分析而得出的结论 ，尚缺少钻孔资料的佐证。进而研究盆地的埋藏史
、热演化史、生烃史等所必要的资料条件均不成熟 。

3. 难点 、疑点有待进一步攻关

( 1) 涉及盆地构造演化史的地层时代归属
、横向对比问题要进一步工作
。譬如骡子山露头区、科学山地区出露的石炭系地层时代归属还缺乏化石依据; 巴参 2 井侏罗系含煤地层与贺兰山南段侏罗系含煤地层如何对比等。

( 2) 石炭系目的层分布 、厚度规模不清 。迄今所用石炭系地层厚度
、埋深资料是靠地震成果与大地电磁测深资料拼合而成，是否真实客观地反映了盆地的地质面貌还不清楚。因此
，除了提高勘探手段精度外，加强综合研究与预测也是十分必要的
。

( 3) 地震地层学研究刚刚起步 ，研究成果有待深入。如何利用地震勘探资料
，研究有利生储岩体展布，是一项带战略意义的重要课题 。一方面由于客观上受地震剖面品质差、反射层能量弱等资料条件影响 ，另一方面该项研究课题起步晚
，加之经验与水平不足，对现有的地震信息分析研究不够
。

( 4) 古风化壳 、侵入岩及中生界泥岩封盖条件研究有待开展。盆地经历了晚古生代末
、早古生代末两次较大的风化剥蚀 。恢复古风化壳剥蚀厚度、研究古风化壳储层岩性 、规模、空间展布 ，可为重建古地理环境
、分析有利储集区域、选择钻探目标提供依据
。研究侵入岩规模 、范围
、入侵时间以及中生界泥岩封盖能力大小和分布
，将为油气生成聚集、油气藏保存与破坏评价提供佐证。

( 三) 下步工作建议

1. 加强地质 、物探综合研究

结合区域地质研究成果，对原有物探资料进行重新解释
、对比 ，挑选几条品质好、信息多的区域地震剖面进行特殊处理 。选择 2 ～3 条地震和大地电磁测深对应剖面进行精细处理解释
，以求取得地质的相容性，准确标定各具特征的对比层位
。开展将现有地震资料和其他地球物理资料 、地质成果进行相互渗透分析研究 ，综合判别各类地质现象和地下地质体。研究区域油气运移场
、地下液体分布，划分应力势区 。巴彦浩特盆地由于其复杂的地质结构
，加上二级构造单元的各项异性，因而从区域上研究油气运移动力分布 ，划分出低应力势区和纵向上的低应力势带
，推断油气运移的主方向，对于评价选择勘探目标就显得十分必要
。针对研究工作中的疑难问题 ，进行专题攻关。如古风化壳、侵入岩 、中生界泥岩封盖性能等 。

2.开展高分辨率岩性地震勘探试验

由于地震分辩率低
，致使勘探区域内出现了地震“盲区 ”。反映石炭系岩体的信息甚少，造成石炭系地区分布
、岩性及厚度变化不清楚
。各反射层波组之层位追踪标定不准 ，影响地震成果质量。开展高分辨率岩性地震勘探
，配之以新近开发的分数微方程技术，可能带来认识上的飞跃 ，此项试验可先从锡林、阿左旗坳陷着手
，取得经验后再行推广 。

六 、小结

本次资评采用生油岩热模拟法对巴彦浩特盆地油气资源量进行早期预测与评价
。石油资源量期望值为2.74×108t;天然气资源量期望值为400×108m3，表明该盆地是一个较有远景的含油气盆地。油气资源分布于上古生界石炭系 ，以深层和中深层为主，地理环境为沙漠
，油气资源品位均为低渗油气 。

一、勘探现状

截至1999年底，四川盆地经历了油气勘探46年的历程 ，累计完成二维地震200980.392km
，三维地震3125.819km2，累计完成井3769口（其中探井2940口） ，获工业气井1489口（其中探井1059口）
，工业油井509口（其中探井319口）
。发现地面构造259个和潜伏构造428个；已钻探地面构造153个和潜伏构造224个，圈闭钻探率54.88%；钻探获油气的地面构造98个和潜伏构造167个 ，圈闭钻探成功率70.29%；获气田97个和油田13个
，发现含气构造60个和含油构造6个；获工业油气层19层。截至1999年底（表10-1），获剩余预测储量2070.37×108m3 ，剩余控制储量1238.19×108m3
，累计探明天然气储量5787.07×108m3，三级储量合计9095.63×108m3 ，天然气资源发现率12.66%，探明率8% 。

表10-1　四川盆地勘探成果表

（资料截至1999年底）

四川盆地勘探程度不均
，总体达到中等程度
。从钻井密度和圈闭钻探率两项主要指标衡量，钻井密度最大的是川南地区 ，其次是川西南地区
，而川东
、川中、川西北三个地区钻井密度都很低。

四川盆地已发现地面背斜构造圈闭和潜伏构造圈闭钻探率均比较高 。截至1999年底，在已发现地面背斜构造圈闭259个 ，已钻探153个
，钻探率为59.34%，其中川南地区和川西南地区分别高达75.47%和80.00%
。川东地区相对较低 ，潜伏构造428个
，已钻224个，钻探率52%。钻探率较低的地区是川中和川西北地区 ，未钻探的潜伏构造多为埋藏深 、圈闭小
、圈闭资源量少 。而非构造圈闭的勘探还刚开始
，并且获得了一些好的成果。上述情况表明，四川盆地的待勘探领域是广阔的 ，但是勘探的难度和风险将会越来越大
。

二、勘探成果分析

1.气田个数多，大中型气田少；裂缝性气田储量小
，层状孔隙型气田储量大

截至1999年底，四川盆地共获气田97个 ，获得天然气探明地质储量5787.07×108m3。以气田为单元计
，其中气田探明地质储量大于300×108m3的大型气田5个（即卧龙河 、五百梯
、沙坪场、威远及磨溪气田），累计探明地质储量2149.67×108m3 ，占全盆地探明地质储量的37.15%；探明地质储量介于（50～300）×108m3的中型气田22个
，其探明地质储量合计2450.95×108m3，分别占四川盆地气田总数和总探明地质储量的22.68%和42.35%；探明地质储量小于50×108m3的小型气田70个 ，其探明地质储量合计1186.45×108m3
，分别占四川盆地气田总数和总探明地质储量的72.17%和20.50% 。从上述已探明气田储量分布情况可以看出，四川盆地目前天然气探明地质储量主要集中在少数大中型气田中 ，这为气田的高效开发创造了很好的先决条件
。在已探明天然气地质储量中
，裂缝性气田47个，累计探明储量为1440×108m3 ，只占总探明储量的1/4。

上述勘探成果表明，今后一段时间内四川盆地天然气勘探仍以寻找层状孔隙型储层为特征的大中型气田为主要勘探方向 。

2.天然气资源大且分布不均
，资源探明程度低

四川盆地油气资源主要分布在震旦系到侏罗系8个层系（Z 、 —O
、C、P1 、P2
、T1—2、T3 、J）
。根据第二轮油气资源评价结果，总资源量为83.203×108t（油当量） ，其中天然气资源量为71851×108m3
，占总资源量的86%，石油资源量为11.351×108t ，占总资源量的14%。可见
，四川盆地天然气资源占主导地位 。

油气资源分布不均，天然气在上述8个层系中均有分布 ，但石油只分布在侏罗系
。从层系上看
，天然气资源主要分布在下古生界（包括震旦系）、C以及T3，分别占总资源量的29.8%
、18.8%、15.9%。从地区上看 ，川东地区油气资源最丰富
，占全盆地总资源量的34%；其次是川中占24%；再其次川北占14% 。再从不同地区不同层系资源分布看，川东地区石炭系资源占主导地位 ，其次是下古生界和三叠系，川南 、川西南均以下古生界和三叠系占主导地位
，川中以侏罗系石油和上三叠统天然气为主；川西主要以上三叠统天然气为主，川北主要以三叠系和侏罗系为主
。

油气分布格局与盆地的形成
、演变分不开 ，盆地演化的有序性决定了盆地油气资源分布的有序性。早古生代四川盆地作为上扬子克拉通的组成部分
，大面积分布巨厚的烃源岩形成了丰富的油气资源 。就川东地区而言，巨厚的志留系烃源岩为石炭系天然气成藏提供了资源保障 ，上三叠统坳陷生烃中心和沉降中心相吻合
，主要分布在川西坳陷带。侏罗系湖盆区主要分布川中，适中的有机质热演化使得川中石油资源丰富
。

值得说明的是油气资源评价结果受当时的勘探程度、地质认识限制。随着勘探程度和地质认识的提高 ，早期油气资源评价结果可能与勘探成果不匹配
，甚至出现矛盾 。因此，油气资源的评价必须以动态的观点来看待
。“八五
”以来的勘探实践 ，尤其是“九五”以来的勘探证实
，四川盆地油气资源预测与勘探实践结果相佐，表现在以下几方面。①资源量巨大 ，探明程度很低 。如下古生界（包括震旦系）资源量巨大，占全盆地总资源量近1/3
，但截至到目前下古生界勘探只发现了威远气田以及一些含气构造，资源探明率很低 ，小于2%
。另外
，川西的上三叠统探明率也不到5%。②资源量过低，已发现的圈闭资源量 、储量超过资源量 。如川西侏罗系在二轮资源计算石油资源量折算成天然气资源仅有11.4×108m3 ，目前已探明三级储量远大于资源量
。川东的下三叠统飞仙关组预测鲕滩圈闭资源量已近7000×108m3
，也远大于资源量。因此有必要对四川盆地油气资源量进行重新计算 。

目前，四川盆地在六个层系获得天然气探明地质储量（见表10-2） ，从新到老分别为侏罗系
、三叠系、二叠系 、石炭系
、奥陶系及震旦系
。天然气探明地质储量主要集中在石炭系、三叠系和二叠系气藏中
，三层探明地质储量合计达5352.99×108m3，占整个四川盆地探明地质储量的92.50% ，剩余可采储量合计为2226.55×108m3
，占整个四川盆地探明剩余可采储量的99.34%，其中石炭系（全部分布在川东地区）天然气探明地质储量及剩余可采储量分别为2639.60×108m3和1486.68×108m3 ，分别占四川盆地天然气探明地质储量及剩余可采储量的45.61%和66.33%。因此，石炭系 、三叠系
、二叠系气藏
，特别是石炭系气藏还有很大的开采潜力 。

表10-2　四川盆地各层系天然气探明地质储量统计表

（资料截至1999年底）

从地区来看（见表10-3），目前四川盆地天然气探明地质储量主要分布在川东地区 ，探明地质储量达3511.72×108m3
，占整个四川盆地探明地质储量的60.68%，探明可采储量为2582.86×108m3 ，占整个四川盆地探明可采储量的63.67%
，其次为川西南、川南地区，而川西北 、川中地区天然气探明地质储量及可采储量较少 ，均不到500×108m3。

表10-3　四川盆地各地区天然气探明地质储量统计表

3.天然气勘探实现了两个大的转折

（1）1977年发现相国寺石炭系孔隙性气藏
，是四川盆地勘探发生重大转变时期，首先是以勘探裂缝性气藏为主 ，转变到以勘探孔隙性气藏为主；在勘探指导思想和决策方面
，明确提出以孔隙性储层为对象，以大中型气田为目标 ，大力甩开勘探，争取较大的新发现；在勘探技术方面
，由模拟地震发展到数字地震，形成了高陡复杂构造处理解释技术、储层横向预测技术
、侧钻中靶技术等
。由于指导思想、决策正确和技术进步 ，取得了重大的勘探成果
，获得了五百梯 、沙坪场
、大池干井、高峰场等一批大中型气田，实现了四川盆地储量高速增长 ，累计获石炭系天然气探明地质储量为2639.6×108m3。

（2）“九五 ”期间川东北部三叠系飞仙关组鲕滩勘探的突破以及川西地区侏罗系次生气藏勘探的突破
，实现了川东石炭系的接替以及勘探领域由川东向川北 、川西北的转变，勘探层系由石炭系向二叠系
、中生界的转变 。

位于开江－梁平海槽区南侧已发现有铁山南、双家坝飞仙关组鲕滩气藏 ，在海槽北侧地区有“九五
”期间发现的飞仙关组鲕滩气藏
，即渡口河 、罗家寨构造带和铁山坡等，这一发现是继川东石炭系发现之后的又一重大发现
。现已发现铁山
、渡口河、铁山坡等飞仙关组鲕滩气藏10个 ，获探明地质储量为319.69×108m3 、控制储量为35.19×108m3
，预测储量为365.54×108m3，三级储量合计为720.42×108m3（不含高桥
、罗家寨储量） ，在川东地区排名第二，勘探成效十分显著。在海槽北侧地区即渡口河—五宝场地区预测飞仙关组鲕滩圈闭22个
，面积达795.81km2，圈闭资源量达6764×108m3 。飞仙关组鲕滩为岩性－构造复合圈闭气藏 ，储层主要为溶孔鲕粒云岩、溶孔云岩和溶孔鲕粒灰岩
。

川西白马—松华地区地震勘探始于1967年
，先后在该区共作6轮地震工作（线距0.7～1.2km）及油气综合化探。钻探始于1995年，于1995年7月在白马庙潜伏构造钻探的白马1井 ，在侏罗系蓬莱镇组获工业气流
，从而揭开了该区浅层侏罗系天然气勘探的序幕 。到2000年3月底为止，以蓬莱镇组为目的层已钻探46口 ，测试获工业气井25口
，钻探成功率为54.35%，获天然气控制储量为391.76×108m3
。此外 ，在川西地区的观音寺 、三皇庙、苏码头等构造也发现了侏罗系浅层气藏。

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