黔南天然气价格_黔南燃气费多少钱一方

1.油气地质新发现与新认识

2.沪A，沪B，沪C，沪D，沪E，牌照各有什么不同

3.有利目标区优选及评价成果

4.优选出的有利目标区

5.各主要盆地盖层

6.中国石化销售股份有限公司贵州黔南石油分公司怎么样？

（一）黔南桂中坳陷油气、沥青显示丰富，并发现众多古油藏

据前人在黔南坳陷开展的地面地质调查成果统计，该区共发现油气苗及沥青586处，层位以寒武-志留系为主；发现的古油藏有8个，如独山鼻状凸起上的麻江古油藏和凯里残余油气藏等，其中麻江古油藏原始储量超过15×108t。

位于黄平、安顺地区的凯里虎庄背斜、野山向斜及凯棠向斜，经20世纪60～70年代的勘探，在12口浅井中测试发现了不同程度的油气水显示。钻探查明其中的虎庄背斜志留系下部砂岩段厚50m左右，为主要产气层位，产气量最大者为虎41井(5400m3/d)，其余如虎37、23、47、45、18、27，30等井均有不同程度的天然气产出，少则几立方米，多则数十立方米至数百立方米；虎47井在中奥陶统大湾组经酸化压裂后，累计产原油2300kg，其他井多见油浸或少量原油。庄l井在钻入下奥陶统桐梓组后第一次漏失清水约1300m3，第二次漏失130m3，在钻遇下寒武统下部灰岩时，岩心中有气显示。野山向斜、凯棠向斜的浅井钻探中，均有不同程度的油气显示，其显示层位多在中、下志留统及下奥陶统上部及中奥陶统下部。凯1井测试时，曾获原油100kg，凯8井获原油20kg，凯10井则获5kg，其油质黏稠。安顺地区的60/CK1井、60/CK3井、60/CK9井、倪2井、倪4井、倪7井等在二叠系、三叠系中均见有油显示。

长顺凹陷雅水构造雅(超)深1井，在1961～10m井段(D2)见油砂及气显示，黔雅2井见沥青，王佑构造王参井D2中有微气显示，王深1井气显示。

桂中坳陷发现油气苗及沥青共88处，其中沥青57处。按层位统计，泥盆系32处、石炭系35处、二叠系15处、三叠系6处。其中井下油气显示有代表性的有：洛崖构造洛1、洛2井，大埔构造大2、大5井，岩口构造岩2井，北山构造北1、北2井均在下石炭统中气喷；理苗构造理1井，拉利构造拉1井在中泥盆统中气喷。气样分析C1:CH40.21%～67.9%、N232.5%～99.2%；D2:CH43.56%～8.88%、N280.548%～94.55%。；其中下石炭统以CH4或N2气为主；中泥盆统为N2气。岩口构造岩2井在5～612m见气喷出井口0.5～1.5m，层位属下石炭统英塘组(C1yt)；理苗构造内理1井在986～1293m气喷出井口，见油质沥青，层位属中泥盆统东岗岭组(D2d)。南丹车河附近，有7口浅井钻进中气喷，其中11年所钻ZK1井下泥盆统发生气喷，至16年时还在冒气；1987年12月施工的1175井，于173m井段发生气喷，因用火不当引起大火，燃烧达1小时30分钟。合山北泗D907井在三叠系发现绿色原油。

南丹大厂龙头山有一个中泥盆统的古(礁)油藏，油藏面积数十平方千米，沥青储量达1.1×108t；而在河池拉朝已开沥青累计达万吨以上。

2007年广西地质勘查总院钻探地热井柳热1井时在143～201.33m发生天然气喷，火焰呈蓝、**，火焰高度0.3～1.2m。天然气成分为甲烷。气藏位于河池-宜州-鹿寨燕西向弧形褶皱断裂构造带东部，江门背斜构造西瑞。背斜构造由下石炭统寺门组（C1s）、罗城组（C1l）及上石炭统下部组成，气藏受背斜构造控制明显。产气层为下石炭统寺门组（C1s），岩性为生屑微晶灰岩、生屑硅质岩。气层上部有30m泥岩夹硅质泥岩作盖层（图2-15）。

总之，平面上油显示主要集中在黔南坳陷的凯里周边、贵阳南部和桂中坳陷东北部的柳城、鹿寨地区，沥青、气显示在区内广为分布；纵向上，黔南坳陷油气、沥青显示从震旦系到三叠系均有不同程度分布，总体以寒武-志留系为主，液态烃显示主要位于坳陷东部的奥陶系、志留系和北部的二叠-三叠系，桂中坳陷油气、沥青显示主要分布于泥盆系、石炭系，其次为二叠系、三叠系。

前人分析认为该区油气、沥青集中分布的地带，主要受4个因素的控制：一是具有良好的烃源条件；二是分布于有利的储集相带；三是具备有利的古构造条件；四是断裂发育及热液活动频繁。前三者为油气生成、聚集的有利条件，第四个因素则为油气遭受破坏的主因之一。

上述情况表明黔南桂中地区发生过广泛的油气生成和大规模的油气运聚成藏过程，只是因后期沉降深埋、构造抬升及挤压等因素破坏而残留下众多油气、沥青显示点以及古油藏，在保存条件较好的地区则可能残留有保存下来的原生或次生油气藏。因此，相对较好的油气保存区(单元)应是本区油气勘探选区的方向。

（二）麻江古油藏和凯里残余油气藏的成藏条件及演化过程

“麻江古油藏”是黔南麻江-都匀地区的一个下古生界古油藏，经初算其原始石油储量达15.08×108t，是加里东期特大油藏之一。“凯里残余油气藏”也属下古生界油藏，它是贵州最早发现活油苗和大量油气苗的地区。20世纪50～90年代在此陆续钻过浅井54口和深井2口，绝大多数井内均见油气显示，部分井还有一定数量的油气产出，为世人瞩目(图2-16)。

图2-15 柳热1井地层柱状图

（据广西地质勘查总院，2007）

1.麻江古油藏的成藏条件和演化过程

麻江古油藏形成于加里东末期-早泥盆世，经海西-印支期深埋热演化及燕山期后的抬升剥蚀改造，铸成现状。

1）麻江古油藏的成藏条件

A.主力生油岩为下寒武统泥质烃源岩

麻江古油藏的主力生油层为下寒武统盆地相-陆棚相的黑色泥岩。其生油高峰期为志留纪末期-早泥盆世初期。下寒武统暗色泥岩厚100～600m。

B.翁项组三段砂岩孔隙型和红花园组岩溶型储层发育

麻江古油藏的主要储层为翁项组三段(S1w3)砂岩储层和红花园组(O1h)碳酸盐岩储层两大类。储层特征如表2-8所示。

表2-8 麻江古油藏储层特征表

图2-16 麻江古油藏现今构造地质示意图

（据中国石化，2006）

翁项组三段(S1w3)砂岩的储集空间主要是原生粒间孔，包括原生粒间孔被压实和部分胶结后的剩余粒间孔，其次是次生裂缝孔隙。麻江古油藏的主力生油层是下寒武统暗色泥质岩，于加里东末期进入生油高峰期，此时麻江地区已形成了古凸起，志留系翁项组三段(S1w3)石英砂岩储层和翁四段(S1w4)泥岩盖层沉积不久，砂岩储层中的孔隙尚未经历复杂的成岩过程，使原生粒间孔成为聚集期孔隙，是液态烃进入的良好储集空间。麻江古油藏生、储、盖层在时间和空间上的这种配置关系，是其成为大型古油藏的重要因素。

红花园组(O1h)碳酸盐岩储集空间主要为次生溶蚀孔隙和构造裂缝。麻江古油藏红花园组的碳酸盐岩储层经过奥陶纪末都匀运动的抬升而暴露地表或接近地表，其上部受到大气降水的淋滤、溶蚀，形成次生溶蚀孔隙和抬升时产生的构造裂缝，为主要储集空间。麻江古油藏红花园组(O1h)储层中，沥青主要赋存在该组顶部(10～25m)次生溶蚀孔隙及裂缝之中。

C.翁项组四段泥质岩是良好的区域盖层

盖层的存在也是形成古油藏的重要条件。麻江古油藏在成藏之前，志留系翁项组四段泥质岩大面积连片覆盖于翁项组三段(S1w3)砂岩储层之上，厚168～512m，形成了储层的直接盖层和区域盖层。由于翁项组四段(S1w4)泥质岩较致密，泥岩所占比例较大，为均质盖层，具有较好的封闭能力。形成了麻江古油藏的良好盖层。

D.古油藏的圈闭类型为以构造圈闭为主的构造-岩性复合型

麻江古油藏主力烃源岩生油高峰期在加里东末期。此时的古构造面貌表现为“两隆两坳”：北边是武陵坳陷，南边是黔南坳陷，西边是黔中隆起，东边是雪峰隆起。麻江古油藏就处于“两隆两坳”鞍部南侧的古凸起上的有利部位，是油气圈闭的有利构造。古油藏的圈闭类型为以构造圈闭为主的构造-岩性复合型圈闭。

E.具有良好的生、储、盖组合

麻江古油藏在纵向上的生、储组合关系表现为古生新储特点，即生、储层间的地层距离达2200～2600m。当红花园组(O1h)储层在都匀运动抬升、受淋滤溶蚀后，紧接着就沉积了志留系，此时翁项组三段(S1w3)砂岩储层由于沉积不久，生油层即进入了生油高峰期，因翁项组三段(S1w3)砂岩经过的成岩变化比较简单，因而现今可见沥青主要充填在原生孔隙或剩余原生孔隙中；而在红花园组(O1h)上部，沥青主要充填于次生的溶蚀孔隙和裂缝中。盖层是翁项组四段(S1w4)泥质岩覆盖于翁项组三段(S1w3)砂岩储层之上而形成的直接遮挡盖层。

F.古油藏的保存条件

麻江古油藏地处加里东期雪峰隆起褶皱带的西缘。在晚奥陶世中期或以后由于受都匀运动影响，麻江地区形成了宽缓的古凸起，经晚奥陶世——龙马溪期的抬升剥蚀，导致其核部红花园组(O1h)地层暴露地表，沉积的碳酸盐岩经浅埋、胶结重结晶或局部白云化后即抬升至地表，受大气淡水-混合水的淋滤溶蚀，形成了大量的溶蚀孔、洞、裂缝储层。自志留纪大中坝期再次接受沉积，至志留纪末的广西运动，麻江古凸起才在都匀运动期形成的雏型基础上，进一步发展成型，逐渐聚集油气。

志留纪末古油藏形成时，主要储层翁项组三段(S1w3)砂岩之上的翁项组四段(S1w4)泥质岩构成其良好的盖层，厚度可达260(丹寨岩寨)～455m(麻江磨刀石)。总体来看翁项组四段(S1w4)泥质岩构成了该古油藏的统一区域盖层，这对古油藏的形成和保护是一个十分重要的条件。

2）麻江古油藏的演化过程

A.区域热演化变质作用

广西运动后，麻江古油藏处在黔南(晚古生代)坳陷的东部边缘，开始经历长期的、持续的埋藏。随着长期持续的热力作用，不可避免地使古油藏中的原油朝着裂解缩聚方向演化。古近纪前，燕山运动造成区域褶皱和抬升时，古油藏已经历了近三亿年的埋藏，最大埋藏深度达4000～5000m。埋藏最高温度达110～225℃。烃类保存状态已进入油气裂解及缩聚沥青阶段，现今古油藏赋存的大量的沥青就反映了上述认识。

麻江古油藏翁项组三段(S1w3)和红花园组(O1h)储层的石油在经历海西-喜马拉雅期的地质和地球化学作用之后，已经面目全非，储层中的储集物即非古油藏时形成的液态烃，是经温度和时间作用下高程度缩聚后的变质沥青。

石油的热演变方向是裂解和缩聚同时产生。裂解产物——天然气(干气)，一般难以保存，尤其是在开启程度高的裸露区，早已逸散。主要储层翁项组三段(S1w3)中的沥青，在氯仿中的溶解度为n×10-1%～n×10-2%，R°max为2.0%～2.5%左右，H/C原子比为0.7左右。红花园组(O1h)储层中的沥青，其演变程度均较翁项组三段(S1w3)沥青高。其在氯仿中的溶解度为n×10-1%～n×10-3%，R°max均大于2.5%，一般小于4.0%，H/C原子比一般为0.4～0.7。研究表明，固体沥青随着热演变程度的增高，分子量不断增大，分子聚合程度不断增高，分子排列的定向性不断增强，因而表现为碳元素含量越来越高(H/C原子比越来越小)，在有机溶剂中的溶解能力越来越弱(氯仿可溶性)，对一定波长的入射光的反射能力越来越强(R°max/%)，因此证实红花园组(O1h)储层沥青比翁项组三段(S1w3)储层沥青演化变质程度高。这与埋藏深度及温度的增加是一致的。

B.燕山运动对古油藏的破坏

燕山运动之前，古油藏储集的石油，经过晚古生代及中生代的长期埋藏及热变质作用，是液态烃向气态(天然气)和固态(沥青)转化的过程。

燕山运动是一次波及很广最强烈的褶皱运动，之后又是大幅度的抬升作用。在地层褶皱断裂的基础上，到现今已经过130Ma左右的剥蚀，麻江古油藏已解体，之后逐渐铸成现状，翁项组三段(S1w3)和红花园组(O1h)储层大部分被剥蚀或裸露地表。翁项组三段(S1w3)储层的展布面积从2450km2减少到876km2，其中的沥青储量只残留3.53×108t。因此，燕山期以后的破坏，是对古油藏的彻底破坏与改造。

综上所述，麻江古油藏具有得天独厚的成藏条件，其在早古生代有过大规模的油气生成、运移、聚集的过程，是毫无疑问的，通过对麻江古油藏形成和演化过程中各主要特征分析，将为我们认识和展望贵州及邻区的油气前景，进一步开展寻找下古生界油气工作，提供有益的借鉴。

2.凯里残余油气藏的成藏和演化过程

凯里残余油气藏存在两期成藏，早期与麻江古油藏类似，现已演化为沥青；晚期形成于三叠纪末，现今仍有油藏残余。

麻江古油藏的烃源岩形成于早寒武世，奥陶系、志留系的储层和志留系的盖层以及圈闭——“古凸起”均形成于加里东末期都匀运动、广西运动幕，它们相互配置关系良好。烃源岩在志留纪-泥盆纪早期进入生油高峰期，油气通过侵蚀面、断裂等通道运移至圈闭的储层中，油藏形成的关键时刻在志留纪末期，因此，它属于以下寒武统作烃源岩的含油气系统。随着上古生界和中生界巨厚沉积物的覆盖以及经历了近3×102Ma的埋藏历史，使储层中的原油向沥青、湿气-炭质沥青、干气阶段演化。后来经燕山-喜马拉雅等构造运动的加强、褶皱、改造，使油气重新分配，并因较强的抬升剥蚀作用，以致出现今日古油藏仅残存800km2的状况。

凯里残余油气藏的含油气系统则相对复杂一些，它存在两个烃源岩——下寒武统及奥陶系、志留系烃源岩。虽然它的主储层(O1h、S1w3)、盖层(S泥岩)与麻江一带相似，圈闭——“古凸起”也形成于加里东期末，生、储、盖与圈闭配置关系也相当好。但由于凯里地区上古生界较麻江一带薄，下寒武统烃源岩在泥盆纪、石炭纪时期已进入生油高峰，油气进入储层储集，其成藏关键时刻在泥盆-石炭纪这一时期，因此，与麻江地区类似，凯里地区也存在以下寒武统作烃源岩的含油气系统。但经过晚古生代至中生代漫长的埋藏史，其原油已向炭质沥青、干气方向演化，20世纪60年代部分钻井所获干气可能来源于此。而奥陶系、志留系烃源岩在晚三叠世时才进入生油高峰期，其成藏的关键时刻在三叠纪末。所以它属于另一个以奥陶系、志留系为烃源岩的含油气系统。即凯里地区存在两个含油气系统。前者油气演化至今仅存炭质沥青和干气；后一个含油气系统的油气，经中生代中晚期的埋藏历史，油气向湿气方向演化，这些油气现在在露头及井下尚能见到。这是与麻江古油藏最明显的区别。这个结论也为油源对比成果及凯里洛棉、凯棠S1w3砂岩中既含炭质沥青又含轻质原油的事实所证实。这个油藏也因燕山-喜马拉雅运动褶皱、改造，抬升剥蚀，形成现今残余油藏的景观。

（三）桂中1井油气显示、古油藏的形成与演化

1.桂中1井的油气和沥青显示分布特征

桂中1井钻遇沥青层段709m,证实桂中探区存在大规模油气生成-运移和聚集成藏过程；附近露头泥盆系白云岩和生物礁内，也见到缝洞内沥青和液态烃充填，特别是桂中1井3752～3753m中泥盆统应堂组顶部钻井过程中见油气显示，表明该区现今仍有油气成藏的可能,具有进一步勘探的潜力。

桂中1井钻遇了差气层、油迹砂岩、固体沥青等三类油气显示，揭示了黔南桂中地区油气保存条件良好，具备形成大中型油气田地质条件，提振了实现南方海相新区油气勘探突破的信心。

1）差气层

石炭系黄龙组(C2h)1207～1209m深灰色灰岩内气测异常明显，全烃含量最高达4.721%，组分分析为气层特征，岩屑无荧光显示，定量荧光3.5～3.7级，综合解释为差气层。

2）油迹砂岩

中泥盆统应堂组3752～3753m浅灰色细砂岩内气测见明显异常，全烃含量最高达2.179%，组分较全，岩屑含油痕迹明显，油味淡，荧光直照淡**、滴照亮**，定量荧光4.6级，综合解释为差油层，综合定名为浅灰色油迹细砂岩。

3）沥青显示

桂中1井随钻岩石薄片观察，发现大量沥青。显微镜下岩屑薄片观察，沥青主要分布在上泥盆统桂林组和下泥盆统四排组，沥青集中显示段4层，地层厚度累计709m，占桂中1井揭示地层总厚度的14%。

其中桂林组沥青集中显示两层，包括2585～27m井段，厚度为212m；2886～3146m井段，厚度为260m，显示段累计厚度472m，显示段地层岩性主要为生物灰岩。

四排组沥青集中显示两层，包括4345～4460m井段，厚度为115m；4605～4727m井段，厚度为122m，显示段累计厚度237m，显示段地层岩性主要为白云岩。

2.油气地球化学对比研究表明，桂中坳陷古油藏/储层沥青来源于中-下泥盆统泥质岩

中泥盆统罗富组泥质岩的各项分子参数范围均落在储层固体沥青可溶烃的范围之内(图2-17)，表明桂中坳陷储层中可溶烃类可能来自于泥盆系烃源岩。

储层固体沥青的碳同位素组成范围与罗富组泥质岩也十分接近。中泥盆统罗富组干酪根的碳同位素组成为-24‰～-27.4‰，下泥盆统塘丁组干酪根为-26.8‰～-27.8‰。桂中1井泥盆系储层固体沥青的碳同位素组成分布在-23‰～-27.5‰之间(图2-18)，石炭系样品中沥青的碳同位素组成也大多在这个范围。这些结果总体上比桂中坳陷储层可溶烃类中正烷烃的分子碳同位素组成范围偏重，可能具有直接的成因联系。因此，桂中坳陷主要储层中可溶烃类可能来源于中-下泥盆统泥质烃源岩。

图2-17 桂中1井储层、大厂古油藏与中泥盆统罗富组泥质岩的部分分子参数对比

图2-18 桂中1井泥盆－石炭系固体沥青/干酪根碳同位素组成变化图

图2-19 桂中1井储层、大厂古油藏固体沥青与烃源岩干酪根的碳同位素组成

南丹大厂古油藏中固体沥青的碳同位素组成范围在-25.9‰～-28.1‰(赵孟军等，2006a,2007)，与中-下泥盆统烃源岩干酪根也十分一致。因此，碳同位素证据支持桂中坳陷泥盆系储层中固体沥青来自于中-下泥盆统泥岩。

但大厂古油藏与金属矿脉共生的固体沥青的碳同位素组成在-18‰～-19‰(图2-19)，如此重的同位素组成除非来自于高等植物(煤型)，否则合理的解释只能是固体沥青，除了经历地层的高温作用以外，还经历了来自成矿/岩浆热液的蚀变作用。

有关储层中固体沥青的成因问题，前人普遍认为是热裂解作用形成的焦沥青。本次分析结果也支持这一观点：①沥青反射率较高，在2%～4.5%之间；②固体沥青的同位素组成接近烃源岩干酪根甚至略偏重，表明曾经充注/运移的油气已经发生了显著的热裂解过程；③可溶烃类中没有生物降解等表生蚀变作用的证据，生物降解形成固体沥青的可能性很小；④其他形成固体沥青的过程，如储层分异、水洗等作用，虽然目前有限的研究资料不能排除，但贡献应该较小。

3.储层固体沥青为运移/成藏的油气发生热裂解形成的焦沥青，主要由于储层古地温的升高，部分古油藏可能与岩浆/成矿热液蚀变有关

储层游离烃(氯仿沥青“A”)与吸附/包裹烃(沥青C或矿物结合有机质)在一些分子参数上具有明显差异(图2-20)。

相比储层吸附/包裹烃，储层游离烃具有较高的Pr/nC17、Ph/nC18，储层游离烃中低碳数正烷烃表现出一定的偶奇优势。按照干酪根的生烃演化规律，这些特征是低成熟演化阶段的表现。但区内的地质演化、热史评价以及固体沥青反射率的测定结果都指示了高-过成熟的演化阶段(图2-21)，因此储层中的游离烃来自于干酪根生烃的可能较小。储层游离烃类可能是碳酸盐矿物结合有机质在过成熟阶段热演化的结果，与吸附/包裹烃有直接的成因联系。

另一个可能是生物降解作用，轻度的生物降解会使得支链烷烃与直链烷烃的比值增加。镜下观察显示，除融县组储层可能在地质历史上与地表水连通而遭受一定破坏，其他储层没有显示生物降解的迹象；中-下泥盆统储层在主力生烃期后整体上处在100℃以上的地温条件，生物降解作用发生的可能性不大；生物降解作用可能导致低碳数正烷烃的优先损失，而游离烃中低碳数烷烃含量却很高。因此，生物降解的可能不大。

如前所述，固体沥青的同位素组成接近烃源岩干酪根或略偏重，说明充注/运移的油气发生了显著的热裂解过程。

图2-20 储层样品游离烃与吸附/包裹烃的分子参数对比

●-实测数据，○-文献数据

图2-21 桂中1井储层固体沥青反射率的分布

4.储层可溶烃类研究表明桂中1井可能经历了两期充注

第一期为印支期前的主力生烃期，储层固体沥青为这一期油气藏的裂解产物；第二期以紧邻油气显示层的可溶烃类为代表。紧邻油气显示层(3751～3752m)(图2-22)的游离烃与吸附/包裹烃在烷烃分布、生物标志物组成以及碳同位素组成上与其他样品均有显著差异，表现在：

a.游离烃、吸附/包裹烃中正烷烃均为单峰型分布，且C21以下烷烃含量较低，与多数储层样品游离烃以C21以下烷烃为主、吸附/包裹烃的双峰型分布特征有显著差异(图2-23)；

b.游离烃、吸附/包裹烃中五环萜烷的相对含量很高，三环萜烷较低，与其他储层样品特征明显不同(图2-24，图2-25)；

c.游离烃、吸附/包裹烃中均不具有C27规则甾烷优势，而是表现为C29＞C27≥C28(图2-26)。

储层可溶烃类的C23三环萜烷/C30藿烷比值与三环萜烷/五环萜烷、C21/C29甾烷比值显示非常好的正相关性，前两个参数可能与母源有机质类型、成熟度、烃类运移有关，而C21/C29甾烷可能与母源有机质类型、成熟度有关。成熟度的增加与油气运移都有可能导致上述参数增加。样品GZ55(紧邻油气显示层)的3个比值都较低(图2-27)，表明后期充注烃类经历显著热蚀变的可能性较小。

据此可以推测，多数储层样品中烃类充注较早，因此吸附/包裹烃受矿物的保护作用而与游离烃在许多地球化学参数上有明显差异；而GZ55(紧邻油气显示层)这个样品可能在早期的烃类充注后又接受了一次晚期的烃类充注，而晚期充注的烃类没有发生显著的热蚀变作用，因此在地球化学特征上基本类似。固体沥青的同位素特征也可以佐证这一推论，由图2-18可知，该样品与剖面上、下的邻近样品没有明显差异，后期充注的烃类对固体沥青可能没有贡献。该样品固体沥青的反射率高达4.4%，分布范围较小，显然是早期充注烃类热变质的产物。

桂林组与四排组储层固体沥青在碳同位素分布上都具有由深至浅而逐渐变轻的规律，因此同期成藏的可能性较大(图2-18)。

因此，桂中坳陷的成藏过程可能表现为两期，第一期是储层沥青所对应的印支期前的生烃与成藏过程(过成熟阶段)，具体可能为：下泥盆统于早石炭世开始进入生油高峰；中-晚石炭世，烃源岩相继进入高成熟阶段而进入生气高峰期；晚石炭世至早二叠世，进入过成熟阶段，生成油气藏开始裂解，此时碳酸盐矿物结合的有机质可能开始大量生烃；二叠纪中晚期直到早三叠世为裂解高峰期，矿物结合有机质的生烃过程也已完成，形成的油气藏基本完全裂解而形成储层沥青。

图2-22 桂中1井泥盆-石炭系储层地球化学特征图

图2-23 中泥盆统储层样品游离烃与吸附/包裹烃色谱图

图2-24 中泥盆统部分储层样品游离烃与吸附/包裹烃m/z191质量色谱图

*-C29Ts；G-伽马蜡烷

图2-25 中泥盆统部分储层样品游离烃与吸附/包裹烃m/z217质量色谱图

图2-26 桂中1井储层、大厂古油藏可溶烃类中的规则甾烷分布

+为游离烃；●为吸附/包裹烃；红圈为紧邻油显示层的储层(3751～3752m)中的可溶烃类

图2-27 桂中1井储层、大厂古油藏可溶烃类中的规则甾烷分布

○为游离烃；●为吸附/包裹烃；▲为紧邻油显示层的储层样品GZ55(3751～3752m)

第二期可能为应堂组上部油显示层所代表的后期高成熟阶段的烃类充注，可能来自区域内至今仍处在高-过成熟过渡阶段的烃源岩，在印支期后的高成熟阶段形成的烃类运移至该储层，该过程可能发生在燕山运动之后，地层抬升而避免了180℃以上的热作用导致的裂解过程。应当指出的是，该层位中的固体沥青应该是印支期前充注的结果，表现在固体沥青具有很高的反射率以及与上、下层位类似的同位素组成。

5.桂中坳陷油气的演化过程

桂中坳陷油气的演化过程可分为三个阶段：一是印支期油气藏的热裂解；二是燕山晚期，岩浆/成矿热液叠加了更高阶段的热变质作用(如南丹大厂)；三是喜马拉雅期的构造活动与地层的大幅抬升对上泥盆统油气藏的改造破坏。

桂中坳陷的油气演化过程也可以分为热作用和构造运动引起的油气藏改造破坏：①海西-印支期的油气藏经历了显著的热裂解作用而演化为固体沥青和甲烷天然气，储层中的可溶烃类更可能是储层有机质生烃的表现，也已经进入演化阶段末期，因此这一期的成藏过程对“油”而言意义不大。除了地层沉降带来的热作用以外，古油藏的固体沥青同位素特征指示它还经历了燕山晚期岩浆活动导致的更高温度的热蚀变作用，结果导致沥青与储层吸附包裹气体的同位素特征显著偏重（图2-19），这一过程可能主要发生在南丹大厂的金属成矿区，时间为白垩世早期（90～100Ma）。桂中1井部分储层固体沥青的碳同位素组成比桂中坳陷泥盆系烃源岩干酪根的略偏重，沥青反射率随深度无规律地变化，这些均表明它不能排除岩浆活动的微弱影响。②对于“气”来讲，可能有干酪根裂解气与油裂解气的形成，限于区内天然气研究资料的局限，在类型划分上还难以确定。但是据南盘江坳陷秧1井的天然气分析结果，其氮气含量在54%～74%之间，可能反映了天然气高演化阶段生成、晚期聚集的特点。烃类气体生成的量很小,而主要聚集的则是从黏土矿物中NH4+黏土盐在较高的温度下裂解形成的氮气。因此，应该加强相关气显示的地球化学分析，以利于进一步评价桂中坳陷天然气的改造与保存。应堂组上部储层具有高成熟阶段的油显示，是否有对应的天然气聚集也是一个值得考虑的问题。因此，对于桂中坳陷来说，燕山期-喜马拉雅期成藏的天然气应是下一步的勘探方向，有利聚集和保存区是战略选区的目标。桂中坳陷西部地层保存相对完整（目的层深埋）、断裂和岩浆活动相对不发育，可能更有利于天然气的聚集和保存。③上泥盆统融县组储层TOC是泥盆系中最低的一段，而上泥盆统桂林组储层TOC比下泥盆统四排组储层也明显偏低（图2-22），镜下观察显示沥青发育也不如四排组，可能反映上泥盆统油气藏受喜马拉雅期构造抬升的改造或破坏作用的影响。

油气地质新发现与新认识

中国天然气藏主要特征：(1)多旋回沉积天然气烃源广阔，所有烃源岩和早期油藏过成熟后都将演化为气。(2)由于中国地质发展的复杂性，很少有同一组合生、储、圈、盖的适时常规气田。大多为次生、重组复杂气藏，而且隐蔽性很强。(3)致密砂岩和超致密砂岩含气，在中国天然气中占有很大比例。相当部分埋藏深或在海域，在经济上处于边际状态。(4)碳酸盐岩裂缝、溶蚀性气藏（含火成岩、基岩）较为普遍，如后期大型构造结合礁滩有利相带，可能形成富集气田。

中国天然气领域众多、远景广阔，但成藏条件曲折复杂，而且天然气烃源系统垂向交流活跃。下面按几个大区进行分述。

（一）西部地区天然气

（1）海西-印支前陆盆地上叠喜马拉雅晚期前陆盆地，如昆仑、天山、祁连山、海西-印支前陆盆地，T3—J地层有很厚的优质烃源岩夹含煤系，在上覆沉积过程中逐步成熟，并在印支圈闭中适时形成过大批油气藏，曾经是西部油气地质史上的一大亮点。但喜马拉雅晚期运动导致N2＋Q地层迅速堆积形成叠加前陆盆地，将T3—J地层深埋达7～10km，烃类全部气化。山前强烈推覆、滑脱形成新的构造圈闭，深部天然气循断裂向上运移，在新生界圈闭中形成次生气藏，特别在具膏、盐盖层封闭下，能形成大储量气田，如库车坳陷克拉2、迪那等大气田，成为西气东输的起点。这一领域在塔西南、准南、柴北等都已发现很好气田，总量相当可观，是近期勘探开发的重点。前陆叠合盆地天然气垂向运移的成藏理论和规律，急需全面系统研究，扩大战果。而T3—J地层自生自储气藏，由于埋藏很深且受晚期构造的改造，虽然量更大，目前以研究和技术准备为主，可有选择地逐步突破。

（2）塔里木?—O烃源非常丰富，由于古地温梯度低、深埋时间短（新近纪后），所以隆起及斜坡，高部位虽深超6000m，仍能保存液态油。但广大坳陷区和隆起较低部位都已过成熟，气源量特别巨大，后期构造稳定，区域封盖良好，不易散失。在与断层有关的沙5井、沙18井等特高产量气井，揭示与深部?—O地层强劲气源有关。围绕满加尔—阿瓦提应有很大的含气面积。?—O地层之上为志留系砂、泥岩覆盖，偏高部位普遍有油和油砂显示；大部分砂岩可能含气，属 “深盆气”类型。因为气源丰富，远景量大，但埋藏偏深，需从成藏机理研究富矿（甜点）入手，再全面突破。另外，在塔中、塔北深部，沙雅西、塔东、巴楚等都有发现大气区的条件。至于深部?、O地层丰富气源通过断裂向上古生界和中新生界垂向运聚成藏，更为重要。

（3）准噶尔盆地南大斜坡J等致密砂岩含气。准噶尔盆地南部（昌吉）坳陷，烃源岩多套叠加（P—J），厚度大、质量优（见图158），以及侏罗系厚大煤层。生烃强度之高是罕见的，而且上部有超高压封盖，烃类散失少，对此领域应高度重视。由于晚期埋藏太深，勘探难度较大。在晚期推覆构造上，已获呼图壁等新生界次生气田，但侏罗系良好生、储组合尚未钻达。有关前陆盆地深部自生自储及浅层次生气前已论及。准南地区从前陆晚期构造带至中部隆起间，存在一个大斜坡，是油气长期运移和途经地区。随着南侧深埋，砂岩致密化，烃类全部演化为气，侧向、垂向运移能力减弱，而生气能力仍很旺盛，必然向 “深盆气”发展。笔者曾多次强调［154，186］，主张由偏北相对浅部入手，逐步向南探索，尽可能运用地震技术寻找三角洲等大型砂体及微幅构造。深部气区只有抓住富矿（甜点），经济上有利，此领域才能全面突破。同时，天然气长期向北、东相对隆起区运移，在适宜圈闭中可能形成较大型聚集。近年在吐鲁番发现巨大储量侏罗系煤田，因此在准、吐大范围内的煤层气也是非常重要的。

（4）柴北侏罗系烃源的自储气藏和上窜至新生界的次生气藏。在马海、南八仙已获次生气（和油）藏，证明来自含煤系的侏罗系（见图57）。柴北新生代前陆坳陷沉积不很厚，因此该区侏罗系自储气和浅层次生气藏，可统一进行勘探。中生界烃源不及昆仑、天山前陆盆地，但仍可获得一些中型气田。

（5）柴中Q1＋2地层未成熟气藏。喜马拉雅晚期柴达木周边山体隆升，柴中成为共用的前陆坳陷，Q1＋2地层沉积最厚达3000m，湖沼区烃源岩发育，生物成因的甲烷气，在良好输导层中向构造圈闭聚集成藏。总体有相当大的量，施工成本低，经济价值较高。同时应加强这个领域成藏理论的研究，以指导我国广阔陆海第四纪沉积区找气问题。

（6）西藏北羌塘的西段和伦坡拉等裂陷的深部，烃源岩在高温条件下，可能存在重要的气藏。

（二）中部地区天然气

本区位于燕山运动和喜马拉雅晚期运动剧烈构造形变的缓冲带，介于两条重力线密集带之间，构造相对稳定。一般缺失新生界或山前有零星的粗碎屑，古生界含气层系埋藏都不太深，有利于勘探开发。但多旋回盆地叠合、深部结构和圈闭的变化，古、中生界气藏的改造、重组，情况仍很复杂。下面分几个领域论述。

1. 鄂尔多斯中央隆起O1溶蚀面天然气聚集

本区加里东期全面抬升，?—O碳酸盐岩台地暴露溶蚀达1亿年之久。C2时期开始中央隆起两侧海进，逐步淹没隆起，C—P时期发育海陆过渡含煤系沉积。大致在中生代早期逐步在古隆起区聚集成大型油藏，以后演化为气。燕山运动将鄂尔多斯抬升为东高西低大单斜，古隆起天然气循溶蚀缝洞向东运移，受阻于膏岩发育的原米脂凹陷，在靖边一带聚集成大气田。

侵蚀面洞缝中的天然气也可能在其他圈闭中成藏，如西部面向秦、祁、贺的地层楔状体和藻滩颗粒相带（见图76），以及东侧离石断裂下盘圈闭。

2. 鄂尔多斯C—P致密砂岩气和煤层气

海陆过渡的C—P时期含煤系烃源岩虽属中等级别，但生烃面积在20万km2以上，构造平缓稳定，埋藏深度适中，生、储层配置良好。特别是北部多条入海（湖沼）河流及三角洲砂体发育，致密砂岩大面积含气，“在中国其他地区难找出类似的地质条件［174］”。深盆气在中生代中、后期逐步进气成藏，在高峰阶段为超压。由于边缘气水置换，局部水体向盆内侵进，气层压力逐渐降低，现处于常压偏低状态。但烃源岩仍有生气能力，及时补充气水交换带散失的气量。根据目前资料分析，C—P1时期致密砂岩气区加上周边埋藏较浅的煤层气，是我国现实条件下最大的天然气领域。由于面积广阔，含气潜力还很大。

图239 四川盆地主要沉积旋回厚度略图

3. 四川盆地海相（PZ＋T1＋2）气藏

四川盆地下古生界主要位于碳酸盐岩台地，D＋C地层多为隆起剥蚀及滨浅海过渡区，烃源岩相对较差，P具优质烃源岩而厚度不大。但东邻川、湘、鄂边境古生代长期生油坳陷（见图80、图121、图239），中间为继承性大斜坡，印支运动更增强了油气从坳陷向川东运移的势能（图240）。因此，海相大储量气田多分布在盆地东部是自然的，而且海相层上部普遍有膏盐盖层。

很长时期人们认为碳酸盐岩很致密，强调构造裂缝气藏，以此为目标发现了近百个中、小气藏。后来逐步认识到储量大的气藏都与孔隙发育有关，如众多C2地层溶孔气藏和卧龙河、威远等气藏；特别是对T1f台缘鲕粒滩的规律认识，促进了罗家寨、渡口河、普光、铁山坡成带大、中型气田的发现。但是，这些孔隙储层在红盆沉积末期都深埋7000m以下，因此必须研究早期充油占领孔隙空间的问题。图129表明上述气藏在印支期为古隆起油藏，含不同丰度沥青。更重要的是晚期两组构造的交会形成高幅度的构造圈闭，裂缝发育有利于溶蚀和沟通作用，并不是单纯的相带问题。工业储量计算要严密，不能简单套用常规气田的方法。需经过试，才能最终落实。

T1f气藏覆盖在P2地层煤系之上，高含H2S及CO2，在勘探开发过程中要确保安全。

烃源、有利储层相带和古、今构造相结合，是探索富集大气田的主要方向。上古生界（含T1＋2）还有相当潜力，远景良好的下古生界尚未突破，盆地东部仍是首选之地，还要在深部复杂地震和超深钻探技术方面下大工夫。

川中加里东古隆起下古侵蚀面曾形成过区域性油气聚集，储层中沥青含量可以说明。而印支运动后不断向南抬升，晚期在威远、资阳形成气藏，古隆起顶部未获成果。两侧楔状体和不整合面有利溶蚀条件与良好盖层配套部位还可进一步探索。泸州古隆起海相层上部被剥蚀，燕山运动形成30多个局部构造，在上古生界（含T1）都发现中、小型气藏。据研究，川南下古生界烃源较好，在深部下古生界应有更好的结果。

川西北海相有很好的大陆边缘生、储组合，但由于陆相叠加坳陷很厚，难以勘探；而且龙门山逆冲推覆紧逼，遍布油苗沥青，工作难度大，可挑选少数圈闭进行突击，以打开海相气藏新局面。

图240 川东至湘鄂西古构造发展剖面

4. 龙门山印支前陆盆地气藏

在川西坳陷约4万km2区域内，T3地层烃源岩异常发育，计算生气总量高达350万亿m3，并配合多套砂岩及各种圈闭。在上覆红盆沉积过程中，逐步生烃、成藏、演化为气。据分析，川西在早期地层岩性和古构造圈闭中适时成藏有利，在常规输导和储层条件下，进行第一次油气分配，奠定了贫、富分布基础。随着储层开始致密化，曾形成大型深盆气；继之以超致密化，天然气侧向运移功能减弱，成为呆矿。喜马拉雅运动导致川西形成几十个背斜构造，借助裂缝沟通，部分呆矿重新活跃聚集成藏。但烃源受早期分配的制约，“早聚晚藏”是四川最重要的特征。新场851井单井压降储量超过50亿m3，而许多构造为低产或仅有气显示，规律很复杂。本书第二章T3自储程式中，强调早期聚集因素和构造幅度、裂缝条件、隆升水中排气等因素。深部T3地层气源丰富，以各种方式向浅层运聚，还应系统搜寻。

T3地层向川中逐步抬高，其下组合在坡上变薄、尖灭，烃源也相应变差，但T3地层砂岩在高部位部分达致密砂岩级别，而且西部坳陷长期供给烃源，有可能部分形成致密砂岩气区。广安一带已获相当储量，大坡上也可形成上倾尖灭气藏。本区范围广阔，仍需深入研究，分别对待，争取发现天然气更大的场面。

5. 滇黔桂天然气远景

由于燕山运动强烈挤褶和喜马拉雅运动高原抬升，导致西南地区“广义四川盆地”陆相地层被剥蚀，碳酸盐岩暴露溶蚀，地表水下切很深，大部分地区天然气远景很差。以下领域可供研究选择。

（1）楚雄印支前陆盆地。T3地层烃源岩较好，在前渊埋藏很深。晚期构造圈闭发育，岩浆活跃，地温梯度偏高。地表油气显示较多，反映深部气藏的改造和上移现象。关键是加强油气地史和储层致密过程的研究，通过地震资料选择早、晚复合有利的大、中型构造，争取突破。偏东部T3地层含煤层埋藏较浅，煤层气量很大；东部还可探索海相古生界天然气，向北沿攀西构造带至西昌盆地。

（2）十万大山印支前陆盆地。前陆盆地只保留深渊部分，T3＋J地层厚达万米。据地震相研究，中心有深水—半深水湖相沉积，而且海相P1和T1地层生油条件也很好，还有礁、滩的配置。因此，研究燕山运动对区域构造的改变，并判定有利构造部位，有可能发现规模性的气田。

（3）滇黔桂碳酸盐岩裸露区的探索。燕山运动高大断褶，喜马拉雅晚期高原抬升剧烈地区，上覆陆相地层几乎全被剥蚀，下部地表水作用可深达4km。

黔南至桂中在晚古生代前期是我国重要的弧后裂陷区（见图30、图123），地温梯度很高，曾形成过许多大型油田。但在上覆很厚的海相及陆相沉积深埋后，热演化很强（Ro＞5.5％），有些大型完整构造，井下多为变质的非烃气及干沥青。黔中、黔北及武陵山地区，台上缺失D、C地层，高背斜轴部大都出露?—O地层，加上地表水切入，情况更为复杂。尚需进行探索的：一是黔西煤层气；二是低地温梯度区（如雪峰西侧）在推覆断层下盘查找下古生界圈闭；三是在广西中北部T2地层展布区，探查P＋T1地层的隐伏礁体或构造、烃类尚未变质的地区；偏东还可研究D、C地层及更老层位的含气情况。

（三）北部地区

1. 松辽盆地

松花江群富油盆地下伏J3、K1地层裂陷盆地群（见图37、图202），主要是含煤系烃源岩，都已过成熟，在上叠多套盖层和油层情况下，烃类散失极微。丰富的天然气，可以在各种孔隙体中成藏，包括所夹砂体、风化的基岩、火成岩等的裂缝和溶孔，都可充注成藏。其中部分气源进入上叠坳陷下部的登娄库组和泉头组。随着上覆沉积加厚，下部砂岩逐步致密化，文献［154］中曾预测三种致密砂岩气藏类型：一为十屋箕状断陷型，二为三肇次生环绕深盆气型，三为长岭中央坳陷深盆气型。现在都已获得重要成果，有望实现“大庆下面有大庆”的理念（以气为主）。本区下伏J3、K1地层裂陷盆地群，都有可能找到各种类型的气藏。

2. 华北古生界气藏

华北C—P地层含煤系烃源和?—O地层烃源都优于鄂尔多斯，但燕山运动强烈断褶，复背斜高部位古生界多已暴露，只有复向斜区有保留，但不是油气聚集有利区。新生代拉张起落，古生界再次割裂，凹陷区深埋变形，隆起区往往再次遭到剥蚀，一般在低凸起或隆起大斜坡上保存较有利（见图78）。实际情况可能比图78中的解释要复杂得多，尤其是燕山运动面以下。因此，华北地区探寻古生界内幂气藏，要求用地史发展观点，结合高精地震资料把圈闭落实，仍有可能找到一些像样的气藏。至于古生界（特别是C—P）油气系统提供烃源在新生界较浅层中形成次生气藏，更为普遍，图210提供了几种运移模式。

山西沁水复向斜及南华北的煤层气，将是华北天然气的重要领域。此带是二叠系煤盆发育区，后期暴露不很严重，煤系分布面积广，埋藏也不很深，有利于煤层气勘探开发。在较深部还可寻找煤成气，沁水盆地已查明有面积较大的 “深盆气”和煤成气。此带可开展统一的研究。

（四）南方陆上找气问题（雪峰—武陵山以东）

南方海相由于优良的烃源岩及配套原生地质条件，有些专家认为应是我国勘探油气的后备区，甚至主张中国油气 “二次创业”就是勘探开发南方油气。但认真分析地质构造发展史，并不敢轻易乐观。

南方海相区正是燕山运动强烈地区。秦岭古缝合带和南华加里东缝合带（江绍—茶陵），在燕山期复活再俯冲，岩石圈下部巨量潜没，地壳上部以褶皱、推覆、拆离缩短相平衡。古生界大片出露，向斜和斜坡保留较多，但不利于油气富集。经综合分析，以保存条件为主提出一些地区，进行天然气评价、探索。

1. 江汉新生界盆地覆盖区

江汉盆地位于中扬子陆核部位，离周边生油坳陷较近。燕山期处于南、北力源推挤的对冲轴偏北地区，压应力相对和缓，深部保留古、中生界较多，又有新生界沉积披覆，对海相油气评价一直很高。

但新生界盆地中心的潜江凹陷，为印支-燕山运动复背斜区（主要受大别山方向的推挤），古生界多缺失。两侧负向构造当阳和沔阳复向斜带（见图136），保留古、中生界地层较多，局部构造发育，水文地质比较复杂（见图137），可进一步研究选择。另外，南、北推覆、滑脱断层下盘的古生界（见图87）构造，也可以选择进行探索。

2. 苏北新生界盆地覆盖区

苏北盆地位于扬子陆核部位，主要为海相地区，原两侧盆地相烃源优良区及油藏都已暴露。在燕山期南、北推挤构造对冲轴附近，整体结构和江汉地区相反，形成一个巨大的复式褶皱向斜带（见图92）。两侧为密集的冲断褶带，断层向下一般在志留系中减弱或消失，下古生界保存相对完整，上古生界和中生界相对破碎。经新生代升、降分割后，复式向斜的凹陷区古生界埋藏更深；而隆起区则多暴露，深部燕山运动面以下圈闭很复杂，地震难以查明，尚需进行技术攻关。推测沿江对冲轴附近情况相对简单些，首先要加强地震试验，掌握一批深部圈闭，进一步择优突破。盐城朱家墩类型气藏，为古生界气源和新生界混源而成，这种 “古新新储”在苏北裂陷中可能很重要。

3. 湘赣裂陷带

大致在南华加里东缝合带附近，陆陆碰撞后，从D2时期开始逐步松张成裂陷带，上古生界烃源岩发育良好（见图134），并夹含煤系，印支运动后曾出现T3—J2时期前陆沉积。燕山运动本区异常强烈，多处基底拆离推覆。燕山期后原拉张裂陷带又多覆盖K2—E地层。此带深部构造很复杂，湘中钻井反映深、浅部圈闭不清，而地表油气显示很多。需要在地史发展研究的基础上，选择地震攻关靶区，在深部获得海相气田是有可能的，而且此带煤层气应有一定。

4. 南方海相深部隐蔽圈闭的探索和研究

南方海相早期曾有非常良好的烃源和运聚条件。导致南方海相区构造变动油气破损的原因是燕山运动，主要是挤压推覆。靠近复活俯冲带往往有大型基底拆离滑脱，北有武当，南有雪峰—江南，都有大片基底出露。但广大地区都是伴随褶皱的逆冲推覆，许多背斜轴部为逆推出露很老的地层，而断层下盘仍能保存多套海相地层，并能有独自的构造圈闭，如武陵山地区，当然晚期可能重组气藏。断层的组合、倾角不同，深部隐伏的构造圈闭也呈多样化，加上各种原生的地层岩性异常，如礁体等，在后期改造中情况多有变化。还应注意大型向斜中可能存在 “深盆气”领域。

南方海相天然气，总体上仍处于探索中，非常复杂、非常艰巨。多年来在深部地质规律认识上进展不大，最关键的是缺乏高精地震资料和地质模式的紧密结合。因此，目前只宜作战略科研项目，配套高水平地震试验和科学探井。

（五）中国海域天然气远景潜力很大

我国海域新生代裂陷盆地拉张强度大，沉积岩很厚，烃源条件较好，且多沼泽含煤系，地温梯度较高，深部烃源岩多已气化，如渤中凹陷、西湖凹陷、基隆（钓北）凹陷，以及莺歌海盆地、琼东南盆地中南部、珠江口盆地的白云凹陷，还有南海的深水区等。因为这些盆地或凹陷，主要裂陷烃源在下部（E2＋3），其上有坳陷和区域披覆，有多套封盖层系，成藏期距今很近或正在成藏，并且多为超高压封存，天然气漏失和扩散都轻微。生、聚系数高，保存条件良好，和南方古生界形成鲜明反差。

海上气藏一般埋藏较深，相当部分储层已致密化，有些具有非常规特征。而海域勘探开发成本高，因此，许多在经济上可能处于边际状态，必须认真做可行性研究和理论、技术上的准备、提高。很重要的是前期要查明富矿（甜点）和稍浅气储的展布规律，以富带贫、以浅带深，达到最大经济效益并能建立信心。如果南海、东海、渤海天然气得到探明和开发，将缓解我国能源北与南、西与东的不均衡状态。

总之，中国天然气分布广阔，领域众多，丰富，各个地区都具特色。因为多旋回构造、沉积，除新生代盆地外，生、储、圈适时常规聚集很少。储层多以碳酸盐岩（及火成岩、变质基岩）溶蚀、裂缝和致密砂岩为主，圈闭多以复合构造、深盆气、地层岩性为主，只有少数浅层次生气为背斜孔隙性常规气藏。因此，深埋、隐蔽、致密、次生、非常规等现象，成为中国今后勘探开发天然气必须面对的问题。成藏规律复杂，勘探开发难度很大。在战略、战役和战术上，都必须有相应的对策。尤其是思维方式要和我国的实际相结合，要从生、储、圈、盖常规气藏的框架中解脱出来。例如中国多旋回叠合盆地，今后储气领域多在下伏盆地或上旋回盆地的深部，常规孔隙性储层很少。不应回避、淡化 “致密砂岩含气”的各种论点，或简单套用北美前期 “深盆气” 的观点。要努力创建符合中国实际的储层理论体系，不能把成藏机理完全不同的低孔渗、致密砂岩、超致密砂岩、碳酸盐岩，笼统称为低孔渗，混淆内在规律。中国深部地质非常复杂，隐蔽性很强，难题成堆。希望有更多的创新观点和预测，推动各类深部气藏的勘探开发。如果成藏理论创新不够，很可能要经历一个低迷阶段，希望能尽快跨越。

（六）关于新类型天然气

近年来，在页岩气、水溶气、第四系生物气、可燃水（深海）和高寒山区冻土气等资料日益增多。从我国地质结构和地貌条件分析，这些新类型天然气，具有巨大潜力。应开展科学研究和试验性勘查、开发。

沪A，沪B，沪C，沪D，沪E，牌照各有什么不同

经过6年的探索，全国油气战略选区调查与评价工作，在深水海域、老油区及的新领域、新层系和青藏高原、南方海相碳酸盐岩、东秦岭－大别造山带两侧等地质地形复杂地区以及煤层气、页岩气等非常规领域，取得了一系列油气地质新发现和新认识。这对加强我国油气地质理论研究，丰富陆相石油地质理论，完善海相油气地质理论和认识，建立健全非常规油气地质理论，进一步开展油气战略调查研究，指导今后油气勘探开发工作，都具有重要的战略意义。

1.羌塘盆地是大型高原叠合盆地，沉积厚度大，发育多套烃源岩和储集岩，具备封盖和保存条件，具有形成大型油气田的潜力，是有待突破的陆域新区；羌塘以外的伦坡拉等盆地群也具有油气远景

（1）羌塘盆地是一个以前奥陶纪为结晶基底的大型叠合盆地，沉积层厚6000～13000m，发育了从古生界至新生界的四套构造层：新生代—晚白垩世构造层、早白垩世—晚三叠世诺利期构造层、晚三叠世卡尼期—早中三叠世构造层及古生代构造层。盆地中生代具有一定的统一性，呈“两坳一隆”基本格架，北部较南部构造运动明显减弱，保存条件相对较好。

（2）首次在北羌塘地区新发现早白垩世油页岩及膏盐岩分布带，其最大厚度达300余米，覆盖整个北羌塘盆地侏罗系及三叠系之上，构成了一套完整的区域性封盖层，对于重新认识与评价羌塘盆地的油气地质保存条件，具有重要意义。

（3）首次在羌塘盆地中央隆起带及其两侧的南、北羌塘坳陷中，发现了前晚三叠世古风化壳，具有区域性广泛分布的特点，对于重新认识羌塘盆地结构、沉积演化、油气储层条件及勘探方向，具有重要意义。

（4）西藏地区发育有60余个主要新生代陆相盆地，在许多盆地中都发现了生油层和良好的油气显示，其中伦坡拉含油气盆地群和可可西里含油气盆地群最具有油气前景。

（5）羌塘以外的一些海相盆地也具有一定的油气远景，特别是措勤盆地北部古生界厚度大，具有一定的油气地质条件。

2.松潘－阿坝地区整体构造变形强烈，其中若尔盖地块相对稳定，但热演化程度普遍过高，不利于油气形成与保存

（1）新的地球物理资料证实了若尔盖基底是一个相对稳定的地块，建立了松潘－阿坝地区震旦系—中生界地层格架。

（2）进一步查明了区内地腹三叠系及周边古生界的成岩－变质程度和变形改造特征，纵向上存在三叠系与古生界上、下两个不同的构造变形层系，三叠系以较紧密的滑脱褶皱为主，形成了多个变形层带，古生界变形可能较宽缓。

（3）区内第一口高原深井——红参1井在5600m以下地层中分布了星散状石墨（Ro>4.0%），表明了区内有机质演化程度在印支期强烈变形区已处于极高的热演化阶段，不利于油气的保存。

3.柴达木盆地西部地区深层和昆北断阶带构造圈闭发育，具有良好的油气成藏条件；盆地内石炭系厚度大、分布广，有勘探潜力

（1）根据新的地震、重磁资料，盆地发育了古生界、中生界、新生界三大构造层。经过对柴达木盆地构造特征及演化进行重新厘定，明确了柴达木盆地是一个大型的由多期构造层叠置的复合型沉积盆地。

（2）综合前人成果及新的地质与地震资料，重点开展了盆地石炭系油气前景研究，明确提出了柴达木盆地石炭纪地层分布较广，具有较好的生烃潜力和成藏条件，是盆地内可能的新的含油气系统和新的勘探领域。

（3）通过山地地震攻关，基本查明了在昆仑山前缘的昆北断阶带成排成带的压扭性构造特征及柴西地区富油凹陷深部的油气聚集的地质条件。

4.南海北部深水区凹陷发育，面积广，生烃规模大，发育优质储层，具有万亿立方米的天然气量规模

（1）南海北部深水区属被动大陆边缘，经历了古近纪多幕裂陷、中新世早中期热沉降、晚中新世至现今新构造期快速沉降三大构造演化阶段，凹陷结构自下而上呈断陷、断坳、坳陷叠加。

（2）大地热流总体变化从陆架到陆坡（从北到南）逐渐增高，其增高趋势与地壳减薄趋势一致。南海北部深水区地温梯度高、大地热流值高。主要原因是：新生代岩石圈拉张减薄以及新构造运动引发的岩浆、断裂活动引起。

（3）深水区白云凹陷、乐东－陵水凹陷和松南－宝岛凹陷是3个面积近万平方千米、厚度超万米的古近系继承性凹陷，沉积了三大套烃源岩，始新世为中深湖相泥岩烃源岩，渐新世早期为海陆过渡相烃源岩，渐新世晚期为海相烃源岩，以形成天然气为主，具有万亿立方米的量规模。

（4）发育有深水和浅水两大类储层。坡折带控制深水区优质砂岩储层发育；断－隆配置控制了生物礁分布。三大凹陷周边5个大型低隆起及其倾末端是天然气主要聚集方向，其上发育的50个大型构造圈闭是近期勘探的主要目标。

5.南海北部海域中生界分布范围广，厚度大，烃源岩发育，具有一定的油气勘探潜力

（1）南海北部海域中生界主要呈北东向分布在珠江口盆地惠州凹陷－韩江凹陷－台湾海峡以及潮汕坳陷－荔湾凹陷－笔架盆地－台西南盆地一带，面积约6×104km2，存留厚度2000～8000m。

（2）南海北部主要充填了晚三叠世—晚侏罗世的海相沉积，白垩纪开始逐步发育陆相沉积。潮汕坳陷钻井揭示了中—上侏罗统发育两套烃源岩，下部烃源岩更为良好，属中等—好烃源岩。根据地球物理资料和区域对比推测，海域具有相对陆地更好的成烃环境，晚三叠世—侏罗纪大部分层系发育中—好烃源岩。南海北部中生界具有一定的油气勘探潜力。

6.南黄海盆地是下扬子地块的主体，发育古生代地层，崂山隆起构造相对稳定

（1）下扬子地块具有古老的结晶基底，主体部分在南黄海。在崂山隆起首次获得古生界有效地震反射，依据新集地震资料和海陆地质对比，推测有很厚的古生代地层。

（2）苏北－南黄海地区，海区比陆区稳定；纵向上，海相下构造层比上构造层稳定；南黄海海域，中部比南北稳定。这一认识为今后在构造相对稳定的崂山隆起做进一步勘探提供了有力证据。

7.东北地区发育相对稳定的统一构造单元“佳木斯－兴蒙地块”，上古生界未发生区域变质，早白垩世时期东部盆地群存在“大三江盆地”，拓宽了勘探领域

（1）东北地区晚古生代存在一个相对稳定的统一构造单元“佳木斯－兴蒙地块”，东北地区上古生界未发生区域变质，是一个值得重视的油气勘探新层系。

（2）大庆探区盆地发育中上侏罗统、下白垩统、上白垩统和古近系4套勘探层系，其中最发育的层系是下白垩统，其次为中、上侏罗统和上白垩统，古近系在依舒地堑最发育。从烃源岩的发育和演化程度，以及油气发现上看，下白垩统和古近系是最有利的勘探层系。

（3）根据嘉荫－牡丹江断裂带和嫩江－开鲁断裂带，将东北地区中—新生代盆地划分为西部、中部和东部三大盆地群，并按演化历史及其油气形成条件的控制划分为5个构造层。

（4）东部盆地群在早白垩世时期是统一的大陆边缘盆地——“大三江盆地”，现今盆地群是受后期构造破坏形成的残留盆地。该观点改变了东部地区油气地质评价与选区的方法与思路，拓宽了该地区油气勘探领域，对今后找油找气具有重要的指导意义。

8.黔南桂中地区发育两套古生界海相有利生储盖组合，存在3期成藏，具备形成大中型油气田的地质条件

（1）黔南桂中坳陷发育两套不同类型的海相有利生储盖组合；黔南坳陷主要发育下古生界生储盖组合，桂中坳陷主要发育泥盆系—石炭系生储盖组合。

（2）黔南桂中坳陷存在3期油气成藏：加里东期—海西期主要为油藏形成期，印支期主要为轻质油油气藏、天然气藏形成期，印支期—燕山期以来为裂解次生气藏形成期。桂中1井钻探及分析资料首次证实了桂中地区存在特大型沥青古油藏及轻质油气和次生裂解气显示，表明该地区具备形成大中型油气田地质的条件，增强了实现南方海相油气勘探突破的信心。

（3）初步建立了以盖层条件、构造运动（抬升剥蚀作用、断裂－破碎作用）、岩浆活动、热液矿产等定性判别和以水文地质条件及地下流体化学－动力学参数等定量评价保存条件的指标体系。

9.东秦岭—大别造山带两侧地区叠加变形和有效保存是油气成藏的关键因素

（1）东秦岭及邻区大地构造具一洋二陆特征，早期“南北分带”，晚燕山期以来“东西分块”。东秦岭、东大别与西秦岭造山带三者的构造演化之间既相似又有差异。秦岭－大别造山带自古生代以来构造演化的差异性，控制了两侧不同的盆地演化序列及两侧油气地质特征的差异。

（2）簰深1井作为中国南方四川盆地以外地区目前第一口下组合风险探井，验证了下组合发生过油气的运移聚集成藏过程，只因后期的构造运动破坏了早期形成的油气藏。

（3）通过编制全区各主要时代的岩相古地理图，认为本区发育有新元古代－早古生代烃源岩，其被动陆缘与台内坳陷是烃源岩的有利分布区。

（4）建立了以叠加变形和有效保存为特点的战略选区评价标准，进一步评价研究了区内古生界油气地质条件，重新计算了潜力。

10.华北前古近系油气地质条件良好，潜力大，是具有广阔前景的勘探新层系

（1）将渤海湾盆地划分为三大构造区，基于中、新生代构造变动的差异性提出了叠合构造单元的概念，指出研究区共分为3类6种叠合构造单元，即持续沉降型（I型）、中沉新剥型（Ⅱ1型）、中复新沉型（Ⅱ2型）、中复新剥型（Ⅱ3型）、中剥新沉型（Ⅱ4型）和持续隆剥型（Ⅲ型）叠合构造单元，其中以中沉新剥型（Ⅱ1型）、中复新沉型（Ⅱ2型）最为有利。

（2）重新厘定了华北地区碳酸盐岩等烃源岩评价参数。其中气源岩有机碳下限标准为0.13%，油源岩有机碳下限标准为0.18%；有效气源岩有机碳下限标准为0.25%，有效油源岩有机碳下限标准为0.35%；可能形成大规模油气田的烃源岩下限标准为1.0%。

（3）综合运用露头、岩心、录井、测井、地震等资料研究了前古近系的沉积演化与储层特征，明确了中生界、石炭系—二叠系、寒武系—奥陶系、中新元古界共4套沉积体系和储层发育特征及有利储层控制因素及其分布。

（4）应用成因分析法和动态盆地模拟，估算了华北前古近系的油气量为42.2×108t，原油量25.0×108t，天然气量（油当量）17.2×108t。原生油气藏具有南气北油的特点。

（5）高古4 井的钻探成功，证实了临清坳陷石炭系—二叠系具有形成工业油气的生成和聚集过程，实现了“从无到有”质的突破，展示了临清坳陷东部石炭系—二叠系油气良好的勘探前景，对指导整个华北地区前古近系油气勘探具有重要意义。

11.我国非常规油气类型多，煤层气和页岩气潜力大

（1）我国非常规油气类型多样。主要有煤层气，页岩气，油砂、油页岩、致密砂岩气（深盆气），水溶气，生物气和水合物等。

（2）非常规油气聚集规律不同于常规油气。其中页岩气、页岩油、煤层气主要分布在源岩层系内，为烃源岩所形成的油气在源岩层系内滞留形成。致密砂岩气（深盆气）、水溶气主要分布在邻近源岩层系的地层中，属于运移区油气的动态聚集。生物气和水合物则具有在盆地或沉积区的浅部聚集的特点。

（3）我国中高阶煤层气是多阶段变质演化与多热源叠加变质作用的结果，应重视在区域岩浆热变质煤中寻找煤层气勘探目标。水文地质条件是影响煤层气富集和高产的重要地质因素，地下水滞流区是煤层气富集高产区，沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点勘探区。

（4）我国富有机质页岩广泛发育，南方地区海相富有机质页岩以聚集干气为主，北方海陆交互相富有机质页岩以煤层气、页岩气及致密气共生为主，中新生代大中型盆地陆相富有机质页岩演化程度低，以页岩油为主。

有利目标区优选及评价成果

沪A，沪B，沪C，沪D，沪E，牌照各有什么不同

上海的牌照是按ABDE序列依次排下来的（C照除外，C照是上海郊区车牌），想用到多少就用到多少，也就是说沪A，沪B，沪C，沪D，沪E本质上没有区别。

上海市地处东经120°52′至122°12′，北纬30°40′至31°53′之间，面积6340平方公里，位于太平洋西岸，亚洲大陆东沿，中国南北海岸中心点，长江和黄浦江入海汇合处。北界长江，东濒东海，南临杭州湾，西接江苏和浙江两省。

上海境内缺乏金属矿产，建筑石料也很稀少，陆上的能源矿产同样匮乏。70年代以来开始在近海寻找油气，在多口钻井中获得工业原油和天然气。

谁知道上海汽车牌照沪A、沪B、沪C、沪D 、沪E 、沪F各有什么不同

本人对车牌略有研究，以下是详细介绍。

沪A、沪B、沪D上海市区，沪C远郊区

确切地说：上海的汽车牌照中，蓝色的，沪A、沪B、沪D、沪E都是一样的，为什么有A、B、C、D之分？很简单，沪A用完了就往后排到沪B了，照现在这个趋势发展下去，以后要有沪F、沪G、沪……，呵呵！

其中，蓝沪C是郊县牌照，按规定只能在外环线以外行驶，就是不能进市区。

上海的汽车牌照共有四种颜色，分别是**、蓝色、白色、黑色。

**：大型客车、卡车或营运车，例如：公交车、载重卡车，只有沪A、沪B、沪C三种，黄底黑字，牌照格式为：沪A（B、C）*****，“*”号中是字母或者数字。另外，对于集装箱卡车，就有“沪A*****挂”的样式，多了一个“挂”字，对于教练车，驾驶学校的，就有“沪A*****学”的样式。黄沪C是郊县牌照，按规定只能在外环线以外行驶，就是不能进市区。

蓝色：小型客车、私家车或营运车，例如：出租车和私人轿车基本都是蓝牌照的，有沪A、沪B、沪C、沪D、沪E共五种，蓝底白字，格式同黄牌照一样。其中沪C和其它的通行范围不一样，仅限外环线以外。

白色：警察和武警、部队使用的牌照。

警察：有沪A、沪B两种，格式为：沪A（B）*****警，白底黑字，其中“警”字为红色，没有通行范围限制，哪都能去。

武警：格式为：WJ(08)-*****，白底黑字，其中“WJ”是武警的意思，“(08)”代表上海市的武警部队编号，“*”号里全是数字。另外还有一种，WJ(08)-*****消，“消”字红色，就是消防员开的救火车。

部队：上海属于南京军区，格式为：南R*****，白底黑字，“南”字为红色，就是南京军区的意思。“*”号里全是数字。

黑色：领事馆牌照，黑底白字，格式为：沪A*****领，比较少，是各国领事馆专用的。

另外，日前，愚兄我无意之中在大街上看到一个车牌，蓝色，为沪A*****试，大惑不解，不知这“试”字是什么意思？莫非试验用车？呵呵。

另附：上海摩托车牌照的类型。

上海摩托车的牌照有四种，一种是**的，为黄底黑字，格式为沪A（B、C）*****，*号代表数字，第一个*号早期上牌的是数字，后来用字母代替，后面四个*号全是数字。排量在50CC以上按规定要悬挂**牌照，分沪A、沪B、沪C，其中沪A和沪B基本上哪都能去，沪C禁止进入浦西的内环线以内区域，就是说不能进市区，黄牌照的都允许带一人。

另一种是蓝色的，为蓝底白字，格式为沪A（C、D、E）*****，第一个*号早期上牌的是数字，后来用字母代替，后面四个*号全是数字，但是现在新上牌的，都以沪C打头，已开始两个字母了，如沪CUC123，排量在50CC以下的按规定要悬挂蓝牌照，就是轻便摩托车牌照，分沪A、沪C、沪D、沪E，（没有沪B）其中沪A也是基本哪都能去，沪C沪D沪E行驶范围和黄牌照沪C基本一样。所有蓝牌照的都禁止带人。

目前上海市部分道路全天禁止摩托车行驶，所以黄沪A和蓝沪A只能说基本哪都能去，另外，所有黄牌照车都可以上大桥，如杨浦大桥，不过不能上高架和过隧道。而所有蓝牌照车大桥和高架及隧道都禁止通行的。

黄牌和蓝牌车规定在机动车道上行驶，去年老的交通法是规定蓝牌车必须在非机动车道上行驶的，今年新的法规出来后，规定蓝牌车也必须在机动车道行驶了。

排量50CC以上称摩托车，如125CC、150CC、250CC，不过排量超过250CC按规定就不能上牌了。另外，上海现在已不再给摩托车上黄沪A、沪B牌照了，今后街上的黄牌照摩托车将会越来越少，因为不再有新的出来，而老的都给摩转汽了。

排量在50CC以下称轻便摩托车，现在蓝沪A的牌照也已停止上牌，所以目前只能上沪C、D、E的蓝牌了，而且有规定，车主户口在宝山、浦东和其它郊县的才能上牌，就是说比如你的户口在杨浦或是虹口区，那你就算买了车也不能上牌照。

第三种是警察用的白色牌照，格式为沪A****警，*号全是数字。为白底黑字，最牛，都是沪A的，真正的是哪都能去，不受通行限制。

第四种比较少见，黑色牌照，为黑底白字，格式为沪A****领，*号也是数字。是领事馆牌照，行驶范围同黄沪A一样。

补充：在上海的马路上，你可能还会看到一种摩托车牌照，例如：南R12345，底色为白色，“南”字为红色，其它字黑色，这是南京军区的牌照，是部队方面的。

还有一种，是各个摩托车俱乐部自制的牌照，底色白色，字黑色，格式为：越野（场地）赛****，*号全是数字，简称赛牌，这纯粹是俱乐部成员表明身份而悬挂的，不具有任何通行特权，玩玩而已，就是说如果你的车本来的牌照不挂，而只挂赛牌，警察肯定要把你的车拖走的。

其实现在上海有很多挂蓝牌的车，排量都超过了50CC的，只是车身上标称50CC罢了，黄牌照简称大车，蓝牌照简称小车，也有很多小车挂黄牌的，那么他的通行范围就依车牌来定。

沪铜1101和沪铜1102 有什么不同?

沪铜1101就是2011年01月份合约，明白?？?？

上海汽车牌照中的沪A，沪B，沪C，沪D有什么区别？

ABDE之不过是申请牌照的先后问题. C是郊区牌照,不能进市区. X是私人营运牌照.(很贵,目前价格在20--30万,因为 都是用来开出租车的!) Z是不能过户的牌照.刚开始也是属于私人牌照!

沪AZ是什么牌照 ？与其他牌照有什么不同？

A用完用B,B用完用D,D用完用E,E用完用F,F还么用完

C是郊区牌照,不好进外环的

只有一些特别的是代表特殊身份的车：

沪A-00000 1个英文A和5位数字组成，基本上都是公交车。。。

沪A-J 军车地方牌照。。。

沪A-M，沪A-N，沪A-U,沪A-V,沪A-W,出租车。。。

沪A-X 私人出租车。。。

沪AY-0000 租赁车。。。，

沪A-Z0000 私车车牌，开始允许私人和港澳台同胞买车。。。。

车牌沪A、沪B、沪C、沪D有什么区别？

上海车牌的划分和外地的不一样，因为上海就一个地区，没有和其他城市区分的必要，所以上海的牌照是按ABDE序列依次排下来的（C照除外，C照是上海郊区车牌），想用到多少就用到多少。而外地是按照地区来区分车牌的：像浙A是杭州，浙B是宁波，浙C是绍兴等等，就是按浙江内不同城市来分牌照的。目前上海最新牌照是沪F，等F照用完就是G。

沪A用完用沪B，沪B用完用沪D，沪D用完用沪E，以此类推，现在已经用到沪F，你注意一下马路上开的新车，大概最早4月就已经有沪F了。

沪C是郊区车牌，不能进外环线里面的上海城区的。

黄沪C是郊县牌照，按规定只能在外环线以外行驶，就是不能进市区。蓝色：小型客车、私家车或营运车，例如：出租车和私人轿车基本都是蓝牌照的，有沪A、沪B、沪C、沪D、沪E共五种，蓝底白字，格式同黄牌照一样。其中沪C和其它的通行范围不一样，仅限外环线以外。白色：警察和武警、部队使用的牌照

当然有区别啊。不同的代号就代表不同的地区，像上海市区内的号牌是沪A、B、D，远郊区的是沪C，

其它地区的车牌号如下，你可以看看：

北京[京]

A B（出租车） C E F H G（远郊区县）

天津[津]

A B C E（出租车）

重庆[渝]

A 直属车辆管理所 B 江南车辆管理分所C 永川车辆管理所：永川市、江津市、合川市、潼南县、铜梁县、壁山县、大足县、綦江县、荣昌县

F 万州车辆管理所：万州区、梁平县、城口县、巫山县、巫溪县、忠县、开县、奉节县、云阳县 G 涪陵车辆管理所：涪陵区、南川市、垫江县、丰都县、武隆县 H 黔江车辆管理所：黔江区、石柱土家族自治县、秀山土家族苗族自治县、酉阳土家族苗族自治县、彭水苗族土家族自治县

河北[冀]

A 石家庄市 B 唐山市 C 秦皇岛市 D 邯郸市 E 邢台市 F 保定市 G 张家口市 H 承德市 J 沧州市 R 廊坊市 T 衡水市

山西[晋]

A 太原市 B 大同市 C 阳泉市 D 长治市 E 晋城市 F 朔州市 H 忻州市 J 吕梁地区 K 晋中市 L 临汾市 M 运城市

内蒙古 [蒙]

A 呼和浩特市 B 包头市 C 乌海市 D 赤峰市 E 呼伦贝尔市 F 兴安盟

G 通辽市 H 锡林郭勒盟 J 乌兰察布盟 K 鄂尔多斯市 L 巴彦淖尔盟 M 阿拉善盟

辽宁[辽]

A 沈阳市 B 大连市 C 鞍山市 D 抚顺市 E 本溪市 F 丹东市 G 锦州市 H 营口市 J 阜新市 K 辽阳市 L 盘锦市 M 铁岭市 N 朝阳市 P 葫芦岛市 V 省直机关

吉林[吉]

A 长春市 B 吉林市 C 四平市 D 辽源市 E 通化市 F 白山市 G 白城市 H 延边朝鲜族自治州 J 松原市

黑龙江 [黑] A 哈尔滨市 B 齐齐哈尔市 C 牡丹江市 D 佳木斯市 E 大庆市 F 伊春市 G 鸡西市 H 鹤岗市 J 双鸭山市 K 七台河市 L 松花江地区（已并入哈尔滨市，车牌未改） M 绥化市 N 黑河市 P 大兴安岭地区 R 农垦系统

江苏[苏]

A 南京市 B 无锡市 C 徐州市 D 常州市 E 苏州市 F 南通市 G 连云港市 H 淮安市 J 盐城市 K 扬州市 L 镇江市 M 泰州市 N 宿迁市

浙江[浙]

A 杭州市 B 宁波市 C 温州市 D 绍兴市 E 湖州市 F 嘉兴市 G 金华市 H 衢州市 J 台州市 K 丽水市 L 舟山市

安徽[皖]

A 合肥市 B 芜湖市 C 蚌埠市 D 淮南市 E 马鞍山市 F 淮北市 G 铜陵市 H 安庆市 J 黄山市 K 阜阳市 L 宿州市 M 滁州市 N 六安市 P 宣城市 Q 巢湖市 R 池州市 S 亳州市

福建[闽]

A 福州市 B 莆田市 C 泉州市 D 厦门市 E 漳州市 F 龙岩市 G 三明市 H 南平市 J 宁德市 K 省直系统

江西[赣]

A 南昌市 B 赣州市 C 宜春市 D 吉安市 E 上饶市 F 抚州市 G 九江市 H 景德镇市 J 萍乡市 K 新余市 L 鹰潭市 M 南昌,省直系统

山东[鲁]

A 济南市 B 青岛市 C 淄博市 D 枣庄市 E 东营市 F 烟台市 G 潍坊市 H 济宁市 J 泰安市 K 威海市 L 日照市 M 滨州市 N 德州市 P 聊城市 Q 临沂市 R 菏泽市 S 莱芜市 U 青岛市增补 V 潍坊市增补

河南[豫]

A 郑州市 B 开封市 C 洛阳市 D 平顶山市 E 安阳市 F 鹤壁市 G 新乡市 H 焦作市 J 濮阳市 K 许昌市 L 漯河市 M 三门峡市 N 商丘市 P 周口市 Q 驻马店市 R 南阳市 S 信阳市 U 济源市

湖北[鄂]

A 武汉市 B 黄石市 C 十堰市 D 荆州市 E 宜昌市 F 襄樊市 G 鄂州市

H 荆门市 J 黄冈市 K 孝感市 L 咸宁市 M 仙桃市 N 潜江市 P 神农架林区 Q 恩施土家族苗族自治州 R 天门市 S 随州市

湖南[湘]

A 长沙市 B 株洲市 C 湘潭市 D 衡阳市 E 邵阳市 F 岳阳市 G 张家界市 H 益阳市 J 常德市 K 娄底市 L 郴州市 M 永州市 N 怀化市 U 湘西土家族苗族自治州

广东[粤]

A 广州市 B 深圳市 C 珠海市 D 汕头市 E 佛山市 F 韶关市 G 湛江市

H 肇庆市 J 江门市 K 茂名市 L 惠州市 M 梅州市 N 汕尾市 P 河源市

Q 阳江市 R 清远市 S 东莞市 T 中山市 U 潮州市 V 揭阳市 W 云浮市

X 顺德区 Y 南海区 Z 香港澳门进入内地车辆

广西[桂]

A 南宁市 B 柳州市 C 桂林市 D 梧州市 E 北海市 F 南宁地区（部分划入南宁市，其它部分成立崇左市） G 柳州地区（部分划入柳州市，其它部分成立来宾市） H 桂林地区(已并入桂林市) J 贺州市

K 玉林市 L百色市 M 河池市 N 钦州市 P 防城港市 R 贵港市

海南[琼]

A 海口市 B 三亚市 C 琼北车辆管理所：琼山市（已并入海口市）、儋州市、琼海市、万宁市、文昌市、澄迈县、屯昌县、定安县、临高县

D 琼南车辆管理所：五指山市、东方市、白沙黎族自治县、昌江黎族自治县、陵水黎族自治县、乐东黎族自治县、保亭黎族苗族自治县、琼中黎族苗族自治县 E 洋浦开发区

四川[川]

A 成都市 B 绵阳市 C 自贡市 D 攀枝花市 E 泸州市 F 德阳市 H 广元市 J 遂宁市 K 内江市 L 乐山市 M 资阳市 Q 宜宾市 R 南充市 S 达州市 T 雅安市 U 阿坝藏族羌族自治州 V 甘孜藏族自治州 W 凉山彝族自治州 X 广安市 Y 巴中市 Z 眉山市

贵州[贵]

A 贵阳市 B 六盘水市 C 遵义市 D 铜仁地区 E 黔西南布依族苗族自治州 F 毕节地区G 安顺市 H 黔东南苗族侗族自治州 J 黔南布依族苗族自治州

云南[云]

A 昆明市 C 昭通市 D 曲靖市 E 楚雄彝族自治州 F 玉溪市 G 红河哈尼族彝族自治州 H 文山壮族苗族自治州 J 思茅地区 K 西双版纳傣族自治州 L 大理白族自治州 M 保山市 N 德宏傣族景颇族自治州 P 丽江市 Q 怒江僳僳族自治州 R 迪庆藏族自治州 S 临沧地区

西藏[藏]

A 拉萨市 B 昌都地区 C 山南地区 D 日喀则地区 E 那曲地区 F 阿里地区 G 林芝地区 H 驻四川省天全县车辆管理所 J 驻青海省格尔木市车辆管理所

陕西[陕]

A 西安市 B 铜川市 C 宝鸡市 D 咸阳市 E 渭南市 F 汉中市 G 安康市 H 商洛市 J 延安市 K 榆林市 U 省直系统(已取消) V 杨凌高新农业示范区

甘肃[甘]

A 兰州市 B 嘉峪关市 C 金昌市 D 白银市 E 天水市 F 酒泉市 G 张掖市 H 武威市 J 定西地区 K 陇南地区 L 平凉市 M 庆阳市 N 临夏回族自治州 P 甘南藏族自治州

青海[青]

A 西宁市 B 海东地区 C 海北藏族自治州 D 黄南藏族自治州 E 海南藏族自治州 F 果洛藏族自治州 G 玉树藏族自治州 H 海西蒙古族藏族自治州

宁夏[宁]

A 银川市 B 石嘴山市 C 吴忠市 D 固原市 新疆[新] A 乌鲁木齐市 B 昌吉回族自治州 C 石河子市 D 奎屯市 E 博尔塔拉蒙古自治州 F 伊犁哈萨克自治州直辖县、县级市（原伊宁地区） G 塔城地区 H 阿勒泰地区 J 克拉玛依市 K 吐鲁番地区 L 哈密地区 M 巴音郭楞蒙古自治州 N 阿克苏地区 P 克孜勒苏柯尔克孜自治州 Q 喀什地区 R 和田地区

补充：各地都有这种情况，特别是上海市，车辆多，人口稠密，对大型货车和小排量车辆是有限制的，很正常。

优选出的有利目标区

综合评价认为，黔南长顺凹陷和桂中西部地区保存条件相对较好、油气丰度较大，是天然气勘探的较有利区块（图6-16）。这两个区块处于构造相对稳定区，断裂密度小、变形强度弱；烃源岩发育，生气强度大；处于烃源岩与储集体配置相对较好的台缘相发育区；发育区域盖层、大气水下渗深度小、剥蚀强度弱（表6-8）。

（一）油气分布与有利区带优选

黔南坳陷量计算表明，黔南坳陷具有较丰富的油气，其石油量为4.57×108t，天然气量为10731×108m3。纵向上其油气主要赋存于下古生界，寒武系、奥陶系和志留系是潜在的主要勘探目的层；平面上其石油主要分布在麻江以东的黔南坳陷东部，天然气主要分布在麻江以西、安顺以东的坳陷中部地区（图6-17）。因此黔南坳陷东部的黄平浅凹为有利的石油勘探区，黔南坳陷西部的长顺凹陷、独山鼻状凸起南部为有利的天然气勘探区。

图6-16 黔南桂中坳陷油气勘探有利区带综合评价图

桂中坳陷油气地质评价及量计算表明，桂中坳陷具有较丰富的天然气，石油量为5.18×108t，天然气量为6641×108m3；平面上主要分布在柳江低凸起、环江浅凹、宜山断凹、红渡浅凹和马山断凸上（图6-18）；纵向上主要分布在泥盆系。因此，桂中坳陷油气勘探有利区为坳陷中西部的各次级构造单元，泥盆系为主要油气勘探目的层。

表6-8 黔南桂中坳陷区带优选综合评价表

图6-17 黔南坳陷下寒武统烃源岩生气强度图

图6-18 桂中坳陷中泥盆统烃源岩生气强度图

（二）断裂发育程度、变形强度与有利区带优选

黔南坳陷东部雪峰山隆起前缘黄平浅凹、贵定断阶及独山鼻状凸起区断层密度相对较大，分别为0.89 条/100 km2 、0.54 条/100 km2 、0.76 条/100km2 ，为坳陷内断层密集发育区；褶皱翼间角平均为128.26°、121.86°、108.88°，是黔南坳陷褶皱变形比较强烈区域。据地层缩短率数据分析，贵定断阶与独山鼻状凸起分别为21.1%及35.3%，高于长顺凹陷和安顺凹陷；地层平均倾角统计显示了基本同样的结论。坳陷区东部以发育冲断变形构造为主，断块相对较多，总体以叠瓦冲断变形为主；坳陷区西南安顺及长顺凹陷因相对远离雪峰构造带，受山前冲断作用影响相对减弱，断层密度相对坳陷东部降低为0.67条/100km2、0.46条/100km2；地层平均倾角、缩短率及褶皱翼间角分别为16.7°、20.1°、13.3%、17.5%和126.98°、131.24°，均反映后两者盖层变形强度相对较弱，总体处于褶皱变形区，为坳陷内油气保存条件相对较好的区域。

桂中坳陷北部柳城斜坡、罗城低凸起及环江浅凹、宜州断凹4个围绕雪峰山南缘的构造单元发育有自北西向至近南北向至北东东向的系列断层系，断层密度分别为0.39 条/100 km2 、0.727 条/100km2 、0.784 条/100km2 、0.863 条/100 km2 ，相对桂中坳陷其他构造单元而言较大、位居前列；各构造单元野外观测到的地层倾角分别为20.4°、14°、18.8°、39.6°，褶皱翼间角平均为135.8°、143.3°、130.6°、113.5°；平衡剖面恢复成果表明：桂中坳陷北部西段地层缩短率为31.7%，其主要目的层——泥盆系多暴露地表、发育断弯褶皱，且以叠瓦冲断变形模式为主，归于典型的山前冲断带变形结构与雪峰南缘叠瓦冲断变形区，坳陷北部油气保存条件总体偏差。桂中坳陷东部大瑶山前缘象州浅凹类似坳陷北部山前冲断变形区，盖层断层发育，褶皱变形强度较大，油气保存条件相对较差，断层密度为0.466条/100km2、褶皱翼间角为127.38°，野外地层倾角平均为37.6°，泥盆系地层缩短率浅凹内为30.1%。桂中坳陷中西部柳江低凸起与红渡浅凹北部以及马山断凸的中北部相对于其他构造单元而言，地层相对平缓、构造变形较弱，地层倾角、断裂发育密度及盖层缩短率不大，且柳江低凸起、红渡浅凹北部长期处于构造转换地带，受造山带影响较少，变形相对较弱，油气保存条件较好。

综上所述，黔南坳陷的西南部和桂中坳陷的中西部断裂密度小、构造变形相对较弱，油气保存条件较好。

（三）储集相带与有利区带优选

黔南坳陷下古生界发育两套有利生储盖组合，主要目的层系为中上寒武统白云岩和下奥陶统灰岩岩溶型储层。黔南长顺凹陷中晚寒武世处于开阔台地相与台缘斜坡相、盆地相的过渡相带（图6-19），有利于白云岩储层的发育，白云岩储层的最大厚度可达1500m；早奥陶世也处于开阔台地相与斜坡相的过渡相（图6-20），有利于下奥陶统灰岩岩溶型储层的形成，下奥陶统红花园组灰岩最大厚度可达100m。

图6-19 黔南坳陷及周缘中晚寒武世岩相古地理图

图6-20 黔南坳陷及周缘早奥陶世岩相古地理图

桂中坳陷泥盆系发育两套有利生储盖组合，主要目的层系为下泥盆统四排组白云岩和上泥盆统桂林组生物灰岩储层（表6-9）。桂中坳陷中西部早泥盆世晚期（相当于四排组沉积期）为孤立台地和台盆相间的沉积格局（图6-21），孤立台地相有利于白云岩储层的发育、台盆相发育烃源岩，配置较好。晚泥盆世早期处于孤立台地、开阔台地和台盆的过渡相带，有利于台地边缘生物礁储层的发育（图6-22）。

（四）保存条件综合评价与有利区带优选

盖层条件、构造与岩浆作用、成矿作用、元素地球化学异常、现今水文地质地球化学、古流体地球化学和古流体动力场演化等综合研究表明，黔南南部长顺凹陷和桂中坳陷西部保存条件相对较好。

1.黔南坳陷及周缘震旦系—志留系油气保存条件综合分级评价（图6-23）

I（油气保存条件好）：坳陷内长顺、惠水、平塘和罗甸一带。

II（油气保存条件较好）：坳陷内紫云、镇宁、龙里，坳陷东北部黄平浅凹的内部一带。

III（油气保存条件较差）：坳陷边缘的普定、平坝、贵定、独山和荔波，坳陷东北部黄平浅凹的一带。

IV（油气保存条件差）：坳陷东部的三都、丹寨、麻江和福泉一带。

图6-21 黔南桂中坳陷早泥盆世晚期岩相古地理图

图6-22 黔南桂中坳陷晚泥盆世早期岩相古地理图

2.黔南桂中坳陷及周缘泥盆系—三叠系油气保存条件综合分级评价（图6-24）

I（油气保存条件好）：黔南坳陷的长顺凹陷；桂中坳陷西部的宜州以西－忻城－上林以北一带。

II（油气保存条件较好）：黔南坳陷内的镇宁、惠水、平塘一带；桂中坳陷中部的宜州－来宾一带。

III（油气保存条件较差）：黔南坳陷内的普定、平坝、龙里－独山一带；桂中坳陷中东部的柳城－柳江－来宾以东一带。

IV（油气保存条件差）：黔南坳陷的福泉、丹寨、三都、荔波等坳陷；桂中坳陷地区。

图6-23 黔南坳陷及周缘震旦系—志留系油气保存条件综合评价图

图6-24 黔南桂中坳陷及周缘泥盆系—三叠系油气保存条件综合评价图

各主要盆地盖层

通过本轮战略选区工作，优选出以下44个油气有利目标区（表2-2）。

1.青藏地区

在青藏地区优选出8个油气有利目标区。

羌塘盆地3个：半岛湖、光明湖－沙土湾湖、托纳木构造带。

柴西3个：昆北断阶带、英雄岭两侧深层、尕斯断陷斜坡带。

柴北缘2个：俄博梁－葫芦山深层、德令哈断陷侏罗系和石炭系。

柴达木盆地石油地质量21.5×108t，天然气地质量为2.5×1012m3。

2.南海北部深水区

在南海北部深水区优选出12个有利目标区。

珠江口盆地深水区8个：白云北坡岩性－构造圈闭带、白云西南断阶复式圈闭带、白云东区深水扇砂体圈闭带、白云南陆架坡折圈闭带、荔湾凹陷深水扇砂岩圈闭带、BY6-1凹陷中心凸起复式圈闭带、东沙25凸起复式圈闭带、白云深水中央底辟带深水扇圈闭带。

琼东南盆地深水区4个：松南低凸起、陵南低凸起、南部隆起（永乐隆起东部）和长昌凹陷。

深水区天然气地质量3.15×1012m3，石油地质量24.5×108t。

3.松辽盆地及

在松辽盆地及优选出3个有利目标区。即：依舒地堑的汤原、方正断陷、西部的大杨树盆地，石油地质量为6.5×108t。

4.南方海相碳酸盐岩和东秦岭－大别造山带两侧地区

在南方海相碳酸盐岩和东秦岭－大别造山带两侧地区优选出13个有利目标区。

南方海相碳酸盐岩地区2个：黔南桂中地区的黔南长顺凹陷、桂中西部地区。石油地质量为9.7×108t，天然气地质量为1.7×1012m3。

东秦岭－大别造山带南侧地区11个：宜昌稳定带、秭归盆地、当阳滑褶带、沔阳干涉断褶带和桑植－石门复向斜带；造山带北侧的谭庄－沈丘凹陷、洛阳－伊川凹陷、倪丘集凹陷、济源凹陷、鹿邑凹陷、舞阳－襄城凹陷。东秦岭－大别造山带南侧地区天然气地质量是2.2×1012m3。

5.华北

在华北前古近系选出4个有利目标区。即：冀中北部的武清北潜山构造带，临清坳陷的堂邑构造带，济阳坳陷的车西地区、惠民凹陷南坡和东营凹陷南坡、长堤潜山带，辽河坳陷的三界泡潜山带、宋家洼陷。油气地质量为42.2×108t油当量。

6.煤层气

在煤层气方面选出4个有利目标区。即：鄂尔多斯盆地东北部神府－保德地区、山西省宁武盆地南部地区、内蒙古二连盆地霍林河地区、新疆准噶尔盆地东南缘地区。煤层气地质量5.86×1012m3。

表2-2 油气有利目标区

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(1)塔里木盆地盖层

该盆地古生界具有多时代多层系的盖层，自寒武系—二叠系各时代均发育有良好盖层。另外，古生界作为油气源来讲，中新生界各时代也起盖层作用(表5.30)。

表5.30 塔里木盆地盖层综合评价表

其各时代盖层岩性主要有:泥岩、页岩、致密灰岩、石膏、盐岩、煤层及火山岩。

(2)鄂尔多斯盆地盖层

1)该盆地上古生界上石盒子组和石千峰组是一套横向稳定以湖相为主的砂泥岩沉积，其中上石盒子组泥质岩厚度为70～100m，石千峰组泥质厚度为141～205m。两套地层的泥质岩分布广泛，横向连续，相当T8地震层，可连续追踪20～30km。泥岩厚度占地层厚度的80%以上，其气体绝对渗透率为0.7×10－9～0.8×10－9μm2，饱和空气条件下的突破压力为1.5～2MPa，其过剩压力为5.2～7.1MPa，成为整个古生界含气系统的大区域封盖层。

此套盖层具有自西向东厚度增大，区域封盖能力增强的特点，同时该组泥岩普遍存在过剩压力，过剩压力与物性差相匹配，使其具有双重封闭能力，有着更强的封盖效果。

2)局部盖层。目前，在盆地中北部地区，上古生界已探明的各天然气田的含气层位从西向东是变化的。它们受各自的局部盖层控制。

中西部的苏里格庙气层主要是盒6，向其东南部为盒8—山1，而乌审旗气田主要含气的是盒8，少量的盒7，以盒6以上泥岩层为盖层;向东到榆林气田则变成山西组下部(山2段)储层含气，其盖层为山西组上部山1泥岩段为主;盆地东部的子洲区带以石盒子下部的盒8、7含气为主，山2也产气，以盒6以上地层为盖层，分布局限于镇川－子洲地区;盒2、盒l、千5气藏只分布在神木—榆东一带，受局部砂岩体和局部泥岩隔层控制成藏。

华北地区盖层与鄂尔多斯盆地相似。

(3)中国南方地区盖层

南方地区的盖层也具有多时代、多类型盖层条件，分述如下:

1)泥质岩盖层。由于现今南方地区主要烃源岩已处于成熟—过成熟阶段，而且古生界烃源岩经历了印支、燕山和喜马拉雅期构造运动和岩浆活动的强烈改造及破坏。因此，南方地区油气勘探的重点应是次生和再生的天然气勘探为主。直接盖层和区域性盖层的垂向配置是形成天然气藏的重要条件。

下古生界区域性盖层有下寒武统和下志留统两套:

A.下寒武统区域性盖层:盆地区岩性以泥岩为主，本身又是烃源岩，在台地相区以碳酸盐岩为主。主要分布在滇东、川东南和川北、鄂西渝东、江汉盆地及下扬子地区。厚度为100～1000m，最厚处为1000m，位于渝东大巴山地区。

B.下志留统区域性盖层:盆地区岩性以泥岩为主，本身又是烃源岩，但遭受加里东以来的隆升剥蚀强烈。主要分布在兰坪－思茅盆地、滇东、川东南和川北、鄂西渝东、江汉盆地及下扬子地区。厚度为100至2000多米，最厚处达2290m，位于下扬子浙西临安地区。

印支运动以来，南方地区共发育3套区域性盖层:中下三叠统、上三叠统—下白垩统、中白垩统—第三系(古近－新近系)，岩性主要为泥岩和膏盐岩。印支运动以前的区域性盖层主要是志留系泥岩，主要分布在扬子区和特提斯构造域，现今能连片分布的地区是滇东北、四川盆地、中—下扬子中新生界覆盖区，盖层平均厚度300～1000m，最大厚度2000m左右。

C.中下三叠统区域性盖层:现今保存较好的中下三叠统区域性盖层主要分布在四川盆地及周缘、思茅盆地、黔桂、江汉、鄂东南和苏皖南地区。岩性以泥质岩、碳酸盐岩为主，局部夹膏盐岩层。残留盖层厚度100～600m，最大为1000m。盖层厚度最大处分布在南盘江盆地。据马力等(2004)评价结果，四川盆地属于Ⅰ—Ⅱ类盖层，江汉当阳－沉湖地区属Ⅱ类盖层，下扬子区属Ⅲ类盖层，南盘江拗陷属Ⅳ—Ⅴ类盖层，思茅拗陷属Ⅲ—Ⅳ类盖层。

D.中白垩统—第三系(古近－新近系)区域性盖层:现今保存较好的中白垩统—第三系(古近－新近系)区域性盖层主要分布在晚燕山－喜马拉雅期形成的张性盆地中。四川盆地南部、兰坪－思茅、江汉、麻阳盆地、南鄱阳拗陷和下扬子地区。岩性以泥质岩为主，局部夹膏盐岩层。残留盖层厚50～500m，最大为2000m。盖层厚度最大处分布在江汉盆地。在含膏盐岩分布地区的盖层，一般为Ⅱ类盖层，如江汉和楚雄盆地(马力等，2004)。

从南方地区各时代盖层突破压力统计分析表明(表5.31)，下寒武统、下志留统、中下三叠统、上白垩统盖层的平均突破压力分别为10.92Ma、22.16Ma、6.84Ma、23.03MPa，以下志留统和上白垩统区域盖层质量最好。从地区上分析，下扬子地区的盖层突破压力最大，质量最好，其次为江汉盆地和通南巴地区。

表5.31 南方各地区盖层突破压力统计表

南方地区下古生界盖层稳定分布地区是川东南、川北及鄂西渝东、湘鄂西、江汉盆地和下扬子地区:

印支期以来区域性盖层稳定分布的地区主要是兰坪－思茅盆地、楚雄盆地、四川盆地、江汉盆地和下扬子地区。

此外，据地层水资料(马力等，2004)，四川盆地三叠系以下地层水化学资料总体显示“正向演化”特点，基本无淡化水渗入，表明地层整体封闭性能较好。地层水淡化地区主要出现在断裂发育带和高陡背斜带。川东北、建南地区属于四川盆地范围，是二叠系、三叠系气田区，在侏罗系覆盖下的二叠系、三叠系海相层中的水型除了局部穿越流矿化度较低(<4300mg/L)，为Na2SO4型外，其余均属CaCl2型水，水动力封闭条件很好。鄂西渝东地区的石柱凹陷侏罗系存在良好封存条件，出现矿化度大于100g/L的CaCl2型水。江汉盆地矿化水属海相逆向演化水，仅局部存在封存条件。

下扬子区地下水性质总体类似于江汉盆地，但上白垩统—第三系(古近－新近系)时区域盖层发育，整体封存条件良好。黔桂地区的南盘江拗陷东北的黔南凹陷基本上属于封存水，十万大山盆地北缘地层水全为NaHCO3型，整体封闭条件较差。湘鄂西地区地层水资料显示总体封闭性能较差，仅在复向斜深部地区保存条件较好。

2)膏盐岩盖层。膏盐岩是最理想的天然气藏盖层，这已被国内外众多大气田所证实。南方膏盐岩盖层分布范围广，中上扬子地区的四川盆地及周缘、江汉盆地、下扬子句容－海安地区等均有寒武系、中—下三叠统、侏罗系及白垩系—古近系膏盐岩盖层分布，滇黔桂地区也有零星分布。

A.四川盆地膏盐岩盖层。主要发育于下三叠统嘉陵江组和中三叠统雷口坡组，下三叠统飞仙关组的飞四段亦有少量发育。膏盐岩盖层厚度70～250m。川东北地区三叠系膏盐层单层层数多，为34～108层(川涪82);单层厚度较大，为18～61.5m(雷西1井)。通南巴地区中三叠统雷口坡组膏盐岩在本区主要发育于雷一段至雷三段，其中雷一1段和雷一3段的膏盐岩横向稳定、连续，对比性较好，是区内区域性优质盖层。膏盐层累计厚度在川巴88井为93.5m，川涪82井为81m。宣汉－达县地区各层段虽均不同程度地发育硬石膏岩，累计总厚度较大，但以层数多，单层厚度小，纵向上连续性差、横向变化大、对比性较差为特点(梅廉夫等，2004)。

总体而言，通南巴和宣汉－达县地区的下三叠统嘉陵江组二段—中三叠统雷口坡组雷二段膏盐岩十分发育;经过钻井岩性对比，又以嘉陵江四段在区域上分布最为稳定，对天然气具有较强封闭能力。近年来的研究表明，膏盐岩由于可塑性增高，封闭性能改善，对天然气的封闭能力则会进一步增强。所以四川盆地嘉陵江组—雷口坡组膏盐层的存在，对其下伏的海相层位天然气的聚集及保存起到了重要的作用(楼章华等，2005)。

B.鄂西渝东区膏盐岩盖层。主要分布在石柱复向斜及万县复向斜，而利川复向斜、方斗山复背斜、齐岳山复背斜区则大部分或者全部暴露。膏盐岩主要发育在嘉陵江组嘉四段、嘉五段及嘉二段。其中嘉四段膏盐岩主要分布于上部，厚度11～96m，占各自地层厚度的6.6%～86.5%。中三叠统巴东组也有少量膏盐岩发育，分布零星，纵向上连续性差、横向变化大，基本不具封闭性能。下三叠统膏盐岩盖层的分布以石柱复向斜南部较厚，一般在175m，北部一般在150m，由于其层位稳定，厚度变化稳定，因而构成了石柱复向斜地区的最重要的区域盖层。

C.江汉盆地膏盐岩盖层。纵向上有两套，分布于下三叠统及白垩系—古近系中。平面上以江汉南部断块区的牌洲、红丰、天门地区分布较厚，最厚处位于复向斜中心的牌参1井、丰l井，达135m和339.5m，向西北厚度减薄，到天门地区的岳参1井，厚度仅12.5m。宜昌斜坡带的当阳地区连片性也较好，但厚度稍小，如当深3井嘉五段厚度为103m、嘉四段厚度为65m。澧县地区也局部分布，最大膏盐层的厚度为13.5m，但在裸露区已基本被溶蚀，现今也只是局部的直接盖层。此外，鄂东南断褶带的武1井也钻遇嘉陵江组膏盐岩45m。

白垩系—第三系(古近－新近系)为一套红色砂泥岩类夹膏盐层组成，总厚度为1500～3000m。其中泥岩和膏盐岩层累积厚度约为700m，最大单层厚度可达100m。膏盐岩相对集中于新沟咀组上段顶部(称为一大膏)，新沟咀组下段底部(称为二大膏)和白垩系顶部(称为三大膏)。平面上，白垩系膏盐岩厚度最大的地方位于潜江凹陷，在96m以上，其次是小板凹陷、江陵凹陷、沔阳凹陷，厚度介于2～50m，陈参l井膏盐岩累计厚度达165m。第三系(古近－新近系)膏盐岩盖层在小板、潜江、江陵凹陷及通海口凸起、岳口低凸起均有分布，以小板凹陷厚度最大，板参1井区厚度达363.4m，它们对海相地层的油气均能起到一定的封盖作用。

D.句容－海安地区膏盐岩盖层。主要发育于中三叠统周冲村组(安徽省称为东马鞍山组)及白垩系的浦口组，无为地区的N参4井在中三叠统黄马青组(T2h)和扁担山组(T2b)也见白色的石膏层(楼章华等，2005)。

三叠系膏盐岩主要分布在南京—镇江、南陵－无为盆地及黄桥地区等几个残留中心，厚为56～272m。

(4)准噶尔盆地盖层

据目前勘探成果该盆地古生界盖层有石炭系泥页岩、灰岩及火山岩;二叠系泥页岩(表5.32)。

表5.32 准噶尔盆地盖层突破压力统计表

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