Ⅰ 川東南—鄂西渝東地區下寒武統頁岩氣聚集條件
聶海寬 包書景 邊瑞康 葉欣 高波 余川
（中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083）
摘 要 在對貴州省湄潭縣梅子灣、貴州省遵義市樂山、湖北省鶴峰縣五里鎮岩灣大橋和貴州省甕安縣永和等下寒武統露頭剖面進行觀察、實測和采樣分析，以及對方深1井、咸2井等老井復查和黃頁1井鑽探效果分析的基礎上，研究了川東南和鄂西渝東地區下寒武統黑色頁岩的沉積相、分布、有機質類型及含量、成熟度、埋深、孔隙度和含氣量等頁岩氣聚集條件。根據國土資源部油氣資源戰略研究中心頒發的頁岩氣資源潛力評價與有利區優選方法，預測下寒武統頁岩氣藏發育的有利區主要位於研究區西南部和東北部，前者位於敘永—古藺—習水—丁山1井一線以南，主要包括黔北仁懷區塊和綦江南區塊，後者主要指正安—道真—彭水—利川一線東南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ區塊、湘鄂西Ⅱ區塊和黔渝彭水區塊的東南部。有利區地質資源量為（1.06～6.47）×1012m3（中值3.09×1012m3），可采資源量為（0.13～0.78）×1012m3（中值0.37×1012m3）。
關鍵詞 頁岩氣 聚集條件 資源潛力 有利區 下寒武統 川東南和鄂西渝東地區
Accumulation Conditions of the Lower Cambrian Shale Gas inthe Southeast Sichuan，West of Hubei and East of Chongqing
NIE Haikuan，BAO Shujing，BIAN Ruikang，YE Xin，GAO Bo，YU Chuan（SINOPEC Exploration ＆ Proction Research Institute，Beijing 100083，China）
Abstract By observing，sampling and laboratory analysing of black shale outcrops and wells in the southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing，we studied shale gas accumulation conditions of the Lower Cambrian black shale，such as depositional facies，types and contents of organic matter and its maturity，distribution，porosity and gas contents of the black shale etc.Compared with major U.S.gas-procing shales，the Lower Cambrian shale in the southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing was characterized by great thickness，abundance of organic carbon，high maturity and elevated gas content，being capable of good geological conditions for shale gas reservoir development.According to the 『Evaluation of Shale Gas Resource Potential and Optimizing Method of Favorable Areas』 issued by the Oil and Gas Resources Strategic Research Center of the Ministry of Land and Resources，with a superimposition method of integrated information indicated that the most favorable areas for shale gas accumulations in the Lower Cambrian shale are the Southwest and northeast of the study area.Based on the measured gas content，the amount of shale gas geological resources in the Lower Cambrian was calculated with the volumetric method to be（1.06～6.47）×1012m3（with a median value of 3.09×1012 m3）and the recoverable resources to be（0.13～0.78）×1012m3（with a median value of 0.37×1012m3）.
Key words Lower Cambrian；shale gas；accumulation condition；resource potential；favorable area of shale gas；southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing
基金項目：國家專項《全國油氣資源戰略選區調查與評價》「全國頁岩氣資源潛力調查評價及有利區優選」（編號：2009 GYXQ-15）。
四川盆地及其周緣下古生界具有獨特的地質條件，可與美國東部盆地進行類比，是中國南方地區頁岩氣勘探獲得突破的重點地區［1-3］。四川盆地及其周緣下寒武統黑色頁岩具有厚度大、有機碳含量高及成熟度高的特點，具備頁岩氣發育的良好條件，不同學者對該區進行了一定的研究［1～7］。筆者研究認為四川盆地及其周緣下寒武統頁岩氣藏最有利發育區位於川南—黔北—黔中、鄂西—渝東和川東北等地區［8］。本次研究是在前期基礎上，按照有利區預測從大到小、逐步縮小的原則，對川南—黔北—黔中和鄂西渝東兩個頁岩氣發育有利區的結合部分——川東南—鄂西渝東地區進行研究，以期達到更精確地預測頁岩氣發育有利區的目的，為勘探提供參考建議。
1 頁岩發育特徵
1.1 頁岩分布
下寒武統黑色頁岩主要發育在梅樹村期和筇竹寺期，與最大海泛面相對應的低能環境對應，包括川南九老洞組、川北筇竹寺組、貴州—湘西牛蹄塘組、鄂西水井沱組、湘西天柱山組等，分布穩定，岩性主要為黑色頁岩、炭質頁岩、炭硅質頁岩、結核狀磷塊岩、粉砂質頁岩和石煤層等。
1.1.1 縱向上頁岩發育特徵
縱向上岩性變化較大，從下向上硅質頁岩、炭質頁岩厚度減小，灰黑色頁岩、粉砂質頁岩厚度增加，直至完全過渡為灰色粉砂質頁岩、灰色頁岩。貴州省湄潭縣梅子灣剖面，底部為硅質岩，向上過渡為炭質頁岩和粉砂質頁岩，厚度為27.9m（圖1）；在貴州金沙箐口剖面，黑色頁岩實測厚度為65m；貴州省甕安縣永和下寒武統牛蹄塘組剖面，底部為硅質岩，向上過渡為炭質頁岩和粉砂質頁岩，實測厚度為117.31m；湖北省鶴峰縣五里鎮岩灣大橋下寒武統水井沱組剖面實測厚度為87.6m（圖2）。
1）貴州省湄潭縣梅子灣下寒武統牛蹄塘組黑色頁岩剖面如下：
油氣成藏理論與勘探開發技術：中國石化石油勘探開發研究院2011年博士後學術論壇文集.4
圖1 貴州省湄潭縣梅子灣下寒武統牛蹄塘組黑色頁岩剖面（實測厚度27.9 m）
2）湖北省鶴峰縣五里鎮岩灣大橋下寒武統水井沱組剖面如下：
油氣成藏理論與勘探開發技術：中國石化石油勘探開發研究院2011年博士後學術論壇文集.4
1.1.2 平面展布特徵
平面上頁岩主要發育在川南—黔北—黔中和湘鄂西—渝東等地，在川中古隆起一帶不發育該套黑色頁岩，其餘地區廣泛分布，厚度一般在20 ～120m之間，大部分地區大於100m（圖3）。川南—黔北的自貢—宜賓—瀘州—威信一帶厚度在40～100m之間，厚度中心在珙縣—威信一帶，在黔中古隆起附近厚度在40～120m之間，如貴州省甕安縣永和下寒武統牛蹄塘組黑色頁岩剖面實測厚度為117.31m。鄂西—渝東的恩施—秀山—桑植一帶厚度超過100m。具體到研究區，下寒武統黑色頁岩主要發育在研究區的西南部和東北部，即古藺—畢節—仁懷一帶，厚度超過60m，在恩施—黔江一帶厚度超過80m。總體來看，研究區下寒武統黑色頁岩具有厚度大、分布范圍廣的特點。
圖2 湖北省鶴峰縣五里鎮岩灣大橋下寒武統水井沱組黑色頁岩剖面（實測厚度87.6m）
1.2 有機質類型和含量
實驗結果表明，IH和H/C值分別小於50、0.5，難以准確標定不同母質類型的乾酪根。乾酪根δ13C能夠反映原始生物母質的特徵，次生的同位素分餾效應不會嚴重掩蓋原始生物母質的同位素印記，普遍認為它是劃分高—過成熟烴源岩有機質類型的有效指標［9～11］。從對22塊樣品的同位素分析可知，下寒武統黑色頁岩的δ13C為-35.9‰～-29.5‰，平均為-32.6‰，按照乾酪根碳同位素小於-28‰為腐泥型（Ⅰ型）的標准，下寒武統黑色頁岩的有機質類型均屬腐泥型（Ⅰ型），是以海洋菌藻類為主的生源組合，其原始組分富氫、富脂質，具高生烴潛力。
在平面上，由於沉積環境是控制有機碳含量的主要因素，有機碳含量最高的區域通常為頁岩的沉積中心，形成川南—黔北—黔中和湘鄂西兩個有機碳高值區。川南—黔北—黔中一帶的威信—畢節—貴陽一帶為高值區，局部地區有機碳含量最大值超過5％，如貴州省金沙縣箐口村黑色頁岩實測有機碳含量為5.35％；湘鄂西的宜昌—五峰—鶴峰—咸豐—龍山—酉陽—德江一帶為有機碳含量高值區，局部地區有機碳含量可達5％以上，如貴州省松桃世昌和貴州省江口桃映的黑色頁岩實測有機碳含量分別高達8.55％和6.37％（圖4）。
圖3 川東南和鄂西渝東地區下寒武統黑色頁岩等厚圖
圖4 川東南和鄂西渝東地區下寒武統黑色頁岩有機碳含量等值線圖
1.3 成熟度和熱演化史
下寒武統黑色頁岩演化程度總體較高，在平面上，成熟度形成兩個高值區，即渝黔交界的丁山1井區附近和大方縣方深1井區附近，成熟度均超過4％，局部地區的成熟度超過5％。其餘大部分地區成熟度大於3％，處於過成熟晚期階段（圖5），達到變質期，失去生氣能力，但根據美國頁岩氣勘探經驗，高成熟度條件下同樣能發育頁岩氣藏，但是其成藏條件較為復雜，需要根據頁岩的構造演化史和生排烴史進行研究。
圖5 川東南和鄂西渝東地區下寒武統黑色頁岩成熟度等值線圖
研究區可以劃分為川東高陡褶皺區、川南中低緩構造帶、黔中隆起和仁懷斜坡、湘鄂西褶皺帶等4個構造單元，不同的構造單元頁岩的埋藏史差別較大。頁岩的演化史需根據不同的構造單元具體問題具體分析，鑒於仁懷斜坡資料較少，頁岩演化史參考黔中隆起確定；湘鄂西褶皺帶的利川復向斜、中央背斜帶、花果坪復向斜、宜都-鶴峰背斜帶和桑植-石門復向斜頁岩演化史相近，歸為一類進行研究。
1.3.1 川東高陡褶皺區
本區鑽井較多，以本區北部大池乾井構造上的池7井為例說明。上奧陶統—下志留統黑色頁岩從沉積後到晚二疊世熱演化極緩慢，處於未熟—低熟階段（Ro ＜0.5％）；中二疊世的埋深使其開始進入液態烴生成階段；中侏羅世後，志留系處於快速埋藏狀態，成熟度（Ro）值從1.3％迅速演化至2.2％，有機質演化至高成熟期，處於濕氣轉化階段；從白堊紀開始，大部分地區的志留系頁岩成熟度（Ro）都超過了3％［12］，處於過成熟晚期階段，主要生成干氣（圖6）。屬於長期淺埋—快速埋藏—長期深埋—快速抬升型，類似於美國目前頁岩氣產量最大的福特沃斯盆地Barnett頁岩的演化歷史。
圖6 川東大池乾井構造池7井志留系埋藏史［12］
1.3.2 川南中低緩構造帶
本區頁岩屬於早期長時間淺埋—中早期長時間隆升—中期二次深埋—晚期快速抬升型，即下寒武統頁岩沉積後在志留紀末期達到最大埋深，但其深度基本上小於2000m，成熟度較低，生排烴均較有限；而後到早三疊世的很長一個時期內經歷了抬升，生烴作用停止；在中三疊世以後經歷了二次埋藏，達到生氣階段；白堊紀中期以後開始快速抬升，生烴作用停止。中早期的長期淺埋和長期隆升有利於有機質的保存，中期快速深埋有利於天然氣的生成，後期快速抬升不利於天然氣的排出，有利於頁岩氣聚集。如川南地區威2井寒武系底界在志留紀末埋深達到2000m，Ro值達到0.8％，生成少量原油，隨後由於地層整體抬升遭受剝蝕，生烴過程停止，印支期以來再次快速埋藏，三疊紀為二次生烴階段，至白堊紀中期寒武系底界埋深超過6000 m，Ro超過2％，進入過成熟早期演化階段，白堊紀中期以後開始快速抬升，生烴作用停止［13］（圖7）。這一類型的埋藏史和熱演化史與美國福特沃斯盆地Barnett頁岩氣藏較為相似，下志留統黑色頁岩和下石炭統Barnett頁岩都具有早期生烴少（甚至未生烴）—生烴晚—長期深埋—快速隆升的特點，前者是在中三疊世開始生烴，達到最大成熟度以後生氣，一直持續到中白堊世，而後抬升，生烴作用停止，但是抬升幅度有限；後者從晚石炭世開始生烴，在二疊紀、三疊紀和侏羅紀達到生烴高峰，並一直延續至白堊紀末，而後抬升，生烴作用停止，抬升幅度亦有限。考慮到在Barnett頁岩中氣藏勘探獲得了巨大成功，在研究區具有這一類型埋藏史和熱演化史的頁岩需要重點關注。與盆地內相比，位於盆地邊緣丁山1井的埋藏史和熱演化史具有早期生烴量大和後期抬升幅度大等特點，總體評價保存條件比盆地內威遠氣田等地區要差。
圖7 川南地區威2井埋藏史［13］
1.3.3 黔中隆起和仁懷斜坡
黔中隆起和仁懷斜坡的下古生界埋藏史和熱演化史屬於早期生烴—中期多次生排烴—晚期快速抬升（比四川盆地內抬升早）的特點，下寒武統黑色頁岩在早奧陶世開始進入生烴期（Ro＞0.5％），在志留紀末達到最大埋深（Ro＞1％），出現生油高峰，隨後抬升剝蝕，生烴作用停止，二疊紀早期再次沉降，晚三疊世達到生氣階段，三疊紀末遭受抬升剝蝕，在晚侏羅世-早白堊世進一步沉降，達到生干氣階段，中白堊世以後抬升，生烴作用停止（圖8）。總體來講，這一類型的頁岩埋藏史和熱演化史比四川盆地內要差，主要表現為早期生烴時間早且生烴量較大、中期經歷了多次生排烴和晚期抬升時間早且幅度大等不利因素。
1.3.4 湘鄂西褶皺帶
該地區頁岩埋藏史屬於長期持續埋藏—快速隆升型，下寒武統頁岩在寒武紀末期即達到生油高峰，中侏羅世成熟度已達到過成熟階段，燕山期以來快速抬升，生烴作用停止（圖9）。這一類型的埋藏史和熱演化史與前兩類相比具有長期持續生烴、抬升時間較早（侏羅紀時期）和抬升幅度大等特徵。由於抬升剝蝕改造持續時間長，且以褶皺抬升為特徵，隆升幅度大，下古生界出露，在恩施-彭水中央復背斜帶和宜都-鶴峰復背斜帶，核部出露最老地層已是震旦系，下寒武統黑色頁岩遭受不同程度的剝蝕，暴露嚴重，保存條件較差，不利於頁岩氣聚集，頁岩氣發育條件較差；在花果坪復向斜帶北部和桑植-石門復向斜帶下寒武統黑色頁岩分布連續性較好，是該區頁岩氣勘探潛力較大的地區。
對比這3類埋藏史曲線不難發現，四川盆地內部以威遠氣田為代表的地區具有以下特征：(1)在加里東期以前基本沒有生烴，而另外兩個地區則生成了大量的油氣；(2)具有生氣高峰晚的特徵，對於常規油氣藏來講，大氣田氣源岩生氣高峰的時代以古近紀為主，白堊紀、新近紀次之，且氣源岩生氣高峰的時代越老，形成大氣田所佔比重越小［16，17］，筆者認為頁岩氣也不例外，根據美國頁岩氣勘探開發經驗判斷，生氣高峰越晚越好，如美國頁岩氣勘探開發最成功的福特沃斯盆地Barnett頁岩氣藏，威遠氣田的下寒武統頁岩生氣高峰為白堊紀中期，而黔中隆起附近和湘鄂西地區分別為白堊紀早期（在三疊紀還有一次生氣高峰）和中侏羅世；(3)具有抬升時間晚的特徵，在白堊紀中期以後抬升，另外兩個地區抬升時期為白堊紀早期和中侏羅世。這3個特徵從頁岩埋藏史和熱演化史角度說明四川盆地內部下寒武統具有優越的頁岩氣成藏條件。
圖8 黔中隆起區地層埋藏史［14］
圖9 鄂西地區咸2井埋藏史［15］
1.4 深度
研究區的構造比較復雜，地層埋深變化比較大，且研究程度低，資料基礎薄弱，下寒武統黑色頁岩埋深總體變化比較明確，但是精確預測比較困難，勾畫埋深等值線難度更大。可以根據地層出露情況和地層厚度推測出大致的埋深范圍，本次研究按照地層出露的情況估算頁岩的埋深，並在重點區塊，有鑽井資料和地震資料的地方詳細刻畫頁岩的埋深。綜合分析南川幅、綦江幅、桐梓幅、遵義幅、涪陵幅和忠縣幅等1：20萬地質圖發現，可以採用桐梓幅的地層厚度初步預測頁岩的埋深，計算表明三疊系覆蓋的地區，寒武系底界的埋藏深度范圍為3759～5375 m，而在侏羅系覆蓋的區域，最小埋深超過6700m。
總體上看，下寒武統牛蹄塘組黑色頁岩的埋深主要有以下特徵：
1）整體由東南向西北增加，最大埋深7500m。在研究區的東南部，大致沿著齊岳山斷裂以東以南地區，即沿貴州金沙岩孔—遵義松林一帶、貴州習水的土河場—潤南一帶、重慶石柱太原壩一帶、重慶秀山—貴州松桃縣一帶、湖北省鶴峰縣五里鎮—走馬鎮一帶和湖北省長陽縣兩河口一帶出露。在鄂西渝東地區石柱復向斜腹部，建深1井鑽探揭示下寒武統頁岩頂面在石柱復向斜內部埋藏深度達6500m，利1井鑽探揭示下寒武統頁岩頂面在利川復向斜內部埋藏深度介於3500～3600m之間，但在背斜區下寒武統頁岩埋藏深度為200～2500m［18］。向四川盆地方向下寒武統黑色頁岩的埋深加大，在習水縣附近和綦江縣丁山1井附近埋深為2000～5000m，在黔北地區（仁懷區塊）埋深在1000～4500m之間（圖10）。
2）埋藏深度受褶皺分布的控制明顯，在背斜遭受剝蝕；在向斜地區，由於上覆地層的存在，埋深較大。平面上從東南部向西北部加深，在研究區的西北部埋深較大，東南部埋深較小。
3）斷裂發育對目的層埋深影響明顯，在斷裂的下降盤，埋藏深度明顯變大，如在齊岳山斷裂兩側，斷裂東部上升盤地層抬升出露、遭受剝蝕，而西部下降盤埋深較大，且離斷層越遠，埋深越大。
1.5 岩性-地化-物性-含氣性綜合剖面
通過野外觀察、剖面實測和實驗分析建立了研究區下寒武統頁岩的岩性-岩礦-地化-物性-含氣性綜合剖面，從剖面底部向上，隨著缺氧環境的破壞，岩性-岩礦-地化-物性-含氣性等指標在剖面上呈有規律的變化。如貴州省湄潭縣梅子灣下寒武統牛蹄塘組剖面，石英含量主要為52％～69％，平均為62.3％；粘土礦物含量主要為31％～46％，平均36.23％；有機碳含量在2.11％～6.2％之間，平均4.08％；兩塊樣品的成熟度分別為4.78‰和5.52‰。從下往上，隨著缺氧環境遭到破壞，岩性變化較大，硅質頁岩、炭質頁岩厚度較小，灰黑色/灰色頁岩、粉砂質頁岩厚度增加，直至完全過渡為灰色粉砂質、砂質頁岩或泥質粉砂岩，相應的有機碳含量呈減小趨勢，由於缺氧環境遭到破壞，海水變淺，導致石英含量減少和粘土礦物含量增加，成熟度、孔隙度和滲透率等指標在剖面上變化不大（圖11）。美國主要產氣頁岩也具有這種特徵，即產氣頁岩段主要發育在頁岩層的下部［19，20］，結合研究區頁岩氣成藏控制因素、鑽井氣測顯示和岩性-地化-物性-含氣性綜合剖面等綜合分析認為，在下寒武統頁岩剖面的下部具有較好的頁岩氣發育條件，是頁岩氣藏發育的有利位置。
圖10 川東南和鄂西渝東地區下寒武統牛蹄塘組黑色頁岩出露和埋深簡圖
2 有利區優選和資源量計算
2.1 選區基礎和方法
有利區優選和資源量計算的主要根據是國土資源部油氣資源戰略研究中心頒發的「全國頁岩氣資源潛力調查評價及有利區優選項目——頁岩氣資源潛力評價與有利區優選方法」。
圖11 貴州省湄潭縣梅子灣下寒武統牛蹄塘組頁岩岩性-岩礦-地化-物性-含氣性綜合剖面
選區基礎：結合泥頁岩空間分布，在進行了地質條件調查並具備了地震資料、鑽井（含參數淺井）以及實驗測試等資料，掌握了頁岩沉積相特點、構造模式、頁岩地化指標及儲集特徵等參數基礎上，依據頁岩發育規律、空間分布及含氣量等關鍵參數在遠景區內進一步優選出有利區域。
選區方法：基於頁岩分布、地化特徵及含氣性等研究，採用多因素疊加、綜合地質評價、地質類比等多種方法，開展頁岩氣有利區優選及資源量評價（表1）。
表1 海相頁岩氣有利區優選參考指標
2.2 有利區和資源量
綜合分析有機碳含量、成熟度、埋深、地表和演化史等條件認為，研究區下寒武統頁岩氣藏發育的有利區主要位於西南部和東北部，前者位於敘永—古藺—習水—丁山1井一線以南，主要包括黔北仁懷區塊和綦江南區塊，後者主要指正安—道真—彭水—利川一線東南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ區塊、湘鄂西Ⅱ區塊和黔渝彭水區塊的東南部（圖12）。
圖12 川東南和鄂西渝東地區下寒武統頁岩氣發育有利區
對研究區下寒武統頁岩氣發育有利區資源潛力評價單元計算表明，頁岩氣發育有利區地質資源量為1.06×1012～6.47×1012m3（中值3.09×1012m3），可采資源量為0.13×1012～0.78×1012m3（中值0.37×1012m3）（表2）。
表2 體積法計算研究區下寒武統頁岩層系頁岩氣有利區地質資源量
續表
3 結 論
1）研究區下寒武統頁岩氣藏發育的有利區主要位於西南部和東北部，前者位於敘永—古藺—習水—丁山1井一線以南，後者主要指正安—道真—彭水—利川—線東南。
2）採用體積法計算出研究區下寒武統頁岩氣有利區地質資源量為（1.06～6.47）×1012m3（中值3.09×1012m3），可采資源量為（0.13～0.78）×1012m3（中值0.37×1012m3）。
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Ⅱ 油砂礦帶特徵
麻江、凱里油砂礦均是一個已知的含油氣系統，它具有烴源層、儲集層和蓋層及上覆岩系完整組合。油砂礦，處於上揚子地台黔南坳陷東部，其沉積具有復雜性，即既有較典型的台地相沉積，也有較典型的盆地相沉積，還有交替型過渡相斜坡沉積。由於區內經歷的構造活動多，控制了「含油氣系統」的縱向多組合；甕安油砂礦屬於一個含油氣系統，即「∈1n」生油、「∈1j」砂體儲、「∈1j」上部泥質岩包繞封蓋；麻江油砂礦屬另一個含油氣系統，即「∈1z」生油，側向「O1—S1-2w」古溶蝕面及孔洞縫儲層儲聚，「S1-2w4」泥質岩封蓋，；凱里虎庄—凱棠油砂礦屬又一個含油氣系統，即側向「S1-2w1+2」生油，「S1-2w2砂體和S1-2w3」砂岩儲層儲聚，「S1-2w4」泥質岩封蓋。
黔東油砂礦的控油構造，形成於加里東構造期的都勻運動及廣西運動，被燕山運動和四川運動（喜山運動早幕）強烈改造、褶皺、抬升、剝蝕形成現今的地質地貌特徵。
圖5-33 麻江—甕安地區油砂資評區塊圖
（一）地層、沉積概況
本區沉積了厚約5 000～6 000m的碳酸鹽岩與碎屑岩交互的上震旦統—三疊系海相地層。油砂礦主要賦存於寒武系下統金頂山組（∈1j）下部的砂體中及志留系翁項群（S1-2w）第二段的砂體（S1-2w2）和第三段砂岩夾層中（S1-2w3）。
（二）構造特徵及發展演化
1.構造特徵
凱里虎庄—凱棠、麻江、甕安等油砂評價區，屬上揚子地台黔南坳陷東部，東鄰雪峰古陸、西接黔中隆起。區內「古斷裂發育」，大致以北東向陝斑斷裂及南北向都勻斷裂為界，區內可分三個油砂賦存單元—黃平凹陷區、麻江凸起區、黔中隆起東端區（圖5-34）。
圖5-34 黔東油砂和瀝青評價區與構造單元劃分圖
2.構造發展演化
加里東早期一中期本區以持續沉降為主，在上揚子平緩褶皺淺變質的基底上，除早震旦世冰水沉積外，沉積發育了「晚震旦世、寒武紀、奧陶紀」繼承性的北東向海相沉積相帶，反映了該時期盆—台格局（東盆、西台）。中奧陶世末的「都勻運動」導致黔南、黔中及黔東地區的整體抬升，奧陶系中統地層幾乎剝蝕殆盡，區內僅剩下奧陶統地層。海水北退至石阡、湄潭、遵義一線之北。在抬升的同時並伴以褶皺、斷裂、即黔中背斜和麻江次級凸起的雛形形成。
都勻運動的抬升持續至早志留世早期，因而龍馬溪組地層沉積僅限於石阡—桐梓一仁懷一線之北。自石牛欄期起，海水自北而南海侵，沉積了本區的翁項群地層。
志留紀末的廣西運動，是加里東期最為強烈的一次地殼運動，早期的褶皺斷裂定型並加強。區內志留系地層廣遭剝蝕，使「S1-2w3」油砂的蓋層減薄。
海西早期—中期，本區東為「雪峰古陸」所限，西為黔中隆起所阻，僅南側有泥盆、石炭系地層漸次上超。海西晚期早二疊世廣泛海侵、沉積覆蓋全區。侏羅紀末—早白堊世早期間的燕山運動，徹底改變了區內的構造格局，經燕山運動（四川運動）強烈改造之後，即形成現今的構造格局。
（三）油氣顯示特徵
評價區的油氣顯示，按其賦存特徵，分為裂縫孔隙型和裂縫溶蝕孔洞型；按油氣的熱演化程度可分為油藏殘余油及活油苗群、油砂（重質油）和瀝青砂及碳質瀝青脈或洞穴瀝青體等等。
1.寒武系的油氣顯示
該層位的油氣顯示最為豐富，油苗群以台江革東五河（∈2k）凱里組雲岩、灰質雲岩裂縫晶洞中褐黃色輕質原油為代表並伴以大量「降解軟瀝青」。在「盆—台」過渡相帶的丹寨—鋼仁等廣闊斜坡相帶，其各種類型塌積體內的溶蝕孔洞縫中碳質瀝青—碳瀝青、瀝青脈比比皆是。例如，丹寨「古油藏」和銅仁「古油藏」就是較典型的代表，瀝青均分布在∈2～∈3等層段中，當適時的構造運動發生，油氣就可以從新分配，為上覆儲滲體提供油源，其中丹寨「古油藏」及其有關的烴源岩，就可以是麻江「古油藏」的油源。甕安油砂是裂縫孔隙型油氣顯示，其下伏的明心寺組（∈lm）灰岩溶蝕縫洞中也見瀝青，烴源岩牛蹄塘組（∈1n）上段灰岩夾層溶孔中見瀝青，重晶石球體中晶包烴十分豐富等。
2.志留系的油氣顯示
志留系的油氣顯示亦很豐富，既有裂縫孔隙型。也有生物體腔型和溶蝕縫孔型；既有液態油，也有油砂和瀝青砂。其分布范圍也較廣泛，大致沿湄潭—思南以南，鎮遠—三都以西，三都—都勻墨沖以北。都勻—福泉以東多有分布。其中以凱里虎庄—旁海—凱棠的殘余油藏及油砂最為典型，且連片分布；次為麻江「古油藏」的油砂—瀝青砂；再次為石阡本庄高王背斜「S1-2w3」生物點礁殘余油藏。
麻江地區的「S1-2w3」黑砂岩，經各家石油地質工作者多年研究後，最終確認該黑砂岩是地史中的含油砂岩，因構造運動抬升而暴露地表的演化產物，它具有原油的地化特徵如熒光性、可溶性等。
評價區北側的石阡本庄—白沙地區，是黔北川南早志留世石牛欄殼相地層東延末稍部位。相當於「S1-2w2上—S1-2w3下」地層的生物灘灰岩或點礁灰岩的裂縫及溶蝕孔洞和生物體腔中，常見大量輕質原油或氧化瀝青。呈對稱分布於今「高王背斜」的北端兩側。該地區在地史中屬黔中背斜的東傾沒端北東翼，地伏有「S11—S1s」較好的泥質岩類烴源岩，且向北東延伸方向變好，因而極可能是評價區凱里地區「S1-2w2+3」油砂的烴源所在（此二地相距90～100km）。
（四）烴源岩
從油源的分析結果看出，與本區「∈1j」油砂和「S1-2w3」油砂或瀝青砂有關的烴源層主要是「∈1和S1-2w1+2」等兩個層段。
黔東地區下古生界，發育有近3 000～5 000m海相泥質岩及碳酸鹽岩，其中「∈」地層廣布全區，「S」地層發育於評價區北東側，是烴源岩賦存的主要層系。目前對烴源岩的有效性評價，常採用有機質豐度指標，並結合有機質的成熟程度和有機質類型等綜合述評。前面的分析指出，區內油氣顯示豐富，這無凝說明區內的有機質是成熟的，而且也排出了油氣。原油、油砂、瀝青砂均有，反映熱演化程度不高。海相沉積的事實，反映有機質類型總面貌是過渡型偏腐泥型。本文採用有機殘碳豐度結合沉積與熱演化程度評價區內烴源岩的有效性。
（五）儲層特徵
從油氣顯示特徵看，評價區有碳酸鹽岩類儲層和碎屑岩儲層兩類，而油砂瀝青砂主要賦存於後者，這類儲層有寒武系下統金頂山組（∈1j）中下部細—中—粗粒石英砂岩和志留系翁項群二段（S1-2w2）及三段（S1-2w3）中—細粒石英砂岩夾粗粒石英砂岩條帶。
1.寒武系下統金頂山組（∈1j）砂岩儲層
砂體發育於「金頂山期」的台緣相帶。以甕安朵丁剖面為例，縱向上由含礫中—粗粒石英砂岩、細—粉粒石英砂岩夾含礫泥質粉砂岩組成，具正粒序特徵，即下部粗，中上細。砂岩集中段厚64m，油砂岩富集於中下部，向上即變為條帶狀。砂岩極不均質，據薄片觀察，石英粒有次生加大但因瀝青阻擋而不明顯，粒間孔被瀝青和勢，且具逆粒序特徵，即下細上粗，以黃磷質充填，且粒間孔全為方解石被溶蝕而成（次生），面孔率一般達15%左右，最高達18%，孔徑一般為0.2～0.3mm，最大達0.9～1.0mm。瀝青充填剩餘孔隙度為1.99%，滲透率1.76×10-6μm2。
砂體橫向變化較大（圖5-35），向東有變粗變厚的趨勢，以重安坪剖面為例，縱向上、中下部為中—細粒砂岩、中部為泥質粉砂岩、上部為含礫粗—中粒石英砂岩，砂岩段厚120m，砂岩集中段厚46m，含油氣性不詳；向西變細，幾乎全為細—粉粒石英砂岩。甕安三岔塘，砂岩段厚75m，僅中下部夾中粒石英砂岩條帶，偶見瀝青；再向西至玉華一帶相變為薄層粉砂岩與砂質泥岩互層，不見瀝青痕跡。
對瀝青砂，我們作了南北向追蹤，向南至下嵐關花橋村大窩凼，瀝青砂可見4層，累計厚8.7m。砂岩為中—細粒石英砂岩、砂岩集中段厚約45m，預計油砂還可向南延伸，但到牛場西側桅桿坪相變為粉砂岩與砂質泥岩互層，不見瀝青了；向北至金好石關村，砂岩為中—細粒石英砂岩夾礫狀粗砂岩，砂岩集中段厚50多m，見瀝青砂層3層，共厚8m，油砂向北延伸至草塘新寨砂岩以細砂岩為主見瀝青砂岩3層，厚2.5m。至余慶小鰓一帶，該砂體相變為鈣質粉砂岩，未見瀝青。
圖5-35 翁項地區寒武系下統金頂山組（∈1j）油砂層與下伏岩性柱狀對比圖
2.志留系翁項群砂岩儲集層
評價區內志留系翁項群的砂岩儲集層有兩套：翁二段下部（S1-2w2）和翁三段砂岩（S1-2w3）。前者是凱棠地區和旁海地區的富油砂層，後者是麻江古油藏的主力儲層，也是虎庄復向斜的主力油砂層，旁海地區和凱棠地區的次油砂層。
（1）翁項群第二段（S1-2w2）砂岩儲層。此段砂岩儲層，分布於（S1-2w1+2）下部，為中—細粒石英砂岩，一般厚0.8～4m，凱棠—旁海一帶是主要分布區，且均是油砂岩。由凱棠向東南方向至逆沖斷帶之下有變厚趨勢，向西向北漸薄。
據凱哨1井和水珠1井取心製片觀察，可見該石英砂岩儲層均質性極差，石英無次生加大，孔隙中多為泥質、原油混雜充填，局部可見原油或瀝青充填於原生孔隙中，或方解石和泥質雜基充填於原生孔隙中且均被原油侵染，砂岩中還混有生物屑和泥質斑塊，含「瀝青」5%左右。
據凱棠11井取樣測試（石油八普，1972），砂岩孔隙度10.24%～11.35%，滲透率6.79×10-3～15×10-3μm2。
（2）翁項群第三段（S1-2w3）砂岩儲層。翁三段（S1-2w3）砂岩儲層廣泛分布於黔東及黔東南地區，是麻江「古油藏」的主要儲層和凱里「殘余油藏」的主要油氣層，也是我們研究和評價的主要油砂層。
本段砂岩儲層為濱海相砂壩體，厚度較為穩定。一般為20～38m厚的粉—細粒石英砂砂夾厚度不定的中粒石英砂岩和砂質泥岩及泥岩、其砂泥比多大於2:1，其中砂岩集中段厚多在11～36m之間，南部和北部分布層位較高，厚度大，且北部粒度較粗。例如，南部三都中岩寨—都勻王司段厚達80～166m，砂岩集中段厚35～160m，北部麻江磨刀石厚達65m，砂岩段厚44m。下部較細，為粉砂夾細粒砂岩，中及上部為細砂岩夾中—粗粒石英砂岩。在麻江地區，總的特點是粒度較細，大致以麻江磨刀石一麻江—都勻洛邦—王司一線之西為細砂粒級，之東為細砂—中砂粒級為主夾粗砂層或條帶；麻江谷洞—都勻一線之西相變為粉砂質鈣質泥岩夾砂質灰岩等非儲層。
大致以「陝斑斷層」為界，北部的凱里地區「S1-2w3」儲層內，多見的是液態油或生物降解瀝青，此岩段一般厚55～80m，砂岩集中段厚55～65m，北部厚而細，南薄而粗，東薄較細，中部細、西厚而粗（圖5-36、圖5-37）。東部的旁海—凱棠地區，一般厚50～70m，東厚而粗，西薄而較細。
藉助薄片觀察，砂岩的儲集空間多被瀝青占據，其空間類型主要為原生孔隙，次生孔隙及裂縫。原生孔隙主要是粒間孔、次生孔為粒內溶孔，裂縫主要是構造縫和成岩縫，其中粒間孔是油砂和瀝青砂的主要儲集類型。區內分選較好，磨園也較好的中—細粒砂岩，原生孔隙較發育，面孔率達12%～15%，僅局部石英次生加大，佔去原生孔隙5%左右，其餘原生孔均為「油砂」充填。
圖5-36 凱里虎庄志留系翁項群（S1-2w）地層與油砂層（S1-2w3）岩性柱狀剖面對比圖
圖5-37 凱里地區翁三段砂岩儲層粒度變化及沉積厚度等值線圖
（六）油氣充注成藏分析
從生儲蓋組合特點以及油源對比分析結果認為甕安「油砂礦」、麻江「古油藏」和凱里殘余油藏各自有不同的油氣充注成藏模式。
圖5-38 麻江古油藏成藏模式圖
1.麻江「古油藏」
麻江「古油藏」的成藏時間有多種看法，一種認為古油藏形成於加里東晚期，或奧陶系地層沉積之後，理由是烴源層「∈1」有機質生油高峰為早奧陶世，之後即有大量油氣運移。實際上，此期間正為「S1-2w1+2」無沉積的剝蝕期，且歷時長達8～12Ma之久，這種無蓋層的情況，油氣難以保存成藏。在對區內油氣和有機質（煤）的熱演化程度綜合研究之後，認為成藏時間大致在「S1-2晚—D1中」（418～398Ma），這期間雖有「廣西運動」褶皺斷裂活動發生，但其所產生的東西向斷裂及北東向「古斷裂的活化」，為下伏和側向（東側盆相∈1）烴源向上運移提供了良好的通道條件（見圖5-38），此次構造運動所伴生的抬升剝蝕，有可能對蓋層（S1-2w4）產生影響，據對麻江—都勻一帶「麻江古凸起」最高部位的觀察，其蓋層（S1-2w4）仍有35m以上的保存，在上覆岩系的覆壓下，其封堵性是有效的，能保存下伏岩性構造復合型油氣藏。在上覆岩系的覆壓下，其封阻性是有效的，能保存下伏岩性構造復合型油氣藏。
2.甕安「古油藏」
甕安油砂礦是一個由同期異相沉積包繞的砂體。該砂體自沉積形成之時起，就伴隨都勻運動黔中隆起雛形的形成，至廣西運動定型，始終疊覆於「隆起」的東傾沒端的上傾方向（圖5-39），捕獲油氣的構造條件優越。據地腹烴源層有機質成烴演化推算結果成藏時間大致在P2末—T2中（246～237Ma），這期間沒有強烈的構造活動，生儲蓋保存良好，構造與油氣活動匹配好形成岩性油氣藏。
圖5-39 甕安、凱里虎庄—凱棠成藏模式圖
3.凱里「殘余油藏」
凱里地區志留系含油系統在都勻運動之後形成，東受限於雪峰古陸，西止於黔中隆起東端斜坡，向南為漸收斂的濱岸沉積，向北及北東向開放，為前濱—台地—台盆沉積。儲層砂體（S1-2w3）分布在與古隆起有關的斜坡部位。加里東期末的廣西運動，黔中隆起和麻江凸起褶皺隆升定型，凱里地區為斜凹部位。翁項群保存較完好，儲層（S1-2w3）砂體的展布有繼承性、直至J末—K1的燕山運動之前。據油源分析，該區油源來自志留系本身的側向油源，成藏期為J1初—J2早（207～166Ma）。由此看出，進油期與古構造匹配較好，從圖5-39可以看出凱里地區油砂和殘余油氣層的充注形成主要與加里東期古構造的關系密切而形成的岩性油氣藏。
（七）油砂礦的形成演化破壞、保存與分布特徵
油砂單指含有原油或瀝青的砂岩。評價區的油砂，是「古油藏」因燕山運動褶皺斷裂而初步解體，繼而抬升，再經四川運動改造之後大部分含油層暴露地表而形成的次生油砂。
1.麻江瀝青砂含礦區
麻江次生瀝青砂（S1-2w3）含礦區，是麻江「古油藏」於「S1-2晚—D1中」進的油，廣西運動遭受局部生物降解，海西期深埋，烴源岩的過熟增生烴類不斷注入，造成「古油藏」內原油的「脫瀝青作用」及本身的「歧化作用」，輕組份再分配。海西晚期—印支晚期大體上均是持續深埋。主要是油氣的「歧化作用」，並演化為瀝青砂。經燕山運動和四川運動之後，「古油藏」解體，形成現今的殘留斷塊狀次生瀝青砂礦區，在古凸起高部位僅零星保存，翼部有成片保存（見圖5-40）。
圖5-40 麻江地區「S1-2w3」瀝青砂礦區地質略圖
2.甕安油砂礦
甕安油砂（∈1j）含礦區，甕安古油藏是於「P2末—T2中」進的油，主要經歷海西晚期—印支早期的較深埋藏。烴源層有機質和儲層油氣的熱演化程度不高，因而「脫瀝青作用」弱，原油的「歧化作用」不強，同樣在經歷燕山運動和四川運動之後而部分暴露地表，經水洗菌解氧化、地表為瀝青砂，在甕安寬向斜有大片保存（見圖5-41）。
3.凱里油砂礦
凱里油砂礦，是凱里「岩性構造油氣藏」，經燕山運動和四川運動改造抬升之後而部分暴露地表又經水洗菌解氧化，地表為油砂。埋深25m 之下為重質原油。在野山向斜和凱棠向斜分布有「S1-2w2和S1-2w3」兩套油砂，在虎庄復向斜中為「S1-2w3」殘余油氣層，邊部為似瀝青砂。
圖5-41 甕安「∈1j」油砂礦地質略圖
Ⅲ 烴源岩綜合評價及資源量估算
（一）評價指標及標准
我國南方中、古生界海相碳酸鹽岩分布廣，厚度大，有機質豐度總體很低，絕大多數樣品TOC值＜0.2%。根據近期研究成果和認識以及野外實地地質調查，認為碳酸鹽岩並非南方和研究區主要烴源岩。研究結果表明，滇黔桂地區從下泥盆統到下三疊統7個層位3704個碳酸鹽岩TOC平均含量為0.16%，各層系平均值為0.02%～0.18%，顯然屬非烴源岩；而2128個泥岩的TOC平均含量為0.62%，各烴源層系的平均值為0.65%～1.51%，表明泥岩才是主要烴源岩。
由於本區烴源岩熱演化程度普遍較高，氯仿瀝青「A」、總烴等表徵烴源岩有機質豐度的指標均已失效，因此，主要採用熱穩定性較好的TOC值來表徵本區烴源岩有機質豐度。根據前人研究成果以及研究區實際情況，本次研究採用0.5%作為有效烴源岩TOC下限值，並採用下列分級評價標准(表4-1)。
表4-1 烴源岩有機質豐度評價指標及分級標准
(據梁狄剛，2008)
同樣，受熱演化影響，烴源岩有機質類型評價指標H/C原子比、O/C原子比和氫指數等均已失效，只有乾酪根鏡鑒和乾酪根碳同位素值能較好的表徵烴源岩有機質類型。而鏡質體反射率Ro或瀝青反射率Rb則是表徵高熱演化烴源岩成熟度的有效參數，並常以Ro值1.3%～2.0%表示高成熟階段，Ro值＞2.0%表示過成熟階段。
（二）綜合評價
1.震旦系及下古生界
（1）下震旦統陡山沱組
下震旦統陡山沱組烴源岩主要分布在黔南坳陷東部斜坡至盆地相區，為一套黑色泥岩、頁岩。該套烴源岩一般厚10～25m，最厚75m（遵義松林剖面）；獨山鼻狀凸起東部的三都渣拉溝剖面發育數十米厚的陡山沱組黑色泥岩，系統采樣分析表明其TOC值含量較高，為0.4%～3.0%；烴源岩乾酪根碳同位素為－31.5‰～－31.8‰，表明其有機質類型為Ⅰ型，總體已達超成熟階段(相當於Ro＞3.0%)，僅在甕安-凱里一帶小范圍內為過成熟階段。飽和烴色譜分析表明烴源岩具有低等生源母質特徵和高熱演化特徵(表4-2)。因此總體為一套地區性中等-好烴源岩。
表4-2 黔南坳陷烴源岩飽和烴色譜參數
圖4-1 貴州麻江羊跳寨剖面有機地球化學綜合柱狀圖
（2）下寒武統牛蹄塘組
下寒武統牛蹄塘組烴源岩主要分布在黔南坳陷及其北部廣大地區，主要為黑色（炭質）泥岩、頁岩，厚50～400m。出露的地層剖面主要分布於黔南坳陷中東部的三都(稱渣拉溝組)和麻江等地區，坳陷北部的清鎮-甕安-余慶一帶均有分布，坳陷中西部地區雖未有出露，但根據最新地震資料推測坳陷內的安順凹陷和長順凹陷均發育較厚的該套烴源岩。
黃平淺凹南緣的麻江羊跳寨剖面牛蹄塘組烴源岩厚100m左右，根據本次系統密集采樣分析(47個樣品)，烴源岩TOC值最高可達8%，一般2.0%～3.5%，烴源岩TOC高值主要分布在該組中下部，由下往上總體具有變低的趨勢(圖4-1)。TOC值大於2.0%的樣品佔55%(圖4-2a)，總體為一套好～極好的烴源岩。
獨山鼻狀凸起東部的三都渣拉溝剖面下寒武統渣拉溝組黑色泥質烴源岩厚度達150m左右，共系統密集采樣88個，其TOC高值亦主要分布於該組中下部(圖4-3)，最高可達15%，往上隨顏色變淺和粉砂質含量增加TOC值逐漸降低。TOC值大於2.0%的樣品佔61%(圖4-2b)，為一套好～極好的烴源岩。
此外，在黃平淺凹北緣的甕安朵丁關剖面亦發育厚達100m以上的牛蹄塘組黑色(深灰色)泥質烴源岩(圖4-4)，26個樣品TOC分析表明，其值最高達8.15%，牛蹄塘組下部厚約70m的黑色炭質泥岩段有機碳含量均在4.5%以上，往上隨粉砂質、鈣質含量增加和顏色變淺其TOC值趨低。分析結果表明，TOC值大於2.0%的樣品佔41%(圖4-2c)，總體為好～極好的烴源岩。
圖4-2 羊跳寨剖面、渣拉溝剖面和甕安朵丁關剖面牛蹄塘組（渣拉溝組）烴源岩TOC頻率分布圖
下寒武統牛蹄塘組烴源岩乾酪根碳同位素值為－26.7‰～－35.8‰，絕大部分小於－30‰（圖4-1，圖4-3，圖4-4），表明其有機質類型主要為Ⅰ型；烴源岩乾酪根鏡鑒表明其顯微組分主要為腐泥組，有機質類型主要為Ⅱ1型（表4-3）。綜合認為其有機質類型主要為Ⅰ型。
圖4-3 貴州三都渣拉溝剖面有機地球化學綜合柱狀圖
圖4-4 貴州甕安朵丁關剖面有機地球化學綜合柱狀圖
表4-3 黔南坳陷烴源岩乾酪根顯微組分及類型
羊跳寨剖面牛蹄塘組烴源岩乾酪根鏡質體反射率值為2.00%～3.34%；朵丁關剖面牛蹄塘組烴源岩乾酪根鏡質體反射率值為1.95%～2.78%；三都渣拉溝剖面渣拉溝組烴源岩乾酪根鏡質體反射率值為2.89%～3.96%；均表現為過成熟階段的特徵。受熱演化程度影響，下寒武統烴源岩氯仿瀝青「A」含量及熱解生烴潛量均很低。此外，飽和烴色譜分析表明下寒武統牛蹄塘組（渣拉溝組）烴源岩有機質主要來自低等生源，並具高熱演化特徵(表4-2)。
（3）下志留統
下志留統泥質烴源岩主要分布在黔中隆起北部，黔南坳陷中東部地區下志留統泥質岩有機碳含量低，主要為泥岩和粉砂質泥岩，如凱里洛棉剖面翁二段和翁四段灰色、灰綠色泥岩，有機碳含量均低於0.5%。此外，洛棉剖面中奧陶統大灣組灰綠色、紫紅色泥灰岩TOC含量亦很低。它們在研究區均不是有效烴源岩。
（4）小結
綜上所述，下寒武統牛蹄塘組(渣拉溝組)烴源岩是黔南坳陷發育的一套區域分布、厚度較大、有機質豐度很高的優質烴源岩。該套烴源岩可為黔南坳陷及周緣地區提供豐富的成烴物質基礎，是黔南坳陷下古生界最主要的烴源岩。
2.上古生界
（1）下泥盆統烴源岩
下泥盆統烴源岩主要分布在桂中坳陷及黔南坳陷的長順凹陷及周緣。桂中坳陷下泥盆統優質烴源岩主要分布於下泥盆統上部台盆相塘丁組（相當於埃姆斯期）（圖4-5），與台地相的四排組為同期異相沉積，岩性主要為黑色泥頁岩、鈣質泥岩，富含竹節石等化石，形成於深水-次深水盆地相，主要分布於南丹、河池、宜州等地區，一般厚為50～200m，南丹一帶最大厚度大於500m。
南丹羅富剖面系統采樣分析表明樣品的TOC值為0.65%～4.70%，平均為1.85%，另據韋寶東等（2004）其TOC值最大可達5.69%；有機碳含量大於1.0%的樣品佔72%，大於2.0%的佔40%（圖4-6），根據烴源岩TOC值與原始生烴潛量之間的關系，其原始生烴潛量可達10mg/g以上，表明其主要為中等-很好的烴源岩。
桂中1井下泥盆統泥質岩及碳酸鹽岩TOC值總體很低（圖4-7），均低於0.5%，主要與其總體處於台地相環境有關，一方面泥質岩不發育，主要發育碳酸鹽岩，碳酸鹽岩鏡下觀察可見大量固體瀝青，因此分析結果主要是儲層殘留有機質的TOC值；另一方面台地相環境不利有機質富集、保存。
下泥盆統塘丁組烴源岩乾酪根顯微組分主要為腐泥組（表4-4），相對含量為38.7%～89.7%，其次為鏡質組，有機質類型總體為Ⅱ型；烴源岩乾酪根碳同位素值為-27.80‰～-26.84‰（圖4-8），總體亦為Ⅱ型有機質，與乾酪根鏡鑒結果一致。
圖4-5 桂中坳陷南丹羅富剖面塘丁組烴源岩地球化學剖面圖
羅富剖面下泥盆統塘丁組烴源岩Ro值為1.33%～1.76%（表4-5），總體處於高成熟階段。桂中1井下泥盆統樣品的瀝青反射率換算成鏡質體反射率為2.76%～3.62%，處於過成熟階段，成熟度存在較大差異的原因一方面可能與測試對象有關，另一方面可能主要與坳陷內外熱演化程度存在較大差異有關。總體看來桂中坳陷下泥盆統處於高過成熟階段。
羅富剖面塘丁組烴源岩抽提物飽和烴色譜分析表明其主峰碳較低，介於C16-C24之間， nC21-/nC22+為0.53～4.25nC21+nC22/nC28+nC29為1.00～10.41，Pr/Ph為0.76～1.64，Pr/nC17為0.35～0.87，Ph/nC18為0.30～0.75，大部分樣品正構烷烴碳數分布具前高後低的雙峰形態。上述特徵總體表明其具有還原環境、以低等水生生源母質為主的生源特徵。
圖4-6 桂中坳陷羅富剖面D1t烴源岩有機碳分布
圖4-7 桂中1井樣品TOC值分布圖
表4-4 桂中坳陷羅富剖面烴源岩乾酪根顯微組分及有機質類型
續表
圖4-8 桂中坳陷中下泥盆統烴源岩乾酪根碳同位素值
總之，桂中坳陷下泥盆統盆地相烴源岩有機質豐度高，類型較好，熱演化程度高，總體為該區一套較優質海相烴源岩。
表4-5 桂中坳陷中下泥盆統烴源岩乾酪根Ro值
續表
（2）中泥盆統烴源岩
桂中坳陷中泥盆統優質烴源岩主要分布於中泥盆統上部台盆相羅富組（相當於吉維特期），與台地相的東崗嶺組為同期異相沉積，岩性主要為黑色泥頁岩、鈣質泥岩、泥灰岩，形成於深水－次深水盆地相，分布范圍較下泥盆統更廣，主要分布於南丹、河池、宜州、柳州、鹿寨、來賓等地區，一般厚100～400m，最厚可達600m以上，其中以南丹大廠一帶最為發育。
南丹大廠剖面系統采樣分析表明樣品的TOC值為0.53%～4.74%，平均3.14%，據韋寶東等（2004）其TOC值最大可達9.46%；有機碳含量大於2.0%的佔85.7%，大於3.0%的樣品佔57.1%（圖4-9），85.7%的樣品原始生烴潛量大於6mg/g，最大可達20mg/g以上，因此主要為很好烴源岩。
桂中1井中泥盆統泥質岩及碳酸鹽岩TOC值總體很低（圖4-7），只有一個樣品的TOC值超過0.5%，這仍與其總體處於台地相環境有關。
圖4-9 桂中坳陷大廠剖面D2l烴源岩有機碳分布
桂中坳陷中泥盆統羅富組烴源岩乾酪根顯微組分主要為腐泥組（表4-6），相對含量為40.3%～87.7%，其次為鏡質組，有機質類型主要為Ⅱ型；烴源岩乾酪根碳同位素值為-27.44‰～-24.84‰（圖4-8），亦總體為Ⅱ型有機質，與乾酪根鏡鑒結果一致。
表4-6 桂中坳陷大廠剖面烴源岩乾酪根顯微組分及有機質類型
大廠剖面羅富組烴源岩鏡質體反射率Ro值為1.53%～2.03%（表4-5），總體處於高過成熟階段。桂中1井中泥盆統樣品的瀝青反射率換算成鏡質體反射率為2.24%～2.95%，處於過成熟階段。推測成熟度存在較大差異的原因與下泥盆統相似。總體看來桂中坳陷中泥盆統處於高過成熟階段。
大廠剖面羅富組烴源岩抽提物飽和烴色譜分析表明其主峰碳分布范圍較廣，為C18～C29，nC21-/nC22+ 為0.18～1.54，nC21+nC22/nC28+nC29為0.34～3.00，Pr/Ph為0.75～1.03，Pr/nC17為0.59～0.99，
Ph/nC18為0.59～0.81，大部分樣品正構烷烴碳數分布具前低後高的雙峰形態。上述特徵總體體現其具有還原環境的混合型母質來源，高碳數可能代表宏觀底棲藻類或高等陸生植物的生源輸入。
此外，桂中坳陷中泥盆統烴源岩分散采樣分析結果表明，其TOC值亦總體較高，為0.14%～3.60%（表4-7），平均1.36%，8個樣品TOC值大於0.5%的有7個；烴源岩乾酪根鏡鑒表明其有機質類型主要為Ⅱ1型，其次為I型；Tmax值及Ro值表明其總體處於高成熟階段（表4-7）。
（3）下石炭統烴源岩
下石炭統泥質烴源岩主要分布於黔南坳陷中西部和桂中坳陷北部，厚達50～500m，在南丹-河池一帶厚度最大，可達550m以上。黔南坳陷獨山白虎坡剖面下石炭統祥擺組泥質烴源岩與砂岩互層產出，累積厚度達50m以上，有機碳含量高，TOC值大於2.0%的樣品佔46%(圖4-10a)，總體為好～很好烴源岩，只是分布面積及厚度規模較小。此外，平塘甘寨剖面亦發育下石炭統祥擺組泥質烴源岩，系統采樣分析表明，其TOC值總體較高，18個樣品TOC值均大於1.0%，介於1.0%～2.0%之間和大於2.0%的樣品各佔50%(圖4-10b)，其中TOC值最高達5.21%。
桂中坳陷下石炭統烴源岩分散采樣分析結果表明其TOC值總體較低，為0.17%～0.83%（表4-8），平均0.44%，10個樣品中TOC值大於0.5%的有3個；烴源岩乾酪根鏡鑒表明其有機質主要為Ⅱ1型，其次有少量I型和Ⅱ2型；Ro值為1.47%～1.96%，處於高成熟階段。
由上可知，下石炭統烴源岩在黔南坳陷較為發育，有機質豐度高，在桂中坳陷主要為差烴源岩和非烴源岩。
圖4-10 黔南坳陷獨山白虎坡剖面和平塘甘寨剖面下石炭統祥擺組烴源岩TOC頻率分布圖
此外，二疊系、三疊系在桂中坳陷僅零星分布，且出露地表，已無生烴、成藏意義；黔南坳陷主要分布在西部地區，且局部發育較高TOC值的薄夾層烴源岩，但限於規模以及大部分處於淺層及暴露地層，其生烴、成藏意義亦不大。
表4-7 桂中坳陷中泥盆統分散采樣烴源岩地球化學參數表
表4-8 桂中坳陷下石炭統分散采樣烴源岩地球化學參數表
（4）小結
綜上所述，中泥盆統烴源岩是研究區上古生界最主要的烴源岩，烴源岩有機質豐度高，類型較好，熱演化程度高，是該區一套優質的海相烴源岩。
（三）評價方法分類及優選
目前國內外的資源評價方法主要有類比法、成因法、統計法等三大類方法。不同勘探程度地區採用的方法有所不同。勘探程度較低，以成因法和類比法為主，統計法為輔；勘探程度相對較高，以類比法和統計法為主，成因法為輔。
統計法主要包括油藏規模序列法和油藏發現序列法等，用於勘探程度高的地區。因黔南桂中坳陷尚未發現工業性油氣藏，勘探程度總體很低，因此本次主要採用成因法和類比法對其進行資源評價和估算。
在方法的實際應用中，成因法的運聚系數由刻度區類比而來，因此它實際上是一種盆地模擬、類比復合方法，從而較為合理地解決了資源量估算關鍵參數的取值問題，估算結果亦比較符合盆地實際；類比法主要採用刻度區面積豐度類比法，分別選取類比刻度區和評價區進行類比和資源量估算。
（四）資源量估算
黔南桂中坳陷勘探程度低，依據基本油氣成藏條件的研究成果和認識，認為兩坳陷具備常規油氣（含原油裂解氣）和非常規天然氣（頁岩氣）兩種油氣資源。本書利用類比法和成因法對其遠景資源量進行了估算。
1.桂中坳陷
（1）常規油氣資源量估算
1）類比法
根據第三輪資源評價成果，選取與桂中坳陷油氣地質條件類似的川南低陡構造帶作為類比刻度區，對桂中坳陷8個次級構造單元進行了類比地質評價(表4-9)，估算了各自的天然氣資源量(圖4-11)，求和算得桂中坳陷50%概率下的天然氣資源量為6481.68×108m3(表4-10)。
表4-9 川南刻度區及桂中坳陷各次級構造單元地質評價打分表
續表
表4-10 桂中坳陷類比法資源量估算表
平面上，桂中坳陷天然氣資源主要集中在柳江低凸起、環江淺凹、宜山斷凹、紅渡淺凹和馬山斷凸，羅城低凸起、柳城斜坡和象州淺凹相對較少(圖4-11)。資源豐度相對較高的次級構造單元主要為馬山斷凸、柳江低凸起、紅渡淺凹和宜山斷凹。
圖4-11 桂中坳陷各次級構造單元天然氣資源分布圖
圖4-12 桂中坳陷天然氣資源量層系分布圖
縱向上，桂中坳陷天然氣資源主要賦存於泥盆系，石炭系較少(圖4-12)，這一方面與泥盆系烴源條件好於石炭系有關，更重要的是坳陷內部大部分石炭系均裸露地表，泥盆系保存條件優於石炭系。
2）成因法
具體採用了有機碳法對桂中坳陷生烴量進行了估算，模擬網格1km×1km，實際模擬節點43876個，實際模擬面積43876km2。烴源岩包含中下泥盆統泥質烴源岩和下石炭統泥質烴源岩，估算結果見表4-11。
經結合類比法可確定桂中坳陷天然氣運聚系數為2‰左右，從而估算出本坳陷天然氣資源量為6799.82×108m3；油運聚系數選取1%，從而估算出本坳陷油資源量為5.18×108t。
表4-11 桂中坳陷各層系烴源岩生烴量表
3）常規油氣資源量估算結果
由於前兩種方法估算天然氣資源量結果比較接近，故採用平均法求得桂中坳陷的天然氣資源量為6641×108m3（不含原油裂解氣），石油資源量為5.18×108t（不含古油藏）。
（2）裂解氣資源量估算
桂中坳陷裂解氣資源量的估算主要基於桂中1井區古油藏作為刻度區，經過綜合反算求取。
主要流程包括估算桂中1井區瀝青儲量，估算桂中1井區原始常規原油儲量，估算原油裂解氣聚集量，再根據桂中1井區烴源岩供烴條件(面積、厚度等)和裂解氣聚集量的關系估算裂解氣資源豐度，依據資源豐度和桂中坳陷不同層系的烴源岩面積估算桂中坳陷裂解氣總聚集量。
桂中1井區瀝青及裂解氣資源量估算
桂中1井區含瀝青儲層面積為圈閉面積乘以有效系數取得；厚度根據桂中1井測井顯示有效儲層厚度估算；殘余孔隙度據桂中1井測井孔隙度；固體瀝青與原油體積（孔隙體積）的比值據秦建中等（2007）正常原油裂解後固體瀝青與原油的體積比為30%～38%；固體瀝青密度據秦建中等（2007）川東北地區碳酸鹽岩中儲層固體瀝青數據，為1.3g/cm3。估算公式為
瀝青儲量=儲層分布面積×厚度×瀝青/儲層岩石體積比率×固體瀝青密度（4-1）
估算結果桂中1井區50%概率下的瀝青儲量為6.34×108t（表4-12）。原油裂解為固體瀝青後的殘余重量百分比參數取值據秦建中等（2007）正常原油熱裂解產物中的殘余固體瀝青的重量百分比為45%～53%，由正常原油裂解後殘余固體瀝青占原油的重量百分比為45%～53%反推可知：桂中1井區早期聚集原油儲量約為
6.34×108t/0.5（取百分比為50%）=12.68×108t
桂中1井區原油裂解氣資源量估算：
12.68×108t/2=6.34×108t(油當量),相當於7930×108m3裂解氣。
運聚系數取10%，則裂解氣資源量為793×108m3。
表4-12 桂中1井區古油藏瀝青儲量估算表
2）桂中坳陷裂解氣資源量估算
在桂中1井區，其供烴面積參數主要基於構造圖和構造區劃圖獲取。當烴源岩成熟之後，位於生烴凹陷的烴源岩將依據勢能原理向四周排烴，其中向桂中1井區排烴的烴源岩面積為4640km2（圖4-13）。桂中坳陷有利烴源岩分布面積約30000km2,從而估算出桂中坳陷裂解氣總資源量為
圖4-13 桂中1井區古油藏及供烴面積分布圖
Qc=793×108m3/4640km2×30000km2=5127×108m3
（3）非常規天然氣（頁岩氣）資源量估算
頁岩氣以吸附和游離兩種狀態同時賦存於泥頁岩中，天然氣的富集兼具有煤層氣、根緣氣和常規儲層氣的機理特點，表現為典型的天然氣吸附與脫附、聚集與逃逸的動態過程，資源量估算方法需相應調整和考慮；當頁岩物性超出下限(孔隙度小於1%)、頁岩含氣量達不到工業標准或者埋藏深度超出經濟下線(埋深4km)時，頁岩氣資源量估算結果宜採取適當辦法予以從總量中扣除。
關於頁岩氣資源量的估算，本書主要採用成因法（體積法）和類比法，綜合得到資源量數據。
1）成因法估算頁岩氣資源量
剩餘資源分析法適用於頁岩氣勘探開發早期，資源量估算採用以下公式求得：
Qs=Q－Qn （4-2）
其中：Qs為能解吸的頁岩氣資源量；Q為總生氣量；Qn為總逸散量與不能解吸的吸附氣量之和。
在桂中坳陷，依據常規資源評價的結果，中泥盆統羅富組、下石炭統岩關組兩個層系總生氣量Q=2162.97/43876×20000=985.95×108t油當量，在熱演化程度較高的地區(Ro＞3%)，排烴系數取值為90%，不能解吸的吸附氣量暫按殘留頁岩氣的90%估算，則
總逸散量=Q×90%=887.36×108t油當量
不能解吸的吸附氣量=(Q－Q×90%)×90%=88.73×108t油當量
Qn=976.09×108t油當量
Qs=Q－Qn=985.95－976.09=9.86×108t油當量，相當於12325×108m3頁岩氣。
2）類比法估算頁岩氣資源量
將桂中坳陷泥盆系、石炭系頁岩的地質特徵與美國頁岩氣盆地對比後發現（表4-13，表4-14），無論是在盆地特點，還是源岩條件抑或是儲集性能等方面，頁岩氣地質條件都與美國福特沃斯（FortWorth）盆地Barnett具有明顯的可比性。因此可採用福特沃斯盆地的頁岩氣系統作為類比標准區，用地質類比法對桂中坳陷頁岩氣的資源潛力進行評價。
在運用類比法進行資源量估算的過程中，對結果影響較大的關鍵參數是油氣資源豐度。福特沃斯盆地已進入頁岩氣開發程度較高階段，資源量的測算較為准確。福特沃斯盆地面積為3.81×104km2及其資源量為（1.65～9.26）×1012m3，資源豐度為（0.43～2.4）×108m3/km2，考慮與桂中坳陷地質條件的差異性，桂中坳陷平均資源豐度取值為0.56×108m3/km2。根據表4-15提供的數據並以桂中坳陷頁岩區域面積2.0×104km2為基礎，估算可得桂中坳陷泥盆系、石炭系頁岩氣總資源量為11200×108m3。
桂中坳陷頁岩氣資源量依據前兩種方法估算結果，採用平均法求得，資源量為11763×108m3。
表4-13 桂中坳陷與Fort Worth盆地頁岩氣資源量類比參數一覽表
表4-14 美國主要頁岩氣盆地基礎數據表
表4-15 頁岩氣資源預測類比參數取值標准
2.黔南坳陷
（1）常規油氣資源量估算
利用有機碳法對黔南坳陷資源量進行了估算，採用1km×1km的網格，共計模擬點31999個，模擬面積31999km2，烴源岩包括下震旦統陡山沱組、下寒武統牛蹄塘組、中上泥盆統和下石炭統泥質烴源岩。結果表明，黔南坳陷總生油量為578.86×108t，總生氣量為4405.21×108t，其總生烴量為4984.07×108t(表4-16)，下寒武統牛蹄塘組為本區最主要的烴源岩(圖4-14)。
圖4-14 黔南坳陷各層系烴源岩生烴量直方圖
表4-16 黔南坳陷各層系烴源岩生油、生氣量表
根據調研全球部分含油氣盆地油氣運聚系數（表4-17），結合本區各層系油氣地質條件，其具體的運聚系數確定如表4-18所示。
表4-17 全球部分含油氣盆地油氣運聚系數參考表
（據張寄良等，1997）
根據各層系的油氣運聚系數算得各層系的油氣資源量，求和算得黔南坳陷油氣總資源量，其中石油資源量為4.57×108t，天然氣資源量為10731.08×108m3。通過對黔南坳陷各次級構造單元石油和天然氣生、儲、圈、保和配套條件的綜合評價打分，求得各次級構造單元的地質評價系數，根據各次級構造單元的地質評價進而得到各次級構造的石油和天然氣資源量。由圖4-15，石油資源主要分布在黔南坳陷東部的黃平淺凹和貴定斷階，天然氣資源主要分布在坳陷中西部地區的長順凹陷、獨山鼻狀凸起。須指出的是，本次估算所得的是現今保存下來的油氣地質資源量，不包含已被破壞的油氣資源。
（2）裂解氣資源量估算
黔南坳陷裂解氣資源量的估算主要基於麻江古油藏作為刻度區，經過綜合反算取得。
對於麻江古油藏，關鍵參數如下：
據前人研究，估算麻江古油藏原始石油儲量為15.08×108t（S1w3砂岩儲層中石油儲量約為13.58×108t，O1h塊狀儲層中石油儲量約為1.5×108t），裂解氣量為7.54×108t油當量，運聚系數取10%，則裂解氣資源量為943×108m3。
供烴面積主要參考國內外關於油氣運移距離的研究數據及本區的實際情況，面積約為10000km2。
黔南坳陷烴源岩面積按31999km2估算，除去麻江古油藏等已破壞的面積10000km2，估算出黔南坳陷裂解氣資源量為
943×108m3/10000×(31999－10000)=2075×108m3
圖4-15 黔南坳陷各次級構造天然氣資源量分布
表4-18 黔南坳陷各層系及總油氣資源量表
（3）頁岩氣資源量估算
黔南坳陷頁岩氣資源量估算採用體積法，因為上揚子四川盆地已有對應層位的試驗區，已獲取對應層位資源豐度數據，參見表4-19。
表4-19 海相頁岩氣基礎數據對比表
黔南坳陷牛蹄塘組烴源岩有效烴源岩面積為23145km2，有效頁岩平均厚度按50m計，烴源岩體積則為1157.25km3，頁岩密度按2.6t/m3，則頁岩質量為3008.85×109t，頁岩氣含量取1.7m3/t，從而估算出黔南坳陷頁岩氣資源量為51150×108m3。
綜上所述，黔南桂中兩坳陷油氣資源量估算結果如表4-20所示。
表4-20 黔南桂中坳陷油氣資源量估算結果匯總表
Ⅳ 翁安西服務區是中石油嗎
黔南布依族苗族自治州甕安西服務區是中國石化加油站：
Ⅳ （2）找礦取得重大進展
2011～2013年，我國15種主要固體礦產勘查新增大中型礦產地共計451處，其中大型礦產地162處，中型礦產地289處。煤炭勘查新增大中型礦產地167處、鐵礦55處、銅礦16處、鉛礦20處，鋅礦31處，鋁土礦12處，鎢礦8處，錫礦7處，鉬礦43處、銻礦7處、金礦68處、銀礦31處、硫鐵礦3處、磷礦35處、鉀鹽2處。石油天然氣勘查新增大型油氣田共12個，其中油田和氣田各6個。
過去三年，石油累計勘查新增探明地質儲量39.48億噸，在2010年探明地質儲量基礎上增加22.8%（表2-1）。新增探明地質儲量大於1億噸的油田為中石油長慶姬塬油田、中國石油塔里木哈拉哈塘油田、中國石油長慶安塞油田、中國海油天津蓬萊9-1油田、中國石油長慶靖安和中國石化華北紅河油田。
三年來，天然氣累計勘查新增探明地質儲量2.30萬億立方米，在2010年探明地質儲量基礎上增加33.1%。新增探明地質儲量超過1000億立方米的氣田為：中石油西南安岳氣田、中國石油長慶靖邊氣田、中國石化西南成都氣田、中國石油塔里木克拉蘇氣田、中國石油長慶蘇里格氣田和中國石化勘探南方元壩氣田。
頁岩氣勘查開發取得突破性進展。截至2013年底，全國共設置頁岩氣探礦權52個，面積16.4萬平方千米。2013年，全國頁岩氣勘查投入超過82億元，累計生產頁岩氣2.5億立方米，施工各類鑽井280餘口，已建成10億立方米產能，頁岩氣開發步入規模化階段。
煤炭累計勘查新增查明資源儲量1886億噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加14.1%。勘查新增查明資源儲量超過50億噸的煤炭礦產地包括：新疆巴里坤哈薩克自治縣三塘湖礦區漢水泉勘查區、新疆准東煤田奇台縣大井礦區三井田、陝西榆橫礦區紅石橋-魏家峁勘查區、內蒙古新巴爾虎右旗五一牧場勘查區、新疆准東煤田吉木薩爾縣蘆草溝勘查區、新疆哈密市沙爾湖煤田東部二區和新疆准東煤田奇台縣黃草湖勘查區。
鐵礦累計勘查新增查明資源儲量92.5億噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加12.7%。勘查新增查明資源儲量超過5億噸的鐵礦礦產地：遼寧鞍山市千山區陳台溝鐵礦、河北灤縣司家營南區-大賈庄鐵礦和山東兗州市翟村礦區。
銅礦累計勘查新增查明資源儲量1507萬噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加18.7%。勘查新增查明資源儲量超過50萬噸的銅礦礦產地：雲南迪慶普朗銅礦首采區、西藏墨竹工卡縣榮木錯拉銅礦、黑龍江嫩江縣銅山銅礦、新疆哈密市土屋銅礦床和西藏墨竹工卡縣邦鋪銅礦。
鉛礦累計勘查新增查明資源儲量1390萬噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加25.2%。勘查新增查明資源儲量超過50萬噸的鉛礦礦產地為新疆烏恰縣烏魯干塔什鉛鋅礦。
鋅礦累計勘查新增查明資源儲量2396萬噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加20.7%。勘查新增查明資源儲量超過50萬噸的鋅礦礦產地為新疆烏恰縣烏魯干塔什鉛鋅礦、雲南馳宏鋅鍺股份有限公司昭通市鉛鋅礦和甘肅中盛礦業有限責任公司石洞溝鉛鋅銀礦。
鋁土礦累計勘查新增查明資源儲量3.07億噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加8.2%。勘查新增查明資源儲量超過5000萬噸的鋁土礦礦產地為貴州清鎮市貓場鋁土礦區平橋礦段。
金礦累計勘查新增查明資源儲量2396噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加34.9%。勘查新增查明資源儲量超過50噸的金礦礦產地：山東萊州市西草坡曲家金礦區、山東招遠市玲南礦區、西藏拉薩墨竹工卡縣甲瑪礦區、內蒙古烏拉特中旗浩堯爾忽洞金礦、甘肅萬方黃金開采有限公司宕昌縣竹園北金礦、山東玲瓏金礦田水旺庄礦區、新疆金川礦業有限公司新疆伊寧縣金山金礦、山東玲瓏金礦田東風礦床171號脈金礦和山東萊州市騰家金礦。
磷礦累計勘查新增查明資源儲量30.8億噸，在2010年查明資源儲量基礎上增加16.5%。勘查新增查明資源儲量超過1億噸的磷礦礦產地：貴州開陽磷礦洋水礦區東翼深部勘查、貴州甕安縣玉華鄉老虎洞磷礦、湖北興山縣興神磷礦瓦屋磷礦區、湖北宜昌磷礦浴華坪礦段、四川雷波縣小溝磷礦區和貴州織金縣新華礦區。
表2-1 全國主要礦產資源勘查新增查明資源儲量
註：石油、天然氣為新增探明地質儲量
Ⅵ 想知道: 白城市 洮南市南苑小區 在哪
位置的自然環境：洮南市吉林省西北部，在東北三省和內蒙古東部的中心地帶，總面積？5102平方公里的界限。東大安鄰居，邊界線長37.1公里，西北與內蒙古自治區突泉縣科右前旗科右中旗烏蘭浩特邊境，邊界線是264公里長，通榆縣交界以南的邊界110.79公里長;東北部和吉林洮北區省毗鄰的邊界長度131.58公里。
地形地貌：洮南市的地形是在東南向西北，城市的最低點過店淖爾海拔134.1米，，最高點為市區牛山，海拔662.5米，不斷增加的趨勢。北部半山區（大興安嶺余脈），中央微波平原，南部的沙丘。
氣象數據：洮南市的北溫帶大陸性季風氣候，溫差大的季節雨熱同季的特點。多風乾燥的春季乾旱和炎熱的夏季降雨集中溫帶的秋季，在冬季寒冷少雪。年平均降水量為377.9毫米降雨主要集中在7-8個月。年平均蒸發量是2083??.3毫米，年平均日照3005.3小時的平均年有效積溫3000.5C180厘米，最高溫度40.2C，最低氣溫33.3C土壤封凍深，平均初霜日期為9月27，終霜日為5月7日，次年，無霜期為142天。
，歷史
洮南 - ，在洮兒童河南岸的名字命名。她不僅是一個歷史悠久的城市，也是政治，軍事，經濟，文化中心，吉林省的西北部邊境城市，被稱為「百年古鎮的都道府縣說。已發現的新石器時代遺址和考古發現證明，早在四千年前，有蓬勃發展的土地，計息。春秋隋唐朝代的東胡，鮮卑族和其他少數族裔生活在這個洮南集排除前，當太寧路，所擁有的奴兒干秘書科爾沁右前旗泰寧管轄下的行政區劃的演變頻繁。鬆散的沙漠都督府，遼，金，唐屬台州市在其目前的位置洮南房子建於1904年，明，清。司法管轄區靜安開鎮，中曾根縣，禮泉，在1913年，政府撤出設縣，洮南縣，在奉天後14 1945年8月，已連接到嫩江，遼寧北部，黑龍江省，1954年6月，劃歸吉林省，1958年10月合並前白縣12個鄉鎮洮5月國務院批準的縣。 21日，1987年撤縣設市，洮南市。
三個行政區劃
白城市洮南市，吉林市轄16個鄉鎮（包括少數村2），5個鎮，6個區辦事處。
人口的民族
2000年底洮南市總人口431699人，其中包括漢，蒙，滿，回，朝鮮等15個民族，市區人口121401人，佔了總人口的28.1％。
5自然資源
土地資源：耕地274萬畝。（農村人均耕地約10畝），約208萬英畝林地232萬畝的草原，丘陵，總面積1517？30萬畝。
水資源的七個孩子洮河流域內大小河流的支流嫩江，境內156公里長的蛟流河是洮兒童在70公里長的河的支流。群昌，創業中型水庫兩個水的存儲容量126800000立方米，39郭家嶺，四海氣泡的大小泡沼。43.6畝表面魚水為32.6萬畝，18萬畝的魚水，15.4畝qianweitang，可收回蘆葦面積？？720萬畝，年產8000噸的蘆葦。全市總水資源5.42億立方米米的/年，其中地下水資源量為4.48億立方米/年。
森林資源活立木蓄積總量的2.29億立方米，主要是楊樹，松樹，榆樹，柳樹，森林覆蓋率達到9.51％。
礦產資源：銅，鋁，鉛，鋅，鐵，金，銀等金屬已探明煤，珍珠岩，石灰石，高嶺土，膨潤土，黃石等20多種非金屬。 />野生植物資源豐富的220餘種葯材，如防風，甘草，麻黃草，蒺藜。
專業：黑水西瓜，綠豆的大鸚鵡，四個熱（辣椒，煙草，大蔥，大蒜）蓖麻油萬寶粉條，雜糧，新鮮蔬菜。
Ⅶ 油砂、油頁岩
（一）油砂
我國發育的這些多類型含油氣盆地，經歷了從古生界至新生界的多期構造旋迴，多期生烴、多期成藏、多期破壞和改造，形成了以常規油氣為主體的油氣資源，同時也形成了分布廣泛、類型多樣的油砂油資源。
在層位上，我國油砂油和干瀝青資源在古生界、中生界和新生界中都有分布，但主要分布在中、新生界中。從地層產狀看，准噶爾西部、松遼、茂名、白色等盆地的油砂層產狀平緩，在10°以下，其他盆地油砂層的產狀在10°～60°不等，總體較陡。
油砂油的類型比較復雜，從重質原油到輕質原油都有發現，這與加拿大、委內瑞拉等國的油砂有明顯差別。
1.我國油砂主要形成於燕山期和喜馬拉雅期
分布於古生界中的油砂和干瀝青主要形成於燕山期，且分布局限，主要位於南方的殘留盆地中。如南方的麻江-甕安地區、黔南坳陷、南盤江坳陷、黔北坳陷和桂中坳陷古生界中的油砂和干瀝青礦等。這些盆地中的古生界烴源岩於加里東期或印支期進入生油高峰，並形成古油藏。燕山運動使古油藏抬升，遭受氧化等成礦。
分布於中、新生界中的油砂均形成於喜馬拉雅期，且喜馬拉雅期形成的油砂油分布廣泛、豐富，是我國重要的油砂油成礦期。如准噶爾盆地、松遼盆地、二連盆地、四川盆地、鄂爾多斯盆地中生代的油砂。
2.我國油砂有原生運移、抬升改造和次生運移3種成藏類型
（1）原生運移成藏
盆地生油中心生成的原油，通過運移通道直接運移到地表或近地表而形成油砂礦。松遼盆地西部斜坡帶含油層位為薩爾圖油層，經油源對比研究和綜合分析認為，該區油氣來自中央凹陷的青山口組，油氣沿著斜坡上運，以姚家組的河道砂為運移通道，聚集於圖牧吉區的姚家組。平安鎮斷陷的邊界斷層在嫩江組沉積之後開始活動，油氣沿斷層上運聚集於嫩江組一段儲層中；在明水組沉積末期，受擠壓應力場的影響，斷層封堵性增強，運移的油氣被斷層遮擋，聚集於姚家組，形成斷層以西以嫩江組一段儲層為主，斷層以東以姚家組儲層為主的原生型油砂礦（圖5-23）。
圖5-23 松遼盆地西斜坡油砂原生運移型成礦模式圖
准噶爾盆地西北緣一直是油氣的主要指向區，燕山早、中期西北緣構造活動強烈。深部斷裂復活向上斷至侏羅系，深部生油中心生成的油氣沿斷層向上運移，在淺層的侏羅系和白堊系再次聚集成油砂礦（圖5-24）。
圖5-24 准噶爾盆地西北緣油砂原生運移型成礦模式圖
（2）抬升改造成藏
早期形成的油氣藏，由於後期構造運動抬升到地表改造而形成油砂礦。鄂爾多斯盆地白堊紀晚期，在東勝組下岩段內發育了一系列岩性圈閉。燕山晚期，盆地北部差異性塊斷升降活動形成了差異性隆起和斷陷，斷裂使早期形成的一些岩性圈閉被改造成為寬緩背斜型或單斜型的岩性復合型圈閉。此時烴源岩已進入生油氣高峰期，構成較好的時空配置關系，側向和垂向排烴共存。喜馬拉雅期構造活動的影響，導致上覆蓋層缺失和嚴重剝蝕而形成油砂礦（圖5-25）。青藏地區、黔北岩孔和良村、黔南壩固和平塘等的油砂礦形成機理屬於這種類型。
圖5-25 鄂爾多斯盆地東勝北油砂抬升改造成礦模式圖
（3）次生運移成藏
盆地中較大規模的古油藏遭受後期構造活動破壞，古油藏中原油通過以斷層為主的運移通道運移到地表或近地表儲層中而形成油砂礦。有的古油藏的破壞是多期的，第一次構造運動原始油藏抬升遭受破壞，原油發生再次運移形成次生殘余油藏；第二次構造運動使殘余油藏再次遭受破壞，原油運移至地表或近地表的儲集體中形成油砂礦。
四川盆地厚壩油砂礦就是古油藏多期破壞成藏。四川盆地震旦系烴源岩是在奧陶紀進入生油階段，開始生油；志留紀末進入生油高峰期，開始大量生油，此時由於加里東運動旋迴龍門山區表現明顯，形成天井山隆起帶，此時震旦系的油氣運移至此，形成天井山古油藏。
印支期既是震旦系烴源岩生成的油氣大量運移、聚集的高峰期，同時也是油氣被破壞、被生物降解的高峰期。印支晚幕，龍門山山前古隆起帶內的油氣成為多次運移、聚集、破壞、生物降解的次生殘余油藏。喜馬拉雅期因喜馬拉雅運動，龍門山系全面褶皺回返，構造分析表明，自白田壩組以下，有一組印支期具有出露前鋒構造的斷裂向地腹深處延伸至海拔-4000m以下，它們在喜馬拉雅期的重新活動使之足以構成深部油源與淺部侏羅系之間的連接通道。這些生物降解的殘余油及氣藏繼續再分配，形成現在的侏羅系沙溪廟組油砂礦及沿斷裂分布的瀝青、油苗（圖5-26）。
圖5-26 四川盆地厚壩侏羅系沙溪廟組油砂礦次生運移成藏模式圖
3.盆地山前帶、大型隆起帶、盆地斜坡帶、殘留盆地是有利成礦區
盆地山前帶：大型斷裂和不整合面發育，為原油運移至表層提供了通道。如西部的大部分盆地，典型的如准噶爾盆地西北緣油砂礦。
大型隆起帶：一直是盆地生油坳陷中生成油氣運移的指向區，是古油藏形成的有利場所。多期的構造運動不僅有利於油氣的成藏，同時對已形成的油藏進行破壞，形成豐富的油砂礦。如西部和中部的疊合盆地：鄂爾多斯盆地的東勝和廟灣-四郎廟油砂礦等。
盆地斜坡帶：如松遼盆地西部斜坡的油砂礦就是在晚白堊世反轉階段形成了西部斜坡，來自中央凹陷的青山口組油氣，沿斜坡運移至嫩江組一段的薩爾圖油層和姚家組的上部砂岩層而形成油砂礦。
殘留盆地：南方盆地群大部分是揚子地台蓋層發育過程中的一些坳陷盆地或斷陷盆地（如黔北坳陷和黔南坳陷）。揚子板塊後期不均衡隆升形成的這些殘留型含油氣盆地是本區油砂分布的有利場所。
4.我國油砂特點
我國油砂資源分布點多、面廣，成礦類型復雜、多樣。我國目前已發現的油砂礦帶有100餘個，在東部、中部、西部、南方、青藏等陸上5個大區都有分布（圖5-27）。
圖5-27 中國主要含油砂盆地礦帶預測
（1）油砂含油率較低、品質差
我國油砂資源的含油率主要集中在3%～6%之間，佔全國總量的56%；含油率大於10%的油砂較少，地質資源量僅0.94×108t，佔全國總量的1.6%（圖5-28）。不同油砂性質適用不同的分離方法：內蒙古油砂適合用熱化學水洗法；新疆、青海油砂適合採用干餾法。由於國內大部分油砂乾燥、砂子粒度小、無水膜，水洗困難，如果採用溶劑抽提，大量溶劑會揮發到空氣中，環保問題將非常嚴重。
圖5-28 我國主要含油砂盆地分布圖
（2）油砂資源有一定潛力，可作為常規石油資源的補充
目前，全球油砂資源開發利用尚局限於少數幾個國家，其中加拿大探明油砂資源十分豐富，在勘探開發技術取得重大突破後，開發效益接近常規石油。隨著全球能源緊張和高油價的沖擊，油砂資源的勘探開發已引起各國廣泛關注。我國油砂資源勘探剛剛起步，開發利用尚處在試驗階段，初步評價油砂地質資源量約60×108t，未來可以成為常規石油資源的重要補充。准噶爾、塔里木、柴達木、松遼、四川等5個盆地可以作為進一步勘探的潛力區；准噶爾盆地烏爾禾、紅山嘴、黑油山、白鹼灘六九區、松遼盆地的圖牧吉、四川盆地的厚壩、柴達木盆地的油砂山等10個礦帶可以作為下一步油砂開採的有利目標。
（二）油頁岩
目前，我國已發現的油頁岩成因多數為湖相成因，其次為海陸交互相、淺海陸棚-潟湖相成因。通過進一步研究，對47個盆地的油頁岩成礦規律進行了歸納分析，得出我國油頁岩主要為陸相湖盆成礦，主要有坳陷深水、斷陷淺水、斷陷湖沼和陸棚潟湖4種湖盆，油頁岩主要賦存在坳陷深水湖泊型和斷陷淺水湖泊型湖盆之中，其資源量分別佔全國油頁岩資源量的76%和12%。
1.油頁岩成礦規律
（1）坳陷深水湖盆油頁岩成礦
據目前資料，世界上絕大多數湖相油頁岩都形成於深湖或大型永久湖之中。例如，綠河組的Tipton段和Laney段油頁岩（Bradley和Eugster，1969；Fischer和Roberls，1991）。我國准噶爾盆地南部上二疊統油頁岩和松遼盆地白堊系青山口組一段和嫩江組一、二段油頁岩屬於典型的深湖相成因。
在深水湖盆中，厚層暗色泥岩與油頁岩是水進體系域和高位體系域的主要沉積物。這兩個時期，湖盆可容空間的增大速率大於碎屑物質的供給量，為湖盆欠補償階段，沉積物的粒度很細，形成油頁岩和暗色泥岩。在陸相層序地層學研究中又將其稱為凝縮層，並且在整個湖侵過程中發育多套凝縮層。油頁岩發育於湖侵旋迴的開始，其底界面為每次的較大湖泛面。
（2）斷陷淺水湖盆油頁岩成礦
新生代時期，我國發育了大量的小型斷陷盆地。樺甸盆地為典型的斷陷淺水含油頁岩盆地，其油頁岩發育在古近系的樺甸組。水進體系域岩性以深灰色、灰黑色泥岩、油頁岩為主。高位體系域發育了8層油頁岩，疊加方式為典型加積型准層序組疊加結構，整個盆地油頁岩都很發育，且分布非常穩定。
（3）斷陷沼澤湖盆油頁岩成礦
我國斷陷湖相沼澤油頁岩比較發育，撫順、渤海灣、欽縣、依蘭-伊通等盆地中的油頁岩都與煤共生。撫順盆地始新統自下而上發育古城子組巨厚煤層（平均真厚39.0m）、計軍屯組巨厚褐色油頁岩層（平均真厚88.0m）、西露天組綠色泥頁岩層（平均真厚345.0m）。計軍屯組沉積時期，盆地基底減速沉降，整個撫順斷陷帶內水體廣布，成礦的植物種類多種多樣，湖泊中形成了厚達200m的油頁岩，局部夾異地成因的薄煤層，其沉積環境為湖沼相。
（4）潟湖油頁岩成礦
潟湖低水位時期主要形成一套膏鹽沉積；水進體系域則主要沉積一套潮坪沉積；高水位時期形成有利於油頁岩發育的有機質生產和保存條件，主要為油頁岩與石膏的沉積互層。
我國西藏羌塘盆地通波日和畢洛錯地區發現了潟湖油頁岩。這兩個地區的油頁岩主要發育在中侏羅統的夏里組。畢洛錯油頁岩位於夏里組中部和下部，上部為暗色泥岩夾泥灰岩段；中部為油頁岩夾薄層泥灰岩段；下部為灰白色中薄層狀石膏層夾少量灰色泥灰岩和深灰色油頁岩段。通波日油頁岩賦存於夏里組下部，含油頁岩系為黑色灰岩夾石膏層、油頁岩、泥質頁岩、灰色泥灰岩和砂岩。這兩個地區為明顯大的一套淺海亞相-潟湖亞相沉積。
2.油頁岩前景
我國油頁岩開發歷史悠久，但開發成本和環境污染一直是制約油頁岩工業快速發展的兩大因素，其核心是油頁岩的綜合利用技術水平問題。
我國油頁岩資源豐富（圖5-29），資源潛力大，可提煉頁岩油120×108t，相當於常規可採石油的一半多，將成為常規油氣資源的重要補充，開發利用具有廣闊的前景，但是，油頁岩開發利用必須走煉油-發電-多金屬提取-建材一條龍聯合的生產模式，實現高效、節能、環保的可持續發展。
圖5-29 我國主要含油頁岩盆地資源量分布圖
（據新一輪全國油氣資源評價，2006）