⑴ 油氣成藏與演化
（一）黔南桂中坳陷油氣、瀝青顯示豐富，並發現眾多古油藏
據前人在黔南坳陷開展的地面地質調查成果統計，該區共發現油氣苗及瀝青586處，層位以寒武-志留系為主；發現的古油藏有8個，如獨山鼻狀凸起上的麻江古油藏和凱里殘余油氣藏等，其中麻江古油藏原始儲量超過15×108t。
位於黃平、安順地區的凱里虎庄背斜、野山向斜及凱棠向斜，經20世紀60～70年代的勘探，在12口淺井中測試發現了不同程度的油氣水顯示。鑽探查明其中的虎庄背斜志留系下部砂岩段厚50m左右，為主要產氣層位，產氣量最大者為虎41井(5400m3/d)，其餘如虎37、23、47、45、18、27，30等井均有不同程度的天然氣產出，少則幾立方米，多則數十立方米至數百立方米；虎47井在中奧陶統大灣組經酸化壓裂後，累計產原油2300kg，其他井多見油浸或少量原油。庄l井在鑽入下奧陶統桐梓組後第一次漏失清水約1300m3，第二次漏失130m3，在鑽遇下寒武統下部灰岩時，岩心中有氣顯示。野山向斜、凱棠向斜的淺井鑽探中，均有不同程度的油氣顯示，其顯示層位多在中、下志留統及下奧陶統上部及中奧陶統下部。凱1井測試時，曾獲原油100kg，凱8井獲原油20kg，凱10井則獲5kg，其油質黏稠。安順地區的60/CK1井、60/CK3井、60/CK9井、倪2井、倪4井、倪7井等在二疊系、三疊系中均見有油顯示。
長順凹陷雅水構造雅(超)深1井，在1961～1970m井段(D2)見油砂及氣顯示，黔雅2井見瀝青，王佑構造王參井D2中有微氣顯示，王深1井氣顯示。
桂中坳陷發現油氣苗及瀝青共88處，其中瀝青57處。按層位統計，泥盆系32處、石炭系35處、二疊系15處、三疊系6處。其中井下油氣顯示有代表性的有：洛崖構造洛1、洛2井，大埔構造大2、大5井，岩口構造岩2井，北山構造北1、北2井均在下石炭統中氣噴；理苗構造理1井，拉利構造拉1井在中泥盆統中氣噴。氣樣分析C1:CH40.21%～67.9%、N232.5%～99.2%；D2:CH43.56%～8.88%、N280.548%～94.55%。；其中下石炭統以CH4或N2氣為主；中泥盆統為N2氣。岩口構造岩2井在597～612m見氣噴出井口0.5～1.5m，層位屬下石炭統英塘組(C1yt)；理苗構造內理1井在986～1293m氣噴出井口，見油質瀝青，層位屬中泥盆統東崗嶺組(D2d)。南丹車河附近，有7口淺井鑽進中氣噴，其中1971年所鑽ZK1井下泥盆統發生氣噴，至1976年時還在冒氣；1987年12月施工的1175井，於173m井段發生氣噴，因用火不當引起大火，燃燒達1小時30分鍾。合山北泗D907井在三疊系發現綠色原油。
南丹大廠龍頭山有一個中泥盆統的古(礁)油藏，油藏面積數十平方千米，瀝青儲量達1.1×108t；而在河池拉朝已開采瀝青累計達萬噸以上。
2007年廣西地質勘查總院鑽探地熱井柳熱1井時在143～201.33m發生天然氣噴，火焰呈藍、黃色，火焰高度0.3～1.2m。天然氣成分為甲烷。氣藏位於河池-宜州-鹿寨燕西向弧形褶皺斷裂構造帶東部，江門背斜構造西瑞。背斜構造由下石炭統寺門組（C1s）、羅城組（C1l）及上石炭統下部組成，氣藏受背斜構造控制明顯。產氣層為下石炭統寺門組（C1s），岩性為生屑微晶灰岩、生屑硅質岩。氣層上部有30m泥岩夾硅質泥岩作蓋層（圖2-15）。
總之，平面上油顯示主要集中在黔南坳陷的凱里周邊、貴陽南部和桂中坳陷東北部的柳城、鹿寨地區，瀝青、氣顯示在區內廣為分布；縱向上，黔南坳陷油氣、瀝青顯示從震旦繫到三疊系均有不同程度分布，總體以寒武-志留系為主，液態烴顯示主要位於坳陷東部的奧陶系、志留系和北部的二疊-三疊系，桂中坳陷油氣、瀝青顯示主要分布於泥盆系、石炭系，其次為二疊系、三疊系。
前人分析認為該區油氣、瀝青集中分布的地帶，主要受4個因素的控制：一是具有良好的烴源條件；二是分布於有利的儲集相帶；三是具備有利的古構造條件；四是斷裂發育及熱液活動頻繁。前三者為油氣生成、聚集的有利條件，第四個因素則為油氣遭受破壞的主因之一。
上述情況表明黔南桂中地區發生過廣泛的油氣生成和大規模的油氣運聚成藏過程，只是因後期沉降深埋、構造抬升及擠壓等因素破壞而殘留下眾多油氣、瀝青顯示點以及古油藏，在保存條件較好的地區則可能殘留有保存下來的原生或次生油氣藏。因此，相對較好的油氣保存區(單元)應是本區油氣勘探選區的方向。
（二）麻江古油藏和凱里殘余油氣藏的成藏條件及演化過程
「麻江古油藏」是黔南麻江-都勻地區的一個下古生界古油藏，經初算其原始石油儲量達15.08×108t，是加里東期特大油藏之一。「凱里殘余油氣藏」也屬下古生界油藏，它是貴州最早發現活油苗和大量油氣苗的地區。20世紀50～90年代在此陸續鑽過淺井54口和深井2口，絕大多數井內均見油氣顯示，部分井還有一定數量的油氣產出，為世人矚目(圖2-16)。
圖2-15 柳熱1井地層柱狀圖
（據廣西地質勘查總院，2007）
1.麻江古油藏的成藏條件和演化過程
麻江古油藏形成於加里東末期-早泥盆世，經海西-印支期深埋熱演化及燕山期後的抬升剝蝕改造，鑄成現狀。
1）麻江古油藏的成藏條件
A.主力生油岩為下寒武統泥質烴源岩
麻江古油藏的主力生油層為下寒武統盆地相-陸棚相的黑色泥岩。其生油高峰期為志留紀末期-早泥盆世初期。下寒武統暗色泥岩厚100～600m。
B.翁項組三段砂岩孔隙型和紅花園組岩溶型儲層發育
麻江古油藏的主要儲層為翁項組三段(S1w3)砂岩儲層和紅花園組(O1h)碳酸鹽岩儲層兩大類。儲層特徵如表2-8所示。
表2-8 麻江古油藏儲層特徵表
圖2-16 麻江古油藏現今構造地質示意圖
（據中國石化，2006）
翁項組三段(S1w3)砂岩的儲集空間主要是原生粒間孔，包括原生粒間孔被壓實和部分膠結後的剩餘粒間孔，其次是次生裂縫孔隙。麻江古油藏的主力生油層是下寒武統暗色泥質岩，於加里東末期進入生油高峰期，此時麻江地區已形成了古凸起，志留系翁項組三段(S1w3)石英砂岩儲層和翁四段(S1w4)泥岩蓋層沉積不久，砂岩儲層中的孔隙尚未經歷復雜的成岩過程，使原生粒間孔成為聚集期孔隙，是液態烴進入的良好儲集空間。麻江古油藏生、儲、蓋層在時間和空間上的這種配置關系，是其成為大型古油藏的重要因素。
紅花園組(O1h)碳酸鹽岩儲集空間主要為次生溶蝕孔隙和構造裂縫。麻江古油藏紅花園組的碳酸鹽岩儲層經過奧陶紀末都勻運動的抬升而暴露地表或接近地表，其上部受到大氣降水的淋濾、溶蝕，形成次生溶蝕孔隙和抬升時產生的構造裂縫，為主要儲集空間。麻江古油藏紅花園組(O1h)儲層中，瀝青主要賦存在該組頂部(10～25m)次生溶蝕孔隙及裂縫之中。
C.翁項組四段泥質岩是良好的區域蓋層
蓋層的存在也是形成古油藏的重要條件。麻江古油藏在成藏之前，志留系翁項組四段泥質岩大面積連片覆蓋於翁項組三段(S1w3)砂岩儲層之上，厚168～512m，形成了儲層的直接蓋層和區域蓋層。由於翁項組四段(S1w4)泥質岩較緻密，泥岩所佔比例較大，為均質蓋層，具有較好的封閉能力。形成了麻江古油藏的良好蓋層。
D.古油藏的圈閉類型為以構造圈閉為主的構造-岩性復合型
麻江古油藏主力烴源岩生油高峰期在加里東末期。此時的古構造面貌表現為「兩隆兩坳」：北邊是武陵坳陷，南邊是黔南坳陷，西邊是黔中隆起，東邊是雪峰隆起。麻江古油藏就處於「兩隆兩坳」鞍部南側的古凸起上的有利部位，是油氣圈閉的有利構造。古油藏的圈閉類型為以構造圈閉為主的構造-岩性復合型圈閉。
E.具有良好的生、儲、蓋組合
麻江古油藏在縱向上的生、儲組合關系表現為古生新儲特點，即生、儲層間的地層距離達2200～2600m。當紅花園組(O1h)儲層在都勻運動抬升、受淋濾溶蝕後，緊接著就沉積了志留系，此時翁項組三段(S1w3)砂岩儲層由於沉積不久，生油層即進入了生油高峰期，因翁項組三段(S1w3)砂岩經過的成岩變化比較簡單，因而現今可見瀝青主要充填在原生孔隙或剩餘原生孔隙中；而在紅花園組(O1h)上部，瀝青主要充填於次生的溶蝕孔隙和裂縫中。蓋層是翁項組四段(S1w4)泥質岩覆蓋於翁項組三段(S1w3)砂岩儲層之上而形成的直接遮擋蓋層。
F.古油藏的保存條件
麻江古油藏地處加里東期雪峰隆起褶皺帶的西緣。在晚奧陶世中期或以後由於受都勻運動影響，麻江地區形成了寬緩的古凸起，經晚奧陶世——龍馬溪期的抬升剝蝕，導致其核部紅花園組(O1h)地層暴露地表，沉積的碳酸鹽岩經淺埋、膠結重結晶或局部白雲化後即抬升至地表，受大氣淡水-混合水的淋濾溶蝕，形成了大量的溶蝕孔、洞、裂縫儲層。自志留紀大中壩期再次接受沉積，至志留紀末的廣西運動，麻江古凸起才在都勻運動期形成的雛型基礎上，進一步發展成型，逐漸聚集油氣。
志留紀末古油藏形成時，主要儲層翁項組三段(S1w3)砂岩之上的翁項組四段(S1w4)泥質岩構成其良好的蓋層，厚度可達260(丹寨岩寨)～455m(麻江磨刀石)。總體來看翁項組四段(S1w4)泥質岩構成了該古油藏的統一區域蓋層，這對古油藏的形成和保護是一個十分重要的條件。
2）麻江古油藏的演化過程
A.區域熱演化變質作用
廣西運動後，麻江古油藏處在黔南(晚古生代)坳陷的東部邊緣，開始經歷長期的、持續的埋藏。隨著長期持續的熱力作用，不可避免地使古油藏中的原油朝著裂解縮聚方向演化。古近紀前，燕山運動造成區域褶皺和抬升時，古油藏已經歷了近三億年的埋藏，最大埋藏深度達4000～5000m。埋藏最高溫度達110～225℃。烴類保存狀態已進入油氣裂解及縮聚瀝青階段，現今古油藏賦存的大量的瀝青就反映了上述認識。
麻江古油藏翁項組三段(S1w3)和紅花園組(O1h)儲層的石油在經歷海西-喜馬拉雅期的地質和地球化學作用之後，已經面目全非，儲層中的儲集物即非古油藏時形成的液態烴，是經溫度和時間作用下高程度縮聚後的變質瀝青。
石油的熱演變方向是裂解和縮聚同時產生。裂解產物——天然氣(干氣)，一般難以保存，尤其是在開啟程度高的裸露區，早已逸散。主要儲層翁項組三段(S1w3)中的瀝青，在氯仿中的溶解度為n×10-1%～n×10-2%，R°max為2.0%～2.5%左右，H/C原子比為0.7左右。紅花園組(O1h)儲層中的瀝青，其演變程度均較翁項組三段(S1w3)瀝青高。其在氯仿中的溶解度為n×10-1%～n×10-3%，R°max均大於2.5%，一般小於4.0%，H/C原子比一般為0.4～0.7。研究表明，固體瀝青隨著熱演變程度的增高，分子量不斷增大，分子聚合程度不斷增高，分子排列的定向性不斷增強，因而表現為碳元素含量越來越高(H/C原子比越來越小)，在有機溶劑中的溶解能力越來越弱(氯仿可溶性)，對一定波長的入射光的反射能力越來越強(R°max/%)，因此證實紅花園組(O1h)儲層瀝青比翁項組三段(S1w3)儲層瀝青演化變質程度高。這與埋藏深度及溫度的增加是一致的。
B.燕山運動對古油藏的破壞
燕山運動之前，古油藏儲集的石油，經過晚古生代及中生代的長期埋藏及熱變質作用，是液態烴向氣態(天然氣)和固態(瀝青)轉化的過程。
燕山運動是一次波及很廣最強烈的褶皺運動，之後又是大幅度的抬升作用。在地層褶皺斷裂的基礎上，到現今已經過130Ma左右的剝蝕，麻江古油藏已解體，之後逐漸鑄成現狀，翁項組三段(S1w3)和紅花園組(O1h)儲層大部分被剝蝕或裸露地表。翁項組三段(S1w3)儲層的展布面積從2450km2減少到876km2，其中的瀝青儲量只殘留3.53×108t。因此，燕山期以後的破壞，是對古油藏的徹底破壞與改造。
綜上所述，麻江古油藏具有得天獨厚的成藏條件，其在早古生代有過大規模的油氣生成、運移、聚集的過程，是毫無疑問的，通過對麻江古油藏形成和演化過程中各主要特徵分析，將為我們認識和展望貴州及鄰區的油氣前景，進一步開展尋找下古生界油氣工作，提供有益的借鑒。
2.凱里殘余油氣藏的成藏和演化過程
凱里殘余油氣藏存在兩期成藏，早期與麻江古油藏類似，現已演化為瀝青；晚期形成於三疊紀末，現今仍有油藏殘余。
麻江古油藏的烴源岩形成於早寒武世，奧陶系、志留系的儲層和志留系的蓋層以及圈閉——「古凸起」均形成於加里東末期都勻運動、廣西運動幕，它們相互配置關系良好。烴源岩在志留紀-泥盆紀早期進入生油高峰期，油氣通過侵蝕面、斷裂等通道運移至圈閉的儲層中，油藏形成的關鍵時刻在志留紀末期，因此，它屬於以下寒武統作烴源岩的含油氣系統。隨著上古生界和中生界巨厚沉積物的覆蓋以及經歷了近3×102Ma的埋藏歷史，使儲層中的原油向瀝青、濕氣-炭質瀝青、干氣階段演化。後來經燕山-喜馬拉雅等構造運動的加強、褶皺、改造，使油氣重新分配，並因較強的抬升剝蝕作用，以致出現今日古油藏僅殘存800km2的狀況。
凱里殘余油氣藏的含油氣系統則相對復雜一些，它存在兩個烴源岩——下寒武統及奧陶系、志留系烴源岩。雖然它的主儲層(O1h、S1w3)、蓋層(S泥岩)與麻江一帶相似，圈閉——「古凸起」也形成於加里東期末，生、儲、蓋與圈閉配置關系也相當好。但由於凱里地區上古生界較麻江一帶薄，下寒武統烴源岩在泥盆紀、石炭紀時期已進入生油高峰，油氣進入儲層儲集，其成藏關鍵時刻在泥盆-石炭紀這一時期，因此，與麻江地區類似，凱里地區也存在以下寒武統作烴源岩的含油氣系統。但經過晚古生代至中生代漫長的埋藏史，其原油已向炭質瀝青、干氣方向演化，20世紀60年代部分鑽井所獲干氣可能來源於此。而奧陶系、志留系烴源岩在晚三疊世時才進入生油高峰期，其成藏的關鍵時刻在三疊紀末。所以它屬於另一個以奧陶系、志留系為烴源岩的含油氣系統。即凱里地區存在兩個含油氣系統。前者油氣演化至今僅存炭質瀝青和干氣；後一個含油氣系統的油氣，經中生代中晚期的埋藏歷史，油氣向濕氣方向演化，這些油氣現在在露頭及井下尚能見到。這是與麻江古油藏最明顯的區別。這個結論也為油源對比成果及凱里洛棉、凱棠S1w3砂岩中既含炭質瀝青又含輕質原油的事實所證實。這個油藏也因燕山-喜馬拉雅運動褶皺、改造，抬升剝蝕，形成現今殘余油藏的景觀。
（三）桂中1井油氣顯示、古油藏的形成與演化
1.桂中1井的油氣和瀝青顯示分布特徵
桂中1井鑽遇瀝青層段709m,證實桂中探區存在大規模油氣生成-運移和聚集成藏過程；附近露頭泥盆系白雲岩和生物礁內，也見到縫洞內瀝青和液態烴充填，特別是桂中1井3752～3753m中泥盆統應堂組頂部鑽井過程中見油氣顯示，表明該區現今仍有油氣成藏的可能,具有進一步勘探的潛力。
桂中1井鑽遇了差氣層、油跡砂岩、固體瀝青等三類油氣顯示，揭示了黔南桂中地區油氣保存條件良好，具備形成大中型油氣田地質條件，提振了實現南方海相新區油氣勘探突破的信心。
1）差氣層
石炭系黃龍組(C2h)1207～1209m深灰色灰岩內氣測異常明顯，全烴含量最高達4.721%，組分分析為氣層特徵，岩屑無熒光顯示，定量熒光3.5～3.7級，綜合解釋為差氣層。
2）油跡砂岩
中泥盆統應堂組3752～3753m淺灰色細砂岩內氣測見明顯異常，全烴含量最高達2.179%，組分較全，岩屑含油痕跡明顯，油味淡，熒光直照淡黃色、滴照亮黃色，定量熒光4.6級，綜合解釋為差油層，綜合定名為淺灰色油跡細砂岩。
3）瀝青顯示
桂中1井隨鑽岩石薄片觀察，發現大量瀝青。顯微鏡下岩屑薄片觀察，瀝青主要分布在上泥盆統桂林組和下泥盆統四排組，瀝青集中顯示段4層，地層厚度累計709m，占桂中1井揭示地層總厚度的14%。
其中桂林組瀝青集中顯示兩層，包括2585～2797m井段，厚度為212m；2886～3146m井段，厚度為260m，顯示段累計厚度472m，顯示段地層岩性主要為生物灰岩。
四排組瀝青集中顯示兩層，包括4345～4460m井段，厚度為115m；4605～4727m井段，厚度為122m，顯示段累計厚度237m，顯示段地層岩性主要為白雲岩。
2.油氣地球化學對比研究表明，桂中坳陷古油藏/儲層瀝青來源於中-下泥盆統泥質岩
中泥盆統羅富組泥質岩的各項分子參數范圍均落在儲層固體瀝青可溶烴的范圍之內(圖2-17)，表明桂中坳陷儲層中可溶烴類可能來自於泥盆系烴源岩。
儲層固體瀝青的碳同位素組成范圍與羅富組泥質岩也十分接近。中泥盆統羅富組乾酪根的碳同位素組成為-24‰～-27.4‰，下泥盆統塘丁組乾酪根為-26.8‰～-27.8‰。桂中1井泥盆系儲層固體瀝青的碳同位素組成分布在-23‰～-27.5‰之間(圖2-18)，石炭系樣品中瀝青的碳同位素組成也大多在這個范圍。這些結果總體上比桂中坳陷儲層可溶烴類中正烷烴的分子碳同位素組成范圍偏重，可能具有直接的成因聯系。因此，桂中坳陷主要儲層中可溶烴類可能來源於中-下泥盆統泥質烴源岩。
圖2-17 桂中1井儲層、大廠古油藏與中泥盆統羅富組泥質岩的部分分子參數對比
圖2-18 桂中1井泥盆－石炭系固體瀝青/乾酪根碳同位素組成變化圖
圖2-19 桂中1井儲層、大廠古油藏固體瀝青與烴源岩乾酪根的碳同位素組成
南丹大廠古油藏中固體瀝青的碳同位素組成范圍在-25.9‰～-28.1‰(趙孟軍等，2006a,2007)，與中-下泥盆統烴源岩乾酪根也十分一致。因此，碳同位素證據支持桂中坳陷泥盆系儲層中固體瀝青來自於中-下泥盆統泥岩。
但大廠古油藏與金屬礦脈共生的固體瀝青的碳同位素組成在-18‰～-19‰(圖2-19)，如此重的同位素組成除非來自於高等植物(煤型)，否則合理的解釋只能是固體瀝青，除了經歷地層的高溫作用以外，還經歷了來自成礦/岩漿熱液的蝕變作用。
有關儲層中固體瀝青的成因問題，前人普遍認為是熱裂解作用形成的焦瀝青。本次分析結果也支持這一觀點：①瀝青反射率較高，在2%～4.5%之間；②固體瀝青的同位素組成接近烴源岩乾酪根甚至略偏重，表明曾經充注/運移的油氣已經發生了顯著的熱裂解過程；③可溶烴類中沒有生物降解等表生蝕變作用的證據，生物降解形成固體瀝青的可能性很小；④其他形成固體瀝青的過程，如儲層分異、水洗等作用，雖然目前有限的研究資料不能排除，但貢獻應該較小。
3.儲層固體瀝青為運移/成藏的油氣發生熱裂解形成的焦瀝青，主要由於儲層古地溫的升高，部分古油藏可能與岩漿/成礦熱液蝕變有關
儲層游離烴(氯仿瀝青「A」)與吸附/包裹烴(瀝青C或礦物結合有機質)在一些分子參數上具有明顯差異(圖2-20)。
相比儲層吸附/包裹烴，儲層游離烴具有較高的Pr/nC17、Ph/nC18，儲層游離烴中低碳數正烷烴表現出一定的偶奇優勢。按照乾酪根的生烴演化規律，這些特徵是低成熟演化階段的表現。但區內的地質演化、熱史評價以及固體瀝青反射率的測定結果都指示了高-過成熟的演化階段(圖2-21)，因此儲層中的游離烴來自於乾酪根生烴的可能較小。儲層游離烴類可能是碳酸鹽礦物結合有機質在過成熟階段熱演化的結果，與吸附/包裹烴有直接的成因聯系。
另一個可能是生物降解作用，輕度的生物降解會使得支鏈烷烴與直鏈烷烴的比值增加。鏡下觀察顯示，除融縣組儲層可能在地質歷史上與地表水連通而遭受一定破壞，其他儲層沒有顯示生物降解的跡象；中-下泥盆統儲層在主力生烴期後整體上處在100℃以上的地溫條件，生物降解作用發生的可能性不大；生物降解作用可能導致低碳數正烷烴的優先損失，而游離烴中低碳數烷烴含量卻很高。因此，生物降解的可能不大。
如前所述，固體瀝青的同位素組成接近烴源岩乾酪根或略偏重，說明充注/運移的油氣發生了顯著的熱裂解過程。
圖2-20 儲層樣品游離烴與吸附/包裹烴的分子參數對比
●-實測數據，○-文獻數據
圖2-21 桂中1井儲層固體瀝青反射率的分布
4.儲層可溶烴類研究表明桂中1井可能經歷了兩期充注
第一期為印支期前的主力生烴期，儲層固體瀝青為這一期油氣藏的裂解產物；第二期以緊鄰油氣顯示層的可溶烴類為代表。緊鄰油氣顯示層(3751～3752m)(圖2-22)的游離烴與吸附/包裹烴在烷烴分布、生物標志物組成以及碳同位素組成上與其他樣品均有顯著差異，表現在：
a.游離烴、吸附/包裹烴中正烷烴均為單峰型分布，且C21以下烷烴含量較低，與多數儲層樣品游離烴以C21以下烷烴為主、吸附/包裹烴的雙峰型分布特徵有顯著差異(圖2-23)；
b.游離烴、吸附/包裹烴中五環萜烷的相對含量很高，三環萜烷較低，與其他儲層樣品特徵明顯不同(圖2-24，圖2-25)；
c.游離烴、吸附/包裹烴中均不具有C27規則甾烷優勢，而是表現為C29＞C27≥C28(圖2-26)。
儲層可溶烴類的C23三環萜烷/C30藿烷比值與三環萜烷/五環萜烷、C21/C29甾烷比值顯示非常好的正相關性，前兩個參數可能與母源有機質類型、成熟度、烴類運移有關，而C21/C29甾烷可能與母源有機質類型、成熟度有關。成熟度的增加與油氣運移都有可能導致上述參數增加。樣品GZ55(緊鄰油氣顯示層)的3個比值都較低(圖2-27)，表明後期充注烴類經歷顯著熱蝕變的可能性較小。
據此可以推測，多數儲層樣品中烴類充注較早，因此吸附/包裹烴受礦物的保護作用而與游離烴在許多地球化學參數上有明顯差異；而GZ55(緊鄰油氣顯示層)這個樣品可能在早期的烴類充注後又接受了一次晚期的烴類充注，而晚期充注的烴類沒有發生顯著的熱蝕變作用，因此在地球化學特徵上基本類似。固體瀝青的同位素特徵也可以佐證這一推論，由圖2-18可知，該樣品與剖面上、下的鄰近樣品沒有明顯差異，後期充注的烴類對固體瀝青可能沒有貢獻。該樣品固體瀝青的反射率高達4.4%，分布范圍較小，顯然是早期充注烴類熱變質的產物。
桂林組與四排組儲層固體瀝青在碳同位素分布上都具有由深至淺而逐漸變輕的規律，因此同期成藏的可能性較大(圖2-18)。
因此，桂中坳陷的成藏過程可能表現為兩期，第一期是儲層瀝青所對應的印支期前的生烴與成藏過程(過成熟階段)，具體可能為：下泥盆統於早石炭世開始進入生油高峰；中-晚石炭世，烴源岩相繼進入高成熟階段而進入生氣高峰期；晚石炭世至早二疊世，進入過成熟階段，生成油氣藏開始裂解，此時碳酸鹽礦物結合的有機質可能開始大量生烴；二疊紀中晚期直到早三疊世為裂解高峰期，礦物結合有機質的生烴過程也已完成，形成的油氣藏基本完全裂解而形成儲層瀝青。
圖2-22 桂中1井泥盆-石炭系儲層地球化學特徵圖
圖2-23 中泥盆統儲層樣品游離烴與吸附/包裹烴色譜圖
圖2-24 中泥盆統部分儲層樣品游離烴與吸附/包裹烴m/z191質量色譜圖
*-C29Ts；G-伽馬蠟烷
圖2-25 中泥盆統部分儲層樣品游離烴與吸附/包裹烴m/z217質量色譜圖
圖2-26 桂中1井儲層、大廠古油藏可溶烴類中的規則甾烷分布
+為游離烴；●為吸附/包裹烴；紅圈為緊鄰油顯示層的儲層(3751～3752m)中的可溶烴類
圖2-27 桂中1井儲層、大廠古油藏可溶烴類中的規則甾烷分布
○為游離烴；●為吸附/包裹烴；▲為緊鄰油顯示層的儲層樣品GZ55(3751～3752m)
第二期可能為應堂組上部油顯示層所代表的後期高成熟階段的烴類充注，可能來自區域內至今仍處在高-過成熟過渡階段的烴源岩，在印支期後的高成熟階段形成的烴類運移至該儲層，該過程可能發生在燕山運動之後，地層抬升而避免了180℃以上的熱作用導致的裂解過程。應當指出的是，該層位中的固體瀝青應該是印支期前充注的結果，表現在固體瀝青具有很高的反射率以及與上、下層位類似的同位素組成。
5.桂中坳陷油氣的演化過程
桂中坳陷油氣的演化過程可分為三個階段：一是印支期油氣藏的熱裂解；二是燕山晚期，岩漿/成礦熱液疊加了更高階段的熱變質作用(如南丹大廠)；三是喜馬拉雅期的構造活動與地層的大幅抬升對上泥盆統油氣藏的改造破壞。
桂中坳陷的油氣演化過程也可以分為熱作用和構造運動引起的油氣藏改造破壞：①海西-印支期的油氣藏經歷了顯著的熱裂解作用而演化為固體瀝青和甲烷天然氣，儲層中的可溶烴類更可能是儲層有機質生烴的表現，也已經進入演化階段末期，因此這一期的成藏過程對「油」而言意義不大。除了地層沉降帶來的熱作用以外，古油藏的固體瀝青同位素特徵指示它還經歷了燕山晚期岩漿活動導致的更高溫度的熱蝕變作用，結果導致瀝青與儲層吸附包裹氣體的同位素特徵顯著偏重（圖2-19），這一過程可能主要發生在南丹大廠的金屬成礦區，時間為白堊世早期（90～100Ma）。桂中1井部分儲層固體瀝青的碳同位素組成比桂中坳陷泥盆系烴源岩乾酪根的略偏重，瀝青反射率隨深度無規律地變化，這些均表明它不能排除岩漿活動的微弱影響。②對於「氣」來講，可能有乾酪根裂解氣與油裂解氣的形成，限於區內天然氣研究資料的局限，在類型劃分上還難以確定。但是據南盤江坳陷秧1井的天然氣分析結果，其氮氣含量在54%～74%之間，可能反映了天然氣高演化階段生成、晚期聚集的特點。烴類氣體生成的量很小,而主要聚集的則是從黏土礦物中NH4+黏土鹽在較高的溫度下裂解形成的氮氣。因此，應該加強相關氣顯示的地球化學分析，以利於進一步評價桂中坳陷天然氣的改造與保存。應堂組上部儲層具有高成熟階段的油顯示，是否有對應的天然氣聚集也是一個值得考慮的問題。因此，對於桂中坳陷來說，燕山期-喜馬拉雅期成藏的天然氣應是下一步的勘探方向，有利聚集和保存區是戰略選區的目標。桂中坳陷西部地層保存相對完整（目的層深埋）、斷裂和岩漿活動相對不發育，可能更有利於天然氣的聚集和保存。③上泥盆統融縣組儲層TOC是泥盆系中最低的一段，而上泥盆統桂林組儲層TOC比下泥盆統四排組儲層也明顯偏低（圖2-22），鏡下觀察顯示瀝青發育也不如四排組，可能反映上泥盆統油氣藏受喜馬拉雅期構造抬升的改造或破壞作用的影響。
⑵ 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