Ⅰ 川东南—鄂西渝东地区下寒武统页岩气聚集条件
聂海宽 包书景 边瑞康 叶欣 高波 余川
（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要 在对贵州省湄潭县梅子湾、贵州省遵义市乐山、湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥和贵州省瓮安县永和等下寒武统露头剖面进行观察、实测和采样分析，以及对方深1井、咸2井等老井复查和黄页1井钻探效果分析的基础上，研究了川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩的沉积相、分布、有机质类型及含量、成熟度、埋深、孔隙度和含气量等页岩气聚集条件。根据国土资源部油气资源战略研究中心颁发的页岩气资源潜力评价与有利区优选方法，预测下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于研究区西南部和东北部，前者位于叙永—古蔺—习水—丁山1井一线以南，主要包括黔北仁怀区块和綦江南区块，后者主要指正安—道真—彭水—利川一线东南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ区块、湘鄂西Ⅱ区块和黔渝彭水区块的东南部。有利区地质资源量为（1.06～6.47）×1012m3（中值3.09×1012m3），可采资源量为（0.13～0.78）×1012m3（中值0.37×1012m3）。
关键词 页岩气 聚集条件 资源潜力 有利区 下寒武统 川东南和鄂西渝东地区
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
基金项目：国家专项《全国油气资源战略选区调查与评价》“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”（编号：2009 GYXQ-15）。
四川盆地及其周缘下古生界具有独特的地质条件，可与美国东部盆地进行类比，是中国南方地区页岩气勘探获得突破的重点地区［1-3］。四川盆地及其周缘下寒武统黑色页岩具有厚度大、有机碳含量高及成熟度高的特点，具备页岩气发育的良好条件，不同学者对该区进行了一定的研究［1～7］。笔者研究认为四川盆地及其周缘下寒武统页岩气藏最有利发育区位于川南—黔北—黔中、鄂西—渝东和川东北等地区［8］。本次研究是在前期基础上，按照有利区预测从大到小、逐步缩小的原则，对川南—黔北—黔中和鄂西渝东两个页岩气发育有利区的结合部分——川东南—鄂西渝东地区进行研究，以期达到更精确地预测页岩气发育有利区的目的，为勘探提供参考建议。
1 页岩发育特征
1.1 页岩分布
下寒武统黑色页岩主要发育在梅树村期和筇竹寺期，与最大海泛面相对应的低能环境对应，包括川南九老洞组、川北筇竹寺组、贵州—湘西牛蹄塘组、鄂西水井沱组、湘西天柱山组等，分布稳定，岩性主要为黑色页岩、炭质页岩、炭硅质页岩、结核状磷块岩、粉砂质页岩和石煤层等。
1.1.1 纵向上页岩发育特征
纵向上岩性变化较大，从下向上硅质页岩、炭质页岩厚度减小，灰黑色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质页岩、灰色页岩。贵州省湄潭县梅子湾剖面，底部为硅质岩，向上过渡为炭质页岩和粉砂质页岩，厚度为27.9m（图1）；在贵州金沙箐口剖面，黑色页岩实测厚度为65m；贵州省瓮安县永和下寒武统牛蹄塘组剖面，底部为硅质岩，向上过渡为炭质页岩和粉砂质页岩，实测厚度为117.31m；湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组剖面实测厚度为87.6m（图2）。
1）贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面如下：
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
图1 贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面（实测厚度27.9 m）
2）湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组剖面如下：
油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4
1.1.2 平面展布特征
平面上页岩主要发育在川南—黔北—黔中和湘鄂西—渝东等地，在川中古隆起一带不发育该套黑色页岩，其余地区广泛分布，厚度一般在20 ～120m之间，大部分地区大于100m（图3）。川南—黔北的自贡—宜宾—泸州—威信一带厚度在40～100m之间，厚度中心在珙县—威信一带，在黔中古隆起附近厚度在40～120m之间，如贵州省瓮安县永和下寒武统牛蹄塘组黑色页岩剖面实测厚度为117.31m。鄂西—渝东的恩施—秀山—桑植一带厚度超过100m。具体到研究区，下寒武统黑色页岩主要发育在研究区的西南部和东北部，即古蔺—毕节—仁怀一带，厚度超过60m，在恩施—黔江一带厚度超过80m。总体来看，研究区下寒武统黑色页岩具有厚度大、分布范围广的特点。
图2 湖北省鹤峰县五里镇岩湾大桥下寒武统水井沱组黑色页岩剖面（实测厚度87.6m）
1.2 有机质类型和含量
实验结果表明，IH和H/C值分别小于50、0.5，难以准确标定不同母质类型的干酪根。干酪根δ13C能够反映原始生物母质的特征，次生的同位素分馏效应不会严重掩盖原始生物母质的同位素印记，普遍认为它是划分高—过成熟烃源岩有机质类型的有效指标［9～11］。从对22块样品的同位素分析可知，下寒武统黑色页岩的δ13C为-35.9‰～-29.5‰，平均为-32.6‰，按照干酪根碳同位素小于-28‰为腐泥型（Ⅰ型）的标准，下寒武统黑色页岩的有机质类型均属腐泥型（Ⅰ型），是以海洋菌藻类为主的生源组合，其原始组分富氢、富脂质，具高生烃潜力。
在平面上，由于沉积环境是控制有机碳含量的主要因素，有机碳含量最高的区域通常为页岩的沉积中心，形成川南—黔北—黔中和湘鄂西两个有机碳高值区。川南—黔北—黔中一带的威信—毕节—贵阳一带为高值区，局部地区有机碳含量最大值超过5％，如贵州省金沙县箐口村黑色页岩实测有机碳含量为5.35％；湘鄂西的宜昌—五峰—鹤峰—咸丰—龙山—酉阳—德江一带为有机碳含量高值区，局部地区有机碳含量可达5％以上，如贵州省松桃世昌和贵州省江口桃映的黑色页岩实测有机碳含量分别高达8.55％和6.37％（图4）。
图3 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩等厚图
图4 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩有机碳含量等值线图
1.3 成熟度和热演化史
下寒武统黑色页岩演化程度总体较高，在平面上，成熟度形成两个高值区，即渝黔交界的丁山1井区附近和大方县方深1井区附近，成熟度均超过4％，局部地区的成熟度超过5％。其余大部分地区成熟度大于3％，处于过成熟晚期阶段（图5），达到变质期，失去生气能力，但根据美国页岩气勘探经验，高成熟度条件下同样能发育页岩气藏，但是其成藏条件较为复杂，需要根据页岩的构造演化史和生排烃史进行研究。
图5 川东南和鄂西渝东地区下寒武统黑色页岩成熟度等值线图
研究区可以划分为川东高陡褶皱区、川南中低缓构造带、黔中隆起和仁怀斜坡、湘鄂西褶皱带等4个构造单元，不同的构造单元页岩的埋藏史差别较大。页岩的演化史需根据不同的构造单元具体问题具体分析，鉴于仁怀斜坡资料较少，页岩演化史参考黔中隆起确定；湘鄂西褶皱带的利川复向斜、中央背斜带、花果坪复向斜、宜都-鹤峰背斜带和桑植-石门复向斜页岩演化史相近，归为一类进行研究。
1.3.1 川东高陡褶皱区
本区钻井较多，以本区北部大池干井构造上的池7井为例说明。上奥陶统—下志留统黑色页岩从沉积后到晚二叠世热演化极缓慢，处于未熟—低熟阶段（Ro ＜0.5％）；中二叠世的埋深使其开始进入液态烃生成阶段；中侏罗世后，志留系处于快速埋藏状态，成熟度（Ro）值从1.3％迅速演化至2.2％，有机质演化至高成熟期，处于湿气转化阶段；从白垩纪开始，大部分地区的志留系页岩成熟度（Ro）都超过了3％［12］，处于过成熟晚期阶段，主要生成干气（图6）。属于长期浅埋—快速埋藏—长期深埋—快速抬升型，类似于美国目前页岩气产量最大的福特沃斯盆地Barnett页岩的演化历史。
图6 川东大池干井构造池7井志留系埋藏史［12］
1.3.2 川南中低缓构造带
本区页岩属于早期长时间浅埋—中早期长时间隆升—中期二次深埋—晚期快速抬升型，即下寒武统页岩沉积后在志留纪末期达到最大埋深，但其深度基本上小于2000m，成熟度较低，生排烃均较有限；而后到早三叠世的很长一个时期内经历了抬升，生烃作用停止；在中三叠世以后经历了二次埋藏，达到生气阶段；白垩纪中期以后开始快速抬升，生烃作用停止。中早期的长期浅埋和长期隆升有利于有机质的保存，中期快速深埋有利于天然气的生成，后期快速抬升不利于天然气的排出，有利于页岩气聚集。如川南地区威2井寒武系底界在志留纪末埋深达到2000m，Ro值达到0.8％，生成少量原油，随后由于地层整体抬升遭受剥蚀，生烃过程停止，印支期以来再次快速埋藏，三叠纪为二次生烃阶段，至白垩纪中期寒武系底界埋深超过6000 m，Ro超过2％，进入过成熟早期演化阶段，白垩纪中期以后开始快速抬升，生烃作用停止［13］（图7）。这一类型的埋藏史和热演化史与美国福特沃斯盆地Barnett页岩气藏较为相似，下志留统黑色页岩和下石炭统Barnett页岩都具有早期生烃少（甚至未生烃）—生烃晚—长期深埋—快速隆升的特点，前者是在中三叠世开始生烃，达到最大成熟度以后生气，一直持续到中白垩世，而后抬升，生烃作用停止，但是抬升幅度有限；后者从晚石炭世开始生烃，在二叠纪、三叠纪和侏罗纪达到生烃高峰，并一直延续至白垩纪末，而后抬升，生烃作用停止，抬升幅度亦有限。考虑到在Barnett页岩中气藏勘探获得了巨大成功，在研究区具有这一类型埋藏史和热演化史的页岩需要重点关注。与盆地内相比，位于盆地边缘丁山1井的埋藏史和热演化史具有早期生烃量大和后期抬升幅度大等特点，总体评价保存条件比盆地内威远气田等地区要差。
图7 川南地区威2井埋藏史［13］
1.3.3 黔中隆起和仁怀斜坡
黔中隆起和仁怀斜坡的下古生界埋藏史和热演化史属于早期生烃—中期多次生排烃—晚期快速抬升（比四川盆地内抬升早）的特点，下寒武统黑色页岩在早奥陶世开始进入生烃期（Ro＞0.5％），在志留纪末达到最大埋深（Ro＞1％），出现生油高峰，随后抬升剥蚀，生烃作用停止，二叠纪早期再次沉降，晚三叠世达到生气阶段，三叠纪末遭受抬升剥蚀，在晚侏罗世-早白垩世进一步沉降，达到生干气阶段，中白垩世以后抬升，生烃作用停止（图8）。总体来讲，这一类型的页岩埋藏史和热演化史比四川盆地内要差，主要表现为早期生烃时间早且生烃量较大、中期经历了多次生排烃和晚期抬升时间早且幅度大等不利因素。
1.3.4 湘鄂西褶皱带
该地区页岩埋藏史属于长期持续埋藏—快速隆升型，下寒武统页岩在寒武纪末期即达到生油高峰，中侏罗世成熟度已达到过成熟阶段，燕山期以来快速抬升，生烃作用停止（图9）。这一类型的埋藏史和热演化史与前两类相比具有长期持续生烃、抬升时间较早（侏罗纪时期）和抬升幅度大等特征。由于抬升剥蚀改造持续时间长，且以褶皱抬升为特征，隆升幅度大，下古生界出露，在恩施-彭水中央复背斜带和宜都-鹤峰复背斜带，核部出露最老地层已是震旦系，下寒武统黑色页岩遭受不同程度的剥蚀，暴露严重，保存条件较差，不利于页岩气聚集，页岩气发育条件较差；在花果坪复向斜带北部和桑植-石门复向斜带下寒武统黑色页岩分布连续性较好，是该区页岩气勘探潜力较大的地区。
对比这3类埋藏史曲线不难发现，四川盆地内部以威远气田为代表的地区具有以下特征：(1)在加里东期以前基本没有生烃，而另外两个地区则生成了大量的油气；(2)具有生气高峰晚的特征，对于常规油气藏来讲，大气田气源岩生气高峰的时代以古近纪为主，白垩纪、新近纪次之，且气源岩生气高峰的时代越老，形成大气田所占比重越小［16，17］，笔者认为页岩气也不例外，根据美国页岩气勘探开发经验判断，生气高峰越晚越好，如美国页岩气勘探开发最成功的福特沃斯盆地Barnett页岩气藏，威远气田的下寒武统页岩生气高峰为白垩纪中期，而黔中隆起附近和湘鄂西地区分别为白垩纪早期（在三叠纪还有一次生气高峰）和中侏罗世；(3)具有抬升时间晚的特征，在白垩纪中期以后抬升，另外两个地区抬升时期为白垩纪早期和中侏罗世。这3个特征从页岩埋藏史和热演化史角度说明四川盆地内部下寒武统具有优越的页岩气成藏条件。
图8 黔中隆起区地层埋藏史［14］
图9 鄂西地区咸2井埋藏史［15］
1.4 深度
研究区的构造比较复杂，地层埋深变化比较大，且研究程度低，资料基础薄弱，下寒武统黑色页岩埋深总体变化比较明确，但是精确预测比较困难，勾画埋深等值线难度更大。可以根据地层出露情况和地层厚度推测出大致的埋深范围，本次研究按照地层出露的情况估算页岩的埋深，并在重点区块，有钻井资料和地震资料的地方详细刻画页岩的埋深。综合分析南川幅、綦江幅、桐梓幅、遵义幅、涪陵幅和忠县幅等1：20万地质图发现，可以采用桐梓幅的地层厚度初步预测页岩的埋深，计算表明三叠系覆盖的地区，寒武系底界的埋藏深度范围为3759～5375 m，而在侏罗系覆盖的区域，最小埋深超过6700m。
总体上看，下寒武统牛蹄塘组黑色页岩的埋深主要有以下特征：
1）整体由东南向西北增加，最大埋深7500m。在研究区的东南部，大致沿着齐岳山断裂以东以南地区，即沿贵州金沙岩孔—遵义松林一带、贵州习水的土河场—润南一带、重庆石柱太原坝一带、重庆秀山—贵州松桃县一带、湖北省鹤峰县五里镇—走马镇一带和湖北省长阳县两河口一带出露。在鄂西渝东地区石柱复向斜腹部，建深1井钻探揭示下寒武统页岩顶面在石柱复向斜内部埋藏深度达6500m，利1井钻探揭示下寒武统页岩顶面在利川复向斜内部埋藏深度介于3500～3600m之间，但在背斜区下寒武统页岩埋藏深度为200～2500m［18］。向四川盆地方向下寒武统黑色页岩的埋深加大，在习水县附近和綦江县丁山1井附近埋深为2000～5000m，在黔北地区（仁怀区块）埋深在1000～4500m之间（图10）。
2）埋藏深度受褶皱分布的控制明显，在背斜遭受剥蚀；在向斜地区，由于上覆地层的存在，埋深较大。平面上从东南部向西北部加深，在研究区的西北部埋深较大，东南部埋深较小。
3）断裂发育对目的层埋深影响明显，在断裂的下降盘，埋藏深度明显变大，如在齐岳山断裂两侧，断裂东部上升盘地层抬升出露、遭受剥蚀，而西部下降盘埋深较大，且离断层越远，埋深越大。
1.5 岩性-地化-物性-含气性综合剖面
通过野外观察、剖面实测和实验分析建立了研究区下寒武统页岩的岩性-岩矿-地化-物性-含气性综合剖面，从剖面底部向上，随着缺氧环境的破坏，岩性-岩矿-地化-物性-含气性等指标在剖面上呈有规律的变化。如贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组剖面，石英含量主要为52％～69％，平均为62.3％；粘土矿物含量主要为31％～46％，平均36.23％；有机碳含量在2.11％～6.2％之间，平均4.08％；两块样品的成熟度分别为4.78‰和5.52‰。从下往上，随着缺氧环境遭到破坏，岩性变化较大，硅质页岩、炭质页岩厚度较小，灰黑色/灰色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质、砂质页岩或泥质粉砂岩，相应的有机碳含量呈减小趋势，由于缺氧环境遭到破坏，海水变浅，导致石英含量减少和粘土矿物含量增加，成熟度、孔隙度和渗透率等指标在剖面上变化不大（图11）。美国主要产气页岩也具有这种特征，即产气页岩段主要发育在页岩层的下部［19，20］，结合研究区页岩气成藏控制因素、钻井气测显示和岩性-地化-物性-含气性综合剖面等综合分析认为，在下寒武统页岩剖面的下部具有较好的页岩气发育条件，是页岩气藏发育的有利位置。
图10 川东南和鄂西渝东地区下寒武统牛蹄塘组黑色页岩出露和埋深简图
2 有利区优选和资源量计算
2.1 选区基础和方法
有利区优选和资源量计算的主要根据是国土资源部油气资源战略研究中心颁发的“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选项目——页岩气资源潜力评价与有利区优选方法”。
图11 贵州省湄潭县梅子湾下寒武统牛蹄塘组页岩岩性-岩矿-地化-物性-含气性综合剖面
选区基础：结合泥页岩空间分布，在进行了地质条件调查并具备了地震资料、钻井（含参数浅井）以及实验测试等资料，掌握了页岩沉积相特点、构造模式、页岩地化指标及储集特征等参数基础上，依据页岩发育规律、空间分布及含气量等关键参数在远景区内进一步优选出有利区域。
选区方法：基于页岩分布、地化特征及含气性等研究，采用多因素叠加、综合地质评价、地质类比等多种方法，开展页岩气有利区优选及资源量评价（表1）。
表1 海相页岩气有利区优选参考指标
2.2 有利区和资源量
综合分析有机碳含量、成熟度、埋深、地表和演化史等条件认为，研究区下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于西南部和东北部，前者位于叙永—古蔺—习水—丁山1井一线以南，主要包括黔北仁怀区块和綦江南区块，后者主要指正安—道真—彭水—利川一线东南的部分，主要包括湘鄂西Ⅰ区块、湘鄂西Ⅱ区块和黔渝彭水区块的东南部（图12）。
图12 川东南和鄂西渝东地区下寒武统页岩气发育有利区
对研究区下寒武统页岩气发育有利区资源潜力评价单元计算表明，页岩气发育有利区地质资源量为1.06×1012～6.47×1012m3（中值3.09×1012m3），可采资源量为0.13×1012～0.78×1012m3（中值0.37×1012m3）（表2）。
表2 体积法计算研究区下寒武统页岩层系页岩气有利区地质资源量
续表
3 结 论
1）研究区下寒武统页岩气藏发育的有利区主要位于西南部和东北部，前者位于叙永—古蔺—习水—丁山1井一线以南，后者主要指正安—道真—彭水—利川—线东南。
2）采用体积法计算出研究区下寒武统页岩气有利区地质资源量为（1.06～6.47）×1012m3（中值3.09×1012m3），可采资源量为（0.13～0.78）×1012m3（中值0.37×1012m3）。
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Ⅱ 油砂矿带特征
麻江、凯里油砂矿均是一个已知的含油气系统，它具有烃源层、储集层和盖层及上覆岩系完整组合。油砂矿，处于上扬子地台黔南坳陷东部，其沉积具有复杂性，即既有较典型的台地相沉积，也有较典型的盆地相沉积，还有交替型过渡相斜坡沉积。由于区内经历的构造活动多，控制了“含油气系统”的纵向多组合；瓮安油砂矿属于一个含油气系统，即“∈1n”生油、“∈1j”砂体储、“∈1j”上部泥质岩包绕封盖；麻江油砂矿属另一个含油气系统，即“∈1z”生油，侧向“O1—S1-2w”古溶蚀面及孔洞缝储层储聚，“S1-2w4”泥质岩封盖，；凯里虎庄—凯棠油砂矿属又一个含油气系统，即侧向“S1-2w1+2”生油，“S1-2w2砂体和S1-2w3”砂岩储层储聚，“S1-2w4”泥质岩封盖。
黔东油砂矿的控油构造，形成于加里东构造期的都匀运动及广西运动，被燕山运动和四川运动（喜山运动早幕）强烈改造、褶皱、抬升、剥蚀形成现今的地质地貌特征。
图5-33 麻江—瓮安地区油砂资评区块图
（一）地层、沉积概况
本区沉积了厚约5 000～6 000m的碳酸盐岩与碎屑岩交互的上震旦统—三叠系海相地层。油砂矿主要赋存于寒武系下统金顶山组（∈1j）下部的砂体中及志留系翁项群（S1-2w）第二段的砂体（S1-2w2）和第三段砂岩夹层中（S1-2w3）。
（二）构造特征及发展演化
1.构造特征
凯里虎庄—凯棠、麻江、瓮安等油砂评价区，属上扬子地台黔南坳陷东部，东邻雪峰古陆、西接黔中隆起。区内“古断裂发育”，大致以北东向陕斑断裂及南北向都匀断裂为界，区内可分三个油砂赋存单元—黄平凹陷区、麻江凸起区、黔中隆起东端区（图5-34）。
图5-34 黔东油砂和沥青评价区与构造单元划分图
2.构造发展演化
加里东早期一中期本区以持续沉降为主，在上扬子平缓褶皱浅变质的基底上，除早震旦世冰水沉积外，沉积发育了“晚震旦世、寒武纪、奥陶纪”继承性的北东向海相沉积相带，反映了该时期盆—台格局（东盆、西台）。中奥陶世末的“都匀运动”导致黔南、黔中及黔东地区的整体抬升，奥陶系中统地层几乎剥蚀殆尽，区内仅剩下奥陶统地层。海水北退至石阡、湄潭、遵义一线之北。在抬升的同时并伴以褶皱、断裂、即黔中背斜和麻江次级凸起的雏形形成。
都匀运动的抬升持续至早志留世早期，因而龙马溪组地层沉积仅限于石阡—桐梓一仁怀一线之北。自石牛栏期起，海水自北而南海侵，沉积了本区的翁项群地层。
志留纪末的广西运动，是加里东期最为强烈的一次地壳运动，早期的褶皱断裂定型并加强。区内志留系地层广遭剥蚀，使“S1-2w3”油砂的盖层减薄。
海西早期—中期，本区东为“雪峰古陆”所限，西为黔中隆起所阻，仅南侧有泥盆、石炭系地层渐次上超。海西晚期早二叠世广泛海侵、沉积覆盖全区。侏罗纪末—早白垩世早期间的燕山运动，彻底改变了区内的构造格局，经燕山运动（四川运动）强烈改造之后，即形成现今的构造格局。
（三）油气显示特征
评价区的油气显示，按其赋存特征，分为裂缝孔隙型和裂缝溶蚀孔洞型；按油气的热演化程度可分为油藏残余油及活油苗群、油砂（重质油）和沥青砂及碳质沥青脉或洞穴沥青体等等。
1.寒武系的油气显示
该层位的油气显示最为丰富，油苗群以台江革东五河（∈2k）凯里组云岩、灰质云岩裂缝晶洞中褐黄色轻质原油为代表并伴以大量“降解软沥青”。在“盆—台”过渡相带的丹寨—钢仁等广阔斜坡相带，其各种类型塌积体内的溶蚀孔洞缝中碳质沥青—碳沥青、沥青脉比比皆是。例如，丹寨“古油藏”和铜仁“古油藏”就是较典型的代表，沥青均分布在∈2～∈3等层段中，当适时的构造运动发生，油气就可以从新分配，为上覆储渗体提供油源，其中丹寨“古油藏”及其有关的烃源岩，就可以是麻江“古油藏”的油源。瓮安油砂是裂缝孔隙型油气显示，其下伏的明心寺组（∈lm）灰岩溶蚀缝洞中也见沥青，烃源岩牛蹄塘组（∈1n）上段灰岩夹层溶孔中见沥青，重晶石球体中晶包烃十分丰富等。
2.志留系的油气显示
志留系的油气显示亦很丰富，既有裂缝孔隙型。也有生物体腔型和溶蚀缝孔型；既有液态油，也有油砂和沥青砂。其分布范围也较广泛，大致沿湄潭—思南以南，镇远—三都以西，三都—都匀墨冲以北。都匀—福泉以东多有分布。其中以凯里虎庄—旁海—凯棠的残余油藏及油砂最为典型，且连片分布；次为麻江“古油藏”的油砂—沥青砂；再次为石阡本庄高王背斜“S1-2w3”生物点礁残余油藏。
麻江地区的“S1-2w3”黑砂岩，经各家石油地质工作者多年研究后，最终确认该黑砂岩是地史中的含油砂岩，因构造运动抬升而暴露地表的演化产物，它具有原油的地化特征如荧光性、可溶性等。
评价区北侧的石阡本庄—白沙地区，是黔北川南早志留世石牛栏壳相地层东延末稍部位。相当于“S1-2w2上—S1-2w3下”地层的生物滩灰岩或点礁灰岩的裂缝及溶蚀孔洞和生物体腔中，常见大量轻质原油或氧化沥青。呈对称分布于今“高王背斜”的北端两侧。该地区在地史中属黔中背斜的东倾没端北东翼，地伏有“S11—S1s”较好的泥质岩类烃源岩，且向北东延伸方向变好，因而极可能是评价区凯里地区“S1-2w2+3”油砂的烃源所在（此二地相距90～100km）。
（四）烃源岩
从油源的分析结果看出，与本区“∈1j”油砂和“S1-2w3”油砂或沥青砂有关的烃源层主要是“∈1和S1-2w1+2”等两个层段。
黔东地区下古生界，发育有近3 000～5 000m海相泥质岩及碳酸盐岩，其中“∈”地层广布全区，“S”地层发育于评价区北东侧，是烃源岩赋存的主要层系。目前对烃源岩的有效性评价，常采用有机质丰度指标，并结合有机质的成熟程度和有机质类型等综合述评。前面的分析指出，区内油气显示丰富，这无凝说明区内的有机质是成熟的，而且也排出了油气。原油、油砂、沥青砂均有，反映热演化程度不高。海相沉积的事实，反映有机质类型总面貌是过渡型偏腐泥型。本文采用有机残碳丰度结合沉积与热演化程度评价区内烃源岩的有效性。
（五）储层特征
从油气显示特征看，评价区有碳酸盐岩类储层和碎屑岩储层两类，而油砂沥青砂主要赋存于后者，这类储层有寒武系下统金顶山组（∈1j）中下部细—中—粗粒石英砂岩和志留系翁项群二段（S1-2w2）及三段（S1-2w3）中—细粒石英砂岩夹粗粒石英砂岩条带。
1.寒武系下统金顶山组（∈1j）砂岩储层
砂体发育于“金顶山期”的台缘相带。以瓮安朵丁剖面为例，纵向上由含砾中—粗粒石英砂岩、细—粉粒石英砂岩夹含砾泥质粉砂岩组成，具正粒序特征，即下部粗，中上细。砂岩集中段厚64m，油砂岩富集于中下部，向上即变为条带状。砂岩极不均质，据薄片观察，石英粒有次生加大但因沥青阻挡而不明显，粒间孔被沥青和势，且具逆粒序特征，即下细上粗，以黄磷质充填，且粒间孔全为方解石被溶蚀而成（次生），面孔率一般达15%左右，最高达18%，孔径一般为0.2～0.3mm，最大达0.9～1.0mm。沥青充填剩余孔隙度为1.99%，渗透率1.76×10-6μm2。
砂体横向变化较大（图5-35），向东有变粗变厚的趋势，以重安坪剖面为例，纵向上、中下部为中—细粒砂岩、中部为泥质粉砂岩、上部为含砾粗—中粒石英砂岩，砂岩段厚120m，砂岩集中段厚46m，含油气性不详；向西变细，几乎全为细—粉粒石英砂岩。瓮安三岔塘，砂岩段厚75m，仅中下部夹中粒石英砂岩条带，偶见沥青；再向西至玉华一带相变为薄层粉砂岩与砂质泥岩互层，不见沥青痕迹。
对沥青砂，我们作了南北向追踪，向南至下岚关花桥村大窝凼，沥青砂可见4层，累计厚8.7m。砂岩为中—细粒石英砂岩、砂岩集中段厚约45m，预计油砂还可向南延伸，但到牛场西侧桅杆坪相变为粉砂岩与砂质泥岩互层，不见沥青了；向北至金好石关村，砂岩为中—细粒石英砂岩夹砾状粗砂岩，砂岩集中段厚50多m，见沥青砂层3层，共厚8m，油砂向北延伸至草塘新寨砂岩以细砂岩为主见沥青砂岩3层，厚2.5m。至余庆小鳃一带，该砂体相变为钙质粉砂岩，未见沥青。
图5-35 翁项地区寒武系下统金顶山组（∈1j）油砂层与下伏岩性柱状对比图
2.志留系翁项群砂岩储集层
评价区内志留系翁项群的砂岩储集层有两套：翁二段下部（S1-2w2）和翁三段砂岩（S1-2w3）。前者是凯棠地区和旁海地区的富油砂层，后者是麻江古油藏的主力储层，也是虎庄复向斜的主力油砂层，旁海地区和凯棠地区的次油砂层。
（1）翁项群第二段（S1-2w2）砂岩储层。此段砂岩储层，分布于（S1-2w1+2）下部，为中—细粒石英砂岩，一般厚0.8～4m，凯棠—旁海一带是主要分布区，且均是油砂岩。由凯棠向东南方向至逆冲断带之下有变厚趋势，向西向北渐薄。
据凯哨1井和水珠1井取心制片观察，可见该石英砂岩储层均质性极差，石英无次生加大，孔隙中多为泥质、原油混杂充填，局部可见原油或沥青充填于原生孔隙中，或方解石和泥质杂基充填于原生孔隙中且均被原油侵染，砂岩中还混有生物屑和泥质斑块，含“沥青”5%左右。
据凯棠11井取样测试（石油八普，1972），砂岩孔隙度10.24%～11.35%，渗透率6.79×10-3～15×10-3μm2。
（2）翁项群第三段（S1-2w3）砂岩储层。翁三段（S1-2w3）砂岩储层广泛分布于黔东及黔东南地区，是麻江“古油藏”的主要储层和凯里“残余油藏”的主要油气层，也是我们研究和评价的主要油砂层。
本段砂岩储层为滨海相砂坝体，厚度较为稳定。一般为20～38m厚的粉—细粒石英砂砂夹厚度不定的中粒石英砂岩和砂质泥岩及泥岩、其砂泥比多大于2:1，其中砂岩集中段厚多在11～36m之间，南部和北部分布层位较高，厚度大，且北部粒度较粗。例如，南部三都中岩寨—都匀王司段厚达80～166m，砂岩集中段厚35～160m，北部麻江磨刀石厚达65m，砂岩段厚44m。下部较细，为粉砂夹细粒砂岩，中及上部为细砂岩夹中—粗粒石英砂岩。在麻江地区，总的特点是粒度较细，大致以麻江磨刀石一麻江—都匀洛邦—王司一线之西为细砂粒级，之东为细砂—中砂粒级为主夹粗砂层或条带；麻江谷洞—都匀一线之西相变为粉砂质钙质泥岩夹砂质灰岩等非储层。
大致以“陕斑断层”为界，北部的凯里地区“S1-2w3”储层内，多见的是液态油或生物降解沥青，此岩段一般厚55～80m，砂岩集中段厚55～65m，北部厚而细，南薄而粗，东薄较细，中部细、西厚而粗（图5-36、图5-37）。东部的旁海—凯棠地区，一般厚50～70m，东厚而粗，西薄而较细。
借助薄片观察，砂岩的储集空间多被沥青占据，其空间类型主要为原生孔隙，次生孔隙及裂缝。原生孔隙主要是粒间孔、次生孔为粒内溶孔，裂缝主要是构造缝和成岩缝，其中粒间孔是油砂和沥青砂的主要储集类型。区内分选较好，磨园也较好的中—细粒砂岩，原生孔隙较发育，面孔率达12%～15%，仅局部石英次生加大，占去原生孔隙5%左右，其余原生孔均为“油砂”充填。
图5-36 凯里虎庄志留系翁项群（S1-2w）地层与油砂层（S1-2w3）岩性柱状剖面对比图
图5-37 凯里地区翁三段砂岩储层粒度变化及沉积厚度等值线图
（六）油气充注成藏分析
从生储盖组合特点以及油源对比分析结果认为瓮安“油砂矿”、麻江“古油藏”和凯里残余油藏各自有不同的油气充注成藏模式。
图5-38 麻江古油藏成藏模式图
1.麻江“古油藏”
麻江“古油藏”的成藏时间有多种看法，一种认为古油藏形成于加里东晚期，或奥陶系地层沉积之后，理由是烃源层“∈1”有机质生油高峰为早奥陶世，之后即有大量油气运移。实际上，此期间正为“S1-2w1+2”无沉积的剥蚀期，且历时长达8～12Ma之久，这种无盖层的情况，油气难以保存成藏。在对区内油气和有机质（煤）的热演化程度综合研究之后，认为成藏时间大致在“S1-2晚—D1中”（418～398Ma），这期间虽有“广西运动”褶皱断裂活动发生，但其所产生的东西向断裂及北东向“古断裂的活化”，为下伏和侧向（东侧盆相∈1）烃源向上运移提供了良好的通道条件（见图5-38），此次构造运动所伴生的抬升剥蚀，有可能对盖层（S1-2w4）产生影响，据对麻江—都匀一带“麻江古凸起”最高部位的观察，其盖层（S1-2w4）仍有35m以上的保存，在上覆岩系的覆压下，其封堵性是有效的，能保存下伏岩性构造复合型油气藏。在上覆岩系的覆压下，其封阻性是有效的，能保存下伏岩性构造复合型油气藏。
2.瓮安“古油藏”
瓮安油砂矿是一个由同期异相沉积包绕的砂体。该砂体自沉积形成之时起，就伴随都匀运动黔中隆起雏形的形成，至广西运动定型，始终叠覆于“隆起”的东倾没端的上倾方向（图5-39），捕获油气的构造条件优越。据地腹烃源层有机质成烃演化推算结果成藏时间大致在P2末—T2中（246～237Ma），这期间没有强烈的构造活动，生储盖保存良好，构造与油气活动匹配好形成岩性油气藏。
图5-39 瓮安、凯里虎庄—凯棠成藏模式图
3.凯里“残余油藏”
凯里地区志留系含油系统在都匀运动之后形成，东受限于雪峰古陆，西止于黔中隆起东端斜坡，向南为渐收敛的滨岸沉积，向北及北东向开放，为前滨—台地—台盆沉积。储层砂体（S1-2w3）分布在与古隆起有关的斜坡部位。加里东期末的广西运动，黔中隆起和麻江凸起褶皱隆升定型，凯里地区为斜凹部位。翁项群保存较完好，储层（S1-2w3）砂体的展布有继承性、直至J末—K1的燕山运动之前。据油源分析，该区油源来自志留系本身的侧向油源，成藏期为J1初—J2早（207～166Ma）。由此看出，进油期与古构造匹配较好，从图5-39可以看出凯里地区油砂和残余油气层的充注形成主要与加里东期古构造的关系密切而形成的岩性油气藏。
（七）油砂矿的形成演化破坏、保存与分布特征
油砂单指含有原油或沥青的砂岩。评价区的油砂，是“古油藏”因燕山运动褶皱断裂而初步解体，继而抬升，再经四川运动改造之后大部分含油层暴露地表而形成的次生油砂。
1.麻江沥青砂含矿区
麻江次生沥青砂（S1-2w3）含矿区，是麻江“古油藏”于“S1-2晚—D1中”进的油，广西运动遭受局部生物降解，海西期深埋，烃源岩的过熟增生烃类不断注入，造成“古油藏”内原油的“脱沥青作用”及本身的“歧化作用”，轻组份再分配。海西晚期—印支晚期大体上均是持续深埋。主要是油气的“歧化作用”，并演化为沥青砂。经燕山运动和四川运动之后，“古油藏”解体，形成现今的残留断块状次生沥青砂矿区，在古凸起高部位仅零星保存，翼部有成片保存（见图5-40）。
图5-40 麻江地区“S1-2w3”沥青砂矿区地质略图
2.瓮安油砂矿
瓮安油砂（∈1j）含矿区，瓮安古油藏是于“P2末—T2中”进的油，主要经历海西晚期—印支早期的较深埋藏。烃源层有机质和储层油气的热演化程度不高，因而“脱沥青作用”弱，原油的“歧化作用”不强，同样在经历燕山运动和四川运动之后而部分暴露地表，经水洗菌解氧化、地表为沥青砂，在瓮安宽向斜有大片保存（见图5-41）。
3.凯里油砂矿
凯里油砂矿，是凯里“岩性构造油气藏”，经燕山运动和四川运动改造抬升之后而部分暴露地表又经水洗菌解氧化，地表为油砂。埋深25m 之下为重质原油。在野山向斜和凯棠向斜分布有“S1-2w2和S1-2w3”两套油砂，在虎庄复向斜中为“S1-2w3”残余油气层，边部为似沥青砂。
图5-41 瓮安“∈1j”油砂矿地质略图
Ⅲ 烃源岩综合评价及资源量估算
（一）评价指标及标准
我国南方中、古生界海相碳酸盐岩分布广，厚度大，有机质丰度总体很低，绝大多数样品TOC值＜0.2%。根据近期研究成果和认识以及野外实地地质调查，认为碳酸盐岩并非南方和研究区主要烃源岩。研究结果表明，滇黔桂地区从下泥盆统到下三叠统7个层位3704个碳酸盐岩TOC平均含量为0.16%，各层系平均值为0.02%～0.18%，显然属非烃源岩；而2128个泥岩的TOC平均含量为0.62%，各烃源层系的平均值为0.65%～1.51%，表明泥岩才是主要烃源岩。
由于本区烃源岩热演化程度普遍较高，氯仿沥青“A”、总烃等表征烃源岩有机质丰度的指标均已失效，因此，主要采用热稳定性较好的TOC值来表征本区烃源岩有机质丰度。根据前人研究成果以及研究区实际情况，本次研究采用0.5%作为有效烃源岩TOC下限值，并采用下列分级评价标准(表4-1)。
表4-1 烃源岩有机质丰度评价指标及分级标准
(据梁狄刚，2008)
同样，受热演化影响，烃源岩有机质类型评价指标H/C原子比、O/C原子比和氢指数等均已失效，只有干酪根镜鉴和干酪根碳同位素值能较好的表征烃源岩有机质类型。而镜质体反射率Ro或沥青反射率Rb则是表征高热演化烃源岩成熟度的有效参数，并常以Ro值1.3%～2.0%表示高成熟阶段，Ro值＞2.0%表示过成熟阶段。
（二）综合评价
1.震旦系及下古生界
（1）下震旦统陡山沱组
下震旦统陡山沱组烃源岩主要分布在黔南坳陷东部斜坡至盆地相区，为一套黑色泥岩、页岩。该套烃源岩一般厚10～25m，最厚75m（遵义松林剖面）；独山鼻状凸起东部的三都渣拉沟剖面发育数十米厚的陡山沱组黑色泥岩，系统采样分析表明其TOC值含量较高，为0.4%～3.0%；烃源岩干酪根碳同位素为－31.5‰～－31.8‰，表明其有机质类型为Ⅰ型，总体已达超成熟阶段(相当于Ro＞3.0%)，仅在瓮安-凯里一带小范围内为过成熟阶段。饱和烃色谱分析表明烃源岩具有低等生源母质特征和高热演化特征(表4-2)。因此总体为一套地区性中等-好烃源岩。
表4-2 黔南坳陷烃源岩饱和烃色谱参数
图4-1 贵州麻江羊跳寨剖面有机地球化学综合柱状图
（2）下寒武统牛蹄塘组
下寒武统牛蹄塘组烃源岩主要分布在黔南坳陷及其北部广大地区，主要为黑色（炭质）泥岩、页岩，厚50～400m。出露的地层剖面主要分布于黔南坳陷中东部的三都(称渣拉沟组)和麻江等地区，坳陷北部的清镇-瓮安-余庆一带均有分布，坳陷中西部地区虽未有出露，但根据最新地震资料推测坳陷内的安顺凹陷和长顺凹陷均发育较厚的该套烃源岩。
黄平浅凹南缘的麻江羊跳寨剖面牛蹄塘组烃源岩厚100m左右，根据本次系统密集采样分析(47个样品)，烃源岩TOC值最高可达8%，一般2.0%～3.5%，烃源岩TOC高值主要分布在该组中下部，由下往上总体具有变低的趋势(图4-1)。TOC值大于2.0%的样品占55%(图4-2a)，总体为一套好～极好的烃源岩。
独山鼻状凸起东部的三都渣拉沟剖面下寒武统渣拉沟组黑色泥质烃源岩厚度达150m左右，共系统密集采样88个，其TOC高值亦主要分布于该组中下部(图4-3)，最高可达15%，往上随颜色变浅和粉砂质含量增加TOC值逐渐降低。TOC值大于2.0%的样品占61%(图4-2b)，为一套好～极好的烃源岩。
此外，在黄平浅凹北缘的瓮安朵丁关剖面亦发育厚达100m以上的牛蹄塘组黑色(深灰色)泥质烃源岩(图4-4)，26个样品TOC分析表明，其值最高达8.15%，牛蹄塘组下部厚约70m的黑色炭质泥岩段有机碳含量均在4.5%以上，往上随粉砂质、钙质含量增加和颜色变浅其TOC值趋低。分析结果表明，TOC值大于2.0%的样品占41%(图4-2c)，总体为好～极好的烃源岩。
图4-2 羊跳寨剖面、渣拉沟剖面和瓮安朵丁关剖面牛蹄塘组（渣拉沟组）烃源岩TOC频率分布图
下寒武统牛蹄塘组烃源岩干酪根碳同位素值为－26.7‰～－35.8‰，绝大部分小于－30‰（图4-1，图4-3，图4-4），表明其有机质类型主要为Ⅰ型；烃源岩干酪根镜鉴表明其显微组分主要为腐泥组，有机质类型主要为Ⅱ1型（表4-3）。综合认为其有机质类型主要为Ⅰ型。
图4-3 贵州三都渣拉沟剖面有机地球化学综合柱状图
图4-4 贵州瓮安朵丁关剖面有机地球化学综合柱状图
表4-3 黔南坳陷烃源岩干酪根显微组分及类型
羊跳寨剖面牛蹄塘组烃源岩干酪根镜质体反射率值为2.00%～3.34%；朵丁关剖面牛蹄塘组烃源岩干酪根镜质体反射率值为1.95%～2.78%；三都渣拉沟剖面渣拉沟组烃源岩干酪根镜质体反射率值为2.89%～3.96%；均表现为过成熟阶段的特征。受热演化程度影响，下寒武统烃源岩氯仿沥青“A”含量及热解生烃潜量均很低。此外，饱和烃色谱分析表明下寒武统牛蹄塘组（渣拉沟组）烃源岩有机质主要来自低等生源，并具高热演化特征(表4-2)。
（3）下志留统
下志留统泥质烃源岩主要分布在黔中隆起北部，黔南坳陷中东部地区下志留统泥质岩有机碳含量低，主要为泥岩和粉砂质泥岩，如凯里洛棉剖面翁二段和翁四段灰色、灰绿色泥岩，有机碳含量均低于0.5%。此外，洛棉剖面中奥陶统大湾组灰绿色、紫红色泥灰岩TOC含量亦很低。它们在研究区均不是有效烃源岩。
（4）小结
综上所述，下寒武统牛蹄塘组(渣拉沟组)烃源岩是黔南坳陷发育的一套区域分布、厚度较大、有机质丰度很高的优质烃源岩。该套烃源岩可为黔南坳陷及周缘地区提供丰富的成烃物质基础，是黔南坳陷下古生界最主要的烃源岩。
2.上古生界
（1）下泥盆统烃源岩
下泥盆统烃源岩主要分布在桂中坳陷及黔南坳陷的长顺凹陷及周缘。桂中坳陷下泥盆统优质烃源岩主要分布于下泥盆统上部台盆相塘丁组（相当于埃姆斯期）（图4-5），与台地相的四排组为同期异相沉积，岩性主要为黑色泥页岩、钙质泥岩，富含竹节石等化石，形成于深水-次深水盆地相，主要分布于南丹、河池、宜州等地区，一般厚为50～200m，南丹一带最大厚度大于500m。
南丹罗富剖面系统采样分析表明样品的TOC值为0.65%～4.70%，平均为1.85%，另据韦宝东等（2004）其TOC值最大可达5.69%；有机碳含量大于1.0%的样品占72%，大于2.0%的占40%（图4-6），根据烃源岩TOC值与原始生烃潜量之间的关系，其原始生烃潜量可达10mg/g以上，表明其主要为中等-很好的烃源岩。
桂中1井下泥盆统泥质岩及碳酸盐岩TOC值总体很低（图4-7），均低于0.5%，主要与其总体处于台地相环境有关，一方面泥质岩不发育，主要发育碳酸盐岩，碳酸盐岩镜下观察可见大量固体沥青，因此分析结果主要是储层残留有机质的TOC值；另一方面台地相环境不利有机质富集、保存。
下泥盆统塘丁组烃源岩干酪根显微组分主要为腐泥组（表4-4），相对含量为38.7%～89.7%，其次为镜质组，有机质类型总体为Ⅱ型；烃源岩干酪根碳同位素值为-27.80‰～-26.84‰（图4-8），总体亦为Ⅱ型有机质，与干酪根镜鉴结果一致。
图4-5 桂中坳陷南丹罗富剖面塘丁组烃源岩地球化学剖面图
罗富剖面下泥盆统塘丁组烃源岩Ro值为1.33%～1.76%（表4-5），总体处于高成熟阶段。桂中1井下泥盆统样品的沥青反射率换算成镜质体反射率为2.76%～3.62%，处于过成熟阶段，成熟度存在较大差异的原因一方面可能与测试对象有关，另一方面可能主要与坳陷内外热演化程度存在较大差异有关。总体看来桂中坳陷下泥盆统处于高过成熟阶段。
罗富剖面塘丁组烃源岩抽提物饱和烃色谱分析表明其主峰碳较低，介于C16-C24之间， nC21-/nC22+为0.53～4.25nC21+nC22/nC28+nC29为1.00～10.41，Pr/Ph为0.76～1.64，Pr/nC17为0.35～0.87，Ph/nC18为0.30～0.75，大部分样品正构烷烃碳数分布具前高后低的双峰形态。上述特征总体表明其具有还原环境、以低等水生生源母质为主的生源特征。
图4-6 桂中坳陷罗富剖面D1t烃源岩有机碳分布
图4-7 桂中1井样品TOC值分布图
表4-4 桂中坳陷罗富剖面烃源岩干酪根显微组分及有机质类型
续表
图4-8 桂中坳陷中下泥盆统烃源岩干酪根碳同位素值
总之，桂中坳陷下泥盆统盆地相烃源岩有机质丰度高，类型较好，热演化程度高，总体为该区一套较优质海相烃源岩。
表4-5 桂中坳陷中下泥盆统烃源岩干酪根Ro值
续表
（2）中泥盆统烃源岩
桂中坳陷中泥盆统优质烃源岩主要分布于中泥盆统上部台盆相罗富组（相当于吉维特期），与台地相的东岗岭组为同期异相沉积，岩性主要为黑色泥页岩、钙质泥岩、泥灰岩，形成于深水－次深水盆地相，分布范围较下泥盆统更广，主要分布于南丹、河池、宜州、柳州、鹿寨、来宾等地区，一般厚100～400m，最厚可达600m以上，其中以南丹大厂一带最为发育。
南丹大厂剖面系统采样分析表明样品的TOC值为0.53%～4.74%，平均3.14%，据韦宝东等（2004）其TOC值最大可达9.46%；有机碳含量大于2.0%的占85.7%，大于3.0%的样品占57.1%（图4-9），85.7%的样品原始生烃潜量大于6mg/g，最大可达20mg/g以上，因此主要为很好烃源岩。
桂中1井中泥盆统泥质岩及碳酸盐岩TOC值总体很低（图4-7），只有一个样品的TOC值超过0.5%，这仍与其总体处于台地相环境有关。
图4-9 桂中坳陷大厂剖面D2l烃源岩有机碳分布
桂中坳陷中泥盆统罗富组烃源岩干酪根显微组分主要为腐泥组（表4-6），相对含量为40.3%～87.7%，其次为镜质组，有机质类型主要为Ⅱ型；烃源岩干酪根碳同位素值为-27.44‰～-24.84‰（图4-8），亦总体为Ⅱ型有机质，与干酪根镜鉴结果一致。
表4-6 桂中坳陷大厂剖面烃源岩干酪根显微组分及有机质类型
大厂剖面罗富组烃源岩镜质体反射率Ro值为1.53%～2.03%（表4-5），总体处于高过成熟阶段。桂中1井中泥盆统样品的沥青反射率换算成镜质体反射率为2.24%～2.95%，处于过成熟阶段。推测成熟度存在较大差异的原因与下泥盆统相似。总体看来桂中坳陷中泥盆统处于高过成熟阶段。
大厂剖面罗富组烃源岩抽提物饱和烃色谱分析表明其主峰碳分布范围较广，为C18～C29，nC21-/nC22+ 为0.18～1.54，nC21+nC22/nC28+nC29为0.34～3.00，Pr/Ph为0.75～1.03，Pr/nC17为0.59～0.99，
Ph/nC18为0.59～0.81，大部分样品正构烷烃碳数分布具前低后高的双峰形态。上述特征总体体现其具有还原环境的混合型母质来源，高碳数可能代表宏观底栖藻类或高等陆生植物的生源输入。
此外，桂中坳陷中泥盆统烃源岩分散采样分析结果表明，其TOC值亦总体较高，为0.14%～3.60%（表4-7），平均1.36%，8个样品TOC值大于0.5%的有7个；烃源岩干酪根镜鉴表明其有机质类型主要为Ⅱ1型，其次为I型；Tmax值及Ro值表明其总体处于高成熟阶段（表4-7）。
（3）下石炭统烃源岩
下石炭统泥质烃源岩主要分布于黔南坳陷中西部和桂中坳陷北部，厚达50～500m，在南丹-河池一带厚度最大，可达550m以上。黔南坳陷独山白虎坡剖面下石炭统祥摆组泥质烃源岩与砂岩互层产出，累积厚度达50m以上，有机碳含量高，TOC值大于2.0%的样品占46%(图4-10a)，总体为好～很好烃源岩，只是分布面积及厚度规模较小。此外，平塘甘寨剖面亦发育下石炭统祥摆组泥质烃源岩，系统采样分析表明，其TOC值总体较高，18个样品TOC值均大于1.0%，介于1.0%～2.0%之间和大于2.0%的样品各占50%(图4-10b)，其中TOC值最高达5.21%。
桂中坳陷下石炭统烃源岩分散采样分析结果表明其TOC值总体较低，为0.17%～0.83%（表4-8），平均0.44%，10个样品中TOC值大于0.5%的有3个；烃源岩干酪根镜鉴表明其有机质主要为Ⅱ1型，其次有少量I型和Ⅱ2型；Ro值为1.47%～1.96%，处于高成熟阶段。
由上可知，下石炭统烃源岩在黔南坳陷较为发育，有机质丰度高，在桂中坳陷主要为差烃源岩和非烃源岩。
图4-10 黔南坳陷独山白虎坡剖面和平塘甘寨剖面下石炭统祥摆组烃源岩TOC频率分布图
此外，二叠系、三叠系在桂中坳陷仅零星分布，且出露地表，已无生烃、成藏意义；黔南坳陷主要分布在西部地区，且局部发育较高TOC值的薄夹层烃源岩，但限于规模以及大部分处于浅层及暴露地层，其生烃、成藏意义亦不大。
表4-7 桂中坳陷中泥盆统分散采样烃源岩地球化学参数表
表4-8 桂中坳陷下石炭统分散采样烃源岩地球化学参数表
（4）小结
综上所述，中泥盆统烃源岩是研究区上古生界最主要的烃源岩，烃源岩有机质丰度高，类型较好，热演化程度高，是该区一套优质的海相烃源岩。
（三）评价方法分类及优选
目前国内外的资源评价方法主要有类比法、成因法、统计法等三大类方法。不同勘探程度地区采用的方法有所不同。勘探程度较低，以成因法和类比法为主，统计法为辅；勘探程度相对较高，以类比法和统计法为主，成因法为辅。
统计法主要包括油藏规模序列法和油藏发现序列法等，用于勘探程度高的地区。因黔南桂中坳陷尚未发现工业性油气藏，勘探程度总体很低，因此本次主要采用成因法和类比法对其进行资源评价和估算。
在方法的实际应用中，成因法的运聚系数由刻度区类比而来，因此它实际上是一种盆地模拟、类比复合方法，从而较为合理地解决了资源量估算关键参数的取值问题，估算结果亦比较符合盆地实际；类比法主要采用刻度区面积丰度类比法，分别选取类比刻度区和评价区进行类比和资源量估算。
（四）资源量估算
黔南桂中坳陷勘探程度低，依据基本油气成藏条件的研究成果和认识，认为两坳陷具备常规油气（含原油裂解气）和非常规天然气（页岩气）两种油气资源。本书利用类比法和成因法对其远景资源量进行了估算。
1.桂中坳陷
（1）常规油气资源量估算
1）类比法
根据第三轮资源评价成果，选取与桂中坳陷油气地质条件类似的川南低陡构造带作为类比刻度区，对桂中坳陷8个次级构造单元进行了类比地质评价(表4-9)，估算了各自的天然气资源量(图4-11)，求和算得桂中坳陷50%概率下的天然气资源量为6481.68×108m3(表4-10)。
表4-9 川南刻度区及桂中坳陷各次级构造单元地质评价打分表
续表
表4-10 桂中坳陷类比法资源量估算表
平面上，桂中坳陷天然气资源主要集中在柳江低凸起、环江浅凹、宜山断凹、红渡浅凹和马山断凸，罗城低凸起、柳城斜坡和象州浅凹相对较少(图4-11)。资源丰度相对较高的次级构造单元主要为马山断凸、柳江低凸起、红渡浅凹和宜山断凹。
图4-11 桂中坳陷各次级构造单元天然气资源分布图
图4-12 桂中坳陷天然气资源量层系分布图
纵向上，桂中坳陷天然气资源主要赋存于泥盆系，石炭系较少(图4-12)，这一方面与泥盆系烃源条件好于石炭系有关，更重要的是坳陷内部大部分石炭系均裸露地表，泥盆系保存条件优于石炭系。
2）成因法
具体采用了有机碳法对桂中坳陷生烃量进行了估算，模拟网格1km×1km，实际模拟节点43876个，实际模拟面积43876km2。烃源岩包含中下泥盆统泥质烃源岩和下石炭统泥质烃源岩，估算结果见表4-11。
经结合类比法可确定桂中坳陷天然气运聚系数为2‰左右，从而估算出本坳陷天然气资源量为6799.82×108m3；油运聚系数选取1%，从而估算出本坳陷油资源量为5.18×108t。
表4-11 桂中坳陷各层系烃源岩生烃量表
3）常规油气资源量估算结果
由于前两种方法估算天然气资源量结果比较接近，故采用平均法求得桂中坳陷的天然气资源量为6641×108m3（不含原油裂解气），石油资源量为5.18×108t（不含古油藏）。
（2）裂解气资源量估算
桂中坳陷裂解气资源量的估算主要基于桂中1井区古油藏作为刻度区，经过综合反算求取。
主要流程包括估算桂中1井区沥青储量，估算桂中1井区原始常规原油储量，估算原油裂解气聚集量，再根据桂中1井区烃源岩供烃条件(面积、厚度等)和裂解气聚集量的关系估算裂解气资源丰度，依据资源丰度和桂中坳陷不同层系的烃源岩面积估算桂中坳陷裂解气总聚集量。
桂中1井区沥青及裂解气资源量估算
桂中1井区含沥青储层面积为圈闭面积乘以有效系数取得；厚度根据桂中1井测井显示有效储层厚度估算；残余孔隙度据桂中1井测井孔隙度；固体沥青与原油体积（孔隙体积）的比值据秦建中等（2007）正常原油裂解后固体沥青与原油的体积比为30%～38%；固体沥青密度据秦建中等（2007）川东北地区碳酸盐岩中储层固体沥青数据，为1.3g/cm3。估算公式为
沥青储量=储层分布面积×厚度×沥青/储层岩石体积比率×固体沥青密度（4-1）
估算结果桂中1井区50%概率下的沥青储量为6.34×108t（表4-12）。原油裂解为固体沥青后的残余重量百分比参数取值据秦建中等（2007）正常原油热裂解产物中的残余固体沥青的重量百分比为45%～53%，由正常原油裂解后残余固体沥青占原油的重量百分比为45%～53%反推可知：桂中1井区早期聚集原油储量约为
6.34×108t/0.5（取百分比为50%）=12.68×108t
桂中1井区原油裂解气资源量估算：
12.68×108t/2=6.34×108t(油当量),相当于7930×108m3裂解气。
运聚系数取10%，则裂解气资源量为793×108m3。
表4-12 桂中1井区古油藏沥青储量估算表
2）桂中坳陷裂解气资源量估算
在桂中1井区，其供烃面积参数主要基于构造图和构造区划图获取。当烃源岩成熟之后，位于生烃凹陷的烃源岩将依据势能原理向四周排烃，其中向桂中1井区排烃的烃源岩面积为4640km2（图4-13）。桂中坳陷有利烃源岩分布面积约30000km2,从而估算出桂中坳陷裂解气总资源量为
图4-13 桂中1井区古油藏及供烃面积分布图
Qc=793×108m3/4640km2×30000km2=5127×108m3
（3）非常规天然气（页岩气）资源量估算
页岩气以吸附和游离两种状态同时赋存于泥页岩中，天然气的富集兼具有煤层气、根缘气和常规储层气的机理特点，表现为典型的天然气吸附与脱附、聚集与逃逸的动态过程，资源量估算方法需相应调整和考虑；当页岩物性超出下限(孔隙度小于1%)、页岩含气量达不到工业标准或者埋藏深度超出经济下线(埋深4km)时，页岩气资源量估算结果宜采取适当办法予以从总量中扣除。
关于页岩气资源量的估算，本书主要采用成因法（体积法）和类比法，综合得到资源量数据。
1）成因法估算页岩气资源量
剩余资源分析法适用于页岩气勘探开发早期，资源量估算采用以下公式求得：
Qs=Q－Qn （4-2）
其中：Qs为能解吸的页岩气资源量；Q为总生气量；Qn为总逸散量与不能解吸的吸附气量之和。
在桂中坳陷，依据常规资源评价的结果，中泥盆统罗富组、下石炭统岩关组两个层系总生气量Q=2162.97/43876×20000=985.95×108t油当量，在热演化程度较高的地区(Ro＞3%)，排烃系数取值为90%，不能解吸的吸附气量暂按残留页岩气的90%估算，则
总逸散量=Q×90%=887.36×108t油当量
不能解吸的吸附气量=(Q－Q×90%)×90%=88.73×108t油当量
Qn=976.09×108t油当量
Qs=Q－Qn=985.95－976.09=9.86×108t油当量，相当于12325×108m3页岩气。
2）类比法估算页岩气资源量
将桂中坳陷泥盆系、石炭系页岩的地质特征与美国页岩气盆地对比后发现（表4-13，表4-14），无论是在盆地特点，还是源岩条件抑或是储集性能等方面，页岩气地质条件都与美国福特沃斯（FortWorth）盆地Barnett具有明显的可比性。因此可采用福特沃斯盆地的页岩气系统作为类比标准区，用地质类比法对桂中坳陷页岩气的资源潜力进行评价。
在运用类比法进行资源量估算的过程中，对结果影响较大的关键参数是油气资源丰度。福特沃斯盆地已进入页岩气开发程度较高阶段，资源量的测算较为准确。福特沃斯盆地面积为3.81×104km2及其资源量为（1.65～9.26）×1012m3，资源丰度为（0.43～2.4）×108m3/km2，考虑与桂中坳陷地质条件的差异性，桂中坳陷平均资源丰度取值为0.56×108m3/km2。根据表4-15提供的数据并以桂中坳陷页岩区域面积2.0×104km2为基础，估算可得桂中坳陷泥盆系、石炭系页岩气总资源量为11200×108m3。
桂中坳陷页岩气资源量依据前两种方法估算结果，采用平均法求得，资源量为11763×108m3。
表4-13 桂中坳陷与Fort Worth盆地页岩气资源量类比参数一览表
表4-14 美国主要页岩气盆地基础数据表
表4-15 页岩气资源预测类比参数取值标准
2.黔南坳陷
（1）常规油气资源量估算
利用有机碳法对黔南坳陷资源量进行了估算，采用1km×1km的网格，共计模拟点31999个，模拟面积31999km2，烃源岩包括下震旦统陡山沱组、下寒武统牛蹄塘组、中上泥盆统和下石炭统泥质烃源岩。结果表明，黔南坳陷总生油量为578.86×108t，总生气量为4405.21×108t，其总生烃量为4984.07×108t(表4-16)，下寒武统牛蹄塘组为本区最主要的烃源岩(图4-14)。
图4-14 黔南坳陷各层系烃源岩生烃量直方图
表4-16 黔南坳陷各层系烃源岩生油、生气量表
根据调研全球部分含油气盆地油气运聚系数（表4-17），结合本区各层系油气地质条件，其具体的运聚系数确定如表4-18所示。
表4-17 全球部分含油气盆地油气运聚系数参考表
（据张寄良等，1997）
根据各层系的油气运聚系数算得各层系的油气资源量，求和算得黔南坳陷油气总资源量，其中石油资源量为4.57×108t，天然气资源量为10731.08×108m3。通过对黔南坳陷各次级构造单元石油和天然气生、储、圈、保和配套条件的综合评价打分，求得各次级构造单元的地质评价系数，根据各次级构造单元的地质评价进而得到各次级构造的石油和天然气资源量。由图4-15，石油资源主要分布在黔南坳陷东部的黄平浅凹和贵定断阶，天然气资源主要分布在坳陷中西部地区的长顺凹陷、独山鼻状凸起。须指出的是，本次估算所得的是现今保存下来的油气地质资源量，不包含已被破坏的油气资源。
（2）裂解气资源量估算
黔南坳陷裂解气资源量的估算主要基于麻江古油藏作为刻度区，经过综合反算取得。
对于麻江古油藏，关键参数如下：
据前人研究，估算麻江古油藏原始石油储量为15.08×108t（S1w3砂岩储层中石油储量约为13.58×108t，O1h块状储层中石油储量约为1.5×108t），裂解气量为7.54×108t油当量，运聚系数取10%，则裂解气资源量为943×108m3。
供烃面积主要参考国内外关于油气运移距离的研究数据及本区的实际情况，面积约为10000km2。
黔南坳陷烃源岩面积按31999km2估算，除去麻江古油藏等已破坏的面积10000km2，估算出黔南坳陷裂解气资源量为
943×108m3/10000×(31999－10000)=2075×108m3
图4-15 黔南坳陷各次级构造天然气资源量分布
表4-18 黔南坳陷各层系及总油气资源量表
（3）页岩气资源量估算
黔南坳陷页岩气资源量估算采用体积法，因为上扬子四川盆地已有对应层位的试验区，已获取对应层位资源丰度数据，参见表4-19。
表4-19 海相页岩气基础数据对比表
黔南坳陷牛蹄塘组烃源岩有效烃源岩面积为23145km2，有效页岩平均厚度按50m计，烃源岩体积则为1157.25km3，页岩密度按2.6t/m3，则页岩质量为3008.85×109t，页岩气含量取1.7m3/t，从而估算出黔南坳陷页岩气资源量为51150×108m3。
综上所述，黔南桂中两坳陷油气资源量估算结果如表4-20所示。
表4-20 黔南桂中坳陷油气资源量估算结果汇总表
Ⅳ 翁安西服务区是中石油吗
黔南布依族苗族自治州瓮安西服务区是中国石化加油站：
Ⅳ （2）找矿取得重大进展
2011～2013年，我国15种主要固体矿产勘查新增大中型矿产地共计451处，其中大型矿产地162处，中型矿产地289处。煤炭勘查新增大中型矿产地167处、铁矿55处、铜矿16处、铅矿20处，锌矿31处，铝土矿12处，钨矿8处，锡矿7处，钼矿43处、锑矿7处、金矿68处、银矿31处、硫铁矿3处、磷矿35处、钾盐2处。石油天然气勘查新增大型油气田共12个，其中油田和气田各6个。
过去三年，石油累计勘查新增探明地质储量39.48亿吨，在2010年探明地质储量基础上增加22.8%（表2-1）。新增探明地质储量大于1亿吨的油田为中石油长庆姬塬油田、中国石油塔里木哈拉哈塘油田、中国石油长庆安塞油田、中国海油天津蓬莱9-1油田、中国石油长庆靖安和中国石化华北红河油田。
三年来，天然气累计勘查新增探明地质储量2.30万亿立方米，在2010年探明地质储量基础上增加33.1%。新增探明地质储量超过1000亿立方米的气田为：中石油西南安岳气田、中国石油长庆靖边气田、中国石化西南成都气田、中国石油塔里木克拉苏气田、中国石油长庆苏里格气田和中国石化勘探南方元坝气田。
页岩气勘查开发取得突破性进展。截至2013年底，全国共设置页岩气探矿权52个，面积16.4万平方千米。2013年，全国页岩气勘查投入超过82亿元，累计生产页岩气2.5亿立方米，施工各类钻井280余口，已建成10亿立方米产能，页岩气开发步入规模化阶段。
煤炭累计勘查新增查明资源储量1886亿吨，在2010年查明资源储量基础上增加14.1%。勘查新增查明资源储量超过50亿吨的煤炭矿产地包括：新疆巴里坤哈萨克自治县三塘湖矿区汉水泉勘查区、新疆准东煤田奇台县大井矿区三井田、陕西榆横矿区红石桥-魏家峁勘查区、内蒙古新巴尔虎右旗五一牧场勘查区、新疆准东煤田吉木萨尔县芦草沟勘查区、新疆哈密市沙尔湖煤田东部二区和新疆准东煤田奇台县黄草湖勘查区。
铁矿累计勘查新增查明资源储量92.5亿吨，在2010年查明资源储量基础上增加12.7%。勘查新增查明资源储量超过5亿吨的铁矿矿产地：辽宁鞍山市千山区陈台沟铁矿、河北滦县司家营南区-大贾庄铁矿和山东兖州市翟村矿区。
铜矿累计勘查新增查明资源储量1507万吨，在2010年查明资源储量基础上增加18.7%。勘查新增查明资源储量超过50万吨的铜矿矿产地：云南迪庆普朗铜矿首采区、西藏墨竹工卡县荣木错拉铜矿、黑龙江嫩江县铜山铜矿、新疆哈密市土屋铜矿床和西藏墨竹工卡县邦铺铜矿。
铅矿累计勘查新增查明资源储量1390万吨，在2010年查明资源储量基础上增加25.2%。勘查新增查明资源储量超过50万吨的铅矿矿产地为新疆乌恰县乌鲁干塔什铅锌矿。
锌矿累计勘查新增查明资源储量2396万吨，在2010年查明资源储量基础上增加20.7%。勘查新增查明资源储量超过50万吨的锌矿矿产地为新疆乌恰县乌鲁干塔什铅锌矿、云南驰宏锌锗股份有限公司昭通市铅锌矿和甘肃中盛矿业有限责任公司石洞沟铅锌银矿。
铝土矿累计勘查新增查明资源储量3.07亿吨，在2010年查明资源储量基础上增加8.2%。勘查新增查明资源储量超过5000万吨的铝土矿矿产地为贵州清镇市猫场铝土矿区平桥矿段。
金矿累计勘查新增查明资源储量2396吨，在2010年查明资源储量基础上增加34.9%。勘查新增查明资源储量超过50吨的金矿矿产地：山东莱州市西草坡曲家金矿区、山东招远市玲南矿区、西藏拉萨墨竹工卡县甲玛矿区、内蒙古乌拉特中旗浩尧尔忽洞金矿、甘肃万方黄金开采有限公司宕昌县竹园北金矿、山东玲珑金矿田水旺庄矿区、新疆金川矿业有限公司新疆伊宁县金山金矿、山东玲珑金矿田东风矿床171号脉金矿和山东莱州市腾家金矿。
磷矿累计勘查新增查明资源储量30.8亿吨，在2010年查明资源储量基础上增加16.5%。勘查新增查明资源储量超过1亿吨的磷矿矿产地：贵州开阳磷矿洋水矿区东翼深部勘查、贵州瓮安县玉华乡老虎洞磷矿、湖北兴山县兴神磷矿瓦屋磷矿区、湖北宜昌磷矿浴华坪矿段、四川雷波县小沟磷矿区和贵州织金县新华矿区。
表2-1 全国主要矿产资源勘查新增查明资源储量
注：石油、天然气为新增探明地质储量
Ⅵ 想知道: 白城市 洮南市南苑小区 在哪
位置的自然环境：洮南市吉林省西北部，在东北三省和内蒙古东部的中心地带，总面积？5102平方公里的界限。东大安邻居，边界线长37.1公里，西北与内蒙古自治区突泉县科右前旗科右中旗乌兰浩特边境，边界线是264公里长，通榆县交界以南的边界110.79公里长;东北部和吉林洮北区省毗邻的边界长度131.58公里。
地形地貌：洮南市的地形是在东南向西北，城市的最低点过店淖尔海拔134.1米，，最高点为市区牛山，海拔662.5米，不断增加的趋势。北部半山区（大兴安岭余脉），中央微波平原，南部的沙丘。
气象数据：洮南市的北温带大陆性季风气候，温差大的季节雨热同季的特点。多风干燥的春季干旱和炎热的夏季降雨集中温带的秋季，在冬季寒冷少雪。年平均降水量为377.9毫米降雨主要集中在7-8个月。年平均蒸发量是2083??.3毫米，年平均日照3005.3小时的平均年有效积温3000.5C180厘米，最高温度40.2C，最低气温33.3C土壤封冻深，平均初霜日期为9月27，终霜日为5月7日，次年，无霜期为142天。
，历史
洮南 - ，在洮儿童河南岸的名字命名。她不仅是一个历史悠久的城市，也是政治，军事，经济，文化中心，吉林省的西北部边境城市，被称为“百年古镇的都道府县说。已发现的新石器时代遗址和考古发现证明，早在四千年前，有蓬勃发展的土地，计息。春秋隋唐朝代的东胡，鲜卑族和其他少数族裔生活在这个洮南集排除前，当太宁路，所拥有的奴儿干秘书科尔沁右前旗泰宁管辖下的行政区划的演变频繁。松散的沙漠都督府，辽，金，唐属台州市在其目前的位置洮南房子建于1904年，明，清。司法管辖区静安开镇，中曾根县，礼泉，在1913年，政府撤出设县，洮南县，在奉天后14 1945年8月，已连接到嫩江，辽宁北部，黑龙江省，1954年6月，划归吉林省，1958年10月合并前白县12个乡镇洮5月国务院批准的县。 21日，1987年撤县设市，洮南市。
三个行政区划
白城市洮南市，吉林市辖16个乡镇（包括少数村2），5个镇，6个区办事处。
人口的民族
2000年底洮南市总人口431699人，其中包括汉，蒙，满，回，朝鲜等15个民族，市区人口121401人，占了总人口的28.1％。
5自然资源
土地资源：耕地274万亩。（农村人均耕地约10亩），约208万英亩林地232万亩的草原，丘陵，总面积1517？30万亩。
水资源的七个孩子洮河流域内大小河流的支流嫩江，境内156公里长的蛟流河是洮儿童在70公里长的河的支流。群昌，创业中型水库两个水的存储容量126800000立方米，39郭家岭，四海气泡的大小泡沼。43.6亩表面鱼水为32.6万亩，18万亩的鱼水，15.4亩qianweitang，可收回芦苇面积？？720万亩，年产8000吨的芦苇。全市总水资源5.42亿立方米米的/年，其中地下水资源量为4.48亿立方米/年。
森林资源活立木蓄积总量的2.29亿立方米，主要是杨树，松树，榆树，柳树，森林覆盖率达到9.51％。
矿产资源：铜，铝，铅，锌，铁，金，银等金属已探明煤，珍珠岩，石灰石，高岭土，膨润土，黄石等20多种非金属。 />野生植物资源丰富的220余种药材，如防风，甘草，麻黄草，蒺藜。
专业：黑水西瓜，绿豆的大鹦鹉，四个热（辣椒，烟草，大葱，大蒜）蓖麻油万宝粉条，杂粮，新鲜蔬菜。
Ⅶ 油砂、油页岩
（一）油砂
我国发育的这些多类型含油气盆地，经历了从古生界至新生界的多期构造旋回，多期生烃、多期成藏、多期破坏和改造，形成了以常规油气为主体的油气资源，同时也形成了分布广泛、类型多样的油砂油资源。
在层位上，我国油砂油和干沥青资源在古生界、中生界和新生界中都有分布，但主要分布在中、新生界中。从地层产状看，准噶尔西部、松辽、茂名、白色等盆地的油砂层产状平缓，在10°以下，其他盆地油砂层的产状在10°～60°不等，总体较陡。
油砂油的类型比较复杂，从重质原油到轻质原油都有发现，这与加拿大、委内瑞拉等国的油砂有明显差别。
1.我国油砂主要形成于燕山期和喜马拉雅期
分布于古生界中的油砂和干沥青主要形成于燕山期，且分布局限，主要位于南方的残留盆地中。如南方的麻江-瓮安地区、黔南坳陷、南盘江坳陷、黔北坳陷和桂中坳陷古生界中的油砂和干沥青矿等。这些盆地中的古生界烃源岩于加里东期或印支期进入生油高峰，并形成古油藏。燕山运动使古油藏抬升，遭受氧化等成矿。
分布于中、新生界中的油砂均形成于喜马拉雅期，且喜马拉雅期形成的油砂油分布广泛、丰富，是我国重要的油砂油成矿期。如准噶尔盆地、松辽盆地、二连盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地中生代的油砂。
2.我国油砂有原生运移、抬升改造和次生运移3种成藏类型
（1）原生运移成藏
盆地生油中心生成的原油，通过运移通道直接运移到地表或近地表而形成油砂矿。松辽盆地西部斜坡带含油层位为萨尔图油层，经油源对比研究和综合分析认为，该区油气来自中央凹陷的青山口组，油气沿着斜坡上运，以姚家组的河道砂为运移通道，聚集于图牧吉区的姚家组。平安镇断陷的边界断层在嫩江组沉积之后开始活动，油气沿断层上运聚集于嫩江组一段储层中；在明水组沉积末期，受挤压应力场的影响，断层封堵性增强，运移的油气被断层遮挡，聚集于姚家组，形成断层以西以嫩江组一段储层为主，断层以东以姚家组储层为主的原生型油砂矿（图5-23）。
图5-23 松辽盆地西斜坡油砂原生运移型成矿模式图
准噶尔盆地西北缘一直是油气的主要指向区，燕山早、中期西北缘构造活动强烈。深部断裂复活向上断至侏罗系，深部生油中心生成的油气沿断层向上运移，在浅层的侏罗系和白垩系再次聚集成油砂矿（图5-24）。
图5-24 准噶尔盆地西北缘油砂原生运移型成矿模式图
（2）抬升改造成藏
早期形成的油气藏，由于后期构造运动抬升到地表改造而形成油砂矿。鄂尔多斯盆地白垩纪晚期，在东胜组下岩段内发育了一系列岩性圈闭。燕山晚期，盆地北部差异性块断升降活动形成了差异性隆起和断陷，断裂使早期形成的一些岩性圈闭被改造成为宽缓背斜型或单斜型的岩性复合型圈闭。此时烃源岩已进入生油气高峰期，构成较好的时空配置关系，侧向和垂向排烃共存。喜马拉雅期构造活动的影响，导致上覆盖层缺失和严重剥蚀而形成油砂矿（图5-25）。青藏地区、黔北岩孔和良村、黔南坝固和平塘等的油砂矿形成机理属于这种类型。
图5-25 鄂尔多斯盆地东胜北油砂抬升改造成矿模式图
（3）次生运移成藏
盆地中较大规模的古油藏遭受后期构造活动破坏，古油藏中原油通过以断层为主的运移通道运移到地表或近地表储层中而形成油砂矿。有的古油藏的破坏是多期的，第一次构造运动原始油藏抬升遭受破坏，原油发生再次运移形成次生残余油藏；第二次构造运动使残余油藏再次遭受破坏，原油运移至地表或近地表的储集体中形成油砂矿。
四川盆地厚坝油砂矿就是古油藏多期破坏成藏。四川盆地震旦系烃源岩是在奥陶纪进入生油阶段，开始生油；志留纪末进入生油高峰期，开始大量生油，此时由于加里东运动旋回龙门山区表现明显，形成天井山隆起带，此时震旦系的油气运移至此，形成天井山古油藏。
印支期既是震旦系烃源岩生成的油气大量运移、聚集的高峰期，同时也是油气被破坏、被生物降解的高峰期。印支晚幕，龙门山山前古隆起带内的油气成为多次运移、聚集、破坏、生物降解的次生残余油藏。喜马拉雅期因喜马拉雅运动，龙门山系全面褶皱回返，构造分析表明，自白田坝组以下，有一组印支期具有出露前锋构造的断裂向地腹深处延伸至海拔-4000m以下，它们在喜马拉雅期的重新活动使之足以构成深部油源与浅部侏罗系之间的连接通道。这些生物降解的残余油及气藏继续再分配，形成现在的侏罗系沙溪庙组油砂矿及沿断裂分布的沥青、油苗（图5-26）。
图5-26 四川盆地厚坝侏罗系沙溪庙组油砂矿次生运移成藏模式图
3.盆地山前带、大型隆起带、盆地斜坡带、残留盆地是有利成矿区
盆地山前带：大型断裂和不整合面发育，为原油运移至表层提供了通道。如西部的大部分盆地，典型的如准噶尔盆地西北缘油砂矿。
大型隆起带：一直是盆地生油坳陷中生成油气运移的指向区，是古油藏形成的有利场所。多期的构造运动不仅有利于油气的成藏，同时对已形成的油藏进行破坏，形成丰富的油砂矿。如西部和中部的叠合盆地：鄂尔多斯盆地的东胜和庙湾-四郎庙油砂矿等。
盆地斜坡带：如松辽盆地西部斜坡的油砂矿就是在晚白垩世反转阶段形成了西部斜坡，来自中央凹陷的青山口组油气，沿斜坡运移至嫩江组一段的萨尔图油层和姚家组的上部砂岩层而形成油砂矿。
残留盆地：南方盆地群大部分是扬子地台盖层发育过程中的一些坳陷盆地或断陷盆地（如黔北坳陷和黔南坳陷）。扬子板块后期不均衡隆升形成的这些残留型含油气盆地是本区油砂分布的有利场所。
4.我国油砂特点
我国油砂资源分布点多、面广，成矿类型复杂、多样。我国目前已发现的油砂矿带有100余个，在东部、中部、西部、南方、青藏等陆上5个大区都有分布（图5-27）。
图5-27 中国主要含油砂盆地矿带预测
（1）油砂含油率较低、品质差
我国油砂资源的含油率主要集中在3%～6%之间，占全国总量的56%；含油率大于10%的油砂较少，地质资源量仅0.94×108t，占全国总量的1.6%（图5-28）。不同油砂性质适用不同的分离方法：内蒙古油砂适合用热化学水洗法；新疆、青海油砂适合采用干馏法。由于国内大部分油砂干燥、砂子粒度小、无水膜，水洗困难，如果采用溶剂抽提，大量溶剂会挥发到空气中，环保问题将非常严重。
图5-28 我国主要含油砂盆地分布图
（2）油砂资源有一定潜力，可作为常规石油资源的补充
目前，全球油砂资源开发利用尚局限于少数几个国家，其中加拿大探明油砂资源十分丰富，在勘探开发技术取得重大突破后，开发效益接近常规石油。随着全球能源紧张和高油价的冲击，油砂资源的勘探开发已引起各国广泛关注。我国油砂资源勘探刚刚起步，开发利用尚处在试验阶段，初步评价油砂地质资源量约60×108t，未来可以成为常规石油资源的重要补充。准噶尔、塔里木、柴达木、松辽、四川等5个盆地可以作为进一步勘探的潜力区；准噶尔盆地乌尔禾、红山嘴、黑油山、白碱滩六九区、松辽盆地的图牧吉、四川盆地的厚坝、柴达木盆地的油砂山等10个矿带可以作为下一步油砂开采的有利目标。
（二）油页岩
目前，我国已发现的油页岩成因多数为湖相成因，其次为海陆交互相、浅海陆棚-潟湖相成因。通过进一步研究，对47个盆地的油页岩成矿规律进行了归纳分析，得出我国油页岩主要为陆相湖盆成矿，主要有坳陷深水、断陷浅水、断陷湖沼和陆棚潟湖4种湖盆，油页岩主要赋存在坳陷深水湖泊型和断陷浅水湖泊型湖盆之中，其资源量分别占全国油页岩资源量的76%和12%。
1.油页岩成矿规律
（1）坳陷深水湖盆油页岩成矿
据目前资料，世界上绝大多数湖相油页岩都形成于深湖或大型永久湖之中。例如，绿河组的Tipton段和Laney段油页岩（Bradley和Eugster，1969；Fischer和Roberls，1991）。我国准噶尔盆地南部上二叠统油页岩和松辽盆地白垩系青山口组一段和嫩江组一、二段油页岩属于典型的深湖相成因。
在深水湖盆中，厚层暗色泥岩与油页岩是水进体系域和高位体系域的主要沉积物。这两个时期，湖盆可容空间的增大速率大于碎屑物质的供给量，为湖盆欠补偿阶段，沉积物的粒度很细，形成油页岩和暗色泥岩。在陆相层序地层学研究中又将其称为凝缩层，并且在整个湖侵过程中发育多套凝缩层。油页岩发育于湖侵旋回的开始，其底界面为每次的较大湖泛面。
（2）断陷浅水湖盆油页岩成矿
新生代时期，我国发育了大量的小型断陷盆地。桦甸盆地为典型的断陷浅水含油页岩盆地，其油页岩发育在古近系的桦甸组。水进体系域岩性以深灰色、灰黑色泥岩、油页岩为主。高位体系域发育了8层油页岩，叠加方式为典型加积型准层序组叠加结构，整个盆地油页岩都很发育，且分布非常稳定。
（3）断陷沼泽湖盆油页岩成矿
我国断陷湖相沼泽油页岩比较发育，抚顺、渤海湾、钦县、依兰-伊通等盆地中的油页岩都与煤共生。抚顺盆地始新统自下而上发育古城子组巨厚煤层（平均真厚39.0m）、计军屯组巨厚褐色油页岩层（平均真厚88.0m）、西露天组绿色泥页岩层（平均真厚345.0m）。计军屯组沉积时期，盆地基底减速沉降，整个抚顺断陷带内水体广布，成矿的植物种类多种多样，湖泊中形成了厚达200m的油页岩，局部夹异地成因的薄煤层，其沉积环境为湖沼相。
（4）潟湖油页岩成矿
潟湖低水位时期主要形成一套膏盐沉积；水进体系域则主要沉积一套潮坪沉积；高水位时期形成有利于油页岩发育的有机质生产和保存条件，主要为油页岩与石膏的沉积互层。
我国西藏羌塘盆地通波日和毕洛错地区发现了潟湖油页岩。这两个地区的油页岩主要发育在中侏罗统的夏里组。毕洛错油页岩位于夏里组中部和下部，上部为暗色泥岩夹泥灰岩段；中部为油页岩夹薄层泥灰岩段；下部为灰白色中薄层状石膏层夹少量灰色泥灰岩和深灰色油页岩段。通波日油页岩赋存于夏里组下部，含油页岩系为黑色灰岩夹石膏层、油页岩、泥质页岩、灰色泥灰岩和砂岩。这两个地区为明显大的一套浅海亚相-潟湖亚相沉积。
2.油页岩前景
我国油页岩开发历史悠久，但开发成本和环境污染一直是制约油页岩工业快速发展的两大因素，其核心是油页岩的综合利用技术水平问题。
我国油页岩资源丰富（图5-29），资源潜力大，可提炼页岩油120×108t，相当于常规可采石油的一半多，将成为常规油气资源的重要补充，开发利用具有广阔的前景，但是，油页岩开发利用必须走炼油-发电-多金属提取-建材一条龙联合的生产模式，实现高效、节能、环保的可持续发展。
图5-29 我国主要含油页岩盆地资源量分布图
（据新一轮全国油气资源评价，2006）