⑴ 油气成藏与演化
（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1961～1970m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597～612m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1971年所钻ZK1井下泥盆统发生气喷，至1976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；而在河池拉朝已开采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、黄色，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，荧光直照淡黄色、滴照亮黄色，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2585～2797m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。
⑵ 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