1.含煤地层及煤层
下侏罗统八道湾组和中侏罗统西山窑组为煤系地层，是准噶尔盆地主要的含煤地层。
（1）八道湾组
遍布全盆地，唯最东部的石钱滩一带和五彩湾两地局部沉积缺失，普遍以明显的角度不整合覆于下伏地层之上，盆地腹部或坳陷内则为假整合，仅三台至乌鲁木齐市西区地段内与三叠系为整合连续过渡关系。主要为冲积扇、扇三角洲一河湖沼泽相含煤沉积，岩性主要由灰白色灰绿色砂岩、砾岩、灰黑色灰色泥岩、粉砂岩、碳质泥岩夹煤层、菱铁矿层或透镜体。
八道湾组煤组厚度0～50多米。煤层厚度超过20m的厚煤带式厚煤区有4个：南缘厚煤区，以乌鲁木齐西的喀1为中心，最大煤层厚度超过70m，总体呈东西向展布；西缘厚煤带，位于克拉玛依—乌尔禾一线以东，最大煤厚达50余米，大拐附近的南部聚煤中心厚度最大，中部聚煤中心位于参1井附近，北部聚煤中心位于夏13井附近，煤组最大厚度都在30m以上，厚煤带呈北东一南西向展布；东缘厚煤区，位于彩南地区，以沙南1井为中心，最大煤组厚度近40m，总体延展方向北东—南西方向；中西部厚煤带，位于陆南1—陆3井一线，最大煤厚30m左右，聚煤中心位于两端，厚煤带形态呈马鞍形，延展方向北西—南东向。盆地北缘发育无煤带，盆内大部分地区煤组厚度小于10m，盆地中心煤组厚度不足5m。八道湾组煤组厚度变化规律与煤层累厚变化规律基本一致。八道湾组2号煤层、4号煤层发育比较连续，煤层厚度相对较大，是盆地发育的主力煤储层。
2号煤层厚度0～14m，主要分布于盆地东南缘、中东部和南缘，东北缘有小面积分布，煤层厚度较小。西部及西北部广大地区该煤层不发育。煤层厚度大小5m的厚煤区有2个：一个位于阜康—彩南之间，范围较大、煤层厚度也最大，阜康附近达14m，煤体形态呈朵状，东厚西薄；一个位于南缘清1井以南地区，厚煤区范围相对较大，煤层厚度也达5m以上，煤体形态呈宽扇形。
4号煤层是盆内分布最广的一层煤，煤层厚度0～12m。厚煤带基本分布于盆缘，厚度大于4m的厚煤带有3个：盆地东缘厚煤带，包括南、北两个聚煤中心，北部聚煤中心位于彩2井附近，最大煤厚超过7m，煤体形态呈舌形，南部聚煤中心位于阜1井附近，最大煤厚达12m，煤体形态呈向四周变薄的不规则透镜状；盆地西缘厚煤带，包括南、中、北三个聚煤中心，聚煤规模由南向北变小，南部聚煤中心位于克76井周围，最大煤厚在10m以上，中部聚煤中心位于玛2井周围，最大煤层厚度超过6m，北部聚煤中心位于旗2井周围，最大煤层厚度4m以上，每个聚煤中心的煤体形态都呈中厚边薄的长透镜状；中西部厚煤带呈狭长条带状，有东、西两个小的聚煤中心，一个位于陆南1井北侧，一个位于陆1井附近，最大煤层厚度均达6m以上。在盆地南缘发育一个厚煤区，位于乌鲁木齐以西，最大煤层厚度达10m以上，煤体呈东西向延展的长透镜状。盆地北缘和盆地中部发育无煤区，盆内的其他地区煤层厚度都在4m以下。
（2）西山窑组
遍布全盆地，连续堆积在三工河组上。为一套湖泊三角洲一河湖沼泽相沉积，岩性为灰色、灰绿色、灰白色砂岩、砂砾岩、粉砂岩泥岩、灰黑色碳质泥岩夹煤层和菱铁矿薄层，该组为盆地最重要的产煤层段。
西山窑组煤组厚度0～40多米，厚度大于20m的厚煤带有2个：盆地南缘厚煤带，主聚煤中心位于其西部，清1井南部，煤组最大厚度超过40m，次聚煤中心位于乌鲁木齐西部郝家沟附近，煤组最大厚度20m，聚煤中心的延展方向与聚煤带的延展方向一致。盆地东缘厚煤带，由阜康和彩南两个聚煤中心组成；阜康聚煤中心煤组厚度全盆地最大，最大煤组厚度近50m，展布方向呈东西向；彩南聚煤中心在彩图2—阜1井一线附近，最大煤组厚度20m以上。还有3个厚度大于20m的3个厚煤区：东北缘厚煤区以伦参1井为中心，煤组厚度最大24m；西缘厚煤区位于克拉玛依东大拐附近，最大煤组厚度最大25m；中西部厚煤区以陆3井为中心，最大煤组厚度在20m以上。盆内广大地区最大煤组厚度一般不超过10m，盆地中心、盆地北缘及西南缘煤层厚度最小，甚至缺失，西山窑组6煤层为该区主力煤层，但分布较局限（图6-11）。
2.煤岩煤质特征
（1）八道湾组煤层
盆地南部煤层特征为条带状结构。宏观煤岩类型以光亮型为主，半亮型次之；宏观煤岩组成主要以亮煤为主，夹镜煤及丝炭透镜体和少许暗煤条带，矿物质少见。显微煤岩组分中镜质组含量38.8%～100%，平均77.2%，惰质组含量0～55%，平均9.8%，稳定组含量0～40%，平均8.7%。原煤灰分6.00%～25.00%，，挥发分15.86%～49.78%，属低灰-中灰煤。煤级从长焰煤-肥煤，镜质组反射率0.5%～1.0%，由西向东煤级呈升高趋势，四棵树至昌吉之间为长焰煤，昌吉-乌鲁木齐之间为气煤和长焰煤，乌鲁木齐至白杨河为气煤、肥煤。
图6-11 准噶尔盆地下侏罗统八道湾组煤层埋深分布图
东部煤层具线理状、条带状及透镜状结构。宏观煤岩类型为光亮型和半亮型。显微组分以镜质组为主，变化范围57%～100%，平均79.5%；稳定组次之，介于0～47%，平均16.6%，其中含一定量的腐泥组分；惰性组含量较低，变化范围0～6%，平均3.8%。由盆缘向盆内，镜质组含量降低，稳定组含量升高。煤的灰分4.36%～33.82%，挥发48.07%～54.50%。总体上属中—低灰煤。煤的热演化阶段多属老褐煤—长焰煤，深部为气煤，镜质组反射率0.45%～0.68%，向盆内反射率呈增大趋势。
盆地西部—西北部煤层具条带状或线理状结构。宏观煤岩类型呈光亮型，宏观煤岩组分以镜煤和亮煤为主。显微煤岩组分：镜质组73%～100%，平均82.7%；稳定组0～7%，平均4.3%，但在夏6井煤样中，稳定组合量高达63%，孢子体和角质体成层分布；惰质组0～21%，平均13%。原煤灰分11.58%～23.90%，挥发分51.98%～59.49%。属中灰、高挥发分煤。镜质组反射率0.4%～0.68%，平均0.54%，煤级为褐煤—气煤，以长焰煤为主，由盆缘至盆内煤级呈增高趋势。
盆地腹部仅有石油钻井少量煤芯样品煤岩资料。煤层显微组分：镜质组64%～100%，平均81.3%；稳定组0～23%，平均14.3%；惰质组0～13%，平均4.3%。镜质组反射率0.66%～0.73%，平均0.69%，煤级属气煤—肥煤。靠近盆地南缘，煤层镜质组反射率可达1.3%。
（2）西山窑组煤层
盆地南部煤层显条带状及均一结构，极少数为粒状结构。宏观煤岩类型以光亮型、半亮型为主，半暗型煤次之。显微煤岩组分镜质组合量20%～100%，平均75.2%；稳定组0～85%，平均6.7%，仅少数煤层富稳定组，部分煤层含腐泥组分；惰质组0～55%，平均15.5%。区域上煤层显微组分组成分异明显。煤层灰分一般含量6%～15%，低的仅为3%左右，高者达27%；少数高达1.01%～1.68%；挥发分一般30%～40%，低者不足20%，最高达50%左右，属低灰、高挥发分烟煤。镜质组反射率0.47%～1%，平均0.68%，煤以长焰煤为主，其次为气煤、部分为肥煤，由西向东，由浅入深，煤级升高。
盆地东部煤层具线理状、条带状结构。宏观煤岩类型以暗淡煤至半暗煤为主，半亮煤次之，光亮煤较少。显微煤岩组分：镜质组30%～70%，平均46.3%；惰质组0～55%，平均23.3%；稳定组0～70%，平均30.5%，显微组分组成以高稳定组、惰质组，低镜质组为特征。煤层灰分为6.12%～13.59%，全硫0.13%～0.78%，挥发份28.72%～38.09%，属低灰、中挥发分低煤级烟煤。镜质组反射率0.48%～0.65%，平均0.57%，以长焰煤为主，少量老褐煤、气煤。
盆地西—西北部煤层显微组分：镜质组50%～95%，平均77.8%；惰质组0～42%,平均9.6%；稳定组5%～21%，平均12.6%。镜质组反射率0.53%～0.59%，平均0.56%，煤级属长焰煤。
盆地腹部煤层显微组分：镜质组73%～95%，平均87.2%；稳定组3%～24%，平均10.6%；惰质组0～6%，平均2.2%。镜质组反射率0.5%～0.95%，以气煤为主，部分肥煤和长焰煤（表6-18）。
表6-18 准噶尔盆地煤岩、煤质实测结果
3.含气性特征
目前，根据掌握的资料，对盆地南缘主要采用含气梯度法对深部煤层含气性进行预测，对盆地其他地区采用压力—吸附曲线法、地质条件综合分析法进行预测（表6-19）。
表6-19 准噶尔盆地深部煤层含气性预测成果表
（二）成藏条件
（1）煤热演化程度低，煤层气主要为褐煤阶段的原生生物甲烷气和长焰煤—气肥煤阶段的热成因甲烷气。
从成煤演化过程看，在低煤级分布的准噶尔盆地，煤层气应包括褐煤阶段的原生生物甲烷气、长焰煤—气肥煤阶段的热成因甲烷气和煤层埋藏阶段的次生生物甲烷气三种成因甲烷气体。根据本区煤储层地质条件分析，可能以前两种成因甲烷气为主，形成原生煤层气藏。而当构造、水文地质等破坏不大时，次生生物甲烷气一部分或全部富集于煤层之间的砂岩夹层中形成次生煤层气藏。当构造、水文地质等破坏较大时，其一部分或全部则发生侧向、垂向运移，形成煤层上下的（次生）天然气藏；或者全部逸散，无法聚集成藏。
（2）低煤级煤储层具有高孔容、高孔比表面积、高游离气储集潜力的特征。
准噶尔盆地低煤级煤储层具有如下主要特征：第一，高孔容，高孔比表面积，高游离气储集潜力，但原位吸附气体的能力相对较低；第二，深部煤储层含气量显著高于浅部煤储层，煤层气赋存状态在浅部煤储层中几乎为吸附气，在深部煤储层中吸附气、游离气、溶解气达到动态平衡，游离气的重要性随埋深而增大；第三，构造高点煤储层气饱和度高，储集气量大，游离气、吸附气同时富集，构造圈闭对深部煤层气成藏具有重大影响。
（3）盆地东部煤层气水文地质条件较有利，南部相对较差。
资料（中国煤田地质总局，1996）表明，准南乌鲁木齐河东矿区、河西矿区水文地质类型均为裂隙—孔隙水，水文地质条件简单—中等，煤系地层均含水微弱，与第四系含水及地表水流水力联系不大，相互补给微弱。地下水在迁流过程中，于不同高程排泄，强迁流带发育，浅部煤层处于地下水强迁流区；煤田深部滞流区范围较大。地下水沿地层走向运动，地下水迁流长度可达30～50km。因此，它是一种多级排泄动力模式，煤田深部有利煤层气的富集。
王洪林等（2000）主要从可采性评价的角度出发建立起储层水文地质条件分类评价。按照这一标准分析，准噶尔盆地东部以较有利（中等）水文条件储层为主，准南为不利（差）—较有利（中等）水文条件储层。结合前述水化学特征可知，南缘局部受地下水冲刷破坏作用最强，将对煤层气开发构成较大影响。
本区侏罗系煤储层沉积在复合一叠合型前陆盆地中，地下水以盆地为单元形成独立的水文系统，属于裂隙型煤田水文地质类型区。地下水富水极不均一，地下水的循环主要为在山前接受大气降水及地表水渗漏补给，而以蒸发为其主要排泄形式。总体上本区降水量稀少，而蒸发量却很大，因此存在水压封闭气藏的可能性较小。
成藏条件
1.烃源岩广布且油源充足三肇凹陷位于松辽盆地的中央洼陷区，凹陷区扶杨油层上部分布着广阔的青山口组青一段湖相沉积，泥岩发育。沉积的地层厚度大于100m，泥岩厚度为30～90m，普遍大于50m，可作为有利的烃源岩层和盖层。泥岩在三肇凹陷东西两侧较厚，中间较薄，总体上变化较平缓。
三肇凹陷由于后期抬起，生油门限为1100m，生油高峰为1800m。有关松辽盆地青一段生油岩成熟度研究成果认为镜质体反射率Ro在0.50%～0.75%为青一段生油岩的低成熟阶段，Ro在0.75%～1.10%为成熟阶段，Ro在1.10%～1.20%为高成熟阶段。从三肇凹陷镜质体反射率等值图上可以看出(图5-1)，青山口组地层有机质丰度高，母质类型好，其中心部位大部分地区位于Ro>0.75%的成熟区内，已达成熟限。在徐家围子地区Ro已达1.0%以上，已接近高成熟门限。
图5-1 松辽盆地青一段Ro等值线(%)图
根据前人对三肇凹陷油源研究成果，除青山口组为主要烃源岩外，泉头组三段有暗色泥岩厚15～20m，经地球化学测试证实，亦是生油岩，对扶杨油层有一定贡献。根据源岩生油量的计算结果推断，扶杨油层的原油90%以上来自青一段泥岩，其余部分来自泉头组生油岩。
2.良好储集空间
泉头组时期河流-三角洲水系发育，为油气藏形成提供了有利的储集空间。泉三、四段沉积时期，发源于盆地周边的6条水系向坳陷中心汇集，枯水期南北河流交汇向东流出盆地。这6条水系中，讷河-依安水系、拜泉-青岗水系和怀德-长春水系为3个源远流长的大水系，是该时期控制松辽盆地沉积作用的主导水系。
洪水期时，湖面扩张，来自盆地周边的各条河流入湖并形成三角洲沉积。随着三角洲的进积过程，湖泊被充填、消失，来自盆地周边的各方向的河流在坳陷中心汇合，并转头向东流出盆地。
泉四段(扶杨油层)地层厚度为45～120m，南北两端发育较厚，中部较薄，总体上薄厚变化较平缓。扶杨油层纵向上是一个不断水进的过程，平面上相带呈环带状展布，主要沉积了三角洲平原分流河道砂及三角洲前缘水下分流河道砂。这些砂体为油气藏的形成提供了有利的储集空间。
3.良好的输导系统
构造和断裂发育，为油气藏的形成提供了运移和保存空间。扶杨油层顶面构造特征总体上表现为中间是凹陷区，向四周环状隆起，鼻状构造对油气有指向作用。
(1)构造是油气运移的指向
在扶杨油层顶面构造图上，三肇凹陷周边环状构造带上西北角和东南角的鼻状构造向凹陷延伸的部分在凹陷中部相连，将凹陷一分为二。其东北角也有一个鼻状构造(升平鼻状构造)。这3个鼻状构造对油气聚集有指向作用，是油气富集的有利区。
(2)断层是油气运移的主要通道
油气的运移包括从源岩排出进入疏导体系的初次运移和由疏导体系进入储集体直至聚集成藏的二次运移。油气在地层中的运移是在流体势场的作用下，通过地层中的孔隙空间或裂隙由高势区向低势区流动。本区扶杨油层的运移主要是断层以及断层附近派生的裂缝，其次是渗透性砂体，它是一个复杂、立体的运移通道网络。
由于扶杨油层是以河道砂体为主要储层，而河道砂体在横向上连通性差，因此通道网络要靠断层来沟通和联系，断层的作用显而易见，可以说是必不可少的。正因为如此，扶杨油层在其成藏过程中的初次运移和二次运移是一个几乎连续的过程，在时间和空间上基本不可分割。也就是说，青一段生成的油气在超压作用下可直接进入到由渗透性砂体构成的有效圈闭中聚集成藏。在此过程中，断层及其派生的裂隙系统是最主要的运移通道。
三肇凹陷T2层断层非常发育，且成群成带分布，这些断层形成于青山口组沉积时期，在嫩江组沉积末期及其后的构造反转阶段重新活动。这些断层倾角陡、断面平直、切穿源岩和储层，在开启阶段为油气运移提供了良好的垂向通道。扶杨油层主要聚集在断层高、中密度区。明水组沉积末期青一段烃源岩异常流体压力达到最高值，这不仅使青一段源岩产生微裂缝释放流体，而且由于该时期断层再次活动，断层面再度张开，这时青一段流体势大于扶杨油层储层的流体势，使得青一段源岩形成的烃类沿断层面向下挤入扶杨油层储层中，从而在扶杨油层储层中聚集成藏。
4.有利生储盖组合
生储盖组合是包括生油层、储集层以及盖层在内的一套含油层系在空间上的匹配组合关系。它受构造旋回和在构造旋回控制下的沉积旋回所控制。它不仅是岩层或岩体的不同岩性组合关系，而且要综合考虑油气成藏的运聚、保存条件等因素。松辽盆地在发展过程中受垂向多期构造旋回的控制，形成了多个沉积旋回，从而构成了多套相应的生储盖组合。特别是盆地发展中期，即泉头组-嫩江组沉积时期形成了以青一段、嫩一段为主要生油层的生储盖组合，构成了松辽盆地中浅层主要的含油层系，扶杨油层是其中重要的含油层系之一。
从垂向上看，扶杨油层总体上属于上生下储组合形式。它是以其上覆的青一段为生油层、泉三段的渗透性砂岩为储层和其间发育的泥岩或非渗透层为盖层的一套生储盖组合。青一段是全盆地的主要生油层系之一，在本区也不例外，它不仅是扶杨油层的烃源岩，也是扶杨油层的区域盖层。泉头组三、四段至青一段是盆地拗陷期的重要发育阶段，由于泉头组至青山口组沉积时期的多期构造波动，造成T3-T2之间，特别是T2层极为发育的拗陷期同生断层，这些断层成群成带分布和泉头组三、四段河流、浅水三角洲沉积体系发育的扶杨油层储层在该区广泛错叠分布。这些断层在嫩江组沉积末期及明水组沉积末期重新活动，从而成为沟通青一段生油层和泉三、四段储层的良好向下运移通道。因此，断层发育期与青一段烃类形成期形成良好的匹配条件，使得青一段生成的油气得以顺断层向下运移至扶杨油层。从而构成上生下储组合形式。
三肇凹陷的扶杨油层生储盖组合具有多样性和特殊性，从纵向上看，虽然泉三、四段上覆的青一段具有很强的生油能力，但由于三肇凹陷特殊的构造位置和发育史，如果从生油岩、储集体实际的空间配置，及生、储、盖、圈、运、聚、保等成藏因素和具体运聚过程来考察，本区扶杨油层既有上生下储组合，也有侧生侧储组合形式，而且以侧生侧储为主。
主要成藏模式及其特征
（一）成藏条件1.油源丰富
富县地区延长组各层序 TST和早期 HST都不同程度地发育三角洲前缘分流间湾、浅湖、三角洲平原分流间湾和沼泽相暗色泥岩，尤以 SQ3-TST（长7油层组）半深湖亚相暗色泥岩、油页岩最为发育，累计暗色泥页岩厚度大，分布广，烃源岩具有有机质类型好、含量高、成熟度适中等特点，整体处于鄂尔多斯盆地延长组Ⅰ类和Ⅱ类生油区。该区延长组自身既具有良好的生油条件，又毗邻盆地延长组生油凹陷中心，油源供给充足，资源潜力巨大。根据长庆油田资料，富县地区石油资源量共计1.3×108 t。
2.储层较为发育
富县地区延长组各层序 LST和晚期 HST都不同程度地发育三角洲前缘分流河道和河口砂坝、三角洲平原分流河道储集砂体，累计厚度较大。尽管储层总体具有低孔渗物性、细小孔-细微喉型孔隙结构的致密砂岩储层特征，但在牛武地区（F30 井—ZF3 井—ZF4—ZF2井区）和直罗地区（F2 井—ZF22 井—ZF26 井区）仍发育物性相对较好的Ⅱ、Ⅲ类储层，尤其是长8、长5、长2油层组具有良好的储集物性条件。其中，长8 油层组单层厚度为5～15 m，平均孔隙度为10%～15%，渗透率1×10-3μm2 左右；长6 主力油层单层厚度10～25 m，平均孔隙度为11%～13%，渗透率为（1～2）×10-3μm2；长2油层组油层一般是多期分流河道叠加形成的厚层砂岩，孔隙度达 12%～18%，局部渗透率大达20×10-3μm2。因此，富县地区延长组具有较发育的储存油气的空间场所。
3.封盖保存条件良好
富县地区延长组各层序 TST和早期 HST都不同程度地发育三角洲前缘分流间湾、浅湖、三角洲平原分流间湾和沼泽相暗色泥岩，尤其是 SQ3-TST（长7油层组）半深湖亚相暗色泥岩、油页岩的大厚度区域性分布，为油气的储存提供了良好的封盖层条件。
同时，与其周边油田长6油层组地层水矿化度及油层埋深条件（表7-6）的对比表明，富县地区延长组油层埋深比延长油田、甘谷驿油田更大，地层矿化度略高，保存条件不存在问题。
4.生储盖组合发育且保存完整
富县地区延长组发育6个三级层序，有规律地、有机地形成了六大套有利的生储盖组合，但最具潜力的生储盖组合主要是以SQ6-LST（长2 油层组）、SQ4-LST（长6 油层组）、SQ2-HST（长8油层组）为主要储层的3套生储盖组合。除了以SQ6-LST（长2油层组）为主要储层的生储盖组合达到上部盖层长1油层组在局部遭受剥蚀而不完整外，其他两套生储盖组合[以SQ4-LST（长6油层组）主要储层和以 SQ2-HST（长8 油层组）为主要储层的生储盖组合]保存完整，最具勘探潜力。此外，以 SQ1、SQ5、SQ3 中 LST 和晚期 HST为主要储层的生储盖组合也具一定的油气勘探潜力。
5.油气运移条件有利
前人研究表明，延长组中大规模的油气运移主要发生在早白垩世，此时延长组西倾斜坡构造形态基本形成，有利于西部生油凹陷的油气向西倾斜坡区的储集砂体中运移，油气侧向运移距离短，一般小于40 km，最大为60 km（李国玉，2001）。
表7-6 陕北油田不同埋深地层水矿化度统计表
富县地区作为盆地西倾构造单元陕北斜坡东南部的一个地区，延长组也具有良好的油气运移条件。该区延长组本身既处于Ⅰ、Ⅱ类生烃区，又与盆地延长组生烃中心与毗邻，还处于西倾斜坡有利的油气运移指向区，储层与生油区油源具有良好的沟通条件。
同时，烃类向储集层运移及其在储层中的侧向顺层运移和纵向跨层运移取决于某一方向压差与渗透率的关系。富县地区延长组纵向剩余压力梯度远大于侧向梯度，但顺层渗透率又远大于纵向渗透率。纵向运移条件得天独厚，延长组河道砂体的切割叠合与局部发育的垂直裂缝也为油气的运移提供了有效的通道，主力含油层组长6得自下伏长7油层组生油岩的支持，长2+3油层组则源自长4+5油层组生油岩的油源供给，长7、长8 油层组为典型的自生自储；而且长7油层组过剩压力最高可大于 20×106 Pa，长 8 油层组为（10～15）×106 Pa，存在明显的压力差，垂向上油气具备从长7 油层组向下运移到长 8 油层组的动力条件。侧向上，油气运移主要发生在早白垩世，此时本区西倾斜坡构造形态基本形成，有利于西部生油凹陷的油气向本区的侧向运移，从靖边—富县一带为过剩压力低值区即可得到证明。此外，延长组油气藏具有典型的自生自储式，可从饱和烃色谱图形的相似性和碳同位素分析结果（图7-3）得到佐证。本区出现的丰富油气显示也说明了油气运移的条件不存在问题。因此，富县地区延长组具有有利的油气运移条件，为油藏的形成奠定了重要基础。
6.圈闭条件具备
富县地区与整个陕北斜坡一样，延长组中褶皱、断裂构造不发育，仅局部层位和地区存在一些低幅度的鼻状构造（差异压实成因或其他成因），构造圈闭不发育。但是，由于三角洲-湖泊相沉积相变频繁，三角洲沉积体是形成生、储、盖成油配置的良好地质框架，三角洲平原水上分流河道、前缘水下分流河道和河口砂坝砂体是油气富集的主要场所，而分流河道的多次迁移，河口砂坝、分流河道砂体之间为分流间湾、浅湖、沼泽微相暗色泥岩、粉砂质泥岩、页岩等致密岩石并存发育，加之区域性西倾斜坡（坡降6～8 m/km）的构造形态和局部的低幅度的鼻状构造，为以河口砂坝、分流河道砂体储层为中心的地层、岩性等隐蔽油气圈闭的发育奠定了重要的基础。因此，富县地区具有形成上倾遮挡岩性-地层圈闭、差异压实鼻状构造-岩性复合圈闭、透镜体型岩性圈闭等隐蔽油气圈闭的有利条件，为油气的聚集成藏的提供了有效的场所。
（二）主要油藏模式类型及特征
1.主要油藏类型
关于油气藏类型的划分，目前世界各油气田的划分方案达数种非常多。但归纳起来，一般把油气藏主要划分为构造、地层、岩性及其复合的油气藏四大类，其中地层、岩性油气藏基本上是都属于难以寻找的隐蔽油气藏。
关于油气隐蔽圈闭（subtle trap）一词最早于1964年由Levorsen在论文中提出，用以称呼构造、地层、流体（水动力）多要素综合控制的复合圈闭；到1972年Halbouty对这一称谓重新定义为“勘探难度较大和成功率较低的各种地层圈闭”。目前，对于隐蔽油气藏的具体定义尚不统一，有的认为，隐蔽油气藏是采用目前常规勘探技术方法不易找到的油气藏，将各种非背斜的岩性、地层及深层构造油气藏都包括在内，这种定义仅代表勘探技术水平所达到的阶段而缺乏确切的地质意义；而有的则认为，隐蔽油气藏是指非构造类型的油气藏，是沉积或成岩过程中形成的地层、岩性甚至是成岩油气藏，地层油气藏是地层间断所形成的油气藏，岩性油气藏专指岩石渗透性在侧向上发生变化而形成的油气藏。笔者对后者的定义较为推崇，它对隐蔽油气藏这一概念的定义具有确切的地质意义，既反映了隐蔽圈闭地质条件复杂、油层性质变化大的具体成因控制要素，也沿袭表达了隐蔽圈闭是目前的勘探手段难以获得准确的地下信息等特点，便于在油气勘探中的应用。
鄂尔多斯盆地延长组背斜、断裂等构造不甚发育，仅局部地区（盆地中南的东北部）和层段（长2等油层组）存在低幅度鼻状构造，地层总体为向西缓倾，受三角洲砂体储层和泥质岩盖层纵横向上的频繁交错叠置变化，主要发育受地层、岩性控制的隐蔽油藏，包括砂岩上倾尖灭型、砂岩透镜体型（直罗油田长 2 油层组）、差异压实“构造”-岩性型（长2油层组）、上倾致密砂岩遮挡型（子长油田）、鼻状构造-岩性型（安塞油田长2油层组、延长油田长6油层组、青化砭油田长2、长6油层组、下寺湾油田长2 油层组）等多类地层、岩性油藏，仅在西缘局部发育断块-岩性型（马家滩油田长8、长10油层组）。
作为鄂尔多斯盆地陕北斜坡上构造活动稳定的富县地区，延长组油藏隐蔽性强，油气藏类型也主要为砂岩上倾尖灭型和砂岩透镜体型岩性油气藏、岩性-构造（低幅度鼻状构造）复合油气藏（图7-13）。
2.油气藏特征
富县地区延长组油藏的形成具备油源丰富、储层物性较好（长 2、长 6、长 8 油层组）、封盖条件良好、储层与生油区油源的沟通条件、岩性变化和区域西倾及局部低幅度鼻状构造形成圈闭的较好条件，储油砂体沿上倾侧变为致密砂质泥岩、泥岩层，因而发育以砂岩上倾尖灭型和砂岩透镜体型为主的岩性油气藏（图7-10），油藏的形成与分布基本受到延长组生油凹陷和三角洲沉积体系的双重控制。
富县地区油气藏具有低孔渗储层特征，低含油饱和度、低压等显著特征。
前已述及，由于砂岩压实、胶结作用强烈而溶蚀作用较弱，富县地区延长组油藏储层为典型的低孔渗致密储层，但长2、长6、长8油层组物性条件相对较好，并集中分布于牛武和直罗—张村驿两地的三角洲平原、前缘分流河道、河口砂坝微相带。
延长组油气藏含油饱和度低，油水分异不好。主要是由于储集空间为细小孔喉、岩石亲水润湿性强（含水饱和度多为40%～50%）、地层平缓、油藏为岩性油藏、圈闭闭合度等地质因素综合影响的结果。相对而言，长 8 油层组含油饱和度较高，含水饱和度小于40%，而长6油层组含水饱和增高，一般在50%左右。
图7-13 富县地区延长组主要油气藏类型及成藏
延长组油藏油层具有弱氧化的特征，从油层岩石不同程度偏黑色，镜下可见沥青充填于孔隙中，并见反映古风化壳淋滤作用产物的铝土矿。主要表现为延长组上部原油重质组分多、下部轻质组分多的特点。延长组下部长7、长8油层组中原油比重低（0.82 g/cm3）、黏度小；而长6、长4+5油层组油层呈褐黑色，原油普遍含蜡或沥青等重质成分较高，另具高电阻、湿照消光等特点，说明本区物延长组存在两类不同性质的原油。
油层埋藏浅、但总体上原油密度低。本区长8、长6含油层组埋深在600～1000 m，原油密度一般为0.82 g/cm3。尽管地层致密，但原油品质好，有利于在地层中流动，这也是在如此低孔渗条件下，仍有一定产能的原因之一。
后期构造作用对油藏有一定的影响。首先是延长组上部层序SQ6顶部遭受不同程度侵蚀和顶部区域性不整合面的形成，对以长2油层组为主要储层的生储盖组合和油藏的完整性保存有一定的破坏性影响，但对长2油层组储层物性的改善却有积极的作用；其次，岩层沥青等重质组分增加；再次是本区延长组长2+3、长6、长8油层组地层水矿化度平均分别为2.9×10-2、（1.2～1.6）×10-2、2.5×10-2，与区域上对比该区延长组地层水矿化度普遍偏低，表明印支运动之后的构造抬升引起该区延长组上部地层发生了多次水化学交替作用。该区局部油藏含气，是由于构造抬升（如本区长8油层组埋藏仅700～1000 m，而在盆地北部埋深1400～2000 m）、油藏压力降低，导致溶解天然气逐渐游离析出，局部形成气顶气，如ZF26井长8油层组获气无阻流量1664 m3/d，CH4含量为96%～98%，比重0.57 g/cm3；重新试油获气7200 m3/d，CH4含量88%，F6井延安组、H9井长1油层组、F5井长2油层组等已见到此类天然气。
总之，富县地区具有良好的成藏条件，主要发育砂岩上倾尖灭（遮挡）型、砂岩透镜体型两类主要的隐蔽油气藏，油藏的形成受到席状、交织状、朵状三角洲砂体和油源的双重控制，主要发育以长6、长2、长8油层组为储层的岩性油藏。其中，长6、长8油层组油气藏的形成与分布主要受储层沉积岩性、地层共同控制，油藏大面积叠合连片；长2油气藏的形成与分布主要受储层岩性、低幅度鼻状构造（差异压实形成）与地层共同控制。总体上，在储层集中发育区具有良好的油气勘探潜力。
煤成气成藏条件
1.气源条件孤北地区上古生界石炭-二叠系为海陆交互相沉积。其中的本溪组、太原组和山西组煤和暗色泥岩非常发育。其中，3～21层煤层，单层最大厚度可达11.5m，累积厚度29m，有机质含量大于40%，氯仿沥青“A”含量为0.0095%～1.5%;而暗色泥岩有机碳含量为0.4%～12.63%，氯仿沥青“A”含量为0.0074%～1.5%。Ro为0.8%～2.0%(不包括侵入岩周围煤岩)。除了上古生界外，中生界坊子组和三台组的含煤层系，厚度100～300m，煤层3～11层，有机质丰度较高、成熟度较高，是以生气为主的高成熟烃源岩，也是一套不可忽视的气源岩。
由于研究区侵入岩发育，而且主要分布于煤层之中，大大提高了煤岩的成熟度以及促进了煤成气形成。分析表明，侵入岩周围煤岩成熟度多大于3.0%，最高达6.6%(表7-9，图7-23)。
表7-9 孤北潜山带侵入岩附近煤岩成熟度分析
图7-23 孤北地区上古生界煤岩成熟度与生烃量关系曲线
模拟实验证实，孤北地区上古生界煤岩的生烃量随成熟度的增高而显著增加，相关系数高达0.99以上，如Ro=0.88%时，生烃量只有21.5m3/t煤;在2.86%时，生烃量可达164.5m3/t煤(图7-24)，表明侵入岩大大促进了研究区煤成气的生成。
孤北潜山带侵入岩周围源岩成熟度非常高，而有机质含量非常低，如渤古402井二叠系侵入岩周围煤岩Ro在5.73%～6.6%之间，可溶烃(S1)在1.32～1.88mg/g之间(平均只有1.56mg/g)，热解烃(S2)在4.17～7.86mg/g之间(平均5.42mg/g)，S1+S2为5.54～9.74mg/g(平均6.98mg/g);而远离侵入岩的煤岩有机碳含量平均达60%(有效碳达30%)，S1+S2在25.68～93.07mg/g之间(平均61.57mg/g)，即侵入岩能够将周围煤岩的生烃量提高8.82倍(表3-23)。这表明侵入岩大大提高了煤岩的排烃率，几乎榨干周围煤岩中所有有效碳，使之生烃并排出。
图7-24 孤北潜山上古生界煤成气成藏模式图
2.储层条件
研究区二叠系山西组和下石盒子组为三角洲沉积，其中的三角洲平原分流河道砂岩和三角洲前缘河口坝砂岩为主要储集体，且分流河道砂体最发育。岩性组合为中砂岩与细砂岩、粉砂岩互层，砂岩厚度中等，厚度一般为3～7m。孔隙度平均5.1%，一般4.1%～6.3%，最大10.2%;渗透率平均0.44×10-3μm2，一般(0.23～0.67)×10-3μm2。河口坝砂岩体岩性为粉砂岩、细砂岩，纵向上呈反韵律，砂体单层厚度为2～5m，平均孔隙度5.8%，一般4.6%～6.9%，最大11.6%，渗透率平均0.75×10-3μm2，一般(0.32～1.05)×10-3μm2。其中较为稳定的砂体包括山西组底部、下石盒子组底部和顶部三套，后两套是主要的气层。
上石盒子组-石千峰组下部为曲流河沉积，岩性组合为下部粗—中砂岩、上部细砂岩和粉砂岩，平均孔隙度4.9%，一般3.3%～7.8%，最大10.8%，渗透率平均0.62×10-3μm2，一般(0.52～0.93)×10-3μm2，最大可达1.41×10-3μm2。上石盒子组奎山段中部与顶部发育两套较为稳定的砂岩，为主要的气层。
总体上，研究区储层埋深大，成岩作用强，原生孔隙不发育，而以次生孔隙为主。
煤岩储层:侵入岩一方面促进了煤成气生成，另外也使煤岩产生大量裂缝和孔隙-以致煤岩的储集性大大增加，如孤北古1井上古生界和渤古402井侏罗系煤岩等。大量统计发现，华北地区侵入岩区煤岩的储集性是非侵入岩区的3倍以上。
3.盖层条件
研究区发育两套盖层。其中，中生界底部为一套稳定的含煤层泥岩，已钻遇厚度32～211m，预测最厚达300m，其地层砂泥比小于10%，埋深大于3000m，为良好的区域性盖层。另外，上古生界残留厚度在0～1300m之间，其底部发育一大套含煤层泥岩，可作为好盖层。再者，孝妇河段为泥岩夹砂岩组合，该段除底部及中部发育两套较厚砂岩外，其他层均以泥岩为主，也是煤成气的主要盖层之一。
湖盆浊积岩成藏条件
长7地区。长7地区是坡折带地质构造，在缓坡发育坡移湖盆浊积岩，在深湖发育滑塌浊积岩，具有典型的湖盆浊积岩沉积构造特征。在该地区，浊积岩与烃源岩互层共生，岩层厚，泥岩发育良好，呈现超低孔、低渗透的特点，油气充注度高，成藏条件有利。
油气成藏地质条件
中国海洋石油与天然气成因，分陆相和海相两大类，并以前者为主。近海盆地的陆相生油气，具有独特的地质环境，因为盆地地处大陆活动边缘，当盆地在稳定发展时期，所形成的深湖或半深湖，除了水生浮游生物和藻类以外，从陆上通过河流和其他途径输入的陆源植物残体较多，在还原环境和快速埋藏条件下，除深湖区沉积中心产生的干酪根主要是腐泥型外，大多数是混合型（Ⅱ），斜坡边缘区则属腐殖型（Ⅲ）。当大陆边缘活动加剧时，湖盆水位发生时高时低的环境变迁，频繁出现沼泽化沉积，并在特定地质条件下，湖泊与沼泽多期交替叠加沉积，使产生的多源油气运移到圈闭构造富集成藏，勘探实践证明多数高产井都能油气共出。
以东海西湖凹陷为例，富产天然气的主要原因是盆地沼泽化程度高，广泛发育的沼泽相煤系地层气源岩发挥重要作用。经钻探和测井资料证实，煤层从573～3925米井段多达77层，总厚达50米左右。上海海洋地质调查局在东海打的30口井（其中两口井与东海石油公司合打）中有20口井试获高产天然气，约占67%。尤其是西湖凹陷西南部包括平湖断阶带和苏堤构造带，成烃成藏地质条件更加优越。平湖4井日产油1892.85立方米，天然气148.45万立方米，春晓1井日产油200.04立方米，天然气160.13万立方米。
以南海北部陆架近海盆地为例，东部的珠江口盆地以成油成藏条件居优势，现有9个开发油田年产油量达1295.45万吨。而西部的琼东南盆地则以成气成藏条件最佳，崖13-1气田已探明天然气地质储量达885亿立方米。说明该盆地曾经历过多期持续性的沼泽化沉积环境，天然气主要烃源岩是来自煤系地层。最西部莺歌海盆地成气成藏地质条件更具特殊性，出现成因复杂的多源气源岩，推测同生物成因有密切关系，但盆地深部的沉积相和可能存在的烃源岩，目前尚无法查清。
近海盆地海相生油气，由于沉积物生烃的有机质主要来自海水中的浮游生物和藻类，除边缘地区外，陆源有机质残体很少介入，因此，生烃母质多为腐泥型干酪根。
海相成烃成藏条件是如何形成的？据东海瓯江凹陷的灵峰1井、石门潭1井和丽水36-1井所钻遇的具有海相古生物化石充分依据的古新世—早始新世海相沉积是其主因。追其来源可能与中国海自中生代以来，发生过多期重大地质事件有关，尤其与特提斯海在中国海域延伸段的闭合事件关系更加密切。特提斯构造是划分地球上两个古大陆（劳亚古陆与冈瓦纳古陆）的全球性构造带。
特提斯构造带从地中海向东延伸至喜马拉雅山区，经越北红河地区向东进入中国海域不知所终，推测途经南海北部陆坡区后转向台湾海峡北上伸及东海南部。其中，瓯江凹陷的海相沉积便是佐证之一，它有可能便是欧亚大陆边缘的残留特提斯盆地一部分。它将为今后寻找海相油气田提供有利条件。
油气藏类型：以渤海海域已知油气藏为例，可分为四种类型：①背斜构造油气藏包括逆牵引背斜和挤压背斜，闭合面积较大，油气受高点控制；②断块油气藏，依靠断层封堵油气；③断鼻油气藏，由断层封堵的鼻状或半背斜构造；④潜山油气藏，由不同的基底岩层古地貌高点形成，如碳酸盐岩潜山，它的分布严格受主断裂控制；⑤潜山披覆背斜油气藏，分布在凸起或低凸起之上，其特点是构造幅度下大上小，油气藏高度和面积严格受构造控制，如埕北油田。此四种类型有更广泛的代表性，如崖13-1大气田便是披覆背斜。而在特殊条件下，莺歌海盆地的“泥拱带”超高压浅气层东方大气田则是一种特殊类型。
根据我国近海5个大型含油气盆地，大中型油气田的地质条件，有如下基本规律：
（1）具备大型沉积盆地，面积一般在5万平方公里以上；
（2）具备巨厚沉积地层，厚度在1万～2万米左右。
（3）具备有利相带，深湖泊相、沼泽相和海相。
（4）具备配置良好的生储盖组合，要求有高孔渗储层：三角洲砂体、海进砂和生物礁以及封闭严密的盖层。
（5）具备大型二级构造带和油气源丰富的凹陷，尤其定居于“凹中隆”或“凹围隆”的区域富集背景下的构造或圈闭。
（6）经钻探证明，单井日产油1000吨或天然气100万立方米，地质储量油亿吨以上，天然气1000亿立方米。
（该文发表于《海洋地质与第四纪地质》第18卷第4期）
油踪纪程：油气勘查50年随想
今天关于“什么藏条件”的讲解就到这里了。希望大家能够更深入地了解这个主题，并从我的回答中找到需要的信息。如果您有任何问题或需要进一步的信息，请随时告诉我。