战略区优选
我国常规、非常规油气资源类型多样、资源丰富。受复杂地质背景和多阶段演化过程影响，我国含油气盆地类型多、盆地结构复杂。影响油气新区、新领域勘探进程的因素多，地质因素、理论技术因素和需求因素等对油气新区新领域的突破都有不同程度的影响。目前，我国常规石油勘探已经进入中期，常规天然气勘探还处于早期，煤层气勘探处于早期，页岩气勘探处于起步阶段，其他非常规油气资源的勘探还没有系统开展。基于对不同类型油气资源潜力和勘探程度的认识，提出了我国油气资源新区新领域选区建议。
1.常规油气资源新区新领域战略选区重点
常规油气资源新区新领域选区重点是陆上主要含油气盆地低勘探领域、海域新区新领域、海相碳酸盐岩领域，进一步划分为战略突破区和战略准备区两大类。
战略突破区 主要优选了塔里木盆地塔西南地区、鄂尔多斯下古生界、东海盆地西湖坳陷深部和青藏地区班公错－怒江带新生代盆地4个地区。
战略准备区 主要优选了青藏地区的羌塘盆地、可可西里陆相盆地群和措勤盆地北部；东海－台湾海峡地区的东海盆地南部和台湾海峡盆地北部凹陷带；南海中南部地区的北康、南薇西和中建南盆地；南黄海的崂山隆起和南部凹陷滩海地区；南海北部地区中生界；北方上古生界分布区的渤海湾盆地深部、南华北盆地，准噶尔盆地外围和额济纳地区，松辽盆地深部及以西地区；南方海相碳酸盐岩分布区的扬子和滇黔桂古生界海相地层沉积区；银额盆地群、走廊盆地群和松辽盆地外围中新生界小盆地群。
2.非常规油气资源近期战略选区重点
非常规油气资源近期战略选区重点为页岩气、煤层气及页岩油。对油页岩和油砂，以加强环境影响等关键问题研究为主；对生物气、水溶气等其他非常规油气资源，以加强基础研究为主。
（1）页岩气。继续实施“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”项目，开展我国页岩气资源战略调查评价和有利目标区优选工作。从2011年开始，继续开展川渝黔鄂、皖浙、松辽页岩气调查评价先导试验区建设；将全国划分为上扬子及滇黔桂、中下扬子及东南、华北及东北、西北、青藏5个工作区，开展全国页岩气资源潜力调查评价；同时加强页岩气基础地质研究，优选页岩气勘查有利目标区。
（2）煤层气。主要针对低阶煤、埋深大于1000m的中高阶煤和西南地区突破不明显的煤层气开展工作。低阶煤煤层气以西北地区为主；中高阶煤埋深1000～1500m煤层气，以沁水盆地为主；西南地区煤层气以滇东黔西和川南黔北为主。
（3）页岩油。重点在松辽北部古龙、江汉盆地潜江北部、柴达木盆地西部等已经发现页岩油资源的地区，借鉴国外页岩油开发成功经验，加强页岩油资源的调查和勘探开发。
3.综合勘查工作部署
根据常规、非常规油气资源成因联系和共生特征以及勘探实践，优选鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地、沁水盆地、阜新盆地，系统总结研究多种油气资源共生规律，开展盆地多种共生油气资源调查，利用有限勘查投入，尽量多地发现油气资源。
通过本轮战略选区工作，优选出以下44个油气有利目标区（表2-2）。
1.青藏地区
在青藏地区优选出8个油气有利目标区。
羌塘盆地3个：半岛湖、光明湖－沙土湾湖、托纳木构造带。
柴西3个：昆北断阶带、英雄岭两侧深层、尕斯断陷斜坡带。
柴北缘2个：俄博梁－葫芦山深层、德令哈断陷侏罗系和石炭系。
柴达木盆地石油地质资源量21.5×108t，天然气地质资源量为2.5×1012m3。
2.南海北部深水区
在南海北部深水区优选出12个有利目标区。
珠江口盆地深水区8个：白云北坡岩性－构造圈闭带、白云西南断阶复式圈闭带、白云东区深水扇砂体圈闭带、白云南陆架坡折圈闭带、荔湾凹陷深水扇砂岩圈闭带、BY6-1凹陷中心凸起复式圈闭带、东沙25凸起复式圈闭带、白云深水中央底辟带深水扇圈闭带。
琼东南盆地深水区4个：松南低凸起、陵南低凸起、南部隆起（永乐隆起东部）和长昌凹陷。
深水区天然气地质资源量3.15×1012m3，石油地质资源量24.5×108t。
3.松辽盆地及外围
在松辽盆地及外围优选出3个有利目标区。即：依舒地堑的汤原、方正断陷、西部的大杨树盆地，石油地质资源量为6.5×108t。
4.南方海相碳酸盐岩和东秦岭－大别造山带两侧地区
在南方海相碳酸盐岩和东秦岭－大别造山带两侧地区优选出13个有利目标区。
南方海相碳酸盐岩地区2个：黔南桂中地区的黔南长顺凹陷、桂中西部地区。石油地质资源量为9.7×108t，天然气地质资源量为1.7×1012m3。
东秦岭－大别造山带南侧地区11个：宜昌稳定带、秭归盆地、当阳滑褶带、沔阳干涉断褶带和桑植－石门复向斜带；造山带北侧的谭庄－沈丘凹陷、洛阳－伊川凹陷、倪丘集凹陷、济源凹陷、鹿邑凹陷、舞阳－襄城凹陷。东秦岭－大别造山带南侧地区天然气地质资源量是2.2×1012m3。
5.华北
在华北前古近系选出4个有利目标区。即：冀中北部的武清北潜山构造带，临清坳陷的堂邑构造带，济阳坳陷的车西地区、惠民凹陷南坡和东营凹陷南坡、长堤潜山带，辽河坳陷的三界泡潜山带、宋家洼陷。油气地质资源量为42.2×108t油当量。
6.煤层气
在煤层气方面选出4个有利目标区。即：鄂尔多斯盆地东北部神府－保德地区、山西省宁武盆地南部地区、内蒙古二连盆地霍林河地区、新疆准噶尔盆地东南缘地区。煤层气地质资源量5.86×1012m3。
表2-2 油气有利目标区
根据叠合单元类型、生烃强度及资源规模、资源丰度和保存条件等因素的叠合，即“构造元、烃灶元、保存元”三元叠合，对中新元古界、古生界和中生界分别进行战略区优选，共优选出11个战略区块。
（一）中新元古界战略区
共优选了3个有利区，即党坝凹陷带、京西地区、冀中北部地区（图6-1-3）。根据叠合单元类型、成烃条件和保存条件，评价出党坝凹陷带为I 类区，冀中北部地区、京西凹陷为Ⅱ类区（表6-1-5）。
1.党坝凹陷带
冀北党坝凹陷带主要包括宽城断陷、寿王坟断陷、新城子断陷及平泉高杖子断陷，断陷之间有凸起相隔，总面积3000km2，其中断陷面积1052km2（图6-1-4）。
图6-1-3 京冀地区中—新元古界含油气有利区评价图
表6-1-5 中新元古界区块基础参数及评价表
图6-1-4 燕山地区冀北坳陷综合成果图
（1）勘探概况
冀北坳陷寒武系—奥陶系、中新元古界已发现91处油苗，在平面上分布于凌源、平泉、宽城、承德、兴隆5个县，在纵向上涉及5个系的10个组。在平面上和纵向上的分布规律十分明显。
平面上，油苗集中分布于党坝凹陷带，91处油苗有69处分布于党坝凹陷带，占总油苗点数的75.8%。在党坝凹陷带内，油苗集中分布于化皮背斜和双洞背斜带，2个背斜共有油苗点59处，占总油苗点数的64.8%，占党坝凹陷带的85.5%。表明背斜部位是油苗富集的场所。
在纵向上油苗集中分布于中元古界蓟县系，共有油苗点69处，占总油苗点数的82.4%。主要集中于3个组（统），其中铁岭组55处，占总油苗点数的60.4%；雾迷山组13处，占14.3%；下寒武统12处，占13.2%。油苗集中分布于产层的上部。铁岭组55处油苗点有42处分布于铁岭组二段（上部）。雾迷山组13处油苗点，有12处分布于上部。
已发现双洞、化皮、张家台子、瀑河等背斜构造带，其中双洞背斜带已出露雾迷山组，致使双洞古油藏遭到破坏；宽城断陷的化皮构造高点出露铁岭组，油藏也遭到一定程度的破坏。除此之外，断陷带的其他地区均被侏罗系覆盖，中新元古界保存完整。但凹陷内除了已经发现的双洞、化皮、张家台子等背斜构造以外，侏罗系火山岩覆盖区地下地质结构不清。该带勘探程度低，仅在宽城做了一条地震试验剖面，长18km，结合电法测量发现了瀑河背斜，尚待进一步落实。
（2）生储盖组合
烃源岩：主要为洪水庄组及下马岭组页岩，另外还有雾迷山组碳酸盐岩。下马岭组页岩有机碳含量在双洞背斜和承德县以西大营乡一带为2个高值区，总有机碳含量大于2.0%。化皮背斜带为低值区，总有机碳为0.51%～0.89%。党坝向斜其余地区为1.0%～2.0%。从全区来看，大部分地区为好烃源岩。洪水庄组页岩有机碳含量也有2个高值区，宽城化皮背斜及其周边总有机碳含量最高，其平均值多在4%左右。双洞背斜是第2个高值区，总有机碳含量大于3.0%。在党坝向斜内多为总有机碳含量大于2.0%。烃源岩热演化受火山岩作用影响，演化不均。洪水庄组Rb变化范围为0.63%～2.66%，平均1.07%；大约有85%的样品Rb小于1.30%，处于生油阶段。在凌源市和承德县靠近火成岩的样品已达干气阶段。中新元古界生烃强度为（500～600）×104t/km2。
储盖组合：该区中新元古界、古生界保存完整，下马岭组和洪水庄组泥质岩集中发育段为华北北部最佳封盖层，泥质岩主要为暗色页岩，渗透率一般小于10-9μm2，具有很好的阻渗性。存在3套完整的储盖组合，即雾迷山组储—洪水庄组生盖、铁岭组生储—下马岭组生盖、奥陶系储—石炭系盖。
（3）成藏特征
在中侏罗统沉积之前，中新元古界发生过挤压褶皱作用，中侏罗世沉积了1200m左右的地层，使烃源岩Ro值达1.0%左右，进入大量生烃阶段，是中新元古界主要的生烃时期，也是主要的运聚成藏时期。此后以挤压抬升为主，油藏处于保存、调整阶段。其油气藏属于一次生烃型。
（4）资源前景
中新元古界生烃强度达600×104t/km2。初步计算资源量为2.1×108t，资源丰度为7×104t/km2。
2.京西地区
位于北京西郊，东北部被第四系掩盖，西南部被中、古生界覆盖，隆起区为Ⅲ叠合型单元、凹陷区为Ⅱ2型叠合单元。中新元古界保存完整，勘探面积大于2000km2。
较落实的构造为昆明湖背斜构造，除此之外，西部山区还有一些由古生界组成的背斜构造，如昆明湖构造往西南延伸可能是该背斜的最高点。但这些区域只做过地面填图，勘探程度很低，是石油勘探的空白区。
（1）生储盖组合
主要生储盖组合位于中下寒武统泥页岩之下，中新元古界2套区域性储盖组合保存齐全。页岩有机碳平均为1.5%左右，生油岩的演化程度较高，上部达到湿气阶段，中下部可能达到甲烷气阶段；作为盖层的下马岭组厚度超过200m，保存条件较好。
（2）资源潜力
中—新元古界生烃强度大于1000×104t/km2。初步计算资源量1.6×108t，资源丰度8.0×104t/km2。
3.冀中北部地区
包括冀中北部廊固凹陷、武清凹陷及杨村斜坡，勘探面积6000km2，为中新元古界深埋区，以I型叠合单元为主，生储盖组合保存完整。有2个有利区带：桐柏镇断层上升盘，面积约550km2；武清凹陷东部，区带面积约400km2。
武清凹陷东部较落实的圈闭有梅厂潜山，圈闭面积30km2。闭合幅度300m，高点埋深5000m。
（1）生储盖组合
主要盖层有寒武系馒头组、毛庄组、徐庄组以页岩夹泥灰岩为主的浅海泥坪相沉积地层，厚度大于200m，可以与下伏府君山组白云岩、青白口系景儿峪组灰岩、长龙山组砂岩组成第1套储盖组合。下马岭组页岩为生油层与下伏铁岭组储层及洪水庄组生油层组成完整的第2套生储盖组合。雾迷山组生储层与上覆洪水庄组生盖层组成第3套生储盖组合（图6-1-5）。该带可能不利的因素是烃源岩在燕山期演化程度较高（Ro大于1.6%），而圈闭多在燕山末期及古近纪末期形成，构造形成期与生烃高峰期匹配条件较差。
图6-1-5 京101井中—新元古界生储盖组合柱状图
（2）资源潜力
中新元古界生烃强度（400～500）×104t/km2，最大可达600×104t/km2以上，初步估算资源量为2.4×108t，资源丰度4.1×104t/km2。
（二）古生界战略区
古生界共划分了5个区块：冀中东北部、黄骅中南部、临清（东部、西部）、东濮凹陷、济阳坳陷（图6-1-6，图6-1-7，表6-1-6），根据叠合单元类型、成烃条件和保存条件，评价出Ⅰ类区3个：黄骅南部、临清坳陷和东濮凹陷；Ⅱ类区2个：冀中东北部、济阳坳陷。
1.冀中东北部
位于沧县隆起以西，廊坊—永清一线以东，面积约5500km2（图6-1-8）。武清凹陷为I型叠合单元，苏桥-文安地区为Ⅱ2型叠合单元。
（1）生储盖组合
主要烃源岩为奥陶系灰岩和石炭系—二叠系煤岩及泥岩，奥陶系中上部烃源岩厚约60m，残余有机碳含量约0.12%，属较差烃原岩；石炭系山西组煤层厚20m左右，暗色泥岩厚200m，暗色泥岩有机碳含量2.5%～5.0%；储层为奥陶系风化壳和二叠系石盒子组砂岩；上覆石炭系—二叠系煤系泥岩为盖层。
（2）生烃作用
奥陶系具备二次生烃条件，燕山期生烃强度为（10～20）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（40～80）×104t/km2。总生烃强度：油120×104t/km2，气280×104t/km2。
石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为（50～100）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（100～250）×104t/km2，总生烃强度250×104t/km2。
图6-1-6 华北东部下古生界综合评价图
图6-1-7 华北东部上古生界综合评价图
表6-1-6 古生界区块基础参数及评价表
图6-1-8 冀中坳陷前古近系综合成果图
（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般大于5m，最大可达18m，泥岩盖层厚度为150～200m，属好盖层类型，反向断层具备好的封堵条件，邻近凹陷中心的苏桥潜山、泗村店-码头构造带封堵条件较好。
（4）成藏模式
为Ⅰ型叠合单元二次成藏，主要成藏期为喜马拉雅期，与构造形成时期匹配，可以形成奥陶系风化壳构造油气藏、石炭系—二叠系构造、岩性等油气藏。
（5）资源潜力
估算寒武系—奥陶系资源量0.4×108t，资源丰度0.7×104t/km2；石炭系—二叠系资源量0.9×108t，资源丰度1.7×104t/km2。总资源量为1.3×108t。
目前已发现泗村店-码头构造带，泗村店潜山下古生界顶圈闭面积80km2，闭合幅度700m，高点埋深6300m。
2.黄骅中南部
孔店凸起以南至东光一带，东西至黄骅坳陷边界，面积4100km2（图6-1-9）。吴桥、南皮凹陷为I型叠合单元，沧东凹陷为Ⅱ2型叠合单元，孔店构造、徐-黑构造带为Ⅱ1型叠合单元。
（1）生储盖组合
烃源岩为奥陶系灰岩和石炭系—二叠系煤岩及泥岩，其中奥陶系上部烃源岩厚120m，有机碳含量0.2%，石炭系—二叠系煤层厚12～30m，平均约20m，暗色泥岩厚80～120m。暗色泥岩有机碳含量大于2.0%，Ro为1.5%。主要储层为奥陶系顶部风化壳和二叠系砂岩，盖层为石炭系—二叠系煤系泥岩。
（2）生烃作用
奥陶系烃源岩燕山期生烃强度为（40～80）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（40～100）×104t/km2，总生烃强度（120～200）×104t/km2。
石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为（100～200）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（100～150）×104t/km2，总生烃强度（150～250）×104t/km2。
（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般大于5m，最大可达20m，泥岩盖层厚度为150～250m，属好盖层。该构造带上孔西、王官屯、乌马营构造均没有大型断裂，断距小，且以反向断层为主，封堵性好。
（4）成藏模式
为I型叠合单元二次生烃成藏类型，部分为Ⅱ2型叠合单元二次生烃成藏类型。燕山期和喜马拉雅期生烃量均较大，而喜马拉雅期生成的油气更有利成藏。乌马营、王官屯属继承性古隆起，燕山期剥蚀较弱，可捕获燕山和喜马拉雅期生成的油气，而孔西构造主要形成于喜马拉雅期，以晚期成藏为主，燕山期聚集的油气多被破坏，如孔古3井的沥青为早期形成的古油藏破坏所形成。
（5）资源潜力
估算寒武系—奥陶系资源量为1.3×108t，资源丰度3.2×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.3×108t，资源丰度3.3×104t/km2。古生界总资源量2.6×108t。
目前已发现王官屯、孔西、乌马营、徐-黑等有利潜山构造带，其中孔西构造带的孔古3井已获奥陶系原生工业油流。
图6-1-9 黄骅坳陷古生界综合成果图
3.临清坳陷
构造位置属渤海湾盆地南部，新河-隆尧凸起以南，内黄隆起以北，鲁西隆起以西，太行山隆起以东，包括莘县、冠县、邱县、大营镇、南宫、巨鹿、南和、邯郸8个断陷和堂邑、武城、馆陶、明化镇、新河、广宗凸起及鸡泽、成安低凸起。面积18000km2，其中临清东部面积6800km2，临清西部面积11200km2（图6-1-10）。从古生界油气显示来看，东部好于西部，西部18口探井仅巨1井见0.25m油斑，巨2井、新巨5井、馆深1井于奥陶系见荧光显示，馆深1井经测试产水、见少量可燃气；东部堂邑凸起油气显示活跃，共钻12口井（高古1、4、7、康古1、2、4、堂古1、3、4、5、莘3、华4），其中有7口井见油斑、油浸或含油显示，经测试康古4、堂古1、4井产水见少量可燃气，本项目部署的专探井——高古4井已获工业油气流。
莘县、冠县、邱县、巨鹿、邯郸、南宫和大营镇凹陷为I型叠合单元，堂邑、馆陶和广宗凸起为Ⅱ1型叠合单元，其他地区为Ⅲ型叠合单元。
图6-1-10 临清坳陷前古近系综合成果图
（1）生储盖组合
临清东部奥陶系烃源岩厚120～150m，有机碳含量0.2%；临清西部烃源岩厚约45m，有机碳含量小于0.18%；石炭系—二叠系煤层厚10～17m，暗色泥岩约100m。区域性储层为奥陶系顶部古风化壳，产层多集中在奥陶系顶部附近，钻遇风化壳的井多有漏失，如莘3井于奥陶系3130～3370.5m共漏失泥浆216m3，华4井于奥陶系2869.15～2908.5m，共漏共泥浆156.8m3。石炭系—二叠系储层物性最好的为上石盒子组砂岩，其次为下石盒子组砂岩，山西组、太原组砂岩亦具有一定的储集能力，高古4井太原组泥质细中粒岩屑砂岩常规分析孔隙度3.8%，水平渗透率0.047×10-3μm2。盖层为石炭系—二叠系煤系泥岩。
（2）生烃作用
临清东部奥陶系燕山期生烃强度为（40～80）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为10×104t/km2，在莘县凹陷可达80×104t/km2，总生烃强度（100～150）×104t/km2；临清西部奥陶系燕山期生烃强度为（20～40）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度小于10×104t/km2，邯郸凹陷较大，总生烃强度约50×104t/km2。
临清西部石炭系—二叠系生烃强度100×104t/km2，主要生烃阶段为燕山期；临清东部石炭系—二叠系生烃强度120×104t/km2，主要生烃阶段为燕山期和喜马拉雅期。
（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般为5～8m，泥岩盖层厚度为100～200m，属好盖层类型，但馆陶凸起、堂邑凸起有大型断裂，断距大，以顺向断层为主，封堵性较差，而堂邑凸起东、西二级台阶构造带古生界保存完整，断层封闭性较好。石盒子组孝妇河段泥岩发育，泥岩厚度80～150m，占地层厚度的70%左右，可以作为良好的区域性盖层。另外石炭系煤系地层集中段的泥岩也可作为其下伏砂岩储层的直接盖层，高古4井太原组气藏的直接盖层即是太原组自身的泥岩层。
（4）成藏模式
主要为I型叠合单元二次生烃成藏类型，馆陶凸起和堂邑凸起顶部为Ⅱ1型叠合单元二次生烃成藏类型。
（5）资源潜力
临清地区寒武系—奥陶系资源量2.4×108t，资源丰度1.3×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.3×108t，资源丰度1.5×104t/km2。古生界总资源量4.7×108t，资源丰度2.8×104t/km2。
堂邑构造带及馆陶构造带较为落实，前者油气显示活跃，但保存条件差，断层破坏严重；后者配套条件差：广宗—巨鹿一带属印支期古隆起，圈闭形成早，但烃源岩未进入生烃高峰期。邱县凹陷-馆陶凸起烃源岩于燕山末期达到过成熟，而构造圈闭主要形成于喜马拉雅期。馆陶东构造、堂邑东构造等保存条件较好，但构造有待进一步落实。
4.东濮凹陷
东濮地区面积3500 km2（图6-1-11），石炭系—二叠系有17口井见到油气显示，文古2井获得工业油气流，开33井、开35井、文古1井及白56井试获低产油气流；23口井在寒武系—奥陶系见到良好的油气显示。在古近系和中生界发现了文留和户部寨源自石炭系—二叠系的天然气。
该区缺少侏罗系—白垩系分布，主要为Ⅱ4型叠合单元，内黄隆起为Ⅲ型。
（1）生储盖组合
奥陶系上部烃源岩厚160m，有机碳含量0.30%；石炭系—二叠系煤层厚一般为13m左右，暗色泥岩一般为150m左右，泥岩有机碳含量平均1.7%。主要储层有奥陶系、石炭系—二叠系、中生界以及古近系。除古生界自身盖层外，古近系发育的膏岩也是优质盖层。
图6-1-11 东濮凹陷古生界综合成果图
（2）生烃作用
奥陶系印支期—燕山期生烃强度为（50～100）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（10～40）×104t/km2，总生烃强度100×104t/km2。
石炭系—二叠系煤系烃源岩印支期—燕山期生烃强度为（100～300）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（120～200）×104t/km2，总生烃强度300×104t/km2。
（3）保存条件
奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般为4～8m，泥岩盖层厚度为100～150m，属好盖层类型，但各构造带均有大型断裂，断距大，古近系封堵至关重要。除中央隆起带外，北部的濮城、南部的马厂、西部的胡-庆、高平构造带古生界侧向封堵条件相对较差。
（4）成藏模式
为I型叠合单元二次生烃成藏类型，喜马拉雅期为成藏关键时期。
（5）资源潜力
寒武系—奥陶系资源量0.4×108t，资源丰度0.9×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.0×108t，资源丰度2.9×104t/km2。古生界总资源量1.4×108t，资源丰度3.8×104t/km2。
该区共划分了6个有利区带，区带总面积767km2。其中，中央构造带的文留鼻状背斜构造已发现石炭系—二叠系生古近系储的煤成气田。马厂断块构造带面积100km2，已钻井20口，仅马古5井获低产气流。东濮凹陷中央隆起北段，以背斜、断鼻圈闭为主，圈闭面积大于60km2，勘探程度较低，为有利构造带。
5.济阳坳陷
济阳坳陷包括惠民、东营、车镇、沾化4个主要凹陷，古生界以惠民和沾化凹陷成藏条件最好。石炭系—二叠系总资源量3.0×108t，其中油1.0×108t，气2.0×108t；寒武系—奥陶系总资源量1.0×108t，其中油0.5×108t，气0.5×108t。古生界总资源量4.0×108t，其中油1.5×108t，气2.5×108t。
（1）惠民地区
位于济阳坳陷西南部，鲁西隆起北坡，面积2000km2。曲古1井断块已于古近系沙河街组获得以石炭系—二叠系为气源的工业气流。惠民南坡是始新世—渐新世时期形成的北倾斜坡带，由于区带内夏口、齐河、白桥、曲堤等二级或亚二级断层的继承性持续活动，将南斜坡划分为夏口缓坡带、曲堤垒堑带和王判镇潜山带三大构造带，受沉积间断、地层剥蚀、断裂构造发育和各类砂体和火成岩展布的相互作用，形成了南斜坡多种类型圈闭。以I型叠合单元为主。
1）生储盖组合。寒武系—奥陶系烃源岩厚度大于40m，有机碳含量约0.12%；石炭系—二叠系煤层厚14～34m，平均20m左右，暗色泥岩厚约140m，泥岩有机碳含量2.5%～3.0%。古生界储层有奥陶系内幕白云岩、顶面风化壳和二叠系砂岩。发育2套区域盖层，为石炭系—二叠系暗色泥岩及煤系地层和中生代侏罗系下段煤系。
2）生烃作用。寒武系—奥陶系生烃强度50×104t/km2；石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为（100～150）×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（80～150）×104t/km2，总生烃强度300×104t/km2。
3）保存条件。奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度约4m，泥岩盖层厚度为100m，属较好盖层类型，顺向断层相对发育，侧向封堵条件相对较差。总体上讲，古生界保存条件一般。
4）成藏模式。为I型叠合二次成藏，燕山期和喜马拉雅期均为重要生烃和成藏时期。
5）资源潜力。寒武系—奥陶系资源量0.5×108t，资源丰度2.2×104t/km2；石炭系—二叠系资源量1.4×108t，资源丰度6.6×104t/km2。古生界总资源量1.9×108t，资源丰度8.8×104t/km2。
（2）沾化地区
位于济阳凹陷北缘，面积2200km2。该区已发现孤北低潜山有利含油气构造带，面积160km2，带内已落实含气构造4个，圈闭面积50 km2，幅度800m，已钻井13口，其中义132井、义136井、孤北古1井获工业油气流，义155井、渤93井为低产气流。
1）生储盖组合。奥陶系上部烃源岩厚100m，有机碳含量0.12%；石炭系—二叠系煤层厚29m，暗色泥岩厚300m，暗色泥岩有机碳含量2.36%。储层为奥陶系风化壳和二叠系砂岩；盖层为石炭系—二叠系煤系泥岩、中生界煤系泥岩。
2）生烃特征。寒武系—奥陶系生烃强度50×104t/km2；石炭系—二叠系煤系烃源岩燕山期生烃强度为10×104t/km2，喜马拉雅期生烃强度为（100～150）×104t/km2，总生烃强度150×104t/km2。
3）保存条件。奥陶系风化壳顶部铝土岩厚度一般为5～15m，泥岩盖层厚度为200～250m，属好盖层类型；圈闭形成早，控制圈闭的断层在古近纪晚期停止活动，具备好的封堵条件。
4）成藏模式。为Ⅱ2型叠合二次成藏，主要的成藏期为新近纪，圈闭形成早于大量生烃阶段，匹配条件好。
5）资源潜力。寒武系—奥陶系资源量0.1×108t，资源丰度0.5×104t/km2；石炭系—二叠系计算资源量0.7×108t，资源丰度3.3×104t/km2。古生界总资源量0.8×108t，资源丰度3.8×104t/km2。
（三）中生界战略区
根据中生界叠合单元类型和成烃条件，优选出3个战略区，I类区有辽河东部地区，Ⅱ类区有渤中西部、沾化-黄河口地区（图6-1-12；表6-1-7）。
图6-1-12 华北东部中生界综合评价图
表6-1-7 中生界区块基础参数及评价表
1.辽河东部地区
辽河东部地区面积3300km2，为一狭长凹陷（图6-1-13）。基底最大埋深9000m，自北向南有4个负向构造带：青龙台—长滩洼陷、于家房子洼陷、驾掌寺洼陷、二界沟-盖州滩洼陷。凹陷属Ⅱ2型叠合单元，东部隆起带属Ⅱ3型叠合单元。
图6-1-13 辽河断陷中生界综合成果图
凹陷内断裂发育，均为北东向正断层，共10条，一级断层有2条，即营口断层和佟二堡断层，为与东部凸起的分界断层；二级断层8条，即二界沟断层、黄西断层、茨西断层、茨东断层、荣西断层、驾东-界西断层、驾西-黄于热东断层和界东断层，其中二界沟断层为与辽河断陷中央凸起的分界断裂。中生界仅分布在茨东断层以东，即东部凹陷的东部。
（1）烃源岩
中生界上部为下白垩统梨树沟组（相当西部凹陷的九佛堂组），以湖相暗色泥岩为主，主要由深灰色泥、页岩、褐灰色油页岩、灰岩及砂岩组成，为东部凹陷主要烃源岩层。梨树沟组干酪根以Ⅰ型、Ⅱ型为主。龙11井见有Ⅲ型干酪根，佟2井以Ⅲ型为主。总体上，按其类型指数应当属于Ⅱ2型干酪根。
（2）储层
主要为奥陶系灰岩。王参1井奥陶系马家沟组灰岩孔隙度2.8%～7.4%，平均4.43%，渗透率最小值1×10-3μm2，一般（3～9）×10-3μm2；石炭系—二叠系砂岩物性较差，具有低孔、低渗特点，平均孔隙度多在3%～6%范围内，渗透率小于1×10-3μm2。王参1井侏罗系平均孔隙度8.7%，渗透率均小于l×10-3μm2。测井解释本组有效孔隙度为0.1%～3.6%，平均值为0.52%，渗透率为（0～1.4）×10-3μm2，平均值为0.03×10-3μm2（表6-1-8）。梨树沟组孔隙度为8.5%～18.6%，平均孔隙度为13.14%，渗透率均小于l×10-3μm2。测井解释398.1～591.6m的有效孔隙度为0.2%～31.3%，平均值为20.57%，渗透率为（0～341.2）×10-3μm2，平均值为134.85×10-3μm2，其他井数据见表6-1-9。
表6-1-8 王参1井孔隙度和渗透率统计表
注：（1）岩心样品物性分析资料；（2）测井解释成果资料。
（据辽河油田勘探开发研究院）
表6-1-9 梨树沟组砂泥比数据表
（据张锦波等，1995）
（3）盖层
界3井侏罗系小东沟组为红色粉砂质泥岩及泥质粉砂岩，厚323m，直接盖在奥陶系之上；巨厚的中生界可作为奥陶系潜山的盖层，中生界也可形成自生自储自盖组合。
（4）资源潜力
估算资源量1.9×108t，资源丰度11.4×104t/km2。
2.渤中西部
包括秦南凹陷、石臼坨凸起和石南凹陷。秦南凹陷和石南凹陷是中生界主要生烃凹陷，石臼坨凸起是主要的目标区。
石臼坨凸起位于J3—K残留厚度最大的地区，一般在2000m以上，最厚大于3000m。被秦南、石南、渤中3大凹陷围绕。石臼坨凸起属Ⅱ3型叠合单元，周围的凹陷为I型叠合单元。
烃源岩：为白垩系下统，主要发育于石臼坨凸起及辽东湾地区，代表井为渤中6井、渤中14井和JZ16-2-1井。渤中6井岩性以深灰、灰黑色泥岩为主，夹薄层钙质泥岩、白云岩、砂质灰岩、凝灰质砂砾岩，夹有10层（厚1～2m）以上的火山岩层，钻遇厚度891m，泥岩含量占27%。渤中6井烃源岩有机碳较低，但S1+S2在1.0mg/g以上，高者可达3.0mg/g以上；JZ16-2-1井有机碳含量大于1.5%，S1+S2最高大于8.0mg/g，达到好烃源岩标准。有机质类型都属于Ⅱ1—Ⅱ2型。这些井Ro值有70%以上在0.5%～0.6%范围内，属于低成熟带，还有30%左右Ro值小于0.5%，属于未成熟带。
目前发现的油气藏，只有N-1井和渤中6井中生界油藏及QHD30-1沙一段油藏的分析数据表明，中生界对生油有很大贡献。
上述分析表明，渤海海域中生界烃源岩可形成有效油气藏，尤其在生烃中心附近的圈闭成藏概率大。因此，该区为有利的战略区。
估算资源量1.3×108t，平均资源丰度4.0×104t/km2。
3.沾化-黄河口地区
包括沾化地区和黄河口凹陷，勘探面积5240km2。
沾化地区发育了中下侏罗统暗色泥岩和煤、上侏罗统—下白垩统暗色泥岩2套烃源岩。中下侏罗统煤层厚6～31m，暗色泥岩一般超过130m；上侏罗统—下白垩统暗色泥岩厚度较小，一般小于10m（表6-1-10）。中生界上侏罗统—下白垩统火成岩发育，另外还有砾岩、砂岩等，自身的泥岩和上覆古近系—新近系可作为盖层。黄河口凹陷埋藏深度较大，中生界生成的油气可聚集于自身储层，也可通过断层运聚于古近系—新近系。
表6-1-10 沾化地区中生界烃源岩厚度统计表
中生界总生烃强度一般为（50～200）×104t/km2，总资源量2.9×108t。
战略区优选
答：根据叠合单元类型、生烃强度及资源规模、资源丰度和保存条件等因素的叠合,即“构造元、烃灶元、保存元”三元叠合,对中新元古界、古生界和中生界分别进行战略区优选,共优选出11个战略区块。 (一)中新元古界战略区 共优选了3个有利区,即党坝凹陷带、京西地区、冀中北部地区(图6-1-3)。根据叠合单元类型、成烃条件...
战略选区研究
答：根据叠合单元类型、生烃强度及资源规模、资源丰度和保存条件等因素的叠合，即“构造元、烃灶元、保存元”三元叠合，对中新元古界、古生界和中生界分别进行有利目标区优选，共优选出11个有利目标区。1.中—新元古界有利目标区 根据生烃强度和封盖条件配置关系，圈定了3个有利目标区，即党坝断陷区、京西...
今后战略选区重点
答：1.常规油气资源新区新领域战略选区重点 常规油气资源新区新领域选区重点是陆上主要含油气盆地低勘探领域、海域新区新领域、海相碳酸盐岩领域，进一步划分为战略突破区和战略准备区两大类。战略突破区 主要优选了塔里木盆地塔西南地区、鄂尔多斯下古生界、东海盆地西湖坳陷深部和青藏地区班公错－怒江带新生代盆地...
今后战略选区工作重点领域
答：湖相富含有机质泥页岩发育区的页岩油有利区优选首先应考虑的是埋藏浅、原油黏度小、泥页岩储层硬度较大、特别是发育粉砂岩等硬质岩层夹层的地区。 页岩气开发 页岩气是一种新型非常规天然气资源,在我国页岩气调查刚刚起步,据估计,我国页岩气资源潜力较大。页岩气资源战略调查与选区重点是,建立页岩气先导试验区,加...
选区评价方法研究
答：战略评价区的基本石油地质条件是否具备、油气成藏动态演化是否匹配是战略选区的根本，资源战略价值及其工程技术适应程度也是基础性、前瞻性战略选区评价所必须考虑的重要因素。因此，在本次战略选区评价中，按照“风险与价值”的理念，在“统一评价平台、统一优选”的思路下开展评价研究工作，即以资源基础为前提...
优选出的有利目标区
答：通过本轮战略选区工作，优选出以下44个油气有利目标区（表2-2）。1.青藏地区 在青藏地区优选出8个油气有利目标区。羌塘盆地3个：半岛湖、光明湖－沙土湾湖、托纳木构造带。柴西3个：昆北断阶带、英雄岭两侧深层、尕斯断陷斜坡带。柴北缘2个：俄博梁－葫芦山深层、德令哈断陷侏罗系和石炭系。柴达木...
页岩气、煤层气及页岩油战略选区部署建议
答：（一）页岩气 继续实施全国油气资源战略选区国家专项“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”项目，开展我国页岩气资源战略调查工作。从2010年开始，启动页岩气先导试验区建设工作，继续开展川渝黔鄂战略选区和先导试验区建设，开展上扬子及滇黔桂、中下扬子、华北-东北、西北和青藏页岩气资源调查评价，同时...
区带评价与优选
答：在对渤海湾盆地大量前古近系原生油气藏分析、类比和归纳统计的基础上，确定出与油气成藏最紧密相关参数的评价标准，包括中小型油气田存在的最低生烃标准、含油气层物性下限、最小盖层厚度、最大侧向运移距离等，再根据这些标准在选定的战略区内进行区带优选。（一）区带评价原则与方法 根据渤海湾盆地前...
煤层气战略选区项目的经济效益
答：（1）在煤层气战略选区项目的推动下，经对沁水盆地南部郑庄区块煤层气勘探，新增煤层气含气面积74.14km2，探明储量107.21×108m3，按采收率50%计算，储量产值预计37亿元。（2）运用煤层气地质新认识，优选评价出晋城、吉县—韩城等煤层气有利目标，总面积4.82×104km2，煤层气总资源量5.86×1012m3...
海相中、古生界战略选区评价
答：综合前面对该区烃源岩、储层、盖层、生储盖组合、保存条件以及成藏条件的分析预测,进行南黄海海相中、古生界油气资源战略选区评价。 选区评价的思路:油气勘探实践证明,我国南方海相碳酸盐岩发育区不缺生烃条件和储集条件,缺的是经受后期改造与晚期天然气成藏匹配的保存条件,并且考虑到海洋油气勘探开发成本,增列了...
