氦气资源形成地质条件、成因机理与富集规律

借鉴含油气系统思路及方法,基于典型富氦气田解剖,并利用地球化学成藏方法技术,研究天然气中氦气资源形成的地质条件、成因机理与富集规律。结果表明:①氦气“生-运-聚”机理与天然气有显著差异性,氦气主要为基底富U、Th元素缓慢α衰变或深部壳幔氦释放,沿岩石圈复合输导体系运移至天然气成藏系统,依附适宜载体气聚集成藏。②氦运移输导主要受“岩石圈断裂、基底断裂、沉积层断裂、有效输导层”复合输导体系控制,基于地下流体中“氦-气-水”相平衡及相-势耦合综合分析,提出氦气运聚过程中具有“水溶相、气溶相、游离相”3种主要赋存状态,存在氦气“集流、渗流、扩散”3种运移方式。③富氦气藏形成和氦气富集通常受控于“优质氦源、高效输导、适宜载体”3大主控要素,具有“脱溶汇聚、浮力驱动、压差驱替”3种聚集成藏动力类型,已发现富氦气藏具有相对“近氦源、邻断裂、低势区、高部位”的分布规律和成藏模式。④氦气富集区勘探和评价需要依托天然气兼探/并探,在评价落实氦气“源-运-聚”要素与天然气“生-储-盖”条件耦合匹配性、局部相对低势高部位有利圈闭载体气区的基础上,综合评价优选“通源连圈、低势高位、气氦适配”的有利氦气富集区。

氦气地质理论认识、资源勘查评价与全产业链一体化评价关键技术

鉴于我国氦气产业链理论技术需求,针对国内外尚无系统的氦气地质理论认识,缺乏针对性的氦气资源评价方法、参数取值标准,缺乏氦气含量综合准确检测、有利富集区优选方法,无成本指标优化体系及全产业链一体化评价方法等卡点和难点,本文运用地质、地球化学、重磁电震、投资经济等多学科方法及实验技术,集中力量攻克氦气成藏机理、资源评价及资产评价的关键技术瓶颈。研发形成1项地质理论认识和3项关键技术:基于典型富氦气藏解剖、地下流体中“氦-气-水”相平衡及相-势耦合分析,研究提出氦气“水溶相、气容相、游离相”3种主要赋存状态、“集流、渗流、扩散”3种运移机理、“近氦源、邻断裂、低压区、高部位”4项分布富集控制因素,初步建立了基于“优质氦源、高效输导、适宜载体”的氦气“生-运-聚”地质理论认识。针对国内氦气含量检测技术参差不齐、部分准确度差、与国外数据差别大、无针对性的氦气资源评价方法等系列难题,以氦气源及氦气含量为核心,研发氦气含量综合准确检测技术,构建4类10种氦气资源评价方法,解决了氦气资源分级分类评价的技术瓶颈。针对基底氦源分布、岩性识别、通源断裂刻画及含氦储层评价难题,创建了归一化重磁下延方案,研发了基于深度学习的多尺度断裂智能识别技术和不同氦气含量下的气藏声学性质模拟方法,为氦源岩分布预测、通源断裂刻画、含氦储层测井解释评价及预测奠定了基础。通过建立多元控氦的富氦区带与目标优选技术,解决了富氦区带与目标优选难题。针对国内贫氦实际情况,以提氦装置投资和操作成本最小化为目标,采用响应面法建立优化目标与各主要工艺参数的非线性回归模型,建立了氦气全产业链一体化评价技术,初步解决了天然气低成本提氦工艺流程优化的技术需求。研究成果为我国长期、安全、规模利用氦气资源资产提供了有效支撑。

壳源氦气成藏主控因素及资源评价方法研究

当前国内外尚无系统的氦气资源评价方法以及针对性的参数取值标准。通过天然气和氦气的成藏要素对比,明确了载体气和壳源氦气的异源同储、同源同储和同源异储3类共生关系,以及壳源氦气成藏的8个关键因素。构建了4类10种氦气资源分级分类评价方法,其中含量法包括5个亚类,统计法包括1个亚类,类比法包括3个亚类,成因法1个亚类,初步解决了氦气资源定量计算的难题。结果表明:高氦气含量的气藏一般为常压及低压气藏,氦气含量与氦源岩类型、铀钍含量和氦源岩规模3个参数呈正向关系,而与离主断裂距离、埋深和生烃强度3个参数呈负相关,适度的基底构造活动有利于氦气释放及富集。基于8类氦气成藏主控因素与氦气含量的定量关系,建立了氦气含量类比法。基于异源同储不同序的原理,构建了氦气资源规模序列法;基于放射性元素衰变释氦机理,建立了氦气成因法。氦气资源评价方法在国内外得到了较为广泛的应用,研究成果将为我国氦气储量规模发现提供了有效支撑。

新疆北部石炭纪地层、岩相古地理与烃源岩

依据近几年新疆区域地质调查结果,结合新疆油田与吐哈油田最新勘探成果,通过区域构造背景和沉积充填演化特征推断石炭系沉积建造样式,理顺了新疆北疆地区石炭纪地层层序,目的是推断石炭纪烃源岩发育层段与主力生烃区范围。下石炭统有效烃源岩分布较广,主要发育于北疆西准噶尔达尔布特山前、博格达山前、准噶尔东部陆东—五彩湾地区早石炭世被动陆缘海相和海陆过渡相沉积盆地;上石炭统有效烃源岩分布相对局限,主要发育于东准噶尔克拉美丽山前石钱滩区、布尔津—吉木乃区及库普—三塘湖区海陆过渡相沉积盆地内。石炭系油气成藏严格遵循"源控论",有效生烃区决定其有效成藏范围,所伴随发育的火山岩体决定其富集程度。优选西准噶尔、东准噶尔、库普—三塘湖区、博格达山前区、布尔津—吉木乃区石炭系烃源岩发育区及其相邻构造带,作为今后石炭系油气勘探战略选区的重要领域和区带。

准噶尔盆地北三台凸起构造演化与油气成藏

准噶尔盆地东部北三台凸起属于残余古凸起,东西分离阜康与吉木萨尔凹陷,南北分割沙帐断褶带与阜康断裂带,构造位置特殊;其形成演化经历晚海西、印支、燕山及喜马拉雅4次大的构造运动,整体表现为东北断隆,向西倾没,围绕凸起形成了较为复杂的断裂系统;深层石炭系—三叠系断裂发育(逆断裂),浅层侏罗系—白垩系主体继承(正断裂),具有形成早,结束晚的特点。受东西、东北向断裂切割,北三台凸起呈现两个凸起构造带、两个斜坡构造带和6个断裂构造带组合特征。中晚燕山期,收博格达山前凹陷转化成增生楔向北逆冲,构造载荷增大,影响北三台北断裂大幅度逆冲,导致北三台凸起强烈隆升并最终定型。自二叠纪—侏罗纪凸起核部向北迁移,地层由阜康凹陷向凸起方向上超,逐层减薄。在南北向挤压应力作用下,由侏罗纪早期开始,凸起核部逐渐迁移至北三台。在其构造演化过程中与二叠系主力烃源岩层形成与烃演化匹配的良好关系,一直是阜康凹陷生成油气的汇聚方向,在凸起构造不断抬升,高部位地层遭受剥蚀,油气藏遭受破坏的同时,油气仍然向其不断补充,油气供给较为充足,保障了凸起带、断裂带、斜坡区各构造的油气充注,构造低部位的鼻凸带、断裂带下盘、斜坡区三叠系与中下侏罗统保存完整的部位,早期形成的油气藏仍能够得到良好保存;形成围绕北三台凸起"秃顶"的复式油气聚集,并以中小型规模油气藏为主,油气藏按局部构造带有规律展布;斜坡区侏罗—三叠与深层二叠—石炭系应是主要勘探方向。

准噶尔盆地陆东—五彩湾地区石炭系火山岩电性与地震响应特征

勘探实践证实,准噶尔盆地石炭系已成为一套现实勘探层系;陆东一五彩湾地区石炭系火山岩体规模大、分布广,是重要的天然气储集体;火山岩储层有效性主要受不整合、岩性、岩相控制,识别火山结构、火山岩岩性、岩相成为判别储层有效性的关键.由于主要目的层巴塔玛依内山组特殊的三段式火山岩组合层序结构,为通过测井、地震物探手段识别火山岩岩性、岩相创造了条件.基性熔岩具高密度、高电阻率、高自然伽玛电性特征,中基性熔岩具高电阻率、高密度、低自然伽玛电性特征,中酸性熔岩具中电阻率、中等密度、较高自然伽玛电性特征,火山角砾岩相具低电阻率、中低密度、高自然伽玛电性特征,凝灰岩具低电阻率、低密度、高自然伽玛电性特征.上、下火山岩段表现为不连续的丘状反射或杂乱反射;中部沉积岩段表现为较强振幅、较连续的平行与亚平行结构反射;依据波组反射结构特征,能够识别出层状火山、锥状火山、浅成侵入体三类火山岩结构.火山岩储层均属风化壳型储层;储层有效性受岩性与岩相控制.近口亚相带主要发育于滴南凸起带、滴北凸起带、石西石南凸起带、五彩湾凹陷南北缘、白家海北缘;远火山口亚相多发育于火山后亚相的东西两侧;溢流相带主要沿主断裂由南向北展布.近源的构造、岩性、岩相匹配的风化壳储层发育区,最有利于成藏;形成构造背景下的地层一岩性型原生火山岩天然气藏.

我国油气资源潜力、分布及重点勘探领域

我国地质结构具有3大板块、3大构造域多旋回构造演化特征,造就多种类型叠合沉积盆地,构成克拉通+前陆、断陷+坳陷、前陆+坳陷3种主要类型。大型叠合盆地是油气资源分布与勘探开发主体。我国常规与非常规油气资源十分丰富,常规石油地质资源量1075×10^(8) t,常规天然气地质资源量83×10^(12) m^(3);致密油地质资源量134×10^(8) t,致密砂岩气地质资源量21×10^(12) m^(3),页岩油地质资源量335×10^(8) t,页岩气地质资源量56×10^(12) m^(3)。陆上油气资源主要分布于渤海湾(陆上)、松辽、鄂尔多斯、塔里木、四川、准噶尔、柴达木7大盆地。海域油气资源主要分布于渤海湾(海域)、东海及南海北部的珠江口、北部湾、莺歌海、琼东南6大盆地。未来我国油气勘探应始终坚持“资源战略,稳油增气”战略,坚持“非常并进、海陆统筹”积极进取勘探思路;常规勘探领域,陆上地层—岩性、前陆、海相碳酸盐岩与潜山领域;海域为渤海海域构造与基岩潜山,深水构造与岩性;非常规油气主要是立足陆上7大含油气盆地,立足致密油气与页岩油气,强化勘探开发与技术配套。

准噶尔盆地车莫古隆起构造特征与成藏模式

准噶尔盆地车莫古隆起为南西—北东走向的燕山期古隆起,分布范围大于2×104km2。现今车莫古隆起的深层仍存在低幅度的背斜构造和鼻状构造,浅层构造简单、断裂不发育。其形成演化可划分为5个阶段,即:凸起形成阶段、缓慢发育阶段、强烈发育阶段、隐伏埋藏阶段和改造调整阶段。车莫古隆起提供了形成各种地层、岩性等隐蔽型圈闭的条件和良好的油气运聚背景,有利于盆地腹部大范围、区域性的油气成藏。

准噶尔盆地陆梁隆起带构造演化特征与油气聚集

陆梁隆起是一个间断继承性古隆起,一直是油气运移的有利指向区,海西运动晚期的石炭纪—早二叠世构造演化基本确立了其构造格局;油气多沿继承发育的古凸起、古鼻梁进行运聚分配。陆梁隆起存在深、浅2套断裂体系,形成深、浅2套含油气组合:深层下组合成藏遵循"源控论",近源成藏,沿梁富集,主要成藏控制要素为不整合与岩相;中浅层侏罗系与白垩系均为次生油气藏,多沿梁、沿油源断裂聚集,受构造与油源断裂控制。燕山构造运动对油气成藏起改造与再分配作用;喜马拉雅构造运动对高成熟的油气起到一定的控制作用;区域性不整合和火山岩是否发育,是基岩型油气藏形成必备条件。今后勘探方向:深层下组合为夏盐凸起西北环带、石西凸起、滴北凸起;中浅层组合为石西-莫北凸起结合部、三个泉凸起、英西凹陷、滴南凸起断裂带前缘、滴北凸起断裂带前缘。

三塘湖盆地构造演化与油气聚集

三塘湖盆地处于西伯利亚板块南缘，早石炭世晚期，盆地褶皱基底形成；晚石炭世早期，总体处于碰撞期后伸展构造环境；晚石炭世晚期，洋壳消亡，断陷收缩与整体抬升，形成剥蚀不整合。早二叠世，进入陆内前陆盆地演化阶段；中二叠世，盆地进入推覆体前缘前陆盆地发育期；晚二叠世，构造褶皱回返，前陆盆地消失；三叠纪晚期至侏罗纪中期，进入统一坳陷期；中晚侏罗世-早白垩世，盆地坳隆格局基本定型。平面上构造分带清晰：东北逆冲推覆隆起带、中央坳陷带和西南逆冲推覆带；发育基底卷入型和盖层滑脱型两大类构造样式。盆地主体条湖-马朗凹陷发育上石炭统、中二叠统、侏罗系水西沟群3套有效烃源岩，且多表现为两期生烃、两期成藏；形成相对独立3套成藏组合；呈现“晚期近源自生自储成藏”特点；多围绕各自含油气系统形成各具代表性3种成藏模式：1）北东向凹中隆起及古隆起油气聚集成藏；2）北西向冲断带油气聚集成藏；3）不整合油气聚集成藏。三塘湖盆地油气资源量达7×10^8～9×10^8t（油气当量），盆地总体勘探程度较低，主要勘探方向有：围绕马朗一条湖继承性凹陷浅层侏罗系地层-岩性油气藏领域、北缘凸起带石炭系火山岩风化壳与内幕油气藏领域、南缘构造推覆带断层遮挡二叠系白云岩与石炭系火山岩油气藏领域。

准噶尔盆地西北缘中拐-五八区佳木河组储层主控因素及发育区预测

准噶尔盆地西北缘中拐-五八区二叠系佳木河组发育火山岩、砂砾岩两类储集层.应用储层静态宏观岩相、岩性、微观结构及动态成岩与孔隙演化相结合方法,着重探讨储层主控因素.据储层主控因素,提取相应地震属性,有效开展储层横向预测,达到有利勘探区带优选目的.二叠系佳木河组储层为特殊岩类储集层,属溶蚀孔隙占主导的低孔、低渗双重介质类型,火山岩具强酸敏性,砂砾岩具强水敏性,对气层钻井与试油保护要求较高.二叠系佳木河组储层主控因素为岩性、岩相和溶蚀作用.岩性决定储层基质孔隙发育程度,岩相决定储层规模,溶蚀决定储层优劣,沿断裂带与流体疏导体系溶蚀作用较强,形成有效储层.中拐-五八区构造位置有利,佳木河组形成自生自储,是天然气勘探重要区带.勘探区上亚组有利区位于八区白碱滩断裂带,沿断裂带展布;中亚组有利区位于中拐凸起东翼五区,沿尖灭线展布;下亚组有利区围绕中拐凸起南北两翼断裂发育区展布.

准噶尔盆地陆梁隆起构造特征与油气成藏

陆梁隆起属于间断继承性古隆起,一直是油气的有利指向区,晚海西期石炭世一早二叠世构造演化基本确立了陆梁隆起的构造格局;油气多沿继承发育的古凸起、古鼻梁进行油气运聚分配。陆梁隆起存在深浅两套断裂体系,形成深浅两套含油气组合;深层下组合成藏遵循"源控论",油气多为近源成藏,沿梁富集,受不整合与岩相控制;中浅层侏罗系与白垩系均为次生油气藏,多沿梁、沿油源断裂聚集,受构造与油源断裂控制。燕山期的构造运动对油气成藏起改造与再分配作用;喜马拉稚山期构造运动对高成熟的油气起到一定的控制作用;区域性不整合与火山岩岩体是否发育,是基岩型油气藏形成必备条件;储层质量影响着油气丰度,控制着油气藏的分布规模与产能高低。今后勘探方向:下组合为夏盐凸起西北环带、石西凸起和滴北凸起;中组合为石西-莫北凸起结合部、三个泉凸起、英西凹陷、滴南凸起断裂带前缘和滴北凸起断裂带前缘。

东西准噶尔火山岩成因类型与油气勘探方向

东西准噶尔地区石炭系—二叠系火山岩已成为现实的油气勘探接替层系。勘探实践证实,石炭系—下二叠统火山岩油气成藏多遵循"源控论";区域构造演化是通过控制石炭系生烃凹陷发育、烃源岩展布,进而控制油气成藏与分布。西准噶尔石炭系火山岩为一套海陆交互的中基性火山岩组合,具汇聚岛弧过渡壳火山岩的特点。东准噶尔石炭系火山岩为一套基性、中酸性岩石组合,具早期岛弧挤压、晚期板内伸展环境特征。二叠系火山岩均为碰撞期后板内伸展构造环境。石炭纪生烃凹陷与烃源岩主要发育于东准噶尔克拉美丽岛弧带前后缘,形成自生自储;二叠纪生烃凹陷与烃源岩主要发育于西北缘断裂带、东缘三塘湖弧后伸展盆地,分割性强,形成多套自生自储生储盖组合。围绕有效生烃灶继承性构造发育带—西准噶尔西北缘断裂带(克—百断裂带、红—车断裂带)、东准噶尔克拉美丽造山带(库普—三塘湖盆地、北三台凸起—吉木萨尔凹陷、大井—石钱滩地区)、北准噶尔(覆盖区)陆东—五彩湾地区与莫北凸起,是石炭—二叠系火山岩油气藏勘探方向及重要领域。

准噶尔盆地南缘构造应力场与油气运聚的关系

通过对准噶尔盆地南缘山前构造与地应力场分析，认为构造复杂、目的层深、地应力作用强烈是制约勘探进程 的主要因素。在地应力集中的安集海河组泥岩段，表现出高压欠压实的特点，最大主应力方向为北北东向。水平两向应 力的差值较大，是导致钻井事故不断发生的主要原因。盆地南缘区域地应力分布规律表现为纵向上压应力随深度增加 而增大，并与构造层配伍，可分为深层挤压带、中层剪切带、浅层张裂带。油气从高压应力分布区（生烃凹陷）向低压应力 分布区（隆起区）运移。山前为挤压地应力作用区，油气成藏多以构造成藏为主。盆地南缘断裂下盘深层的异常高压封闭 区（流体封存箱）、与断裂密切相关的隆起段是今后主要勘探方向与领域，断裂遮挡、背斜等构造型圈闭——主断裂下盘 原生油气藏是主要的勘探对象。

准噶尔盆地南缘油气勘探难点与对策

通过对准噶尔盆地南缘半个多世纪的油气勘探历史回顾,确定了山前勘探各个阶段所面临的主要难点:构造存在多解性、储层质量变化大与规模难以预测、高陡构造地震处理准确偏移成像难度大、钻井技术要求高。并针对主要难点提出了解决对策:正确应用断层相关褶皱理论解释山前复杂改造、开展地表—井下—地震储层与孔隙建模有效预测砂体结构与质量、利用有效构造建模指导速度建模与叠前偏移成像、开展层速度预测地层压力与钻井压力检测及快速防斜打直配套钻井技术攻关等。

库车前陆盆地走滑断裂形成机理及其对油气的控制

在塔里木板块与准噶尔板块碰撞而形成的天山造山带中,产生了分别平行和垂直于天山的走滑断裂系。平行于天山的走滑断裂对盆地不同构造带的形成及改造具有重要的作用,而垂直于天山的走滑断裂则造成了库车前陆盆地的构造分段现象。走滑断裂可形成一系列与走滑相关圈闭,为油气提供聚集场所。主干走滑断裂分隔性较好,派生走滑断裂的连通性较好,因此库车前陆盆地的油气主要聚集在派生走滑断裂发育的地区,而主干走滑断裂则使油气性质东、西分段,南、北分带。

雅布赖盆地构造演化与油气聚集

雅布赖含油气盆地位于中国西部河西走廊地区北部,处于华北克拉通阿尔善地块中南部过渡带,属北祁连构造带,中生代为走滑拉分盆地,新生代为挤压冲断坳陷盆地。燕山早期,形成东西向雅布赖拉张断陷,主控断裂为北大山正断层,沉积中心位于盆地南部;燕山中期,碰撞造山作用致使盆地北部急剧抬升,北部中-下侏罗统地层遭受强烈剥蚀;燕山晚期,阿拉善地块及其北部地区处于伸展构造环境,雅布赖山前产生东西向正断层,急剧活动,快速沉降,形成了北东向展布的新的拉张断陷盆地。喜马拉雅期,在挤压走滑作用下,雅布赖盆地南部形成北西向南倾逆冲的推覆构造,致使北大山正断层发生错断瓦解,最终形成"东隆西坳,南断北超"的挤压坳陷构造格局。雅布赖盆地主体沉积凹陷具有较强分割性,沉降凹陷分布于南部,最大沉积岩厚度为5 400 m;凹陷内侏罗系最为发育,中侏罗统新河组、青土井组暗色泥岩、煤岩为烃源岩,砂岩为储集层,新河组泥岩互层作盖层,构成盆地内最主要的含油气组合。由于雅布赖盆地特定的早期深埋,晚期抬升破坏构造格局,造就侏罗系砂岩储层早期强烈压实致密,侏罗系煤系烃源岩成熟较晚,构造发育期与烃源岩排烃期不匹配,生成油气主要表现为近源成藏与层内滞留,形成源内自生自储,致密油应是主要勘探对象。

上胸段硬膜外阻滞复合尼莫地平在兔蛛网膜下腔出血后脑血管痉挛中的作用

目的探讨上胸段硬膜外阻滞(HTEB)复合尼莫地平对兔蛛网膜下腔出血(SAH)后脑血管痉挛(CVS)的保护作用。方法新西兰兔50只,随机均分为五组:假手术组(S组)、对照组(C组)、HTEB组(H组)、尼莫地平组(N组)和HTEB复合尼莫地平组(HN组)。经颅多普勒检测兔基底动脉平均血流速度(Vm)。光镜下观察基底动脉形态学变化,TUNEL法检测基底动脉内皮细胞凋亡情况,免疫组化测定内皮细胞Bcl-2、Caspase-3表达情况。结果与S组比较,其余四组基底动脉Vm均明显升高,管壁增厚、管腔变窄,细胞凋亡指数(AI)、Bcl-2表达、Caspase-3表达升高(P<0.01)。与C、H和N组比较,HN组基底动脉Vm明显减慢,管壁增厚减轻、管腔增宽,Bcl-2表达升高,AI和Caspase-3表达降低(P<0.05)。结论上胸段硬膜外阻滞复合尼莫地平显著改善蛛网膜下腔出血后脑血管痉挛,且优于上胸段硬膜外阻滞或尼莫地平的单独应用。

准噶尔东北缘前陆盆地构造演化与油气关系

在挤压构造环境下，造山带与相邻的克拉通之间形成前陆盆地，其演化是由早期不稳定阶段向晚期稳定阶段不断发展。准噶尔盆地东北缘于克拉麦里山前形成典型的前陆盆地。前陆盆地及前缘陆隆的演化、迁移与克拉麦里深大断裂的走滑发展休戚相关。早石炭世前陆盆地位于陆南－滴西地区，晚石炭世迁至东部大井－石钱滩北部，二叠纪，受克拉麦里大断裂影响，开始向西迁移至五彩湾一带；晚二叠世晚期前陆盆地消失，进入统一拗陷时期。前陆盆地的发展演化过程中，早期与晚期的构造应力作用松弛期，为前陆盆地发育期，分别形成该地区滴水泉组与平地泉组两套烃源岩。其中滴水泉组形成的石炭纪原生油气藏，在后期的构造变动中，遭受了破坏，油气发生散失，而平地泉组最具现实意义。前缘陆隆的变迁，控制着油气的运移方向；前缘陆隆于演化过程中逐步被ＮＥ向构造改造，后期得到不断加强的古隆起之上的ＮＥ向构造是油气有利聚集带。

银根—额济纳旗盆地石油地质特征与资源潜力

银根—额济纳旗盆地是在前寒武纪结晶地块和古生代褶皱基底基础上发育起来的中新生代断陷型沉积盆地,断陷分割严重,具有小湖盆多物源、相带窄、相变快、冲积体系沉积特点;每个凹陷为一个独立的断陷湖盆,自成一个独立的沉积单元,构成相对独立的含油气系统或勘探单元。侏罗系煤系与白垩系湖相泥质烃源岩发育,有机碳丰度中等,处于成熟与高成熟演化阶段;储集层以侏罗系致密砂岩与白垩系砂砾岩为主,受成份成熟度与结构成熟度所限,储层物性较差,多为低孔低渗储集层类型;由于后期构造改造强烈,成藏保存至关重要。在相对继承性较好的坳陷内主力沉积凹陷有利于油气生成、运聚成藏和后期保存。本文主要采用成因法(盆地模拟),结合地质条件类比法计算盆地石油资源量为6.5×108 t(含非常规致密油),非常规致密砂岩气为1500×108 m3,具有良好勘探潜力;勘探方向上应立足居延海、查干、苏红图和达古4个主要沉积坳陷中的主力断陷,在加大针对断背斜、断块、断层遮挡的构造油气藏勘探的同时,注重斜坡区与凹陷区非常规致密油、致密砂岩气藏勘探。