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本文作者：徐政語1，姚根順1，張喜滿2，馬慶林2，黃羚1，程剛2，廖飛燕2，王鵬萬1作者單位：1中國石油勘探開發研究院2南方石油勘探開發有限責任公司

烴源條件

1烴源巖發育與分布特點

據5省區各盆地帶演化與沉積充填特點，東部華南走滑伸展盆地帶與湘桂走滑拉分盆地帶烴源巖發育總體具有時代早(以古近系為主)、厚度大(400～1000，100～900m)，發育深湖—半深湖相灰色泥巖為主的特點;西部三江山間復合盆地帶及揚子與理塘疊合盆地帶發育的山間小型走滑盆地烴源巖發育時代晚(以新近系為主)、厚度偏薄(125～700m)，發育深灰色碳質泥巖及煤層。華南走滑伸展盆地帶烴源巖主要分布于各盆地主要凹陷沉積沉降中心區，發育于最大湖侵期———古新世—始新世(布心組或流沙崗組沉積期)，以半深湖—深湖相灰色—灰黑色含膏泥質巖為主，個別盆地(茂名盆地)發育油頁巖。該帶盆地總體具有烴源巖分布面積較廣、累計厚度大(400～1000m)的特點(表1)。湘桂走滑拉分型盆地帶烴源巖分布于主要盆地多個凹陷內沉積沉降中心區，發育于最大湖侵期———始新世(那讀組—百崗組沉積期)，以半深湖—扇三角洲前緣湖沼相灰色—灰黑色泥質巖為主，間夾薄煤層。該類盆地烴源巖分布相對局限、規模相對較小，但累計厚度較大(100～900m)(表1)。三江山間復合盆地帶、揚子與理塘疊合盆地帶烴源巖多分布于各盆地主要凹陷沉積沉降中心區，發育于最大湖侵期———中新世(小龍潭組/南林組沉積期)或上新世(河頭組/芒棒組/茨營組沉積期)，以淺湖—湖沼相灰色至灰黑色泥質巖夾多套煤層為主，煤系烴源巖發育，分布相對局限、規模小，但累計厚度較大(125～680m)(表1)。

2烴源巖地化特征

據筆者近年來野外地質調查與前人成果資料分析，5省區陸相中小盆地烴源巖發育、有機質豐度高、類型好，總體呈現明顯的分區分帶特點。

1)有機質豐度高

5省區除東莞盆地有機碳含量相對較低(均值0．5%)外，其它盆地均在0．6%以上，總體較高。多數盆地烴源巖有機質豐度達到了東部中、好烴源巖評價標準，特別是桂粵過渡區烴源巖因含有煤層，有機碳含量普遍較高、高者可達10%以上，表明盆地油氣生成的物質基礎豐富。如三水、百色、景谷、陸良、曲靖、保山等盆地均已建產，少數盆地已發現富油凹陷，如北部灣盆地福山凹陷。

2)有機質類型復雜，總體表現“東好西差”面貌

以往鏡檢及前人成果統計分析(表2)表明:南方5省區陸相中小盆地有機質類型較為復雜。其中，東南沿海走滑伸展盆地以富集生油母質的Ⅰ、Ⅱ型干酪根為主，Ⅲ型干酪根為輔;西部滇黔地區以富集生氣母質的Ⅲ型干酪根為主，Ⅱ2型干酪根為輔;桂粵過渡區走滑拉分盆地以Ⅱ1－Ⅲ型干酪根為主，處于由生油母質向生氣母質過渡的類型，總體表現為“東好西差”。

3)有機質熱演化程度呈現“東高西低”格局

據鏡質體反射率值分析，研究區烴源巖除少數未熟或高熟外，多數處于低熟—成熟階段，處于生油氣階段。其中，以東南沿海走滑伸展盆地古近系烴源巖熱演化程度最高，Ro主體處在0．8%～1．8%間，多數盆地已經成熟;桂粵過渡區走滑拉分盆地古近系烴源巖熱演化程度其次，Ro值主體處在0．4%～0．6%間，多數盆地烴源巖有機質剛剛進入低成熟階段;三江造山帶及揚子西緣走滑拉分盆地新近系烴源巖有機質熱演化程度普遍偏低，Ro值主體處在0．22%～0．6%間，除個別盆地(景谷盆地)成熟外(Ro均值0．68%)，多數盆地烴源巖處于未成熟階段，總體呈現“東高西低”格局。從干酪根熱解Tmax測定值分析來看，東南沿海走滑伸展盆地烴源巖多已成熟，如三水盆地Tmax達440～553℃，已進入生油高峰期;桂粵過渡區走滑拉分盆地烴源巖處于低熟到成熟階段，多數盆地剛進入生油門限階段，如合浦、南寧盆地Tmax處于419～436℃范圍內，以未成熟到低成熟階段為主，尚未進入大量生油氣階段;三江造山帶及揚子西緣走滑拉分盆地新近系烴源巖除個別盆地外，多數處于未成熟—低成熟階段，Tmax一般介于415～434℃之間，以生物氣形成階段為主。可見南方5省區陸相中小盆地在新生代期間發育的烴源巖，總體上中—東部厚度大、有機質豐度較高、類型好、熱演化程度高，中西部厚度偏小、有機質豐度高、類型偏差、演化程度低。具體表現為:(1)東南沿海走滑伸展盆地烴源巖有機質豐度高［ω(TOC)＞0．5%］、母質類型好(以Ⅰ－Ⅱ型為主)，但由于不同盆地烴源巖存在后期埋深、熱演化程度等差異，因而進入生烴門限的程度也有一定差別。具體體現為三水、福山沉積區火山活動頻發，烴源巖發育區古地溫場高、受巖漿烘烤作用多已成熟;東莞、龍歸等盆地烴源巖發育區由于埋藏淺、受火山活動影響小、未進入生油門限，多未成熟;茂名、雷南盆地烴源巖雖受到過火山活動作用影響、剛進入生油門限，但由于埋藏淺、生儲配置及后期保存條件不佳，因而總體處于未成熟—低熟階段，應以尋找未熟生物氣—低熟油為主。(2)桂粵過渡區走滑拉分型盆地烴源巖雖呈現機質豐度高［ω(TOC)＞0．5%］、母質類型復雜特點(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型皆有，如寧明盆地以Ⅰ型為主，合浦盆地發育Ⅱ1型，百色盆地兼有Ⅱ、Ⅲ型，南寧盆地以Ⅲ型為主)，但由于該類盆地烴源巖多數埋深淺、熱演化程度低，Ro值介于0．3%～0．6%之間，因而多數處于低成熟階段，應以尋找未熟生物氣—低熟油為主。(3)三江造山帶及揚子西緣走滑拉分型盆地烴源巖總體表現煤系烴源巖特征，有機質豐度高［ω(TOC)＞0．6%］，母質類型以Ⅲ型為主、Ⅱ型為輔;烴源巖總體埋深較淺，除個別盆地(景谷盆地)已進入成熟階段外，多處于未成熟階段。如保山盆地Ro值介于0．3%～0．4%之間，因而應以尋找未熟生物氣為主。

儲蓋組合特征

1儲集體類型及展布

就華南東部走滑伸展盆地帶而言，儲集體多分布于各盆地沉積沉降中心區周緣，以河道砂、辮狀河三角洲、扇三角洲前緣相分流河道與河口壩、湖底扇砂體為主(圖2)，以細砂巖—含礫粗砂巖為主。布心組儲集巖以細砂巖—含礫粗砂巖為主，流沙港組和潿洲組砂巖以中細粒、粉—細粒和含礫長石巖屑砂巖或巖屑砂巖為主，成份成熟度相對較低，儲層單層厚度一般小于10m、累計厚度一般50～150m;孔隙度一般10%～27%，滲透率一般大于10×10－3μm2，物性總體較好。桂粵過渡區湘桂走滑拉分型盆地帶儲集體亦廣布于盆地沉積沉降中心周緣，以沖積扇、扇三角洲前緣分流河道與河口壩、湖底扇砂體為主，以粉、細砂巖—含礫粗砂巖為主，總體具有巖屑含量高、成份成熟度相對較低的特點。如百色盆地砂巖儲層以那讀組和百崗組扇三角洲前緣分流河道—湖底扇粉砂巖和細砂巖為主，發育次生粒間溶孔，物性總體較好。類似盆地有合浦、南寧、上思、寧明、桂平、博白等。單砂層厚度小于10m，累計厚度較大，達100m以上;孔隙度13%～28%，滲透率一般大于10×10－3μm2，物性總體較好。三江造山帶及揚子區西緣盆地帶儲集體廣布于盆地沉積沉降中心周緣，以主凹陷區水下扇、扇三角洲前緣分流河道與河口壩、湖底扇砂體為主，以粉—細砂巖為主。如景谷盆地以三號溝組—回環組扇三角洲前緣分流河道—湖底扇石英粉砂巖為主，發育有雜基內微孔、殘余粒間孔、粒間溶孔，雜基內微孔是主要的儲集空間，溶蝕裂縫是主要的滲流通道;砂巖儲層物性總體較好，孔隙度較高，3號溝組2段為1．52%～29．04%，平均131%，3號溝組3段1．30%～29．33%，平均15．43%，滲透率一般介于(20～1800)×10－3μm2之間，總體呈現高孔、中—高滲特征。陸良氣田儲層以巖屑粉砂巖、巖屑石英粉砂巖為主，孔隙度平均31．4%，滲透率介于(0．78～1186)×10－3μm2、平均滲透率為100×10－3μm2，多屬高孔、中—高滲儲層，物性亦總體較好。

2蓋層類型及展布

由陸相中小盆地演化與沉積充填史分析可知，5省區多數陸相盆地發育均經歷過湖盆晚期萎縮階段，充填有區域性展布的淺湖—湖沼相泥質巖。東南沿海走滑伸展盆地萎縮期主要發育扇三角洲平原—淺湖相泥巖、粉砂質泥巖，有些盆地(如三水、龍歸)還沉積有蒸發相含膏鹽泥巖。該期充填泥巖累計厚度介于100～500m，是盆地斷陷期入湖三角洲前緣分流河道、河口壩以及湖底扇砂體的理想區域蓋層。桂粵過渡區走滑拉分型盆地萎縮期以扇三角洲平原—淺湖沼澤相泥巖夾煤巖地層為主，地層厚數百米，一般該期泥巖累計厚度100～200m。由于含有煤系泥頁巖，因此極利于構成該類盆地主斷陷期中部凹陷區發育的扇三角洲前緣分流河道、河口壩以及湖底扇砂體的區域蓋層。三江造山帶及揚子區西緣走滑拉分型盆地萎縮期發育的扇三角洲平原及淺湖沼澤相泥巖夾煤巖地層，一般厚數百米，泥巖累計厚度100～400m，同樣也能構成盆地主斷陷期中部主力生烴凹陷區入湖水下扇與扇三角洲前緣砂體的理想區域蓋層。據東南沿海走滑伸展盆地帶中福山凹陷鉆井資料統計，該凹陷除流沙崗組流二段及流三段中部發育的深湖—半深湖相泥巖全凹陷廣布，為區域性蓋層外，凹陷內流沙崗組沉積晚期還發育有流一段及圍州組二段、三段泥質巖，單層厚度從幾米到幾十米不等，尤其是流一段(E2l1)頂泥+上底泥巖還相當發育，累計厚度和單層厚度均較大，故也構成了凹陷內良好的局部蓋層。桂粵過渡區走滑拉分型盆地的百色盆地中共發育有那讀組、百崗組泥巖和伏平—建都嶺組泥巖夾薄層粉砂巖3套蓋層。其中，那讀組泥巖形成于盆地斷陷期半深湖—深湖環境，全區連續分布，在盆地東部田東坳陷占80%以上，累計厚度200～600m，在蓮塘坳陷厚200～300m，是盆內下組合最理想的區域蓋層。百崗組泥巖沉積于盆地開始萎縮期濱淺湖、三角洲和河流相環境，主要巖性為灰、灰白、灰綠色砂、泥巖不等厚互層夾煤層，百崗組泥質巖普遍含砂，泥/地比例為40%以上，累計厚度150～420m，分布于盆地凹陷內，主要構成盆地局部蓋層。伏平—建都嶺組形成于盆地萎縮、消亡期，中上部為灰綠色、雜色泥巖夾薄層灰綠色粉砂巖，下部為灰色、灰綠色泥巖、粉砂巖夾煤層，厚300～450m，因大多分布于盆地東部田東坳陷和西部六塘坳陷，泥/地比值高，故亦可構成盆地優質局部蓋層。經測試分析，百崗組和那讀組泥巖蓋層的突破壓力及蓋層突破壓力與儲層壓力之差均大于20MPa，表明其對百色盆地內油氣均具有良好的封堵性能，是盆地Ⅰ類優質蓋層。三江造山帶及揚子區西緣走滑拉分型盆地的保山盆地中，泥巖發育于南林組、羊邑組，除羊一段發育的泥質巖連續厚度較大、可構成區域蓋層外，其余層段泥質巖均發育有扇三角洲前緣亞相中的各種類型砂體，盆地中部凹陷帶沉積的半深湖—深湖相泥巖主要充填有透鏡狀或層狀砂體，總體累計厚度較大，可作為盆地中部局部蓋層，并在一定程度上彌補了盆地區域蓋層的不足。

3儲蓋組合類型及評價

5省區陸相中小盆地新生代凹陷呈現“東部雙斷、單凹、大凹、斷坳上下疊置，中部多斷、多凹、小凹、斷坳上下偏移，西部單斷、單凹、小凹、串珠狀位移分布”特征;沉積充填模式體現“東部半深湖—深湖、中部半深湖—扇三角洲、西部扇三角洲—湖沼相”的特征;生儲蓋組合可以相應表征為“東部層狀三明治式儲蓋組合、西部楔狀夾心式儲蓋組合，中部過渡型儲蓋組合”。具體體現如下:(1)東部“層狀三明治式”儲蓋組合主要發育于東南沿海走滑伸展盆地，如三水盆地共發育有4套儲蓋組合(圖3)。其中，第一組合為典型的層狀“上生下儲”式或“新生古儲”式組合，盆地布心組二段生與蓋，上三疊統灰巖質礫巖裂縫儲;第二組合屬于布二段自生自儲自蓋組合;第三組合“上生下儲”與“下生上儲”2種形式兼有，表現為布二段上部生，布三段及下韻律層下部儲，下韻律層上部蓋，本組合構成盆地的主力組合;第四組合亦兼有“上生下儲”與“下生上儲”2種形式，表現為布三段下韻律層上部生，上韻律層中下部砂巖儲，頂部泥巖封蓋。按照東部模式，福山凹陷可劃分出3套儲蓋組合，即第一組合流三段生，流三段儲，流二段蓋;第二組合流二和流一段生，流一中段儲，流一上段蓋;第三組合流一段生，潿三上段儲，潿二段底蓋。但由于凹陷內斷層與不整合面的溝通作用，實際儲蓋組合類型可能更加豐富與復雜，往往形成跨層系、類型多樣的各式油氣藏，因此又有人結合油藏特征細分出了6套生儲蓋組合類型(圖4)。(2)西部楔狀夾心式儲蓋組合主要發育于三江造山帶及揚子西區走滑拉分型盆地，如保山盆地在中部凹陷帶發育的各種類型砂體與湖相泥巖就構成了互層式或封閉式連續的自生自儲型透鏡體狀生儲蓋組合型式［11］。此外，石定言發現景谷盆地的油氣藏圈閉類型主要包含有透鏡體巖性圈閉(東部斷階、盆內)、鼻狀構造圈閉(中部、東部文帽)以及由同生斷層和儲集砂體組成的斷塊—巖性圈閉(盆地東西兩側)、古近系鹽層—泥巖受側向壓力作用向上刺穿形成的鹽丘刺穿圈閉(盆地中部)。結合大牛圈主力產油區油藏多與儲集砂體類型相關的特點，可見該盆地油氣藏分布也主要受側向夾心式儲蓋組合控制。(3)5省區中部桂粵過渡區走滑拉分型盆地儲蓋組合類型相對復雜，既有層狀、又有楔狀，具有典型過渡類型特征。如廣西百色盆地就發育有斷陷期前、斷陷期和坳陷期3套儲蓋成藏組合［12］，其中，斷陷期沉積的那讀組是盆地主要的生儲蓋巖系和油氣勘探層系，具有典型的“自生自儲”成藏組合特點。盆地中央富油斷凹儲集巖主要為那讀組底部發育的長軸河流—三角洲砂巖，構造作用影響小，以透鏡狀巖性油氣藏為主;凹陷周緣斷階及斜坡既有那讀組各種類型砂體構成的楔狀儲蓋組合，又有通過斷層、不整合、巖性通道與其它層系(三疊系灰巖、百崗組、伏平—建都嶺組)構成的層狀儲蓋組合，因而盆地范圍內發育有斷層—巖性、地層、巖性等多種油氣藏類型。那讀組之下為斷陷期前含油氣層系，具有典型“新生古儲”層狀儲蓋組合特點，含油氣層系以中三疊統灰巖裂縫、古潛山為儲集空間。那讀組之上的百崗組為坳陷期含油氣層系，也屬于典型“下生上儲”的層狀儲蓋組合特點，含油氣層系以發育斷塊、斷鼻等油氣藏類型為主。由于百崗組煤系自身具有生烴能力，故亦可形成自生自儲的生物氣藏楔狀儲蓋組合類型。中部過渡區合浦盆地主要發育有4套層狀三明治式儲蓋組合，即①酒席坑組一、二段自生自儲組合:酒一段和酒二段暗色泥巖生與蓋，其中發育的扇三角州(水下扇)和湖成三角州等砂體儲;②酒三段上生下儲組合:酒一、二段生與蓋，酒三段底部扇三角州、沖積扇、河道和三角州等砂體儲;③沙崗組二—三段下生上儲組合:酒席坑組一、二段生，沙崗組二—三段儲與蓋;④新生古儲組合:酒席坑組生與蓋，前古近系糜棱巖和大理石化的白云巖作為裂隙性儲集體。

油氣成藏特征

依據5省區陸相中小盆地儲蓋組合及現有建產盆地發現的油氣田，可將油氣藏歸納為構造、巖性、地層與復合4大類型(表3)。其中，東南沿海走滑伸展盆地以發育構造類油氣藏類型為主，其它類型為輔;西部三江造山帶及揚子區西緣走滑拉分型盆地以發育巖性類油氣藏類型為主，其它類型為輔;中部桂粵過渡區走滑拉分型盆地以發育復合型油氣藏類型為主，其它類型為輔。具體體現為:

(1)東南沿海走滑伸展盆地因一般發育有繼承性沉積與沉降中心，常常形成有繼承性生烴洼陷，因而油源相對充足，加上烴源巖熱演化程度適中，儲蓋組合等條件良好(表3)，因而這些盆地生烴洼陷中發育的砂體與繼承性隆起區往往成為最有利的油氣運移指向區與富集帶。如三水盆地寶月—華涌生烴凹陷中北部寶月—竹山崗構造帶不僅發育有西部扇三角洲前緣良好的分流河道砂體儲層，而且具有典型的“洼中隆”構造特征，加上布心組烴源巖均已進入生烴門限，因而成為三水盆地中北部最主要、最有利的油氣運移指向區與富集帶，其中開發多年的寶月、竹山崗油氣田就屬于典型的構造類油氣藏。再如福山凹陷中部鼻狀構造帶不僅發育有南部重要的辮狀河三角洲分流河道砂儲層，而且為處于天河與白蓮2個重要生烴洼陷之間的低凸起，加上流沙崗組烴源巖已進入成熟—高成熟階段，且有花美斷裂的溝通作用，因而成為福山凹陷內最有利的油氣運移指向區與富集帶，構造帶中現已投產的花場油氣田就屬于典型的構造類油氣藏。

(2)西部三江造山帶及揚子區西緣走滑拉分型盆地由于斷陷快、盆地新(N)、地溫場相對較低等原因，多數盆地烴源巖熱演化程度較低、處于未熟階段，未進入生油門限，主要為生物菌解氣;此外，由于盆地內充填的各種類型砂體成巖作用弱、物性相對較好，因而發育有大量的透鏡狀儲蓋組合與巖性圈閉(表3)，主要形成巖性氣藏。如保山、陸良盆地烴源巖發育于中新世，現均處于未熟階段、未進入生油門限，其中已投產開發的永鑄街與大嘴子氣田就屬于典型的未熟生物菌解氣藏，同時是典型意義上的透鏡體巖性氣藏類型。景谷盆地雖然三號溝組、回環組烴源巖發育于中新世，但由于處在地熱異常區，地溫梯度相對較高，源巖已經成熟，已進入生油門限與生油高峰階段，排出了大量原油，因而在現今盆地東部斷階帶的高部位扇三角洲前緣砂體發育區形成了大牛圈構造—巖性油氣田。

(3)中部桂粵過渡區走滑拉分型盆地由于成盆期同時受到了NE及NW向兩組走滑斷裂多期活動的控制與影響，盆地中往往發育有多個沉積與沉降中心，生烴洼陷不大、繼承性偏差，生烴洼陷中部很難形成繼承性隆起帶，加上盆地還受后期走滑斷裂活動改造等眾多因素影響，因而盆地中往往形成多個油氣運移指向區與富集帶，形成多個系列復雜的復合型油氣藏。如百色盆地先后經歷了斷陷與坳陷階段，其中斷陷期充填的那讀組三段沉積中心位于盆地西部蓮塘凹陷、最大鉆厚351m，那二段和那一段沉積期中心遷移至東部田東凹陷，最大鉆厚分別達600．5m和517m，坳陷期百崗組沉積期中心仍繼承于田東凹陷、最大鉆厚為124．5m，表明百色盆地至少發育有蓮塘與田東2個生烴凹陷。其中，蓮塘凹陷為早期中心，田東凹陷為晚期繼承性中心，后者成為盆內發育時間最長的烴源中心，因而也就成為盆內最重要的供烴中心。從盆內現已發現的油氣藏分布來看，大部分油藏主要圍繞田東生油凹陷呈環帶狀分布，聚集在田東凹陷的坡圩、花茶、東加以及上法等地區，天然氣聚集在田陽縣附近的雷公、田東縣附近的伏平、伏平西以及上法等地區。

據烴源巖埋藏史分析［13］，盆地西部充填的那讀組在百崗組沉積初期開始生油，沉積期末達到排油高峰，油氣主要充注于始新世—漸新世階段那讀組—百崗組沉積期形成的圈閉中，百崗組沉積期后主要為油藏改造與圈閉調整階段。由于盆地東部地區那讀組排油高峰延遲至建都嶺組沉積末期，明顯滯后于西部地區，同時由于其中發育的圈閉多形成于建都嶺組沉積末期走滑擠壓活動階段［14］，因此盆地東部圈閉條件總體優于西部。此外，由于盆地內那讀組系主力烴源層，其中發育的圈閉多為自生自儲式組合，而百崗組圈閉多發育下生上儲式組合，因此那讀組中發育圈閉又總體優于百崗組。經結合百色盆地成盆三期走滑活動歷史分析，可見盆內許多早期斷層對油氣運移起通道作用，后期起封堵作用，凹陷內許多斷裂與砂體往往相互連通，兩者共同構成了盆內主要的油氣運移通道。盆內不同區域往往出現不同類型的圈閉與油氣藏類型。但總體上被那塘凸起分隔成東、西2個相對獨立的含油氣系統體系，且東部優于西部。就東部田東凹陷而言，由于北部斷階南面緊鄰生油中心、北面靠近沖積扇—扇三角洲發育的各類砂體儲層;且由于受到早期塘浮斷裂和晚期南伍斷裂的共同影響，形成了低、中、高3個構造斷階，其中發育的高角度斷層多成為油氣運移的垂向通道，凹陷北部斷階因此成為含油氣層位縱向疊合的油氣藏富集帶，平面上形成受構造、沉積砂體雙重控制的斷層—巖性復合圈閉與油氣藏。其類型包括:中三疊統斷塊潛山型裂縫灰巖油藏，那讀組、百崗組的斷層—巖性油藏、巖性尖滅油氣藏和砂巖透鏡狀油氣藏，以及百崗組、伏平組斷鼻淺層氣藏。凹陷南部斜坡邊緣由于那讀組僅發育小型短軸河流—三角洲砂體，砂巖儲層欠發育;而百崗組因發育有長軸河流—三角洲砂體，同時，受晚期北東向斷層的影響，斷裂發育。所以形成有大量斷鼻、斷背斜等類型圈閉，形成了上法、祥周、香爐等淺層構造圈閉，聚集形成了基底中三疊統古潛山灰巖油藏，百崗組斷鼻油氣藏和巖性尖滅油氣藏，以及東西兩側的林蓬和那滿的那讀組淺層稠油油藏。凹陷中央斷凹由于那讀組底部發育有長軸河流—三角洲砂體儲層，構造因素影響不大，因而多形成巖性油氣藏;百崗組多發育坳陷期形成的河流—三角洲砂巖儲層，因此在局部受到南伍斷層走滑擠壓的影響后，主要發育斷鼻構造，形成斷鼻油氣藏。