❶ 石油地质特征
一、烃源岩
阿拉斯加北坡盆地发育两套区域性主力烃源岩和一套局部烃源岩。第一套主力烃源岩以生油为主三叠系Shublik组；第二套主力烃源岩以生油为主侏罗系-下白垩统Kingak组页岩，生气为主Torok组盆地相页岩（图5-2；表5-2）。局部的烃源岩发育于白垩系海相页岩，分别有Hue 组和Pebble 组页岩。其中，Pebble 组页岩以生油为主，生气次之；Hue组页岩由东向西生气潜力变差，生油潜力增强（李敏等，2011）。
表5-2 阿拉斯加北坡盆地主要烃源岩特征
注：*为主力烃源岩。
（据李敏等，2011，经修改）
Shublik组烃源岩由海相碳酸盐岩、泥灰岩、页岩和磷灰岩组成。钻井样品揭示，其烃源岩TOC含量0.49%～6.73%，平均2.35%，页岩厚度24～149m，最大180m（Bird et al.，1994），以Ⅰ/Ⅱ型干酪根为主，生烃潜力大，是普鲁德霍湾油田主要烃源岩。
上覆Kingak组页岩由暗灰色和黑色海相页岩组成，含有海相和陆缘有机质，认为Alpine油气田的大部分石油来自Kingak 组烃源岩（Masterson，2001）；其平均TOC 含量为2%，主要为Ⅱ型干酪根，局部Ⅱ/Ⅲ型，生烃潜力比舒布里克组小。Shublik组和Kingak组页岩镜质体反射率（R o）分别为1.17%～2.21%和0.82%～35%。处于成熟-过成熟阶段。
Torok组盆地相页岩为Ⅲ型干酪根，推测在全盆地范围分布，其TOC含量0.61%～1.84%，平均1.16%（Magoon et al.，1981；Hubbard et al.，1987）。
Pebble组页岩，其TOC含量1%～6%，平均2.4%，为Ⅱ/Ⅲ混合型干酪根；其在盆地东部沉积厚度大于西部，东部生气而中、西部生油。Hue页岩是阿拉斯加东北部主要油源岩，为Ⅱ型干酪根，TOC含量平均值为4%，局部达到10%，有机碳含量纵向上变化明显，其下部TOC含量较高。
二、储集层
阿拉斯加北坡盆地以碎屑岩储集层为主，局部发育碳酸盐岩储集层，主要分布在埃尔斯米尔层序密西西比纪至三叠纪海相碳酸盐岩和东北大陆边缘沉积的海相-非海相硅质碎屑岩，波弗特层序侏罗纪至早白垩世裂谷期沉积的海相硅质碎屑岩，以及布鲁克斯层序白垩纪-第三纪（古、新近纪）海相-非海相硅质碎屑岩，对应三套主力储集层为二叠系河流-三角洲相Sadlerochit群砂岩、三叠系河流-三角洲相Sadlerochit群Ivishak组砂岩、白垩系浅海相Kuparuk组砂岩（图5-2；表5-3）。
表5-3 阿拉斯加北坡盆地主要储集层特征
注：*为主力储集层；**1D（达西）≈0.987×10-12m2。
（据李敏等，2011，经修改）
埃尔斯米尔储集层是盆地最重要的含油气层系，已证实主要储集层包括密西西比河流相砂岩、Lisburne群台地碳酸盐岩、二叠系-下三叠统Sadlerochit群Ivishak组非海相和海相砂岩、下三叠统Sag River浅海相砂岩，其中Sadlerochit群砂岩和砾岩为盆地重要的储集层，是普鲁德霍湾油田主要储集层。密西西比河流相砂岩储集层平均孔隙度为22%，渗透率为150～120 mD；Lisburne群台地碳酸盐岩储集层孔隙度为1.4%～2.8%，渗透率仅为0.1～0.4mD，而Lisburne群Alapah灰岩平均孔隙度为17.5%，渗透率为5～200mD。Sadlerochit群为河流相、三角洲相和海相砂岩，砂岩厚度变化较大，为30～150m，储集层物性条件较好，孔隙度为3%～28%，渗透率变化范围0.1～4000 mD。
波弗特主要储集层为下白垩统Kuparuk组浅海相砂岩，在盆地北部发现侏罗系Kingak组页岩中夹有砂岩，其在巴罗半岛含气而在NPRA东部边缘含油。布鲁克斯层序储集层分布在白垩系至第三系（古、新近系）中，Nanuq油田的储集层为下白垩统Torok组砂岩。Nanushuk组三角洲平原砂岩是盆地重要的储集层，其非海相砂岩孔隙度为3%～14%，渗透率为0.005～1404 mD。
三、盖层
阿拉斯加北坡盆地古、中、新生代地层中均发育页岩、泥岩和灰岩，它们既是盆地烃源岩又是盖层，且封盖条件良好，岩性以页岩为主。其中，三叠系Shublik组海相页岩、侏罗系Kingak-Hue组海相页岩、上白垩统Canning组海相页岩为盆地三套区域性盖层（图5-2）。
四、圈闭
阿拉斯加北坡盆地在构造演化过程的不同变形阶段形成了大量的构造圈闭和复合圈闭类型，以背斜圈闭、构造-地层复合圈闭为主。
五、生储盖组合
根据生、储、盖层的沉积环境，主力烃源岩和储集层所处的构造期次，阿拉斯加北坡盆地主要发育两套生储盖组合类型。第一套为上生下储上盖式生储盖组合：烃源岩为三叠系-侏罗系 Shublik 组、Kingak 组和 Hue 组海相泥页岩，储集层为二叠系- 三叠系Sadlerochit群陆相-三角洲相砂岩，盖层为中-上三叠统Shublik组和侏罗系Kingak组泥页岩，产油为主（Peters et al.，2006；Bird，2001；Bird，1994）；第二套为下生上储上盖式生储盖组合：烃源岩为三叠系-侏罗系Shublik组、Kingak组和Hue 组海相泥页岩，储集层为下白垩统浅海相Kuparuk组砂岩，盖层为白垩系泥页岩，产油（Peters et al.，2006；Bird，2001；Bird，1994）。
❷ 石油地质特征概述
如前所述，景谷盆地内部可以划分出四个二级构造单元，目前已经勘探、开发的油田位于盆地东部断阶的大牛圈断鼻构造上，故名大牛圈油田（图2-7）。
图2-8景谷盆地大牛圈油田断块展布及主要井位分布图
大牛圈油田的地层特征已在前文中介绍过，其生油层、储层主要集中在三号沟组第三段的水下扇砂体中。回环组50～200m厚的泥岩夹砂岩层段及三号沟组第四段构成盖层，与断层形成良好的遮挡层。三号沟组的第二、三段中暗色泥岩为本油区的烃源岩，累积厚度可达300m以上（图2-9）。
图2-9景谷盆地大牛圈油田石油地质综合柱状对比图
❸ 石油地质特征
一、生油条件
江汉盆地构造发育的两个断陷阶段的中、晚期和两个坳陷阶段的早、中期，分别发育了各具特点的生油层系，即上白垩统渔洋组、古新统沙市组上段、下始新统新沟嘴组下段及上始新统至渐新统下部潜江组等生油层系。现仅就新沟嘴组下段和潜江组两生油层作简要介绍。
下始新统新沟嘴组下段为构造拗陷阶段的沉积，生油层分布面积广，为8649km2，但厚度薄，一般150～300m，最厚350m。平面上，生油层厚度具有北薄南厚，东薄西厚的特点，缺乏明显的生油深洼陷，相对以江陵凹陷的梅愧桥-虎渡河-资福寺向斜带，潜江凹陷的周矶-总口向斜带及沔阳凹陷的峰口地区，生油层较厚。
上始新统至渐新统下部潜江组生油层属第二个断陷-坳陷构造旋回沉积，由于差异沉降，发育了咸淡水介质两种环境沉积的生油层。据统计，潜江组暗色泥岩分布面积8590km2，总体积为4415Gm3。由于盆地后期回返抬升作用不均衡，平面上形成7个孤立的成熟生油岩分布区，总面积1459km2，体积为610Gm3。
以潜江凹陷为例，潜江组和新沟嘴组生油层地球化学特征仍有一定的差别，比较而言，潜江组有机质丰度高，达到较好-好生油岩级别，母质类型主要为腐泥-腐殖型和腐殖-腐泥型；新沟嘴组有机质丰度虽不及潜江组，多达到较好-较差生油岩级别，母质类型以腐殖型和腐泥-腐殖型为主。
由于剖面岩性不一，潜江凹陷不同层系生油岩的有机质热演化特征有别。新沟嘴组主要为砂、泥岩剖面，地温梯度较高，平均每100m为3.1～3.5℃；潜江组盐韵律发育，地温梯度较低，平均每100m为2.7℃。
江汉盐湖环境，水介质含盐度高，易于形成强还原条件，十分有利于有机质的保存，而且盐系沉积速率大(达0.32mm/a)，使生油层迅速掩埋，烃类转化率很高。因此，仍能生成较丰富的石油。
二、储油条件
江汉盆地储集层以砂岩为主，还有泥灰岩、白云质泥岩、玄武岩及致密砂岩等次要储集层。
新沟嘴组储集层：砂岩分布面积11000km2，主要分布于江陵、潜江、沔阳3个凹陷。平面上，砂岩具有北厚南薄、西厚东薄的特点。纵向上，砂岩中分布于新沟嘴组下段，可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个油组。总的看来，沉积相带控制了砂岩的发育，并对物性好坏有一定影响。江陵凹陷北部砖桥、后港一带，为三角洲平原相区，分流河道砂岩发育，是好的储集岩分布区；沙市—李端口一线以北地区，属三角洲前缘相，发育水下分流河道砂、河口坝、天然堤及远岸沙坝等，属较好储集岩分布区。潜江凹陷的泽口、渔薪地区，属滨湖滩砂相，是较差储集岩分布区；老新、拖谢一带及新沟地区属远岸湖滩砂相区，为差储集岩分布区。
潜江组储集层：砂岩主要分布在潜江、江陵、小板3个凹陷，面积约6078km2，砂岩一般厚度50～400m，其中具渗透性的砂岩30～300m，以近物源的大路口、钟市两地区砂岩较发育，厚度达500m 以上。主要岩性以粉、细砂岩为主，仅近物源区有少量中粒砂岩。
潜江组纵向上，自上而下从潜一段至潜四段，砂岩分布面积越来越大。且物性逐渐变差。潜江组纵向上可划分为24个油组，39个砂组，由于沉积时水动力条件的差异，各砂组发育程度不一，分布面积有大有小，其中以潜12砂组分布面积最大，为1206km2，从平面上看，以近物源的凹陷北部的钟市、潭口、渔薪等地砂岩较发育，自北而南各砂组、砂层依次减薄、尖灭。
三、圈闭条件
1.构造圈闭少
区域拉张应力环境，断裂活动控制了盆地构造的形成、发育，局部构造多与断层有关；此外，由于盐系地层发育，因其塑性上拱，也形成了部分构造。总的看来，盆地局部构造不发育，构造圈闭数量少。已发现的构造圈闭有背斜、断鼻、断块三种类型，又以后两种类型为主，如潜江组全盆地共发现60个构造圈闭，其中断鼻占72%；新沟嘴组全盆地共发现113个构造圈闭，其中断鼻占65%，断块占28%。平面上，背斜构造多分布于各凹陷的中部，且多与盐系地层上拱有关；断鼻多见于盆地边缘，呈花边状分布。
盆地构造圈闭虽然数量少，但聚油能力较高，如潜江凹陷已探明的70%石油地质储量位于构造圈闭内，其原因是：构造圈闭内往往是多油组多层含油，含油井段长，油层厚度大，且常具多种油藏类型等优越的聚油条件。
2.非构造圈闭众多
江汉盐湖沉积岩性岩相变化大。砂层总的变化规律是厚砂层比薄砂层变化快，而砂层越厚变化越快，一般以厚度1～2m砂岩分布较稳定。纵向上同一砂组往往是下部砂层变化快，上部砂层较稳定。
潜江凹陷潜江组39个砂组，上百个砂层的平面分布不一，形态多种多样，有舌状、指状、树枝状、席状、带状、透镜状等，造成砂岩分区内各砂组、砂层的尖灭线错综复杂，在构造条件的配合下，形成了广泛分布的岩性圈闭，成群成带分布，如凹陷北部靠近物源的钟市、潭口地区，发育盐湖陡坡三角洲、沿岸坝等砂体形成的地层、岩性圈闭；凹陷中部的王、广、浩断裂构造带，发育砂岩舌状体、透镜体与构造、断层配合形成的构造-岩性圈闭和与盐丘有关的地层圈闭及裂隙圈闭；凹陷东南斜坡的张港、潜江、熊口一带是区域性砂岩尖灭带，在斜坡上形成众多的岩性圈闭。
四、保存条件
潜江凹陷潜江组盐湖沉积，膏盐发育，油气保存条件好，表现在：①盐岩分布区内普遍具数米厚的油浸泥岩，非渗透性强。②盐岩分隔作用，造成潜江组纵向上含油层位多(已发现22个油组含油)，井段长(油层埋深最浅为738.6m，最深为3518.4m)，油气较分散。③已发现的上百条大大小小正断层，不论落差大小，只要形成圈闭，对油气都具较好的封堵、遮挡作用，仅个别大断层(如潜北)由于断层的后期活动，出现少量的油气调整。
新沟嘴组属砂泥岩剖面，保存条件亦好，油气受到破坏、散失的现象少见。
五、油藏形成条件及分布规律
江汉盐湖盆地油藏除具备一般盆地油藏形成的地质条件外，还有其自身的特点，主要表现在油源条件上，盐湖沉积的生油层和储集层，纵向上被多个盐岩层所分隔，平面上又被断层分割成若干区块，造成油气运移聚集纵向受盐层所阻，横向受断层所限，油气是以分层系分区进行运移聚集的。砂岩体与生油岩体的配置关系、砂岩体的输导能力及圈闭的聚油能力决定了油藏的规模和含油丰度。一般以以下两种情况叠置较好：①砂体主体部位叠置于生油岩体之上，砂体分布区内具构造圈闭或侧翼上倾尖灭形成岩性圈闭，形成较丰富油藏。②生油深洼陷内的浊积体-透镜体，具良好供油条件。
在油气分布规律上，江汉盐湖盆地与一般淡水盆地基本一致，表现在：①生油深洼陷(有利区)控制油气分布。如蚌湖向斜是江汉盆地潜江组生油深洼陷，其生成石油量占全盆地潜江组生油量的90%以上。②有利相带内继承性发育的二级构造带具有多种多样的油藏类型，常常整体含油，是油气聚集的最有利地带。如位于蚌湖生油洼陷南缘的王、广、浩断裂构造带，已发现10 多种油藏类型，纵向多油组(13个)，平面上叠合连片(＞30km2)，含油丰度较大(平均37万t/km2)。
总之，江汉盐湖盆地的石油地质条件可归纳为如下特点：生多(总生油量多)排少(排烃量少)；构造圈闭不发育，岩性及其他非构造圈闭众多；油气保存条件好，以生油深洼陷周缘油气最丰富；油气分布具“广、多、薄、散、杂、碎”的特点(即“广”，在成熟生油岩分布区内均有油气显示；“多”，含油油组多，油藏类型多；“薄”，油层薄，一般1～3m；“散”，纵向上分散，井段长；“杂”，油田内层系复杂；“碎”，构造上断层多，以致块小，油藏规模亦小)。