乌兰花凹陷原油特征及成因

乌兰花凹陷是二连盆地南部新发现的富油凹陷,对乌兰花凹陷原油物理性质和地球化学性质进行了系统的分析以揭示其特征及来源。原油物理性质显示,乌兰花凹陷原油比重（API gravity）介于20.2°~40.0°之间,主体为正常原油。原油生物标志化合物参数表明,不同构造带之间原油特征存在差异,可以划分为两类原油。一类以土牧尔构造带原油为主,具有低姥值比（Pr/Ph）和C₂₁/C₂₃三环萜烷,相对较高的伽马蜡烷/C₃₁藿烷和规则甾烷/C₃₀藿烷的特征,原油主要为烃源岩在成熟阶段早期的产物,主要以藻类来源为主。另一类原油包括赛乌苏和红井构造带原油,具有高姥值比（Pr/Ph）和C₂₁/C₂₃三环萜烷,相对较低的伽马蜡烷/C₃₁藿烷和规则甾烷/C₃₀藿烷,主要为陆源有机质和藻类有机质混合来源,原油具有更高的成熟度。原油碳同位素和正构烷烃单体烃碳同位素表明这两类原油应是一套烃源岩在不同成熟阶段的产物,原油主要来源于南洼槽阿尔善组烃源岩。阿尔善组烃源岩的非均质性和成熟度导致了两类原油的差异。      

柴达木盆地跃进斜坡区油源判识与原油勘探方向

跃进斜坡区南北分别为扎哈泉凹陷和英雄岭凹陷,是凹陷油气运移有利指向区,油气来源充足。烃源岩综合评价表明,扎哈泉凹陷E²₃烃源岩厚度大、分布面积广、有机质丰度高、有机质类型较好,目前已到成熟阶段,具有巨大供烃能力。油源对比研究表明,跃东构造原油与跃进一号构造原油特征一致,为北面英雄岭凹陷来源。跃进二号、乌南-绿草滩和昆北油田原油均来自扎哈泉凹陷E²₃源岩,但原油成熟度不同。跃进二号原油成熟度较低,与乌南-绿草滩原油和昆北油田储层固体沥青基本一致,明显低于昆北油田原油,属于烃源岩低成熟-成熟阶段早期产物,跃进斜坡区尚未发现源岩生烃高峰期产物。跃进斜坡区相对昆北油田更靠近凹陷生烃中心,源岩生烃高峰期产物具有优先充注的特征,斜坡区下倾方向大量发育的岩性圈闭和构造-岩性圈闭具有巨大的勘探潜力。     

利用芳烃化合物研究东濮凹陷西斜坡地区原油成熟度

采用GC-MS分析技术探讨了东濮凹陷西斜坡胡状集-庆祖集油田原油芳烃化合物成熟度参数,包括烷基二苯并噻吩系列、脱羟基维生素E和三芳甾烷系列化合物。分析结果表明,芳烃化合物分布特征、脱羟基维生素E的β/α异构体比值、4/1MDBT、2,4/1,4DMDBT比值、C₂₀/(C₂₀+C₂₆)TAS以及三芳甾烷的相对含量均反映胡状集-庆祖集油田二台阶构造带内的原油为烃源岩低熟阶段的产物,而来自长垣断层断裂带和长垣断层下降盘的原油属于烃源岩成熟阶段的产物。     

准噶尔盆地石西地区石炭系油藏油源分析

为推动准噶尔盆地腹部地区盆1井西凹陷下凹勘探,利用重点风险探井烃源岩样品分析测试资料,对准噶尔盆地腹部地区烃源岩地球化学特征及石西地区深层石炭系油藏油源开展研究,取得了以下认识:(1)准噶尔盆地腹部地区二叠系风城组烃源岩为一套富含三环萜烷、伽马蜡烷、C₂₈规则甾烷、轻干酪根C同位素,在咸化还原环境下形成的烃源岩;(2)二叠系下乌尔禾组烃源岩为一套富含五环萜烷、C₂₄四环萜烷、Ts,在半咸水、半氧化环境形成的烃源岩;(3)石西地区石炭系原油为高熟轻质油,富含三环萜烷、伽马蜡烷、C₂₈、C₂₉规则甾烷, C₂₄四环萜烷含量较低,全油C同位素轻,来自风城组烃源岩;(4)盆1井西凹陷风城组深埋烃源岩生成原油沿断裂、不整合向石炭系风化壳运移至石炭系成藏。根据油源研究结果推测,盆1井西凹陷可能发育风城组规模烃源岩,凹陷区内具有广阔的勘探前景。     

二连盆地宝勒根陶海凹陷烃源岩生物标志化合物特征与油源对比

二连盆地宝勒根陶海凹陷虽然取得了很好的勘探成果,但油气成藏基础研究还非常薄弱。依据生物标志化合物特征对烃源岩进行分类,在此基础上开展油族划分和油源对比研究。地球化学特征表明,研究区有效烃源岩可划分为三类:第一类烃源岩为腾格尔组一段（K₁bt₁）中上部“高有机质丰度、低成熟度、高C₂₇甾烷相对含量、高伽马蜡烷含量、低Pr/Ph比值”烃源岩;第二类烃源岩为K₁bt₁下部“高有机质丰度、中等成熟度、中等C₂₇甾烷相对含量、中等伽马蜡烷含量”烃源岩;第三类烃源岩为阿尔善组（K₁ba）“较高有机质丰度、较高成熟度、低C₂₇甾烷相对含量、低伽马蜡烷含量、高Pr/Ph比值”烃源岩。依据生物标志化合物特征,油砂中的原油可划分成4个油族:油族1为K₁bt₁未熟油,原油来源于第一类烃源岩;油族2为K₁bt₁成熟油,原油来源于第二类烃源岩;油族3为K₁bt₁未熟油与K₁bt₁成熟油的混合油,原油来源于第一类烃源岩和第二类烃源岩;油族4为K₁bt₁成熟油与K₁ba成熟油的混合油,原油来源于第二类烃源岩和第三类烃源岩。从油气来源预测有利区,K₁bt₁烃源岩所指向的有利区的面积为26.85 km2,K₁ba烃源岩所指向的有利区面积为79.30 km2。     

准噶尔盆地白家海凸起二叠系平地泉组烃源岩评价

准噶尔盆地白家海凸起周围存在多个生烃凹陷和多套烃源岩,具有较复杂的油源关系,侏罗系八道湾组供烃凹陷不明,制约下一步勘探。利用烃源岩总有机碳、热解、镜质体反射率等相关资料,通过对二叠系平地泉组烃源岩有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度进行烃源岩质量评价,认为二叠系烃源岩以Ⅱ2、Ⅲ型干酪根为主,东道海子北凹陷、阜康凹陷有机质丰度较好,成熟度均达到成熟阶段,而五彩湾凹陷虽有较好丰度,但有机质成熟度低,因此东道海子北凹陷及阜康凹陷可作为供烃凹陷,五彩湾凹陷由于成熟度较低,不适合做供烃凹陷。     

南海珠江口盆地惠州凹陷东南缘远源凸起带油气成因及来源

惠州凹陷是中国南海珠江口盆地东部最重要的富生烃凹陷,位于其东南缘的远源凸起带普遍缺失烃源岩地层,距离油源远,是典型的源外远源油气藏,油藏中原油成因及来源尚未明确。通过对惠州凹陷内原油和烃源岩样品进行生物标志化合物、同位素特征的系统对比,结合对断裂-砂体-不整合运移通道和遮挡条件的分析,应用Pathway软件模拟分析三维油气运移路径,跳出静态模式的禁锢,从动态的角度分析油气成藏过程。本文认为,惠州凹陷东南缘远源凸起带原油主要来源于文昌组烃源岩,其生物标志物主要表现为低C₁₉/C₂₃三环萜烷值(<0.7)、低C₂₀/C₂₃三环萜烷值(<0.8)、高C₂₇重排甾烷/C₂₇规则甾烷值(>0.25)、低ETR值(<0.4)、高4-甲基甾烷/ΣC₂₉甾烷值(>0.4)和低双杜松烷T/C₃₀藿烷值(<1)。油气三维运移路径模拟结果显示,油气在惠州凹陷H26洼生成后,在惠-流构造脊控制下沿优势运移路径向东沙隆起方向运移,并在构造脊顶端的远源凸起带L11-1油田聚集成藏。远源凸起带的原油与同一优势运移路径上的其他油田原油样品的生物标志物特征和碳同位素特征具有非常高的相似性。故本文推断,远源凸起带原油主要来自惠州凹陷H26洼陷文昌组中深湖相烃源岩。     

二连盆地赛汉塔拉凹陷腾二段低熟油地球化学特征和油源对比

赛汉塔拉凹陷位于二连盆地腾格尔坳陷西部,是二连盆地低熟油分布区。采用有机地球化学和生物标志物分析方法,对赛汉塔拉凹陷下白垩统腾二段低熟原油和油砂样品进行了地球化学特征和油源对比研究。赛汉塔拉凹陷腾二段低熟油具有饱和烃含量相对较低、非烃和沥青质含量相对较高的族组成特征,正构烷烃分布以前峰型为主,主峰碳为C₂₁或C₂₃,Pr/Ph低(0.29~0.59),Pr/nC₁₇ 较低(0.29~0.58),Ph/nC₁₈较高(0.57~1.37),C₂₉甾烷20S/(20S+20R)为 0.27~0.40、C₂₉甾烷ββ/(αα+ββ)为0.29~0.39,伽马蜡烷指数多为0.31~1.34,三环萜烷含量低,反映出原油生成于半咸水—咸水还原环境,生源以藻类输入为主。油源对比研究认为,赛汉塔拉凹陷腾二段低熟油有两种来源:一种是来自下伏腾一段烃源岩咸水环境成熟早期阶段生烃;另一种是来自洼槽中心低成熟的腾二段烃源岩自生自储。     

准噶尔盆地东南缘二叠系芦草沟组烃源岩有机地球化学特征

准噶尔盆地东南缘烃源岩演化与油气成因复杂,采用岩石热解、色谱-质谱、碳同位素等有机地球化学分析技术,对该区二叠系芦草沟组烃源岩地球化学及其成烃演化特征进行了详细调查。结果表明,不同成熟度的二叠系芦草沟组烃源岩有机质丰度和有机类型差异显著,烃源岩有机碳、生油潜量(S₁+S₂)分布范围分别为0.43%~12.89%(均值2.84%)、0.52~77.24 mg/g,烃源岩质量可从低熟时的“极好”级别降低至高成熟时的“中等-差”级别(R_c≈0.54%~1.93%);有机质类型可从低熟时的Ⅰ-Ⅱ₁型变化为高成熟时的Ⅱ₂-Ⅲ,指示对高-过成熟烃源岩的有机质类型与生烃潜能评价需要进行评价参数的适当恢复。二叠系芦草沟组烃源岩生物标志物特征显著:姥鲛烷相对于植烷有微弱优势,Pr/Ph值分布范围为0.92~1.81(均值1.22),指示弱还原的湖相沉积环境;C₂₇-、C₂₈-、C₂₉-规则甾烷呈斜直线型分布;C₂₈-规则甾烷丰度偏高(C₂₈/C₂₉-规则甾烷均值为0.96)、升藿烷系列丰度偏低、伽马蜡烷发育,反映二叠系芦草沟组烃源岩咸化和/或水体分层的原始沉积环境。油-油、油-源对比表明,芦草沟组原油主要来自芦草沟组烃源岩。烃源岩地质地球化学分析表明,深浅层不同成熟度芦草沟组烃源岩均有发育,该区具有较好的生烃物质基础,具有寻找不同埋深油气藏的重要勘探前景。     

基于包裹体信息分析准噶尔盆地柴窝堡凹陷芦草沟组储层油源及成藏期次

柴窝堡凹陷芦草沟组原油的研究工作取得了重要进展,但由于构造沉积演化十分复杂,目前油源方面的认识仍不清楚,成藏时间尚不明确。利用改进的石油包裹体烃组分分析方法和包裹体定年技术讨论了研究区芦草沟组原油的来源和成藏期次。结果表明,研究区芦草沟组储层第一期充注原油正构烷烃主峰碳数低,C₂₁三环萜烷和C₂₇甾烷相对丰度较高,显示蓝色荧光,为北部半深湖—深湖相芦草沟组烃源岩生成的高成熟原油,于早白垩世在达1井区聚集成藏;第二期充注原油正构烷烃主峰碳数高,C₂₀三环萜烷或C₂₃三环萜烷、C₂₉甾烷相对丰度较高,显示黄绿色、黄色荧光,为研究区滨浅湖相芦草沟组烃源岩生成的较低成熟度原油,于晚白垩世末期—古新世早期在达1井区聚集成藏。     

渤海盆地辽东湾地区古近系烃源岩成熟演化模拟

古近系是辽东湾地区的主力烃源岩层系, 包括孔店组(Ek)-沙河街组四段(Es⁴)、沙河街组三段(Es³)、沙河街组一、二段(Es1-2)、东营组三段(Ed³)4套烃源岩, 它们主要分布在该地区的3个凹陷(辽西、辽中和辽东)的各个次洼中。在沉积和构造发育史的基础上, 结合烃源岩地球化学和热史等参数对烃源岩成熟演化进行模拟。对辽中凹陷各洼陷典型井区的烃源岩演化模拟表明辽中凹陷不同洼陷内各烃源岩层系的成熟演化历史存在明显差异:在东营组沉积末期,Es⁴-Ek烃源岩普遍进入生油门限,现今,基本上处于高-过成熟阶段;在馆陶组沉积末期,Es³和Es^-2烃源岩普遍进入生油门限,Ed³烃源岩部分进入生油门限,现今,Es³和Es^-2烃源岩在辽中凹陷的部分地区达到生油高峰期。同时, 利用Basinview软件模拟了辽东湾地区古近系4套烃源岩的成熟演化历史, 表明在盆地演化过程中同一套烃源岩在辽东湾地区不同凹陷进入生油门限和达到生油高峰及生气阶段的时间存在差异。研究成果可以为该地区深凹区的烃源岩预测与评价和计算烃源岩体积、生、排烃量等提供重要参数,这对指导该地区的油气资源勘探具有重要意义。      

珠江口盆地白云凹陷地温场特征及烃源岩热演化

通过对珠江口盆地白云凹陷108口钻井的地温数据(BHT、MDT、DST)进行校正、分析,以点到面重构白云凹陷的现今地温场,再结合地质与地球化学资料,正演恢复白云凹陷烃源岩的热演化史及生烃史.研究结果显示:(1)白云凹陷具有变地温场,地温梯度分布在35～60℃/km之间,呈现出南高北低的分布特征.(2)受控于白云凹陷变地...     

基于古地貌和源-汇特征分析的烃源岩评价:以珠江口盆地阳江凹陷为例

近海盆地烃源岩评价是海上油气勘探成败的关键,也是亟待解决的关键科学问题。珠江口盆地阳江凹陷近期实现了油气勘探的重大突破,并展示了该区广阔的勘探前景。但在海上探井井位不足的情况下,仅靠地震资料难以客观地评价烃源岩的生烃潜力。为了进一步明确该区主要生烃层文昌组的生烃潜力,本文首先利用最新的四维层序地层模拟(Bandlands软件)技术,恢复了阳江凹陷古近系沉积期间的古地貌。古地貌恢复预测的古环境特征较好地揭示了文昌组古地貌与沉积体系的对应关系,说明文昌组古地貌背景对烃源岩沉积发育的影响较大。结合沉积体系的研究结果,分析总结了该区文昌组沉积时的源-汇特征,表明该凹陷文昌组早期是烃源岩发育的最有利时期。再结合洼陷古地貌特征、烃源岩的发育程度(主要依据半深湖相的厚度和面积)、与油源断裂的沟通及浅部圈闭的匹配等将各洼陷烃源岩综合划分为优质烃源岩、较好烃源岩和一般烃源岩3个级别:恩平20洼、恩平21洼为优质烃源岩;恩平27洼为较好烃源岩;恩平19洼、阳江24洼等为一般烃源岩。在对烃源岩分布预测的基础上,根据已钻井烃源岩样品的分析化验资料,将实验分析、地质分析与模拟结果相结合,分别对文昌组上段和文昌组下段两套烃源岩的沉积埋藏史、热演化史及生烃史进行综合分析。最后利用Petromod盆地模拟技术模拟了文昌组烃源岩的生烃潜力。模拟结果表明:恩平20、21洼和恩平27洼文昌组下段烃源岩生烃强度大于文昌组上段烃源岩生烃强度,说明文昌组下段烃源岩为生烃潜力最好的层段,且凹陷中东部的恩平20、21洼和南部的恩平27洼为生烃潜力最好的洼陷,具有较好的勘探潜力。这种基于古地貌和源-汇特征分析的烃源岩评价,对近海油气勘探具有重要的指导作用。     

海拉尔盆地呼和湖凹陷下白垩统烃源岩地球化学特征及热演化史

呼和湖凹陷下白垩统烃源岩生油条件好,油气资源潜力大.利用研究区7口钻井270个热解资料和125个镜质体反射率数据,分析了下白垩统烃源岩地球化学特征及热演化史.下白垩统烃源岩有机质类型主要为Ⅲ-Ⅱ2型干酪根,现今热演化程度具有中间高、四周低的特点.主力烃源岩层南屯组属于中等-好烃源岩,在约128 Ma进入生烃门限,现今处于高成熟-生气阶段.大磨拐河组属于差-中等烃源岩,在约124 Ma进入生烃门限,现今处于中等-低成熟阶段,大磨拐河组二段烃源岩至今未进入生烃高峰.热史模拟表明呼和湖凹陷在伊敏组沉积晚期达到最大古地温,地温演化具有先升高后降低的特点.从南屯组沉积至今,地温梯度先升高到50~55℃/km,后逐渐降低为现今的35.4℃/km.早白垩世以来较高的地温场对油气生成、成藏起控制作用.包裹体均一温度结合热演化史结果表明126~87 Ma（伊敏组沉积时期）应是呼和湖凹陷油气主成藏期.晚白垩世以来盆地发生抬升,温度降低,烃源岩生烃强度减弱.      

溱潼凹陷斜坡带原油物性和地化特征及成因

原油的物性和地化特征是油气成藏过程的综合反映,能预测油气运移距离、母源性质、保存条件等成藏要素。将溱潼凹陷的原油划分为超重油、重质油、中质油三类。平面上,相同层系的原油从深凹带向外斜坡带物性逐渐变差、成熟度降低,含硫量增加。纵向上,从深层向浅层原油物性逐渐变差。原油成熟度与形成环境具有良好相关性,低熟原油形成于咸化泥灰岩。外斜坡普遍发育低成熟油,深凹带阜二段烃源岩在三垛初期生成低熟油,三垛末期生成成熟油,低熟油先充注,后期成熟原油驱替低熟油不断运聚到外斜坡成藏。溱潼凹陷斜坡带油源比较充足,原油经过较长距离运移,阜三段剥蚀带也是有利的勘探区。原油物性受油源、油气运移、氧化作用、生物降解等因素影响,油源差异和油气运移对原油物性的环带状分布起主要作用,而保存条件对于局部原油物性变化起重要作用。     

渤海海域莱州湾凹陷油气超晚期成藏与油气运移滞后效应

油气运移滞后效应是指油气从烃源岩中生成并排出的时间早,而聚集成藏的时间晚,油气经历了长时间长距离运移,已聚集成藏的油气相态与成熟度低于现今烃源岩成熟演化的现象.这种油气运移滞后效应在东部新生代陆相断陷盆地中普遍存在,在斜坡带表现最为明显.通过利用地球化学分析,平衡剖面技术、盆地模拟、包裹体分析等手段,对渤海海域莱州湾凹...     

致密储层石油充注成藏过程分析:以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为例

作为油气地质领域研究的热点和难点,单一研究手段很难理清致密油充注成藏机理和运聚成藏过程.以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油层为例,通过充注物理模拟实验与成岩-成储-成藏过程分析相结合,分析研究致密油运聚成藏过程.芦草沟组烃源岩自晚三叠世（对应的地层中Ro=0.5%）开始进入生油窗,在中侏罗世（对应的地层中Ro=0.7%）进入大量生烃阶段,至今仍处于生油阶段.烃类包裹体研究表明,吉木萨尔凹陷主要有两期成藏,一期在侏罗纪,包裹体均一温度在50~70 ℃;第二期是在白垩纪-古近纪,包裹体均一温度在120 ℃左右.吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层成岩阶段可划分为三个阶段:①早成岩A期:晚二叠世早期（260 Ma）及之前;②早成岩B期:晚二叠世早期至晚三叠世时期（距今260~220 Ma）;③中成岩A期:晚三叠世至今（220~0 Ma）.根据成岩演化阶段与生烃成藏过程分析,结合致密储层充注模拟实验结论,认为芦草沟组致密油成岩-成储-成藏过程可分为3个阶段:（1）早期储层中-高孔渗条件下低熟油气的充注阶段（晚三叠世之前）;（2）边致密边成藏及改变岩石表面为油润湿性阶段（晚三叠世至早白垩世末期）;（3）芦草沟组致密层中成熟油的持续充注阶段（早白垩世末期至今）.吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油资源潜力大,上甜点体（B段）致密油地质资源量约为4.45×108 t,下甜点体（E段）致密油地质资源量约为7.95×108 t.      

南黄海盆地南二凹古近系泥岩生烃动力学特征

南黄海盆地油气资源潜力一直是中国海上油气勘探关心的问题，但仍未取得突破性进展。生烃动力学研究对烃源岩生烃潜力评价至关重要，而该区古近系烃源岩的生烃动力学的研究十分薄弱。为此，在对南黄海盆地南部凹陷烃源岩常规地球化学分析统计基础上，着重选择南二凹低成熟样品开展PY-GC，SRA 和MSSV 等实验分析及动力学模拟。结果表明：南二凹阜四段烃源岩已进入生烃阶段，其产出的石油类型为石蜡-环烷-芳香基低蜡型，活化能分布范围为43~60 kcal/mol，其活化能主峰为51 kcal/mol，占72%，指前因子A=9.66×1012，生烃窗温度为128~158℃。该套烃源岩生烃历程中所生成的烃类在渐新世末期（23~30 Ma）以气液两相共存的形式存在，其余时期均以单一液相存在于该地层，至今转化率仍处于50%~60%。研究获得的南黄海盆地南二凹古近系泥岩的生烃动力学特征对于估算该盆地油气资源潜力极为重要，可为该区下一步油气勘探开发决策提供参考依据。     

南黄海盆地南二凹古近系泥岩生烃动力学特征

南黄海盆地油气资源潜力一直是中国海上油气勘探关心的问题,但仍未取得突破性进展。生烃动力学研究对烃源岩生烃潜力评价至关重要,而该区古近系烃源岩的生烃动力学的研究十分薄弱。为此,在对南黄海盆地南部凹陷烃源岩常规地球化学分析统计基础上,着重选择南二凹低成熟样品开展PY-GC,SRA 和MSSV 等实验分析及动力学模拟。结果表明：南二凹阜四段烃源岩已进入生烃阶段,其产出的石油类型为石蜡-环烷-芳香基低蜡型,活化能分布范围为43~60 kcal/mol,其活化能主峰为51 kcal/mol,占72%,指前因子A=9.66×1012,生烃窗温度为128~158℃。该套烃源岩生烃历程中所生成的烃类在渐新世末期（23~30 Ma）以气液两相共存的形式存在,其余时期均以单一液相存在于该地层,至今转化率仍处于50%~60%。研究获得的南黄海盆地南二凹古近系泥岩的生烃动力学特征对于估算该盆地油气资源潜力极为重要,可为该区下一步油气勘探开发决策提供参考依据。     

三塘湖盆地马东地区卡拉岗组烃源岩特征与致密油意义

      凝灰岩致密油藏作为一种特殊的油藏类型,已受到高度关注,而烃源岩的质量对致密油藏形成起着至关重要的作用.为了研究新疆三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩油气藏成藏规律,本文在基本地质特征研究的基础上,通过岩石样品的岩石热解、干酪根碳同位素和饱和烃色质谱等分析测试,对马东地区卡拉岗组不同岩性烃源岩特征进行描述与评价.研究结果表明:凝灰质泥岩和白云质泥岩均具有一定生烃潜力,其中凝灰质泥岩生烃潜力大,有机质丰度高,总有机碳质量分数平均值大于２％,以Ⅱ型有机质为主;卡拉岗组烃源岩埋藏深度较小,镜质体反射率主要分布在０．５％~０．８％,总体上处于低熟—成熟阶段.纵向上各种岩性烃源岩与凝灰岩交错叠置,有利于形成源内自生自储型油藏,对卡拉岗组致密凝灰岩油藏的形成具有重要意义.