鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组四段构造- 岩相古地理新认识及勘探意义

米探1井取得天然气勘探突破表明鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组四段具有巨大勘探潜力,然而,对盆地奥陶纪马四期古构造格局和岩相古地理研究还存在争议,制约了下步天然气勘探进程。为此,基于地震、野外露头、钻井、岩芯、微观薄片和测井等基础资料,对马家沟组四段构造- 岩相古地理开展了系统研究,确定了盆地奥陶纪马四期古构造格局,并恢复出马家沟组四段岩相古地理,预测了有利勘探区。研究结果表明：① 鄂尔多斯盆地奥陶纪马四期发育“两陆三隆四坳”的古构造格局,其中两陆为伊盟古陆和阿拉善古陆,三隆分别为中央古隆起、中条古隆起和神木- 志丹低隆起,四坳为西南边缘坳陷、桃利庙坳陷、府谷坳陷和柳林坳陷;② 马四期为碳酸盐岩内缓坡和中缓坡沉积,其中内缓坡又发育白云岩坪、含云膏坪、微生物丘、灰泥丘、砂屑滩、丘滩间海和灰质潟湖等7类微相;③ 古构造格局控制马家沟组四段沉积分异,微生物丘、灰泥丘和砂屑滩等3类有利储集相主要沿中央古隆起和神木- 志丹低隆起等古地貌高部位分布。因此认为,神木—靖边地区是有利储层发育区,且处于岩性相变带,生储盖配置关系好,具有良好的成藏条件,是天然气勘探的有利靶向区。     

顺托果勒奥陶系一间房组超深层灰岩储层类型及储集空间定量表征

顺托果勒地区位于塔里木盆地北部坳陷带顺托果勒低隆起之上。该区中奥陶统一间房组发育台地相碳酸盐岩沉积,地层厚度为168～220m,埋深主要在6300～7850m,超深层储层是研究的关键。经过系统的岩心、铸体薄片、电镜观察和岩心微纳米CT检测分析,发现该套储层以致密灰岩储层为主,包括砂屑灰岩、凝块灰岩、藻粘结灰岩和藻灰岩等岩石类型。储集空间包括生屑遮避孔、铸模孔、粒内孔、晶内孔、微裂缝和溶蚀孔洞,其中粒内孔是主要储集空间类型。物性分析和储集空间的三维定量表征表明,储层以台内滩相亮晶藻屑砂屑灰岩和凝块灰岩为最好,孔隙度主要为2%～4%,少量可达12.14%;其次是藻粘结灰岩和藻灰岩。构造热液交代作用形成蚀变灰岩,发育溶蚀孔洞、微孔隙和微裂缝,构成良好储集空间体系,从而形成优质储层,这对超深层天然气勘探具有重要价值。     

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下白云岩储层特征、成因及分布

奥陶系盐下白云岩储层是鄂尔多斯盆地中东部天然气勘探的重要接替领域。基于钻井岩心、微观薄片、物性分析及地球化学特征等资料,应用微区多参数实验分析方法,对奥陶系盐下白云岩储层特征、成因与分布开展了系统研究。结果表明:①奥陶系盐下主要发育颗粒滩白云岩和微生物白云岩储层,其中颗粒滩白云岩储层岩性为砂屑白云岩、鲕粒白云岩和粉—细晶白云岩,储集空间由溶蚀孔洞、粒间孔、晶间(溶)孔和裂缝组成,平均孔隙度为6.04%;微生物白云岩储层岩性为凝块石白云岩,储集空间为溶蚀孔洞和微裂缝,平均孔隙度为5.64%。②奥陶系盐下白云岩储层孔隙来源于对颗粒滩和微生物丘中原生孔隙的继承,并经受了溶蚀作用、白云石化作用,以及膏盐矿物、石英、细—中晶白云石与方解石等充填作用的改造。③有利储层主要分布于中央古隆起、横山隆起及乌审旗坳陷中的低凸起带上。     

贵州青岩中三叠统垄头组台地边缘滩相储层特征分析

贵州贵阳青岩地区中三叠统垄头组发育于台地边缘浅滩沉积环境中,主要为一套藻屑、砾屑灰岩。青岩实测剖面的分析表明,垄头组储层岩石类型主要为生物碎屑灰岩、核形石灰岩、砂砾屑灰岩、藻团块灰岩及泥微晶灰岩。铸体薄片及扫描电镜鉴定分析发现,垄头组储集空间类型主要有微孔、晶间孔、粒内溶孔、铸模孔及构造微裂缝;对野外样品的物性特征研究表明,垄头组仅有4.5%的样品属好储层。认为沉积作用对储层发育具有一定的控制作用,胶结作用、重结晶作用尽管使得垄头组储层整体物性较差,但是溶蚀作用、白云石化作用及构造作用却局部改善了储层。指出了藻屑滩亚相内的裂缝发育带为有利储层发育区。     

塔里木盆地群苦恰克地区石炭系生屑灰岩段储层特征及有利储层控制因素

从储层的微观特征入手,通过各种实验分析资料认为：塔里木盆地群苦恰克构造带石炭系生屑灰岩段有利储层的岩性为粉晶白云岩、泥粉晶白云岩及灰质白云岩;储集空间以孔（晶间孔、晶间溶孔）＋构造溶扩缝组合为主;孔隙度均值为10.4％,渗透率均值为2.6×10-3 μm2,属中孔中渗—高孔中渗（Ⅰ～Ⅱ类）储层。蒸发台地潮上云坪及潮间带上部灰云坪环境为有利储层发育的先决因素,白云岩化－大气淡水溶蚀作用、构造裂缝－油气注入对储层的储集空间发育、连通、保存起到主要的建设作用。有利储层的分布纵向上受控于沉积环境,集中发育在生屑灰岩段的上部—顶部的蒸发台地相带,厚度1~5 m;平面上既受控于古隆起（群苦恰克地区）的地貌,又受晚海西期、喜马拉雅期构造活动的影响,沿古隆起及晚海西、喜马拉雅期断裂带是有利储层的发育带,也是油气勘探的重点目标区。     

柴达木盆地西部地区古近系及新近系碳酸盐岩沉积相

柴达木盆地西部地区古近系和新近系湖相碳酸盐岩主要分布于下干柴沟组上段到油砂山组,其中,下干柴沟组上段和上干柴沟组的碳酸盐岩更发育。碳酸盐岩主要岩石类型有泥晶灰岩、藻灰岩和颗粒灰岩等三大类,此外,还普遍发育由石灰质、白云质和陆源碎屑等3种组分构成的混积岩。碳酸盐岩沉积相可划分为滨湖灰泥坪、滨湖藻坪、浅湖颗粒滩、浅湖藻丘以及半深湖泥灰岩相。滨湖灰泥坪的主要岩石类型有泥晶灰岩、含陆屑泥晶灰岩、陆屑泥晶灰岩以及陆屑泥灰岩等;滨湖藻坪为藻泥晶灰岩、藻纹层灰岩、含陆屑藻泥晶灰岩;浅湖颗粒滩有亮晶或泥微晶的鲕粒灰岩、生屑灰岩和内碎屑灰岩,其次为含陆屑颗粒灰岩;浅湖藻丘为藻叠层灰岩、藻团块灰岩、藻泥晶灰岩和含陆屑藻泥晶灰岩;而半深湖泥灰岩相的主要岩石类型为泥晶灰岩、泥灰岩以及含少量陆屑泥和粉砂的泥晶灰岩或泥灰岩。碳酸盐岩沉积相表现出很强的由西南向东北的迁移性。     

波斯湾盆地中白垩统Mishrif组碳酸盐岩储层特征及其发育模式

Mishrif组碳酸盐岩储层是波斯湾盆地最主要的储集层之一,储层岩石类型主要为礁滩相生物礁灰岩、生屑灰岩和含生屑泥灰岩,储集空间主要为粒间(溶)孔、晶间(溶)孔、铸模孔、表生期组构选择性溶蚀孔洞和基质微孔。储层多呈层状展布,横向上连续,边界受沉积相带约束; 纵向上发育多套致密隔夹层,呈强非均质性。储层发育与保存主要受沉积作用、成岩作用和构造作用影响。碳酸盐岩缓坡背景下发育的生物礁和生屑滩空间分布受盆地基底古构造格局控制,是优质储层分布相带。相对海平面升降旋回控制相带迁移和成岩作用差异,导致优质孔渗层与致密隔夹层交互发育。构造圈闭发育与油气充注时间的耦合有效抑制压实作用和胶结作用对储层的破坏,是储层得以保存的有利因素。     

柴达木盆地跃进地区下干柴沟组上段藻丘灰岩储层特征

柴达木盆地跃进地区下干柴沟组上段 (E3 2 )为一套碳酸盐岩与泥岩互层或夹层的地层。研究揭示这套碳酸盐岩形成于滨浅湖环境,岩石类型有陆屑泥晶灰岩、藻团块灰岩、藻泥晶灰岩、颗粒灰岩、藻纹层灰岩及藻叠层灰岩。其中,藻纹层灰岩及藻叠层灰岩 (藻丘 )储集物性极佳并含油,混合水白云化及大气淡水淋溶是该套储层形成的主要原因。特大孔 +(微 )细喉组合、大孔 +(微 )细喉组合是主要的孔喉组合类型。自然电位高负值、视电阻率极高值、过井地震剖面强反射特征是追踪这套含油藻丘灰岩时空展布的重要依据。上述研究成果对跃进地区的油气勘探和开发均具重要意义。     

鄂尔多斯盆地佳县-子洲地区上古生界储层特征

位于鄂尔多斯盆地的佳县-子洲地区是近期天然气勘探的重点区带之一，面积约9 000 km2 。区内上古生界石炭系至二叠系的太原组、山西组和下石盒子组是本区碎屑岩的主要勘探目的层系。对佳县-子洲地区碎屑岩储层特征综合研究表明，上古生界储层成因类型、岩石类型、储集空间类型多样，具有低孔低渗的特征。影响和控制储层发育的主要因素包括沉积作用、成岩作用和构造作用。沉积作用控制储集岩体的发育和分布，影响着储层的基本形态和所经历的成岩作用类型和强度，是控制储层发育的主导因素。成岩作用决定了储层内部储集空间特征和储集性能。沉积作用对储层的控制一方面表现在粒度和岩性的变化上，另一方面反映在沉积微相上。成岩作用对储层产生的不利因素主要为压实作用和胶结作用，有利因素主要为溶解作用和蚀变重结晶作用。模糊数学综合评判方法研究表明，太原组潮道砂体、山西组和下石盒子组三角洲河道砂体储集性能较好，区内镇川堡、大佛寺、佳县、子洲等区块是较好的勘探目标区。     

塔中隆起顺西地区良里塔格组沉积相类型及其展布特征

良里塔格组作为塔里木盆地塔中地区重要的含油气层引起广泛关注,沉积微相揭示了水动力特征及其沉积环境,高能相带是后期储层发育的重要物质基础,沉积微相的展布在油气勘探中具有重要意义,但顺西地区良里塔格组沉积微相的研究依然薄弱。基于大量的岩心、薄片以及钻井、三维地震资料,结合地震属性提取技术以及古地貌恢复技术,总结了研究区发育的主要岩相类型和主要沉积微相类型,建立了良里塔格组沉积相模式,对良里塔格组沉积相展布作出了全面的总结。研究结果表明:(1)顺西地区良里塔格组识别出10种岩相:亮晶砂屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮晶鲕粒球粒灰岩、亮晶生屑砂屑灰岩、生物格架灰岩、含生屑藻粘结灰岩、泥质藻粘结灰岩、生屑泥晶灰岩、砂屑泥晶灰岩和泥晶灰岩;(2)顺西地区良里塔格组划分出台内颗粒滩、台内生物丘、灰泥丘、滩间海和台内洼地5种沉积亚相;(3)基于古地貌的恢复和地层厚度的研究,证实顺西地区良里塔格组属于碳酸盐岩缓坡沉积类型,并将其缓坡类型划分为内缓坡-中缓坡-外缓坡的沉积相模式。     

南华北盆地太康隆起煤系页岩气地质特征及勘探潜力

基于南华北盆地上古生界煤系页岩气勘探实践及认识,通过研究该区页岩气烃源岩地球化学特征、储集层特征、含气性特征,总结页岩气地质特征,分析勘探潜力。页岩气主要发育于太原组、山西组,烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主,镜质体反射率为2.1%~3.4%,处于过成熟阶段;太原组、山西组泥页岩有机碳含量均值分别为2.34%、1.66%;页岩气储集层矿物成分以石英、黏土矿物为主,主要储集空间类型为矿物质孔和微裂缝;太原组、山西组页岩含气量均值分别为1.73 m³/t、1.55 m³/t,相对于海相页岩含气特征属于中等—偏高的范围;采用容积法计算页岩气地质资源量为7112×10⁸m³,资源丰度为2.54×10⁸m³。经综合对比评价认为庄头斜坡、杞县凹陷是南华北盆地太康隆起页岩气较为有利的勘探目标区。     

琼东南盆地深水区浅表层水合物稀有气体地球化学特征及意义

琼东南盆地深水区具备形成天然气水合物藏的地质条件,是我国海洋天然气水合物两个勘探开发先导示范区之一。本文选取深水区浅表层水合物为研究对象,基于天然气地球化学、稀有气体地球化学分析,开展了其与深部常规天然气藏的对比研究。结果表明:本次研究的浅表层气体碳同位素与深部常规天然气碳同位素的特征类似,气源主要为深部热成因气,生物气的贡献不明显,气体的成因类型为煤型气,推测气源岩为崖城组煤系烃源岩。轻稀有气体Ar同位素组成显示,气源岩和第三系相关;样品中³He/⁴He值偏高,指示了部分幔源气的贡献。因此,在富生烃凹陷背景下,讨论深部热成因气对水合物成藏具有重要意义,深部热成因气藏与浅层水合物藏在垂向上可以形成立体的天然气藏,为未来的“多气可采”提供理论支持,也有助于提高深水区天然气水合物矿藏开发的经济性。     

四川盆地中二叠统天然气成藏特征及巨大勘探前景

近年来,在四川盆地中二叠统钻遇孔隙型白云岩储层,获得一批高产井,呈现出良好的勘探前景,但其勘探潜力如何,能否成为四川盆地继安岳气田之后又一个万亿方大气区亟待明晰。通过对烃源岩特征、沉积特征、储集特征以及成藏模式等方面的深入研究认为,中二叠统具备3套优质烃源岩供烃、孔隙型储层发育、封盖条件好的优越成藏条件,发育自生自储型和下生上储型两套成藏组合。中二叠统发育块状孔隙型白云岩储层和孔隙型灰岩岩溶储层,分布面积大,其储集性能和单井测试产量与安岳气田灯影组相当,勘探潜力巨大,是四川盆地下步寻找万亿方大气区的主要层系。     

四川盆地北部地区飞仙关组鲕粒滩地震响应特征与分布预测

井下钻探和地震资料显示表明四川盆地北部下三叠统飞仙关组发育多套鲕粒滩储层, 该套储层也是飞仙关组主要的天然气产层.通过鲕粒滩储层发育段井震标定, 并结合鲕粒滩储层地震正演数字模型分析结果, 建立了飞仙关组不同层段鲕粒滩储层发育所对应的4种地震响应模式, 总结了不同地区鲕粒滩储层地震响应的异常特征.在此基础之上分别对飞仙关组一段、二段、三段开展连片二维地震测线地震相分析, 通过地震相与沉积相对应关系分析, 恢复四川盆地北部地区飞仙关组一段、二段、三段沉积相特征, 综合鲕粒滩储层地震异常特征与沉积相分布区, 预测了飞仙关组鲕粒滩储层在该地区的分布特征.飞仙关组一段、二段存在环陆棚相的台地前缘斜坡-台地边缘鲕滩相-开阔台地相沉积体系, 台地边缘鲕滩相在陆棚相东、西两侧沿北西向呈条带状展布, 分布面积大于4400km², 飞仙关组三段全区演变成开阔台地沉积, 鲕粒滩分布广阔, 主要分布在龙岗-元坝、剑阁、九龙山、河坝-黑池梁、普光-铁山坡等大部分地区, 面积达15000km², 因此, 四川盆地北部下三叠统飞仙关组鲕粒滩气藏勘探潜力巨大.     

鲁西豫东地区奥陶系顶部岩溶储集层特征及有利控制因素*

基于野外露头、岩心、薄片和测录井等地质及地球物理资料分析,并结合区域地质背景,深入研究了鲁西豫东(东濮)地区奥陶系顶部峰峰组和上马家沟组岩溶储集层发育特征、演化过程,并进一步分析优质储集层形成的主控因素,预测了有利储集层分布区。结果表明,奥陶系顶部储集层主要岩性为颗粒石灰岩、云质石灰岩、泥晶石灰岩、粉细晶白云岩、含膏白云岩和藻粘结白云岩等,裂缝和溶洞是主要储集空间类型。白云岩类储集层平均孔隙度为2.5%,平均渗透率为7.43×10^-3μm²;石灰岩类储集层平均孔隙度为2.2%,平均渗透率为2.72×10^-3μm²。储集层经历了沉积—准同生期成孔(寒武纪—中奥陶世)→风化淋滤(晚奥陶世—早石炭世)→矿物充填(晚石炭世—白垩纪末期)→溶蚀改造(古近纪)4个演化阶段。沉积相、成岩作用及构造应力控制了研究区优质储集层的形成。颗粒滩及潮坪相带、断裂发育带、白云石化作用和准同生岩溶、表生岩溶、埋藏岩溶作用6项叠合区储集层质量最优;颗粒滩及潮坪相带、白云石化作用和准同生岩溶作用、表生岩溶作用4项叠合区,以及断裂发育带、表生岩溶作用、埋藏岩溶作用3项叠合区储集层质量次之;颗粒滩及潮坪相带、断裂发育带、白云石化作用和准同生岩溶作用、埋藏岩溶作用5项叠合区储集层质量一般。     

鄂尔多斯盆地南缘中寒武统张夏组鲕粒滩相储层特征及主控因素

鄂尔多斯盆地寒武系深层具有良好的勘探潜力,中寒武统张夏组为寒武系勘探的重要目的层系。通过野外剖面详测和岩心、薄片观察及实验分析,对张夏组储层的特征、成因及主控因素进行了分析和研究,并预测了有利储层发育区。研究表明:①张夏组主要发育台缘鲕粒白云岩和台内鲕粒白云岩2类储层。②台缘带鲕粒滩累计厚度集中在50~300 m之间,鲕粒粒径平均为1.25 mm,鲕粒白云岩储集空间以溶蚀孔洞、粒间溶孔和晶间(溶)孔为主,平均测井孔隙度和渗透率分别为2.0%和0.038×10^-3μm²。③台内鲕粒滩厚度在50~120 m之间,鲕粒粒径平均为0.85 mm,鲕粒白云岩储集空间以溶蚀孔洞、粒间溶孔为主,平均测井孔隙度和渗透率分别为3.3%和2.787×10^-3μm²。④张夏组储层受鲕粒滩相、白云石化以及三级/四级层序界面控制,台缘规模有利储层发育在四级海退层序中上部的鲕粒白云岩地层中,台内规模有利储层发育在寒武系顶部不整合面之下的鲕粒白云岩地层中。预测台缘岐山—旬邑一带和台内陇东地区为两大规模有利储层发育区。     

Geological characteristics and favorable areas prediction of shale gas in Wufeng-Longmaxi Formation in Zheng’an area of Northern Guizhou

In order to determine the shale gas geological characteristics of Wufeng Formation in upper Ordovician and Longmaxi Formation in Lower Silurian of Zheng'an area in Northern Guizhou, the authors used geology survey,gravity,magnetic,two dimensional seismic,geological well and test analysis methods to carry out 1:50000 shale gas basic geology survey. The distribution, depositional environment, organic geochemical, mineral composition, reservoir properties and hydrocarbon content and other characteristics of Wufeng-Longmaxi Formation rich organic shale were obtained. The results show that the rich organic shale belongs to deep water continental shelf facies, mainly distributed in Anchang, Banzhu and Nigao syncline, with a thickness of 14.5-55 m and burial depth of 0-3 200 m. The TOC content is between 1.0% and 4.0%, and the vitrinite reflectance (R_o) is between 1.82% and 2.23%, with the organic matter type mainly I kerogen. The rocks are mainly composed of quartz, feldspar and clay minerals. The brittle mineral content is high, generally more than 50%. The porosity is generally between 2.03% and 3.89%,and the permeability is generally between 0.35×10^-5 μm² and 1.86×10^-5 μm², showing the characteristics of low porosity and low permeability. The highest gas content is 2.88m³/t, showing good gas content characteristics. Three favorable target areas for the shale gas in Zheng’an area were identified through comprehensive analysis and evaluation optimization, that is Anchang,Banzhu and Nigao block respectively, which provides exploration direction for shale gas exploration and development in the study area.     

黔北正安地区五峰组—龙马溪组页岩气地质特征及有利区预测

为明确黔北正安地区上奥陶统五峰组至下志留统龙马溪组的页岩气地质特征,充分应用页岩气地质调查、重磁电、二维地震、地质调查井及测试分析等工作方法,开展黔北正安地区1:5万页岩气基础地质调查,对五峰组至龙马溪组富有机质页岩的分布、沉积环境、有机地球化学、岩石矿物、储集性能及含气性等特征进行分析研究,结果表明: 研究区五峰组—龙马溪组富有机质页岩为深水陆棚相沉积,主要分布有安场向斜、斑竹向斜和泥高向斜,厚度14.5~55 m,埋深0~3 200 m; 有机碳(TOC)含量1.0%~4.0%,有机质镜质体反射率(R_o)为1.82%~2.23%,有机质类型以Ⅰ型干酪根为主; 岩石主要由石英、长石和黏土矿物组成,脆性矿物含量高,一般大于50%; 孔隙度为2.03%~3.89%,渗透率为0.35×10^-5~1.86×10^-5μm²,表现为低孔、特低渗的特征; 最高含气量为2.88 m³/t,显示出较好的含气性特征。综合分析和评价圈出3个页岩气聚集有利区,分别为安场区块、斑竹区块和泥高区块,这为研究区页岩气进一步勘探开发指明了方向。     

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井烃源岩评价及气源分析

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井获得天然气重大突破,但对其各层系烃源岩生烃潜力并未开展研究。通过采集山西组和马家沟组烃源岩样品开展相关研究,结果表明: 山西组4个泥岩样品的残余总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量分布范围为0.54%~2.31%,均值为1.65%,总烃[(S₁+S₂)]含量分布范围为0.12~0.46 mg/g,均值为0.34 mg/g,泥岩烃源岩有机质丰度较高,生烃潜力较强; 马家沟组泥岩残余TOC含量分布范围为0.09%~0.33%,均值为0.17%,(S₁+S₂)含量分布范围为0.03~0.17 mg/g,均值为0.12 mg/g,评价为非—差烃源岩。对比宜参1井天然气中甲烷(CH₄)和乙烷(C₂H₆)碳同位素含量,δ¹³C₁>δ¹³C₂倒转的天然气主要为煤成热解气,混入了少量δ¹³C₂轻的油型气,其中煤成气主要来自于上古生界煤系地层,混入的少量油型气可能主要来自于上古生界太原组优质海相烃源岩。查明奥陶系马家沟组的生烃潜力及油气来源不仅可以认识奥陶系产层的油气生成和组成特征,同时对气田的形成模式、资源前景及勘探部署也具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井烃源岩评价及气源分析

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井获得天然气重大突破,但对其各层系烃源岩生烃潜力并未开展研究。通过采集山西组和马家沟组烃源岩样品开展相关研究,结果表明:山西组4个泥岩样品的残余总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量分布范围为0.54%~2.31%,均值为1.65%,总烃[(S 1+S 2)]含量分布范围为0.12~0.46mg/g,均值为0.34mg/g,泥岩烃源岩有机质丰度较高,生烃潜力较强;马家沟组泥岩残余TOC含量分布范围为0.09%~0.33%,均值为0.17%,(S 1+S 2)含量分布范围为0.03~0.17mg/g,均值为0.12mg/g,评价为非-差烃源岩。对比宜参1井天然气中甲烷(CH 4)和乙烷(C2H6)碳同位素含量,δ^13C 1>δ^13C2倒转的天然气主要为煤成热解气,混入了少量δ^13C2轻的油型气,其中煤成气主要来自于上古生界煤系地层,混入的少量油型气可能主要来自于上古生界太原组优质海相烃源岩。查明奥陶系马家沟组的生烃潜力及油气来源不仅可以认识奥陶系产层的油气生成和组成特征,同时对气田的形成模式、资源前景及勘探部署也具有重要意义。