（1）海相盆地油气的基本地质特征
据统计，我国海相沉积岩总面积大于455×104km，其中陆上海相盆地28个（图2-255），面积330×104km，海域海相盆地22个，面积125×104km。
图2-255 中国陆上海相叠合盆地分布图
国家有关部委组织开展的新一轮全国油气资源评价结果表明，我国海相油气资源总量为359×108t（油当量），其中原油135×108t，天然气22.4×1012m3，海相层系石油与天然气探明率仅为6%左右。
在油气成藏研究领域，多年来形成的主要成藏理论有源控成藏、相控成藏、构造控制成藏理论。国外在20世纪80年代末期发展了“压力封存箱”成藏理论，90年代又进一步提出含油气系统理论（L.B马贡等，1998）和成藏动力学理论。大量的研究和勘探实践结果表明，中国海相盆地油气分布主要的控制因素多而复杂，不是已有的成藏理论能够解释的，具有独特的特征。
1）盆地发育早、地块小、演化复杂、构造改造剧烈。中国陆上是以中朝、扬子、塔里木3个古板块为核心，中国古生代海相盆地是在众多稳定陆块的基础上发育起来的，集合20多个微板块或地块，经过漫长的地史演化逐渐拼合形成的。
中国陆上海相盆地多发育在古生代—中生代时期。中生代晚期到新生代，由于造陆运动强烈，特别是从第三纪以来的喜马拉雅运动的强烈活动，使得中国陆上地区缺乏（青藏地区古特提斯构造域除外）海相沉积，多数盆地以陆相沉积为主。
海相叠合盆地在其构造演化历史中，从元古宙以来，经历了晋宁、加里东、海西、印支、燕山和喜马拉雅六大构造阶段，早期以造陆为主，晚期造山作用强烈。
由于早期盆地相对稳定，中晚期构造强烈，对于油气藏生成、运移和集聚成藏方面，盆地的沉积演化方面，储层的致密化和破裂作用方面等都存在与国外同类沉积盆地特征上的重大区别。
因此，中国海相盆地相对于全球范围来讲主要特征是：盆地发育时期早、烃源岩时代老、稳定地块小、构造活动期次多、晚期构造活动性强烈（表2-64）。这一特征也决定了中国海相盆地成油、成矿特征与国外同类盆地的区别。
表2-64 中国陆上海相盆地与国外同类盆地的成藏条件特征对比
2）主力烃源岩时代老、演化程度较高，经历多次生排烃阶段。全球范围来讲，主要的烃源岩发育时期为中—新生代（图2-256），占总的生成储量的近60%～70%。中国主要海相盆地的烃源岩主要发育在古生代地层中，主要的烃源岩层有寒武系、奥陶系、志留系、二叠系。其中与世界范围内不同的是早寒武世、晚二叠世发育烃源岩。
这些地层时代老，烃源岩演化程度相对较高，如塔里木盆地寒武系烃源岩，目前的Ro主要在1.2%～3.3%之间，目前进入轻质油-裂解气阶段。四川盆地古生界多套主力烃源岩的演化程度达到高成熟—过成熟阶段，Ro值一般都在1.6%以上（图2-257）。
图2-256 世界主要盆地烃源岩层位时代分布
图2-257 四川盆地烃源岩Ro演化剖面
因此，中国主要海相盆地的地层时代老，目前有机质演化程度都较高。
由于多次构造运动，造成盆地多次抬升—剥蚀—沉降，使得主力烃源岩经历了二次、甚至三次生排烃过程（图2-258）。这是中国海相盆地烃源岩具有重要特点之一。
图2-258 中国主要海相盆地沉积演化历史对比
3）海相盆地储层类型多、非均质性强。中国海相盆地中目前发现的油气储层有砂岩、灰岩、白云岩等岩类储层。
A.砂岩储层。滨海滩相砂岩储层、浅海陆棚相砂岩储层、三角洲相（过渡相）砂岩储层、深海浊积相砂岩储层等。主要为致密砂岩储层，储层物性相对较差。主要原因除沉积和成岩因素外，与埋藏深度大、晚期的构造挤压活动（中西部盆地）有密切的关系。
B.灰岩、白云岩储层。主要发现有滩相颗粒灰（云）岩储层、生物礁相灰（云）岩储层、古岩溶型灰（云）岩储层、潮坪相白云岩储层、裂缝性灰岩储层等。
由于盆地的多期构造活动，多数碳酸盐岩储层都经历了表生成岩作用阶段，形成各类发育不均的溶蚀孔洞。另一方面由于构造作用，特别是晚期的强烈构造活动，形成了储层中发育程度不均的裂缝系统，造成储层的非均质性相对较强。
总的来看，中国海相盆地的储层类型多、砂岩储层致密、各类储层非均质性强。
4）海相盆地油气藏盖层类型多以石膏、泥岩、灰岩为主。从Hansr R.Grunau（1987）对世界上已发现的近500个大型油气田的盖层统计结果，世界大型油田的盖层，泥（页）岩占统计总数的60%、蒸发岩占40%；大型气田泥（页）岩占统计总数的66%、蒸发岩占34%。根据国内已发现的海相15个大型油气田的统计，直接盖层为泥岩的占50%，为灰岩的占32%，为石膏等蒸发岩的占18%。显然，中国海相盆地中主要的油气盖层蒸发岩所占比例比国外少近一半。灰岩比例相对较高，以泥岩、灰岩为主。
5）海相盆地已发现的气藏圈闭类型多，以隐蔽圈闭为主。中国海相盆地已发现的油气田中，主要的油气藏圈闭类型有：①构造圈闭（褶皱背斜、断层等作为封堵面），如川东石炭系气藏多数为该类圈闭气藏、鸟山及和田河石炭系砂岩气藏等；②地层圈闭（有不整合面上、下和地层尖灭等类型），如长庆奥陶系马家沟组马五1—2气藏，哈得逊泥盆系东河塘组砂岩气藏等；③岩性-构造复合圈闭，如普光飞仙关、长兴礁滩相气藏、塔中1—4号礁滩复合体气藏等；地层-构造复合圈闭，如磨溪嘉陵江组气藏等；④岩性圈闭，如川东铁山长兴生物礁气藏、大牛地太原组障蔽砂坝砂岩气藏等；⑤缝洞体圈闭，如塔河奥陶系缝洞性油藏等。各类圈闭中虽然构造圈闭所占比例较大，但总的来看复合圈闭和地层、岩性等隐蔽圈闭占的比例较国外同类盆地来讲较高。
6）海相盆地生储盖组合类型多、复杂。由于储盖层的类型多，构成正常式组合、新生-古储-新盖式组合、古生-新储-过渡层-新盖式组合、侧变式生储盖组合、跨越式生储-新盖组合等。多种生储盖组合类型是构成各类隐蔽圈闭的基本因素。
7）海相盆地保存条件总体上分异性强。由于中国海相盆地中烃源岩时代相对较老，成烃期早，油气初次运聚时间早，多期构造活动使得早期油气藏破坏，加上后期构造活动强烈，造山作用发育，如中下扬子地区，造成海相盆地抬升大面积剥蚀、风化，油气的保存条件差。即使在覆盖区的盆地内，由于盖层主要以泥岩、灰岩为主，强烈的构造活动，造成的破裂作用不仅在储层中发育，在盖层中也发育，使部分盖层失去了封盖性，也造成油气从下向上（从盆地深处向浅处及四周）的散失，部分在积聚、部分逸散。而盆地内因抬升幅度的变化、破裂作用发育的差异等，使得各个构造区块保存条件存在较大差异。
（2）海相盆地油气成藏的控制因素
上述海相盆地的特征决定了中国海相盆地中油气成藏地质特征的特殊性。通过归纳得到的主要成藏特殊性如下：
图2-259 海相叠合盆地多元供烃示意图
1）海相深层油气藏形成途径——多元供烃。从已发现的海相油气藏来看，多数油气来源具有多元供烃的特点（图2-259），体现在烃源岩的多元性，单一源岩的少见，多形成混源油气藏。另一方面，存在烃源的多样性，除烃源岩外、供烃源还有早期古油气藏（再次调整运聚的结果）。因此，多元供烃是中国海相盆地油气成藏的主要特点之一，由此决定了油气藏的形成途径不同于一般的（国外）海相盆地（图2-260），这也是中国海相盆地基本油气地质条件所决定的。
图2-260 海相盆地有机质演化成藏的不同途径
2）海相深层油气藏充注期次多、成藏期次多。从典型油气藏的成藏解剖结果来看，多数油气藏在形成过程中经历了多次的充注历史，相应造成的成藏期次也多。如塔中奥陶系油藏根据分析共有7～8次充注过程（赵文智等，2004），相应的主要成藏时期主要有2期。又如威远气藏，研究结果表明有3期油气充注时期（图2-261），对应3个有机质主要成烃期。模拟实验结果表明不同生烃史条件下，样品达到相同的成熟度时，其生烃量并不相同；多次不连续生烃累计生烃总量始终大于连续生烃量（图2-262）。因此，海相盆地多期构造活动，造就了多次不连续生烃和油气充注，为成藏提供了丰富的烃源。
图2-261 威远气田油气成藏期
3）海相深层油气藏形成过程中多数经历了“古油藏”阶段。古油藏不仅是多元供烃的烃源基础之一（图2-259、260、261），也是重要的多期成藏的关键成藏期之一。如塔河油田奥陶系油藏，其发现的储量15×108t，其中至少近20%来源于“古油藏”。
4）烃源岩体系控制了油气的宏观分布。烃源岩体系的分布对于叠合盆地中的油气分布具有宏观的控制作用，从成藏特征来看，源控特征清晰。如四川盆地志留系烃源岩主要分布在川东、川东北、川东南地区（图2-263），其控制了上石炭统黄龙组气藏的宏观分布。主要发现的天然气藏主要分布在川东及川东北地区（川东南缺失石炭系）。寒武系有效烃源岩主要分布于川南、川东南地区（图2-264），控制了寒武系洗象池组、震旦系灯影组气藏的分布。
图2-262 烃源岩连续生烃和不连续生烃的生烃量模拟结果
5）沉积相、成岩作用、构造作用控制了储层质量和分布。
A.有利沉积相带控制了孔隙性储层的展布。沉积环境中水动力能量的高低及生物生长方式决定了储层原始孔隙的发育程度。碳酸盐岩储层主要发育在碳酸盐岩台地台内、台缘高能滩相及在此基础上的白云化形成局部连片的孔隙性储层。如塔里木盆地寒武系—奥陶系广泛发育台缘和台内的滩相储层（图2-265），在塔中奥陶系良里塔格组滩相鲕粒灰云岩储层找到大型油藏。还有四川盆地晚震旦世灯影期（图2-266）、寒武纪洗象池期、三叠纪飞仙关期（图2-141）鲕滩灰云岩储层、嘉陵江组及雷口坡组粒屑滩相灰云岩储层等。
图2-263 四川盆地志留系泥质烃源岩等厚图
图2-264 四川盆地寒武系泥质烃源岩等厚图
图2—265 塔里木盆地寒武系—奥陶系高能相带展布图
潮坪相也有利于形成区域性连片的孔隙性储层，如川东石炭系、震旦系灯影组储层、鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组储层等。
台内及台缘的高能环境控制了台内点礁和台缘环礁的分布。如四川盆地上二叠统长兴组礁滩相储层（图2-141），已发现普光、黄龙场、五百梯、云安场等一批生物礁气藏。研究表明，生物礁的发育受控于长兴期沉积相，已发现的生物礁多集中在环开江-梁平海槽的陆棚边缘相。
图2-266 四川盆地晚震旦世灯影期岩相古地理图
B.白云岩化、溶蚀和破裂作用是3种储层的主要建设性成岩作用。白云化作用是形成优质储层的基础之一，灰岩的白云化引起岩石的体积缩小、孔隙度增加；另一方面，在深埋条件下白云石比方解石更易溶解，有利于白云岩孔洞的形成。杨俊杰、黄思静（2000）据实验模拟认为，由于白云石和方解石的温、压效应不同，在表生和浅埋藏温压条件下（低于75℃，20MPa），方解石溶解速率超过白云石。在相对深埋藏条件下（高于75℃，20MPa），白云石溶解速率超过方解石；在100℃，25MPa的温压条件下，微晶白云石的溶解速率是含云灰岩的2倍；另一方面，白云岩比石灰岩更有利于形成裂缝，不仅改善了储层渗流特征，也为流体的运移、溶蚀作用的产生提供了重要通道。因此，在海相储层中连片的孔隙性储层往往与白云化作用有关。在已发现的储层中见有准同生期由于渗滤回流、蒸发泵等机理形成白云岩，也有埋藏白云化等作用形成的白云岩。
溶蚀（或与岩溶作用有关溶蚀）作用是形成优质储层的必要条件之一，海相碳酸盐岩储层中见到的孔型类型80%以上与溶蚀作用有关。可见溶蚀作用是形成优质储层的重要条件。
在已有的研究成果中，见到的溶蚀作用类型有：准同生期的暴露溶蚀作用，溶蚀规模相对较小；表生阶段的大规模溶蚀作用（形成古岩溶型储层）；埋藏阶段的压实水溶蚀、有机酸的溶蚀、H2S的溶蚀（TSR机理）、深层热液（或H2S、CO2）的溶蚀等。
图2-267 塔深1井寒武系岩心溶蚀孔洞和孔隙铸体薄片照片
应该说明，与硫化物有关的深部溶蚀作用，使得溶蚀孔洞发育的埋深远超过人们的想象。例如，塔深1井在埋深7000～8400m的深度上，在温度为160℃，压力为80MPa的环境下，白云岩仍存茌溶蚀孔洞（图2-267），当然这些溶蚀孔洞是在深埋藏条件下形成的还是在其他条件下（如表生期形成保留下来的）形成，还需要进一步研究。
例如，川东北地区飞仙关组储层中的溶蚀孔洞成因与石膏热裂解作用形成的H2S溶蚀有关。前人研究表明（朱光有，2006；张奎华，2006；王一刚，2002；江兴福，2002；王兰生，2002），川东北地区高含硫化氢气藏硫化氢成因主要是受TSR的影响和控制。充足的气源（下伏的多套有效源岩）提供了充足的烃类和较高的古地温使川东北飞仙关组具备了H2S形成（或TSR的发生）的条件。
破裂作用是海相储层常见的特征，重要的储渗空间类型。由于中国海相盆地构造活动期次多，特别是晚期构造活动相对强烈，造成岩石的破裂期次多、类型多、成因复杂，破裂作用相对强烈。破裂作用不仅改善了储层的渗流性质，而且为溶蚀流体运移溶蚀、油气运移等提供了重要的通道作用。如在塔深1井寒武系储层、普光飞仙关组储层见到大量的破裂和沿破裂形成的溶蚀孔（或洞）（图2-268）。
图2-268 塔深1井寒武系储层、普光飞仙关组储层岩心及薄片破裂照片
6）控制碳酸盐岩油气成藏的古风化面——“控藏不整合面”。由于海相盆地存在多期的构造抬升剥蚀作用，形成古风化面。茌这一作用过程中，对碳酸盐岩储层来讲是具有建设性作用的，主要表现在如下三方面：①产生表生期的岩溶作用，形成大面积溶蚀孔洞，是岩溶性储层形成的基本地质条件，海相盆地中加里东期、海西期两期构造运动最为重要；②构造作用产生破裂、风化作用产生破裂，不仅促进了岩溶作用的发生、发展，而且改善了储层的储渗性能；③为油气运移或圈闭（不整合面下）形成提供了条件。因此，重要的不整合面对油气藏的形成具有控制作用。
目前已发现的塔河奥陶系油气藏、长庆气田奥陶系马家沟组气藏、四川盆地威远震旦系灯影组气藏、川东石炭系黄龙组气藏、川东和川南二叠系阳新统缝洞型气藏、川西中坝三叠系雷口坡组气藏储层均属于有不整合面控制的岩溶性储层，形成的油气藏为不整合面下的地层、构造或裂缝系统等圈闭油气藏。
中国三大海相盆地中主要的“控藏不整合面”如下（图2-269）：
四川盆地：震旦系顶、石炭系顶、阳新统顶、雷口坡组顶4个重要的不整合面。
塔里木盆地：寒武系顶、奥陶系顶、志留系顶、泥盆系顶4个重要不整合面。
鄂尔多斯盆地：奥陶系顶面为重要的不整合界面。界面的抬升剥蚀、溶蚀改造达1.5亿年，缺失志留系一下石炭统，形成奥陶系顶面广泛分布岩溶岩和不同的古岩溶地貌景观。
7）大型古隆起带是控制大型油气藏分布的重要地质因素之一。从目前的研究结果看，大型隆起带与油气成藏的关系主要体现在如下六方面：①古隆起带控制了油气的早期运聚，可以形成古油气藏，今油气藏则在古油气藏的基础上通过后期构造的改造、调整而成，为油气藏的最终形成奠定了基础；②大型隆起带往往是大型油气圈闭的形成地带，可以是构造的、披覆的、地层或岩性的，也可以是复合类圈闭，为油气集聚提供了有利场所；③大型隆起带形成的古风化壳是重要的油气运移通道；④大型隆起带边缘常与生烃洼陷（凹陷）相接，生成的油气利于通过隆起带边界斜坡、断裂（常常发育的边界断裂）运移到隆起带低势聚集；⑤大型隆起带往往是上覆地层沉积变化带，对于海相砂岩来讲，经常出现滨、浅海滩相砂岩沉积。而对于碳酸盐岩沉积来讲，经常是沉积坡折带的分布地区。因此，控制了上覆地层储层的形成；⑥大型隆起带下伏地层，如果是碳酸盐岩等可溶岩，则经常因表生期岩溶作用，形成岩溶性储层。
图2-269 中国西部主要海相盆地主要构造运动和海平面升降曲线剖面
塔里木盆地各个时期的大型隆起带（图2-270）主要有：塔中隆起带、塔北隆起带和塔南隆起带。其中除塔南隆起带外，塔北、塔中均为古生代以来继承发展的大型隆起带，其控制了奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系下部储层分布，也控制了古生界奥陶系至下石炭统的油气藏分布，目前在海相地层中找到的油气藏，大部分位于这两个大型隆起带内或附近。
图2-270 塔里木盆地构造分区略图
鄂尔多斯盆地古生代的中部隆起带控制了奥陶系岩溶性储层的分布，也控制了奥陶系古岩溶性天然气藏的分布。
四川盆地海相地层中的古隆起带主要有：加里东期乐山-龙女寺、印支期泸州-开江古隆起带。
加里东乐山-龙女寺古隆起带范围大（图2-271），主要位于盆地的西南部。该隆起带从震旦纪末开始逐渐形成，持续发展到二叠系沉积前。核部位于川西南部，轴向近东西，最老剥蚀至震旦系灯影组。古隆起范围约6×104m2（志留系全缺失区面积约3.8×104km2）。控制了震旦系、寒武系、奥陶系储层分布和油气的早期运聚。目前发现的威远、资阳震旦系灯影组、寒武系洗象池组气藏均分布在隆起带东南斜坡地区。
川东北地区印支期开江古隆起对石炭系气藏、三叠系飞仙关组气藏，甚至嘉陵江组气藏具有控制作用（图2-272）。
川南地区泸州古隆起对下三叠统油气运聚有控制作用（图2-272）。
图2-271 四川盆地二叠纪前古地质图
图2-272 四川克拉通盆地印支期古隆起与下三叠统嘉陵江组气藏分布
印支期天井山古隆起控制川西北地区的古生代古油藏分布，也持续影响到三叠系。
燕山期古隆起对前陆层序油气运聚的作用明显（安凤山等，2000）。
8）断裂、特别是早期继承性断裂是控制油气成藏的因素之一。断裂带与油气藏成藏之间的关系是十分复杂的。在已有的海相地层研究成果中，两者之间的关系体现在如下方面：
A.断裂带在形成、活动等的开启时期内是油气运聚成藏的重要通道，对于一些“远源类型”的油气藏，没有该类断裂作为通道存在时，通过其他方式又不能沟通烃源与储层及圈闭，就没有成藏的可能性。这类“控藏断裂”在成藏中的作用至关重要。实际上许多断裂在开启时多数可以作为油气运移通道，但是并非这样的断裂就是“控藏断裂”。“控藏断裂”必须具有其一“沟源”特征，其二断裂与附近的油气藏的成藏具有成生联系。如四川盆地因晚期（喜马拉雅期第四幕）构造活动强烈，形成大量挤压逆断层，由于断层的形成造成下伏早期形成（生成）的天然气向上运移进入上部圈闭形成“次生气藏”（图2-273），这样的断层多为“控藏断裂”，其沟通的下伏“烃源”可以是气藏、分散状含气层、可供烃的生油气层等。这类气藏主要体现“晚期成藏”特点。
图2-273 洛带气田蓬莱镇组成藏概念模式
B.断裂的存在表明其附近破裂作用相对发育（周文，1998），如果这些裂缝带没有因其他作用而愈合，则一方面改善了储层渗流性，成为流体运聚或产出通道；另一方面，当这类开启性断裂沟通浅表孔隙地层或盆地最浅的盖层以上地层或通天时，造成已有（断裂带附近或连通的）油气藏的散失，具有对成藏的破坏性。如中上扬子地区，除四川盆地外，在雪峰古陆以西的大片地区（图2-274），这种断裂发育，使得油气的保存条件变差。
C.一些深大断裂，可以成为深部侵蚀性流体向上运移的通道，成为断裂带溶蚀、白云化等作用产生的重要地质条件。塔河油田、四川盆地等在深大断裂附近都见有热液活动的痕迹。在塔里木盆地巴楚地区石炭系中沿玛扎塔格断裂带可能存在“断裂白云岩”。
D.当断裂带处于封堵状态时，断裂又可以构成油气圈闭的重要“封堵面”。与断层相关的圈闭类型多，许多断层具有通道或封堵双重作用，关键是断层的形成、活动、封堵形成与油气运聚之间的匹配关系。
E.长期继承性大断裂带，对沉积的控制作用明显，进而也控制了储层的分布，如塔中1、2号断裂带控制了奥陶系良里塔格组礁滩相储层的发育。
图2-274 中国南方主要断裂分布图
9）盆地今构造控制了油气藏现今格局。由于中国海相盆地晚期构造活动强烈，特别是喜马拉雅运动对中国南方、中西部盆地的影响巨大。这种影响一方面使早期油气重新调整、分配、散失，另一方面晚期生成（或相对滞留在烃源岩、油气运移泄流带内）的油气（轻质油或天然气为主）或者早期古油藏裂解形成的天然气进行重新运移、调整、散失。最终部分油气聚集于现今的构造、地层（岩性）、物性、复合等圈闭中，构成现今油气藏的分布格局。
10）区域性盖层的存在是控制大—中型油气成藏的重要因素。在中国海相盆地中，发育的主要区域性盖层有6套。
a.寒武系泥岩、泥灰岩盖层（也是主力烃源岩，分析评价等级为Ⅳ—V类盖层，分布在塔里木、四川盆地、中上扬子等地区。
b.上奥陶统—中、下志留统泥岩盖层，分析评价等级为Ⅲ—Ⅳ类盖层，也分布在塔里木、四川盆地、中上扬子等地区。
c.石炭系泥岩、致密灰岩、膏盐岩盖层，分析评价等级为Ⅲ—Ⅳ类盖层，分布在塔里木、鄂尔多斯盆地。
d.二叠系泥岩、泥灰岩、致密灰岩盖层，分析评价等级为Ⅲ—Ⅳ类盖层，灰岩类从微观上看封盖性能相对较差（Ⅳ类盖层），但在四川盆地，因存在异常高压而具有“压力封堵”性质。
e.中、下三叠统泥灰岩、石膏盖层，分析评价等级为Ⅰ—Ⅳ类盖层，变化大，石膏分布区为Ⅰ—Ⅱ类盖层分布区。该套盖层主要分布在四川盆地。
f.上三叠统—侏罗系泥岩盖层，分析评价等级为Ⅱ—Ⅳ类盖层，主要分布在四川盆地。
当沉积盆地缺乏区域性盖层时，形成大规模油气积聚的可能性小，局部盖层的存在，形成遮挡也是局部的。中上扬子地区，在湘西、黔中等地区缺乏石炭系至侏罗系区域性盖层，加上晚期构造活动强烈、断裂发育（多数通天），保存条件自然就较差。这样的地区寻找保存条件相对较好又具有成藏基本地质条件的区域，即“成藏地质单元”是勘探应该考虑的重要问题。
（3）主要海相盆地油气分布规律
1）四川盆地海相地层油气分布规律。四川盆地纵向上，上、中、下组合中都有海相地层，现按盆地目前的勘探开发情况和盆地的成藏条件对成藏规律认识如下。
A.下组合地层中天然气藏的形成主要受控于储层分布、烃源分布和古隆起的分布。从目前加里东期古隆起分布在叠合烃源分布及有利储集相带的分布，在川西及川西南成都—乐至—自贡—乐山—洪雅一带是主要的震旦系—寒武系可能的成藏分布区带；在绵阳—盐亭—南充—潼南—威远一线可能是奥陶系成藏分布区带；石炭系成藏分布区在川东及川东北地区。
B.中组合地层中天然气藏的形成主要受控于储层分布、烃源分布和大型“沟源”断裂的分布。从目前烃源分布叠合有利储集相带的分布，主要的成藏分布区带如下：开江-梁平陆棚区台源地带是二叠系生物礁、三叠系飞仙关滩坝相灰云岩气藏的重要成藏区带；川东-鄂西地区的利川-黔江-彭水地区也可能是二叠系生物礁、三叠系飞仙关组滩坝相灰云岩气藏的主要成藏区带；邻水-重庆-永川-宜宾-大足-潼南-广安一带可能是三叠系飞仙关组、嘉陵江组的主要成藏区带；开江及泸州印支期古隆起带可能是三叠系雷口坡组滩相岩溶性气藏的成藏区带之一；川西北天井山古隆起带及周缘是雷口坡组滩相岩溶性气藏的重要成藏区带之一。
C.上组合地层中海相或过渡相地层主要是上三叠统，天然气藏的形成主要受控于储层分布、烃源分布和“沟源”断裂的分布。主要的成藏分布区带如下：川西龙门山前缘中坝-绵竹-孝泉（新场）-大邑-平落坝地区；川中射洪-南充-遂宁地区；广安-大足-潼南地区；川东南赤水-綦江地区等。
2）塔里木盆地海相地层油气分布规律。寒武系及以下深层目前无油气勘探突破，分析主要的成藏区带在塔中隆起北部及塔北隆起南部地区条件较好。
奥陶系岩溶性油气藏分布主要受控于古隆起、岩溶作用强度、烃源分布等因素。因此主要的成藏区带有：塔北隆起南部的成藏区带；塔中隆起北部的成藏区带；巴楚隆起南部（包括玛扎塔格构造带）的成藏区带。
奥陶系礁滩相油气藏分布主要受控于古隆起及继承性大断裂控制的沉积相和储层分布、烃源岩分布等因素。分析的主要成藏区带有：塔中隆起北部①、②号断裂带附近区域的成藏区带及塔中奥陶系台地南缘可能的成藏区带；塔北隆起南部的塔北台地南缘可能的成藏区带；巴楚隆起南部（包括玛扎塔格构造带）可能的成藏区带；巴楚隆起北部方1井-和4井-巴东4井断裂带也是可能的成藏区带。
志留系及泥盆系海相砂岩油气藏，主要受控于沉积相和储层分布、烃源分布等因素。分析的主要成藏区带有：塔北隆起南部到哈得逊油田，到塔中隆起带的南北向可能成藏区带；盆地志留系大面积分布沥青砂岩区带，如分布于盆地中西部卡塔克隆起区、沙雅隆起区、巴楚-柯坪以及顺托果勒低隆地区，这些地区是重质稠油分布地区（图2-174），据估计总的分布面积约3.05×104km2，厚度2～150m，残余沥青量估算为160×108t，也应该作为油气勘探的潜力区带。
3）鄂尔多斯盆地海相地层油气分布规律。鄂尔多斯盆地海相地层目前主要揭示的是奥陶系马家沟组、石炭系—二叠系太原组。奥陶系马家沟组主要是受控于奥陶系顶面加里东中—晚期的控藏不整合面、岩溶作用控制的储层分布和烃源岩分布。主要的成藏区带是榆林-靖边古岩溶斜坡（阶地）成藏区带。分析在北部杭锦旗岩溶台地南缘、南部彬县-韩城台地北缘有成藏条件，可能成为成藏区带。
太原组砂坝相储层的成藏条件主要受控于沉积环境控制下的砂岩储层分布和与烃源岩发育区的配置关系。从目前的资料分析成藏区带主要分布在塔巴庙地区。