國芳馨 張 陽 王曉歡 李國會 孫祖宇

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

松遼盆地經(jīng)過多輪次油氣勘探，勘探目標逐步由常規(guī)油氣藏向隱蔽油氣藏或非常規(guī)油氣藏轉(zhuǎn)變[1］。在深化松遼盆地北部中淺層精細勘探的工作中，齊家?古龍凹陷是繼大慶長垣、三肇凹陷、龍虎泡凹陷之后重要的勘探接替領域，是松遼盆地中央坳陷區(qū)的主力生油凹陷之一，也是后備接替儲量的重要勘探目標之一[2‐3］。

目前國內(nèi)外學者對齊家?古龍凹陷扶余油層的研究包括烴源巖及儲層特征[4］、斷裂構(gòu)造活動性分析[5］、扶余油層沉積特征[6］、成藏期次等[7］。然而，隨著油氣勘探的不斷深入，已有成果認識已不能滿足現(xiàn)階段精細勘探的需求，對于齊家?古龍凹陷扶余油層斷層?巖性油氣藏成藏的主控因素和有利區(qū)分布范圍等方面的研究過于宏觀，導致了勘探目標精確優(yōu)選及準確評價難以實現(xiàn)，限制了齊家?古龍凹陷扶余油層斷層?巖性油氣藏有利成藏區(qū)帶的預測，從而制約了齊家?古龍凹陷的增儲上產(chǎn)進程。

本文在分析齊家?古龍凹陷扶余油層斷層?巖性油氣藏成藏的主控因素及控藏作用基礎上[8‐9］，基于龐雄奇等[10］的油氣分布門限控藏模式，將各功能要素組合模型進行重新組合，使用統(tǒng)計法對每個要素進行定量表征，進而得到各種類型主控因素對油氣控制的概率，然后通過疊加各概率分布，預測扶余油層有利成藏區(qū)帶的分布范圍，進而為下一步齊家?古龍凹陷扶余油層斷層?巖性油氣藏的勘探目標優(yōu)選與精細地質(zhì)研究打下基礎。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

齊家?古龍凹陷位于松遼盆地中央坳陷區(qū)西部，屬深水湖盆凹陷，且長期繼承性發(fā)育，其主要烴源巖形成于青山口組沉積時期，為深湖相暗色泥巖（圖1）。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置示意Fig. 1 Structural location of studied area

研究區(qū)內(nèi)發(fā)育有NNE 向的林甸?哈拉海斷裂帶、喇嘛甸?常家圍子?新站基底斷裂帶和NNW 向的古龍?新站?茂興基底斷裂帶。本次研究的目的層為下白堊統(tǒng)的泉頭組四段，對應的油層為扶余油層。白軍輝[8］通過油源對比發(fā)現(xiàn)扶余油層90%以上油氣來自青一段生油巖，具有短距離運移聚集的特征，烴源巖生烴能力較強，同時青一段泥巖又是扶余油層良好的區(qū)域蓋層。

扶余油層沉積時期構(gòu)造活動相對較弱，主要表現(xiàn)為西北高、東南低的單斜構(gòu)造，對地形影響相對較小，整體來說屬于坳陷初期，淺水湖泊?三角洲體系相對發(fā)育，砂體規(guī)模小，分流河道分布錯綜復雜，砂體呈北北東向及近東西向條帶狀分布，以巖性油藏及斷層?巖性油藏為主，層多且薄，產(chǎn)量及含油豐度普遍較低，整個扶余油層底部零星發(fā)育水層，頂部以純油層為主[9］。

2 油氣藏分布主控因素

基于龐雄奇等[10］的油氣分布門限控藏模式認為，控制油氣分布的主控因素主要有：烴源巖（S）、沉積相（D）、蓋層（C）、勢能（P）、古隆起（M）、斷裂（F）等。這些地質(zhì)要素對生、儲、蓋、圈、運、保起到?jīng)Q定性作用，并影響了油氣成藏。

為方便討論將其稱為功能要素，運用功能要素組合控藏模式代替生、儲、蓋、圈、運、保之間關聯(lián)性進行邏輯分析，可以對成藏區(qū)帶進行定量預測與評價（圖2）。當烴源巖生烴之后，勢差為動力，低勢區(qū)為油氣運移指向區(qū)，再通過沉積相的控制與發(fā)育，形成有利于油氣藏聚集的圈閉，最后在區(qū)域蓋層的控制下，使油氣保存下來。除此之外，受構(gòu)造影響的油藏還包括2 種：一種是構(gòu)造高部位匯聚成藏形成背斜構(gòu)造油氣藏；另一種是斷裂帶泄壓吸拉油氣形成斷塊類油氣藏。因此，蓋層?沉積相?古隆起?烴源灶組合控制著背斜類油氣藏的形成和分布，蓋層?沉積相?斷裂?烴源灶組合控制著斷塊類油氣藏的形成和分布，蓋層?沉積相?勢能?烴源灶組合控制著巖性油氣藏的形成和分布。

圖2 松遼盆地生儲蓋及含油氣組合Fig. 2 Source-reservoir-seal and hydrocarbon-bearing combination in Songliao Basin

對于齊家?古龍凹陷來講，扶余油層主要發(fā)育斷層?巖性油氣藏，因此本次將斷塊類油氣藏與巖性油氣藏成藏主控因素進行綜合，分別分析烴源巖、蓋層、沉積相、勢能及斷裂5 個主控因素。功能要素的時空組合不僅控制了沉積盆地的油氣成藏，也控制著油氣的時空分布。因此5個功能要素的疊加復合區(qū)域是有利成藏區(qū)帶。

3 油氣藏分布

將松遼盆地齊家?古龍凹陷青一段排烴強度等值線（圖3（a））、扶余油層沉積相平面分布（圖3（b））、蓋層厚度等值線（圖3（c））、斷裂分布（圖3（d））作為基礎數(shù)據(jù)，分析齊家?古龍凹陷扶余油層烴源灶（圖4（a））、沉積相（圖4（b））、蓋層（圖4（c））、斷裂帶（圖4（d））、勢能與油藏的關系，為下一步計算成藏概率奠定了基礎。

圖3 齊家-古龍凹陷排烴強度、沉積相、蓋層厚度及斷裂分布Fig. 3 Hydrocarbon expulsion intensity, sedimentary facies, caprock thickness and fault distribution in Qijia-Gulong Sag

圖4 齊家-古龍凹陷扶余油層油藏與主控因素關系Fig. 4 Relationship between Fuyu reservoir and main controlling factors in Qijia-Gulong Sag

3.1 源控油氣藏

烴源灶[10］用來描述烴源巖的特征與分布。在實際工作中，常選取目標區(qū)該地史時期烴源巖的排烴強度等值線進行表示。排烴中心的位置及排烴強度在一定程度上決定了附近油氣藏的分布位置、規(guī)模、潛力以及圈閉含油性。龐雄奇等[11］認為距離有效烴源巖距離越近，越易形成大油氣田。

研究區(qū)青一段烴源巖為齊家?古龍凹陷扶余油層的主力烴源巖，目前發(fā)現(xiàn)的油氣都均勻分布在青一段烴源巖排烴中心周圍，且青一段烴源巖存在4個主要排烴中心（圖3（a））。研究區(qū)大部分油藏集中分布于隆起帶附近，這是由于構(gòu)造分布使其成為該地區(qū)油氣運移的主要指向區(qū)，且烴源巖條件好，生烴強度大，生烴中心密集，因此隆起帶是齊家?古龍凹陷油氣最為豐富的地區(qū)，而其他地區(qū)油氣資源相對較少，主要原因是生烴中心分散且強度相對較低，因此油氣藏發(fā)育較少。

將油藏距排烴中心之間的距離進行統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，39%的油藏分布在距排烴中心0~10 km 的范圍內(nèi)，28%的油氣藏分布在距排烴中心10~20 km 的范圍內(nèi)，25%的油藏分布在距排烴中心20~30 km 的范圍內(nèi)，僅有少部分油藏分布于距排烴中心30 km 以外區(qū)域，總體來說為距排烴中心越近，油藏分布越多，且產(chǎn)能越高，符合源控理論（圖4（a））。

3.2 相控油氣藏

沉積相控油氣作用（D）指的是高孔高滲優(yōu)勢相區(qū)有利于油氣的聚集和成藏，并控制著有利成藏區(qū)帶的分布。因此，沉積相可以控制油氣藏的形成與分布[10］。齊家?古龍凹陷發(fā)育三角洲、濱淺湖、河流相等主要沉積體系（圖3（b）），區(qū)域內(nèi)發(fā)育的三角洲體系，分布廣泛，形成多種沉積微相，包括水上分流河道、水下分流河道等 。不同地質(zhì)歷史時期的沉積體系也各不相同。研究區(qū)扶余油層下部主要發(fā)育三角洲平原相帶，砂體面積較大，可達104km2以上，砂地比相對較高，為45%~60%[12］；扶余油層上部由三角洲平原相轉(zhuǎn)變?yōu)槿侵耷熬壪?，砂地比略有下降，?0%~40%，水下分流河道分布錯綜復雜，橫向上具有較弱的連通性，縱向上相互疊置。整體上看，目前已發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要分布在水下分流河道相中（圖4（b））。

3.3 蓋控油氣藏

通常情況下，區(qū)域蓋層有較大的沉積厚度，較廣的分布范圍，除此之外還具有橫向連續(xù)穩(wěn)定的特點，能夠防止油氣逸散或向上運移，因此蓋層控制作用（C）是成藏的必要條件。蓋層的分布范圍、厚度、可塑性以及連續(xù)性都會對區(qū)域蓋層的有效性產(chǎn)生直接影響，因此可選取以上參數(shù)來定量表征區(qū)域蓋層的有效性。龐雄奇等[10］研究表明，形成的油氣田規(guī)模越大，其區(qū)域蓋層的分布范圍也越大[10］，但并非蓋層厚度越大越好，當蓋層厚度過大時，會封閉住流體泄壓的通道，反而不利于油氣的聚集。因此，在一定范圍內(nèi)，區(qū)域蓋層厚度適中才有利于油氣成藏。研究區(qū)主要發(fā)育青一段一套區(qū)域蓋層，這套區(qū)域蓋層對大部分油氣起到封存作用，使油氣聚集在扶余油層（圖3（c））。通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，40%的油藏分布在蓋層厚度為70~80 m 范圍內(nèi)，油藏數(shù)量及含油飽和度隨著蓋層厚度的增大呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢（圖4（c））。

3.4 斷控油氣藏

斷裂帶（F）可以用斷裂的滑距、斷距、長度、寬度以及封閉性等來表征。斷裂帶控制含油氣盆地或凹陷的形成與分布，必然控制油氣藏的形成與分布，距離斷裂帶越近的區(qū)域越易形成油氣藏。

斷裂的規(guī)模影響著平面上油氣藏分布的范圍，而斷裂的規(guī)模通常用斷裂的平面長度來表示。通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，規(guī)模一定的斷裂平面上存在控藏邊界；同時斷裂展布規(guī)模越大的斷裂，油氣通過這個斷裂垂向運移的最大距離也就越大，距離斷裂太遠則不利于油氣成藏[14］。

研究統(tǒng)計齊家?古龍凹陷油氣藏與斷裂分布關系可以發(fā)現(xiàn)（圖3（d）），80%的油氣藏儲量分布在距斷裂600 m 以內(nèi)的范圍中（圖4（d））。

3.5 勢控油氣藏

W.A.England 等[13］將“勢”的概念定義為單位體積流體從參照條件下轉(zhuǎn)移到地下所研究的條件下所做的功。低界面勢能會導致油氣從高界面勢能區(qū)向低界面勢能區(qū)運移。界面勢能（P）可以通過孔隙度、孔喉半徑以及滲透率來進行定量表征。

通常情況下，油氣從孔喉半徑相對較小的位置運移至孔喉半徑較大的砂巖之中，孔喉半徑的大小與勢能大小成反比，即孔喉半徑小，勢能則大，因此孔隙度與滲透率相對較大時，勢能則相對較小。然而僅僅根據(jù)絕對孔隙度大小來判斷儲層是否有效是不準確的，需要參考周圍其他巖石的孔隙度來綜合判斷。油氣的成藏特征受到低勢區(qū)儲層的控制，即由于孔隙度會隨著埋深增大而減小，因此當其超過某一臨界值時，才能夠形成油氣藏。

通過齊家?古龍凹陷孔隙度隨埋深變化（圖5）可以看出，齊家?古龍凹陷扶余油層孔隙度呈現(xiàn)出隨埋藏深度增大而減小的特點。同時，發(fā)現(xiàn)有效孔隙度下限具有隨埋深增大而變小的特點，在研究區(qū)內(nèi)，當孔隙度小于5%這個臨界孔隙度時，將不含油氣。根據(jù)齊家?古龍凹陷扶余油層孔隙度隨埋深變化關系，繪制最大孔隙度隨埋深變化包絡線與最小孔隙度隨埋深變化包絡線，即?min、?max，計算公式為：

圖5 齊家-古龍凹陷孔隙度與深度關系Fig. 5 Relationship between porosity and depth in Qijia-Gulong Sag

式中：?min——某深度儲層臨界最小孔隙度，%；

h——埋藏深度，m；

?max——某深度儲層臨界最大孔隙度，%。

通過孔隙度定量表征對應深度下的勢指數(shù)，計算公式為

式中：PI——勢指數(shù)；

?1——某深度儲層實際的孔隙度，%。

4 油氣藏定量表征及有利區(qū)預測

4.1 定量表征

4.1.1 烴源灶控油氣藏

當油氣處于烴源灶控油氣分布范圍之內(nèi)時，可以通過烴源灶控油氣成藏概率來定量表征范圍內(nèi)某點的成藏可能性。姜福杰[15］通過大量研究建立了烴源灶控藏概率模型，計算公式為

式中：Fe——烴源灶控油氣成藏概率；

L——某點與排烴中心間的距離，m；

l——某點與排烴邊界間的距離，m；

qe——烴源灶最大排烴強度，106t/km2。

根據(jù)烴源灶控油氣分布定量模型（式（4）），結(jié)合青一段烴源巖排烴中心的平面分布位置以及油藏距離排烴中心的距離等條件，繪制了研究區(qū)扶余油層有效烴源灶控油氣成藏概率分布圖（圖6）。

圖6 齊家-古龍凹陷扶余油層烴源灶控藏概率平面分布Fig. 6 Probabilities of source kitchen controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.1.2 沉積相控油氣藏

通過賦予不同沉積相類型以不同數(shù)值，來定量表征沉積相控油藏概率模型。主要分為3 個步驟：

（1）統(tǒng)計不同類型沉積相中斷層?巖性油氣藏的個數(shù)；

（2）將含有最多斷層?巖性油氣藏個數(shù)的沉積相賦值為1，油氣藏個數(shù)為0 的沉積相賦值為0；

（3）其他的沉積相類型所賦的值將綜合油氣藏個數(shù)及產(chǎn)能來確定。

沉積相控藏概率模型的計算公式為

式中：Q——沉積相控藏概率；

N——某個沉積相油氣藏數(shù)；

Nmin——沉積相最少油氣藏數(shù)；

Nmax——沉積相最大油氣藏數(shù)。

根據(jù)沉積相控成藏概率模型（式（5））計算出扶余油層各類沉積相控成藏概率（表1）。

表1 齊家-古龍凹陷沉積相控藏概率賦值Table 1 Probability assignment of sedimentary facies controlling reservoirs in Qijia-Gulong Sag

4.1.3 勢控油氣藏

將勢指數(shù)與含油飽和度相結(jié)合可以看出大多數(shù)油藏集中分布于勢指數(shù)小于0.8 的范圍內(nèi)，總體來說勢指數(shù)與含油飽和度成反比，即勢指數(shù)越小，含油飽和度越大。根據(jù)勢指數(shù)與含油飽和度比例的關系（圖7）。

圖7 齊家-古龍凹陷扶余油層勢指數(shù)與含油飽和度、控藏概率的關系Fig. 7 Relationship of potential index, oil saturation and reservoir control probabilities in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

將勢指數(shù)轉(zhuǎn)化為界面勢能控油氣成藏概率，勢能指數(shù)越小，其控藏概率越大。低勢區(qū)控油氣成藏概率可以通過勢指數(shù)計算，計算公式為

式中Pp——為低勢區(qū)控油氣成藏概率。

根據(jù)低勢區(qū)展布情況對齊家?古龍凹陷低勢區(qū)的控油氣作用進行量化，繪制了研究區(qū)扶余油層低勢區(qū)勢控油氣成藏概率分布圖（圖8）。

圖8 齊家-古龍凹陷扶余油層勢能控藏概率平面分布Fig. 8 Probabilities of potential energy controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.1.4 蓋控油氣藏

通過分析齊家?古龍凹陷區(qū)域蓋層厚度的大小與已發(fā)現(xiàn)油氣藏數(shù)量及含油飽和度的關系，擬合出區(qū)域蓋層單因素條件下在平面上的控藏概率公式（圖9），區(qū)域蓋層成藏概率隨蓋層厚度的增大呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢，計算公式為：

圖9 齊家-古龍凹陷扶余油層蓋層厚度與控藏概率的關系Fig. 9 Relationship between caprock thickness and reservoir control probabilities in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

式中：Pc1——區(qū)域蓋層厚度小于80 m 控油氣成藏概率；

d——區(qū)域蓋層厚度，m；

Pc2——區(qū)域蓋層厚度大于80 m 控油氣成藏概率。

根據(jù)區(qū)域蓋層控油氣成藏概率模型，對齊家?古龍凹陷區(qū)域蓋層的控油氣作用進行定量計算，繪制了研究區(qū)扶余油層區(qū)域蓋層控油氣成藏概率分布圖（圖10）。

圖10 齊家-古龍凹陷扶余油層蓋層控藏概率平面分布Fig. 10 Probabilities of caprock controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.1.5 斷裂帶控油氣藏

通過研究齊家?古龍凹陷油藏至斷裂距離與已發(fā)現(xiàn)油氣藏數(shù)量及含油飽和度的關系，擬合出斷裂帶單因素條件下在平面上的控藏概率（圖11），計算公式為

圖11 齊家-古龍凹陷扶余油層油藏至斷裂距離與控藏概率的關系Fig. 11 Relationship between distance from reservoirs to faults and reservoir control probabilities in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

式中：Pf——斷裂帶控油氣成藏概率；

x——油藏至斷裂距離，m。

根據(jù)斷裂帶控油氣成藏概率模型，對齊家?古龍凹陷斷裂帶的控油氣作用進行了量化，并繪制了研究區(qū)泉四段斷裂帶控油氣成藏概率分布圖（圖12）。

圖12 齊家-古龍凹陷扶余油層斷裂控藏概率平面分布Fig. 12 Probabilities of fault controlling reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

4.2 有利區(qū)預測及評價

通過前文對斷層?巖性油氣藏烴源巖、沉積相、蓋層、勢能、斷裂等5 個功能要素的分析與定量表征，對各功能要素進行疊合，綜合表征，進而預測齊家?古龍凹陷斷層?巖性油氣藏有利成藏區(qū)帶。

本次研究對功能要素理論進行了改進，將巖性油氣藏與斷塊油氣藏的功能要素組合控藏模式進行組合，引入了能夠?qū)鄬?巖性油氣藏功能要素組合控油氣分布概率綜合定量化的指數(shù)Iz，通過該參數(shù)來判斷成藏概率的大小。主成藏期的5 大功能要素中，將每個功能要素的控油氣分布概率進行加權平均，即可得到齊家?古龍凹陷斷層?巖性油氣藏的成藏指數(shù)，計算公式為

式中：Iz——齊家?古龍凹陷斷層?巖性油氣藏的功能要素組合控油氣指數(shù)；

Xi——功能要素控油氣概率；

ai——權系數(shù)；

i——功能要素類別，即區(qū)域蓋層、沉積相、勢能、烴源灶和斷裂帶。

指數(shù)Iz取值0～1，計算所得的指數(shù)越大，代表斷層?巖性油氣藏的成藏概率越大；計算所得的指數(shù)越小表示相應成藏概率越小。根據(jù)指數(shù)大小，可劃分為4 類成藏區(qū)，即Ⅰ類成藏區(qū)（Iz為（0.75，1］）、Ⅱ類成藏區(qū)（Iz為（0.50，0.75］）、Ⅲ類成藏區(qū)（Iz為（0.25，0.50］）、Ⅳ類成藏區(qū)（Iz為（0，0.25］）。為計算齊家?古龍凹陷扶余油層功能要素組合控油藏指數(shù)，根據(jù)區(qū)域蓋層、沉積相、勢能、斷裂帶和烴源灶5 個功能要素，對5 個功能要素進行權重分配，根據(jù)主控因素控藏作用大小，烴源灶、蓋層、勢能、沉積相、斷層的權重分別為0.3、0.3、0.2、0.1、0.1。

應用功能要素組合模型，計算出齊家?古龍凹陷扶余油層斷層?巖性油氣藏綜合成藏概率，結(jié)合盆地模擬出的油氣運移路徑（圖13（a））。將運移路徑范圍內(nèi)區(qū)域賦系數(shù)1，運移路徑以外區(qū)域油氣成藏概率較小，賦系數(shù)0.5，將所賦系數(shù)與成藏概率相疊合，預測扶余油層發(fā)育有3 個Ⅰ類成藏區(qū)，分別位于敖古拉鼻狀構(gòu)造、杏西?高西?葡西?新肇鼻狀構(gòu)造以及新肇鼻狀構(gòu)造北部，除此之外，預測出1 個Ⅱ類成藏區(qū)，涵蓋喇西鼻狀構(gòu)造、龍虎泡構(gòu)造、英臺鼻狀構(gòu)造以及敖南鼻狀構(gòu)造等區(qū)域范圍，以及1 個Ⅲ類成藏區(qū)，1 個Ⅳ類成藏區(qū)（圖13（b））。

圖13 齊家-古龍凹陷扶余油層運移路徑及斷層-巖性油氣藏有利區(qū)帶Fig. 13 Migration path and favorable plays for fault-lithologic reservoirs in Fuyu reservoir in Qijia-Gulong Sag

用以上方法計算出的控藏概率及預測的有利區(qū)帶是否可靠需要用實際數(shù)據(jù)進行驗證，具體方法為將研究區(qū)中已發(fā)現(xiàn)油氣藏疊合至本方法得到的預測有利區(qū)平面圖上，對有利區(qū)內(nèi)的油氣藏個數(shù)及比例進行統(tǒng)計。齊家?古龍凹陷實際斷層?巖性油氣藏數(shù)分別與預測出的功能要素組合控藏概率圖進行疊合，觀察并統(tǒng)計各有多少油氣藏落于各類成藏區(qū)中。

總體來看，齊家?古龍凹陷扶余油層中落于Ⅰ類成藏區(qū)內(nèi)油氣藏數(shù)符合率為85%，目前所有已發(fā)現(xiàn)的斷層?巖性油氣藏均處在5 個功能要素疊加區(qū)域。因此，功能要素組合模型適用于齊家?古龍凹陷斷層?巖性油氣藏有利成藏區(qū)帶的預測，且結(jié)果真實可靠。

5 結(jié) 論

（1）齊家?古龍凹陷斷層?巖性油氣藏形成與分布的5 個主控因素為烴源灶、沉積相、勢能、區(qū)域蓋層及斷裂帶。

（2）每個功能要素的控油氣作用都表現(xiàn)出確定的臨界條件：92%的油氣藏分布在距離排烴中心小于30 km 的范圍內(nèi)；50%以上的油氣藏分布在水下分流河道相中；油氣藏均分布在勢指數(shù)小于0.8 的區(qū)域；40%的油氣藏分布在厚度為70~80 m 的區(qū)域蓋層之下；油氣藏均分布在距斷裂小于1.6 km 的區(qū)域內(nèi)。

（3）運用功能要素組合模型，預測出扶余油層發(fā)育有3 個Ⅰ類成藏區(qū)，1 個Ⅱ類成藏區(qū)，1 個Ⅲ類成藏區(qū)，1 個Ⅳ類成藏區(qū)。

（4）通過對預測結(jié)果進行驗證發(fā)現(xiàn)，Ⅰ類成藏區(qū)包括齊家?古龍凹陷中85%以上的斷層?巖性油氣藏，且功能要素疊加復合的區(qū)域內(nèi)包含了所有斷層?巖性油氣藏。