松辽盆地油气富集的主要地质因素定稿文档格式.docx

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3.3.1盖层在纵向上控制了油气的富集层位…………………………………………………21

3.3.2良好区域盖层之下是油气的主要富集层………………………………………………22

3.3.3盖层在平面上控制了油气藏的主要发育区……………………………………………23

3.4有利的生储盖组合特征…………………………………………………………24

3.4.1松辽盆地坳陷期生储盖配置情况………………………………………………………24

3.4.2不同生储盖组合对油气的影响…………………………………………………………25

4.有利沉积相带控制油气富集…………………………………………27

4.1长轴缓坡—低位、湖侵体系域（河流）三角洲型富集区带…………………27

4.2短轴陡坡—湖侵和高位辫状河（扇）三角洲型富集区带………………………29

5.构造活动对油气聚集的影响…………………………………………31

5.1大型深坳陷提供了丰富的油气源………………………………………………31

5.2断裂带对油气运聚成藏的控制作用……………………………………………31

5.3反转构造带是油气聚集的有利场所……………………………………………35

6.油气聚集主控因素分析总结…………………………………………38

7.参考文献………………………………………………………………39

1.区域地质背景

松辽复合大油区与松辽盆地范围相当，位于东北地区，跨越黑龙江省、吉林省、辽宁省和内蒙古自治区，西、北、东三面分别为大兴安岭、小兴安岭和张广才岭所围．南面为康法丘陵，呈北北东向展布，宽750km，长330～370km，面积26×

104km2，是一个以白垩系为主的大型断拗复合陆相盆地。

发育了前古生界、下古生界、上古生界、侏罗系、白垩系、古近系和新近系、第四系地层。

由加里东、海西期褶皱变质岩系及同期的岩浆岩组成了盆地基底。

上部沉积盖层从侏罗纪开始，至新生界均有不同程度的发育，总厚度可达l1000m以上，其中白垩系厚达7000m以上，是盆地内的主要含油层系。

中浅层（泉三段以上）划分为西部斜坡带、北部倾没区、东北隆起区、中央拗陷区、东南隆起区、西南隆起区和东南隆起区6个一级构造单元（图1—1）。

图1—1松辽盆地拗陷层构造单元区划图

松辽盆地中浅层石油资源量约130亿t，探明石油地质储量约70亿t，是一个以白垩系砂岩储层为主的现实大油区（图1—2），油藏以构造、大面积岩性油藏为主，属于构造一岩性复合大油区，由于油藏形成和发育的白垩系地层处于拗陷盆地背景，按原型盆地又属于拗陷盆地大油区。

图1—2松辽盆地中浅层油层分布柱状图

松辽盆地中生代中期受太平洋板块北北西方向的俯冲消减挤压和陆缘岩浆热动力作用及来自鄂霍次克海陆间窄大洋板块向南东方向的俯冲作用。

在双向俯冲作用下，地壳深部地幔上拱，熔融物质热膨胀扩张，上地壳张裂，形成一系列中小型断陷。

进入中生代晚期，由于太平洋板块的俯冲方向逐渐由北北西转变为北西西向，同时其北西方面的鄂霍次克海陆间窄大洋碰撞封闭．松辽盆地深部地幔上拱物质由热膨胀渐变为冷却收缩，导致地壳整体不均一快速下沉，使早期形成的断陷未能大规模裂陷而较早地进入拗陷期发展阶段（图1—3）。

新生代时期受太平洋板块俯冲作用的影响趋于结束，日本海的形成及对其的轻微挤压，松辽盆地地幔上拱物质由热膨胀过渡为冷却收缩，湖盆萎缩渐趋上升直至结束发育。

盆地相应表现为断陷一拗陷复合的地质结构（图1—4）

图1—3松辽盆地坳陷期沉积体系分布图

图1—4松辽盆地地质结构图

2.地层层序演化

松辽盆地内沉积地层的发育主要是受构造运动与古气候两大因素的控制，处于不同的构造发育阶段与占气候条件下，其古生物化石组合与分布状况差别很大。

在盆地发育早期的断陷阶段，构造运动以断裂作用为主，形成了一系列断陷盆地。

这些彼此分割的断陷盆地中不同程度地发育着火山岩、火山碎屑岩，以及河流沼泽相为主的地层，厚度较大，自下而上分别为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组。

盆地坳陷期，构造运动以沉降为主，沉降幅度与沉积范围均规模巨大，先后沉积了以湖相沉积为主的泉头组、青山口组、姚家组与嫩江组。

盆地萎缩阶段，构造运动趋于缓慢上升状态，沉积范围明显缩小，先后沉积了以河流相为主的四方台组、明水组、占近系、新近系和第四系。

现主要讨论盆地内与油气的生成、运移、聚聚密切相关的中生界侏罗、白垩系地层。

2.1地层层序划分与演化

松辽盆地白垩系层序地层划分与演化松辽盆地从泉头组底部至嫩江组顶部可以划分为两个完整的二级层序和8个三级层序（图2—1）。

下部二级层序基本由泉头组和青山口组地层组成，时间跨度约27Ma；

上部二级层序基本由姚家组和嫩江组地层组成，时间跨度约15Ma。

各三级层序时问跨度一般2～5Ma。

图2—1松辽盆地泉头组—嫩江组层序地层综合划分方案

泉头组一、二段为下部二级层序的低位体系域，包括一个三级层序（SQl），以干旱气候条件下的河流相沉积为主。

泉头组三段青山口组一段为下部二级层序的水进体系域，包括两个三级层序（SQ2、SQ3）。

青山口组一段中下部是最大洪泛期的沉积物，湖盆范围急剧扩张，达8.7×

104km2，水体迅速变深，沉积了广泛分布的富含有机质的深湖相暗色泥岩，为主力生油层。

青山口二、三段为下部二级层序的高位体系域，包括一个三级层序（SQ4），主体部分为高位体系域（HST）的沉积产物，此时湖盆范围逐渐缩小，水体变浅，发育一系列三角洲沉积体系，自北、西、西南三个方向向湖盆中心推进，在纵向上形成进积型沉积序列。

青二段总体沉积环境与青一段类似，沉积中心仍发育深湖一半深湖沉积，但湖相泥岩分布范围较小，砂体分布范围扩大。

青三段沉积环境发生较大变化，湖盆水体退缩更加明显，盆地主体演变为滨浅湖环境。

青山口组顶部广泛发育的不整合面，代表了QYN下部沉积层序的结束和上部沉积层序的开始。

姚家组一段包括了上部层序的低位体系域和SQ5三级层序的低位体系域（LST），湖盆水体较浅，湖盆范围缩小，仅为1×

104km2左右。

北部发育大型三角洲沉积体系，三角洲分流河道与前缘相大规模地向盆地中心迁移；

南部陆源碎屑物质供给不足，发育大面积浅水砂岩沉积。

姚家组二段至嫩江组一段为水进体系域（TST）的产物，湖盆分布面积逐渐扩大，水体深度增加，姚家组二段和三段为水进早期沉积，主要为浅水湖相泥岩和三角洲砂岩沉积，分布在盆地北部和西部。

嫩一、二段为水进晚期至最大洪泛期的沉积，湖盆范围急剧扩张，除三角洲砂体局限分布在松辽盆地北缘外，广泛发育厚层深湖—半深湖相泥岩，主要为黑色泥页岩和油页岩，为松辽盆地另一套主要生油层。

嫩江组三一五段为上部二级层序的高位体系域，包括三个三级层序（SQ6、SQ7、SQ8），三角洲砂体发育。

3.有利的生、储、盖组合

松辽盆地坳陷期发育多套沉积体系，不同的沉积体在空间上叠置，为油气的形成提供了生成条件、储集空间和遮挡条件。

3.1成烃凹陷与优质烃源岩

松辽盆地两次最大湖泛期沉积的青一段和嫩一、嫩二段半深湖一深湖相沉积体（图3—1，图3—2），对应的地质时期分别相当于阿尔布一赛诺曼和坎潘期，这两个时期与全球海平面上升时期相一致。

在两次大规模湖侵期，松辽湖盆有与海洋短期沟通的历史，盆地内大部分区域长期处于沉积饥饿状态，沉积了两套分布广泛、富含有机质、巨厚的黑色页岩，间夹油页岩，是松辽盆地最重要的生油层和区域性盖层。

青一段和嫩二段黑色页岩分布范围达十几万平方千米，有机质丰富，可以与海相盆地相媲美。

从古湖盆发展时期的生物特征上看，松辽古湖盆属富营养型，有机质供应丰富，有机质在深水凹陷内大量聚集和保存，这是松辽盆地青山口组一嫩江组富含有机质的黑色页岩的主要成因。

但青一段、嫩一段、嫩二段黑色页岩远比其他时期密集段有机质含量高，而且高值区并不局限于深坳陷内部，这说明青一段、嫩一段、嫩二段黑色页岩中有机碳含量偏高还有另外的原因，除有机碳供应充足、湖泊较深等因素外，有机碳的大量保存可能与海侵有关。

海水的注入使湖水盐度增高，引起湖泊水体盐度分层，因为海水相对密度（1.03）大于湖水的相对密度（1.0），当海水注入到淡水湖盆会形成密度流，沿湖盆底部向下流人湖心，形成高盐度底层水。

水体的盐度分层导致表层富氧水与底层水没有物质交换，造成湖泊深部的缺氧环境，为有机质的保存创造了良好的条件，因此形成了盆地大面积区域内有机质含量相对偏高的现象。

超层序最大湖泛面附近厚层黑色泥、页岩不仅提供了丰富的有机质，而且其分布广泛，也为油气藏的形成提供了良好的盖层条件。

较重要的青一段和嫩一、嫩二段，它们分开了松辽盆地上、中、下部含油组合。

图3—1松辽盆地青一段沉积相图

图3—2松辽盆地嫩一段沉积相图

3.1.1烃源岩有机质丰度

烃源岩中的有机质是油气生成的物质基础，有机质丰度的大小决定烃源岩的成烃潜力。

松辽盆地坳陷层主要有两套烃源岩层系，即青山口组和嫩江组。

青山口组包括青一段、青二段和青三段，嫩江组包括其中的嫩一段、嫩二段和嫩三段。

盆地几个主要生烃区烃源岩有机质丰度统计表明（表3—1），垂向上依据烃源层有机质丰度的大小可以把烃源岩划分为不同的级别，反映各套烃源岩具有不同的生烃潜力。

表3—1松辽盆地北部主要生烃区烃源岩有机质丰度

在齐家—古龙凹陷青一段烃源岩有机碳平均值达到2.13%，一般分布在1.0%和3.0%之问。

氯仿沥青“A”平均值达到0.43%，主要分布在0.4%和0.9%之间。

总烃平均值达到4149×

10-6，主要分布在1000×

10-6和8000×

10-6之间。

生烃潜量S1+S2平均值达到18.49mg/g，主要分布在10mg/g和35mg/g之间。

综合评价为最好烃源岩。

嫩一段烃源岩有机碳平均值达到2.64%，主要分布在1.0%和4.0%之间，氯仿沥青“A”平均值达到0.49%，总烃平均值为4023×

10-6，生烃潜量S1+S2平均值为25.15mg/g。

有机质丰度指标略高于青一段，属最好的烃源岩，反映嫩一段在齐家—古龙凹陷是不可忽视的烃源岩层。

在三肇凹陷青一段烃源岩有机碳平均值为3.14%，主要分布在1.0%和6.0%间。

氯仿沥青“A”平均值为0.626%，主要分布在0.2%和0.9%之问。

总烃平均值为4290×

10-6，主要分布在2500×

10-6和7000×

生烃潜量S1+S2平均值高达29.27mg/g，主频分布10mg/g和35mg/g之间。

三肇凹陷与齐家一古龙凹陷相比，青一段的各项有机质丰度指标略偏高，原因可能有两点：

一是三肇凹陷青一段泥岩的生烃潜力大，齐家—古龙凹陷烃源岩原始有机质丰度比三肇凹陷青一段烃源岩低；

二是由于齐家—古龙凹陷青一段烃源岩成熟较高，大量生烃并排出烃源岩造成了残余有机质丰度较低。

嫩一段烃源岩有机碳平均值为2.55%，主要分布在1.0%和4.0%之问。

氯仿沥青“A”均值为0.141%，主频分布在0.1%和0.2%之问。

总烃只有一块样品为378×

10-6。

S1+S2平均值为15.03mg/g，主要分布在10mg/g和25mg/g之间。

从以上数据看，嫩一段烃源岩有机碳值较高，而其他有机质丰度指标值较低，这可能与该地区嫩一段埋藏较浅、成熟度较低有关。

综合评价为好烃源岩。

大庆长垣青一段烃源岩有机碳平均值为3.64%，主频分布在2.0%和5.0%之间。

氯仿沥青“A”平均达到0.389%，主要分布在0.2%和0.5%之间。

总烃平均值为3163×

10-6，大部分样品分布在2000×

10-6和4000×

生烃潜量S1+S2平均值达到20.75mg/g，主要分布在15mg/g和35mg/g之间。

综合评价属最好烃源岩。

由此推测，大庆长垣上的原油不仅来自两侧的齐家—古龙凹陷和三肇凹陷，长垣本身的青一段作为烃源岩，也对大庆油田的形成也发挥了重要作用。

嫩一段烃源岩有机碳平均值为2.05%，主频分布在1.0%和2.5%之间。

氯仿沥青“A”平均值为0.205%，总烃平均值为1478×

10-6，属于最好的烃源岩。

上述分析表明，松辽盆地坳陷层主要烃源岩中青一段泥岩和嫩一段泥岩有机质丰度一般达到最好烃源岩级别。

其次是青二、青三段，有机质丰度一般达到好—中等烃源岩级别。

嫩二、嫩三段地层有机质丰度一般为中等或差烃源岩。

因此，在垂向上各套烃源岩表现出不同的生烃潜力。

3.1.2烃源岩有机质类型

有机质类型是反映有机质来源或化学组成的重要标志，有机质母质（干酪根）类型的差异决定烃源岩不同成烃的方向。

现分别对松辽盆地坳陷层几个主要生烃区烃源岩的类型特征进行简述。

齐家—古龙地区主要烃源岩干酪根的元素组成统计结果表明，青一段干酪根中碳平均占84．46％，氢平均占6．22％，氧平均占7．68％，氮平均占1．64％。

干酪根的平均H／C原子比为0．89，O／C原子比平均为0．07，有机质类型平均为Ⅱ型。

从范氏图看（图3—3），齐家—古龙凹陷青一段烃源岩有机质以I型和Ⅱ型为主，少量为Ⅲ型。

元素组成分析，嫩一段干酪根中碳平均占79．89％，氢平均占8．76％，氧平均占9．42％，氮平均占1．93％，干酪根中残余氢元素的含量高于青山口组。

干酪根的H／C原子比平均高达1．32，O／C原子比平均为0．09。

在范氏图图上（图3—3），嫩一段干酪根类型分布在I、Ⅱ型区域内。

以上特征显示，嫩一段烃源岩的有机质类型好于青山口组。

图3—3齐家—古龙凹陷烃源岩有机质类型划分（范氏图）

三肇地区主要烃源层干酪根元素组成的统计结果表明（图3—4），青一段烃源岩干酪根碳平均占80．68％，氢平均占7．95％，氧平均占9．55％，氮平均占1．82％。

干酪根的H／C原子比平均为1．18，O／C原子比平均为0．09，表明有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型。

在干酪根元素H／C和O／C原子比关系图上，三肇地区青一段干酪根主要分布在Ⅰ、Ⅱ型区域内。

嫩一段干酪根H／C原子比不仅大于该凹陷的青山口组，还略大于齐家一古龙凹陷的嫩一段烃源岩，这一方面反映其有机质类型偏腐泥型，另一方面也与其成熟度较低、氢的损失较少有关。

图3—4三肇凹陷烃源岩有机质类型划分（范氏图）

3.1.3烃源岩有机质成熟度

松辽盆地具有较高的地温梯度（平均4℃/100m）和大地热流值（1．75HFU），致使其与国内大多数盆地相比，有机质成熟门限深度较浅。

在松辽盆地烃源岩RO，与深度关系图中（图2—5），处于成熟阶段（RO=0．7％～1．3％）的烃源岩埋深范围大约为1500～2100m。

松辽盆地中央坳陷区的青山口组和嫩一段大多处于这一深度范围内，这是其成为优质生油岩的重要因素之一。

图3—5松辽盆地北部坳陷层RO与深度关系

3.2有利的油气储集条件

松辽盆地以陆相湖盆沉积为主，由于陆相环境碎屑来源的复杂性、沉积相态的多样性，以及后生成岩作用的影响，发育了各种类型的储层，为油气成藏提供了储集空问。

3.2.1储层分布物性参数

油气勘探结果显示，松辽盆地从浅至深共发育10个含油气层（表3—2），其中坳陷沉积6个含油气层，以产原油为主；

断陷沉积（包括基岩）4个含油气层，产天然气为主。

坳陷沉积中储层岩石类型主要为粉砂岩和细砂岩，局部地区还发育湖相碳酸盐岩和泥岩裂缝储层；

断陷沉积中储层岩石类型复杂，碎屑岩类有砂岩、砾岩以及二者的过渡岩类，此外还有火山岩和基岩风化壳储层。

储层在空间分布上，由于受构造发育特征的影响，坳陷沉积和断陷沉积的储层分布明显不同，其中受湖盆大小和物源方向等多种因素的控制，坳陷沉积中储层空间展布也明显不同。

表3—2松辽盆地储层与含油气组合

黑帝庙油层砂岩比较发育，厚度受沉积相控制比较明显。

在松花江和嫩江以南湖相发育区，砂岩累计厚度通常小于80m，砂地比为10％～20％；

在江北河道比较发育的地区，砂岩厚度达到120m以上，个别地区达到200m以上，砂地比为40％～60％；

在三角洲前缘相（江北），砂岩厚度主要介于80～120m之间，砂地比为20％～40％。

萨尔图油层砂岩发育程度不如黑帝庙油层，砂岩厚度受沉积相控制更明显。

在安达以南的三肇等湖相发育区，砂岩累计厚度通常小于30m，砂地比为10％～20％；

在河道比较发育的盆地北部地区（大庆以北），砂岩厚度达到60m以上，个别地区达到l00m以上，砂地比为40％～60％；

在三角洲前缘相（安达北、大安西等地），砂岩厚度主要介于30～60m之间（图3—6），砂地比为20％～40％。

图3—6松辽盆地萨尔图油层砂岩厚度等值线图

葡萄花油层砂岩发育程度明显不如萨尔图油层，砂岩厚度通常小于20m，局部达到40m以上。

沉积相对砂岩厚度的控制作用明显，三肇北部等湖相发育区，砂岩累计厚度通常小于10m，砂地比小于30％；

在河道比较发育的安达以北地区，砂岩厚度通常大于20m，个别地区达到40m以上，砂地比为40％～70％，局部达到90％；

在三角洲前缘相，砂岩厚度主要介于10～20m之间（图3—7），砂地比为20％～40％。

图3—7松辽盆地葡萄花油层砂岩厚度等值线图

高台子油层砂岩非常发育，砂岩厚度与沉积相的关系非常明显。

在安达以北湖相区，砂岩厚度小于50m，砂地比低于15％；

在河道发育的方向（大庆以北），砂岩累计厚度超过150m，砂地比达到40％～60％；

其他沉积相区，砂岩累计厚度在50～150m之间（图3—8），砂地比为15%~40%。

图3—9松辽盆地高台子油层砂岩厚度等值线图

扶余油层砂岩发育程度与葡萄花油层相近，厚度相对较小。

在盆地最北部克山地区为洪积相，砂岩厚度最大，达到30m以上；

在河流相分布区（大庆以北），砂岩厚度为20～30m；

三角洲及湖相地区（大庆以南），砂岩厚度为10～20m。

杨大城子油层砂岩比较发育，在大庆长垣以东及以西大部分地区砂岩厚度超过50～60m，在克山、拜泉一带砂岩厚度达到百米以上，砂岩厚度与沉积相关系密切。

3.3盖层与油气成藏关系

盖层对油气藏形成和保存起着至关重要的作用，盖层的空间分布控制着油气运移和成藏范围，呈现出相当规模的油气藏一定有良好的盖层。

松辽盆地坳陷层发育的几套盖层与油气藏形成有良好的匹配关系，控制着油气的聚集与保存。

3.3.1盖层在纵向上控制了油气的富集层位

盖层把坳陷层中的油气层分成3个主要含油气组合黑帝庙、萨尔图、葡萄花、高台子、扶余和杨大城子油层是松辽盆地坳陷沉积的主要含油气层，分别位于不同的控制盖层之下，并与生油层和储层形成了良好的空间匹配关系（图3—10），其中盆地的3套区域盖层把这些含油气层分成了上、中、下3个主要含油气组合。

上部含油气组合的区域盖层上部含油气组合区域性盖层是明一段，其储层主要是黑帝庙油层。

明一段主要是河流一滨浅湖相沉积，发育的两套黑色泥岩较纯，而且较厚。

该地层埋深较浅，泥岩塑性高，除在部分地区缺失外，分布很稳定，对其下伏储油空间形成了区域性封盖。

上部含油气组合除明一段区域性盖层外，还发育了四方台组、嫩江组三至五段局部盖层。

中部含油气组合的区域盖层中部含油气组合区域性盖层是嫩一、嫩二段泥岩盖层，储层分布在嫩一段、姚家组、青二段、青三段。

嫩一、嫩二段泥岩把上部含油气组合和中部含油气组合分开，控制的储层是萨尔图、葡萄花、高台子油气层。

该组泥岩盖层对上起生油作用，对中部含气油组合除生油作用外，还起区域性封盖作用。

中部含油气组合的局部盖层还包括青二、青三段和姚二、姚三段泥岩，这些盖层对中部含油气组合的形成也发挥了重要作用。

下部含油气组合的区域盖层下部含油气组合区域性盖层是青一段泥岩盖层，储层是泉三、泉四段。

该组泥岩盖层把中部含油气组合和下部含油气组合划分开，控制着扶余和杨大城子油气成藏。

青一段泥岩既是生烃层，又是下伏储层的封盖层；

既是下部含油气组合的直接盖层，也是该含油气组合的区域性盖层。

图3—10盖层与油气藏空间配置及其组合示意图

3.3.2良好区域盖层之下是油气的主要富集层

油气在良好的封盖层下富集，松辽盆地坳陷沉积发育的几套良好封盖层的下部均富集油气的事实就说明了这一点。

嫩一、嫩二段区域盖层沉积稳定，泥岩纯，连续厚度在200m以上。

尤其是嫩二段，沉积面积几乎遍布整个盆地，处于早成岩晚期和中成岩早期阶段，是盖层形成的最佳时期，盖层塑性强，不易产生裂隙，即使有裂隙产生，靠岩石的塑性也可以使裂隙封闭，减少了油气沿断层的渗漏散失。

在这套区域封盖层下发育的萨尔图、葡萄花、高台子油层富集了松辽盆地石油资源的90％以上。

青一段区域盖层主要形成于半深一深湖相。

泥岩纯、厚度大，在坳陷区内分布面积广，且泥岩孔隙存在流体超压，岩石的可塑性更强。

在这套区域封盖层下发育的扶余油层和杨大城子油层富集了松辽盆地石油资源的9％以上。

松辽盆地盖层与油气层的纵向分布关系表明，只有在良好的区域盖层条件下，油气从生成、运移到保存的过程中，才不至于大量散失，油气才能大规模的富集。

反之，在较差的局部盖层条件下，油气从生成到储集过程中会有大量的散失，就难以形成大规模的油气田。

3.3.3盖层在平面上控制了油气藏的主要发育区

盖层不但为圈闭形成、油气保存提供条件，而且为油气横向运移、富集创造了相对封闭的空间。

因此，良好的区域盖层不仅阻止油气的垂向散失，而且在平面上控制着油气藏的形成规模。

盖层厚度与油气藏分布关系：

盖层性能的优劣受岩石的微观特征、沉积环境、成岩作用、岩层厚度等多种因素控制。

其中在其他条件相同的情况下，盖层厚度制约着盖层的品质，影响着油气的富集区域。

一般盖层越厚、分布越稳定，就越有利于油气的成藏与保存。

松辽盆地嫩一、嫩二段在纵向上控制着萨尔图、葡萄花、高台子油层的形成，而各油气层中的油气在平面上的成藏和分布与盖层的厚度也密切相关（图3——11）。

以大庆长垣及其以西地区为例，在大庆长垣嫩一段泥岩盖层的厚度在lOOm左右，在齐家一古龙凹陷区一般为80～120m，在西部斜坡区为30～80m；

嫩二段泥岩盖层在大庆长垣的厚度大致为180m，在齐家一古龙凹陷区一般为180～220m，西部斜坡区为80～160m。

上述区域嫩一、嫩二段泥岩盖层叠加厚度在110～340m范围内，较厚的泥岩盖层为油气的富集成藏提供了必要条件。

横向上良好的盖层发育区，在大庆长垣、齐家一古龙凹陷、龙虎泡一大安阶地、阿拉新一二站、富拉尔基等地区富集了多个油气田。

类似地，青一段泥岩盖层纵向上控制了扶余和杨大城子油气层，在平面上泥岩盖层的有利发育区也制约了扶余和杨大城子油气层油气藏的形成和分布。

如大庆长垣东部盖层条件好，形成了汪家屯一升平、长春岭、朝阳沟、宋站、二站、五站多个油气田；

而在西部斜坡区、滨北地区等盖层条件差，形