近年随着非常规油气勘探开发突破，常规与非常规油气成藏机理、关键控制要素和空间展布规律成为新的研究课题，逐步形成常规—非常规油气有序聚集的全油气系统相关理论^[1-3]，其核心理论内涵和外延也在不断地发展完善。1995年Magoon首次提出全油气系统概念，指以一个正在生烃或曾经生烃的烃源岩聚集区为源，所有已发现和未发现的相关油气（油气苗、油气显示、油气藏），以及对油气聚集至关重要的所有地质要素（烃源岩、储集岩、围岩和盖层）和过程（油气生、运、聚及圈闭的形成）的总和^[4]。2014年邹才能等在研究国内外常规与非常规油气关系的基础上，首次提出“常规—非常规油气有序聚集”理论，认为在含油气单元（盆地、坳陷或凹陷）内，由于富有机质烃源岩热演化生排烃与不同类型储层的储集空间随埋深演化全过程耦合，使油气在时间域持续充注、空间域有序分布，常规油气与非常规油气空间共生，形成常规—非常规油气聚集体系^[1]。唐勇等在系统梳理玛湖凹陷勘探历程后提出了二叠系风城组全油气系统概念，认为自凹陷周缘斜坡区到凹陷区，呈现成熟常规油藏、中—高成熟致密油、中—高成熟页岩油的有序共生特征^[5-9]。根据这些理论认识，常规油气的发现预示着供烃方向有非常规油气共生，而非常规油气的发现则预示着外围空间可能有常规油气共存，这对揭示盆地内常规与非常规油气藏分布规律，指导油气勘探高效发展具有革命性意义。

目前的全油气系统重点强调了烃源岩层段的平面上不同相带有序分布、不同类型油气藏有序聚集，较少考虑到烃源岩层系以外的地层，尤其是源下油气成藏方面鲜有涉及。从吉木萨尔凹陷二叠系油气勘探来看，不仅在平面上体现了以芦草沟组为源的全油气系统成藏特点，在纵向上也存在油气有序共生的特征。先后在吉木萨尔凹陷斜坡区、凹陷区发现吉7区块梧桐沟组砂砾岩稠油油藏和芦草沟组页岩油两大规模储量区^[10-13]。近年来通过梳理吉木萨尔凹陷成藏要素空间动态匹配关系，提出吉木萨尔凹陷二叠系具有平面、纵面全油气系统成藏的特点。在这个思路指导下，在芦草沟组页岩油高部位发现了常规砂砾岩油藏，在芦草沟组上、下均发现了规模油气储量。本文对吉木萨尔凹陷全油气系统的油气地质条件、成藏模式等进行系统研究，以期进一步丰富全油气系统勘探理论体系，为类似富油气凹陷油气勘探提供新思路。

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起区，是在石炭纪褶皱基底上发育的一个西断东超的箕状凹陷，东西长约60km，南北宽50km，面积约3000km²。吉木萨尔凹陷构造东高西低，三面被断层分割，其中西面以西地断裂为界与北三台凸起相接，北面以吉木萨尔断裂和青1井南断裂为界与沙奇凸起、北三台凸起毗邻，南面以三台断裂为界与吉南凸起相接，向东表现为一个逐渐抬升的斜坡，过渡到古西凸起上，凹陷中心位于西地断裂附近（图 1a）。

图 1

图 1 吉木萨尔凹陷地质概况图 Fig. 1 Geological overview of Jimsar Sag (a)芦草沟组底界构造图；(b)二叠系综合柱状图

吉木萨尔凹陷地层发育齐全，自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，最大厚度约5000m。石炭系为滨浅海相、海陆交互相泥岩、碳质泥岩和火山岩建造。二叠系自下而上发育中二叠统乌拉泊组（P₂wl）、井井子沟组（P₂jj）、芦草沟组（P₂l）和上二叠统梧桐沟组（P₃wt）（图 1b）。乌拉泊组和井井子沟组主要岩性为灰绿色、灰色厚层中—细粒长石砂岩，以及含砾砂岩、凝灰质砂岩，岩层中可见波痕、泥裂等沉积构造。芦草沟组主要为一套咸化湖泊沉积，地层厚度为200~350m，凹陷边缘以砂砾岩为主，斜坡区、凹陷区发育砂岩、泥岩、碳酸盐岩的混积岩，是凹陷最主要的烃源岩，也是页岩油赋存层系，烃源岩厚度为100~250m。上二叠统梧桐沟组主要为砂砾岩、含砾砂岩、中—粗砂岩、泥岩沉积。二叠系3套地层组成了储—源—储结构，是区域最重要的成藏组合^[14-16]。三叠系主要由厚层红褐色泥岩、砂岩、粉砂岩组成，属干旱背景下湖泛平原沉积。侏罗系为一套含煤碎屑岩系，不整合覆盖在三叠系、二叠系及石炭系之上。白垩系局限分布在凹陷以西地区，在凹陷中部剥蚀尖灭。古近系主要分布于南部地区，新近系、第四系广泛分布，与白垩系、侏罗系等地层不整合接触。

吉木萨尔凹陷先后经历了海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期4期构造运动^[17-18]。凹陷的雏形形成于海西期，石炭纪末期，准东地区整体为拉张环境，在凹陷周缘形成边界断裂，北部沙奇凸起、东部古西凸起已经隆升，博格达地区为海槽环境，吉木萨尔凹陷与博格达海槽、阜康凹陷沉积环境一致。石炭纪末期—早二叠世，塔里木板块与准噶尔地块强烈碰撞，博格达海槽关闭，海水逐渐退出准噶尔地块，准东地区发生东西向挤压，北三台凸起开始形成，吉木萨尔凹陷整体抬升，下二叠统由阜康凹陷逐渐向北三台凸起超覆尖灭。中—晚二叠世，准东地区进入拉张沉降阶段，吉木萨尔凹陷接受井井子沟组和芦草沟组沉积。晚二叠世以后，准东地区进一步抬升，吉木萨尔凹陷周缘的凸起遭受大范围剥蚀，为吉木萨尔凹陷内形成稳定沉积提供充足物源，盆地原来隆坳错落的格局已基本填平补齐。三叠纪至今，吉木萨尔凹陷进入了整体沉积—抬升的振荡发展阶段，形成了三叠系与侏罗系之间的区域性不整合。

吉木萨尔凹陷二叠系为凹陷背景下湖泊建造体系，芦草沟组发育规模优质烃源岩，紧贴烃源岩上、下均发育碎屑岩储层，形成独特的三明治结构。同时多期构造运动在二叠系内部形成复杂的断裂体系，为油气纵向输导提供了通畅运移通道，具备形成全油气系统基本特征。

芦草沟组烃源岩是中国最为古老的陆相烃源岩层系之一，是近海咸化湖盆混积岩沉积，间歇性的海水注入迅速咸化造成非海相生物群体死亡，有利于有机质富集形成优质烃源岩。凹陷区已钻井均钻遇芦草沟组烃源岩，其自下而上又可细分为芦一段（P₂l₁）、芦二段（P₂l₂）（图 2），主体分布在凹陷中心，向周边逐渐减薄，厚度大于200m的有利区面积达800km²（图 3）。

图 2

图 2 吉3301井芦草沟组地球化学综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive geochemical column of Lucaogou Formation in Well Ji3301

图 3

图 3 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩厚度图 Fig. 3 Thickness map of source rock in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

芦草沟组烃源岩主要包括碳酸盐岩类和泥岩类，碳酸盐岩类烃源岩TOC平均为2.93%，S₁+S₂平均为24.28mg/g，有机质类型绝大多数为Ⅰ型，极少数为Ⅱ₁型；泥岩类烃源岩TOC平均为3.82%，S₁+S₂平均为29.36mg/g，大部分为Ⅰ型和Ⅱ₁型，少数为Ⅱ₂型。除了常规的暗色泥岩、富含有机质的碳酸盐岩具有生烃能力外，作为非常规储层的泥质粉砂岩也具有一定的生烃能力，以镜质组和惰质组为主，有机质类型以Ⅱ型为主，TOC平均为3.62%，S₁+S₂平均为20.1mg/g，I_H大多大于350mg/g，R_o主体介于0.65%~1.16%，T_max平均为441.6℃，整体评价为有机质丰度高、类型好、低成熟—成熟的优质烃源岩。

热演化史模拟结果显示，三叠纪中期烃源岩埋深已达到低成熟油气生排烃门限；在早—中侏罗世，芦草沟组达到生油高峰期；在晚侏罗世末期—古近纪，受燕山—喜马拉雅构造活动影响，芦草沟组成熟烃源岩大量排烃。芦草沟组和梧桐沟组储层中烃类包裹体研究证实，吉木萨尔凹陷至少存在两期成藏：第一期包裹体均一温度为65℃，对应的成藏时间为侏罗纪；第二期包裹体均一温度为120℃左右，对应的成藏时间为白垩纪—早古近世^[19-20]。

二叠纪是准噶尔盆地的重要变革时期，由早期的海陆过渡相逐渐变为陆相环境，海水自西向东退去，在阜康断裂带周缘残留有局限海盆。早—中二叠世，博格达地区为稳定深湖沉积区，吉木萨尔凹陷和吉南凹陷基本连通，之间夹有吉南凸起，为吉木萨尔凹陷提供有限的物源。古西凸起控制吉木萨尔凹陷东部沉积，沙奇凸起控制吉木萨尔东北部沉积，北三台凸起控制吉木萨尔西部沉积。中二叠统井井子沟组沉积时期，吉木萨尔凹陷表现为北高南低，沙奇凸起与古西凸起对凹陷沉积格局控制强烈，沙奇凸起与吉木萨尔凹陷为断层接触，坡度相对较缓，控制该区域辫状河三角洲沉积（图 4a）；吉南凸起与吉木萨尔凹陷为断层接触，呈箕状断陷样式；吉木萨尔凹陷与东部古西凸起、西部北三台凸起之间为缓坡，以辫状河三角洲沉积为主。

图 4

图 4 吉木萨尔凹陷二叠系沉积相图 Fig. 4 Sedimentary facies map of the Permian in Jimsar Sag

中二叠统芦草沟组沉积时期构造整体平缓，处于最大湖泛时期。古西凸起稳定隆升，吉南凸起表现为水下低凸起。芦草沟组沉积期，吉木萨尔凹陷周缘以扇三角洲沉积体系为主，但沉积规模萎缩，凹陷内主要发育咸化湖盆背景下的粉—细砂岩、泥岩、碳酸盐岩的混积沉积，仅在斜坡高部位存在扇三角洲沉积（图 4b）。

上二叠统梧桐沟组沉积时期，博格达山的隆升导致构造—沉积格局发生反转，吉木萨尔凹陷整体构造变为南高北低，北三台凸起倾没；古西凸起稳定隆起，控制吉南凸起、吉木萨尔凹陷东部沉积。吉南凸起受博格达山隆升的影响，隆起幅度减小，此时可能为水下低凸起，基本不供源。沙奇凸起控制吉木萨尔凹陷东北部沉积。扇三角洲沉积主要来自南部博格达山物源、吉南凸起物源和古西凸起物源，凹陷南部自博格达山运输而来的扇三角洲主要分为3个扇体，该扇体在根部为长轴状，前端形成朵状，代表了较远的搬运距离和较强的物源特征^[21-22]。沙奇凸起西侧发育鸟足状扇三角洲，且规模小。沙奇凸起东侧形成两支规模较小的鸟足状扇体伸入吉木萨尔凹陷。吉木萨尔凹陷东南部的大型扇三角洲沉积来自吉南凸起物源，该扇体由吉南凸起和古西凸起边界断层交叉部位入湖，呈朵状展布（图 4c），是梧桐沟组最主要的沉积体系。

纵向上二叠系储层由井井子沟组致密砂岩，过渡为芦草沟组混积岩、砂砾岩，梧桐沟组又沉积了厚层砂岩、砂砾岩。平面上芦草沟组沉积建造较为复杂，岩石类型有陆源碎屑岩、内源碳酸盐岩和蒸发岩，各种岩性横向有序分布。

井井子沟组发育辫状河三角洲沉积砂岩储层，纵向上主要发育两套砂体，上砂组在凹陷边部发育，以中—细砂岩为主，砂体厚度为60~111m，孔隙度为6.6%~ 13.2%，平均为9.6%，渗透率为0.055~1.69mD，平均为0.46mD，属中低孔、特低渗储层；下砂组主要发育于凹陷中部，以细砂岩、含砾砂岩为主，砂体厚度为40~80m，孔隙度为9.0%~15.0%，平均为12.4%，渗透率为0.05~1.00mD，平均为0.34mD，储层具有低孔、特低渗特征。储集空间以粒间孔为主，少量粒内溶孔，分布不均匀，孔隙连通性一般（图 5a、b）。

图 5

图 5 吉木萨尔凹陷二叠系储层镜下特征图 Fig. 5 Microscopic characteristics of the Permian reservoirs in Jimsar Sag (a)吉新2井，P2jj，4588.58m，中—细粒岩屑砂岩，粒间孔；(b)吉新4井，P2jj，4525.08m，粗—中粒岩屑砂岩，粒间孔；(c)吉3801井，P2l，2684.4m，含砾粗砂岩，构造缝、贴粒缝、溶蚀缝；(d)吉3801井，P2l，2692.77m，含砾粗粒岩屑砂岩，微孔、构造缝、贴粒缝；(e)吉2801井，P2l，3058.73m，含碳酸盐粉砂岩，纳米孔、溶蚀缝；(f)吉2801井，P2l，3046.87m，云质粉砂岩，粒内溶孔；(g)吉3301井，P2l，3546.17m，含凝灰质粉—细砂岩，溶蚀缝；(h)吉1901井，P3wt，2117.54m，不等粒岩屑砂岩，粒间孔；(i)吉1901井，P3wt，2116.83m，中—粗粒岩屑砂岩，粒间孔、粒内溶孔

芦草沟组的常规砂砾岩储层分布于吉木萨尔凹陷边缘，埋深较浅，以扇三角洲平原沉积为主，单层厚度为3.6~18.8m，累计厚度为30~174m，储层孔隙度为2.4%~13.4%，平均为8.32%，渗透率为0.01~87.4mD，平均为0.17mD，储集空间以微孔、粒内溶孔、构造缝、贴粒缝为主（图 5c、d），表现为低孔、特低渗致密储层特征。斜坡区扇三角洲前缘主要发育含砾粗砂岩。前扇三角洲以灰质、云质砂岩为主，是致密油的主要发育区，2023年在斜坡区部署的风险井奇探1井芦草沟组钻遇近100m厚的灰质粉砂岩，压裂后3mm油嘴最高日产油66.45m³，储层孔隙度为5.0%~17.83%，平均为11.26%，渗透率为0.08~1.43mD，平均为0.49mD。凹陷区发育页岩油，为一套咸湖沉积背景受机械沉积作用和化学沉积作用共同控制的由砂砾岩、粉—细砂岩、泥岩和碳酸盐岩混合堆积的混积岩^[23-24]，页理发育，发育上下两套甜点富集区，储层单层厚度为3~8m，累计厚度为42~84m，储层孔隙度为2%~14.9%，平均为8.1%，渗透率为0.005~6.31mD，平均为0.002mD，储集空间有残余粒间孔、粒内溶孔、晶间孔及微米—纳米孔、粒间溶孔（图 5e—g）。

梧桐沟组自下而上划分为梧一段（P₃wt₁）和梧二段（P₃wt₂），纵向上表现为水进过程，具有下粗上细、下厚上薄的特征。储层主要为砂砾岩、含砾砂岩、中—粗砂岩，黏土矿物以粒表不规则的伊/蒙混层、蠕虫状高岭石为主，含少量的绿泥石和伊利石^[25]。碎屑颗粒分选好—中等，磨圆为次圆状—次棱角状。胶结类型以接触—孔隙、压嵌—孔隙为主，颗粒接触方式以线—点接触为主，胶结、压实程度均较低。凹陷中心储层较为致密，孔隙度为5.3%~10%，平均为8.11%，渗透率为0.011~1.34mD，平均为0.18mD，储集空间以微孔为主，如吉新2区块。凹陷边缘以常规砂砾岩为主，孔隙度为4%~22.3%，平均为15.82%，渗透率为0.0062~344mD，平均为30.42mD，储集空间类型以剩余粒间孔为主，孔喉连通性好（图 5h、i），如吉7区块、吉19区块。

吉木萨尔凹陷二叠系油气分布具有常规—非常规全油气系统有序共生和序次成藏的特征。平面上，凹陷区的页岩油、斜坡区的高成熟致密油，以及凹陷边缘的常规砂砾岩稠油油藏有序共生。纵向上，受上二叠统梧桐沟组湖泛泥岩顶板和中二叠统井井子沟组泥岩底板遮挡，形成以芦草沟组为烃源岩的油气成藏组合，上部以梧桐沟组常规砂砾岩油藏为主，下部发育井井子沟组致密砂岩油藏，芦草沟组发育源内页岩油、近源致密油和源边常规油藏（图 6）。

图 6

图 6 吉木萨尔凹陷全油气系统成藏模式图 Fig. 6 Hydrocarbon accumulation pattern of the full oil and gas system in Jimsar Sag

页岩油主要分布在凹陷区和斜坡低部位，源内自生自储，大面积连续分布。原油在生烃增压驱动下，以游离态、吸附态经过短距离初次运移聚集于泥质页岩、云质粉砂岩储集体中，芦草沟组发育的层理缝、构造缝、压溶缝合线、晶间孔和广泛分布的微—纳米级孔喉系统为原油运移、聚集提供通道和储集空间，构成自生自储、源储一体的页岩油成藏模式（图 6）。在吉木萨尔凹陷区已经发现10亿吨级页岩油，预测有利含油面积614km²（图 7）。

图 7

图 7 吉木萨尔凹陷成藏有利区划分图 Fig. 7 Favorable zones for hydrocarbon accumulation in Jimsar Sag

在吉木萨尔凹陷，致密油储层与烃源岩侧向接触、纵向紧邻，近源聚集成藏，主要有两种类型，第一种为源下井井子沟组致密砂岩油藏，主要发育在构造活动区，断层错断地层，造成芦草沟组烃源岩与下伏井井子沟组侧向对接，在生烃增压作用下，油气从烃源岩经过短距离运移后聚集成藏，例如吉新2区块。该类油藏平面受有利储层、构造、盖层共同控制，有明显的圈闭外形，其本质是储层比较致密的常规油气藏，以浮力成藏为主，油水分异作用造成油气在高部位聚集。第二种为芦草沟组扇三角洲前缘外带致密油，储层以云质粉砂岩为主，孔隙度为11.26%，渗透率为0.49mD，微米—纳米晶间孔发育，由于长英质、碳酸盐等脆性矿物含量较高，微裂缝较发育。呈游离态的油气受压差驱动，顺层侧向运移至致密储层中，在微米—纳米高毛细管阻力控制下形成“自封闭”体系。此类致密油藏表现为整体含油、局部富集的特点，受储层非均质性影响较大。部分储层微孔隙发育，连通性差，毛细管阻力较大，油气需克服更大的毛细管阻力驱替地层水，造成局部含油饱和度低。

根据烃源岩、构造、砂体3个因素，初步圈定吉新2—吉新1区块井井子沟组、吉38区块芦草沟组、奇探1区块芦草沟组3个致密油有利区带，预测有利勘探面积503km²、资源量2×10⁸t（图 7）。

常规油藏主要分布在芦草沟组高部位和上覆梧桐沟组，代表性油藏是吉15区块、吉7区块和吉19区块梧桐沟组砂砾岩油藏。在盆地挤压应力和凹陷中部拉张应力的共同作用下，吉木萨尔凹陷发育一系列北东向、近南北向断裂，沟通芦草沟组烃源岩与上部砂砾岩储层^[26-27]，形成良好的油气垂向运移通道，与梧桐沟组横向展布的扇三角洲储集体共同构成了油气的立体输导体系，在盆缘形成大面积的常规油气富集带。该类油藏油质稠，原油密度为0.90~0.93g/m³，有明显的油水界面，油气以浮力为运移动力，以油水驱替成藏为特征，形成以圈闭为单元的常规油藏。储层岩性多以砂岩、砂砾岩为主，物性普遍较好，集中分布在吉木萨尔凹陷东南部，预测有利含油面积65km²、资源量达1×10⁸t（图 7）。

针对吉木萨尔凹陷二叠系全油气系统油气多层系、多类型纵向叠置、横向连片特征，勘探开发一体化整体布局，总体思路是用常规带动非常规、先易后难，通过立体动用实现油藏全生命周期效益动用。探井尽可能钻穿多套油层，分层测试，达到资源发现、平面控藏目的；评价立足控制规模、攻关单井提产技术；开发尽可能用大平台实现多套油藏动用、智能化管理降低操作成本。

2011年吉25区块在芦草沟组页岩油获重大突破后，按照直井控面、水平井提产、平台降本思路，经过4轮勘探评价和效益动用攻关取得丰硕成果^[27]，其中优质甜点区目前基本能实现效益动用。

通过深化四品质15项参数研究^[28-29]，基本明确了优质甜点资源潜力。油藏评价利用探井平台钻探水平井来攻关效益动用技术，主要通过优化轨迹提高优质甜点钻遇率、钻井提速、压裂方案优化和注CO₂等新技术运用，形成了页岩油水平井钻井、体积压裂等效益动用配套技术。效益开发方面在立体井网、立体动用原则下，持续攻关大平台、水平井、小井距、密切割、工厂化主体技术，建立了吉28区块19口井的试验区，不断优化相关参数，基本形成了上下甜点两套开发层系、水平井大液量蓄能体积压裂、井距200m、水平段长1450~2000m、上下甜点立体交错井网开发主体技术，同时通过充分引进社会化服务、地面优化智能化管理，大幅降低操作成本，形成效益动用配套技术。

通过持续攻关，3500m以浅优质甜点区在水平段长1500m、压裂规模4×10⁴m³条件下基本能实现55美元/bbl国际油价下的效益开发。

源上梧桐沟组油藏针对南北两大岩性油藏发育区，勘探紧紧围绕沉积体系、油源断层、有效储集体预测和有利圈闭落实开展研究。南部区块已经发现了吉7和吉19岩性油藏；北部区块储层非均质性较强，断层切割较为破碎，油藏比较复杂，目前吉281和吉36-2等井已经获得工业油流，有望实现连片。

梧桐沟组源上常规岩性油藏主要采用常规注水开发，在吉7区块通过注采井网完善，采用温和注水、立体井网已经实现了效益开发，采出程度已经达到18%。目前年产原油35×10⁴t，整体开发效益好。

源下致密油藏的勘探主要从源储匹配关系、输导体系描述和致密储层甜点预测3个方面入手，围绕井井子沟组沉积体系和成熟烃源岩的匹配关系，优选双吉构造带钻探吉36-6井，压裂后获得最高日产油10.2t的工业油流，首次在吉木萨尔凹陷发现井井子沟组油藏。部署吉新4井、吉新2-2H井均获高产油流，其中吉新2-2H井获日产油50.19t。初步圈定构造—岩性有利圈闭面积85.4km²，是凹陷区除页岩油外最具规模的接替领域。该类油藏整体表现为储层致密，常规测试不出油，改造后油水同出，早期采用直井多段压裂，但试采产量较低，可采用水平井+体积压裂方式来实现效益动用。

源边芦草沟组侧接型致密油藏主要分布在凹陷北部，勘探着重描述扇三角洲储层的非均质性，寻找有利相带。扇三角洲平原亚相砂砾岩和前缘亚相砂岩储层，针对“储层厚度大、物性致密、非均质强，直井常规测试不出，压裂后初期高产，后期递减快”的特征，采用水平井+体积压裂提产，单井稳定产量超过20m³/d，吉38—吉15区块初步圈定有利勘探面积54km²。扇三角洲前缘—前扇三角洲亚相粉砂岩、云质砂岩储层，直井压裂试油呈“高产稳产、含水低”特征，可采用直井+体积压裂方式来实现效益动用，奇探1井直井压裂排采日产油66.45m³，压力稳定，供液能力强。

（1）准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系具备全油气系统成藏条件，以芦草沟组优质烃源岩为中心，源上、源下发育多套有利储层，后期多期构造运动形成两组断层沟通成熟烃源岩与储层，以梧桐沟组顶部区域泥岩为顶板，以井井子沟组底部泥岩为底板，形成了页岩油—致密油—常规油藏空间有序分布的全油气系统。

（2）构建了吉木萨尔凹陷二叠系全油气系统油气成藏模式，指导3种类型油藏勘探取得新突破，平面上有四大潜力区带，满凹含油、多层多类型油藏叠合有序共生的态势基本形成，平面上由凹陷中部向边缘依次分布页岩油、致密油、常规砂砾岩油藏3个带。

（3）探索全油气系统多套多类型油藏立体高效勘探开发取得新成效，勘探开发一体化整体考虑，探井尽可能钻穿多套油层，每一套油层尽可能单独试油试采。开发遵循常规带动非常规、先易后难，用大平台通过立体动用实现油藏全生命周期效益动用。