0 引言
苏克气田位于哈萨克斯坦楚—萨雷苏盆地，勘探工作始于20世纪40年代的前苏联时期，应用构造找气理论在基底、上泥盆统和下石炭统发现了良好的天然气及氦气显示。苏克公司于2013年收购该项目后，在深入研究老井钻井、试气、测井、地震、分析化验资料后对气藏认识有重大性突破，发现基底和上泥盆统发育常规构造致密气藏、下石炭统发育大面积连续型气藏，据此部署新井并对重点井进行氦气含量正规取样和分析化验。基于PRMS标准可采天然气资源量达到1.8×1012 m3［1］，哈萨克斯坦国家储委批准氦气含量达到0.21%、富含氦气。苏克气田紧邻中亚天然气管线哈国段，两者直线距离145 km，富氦天然气田的发现有可能成为未来中国在中亚的另一个气源地。截至目前，围绕苏克气田乃至整个楚—萨雷苏盆地的研究很少，且主要集中在区域构造演化［2-3］、沉积层序分布［4-5］、资源预测［1］等宏观研究。本文在前人研究的基础上，系统梳理气藏地质特征，探讨成藏主控因素，并首次对氦气来源、成藏进行研究，以期对苏克气田下一步勘探开发提供理论指导。
1 地质概况
苏克气田大地构造上位于哈萨克斯坦共和国楚—萨雷苏盆地西北部（图1）。主要含气层自下而上分布在基底、上泥盆统、下石炭统，各地层之间呈不整合接触。
前泥盆系花岗岩、变质岩褶皱基底（Pz）广泛分布，形成裂缝型致密储层。上泥盆统致密细砂岩储层发育在法门阶一段（D3 fm 1），法门阶三段（D3 fm 3）沉积了厚层的盐岩、硬石膏、泥岩可以作为局部盖层。下石炭统密西西比系为海相碳酸盐岩台地沉积，分布范围广，是主要烃源岩、储层和区域盖层发育段，自下而上发育杜内阶、韦宪阶、谢尔普霍夫阶。杜内阶（C1 t）局部发育，岩性以泥灰岩、硬石膏为主，可以作为下部气藏的局部盖层；韦宪阶（C1 v）自下而上划分为3段：下部韦宪阶一段（C1 v 1）岩性南北分区，北部发育灰岩，南部以粉细砂岩夹泥岩为主、形成碎屑岩储层；中部维宪阶二段（C1 v 2）发育厚层泥灰岩、泥页岩，是本区主要烃源岩发育层段；上部维宪阶三段（C1 v 3）以灰岩为主、中部夹硬石膏和白云岩及云质灰岩，北部发育灰色粉砂岩、细砂岩，储层类型多样。谢尔普霍夫阶（C1 sr）发育溶蚀孔洞生物礁、滩灰岩、白云岩储层，天然气显示最活跃，顶部沉积的厚层硬石膏作为区域盖层。
2 富氦天然气藏地质特征
2.1 构造演化及特征
2.2 储层分布特征
苏克气田纵向上发育多套储层，主要体现在两方面：一方面纵向含气层系多，从下至上发育基底花岗岩和变质岩裂缝型储层、上泥盆统致密砂岩储层、下石炭统碳酸盐岩储层，单层厚度薄、纵向层数多、累计厚度普遍大于百米（表1）；另一方面主要目的层段下石炭统为海相碳酸盐岩台地沉积，发育一定规模的生物礁滩，海平面升降变化形成一系列下细上粗的沉积组合，四级层序上表现为下部暗色泥灰岩/灰岩之上沉积高能的颗粒灰岩/礁灰岩，海平面下降颗粒灰岩/礁灰岩遭受大气淡水溶蚀形成丰富的储集空间，后期成岩作用的白云岩化、破裂作用等一定程度上会改善储层物性、形成不同类型的储层并具有分区性，包括研究区北部KNKD井区溶孔白云岩储层、中部TGTR井区溶蚀孔洞生物礁灰岩储层，南部PRDS井区亮晶鲕粒灰岩裂缝—孔隙型储层。以研究区北部KNKD井区南北向连井剖面KNKD6—KNKD2—KNKD3—KNKD7井C1 sr层储层分布为例（图3），海平面多期旋回升降使得纵向上白云岩、灰岩储层叠置、优质储层厚度超过30 m，平面上储层准层状分布范围广、同一套储层可以延续数十公里，向北储层厚度增加。
表1 典型井不同层系储层层数（层）与总净厚度（m）统计Table 1 Statistical table of reservoir layers and total net thickness（m） of different strata in typical wells |
| 地层 | PRDS | PRID | ASSA | ORTK | TAM | WOPK | KNKD | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| SK1017 | PRID11 | ASSA1 | Ortalyk1 | SK1012 | West Oppak1 | KNKD6 | KNKD2 | KNKD3 | KNKD7 | |
| C1 sr | 20 | 25 | 17 | 8 | 18 | 12 | 32 | 29 | 18 | 19 |
| C1 v 3 | 8 | 19 | 11 | 9 | 23 | 7 | 17 | 31 | 19 | 22 |
| C1 v 2 | 6 | 15 | 5 | 16 | 15 | 12 | 23 | — | 12 | 21 |
| C1 v 1 | 5 | 19 | x | 12 | 7 | 22 | 9 | — | 2 | 6 |
| D3 fm | 14 | 9 | x | x | — | 23 | — | — | 2 | — |
| Pz | — | — | 17 | 13 | — | — | — | — | — | — |
| 总净厚度/m | 300.56 | 202.80 | 243.68 | 265.47 | 142.38 | 165.52 | 187.43 | 147.02 | 201.42 | 163.92 |
|
2.3 储层物性特征
苏克气田基底钻遇井少，仅ASSA2井取心但是未作岩心分析化验，因此通过其他13口新井下石炭统358个储层样品和上泥盆统269个储层样品进行物性统计。
按照四川盆地碳酸盐岩储层评价标准，下石炭统储层孔隙度<1.5%的特低孔样品占比为69%，分布在1.5%~5%之间的低孔样品占比为18%，分布在5%~10%之间的中孔样品占比为8%，大于10%高孔样品占比为5%；渗透率小于0.002×10-3 µm2的特低渗样品占比为1%、分布在（0.002~0.25）×10-3 µm2之间的低渗样品占比为85%，分布在（0.25~10）×10-3 µm2之间的中渗样品占比为10%，大于10×10-3 µm的高渗样品占比为4%（图4）。裂缝、溶孔、溶洞的发育有利于优质储层的形成，如图5所示，溶孔白云岩储层高孔、中—高渗，溶蚀孔洞礁灰岩储层中孔、中—高渗；裂缝的发育使得基质孔灰岩储层渗透率有一定程度改善。
图4 苏克气田下石炭统碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率分布直方图Fig.4 Distribution histograms of carbonate reservoir porosity and permeability of Lower Carboniferous in Sozak Gas Field |
上泥盆统砂岩储层孔隙度小于10%的特低孔样品占比为90%，分布在10%~15%之间的低孔样品占比为9%，分布在15%~25%之间的中孔样品占比为1%；渗透率小于5×10-3 µm2的特低渗样品占比为79%，分布在（5~50）×10-3 µm2之间的低渗样品占比为17%，分布在（50~500）×10-3 µm2之间的中渗样品占比为4%。绝大多数样品表现出特低孔特低渗特征，个别样品中孔中渗，未见高孔高渗样品（图6）。
2.4 含气性分布特征
下石炭统为海相碳酸盐岩沉积，海相沉积地层分布范围广，气层分布面积大、不受构造圈闭控制，理论上可以形成资源量较大的天然气聚集［6］，尤其在研究区中部斜坡带构造平缓，气层分布很容易溢出构造圈闭。苏克气田在新井部署过程中将多口井部署在构造圈闭之外都取得了良好天然气显示，整体上表现为构造高点、斜坡和低点普遍含气、高部位产量高、低部位产量低特征，以研究区中部ASSA井区最为典型。ASSA井区目前钻井4口，只有构造高部位ASSA1井位于圈闭内，圈闭幅度小，其他3口井不受构造圈闭控制，尤其是部署在斜坡带TGTR8井完全不发育构造圈闭（图7）。ASSA3井刚完钻井还未进行系统试气，录井气测显示很好，C1 sr层全烃高达15%；ASSA1井受构造圈闭控制，C1 sr层、Pz层套管完井射孔试气日产分别为0.9×104 m3、38.0×104 m3；ASSA2井、TGTR8井位于斜坡带，下石炭统常规试气日产（0.1~1.1）×104 m3；特别是TGR8井在C1 v 1段钻进至2 745 m时气测达到26.00%，进行地质循环和短提测后效气测达到85.65%，取样点火可燃，淡蓝色—桔黄色，确定为气侵，出于安全考虑加重泥浆密度到1.18 g/cm3进行中途测试，求产2 h，折算日产0.1×104 m3，关井后压力还在上升，含气性非常好，为防止出事故只得压井没有继续求产，完井后进行小型压裂日产2.0×104 m3，实际钻井资料说明下石炭统含气性不受构造控制。
2.5 含气丰度特征
苏克气田纵向上发育多套含气层，平面上含气范围广，产量有高有低。对现有43井层试气资料统计发现，基底和上泥盆统产量高，中、高产井层占比分别为25%、42%，但是分布局限，已发现的12井层中有8井层为中高产、4井层低产（图8）；下石炭统产量相对低但是分布范围大，已发现的31井层中，低产24井层占比达到77%、中高产7井层占比为23%（图9）。平面上高产井多分布在PRID、PRDS井区裂缝发育的构造带和ASSA、ORTK井区基底隆起带高点，中部斜坡带及西部凹陷带产量较低或者仅有油气显示。从图10北西—南东向剖面试气资料看，下石炭统分布稳定，气层分布广泛，但是产量高低与构造关系密切，南部PRDS、PRID井区构造高部位、裂缝发育带多高产，尤其是当裂缝沟通溶洞时在KNKD2井C1 v 3层段日产可达到90 ×104 m3；中部构造平缓井区产量低，受限于钻井少，井控气藏范围有限，但是通常海相碳酸盐岩储层分布面积大，目前发现的气藏都没有见到明显水层；基底和上泥盆统气藏高产、局部分布，钻井显示基底变质岩、花岗岩高产气藏发育在ORTK、ASSA井区，上泥盆统高产砂岩气藏分布在南部PRDS、PRID井区和北部WOPK井区。
图8 苏克气田基底和上泥盆统储层产量分布直方图Fig.8 Production distribution histograms of basement and Upper Devonian reservoir in Sozak Gas Field |
图9 苏克气田下石炭统产量分布直方图Fig.9 Production distribution histograms of Lower Carboniferous reservoir in Sozak Gas Field |
2.6 天然气组分特征
苏克气田已发现的气藏从下至上发育在基底、上泥盆统和下石炭统，从表2 发现，天然气干燥系数大于95%，为干气，以烃类气体为主，非烃类气体主要是CO2、N2、H2S、He，其中H2S只分布在下石炭统碳酸盐岩气藏中。由于气藏类型不同，气体组分含量纵向上规律不明显，烃类气体以CH4为主，下石炭统体积分数最高，其次为基底，上泥盆统最低，分别为88.03%、83.55%、73.83%。非烃类气体N2体积分数正好相反，上泥盆统最高（平均值为23.49%），其次为基底（平均值为11.90%），下石炭统最低（平均值为7.34%）；CO2总体含量低，一般不超过1.00%，基底、下石炭统、上泥盆统体积分数平均值依次下降。稀有气体He含量具有自下向上降低的趋势，基底、上泥盆统、下石炭统体积分数平均值分别为0.24%、0.22%、0.18%。
表2 苏克气田不同层系天然气组分特征Table 2 Characteristics of gas components of different strata in Sozak Gas Field |
| 层位 | C1/% | /% | CO2/% | N2/% | H2S/% | He/% | 干燥系数 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 下石炭统 | |||||||
| 上泥盆统 | 0.00 | ||||||
| 基底 | 83.55 | 4.04 | 0.45 | 11.90 | 0.00 | 0.24 | 0.95 |
|
从全区钻井发现基底局部钻遇，岩性为变质岩、花岗岩，这可能是He含量高的原因。上泥盆统工业气井发育在南部PRDS、PRID井区和北部WOPK井区，He体积分数平均值为0.22%，其中在北部WOPK1井最高达0.44%，在南部PRID井区分布在0.15%~0.23%之间。下石炭统主体为海相碳酸盐岩沉积，气藏分布范围广，目前He取样点从北到南主要分布在TGTR、ORTK、PRDN、PRID、PRDS井区，除个别点含量稍低外，绝大多数含量分布在0.18%~0.21%之间。
目前国内外对氦气含量贫富没有统一的划分标准，美国已开发氦气气田含量高，将氦气含量超过0.30%的气藏划分为富氦天然气藏。但是大多数天然气藏中氦气含量一般低于0.05%，根据当前的工业开发技术不具备经济性，划分为贫氦天然气藏［7］。
3 富氦天然气藏成藏主控因素
苏克气田已发现的主要目的层发育在基底、上泥盆统和下石炭统，其中基底和上泥盆统发育构造气藏、下石炭统发育大面积叠覆连续型气藏，储层普遍致密、局部高孔高渗高产，气藏富含氦气。下石炭统烃源岩厚度大、分布范围广。断层和溶蚀孔洞作为高效疏导体控制天然气及氦气运移到甜点区高产，尤其是深穿基底的大断层将以花岗岩和变质岩为主要源岩生成的氦气运移至上部气藏。下石炭统谢尔普霍夫阶顶部发育的硬石膏和致密灰岩可以作为区域盖层对富氦气藏起到保存作用。
3.1 下石炭统成藏特征
苏克气田下石炭统沉积时经历海平面开始上升到晚期下降海退的过程，期间海平面频繁升降，自然伽马能谱测井结合岩心和薄片能很好地划分层序，据此将下石炭统自下而上划分为4个三级层序，即SQ1（对应C1 t—C1 v 1）、SQ2（对应C1 v 2）、SQ3（对应C1 v 3）、SQ4（对应C1 sr），每个三级层序由上部高位体系域（HST）和下部海侵体系域（TST）构成［4］。海侵体系域主要发育高自然伽马值的泥灰岩、泥岩，厚度约为10~20 m；二级层序最大海泛面凝缩段发育在SQ2，为研究区主力烃源岩，具有“灰泥互层”岩相结构，整体泥质含量较高，GR测井曲线值呈锯齿状向上显著增大，岩性以泥岩、灰质泥岩、泥灰岩、页岩为主；高位体系域可以划分为多个四级层序，每个四级层序下部发育高自然伽马值的泥灰岩、生屑粒泥灰岩及泥页岩，之上发育低自然伽马值生物礁灰岩、鲕粒灰岩、生屑灰岩、白云岩等（图11）。
海平面上升时形成了研究区高丰度有机质烃源岩，海平面下降形成了物性较好的颗粒滩溶孔灰岩/白云岩、礁灰岩储层，图11体现了KNKD6井C1 sr层1 513.00~1 523.00 m取心段典型生储配置关系。
海平面多期旋回升降、四级层序控制下形成了多套“三明治”型源—储组合，烃源岩与储层大面积直接接触，天然气生成之后近距离垂向运移和聚集，一方面保证了烃源岩充足供应，另一方面烃源岩上、下紧邻发育规模储层，避免了天然气长距离运移散失，使得储层充满度达到最大。研究区构造演化具有继承性，泥盆纪和石炭纪发育张性正断层，直到二叠纪发生俯冲碰撞导致正断层反转变为逆断层，同时二叠纪末期生气达到高峰，“生—排—聚”耦合使得平面上构造高部位甜点高产、低洼平缓区含气性好，多套气层平面上叠复大面积分布。
3.2 基底和上泥盆统成藏特征
研究区基底和上泥盆统发育局部分布的构造气藏，从现有43口井试气资料看，不是所有钻遇此2套地层的井都有油气显示。基底主要在区块中部的ORTK、ASSA、TGTR、PRDN井区钻遇，其中ORTK1井、ASSA1井见很好的气流，日产气分别为10.0×104 m3、38.4×104 m3，储层致密、岩性为变质岩、花岗岩，岩心可见高角度裂缝是高产的主要原因。上泥盆统在区块南北部、中部都有钻遇，其中在北部WOPK井区、中部PRID井区和东南部PRDS井区都有发现高产气层，日产气（2.3~163.0）×104 m3，储层岩性以致密砂岩为主。钻井和取心发现无论是基底还是上泥盆统都不发育烃源岩，高产或者有显示井有一个共同特征，即晚二叠世形成的逆断层导致上升盘的基底或者上泥盆统储层与下降盘的下石炭统平面上发生对接（图12），下石炭统烃源岩生成的天然气运移到基底或者上泥盆统储层中。
3.3 氦气来源探讨
国内外学者对氦气来源做过大量研究，一般认为天然气中氦气来自大气、生物、岩浆、变质岩和地幔，即使不同学者尝试多种办法对气源进行判别，但是仍有难度［10-13］。通过对国内外氦气勘探结果统计发现，富氦天然气藏主要发育在北美中部、俄罗斯西西伯利亚、非洲北部及欧洲东部古老台地区域，具有前元古界花岗岩基底［10，14］；拥有我国唯一一套油气田提氦装置的四川盆地威远气田［15］、作为我国发现的首个特大型富氦天然气田塔里木塔和气田［16］，以及鄂尔多斯盆地［17-19］、柴达木盆地都发育在稳定的古老基底之上［20-24］。基底岩石通常为富含铀、钍元素的花岗岩、变质岩，面积广、体积大，可以长时间持续生成氦气。
苏克气田ASSA2井为新钻井，基底花岗岩段获取资料比较全，从表3可知，伽马能谱测井放射性元素铀质量分数为（2.84~11.47）×10-6（平均值为5.73×10-6）、放射性元素钍质量分数为（11.86~23.02）×10-6（平均值为16.56×10-6）。TUREKIAN等［25］对花岗岩中铀和钍质量分数做过统计，均值分别为3×10-6、13×10-6。显然ASSA2井基底花岗岩铀和钍的质量分数高于TUREKIAN等［25］的统计结果，从图13过井地震剖面也发现基底花岗岩杂乱反射，厚度大，分布范围广，与下石炭统呈披覆接触，表2中天然气组分含量统计发现基底气藏中氦气含量最高，由此认为基底区域广泛分布的稳定基底是研究区主要氦源岩。
表3 苏克气田不同层位地层放射性铀、钍含量Table 3 Uranium and Thorium content of different strata in Sozak Gas Field |
| 地层 | 岩性 | 钻遇井区 | w（U）/10-6 | w（Th）/10-6 | 来源 |
|---|---|---|---|---|---|
| 地壳均值 | 花岗岩 页岩 灰岩 砂岩 | 3.0 3.7 2.2 0.45 | 13.0 12.0 1.7 1.7 | 文献［25］ | |
| 韦宪阶一段 | 砂岩 | PRDS | （0.44~12.35）/3.12 | （3.11~12.51）/7.27 | 苏克气田 |
| 法门阶一段 | 砂岩 | PRID | （5.21~21.28）/12.68 | （1.32~25.35）/12.14 | 苏克气田 |
| 基底 | 花岗岩 | ASSA | （2.84~11.47）/5.73 | （11.86~23.02）/16.56 | 苏克气田 |
|
另外在研究区中南部PRDS、PRID井区下石炭统韦宪阶一段和PRID井区上泥盆统法门阶一段分别发育厚度近百米的高自然伽马值砂岩，铀、钍含量丰富且高于地壳均值。通过伽马能谱测井数据统计（表3），下石炭统韦宪阶一段砂岩中铀质量分数为（0.44~12.35）×10-6（平均值为3.12×10-6）、钍质量分数为（3.11~12.51）×10-6（平均值为7.27×10-6）；上泥盆统法门阶一段砂岩中铀、钍含量更高，分别为（5.21~21.28）×10-6（平均值为12.68×10-6）、（1.32~25.35）×10-6（平均值为12.14×10-6）。由表2中天然气组分可知，自下而上，上泥盆统、下石炭统随着远离基底氦气含量逐渐降低，这种局部发育的高自然伽马砂岩可能是氦气来源的次要补充源岩。
3.4 断层控制天然气、氦气的运移和富集
苏克气田中部斜坡带和西部凹陷带构造比较稳定，表现为构造平缓，断层和褶皱不发育，但是在东部逆冲推覆构造带受到晚二叠世强烈挤压构造应力作用形成了大量褶皱和逆断层。从图13三维地震区断层分布可知，主断层（红色）走向主要为北西—南东向，平面上的延伸范围广，垂向上切穿基底、泥盆系、石炭系等较厚的地层，段距较大，具有继承性；裂缝（白色）网状分布，尤其在ORTK、PRID、PRDS井区更发育。
断层作为输导体是沟通“源—储”的重要通道，大规模发育的断层有利于天然气的运移和富集，且断层伴生形成的裂缝可以改善储层渗透率，有利于优质储层形成，获得高产井甜点区。据图14（a）下石炭统产量分布图，高产井分布在ORTK、PRID、PRDS井区，天然气日产量为（5~146）×104 m3，继承性的主断层和网状裂缝十分发育；而PRDN井区断层不发育，仅发育零星分布的裂缝，天然气日产量为1×104 m3，低产。据图14（b）产量分布看，基底在ORTK井区钻遇，靠近断层的高产井ORTK1井日产量为10×104 m3；上泥盆统高产井主要分布在PRID井区，天然气日产量为（12~163）×104 m3，发育近东西向断层，北西—南东向和北东—南西向2组裂缝呈网状斜交有效提高渗透率，PRID3井日产量为163×104 m3是目前发现产量最高的井。
研究认为构造抬升、隆起、岩浆活动（热力作用）、断裂作用可有效地促进氦从源岩中释放［26-27］，通过苏克气田氦气含量与构造运动、断层及基底的发育关系也可以印证这一点。从图13已有数据显见，断层不发育的PRDN井区氦气含量最低为0.14%；其他井区断层发育，氦气含量分布在0.18%~0.24%之间，尤其是继承性主断层相对发育并且深切基底有利于氦气的运移和释放；另外断层与基底的多维度切割关系也会影响氦气含量，PRID井区内东西向断层纵向上贯穿基底—下石炭统，横向上在井区东部与造成基底强烈隆升的近南北向断层接触，氦气不仅可以沿着断层从下向上运移，侧向上广覆分布式基底产生的氦气也会沿断层扩散，运移到下石炭统和上泥盆统气藏中，这也是PRID井区PVT系统取样氦气含量稳定、高值的原因。断层对于天然气和氦气具有双向输导作用：一方面将下石炭统烃源岩生成的天然气沿断层“倒灌”至上泥盆统和基底圈闭中；另一方面，断层也为下部氦源生成的氦气向上运移提供通道，并在古隆起顶部的圈闭中与烃类气体汇聚形成富氦烃类气藏（图15）。
3.5 盖层对气藏的保存
氦气分子直径只有0.26 nm，相对于烃类、CO2、N2组分对于盖层的要求更为严苛，这可能也是氦气很难独立成藏的原因之一，现有已开发富氦、高氦天然气藏均发育致密、厚层膏岩、盐岩、泥页岩、灰岩盖层。
实际钻井资料发现，苏克气田乃至整个楚—萨雷苏盆地发育多套盖层，其中上泥盆统上部巨厚的盐岩夹薄层状灰色泥岩及下石炭统杜内阶硬石膏可以形成半区域盖层；下石炭统谢尔普霍夫阶顶部硬石膏、互层状硬石膏和致密泥灰岩在全区广泛分布，厚度分布在10~145 m之间，为区域盖层（图16）。
另一方面，试气资料显示高产井多数分布在东部逆冲推覆构造带，该构造单元断层发育并且向上延伸至二叠系，说明区域盖层的封堵性并没有因为断层的发育遭到破坏。同时二叠系在全区发育一套厚度约300~1 700 m的巨厚红色泥岩沉积，抑制了天然气和氦气的散失。
4 主要认识和结论
（1）哈萨克斯坦苏克气田自下而上发育基底花岗岩和变质岩裂缝型气藏、上泥盆统致密砂岩构造气藏、下石炭统大面积分布的连续型碳酸盐岩气藏；溶蚀孔洞和裂缝的发育改善储层物性；气层纵向叠置、平面上分布广；普遍含气、构造裂缝是高产主控因素。
（2）苏克气田天然气为干气，以烃类气体为主，富含氦气；氦气含量自下而上降低，基底、上泥盆统、下石炭统体积分数平均值分别为0.24%、0.22%、0.18%；基底广泛分布的花岗岩、变质岩为主要氦源岩，下石炭统和上泥盆统局部发育的高自然伽马值砂岩作为次要氦源。
（3）断层在天然气和氦气运移、富集、成藏过程中起到双向输导作用，一方面将下石炭统烃源岩生成的天然气“倒灌”至上泥盆统和基底，另一方面将下部生成的氦气向上运移至下石炭统。下石炭统顶部发育的区域性、互层状的硬石膏和致密灰岩对天然气和氦气起到很好的封存作用。
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