Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 5: 749 - 762

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.006

Study on fault-cap coupling based on basin simulation： Case study of Ordovician reservoirs in Yubei area， Tarim Basin

  • Bin LI , 1, 2 ,
  • Xin ZHANG 1 ,
  • Haitao LÜ 3 ,
  • Suju YANG 3 ,
  • Qinqi XU 3
Expand
  • 1. School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Development Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi 830011，China

Received date: 2022-11-01

  Revised date: 2023-01-03

  Online published: 2023-05-06

Supported by

The Sichuan Provincial Regional Innovation Cooperation Project(21QYCX0050)

Fold

Abstract

Fault-cap coupling is the key to controlling hydrocarbon accumulation in deep layers of the Yubei area in the western Tarim Basin. In this paper， the influence of the configuration of hydrocarbon source and fault-gypsum-cap elements on hydrocarbon accumulation in the deep layer was discussed by basin simulation for the first time. The 2D thermal evolution of source rocks shows that the Lower Cambrian source rocks were in the mature stage from the Late Caledonian to the Early Yanshan Period and entered the high mature stage in the Himalayan period， and still have good hydrocarbon generation potential. The dynamic simulation of the fault-gypsum combination shows that the interaction between fault and gypsum is the key factor controlling the hydrocarbon distribution post-salt and pre-salt hydrocarbon system in Yubei area. The structural characteristics of deep faults have more influence on the hydrocarbon migration than the lateral sealing property of fault plane. Different fault-cap assemblages controlled the accumulation of the Ordovician hydrocarbon， and the fault-cap assemblages of non-fault-cap and weak fault-cap assemblages are most conducive to the accumulation of marine oil and gas in this area. The preservation conditions of traps in Himalayan period were of great significance to the formation of late secondary reservoirs. The results of the petroleum system simulation show that the hydrocarbon accumulation of Ordovician carbonate rocks in the Yubei area has the characteristics of long-term oil generation， fault-gypsum controlled charging， fracture-sealing controlled accumulation. The degree of splicing of basement involved fault and reverse strike slip is an important factor to evaluate subsalt oil and gas enrichment. This paper provides a new idea and reference for the study of deep fault-controlled hydrocarbon accumulation law in the Yubei area and Tarim Basin.

Key words： Basin simulation; Fault-cap coupling; Ordovician oil reservoir; Yubei area; Tarim Basin

Cite this article

Bin LI , Xin ZHANG , Haitao LÜ , Suju YANG , Qinqi XU . Study on fault-cap coupling based on basin simulation： Case study of Ordovician reservoirs in Yubei area， Tarim Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(5) : 749 -762 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.01.006

0 引言

断裂和盖层的相互作用机制是深层油气富集的关键问题［1-3］。目前对断盖配置的研究主要采用地质分析和物理模拟，关注的重点集中在断裂的特征和盖层脆性及封闭性评价上［4-6］，对断层活动对盖层封闭性的动态影响研究较少。同时，受限于深层复杂的构造演化和断裂活动，尚缺乏有效手段描述断盖配置的动态演化过程［7］，成为制约我国叠合盆地多期断裂活动和深层油气富集规律的瓶颈。近年来，随着盆地模拟技术的进步，为深层烃源岩差异演化、油气多期充注和运聚过程研究提供了新的思路［8-9］。
塔里木盆地玉北油田是盆地西部海相油气勘探最重要的成果之一，在油气来源、生储盖组合、断裂控藏等方面已经取得基本一致的观点：玉北地区奥陶系油气主要来自下寒武统烃源岩，具有多期成藏的特征，断裂是控藏的主要因素，发育“盐盖控烃、断盖控藏”的模式［10-11］，并强调了断层与盖层的配置是控制该区油气充注和聚集的关键因素。
但受到该区多期断裂活动、上奥陶统盖层薄及中寒武统膏岩发育等因素的影响［12］，除玉北1井获得实际突破外其余探井均失利，亟需开展深层油气的成因机制及控制因素的研究［11，13］。因此，本文研究选择玉北地区奥陶系油气藏为研究对象，采用油气成藏正演模拟的方法，探讨不同断裂样式、不同活动阶段断—盖相互作用的关系及对油气充注的影响，进而揭示玉北地区奥陶系断控油气藏的成因和富集规律，为下一步深层油气勘探提供依据。

1 地质背景及石油地质条件

研究区位于塔里木盆地西南坳陷区的麦盖提斜坡，西北邻柯坪隆起，北靠巴楚隆起，东与卡塔克隆起相接，东南与塘古巴斯坳陷相连，西南与喀什凹陷、莎车凸起、叶城凹陷为邻。整体呈北西西向展布，是受北缘和西南缘前陆系统控制的极为复杂的构造带［14-15］（图1）。该区从震旦纪到早古生代末经历了从陆内裂谷、拗拉槽—被动大陆边缘到挤压前陆盆地和冲断构造变形演化过程，控制了下古生界海相碳酸盐岩油气地质条件和发育特征。
图1 玉北地区构造单元划分及奥陶系含油气系统要素

Fig.1 Structural unit division and the Ordovician petroleum system in Yubei area

1.1　烃源岩特征

勘探证实玉北地区寒武系—志留系发育巨厚的海相地层，总厚度达3 000~9 000 m，控制了该区寒武系—奥陶系烃源岩的分布［16-17］。油气源对比认为，玉北地区奥陶系油气地球化学特征与塔河油田中西部油气具有相似性［18］，因此认为下寒武统烃源岩是玉北地区奥陶系油气的主要来源。

1.2　储层特征

玉北地区奥陶系油气主要富集在鹰山组［19-20］，多口钻井在鹰山组出现钻空和泥浆漏失现象，岩心、成像测井资料显示鹰山组发育岩溶储层，裂缝和溶孔、溶洞极为发育［21-22］。溶蚀孔洞储集空间类型有蜂窝状溶蚀孔洞、孤立溶蚀孔洞、沿裂缝扩展孔洞、层状溶蚀孔洞。

1.3　断—盖组合特征

玉北地区发育多条呈NE—NNE走向的断裂［22-23］， 这些断裂经历了加里东早期基底张性正断裂、晚寒武世—早奥陶世基底卷入走滑、加里东中期—海西晚期强烈逆冲盖层滑脱、海西晚期继承性逆冲走滑和喜马拉雅中晚期挤压逆冲，形成该区复杂的NE向弧形断裂体系［13］，平面展布呈现分区分段的特征［22］。由于中寒武统发育厚度较大的含膏盐岩地层，垂向封闭性较好，阻挡了油气从寒武系烃源岩向上运移到奥陶系储集层，因此油气的运移和聚集只能通过通源断裂来实现［24-26］。根据断裂和储层接触样式可划分为2种断裂类型：一种是基底卷入断裂直接贯穿中下寒武统膏岩层系；另一种是通过基底断裂和在盐岩层中滑脱的逆冲断裂2套断裂连接来实现的（图2），第二种在玉北断裂带地区较发育。
图2 玉北地区过玉北7井—玉北6井—玉北2井地震地质剖面（A—B）

Fig.2 Seismic and geological profile of Well 7-Well 6-Well 2 in Yubei area (A-B)

1.4　油气成藏期次

玉北奥陶系油藏属于典型深部油藏（平均超过5 000 m），天然气含量较低，受高温高压影响，流体性质和相态较为复杂。玉北地区原油密度为0.906~0.956 g/cm3，含硫量平均为0.655%，含蜡量平均为12.4%，属于含硫、高蜡、低黏度的中质油。采用包裹体均一温度和埋藏史投影可以看出玉北地区奥陶系存在3期油气充注（图3），第一期油气充注大致在加里东中期并延续至海西早期，油藏以破坏为主，并非有效成藏期；第二期油气充注大致在海西中晚期至海西末期，是目前油藏的主成藏期；第三期喜马拉雅期为轻质—凝析油充注或调整期［27-28］。
图3 玉北地区玉北1井下寒武统烃源岩热演化史

Fig.3 Thermal evolution history of Cambrian source rocks in Well Yubei 1 in Yubei area

2 含油气系统建模

2.1　模拟的方法

盆地模拟是在地质历史过程中动态地模拟沉积盆地的地质演化过程，包括构造沉积、孔隙压力与压实、热流与温度，有机质动力学参数和烃类生成、排烃和运移等［29］。本文采用斯伦贝谢公司开发的PetroMod（v.2012）盆地模拟软件，对塔里木盆地玉北地区下寒武统烃源岩的热史、生烃史、排烃史和运移聚集史等进行模拟，恢复了该区早古生代含油气系统的演化过程。地质模型的建立方法如下。

2.2　含油气系统模型

玉北地区奥陶系发育下生上储上盖的含油气系统（图1），烃源岩为下寒武统玉尔吐斯组海相泥页岩，奥陶系碳酸盐岩是主要储层，中寒武统阿瓦塔格组膏岩层段和下石炭统巴楚组是玉北地区重要盖层，油气成藏的关键时刻是海西晚期和喜马拉雅期。结合地震层序的解释结果，恢复了加里东中期、海西晚期和喜马拉雅期玉北构造带古生界含油气系统的演化剖面（图4），为下一步含油气系统数值模型建立提供了依据。
图4 玉北构造带含油气系统模拟平衡剖面（A—B）

Fig.4 Simulated equilibrium profile （A-B） of hydrocarbon system in Yubei structural belt

2.3　模型参数设置

含油气系统的模型参数设置是盆地模拟的关键。通常需要输入的参数包括地层厚度、沉积持续时间和事件（沉积、非沉积盐体侵入和侵蚀）、岩相及断裂性质等。本文模型地层厚度参考地震地质解释结果（图2），岩相类型参考玉北1井地层特征，沉积和地层剥蚀时间参考塔里木盆地年代地层表，含油气系统中生烃动力学模型选用适合海相腐泥型的Tissot_in_Waples模型［8］。
（1） 边界条件。古埋深、古水流及地表温度对含油气系统热演化过程影响较大，需要根据区域地质背景合理设置参数［30-33］。玉北地区经历了从早古生代深水陆棚逐渐过渡到中新生代的河流—三角洲沉积，根据层序地层结构和沉积相特征估算了古水深（PWD）。沉积物—水界面温度（SWIT）是根据WYGRALA［34］进行研究时使用的集成PetroMod工具计算的，玉北地区处于北半球亚洲板块东部（北纬40°）附近，古地表温度分布在20~40 ℃之间。区域研究认为塔里木盆地大地热流呈持续降低的趋势［35-36］，使得盆地整体热流值具有早古生代“冷”，晚古生代—中生代“热”，现今“冷”的特点［35］，研究采用区域古热流值32~65 mW/m2演化趋势作为模型的约束条件。
（2）运移算法。目前油气运聚模拟技术主要有流线模拟技术，侵入逾渗模拟技术和达西流模拟技术［37］。本文模拟采用融合了达西流和线性流算法的混合流技术开展油气的运聚过程模拟，提高了研究的先进性和有效性。
（3）断层属性。断层属性设置是盆地模拟中研究断层对油气运聚控制作用的重要内容， 可以在动力学上描述和模拟断层的形成和演化。在具体数值模拟中，断层的几何形态及其主要属性都可以通过预定义的参数输入系统［29］。研究中采用了断层活动性分析和泥岩涂抹作用2种方法进行模拟实验，其中前者强调垂向封闭性而后者侧重于侧向封闭性［38］。泥岩涂抹作用与断层面两侧致密地层有密切联系，通常采用SGR（断层泥比率）参数衡量断层封堵性能，一般认为SGR<35%时，断层处于开启状态；当 SGR>75%时，断层处于封闭状态［39］。

3 模拟结果

3.1　烃源岩热演化过程

从含油气系统的2D生排烃模拟结果看出（图5），海西早期下寒武统烃源岩处于未熟—低熟阶段（R O<0.55%），以生油为主。海西晚期下寒武统烃源岩处于成熟阶段（R O=0.7%~1.0%），为原油大量生成并充注的主要时期。燕山期下寒武统烃源岩处于成熟阶段（R O=0.7%~1.0%），产物以液态烃为特征。喜马拉雅期下寒武统烃源岩处于高成熟阶段（R O=1.3%~2.0%），产物以油和湿气为特征。该含油气系统烃源岩热演化及产物与流体包裹体结果基本一致。从下寒武统烃源岩热演化过程显示，玉北地区烃源岩长期处于生油窗，喜马拉雅晚期才进入高成熟阶段，表明现今烃源岩仍然具备较好的生烃潜力。
图5 玉北地区下寒武统烃源岩热演化过程

Fig.5 Thermal evolution process of Lower Cambrian source rocks in Yubei area

3.2　断膏配置对油气充注的影响

玉北地区奥陶系通源断层的疏导性能主要受到中寒武统膏岩的影响，通常认为膏岩厚度越大，封堵性越强，因此，断层和膏岩的相互作用成为控制奥陶系油气充注的关键因素［38］。为查明断裂封堵性对奥陶系油气充注的影响，根据玉北地区断层类型和膏岩的接触关系，设计了以下5种断膏配置关系（图6），分别为断层面两侧膏岩部分接触（F1），断层面两侧膏岩不接触（F2），断层面两侧膏岩全接触（F3），断层和膏岩交叉接触（F4、F5）。根据断层面接触关系认为断裂的侧向封堵性从低到高存在F2>F1>F3>F4>F5排序特征，且断裂均具有油气疏导的开启性特征，将断裂面泥岩涂抹指数分别设置为10%、30%、50%、60%和70%，并以此概念模型为依据，开展不同断膏配置含油气系统演化过程模拟，通过对圈闭中油气聚集量和气油比（GOR）参数探讨不同断—膏配置对油气充注的影响。
图6 玉北地区不同断裂和膏岩配置关系模型

Fig.6 Relationship model of different faults and paste rock configuration in Yubei area

从油气系统的模拟结果（图7）看出：下寒武统烃源岩产生的油气主要沿断裂垂向运移，沿地层界面横向调整。受烃源岩成熟度控制整体呈现液态烃聚集特征，气油比GOR值分布在171.75~210.02之间，为含溶解气的油藏（图7）。油气在奥陶系圈闭中聚集量分布在32.4~830.97 MMbls（1 MMbls=1.589 87×105 m3，余同）之间，在寒武系圈闭中聚集量分布在0~735.84 MMbls之间，但不同时期圈闭中油气聚集量存在明显的差异。
图7 玉北地区不同断盖配置模型盆地模拟结果

Fig.7 Basin simulation results of different fault-cap configurations in Yubei area

研究统计了不同时期F1—F5对应圈闭中奥陶系油藏流体组分的特征（表1），可以看出断裂的疏导性对圈闭中油气聚集量及组分含量存在明显控制作用。断裂的结构和形态控制了油气的垂向分布，形成了盐上和盐下2套含油气系统（图7）。断裂的疏导性控制了油气运移的效率，对比显示，F2和F1断裂相关的奥陶系圈闭油气聚集量较高［图8（a）］，且寒武系圈闭中的聚集量与断裂的疏导性呈负相关特征［图8（b）］，表明断裂和膏岩的相互作用成为调节盐上和盐下含油气系统的关键因素，这对深层油气的评价尤为重要。整体来看，F5和F1断裂油气累计聚集量最高［图8（c）］，反映了油气的侧向疏导性和断裂结构对油气运移有明显的影响。从流体组成来看，随着热演化升高，油气藏中气油比GOR逐渐升高［图8（d）］。
表1 玉北地区不同断膏配置条件下不同时期圈闭油气聚集量

Table 1 Trap oil and gas accumulation in different periods under different fault paste configurations in Yubei area

断膏配置关系 油/% 气/% GOR 寒武系圈闭聚集量/MMbls 奥陶系圈闭聚集量/MMbls
F1 晚海西期 83.8 16.2 197.16 182.67 494.61
燕山期 85.6 14.4 171.75 196.55 702.5
喜马拉雅期 83.2 16.8 201.31 44.71 830.97
F2 晚海西期 83.7 16.3 198.42 0 362.18
燕山期 83.4 16.6 202.06 0 376.25
喜马拉雅期 83.2 16.8 204.81 0 457.32
F3 晚海西期 83.4 16.6 202.48 197.65 32.40
燕山期 83.4 16.6 202.86 132.89 82.67
喜马拉雅期 83.2 16.8 210.02 84.19 124.91
F4 晚海西期 83.8 16.2 196.08 465.20 177.79
燕山期 83.8 16.8 196.08 449.56 202.54
喜马拉雅期 83.7 16.3 198.71 354.24 263.68
F5 晚海西期 83.9 16.1 194.16 735.84 373.65
燕山期 83.9 16.2 195.78 557.65 542.76
喜马拉雅期 83.7 16.3 197.92 484.56 546.69
图8 玉北地区奥陶系F1—F5对应圈闭中原油聚集量和气油比GOR特征

Fig.8 Oil accumulation and GOR characteristics of Ordovician F1-F5 traps in Yubei area

综合模拟油气聚集量可以看出，不同的断膏配置类型对油气充注强度排序为F5>F1>F4>F2>F3。模拟结果反映出断裂的结构特征似乎比侧向封堵性对油气的运移影响更大，基底卷入的走滑拼接断裂对油气运移的效率明显高于直接贯穿膏岩的断裂，断裂的拼接程度影响了油气运移的效率，这对深层膏岩发育区的油气充注强度评价具有重要的指导意义。

3.3　断盖配置对油气保存的影响

断层对盖层连续性的破坏是影响油气藏保存的重要因素［40］，玉北地区直接盖层为下石炭统巴楚组泥岩和生屑灰岩，盖层厚度变化较大，断盖相互作用较为复杂。目前对盖层封闭性的研究和方法分别主要集中在脆性延性和封闭性评价上［4-5］。本文以玉北典型断控油气藏为依据（图2），根据盖层厚度和断裂断距的相对大小（图9），设计了4种不同断盖组合类型，分别为断穿型（Fa）、强断穿型（Fb）、未断穿型（Fc）、弱断穿型（Fd），根据断裂和盖层的接触关系确定断层的泥岩涂抹强度排序为Fc>Fd>Fa>Fb，将盖层断裂面泥岩涂抹指数分别设置为70%、50%、30%和20%，并将底部通过膏岩的断层断裂面泥岩涂抹指数统一设置为50%，排除油气充注差异的影响，以此建立二维数值模拟剖面（图10），通过对圈闭中油气聚集量和流体组分变化探讨断盖组合对油气富集的影响。
图9 断盖配置对沿断裂运移油气封闭作用模式

Fig.9 Sealing action model of fault cap configuration on hydrocarbon migration along faults

图10 玉北地区二维含油气系统数值模拟剖面

Fig.10 Numerical simulation profile of two-dimensional petroleum system in Yubei area

从模拟结果（图11，表2）显示：受到断盖封堵性的影响，奥陶系圈闭中油气的充注强度从海西晚期到喜马拉雅期呈现下降的趋势，圈闭中聚集量逐渐减少。其中喜马拉雅期分布在0~38 MMbls之间［图11（c）］， 燕山期分布在128~260 MMbls之间［图11（b）］，海西晚期圈闭聚集量最高，分布在212~563 MMbls之间［图11（a）］，气油比GOR值分布在0~612之间，并与聚集量呈现负相关关系，表明喜马拉雅期之前形成的圈闭对该区油气富集影响更大。
图11 玉北地区古生界断盖配置模拟结果

Fig.11 Coupling simulation results of Paleozoic fault-cover in Yubei area

表2 玉北地区奥陶系不同断—盖配置在不同时期油气聚集量及特征

Table 2 Hydrocarbon accumulation and characteristics of different fault-cap configurations of Ordovician in Yubei area in different periods

断层 海西晚期 燕山期 喜马拉雅期
GOR 聚集量 GOR 聚集量 GOR 聚集量
Fa 2.0 375.81 21.9 162.66 0 0
Fb 2.8 212.53 28.1 128.66 0 0
Fc 3.1 563.40 18.8 260.24 612.2 38.53
Fd 2.0 309.22 11.3 139.64 493.8 32.93

注：聚集量单位为MMbls

综合上述结果认为：不同断盖配置关系控制了油气的聚集程度，喜马拉雅期圈闭的保存条件对奥陶系油气富集影响较大。从断盖配置关系显示，未断穿型（Fc）圈闭中聚集的油气含量最高，弱断穿型（Fd）次之，断穿型（Fa）、强断穿型（Fb）油气聚集量较低（图12），表明未断穿型和弱断穿型断盖组合关系对该区深层油气聚集最为有利，喜马拉雅期圈闭的保存条件对晚期次生油气藏的形成意义较大。
图12 玉北地区断层开启条件下不同圈闭油气聚集量（a）和GOR特征（b）

Fig.12 Hydrocarbon accumulation in different traps (a) and GOR characteristics (b) under fault opening conditions in Yubei area

3.4　玉北地区油气勘探实践检验

研究区自玉北1井勘探突破以来，连续部署了10余口探井，除玉北6井区获得低产油层外其余井仅录井见油斑和沥青，测试多为干层或水层，井位部署难度极大。从区域地质背景显示，下寒武统烃源岩主要经历了加里东期和喜马拉雅晚期的沉降埋藏作用，海西期至燕山期主要处于缓慢沉降和间歇性抬升剥蚀阶段，因此，烃源岩主要处于浅埋藏阶段［28］。从该区奥陶系喜马拉雅期包裹体均一温度超过130 ℃，奥陶系原油密度平均为0.916 g/cm3，奥陶系天然气具有干燥系数较低、甲烷C、H同位素组成偏轻等特征，反映出下寒武统烃源岩长期处于成熟阶段，且以生油为主的特征，与本文烃源岩热演化结果一致（图5）。研究区在玉北1井奥陶系累计获得超过6×104 t的原油，其余探井在奥陶系均有油气充注的录井显示，反映出通源断裂具有较好的疏导性，这与本文断膏模拟取得认识相符，即基底卷入和逆冲拼接断裂具有较好的通源性。从玉北探井的钻后分析发现，断层对盖层的破坏是勘探失利的主要原因，该区奥陶系油藏普遍经历了海西期成藏和喜马拉雅期调整的过程，这与本文断盖配置的模拟结果相符。表明保存条件对油气成藏影响较大，其中玉北7井和玉北3井钻后分析属于断裂破坏盖层导致油气藏破坏，与断盖模拟的Fa和Fb类型较为相似，玉北6井区获得的低产油层反映保存条件较好，与断盖模拟的Fc类型相似，玉北2井奥陶系盖层晚期被部分破坏导致油气泄漏，与断盖模拟Fd类型较为相似。整体对比显示本文盆地模拟的结果基本符合目前玉北地区奥陶系勘探开发的实际，可以作为该区油气成藏动态评价的依据。
综合上述油气成藏要素的模拟显示，源—断—盖的时空配置是玉北地区奥陶系油气富集的关键因素。该地区下寒武统烃源岩长期处于成熟阶段，为海相油气系统提供了丰富的油气基础，深部断裂和膏岩的接触关系控制了深层油气充注的强度，不同断盖组合关系控制了油气的聚集量和保存规模。基于动态模拟的成果认为玉北地区奥陶系油气成藏发育长期生油、断膏控注、断盖控聚、海西期成藏、喜马拉雅期调整的特征（图13）。研究认为：玉北地区深层油气的资源评价应该将盐上和盐下分开，盐上以奥陶系为目标，重点评价圈闭的保存条件，断盖的有效配置是油气富集的关键因素。盐下以寒武系为目标，重点评价膏岩的封堵性，基底卷入断裂和逆冲走滑的拼接程度是评价盐下油气富集的重要因素。
图13 玉北地区奥陶系油气成藏模式

Fig.13 Hydrocarbon accumulation model of Ordovician in Yubei area

4 结论

（1）烃源岩热史模拟显示：玉北地区下寒武统烃源岩从加里东晚期到燕山期一直处于成熟阶段，喜马拉雅期进入高成熟阶段，现今仍然具备较好的生烃潜力。
（2）断膏配置的模拟揭示断裂和膏岩的相互作用是控制玉北深层盐上和盐下含油气系统分布的关键因素，深层断裂的结构特征比侧向封堵性对油气运移影响更大，基底卷入和逆冲走滑拼接断裂对油气运移的效率明显高于直接贯穿膏岩的断裂。
（3）不同断盖组合控制了奥陶系油气的富集程度，未断穿型和弱断穿型断盖组合关系对该区深层油气聚集最为有利，喜马拉雅期圈闭的保存条件对晚期次生油气藏的保存意义较大。
（4）深层油气动态模拟认为玉北地区奥陶系碳酸盐岩油气成藏具有整体表现为“长期生油、断膏控注、断盖控聚”的成藏特征。断盖的有效配置是奥陶系油气富集的关键因素，基底卷入断裂和逆冲走滑的拼接程度是评价盐下油气富集的重要因素。

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