王建龙[1]2004年在《松辽盆地滨北地区中浅层烃源岩的化学动力学研究》文中研究指明有机质成烃动力学是定量评价烃源岩生烃潜力的重要研究方法之一，它是建立在干酪根的组成结构和化学反应动力学基础之上的。从化学角度看，由该方法算出的生烃量无疑是科学、准确、符合实际情况的。此方法不但可以从动力学的角度加深对有机质成烃过程的理解，更重要的是能够解决油气勘探中的实际问题。简单地说，烃源岩定量评价的动力学法就是在确定成烃动力学模型、标定相关成烃动力学参数后，再结合研究区的构造史和热史资料，计算出研究区不同层位的源岩在不同地质时代、不同埋深条件下的有机质降解成烃率(转化率)，从而估算出各层的生油量。同时，成烃动力学的研究在确定有机质类型、热史恢复、原始生烃潜力恢复等方面均有较高的实际应用价值。 根据滨北地区地层的沉积特点和地球化学研究，各层源岩表现为从北向南逐渐增厚，其中黑鱼泡凹陷中部以南、乌裕儿凹陷南部、临近滨州线的其它地区源岩发育最好。滨北地区嫩江组叁、四段，明水组，四方台组和新生代地层中的泥岩有机碳普遍较低，均值仅为0.8～0.9，TOC＞1％的样品均不足总样品的40％。考虑到其沉积特点和埋藏条件，这些地层基本不具备成为有效源岩的条件。滨北中浅层源岩有机质以Ⅱa型为主，其次为Ⅱb型，再次为Ⅲ型，只有个别样品显示Ⅰ型特征。 本文建立了滨北地区中浅层烃源岩有机质成油、成气的化学动力学模型，结合该区的古热史，定量计算了不同时期、不同地区和不同层位源岩中有机质成油、成气转化率。结果表明，滨北中浅层源岩的总生油量为163亿吨、排油118亿吨，生气28500亿m~3、排气16800亿m~3。滨北地区中浅层主要的源岩热演程度较低，尚处于未成熟阶段，即使是演化程度较高的中央坳陷区，也是以生油为主，成气转化率较低。这预示着，滨北中央坳陷区是最主要的油气资源贡献区，并且对油资源贡献明显，对热成因天然气资源的贡献有限。
王跃文[2]2005年在《松辽盆地滨北烃源条件评价方法研究及应用》文中研究指明滨北地区指松辽盆地滨州铁路线以北的广大地区,占松辽盆地北部勘探面积的近叁分之二,40 多年来,滨北地区的油气勘探几上几下,一直未有实质性的突破,而资源潜力是制约滨北勘探最关键的问题,它影响对滨北勘探前景的认识,因此,本文从烃源条件入手,着重研究了烃源条件和资源量的评价方法。应用叁种方法对18 个二级构造单元4 个主要烃源岩层分4 个主要地质时期计算生排烃量,其中包括未熟-低熟油的生排量,而后进行了油气资源的有利探区预测。单独进行了生物气评价方法的研究,计算生物气的生成量和资源量,并进行了生物气有利探区预测。在生烃量计算方面,分别利用化学动力学、热模拟实验和生烃量的概率统计等叁种方法进行定量计算,并进行对比分析。模拟实验法评价所得生油气量比化学动力学方法要小,综合各种原因认为,化学动力学方法不损失轻烃组分,可以计算未熟-低熟油,有更为可信的理论基础,代表了烃源岩定量评价研究的发展方向。生烃量计算的概率统计方法与模拟实验和化学动力学方法不同,它给出一个可能的生烃量概率分布范围,反映烃源岩生烃相关的地质参数的不确定性,避免了只是单纯计算出一个数值的笼统判断,作为一种风险评价方法,在生烃量计算方面,与盆地模拟等方法进行评价具有同样的对地质因素多变性和不确定性的预测作用,而且相比之下更为简便易行,也可以作为勘探风险评估的一个辅助手段。在计算排烃量时,采用“生烃减去残烃等于排烃”的物质平衡法,因此只需考虑残烃量的计算方法。其中残油采用氯仿沥青“A”和热解残留烃量“S1”概括吸附烃、溶解烃和游离烃叁种形式的残留烃总量,经过轻烃补偿校正来计算;残气的计算考虑了岩石吸附气、油溶气和水溶气叁个方面。生物气同油型气、煤成气明显不同,生物气主要形成于有机质演化的未熟-低成熟阶段,是通过微生物食物链反应而成气,其生气机理与以往的生油生气理论明显不同,所以许多研究生油的方法未必都适用于生物气,这里从生物气的形成机理、生物气源岩的地球化学特征、微生物活动及对有机质的改造特征、生物气源岩同煤系气源岩、高成熟海相气源岩、未熟-低成熟烃源岩、油源岩的主要差别入手,并结合滨北地区具体特征,确定适合该区的生物气源岩评价指标。研究证实,松辽盆地滨北地区多数源岩样品抽提物中有微生物改造和输入的证据存在,说明该地区广泛存在着微生物改造有机质的过程,并向产甲烷过程演化。在资源量计算方面,对于常规油气,这里考虑理想条件下的运聚系数,然后综合考虑构造运动、盖层条件、排烃强度、水动力等四个方面主要地质因素对运聚系数的影响来较为客观地评价油气资源量。对于生物气资源量,采用有关盆地生物模拟所求得的产气率,用生聚法进行计算,聚集系数采用类比的方法来确定。同时考虑不同构造单元、盖层条件、水动力条件、有机质类型等诸多因素进行计算,结合地质特征和生储盖条件评价生物气的资源量。分析滨北区的勘探潜力,认为虽然资源潜力无法与盆地的主力探区相媲美,但较大庆探区的任何外围盆地都更值得重视。最有利区集中在中部靠近滨州铁路线的黑鱼泡凹陷、明水阶地及长垣北部、叁肇凹陷北部、齐家-古龙凹陷北部和绥化凹陷南部。滨北生物气有利区主要构造单元为绥化凹陷、明水阶地、依安凹陷、绥棱背斜带、黑鱼泡凹陷、乌裕尔凹陷、乾元构造带、克山-依龙背斜带等十余个构造单元,在萨尔图、葡萄花、高台子及扶余、杨大城子油层均有分布。滨北地区唯一一口工业气流井——绥化凹陷南部东5 井天然气具有明显的生物气特征,应该是中浅层生物气或者以生物气为主混源气。
石涵[3]2008年在《松辽盆地滨北地区烃源岩评价》文中指出滨北地区几经勘探,但是都没有取得实质性的突破,而一个地区烃源岩评价对这个地区的勘探前景具有重要的理论意义,也是滨北地区勘探突破的关键所在。本文通过充分消化、归纳、总结前人成果,并在应用老资料和新井、新分析资料,对滨北的烃源岩进行重新评价。以烃源岩的定性研究为主,利用滨北地区的新井资料,对滨北地区烃源岩重新进行定性评价。以烃源岩生排烃量的定量评价为附,拟利用化学动力学研究方法,对滨北地区的主力烃源层进行生烃计算;通过对研究区内源岩层系残留液态烃量、岩石吸附气、油溶气、水溶气、扩散气量的计算,应用物质平衡原理,对目的层进行生排烃量、生排烃史研究,并对滨北地区的油气资源量进行评价,对有利勘探区进行预测,从而为滨北地区下一部勘探部署服务。通过计算可得滨北区总生油量为165.801×108t,总生气量为23.714×1011m3,总生油量约为总生气量的7倍。显然,这与区内源岩总体埋深不大,成气转化率偏低一致,加上气的运聚系数明显低于原油有关,这意味着由中浅层源岩提供的天然气资源将非常有限。滨北区中央凹陷的黑鱼泡凹陷、齐家北、安达地区、明水阶地生排油气量最大,为区内主要勘探区。滨北区内整体面积广大,但由于整体生排、油气效率很低,很多生成的油气都排不出来。总的来看,滨北地区源岩条件并不像一些勘探家那样预测的那么好。
姜福杰[4]2005年在《松辽盆地滨北地区中浅层油气成藏体系定量研究》文中提出论文利用油气成藏门限理论,从研究油气成藏的不利因素入手,对滨北地区中浅层油气成藏过程进行定量分析。首先利用生烃潜力法对中浅层各套烃源岩的排油气量进行了计算,计算结果表明中浅层四套烃源岩嫩一段(K_1n~1),嫩二段(K_1n~2),青一段(K_1qn~1)和青二、叁段(K_1qn~(2+3))的总排烃量为 38.6×10~8 t,其中排油量 36.9×10~8 t,排气量 1696.87×10~8 m~3。在油气成藏组合划分的基础上,分别采用含油包裹体颗粒指数方法(GOI)、已钻探井油气显示方法和源控油气藏分布规律方法对油气运聚范围进行确定,根据油气成藏体系划分原则将滨北地区浅部、中部油气成藏组合各划分出叁个油气成藏体系。在对油气成藏地质条件及油气损耗主控因素进行综合分析的基础上,通过物理模拟实验方法建立了各种油气损耗量的计算模型,并获得了所需参数,从而确定了各油气成藏体系的油气成藏门限。结合排烃量计算结果,得到各油气成藏体系的可供聚集烃量,并对各个油气成藏体系进行了定量评价。评价结果表明,浅部、中部油气成藏组合的各油气成藏体系都未达到天然气成藏门限,且只在黑鱼泡-克山油气成藏体系(Ⅱ)、绥化-明水油气成藏体系 (Ⅲ)进入了石油成藏门限,浅部油气成藏组合可供聚集油量分别为 12×10~8t 和 6×10~8t,中部成藏组合可供聚集油量分别为 5×10~8t 和 2×10~8t。利用单因素综合分析和多信息迭合方法对油气优势运移通道进行了研究。综合研究结果表明滨北地区中浅层有利勘探区带分布在靠近滨洲铁路线黑鱼泡-克山油气成藏体系、绥化-明水油气成藏体系所包含的范围内,有利勘探目标集中在有利勘探区带内且位于油气运移优势通道方向附近的圈闭。
田善思[5]2013年在《排烃效率研究方法及松辽盆地烃源岩排烃效率》文中认为油气只有排出烃源岩后才有可能对油气的运聚作贡献。烃源岩层在埋深演化过程中何时排出油气、排出多少、以何种相态排出、在排运过程中遵循哪些地质规律，长期以来，一直是许多油气地质学者热衷研究的课题。与已有大量研究方法的生烃评价相比，排烃评价的研究还相当薄弱。而排烃效率正是在对以上问题深刻理解之后才能求得的，如何动态的分析排烃效率，计算出各个时期的排烃效率，对于定量评价烃源岩，相对准确地计算油气资源量，动态地分析油气的运聚过程及其与圈闭形成时期的匹配关系，进而预测油气的分布规律都有重要的理论和实践意义。本文分析、总结各种排烃效率计算方法的优缺点及适用条件，并建立优选原则，建立松辽盆地青山口组烃源岩系统的地球化学剖面，分析不同烃源岩段的有机质类型、丰度、成熟度、生烃潜力及非均质性差异，应用生烃潜力法、原始生烃潜力恢复法、演化趋势面差减法、物质平衡法计算松辽盆地青山口组烃源岩层排烃效率，并探索测井方法评价排烃效率的技术，最终总结了排烃效率的主要影响因素，有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度、烃源岩的源储配置关系、沉积相、不同埋藏方式都对排烃效率有相应的影响。研究结果表明，高丰度的青一段源岩具有较高的排烃效率，主要排烃阶段，排烃效率可达60～80%；有机质类型越好，排烃效率越高；有机质成熟度越高，排烃效率越高，确定并评价了源储配置与排烃效率的关系──泥岩嵌套型排烃效率>指状交互型排烃效率>砂岩嵌套型排烃效率>厚层泥岩排烃效率，对金86井，英16井，鱼17井排烃效率的统计发现烃源岩的排烃效率与泥质含量与自然伽马曲线有着良好的相关性，砂岩嵌套型与指状交互性的排烃效率随着泥质含量的增大而减小，而砂岩嵌套型与厚层泥岩的排烃效率随着泥质含量的增大而增大，通过对比叁角洲前缘相与深湖-半深湖相烃源岩排烃效率时发现：有机质丰度相似，类型一致，成熟度相同时，叁角洲前缘相烃源岩排烃效率大于深湖-半深湖烃源岩排烃效率，通过对比茂206井与金88井确定了烃源岩的沉积埋藏模式对排烃效率的影响，建立了沉积埋藏模式图，认为持续沉积的烃源岩排烃效率高，先沉积后抬升的烃源岩排烃效率低。
田春志[6]2002年在《松辽盆地北部深层天然气富集主控因素研究》文中指出本文在调研了国内外天然气勘探理论与技术发展的基础上，针对松辽盆地深层天然气勘探所面临的基本理论问题，从天然气的特点出发，指出气源条件(生气量、生气强度、生气期)和保存条件(盖层、断层、天然气扩散)是决定天然气富集规模的主控因素，并重点对松辽盆地深层天然气在地质历史中的生成、扩散和保存进行了深入研究，为客观合理地获取深层天然气资源量奠定基础。 在气源条件研究中，以化学动力学理论为主线对天然气的生成过程和生成量进行了动态、定量评价。这一工作包括：为标定有机质成油、成气的化学动力学模型，设计进行了恒速升温热模拟实验；为标定油成气的化学动力学模型，设计进行了等温的油裂解成气的热模拟实验；为建立油中各族组分(饱和烃、芳烃、非烃、沥青质)成气的化学动力学模型，进行了恒温或恒速升温模拟实验。在上述实验基础上，建立了松辽盆地北部深层源岩有机质初次裂解成油、成气的化学动力学模型，为评价深层源岩于不同时期的生油量、生气量奠定了基础；建立了不同性质原油及原油中各族组分二次裂解成气的化学动力学模型，为动态评价油裂解过程的成气量和耗油量提供了理论依据和实用方法；对盆地深层源岩的地化特征进行了系统评价；考虑到深层源岩的成熟度较高，实测地化指标(残余有机碳、氢指数等)不能客观反映源岩有机质的原始丰度和原始生烃潜力。本文利用化学动力学模型计算的生烃率，建立并实现了通过逐步递推来恢复有机质的原始生烃潜力和原始有机碳。研究结果表明，松辽盆地北部深层恢复后的生烃潜力可达到恢复前的46倍，原始丰度可达到恢复前的2.2倍。在上述工作的基础上，对深层源岩的生烃剖面、生烃史、生烃强度、不同时期的生烃量及累积生烃量进行了系统评价，结果表明：松辽盆地北部深层现今净生油量为67.76×1O~8t，排油量为43.99×1O~8t，累计生气量为74.27×1O~(12)m~3，排气量为62.3×10~(12)m~3。 在天然气保存研究中，主要探讨了盖层封盖性与断层封闭性。在详细论述了松辽盆地北部深层天然气盖层宏观和微观发育特征的基础上，对研究区天然气的盖层封闭能力进行了综合评价，创造性地提出了利用天然气通过泥质岩盖层的渗滤速度综合评价盖层的方法。评价结果表明松辽盆地北部深层登娄库组盖层在古龙凹陷中心处为好的封盖区，肇州—肇源一双深4井一带为中等盖层分布区，其余地区皆为较好的封盖区，泉一、二段盖层在古龙断陷及长垣以东大部分地区为好的封盖区，中等封盖区主要分布于林甸和松基1井附近，泰康地区为差的封盖区，其余地区皆为较好的封盖区。断层的封闭性则利用砂泥对接概率方法和断面压力及断裂带泥质含量方法来进行评价的，用此方法全面评价了松辽盆地北部深层各个时期断层的侧向封闭性及垂向封闭性能，得到了令人满意的结果。 在天然气扩散研究中，为了获取地层条件下天然气扩散系数，本文选取17块不同物性的人造石英粉砂岩样品利用封闭式方法在0.2MPa和20℃条件下进行干、湿样条件下天然气的扩散实验，利用实验获得的干、湿样天然气扩散系数的倍数与孔隙度之间的关系，对实测天然气扩散系数进行饱和介质转换，利用修正后的爱因斯坦方程对实测天然气扩散系数进行温度校正。根据气源岩空间分布关系，利用系统论的思想，首次提出了天然气扩散系统概念，并划分出叁套深层天然气扩散系统(sh+yc～d_2、d_2～q_n和sh+yc～q_n)，并以此为基础估算了松辽盆地北部深层天然气扩散损失量。扩散总量为16.35×10~(12)m~3，深层源岩的累计生气量为74.27×10~(12)m~3，扩散量占总生气量的22.2％。沙河子组～营城组扩散总量为10.80×10~(12)m~3，占该组生气量的16.1％。登二段气源岩的扩散量为55.55×10~(12)m~3，占该段生气量的81.6％。 在以上工作基础上,对深层天然气源岩-盖层系统的时空配置进行了深入探讨。在天然气聚集系数的选取中综合考虑了构造运动、盖层条件、扩散作用及排气强度的影响，使深层天然气资源量计算更加合理可信。本次研究计算的深层天然气资源量为5650×1O~8m~3，同时，指出松辽盆地北部深层天然气成藏与分布的有利地区，主要分布于西部古龙断陷及其周围和东部徐家围子断陷及其周围。
冯薇澍[7]2013年在《松辽盆地齐家—古龙凹陷青一段泥页岩油气资源潜力评价》文中指出松辽盆地齐家-古龙凹陷青一段泥页岩发育，泥页岩品质很好的一套生油岩层。本文以地球化学和石油地质学等相关理论为核心思想，将沉积、测井、录井、地球化学等资料方法融会贯通，综合利用，对齐家-古龙凹陷青一段进行泥页岩的定性评价。评价结果显示青一段泥页岩有机质含量丰富，类型好，成熟度适宜。再对青一段进行有机质分级评价，通过TOC-“A”和TOC-S1相关关系对有机质丰度进行分级，得到青一段有机质丰度分级标准，一级丰度TOC>2.5%。选择体积法计算青一段泥页岩含油气潜力，确定计算的基本原理，运用改进后的ΔlogR测井识别技术识别青一段TOC、S1及氯仿沥青“A”，再利用概率统计法计算确定各个相关参数，最后根据体积法的基本原理对青一段泥页岩油气地质资源量进行计算。根据有利区划分标准划分泥页岩油气有利区，最终计算得到青一段泥页岩气、泥页岩油的地质资源量和有利区地质资源量。页岩气资源潜力评价结果：结合青一段泥页岩可压裂性指数、厚度指数、埋深指数、黏土矿物含量等参数确定青一段泥页岩可采性指数为0.28，最终可采资源量P_(50)概率下有利区页岩气的地质资源量约为0.19×10~(12)m~3。以下为页岩油资源潜力评价的结果：有利区页岩油用S1法计算得到的P_(50)概率下的地质资源量约为24.07×10~8t；用氯仿沥青“A”法计算得到的P_(50)概率下的地质资源量约为24.12×10~8t。
丛永山[8]2009年在《林甸断陷油气勘探远景研究》文中研究表明滨北地区属于松辽盆地的一部分,经历了盆地演化的断陷期和坳陷期的构造发育阶段。上世纪八十年代中期以来,松辽盆地东部断陷发现了工业性气藏,证实深层断陷的勘探前景。林甸断陷是滨北最大断陷之一,从以往的学者对滨北地区断陷期成藏研究来看,林甸断陷一直被认为是滨北最有希望的断陷。与滨北其它断陷相比,林甸断陷的资料和断陷期钻井数量都相对较多,有必要对林甸断陷做重点分析。本文以钻井、录井资料为基础,结合新的地化分析资料和地震资料对断陷地层的资源潜力进行定性定量评价。林甸断陷地层的暗色泥岩并不发育,有机质丰度总体上属于中等水平。通过对林甸断陷与徐家围子断陷暗色泥岩的发育和地化数据的综合对比,认识到林甸断陷的暗色泥岩的分布范围与厚度明显不如徐家围子,有机质丰度也不高,生烃有机质的数量上林甸断陷就比徐家围子断陷小得多,因此林甸断陷的资源潜力不能与徐家围子相比。应用化学动力学法、生烃潜力法重新评价了区内的生、排烃量及资源量。通过对烃源岩有机质丰度和生烃潜力进行恢复,计算得出林甸断陷烃源岩天然气资源量为17.40~52.20×108m3。从目前掌握的资料来看,林甸断陷的勘探前景并不乐观。但由于林甸断陷面积大,钻遇断陷期的探井数量少,每口井控制的面积过大,目前所做的评价结果还需要更深入勘探工作的验证,不能因一时失利而全部放弃。
林铁锋[9]2009年在《松辽盆地晚期构造反转与油气成藏效应》文中研究说明松辽盆地晚期构造反转形成了丰富的地质响应,形成了盆地内部的反转构造,并造成了盆地的沉积、沉降中心向西迁移,盆地的差异抬升剥蚀。松辽盆地晚期构造反转控制了流体动力场的演化,进而对油气运聚具有重要的控制作用。利用地震大剖面的解释、平衡剖面分析,认识盆地构造演化特征;综合应用镜质体反射率、泥岩声波时差、磷灰石裂变径迹分析方法对松辽盆地晚期的抬升剥蚀特征进行了系统的刻画。松辽盆地晚期构造反转形成五大反转构造带,同时沉积、沉降中心逐步向西迁移。晚期抬升剥蚀作用具有空间分区性,盆地东部抬升剥蚀早、抬升剥蚀量大,而西部抬升剥蚀晚、抬升剥蚀量小,整体产生差异翘倾作用。抬升剥蚀作用在时间上具有幕式性,经历了二大幕四小幕:第一幕快速抬升为晚白垩世-始新世末期,抬升剥蚀速率30～50m/Ma;第一幕缓慢抬升为始新世-古近纪末期,剥蚀速率较小;第二幕快速抬升为渐新世-中新世,剥蚀速率大于50m/Ma;第二幕缓慢抬升为中新世-现今,剥蚀速率小于10m/Ma。松辽盆地晚期构造活动是对中国东部及邻区中新生代系列板块拼贴和重组事件的响应,特别是对伊泽耐奇板块俯冲消亡、太平洋板块向欧亚板块俯冲拼贴和同本海拉张和闭合的响应。利用欠压实泥岩分布及探井地层测试数据、钻杆测试数据,分析了松辽盆地流体动力场特征。松辽盆地发育嫩江组、青山口组、泉头组一、二段和登娄库组一、二段等四套欠压实泥岩;储层流体动力场划分为内部高压—异常高压系统、中部常压系统和外部低压—异常低压系统等叁大压力系统。构造-流体相互作用表现在,叁大流体动力系统受控于盆地晚期的构造反转,而坳陷层的构造样式受控于盆地内部的欠压实泥岩。应用含氮化合物油气示踪方法、自生伊利石K-Ar测年方法,分析了典型油藏的油气运聚历史。松辽盆地晚期成藏时间集中分布在晚白垩世-古近纪早期,大庆长垣为典型的快速背斜油气充注过程,是在构造泵吸作用控制下的高效快速成藏。晚期构造活动对油气运聚具有重要的控制作用,是运移的主要动力来源。
李国会[10]2011年在《松辽盆地北部中浅层剩余油气资源与勘探方向研究》文中进行了进一步梳理对不同有机质丰度烃源岩氢指数统计和热模拟试验,未成熟烃源岩和成熟烃源岩恢复后的原始氢指数均为750mg/gTOC左右,残烃量下限100mg/gTOC;有效烃源岩标准为氢指数650～100mg/gTOC,烃指数40～100 mg/gTOC;对应RO值0.75～1.2%,而非过去认为的起算值0.5%。不同有机质丰度和类型烃源岩生排烃动力学模拟揭示,烃源岩类型不同,动力学参数却基本相同,其活化能分布单一,进入成熟到排烃高峰期持续时间短;高有机质丰度烃源岩排烃所需要的成熟度低,排烃下限为生烃转化率大于15%。其中,青一段排烃量最大,青二、叁段次之,有效烃源岩主要分布于叁肇凹陷和齐家—古龙凹陷中心部位;而嫩一、二段有效烃源岩仅零星分布在齐家—古龙凹陷的局部区域。由此计算中浅层石油资源量为126～152×10~8t,比二轮和叁轮资源评价分别提高了31.7～57.7×10~8t和23.6～25.3×10~8t。根据有效烃源岩分布,油(气)源对比和油气藏共生关系,将中浅层划分为下部K_2qn_1+K_1(sha+ych)—K_1q(3+4)(!)、中部K_2qn_(1+2+3)+K_2n_1—K_2(n1+y_(2+3)+ y_1+qn_(2+3))(!)和上部K_2q_n(1+2+3)+K_2n_(1+2)—K_2n_(3+4)(!)叁个复合含油气系统,可细分为七个简单含油气系统或复合含油气子系统。下部复合含油气系统的成藏主控要素为有效烃源岩、储层物性和T2断层的沟通作用;中部复合含油气系统成藏主控要素为有效烃源岩、大型构造、叁角州前缘相带和运移路径;上部复合含油气系统有效烃源岩范围有限,构造和断层对油气成藏起关键性作用。中浅层历次油气资源评价结果存在一定差异,石油资源量在86.3～113.3×10~8t之间,期望值应为94.3×10~8t。应用油藏发现过程模型预测的葡萄花、扶杨、高台子和萨尔图油层石油可探明资源量为943867×10~4t,剩余石油可探明资源量为362530×10~4t,与二轮资源资源评价结果完全吻合。应用Weibull等四种模型,对中浅层石油储量增长趋势进行了预测。预计在未来10年,中浅层石油探明储量年增长为4000～7000×10~4t。大庆长垣、叁肇、齐家等5个重点区带目标,近期石油、浅层气可探明潜力分别为5×10~8t和300～500×10~8m3。
参考文献：
[1]. 松辽盆地滨北地区中浅层烃源岩的化学动力学研究[D]. 王建龙. 河北工业大学. 2004
[2]. 松辽盆地滨北烃源条件评价方法研究及应用[D]. 王跃文. 大庆石油学院. 2005
[3]. 松辽盆地滨北地区烃源岩评价[D]. 石涵. 大庆石油学院. 2008
[4]. 松辽盆地滨北地区中浅层油气成藏体系定量研究[D]. 姜福杰. 石油大学（北京）. 2005
[5]. 排烃效率研究方法及松辽盆地烃源岩排烃效率[D]. 田善思. 东北石油大学. 2013
[6]. 松辽盆地北部深层天然气富集主控因素研究[D]. 田春志. 大庆石油学院. 2002
[7]. 松辽盆地齐家—古龙凹陷青一段泥页岩油气资源潜力评价[D]. 冯薇澍. 东北石油大学. 2013
[8]. 林甸断陷油气勘探远景研究[D]. 丛永山. 大庆石油学院. 2009
[9]. 松辽盆地晚期构造反转与油气成藏效应[D]. 林铁锋. 中国地质大学（北京）. 2009
[10]. 松辽盆地北部中浅层剩余油气资源与勘探方向研究[D]. 李国会. 中国地质大学（北京）. 2011