北黄海是夹持于辽东半岛和朝鲜半岛之间的陆表海^[1] ，北黄海盆地是中国黄海海域北部的一个以中—新生界为主的盆地，位于辽东半岛、山东半岛和朝鲜半岛之间，盆地呈长椭圆形^[2]。自20世纪60年代以来，中国对北黄海海域进行了时断时续的油气资源调查 ^[1,3]，曾对北黄海盆地进行了地层、构造、沉积、石油地质条件等方面的研究^[4-8]，但迄今为止尚未取得商业性的油气突破。前人研究认为北黄海盆地东部坳陷主力烃源岩为侏罗系^[9-12]，主要勘探层系为侏罗系和白垩系，北黄海东部坳陷的大部分钻井均见油气显示，部分获得低产油流。尽管未达海上工业油流标准，但也表明东部坳陷中生界具有一定的勘探潜力^[12-15]。目前对油气从侏罗系烃源岩生成运移并聚集成藏的主控输导体系还缺乏系统认识，这将影响对油气靶区的勘探。因此，本文以东部坳陷基本油气地质条件分析为基础，探讨油气成藏的输导体系，建立油气成藏模式，这对北黄海中生界油气勘探与评价具有重要意义。

1.   区域地质背景

北黄海盆地是印支—燕山运动时期在中朝板块东部（华北地块东延部分）区域隆起背景之上发育的中、新生代陆内断陷盆地，可划分为东部坳陷、东部隆起、中部坳陷、中西部隆起、西部坳陷和南部凹陷群等6个二级构造单元^[9,16] （图1a），区域走向为北东向，其中东部坳陷为本次研究区域。东部坳陷为南断北超^[4]，坳陷被西北凸起和中央凸起分割为西北凹陷、中部凹陷、东南凹陷（图1b）。中央凸起呈NEE向，为北高南低，向南倾。北黄海盆地东部坳陷主要经历了中侏罗世—早白垩世伸展断陷阶段、晚白垩世—古新世热隆阶段、始新世—渐新世裂陷阶段、渐新世末期—新近纪早期构造反转阶段及新近纪热沉降阶段^[17]。东部坳陷在前中生界之上发育了侏罗系、白垩系、古近系、新近系及第四系，整体上具有中间厚东西两侧薄、南厚北薄的分布特征，沉积厚度为400～7700 m。侏罗系主要发育中侏罗统和上侏罗统。由于白垩纪晚期构造抬升，缺失上白垩统，主要残留下白垩统。经过白垩纪晚期抬升剥蚀并经受长期暴露，目前钻井揭示出直至渐新世才发生大规模沉积，在古近纪不发育古新统，凹陷中可能发育始新统，但地层较薄，且分布局限。

图  1  北黄海盆地及东部坳陷构造区划图^[11,13]

a：北黄海盆地构造区划，b：东部坳陷构造区划。

Figure  1.  Tectonic framework of the North Yellow Sea Basin and the eastern depression^[11,13]

a: Tectonic framework of the North Yellow Sea Basin, b: tectonic framework of the eastern depression.

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2.   油气地质特征

2.1   烃源岩特征

北黄海盆地东部坳陷烃源岩主要发育于侏罗系^[10-14]，其次是白垩系，侏罗系烃源岩发育层位分别为中侏罗统和上侏罗统，主要为浅湖相和半深湖相暗色泥岩。前人研究认为，中侏罗统和上侏罗统烃源岩指标变化范围较大，其中中侏罗统烃源岩有机碳TOC变化范围为0.14%～5.34%，平均2.00%，热解生烃潜量S₁+S₂变化范围为0.2～11.75 mg/g，干酪根类型主要为III型，局部II型；上侏罗统烃源岩有机碳TOC变化范围为0.14%～6.08%，平均1.33%，热解生烃潜量S₁+S₂变化范围为0～30.11 mg/g，平均3.71 mg/g^[11,18] ，干酪根类型以II型为主，其次是III型。本次统计表明中侏罗统烃源岩有机碳TOC主要集中于0.58%～5.34%，热解生烃潜量S₁+S₂主要集中于0.59～3.35 mg/g；上侏罗统烃源岩有机碳TOC主要集中于0.87%～3.24%，热解生烃潜量S₁+S₂主要集中于1.75～28.52 mg/g。中侏罗统和上侏罗统烃源岩主要为低成熟-成熟烃源岩，烃源岩成熟度Ro主要介于0.60%～1.18%^[11]，部分深部地层超过1.20%^[18]，部分受火成岩影响，烃源岩成熟度达到高成熟—过成熟，最高成熟度Ro达3.14^[12] 。侏罗系两套烃源岩中，中侏罗统烃源岩总体评价为较差—中等烃源岩，局部发育较好烃源岩，上侏罗统总体评价为中等—较好烃源岩，局部发育较差烃源岩。白垩系大部分为红层沉积，但是在主凹区沉积深灰色泥岩，目前只有1口钻井揭示了下白垩统烃源岩，主要发育于中段的暗色泥岩段，累计厚度为129 m，TOC为0.9%～5.34%，热解生烃潜量S₁+S₂主要集中于1.2～28.52 mg/g。白垩系烃源岩有机质干酪根类型主要为II₁和II₂型，沉积相类型为半深湖暗色泥岩。目前钻井揭示的白垩系烃源岩埋藏较浅，烃源岩Ro大部分小于0.7%，总体上处于未成熟—低成熟阶段，研究认为在深凹区存在成熟烃源岩，但是分布相对局限。

2.2   储层特征

北黄海盆地东部坳陷储层以中生界侏罗系和白垩系砂岩为主，其次是坳陷基底前中生界碳酸盐岩和变质岩储层。

2.2.1   中生界储层特征

中生界储层主要发育于中侏罗统下段、上侏罗统下段、下白垩统下段和下白垩统上段，岩性主要为砂砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩，为一套致密储层^[19-20]。砂岩储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩，其次为岩屑长石砂岩^[20-21]，其中，长石以钾长石为主，偶见斜长石；岩屑以花岗岩、凝灰岩、流纹岩、灰岩为主，少量砂岩、泥岩。中生界白垩系、侏罗系储层孔隙类型主要为溶蚀孔，其次是粒间孔、晶间孔、裂缝（图2），以溶蚀孔隙为主（图3）。根据砂岩样品测试分析，东部坳陷中生界侏罗系和白垩系储层主要为低孔、低渗或超低孔、超低渗储层。中生界砂岩储层孔隙度一般为2%～10%，孔隙度平均值为6.41%，以4%～10%区间较为集中，白垩系储层部分可达10%～18%，但多分布于浅层；渗透率一般为（0.02～1.00）×10⁻³ μm²，平均0.41×10⁻³ μm²，大部分小于0.5×10⁻³ μm²，小部分大于0.50×10⁻³ μm²，其中少量可达（2.0～11.2）×10⁻³ μm²。

图  2  北黄海盆地东部坳陷中生界储层孔隙类型铸体薄片特征

Figure  2.  Thin-section observation on pore types of the Mesozoic reservoir in the eastern depression of North Yellow Sea

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图  3  北黄海东部坳陷白垩系-侏罗系孔隙类型

Figure  3.  Pore types of the Cretaceous-Jurassic in eastern depression of North Yellow Sea

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2.2.2   前中生界储层特征

北黄海盆地东部坳陷中生界基底地层主要为奥陶系、寒武系、元古界和太古界，储层为奥陶系、寒武系灰岩和元古界的灰岩、白云岩，局部为太古界变质岩。前中生界灰岩、白云岩储层孔隙类型主要为溶蚀孔洞、孔隙及其裂隙，变质岩储层的孔隙类型主要为裂隙。前中生界灰岩、白云岩储层孔隙度为0.28%～7.34%；渗透率0～6.1×10⁻³μm²，平均0.4×10⁻³ μm²。部分裂缝发育较多的储层的渗透率变化范围较大，在（63.8～10642）×10⁻³ μm²之间，平均为2861×10⁻³ μm²。

2.3   生储盖组合

根据储层、烃源岩与泥岩发育层位及其特征，前中生界—白垩系发育4套生储盖成藏组合（图4）。第一套组合为中侏罗统—前中生界，该套组合以中侏罗统大套暗色泥岩为烃源岩，中侏罗统下部砂岩和前中生界碳酸盐岩和变质岩为储层，中侏罗上部大套泥岩为盖层，形成上生下储的成藏组合。第二套组合为中侏罗统—上侏罗统，该套组合以中侏罗统和上侏罗统暗色泥岩为烃源岩，上侏罗统下部砂岩为储层，上侏罗统上部大套泥岩为盖层，形成下生上储和自生自储的成藏组合。第三套组合为上侏罗统—下白垩统中段，该套组合以上侏罗统暗色泥岩为主要烃源岩，下白垩统下部砂岩为储层，下白垩统中段大套泥岩为盖层，构成下生上储的成藏组合。第四套组合为下白垩统中段—下白垩统上段，该套组合的烃源岩为下白垩统中段暗色泥页岩，下白垩统上部的砂岩为储层，下白垩统上部的大套泥岩为盖层，构成下生上储的成藏组合。在第四套组合中，如前所述，下白垩统中段烃源岩分布相对较为局限，烃源岩成熟度总体偏低，且厚度也相对较薄，供烃能力相对较差。目前油气勘探表明，油气显示最好的是第三套上侏罗统—下白垩统成藏组合，并且获得低产油流；其次是第二套中侏罗统—上侏罗统成藏组合，主要见荧光、油斑、油迹显示，主要原因是下白垩统的储层物性要好于侏罗系；在中央隆凸起深部第一套前中生界—中侏罗统组合中的潜山灰岩镜下发现少量荧光，表明潜山存在油气充注；第四套下白垩统中段—上段组合目前钻井还未发现油气显示，主要由于钻井所在地缺乏白垩系烃源岩的供烃，在深凹白垩系发育较好烃源岩区在该组合中可能存在有利油气成藏区。

图  4  北黄海东部坳陷生储盖组合柱状图^[22]

Figure  4.  Column chart of source-reservoir-cap rock combination in the eastern depression of the North Yellow Sea ^[22]

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3.   输导体系类型及其特征

输导体系在油气运移、成藏中起决定性作用，成为油气成藏的主要因素^[23-33] ，同时也是油气成藏研究中的重点与难点^[34-35]。输导体系有多种类型，较为常见的有孔渗性砂体、不整合面、断裂输导体系。不同含油气盆地内对油气成藏起主控因素的输导体系及其组合方式存在差异。目前研究区钻井揭示油气显示主要是围绕凹陷烃源岩发育区或紧邻烃源岩发育层位分布，并且在油气显示区断裂总体上相对较为发育，尤其是获得低产油流的钻井区。本区下白垩统下段油气成藏组合具有“下生上储”的他源聚集特征；上侏罗统储层除了具有“下生上储”的他源聚集特征外，还具有自生自储的特点；中侏罗统下段—前中生界为上生下储型油气聚集油气藏。因此，在源岩至圈闭之间的所有断裂、渗透性砂体以及不整合面都可以成为油气运移的输导通道。

3.1   断裂输导体系

断裂为油气从源岩排出至进入储集体空间提供了垂向运移通道，在油气运移聚集成藏中占据了重要位置，尤其是深大断裂在空间上的延伸层位控制着天然气垂向上的运聚层位^[36-37] 。在垂向上，北黄海盆地东部坳陷主要发育两期断裂系统，中生界断裂系统和新生界断裂系统（图5），表现为3种断裂特征：①中生界断裂，主要在中生代发生断裂活动，仅发育在中生界中，并未向上穿过中生界顶面向上延伸到新生界；②中-新生界断裂，除在中生界发生断裂活动外，在新生代也发生断裂活动，表现为贯穿中生界，延伸至新生界；③新生界断裂，仅仅是在新生代发生断裂活动，并未影响到中生界。本区侏罗系烃源岩存在晚白垩世和晚渐新世两期生排烃，以晚渐新世为主，因此中生界断裂和中-新生界断裂均不同程度地起到了重要的油气输导作用，尤其是中-新生界断裂。在平面上，北黄海盆地东部坳陷主要发育NE—NNE、NW向和EW向3组断裂（图6），以NE—NNE向为主，NW向和EW向次之，NE—NNE、NW向主要为中生代和新生代断陷和坳陷拉张作用产生的断裂，北西向断裂主要为调节断裂或古近纪晚期构造挤压反转形成的断裂。在断裂相对集中区，裂缝更为发育，裂缝的发育进一步加强了油气的输导能力。坳陷内主要有6条规模较大断层F1-F6，其中F1是控坳断层，断入基底，控制了中-新生界坳陷，属于中-新生代持续活动断层，断层活动至更新世，为通天断层，对油气起到输导作用，但是也造成油气散失。F2、F3、F4是控凹断层，其中F2、F4主要活动期是新生代，且断入基底。F2断层活动至更新世，为通天断层，除提供油气的侧向聚集外，同时也造成油气散失。F3断层主要活动期为中生代，断层断入基底，主要控制侏罗系沉积，对白垩系控制较弱，这与主要油气生排烃期不相匹配，因此对油气聚集成藏的影响较小。F5、F6和F7为坳陷内幕断层，其中F5为正断层，对油气具有很好输导作用，F7是逆断层，属于在中生代为正断层，在渐新世末期地层挤压开始反转，形成逆断层，一方面在断陷期起到对油气的输导作用，另一方面在挤压反转期起到油气成藏的挤压封堵保存作用。坳陷内部其余规模相对较大的中生界断裂和中-新生界断裂或多或少的对油气运移聚集具有输导作用。

图  5  北黄海盆地东部坳陷断裂体系地震剖面图

Figure  5.  Seismic profile of fault system in the eastern depression of North Yellow Sea Basin

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图  6  北黄海盆地东部坳陷侏罗系顶面断裂系统分布

Figure  6.  Distribution of fracture system on top of the Jurassic in the Eastern Depression of North Yellow Sea Basin

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3.2   不整合面输导体系

在不整合面形成期间，下伏地层遭受风化与剥蚀，下伏地层容易产生风化裂缝，孔渗得以改善，不整合面成为油气（侧向）运移的优势通道^[38-39]。北黄海盆地中生界受燕山运动的影响，发生两次构造抬升运动，分别发生在晚侏罗世末期和白垩纪中晚期。晚侏罗世末期的构造抬升造成东部坳陷的凹陷中心区周围大部分地区上侏罗统上部地层缺失，形成不整合面，从而在上侏罗统顶部形成有利的油气输导层。上侏罗统与下白垩统之间形成的不整合除了在地震剖面上表现为上侏罗统顶部的削截特征外，地层之间还存在明显的岩相上的相变特征（图7），白垩系下部河流相或三角洲相的粗粒岩直接覆盖在上侏罗统浅湖、半深湖暗色泥岩段上，反映了晚侏罗世末期抬升致大部分地区暴露后，地层遭受强烈剥蚀后再次沉降而沉积了下白垩统。在白垩纪中晚期东部坳陷发生大规模构造抬升，白垩系遭受强烈剥蚀并经受长期暴露，造成白垩系缺失严重，主要残留下白垩统部分地层，直至始新世才开始接受沉积，但始新统分布较为局限，在白垩系上大面积覆盖渐新统，因此，在白垩系顶部形成区域性不整合面。两个不整合面中最有利的不整合面是上侏罗统顶面，它将来自侏罗系油气横向运移至白垩系储层中，并聚集成藏。目前在下白垩统底部砂岩储层总体油气显示较好，也表明该不整合面对油气起到一定的输导作用。尽管白垩系顶面形成了大规模的区域性不整合，但是目前所有钻井在上覆古近系中未见油气显示，原因在于下白垩统中-上段沉积了厚层泥岩，泥岩连续沉积厚度普遍大于100 m，甚至以泥岩沉积为主的层段累计厚度超过600 m，厚层泥岩强烈封盖使得下部油气难以进入白垩系上部不整合面进行横向运移成藏。

图  7  上侏罗统与下白垩统岩相接触关系

Figure  7.  Lithofacies contact relationship between Upper Jurassic and Lower Cretaceous

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3.3   砂体输导体系

骨架砂体是油气横向运移的重要输导体，当油气从生油岩进入骨架砂体后，就以两相或三相流体的形式沿骨架砂体由高势区向低势区运移和聚集^[40-41] 。砂体横向输导的能力及油气运移远近取决于砂体的孔渗条件，好的孔渗条件，油气运移远，且油气运移量大，反之则油气运移近，油气通量少。北黄海盆地东部坳陷中生界砂体主要发育于水下扇、扇三角洲、辫状三角洲和三角洲沉积相中，其次是滨浅湖相。砂体输导体系以上侏罗统下段和下白垩统下段砂砾岩、中粗砂岩、细砂岩为主，其次是中侏罗统下段砂砾岩和下白垩统上段砂岩。上侏罗统下段和下白垩统砂岩厚度从几米至几十米不等，砂体规模相对较大，具有成片分布的特点，砂体输导体系规模相对较大。中侏罗统下段和下白垩统上段砂体规模相对较小，连片性较差，砂体输导体系规模相对较小。如前所述，中生界储层孔隙度总体较小，渗透率总体较低，表现为相对较强的低孔低渗储层特征。

通过对中生界储层压汞测试，获得了储层压汞参数，压汞参数反映了砂体的输导能力，高排驱压力和相对进汞饱和度较低的砂体疏导能力相对较弱，较低排驱压力和较高进汞饱和度的砂体疏导能力相对较强。中生界总体具排驱压力较高的特征，排驱压力主要集中于1～2.1 MPa，少部分为0.5～1 MPa（图8）。高排驱压力砂岩渗透率小于0.2×10⁻³ μm²，相对较低的排驱压力的砂岩渗透率大于0.2×10⁻³ μm²。中生界砂体压汞进汞饱和度总体偏低，大部分小于60%，并且进汞饱和度随渗透率增加而增加（图9）。

图  8  东部坳陷渗透率与压汞排驱压力关系

Figure  8.  Relationship between permeability and mercury injection and displacement pressure in the Eastern Depression

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图  9  东部坳陷渗透率与压汞进汞饱和度关系

Figure  9.  Relationship between permeability and mercury intrusion saturation in the Eastern Depression

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综合砂体物性和压汞参数分析，中生界砂体作为油气横向输导的能力有限，只有部分孔渗条件相对好的砂体才具有较好的油气横向运移能力，但总体油气运移不远，油气运移通量较小。从目前钻井揭示的砂体油气显示看，油气显示较好的钻井主要围绕生烃凹陷分布，远离生烃凹陷油气显示相对较差，或者无油气显示，这也表明砂体的横向运移能力有限。

4.   油气成藏模式探讨

东部坳陷烃源岩主要为中侏罗统和上侏罗统厚层泥岩；储集层主要为上侏罗统水下扇、三角洲和白垩系扇三角洲和辫状三角洲致密性砂岩，其次为前中生界碳酸盐岩和变质岩；盖层为侏罗系和白垩系中上部发育的厚层泥岩，输导体系主要为断裂输导体系和不整合面输导体系，其次为砂岩骨架输导体系。根据研究区油气地质特征和地质构造特征，研究区主要形成断裂控油成藏模式、地层超覆油气藏模式、潜山油气成藏模式和非常规致密油砂岩油气藏模式（图10）。本区难以形成不整合面遮挡型油气藏，主要是由于上侏罗统顶面以下的上侏罗统以泥质沉积为主，多缺乏有效的储层，而白垩系顶不整合面以下尽管砂岩发育，但是上覆古近系主要为粗碎屑的河流相沉积，缺乏封盖厚层泥岩。

图  10  北黄海东部坳陷油气成藏模式

Figure  10.  The hydrocarbon accumulation model of the Eastern Depression of the North Yellow Sea

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4.1   断裂控油成藏模式

断裂控油成藏模式主要受断裂控制，断裂成为油气藏的主要油气运移通道，侧向上，断裂两侧储集体存在错位，形成了由侧向和上覆泥岩封堵的油气藏。在断裂附近无论是构造拉张还是挤压均将形成一定的裂缝，裂缝的发育也为油气的运移成藏提供了很好运移通道，同时成为有利的油气储集空间。坳陷内局部构造较为发育，以与断层活动有关的断背斜、断鼻、断块等构造圈闭为主，相应形成断背斜、断鼻、断块三种类型油气藏。断裂控油成藏模式型的油气藏主要分布于西部断阶带、中部断裂带和南部断裂带，目前获得低产油流的油气藏就属于断裂控油型的断鼻圈闭油气藏（图10a）。

4.2   地层超覆油气藏模式

不整合油气藏通常形成不整合面以上的地层超覆油气藏、不整合面之下的地层不整合遮挡油气藏，由于研究区上侏罗统顶部不整合面之下为上侏罗统深灰色-灰黑色泥页岩，缺乏砂岩储层的发育，因此油气成藏模式主要以地层超覆油气藏成藏模式为主。

东部坳陷在经历晚侏罗世末期构造抬升后，进入早白垩世开始再次发生断陷，下白垩统超覆于上侏罗统之上，沉积三角洲和滨浅湖砂岩，同时也发育厚层的泥岩，这对形成地层超覆圈闭创造了有利条件。在东部坳陷的西部凹陷东部和中央凸起南部倾末带表现为斜坡地形，是形成地层超覆圈闭最为有利的地区。在东部坳陷的西部凹陷东部和中央凸起带南部倾末段一方面下白垩统下伏地层为上侏罗统烃源岩，另一方面连通中侏罗统和上侏罗统烃源岩的断裂发育，同时在上侏罗统和下白垩统之间发育不整合面，因此，从中侏罗统和上侏罗统烃源岩生成的油气沿着断裂、不整合面和砂体输导体系进入地层超覆圈闭，从而聚集成藏，形成地层超覆油气藏，其成藏模式如图10b。在东部斜坡带具备形成该种类型油气藏的地质条件，这将作为下一步的勘探目标。

4.3   潜山油气藏模式

北黄海潜山以中央凸起带较为典型，基岩为下古生界奥陶系、寒武系碳酸盐岩和元古界变质岩。碳酸盐岩出露地表极易遭受风化剥蚀，形成溶蚀孔洞，同时受燕山和喜山构造挤压影响，裂缝发育，此外变质岩发育微裂缝，从而形成良好的基岩储层。燕山早期构造拉张使得潜山上接受侏罗纪沉积，发育了侏罗系两套有利的烃源岩，为潜山油气藏的发育奠定了基础。中央凸起带是相对最有利的地区，除了中央凸起带南部沉积了厚层烃源岩外，还紧邻生烃凹陷中心，其西侧发育F2主控断裂，同时潜山上也发育次级断裂，断裂为油气运移提供了有利的通道。因此，来自凹陷和潜山上部侏罗系烃源岩生成的油气汇聚于潜山圈闭，从而形成潜山油气藏，其油气成藏模式如图10c。

4.4   非常规致密油砂岩油气藏模式

非常规致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点^{[42-43 ]}。美国高度重视致密油的勘探开发^[44]。非常规致密油是指以吸附或游离态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集^[23]。一般来说，致密油具有4个明显的标志：① 大面积分布的致密储层（孔隙度Φ＜10%、基质覆压渗透率K＜0.1×10⁻³μm²、空气渗透率K＜1×10⁻³μm²、孔喉直径d_r1＜1 µm）；② 广覆式的成熟优质生油岩（I型或II型干酪根、平均TOC大于1%、Ro为0.6%～1.3%）；③ 连续分布的致密储层与生油岩紧密接触的共生关系，无明显圈闭边界，无油“藏”的概念；④ 致密储层内主要为轻质油，原油密度通常大于40℃，API或小于0.8251 g/cm^{3 [45-46]}。北黄海东部坳陷侏罗系储层物性较差，属于低孔低渗性储层，孔隙度通常小于10%，渗透率通常小于1×10⁻³μm²，上侏罗统储层分布较广，处于烃源岩之中。目前获得的白垩系储层原油密度在温度20 ℃为0.89 g/cm³，在50 ℃为0.869 g/cm³，且白垩系储层油源来自于侏罗系源岩。由此表明侏罗系烃源岩排出的原油总体密度与准噶尔盆地二叠系致密油密度（0.87～0.92 g/cm³）范围类似 ^[47]，同时侏罗系烃源岩成片大面积分布，具有广覆式分布特点，因此东部坳陷上侏罗统具备形成非常规致密油的成藏条件，油气的输导主要为砂岩输导，其成藏模式见图10d。

5.   结论

（1）北黄海盆地东部坳陷油气藏具备有利油气地质条件，主力烃源岩为侏罗系，由于成熟—高成熟烃源岩，其次为埋藏深的深洼区白垩系低成熟—成熟烃源岩；储层主要为侏罗系、白垩系砂岩，其次是前中生界奥陶系、寒武系、元古界碳酸盐岩和太古界变质岩；中生界为低孔低渗储层，孔隙类型主要为溶蚀孔、裂缝，前中生界储层以溶蚀孔隙-孔洞型及裂缝型储层为主。

（2）东部坳陷主要形成三种类型油气输导层，即砂体、不整合面和断裂输导体系，其中断裂输导体系是本区主要油气输导类型，其次是骨架砂体、不整合面，因此本区油气运移以垂向运移为主，横向运移次之，而且油气横向运移距离短。

（3）东部坳陷主要形成断裂控油成藏模式、地层超覆油气藏模式、潜山油气成藏模式和非常规致密油砂岩油气藏模式，在几种成藏模式中，断裂控油成藏模式是本区主要油气成藏类型，不整合油气成藏模式、非常规致密油砂岩油气藏模式次之，后两种油气成藏模式目前钻井未证实，但不失为本区下一步深部油气勘探方向。