一、烃源岩的空间分布及演化史
1.寒武系—下奥陶统烃源岩的分布和特征
寒武纪时阿瓦提—满加尔地区主要表现为台地相和盆地相两大沉积体系，其中盆地相可分为浅水与深水两种类型，台地相则包括开阔台地、局限台地、蒸发台地，潟湖相及斜坡相。研究表明，不同沉积相中暗色岩石的有机质丰度存在明显差异，根据不同沉积相内有机质丰度和有机质类型等，可将烃源岩有机相划分为两大类。
饥饿盆地有机相主要分布在满东地区，以泥晶灰岩和泥岩为主，有机质丰度较高，有机碳含量＞1%，厚度为120～415m，平均为260m。该套烃源岩目前处于过成熟阶段，以产干气为主。埋藏史和生烃史恢复发现（图3—1—1），在加里东期该套烃源岩处于生油高峰期，油源对比表明，志留系大面积分布的沥青主要是来源于该套烃源岩。
内源台地有机相又进一步划分为开阔台地有机相和局限台地（含蒸发潟湖）有机相，蒸发潟湖（含蒸发台地）有机相由于处于相对闭塞、滞流的深水沉积环境，因而烃源岩的有机质丰度较高。该相带分布于塔里木盆地西部，主要发育泥质泥晶白云岩和泥晶灰岩，有机碳含量在和4井区平均值为1.24%。目前，烃源岩处于高—过成熟阶段，产物为凝析油、湿气，推测它在地质历史时期，以生油为主。
开阔台地有机相及局限台地有机相烃源岩发育于半氧化—半还原环境，造成其有机质丰度低，如塔中1井寒武系碳酸盐岩有机碳含量平均值仅为0.18%，鉴于碳酸盐岩的生油下限值应当与泥岩相当，因而它显然不能归入有效生油岩范畴。
下奥陶统基本上继承了寒武纪时的构造－古地理格局，东部仍为饥饿盆地，中、西部台地相，海平面频繁升降，但总体表现为间歇上升的特点。与寒武纪古地理格局的最大差异为相分界有所变动，且西部出现的潟湖相在早奥陶世时消失。类似于寒武系，其最有利的烃源岩也是发育在饥饿盆地相中，其有机相的划分与分布也类似于寒武系。目前这套源岩有机质演化已处于高—过成熟阶段，生烃产物以湿气与干气为主。但在地史过程中，该有机相生油高峰期的产物是沥青砂的贡献者（卢双舫等，1997），其生烃史类似于寒武系饥饿盆地有机相。
塔里木盆地的中部与西部的沉积环境主要是台地相，有机质丰度明显偏低，不能成为优质烃源岩。
2.中上奥陶统烃源岩分布及特征
图3—1—1 寒武系—下奥陶统烃源岩埋藏史图（满西1）
图3—1—2 中上奥陶统烃源岩埋藏史图
中上奥陶统与寒武系—下奥陶统在构造－古地理格局方面迥然不同，其大部分地区演化为超补偿盆地沉积，仅在巴楚－塔中低隆、塔北隆起为台地，在阿瓦提凹陷为半闭塞—闭塞的海湾沉积。有效烃源岩主要发育在巴楚－塔中隆起以及塔北低隆上，前者为台地斜坡灰泥丘有机相，后者为台地斜坡瘤状灰岩有机相。台地斜坡灰泥丘有机相主要分布于I号断裂以西塔中北斜坡与主垒带上，从东向西呈喇叭状分布，由两个富集区组成，西部为TZ10、TZ11、TZ12、TZ30与TZ37井区，东部为TC1、TZ6、TZ101井区，控制面积为4800km2，厚度约为80～95m（王飞宇等，1997）。该相带泥灰岩普遍具有较高的有机质丰度。有机岩石学研究发现，该套源岩中存在两类岩性不同的有机显微组分，一类是明显黄色和褐色荧光的有机显微组分，它主要是结构藻类、层状藻类体和隐孢子体；另一类是无或弱荧光的有机显微组分，主要是由宏观藻组成，二者在纵向上交互叠置。平面上，东区有机质主要由无（或具弱）荧光的宏观藻组成；在西区，有机质则主要由具明显黄色和褐黄色荧光的有机显微组分组成。塔中北斜坡中上奥陶统泥灰岩处于生油气高峰和成油晚期（图3—1—2）。计算表明：该相带源岩能提供6亿t原油的资源量（卢双舫等，1997）。
台地斜坡瘤状灰岩有机相分布于塔北低隆，目前已圈定的位置于X3—LN46—LN14—LN48—C3井区，厚度为5～12.5m，自北向南，地层变厚（王飞宇等，1997）。LN46井区烃源岩的岩石类型为黑色泥质条带成网格状瘤状灰岩，其有机碳含量平均值为0.42%，生烃母质主要是低等水生生物——藻类，有机质类型为腐泥型；源岩有机质演化处于生油窗晚期，主要产物为较高成熟度的轻质油和凝析油，如桑塔木和吉拉克地区奥陶系和石炭系储层中的轻质油和凝析油（卢双舫等，1997）。
3.石炭系烃源岩的分布特征
由于和田凹陷存在早石炭世的古隆起，下石炭统生油岩部分缺失。总体特征是石炭系源岩呈北东东—南西西方向展布。石炭系生油岩在纵向上主要集中于卡拉沙依组含煤层段，其次为巴楚组的碳酸盐岩。
石炭系滨海沼泽相源岩由炭质页岩、煤和煤系泥岩组成，见于和4、和2、巴东2、玛参1等井。这里生油岩中有机质丰度较高，除炭质页岩和煤以外，煤系泥岩TOC可达7.09%（表3—1—1），其生泾潜量可高达37.78mg/g，氢指数最高可达729，有机质类型主要为Ⅲ型，生烃母质主要来源于高等植物。生油岩成熟度在巴楚隆起Ro为0.61%～0.82%，为低成熟—成熟阶段，而在麦盖提斜坡这套生油岩现今进入生油高峰。
台地相碳酸盐岩烃源岩发育于巴楚组生屑灰岩段，厚30～56.5m，为泥质泥晶灰岩、生屑灰岩，有机质丰度较高，TOC均值为0.62%，最高可达1.93%，有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型为主。
二、储集层的类型、分布和物性特征
阿—满地区古生界含油气系统中，油气主要发现于中下奥陶统碳酸盐岩，志留、泥盆、石炭、三叠和侏罗系碎屑岩中。油气探明储量主要分布在石炭系（包括东河砂岩）和三叠系中。在志留系分布大面积的沥青砂。多套多种类型储集层成为∈—O1和O2-3含油气系统油气聚集的共同场所。
1.碳酸盐岩储集层
该类储集层主要分布在塔中和塔北轮南地区以及巴楚隆起奥陶系和石炭系，主要为白云岩和灰岩，如英买力1、2号、轮南、轮古1、2号等奥陶系内幕潜山油气田及和田河气田。该类储集层多属非常规储层，储集物性普遍较差。相对好的储集层多与不整合面共生。储集空间包括孔隙、裂缝、溶孔（洞）等，非均质性极强。根据储集层沉积和储集空间的类型特征，可以划分出两大类储集层：
表3—1—1 滨岸沼泽相石炭系煤系泥岩生油岩有机质丰度统计
（1）受沉积环境控制的以孔隙为主的储集体
寒武纪至早奥陶世为全球广泛海侵期，中、晚奥陶世为全球高海平面时期。塔里木盆地中、西部在中、晚奥陶世为镶边混积陆棚环境，晚期演变为陆源碎屑陆棚环境。在陆棚边缘发育碳酸盐岩浅滩，以藻砂屑滩为主，其次是生屑滩和砂砾屑滩（蒋裕强等，1998）。粒间孔和粒内孔是主要储集空间，成岩作用对其影响很大，如塔中16井油气田。
（2）受不整合面控制的以溶孔（洞）和裂缝为主的储集体
奥陶纪之后的区域构造运动，使得塔中和塔北地区整体挤压抬升，遭受风化剥蚀，致使泥盆系和志留系被剥蚀殆尽，甚至中上奥陶统亦遭到不同程度的风化剥蚀，在奥陶系上部形成碳酸盐岩风化壳。塔中地区岩溶作用和洞穴充填作用主要发生在晚加里东—早海西期；轮南地区岩溶作用和洞穴充填作用主要发生在晚海西—印支期，目前已在溶洞充填泥质物中发现石炭纪早期的孢粉化石。岩溶和缝洞的发育严格受岩溶作用的控制，它是在初始缝基础上发育起来的。早期初始缝包括成岩缝、区域性裂缝和埋藏缝等，是在奥陶系尚未抬升至地表形成侵蚀岩溶之前由于压实和构造作用形成的裂缝。
据单井和地震剖面资料解释，轮南地区岩溶发育由3部分组成：即上岩溶带、下岩溶带和深部缓流带。不同古地貌单元上岩溶发育程度不同。每一个岩溶带自上而下可以划分为两个亚带：垂直渗流带和水平潜流带。岩溶发育深度各井不一，最大深度一般在奥陶系侵蚀面之下300m左右。
塔西南玛扎塔格构造带受到剥蚀和淋滤作用的下奥陶统白云岩储集性能好。已钻探的山1井下奥陶统白云岩最大孔隙度可达12%以上，平均孔隙度为4.5%，渗透率14×10-3μm2，为Ⅰ类储集岩。储集空间主要为构造缝、构造溶蚀缝、裂缝溶孔、洞及晶间孔。玛扎塔格构造带下奥陶统较好的储集层的发育与构造应力作用及溶蚀作用有关。下奥陶统与石炭系之间有100多万年的沉积间断，大气淡水的淋滤、构造应力作用和溶蚀作用使得白云岩储集性能明显得到改善。对比而言中上奥陶统开阔台地和盆地相灰岩以及未发生抬升剥蚀作用的下奥陶统碳酸盐岩储集性能较差，为差或非储集岩，如伽1、康1、巴东2等等。塔西南地区石炭系碳酸盐岩储集岩主要发育于巴楚组生屑灰岩段和小海子组灰岩段，其中生屑灰岩段是巴什托普油田的主要产层。储集层孔隙类型有粒间溶孔、晶间孔、粒内溶孔和微裂缝等，尤以溶孔为主。储集性能受沉积相带控制。群5、琼002、曲3、伽1生屑灰岩段当时处于较高部位，为潮间—潮上或台内浅滩，白云石化发育，储集性能好，曲3井以西孔隙度均大于5%。群4井、巴东2井、山1井等生屑灰岩段储集性能较差，孔隙度多小于3%，为差—中等储集层。琼002井小海子组碳酸盐岩储集岩主要为粉晶含灰云岩，平均孔隙度为22%，而云质灰岩孔隙度为2.46%，曲3井小海子组白云岩发育层段孔隙度达到11%，群4井、玛参1井和巴东2井碳酸盐岩以灰岩为主，孔隙度较低，小海子组碳酸盐岩储集性能分布的差异与生屑灰岩段相似。塔西南缘区塔哈奇组高能滩相带是优质碳酸盐储层分布的有利区带，达木斯剖面Ⅰ类（n＞3%,k＞1×10-3μm2）和Ⅱ类（n=2%～3%,k=（0.01～1）×10-3μm2）碳酸盐岩储集层厚度可达18m。
2.碎屑岩储集层
（1）古生界海相砂岩储层主要发育在塔中、塔北和塔西南地区，溶解作用形成的次生孔隙是主要储集空间
本区古生界共发育志留系、泥盆系东河砂岩（CⅠ）、石炭系生屑灰岩（CⅠ）和三角洲沙体（C1）等几套储集层，埋深一般在4000m以上，处于成岩演化的晚期阶段，机械压实作用强烈，颗粒间以线—凹凸接触为主，原生孔隙大大损失，只留下了不可压实的粒间孔隙，使得孔隙度损失了25%～28%。同时，胶结作用，如自生石英、长石和黄铁矿等，使得孔隙度损失了3%～6%。
早期的表生淋滤作用（如英买2）、烃源岩生烃过程中伴生的CO2和有机酸的溶解作用、深部热化学作用产生的有机酸及CO2的溶解作用（如塔中45井）等，使得砂岩中的长石和岩屑被溶蚀，产生大量次生孔隙，从而改善砂岩的储集条件。
志留系和东河砂岩在塔西南地区储集性能较差，东河砂岩孔隙度分布于3.57%～6.39%，渗透率介于0.57×10-3～2.95×10-3μm2之间，志留系砂岩孔隙度和渗透率分别为2%～4%和小于1×10-3μm2。
（2）中生界陆相砂岩储集层主要发育在塔北轮南地区，以高孔高渗为主，部分为中孔中渗
三叠系砂岩以辫状三角洲相沉积为主，钻遇最大厚度为286.5～440m，由泥岩和砂岩段组成，与下伏古生界呈角度不整合接触。中、上三叠统分TⅠ、TⅡ、TⅢ三个油组，每个油组厚70～140m，Ⅱ、Ⅲ油组以高孔高渗为主，部分为高孔中渗，I油组以中孔中渗为主。
侏罗系以河沼相砂岩沉积为主，纵向上由4个油组组成，JⅣ油组以中孔高渗和高孔高渗为主，JⅠ、JⅡ和JⅢ则以中孔低渗和低孔低渗为主。平面上各油组孔隙度和渗透率由北向南增高。
三、盖层
1.多个盖层形成多套储盖组合
中上奥陶统泥岩盖层主要发育在塔中、塔东和塔北低凸起上，为奥陶系内幕油气藏提供了盖层；志留系泥质主要发育在塔中低凸起上；累计厚度平均为62.8m，主要为一套红色泥岩盖层，为下伏志留系古油藏的形成提供了盖层条件；在石炭系内部共有3个油层，每个油层上覆一个泥岩盖层，“上泥岩段”在区内分布很广，厚度较为稳定，在50～100m之间，是全区的主要区域盖层之一。三叠系储盖组合主要分布在塔北地区，共发育4套较大规模的泥岩盖层，上面3套盖层分别分布在三叠系3个油组之上，形成轮南地区三叠系3个油组的直接盖层，而三叠系底部发育的一套盖层覆盖在石炭系或奥陶系之上，为古潜山油气藏提供了盖层。侏罗系泥岩盖层主要发育在轮南低凸起上，4个油组每个上覆一个局部泥岩盖层。
2.区域盖层控制油气富集
本区石炭系“下泥岩段”和三叠系以及志留系是区域盖层。截至1997年底，55.71%的石油和35.48%的天然气地质储量分布在石炭系区域盖层之下；36.3%的石油和18.81%的天然气地质储量分布在三叠系区域盖层之下；塔中地区大面积分布的志留系沥青砂和塔北志留系沥青段都受其内部红泥岩段区域盖层控制。