前面几章分别从烃源岩分布、储层等方面阐述了准噶尔盆地中部侏罗系油气成藏的主要地质要素及其特征。以下从各个主要成藏要素与作用的配置关系综合分析该区油气成藏模式。
7.3.1 成藏要素与作用的配置关系
如图7.18所示，中部侏罗系油气成藏的重要地质要素与作用的配置关系主要包括：
1)煤系储层致密化的时间与煤系烃源岩大量生排油的高峰期之间的先后顺序。根据煤系储层致密化机理及其中部区块各井的具体情况表明，该区煤系储层致密化的时间早于煤系烃源岩的生排油高峰期，不利于煤系储层油气聚集成藏。
2)该区煤系烃源岩大量生气期早于生排油高峰期。由于该区没有发现生成低熟原油的烃源岩，因此原油的生排高峰期应该在Ro为0.7%～1.35%之间。而煤系烃源岩在Ro﹥0.5%以后就可以生成大量的天然气。
3)在煤系储层致密化的同时，由于煤系烃源岩生成大量天然气的缘故，煤系储层发育生烃形成超压，超压导致致密储层对于原油的充注不利。
4)由于煤系烃源岩储层致密化作用，以及持续的生烃(包括生油与生气)作用，煤系烃源岩与储层的超压将不断增大，最终导致水力破裂，形成油气运移的通道。水力破裂缝的形成时间晚于超压的发育时间，而且与烃源岩的生烃潜力和成熟度有关。由于中4区块烃源岩的生烃潜力与成熟度﹥中2区块，因此，中4区块侏罗系烃源岩层系水力破裂缝普遍发育，而中2区块则少见。
图7.18 准噶尔盆地中部侏罗系油气成藏要素与作用的配置关系图
7.3.2 油气成藏模式及其主控因素
综合前文的阐述和分析，认为准噶尔盆地中部侏罗系油气成藏模式分为以下两种类型：浅埋藏早成岩期充注成藏模式和深埋藏晚成岩期充注成藏模式。另外，中部侏罗系还发育深盆气系统。
7.3.2.1 浅埋藏早成岩期充注成藏模式
这类成藏模式的特征是油气充注时，储层处于早成岩期，储层物性好，油气的充注强度高，GOI指数一般﹥5%。主要分布在中1区块、中3区块、彩南油田、阜东斜坡带等。
成藏主控因素：异地原油、运移通道和高孔渗的储层。
1)其油气来源为二叠系或者是异地的侏罗系烃源岩。中1区块和中3区块二叠系烃源岩的油气沿着断裂和不整合与砂体运移至侏罗系地层；彩南油田和阜东斜坡带其油气来源于阜康凹陷的侏罗系煤系烃源岩。
2)油气充注储层时，储层处于早成岩期。油气充注时，储层埋藏浅，处于早成岩期，孔隙度较高，连通性好，为油气的运移提供通道，油气沿着孔渗性较好的砂岩运移至较远的圈闭成藏。中3区块二叠系源岩的烃类沿着断裂运移至侏罗系地层，由于储层处于早成岩B期和晚成岩A1亚期，孔隙度和渗透率较高，为烃类流体提供运移通道和储集空间，油气充注强度较高，GOI指数一般﹥5%(图7.19)；彩南油田油气充注时，三工河组砂体孔渗性较好，阜康凹陷侏罗系源岩的油气沿着砂体运移至彩南地区成藏(图7.20)。
图7.19 中3区块油气成藏模式图
1—油气藏；2—油气运移；3—烃源岩
图7.20 准噶尔盆地中2、4区块和彩南油田侏罗系油气藏模式平面图
1—头屯河顶界构造等值线；2—三工河组砂体分布；3—彩南油田；4—油气主充注方向；5—侏罗系油气显示井；6—构造单元边界
7.3.2.2 深埋藏晚成岩期充注成藏模式
这类成藏模式的特征是油气充注时储层处于晚成岩期，储层经历较为强烈的成岩作用，储层致密，油源的充注强度低，GOI指数一般﹤5%。具体分为以下2种：
(1)源外传递型超压油气藏
源外传递型超压油气藏主要发育于中4区块煤系烃源岩超压系统之上的层系，如董1井和董3井头屯河组油气藏(图7.21)。
成藏的主控因素：下伏侏罗系烃源岩、致密储层和超压。油源来自于下部中下侏罗统烃源岩，因为源岩大量生烃时，储层已经致密，烃类不能在附近的储层中聚集，随着源岩生成烃类的增加，超压开始发育，当超压达到一定强度时，产生水力破裂，油气沿着水力破裂缝以幕式排放的形式向上运移，这些超压流体在上覆地层圈闭中聚集成藏，形成传递性超压油气藏(图7.21)。
(2)源内超压油气藏
源内超压油气藏在中2，4区块都有可能形成，主要形成的层位是烃源岩层系，主要包括八道湾组，其次是三工河组与西山窑组，如成1井八道湾组低产油流油气藏就属于此类(图7.21)。
图7.21 准噶尔盆地中2，4区块油气成藏模式图
1—烃源岩；2—油气运移方向；3—油气藏
成藏主控因素包括源岩、储层及超压。油气藏与烃源岩层系紧邻，储层发生了致密化，发育超压；储层与烃源岩呈互层关系，原油只经过了初次运移就进入致密储层聚集成藏。由于储层致密，其GOI指数一般﹤5%，通常形成低产油流。
7.3.2.3 深盆气系统
深盆气是一种非常规天然气藏，它是烃源岩大量生排的游离相态的天然气进入致密的储层后，由于毛细管的封闭作用，天然气无法在浮力作用下自由向上运移，因而只能在临近烃源岩的储层内富集，当储层内富集的天然气产生的生烃膨胀力超过了束缚天然气运移的毛细管力、上覆静水压力及自身重力之和后，天然气整体向上排替水并不断扩大自身的分布范围，直至烃源岩不再供气或运移较远的天然气不再受毛细管力束缚为止。这种成藏的动力与常规气藏不同，常规气藏的运移动力是浮力，通过气、水势能的互换，将天然气向上运移，以“气水置换”的方式运移；而深盆气是天然气进入致密储层以后，由于储层致密，储层孔隙半径足够狭小，阻断了地层水穿越天然气所在孔隙段的流动，运移过程中天然气顶、底界的地层水之间无法通过自由流动来实现势能交换，则气水排驱或天然气的运移过程服从“活塞式”原理，表现为天然气从底部对地层水的整体推移作用，边、底水无以存在，浮力作用无法产生，出现天然气位于地层水之下的气水倒置分布关系，当气柱的高度规模足够大时，形成典型意义上的深盆气藏。
准噶尔盆地中部发育以Ⅱ2和Ⅲ型干酪根为主的暗色泥岩及煤层，这些源岩成熟后生成大量天然气，由于侏罗系储层在天然气大量生成时已经致密，游离相天然气充注致密储层，深盆气系统发育。准噶尔盆地中部侏罗系深盆气系统与超压的系统是一致的(详见第5章)，超压系统即为深盆气系统，超压系统的顶界即为深盆气系统的顶界如图5.3所示。深盆气系统跨越多套地层、多个地质时代。平面展布如图7.22所示，深盆气系统顶界穿越头屯河组(J2t)、西山窑组(J2x)、三工河组(J1s)、八道湾组(J1b)、白碱滩组(T3b)，从南向北地层由新变老。
深盆气系统形成的主控因素为源岩、致密的储层及储层与源岩的匹配关系。准噶尔盆地中部侏罗系发育煤层和以Ⅱ，Ⅲ型干酪根的，有机质丰度高烃源岩，这些为深盆气系统的发育提供了物质基础；中部侏罗系储层致密，孔隙度﹤12%，渗透率﹤1×10-3μm2，为深盆气系统发育提供了条件；致密储层与源岩互层为深盆气系统发育提供了便利条件。
图7.22 准噶尔盆地中部深盆气系统的平面展布图