1.改造与保存条件
周口坳陷及外围盆地为下古生界、上古生界、中生界、新生界共存的多旋A盆地，受多期构造运动影响，依据内外动力学的作用方式、岩浆活动及异常热力作用，可分为4种改造作用和3种改造类型。
（1）4种改造作用
1）抬升改造：是指含油气盆地油气藏形成以后，因地壳的抬升导致盆地面貌遭到强烈的剥蚀而大为缩小，但已形成的油气藏并未因地壳的抬升而遭到严重的破坏或散失。最典型的属泌阳凹陷，周口坳陷的舞阳凹陷和襄城凹陷亦具此类改造特征。廖庄组沉积末期，舞阳凹陷和襄城凹陷回返，剥蚀了部分廖庄组地层，但早第三纪的盆地面貌未改变，所形成的未熟－低熟油气藏基本未遭受破坏。
2）块断改造型：指块断运动对前期大型盆地进行了改造，彻底改变了原型面貌。区内最强烈的块断改造是燕山中晚期和喜马拉雅期。如华北地台古生代克拉通盆地，其原始面貌与华北地台范围大体一致，经过印支期、燕山期和喜马拉雅期的构造运动断续改造而成为目前的残存格局。此外，豫西的三叠系、周口坳陷的侏罗系和白垩系的块断改造也较为强烈。
3）冲断、褶皱改造：是指原盆地因遭受后期的逆冲断层和褶皱作用，导致盆地面貌发生改变。研究区内的古生界受砖淮断裂和三门峡－宜阳－叶鲁－淮南断裂的控制，以北的豫西地区、太康隆起、周口坳陷中北部、淮南、淮北保存较好，以南（尤其三门峡－宜阳－叶鲁－淮南断裂以南）上古生界剥蚀殆尽，仅零星分布于确山等地。同时受褶皱作用和隆升剥蚀的影响，印支期的背斜剥蚀严重，现今上古生界主要以向斜的形式残存。豫西地区的上三叠统属陆内坳陷盆地，其原盆地范围大，可能与临汝、济源、鄂尔多斯盆地相连，为大型的陆内坳陷盆地。但因后期的逆冲、褶皱等因素的改造，现今谭庄组仅残存分布于三门峡－宜阳逆冲断裂前渊区的宜阳、伊川凹陷以及三门峡－开封－沛县断裂以北的济源盆地。谭庄－沈丘凹陷早白垩世末期的挤压，受到了“三门峡－伊川－鲁山－淮南”逆冲推覆构造控制。这次挤压逆冲导致其上盘地层遭受强烈剥蚀，而其下盘地层则相对保存完整，形成区内现今下白垩统的残存分布格局。由于应力释放主要沿先存的古断裂面发生，在这些逆冲断裂的上盘柔性较大的地层中形成一些牵引褶皱，如周23井所钻的高庄背斜等。
4）岩浆活动及异常地热改造：东秦岭－大别山北缘从太古代到新生代各个地质时期都有规模不等的岩浆活动。其中：海西期以侵入岩为主，分布于北秦岭褶皱带内。燕山晚期岩浆活动较为强烈，大量岩体沿NW W 向的确山－明巷－固始－合肥断裂、桐柏－桐城断裂、信阳－霍山断裂分布。同时，在淮南、豫西、永夏、鹿邑－太康等地，亦存在大量的侵入岩体分布，所形成的附加地热场对研究区的有机质热演化产生了重大的影响。在周口坳陷的南部凹陷带中，还充填了巨厚的火山碎屑岩，对下白垩统的生烃潜力及储集物性产生了巨大影响。喜马拉雅期的岩浆活动较微弱，区内仅出露于临汝的汝阳。在周口坳陷的谭参1井3000～3800m 井段揭示出了15层总厚度约300m的玄武岩，同位素年龄为32.7Ma。其成因可能与商水断裂的强烈拉张有关。
（2）3种改造类型
按照盆地原型的继承与改造、破坏与保存的关系，可将周口坳陷及其外围地区划分为改造－破坏型、改造－保存型，改造－建设型3种类型。
1）改造－破坏型：是指原盆地中的烃源岩因地壳抬升而遭受严重的剥蚀，残留烃源岩长期处于热演化的停滞阶段，或者烃源岩虽基本保存，但前期形成的油气已基本散失。例如，太康－鹿邑地区自印支运动以来到喜马拉雅晚期长期处于隆升剥蚀状态，不仅三叠系被全部剥蚀，而且二叠系剥蚀严重，现今仅残存300～500m的上古生界，长期的隆升剥蚀导致印支期形成的原生油气藏散失殆尽。古城地区、舞阳凹陷、倪丘集凹陷（大部）、巨陵凹陷等地的古生界也属于改造－破坏型，与鹿邑－太康地区不同的是，这些地区燕山期的异常热力影响较小，现今上古生界的热演化程度仍然较低（Ro为0.6%～1.1%），其热演化基本保持在印支末期的水平，无二次成烃过程，原生油气藏遭受破坏并散失殆尽。
2）改造－保存型：此种类型是指原盆地形态虽被改造解体，但大部分烃源岩保存完整或比较完整，在成藏条件具备时又可生烃、运聚成藏；或者后期改造运动虽对已形成的油气藏的保存条件有所影响，但远未达到完全破坏的程度。谭庄－沈丘凹陷在燕山中期左旋走滑形成的凹陷南部的滑突包，主力勘探目的层现今保存一定厚度，主生烃期发生在改造之前，虽然后期埋藏较浅，但早期生成的油气可能得以部分保存。由于后期构造位置较高，二次生成的油气可能充注于该套目的层中。
3）改造－建设型：后期改造过程中，盆地主力烃源岩系保存完整或比较完整，初始演化程度较低，剩余生烃潜量大，经过一定时期抬升后再次沉降，达到或超过初始的热演化程度后，开始大规模生烃，且二次生烃后的改造强度较弱，保存条件好，所生成的烃类有效聚集成藏。如谭庄－沈丘凹陷、倪丘集凹陷等。早白垩世末，谭庄－沈丘凹陷的下白垩统沉降中心区内，永丰组下段埋深2000～3000m，进入成熟门限（2200m），开始生烃；但由于成熟范围小（局限于主沉降中心），成熟度较低（Ro<1.0%），生烃规模小。下白垩统沉积后，谭庄－沈丘凹陷隆升回返，商水组部分剥蚀，下白垩统烃源岩保存完整。喜马拉雅期区内因充填巨厚的古近系，下白垩统再度深埋至3000～4000m 以上，烃源岩普遍进入成熟－较高成熟阶段，开始大规模的生烃。喜马拉雅期是区内下白垩统的重要的成烃、成藏期。洛阳－宜阳凹陷的上三叠统，印支期末处于未熟－低熟阶段，经燕山期的剥蚀，喜马拉雅期深埋至3000m 以下，进入成烃门限，开始大规模生油，喜马拉雅期是该凹陷上三叠统的有效成烃、成藏期。三门峡盆地、倪丘集凹陷、鹿邑凹陷、襄城凹陷等的石炭－二叠系虽然经过印支运动和燕山运动的改造，其残存的烃源岩在古近纪末仍具有的二次成烃条件，喜马拉雅期因再度深埋，进入二次成烃门限，开始二次成烃。如南12井古近系试获源自上古生界的油气流，即为最好的“改造－建设型”例证。
2.二次成烃条件
“二次成烃”是烃源岩在地质演化历史中常见的现象，一般指因地层隆升剥蚀等因素的作用下，烃源岩受热温度降低，导致一次生烃历史暂时终止，而当温－压条件改变，达到有机质再次活化的热动力条件时，所发生的生烃现象。
（1）二次成烃的模拟实验
二次生烃机理可以通过大量的连续热模拟和分段热模拟来认识。本文采用气源岩定量热模拟评价法，对研究区上古生界煤系晚期生烃规律及二次生烃机理进行了初步探讨。
1）样品的选取：采用平顶山和淮北煤田不同煤级的煤进行模拟试验。样品Ro值为0.615%～1.37%，其热演化从低熟至高熟阶段（表8-4），基本能代表不同成熟度煤的二次生烃模拟。
表8-4 热模拟样品数据
2）试验方案：为了模拟煤系在地层沉积－抬升－沉降过程中的二次生烃与地层连续沉降过程中的连续生烃，设计了两个系列的热模拟试验，即自然演化样品系列的模拟试验和人工制备样品的模拟试验。
自然演化样品的二次生烃模拟：对所采集的不同成熟度样品进行250～750℃，温差50℃的分段模拟，并对各温度点加热0.5h进行连续生烃产气率热模拟分析。
人工制备样品的二次模拟（分段生烃模拟）：将1号煤分别按照上面的模拟程序，从Ro值0.615%模拟到0.9%、1.3%和1.9%左右，人工制备出不同热演化阶段的样品，进行二次生烃模拟分析。
3）实验结果：通过实验完整地获得了煤样在人工控制下发生热演化及二次生烃的有关参数和大量数据。
Ro的变化趋势：通过对自然演化及人工演化的二次生烃过程中岩石Ro的变化趋势进行研究，发现二次生烃过程中并无Ro的延迟现象。
图8-15 不同成熟度样品连续与二次生烃Ro变化趋势图
1—镜质体；2—1号煤；3—YA13-1煤；4—华参1焦煤；5—500℃后二次生烃；6—600℃后二次生烃
测定结果（图8-15）表明，在连续热模拟过程中，Ro值随加热温度的增加，总体变化情况为：在加热温度较低时，Ro值变化较慢，由250℃加热到500℃，Ro值增加了大约0.6%（从0.7%至1.3%）；然而在加热温度较高时，Ro值变化很快，由500℃加热到750℃，Ro增加了约2.1%（从1.3%至3.4%）。二次生烃过程中未见任何前人所述的Ro的延迟现象。当第二次加热接近或达到第一次生烃中止温度时，根据时间－温度补偿关系，烃源岩中的镜质体反射率将进一步演化，Ro值有所增加，但增加幅度不大。当加热温度超过第一次生烃模拟的最高加热温度时，Ro值将迅速增加。在加热到很高温度时，Ro值有归一化的趋势。
产气量比较：连续生烃产气量与分段生烃产气量的总和基本相同，且样品的二次生烃量与第一次生烃有关。
煤连续生烃和二次生烃热模拟实验产气率如图8-16所示。实验中，样品连续加热到400℃、500℃和600℃后进行二次热模拟，分别计算其累积产气率为131～149m3/t之间，表现出较好的平行性。同一块烃源岩经历连续埋藏生烃以及埋藏－抬升－再埋藏两次生烃过程，所获得的总累积产气率基本相同，也就是无论一次连续生烃还是经过两次或多次生烃，烃源岩总的产气率是一定的。同时还发现样品第一次生烃成熟度较低而未达到生烃高峰时，则第二次生烃量基本与连续生烃相同。如一次成熟度较高，已生成了较多烃类，则二次生烃的量即相应减少；当一次成熟度已经很高，超过了生烃高峰时，则二次生烃的量就很少，生气潜力损失也越大。
图8-16 1号煤连续生烃与分段模拟二次生烃过程中累计气产量比较
1—第一次产气；2—第二次产气；3—总计产气
气态烃的组分变化比较：第二次生烃的气态烃产物组成与第一次生烃所达到的热成熟度有较大关系。图8-17表明，第一次生烃达到的热成熟度越高，二次生烃中C2以上烃类的含量就越低，呈现气体组成越来越干燥的特点。
煤加热至400℃、500℃和600℃后二次生烃的C1—C5的气产率与温度关系分析表明，气态产物中均以甲烷为主要成分，600℃后二次生烃产物基本上全是甲烷，其他组分含量极少。
对比连续生烃与二次生烃气态烃产物累积干燥系数的变化（图8-18）发现，400℃后二次生烃的烃类组成的累积干燥系数与连续生烃过程相似，基本没有区别；500℃后二次生烃的烃类组成的累积干燥系数明显高于连续生烃；600℃后二次生烃的烃类组成的累积干燥系数则远远高于连续生烃。这表明，第一次生烃如果已达到了很高的成熟度，则二次生烃的产物则主要为干气。
产气高峰期的变化：随起始成熟度的增加，自然样品和人工模拟样品的二次生烃产气高峰期都有随第一次生烃后所达到的成熟度的增加而向后推移的现象。
把成熟度不同的4个煤样（2、3、4、5）进行比较（图8-19），成熟度相对较低的2号、3号煤的产气高峰相近，且2号煤的产气高峰略向后移；成熟度相对较高的4号、5号煤的产气高峰则明显后移，且5号煤的产气高峰后移最为明显。即成熟度越高时，产气高峰后移现象越显著。
图8-17 1号煤400℃、500℃、600℃后二次生烃C1—C5组分变化比较
1—CH4;2-C2H4;3-C3H8;4-C4H10;5—C5H12
1号煤样的连续生烃和二次生烃的热模拟产气模式图（图8-20）表明，如果第一次生烃达到的热成熟度较低（如400℃后二次生烃，Ro约为0.9%），未达到产气高峰值，在进行二次生烃模拟时，第二次生烃的高峰期变化不很明显。如果第一次生烃达到的热成熟度较高（如500℃后二次生烃，Ro约1.3%），在进行二次生烃模拟时，第二次生烃的高峰期后移较为明显。当第一次生烃达到的成熟度很高（如600℃后二次生烃，Ro约1.9%），已经超过生烃高峰时，则第二次生烃的高峰期才明显向后推移。
图8-18 1号煤人工模拟二次生烃累计干燥系数变化图
1—连续累计；2—400℃后累计；3—500℃后累计；4—600℃后累计
图8-19 自然样品不同成熟度Ro-产气率关系图
1—平顶山P2x,Ro＝0.783%;2—平顶山P1s,Ro＝0.981%;3—淮北Pls,Ro=1.262%;4—淮北P2x,Ro＝1.365%
图8-20 人工制备样品不同成熟度Ro－产气率关系图
1－连续生烃；2—400℃一次生烃；3—400℃后二次生烃；4—500℃一次生烃；5—500℃后二次生烃；6—600℃一次生烃；7—700℃后二次生烃
值得一提的是，一次生烃结束后，例如在400℃生烃热模拟后停止加热，将样品冷却至室温后再重新加热至250℃、300℃、350℃和400℃时，仍有少量气体产出，这可能是岩石中的残余烃。只有当加热温度超过第一次生烃的热模拟温度（如450℃、550℃、650℃）时，产气量才大幅度增加。这表明一次生气和二次生气从反应温度（亦即从化学动力学角度）上应该具有连续性。只有二次埋藏的温－压条件达到或超过第一次生烃的最高温－压条件时，源岩才可能大量二次生烃。
上述实验揭示：①煤经抬升再度埋深的二次生烃过程中，无Ro的延迟现象。煤虽后期再度埋藏，但未达到第一次埋深时，Ro基本保持不变，只有当后期埋深达到或超过第一次埋深时，才开始持续增长，且最终与连续生烃归为一致；②二次生烃仍具有高峰期，且高峰期与二次生烃的起始成熟度有关，当一次生烃终止成熟度在生烃高峰期之前时，二次生烃高峰期与一次生烃高峰期接近，当一次生烃终止成熟度处生烃高峰期或高峰期之后时，一次生烃已生成大量的天然气，其二次生气高峰则向后推移，且一次生烃终止成熟度越高，二次生烃向后推移的幅度越大；③二次生烃过程与连续生烃过程产气量基本相同，煤虽经历不同的埋藏和生烃过程，但并不影响其总生烃能力，这同时也说明，研究区石炭－二叠系烃源岩二次生烃的可能性是存在的。
（2）二次成烃主控因素
综合分析表明，二次生烃的关键在于初始成熟度的高低和持续时间的长短，也就是剩余生烃潜力的大小，以及二次演化成熟度的高低和持续时间的长短等因素。通常二次生烃潜力（有效性）的大小取决于二次生烃起始成熟度和二次生烃前后成熟度的差值，二次生烃起始成熟度低、生烃时间短，所剩余的生烃潜量才大，二次生烃终止成熟度越高（前后成熟度差值大），持续时间越长，生烃规模也越大；同时二次生烃后的保存条件越好，时间越晚其有效性越高。此外，据前人研究表明，煤系二次生烃的死亡线位于Ro为4.0%左右。
区内中、古生界的二次成烃主要受控于其地层的残存厚度和新生界上覆有效盖层的厚度。研究表明（详见第四章）周口及外围盆地上古生界的二次成烃门限深度为3600～5800m，二次成烃范围最大的数三门峡盆地；其次为谭庄－沈丘凹陷；洛阳－宜阳凹陷，倪丘集、鹿邑、襄城凹陷二次成烃范围较小，仅400～500km2；太康隆起、鹿邑凹陷西部、古城凸起、舞阳凹陷东部等地因上覆新生界盖层薄，无二次成烃条件。洛阳－宜阳凹陷的上三叠统、谭庄－沈丘凹陷的下白垩统，喜马拉雅期是其主要的二次成烃期。
3.晚期成藏主控因素分析
在漫长的油气生成、运移、聚集和保存过程中，最终能否形成和在哪里形成工业油气藏需要各种成藏要素的有效配置，因此，油气成藏的控制很多，但对周口坳陷及外围盆地而言，最主要的控制包括下列4个方面，而对石炭－二叠系、中生界和古近系层系的侧重点又有所不同。
（1）有效烃源岩分布决定油气成藏范围
对于古近纪原盆来说，很容易理解这一概念，而对中古生界后期改造强烈的盆地，由于缺乏对烃源岩有效性及其二次成烃的足够重视，前期探井主要集中在高断块上，多数不在有效烃源岩范围内。这是在富烃凹陷寻找大型油气田的有效勘探模式，但周口坳陷中古生界的侧向输导能力并不强，古近系生烃及二次生烃量有限，油气很难进行大规模长距离的侧向运移。
由于中古生界砂岩的侧向输导能力比较差，加上生烃强度也不太大，中古生界油气藏主要形成在有效烃源岩的分布范围内。谭庄－沈丘凹陷周参12井、周21井、周14井、周15井、周16井、周18井、周23井的钻探效果分析表明，离中生界有效烃源岩越近油气显示情况越好。
（2）输导体系的输导能力决定油气运移距离
侧向输导能力取决于储集层的物性和不整合面风化带发育程度；垂向输导能力主要与断层的规模和活动性有关。中生界的侧向输导能力比较差，在有效烃源岩分布范围的深洼区断层规模相对较小、且一般都在古近纪就停止活动，生成的油气无论是侧向还是垂向运移距离都比较近，目前见到的中生界生成的油气都分布在中生界及其邻近的古近系玉皇顶组内。依靠边界大断裂输导的石炭－二叠系和中生界生成的油气可以运移到第三系，因为这些断层在新近纪还在继续活动。目前在中生界和古近系红层中发现的重要油气显示大都靠近大断裂附近。
（3）构造定型与油气运聚期的有效配置关系是成藏的关键因素
只有当构造圈闭的形成和定型期不晚于油气的大规模运聚期时，才可能捕获油气聚集成藏。同时后期的改造破坏亦可造成油气的散失。如郭平楼断鼻发育于早始新世初，定型于早始新世末，与下白垩统二次生排烃期匹配较好，周19井在玉皇顶组试获少量油气，属中生新储型油气藏。
（4）古近系构造格局决定现今油气分布
古近系构造层及构造格局不仅控制其本身烃源岩、储层和盖层发育和分布，而且控制着其下伏层烃源岩演化、二次成烃的区域和规模、油气运移方向、圈闭的定型，因而决定现今油气的分布。
周口坳陷各凹陷的古近系构造样式以单断式为主，下伏地层生烃中心，与古近系沉降中心一致。其中的油气运聚也受古近系构造格架的控制，缓坡带是油气运移的主要指向。谭庄－沈丘凹陷下白垩统生油岩于燕山晚期已趋于成熟，因为中生代断陷为南断北超，地层产状区域性北抬，油气沿层间大规模向北或西北方向运移，并可能在商水一带形成聚集。但是，受喜马拉雅运动影响，古近纪断陷掀斜方向与中生代相反，地层产状“倒向”，造成了油气开始大量向南运移，北部斜坡已形成的油气聚集遭到了破坏，产生了油气再分配。因此，早期形成的油气藏可能受到改造或破坏，将会导致油气进行再运移和再聚集。
（5）3个含油层系成藏关键因素的差异
对于古近系含盐凹陷而言，油气主要受控于烃源岩的演化与良好的储集层及圈闭配置。关键有两点：一是烃源岩埋藏是否达到生油门限深度之下；二是在生油中心有无好的砂层和圈闭发育。因此，在生油中心有好的砂层与圈闭发育，最易形成油气藏。对于以下白垩统为主要含油气目的层的谭庄－沈丘凹陷，其油气主要受控于油气藏受改造或破坏后油气再次运移和聚集的指向、输导和圈闭条件。对于以中、古生界为生油（气）层而言，二次生烃及保存条件是关键。凹陷内中、古生界具有二次生油、气条件是该凹陷油气聚集的必要条件。圈闭形成的时期早于油气生成和运移时期，以及垂向的运移通道是下生上储型油气藏形成的重要条件。
4.油气成藏模式探讨
油气聚集主要受生储盖组合关系、圈闭条件及输导体系所控制。生、储油气层的空间配置关系决定了油气的主要聚集形式，复杂的圈闭则造成了油气藏类型的多样化。研究表明，区内有自生自储、下生上储和古潜山型3种油气聚集类型。从勘探的难易程度和可能形成的油气藏类型分析，下生上储是区内主要的油气聚集形式及勘探对象。
（1）自生自储型油气藏
自生自储型油气藏分布于有机质演化程度不高，砂岩储油物性相对较好的舞阳凹陷和襄城凹陷核桃园组和谭庄凹陷南部及沈丘凹陷北斜坡下白垩统。古生界成岩作用强烈，储油物性差，对于天然气有一定的储集能力。
舞阳凹陷和襄城凹陷核桃园组为自生自储型，核桃园组烃源岩为低熟－未熟烃源岩，生烃和运移偏晚，主要成油期为新近系沉积末期，断鼻、断块和岩性圈闭定型略早于主要运移期。受箕状凹陷形态的控制油气大量向斜坡运移过程中，受断层遮挡，形成襄9井类型的断鼻和断块油藏。
谭庄凹陷下白垩统埋深小于3500m的砂岩机械压实作用相对较弱，物性稍好，有一定的储集能力，可形成自生自储自盖组合型和断鼻、断块及地层油气藏。周参12井产少量油流说明具备自生自储的条件，但情况很复杂（图8-21）。
图8-21 谭庄凹陷307剖面油气成藏模式图
沈丘凹陷南部多为致密储层，对天然气有一定的储集能力。周19井下白垩统两个井段的碳酸盐岩地层中试获日产水大于15m3，证实在沈丘凹陷北部碳酸盐储层较发育，并具有一定的储集能力。此外，在现今储集物性差的地区，依然有找到油气藏的可能性。如洛伊凹陷和谭庄－沈丘凹陷等。其中，谭庄－沈丘凹陷地震剖面揭示区内断裂发育、断层和微裂缝（含裂隙）可改善下白垩统的储层物性，有利于形成自生自储油气藏。同时下白垩统一次成烃或二次成烃时期的储层物性要好于现今，如果当时构造存在，就有可能聚集成藏。若现今构造与一次成烃或二次成烃时期的构造具有继承性，还有可能找到此种类型的油气藏。
（2）下生上储型油气藏
下生上储型油气藏是以中古生界为烃源岩层，玉皇顶组为储盖层，油气沿断裂和不整合面运移至早始新世或更早的圈闭中形成的油气聚集类型。研究区该类型分布广泛，沈丘、倪丘集、鹿邑、巨陵等凹陷都以该类型聚集为主。该种类型受油气生成、运移、保存条件的控制，尤其是运移方式、运移期及与圈闭形成期配置关系的控制，下生上储比自生自储更为复杂。
石炭－二叠系为烃源岩（以倪丘集凹陷为代表），具有二次生烃条件，煤系成岩作用强烈，储层条件差。喜马拉雅期二次形成的油和天然气沿断裂或不整合面运移、聚集在古近系玉皇顶组形成油、气藏（如南12井所见油流）。
（3）古潜山型油气藏
烃源岩为中生界和上古生界，储层为下古生界风化壳和缝洞层，形成古潜山型储盖组合。如襄5井在下古生界见油气显示；周16井钻井过程中于寒武系（2560～2565m）先后漏失泥浆73.69m3，平均漏速1.37m3/h，录井和电测均揭示该段裂缝发育，表明区内下古生界碳酸盐岩风化壳具有良好的缝洞发育条件和储集能力，以古近系、上古生界的泥岩为盖层，可以形成古潜山型油气藏。