塔里木盆地古城地区奥陶系滩相白云岩气藏特征及主控因素

冯军 ，张亚金，张振伟，付晓飞, ，王海学，王雅春，刘洋，张君龙，李强，冯子辉

（1. 东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318；2. 东北石油大学“陆相页岩油气成藏及高效开发”教育部重点实验室，黑龙江大庆163318；3. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；4. 黑龙江工程学院，哈尔滨150050）

0 引言

塔里木盆地下古生界奥陶系碳酸盐岩油气资源丰富，目前已在塔北、塔中、顺南、顺北等地区发现一系列油气藏，这些油气藏一般以灰岩潜山油气藏、岩溶缝洞型油气藏或走滑断裂控制的断溶体型油气藏为主。关于油气藏的储集层特征、形成条件与分布规律已有大量文献报道[1-12]，但相对而言，塔里木盆地滩相白云岩气藏发现相对较少[4]，对滩相白云岩储集层特征、气藏类型及形成主控因素等还有待深入研究。

塔里木盆地古城地区GC6井奥陶系白云岩气藏的发现揭开了滩相白云岩气藏勘探的序幕[13]，为不断发现油气资源拓展了新领域。本文以近年来古城地区连片三维地震解释结果为基础，结合钻井、测井和地质实验分析，对古城地区滩相白云岩气藏类型及其形成主控因素进行探讨，揭示其气藏分布规律，对塔里木盆地下古生界白云岩油气藏勘探，尤其是塔西东部台缘带油气勘探起到理论和实践指导意义。

1 区域地质概况

古城地区位于塔里木盆地北部坳陷区中南部，面积约6 100 km2，东部与塔东隆起相邻，西部与塔中隆起相接，是一个北西倾的下古生界宽缓鼻状隆起，被北东向断裂切割成堑垒相间的断块构造格局（见图 1）。古城低凸起构造演化与塔中隆起相似，主要经历了加里东、海西、印支、燕山、喜马拉雅期等多期构造运动[14-15]，基本构造面貌在海西期—印支期基本定型，在以后的构造运动中仅有轻微调整，具有形成早、定型早、后期稳定的特点。古城地区自下而上主要发育寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、白垩系、第三系及第四系，缺失志留系、泥盆系和侏罗系。寒武纪—奥陶纪为海相沉积，石炭纪以后为陆相沉积。寒武系、奥陶系在全区分布，累计厚度一般超过5 000 m，海相碳酸盐岩地层是油气勘探的主要目的层，目前发现的产气层即位于奥陶系鹰山组三段（以下简称鹰三段）[4,14]。

图1 古城地区构造位置及地层综合柱状图

古城地区寒武纪—奥陶纪主要发育碳酸盐台地—台地边缘—斜坡—陆棚—盆地的沉积体系[16-17]。寒武系下统为斜坡—陆棚—盆地相，中上统为镶边型台地—台缘带，地层岩性以泥岩和白云岩为主，沉积了有利烃源岩层和储集层；早中奥陶世发育的蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、吐木休克组沉积于局限台地相、开阔台地相和盆地相，发育大面积的台缘颗粒滩相，岩性以白云岩、云质灰岩、颗粒灰岩、微晶灰岩为主，构成了有利的储集层和直接盖层。晚奥陶世沉积了一套巨厚的却尔却克组碎屑岩，以泥岩为主，夹薄层粉细砂岩，厚度巨大，后期遭受剥蚀，残余厚度仍超过2 000 m，可作为油气成藏的区域盖层。

区域地层展布及烃源岩发育特征分析表明[4,18-21]，古城地区主要发育下寒武统盆地相玉尔吐斯组、中寒武统陆棚—盆地过渡相莫合尔山组（相当于沙依里克组）两套烃源岩。根据邻区TD1、TD2、DT1、YD2、YL1等井的钻探结果，下寒武统烃源岩厚度分别为39，33，43，57，61 m，岩性为黑色含硅泥岩，TOC值为0.50%～3.26%，平均值为 2.67%，Ro值为 1.73%～2.91%，为一套高—过成熟优质烃源岩。邻区TD2、TD1、DT1、YD2等井钻遇的中寒武统盆地相烃源岩，厚度分别为35，31，33，60 m，岩性为钙质泥岩，TOC值为0.51%～2.58%，平均值为1.60%，Ro值为2.54%，属于中等—较好烃源岩。古城地区碳酸盐岩储集层包裹体分析证实，油气经历了两期成藏，第 1期以油气藏为主，时间在中—晚奥陶世；第 2期成藏以天然气为主，时间在第四纪[22]。

2 气藏特征

2.1 气藏温度、压力

古城鹰三段气藏 6口井的原始地层压力、温度资料测定结果见表1，地层压力为66.83～73.80 MPa，压力系数为 1.07～1.19，温度为 164.1～177.1 ℃，地温梯度为2.73～2.86 ℃/100 m，属于常温常压气藏。各气层总体上具有相近的压力系数和气藏温度，反映成藏背景条件相似，局部有略微差异。

表1 古城地区鹰三段气藏实测地层压力统计表

2.2 气藏流体性质

古城气藏天然气甲烷含量为65.62%～98.30%，平均值为85.25%，干燥系数为0.995，为干气特征。非烃类气体含量为 7.12%，以二氧化碳为主。GC6井地层流体温度压力分析表明，天然气在地层条件下呈单一气相，在相图上地层温度远离相包络线右侧。地面分离条件点处于两相区外，表现出干气藏的相态特征。天然气组成分析显示，C1+N2含量为 94.066%，C2—C6+CO2含量为5.926%，C7+含量为0.008%，在气藏类型分类三角相图上，属干气藏的范围。

据GC18、GC6井样品分析，古城地区鹰三段气藏地层水密度为1.11～1.14 g/cm3，pH值6.00～7.04，Cl-含量为 10 900～117 832 mg/L，Ca2+含量为 1 111～1 151 mg/L，Mg2+含量为 569～595 mg/L，SO42-含量为160～255 mg/L，总矿化度为177.0～178.6 g/L，地层水为CaCl2水型，高矿化度、偏酸性、含多种微量元素，具深层封闭环境特征。

2.3 气藏气水关系

古城地区奥陶系鹰三段顶部白云岩储集层普遍见含气显示，主要发育在白云岩顶面，但总体具有相对统一气水界面，气层底界海拔位于-5 120 m附近，气柱高度最大为222 m。在该海拔以上范围内，气测显示比较活跃，基本反映了气层分布的特征。压裂酸化后短期试油结果以工业气流或低产气流为主，日产量（0.09～107.89）×104m3。在海拔-5 230 m以深，测井和试油结果以产水为主，如GC7井累计产水24 m3，GC18井累计产水213 m3。在海拔-5 230～-5 120 m，以气水同层为主，测井解释为气水层或气水间互层。

2.4 气藏类型

气层纵向分布主要受鹰三段顶部滩相白云岩储集层控制，油气富集程度与储集层物性和海拔高度相关，单井多套气层之间不连通，但各气层具有相对统一的气水界面；平面上气藏分布受滩相储集层沉积相带控制，气藏范围与滩体分布面积及滩体上倾尖灭或构造圈闭有关，滩与滩之间不连通，一滩一藏。气藏总体表现为构造背景下受滩体控制的岩性气藏（见图2）。

图2 古城地区GC9井—GC601井—GC6井—GC7井—GC8井鹰三段气藏剖面图（剖面位置见图1）

3 气藏形成主控因素

3.1 气源条件

古城地区气藏中天然气以烃类气体为主，其中甲烷体积分数主要为80.8%～97.9%，重烃（C2+）体积分数低，主要为0.11%～5.72%，反映天然气成熟度较高。天然气烃类组分碳同位素组成分布范围较宽，δ13C1值为-39.1‰～-30.2‰，δ13C2值为-38.7‰～-32.9‰，δ13C3值为-35.0‰～-31.3‰。δ13C2与δ13C1差值小，一般为3‰～6‰，反映海相腐泥型母质生气的特征[23]。根据戴金星等建立的海相天然气甲烷碳同位素组成与相应烃源岩成熟度Ro的经验公式[24]，古城地区天然气对应的Ro值为2.40%～3.32%，显示天然气主体进入过成熟阶段。由于古城地区天然气甲烷和乙烷碳同位素组成具有部分倒转现象，揭示这些天然气不仅来自于寒武系烃源岩[25]，而是由不同成因天然气混合的结果。根据古城地区寒武系储集层沥青等效镜质体反射率约2.0%和寒武系烃源岩镜质体反射率大于2.5%的实际，计算古城地区天然气古油藏裂解气和深部烃源岩分散有机质裂解气的贡献分别为 10%～50%和 50%～90%[26]。古城地区寒武系玉尔吐斯组烃源岩及CHT1、CHT2井揭示的寒武系古油藏均发育在鹰三段白云岩气藏下部。

3.2 储集层条件

晚寒武世—早奥陶世中期，塔里木盆地相对海平面持续上升，可容纳空间持续增大，碳酸盐岩保持较高的沉积速率[27]。古城地区由东向西，沉积环境依次由半深水盆地—外缓坡—中缓坡—内缓坡过渡。奥陶纪鹰山组沉积时期，古城地区总体为西高东低的缓坡背景，在50 km的横向距离上高差约50～100 m，从西向东依次发育内缓坡、中缓坡、外缓坡等沉积相带（见图3）。台内西部GC10井主要沉积了潮坪—潟湖相泥粉晶白云岩，对应浅水低能的内缓坡沉积环境；向东GC8井—GC14井区一带，沉积了中缓坡云化滩（残余颗粒结构）、滩间云坪等中—细晶白云岩及滩间洼地、中高能滩相灰岩，进一步可细化为中缓坡内带和中缓坡外带；东部 CHT1井区主要发育外缓坡风暴岩和较深水泥晶灰岩。缓坡沉积背景决定滩相白云岩储集层的有利发育区在中缓坡相带，这个相带沉积于平均海平面与平均浪基面之间，滩相颗粒灰岩易遭受大气淡水淋滤改造和渗透回流白云石化作用，为大规模白云岩储集层形成提供了物质基础。比较而言，中缓坡内带由于水体较浅，易发生云化作用，云化滩相对发育。中缓坡外带水体相对较深，水体能量较强，中—高能颗粒滩发育。

图3 古城地区奥陶系鹰山组碳酸盐缓坡台地沉积模式图（GR—自然伽马；φ—孔隙度）

以古城地区GC601井鹰三段106 m连续取心分析为基础，结合测井电性特征、岩石碳氧同位素组成分析表明，岩性以向上水体变深的云化滩沉积演变为中—低能滩、滩间海相沉积为主，碳同位素组成表现为正偏移特征。鹰三段沉积期在海平面总体上升的背景下，纵向上大致可划分出3个沉积旋回（见图4），每个旋回滩体沉积环境略有差异。第 1旋回滩体发育于内缓坡和中缓坡，以泥云坪、滩间云坪和云化滩沉积为主；第2旋回滩体发育于中缓坡，发育滩间云坪和中—高能云化滩沉积；第3旋回滩体发育于外缓坡和中缓坡，以滩间海和中—高能云化滩沉积为主。3个沉积旋回的共同之处是中—高能云化滩沉积一般发育在旋回的中上部，累计厚度30～60 m。岩心观察揭示，鹰三段滩体由多个米级沉积旋回组成，单旋回厚度0.10～4.27 m。旋回顶部发育细—中晶云岩、粗晶云岩，见溶蚀孔洞和渗流粉砂充填结构；旋回中部以细—中晶云岩为主，见颗粒幻影结构；旋回底部发育亮晶砂屑灰岩。单旋回滩体较薄，一般小于2 m，但累计厚度大，滩地比一般大于75%。

图4 古城地区GC7井奥陶系鹰三段高频层序与沉积相综合柱状图（RLLD—深侧向电阻率；RLLS—浅侧向电阻率；Pe—光电吸收截面指数）

地震正演表明，鹰三段中—细晶白云岩滩体在地震剖面上具有“厚度加大、低幅度凸起、弱反射、侧积结构”等反射特征，而湖/滩间洼地相泥粉晶白云岩为连续性较强反射（见图5）。根据上述地震反射特征，对古城三维地震工区白云岩滩体刻画识别，结果表明，随着海平面的逐渐上升，滩体在纵向上相互叠置，平面上逐渐向台内发生迁移，形成了平行于台缘呈南北向展布的3条滩带（见图6）。东部的第1滩带主要发育第 1旋回中—高能颗粒滩，受鹰四段古地貌控制，云化程度较低，背靠海一侧滩体云化程度较高，滩体厚度较薄，如GC8井滩相白云岩厚度仅13.6 m；中部的第2滩带发育第2、3旋回滩体，滩体分布受鹰三段沉积早期古地貌控制，表现为多个厚度较大的“丘状”滩体的垂向叠置、侧向迁移组合，以 GC6、GC9井为代表，云化滩累计厚度大于 100 m；西部的第 3滩带也是第2、3旋回滩体叠加而成，滩体分布受鹰三段中期古地貌控制，GC18井钻遇滩体核部，滩相白云岩累计厚度达80.8 m。这些大面积叠置发育的白云岩滩体为储集体形成提供了物质基础。

图5 古城地区鹰三段白云岩滩体地震反射特征图

图6 古城地区奥陶系鹰三段白云岩滩体地震属性（李氏混沌）预测图

3.3 储集层形成的关键因素

碳酸盐岩储集层大型化发育的地质条件包括沉积相带、层间及层内溶蚀-溶滤作用、埋藏白云石化与热液联合作用等[28]，古城地区白云岩储集层的形成机制目前还在研究中，但已认识到白云石化作用和热液溶蚀作用对储集层形成的意义[29]。本次研究通过大量样品分析发现，鹰三段白云岩储集层主要为细晶云岩、中—粗晶云岩，少量粗晶云岩，孔隙度一般为1.8%～5.0%，渗透率一般小于0.1×10-3μm2。孔隙类型包括孔隙型、孔洞型、裂缝孔洞型、裂缝型等，储集空间是多种因素叠加改造的结果（见图7）。①鹰三段缓坡沉积的颗粒灰岩滩，在沉积期或成岩前经历多期小规模的暴露淋滤，表生岩溶作用进一步改善了颗粒滩的物性条件。在单个滩体顶部可见溶蚀孔洞中渗流粉砂充填，以及垮塌形成的角砾沉积（见图7a）。②颗粒灰岩准同生期—浅埋藏期白云石化作用，白云岩晶体中可见颗粒幻影。先期岩溶作用形成的孔洞为滩相白云石化提供有利离子交换空间，促进白云石化作用，并在原有孔隙基础上继承发育晶间孔（见图7b），这类储集层一般在单个滩体的中上部。③云化后滩相白云岩储集层叠加断裂和热液溶蚀改造以后，在断裂附近局部形成裂缝-溶蚀孔洞型优质储集层（见图 7c）。白云岩的热液溶蚀作用一般是断穿基底的走滑断裂提供热液活动的通道[11,30-31]，断裂对溶蚀范围起控制作用，古城地区走滑断裂及其与其他基底断裂交会部位是热液溶蚀作用的有利发育区。由于孔隙成因与改造程度不同，不同类型储集层物性差异较大，裂缝-孔洞型储集层物性较好，孔隙度为 1.0%～20.3%，渗透率为（0.061～19.000）×10-3μm2；孔洞型储集层物性一般，孔隙度为 0.4%～3.2%，渗透率为（0.024～16.700）×10-3μm2；孔隙型储集层物性较差，孔隙度为0.1%～2.8%，渗透率为（0.066～3.741）×10-3μm2。

图7 古城地区鹰三段白云岩储集层孔隙特征图

古城地区鹰三段白云岩气层试气结果证实，滩相白云岩储集层裂缝、溶蚀缝发育程度与气层的产能正相关。GC6、GC8、GC9井白云岩储集层储集空间类型为裂缝孔洞型或裂缝型，裂缝和溶蚀缝发育程度为18～52条/m，试气后获工业气流或高产工业气流。GC601、GC17、GC12井储集空间类型以孔洞型、孔隙型为主，气层裂缝和溶蚀缝发育程度一般小于10条/m，试气结果一般为低产或干层。裂缝及溶蚀缝发育程度和气层产量的关系表明，断裂改造及其热液溶蚀作用对滩相白云岩储集层高产起控制作用。

3.4 盖层条件

古城地区钻井资料揭示，鹰三段白云岩气藏上覆的鹰一段、鹰二段，以及一间房组和吐木休克组均为致密灰岩，累计厚度一般为350～500 m，可以作为气藏的直接盖层，鹰三段白云岩储集层发现的气层或含气显示均在这套灰岩盖层之下。这套直接盖层与上奥陶统巨厚的却尔却克组泥岩区域盖层（厚 2 300～2 500 m）构成复式盖层，为气藏的形成提供了遮挡条件。古城地区泥晶灰岩和粉晶云岩的突破压力分布表明，泥晶灰岩突破压力一般超过8.0 MPa，最高达38.6 MPa；粉晶云岩突破压力大部分小于4.0 MPa，最低仅0.2 MPa，证实泥晶灰岩和滩相白云岩储集层可以构成良好的储盖组合[32]。古城地区8口井（GC16、GC13、GC14、GC8、GC9、GC10、GC12和 CHT1井）样品奥陶系灰岩和白云岩扩散系数实验分析证实，鹰山组上部灰岩地层封盖能力较强，主要以Ⅱ类为主，可以为下奥陶统白云岩储集层提供有效的封盖条件。

3.5 优势气源通道

沟通烃源岩和气层的断裂为气藏的形成提供了气源通道。鹰三段顶面地层曲率分析表明，古城三维工区内主要发育北东、北北东、北西走向的 3组断层（见图8），地震剖面上主要表现为张性、张扭走滑、压扭走滑3种性质，断裂演化主要经历4个时期。第1期伸展断层，发育于寒武纪—早奥陶世，以张性正断层为主，数量多，规模小；第 2期张扭断层，活动时期为中奥陶世，断层呈北东向，以张扭性走滑断裂为主，主要发育5组，由东向西减弱；第3期压扭走滑断层，活动时期为上奥陶世—泥盆纪，发育北北东、北西向断层，持续时间长，其中北北东向断裂发育 7组，由西向东减弱；第 4期挤压、压扭断层，活动时期为石炭纪—第四纪，北北东向和北西向断层进一步发育，以挤压、压扭性走滑断裂为主，工区内东强西弱。

断裂演化史与古城地区中—晚奥陶世和第四纪 2期成藏时间匹配表明，第 2期张扭断裂形成以后的各期断裂，对油气运移成藏或调整都可能起到通道作用。由于现今地层主应力方向、开启裂缝发育方向大部分为北北东或北北西方向（见图8），与第3、4期持续活动的北北东向断裂方向一致，结合第四纪为天然气的主要成藏期，因此推测古城地区北北东向走滑断裂是天然气成藏的优势气源通道。

3.6 天然气聚集有利指向区

塔里木盆地区域构造演化特征对岩相古地理格局和油气成藏过程均有重要控制作用[14,33-34]。依据地层原始沉积厚度恢复，对古城地区鹰三段顶面构造发育史研究表明，古城低凸起形成演化可分为以下几个阶段。①形成期（加里东中期—晚期）：奥陶纪末受西昆仑方向构造挤压作用的影响，塔里木盆地南部整体由伸展环境转变为挤压环境，塔中地区开始挤压抬升，古城低凸起形成雏形。②定型期（加里东晚期—海西期—印支期）：泥盆纪末西昆仑及阿尔金方向构造作用联合对古城地区产生影响，并且阿尔金方向的构造挤压作用逐渐增强；石炭纪末古城地区受来自东南阿尔金方向的挤压作用强烈抬升，由原来的西北高、东南低转变为东南高、西北低的构造格局；三叠纪末阿尔金方向的构造作用在塔东隆起带上作用最强，古城地区同样受到较强构造作用的影响，古城低凸起在海西期构造作用的基础上继续发育并定型。③稳定期（燕山期—喜马拉雅期）：侏罗纪以后古城地区受构造作用影响较弱，主要在南部车尔臣断裂带附近，后期作用较强，而车尔臣断裂带以南的地区整体进入稳定沉降阶段。因此，古城低凸起具有形成早、定型早、后期稳定的特点，是油气运移聚集的有利指向区，可以富集不同成藏阶段形成的油气。

4 气藏富集特征

4.1 气藏成因

古城地区目前有钻探井18口，其中针对奥陶系白云岩储集层探井15口，获得工业气流井4口（GC6、GC8、GC9、GC17井），低产气流井 4口（GC12、GC14、GC16、GC11井）。这8口井有以下特点：①均位于海拔－5 120 m构造圈闭内的滩体里，且8口井均在白云岩储集层顶部综合解释有气层、差气层；②8口井白云岩储集层厚度为11.2～67.8 m，平均值为25.5 m，储集层发育厚度与滩体厚度呈正相关关系；③滩相白云岩储集层与北北东向走滑断裂交叉部位，气层产量高，已发现 4口工业气流井，距离北北东向走滑断裂的垂直距离一般小于0.5 km。另外，在-5 120 m构造圈闭内的探井，如走滑断裂上滩相储集层不发育或有滩相储集层但缝裂不发育，也不能获得好的勘探效果，如GC7井（滩相不发育）、GC601井（有滩相但裂缝不发育），仅见到气显示。在海拔-5 120 m构造圈闭外的探井有白云岩储集层，如GC18、GC15、GC13井，但未见到气显示；在白云岩储集层发育区之外，如 GC4、CHT1、CHT2、CHT3等井，位于灰岩发育区，也未见到好显示。因此，奥陶系鹰三段白云岩气藏表现为构造背景下受“滩-断双控”的岩性气藏特征，其形成和富集受区域构造背景、有效的储盖配置及晚期走滑断层作用等多种因素共同控制（见图9）。

图9 古城地区奥陶系鹰三段有利区分布图

4.2 气藏分布控制因素

白云岩气藏在空间分布上主要与两方面因素有关。①平面分布上受沉积相带控制，气层或气显示主要分布在鹰三段中缓坡内发育云化滩的区域，鹰三段发育的 3个滩带是天然气分布的有利地区；②纵向上受鹰三段 3期旋回影响，每期旋回顶部发育的白云岩储集层均是天然气聚集的有利层段，并有自台缘向台内由东向西逐渐抬升的趋势。

4.3 气藏富集因素

气藏中油气富集部位或实现高产主要受 2个条件控制。①油气富集与北北东向走滑断裂和滩体有关。在地质历史时期，北北东向断裂由于持续活动，热液流体沿走滑断裂向上运移，遇盖层遮挡后横向迁移，其中滩相白云岩相对高孔渗储集层是次生热液流体横向优先改造的有利层位，因此走滑断裂带及其与滩体的叠加部位储集层条件更好，易于油气富集。另外在油气成藏期，尤其是喜马拉雅期成藏期，天然气通过北北东向走滑断裂向上运移输导至奥陶系鹰山组储集层，断裂附近优先获得气源，成藏条件更优越。目前在古城地区确认的 7个北北东向断裂带均是天然气富集的有利区带。②构造高部位更有利于天然气富集。GC6、GC8、GC9等获得工业气流井均位于研究区构造高部位。目前发现的天然气显示或气层均位于海拔-5 230 m以浅区域。因此，实现滩相白云岩储集层天然气的高产，构造高部位和断裂发育带是优先考虑的有利因素。

5 结论

古城地区奥陶系鹰三段白云岩气藏为构造背景下发育的“滩-断双控”的岩性气藏。古城地区是继承性发育的低凸起，构造高部位是天然气运移成藏的有利指向区，目前发现的天然气显示或气层均位于海拔-5 230 m以浅区域，但能否成藏还要综合考虑油气源是否充足、储集层是否发育、圈闭是否有效等因素。

古城地区台缘缓坡沉积背景为大面积颗粒滩相沉积创造了条件。中—高能颗粒滩沉积一般发育在旋回顶部，随海平面上升，颗粒滩在横向上有从台缘向台地内迁移的趋势，目前在古城地区鹰三段识别出的 3个滩带是天然气分布的有利地区。

颗粒滩相灰岩经过淋滤作用、早期云化作用，发育大量晶间或粒间孔隙，叠加走滑断裂改造和热液溶蚀作用，可以形成优质储集层，古城地区长期发育的7条北北东向断裂对优质储集层的形成有控制作用。

古城地区天然气来源于古油藏裂解和烃源岩分散有机质裂解，油气成藏具有“下生上储”的特征，长期活动并开启性好的北北东向断裂是天然气成藏的优势运移通道，古城地区识别出的 7条北北东向断裂带是天然气优先成藏的有利区。

古城地区鹰三段白云岩气藏上覆鹰一段、鹰二段，一间房组和吐木休克组致密灰岩，由台缘向台内逐渐减薄，总厚度约500 m，可以作为气藏的直接盖层，这套盖层突破压力高、扩散系数低，封闭性好，目前发现的气层或含气显示均在这套灰岩盖层之下。