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碳酸盐岩储层地质学读书报告——国内外碳酸盐岩油气田储层地质特征对比任课教师：姓名：学号：导师：日期：国内外碳酸盐岩油气田储层地质特征对比1 海相碳酸盐岩巨型油气田勘探现状海相碳酸盐岩油气田在全球油气生产中占有极其重要的地位。
据IHS数据统计，全球海相碳酸盐岩分布面积约占全球沉积岩总面积的20%，可采储量约占全球总可采储量的60%；截至2009年底，全球共发现海相碳酸盐岩油气田5879个，探明可采储量为0.27*1012t油当量，其中石油探明可采储量为0.15*1012t油当量，天然气探明可采储量为0.12*1012t油当量。
截至2009年底，全球共发现巨型油气田936个，油气可采储量共计0.43*1012t油当量，其中碳酸盐岩巨型油气田有320个，储量达0.24*1012t油当量，占总储量的56%。
1.1 世界范围海相碳酸盐岩巨型油气田概述碳酸盐岩巨型油气田的发现在20世纪60年代-70年代达到顶峰，21世纪初期由于勘探投入的加大出现回升的势头（图1）。
全球10个最大油田中6个为碳酸盐岩油田，其中包括世界最大的超巨型油田———Ghawar油田，还有Greater Burgan、Safaniya、Shaybah、Marun与Rumaila North & South等油田；；全球10个最大气田中的4个为碳酸盐岩气田，包括世界第一和第二大超巨型气田North 气田与Pars South气田，还有Yoloten-Osman气田与Astrakhan气田。
这些数字充分表明了碳酸盐岩巨型油气田的重要性及其勘探潜力。
（古志东等，2012）图１全球海相碳酸盐岩巨型油气田发现数量、探明可采储量与发现年代关系1.2 平面上主要分布于中东、独联体、北非、北美、拉美等地区海相碳酸盐岩巨型油气田在全球的空间展布具有明显的区域性，主要分布于48个含油气盆地，总体上北半球多于南半球，东半球多于西半球。
这些巨型油气田主要分布在中东、独联体、远东、欧洲大陆、北非、北美、拉美等地区，如中东波斯湾盆地的阿拉伯中央含油气区、扎格罗斯褶皱带等；少数分布于东西伯利亚盆地、西西伯利亚盆地、北美的Michigan盆地与Williston盆地等（图2）。
中国海相超深层碳酸盐岩油气成藏特点及勘探领域何治亮;金晓辉;沃玉进;李慧莉;白振瑞;焦存礼;张仲培【期刊名称】《中国石油勘探》【年(卷),期】2016(021)001【摘要】进入中国海相盆地超深层碳酸盐岩地层中寻找油气是中国未来油气勘探的趋势之一.近年来,在塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地深层、超深层的油气勘探中,相继取得了重要进展.通过对塔里木盆地塔河油田、塔中北坡深层、四川盆地元坝气田等典型超深层碳酸盐岩油气藏基本特征的分析,认为海相超深层油气成藏主要有4个基本控制因素:(1)不同生物组合、岩性的优质烃源岩在低地温背景下,具有干酪根、古油藏、分散可溶有机质等多元生烃机制,提供了丰富烃源;(2)构造、层序、岩相、流体与时间等因素,联合控制了不同类型优质储层的发育与分布,其中断裂活动、白云岩化和热流体活动对超深层优质储层的形成尤为关键;(3)相对稳定构造背景下,不同岩性的区域盖层、局部盖层和直接盖层的多级封盖有利于油气的封盖与保存;(4)不整合面、断裂和输导层与古隆起、古斜坡背景下各类圈闭的有效组合,决定了油气运聚、成藏的方式和效率.中国海相超深层碳酸盐岩资源潜力巨大,资源类型有油有气,以气为主.塔里木盆地超深层碳酸盐岩主要分布于几大隆起高部位之外的倾没端、斜坡区、凹陷区的寒武系—奥陶系中.四川盆地超深层碳酸盐岩主要分布于除川中地区外的海相下组合和川西、川东北前陆区的海相上组合中.鄂尔多斯盆地天环向斜和冲断带前缘的奥陶系是超深层碳酸盐岩现实的勘探领域.【总页数】12页(P3-14)【作者】何治亮;金晓辉;沃玉进;李慧莉;白振瑞;焦存礼;张仲培【作者单位】页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室;中国石化石油勘探开发研究院构造与沉积储层实验室【正文语种】中文【中图分类】TE112【相关文献】1.破译集世界级难题之大成领域——海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光大气田的发现 [J], 师潇雅2.中国海相碳酸盐岩地区油气成藏基本特征及勘探系统初探 [J], 吕宝凤;夏斌3.中国海相地层油气成藏条件与有利勘探领域分析 [J], 李大成;赵宗举;徐云俊4.川西拗陷南段深层海相碳酸盐岩油气成藏条件与前景展望 [J], 袁月;孙玮;刘树根;王亮国;宋金民;李智武;叶玥豪;唐玄;李泽奇5.四川盆地海相碳酸盐岩的油气成藏条件 [J], 陈英富;秦娟;王艳红;李凤春因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
2023年海相地层油气行业市场环境分析海相地层油气行业是指位于海底的油气储层。
近年来，随着国内外油气资源开采逐渐向陆地外延，海相地层油气的开发已成为我国油气开发的重要领域之一。
本文将从市场环境的角度探讨海相地层油气行业的市场情况和发展趋势。
一、海相地层油气储量巨大海相地层油气是指位于海底形成的油气储层，其中包括海洋沉积物、火山岩石、海底热液沉积物等。
海相地层油气储量巨大，是我国开发海洋油气的重要资源。
据统计，我国海相地层油气资源已达1.9万亿立方米，其中天然气资源约占90%，油资源占10%左右。
由于这些资源的埋藏深度较浅，容易开采，因此海相地层油气成为我国发展油气资源的重点领域之一。
二、政策环境利好当前，政府对海相地层油气的开采给予了大力支持。
2019年10月，国务院印发了《关于促进油气勘探开发的若干措施》，提出要优化海洋油气资源招标、竞价等机制，鼓励各地探索海底天然气水合物、油气基础设施建设、口岸贸易和人才培养等方面的工作。
同时，政府还加大了对海洋油气勘探开发的资金投入，加强了对油气领域的法规管控，为海相地层油气行业的发展提供了良好的政策支持和保障。
三、技术水平不断提高海相地层油气是一种相对新兴的领域，在开采过程中需要使用到一些高端技术手段。
近年来，我国在海相地层油气勘探开发技术方面取得了一定的进展，如水下设备、数控技术、油气管道技术等。
同时，国内一些大型石油化工企业相继布局海洋油气领域，推进海相地层油气技术的研发和应用。
这些都为海相地层油气行业的发展提供了前所未有的技术支持。
四、市场竞争激烈尽管海相地层油气资源储量巨大，但市场竞争仍然十分激烈。
当前，国内外各大石油公司都在积极布局海相地层油气领域，加强对海洋油气资源的勘探和开发。
同时，国内油气行业开放的步伐加快，外资石油企业也开始进入我国的油气市场。
随着市场竞争的加剧，海相地层油气企业需要不断提高自身的竞争力，加强技术研发和创新，提高资源的利用效率，以更好地应对市场的挑战。
中国海相碳酸盐岩层系油气地质特点、战略选区思考及需要解决的主要地质问题汤良杰;吕修祥;金之钧;刘小平;邱楠生【期刊名称】《地质通报》【年(卷),期】2006(000)010【摘要】中国海相碳酸盐岩层系油气资源量大,但探明程度低,是油气资源战略接替的重要领域.中国海相碳酸盐岩层系具有形成时代老、改造强烈、沉积中心与生烃中心不吻合、储层具有多样性且非均质性强、多烃源层、多期生烃、多期成藏、多期调整与改造等显著特点,与陆相碎屑岩层系有明显差别,又有别于国外海相碳酸盐岩层系.在对不同地区海相碳酸盐岩层系油气地质条件进行分析解剖的基础上,分别对四川盆地、中下扬子及滇黔桂地区、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和青藏地区的海相碳酸盐岩层系油气勘探战略选区急需解决的地质问题进行了讨论.【总页数】4页(P1032-1035)【作者】汤良杰;吕修祥;金之钧;刘小平;邱楠生【作者单位】中国石油大学盆地与油藏研究中心,北京,102249;中国石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学盆地与油藏研究中心,北京,102249;中国石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油大学盆地与油藏研究中心,北京,102249;中国石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学盆地与油藏研究中心,北京,102249;中国石油大学石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249【正文语种】中文【中图分类】P618.130.2+7【相关文献】1.中国海相碳酸盐岩层系油气地质特点、战略选区思考及需要解决的主要地质问题[J], 汤良杰;吕修祥;金之钧;刘小平;邱楠生2.《中国海相碳酸盐岩层系油气富集机理与分布预测》项目顺利通过验收 [J],3.国家“973”计划“中国早古生代海相碳酸盐岩层系大型油气田形成机理与分布规律”项目完成课题验收 [J], 刘文汇;张殿伟4.中国海相碳酸盐岩层系油气贫化与次生成藏 [J], 蔡立国;李双建;刘全有;汪新伟;张荣强5.国家重点基础研究发展计划(“973”计划)项目《中国早古生代海相碳酸盐岩层系大型油气田形成机理与分布规律》通过论证 [J], 刘全有因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
中国海相碳酸盐岩地区油气成藏基本特征及勘探系统初探吕宝凤;夏斌
【期刊名称】《油气地质与采收率》
【年(卷),期】2005(012)005
【摘要】油气成藏是一个动力学系统,包括成藏的基本地质条件、动力学条件及其相互之间的有机配合.油气勘探是针对油气成藏特征的一个系统工程.中国海相碳酸盐岩地区油气在成藏条件、成藏过程、油气藏定位等方面表现出相当的复杂性,传统的研究和勘探方法已不完全适合当前问题,目前存在的主要问题是对油气成藏地质特征认识不足、针对性的勘探措施匮乏.根据科学性、实用性和可操作性的原则,提出新的勘探工作应分三个步骤进行:①研究成藏的基本条件;②各成藏条件间有机配合的过程及其结果;③在储集域、压力域、叠置域等六个方面加强钻前预测,并以此为基础指出勘探靶区和相应的技术措施.
【总页数】3页(P21-23)
【作者】吕宝凤;夏斌
【作者单位】中国科学院广州地球化学研究所;中国科学院广州地球化学研究所【正文语种】中文
【中图分类】TE122.3
【相关文献】
1.川东北地区海相碳酸盐岩油气成藏作用及其差异性——以普光、毛坝气藏为例[J], 刘昭茜;梅廉夫;郭彤楼;凡元芳;汤济广;沈传波
2.中国南方海相层系油气成藏特点与勘探方向 [J], 肖开华;沃玉进;周雁;田海芹
3.中国海相超深层碳酸盐岩油气成藏特点及勘探领域 [J], 何治亮;金晓辉;沃玉进;李慧莉;白振瑞;焦存礼;张仲培
4.中国海相地层油气成藏条件与有利勘探领域分析 [J], 李大成;赵宗举;徐云俊
5.中国大陆构造强烈活动性对海相盆地油气成藏和勘探的影响 [J], 池英柳;赵文智;门相勇
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2023年海相地层油气行业市场前景分析随着世界经济的不断发展和人类生活水平的不断提高，石油是现代工业及国民经济发展中不可或缺的重要资源。
海相地层油气作为一种重要油气资源，已成为国内外油气勘探开发的热点之一。
一、海相地层油气市场现状我国海相地层油气资源丰富，海相地层油气已成为我国海上油气勘探和开发的主要领域之一。
截至2019年底，我国海相地区已探明油气资源储量约8.2亿吨，其中油藏5亿吨，气藏约3.2万亿立方米，但仍然有很大的探明潜力。
在国际市场上，海相地层油气的重要性也越来越明显。
目前，全球海上油气勘探开发活动主要集中在北美、欧洲、中东、澳洲和南美等地，其中北美和欧洲地区的勘探开发规模最大，并且具有较为成熟的技术和管理经验。
随着国际航运、海洋工程、海洋科学技术的不断发展，全球海相地层油气市场具有广阔的发展前景。
二、海相地层油气行业市场前景1. 海相地层油气市场规模扩大近年来，海相地层油气勘探开发技术不断提升，水下探测设备、智能化技术等新技术的应用，使海上油气的勘探和生产成本不断降低，并提高了勘探开发的效益。
另外，海上油气开发地区投入和交通运输成本相对较高，因此在油价波动较大的情况下，海相地层油气市场的机会越来越大。
2. 技术创新带动海相地层油气勘探开发随着全球技术的不断创新，海相地层油气勘探和生产技术也在不断提高和发展。
海底智能化作业、油气沉积模拟预测、海上井口作业等一系列自动化、智能化的技术正在广泛应用，使得勘探开发更加安全高效，进一步拓展海相地层油气资源勘探和开发的广度和深度。
3. 海洋港口建设促进海相地层油气开发随着海洋港口的建设和不断创新，海相地层油气勘探和开发的技术和体系得到不断优化，能够更好地满足市场需求，推动海相地层油气市场的发展。
4. 国家政策的支持我国政府近年来不断优化油气市场监管体系，简化行政审批程序，制定了一系列鼓励和支持海相地层油气勘探开发的政策措施。
财政资金补贴、税收优惠等一系列支持政策为企业减少成本，推动了海相地层油气勘探和开发的进一步发展。
６海相油气地质革５崔年ｌ２捌中国海相碳酸盐岩油气田的现状和若千特征夏新宇。
陶士振戴金星（中国石油天然气集团公司石油勘探开发科学研究院）摘要截止１９９８年底，中国天然气探明储量有４０．７％存在于碳蘸盐岩地层，共有７十碳酸盐岩大气田；而与碳酸盐岩储层以爰海相烃耀岩有关的原油探明储量不到７％。
中国碳酸盐岩生烃问题长期以来是碳陵盐岩油气勘探中的一个关键｜可题，日前初步认为中国碳酸盐岩中的工业性油气田多数不是自生自储的，而需要外部存在有机质丰度较高的烃琢岩。
烃源岩的有机质质量和数量均受沉积环境的影响，多数情况下陆表海碳酸盐岩中烃源岩不发育。
除了南海的第三系，中国海相碳酸盐岩储层普遍时代古老、物性差、非均质性强，储层的发育取啦于后期改造作用。
岩溶作用对碳唛盐岩储层的形成意义十舟重要．不整合面之下是碳酸盐岩油气蘸形成的有利层段。
主题词碳酸盐岩海相地层油气田沉积环境油气青源评价油气藏类型烃源岩评价综述１中国海相碳酸盐岩油气田的分布碳酸盐岩气田的勘探与开发在中国有很长的历史，例如四川盆地的自流井气田早在公元２８０年至１３００年就已经开采三叠系碳酸盐岩地层中的天然气。
在２０世纪８０年代之前，中国绝大部分的天然气田和探明储量集中在四川盆地的碳酸盐岩地层。
到１９９８年全国碳酸盐岩地层中的气层气占全部气层气探明储量的４０．７％ｏ，这些天然气的储层主要包括鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩古风化壳，塔里木盆地石炭系和奥陶系的碳酸盐岩，以及四川盆地的上元古界一三叠系碳酸盐岩（图１）。
其中四川盆地碳酸盐岩天然气藏分布的层位最为广泛，包括上震旦统、奥陶系、上石炭统、下二叠统、上二叠统、中三叠统和下三叠统；其储量也最大，约占全国碳酸盐岩气层气探明储量的７０％。
截止１９９９年底，我国已经发现了１６个大气田（在我国把探明储量达到３００×１０８ｍ３的气田称为大气田），其中７个是碳酸盐岩大气田，它们分别是四川盆地的威远气田、五百梯气田、卧龙河气田、沙坪场气田和磨溪气田，鄂尔多斯盆地的长庆气田和塔里木盆地的和田河气田（图２）。
其中长庆气田、和田河气田的部分气层位于砂岩储层，但是大部分的储量仍集中在碳酸盐岩地层中，并且这部分的储量也达到了大型气田的标准。
图Ｌ中国天然气探明储量在不同储层中的分布与气田相比，中国海相碳酸盐岩油田勘探与发现的时间要晚。
几十年来中国的原油勘探主要在陆相盆地进行，直到７０年代中期才在渤海湾盆地中上元古界一下古生界的碳酸盐岩古潜山中发现了任丘油田。
不过其中的原油在发现时就证明是湖相烃源・夏新宇高级工程师。
１９９７年于中国科学院兰州地质研究所获博士学位，现从事天然气地质研究。
通讯地址：１０００８３北京市学院路９１０信箱；电话：（叭０）６２。
９７３８０ｏ车文中的储量赍料均来自国家格委历年的探明储量公报。
］＿；ｊ—ｊ曩嚣馐夏新宇等：中国ｊ卑相碳酸盐岩油气田的现状和若干特征７岩生成的。
１９８４年开始陆续在塔里木盆地发现了海相烃源岩生成的油气，其储层既有海相碳酸盐岩，也有海相碎屑岩和陆相碎屑岩。
１９８７年在璩江口盆地发现了流花１１—１生物礁油田，海相碳酸盐岩储层的时代为晚第三纪早中新世，这是中国仅有的一例时代较新的海相碳酸盐岩储层。
任丘油田和流花１１一ｌ油田是目前仅有发现的两个探明储量达到亿吨级的海相碳酸盐岩大油田。
目前无论是海相烃源岩生成的原油，还是以海相碳酸盐岩为储层的原油，在中国全部探明原油储量中所占的比重都并不大。
在中国１９９８年全部原油探明储量中，渤海湾盆地的“新生古储”式油田的储量不超过４．９％（其中一部分油田包括了第三系的储量）；塔里木盆地海相烃源岩生成的、储集于海相碳酸盐岩、海相砂岩和陆相砂岩中的探明储量只占全国储量的１．２％；而上述流花１１一ｌ油田的储量仅占全国总探明储量的０．８％。
也就是说，中国全部探明原油储量中至多有７％与海相地层有关，这与天然气储量的分布情况大不相同。
造成这种状况的原因，一是许多地区与碳酸盐岩相邻的烃源岩其时代一般也比较老，即使存在腐泥型烃源岩，有机质的成熟度也已经很高，产物主要是天然气而不是石油；二是许多地区古老碳酸盐岩的孔隙度和渗透率比较差，难以达到油藏储层的要求。
圈２中国大型碳酸盐岩油气田的分布①任丘油田；＠赢花１ｌ一１油田２碳酸盐岩生烃评价与烃源岩对比中国海相碳酸盐岩在生烃方面的重要特征是有机质含量低（丁ＤＣ平均一般在０．２％左右）、热演化程度较高（由各种指标折算出的等效镜质组反射率一般在１．５％以上），碳酸盐岩生烃问题长期以来都是中国碳酸盐岩油气勘探中的一个关键问题。
有机碳丰度这样低的碳酸盐岩能否形成工业性的油气田，多年来的研究总体上持肯定的结论。
除了个别研究者曾提出碳酸盐岩烃源岩的剩余有机碳应大于０．３％～０．５％…，其他研究者均认为高一过成熟碳酸盐岩的有机碳达到０．１％就可看作烃源岩１２“１；８０年代以来，塔里木盆地和鄂尔多斯盆地陆续在碳酸盐岩地层中探明油气田，在这两个盆地的研究中，８海相油气地质２０００年第５卷第１—２期碳酸盐岩有机碳丰度下限曾被一压再压，直至低到Ｏ．０５％甚至更低”Ｊ。
直到最近，随着贤料的积累和研究程度的深人，人们开始怀疑上述指标是否台适。
最近的研究逐渐认识到，碳酸盐岩烃源岩的有机碳丰度下限和碎屑岩没有根本差别．都应该是０．５％左右【６ｊ。
笔者研究表明，中国碳酸盐岩有机碳丰度较低并非是大量生烃造成的。
以往～些研究通过生烃模拟实验来确定碳酸盐岩有机碳丰度下限和“原始有机碳恢复系数”，往往采用有机碳含量较高的泥灰岩甚至油页岩样品（或者用这些样品制成的人造灰岩），这些样品不能代表纯碳酸盐岩的原始生烃能力，并且实验中的碳酸盐岩排烃率远远高于地质实际，这是导致“有机碳低到０．０５％的碳酸盐岩也是烃源岩”这种不恰当认识的重要原因。
实际上，中国贫有机质的碳酸盐岩沉积于氧化性强、保存条件劣的陆表海环境，有机质原始降解率最多能达到约１５０ｍｇ儋（甲烷／有机碳），有机碳恢复系数最大不过１．３，而不是原来认为的２．Ｏ～３．Ｏ。
这样的碳酸盐岩不可能作为工业性油气田的主要烃源岩【７￣…。
与此对应的是，人们对于碳酸盐岩油气田烃源岩对比的认识也在发生转变，尤其是气源对比。
四川盆地的碳酸盐岩气藏发现得最早，最初很少进行专门的气源研究，当时普遍认为这里的天然气是碳酸盐岩自生自储的。
后来的研究则认为四川盆地震旦系碳酸盐岩气藏的气源主要来自寒武系泥页岩¨…．中上三叠统碳酸盐岩气藏的气源岩主要是上二叠统煤系…Ｊ，８０年代大规模勘探和开发的石炭系碳酸盐岩气藏的气源是志留系泥页岩【１２Ｊ。
鄂尔多斯盆地的奥陶系碳酸盐岩是中国最大气田——长庆气田的主要产层，自发现之后，对其气源岩一直存在不同认识，有人认为主要烃源岩是石炭系一二叠系煤系Ｌ”“５１；有人认为是奥陶系碳酸盐岩¨””Ｊ。
结合鄂尔多斯盆地奥陶系气藏的地质地球化学背景．对已有研究的各种证据及相应解释重新推敲，笔者认为其主要气潦是石炭系一二叠系煤系，并有石炭系海相烃源岩的少量贡献【１９・∞】。
塔里木盆地原油大部分是海相烃源岩生成的，目前烃源岩已确定是有机碳丰度较高的中下寒武统和中上奥陶统的泥页岩和泥质碳酸盐岩。
２“，而不是贫有机质的海相碳酸盐岩和海相泥岩。
塔里术盆地碳酸盐岩大气田——和田河气田的发现时间较晚（１９９８年），这时在塔里木盆地的生烃研究中已经认识到贫有机质的碳酸盐岩不可能形成大油气田，研究表明其气源为寒武系有机质丰度较高的泥岩和泥质碳酸盐岩。
目前，越来越多的证据表明低有机质丰度碳酸盐岩中的太油气田不会是自生自储的，外部烃源岩的存在是该类碳酸盐岩油气藏形成的首要条件。
３沉积环境与烃源岩分布的关系烃潦岩中有机质的数量与质量取决于有机质母质类型、有机质的输入量、沉积速度以及保存条件，这些因素深受沉积环境的影响，沉积环境的作用在最近碳酸盐岩生烃的研究中又重新得到重视。
上述几个因素对烃源岩的影响包括：（１）一般而言。
好的烃源岩的有机质母质应当来自低等生物；（２）有机质输八量高无疑是有利于增加烃源岩的有机碳含量，并且，过剩的有机质有利于水体底部保持缺氧，维持有机质富氢贫氧的性质，因此有机质成烃降解率较高的烃源岩一般也具有较高的有机质输入量，即较高的ｍＣ。
（３）沉积速度过快会“稀释”有机质，造成岩层ＴＤｃ较低，并且有可能使得底水不那么缺氧，进而影响有机质的质量（造成富氧贫氢）；但过慢的沉积速度意昧着成岩速度较慢，对有机质的保存也不太有利，除非底水非常缺氧。
所以良好的有机相一般要求不快但也不太慢的沉积速度。
（４）保存条件是影响烃源岩发育程度的非常关键的因素，并且也受前几个因素的影响。
仅就沉积环境而言，保存条件并不完垒取决于水体深度。
因为气候（表现在于湿程度、是否发育风暴）和水体局限程度的影响也极为重要。
需要指出的是水体深度并非是决定有机质保存条件的唯一因素。
保存条件主要取决于水底的含氧量，水底的含氧量主要取决于底层水的扰动程度，部分程度上受有机质的输入量的影响。
先考虑生物量的因素，如果底层水不很通畅，有机质的输入量较大时底层水中的氧会很快消耗殆尽，这时大量有机质能够保存下来，并且有机质性质也最优，容易形成好的烃源岩，这就是所谓“生产力模式”。
一般来说，较浅的水体之中生物更繁盛，因此，如果底层水比较缺氧，则较浅的水体反而更容易发育烃源岩。
再考虑；‘夏新字等：中国海相碳酸盐岩油气田的现状和若干特征９底层水的流通程度，这时浅水环境一般不如较深水的环境。
只有当水体比较局限、没有潮汐和波浪的影响、没有风暴的搅动、没有动物的扰动，并且还必须保证水体不会反复蒸干，才有利于浅水环境沉积的有机质得到保存。
深水和较深水环境中也并非都有利于有机质的保存，如果存在富氧的密度流和底流（这在发育极地冰川的时代是很普遍的现象），深水环境也可能发育红色页岩，成为最差的有机相。
因此，即使是在深水和较深水环境下，水体局限也是发育烃源岩的必要条件。
总之，气候和水体的局限程度也是直接或间接影响烃源岩发育的重要因素。
最近的研究认识到，塔里木盆地上寒武统一下奥陶统∞以及鄂尔多斯盆地寒武系和下奥陶统的碳酸盐岩形成于陆表海环境，晚寒武世～早奥陶世处于全球性的轻碳期，浅水台地的有机质产率下降（或者海水氧化程度增加，有机质分解率增加），只有深水盆地非常特殊的环境与狭窄的区域才会有碳的富集而成为烃源岩。
此外，鄂尔多斯盆地奥陶系陆表海碳酸盐岩的沉积期处于风暴发育的气候带ｏ，水体动荡氧化，不利于有机质的保存。
目前这两个盆地的上述层位均不处在陆表海碳酸盐岩中ＴＤＣ较高的层段。
目前陆表海环境发育碳酸盐岩烃源岩（平均ｎ。
ｃ＞０．５％）的情况并不多见，仅发育在气候适宜、生物量大、保存条件较好的塔里木盆地中下寒武统部分地区、石炭系部分层段和鄂尔多斯盆地石炭系部分层段。
