（一）评价指标及标准
我国南方中、古生界海相碳酸盐岩分布广，厚度大，有机质丰度总体很低，绝大多数样品TOC值＜0.2%。根据近期研究成果和认识以及野外实地地质调查，认为碳酸盐岩并非南方和研究区主要烃源岩。研究结果表明，滇黔桂地区从下泥盆统到下三叠统7个层位3704个碳酸盐岩TOC平均含量为0.16%，各层系平均值为0.02%～0.18%，显然属非烃源岩；而2128个泥岩的TOC平均含量为0.62%，各烃源层系的平均值为0.65%～1.51%，表明泥岩才是主要烃源岩。
由于本区烃源岩热演化程度普遍较高，氯仿沥青“A”、总烃等表征烃源岩有机质丰度的指标均已失效，因此，主要采用热稳定性较好的TOC值来表征本区烃源岩有机质丰度。根据前人研究成果以及研究区实际情况，本次研究采用0.5%作为有效烃源岩TOC下限值，并采用下列分级评价标准(表4-1)。
表4-1 烃源岩有机质丰度评价指标及分级标准
(据梁狄刚，2008)
同样，受热演化影响，烃源岩有机质类型评价指标H/C原子比、O/C原子比和氢指数等均已失效，只有干酪根镜鉴和干酪根碳同位素值能较好的表征烃源岩有机质类型。而镜质体反射率Ro或沥青反射率Rb则是表征高热演化烃源岩成熟度的有效参数，并常以Ro值1.3%～2.0%表示高成熟阶段，Ro值＞2.0%表示过成熟阶段。
（二）综合评价
1.震旦系及下古生界
（1）下震旦统陡山沱组
下震旦统陡山沱组烃源岩主要分布在黔南坳陷东部斜坡至盆地相区，为一套黑色泥岩、页岩。该套烃源岩一般厚10～25m，最厚75m（遵义松林剖面）；独山鼻状凸起东部的三都渣拉沟剖面发育数十米厚的陡山沱组黑色泥岩，系统采样分析表明其TOC值含量较高，为0.4%～3.0%；烃源岩干酪根碳同位素为－31.5‰～－31.8‰，表明其有机质类型为Ⅰ型，总体已达超成熟阶段(相当于Ro＞3.0%)，仅在瓮安-凯里一带小范围内为过成熟阶段。饱和烃色谱分析表明烃源岩具有低等生源母质特征和高热演化特征(表4-2)。因此总体为一套地区性中等-好烃源岩。
表4-2 黔南坳陷烃源岩饱和烃色谱参数
图4-1 贵州麻江羊跳寨剖面有机地球化学综合柱状图
（2）下寒武统牛蹄塘组
下寒武统牛蹄塘组烃源岩主要分布在黔南坳陷及其北部广大地区，主要为黑色（炭质）泥岩、页岩，厚50～400m。出露的地层剖面主要分布于黔南坳陷中东部的三都(称渣拉沟组)和麻江等地区，坳陷北部的清镇-瓮安-余庆一带均有分布，坳陷中西部地区虽未有出露，但根据最新地震资料推测坳陷内的安顺凹陷和长顺凹陷均发育较厚的该套烃源岩。
黄平浅凹南缘的麻江羊跳寨剖面牛蹄塘组烃源岩厚100m左右，根据本次系统密集采样分析(47个样品)，烃源岩TOC值最高可达8%，一般2.0%～3.5%，烃源岩TOC高值主要分布在该组中下部，由下往上总体具有变低的趋势(图4-1)。TOC值大于2.0%的样品占55%(图4-2a)，总体为一套好～极好的烃源岩。
独山鼻状凸起东部的三都渣拉沟剖面下寒武统渣拉沟组黑色泥质烃源岩厚度达150m左右，共系统密集采样88个，其TOC高值亦主要分布于该组中下部(图4-3)，最高可达15%，往上随颜色变浅和粉砂质含量增加TOC值逐渐降低。TOC值大于2.0%的样品占61%(图4-2b)，为一套好～极好的烃源岩。
此外，在黄平浅凹北缘的瓮安朵丁关剖面亦发育厚达100m以上的牛蹄塘组黑色(深灰色)泥质烃源岩(图4-4)，26个样品TOC分析表明，其值最高达8.15%，牛蹄塘组下部厚约70m的黑色炭质泥岩段有机碳含量均在4.5%以上，往上随粉砂质、钙质含量增加和颜色变浅其TOC值趋低。分析结果表明，TOC值大于2.0%的样品占41%(图4-2c)，总体为好～极好的烃源岩。
图4-2 羊跳寨剖面、渣拉沟剖面和瓮安朵丁关剖面牛蹄塘组（渣拉沟组）烃源岩TOC频率分布图
下寒武统牛蹄塘组烃源岩干酪根碳同位素值为－26.7‰～－35.8‰，绝大部分小于－30‰（图4-1，图4-3，图4-4），表明其有机质类型主要为Ⅰ型；烃源岩干酪根镜鉴表明其显微组分主要为腐泥组，有机质类型主要为Ⅱ1型（表4-3）。综合认为其有机质类型主要为Ⅰ型。
图4-3 贵州三都渣拉沟剖面有机地球化学综合柱状图
图4-4 贵州瓮安朵丁关剖面有机地球化学综合柱状图
表4-3 黔南坳陷烃源岩干酪根显微组分及类型
羊跳寨剖面牛蹄塘组烃源岩干酪根镜质体反射率值为2.00%～3.34%；朵丁关剖面牛蹄塘组烃源岩干酪根镜质体反射率值为1.95%～2.78%；三都渣拉沟剖面渣拉沟组烃源岩干酪根镜质体反射率值为2.89%～3.96%；均表现为过成熟阶段的特征。受热演化程度影响，下寒武统烃源岩氯仿沥青“A”含量及热解生烃潜量均很低。此外，饱和烃色谱分析表明下寒武统牛蹄塘组（渣拉沟组）烃源岩有机质主要来自低等生源，并具高热演化特征(表4-2)。
（3）下志留统
下志留统泥质烃源岩主要分布在黔中隆起北部，黔南坳陷中东部地区下志留统泥质岩有机碳含量低，主要为泥岩和粉砂质泥岩，如凯里洛棉剖面翁二段和翁四段灰色、灰绿色泥岩，有机碳含量均低于0.5%。此外，洛棉剖面中奥陶统大湾组灰绿色、紫红色泥灰岩TOC含量亦很低。它们在研究区均不是有效烃源岩。
（4）小结
综上所述，下寒武统牛蹄塘组(渣拉沟组)烃源岩是黔南坳陷发育的一套区域分布、厚度较大、有机质丰度很高的优质烃源岩。该套烃源岩可为黔南坳陷及周缘地区提供丰富的成烃物质基础，是黔南坳陷下古生界最主要的烃源岩。
2.上古生界
（1）下泥盆统烃源岩
下泥盆统烃源岩主要分布在桂中坳陷及黔南坳陷的长顺凹陷及周缘。桂中坳陷下泥盆统优质烃源岩主要分布于下泥盆统上部台盆相塘丁组（相当于埃姆斯期）（图4-5），与台地相的四排组为同期异相沉积，岩性主要为黑色泥页岩、钙质泥岩，富含竹节石等化石，形成于深水-次深水盆地相，主要分布于南丹、河池、宜州等地区，一般厚为50～200m，南丹一带最大厚度大于500m。
南丹罗富剖面系统采样分析表明样品的TOC值为0.65%～4.70%，平均为1.85%，另据韦宝东等（2004）其TOC值最大可达5.69%；有机碳含量大于1.0%的样品占72%，大于2.0%的占40%（图4-6），根据烃源岩TOC值与原始生烃潜量之间的关系，其原始生烃潜量可达10mg/g以上，表明其主要为中等-很好的烃源岩。
桂中1井下泥盆统泥质岩及碳酸盐岩TOC值总体很低（图4-7），均低于0.5%，主要与其总体处于台地相环境有关，一方面泥质岩不发育，主要发育碳酸盐岩，碳酸盐岩镜下观察可见大量固体沥青，因此分析结果主要是储层残留有机质的TOC值；另一方面台地相环境不利有机质富集、保存。
下泥盆统塘丁组烃源岩干酪根显微组分主要为腐泥组（表4-4），相对含量为38.7%～89.7%，其次为镜质组，有机质类型总体为Ⅱ型；烃源岩干酪根碳同位素值为-27.80‰～-26.84‰（图4-8），总体亦为Ⅱ型有机质，与干酪根镜鉴结果一致。
图4-5 桂中坳陷南丹罗富剖面塘丁组烃源岩地球化学剖面图
罗富剖面下泥盆统塘丁组烃源岩Ro值为1.33%～1.76%（表4-5），总体处于高成熟阶段。桂中1井下泥盆统样品的沥青反射率换算成镜质体反射率为2.76%～3.62%，处于过成熟阶段，成熟度存在较大差异的原因一方面可能与测试对象有关，另一方面可能主要与坳陷内外热演化程度存在较大差异有关。总体看来桂中坳陷下泥盆统处于高过成熟阶段。
罗富剖面塘丁组烃源岩抽提物饱和烃色谱分析表明其主峰碳较低，介于C16-C24之间， nC21-/nC22+为0.53～4.25nC21+nC22/nC28+nC29为1.00～10.41，Pr/Ph为0.76～1.64，Pr/nC17为0.35～0.87，Ph/nC18为0.30～0.75，大部分样品正构烷烃碳数分布具前高后低的双峰形态。上述特征总体表明其具有还原环境、以低等水生生源母质为主的生源特征。
图4-6 桂中坳陷罗富剖面D1t烃源岩有机碳分布
图4-7 桂中1井样品TOC值分布图
表4-4 桂中坳陷罗富剖面烃源岩干酪根显微组分及有机质类型
续表
图4-8 桂中坳陷中下泥盆统烃源岩干酪根碳同位素值
总之，桂中坳陷下泥盆统盆地相烃源岩有机质丰度高，类型较好，热演化程度高，总体为该区一套较优质海相烃源岩。
表4-5 桂中坳陷中下泥盆统烃源岩干酪根Ro值
续表
（2）中泥盆统烃源岩
桂中坳陷中泥盆统优质烃源岩主要分布于中泥盆统上部台盆相罗富组（相当于吉维特期），与台地相的东岗岭组为同期异相沉积，岩性主要为黑色泥页岩、钙质泥岩、泥灰岩，形成于深水－次深水盆地相，分布范围较下泥盆统更广，主要分布于南丹、河池、宜州、柳州、鹿寨、来宾等地区，一般厚100～400m，最厚可达600m以上，其中以南丹大厂一带最为发育。
南丹大厂剖面系统采样分析表明样品的TOC值为0.53%～4.74%，平均3.14%，据韦宝东等（2004）其TOC值最大可达9.46%；有机碳含量大于2.0%的占85.7%，大于3.0%的样品占57.1%（图4-9），85.7%的样品原始生烃潜量大于6mg/g，最大可达20mg/g以上，因此主要为很好烃源岩。
桂中1井中泥盆统泥质岩及碳酸盐岩TOC值总体很低（图4-7），只有一个样品的TOC值超过0.5%，这仍与其总体处于台地相环境有关。
图4-9 桂中坳陷大厂剖面D2l烃源岩有机碳分布
桂中坳陷中泥盆统罗富组烃源岩干酪根显微组分主要为腐泥组（表4-6），相对含量为40.3%～87.7%，其次为镜质组，有机质类型主要为Ⅱ型；烃源岩干酪根碳同位素值为-27.44‰～-24.84‰（图4-8），亦总体为Ⅱ型有机质，与干酪根镜鉴结果一致。
表4-6 桂中坳陷大厂剖面烃源岩干酪根显微组分及有机质类型
大厂剖面罗富组烃源岩镜质体反射率Ro值为1.53%～2.03%（表4-5），总体处于高过成熟阶段。桂中1井中泥盆统样品的沥青反射率换算成镜质体反射率为2.24%～2.95%，处于过成熟阶段。推测成熟度存在较大差异的原因与下泥盆统相似。总体看来桂中坳陷中泥盆统处于高过成熟阶段。
大厂剖面罗富组烃源岩抽提物饱和烃色谱分析表明其主峰碳分布范围较广，为C18～C29，nC21-/nC22+ 为0.18～1.54，nC21+nC22/nC28+nC29为0.34～3.00，Pr/Ph为0.75～1.03，Pr/nC17为0.59～0.99，
Ph/nC18为0.59～0.81，大部分样品正构烷烃碳数分布具前低后高的双峰形态。上述特征总体体现其具有还原环境的混合型母质来源，高碳数可能代表宏观底栖藻类或高等陆生植物的生源输入。
此外，桂中坳陷中泥盆统烃源岩分散采样分析结果表明，其TOC值亦总体较高，为0.14%～3.60%（表4-7），平均1.36%，8个样品TOC值大于0.5%的有7个；烃源岩干酪根镜鉴表明其有机质类型主要为Ⅱ1型，其次为I型；Tmax值及Ro值表明其总体处于高成熟阶段（表4-7）。
（3）下石炭统烃源岩
下石炭统泥质烃源岩主要分布于黔南坳陷中西部和桂中坳陷北部，厚达50～500m，在南丹-河池一带厚度最大，可达550m以上。黔南坳陷独山白虎坡剖面下石炭统祥摆组泥质烃源岩与砂岩互层产出，累积厚度达50m以上，有机碳含量高，TOC值大于2.0%的样品占46%(图4-10a)，总体为好～很好烃源岩，只是分布面积及厚度规模较小。此外，平塘甘寨剖面亦发育下石炭统祥摆组泥质烃源岩，系统采样分析表明，其TOC值总体较高，18个样品TOC值均大于1.0%，介于1.0%～2.0%之间和大于2.0%的样品各占50%(图4-10b)，其中TOC值最高达5.21%。
桂中坳陷下石炭统烃源岩分散采样分析结果表明其TOC值总体较低，为0.17%～0.83%（表4-8），平均0.44%，10个样品中TOC值大于0.5%的有3个；烃源岩干酪根镜鉴表明其有机质主要为Ⅱ1型，其次有少量I型和Ⅱ2型；Ro值为1.47%～1.96%，处于高成熟阶段。
由上可知，下石炭统烃源岩在黔南坳陷较为发育，有机质丰度高，在桂中坳陷主要为差烃源岩和非烃源岩。
图4-10 黔南坳陷独山白虎坡剖面和平塘甘寨剖面下石炭统祥摆组烃源岩TOC频率分布图
此外，二叠系、三叠系在桂中坳陷仅零星分布，且出露地表，已无生烃、成藏意义；黔南坳陷主要分布在西部地区，且局部发育较高TOC值的薄夹层烃源岩，但限于规模以及大部分处于浅层及暴露地层，其生烃、成藏意义亦不大。
表4-7 桂中坳陷中泥盆统分散采样烃源岩地球化学参数表
表4-8 桂中坳陷下石炭统分散采样烃源岩地球化学参数表
（4）小结
综上所述，中泥盆统烃源岩是研究区上古生界最主要的烃源岩，烃源岩有机质丰度高，类型较好，热演化程度高，是该区一套优质的海相烃源岩。
（三）评价方法分类及优选
目前国内外的资源评价方法主要有类比法、成因法、统计法等三大类方法。不同勘探程度地区采用的方法有所不同。勘探程度较低，以成因法和类比法为主，统计法为辅；勘探程度相对较高，以类比法和统计法为主，成因法为辅。
统计法主要包括油藏规模序列法和油藏发现序列法等，用于勘探程度高的地区。因黔南桂中坳陷尚未发现工业性油气藏，勘探程度总体很低，因此本次主要采用成因法和类比法对其进行资源评价和估算。
在方法的实际应用中，成因法的运聚系数由刻度区类比而来，因此它实际上是一种盆地模拟、类比复合方法，从而较为合理地解决了资源量估算关键参数的取值问题，估算结果亦比较符合盆地实际；类比法主要采用刻度区面积丰度类比法，分别选取类比刻度区和评价区进行类比和资源量估算。
（四）资源量估算
黔南桂中坳陷勘探程度低，依据基本油气成藏条件的研究成果和认识，认为两坳陷具备常规油气（含原油裂解气）和非常规天然气（页岩气）两种油气资源。本书利用类比法和成因法对其远景资源量进行了估算。
1.桂中坳陷
（1）常规油气资源量估算
1）类比法
根据第三轮资源评价成果，选取与桂中坳陷油气地质条件类似的川南低陡构造带作为类比刻度区，对桂中坳陷8个次级构造单元进行了类比地质评价(表4-9)，估算了各自的天然气资源量(图4-11)，求和算得桂中坳陷50%概率下的天然气资源量为6481.68×108m3(表4-10)。
表4-9 川南刻度区及桂中坳陷各次级构造单元地质评价打分表
续表
表4-10 桂中坳陷类比法资源量估算表
平面上，桂中坳陷天然气资源主要集中在柳江低凸起、环江浅凹、宜山断凹、红渡浅凹和马山断凸，罗城低凸起、柳城斜坡和象州浅凹相对较少(图4-11)。资源丰度相对较高的次级构造单元主要为马山断凸、柳江低凸起、红渡浅凹和宜山断凹。
图4-11 桂中坳陷各次级构造单元天然气资源分布图
图4-12 桂中坳陷天然气资源量层系分布图
纵向上，桂中坳陷天然气资源主要赋存于泥盆系，石炭系较少(图4-12)，这一方面与泥盆系烃源条件好于石炭系有关，更重要的是坳陷内部大部分石炭系均裸露地表，泥盆系保存条件优于石炭系。
2）成因法
具体采用了有机碳法对桂中坳陷生烃量进行了估算，模拟网格1km×1km，实际模拟节点43876个，实际模拟面积43876km2。烃源岩包含中下泥盆统泥质烃源岩和下石炭统泥质烃源岩，估算结果见表4-11。
经结合类比法可确定桂中坳陷天然气运聚系数为2‰左右，从而估算出本坳陷天然气资源量为6799.82×108m3；油运聚系数选取1%，从而估算出本坳陷油资源量为5.18×108t。
表4-11 桂中坳陷各层系烃源岩生烃量表
3）常规油气资源量估算结果
由于前两种方法估算天然气资源量结果比较接近，故采用平均法求得桂中坳陷的天然气资源量为6641×108m3（不含原油裂解气），石油资源量为5.18×108t（不含古油藏）。
（2）裂解气资源量估算
桂中坳陷裂解气资源量的估算主要基于桂中1井区古油藏作为刻度区，经过综合反算求取。
主要流程包括估算桂中1井区沥青储量，估算桂中1井区原始常规原油储量，估算原油裂解气聚集量，再根据桂中1井区烃源岩供烃条件(面积、厚度等)和裂解气聚集量的关系估算裂解气资源丰度，依据资源丰度和桂中坳陷不同层系的烃源岩面积估算桂中坳陷裂解气总聚集量。
桂中1井区沥青及裂解气资源量估算
桂中1井区含沥青储层面积为圈闭面积乘以有效系数取得；厚度根据桂中1井测井显示有效储层厚度估算；残余孔隙度据桂中1井测井孔隙度；固体沥青与原油体积（孔隙体积）的比值据秦建中等（2007）正常原油裂解后固体沥青与原油的体积比为30%～38%；固体沥青密度据秦建中等（2007）川东北地区碳酸盐岩中储层固体沥青数据，为1.3g/cm3。估算公式为
沥青储量=储层分布面积×厚度×沥青/储层岩石体积比率×固体沥青密度（4-1）
估算结果桂中1井区50%概率下的沥青储量为6.34×108t（表4-12）。原油裂解为固体沥青后的残余重量百分比参数取值据秦建中等（2007）正常原油热裂解产物中的残余固体沥青的重量百分比为45%～53%，由正常原油裂解后残余固体沥青占原油的重量百分比为45%～53%反推可知：桂中1井区早期聚集原油储量约为
6.34×108t/0.5（取百分比为50%）=12.68×108t
桂中1井区原油裂解气资源量估算：
12.68×108t/2=6.34×108t(油当量),相当于7930×108m3裂解气。
运聚系数取10%，则裂解气资源量为793×108m3。
表4-12 桂中1井区古油藏沥青储量估算表
2）桂中坳陷裂解气资源量估算
在桂中1井区，其供烃面积参数主要基于构造图和构造区划图获取。当烃源岩成熟之后，位于生烃凹陷的烃源岩将依据势能原理向四周排烃，其中向桂中1井区排烃的烃源岩面积为4640km2（图4-13）。桂中坳陷有利烃源岩分布面积约30000km2,从而估算出桂中坳陷裂解气总资源量为
图4-13 桂中1井区古油藏及供烃面积分布图
Qc=793×108m3/4640km2×30000km2=5127×108m3
（3）非常规天然气（页岩气）资源量估算
页岩气以吸附和游离两种状态同时赋存于泥页岩中，天然气的富集兼具有煤层气、根缘气和常规储层气的机理特点，表现为典型的天然气吸附与脱附、聚集与逃逸的动态过程，资源量估算方法需相应调整和考虑；当页岩物性超出下限(孔隙度小于1%)、页岩含气量达不到工业标准或者埋藏深度超出经济下线(埋深4km)时，页岩气资源量估算结果宜采取适当办法予以从总量中扣除。
关于页岩气资源量的估算，本书主要采用成因法（体积法）和类比法，综合得到资源量数据。
1）成因法估算页岩气资源量
剩余资源分析法适用于页岩气勘探开发早期，资源量估算采用以下公式求得：
Qs=Q－Qn （4-2）
其中：Qs为能解吸的页岩气资源量；Q为总生气量；Qn为总逸散量与不能解吸的吸附气量之和。
在桂中坳陷，依据常规资源评价的结果，中泥盆统罗富组、下石炭统岩关组两个层系总生气量Q=2162.97/43876×20000=985.95×108t油当量，在热演化程度较高的地区(Ro＞3%)，排烃系数取值为90%，不能解吸的吸附气量暂按残留页岩气的90%估算，则
总逸散量=Q×90%=887.36×108t油当量
不能解吸的吸附气量=(Q－Q×90%)×90%=88.73×108t油当量
Qn=976.09×108t油当量
Qs=Q－Qn=985.95－976.09=9.86×108t油当量，相当于12325×108m3页岩气。
2）类比法估算页岩气资源量
将桂中坳陷泥盆系、石炭系页岩的地质特征与美国页岩气盆地对比后发现（表4-13，表4-14），无论是在盆地特点，还是源岩条件抑或是储集性能等方面，页岩气地质条件都与美国福特沃斯（FortWorth）盆地Barnett具有明显的可比性。因此可采用福特沃斯盆地的页岩气系统作为类比标准区，用地质类比法对桂中坳陷页岩气的资源潜力进行评价。
在运用类比法进行资源量估算的过程中，对结果影响较大的关键参数是油气资源丰度。福特沃斯盆地已进入页岩气开发程度较高阶段，资源量的测算较为准确。福特沃斯盆地面积为3.81×104km2及其资源量为（1.65～9.26）×1012m3，资源丰度为（0.43～2.4）×108m3/km2，考虑与桂中坳陷地质条件的差异性，桂中坳陷平均资源丰度取值为0.56×108m3/km2。根据表4-15提供的数据并以桂中坳陷页岩区域面积2.0×104km2为基础，估算可得桂中坳陷泥盆系、石炭系页岩气总资源量为11200×108m3。
桂中坳陷页岩气资源量依据前两种方法估算结果，采用平均法求得，资源量为11763×108m3。
表4-13 桂中坳陷与Fort Worth盆地页岩气资源量类比参数一览表
表4-14 美国主要页岩气盆地基础数据表
表4-15 页岩气资源预测类比参数取值标准
2.黔南坳陷
（1）常规油气资源量估算
利用有机碳法对黔南坳陷资源量进行了估算，采用1km×1km的网格，共计模拟点31999个，模拟面积31999km2，烃源岩包括下震旦统陡山沱组、下寒武统牛蹄塘组、中上泥盆统和下石炭统泥质烃源岩。结果表明，黔南坳陷总生油量为578.86×108t，总生气量为4405.21×108t，其总生烃量为4984.07×108t(表4-16)，下寒武统牛蹄塘组为本区最主要的烃源岩(图4-14)。
图4-14 黔南坳陷各层系烃源岩生烃量直方图
表4-16 黔南坳陷各层系烃源岩生油、生气量表
根据调研全球部分含油气盆地油气运聚系数（表4-17），结合本区各层系油气地质条件，其具体的运聚系数确定如表4-18所示。
表4-17 全球部分含油气盆地油气运聚系数参考表
（据张寄良等，1997）
根据各层系的油气运聚系数算得各层系的油气资源量，求和算得黔南坳陷油气总资源量，其中石油资源量为4.57×108t，天然气资源量为10731.08×108m3。通过对黔南坳陷各次级构造单元石油和天然气生、储、圈、保和配套条件的综合评价打分，求得各次级构造单元的地质评价系数，根据各次级构造单元的地质评价进而得到各次级构造的石油和天然气资源量。由图4-15，石油资源主要分布在黔南坳陷东部的黄平浅凹和贵定断阶，天然气资源主要分布在坳陷中西部地区的长顺凹陷、独山鼻状凸起。须指出的是，本次估算所得的是现今保存下来的油气地质资源量，不包含已被破坏的油气资源。
（2）裂解气资源量估算
黔南坳陷裂解气资源量的估算主要基于麻江古油藏作为刻度区，经过综合反算取得。
对于麻江古油藏，关键参数如下：
据前人研究，估算麻江古油藏原始石油储量为15.08×108t（S1w3砂岩储层中石油储量约为13.58×108t，O1h块状储层中石油储量约为1.5×108t），裂解气量为7.54×108t油当量，运聚系数取10%，则裂解气资源量为943×108m3。
供烃面积主要参考国内外关于油气运移距离的研究数据及本区的实际情况，面积约为10000km2。
黔南坳陷烃源岩面积按31999km2估算，除去麻江古油藏等已破坏的面积10000km2，估算出黔南坳陷裂解气资源量为
943×108m3/10000×(31999－10000)=2075×108m3
图4-15 黔南坳陷各次级构造天然气资源量分布
表4-18 黔南坳陷各层系及总油气资源量表
（3）页岩气资源量估算
黔南坳陷页岩气资源量估算采用体积法，因为上扬子四川盆地已有对应层位的试验区，已获取对应层位资源丰度数据，参见表4-19。
表4-19 海相页岩气基础数据对比表
黔南坳陷牛蹄塘组烃源岩有效烃源岩面积为23145km2，有效页岩平均厚度按50m计，烃源岩体积则为1157.25km3，页岩密度按2.6t/m3，则页岩质量为3008.85×109t，页岩气含量取1.7m3/t，从而估算出黔南坳陷页岩气资源量为51150×108m3。
综上所述，黔南桂中两坳陷油气资源量估算结果如表4-20所示。
表4-20 黔南桂中坳陷油气资源量估算结果汇总表
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