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英吉苏凹陷位于塔里木盆地东部地区，勘探面积达15×104kmz。该区发育了寒武系-下奥陶统和侏罗系两套烃源岩。最新资源评价结果表明油气资源丰富，石油总资源量为2.7～3.2亿吨，天然气总资源量为1.75～2.94万亿立方米，该区具备形成大中型油气田的资源基础。 英吉苏凹陷英南2井侏罗系油气藏是一个特殊盖层的油气藏。它以致密岩屑砂岩作为油气藏盖层，深部气源是油气藏形成的基础，该区古生界地层具有广泛分布生烃强度较高的烃源岩，烃源岩生烃中心位于致密砂岩下倾方向的深部坳陷之中。侏罗系具有气水倒置（上水、下油气）现象，反映深盆气藏性质。 致密砂岩段沉积环境主要以扇三角洲前缘水下分流河道和扇三角洲泛滥平原辫状河道为主，夹有分流河口砂坝和远砂坝及决口扇等沉积环境。含油气砂岩段主要以三角洲前缘水下分流河道和水下分流河口砂坝沉积微相为主。 致密砂岩盖层形成机理是由于含量较高伊蒙--绿蒙混层粘土（一般大于10％）均匀分布于砂岩孔隙中，较强的成岩压实和胶结作用使伊蒙--绿蒙混层粘土具有网格状结构，使砂岩孔隙变成微孔隙、微孔喉。这种微孔隙、微孔喉具有很高的毛细管压力，并与地层水产生水锁现象，可以使原始渗透性能下降到10-4～10-6级别，大大降低砂岩的渗透性，使之成为油气盖层。 侏罗系成岩阶段划分为晚成岩A1阶段，在成岩作用中以压实作用和胶结充填作用为主。致密砂岩段压实减孔量平均为15.95％；胶结减孔量平均为10.87％，压实作用和胶结作用产生的孔隙度损失为26.82％。含油气砂岩段压实减孔量平均为17.19％，胶结减孔量平均为6.43％，压实作用和胶结作用产生的孔隙度损失为23.62％（比致密砂岩段少损失2.82％）。 侏罗系主要目的层储层评价以Ⅱ类为主，次为Ⅲ类储层，Ⅱ类储层占地层45％、Ⅲ类储层占地层25％。英南2井产油气层段平均孔隙度14.4％，平均渗透率17.73×10-3μm2。 晚期成藏是本区油气发育史的又一特征，英吉苏地区侏罗系储层成岩作用控制油气藏形成。成岩作用中--晚期以后发生的油气成藏事件有效。侏罗系储层经历两次主要油气运移期，燕山晚期和喜山晚期。燕山晚期致密砂岩埋深较浅，致密砂岩盖层未形成，为油气无效聚集期；喜山晚期致密砂岩盖层形成，油气聚集成藏。 在详细研究天然气成藏因素的盖层和储层的成岩一成孔演化的基础上，结合天然气的运移和聚集，建立了该区侏罗系的成岩一成藏模式，认为英吉苏凹陷侏罗系属于具有深成性质的断一盖控制型的晚期成藏模式，气源断层和封盖层的有机配套是天然气藏形成的充分必要条件。其中控源断层是必要条件，而砂质岩盖层的有效性是关键成藏要素，它决定了气藏的分布规模和丰度。通过盖层形成史研究表明，第三纪未期这套砂质岩盖层才开始具备封堵天然气的有效性，即此时期英南2井气藏才开始形成。在平面上，龙口1井和华英参1井明显缺乏良好的盖层而未形成气藏。根据该区的成藏条件和规律，预测维马1井以东、龙口1井和华英参1井以北、英南1井东南等地区是有利的气藏分布区。