摘 要

摘　要：以油氣區(qū)(盆地群)為單元，基于“源熱共控論”，分析了中國大陸及海域油氣田縱向成烴規(guī)律。結(jié)果表明，我國油氣田的油氣成烴模式非常有序：①東南部海域油氣區(qū)包括東

摘　要：以油氣區(qū)(盆地群)為單元，基于“源熱共控論”，分析了中國大陸及海域油氣田縱向成烴規(guī)律。結(jié)果表明，我國油氣田的油氣成烴模式非常有序：①東南部海域油氣區(qū)包括東海和南海的盆地，縱向上呈單相成烴模式，源熱共控生油或者生氣，其中近岸帶以油為主，遠岸帶以氣為主；②東部油氣區(qū)包括渤海灣盆地—松遼盆地—江漢盆地帶、北黃海—南黃海盆地，成烴呈“上油下氣”雙層模式；③中部油氣區(qū)包括鄂爾多斯盆地—四川盆地  楚雄盆地帶，成烴呈“上油下氣”雙層模式；④西部油氣區(qū)包括準噶爾盆地、塔里木盆地、吐哈盆地和柴達木盆地等，成烴呈“三明治”式多層模式。結(jié)論認為：①“源熱共控”中國油氣勘探的重大領(lǐng)域；②找油領(lǐng)域為東南海域的近岸帶，東部油氣區(qū)的上部層系，中部油氣區(qū)的上部層系，西部油氣區(qū)的奧陶系、二疊系和古近系；③找氣領(lǐng)域為東南海域的遠岸帶，東部油氣區(qū)的中深層，中部油氣區(qū)中深層，西部油氣區(qū)的寒武系、石炭系、侏羅系和第四系等多個層系；④呈現(xiàn)出油田下面找氣田、氣田底下找油田、油田外面找氣田、氣田外面找油田的格局；⑤我國油氣勘探領(lǐng)域依然廣闊。

關(guān)鍵詞：中國  陸地  海域  油氣田  烴源巖  熱  有序性  源熱共控論  勘探領(lǐng)域

Analysis of the regular distribution of oil and gas fields in China based on the theory of hydrocarbon generation controlled by source rocks and geothermal heat

Abstract：Taking a hydrocarbon zone or a basin group as a unit，this paper，based on the theory of hydrocarbon generation controlled by source rocks and geothermal heat，analyzed the vertical hydrocarbon generation rule of China continental and offshore oil and gas fields．The following results demonstrated the regularity of hydrocarbon generation modes in various oil and gas fields in China．First，the hydrocarbon generation zones of southeastern China offshore area，including the East and South China Sea basins．Were dominated by single hydrocarbon generation mode，which displays as either single oil generation in the near shore or single gas generation in the offshore controlled by both source rocks and heat．Second，the eastern hydrocarbon generation areas，including the Bohai Bay，Songliao，Jianghan basins and the North and South Yellow Sea basins，were dominated by two-layer hydrocarbon generation mode，which performs as“upper oil and lower gas”．Third，the central hydrocarbon generation areas，including the Ordos，Sichuan and Chuxiong basins，were also dominated by the”upper oil and lower gas”two layer hydrocarbon generation mode．In the Ordos Basin，gas was mainly generated in the Triassic，and oil was predominantly generated in the Paleozoic．In the Sichuan Basin，oil was discovered in the J urassic，and gas was mostly discovered in the Sinian and Triassic．Fourth，the western llydrocarbon generation areas were dominated by the”sandwich”multi-layer mode，such as the Junggar，Tarim，Qaidam basins．In summary，the theory of hydrocarbon generation controlled by source rocks and heat will be widely applied to oil and gas exploration all over China．Oil targets should be focused on the near shore area in the southeast China sea，the upper strata in the eastern and middle hydrocarbon zones，and the Ordovician，Permian and Paleogene strata in the western hydrocarbon zone，while gas targets should be focused on the off shore area in the southeast China sea，the Cambrian，Carboniferous，Jurassic，and Quaternary strata in the western hydrocarbon zone．A pattern of exploring gas fields under or outside oil fields and oil fields under or outside gas fields is presented．Therefore，there is still a great prospect for oil and gas exploration in China．

Keywords：China，continent，offshore，oil and gas field，hydrocarbon source rock，geothermal heat，regularity，theory of hydrocarbon generation controlled by source rocks and heat，exploration areas

中國及毗鄰區(qū)域的大地構(gòu)造呈“三橫四豎”格局(圖1)。“三橫”指的是北部的天山—陰山造山帶、中央的昆侖山—祁連山—秦嶺—大別山造山帶和南部的南嶺造山帶。“四豎”指的是西部的賀蘭山—龍門山—橫斷山造山帶、中部的大興安嶺太行山—武夷山造山帶、東部的遼東—朝鮮半島—東南沿海造山帶和海域的釣魚島隆起帶—臺灣造山帶—菲律賓島弧帶—婆羅洲隆起帶。“三橫”自北而南分別形成于海西期末、印支期和海西期，后期又發(fā)生了多旋回活動，代表了重大的板塊拼貼事件和再造山作用。陸上的“三豎”是后印支期以來中國板塊在板內(nèi)變形的結(jié)果，海上的“一豎”是始新世晚期以來太平洋板塊與亞洲大陸相互作用的結(jié)果。

 

在“三橫四豎”的棋盤格局中，為構(gòu)造  熱體制不同的沉積盆地群。處于東南沿海的東海海域盆地和南海海域盆地(東海盆地、臺西盆地、臺西南盆地、珠江幾盆地、北部灣盆地、鶯歌海盆地、瓊東南盆地、中建南盆地、萬安盆地、曾母盆地和文萊沙巴盆地等)基底主要為年輕的島弧褶皺帶，盆地為大陸邊緣盆地，現(xiàn)今大地熱流和地溫梯度高  特高，屬于熱盆和超熱盆。夾持在大興安嶺—太行山—武夷山板內(nèi)造山帶與遼東—膠東—東南沿海造山帶之間的沉積盆地，包括了在古老結(jié)晶基底上的多期盆地(渤海灣盆地、南華北盆地、蘇北南黃海盆地、江漢盆地)及在海西褶皺帶上發(fā)育的斷陷  坳陷盆地(松遼盆地、南襄盆地等)，現(xiàn)今大地熱流和地溫梯度高，屬于熱盆。處于賀蘭山—龍門山—橫斷山與太行山—武夷山造山帶之間沉積盆地，包括在古老結(jié)晶基底上的多期盆地(鄂爾多斯盆地、四川盆地)，現(xiàn)今大地熱流和地溫梯度中等，屬于溫盆。賀蘭山—龍門山—橫斷山以西的、我國陸上的沉積盆地，包括了在古老結(jié)晶基底上的多期盆地(塔里木盆地)及在褶皺帶上發(fā)育的多期盆地(準噶爾盆地、吐哈盆地和柴達木盆地等)，現(xiàn)今大地熱流和地溫梯度低，屬于冷盆。

中國不同盆地群的盆地在縱向上有不同的油氣(包括常規(guī)油氣和非常規(guī)油氣)成烴樣式(表1)。如鄂爾多斯盆地油氣田呈“下氣(古生界)上油(三疊系—侏羅系)”格局、松遼盆地油氣田呈“下氣(下白堊統(tǒng))上油(上白堊統(tǒng))”格局，其他盆地也呈現(xiàn)出油氣田在空間上有序分布的特征(表1)。但以油氣區(qū)(盆地群)為單元，進而討論中國海陸總體油氣田分布規(guī)律的研究并不多見，而進一步歸納全國油氣田空間分布模式、揭示其成因，準確把握油氣田分布規(guī)律，對于指導(dǎo)油氣領(lǐng)域勘探有著極其重要的意義。

 

“源熱共控論”^[1-2]認為潛在烴源巖是油氣形成的內(nèi)因，熱是油氣形成的外因，內(nèi)因和外因缺一不可，二者相互耦合作用控制了含油氣區(qū)內(nèi)油氣生成與否、生烴量規(guī)模大小、相態(tài)(石油或天然氣)類型與區(qū)域分布模式；而且源熱因素共同控制J，油氣區(qū)油田、氣田和油氣田在空間分布上的有序性。作者擬以“源熱共控論”為基礎(chǔ)，分析中國大陸及海域油氣田縱向成烴規(guī)律。

1　“源熱共控"中國東南海域及其鄰區(qū)單模式成烴

中國東南沿海油氣區(qū)指東海海域和南海海域油氣區(qū)。油氣區(qū)內(nèi)盆地的基底是印支、燕山期造山帶，盆地屬于邊緣海盆地，結(jié)構(gòu)呈斷陷—坳陷，充填的主要地層為新生界(局部有中生代殘留盆地)。盆地的烴源巖時代相對單一，主要發(fā)育一套古近紀—新近紀地層^[2-13]，在不同盆地生油氣性質(zhì)不同，從油氣田分布看，可以分成近岸原油帶和遠岸天然氣帶(圖1、表2)。

 

1．1　近岸帶盆地(或坳陷)

近岸帶盆地包括珠江口盆地北部坳陷帶、北部灣盆地、湄公盆地、曾母盆地南部東巴林堅坳陷和文萊沙巴盆地南部帶等(圖1)。以上諸盆地烴源巖包括中深湖相泥巖、海陸過渡相煤系地層和海相泥巖^[2-14]。上述地區(qū)處于熱盆背景，烴源巖上覆層厚度中等，烴源巖主要處于油窗范圍，以形成石油為主，是巨型石油生成區(qū)。

1．1．1珠江口盆地北部坳陷帶

珠江口盆地北部坳陷帶(圖2、3)處于南海北部大陸邊緣陸架上，盆地基底是燕山期島弧帶，盆地形成經(jīng)歷古近紀斷陷、新近紀坳陷與新構(gòu)造期3個階段。其中始新統(tǒng)文昌組沉積末期盆地受到強烈改造，地層遭受較大規(guī)模剝蝕。盆地二級構(gòu)造單元有珠一坳陷和珠三坳陷等。三級構(gòu)造單元包括10多個凹陷和凸起。凹陷是潛在的生烴單元，但都比較破碎，多數(shù)凹陷被次級凸起進一步分隔成多個洼陷。洼陷才是最基本的生烴單元，多數(shù)洼陷呈“肉(古近系)厚皮(新近系)薄”特征。烴源巖為始新統(tǒng)文昌組中深湖相泥巖、漸新統(tǒng)恩平組湖沼相煤系地層^[3]，部分凹陷可能殘留有中生代海相—海陸過渡相烴源巖。該區(qū)域地溫梯度及大地熱流值分別為36.6±6.0℃／km和66.1±8mW／m^2[15]，屬于熱盆。始新統(tǒng)文昌組中深湖相泥巖烴源巖有機碳含量介于0.50％～4.88％，平均為1.22％，以偏腐泥混合型干酪根為主，埋藏深度處在生油窗范圍，主要生油，是主力生油巖；恩平組因埋藏淺、熱演化程度低在珠一坳陷生成少量石油，在珠三坳陷生成部分天然氣。因此主力烴源巖為始新統(tǒng)文昌組，比較單一，決定了以油為主的縱向分布特征^[3]。已發(fā)現(xiàn)的生油洼陷有惠州26洼、陸豐l3洼、番禺4洼、恩平l7洼、珠三坳陷文昌B洼等?？v向上石油分布在基底組合、始新統(tǒng)文昌組—恩平組下組合、漸新統(tǒng)珠海組—下中新統(tǒng)珠江組中組合、中上新統(tǒng)粵海組—萬山組上組合。珠江口盆地北部新構(gòu)造活動劇烈，石油晚期運移活躍，目前發(fā)現(xiàn)的石油主要集中在中組合，其他組合是下一步的油氣勘探方向。

 

 

珠江口盆地北部坳陷帶油氣勘探始于20世紀70年代，80年代發(fā)現(xiàn)了一批骨干油田，90年代以來發(fā)現(xiàn)速率趨緩，截至目前北部坳陷帶及其鄰區(qū)累計發(fā)現(xiàn)數(shù)十個油氣田及含油氣構(gòu)造，發(fā)現(xiàn)三級油氣地質(zhì)儲餐超過10×10⁸t，其中石油占90％以上，天然氣不足10％。從1996起至今該區(qū)連續(xù)多年保持年產(chǎn)石油1000×10⁴t以上。理論分析和勘探實踐均顯示：珠江口盆地北部坳陷帶及其鄰區(qū)是油區(qū)。

1．1．2北部灣盆地

北部灣盆地處于南海北部大陸架西段，盆地經(jīng)歷古近紀斷陷、新近紀與第四紀坳陷、新構(gòu)造活動階段，二級構(gòu)造單元呈三坳兩隆，即北部坳陷、企西隆起、中部坳陷、南部隆起和南部坳陷，三級構(gòu)造單元包括l0多個凹陷和凸起^[2，14](圖4、5)。上述凹陷被次凸等進一步分隔成多個洼陷，多數(shù)洼陷呈“肉(古近系)厚皮(新近系)薄”的地層特征，洼陷是油氣生成的基本單元。烴源巖為始新統(tǒng)流沙港組中深湖相泥巖，其有機質(zhì)類型以腐泥型和偏腐泥混合型為主，有機質(zhì)豐度高^[3]，屬于好烴源巖，比較單一，但在各洼陷分布差異甚大。北部灣盆地地溫梯度較高，為32.9±7.1℃／km，大地熱流值為65.7±8.9mW／m²，屬于熱盆。流二段烴源巖R。介于0.2％～l.2％，熱演化程度為低熟成熟階段，以生油為主^[2-3]。因此受源熱共控，北部灣盆地部分凹陷成為富油凹陷，已證實的富油凹陷有潿西南凹陷(由3個洼陷組成)、福山凹陷和烏石凹陷東洼?？v向上石油分布于石炭系古潛山組合、古新統(tǒng)長流組—始新統(tǒng)流沙港組下組合、漸新統(tǒng)潿洲組中組合、新近系下洋組—角尾組上組合。北部灣盆地自新近紀以來，絕大多數(shù)區(qū)域新構(gòu)造運動微弱^[2，14]，石油近距離或源內(nèi)聚集，目前北部灣盆地發(fā)現(xiàn)的石油主要集中在中、下組合。

 

 

北部灣盆地石油勘探始于20世紀70年代，大規(guī)模始于80年代以后，古近系斷裂復(fù)雜，油田均呈復(fù)式油氣藏。截至目前，該盆地累計發(fā)現(xiàn)l0多個油田，探明石油地質(zhì)儲量數(shù)億噸，還沒有發(fā)現(xiàn)獨立的商業(yè)氣藏，是一個油型盆地。

1．1．3湄公盆地

湄公盆地位于南海西部大陸架區(qū)南端。該盆地基底為侏羅—白堊紀花崗巖、花崗閃長巖和石英閃長巖，盆地經(jīng)歷漸新世—早中新世斷陷期、中中新世走滑—反轉(zhuǎn)期及晚中新世以來的區(qū)域坳陷期，沉積蓋層由漸新統(tǒng)—第四系組成，地層最厚達10km。盆地包括6個二級構(gòu)造單元：西部坳陷、中部隆起、東北坳陷、東南坳陷、東北隆起和東部隆起等。該盆地主力烴源巖為漸新統(tǒng)中深湖相泥巖，厚度介于l00～600m，TOC介于0.8％～l.6％，有機質(zhì)類型以腐泥型  混合型干酪根為主^[4]。該盆地地溫梯度為31.3～34.1℃／km，大地熱流值普遍較高，基底中酸性深成侵入巖的放射性衰變在局部地區(qū)增加r其大地熱流值和地溫梯度。烴源巖生烴門限為2000～3000m，烴源巖熱演化處于成熟期。湄公盆地受源熱共控作用主要生油，石油資源十分豐富。

湄公盆地油氣勘探始于20世紀70年代，目前至少已發(fā)現(xiàn)了10個油田，其中主要有白虎、曙光、黑獅、龍、金槍魚等油田，該盆地屬于油型盆地。

1．1．4曾母盆地東巴林堅坳陷

曾母盆地位于南海南部大陸邊緣西段，盆地基底是前漸新統(tǒng)變質(zhì)巖，漸新世以來受到持續(xù)擠壓形成多期三角洲盆地。盆地分為8個二級構(gòu)造單元，即東巴林堅坳陷、南康臺地、西巴林堅隆起、塔陶壘塹、拉奈隆起、索康坳陷、康西坳陷和西部斜坡^[2，13]。位于東南部的東巴林堅坳陷，上漸新統(tǒng)下部海岸平原相煤系地層為良好的烴源巖，有機質(zhì)類型以混合型干酪根為主。鉆井揭示的泥巖厚度為數(shù)十米，煤層厚度大于l0m。煤層有機碳含量介于40％～80％，S2值(產(chǎn)烴率)為40～194kg／t，HI值(氫指數(shù))為388～406mg／g，具有好的生烴潛力^[5-8]。東巴林堅坳陷烴源巖埋藏淺，但平均大地熱流值達97mW／m²，地溫梯度為33～68.4℃／km，屬于超熱盆，烴源巖熱演化程度達成熟—高成熟階段，以生油為主。

曾母盆地油氣勘探始于20世紀70年代，至今在東巴林堅坳陷已找到近l0×10⁸t原油，天然氣較少，屬于生油坳陷。

1．1．5文萊—沙巴盆地

文萊—沙巴盆地位于南海南部大陸邊緣東段，是南沙地塊向巽他地塊俯沖所形成的弧前盆地。盆地東部(文萊區(qū))的基底為已經(jīng)褶皺變形的晚漸新世—早中新世梅利甘組—麥粒瑙組—坦布龍組的三角洲平原—深水頁巖地層；盆地西部(沙巴區(qū))的基底為褶皺的晚始新世—早中新世克羅克組深海復(fù)理石。盆地沉積蓋層為早中新世或中中新世  第四紀地層，盆地內(nèi)新生界最大厚度為l2km。

文萊—沙巴盆地主要烴源巖為中新統(tǒng)海陸過渡相煤系地層。烴源巖總有機碳含量與生烴潛力指數(shù)變化范圍較大，分別為0.15％～90.00％和0.1～60.0mg／g，生烴潛力從差到很好，有機質(zhì)類型以混合型腐殖型干酪根為主^[6-9]。南部東區(qū)(古俯沖帶)為總著低熱流背景，地溫梯度為18.2～32.5℃／km。烴源巖熱演化程度以低熟—成熟階段為主。烴源巖受熱作用使其主要處于生油窗。

文萊—沙巴盆地油氣勘探始于l8世紀末—19世紀初，至今，該盆地已累計發(fā)現(xiàn)油氣田上百個，油田主要分布在該盆地中南部。

1．2　遠岸帶盆地(或坳陷)

遠岸帶盆地包括東海盆地、臺兩盆地、臺西南盆地、珠江口盆地南部坳陷帶、瓊東南盆地、鶯歌海盆地、中建南盆地、萬安盆地、曾母盆地康西坳陷和文萊—沙巴盆地中北部等(圖1)。

1．2．1東海盆地

東海盆地位于東海陸架區(qū)，基底是燕山期陸緣花崗巖帶，新生代歷經(jīng)裂陷期、坳陷期及新構(gòu)造期3大構(gòu)造階段。其中裂陷期為古新世—始新世，坳陷期為漸新世—中新世，上新世—第四紀為新構(gòu)造期。東海盆地以新生代沉積地層為主，從古新統(tǒng)至第四系均有發(fā)育。該盆地經(jīng)歷了5次主要構(gòu)造改造作用，特別顯著的是發(fā)生過多期正反轉(zhuǎn)(圖6、7)。東海貧地呈二坳二隆構(gòu)造格局。西部坳陷帶(長江坳陷、臺北坳陷)、中央隆起帶(虎皮礁隆起、海礁隆起、漁山東隆起)、東部坳陷帶(福江凹陷、西湖凹陷、釣北凹陷)和東部隆起帶(釣魚島隆褶帶，即陸架外緣隆起)。東海盆地形成于太平洋板塊俯沖導(dǎo)致的弧后擴張作用；隨著俯沖帶的不斷東撤，盆地內(nèi)部呈由西向東逐漸變新的構(gòu)造遷移特征，沉積—沉降中心逐漸東移，形成了凹陷之間構(gòu)造—沉積演化的差異。古新世裂陷主要發(fā)生在東海盆地的西部坳陷帶，始新世—漸新世裂陷主要發(fā)生在其東部坳陷帶。

 

 

東海盆地古新統(tǒng)發(fā)育湖相泥巖、海陸過渡相煤系地層和海相泥巖；始新統(tǒng)發(fā)育海陸過渡相煤系地層和海灣相泥巖。煤系地層是主力烴源巖，包括煤層、碳質(zhì)泥巖和暗色泥巖3個種類。目前在16口探井中鉆遇始新統(tǒng)平湖組煤層，平均每口井鉆遇煤層厚度為16.9m，單層厚度多在0.3～1.2m，最大累計厚度為50.6m；煤層加碳質(zhì)泥巖最大累積厚度達75.8m；暗色泥巖累計厚度介于200～1800m。平湖組暗色泥巖有機質(zhì)豐度中等偏高，有機碳含量最高可達1.97％；煤層有機碳含量最高可達57.07％，具有較高的有機質(zhì)豐度，有機質(zhì)類型主要為偏腐殖混合型—腐殖型，煤系烴源巖中含有一定量的富氫顯微組分^{[3，14]}。三角洲平原和海岸平原為煤系烴源巖發(fā)育的有利環(huán)境。西湖凹陷西、北部為煤系烴源巖發(fā)育的有利部位^[18]。

東海盆地及其鄰區(qū)地溫梯度介于25～43.5℃／km，平均為32.7℃／km。盆地地溫梯度分布呈現(xiàn)北低南高的特征，熱流在平面上呈現(xiàn)東高西低趨勢。在此熱體制影響下，東海盆地西部的椒江凹陷月桂峰組底界烴源巖大部分均已成熟，R。>0.7％，進入生油窗；次凹大部分烴源巖已進入濕氣窗，R。>1.3％；深部部分烴源巖已進入干氣窗，R。>2.0％。相對而言，東海盆地的東部坳陷帶，有機質(zhì)成熟度則相對較高，如西湖凹陷的平湖組底部烴源巖大部分已進入干氣窗，R。>2.0％^[18-19]。受源熱共控的作用，該盆地主要生氣。東海盆地發(fā)育基底儲蓋組合，中生界儲蓋組合、古新統(tǒng)、始新統(tǒng)、漸新統(tǒng)、中新統(tǒng)儲蓋組合，其中始新統(tǒng)、漸新統(tǒng)為主力成藏組合。該盆地發(fā)生過多幕構(gòu)造反轉(zhuǎn)，反轉(zhuǎn)背斜是主力圈閉類型。

東海盆地油氣地質(zhì)調(diào)查始于20世紀70年代，80年代發(fā)現(xiàn)平湖油氣田。截至目前，該盆地在西湖凹陷和麗水凹陷發(fā)現(xiàn)了一批氣田，證實該盆地為富氣盆地。

1．2．2珠江口盆地白云凹陷

珠江口盆地位于南海北部大陸邊緣東段，白云凹陷位于珠江口盆地南部坳陷帶珠二坳陷內(nèi)，凹陷基底是燕山期島弧帶，凹陷內(nèi)新生代地層發(fā)育。白云凹陷演化歷經(jīng)了古近紀裂陷期，早、中中新世坳陷期和晚中新世以來的新構(gòu)造期^[20]。白云凹陷發(fā)育始新統(tǒng)文昌組中深湖相泥巖、下漸新統(tǒng)恩平組海陸過渡相煤系地層與海灣相泥巖、上漸新統(tǒng)珠海組海相泥巖共計3套烴源巖(圖8)。恩平組海陸過渡相煤系地層海灣相泥巖是主力烴源巖，其中暗色泥巖總有機碳含量介于1.0％～l.5％，展布規(guī)模大，烴源巖母質(zhì)類型多為偏腐殖混合型及腐殖型。恩平組煤系烴源巖主要發(fā)育在凹陷北部斜坡區(qū)域，展布范圍超過5000km²，煤層發(fā)育，在PY33-1-1井恩平組有煤20層，累計厚度為22.98m^[18]。文昌組中深湖相烴源巖有機碳含量介于0.50％～4.88％，平均為1.22％，以偏腐泥混合型十酪根為主。白云凹陷位于洋陸過渡區(qū)，地溫梯度及大地熱流值分別高達4.5℃／100m和77.5mW／m^2[15]，屬于超熱盆。白云凹陷恩平組底部烴源巖現(xiàn)今成熟度在凹陷中心部位R。為0.5％～2.0％，主凹最深處尺。達到2.0％，在凹陷邊緣部位R。介于0.5％～0.7％；有機質(zhì)熱演化多處在成熟～高熟凝析油及生氣階段，其烴類產(chǎn)物以大量天然氣及少量輕質(zhì)油及凝析油為主；主洼以生氣為主，周邊的衛(wèi)星洼陷埋藏淺，以生油為主。此外，文昌組烴源巖在白云凹陷斜坡帶現(xiàn)今R。為2.1％，表明文昌組烴源巖也已經(jīng)達到生氣階段。白云凹陷及其鄰區(qū)發(fā)育漸新統(tǒng)儲蓋組合和新近系儲蓋組合，油氣勘探都有重要發(fā)現(xiàn)；目前的油氣勘探發(fā)現(xiàn)多在珠江組；預(yù)測主力儲蓋組合為恩平組與珠海組。

 

白云凹陷及其周邊油氣勘探始于20世紀70年代末，2002年取得首批商業(yè)性發(fā)現(xiàn)，2006年以來在深水區(qū)取得里程碑式發(fā)現(xiàn)。迄今為止，白云凹陷及其周邊發(fā)現(xiàn)的主要是氣田與含氣構(gòu)造(流花29-1、流花34-2、荔灣3-1等)。由此可認為白云凹陷是以生氣為主的富烴凹陷。

1．2．3瓊東南盆地

瓊東南盆地位于南海北部大陸邊緣西段，基底主體是燕山期島弧帶，其中夾持有元古代結(jié)晶地塊。盆地構(gòu)造演化經(jīng)歷了古近紀斷陷、新近紀坳陷、新構(gòu)造運動等3個階段。盆地結(jié)構(gòu)呈斷陷—坳陷式，分為北部坳陷、中部隆起和南部坳陷(圖9)。斷陷期的始新統(tǒng)為陸相湖盆沉積，漸新統(tǒng)崖城組為半封閉海灣及淺海沉積，陵水組則主要為濱、淺海沉積。裂后充填期沉積的新近系和第四系主要為陸表海和陸架陸坡沉積。瓊東南盆地發(fā)育3套烴源巖，即始新統(tǒng)湖相泥巖、下漸新統(tǒng)崖城組海陸過渡相煤系地層以及上漸新統(tǒng)陵水組淺海—半深海相泥巖(圖10)。盆地主力烴源巖是早漸新世沉積的崖城組，該組自下而上分為3段：崖三段沉積相主體是辮狀河三角洲；崖二段沉積相以渴湖為主；崖一段主要是潮坪沉積。上述3段地層均發(fā)育煤系地層和海相泥巖^[14，18]。煤系地層主要發(fā)育在半地塹的緩坡帶辮狀河三角洲和潮坪，其次是陡坡帶扇三角洲和潮坪環(huán)境，暗色泥巖主要發(fā)育在深洼漕的渴湖環(huán)境。目前已有10多口鉆井鉆遇煤層，三角洲平原和潮坪為有利的煤系發(fā)育環(huán)境，煤層具有層數(shù)多、厚度薄、橫向分布不穩(wěn)定的特點。單井最多解釋煤層35層，其中崖三段l2層、崖二段7層、崖一段l6層，各段平均解釋煤層數(shù)：崖三段l0層、崖二段4層、崖一段9層。煤層TOC介于32.37％～81.30％，暗色泥巖TOC為0.24％～5.25％，有機質(zhì)類型以混合型—腐殖型為主^[3]。如YCl3-1-2井崖城組TOC介于l％～4％，部分碳質(zhì)泥巖和煤的TOC介于20％～40％；YC21-1-4井崖城組暗色泥巖TOC在1％左右。瓊東南盆地屬于高熱盆地，地溫梯度介于25.2～60.8℃／km，平均為36.6～39.1℃／km^[15]。崖城組烴源巖沉積期后，受盆地多期拉張作用的影響，凹陷始終處于超過70mW／m²的熱狀態(tài)下，且烴源巖埋藏普遍較深，熱演化程度達到高熟—過熟階段。如樂東—陵水凹陷烴源巖R。主體超過2.0％，源熱條件決定了該凹陷內(nèi)以生氣為主的特征。該盆地發(fā)育基底、占近系、新近系共計3個儲蓋組合，目前除基底外均已有重要油氣發(fā)現(xiàn)。

 

 

瓊東南盆地勘探起始于20世紀70年代末期，發(fā)現(xiàn)了一批氣田和含氣構(gòu)造(崖城l3-1、崖城21-1、陵水22-1等)，預(yù)測瓊東南盆地為一個以產(chǎn)氣為主的氣型盆地。

1．2．4鶯歌海盆地

鶯歌海盆地位于南海北部大陸邊緣和西部大陸邊緣的接合部(圖1、11、12)，盆地基底為印支褶皺帶，新生代受走滑—伸展作用形成北西走向的深大、高溫盆地，內(nèi)部分為鶯東斜坡、鶯中坳陷和鶯西斜坡。鶯中坳陷古近系分北部、中部和南部3個凹陷，新近紀—第四紀為同一大型凹陷，在坳陷中央新近系底辟構(gòu)造非常發(fā)育(圖11、12)。盆地黃流組泥巖有機碳含量介于0.39％～2.60％，平均值為l.06％；梅山組厚層泥巖有機碳含量介于0.44％～3.17％，平均值為l.45％；有機質(zhì)類型均以偏腐殖混合型、腐殖型為主^[12]。推測盆地主力烴源巖為中中新統(tǒng)梅山組，同時基于鉆孔地溫數(shù)據(jù)和巖石熱物性參數(shù)認為，該盆地具有高溫熱盆的熱狀態(tài)屬性，中央坳陷區(qū)地溫梯度大于50.0℃／km(平均地溫梯度45.0℃／km)。根據(jù)d¹³C1值分析研究，淺層天然氣的R。值普遍在1.2％以上，說明烴源巖達到了高成熟—過成熟演化階段。受源熱共控作用，鶯歌海盆地主要形成天然氣。天然氣分布在底辟帶淺層常溫常壓領(lǐng)域的上新統(tǒng)鶯歌海組背斜構(gòu)造中，在高溫高壓的上中新統(tǒng)黃流組也有重大發(fā)現(xiàn)。

 

 

鶯歌海盆地油氣勘探始于20世紀50年代，經(jīng)過多年來持續(xù)不懈地勘探，在鶯中凹陷中央背斜帶的背斜和巖性圈閉獲得了一批重要發(fā)現(xiàn)，其中東方l-l氣田和東方l3氣田(包括東方l3-1和東方13-12)都是千億立方米級別的大氣田?？碧脚c研究成果均顯示鶯歌海盆地是一個氣型盆地。

1．2．5萬安盆地中央坳陷

萬安盆地位于南海西部大陸邊緣南段，基底是印支褶皺系。萬安盆地經(jīng)歷漸新世—早中新世伸展期、中中新世走滑扭動、上新世—第四紀區(qū)域坳陷期。萬安盆地由l0個二級構(gòu)造單元組成，包括西部坳陷、西南斜坡、西北斷階、北部坳陷、北部隆起、中部坳陷、中部隆起、南部坳陷、東部隆起和東部坳陷等^[22]。萬安盆地有漸新統(tǒng)、下中新統(tǒng)以及中中新統(tǒng)共計3套烴源巖，其中漸新統(tǒng)與下中新統(tǒng)為主力烴源巖。漸新統(tǒng)烴源巖巖性以碳質(zhì)泥巖與泥巖為主。TOC>1％，主體在1％～l0％之間，有機質(zhì)類型以混合型—腐殖型干酪根為主；下中新統(tǒng)烴源巖巖性以泥巖為主，TOC≈1％，局部介于l％～l0％，有機質(zhì)類型以混合型腐殖型干酪根為主。區(qū)域內(nèi)大地熱流值為24.22～121.00mW／m²，平均值71.90mW／m²。漸新統(tǒng)烴源巖R。主要介于1.3％～2.5％，熱演化程度處于高熟—過成熟階段；下中新統(tǒng)烴源巖R。主體分布于0.7％～2.1％，處于成熟—高熟階段。綜合分析源熱條件后認為，下中新統(tǒng)與漸新統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)豐富、成熟度高，成為盆地最主要的烴源巖，以生氣為主。萬安盆地生儲蓋成藏組合包括基底、漸新統(tǒng)、中新統(tǒng)和上新統(tǒng)等。

萬安盆地勘探起始于20世紀70年代，截至目前，累計發(fā)現(xiàn)油氣田近30個，以氣田為主，屬于氣型盆地。

1．2．6曾母盆地康西坳陷

曾母盆地位于南海南部大陸邊緣西段，康西坳陷位于該盆地北部，屬于深大凹陷，最深部位新生界厚度可達l5km，烴源巖為漸新統(tǒng)、下中新統(tǒng)、中中新統(tǒng)煤系—海相泥巖。其中漸新統(tǒng)—下中新統(tǒng)烴源巖為海陸過渡相含煤頁巖，總有機碳含量為0.69％～0.93％，有機質(zhì)類型為混合型腐殖型干酪根，并且往坳陷中心有機質(zhì)豐度增高、類型變好，具有中—好的生氣能力。煤層含有25％的蠟質(zhì)腐殖化合物，為生油氣干酪根。中新統(tǒng)海相泥巖烴源巖有機質(zhì)類型為混合型—腐殖型干酪根，并已進入生烴門限^{[9，24]}?？滴髹晗萏幱陉懠芎完懫聟^(qū)，地溫梯度高、大地熱流值高，烴源巖埋藏深，受熱作用強，烴源巖熱演化程度高，處于過成熟階段，主要生氣，是巨型天然氣分布區(qū)。

截至目前，康西坳陷及其鄰區(qū)累計發(fā)現(xiàn)天然氣儲量數(shù)萬億立方米，累計發(fā)現(xiàn)油氣田上百個，探明油氣儲量很大，其中天然氣儲量占其油氣總儲量的85％。

2　“源熱共控"中國東部“上油下氣"雙成烴模式

我國陸地區(qū)東部油氣區(qū)包括東北吉黑中新生代裂谷區(qū)(主要包括松遼盆地、海拉爾盆地、二連盆地、大楊樹盆地、三江盆地等，主要形成于晚侏羅世—白堊紀；僅依蘭—伊通地塹系形成于古近紀)、渤海灣盆地(主要包括下遼河坳陷、遼東灣坳陷、渤中坳陷、濟陽坳陷、黃驊坳陷、冀中坳陷、臨清坳陷、埕寧隆起、滄縣隆起、內(nèi)黃隆起等，主體形成于古近紀)、南華北盆地、南襄盆地、江漢盆地、北黃海盆地和蘇北—南黃海盆地等(圖1)。這些盆地基底為克拉通基底或海西—印支褶皺區(qū)。盆地成盆期及其期次不同、各期盆地原型也不同，經(jīng)歷的改造作用差異巨大，多為殘疊甕地，即多期原型盆地的殘余疊合在一起，烴源巖發(fā)育程度不同(表3)。受區(qū)域熱流場和埋藏作用的綜合控制，烴源巖經(jīng)受不同的熱作用，導(dǎo)致下部層系烴源巖以生氣為主，上部層系烴源巖以生油為主，形成“下氣上油”兩類成烴模式。如松遼盆地白堊系下部生成天然氣、白堊系上部生成巨量石油，呈現(xiàn)出下生氣、上生油的格局；渤海灣盆地前新生代殘余盆地生成天然氣、古近系盆地生成巨量石油，也呈現(xiàn)出“下氣上油”的特點。

 

2．1　松遼盆地

松遼盆地基底的主體是古生界變質(zhì)巖，其中下古生界屬深變質(zhì)巖，上古生界變質(zhì)淺，有無前寒武系古老結(jié)晶地塊目前尚存爭議。松遼盆地晚中生代呈現(xiàn)出斷陷—坳陷—反轉(zhuǎn)3個演化階段，斷陷期和坳陷—反轉(zhuǎn)期盆地構(gòu)造格局迥異(圖13、14)。下部上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)斷陷群是東北亞裂陷群的一部分，斷陷群分為4個北北向斷陷帶，充填有沙河子組、火石嶺組和營城組火山巖—煤系—湖沼泥巖地層。松遼盆地上白堊統(tǒng)坳陷分布范圍比現(xiàn)今展布區(qū)域大很多，向西到大興安嶺、向東到三江地區(qū)。下部斷陷群的形成受區(qū)域性裂陷的控制，可能屬于主動裂谷，在超大型地幔隆起背景上的斷陷群；上部坳陷層為區(qū)域熱衰減形成。在松遼盆地裂陷和坳陷過程中發(fā)生過多期正反轉(zhuǎn)，反轉(zhuǎn)強度自東向西減弱且盆地東南部受到強烈改造^[37]。

 

 

松遼盆地在斷陷期和坳陷期各發(fā)育一類烴源巖。斷陷期為湖沼  湖相烴源巖，分布在各個斷陷里^[35，38]，主力烴源巖為沙河子組湖沼泥巖，該泥巖有機碳含量大多超過l.0％，煤層有機碳含量平均為29％，有機質(zhì)類型以腐殖型為主，少部分為腐泥型和混合型^[28]。有機質(zhì)類型的多樣性，反映了烴源巖沉積環(huán)境和母源輸入的復(fù)雜性^[39]。松遼盆地的現(xiàn)今平均地熱梯度約為3.8℃／100m，含油區(qū)平均地熱梯度為4.2℃／l00m^[40]，地質(zhì)歷史時期更高。受熱演化程度控制，深埋介于3000～5000m的斷陷期烴源巖演化程度高，均已達高成熟—過成熟階段，處于生氣窗。如深層的徐家圍子斷陷、乾安斷陷等，鉆探已發(fā)現(xiàn)數(shù)千億立方米的天然氣。

松遼盆地坳陷期呈湖廣水深的統(tǒng)一巨型坳陷，烴源巖是中深湖相泥巖，受海侵和巖石圈深層熱液影響，發(fā)育超級優(yōu)良的烴源巖，有機質(zhì)類型屬于腐泥型干酪根，豐度頗高，甚至呈有機質(zhì)富集層，分布面積數(shù)萬平方千米。受深層地幔柱“火爐”效應(yīng)影響，烴源巖受熱作用強，大都處于生油窗。

松遼盆地油氣勘探始于l955年，l959年在坳陷區(qū)鉆探取得重大突破——發(fā)現(xiàn)了大慶油田，2000年以后于深層斷陷發(fā)現(xiàn)徐深氣田。迄今為止，該盆地內(nèi)已發(fā)現(xiàn)了眾多油氣田，呈現(xiàn)上油田、下氣田格局，上部為巨型的大慶油田等油田，下部為徐深氣田等大氣出。

2．2　渤海灣盆地

渤海灣盆地是大型疊合盆地(圖15、16)。其變質(zhì)基底是太古代—早元古代結(jié)晶巖。盆地經(jīng)歷了長達18億年漫長的形成、改造和疊加歷史。主要盆地原型有中晚元古代燕遼裂陷槽、寒武—奧陶紀大華北海相碳酸鹽巖克拉通、石炭—二疊紀大華北海陸過渡相碎屑巖克拉通、侏羅—白堊紀區(qū)域隆起之小型斷陷群、古近紀—第四紀裂陷盆地?，F(xiàn)今屬于渤海灣盆地的各原型盆地是不同盆地的殘余疊加在一起的，在疊加的過程中，后期構(gòu)造作用對前期盆地有不同程度的改造。如燕遼裂陷槽主要發(fā)生在華北克拉通東北緣，盆地形成后期其不同部位受到過不同程度改造，最強烈的部分已發(fā)生陸內(nèi)造山作用。寒武—奧陶紀盆地原型是華北早古生代克拉通的一部分，在志留紀—泥盆紀—早石炭世長達2億年間整體遭受抬升剝蝕，印支—燕山—喜馬拉雅期被斷裂作用和差異沉降作用等改造得支離破碎。石炭—二疊紀克拉通盆地原型在印支—燕山—喜馬拉雅期也被斷裂作用和差異沉降作用等改造得支離破碎，且剝蝕程度很高。侏羅—白孚紀斷陷發(fā)育于隆起的背景上，多屬于小型斷陷。占近紀斷陷群是在地幔柱隆升的深部背景下形成的盆地，斷陷規(guī)模不一、空間上有序分布。上述原型盆地當中，新生代盆地是最主要的盆地，石炭—二疊系克拉通殘余盆地是前新生代殘余盆地中最重要組成部分。

 

 

渤海灣盆地具有疊合盆地的成油氣特征，受源熱共控的作用，形成下、上兩套不同類型的生烴灶。

古生界盆地發(fā)育下古生界海相烴源巖和石炭—二疊系海陸過渡相烴源巖^[31-35]，經(jīng)歷了多期強烈的熱作用和深埋作用，主要生氣。如黃驊坳陷千米橋氣田，其烴源巖就是處于過成熟階段的奧陶系海相泥巖，該期烴源巖在渤海灣盆地渤中凹陷也有鉆遇；冀中坳陷蘇橋氣田及臨清坳陷東濮凹陷的文留氣田，其烴源巖主要是處于高熟階段的石炭—二疊系煤系地層。

渤海灣盆地新生界發(fā)育古近系孔店組—沙四段，沙三段，沙一、二段，東下段中深湖相烴源巖^[29-30]。由于地幔柱的“火爐”效應(yīng)，渤海灣盆地為典型的熱盆，烴源巖絕大多數(shù)處于成熟階段，局部低熟，主要生油。

渤海灣盆地油氣勘探大規(guī)模始于20世紀50年代；60-80年代是陸地區(qū)油田發(fā)現(xiàn)的高潮期，先后發(fā)現(xiàn)了勝利油田、大港油田、華北油田、遼河油田、中原油田；20世紀80年代以來，渤海海域接連發(fā)現(xiàn)一批大油田。渤海灣盆地目前已發(fā)現(xiàn)數(shù)百個油田及一批中小氣田；原油儲量累計上百億噸，天然氣儲量累計約2000×10⁸m³，主要是溶解氣；石油主要形成于新生界，氣層氣主要形成于古生界；呈現(xiàn)出原油非常富、天然氣相對少的格局。

3　“源熱共控"中國中部“上油下氣"雙成烴模式

中國中部包括鄂爾多斯盆地和四川盆地等(圖1)。這些盆地基底為克拉通古老基底。盆地經(jīng)歷多期成盆，各期盆地原型不同，經(jīng)歷的改造作用差異巨大，為殘疊盆地，發(fā)育多套烴源巖(表4)。受區(qū)域熱流場和埋藏史綜合影響，烴源巖經(jīng)受了不同的熱作用，導(dǎo)致下部層系烴源巖以生氣為主，上部層系烴源巖以生油為主，形成“下氣上油”的成烴模式。

 

3．1　鄂爾多斯盆地

鄂爾多斯盆地基底為太古界—早元古界結(jié)晶巖系。中晚元古代、早古生代、晚古生代和中生代為主要成盆期，各期盆地原型差異巨大，并不限于現(xiàn)今的盆地范圍，現(xiàn)存的盆地是各原型盆地的殘余部分的疊合(圖17、18)。從地質(zhì)年代上劃分，中、晚元古代盆地原型為晉、冀、陜裂陷槽；從區(qū)域位置上劃分，裂陷槽位于華北克拉通西段，北東走向；且鄂爾多斯裂陷槽的演化與秦祁昆洋有關(guān)。早古生代海相克拉通、晚古生代海陸過渡相克拉通與渤海灣盆地同期的盆地原型為同一個華北克拉通的不同部位，只是西段鄂爾多斯盆地古生界除了邊緣受到喜馬拉雅旋回改造外，內(nèi)部以持續(xù)、穩(wěn)定、整體沉降深埋為主，很少發(fā)生斷裂、褶皺變形；鄂爾多斯盆地北部與陰山隆起相鄰，石炭—二疊紀因北部陰山持續(xù)隆起，山前形成向盆地推進的大型煤系三角洲。中生代為鄂爾多斯盆地重要原型盆地形成期；三疊紀因南部秦嶺強烈向北擠壓、北部內(nèi)蒙地軸阻擋、東北部渤海灣盆地抬升，在華北克拉通西南緣形成與秦嶺平行的大型軸向走向北西西向的坳陷，東達鄭州以東。侏羅紀時期，因六盤山—賀蘭山向東推擠、呂梁山隆升、北部陰山阻擋、南部秦嶺造山等一系列構(gòu)造事件，形成陸內(nèi)坳陷。白堊紀原型坳陷限于盆地西緣、賀蘭山東緣呈南北走向。新生代鄂爾多斯盆地周緣斷陷，盆地西北部為河套斷陷群，盆地東南部為汾渭地塹群，盆地主體部位萎縮消亡。現(xiàn)今的鄂爾多斯盆地為多個原型盆地殘余的疊加。主要的改造事件有早、晚古生代之間長達2億年的整體抬升剝蝕，三疊紀末期的切割剝蝕，燕山運動導(dǎo)致盆地東緣呂梁隆起形成，喜馬拉雅運動的塊斷作用導(dǎo)致河套、汾渭地塹系形成并使鄂爾多斯盆地從區(qū)域中隔離出來呈現(xiàn)出高原地貌。

 

 

鄂爾多斯盆地中晚元古代  早古生代發(fā)育海相烴源巖，晚古生代為海陸過渡相煤系烴源巖^[43-46]，三疊紀為陸相中深湖相烴源巖^[43-45]。奧陶紀和石炭—二疊紀兩套烴源巖是占生界主力烴源巖，埋深大，受熱作用強，生成天然氣。上三疊統(tǒng)中深湖相泥巖烴源巖以生油為主。

中奧陶統(tǒng)(平?jīng)鼋M)烴源巖主要分布于鄂爾多斯盆地西緣及南緣的平?jīng)?mdash;隴縣—寶雞一帶，屬深水斜坡相暗色泥巖沉積物；在西緣帶寬度介于20～50km，在南緣帶寬度介于10～15km，暗色泥巖平均厚度介于80～100m，最厚達200m，泥灰?guī)r厚約60m，由北往南厚度逐漸增大，TOC一般介于0.5％～l.0％，最高可達2.17％，除西緣部分地區(qū)外，烴源巖熱演化程度基本上屬于高—過成熟階段^[44，47]。石炭—二疊系煤系烴源巖廣泛發(fā)育，沉積環(huán)境早期為障壁海岸潮坪—潟湖泥炭與潮控三角洲泥炭成煤，晚期為曲流河泛濫平原—淺水三角洲平原成煤；晚古生代煤總厚度最厚達40m，暗色泥巖總厚度介于40～500m；生烴母質(zhì)為腐殖型干酪根；煤TOC介于70％～85％，泥巖TOC介于2％～3％；氣田分布于R。介于1.2％～2.4％的地區(qū)；生烴中心位于生氣強度大于20×10⁸m²／km²的地區(qū)，占現(xiàn)今總盆地面積的55.2％^[44，46]。

上三疊統(tǒng)延長組深湖相烴源巖，分布于盆地南部，其中存在有機質(zhì)富集層段，TOC介于0.22％～36.75％，有機質(zhì)類型以腐泥型—混合型干酪根為主。有機質(zhì)成熟度指標R。介于0.43％～l.15％^[43-44]，表明熱作用控制延長組湖相烴源巖演化進入低熟—成熟階段，烴源巖總體處于生油狀態(tài)。

鄂爾多斯盆地l907年鉆第一口井，迄今已發(fā)現(xiàn)數(shù)百個油氣田，油田主要分布在上部地層，氣田則分布于深層。油田儲量數(shù)十億噸，氣田儲量數(shù)萬億立方米。源熱共控鄂爾多斯盆地“下氣上油”的格局，下部天然氣生成量巨大，上部石油生成量亦巨大。

3．2　四川盆地

四川盆地的基底是晚元古代結(jié)晶巖系，沉積蓋層從震旦系到第四系都有發(fā)育(圖19、20)。四川盆地也是不同期殘余盆地的疊合體。震旦紀原型盆地是揚子克拉通上的裂陷槽群。古生代到中三疊世為殘余克拉通。晚三疊世為前陸—克拉通復(fù)合盆地，其西側(cè)龍門山、北側(cè)南秦嶺造山帶向盆地內(nèi)推覆，西、北緣形成前淵凹陷，向東南過渡為克拉通。侏羅紀—現(xiàn)今為陸相坳陷盆地。燕山期中、下?lián)P子地臺受瀕太平洋構(gòu)造域活動影響，強烈擠壓隆升，發(fā)生克拉通內(nèi)部的造山作用，四川盆地的“盆地”形態(tài)形成。新近紀以來，臺灣島向西推覆擠壓、青藏高原向東推擠，秦嶺造山帶復(fù)合，上揚子四面受擠，盆地抬升消亡。四川盆地發(fā)育了震旦紀、志留紀、石炭—二疊紀、三疊紀和侏羅紀多套烴源巖^[48-58]。

 

 

四川盆地震旦系、志留系為海相腐泥型烴源巖，石炭—二疊—三疊系為海陸過渡相煤系—海相烴源巖，地層埋藏深，熱演化程度高，主要生氣^[49-58]。此外，在盆地西南區(qū)，受中二疊世峨眉山地幔柱的影響，中二疊統(tǒng)及其下伏海相烴源巖曾經(jīng)歷異常高的大地古熱流(超過70mW／m²)及抬升剝蝕，且后期未再經(jīng)歷更深埋藏或更高熱流，即該區(qū)上占生界及下古生界烴源巖在中二疊世達到了最高古地溫或最高成熟度，R。介于2.1％～3.8％，處于過成熟階段，在此期間大量生成天然氣^[52，53]。上三疊統(tǒng)須家河組一段、三段和五段煤系烴源巖分布于整個盆地前陸區(qū)域，泥質(zhì)烴源巖厚度自東向西逐漸增厚，在坳陷中心厚度可達l400m；煤層普遍發(fā)育，厚度一般為2～10m，但在坳陷部位最厚，累計厚度可逾25m；泥巖有機碳含量多集中在0.5％～6.5％，絕大部分樣品大于l.0％，平均值為2.43％；須家河組烴源巖大部分是在侏羅紀開始成熟生烴，R。介于0.6％～l.5％，以生氣為主^[49，58]。四川盆地侏羅系烴源巖為湖相泥巖，熱演化程度適中，烴源巖處于油窗^[48]。因此源熱共控四川盆地下部前侏羅系生氣，上部侏羅系生油，呈“下氣上油”的成烴格局(圖19、20)。

四川盆地油氣勘探已有數(shù)千年，是我國古代唯一大規(guī)模開發(fā)天然氣的盆地。近代油氣勘探始于20世紀30年代，大規(guī)模油氣發(fā)現(xiàn)于20世紀50年代以來，迄今已發(fā)現(xiàn)數(shù)百個氣田，氣田儲量達數(shù)萬億立方米。油田主要分布在侏羅系，油田儲量不足1×10⁸t，但勘探潛力很大，可與鄂爾多斯盆地延長組媲美^[48]。

4　“源熱共控"中國西部“三明治式"多層成烴模式

中國西部造山帶與盆地呈近東西向或北西西向分布，自北而南為北疆盆地群(包括準噶爾盆地、吐哈盆地、三塘湖盆地等)、天山山間盆地群(伊犁盆地、焉耆盆地等)、塔里木盆地、昆侖山—阿爾金山間盆地、柴達木盆地和羌塘盆地等(圖1)。這些盆地基底為克拉通基底或褶皺區(qū)。盆地經(jīng)歷多期成盆，發(fā)育多套烴源巖。受區(qū)域熱流場和埋藏史綜合效應(yīng)的作用，烴源巖經(jīng)受了不同的熱作用，生烴作用呈“三明治式”多層結(jié)構(gòu)。但不同區(qū)域盆地演化歷史不同，形成各具特色的成烴組合(表5)。

 

4．1　準噶爾盆地四層式成烴組合

準噶爾盆地是在哈薩克斯坦板塊基礎(chǔ)上發(fā)育起來的沉積盆地(圖21、22)，基底是前石炭系。盆地在石炭紀一第四紀期間多期成盆，也多期被改造。石炭紀“盆地”原型推測為夾持于阿爾泰古生代造山帶與北天山造山帶之間的殘留洋盆。二疊紀為多個裂陷槽構(gòu)成的復(fù)合盆地，西部為瑪湖裂陷槽、東南為博格達裂陷槽，二疊紀末周緣造山帶復(fù)活，前淵盆地發(fā)育。中生代為坳陷盆地。新生代北天山強烈活動，形成昌吉石河子山前坳陷。因此，準噶爾盆地是經(jīng)歷復(fù)雜演化歷史的復(fù)合—疊合盆地。

 

 

準噶爾盆地內(nèi)多期烴源巖發(fā)育，主要有石炭系殘余洋盆海相烴源巖、二疊系湖相烴源巖、侏羅系煤系烴源巖和古近系湖相烴源巖^[63-69]。石炭系烴源巖主要位于五彩灣凹陷，受熱作用強，熱演化程度高，主要生成天然氣，是克拉美麗大氣田的唯一氣源^[68-69]。二疊系烴源巖分布于盆地中央坳陷和東部隆起，從西北緣瑪湖坳陷、陸南凹陷到準東梧桐窩子坳陷都有分布，其殘余有機碳含量平均為1.26％，氯仿瀝青“A”含量平均為0.1493％，總烴含量平均為0.0820％，S1+S2平均為0.73mg／g，有機質(zhì)類型多為腐泥型混合型干酪根，R。值介于0.85％～l.16％，處于成熟  高成熟階段；是一套很好的烴源巖，以生油為主^[64,66]。侏羅紀早中期煤系—湖沼相烴源巖在盆地內(nèi)廣覆式發(fā)育，烴源巖有機質(zhì)豐度變化較大，有機質(zhì)類型以偏腐泥混合型—偏腐殖混合型干酪根為主，但僅在盆地南緣昌吉—石河子坳陷埋藏深、受熱強，以生氣、輕質(zhì)油為主^[64，66]。古近紀湖相烴源巖僅分布于盆地西南緣，只在受熱強的盆地西南部達到生油條件^[63]。

準噶爾盆地在新中國成立前僅發(fā)現(xiàn)了獨山子油田。至今已發(fā)現(xiàn)數(shù)十個油氣田，成烴類型在縱向上呈4層結(jié)構(gòu)。石炭系主要生氣、二疊系主要生油、侏羅系主要生氣、古近系主要生油。

4．2　塔里木盆地四層式成烴組合

塔里木板塊結(jié)晶基底形成于8億年前的塔里木運動。沉積蓋層經(jīng)歷震旦紀—泥盆紀(早震旦世早奧陶世區(qū)域伸展、中晚奧陶世—泥盆紀區(qū)域擠壓)、石炭—二疊紀(石炭紀區(qū)域坳陷、二疊紀區(qū)域伸展裂陷)、中新生代(三疊紀—古近紀區(qū)域前淵、新近紀—第四紀陸內(nèi)擠壓坳陷)3大構(gòu)造旋回，形成典型的多旋回疊合盆地，每一構(gòu)造旋回往往存在多個不同性質(zhì)的坳陷在橫向上復(fù)合，旋回內(nèi)部及旋回之間發(fā)生不同程度的改造作用。因此盆地沉積體是多個殘余原型盆地疊加后的產(chǎn)物(圖23、24)。

 

 

下、中寒武統(tǒng)分布于臺盆區(qū)的滿加爾凹陷、阿瓦提凹陷等。其中下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組盆地相一溻湖相泥頁巖厚度小于200m，臺內(nèi)凹陷及蒸發(fā)溻湖相烴源巖TOC為0.50％～21.96％，盆地及陸棚相烴源巖TOC介于0.5％～5.0％^[74-77]。中下奧陶統(tǒng)黑土凹組分布范圍較下  中寒武統(tǒng)深水陸棚  盆地相烴源巖的分布范圍有所縮小，頁巖屬陸棚盆地相，厚度小于200m，TOC介于0.0l％～7.62％；中上奧陶統(tǒng)薩爾干組深水陸棚相頁巖在盆地西部阿瓦提凹陷及塘古孜巴斯凹陷發(fā)育，厚度小于50m；烴源巖在阿瓦提凹陷埋深具有西深東淺的特征，西部最大埋深可超過10000m，東部滿西2井附近埋深在6500m左右；在塘古孜巴斯凹陷，烴源巖埋深在5000m左右；盆地中部塔中至塔北之間阿滿過渡帶的臺地內(nèi)凹陷烴源巖，厚度小于150m；盆地東部塔東盆地相區(qū)(卻爾卻克組)烴源巖，為一套純暗色泥巖，厚度小于150m；中上奧陶統(tǒng)薩爾干組盆地  陸棚相及臺內(nèi)凹陷相頁巖厚度小于l50m，TOC介于0.01％～l2.82％^[74-77]。

塔里木盆地庫車坳陷發(fā)育3套湖沼相煤系烴源巖，分別為晚三疊世塔里奇克組、早侏羅世陽霞組、中侏羅世克孜勒努爾組，3個泛沼期內(nèi)經(jīng)歷了淺湖—淤淺沼澤化淺湖—進一步淤淺為湖成沼澤的頻繁演替旋回，期間經(jīng)歷了3次短暫海侵^[71-72，86]。庫車坳陷侏羅系煤層最厚可達50m，泥巖厚度介于500～1000m，三疊系煤層厚達幾十米，烴源巖總厚度可達800m；生烴母質(zhì)為腐殖型干酪根；煤層TOC介于55％～70％，S1+S2介于20～70mg／g，最高可達100mg／g，碳質(zhì)泥巖TOC超過8％，S1+S2為35mg／g以上，泥巖TOC為1％～4％，S1+S2為l～6mg／g；庫車坳陷烴源巖主要生氣階段R。介于0.83％～2.00％，生氣高峰階段R。介于0.8％～l.6％；庫車坳陷主體凹陷生氣強度超過20×l0⁸m³／km²，凹陷沉降中心生氣強度介于60×10⁸～80×10⁸m³／km^2[71-72,86]。

塔里木盆地臺盆區(qū)(滿加爾凹陷、阿瓦提凹陷等)寒武系埋藏深，熱演化程度高，以生成天然氣和凝析油為主。奧陶系海相烴源巖，埋藏雖深，但盆地地溫梯度低，烴源巖演化程度不甚高，以生成石油和凝析油為主。中生代三疊系—中下侏羅統(tǒng)烴源巖系煤系地層，深埋于山前前淵坳陷，受熱作用強，主要生成天然氣。新生代湖相烴源巖主要位于盆地西南部，埋藏作用以及較低的地溫梯度使烴源巖演化程度不高，處于生油窗內(nèi)。

綜上所述，塔里木盆地油氣田分布在縱向上呈“底氣(寒武系)下油(奧陶系)中氣(三疊—侏羅系)上油(新生界)”的成烴格局。盆地寒武系—奧陶系主要生油氣坳陷是滿加爾坳陷，因烴源巖所經(jīng)受熱作用不同，前者生氣后者生油。中生代陸相疊合盆地主力烴源巖為三疊系—中下侏羅統(tǒng)煤系地層，位于庫車等山前前淵，雖地溫梯度低，但因埋藏厚度巨大，烴源巖受熱作用強，熱演化程度高，主要生成天然氣。新生代盆地主要位于昆侖山前，以生油為主。

4．3　柴達木盆地三層式成烴組合

柴達木地塊夾持于阿爾金山、祁連山、昆侖山造山帶之間(圖25)，其基底是前震旦紀結(jié)晶巖系和古生代褶皺巖系^{[81-82，87]}。中新生代期間，該地塊受到昆侖造山帶以南的多期板塊碰撞事件的影響，發(fā)生多期盆地形成與改造事件。三疊紀時期，羌塘地體沿龍木錯—玉樹縫合帶與歐亞大陸拼貼，中昆侖弧形成了廣泛的碰撞造山帶，除在柴達木盆地東部的香日德農(nóng)場等地外，三疊系沉積普遍缺失。因此柴達木盆地主要形成于印支運動以后，其盆地演化大致經(jīng)歷了侏羅紀—白堊紀斷坳、古近紀—新近紀斷坳和第四紀坳陷等3個演化階段。侏羅紀—白堊紀斷坳主要分布于盆地北部，盆地在區(qū)域上屬于坳陷，局部為斷陷；古近紀—新近紀斷坳主體分布于盆地西部；第四紀坳陷主體位于盆地東部。斷(坳)陷沉積中心有自北(侏羅紀)、向西(第三紀)、再向東南(第四紀)遷移的特征，反映了周緣阿爾金造山帶、昆侖造山帶、祁連造山帶的綜合作用效應(yīng)(圖26)。

 

 

柴達木盆地主要烴源巖為中下侏羅統(tǒng)烴源巖、古近系湖相烴源巖和第四系湖沼相烴源巖^[78-85]。其中中下侏羅統(tǒng)烴源巖以暗色泥巖為主，分布面積約l×10⁴km²；有機質(zhì)類型以腐殖型和含腐泥腐殖型干酪根為主，源巖有機碳含量一般介于1.65％～8.26％，平均為3.00％；氯仿瀝青“A”含量一般介于1000～2000mg／L，總烴含量平均達1l58mg／L；熱演化程度方面，R。一般在2.0％左右，處于高成熟階段^[84]。古近系湖相烴源巖分布面積約l×10⁴km²，有機質(zhì)類型以含腐殖腐泥型和含腐泥腐殖型干酪根為主，烴源巖有機碳含量一般介于0.23％～l.54％，平均為0.88％，氯仿瀝青“A”含量一般介于400～1200mg／L；R。介于0.5％～1.0％，表明烴源巖已處于成熟階段^[81-83]。第網(wǎng)系湖沼相烴源巖分布面積約2×10⁴km²；有機質(zhì)類型以腐殖型和腐泥—腐殖型干酪根為主，烴源巖有機碳含量一般介于0.15％～0.46％，平均為0.30％，氯仿瀝青“A”含量一般為100～200mg／L；R。一般介于0.22％～0.47％，處于未成熟階段^[78-80]。

柴達木盆地油氣分布呈“三明治式”多層結(jié)構(gòu)。下層早中侏羅世煤系—湖沼型烴源巖分布在盆地北緣，以生氣為主；中層為漸新統(tǒng)、中新統(tǒng)、上新統(tǒng)湖相烴源巖，以生油為主；上層第四系富含有機質(zhì)的湖沼烴源巖主要生氣。

5　結(jié)束語

油氣形成是復(fù)雜的，油氣田分布是有規(guī)律的，油氣田分布規(guī)律是受主要因素控制的。油氣田的形成包括生成和運聚兩個過程，首要條件在于生成，油氣田主要分布在成烴巖系的內(nèi)部或附近。在斷裂不發(fā)育區(qū)域，油氣聚集在成烴巖系內(nèi)部或其上下，呈現(xiàn)源內(nèi)成藏和近距離成藏的特點；在斷裂發(fā)育區(qū)域，油氣以成烴中心為核心，輻射狀分布，長距離、近距離、源內(nèi)成藏都有發(fā)生。屬于源內(nèi)或近距離成藏的典型事例有：中部油氣區(qū)鄂爾多斯盆地下生氣(古生界)上生油(上三疊統(tǒng))，油氣田分布也呈下聚氣(古生界)上聚油(上三疊統(tǒng)侏羅系)格局；四川盆地生聚特征與鄂爾多斯盆地類似；東部油氣區(qū)的松遼盆地，天然氣生成于早白堊世斷陷，主要也聚集于下白堊統(tǒng)當中，石油主要生成于晚白堊世坳陷層序，也主要聚集于上白堊統(tǒng)；西部油氣區(qū)柴達木盆地的第四系等。長距離、近距離、源內(nèi)成藏都有發(fā)生的區(qū)域如：我國東南海域油氣區(qū)油氣主要生成于古近系、聚集于新近系和古近系，個別聚集在前第三系；渤海灣盆地石油主要生成于古近系斷陷，石油主要聚集的層系雖然從太古界一新近系，但空間上都在古近系斷陷的附近；西部油氣區(qū)準噶爾盆地成烴層系呈多層式，油氣運聚也呈多層式，在平面上受生烴灶的控制。因此，搞清了成烴層系的分布規(guī)律，基本上也就掌握了油氣田的分布規(guī)律。

前人從盆地的構(gòu)造、沉積、烴源巖傾油傾氣性等單因素對成烴問題做了大量探索，在勘探中起到了重要的促進作用，但結(jié)果往往還不能令人完全滿意。如構(gòu)造類型相同的盆地油氣類型差距是巨大的，如渤海灣盆地與南華北盆地都是古近紀—新近紀伸展盆地，但前者已找到逾百億噸的石油，而后者甚至一個小油田也都還沒有找到。沉積特征相似的盆地其油氣差距更為顯著，新疆伊犁盆地和吐哈盆地都是侏羅系煤系地層為主的盆地，前者尚未發(fā)現(xiàn)一個油氣藏，而后者已發(fā)現(xiàn)數(shù)億噸油氣儲量。烴源巖傾油氣性也很難解釋烴源巖生油氣性，如珠江口盆地漸新統(tǒng)恩平組煤系烴源巖，在珠一坳陷主要生少量石油，在珠二坳陷主要生成天然氣，而在珠三坳陷既生油也生氣。

筆者認為對于油氣成藏，構(gòu)造、沉積等是間接的控制因素，烴源巖和熱才是最直接的控制因素，二者耦合決定能否形成生烴灶，成為什么類型的生烴灶(油、氣、油氣)以及多大規(guī)模的生烴灶。對于疊合盆地來說，多個原型盆地發(fā)育多套烴源巖，不同烴源巖受到不同的熱作用，形成了不同的油氣分布模式。這些模式的認知對于進一步的油氣勘探又具有重要的指導(dǎo)作用。

我國東南海域油氣區(qū)存在近岸石油聚集帶、遠岸天然氣聚集帶兩大領(lǐng)域，各綿延數(shù)千千米。自20世紀70年代以來，近海近岸帶進行了高強度勘探，發(fā)現(xiàn)了大量石油，建成渤海，珠江口東、西部，北部灣3個石油聚集區(qū)；遠岸帶在西湖、白云、崖城、鶯歌海建成4個氣區(qū)。但近岸帶勘探程度高，遠岸帶勘探程度低，遠岸帶是近期天然氣儲量可能快速增長的領(lǐng)域。

我國陸上東部和中部油氣區(qū)的松遼盆地、渤海灣盆地、鄂爾多斯盆地、四川盆地均呈“上盆油、下盆氣”的油氣分布總體格局，淺層石油勘探程度高，深層天然氣勘探程度低。天然氣勘探是其未來的主體領(lǐng)域，特別是四川、鄂爾多斯盆地屬于古老克拉通上的沉積盆地，深層發(fā)育多套烴源巖，勘探領(lǐng)域非常廣闊。

我國西部油氣區(qū)的準噶爾盆地、塔里木盆地、柴達木盆地等多層成烴。近期勘探展現(xiàn)了縱向“沒底”、橫向“沒邊”的勘探領(lǐng)域。石炭系殘余洋盆形成的克拉美麗氣田顯示盆地“基底”也有巨大勘探潛力；塔里木盆地在深達8000m的地下發(fā)現(xiàn)石油，極大地拓展了常規(guī)找油領(lǐng)域。準噶爾盆地西北緣“再向西”連續(xù)發(fā)現(xiàn)3個大油田，又一次拓廣了找油的寬度，展現(xiàn)了瑪湖二疊系富生油凹陷巨大的生烴潛力，應(yīng)驗了富烴凹陷找油無極限的認識。盆地東部梧桐窩子超大型致密油藏的發(fā)現(xiàn)，展現(xiàn)了一個巨大的非常規(guī)油氣勘探場面，揭開了全新的勘探領(lǐng)域。

在上述四大油氣區(qū)當中，除了前已述及的盆地，尚有一批勘探新區(qū)。我國海域遠岸帶的深水區(qū)油氣勘探潛力可觀。東部油氣區(qū)的東北裂谷區(qū)松遼盆地外圍盆地、南華北盆地元古界—古生界、秦嶺山間盆地、東南隆起區(qū)中新生代斷陷都有找油氣潛力。中部油氣區(qū)的渭河盆地、楚雄盆地深層有找氣潛力。西部油氣區(qū)的河西走廊、阿爾泰山山間盆地、天山山間盆地、昆侖—祁連—秦嶺山間盆地、羌塘盆地等也有找油氣潛力。這砦盆地只要源熱耦合適當，一定能找到相當規(guī)模的油氣聚集。

總之，我國油氣的成烴組合具有從東南海域油氣區(qū)的單層成烴、東中部油氣區(qū)的雙層成烴到西部油氣區(qū)的多層成烴模式，呈有序增加的特點。我國成油的重大領(lǐng)域包括：東南海域的近岸帶，東部油氣區(qū)的上部層系，中部油氣區(qū)的上部層系，西部油氣區(qū)的奧陶系、二疊系和古近系；成氣的重大領(lǐng)域包括：東南海域的遠岸帶，東部油氣區(qū)的中深層，中部油氣區(qū)的中深層，西部油氣區(qū)的寒武系、石炭系、侏羅系和第四系等多個層系。整體呈現(xiàn)為油田下面找氣田、氣田底下找油田、油田外而找氣田、氣田外面找油田的格局。結(jié)論認為，我國油氣勘探領(lǐng)域依然廣闊。

 

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本文作者：張功成  金莉  蘭蕾  趙釗

作者單位：中海油研究總院