李建忠，陶小晚，白斌，黃士鵬，江青春，趙振宇，陳燕燕，馬德波，張立平，李寧熙，宋微

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

0 引言

近年來，中國油氣勘探正向埋藏更深、時代更古老的海相超深層進(jìn)行探索。四川盆地、塔里木盆地海相層系探井深度均已突破8 000 m，鄂爾多斯盆地埋深總體較淺，但也突破了5 000 m。關(guān)于超深層的深度界限、地質(zhì)內(nèi)涵，國內(nèi)外認(rèn)識并不完全統(tǒng)一[1-8]。受中國大陸多旋回構(gòu)造演化控制，中西部普遍發(fā)育由前寒武系—下古生界、上古生界、中—新生界 3套構(gòu)造層構(gòu)成的疊合盆地，其中前寒武系—下古生界處于疊合盆地最底部，為海相沉積，埋藏深度普遍較大，一般可視為超深層。本文認(rèn)為關(guān)于海相超深層的界定需要綜合考慮埋藏深度和地質(zhì)時代兩個因素，即埋藏深度大于6 000 m的前寒武系—下古生界古老海相層系。目前，中國已在超深層發(fā)現(xiàn)四川盆地安岳、塔里木盆地哈拉哈塘、順北等多個大型油氣田，海相超深層勘探前景和戰(zhàn)略地位受到高度關(guān)注[2,9-11]。但由于超深層埋藏深度大、時代古老，經(jīng)歷多期構(gòu)造運動改造，導(dǎo)致油氣成藏演化過程極為復(fù)雜。本文立足團(tuán)隊最新研究成果，在分析中國 3大克拉通海相超深層油氣地質(zhì)條件基礎(chǔ)上，以四川盆地中部（簡稱川中）震旦系—寒武系、塔里木盆地北部（簡稱塔北）寒武系—奧陶系為重點解剖實例，闡述海相超深層油氣成藏演化過程及富集主控因素，探討中國海相超深層油氣勘探有利方向，以期推動中國海相超深層油氣勘探。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

中國超深層油氣分布層系、儲集層類型、賦存的構(gòu)造背景與全球已發(fā)現(xiàn)的深層—超深層油氣存在明顯差異。全球 66%已發(fā)現(xiàn)深層—超深層油氣儲量分布于侏羅系—新近系，分布于前寒武系及下古生界的儲量小于 10%；儲集層巖性以碎屑巖為主；94%的儲量富集于克拉通邊緣的被動陸緣盆地和前陸盆地[5]。中國超深層油氣主要分布于前寒武系及下古生界，儲集層以海相碳酸鹽巖為主，油氣賦存的構(gòu)造環(huán)境為克拉通內(nèi)裂陷及克拉通內(nèi)坳陷。

全球超大陸離散、聚斂旋回控制中國海相沉積盆地演化，發(fā)育多期克拉通裂陷、坳陷盆地，為超深層油氣地質(zhì)條件的形成提供了重要構(gòu)造背景（見圖1）。華北克拉通于中元古代早期（距今 1.6～1.8 Ga）受Columbia超大陸裂解影響發(fā)生區(qū)域性裂陷作用，形成了南緣熊耳（豫陜）、北緣渣爾泰—白云鄂博—化德、西部晉陜、甘陜、中部燕遼和東緣 6大裂陷[12]，控制了長城系烴源巖分布。中元古代中—晚期（距今1.0～1.6 Ga），華北克拉通裂陷演化為坳陷，控制了薊縣系高于莊組、洪水莊組和待建系下馬嶺組烴源巖分布。新元古代，受Rodinia超大陸裂解影響，在華北克拉通南、北兩側(cè)原有中元古代裂陷基礎(chǔ)上發(fā)育繼承性裂陷，而華北克拉通西部的鄂爾多斯地塊則缺失新元古代沉積。揚子克拉通于新元古代早期（距今820 Ma）發(fā)生裂陷作用，形成東緣湘桂、西緣康滇和北緣 3個裂陷[13]，控制南華系—震旦系烴源巖分布；晚震旦世—早寒武世在川中地區(qū)發(fā)育德陽—安岳裂陷，控制寒武系筇竹寺組優(yōu)質(zhì)烴源巖分布。塔里木克拉通于新元古代（距今740～780 Ma）發(fā)生裂陷作用，發(fā)育塔北、塔西南兩大裂陷[10]。筆者在塔里木盆地東北部庫魯克塔格地區(qū)野外調(diào)查發(fā)現(xiàn)了南華系、震旦系優(yōu)質(zhì)烴源巖，說明塔北裂陷控制烴源巖分布。在早古生代，華北、揚子和塔里木克拉通裂陷作用基本結(jié)束，進(jìn)入板塊漂移、聚斂拼合演化旋回[14]，期間受克拉通構(gòu)造分異作用控制，主要發(fā)育克拉通內(nèi)及邊緣坳陷，控制早古生代烴源巖分布。

圖1 中國3大海相克拉通中元古代—早寒武世裂陷分布示意圖（據(jù)文獻(xiàn)[10-11]修改）

3大克拉通多期構(gòu)造旋回控制海相層系沉積演化及差異性。前寒武紀(jì)及古生代主要為海相克拉通內(nèi)裂陷、克拉通內(nèi)坳陷盆地發(fā)育階段，中生代進(jìn)入陸相盆地為主的演化階段，并疊加了前陸盆地。不同類型盆地疊合發(fā)育，沉積蓋層厚度巨大，導(dǎo)致前寒武系—下古生界埋深普遍較大。四川盆地和塔里木盆地除古隆起以外，前寒武系—下古生界埋深主體大于6 000 m，海相超深層分布面積分別約為10×104km2和21.5×104km2。鄂爾多斯盆地則總體較淺，除西緣外，前寒武系—下古生界埋深一般小于4 000 m，海相超深層分布面積約 1.5×104km2。

2 基本油氣地質(zhì)條件

2.1 烴源層

中國海相克拉通裂陷、坳陷多旋回盆地演化為烴源巖發(fā)育提供了有利條件，自中—新元古界至古生界均有分布，奠定了超深層油氣生成的物質(zhì)基礎(chǔ)，其中主力烴源巖控制油氣資源分布和大油氣田形成（見圖2）。對比 3大克拉通盆地，四川盆地超深層烴源巖發(fā)育層系最多，其次為塔里木盆地，鄂爾多斯盆地海相烴源巖發(fā)育規(guī)模有待進(jìn)一步證實。

四川盆地超深層發(fā)育南華系大塘坡組、震旦系陡山沱組、燈影組燈三段、下寒武統(tǒng)筇竹寺組和下志留統(tǒng)龍馬溪組6套烴源巖（見圖2），主要為富含有機質(zhì)的海相泥頁巖。筇竹寺組烴源巖厚度為100～450 m，TOC平均值為2.2%，在四川盆地及周緣廣泛分布，生烴中心位于德陽—安岳裂陷，是川中安岳大氣田的主要氣源巖。龍馬溪組烴源巖厚度為50～700 m，主要分布于川東、川南和湘鄂西地區(qū)，向川中古隆起尖滅、缺失，TOC平均值為 2.52%，是川東石炭系氣田群的主力氣源巖，也是目前海相頁巖氣主力產(chǎn)層。大隆組黑色泥質(zhì)烴源巖厚10～30 m，TOC平均值為4.5%，分布于開江—梁平海槽。南華系大塘坡組、震旦系陡山沱組、燈影組燈三段烴源巖分布明顯受克拉通裂陷控制，在四川盆地內(nèi)部的分布情況尚不完全清楚。大塘坡組烴源巖見于揚子?xùn)|緣湘桂裂陷，為含錳黑色炭質(zhì)頁巖，TOC值為1.3%～6.4%，最大厚度近50 m；陡山沱組黑色頁巖分布受控于東緣湘桂裂陷與北緣裂陷，TOC值為0.9%～4.7%，最大厚度近80 m，可能是川東、川北地區(qū)重要烴源巖；燈三段為黑色頁巖夾薄層灰色云質(zhì)泥巖，主要分布于德陽—安岳裂陷北部，厚度為 5～30 m，TOC值為 0.04%～4.73%（平均0.65%），對川中安岳氣田有貢獻(xiàn)。

圖2 四川（a）、塔里木（b）、鄂爾多斯（c）3大海相克拉通盆地中元古界—奧陶系超深層生儲蓋組合柱狀圖

塔里木盆地超深層發(fā)育南華系、震旦系、中—下寒武統(tǒng)、中—下奧陶統(tǒng)等多套烴源巖（見圖 2），其中下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組作為主力烴源巖的共識度較高。玉爾吐斯組在北部坳陷和塔北地區(qū)廣泛分布，下部黑色泥巖段厚度為6～25 m，TOC值為1.9%～26.1%（平均8.9%）。盆地東部滿加爾凹陷烴源巖發(fā)育特征與塔北地區(qū)有差異：①烴源巖層系增多，自寒武系至奧陶系共發(fā)育下寒武統(tǒng)西山布拉克組—西大山組、中寒武統(tǒng)莫合爾山組、中—下奧陶統(tǒng)黑土凹組 3套烴源巖；②繼承性較好，其分布主要受滿加爾凹陷控制；③有機質(zhì)豐度普遍低于塔北地區(qū)玉爾吐斯組，其中西山布拉克組—西大山組TOC值為0.05%～8.40%，莫合爾山組TOC值為 0.7%～2.4%，黑土凹組TOC值為 0.6%～3.6%。南華系、震旦系烴源巖分布受新元古代克拉通裂陷控制，研究程度總體較低。本文通過盆地東北部庫魯克塔格地區(qū)南雅爾當(dāng)山剖面樣品實測發(fā)現(xiàn)南華系特瑞艾肯組烴源巖視厚度約320 m，TOC值為1.0%～2.6%；震旦系扎摩克提組烴源巖厚度約50 m，TOC值為0.27%～1.93%；水泉組烴源巖厚度約60 m，TOC值為0.92%～1.75%，均為有效烴源巖。

鄂爾多斯盆地周緣發(fā)育長城系崔莊組、上震旦統(tǒng)東坡組、下寒武統(tǒng)三道撞組和中—上奧陶統(tǒng)烏拉力克組（即平?jīng)鼋M下段）等多套烴源巖，但盆地內(nèi)部發(fā)育情況有待落實。長城系崔莊組黑色泥頁巖厚度為100～500 m，TOC值為0.2%～1.6%（平均0.62%），其分布受甘陜、晉陜裂陷控制，推測盆地內(nèi)部發(fā)育該套烴源巖。上震旦統(tǒng)東坡組—下寒武統(tǒng)三道撞組見于盆地南緣與西緣，為黑色泥頁巖，厚度為20～80 m。盆地南緣東坡組TOC值為1.5%～9.8%（平均1.65%）；三道撞組TOC值為1.8%～9.4%（平均3.64%）。西緣僅發(fā)現(xiàn)了震旦系東坡組黑色板巖，厚度為2～5 m，TOC值為0.30%～1.15%（平均0.54%），其分布及生烴潛力有待進(jìn)一步評價。中—上奧陶系烏拉力克組主要沿盆地西緣和南緣分布，為灰色—黑色泥巖，厚度為 30～60 m，TOC值為0.21%～1.60%（平均0.67%）。

2.2 儲集層

中國海相超深層儲集層以碳酸鹽巖為主，經(jīng)歷多階段、多類型地質(zhì)作用疊加[15]，沉積環(huán)境控制早期儲集層孔隙發(fā)育，后期疊加溶蝕及斷裂作用進(jìn)一步改善儲集性能[3]，主要發(fā)育孔隙型、裂縫-孔洞型、洞穴型等類型，為海相超深層油氣聚集提供了有利儲集條件。四川和塔里木盆地在震旦系—下古生界均發(fā)育規(guī)模碳酸鹽巖儲集層，而鄂爾多斯盆地主要發(fā)育下古生界碳酸鹽巖儲集層?？傮w看，四川盆地儲集層以孔隙型、孔洞型白云巖為主，塔里木盆地和鄂爾多斯盆地則孔隙型白云巖和縫洞型灰?guī)r儲集層均有發(fā)育。四川盆地超深層規(guī)模碳酸鹽巖儲集層主要分布于震旦系、寒武系，震旦系主要發(fā)育燈影組燈二段、燈四段兩套儲集層，以裂縫-孔洞型為主，燈二段儲集層厚20～260 m，孔隙度2.0%～7.8%（平均3.5%）；燈四段儲集層厚25～170 m，孔隙度2.0%～7.1%（平均3.3%）。優(yōu)質(zhì)儲集層主要分布于德陽—安岳裂陷兩側(cè)臺緣帶，受臺緣丘灘體、巖溶作用共同控制，向臺內(nèi)儲集層條件變差。寒武系發(fā)育滄浪鋪組、龍王廟組、洗象池組 3套白云巖儲集層，分布受高能顆粒灘相控制，均疊加巖溶作用，其中龍王廟組為安岳氣田主力儲集層之一，厚 5～60 m，孔隙度2.0%～18.5%（平均4.8%）。川西、川北地區(qū)超深層儲集層還包括中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組、上二疊統(tǒng)長興組、下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組，茅口組以裂縫-孔洞型灰?guī)r儲集層為主，其余主要為受礁灘相控制的白云巖儲集層，具有良好儲集條件。

塔里木盆地超深層規(guī)模碳酸鹽巖儲集層主要分布于震旦系、寒武系、奧陶系，儲集層類型包括孔洞型白云巖、巖溶縫洞型灰?guī)r等。震旦系上部發(fā)育奇格布拉克組白云巖儲集層，分布受高能顆粒灘相控制，疊加巖溶作用，以孔洞型為主，厚15～102 m，孔隙度3.8%～7.2%（平均 5.2%）。寒武系發(fā)育肖爾布拉克組、吾松格爾組、沙依里克組等白云巖儲集層，肖爾布拉克組儲集層受緩坡丘灘相及高能顆粒灘相控制，以孔洞型為主，儲集層厚30～75 m，孔隙度1.9%～12.5%（平均4.9%）；吾松格爾組、沙依里克組受弱鑲邊—鑲邊碳酸鹽臺地控制，發(fā)育臺緣礁灘、臺內(nèi)灘相兩類儲集層，以孔洞型、裂縫-孔洞型為主。吾松格爾組儲集層厚12～51 m，孔隙度1.2%～4.3%（平均3.3%）。沙依里克組儲集層厚10～56 m，孔隙度3.4%～5.2%（平均4.4%）。奧陶系發(fā)育鷹山組、一間房組、良里塔格組等巖溶縫洞型灰?guī)r儲集層，受巖溶作用、走滑斷裂共同控制，廣泛分布于塔北、塔中、古城及麥蓋提斜坡，是塔河、順北、哈拉哈塘、塔中Ⅰ號等大油氣田的主力儲集層。

鄂爾多斯盆地超深層儲集層主要分布于寒武系與奧陶系，儲集層類型包括鮞灘白云巖與巖溶縫洞型灰?guī)r等。寒武系張夏組鮞灘白云巖儲集層區(qū)域上規(guī)模分布，厚20～100 m，孔隙度2.5%～7.5%（平均4.3%）。奧陶系克里摩里組主要分布于盆地西緣“L”形臺緣，為巖溶縫洞型灰?guī)r儲集層，厚 0.8～50.0 m，孔隙度2.5%～15.0%（平均3.5%）。

2.3 蓋層

中國海相超深層發(fā)育蒸發(fā)環(huán)境膏鹽巖、泥頁巖與致密碳酸鹽巖 3大類區(qū)域蓋層。其中膏鹽巖與致密碳酸鹽巖蓋層主要分布于下古生界寒武系—奧陶系，海相泥頁巖蓋層分布于下古生界—前寒武系，與下伏超深層優(yōu)質(zhì)儲集層緊鄰，為超深層油氣聚集與保存提供有利條件。四川盆地超深層發(fā)育寒武系筇竹寺組泥頁巖、高臺組膏鹽巖、下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M泥巖、中—下三疊統(tǒng)嘉陵江組—雷口坡組膏鹽巖 5套區(qū)域蓋層。筇竹寺組和高臺組沉積厚度大、分布廣，是四川盆地海相超深層油氣重要區(qū)域蓋層。筇竹寺組泥頁巖厚100～350 m，全盆地均有分布，在德陽—安岳裂陷中沉積厚度最大。高臺組膏鹽巖主要分布于川東和川中地區(qū)，川中以膏質(zhì)云巖為主，累計厚度40～50 m；川東地區(qū)膏鹽巖厚度約200～400 m，最高達(dá)600 m。龍馬溪組黑色頁巖在川南和川東等地區(qū)廣泛發(fā)育，厚50～700 m，平均厚120 m。龍?zhí)督M在全盆地均有分布，川東北地區(qū)為海相泥巖，川中—蜀南地區(qū)發(fā)育海陸過渡相泥巖，泥巖累計厚度30～140 m。中—下三疊統(tǒng)嘉陵江組—雷口坡組發(fā)育厚層膏鹽巖，全盆地均有分布，但川西—川東地區(qū)明顯較厚，累計厚度100～400 m，也是四川盆地海相超深層重要的區(qū)域蓋層。

塔里木盆地超深層主要發(fā)育下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組泥頁巖、中寒武統(tǒng)阿瓦塔格組和沙依里克組膏鹽巖、中—下奧陶統(tǒng)致密碳酸鹽巖、上奧陶統(tǒng)吐木休克組泥灰?guī)r和桑塔木組泥巖 4套區(qū)域蓋層。玉爾吐斯組泥頁巖在盆地分布最廣，面積可達(dá)28×104km2，厚度20～180 m，是震旦系主要區(qū)域蓋層。中—下寒武統(tǒng)膏鹽巖主要分布于麥蓋提斜坡、巴楚隆起、阿瓦提凹陷與塔中和塔北的西部，厚度0～360 m，是下寒武統(tǒng)主要區(qū)域蓋層。中—下奧陶統(tǒng)致密碳酸鹽巖、上奧陶統(tǒng)吐木休克組泥灰?guī)r和桑塔木組泥巖主要分布于盆地中西部臺盆區(qū)，后者是奧陶系主要區(qū)域蓋層。

鄂爾多斯盆地油氣蓋層主要分布于寒武系與奧陶系，包括致密灰?guī)r及海相泥頁巖。中—下寒武統(tǒng)毛莊組、徐莊組發(fā)育淺海相泥灰?guī)r、石灰?guī)r、泥晶灰?guī)r等致密碳酸鹽巖，地層厚度西南部大（可達(dá)300 m），向東北部減?。s37～50 m）。奧陶系烏拉力克組泥頁巖主要分布于盆地西緣，可為深層天然氣藏的直接蓋層。

3 克拉通不同構(gòu)造環(huán)境油氣成藏演化

3.1 油氣田基本特征

截至2018年底，中國已發(fā)現(xiàn)8個大型海相超深層油氣田，主要分布在塔里木盆地和四川盆地，探明含凝析油石油地質(zhì)儲量19.6×108t、探明天然氣地質(zhì)儲量2.4×1012m3（見表1）。受勘探程度限制，目前鄂爾多斯盆地尚未發(fā)現(xiàn)超深層海相油氣田。超深層油氣田基本特征可概括為：①含油氣層系以奧陶系、寒武系、震旦系為主，部分為二疊系、三疊系（如川北龍崗、普光、元壩等氣田）；②油氣藏類型多樣，以巖性-地層、構(gòu)造-巖性為主，其中塔里木盆地主要為巖性-地層油氣藏，四川盆地主要為構(gòu)造-巖性油氣藏；③儲集層巖性既有灰?guī)r，也有白云巖，其中塔里木盆地以灰?guī)r為主，儲集空間主要為洞穴、裂縫、孔洞，四川盆地以白云巖為主，儲集空間以孔隙、孔洞為主；④儲集層厚度變化大，非均質(zhì)性強，白云巖儲集層物性整體優(yōu)于灰?guī)r；⑤從所處構(gòu)造位置看，主要分布于克拉通坳陷、克拉通裂陷（包括海槽）周緣，其中塔里木海相超深層油氣田主要分布于滿西克拉通內(nèi)坳陷周緣，四川盆地海相超深層氣田主要分布于德陽—安岳克拉通內(nèi)裂陷周緣、開江—梁平海槽周緣。

表1 中國海相超深層油氣田基本地質(zhì)參數(shù)表

3.2 克拉通內(nèi)裂陷周緣油氣成藏演化

以四川盆地安岳氣田震旦系—寒武系（德陽—安岳克拉通內(nèi)裂陷周緣）為解剖實例開展油氣來源、成藏期次、成藏演化過程等研究，并總結(jié)油氣成藏主控因素。

川中地區(qū)震旦系—寒武系天然氣勘探歷史悠久，1964年發(fā)現(xiàn)威遠(yuǎn)氣田之后，經(jīng)過數(shù)十年探索，2011年高石1井、2012年磨溪8井分別于燈影組、龍王廟組獲得日產(chǎn)百萬立方米以上高產(chǎn)工業(yè)氣流，由此發(fā)現(xiàn)了安岳特大型氣田[16]。安岳氣田位于川中古隆起高石梯—磨溪構(gòu)造，西鄰德陽—安岳克拉通內(nèi)裂陷，主力氣層為寒武系龍王廟組、震旦系燈影組，氣層埋深4 500～5 400 m，含氣范圍受構(gòu)造、巖性雙重控制，累計探明地質(zhì)儲量已超過1×1012m3[17]。近期在川中古隆起北斜坡、裂陷內(nèi)燈二段獲得勘探新發(fā)現(xiàn)[18]，展現(xiàn)出德陽—安岳克拉通內(nèi)裂陷周緣良好勘探前景。

3.2.1 油氣來源

前人研究發(fā)現(xiàn)安岳氣田天然氣為原油裂解氣[19]，但是燈影組和龍王廟組氣源認(rèn)識存在分歧：①均來源于筇竹寺組烴源巖[20]；②燈影組天然氣來源于筇竹寺組和燈三段，龍王廟組天然氣來源于筇竹寺組[16]；③燈影組和龍王廟組天然氣均為筇竹寺組和燈影組烴源巖混源氣[21]。

由于高過成熟天然氣組分較為單一，天然氣與源巖之間缺乏可直接對比的地球化學(xué)指標(biāo)，氣源對比難度較大。本文采用多參數(shù)方法，地質(zhì)與地球化學(xué)結(jié)合，綜合分析認(rèn)為安岳氣田天然氣主要來源于下寒武統(tǒng)筇竹寺組，燈影組燈三段烴源巖也有貢獻(xiàn)，主要有以下3方面證據(jù)：

①碳同位素組成證據(jù)。寒武系龍王廟組天然氣乙烷碳同位素值為-35‰～-31‰，與筇竹寺組干酪根碳同位素值-36.4‰～-30.0‰相近，并且龍王廟組儲集層瀝青碳同位素值（-35.4‰～-33.1‰）與筇竹寺組干酪根碳同位素有明顯親緣關(guān)系（見圖3），表明天然氣來源以筇竹寺組泥巖為主。與龍王廟組相比，燈影組天然氣乙烷碳同位素值（-30.0‰～-27.5‰）明顯比龍王廟組乙烷重，指示燈影組可能有不同氣源。從燈影組儲集層瀝青碳同位素值（-36.8‰～-34.5‰）與烴源巖干酪根碳同位素值（筇竹寺組-36.4‰～-30.0‰、燈三段-34.5‰～-29.0‰）對比看，符合瀝青與母源干酪根的繼承關(guān)系（見圖3），說明燈影組天然氣可能來自上述兩套烴源巖。

圖3 四川盆地川中—蜀南地區(qū)震旦系—寒武系天然氣、固體瀝青與干酪根碳同位素值對比圖（據(jù)文獻(xiàn)[22-27]修改；1l—

②氫同位素組成證據(jù)。天然氣氫同位素組成不僅受成熟度影響，而且受沉積期水體鹽度的影響。通常較高豐度的伽馬蠟烷被看作是沉積水體高鹽度的重要指標(biāo)[28]。筇竹寺組烴源巖伽馬蠟烷與 C30藿烷比值高于燈三段烴源巖[29]，表明前者水體鹽度要高于后者。龍王廟組和燈影組甲烷碳同位素值絕大部分為-34‰～-32‰，指示二者之間的成熟度差異較小。龍王廟組甲烷氫同位素值（-138‰～-132‰）明顯重于燈四段（-147‰～-135‰），燈二段最輕（-150‰～-141‰）[30]，說明龍王廟組天然氣應(yīng)來自較高水體鹽度的筇竹寺組，燈影組應(yīng)為混源氣，且筇竹寺組烴源巖對燈四段天然氣的貢獻(xiàn)程度要高于燈三段烴源巖。

③生烴能力證據(jù)。下寒武統(tǒng)筇竹寺組是一套廣覆式分布的優(yōu)質(zhì)烴源巖，尤其以德陽—安岳裂陷內(nèi)烴源巖最為發(fā)育，厚度300～450 m，TOC值為1.8%～4.5%，生氣強度（60～160）×108m3/km2。燈三段烴源巖分布范圍較為局限[19]，厚度5～30 m，TOC平均值為0.65%，生氣強度為（2～12）×108m3/km2。通過碳?xì)渫凰刈C據(jù)論述安岳氣田寒武系天然氣來源于筇竹寺組，震旦系天然氣為筇竹寺組和燈三段烴源巖混源氣。對比兩套烴源巖發(fā)育質(zhì)量和生氣規(guī)模，筇竹寺組明顯優(yōu)于燈三段，地球化學(xué)指標(biāo)和地質(zhì)結(jié)合，綜合判斷安岳氣田以筇竹寺組為主要天然氣來源。

3.2.2 油氣充注

對安岳氣田開展儲集層流體包裹體巖相學(xué)鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，主要有含瀝青包裹體、瀝青包裹體、純氣相包裹體（見圖 4a、圖 4b）和油包裹體（見圖 4c、圖4d）4種類型烴類包裹體，表明安岳氣田經(jīng)歷過多期油氣充注。高石18井燈影組5 138.89～5 139.10 m井段基質(zhì)白云石中油包裹體發(fā)黃綠色熒光，熒光光譜主峰為（545±3）nm（見圖4e）；溶洞充填白云石中油包裹體發(fā)亮藍(lán)色熒光，熒光光譜主峰為（495±2）nm，后者油包裹體明顯多于前者。從油包裹體熒光光譜來看，黃綠色熒光油包裹體主峰波長顯著高于亮藍(lán)色熒光油包裹體，反映二者熱成熟度不同，表明經(jīng)歷了 2期原油充注。瀝青包裹體、含瀝青包裹體以及儲集層瀝青含量豐富，表明發(fā)生過古油藏裂解。白云石、石英和方解石脈中大量發(fā)育的純氣相包裹體表明經(jīng)歷了干氣充注。

圖4 四川盆地安岳氣田燈影組不同類型烴類包裹體形態(tài)及兩期油包裹體顯微熒光光譜波長

3.2.3 成藏演化階段

根據(jù)油氣來源、油氣充注期次研究成果，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化史和烴源巖生排烴史分析，應(yīng)用鹽水包裹體均一溫度與儲集層埋藏史溫度對比方法，恢復(fù)川中安岳氣田震旦系—寒武系油氣成藏演化過程，認(rèn)為其主要經(jīng)歷以下4個階段（見圖5）。

①初始古油藏階段（見圖5a）。筇竹寺組主力烴源巖在志留紀(jì)Ro值為0.5%～0.8%，進(jìn)入生油早期階段，生成的原油沿?zé)粲敖M頂部不整合面以及高角度斷裂運移至燈影組丘灘體儲集層、龍王廟組顆粒灘儲集層，形成第 1期古油藏，規(guī)模較小，該期形成黃綠色熒光油包裹體。

②古油藏大規(guī)模形成階段（見圖5b）。晚二疊世—三疊紀(jì)，生烴中心筇竹寺組烴源巖Ro值達(dá)到 1.0%～1.3%，進(jìn)入生油高峰，原油大量生成并向川中古隆起運移，在燈影組、龍王廟組儲集層中發(fā)生大規(guī)模原油充注，形成第 2期大范圍古油藏，該期形成亮藍(lán)色油包裹體。

③古油藏裂解成氣階段（見圖5c）。中晚侏羅世—早白堊世，隨著埋深持續(xù)加大，川中地區(qū)燈影組、龍王廟組儲集層溫度超過160 ℃，古油藏發(fā)生大規(guī)模裂解、原位聚集，形成裂解氣藏，并形成含瀝青包裹體、氣相包裹體和瀝青。

④氣藏定型階段（見圖5d）。喜馬拉雅期，四川盆地周緣強烈擠壓作用傳遞至川中地區(qū)，威遠(yuǎn)地區(qū)大幅度抬升，部分天然氣發(fā)生調(diào)整或破壞，而古隆起軸部高石梯—磨溪地區(qū)構(gòu)造相對穩(wěn)定，氣藏原位保持并最終定型，該階段形成大量純氣相包裹體。

圖5 四川盆地川中地區(qū)震旦系—寒武系油氣藏成藏演化過程（Z2dn1—燈一段；Z2dn2—燈二段；Z2dn4—燈四段；1q—筇竹寺組；1c—滄浪鋪組；1l—龍王廟組；2+3—中—上寒武統(tǒng)；O—奧陶系；S—志留系；P—二疊系；T1—2—中—下三疊統(tǒng)；T3x—須家河組；J—侏羅系）

3.3 克拉通內(nèi)坳陷周緣油氣成藏演化

以塔里木盆地塔北油氣區(qū)寒武系—奧陶系（滿西克拉通內(nèi)坳陷周緣）為解剖實例開展油氣來源、成藏期次、成藏演化過程等研究，并總結(jié)油氣成藏主控因素。

塔北地區(qū)是塔里木盆地海相油氣探明儲量最集中的地區(qū)，從晚震旦世開始，由克拉通內(nèi)裂陷構(gòu)造背景轉(zhuǎn)化為滿西克拉通內(nèi)坳陷的北斜坡。目前已發(fā)現(xiàn)哈拉哈塘、塔河、順北等油氣田，含油氣層系多，從奧陶系、石炭系到三疊系、侏羅系均有油氣分布，但主要集中在奧陶系一間房組和鷹山組。奧陶系儲集層以巖溶縫洞型碳酸鹽巖為主，準(zhǔn)層狀大面積分布，埋深5 000～8 500 m，具有西油東氣、北稠南稀的特征。近期，輪探 1井于下寒武統(tǒng)吾松格爾組獲工業(yè)油氣流，揭示滿西克拉通內(nèi)坳陷周緣寒武系良好勘探前景。

3.3.1 油氣來源

塔北地區(qū)海相主力烴源巖長期存在爭議，主要有中—上奧陶統(tǒng)和寒武系—下奧陶統(tǒng)兩種觀點[31-32]。本文對塔北和塔中地區(qū)5口井、1個剖面共計203個巖心、巖屑、露頭樣品進(jìn)行系統(tǒng)清洗、挑選、測試，并與塔北地區(qū)173口井奧陶系、輪探1井寒武系原油樣品開展油氣源對比研究，認(rèn)為塔北地區(qū)寒武系—奧陶系油氣主要來源于玉爾吐斯組烴源巖，有以下兩方面證據(jù)：

①烴源巖分布及有機質(zhì)豐度證據(jù)。塔北地區(qū)在星火1、輪探1、旗探1等井鉆遇玉爾吐斯組優(yōu)質(zhì)烴源巖，厚度為17～45 m，TOC值為0.90%～26.14%，其中星火1井玉爾吐斯組厚28 m，TOC值為0.90%～7.53%（平均4.30%）；輪探1井玉爾吐斯組TOC值大于1%的累計厚度為45 m，底部17 m厚的黑色泥巖TOC值為6.35%～10.84%（平均9.01%）；旗探1井玉爾吐斯組TOC值大于1%的累計厚度為27 m，底部6 m厚的黑色泥巖TOC值為16.03%～26.14%（平均20.16%）（見圖 6）。中—上奧陶統(tǒng)薩爾干組烴源巖僅見于柯坪—阿克蘇地區(qū)，TOC值為 0.10%～2.83%（平均1.32%）[33-34]，塔北隆起及北部坳陷迄今未鉆遇，說明該套烴源巖分布很局限。塔中地區(qū)良里塔格組TOC值為 0.05%～0.90%（平均 0.25%），難以成為有效烴源巖。

圖6 塔中—塔北地區(qū)寒武系—奧陶系烴源巖有機碳含量對比圖（大灣溝剖面數(shù)據(jù)來源于文獻(xiàn)[33]；N—樣品數(shù)，個；1y—玉爾吐斯組；O3l—良里塔格組；O2—3s—薩爾干組）

②碳同位素組成證據(jù)。通過對比塔北地區(qū)寒武系—奧陶系烴源巖干酪根及奧陶系原油碳同位素特征可以看出（見圖 7），塔北奧陶系原油碳同位素值與下伏寒武系玉爾吐斯組烴源巖碳同位素值非常接近，且一般輕于-31‰，而奧陶系薩爾干組、良里塔格組干酪根碳同位素值均大于-31‰，說明奧陶系原油主要來源于寒武系玉爾吐斯組烴源巖。奧陶系原油碳同位素值與寒武系玉爾吐斯組烴源巖干酪根碳同位素值均呈現(xiàn)自東向西變輕的規(guī)律。原油碳同位素值，東部輪古東—輪古區(qū)塊為-32.6‰～-30.8‰（平均值-31.7‰），至輪古西區(qū)塊為-32.5‰～-31.5‰（平均值-32.2‰）；中部哈拉哈塘區(qū)塊為-33.4‰～-32.0‰（平均值-32.9‰）；西部英買力區(qū)塊為-33.7‰～-32.4‰（平均值-33.1‰）。玉爾吐斯組干酪根碳同位素值，東部輪探 1井為-32.1‰～-30.5‰（平均值-31.1‰），向西至星火1井為-34.2‰～-32.2‰（平均值-32.9‰），再向西部至阿克蘇什艾日克剖面主體為-36‰～-34‰（平均值-34.8‰）。

圖7 塔中—塔北地區(qū)寒武系—奧陶系烴源巖干酪根及奧陶系原油碳同位素值對比圖（大灣溝剖面數(shù)據(jù)來源于文獻(xiàn)[33]；N—樣品數(shù)，個；1y—玉爾吐斯組；O3l—良里塔格組；O2—3s—薩爾干組；O1—2y—鷹山組；O2yj—一間房組）

3.3.2 油氣充注

利用原油 Re-Os同位素年齡確定原油生成年齡、利用含油/瀝青砂巖自生伊利石 K-Ar同位素年齡確定原油充注年齡，提出塔北地區(qū)寒武系—奧陶系經(jīng)歷了3期油氣充注：①晚加里東—早海西期原油充注，前人對塔河奧陶系重質(zhì)油區(qū)原油 Re-Os同位素年齡測定結(jié)果為（443±7）Ma[35]，說明早志留世油氣開始生成并在奧陶系充注，對塔河奧陶系暗河中充填細(xì)砂巖、志留系油浸細(xì)砂巖及瀝青砂巖中自生伊利石 K-Ar同位素年齡測定結(jié)果分別為397～408 Ma、378～418 Ma、365～391 Ma[35-38]，說明第1期大規(guī)模油氣充注從早志留世持續(xù)到晚泥盆世；②晚海西期—印支期原油充注，哈拉哈塘地區(qū)中質(zhì)油區(qū)測定原油 Re-Os同位素年齡為（285±48）Ma[39]，說明早二疊世已開始重新生成原油，并在早二疊世—晚三疊世進(jìn)行第2期大規(guī)模原油充注，哈得遜油田石炭系砂巖中自生伊利石 K-Ar同位素年齡為224～280 Ma[40-42]；③喜馬拉雅期油氣充注，在吉拉克油氣田三疊系、輪南油田三疊系及侏羅系砂巖中自生伊利石 K-Ar同位素年齡測定結(jié)果分別為 40～49 Ma、15～49 Ma、14～16 Ma[40-41]，說明新生代存在油氣持續(xù)充注，主要為輕質(zhì)油，也有部分干氣。

3.3.3 成藏演化階段

依據(jù)油氣來源、充注期次分析，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化史、烴源巖熱演化史，綜合分析認(rèn)為塔北地區(qū)主要經(jīng)歷 3個油氣成藏演化階段，形成多期、多相態(tài)烴類共存格局（見圖8、圖9）。

①晚加里東—早海西期油藏階段。晚奧陶世—志留紀(jì)，滿西克拉通內(nèi)坳陷玉爾吐斯組烴源巖進(jìn)入生油早期階段，生成的原油沿斷裂及不整合面運移，在塔北奧陶系巖溶縫洞型儲集層及志留系砂巖中成藏。志留紀(jì)末期，塔北地區(qū)隆升，古油藏遭受第 1次破壞，志留系瀝青砂巖大面積分布，奧陶系油藏降解稠化（見圖9a）。晚泥盆世—早石炭世，塔北地區(qū)進(jìn)一步隆升，古油藏遭受第 2次破壞，輪古—塔河?xùn)|部地區(qū)志留系—泥盆系剝蝕殆盡，油藏完全被破壞，而塔河油田北部由于存在志留系蓋層，古油藏得以保存，但降解為重質(zhì)油，20 ℃原油密度大于1 g/cm3（見圖8）。

②晚海西期—印支期油藏階段。早二疊世，塔北南斜坡埋深持續(xù)加大，玉爾吐斯組烴源巖進(jìn)入生油高峰階段，生成大量中質(zhì)油，沿斷裂向北部隆起高部位運移，在奧陶系縫洞型儲集層大規(guī)模聚集成藏。晚二疊世—早三疊世，輪南低凸起再次抬升，輪古西區(qū)塊遭受強烈剝蝕，晚海西期古油藏遭受降解導(dǎo)致原油稠化，原油密度大于0.92 g/cm3，但仍得以規(guī)模保存；塔河—哈拉哈塘北部潛山區(qū)，殘存的晚加里東期重質(zhì)油與晚海西期中質(zhì)油混合，原油密度多大于0.92 g/cm3，向南部隨著埋深加大，晚海西期中質(zhì)油比例增加；塔河下斜坡—哈拉哈塘中部地區(qū)，晚海西期油藏未被破壞，以中質(zhì)油為主（見圖8、圖9b）。

圖8 塔里木盆地塔北地區(qū)現(xiàn)今原油密度分布及天然氣干燥系數(shù)等值線圖

③晚喜馬拉雅期輕質(zhì)油—干氣階段。始新世以來，受庫車山前強烈沖斷影響，塔北地區(qū)快速深埋，玉爾吐斯組烴源巖進(jìn)入高成熟演化階段，生成輕質(zhì)油和干氣。在塔北隆起區(qū)，寒武系鹽下充注輕質(zhì)油，如輪探1井寒武系油藏；在塔北南坡，以天然氣為主。在輪古地區(qū)，喜馬拉雅期油氣沿斷裂向上運移至石炭系、三疊系和侏羅系，形成解放渠東、吉拉克、輪南等中淺層油氣藏（見圖8、圖9c）。

圖9 塔里木盆地塔北地區(qū)震旦系—奧陶系油氣成藏演化過程（剖面位置見圖8；Nh—南華系；Z—震旦系；1—下寒武統(tǒng)；2—3—中—上寒武統(tǒng)；O1—2—中—下奧陶統(tǒng)；O3—上奧陶統(tǒng)；S—志留系；C—石炭系；P—二疊系；T—三疊系；J—侏羅系；K—白堊系；E—古近系）

3.4 克拉通邊緣裂陷周緣潛在油氣成藏演化

限于克拉通邊緣裂陷周緣勘探及研究程度薄弱，本文以鄂爾多斯盆地南緣長城系為例，開展了初步的油氣成藏研究。在鄂爾多斯盆地南緣永濟、洛南等野外剖面長城系石英砂巖中發(fā)現(xiàn)固體瀝青，主要表現(xiàn)為3方面特征：①普通薄片單偏光下，長城系石英砂巖顆粒間見不透光黑色物質(zhì)，紫外熒光激發(fā)下呈桔色或褐色熒光；②掃描電鏡能譜分析指示碳元素含量較高，永濟長城系石英砂巖瀝青碳元素質(zhì)量比為 60.10%～92.52%，原子比為75.26%～95.02%；③激光拉曼譜峰特征指示為瀝青，永濟長城系黑色不透明物質(zhì)的激光拉曼譜峰顯示 2個瀝青一級特征峰，分別出現(xiàn)在1 250～1 450 cm-1的D峰與1 500～1 605 cm-1的G峰。

上述現(xiàn)象說明鄂爾多斯盆地南緣長城系發(fā)生過油氣運移充注過程，結(jié)合淳探 1井埋藏史分析認(rèn)為南緣長城系可能經(jīng)歷了古油藏、裂解氣藏、調(diào)整改造 3期成藏演化：①奧陶紀(jì)早中期，長城系烴源巖進(jìn)入生烴門限，古油藏形成；②二疊紀(jì)中晚期，南緣強烈深埋，地層溫度超過160 ℃，古油藏裂解成氣；③侏羅紀(jì)中晚期，南緣構(gòu)造抬升，氣藏遭受破壞、調(diào)整，在上覆層系可能形成次生氣藏。

4 油氣成藏主控因素

上述典型油氣藏成藏演化解剖研究表明海相超深層普遍經(jīng)歷多期生烴、多期成藏、多期調(diào)整等復(fù)雜演化過程，超深層大油氣田形成不僅需要有利的石油地質(zhì)條件，同樣需要有利于油氣保存的動態(tài)演化條件。綜合分析認(rèn)為，超深層油氣成藏主要受主力生烴中心、高能灘相疊加巖溶規(guī)模儲集體與巨厚膏鹽巖或泥巖蓋層形成的優(yōu)質(zhì)規(guī)模儲蓋組合及穩(wěn)定保持圈閉條件等 3方面因素控制。

4.1 主力生烴中心

超深層經(jīng)歷多期構(gòu)造運動，油氣成藏過程復(fù)雜，目前發(fā)現(xiàn)的超深層大油氣田均鄰近主力生烴中心分布，“源控”特征顯著，落實主力生烴中心是尋找超深層大型油氣田的首要任務(wù)，是形成超深層大型油氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。塔里木盆地塔北—塔中地區(qū)的哈拉哈塘、塔中Ⅰ號、塔河、順北等 4個超深層油氣田位于滿西克拉通內(nèi)坳陷，鄰近下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組生烴中心，為大油氣田形成奠定了基礎(chǔ)。四川盆地川中安岳大氣田緊鄰德陽—安岳裂陷，位于下寒武統(tǒng)筇竹寺組生烴中心附近；川北地區(qū)開江—梁平海槽發(fā)育上二疊統(tǒng)生烴中心，控制普光、元壩和龍崗等二疊系、三疊系礁灘大氣田形成和分布。鄂爾多斯盆地情況較為特殊，前寒武系及下古生界能否形成海相烴源巖生烴中心仍需要探索。

4.2 優(yōu)質(zhì)規(guī)模儲蓋組合

中國海相超深層大油氣田具有超深、超老的特征，儲蓋組合的有效性及規(guī)模性是形成大型油氣田的必要保證。中國海相超深層規(guī)模碳酸鹽巖儲集體發(fā)育高能灘疊加巖溶改造形成的孔洞型白云巖與疊加斷裂和巖溶形成的縫洞型灰?guī)r兩種類型。兩類規(guī)模儲集層與穩(wěn)定分布的巨厚泥巖或膏鹽巖形成優(yōu)質(zhì)儲蓋組合。

四川盆地安岳氣田震旦系燈影組氣藏的高能灘相孔洞型白云巖與上覆寒武系筇竹寺組厚層泥巖構(gòu)成優(yōu)質(zhì)規(guī)模儲蓋組合；塔北地區(qū)震旦系奇格布拉克組孔洞型白云巖與玉爾吐斯組泥頁巖構(gòu)成有利儲蓋組合，塔中—塔北地區(qū)下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組—吾松格爾組孔洞型白云巖儲集層與中寒武統(tǒng)沙依里克組—阿瓦塔格組巨厚膏鹽巖構(gòu)成的儲蓋組合均是近期勘探的重點。塔北地區(qū)哈拉哈塘、順北、塔河等超深層油氣田中—下奧陶統(tǒng)鷹山組—一間房組巖溶縫洞型灰?guī)r儲集層與臺盆區(qū)穩(wěn)定分布的上奧陶統(tǒng)桑塔木組厚層泥巖、吐木休克組泥灰?guī)r構(gòu)成優(yōu)質(zhì)儲蓋組合。

4.3 穩(wěn)定的圈閉保存條件

由于超深層經(jīng)歷多期構(gòu)造運動，油氣遭受多期改造、調(diào)整，油氣成藏必須具有穩(wěn)定保持的圈閉條件，且未遭受晚期斷裂或抬升剝蝕的破壞。

四川盆地高石梯—磨溪構(gòu)造位于川中古隆起核部，雖在喜山期經(jīng)歷近2 000 m的隆升、剝蝕，但由于位于克拉通內(nèi)部，圈閉在長期構(gòu)造演化過程中保持穩(wěn)定，未遭受斷裂明顯破壞，始終處于油氣運移、聚集有利部位，為安岳大氣田形成提供了必不可少的條件。

塔里木盆地塔北南坡奧陶系縫洞體與中—上奧陶統(tǒng)致密灰?guī)r形成巖性—地層圈閉，斷裂在活動期，一方面溝通源巖與儲集層，為油氣運移提供了有利通道，另一方面未斷穿上覆蓋層，圈閉保持完整，形成了準(zhǔn)層狀大面積縫洞油氣藏。鄂爾多斯盆地南緣位于克拉通邊緣，在侏羅紀(jì)中晚期發(fā)生強烈構(gòu)造抬升，圈閉完整性喪失，保存條件明顯變差，氣藏遭受破壞，至今中—新元古界及超深層未有工業(yè)發(fā)現(xiàn)。

5 有利勘探方向

中國海相超深層勘探剛剛起步，勘探程度低，可供勘探領(lǐng)域廣闊，層系眾多，是尋找大油氣田的重要接替領(lǐng)域。依據(jù)石油地質(zhì)條件、成藏演化及主控因素，提出海相超深層具有克拉通內(nèi)裂陷周緣、克拉通內(nèi)坳陷周緣和克拉通邊緣3個有利勘探方向。

5.1 克拉通內(nèi)裂陷周緣

克拉通內(nèi)裂陷控制優(yōu)質(zhì)烴源巖分布，裂陷兩側(cè)發(fā)育臺緣丘灘體，疊加巖溶作用，形成孔隙-孔洞型白云巖儲集層，構(gòu)成“下生上儲”、“上生下儲”、“旁生側(cè)儲”等源儲組合，加之上覆海侵期區(qū)域性泥巖，裂陷周緣油氣成藏條件有利，是海相超深層重點勘探領(lǐng)域。近期以四川盆地德陽—安岳裂陷周緣最為現(xiàn)實，目前裂陷東側(cè)已發(fā)現(xiàn)安岳大氣田，川中古隆起北斜坡鄰近主力生烴中心，具有震旦系燈影組、寒武系滄浪鋪組、龍王廟組等多套目的層，發(fā)育巖性、構(gòu)造-巖性等多類型圈閉，具有發(fā)現(xiàn)大氣田的良好勘探前景（見圖10）。此外，蜀南和川西南震旦系臺緣帶也是值得關(guān)注的重要領(lǐng)域。塔里木盆地發(fā)育塔北、塔西南兩個克拉通內(nèi)裂陷，預(yù)測存在南華系—震旦系烴源巖，是值得探索的新領(lǐng)域。

5.2 克拉通內(nèi)坳陷周緣

克拉通內(nèi)坳陷與早期裂陷有一定繼承性，但分布范圍更大。克拉通內(nèi)坳陷海侵期廣泛發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，面積可達(dá)數(shù)萬平方千米以上。同時受微古地貌和海平面升降影響，發(fā)育多期臺內(nèi)顆粒灘，疊加巖溶作用，形成多套規(guī)模碳酸鹽巖儲集層，海平面下降及閉塞環(huán)境形成局限蒸發(fā)臺地，發(fā)育巨厚膏鹽巖蓋層，決定了克拉通內(nèi)坳陷周緣有利的成藏條件，是超深層主要勘探領(lǐng)域之一。本文認(rèn)為塔里木盆地滿西克拉通內(nèi)坳陷周緣的塔北隆起震旦系—寒武系、塔中北—古城寒武系肖爾布拉克組、溫宿凸起周緣寒武系肖爾布拉克組、塔北—塔中—古城奧陶系（見圖11）、四川盆地梁平—宜賓臺凹周緣寒武系為近期有利勘探區(qū)帶。塔里木盆地滿西克拉通內(nèi)坳陷北部發(fā)育玉爾吐斯組生烴中心，已在塔北—塔中發(fā)現(xiàn)奧陶系大油氣田，輪探 1井下寒武統(tǒng)見工業(yè)油流、上震旦統(tǒng)見含氣顯示，是近期探索重點，具有發(fā)現(xiàn)大油氣田的勘探前景。四川盆地梁平—宜賓臺凹周緣發(fā)育寒武系滄浪鋪組、龍王廟組和洗象池組顆粒灘白云巖儲集層，與廣覆式分布的筇竹寺組烴源巖構(gòu)成良好源儲配置，是近期重要勘探區(qū)帶（見圖10）。

圖10 四川盆地海相超深層有利勘探區(qū)帶示意圖

圖11 塔里木盆地海相超深層有利勘探區(qū)帶示意圖

5.3 克拉通邊緣

克拉通邊緣普遍發(fā)育深水陸棚相富有機質(zhì)泥頁巖，烴源巖條件有利?？死ㄟ吘壈l(fā)育臺緣帶，控制丘灘體、礁灘體等有利儲集層分布，形成“下生上儲”和“旁生側(cè)儲”等多種源儲組合，埋深普遍較大，是未來超深層重要探索領(lǐng)域。評價優(yōu)選認(rèn)為四川盆地川北震旦系—寒武系臺緣帶、川西二疊系棲霞組臺緣帶（見圖 10）、鄂爾多斯盆地南緣長城系為有利勘探區(qū)帶，川西棲霞組臺緣帶勘探取得重要進(jìn)展，但是其他有利區(qū)帶仍需進(jìn)一步加強落實有利儲集層、圈閉和保存條件。

6 結(jié)論

中國海相超深層界定為埋藏深度大于6 000 m前寒武系—下古生界的海相層系。全球超大陸聚散旋回控制中國克拉通盆地裂陷、坳陷演化，為超深層油氣生成、聚集提供了有利構(gòu)造背景。

中國海相超深層發(fā)育南華系、震旦系、寒武系、奧陶系、志留系等多套烴源巖，其中下寒武統(tǒng)烴源巖在四川盆地、塔里木盆地均有發(fā)育，是超深層主力烴源巖；超深層有利儲集體以高能丘灘體、礁灘體、顆粒灘相白云巖和灰?guī)r為主，經(jīng)后期溶蝕改造及斷裂作用共同控制優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育，儲集層類型有孔隙型、裂縫-孔洞型和洞穴型3類；區(qū)域性厚層泥頁巖、膏鹽層及致密碳酸鹽巖為超深層油氣良好的蓋層。

對川中震旦系—寒武系、塔北寒武系—奧陶系、鄂爾多斯盆地南緣長城系成藏解剖表明，中國海相超深層普遍經(jīng)歷了兩期油藏、古油藏裂解成氣（或部分裂解）、裂解氣（或高過成熟油氣）晚期定型等演化階段。

海相超深層油氣富集受靜態(tài)、動態(tài)地質(zhì)要素共同控制，主力生烴中心、高能灘相疊加巖溶規(guī)模儲集層、巨厚膏鹽巖或泥頁巖蓋層、穩(wěn)定圈閉條件是海相超深層油氣富集4個關(guān)鍵控制因素。

依據(jù)石油地質(zhì)條件、成藏演化及控制因素等，結(jié)合最新勘探實踐進(jìn)展，提出克拉通內(nèi)裂陷周緣、克拉通內(nèi)坳陷周緣和克拉通邊緣 3個海相超深層有利勘探方向。在克拉通內(nèi)裂陷周緣優(yōu)選出四川盆地川中古隆起北斜坡震旦系—寒武系，在克拉通內(nèi)坳陷周緣優(yōu)選出塔里木盆地塔北隆起震旦系—寒武系、塔中北—古城寒武系肖爾布拉克組，在克拉通邊緣優(yōu)選出四川盆地川西二疊系棲霞組臺緣帶、川北震旦系—寒武系臺緣帶等有利區(qū)帶。