再論海相沉積是中國石油工業(yè)未來的希望

李國玉，陳啟林，白云來，廖建波

（1.中國石油集團(tuán)公司，北京100011；2.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州730020）

再論海相沉積是中國石油工業(yè)未來的希望

李國玉1，陳啟林2，白云來2，廖建波2

（1.中國石油集團(tuán)公司，北京100011；2.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州730020）

中國海相沉積分布廣泛，古老碳酸鹽巖是勘探規(guī)模儲量發(fā)現(xiàn)的主要領(lǐng)域，在四川盆地的震旦系與寒武系、塔里木盆地的寒武系與奧陶系以及鄂爾多斯盆地的奧陶系均發(fā)現(xiàn)了規(guī)模儲量。古老碳酸鹽巖油氣資源豐富，泥質(zhì)烴源巖生烴潛力大，古隆起背景上油藏類型多，未來的油氣勘探要集中在大型古隆起復(fù)式油氣聚集帶、區(qū)域不整合面控制的地層溶蝕帶、臺緣帶礁灘體及與蒸發(fā)巖共生的臺內(nèi)顆粒灘等重點領(lǐng)域。四川盆地廣泛分布的海相黑色頁巖沉積是頁巖氣勘探的重要領(lǐng)域，非常規(guī)油氣勘探前景廣闊。

海相沉積；碳酸鹽巖；泥質(zhì)烴源巖；復(fù)式油氣聚集帶；地層溶蝕帶

0 引言

沒有非常吸引人的油氣勘探新領(lǐng)域，就不可能發(fā)現(xiàn)新的大油氣區(qū)。1996—1998年間，筆者和許多勘探家基于對中國海相沉積盆地基本地質(zhì)條件的分析，認(rèn)為21世紀(jì)在中國海相沉積發(fā)現(xiàn)的油氣資源將絕不遜色于我們今天在陸相沉積中取得的巨大成績［1］。這些認(rèn)識和觀點是基于“天生盆地必有油”的理論，基于對中國華北、西北和南方震旦系、寒武系碳酸鹽巖成藏條件的評價，基于俄羅斯東西伯利亞古老地層勘探取得突破后對比中國地質(zhì)條件獲得的啟發(fā)等得出的［2-4］。地質(zhì)認(rèn)識上的深化回答了長期爭論的古老碳酸鹽巖埋藏深度大、年代老、生油爭論多及遭破壞嚴(yán)重等成藏問題。近年來，中國海相碳酸鹽巖油氣勘探不斷取得重大突破，在四川盆地的震旦系與寒武系、塔里木盆地的寒武系與奧陶系及鄂爾多斯盆地的奧陶系均發(fā)現(xiàn)了規(guī)模儲量，揭示了深層碳酸鹽巖新層系的勘探潛力。2006—2010年，四川、塔里木以及鄂爾多斯三大盆地海相碳酸鹽巖累計新增探明石油儲量6.5億t，天然氣儲量6 400億m3［5］。近3年來，在四川盆地樂山—龍女寺古隆起高石梯—磨溪構(gòu)造帶，高石1井在震旦系獲得百萬立方米高產(chǎn)氣流；在塔里木盆地哈拉哈塘地區(qū)和塔中北部斜坡的鷹山組，發(fā)現(xiàn)了儲量達(dá)5～10億t的油氣富集區(qū)塊［5］。2013年中國石油天然氣股份有限公司在川中加里東古隆起安岳氣田磨溪區(qū)塊探明了特大整裝氣藏，經(jīng)國土資源部審定，安岳氣田磨溪區(qū)塊寒武系龍王廟組新增天然氣探明地質(zhì)儲量4 403.8億m3，技術(shù)可采儲量3 082億m3［6］，這是目前中國發(fā)現(xiàn)的單體規(guī)模最大的特大型海相碳酸鹽巖整裝氣藏，揭示了中國下古生界—震旦系巨大的油氣勘探潛力。天然氣規(guī)模儲量的發(fā)現(xiàn)，對中國能源結(jié)構(gòu)的改善具有重大意義。

回顧中國幾代石油人對碳酸鹽巖油氣藏勘探的曲折歷史不難發(fā)現(xiàn)，近年來這些規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲量的發(fā)現(xiàn)是建立在強(qiáng)化基礎(chǔ)研究、重新評價和認(rèn)識烴源巖條件、發(fā)展和形成深層油氣成藏理論以及大幅度提升工程技術(shù)等基礎(chǔ)上而取得的，也是勘探家堅定信心、矢志找油精神的碩果。筆者從分析中國海相地層油氣資源和油氣地質(zhì)條件的特殊性出發(fā)，重點梳理震旦系—寒武系和奧陶系碳酸鹽巖油氣成藏的有利條件，并為中國碳酸鹽巖油氣勘探的方向提出建議。

1 中國海相沉積資源豐富

中國沉積巖分布面積廣，中國大陸及毗鄰海域的沉積巖面積為670×104km2，其中中、新生代沉積巖分布面積為548×104km2，古生代沉積出露地面的面積為120×104km2，古生代海相沉積主要分布在塔里木、華北、揚(yáng)子及羌塘盆地或地區(qū)［1-4］。

自20世紀(jì)80年代，中國先后開展了3次資源評價工作。第一次對中國143個盆地和第二次對中國150個盆地油氣資源評價的石油資源量分別為744億t和940億t，天然氣資源量分別為33萬億m3和38萬億m3；第三次資源評價結(jié)果表明，中國陸域和近海115個盆地石油遠(yuǎn)景資源量為1 086億t，天然氣遠(yuǎn)景資源量為56萬億m3［1-2］。隨著對地質(zhì)條件認(rèn)識的不斷深入，資源評價的結(jié)果也越來越科學(xué)和接近實際，地質(zhì)認(rèn)識的深入帶來了油氣資源的大幅度增加，尤其表現(xiàn)在天然氣資源量的增加上。

資源評價中，無論采用地質(zhì)類比法、統(tǒng)計法或成因法等哪種方法，其資料基礎(chǔ)和地質(zhì)認(rèn)識的程度決定了評價結(jié)果的可信度［7］。勘探程度高的地區(qū)和層系，資料較全，參數(shù)選取的代表性和準(zhǔn)確度增高，評價結(jié)果更加接近于實際地質(zhì)情況，因此可信度高；勘探程度低的地區(qū)和層系，資料較少，參數(shù)選取的代表性和準(zhǔn)確度降低，評價結(jié)果與實際地質(zhì)情況會有偏差，因此可信度有所下降，但也表明蘊(yùn)含更大的勘探前景。中國的油氣勘探和世界油氣勘探一樣，先易后難，先淺層后深層。中國疊合盆地淺層以中—新生界陸相沉積為主，深層以古生界海相沉積為主，勘探的不均衡性導(dǎo)致中、新生界勘探程度高，而古生界勘探程度低。因此，資源評價中對中、新生代盆地和層系的評價精度高，而對疊合盆地深層和碳酸鹽巖層系的評價由于地質(zhì)認(rèn)識不足，還存在較多的不確定性，資源評價的結(jié)果尚不能反映出真實的資源狀況。中國已開展的3次資源評價中均未對致密油氣和頁巖氣等非常規(guī)資源進(jìn)行評價和計算，對古老碳酸鹽巖的資源評價由于受資料豐富程度的限制，評價的資源量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于實際的資源量。因此，中國實際的油氣資源量應(yīng)遠(yuǎn)大于這3次資源評價的結(jié)果，而新增的資源量主要是蘊(yùn)藏在深層古老碳酸鹽巖地層中的油氣和致密地層中的非常規(guī)油氣。

資源評價中對烴源巖的認(rèn)識程度也影響了評價的準(zhǔn)確性。近年來，對碳酸鹽巖烴源灶的研究取得了新進(jìn)展，提出了源巖中滯留的分散液態(tài)烴在高—過成熟階段裂解成氣，使烴源巖在深埋、高演化條件下有機(jī)質(zhì)“接力成氣”的成烴模式。海相碳酸鹽巖中滯留的分散液態(tài)烴在高—過成熟階段（鏡質(zhì)體反射率Ro為1.6%～3.2%）發(fā)生熱裂解生氣，在特定的演化階段發(fā)生液態(tài)烴向氣態(tài)烴的轉(zhuǎn)化，并以甲烷為最終產(chǎn)物，是重要的氣源灶［8］，表明海相碳酸鹽巖烴源巖生烴歷史比以往認(rèn)定的時間更長，且在熱演化程度高的情況下可持續(xù)生成天然氣。因此，古生界碳酸鹽巖油氣資源量會大大超過以往資源量評價時所確定的資源量。深層—超深層是未來油氣勘探的重要領(lǐng)域，以4 500～6 000 m為深層標(biāo)準(zhǔn)，大于6 000 m為超深層標(biāo)準(zhǔn)，中國石油探區(qū)范圍內(nèi)深層油氣資源潛力為220～300億t油當(dāng)量［9］，古老碳酸鹽巖豐富的油氣資源是中國今后油氣規(guī)模儲量發(fā)現(xiàn)的基礎(chǔ)。

2 古老碳酸鹽巖泥質(zhì)烴源巖生烴潛力大

深層海相碳酸鹽巖沉積范圍廣，巖相類型多，巖石類型復(fù)雜。我國在震旦系、寒武系和奧陶系海相沉積的四川、塔里木和鄂爾多斯三大重點盆地的勘探表明，巖石類型主要有灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r、白云巖、泥巖和頁巖等，沉積環(huán)境從深海到濱淺海，不同相帶發(fā)育的巖石類型不同，形成了相控生儲蓋的不同組合分布特征。從震旦系、寒武系到奧陶系，還原環(huán)境條件下沉積的黑色泥巖和頁巖是主要的烴源巖，泥質(zhì)碳酸鹽巖也是重要的烴源巖。

圖1 四川盆地下古生界—上元古界地層與生儲蓋組合圖Fig.1 Formation and source-reservoir-cap assemblage of Lower Paleozoic-Upper Proterozoic in Sichuan Basin

震旦系是中國南方和華北地區(qū)發(fā)育的第一套海相烴源巖層系，主要分布在揚(yáng)子地區(qū)和華北北部地區(qū)，此外在塔里木盆地也有分布。中國南方揚(yáng)子地區(qū)陡山沱組以泥巖為主，夾少量泥灰?guī)r和灰?guī)r；燈影組以白云巖和灰?guī)r為主，夾少量泥巖和泥灰?guī)r（圖1）。震旦系烴源巖表現(xiàn)為有機(jī)碳含量高、熱演化程度高的特點。如上揚(yáng)子地區(qū)四川盆地東南緣遵義松林剖面陡山沱組厚約50 m（未見底）的泥巖TOC大多在1%以上，最高達(dá)3%；揚(yáng)子地區(qū)震旦系剖面均表現(xiàn)為泥巖好于灰?guī)r；下?lián)P子地區(qū)安徽休寧藍(lán)田剖面陡山沱組泥巖TOC最高達(dá)10%以上［10］。四川盆地震旦系陡山沱組頁巖和泥質(zhì)巖厚度為20～200 m，TOC為0.95%～1.70%，Ro大于3%；震旦系燈影組泥質(zhì)巖和藻白云巖厚度為10～30 m，TOC為0.8%～2.2%，Ro為2.2%～3.5%［3-5］。華北地區(qū)震旦系發(fā)育串嶺溝組烴源巖，TOC為1.47%，Ro為1.00%～1.45%，下馬嶺組和洪水莊組泥巖屬好烴源巖［3］。震旦系烴源巖的高有機(jī)碳含量和高熱演化程度決定了天然氣規(guī)模儲量的物質(zhì)基礎(chǔ)和勘探潛力。

圖2 塔里木盆地塔東2井地層與生儲蓋組合圖Fig.2 Formation and source-reservoir-cap assemblage of Tadong 2 well in Tarim Basin

寒武系海相沉積在中國的分布范圍更加廣泛，在四川、塔里木（圖2）和鄂爾多斯三大盆地中均普遍發(fā)育烴源巖，但生烴潛力具有差異性。揚(yáng)子地區(qū)四川盆地下寒武統(tǒng)筇竹寺組泥巖發(fā)育，高科1井TOC多大于1%；貴州北部遵義地區(qū)方深1井寒武系泥巖TOC最高達(dá)8.02%［10］；磨溪地區(qū)鉆井揭示筇竹寺組頁巖和泥頁巖厚度為20～140 m，TOC為1.0%～3.5%，Ro為2.0%～4.8%［3-5］，表明中國南方地區(qū)寒武系烴源巖條件好。塔里木盆地臺盆區(qū)塔中低凸起北側(cè)和滿加爾凹陷高有機(jī)質(zhì)豐度、高—過成熟的泥質(zhì)巖厚度為30～200 m，TOC最高達(dá)2.43%，Ro最高大于3%［11］。塔里木盆地東部塔東2井揭示了寒武系良好的泥巖烴源巖（圖2）。塔東2井泥質(zhì)灰?guī)r和泥巖厚達(dá)200 m，大多數(shù)泥巖有機(jī)碳含量較高，22個泥巖樣品的平均TOC達(dá)到3.2%，最高達(dá)到7.62%［10］，Ro為1.2%～3.6%，預(yù)測在滿加爾等凹陷穩(wěn)定分布，從有機(jī)碳指標(biāo)對比來看，超過了俄羅斯東西伯利亞的烴源巖條件［3］。鄂爾多斯盆地寒武系地層也具有良好的烴源巖條件［12-13］：陜西寶雞岐山剖面揭示了良好的儲蓋組合（圖3）；洛南張灣剖面寒武系東坡組底部發(fā)育一套厚約60 m的過成熟氣源巖，灰黑色粉砂質(zhì)板巖TOC為0.55%，Ro為4.46%。

圖3 陜西岐山寒武系露頭剖面地層綜合柱狀圖Fig.3 Stratigraphic column of crop of Cambrian in Qishan area

奧陶系海相沉積在塔里木盆地是主要的烴源巖層系，在鄂爾多斯盆地也有分布。塔里木盆地中—下奧陶統(tǒng)黑土凹組、中奧陶統(tǒng)卻爾卻克組和上奧陶統(tǒng)均發(fā)育頁巖和泥質(zhì)巖，各組累計厚度分別為20～200 m，50～150 m和50～100 m，暗色泥頁巖TOC最高達(dá)到7.6%，Ro為0.8%～3.2%，是塔里木盆地主要的烴源巖層系。鄂爾多斯盆地奧陶系古風(fēng)化殼發(fā)現(xiàn)了以靖邊氣田為代表的大型不整合氣藏［14］，這些氣藏的烴源巖主要為石炭系—二疊系海相煤系地層的烴源巖；奧陶系平?jīng)鼋M頁巖和泥質(zhì)巖厚度為50～350 m，處于高—過成熟演化階段［15］，是奧陶系自生自儲的烴源巖。

此外，中國四川盆地志留系龍馬溪組和二疊系龍?zhí)督M均發(fā)育泥頁巖烴源巖；鄂爾多斯盆地石炭系—二疊系泥頁巖和煤系地層是靖邊氣田主要的烴源巖。

3 古隆起背景上的油藏類型多

碳酸鹽巖油氣藏的勘探工作和陸相盆地一樣，經(jīng)歷了碳酸鹽巖構(gòu)造勘探、潛山巖溶勘探和整體勘探階段，對其成藏規(guī)律的認(rèn)識逐步深入。四川、塔里木和鄂爾多斯三大盆地碳酸鹽巖成藏的基本特征是：烴源巖控制了油氣資源的分布，古隆起和斜坡背景控制了油氣藏的分布，優(yōu)質(zhì)儲層控制了油氣的富集，多期油氣成藏控制了油氣相態(tài)的有序性分布。這些大型疊合盆地碳酸鹽巖油氣藏呈現(xiàn)出縱向上多層系含油氣、橫向上多類型油藏疊加連片的大型化特征［15-16］。如塔里木盆地塔中、塔北地區(qū)寒武系—奧陶系多層系疊加連片成藏，四川盆地呈現(xiàn)出不同區(qū)帶從震旦系、寒武系到二疊系、三疊系多層系成藏滿盆含油氣的態(tài)勢。

塔里木盆地古隆起背景上的油藏類型多，構(gòu)造背景、有利相帶、縫洞系統(tǒng)和烴源巖的有效配置形成了多類型的油藏類型，且復(fù)合疊加連片。如塔里木盆地在塔中、塔北古隆起上發(fā)現(xiàn)了多種類型的油氣藏，以臺緣礁灘型、風(fēng)化殼型、孤立洞穴和縫洞型以及構(gòu)造-巖性型4種類型為主，有效供烴范圍內(nèi)的優(yōu)質(zhì)儲層油氣富集程度高，風(fēng)化殼與礁灘體優(yōu)質(zhì)儲層段疊置連片形成了油氣富集區(qū)；哈拉哈塘地區(qū)，從潛山高部位向低部位，巖溶帶呈現(xiàn)順層展布特征，該區(qū)奧陶系斜坡區(qū)低部位巖溶儲層與縫洞型儲層控制的油氣藏，單個縫洞型儲層規(guī)模大小不一，但整體規(guī)模較大，受斷裂、暗河等多種有利儲層控制，預(yù)計石油儲量達(dá)到5億t［17］。風(fēng)化殼順層巖溶帶和臺緣有利帶組合控制了油氣的富集和高產(chǎn)。塔中地區(qū)鷹山組層間風(fēng)化殼和上奧陶統(tǒng)良里塔格組與中、下奧陶統(tǒng)鷹山組間大型層間風(fēng)化殼，呈大面積連片含油氣態(tài)勢，探明和控制儲量合計為4.5億t，為塔中地區(qū)最大的碳酸鹽巖凝析氣田；英買力地區(qū)寒武系白云巖潛山風(fēng)化殼儲層油氣勘探潛力也較大。塔中臺地北緣上奧陶統(tǒng)良里塔格組鑲邊臺緣帶，適合造礁生物的生長，發(fā)育臺緣礁丘、粒屑灘和灰泥丘等有利儲層，伴隨著階段性構(gòu)造沉降和海平面的變化，形成了臺緣帶有利的礁灘體儲層和灘間海的細(xì)粒沉積多旋回沉積組合，形成多套有效儲蓋組合，總體上表現(xiàn)為礁灘體儲層縱向疊置、橫向連片的特征［18］。

四川盆地發(fā)育川中古隆起和瀘州古隆起，樂山—龍女寺古隆起為上揚(yáng)子地區(qū)受隱伏斷裂控制的大型古隆起，受北東向華鎣山斷裂、龍泉山斷裂和龍門山斷裂等主控斷裂的控制?；椎牟町惵∩龑?dǎo)致了古隆起的遷移與演化，多期的同沉積和剝蝕作用為形成規(guī)模展布的風(fēng)化殼儲層和白云巖儲層奠定了良好基礎(chǔ)。從威遠(yuǎn)到高石梯、磨溪構(gòu)造，燈影組和寒武系油藏疊加連片展布（圖4），在古隆起背景上，從構(gòu)造高部位的威遠(yuǎn)構(gòu)造氣藏，到構(gòu)造低部位的磨溪低幅度構(gòu)造油氣藏、不整合面和儲層控制的巖性油氣藏等［19］，均呈現(xiàn)出構(gòu)造背景控制成藏展布、有利儲蓋組合控制油藏規(guī)模和優(yōu)質(zhì)儲層控制油藏富集程度的基本地質(zhì)特征。

圖4 四川盆地磨溪—威遠(yuǎn)構(gòu)造成藏剖面Fig.4 Reservoir section of Moxi—Weiyuan structure in Sichuan Basin

圖5 鄂爾多斯盆地奧陶系風(fēng)化殼成藏模式Fig.5 Reservoir section of Ordovician crust in Ordos Basin

鄂爾多斯盆地奧陶系古風(fēng)化殼巖溶油氣藏受有效儲層展布的控制，古構(gòu)造背景和巖溶儲層控制了油藏分布（圖5）。石炭系煤系地層烴源巖與有效儲層的有效配置形成了油氣藏，形成了馬家溝組灰?guī)r上組合和中下組合2套主要的含油氣層系。其中，上組合是靖邊氣田的主體，在馬家溝組灰?guī)r上組合馬五13和馬五12等小層形成了白云巖儲層控制的油氣藏；中下組合在古隆起東側(cè)的馬五5—馬五10亞段和鹽下白云巖（姚38井區(qū)）形成了有效儲蓋組合，實現(xiàn)了白云巖巖性油氣藏的勘探突破。古風(fēng)化殼發(fā)育期古隆起周邊馬家溝組多個層段暴露地表，遭受風(fēng)化淋濾，有利于溶蝕孔洞的形成，而不同地理位置遭受風(fēng)化淋濾的層系不同，進(jìn)而形成了縱向上多層系、橫向上復(fù)合連片的成藏特征［20］。如在古隆起東部，奧陶系巖溶古地貌與上古生界煤系地層相配合可形成地層-巖性圈閉（圖5），從而形成地層-巖性圈閉油氣藏。

4 古生界和元古界重點勘探領(lǐng)域

中國古老碳酸鹽巖油氣藏的勘探潛力大，油氣勘探要立足大盆地、尋找構(gòu)造大背景、主攻構(gòu)造-巖性復(fù)合大區(qū)帶。以四川、塔里木和鄂爾多斯盆地為重點，持續(xù)開展大型古隆起復(fù)式油氣聚集帶、區(qū)域不整合面控制下的地層溶蝕帶、臺緣帶礁灘體及與蒸發(fā)巖共生的臺內(nèi)顆粒灘等重點領(lǐng)域的勘探，實現(xiàn)規(guī)模儲量的新發(fā)現(xiàn)。此外，逐步加強(qiáng)對揚(yáng)子和華北等地區(qū)的整體評價，強(qiáng)化羌塘盆地的基礎(chǔ)研究，準(zhǔn)備接替領(lǐng)域。

4.1 大型古隆起復(fù)式油氣聚集帶

中國三大盆地的古隆起演化具有長期繼承性發(fā)育的特征。塔里木盆地臺盆區(qū)塔中、塔北和塔東古隆起，四川盆地川中古隆起與瀘州古隆起以及鄂爾多斯盆地中央古隆起帶，均具有繼承性發(fā)育的特征，是油氣運(yùn)移的長期指向帶，在不同的演化階段其構(gòu)造高部位發(fā)生了不同程度的遷移，但古隆起繼承性發(fā)育的特征明顯［16-19］。這些演化特征決定了古隆起背景上不同時期的構(gòu)造圈閉疊合發(fā)育，在構(gòu)造高部位主要發(fā)育構(gòu)造圈閉，在斜坡區(qū)發(fā)育斷層遮擋的斷鼻和斷塊等各類圈閉和巖性圈閉。多期次的構(gòu)造運(yùn)動和多期成藏及調(diào)整改造，使油氣藏的分布規(guī)律變得復(fù)雜。復(fù)式油氣聚集的特征受構(gòu)造、儲層及保存條件等多因素的控制，其中保存條件決定了油氣藏的規(guī)模。如四川盆地寒武系筇竹寺組蓋層分布穩(wěn)定，形成了良好的成藏組合，斜坡帶勘探前景廣闊，因此研究工作要有針對性地深化認(rèn)識，推動勘探發(fā)現(xiàn)。古隆起斜坡帶是形成大型地層-巖性油氣藏的有利區(qū)，包括中國四川盆地樂山—龍女寺古隆起及斜坡帶、開江—瀘州古隆起斜坡，塔里木盆地塔北南緣和塔中北斜坡、麥蓋提斜坡以及鄂爾多斯盆地中央古隆起的兩翼。

4.2 區(qū)域不整合面控制下的地層溶蝕帶

構(gòu)造運(yùn)動形成的區(qū)域不整合控制了大型地層油氣藏的發(fā)育。受沉積相帶和優(yōu)勢淋濾作用通道等的控制，巖溶儲層以層狀或似層狀大面積分布。多期構(gòu)造運(yùn)動除形成風(fēng)化殼外，還形成了地層剝蝕與尖滅帶；多期海侵、海退形成了大型地層超覆帶，有效改善了儲層物性。塔里木盆地震旦系和寒武系的區(qū)域不整合，以及奧陶系良里塔格組、吐木休克組、一間房組和鷹山組層間巖溶等，都具備形成大型地層油氣藏的有利條件；四川盆地震旦紀(jì)與寒武紀(jì)之間發(fā)生的桐灣運(yùn)動形成區(qū)域不整合，緊鄰不整合在局限臺地分布區(qū)形成顆粒灘和云坪等有利相帶，從而形成了優(yōu)質(zhì)儲層的連片分布，勘探領(lǐng)域廣泛；鄂爾多斯盆地震旦系與寒武系、寒武系與奧陶系之間均形成了區(qū)域不整合，鄰近古隆起呈現(xiàn)出整體云化的趨勢，多期短期海侵旋回形成的馬五5、馬五7和馬五9等亞段為夾在海退蒸發(fā)巖中有利于灘相白云巖儲層發(fā)育的沉積［20-21］，是油氣勘探的重要領(lǐng)域。

4.3 臺緣帶礁灘體及與蒸發(fā)巖共生的臺內(nèi)顆粒灘

受控于沉積相帶和古地貌環(huán)境的臺緣帶礁灘體與臺內(nèi)顆粒灘是巖性油氣藏重要的勘探領(lǐng)域，其中臺緣帶礁灘體包括四川盆地震旦系—寒武系長興組—飛仙關(guān)組臺緣帶、塔里木盆地寒武系—奧陶系臺緣帶以及鄂爾多斯盆地西緣和南緣的寒武系—奧陶系臺緣帶等［15-17］。生物礁灘體與顆粒灘呈帶狀或?qū)訝钫共迹c蒸發(fā)巖共生且易白云巖化，儲層物性好。環(huán)凹展布的礁灘體緊鄰生烴中心，成藏條件優(yōu)越［22］。震旦系燈影組白云巖孔洞型優(yōu)質(zhì)儲層從威遠(yuǎn)氣田到龍女寺構(gòu)造均十分發(fā)育，寒武系龍王廟組顆粒灘體分布面積超過2×104km2，勘探前景十分廣闊。

5 海相黑色頁巖是頁巖氣的重點勘探領(lǐng)域

中國海相沉積中發(fā)育富有機(jī)質(zhì)頁巖，具備頁巖氣形成和富集的條件，是重要的非常規(guī)頁巖氣勘探領(lǐng)域。頁巖氣勘探以上揚(yáng)子地區(qū)最為有利。如1966年在四川盆地威遠(yuǎn)構(gòu)造上鉆探的威5井，在古生界寒武系筇竹寺組海相頁巖中獲得日產(chǎn)氣2.46萬m3［23］，預(yù)示了良好的勘探潛力；四川盆地寒武系和震旦系海相沉積中黑色頁巖發(fā)育，其特點是分布面積廣、累計厚度大、熱演化程度高及埋藏深度適中（目的層埋深小于3 000 m）的有利勘探區(qū)范圍較廣。在四川盆地焦石壩地區(qū)和云南昭通地區(qū)上奧陶統(tǒng)—志留系五峰組—龍馬溪組取得了良好的勘探效果。構(gòu)造控制下的沉積演化分析表明，四川盆地早寒武世時期遭受海侵，處于半局限—半開闊的深水陸棚環(huán)境，寒武系筇竹寺組以黑色頁巖沉積為主，富有機(jī)質(zhì)頁巖分布面積約18.5×104km2，厚200～600 m，有效頁巖厚度約150 m，TOC最高達(dá)4.68%，頁巖含氣量為0.13～5.02 m3/t［23］。分析化驗資料表明，四川盆地南部下寒武統(tǒng)筇竹寺組海相沉積中泥質(zhì)深水陸棚微相中頁巖的有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)質(zhì)吸附氣量、游離氣量乃至總氣量在陸棚各微相中均占優(yōu)勢地位。泥質(zhì)深水陸棚微相頁巖近40%的吸附氣量大于0.5 m3/t，近70%的游離氣量大于1 m3/t，30%的游離氣量大于2 m3/t，80%，45%和20%的總含氣量分別高于1 m3/t，2 m3/t和3 m3/t［24］，是重要的頁巖氣勘探層系。上奧陶統(tǒng)—志留系五峰組—龍馬溪組富有機(jī)質(zhì)頁巖是頁巖氣勘探的主要層系，分布面積約13.7×104km2，頁巖最厚達(dá)500 m，有效厚度為40～125 m，TOC最高達(dá)7.12%［23］。頁巖氣成藏的有利條件是高有機(jī)碳含量與高孔隙度、高有效含氣飽和度呈良好的耦合關(guān)系［25］。有機(jī)質(zhì)孔隙是頁巖氣最重要的儲集空間，頁巖脆性和儲層“甜點”控制了頁巖氣的富集高產(chǎn)。

6 結(jié)束語

對中國古老碳酸鹽巖沉積和成藏的分析研究表明，古老碳酸鹽巖油氣資源豐富、泥質(zhì)烴源巖生烴潛力大、古隆起背景上油藏類型多，黑色頁巖的頁巖氣勘探潛力大，再次論證了古老碳酸鹽巖是中國石油工業(yè)發(fā)展的希望。油氣勘探要以四川、塔里木和鄂爾多斯盆地為重點，開展大型古隆起復(fù)式油氣聚集帶、區(qū)域不整合面控制的地層溶蝕帶、臺緣帶礁灘體及與蒸發(fā)巖共生的臺內(nèi)顆粒灘等重點領(lǐng)域的勘探。海相沉積黑色頁巖是非常規(guī)頁巖氣勘探的重要領(lǐng)域。研究工作要強(qiáng)化保存條件的評價研究，突出天然氣勘探，這對改善中國能源結(jié)構(gòu)具有重要意義。今后應(yīng)逐步加強(qiáng)對揚(yáng)子和華北等地區(qū)的整體評價，強(qiáng)化羌塘盆地的基礎(chǔ)研究，積極準(zhǔn)備接替領(lǐng)域。

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（本文編輯：王會玲）

Marine sediment：The future expectation of China’s petroleum industry

LI Guoyu1，CHEN Qilin2，BAI Yunlai2，LIAO Jianbo2
（1.China National Petroleum Corporation，Beijing 100011，China；2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China）

Marine sediment developed widely in China,and ancient carbonate rock is the main exploration field for large-scale reservoir.Large-scale reservoir reserves were found in the Sinian and Cambrian in Sichuan Basin,in the Cambrian and Ordovician in Tarim Basin and in the Ordovician in Ordos Basin.The ancient carbonate rock is characterized by abundant oil and gas resources,great hydrocarbon generation potential of argillaceous source rocks and various reservoir types in palaeohigh.Oil and gas exploration in the future should be concentrated in the multiple oil and gas accumulation belt in large-scale paleohigh,formation dissolution belt controlled by regional unconformity, reef flat in platform margin and particle beach symbiotic with evaporate.Marine black shale sediment widely developed in Sichuan Basin is an important field for shale gas exploration,and there are great prospects of unconventional oil and gas exploration.

marine sediment；carbonate rocks；argillaceous source rocks；multiple oil and gas accumulation belt；formation dissolution belt

TE121.3+2

A

1673-8926（2014）06-0001-07

2014-07-23；

2014-09-18

李國玉（1930-），男，俄羅斯自然科學(xué)院院士，教授，主要從事石油地質(zhì)理論研究及油氣勘探領(lǐng)域的管理工作。地址：（100011）北京市西城區(qū)安德路112號801室。E-mail：liguoyu801@gmail.com。