摘 要

摘　要：分析中国中低丰度油气资源大型化成藏的条件与分布特征。成藏要素的大型化发育与规模变化是油气大型化成藏的物质基础，决定了油气藏分布的区域性；海相烃源灶内分散液态烃

摘　要：分析中国中低丰度油气资源大型化成藏的条件与分布特征。成藏要素的大型化发育与规模变化是油气大型化成藏的物质基础，决定了油气藏分布的区域性；海相烃源灶内分散液态烃裂解规模生气与煤系烃源灶抬升期规模排气是大型化成藏的重要条件，决定了烃源灶整体进入主生气阶段的规模性；体积流和扩散流是大型化成藏的主要运聚机制，保证了烃源输入的充分性；薄饼式、似层状和集群式成藏是大型化成藏的主要形式，保证了成藏的规模性。中低丰度油气资源成藏分布有近源性、成藏组合有主体性、成藏时机有晚期性、成藏类型有单一性特点。海相克拉通盆地古隆起围斜区、陆内坳陷盆地广大斜坡低部位—坳陷区以及前陆盆地缓翼斜坡区等是油气大型化成藏的主要部位，表现为大面积和大范围成藏两种类型。中国中低丰度油气资源大型化成藏认识的提出，提升了叠合盆地中深层和坳陷盆地斜坡低部位—坳陷区油气资源发现潜力，规模扩大了勘探范围，实现了油气勘探“由局部二级构造带向以主力烃源灶为中心的全盆地”和“由中浅层向深层、超深层”的推进发展。

关键词：中低丰度油气资源；大型化成藏；条件；分布特征；勘探领域；叠合盆地；坳陷盆地；中国陆上

1 中国陆上叠合盆地含油气资源

中国大陆板块由多个规模不等且偏小的古板块（华北、塔里木、扬子等）经碰撞、增生和拼合而成^[1-2]。其上发育的沉积盆地大多经历了复杂而漫长的演化历史，自下而上发育了早古生代海相、晚古生代海相—海陆过渡相和中、新生代陆相沉积建造^[3-4]，经历了多期地球动力学体系的叠加与改造，形成了多个具有多旋回发育特点的大型叠合沉积盆地^[4-6]，典型的有鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽和渤海湾等盆地。

叠合沉积含油气盆地拥有丰富的油气资源，是中国油气勘探发现和储量增长的重点盆地。经过半个多世纪的勘探，在中、新生界陆相地层相继发现了大庆、胜利、北大港、大民屯等一系列大中型油气田，实现了石油工业的第1次创业^[7-8]。自20世纪80年代后期开始，加大了对古生界海相和海陆过渡相地层的油气勘探力度，陆续发现了一批大中型油气田，如鄂尔多斯盆地中部的靖边大气田、北部的苏里格大气田^[9]；塔里木盆地库车前陆区发现的克拉2、迪那、大北等大气田，克拉通深层海相碳酸盐岩层系发现的轮南、塔河与塔中等油气田；四川盆地二叠、三叠系发现的普光、龙岗等大型气田^[10-13]等。上述勘探实践表明，叠合含油气盆地无论是中浅层中、新生界陆相地层，还是中深层古生界海相—海陆过渡相地层，都有大型油气田发育^[14-16]。从近年油气勘探实践看^[17-24]，叠合含油气盆地油气勘探呈现以下发展态势：①有效勘探深度不断加大。与以往相比，勘探深度增加约1500～2000m。东部地区陆相碎屑岩的勘探深度已突破3500m，在4000m以深获得了重要油气发现；西部地区勘探深度突破了5000m，在6000m以深获得了重要突破，最大勘探深度已接近8000m。②勘探范围不断扩大。油气勘探已跳出以往的“二级构造带”，在广大的斜坡低部位—坳陷区已发现了规模油气储量，成为中国陆上油气储量增长和上产建设的重要领域之一。③勘探对象发生了根本变化，由以往的构造型油气藏转向地层型、岩性型和构造-岩性复合型油气藏，其日益成为油气储量增长的主体。④储集层类型向多样化发展，由过去以碎屑岩储集层为主，向碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩和变质岩等多类型储集层发展，特殊类型储集层的增储地位日显重要。⑤近期发现的大型油气田以中低丰度为主，资源品位明显变差，但储量规模大，呈现大型化成藏的特征。⑥工程技术发挥了重要作用，技术进步不仅降低了勘探成本，同时也提高了资源的经济价值。

中国陆上中低丰度油气资源分布范围很广（见图1）。本文以陆上叠合含油气盆地广泛分布的中低丰度油气资源为重点，集中探讨这类资源大型化成藏的地质条件与分布特征，以期为中国油气地质理论的完善、发展和推动勘探领域突破与储量增长有所帮助。

2 中低丰度油气资源大型化成藏的地质条件

中国陆上大型含油气盆地广泛发育一类储量丰度不高^[25]，但分布范围很广、储量规模很大的油气资源，笔者将其称为中低丰度油气资源。总体而言，这类资源与高丰度油气资源相比，不仅在油气藏的外观形态上有明显差异，而且在制约油气藏形成的生储盖组合特征、油气生排运聚机理、保存条件等方面都有其特殊性。因此笔者用“中低丰度油气资源大型化成藏”的概念来表征这类资源的成藏和分布特征。

2.1 中低丰度油气资源大型化成藏的有关概念和内涵

2.1.1 中低丰度油气资源的定义

中国陆上主要含油气盆地赋存的油气资源，按质量和经济性，可划分为高丰度和中低丰度两大类。本文所述的中低丰度油气资源是指资源丰度相对较低的那部分资源。根据国家油气地质储量丰度划分标准（石油：储量大于等于300×10⁴t/km²为高丰度，储量100×10⁴～300×10⁴t/km²为中丰度，储量50×10⁴～100×10⁴t/km²为低丰度；天然气：储量大于等于10×10⁸m³/km²为高丰度、储量2×10⁸～10×10⁸m³/km²为中丰度、储量小于2×10⁸m³/km²为低丰度）统计，中国陆上过去10年共发现58个大中型油田，探明石油地质储量42.55×10⁸t，中低丰度油田储量占76.5%；共发现31个大气田，探明天然气地质储量2.33×10¹²m³，中低丰度天然气储量占68.8%。根据待发现油气资源丰度估算，石油资源的61%和天然气资源的67%为中低丰度资源。显然，中低丰度油气资源既是中国近期发现油气储量的重点，也是未来待发现油气储量的主体。

中低丰度油气资源的内涵体现在3个方面：①这类资源是由常规油气藏与非常规油气藏混合共生构成的一类油气资源，是由中国含油气盆地特定的地质环境与演化历史决定的；②这类资源具有含油气面积大、储量规模大的特点，含油气面积一般达数百乃至数千甚至上万平方千米，地质储量规模一般都在数亿至数十亿吨油当量，但储量丰度相对较低；③资源分布具有明显的非均质性，一个大油气田通常由成千上万个单体规模较小的油气藏构成，在众多的小型岩性或地层油气藏之间，连续或不连续分布着含油气饱和度更低的致密油气层、水层或干层。

2.1.2 大型化成藏的概念与内涵

所谓大型化成藏，是指由于成藏要素的大型化发育与横向规模变化，在中国陆上克拉通盆地内坳陷台地和斜坡区以及前陆盆地缓翼斜坡等构造部位广泛发育的、由众多油气藏组成的一类呈规模分布的油气资源。如鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田是由一系列岩性气藏组成的大气田，目前已探明含气面积2.08×10⁴km²，探明天然气地质储量2.85×10¹²m³，具有典型的大型化成藏特征。

大型化成藏包含两方面含义：①成藏要素的大型化发育与平面上的规模变化。从成藏要素看，烃源灶、储集体以及生储盖组合的分布面积至少在数千甚至上万平方千米以上，如鄂尔多斯盆地上古生界石炭系煤系烃源岩与二叠系碎屑岩储集层，分布面积都超过20×10⁴km²。从成藏要素的规模变化看，烃源灶、储集体的平面分布存在强烈的非均匀性，致使形成的地层和岩性圈闭在横向上具有多变性，呈集群式分布。如塔里木盆地轮南—塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型大油气田，可以划分出数百个缝洞单元，每个缝洞单元都是一个相对独立的油气聚集单元，形成的油气藏呈集群式分布（见图2）。②成藏分布样式上表现为薄饼式或集群式成藏，这是中低丰度油气藏群区别于常规高丰度油气藏（田）和非常规连续型油气聚集最典型的特征。

2.1.3 混合型油气资源的含义

根据对已发现油气藏地质特征的分析，中国油气资源目前可以划分为3大类：①常规油气资源，以已发现的高丰度油气田（藏）为代表；②非常规油气资源，包括部分致密砂岩气、致密油、煤层气和页岩气等，也可称之为连续型油气聚集；③混合型油气资源，由常规和非常规油气资源混合而成，在地质含义上等同于中低丰度油气藏群。混合型油气资源有3方面特点：①储集体物性和储集层结构特征处于常规储集层和非常规储集层的过渡区，具明显的混合性（见图3）。②油气成藏存在两种机制，既有常规油气藏主要通过达西流动，以体积流方式成藏；也有非常规油气（主要是致密砂岩油气），主要通过非达西流动，以扩散流方式成藏，成藏机制具有双重性。③资源构成具有二元性。若以储集层地下渗透率小于0.1×10³μm²、地面渗透率小于1×10³μm²为标准，统计中国陆上已发现的中低丰度（亦称低渗透）天然气储量，常规气约占35%，非常规气约占65%。

2.2 中低丰度油气资源大型化成藏的基本条件

中低丰度油气资源大型化成藏取决于成藏要素的大型化发育以及成藏条件在3方面的规模变化，包括烃源灶和储集体的大型化发育和非均质性变化、生储盖组合的规模分布以及抬升过程的规模发生等。

2.2.1 成藏要素的大型化发育与规模变化

2.2.1.1 3 类烃源灶和两类储集体大型化发育

中低丰度油气资源大型化成藏的主力烃源灶有3大类：①煤系烃源岩，主要分布于石炭-二叠系和三叠系—侏罗系；②泥质烃源岩，主要见于松辽盆地白垩系、鄂尔多斯盆地三叠系和准噶尔盆地石炭-二叠系等；③烃源岩中滞留液态烃裂解气，主要发育于塔里木和四川盆地古生界海相层系。烃源灶的大型化发育是指为中低丰度油气资源大型化成藏提供油气源输入的烃源灶规模与整体进入生、排烃阶段的规模都相当大，可保证规模成藏。如鄂尔多斯盆地上古生界石炭-二叠系煤系烃源灶，由于地层平缓，白垩纪末有面积达24×10⁴km²的煤系烃源岩整体进入Ro值大于1.2%的生气高峰门限，烃源灶整体进入主生气阶段的比例高达90%以上，表现出规模性。白垩纪以来盆地整体抬升，气源灶发生吸附气解吸与游离气膨胀排烃和成藏，面积达18×10⁴km²，规模也相当大。塔里木盆地与四川盆地海相泥质烃源岩中滞留分散液态烃，在高—过成熟阶段发生热裂解成气的规模也很大，塔里木盆地满加尔坳陷的裂解气生气范围达7×10⁴km²，四川盆地震旦系—寒武系烃源岩热裂解气源灶范围也在8×10⁴km²以上。

储集体的大型化发育是指由平缓地势与继承性水系控制的沉积砂体，经过成岩作用改造后形成的“储集体群”，或碳酸盐岩经过后生溶蚀改造作用而形成的“缝洞单元”群，多以集群方式出现，规模相当大。本文所说的储集体大型化发育，是指储集体群的规模在数千至数万平方千米以上（见表1、表2），如鄂尔多斯盆地苏里格气田已探明与基本探明的含气面积超过3.3×10⁴km²，相对独立的气藏数量多达数万个。碳酸盐岩缝洞型“储集体群”在塔里木、四川和鄂尔多斯盆地都有发育，是碳酸盐岩广泛发育的一种储集体类型。如果以缝洞单元作为油气成藏的基本单元，也是由数千至数万个油气成藏单元组成的大型油气藏群，分布面积在数千至数万平方千米以上。

2.2.1.2 4类生储盖组合大型化分布

生储盖组合大型化发育是指烃源岩、储集层与盖层在三维空间通过紧密的面状接触，或通过各种通道的连接而形成的生、储、盖组合体大规模分布。由于烃源岩与储集体群的大型化发育，因而组合的规模也呈大型化分布。中国陆上大型含油气盆地与中低丰度油气资源大型化成藏有关的生储盖组合类型主要有4种（见图4）：①广覆式组合，即烃源岩在下，储集体在上，二者以席状方式大面积紧密接触，规模相当大。这类组合以鄂尔多斯盆地石炭-二叠系海陆过渡相煤系碎屑岩组合最为典型，储集体群整体覆盖于烃源灶之上，这为天然气从烃源岩排出以后，整体规模进入储集体群并大型化成藏创造了极为有利的条件。②三明治式组合，即烃源岩与储集体以间互方式紧密接触，大规模分布。这类组合以四川盆地上三叠统须家河组最典型，须一、三、五段为主要气源岩，而须二、四、六段是主要储集层，二者间互发育，分布面积达11.3×10⁴km²。气源岩排出的烃类可规模进入邻近储集体并大范围成藏。③转接式组合，是指烃源灶与储集体并不直接接触，而是通过呈网状分布的断层和面状分布的不整合与储集体群相联系以保证油气发生规模运聚的一类生储盖组合。这类组合以塔里木盆地塔中和塔北隆起斜坡区的奥陶系一间房组、良里塔格组和鹰山组为代表。④倒灌式组合，是指烃源岩以“锅盖”方式，覆盖于储集体之上，上覆烃源岩形成的油气以倒灌方式进入下伏储集体并大型化成藏。这也是一类规模相当大的储盖组合，以鄂尔多斯盆地中部奥陶系马家沟组为代表（见图5），石炭-二叠系煤系烃源灶直接覆盖于马家沟组风化壳储集层之上，天然气呈倒灌方式进入下伏储集体成藏。目前仅靖边气田就已发现气藏近160个，控制含气面积约1.0×10⁴km²，探明天然气地质储量4337×10⁸m³、基本探明地质储量330×10⁸m³，控制天然气储量2087×10⁸m³，三级地质储量达6754×10⁸m³。

 

2.2.1.3 成藏要素3方面规模变化

成藏要素3方面规模变化，是指烃源灶连续性横向规模变化、储集体物性和连续性横向规模变化，以及地层、岩性的规模变化。这3方面的规模变化，使得油气以连续或不连续方式进入相邻储集体，形成的油气藏多呈集群方式分布，既保证了油气聚集的规模性，也保证了成藏规模的大型化。

①烃源灶连续性横向变化。保证油气大型化成藏的烃源灶有两类：第1类是连续性很好的烃源灶，以烃源岩滞留烃裂解气源灶和部分煤系烃源灶为代表；第2类是不连续分布的气源灶，以四川盆地上三叠统须家河组为代表。须家河组煤系烃源灶在大型化发育背景下，因煤岩分布的不连续性，使得供烃强度与数量在平面上有较大变化，存在一系列“天窗”。因此，烃源灶的生烃与排烃在平面上既不均衡也不连续，致使相邻储集体成藏也不连续。须家河组煤系气源灶累计生气强度大于20×10⁸m³/km²的范围占气源灶总面积的80%以上，气源岩纵向上主要发育于须一、三、五段，每一层段的生气强度一般小于15×10⁸m³/km²，多数范围生气强度仅为8×10⁸～10×10⁸m³/km²。从烃源灶供气的充分性而言，因烃源岩分布的不连续性，部分储集体供气强度略显不足，难以形成连续性好和充满程度高的气藏，进而导致气藏平面上丰度变化较大，呈现不连续成藏的特点。

②储集体物性与连续性横向变化。这是由于沉积环境、成岩作用与后生改造作用强度的横向变化，使储集体在总体连续且大型化发育的背景上，其内部存在储集空间与物性的横向规模变化，因而在似层状分布背景上，形成了由一系列孔、渗和孔喉结构相对较好的储渗单元或缝洞单元组成的储集体群，单个储渗单元和缝洞单元的规模不大，且尺度多变，但形成的储集体群的规模相当大。如鄂尔多斯盆地苏里格气田的砂岩储集层，主要由众多致密砂体和常规砂体组成（见图6）。

③地层、岩性的横向变化。形成于构造平缓背景下的大型储集体，储集体物性和内部结构在三维空间均表现出强烈变化，从而形成了包括由原始沉积作用形成的岩性圈闭、由成岩作用形成的物性圈闭、由后生作用形成的缝洞体与围岩间构成的地层圈闭等多种成因类型的岩性-地层圈闭，这些众多呈独立—半独立分布的圈闭常常以集群方式出现，一旦成藏便形成油气藏群。虽然单体规模有限，但成千上万个油气藏构成的油气藏群规模相当大，分布面积可达数千甚至上万平方千米，属于大型化成藏。这既弥补了中国大型沉积盆地的腹地和斜坡区缺乏大型构造圈闭的不足，也弥补了含油气盆地腹部的广大构造平缓区盖层条件相对较差的缺陷，使油气在盖层质量相对较差（一般致密砂岩与含气砂岩之间的孔喉突破压力差仅0.3～0.5MPa）的地区，仍然可以规模成藏。

2.2.2 大范围抬升过程

含油气盆地在抬升阶段出现大规模成藏是中低丰度油气资源大型化成藏的重要特征。通常情况下，沉积盆地的大规模抬升与剥蚀作用过程，是地层的上覆压力降低（即卸载）、地层发生降温与降压的过程。按照经典成藏理论，一般认为抬升过程主要是油气藏的破坏和油气散失过程，特别是在盖层条件相对较差的地区更是如此。本文研究认为，中国大型坳陷型湖盆适度的抬升过程，不仅不会发生油气藏的破坏，而且后期的湖盆适度抬升是油气排烃成藏的重要时期。这里所谓的适度是指抬升过程将烃源岩和主要目的层段整体抬升到适宜深度，且又不会导致成藏过程的丧失。根据对鄂尔多斯、四川、塔里木和准噶尔等盆地抬升幅度对油气成藏影响的分析，中国发育的大型坳陷型湖盆其抬升幅度一般为1000～3000m不等，而成藏主要目的层现今的埋藏深度均大于2000m。研究发现，抬升对油气规模成藏的有利因素有以下3方面：①持续埋藏期，油气成藏呈递进发生并在烃源岩内发生阶段“储蓄”，为抬升阶段发生排烃积蓄了能量；②抬升降温过程中尽管生烃过程有所减缓，但压力降低油气发生体积膨胀，如煤系烃源灶抬升卸载导致气体释压解吸并膨胀^[26-27]，海相液态烃在高—过成熟阶段由液态向气态转化使得体积增容^[28-29]，这使烃源岩内部出现油气集中释放过程，可以发生规模排烃；③中国陆上大型坳陷湖盆的抬升过程多发生在白垩纪末期以后，导致成藏过程偏晚，利于油气藏的保存。

3 中低丰度油气资源大型化成藏机理与分布特征

中低丰度油气资源大型化成藏的地质条件主要有3方面：①源储近邻并大面积接触；②储集体非均质性强，且孔喉结构复杂、物性偏差；③地层产状平缓，缺少明显的构造圈闭和优质盖层。上述3方面条件决定了中低丰度油气藏大型化成藏的机理和分布特征既与常规油气藏分布明显不同，也与非常规连续型油气聚集有明显差异。

3.1 大型化成藏的主要运聚机制

如前述，中低丰度油气资源大型化成藏的基本条件之一是烃源岩与储集体近邻，且大面积接触，这对中低丰度油气资源大型化成藏有两方面重要作用：①将烃源灶内部的过剩压力充分转化为有效动力，从而把烃源灶中产生的烃类，规模、短距离地驱注入储集体，为致密储集体大型化成藏提供了重要动力条件；②大面积接触导致大面积短距离运移和成藏，保证了油气规模化成藏。

物性较差的储集体得以规模成藏的运聚机制主要有以下2方面：①体积流运聚机制。烃源灶内部阶段性大量生烃储蓄了足够的油气，并形成超压，且源内压力远高于与之紧密接触的储集体，这种源-储间存在的剩余压力差，成为将油气以体积流方式整体驱注于相对致密的非均质储集体的强大动力。同时，源储间的烃类浓度也有差异，这种烃浓度差也是油气向储集层扩散运移的重要动力之一。笔者研究发现，体积流充注主要发生于地层埋藏期，也是源储剩余压力差发育期。以鄂尔多斯盆地为例，包裹体测试压力数据证实，盆地埋藏期上古生界山西组内的烃源岩与砂体之间至少存在7MPa左右的剩余压力差，而山西组与临近的石盒子组砂岩之间也存在约5MPa的剩余压力差，这种剩余压力差的存在，必然导致烃源岩中的天然气在超压驱动下向储集层运移，即发生体积流充注。后期盆地抬升期，由于烃源灶生气过程停止，源储剩余压力差逐渐降低，但地层的抬升导致气源岩微孔隙中的游离气体积膨胀，可以部分地增加烃源灶内部压力，使烃源岩内部仍可保持一定的排驱动力。同时，在抬升过程中，由于烃源灶压力的降低，以吸附形式赋存于烃源灶内的天然气将发生解吸，进入气源岩的微小孔隙中增加了气源岩孔隙中游离气的数量，也是源储间驱动力的重要贡献者。②扩散流运聚机制。总体而言，中低丰度油气资源大型化成藏的储集体多表现为低孔、低—特低渗、高排替压力、高束缚水饱和度的特点，源储间除压差驱动下的体积流动外，烃浓度差驱动下的扩散作用也是重要的运聚机制。特别是储集层物性、孔喉结构更差的致密储集层成藏，烃类主要是在烃浓度差驱动下以扩散方式进入储集层。由于源储间大面积直接接触的良好条件，这种扩散作用可以呈区域性大面积发生。因此，扩散作用也是中低丰度天然气藏群大型化成藏的又一重要机制。

3.2 大型化成藏的主要样式

大型化成藏的主要样式有薄饼式、集群式与似层状成藏，保证了成藏的规模性。薄饼式成藏是指油气藏的油气柱高度很小（一般为几米至数十米），而含油气面积却很大（一般为数千至数万平方千米）的一类成藏类型，因空间上油气层的分布形似薄饼状，故称之薄饼式成藏。为便于用数值来表述其特征，将该类油气藏按实际分布面积转化为规则的正方形，用油气藏实际油气柱高度，构成一个三维空间分布的“薄板”。用正方形的面积近似代表薄饼式成藏含油气面积，正方形边长与油气柱高度之比即可反映油气藏的饼式特征。以此方法对中国鄂尔多斯、四川、塔里木等盆地已发现的中低丰度气藏群作统计（见表3），发现这类气藏的正方形边长与油气柱高度之比多在1000以上，最大可达上万，如苏里格气田已探明含气面积约20800km²，气层有效厚度5～15m，平均含气范围宽度与气层平均厚度之比高达14422，远大于高丰度大气田的比值。高丰度大气田的比值一般为几十至数百，如克拉2气田的含气面积48km²，气柱高度平均55m，含气范围平均宽度与气层平均厚度之比仅为126，而普光气田此比值仅为75。

需要说明的是，薄饼式成藏可以在盖层条件较差的地区大规模成藏，这是薄饼式成藏在中低丰度油气资源大型化成藏中的重要贡献。如鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界构造平缓，总体为北高南低、倾角在1º～3º的单斜，气田的气层厚度一般5～15m，单个含气砂体一般长1000～2500m，宽100～250m，由气柱高度所产生的浮力最大为0.15MPa。气田的直接盖层是物性更差的致密砂岩，经实验测试，其排驱压力大于1.2MPa，气层和盖层之间的排驱压力差大于0.5MPa，因此气柱产生的浮力不足以突破盖层，从而使气藏得以较好地保存。

集群式成藏是指油气在一系列呈集群式发育的地层、岩性圈闭中聚集而形成的一类成藏现象。这是由于在克拉通盆地平缓台地区的碳酸盐岩层系、陆内坳陷海陆过渡相与陆相层系以及前陆盆地缓翼广大斜坡区的陆相沉积层系中，因建设性成岩和后生成岩改造作用，或由于原始沉积物源区岩性多变、水动力能量多变等，导致储集层非均质性强，形成众多呈独立或半独立状分布的聚集体，就像玻璃板中众多大小不一的气泡，单体规模不大，但储集体众多则形成了规模巨大的集合体（见表4）。当油气充注后，不仅形成的油气藏群规模很大，而且这些规模巨大的油气藏群对封盖条件的要求也不高，只要有遮挡条件（多数小于几个兆帕）就可规模成藏，其中丰度较高的油气藏（俗称“甜点”）是油气勘探的重点。如鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8段心滩砂体，由于岩性、物性横向变化剧烈，致使大气田由成千上万个单体规模较小的气藏群构成，常规小型岩性气藏之间连续或不连续分布着含气饱和度较低的致密气层、干层或水层（苏里格西区低部位），总体表现为非常规气与常规气的混合共生。根据对苏里格气田的解剖，气田的含气面积接近3.3×10⁴km²，依据砂体形态可以确定的气藏数量约5×10⁴～8×10⁴个，单个气藏气柱高度2～6m、储量规模一般在3000×10⁴～10000×10⁴m³，整个气田的平均储量丰度约0.7×10⁸m³/km²。致密砂岩普遍含气，含气饱和度不高但连续分布。

似层状成藏是碳酸盐岩岩溶缝洞型储集层的主要成藏样式。克拉通盆地继承性古隆起围斜部位受风化岩溶以及顺层、层间岩溶作用的综合影响，广泛发育似层状分布的岩溶缝洞型储集层，当充注油气后，就形成了似层状油气分布格局。以塔里木盆地塔北隆起斜坡区奥陶系一间房组、鹰山组和良里塔格组成藏为例，多种岩溶作用形成的缝洞体数量多达数百甚至上千个，每个缝洞单元都是一个相对独立的油气聚集单元（见图7）。多套似层状分布的油气藏群可以形成大油气田，如塔河油田、哈拉哈塘油田等，地质储量规模在数亿吨甚至数十亿吨。

3.3 中低丰度油气资源大型化成藏的分布特征

3.3.1 油气分布的近源性

所谓大型化成藏分布的近源性，是指中低丰度油气藏主要分布于有效烃源灶范围内或与烃源灶紧密关联的范围内，成藏分布具明显的源控性。有两方面含义：①与烃源灶共生，中低丰度油气藏群大型化成藏的基本条件是烃源灶和储集体不仅规模大，而且两者必须紧密接触。②烃源灶与储集体间存在较大的压力差或烃类浓度差，以保证油气有效成藏和大规模成藏。近期通过对鄂尔多斯、四川、松辽、吐哈和准噶尔等盆地已发现中低丰度油气藏解剖研究，发现这类油气藏分布于烃源灶范围内的比例高达90%以上。由于成藏分布的近源性，中低丰度气藏群分布具有明显的地域性，主要分布于坳陷湖盆的向斜区和广大斜坡区、克拉通盆地古隆起的围斜部位与前陆盆地缓翼斜坡区。

3.3.2 成藏组合的主体性

所谓成藏组合（Play），是指由相同或相似成藏条件控制形成的、在成因机制和分布特征上具有同因性和相似性的一组油气藏构成的集合体。总体而言，中低丰度油气资源大型化成藏的主要成藏组合有两大类，即大面积成藏组合与大范围成藏组合。

大面积成藏组合是指受连续性较好、油气源供给充足的烃源灶控制的一类成藏组合，这类组合主要分布于鄂尔多斯盆地石炭-二叠系的海陆过渡相砂岩层系中。此外，一些邻近主力气源灶的碎屑岩层系，也有发育这类组合的可能性，如准噶尔盆地环玛纳斯湖生烃中心的二叠系佳木河组、夏子街组和乌尔禾组，鄂尔多斯盆地靠近烃源灶的太原组，四川盆地邻近川西主力气源灶的上三叠统须家河组，以及须一、三、五段主力气源岩层系内部的砂岩体等。

大范围成藏组合是指“甜点”富集油气，而成藏范围很广的一类成藏组合。这类组合主要形成于三明治式组合和倒灌式组合之中，以四川盆地川中地区须家河组和鄂尔多斯盆地中部奥陶系马家沟组岩溶风化壳代表。勘探揭示，单一有经济性的油气聚集范围有限，但平面上由数十乃至上百个油气藏散布于广阔的区域内，油气藏之间多被水区、致密区构成的“天窗”阻隔，具有斑块状成藏特征。研究表明，导致成藏分布不连续的原因有二：①烃源灶分布不均匀、供烃总量不充分，近源储集体优先成藏；②储集体的连续性较差，导致形成的油气藏在很大的范围内呈星罗棋布式分布。如四川盆地须家河组气藏（见图8），由于须一、三、五段煤系源岩的连续性平面变化较大，一些区域煤系烃源岩明显减薄甚至缺失，致使与之接触的须二、四、六段储集层中含气饱和度与资源丰度平面上有明显变化，煤系烃源岩减薄区（俗称“天窗区”）成藏机率低，而优质烃源岩和有效储集层叠置区是天然气的主要富集区，形成的气藏储量丰度与含气饱和度相对较高。

3.3.3 成藏的晚期性

成藏的晚期性是指在中国陆上大型坳陷型含油气盆地中，中低丰度油气藏多在白垩纪中后期以后形成，成藏期明显偏晚。由于油气散失时间偏短，散失量有限，因而成藏效率较高。导致中低丰度油气资源大型化成藏晚期性的原因有：①抬升过程的晚期性；②古老海相烃源岩长时间（长达几亿年）在液态窗范围滞留，烃源岩熟化充分，但早期排烃有限，到白垩纪以后再快速埋藏并大量排烃成藏；③热裂解成气的晚期性。这3个晚期性导致烃源灶，特别是气源灶都在晚期出现规模排烃，这是中低丰度油气藏群晚期大型化成藏的重要原因。此外，由于煤岩的强吸附性，气源灶对天然气的吸附与后期抬升背景下的规模释放也是晚期成藏的另一重要原因。解剖研究表明，鄂尔多斯盆地苏里格气田和四川盆地川中地区须家河组气藏的形成，主要形成发生在于白垩纪以来的新生代近纪阶段，而这一阶段刚好与盆地抬升阶段对应。从苏里格和川中地区的勘探实践看，抬升期的成藏规模和范围相当大，证明晚期成藏的现实性。

3.3.4 成藏类型的单一性

成藏类型的单一性是指构成中低丰度油气藏群的主要油气藏类型相对单一，岩性-地层型油气藏所占比例高达95%以上。这是由适宜于中低丰度油气资源大型化成藏的地质环境决定的，在平缓的海相碳酸盐岩、海陆过渡相-陆相煤系沉积层系，由于建设性改造作用形成的缝洞体系和由继承性牵引流形成的众多沉积砂体都存在强烈的横向变化，极易形成地层和岩性圈闭，且往往以集群方式发育，因而形成的油气藏群也是这类油气藏的集合体。鄂尔多斯、四川与塔里木等大型含油气盆地的腹部地区构造平缓，地层倾角一般1°～3°，大型构造圈闭不发育，对油气成藏看似不利。但广泛发育的岩性、地层圈闭弥补了成藏条件的不足，尽管成藏丰度不高，但含油气规模很大，并可降低成藏对盖层条件的要求，保证了油气的大型化成藏。

4 讨论

4.1 集群式成藏的边界问题

薄饼式和集群式成藏到底有没有边界，如果有，是什么，如何确定？笔者认为，油气的成藏过程，实际上是油气在储集体中的相对富集过程，不管资源丰度高低、品质好坏，都有一个“成矿”过程，否则就不能称之为资源。中低丰度资源边界的确定，较常规资源更复杂，难度更大。本文所述的薄饼式和集群式成藏边界，应该将油气藏群的边界与单一油气藏的边界区别对待。一般情况下油气藏群的边界有3种表现形式：①储集体群与同期沉积的岩性边界。通过对苏里格气田解剖研究，在多层叠置、连续分布的气层中，如果细化到每一具体的气层内部，平面上存在很大范围的零值“天窗”，边界是存在的。②储集体群在构造低部位与水区的分界线。③储集体群内部区域性的致密物性界面。单一油气藏的边界主要有4种形式：①碎屑岩储渗单元的边界一般为致密的物性界面；②常规油气藏的油气水界面；③碳酸盐岩缝洞单元边界，一般是溶蚀孔洞体与致密围岩间的边界；④缝洞单元内部的油气水边界等。

鄂尔多斯盆地苏里格气田开发实践表明，在气田北部和西部地区出现了明显的气水（同产）井或者水井，有明显的气水过渡带特征，表明该区可能为气田的宏观边界。另一方面，由于储集体的强非均质性，导致气田内部出现很多储集层砂岩不发育区，属于岩性尖灭带，应该也是气藏的边界（见图9）。

4.2 大型化成藏理论认识与其他两种油气成藏理论的差异

中低丰度油气资源大型化成藏理论认识与经典油气成藏理论和连续型油气聚集理论有明显不同^[30]，既有研究对象的差异，也有成藏条件与特征的不同。总体而言，三者差异大于共性（见表5）。中低丰度油气藏群大型化成藏理论认识研究对象属于常规与非常规混合型资源；经典油气成藏理论研究对象是常规资源；连续型油气聚集理论侧重于非常规油气资源。在储集层物性较好或有一定构造背景（如低幅度构造圈闭）的区域，油气水分异相对明显，以常规油气资源为主；而相对致密储集层或缺少构造背景的区域，油气水分异较差，油气藏边界相对复杂，以非常规成藏为主。常规油气藏主要是在地层水的浮力作用下油气发生了由分散到聚集的过程，一般成藏要素质量较好，以体积流充注为主，油气藏丰度高，油气分布受局部圈闭控制，有明显的油气水边界。非常规油气主要分布于烃源灶内部，是“源储一体”或“源储共生”型成藏，油气主要在源储压力差或烃分子浓度差驱动下，通过扩散流方式运聚成藏，油气水分异过程不明显，呈现大面积连续分布的特点。

资源分布方面，常规油气藏的形成分布往往受大型构造背景控制，聚集于盆地的低流体势区。非常规连续型油气聚集往往与烃源岩共生，多分布于烃源层系内部，或分布于与烃源岩大面积间互的近源储集体中。中低丰度混合型油气藏的形成分布与非常规油气资源在地域上有交叉，多位于克拉通台盆区与坳陷盆地宽缓的向斜区和前陆盆地的广大斜坡区，在以往认为成藏条件较差的构造抬升区和盖层条件“劣质区”等，都有可能形成规模油气藏。

5 结论

中国陆上大型含油气盆地广泛发育一类中低丰度油气资源，常表现出大型化成藏的特点。决定中低丰度油气资源大型化成藏的关键在于成藏要素的大型化发育以及成藏条件的规模变化，煤系烃源岩、海相泥质烃源岩和烃源岩中滞留液态烃3类烃源灶和储集体的大型化发育奠定了大型化成藏的物质基础，广覆式、三明治式、转接式和倒罐式4类生储盖组合的大型化分布为大型化成藏创造了条件，烃源灶连续性横向规模变化、储集体物性连续性横向规模变化以及地层、岩性的规模变化为大型化成藏提供了重要保障，大范围抬升过程的发生为整体规模排烃和成藏创造了有利条件。

中低丰度油气资源大型化成藏以体积流和扩散流为主要运聚方式，保证了烃源输入的充分性；薄饼式、似层状和集群式成藏是大型化成藏的主要形式，保证了成藏的规模性。中低丰度油气资源大型化成藏具有油气藏分布的近源性、成藏组合的主体性、成藏时机的晚期性和成藏类型的单一性等特征，海相克拉通盆地古隆起围斜区、陆内坳陷盆地广大斜坡区和向斜区以及前陆盆地缓翼斜坡区等是油气大型化成藏的主要部位，表现为大面积和大范围成藏两种类型，成藏规模相当大。

中国陆上中低丰度油气资源大型化成藏认识的提出与形成，丰富发展了油气成藏理论，提升了叠合盆地中深层油气资源发现潜力，有效推动油气勘探“由局部二级构造带向以主力烃源灶为中心的全盆地”、“由中浅层向深层、超深层”发展，对未来油气勘探领域和范围拓展具有重要指导意义。

致谢：除参考文献外，本文还引用了国家973项目（2007CB209500）和国家碳酸盐岩重大专项（2008ZX05004）的部分研究成果。

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(本文作者：赵文智¹ 胡素云² 王红军² 卞从胜² 汪泽成² 王兆云²  1. 中国石油勘探与生产公司；2. 中国石油勘探开发研究院)