王大鹏, 白国平, 徐艳, 陈小亮, 陶崇智, 张明亮. (2016)全球古生界海相碳酸盐岩大油气田特征及油气分布[J]. 古地理学报, 18(1): 80-92
Wang Dapeng, Bai Guoping, Xu Yan, Chen Xiaoliang, Tao Chongzhi, Zhang Mingliang. (2016)Characteristics and hydrocarbon distribution of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world[J]. Journal Of Palaeogeography, 18(1): 80-92. DOI:10.7605/gdlxb.2016.01.006  
Permissions
Copyright©2016, 《古地理学报》编辑部
版权所有.《古地理学报》编辑部
全球古生界海相碳酸盐岩大油气田特征及油气分布
王大鹏1,2, 白国平1,2, 徐艳1,2, 陈小亮1,2, 陶崇智3, 张明亮4
1. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249
2. 中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249
3 .中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083
4 .中国石油大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆 163853

作者简介：王大鹏,男,1984年生,中国石油大学(北京)博士研究生,主要从事全球油气分布和海相碳酸盐岩沉积储集层的研究。E-mail: kongshi41118@126.com。

通讯作者简介： 白国平,男, 1963年生,中国石油大学(北京)教授,主要从事全球油气分布和国外含油气盆地综合研究。 E-mail: baigp@cup.edu.cn。

收稿日期:2015-03-17
基金:国家科技重大专项(编号：2011ZX05005-001)资助; [Financially supported by the National Science and Technology Major Project (No.2011ZX05005-001)]
摘要

古生界海相碳酸盐岩油气对中国能源安全具有重要意义。以全球古生界海相碳酸盐岩大油气田的最新资料为基础,系统统计分析了古生界海相碳酸盐岩大油气田的地质特征及其分布规律。截至 2013年底,全球 15个含油气盆地中共发现了 89个古生界海相碳酸盐岩大油气田,油气可采储量达 495.9×108, t油当量,占全球海相碳酸盐岩层系油气总储量的 20.9%。研究表明,大油气田分布在中东、前苏联、北美和亚太地区,其中,大油田主要分布于前苏联和北美,大气田则主要位于中东和亚太, 20世纪 70年代是大气田发现的高峰期。大油气田的油气主要来自古生界烃源岩,以志留系、石炭系、二叠系和泥盆系(按重要性排序)为主;烃源岩岩性主要为泥页岩、沥青质泥页岩和沥青质碳酸盐岩。盖层以蒸发岩和碎屑岩为主。层系上,油气主要富集于二叠系、石炭系和奥陶系,白云岩和生物礁储集层占重要地位。埋深上,储量分布相对集中的埋深为 2500~3000, m、 3500~4000, m和 4000~4500, m,分别占总储量的 52.6%、 15.9%和 9.5%。油气藏类型上,以构造圈闭为主,不过近年来发现的大油气田的非构造圈闭比例有所增大。建议中国古生界海相油气勘探应重视白云岩储集层,更重要的是,应加强深层海相碳酸盐岩层系油气成藏机理和分布主控因素的研究。

关键词: 古生界; 海相碳酸盐岩; 大油气田; 白云岩; 生物礁; 油气分布; 深层
中图分类号:TE17 文献标志码:A 文章编号:1671-1505(2016)01-0080-13
Characteristics and hydrocarbon distribution of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world
Wang Dapeng1,2, Bai Guoping1,2, Xu Yan1,2, Chen Xiaoliang1,2, Tao Chongzhi3, Zhang Mingliang4
1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249
2 .College of Geosciences,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249
3. Exploration & Production Research Institute,SINOPEC,Beijing 100083
4. The Ninth Oil Production Plant of Daqing Oilfield Company Ltd.,PetroChina,Daqing 163853,Heilongjiang;
Abstract

Exploration for petroleum in the Paleozoic marine carbonate rocks is of great significance to China’s energy security. Based on the analysis of the newest data for oil-gas fields,this study attempts to document the geological features and distribution patterns of giant marine carbonate rock oil-gas fields in the Paleozoic throughout the world. A total of 89 giant marine carbonate rock oil-gas fields in the Paleozoic had been discovered in 15 basins in the world by the end of 2013. Recoverable oil and gas reserves in these giant fields amount to 495.9×108 t oil equivalent,which make up 20.9% of the total recoverable reserves in all marine carbonate rock fields in the world. Results show that giant oil-gas fields mainly occur in the Middle East,former Soviet Union,North America and Asia Pacific,of which, giant oilfields are mainly distributed in former Soviet Union and North America,while giant gas fields are mainly confined to the Middle East and Asia Pacific. The peak discovery of giant gas fields occurred in 1970s. Oil and gas in the giant oil-gas fields were largely derived from the Paleozoic source rocks. In terms of relative importance,the most important source intervals are the Silurian, Carboniferous, Permian and Devonian. The source rocks are dominated by mudstones and shales,bituminous mudstones and shales and bituminous carbonate rocks. Evaporites and clastic rocks are the dominant seal rock. Stratigraphically,the reserves are concentrated in three stratigraphic units: the Permian, Carboniferous and Ordovician. Dolostone and reef reservoirs are of particular significance. The petroleum reserves are largely accumulated in three stratigraphic units of burial depths: 2500~3000,m(hosting 52.6% of the total),3500~4000,m(15.9%),and 4000~4500,m(9.5%). Structural traps are the main trap types for the giant oil-gas fields,but the proportion of non-structural traps has increased for the newly discovered giant oil-gas fields. For marine hydrocarbon exploration in China,it is suggested that a greater attention should be paid to dolostone reservoirs. More importantly,the studies of hydrocarbon accumulation mechanism and controlling factors for hydrocarbon distribution in deep marine carbonate strata should be strengthened.

Key words: Paleozoic; marine carbonate rock; giant oil-gas field; dolostone; reef; oil and gas distribution; deep strata

参考Halbouty(2003)的定义, 文中的古生界海相碳酸盐岩大油气田是指以古生界海相碳酸盐岩为储集层、最终可采储量超过5× 108桶(6820× 104, t)油当量的油气田。古生界海相碳酸盐岩层系是中国现实的油气资源接替领域, 塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地已发现古生界海相碳酸盐岩大油气田, 表明中国古生界海相油气有着良好的勘探前景(金之钧, 2005)。众多学者开展过大油气田特征的研究(Horn, 2007a, 2007b; Mann et al., 2007; 李春荣等, 2007; 贾东等, 2011; Bai and Xu, 2014), 国外单独针对海相碳酸盐岩大油气田分布特征的研究相对较少(Bios et al., 1982), 国内一些学者(吕修祥和金之钧, 2000; 白国平, 2006; 谷志东等, 2012; 金振奎等, 2013; 张宁宁等, 2014)则对此展开过不同程度的研究。有关古生界海相碳酸盐岩大油气田的研究, 主要集中在储集层特征及形成机理、形成环境、成藏模式和主控因素等方面(钱凯等, 2003; Ehrenberg and Nadeau, 2005; 范嘉松, 2005; 戴金星等, 2007; 赵宗举等, 2007; 罗平等, 2008; 江怀友等, 2008; 何治亮等, 2011)。然而, 至今为止, 尚未见针对全球古生界海相碳酸盐岩大油气田分布特征系统分析的研究成果。基于IHS Energy Group(2014)全球最新的古生界海相碳酸盐岩油气储量数据, 作者对古生界海相碳酸盐岩大油气田的烃源岩、储集层、盖层和油气藏类型等油气地质特征以及其区域、层系、盆地类型和储集层埋深等分布特征进行系统分析研究, 定量表征其宏观分布特征并探讨其富集规律, 以期对中国下古生界海相油气勘探有所启示。

图1 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田分布Fig.1 Distribution of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

表1 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田可采储量一览（据Gautier et tal., 1996; Ahlbandt et al., 2005; HIS Energy Group, 2014; 资料汇总） Table 1 Summary of proved and probable recoverable reserves of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the World ( Data is summarized from Gautier et al., 1996; Ahlbandt et al., 2005; HIS Energy Group, 2014 )
1 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田概述
1.1 油气资源概况

截至2013年底, 在全球海相碳酸盐岩层系, 探明和控制的石油、天然气和凝析油可采储量分别为1291.4× 108 t、119.8× 1012 m3和122.9× 108, t, 折合成油当量为2376.5× 108 t。全球范围内共发现古生界海相碳酸盐岩大油气田89个, 其中大油田41个, 大气田48个(图 1)。这些大油气田的石油、天然气和凝析油可采储量分别为74.8× 108 t、45.0× 1012 m3和59.3× 108, t, 折合成油当量为495.9× 108, t, 石油、天然气和凝析油的可采储量分别占全球已发现海相碳酸盐岩油气总储量的5.8%、37.6%和48.3%, 油当量占到了海相碳酸盐岩已发现总储量的20.9%。古生界海相碳酸盐岩大油气田主要富集于中东、前苏联、北美和亚太4个油气区(表 1), 其他地区尚未发现古生界海相碳酸盐岩大油气田。古生界海相碳酸盐岩油气最富集的盆地是中东的阿拉伯盆地和前苏联的滨里海盆地, 其油气可采储量分别占古生界海相碳酸盐岩大油气田油气总储量的59.5%和17.3%, 而其他盆地均不足10.0%(图 1)。

1.2 勘探发现史

古生界海相碳酸盐岩的大油气田的勘探可追溯到19世纪80年代。1884年, 在美国密歇根盆地俄亥俄州西北部储集层顶部埋深348.0~402.3, m的中奥陶统Trenton组和Black River组白云岩内发现了第1个古生界海相碳酸盐岩大油田-Lima-Indiana大油田(Coogan and Parker, 1984)。之后, 无论大油气田的个数和规模均平稳增长, 1930-1939年, 是大油田发现的高峰期, 共计发现10个大油田, 且全部在美国。20世纪60年代开始, CDP(共深点)地震勘探技术诞生后, 古生界海相碳酸盐岩大气田的发现迅速增长。20世纪70年代, 共发现13个大气田, 主要分布在中东和前苏联地区, 特别是在1971年, 在阿拉伯盆地卡塔尔隆起上, 发现了世界最大的诺斯(North)气田, 使得20世纪70年代发现的天然气可采储量大大超过石油储量。之后, 随着油气勘探向深层领域拓展, 发现的古生界大气田的个数和储量都占明显优势(图 2)。进入21世纪, 新发现的古生界海相碳酸盐岩大油气田共16个, 其中大油田仅3个, 2个分布在前苏联的滨里海盆地, 1个在中国; 大气田13个, 主要分布在伊朗和中国(图 1), 2010年之后的发现的都是大气田(图 2)。

图2 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田勘探发现史Fig.2 Historical discovery of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

2 油气地质特征
2.1 烃源岩

油气分布与主要烃源岩层系的分布密切相关(Klemme and Ulmishek, 1991; Sorkhabi, 2009)。统计分析表明:古生界海相碳酸盐岩大油气田的油气主要来自古生代烃源岩, 而其他时代烃源岩的贡献很少。古生代烃源岩主要有4套:志留系、石炭系、二叠系和泥盆系, 它们为古生界海相碳酸盐岩大油气田油气可采储量的贡献率依次为总储量的65.5%、20.6%、5.9%和5.1%(图 3-a), 合计为97.1%。中东地区古生界海相碳酸盐岩大油气田的主要烃源岩为志留系(贡献率为98.9%), 前苏联以石炭系(80.8%)和泥盆系(14.4%)为主, 亚太地区以下古生界(92.1%)为主。在北美地区, 除寒武系烃源岩不发育外, 其他古生界层系均是有效的烃源岩, 但最重要的是二叠系, 油气可采储量的55.3%源自这套烃源岩。

烃源岩的岩性主要为泥页岩和碳酸盐岩2大类, 可进一步细分为(纯)泥页岩、沥青质泥页岩、钙质泥页岩、泥质碳酸盐岩、沥青质碳酸盐岩和(纯)碳酸盐岩6种主要类型。古生界海相碳酸盐岩层系的油气主要来源于泥页岩(72.9%), 其次为沥青质泥页岩(15.2%)和沥青质碳酸盐岩(6.1%)(图 3-b)。按层系统计, 志留系烃源岩的岩性主要是泥页岩, 源自志留系烃源岩的油气可采储量的99.4%是由泥页岩生成的, 泥盆系和石炭系亦主要是泥页岩, 比例分别为95.7%和74.0%。然而, 就寒武系和奥陶系烃源岩而言, 碳酸盐岩所占的比例大幅增大, 分别达到75.7%和61.9%(图 3-c)。

图3 不同烃源岩为全球古生界海相碳酸盐岩大油气田贡献的油气储量百分含量Fig.3 Content of contributed reserves of different source rocks in the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

2.2 储集层

由于研究角度的不同, 关于海相碳酸盐岩储集层类型的划分, 不同学者的分类方案有所不同(Wilson, 1980; Roehl and Choquette, 1985; 赵宗举等, 2007; 罗平等, 2008; 赵文智等, 2012)。结合不同的分类方案和可获取的古生界海相碳酸盐岩大油气田的资料, 文中将碳酸盐岩储集层类型划分为滩坝、生物礁、白云岩、白垩岩、喀斯特和裂缝型6种类型。依据所储集的油气储量, 最重要的储集类型是白云岩和生物礁, 它们储集的可采储量为379.6× 108, t和53.4× 108, t油当量, 分别占古生界海相碳酸盐岩大油气田油气总可采储量的76.5%和10.8%, 而其他类型的储集层(除滩坝碳酸盐岩分布广泛, 但储量较小外), 在区域或层系分布上都比较局限。例如, 白垩岩主要分布在北海地堑的中生代地层, 喀斯特储集层主要分布在北美的二叠系盆地和中堪萨斯隆起, 裂缝储集层主要分布在中东的新生代地层。由于白云岩和生物礁储集层在古生界海相碳酸盐岩大油气田中的重要地位, 作者将重点讨论白云岩和生物礁储集层的特征。

不同地区发育的白云岩储集层有着不同的特征, 这主要与大地构造背景、原始沉积环境和盆地流体性质等因素有关(Zenger et al., 1980; Warren, 2000; 马锋等, 2011)。白云岩储集层主要分布于二叠系、石炭系、泥盆系和奥陶系, 它们分别储集了白云岩油气田总可采储量的81.8%、12.1%、3.1%和2.2%, 志留系和寒武系不足1.0%(图 4-a)。二叠系白云岩大油气田主要分布在中东的阿拉伯盆地和北美的二叠盆地, 石炭系和泥盆系主要集中于前苏联的滨里海盆地, 奥陶系则主要分布在中国的塔里木盆地和鄂尔多斯盆地, 而寒武系和志留系白云岩大油气田分别只局限于前苏联的东西伯利亚盆地和北美的密歇根盆地。

生物礁的形成与分布主要受全球海平面升降、盆地构造格架、古纬度、古气候和古生物群落的控制(Kiessling et al., 2002)。生物礁储集层的油气主要富集在于石炭系、二叠系和泥盆系, 它们分别储集了生物礁油气田总可采储量的54.0%、35.6%和10.4%, 石炭系生物礁大油气田主要分布于前苏联的滨里海盆地和伏尔加-乌拉尔盆地, 泥盆系主要分布于北美的西加盆地, 二叠系亦主要分布于伏尔加-乌拉尔盆地, 而下古生界尚未发现生物礁型大油气田(图 4-b)。古生代生物礁的主要发育时期是泥盆纪和志留纪(Kiessling et al., 1999), 但这2套层系的油气储量在古生界生物礁储集层中并不占优势, 因此, 生物礁的发育与生物礁油气田的分布并不一致, 这表明生物礁油气田的形成并非仅受控于储集层, 其他成藏要素的发育及其成藏过程的匹配亦对生物礁油气田的形成、保存和富集有着重要的控制作用。

2.3 盖层

古生界海相碳酸盐岩大油气田的盖层主要分布于3套层系:二叠系、三叠系和石炭系, 它们分别封盖了古生界海相碳酸盐岩大油气田总储量的54.6%、37.2%和4.7%(图 5-a), 盖层的这种层系分布与晚二叠世和早三叠世全球性干旱-半干旱气候下蒸发岩的大规模发育相关, 例如, 中东地区阿拉伯盆地的主要盖层为上二叠统-下三叠统Khuff组蒸发岩(Alsharhan and Nairn, 1994), 前苏联滨里海盆地的主要盖层是区域展布的下二叠统空谷阶蒸发岩(Barde et al., 2002)。

图4 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田白云岩和生物礁储集层油气储量百分含量Fig.4 Content of reserves of dolostone and reef reservoirs of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

图5 不同盖层为全球古生界海相碳酸盐岩大油气田封闭的油气储量百分含量Fig.5 Content of sealed reserves of different cap rocks of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

图6 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田油气藏特征Fig.6 Characteristics of reservoirs of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

表2 排名前20的全球古生界海相碳酸盐岩大油气田基本特征 Table2 Salient features of top 20 giant fields in the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

盖层的岩性主要有4种类型:蒸发岩、碎屑岩(以泥页岩为主)、致密碳酸盐岩和混合岩性。统计分析表明:虽然蒸发岩仅是26个大油气田的盖层, 但其封盖的储量比例却达到了75.9%, 封盖的油气田规模大(储量平均规模为14.5× 108, t油当量)。众多大油气田所在的盆地都是含盐盆地, 表明蒸发岩盖层封盖的有效性与古生界海相碳酸盐岩大油气田储量规模密切相关(Warren, 2010)。与蒸发岩盖层相比, 碎屑岩盖层也是比较普遍的盖层类型, 其封盖的大油气田个数为23个, 不过封盖的储量仅占油气总储量的11.8%, 其封盖的油气田规模相对较小(储量平均规模为2.5× 108, t油当量)。致密碳酸盐岩和混合岩性盖层封闭的储量共计占总储量的12.3%, 个数达40个, 由此可见, 这些大油气田的平均储量规模更小(图 5-b)。

2.4 油气藏类型

古生界海相碳酸盐岩大油气田的油气藏类型以构造圈闭油气藏为主, 在89个大油气田中, 构造型油气田47个, 占总数的54.0%, 储量占总储量的68.6%, 其次是复合型和地层型大油气田, 个数分别是26和16个(图 6-a), 储量分别占总储量的24.0%和7.4%(图 6-b)。表2列出了全球油气可采储量排名前20的古生界海相碳酸盐岩大油气田基本特征, 表明大油气田以构造型为主, 且大气田占主体。这可能与前期的勘探理念主要目标以构造圈闭为主有关, 随着勘探的不断深入, 古生界海相碳酸盐岩层系非构造型大油气田的比例会有所增大。与国外不同, 中国的古生界海相碳酸盐岩大油气田单一的构造圈闭很少, 主要以非构造型为主, 通常是地层、不整合和构造复合的复杂型圈闭。例如, 塔里木盆地塔河油田受盆地构造沉积、成岩演化和流体活动等因素的影响, 中下奥陶统鹰山组油气藏主要发育古隆起背景下的地层不整合-风化壳岩溶型储集层(王祥等, 2012)。

图7 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田层系分布特征Fig.7 Stratigraphic distribution of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

3 油气分布特征
3.1 区域分布

全球油气可分为7个大区:前苏联、中东、亚太、欧洲、北美、中南美和非洲, 其中, 中东发现的古生界海相碳酸盐岩大油气田的油气最多, 且全部为大气田, 可采储量达322.0× 108, t油当量, 前苏联和北美次之, 分别为120.8× 108, t和37.3× 108, t油当量(表 1)。亚太地区虽然有8个大油气田, 但储量规模相对较小, 可采储量不足总储量的4.0%, 且都分布在中国(图 1)。欧洲、中南美和非洲尚未发现古生界海相碳酸盐岩大油气田。大油田和大气田的区域分布不同, 大油田主要分布于北美(25个)和前苏联(14个), 而大气田则主要位于中东(30个)和亚太(6个)(图 1)。

3.2 层系分布

海相碳酸盐岩大油气田在古生界的6个层系均有分布, 但主要分布于二叠系、石炭系和奥陶系, 且天然气优势明显(图 7)。此外, 白云岩储集层的层系分布特征与大油气田的总体分布特征比较一致(图 4-a, 图7), 这表明了白云岩储集层在古生界海相碳酸盐岩大油气田成藏过程中的重要地位, 白云岩储集层的勘探远景特别值得关注。

二叠系和石炭系是古生界海相碳酸盐岩大油气田个数最多的层系, 分别为49个(13个大油田和36个大气田)和21个(14个大油田和7个大气田), 占总个数的55.1%和23.6%, 其次是奥陶系, 该层系内发现了9个大油气田, 集中分布在中国(5个)和美国(4个), 但储量只占总储量的2.3%(图 7-a)。寒武系和志留系各只有1个大油田, 分别是东西伯利亚盆地的Talakanskoye大油田和密歇根盆地的Niagaran大油田, 储集层岩性分别为白云岩和生物礁。

与大油气田个数的分布特征相一致, 油气储量亦主要富集于二叠系和石炭系, 它们的可采储量分别占总储量的74.1%和21.4%(图 7-b), 其中石油储量主要储集于石炭系, 而天然气主要富集于二叠系, 分布于这2个层系的可采储量占总储量的95.5%。油气储量的这种层系分布主要归因于中东地区阿拉伯盆地内的大多数油气田都是以二叠系为主力储集层的大气田, 其中包括世界的第1大和第3大气田--诺斯气田(储量16.4× 1012 m3)和南帕尔斯气田(储量13.5× 1012 m3), 而前苏联地区滨里海盆地和伏尔加-乌拉尔盆地的大油气田均以石炭系为主要储集层, 例如, Astrakhan大气田、Kashgan大油田和Tengiz大油田的储集层均为石炭系生物礁, 其中, Tengiz大油田的储集层主要是区域性盐岩盖层空谷阶之下的碳酸盐岩台地上泥盆统法门阶-上石炭统和下二叠统礁滩相碳酸盐岩(图 8), 生物礁和碳酸盐岩台地的分布是控制其盐下成藏的主要因素(金之钧等, 2007)。

图8 滨里海盆地田吉兹油田地质剖面图(据Abilkhasimov, 2009; 有修改)Fig.8 Geological profile through Tengiz oilfield in the Pre-Caspian Basin(modified from Abilkhasimov, 2009)

3.3 盆地类型

全球范围内, 古生界海相碳酸盐岩油气藏发现于72个含油气盆地, 但古生界海相碳酸盐岩大油气田仅局限于其中的15个盆地, 最富集的5个盆地依次为阿拉伯、滨里海、扎格罗斯、伏尔加-乌拉尔和二叠盆地, 它们的油气储量分别占总储量的59.5%、17.3%、5.4%、4.7%和4.1%, 合计91.0%(图 1, 表3)。基于Mann等(2003)和贾东等(2011)的含油气盆地分类方案, 作者将含油气盆地划分为7种类型:被动陆缘、大陆裂谷、前陆、克拉通、弧前、弧后和走滑盆地。古生界海相碳酸盐岩大油气田的油气主要富集于被动陆缘盆地、前陆盆地和克拉通盆地, 发现的大油气田个数依次为24、60和5个, 油气储量分别占总储量的76.9%、21.4%和1.7%, 其他类型盆地尚未发现古生界海相碳酸盐岩大油气田。

表3 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田所在盆地的类型及储量统计 Table3 Basin types of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields and summary of proved and probable original reserves
3.4 储集层埋深

按埋深统计, 古生界海相碳酸盐岩大油气田的储量集中分布于2500~3000, m、3500~4000, m和4000~4500, m, 储量分别占总储量的52.6%、15.9%和9.5%(图 9-a)。但不同地区, 主力储集层埋深不同。北美地区最浅, 储量集中的埋深范围为1500~2000, m, 中东地区为2500~3000, m, 前苏联地区为3500~4000, m, 而亚太地区埋深最大, 主要集中在大于4500, m的深度范围, 中国古生界海相碳酸盐岩大油气田储集层除鄂尔多斯盆地靖边大气田马家沟组顶部埋深为3329, m外, 塔里木盆地和四川盆地的古生界海相碳酸盐岩大油气田储集层顶部埋深普遍大于5000, m。总体趋势是埋深越大, 其大油气田个数和储量规模越小。

图9 全球古生界海相碳酸盐岩大油气田储集层埋深分布范围及勘探史Fig.9 Burial depths distribution of reservoirs and historical discovery of the Paleozoic giant marine carbonate rock oil-gas fields in the world

参考Dyman等(2002)对储集层埋深的划分, 作者将古生界碳酸盐岩大油气田的储集层埋深划分为浅层(< 1500, m)、中间层(1500~4500, m)和深层(> 4500, m)3种类型, 大油气田储量和个数最多的是中间层, 其次是浅层和深层, 储量百分比分别为89.8%、7.9%和2.3%(图 9-a), 个数分别为61、20和8个(图 9-b)。在中间层的不同埋深范围内, 油气田个数比较均衡, 都在10个左右, 不过储量差别较大。随着深层海相油气勘探的深入, 发现的深层古生界海相碳酸盐岩大油气田的个数和储量均呈现出增长的趋势(图 9-b), 这表明深层海相碳酸盐岩层系具有良好的勘探前景。

4 对中国古生界海相油气勘探的启示

古生界海相碳酸盐岩大油气田的优质烃源岩主要发育于被动大陆边缘背景下的浅海陆架台地或斜坡, 最有利的沉积相带为台内洼地及台缘斜坡(Klemme and Ulmishek, 1991; 张水昌等, 2007), 其烃源岩的岩石类型主要是泥页岩和沥青质泥页岩。大油气田储集层以白云岩和生物礁为主, 地层时代越老, 白云岩储集层的地位越重要。盖层以发育区域性的蒸发岩盖层为特征, 这主要与碳酸盐岩储集层与蒸发岩盖层在时空上的紧密伴生相关, 同时碎屑岩等其他类型的盖层更普遍。油气藏类型以构造圈闭为主, 同时复合和地层型亦发育, 国外古生界海相碳酸盐岩大油气田的储集层埋深较浅, 主要集中在2500~4500, m范围。

中国已在3大海盆发现了古生界海相碳酸盐岩大油气田, 其中包括塔里木盆地的哈拉哈塘和塔河大油田、塔中Ⅰ 号和轮古大气田、鄂尔多斯盆地的靖边大气田和四川盆地的普光、元坝和安岳大气田(图 1), 表明中国海相盆地具备良好的油气成藏条件。与国外发现的古生界海相碳酸盐岩大油气田的含油气盆地相比, 中国海相盆地具有明显的独特特征(金之钧, 2005; 邬光辉等, 2014)。主要表现在5个方面:(1)国外大油气田烃源岩以泥页岩为主, 而中国则为泥页岩和碳酸盐岩, 因此, 未来勘探应主要落实有效烃源岩, 同时深化碳酸盐岩生排烃的研究; (2)中国奥陶系白云岩储集层发育, 且在下古生界占有重要地位, 应继续加大对下古生界白云岩储集层的勘探力度, 中国的生物礁等其他类型的储集层均有发现, 但发现的储量规模较小; (3)中国的古生界海相碳酸盐岩大油气田盖层以碎屑岩为主, 同时发育蒸发岩盖层, 盖层的有效性评价应综合考虑其岩性、厚度和力学性质等因素; (4)中国古生界海相碳酸盐岩大油气田的油气藏主要以复合圈闭为主, 由于中国古生界海相碳酸盐岩勘探的复杂性, 应重点加强储集层预测和刻画技术的综合研究; (5)中国古生界海相碳酸盐岩大油气田的储集层主要位于深层, 埋深普遍大于4500, m, 因此, 应加强古生界叠合盆地海相碳酸盐岩深层油气成藏机理和分布主控因素的研究。总之, 中国的海相碳酸盐岩油气勘探应以盆地的构造-沉积演化与油气赋存关系的详细研究为基础, 从而更加有效地指导中国古生界海相盆地的油气勘探部署。

5 结论

1)全球共发现古生界海相碳酸盐岩大油田41个、大气田48个, 其石油、天然气和凝析油的可采储量分别为74.8× 108 t、45.0× 1012 m3和59.3× 108, t, 分别占全球已发现海相碳酸盐岩油气总储量的5.8%、37.6%和48.3%, 按油当量计算, 占总量的20.9%。

2)古生界海相碳酸盐岩大油气田的油气主要来自古生代烃源岩, 依次为志留系、石炭系、二叠系和泥盆系, 它们所贡献的油气可采储量分别占总储量的65.5%、20.6%、5.9%和5.1%。寒武系和奥陶系的烃源岩以碳酸盐岩的为主, 而其他层系的烃源岩以泥页岩为主。白云岩和生物礁储集层是古生界海相碳酸盐岩大油气田的主力储集层类型。盖层岩性以蒸发岩和细粒碎屑岩为主, 前者封盖的油气田规模大(储量平均规模为14.5× 108, t油当量), 后者封盖的油气田规模则相对较小(储量平均规模为2.5× 108, t油当量)。

3)古生界海相碳酸盐岩大油气田主要富集于被动陆缘盆地、前陆盆地和克拉通盆地。区域上, 主要分布在中东、前苏联、北美和亚太油气区, 大油田主要分布于前苏联和北美, 大气田则主要位于中东和亚太。层系上, 油气主要富集于二叠系、石炭系和奥陶系。油气藏类型以构造圈闭油气藏为主, 但随着勘探的不断深入, 非构造圈闭油气藏的比例在逐渐增大。

4)古生界海相碳酸盐岩大油气田的储量分布相对集中的深度为2500~3000, m、3500~4000, m和4000~4500, m, 储量分别占到总储量的52.6%、15.9%和9.5%。勘探趋势表明, 近年来深层古生界碳酸盐岩层系内发现的大油气田个数和储量均呈现出增长趋势, 这表明随着深层油气勘探的深入, 深层海相领域会有更多的突破, 深层古生界碳酸盐岩具有良好的勘探前景。

The authors have declared that no competing interests exist.

参考文献
[1] 白国平. 2006. 世界碳酸盐岩大油气田分布特征. 古地理学报, 8(2): 241-250.
[Bai G P. 2006. Distribution patterns of giant carbonate fields in the world. Journal of Palaeogeography(Chinese Edition), 8(2): 241-250] [文内引用:1]
[2] 戴金星, 邹才能, 陶士振, 刘全有, 周庆华, 胡安平, 杨春. 2007. 中国大气田形成条件和主控因素. 天然气地球科学, 18(4): 474-484.
[Dai J X, Zou C N, Tao S Z, Liu Q Y, Zhou Q H, Hu A P, Yang C. 2007. Formation conditions and main controlling factors of large gas fields in China. Natural Gas Geoscience, 18(4): 474-484] [文内引用:1]
[3] 范嘉松. 2005. 世界碳酸盐岩油气田的储集层特征及其成藏的主要控制因素. 地学前缘, 12(3): 23-30.
[Fan J S. 2005. Characteristics of carbonate reservoirs for oil and gas fields in the world and essential controlling factors for their formation. Earth Science Frontiers, 12(3): 23-30] [文内引用:1]
[4] 谷志东, 汪泽成, 胡素云, 汪红, 殷积峰, 黄平辉. 2012. 全球海相碳酸盐岩巨型油气田发育的构造环境及勘探启示. 天然气地球科学, 23(1): 106-118.
[Gu Z D, Wang Z C, Hu S Y, Wang H, Yin J F, Huang P H. 2012. Tectonic settings of global marine carbonate giant fields and exploration significance. Natural Gas Geoscience, 23(1): 106-118] [文内引用:1]
[5] 何治亮, 魏修成, 钱一雄, 鲍征宇, 范明, 焦存礼, 彭守涛, 陈冬. 2011. 海相碳酸盐岩优质储集层形成机理与分布预测. 石油与天然气地质, 32(4): 489-498.
[He Z L, Wei X C, Qian Y X, Bao Z Y, Fan M, Jiao C L, Peng S T, Chen D. 2011. Forming mechanism and distribution prediction of quality marine carbonate reservoirs. Oil & Gas Geology, 32(4): 489-498] [文内引用:1]
[6] 贾东, 武龙, 闫兵, 李海滨, 李一泉, 王毛毛. 2011. 全球大型油气田的盆地类型与分布规律. 高校地质学报, 17(2): 170-184.
[Jia D, Wu L, Yan B, Li H B, Li Y Q, Wang M M. 2011. Basin types and distribution of the global giant oil and gas fields. Geological Journal of China Universities, 17(2): 170-184] [文内引用:1]
[7] 江怀友, 宋新民, 王元基, 安晓璇, 齐仁理, 彭仕宓. 2008. 世界海相碳酸盐岩油气勘探开发现状与展望. 海洋石油, 28(4): 6-13.
[Jiang H Y, Song X N, Wang Y J, An X X, Qi R L, Peng S M. 2008. Current situation and forecast of the world’s carbonate oil and gas exploration and development. Offshore Oil, 28(4): 6-13] [文内引用:1]
[8] 金振奎, 余宽宏, 潘怡, 赵东凤, 卢言霞. 2013. 全球显生宙碳酸盐岩时空分布规律及其控制因素. 现代地质, 27(3): 637-643.
[Jin Z K, Yu K H, Pan Y, Zhao D F, Lu Y X. 2013. Global distribution of Phanerozoic carbonates and controlling factors. Geoscience, 27(3): 637-643] [文内引用:1]
[9] 金之钧. 2005. 中国海相碳酸盐岩层系油气勘探特殊性问题. 地学前缘, 12(3): 15-22.
[Jin Z J. 2005. Particularity of petroleum exploration on marine carbonate strata in China sedimentary basin. Earth Science Frontier, 12(3): 15-22] [文内引用:2]
[10] 金之钧, 王骏, 张生根, 王俊玲, 张发强. 2007. 滨里海盆地盐下油气成藏主控因素及勘探方向. 石油实验地质, 29(2): 111-115.
[Jin Z J, Wang J, Zhang S G, Wang J L, Zhang F Q. 2007. Main factors controlling hydrocarbon reservoirs and exploration directions in the Pre-salt sequence in Precaspian Basin. Petroleum Geology & Experiment, 29(2): 111-115] [文内引用:1]
[11] 李春荣, 潘继平, 刘占红. 2007. 世界大油气田形成的构造背景及其对勘探的启示. 海洋石油, 27(3): 34-40.
[Li C R, Pan J P, Liu Z H. 2007. Tectonic setting of the world’s giant oil and gas fields and its revelation for hydrocarbon exploration. Offshore Oil, 27(3): 34-40] [文内引用:1]
[12] 罗平, 张静, 刘伟, 宋金民, 周刚, 孙萍, 王道串. 2008. 中国海相碳酸盐岩油气储集层基本特征. 地学前缘, 15(1): 36-50.
[Luo P, Zhang J, Liu W, Song J M, Zhou G, Sun P, Wang D C. 2008. Characteristics of marine carbonate hydrocarbon reservoirs in China. Earth Science Frontiers, 15(1): 36-50] [文内引用:2]
[13] 吕修祥, 金之钧. 2000. 碳酸盐岩油气田分布规律. 石油学报, 21(3): 8-12. [Lü X X, Jin Z J. 2000. Distribution patterns of oil-gas fields in the carbonate rock. Acta Petrolei Sinica, 21(3): 8-12] [文内引用:1]
[14] 马锋, 杨柳明, 顾家裕, 陈曦, 赵喆, 金银楠, 高力. 2011. 世界白云岩油气勘探综述. 沉积学报, 29(5): 1010-1021.
[Ma F, Yang L M, Gu J Y, Chen X, Zhao Z, Jin Y N, Gao L. 2011. The summary on exploration of the dolomite oilfields in the world. Acta Sedimentologica Sinica, 29(5): 1010-1021] [文内引用:1]
[15] 钱凯, 李本亮, 许惠中. 2003. 从全球海相古生界油气田地质共性看四川盆地海相地层天然气勘探方向. 天然气地球科学, 14(3): 167-171.
[Qian K, Li B L, Xu H Z. 2003. Discussing the marine prospects in Sichuan Basin according to the common geological characteristics of giant petroleum province on Paleozoic marine in the world. Natural Gas Geoscience, 14(3): 167-171] [文内引用:1]
[16] 王祥, 吕修祥, 刘国勇, 张艳萍, 焦伟伟, 华晓莉. 2012. 塔河油田碳酸盐岩油气输导体系与勘探方向. 石油实验地质, 34(1): 14-18.
[Wang X, Lü X X, Liu G Y, Zhang Y P, Jiao W W, Hua X L. 2012. Hydrocarbon carrier system of carbonate rock and exploration direction in Tahe Oilfield, Tarim Basin. Petroleum Geology & Experiment, 34(1): 14-18] [文内引用:1]
[17] 邬光辉, 刘虎, 石晓龙. 2014. 塔里木盆地下古生界海相碳酸盐岩油气的特殊性. 海相油气地质, 19(3): 1-7.
[Wu G H, Liu H, Shi X L. 2014. Particularities of hydrocarbon in Lower Paleozoic marine carbonate rocks in Tarim Basin. Marine Origin Petroleum Geology, 19(3): 1-7] [文内引用:1]
[18] 张宁宁, 何登发, 孙衍鹏, 李浩武. 2014. 全球碳酸盐岩大油气田分布特征及其控制因素. 中国石油勘探, 19(6): 54-65.
[Zhang N N, He D F, Sun Y P, Li H W. 2014. Distribution patterns and controlling factors of giant carbonate rock oil and gas fields worldwide. China Petroleum Exploration, 19(6): 54-65] [文内引用:1]
[19] 张水昌, 梁狄刚, 朱光有, 张兴阳, 张宝民, 陈建平, 张斌. 2007. 中国海相油气田形成的物质基础. 科学通报, 52(增刊Ⅰ): 19-31.
[Zhang S C, Liang D G, Zhu G Y, Zhang X Y, Zhang B M, Chen J P, Zhang B. 2007. Fundamental geological elements for the occurrence of Chinese marine oil and gas accumulations. Chinese Science Bulletin, 52(Supp. Ⅰ): 19-31] [文内引用:1]
[20] 赵文智, 沈安江, 胡素云, 张宝民, 潘文庆, 周进高, 汪泽成. 2012. 中国碳酸盐岩储集层大型化发育的地质条件与分布特征. 石油勘探与开发, 39(1): 1-12.
[Zhao W Z, Shen A J, Hu S Y, Zhang B M, Pan W Q, Zhou J G, Wang Z C. 2012. Geological conditions and distributional features of large-scale carbonate reservoirs onshore China. Petroleum Exploration and Development, 39(1): 1-12] [文内引用:1]
[21] 赵宗举, 范国章, 吴兴宁, 陈子炓. 2007. 中国海相碳酸盐岩的储集层类型、勘探领域及勘探战略. 海相油气地质, 12(1): 1-11.
[Zhao Z J, Fan G Z, Wu X N, Chen Z L. 2007. Reservoir types, exploration domains and exploration strategy of marine carbonates in China. Marine Origin Petroleum Geology, 12(1): 1-11] [文内引用:2]
[22] Abilkhasimov K B. 2009. Conditions of reservoir formation in the Precaspian Depression’s presalt section and an evaluation of their petroleum prospectivity. Doctorate thesis resume. Alma-Ata: Kazakhstan Lenin Institute of Technology(in Russian), 1-49. [文内引用:1]
[23] Ahlbrand t T S, Charpentier R R, Klett T R, Schmoker J W, Schenk C J, Ulmishek G F. 2005. Global Resource Estimates from Total Petroleum Systems. AAPG Memoir 86: 31-316. [文内引用:1]
[24] Alsharhan A S, Nairn A E. 1994. The Late Permian carbonates(Khuff Formation)in the western Arabian Gulf: Its hydrocarbon parameters and paleogeographical aspects. Carbonates and Evaporitess, 9: 132-142. [文内引用:]
[25] Bai G P, Xu Y. 2014. Giant fields retain dominance in reserves growth. Oil and Gas Journal, 112(2): 44-51. [文内引用:1]
[26] Barde J, Gralla P, Harwijanto J, Marsky J. 2002. Exploration at the eastern edge of the Precaspian basin: Impact of data integration on Upper Permian and Triassic prospectivity. AAPG Bulletin, 86(3): 399-415. [文内引用:1]
[27] Bios C, Bouche P, Pelet R. 1982. Global geologic history and distribution of hydrocarbon reserves. AAPG Bulletin, 66(9): 1248-1270. [文内引用:1]
[28] Coogan A H, Parker M M. 1984. Six potential trapping plays in Ordovician Trenton Limestone, Northwestern Ohio. Oil and Gas Journal, 82(48): 121-126. [文内引用:1]
[29] Dyman T S, Crovelli R A, Bartberger C E, Takahashi K I. 2002. Worldwide estimates of deep natural gas resources based on the U. S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000. Natural Resources Research, 11(6): 207-218. [文内引用:1]
[30] Ehrenberg S N, Nadeau P H. 2005 Sand stone vs. carbonate petroleum reservoirs: A global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships. AAPG Bulletin, 89(4): 435-445. [文内引用:1]
[31] Gautier D L, Dolton G L, Takahashi K I, Varnes K L. 1996. 1995 National assessment of United States oil and gas resources-Result, methodology, and supporting data: U. S. Geological Survey Digital Data Series DDS-30(version 2). (Also available at https: //energy. cr. usgs. gov/oilgas/noga/nogaindex95. htm[access April 25, 2014]). [文内引用:1]
[32] Halbouty M T. 2003. Giant oil and gas fields of the 1990s: An introduction. In: Halbouty M T(ed). Giant Oil and Gas Fields of the Decade 1990-1999. AAPG Memoir 78: 1-13. [文内引用:1]
[33] Horn M K. 2007 a. Giant fields trends 1. Oil and Gas Journal, 105(13): 36-39. [文内引用:1]
[34] Horn M K. 2007 b. Giant fields trends 2. Oil and Gas Journal, 105(14): 35-37. [文内引用:1]
[35] IHS Energy Group. 2014http://www.ihs.com/products/oil-gas-information/data-access/geophysical-surveys/index.aspx. [文内引用:1]
[36] Kiessling W, Flügel E, Golonka J. 1999. Paleoreef maps: Evaluation of a comprehensive database on Phanerozoic reefs. AAPG Bulletin, 83(10): 1552-1587. [文内引用:1]
[37] Kiessling W, Flügel E, Golonka J. 2002. Phanerozoic reef patterns. SEPM Special Publication, 72: 1-775. [文内引用:1]
[38] Klemme H D, Ulmishek G F. 1991. Effective petroleum source rocks of the world: Stratigraphic distribution and controlling depositional factors. AAPG Bulletin, 75(12): 1809-1851. [文内引用:2]
[39] Mann P, Gahagan L, Gordon M B. 2003. Tectonic setting of the world’s giant oil and gas fields. In: Halbouty M T(ed). Giant Oil and Gas Fields of the Decade 1990-1999. AAPG Memoir 78: 15-105. [文内引用:1]
[40] Mann P, Horn M, Cross Ⅰ. 2007http://www.searchanddiscovery.com(accessedJuly29,2014. [文内引用:1]
[41] Roehl P O, Choquette P W. 1985. Introduction. In: Roehl P O, Choquette P W(eds). Carbonate Petroleum Reservoirs. New York: Springer Verlag, 1-15. [文内引用:1]
[42] Sorkhabi R. 2009. Rich petroleum source rocks. Geo Expro, 6(6): 20-27. [文内引用:1]
[43] Warren J K. 2000. Dolomite: Occurrence, evolution and economically important association. Earth-Science Reviews, 52: 1-81. [文内引用:1]
[44] Warren J K. 2010. Evaporites through time: Tectonic, climatic and eustatic controls in marine and nonmarine deposits. Earth-Science Reviews, 98: 217-268. [文内引用:1]
[45] Wilson J L. 1980. A review of carbonate reservoirs. In: Miall A D(ed). Facts and Principle of World Occurrence. Canada: Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoir 6: 95-117. [文内引用:1]
[46] Zenger D H, Dunham J B, Ethington R L. 1980. Concepts and Models of Dolomitization. SEPM Special Publication, 28: 1-259. [文内引用:1]