2. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083;
3. 中国石油大学(北京)地球科学学院, 北京 102249
2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China;
3. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China
0 引言
近年来，我国东部大型含油气盆地进入精细勘探稳产期，新发现大型、整装油田的难度越来越大，深层碳酸盐岩及古潜山油气勘探领域处于探索阶段[1-2]；而我国中西部盆地古生界海相碳酸盐岩层系已成为油气勘探增储的主要目标区[3-4]。研究人员[5-7]已在塔里木盆地哈拉哈塘和塔中斜坡奥陶系鹰山组发现了储量达(5~10)×108 t的油气富集区。为继续保持中西部盆地油气勘探的强劲发展势头，一方面需继续加大现有领域及目标层的勘探力度，另一方面需寻找新的勘探领域与层系，这也是目前中西部油气勘探的首要突破点。
近年来，针对勘探程度较低的中西部震旦—寒武系古老油气藏进行的勘探已初步取得一定成果：在四川盆地乐山—龙女寺古隆起高石梯—磨溪构造带，高石1井在震旦系获得百万立方米高产气流；在川中加里东古隆起安岳气田磨溪区块，2013年中国石油天然气股份有限公司探明了特大型整装气藏，天然气探明地质储量为4 363×108 m3，其中新增探明技术可采储量为3 054×108 m3，是我国发现的最大单个整装气藏[8-10]；在塔里木盆地，经过重新认识寒武系盐下勘探领域、钻探继承性古隆起，中深1井相继在寒武系肖尔布拉克组、阿瓦塔格组获得工业性油气流，取得战略性突破，标志着寒武系盐下白云岩原生油气藏的发现[11]。这些探索工作改变了以往认为中国古老碳酸盐岩层系形成时间早、经历强烈构造运动、生烃易散失而不易成藏的观点。但对于前寒武—寒武系油气生成和运移规律、储层储集性能影响因素及油气成藏保存条件等方面的研究仍然相对薄弱，制约了我国前寒武—寒武系油气勘探取得进一步突破。
本文通过对世界典型前寒武—寒武系含油气盆地石油地质特征的对比与解剖，探讨了该类古老含油气盆地的成藏主控因素，以期为国内前寒武—寒武系油气勘探提供有利参考。
1 全球前寒武—寒武系含油气盆地分布全球前寒武—寒武系含油气盆地主要集中在中东、前苏联、北美和亚太等地区，欧洲地区也有部分分布，但该时期油气储量在全球古生界海相碳酸盐岩油气储量中所占比例较低[12-13](图 1)，相对于二叠系、石炭系等古生界富含油层系还有待于进一步深入认识。
前寒武—寒武系全球气候由冰室气候逐渐过渡为温室气候，全球性海平面上升导致海水广泛向克拉通内入侵，在劳伦大陆(今阿克玛盆地)、西伯利亚(现今东西伯利亚盆地)、冈瓦纳大陆东部(今阿曼盆地、北非锡尔特盆地)、澳大利亚和中国古陆块(今渤海湾盆地、塔里木盆地)的离散边缘广泛发育海相碳酸盐岩台地[14-15]。下寒武统发育缓坡型碳酸盐岩台地，其由高能鲕粒浅滩、向陆低能泻湖及潮坪沉积、向海富有机质泥岩及泥灰岩构成；中上寒武统，藻类、有孔虫及鲕粒碳酸盐台地发育，为油气提供了良好的储集空间[16-17]。
前寒武—寒武系油气根据油气源、储关系可分为古生古储型和新生古储型。古生古储型油气主要来源于下部前寒武—寒武系烃源岩，储集层为同层上覆砂岩或白云岩层；该类含油气盆地数量较少，如阿曼盆地、东西伯利亚盆地及塔里木盆地(表 1)。其中，塔里木盆地中下寒武统发育一套高—过成熟烃源岩，在塔东、塔中、塔西南和塔北均有分布，分布范围受沉积相带控制，半深海盆地相、台缘斜坡相和蒸发泻湖相是最有利的烃源岩发育区[18-19]。新生古储型前寒武—寒武系油气藏储集层多为前寒武基底裂缝型花岗岩，油气则来源于上古生界、中生界或新生界烃源岩；该类型含油气盆地在欧洲、北非及亚太地区都有分布，如印度高韦里盆地、利比亚锡尔特盆地及埃及苏伊士湾等[20-25]。我国渤海湾盆地也存在多个该类型油气田，其储集层为蓟县系雾迷山组裂缝型白云岩或前寒武系变质型基底，烃源岩为古近系沙河街组黑色页岩[26-27]。古生古储型含油气盆地油气成藏特征对我国前寒武—寒武系油气勘探具有重要借鉴意义，因此作为本文重点研究内容。
| 阿曼盆地 | 东西伯利亚 | 高韦里盆地 | 锡尔特盆地 | 塔里木盆地 | ||
| Al Noor油田 | Kovykta油田 | PY-1油田 | Augila-Nafoora油田 | 塔里木油田 | ||
| 生油层 | 生油层 | 文德系 | 新元古界 | 下白垩统 | 上白垩统 | 震旦—寒武系 |
| 岩性 | 硅质页岩 | 泥岩 | 页岩 | 页岩 | 页岩 | |
| 沉积环境 | 深海相 | 浅海相 | 湖相 | 深海相 | 海相 | |
| w(TOC)/% | 3.00~4.00 | 1.00~4.00 | 0.49~4.37 | 2.00~5.00 | 平均~5.00 | |
| 类型 | Ⅰ/Ⅱ型 | Ⅱ型 | Ⅱ型 | Ⅱ/Ⅲ | Ⅰ/Ⅱ型 | |
| 排烃时间 | 下古生代 | 寒武纪—泥盆纪 | 渐新世 | 始新世—渐新世 | 奥陶纪末 | |
| 储层 | 储层 | Al Shomou段 (文德系) |
Parfenov段 (新元古代) |
前寒武系 | 前寒武系 | 中、下寒武统 |
| 岩性 | 砂岩、硅质岩 | 砂岩、白云岩 | 闪长岩 | 花岗岩 | 白云岩 | |
| 厚度/m | ~350.0~400.0 | 40.0~75.6 | 40.0~160.0 | >300.0 | >400.0 | |
| 孔隙类型 | 晶间孔 | 晶间孔 | 裂缝、溶蚀孔 | 裂缝、粒间孔 | 晶间孔 | |
| 孔隙度/% | 9.0~24.5 | 11.3~19.9 | 0.5~21.1 | 2.0~3.0 | 4.0~12.6 | |
| 渗透率/mD | 0.01~0.50 | < 5.00 | 0.01~0.17 | — | 0.04~4.00 | |
| 盖层 | 盖层 | 下寒武统 | 下寒武统 | 白垩系 | 上白垩统 | 中寒武统 |
| 岩性 | 膏盐岩 | 泥岩/盐岩 | 页岩 | 页岩 | 膏盐岩 | |
| 沉积环境 | 蒸发台地 | 浅海/蒸发台地 | 海相 | 深海相 | 蒸发台地 | |
| 厚度/m | >1 000 | 局部~2 000 | — | ~30 | 300~600 | |
| 产量 | 油区面积/km2 | 21 | 5 000 | ~13 | 770 | 3 000 |
| 储量 | 油：2.1×109t | 气：2.0×1013m3 | 气：11.8×109m3 | 油：8.2×109t | 油：2.5×108t | |
| 初始日产量 | 油：1.5×103t | 气：6.85×106m3 | 气：1.09×106m3 | 油：6.1×104t | 油：1.1×102t 气：3.1×104m3 |
|
| 注：mD(毫达西)为非法定计量单位，1 mD=0.987×10-3 μm2。下同。 | ||||||
阿曼盆地位于阿拉伯板块东南缘，靠近伊朗和非洲板块边界(图 2)，伴随冈瓦纳大陆解体形成，是阿拉伯板块在埃迪卡拉纪晚期拉张形成的盆地之一[28-29]。Huqf超群沉积于文德纪—早寒武世(图 3)，为一套覆盖于结晶基底上的非均质性连续硅质碎屑岩、碳酸盐和蒸发岩。Abu Mahara组位于该群最底层，为海侵沉积，受冰川融化影响，沉积时期海平面不断上升[29-30]。文德纪晚期盆地再次发生断裂运动，导致盆地陆源碎屑供给减少而形成碳酸盐岩台地(Nafun组)，伴随着气候逐渐干旱，形成南阿曼、Ghaba、和Fahud盐盆[31]。文德纪晚期的断裂运动造成南阿曼盐盆快速、差异沉降，沉积Ara组，该组为一套由碳酸盐岩、蒸发岩和硅质碎屑岩组成的约2 000 m厚的沉积旋回序列(图 2)。
Nafun组Shuram段含碳白云质粉砂岩和Buah段暗色灰岩为阿曼盆地主要烃源岩，厚度大(450 m)、分布面积广、几乎覆盖整个阿曼盆地，富含藻类、细菌和蓝藻细菌，TOC平均质量分数为2%，属于Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，氢指数300~600 mg/g。较高的有机碳质量分数与广泛发育的缺氧环境有关[28, 31, 35-37]，盆地深部的周期性厌氧条件导致大量的有机质保存并形成巨厚优质烃源岩。
另外，在盆地陆架边缘或碳酸盐岩斜坡带沉积一套由富含有机质的薄层硅质燧石组成的Ara组Al Shomou段黑色硅质页岩，厚约400 m，为南阿曼盆地前寒武系一类特殊的烃源岩和储层[38]。有机质类型主要为Ⅰ/Ⅱ型，w(TOC)为3.00%~4.00%，初始烃指数(IH)平均约150 mg/g，部分可超过800 mg/g [39](图 4，表 1)。岩石热解分析及生烃动力学分析表明，该层燧石烃源岩在较低温度下已经大量生油[36]。干酪根和原油生物标志化合物分析表明，有机质母质主要为一种生活在分层咸水环境中的化能自养型细菌[35]。磷灰石裂变径迹分析表明，该层烃源岩在Haima超群沉积时期(早寒武世—早志留世)已达到最大埋藏温度，并大量生油[36]。
寒武—奥陶系Haima群发育多段优质砂岩层，为阿曼盆地下古生界油气主要储集层，其中位于寒武系的重要储层包括Amin段和Mahwis段砂岩[35, 40]。Amin段主要为具交错层理的石英质砂岩，大多为风成沙丘和沙丘间沉积；分布面积广泛，厚度范围波动较大(50~1 500 m)，储层物性条件较好，孔隙度平均为28%，渗透率为500~5 000 mD，在局部地区，渗透率甚至可达到9 000 mD[41]。Mahwis段砂岩是南阿曼次盆的重要储集层段，其与下伏Amin段呈不整合接触。Mahwis段主要由25~50 m厚向上变细的冲积扇层序构成，含层间胶结物和少量(10%~15%)层间页岩，部分层段发育胶结程度很高的薄砂层，沉积环境为冲积扇远端、砂坪和河漫滩[36]。
Huqf群Ara组Al Shomou黑色硅质页岩储层为前寒武系重要储层，其中80%~90%成分为微晶石英构成的细粒薄层燧石，富含有机质，具有一定特殊性，为自生自储型油气藏(图 5，表 1)[38]。该二氧化硅晶体形态通常为似网状集合体，具有较高的晶间孔隙度(9.0%~24.5%)，但由于个体较大的孔隙主要通过大量细孔或扁平孔喉连通，导致渗透率较低(0.001~0.100 mD)[38, 42]。Al Shomou组黑色硅质页岩的成岩作用过程研究表明，在储层埋藏早期仅有少量孔隙被破坏，储层孔隙发育主要受沉积、成岩作用和岩石结构3种因素控制。受沉积作用控制，盆地远端抬升缓慢，远离陆源碎屑和碳酸盐岩输入，燧石沉积速率最高，从而导致现今储层厚段(远端)往往比薄段(近端)具有更高的平均孔隙度。
阿曼盆地前寒武—寒武系油气藏圈闭类型主要为构造圈闭和地层圈闭，圈闭形成与Ara组盐层活动密切相关。断层和裂缝对盐构造圈闭改造作用强烈，盐成背斜和隆起部位被背斜顶部的塌陷裂缝改造为断块[28, 31]。Haima群Al Bashair组泥岩为该地区油气成藏组合的主要区域性盖层，累计厚度较大，为下伏砂岩储层提供了良好的封盖作用(图 3，图 6)。
前寒武系Ara组Al Shomou段油气主要聚集在厚层硅质页岩储层中，该储层完全被一套约1 km厚的Ara组蒸发岩包围；寒武系—志留系Haima组沉积负荷引发的盐类构造运动，导致蒸发岩层段内厚层板状岩层挤压变形。顶部、基部和横向盖层主要为Ara组蒸发岩，少部分区域的顶部和底部盖层为Thuleilat和“U”页岩(图 5)[43]。Ara组盐层为阿曼盐盆油气藏主要盖层，其起到了良好的封盖圈闭作用。
3 东西伯利亚盆地石油地质特征 3.1 构造演化与地层分布东西伯利亚盆地基底为太古宙—下元古宙结晶岩。里菲纪初期的裂陷运动导致在裂谷内沉积巨厚碎屑岩和碳酸盐岩，同时部分上升地块(如Nepa-Botuobin隆起)可能仍然处于剥蚀状态(图 7)[45]。该时期沉积的里菲系富有机质页岩为该地区主要烃源岩。在里菲纪晚期普遍发生抬升、挤压及剥蚀作用，随后文德系逐渐对基底超覆，沉积陆源河流-三角洲及滨海相碎屑岩；同时沉积局限海相碳酸盐岩与部分硬石膏互层，形成石盐夹层。该文德系沉积序列厚度变化较大，从Cis-Patom前渊坳陷几百米骤减至Nepa-Botuobin隆起几十米；其中砂岩分布广泛，成为该地区油气藏主要储层。下寒武统沉积厚度较大(1 300~2 000 m)，由多达50个盐岩/碳酸盐岩沉积旋回组成，大部分为非储层。沉积相为蒸发泻湖相，覆盖了西伯利亚克拉通盆地南半部。到晚寒武世，海退过程中逐步沉积红色和杂色白云质泥灰岩、硬石膏及碎屑岩(图 8)[46]。
生物标志化合物分析表明，西伯利亚克拉通盆地南部油气主要来源于里菲系和文德系黑色页岩，该类烃源岩主要在Sayan-Baikal褶皱带和大陆边缘发育，并没有覆盖Nepa-Botuobin隆起和Lena-Angara阶地；部分层段w(TOC)可达5%~10%，平均 < 1%，干酪根类型为Ⅱ型(表 1)[47]。原油的系统性地球化学特征变化表明，在褶皱带/前渊部位生成的原油，向西往上斜坡方向运移，穿过Nepa-Botuobin隆起斜坡。目前，里菲系黑色页岩经历强烈褶皱变形，易变质，部分遭受侵蚀，但生烃过程极有可能发生在泥盆纪造山运动之前，可能是世界上最古老的富油气系统。另外，西伯利亚克拉通盆地东南部的沉积埋深从未超过5 km，加上地温梯度较低，使得该地区能产生大量气体，甚至是高成熟度原油(图 9)；油气从克拉通盆地边缘经过长距离的横向运移对圈闭进行充注[45, 48]。
东西伯利亚盆地油气藏储层主要为新元古界(文德系)Parfenov段砂岩，其中部分为Mota组下部碎屑岩。Parfenov储层为西伯利亚台地在长期海侵过程中沉积的一系列后退型三角洲准层序，沉积环境为河流-三角洲相，岩性主要为中等至粗粒透镜状砂岩、层状粉砂岩及膏质泥岩。该储层厚度较薄(平均约60 m)，横向展布范围较大，覆盖面积>5 000 km2。根据砂岩储层内泥岩分布可将其划分为9段：F1—F4段分布范围广泛，岩石颗粒表面覆有绿泥石层，从而能抑制石英胶结，储层物性较好；往上层段(F8、F9段)由于石英过度发育胶结，导致原生粒间孔隙度大幅度降低，储层质量下降(图 10)。该储层孔隙度为11.3%~19.9%，平均约为16.0%。渗透率较低(0.1~100.0 mD)，大部分低于5.0 mD。最大储层单元厚度近30 m，个别厚度 < 10 m，呈片状分布，具层状沉积体系结构，有良好的横向连通性[48]。
东西伯利亚盆地油气藏类型以构造背景下地层岩性圈闭油气藏为主，同时受断层控制作用明显，油气储量规模大，属于特大型或大型油气田。主力产层为上元古界文德系Parfenov组砂岩，包含部分构造简单的倾斜断块气藏，盖层为上覆泥岩及寒武系盐岩(图 11)。储层分布受基底性断层控制，垂直断层走向产生横向沉积尖灭，形成地层圈闭机制。该类储层顶部倾角一般为0.1°，不会超过1.0°。产油区断层基本不发育，反映前寒武克拉通盆地极其稳定的特性[48]。Nepa-Botuobin和Baykit古隆起形成于晚元古代文德纪末期的构造叠加运动，埋藏深度分别为1 500~3 000 m与3 000~6 000 m；低隆起带上发育穹隆、背斜和地层岩性等各类圈闭，为盆地油气主要分布区。它们紧邻元古界拗拉槽烃源岩，具有良好的生储盖组合条件，发育巨厚膏盐层，保存条件较好。
前寒武—寒武系含油气盆地烃源岩发育受构造背景作用控制，一般在盆地裂陷作用期沉积，如阿曼盆地烃源岩层主要发育于盆地裂谷作用地区深部缺氧环境；东西伯利亚盆地里菲系和文德系下部黑色泥页岩属于海盆内部陆棚沉陷区沉积。研究[12, 49-51]表明，伸展构造环境有利于优质烃源岩、有效储集层、良好盖层的形成及生储盖的有效配置，易于形成大型海相碳酸盐岩油气田。
阿曼盆地早期的裂谷作用局限于海湾和阿曼地区，该沉积时期海水从东南方向逐渐倾入盆地，向东北方向水体逐渐变深，沉积的Nafun组Shuram段含碳白云质粉砂岩、Buah段暗色灰岩及Ara组Al Shomou段黑色硅质页岩为阿曼盆地重要的烃源岩层系。后期海侵过程中沉积的区域性盖层使得这套古老烃源岩所生成的油气得以有效保存。Arab次盆和Zagros次盆中该套烃源岩不发育，前寒武系和下古生界储集层中很少有油气聚集[52]。东西伯利亚盆地古拗拉槽和地台内部裂谷盆地是古老地层中烃源岩主要发育区，如在Sayan-Baikal褶皱带、Pre-Sayan-Yenisei盆地及Patom坳陷发育里菲系与文德系暗色泥页岩，其形成于深水缺氧还原环境，富含海洋浮游生物和原核生物，热演化程度高(镜质体反射率Ro为2%~4%)，为东西伯利亚地区的主要烃源岩[31]。因此，前寒武—寒武系含油气盆地烃源岩发育受盆地构造背景控制作用明显，多发育在盆地裂谷作用区，进一步控制后期油气形成与分布。
4.2 优质储盖组合阿曼与东西伯利亚等前寒武—寒武系古老含油气盆地受沉积岩相控制，发育大面积砂岩主储集层，如阿曼盆地寒武系Amin段、Mahwis段砂岩，东西伯利亚盆地文德系Parfenov段砂岩，后期经受表生风化淋滤、胶结物溶蚀及构造裂缝改造等作用影响可形成优质区域性储层。而在前寒武—寒武系储层中一般由于埋藏深度较大、温度较高、油气稳定性较差，在长时间的地质作用过程中易裂解成气或向上运移散失，所以具备良好的区域性盖层是前寒武—寒武系油气保存的关键控制因素。
根据岩性差异可将阿曼盆地区域性盖层分为两类：一类是Miqrat、Al Bashair及Mabrouk组泥岩盖层，沉积于海进或最大海泛面时期，展布范围较广，单层最大厚度超过100 m，为下伏砂岩段储层的良好盖层；另一类为Ara组蒸发岩盖层，为海水间歇性退去后局限环境沉积，累计厚度可达1 000 m，是阿曼盆地寒武纪早期形成的有利区域性盖层。另外，Nafun组Shuram段含碳白云质粉砂岩和粉砂质白云岩既为该盆地有效烃源岩，也可成为该地区油气圈闭形成的有利潜在盖层。
东西伯利亚地台下寒武统发育稳定分布的膏盐岩区域盖层，由于该时期为局限封闭性海相沉积环境，形成了3套分布稳定的膏盐岩，区域性膏盐岩累计厚度达1 000~1 500 m，盐层单层厚度为10~20 m，与碳酸盐岩互层，纯盐层累计厚度可达300~400 m[53]。稳定分布的优质区域盖层使地台南部隆起区和断阶带形成了良好的油气保存条件。文德系泥页岩和泥质碳酸盐岩广泛分布，形成了良好的局部盖层，优越的盖层条件是东西伯利亚盆地古油气藏得以保存的关键要素。
4.3 油气长距离运移聚集前寒武—寒武系含油气盆地由于烃源岩生烃时代久远，受构造运动及扩散作用影响，生成油气一般都会沿储层、断裂或不整合面发生二次或多次运移，最终在有效盖层封闭作用下聚集成藏[54]。阿曼盆地与东西伯利亚盆地油气在聚集成藏之前一般都经历过较长距离运移(除阿曼盆地Ara组Al Shomou段自生自储型油气藏之外)，运移距离都在几千米至几十千米，二者运移方向存在差异，前者以垂向运移为主，而后者主要为长距离横向运移。
阿曼盆地主要烃源岩分布在Huqf群Shuram段和Buah段，上覆约1 000 m厚的Ara组膏盐层，封盖能力较强，Huqf群烃源岩在Haima群沉积期间生成的原油主要聚集于Ara组盐下及盐间构造圈闭中。由于厚层Ara组盐层的良好封盖作用及大面积原始展布范围，原始烃类在生成早期很少能发生垂向运移。志留纪早期之后地下水和地表水对Ara组盐层持续溶解，Ara组盐层边界不断向西部盆地中心迁移[36]，以Ara组盐层为盖层的油气藏圈闭有效性遭受破坏，造成原油的调整运移和散失。在下寒武统Ara组盐层连续分布且断层发育较少的区域，Huqf群烃源岩所生成油气一般先向上倾方向侧向运移，然后沿断层经过较长距离的垂向运移(部分地区超过2 000 m)，穿过Ara组盐层，最终进入Haima群圈闭中聚集成藏(图 6)。
东西伯利亚盆地烃源岩多发育在古拗拉槽和地台内部裂谷盆地内，如Sayan-Baikal褶皱带及Patom坳陷；原油的地球化学特征表明，在盆地褶皱带或前渊部位生成的油气，向西往上斜坡方向运移，穿过斜坡部位运移至Nepa-Botuobin隆起和Baykit隆起再聚集成藏(图 11)[45]。文德纪早期构造运动形成的元古代文德纪与寒武纪之间的区域不整合、断层和裂缝，有效配置形成了低隆起带与深部里菲纪烃源岩的良好输导体系。另外，东西伯利亚盆地Parfenov段砂岩储集层多呈片状分布，具层状沉积体系结构，有良好的横向连通性，是油气长距离运移聚集的有效保证。
5 对塔里木盆地寒武系深层油气勘探的启示目前塔里木盆地台盆区钻遇的寒武系工业油气井主要分布在塔中隆起东侧构造高部位，中深1井分别在寒武系阿瓦塔格组和肖尔布拉克组见工业油气流，其中上部的阿瓦塔格(6 439~6 458 m)为凝析油气藏、下部的肖尔布拉克组(6 597~6 835 m)为天然气藏，天然气产量分别为2.55×104m3/d和3.02×104m3/d。中深1C井肖尔布拉克组(6 861~6 944 m)为气藏，产量为(15.0~21.6)×104m3/d；中深5井下寒武统吾松格尔组(6 562~6 671 m)为凝析油藏，折日产气量为1.04×104m3/d[55]。
5.1 多套高丰度优质烃源岩是油气成藏基础塔里木板块同阿拉伯板块及西伯利亚板块一样，在中元古—下古生代总体处于伸展动力学背景中，发育多期海侵-海退旋回，受早期裂陷槽控制，在构造低部位发育多套优质烃源岩。
前寒武系五大台内裂陷(包括库满、满西、阿瓦提、罗南及玉北裂陷)控制了塔里木盆地南华—震旦系基本隆坳沉积格局，推测裂陷内可能发育烃源岩。目前，根据塔东库鲁克塔格及塔西南新藏公路野外露头样品分析结果显示，在南华系特瑞爱肯组及震旦系水泉组发育优质泥质烃源岩，厚度为40~395 m，w(TOC)达到1.0%~2.9%。下寒武统玉尔吐斯组(∈1y)岩性以黑色页岩为主，为一套重要烃源岩，底部与下伏震旦系齐格布拉克组(Z2q)不整合接触。玉尔吐斯组厚度为30~50m，w(TOC)主要分布在2%~16%，平均值达5%[56]。该套烃源岩在阿克苏—柯坪一带分布稳定，主要形成于中缓坡至下缓坡沉积环境，有机质的富集受上升洋流控制[56]。
前寒武—寒武系含油气盆地由于烃源岩时代老，因此都经历了长期的生烃演化过程，烃源岩普遍达到过成熟阶段，Ro>2.0%。塔里木盆地凹陷区前寒武—寒武系烃源岩持续深埋成熟较早，在奥陶纪末期即进入高成熟演化阶段。加里东期中晚奥陶世为台盆区寒武系烃源岩生油高峰期，生成的原油在台盆区多个古隆起区聚集成藏，如塔北、塔中、塔东及英东—罗布泊古隆起[57]。
5.2 优质储盖组合是寒武系深层油气成藏基本条件寒武系深层油气受后期埋深及储层热演化作用影响，早期赋存的原油在志留纪末期开始发生裂解，寒武系古油藏逐渐变成凝析油气藏或天然气藏。因此，前寒武—寒武系古老油气成藏对圈闭条件要求较高，厚度大及封闭性好的区域性盖层为成藏必备条件，阿曼盆地及东西伯利亚盆地膏盐岩及泥页岩区域性盖层累计厚度都超过1 000 m。
目前塔里木盆地台盆区寒武系主要勘探层系有两套：一是中寒武统阿瓦塔格组膏、云岩互层段；另一套为下寒武统肖尔布拉克组的白云岩。中寒武统阿瓦塔格组膏盐岩层是区域优质盖层，厚度普遍大于300 m；同时下寒武统吾松格尔组致密白云岩在该区稳定分布，地震上断裂未断穿膏盐层，早海西期以后断裂活动较小，构造长期稳定发育，盖层未遭受破坏，具有良好的封堵性。中下寒武统白云岩储层与其上覆中寒武统膏盐岩层形成优质的区域储盖组合，以下寒武统玉尔吐斯组为主的烃源岩在盆地中西部广泛分布，形成优越的生储盖组合(图 12)。
塔里木盆地台盆区寒武系烃源岩在奥陶纪末期即达到高成熟阶段开始生油，在加里东期古隆起形成古油藏，后期受热成熟度影响发生裂解，再加上海西期以来寒武系过成熟干酪根裂解气对深层油气藏的充注，造成台盆区寒武系深层油气以干气藏或凝析油气藏为主。受深大断裂活动的控制，台盆区寒武系来源油气沿断裂向上运移在相对浅层聚集成藏，例如塔东志留—侏罗系气藏与巴楚隆起和田河石炭系气藏[58]。
同时，中深1井的突破证实了塔中隆起寒武系盐下白云岩具备规模成藏的勘探潜力，而取心及地球化学资料显示塔中隆起缺失下寒武统玉尔吐斯组烃源岩，油气主要来源于满加尔坳陷寒武系烃源岩，垂向油气运移距离超过3 000 m[59](图 12)。
6 结论1) 全球前寒武—寒武系含油气地根据油气源储关系可分为古生古储型与新生古储型两类，前者受前寒武—寒武系古老烃源岩分布控制，主要有阿曼、东西伯利亚及我国的塔里木盆地。
2) 前寒武—寒武系含油气盆地烃源岩发育受构造背景作用控制，主要分布在盆地初始裂陷作用区，岩性以页岩、灰岩为主，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型，受埋深及地温梯度控制，在志留纪或泥盆纪之前就已大量生油。
3) 储集层岩性以砂岩为主，分布面积广，孔隙度平均都在10%以上，渗透率差异较大；受表生风化淋滤、胶结物溶蚀及构造裂缝改造等后期作用影响可形成优质区域性储层。
4) 前寒武—寒武系含油气盆地油气藏圈闭类型以地层圈闭为主，部分为构造圈闭，圈闭形成与盐层活动密切相关，优质的区域性盖层是前寒武—寒武系古老油气藏得以保存的关键性因素，盆地膏盐岩累计厚度超过1 000 m。
5) 有利的盆地构造背景(初始裂陷作用区)、良好的储盖组合(优质盖层发育)及油气长距离运移聚集是前寒武—寒武系含油气盆地成藏的主控因素。
6) 塔里木盆地寒武系具有多套高丰度优质烃源岩生烃、厚层区域性膏盐岩封堵及长距离运移、多层系成藏特征，同国外古老含油气盆地相比，具有良好的油气勘探潜力。
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