1 引言

近30年以来，诸多石油地质学家通过深入研究，总结出中国海相碳酸盐岩的油气地质特征及其特殊性(李晋超等，1998; 康玉柱，2000，2010; 张抗，2002; 马力等，2004; 窦立荣等，2004; 金之钧，2005; 张水昌等，2007; 吕修祥等，2008)，主要观点是：中国海相层系具有时代老、烃源岩有机质丰度低且成熟度高，具有多元、多期生烃的特点；勘探目的层埋藏深、储集层类型多但非均质性强；油气藏改造强烈、破坏严重，保存条件复杂；油气藏形成跨越多个构造期，成藏与分布复杂，预测难等，这是中国小克拉通含油气盆地独特的石油地质特征。正是这些客观的地质条件，给中国海相油气勘探提出了严峻挑战，制约了海相油气勘探的发展。而近年来，随着对海相碳酸盐岩油气勘探的日益重视，中国海相油气地质理论取得了长足进展，并在指导油气勘探实践中发挥了愈来愈重要的作用，使海相油气勘探呈现出快速发展的大好势头，在我国中西部地区三个重要的海相盆地相继取得重大发现和突破(周新源等，2006; 马永生，2007)。在塔里木盆地，塔北中西部地区以哈拉哈塘、英买2为代表一批大型“黑油”油藏的发现，带动了塔北奥陶系整体含油与整体勘探，塔北隆起探明及控制的海相黑油地质储量预计很快将达到50亿吨，成为中国海相石油最大的生产基地；塔中奥陶系良里塔格组礁滩复合体亿吨级凝析气田的发现与探明(韩剑发等，2007，2011; 赵文智等，2009; 杨海军等，2011)，加快了塔中碳酸盐岩的勘探步伐，奥陶系鹰山组层间岩溶储集体大面积分布、整体富含油气(凝析气藏为主)，与良里塔格组富含油气层叠置分布、准层状交叉连片，形成大型复式油气聚集分布区，成为沙漠腹地海相凝析油和天然气重要的生产基地。在四川盆地北部，围绕长兴组和飞仙关组白云岩礁滩体天然气的勘探，不断向7000m深层钻进(郭彤楼，2011)。在鄂尔多斯盆地，围绕奥陶系马家沟组潜山岩溶储集体的勘探不断向西拓展，勘探范围和规模不断扩大。从勘探趋势来看，预计在今后10年内海相油气勘探储量增长将进入高峰，并将不断扩大勘探范围和深度界限。

海相地质理论的发展，得益于近年来在基础研究领域的重视和加强。在成烃方面，改变了以往过于强调烃源岩有机碳(TOC)下限的概念，认识到中国海相发育高丰度的泥质烃源岩(张水昌等，2002)，深埋高温和TSR作用使油藏裂解成气藏、发育海陆过渡相煤系烃源岩是导致海相层系富气的重要原因(朱光有等，2007)。在岩相古地理重建、碳酸盐岩台地边缘精细刻画与台地内部结构细化、碳酸盐岩储集层多期叠加改造机理、岩溶储集层成因分类、非均质碳酸盐岩储集层描述和评价技术等方面研究不断取得新进展(孙龙德等，2010)，顺层深潜流岩溶模式和古隆起核部和内幕的层间岩溶为深层碳酸盐岩勘探指明了新的勘探领域，提高了勘探效率(张宝民等，2009; 张宝民和刘静江，2009)。发现TSR对碳酸盐岩储层具有明显的溶蚀改造作用，揭示了深层储集空间增大的新的物理化学机制，提出碳酸盐岩深层存在一个由TSR作用形成的次生孔隙发育带(朱光有等，2006a; 马永生等，2007; 黄思静等，2009; 张水昌等，2011a)，使油气勘探深度较大幅度下移至7000m(张水昌等，2011a)。在油气成藏方面，发现了2.5亿年前形成并保存下来的大型古老油藏，改变以往过于强调的晚期成藏和多期成藏的观点，建立了古老油藏的超长保存机制，认为在塔里木盆地9000m以内深度保存有大规模黑油和凝析油；发现海相碳酸盐岩油气具有大面积、准层状分布、连续型、缝洞型、多层系复式聚集的特点，建立了海相油气的成藏模式。这些新认识的提出，丰富和发展了海相石油地质学理论，指导了油气勘探领域的拓展及油气储量、产量的迅猛增长。

2 成烃方面

近年来，中国海相烃源岩研究成果丰富，在烃源岩形成环境、生排烃机制和评价技术等方面都取得了显著进展(腾格尔，2011)，包括多元生烃和分散可溶有机质等相关概念的提出、地球化学综合判识和地球生物学评价体系等新方法及其地质应用、海相有机质富集的动力学模式和不同类型烃源的多元生烃动态演化模式的建立、“接力生烃”等(赵文智等，2011; 刘文汇等，2007)，并探讨了传统生烃理论面临的挑战。特别是近年来，对海相烃源岩的认识发生了质的变化，明确提出：中国海相发育高丰度的泥质烃源岩，纯碳酸盐岩难以成为有效烃源岩。在煤系烃源岩高演化阶段生烃与原油的裂解与稳定性方面(Tian et al.，2007; Pan et al.，2010)，取得了显著进展，并有效推动了油气的勘探与发现。

2.1 中国海相盆地发育优质的泥质烃源岩

中国海相盆地分布广泛，新元古代90%以上为海相沉积环境，早古生代约80%为海相沉积环境。海相沉积无论是分布范围还是体积规模在我国均有相当大的比重(张水昌等，2007)。因此烃源岩的生烃潜力评价是海相油气勘探不可回避的问题。针对碳酸盐岩层系烃源岩的有机质丰度下限值成为长期以来人们争议的话题。国内外不少学者根据实验研究或勘探实践或理论统计等研究，分别提出了碳酸盐烃源岩有机质丰度下限值，这些下限绝大多数小于0.5％(戴金星等，2005)。张水昌等(2000)研究认为，有机质丰度低到0.1%~0.2%的纯碳酸盐岩不能作为有效烃源岩，海相地层或海相碳酸盐岩地层，能有效生油的源岩是其中高有机质丰度的泥岩、泥灰岩和泥晶灰岩，对于相同有机质类型的来源于泥质岩或碳酸盐岩干酪根，其有机质转化率相似，不存在碳酸盐岩烃源岩烃转化率高于泥岩的现象，生排烃过程一般并不会导致TOC含量的显著降低。因此在海相碳酸盐岩地层中评价烃源岩，沿用泥岩TOC的0.5%作为有机质丰度下限值是合适的。彭平安等(2008)认为海相碳酸盐岩普遍存在的Ⅱ型有机质，其最低、有效油源岩的下限值可能在0.1%和0.4%左右，最低、有效气源岩下限可能在0.1%和0.3%左右，大规模油气田形成的TOC应在1%以上。研究也发现烃源岩具有强烈的非均质性(朱光有和金强，2002)，一套厚层的烃源岩并非都是有效烃源岩，只有其中富含有机质的部分才对油气藏形成起到决定性贡献。大型油气田明显受高丰度烃源岩的控制。对于海相有效烃源层，厚度不必很大，但必须含有高有机质丰度的层段；烃源岩也不是满盆分布，烃源岩的发育明显受沉积相带的控制。

据统计，全球三百多个海相碳酸盐岩大油气田中，绝大多数以泥质烃源岩为主，而且其有效烃源岩有机质丰度大于0.5%，其次是泥灰岩，碳酸盐岩仅占13.6%，而且只有在非氧化环境中沉积的碳酸盐岩(通常由泥灰岩、泥晶灰岩、灰质泥岩组成，粘土含量约10%~30%或更高，主体有机碳含量高于1.0%)才可能成为烃源岩。因此，纯碳酸盐岩难以作为有效烃源岩(张水昌等，2007)。

我国海相沉积体系中烃源岩分布广泛，不缺乏高有机质丰度的优质烃源岩，以泥质烃源岩为主(朱光有等，2010)，碳酸盐岩有机质丰度普遍较低，生烃潜力也相对有限。其中塔里木盆地海相烃源岩主要发育在寒武纪、奥陶纪；四川盆地发育在早寒武世、早志留世和晚二叠世；在贵州和广西地区，泥盆纪也有很好的烃源岩发育(图 1)；鄂尔多斯盆地主要发育石炭-二叠系海陆交互相煤系烃源岩。可以说，经过这么多年的碳酸盐岩勘探实践，已逐渐走出海相烃源岩有机质丰度下限值讨论的误区，那就是纯的碳酸盐岩生烃能力十分有限，很难成为有效烃源岩！真正好的烃源岩是煤系(气源岩)、碳质泥岩、泥页岩、泥岩、泥质灰岩等(图 2)，这些烃源岩有机质丰度并不低。

2.2 原油的稳定性与裂解成气

埋藏深与烃源岩演化程度高是海相油气地质的重要特点，但并非“黑油”(黑油在此文是指没有发生裂解的液相石油，区别于凝析油)都找不到了，海相盆地富气是不争的事实(朱光有等，2007)，但是塔里木盆地黑油的勘探还是相当乐观的！这里面涉及到两个问题：原油的稳定性和裂解条件。

在原油的催化裂解方面，张水昌等(2008)通过利用黄金管热模拟实验，对TSR导致原油裂解成气反应的可能启动机制及控制因素进行了研究。通过不同盐溶液与原油的热解实验，证实了硫酸盐的存在是启动TSR反应的必要因素，MgSO₄比CaSO₄和Na₂SO₄更容易启动TSR反应，体系中盐度的增加会加速H₂S的生成。不同水介质条件下，TSR反应的程度与溶液的离子强度呈正相关，弱酸性环境并不足以启动TSR反应；原油中不稳定含硫化合物的含量越高越有利于TSR反应的发生，饱和链烷烃比原油中其它组分更容易引发TSR反应，且大分子烷烃比小分子烷烃更容易被硫酸盐氧化。在系统研究深部TSR发生条件与反应机理中，发现TSR对原油裂解与甲烷生成具有重要的驱动和促进作用，导致生气过程提前，天然气产量倍增(张水昌等，2008)；同时TSR反应不仅导致天然气中H₂S的生成，还会引起烃类气体干燥系数的增加和稳定碳同位素的富集(朱光有等，2005a)；结合原位激光拉曼实验结果，证实了实际油藏中启动TSR反应的最可行的氧化剂应该是硫酸盐接触离子对(张水昌等，2008)；在此基础上，探讨了影响TSR反应的地质因素，提出除了初始原油的组分特征、不稳定含硫化合物的含量外，地层水的含盐类型及盐度同样是控制TSR反应的关键因素。

四川盆地川东北地区三叠系飞仙关组具备硫酸盐热化学反应的条件，特别是在燕山晚期，储层埋深达到最大，温度最高，有利于TSR快速进行，因此该阶段是TSR反应最强烈的时期(朱光有等，2005b，2006b)，四川盆地其它地区海相原油大规模裂解也是在该时期发生(Zhu et al.，2011)，随后盆地抬升，储层温度降低。四川盆地深层天然气大规模形成的关键因素就是原油在高温和TSR共同作用下的强烈裂解，揭示了深层碳酸盐岩富含硫天然气的形成机制。

在原油的稳定性方面，传统认为原油在温度大于160℃时开始裂解，而随着向深层油气勘探的进展，一些油藏在远大于此温度条件下依然以液(油)相大量存在。以中国近年深层勘探来说，塔里木盆地塔北地区塔深1井在埋深8406.4m、储层温度在175~180℃、压力在138MPa的情况下，发现了褐黄色的液态烃(翟晓先等，2007)，而且该液态烃正构烷烃系列保留齐全，成熟度并不高，Ts/Tm小于1，比轮南和塔中的某些原油成熟度还要低(朱光有和张水昌，2009)；塔北新垦和哈拉哈塘地区，埋深7000m、储层温度在160℃左右，保存的是没有裂解的正常油或稠油(朱光有等，2011a)；渤海湾盆地冀中坳陷在埋深6000m、储层温度超过200℃的潜山储集层中，获得高产凝析油，原油并未发生彻底裂解；在库车坳陷大北构造带，7000m深层保存了较好的凝析油。这些深层地质现象表明，在一些地区原油的热稳定性可能比原来评价的温度要高很多。虽然在实验室中模拟发现，原油在160℃时就可能发生裂解，但是地质条件下储集层中的岩性组合及矿物成分、水介质条件等等，都可能抑制原油的裂解；反而在一些硫酸盐比较发育的层系中，往往因硫酸盐热化学反应而容易导致原油的裂解。Pan et al.(2010)最近研究发现，无论是蒙脱石，还是方解石并不明显影响原油的裂解速率，原油裂解的温度比较高，至少在200℃以上，因此原油在地质条件下是比较稳定的。我们最近通过对塔里木盆地原油的稳定性分析，特别是低地温梯度和晚期快速深埋过程的补偿效应研究，认为液态石油大量消亡(裂解成气)的深度下限在9000m以下，对应的储层温度大于210℃，在此深度之上液态石油可以大量存在。

2.3 高演化阶段煤系烃源岩的生烃潜力

海陆过渡相的煤系烃源岩在热演化过程中以倾气为主，即煤成气。我国已探明的大型天然气田有大半数以上是以煤系为主要气源岩(煤成气)。而对于中国海相盆地来说，过渡相煤系烃源岩演化程度比较高，形成的天然气以干气为主。

煤系烃源岩的生烃过程以甲烷为主，没有明显的生烃高峰，并且高成熟阶段仍然具有很强的生气能力，这是大量模拟实验证实的观点。陈建平等(2007)对比了高成熟度的煤和海相烃源岩H/C比值的变化特征，认为煤即使到了过成熟阶段，也还有一定的生气能力，“生气死亡线”最高可达镜质体反射率(R_o)为10%(图 3)。

McNeil and BeMent(1996)认为烃类物质在自然演化中比我们想象的要稳定，特别是在高成熟度阶段。他认为高成熟阶段生烃机制要满足三点基本要求：(1)产甲烷为主；(2)甲烷具有轻碳特征；(3)生成物与自然演化产物要一致。烷基链和芳环是高成熟阶段的主要剩余物，所以，根据上述基本要求，他提出了一个生烃机制(图 4)。在这个机制中，靠近芳环上的第一个碳原子和第二碳原子之间的C-C键最容易破坏，形成一个带甲基的芳环(或稠环)和一个短一点的自由基烷基链(少一个碳)。在高成熟度阶段，高度芳构化的氛围中，脱下的烷基链自由基又转移到另一个芳环，并释放出一个H原子。带甲基的芳环得到H原子，脱去甲基生成甲烷。然后，重复上述过程。在这个过程中，¹²C之间的键能较弱，更容易断裂，所以形成的甲烷的碳同位素偏轻。另外，这个过程中长的烷基链自由基很快与芳环结合，逐一断去末端碳原子，所以最后都形成甲烷(图 4)。煤的结构中芳环更多，推测可能在高成熟阶段的成烃特征就符合了上述机制，从而生烃过程中限制了长链分子的形成，主要形成甲烷，所有高成熟阶段煤系烃源岩仍然具有生烃能力且以产干气为特点。

由于煤系烃源岩高成熟阶段缺乏液态烃，所以后期生气能力并非来源于油的裂解，而是来源于重建的干酪根(Dieckmann et al.，2006)。通过实验数据计算认为，III干酪根裂解气形成温度(T_max)大约190℃(R_o为1.7%)；原油裂解气形成温度(T_max)大约220℃(R_o为2.4%)；而重建组分的裂解温度(T_max)大约250℃(R_o>3%)。该结果一方面说明III型干酪根生气具有多阶段生气的特点，所以没有明显的生烃高峰；另一方面也表明III型干酪根在高-过成熟阶段仍然具有生气能力(Erdmann and Horsfield，2006)。Dieckmann et al.(2006)认为由于倾向于重建反应的有机质在以前含油气盆地研究中没有特别考虑，而这类有机质很可能给深部油气勘探带来很好的前景。虽然各种解释可能都有道理，但不争的事实是，高过成熟煤系烃源岩发育区，天然气的勘探潜力的确非常可观！因此，在鄂尔多斯、四川盆地、塔里木盆地库车坳陷等煤系烃源岩发育的地区，天然气的真实勘探潜力某种程度上说，目前是被低估的。

3 碳酸盐岩有效储层的形成机制

近年来，海相碳酸盐岩储层研究进展较为显著，为有利区带选区和目标评价奠定了基础，促进了深层碳酸盐岩油气勘探的发现。2005年前后，中国石油和中国石化在塔里木盆地和四川盆地礁滩体的研究中投入较大力量，为塔中Ⅰ号坡折带上奥陶统良里塔格组和四川盆地飞仙关组-长兴组的勘探发现提供了有力支撑(相关的研究论文很多，在此不做评述)，以下论述近几年在碳酸盐岩岩溶储层的研究进展。

3.1 海相碳酸盐岩储层类型与特点

岩溶、礁滩体和白云岩储集层是目前中国海相碳酸盐岩勘探的主体类型，这些碳酸盐岩储层埋藏深、非均质性强，这是不争的事实，但是碳酸盐岩次生孔洞的形成受深度控制不明显，深层存在优质的储集层。这些碳酸盐岩储集层经受了多期叠加改造作用及准同生期沉积成岩作用，早期孔隙发育，后期在构造控制下发育多期次喀斯特溶孔和裂缝孔洞，烃类充注后流体与岩石的相互作用控制深部溶蚀与次生孔隙的形成，因此有效储集层发育受深度控制不明显。

根据目前中国最深探井——塔里木盆地塔北地区塔深1井(井深8408m，钻至上寒武统)，在埋藏7000~8400m深度之间，发现了良好的白云岩储集层(图 5)。该井揭示出深层碳酸盐岩的主要储集空间类型有晶间孔、与溶蚀作用密切相关的结构选择性的晶间溶孔、选择性溶蚀孔洞、以及高角度和水平裂(溶)缝(孟祥豪等，2010)。这类埋深大于8000m、温度超过170℃、压力大于80MPa的高温高压环境下，溶蚀孔、洞、缝等储集空间发育，在世界范围内都是罕见的，这也改变了石油地质学家对古老碳酸盐岩储层有效储集孔隙保存机制的认识。

3.2 TSR对深部碳酸盐岩储层的溶蚀改造机制

塔里木盆地寒武系-奥陶系碳酸盐岩储层目前主体埋深在5500~9500m，基本也是历史上最大的埋藏深度；而四川盆地川北地区下三叠系统飞仙关组-上二叠统长兴组目前主要埋深在4500~7500m，但这不是其历史上最大的埋藏深度。川北地区在燕山期以来，处于抬升剥蚀状态，根据埋藏史、热史和包裹体分析，川东北飞仙关组在侏罗纪中期埋藏深度就接近5000m，温度达到120℃以上；白垩纪末期埋藏深度接近8000m，包裹体显示温度已超过200℃。印支运动使地层抬升并遭受剥蚀，因此目前川北飞仙关组储层埋深在4500~7500m的储层，在燕山晚期埋深在6000~9500m，是一种典型的深部储层。

在经历过6000~9500m深埋后的碳酸盐岩储层，飞仙关组-长兴组气藏白云岩储层以高孔高渗为特征，次生粒间溶蚀孔隙发育，孔径较大，连通性好(图 6)，目前孔隙度还能保存在10%左右，这是全球罕见的深部碳酸盐岩储层。特殊的成岩过程，是次生孔隙形成和保存的关键。研究发现，TSR对碳酸盐岩储层具有明显的溶蚀改造作用(朱光有等，2006a)，次生孔隙主要是由于高温TSR作用及硫化氢酸性溶蚀改造的结果，它可以使孔隙度增加30%以上。

TSR实质上是一种在热动力条件(120℃以上的高温条件)驱动下烃类和硫酸盐之间的化学反应，是有机和无机相互作用的一个过程，它通过对有机烃类的蚀变和改造，形成非烃类酸性气体。川北飞仙关组-长兴组气藏以高含硫化氢为显著特征，硫化氢含量越高，储层性能往往也越好。从烃类的碳同位素、碳酸盐岩的碳同位素、以及硫磺、石膏、硫化氢、黄铁矿等硫化物的硫同位素等分析化验资料(朱光有等，2005b)，论证了川东北飞仙关组高含硫化氢天然气属于TSR成因。而TSR的发生，首先需要硫酸盐类溶解提供SO₄^2-，储集空间得到初步改善；其次TSR反应形成的硫化氢，溶于水后显示出较强的酸性溶蚀作用，对白云岩储层具有最佳的溶蚀效果。在高温条件和地层水的作用下，硫化氢与白云岩发生较强烈的酸性流体-岩石相互作用(水岩反应)，促进了白云岩次生孔洞的发育和高孔高渗优质储集层的形成。

由于高温有利于TSR的持续快速进行、有利于大量硫化氢的形成、以及硫化氢对储层溶蚀作用的进行，因此深部高含硫化氢气藏的储层性质往往较好。钻探结果也证实了这一点，气藏中硫化氢含量越高，气井日产量也高，储层的性质也越好。从图 7可以看出，优质储层较发育的普光气田的普光2井、普光6井、七里北气田的七里北1井、罗家寨气田罗家1井、罗家2井、罗家5井、渡口河气田的渡2井、渡3井、渡5井、铁山坡气田的坡1井和坡2井等，孔隙度主要分布在10%以上，部分大于16%；这些井硫化氢含量在天然气成分中占14%以上，且单井日产量都较高，多数日产气量在30×10⁴m³/d以上。而那些储层较差的井，如坡3井、紫1井、朱家1井、金珠1井等，孔隙度大部分都小于4%，试气结果多为干井或微产井(图 7)。硫化氢含量与储层孔隙度、日产气量之间的正相关关系表明，这些高含硫气藏的产气能力明显受储层的控制，而储层又与硫化氢的溶蚀改造作用有关，从而表现出硫化氢含量越高，储层性质越好，气藏产量也越高的现象。

大量统计结果表明，高含硫化氢气藏普遍压力系数小，分布在1.0~1.2之间(图 8)，而不含硫化氢气藏一般为高压气藏，硫化氢含量与气藏压力系数分布趋势一致(图 9)，说明储集空间的增大是造成气藏压力系数减小的一个原因，而储集空间的增大与TSR及硫化氢对储层溶蚀导致的储集空间增容有关。

通过含硫化氢的酸性流体与岩石相互作用的模拟实验，也进一步证实了不同温度和溶蚀液对碳酸盐岩储层具有明显的溶蚀改造作用。无论川东北飞仙关组-长兴组岩石原始物性如何，经过100天的溶蚀过程，孔隙度和渗透率都有明显提高(图 10)。其中，原始物性较差者，溶蚀后物性提高较大；特别是渗透性提高明显，部分呈现出数量级的增长，因此，酸性流体对储层渗透性能的改善作用十分显著。

由于飞仙关组储层上部是厚层的膏盐盖层(飞四段及其上覆的嘉陵江组和雷口坡组)(表 1)，膏盐层的塑性和致密性，迫使TSR过程产生的热量和酸性流体只能由高势能区向低势能区作水平运移，即地下酸性流体的径流方向局限在储层内部进行压力和能量传递，这决定了流体-岩石相互作用具水平层状分布的特点，从而造成溶蚀孔洞呈层状发育。这些次生孔洞主要是由于高温TSR作用及硫化氢酸性溶蚀改造的结果，由于深部储层温度高，溶蚀作用也更强烈，因此碳酸盐岩深部存在一个由TSR作用形成的次生孔隙发育带(图 11)。在有TSR作用的区域，这种次生孔隙是可以形成并保存下来的，因此油气勘探深度可以较大幅度下移。

3.3 顺层岩溶和层间岩溶储集体的特点与形成机制

顺层岩溶是内幕岩溶的一种特殊类型，分布在碳酸盐岩古隆起的围斜部位，空间上与潜山岩溶相伴生(张宝民和刘静江，2009)。顺层深潜流岩溶模式的提出指明了一个新的勘探领域—古隆起斜坡区，使有效勘探范围增加数倍，并促成古隆起斜坡区成为现今勘探的热点，并在深层油气勘探中取得重大突破。顺层岩溶的形成，需具备两个条件：首先围斜部位碳酸盐岩层系内部存在层间岩溶面或与三级层序界面有关的表生期岩溶面，这可为后期地下水的侧向顺层渗流和扩溶提供先决条件；其次来源于邻区构造高部位潜山岩溶水的巨大压差，促使侧向顺层承压深潜流的形成，其循环深度可达数千米，排泄主要靠断裂并沿断裂带补给上覆岩层，在地表形成承压泉群(张宝民和刘静江，2009)。由于该类岩溶水属承压水，因此水动力强度大，具有强烈的侵蚀溶蚀性，断裂起导水和排泄作用，所以水交替条件好，因而在断裂带附近往往形成岩溶强烈发育带；该类岩溶远离物源区，因而充填程度低(张宝民和刘静江，2009)。在成像测井中，未被充填的空洞比较常见，在钻井过程中，经常出现钻时加快、钻井放空、井漏等情况，都证实了储集空间发育且未被充填。目前，这类储层在塔里木盆地北部轮古东等地区已取得重大发现。

层间岩溶是近年来针对塔里木油田塔中奥陶系鹰山组勘探提出的概念，它属于风化壳岩溶(潜山岩溶)储层的一种，但与潜山岩溶的最大差别是：地层缺失少，剥蚀时间短，与上覆地层呈平行或低角度不整合接触，溶蚀规模相对小；储层沿不整合面顺层大面积分布。其形成的古地貌起伏小，地层较平缓；往往受多旋回构造运动或沉积间断或不整合背景下的大气淡水溶蚀作用控制(张宝民和刘静江，2009)。这种层间岩溶储集体在塔里木巴楚-塔中下奥陶统鹰山组顶部的古岩溶发育，与早奥陶世末碳酸盐台地整体强烈隆升，缺失了中奥陶统一间房组和上奥陶统底部的吐木休克组沉积，下奥陶统上部地层裸露而为云灰岩山地，遭受强烈剥蚀和风化淋溶而形成面积近10×10⁴ km²的岩溶风化壳，暴露时间大约10Ma，至晚奥陶世中期才再次沉降而被良里塔格组灰岩沉积所覆盖。塔中鹰山组层间岩溶储集体平面上呈准层状分布，储层厚度在50~150m，位于不整合面之下200m范围内(图 12)，目前已取得重要勘探发现。

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储集体是目前勘探的主要对象。储层的形成和分布受早期高能沉积相带、溶蚀作用和断裂作用等因素的控制，塔中上奥陶统良里塔格组礁滩复合体、鹰山组层间岩溶储集体、塔北潜山岩溶和顺层岩溶储集体等均具有大面积顺层状分布的特点，储层非均质性强烈，为低孔-特低孔、低渗灰岩储层，目前三维勘探区埋深主要在5000~7000m，有效储层的空间展布控制了油气的分布与大面积成藏，具有整体富含油气的特点。奥陶系储集层具有三个明显的特点：储层非均质性强、顺层分布面积大、埋藏深。

4 油气富集成藏机制与模式

在油气成藏方面，大面积、准层状油气富集模式的提出，拓展了油气勘探的范围，降低了勘探成本；其次，碳酸盐岩油气藏油气水分异性差，油气水界面不统一，油藏幅度可达千米；油气藏调整改造强烈，多期充注成藏普遍，但近期研究发现一批古老油藏，形成时间很早、充注期次单一，且被有效保存下来，储量规模可观，这一发现提高了在构造复杂区寻找原生大型海相油藏的信心。

4.1 大面积准层状油气富集模式

中国碳酸盐岩油气分布受准层状储层和缝洞系统的控制。以塔里木盆地来说，台盆区是一个既富油又富气的重要勘探区，奥陶系碳酸盐岩储集体是目前勘探的主要对象，储层的形成和分布受早期高能沉积相带、溶蚀作用和断裂作用等因素的控制，上奥陶统良里塔格组礁滩复合体、鹰山组层间岩溶储集体、一间房组顺层岩溶储集体等，均具有大面积层状分布的特点，这是形成层状含油的基础。这些储集层主要分布在继承性较好的古隆起上，是油气运聚的有利指向区，因此它们既是油气运移的输导层，也是储集体。由于储层强烈的非均质性，油气充注后较难逸散，形成了广覆式油气聚集，有效储层的空间展布控制了油气的分布与大面积成藏，具有整体富含油气的特点。

塔里木台盆区奥陶系油气藏底部往往为致密灰岩，局部发育断裂或大型裂缝；油气一般集中在潜山面或层间不整合面之下80~150m，呈大面积准层状展布；油气藏规模巨大，油气柱高度1500~2400m。由于断裂与缝洞系统等空间输导体系复杂，多期成藏与调整，油气藏流体复杂，稠油、正常油、凝析气等均有分布(张水昌等，2011b)。目前已在塔里木台盆区发现了塔北、塔中两个巨型海相碳酸盐岩准层状油气藏(图 13)。其中，塔北油田长300km，宽30~65km，以海拔-6000m为边界圈定的有利面积7300km²，油气柱高度1300~1700m，油气规模超过30亿吨(图 13)。塔中奥陶系油气在纵向上呈准层状叠合分布，平面上受储层发育程度控制，没有明显边底水，为大型准层状、油气水分布复杂的非常规凝析气藏。塔中先后整装探明了塔中Ⅰ号坡折带上奥陶统超亿吨级礁滩型凝析气藏和塔中北部斜坡下奥陶统岩溶风化壳型凝析气藏，这两个准层状油气田探明+控制地质储量折合油气当量近10亿吨(周新源等，2006; 杨海军等，2007; 韩剑发等，2008)。这些油气藏虽然油气水界面不统一，但油层温度梯度和压力梯度十分相似，压力系数为1.13，温度梯度为2.42℃/100m，为常温常压油气藏，油气藏温压系统具有统一性(图 14)。

奥陶系油藏的原油主要来自于寒武系、奥陶系烃源岩(Zhang，2000; Zhang et al.，2000，2002a，b，2005; Zhang and Huang，2005; 朱光有等，2011b)，混源特点明显；天然气主要来源于中下寒武统的高成熟度原油裂解气(赵文智等，2009)。塔中凝析气藏经历了三期成藏过程(杨海军等，2011)，第一期为加里东晚期成藏，油气来自于寒武系-下奥陶统烃源岩，但早海西期的构造运动，对该期油气破坏严重，造成大范围油藏破坏；第二期成藏是晚海西期，油气来自于中上奥陶统烃源岩；第三期成藏是晚喜山期，寒武系原油裂解气形成，沿深部断裂向浅部奥陶系充注，对油藏进行气洗改造，从而形成大面积分布的凝析气藏。多源多期成藏、多期调整及油气运移通道共享，是造成原油普遍混源的重要原因。两套烃源岩、三期排烃作用为奥陶系油气成藏提供了丰富的油气资源。碳酸盐岩储层沿潜山面或层间不整合面大规模集中分布，纵向多层系、横向大连片，有效厚度在100~220m；储层之上的泥岩、泥灰岩、致密灰岩为有效盖层，与碳酸盐岩缝洞系统构成良好储盖组合。断裂、不整合面、缝洞发育带形成的网状油气输导体系控制了塔中古隆起油气的复式分布，特别是长期稳定发育的古隆起背景为油气大面积聚集提供了有利条件。

4.2 古老油气藏的形成机制与模式

油气藏破坏是一种普遍的现象，可以说石油在不断生成的同时，又在不断地遭受破坏(Miller，1992; 刘卫红等，2006)。Macgregor(1996)对全球350个大油田的地质储量和时代分布进行了研究，结果发现世界一半以上的大油田是在渐新世之后形成的，油气藏中值年龄为35Ma，平均生存年龄为55Ma。对于中国古老的海相盆地，古生界海相层系经过了多旋回叠合与改造，油气藏破坏改造严重，油气分布复杂，多以次生油气藏为主。最近研究发现，在塔里木盆地北部地区发现了形成于250Ma以前、且保存完好的油藏-英买2油藏，且是单源单期成藏；哈拉哈塘地区也是晚海西期成藏，只是由于当时盖层薄，遭受过生物降解，致使油质变稠，随后一直深埋。这些古老油藏的发现，对于评价塔里木盆地油气勘探潜力与指导油气勘探具有十分重要的意义。

研究认为，英买2奥陶系油藏原油来自于中上奥陶统烃源岩，充注成藏时间在二叠纪(晚海西期)。从生烃史、流体包裹体与埋藏史关系、自生伊利石K-Ar测年数据、以及圈闭形成演化过程等多项证据，证实了英买2奥陶系油藏是一个250Ma前形成并保存下来的原生古油藏。海西晚期(二叠纪)是塔里木盆地一个最重要的生、排烃期，也是塔里木盆地最有效的成藏期。来自于塔北南部地区的中、上奥陶统源岩生成的烃类向北运移，充注进入奥陶系、志留系等有利圈闭中，形成规模巨大的油气藏。但是在三叠系沉积前的构造运动中，构造高部位由于盖层剥蚀严重，造成油藏遭到降解破坏，部分原油受到生物降解，而围斜部位油气可能得到保存(朱光有等，2011a)。自三叠纪沉积以来，奥陶系油藏一直处于持续深埋过程，盖层加厚，奥陶系圈闭位置和形态基本没有发生大的变化，油气保存至今。

4.3 油气调整改造再成藏机制与模式

中国西部叠合盆地油气藏最大的特点之一是成藏期后的再调整(贾承造，1995)，原生油气藏被改造、重新调整、再次运聚，形成的次生油气藏。调整改造再成藏实际上就是油气的再分配聚集过程，也是对原生油气藏的一个破坏过程。这个改造过程一定是适度的，否则就变成一个纯破坏过程，也就没有油气藏了。这种构造变动造成油气藏随后发生的变化主要表现为：油气藏空间位置与形态的调整、油气的物理化学性质发生改变、资源规模与开发效果发生了变化。根据油气藏调整改造的主控因素，可以分为：构造变动改造作用、物理调整改造作用和化学蚀变改造作用3大类，它们可以单独或同时起作用，导致油气藏发生改造，甚至破坏或消失。其中，物理调整改造作用主要指油气藏内部形态变化或油气泄露散失，与再成藏关系不密切；而化学蚀变改造作用主要指油气的混合作用、热蚀变与裂解作用、生物降解与水洗氧化作用等。

由于中国海相盆地在其演化过程中表现出不同类型盆地相互叠加、不同地质过程相互复合，甚至圈闭形态和位置也不断发生变化，改变了原生油气藏的保存条件，使油气藏中已聚集的油气处于不断再分配的调整过程中，导致油气藏破坏或深埋作用使得原油发生裂解成气等，从而造成油气相态与分布规律极为复杂。晚期调整比较常见，且都与原油藏关系密切(苏劲等，2011)。从目前的勘探实践来看，调整改造型油气藏具有以下几方面显著特征：流体性质的多样性，形成多种相态油气并存局面，油气的再分配导致了油气藏平面分布的非均质性与不稳定性(非稳态油气藏)(孙龙德等，2008)，以及垂向上的不分异性(不平衡)。

塔里木盆地是目前我国发现的唯一保存了大规模海相原油的盆地，油气的性质复杂。以塔北为例(塔中也有类似规律)，该区是一个复式含油气区，奥陶系、石炭系和三叠系均为主要产油层系，既有稠油，也有正常油，还有轻质油和凝析油。油气相态呈现不同的特征，存在未饱和气藏、饱和气藏、饱和油藏、以及未饱和油藏等变化特征(张水昌等，2011b)。调整再成藏型油气藏之所以能够形成，除了圈闭等因素外，最为关键的是输导体系与原油气藏的联通作用。因此依据输导体系，可以将晚期调整改造再成藏型油气藏划分为三种成因类型：垂向调整再聚集型、侧向溢出再聚集型和复合作用再聚集型。

4.4 海相油气成藏模式

油气成藏模式是对油气藏形成机制与赋存特征的高度概括和解释，是描述油气藏形成过程中生、储、盖、圈、运、聚、保等基础要素在时空关系上的相互匹配历史，以及在相同地质条件下不同相态类型油气藏的共生和制约关系，并对其做出科学的解释(马力等，2004)。由于不同研究者的侧重点和出发点不同，对油气成藏类型划分的方法也有很大差别，有的强调成藏的烃源方式，有的则看重生储盖组合关系，有的注重运聚机制，有的则综合其演变过程。作者认为，圈闭定型与稳定是油气藏形成的重要前提，否则早期生成的油气如果没有合适圈闭将不能聚集，或者前期聚集的油气在后期圈闭调整过程中遭到破坏，或油气再分配。塔里木、鄂尔多斯及四川盆地多套生、储、盖层系均经历了多旋回叠合和改造作用，构造演化引起的油气散失与再分配成藏过程十分复杂，而油气的充注期次大部分地区都在一次以上。中国海相盆地烃源岩往往有多套，且生烃期长，关键成藏期多，油气发生混合充注比较常见，因此多期充注是中国海相油气充注成藏的重要特点。

通过对塔里木盆地、四川盆地海相油气藏的解剖，深入细致分析烃类的成因与来源、充注期次与过程、次生蚀变与改造作用，按油气藏形成机制，建立了四种成藏模式，分别是：(1)多期成藏与晚期气侵型-塔里木盆地塔中和塔北的凝析气藏是这种类型的典型代表；(2)古油藏裂解成气与晚期定型型-四川盆地川东北飞仙关-长兴组气田群是这种类型的典型代表；(3)次生调整再成藏型-塔里木盆地北部石炭系和三叠系油气藏是典型的晚期构造调整形成的次生油气藏；(4)早期成藏与保存型-塔里木盆地塔北中西部地区主体都是在晚海西期一次充注成藏，后期一直处于深埋保存状态。

5 结论

中国海相不缺乏高有机质丰度的泥质烃源岩，纯碳酸盐岩生烃能力有限；高演化阶段的海陆过渡相煤系烃源岩是海相天然气的主力气源；硫酸盐热化学还原作用对原油裂解与甲烷生成具有重要的驱动和促进作用，四川盆地深层天然气大规模形成的关键因素就是原油在硫酸盐热化学还原作用下的强烈裂解成气。

岩溶、礁滩体和白云岩储集层是目前中国海相碳酸盐岩勘探的主体类型，这些碳酸盐岩储集层经受了多期叠加改造作用及准同生期沉积成岩作用，早期孔隙发育，后期在构造控制下发育多期次喀斯特溶孔和裂缝孔洞，烃类充注后流体与岩石的相互作用控制深部溶蚀与次生孔隙的形成。顺层深潜流岩溶模式的提出指明了一个新的勘探领域，使有效勘探范围增加数倍；层间不整合岩溶不受埋深限制，深部碳酸盐岩有效储层的分布比较广泛。发现TSR对碳酸盐岩储层具有明显的溶蚀改造作用，提出碳酸盐岩深层存在一个由TSR作用形成的次生孔隙发育带，因此碳酸盐岩有效储集层发育受深度控制不明显。

深层大面积准层状油气富集模式的提出，拓展油气勘探的范围，降低了勘探成本；一批古老油藏的发现，提高了在构造复杂区寻找原生型海相油藏的信心。按油气藏形成机制，建立了四种成藏模式：多期成藏与晚期气侵型、古油藏裂解成气与晚期定型型、次生调整再成藏型和早期成藏与保存型。综合研究认为，近期海相勘探，围绕隆起斜坡部位勘探为主，主体勘探深度可以下移至9000m。

致谢 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院、中国石油西南油气田公司勘探开发研究院和四川石油管理局勘探开发研究院、中国石化南方勘探开发公司提供了钻探测试资料及分析研究材料等，在此深表致谢！