1 引言

原油的稳定性是目前国际上研究的一个热点。至今为止，纯粹油的裂解生气模拟实验做得比较多(例如：BjorØy et al.，1988; Ungerer et al.，1988; Behar et al.，1992; Horsfield et al.，1992; Kuo and Michael，1994; Schenk et al.，1997; Tsuzuki et al.，1999; Hill et al.，2003; Tian et al.，2007)，主要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油相大量存在(朱光有等，2009)，原油的稳定性可能比预期的要高很多。同时，不少学者开始探索油和不同矿物组合对原油稳定性的影响，Pepper and Corvi(1995) 认为矿物对原油裂解的影响很小，可忽略不计，他认为在油藏中，矿物是水湿性的，即矿物直接与水接触，而不与油接触；目前还没有确凿的证据表明碎屑岩油藏的裂解速率比碳酸盐岩油藏快。Pan et al.(2010) 通过纯原油、原油+蒙脱石和原油+方解石等不同组合的裂解实验研究，发现三个系列实验甲烷和总气态烃生成速率非常接近，表明蒙脱石和方解石都不明显影响原油初次裂解速率。他依据动力学参数，推算了地质条件下升温速率分别为1℃/Ma、5℃/Ma和10℃/Ma时原油裂解生成气过程，认为原油裂解生成甲烷的转化率达到50%时，所需温度范围要在220℃以上，也就是说原油还是很难裂解的。

地质条件下深层高温储集层中液相石油大量存在的例子随着勘探的深入愈来愈多被发现。世界最深的油田——Tiber油田(2009年9月发现)，位于墨西哥湾深水盆地(DWGoM Basin)，总深度10685m，其中水下深度9426m，储层温度188~200℃，可采石油储量6亿桶，天然气110亿方。中国渤海湾盆地冀中坳陷ND1井在储层埋深6000m左右、井底温度201℃的雾迷山组潜山中获得了高产油气流，主要以凝析油为主。塔里木盆地塔北地区塔深1井埋深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，而且该液态烃正构烷烃系列保留齐全，成熟度并不高(翟晓先等，2007)，Ts/Tm小于1，比轮南和塔中的某些原油成熟度还要低。近年来，塔北地区在6400~7000m处发现了哈拉哈塘大型稠油油藏(朱光有等，2011)，预计再向深部勘探还是油相，到底油相在多大深度段内消失，这是学术界和勘探家十分关心的一个问题。

众所周知，塔里木盆地现今是一个“冷盆”，地温梯度为1.8~2.0℃/km，大地热流值为40~50mW/m²，具有低地温梯度和低大地热流特点。在使用磷灰石裂变径迹退火带等方法对塔里木盆地古地温梯度进行计算，认为寒武-奥陶纪为3.5℃/km；志留-泥盆纪为3℃/km；石炭-二叠纪为3.1~3.2℃/km；三叠纪-早第三纪为3~2.5℃/km；晚第三纪为2.2~1.7℃/km(周中毅等，1983；贾承造，1999)。由此可见，塔里木盆地历史上为一个由老到新的降温盆地，其中三叠-早第三纪为缓慢降温阶段，早第三纪-晚第三纪为快速降温阶段。目前古生界碳酸盐岩勘探的目的层埋深在6000~7000m，储层温度在140~160℃，主体以稠油、正常油及凝析油形式赋存，原地油藏几乎还没有发生裂解(凝析油藏是深部来源的天然气对奥陶系油藏气侵改造而成)。那么塔里木盆地海相石油到底埋深多少开始裂解？黑油(石油)的勘探潜力究竟有多大？带着这些问题，本文通过对塔里木盆地地质背景与热史和沉降史的分析，讨论了原油的稳定性，通过对油气充注成藏历史过程与石油大规模聚集及保存等地质要素的分析，探讨海相石油的勘探潜力与勘探方向。这对于指导塔里木盆地海相油气勘探部署与下一步产能规划方案编制等，都具有重要的参考价值。

2 原油的稳定性与保存深度下限及相态分布

热动力是原油发生裂解的基础，对原油的裂解起到了举足轻重的作用(朱光有等，2007a)。但是在塔里木盆地的一些油藏中，储层目前温度高于传统认为的原油裂解温度(160~200℃)而油藏并未发生裂解，说明温度并不是控制原油裂解的唯一条件。虽然在实验室中模拟发现，原油在160~170℃时可能发生裂解，但是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(TSR)而容易导致原油的裂解(朱光有等，2005；张水昌等，2008，2011a)。四川盆地提供了原油裂解成气的一个典型实例。因此，对于原油裂解成气的温度门槛，我们认为除温度因素外，以下三个因素还可能起控制作用：①储集层流体中的催化条件，如果存在催化作用，如TSR作用，不仅可以降低原油裂解的温度门槛，而且还能加速原油的裂解程度，②原油的性质与组成，③时间的补偿效应。

2.1 催化条件

研究认为TSR(Thermochemical Sulfate Reduction)可能是原油发生裂解的“启动剂”和加速原油裂解的“催化剂”。TSR是烃类与硫酸盐岩发生硫酸盐热化学还原发应，将硫酸盐矿物还原生成硫化氢及二氧化碳等(Worden et al.，1996，2000；Cai et al.，2003；Machel，2001；Zhu et al.，2007，2010，2011；Zhang T et al.，2007，2008)。研究发现TSR对原油裂解的发生具有重要的驱动和促进作用(朱光有等，2007b；张水昌等，2008)。实验采用11组不同矿物的水溶液，在365℃恒温体系进行热模拟，恒温时间分别为48、96、192小时，结果表明，TSR过程加速了原油的裂解，促使天然气大量提前形成，导致甲烷生成量的增加和气体干燥系数的增大，因此矿物的催化对原油的稳定性及原油裂解气的生成起着非常关键的作用(张水昌等，2008)，尤其是诱导TSR发生的一些硫酸盐矿物，如MgSO₄，在原油裂解成气过程中扮演了十分重要的角色(张水昌等，2011b)，这也是白云岩储层原油容易发生裂解的重要原因。目前四川盆地海相天然气富含硫化氢、以干气为主要特点，表明这些古油藏曾遭受过TSR的强烈蚀变与改造生作用。而对于塔里木盆地碳酸盐岩油藏没有发生TSR作用或者TSR作用很弱的情况下，原油很可能难以裂解。

2.2 原油的性质与组成

模拟实验研究表明，原油的含硫量不仅很可能在很大程度上决定了原油裂解的难易，还很可能是控制原油能否发生TSR作用的重要因素。含硫量相对较高的原油，无论单独加水热解还是加硫酸盐的TSR反应，最终得到的气态烃和H₂S量都要明显高于低含硫量的原油。原油的裂解过程包含一系列复杂的化学反应，而原油本身的性质是决定这些反应发生难易和途径的最重要因素。作为原油中普遍存在的组分，含硫化合物对原油的稳定性有着重要的影响。众所周知，裂解的过程实质上是共价键断裂和重新结合的过程，而前者往往是这一过程的决定步骤。相比较于稳定的C-C键来说，C-S和S-S键由于具有更低的键能，其断裂所需的热应力要弱的多，也更容易发生断裂。裂解实验的研究结果表明，相比于稳定的链烃类，原油中NSO类组分发生裂解所需要的活化能通常要低(Vandenbroucke et al.，1999；Behar et al.，2008；Zhang T et al.，2008)。表 1中给出了原油中C₁₄₊组分发生裂解反应的动力学参数，基于这些参数可以推演得到一般地质升温条件下(2℃/Ma)不同组分的裂解曲线(图 1)。显然，达到同样的裂解转化率时，NSO类化合物所需要的地质温度最低或埋藏深度最浅。

实际上，不稳定的NSO化合物不仅更容易裂解，其相应的共价键发生断裂的同时会形成一系列含杂原子自由基，进而引发链烃裂解的自由基链反应。不稳定含硫化合物也一直被认为是促进油气生成的活性组分，干酪根分子中弱的C-S键在热解作用早期能发生断裂生成S自由基，促进后期油气的生成(Lewan，1997)，热化学硫酸盐还原反应(TSR)中生成的中间产物S或H₂S也常能加速TSR反应(Orr，1977；张水昌等，2008)。以此来看，塔里木盆地海相原油除稠油外，含硫量普遍较低，原油中不稳定NSO化合物的含量不高，在相同条件下，也较难裂解。

表 2给出了不同来源的原油和有机质裂解反应的动力学参数。显然，原油的类型很大程度上决定了其热稳定性或裂解生气的速率。基于这些不同原油的动力学参数可以进行一定条件下的地质推演，结果如图 2所示。不同的原油推演得到的裂解气生成时临界温度或深度不尽相同，甚至是有较大的差别。原油裂解气大量生成的门限温度差异最大可达50℃，对应深度差异大于1300m(假设地温梯度为3℃/100m)。尽管这种差异很可能与实验条件(包括温度或升温条件、压力条件等)的不同有关，但原油来源的不同引起组分特征的差异应该是导致推演结果存在较大差异的最主要原因。值得注意的是，利用原油样品与固体有机质样品进行热解实验得到的原油裂解气形成的动力学参数往往存在较大差异，后者普遍要低于前者。

2.3 时间补偿效应

假设原油的裂解过程满足一级反应动力学，则-dC/C=kdt，其中转化率dx=-dC/C，做如下推导：ln(-dC/C)=lnk+lndt，lnk=-Ea/RT+lnAlnt=Ea/RT+lnx-lnA。显然，要达到同样的裂解效果(即同样的转化率)，较低的地质温度常可以用较长的埋藏时间来补偿。同样，在一个恒定的较高温度条件下，油藏中原油的大规模裂解可以在较短时间内完成，未必需要持续的埋深。

基于热模拟实验计算得到的塔里木盆地哈得逊原油裂解生气的动力学参数(E=59.8kcal/mol，A=2.13×10¹³s^-1)(何坤等，2011)，可推演得到一组升温和一组恒温条件下原油大量裂解(即油藏中独立的油相消失时的界限，相应的GOR为3200或5000scf/bbl，对应的原油转化率为51%或62.5%)(McCain and Bridges，1994; Hunt，1996; Waples，2000)所需要的地质时间(表 3)。

塔里木盆地现今地温梯度在20℃/1000m，而历史上的最大埋深是在5Ma以来，7000m埋深对应160℃的油藏温度，如果持续时间足够长，可能会发生裂解。模拟实验表明，原油在180℃恒温埋藏条件下，达到51%的转化率仅需52.8Ma；而在一般持续埋深条件下(2℃/Ma)，达到同样的裂解程度，需要时间要大于100Ma。显然，相比正常条件下的持续埋深，高温条件下的稳定埋藏更有利于原油的裂解。塔里木盆地与四川盆地对比可以发现，塔里木盆地台盆区是在最近5Ma以来达到最大埋深(塔东除外)，而四川盆地在燕山中期就已达到了历史最大埋深，因此，四川盆地原油裂解程度很高，与长期高温深埋有密切关系。根据塔里木盆地热史与埋藏史，塔里木盆地原油开始裂解的深度约7500m，而大规模裂解应在9000~9500m(图 3)，因此，深层原油的勘探潜力巨大。

另外，从时间补偿关系来看，现今埋藏深度为10000m的地区，如果原油发生裂解的转化率到达50%，也至少需要2Ma(图 4)，这也反映出塔里木盆地塔中和轮古东地区海相裂解气形成时间较晚，并且来自于深层。因此，塔里木盆地海相石油的勘探深度可达9000m，超过此深度时原油将逐渐开始裂解成为凝析油、天然气。

根据Dai(1992) 建立的海相天然气甲烷碳同位素与相应烃源岩成熟度Ro之间的经验公式：δ¹³CH₄‰=15.80lgRo-42.21可以得出，轮古东海相天然气形成时对应烃源岩Ro达到2.6%以上，温度达200℃以上，说明轮古东天然气属于高温裂解气，来自于更大深度的油裂解气(埋深至少大于9000m)。这也进一步证实了塔里木盆地海相原油的稳定性。

3 塔里木盆地海相油气的生成与聚集 3.1 海相油气的来源与流体性质

塔里木盆地海相沉积组合发育两套有效烃源岩，寒武系-下奥陶统(简称寒武系烃源岩)和中、上奥陶统烃源岩(张水昌等，2000，2001，2005，2006；高志勇等，2007)。这两套烃源岩的埋深现今多已达9000m以上，主要生烃区域烃源岩的镜质体反射率Ro普遍＞1.6%，分布在2.0%~3.8%，处于高-过成熟阶段。因此，无论是干酪根，还是原油和可溶有机质，在这个阶段都以裂解成气为主(张水昌等，2007)。也就是说，海相烃源岩现今不可能再大量生油了(已进入生气阶段)，塔里木盆地目前发现的和今后即将发现的海相油，只可能是这两套烃源岩演化历史过程中在生油高峰期生成的油被保存下来的。

前人油源对比研究证实，塔里木盆地海相油气主要来自于寒武系-下奥陶统烃源岩和中、上奥陶统两套海相烃源岩(张水昌等，2004；Zhang et al.，2000，2002a，b，2005；Hanson et al.，2000；Li et al.，2010；姜乃煌等，2007；杨海军等，2011)。由于这两套优质海相源岩形成的地质环境不同，因此，在生物标志化合物组成等指标上存在明显差异，其中寒武系-下奥陶统烃源岩的特点为C₂₈规则甾烷、伽马蜡烷、甲藻甾烷和三芳甲藻甾烷、4-甲基甾烷、C₂₆-4-降胆甾烷、三环萜烷等含量较高，重排甾烷含量较低，原油的正构烷烃单体烃碳同位素较重；而中上奥陶统烃源岩的特点正好相反(Hanson et al.，2000; Zhang et al.，2002a，b)，使用这些指标可以对两套烃源岩生成的原油进行定性区分。特别是应用沟鞭藻生源的甲藻甾烷和三芳甲藻甾烷生物标志化合物区分寒武系-下奥陶统和中、上奥陶统的源岩和原油效果最佳。来源于寒武-下奥陶统烃源岩的原油中甲基三芳甾烷(m/z 245)和三芳甾烷(m/z 231)含量丰富(Zhang et al.，2005)。据此，通过对塔里木盆地台盆区海相油最为富集的塔中和塔北两大古隆起区油藏的油源对比发现，两套烃源岩均有贡献，其中，塔北以中、上奥陶统烃源岩来源贡献为主，贡献比例在65%~90%以上；而塔中则以混源为主，奥陶系混源比例稍占优势。

具体来说，塔北地区除了在轮古东凝析气藏分布地区发现了一些与寒武系烃源岩生物标志化合物相似特征的油气，比如：轮古32井、轮南632井、轮南63井、吉南1井、轮古35井、轮南621井等，通过人工配比试验发现，这些井中寒武系贡献量都大于50%。在塔北广大的中西部地区，如：塔河油田的中西部、哈拉哈塘、英买2等主要区块，基本都是来自于奥陶系烃源岩(朱光有等，2011)。在塔北的三叠系和石炭系等碎屑岩次生油气藏中，原油主体也是来自于奥陶系烃源岩，比如哈得逊油田、轮南油田、东河塘油田等。

而塔中地区的情况就不同了，除了发现少数单一油源的油藏外，主体都是混源。其中，奥陶系良里塔格组高产油气井的原油主要显示奥陶系烃源岩生物标志化合物特征的井有：塔中26井、塔中263井、塔中242井、塔中622井、塔中621井、塔中62-1井、塔中623井、塔中244井、塔中242井、塔中161井等。奥陶系良里塔格组原油明显携带寒武系成因特征的井有：塔中54井、塔中42井、塔中44井、塔中30井、塔中85井、塔中452井等，而大多数井明显体现出混源特点。奥陶系鹰山组主要为混源油，从平面分布来看，不同烃源岩来源的原油分带性不明显，也就是说混合比较普遍。

从塔北与塔中的统计发现，在凝析油气藏的普遍带有寒武系烃源岩生物标志化合物特点，也就是说凝析油气藏中明显有寒武系贡献。从凝析气藏的形成机制来看，塔中和轮古东地区的凝析气藏均属于次生成因(杨德彬等，2010)，是喜山晚期来自于寒武系裂解气侵入早期聚集的油藏，使油藏变为凝析气藏(赵文智等，2009；朱光有等，2010；张水昌等，2011b)。如果气侵程度低，油藏仍然保存了原来的状态，这也是在奥陶系流体相态多样、各井气油比差异很大的重要原因。目前塔中地区奥陶系油藏油源混源比较普遍，油气藏性质主要以凝析气藏为主(图 5)。运用储层流体三元组成三角图判别法，根据油气藏的地层流体组成资料，按三角图坐标要求：即将C₁+N₂、C₂~C₆+CO₂、C₇₊的数据点在三个角上(根据石油天然气行业标准)，如图 5所示，气藏和凝析气藏比较集中地分布在C₁+N₂顶部范围，以C₇₊约为11%划一条等值线与挥发性油藏为界；挥发性油藏点子集中在11%线的左侧，分布比凝析气藏点子稍低，大致以C₇₊为32%划等值线与黑油分界，而且C₂~C₆+CO₂含量大致在10%~42%范围，黑油油藏点子比较分散。以此来看，塔中流体相态多样，这与气侵强弱有关，晚期天然气充注强烈的地区，油藏往往都被改造成次生凝析气藏，部分油藏可能远离气侵区，没有受到气侵改造或气侵较弱，油藏依然保留了原来的状态或改造为挥发性油藏(图 5)。塔北中西部地区在晚喜山期没有接受天然气充注，油藏没有发生变化，主要以黑油状态大规模保存下来，成为中国海相黑油的最重要勘探区域(黑油在此文是指没有发生裂解的液相石油，区别于凝析油)。

3.2 成藏期次与成藏过程

根据寒武系-下奥陶统和中、上奥陶两套有效烃源岩的热演化史分析，台盆区存在三期油气生成与充注过程。不少学者通过对储层流体包裹体、自生伊利石K-Ar测年等系列分析，均证实了三期成藏过程，这三期成藏过程分别发生在晚加里东期、晚海西期和晚喜山期。其中前两期以油为主，分别来自于寒武系烃源岩和奥陶系烃源岩，最后一期为天然气充注，来自于寒武系裂解气(图 6)。也就是说，寒武系烃源岩演化快、生烃早，加里东晚期(志留纪中晚期)进入大量生排烃阶段；而中、上奥陶统烃源岩演化慢、生烃晚，晚海西期(二叠纪晚期)进入大量生排烃阶段(Zhang B et al.，2007)；喜山晚期(5Ma以来)达裂解生成干气阶段。因此，塔里木现今找油也只能去勘探晚加里东期和晚海西期生成的油气。但是有意思的是，在塔北等地区的石炭系、三叠系油气藏的许多分析数据中，发现在燕山期和喜山早期还有成藏的例子，研究认为这主要是次生调整型油气藏，是奥陶系油藏在后期构造运动过程中油气从圈闭中溢出并通过断裂或不整合等输导体运移至上覆层系，重新聚集成藏，并非在此时期来自烃源岩生成的油气，因此不能计入一期成藏期。

成藏阶段说明(图 6)：①早加里东期，奥陶系岩溶储层形成；②晚加里东期，来自于寒武系-下奥陶统烃源岩生成的原油，充注成藏。但由于盖层薄加之后期构造抬升，高部位油藏遭受破坏，志留系油藏由于缺少盖层而遭受破坏，形成沥青砂；③海西晚期(二叠纪末)，来源于中-上奥陶统烃源岩生成的原油，沿奥陶系岩溶层横向运移充注并大范围成藏，在奥陶系和志留系形成油气藏；④三叠系沉积前，区域构造抬升，奥陶系油气遭受生物降解稠化，形成重质油，志留系油藏大部分遭受破坏；⑤中、新生代沉积以来，奥陶系油藏持续深埋，古稠油油藏得以有效保存。⑥晚喜山期(距今5~2Ma)来自于深部的裂解气，通过深大断裂、不整合面等运移至奥陶系油气藏中，对古油藏进行气侵改造，形成凝析气藏。

造成台盆区油气分布复杂性的另一个重要原因是成藏后的多期构造运动使得油气藏发生了调整和改造。早海西期、晚海西期对油藏破坏作用很大，导致大范围稠油的形成；燕山期至喜山早期奥陶系油藏的调整与石炭系、志留系、三叠系甚至是侏罗系次生油藏的形成；晚喜山期气侵作用导致大范围凝析气藏的形成。因此，海相油藏除了在中上部组合晚期形成的次生油藏外，奥陶系主要油藏形成时间均较早，主要形成在晚加里东期和晚海西期，有效保存下来的石油主要是在晚海西期成藏聚集的。

4 石油大范围聚集的储集条件与深部有效储层的保持 4.1 碳酸盐岩储层特点

奥陶系碳酸盐岩储集体是目前勘探的主要对象，发育岩溶储层、风化壳储层、部分礁滩体相灰岩储层(张宝民等，2009；张宝民和刘静江，2009)。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(王招明，2004；周新源等，2006；杨海军等，2007；吕修祥等，2008；韩剑发等，2008；潘文庆等，2009；林畅松等，2009)，物性相对较差。储层分布的另一个特点是，无论是塔北一间房组岩溶储集体、还是塔中鹰山组岩溶储集体、上奥陶统良里塔格组礁滩复合体，它们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、低渗储层，目前三维勘探区埋深在主要在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。

奥陶系储层(本文先不讨论寒武系白云岩，事实上深层肯定发育优质白云岩储层，只是目前钻井资料较少，埋深大，勘探的关注程度低)目前主要在埋深浅于7000m分布区进行勘探，这是由勘探投资成本决定的。而事实上，完全没有必要担心在7000~9000m深部的勘探风险。以下三个因素决定了在塔里木盆地深层发育有效储集体：(1) 岩溶储层的形成和发育期主要在加里东期；(2) 碳酸盐岩储层物性受埋深影响不明显；(3) 晚海西期大规模油气充注成藏时储层埋深浅，主要埋深在800~2500m。

4.2 岩溶储层的形成和发育期主要在加里东期

岩溶储层主要是在加里东期形成，无论是鹰山组还是一间房组、蓬莱坝组等，加里东期埋藏都比较浅，利于准同生期岩溶储层的发育，顺层岩溶完全可以作用到1000m深度范围内(张宝民和刘静江，2009)，而在奥陶系灰岩晚加里东期的顶面构造图上，可以清晰看出，主体区域埋深都浅于2500m，因此早期的岩溶储集层分布范围很广，远超出我们目前的预期。在塔北地区现今埋藏7000~9000m处可能都存在大型顺层岩溶发育带(图 7)。

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达8.2×10⁴km²的岩溶风化壳(张宝民和刘静江，2009)，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。这种层间岩溶储集体是近年来塔中勘探的一个热点，鹰山组主要油气藏分布在层间不整合面以下200m以内(图 8)，具有大面积连片分布的特点，目前获得的储量近4亿吨。

4.3 储层物性受埋深影响不明显

虽然深部岩石的原生孔隙随埋深增大而大幅减少，但由于次生作用的缘故，在深部的碳酸盐岩储层中仍存在形式各样的储集空间。塔里木盆地台盆区碳酸盐岩主要发育层间岩溶储层、风化壳储层、顺层岩溶储层、礁滩复合体储层等，这些储集岩的基质物性相对较差，但是这些物性资料并非能够反映储层的储集性能，因为大部分储集空间是溶洞，这在钻井的取心收获率上有明显体现。另外在钻井过程中发生井漏、钻时加快等也反映了溶洞或孔洞的存在，特别是，这些溶洞或孔洞在埋藏很深的情况下依然能够得到有效保存，比如塔深1井，在8406m附近仍然保存了较大的孔洞，孔洞直径大于1cm。深部钻探也证实，这些溶洞或孔洞是目前储集油气的主要空间类型，而这些孔隙在实际岩心的物性分析中很难获取。

从大量储层物性随深度的演化关系来看，总体上孔隙度有一定递减，渗透率相对较为稳定，说明埋深压实作用对孔隙度影响较大，但压实过程裂缝等作用可能改善储层的渗透性能。因此，无论是风化壳、内幕岩溶储层，还是高能相带礁滩体储层，在深埋状态下，孔隙度基本都会降低，但是一些特殊的成岩过程会促使新型孔洞缝的形成，如TSR(硫酸盐热化学反应)作用(朱光有等，2006；Ma et al.，2007，2008；黄思静等，2007，2009)、强烈气侵与微裂缝的形成(赵文智等，2009)、一些不稳定矿物在特定物理化学环境中的溶解和被带出作用、灰岩的白云岩化、岩石的破裂及伴随破裂裂缝的再生等；因此，深层碳酸盐岩有效储集性依然能够大范围分布。

另外，从塔里木盆地深井来看，碳酸盐岩储层自5700m埋深开始，裂缝型储层已逐渐占据优势，厚度在不断增大(朱光有和张水昌，2009)。在7000m以下深度，裂缝型储层已成主体。这些裂缝的形成与断裂关系十分密切。深大断裂附近，一般裂缝型储层发育，厚度大，分布广，形成规模储层；更重要的是，这些深大断裂，是重要的油气输导通道，沟通了深部的烃源岩，易于成藏。就目前的深井钻探发现来看，高产油气流的井绝大多数都分布在断裂带附近。塔中Ⅰ号断裂带及其派生的走滑断裂是重要的油气源断裂，同时它们形成的裂缝系统又沟通了礁滩体和岩溶层的孔洞，优化了储层的性能，促进了高产，目前高产油气井主要分布在断裂发育区(图 9)。在塔北东部地区，轮古东的桑南断裂、轮古东走滑断裂等，也是重要的油气源断裂，同时又促进这些部位裂缝的发育，因此高产井均分布在这些断裂带的附近，说明位于断裂带附近的深部储集层勘探价值更大。

4.4 油气充注时储层埋深浅

海相原油的充注主要发生在晚加里东期和晚海西期。从晚海西期奥陶系灰岩的顶面构造图上可以清晰看出(图 10)，奥陶系储集层整体埋深在3000~4000m以内，在如此深度段内，无论是砂岩还是碳酸盐岩，都会保存有较好的原生孔隙和次生孔隙，存在足够的空间来接受油气的注入。虽然现今埋深在7000~9000m，而油气注入时则远小于此数。由于岩石中孔隙已承载了油气，难以被压实；如果后期构造稳定或圈闭不发生破坏，早期的油气藏可能就会被有效保存下来。所以，不能用现今的埋深来评价储层性能。

另外，塔里木盆地寒武系和震旦系的白云岩，还有巨大勘探潜力，仅从目前有限钻井资料来看，深层有效储层的存在是无疑的，因此，对于深层碳酸盐岩勘探，不必担心是否发育储集层。

5 石油的成藏与保存 5.1 成藏类型与保存条件

根据油气充注历史，可以将塔里木盆地海相油气藏的成藏类型分为三类：早期成藏后期深埋型、深埋后晚期成藏型、多期充注成藏型。不同类型的油气藏对盖层的要求也不同。盖层作为油气能够在圈闭中聚集的重要屏障，自油气藏形成至今应该一直是有效的盖层，因此，评价盖层应该用动态的和历史的观点。

早期成藏后期深埋型油藏是塔里木盆地目前勘探的主要类型。塔北中西部地区的塔河、哈拉哈塘、英买力、包括即将发现的玉东等奥陶系油藏，均属于此类，目前已发现的三级储量超过30亿吨。塔中地区虽然晚期天然气充注强烈，但是天然气充注前主体还是以油藏的形式存在。这些油藏的主要成藏期和有效石油充注期是在晚海西期(当然，在晚加里东也有充注)，而且，自三叠系沉积以来，台盆区主要呈现出快速稳定沉降过程，盖层在不断加厚，因此，在晚海西期奥陶系油藏的上覆地层厚度和封堵质量是其能否封堵油气的关键。这些地层主要有：二叠系、石炭系、泥盆系、志留系、上奥陶统桑塔木组和(或)良里塔格组及吐木休克组。从现今流体性质分布来看，上奥陶统桑塔木组是最为关键的盖层，这一点可以从哈拉哈塘的流体性质看得出来(朱光有等，2011)，新垦和英买2油藏，由于桑塔木组泥岩厚度大，封堵性能好，原油保存了正常的流体性质；而哈6区块和塔河等，桑塔木组泥岩厚度逐渐减薄并被剥蚀掉，流体以稠油的形式存在；志留系虽然在晚海西期也发生了大范围油气充注(储层中广泛分布的沥青便是证据)，但是绝大多数都未能成藏，就是因为盖层质量差。塔中地区保存有部分油藏，石炭系起到重要封盖作用。因此，在晚海西期奥陶系油藏的上覆地层厚度等值线图上基本可以确定晚海西期聚集油气的保存情况。在二者都较厚处，保存的将是正常油。当然原油遭受适当的降解，油质变重，散失困难，反而更容易被长期保存。

多期充注成藏型是中国海相油气藏的一种重要类型，轮古东地区和塔中地区比较典型。这两个地区奥陶系储层都分别在加里东晚期、海西晚期、喜山晚期捕获到了油气，其中，喜山晚期以天然气充注为主，此时奥陶系埋深大，上覆层系如果没有断裂断穿，基本不存在油气大量散失。因此，对于这些地区的盖层评价，还是要依照其晚海西期的盖层条件。

当然，台盆区也有大量的储层深埋后晚期成藏型油藏，比如哈得逊、轮南石炭系和三叠系等，这类油气藏形成时间较晚，是奥陶系油藏在晚期构造运动作用下油气向上部层系调整而形成的次生油藏。通过对塔中和塔北对比研究(图 11)，塔中构造相对较为稳定，海相油气主要赋存在石炭系及其以下地层，而塔北在侏罗系甚至还有白垩系也发现了海相油气，这些油气均是通过断裂或不整合等从深部奥陶系逸散而来。因此，从晚期调整规模来看，塔中较弱，次生海相油藏没有塔北多。

加里东晚期也曾发生过一次重要的油气充注过程，而此时盖层较簿，再加上早海西期的构造运动，致使大部分油藏遭受破坏。但是，需要强调的是，塔中寒武系可能保存有这期油气，下寒武统有一套膏岩盖层，其下部层系可能存在较大的勘探潜力，目前急待突破。

5.2 构造位置与石油的保存

塔里木盆地迄今探明的20多个海相成因的油气田均集中分布在塔北、塔中和巴楚三大隆起及其斜坡之上，这说明塔里木古生代克拉通盆地中的大型隆起是油气运移的指向区，古隆起控制了海相油气的富集成藏。由于这些古隆起在晚海西期之前已充分接受了石油的充注，虽然后期稳定深埋，但是并未到达油裂解深度，所以石油得以保存(图 12)，成为中国唯一保存了大规模海相石油的克拉通盆地。部分地区受晚喜山期来自于深部的油裂解气对油藏进行气洗作用的影响，使油藏变成凝析气藏。预计在9000m以下将主要以凝析油和天然气状态赋存。

6 塔里木盆地石油的勘探潜力与分布预测

塔里木盆地是一个油气资源十分丰富的盆地，也有不少学者认为塔里木盆地是一个富气的盆地，主要依据是埋藏深和成烃母质。对于库车坳陷来说，富气是毋庸置疑，煤系烃源岩决定了以成气为主。而台盆区海相组合，我们还是认为它首先富油，其次富气，油气潜力都很大。在目前9000m埋深范围内液相石油是大量存在的，决定了近期勘探过程中以发现黑油和凝析油为主。目前探明油气不足10%，大规模待探明资源均赋存在深层。

对于深层勘探，钻探成本高，这就决定了深层的勘探对象是油气富集程度较高的靶区。目前来说，古隆起奥陶系已基本明朗，但围斜部位的潜力还没有得到勘探家们的认同。我们想强调的是，这些部位早期发育岩溶储层，其次隆起部位的油气是从生烃凹陷排出经斜坡区运移至隆起区，所以油气经过也必然在斜坡区的圈闭中留下聚集起来；再者，这些部位盖层条件好于隆起区，油气的富集程度也可能较高。因此，在古隆起的斜坡部位(7000~9000m)可能存在巨大潜力。这是目前深层石油最为现实的勘探领域。

古隆起下部层系像寒武系的勘探，塔中明显会比塔北好。晚加里东期油气充注，塔北地区仅在轮古东地区接受了这次充注，中西部地区没有捕获到这期来自于寒武系的石油，而塔中奥陶系基本都接受了这期充注，虽然目前见到这期充注的可动油不多，那是由于这些地区当时盖层条件太差，没法保存，而塔中寒武系则不同，上覆层系厚，具有保存这期石油的条件。特别强调的是，晚喜山期来自于寒武系的裂解气，可能就是来自于埋深大于9000m的寒武系古油藏，那么在7000~9000m深度范围赋存在寒武系的可能还是石油为主。

7 结论

塔里木盆地海相组合石油的保存深度可以在9000m，也就是说在台盆区9000m以上埋深的碳酸盐岩储层中，流体成分主体还是以黑油和凝析油为主，原油绝大部分裂解成气需要储层温度大于210℃。目前找到的海相裂解气是来自于9000m以下的深层气源。低地温梯度和晚期快速深埋(时间补偿效应不足)是导致原油在塔里木盆地稳定保存的动力学基础。

塔里木盆地海相石油的主要成藏期在晚海西期，生成的油气主要分布在稳定的古隆起区域，这些油藏在历史过程中没有经历过大的埋深，原油也未发生裂解，这是古隆起富油的重要地质基础。

晚海西期，古隆起及其围斜区碳酸盐岩储层埋藏在800~2500m范围内，岩溶储层发育，具有大面积顺层分布的特点，虽然现今埋藏深，但是油气充注时储层并不深，因此，有效储层发育，这是台盆区形成大面积层状油气聚集的物质基础，也决定了7000~9000m深度范围内的斜坡区将成为黑油和凝析油的重要勘探接替区。

致谢 中国石油塔里木油田勘探开发研究院提供了帮助和支持，在此深表致谢！