天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 12: 2062 - 2073

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.07.010

天然气地质学

中国油型盆地油型气成藏条件与勘探潜力

  • 钱亮蓉 , 1 ,
  • 丁修建 , 1 ,
  • 阿布力米提·依明 2 ,
  • 查明 1 ,
  • 刘海磊 2 ,
  • 卞保力 2 ,
  • 孙宇鹏 3
展开
  • 1. 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580
  • 2. 中国石油新疆油田勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000
  • 3. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一录井公司，天津 300280
丁修建（1986-），男，山东台儿庄人，副教授，博士（后），主要从事石油地质学的研究和教学工作. E-mail：.

钱亮蓉（1999-），男，江苏宿迁人，硕士研究生，主要从事天然气地球化学研究. E-mail： .

收稿日期: 2022-05-12

  修回日期: 2022-07-18

  网络出版日期: 2022-12-29

收起

Exploration status and accumulation conditions of natural gas in oil basins in China

  • Liangrong QIAN , 1 ,
  • Xiujian DING , 1 ,
  • Abilimit YIMING 2 ,
  • Ming ZHA 1 ,
  • Hailei LIU 2 ,
  • Baoli BIAN 2 ,
  • Yupeng SUN 3
Expand
  • 1. Geosciences School, China University of Petroleum, Qingdao 266580，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China
  • 3. No. 1 Logging Company, CNPC Bohai Drilling Engineering Co. , Ltd. , Tianjin 300280, China

Received date: 2022-05-12

  Revised date: 2022-07-18

  Online published: 2022-12-29

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41702143)

the China National Science and Technology Major Project(2017ZX05001-001-006)

the CNPC Forward Project(2021DJ0206-03)

Fold

本文亮点

中国天然气主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和柴达木盆地，以煤型气为主，含有部分油型气和少量生物气。中国主要油型盆地具有油多气少的特点，与鄂尔多斯等以产气为主的盆地相比，天然气探明储量和产量也远远不足。全球天然气以油型气为主，且大型油型盆地表现出油气资源俱丰的特征，这与中国天然气类型与勘探现状有明显差异。通过国内外油气勘探成果与认识的调研，在总结油型气勘探领域认识的基础上，对比国内外含油气盆地的成藏条件，对中国油型盆地油型气的生气潜力进行分析，认为中国油型盆地具有巨大的油型气勘探潜力，发展前景广阔，是中国未来天然气勘探的重要方向之一。

本文引用格式

钱亮蓉 , 丁修建 , 阿布力米提·依明 , 查明 , 刘海磊 , 卞保力 , 孙宇鹏 . 中国油型盆地油型气成藏条件与勘探潜力[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(12) : 2062 -2073 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.07.010

Highlights

China's natural gas is mainly distributed in Ordos,Sichuan,Tarim and Qaidam basins,mainly coal-type gas,with a part of oil-type gas and a small amount of bio-gas.The main oil-type basins in China are characterized by more oil and less gas.Compared with Ordos and other gas-producing basins, the proved reserves and production of natural gas are far from enough.The global natural gas is mainly oil-type gas,and the large "oil-type basin" shows the characteristics of both abundant oil and gas resources, which is inconsistent with the current exploration reality in China.Based on the investigation of domestic and foreign oil and gas exploration achievements and knowledge,the paper summarizes the knowledge of oil-type gas exploration field,compares the accumulation conditions of oil and gas basins at home and abroad,and analyzes the gas generation potential of oil-type gas in China's oil basins.It is concluded that China's oil basins have huge oil-type gas exploration potential and broad development prospects,which is one of the important directions of natural gas exploration in the future.

0 引言

近年来，能源消耗量越来越大，各类环境问题日益严重。为响应国家清洁能源与碳中和政策的号召，大力发展绿色能源，天然气成为必然选择。我国天然气资源量巨大，截至2020年底天然气累计探明地质储量达到12 433×108 m3，2021年产气量为2 053×108 m3［1］。根据成因类型划分，我国天然气主要为煤型气，煤型气探明储量占总探明储量的60.1%，煤型大气田产量占我国大气田总产气量的75.47%；油型气在我国占比较少，油型大气田产量占我国大气田总产气量不超过20%［2］。我国天然气主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木和柴达木等气型盆地，其中四川盆地以产油型气为主，其他3个盆地以产煤型气为主［2-4］。
油型盆地是指资源量油气当量比大于6，探明油、气层气当量比大于10的盆地；气型盆地指资源量油气当量比小于0.6，探明油、气层气当量比小于0.2的盆地［5］。我国主要油型盆地油多气少，如2019年准噶尔盆地原油年产量超过12×106 t，而天然气年产量基本上保持在28.0×108 m3［6］，目前准噶尔盆地仅发现一个大型天然气田，远小于四大产气盆地区；渤海湾盆地石油与天然气的储量比为14∶1，主要为小型气田，大型气田较少［7］。
与我国明显不同的是，全球天然气以油型气为主，煤型气只占储量的26%。全球前10个大气田中，煤型气田仅有3个，均分布在西西伯利亚盆地，而油型气田达6个，以气藏气为主［8］。而且国外油型盆地往往富气，例如波斯湾、墨西哥湾和北海盆地等，天然气探明储量和开采量都很高，在盆地广泛分布，以油型气为主。这与我国油型盆地往往贫气形成鲜明对比。通过对国内外天然气分布、类型以及油型盆地天然气生成和盖层条件对比研究，明确了我国油型盆地天然气勘探潜力，认为我国油型盆地生气和保存条件良好，生气潜力较大。

1 中国典型油型盆地天然气勘探现状

中国典型的油型盆地主要有渤海湾、松辽、准噶尔等盆地，长期以来油型盆地勘探表现出油多气少的特征。截至2017年底，渤海湾盆地石油探明储量为150.64×108 t，天然气探明储量为3 613×108 m3；松辽盆地石油探明储量为79.09×108 t，天然气探明储量为4 953×108 m3；准噶尔盆地石油探明储量为29.04×108 t，天然气探明储量为1 736×108 m3［9-11］。中国油型盆地天然气储量远小于石油储量，也远小于鄂尔多斯、塔里木、四川等气型盆地。

1.1　典型油型盆地内天然气分布

渤海湾盆地天然气主要分布在新生界和古生界。天然气以中小型气田形式富集，分布广泛：新生界天然气主要分布在盆地的东部；中生界天然气资源量最少，主要分布在济阳坳陷；古生界天然气资源量最多，分布在东营、惠民、东濮等凹陷，主要气源岩为石炭系—二叠系煤系和沙河街组湖相泥岩［12-13］。
松辽盆地天然气主要发育在盆地深层，分布在徐家围子、庙台子、长岭、英台、莺山、古龙等资源量大于500×108 m3的区带中，主要储集层系为火山岩和砂砾岩［14-15］。其中火山岩储集体以松辽盆地深层断陷群为主，砂砾岩储集体以松辽盆地徐家围子、长岭等断陷的斜坡带砂砾岩为主，主要烃源岩为沙河子组和营城组［16］。
准噶尔盆地西北缘是盆地油气最富集的区带，主要烃源岩为二叠系风城组和乌尔禾组；腹部是盆地内第二个油气富集区，已经发现了石西、石南、莫北、莫索湾等一大批油气田［17］；东部天然气储量最多，主要来源于石炭系烃源岩，其中克拉美丽气田是盆地的主要气田［18］；南缘地区天然气分布较广，在安集海、霍尔果斯、吐谷鲁及呼图壁构造等地区均有发现，主要来源于侏罗系煤系烃源岩。

1.2　典型油型盆地天然气类型

渤海湾盆地天然气按成因类型分为3类，包括生物气、油型气和煤型气，主要为油型气（图1）。盆地浅层发育少量生物气，主要为生物—热成因混合气［7］，分布范围较小，主要生物气聚集区为辽河坳陷大明屯地区、冀中坳陷柳泉—旧州地区、廊固凹陷东南部以及黄骅坳陷港西地区。盆地发育大量油型气，主要为原油伴生气，分布范围较广，主要油型气聚集区为辽河坳陷的高升、兴隆台等地，冀中坳陷的廊固和柳泉—旧州中深层，以及黄骅坳陷的板桥凹陷［19-20］。煤型气分布范围较广，主要来源于古近系和石炭系—二叠系煤系烃源岩，分布在大平房、兴隆台、大民屯等地区［21］。
图1 渤海湾盆地天然气成因类型［7］

Fig.1 Genetic types of natural gas in Bohai Bay Basin［7］

松辽盆地深层天然气成因类型丰富，主要为煤型气和混合气，还含有少量的无机成因气（图2）。煤型气主要分布在北部浅层的东南隆起区、中央坳陷三肇凹陷和南部浅层的德惠凹陷；混合气主要发育在南部深层，主要烃源岩为营城组、沙河子组和火石岭组，以Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根为主，形成以煤型气为主的混合气；油型气主要分布在北部浅层的中央坳陷区和南部浅层的木头、长岭和农安地区［22-27］。
图2 松辽盆地天然气成因类型（数据引自文献［23-27］）

Fig.2 Genetic types of natural gas in Songliao Basin（data from Refs.［23-27］）

准噶尔盆地天然气分布在盆地西北缘、南缘、东部、腹部4个区域。西北缘地区主要发育油型气，也包含少量的煤型气和混合气（图3），主要分布在八区和红山嘴地区，烃源岩为高有机质丰度风城组，以Ι型和Ⅱ型干酪根为主，生气能力较强［28］。南缘地区主要为煤型气和混合气，其中煤型气主要分布在吐谷鲁、齐古、霍尔果斯和呼图壁地区，混合气主要分布在独子山和车拐地区。东部地区天然气储量最大，主要为混合气，分布在彩南和滴西地区，克拉美丽气田是东部最主要的气田。腹部地区主要发育混合气，煤型气和油型气发现较少，主要分布在莫索湾、莫北和石西地区［18］。
图3 准噶尔盆地天然气成因类型（数据引自文献［18，28］）

Fig.3 Genetic types of natural gas in Junggar Basin（data from Refs.［18，28］）

总体而言，我国典型油型盆地天然气含量较少，以煤型气为主，主要形成中小型气田，大型气田较少。前期天然气勘探发现以煤型气为主，但近年来，随着深层油气勘探力度加大，油型气勘探逐渐获得突破，揭示了油型气的巨大勘探潜力，发现了一批如渤中19-6凝析气田、珠江口盆地白云凹陷等大型油型气田和构造带。

2 全球油型盆地天然气分布特征

我国天然气总体表现出煤型气多，油型气少的特点。长期以来国内主要“油盆”天然气产量较少，油型气的勘探潜力究竟如何？针对这一问题，本文进一步调研了全球主要天然气田和含油气盆地。

2.1　全球十大气田分布及天然气类型

全球十大气田主要分布在波斯湾、西西伯利亚、滨里海、三叠和阿姆河盆地（表1），十大气田中北方、南帕斯、尤勒坦、哈西鲁迈勒、西北穹隆和加瓦尔气田为油型气田；煤型气田仅有3个，分别为乌连戈伊、扬堡和扎波利亚尔气田，均分布在西西伯利亚盆地；阿斯特拉罕气田主要为混合气。北方气田天然气可采储量最高，可达285 483×108 m3。由此可见，全球大气田天然气以油型气为主，煤型气较少，油型气勘探潜力巨大［8］。
表1 全球十大气田天然气类型[8]

Table 1 Gas types of the world′s top ten gas fields[8]

序号 气田名称 国家 盆地名称 天然气可采储量/（108 m3） 天然气类型 气藏类型
1 北方 卡塔尔 波斯湾 285 483 油型气 气藏气
2 南帕斯 伊朗 波斯湾 154 905 油型气 气藏气
3 尤勒坦 土库曼斯坦 阿姆河 123 105 油型气 气藏气
4 乌连戈伊 俄罗斯 西西伯利亚 107 526 煤型气 气藏气
5 扬堡 俄罗斯 西西伯利亚 60 739 煤型气 气藏气
6 加瓦尔 沙特阿拉伯 波斯湾 42 311 油型气 气顶气
7 扎波利亚尔 俄罗斯 西西伯利亚 37 374 煤型气 气藏气
8 哈西鲁迈勒 阿尔及利亚 三叠 29 716 油型气 凝析气
9 阿斯特拉罕 俄罗斯 滨里海 16 356 混合型 气藏气
10 西北穹隆 卡塔尔 波斯湾 22 653 油型气 气顶气

2.2　全球大型油型盆地天然气分布

波斯湾盆地总面积约为305×104 km2，天然气资源丰富，截至2017年盆地发现大气田近60个，天然气剩余探明地质储量约占全球天然气探明地质储量的40%［29］。盆地大气田主要分布于3个区域（图4）：①中部地区，分布于鲁卜—哈利次盆、中阿拉伯次盆，发育志留系页岩和侏罗系海相碳酸盐岩2套烃源岩，主要产气层为二叠系；②东南部地区，分布在阿曼次盆，发育前寒武系—寒武系烃源岩，主要产气层为二叠系、白垩系和寒武系；③西北部地区，分布于扎格罗斯次盆和美索不达米亚次盆，发育白垩系海相碳酸盐岩和古近系海相页岩烃源岩，主要产气层为白垩系和古近系。气源岩以Ⅱ型干酪根为主，部分为Ι型干酪根，天然气类型主要为油型气［30-37］。
图4 波斯湾盆地大油气田分布（据文献［30］，有修改）

Fig.4 Distribution map of large oil and gas fields in Persian Gulf Basin （modified according to Ref.［30］）

墨西哥湾盆地总面积约为28×104 km2，据美国能源信息署（EIA）统计［38］，2017年该区探明天然气储量为4.53×1012 m3，油气资源储量丰富。墨西哥湾盆地天然气储量、产量较高，主要为油型气（图5）。盆地已发现的天然气田主要分布于3个区域：①南部陆上地区，发育上侏罗统提塘阶—牛津阶和下白垩统巴姆阶烃源岩，以Ⅰ、Ⅱ型干酪根为主，其中侏罗系提塘阶烃源岩是坦皮科—米散特拉、瑞佛玛和坎佩切等大型油气田的主力烃源岩，主要产气层为白垩系；②中部陆上—浅海陆架地区，发育古近系斯巴尔他组烃源岩，以Ⅱ型干酪根为主，主要产气层为渐新统；③陆架—深水地区，发育侏罗系、白垩系和新近系的混源烃源岩，干酪根类型为Ⅱ、Ⅲ型混合型，主要产气层为新近系碎屑岩，以产油型气为主［39-40］。总体而言，中生界天然气资源高度富集在盆地的西南部，新生代天然气资源高度富集在盆地的北部。
图5 墨西哥湾盆地油气分布（据文献［41］，有修改）

Fig.5 Oil and gas distribution in the Gulf of Mexico Basin（modified according to Ref.［41］）

北海盆地面积约为57.5×104 km2，截至2009年，盆地共发现油气田1 731个［42］，油气探明储量约为205.22×108 t，是全球重要的油气资源富集区。一般以中北海隆起和林克—宾芬隆起为界，将北海盆地划分为北北海盆地与南北海盆地。从油气分布来看，北北海盆地油、气富集程度都很高，以油为主（图6）；南北海盆地天然气富集程度高，基本不含石油。从大气田数量上看，北北海盆地共有大气田13个，主要分布在维京地堑、中央地堑和默里福斯盆地；南北海盆地共有大气田8个，主要分布在英荷盆地。北北海盆地发育上侏罗统Kimmeridge组烃源岩，干酪根类型为Ⅱ型，天然气类型为油型气。南北海盆地发育石炭系West-phalian煤系烃源岩，以干酪根类型Ⅲ型为主，少量为Ⅱ型干酪根［43］，天然气类型以煤型气为主。整体上南北海盆地天然气储量略高于北北海盆地，占全区的57.15%，但目前北北海盆地发现的大气田数量要多于南北海盆地，综合认为北海盆地天然气类型以油型气为主。
图6 北海海域主要构造单元与油气田分布（据文献［42］，有修改）

Fig.6 Distribution of main tectonic units and oil and gas fields in the North Sea Area （modified according to Ref.［42］）

总体而言，国外大型油型盆地天然气资源丰富，与石油资源产区接近，以油型气为主，这与国内油型盆地贫气的情况不符。

3 中国典型油型盆地油型气成藏条件

3.1　腐泥型烃源岩生气潜力

不同类型的干酪根均具有生气潜力。从干酪根结构来看，赵文智等［44］利用固体13C核磁共振技术通过化学位移值识别干酪根结构（图7），发现不同类型干酪根中生烃主力均是脂肪族结构，芳香族结构在热演化中含量变化较小。脂肪族结构中碳可以划分为油潜力碳和气潜力碳，油潜力碳为脂碳中的长链亚甲基和次甲基碳，是成油的主要母质；气潜力碳为脂碳中的脂甲基、芳甲基、梭基和羰基碳，是成气的主要母质，由不同类型干酪根生烃演化过程中油、气潜力碳变化图（图8）可以看出，不同类型干酪根生烃前后气潜力碳变化幅度相似，认为I型、II型干酪根生气潜力和III型相当，生气能力强。
图7 固体13C核磁共振化学位移值（据文献［44］，有修改）

Fig.7 Chemical shift values of solid 13C NMR（modified according to Ref.［44］）

图8 不同类型干酪根生烃演化过程中油、气潜力碳变化（据文献[44]，有修改）

Fig.8 Changes of carbon potential of oil and gas in different types of kerogen during hydrocarbon generation (modified according to Ref.[44])

图9为前人［45］通过生烃模拟实验得出的腐泥型干酪根初次裂解产气率图，5个样品均为低成熟Ι型/Ⅱ型干酪根。由图9可以看出，随着温度和成熟度的增加，腐泥型干酪根初次裂解产气率增加，最终稳定在120~140 mL/gTOC区间，展现出腐泥型干酪根也具有较强的生气潜力，且I型和II型干酪根初次裂解生气潜力相当。R O值从0.5%至3.5%，干酪根均可生气。图10为开放体系下I型和II型干酪根生气模拟实验［46］，样品主要为渤海湾盆地低成熟度I型和Ⅱ型干酪根。使用开放体系进行生气模拟实验，排除了原油裂解生气的影响，所生成的天然气均为干酪根初次裂解气。由图10可以看出，I型和II型干酪根均具有较高的产气率，最高处渤东凹陷沙河街组一段产气率超过120 mg/gTOC，腐泥型干酪根也具有生气潜力。
图9 腐泥型干酪根初次裂解产气率（据文献［45］，有修改）

Fig.9 Gas production rate of sapropelic kerogen from primary cracking（modified according to Ref.［45］）

图10 开放体系下I型、II型干酪根生气模拟试验（据文献[46]，有修改）

Fig.10 Type I and type II kerogen gas generation simulation tests in open system(modified according to Ref.[46])

3.2　气源岩地球化学特征对比

波斯湾盆地主要腐泥型气源岩共有7套［29，31］，主要发育在前寒武系、志留系、侏罗系和白垩系，在盆地广泛分布。渤海湾盆地腐泥型烃源岩有4套［47-49］（表2），主要发育在古近系泥岩中，分布范围较广，其中古近系沙河街组三段、四段湖相暗色泥岩几乎分布在盆地所有凹陷内。准噶尔盆地气源岩共3套，均为二叠系烃源岩，分布较广［28，48］。松辽盆地气源岩共3套，均为白垩系泥岩，分布较广［23-27］。从烃源岩分布看，国内油型盆地和波斯湾盆地烃源岩发育层系不同，但都在全盆地大量分布。
表2 国内外典型油型盆地腐泥型气源岩地球化学参数（数据来自文献[8，29，31，45-49]）

Table 2 Geochemical parameters of sapropelic gas source rocks in typical oil basins at home and abroad（data from Refs.[8,29,31,45-49]）

盆地 烃源岩层位 岩性 分布地区 TOC/%

氢指数

/（mg/g）

干酪根

类型

R O

/%

 热演化程度

波斯湾

盆地

 前寒武系Huqf群 碳酸盐岩 北阿曼坳陷 1~10 200~700 Ⅱ型 / 高—过成熟

前寒武系

Dhahaban组

白云化灰岩

和硬石膏

 阿曼次盆 2~8

400~800，

平均为600

 Ι/Ⅱ型 >1.45 高—过成熟
志留系Gahkum组 黑色页岩 扎格罗斯山前 1.5~4.2 50~200 / / 高成熟
志留系Qusaiba段 黑色薄层海相页岩

中阿拉伯

隆起、卡塔尔—南法尔斯隆起带

 1~20，平均为4 50~670 Ι/Ⅱ型 0.7~2.74 成熟—过成熟
侏罗系Tuwaiq组 海相碳酸盐岩 中阿拉伯次盆中部 2~5，平均为3.5 最高为600 Ⅱ型 / 成熟
侏罗系Diyab组

暗灰色泥质灰岩

和钙质灰岩

 阿布扎比 0.3~5.5 / Ι/Ⅱ型 / 成熟—高成熟

白垩系

Khazhdumi组

 含沥青质泥岩 扎格罗斯褶皱带的迪兹富勒凹陷

1~11，

平均为5

 500~700 Ⅱ型 0.6~1.3 低熟—成熟

渤海湾

盆地

古近系

沙河街组一段

 湖相暗色泥岩 渤海海域、盆地东部滩海地区 0.42~2.57 226~580 Ⅱ1型 / 高成熟

古近系

沙河街组三段

 湖相暗色泥岩 渤海湾盆地几乎所有凹陷

0.26~5.9，

平均为1.9

 50~550 Ι/Ⅱ1型 0.5~2.5 成熟—过成熟

古近系

沙河街组四段

 湖相暗色泥岩 渤海湾盆地几乎所有凹陷

0.23~5.8，

平均为1.5

 / Ι/Ⅱ1型 0.5~2.0 成熟—高成熟

古近系

东营组

 湖相暗色泥岩 渤海海域、辽河坳陷和南堡凹陷 0.5~5.14 160~700 Ι/Ⅱ型 0.7~1.1 成熟

准噶尔

盆地

二叠系

风城组

 / 盆地西部和腹部

0.61~4.1，

平均为1.38

 23~626 Ι/Ⅱ1型 0.5~2.69 成熟—过成熟

二叠系

平地泉组

 / 盆地东部

0.23~20.19，

平均为3.44

 200~800 Ι/Ⅱ1型 0.6~1.0 低熟—成熟

二叠系

芦草沟组

 / 盆地南部

0.5~34.27，

平均为5.78

 200~800 Ι/Ⅱ1型 >0.9 成熟

松辽

盆地

白垩系

嫩江组一段

暗色

泥岩

 中央凹陷、德惠凹陷、泰康隆起 0~3 100~560 Ι/Ⅱ1型 >0.5 低熟—成熟

白垩系

嫩江组二段

暗色

泥岩

 中央凹陷、德惠凹陷、泰康隆起 1~5 100~560 Ι/Ⅱ1型 >0.5 低熟—成熟

白垩系

青山口组一段

暗色

泥岩

 中央凹陷、龙虎泡—大安阶地 1.16~3 200~620 Ι/Ⅱ1型 0.5~1.1 低熟—成熟
波斯湾盆地腐泥型气源岩有机质丰度较高，总有机碳含量几乎全部大于1.0%，大多数烃源岩TOC值大于2.0%，最高值位于志留系Qusaiba段，可以达到20%，总体属于高丰度优质烃源岩，是波斯湾盆地广泛发育石油和天然气的基础。国内油型盆地腐泥型气源岩的有机质丰度与波斯湾盆地相比较低，总有机碳含量大多在1.0%~2.0%区间，大于2.0%部分相比波斯湾盆地较少，但总体属于好烃源岩，生油和生气能力都很强。
国外油型盆地多为海相沉积，烃源岩时代较老，受到了长期的热力作用。从热演化程度来看，波斯湾盆地烃源岩成熟度很高，普遍处于成熟—过成熟阶段，R O>0.6%，大多已经进入生气阶段，只有白垩系Khazhdumi组成熟度较低，处于低熟—成熟阶段。国内油型盆地多为陆相沉积，烃源岩时代较为年轻，成熟度偏低。国内油型盆地腐泥型气源岩多处于成熟和高熟阶段，少部分地区达到了过成熟阶段，达到了生气门限但是较国外油型盆地成熟度更低；另外松辽盆地成熟度较低，目前处于低熟—成熟阶段，以生油为主，生气较少。

3.3　盖层对比

波斯湾盆地主要盖层共有5套［32-35］，岩性以硬石膏为主，部分为灰岩和泥岩，盖层厚度大，分布广，封盖性较好，受断层活动等因素影响较小，油气在储层中很少逸散。波斯湾盆地盖层自下而上分别为：前寒武系—下寒武统膏盐岩，主要分布在阿曼次盆和扎格罗斯山前，厚度约为1 000~2 500 m；上二叠统Khuff组灰岩和顶部膏盐岩，主要分布在阿曼次盆、中阿拉伯次盆、鲁卜哈利次盆和扎格罗斯次盆东南部，厚度约为60~75 m，最厚处可达100 m以上；下三叠统Sudair组膏盐岩和泥岩，主要分布在扎格罗斯次盆；上侏罗统提塘阶Hith组膏盐岩，主要分布在中阿拉伯次盆和鲁卜哈利次盆中，厚度变化较大，薄处约为90~150 m，厚处可达600 m；古近系中新统Gachsaran组膏盐岩，主要分布在扎格罗斯山前褶皱带区，厚度一般约为700~1 000 m，在最厚处可以达到2 000 m。将国内油型盆地盖层与波斯湾盆地盖层对比可以看出（表3），国内油型盆地和波斯湾盖层岩性有所不同［45-51］，波斯湾盆地盖层以膏盐岩为主，我国油型盆地盖层以泥岩为主，2类盖层均具有良好的封盖性。从分布范围来看，波斯湾盆地盖层分布更广，在全盆地均有发育；我国油型盆地盖层分布范围更小，主要集中在盆地各大坳陷中，也可以作为封盖天然气的有效盖层。从盖层厚度来看，国内油型盆地盖层很厚，在部分地区厚度大于波斯湾盆地，且压力系数较大，基本达到了阻止天然气逸散的条件，有利于天然气的保存。
表3 国内外典型盆地盖层特征（数据来自文献[16，45-51]）

Table 3 Characteristics of cap rocks in typical basins at home and abroad (data from Refs.[16,45-51])

盆地 盖层层位 岩性 分布 厚度/m
波斯湾盆地 前寒武系—下寒武统 膏盐岩 阿曼次盆、扎格罗斯山前 1 000~2 500
上二叠统Khuff组 灰岩、膏盐岩 阿曼次盆、中阿拉伯次盆、鲁卜哈利次盆和扎格罗斯次盆东南部 60~100
下三叠统Sudair组 膏盐岩、泥岩 扎格罗斯次盆
上侏罗统提塘阶Hith组 膏盐岩 中阿拉伯次盆、鲁卜哈利次盆 90~600
古近系中新统Gachsaran组 膏盐岩 扎格罗斯山前褶皱带 700~1 000
渤海湾盆地 石炭系—二叠系 铝土质泥岩 苏桥—文安地区 300~400
中生界 泥岩、凝灰岩 千米桥地区 310~400
古近系沙河街组 泥岩、膏盐岩 环渤中凹陷、辽中凹陷北部、板桥凹陷和东濮凹陷 300~700
古近系东营组 泥岩 环渤中凹陷、辽中凹陷北部、板桥凹陷和东濮凹陷 300~700
准噶尔盆地 上乌尔禾组 褐色泥岩 中央坳陷区 50~350
白碱滩组 深灰色泥岩 西部凹陷区、南缘 100~800
吐谷鲁群 深灰、灰绿色泥岩 全盆地分布 200~ 2 000
八道湾组二段 深灰色泥岩 腹部凹陷区、南缘 160~260
三工河组三段

深灰、灰绿色

泥岩

 中央坳陷带 150~250
安集海河组 灰绿色泥岩 中央坳陷带南部及南缘 140~800
松辽盆地 青山口组一段 泥岩 全盆地分布 >60
嫩江组一、二段 泥岩 全盆地分布 60~210
下白垩统登娄库组 泥岩 中央坳陷区北部 80~200
下白垩统泉头组 泥岩 中央坳陷区南部 150~300
营城组 泥岩 德惠断陷 150~400
沙河子组 泥岩 德惠断陷 200~400

4 中国油型盆地油型气勘探潜力

油型气来自腐泥型有机质，腐泥型有机质在成熟阶段以生油为主，气油比低，油型气主要以油溶气的形式存在。随着深层油气勘探力度加大，地层埋深增加，勘探中有机质热演化程度逐渐增大，腐泥型有机质生气潜力增强，气油比逐渐增大，油型气勘探逐渐突破，揭示了油型气的巨大勘探潜力，如渤中19-6凝析气田、珠江口盆地白云凹陷取得了油型气勘探的突破。
2018年，渤海湾盆地发现渤中19-6凝析气田，是中国东部最大的整装凝析气田，具有千亿方储量规模［52-53］。渤中19-6气田位于渤中凹陷西南部深层，主要发育东二下亚段、东三段及沙三上亚段3套烃源岩。主力烃源岩东三段、沙三上亚段烃源岩为好—最好烃源岩，有机质类型以偏腐泥混合型干酪根为主；东二下亚段有机质丰度略低，为中—好烃源岩，以混合型干酪根为主。渤中19-6气田天然气以油型气为主，这与东三段、沙三上亚段2套主力烃源岩有机质类型有关［54］，且由干酪根裂解气、原油裂解气鉴定图版（图11）可以看出，油型气主要为干酪根裂解气。
图11 渤中19-6气田深层天然气（δ13C2－δ13C3）—C2/C3识别天然气成因（据文献［54］，有修改）

Fig.11 Genetic map of deep natural gas（δ13C2 -δ13C3）-C2/C3 identification in Bozhong 19-6 gas field（modified according to Ref.［54］）

白云凹陷位于南海北部珠江口盆地珠二坳陷内，主体位于深水区，发育巨厚的优质烃源岩，其生烃量巨大，可达2 000×108 t。凹陷内储量在100×108 m3以上的气田有6个，目前发现的天然气储量集中在珠江组下段。凹陷主要发育文昌组和恩平组2套气源岩，2套烃源岩有机质丰度较高，其中文昌组为偏腐泥型烃源岩，恩平组为偏腐殖型烃源岩［55］。白云凹陷天然气具有混合来源的特点，呈现出以油型气为主的特征；天然气以来源于恩平组烃源岩的干酪根裂解气为主，以原油裂解气和文昌组烃源岩的晚期干酪根裂解气为辅［56］。

5 结论

（1）中国主要油型盆地的天然气以煤型气为主。长期勘探以来油型盆地表现出油多气少的特征，天然气产量远小于石油产量，与鄂尔多斯等以产气为主的盆地相比，油型盆地天然气探明储量和产量也远远不足。
（2）中国油型盆地具有良好的天然气成藏条件。与波斯湾盆地相比，中国油型盆地腐泥型烃源岩在全盆地大量分布，有机质丰度较低，总体属于好烃源岩，烃源岩成熟度偏低，但达到了生气阶段。中国油型盆地盖层分布范围相对较小，厚度很大，在部分地区大于波斯湾盆地，达到了阻止天然气逸散的条件，具有良好的封盖性。
（3）近年来在渤海湾盆地渤中19-6凝析气田和珠江口盆地白云凹陷等地取得了油型天然气勘探的突破。证实了中国油型盆地具有巨大的油型气勘探潜力，是中国未来天然气勘探的重要方向之一。

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