2.2.3.1 海相生烃物质聚集特征与分布规律
海相生烃物质，指发育于海相缺氧环境，具备生成油气能力的暗色泥质类、碳酸盐类或煤系物质。
（1）海相生烃物质聚集特征
1）南方地区。南方海相区域性主力生烃层为上震旦统陡山沱组，下寒武统梅树村组、筇竹寺组，下志留统龙马溪组（包括部分五峰组），中二叠统栖霞组和上二叠统吴家坪组、长兴组。
陡山沱组为局限海湾相黑色页岩，厚90～150m，主要分布于扬子北缘-南秦岭及上扬子地区；梅树村组、筇竹寺组为次深海相黑色炭质页岩，厚100～300m，分布于湘桂、南秦岭及川鄂地区；龙马溪组为滞留海相暗色泥岩，厚200～450m，分布于南秦岭、上扬子地区；栖霞组、吴家坪组、长兴组为台盆相、浅-次深海相深灰色灰岩、泥灰岩、页岩，厚200～600m，分布遍及整个扬子地区（图2-52A，B，C，D）。
2）华北地区。华北海相区域性主力生烃层为中下奥陶统、上石炭统太原组、下二叠统山西组。
中下奥陶统为台地相、浅海相深灰色灰岩、泥灰岩，厚100～300m，主要分布于华北中部太原、石家庄、临清、安阳及东营等地区；太原组为海陆过渡相暗色泥岩（包括煤层），厚80～250m，广泛分布于山西、河北、山东及河南等地区；山西组为海陆过渡相暗色泥岩（包括煤层），厚50～150m，广泛分布于整个华北地区，其中安阳、开封、两淮地区厚度可达180～215m（图2-52E，F）。
3）塔里木地区。塔里木海相区域性主力生烃层为下寒武统玉尔吐斯组、中下奥陶统萨尔干组、上奥陶统印干组、下志留统柯坪塔格组、上石炭统小海子组等。玉尔吐斯组为浅海—半深海相暗色泥岩、泥灰岩，厚150～300m，主要分布于塔东地区；萨尔干组为浅海—半深海相暗色泥岩、泥灰岩，厚50～100m，主要分布于满参1井以东塔东地区；印干组为浅海—半深海相暗色泥岩，厚100～150m，主要分布于塔中北部及塔东地区；柯坪塔格组为半深海暗色泥岩，厚50～300m，主要分布于塔东及塔中北部地区；小海子组为浅海陆棚相暗色灰岩、泥岩，厚60～150m，主要分布于塔北哈拉哈塘、塔中及和2井地区（图2-52G，H）。
（2）海相生烃物质分布规律
海相主力生烃物质的分布与古构造、古沉积环境、古气候、古海平面变化密切相关，它的发育层位总是出现于中国大地构造格局、沉积盆地性质发生重大变革的转换期，在产出层位上与全球性缺氧事件紧密联系。
1）古构造特征。古构造对生烃物质的控制作用是显而易见的，它主要通过对海—陆分异格局、海底地貌格局的控制来制约海相生烃物质的时空分布。研究发现，海相高有机质生烃物质主要发育于被动大陆边缘盆地、克拉通内坳陷盆地和前陆盆地三类盆地中。
被动大陆边缘盆地盆地演化早期阶段，烃源岩主要发育于克拉通边缘凹陷的欠补偿盆地裂谷以及浅缓坡型台地上，如塔里木盆地的下寒武统烃源岩；盆地演化中期阶段，如遇全球性或大区域性海平面上升，则克拉通边缘凹陷也可形成欠补偿盆地而发育生烃物质；盆地演化后期阶段，碳酸盐岩缓坡型台地被淹没，则深缓坡可发育生烃物质，如塔里木盆地上寒武统—下奥陶统烃源层。
克拉通内坳陷盆地无论是被动陆缘背景下拉张的，还是挤压的克拉通内坳陷盆地，当大规模海侵发生时，在克拉通内坳陷盆地可以发育高有机质烃源岩，如塔里木盆地中西部中寒武统泥质烃源岩、四川盆地下志留统泥质烃源岩。
2）古沉积环境特征。研究表明，尽管地球表面沉积环境丰富多样，但能够发育烃源岩的环境主要有以下几种：欠补偿浅水与深水盆地、蒸发潟湖、台缘内缓坡以及半闭塞-闭塞欠补偿海湾等。
不同类型的生烃物质，其沉积环境也有所差异。泥质类生烃物质其沉积环境为以下几类：①海岸带海侵环境；②浅海陆架环境；③三角洲前缘环境；④半深海-深海环境。碳酸盐类生烃物质沉积环境为以下几类：①低能潮下和潮间带及超盐度陆架；②低能大型干盐湖；③广阔低能碳酸盐陆架上的分隔盆地或次一级盆地；④深水环境泥灰坪、灰泥坪等。总之，有利于海相有机质生成和生烃物质发育的环境，沉积基本特点是：低能、缺氧、有机质丰富。
3）古气候特征。海相高有机质丰度生烃物质的形成与大气中低含氧量、干热气候、冰期之交气温快速转暖等密切相关。大气中低含氧量有利于高有机质丰度生烃物质发育。地质历史上各时期大气圈组成成分是不同的，其中主要表现为O2与CO2含量的消长关系。研究表明，大气含氧量大于25%的石炭纪—二叠纪和晚白垩世以来主要为成煤高峰期；大气含氧量为15%～25%的侏罗纪—早白垩世为形成烃源岩高峰期，而大气含氧量为15%～20%的早古生代CO2含量最高，广阔的碳酸盐岩沉积与大气、海水CO2发生循环作用，光合作用较弱，为一重要生烃期。
寒武纪烃源岩的形成主要与干热古气候有关。我国寒武纪烃源岩形成背景有4个显著特征：①处于震旦纪大冰川之后冰川快速消融期；②古气候干热为主；③伸展盆地发育；④大气圈高CO2、低O2含量。
中国海相油气勘探理论技术与实践
图2-52 海相生烃物质分布图
4）古海平面特征。海平面升降变化对海相沉积作用至关重要。当海平面上升时，海水向陆侵进，海洋面积扩大，可容空间增大，从而有利于生烃物质发育。层序对地层学理论认为，烃源岩一般发育于层序中部海侵体系域，陈洪德等（2006）、马永生等（2007）对海相层序岩相古地理与生烃物质关系的研究，进一步证实了中国海相主力烃源岩均形成于超层序的海侵体系域，并可连续延伸至凝缩段。我国早古生代烃源岩主要形成于冰川迅速融化期，显然与其导致的海平面快速上升相关。塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组，南方地区下寒武统梅树村组、筇竹寺组烃源岩均发育于层序中部海平面上升的海侵体系域是典型的实例。
5）时代分布特征。海相生烃物质纵向上除了在层序地层格架中主要分布于超层序的海侵体系域外，地层时代上的分布也是有序的。其有序性主要表现为时代分布的不均一性。中国海相生烃物质主要发育于早寒武世、早中志留世、早中二叠世，与全球海相烃源岩时代主要分布于中新生代相比较，显然中国海相烃源岩，古生代相对多，中新生代相对少。中国海相主力烃源岩时代分布的这种独特性，主要与古生代时中国板块还处于多岛体系、仍游离于巨型古大陆之间密切相关。
2.2.3.2 海相储层物质聚集特征与分布规律
海相储烃物质，指发育于海相高能环境对油气起储集作用的具有孔、洞、缝的粗结构碎屑类或碳酸盐类物质。
（1）海相储层物质聚集特征
1）南方地区。区域主力储层为上震旦统灯影组、中上寒武统、上石炭统黄龙组、中二叠统茅口组、二叠统长兴组和中下三叠统飞仙关组、雷口坡组。
灯影组储层为潮坪相白云岩，厚200～800m，广泛分布于中上扬子地区；中上寒武统储层为台地潮坪相白云岩、台地边缘相灰岩，厚20～40m，分布于扬子地区；黄龙组储层为台地相白云岩、灰岩古风化壳，厚度变化较大，川东北为0～90m，主要分布于中上扬子地区，是川东相国寺、五百梯等气田的主力储层（图2-53C）；茅口组储层为台地相灰岩、台地边缘相礁滩白云岩及古岩溶，厚150～250m，广泛分布于整个扬子地台；长兴组储层为台地相、台地边缘相灰岩、生物灰岩、生物礁，厚度变化较大，为100～350m，分布广泛，是目前普光、毛坝、罗家寨、渡口河等大气田的主力储层；飞仙关储层组为台地相、台地边缘相灰岩、白云岩、礁滩鲕灰岩，厚50～150m，主要分布于中上扬子地区，是目前普光、毛坝、罗家寨、渡口河等大气田主力储层（图2-53A）。
2）华北地区。区域主力储层有中新元古界蓟县系铁岭组、雾迷山组，长城系高于庄组，下古生界下寒武统府君山组，下奥陶统冶里组、亮甲山组、马家沟组，上古生界上石炭统、下二叠统、上二叠统等。
蓟县系储层为台地相藻白云岩、结晶白云岩，厚1000～3000m，主要分布于燕辽地区；府君山组储层为开阔台地相砂坪、云坪，厚500～600m，发育于华北西南部（图2-53D）；冶里组、亮甲山组储层为台地、潮坪、浅滩相灰岩、白云岩，马家沟组储层为台地相溶蚀型灰岩、白云岩，厚度变化较大，为100～600m，分布于整个华北地区，是目前长庆气田主力储层（图2-53E）；上石炭统储层为滨浅海相碎屑岩，厚100m左右，主要分布于河北、山西等地；二叠系储层为滨浅海相、海陆过渡相碎屑岩，厚80～200m，分布于华北全区，是长庆气田的主力储层。
3）塔里木地区。区域主力储层为寒武系、奥陶系、志留系、石炭系、下二叠统和上白垩统、古近系等。
寒武系储层包括风化壳岩溶型和深部溶蚀型两类（图2-53F）；奥陶系储层有台地相灰岩、白云岩经后期改造的风化壳岩溶型，台地边缘礁、滩灰岩、白云岩经溶蚀改造的深部溶蚀型、裂缝型及复合型等，主要分布于风化面至200m左右岩溶渗流带、潜流岩溶带，是目前塔河油田的主力储层（图2-53G）；志留系储层为滨浅海相碎屑岩；石炭系储层为台地相生物灰岩、白云岩和滨海相、潮坪相碎屑岩（东河砂岩），储层质优，是目前轮南、塔中大油田重要储层（图2-53H）；上白垩统、古近系储层为台地相生物灰岩、白云岩，分布于塔西南及库车地区。
（2）海相储烃物质分布规律
海相储烃物质的分布主要受沉积、成岩、构造3种作用的控制，它在时间与空间上的分布具有一定规律。
1）高能沉积环境是海相礁滩碳酸盐岩、碎屑岩储层原生孔洞发育的主控因素。我国海相礁滩碳酸盐岩储层包括台地边缘礁滩、台地内滩及台缘外礁等环境类型。这几类礁滩的形成主要取决于沉积环境的水动力能量高低和生物发育状况。不论地台边缘礁滩，还是台地内滩、台缘外礁，它们沉积时均位于平均海平面附近，处于水动力能量较高处，其中礁和生物滩的形成还需要温暖的气候，因为温暖的气候适宜生物和造礁生物的发育。我国目前发现的大中型礁滩型储层油气田还不多，仅有四川盆地普光气田、罗家寨气田及塔中1号带凝析气田，且均属台地边缘礁滩储层油气田。此外，四川盆地发育了50余个下二叠统台内生物屑滩灰岩构成的小型高陡背斜气藏。在海上，礁滩储层主要分布于南海曾母盆地和万安盆地（大熊油田、兰龙油田）等，所发现的几个油田也属台地边缘礁滩储层大中型油气田。
我国海相碎屑岩储层主要沉积环境类型，有三角洲、潮坪、滨海、浅海及碎屑重力流等，这些碎屑岩储层均属高能环境，其形成主要受沉积相所制约。
2）建设性成岩作用是海相白云岩、碎屑岩储层次生孔洞发育的主控因素。我国海相白云岩储层主要类型有3种：①沿古流体通道分布的埋藏白云岩；②沿断裂或不整合面分布的埋藏溶蚀白云岩；③环萨布哈或潟湖分布的准同生白云岩。这3种白云岩储层，除与沉积环境（半闭塞-闭塞台地相）、构造作用（断裂、不整合）相关外，主要受埋藏重结晶作用、埋藏岩溶、淡水溶蚀作用等准同生-成岩期的成岩作用所控制。
有利于海相白云岩储层形成的成岩环境有以下4种：①海底成岩环境（包括正常海底成岩、蒸发成岩、卤水成岩等环境）；②大气渗流成岩环境；③混合水潜流带成岩环境；④埋藏成岩环境。我国已发现的与白云岩储层有关的油气田，有靖边气田、任丘油田、普光气田、罗家寨气田、威远气田、卧龙河气田、中坝气田等。
我国海相碎屑岩储层在原生孔洞基础上因成岩作用发育次生孔洞的实例很多，如塔里木盆地的塔中11油气田、东河塘油气田、塔中4油气田、哈得逊油气田等。
3）后期构造作用是岩溶、潜山、裂缝海相储层发育的主控因素。我国受后期构造作用控制的储层类型主要有3种：①与不整合相关、垂向分布的岩溶风化壳；②与不整合及断裂相关、垂向分布的潜山；③与区域断裂相关的构造裂缝。岩溶风化壳储层主要指成岩后的碳酸盐岩经过较长时期的暴露及淡水溶蚀作用改造所形成的有效岩溶储层。我国这类储层主要分布于塔河油田、轮南油田、雅克拉气田、和田气田、靖边气田、任丘油田、威远气田等。
4）沉积、成岩、构造因素复合作用是海相碳酸盐岩优质储层发育的必要条件。我国海相盆地且多旋回叠合盆地的特点，海相碳酸盐岩优质储层的形成通常是沉积、成岩、构造多种因素、多阶段各种地质过程综合作用的结果。沉积作用是储层形成的基础，多期建设性成岩作用及多种流体与岩石相互作用是储层形成的重要机制，后期构造作用及演化控制多阶段多因素的复合成因是储层形成的动力。国内外的许多海相大油气田，它们的储层成因，多数都是沉积、成岩、构造几种因素复合作用形成的。如美国二叠盆地凯利-斯奈德油田、北非三叠盆地哈西麦萨乌德油田、俄罗斯东西伯利亚盆地库龙姆宾-龙罗布钦油田，我国塔河油田、靖边气田、威远气田等。
图2-53 海相储烃物质分布图
5）海相碳酸盐岩储层发育与古海平面、层序界面密切相关。海相碳酸盐岩储层发育与古海平面的关系，据陈洪德等（2006）对中国南方古生界层序地层与油气勘探研究认为：中上扬子地区区域性二级（对应二级层序）储层的发育与全球二级海平面升降旋回中的高水位期具有明显的一致性；优质的区域性储层通常与二级海平面变化的高水位期—低水位期相一致，表明低水位对高水位的叠加最有利于区域性储层的形成；海侵期和低水位期可以形成三级—四级（对应三、四级层序）储层。
海相碳酸盐岩储层发育与层序界面的关系，主要反映在不整合界面附近的风化壳对储层发育的控制。风化壳岩溶型储层是层序界面控制储层发育的典型实例，如鄂尔多斯盆地下奥陶统马家沟组顶部风化壳岩溶储层；塔里木盆地塔河、轮南下奥陶统顶部风化壳岩溶储层；四川盆地资阳地区震旦系灯影组顶面风化壳岩溶储层。
6）时代分布特征。我国海相碳酸盐岩储层，除纵向上与古海平面变化、层序界面有关外，在时代分布上也具一定的独特性。这个独特性主要表现在与国外海相油气储层比较，中国海相油气储层主要分布于古生代，而国外海相油气储层80%分布于中、新生代。
2.2.3.3 海相封烃物质聚集
海相封烃物质主要指对油气具封盖作用的致密泥质岩类及膏盐类物质。
中国古生代海相盆地因经历多期构造运动，发生多期隆起、断裂和地层剥蚀，因此盖层往往遭到破损。但盖层的发育与保存状况对油气聚集、保存或散失、破坏影响甚大。区域性盖层一般厚度大、分布广、封闭能力强，控制油气富集带的分布、油气的纵向展布、烃类相带和油气丰富度；而直接盖层则控制油气藏中油气的分布。
我国海相油气领域盖层主要包括泥页岩、膏盐岩以及致密灰岩三类。总体上看，泥质岩盖层较膏盐岩盖层分布更为广泛，但膏盐岩的封盖性能较泥质岩更好。
南方地区自古生代以来共发育下寒武统、下志留统、中—下三叠统、上三叠统—下白垩统、上白垩统—第三系5套区域性盖层，不同层位盖层分布状况存在较大差异。其中下寒武统及下志留统是南方扬子区下组合重要的区域性盖层；中、下三叠统膏盐岩盖层对南方海相油气成藏具有重要的控制作用，是四川盆地天然气富集的重要因素；上覆陆相层系封盖层对中、下扬子地区“二次生烃”或晚期生烃成藏具有不可或缺的作用。
塔里木盆地发育3套区域性盖层。第一套为中、上寒武统膏盐层，厚400～1400m，分布面积达20×104km2；第二套为中、上奥陶统泥质岩层，厚200～600m，分布面积27×104km2；第三套为石炭系泥岩和膏盐层，厚100～450m，分布面积约40×104km2。
膏盐岩盖层是最优质的盖层，对于海相碳酸盐岩油气田尤其是大型油气田的形成至关重要。据统计（金之钧等，2005），全球不到8%的膏盐岩盖层封盖形成了55%的石油储量。东西伯利亚地台含油气层为新元古界里菲系—文德系和下寒武统裂缝性碳酸盐岩以及低渗透砂岩，共发现了39个油气田。寒武系巨厚的膏盐岩层系封盖了90%的油气资源。库尤塔油气田石油地质储量达到27.9×108t，天然气1×1012m3。
我国南方地区发育3套膏盐岩盖层：中、下寒武统，中、下三叠统和白垩系—古近系。其中，中、下三叠统膏盐岩盖层主要发育于四川盆地、当阳及沉湖地区、下扬子沿江地区，是分布最广泛和最稳定的一套膏盐岩；白垩系—古近系膏盐岩盖层主要发育于江汉盆地、下扬子及楚雄局部地区；中、下寒武统膏盐岩盖层主要发育于四川盆地东-南部及黔西北地区。
据陈洪德等（2006）研究，中上扬子地区海相区域盖层在层序地层格架中的分布与海相区域烃源层的分布基本一致，但它的类型要比区域烃源层丰富。其具体分布特征如下：一是二级海侵体系域是最重要的区域盖层，这是由于：①海侵体系域为低沉积速率的深水泥岩、泥灰岩、页岩或硅质岩等低孔渗岩类，排潜压力小，封堵能力强；②海侵体系域为向陆地或台地超覆的退积型超覆体，分布稳定，厚度较大；③由于海侵体系域具顶超、上超、下超等特征，其封堵类型多样。二是高位体系域早期沉积是重要的区域盖层，其分布范围广、覆盖面积大，有利于封盖油气。三是低位体系域和高位期的海泛、海岸平原相沉积等是有利的封盖层。