任戰(zhàn)利等：深層、超深層溫度及熱演化歷史對油氣相態(tài)與生烴歷史的控制作用
刊出時間:2020
作者簡介：任戰(zhàn)利，1961 年生，研究員（二級教授），博士研究生導(dǎo)師；《Natural Gas Industry B》編委；主要從事盆地構(gòu)造熱演化史與油氣成藏評價研究。地址：（710069）陜西省西安市太白北路229 號。ORCID: 0000-0002-9985-2726。
E-mail: renzhanl@nwu.edu.cn
任戰(zhàn)利1,2 崔軍平1,2 祁 凱2 楊桂林2 陳占軍3 楊 鵬2 王 琨2
1. 西北大學大陸動力學國家重點實驗室 2. 西北大學地質(zhì)學系
3. 隴東學院
摘 要：我國含油氣盆地深層、超深層溫度差異大，熱演化歷史復(fù)雜，目前關(guān)于溫度及熱演化歷史對深層、超深層油氣相態(tài)差異性及生烴歷史的控制作用的研究較少且不系統(tǒng)。為此，在收集大量深層溫度、壓力資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合我國含油氣盆地深層熱演化歷史復(fù)雜的實際情況，分析了溫度、加熱時間、壓力對油氣形成溫度及相態(tài)的影響，劃分了溫度與壓力關(guān)系類型；并在對深層、超深層熱演化史類型劃分的基礎(chǔ)上，探討了不同熱歷史類型盆地熱演化史對油氣生成及油氣相態(tài)的控制作用。研究結(jié)果表明：①不同盆地、不同地區(qū)深層油氣相態(tài)差異大，主要受深層經(jīng)歷的溫度、加熱時間、加熱速率、壓力、烴源巖類型等因素的影響，其中溫度是油氣生成及油氣相態(tài)分布最重要的控制及影響因素；②在快速增溫、加熱時間較短的情況下，深層、超深層在高溫下仍然可能存在油藏及凝析氣藏；③超壓對生烴及烴類的高溫裂解具有抑制作用；④深層溫度與地層壓力有著密切的關(guān)系，可劃分為中低溫高壓型、高溫高壓型、中溫中低壓型3 種主要類型；⑤深層、超深層熱演化史可劃分為后期快速沉降增溫低地溫梯度型、后期快速沉降增溫高地溫梯度型、中后期快速增溫晚期抬升降溫型、前期大幅度沉降快速增溫中后期大幅度抬升剝蝕降溫型4 種類型，不同熱演化史類型盆地的深層、超深層油氣相態(tài)及成藏期早晚與油氣前景不同。
關(guān)鍵詞：深層；超深層；溫度；地溫梯度；加熱時間；異常壓力；熱演化史；烴類相態(tài)；油氣成藏期；疊合盆地
0 引言
深層、超深層是油氣勘探開發(fā)未來最重要的接替領(lǐng)域之一。近年來，深層、超深層油氣勘探獲得了一系列重大突破[1-2]，受到廣泛關(guān)注。四川盆地、塔里木盆地多口井在7 000 m 以深發(fā)現(xiàn)了工業(yè)氣流，塔里木盆地順北地區(qū)超深層也獲得了重大的油氣突破[3] ；墨西哥灣盆地深層發(fā)現(xiàn)了200 ℃以上的溫度條件下形成的油藏[4]。
目前，鉆井揭示的深層油氣藏地層溫度范圍較寬，深層、超深層油氣藏的發(fā)現(xiàn)對長期以來指導(dǎo)油氣勘探的經(jīng)典理論如干酪根晚期生油理論的油氣溫度界限提出了挑戰(zhàn)[2]。國內(nèi)外勘探實例證明，深層、超深層在高溫、高壓條件下仍然存在液態(tài)烴并形成了油氣藏[5]，盆地內(nèi)部的溫度、壓力及演化歷史對油氣的生成、成藏歷史起著重要的控制作用。目前，不少學者對于溫度、壓力對油氣成藏和油氣相態(tài)存在的溫度范圍及油氣相態(tài)間轉(zhuǎn)化的影響進行了一些研究，取得了新的進展[1-14]。
中國疊合盆地熱演化歷史復(fù)雜，深層、超深層不同油氣相態(tài)及油氣生成、成藏歷史有明顯的差異。但迄今為止，缺乏深層、超深層溫度及熱演化史對油氣相態(tài)及生成歷史控制作用的深入系統(tǒng)研究。為此，筆者在收集我國含油氣盆地深層、超深層溫度、壓力資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合我國盆地深層、超深層的實際情況，分析了溫度及熱演化史對深層、超深層油氣生成、相態(tài)的影響，劃分了溫度與壓力關(guān)系類型；在對深層、超深層熱演化史類型劃分的基礎(chǔ)上，探討了不同熱歷史類型盆地熱演化史對油氣生成及油氣相態(tài)的控制作用，以期達到深化深層、超深層油氣成藏機理及富集規(guī)律研究，更加有效地指導(dǎo)深層、超深層油氣勘探的目的。
1 溫度及加熱時間對油氣成藏相態(tài)的影響
地溫是決定有機質(zhì)成烴演化及油氣成藏相態(tài)分布的最重要因素。隨著埋藏深度及地溫升高，烴源巖成熟度增高。深層、超深層烴源巖埋藏深度大，烴源巖多達高成熟及過成熟生干氣階段。干酪根晚期成油理論認為生油液態(tài)窗溫度介于60 ～ 120 ℃、鏡質(zhì)體反射率（Ro）介于0.60% ～ 1.35%[15]，世界上絕大部分的石油均存在于65.5 ～ 149.0 ℃的溫度范圍[16]，150 ℃以上高溫地層不應(yīng)該存在液態(tài)原油，即便考慮到有機質(zhì)類型的不同和地質(zhì)條件的差異，原油在150 ℃已經(jīng)開始裂解，到200 ℃原油已經(jīng)完全裂解[17]。然而，近期一些新的地質(zhì)發(fā)現(xiàn)對傳統(tǒng)觀念提出了挑戰(zhàn)，我國渤海灣盆地冀中坳陷霸縣凹陷發(fā)現(xiàn)的牛東1 井薊縣系霧迷山組、美國瓦勒維爾杰盆地的帕凱特油氣田和特拉華盆地的戈麥斯油氣田、波斯灣馬倫油田的地層溫度超過200 ℃仍有液態(tài)烴聚集，波斯灣馬倫油田的產(chǎn)層溫度已超過230 ℃ [2]。這些深層、超深層原油液態(tài)窗油氣溫度分布范圍差異大，說明獨立油相可以在很高的溫度條件下存在。研究結(jié)果表明，在埋深介于7 544 ～ 9 600 m 的地層中，當Ro 為3.0%、地層溫度超過300 ℃時仍有液態(tài)烴存在，原油在200～250 ℃甚至更高的溫度條件下都是穩(wěn)定的[18]。
不同盆地、不同地區(qū)深層油氣藏的地層溫度差異大，主要與盆地經(jīng)歷的熱演化史過程有關(guān)，受經(jīng)歷的溫度、熱時間、加熱速率、壓力、烴源巖母質(zhì)類型等因素影響。
1.1 古老盆地古地溫對油氣相態(tài)的影響
不同類型盆地由于地溫梯度及演化歷史的不同生油窗溫度及深度差異大（圖1）。一般情況下，較古老盆地深層發(fā)現(xiàn)大量液相油藏或凝析氣藏。如蘇聯(lián)South Caspian 盆地地溫梯度僅16 ℃ /km，其油藏保存的底界深達8 ～ 9 km ；我國塔里木盆地塔北地區(qū)接近7 km 的儲層中主要為黑油油藏[19-21]，塔里木盆地順北地區(qū)超深層垂深為7 200 ～ 7 863 m 奧陶系一間房組—鷹山組儲層中發(fā)現(xiàn)了揮發(fā)油藏和輕質(zhì)油藏，原油成熟度受控于油藏溫度。地層溫度研究結(jié)果表明，順北地區(qū)地溫梯度低，埋深8 000 m 的地層溫度目前僅為160 ～ 170 ℃（圖1），地質(zhì)歷史時期奧陶系地層溫度未超過170 ℃，未達到原油大量裂解溫度。順北地區(qū)奧陶系長期處于低地溫環(huán)境，是保持揮發(fā)油相的關(guān)鍵[19-21]。在低地溫梯度條件下，盆地油藏保存的深度范圍大大擴展。
圖1 中國主要盆地深度與地層溫度的關(guān)系圖
對于古生代盆地，如濱里海盆地，經(jīng)歷了漫長地質(zhì)時期的演化，盆地現(xiàn)今地溫梯度低（1.2 ～ 2.2℃ /100 m），埋深16 ～ 18 km 的地層溫度不超過200℃，這是濱里海盆地深層油氣存在的關(guān)鍵因素。這類盆地由于地溫梯度低，深層、超深層元古界、古生界經(jīng)歷的最高地溫往往未達到原油完全裂解的界限溫度值，烴源巖仍處于生油窗范圍內(nèi)，仍然具有找油的前景。
1.2 中新生代盆地地溫及演化對油氣相態(tài)的影響
沉積有機質(zhì)的熱演化是一個連續(xù)遞進的過程，較低溫度條件下以液態(tài)烴為主，高溫條件下則以氣態(tài)烴為主。中新生代盆地在地溫梯度較高的快速增溫條件下，深層在高溫條件下仍然可以存在原油及凝析氣藏。如新生代地溫梯度較高的渤海灣盆地，由于新生代晚期大幅沉降，溫度迅速升高，烴源巖熱演化程度迅速升高，很快由生油向生氣階段轉(zhuǎn)化，油氣的相態(tài)主要受溫度的控制。該盆地冀中凹陷牛東1 井在埋深5 641 ～ 6 027 m 發(fā)現(xiàn)凝析油氣藏，地層溫度達201℃ [8] ；渤中凹陷發(fā)現(xiàn)古潛山凝析氣藏[19-21]，從渤中21-A-A 井實測與鏡質(zhì)體反射率模擬結(jié)果來看[22]，現(xiàn)今東營組三段下部和沙河街組一段的優(yōu)質(zhì)烴源巖埋深大于4 500 m，Ro ＞ 1.5%，轉(zhuǎn)化率大于80%，進入大量生氣階段，形成凝析氣藏。埋深5 141 m，溫度達到180 ℃，充注高峰期為距今10 Ma 以來[23]。
原油裂解受控于原油性質(zhì)和熱歷史。原油裂解實驗表明，不同原油裂解開始溫度的差異較大，介于165 ～ 190 ℃，原油完全裂解的溫度相近，介于230 ～ 240 ℃ [2,24]（圖2）；液態(tài)石油的保存深度及溫度均大于傳統(tǒng)認識深度及溫度[2]。不同盆地原油由于地質(zhì)背景的不同，原油液態(tài)窗的溫度范圍可以更寬。
圖2 不同原油加熱升溫條件下原油裂解生氣轉(zhuǎn)化率與
溫度的關(guān)系圖
在新生代低地溫梯度快速埋藏緩慢升溫的狀況下，原油液態(tài)窗深度分布范圍很寬，深度可以超過8 000 m，甚至可超過10 000 m。對于山間盆地和山前凹陷，如南里海盆地和潘農(nóng)斯基盆地，盆地的快速沉降，加熱時間短（不超過10 ～ 15 Ma），液態(tài)窗的溫度會更高。
在中生代盆地，新生代以來沉降幅度小或新生代以來抬升剝蝕的盆地，有效加熱時間較長，生油液態(tài)窗溫度低，形成天然氣藏的溫度也低，油氣藏深度也小，如松遼盆地。
1.3 加熱時間對油氣相態(tài)的影響
加熱時間對油氣相態(tài)存在的溫度區(qū)間也有重要的影響，溫度及加熱時間是造成不同盆地油氣相態(tài)存在溫度區(qū)間差異的主要原因。在加熱時間較短的情況下，石油可以在很高的溫度狀況下存在及穩(wěn)定。液態(tài)烴完全消失的最大深度約為8 000 m，地層溫度大于200 ℃，氣藏分布的最大下限深度為10 000 ～ 12 000m，地層溫度為300 ～ 350 ℃ [25]。太平洋東北部深水洋盆內(nèi)發(fā)現(xiàn)加熱時間很短、溫度介于300 ～ 315 ℃條件下存在的石油[4]。新生代沉降幅度大的盆地，有效加熱時間短，原油可以在很高的溫度狀況下存在。如我國渤海灣盆地發(fā)現(xiàn)的牛東1 井薊縣系霧迷山組潛山凝析氣田底部溫度達201 ℃（對應(yīng)深度6 027 m）[2]；鶯歌海盆地樂東30-1-1A 井井深5 011 m 實測地層溫度為240 ℃，實測Ro 僅為1.20%，地層中仍保存大量液態(tài)烴[26]。在相同地層升溫速率的情況下，不同地區(qū)的原油開始裂解的溫度差異大，完全裂解的溫度有一定的差異，但差異小（圖2）。一般情況下液態(tài)原油發(fā)生熱裂解的溫度至少超過170 ℃，原油的熱穩(wěn)定性除受溫度、加熱時間等控制外，在很大程度上還受控于原油的組成，獨立油相存在的地層溫度范圍為178 ～ 214 ℃ [24]。
加熱速率對獨立相原油存在的溫度范圍也有明顯的影響，升溫速率從1 ℃ /Ma 提高到10 ℃ /Ma 對獨立相原油存在的溫度影響可提高17 ～ 27 ℃，隨著加溫速率的升高，加熱時間短，液態(tài)窗的溫度上限明顯提高，獨立油相存在的地層溫度范圍為178 ～ 214℃。在埋藏深度大及溫度高的狀況下，油氣仍然可以獨立油相存在，凝析油氣態(tài)保存的下限溫度約為240℃ [24]。
2 壓力與溫度的關(guān)系及其對熱演化程度的影響
溫度、壓力對油氣相態(tài)及油氣藏的分布有重要的控制作用，溫度、壓力密不可分，相互聯(lián)系、共同作用，特別是現(xiàn)今的地溫和地層壓力對油氣的形成、分布起到重要的控制作用[6-7]。
2.1 壓力與溫度的關(guān)系
根據(jù)油氣藏實測地層壓力及地層溫度資料，對深層地層溫度與地層壓力關(guān)系進行分析，發(fā)現(xiàn)不同盆地及同一盆地不同構(gòu)造單元地層溫度與地層壓力關(guān)系復(fù)雜，存在明顯差異，可以將地層溫度與地層壓力的關(guān)系主要劃分為中低溫高壓型、高溫高壓型、中溫中低壓型3 種類型。
2.1.1 中低溫高壓型
此類型溫壓關(guān)系油氣藏相對于同等埋藏深度油氣藏地層溫度較低，一般小于150 ℃，地層壓力高，一般大于80 MPa（圖3 黑圈部分），該類型油氣藏異常壓力高，壓力對熱演化程度及生烴有抑制作用，生烴及成藏期一般較晚，運移成藏動力強勁。異常高壓能夠減緩上覆沉積物的壓實作用，有利于深層、超深層高孔隙帶的形成和保存。以準噶爾盆地、塔里木盆地庫車凹陷克深、克拉蘇、大北等氣田為代表[27]。
圖3 深層油氣藏地層溫度與地層壓力的關(guān)系類型圖
克深氣田具超深、超高壓特征，目的層為下白堊統(tǒng)巴什基奇克組，埋藏深度介于6 500 ～ 8 000 m，地層壓力介于90 ～ 136 MPa，壓力系數(shù)介于1.60 ～1.85，地層溫度一般小于150 ℃。其中，克深2 區(qū)塊原始地層壓力為116 MPa，壓力系數(shù)為1.79，地層溫度為168 ℃。克深氣田天然氣成熟度Ro 介于2.28% ～ 3.68%，平均值為3.10%，屬于過成熟天然氣。克深氣田主要經(jīng)歷了庫車組沉積期末（距今2.5Ma）以來的天然氣大量充注，氣源主要來自克深區(qū)塊和拜城凹陷生氣中心的侏羅系煤系烴源巖，為深埋快速生烴、強源儲壓差作用下晚期聚集成藏，油氣運移成藏動力強[28]。
2.1.2 高溫高壓型
該類型溫壓關(guān)系油氣藏的地層溫度、地層壓力高，地層溫度一般大于150 ℃，地層壓力大于50MPa（圖3 紅圈部分），地層溫度、壓力高，熱演化程度高，油氣可以多期形成，油氣運移動力強勁，烴源巖生成的油氣可以穿層運移成藏，可發(fā)育與深層斷裂有關(guān)的深源油氣藏。
以塔里木盆地順南、塔北及四川盆地安岳等油氣田為代表的。其中，塔里木盆地順北地區(qū)的地溫梯度為2.12 ℃ /100 m，奧陶系埋深為8 000 m，地層溫度介于160 ～ 170 ℃，地層壓力超過80 MPa。烴源巖受到了高壓力的生烴演化抑制，未達到原油大量裂解溫度的門限，油藏具有低氣油比、低天然氣干燥系數(shù)，顯示出高壓力抑制形成的油氣藏特征，為揮發(fā)性油藏[3] ；安岳氣田龍王廟組氣藏具多期成藏特點，氣藏埋深介于4 600 ～ 5 400 m，地層溫度介于140 ～ 161℃， 地層壓力介于56 ～ 59 MPa， 壓力系數(shù)介于1.06～1.65[29]；渤海灣盆地渤中凝析氣藏埋深4 000 m，地層溫度約140 ℃，地層壓力介于40 ～ 70 MPa，為高豐度、高含凝析油的凝析氣藏[8]。北海盆地Elgin、Franklin 油田地層溫度介于185 ～ 203 ℃，地層壓力介于80 ～ 90 MPa，也屬于此類。
2.1.3 中溫低壓型
這類型溫壓關(guān)系油氣藏的地層溫度中等，一般小于150 ℃，地層壓力較低，一般小于50 MPa（圖3 藍圈部分）。油氣垂向運移動力弱，垂向運移不明顯，運移距離小，以自生自儲為主。以鄂爾多斯盆地為代表。
鄂爾多斯盆地后期大幅抬升剝蝕，元古界及古生界地質(zhì)歷史時期埋藏深度大，現(xiàn)今地層埋深深度小，地層溫度及地層壓力較低，油氣垂向運移動力弱，油氣以側(cè)向運移為主，垂向運移不明顯，運移距離小，以自生自儲為主，溫度低，壓力低，產(chǎn)量低。
2.2 超壓對熱演化程度的影響
在深層、超深層油氣藏聚集地區(qū)異常高壓的發(fā)育比較普遍，異常壓力對深層、超深層源巖熱演化有重要控制作用。異常壓力對深層、超深層烴源巖熱演化的影響有不同認識，Price 等[30] 認為，壓力的增大明顯地抑制有機質(zhì)熱演化和油氣生成作用。美國綠河盆地北部超壓層段（埋深介于2 400 ～ 4 500m）鏡質(zhì)體反射率與深度關(guān)系研究結(jié)果并未發(fā)現(xiàn)超壓對鏡質(zhì)體反射率產(chǎn)生可識別的影響[31]。郝芳等[32] 對瓊東南盆地超壓帶進行對比研究結(jié)果認為，不同井超壓發(fā)育的深度和程度不同，并不是所有超壓都影響干酪根的熱解和生烴作用，超壓不僅抑制了干酪根的熱降解和生烴作用，而且抑制了烴類的高溫裂解。地層（流體）壓力絕對值的大小是影響烴源巖熱演化的關(guān)鍵，并非所有的超壓盆地有機質(zhì)熱演化均出現(xiàn)異常，壓力達到某一門檻值才能對有機質(zhì)的演化起到抑制作用[3]。
由于盆地壓力演化歷史的復(fù)雜性及多樣性，高壓對有機質(zhì)熱演化的抑制作用具有不同的表現(xiàn)形式和程度。根據(jù)模擬試驗結(jié)果，在地溫梯度較低、烴源巖埋深較大的沉積盆地中，長期高壓條件對烴源巖熱演化的抑制作用更明顯，Ro 抑制程度比正常值低0.5% 以上。這延長了超深層烴源巖液態(tài)烴持續(xù)生成的時間，并抑制液態(tài)烴向氣態(tài)烴轉(zhuǎn)化，也為超深層油氣勘探提供了重要依據(jù)[3]。
超壓的發(fā)育使得在地溫梯度較高、烴源巖年代較老的沉積盆地中，已進入準變質(zhì)作用階段的深層烴源巖可能仍保持在有利的生烴、排烴階段，成為深層油氣聚集的有效烴源巖。墨西哥灣盆地華盛頓湖油田第三系埋深6 540 m 的地層溫度大于200 ℃，但由于130 MPa 的異常高壓，仍保持液態(tài)烴狀態(tài)[33]。受超壓抑制作用的影響，有機質(zhì)的成熟度增長緩慢且其值變低，從而使生油高峰延遲。
3 深層、超深層熱演化史類型及其對油氣相態(tài)、生烴歷史的影響
深層、超深層是由不同期次盆地疊加形成的產(chǎn)物，不同期次盆地的地溫場不同，不同疊置方式使疊合盆地深層、超深層古地溫演化歷史更為復(fù)雜。古老盆地超深層、深層油氣生成、成藏總體具有晚期生成、成藏的特點[3]。盆地熱演化史控制了油氣的生成、成藏期及油氣相態(tài)，準確恢復(fù)疊合盆地超深層古地溫演化歷史對油氣生成、成藏及評價有重要意義。
根據(jù)盆地疊合的不同及后期改造的不同，深層、超深層有不同的古地溫演化過程，根據(jù)國內(nèi)外深層、超深層盆地熱演化史的分析結(jié)果[6,23,34-36]，按照盆地沉降抬升過程、最大埋深達及最高古地溫達到時期早晚、盆地現(xiàn)今地溫梯度的高低等，可以將深層、超深層熱演化史劃分類為4 種主要類型（圖4）[3,6,23,28,35-37]。古老盆地深層、超深層經(jīng)歷了長期的演化及多期改造，古地溫信息在后期的演化過程中存在抹去或重置，真實恢復(fù)深層、超深層古地溫的演化歷史可采用作者提出的疊合盆地古地溫恢復(fù)的思路及多種方法進行綜合研究[38-39]。
圖4 深層、超深層熱演化史類型劃分圖
注：根據(jù)本文參考文獻[3]、[6]、[23]、[28]、[35-37]修改。
不同熱演化史類型的盆地由于沉降及抬升過程、地溫梯度，加熱時間存在較大差異，溫度、壓力變化大，盆地深層、超深層油氣相態(tài)、油氣生成、成藏期早晚及油氣前景不同。
3.1 后期快速沉降增溫低地溫梯度型
這類型盆地前期地溫梯度及熱流值中等，后期熱流值及地溫梯度低，盆地后期大幅沉降，加熱時間短，地層快速增溫，相同埋深熱演化程度相對較低，生油窗埋藏深度大、分布深度范圍寬。深層、超深層目前多處于生油窗或凝析油、濕氣階段，可具有多期生烴期、成藏期，主成藏期較晚。該類型深層、超深層具有較好的油氣勘探前景，是深層、超深層勘探的主要類型。
塔里木盆地庫車凹陷、順北地區(qū)、費爾干納盆地等屬于此類（圖4）。以塔里木盆地庫車凹陷等為例，盆地早期地溫梯度及熱流值中等，沉降幅度小，增溫慢，三疊系—侏羅系優(yōu)質(zhì)烴源巖在古近紀經(jīng)歷的古地溫低，上新世（距今5 Ma）以來盆地快速沉降，由于地溫梯度低，加熱時間短，埋藏深度大，盆地快速升溫，盆地深層、超深層處于凝析油、濕氣階段[28]，生烴及成藏期晚。塔里木盆地順北地區(qū)寒武系烴源巖經(jīng)歷了2 次快速深埋期與一次抬升期，晚期快速埋藏，現(xiàn)今地溫梯度低（2.0 ℃ /100 m），中下寒武統(tǒng)烴源巖埋藏深度大，現(xiàn)今溫度約為200 ℃，仍處生油階段[3]。費爾干納盆地地溫梯度低（2.6 ℃ /100 m），侏羅紀—白堊紀沉降幅度小，新生代以來大幅度沉降，古近系油層在坳陷中部深度超過6 000 m，目前處于生烴高峰期[34]。
3.2 后期快速沉降增溫高地溫梯度型
該類型盆地后期地溫梯度較高，盆地大幅度沉降，地層增溫幅度大，增溫快，目前多處于生凝析油、濕氣、干氣階段。生油窗埋藏深度淺，油氣藏分布深度范圍較窄。超壓油氣藏發(fā)育，生烴成藏較晚，盆地演化后期快速生烴、充注成藏，具有很好的油氣勘探前景。
以珠江口盆地、渤海灣盆地渤中凹陷等為代表，盆地地溫梯度高，沉降幅度大，增溫快（圖4）。渤海灣盆地渤中凹陷第三系優(yōu)質(zhì)烴源巖沙一段、東三段及在新近紀（距今10 Ma）以來盆地快速沉降，由于地溫梯度高，加熱時間短，埋藏深度大，盆地快速升溫，盆地深層、超深層處于凝析油、濕氣階段。生成的烴類氣體自館陶組（距今24.6 ～ 0 Ma）沉積以來持續(xù)充注，充注高峰期為距今10 Ma 以來[23]。
3.3 中后期快速增溫晚期抬升降溫型
該類型盆地演化早期發(fā)生多期沉降、抬升，總體沉降緩慢，地溫梯度及熱流值不高；中晚期盆地發(fā)生熱事件，地溫梯度高，增溫快，油氣大量生成，最高熱演化程度及油氣生成期、成藏期受熱事件或最大埋深控制，盆地后期發(fā)生抬升剝蝕，地溫梯度及熱流值降低，地層降溫。油氣生成、成藏期可有多期，晚期成藏期最為重要，該類型盆地具有深層油氣勘探前景，關(guān)鍵是烴源巖及蓋層保存條件。以鄂爾多斯盆地、四川盆地等為代表（圖4）。
鄂爾多斯盆地元古代地層在中元古代斷陷區(qū)處于生油階段，元古代晚期抬升剝蝕。古生代沉降幅度較小，中生代大幅度沉降，早白堊世發(fā)生構(gòu)造熱事件[40-42]，地層埋深超過7 000 m，地層達到最大埋深及最高熱演化階段，元古界烴源巖進入生氣階段（圖4、5）。晚白堊世以來盆地大幅度抬升剝蝕，地層降溫，生氣強度減弱，生氣過程停止。在深凹槽內(nèi)的元古界在中元古代經(jīng)歷第一次生油過程，第二次生油主要在早古到晚古生代，中生代以來主要是生氣階段，現(xiàn)今處于干氣階段，早白堊世是元古界、古生界生氣高峰期，油氣生成期受中生代晚期受構(gòu)造熱事件控制[40-42]。
圖5 鄂爾多斯盆地天深1 井元古界熱演化史圖
3.4 前期大幅度沉降快速增溫中后期大幅度抬升剝蝕降溫型
該類型盆地早期多期沉降，地層大幅度沉降增溫，某一時期達到最大埋深處于深層或超深層，地層達到最大古地溫及最高熱演化程度，烴源巖多處于生油窗或凝析油氣階段。盆地生油期及成藏期早，盆地中后期大幅度抬升剝蝕，地層溫度降低，生烴過程停止。該類盆地深層油氣前景差異大，其中油氣蓋層保存完好的盆地具有油氣勘探前景。如東西伯利亞盆地（圖4）；后期大幅度抬升改造強烈，保存條件不好者，早期形成的油氣藏遭受破壞，這類盆地缺乏油氣勘探前景。
東西伯利亞盆地主要烴源巖為元古界海相里菲系和文德系下部黑色泥頁巖，在早期奧陶紀達到最大埋深及最高古地溫，盆地地溫梯度較低，但烴源巖仍處于生油階段，甚至是高成熟度原油及生氣階段，盆地后期發(fā)生緩慢抬升，大幅度剝蝕，地層降溫。東西伯利亞地臺下寒武統(tǒng)發(fā)育穩(wěn)定分布的膏鹽巖區(qū)域蓋層，區(qū)域性膏鹽巖厚度大，形成了良好的油氣保存條件，早期形成的油氣成藏得以保存，油氣勘探潛力大[36]。
4 結(jié)論
1）我國疊合盆地深層、超深層熱演化歷史復(fù)雜，溫度及熱演化史對深層、超深層油氣相態(tài)差異及油氣生成、成藏歷史有重要控制作用。
2）深層、超深層油氣相態(tài)差異大，主要受經(jīng)歷的溫度、加熱時間、加熱速率、壓力及烴源巖類型等因素的控制，其中溫度是油氣的生成及油氣相態(tài)分布最重要的影響因素。有效加熱時間對不同地區(qū)超深層油氣相態(tài)溫度差異有重要影響，在快速增溫加熱的情況下，在深層、超深層高溫環(huán)境下仍然可以存在油藏及凝析氣藏。
3）不同盆地地溫與地層壓力關(guān)系差異大，可將深層溫度與壓力關(guān)系劃分為中低溫高壓型、高溫高壓型、中溫低壓型等3 種主要類型。超壓對熱演化程度的增加有抑制作用，超壓抑制了烴源巖生烴及烴類的高溫裂解，增大了油氣勘探深度及溫度范圍。
4）深層、超深層熱演化史類型可劃分為后期快速沉降增溫低地溫梯度型、后期快速沉降增溫高地溫梯度型、中后期快速增溫晚期抬升降溫型、前期大幅度沉降快速增溫中后期大幅度抬升剝蝕降溫型4種類型，不同熱演化史類型盆地深層、超深層油氣相態(tài)、油氣生成、成藏期早晚及油氣勘探前景不同。
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編 輯 陳古明
論文原載于《天然氣工業(yè)》2020年第2期
基金項目：國家重點研發(fā)計劃課題“超深層及中新元古界油氣成藏富集規(guī)律與勘探方向”（編號：2017YFC0603106）、國家自然科學基金重點項目“鄂爾多斯、沁水沉積盆地中生代晚期古地溫場對巖石圈動力學演化及油氣賦存的約束作用”（編號：41630312）、“十三五”國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地西南部中上元古界—下古生界構(gòu)造演化與保存條件”（編號：2017ZX05005-002-008）。
