第二深度空间（5000～10000m）油、气形成与聚集的深层物理与动力学响应

滕吉文，杨 辉

中国科学院地质与地球物理研究所，北京 100029

1 引 言

中国要实现快速工业化和经济腾飞，大量的金属矿资源和油、气、煤能源的消耗已为必然.当今在第一深度空间（＜5000m，一般为3500m）的油、气能源经历了半个多世纪的开采之后，一些大、中型油、气田已进入中、老年期.若只局限在第一深度空间，传统上中、新生代陆相地层中的油、气勘探已远不能满足于我国日益发展和对油、气需求不断增大的现实，为此我国石油的对外依存度在不断增大，现已达55%左右，预计2020年前后必会超过60%.通常在西方国家中，当石油这种战略物资进口量大于51.0%时已处于警戒线［1－2］水平.2011年我国石油进口集中度已达53%，其中70%左右来自中东，而位居我国前5位的原油进口国中有3个国家来自于中东地区，石油进口集中度高，不利于分散风险，特别是一旦遇到突发事件，石油的安全、持续供给程度势必降低，即我国原油需求已处于不安全状态，且风险度越来越高.

在油、气能源应用广泛，而供给又十分紧迫的势态下，必须向深部“挺进”，故提出了第二深度空间（5000～10000m）的油、气探查与开发的新理念.因此，油、气向深部和超深部进行探查已成为时代进程的必然，而深层成烃、成储和成藏仍需深入研究.在组构沉积岩相，即沉积建造的同时，必须强化对海相沉积建造的探查与开发［3－5］，在中、新生代基底认识的基础上，必须深化认识古老的变质岩结晶基底；在有机生油、气理论为主导的前提下，则必须加强对油、气有机与无机混合成因理论的探索和理解.

在有关深部油、气藏埋深的界定上现已有不少提法，但都显得很混乱.纵观近半个世纪以来有关油、气藏的深度分布特征的定义：即深度≤3000m的油、气藏为浅层，≤3000～5000m的为中层，＞5000m的为深层.随着我国中、浅层油、气藏的长期开发，各大主力油田当今多已进入开发的晚期.油、气地球物理勘探技术的不断提高和新理念的提出，十分迫切地希望在第二深度空间（5000～10000m）发现更多大型或超大型的油、气藏.而现有的勘探与开发实践表明，在第二深度空间确实存在优质的工业油、气藏，这就表明储集体和烃类的埋藏深度下限尚有待地球物理探查新技术的应用和不断发现来重新厘定.

为此，基于对沉积盆地、结晶基底和油、气成因理念与第二深度空间（5000～10000m）的油、气勘探、开发和中国双相沉积盆地（即赵文智教授所指的叠合盆地）、古老结晶基底深部潜在油气藏的论述［1，6］，结合深层油、气研究的现状、进展［7］，以及油、气是否可以再生［8］的问题，本文拟对双相沉积、双层基底和油、气混合成因问题做进一步的思考和探讨，以资为第二深度空间油、气生成、聚集的物理条件与物质基础及能源储存空间的深层过程和动力机制进行深化理解，以达能在一定程度上扩大未来油、气勘探与开发的岩相与构造的空间地区和深度.从科学储备和能源战略上讲，这对世界各国能源的保证供给和可持续发展都将必是十分关键的［2－3］.

本文将主要从六个角度进行讨论.

2 油气盆地的沉积建造和基底

在21世纪的今天，重新认识油、气盆地的沉积建造、基底和油、气成因显得十分重要［1，6，9］.

烃源岩和油气能源形成的时代特征表明：全球范围内，以海相沉积相层为主，陆相沉积层为次；在工业性油、气赋存聚集的海相地层中以晚中生界和新生界沉积层为主［10，11］，而古生界地层中油、气所占比例甚少.中国恰恰相反，未变质的或轻微变质的海相沉积地层主要分布在古生界，向下可延至中、元古界，在中国陆区北部，向上可延至石炭系、二叠系下部，南方则向上可延至三叠系.

2.1 沉积盆地中的双相沉积建造

沉积盆地为油、气能源生、储和盖层的源地.我国大陆与陆缘地域，在沉积盆地中存在有中、新生代以来的陆相沉积建造，同时也存在着古生代的海相沉积建造，还有的地带为海、陆交互相的沉积，即为双相沉积共存的盆地.

2.1.1 双相沉积岩系的分布与盆地界域

图1 研究区陆相沉积盆地分布图［12］Fig.1 Sketch map of continental sedimentary basins in study area［12］

陆相沉积地层的分布当今已比较清楚，已依其分布所划分的盆地范围，提出了陆相沉积盆地的分布图像（图1）［12］.然而，至今尚不十分清楚的是在某些盆地中第二深度空间海相沉积建造的分布，它与陆相沉积层系并非是同范围叠置，而是各自有其沉积过程与受到当时构造运动所导致的分布范围.我国的陆相沉积主要体现在中、新生代的沉积物源与受到这一期间构造运动的影响，由于海相沉积在先，它首先要受到早期构造运动的作用，沉积后又经历了多期次和多元化的构造运动.这表明，陆相沉积是在海相沉积基础上再沉积的，海相沉积地层则还要受到后期构造运动的影响，即要受到前后不同规模、不同范围、不同叠置和不同时期构造运动与叠加响应.海进、海退和构造运动组构了海相沉积和陆相沉积的不一致性和各自的特点.海退之后，海相沉积终止，但这之前的构造运动已造就了其基本格局.海相沉积后，在各期次构造运动作用下，形成了一系列湖泊，即陆相沉积开始.在后期的构造运动作用下，海相沉积、陆相沉积共同受其作用，当必造成双相沉积地层在纵、横向分布差异和构造运动对其不同程度的影响：例如，川东北海相碳酸盐地层长兴组－飞仙关组经历了一次二级海洋面的升降过程，使长兴组发育了海侵生物礁，而飞仙关组则发育有海退型鲕粒滩，形成两类最有利的储集相分布.生物礁相、鲕滩沉积相在纵、横方向上不断迁移、抬升，它们主要发育在台盆两侧，且呈不连续带状分布，故明显受控于沉积相带［13］.为此便提出一个问题：当今“盆地”一词是专指陆相沉积，还是要包括陆相和海相沉积之和？这在已有的沉积盆地分布图上尚难以全面回答这一问题.

2.1.2 双相沉积建造与盆地理念

中国大陆经历了漫长的地史变迁和构造演化，现今各大型沉积盆地中一般均存在从古生界到新生界的海相、海陆过渡相和陆相等类型的巨厚沉积建造，这种双相（陆相和海相）沉积盆地中的油、气能源储藏丰富，但由于它受到多期次构造运动的作用，其分布、构造和岩性均十分复杂，给地球物理勘探和开发带来了诸多难点.多年的研究表明中国大陆存在着大量的海相地层，而且具有很厚层的沉积建造，如深部地震探测发现柴达木盆地西部沉积建造结晶基底可深达15km以上，最深可达19km（图2和表1）［14］.显然，柴达木盆地如此厚的沉积建造是难以用仅为中、新生代的陆相沉积来解释的，其深部还存在着古生代的沉积岩系（在柴达木盆地的西部地带发现了白垩纪的海相沉积）.可是早期在柴达木盆地的油、气勘探中对这一巨厚的沉积建造却未能引起人们足够重视.若对柴达木盆地巨厚沉积建造给予思考，或在油、气勘探中给予重视，或在打钻时关顾到这一大深度处的沉积层序，可能会对该盆地陆相沉积地层下面尚存在海相沉积地层有所认识，且会对由构造油、气藏向岩性地层油、气藏转变理念提早一个时间段.

表1 柴达木盆地东部的地壳分层参数Table 1 The parameters of crustal layering in the Eastern Qaidam basin

可见，在我国大陆及陆缘的广大地域，在整体的沉积建造中不仅存在着陆相沉积地层，同时在深部还存在着古生代的海相沉积地层.

当今泛指盆地中的沉积建造应包括浅部陆相沉积地层和深层海相沉积地层，这就要求重新认识沉积盆地的内涵和定义，在对盆地中陆相和海相沉积地层进行精细探查的基础上重新厘定沉积盆地的内涵，重新划定沉积盆地中双向沉积建造的分布范围（大小），并重新定义沉积盆地的属性，即给出一个崭新的沉积盆地地层（海相＋陆相）分布图像和盆地的新理念.因为海相沉积地层不仅受到古生代以来构造运动的作用，而且在构造、变形和成烃与成藏过程中还受到后期构造运动叠加效应的制约，而陆相沉积地层仅受到中、新生代以来构造运动和沉积物源的制约.这表明：二者在空间、时间、物源和力源作用上均不可能是一致的.为此要给出严格的陆相、过渡相和海相沉积完整的盆地沉积层序，必须通过对陆相和海相沉积地层分布详细探查后（纵向和横向展布），才能建立起综合模型，给出具有真正沉积内涵，即双相沉积意义上新的分布图.

图2 柴达木盆地东部地区的壳、幔分层速度结构分布图Fig.2 Sketch map of structure of the crust and mantle layering in the Eastern Qaidam basin

2.2 双相沉积盆地的基底

关于基底的概念至今依然还比较混乱，所包含的内容亦异.为此，应在多年研究和长时间内所得新认识的前提下给予重新界定.

2.2.1 中、新生代基底

顾名思义，基底乃基础的底部.我国半个多世纪以来基于陆相生油、气成藏的理论导向，对油、气勘探的空间已有一个基本的限定或认识：在西北地区以侏罗系为油、气勘探的主要目标层系，在东部则以白垩系为主要目标层系，故基底通常仅是指中、新生代沉积建造的底部.然而全球范围内的油、气勘探实践表明，中、新生代沉积建造的底部并不是油、气生与储的层序与时代的门限，在理论与时间上均要求我们必须重新认识基底的概念与内涵，以拓展油、气勘探和开发的空间［5］.

2.2.2 古老变质岩基底

解放后，国内学者曾一度认为古生代地层均为已变质或变质很强的岩系，并有了两点基本认识：一是古生代的沉积建造已完全变质，不再具有沉积层系的本能属性；二是该古生代沉积建造已不具有生、储油、气的基本条件，即为非油、气勘察与开发的沉积变质层系.

近年来的研究和勘探实践表明，我国古生代沉积地层系属不变质或变质十分轻微的地层，东北、华南、华北和西北等地的地质勘察及岩石学研究的事实均证实了这一认识.半个世纪以来对油、气地球物理勘探与钻井的实践也证明，在古生代的沉积层系中不仅可以储存大量的油、气，而且可以生烃，并生成大量的油、气能源.为此，国内、外以前对油、气生、储的门限和概念受到了质疑，当今的油、气勘探和开发研究者们必须跳出已有的框架，突破中、新生代沉积地层的限定与3500m深度是油、气门限的认识，向更深层的古生代地层去找油、找气，以达大型、超大型的油、气田的新发现.

基于这样的新认识，人们必须尽快建立起真正反映或逼近于实际的基底概念：即古生代地层的底部（古老变质岩的底部），或为结晶地壳的顶部，也称为古老变质岩基底.这表明，我国油、气勘探的层系应包括新生代、中生代和古生代的沉积建造，即尚具备广大的油、气探查与开发空间.

3 第二深度空间油、气藏存在的物质基础

关于油、气形成与储存的物理条件和三维空间及成因问题一直以来便有着不同的认识，且至今尚存在着争议.世界工业化和经济发展对油、气日益增长的需求，迫使油、气勘探理论、方法和应用研究不断深入，使得近年来世界油、气勘探的一个很重要发展趋势是向盆地深部及其外围拓展.国内外均广泛地发现了不少超过油、气稳定温度和深度下限的深层油、气藏的存在.这对传统的油、气成因理论提出了严峻的挑战.

3.1 在全球范围内第二深度空间的油、气藏形成与存储的基本依据

从国内外的研究进展看，沉积盆地中深层岩系或岩体中仍具有形成工业油、气藏的条件和基础.理论研究和实际勘探结果均表明，烃源岩在较高的热演化阶段仍具有形成工业油、气藏的成烃潜力.而深部层系中的断层、裂缝和微破裂带是不封闭的，流体能以其为通道进行运移并储集，深部有形成大型油、气藏的必要和充分条件.

在全球范围内，深部油、气普遍存在，资源潜力亦十分巨大［15］.据已发表资料统计［16－20］，目前已在4500～8103m深度内开发了1000多个油气田，石油原始可采量相当于全球石油储量的7%，而天然气储量则高达25%.埃及、意大利、墨西哥、法国和美国在这一深度空间内的天然气探明储量约占这些国家天然气总储量的47%.在4500～6668m深度内，阿根廷、意大利、利比亚、墨西哥、美国、特里尼达和多巴哥所发现的石油占这些国家现今可采石油储量的31%以上.在墨西哥和美国，深部工业油、气田的发现率高达50%～71%，其中有25个是巨型油气田［20－21］.美国西内盆地阿纳达科凹陷米尔斯兰奇气田在7663～8083m埋深的下奥陶统碳酸盐岩内发现了世界上最深的气藏，储量达365×108m3，单井日产气6×104m3.在美国墨西哥湾密西西比三角洲的列克－华盛顿湖油田6540m深处发现了世界上最深的油藏.当今世界上最深的油气勘探井是美国在俄克拉荷马州打的Bertha Rogess－1号科探井，钻井深达9583.2m［21］，获得了许多深层油、气生成和储集层属性方面的重要信息.

显见，在国外的深层油、气勘探中，的确具有很大潜力（表2）.为此，在未来的油、气勘探中，强化第二深度空间的油、气探查与开发乃是人类能源需求的必然路径.

表2 国外含油气盆地深层物性特征［22］Table 2 Physical properties of the deep reservoirs in some petroleum basins abroad［22］

油、气理论的发展曾经经历过无机成因中的地球深部成因说和宇宙成因说，后又被有机早期成因理论所取代.20世纪60年代兴起的石油晚期成因理论虽然从很多方面解决了油、气勘探中所出现的一些基本理论问题，同时也在油、气勘探实践中发挥了重要的指导作用，但越来越多的勘探实践说明，目前沉积建造中所形成的干酪根，即晚期成油理论也因近年来的一系列新发现而受到了严重质疑.这其中除了近年来发现的未成熟和低成熟工业油藏及非生物成因石油和天然气外，深层油、气的发现以及对成因的理解也对其赋予了新的内涵与界定.

世界各地的近期油、气勘察与开发实践证实，在地壳深部第二深度空间的确发现了一系列的油、气藏，而且它们多存在于相对较古老的海相沉积建造中.为此，必须回答：为什么在第二深度空间可以形成、并储存着一定丰度的油、气藏？它们应当具有哪些必要和充分条件？

3.2 中国第二深度空间已发现的几个大油、气田

3.2.1 国内第二深度空间大油、气田勘探概况概况

最近20余年来，随着地震勘探新技术的不断提高和对中、浅层勘探精度的不断提高，人们已经逐步地把油、气勘探的目标转向盆地更深层的沉积建造.现以塔里木盆地、冀中盆地和四川盆地为例来讨论国内深部油、气藏的形成与储存环境.

（1）塔里木盆地

1998年初在塔里木盆地塔中构造带上完钻的塔参1井为亚洲第一深井，完钻井深为7200m，于4000m钻入奥陶系风化壳，并在5059～6930m钻遇12段油、气显示层段.国内最深的工业油田为塔里木盆地的东河塘油田，其油层埋深5700～5800m.在塔里木盆地目前已测试的156个油、气层井段中，有58个油、气层的底界均超过了5000m.勘探层位从上奥陶统鹰山组增加到中、下奥陶统的一间房组和良里塔格组；储集层类型由单一的鹰山组溶蚀孔洞型扩大到一间房组颗粒灰岩裂缝－溶蚀孔隙型储集体、良里塔格组裂缝－溶蚀孔洞型储集体；形成志留系砂岩、泥盆系东河砂岩、石炭系巴楚组底部砂泥岩互层段致密砂岩储层及石炭系卡拉沙依组、中二叠统火山岩、三叠系砂岩储层，多层系、多领域含油的立体勘探格局（图3），形成一个三级储量（探明、控制、预测）规模达到14.7×108t的特大型海相古岩溶油田［13］.而在塔里木盆地打的一口8040m深钻井，不仅发现深部奥陶到三叠纪存在厚达600m左右的白云岩，还发现了液态烃.

2010年前后又在库车附近的斜坡地带，即在奥陶系底部风化地域发现了一个大型油田和气田，这里恰处地壳底部的隆起地带内，为重、磁场异常的平缓变化地域［15］.利用VSP制作合成地震记录，以标定主要的地质界面和岩性差异较大的岩性分界面，可以明显看到在古生代奥陶系地层中仍存在着系列溶洞或裂缝，它们不仅标志着在深部可以生油和储油，而且可以构成深部油、气运移的通道.为此推断在柯坪—沙雅—草湖的近EW向的斜坡地带有可能会发现较大型的古生界的油、气藏.

显然，多期次的构造变动使盆地演化不仅在平面上由于差异升降及热体制差异形成多个烃源中心和生烃灶，而且在纵向上形成多套烃源层.塔里木盆地寒武纪－奥陶纪发育了海相碳酸盐岩烃源岩，石炭纪－二叠纪发育了海陆过渡相泥质烃源岩，三叠纪－侏罗纪发育了陆相煤系烃源岩.可见，塔里木盆地台盆区油气藏一般都分布于中、下寒武统和中、上奥陶统这两套海相烃源岩发育区及其附近，如塔北、塔中隆起的油气藏基本上围绕满加尔凹陷寒武系生烃中心分布，塔中北斜坡、塔北南斜坡又有中上奥陶统烃源岩分布.中、下寒武统和中、上奥陶统成为台盆区主要的烃源岩.

图3 库车坳陷－阿克库勒凸起油气藏分布示意图［23］Fig.3 Sketch map showing the distribution of hydrocarbon reservoirs across the Kuqa depression and the Akkula uplift［23］

图4 南堡凹陷层序组构与成藏组合剖面图［18］Fig.4 Profile of sequence structure and reservior combination in Nanbao depression［18］

（2）黄骅坳陷

在冀中地区，黄骅坳陷具有很好的生烃条件，是油、气勘探与开发有潜力的远景区.冀中坳陷从1977年开始进行深层油、气藏的勘探，到目前，已钻探大于4000m的深井176口（1992年以前），平均井深4521m，在4000m以下的深探井中，有37口井获得了工业性的油、气藏，探井成功率达到了21.4%，目前已发现13个深层油、气藏.

①南堡凹陷油、气藏

南堡凹陷是中国东部渤海湾盆地内油、气富集程度最高的内陆断陷盆地，具有多幕构造演化、多构造样式、多物源体系和沉积演化时间变化强烈等特点［16］，同时凹陷边缘断裂随增深而活跃，且沉积加速.正是这深达280m巨厚沉积的高丰度优质烃源岩（图4）［18］，导致了东营组的烃源岩进入生烃门限而生烃、排烃，从而构成了良好的“自生自储”组构.由于凹陷内断裂活动增强和晚期再活动，将东营组储层与下层主力生烃岩沟通，促使深层油、气运移，并聚集成藏.这里最深的油、气藏埋深可达5200m左右，此外还发现了10个深层油气圈闭，其储量潜力大，探明储量约占该盆地的10%左右［18］，图4显示，南堡油田为多层次生、储油田，且一直到6000m左右均存在有油藏，更重要的是南堡凹陷深部富存油、气的层系多，主要为奥陶系、古近系（E2S与E3D）、新近系Ng和Nm.近年来勘探表明，E3d1和Ng、Nm普遍含油气，勘探潜力仍然很大.从成藏组合定义出发，可划分为源上、源内和源下三级成藏组合.源上成藏组合指被区域性泥质岩封盖层与下伏烃源岩分隔的油气藏和远景封闭组合，其主要特征是缺乏有效烃源岩，油、气为来自区域性封闭盖层之下的烃源岩系，而储集体和不整合面在油气成藏过程中起着关键作用.

重要的是，在南堡油田深部存在三条大断裂，即柏各庄断裂、高柳断裂和沙北断裂，这三条大断裂可以构成更深层次的油、气向上运移和上、下贯通的通道，这便为在第二深度空间发现油、气藏提供了深部空间的运移条件［22，24］.

图5 南堡凹陷E油气分布预测图［24］Fig.5 Prediction graph of hydrocarbon distribution in Estrata beneath Nanbao sag［24］

如今，南堡油田的钻井尚不够深，打穿源内和源下成藏组合的深钻井也还较少.由图5显见，因为在强大源储剩余压力差作用下，油、气沿深大断裂运移，可为油气成藏提供充足的油源，断裂在油气聚集过程中起到重要作用.基于该区成藏组合受控于油源断层及其相关的构造圈闭，又受到郯庐断裂带新近纪走滑断层活动的影响，故南堡凹陷形成了NE向和NW向两组共轭剪切带.在压扭应力作用下，共轭剪切带成为油气聚集的有利区地带.由于南堡油田沉降中心偏向于凹陷北部，其烃源岩的地震响应是十分清晰的，布置更深的钻井将必会对南堡油田的深、浅部流体运移和耦合响应给出深化的理解，对南堡凹陷Ed13的油、气分布可给出一个预测图（见图5）.由于它们属于深埋型生烃凹陷，三段烃源岩厚度大、埋藏深、热演化程度高，因此生烃潜力大.同时也要充分证明：在我国广阔的双相沉积盆地地域、在第二深度空间的油、气勘探与开发尚存在着巨大的潜力.

②千米桥古潜山油、气藏

千米桥古潜山凝析油、气田发现于1998年10月，1999年6月产油、气.油、气藏为新生古储式，潜山南、北两侧的古近系生油凹陷为其油、气来源，主产层为奥陶系马家沟组海相碳酸盐岩，含油、气面积为97.1km2，是一个含裂缝和溶洞控制的复杂油、气田.在4251m深度时进入奥陶系后发现明显油、气显示［25］.乌马营油藏－乌深井5460.3～5496.13m打到奥陶系峰峰组时其含气丰富.

黄骅盆地的千米桥地带发现的这一上亿吨级的古潜山构造，即“千米桥古潜山油、气藏构造”，其油、气藏位于大港及千米桥东北约1000m的海滩上，在第一口深达5190m的钻井中，钻遇7个油、气层，厚达200m以上，经两次求产分别获得日产油143m3，气27.5m3和日产油617m3，气18.9m3的高产工业油、气流，油气当量约在1.3亿吨左右.该油、气田中不同断块的压力差异不大，同一断块探井不同深度处的压力相近，如板深7井4254.39～4281.03m深度时井压与4332.0～4395.6m井深压力均为43.6MPa，但其产液特点却不同，即油/气比多变［26］.

（3）四川盆地大气田

四川盆地富有油、气藏早为人们所关注.经过30多年的找矿勘探实践后，近些年由于地球物理勘探技术水平的提高，特别是三维地震勘探和叠前深度偏移技术的应用，发现其深部存在着大型的气藏.

①普光气田

我国最深的普光气田发现于2003年，截止2008年已累计探明天然气地质储量为2510×108m3，技术可采量为1883.05×108m3，其含气面积可达41km2，这是我国目前所发现的储量最厚、埋藏最深、且资源量丰度最高与规模最大的多期成藏的特大型海相气田.

普光1井钻揭示出长兴组－飞仙关组礁滩相白云岩以孔隙型为主，有效储层厚达261.7m，气层顶界埋深4960.0m（垂深）、底界埋深5340.6m（垂深），测试天然气无阻流量103×104m3/d，随后部署的所有探井均获得高产［27］.普光气田的形成可分为三个油气运移期，其深度分别为3625m、5292m和6958m.该气田的天然气成熟度随着深度的变化而各异（图6），即R0的百分数分别为：0.50～0.70的低成熟期，0.70～1.00的成熟早期，1.00～1.30的成熟晚期，1.30～2.00的高成熟期和2.00以上的过成熟期.

通过对四川盆地4个主要含气区近23个气藏的统计，高峰场石炭系气藏现今埋藏深度为4923～5284m，气藏中部深度为4700m；罗家寨飞仙关气藏现今埋藏深度为3200～4600m；七里北气藏飞仙关气藏顶部深度为4900m.而普光气藏现今埋藏深度为5259m，气藏中部深度为5125m，埋藏深度最大［28］.

23个已发现储量规模超百亿m3的气藏统计，储量范围从101.7×108～1144×108m3.超过500×108m3的气藏中，罗家寨气藏探明储量581×108m3；五百梯气藏探明储量为539×108m3；普光气田已提交的探明储量为1144×108m3.就资源丰度而言，普光气藏为38.53×108m3/km2，川西中坝为18.63×108m3/km2，渡口河12×108m3/km2，卧龙河12.97×108m3/km2，罗家寨7.56×108m3/km2.值得一提的是，普光气藏的储量仅为3口井控制范围的储量，预计气藏最终探明储量将超过2000×108m3.

依据普光气田深层硅酸盐岩层系天然气富集的关键要素、关键成藏条件和成藏过程与其发生和演化的地质时间、构造阶数、温度与应力的深部介质与构造环境等，可建立起不同成藏要素和构造运动以及关键事件的耦合响应，时、空与物源的配置关系以及主要的控制因素.

②四川盆地东北部和西北部气田

2006年以来，在四川省广元、南充和巴中市相邻地带，即元坝地带，由于超深层地震勘探资料的信噪比和分辨率的大幅度提升，发现该区存在飞仙关—长关组礁滩储层异常体，经钻井深达7330～7367.6m井存在高产气源，发现了元坝大气田.这是四川盆地继普光大气田之后发现的第二个海相千亿方级深层大气田（图7）.

四川盆地东北部深层碳酸盐岩层系天然气的富集经历了古潜山形成阶段、油气藏化学改造和流体调整阶段和再富集－定位阶段.川西北地区二叠系－中、下三叠统海相碳酸盐岩地层埋深较大，一般大于5000m，至今在研究区内仅有几口井钻到该层位.2005年5月在大圆包构造上实施的龙深1井，以海相雷口坡组、嘉陵江组为主要目的层的，2007年3月12日完钻，完钻井深7166m，完钻层位：嘉陵江组一段（T1j1）；2007年3月22日，部署在孝新合构造带上的川科1井开钻，原设计井深8775m，揭穿二叠系进入下伏地层100m完钻，后调整为井深7540m，进入嘉陵江组一段60m后完钻，同样以海相雷口坡组、嘉陵江组为主要目的层的，截至2008年11月10日井深5555m，层位为上三叠统小塘子组（T3xt），后获得较高油、气产能（据成都理工大学陈昭国博士论文《川西地区海相碳酸盐岩储层预测研究》）.

然而应当十分清晰地认识到，不论该气田发现后有多少种理论、说法、认识和推断，其最根本的条件是：当今高精度三维地震勘探和叠前深度偏移技术的突破，才能识别出深度达7km左右出的碳酸盐岩层系中的礁滩构造，否则什么理论也发现不了这一大气田.

图6 普光气田2井埋藏史、热演化史与油气远聚期次［28］Fig.6 Burial，thermal evolution and hydrocarbon migration and accumulation episodes in gas field of well Puguan－2［28］

图7 四川盆地沿龙岗台缘带长兴组、飞仙关组白云岩分布连井剖面图［29］Fig.7 Connecting－well section of distribution of dolomite of the Changxing Formation－Feixianguan Formation along the margin of Longgang in the Sichuan basin［29］

3.2.2 中国海相沉积与油、气聚集的特点

中国海相沉积成藏与聚集的时代一般偏老，同时又受到多期改造，故其油、气藏有别于时代较新且经历相对简单的后期变化所形成的一系列油气藏［11，28］.这类古生界为主体的海相（包括海、陆相及交互相）沉积建造在中、新生代多期拉张－挤压的构造运动作用下受到强烈的改造，其改造的强度要比古生代历次运动都大得多.然而对于深层油、气藏来说，关键问题在于深部能否成烃和形成有效储层将其聚集和成藏.

（1）非均质强的储集体

强烈的成岩作用，使许多沉积地层的原生孔隙基本丧失（工业油气藏赋存空间是溶洞储集体），而后期裂缝，特别是岩溶缝洞为之提供了有效的储集空间（老地层中海相碳酸盐岩的高产储层在于岩溶作用，如上奥陶统为塔河油田储量的扩大作出了重要贡献）.原生和准原生孔隙的发育为寻找相对稳定的优质储层提供了途径（普光气田储量的高丰度与多孔隙关切，但沉积时处于有利相带，有原生孔隙发育的巨厚储层是第一要素），海相碳酸盐岩储层是非均质的.

（2）多期成藏、多源成藏

沉积建造中存在多期生烃成藏，而有机质热演化生烃则是一个不均匀过程，故在埋深增大、温度从低到高的变化过程中会不断产生物质分异、调整和运移以及不同的物质组分.由于成藏过程复杂，特别是由于构造格局的变异，使得许多古陆壳顶部的海相油、气藏有可能接受来自多个生烃场所或环境的物源供给.古老海相地层中新形成的油、气藏，即使在多期构造运动过程中保存下来，亦必会在晚期构造运动中接受再次改造.当然其中既会有散失和破坏，也必会有重聚和新的烃类流入.

晚期成藏中的一个重要特点是古老海相沉积地层中的油类型（裂解）及其对老油田和对新形成油、气圈闭的充注.

3.3 国外深层油、气藏的分布特征

近年来，国外在深层油、气的勘探方面也取得了重要进展［19－21］.原苏联有24个含油、气沉积盆地，沉积建造厚度超过6000m的有18个，目前已在其中的4个含油气盆地中发现了埋藏深度大于6000m的工业油、气藏.目前世界上已在21个沉积盆地中发现了75个埋深大于6000m的工业油、气藏.通过对世界范围内最终可采储量不低于6850万吨的大油田和不低于850亿m3天然气的大气田的统计表明，实际上大油、气田共计509个，而产油层深度在4000m以下的大气田数有29个.

3.3.1 国外深层油、气田分布的区域性概况

它们主要分布在墨西哥湾的雷佛卡玛盆地（12个），坎佩切盆地（4个），委内瑞拉的东委内瑞拉盆地（2个），美国的二叠盆地（2个），法国的阿基斯坦盆地（2个），加拿大的斯科舍陆棚（1个）和马更些盆地（1个），原苏联的滨里海盆地（1个）和库拉盆地（1个），哥伦比亚的拉洛斯盆地（1个），中东地区的波斯湾盆地（1个），以及意大利的波河盆地和利比亚的锡尔特盆地等.

世界上这509个大油、气田，在数量上仅占世界油、气总数量的1.7%，但其油气储量（2032亿吨油当量，包括1232亿吨石油，99万亿m3天然气）却占世界油气总储量的70%左右.其中，埋深在3660m以下的大油田和大气田的储量分别占世界油气总储量的2.9%和3.1%［7］.

从目前已发现的深层油、气储量分布情况来看，深层油、气田中大多数储量（63%的石油、53%的天然气和86%的凝析油）分布于古老的被动大陆边缘，在所有不同大地构造类型的含油气盆地中均已发现深层油、气田，但富集程度却大不相同.年轻克拉通地带发现的深部油气田的探明储量远大于古老克拉通地带所发现的储量，并且已发现的深层油、气田的数目也要比古老克拉通盆地多.

随着第二深度空间油、气勘察的进程，将必会在第二深度空间发现更多的油、气田［6］.即在5000～10000m深处的油、气田由现在的百分之几提高到10%～20%是完全可能的.

3.3.2 国外深层油气藏的温度和深度分布特点

在已发现的深层油、气藏中有很多是分布在古老的被动大陆边缘，且在不同类型的大地构造单元的盆地中均发现了深层油、气田，但其富集程度不一［30－31］.

（1）传统的温度界限早已被石油勘探的实践不断地突破

传统的干酪根晚期成油理论认为：液态烃形成的温度范围为60～120℃（即R0在0.5～1.35%之间）.当含油地层中温度大于120℃（R0＞1.35%）时有机质和液态烃将发生分解形成以甲烷为主的气态烃类.近年来对世界上的工业油、气藏所处的温度和深度发现，石油均在66.5～149℃的温度范围内，高于此温度的石油将被天然气所代替，并将该温度线定义为“液态窗”.近年来有很多油田勘探表明，其温度早已超过了这一温度限定，如意大利发现了油层温度为153℃，北海部分油层的温度已达165～175℃，美国Willision盆地油层温度达182℃，墨西哥湾盆地列依尔、别尔以及密西西比凹陷的油层温度已超过200℃，波斯湾Marun油田油层温度则亦超过了230℃，俄罗斯滨里海盆地油田地层埋深为7km，却未发现明显的分解作用，而在7550m深度处温度已达295 ℃时却仍有液态烃聚集［7，32－56］.

（2）一定温度和深度条件下油、气藏的分布特征

①4000m以下的中深层和深层油气藏分布

4000m以下的深层油、气藏主要分布于阿尔卑斯造山带的山间盆地和边缘坳陷内带的新生界海相沉积构造中，地层温度90～180℃.尽管有的地方底层温度较高，但由于油、气生成时代较新，热力作用时间短，所以在6～7km深度处仍有油藏保存，如原苏联的南里海盆地和高加索地区、委内瑞拉的山间盆地和墨西哥湾内带等.

在南里海、墨西哥湾盆地内带新生代海相沉积坳陷区的沉积于4～7km深处，由于存在异常高的地层压力而使大量的石油溶于天然气中，因而除油藏外，还会形成大量的凝析气藏.

②古老克拉通地区

古老地台区在深4～6km处的地层温度为90～120℃（相当于古地温超过150℃），分布以气藏为主，加凝析气藏，而在6km以下仅见气藏而缺少油藏的原因可能是烃类化合物在较高的地温条件下作用时间过长（约不少于2亿年），致使烃类物质多由液态烃热转化为气态烃，如二叠纪沉积盆地和西内部盆地等.

③年轻地台区

年轻地台区，在以中生界沉积为主的中里海等盆地，深4～4.5km，现地温为160～170℃，含油带过渡为含气带.在新生代仍经历了强烈坳陷的墨西哥湾盆地外带，油、气相带更替深度约达6km，地层温度近200℃.在上述两类地区，生油岩系中的有机质均主要为腐泥型.但在亚述－库班盆地，生油、气岩系中所含的有机质则以腐殖型为主，因而在深度为4～7km的范围内均以气藏、凝析气藏为主体.

④油、气埋藏下限深度

液态烃完全消失的最大深度为8km，其地层温度大于200℃.气藏分布的最大下限深度为10～12km，地层温度为300～350℃.低于此下限，天然气和水将以蒸汽状态的混合物形式存在.

从以上四个特点可见，尽管油、气藏埋深较深，但有的油、气田仍在中、新生代沉积建造的基础上，且以盆地内为主体，对古生代沉积地层中的油、气藏尚涉及尚少.这是由于在世界各地沉积盆地里中、新生代沉积建造中均为海相沉积，而与我国完全不同，故上述特点是具有一定的局限性的.在我国东部和西部的深层油、气藏，均存在深达6000m以下的海相沉积地层系，故不可作为普通的规律来解释全球各地域的油、气藏.

3.4 油气沉积盆地形成的深部动力学响应

深部物质与能量交换和运移的动力过程制约着盆地的形成和油、气的聚集，必然受到构造运动、介质受力状态、变形、物质组成、地热场和流体溶液等因素的影响［33－34］.在深部物质上涌过程中必然会导致岩石圈的韧性伸展、并拖拽着上地壳（包括沉积建造和结晶基底）产生断裂，从而导致中、下地壳和岩石圈地幔的减薄.由于在力源作用下深部物质会重新分异、调整和运移，故将促使上地幔上部、上地壳，特别是在沉积建造中由于拉张作用而形成坳陷，其温度场的响应当必会影响着岩石圈介质的流变及变形.当伸展速率较慢与变形相对均匀时，可以“坳陷”的形态出现；若伸展速率较快，则盆地的形态也可表现为“断陷”.这表明盆地的形成是受到深部物质运动等多种要素的制约.

3.4.1 几种可导致上地壳介质发生“断陷”或“坳陷”的模型

“断陷”主要是上地壳在伸展形变中形成的区域性正断层，而正断层下降则形成伸展盆地.“坳陷”的成因有二：一是岩石圈深处发育有高密度的异常地幔，而均衡作用会使上地壳发生扭曲变形；二也可能是拆离断层产状呈坡坪状，而深层断坡对应的上地壳介质则会产生坳陷.

塔河油田的主体是奥陶系碳酸盐大型不整合－岩溶缝洞圈闭型油气藏［34］，纵向层序是奥陶系、石炭系、三叠系等三套含油层组合，即“复式”成藏组合，在深达6500m以下获得油气突破.TP2井在6900m左右钻到较好油气显示，突破了奥陶系顶面（深度6500m），其类型属奥陶系碳酸盐岩地层不整合－岩溶缝洞型为主的超大型油田，成藏条件优越，前景广阔.

塔里木盆地油气田的重大突破与古生代海相成油理论的建立，多时代烃源岩、多期成藏、组合成藏模式，多岩性和其分布特征表明，下古生界古岩溶与缝隙对该油、气田的成藏起着重要作用.

准噶尔盆地中部的车－莫古隆起及其不同期次的与生烃过程的空间配置对准噶尔盆地中部的油、气藏形成与分布格局起着重要的控制作用.

应当清晰地认识到，不论盆地在形成过程中受到哪些因素的制约，其核心要素都在于上地幔物质上涌，即在受力作用下上地幔顶部上隆，地壳变形并导致上地壳、特别是结晶基底以上沉积建造的水平向拉张，进而形成对称或准对称型“镜像”模式［35］（图8）.

图8 油气可能远景沉积盆地地区的岩石圈结构概念性模式［35］Fig.8 The conceptional model of lithospheric structure in sediment basins with potential oil and gas［35］

3.4.2 油、气田区壳、幔结构的“镜像”模型

通过对中外典型的大型油田区域的沉积建造、结晶基底和壳、幔结构分析表明，它们均呈现出“镜像”反映（图8［35］）.图9为西伯利亚油气沉积盆地形成的“镜像”模式的一个例证［36］.由图可见，在塔索夫斯可凹陷、通古斯凹陷和维卢依凹陷下面均一一对应着上地幔顶部Moho界面的上隆，而与这些隆起相对应的沉积凹陷是丰富油气藏的分布区.

以上论述可以看出，在中国无论是东部还是西部，在沉积盆地中确实广泛共同存在着陆相与海相沉积岩系.古生代沉积岩相并未变质或相对轻微的变化，故大为扩展了油、气存、储的空间.所以深层油、气藏在突破原有3500m的门限后，位于第二深度空间的油、气将有着极大的潜力.

4 第二深度空间油、气形成与聚集的物源温、压条件和属性

第二深度空间的油、气藏探查和开发乃世界未来化石能源发展的必然趋势.因为自地表抵古老的变质岩结晶基底，其沉积建造厚度很大，一般可达7～10km，有的地区可达15km 左右［14，30］.

4.1 有机质对成烃的贡献

深层油气藏的形成与浅层油、气藏的形成一样，即均需要具备一定含量的有机质或部分无机质的烃源岩作为成烃的物质基础.有关研究和实践表明，在大多数含油、气盆地中4000～9000m的深度范围内，广泛分布着既能生成油、又能生成气的烃源岩.

深层烃源岩即可以是碎屑岩（泥岩、页岩），又可以是碳酸盐岩（白云岩、泥灰岩、灰岩），也可以是介于上述两种岩相之间的过渡类型的岩石（泥质－碳酸盐岩）.在形成条件上，深层烃源岩主要是一些海相、滨岸－海相、瀉湖相和湖相条件下形成的岩石类型.

深层烃源岩的有机碳含量通常的变化范围为0.25%～0.6%，其有机碳含量的高低主要取决于其形成时的沉积环境和所处的沉积相带中有机物质的贡献量，而与埋藏深度并没有必然的限定（表2）.

必须清晰地认识到，生烃的潜在量并不会因其所处的埋深较大而会显著的降低.在现今地温为226～296℃的条件下，在世界上的3口超深钻井内的白垩统、上泥盆统－下石炭统和上侏罗统的生油、气岩均没有丧失其生成液态烃的能力.

4.2 传统“液态窗”与外来氢的加入与生气

传统“液态窗”以外水热石油（Hydrothemal petroleum）的发现［29］表明：在热水系统中温度从60℃到高达400℃的温度条件下均可以从有机质中产生石油.

传统的油、气成因理论认为：烃类的形成是沉积物中有机质去氧加氢的过程，当演化至一定程度后，有机质中的氢被消耗尽，就不能再产生烃类.但近年来的一系列研究发现：含碳的浅变质岩系中能够形成大量的甲烷.在变质过程中依据热力学平衡条件给出：在C－O－H气态组分的平衡体系中，生成甲烷的最基本反应式为：2C＋2H20＝CO2＋CH4.

图9 西伯利亚板块的西伯利亚地台的简化地壳剖面［36］Fig.9 Sketch map of the crustal structure of Siberian platform in Siberia plate［36］

传统的油、气成因理论通常把勘探的重点放在有机碳的丰度上，而对外部烃源的重要性未能给予足够的重视.但近年来研究结果说明沉积岩层中烃类的形成可以有外部烃源的参与.

在氢气环境中 РорЪбаК等［31］从莫尔纳瀉湖沉积物中成功地获得了人工油、气.Haggin在190℃温度的氢气环境中，用岩石与正18烯作实验，获得了C1～C4组分的烃混合物，若缺少外部氢源物质的对比实验，则不会形成如此大量的烃类.

Левшунова等［31］认为外部的氢可在沉积岩中活化，对沉积物中有机质及岩石的演变产物起氢化作用，从而可促使烃类的形成.外部烃源的加入将为深部氢碳化相对小的高过成熟源岩提供了生气的有利条件.

4.3 深层油、气形成的温度和压力条件

传统的干酪根晚期成油理论认为：液态烃形成的温度范围为60～120℃（即R0在0.6%～1.35%），当地层温度超过120℃（即R0＞1.35%）时，有机质和液态烃将发生分解形成以甲烷为主的气态烃类［38］.Pusey［39］曾对世界上已发现的工业油、气藏所处的温度和深度进行研究后发现：世界上绝大部分已发现的石油均存在于65.5～149℃（150～300℉）的温度范围中，高于此温度的石油将被天然气所取代，并因此将该温度界限形象地称之为“液态窗”.然而，事实表明：烃类在石油形成时的温度条件是不稳定的，它受到很多综合因素的制约.

4.3.1 深层油、气藏存在温度门限与突破

近年来越来越多的油、气勘探实际上均已超过了上述温度界限.在意大利发现了油层温度为153℃的油田，北海地区部分油层的温度处在165～175℃之间［40］.在美国威利斯顿（Williston）盆地发现了温度为182℃的油层，美国的华盛顿油田（油层深度为6540m）、巴尔湖油田（油田深度为6060m），墨西哥湾盆地的帕拉顿、列依克、别尔油田以及密西西比坳陷的油层温度均已超过200℃，波斯湾马伦（Marun）油田产层的温度已超过了230℃.俄罗斯滨里海盆地布拉海油藏的埋深已达7km，但并未发现明显的分解作用发生［41］，在7500m深度时，温度为295℃条件下仍有液态烃聚集［42］.

这便告诫我们，何谓阀值？这尚有待理论与实践的不断深入和科学的厘定.

4.3.2 镜质体反射率和温、压条件与生烃及裂解

烃类在石油形成时的温度条件下是不稳定的观点已得到许多有关油、气工作者的共识［43］.当储层温度高于150℃时，油、气藏中的气/油比会随着埋深的增加而升高，并在温度高于200℃时被天然气所取代［44］的油、气分布规律也使许多学者确信石油和重烃气体在150～200℃的地温条件下是不稳定的，在漫长的地质历史时期内石油将会受热而裂解为轻质烃，并最终转化为甲烷和碳沥青［44－46］.

以镜质体反射率R0作为热演化的量度，Hunt［38］和Tissot［44］为石油和天然气的形成构化出了一幅近于完整的热演化图像：即烃类在开始时形成于R0＝0.5%～0.6%，在R0＝0.9%时，液态烃的生成则达到最大值，同时大于C15的重烃也因为受热而开始裂解.在R0＝1.35%时，所有C15的重烃都因受热而被破坏.待达到R0＝2.0%时，只有甲烷是稳定的.而到R0＝4.0%时，甲烷也要遭受到高温的破坏，与此同时，岩石开始进入变质作用阶段.

4.3.3 国内外传统观点的局限性与近期实验研究结果和突破

最近越来越多的研究结果已经证实，上述观点存在着很大的局限性，同时亦尚难提出一个规律性的模式.以塔里木盆地为例，其传统的生烃模式不能解释目前在塔北隆起、塔中隆起和巴楚隆起上所发现的大量高温裂解天然气，因为它们来自地壳深部.为此可通过实验来厘定一下其温、压条件.

（a）通过实验室模拟和对天然样品的研究认为，在热变质条件下，石油的热稳定性至少要比其干酪根前身物质高3倍［46］.热动力学研究结果认为丙烷在200℃条件下的半衰期约为8×108a［47］；

（b）通过高温高压热模拟实验结果证实：nC25在高于180℃的地温条件下至少要经过10Ma以上才有可能检测得裂解作用发生；十三碳环乙烷（Tridecylcyclohexane）在150℃条件下的半衰期为6×109a［48］，并由此推断那些高分子量的烃类只有在高温（150℃～190℃）条件下才能热裂解释放气体；对于大于C15的重烃在R0远大于1.35%时仍是稳定的，甚至在R0达到7.0%～8.0%时仍然可检测到液态烃的存在［49］.在200℃的温度条件下，液态石油要完全裂解形成干气是不可能的［50］.

（c）实验结果表明，当石油加热至428℃时，在没有置换反应的条件下，没有发现结构发生破坏和向凝析油或天然气或石油焦化方向的转化.石油在300℃加热条件下，20天内也不会改变其成分，当加热至400℃以上时，石油便急剧分解.在长达90天的重油热解实验表明［51］，热裂解反应很快就能达到平衡状态，而这种350～375℃的含水封闭高压系统的热解在超过90天时，也未见热解产物有进一步增加的迹象.

（d）若以原油和正构烷烃化合物为对象，在不同介质环境条件下所做的高温模拟实验结果表明：原油和正构烷烃在高达400℃的加热条件下，其组成特征未发生明显的变化.这说明原油在相当高的热演化（温度）条件下仍然是很稳定的.在550℃的模拟实验产物中仍有液态烃存在，乙烷以上的重烃气体在高达550℃、长达72h的原油和正构烷烃化合物的裂解产物中仍主要为烃类气体成分.

这便表明，传统油气成因理论所认为液态烃和重烃气体已不能稳定存在的条件下，在沉积盆地的深部，的确仍可以找到潜在的石油和天然气［7］，当然我们清楚地知道，上述实验的峰值不可能是所有油、气田聚集的基本模式，但也说明，近些年来的实践和实验结果和突破，确实为第二深度空间油、气的存储提供了有利的空间和实验依据.

4.3.4 油、气形成的温压条件与深部生烃能力

人们对甲烷在高温条件下的化学稳定性［52－54］，乃基于化学－热力学条件的一系列理论计算求得：

①Takach［53］等认为：在不活泼的储层中待地层中的温度达到320℃时，大部分甲烷不会发生分解.理论计算证明：在800℃、10kb或更大压力下，甲烷仍是稳定的［21］，即相当于地壳下面35～40km深处，在有石墨存在时甲烷的稳定性会更高一些.在高压条件下，即使在很高的温度下，烃类也会稳定地存在.

②Hunt［52］通过计算认为：在无水的非活泼性储层中，温度达550℃时甲烷仍不会分解，但若存在大量的水和硫酸盐，则甲烷可分解为H2S和CO2.

③Barker［54］等研究表明：储层的矿物组合特征与是否有石墨存在对深层气的气体组分有很大影响.在有石墨存在的地层中甲烷可以保存到至少12000m（相当于地温325℃）深处.所有深部具有CH4的地层，均具有一个共同的特征，即若为高级变质，则其中必有石墨，而若为低级变质，其中必有含碳物质或石墨化碳.由此得出结论［21］，在含碳的地壳岩石中，甲烷不存在稳定性的温度上限.

④异常压力可以影响深层油气的形成和分布.异常流体压力是盆地深层沉积物中普遍存在的［52］，且往往会随着深度的增加，异常压力亦会加大.当今尽管关于异常压力对油、气生成的影响有不同的观点或认识［55］，但多数人的高压试验则证明：压力增加可能抑制或延迟油、气生成与有机质的成熟［55－58］.有一些油田的实际研究也证明了这种论点和论据的正确性［59］.

⑤高压异常往往会延迟油气的生成，且加大油气生成的深度，如我国莺歌海盆地LD30构造便是一个典型的实例.McPeek［60］指出，东绿河盆地深部的上白垩统超高压岩层（深度为4600～6100m）可以有大量的天然气产出，最多可达40Tcf.墨西哥湾第三系华盛顿油田埋深为6540m，地温大于200℃，但由于它具130MPa的异常高压，故仍保持着液态烃的状态.

⑥我国准噶尔盆地在7500m深处仍为液态烃的赋存带［61－62］，在塔里木盆地埋深超过5000m 时仍存在大量含油层，这均是因为在深部存在异常高压（据黄第藩，梁秋刚，塔里木盆地油气生成与演化.“八五”国家重点科技攻关项目（85－101－01－04）成果报告，1996）的缘故.

⑦流体封存箱理论［44］认为：大部分沉积建造较厚的深层盆地中均存在封隔流体单元，而异常高压则为由封存的油、气藏造成的，而封存的油、气则具有偏低的成熟度，故表明流体封存箱保留了源岩在深层的生烃能力.

4.3.5 地温梯度也会影响深层油气的形成

在俄罗斯的南里海西缘地带，其深层油、气产出层（均＞5000m）温度仅在100℃左右［42］；世界上十大油、气田之一的田吉兹油田，产层深度为4700～5400m，油层温度为105～116℃［63］，即仍在油气生成的温度界限之内.塔里木盆地地温梯度较低，一般在深度＞5000m的深层源岩中（R0＝1.13%～1.21%），产烃潜力为62～186mg/g，干酪根中的有机碳仍可大量地转化为油、气.

在全球不同地球动力学环境中的含油、气盆地，对原始探明的地质储量分布规律分析表明，深部地层中最大储量（油65%，气53%，凝析油86%）均分布在古老板块的被动边缘，深层油、气藏主要分布在快速沉积区和拉张型后生作用地带.由于地温梯度低（1.5～2℃/100m）的作用，石油生成的深度可变得更深，其下限可达6～8km.由于散热过程很强，所以在盐丘地区的盐下组合中可以发现最深的生油带.该带下限所处在较深的位置可能与板块被动边缘发育阶段（滨里海盆地中石炭统阿尔琴组）或与前缘坳陷发育早期（阿纳达尔科坳陷，上泥盆统－下石炭统）有关，即与深水环境中形成的分散有机质演化特点有关.

超深钻井中的源岩有机地球化学特征已证明：深层源岩在演化后期，即使是高于成熟度，仍具有一定、甚至很大的生烃潜力.实验室的油、气生成模拟表明：腐泥型有机质的热变点基本温度在275～340℃之间；对腐泥型有机质的X射线和物理－化学研究则表明它的生油潜力须在350℃以上才可得以完全实现.晶包有机质热模拟生烃实验表明，在R0＝1.5%～2.2%的成熟度阶段所释放出它的70%烃类物质，主要为凝析油［64］.

5 油、气能源在第二深度空间储存的要素和空间

5.1 影响深层油、气储集稳定性的因素

在沉积盆地深部的沉积建造中，烃类是否稳定与源岩中有机质的成熟度、甲烷、重烃及沥青质的生成和分解等密切相关［56］，影响深层油、气稳定性的主要因素有［30］：

①是否存在地层水，在缺乏地层水的条件下将会加速烃类物质的分解，而在有水存在的条件下则会抑制烃类的分解；

②压力的增加将抑制有机质的热演化过程，即抑制烃类的生成和分解；

③烃类的分解过程是在开放体系中进行，而封闭体系则因已达到平衡而趋于稳定；

④温度的升高将会促使烃类的分解；

⑤是否含有部分无机质物质的稳定加入.

上述各种因素的响应表明，在不同沉积盆地中，其温度、压力及其梯度变化均存在差异，故对烃类的保存程度亦将存在差异.一个重要的发现为，它们已突破了已有的框架，而且证明了在深部沉积建造中石油是可以生成、运移和储存的.这便为第二深度空间的油、气能源勘探和开发奠定了理论基础.

5.2 深层油、气藏的储集性能

5.2.1 深层储集岩

近20年来，有许多国家都获得了有关深部烃类储集体的大量资料.虽然深部岩层的原生孔隙会随埋深的增大而减少，但由于次生作用的缘故，在深部仍存在形式各异的储集体：孔隙型、裂缝型、溶洞－裂缝型、孔隙－裂缝型以及其他类型的碎屑岩和碳酸盐岩储集体.深层油、气的储集岩可以是各种成分的沉积岩系、风化壳、火山岩体、古潜山，甚至是基底结晶岩.那么为什么随着埋深增大，岩石储集性能得以保存呢？其中一个重要因素是在这些深部层系中饱含有液态烃和气态烃.

5.2.2 孔隙度随深度的分布

当深部地层的孔隙空间充填着纯油时（不含水和其他化学活性成分），次生矿物的形成往往会受到强烈的抑制或不会发生.当流体处在异常高的地层压力条件下，对岩石储集性能的保存将会产生有利的机械影响，即阻碍岩石的机械压实和裂缝闭合.在岩石储集性能的形成过程中，岩石的破裂响应会产生十分重要的响应.尽管岩石的破裂会使孔隙空间的体积增大，一般并不显著—由百分之零点几到2%～3%，但却能使渗透率明显增大.Самвелов认为［41］，活跃的欠压实因素以及同时在已形成的裂缝中充填溶液（主要是饱含CO2、CH4、H2的无机流体）对深层次储集层的形成将会产生重要的效能.

原苏联地质学家对碳酸盐岩平均孔隙度与深度之间的关系进行了统计分析发现：从4km深度处开始，碳酸盐岩的平均孔隙度有随深度增大的趋势，即可由3%增大到25%；而到8km深度时孔隙度平均值趋于较稳定，为8%～10%.同时应该注意到，大约从6km深处开始，裂缝储集体的比例可能开始占优势，但是裂缝储集体的有效容积只相当于孔隙型储集体的1/50～1/80.所以，只有当大于6km深度，且发现规模较大而又有效厚度储集体的油、气藏时，才有可能较大地增加油、气储量.这便表明，尽管深部油、气藏埋藏深，成岩程度高，原生孔隙被机械压实，但在这些地域所形成的工业性油、气藏可通过靠次生孔隙或次生裂缝（如缝洞、溶洞、断裂与破碎带）来完成.

这就是说，当深部岩层为孔隙介质，而且存在规模较大的断裂时，往往会构成深部油、气的良好储集空间与运移通道.坚固而致密的结晶岩中存在许多结构松散带，而这种欠压实带和松散带往往常见于6km以下的沉积岩和结晶岩层中.由于它们在深部并不封闭，故流体可以其为通道进行运移并储集，故为深部油、气藏的生、储、盖和气、液态物质运移提供了适宜的场所和介质条件［65］.

6 典型油、气田储量随开采延续逐增的原因何在？何处会给予补给？

化石能源的石油和天然气可否再生已引发了不少论述和不少讨论，这个问题实质上是油、气生成的机理问题.怎样来正确理解它们的成因，在油、气勘探和开发中始终存在着有机成因论为主导的理念.近年来却不时地见到讨论有关油、气与岩相、与基底、与成因方面的文章或报导.

当今在世界上有一些油、气田或地区在油、气勘探与开发过程中实际探明的地质储量超过计算求得的油气资源量，累计采油量超过可采储量，即表明在开采过程中油、气有新的组分增加现象.那么是否在一些油、气田中可能存在有新生油、气资源补给呢？即石油和天然气可以再生呢？有人提出加利福尼亚Guaymas盆地南海槽热液石油的14C同位素年龄以及δ13C值，并认为该类热液石油是近代生成的，其可能的生成模式是高温热液流体对沉积有机质的作用加速了石油的生成，深部地幔流体上升到中地壳，且通过费－托反应可以合成石油［66］.那么石油、天然气可否通过无机反应，并补充到以有机物质成烃为主形成的油、气田中呢？为此这里首先通过一系列有关油、气田呈现的现象来分析一下这一问题.

在石油、天然气的勘探、开发过程中，通常石油、天然气的资源量、探明地质储量、可开采地质储量、年实际产量等参数间的相互关系当必会遵循着一定的科学依据.但是石油、天然气的勘探实践却也常有一些异常现象产生，如河南泌阳凹陷面积不到1000km2，计算的油气资源量为24亿吨，排烃量为2.4亿吨（为资源量的10%），而实际探明的地质储量已有3亿吨；辽河坳陷大民屯凹陷面积仅800km2，其静安堡油田石油探明地质储量超过1.8亿吨.对于这种“小而肥”的生油凹陷，用已有的油、气成因理论尚难以给出满意的解释.

基于对油、气田产量大于可采储量这一事实，故一些行将枯竭的油、气田可能“复活”，即为在开采过程中油、气有新的组份增加等现象.也就是说：油、气有可能再生或部分再生，即为与有机成因油、气混储的双机成因！

6.1 石油可否再生或部分再生？并给开采中的油田以部分补给？

国内、外有些油田中所呈现的一些异常现象是非常值得思考的问题！

（1）中国几个油田中的异常现象

①中国近海的油、气勘探表明，PL19－3油田的天然气沿垂直断裂（以其为上涌通道）在不断地逸散，而PL19－3油田却仍有巨大储量.这是否表明自其成藏以来一直有深部油气补给［67］呢？

②大庆长垣西侧有一条南北向的基底断裂，正是由于通过它不断向上补充原油，造成了油水过渡带西深东浅的非平衡状态［68］.

（2）国外几个油田中的异常现象

①美国墨西哥湾尤金岛330区块油田于1971年发现，到1997年底已采出原油1.59亿m3，而当时计算的可采储量仅为4880万m3，故表明原油一直有新的补给，油、气组分也有变化［67］.

②俄罗斯伏尔加—乌拉尔盆地的罗马什金油田也是一个例子.罗马什金油田可采储量为20亿吨，到2002年已累计产油30亿吨［69］.另外还有一个数据，即罗马什金油田可采储量20.31亿吨，到1999年石油年产量1140万吨，1970年曾产原油8000万吨，累计产油20.7亿吨［70］；按年递减率5%计算，到2005年累计产出21.27亿吨.这表明罗马什金油田的累计产油量超过了可采储量，故推测可能有新生原油补给.另外，格罗兹尼油区的一些油田（如老格罗兹尼、十月、马尔戈别克等油田）按其累计采油量早已超过了可采储量，可是现仍在开采.这些均是众所周知的事实［71］，有待给出一个合理的科学解释.

③在澳大利亚沿岸、委内瑞拉、加拿大、墨西哥、美国阿拉斯加等含油气盆地和波斯湾、里海、墨西哥湾等地区亦已证实在深部有石油不断向外渗出［71］.通过对一些地区的石油渗漏量进行统计表明：美国加利福利亚沿岸的圣巴巴拉盆地原油的外渗量可达400万t/a，阿普歇伦半岛每年散失到地表的原油可达数百万吨［71］.

美国墨西哥湾深海区和中国大庆油田、中原油田、胜利油田的原油至今尚在不断往上运移和补给.通常人们易于接受油、气在水平方向的长距离运移，而不太重视油、气由地球深部近垂直向上运移的认识，而事实上当今有不少油、气田中的油、气还在不断地散失.这表明油、气田中至今油、气还处在不断散失又不断补充的动态平衡过程，并认为用有机生油理论计算的生油量是不够该散失量的［71－72］.

6.2 天然气可否再生或部分在再生，并给开采中的气田以部分补给

目前看来，赞成天然气可以是无机生成者较多［72－77］，而对石油是否可以无机生成则存在很大分歧！

6.2.1 中国几个天然气田中的异常现象

①莺歌海盆地崖13－1气田由于海底天然气不断逸散，留下大量麻坑（Pockmarks），其散失速率为282.0亿m3/Ma，但由于地球深部天然气的不断补给，所以崖13－1气田仍有约1000亿m3储量，经计算该气田的供气速率为535.7亿 m3/Ma［78］.卫星红外图像也观察到这里有一个间歇性排气带［77］.

②威远气田威93井、威52井在新储集层中获5万m3/d和6.7万m3/d的天然气的新发现，使这一开发40多年的威远气田焕发“青春”，如果这是正常的话，可年产达4212万 m3天然气［79－84］.

③四川西部九龙山气田近10余年的观察测试表明气井中的H2含量呈周期性变化，总的趋势是在增加［64］.

④在大庆采油厂输出的原油中发现了新增加的H2S气体［69］，这表明油田开发后期有新物质补给.

⑤大庆长垣伴生气CO2的含量自20世纪90年代开始大幅度增加，2003年伴生气CO2含量达2.87%，与20世纪80年代相比CO2含量增加了约一个数量级，而且还有继续升高趋势［84］.

⑥克拉2气田天然气聚集与散失量动态平衡，但其补给量大于散失量，因此，可望最终采出量大于原始储量.克拉2气田烃类气体的碳同位素很重，是库车油、气系统最重的.因此这种补给应该是深源的［83－84］.

⑦塔河油田奥陶系古油藏能延续至今，可能是由于不断有深源烃充注［85］.鄂尔多斯盆地中部气田也是如此［88］，这种补充弥补了其在地质历史时期的散失量.

6.2.2 国外关于天然气外渗的异常现象

①阿普歇伦半岛每年散失到地表的天然气量可达数十亿立方米，鄂霍兹克海的天然气散失量为200万 m3/a［69］.

②阿塞拜疆东部有220个泥火山，第四纪排出的气体总量（包括爆发期和平静活动期）为520000亿m3～3700000亿m3（成分为非生物成因的天然气），超过了至1993年底全球已发现的天然气的总储量（1420000亿m3）.该泥火山地带从库拉盆地延长到南里海盆地，全长900km，泥火山的空间分布与深断裂相关［66，80］.

6.2.3 瓜伊玛斯（Guaymas）盆地的油、气特征

自西蒙内特（Simoneit）等在英国《Nature》杂志上发表了著名的论文［87］以来，Guaymas盆地一直是研究的热点［88］.引人注目的是在水下2020m深处，从一个热液喷口处出现了一个热液烟囱，发现其中有可流动的石油，经烃分析检测出从甲烷（含量为15.5%）到十六烷（含量为0.7%）的链烷烃，其轻挥发烃总体分布形势与原油相似.

Guaymas盆地南海槽热液石油的14C同位素年龄以及δ13C的值［89］见表3.14C定年结果表明，石油生成年龄为4240～5705a，而其δ13C值为－22.8‰～－21.2‰，平均为－22.2‰，大大高于常规石油的碳同位素组成.热液喷口处的温度为315℃，其深处的温度更高，几乎达到临界温度.这一现象揭示了：（a）Guaymas盆地的石油14C年龄十分年轻，是近代生成的；（b）石油的δ13C分布表明Guaymas盆地的石油不是蒂索等有机生油模式生成的，这种石油还自深部不断流出；（c）Guaymas盆地石油生成的可能模式［90］是高温热液流体对沉积有机质的作用导致了石油的生成，深部地幔流体上升到中地壳，通过费－托反应生成石油.

表3 Guaymas盆地热液石油的14C年龄及δ13C数据［89］Table 3 14C age andδ13C data table of hydrothermal petroleum in Guaymas basin［89］

事实上，在相同的洋底地质背景下，均有可能生成如Guaymas盆地的石油，但至今对洋底尚未进行有目的的观测和探索.但是通过Calvin号潜水器却观测到并证实了这些石油事实上是不断从深部流出的.

纵观世界上主要油田的开发史，至今还没有一个特大型油田完全枯竭.原苏联的巴库油田，一直被视为油尽城枯的前车之鉴，但最近在里海地区又获得了重大发现.显然以有机生油理论计算的生油量不会有这样大的差异.因此，有理由认为，这种补给量与无机生油、气相关，否则就是原计算的资源量是错误的或方法上是有缺陷的？

6.3 煤层气的生成与不断补给说明了什么？

（1）甘肃窑街煤层CO2气突出

1978年5月24日，甘肃窑街煤矿发生CO2气体突出事件，采样分析表明，CO2浓度极高，占95.9～96.6%，CH4占0.138%，CH4/CO2值为 0.0014.1980年，窑街煤矿在井下抽放CO2，抽放初期CO2含量为95%，抽放20天后降至40%；停抽52天后再抽放测定，CO2含量上升为90%以上.1988～1990年，对突出点再次测试，CO2含量仍在90%以上.依上述数据推测，在深部可能有一个CO2气体源，它的“突出”不在于是否天天抽放，如果有一个外因（如地震）便会诱发CO2大量释放，引发CO2突出事件.这是天然气不断再生十分典型的实例.

（2）煤层瓦斯（甲烷气）突出

2006年在《天然气工业》杂志上接连发表3篇文章谈“中国煤层气产业化面临的形势与挑战”［91－93］，其中特别说到煤层气资源量估算这一重大基础问题尚未解决：①采煤后验证的煤层气资源量往往要大于勘探得到的资源量；②矿井瓦斯突出量一般是突出煤体中煤层气资源量的几倍到上百倍.因此提出了一个问题：“煤层气在煤中的赋存形势是否仅局限于我们目前所认识的相态？”

6.4 应该重视的几个问题

6.4.1 原油中富含金属元素

①原油中往往富含一些幔源金属元素，如Re、V、Ni等铁族元素［94］，且 V、Ni往往有比较恒定的地区性比值［95］.这些金属元素往往是生物物质中缺少的.

②原油中的Pb、Sr、Nd同位素不仅可以定年而且可以示踪［96］.克拉玛依油田乌尔禾地区沥青中的Pb、Sr、Nd同位素是来源于上地幔的反映［97］，塔里木盆地志留系砂岩沥青中的Pb、Sr、Nd同位素反映为源于中、下地壳［97］，辽河坳陷古近系的干酪根、原油中的Pb、Sr、Nd同位素则反映了强烈的壳、幔相互作用［98－99］.通常认为，原油中的Pb、Sr、Nd同位素信息可以比作生命物质中的DNA，它是不可复制、不可改变的.Pb同位素技术目前广泛用于古代（夏、商、周）的青铜器鉴定，即使是在1000℃以上的熔炉中Pb同位素的组成特征也不会改变.

6.4.2 壳、幔结构与油、气生成与运移

①对于油、气形成的机理探索，应重视盆地的深部地壳的层、块结构，特别是盆地深部的地壳低速层与高导层（纵波波速不大于5.8～6.0km/s），其中有可能存在无机成因的油、气源.

②并非所有的油全是有机生成的，二者并非相互排斥，而是互补，即必须特别强调有机的干酪根在生烃过程中的作用，如《辽河断陷原油生成环境与演化》一文中有关油、气生成模式［100］.

③若从“无机生油”及“油、气有可能再生”的角度出发，对于连续不断的煤矿瓦斯爆炸事件、温室气体CO2的排放，与大气中CO2的浓度升高问题［95－97］，可能无不与深部地壳内部无机气体物质源及不断供给有关.至少目前尚无法确定，在地球大气环境中，地球排气与人为因素孰主孰次.重要的是先查清地球每年排气量，如CO2、CH4、CO、H2等等，而人为排气量是可以计算的.显然，当今对这些问题，人们尚需更加开阔视野和广聚思路来看待和分析这些现象.

7 双机（有机＋无机）混合油、气成因新理念

以上对第二深度空间油、气生、储及其在深部可以存在的物理－化学条件进行了论述，这的确是一个十分复杂且受综合因素制约的问题.基于此，我们提出了双机（有机＋无机）混合油、气成因的新理念.

7.1 油、气形成与聚集的有机和无机成因均呈现着一定的潜力

7.1.1 已发现的很多油、气田中确为有机生成的油、气藏

对于油、气的生成理论曾有过多期次的辩论与纷争，且各有盛衰.然而必须承认，有机成因理论的正确性和多年来在世界各地一系列油、气田的发现与其在全球经济发展中的重要地位.二百多年来，世界上所发现的不同规模的油、气田基本上全为在油、气有机成因理论指导下的产物，故有机成因应为油气产出之主导［1，6］.

7.1.2 有些油、气田中确实存在着无机生油、气的物源

近20年来，油、气田中伴生有金属（非金属）矿产元素的关系得到高度重视.

①油气田中含有金属铀和黄金

现发现，俄罗斯西伯利亚油田，美国中部和东部各州的大型含油、气盆地均与大型沉积铁矿床、大型沉积铅、锌矿床共生，且美国一些大型铀矿床下面富含油、气藏.我国大庆油田的原油中含有金属铀，胜利油田原油中含有黄金.在世界上原油中含有金的情况已有不少报道，如滨里海地区多拉秋别油田凝析油的金含量为6×10－7；西西伯利亚地区的新波尔托夫油田凝析油中含金量达1.3×10－7；阿塞尔新疆重油中的金含量为1.65×10－8.近年来发现准噶尔盆地东部石炭、二叠纪的火山岩中含有丰富的油藏等.

②碳酸盐岩沉积盆地中的Pb、Zn和微量元素

在一些碳酸盐岩沉积盆地中还发现有层状的Pb、Zn矿床与石油沥青伴生.如在乌克兰第聂伯—顿涅茨盆地，在钻井深度为3100～4000m的前寒武系变质岩中意外地发现了3个大型油层，不仅富含石油，而且含有大量的微量金属（Ni/V比高）.

③可能的物源

通过微生物和细菌分析测量取得的所谓生物标示分子链10－6级都达不到，而大量来自深源（上地幔）的 He气则可能是随碳氢化合物、一氧化碳（CO）、烃类、氢类和深部流体携带上来的，即表明它们的物质来源于壳、幔深部.因此，混合生油的理论可能会得到发展，这会给深大断裂区、基底风化壳地带、火山岩地带和沉积盆地的无机生油、生气探索呈现出一定的前景.为此，对于油、气混合成因的理论问题应给予关注和不断的深入探索.

④是否存在无机生成的可能性

有机与无机生油的理论还会不停地争论下去.但在深大断裂地区、基底风化壳地区、火山岩地带和沉积盆地的生油、生气表明，在一个整装油、气田中，很可能在以有机生成为主导的前提下，有部分无机成因的油、气加入到该油、气田中，因此提出油、气混合成因的新理念.对这一新的认识则必须从理论上、实验上和实践上不断研究和探索.为此，积累资料、加深研究和探索是十分必要的，由无机生成的一部分或一小部分的油、气对人类社会与经济的发展都是十分有益的.

至今对无机成因的天然气已有不少论述和证据，在中国和世界其他地域确也存在无机成因的油.尽管它的产出量在整个石油产出比重中尚不高（如准噶尔盆地东部古生代火山岩中的石油已达几千万吨），但说明它也是一种成因，或一种认识，即可以无机生油、气［101］.近年来国内、外均有不少学者致力于无机生油、气方面的研究与探索，且提出了无机生油的一些认识或模式.在深部油、气藏的探查与实践中也取得了一些进展，如原油中含有金属元素和非金属元素，在结晶基底、裂缝、破碎带和深大断裂带附近存在油藏，超深钻井中也发现有烃和油的显示等等，究其来源主要为壳、幔深部物质与能量交换的产物［33，100－102］.

一个十分重要的事实是，一些油、气田中的油、气富含一些金属元素，如Re、V、Ni等金属类元素，而且V、Ni往往有比较稳定的地区性特征.显然它们具有非生物物源的特征.

7.2 对油、气物源应进行量化计算

基于以上的论述和讨论，现提出油、气的双机混合成因的论点和论据［1，6］.当然应当说还是初步的，尚有待研究、探索和实践的检验，特别是资料的积累和研究的深化.但它却是人们必须全面认识油、气成因的一个重要启迪，并应从理念上去理解它.为此，应当剖析一系列典型的大油田，并仔细反演，即在多要素约束下对该油田形成之前及其进程中、在该盆地和邻近地带原始的有机物质量应有一个定量的或是半定量的核算，即这些有机质成烃、形成干酪根，聚集形成为油田可以生成多少原油？

（1）在有机生油、气的基础上渗入了部分无机生成的油、气若原始有机物质量可以达到或近于当前油田中的原油总储量，则该油田的油、气基本上应属于有机物质生成.而若由有机物质量到油田储量之间尚存在的较大差距，以及已有储量在开采过程中的一定增量，则应考虑它来源于何处，即由“谁”来补给！显然，将这一部分归因于无机物质转化形成的，且这种无机生成的部分油、气（不管它量有多少）参与到了有机质沉积盆地的油、气总产出量中是完全有可能的.

（2）油、气混合成因的新理念

基于以上的讨论和认识，提出一种新的油、气生成理论，即双机（有机＋无机）混合油、气成因论［1，6］.如果双机混合油、气成因理论被确立或将来被确立，这不仅是一个理念上的突破，而且将有可能大为扩展油、气生、储的空间，即除主要在盆地进行油、气勘探外，还可在基底、裂缝、破碎带和深大断裂及其附近地域找到一定储量的工业油、气藏，这就标志着可能构建新的油、气能源战略后备基地.

8 讨论和结论

世界各国在经历了20世纪的百年间，在油、气勘察、开发和应用上已为人类提供了且仍还在不断地提供着促使社会和经济发展的油、气、煤能源.随着科学与技术的快速发展，在世界经济大潮中给地球物理学家提出了一个十分尖锐的问题，即在现有的基础上，向第二深度空间发展，能否发现和找到大型或是超大型油、气田是具有重大战略意义的.

基于我国双相沉积盆地的介质属性和其层序与结构受到多期次构造运动的制约，当必会导致深部与浅部成藏、聚集和物理（主指温度、压力和孔隙度）条件的差异，故深部和浅部油、气成藏的条件和规律各异.同时盆地内部应力场、流体运动场和温度场及压力场当必也要发生变化.若在塔里木盆地切一剖面，双相沉积在多期次的构造运动作用下清晰地说明了多期构造运动的叠加［65］和断裂构造的控制作用.基于我国西部塔里木盆地的生气中心深达13000m左右，故第二深度空间的油、气勘查与开发是有极大潜力的，而以深部油、气田区的断裂系为通道与运移则是深部油、气成藏的有利环境.这便说明，在双相沉积盆地中，古生代地层中和构造中存在烃源岩，而又存在着深大断裂或裂缝群.它们就可以成为深部油、气运移的通道，并聚集成油、气田.

中国第二深度空间油、气资源量约占全国多少份额，当今尚难以给出一个较明确的答案，但从目前陆续发现的深部油、气藏来看，潜力甚大，有待进行全国性沉积建造的地球物理探查.诚希以我国西部塔里木盆地和准噶尔盆地为重点进行第二深度空间油气探查，以达突破和以后推广.

基于油、气形成、聚集和储存的物理条件、介质结构与构造环境，从第二深度空间的深部油、气藏和盆地、基底中的双相沉积建造，结晶基底和双机成因的理念出发均必然会迫使人们去思考油、气形成与聚集的机理和理解油、气聚集与不同烃源物质聚集问题，同时要以新的理念来厘定非常规油、气田的形成与聚集.然而从本文所阐述的边界条件和物理－化学理念来看，在以有机生油、气为主体的条件下，很可能有部分无机生成的油、气加入到已有盆地或基底或大型断裂体系及被火山岩系所围的空间.这就是现提出来的双机混合油、气成因的新理念.

若这一理念被证实或部分证实，将当必会极大提升成油、气生成与储存的扩展环境，也当必是为人类勘探油、气的一次新飞跃！

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