庞雄奇，胡涛，Steve Larter，姜振学，黎茂稳，武鲁压，刘可禹，蒋恕，汪文洋，胡钦红，张坤，李卓，白桦
自18世纪发现石油以来，石油在地壳中形成、聚集和保存的最大深度仍是个谜。前人对油气藏的平面分布及其聚集规律研究程度较深，但对储层可控油气聚集纵向深度却不甚了解。石油无机成因说认为油气成藏的最大深度比沉积盆地本身深得多，而有机成因说认为烃源岩的最大成藏深度受沉积盆地内生烃和排烃的烃源岩控制（Wood and Sanei, 2016; Pang et al., 2020a）。由于烃源岩中石油与有机质的成因关系已被证实，且至今尚未发现非生物成因的商业石油聚集，所以本次研究不考虑无机成因石油。
1 油气成藏底限的定义和难点
1.1 油气成藏底限的定义
油气成藏底限（Hydrocarbon accumulation depth limit: HADL）是指石油和天然气在地层中能够发生运移聚集的最大深度，超过该深度，油气就不能在含油气盆地发生聚集形成商业油气藏（Pang et al., 2020a）。
1.2 油气成藏底限确定的难点与方法
油气成藏底限厘定的难点主要是没有或很少有勘探井钻到含油气盆地油气聚集的最大深度。作者主要采取两个步骤来解决这个问题。首先、利用含油气盆地多口探井的钻探结果，模拟含油特征（干层占比、油气饱和度、束缚水饱和度、可动烃比等）与储层基本特性（孔隙度、渗透率、孔喉半径、热演化程度等）之间的关系，并确定储层的干层比和束缚水饱和度达到100%或含油饱和度和可动烃比趋于0的各种地质条件的临界值；同时对这些基本属性随深度的垂直变化趋势进行了统计模拟，以厘定油气成藏底限。
2 油气成藏底限的影响因素
针对油气成藏底限的研究结果表明，含油气盆地油气成藏底限分布范围从小于3000米到大于13000米不等，主要取决于烃类相态、储层岩性、储层年代、地温梯度、构造运动等等。
2.1 烃类相态对油气成藏底限的影响
油藏分布的最大深度要比气藏分布的最大深度浅得多。主要是因气体分子的尺寸和重量要比液体小得多，天然气可以聚集在比石油更致密的岩石中。此外，由于深层地层中的温度较高，石油裂解形成气体，深层和超深地层中的气体比石油更为稳定。
2.2 储层岩性和粒径对油气成藏底限的影响
砂岩储层碎屑颗粒的大小和分选对油气成藏底限有显著影响。对南堡洼陷、渤海湾盆地研究发现，随着粉砂岩、细砂岩、中砂岩、粗砂岩粒径的增加，油气成藏底限对应的埋深逐渐增大（图1a）。统计分析表明，粒径越大，油气成藏底限对应的埋深越大（图1b）。对松辽盆地不同粒径砂岩储层的数值模拟结果表明，油气成藏底限也有相似的变化趋势（图1c）。
图1 储层不同粒径油气成藏底限对比（Pang et al., 2022）
（a）渤海湾盆地南堡凹陷古近系砂岩层不同粒径孔隙度与埋深关系；（b）南堡凹陷古近系砂岩层不同粒径干层比与埋深区间的关系；（c）松辽盆地白垩系砂岩层不同粒径孔隙度与埋深与分选程度的关系
2.3 储层年代对油气成藏底限的影响
同一盆地内不同类型储层的油气成藏底限存在差异。较年轻的储层层通常有较深的油气成藏底限。塔里木盆地库车坳陷新生代砂岩储层的油气成藏底限值约为7990m，临界孔隙度约为2%。而塔里木盆地北部隆起区古生代砂岩储层的油气成藏底限仅为约6750m，但孔隙度也基本约为2%。塔北隆起（6750m）和塔中隆起（6250m）的古生代砂岩储层相似，但明显低于同盆地库车坳陷（7990m）的砂岩储层，表明储层年龄会影响油气成藏底限。与较年轻的地层相比，年代较老的地层的压实时间较长，储层在相同深度下变得更致密，这是不同油气成藏底限储层岩性相同但年龄不同的关键原因。
2.4 地温梯度对油气成藏底限的影响
中国六个主要含油气盆地的油气成藏底限与其经历的热演化史而不同。具有高热流或高地温梯度的含油气盆地具有较浅的油气成藏底限（图2）。中国东部松辽盆地和渤海湾盆地的热流（>60mW/m2）和地温梯度（>3.5℃/100m）远高于其他四个盆地，其油气成藏底限相对较浅（<5200米）。中国西部塔里木盆地和准噶尔盆地的热流（<40mW/m2）和地温梯度（<2.8℃>6850m）。与中国东部和西部的上述盆地相比，中国中部的四川盆地和鄂尔多斯盆地的热流（40-60mW/m2）和地温梯度（2.0-3.0℃/100m）处于中等水平，其油气成藏底限介于5200–6850m。烃源岩生烃的温度从低至20℃到高于62℃不等。与较低的热流或地温梯度相比，较高的热流和储层温度导致相同埋深下成岩作用更强、孔隙度更小，油气成藏难度更大（Pang et al., 2020a）。
图2 中国六大代表性盆地地热场对油气成藏底限的影响（Pang et al., 2020a）
2.5 其他地质因素对油气成藏底限的影响
一些地质因素，如储层减压、降温和地层抬升和侵蚀过程中油气泄漏引起的孔隙流体体积膨胀，使HADL测定变得复杂化。
3 油气成藏底限形成与分布的两个重要原因
3.1 烃源岩生烃潜力的损耗，导致油气供给能力消失
烃源岩是油气成藏的物质基础，当源岩停止供烃时，成藏即结束。当烃源岩温度高于60℃时，干酪根开始生烃。只要生成的烃类满足烃源岩中的矿物吸附、水中溶解等各种滞留条件，多余的烃类就会以游离态从烃源岩中排出（Pang et al., 2005）。随着深度的增加和热演化，烃源岩的生成和排出经历了由弱到强、再到弱、最后枯竭的过程，直至成藏结束。在生烃过程中，有机质逐渐碳化，H/C和O/C的原子比不断减小，最终在生烃底限达到零。储层和烃源岩烃类中甾烷和藿烷的生物标志物浓度随着热成熟度的增加而逐渐降低，在生烃底限处趋于0。通过多项指标分析显示，成熟度Ro≈3.5%时烃源岩生烃潜力枯竭标志着成藏结束（Pang et al., 2020a）。
3.2 储层与围岩之间差异压实的消失，导致油气成藏动力消失
碎屑岩层间随深度的不同压实作用导致三个要素的变化，共同导致油气聚集的终结。首先，随着深度的增加，差异压实作用最终导致烃源岩生烃潜力枯竭，形成生烃底限，切断了油气的供应（图3A）；其次，随着深度的增加，差异压实使所有地层的厚度、孔隙度（图3B）和孔喉半径（图3C）减小，毛管压力对油气运移的阻力增大，最终导致致密储层中的油气无法移动；第三，随着深度的增加，差异压实先增大有效毛细管力差，然后减小围岩与内部储层之间的有效毛细管力差，最终消除有效毛细管力差，导致深层致密储层油气聚集结束（Pang et al., 2020b）。
图3 含油气盆地深层致密储层随深度增加演化过程中油气成藏底限形成的动力机制（Pang et al., 2022）
4 油气成藏底限对油气资源分布预测的启示
含油气盆地中油气的分布受油气成藏底限的控制（Pang et al., 2021）。全球14个重要含油气盆地已探明油气储量分布和已发现油气藏特征均受油气成藏底限控制（图4）。虽然油气成藏底限的分布受地层年代、岩性、粒度、覆岩侵蚀等多种因素控制，但地温梯度是最重要的控制因素。具体而言，随地热梯度的增加，油气成藏底限变得更浅。油气成藏底限对油气藏分布的控制集中在三个方面。首先，油气成藏底限存在于全球所有含油气盆地，中国6个代表性盆地的所有已发现油气藏和全球商业油气藏分布在油气成藏底限以上，对应的热成熟度为Ro=3.0%，渗透率为K=0.01×10-3 μm2；其次，油气成藏底限的形成受多种地质因素的控制，包括压实导致孔隙度和渗透率降低、埋深增加导致生烃潜力的枯竭、储层内外驱动力或有效毛细管力差消失，另外，油气成藏底限随地温梯度的增加而降低；最后，深部盆地（>4500m）的油气勘探风险因含油气盆地类型不同而不同，热流最低（<40mW/m2）的“冷盆地”具有最大的有利区域和最大的油气勘探潜力，油气成藏底限深度范围为9000~13000m时；具有最高热流（>60mW/m2）的“热盆地”具有最小的油气勘探领域和最小的潜力，油气成藏底限范围为3000~5000m；具有中等热流（40~60mW/m2）的“暖盆地”具有中等范围和中等油气勘探潜力，油气成藏底限范围为5000~9000m（图4）（Pang et al., 2012）。
图4 油气成藏底限控制着不同地温梯度含油气盆地油气藏的赋存分布格局（Pang et al., 2022）
本文第一作者系中国石油大学（北京）地球科学学院教授，第二作者系中国石油大学（北京）地球科学学院的讲师。本文属作者认识，相关问题交流可通过邮箱pangxq@cup.edu.cn与本人联系。欲知更多详情，请进一步阅读下列参考文献。
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