石油勘探与开发 >

2025 , Vol. 52 >Issue 6: 1274 - 1288

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20250353

油气勘探

特提斯域南带油气差异富集与主控因素

  • 白国平 , 1, 2 ,
  • 金之钧 , 2 ,
  • 何治亮 2 ,
  • 张光亚 2 ,
  • 殷进垠 2 ,
  • 祝厚勤 3 ,
  • 吕雪雁 4
展开
  • 1 中国石油大学（北京）地球科学学院， 北京 102249
  • 2 北京大学能源研究院， 北京 100871
  • 3 中国石油勘探开发研究院， 北京 100083
  • 4 中国石化石油勘探开发研究院， 北京 102206
金之钧（1957-），男，山东青岛人，博士，中国科学院院士，北京大学教授，博士生导师，主要从事石油天然气地质理论研究及勘探实践工作。地址：北京市海淀区颐和园路，北京大学能源研究院，邮政编码：100080。E-mail：

白国平（1963-），男，河北容城人，博士，中国石油大学（北京）荣休教授，北京大学能源研究院兼职教授，主要从事全球含油气盆地综合研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学盆地中心，邮政编码：102249。E-mail：

Copy editor: 黄昌武

收稿日期: 2025-06-20

  修回日期: 2025-11-16

  网络出版日期: 2025-11-18

基金资助

国家自然科学基金项目(92255302)

国家自然科学基金项目(91755104)

中国石油-北京大学战略合作计划基础研究合作项目(23-2-1)

收起

Differential hydrocarbon enrichment and its major controlling factors in the southern Tethys Domain

  • BAI Guoping , 1, 2 ,
  • JIN Zhijun , 2 ,
  • HE Zhiliang 2 ,
  • ZHANG Guangya 2 ,
  • YIN Jinyin 2 ,
  • ZHU Houqin 3 ,
  • LYU Xueyan 4
Expand
  • 1 College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
  • 2 Institute of Energy, Peking University, Beijing 100871, China
  • 3 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 4 Sinopec Petroleum Exploration and Production Research Institute, Beijing 102206, China

Received date: 2025-06-20

  Revised date: 2025-11-16

  Online published: 2025-11-18

Fold

摘要

基于最新的全球油气田/藏数据，系统分析特提斯域南带的油气差异富集规律及其主控因素。研究表明，尽管特提斯域南带仅占特提斯域面积的三分之一，却蕴藏了该区域近80%的油气储量，表现出显著的非均衡分布特征，其中的中东亚段为核心油气富集区，以阿拉伯盆地为典型代表。通过构造区划分、沉积盆地类型归类、烃源岩展布与储盖组合特征分析，以及继承性古隆起与油气富集关系的综合研究认为：原型盆地叠加样式、烃源岩规模与展布特征、储盖组合有效性及继承性基底古隆起是控制特提斯域南带油气差异富集的关键因素。本研究成果对深化认识特提斯域中带、北带乃至全球类似区域的油气成藏规律具有参考意义，并为研究区的油气勘探战略选区提供科学依据。

关键词： 特提斯域; 波斯湾; 阿拉伯盆地; 油气差异富集; 原型盆地; 生储盖组合; 古隆起; 油气富集主控因素

本文引用格式

白国平 , 金之钧 , 何治亮 , 张光亚 , 殷进垠 , 祝厚勤 , 吕雪雁 . 特提斯域南带油气差异富集与主控因素[J]. 石油勘探与开发, 2025 , 52(6) : 1274 -1288 . DOI: 10.11698/PED.20250353

Abstract

Using the latest global datasets of hydrocarbon fields and reservoirs, this study systematically investigates the characteristics of differential hydrocarbon enrichment and its primary controlling factors in the southern Tethys Domain. The results indicate that although the southern Tethys Domain comprises only one-third of the Tethys Domain in areal extent, it hosts nearly 80% of its total hydrocarbon reserves, exhibiting a markedly uneven distribution pattern. Specifically, the Middle East sub-segment is identified as the core enrichment area, with the Arabian Basin serving as a typical example. Through tectonic subdivision, classification of sedimentary basins, analysis of source rock distribution and reservoir-seal assemblages, as well as an integrated investigation of the relationship between succeeding paleo-uplifts and hydrocarbon enrichment, the study demonstrates that the superimposition patterns of prototype basins, the scale and distribution of source rocks, the effectiveness of reservoir-seal assemblages, and the basement paleo-uplifts are the key factors governing hydrocarbon enrichment in the southern Tethys Domain. The findings of this study provide valuable references for deeper understanding of hydrocarbon accumulation patterns in the central and northern Tethys Domain and even other global regions with similar geological settings, and offer a scientific basis for selection of favorable play fairways in the southern Tethys Domain.

Key words： Tethys Domain; Persian Gulf; Arabian Basin; differential hydrocarbon enrichment; prototype basin; source-reservoir-seal assemblage; paleo-uplift; hydrocarbon enrichment controlling factor

1 特提斯洋及其特提斯域的提出与范围

基于加勒比海至东南亚一带侏罗系海相沉积地层的分布特征，Melchior Neumayr于1885年提出侏罗纪时存在一片广阔的大洋，并将其命名为“中央地中海”[1]。1893年，Eduard Suess进一步以古希腊海神之名将其更名为“特提斯洋”[2]。吴福元等[1]较详尽地回顾了特提斯的研究历程，并总结了原、古、新特提斯洋的内涵。古特提斯洋是指晚古生代期间存在于北方劳亚和南方冈瓦纳大陆之间的大洋，特提斯洋范围内存在的更古老的大洋则被称之为原特提斯洋（见图1a、图1b）。古特提斯洋的南向俯冲导致冈瓦纳大陆发生弧后裂解和扩展，进而形成了一个新的大洋，即存在于中—新生代的新特提斯洋[3]（见图1c—图1e）。近年来，国内外学者普遍采用了原、古、新特提斯的三重分类[1,4 -5]，并以此讨论特提斯的演化历程（见图1）。“特提斯地球动力系统”国家自然科学基金重大研究计划将特提斯构造域界定为南欧/北非至东南亚/澳大利亚之间的原、古、新特提斯洋缝合带及其邻区[6]，本研究即依托该划定范围开展工作。相较于Klemme等[7]所定义的特提斯域，本文界定的特提斯域虽未延伸至北美南部和南美北部，但显著扩大了对东南亚和澳大利亚的覆盖[1,8 -10]（见图2）。基于最新的S&P Global[11]和BGR[12]数据，本文统计出特提斯域内常规油气探明与控制（2P）储量（本文的储量数据均为2P可采储量）为3 545.97×108 t油当量，占全球常规油气2P总储量的49.8%。值得注意的是，油气在特提斯域内分布极不均衡，其中南带面积虽仅占整个特提斯域的31.6%，却富集了79.2%的油气储量。前人从多角度探讨过特提斯域油气富集的主控因素，如烃源岩展布[7,13]、盆地类型与保存条件[8,14]、构造作用强度与圈闭发育[15]、成藏要素时空匹配程度[16-17]等，但目前尚无统一认识。本文在最新油气田/藏与盆地数据支持下，基于特提斯洋演化格局，采用盆地综合分析方法，探讨特提斯域南带油气资源时空分布规律及其油气差异富集控制机制，对揭示特提斯域北带和中带以及其他油气富集区的差异富集主控因素有一定的借鉴和参考意义。
图1 特提斯洋演化示意图（据文献[1,3-5]修改）
图2 特提斯域构造区划和不同类型盆地分布图（特提斯域沿纬度分为北带、中带和南带，沿经度分为4段，南带自西而东的4个地质单元依次为北非亚段、中东亚段、印巴亚段和澳巴亚段；据文献[1,7-10]修改）

1N08：英荷盆地；1N10：西北德国盆地；2N01：南里海；4N13：四川盆地

2 特提斯域构造区划

在油气地质研究中，Klemme等[7]首次引入“特提斯域”概念，范围包括北部原特提斯拼合带，中部古、新特提斯拼合带，以及南部曾被特提斯洋海侵的冈瓦纳大陆边缘，不过他们并未明确指出边界界定的具体依据。
本文在前人工作的基础上，重新厘定了特提斯域的空间范围与构造区划。前寒武纪晚期—古生代，古亚洲洋位于卡拉库姆板块—塔里木板块—华北板块的北侧（见图1a），标志其最终消亡的土库曼斯坦—天山—阴山—索伦—吉林—延吉缝合带[10]构成了特提斯域北界的东段（见图2）。早古生代期间，波罗地大陆西侧的巨神洋和南侧的托伦奎斯特洋是与原特提斯洋共存的古大洋（见图1b），3个大洋的闭合形成了原特提斯洋缝合带（见图1f）[1]，波罗地大陆南缘的原特提斯洋缝合带构成了特提斯域北界的西段。因此，特提斯域北界是一条由西部的原特提斯洋缝合带与东部的古亚洲洋缝合带构成的构造边界（见图1f、图2）。与北界不同，南界是一条沉积边界，为冈瓦纳大陆解体前原、古、新特提斯洋海侵至冈瓦纳大陆腹地的最大范围。特提斯域东与太平洋域相邻[7]，太平洋的西向俯冲导致东亚—东南亚一带形成一系列弧后盆地（见图2），这些盆地群的东部边界被视为特提斯域的东界。如前所述，本文的特提斯域未延伸至南、北美洲，故将大西洋东缘的洋壳-陆壳分界线视作特提斯域的西部边界（见图2）。
依据缝合带与演化特征，将特提斯域分为北带、中带与南带3大构造带[8]。北带介于巨神洋—托伦奎斯特洋—古亚洲洋缝合带与最南边的古特提斯洋缝合带之间（见图2），由古生代期间自冈瓦纳大陆分离并拼合至劳亚大陆的拼合增生体构成，属于劳亚大陆古生代期间地体拼合增生出的部分，至古生代末期已经克拉通化。中生代，北带已成为新克拉通区，以滨浅海沉积为主[18]。中带介于最南边的古特提斯缝合带和最南边的新特提斯缝合带—苏门答腊爪哇俯冲带之间（见图1f、图2），由中生代的海槽洋盆与地体、海陆交替拼合形成，新生代经历了强烈的构造挤压，构成了现今的阿尔卑斯—扎格罗斯—喜马拉雅褶皱带[8,18]。南带为特提斯洋演化期间冈瓦纳大陆北缘遭受海侵的区域，是古特提斯洋和新特提斯洋南部的被动大陆边缘（见图1）。因此，特提斯域南带在其演化历程中总体处于拉张大地构造背景，而中带和北带，特别是中带，则总体处于挤压大地构造背景。
在特提斯域内，发育北北东—南南西方向展布的断裂带[19]。其中的黎凡特断裂、欧文—恰曼断裂[20]及中央逆冲断层[21]将特提斯域自西向东划分为4个段：欧洲—北非段、中亚—中东段、中国西部—印度段和中国中东部—东南亚段（见图2）。新特提斯洋缝合带仅局限于欧洲—北非段、中亚—中东段和中国西部—印度段，印度板块的北向俯冲导致其北缘的大印度被动陆缘盆地完全消亡[22]，印度一带新特提斯缝合带南侧的恒河等前陆盆地仅发育新生界沉积层系，而欧洲—北非段和中东—中亚段的南带则发育了古生界—新生界沉积层系[18]。特提斯域4个段在南带内对应的4个地质单元自西而东依次为北非亚段、中东亚段、印巴（印度—巴基斯坦）亚段和澳巴（澳大利亚—巴布亚新几内亚）亚段（见图2），尽管4个亚段在其演化历程中均处于冈瓦纳大陆北缘，但却经历了不尽相同的构造-沉积演化史，进而导致了油气成藏要素发育的不同和油气富集差异。

3 特提斯域沉积盆地划分与油气资源

3.1 特提斯域沉积盆地划分

特提斯域内共识别出178个沉积盆地，其中南带44个，中带46个，北带88个。晚古生代—白垩纪期间，南带处于古特提斯洋和新特提斯洋南部的被动大陆边缘，主要发育了威尔逊旋回胚胎期—少年期—成年期的拉张性盆地，至晚白垩世—新近纪期间，随着新特提斯洋的闭合，则开始发育威尔逊旋回衰退期—残余期—消亡期的压性盆地。基于Mann等[23]、贾东等[24]、窦立荣等[25]提出的盆地分类体系，本文将特提斯域沉积盆地划分为7大类：克拉通、大陆裂谷、被动陆缘、走滑拉分、弧前、弧后和前陆盆地，其中弧后盆地可进一步分为弧后裂谷和弧后坳陷两个亚类、前陆盆地分为周缘前陆盆地和弧后前陆盆地两个亚类[25]。
南带主要受离散型板块边界控制，以拉张构造背景为主，中、南部主要发育克拉通盆地、大陆裂谷盆地和被动陆缘盆地。紧邻新特提斯缝合带的北部地区，则主要发育前陆盆地，其中巴布亚盆地为弧后前陆盆地，其余的则为周缘前陆盆地（见图2）。南带沉积盆地发育于冈瓦纳大陆之上，盆地发育的基底规模大。因此，除少数几个前陆盆地和大陆裂谷盆地外，盆地的规模在3个带中最大，南带44个沉积盆地面积的中值和平均值分别为20.61×104，31.11×104 km2。
中带由多个微板块与海槽洋盆拼合形成，包括卡罗琳尼亚、阿尔卑斯、土耳其等微板块（见图1c、图1d）。随着新特提斯洋的闭合，这些微板块最终拼合于劳亚大陆南缘。其中，欧洲—中亚—中国西部总体处于汇聚型板块边缘，在强烈构造挤压作用控制下，形成的盆地以中—新生代弧后前陆盆地为主；东南亚部分则处于印度洋板块北东向俯冲形成的弧后拉张背景，以发育新生代弧后裂谷盆地为主（见图2）。与南带的冈瓦纳大陆、北带的塔里木板块、华北板块相比，构成中带的微板块规模要小得多，故中带盆地发育的基底规模小，主要发育中—小型中—新生代沉积盆地，中带46个沉积盆地面积的中值和平均值分别为5.74× 104，9.08×104 km2。
北带包括卡拉库姆板块、塔里木板块、华北板块（见图1a），自冈瓦纳大陆分离并拼合至劳亚大陆的华南、印支、秦岭等板块/微板块（见图1b），以及加里东期、海西期拼合形成的增生体。北带的中国中东部—东南亚地区盆地的发育演化与太平洋的西向俯冲和南中国海的开启密切相关，主要发育新生代弧后盆地、大陆裂谷盆地和被动陆缘盆地。北带其他地区的沉积盆地因盆地发育地质背景不同，盆地充填的时代各异。塔里木、鄂尔多斯和四川盆地具有完整的多旋回沉积演化史，沉积层系自前寒武纪延续至新近纪，归类为克拉通盆地。欧洲的英荷盆地与西北德国盆地发育于加里东褶皱带之上，属于晚古生代—新生代盆地，归类为弧后前陆盆地。中亚的中里海、南里海与阿姆河盆地则位于海西褶皱带之上，为中—新生代盆地。这些地区的沉积盆地以弧后前陆盆地和弧后裂谷盆地为主（见图2），北带88个沉积盆地面积的中值和平均值分别为10.12×104，12.50×104 km2。

3.2 特提斯域沉积盆地油气资源

截至2024年6月底，特提斯域145个盆地内共发现14 840个常规油气田（含致密气），其中有10个盆地还发现了122个页岩油气（含致密油）田。常规油气和页岩油气储量分别为3 545.97×108，46.29×108 t油当量[11-12,26]，合计为3 592.26×108 t油当量（见表1），占全球常规油气和页岩油气2P总储量的48.8%。基于中国石油天然气集团有限公司发布的全球[27-28]和中国油气资源评价结果[29-30]，本研究统计出特提斯域的待发现常规油气可采资源量为1 348.33×108 t油当量，占全球常规油气待发现总可采资源量的38.9%。
表1 特提斯域已发现油气田和油气储量一览表（据文献[11-12,26]资料汇总，资料统计截至2024年6月）
区域 油气
类型		 油气田
个数		 储量
石油/
108 t		 天然气/
1012 m3		 凝析油/
108 t		 油当量/
108 t
北带 常规 6 621 187.56 51.99 18.60 623.67
页岩 96 7.60 1.79 0.13 22.09
小计 6 717 195.16 53.78 18.73 645.76
中带 常规 2 808 43.29 6.76 4.06 101.63
页岩 0 0 0 0 0
小计 2 808 43.29 6.76 4.06 101.63
南带 常规 5 411 1504.76 146.62 138.55 2820.67
页岩 26 1.79 1.75 8.35 24.20
小计 5 437 1506.55 148.38 146.90 2844.87
特提
斯		 常规 14 840 1735.62 205.38 161.22 3545.97
页岩 122 9.39 3.54 8.48 46.29
合计 14 962 1745.01 208.92 169.70 3592.26
全球 常规 31 621* 3777.44 384.97 241.50 7110.18
页岩 243* 71.83 21.49 8.48 252.83
合计 31 864 3849.27 406.46 249.98 7363.01

注：*个数未包含美国和加拿大的油气田，但总储量中包括了两国的储量

资源量是表征含油气盆地油气富集程度的最佳指标，不过考虑到特提斯域内多个盆地的勘探程度都已进入了中—高勘探程度，特提斯域常规油气资源的探明率已达72.5%，南带的探明率更高达79.2%，因此，可以将2P储量视作是表征油气富集程度的一个可靠指标。依据该指标，本文将特提斯域内的沉积盆地划分为5类：Ⅰ级富油气盆地，储量大于13.6×108 t油当量（100×108 bbl油当量）；Ⅱ级富油气盆地，储量6.8×108~13.6×108 t油当量（50×108~100×108 bbl油当量）；Ⅲ级富油气盆地，储量为1.4×108~6.8×108 t油当量（10×108~50×108 bbl油当量）；Ⅳ级富油气盆地，储量小于1.4×108 t油当量（10×108 bbl油当量）；未发现油气盆地。
本文以单个盆地为统计单元，在油气总储量中，若天然气的储量超过50%，则归类为富气盆地，否则归类为富油盆地。统计显示，特提斯域内有Ⅰ级盆地24个、Ⅱ级盆地18个、Ⅲ级盆地28个、Ⅳ级盆地75个（见图3），Ⅰ级盆地的储量相当于一级超级盆地[31]，其赋存的油气储量占特提斯域总储量的91.9%。10个Ⅰ级富油气盆地分布于南带，分别为阿拉伯盆地（储量占特提斯域总储量的56.3%）、扎格罗斯盆地（占比为12.0%）、古达米斯盆地（占比为2.0%）、锡尔特盆地、阿曼盆地、北卡那封盆地、伊利兹盆地、苏伊士湾盆地、尼罗河三角洲盆地和波拿巴盆地（见图3、图4a）。与Fryklund等[31]提出的全球超级盆地相比，新增了原先被划分为二级超级盆地的古达米斯盆地和尼罗河三角洲盆地以及未归入超级盆地的苏伊士湾盆地和波拿巴盆地。13个Ⅰ级富油气盆地位于北带，不过其赋存的油气储量仅占特提斯域总量的15.1%，最富油气的5个盆地依次为阿姆河盆地（占比为3.9%）、南里海盆地（占比为1.8%）、渤海湾盆地、西北德国盆地和鄂尔多斯盆地；中带仅中苏门答腊盆地（占比为0.6%）入列。
图3 特提斯域不同级别含油气盆地分布图（储量数据源自文献[11]）

1N10：西北德国盆地；1S10：伊利兹盆地；1S13：西沙漠盆地；1S15：尼罗河三角洲盆地；1S17：黎凡特盆地；1S19：苏伊士湾盆地；2N01：南里海盆地；2S01：阿曼盆地；3S02：波特瓦尔盆地；3S04：阿萨姆盆地；4N03：渤海湾盆地；4C09：中苏门答腊盆地；4S02：布劳斯盆地

图4 特提斯域南带油气储量前十大盆地（a）及储量丰度前十大盆地（b）直方图（数据源自文献[11]）
从构造带分布来看，特提斯域南带油气储量占特提斯域总量的79.2%，北带与中带分别为18.0%与2.8%。按段统计，中亚—中东段富集了76.6%的油气储量，其次是中国中东部—东南亚段（储量占比为11.4%）、欧洲—北非段（储量占比为10.5%），中国西部—印度段储量占比仅为1.5%。

4 特提斯域南带油气地质特征及分布

4.1 油气地质特征

4.1.1 油气田与油气储量

特提斯域南带39个沉积盆地内共发现5 411个常规油气田，在阿拉伯、扎格罗斯和阿曼盆地还发现了26个页岩油气田，常规油气和页岩油气2P储量分别为2 820.67×108，24.20×108 t油当量，合计为2 844.87×108 t油当量，其中，石油储量占52.9%。南带油气资源以石油为主，这明显有别于中带与北带天然气主导的富集格局，其石油储量占比分别为42.6%与30.2%。
依据油气田规模划分标准[32-33]，0.68×108~6.82× 108 t（5×108~50×108 bbl）油当量为大型油气田，6.82× 108~68.21×108 t（50×108~500×108 bbl）油当量为超大型油气田，大于68.21×108 t（500×108 bbl）油当量为巨大型油气田，南带已发现的油气田中，包含3个巨大型油田、2个巨大型气田，其油气储量占南带总储量的27.8%；另有40个超大型油田和8个超大型气田，其油气储量占比为28.3%；此外，还包括164个大油田和120个大气田，其油气储量占比为15.9%；南带共计发现337个大型—巨大型油气田。
南带大型—巨大型油气田的区域分布高度不均衡，中东亚段是绝对富集区，拥有248个，占总数的73.6%。更值得注意的是，该亚段囊括了所有5个巨大型油气田，以及48个超大型油气田中的46个，这进一步凸显了其核心地位。北非亚段分布58个，其中有2个为超大型油气田，其余均为大型油气田级别。澳巴亚段与印巴亚段分别拥有27个与6个大型油气田（见表2）。大型—巨大型油气田的这种区域分布导致油气资源高度集中于中东亚段，其油气储量达2 496.69× 108 t油当量（见表3），占南带总储量的87.8%（见图5）。北非亚段虽然发现油气田数量最多（2 580个），但大型—巨大型油气田个数有限，其油气储量占南带总储量的8.8%；大油气田个数更少的澳巴亚段和印巴亚段的油气储量分别占南带总储量的2.6%和0.8%。就油气比而言，中东亚段的石油储量占油气储量的55.2%，北非亚段石油储量占比为48.4%，印巴亚段和澳巴亚段则均为富气区，前者天然气储量占油气储量的75.4%，后者则更高达83.5%（见图5）。
表2 特提斯域南带大型—巨大型油气田个数区域分布（数据源自文献[11]）
类型 北非亚段 中东亚段 印巴亚段 澳巴亚段
油田
个数		 气田
个数		 油田
个数		 气田
个数		 油田
个数		 气田
个数		 油田
个数		 气田
个数
大型油气田 34 22 129 68 1 5 1 26
超大型油气田 1 1 39 7 0 0 0 0
巨大型油气田 0 0 3 2 0 0 0 0
表3 特提斯域南带油气储量一览表（据文献[11]资料汇总）
亚段 油气
类型		 油气田
数/个		 储量
石油/
108 t		 天然气/
1012 m3		 凝析油/
108 t		 油当量/
108 t
北非 常规 2 580 121.21 14.27 13.97 249.79
中东 常规 1 798 1 372.87 122.36 117.09 2 472.49
页岩 26 1.79 1.75 8.35 24.20
小计 1 824 1 374.66 124.11 125.44 2 496.69
印巴 常规 599 5.12 2.27 0.83 24.14
澳巴 常规 434 5.56 7.73 6.66 74.25
合计 常规 5 411 1 504.76 146.62 138.55 2 820.67
页岩 26 1.79 1.75 8.35 24.20
总计 5 437 1 506.55 148.38 146.90 2 844.87
图5 特提斯域南带大型—巨大型油气田油气储量区域分布图（数据源自文献[11]）

4.1.2 油气藏类型

常规油气2P储量占南带总2P储量的99.1%，页岩油气仅占0.9%。南带已发现8 814个常规油气藏，圈闭类型包括构造型、地层-岩性型与复合型。圈闭类型在各亚段间分布差异明显，中东亚段、印巴亚段和澳巴亚段主要发育构造圈闭，构造油气藏的油气储量分别占各自亚段储量的94.0%，85.8%，61.3%（见图6a）。北非亚段则以复合圈闭为主，包括构造-地层型、构造-岩性型、构造-水动力型等，复合油气藏的油气储量占该亚段储量的58.3%。澳巴亚段亦显现出复合圈闭的重要性，这类圈闭聚集的油气储量占该亚段储量的35.2%（见图6a）。
图6 特提斯域南带各亚段常规油气藏不同圈闭类型储量占比（a）和不同岩性储层油气藏数量占比（b）、储量占比（c）（数据源自文献[11]）

4.1.3 储层岩性

南带常规油气藏的储层岩性主要包括3类：碎屑岩（以砂岩为主）、碳酸盐岩和结晶岩（结晶岩浆岩与结晶变质岩）。中东亚段以碳酸盐岩为主，碳酸盐岩油气藏个数占比为71.9%，而2P储量占比则为80.7%，（见图6b、图6c）显示碳酸盐岩油气藏储量规模明显大于碎屑岩油气藏。北非亚段、印巴亚段与澳巴亚段均以碎屑岩储层为主，其2P储量占比分别为77.8%，90.7%，95.3%（见图6c）。

4.2 油气分布特征

4.2.1 区域分布

阿拉伯盆地油气2P储量达2 021.90×108 t油当量，占南带总2P储量的71.1%，是南带油气最富集的盆地。排序第2的扎格罗斯盆地2P储量为429.8×108 t油当量，占比为15.1%。这两个盆地的油气储量远远高于排序3—10位的其他盆地（见图4a）。按储量丰度（以油当量计）统计，扎格罗斯盆地最富集，达9.02×104 t/km2，紧随其后的是阿拉伯盆地（8.22×104 t/km2）和苏伊士湾盆地（6.82×104 t/km2），它们的储量丰度远远高于排序4—10位的富油气盆地（见图4b）。在储量排序中，北非亚段的黎凡特盆地、西沙漠盆地和印巴亚段的阿萨姆盆地分别排第13、15和19位，但其较小的盆地规模，导致它们在储量丰度的排序中，分别上升至第7、10和9位（见图4b）。储量排序居第6、7和10位的北卡那封盆地、伊利兹盆地和波拿巴盆地因盆地的规模偏大，在储量丰度排序中，则分别降至第12、11和20位。阿拉伯盆地油气的高度富集归因于巨型—超大型油气田的高度富集，南带最大的9个油气田均分布于该盆地，第10大油田位于扎格罗斯盆地。
按亚段统计，中东、北非、澳巴和印巴亚段的油气储量丰度（以油当量计）依次为6.82×104，0.51×104，0.33×104，0.13×104 t/km2，比值为52︰4︰2.5︰1；就油气储量而言，4个亚段的相对比例则为87.8︰8.8︰2.6︰0.8。统计结果表明，无论是按储量还是储量丰度，4个亚段的油气富集程度排序不变，中东亚段都遥遥领先。

4.2.2 层系分布

特提斯域南带油气储集于前寒武系—新近系的多套储层，但不同亚段的主力储层明显不同。在北非亚段，前寒武系未发育，除这套层系外，其他所有沉积层系及前寒武系基底结晶岩都储有油气。油气储量占比超过总量10%的储层有4套，分别为三叠系、新近系、古近系和白垩系，其油气储量分别占北非亚段油气储量的19.7%，17.5%，15.4%，13.1%（见图7a），合计占比为65.7%。中东亚段的油气储集于前寒武系—新近系的所有沉积层系和前寒武系基底结晶岩，油气最富集的4套储层依次为白垩系、侏罗系、二叠系和三叠系，其油气储量分别占该亚段总量的35.3%，21.5%，17.7%，12.0%，合计占比为86.4%（见图7b）。
图7 特提斯域南带不同亚段油气探明和控制储量的层系分布图（数据源自文献[11]）

N：新近系；E：古近系；K：白垩系；J：侏罗系；T：三叠系；P：二叠系；C：石炭系；D：泥盆系；S：志留系；O：奥陶系；∈：寒武系；P∈：前寒武系；BM：基底

与北非亚段和中东亚段相比，印巴亚段和澳巴亚段沉积层系发育不齐全，前者缺失奥陶系—石炭系，后者缺失前寒武系—奥陶系。因此，这2个亚段的油气层系富集更集中，印巴亚段的油气主要储于新近系、古近系和白垩系，其油气储量分别占总储量的49.4%，26.8%，19.7%（见图7c），合计占比为95.8%。侏罗系、白垩系和三叠系构成了澳巴亚段油气藏的主要储层，其油气储量分别占总储量的56.5%，24.7%，14.5%（见图7d），合计占比为95.7%。

5 特提斯域南带油气差异富集的主控因素

朱日祥等[13]以岩石圈-水圈-大气圈-生物圈相互作用的全新视角，探索了特提斯域油气资源富集的关键因素，提出了油气富集主要受陆块慢速漂移和在有利气候带内长时间滞留的控制。不过，其“宏观”尺度的“单向列车装货”动力学模型尚未很好地解释同一亚段内相邻盆地间油气富集的巨大差异（见图3）。研究区的油气差异富集不仅受超盆地尺度的宏观因素控制，更受盆地及更小尺度的地质因素控制，故本文拟从成盆-成烃-成藏的视角加以讨论。

5.1 特提斯构造演化控制盆地原型、沉积建造及盆地改造

在特提斯域南带，石炭纪海西造山运动的影响在北非亚段，尤其是其西部表现得最为明显，海西不整合面之下地层褶皱剥蚀作用显著，中东亚段有所显示，但到了印巴亚段和澳巴亚段则完全没有影响[18]。北非亚段和中东亚段均经历了两期拉张-挤压构造旋回，而印巴亚段和澳巴亚段仅经历前寒武纪—古近纪拉张和新近纪挤压一期构造旋回（见图8）。北非亚段的早期拉张发生于寒武纪—泥盆纪，后转入石炭纪—二叠纪的挤压阶段[34]；中东亚段的早期挤压作用主要集中于早石炭世，晚石炭世起则进入区域拉张期[3,35]。
图8 特提斯域南带典型盆地地层综合柱状对比图（以三叠系底界为地层对比的基准面，数据源自文献[11]）

N：新近系；N1：中新统；N2：上新统；E：古近系；E1：古新统；E2：始新统；E3：渐新统；K：白垩系；J：侏罗系；T：三叠系；P：二叠系；C：石炭系；D：泥盆系；S：志留系；O：奥陶系；∈：寒武系；Pz：古生界；P∈：前寒武系

区域构造背景控制了原型盆地类型与沉积建造，北非亚段西部主要发育古生代克拉通原型盆地与中—新生代克拉通原型盆地，除古达米斯盆地和伊利兹盆地外，中—新生代沉积层系不发育[36]。烃源岩以下志留统热页岩（热页岩指分布在上奥陶统—下志留统富含笔石化石的黑色页岩，具有自然伽马高的特点，与原特提斯洋的演化有密切关系，在北非、阿拉伯地区和中国南方地区均有大规模分布，是一套世界级的优质烃源岩）为主（见图9a），区域盖层则为上三叠统—下侏罗统蒸发岩，不整合于区域蒸发岩盖层之下的寒武系、奥陶系和三叠系砂岩则构成了主力储层。北非亚段东部则主要发育中—新生代大陆裂谷原型盆地和被动陆缘原型盆地，古生代沉积层系欠发育，主力储集层包括白垩系、古近系和新近系，油气主要源自上白垩统、古近系和新近系[36-38]（见图9a）。
图9 特提斯域南带大型—巨大型油气田和主要含油气盆地烃源岩展布图（北非段据文献[36-38]修改，中东亚段据文献[35,37,42]修改，印巴亚段据文献[41]修改，澳巴亚段据文献[43-44]修改）

1S07：廷杜夫盆地，1S08，拉甘盆地；1S09，蒂米蒙/阿赫奈特盆地，1S10：伊利兹盆地，1S15：尼罗河三角洲盆地，4S01：柔布克盆地，4S02：布劳斯盆地

经历了两个完整拉张—挤压构造旋回的中东亚段发育了相对最完整的沉积序列（见图8），在阿拉伯盆地南部的中阿拉伯次盆和鲁卜哈利次盆以及阿曼盆地尤为如此[20]。早期拉张发育了前寒武纪—早寒武世大陆裂谷原型盆地，其上叠置了寒武纪—早石炭世克拉通原型盆地。晚石炭世—新近纪新特提斯洋开闭期间，中东亚段发育了晚石炭世—晚二叠世大陆裂谷原型盆地、晚二叠世—晚白垩世被动陆缘原型盆地和晚白垩世—新近纪前陆原型盆地，后两期原型盆地的沉积充填以海相碳酸盐岩为主[35]。地层发育相对齐全的沉积建造为中东亚段多套烃源岩和储盖组合的发育提供了物质基础，适度的盆地改造不仅形成了一系列大规模的继承性构造和构造圈闭，而且也为大型—巨大型油气田的形成和保存提供了保障[39-40]，从而导致了中东亚段油气的高度富集（见图5）。
印巴亚段和澳巴亚段的古生界不发育或者仅零星展布，以碎屑岩为主的古生界沉积于克拉通原型盆地，其上叠置了中—新生代克拉通—大陆裂谷—被动陆缘—前陆原型盆地，这种原型盆地叠置序列在不同盆地发育的完整程度不同。波拿巴盆地发育了完整的、与新特提斯洋开启和闭合相关的原型盆地叠加序列，但在波特瓦尔盆地和阿萨姆盆地则仅发育了白垩纪大陆裂谷原型盆地和新生代前陆原型盆地[41]（见图8）。与其他亚段相比，印巴亚段的沉积建造最不完整，仅盆地规模比较大的印度河盆地和孟加拉盆地为Ⅱ级富气盆地（见图3）。
基于S&P Global盆地与油气田资料[11]，本文统计分析了特提斯域南带油气储量、储量丰度与盆地类型的关系，特提斯域南带的前10大富油气盆地中，3个是大陆裂谷盆地，其中锡尔特盆地和苏伊士盆地是单旋回大陆裂谷盆地，阿曼盆地则是经历了大陆裂谷发育期的大陆裂谷—克拉通—被动陆缘—前陆原型盆地的叠合盆地，由于其主力烃源岩发育于前寒武纪—早寒武世大陆裂谷原型盆地，故归为了大陆裂谷盆地[23]。按盆地类型统计，大陆裂谷盆地油气储量丰度（以油当量计）的中值最高，达1.09×104 t/km2，明显高于被动陆缘、前陆和克拉通盆地（见表4）。
表4 特提斯域南带不同类型盆地油气探明和控制储量丰度（据文献[11]资料汇总，资料统计截至2024年6月）
盆地
类型		 盆地
个数		 储量
（油当量）/
108 t		 储量
占比/
%		 面积/
104 km2		 储量丰度（以油当量计）/
(104 t•km-2)
最小 中值 最大 平均
裂谷 6 149.1 5.2 115.1 0.001 1.09 6.82 0.013
被动陆缘 14 2 120.5 74.5 500.3 0 0.42 8.22 0.042
前陆 17 473.8 16.7 338.3 0 0.12 9.02 0.014
克拉通 7 101.6 3.6 278.7 0 0.11 1.16 0.004
原型盆地叠合样式与油气富集的关联性分析表明，克拉通—大陆裂谷—被动陆缘、克拉通—大陆裂谷—被动陆缘—前陆叠合盆地和单旋回大陆裂谷盆地最有利于油气的成藏与富集。南带油气丰度前10大盆地中的4个（阿拉伯、尼罗河三角洲、阿曼和黎凡特盆地，见图4b）为克拉通—大陆裂谷—被动陆缘叠合盆地，此外研究区外的大西洋两岸的一级超级盆地——加蓬、坎波斯和桑托斯亦归属于这类叠合盆地。油气丰度最高的扎格罗斯盆地和排序第9的阿萨姆盆地归类于克拉通—大陆裂谷—被动陆缘—前陆叠合盆地，研究区外的西加拿大、东委内瑞拉、二叠和阿拉斯加北坡一级超级盆地亦是这类叠合盆地。苏伊士湾（储量丰度排序第3）、锡尔特（第6）和西沙漠盆地（第10）为单旋回大陆裂谷盆地，研究区外的西西伯利亚、北海、渤海湾和松辽一级超级盆地也归类为单旋回大陆裂谷盆地。上述分析表明，单旋回大陆裂谷盆地和有大陆裂谷原型盆地发育的叠合盆地最有利于油气的成藏与富集。

5.2 原型盆地类型与叠置样式控制优质烃源岩的时空分布

特提斯域南带烃源岩主要发育于拉张构造背景下形成的克拉通盆地、被动陆缘盆地、大陆裂谷盆地内的沉积凹陷。前陆盆地虽也发育富有机质烃源岩，但因埋深普遍较浅，多未成熟而构成有效烃源岩。北非亚段西部撒哈拉克拉通区内的克拉通盆地仅发育下志留统热页岩这套主力烃源岩，主要分布于古达米斯盆地、伊利兹和蒂米蒙/阿赫奈特盆地；其他盆地如莫祖克、廷杜夫、拉甘等仅有零星分布（见图9a）。这套烃源岩有机质由以藻类为主的海洋浮游生物组成，干酪根以Ⅱ型为主[45]，但由于埋深大，烃源岩在大部分地区已进入生气窗[46]，贡献的烃类以天然气为主，北非亚段第1和第3富油气的古达米斯盆地和伊利兹盆地均为Ⅰ级富气盆地。北非亚段东部的含油气盆地以发育中、新生界含油气系统为特征，一个盆地内仅有一套或者两套时代相近的中—新生代烃源岩（见图9a）。Ⅰ级富油锡尔特盆地的主力烃源岩为大陆裂谷原型盆地发育期的上白垩统和古新统海相页岩[47]，被动陆缘原型盆地发育期的渐新统和中新统海相页岩则构成了Ⅰ级富气尼罗河三角洲盆地的主力烃源岩[48]。区域上，北非亚段下志留统烃源岩与中—新生界烃源岩呈并列展布，垂向上无叠置。
中东亚段阿拉伯盆地内发育3套主力烃源岩层：下志留统、中—上侏罗统和下白垩统—上白垩统下部。下志留统热页岩烃源岩的地质和地球化学特征与北非类似[45]。侏罗系和白垩系烃源岩沉积于被动陆缘原型盆地，当时的被动陆缘的大陆架宽约1 000 km，宽广的陆架导致水体流动的不通畅，陆架内的沉积凹陷发展成滞留还原环境[35]。滞留环境和中生代长期处于低纬度区的气候与洋流条件为富有机质泥质石灰岩、泥灰岩和泥页岩的发育和保存提供了保障[13]。如图9a所示，阿拉伯盆地的3套主力烃源岩不仅分布范围广，达数十万平方千米，而且垂向上相互叠置。Pepper等[49]模拟了阿拉伯盆地沙特境内上侏罗统烃源岩灶的排烃量，这套烃源岩平均厚45 m，沉积面积约34×104 km2，模拟出的每平方千米排烃量为5×106 t油当量，据此可以估算总排烃量约17 000×108 t油当量。中东亚段发育数个规模与之匹配或者更大的主力烃源岩灶（见图9a），据此，可以推断这些生烃灶的排烃量将远远高于17 000×108 t油当量，巨量的排烃量是中东亚段，特别是阿拉伯盆地油气禀赋异常的一个主要控制因素。
在印巴亚段和澳巴亚段的同一盆地内，一般仅发育一套或者两套时代相近的主力烃源岩（见图9b、图9c），而且烃源岩的规模远远不及中东亚段。北卡那封盆地发育上三叠统和侏罗系烃源岩，其中侏罗系烃源岩平均厚为600 m，沉积面积约3.6×104 km2，干酪根为Ⅲ型和Ⅱ型[50]。据Klemme[50]的估算，这套侏罗系烃源岩的排烃量约为4 460×108 t油当量。尽管排烃量远逊于阿拉伯盆地，但北卡那封盆地侏罗系烃源岩的排烃量仍是一个相当可观的规模，为油气富集提供了物质保障，该盆地是特提斯南带油气第6富集的Ⅰ级富气盆地。

5.3 3套主力储盖组合控制纵向上油气差异富集

中东亚段发育3套广泛分布的区域蒸发岩盖层，蒸发岩与下伏整合接触的中—高孔渗颗粒石灰岩、白云岩或裂缝型碳酸盐岩储集层构成了优质储盖组合。据S&P Global[11]的油气藏资料统计，上二叠统—下三叠统Khuff组碳酸盐岩储集层由颗粒石灰岩和白云岩组成，其孔隙度为4%~33%，平均为15.7%。作为包括诺斯、南帕尔斯巨大型气田在内的88个油气田的储集层，Khuff组的油气储量高达758.60×108 t油当量，占中东亚段常规油气总储量的30.7%。上侏罗统Arab组储集层由泥晶颗粒石灰岩、颗粒石灰岩和白云岩组成，孔隙度为9%~36%，平均为20.5%。作为包括盖瓦尔巨大型油田、鲁迈拉超大型油田在内的132个油气田的储层，Arab组的油气储量达377.66×108 t油当量，占总储量的15.3%。渐新统—中新统Asmari组由裂缝型石灰岩和砂岩组成，裂缝形成于阿尔卑斯造山作用，裂缝的发育大大提高了原本物性一般的石灰岩。Asmari组构成了131个油气田的储层，其油气储量为254.79×108 t油当量，占总储量的10.3%。
北非亚段亦发育蒸发岩盖层，古达米斯盆地和伊利兹盆地北部的上三叠统—下侏罗统蒸发岩有效封堵了古生界—三叠系砂岩储层内的油气聚集，这套蒸发岩与下伏砂岩构成的储盖组合是古达米斯盆地和伊利兹盆地成为Ⅰ级富气盆地的主控因素之一[51]。在Ⅰ级富油锡尔特盆地，始新统蒸发岩构成了古新统石灰岩储层的半区域盖层，这套储盖组合是盆地最重要的成藏组合，富集了盆地内38.7%的油气储量。澳巴亚段西北陆架的下白垩统厚层页岩广泛展布，作为区域盖层封存了95%以上的油气储量，是西北陆架含油气盆地大气田形成和保存的关键因素，其中北卡那封和波拿巴为Ⅰ级富气盆地，布劳斯为Ⅱ级富气盆地（见图3）。

5.4 继承性大型基底隆起是油气最为富集的构造单元

阿拉伯板块基底的非均一性为多期基底断裂与古隆起的发育提供了构造基础。伴随着罗迪尼亚超级大陆于前寒武纪末期的裂解，北西—南东向纳吉得断裂系统发生走滑作用，在阿拉伯盆地南部形成由北北东—南南西和近北—南向派生基底断层控制的萨曼、卡塔尔、布尔干和盖瓦尔等基底古隆起[52-53]。这些古隆起带经历了多期演化，隆起之上形成闭合面积达数千平方千米的大型背斜构造圈闭，并长期位于油气运移路径上，是形成超大型—巨大型油气田的关键地质单元。卡塔尔、盖瓦尔与布尔干三大基底隆起上已发现的油气田分别富集了南带油气总储量的22.1%，8.2%，4.3%。
古达米斯盆地内的哈西鲁迈勒气田与哈西梅萨乌德油田是北非亚段仅有的两个超大型油气田，它们发育于盆地内的同名古隆起之上，分别富集了北非亚段油气总储量的13.6%与12.1%，从而导致古达米斯盆地是北非亚段油气最富集的盆地，同时亦是特提斯域南带内的第3大富油气盆地。与中东亚段和北非亚段相比，印巴亚段和澳巴亚段的含油气盆地内缺少长期发育的继承性基底古隆起，这也是这两个亚段油气相对不富集的因素之一。

6 结论

特提斯域是全球油气最富集的地区，其油气总储量达3 592.26×108 t油当量，占全球总储量的48.8%。域内的油气富集极不均衡，南带虽仅占特提斯域面积的31.6%，却富集了域内79.2%的油气储量；南带内的油气集中富集于中东亚段，其油气储量占南带油气储量的87.8%，其次是占比8.8%的北非亚段、澳巴亚段（2.6%）和印巴亚段（0.8%）。
特提斯构造演化主导了盆地的形成与改造，南带不同亚段构造-沉积演化历程的差异导致了原型盆地类型及叠加样式的不同，进而控制了烃源岩、储盖组合与规模圈闭发育的时空格局。原型盆地叠加样式、烃源岩规模与分布、储盖组合配套性和继承性基底古隆起是特提斯域南带油气差异富集的关键控制因素，源盖控制了油气的时空分布，储盖组合和大型圈闭决定了油气的富集程度。
构造变形和改造适度的单旋回大陆裂谷盆地和有大陆裂谷原型盆地发育的克拉通—大陆裂谷—被动陆缘、克拉通—大陆裂谷—被动陆缘—前陆叠合盆地有利于优质烃源岩、规模储盖组合、大型构造圈闭和复合圈闭的发育，这些类型的盆地最易于油气的成藏、富集和保存。
中东亚段发育3套规模巨大、垂向叠置的优质烃源岩，为其成为超大型油气富集区提供了保障。碳酸盐岩储集层与蒸发岩盖层构成的3套优质储盖组合在中东亚段广泛发育，是油气成藏、保存和富集的关键。长期发育的继承性基底古隆起控制了特大型圈闭的发育，以卡塔尔、盖瓦尔、布尔干等为代表的继承性基底古隆起是油气高度富集的构造区带。

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