3.2.1 不同盆地油气资源丰度不同
正是由于不同类型盆地所处大地构造位置不同，所受应力环境和热体制不同，从而导致了盆地沉降、沉积史不同和构造演化史不同，其间油气生、排、运、聚、保过程不同，最终导致盆地油气资源总量、丰度和分布规律不同。关于不同类型盆地的油气资源富集状况，许多学者（如Halbouty，1970；Hunt，1979；Tissot，1979，1984；Bois，1982；Demaison，1984，1991；Klemme，1991等）都进行了深入研究。我国专家李晋光等（1989）在第一轮全国油气资源评价成果（主要是地矿部成果）基础上，计算了各类型中、新生代盆地的油气资源密度，并探讨其分布规律。下面即是他们研究的具体过程及成果。
3.2.1.1 中国中、新生代盆地油气资源密度
盆地油气资源密度即是盆地内单位沉积岩体积含有的油气资源量。其计算流程为：①由已知含油气性（肯定产油或无油）的盆地建立含油气判别模式，据此模式判别未知盆地能否形成可供聚集为工业油气流的生油规模；②对具含油气性的盆地，用多种方法进行直接或间接的资源量计算；③用特尔菲法原理求得盆地资源量的综合性结论；④计算单个盆地的沉积岩体积，利用已求得的资源量的概率分布，可算出盆地油气资源密度的概率分布；⑤将同类盆地看作一个总体，则单个盆地资源密度分布可当成对总体的一种估计。以单个盆地的沉积岩体积为权重，再次用特尔菲法进行处理，求得该类盆地综合的油气资源密度的概率分布。这样就得到了各类盆地油气资源密度的累积概率分布，如表3-6。
表3-6 各类盆地油气资源密度分布
表3-6中的ID拱张盆地（N—Q）、ⅡD碰撞克拉通拗褶盆地两类盆地，由于盆地数量极少，综合出的油气资源密度分布并不具代表意义，所列之值仅供参考。
表3-6数据可绘制成各类盆地油气资源密度分布曲线，这些曲线主要为对数正态分布或近似的对数正态分布。造成这种特征的主要原因是：各类盆地中，单个盆地的油气资源密度也呈对数正态分布或近似于对数正态分布，即单个盆地的油气资源量是由多个油气藏、多个产层提供的。一般说来，主力产层、主力油气藏在数量上居少数，而其资源量占很大比例；中小型油气藏和非主力产层数量虽多，但资源量所占比例却很小。盆地油气资源量为多油气藏、多产层资源量之和，但各自贡献不等，即便单一油气藏、单一产层资源量为正态分布，其和也必将是对数正态分布或单峰正态分布。
3.2.1.2 中国中、新生代盆地与世界主要盆地油气资源密度比较
将同类盆地的单个盆地平均（或代表）油气资源密度作为样本，对其统计，数字特征（表3-7）是：
表3-7 盆地油气资源密度平均值统计特征
（1）东部滨太平洋构造活动带的张性盆地与挤压性盆地和西部两个构造活动带的挤压盆地相比较，前者的综合资源密度平均值高于后者，极大值高于西部，因而变异、离散是前者高于后者。
（2）东部盆地的油气资源密度按高低顺序，大致为拉张盆地—拱张盆地—拗褶盆地—克拉通拗褶盆地；西部盆地则为碰撞山前盆地—碰撞中间地块盆地—碰撞山间盆地—碰撞克拉通拗褶盆地。
（3）离散、变异程度高低序次，东部为拱张盆地—拉张盆地—克拉通拗褶盆地—拗褶盆地；西部为碰撞中间地块盆地—碰撞山前盆地—碰撞克拉通拗褶盆地—碰撞山间盆地。
（4）拉张盆地属“肥型”盆地，特别是J3—E盆地旋回的拉张盆地，资源密度居各类盆地之首，这反映了中国油气资源的实际状况。拱张盆地的油气资源密度的离散、变异程度最大，以盆地旋回显著，是几个小而肥的盆地和多数“瘦型”盆地组合的反映。
从特尔菲法原理考察，各类盆地中，高资源密度出现的概率较小，是离群估计的小概率事件。然而，这种小概率事件并非不可能发生的事件，是有实际意义的估计，小而肥盆地勘探成功的事实，证实了这种估计。本文的盆地分类仅从成因机制考虑，不可能包括全部石油地质条件。对于石油地质学家来说，具体地分析盆地油气地质条件，找出其有利和不利的因素，不被固定的模式所束缚，才不至于对盆地作出不恰当的资源评价和失误的勘探决策。
Klemme（1975）提出了基于板块理论的各类型盆地的油气资源密度（原文是按可采储量计算资源量，本文按30%采收率将其折算为地质资源量），他将盆地分为两类八型。资源密度见表3-8。Klemme分类的盆地资源密度普遍高于我国的中、新生代盆地，分析其原因有：①Klemme研究的盆地可能以世界大油气田所在的盆地为主；②Klemme分类的克拉通类盆地油气资源包括了古生代地台沉积盆地，而本文分类仅是中、新生代盆地；③Klemme分类的过渡带盆地主要是二叠纪之后海底扩张时期形成的，其中陆外盆地和山间盆地油气资源密度特高，这或许与特提斯特海的地理位置和时代（山间盆地以第三纪为主）有关，而同期我国大陆已进入板内盆地演化阶段。
表3-8 世界主要含油气盆地的油气资源密度
从表3-7及表3-8得出以下结论：
●各类盆地的油气资源密度分布基本相似，属对数正态分布，仅仅偏正歪度不等而已。如Klemme的克拉通内盆地和克拉通多旋回盆地的资源密度分布正偏歪度很小，接近正态；克拉通裂谷和山间盆地资源密度则呈对数正态分布。我国各类中、新生代盆地油气资源密度也都呈对数正态分布。
●各类盆地油气资源密度相对比较，克氏分类山间盆地最高，克拉通裂谷盆地和过渡带陆外盆地第二。我国中、新生代盆地则是拉张、拱张型盆地最高，碰撞中间地块盆地次之，克氏的克拉通内盆地、克拉通多旋回盆地与本文的克拉通坳陷盆地，拗褶盆地资源密度都相对地较低。这种油气资源密度分布的总趋势反映了从动力学成因机制划分盆地类型的实用性。
●我国中、新生代盆地油气资源密度分布区间宽、离散变异度大，反映了油气普查勘探的难度大，因而要求油气地质工作者更加注意研究我国盆地的特色，总结出油气地质的规律性。
3.2.2 发育大中型油气田的盆地的主要特征
关于油气田分级的标准，不同国家、组织和个人有不同的认识。当前国际上流行的标准是：石油可采储量≥0.8×108m3的油田或天然气可采储量≥850×108m3的气田为大型油气田。甘克文（1992）曾对1989年底以前发现的油气田进行了厘定，证实当时全球大油田有311个，大气田127个。虽然大油气田在数量上仅占油田总数的极少比例，但其储量却占世界已发现储量的大部分。我国陆相油田分级标准有所不同，是把石油地质储量在1×108t以上的油田称为大油田，天然气地质储量在300×108m3以上的气田称为大气田（即将颁布的新《石油天然气储量计算规范》提高了大气田的划分界线），以1996年底419个油田（邱中建等，1999）和1994年底191个气田（戴金星等，1997）统计表明，大型油田仅32个，但占储量的38.8%；大型气田仅7个，但占储量的41.0%。由此可见，大油气田在资源分布中占据重要地位。人们在评价和勘探中特别注意大型油气田的形成条件和勘探方向。
油气资源在地质体中的分布是极不均匀的，油气仅富集于少数大中型含油气盆地。据甘克文（1992）统计，全球可划定的较大规模沉积盆地有517个，其中只有73个具有大油气田。在我国，大型油气田也仅分布在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、吐-哈、四川、莺琼东南、四川9个盆地。
总结起来，这些具有大型油气田的盆地，除其处在较大板块内部（克拉通内部）和其边缘，盆地面积较大（一般≥10×104km2）、沉积地层较厚（一般≥5×103m）外，还有如下一些地质特征：
（1）中新生代以来，盆地处于一个相对稳定的发育期，盆地边界条件和应力环境没有发生频繁变化，基底稳定，盆地发展中主控因素不变。前陆盆地、断陷盆地、克拉通内部坳陷，均在其演化过程中基本保持性质和样式不变，故而发育大套砂岩、泥岩以及其他地层，且横向分布范围广、稳定、连续性好，相变不频繁。
（2）沉积中心规模较大，大套深水相（深—半深海、深—半深湖相）暗色泥岩或碳酸盐岩发育；也可能在大面积海（湖）—陆交互相、沼泽相控制下发育大套煤系地层。这些岩层有机质丰富（有机碳含量一般≥2%），干酪根以Ⅰ、Ⅱa型为主（煤系地层以Ⅲ为主），为优质烃源岩。烃源岩埋深适中，生排烃高峰期较晚（一般在新生代），生排烃强度大，资源丰度大（一般≥20×10t8/km2）。
（3）发育大套横向稳定的良好储层。一般而言，对于油藏，砂岩储层要求其孔渗性高，一般为良好级储层，碳酸盐岩储层则多为溶蚀孔洞型或孔洞—裂缝性；对于气藏，砂岩储层可为低孔渗-致密性储层，碳酸盐岩储层多为溶蚀孔洞型，孔洞-裂缝型和裂缝型。
（4）具有区域性盖层，保存条件良好。盖层一般为厚层或巨厚层泥岩、盐岩和膏岩，分布面积广，横向变化小，未遭受断层的严重破坏。如塔河油田，在下奥陶统油藏之上有一套厚32～76 m的泥岩+双峰灰岩盖层，其中泥岩单层厚度大（达25 m），双峰灰岩稳定在22 m左右，二者孔渗性极差，封盖条件优越。另外，由于成藏后构造运动并不十分剧烈，油气藏被改造和破坏的程度小，保存条件较好。
（5）长期继承性发育的隆拗格局，确保了油气生烃中心、油气运移通道和指向、油气汇聚部位长期稳定，为大油气田形成提供了必要条件。
（6）此类盆地往往局部构造、古潜山发育，圈闭规模一般较大，且形成于成藏期之前，时间配置良好。故而所形成的大型油气田主要由背斜（包括披覆背斜）、潜山油气藏组成。
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