为了进一步明确中国陆上深层—超深层领域天然气勘探潜力和有利勘探目标区带分布，以及深层—超深 层天然气勘探面临的主要问题和勘探理论需求，对中国陆上深层—超深层天然气勘探资源概况与勘探进展进行梳理分 析，对中国陆上深层—超深层领域的地质特征、成藏关键要素、天然气资源潜力等进行分类评价。分析认为，中西部 叠合盆地山前带发育的库车、川西、准南等十大前陆冲断带及斜坡区是前陆冲断带领域的重点勘探区带，华北、扬子、 塔里木三大克拉通背景上发育的鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地古隆起及斜坡区、克拉通内裂陷及台缘带礁滩 等是深层—超深层海相碳酸盐岩领域的重点勘探区带，松辽盆地、渤海湾盆地断陷深层古隆起及斜坡区、基岩潜山是 中—新生代断陷盆地深层—超深层领域的重点勘探区带，深层—超深层火山岩等是重要探索领域。研究认为中国深层— 超深层天然气仍面临一系列问题，需要加强针对性基础攻关研究。

：鄂尔多斯盆地一直是中国油气勘探开发的重点地区之一，发现了一批重要的油气田。随着勘探程度提高， 勘探对象转向致密、深层及盆地周边等成藏条件复杂区，寻找新的整装规模储量难度不断增大。通过系统总结近年来 长庆油田公司在致密砂岩气和海相碳酸盐岩天然气等领域取得新认识和新进展，分析了盆地不同类型气藏的主要地质 特征和控制因素，结合油气资源分布状况和新发现气藏基本特征，科学地提出了油田公司“两步走”的发展战略，并 指出了碳酸盐岩天然气、致密砂岩气以及除致密砂岩气以外的非常规天然气未来的勘探接替领域。同时针对勘探开发 过程中面临的问题，紧密结合生产实践，系统制定了相应的工作对策。通过强化地质研究、积极转变工作思路，加大 技术攻关、推进勘探开发一体化、地质工程一体化进程，以实现天然气的规模有效勘探开发，为其他类似盆地勘探和 开发提供经验和借鉴。

黄骅坳陷乌马营潜山二叠系砂岩获高产油气流, 展示出上古生界良好的勘探前景。针对黄骅坳陷上古生 界煤系烃源岩、储集层系、圈闭条件、充注特征等方面进行深入分析，明确了二叠系砂岩凝析气藏的优势成藏条件及 其地质意义。研究认为黄骅坳陷石炭系—二叠系煤系地层稳定分布，生烃潜力大，热演化程度高，提供了充足的油气 来源；二叠系下石盒子组发育巨厚的砂岩储层，遭受埋深后依然可保持较高的孔隙度，是油气富集层系；逆冲推覆构 造形成了多个大型背斜、断鼻构造，提供了有利的成藏空间；乌马营潜山新构造运动时期断层活动趋于停止，晚期油 气大规模充注有利于油气藏保存。黄骅坳陷二叠系砂岩凝析气藏的发现，证实了石炭系—二叠系煤系烃源岩巨大的生 烃潜力，指明了二叠系下石盒子组这一重点勘探层系，将古生界砂岩储层的有效勘探深度拓深至5000m，大大拓展 了潜山内幕油气资源的勘探空间。

为了探究辽河坳陷兴隆台潜山中生界厚层、致密角砾岩的油气勘探潜力及成藏主控因素，指导中生界勘 探目标优选，基于岩心、岩屑、测井、地球化学资料，对中生界开展了以储层为核心的地质资料精细重建及油藏主控 因素分析。研究结果表明：兴隆台潜山中生界发育两大类30 种岩石类型，其中角砾岩分为花岗质角砾岩、混合角砾岩， 花岗质角砾岩为最优质储层，储集空间主要为构造缝，其次为溶蚀孔隙；中生界角砾岩油藏为岩性与构造双重控制的 层状裂缝型油藏，厚层、均质角砾岩与大断裂叠合区为成藏优势区。利用岩矿、测井、地球化学资料相结合建立岩性 及储层识别图版，重建135 口开发井的岩性及储层剖面，110 口开发井重新解释Ⅰ、Ⅱ类储层。以“老井试油控含油 面积、新井钻探定油气产能”的方式对中生界实施效益勘探，10 口井全部获工业油气流，兴隆台潜山中生界形成亿 吨级规模储量领域，并于2018 年上报控制石油地质储量超4000×104t。

斜坡带是油气勘探发现的重要领域，辽西凸起南段斜坡带却历经多年油气勘探一直未获商业性发现。近 年来利用大量岩心、测井、地震、分析化验资料，对制约辽西凸起斜坡带油气勘探关键问题进行系统分析。研究表明， 根据隐性走滑断裂解释新模式，重新落实了辽西凸起南段一批大型构造圈闭群；沙河街组厚层混积滩坝砂优质储层发 育突破了传统薄层认识，奠定了沙河街组规模性油气储量的发现；构造—岩性双重作用控制中生界优质储层发育，形 成了LD25-A 构造区孔隙—裂缝型优质储层；超压封盖、高效输导通道联合控制斜坡带油气优势汇聚成藏。这些创 新地质认识指导了LD25-A 构造高丰度高产轻质油田的发现，实现了辽西凸起斜坡带油气勘探的突破，对渤海湾盆 地斜坡带勘探具有重要指导意义。

四川盆地开江—梁平海槽东侧已发现普光、黄龙场等大气田，是礁滩重要的勘探领域。为了进一步明确 海槽东侧长兴组台缘生物礁发育特征，利用钻井、地震资料，以台缘生物礁外部轮廓、内部形态、平面展布为基础， 开展海槽东侧台缘带、台缘生物礁发育特征研究。研究结果表明，开江—梁平海槽东侧台缘依据坡角差异性可划分为 陡坡型和缓坡型，平面上具有分段特征，且发育缓坡退积型和陡坡叠加型两种模式，以缓坡退积型为主；台缘生物礁 发育主要受海平面变化、同沉积多级断裂及区域拉张共同作用；缓坡台缘生物礁发育经历微古地貌形成期（吴家坪晚 期）、缓坡滩发育期（长一期）、弱镶边台缘礁滩发育期（长二早期）、镶边台缘多排礁滩发育期（长二中期—长三 期）4 个演化阶段。开江—梁平海槽东侧长兴组缓坡多排礁分布面积广，油气成藏条件优越，是天然气勘探值得关注 的重要领域。

利用野外、钻井和地震资料综合研究，在四川盆地广元—巴中地区发现中二叠世的槽谷，为上扬子西 北缘受海西期拉张作用形成的拉张槽。拉张槽的地质—地震特征明显，呈北西向展布，宽度为70～120km，面积约 为2×104km2，根据其中线展布将其命名为广元—巴中拉张槽。拉张槽控制着中二叠统的烃源岩展布，拉张槽内为深 水欠补偿沉积，充填10～30m 的深水陆棚相泥质岩，TOC 为2%～9%，为优质烃源岩。该拉张槽还控制着中二叠统 茅口组台缘带优质储层的形成与展布，拉张槽两侧发育台地边缘滩相沉积，三维地震资料解释表明，台缘带宽度为 8～10km，面积达3000km2，受岩溶等成岩作用改造，可形成规模优质储层。广元—巴中拉张槽的发现改变了四川盆 地二叠纪构造沉积分异形成于长兴期的传统认识，拉张槽内部优质烃源岩与其周缘规模滩相储层构成旁生侧储的源储 配置关系，为有利成藏组合，是茅口组重要勘探方向。

鄂尔多斯盆地盒8 段致密砂岩气是国内典型的致密气勘探领域，为了明确盒8 段致密砂岩气储层微观特 征及其形成机理，开展了相关研究。在钻井岩心观察的基础上，进行了铸体薄片、场发射扫描电镜、CT 扫描及恒速 压汞等多种实验，研究认为盒8 段致密砂岩类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，总体特征表现为中—粗粒、分选中等， 颗粒以棱角状、次棱角状为主，颗粒间以点、线接触为主，填隙物种类多样。储层储集空间类型主要包括残余粒间孔 隙、溶蚀孔隙、微纳米孔隙及裂缝等，微纳米孔隙占储层孔隙90% 以上；喉道类型包括缩颈型、弯曲片状及管束状等， 孔喉特征总体表现为喉道细、连通性好—中等，平均喉道半径与渗透率的相关性最好。沉积作用和沉积组构控制了储 层原始物性差异，辫状河心滩砂体和三角洲分流河道砂体物性比冲积扇扇中水道砂体物性好，后期经历的强压实作用 是储层致密的主控因素，胶结作用加剧了对储层孔隙结构的破坏，而普遍、强烈的溶蚀作用在一定程度上改善了致密 储层的储集性能。

致密油气为库车坳陷北部构造带迪北段重要勘探领域，但整体勘探程度较低。为了研究迪北段致密油气 来源，落实勘探潜力，在不同层系烃源岩地球化学特征分析基础上，通过油气源对比指出下侏罗统阿合组致密储层内 油气均以上三叠统烃源岩贡献为主。利用阿合组烃类流体包裹体均一温度测试结果和单井热史、埋藏史的分析，确定 阿合组油气具有3 期充注特征；结合迪北段油气成藏过程动态演化分析，认为迪北段油气具有早油晚气的特点，进而 建立早期和晚期油气成藏模式，明确烃源岩有效排气强度和致密储层裂缝发育程度共同控制致密气藏的分布，并预测 阿合组致密气藏勘探有利区位于迪北边缘。

柴达木盆地西部凹陷区是重要的油气勘探领域，发育独特的古近系—新近系高原咸化湖相烃源岩。近年 来，天然气勘探在南翼山、黄瓜峁、开特米里克、英中和扎哈泉等中深层获得了重要发现，发现多个天然气藏。但是 该区的天然气来源存在较大争议，是否存在深层侏罗系煤型气的混入影响着对该地区天然气、成藏模式的认识以及下 一步的勘探方向。在综合分析大量天然气样品地球化学特征的基础上，研究柴西地区古近系—新近系与柴北缘侏罗系 天然气地球化学特征差异性，以及伴生原油地球化学特征和区域地质条件，取得以下3 点认识：(1) 与其他地区不同， 乙烷碳同位素不能作为鉴别柴西地区高成熟咸化湖相天然气类型的主要指标；(2) 柴西地区的天然气主要来源于自 身发育的下干柴沟组上段（E3 2）和上干柴沟组（N1）咸化湖相烃源岩，主要为油型气，几乎不存在侏罗系煤型气 的混入；(3) 柴西地区天然气成藏具有就近成藏的特点，横向短距离运移，垂向晚期调整。并指出烃源岩埋深大、成 熟度高的区域，如英东、黄瓜峁—开特米里克和南翼山—油墩子地区，是今后重要的勘探领域。

为了研究黄骅坳陷二叠系优势储层的形成与分布规律，以实物钻井取心、井壁取心为基础，综合分析钻井、 录井、测井、地震等地质资料，对二叠系致密砂岩储层特征、主控因素进行分析，提出印支期古构造控制二叠系优势 储层的形成与分布。研究认为黄骅坳陷二叠系岩石以长石砂岩和石英砂岩为主，致密砂岩储层储集空间以次生的粒间 溶孔、粒内溶孔、铸模孔及裂缝为主，属于低孔—特低渗透储层。二叠系致密砂岩储层主要发育孔隙型储层及裂缝型 储层，其中印支期古构造对两类储层的分布具有决定性影响，歧口凹陷潜山地处印支期古隆起区，古隆起区及其斜坡 区溶蚀作用强烈，易于形成孔隙型优势储层；沧东凹陷潜山印支期逆冲推覆构造活动强烈，造成储层裂缝发育，易于 形成裂缝型优势储层。

利用现有的油气运移模拟软件建立的三维地质模型无法反映砂泥岩空间叠置关系，严重影响了油气运移 模拟结果的准确性与有效性。以渤海海域渤中19-6 油气区及围区为例，从单井数据出发，以地震属性为约束，井震 联合刻画砂体分布，建立三维地质模型，计算油源断层断面泥质含量，作为断层输导能力的定量评价标准，并在此基 础上开展了全三维立体油气运移模拟。模拟结果表明，深部油气聚集主要受砂体与地貌造就的低势区的共同控制，中 浅层油气聚集则主要受断层活动性与断面泥质含量高低的影响。高精度油气运移技术成功再现了渤中19-6 构造成藏 过程，显示了良好的应用前景。

针对威远页岩气藏地质条件复杂、增产效果差异大及生产存在多个流动阶段等特点，根据威远页岩气井 开发特征，建立了典型气井评价动态模型；从地质条件、工艺措施和生产条件等方面，研究了威远页岩气井估算的最 终可采储量（EUR）的主要影响因素；采用蒙特卡罗法和主成分分析法，量化评价了影响EUR 的主控因素，量化评 价出5 个主成分综合反映22 项原始指标98.31% 的信息，综合威远页岩气田60 余口生产井的动静态资料分析，评价 认为龙一1a 的钻遇长度、压裂效果是影响页岩气井EUR 的主要因素。开展精准地质导向提高龙一1a 小层钻遇长度 及试验新技术、新工艺提高储层改造体积具有重要意义。

为了更好地实现威远页岩气田地质工程一体化开发，在区块地质特征和储层特征等研究基础上，探索储 层特征对压裂施工和测试产量的影响，建立了测试产量的静态评价模型。研究结果表明，威远202 井区页岩脆性指数 越高，停泵压力越低；水平应力差异系数越低，停泵压力越低。威远202H2 平台压裂施工研究发现，离裂缝带越近， 停泵压力越低。研究表明威远区块页岩气水平井临界钻遇率与临界改造长度分别为80% 和1250m，最终建立了威远 202 井区测试产量与储层改造长度回归模型，计算的测试产量与实际测试产量误差小，预测的测试产量主要可用于评 价早期气井产能，为随钻地质导向、压裂施工提供理论和实践依据。