2. 中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室
2. CNPC Key Laboratory of Natural Gas Reservoir Formation and Development
随着全球油气勘探开发理论、技术、装备的发展，油气勘探开发不断向陆上深层—超深层、海域深水和非常规三大领域挺进，全球深层—超深层油气新增储量、产量呈明显增长趋势[1-4]。近年来，中国在深层—超深层油气勘探领域陆续取得了一系列重要发现，深层—超深层油气勘探开发日益受到广泛关注。随着国内中浅层油气勘探开发程度不断升高，油气发现难度日益加大，开展深层—超深层油气资源勘探开发，对老油气区扩大储量、稳定产量和寻找新区拓展领域具有重要意义[5-6]。特别是当前新形势下，油气对外依存度快速增长，能源安全受到国家高度重视，立足国内加大油气勘探开发成为新时期的历史使命；加快深层—超深层油气勘探开发，特别是深层—超深层天然气勘探开发，已成为中国陆上油气勘探开发必然的战略抉择[7-9]。但是中国陆上深层—超深层天然气基础理论认识相对不足，勘探仍面临一系列挑战。深层—超深层天然气勘探需要加强中西部叠合盆地、原型盆地研究及深层—超深层地质结构解析，深化深层—超深层生储盖机制研究，明确深层—超深层古老烃源岩生气潜力与成藏关键要素，深化深层—超深层成藏富集规律及大气田形成主控因素研究。总体上，中国深层—超深层领域有油、更富气。本文重点对陆上深层—超深层天然气开展论述。
深层既有深度概念，又有层系内涵，“深、古老”是基本特点。不同含油气盆地由于地温梯度、地层时代的差异，对深层的定义也不相同，目前关于深层的定义尚未形成统一的标准。本文采用国内学者广泛认可的标准，即对深层的定义在东部和中西部各异，东部地区以埋深3500~4500m为深层，超过4500m为超深层；中西部地区以埋深4500~6000m为深层，超过6000m为超深层[10]。
1 中国深层—超深层天然气资源概况与勘探进展 1.1 天然气资源概况据第四次全国油气资源评价，中国陆上常规天然气资源量为41.00×1012m3；其中，深层约占30.1%，超深层约占40.2%。陆上致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气资源量为101.86×1012m3，以浅层为主，深层—超深层致密气、页岩气资源量约占29.8%[11]。陆上深层—超深层天然气资源量约为59.2×1012m3，主要分布于陆上8个大型含油气盆地，约占全国陆上深层—超深层天然气资源量的68.9%；其中，四川、塔里木、鄂尔多斯三大盆地占比较大，占比分别为27.9%、19.6%、14.5%（图 1）。
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图 1 中国陆上主要含油气盆地深层—超深层天然气资源分布图 Fig. 1 Distribution of deep and ultra-deep natural gas resources in major onshore petroliferous basins |
进入21世纪以来，中国在深层—超深层天然气勘探领域取得了一系列重大突破，在陆上主要大型含油气盆地均获发现。深层—超深层碳酸盐岩领域在塔里木盆地塔中，四川盆地高石梯—磨溪、双鱼石、龙岗、普光、元坝、彭州，渤海湾盆地冀中坳陷河西务、黄骅坳陷歧古8井，鄂尔多斯盆地靖边等获得重大发现；深层—超深层碎屑岩领域在塔里木盆地库车、准噶尔盆地南缘、渤海湾盆地断陷、松辽盆地断陷获得重大发现；深层—超深层火山岩领域在松辽盆地、四川盆地二叠系获得重大发现；深层—超深层基岩潜山领域在松辽盆地中央古隆起、渤海湾盆地潜山、柴达木盆地阿尔金山前等获得重大发现[12-15]。地层时代上，深层—超深层天然气勘探发现在新元古代震旦纪、早古生代寒武纪、奥陶纪、晚古生代石炭纪、二叠纪、中生代乃至新生代各时期地层广泛分布（图 2）；深度上，东部盆地突破5000m，西部盆地突破8000m。统计显示，中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）深层—超深层新增探明天然气地质储量占比由“十一五”的平均38.8%增长至“十二五”的平均59.6%，深层—超深层已经成为中国陆上天然气储量、产量增长的重要领域（图 3）。截至2018年年底，国内投入开发的深层—超深层气田累计探明储量达3.32×1012m3，2018年深层—超深层天然气产量达到428×108m3，主要集中在塔里木和四川两大盆地。预测2025年后深层—超深层天然气产量将超过全国天然气产量的50%，成为天然气建产重要接替资源。
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图 2 中国陆上主要盆地深层—超深层天然气勘探发现领域分布图 Fig. 2 Distribution of discovered deep and ultra-deep natural gas in major onshore petroliferous basins |
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图 3 中国石油2000—2018年天然气新增探明地质储量分布图 Fig. 3 Distribution of newly proven geological reserves of natural gas from 2000 to 2018 by PetroChina |
自“十五”以来，深层—超深层天然气基础攻关研究在全过程生烃、储层发育机制、特殊气藏富集规律等方面取得了一系列新认识，指导中国深层—超深层天然气勘探持续获得重大突破[16]。
近年来开展的多类型烃源岩、多途径、全过程生烃研究，进一步拓宽了深层—超深层生气门限，生气潜力进一步增大[17-18]。煤系烃源岩生烃门限认识由早期认识的Ro=2.5%延伸至Ro=5.0%，在Ro > 2.5%阶段仍有约20%的生气潜力；煤的最大生气量由早期认识的150mL/g增加至300mL/g，较过去增加一倍，深层—超深层煤成气资源总量大幅增加。海相烃源岩方面，在早期单一烃源灶常规生烃模式研究的基础上，提出了干酪根和液态烃裂解两类烃源灶生气，液态烃裂解气除包括原油裂解气外，烃源岩中滞留的分散液态烃在高—过成熟阶段能裂解成气，也是原油裂解气的重要组成部分；并且建立了海相腐泥型有机质全过程生烃模式，认为深层—超深层海相天然气主要为原油裂解气，不同地质条件、不同介质原油裂解成气的起始与终止温度不同，终止裂解温度由早期认为的200℃延伸至230~240℃，并且在高演化阶段水参与了生烃作用。基于上述认识，海相烃源岩热演化和生烃历史比早期认定的更长，深层—超深层原油裂解气的资源潜力进一步增大[10, 16-17, 19]。
深层—超深层发育多类抗压实储层，储层物性受“岩相、建设性成岩、后期改造”三方面因素联合控制[20]。目前研究总体认为，5类主要因素控制深层—超深层储层孔隙的发育：①压实、压溶、胶结及矿物体积增大的交代作用是深层—超深层储层减孔的主要因素；②溶解、破裂、收缩及矿物体积缩小的交代作用是深层—超深层储层增孔的主要因素；③颗粒包膜、油气充注、流体超压作用是深层—超深层储层孔隙保存的主要因素；④早期成藏、构造抬升、快速深埋等因素抑制了成岩效应，对孔隙保存具有重要作用；⑤盆地动力场对深层—超深层储层成岩作用有重要影响。对于不同地质背景、不同岩性的储层，各因素影响程度差异较大，确定增孔的主控因素是深层—超深层储层研究的核心问题[21-24]。深层碎屑岩受晚期快速深埋、异常高压、溶蚀作用、早期充注、构造裂缝等因素控制，仍发育形式各样的孔隙、裂缝、溶洞等储集空间，有利储层呈“双阶段”发育模式，勘探深度从5000m拓展到8000m。深层—超深层海相碳酸盐岩受断裂、岩溶热液、白云石化等作用及早期油气充注影响，在8000m以深仍有良好的储集性能。深层火山岩—变质岩受构造、火山、成岩等作用影响及表生期、埋藏期成岩改造控制，经长期风化淋滤与多期改造，发育原生型和次生风化壳型两类储层，可形成裂缝—孔洞型风化壳规模储层，孔隙度最高可达20%以上。
成藏理论研究方面，明确台盆区深层—超深层古老碳酸盐岩经历了跨构造期成藏，古隆起背景上发育礁滩体、岩溶等多类型岩性—地层圈闭，天然气富集受古裂陷、古丘滩体、古岩性—地层圈闭、古隆起及斜坡区“四古”要素控制[25-27]；前陆冲断带深层—超深层烃源岩快速埋藏，生烃条件好，构造受多滑脱冲断体系控制，在挤压背景下可形成完整背斜、断背斜、断块构造，圈闭幅度大，上覆厚层膏盐岩及泥岩形成强封盖，具备顶蓬构造吸入式强充注成藏条件，晚期持续强构造挤压可形成高压气藏[28-30]。深层—超深层断陷盆地受区域伸展拉张作用影响，断裂控制断陷的规模及演化，发育多个相互独立的次级断陷、断槽，断陷、断槽控制烃源岩发育并自成含气系统[31-32]；断裂控制圈闭形成并改善储层储集性能、沟通油气运移通道；基底形态、火山岩岩相、断裂共同控制储层分布，有利储层岩性多样，总体呈现环槽富集特征。
总之，深层—超深层天然气勘探理论的创新认识指导了勘探的不断突破，但是随着勘探的不断深入，理论创新还需进一步深入。
2 深层—超深层天然气主要勘探领域及重点区带潜力分析深层—超深层剩余常规天然气资源主要分布在四川盆地、塔里木盆地及鄂尔多斯盆地的海相碳酸盐岩、前陆冲断带等领域（图 4），占陆上深层—超深层剩余常规天然气资源量的62.2%。深层—超深层已经成为中西部盆地天然气勘探的重点领域[33-34]；中国石油各探区中，塔里木盆地深层—超深层探井占盆地内总探井数的94%，四川盆地深层—超深层探井占盆地内总探井数的79%（图 5）。中西部四川、塔里木、准噶尔等叠合盆地山前带发育川西、库车、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区带；松辽盆地、渤海湾盆地古隆起及斜坡区、基岩潜山、火山岩等是中—新生代断陷盆地深层—超深层领域的重点勘探区带（图 6）。
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图 4 中国陆上深层—超深层剩余常规天然气资源量分布图 Fig. 4 Distribution of residual conventional natural gas resources in onshore deep and ultra-deep formations |
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图 5 中国石油各探区深层—超深层探井统计图 Fig. 5 Statistical diagram of exploration wells drilled into deep and ultra-deep formation in each area by PetroChina |
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图 6 中国主要盆地及陆上深层—超深层勘探领域分布图 Fig. 6 Distribution of exploration fields in major basins and onshore deep and ultra-deep formations |
前陆盆地是全球油气发现最多的盆地类型之一。中国自“九五”引进周缘、弧后前陆盆地、再生前陆研究理论以来，通过“十五”至“十二五”持续攻关，围绕中国前陆盆地类型和油气系统、成盆、成储、成藏以及冲断带深层—超深层富油气构造带等开展持续研究，创新发展了中国特色的前陆油气地质理论，明确了中国中西部前陆冲断带油气构造特征等（表 1），指导中国中西部前陆冲断带油气勘探获得重大发现[35-36]。前陆冲断带探明储量由“十五”的7%增长至“十二五”的22%，成为增储上产的重要领域。库车、柴西阿尔金山前、川西北等前陆冲断带的重要突破推动了前陆盆地天然气勘探进程。不同于国外的板块周缘或弧后前陆盆地，中国陆内再生前陆盆地特色显明，往往多期发育，以陆相层系为主，发育于大陆板块盆山结合部，主要由造山带中逆冲带载荷引起的挠曲沉降形成。中国区域挤压环境受控于三大洋盆演化，形成3期前陆冲断带：①二叠纪—三叠纪时期古亚洲洋关闭，形成塔里木北部库车、吐哈北部及准噶尔南缘、西北缘、东北缘等前陆冲断带；②三叠纪末期古特提斯洋关闭，形成塔西南、塔东南、柴北缘、川西北、鄂尔多斯西缘等前陆冲断带；③新近纪时期新特提斯洋关闭，形成准南、吐哈、库车、塔西南等再生前陆冲断带，形成博格达北缘、喀什、塔东南、酒泉、潮水、楚雄等前陆冲断带。
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表 1 中国中西部前陆冲断带深层—超深层勘探领域分布表 Table 1 Distribution of exploration fields in deep and ultra-deep formations in mid-western China foreland thrust belts |
前陆冲断带及斜坡区具有优越的成藏条件，临近的烃源岩和构造变形影响下的快速沉积为生烃、储集创造了良好条件，总体挤压背景下形成的背斜、断背斜、断块构造圈闭幅度大，多个构造连片形成大型叠覆背斜构造带，圈闭条件良好，上覆厚层膏盐岩及泥岩形成有效的强封盖，冲断背景下油源断裂发育，沟通源储，超晚期聚集成藏，吸入式强充注，含气饱和度高，是寻找高压—超高压气藏有利区[37]。中西部叠合盆地中—新生代以来的强烈挤压运动，导致西部山前形成多个前陆冲断带及斜坡区构造带，每个构造带又包括若干区带和连片分布的大型圈闭构造群，是中西部前陆冲断带勘探的重点。中国中西部前陆冲断带累计勘探面积约为35.5×104km2，预测天然气资源量为20.6×1012m3，整体认识程度较低。截至2017年，前陆冲断带领域探明天然气地质储量为1.3×1012m3，未来勘探潜力依然较大。
中西部前陆冲断带天然气勘探持续向深层—超深层拓展，日益面临新的问题与挑战。深层—超深层构造解析方面需加强多滑脱层挤压构造变形机制研究，加强冲断—走滑体系与下盘掩覆带物探技术攻关与构造解析，突出复杂构造区深层—超深层储层发育、改造与有效储层分布研究，加强复杂构造区油气多层系成藏及深层—超深层规模聚集与控藏研究。加强深层—超深层前陆区带优选评价，分层次推动前陆冲断带领域勘探，加快库车深层—超深层圈闭评价落实，加强库车中秋构造带、阿尔金山前、川西掩覆带、准南乌奎背斜带等前陆冲断带接替领域准备，深化塔西南冲断带、鄂尔多斯西缘、吐哈台北山前等前陆冲断带潜在领域研究认识。
2.2 三大克拉通海相碳酸盐岩领域中国陆上塔里木、扬子、华北三大克拉通发育多套优质烃源岩，烃源岩广覆式分布。三大克拉通发育多个盆地内裂陷、古隆起及斜坡区；其中，裂陷周边台缘带、古隆起台缘带、断溶体及斜坡区成藏条件优越，已成为深层—超深层碳酸盐岩战略发现的重点领域[38-42]。三大克拉通海相碳酸盐岩有利勘探面积约为59.2× 104km2，预测天然气资源量为28.1×1012m3（表 2）。
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表 2 三大克拉通海相碳酸盐岩深层—超深层勘探领域分布表 Table 2 Distribution of exploration fields in deep and ultra-deep marine carbonate formations in three major cratons |
克拉通古隆起主要由区域性挤压及刚性基底控制形成。目前，已发现塔里木盆地塔北古隆起、塔中—巴楚古隆起、塔东古隆起，鄂尔多斯盆地中央古隆起、伊盟古隆起、渭北古隆起，四川盆地高石梯—磨溪古隆起、乐山—龙女寺古隆起、泸州古隆起、达州—开江古隆起等多个大型古隆起[43-45]。综合前人研究及近期勘探研究进展，将古隆起及斜坡区划分为4种类型。①稳定型古隆起自形成以来形态长期稳定，后期隆升速率减小或缓慢沉降，被上覆地层覆盖，长期处于运移指向区，古隆起核心部位及斜坡区气藏形成及保存条件优越，如四川盆地高石梯—磨溪古隆起，塔里木盆地塔中古隆起、塔北古隆起，鄂尔多斯盆地庆阳古隆起等。②改造型古隆起受区域构造运动影响，地质结构及隆起形态受后期改造作用发生较大变化，地层遭到较强剥蚀，核心部位保存条件相对较差，在斜坡区具有一定成藏条件，如塔里木巴楚古隆起，四川盆地开江古隆起、泸州古隆起。③残存型古隆起在地质演化历史中遭到严重剥蚀，残余地层厚度较小或者严重缺失，地质结构与构造形态发生分解、甚至消失，重建沉积，保存条件差，古油气藏遭到破坏，在古隆起核心部位难以成藏，在斜坡区具备晚期气藏形成条件，如塔里木盆地塔东古隆起、塔东南古隆起，鄂尔多斯伊盟古隆起。④叠加型古隆起是后期隆升作用对早期古隆起发生部分改造形成新的古隆起，并叠置在早期的古隆起上，具有两套含油气系统，下伏古隆起地层保存较好，有利于古油藏的保存，上覆古隆起形成时间较晚，对晚期成藏及次生油气藏具有较强控制作用，如四川盆地乐山—龙女寺古隆起。
2.2.2 克拉通内裂陷及台缘带礁滩扬子地块在震旦纪—二叠纪处于被动大陆边缘构造阶段，由于联合古陆裂解、古秦岭洋打开，受拉张—裂解区域应力影响形成一系列裂陷，影响盆地内部沉积及上覆地层沉积，控制着生烃中心及台缘带礁滩体展布。随着整体沉降，上覆沉积巨厚地层，生储盖等成藏条件优越[22, 25, 39, 43]，如绵竹—长宁、开江—梁平、洛南等裂陷。
以绵竹—长宁克拉通内裂陷（图 7）为例，该裂陷贯穿整个四川盆地，是上扬子克拉通内发育的大型裂陷，形成于震旦纪扬子克拉通的拉张背景（灯三段和灯四段沉积时期）。裂陷形成主要受板块拉张控制，其次受盆地内断裂控制，长期接受海洋沉积，地层快速沉积，水体较深，灯三段与灯四段欠补偿沉积发育，裂陷两侧发育震旦系台缘高能相带丘滩体。深水区发育海相烃源岩，裂陷充填与盆地整体沉降期（麦地坪组和筇竹寺组沉积时期），沉积了巨厚的寒武系，暗色泥岩、页岩发育，下寒武统麦地坪组—筇竹寺组优质烃源岩发育。总体上烃源岩、储层及保存等成藏条件优越，但构造运动强烈，成藏条件复杂，向盆地延展区域保存条件较好，是有利勘探领域。
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图 7 绵竹—长宁克拉通内裂陷沉积充填特征 Fig. 7 Sedimentary characteristics of the intracratonic rift in Mianzhu-Changning |
三大克拉通前寒武系分布广、厚度大、埋藏深，覆盖面积超过300×104km2，厚度普遍在1000m以上，最厚超过10000m；古板块构造演化研究证实在中—新元古代、寒武纪时期，中国三大古板块位于地球赤道附近30°纬度区域内，具备有机质富集的海洋化学环境。目前深层—超深层古老碳酸盐岩天然气勘探仅在四川盆地震旦系灯影组、寒武系龙王庙组取得规模发现，已发现储量规模接近1.5×1012m3；在华北地区奥陶系潜山、塔里木盆地深层—超深层寒武系中深1C井、震旦系齐格布拉克组桥古1井取得发现，但均未获规模突破。目前研究表明，华北地区中—元古界烃源岩有机质丰度高，冀北坳陷和宣龙坳陷分布面积约为10×104km2，烃源岩发育在裂谷凹陷区，TOC为2%~5%，最高为20%，有机质类型以Ⅱ1、Ⅱ2型干酪根为主，生烃潜力大；华北地区可能发育3套生储组合，即洪水庄组（生）—铁岭组（储）—下马岭组（生储）、高于庄组（生）—雾迷山组（储）—洪水庄组（生储）、串岭沟组/崔庄组（生）—团山子组（储）。鄂尔多斯盆地寒武系存在台内裂陷（拗拉槽），南部发育烃源岩。塔里木盆地中下寒武统玉尔吐斯组、西大山组—西山布拉克组发育中—高丰度优质烃源岩，广泛分布于塔中、阿瓦提及满加尔地区，面积约为24×104km2，TOC为0.5%~14%，Ro为1.37%~3.6%，是台盆区主要气源层系，为盐下油气勘探提供了重要气源基础。塔里木盆地肖尔布拉克组发育台地边缘滩和台内滩两类规模性储集体，礁滩体分布面积达8.61×104km2，规模性储集体和多类型盖层的发育为台盆区大气田的形成提供了有利条件；台盆区继承性稳定古隆起是大气田勘探的主攻方向，活动性古隆起是寻找晚期成藏大气田的有利领域。华北、塔里木两大古板块中—新元古界、寒武系可能成为天然气勘探战略性新领域，但目前其认识程度相对较低，仍需开展持续性探索研究。
2.3 中—新生代断陷盆地领域 2.3.1 古隆起及斜坡区 2.3.1.1 富气区带构造特征断陷盆地在区域拉张应力场背景下，受地层深处物质运动及均衡作用影响，形成坳隆相间、凹凸相间、构造带分割的构造格局。断陷盆地隆起与克拉通古隆起成因不同，克拉通古隆起主要由区域性挤压及刚性基底控制形成，断陷盆地隆起则主要由差异沉降和反转作用形成。断陷盆地隆起主要分布于东部中生代盆地内，按照形成机制及其构造—沉积的控制强度，可划分为断陷群间隆起（中央隆起区及斜坡区）、断陷间隆起（凸起）及斜坡区、断陷内隆起（低凸起）及斜坡区3种类型。
（1）断陷群间隆起（中央隆起）及斜坡区。断陷群间隆起（中央隆起）及斜坡区往往贯穿整个盆地或坳陷，由断陷盆地内多个断陷之间差异沉降形成。隆起规模大，大部分抬升幅度高，剥蚀严重，隆起顶部成藏条件差，但在翼部断阶构造圈闭、构造—岩性圈闭、地层圈闭发育，临近烃源岩，成藏条件有利。如抬升与剥蚀作用相对较弱，则隆起顶部和翼部均可富集成藏。总体上，断陷隆起及陡坡带发育背斜—断阶构造圈闭、超覆圈闭、构造—岩性圈闭、岩性尖灭圈闭，为形成大油气区创造了良好条件。渤海湾盆地沧县隆起是大型断陷群间隆起，长期处于隆起状态，上覆盖层缺失，成藏条件差；但在翼部歧口斜坡，构造圈闭、构造—岩性圈闭发育，且紧邻黄骅坳陷生烃中心，是油气聚集的重要场所。松辽盆地深层—超深层发育中央古隆起，形成于火石岭组—营城组沉积时期，在登娄库组沉积时期才被上覆地层覆盖，是良好的天然气聚集场所。典型实例如松辽盆地东南隆起，渤海湾盆地沧县隆起、埕宁隆起、邢衡隆起、内黄隆起等。
（2）断陷间隆起（凸起）及斜坡区。断陷间隆起（凸起）及斜坡区是次级断陷之间的重要调节带，通常由垒块形成，规模较大，抬升幅度高，沉降及隆升不均一，同沉积地层较薄或者缺失。断陷间隆起（凸起）及斜坡区后期随着盆地整体沉降深埋，形成低凸起构造或潜山构造。低凸起及周围发育多种类型的圈闭，往往形成复式油气聚集带。典型实例如松辽盆地徐家围子中央隆起构造带、杨大城子凸起，渤海湾盆地冀中坳陷高阳凸起与蠡县斜坡、大城凸起与文安斜坡、牛驼镇凸起与牛北斜坡、宁晋凸起与束鹿斜坡。
（3）断陷内隆起（低凸起）及斜坡区。断陷内隆起（低凸起）及斜坡区是断陷陡坡和斜坡断裂的重要调节带，发育次级断层和次级构造，后期历经反转作用，隆起幅度较大，构造圈闭发育，且长期处于油气运移指向，是复式油气聚集带有利地区。如松辽盆地东南隆起区梨树断陷中部构造为典型断陷内隆起（低凸起），构造的形成时期是斜坡区烃源岩大量生液态烃阶段，配置关系良好，为有利的油气聚集场所。典型实例如松辽盆地梨树断陷四五家子构造、长岭凹陷长岭Ⅰ号构造，渤海湾盆地辽西凹陷双台子构造等。
2.3.1.2 勘探潜力中国东部断陷盆地经历多期演化，盆地基底经历多期抬升作用下的局部剥蚀及沉积间断，发育多个不同时代的断陷构造，以渤海湾盆地、松辽盆地为典型。
渤海湾盆地深层—超深层构造由多个断陷间隆起（凸起）及斜坡区构成，中生代时期盆地进入陆内裂谷盆地演化阶段，目前整体勘探程度较低；在新生代经历陆内断坳盆地演化阶段，整体勘探程度高，但仍有盲区。孔店组—沙三段暗色泥岩是主要气源岩，已发现多种成因类型天然气，深层—超深层以溶解伴生气、煤型气和原油裂解气为主。发育古近系、石炭系—二叠系碎屑岩储层和深部潜山及潜山内幕碳酸盐岩、变质岩储层；其中，石炭系—二叠系储层与鄂尔多斯盆地相似，砂岩储层可能大面积分布，具备规模成藏的储层条件。勘探证实，渤海湾盆地深层—超深层可以形成大中型气田或气田群；以古近系高成熟气源岩为气源，安探1X井在河西务潜山获得重大突破；以石炭系—二叠系煤系烃源岩为气源，营古1井在多层系取得发现。近年天然气勘探在黄骅坳陷南部的乌马营—王官屯、周清庄、埕海等Ⅰ类区带落实天然气资源量2000×108m3，通过加强勘探部署，有望形成千亿立方米规模气区。渤海湾盆地深层—超深层潜山预计天然气资源规模为（4500~5000）×108m3，是东部断陷盆地深层—超深层寻找大气田的重要领域。围绕黄骅坳陷、辽河坳陷及冀中坳陷等12个有利区带开展古近系深层—超深层天然气勘探，估算天然气资源量为6800×108m3，这些区带是渤海湾盆地深层—超深层天然气勘探重要接替领域。建议围绕石炭系—二叠系开展整体研究，加强区带评价和目标准备，推进渤海湾盆地天然气勘探发展进程。
松辽盆地深层—超深层构造由30个断陷构成，面积为5.2×104km2，天然气资源量为4.4×1012m3，目前探明率为8.5%。
2.3.2 基岩潜山领域断陷盆地深层—超深层基岩潜山分布面积大，岩性复杂，具有形成内幕储盖组合的可能性，是深层—超深层天然气勘探重要探索领域。基岩潜山已成为松辽盆地深层—超深层天然气重要风险勘探领域，生烃洼槽沙河子组普遍超压，气层厚200~300m，富集程度高，隆探2井成功证实中央隆起带深层—超深层基岩潜山的勘探潜力。松辽盆地已初步评价4类基岩潜山圈闭46个，有利面积为1.43×104km2。目前东部断陷盆地深层—超深层基岩潜山领域整体认识程度较低，仍需持续加强探索与目标准备，以寻找更多发现。
2.3.3 火山岩领域中国沉积盆地内部及其周缘地区火山岩广泛分布，总体分布面积超过35×104km2。火山岩勘探历经60余年，已在11个盆地发现火山岩油气藏，以石油为主[46]。在准噶尔盆地和三塘湖盆地石炭系、二叠系，渤海湾盆地侏罗系、古近系等中浅层火山岩领域探明石油地质储量约为5.5×108t；在准噶尔盆地石炭系、二叠系，四川盆地二叠系中浅层火山岩领域探明天然气地质储量1592×108m3。深层—超深层火山岩勘探仅在松辽盆地获得规模发现，在该盆地徐家围子、长岭、王府、德惠等断陷深层—超深层侏罗系、白垩系探明天然气地质储量6152×108m3。2018年，四川盆地简阳地区永探1井在二叠系火山岩获重大新发现。目前研究显示，中国陆上深层—超深层火山岩领域发育原生型、风化壳型两类规模有效储层。原生型火山岩发育于东部断陷盆地侏罗系、古近系，储集空间以原生孔隙为主，物性受岩相、岩性控制；风化壳型火山岩发育于中西部地区石炭系、二叠系，储集空间以次生溶孔和裂缝为主，物性受风化淋蚀、脱玻化作用控制。
松辽盆地深层—超深层火山岩为典型的原生型火山岩，其气源既有有机成因天然气，又有无机成因CO2气。气藏类型受岩性和构造等多重因素控制，既有典型的简单岩性气藏，又发育复杂的复合气藏，以构造—岩性气藏最为发育。松辽盆地深层—超深层断陷由多个独立的断槽组成，断槽控制烃源岩的发育，断槽自成含气系统，不同的构造带发育不同的气藏类型，具有不同的成藏模式。据统计，徐家围子断陷发现了95个火山岩气藏，其中断鼻、断背斜等构造—岩性复合气藏有40个，占42.1%，主要发育于大型断裂附近的陡坡带或中央构造带；火山岩地层—岩性复合气藏有30个，占31.6%，主要分布在古隆起或斜坡带上；火山岩岩性气藏有25个，占26.3%，主要分布于断陷中心。
四川盆地二叠系火山岩为典型的风化壳型火山岩。2018年，四川盆地简阳地区永探1井在二叠系火山岩取得天然气勘探重大发现，开辟了四川盆地深层—超深层天然气勘探的又一重大领域。目前研究证实川西龙泉—简阳地区二叠系发育大面积厚层爆发相—溢流相火山岩，断裂发育，火山岩沿断裂多点复合喷发，火山机构类型多样，岩性以玄武岩为主，物性好，储层经历脱玻化形成晶间孔，再经历热液蚀变、溶蚀改造形成微孔隙，火山碎屑熔岩储层物性好，岩心分析孔隙度为6.68%~16.48%，全直径平均孔隙度为10.26%，柱塞样平均孔隙度为13.76%，全直径水平渗透率平均为2.35mD。四川盆地内寒武系筇竹寺组发育厚层优质烃源岩，烃源断裂发育；早期断层断至飞仙关组内部，能有效沟通源储，上部发育三叠系厚层膏盐岩区域盖层，生储盖组合匹配良好，成藏条件好，具备形成大型构造—岩性气藏的条件。目前火山岩岩相刻画研究显示，川西地区火山岩大面积发育，预测喷溢相火山岩分布面积近6000km2，具备（3000~5000）×108m3增储潜力。
中国深层—超深层火山岩资源类型以天然气为主，勘探前景广阔。据第四次全国油气资源评价，中国陆上深层—超深层火山岩领域剩余天然气资源量约为3.97×1012m3，截至2018年底，探明率约为15.5%，未来天然气勘探潜力依然较大。但深层—超深层火山岩勘探仍存在一系列问题：①对于中国陆上盆地深层—超深层火山岩勘探潜力评估仍存在较大的不确定性。深层—超深层火山岩往往连通盆地基底，或者直接作为盆地的基底，是深层—超深层地层单元的重要组成。目前中西部叠合盆地深层—超深层构造解析认识不足，造成对深层—超深层火山岩空间分布认识存在许多盲区，难以客观评价其资源量。②深层—超深层火山岩喷发模式、火山机构特征、岩性岩相分布规律尚不明确，不同盆地不同类型火山岩岩相、储层特征和分布规律差异较大，有待深入研究。③火山岩由于自身不具备生烃条件，其气源来自其邻近烃源岩层，甚至是超深层幔源。因此，有效烃源岩供烃、有利输导体系及有利储集条件对火山岩气藏成藏至关重要。深层—超深层火山岩天然气勘探需要重点加强两方面研究：一是加大火山岩体的刻画，明确深层—超深层火山岩分布范围、厚度，加强火山岩内幕机构描述与岩相划分，开展有利储层刻画与预测；二是加强烃源岩研究，围绕深层—超深层火山岩分布区，加强邻近地层主力烃源岩、天然气类型、生烃潜力、生烃关键期及资源潜力的研究。
3 深层—超深层天然气勘探理论研究进展及需求 3.1 勘探研究面临的主要问题深层—超深层天然气地质条件十分复杂，与中浅层相比，其地质条件与天然气赋存特征具有特殊性和复杂性[47-48]。主要存在四方面问题与挑战：①深层—超深层古老地层历经多期叠加改造，动力学机制复杂，地质结构认识不清，盆地形成演化及原型恢复难度大，隆坳格局演变及控藏作用不明，有利成藏组合难以确定[49]。②发育多类烃源灶，多途径生烃，烃源岩形成环境、分布规律及生烃潜力难以评价；海相碳酸盐岩地层中原油裂解气是深层—超深层天然气的重要类型，但海相碳酸盐岩有机质丰度低、成熟度高、母质古老，天然气母质来源不明确；高演化阶段煤系烃源岩的成烃潜力、天然气的保存下限尚不明确；深层—超深层天然气呈现混源特征，深层—超深层条件下存在有机—无机相互作用生气机制，水参与生烃以及矿物催化对生烃产生影响，导致天然气成因鉴别面临极大挑战[50-51]。③储层非均质性强，历经多期成岩改造，规模储层形成、保存机制、分布规律认识不清，有效储层空间分布难以预测，导致勘探目标落实难[52-53]。④古老含气层系演化漫长，历经多期充注、多期调整改造，成藏调整过程复杂，大气田富集规律难以预测。
3.2 勘探理论需求针对深层—超深层勘探面临的复杂问题，需要进一步深化4个方面的基础研究：①构造研究方面，加强主要盆地连网地震大剖面采集、处理与解释工作，加强深层—超深层地质结构演化、沉积充填过程研究，突出克拉通深层裂陷层序识别与精细对比、古构造格局与原型盆地恢复研究。中国大陆古板块拼合的冲断带深层—超深层可能发育大型原地构造，扬子、塔里木、华北三大克拉通深层—超深层可能发育中—新元古代大型陆内裂陷，具有广阔的勘探拓展空间[54]。②烃源岩研究方面，加强深层—超深层烃源岩生烃与资源评价研究，突出前寒武系古老烃源岩发育环境、有机质类型与生烃潜力研究，开展深层—超深层优质烃源岩综合预测技术研究，以及烃源灶有效性和有机—无机复合生烃机理、生烃模式综合研究，进一步客观评价深层—超深层资源潜力，确定资源有利富集区[33, 35]。③储层研究方面，加强深层—超深层建设性成储机制、高温压条件下流体—岩石作用过程、有效储层控制因素、有利储集相带分布预测、深部强非均质性储层定量识别研究，进一步明确不同类型储层形成、保持机制与分布规律，落实规模有效储层纵向分布与平面展布。④成藏规律研究方面，加强气藏形成控制因素、保存机制与目标评价，突出跨构造期成藏过程恢复与示踪研究，开展深层—超深层富集区评价与目标刻画，优选重点领域，加快钻探目标准备。
4 结论中国深层—超深层天然气资源丰富、潜力巨大，深层—超深层已成为国内天然气产业发展的重大战略接替领域，加快深层—超深层天然气探索已成为中国陆上油气勘探开发必然的战略抉择。
中国陆上深层—超深层天然气主要分布在中西部前陆冲断带、克拉通海相碳酸盐岩以及东部断陷盆地深层—超深层碎屑岩、潜山、火山岩等领域。中西部叠合盆地前陆冲断带及斜坡区深层—超深层有利区带天然气资源量约为20.6×1012m3，塔里木、四川、鄂尔多斯三大克拉通海相碳酸盐岩深层—超深层领域天然气资源量约为27.5×1012m3，是中国陆上深层—超深层天然气勘探的重点领域。
中国深层—超深层天然气科技攻关成效显著，基础攻关研究在全过程生烃、深层—超深层储层发育机制、特殊气藏富集规律等方面取得了一系列新认识、新进展，支撑中国陆上深层—超深层天然气勘探不断取得重大突破。但目前深层—超深层天然气基础理论认识仍存在诸多不足，分析认为，深层—超深层天然气勘探仍需持续强化盆地深层—超深层构造解析、储层发育机制、生气潜力与资源评价、成藏富集规律及有利区带目标优选等方面研究。
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