李伟(本刊编委）,等：中国含油气盆地深层、超深层超压盖层成因及其与超大型气田的关系

刊出时间:2020

作者简介：李伟，1963 年生，正高级工程师，本刊编委、青年编委会主任，博士；主要从事油气成藏、油气田水文地质等方面的研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20 号。ORCID: 0000-0002-7025-1695。

E-mail: lwe@petrochina.com.cn

李   伟1　喻梓靓2　王雪柯1　于志超1　鲁雪松1　冯庆付1

1. 中国石油勘探开发研究院　2. 中海石油（中国）有限公司北京研究中心

摘　要：进入21 世纪以来，中国陆上与海域含油气盆地的深层、超深层持续发现超大型天然气田，并且已有大量的文献对该类气田形成的地质条件与发育规律进行了探讨，然而对于其形成与超压的关系则研究较少。为此，在分析深层、超深层超大型气田的气藏发育规律、封盖条件、超压特征等的基础上，研究了深层、超深层超压盖层的形成机制，探讨了深层、超深层超大型气田的发育规律及其与超压盖层的关系，进而指出了下一步深层、超深层天然气勘探的有利领域。研究结果表明：①深层、超深层超大型气田的形成与超压盖层的发育密不可分，超压盖层是深层、超深层超大型气田形成的必备条件，并且存在着盐膏层压力封闭、隆升残留压力封存、生烃增压压力封闭等3 种超压形成机制；②深层、超深层超压盖层与超大型气田存在着4 种不同压力环境下的储—盖组合模式，即：超高压盐膏层封盖与超高压超大型气田（Ⅰ型）、超高压封存箱内幕与超高压超大型气田（Ⅱ型）、超高压封存箱底部高压泥页岩封盖与常压超大型气田（Ⅲ型）、超压烃源岩封盖与常压超大型气田（Ⅳ型）。结论认为，塔里木盆地库车坳陷存在着Ⅰ型，准噶尔盆地存在着Ⅱ、Ⅲ型，四川盆地存在着Ⅰ～Ⅳ型，渤海湾盆地存在着Ⅳ型等不同类型的超大型气田。

关键词：深层；超深层；超压盖层；成因；超大型气田；塔里木盆地；准噶尔盆地；四川盆地；渤海湾盆地

0　引言

进入21 世纪以来，中国天然气产业进入了一个快速发展期，不仅在塔里木、四川、鄂尔多斯、莺歌海、珠江口等主力气区盆地获得了多个大发现，而且在渤海湾、松辽、准噶尔、柴达木等盆地也发现了大型天然气田，尤其是塔里木盆地库车坳陷前陆冲断带持续在深层、超深层获得天然气发现，形成了超大型的克深气田[1-6] ；四川盆地自普光气田[7-8]发现后，又在川中地区深层取得安岳超大型气田[9-11]的大发现；渤中凹陷深层近期又取得渤中19-6 超大型凝析气田[12-13] 的发现。按照国际惯例，一般将可采储量大于850×108 m3 的气田称为超大型气田[14-16]。根据中国石油的划分标准，天然气探明地质储量大于3 000×108 m3 的为特大型气田、天然气探明地质储量大于10 000×108 m3 的为巨大型气田[14]。因此，笔者采用探明地质储量来讨论天然气聚集规模，同时将天然气地质储量大于3 000×108 m3 的气田定义为超大型气田。根据我国学者广泛认可的标准，以及2005 年中国国土资源部发布的《石油天然气储量计算规范》，我国东部含油气盆地埋深3 500 ～ 4 500m 为深层、埋深超过4 500 m 为超深层，我国中西部含油气盆地埋深4 500 ～ 6 000 m 为深层、埋深超过6 000 m 为超深层[17]。因此，库车坳陷克拉苏深层气田、川中安岳寒武系、震旦系气田、普光气田与渤中19-6 气田等属于深层、超深层超大型天然气田。但是，这些深层、超深层的超大型气田的形成有什么样的普遍规律与特殊条件，目前还没有学者系统探讨过。为此，笔者从深层、超深层超压盖层的形成机制与发育特征，及其与超大型气藏的关系等方面入手，开展了深入、系统的研究，以期揭示深层、超深层超大型气田的发育规律及其与超压盖层的关系，并通过这些规律来分析预测天然气勘探的有利新领域。

1　深层、超深层超压盖层的形成机制

流体超压是含油气沉积盆地中常见的现象，通常指由岩石中流体产生的超负荷压力[18-19]，也被称为异常高压[18,20]。由于地层流体超压用压力系数描述，根据前人的统计与划分，定义压力系数低于0.75为超低压、0.75 ～ 0.90 为低压、0.90 ～ 1.10 为常压、1.10 ～ 1.40 为高压、大于1.40 为超高压[21]。为了方便讨论，笔者在前人的表述方式基础上，将高压与超高压统称为超压[22-23]，只在具体分析时将其分开描述。为了探讨中国主要含油气盆地深层、超深层是否存在超压盖层现象，笔者对近20 年来全国的部分重点探井深层、超深层气藏的地层压力、钻井液密度、地层压力系数、盖层与储层岩性等方面进行了统计和对比分析，发现主要含油气盆地中大多数探井（气藏）在深层、超深层存在区域性的超压盖层现象，主要发育盐膏层封闭型、隆升残留型、生烃增压型等3种超压盖层的形成机制。

1.1　库车坳陷深层、超深层盐膏层封闭型超压盖层形成

塔里木盆地库车坳陷山前冲断带自克拉2 井获得天然气大发现以来，相继在克深、大北等深层、超深层取得了大规模天然气发现。截至2018 年，累计探明天然气地质储量1.37×1012 m3，天然气主要赋存于古近系厚层盐膏层之下的白垩系砂岩中，其主要区域性封盖层是古近系盐膏层[24-26]。

盐膏层塑性封闭是库车坳陷深层盐膏盖层形成超压封盖的主要原因。根据以往的研究，盐膏层并不是天然就能够封堵天然气，只有在塑性条件下才有封堵能力[27-29]。膏盐岩的脆塑性转化主要受温度和围压控制，其温度的临界点为100 ℃，围压的临界点为65 MPa，所对应的深度临界点约为3 000 m[27-30]。如图1 所示，克拉2 气田的温度介于97.0 ～ 110.0 ℃，上覆盐膏层的温度最高为115.6 ℃，盐膏层的温度明显高于下伏气藏的温度，这可能与侧向深层盐膏层的快速导热有关；克拉2 气田的压力为74.0 MPa，盐膏层底部围压也明显高于上覆盐膏层的地层压力（57.1 ～ 67.0 MPa），这有利盐膏层由脆性向塑性的转化；而且盐膏层内部也存在超高压与高温现象，且自上而下逐渐增高。从深度3 089m 到3 470 m，盐膏层的地层压力由57.1 MPa 上升到66.8 MPa、压力系数由1.84 上升到1.93，地层温度由98.3 ℃上升到114.1 ℃，反映出盐膏层的内部压力随着温压的增高，塑性增强，对天然气的封堵能力逐渐增高。由此可知，库车坳陷超高压盐膏层的形成主要是盐膏层由脆性向高塑性转化过程中逐渐演化而成，其对天然气的封闭效应并不只是盐膏层岩性造成，而且还有盐膏层塑性转化产生的区域封闭作用。其压力主要来自下伏地层的传导，其超压封闭是由深层压力传导与盐膏层塑性封闭耦合而成，区域盖层属于典型的盐膏层压力封闭型。

图1　克拉2 气田地层温度、压力纵向变化图 

1.2　川中地区深层、超深层多类型超压盖层的形成

四川盆地川中地区的震旦系、寒武系近10 年来持续取得天然气发现，下寒武统龙王庙组探明天然气地质储量约4 400×108 m3，上震旦统灯影组探明天然气地质储量超过6 000×108 m3，磨溪—高石梯地区的安岳气田已发现的天然气探明地质储量超过万亿立方米，属超大型天然气田[31-33]。然而，气田上部的龙王庙组气藏为超高压气藏，下部的灯影组气藏为常压气藏。

1.2.1　川中地区超高压盐膏盖层与巨厚超高压地层的形成机理

川中地区超压区域盖层的形成主要是封存作用的结果。四川盆地自晚白垩世以来，受青藏高原隆升与挤压的影响，厚度介于2 000 ～ 4 000 m 的三叠系—白垩系地层遭受了剥蚀[34]。川中地区远离盆地周缘造山带，该区有厚度介于2 000 ～ 2 500 m 的地层遭受了剥蚀，龙王庙组也远离下伏下寒武统筇竹寺组烃源岩。该区地层长期处于隆升剥蚀与减温泄压过程中，其深层、超深层区域性的超压形成既不是构造挤压应力的结果，也不是欠压实的结果，生烃增压的作用也很微弱。笔者根据该区钻井液密度变化、地层压力数据以及测井压力资料等信息的分析，发现川中高石梯—磨溪地区自侏罗系底部、上三叠统须家河组就存在超压特征，地层压力系数（或钻井液密度）至下三叠统嘉陵江组盐膏层中上部逐渐升高到2.00（2.00 g/cm3）的超高压状态（图2）。从嘉陵江组盐膏层下部至筇竹寺组中上部，约有2 000 m 厚的地层都是采用1.80 ～ 2.35 g/cm3 的高密度钻井液钻进，相关地层压力系数多介于1.60 ～ 2.20，展示出大段的超高压地层发育特征，而龙王庙组气藏就在这一超高压地层中。威远构造区自三叠系至震旦系采用1.00 ～ 1.35 g/cm3 的低密度钻井液钻进，地层压力系数多介于0.90 ～ 1.03（图2），即使钻遇嘉陵江组膏盐段也是如此。这表明威远构造的嘉陵江组膏盐段没有产生明显的塑性变形，盐膏层不存在超压封盖能力，这主要是威远构造的嘉陵江组盐膏层没有达到塑性变形的温压与埋深所致。刘树根等[35] 认为威远构造形成较晚，是喜马拉雅晚期（距今约15 Ma）强烈隆升形成，隆升幅度1 900 ～ 4 000 m。表明喜马拉雅期末的构造运动破坏了威远构造的超压封闭，而高石梯—磨溪地区这一时期相对稳定，嘉陵江超高压盐膏层得以保存。因此，高石梯—磨溪—龙女寺一带的嘉陵江组超高压盐膏层之下封存了约2 000 m 的超高压地层，加上其上覆超压地层，厚度可达3 000m。龙王庙组超大气藏直接盖层是高台组的白云岩与泥质白云岩，位于2 000 m 超高压地层内，地层压力系数介于1.68 ～ 2.00，属稳定隆升区域封存型超高压碳酸盐岩盖层。

1.2.2　川中地区高压泥岩盖层的形成机理

川中地区高压泥岩盖层的形成主要是残余压力封存的结果。从图2 可知，高石梯—磨溪—龙女寺地区筇竹寺组泥页岩的地层压力系数介于1.20 ～ 1.35（磨溪8 井），属于高压泥页岩；其上部的下寒武统沧浪铺组地层压力系数介于1.40 ～ 1.80，属超高压碎屑岩地层；再向上的龙王庙组压力系数介于1.56 ～ 1.68，也为较高超高压的白云岩地层。嘉陵江组超高压盐膏层以下，筇竹寺组泥页岩地层压力系数最小，略高于灯影组气藏地层压力系数（1.09 ～ 1.12）。威远构造、资阳斜坡筇竹寺组泥页岩的地层压力系数介于0.90 ～ 1.00。威远构造、资阳斜坡的常压也应该是喜马拉雅末期构造破坏造成，而高石梯—磨溪—龙女寺地区这一时期相对稳定深层筇竹寺组泥页岩得以维系高压特征。高石梯—磨溪—龙女寺地区的盖层与储层常压的形成，实际上是邻区构造抽吸作用[2]的结果，即威远构造隆升造成筇竹寺组封盖层之下的灯影组流体压力沿威远泄压所致。因此，高石梯、磨溪、龙女寺地区筇竹寺组泥页岩高压封盖层的形成，是喜马拉雅晚期构造相对稳定的背景下地层残余压力封存的结果，属构造稳定、隆升侧向泄压后残留型高压泥页岩盖层。

图2　威远—安岳地区深层超压发育与超大型气田

分布特征剖面图

1.3　渤中凹陷深层、超深层超压泥岩盖层的形成

渤中凹陷近年来在深层基岩中发现了大规模的天然气聚集。如渤中19-6 气田埋深超过3 500m， 探明天然气地质储量超过1 000×108 m3 ；近期，渤中21-2、渤中22-1 区块又有新突破。渤中凹陷深层探明天然气地质储量1 910×108 m3、凝析油16 663×104 m3，三级地质储量8×108 m3 油当量，属于超大型凝析油气田。

据施和生等[12] 研究，生烃增压造就了古近系沙河街组泥页岩的超压的形成，区域性的超高压盖层的形成是大规模天然气聚集的重要原因。徐长贵等[13]通过模拟实验，发现上部东营组超压泥岩压力系数介于1.20 ～ 1.80，下部沙河街组超压泥岩压力系数更高（2.00），认为渤中19-6 构造古近系东营组二段下亚段、沙河街组发育厚度介于490 ～ 1 200 m 的湖相泥岩的封盖起了重要作用。

笔者综合烃源岩热演化程度、钻井液密度与气藏压力等方面的分析，也认同生烃增压是渤中19-6超大型凝析油气田形成的重要区域封盖条件，但是泥岩盖层的超压并没有大面积出现较强的超高压。其依据是：①施和生等[12] 研究认为渤中19-6 气田区域古近系底部的烃源岩热演化镜质体反射率（Ro）介于1.5% ～ 2.5%，证明生烃增压作用是明显存在的；②渤中19-6-1 井在东营组一段及其以上地层的钻井液密度介于1.05 ～ 1.19 g/cm3，东营组二段、孔店组，自上而下钻井液密度由1.19 g/cm3 上升到1.52g/cm3，这表明东营组二段的生烃增压促成了地层内部流体压力的逐渐升高，但沙河街组底部地层压力系数约为1.60（图3）；③孔店组砂砾岩气藏地层压力系数自上而下为1.36 ～ 1.21（图3），表明超压泥岩底部的生烃增压并没有使附近的气藏产生超高压，而多数地区是高压；④基岩太古界气藏的地层压力系数介于1.15 ～ 1.26，钻井液密度基于1.10 ～ 1.17g/cm3（图3），也表明超压泥岩所传到的压力并不是十分强烈。由此可见，渤中凹陷深层、超深层超压的形成主要是生烃增压所致，古近系烃源岩底部泥岩盖层的地层压力多数应该为高压特征，只有断陷超深层泥岩盖层可能存在局限的较强超高压。

综上所述，中国大型含油气盆地深层、超深层超大型气田的区域盖层有多种形式，如盐膏层封闭下的深部高压传导型超高压盐膏盖层、稳定隆升残留的区域封存型超高压碳酸盐岩盖层、稳定隆升侧向泄压后残留型高压泥页岩盖层、生烃增压型超压泥岩盖层等。不论区域盖层的岩性如何，都存在不同程度的超压的封闭作用。因此，深层、超深层超大型气田形成的必要条件是超压的区域压力封盖，与岩性关系不大。

图3　渤中凹陷深层、超深层超压发育特征图

（根据本文参考文献[12-13] 编制）

2　深层超深层超压与超大型气田的关系

为了探索深层、超深层超压与超大型气田发育的关系，笔者编制了塔里木盆地库车坳陷、四川盆地川中古隆起、渤海湾盆地渤中凹陷等深层、超深层气藏分布与超压盖层的相关性分析图，通过分析研究发现深层、超深层超大型气田的形成都存在超压区域性封盖层，但存在超压的区域性封盖层的类型不同，其所形成的超大气田的压力特征也不同。

2.1　库车坳陷深层、超深层区域超高压盖层下发育超高压气藏

构造抽吸作用[2,36] 与极好的盐膏层区域超压封闭作用是库车坳陷深层、超深层强超压形成的主要原因。从前人的研究成果可知，区域性的超压形成机制主要有构造应力、欠压实、生烃增压等机制[37-41]，库车坳陷深层超压的形成也多为上述观点[42-44]。笔者对该地区的地层压力系统研究后认为，构造应力、欠压实与生烃增压等机理都是次要的，其超压形成的主要机理是上覆盐膏层的区域压力封闭与构造抽吸作用导致的深层压力传导[44] 联合作用而成。

从图1 可知，盐膏层底部向上的地层压力系数由2.15（深度3 496 m）逐渐降低到1.84（深度3 089 m），盐膏层底部向下储层的地层压力系数由2.15（深度3 496 m）降低到1.83（深度3 985 m）。表明古近系盐膏层的超高压区域封闭是气藏产生超高压的主要原因，而生烃增压虽然有一定影响，可能只在烃源岩附近，否则越靠近烃源岩的地层，地层压力系数应该越高。因此，生烃增压并没有影响到克拉2 气田盐膏层及其以下的区域，其对盐膏层以下储集体的超高压形成的贡献十分有限。

从图4 可知，构造挤压作用也不是超高压形成的主要原因，靠近山前带构造挤压作用应该更强，但其膏盐层不仅没有了超压封闭能力，其下伏地层也没有了超压特征，如巴仕2 圈闭构造盐膏层处于常压状态，其下伏白垩系地层压力系数只有1.06，没有形成天然气聚集。因此，构造应力作用不是该区超压产生的主要原因。

图4　塔里木盆地库车坳陷地层压力变化与

气藏分布规律剖面图

从图4 中的断裂体系来看，不同断裂体系造成构造抽吸作用的强弱存在差异。克深2、克拉2 断裂体系具有最大的逆冲距离，形成了最高的地层压力系数，气藏压力系数介于1.86 ～ 2.08 ；克深8、克深9具有较大的逆冲距离，形成了较高的地层压力系数，气藏压力系数介于1.68 ～ 1.78。每个断裂系统中断距越大抬升越高的气藏压力系数越大，反映出构造抽吸作用的明显特征。近年在库车坳陷中部的秋里塔格构造带中段盐下深层构造发现大规模天然气聚集，如千亿立方米级的中秋1 凝析气藏，气藏压力系数1.83，属典型的超高压气藏。

另外，从天然气碳同位素来看，各构造内不同深度天然气碳同位素值基本一致，没有明显的运移效应，这也证明构造抽吸作用使深部天然气快速被抽吸到圈闭内成藏的基本特征。如克深2 气田埋深6 500 ～ 6 800m 的天然气甲烷碳同位素值为－27.0‰ ～－28.3‰，克拉2 气田埋深3 500 ～ 4 000 m 的天然气甲烷碳同位素值为－26.5‰ ～－28.5‰，均在－27.5‰ 附近；又如大北气田埋深约7 000 m 和埋深5 500 m 的天然气甲烷碳同位素值分别为－29.9‰、－30.1‰；再如迪那2 气田埋深约6 000 m 和埋深4 600 m 的天然气甲烷碳同位素值分别为－35.0‰、－35.1‰。天然气并没有因运移效应产生上轻下重的现象，反映出构造抽吸作用的结果。

综上所述，库车坳陷前陆冲断带深层、超深层通过构造抽吸作用与古近系盐膏层的超高压封堵，不仅将深部天然气抽吸到了目前构造圈闭中富集，而且也将深部高压传导到了现今古近系之下的气藏中形成超高压流体，其区域盖层属深部高压传导型超高压盐膏盖层。库车坳陷深层、超深层形成了超高压盖层与超高压气藏的储盖压力组合模式（Ⅰ型）。

2.2　川中地区深层、超深层超压盖层下发育超高压与常压两类气藏

四川盆地中部古隆起灯影组与龙王庙组发现两个超大型天然气藏，但是两个超大型气藏的封盖条件明显不同。

2.2.1　安岳气田龙王庙组超高压超大型气藏发育于巨大超高压封存箱内

安岳气田寒武系龙王庙组气藏是巨大超高压封存箱内部超大型岩性圈闭中形成的超高压超大型气藏。从图2 可知，高石17 井、女基井一带，嘉陵江组超高压盐膏层之下的飞仙关组到沧浪铺组都发育超高压地层，即巨大超高压封存箱，龙王庙组超大型气藏发育在这一巨大超高压封存箱的中下部。龙王庙组上覆地层高台组不发育区域性泥岩、页岩、盐膏等盖层，而是以白云岩、泥质云岩、白云质泥岩、含膏云岩等互层的碳酸盐岩为主[45-46]，气藏顶部与侧翼都是物性变致密而产生的物性封堵与封盖。这种物性封盖在正常储集体内是很难形成规模圈闭的，但在巨厚层超高压段内部，由于地层之间的压力差异小，大规模的天然气容易被封存在巨型储集体内。晚白垩纪以来，该区侏罗系以上地层被剥蚀了近2 000 ～ 2 500 m[34]，现今埋深介于4 500 ～ 5 000 m的龙王庙组气藏实际上古埋深应介于6 500 ～ 7 500m。龙王庙组包裹体均一温度测试其在早、中白垩世温度介于170 ～ 195 ℃，比现今地温137 ～ 144℃ 高得多[47]。根据白垩纪以来的古地温梯度为2.0 ～ 2.5 ℃ /100 m[48-49] 换算，龙王庙组的最小古埋深介于6 800 ～ 7 800 m，证明地表的剥蚀量是可信的。根据龙王庙组古埋深，其原始地层压力应该介于65 ～ 78 MPa，龙王庙组气藏现今地层压力正好在该区间之内，可见，龙王庙组气藏超高压的形成实际上是原始地层压力封存的结果。这与前人研究提出的“封存箱”对石油与天然气聚集具有重要作用[50-51]相契合。因此，在安岳深层形成了超高压封存箱内幕发育超高压气藏的储盖压力组合模式（Ⅱ型）。

2.2.2　寒武系高压泥岩盖层下发育震旦系常压超大型气藏

安岳气田震旦系灯影组气藏是在紧邻巨大超高压封存箱底部的高压泥页岩封盖下形成的常压超大型气田。从图2 可知，川中地区震旦系区域性的直接盖层为筇竹寺组泥页岩，压力系数介于1.20 ～ 1.35，该段的钻井液密度介于1.30 ～ 1.40 g/cm3，为高压特征，表现出安岳气田灯影组气藏是高压泥页岩区域盖层封堵下形成。实际上，该区上覆地层存在厚度为2 000 ～ 3 000 m 的超压段，灯影组超大型气藏的形成是在区域性巨厚层超压段的封盖下形成。灯影组超大型气藏压力的降低，是威远构造在喜马拉雅构造运动晚期快速褶皱隆升过程中，构造抽吸作用下，巨大超高压封存箱底部地层压力向威远构造释放的结果。因此，安岳深层巨大超高压封存箱底部形成了高压泥页岩直接封盖常压气藏的储盖压力组合模式（Ⅲ型）。

2.3　渤中凹陷深层超压泥岩之下发育常压气藏

渤海湾盆地渤中凹陷渤中19-6 气田是超压烃源岩封盖形成的常压超大型气田。如图3 所示，超压在起封盖作用的同时，也将烃源岩通过压差驱动向潜山太古界储集体提供气源。超压泥页岩既是太古界气藏的盖层，也是其气源岩[12-13]。更重要的是，该区切穿超压泥岩段的断裂少，有利于天然气的封盖。凹陷北部的渤中13-1 与曹妃甸18-2E、南部的渤中26-2 等含油气构造由于多条断裂切割超压泥岩盖层，保存条件变差，只发育中小规模的油气藏。在渤中凹陷渤中19-6 气田主体区多数气层压力系数介于1.15 ～ 1.26，为近常压气藏，只有局限发育的孔店组砂砾岩气藏地层压力系数略高，介于1.21 ～ 1.36，可能与超压烃源岩较近有关。因此，渤中凹陷深层形成了超压泥岩盖层之下发育超大型常压气藏的储盖压力组合模式（Ⅳ型）。

综上所述，从3 个盆地超大型气田与超压的关系来看，深层、超深层超大型天然气田的形成，存在4 种盖层与气藏的压力组合模式。即：超高压盐膏盖层与超高压气藏组合（Ⅰ型）、超高压封存箱内幕超高压气藏组合（Ⅱ型）、超压封存箱底部高压泥页岩盖层与常压气藏组合（Ⅲ型）、厚层生烃增压超压泥岩盖层与常压气藏组合（Ⅳ型）。深层、超深层超大型气田形成的必要条件是区域性超压盖层的发育，而与盖层岩性关系不大。

3　深层、超深层天然气的有利勘探领域

超压对油气聚集的封盖能力有很大的提升，对于天然气更为重要[52]。根据前面的分析，深层、超深层能够形成超大型气田的封盖条件是区域超压盖层的形成。因此，深层、超深层超压的分布对预测深层、超深层超大型气田的形成至关重要。为此，笔者初步研究了塔里木盆地库车坳陷、准噶尔盆地南缘及腹部、四川盆地川西坳陷等大型盆地的深层、超深层地层压力的发育情况，并对其重点地区进行了初步预测。

塔里木盆地是中国陆上最大的含油气盆地，目前库车坳陷深层、超深层盐下层仍然是天然气勘探的重点领域。结合前人的研究成果[53]，笔者研究认为以秋里塔格构造带为界以北的广大地区深层、超深层发育盐膏层，这些深层、超深层盐膏层都存在超高压封盖条件，其气源充足、储层和圈闭发育[1-5]，具有大型天然气藏的勘探前景。

准噶尔盆地南缘阜康坳陷已在中浅层发现了多个中小型天然气藏[54-55]，其下白垩统、侏罗系有超压地层发育[56]，超压地层厚度大（500 ～ 1 000 m），该区不仅具有良好的巨厚层区域超压盖层，而且白垩系与上侏罗统发育中厚层的砂岩储集体或致密砂岩储集体[57]，还是侏罗系煤系烃源岩的主要发育区，热演化程度多数进入干酪根热裂解生气高峰期，Ro 介于1.5%～ 2.0%，且具备生烃增压的高压生成条件[58]。如，安6 井、吐谷1 井古近系、下白垩统钻井液密度维持2.10 ～ 2.40 g/cm3 才能正常钻进，低于该密度会发生井喷或井涌，安6 井井段2 500 ～ 4 400 m、吐谷1 井井段1 100 ～ 3 900 m 均为巨厚层的超高压地层；大丰1 井古近系、下白垩统，地层压力系数由1.30 上逐渐升到1.80 ～ 2.00，该井超压地层厚度超过4 500 m ；高探1 井自新近纪开始发育超压，古近系、侏罗系厚度超过2 000 m 地层的地层压力系数介于2.00 ～ 2.20（图5）。近期获得的高产油气流产层位于该巨厚层超压层内[57]，进一步证明超压封存箱内只要存在大型圈闭和气源充足就会发育大型或超大型气田。

图5　准噶尔盆地南缘至腹部重点探井的

地层压力变化剖面特征图

准噶尔盆地腹部地区也发育深层、超深层超压和超高压[59]。如盆参2 井下侏罗统三工河组、八道湾组（井深4 460 ～ 4 980 m）的地层压力系数介于1.80 ～ 2.00[60]。因此，准噶尔盆地腹部深层、超深层只要发育有大型储集体的圈闭，在气源充足的条件下也能形成超大型的天然气聚集。

四川盆地西北部地区的深层、超深层存在与川中古隆起区类似的巨厚层超压层，不仅为深层、超深层天然气的聚集提供了极好的区域盖层，而且其封存箱内幕也发育类似龙王庙组气藏的超压物性封闭与超高压气藏。如，双鱼石构造的双探1、双探3、双探12 等井须家河组中下部—栖霞组发育2 000 ～ 2 500m 厚的超高压地层，其茅口组超高压气藏的地层压力系数为1.70，栖霞组高压气藏的地层压力系数为1.50 ；九龙山构造的龙探1、龙16 等井侏罗系底部、二叠系底部发育近4 000 m 厚的超高压地层，地层压力系数介于1.60 ～ 2.30，其内部的侏罗系、须家河组、茅口组、栖霞组都发现高产超压气藏。该地区的地层压力结构和气藏发育规律与安岳超大型气田发育区极其相似，发育的巨厚层超压的地层覆盖磨溪以北的南充、盐亭、八角场、九龙山一带及其以西的广大地区，目前仅双鱼石构造气田发现千亿立方米级地质储量的天然气[61]。笔者认为，该区应该是川中地区巨型超高压封存箱的西北延伸部分，只要在超压封存箱内幕发育大规模具有良好储集体的圈闭，就可能在深层、超深层形成超大型天然气田。

另外，渤海湾盆地渤中凹陷以外的其他凹陷，应存在类似于于渤中19-6 超大型气田形成条件的深层、超深层区域，具有良好勘探远景的领域。笔者对该地区还没有深入研究。

综上所述，塔里木盆地库车坳陷深层、超深层超高压盐膏层发育区域、准噶尔盆地南缘—腹部深层、超深层超压发育段内部与其下部、四川盆地西北部深层、超深层巨厚超压封存箱内幕与其下部、渤海湾盆地渤中凹陷以外的其他凹陷深层、超深层烃源岩生烃增压区域发育区，只要储集体与圈闭规模足够大，气源充足，就具有超大型气田形成的可能。

4　结论

1）中国大型含油气盆地深层、超深层区域盖层有多种形式，如深部高压传导型超高压盐膏盖层、稳定隆升区域封存箱型超高压碳酸盐岩盖层、稳定隆升封存箱底部侧向泄压后残留型高压泥页岩盖层、生烃增压超压泥岩盖层等，不论其岩性特征如何，只有超压区域盖层的形成，才能为深层、超深层天然气的大规模聚集提供有效封盖条件。

2）深层、超深层存在超高压盐膏盖层与超高压气藏（Ⅰ型）、超高压封存箱内幕与超高压气藏（Ⅱ型）、超高压封存箱底部高压泥页岩盖层与常压气藏（Ⅲ型）、厚层生烃增压超压泥岩盖层与常压气藏（Ⅳ型）等4 种盖层与超大型气田的储盖压力组合模式。

3）中国大型含油气盆地深层、超深层仍然有发现超大型气田的潜力，库车坳陷深层、超深层盐膏层发育区域、准噶尔盆地南缘—腹部深层、超深层超压发育段内部及其下部、四川盆地西北部深层、超深层巨厚超高压封存箱内幕及其下部、渤海湾盆地渤中凹陷以外的其他凹陷深层、超深层厚层烃源岩发育区等领域是值得勘探工作者重点关注的地区。

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编　辑　陈古明

论文原载于《天然气工业》2020年第2期

基金项目：国家科技重大专项“前陆冲断带及复杂构造区油气成藏、分布规律与有利区评价”（编号：2016ZX05003-002）。