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;
3. 中国石油大学（北京）地球科学学院
2. CNPC Key Laboratory of Natural Gas Reservoir Formation and Development;
3. College of Geoscience, China University of Petroleum (Beijing)
“十三五”以来我国天然气勘探开发成果丰硕，理论认识创新引领天然气勘探进入规模发现期，储量快速增长，在我国陆上沉积盆地古老海相层系碳酸盐岩、页岩、中—新生代陆相层系致密砂岩、前陆冲断带转换带、基岩—火山岩、煤系气等领域发现和建成了克深、苏里格、安岳、顺北、川南、中秋、博孜—大北等一批大型及超大型常规—非常规气田，在塔中—塔北、简阳—三台、金秋、青石峁、准南等地区天然气勘探见到了好的苗头，有力支撑了国内天然气储量、产量的快速增长。自2007年储量增长高峰期工程实施以来，累计探明天然气地质储量7.8×1012m3，年均新增天然气地质储量5567×108m3，是历史上持续时间最长的储量增长高峰期。
在这样快速发展的勘探开发节奏下，我国天然气供应形势仍然紧迫。对外依存度逐年递增，保障我国油气能源安全仍是一个长期的命题。据国家发展和改革委员会历年公布数据统计，我国天然气对外依存度由2000年的15.9% 增长到2020年的43%，并逐年递增；而天然气储量接替率由2000年的23.15% 逐年下降，2019年仅为2.4%。因此，在目前勘探对象越来越复杂、勘探程度越来越高的勘探开发形势下，理论创新的重要性在油气勘探中日益凸显，每次认识的变革均孕育着重大发现。为此，本文从现实领域大气田富集规律、不同类型大气田的主控因素及勘探方向等方面进行分析，提出下一步陆上天然气勘探方向及主要新领域，以期为天然气储量、产量的增长提供参考依据。
1 中国陆上大气田分布特征 1.1 大气田主要类型前人依据盆地类型、构造单元、储层类型、烃源岩类型、埋藏深度、成因类型等多个方面划分了我国大中型气田类型[1-3]。从这10年勘探进展、勘探新技术进步及油气新地质理论发展可知，陆上天然气勘探领域由浅层、常规气藏逐渐向深层、致密层、非常规气藏转变。大型气田勘探领域丰富多样，成藏过程复杂，对于大气田类型的划分不仅要以地质特征的共性为基础，同时应对天然气未来的上产主攻领域有明确的指示意义。通过统计“十三五”以来天然气勘探形势发现，从盆地类型方面看，目前天然气规模增储领域主要集中在四川、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、松辽5个盆地，主体为稳定的克拉通盆地及大型的前陆盆地冲断带；从储层类型方面看，主体为致密砂岩、碳酸盐岩储层，与石油勘探类型差异较大，天然气重大发现集中在岩性—地层、海相碳酸盐岩和前陆冲断带三大领域，“十二五”以来占比为72.5%。近期陆上20个获战略突破的区带表明，陆上常规天然气资源量近18.2×1012m3，海相碳酸盐岩、低渗透致密砂岩、前陆盆地是实现储量规模接替的主要领域，预计每年可增加探明天然气地质储量（6000~8000）×108m3 [4]。综合以上分析可知，克拉通盆地古老碳酸盐岩、富烃凹（断）陷致密砂岩、前陆盆地冲断构造不仅是现今规模探明天然气地质储量的主体领域，也是未来天然气增储上产的重点方向。而近10年以来，基岩—火山岩勘探形势喜人，在断陷盆地、克拉通盆地、前陆盆地3种不同类型盆地内均有大规模发现，1200~7000m深度均见到高产工业油气流，10年累计探明天然气地质储量5000×1012m3[5-6]。有鉴于此，将我国目前大气田类型分为海相碳酸盐岩气田、前陆冲断带气田、致密砂岩气田及基岩—火山岩气田4种。目前，我国页岩气每年新增探明地质储量达到（4000~6000）×108m3，页岩气资源潜力巨大，逐渐成为我国天然气勘探开发的“半壁江山”，但是页岩气在聚集方式、成藏关键因素、圈闭类型等方面与常规天然气差异巨大，故本文未讨论页岩气这一天然气类型。
1.2 大气田分布特征根据2000年国土资源部颁布的《矿产资源储量规模划分标准》，统计了目前陆上天然气探明地质储量大于300×108m3的大型气田及部分探明地质储量在100×108m3的中型气田的分布，见图 1。从我国陆上已探明天然气地质储量分布看，陆上天然气分布具有以下两个特征：（1）我国陆上天然气分布整体呈现西富东稀中集中的特点，即主要集中于受特提斯构造域控制的塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地，三大盆地天然气探明地质储量占总探明地质储量的76%。（2）从构造位置看，探明天然气资源主要分布在中东部盆地内部稳定区、西部前陆盆地盆山结合部。
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图 1 中国含气盆地天然气探明地质储量分布图 Fig. 1 Distribution of proven natural gas reserves in gas bearing basins in China |
海相碳酸盐岩气田在中国南方、华北和西部广大地区均有分布，资源量为36.9×1012m3, 但储量规模较大的气田主要集中在四川、塔里木和鄂尔多斯三大克拉通盆地[7]（表 1）。按储层成因可将海相碳酸盐岩气田分为台缘礁滩气田、台内礁滩气田、岩溶风化壳气田及层状白云岩气田等类型[8]。四川盆地碳酸盐岩大气田主要分布在台缘带，该相带的大气田探明地质储量占碳酸盐岩大气田探明地质储量的76%左右；塔里木盆地塔中地区上奥陶统台缘带中也发现了塔中62等大气田。四川、塔里木和鄂尔多斯三大盆地碳酸盐岩大气田整体上表现为裂解气供气、古隆起控藏、礁滩和岩溶储层控制富集的特征[9-12]。
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表 1 陆上大气田基本情况简表 Table 1 Basic information of large onshore gas fields |
前陆冲断带大气田在我国中西部叠合盆地广泛分布，资源量为6.8×1012m3, 其成藏条件与富集控制要求较为严苛[13]，主要受烃源岩发育、储层发育、圈闭条件、盖层条件综合影响；由于逆冲断裂发育，断裂在油气的运移成藏中发挥着重要作用[14]，前陆盆地保存条件非常关键，优质盖层区是大气田发育有利区[15]。
致密砂岩气田分布广阔，在不同类型的含油气盆地中均有分布[3]，资源量为30.7×1012m3，如在相对稳定、以整体升降为主的平缓背景下的四川盆地、鄂尔多斯盆地，挤压构造背景下的吐哈山前带、塔里木前陆区、准噶尔前陆区，伸展裂陷背景下的松辽、渤海湾盆地深层等。其中大型致密砂岩气田主要分布在鄂尔多斯盆地和四川盆地[16]。
基岩—火山岩气田在中国东部和西部皆有发育，资源量为4.7×1012m3。东部中—新生代盆地的火山岩主要见于晚侏罗世—早白垩世盆地和古近纪盆地的充填序列中，松辽盆地深层白垩系营城组火山岩中已发现徐深气田和长深气田[17]。西部塔里木、准噶尔等盆地的火山岩主要发育于海西晚期和燕山期，准噶尔盆地已探明克拉美丽大气田[18]。四川盆地二叠系火山岩获得重要发现，其喷发期为茅口组沉积晚期—龙潭组沉积期，川西南部以溢流相玄武岩为主，成都—简阳以喷溢相火山碎屑熔岩为主，烃源条件优越，通源断裂发育，保存条件好，发育形成规模的构造—岩性气藏[19]。
1.3 大气田“十三五”勘探进展“十三五”以来，在大气田理论创新及实践方面取得了多个重要进展。深层海相碳酸盐岩勘探方面，在先前“四古”及礁滩的“一礁一藏”等成藏理论与认识基础上，进一步完善了古隆起周缘、古裂陷内及周缘地层的成藏理论认识，同时提出了深层结构地球物理重力、磁法、电法、地震“四位一体”综合解释、断控缝洞型储层精细预测、古老碳酸盐岩储层产能预测等勘探与评价关键技术。其中满深1井、轮探1井、角探1井、篷探1井等风险探井获重大突破，四川盆地古裂陷槽内及古隆起斜坡带，有望形成除安岳气田外，第二个万亿立方米前景的大气田。塔里木盆地塔北隆起带的轮探1井在8000m的寒武系吾松格尔组获日产油134m3、天然气45917m3高产油气流，上震旦统奇格布拉克组测试出口见气，点火焰高0.5~1m，展示了震旦系—寒武系良好的勘探前景；满深1井在奥陶系7510~7665m井段进行酸化测试, 获日产油624m3、天然气37.1×104m3高产油气流。塔里木盆地塔中—塔北地区有望油气连片，展现出万亿立方米大气区的规模。
前陆冲断带深层勘探进展丰硕，形成了冲断带深层“堆垛状”油气持续强充注、“四位一体”天然气规模成藏理论，以及宽方位+ 高密度、多次覆盖叠加地震采集+ 三位一体建模解释、高效PDC+ 垂直钻井、高密度、高强度复合堵漏钻完井等完整技术序列。“十三五”期间，库车地区勘探成果最为显著：克拉—克深地区新发现气藏6个，累计发现气藏17个，探明天然气地质储量达到万亿立方米；博孜—大北地区新发现气藏12个，有望形成万亿立方米气区；秋里塔格构造带也取得突破，有望成为重要的战略接替区带。准噶尔盆地南缘高探1井、康2井接连获得突破，有望形成新的规模油气区。
致密砂岩气勘探方面，深化了克拉通致密砂岩气成藏机理研究，新建了裂谷盆地、前陆盆地致密砂岩气成藏模式，形成了黄土塬束状非纵地震、多波地震采集与处理、叠前地震储层预测、测井精细评价及低饱和气藏识别、强化直井多层、水平井分段体积压裂等关键技术。鄂尔多斯盆地苏里格地区天然气勘探新增探明地质储量6491×108m3，盆地东部天然气多层系立体勘探落实两个千亿立方米规模储量区，西南部甩开勘探新增探明、预测地质储量2374×108m3。松辽盆地南部深层天然气勘探取得重要突破，长深40井获日产5.4×104m3工业气流，已经落实松辽盆地南部天然气资源量6100×108m3。
基岩—火山岩勘探成果丰硕，提出了以生烃断槽为基本单元的“主断裂控陷、断槽控源、源储断共控”成藏认识，建立了复杂类型岩性划分及测井识别技术、潜山内幕结构识别及刻画技术、优势岩性及裂缝型储层叠前/叠后联合地震预测技术。指导了四川盆地永探1井、柴达木盆地尖探1井、昆2井、松辽盆地隆探2井、隆平1井、准噶尔盆地车探1井的部署，在松辽盆地中央隆起带、柴达木盆地阿尔金山前、四川盆地二叠系火山岩、准噶尔盆地石炭系落实了多个千亿立方米级的气田。
2 大气田地质特征及主控因素近几年来，中国陆上在海相碳酸盐岩、致密砂岩、前陆冲断带和基岩—火山岩领域勘探取得重大突破，在气藏特征、关键成藏要素及成藏模式研究方面取得重要进展，明确了不同领域气藏的主控因素（表 2），为大气田的富集区优选奠定了基础。
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表 2 中国陆上不同类型大气田富集主控因素 Table 2 Main controlling factors of gas enrichment of different types of large onshore gas fields in China |
自2011年四川盆地高石1井灯影组二段（灯二段）获得重大突破发现了安岳特大型气田以来，在古老碳酸盐岩“四古”控藏等成藏理论指导及相关勘探、工程技术配合下，迄今已在川中古隆起高石梯—磨溪地区探明天然气地质储量1.03×1012m3。安岳气田形成的关键是四川盆地经历震旦纪—早寒武世的3期桐湾运动后，形成了高石梯—磨溪、资阳—威远两个巨型古隆起和德阳—安岳大型古裂陷[20-21]。这一古构造格局奠定了厚层优质烃源岩发育、大面积高能相带丘滩体及大型岩性圈闭形成的地质基础。（1）发育多套优质烃源岩。下寒武统筇竹寺组泥岩是安岳气田震旦系—寒武系非常重要的气源岩，德阳—安岳古裂陷是优质烃源岩发育中心，烃源岩厚度在裂陷内一般为250~300m，裂陷外一般为150~250m，由安岳气区向北斜坡烃源岩厚度增大[3]。震旦系灯三段黑色页岩在盆地内分布较为局限，厚度一般为10~30m；灯二段、灯四段泥质碳酸盐岩也具有一定的生烃能力[22]。此外，陡山沱组沉积时期，现今四川盆地范围也呈现出隆凹相间格局，其中绵阳—成都—遂宁—宜宾—泸州—重庆—开江及达州—通江地区为凹陷区[15]，凹陷区地层厚度一般为50~200m，由安岳气区向北斜坡陡山沱组沉积厚度增大，预测在凹陷区发育陡山沱组烃源岩。多套优质烃源岩的叠置发育，奠定了大型油气田形成的物质基础。（2）具备多层叠置的大面积高能相带丘滩体。灯二段、灯四段台缘带丘滩体及大面积分布的龙王庙组台内颗粒滩为安岳气田优质储层的发育奠定了良好地质基础。已有研究表明，震旦系灯影组藻云岩储层以藻叠层云岩、藻凝块云岩、藻砂屑云岩为主，溶孔、溶洞发育，储层孔隙度为2%~8%，平均为4%，以裂缝—孔洞型储层为主[23-24]。就台缘带丘滩体发育位置而言，安岳气区灯二段、灯四段分布位置基本叠合，丘滩体沿台缘带呈“U”形展布，展布面积为3×104km2。寒武系龙王庙组滩相白云岩储层以细—中晶颗粒云岩为主，粒间溶孔、晶间溶孔、溶洞发育，储层孔隙度为2%~10%，平均为4.8%，主要为孔隙型储层和裂缝—孔隙型储层，沿安岳古隆起展布面积达8×104km2[25]。（3）发育大型岩性圈闭。处于川中古隆起高部位的安岳气区，灯二段气藏主要受构造圈闭控制，为具有底水的构造气藏；灯四段气藏主要受构造、地层控制，为构造—地层气藏；龙王庙组（
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图 2 德阳—安岳古裂陷及周缘震旦系—寒武系成藏模式图 Fig. 2 Gas accumulation pattern of the Sinian-Cambrian in Deyang-Anyue paleo rift and its periphery |
我国中西部叠合盆地历经多期改造，在经历燕山—喜马拉雅强烈构造运动后，形成了多条大型前陆冲断带[27]，冲断带内圈闭面积大、输导体系高效[28]，油气资源潜力巨大，在我国陆上油气勘探中占有重要地位。
塔里木盆地库车地区天然气富集主控因素有以下几个方面：（1）库车地区发育多套优质烃源岩，整个构造带位于高效烃源灶之上，其中克拉苏构造带位于三叠系、侏罗系生烃中心[28]。库车坳陷发育两套优质烃源岩，上三叠统湖相泥岩及中—下侏罗统煤系地层，厚度最大可达1100m，分布面积达14000km2，有机碳含量平均为1.63%~3.78%，处于大量生气阶段，最大生气强度达400×108m3/km2。根据第4次资源评价成果，构造带整体资源量大，累计生油量为234×108t，生气量为102.6×1012m3，总生烃量为1051×108t油当量。（2）形成了良好的生储盖组合匹配。白垩系巴什基奇克组主要为辫状河三角洲前缘沉积，砂体横向连续，厚度大(200~300m), 砂地比高(80%~90%)，储层物性好，“构造桥”可以承载部分沉积负荷，形成“减重”效应，大幅降低压实作用强度，有效保护储层，原生粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔较发育，7500m深层碎屑岩储层孔隙度保持在4%~7%，减孔率约为76%[29-31]。（3）具备成排、成带大面积连片分布的构造圈闭（图 3），与褶皱相关的断层均是高效优质的油气输导通道。克拉苏构造带自燕山期以来受南天山持续隆升挤压，前段受到塔北隆起遮挡影响，在三叠系—侏罗系泥岩和煤层、古近系膏盐层两套滑脱层间，形成多排近北东向的大型冲断构造，构造内发育多种类型的断层相关褶皱，呈“鱼鳞状”叠置，形成连片分布的圈闭群，为油气大规模聚集提供了有利场所，断层与圈闭演化同步，圈闭与输导体系形成良好的耦合匹配关系[13, 32]。（4）古近系库姆格列木群、新近系吉迪克组膏盐岩、膏泥岩区域分布面积超2×104km2，受挤压应力及断裂影响，部分地区厚度剧增，最厚可达4000m，突破压力大、封盖能力强，形成良好的保存条件[33]。
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图 3 塔里木盆地库车前陆冲断带天然气成藏模式图 Fig. 3 Gas accumulation pattern in Kuqa foreland thrust belt in Tarim Basin |
勘探实践表明，致密气成藏与常规油气有显著区别。致密气成藏主要受构造背景、优质烃源岩、大面积非均质致密储层、源储紧密接触等因素控制。（1）稳定宽缓的构造背景是致密气成藏的前提条件。致密气储层几乎分布在所有盆地类型中，陆相断陷盆地、坳陷盆地、前陆盆地和海相克拉通盆地均普遍发育。虽然盆地类型、致密储集体类型和展布特征不同，但均具有稳定宽缓的构造背景。目前须家河组气田已探明地质储量主要集中于川西坳陷—川中过渡带，在广安、合川、潼南和安岳取得了勘探成功。川中过渡带多发育低缓构造，断层长度为20~50km，断层落差在40~600m之间，断层延伸较短、落差较小，断层主要发育于广安、南充和营山等构造区域，区内只有威远构造核部出露须家河组，其他主要被新生代地层所覆盖，总体来看川中低缓构造带构造变形较弱。川西坳陷地层平缓，梓潼向斜和成都盆地是其内部主要两大构造带，构造变形强度弱[34]。（2）广覆式优质烃源岩是致密气成藏的重要物质基础。大面积有利烃源岩是致密气形成的重要物质基础，致密气藏的烃源岩以煤系地层为主，如北美落基山地区白垩系—古近系致密砂岩气藏、我国鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系与四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩气藏。与常规油气相比，致密气更强调大面积高丰度烃源岩源内或近源短距离供烃特征，其他生烃指标与演化参数等特征基本相同[35]。须一段烃源岩厚达400m，须三段、须五段烃源岩厚度为40~360m；须二段、须四段、须六段烃源岩厚度较小，为10~160m，须六段烃源岩厚度最大处位于川中南部，向盆地中心厚度逐渐减小。总体而言，须家河组烃源岩厚度大，分布范围广，有利于天然气大规模生成。（3）非均质致密储层大面积分布、优越的源储配置有利于致密气大规模成藏。在宽缓的凹陷与斜坡地区，地形平缓，普遍发育大型的三角洲沉积体系，有利于发育大面积致密储层[36]。但是其内部的致密储层非均质性强，这是由于沉积微相快速变化、岩石类型分异、成岩作用不同和构造改造程度差异等因素导致的。须家河组致密砂岩储层储集空间以次生孔为主，少量原生孔，局部发育裂缝。据铸体薄片鉴定，储集空间中次生孔占85%；储层物性差，孔隙度、渗透率之间相关性较差，相关系数(R2) 仅为0.27，表明渗透率大小不仅与总孔隙多少有关，更主要受孔隙结构、裂缝发育状况控制。近源运聚是致密气成藏的主要方式，这就要求致密气成藏需要良好的生储关系匹配。四川盆地须家河组均为煤系地层沉积体系，表现为湖盆宽阔、水体不深、砂体连片发育，平面上非均质性致密储层与烃源岩紧密接触、大范围连续成藏（图 4）。
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图 4 四川盆地川西—川中地区须家河组致密砂岩气成藏模式图 Fig. 4 Gas accumulation pattern of tight sandstone reservoir of Xujiahe Formation in western-central Sichuan Basin |
松辽盆地中央隆起带是长期继承性发育的古隆起，位于东北部徐家围子断陷和西南部长岭断陷之间，中央隆起带不仅有良好的烃源岩条件，也具备良好的天然气藏形成条件，是油气的主要指向区带，是该盆地天然气风险勘探的重要领域之一。截至目前，中央隆起带及其周边钻入基岩探井160余口，其中见显示气井39口，隆平1、隆探2、汪902、昌102、肇深1、肇深3、农103等井已获得工业气流，通过与失利井分析对比，中央隆起带基岩气藏富集主控因素为：（1）中央隆起带基岩气藏分布受控于断陷期生烃凹陷规模及烃源岩质量。中央隆起带气源来自断陷期煤系烃源岩，中央隆起带整体含气丰度较低，紧邻的生烃凹陷丰度较高，徐家围子断陷生气强度大于20×108m3/km2的面积为3350km2, 生气强度最大为600×108m3/km2，侧向供烃能力强。隆探2井、隆平1井天然气干燥系数高，烃源岩演化程度高，与断陷期煤系烃源岩产气组分相似。（2）优势岩性与裂缝发育程度控制油气富集。通过已钻井分析，中央隆起带储层优势岩性为碎裂花岗岩、花岗岩、石英质岩类。（3）源储配置关系及输导体系控制油气运移优势指向（图 5）。
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图 5 松辽盆地中央隆起带基岩天然气成藏模式图 Fig. 5 Gas accumulation pattern of bedrock in central uplift zone in Songliao Basin |
中国陆上盆地天然气烃源岩类型总体包括两大类：腐殖型烃源岩和腐泥型烃源岩，两类烃源岩总体控制了陆上天然气纵横向的分布。腐殖型烃源岩主要以煤系烃源岩为主，储量占到中国陆上大气田70% 以上，分布于克拉通海陆相近源大面积致密砂岩、前陆盆地逆冲构造带背斜构造、断陷盆地背斜与断块构造及火山岩、新生古储的碳酸盐岩等多个领域，分布广泛。我国陆上煤系烃源岩集中发育在三叠系—侏罗系，以煤、碳质泥岩、泥岩为主，TOC普遍偏高，其中塔里木盆地库车地区及周缘的煤系地层TOC最高，分布在1.12%~76.53% 之间。煤系烃源岩的厚度普遍较大，达到200m以上，鄂尔多斯上古生界气田的烃源岩厚度最大，达到800~1200m。腐泥型烃源岩主要存在于我国三大克拉通盆地的深层及海相地层内，其分布受盆地古构造格局控制，岩性以泥岩、页岩、碳质泥岩、泥质碳酸盐岩为主。
腐泥型烃源岩主要分布在海相盆地和部分陆相湖盆中。根据腐泥型有机质生排滞聚全过程演化模式（图 6）[37]，腐泥型烃源岩在主生油阶段（Ro为0.7%~1.3%）以原油伴生气为主，排烃效率为40%~60%，生成天然气较少；高成熟—过成熟早期阶段（Ro为1.3%~2.5%）为干酪根裂解气主生成期，此时烃源岩以生气为主；过成熟中期阶段（Ro为2.5%~3.0%）以原油裂解气为主，排烃效率大于80%，早期生成的原油在高温条件下裂解成气。高成熟—过成熟阶段干酪根降解气与原油裂解气对总生气量的贡献比大致为1∶4，因此深层原油裂解气生气能力强，资源潜力大，是海相深层大气田主要来源，比如四川盆地震旦系—寒武系大气田主要为原油裂解气。同时，原油裂解气也是陆相盆地天然气的重要来源，例如，柴达木盆地东坪深层气田为原油裂解气，柴北缘侏罗系为湖相沉积，优质烃源岩以半深湖—深湖相泥岩为主，早期具有较高的生油能力，早期生成的原油为后期原油裂解提供了丰富的物质基础。深层基岩储层在后期深埋过程中温度较高，具备形成原油裂解气的温度条件[38]。柴达木盆地陆相湖盆原油裂解气的发现意义重大，证实了柴北缘陆相煤系地层具备形成原油裂解气的条件，极大拓展了柴北缘天然气的勘探领域，古油藏裂解气成为陆相湖盆天然气勘探的新类型，勘探潜力巨大。
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图 6 腐泥型烃源岩全过程生烃模式图 Fig. 6 Hydrocarbon generation model of sapropelic source rock |
我国大中型气田储层类型多样，具有明显的埋藏深度及年代跨度大、分布面积广、岩相类型多、储集空间多样的特点。
从目前三大克拉通盆地古老碳酸盐岩大气田分析看，碳酸盐岩优质储层发育均受控于沉积相带叠加岩溶作用的改造。储集空间为粒间溶孔、晶间溶孔，溶洞、裂缝发育。四川盆地安岳气田灯影组优质储层主要发育于台缘带的藻丘和颗粒滩，储层岩性主要是砂屑云岩、藻凝块云岩、叠层石云岩，经历了成岩早期、表生期、埋藏期岩溶作用的改造，形成裂缝—溶蚀孔洞型储层。塔里木盆地台盆区寒武系优质储层主要发育于台内颗粒滩和潮坪相，储层岩性为（藻）砂屑/鲕粒云岩，经历了石膏溶解、埋藏岩溶、热液岩溶改造，主要发育孔隙型储层、裂缝—孔洞型储层，有效储层厚度为30~115m。塔里木盆地奥陶系优质储层和鄂尔多斯盆地靖边气田奥陶系风化壳型储层均经历层间岩溶、风化壳岩溶和压实水岩溶的叠加改造，发育孔隙型储层、裂缝—溶孔型储层。
我国致密气成藏特征主要呈现为天然气在致密储集体中大规模成藏，气田大型化分布，呈现大面积与大范围成藏两种典型特征。储集体的物性决定了致密砂岩气藏的分布规模。在宽缓的凹陷与斜坡地区，由于相带宽、发育稳定，有利于形成大面积致密储层。由于沉积环境变化、岩石类型分异、成岩作用不同和构造改造程度差异等因素，导致大面积致密储层非均质性强。致密砂岩储层的形成主要受沉积作用、成岩作用和构造作用三大因素影响。沉积环境能量相对较低、成分和结构成熟度低、杂基含量高等因素是储层致密的基本条件；破坏性成岩作用（胶结、压实和充填等作用）导致原生孔隙大量减少，以及建设性成岩作用产生的次生孔隙欠发育是储层致密的重要因素；受构造作用控制的溶蚀和破裂等建设性成岩作用是优质储层发育的关键因素。因此，致密砂岩的成因可以划分为两大类型：一类是受沉积条件的控制，分选不好，形成原生型致密砂岩；另一类是由于复杂成岩作用和构造作用造成砂岩致密。同时，多种因素综合作用导致致密砂岩储层非均质性强。致密砂岩储层储集空间类型以粒间溶孔、粒内溶孔、微裂缝等为主，原生孔隙少见。储层物性差，孔隙度、渗透率低是致密砂岩储层最基本的地质特征，孔隙度一般为2%~10%，渗透率为0.001~1mD。
基岩气藏是一种特殊类型的气藏，基岩因长期暴露地面，经受风化、剥蚀、淋滤、溶解及强烈的构造运动，形成了分布极不均匀的大量次生孔隙。基岩储层是柴达木盆地深层气藏主要储层类型，已发现东坪、尖北及昆特依等气藏。受燕山运动影响，柴达木盆地基底隆升，长期遭受风化剥蚀，形成大面积分布的基岩缝洞型储集体，经后期深埋，与上覆古近系—新近系泥质岩形成了有效配置。基岩储层储集空间类型主要包括溶蚀缝、溶蚀孔和构造缝，储层孔隙度平均为3.7%，渗透率平均为1mD，并且基岩储层纵向分布超过500m，横向分布稳定，其物性不受埋深控制，深层基岩受多期构造运动及长期风化淋滤作用的影响，裂缝及溶蚀孔非常发育，极大改善了基岩的储集性能，广泛发育的基岩储层具备广阔的勘探前景。
3.3 多期盖层动态封闭确保了天然气富集的持续性封盖条件对天然气成藏具有重要的影响，盖层的好坏直接影响到气藏的富集程度，对于深层—超深层的气藏尤为重要，因为该类气藏经历构造运动较多，只有在良好的封盖条件下才能形成大规模的天然气聚集。
研究发现，目前不同气藏的盖层主要有3种岩性：泥页岩、蒸发岩和碳酸盐岩[39]。泥页岩分布最广，占比最大，其封闭能力与压实程度密切相关，与成岩演化程度关系不明显。在持续埋藏条件下，泥质盖层主要表现为孔隙度降低、渗透率不断减小、排替压力增大，封闭性增强。深埋地下的高演化泥岩，只要后期构造改造过程中没有遭受破坏，同样可以具有优质的封闭性能[40]。如四川盆地震旦系气藏的直接盖层寒武系筇竹寺组泥岩、苏里格气田下石盒子组泥岩、塔中北部斜坡上奥陶统桑塔木组泥岩均具有横向分布广、厚度大、排替压力较高的特点，是优质的区域盖层。
蒸发岩主要指盐岩和膏岩，尤其是盐岩，本身较为致密，具有很高的排替压力，有很强的油气封堵能力。蒸发岩由于在一定埋深的温度和压力下具有塑性特征，能防止断裂、裂缝的破坏，所以可以形成良好的油气盖层。在我国，四川盆地中—下三叠统膏盐岩、库车古近系—新近系膏盐岩等在地层条件下展现出良好的柔塑性，不易产生裂缝，对下伏的油气藏起到了直接或间接的封盖作用。
除了传统的盖层外，大量研究证明碳酸盐岩在一定条件下也可以作为油气的封盖层。部分泥晶灰（云）岩、泥质云岩、膏质云岩等岩石，内部孔隙极不发育，微裂缝不发育，排替压力高，在深部地层条件下也具有柔塑性，从而形成一定封盖能力，尤其是在膏盐岩、泥岩盖层不发育的地区，碳酸盐岩也可以作为优质盖层。如塔里木盆地轮南—古城台缘带寒武系的致密膏质云岩和泥质云岩、四川盆地飞仙关组鲕滩气藏之上的致密石灰岩和泥质云岩，均可以作为优质盖层封盖油气。
随着天然气勘探程度不断加深，叠合盆地内的大型天然气藏表现为多源多灶多期成藏、多源单灶多期成藏、混源多灶多种流体的多期成藏等复杂的特点。因此动态封闭能力的评价应考虑盖层封闭能力的演化及源—盖匹配等多方面因素。通过盖层排替压力演化、力学性质演化、地层压力演化、圈闭调整等要素，建立了多构造期盖层封闭能力动态评价方法。以塔里木盆地寒武系碳酸盐岩盖层为例，利用碳酸盐岩突破压力预测公式，其自然伽马值保持不变，声波时差值随地质时期的不同发生改变，得到不同地质时期的突破压力数据，并绘制演化曲线。由图 7可以看出，碳酸盐岩盖层的突破压力自沉积之后至二叠纪末期保持较小值且变化幅度不大，之后逐渐增大，经历了侏罗纪的快速增大后，突破压力保持稳定。
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图 7 塔里木盆地中—下寒武统碳酸盐岩盖层抗压强度演化史图 Fig. 7 Evolution history of compressive strength of carbonate cap rock of the Middle-Lower Cambrian in Tarim Basin |
根据塔里木盆地研究区内埋藏史恢复数据和孔隙度演化数据，便可以得到碳酸盐岩盖层屈服强度的演化史，结合盖层正应力演化史分析（图 7），便可以得到塔里木盆地碳酸盐岩盖层不易形成压裂缝且有利于封闭的地质时期。可以发现，自二叠纪末期，盖层的正应力总体上小于屈服强度，盖层不会形成压裂缝，进入长效的保存有利期。
同时，结合埋深与时间的关系，获得白云岩盖层屈服强度随埋深的演化历史。可以确定白云岩盖层在埋深1000m左右进入首次脆性—塑性转换，但由于在成岩作用下盖层本身结构发生变化，埋深2000m和4000m处，在地层压应力作用下又分别发生塑性—脆性和脆性—塑性的转换。目前在地层压应力作用下白云岩盖层均不会形成裂缝，十分致密，有利于形成封闭性较好的局部盖层。
通过对塔里木盆地寒武系白云岩盖层微观封闭能力和力学性质演化的研究，综合分析认为，在不考虑构造活动影响的情况下，自二叠系沉积之后，白云岩盖层有利于形成对油气的保存条件。
3.4 现今构造格局控制了天然气分布的方向性大型气藏的形成需要油气成藏要素与成藏作用在时间、空间上的匹配。关键成藏期后的构造演化对天然气的富集有重要影响，总体上晚期构造稳定有利于沉积重新形成整体封闭体系，从而富集形成大型气田。三大海相克拉通盆地在印支运动(中—晚三叠世末) 后，经历多期构造活动，在盆地内部形成断裂构造带，但部分地区依然发育稳定的古构造圈闭[41]，例如四川盆地的开江、泸州、剑阁、汉南等古隆起及鄂尔多斯盆地伊陕斜坡等，它们是圈闭集中发育的场所，勘探也已证明这些部位是主要的油气富集区带。如果后期构造运动引起地层隆升剥蚀、褶皱变形、断裂切割等，会使盖层岩石失去塑性，原来已形成的油气藏若遭到活动断层的切割，封盖条件被破坏，油气藏的平衡条件被打破，油气沿断层向上运移进入其他储层或运移至地表散失，使原油气藏遭到部分或全部破坏。塔里木盆地多个大型构造钻探未获成功的主要原因是由后期构造运动的破环引起，例如吐东2井获突破后吐格尔明构造带勘探连续失利，研究发现失利井所处构造附近均发育大型断裂，断距可达400~600m，从而造成气藏被破坏。四川盆地的高石梯—磨溪背斜台缘带紧邻裂陷槽，气源充足，储层厚度大，勘探目的层多，发育完整的背斜构造；威远鼻隆—背斜台缘带的成藏条件与其类似，且背斜面积更大，但是两者在后期保存条件上差别极大。高石梯—磨溪背斜台缘带断裂断距小，变形弱，保存条件好，该带是四川盆地内天然气成藏条件最好的区带，已发现高石梯、磨溪等大型天然气田，实现了规模建产；威远鼻隆—背斜台缘带晚期构造抬升强烈，构造带上威远气田的储量、产量规模远远小于高石梯—磨溪气田（图 8）。
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图 8 四川盆地川中地区构造演化与成藏示意图 Fig. 8 Schematic diagram of tectonic evolution and gas accumulation in central Sichuan Basin |
区带评价的主要内容是在盆地评价的基础上，对有利油气聚集的构造带和非构造区带进行石油地质综合研究。主要研究生储盖组合的空间展布和类型、含油气区带的划分与评价、圈闭的发育与构成、圈闭的有效性等，其目的是优选勘探方向、确定主攻区带、锁定预探目标，是油气勘探的重要研究内容[42]。
本文以上述不同类型大气田成藏主控因素分析为基础，对不同领域内区带地质评价参数体系与取值标准进行了标定，以此科学地得出未来不同领域内主攻勘探区带。
4.1 海相碳酸盐岩领域重点围绕烃源灶面向深层，同时积极探索构造稳定区我国沉积岩分布占所有岩石总面积的75%，而碳酸盐岩覆盖面积占沉积岩的55%。我国南方的震旦系、古生界及三叠系，以及北方的元古宇及古生界，均以碳酸盐岩为主，分布比较广泛。近年来我国的天然气勘探在碳酸盐岩领域取得了多项重大发现，充分说明了碳酸盐岩的油气勘探前景[43-44]。按照油气充注条件、储层条件、保存条件、构造背景等地质要素，对三大克拉通盆地重点区带进行了评价（表 3）。
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表 3 海相碳酸盐岩领域有利区带评价优选表 Table 3 Evaluation parameters and screening of favorable zones in the exploration field of marine carbonate |
德阳—安岳古裂陷北侧台缘带南北长约200km，东西宽60km，面积约为3500km2。台缘带紧邻裂陷槽，气源充足，储层厚度大，勘探目的层多，储层以藻叠层云岩、藻凝块云岩、藻砂屑云岩为主，溶孔、溶洞发育，储层孔隙度为2%~10%，平均为4.8%，以裂缝—孔洞型储层为主。从构造角度分析，该台缘带处于稳定缓坡背景，断裂不发育，局部发育低幅度背斜构造。从保存条件看，盖层为膏泥岩，封盖好，断裂断距小，变形弱，保存条件较好，侧向以岩性变化对接，具备封堵条件。北侧台缘带为古构造高部位，有利于油气早期聚集，是规模资源发现的战略区带。已落实众多不同类型的圈闭，灯影组台缘带发育构造—地层（岩性）圈闭，成藏条件好；龙王庙组发育4个大型滩体，复合圈闭面积为3200km2，资源量为10550×108m3；洗象池组滩体发育，可立体勘探。
4.1.2 德阳—安岳古裂陷槽内德阳—安岳古裂陷槽南北延伸逾600km，东西宽20~100km，面积约为5000km2。裂陷槽内烃源岩厚度为250~350m，是邻区2~3倍，生气强度大于60×108m3/km2，是邻区1~2倍，是四川盆地资源丰度最高的地区。除发育灯二段台缘带储层外，还发育“颗粒滩相+ 同生期溶蚀”控制的寒武系龙王庙组储层，龙王庙组白云岩储层以孔洞型储层为主，颗粒滩相白云岩最有利。颗粒云岩、残余颗粒云岩和细—中晶云岩孔隙度为2%~5.6%，平均为4.7%，水平渗透率平均为4.75mD。构造背景为稳定缓坡，发育局部低幅度背斜圈闭，利于油气聚集。该区断裂断距小，变形弱，盖层巨厚，保存条件很好，成藏的关键是侧向封堵条件。蓬探1井已获突破[45]，说明该区具备良好的勘探前景，已落实众多不同类型的圈闭，裂陷槽内初步刻画灯四段滩体12个，面积为944km2，其中德胜滩体群面积为82km2，付家庙滩体面积为388km2。
4.1.3 塔北隆起及周缘塔北隆起位于塔里木盆地北部, 总体近东西走向, 略呈北东东向展布，东西长约480km, 南北宽70~100km, 由东向西倾没。塔北隆起是海相、陆相油气长期运聚的有利指向区, 该区储层类型和油气藏类型丰富, 目前已发现11套含油气组合, 是塔里木盆地探明地质储量和石油产量最多的一级构造单元。
勘探实践和研究证实，塔北隆起是一个多油源、多油气藏类型、受多因素控制的复式油气富集带，既富油又富气[46]。最近钻探的轮探1井中寒武统吾松格尔组获工业油气流，寒武系盐下获得重大突破，又证实了塔北隆起南翼是寒武系盐下原生油气藏勘探最有利区[47]。吾松格尔组、沙依里克组在轮南大背斜区自西向东存在泥坪、云滩、台缘带及斜坡—深海带，呈南北向条带状展布，可形成白云岩丘滩相岩性油气藏。塔北隆起构造背景好、规模大，奥陶系油藏富集，与下伏地层存在互补共生，预示着寒武系盐下具有较大的勘探潜力。
4.2 优质成藏组合、圈闭形态好、地震资料品质较好地区是前陆冲断带领域下一步主攻方向前陆盆地的冲断带蕴藏丰富的油气资源，纵观我国前陆冲断带70余年的勘探历史，可以看出：（1）大规模的油气发现是在有了数字地震以后，可以对地下构造进行成像，找准地下构造的具体位置，可见圈闭落实是一个十分重要的环节。（2）虽然历经多年多轮次的大规模集中勘探，但是目前寻找到的储量主要还是位于大中型构造圈闭内。所以，前陆冲断带的区带评价优选，以保存条件及构造圈闭落实为重点，本文按照油气充注条件、储层条件、保存条件、构造背景与资料品质等地质勘探要素，对塔里木盆地、准噶尔盆地、四川盆地、柴达木盆地的前陆冲断带进行评价（表 4）。
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表 4 前陆冲断带领域有利区带评价优选表 Table 4 Evaluation parameters and screening of favorable zones in the exploration field in foreland thrust belt |
库车地区3个万亿立方米大气田区已初具雏形，克拉—克深构造区已建成万亿立方米大气田区，博孜—大北构造区具备形成万亿立方米大气田基础，中秋构造区万亿立方米大气田初见端倪。库车地区有利勘探区带目前主要有3个：克拉苏—秋里塔格构造带、库车北部构造带和塔西南山前构造带。库车前陆区内发育三叠系、侏罗系两套煤系烃源岩，烃源岩厚度大、分布广、有机质丰度高，现今成熟度普遍较高，以生气为主，生烃强度大（大于200×108m3/km2），高效气源灶为大气田形成提供了物质基础。勘探类型多样，克拉苏构造带的博孜—大北构造区带背斜、断背斜圈闭面积大、幅度高，以寻找构造圈闭为主。库车北部构造带优质烃源岩厚度大，可以在大型缓坡区寻找构造油气藏、构造—岩性油气藏。秋里塔格构造带构造圈闭、盐下构造圈闭发育，但构造幅度低，地震识别难度大，有利勘探目标取决于构造圈闭的精细刻画和落实程度[48]。
4.2.2 准南山前冲断带准噶尔南缘山前冲断带面积为2.3×104km2，资源量为9827×108m3，剩余资源量为9454×108m3，发育上、中、下3套成藏组合[49]。中—上组合是指白垩系—新近系成藏组合，发现3个油气田、2个气田，探明石油地质储量5574×104t（探明率13.31%）、天然气地质储量346×108m3（探明率3.5%）；下组合指侏罗系自生自储组合，勘探程度低，是下一步勘探的重要领域。
下组合发育齐古、呼图壁、玛河3排构造带，第二排构造中东段圈闭与烃源灶时空匹配最好。第一排、第二排构造形成时间早，与生气高峰匹配好，第三排构造形成晚于生气高峰；第一排构造破坏较严重，第二排构造保存较好，第三排构造保存好但与生气高峰匹配不佳。侏罗系煤系烃源岩深埋，6000~8000m达到高演化，其生气中心位于中东段，资源集中在下组合，南缘中东段资源量为9738×108m3，占比达99%，其中下组合资源量为7608×108m3，相对集中，占比为78%。基于高成熟烃源灶与圈闭匹配，优选前陆冲断带第二排构造和前渊斜坡地层—岩性两大风险勘探方向。前陆冲断带第二排构造下组合发育8个背斜圈闭，面积为918.5km2，圈闭资源量为4861×108m3；前渊斜坡区地层—岩性领域预测多层系岩性圈闭16个，面积为1563km2，圈闭资源量为4000×108m3 [50]。
4.3 油气源充足、储层物性相对较好区带是致密砂岩领域下一步主攻方向 4.3.1 鄂尔多斯盆地煤系气煤系气，是指煤系地层中煤、碳质泥页岩和暗色泥页岩生成的天然气，包括在煤、碳质泥页岩和暗色泥页岩等煤系烃源岩中滞留的煤层气、页岩气，以及从煤系烃源岩中运移出来的在煤系地层中或其外聚集形成的天然气。鄂尔多斯盆地煤系气资源丰富，资源量约为20×1012m3 [51-52]。其中，盆地二叠系山西组山2段泥岩厚度大、煤层生烃潜力大，是煤系气勘探的有利层系。盆地东部山2段煤系气埋深在1500~2500m之间的分布面积约为1.7×104km2，石楼、榆林—子洲—清涧、延长一带煤层厚度大，位于生烃中心，含气量好，是下一步有利的勘探方向（表 5）。
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表 5 致密砂岩领域有利区带评价优选表 Table 5 Evaluation parameters and screening of favorable zones in the exploration field of tight sandstone reservoir |
松辽盆地长岭断陷长深40井的突破，预示着断陷深层天然气巨大的勘探潜力，目前松辽盆地发育30余个富烃断陷，天然气资源量约为4.2×1012m3，目前仅探明0.35×1012m3，剩余资源量为3.85×1012m3，潜力巨大，前期主要集中于环洼勘探，洼槽主体的勘探潜力还未挖潜，下洼勘探将成为松辽盆地深层天然气勘探的重要突破方向。徐家围子、德惠、长岭等面积大、烃源岩发育的断陷是下一步重点的勘探方向。
4.4 富油气凹陷周缘是基岩—火山岩领域重点勘探方向火山岩气藏勘探开发始于20世纪70年代, 2000年以来进展较快，2002年徐深1井获突破，2006年长深1井、滴西10井、滴西14井、滴西17井、滴西18井获突破，2018年永探1井获突破。我国基岩油气藏勘探始于20世纪50年代的酒泉盆地，2013年柴达木盆地发现了我国陆上最大的基岩气田——东坪气田。几乎所有的含油气盆地均存在基岩油气藏。基岩—火山岩气藏成藏受控因素多，因而其分布虽然广泛，但储层非均质性极强。通过对主要含油气盆地基岩—火山岩领域的梳理，认为四川盆地、柴达木盆地、松辽盆地是下一步主攻方向（表 6）。
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表 6 基岩—火山岩领域有利区带评价优选表 Table 6 Evaluation parameters and screening of favorable zones in the exploration field of bedrock-volcanic rock reservoirs |
四川盆地成都—简阳地区永探1井区处于斜坡带，上倾方向被溢流相火山岩所遮蔽，同时还有上覆的龙潭组泥岩、下三叠统区域膏岩作为盖层，进而形成大型构造—岩性气藏。永探1井火山岩天然气为腐泥型，干燥系数较高，为典型干气。永探1井火山岩气藏和磨溪龙王庙组气藏天然气碳同位素特征十分接近，认为其母源均来自有机质成熟度高的筇竹寺组页岩。成都—简阳地区具有优质储层，烃源丰富、保存条件佳、油气成藏条件匹配关系较好，是火成岩天然气有利勘探区[53]。整个四川盆地火成岩面积为25300km2，其中，储层条件最为优越的爆发—溢流相火山角砾岩与玄武岩，储层较发育，面积为15580km2，中江—三台地区火山岩分布面积超4000 km2，与简阳地区具有相似的成藏条件，是下一步勘探集中突破的有利区。
4.4.2 松辽盆地中央隆起带从20世纪60年代开始，就开展了对松辽盆地中央隆起带基岩潜山领域的探索，重点针对肇州凸起、汪家屯凸起及昌德凸起，其中隆探2井获2.43×104m3/d工业气流，隆平1井获11.5×104m3/d工业气流，中央隆起带基岩潜山勘探获重大突破。结合已经发现的气藏来看，中央隆起带的基岩潜山构造为先期构造，有利于天然气的聚集。同时隆起带位于两大生烃凹陷中间，沙河子组暗色泥岩TOC为0.53%~14.63%，平均为1.38%，生烃潜量为0.52~4.08 mg/g，达到中等—好烃源岩标准，气源充足。古风化剥蚀作用控制着中央隆起带储集体的分布，也控制着天然气聚集。“基底花岗岩”和“花岗岩+ 糜棱岩”较发育，并且也较易被风化，可能是形成风化壳的有利区带，斜坡区是最有利的储集体发育区。综合以上关键成藏要素分析，中央隆起带有利勘探区带是：北部的卫星凸起和汪家屯凸起、中部的昌德凸起、南部的肇州西凸起等构造。
5 结论（1）中国陆上常规天然气大气田主要分布于鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及四川盆地，结合气藏的资源规模及勘探潜力、主要赋存空间及关键成藏要素，目前陆上大气田可分为海相碳酸盐岩、前陆冲断带、致密砂岩及基岩—火山岩4种类型。其中，海相碳酸盐岩、致密砂岩、前陆冲断带为现今及未来规模探明天然气地质储量的主体领域。
（2）不同类型大气田成藏主控因素存在差异，海相碳酸盐岩大气田主要分布于生烃凹陷周缘，优质规模储层发育及有利的圈闭背景是其成藏关键因素；前陆冲断带大气田主要受控于良好的生储盖组合、规模展布的圈闭及优质的保存条件；致密砂岩气田主要富集于稳定宽缓背景下的优质储集体内，广覆式优质烃源岩是其重要的成藏基础；基岩—火山岩大气田成藏则受控于优质烃源岩、优质储层及优质输导体系的分布。虽然成藏主控因素各异，但天然气的富集主要受烃源岩质量及演化过程、储层发育规模及质量、盖层分布及演化、保存条件控制。
（3）根据不同领域天然气成藏主控因素，建立了不同领域区带评价体系，同时指明未来天然气勘探方向及主要区带，即海相碳酸盐岩：四川盆地德阳—安岳古裂陷内及北侧台缘带、塔里木盆地塔北隆起及其周缘；前陆冲断带：塔里木盆地库车地区及准噶尔盆地准南地区；致密砂岩：鄂尔多斯盆地上古生界煤系气、松辽盆地深层；基岩—火山岩：四川盆地二叠系火山岩及松辽盆地中央隆起带。
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