随着油气勘探活动的不断推进，深层—超深层逐渐成为油气勘探开发的重要领域^[1]，同时也吸引了国内外研究人员的广泛关注。但不同的国家、地区、机构乃至学者间对深层却有着不同的划分标准，如：3500m^[2]、4000m^[3]、4500m^[4-5]、5500m^[6]、7000m^[7]等均有被作为深层划分的界限。目前，国际上相对认可的是将大于或等于4500m作为深层，大于或等于6000m作为超深层^[8-9]。我国学者通常将3500m作为东部盆地的深层划分标准，4500m作为西部盆地的深层划分标准；中国钻井工程行业则将4500m和6000m作为深层和超深层的划分界限^[10]。本文综合国内外学者的不同划分方案，将垂深大于4500m称为“深层”，垂深超过6000m称为“超深层”，垂深大于9000m称为“特深层”。

近年来，深层—超深层油气勘探活动十分活跃，并在全球范围内取得了重要进展，油气勘探深度已经超过10000m。据统计，目前全球已完钻垂深超过8000m的钻井就已经超过453口^[11]，勘探发现埋深大于8000m的油气田52个，油气储量超过40×10⁸t油当量。其中埋深最大的Tiber油田深度达到10685m（含海水深1259m）^[12]。我国是针对深层—超深层油气勘探最活跃和最频繁的国家，已在塔里木盆地和四川盆地的深层—超深层发现大量的油气资源，估算我国埋深大于8000m的地层剩余油气资源量超过176×10⁸t油当量，占剩余资源总量的33%^[13]，深层—超深层油气勘探潜力十分巨大^[14]。

地层中能够蕴含油气藏的深度似乎随着人们认识程度加深而不断增大。如传统的石油地质理论认为，埋深6000m、地层温度160℃是油藏分布的“死亡线”^[15-16]。但随着勘探的深入，人们在该界限之下发现了越来越多的油气藏，如：美国的Knotty Head Field（9337m）^[17]、中国的顺北油田（8882m）等^[18]，这些发现突破了人们以往的认识。科学家一直在为揭示油气藏的最大埋深而努力，如一些学者通过原油裂解模拟实验发现液态烃能够在200℃的条件下保持低裂解率^[19-21]，因此，地质条件下油藏的“死亡线”会比传统的认识更深。一些地质学家基于油气成藏条件分析认为塔里木盆地在超过10000m的超深层仍然具备良好的资源条件与勘探潜力^[22-23]。不同的学者基于不同的方法对含油气盆地内油气藏的最大埋深进行了预测，但是预测结果要么被实际勘探结果所打破，要么预测结果太乐观而对实际勘探活动无法发挥指导作用。此外，前人学者已提出的预测方法无法对不同类型的油气藏最大埋深进行预测。

全油气系统理论^[24-25]的提出为含油气盆地内油气藏最大埋深预测提供了新的理论依据和方法指导。它系统揭示了含油气盆地内常规和非常规油气藏的成因机制及有序分布规律，能够有效指导含油气盆地内不同类型的油气资源勘探。本文基于该理论认识，提出一种预测含油气盆地内深层—超深层油气藏最大埋深的方法，该方法不仅能够定量预测油气藏最大埋深，还能识别油气藏的成因类型。研究结果对于深层—超深层油气资源评价、勘探风险认识和钻井部署等具有重要的指导意义。

我国油气资源主要分布在6个大型含油气盆地之中，它们分别为：东部的松辽盆地、渤海湾盆地，中部的四川盆地、鄂尔多斯盆地，西部的准噶尔盆地和塔里木盆地。这6个盆地的面积（图 1a）、已发现的油气储量（图 1b）及未来的资源开发潜力（图 1c）均位于全国前列^[26]。因此，本研究以中国六大含油气盆地为对象，对其深层—超深层油气藏的最大埋深进行预测研究。

图 1

图 1 中国主要含油气盆地关键地质条件对比 Fig. 1 Comparison of key geological conditions in major petroliferous basins in China

中国这六大盆地基本上代表了绝大多数的盆地类型。从东到西，盆地具有类型从简单到复杂、地温梯度从高到低、构造环境从拉张到挤压、地层年龄从新到老的变化。它们在盆地结构、构造背景和储层岩性及其含油气性等方面都表现出显著的差异。因此，根据这些含油气盆地开展研究取得的成果认识具有普遍的代表性意义。本研究广泛收集了6个盆地12237口探井的80762个层段的常规和非常规油气藏钻探结果，通过地质剖析、统计分析等方法对含油气盆地深层—超深层不同类型的油气藏最大埋深进行研究和预测。

全油气系统（Whole Petroleum System, WPS）被定义为含油气盆地相互关联的烃源岩层所形成的全部油气、油气藏、油气资源及其形成演化过程和分布特征在内的自然系统^[24-25]，它由贾承造院士等首次提出，其核心内涵是：含油气盆地常规油气藏和非常规油气藏存在于一个统一的含油气系统内^[27]，该系统不局限于“从烃源岩—圈闭”的角度，而是从“烃源岩—储层—动态耦合和有序聚集”，它既包括了常规油气聚集，也包括非常规油气富集。因此，在全油气系统内常规和非常规油气藏呈现有序分布的特征，其基本模式表现为：稠油沥青和天然气水合物等具有异常特征的油气资源（Abnormal oil and gas resources）主要形成和分布于全油气系统的顶部，全油气系统的中部主要形成和分布与源—储分离的常规油气资源（Conventional oil and gas resources），全油气系统下部主要形成和分布源—储紧邻的致密油气资源（Tight oil and gas resources），其底部则主要形成和分布页岩油气资源（Shale oil and gas resources）（图 2）。全油气系统涵盖了常规与非常规油气聚集全要素、形成演化全过程、资源分布全序列，为复杂地质条件下油气勘探提供了新的理论和方法指导。

图 2

图 2 全油气系统内常规—非常规油气有序分布模式（据文献[28]修改） Fig. 2 Orderly distribution pattern of conventional–unconventional oil and gas reservoirs in the whole petroleum system (modified after reference [28])

全油气系统内不同类型的油气资源分布存在明显的界限，研究人员将其称为成藏动力学边界^[29]。大量研究结果表明，全油气系统内存在浮力成藏下限（BHAD）^[30]、油气成藏底限（HADL）^[26]和烃源岩供烃底限（ASDL）^[31]等3个重要的油气成藏动力学边界。浮力成藏下限是指浮力对油气成藏不再起驱动作用的临界深度，BHAD之上，烃类主要受浮力驱动形成常规类油气藏。BHAD之下，烃类主要受非浮力作用形成致密油气藏。油气成藏底限（HADL）是指埋深过程中随着压实、胶结等成岩作用的增强，油气成藏条件逐渐变差并消失而无法聚集形成油气藏的临界深度，超过油气成藏底限，地层无法形成油气藏。烃源岩供烃底限（ASDL）是指烃源岩能够生成和排出烃类的临界深度，超过该深度，烃源岩将不再生成或排出烃类。浮力成藏下限、油气成藏底限和烃源岩供烃底限相互围合形成油气自由动力场、局限动力场和束缚动力场，分别控制着全油气系统内常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏3类油气藏和油气资源的形成与分布（图 3）。自由动力场内，油气运聚主要以浮力为主，烃类主要在构造高点的高孔高渗储层中富集形成常规油气藏；局限动力场内，油气运聚主要以非浮力为主，烃类主要在构造低坳区的致密储层中富集成藏；束缚动力场内，油气运聚主要以分子扩散为主，烃类主要在烃源岩内部形成页岩油气藏^[32-33]。因此，理论上的浮力成藏下限、油气成藏底限和烃源岩供烃底限分别代表着常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏3类油气藏或油气资源形成和分布的最大深度。

图 3

图 3 全油气系统内流体动力场分布及其控油气藏发育分布模式[34] Fig. 3 Distribution pattern of dynamic field controlling oil and gas reservoirs in the whole petroleum system[34]

在含油气盆地中，当进入不同类型动力场的油气成藏最大埋深时，对应的目的层含油气性、储层物性和热演化程度等均具有清晰的临界值。通常，砂岩储层中常规油气藏形成分布的最大深度对应临界条件为：孔隙度介于8%~12%，渗透率为1mD，孔喉半径为1μm及R_o约为1.2%。局限动力场形成致密油气藏的最大深度对应临界条件为：孔隙度介于1%~3%，渗透率约为0.01mD，孔喉半径为0.01μm及R_o约为3.0%。束缚动力场形成页岩油气藏的最大深度对应临界条件为R_o≤4.0%。科学家基于地质剖析、统计分析和物理模拟实验等证实了油气成藏动力学边界在含油气盆地中存在的普遍性，并从动力学机制上阐述了其形成原因^[33]，这为预测和判别不同动力场内形成不同类别油气藏最大埋深提供了理论依据和方法指导。本文基于这一原理通过分析目的层含油气性、储层物性等随埋深的变化来预测不同类型的油气藏最大深度。

实例剖析、统计分析和物理模拟实验等都能在一定程度上确定油气藏类别和油气藏最大深度，相应的预测方法目前已在诸多地区应用^[35]。需要注意的是，应用不同的预测方法需要不同类型的资料支撑，如确定浮力成藏下限需要油气藏分布资料、目的层钻探结果、储层孔渗变化特征等资料；确定油气成藏底限需要储层的含油饱和度资料、试油及生产资料、气测录井资料等；确定烃源岩供烃底限需要烃源岩的地球化学分析资料、生烃热模拟实验结果等。根据这些资料，结合油气成藏动力学边界预测方法^{[24, 30-31]}即可确定含油气盆地内常规、致密和页岩油气资源分布的最大深度。

基于全油气系统理论预测深层—超深层油气藏最大埋深的工作流程如图 4所示，主要包括4个步骤：（1）广泛收集研究区的油气藏数据，包括钻井数据、测试数据及生产数据等，为油气藏最大埋深预测提供资料基础；（2）对研究区油气藏进行剖析，明确浮力成藏下限、油气成藏底限和烃源岩供烃底限等油气成藏动力边界，厘清全油气系统内油气动力场类型与油气藏地质特征和分布规律；（3）根据油气藏特征和分布规律，厘定含油气盆地常规、致密和页岩油气藏的最大埋深；（4）利用实际资料对油气藏最大埋深预测结果的可靠性进行检验。

图 4

图 4 基于全油气系统理论预测深层—超深层油气藏最大埋深的技术路线图 Fig. 4 Technical roadmap for predicting the maximum depth of deep to ultra-deep oil and gas reservoirs based on the theory of whole petroleum system

浮力成藏下限（BHAD）是浮力主导驱动油气运移而形成常规油气藏的临界深度。BHAD之上，主要形成和分布常规油气藏；BHAD之下，主要形成和分布致密油气藏。因此，通过地质剖析、统计分析等方法测定含油气盆地中的浮力成藏下限就可以确定常规油气藏的最大埋深。本文重点以中国西部准噶尔盆地二叠系油气藏为例进行展示。

准噶尔盆地二叠系具有典型的全油气系统成藏与分布特征（图 5a）：在构造隆起区，油气藏类型主要为上烃下水的常规油气藏；在构造凹陷区，油气藏类型主要为烃—水倒置的致密油气藏，它们之间存在明显的分界线。根据该特征可以初步确定其常规油气藏分布的最大埋深约为3500m。进一步统计分析二叠系致密油气藏的钻探结果发现，几乎所有的致密油气藏都分布在孔隙度≤10%和渗透率≤1mD的区间范围内（图 5b），表明浮力成藏下限对应的临界物性条件约为孔隙度10%、渗透率1mD。常规和致密油气藏的孔—渗频率分布结果也显示，常规和致密油气藏之间存在以孔隙度10%和渗透率1mD的分界线（图 5c）。研究结果表明，准噶尔盆地二叠系发育常规油气藏的最大埋深约为3500m，对应的临界孔隙度约为10%、渗透率约为1mD。同样的方法和判别标准被应用到渤海湾盆地东濮凹陷古近系、鄂尔多斯盆地古生界、四川盆地三叠系须家河组和塔里木盆地新生界，得到砂岩储层中的常规油气藏最大埋深分别约为3400m、1500m、800m和4400m。

图 5

图 5 准噶尔盆地二叠系砂岩常规油气藏最大埋深预测结果 Fig. 5 Prediction results of the maximum depth of conventional sandstone oil and gas reservoirs in the Permian, Junggar Basin

油气成藏底限（HADL）是地层不断埋深增大过程中，由于成藏条件的缺失而无法聚集形成油气藏的临界深度。HADL之下，无法形成商业开采油气藏，它也被认为是致密油气藏形成分布的下限。因此，通过油气藏剖析、统计分析等方法可以测定油气成藏底限并确定致密油气藏最大埋深。塔里木盆地是我国深层—超深层油气勘探最为活跃的地区，本文以塔里木盆地下古生界致密碳酸盐岩油气藏最大埋深预测为例进行展示（图 6）。

图 6

图 6 塔里木盆地塔中地区致密碳酸盐岩油气藏最大埋深预测结果 Fig. 6 Prediction results of the maximum depth of tight carbonate oil and gas reservoirs in Tazhong area, Tarim Basin

在含油气盆地中，随着埋深的增大，储层的孔隙度会逐渐降低，当孔隙度低于某一临界值后，储层就无法聚集油气而形成油气藏，也就达到了油气成藏底限，因而根据储层的最大孔隙度随埋深的变化可大致确定该临界值。塔里木盆地深层致密碳酸盐岩油气藏孔隙度随深度的变化结果显示油气层与干层之间具有明显的分界线，油气层主要分布在孔隙度大于2%的储层内，储层最大孔隙度约在埋深8000m时降低到2%（图 6a）。进一步统计不同孔隙度区间内的钻探结果，发现油、气、水、干层所占百分比随着孔隙度的逐渐降低而发生显著变化：水层和油气层所占比例逐渐降低，干层比例逐渐升高；当孔隙度低于2%时，储层100%变为干层（图 6b），表明致密油气藏的最大埋深约为8000m，对应的临界孔隙度约为2%。研究区致密油气藏的单井累计产油量统计结果也显示，随着埋深增大，单井的油气产量逐渐降低，当埋深增大到约8000m时，其降低至接近于0（图 6c），也表明达到了致密油气藏的最大埋深。将上述方法应用到我国松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地、准噶尔盆地和塔里木盆地的砂岩储层，分别得到它们致密砂岩油气藏的最大埋深分别为5050m、5200m、5350m、6450m、6850m和7990m（图 7）。

图 7

图 7 中国六大含油气盆地致密砂岩油气藏的最大埋深预测结果（据文献[26]修改） Fig. 7 Prediction results of the maximum depth of tight sandstone oil and gas reservoirs in six major petroliferous basins in China (modified after reference [26])

烃源岩供烃底限（ASDL）是烃源岩生烃潜力随埋深增大而逐渐降低并最终耗尽的临界深度。ASDL之下，烃源岩将不再生成或排出烃类，它也被认为是全油气系统的底界，代表正常演化下烃源岩内能够形成页岩油气藏的最大深度。因此，通过烃源岩的地球化学资料、生烃热模拟实验等资料预测烃源岩供烃底限后可以确定页岩油气藏的最大埋深。准噶尔盆地二叠系烃源岩是一套典型的湖相优质烃源岩，是盆地内风城组全油气系统重要的烃源岩层系，本文重点以准噶尔盆地二叠系烃源岩为例进行展示。

烃源岩在深埋增大过程中，随着热成熟度的增大，干酪根的H/C原子比、生烃潜力等参数会呈现出先增加后降低的变化趋势^[32]，因此，当这些参数随埋深增大而降低为0时就被认为达到了烃源岩供烃底限。图 8显示准噶尔盆地二叠系烃源岩地球化学参数随埋深的变化，从图中可以看出烃源岩的地球化学参数H/C原子比、I_HC和（S₁+S₂）/TOC等均具有随埋深增大呈现出先增加而后降低的变化特征，当埋深分别增大到8300m（图 8a）、8150m（图 8b）和8200m（图 8c）时，H/C、I_HC和（S₁+S₂）/TOC分别降低为0，表明准噶尔盆地的供烃底限约为8200m。进一步根据热成熟度R_o与深度的关系，可以得到其对应的临界条件R_o约为3.0%（图 8d）。同样的方法被应用到松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地，分别得到它们的页岩油气藏最大埋深为：5400m、5900m、6600m、7700m和9300m，对应的R_o介于3.0%~4.0%, 平均大于3.5%（图 9）。

图 8

图 8 准噶尔盆地二叠系风城组全油气系统页岩油气藏最大埋深预测结果 Fig. 8 Prediction results of the maximum depth of shale oil and gas reservoirs in the Permian Fengcheng Formation, Junggar Basin

图 9

图 9 中国六大含油气盆地页岩油气藏的最大埋深预测结果（据文献[31]修改） Fig. 9 Prediction results of the maximum depth of shale oil and gas reservoirs in six major petroliferous basins in China (modified after reference [31])

根据已经发现油气藏的地质资料，通过地质剖析、统计分析等方法判别浮力成藏下限、油气成藏底限和烃源岩供烃底限就可以确定含油气盆地内常规、致密和页岩油气藏在理论上的最大埋深。本文利用该方法对我国六大含油气盆地的3类油气藏最大埋深进行了预测，结果显示我国西部盆地油气藏最大埋深整体上要比东部盆地更深，而同一盆地内碳酸盐岩油气藏最大埋深又要比砂岩油气藏更大。实际地质条件下，影响油气藏和油气资源分布的最大埋深因素还有很多。

在含油气盆地内，通常烃源岩供烃底限对应埋深最大，其次为油气成藏底限，浮力成藏下限最浅。因此，同一盆地内常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏的最大埋深是逐渐增大的。统计我国六大盆地内3类油气藏的最大埋深预测结果，还发现从东部到西部，形成相关油气藏的最大埋深在逐渐增大，研究分析认为这是东西部盆地的地温梯度不同导致的。东部盆地由于地温梯度较高，盆地沉积速率较慢，在相同深度下其所受的压实、胶结等成岩作用更强，储层更为致密^[36]，因此油气藏形成的最大埋深更浅，这也是为何全球深层—超深层油气勘探主要集中于地温梯度较小的“冷盆”的原因^[37]。图 10显示了全球典型含油气盆地常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏形成分布的最大埋深与地温梯度的关系，结果显示，常规油气藏最大埋深最小，其次为致密油气藏，页岩油气藏最大埋深最大。随着含油气盆地地温梯度的增大，常规油气藏、致密油气藏和页岩油气藏3类油气藏对应的最大埋深逐渐变浅。这是全油气系统内不同类别油气藏最大埋深变化的一般规律，但实际地质条件下它们还受诸多因素的影响，包括储层岩性、有机质类型、构造运动等。如碳酸盐岩储层中由于方解石和白云石亲油性较强，油气进入遇到的毛细管阻力小，油气聚集成藏对应的临界孔渗较低，油气藏形成分布的最大埋深就大；相反，碎屑岩中的石英和长石亲水性强，油气进入遇到的毛细管阻力大，油气聚集成藏对应的临界孔渗较大，油气藏形成分布的最大埋深较小。碳酸盐岩和碎屑岩之中油气聚集成藏的差异性反映了它们对烃类流体的润湿性和界面张力不同^[38]。另外，含不同类型的有机质烃源岩由于其生排烃特征差异也会影响油气藏的最大埋深，如含Ⅲ型干酪根的烃源岩通常比含Ⅰ型干酪根更早达到供烃底限^[31]，形成油气藏埋深更大。

图 10

图 10 全球含油气盆地油气藏最大埋深与地温梯度的关系（据文献[36]修改） Fig. 10 Relationship between maximum depth of oil and gas reservoirs and geothermal gradient in global petroliferous basins (modified after reference [36])

在叠合盆地内，构造变动是影响油气藏最大埋深的关键因素，主要表现在3个方面：（1）构造演化导致早前形成油气藏的类型转换和最大埋深增大。理论上，自由动力场内常规油气藏最大埋深对应R_o≤1.2%, 但如果早前形成的常规油气藏因埋深进一步增大，它将进入局限动力场而因压实作用转变为致密油气藏；也可能因储层介质（如火山岩体）不易压实而以“异常”的高孔高渗特征保留在局限动力场内。这类异常的常规油气藏是在较浅埋深条件下的自由动力场内形成的，容易被误认为“常规油气藏形成分布的最大埋深”可以突破“浮力成藏下限R_o≤1.2%”。构造演化导致早前形成油气藏的埋深变浅。理论上，局限动力场形成致密油气藏最大埋深对应R_o≥1.2%, 但如果早前形成的致密油气藏因上覆地层受到剥蚀而抬升变浅，它可能在表观上进入了自由动力场，甚至被误认为“致密油气藏形成分布的最大埋深”可以很浅，突破“非浮力成藏下限R_o≥1.2%”。（2）构造演化导致油气成藏动力边界破坏和最大埋深改变。构造变动最显著的特征是破坏了原始储层的介质特性，产生了裂缝或孔洞，使浮力成藏下限和油气成藏底限受到破坏，甚至形成了特殊形式的改造类油气藏：裂缝型和孔洞型油气藏，它们形成分布的最大埋深不受原来的自由动力场、局限动力场、束缚动力场控制，需要结合具体的地质条件进行分析和预测。例如，埋深特别大或R_o≥4.0%的情况下，烃源岩层失去了供烃能力，储层失去了有效孔隙，目的层失去了运聚油气的有效动力，油气藏难以形成分布。然而，特殊的构造变动通过改造致密介质可以形成新的储层，早前形成的稠油沥青可以作为新的油气来源，它们在特定条件下的耦合能够形成特殊类别的油气藏，其最大埋深不能简单地依据早前形成的油气动力场分布予以预测评价。（3）油气钻探技术和预测水平不断提高将改变油气资源最大埋深。目前主要依据100%钻遇干层判别油气资源形成分布的最大埋深，事实上当前技术条件下钻遇干层率高达100%并不表明地下储层内不含油气，只是它们无法被采出：可能的原因包括含油气层压力太低或在钻探过程中被钻井液侵入或被水锁死。另外，在预测超深层和特深层领域含油气层对应的最大埋深时，主要借助中浅层和中深层获得的R_o等资料，在这些资料较少或它们受到深部高压环境影响而偏离上部的变化趋势时，预测的结果可能与实际情况存在较大偏差。

深层—超深层作为当前油气勘探和研究的热点领域，长期以来一直是人们关注的焦点。近年来，随着钻井技术和装备的进步，越来越多的超深钻井获得突破和发现，深层—超深层再次吸引了研究人员的关注^[39-40]。然而，由于对深层油气藏形成分布规律认识不清，导致深层油气资源潜力、有利勘探领域预测评价等存在困难^[41-42]。全油气系统理论揭示了含油气盆地中不同类型油气资源形成分布的规律性及其最大深度成因机制，这对深层—超深层油气资源潜力评价、地质风险认识及其勘探部署等具有重要指导意义。塔里木盆地近年来在埋深大于8000m获得了油气发现和工业产能，极大鼓舞了超深层油气勘探开发进程，万米之下寻找大油气田的口号被提出。但深层—超深层油气勘探需要投入大量的人力、物力和财力，油气勘探具有极高的风险。因此，提出一种能够预测油气藏最大埋深的方法对于深层—超深层油气勘探十分必要且迫切。为此，本文基于全油气系统理论，根据塔里木盆地中深层碳酸盐岩油气藏钻探结果提出了“超深层”和“特深层”油气资源最大埋深预测评价新方法。具体地，利用中浅层油气藏资料，通过分析储层含油气性随埋深的变化，将储层含油气性随埋深增大而趋于为0的临界深度确定为油气藏最大埋深，结果如图 11所示。根据油藏和气藏的表征参数变化特征，预测出塔里木盆地油藏的最大埋深在95%置信条件下为（9500±50)m（图 11a—c），气藏的最大埋深在95%置信条件下约为（10500±100)m（图 11d—f）。结合当前的实际勘探情况，研究认为塔里木盆地在埋深8000~9500m之间有巨大的油气勘探潜力，当埋深超过9500m，液态烃勘探风险增大，但仍有巨大的天然气勘探潜力。塔里木盆地油气资源勘探下限深达10500m，甚至更深，但风险也随之增大。

图 11

图 11 基于全油气系统理论预测塔里木盆地超深层碳酸盐岩油气资源的最大埋深 Fig. 11 Prediction result of the maximum depth of ultra-deep carbonate oil and gas resources in Tarim Basin based on the theory of whole petroleum system (a—c) 油藏预测最大埋深；(d—f) 气藏预测最大埋深

（1）全油气系统内存在浮力成藏下限、油气成藏底限和烃源岩供烃底限3个动力学边界，它们分别对应着含油气盆地自由动力场、局限动力场、束缚动力场中所形成常规油气藏、致密油气藏、页岩油气藏等3类油气藏的最大埋深。通过地质剖析、统计分析、物理模拟等方法研究可以实现3类油气藏形成分布的最大埋深预测。

（2）我国松辽、渤海、鄂尔多斯、四川、准噶尔、塔里木等六大含油气盆地自由场常规砂岩油气藏、局限场致密砂岩油气藏及束缚场页岩油气藏的最大埋深分别介于800~4400m、5050~7990m和5400~9300m。

（3）含油气盆地形成油气藏的最大埋深随大地热流值减小、含有机母质类型变好而增大；碳酸盐岩较碎屑岩形成油气藏的最大埋深更大；随着钻探技术和预测水平提升发现油气资源的最大埋深将会增大。

（4）构造变动改变实际地质条件下油气成藏的最大埋深，需结合多方面实际条件预测。依据塔里木盆地中深层油气钻探结果，预测寒武系—奥陶系碳酸盐岩超深层和特深层油藏最大埋深为（9500±50)m，气藏最大埋深为（10500±100)m。