2017, Vol. 60
2. 中国科学院大学, 北京 100049;
3. 吉林大学, 长春 100044
2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China;
3. Jilin University, Changchun 100044, China
在人类发展与前进的历程中，能源一直是人类文明进步的动力, 社会与经济发展的基石，国家政治、军事和经济安全的命脉，也是大国控制世界格局、巩固各自核心利益和博弈的焦点.当今我国正处在快速工业化和经济腾飞的前夜，油气能源十分关键，对外依存度现已达55%~60%，且已成为全球能源消费的第一大国.中、浅层油气勘探与开发随着技术的发展和分辨率的不断提高确实做出了重大贡献，然而若在中、浅层发现更多的或更大的油气田则难度日益增大.随着时代快速发展的步伐，第一深度空间(<5000 m)的油气储量增长越来越慢，而需求却越来越大.面对这样的能源形势，我国必须在多元化共享世界能源的同时，坚定地立足于本土，强化第二深度空间(5000~10000 m)的油气探查和开发，建立安全、可靠、可持续的能源战略后备基地(滕吉文, 2007；滕吉文等, 2008, 2009, 2010).
对于第二深度空间的油气勘探、开发和利用，国外入手较早，可追溯到20世纪50年代.美国西内盆地阿纳达科凹陷Carter-Knox气田在4663 m深处的中奥陶统Simpson群碳酸盐岩内发现了世界上第一个深层气藏(Reedy, 1968)，从而揭开了第二深度空间油气勘探的序幕.从此世界各地相继进行了较为广泛的深层油气勘探与开发工作(Jemison, 1979; Klemme and Ulmishek, 1991; 梅赫季也夫, 1993; Price, 1993; Wyman, 1993; Cerruti, 1994; Самвелов, 1996; Perry Jr, 1997; 孙永祥, 1997; Dyman et al., 2002; 妥进才, 2002; 吴富强和鲜学福, 2006; 朱光有和张水昌, 2009; 庞雄奇, 2010; 何治亮等, 2011; 马行陟等, 2011; 王宇等, 2012；吴颜雄等, 2012; 白国平和曹斌风, 2014).纵观全球第二深度空间的油气资源分布可见，在全球范围内深层油气资源的勘查呈明显增势(图 1).强化第二深度空间油气勘探，一方面促使了新油气田的发现；另一方面则是对老油气田的挖潜，对扩储量、稳增产有着极为重要的意义.当然第二深度空间的油气藏勘探与开发亦面临诸多挑战，一是深层油气成藏理论尚不成熟，成藏特征尚待深入研究；二是地球物理勘探和深层油气开发的方法技术有待提高；三是随着勘探深度的增加，勘探成本亦增大.
|
图 1 全球深层含油、气盆地和深层油、气藏分布（白国平和曹斌风, 2014） 柱子的高度代表了48个深层油气探明和控制（2P：proved and probable reserves）可采储量的相对多少，且均超过了50×106bbl油当量（约7×106t油当量）. Fig. 1 Distribution of deep petroliferous basins and deep petroleum accumulations in the world (Bai and Cao, 2014) The height of the pillars shows relative amount of proved and portable reserves in 48 deep petroliferous basins which all exceed 50×106 bbl(ca 7×106t) of oil equivalent. |
最终可采油气储量不少于5×108bbl油当量的大油气田(1bbl的油等价于170 m3的气)，截至2009年末，全球范围内共发现1021个，其储量和产量分别约占世界油气储量和产量的7/10和1/2(贾小乐等, 2011).为此，大油气田的研究一直是国内外学者广泛关注的中心课题，特别是深层和超深层的大油气田已成为全球范围内各大石油公司近年来的目标.据不完全统计，埋深大于3000 m的大油气田主要分布在大西洋两岸、中南美、非洲、墨西哥湾、澳洲西北岸以及中东和西西伯利亚等地区，占大油气田总数的16.4%.近年来我国石油界亦开始重视深层油气藏的勘探开发，但其主指埋藏深度大于3500 m、4000 m(史斗和郑军卫, 2001; 史斗等, 2003)或4500 m(白国平和曹斌风, 2014)的油气藏.我国近年来在第二深度空间的油气勘探和开发已有所突破，已有大量关于油气藏埋深为5000~7000 m的报导(胡海燕, 2006; 赵文智等, 2007, 2009; 朱光有和张水昌, 2009; 马永生等, 2011; 孙龙德等, 2013; 邹才能等, 2013, 2014; 杜金虎等, 2014; 赵文智等, 2014)，但基本上是对天然气而言，对陆相和海相，即双相沉积相带的整体评价明细不足，特别是未能对古生代地层的属性给予全面的分析和认识.
第二深度空间油气勘探开发的首要任务是揭示在这样的深度处油气成藏规律、储集空间特征与资源量评价，这会遇到诸多的难题(滕吉文等, 2009, 2010; 滕吉文和杨辉, 2013).特别是我国面临的油气成藏和储集岩相与构造格局远比美洲、中东、欧洲要复杂的多.因此，必须强化对油气深层次成藏理论问题的认识和高精度探查及解释技术的深化研究，形成适应我国实际的勘查理论和技术体系.基于当今全球范围内各国快速工业化和经济发展对油气资源的渴求，供需之间的矛盾和动荡的油气政治格局，本文将通过对深部油气成藏的层系与成烃物质环境，岩相与结构特征，构造变异与展布，油气形成的物理―化学边界条件及深层动力过程的研究，展示第二深度空间油气存储和潜能具有巨大前景，厘定了其为当今与未来在发展进程中世界油气资源发展的必然轨迹！
2 第二深度空间油气勘探开发综述第二深度空间勘查油气面临挑战，例如深层油气成藏理论尚不完善，可供集成研究与规律性理解的实例尚少，勘探开发的技术难度很大，且投资巨大.为此，在重视深层地质理论和方法创新的同时，必须加强与勘探开发地球物理技术的密切结合与共促，以达厘定其生、储及运移的深层动力过程.
2.1 世界各地第二深度空间的油气勘探发展概况世界上第二深度空间的油气勘探可追溯至20世纪50年代(赵政璋等, 2005)，不过那时没有量的概念，不称其为第二深度空间(滕吉文, 2007)，而称为深部或超深部.因为那时主要勘探与开发第一深度空间的油、气(且深度一般均＜3000 m).早在1956年，在美国西内盆地阿纳达科凹陷Carter-Knox气田的中奥陶统碳酸盐岩内发现了当时世界上第一个深层气藏，埋深达4663 m.1977年，阿纳达科凹陷Mill Ranch气田发现了世界上最深的气藏，储层位于7663~8083 m深处的下奥陶统，储量365×108 m3，单井日产气6×104 m3.世界上最深的油藏是位于美国的列克—华盛顿湖油田，它地处墨西哥湾的密西西比三角洲区域，储层埋藏深度可达6540 m.在前苏联的24个深层含油、气盆地中，有3/4的盆地储层埋深大于6000 m，且探明能够产生工业油、气藏的深层含油、气盆地(储层埋深大于6000 m)已有4个(妥进才, 2002).此外，深层油、气勘探在北极地区(如：俄罗斯Timan-Pechora盆地)也取得了可喜突破.得益于深层钻井和完井等技术的突破性发展，油、气勘探正由浅层向深层、超深层(埋深大于7500 m)，由陆上勘探向海上勘探迈进(白国平和曹斌风, 2014).
在全球范围内，深部油、气普遍存在，资源潜力亦十分巨大(韩革华等, 2006).据已发表资料统计(汪泽成等, 2008; 朱光有和张水昌, 2009)表明：目前已有超过1000个油、气田的含油、气储层位于4500~8103 m范围之间，其中石油储量占全球7%，天然气储量占全球的25%.法国、美国、墨西哥以及埃及和意大利天然气总储量的47%处于这一深度范围内.而美国、墨西哥、意大利、阿根廷、利比亚、特里尼达现今可采储量的31%以上处于4500~6668 m深度内.在墨西哥和美国，深部工业油、气田的发现率高达50%~71%.美国俄克拉荷马州的Bertha Rogess-1号科探井深度达9583.2 m，是当今世界上最深的油气勘探井，获得了大量深层油、气的生成及储层属性等方面的有用信息.表 1给出了全球七大深层油、气产区的油气2P可采储量分布，按照油当量从小到大排列.可见，第二深度空间的油、气勘探潜力巨大，为满足人类的能源需求当必要强化第二深度空间的油、气探查与开发.
|
表 1 全球七大深层油、气产区2P可采储量表(白国平等, 2014) Table 1 2P reserves of deep reservoirs in seven major areas around the world (Bai et al., 2014) |
俄罗斯科学家最早将深层油气藏勘查提上议程(梅赫季也夫, 1993; 孙永祥, 1997; 马克希莫夫, 1988; 克拉尤什金, 2009)，并在深层油、气形成与聚集的理念和实践中取得了重要成效.古老克拉通地区在4000~6000 m深度范围内的地温约在90~120 ℃之间(少数地区古地温超过150 ℃)，主要产出气藏及凝析气藏.由于烃类化合物长时间存在于较高的地温条件下会使得烃类物质由液态转化为气态，因而在6000 m以下深度缺少油藏，仅见气藏，如二叠纪沉积盆地.
中里海盆地以中生界沉积为主，在4000~4500 m深度范围，地层温度约在160~170 ℃之间，为油、气分布的过渡区带(含油带转化为含气带).由于遭受了强烈的新生代构造运动，墨西哥湾盆地外带的含油、气相带约位于6000 m深处，储层温度接近200 ℃.以上两类地区的生油岩系中有机质主要为腐泥型，但在俄罗斯的Assyria-Kuban盆地，生油、气岩系中有机质则主要为腐植型，因而在4000~7000 m的深度范围内以气藏、凝析气藏为主体.
正如前述，世界各地的工业油、气藏所处的温度和深度早已超过了传统的门限，例如俄罗斯Pre-Caspian盆地埋深7000 m的储集层中未发现重烃物质发生明显分解作用，温度高达295 ℃时，埋深7550 m的储层中仍有液态烃聚集(妥进才, 2002; 漆家福和杨桥, 2007；滕吉文和杨辉, 2013).这便雄辩地表明：传统的温度门限早已被油、气勘探的实践不断突破.
由于强化对第二深度空间的油、气勘探、开发而实施的深钻井工作确已发现了大量的深层油、气藏.这些深钻井主要分布在北美洲的Gulf Coast盆地、Permiao盆地、Anadarko盆地、Rocky Mountain盆地、California盆地和Alasla盆地等；中南美洲的Maracaiho盆地、Santa CvusTariji盆地和Sureste盆地；前苏联的Dineper-Donets盆地、Vilguy盆地、North Csapian盆地、Suvith Caspian盆地、Middle Caspian盆地、Amn-Darya盆地、Akuban盆地和Fergna Valley盆地；欧洲的P Vally盆地和Aqartaino盆地；中东地区的Omen盆地以及非洲的Sirte盆地等(Bloch, 2002).美国在这一方面具有超前性，他们已有深钻井20715口，深度大于4500 m的有11322口；产出石油与天然气地层深度大于6000 m的产井有968口，其中有52口钻探深达7500 m，27口井在不同层位产出了油或气，钻井成功率达50%(Dyman et al., 2002).
2.3 我国第二深度空间几个典型油气田剖析随着近20年以来地震勘探新技术、新方法的不断涌现以及分辨率的不断提高，我国油、气勘探的目标也逐步转向盆地更深层的沉积建造，即第二深度空间的油、气勘探与开发.下面对我国西部、东部、中部几个典型深部油、气藏的形成与储存进行探讨.
(1) 我国西部地区塔里木盆地深层油气藏
该盆地目前已完成156个油气储层的钻井测试，其中超过1/3的储层底界超过5000 m深度.勘探的储集层位包括奥陶统、志留统、泥盆统、石炭统以及二叠、三叠统；储层岩性包括砂岩、致密砂岩储层、火山岩储层；储集空间包括溶蚀孔洞型及裂缝―溶蚀孔隙等类型(韩革华等, 2006)；塔里木盆地是一个特大型的海相古岩溶油田，该区3P可采储量(探明、控制、预测)达14.7×108 m3，油气勘探呈现出多层系、多种岩相及储集类型的立体油、气勘探格局(图 2).
|
图 2 塔里木盆地玉北地区油气成藏模式(谭广辉等，2014) Fig. 2 Hydrocarbon accumulation model of the Yubei area, Tarim basin(Tan et al., 2014) |
奥陶系碳酸盐岩的储集空间以溶洞、溶蚀孔洞和裂缝型为主，粒间孔、晶间孔发育较差，即可分为洞穴型、裂缝-孔洞型、溶蚀孔洞型和裂缝型四类.主要的储集空间多为受多期喀斯特作用形成的缝洞集合体.构成奥陶系碳酸盐岩的主要盖层为上奥陶统、志留系、石炭系，主要岩性为泥岩、灰质泥岩及含膏泥岩，岩性致密单层厚度大且分布稳定.中、下奥陶统广泛发育致密碳酸盐岩，对缝洞型储集体构成局部封盖(图 3).下寒武统和中、下奥陶统岩性以黑色灰页岩为主，它们的烃源岩主要为下古生界富含有机质的烃源岩.含油气系统有满加尔阿瓦提塔西南寒武系-奥陶系海相沉积建造，而满加尔奥陶系海相油、气以奥陶系碳酸盐岩为主要油气富集环境.应当看到，塔河油田深层奥陶系和川南古隆地区的奥陶系是勘察与发现大、中型油、气田的主体方向(王招明等, 2000; 康玉柱, 2005; 翟晓先, 2006; 金之钧等, 2010; 漆立新和云露, 2010; 罗小龙等, 2012；钱一雄等, 2012; 吕海涛等, 2014).
|
图 3 塔里木盆地奥陶系生、储、盖组合剖面示意图(吕海涛等，2014) N+Q：新近系+第四系; E：古近系; K：白垩系; T：三叠系; P：二叠系; C+D3d：石炭系+上泥盆统; S+D1+2：志留系+中、下泥盆统; O3：上奥陶统; C -+O1+2：上寒武统+中、下奥陶统; C -1-2：中、下寒武统. Fig. 3 Schematic diagram showing reservoir and caprock assemblage of the Ordovician in the Tarim basin (Lv et al., 2014) N+Q:Neogene+Quaternary; E:Palaeogene; K:Cretaceous; T. Triassic; P:Permian; C+D3d:Carboniferous+ upper Devonian; S+D1+2:Silurian+middle and lower Devonian; O3:upper Ordovician; C -+O1+2:upper Cambrian and middle and lower Ordovician; C -1-2:middle and lower Cambrian. |
盆地内一口深达8040 m的钻井内发现了液态烃的存在，且有约600 m厚的白云岩分布在奥陶纪至三叠纪层位.深埋的优质白云岩储集层十分重要，因为它具有主要控制作用(贾承造, 1997; 张静等, 2010; 陶崇智等, 2013).由于塔里木盆地古生界克拉通地层平缓，地壳运动以升降为主，故发育了基底断裂并与挤压运动共同作用下形成了继承性古隆起.中、新生代由于碰撞挤压导致了前陆逆冲、造山与变形，并叠加在古生代克拉通上(贾承造, 1997)，故油、气潜在前景巨大.
在我国西部塔里木盆地中，仅中国石油天然气集团公司便完成了7口大于7000 m的深测井，已完钻的深度在5000~7000 m的深钻井超过450口，此外还有多口7000 m以下的测井正在钻探或设计之中.亚洲最深的测井为中国石油化工集团公司的塔深1井，深度达到8404 m，且在8000 m以下深度发现了液态烃，产微量气，最深的气流井是塔里木盆地康东坳陷的博孜1井，在7014~7084 m深井段属典型的碎屑岩凝析气藏.最深的工业油流井是塔里木盆地的托普39井的6950~7110 m井段(孙龙德等, 2013; 翟晓先等, 2007)，该井的测井岩心资料证实该深度为孔洞型储层，能够形成有效的深部储集体.由于塔里木盆地在7000 m深度左右的储层温度仅为约150 ℃，因此7000 m已成为常见的油、气勘探深度.准噶尔盆地同样具有较低的地温梯度，目前也已经开展7000 m以下的深部钻探工作，且初见成效.另外，对于这些盆地，7000 m以下油、气的相态也开始发生变化.但必须看到我国西部盆地的深层油、气勘探与开发亦面临着技术、方法以及理念上的挑战(庞雄奇, 2010; 霍志鹏等, 2013; 陶崇智等, 2013).为此，我国西部应着重开展7000 m以下的油、气勘探为宜.
(2) 我国东部地区深层油气藏
渤海湾盆地是我国东部非常重要的含油气盆地，盆地的石油普查始于1956年，盆地内迄今为止探明的成油坳陷包括辽河坳陷、济阳坳陷、渤中坳陷、黄骅坳陷、冀中坳陷以及临清坳陷.每个坳陷为相对独立的高产油、气区，且均含若干个生油凹陷.下面以几个坳陷为例分析我国东部深层油、气的成藏和分布并以勘探实例界定我国东部第二深度空间油、气的主力钻探深度.
① 辽河坳陷西部凹陷
辽河坳陷西部凹陷呈北东向展布，在渤海湾盆地的东北部，是渤海湾盆地中典型的富油气凹陷之一.由于郯庐断裂带西侧分支穿过该凹陷导致凹陷内部新生代构造呈现出伸展构造与走滑构造的叠加.张扭性构造与压扭性构造分段相间的复杂变形格局(漆家福等, 2013；于福生等, 2015).
始新世伸展断裂构造主要为NE-NNE向正断层，沉积建造表现为北厚、南薄，沙田期最大厚度为1400 m，沙三期最大厚度达3600 m(于福生等, 2015).它的成因与渤海湾及郯庐断裂带的演化，深部物质与能量的交换等关系密切(图 4).
|
图 4 辽河坳陷西部凹陷古近纪成因机制(于福生等, 2015) Fig. 4 Genesis mechanism of Paleogene west sag of Liaohe Depression (Yu et al., 2015) |
该区的断裂活动控制了烃源岩的分布与演化，油气运移与圈闭的形成(李明刚等, 2010)，断裂期是主要烃源岩形成期，持续沉降有利于烃源岩演化，伸展变形阶段形成的下部断裂系统有利于烃源岩聚集.走滑形成阶段发育的上部断裂系统有利于油气运移，构造强烈活动期是圈闭主要形成期，在沙田段、沙三段沉积早期及东营组沉积晚期形成了两期主要圈闭，同时提出双西隐伏走滑断裂带和台安―大清断裂带的海外河以南为有利勘探区.
② 济阳坳陷
渤海湾盆地济阳坳陷与相邻坳陷，如冀中坳陷、黄骅坳陷、下辽河—辽东湾坳陷均有一个早期不对称地堑向晚期坳陷转化的演化过程，它们在库拉板块和太平洋板块作用下，北东向剪切和北西西向俯冲作用下导致郯庐断裂发生右旋剪切，故造成渤海湾拉分，同时由于引张导致软流圈上隆和区域岩浆活动而加剧了岩石圈伸展，故在上述复杂构造与力系作用下形成了不同方向的箕状断陷(史卜庆等, 2002；王颖等, 2002; 王世虎等, 2004; 宋国奇等, 2014).
③ 渤中坳陷
在六个成油坳陷中渤中坳陷乃最大的富生烃坳陷，面积达8660 km2，沉积地层以古近系沙河街组、东营组、新近系馆陶组和明下段组为主.沙河街组烃源岩有机质类型好，烃源岩最大埋藏深度可达9000 m，处于高—过成熟阶段，东三段为Ⅱ型有机质，平均埋深为6000 m，处于成熟—高成熟阶段.
④ 黄骅坳陷
黄骅坳陷位于渤海湾盆地的西南部(周心怀等, 2010)，呈狭长的带状展布，包括五个主要生烃凹陷(图 5)：沧东凹陷、板桥凹陷、岐口凹陷南堡凹陷以及乐亭凹陷，其中岐口凹陷和南堡凹陷为两个油气富集的有利区带，附近已发现众多油气田，它们均属持续埋深型生烃凹陷，烃源岩具有埋藏深、厚度大的特点，且其热演化的程度较高，因此具有很大的生烃潜力.
|
图 5 黄骅坳陷次级生烃凹陷烃源岩厚度与埋深演化对比图(朱光有等, 2011) Fig. 5 Comparison of thickness and burial depth of hydrocarbon-generation rock in the secondary sag of Huanghua Depression (Zhu et al., 2011) |
南堡凹陷是渤海湾盆地北部的一个小型断陷盆地，位于华北克拉通东北部，经中、新生代断块构造运动形成.它是一个典型的箕状凹陷构造带，其边缘断裂随深度增大而活跃，且沉积加速.它包括沙河街组三段(Es3)、沙一段(Es1)和东营组三段(Ed3)三套烃源岩层系，其中以沙三段为主力烃源岩(郭继刚等, 2015).烃源岩有机质丰富，断层上盘与下盘的孔隙度与渗透率是有差别的，上盘属中孔隙度、中渗透率储层，而下盘则为低孔隙度、低渗透率储层.沙河街组沉积中心位于凹陷北部，北堡、高柳两个主要沉积中心的沉积厚度可达3800~4400 m(图 6)，储集层深度一直延伸到超过6000 m，形成了源上、源内、源下的多层次成藏组合.巨厚的沉积层、高丰度的优质烃源岩以及连续的泥岩盖层使南堡凹陷形成了良好的“自生自储”结构(汪泽成等, 2008).区内存在沙北、高柳及柏各庄三条深大断裂(吴富强和鲜学福，2006; 徐安娜等，2006; 蔡希源，2007; 朱光有等，2011)，它们起着控制南堡凹陷油、气藏的作用(孙永河等, 2013; 曹中宏等, 2015；刘畅等, 2015).这三条大断裂构成了深部物质与能量的交换和更深层的油、气向上运移和上、下连接的有效通道，从而为油气的二次聚集形成了良好运移条件.
|
图 6 南堡坳陷油、气成藏层序组构剖面图(汪泽成等，2008) Fig. 6 Structural profile of oil and gas reservoir sequence in Nanbao depression(Wang et al., 2008) |
综和我国东部地区的勘探实例同时考虑钻探技术的发展，将东部含油、气盆地的深层勘探界定在6000 m以下深度是适宜的.
(3) 我国中部地区深层油气藏
四川盆地是我国中部重要的富油、气盆地，其中普光气田和元坝气田均为我国境内发现的排名前三位的大型海相气田.
① 普光气田
普光气田的勘探始于1986年，经过近30的勘探开采证明其天然气资源丰富，开采远景仍然可观.普光气田的形成经过了三个油气运移期，在3625 m深度为进油期，5292 m深度进行第二次运移，6958 m深度进行第三次运移.从图 7可以看出天然气的成熟度随着深度而变化，深度在约2000 m以上时天然气处在低成熟期，R0的百分数为0.50~0.70；之后进入成熟早期，R0的百分数为0.70~1.00；深度达到4000 m左右时进入成熟晚期，R0的百分数为1.00~1.30；6000~7000 m深度范围处于高成熟期，R0的百分数为1.30~2.00.
|
图 7 普光气田2井的埋藏史、热演化史以及油气远聚期次(金之钧和蔡立国, 2006) Fig. 7 Burial and thermal evolution histories and hydrocarbon migration and accumulation episodes of well 2 in the Puguang gas field(Jin and Cai, 2006) |
② 元坝气田
元坝气田的发现晚于普光气田，2007年中国石油化工集团公司在元坝地区的深测井获得突破，测井钻至7300多米时发现高产气流，从而拉开了元坝气田大规模勘探的序幕.
元坝处于龙门山北段前缘，为龙门山、米仓山和大巴山所限的低缓构造区.根据岩石成分，其岩性主要为砾岩、砂砾岩、含砾钙屑砂岩、钙砂岩和常规岩屑砂岩及泥质岩等.基于四川盆地以垂直升降活动为主，其频繁的湖侵与湖退交替沉积形成了元坝西北部大面积的烃源岩与大面积的砂岩互层，具备了“源储共生、近源高效聚集”的先天优越条件.正由于其频繁升降形成了多个沉积界面和后期构造活动形成的微断裂、裂缝共同构成了运聚网络，为天然气大面积成藏提供了运移通道.元坝60多口钻井结果表明，区内徐三段气藏分布面积大且呈整装性气藏特征(郑荣才等, 2009；盘昌林等, 2011；赵文智等, 2011；曹烈等, 2012；李阔等, 2012；王威, 2013；陈涛涛等, 2014；祝海华等, 2014；肖开华等, 2014).
③ 四川盆地及周边地带下古生代的深层页岩气
四川盆地位于特提斯—喜马拉雅构造域与滨太平洋构造域的交接转换部位，盆地及其周边海相、陆相过渡相富有机质页岩在晚-中新生代经历了多旋回构造体系下的深埋藏(高演化)、强隆升、强剥蚀和强变形，强改造作用体现在自下古生界晚白垩世以来经历了多期次的隆升而致使地表剥蚀厚度达1000~4000 m.地表差异性剥蚀幅度与陆相地层沉积厚度共同控制着下古生界页岩气的古埋深.四川盆地及其周边下志留统龙马溪组底界和下寒武统牛蹄塘组底界古埋深分别大于6500 m和9000 m，等深线总体呈NE-SW展布，且二者底界埋深均具有由北东向南西逐渐减小的趋势.龙马溪组底界古埋深最浅处位于盆地南缘宜宾南绥江地区(约6000 m)，最大埋深处为川北地区(约9000 m)，古埋深分别向盆地东南缘和北缘明显加深，且盆地中央具有明显的NE-SW向展布低值或浅埋深带，即绥江—宜宾—泸州地区和达州—巴中地区.牛蹄塘组底界古埋深特征与现今埋深特征总体相似，最大埋深处位于川西—川北前陆盆地(古埋深大于11000 m)；最小古埋深处位于川中—川西南宜宾—自贡—遂宁一带(古埋深小于8000 m)，这一古埋深岩相具有由北东向南西逐渐减小的趋势(刘树根等, 2016).
四川盆地及其周边地带五峰组—龙马溪组页岩气层经历了早期持续深埋(图 8)，且此阶段是富有机页岩气生烃、排烃与烃类滞留动态演化的页岩气形成阶段，而在晚期持续抬升开始前，即埋藏最深时所形成的页岩气通常具有高压或超高压特征.当然其厚度、TOC、热演化程度及顶、底板属性和结构当必会对页岩气的富集起到控制效应.但在晚期页岩气逸散，即早白垩世至今逸散强度渐次增大(蔡立国和刘和甫, 1997；付孝悦等, 2002；马力等, 2004；楼章华等, 2006；汪泽成等, 2006；聂海宽等, 2012；胡东风等, 2014；魏志红, 2015).显然，由于该盆地的强隆升、强剥蚀和强变形作用致使下古生界页岩经历强改造作用，并使之呈现动态的应力-应变、温度和压力的变化特征，及其保存条件有效性的动态调整.四川盆地及其周缘钻探成果揭示其差异性埋藏-隆升剥蚀-构造变形作用对下古生界页岩气富集与分布具有一定的控制作用(图 9).
|
图 8 四川盆地及其周缘XX1井五峰组—龙马溪组页岩气层埋藏史(魏志红, 2015) Fig. 8 Burial history of shale strata in the Wufeng-Longmaxi Formation from well XX1 in Sichuan basin and its periphery (Wei, 2015) |
|
图 9 四川盆地及其周缘地貌与已发现页岩气井(田)分布特征图(刘树根等, 2016) Fig. 9 Geomorphology and shale-gas wells (fields) found in the Sichuan basin and its periphery (Liu et al., 2016) |
纵观整个四川盆地的岩相、构造格局，我们必须清晰的认识到当今尽管美国在页岩气开发和利用方面取得了重大进展，成为石油工业的一场革命(Ayers, 2002; Gale and Holder, 2010；Passey et al., 2010; Jarvie, 2012; EIA, 2013; Carpenter, 2015)，从我国四川盆地与其周边地带已发现的大气田和在盆地南部一系列深钻井所揭示的事实来看，我国确实存在着高产页岩气，虽然有关富集因素与美国简单的构造抬升并不相同，但却表征着我国四川盆地第二深度空间的页岩气具有相当大的潜能(Guo, 2013；董大忠等, 2014；郭旭升等, 2014；郭彤楼和张汉荣, 2014；胡东风等, 2014；张士万等, 2015；郭彤楼, 2016；刘树根等, 2016).同时应当看到，天然裂缝的发育、含气地层的起伏及其运移，对于高产气田的形成是十分重要的.此外，在发展页岩气时对如何防范和治理由其产生的干扰和污染问题必须给予应有的重视(滕吉文和杨辉, 2013).
基于国内外的深层油、气勘探实践和在7000 m深度上、下的深钻、勘探与开发过程中所采集的物理―化学参数可见：深部确存在着良好的油、气储集体，储层埋藏保存良好，可发现大型或超大型油、气田.故深层油、气勘探和开发已成为我国陆域的必然轨迹.
3 第二深度空间油气生成、富集和成藏深部物质的形成、运移及相互之间的能量交换等动力学响应机制在油气成藏的深层过程中起着极为重要的作用.第二深度空间能否存储具有相当规模和工业价值的油气藏是发现大型与超大型油气藏的前提条件，关键是边界条件.因此，第二深度空间油气勘探研究的核心问题为：深部物源的成烃、储存以及成藏的条件.
3.1 深部物源的成烃和富集与浅层油气成藏一样，深层油气的成藏同样需要成烃的物源即烃源岩，它们来自地表至结晶基底深度范围内的沉积构造.不同地区的沉积构造深度不同，一般地区约为7~10 km，有些地区能够达到15~20 km(滕吉文, 1974; 滕吉文等, 1983; Simoneit, 1993).我国西北地区的塔里木盆地、柴达木盆地的巨厚沉积已被实践所证明，巨厚的双相沉积构造具有相当大的潜力.大量的研究实例表明：具有生成油气潜力的烃源岩广泛分布在含油气盆地中4000~9000 m深度范围的储层中.
在储层岩性上，深层烃源岩可以分为碳酸盐岩(白云岩、灰岩与泥灰岩)、碎屑岩(泥岩与页岩)以及结晶岩(岩浆岩与变质岩)，世界各国深层油气2P可采储量的63.3%分布在碎屑岩储集层中，而碳酸盐岩以及结晶岩内的分布则分别约占35.0%和1.7%(白国平和曹斌风, 2014).在形成条件上，深层烃源岩形成的沉积构造包括海相、滨岸―海相、瀉湖相以及湖相等.
表 2给出了国外几个埋深大于3500 m的含油气盆地的储集层物性特征(吴富强和鲜学福，2006).美国西内盆地、墨西哥湾外带以及华盛顿湖油田在埋深超过8000 m时其烃源岩仍具有高达35%的孔隙度，烃源岩的孔、隙性能并没有随埋藏深度增大而明显下降，这说明第二深度空间仍存在具有可观潜力的生油气烃源岩.
|
|
表 2 埋深大于3500 m的含油、气盆地储集层物性特征(吴富强和鲜学福, 2006) Table 2 Physical properties of reservoirs in several petroleum basins with burial depths over 3500 meters (Wu and Xian, 2006) |
化学及热力学实验研究表明：C-H体系只有在地层压力超过2×106~3×106 kPa时才可生成乙烷和更重烃类的化合物，从图 10可以看出这一地层压力对应的埋藏深度和地层温度分别约为100 km和700 ℃(Kenny et al., 2002).按照这一研究，地壳的温度和压力并不满足有机质转化为烃类化合物的要求，因此实验研究给出的温度(高于700 ℃)和压力(大于3×106 kPa)只是有机质发生转化的必要条件，而显然不是充分条件(袁学诚和李善芳, 2012)，亦非石油探查中的普遍规律，仅仅是一个理论的实验表征.但它却告诉人们一个事实，在地壳深处是可以存在大型油、气藏存储的.
|
图 10 地球内部温度、压力与深度的关系(Kenny et al., 2002) Fig. 10 Relationship between Pressure, temperature and depth of the Earth interior(Kenny et al., 2002) |
在影响深层油气成藏的诸多因素中，深部热流体以及深部沉积岩的超压系统是两个不容忽视的因素.
地球深部的流体以深大断裂和破碎带为通道运移抵地壳浅部沉积层中，在成烃物质的物理-化学进程中会对成烃与油、气成藏产生多元影响.
(1) 深部热流体可强化烃源岩的成熟，促进其生烃效应，改造断层物理属性和结构，并提供存储空间.通过地球化学分析和动态模拟得出(郝芳等, 1996)：在莺歌海—琼东南盆地中，在有机质的热演化以及油、气生成过程中活动性热流体可以起到重要的强化作用，它通过热场叠加使得单一传导背景不可能成熟的浅层源岩发育成熟，进入生烃门限，从而扩大了有效烃源岩的范围.热模拟实验也表明，水的加入对油、气的生成起到了明显的加氢作用，这种加氢作用可显著促进有机质生烃.因此可以认为伴随岩浆活动的热流体在生油岩有机质的热演化与生烃过程中启起到了加温、加氢和催化效应.
(2) 深部流体在深层油气的富集、运移过程中发挥了重要的作用.深部热流体的主要组分是处于超临界状态下的H2O和CO2，因此溶解能力很强，向上运移过程中在高温高压下不断溶解的分散有机物质随着压力和温度的降低会释放出来并被有效构造圈闭而成藏(胡海燕, 2006).此外，处于超临界状态下的深部热流体在向上运移的过程中通过与通道四周的围岩相互作用能够形成各种构造裂隙以及次生溶孔，使得围岩的物理性质发生改变，加之其挥发组分产生的巨大膨胀压力所造成的岩石破裂，都为流体(油、气)传输提供了良好的通道(高波等, 2001).故深层油、气成藏在烃源岩的演化以及储层的保存机理等方面与浅部油、气藏有较大差异.
深部油、气成藏的沉积层系当必随着深度的增大而压强增大，故深部储集体的形成、发育与深处超压系统相关，在一定程度上超压系统能够弱化正常压实作用对深部储集层系的影响，从而保存深部层系中的部分原生孔隙.此外，由于异常高压可导致在深部成藏层系岩体中形成微裂缝、裂隙群和破碎带，故可提高渗透性.准噶尔盆地腹部董1井4872.5~4873.8 m压力系数为1.96，测井分析求得的孔隙度为15.5%，渗透率为20.8×10-3μm2，属中孔、低渗储集层，而周围的正常压力段砂岩由测井资料分析求得的孔隙度为3.9% ~7.2%，渗透率为0.1×10-3~0.6×10-3μm2，即属特低孔、超低渗储集层，故异常压力可以提高储层的孔渗性能(胡海燕, 2006).
为此，人们必须清晰的认识到，深埋地下的沉积建造确有压实效应，但却有利于油、气储集，特别是超压系统的作用不容轻视.这是因为，高压或超高压带是一个在盆地演化过程中无机矿物、有机质和孔隙流体性质不断变化过程中所伴生的物理—化学效应.因此, 在有效研究源岩的生、排烃状态，综合预测孔隙度、渗透率储层分布的基础上展开对不同地区的压力分布，尤其是储层、盖层压力状态与最小水平应力之间关系的详细研究，是深层油气资源评价和成藏机理分析的基础(郝芳等, 2002).
近期的实验研究结果及勘探实例也证实了国内、外传统观点的局限性(Tissot and Welte, 1984; Hunt, 1990).在不同介质条件下以原油和正构烷烃化合物为对象的高温模拟实验表明它们在高达400 ℃的温度环境下仍能保持稳定的组成状态；温度升至550 ℃时产物中仍有液态烃类的存在；经过72 h的裂解实验，在产物中仍含有大量的烃类气体；此外在具有较低地温梯度的古老板块的被动边缘、散热较强的盐丘地区等也能形成深度超过5000 m的深层油、气田，如南里海的西缘地带(俄罗斯)(梅赫季也夫, 1993)、滨里海盆地的田吉兹油田(哈萨克斯坦)(刘淑萱和彼秋哈, 1992)和我国的塔里木油田等.这些结果为我们在沉积盆地深部，即传统理论认为无法存在稳定液态烃或烃类气体的温压条件下找到仍具生油气潜力的烃源岩提供了理论依据.
3.3 孔隙度随深度的分布深层储集岩孔隙度发育较高的原因通常包括：超压的孔隙流体、高沉积速率、抑制胶结作用颗粒膜的发育以及早期油、气充注和碎屑组分的选择性溶解等.从图 11中可以看出，以碎屑岩为储集层的深层油、气藏，当深度大于7300 m时其孔隙度仍可达18%~30%.这里需要特别说明的是，这些深层和超深层碎屑岩储集层几乎均发现于墨西哥湾盆地，如此高的孔隙度与储集层时代新(主要为新近纪，其次为古近纪)以及成岩作用弱有关.
|
图 11 深层储集岩孔隙度与埋藏顶深的关系(白国平和曹斌风, 2014) Fig. 11 Relationship between porosity and top depth of deep reservoir rocks(Bai and Cao, 2014) |
我国准噶尔盆地石西1井的测井岩心资料已经证实了图 11给出的储集岩孔隙度与埋藏顶深的关系(白国平和曹斌风, 2014).除石西1井外，准噶尔盆地已有多口井的测试结果表明石炭系火山岩的孔隙度高低主要取决于储集岩的岩相而基本不受埋藏深度的影响，基性火山岩孔隙度低于中、酸性火山岩及火山碎屑岩的孔隙度且其孔隙度随深度的分布符合岩石力学试验得出的结果(图 12).
|
图 12 霏细岩岩石力学实验结果(曹耀华等，1998) Fig. 12 Experimental results on rock mechanics of felsite(Cao et al., 1998) |
同时应当注意到(图 11)，埋藏顶深一直延伸到近10000 m时，储集岩仍具有一定的孔隙度.问题是当今世界各地真正钻抵10000 m并进行样本孔隙度测定的实例实在太少.为此，关于深层储集岩的孔隙度与埋深之间的真正关系尚需更多实践数据的采集、积累和集成，以达建模.
在孔隙损失量及损失率与成藏层系和埋藏深度的关系方面，岩石力学试验结果表明岩石样品的孔隙损失量和损失率随着埋藏深度而变化(曹耀华等, 1998), 统计结果如表 3所示.从表 3可以看出，随着深度的增加单位千米的孔隙度损失量和损失率逐渐减小，这便表明：在第二深度空间中岩石骨架起到了支撑上覆岩层压力的主导作用，从而使得储集层的孔隙空间和储集性能得以保存.
|
|
表 3 试验样品单位千米孔隙损失量和损失率随深度的变化 Table 3 Variation of porosity loss amount and loss ratio per kilometer with depth of test samples |
深部是否存在烃源岩是深层油气藏形成的关键所在，即必要条件.液态烃完全消失的最大深度到底是多少？至今尚难以准确地给出明晰的科学答案，有人提出地层温度高于200 ℃，埋藏深度超过为8000 m为液态烃存在下限，而对气藏来说地层温度高于300~350 ℃，埋藏深度超过10000~12000 m为其下限.超出这一下限，液态烃及气态烃均无法以稳定的状态存在.不过很难说这一数据已为终极.
由表 4可见，第二深度空间烃源岩中有机碳含量的高低与埋深没有必然的关系.但必须考虑的是：
|
|
表 4 深部沉积岩中有机质含量统计表(石昕等, 2005) Table 4 Statistics of orgnic matter content of deep sedimentary rock(Shi et al., 2005) |
(1) 深层烃源岩的成熟程度、成熟期要受埋深速率的制约.晚期快速埋深与持续埋深相比，烃源岩成熟期晚、生成油、气的速率大.
(2) 异常高压可以抑制或延迟油、气生成和有机质成熟，一些实例也证明高压会延迟油、气的生成，使生成油、气的深度加大(McTavish, 1978; 王屿涛等, 1994, 1995).
4 我国第二深度空间油气藏的深层过程和动力学问题国外对于第二深度空间的油、气藏的勘探和开发起步早于我国，如美国、委内瑞拉、欧洲、东欧等，我国20世纪70年代以来，相继在四川盆地、塔里木盆地、柴达木盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、松辽盆地等地开展深层油、气勘探，其中塔里木盆地在第二深度空间的油、气成藏和开发中占有特殊地位.应当说，不论是在理念上还是在实践上，向第二深度空间“挺近”已成为我国21世纪上、中叶的必然轨迹.
4.1 第二深度空间油气的生、储与成藏特征我国第二深度空间双相(陆相与海相)沉积建造中是否存在良好的烃源岩、储层，并能成藏极为关键.
(1) 第二深度空间烃源岩特征
深层烃源岩的成熟程度、成熟期会受到埋深速率的影响.一般来说，晚期快速沉降与埋深的烃源岩与在地质年代中持续稳态埋深相比，烃源岩成熟更快，其生成油、气的速率更高.异常高压可以抑制或延迟油、气生成和有机质的成熟度，而一系列油、气盆地的烃源岩研究也证实高压可延迟油、气的生成，且使生成油、气的深度加大(McTavish, 1978；王屿涛, 1991; 王屿涛等, 1995).
(2) 第二深度空间储集层的岩相及储集特征
我国第二深度空间油气储层中的沉积岩相种类繁多，如：深海相、三角洲平原相、河滨相、湖海相、冲积扇相等，其中以海相储集层为主体(图 13).
|
图 13 深层油、气藏(深度大于5000 m)的储层岩性和沉积岩相分布频率图(n=87)(石昕等, 2005) Fig. 13 Litholigic and sedimentary facies distribution frequency of the deep oil and gas reservoirs(Shi et al., 2005) |
地下深处第二深度空间的砂砾岩受到异常压力和流体作用的影响，其中异常压力使得原生孔隙得到保存，而流体作用导致次生孔隙大为发育而形成优质储层.碳酸盐岩刚性大、抗压性强且易溶蚀，故深部碳酸盐岩是一种最为主要的储层.当然要成为有工业价值的丰富的油气储层，除具有良好的烃源岩这一必要条件外还必须具备良好的深部有效储集层.
必须要具备良好的储、盖层系.由于第二深度空间储层埋深大，温度高，油、气稳定性差，在长时间地质作用过程中易于散失和裂解成气，而具有良好的储、盖层组合则是油、气藏保存的核心控制因素.巨厚的膏盐层和泥页岩层通常是良好的区域性盖层，如世界上的滨里海盆地和墨西哥湾盆地等.
(3) 第二深度空间油气成藏特征
根据我国典型深部油气田的藏、生、储、盖特征、成藏期、生油岩与储层岩相及结构、断裂作用与通道效应等特征，并对深部油、气藏的成藏模式分析可见：第二深度空间的油、气成藏具有近源特征，即以垂向运移和储集成藏为主.但在源边部位或在深部，则以短距离范围内运移或成藏最具特色.由于成藏岩层自中、新生代以来，到古生代时期同时受到多期次构造运动的作用与叠加效应，故导致其多为多期成藏或叠合成藏.
必须具有一定的沉积厚度.在国内外一系列的沉积盆地中，其沉积层均比较厚，在一般情况下大于8000 m，有的盆地可达20000~25000 m的深度，而前苏联的北里海及南里海盆地沉积厚度竟达25000 m以上(Dyman et al., 2002)!我国塔里木盆地的沉积层厚度近10000 m，柴达木盆地则为15000~19000 m(滕吉文, 1974)，其参数列于表 5和图 14.
|
|
表 5 柴达木盆地东部的壳内分层信息 Table 5 Layering data of crust in the eastern Qaidam basin |
|
图 14 柴达木盆地东部地区的壳、幔速度结构 Fig. 14 Velocity structure of crust and mantle in the eastern Qaidam basin |
我国塔里木盆地和四川盆地的最深产油气层均在6000 m深度上下的寒武—奥陶系地层中.第二深度空间的油气藏多以古生界沉积构造中的碳酸盐岩油气藏为主，要求沉积厚度足够大才能构成良好的深部烃源岩和储层，特别是储集性的古隆起对深部油气运移和储集有着重要的控制作用.以上分析表明：不论是我国东部还是西部，如松辽盆地、渤海湾盆地、四川盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等，还是国外的油气田，均具有烃源岩、储集层和三大类成藏类型，即在第二深度空间可以发现大型或超大型油气田(Самвелов, 1996; 曹耀华等, 1998；何海清等, 1998；段毅和王先彬, 1999；罗群等, 2001).
4.2 第二深度空间油气成藏的深层动力因素深部物质运移及能量交换的动力过程是含油气盆地中油气聚集成藏的决定性因素，包括区域构造运动、介质受力和变形状态、深部物质组成、地热场分布及深部流体溶液等因素的影响(滕吉文, 2003; 云露和蒋华山, 2007).
(1) 与构造格局的关系
通常与板块构造无关的被动盆地，如Permina盆地、Gulf Coast盆地以及Dnieper Donets、North Caspian、Amu-Darya等裂缝性盆地的勘探研究表明：盆地的发育、沉积相带的充填特征以及烃源岩的生、储盖组合受区域大地构造背景的控制，如裂谷盆地、前陆盆地、弧前盆地、山间盆地等.这些地域沉积层厚度较大，易于形成异常高压，对深部油气富集成藏至关重要.
(2) 第二深度空间油气成藏与压力
异常压力在深层烃源岩热演化过程中发挥着重要作用，而且可以改变储集层的孔隙度、渗透率等参数(Dyman et al., 2002; 郝芳等, 2002; Halbouty, 2003).异常高压不仅可抑制、延迟有机质向油气转化，增大液态窗的温度范围，而且可以明显降低产气率，提升产油率.此外，超压系统能有效弱化普通压实作用造成的孔隙度降低，且超压系统造成岩石破裂进而产生的裂缝系统能够明显改善储层的渗透率.显然它是第二深度空间油气藏勘查的一个重要参量，因此建立由温度、时间、超压三个因素对有机质热演化及生烃过程影响的模型，对厘定第二深度空间的油、气成藏十分重要.
(3) 低地温梯度有益于第二深度空间油气成藏
国内外许多沉积盆地都在深部发现了大量的液态油藏及凝析气藏，其中Rockey Mountain盆地在深度超过6000 m的深测井储层中液态烃仍未发生裂解.这种情况多与地温较低相关，故原油未达裂解，如前苏联的North Csapain盆地地温梯度低，故生油窗出现在6000 m深处.与之类似，South Caspain盆地地温梯度仅为16 ℃/km，6000 m深处的地层温度仍小于120 ℃.该盆地的生油窗顶界出现在5500~6500 m处，其保存底界可达8000~9000 m.
近年来通过超压裂解实验对原油热稳定性的研究认为：液态原油至少在地层温度超过170 ℃时才会开始发生裂解作用(张水昌等, 2005)，这便使得低地温梯度的油藏深度保存范围大为扩展.
(4) 呈“镜像”结构的油气田区壳幔结构
对中外典型油气田区壳幔结构的综合分析可得到图 15所示的“镜像”模型(滕吉文等, 1983, 1995)，即上地幔顶部Moho界面隆升，导致沉积建造拉张，而形成沉积盆地.图 16为西伯利亚克拉通油、气沉积盆地形成“镜像”模式的例证(Olovkiy and Olovkiy, 1998).从图中可以看出从左到右三个由于拉伸而导致的凹陷下方均一一对应着上地幔顶部Moho界面上隆，且勘探结果证实在这些沉积凹陷中确实蕴藏着丰富油气藏.
|
图 15 沉积盆地油气远景区的壳、幔“镜像”模型(滕吉文等, 1995) Fig. 15 "Mirror" model of crustal-mantle structure in sediment basins with potential oil and gas (Teng et al., 1995) |
|
图 16 西伯利亚克拉通的简化地壳分层结构剖面(Olovkiy and Olovkiy, 1998) Fig. 16 Sketch of the crustal structure in the Siberia craton(Olovkiy and Olovkiy, 1998) |
大型与超大型沉积盆地将必是世界上各国第二深度空间油、气能源的潜在主力空间.近两个世纪以来由于世界各国工业化的进程加速，应当说在第一深度空间(＜5000 m)可以找到的油、气藏已基本上被发现.面对当今世界的能源势态，向第二深度空间“挺近”各国均已着手或开始，然而揭示深部油、气赋存空间和储量不仅是应当重视的国策，而且在技术上、方法上必须深化研究与攻坚.
(1) 高精度地球物理勘探
实施高密度宽方位三维地震勘探(约10000道)，获取高密度宽角反射地震资料，要求记录双程走时加大到12~15 s(近垂直反射)，深入研究宽角反射对深层油气储层的响应特征.采用多波多分量地震勘探手段，联合地震勘探与井中/井间地震勘探成像等获取多元信息，有效提高采收率.提高重力、磁力和电磁探测等非地震探测精度，联合应用高精度电磁感应场、温度场、重力场、磁力场与多参数测井资料，加强人工源地震和天然地震相结合，以达共同逼近.
(2) 提高地球物理参量记录和实验测量精度、高精度物理参量的应用和新方法的创立
① 地震波场分离，多波种震相识别(全程多次反射；部分多次反射和折射；反射—折射混合型)与在强干扰背景前提下微弱可靠信息的正确提取(正确去噪方法与效应)与识别.
② 准确地震波速度模型的建立，对于第二深度空间有其特殊意义，否则难以准确归位与成像.
③ 具有起伏地表波动方程反演和频带保宽、能量保幅的叠前时间和深度偏移与成像及精确静校正方法和技术的提出及应用.
④ 非均匀介质和各向异性介质的正、反演技术与应用.
(3) 地震波场理论与正、反演方法研究
① 孔隙介质(单通、双通)与裂缝及裂缝群地震波场分离、识别和动力学响应.
② 低孔、低渗介质地震波场动力学与正、反演模型.
③ 地震反射波、折射波与次级震源产生的绕射波和侧面波(倾斜断层面上的波)识别、波场分离和应用.
④ 高分辨率参数提取下的高精度地震波能量吸收系数和频谱的测定与应用.
⑤ 不同属性介质中地震波传播的波动方程和在实践中的逼近与应用.
⑥ 直接探测油、气藏的地球物理方法，包括地震波场、电磁波场和井中重力测量.
(4) 油、气聚集与形成的理论研究
① 双相沉积(陆相、海相、海陆过渡相)建造形成与油、气聚集和多期次构造运动对油、气生、储及范围的叠加效应和运动学与动力学响应.
② 双层基底(中、新生代基底和古老结晶基底)与油、气生、储运移行为及轨迹.
③ 双机油、气成因(有机+无机)的理论和实践研究与混合成因理念的厘定.
(5) 非地震技术的应用
① 虚拟露头技术的发展与应用.即为利用全球定位系统、高端计算机和激光技术建立三维露头模型以获得更多深层次信息的新技术.
② DNA的油田微生物群分子测量技术.
③ 空间热辐射和反射雷达仪在油、气勘探中的应用.
④ 重、磁、电场的综合解释.
(6) 第二深度空间油、气勘探与开发的仪器与设备的研发
① 高精度、高密度、宽频带、大深度、高分辨率数据采集勘探仪器与高性能传感器的研发.
② 高精度多参数测井与适于各类岩石样本在相应温、压条件下物理参数测定设备的研发(包括地面与井中).
③ 2006年我国已研发出9000 m钻机，2007年研发出12000 m钻机(孙龙德等, 2013).为适应第二深度空间油、气勘探与验证的需求，应对巨厚沉积(如柴达木盆地沉积建造厚度可达15000~19000 m)深化认识，同时钻井研发应向15000 m迈进！
(7) 集成与综合研究
① 基于盆地的多样性和复杂性，油、气成藏的多样性和复杂性，必须集成不同方法的效应，建立与盆地深层相适应的差异性模型，并在多要素约束下提取初始模型，来进行仿真正演，以达在一定程度上的指导实践.
② 对多样化油、气生、储空间进行多种波类型、多元地球物理方法探测与数据采集的多参量匹配、加权集成与综合分析.
③ 多要素约束下的初始模型提取与物理、数学模拟.
(8) 各类介质属性和复杂结构的运动学与动力学模型的建立
① 特殊岩相与结构的运动学和动力学模型.
② 具有普便规律性的运动学和动力学模型.
(9) 复杂岩相和复杂结构及非线性变化下的软件系统和数据库
(10) 大数据的聚集与新信息的提取和新规律的发现
6 结语我国要快速工业化，经济要腾飞，能源是关键.在当今这种世界油、气格局势态下，它涉及到政治、军事、社会、经济和整体科学与技术的发展与自主创新.为此，在当今油、气对外依存度不断剧增的情况下，强化第二深度空间的油、气勘探与开发已成为必然.
截至目前的勘探实例表明，我国中西部含油、气盆地在7000~8500 m的深度范围内，深部有效储集体广泛存在于碳酸盐岩、碎屑岩、大型断裂系及破碎带和火山岩领域，因此这些区带均有可能在第二深度空间油、气勘探中获得重大突破(滕吉文等, 2008; 胡见义等, 2009; 朱光有和张水昌, 2009; 滕吉文和杨辉, 2013).我国东部地区的地温梯度较高，因此还未在5500 m以下发现储集性能良好的砂岩储层，但在一些区域可能存在早期成藏、后期深埋型油、气藏，同样具有较大勘探与开发潜力.优质的干酪根可在高成熟阶段生油，碳酸盐岩生油岩系可在深部生油，高压与超高压力作用有利于深部油藏赋存(周中毅等, 1997).显然，第二深度空间油、气勘查与开发是世界油、气能源发展的必然轨迹.这是因为深部高压与超高压裂隙、破碎带、结晶岩、火山岩及一系列不同走向和规模的深大断裂不仅为油、气的深部成烃、成油、成气奠定了物质基础，而且为油、气运移和储集提供了空间.只要深部油、气藏满足油、气田区有足够大的沉积厚度、丰富的烃源岩以及良好的储集层等必要条件，那么对有效储层存在的温度和压力条件的突破则为第二深度空间油、气潜能，即在第二深度空间发现大型、超大型油、气田给予了支撑和导向.
综上所述可见，强化第二深度空间的油、气勘探与开发是发展的需要，是时代的促使，且具有巨大的潜力.故必须在这一基点上加速建立起可靠的、安全的且可长期保证稳定供给的能源战略后备基地，为人类营造一个良好的生活、生存与可持续发展的园地！
| Ayers W B. 2002. Coalbed gas systems, resources, and production and a review of contrasting cases from the San Juan and Powder River basins. AAPG Bulletin, 86(11): 1853-1890. | |
| Bai G P, Cao B F. 2014. Characteristics and distribution patterns of deep petroleum accumulations in the world. Oil & Gas Geology (in Chinese), 35(1): 19-25. | |
| Bloch S, Lander R H, Bonnell L. 2002. Anomalously high porosity and permeability in deeply buried sandstone reservoirs: Origin and predictability. AAPG Bulletin, 86(2): 301-328. | |
| Cai L G, Liu H F. 1997. Structural styles and characteristics of fold-thrust belts in Sichuan foreland basin. Experimental Petroleum Geology (in Chinese), 19(2): 115-120. | |
| Cai X Y. 2007. Main factors controlling hydrocarbon accumulation of middle-and large-sized oil and gas fields and their distribution rules in the Tarim Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 28(6): 693-702. | |
| Cao L, Wang X, Li Q. 2012. Petroleum system and exploration prospect of Xujiahe formation in Ziyang area, central Sichuan basin. Natural Gas Exploration and Development (in Chinese), 35(4): 1-5. | |
| Cao Y H, Zhang N F, Lin J F, et al. 1998. Rock mechanics test and analysis of porosity preservation in deep reservoir. Xinjiang Petroleum Geology (in Chinese), 19(5): 393-396. | |
| Cao Z H, Zhang H C, Liu G Y, et al. 2015. Main control factors and distribution prediction of high-quality carbonate reservoirs in the Nanpu Sag, Bohai Bay Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 36(1): 103-110. | |
| Carpenter C. 2015. Comparison of North American and international risks in unconventional plays. Journal of Petroleum Technology, 67(7): 103-105. DOI:10.2118/0715-0103-JPT | |
| Cerruti S E. 1994. Dual-completion design for HP/HT corrosive oil well, Villafortuna-Trecate Italy.//European Petroleum Conference. London: SPE, 1994. | |
| Chen T T, Jia A L, He D B, et al. 2014. Mechanisms of gas-water distribution in tight sandstone gas reservoirs of Xujiahe Formation, central Sichuan Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 35(2): 218-223. | |
| Dong D Z, Gao S K, Huang J L, et al. 2014. A discussion on the shale gas exploration & development prospect in the Sichuan Basin. Natural Gas Industry (in Chinese), 34(12): 1-15. | |
| Du J H, Zou C N, Xu C C, et al. 2014. Theoretical and technical innovations in strategic discovery of a giant gas field in Cambrian Longwangmiao Formation of central Sichuan paleo-uplift, Sichuan Basin. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 41(3): 268-277. | |
| Duan Y, Wang X B. 1999. Discussion on the formation of deep reservoirs. Natural Gas Geoscience (in Chinese), 10(6): 22-26. | |
| Dyman T S, Crovelli R A, Bartberger C E, et al. 2002. Worldwide estimates of deep natural gas resources based on the U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000. Natural Resources Research, 11(3): 207-218. DOI:10.1023/A:1019860722244 | |
| EIA. 2013. Annual Energy Outlook 2013: with Projections to 2040. Washington: U.S. Energy Information Administration, 1-244. | |
| Fu X Y, Xiao Z H, Chen G J, et al. 2002. Tectonic evolution and hydrocarbon distribution in south China continent since late Indo-Sinian Epoch. Marine Origin Petroleum Geology, 7(3): 37-43. | |
| Gale J F W, Holder J. 2010. Natural fractures in some US shales and their importance for gas production.//Petroleum Geology Conference Series. London: The Geological Society, 7: 1131-1140. | |
| Самвелов P T. 1996. The characteristics for the formation and occurrence of deep oil and gas fields. Wang J S, Trans. Petroleum Geology Formation, 17(3): 133-139. | |
| Gao B, Tao M X, Wang W C. 2001. Influences of deeply sourced thermal fluid on the formation of hydrocarbon reservoirs. Bulletin of Mineralogy, Petrology and Geochemistry (in Chinese), 20(1): 30-34. | |
| Guo J G, Dong Y X, Pang X Q, et al. 2015. Accumulation conditions of tight sand gas in the 3rd member of the Shahejie Formation in Nanpu Sag, Bohai Bay Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 36(1): 23-34. | |
| Guo T L. 2013. Evaluation of highly thermally mature shale-gas reservoirs in complex structural parts of the Sichuan Basin. Journal of Earth Science, 24(6): 863-873. DOI:10.1007/s12583-013-0384-4 | |
| Guo T L. 2016. Discovery and characteristics of the Fuling shale gas field and its enlightenment and thinking. Earth Science Frontiers (in Chinese), 23(1): 29-43. | |
| Guo T L, Zhang H R. 2014. Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field, Sichuan Basin. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 41(1): 28-36. | |
| Guo X S, Hu D F, Wen Z D, et al. 2014. Major factors controlling the accumulation and high productivity in the marine shale gas in the Lower Paleozoic of Sichuan Basin and its periphery: A case study of the Wufeng-Longmaxi Formation of Jiaoshiba area. Geology in China (in Chinese), 41(3): 893-901. | |
| Halbouty M T. 2003. Giant Oil and Gas Fields of the Decade 1990-1999. Tulsa: AAPG, 1-13. | |
| Han G H, Qi L X, Li Z J, et al. 2006. Prediction of the Ordovician fractured-vuggy carbonate reservoirs in Tahe oilfield. Oil & Gas Geology (in Chinese), 27(6): 860-870, 878. | |
| Hao F, Sun Y C, Li S T, et al. 1996. Enhancement of organic maturation and petroleum generation by hydrothermal fluids. Earth Science-Journal of China University of Geosciences (in Chinese), 21(1): 68-72. | |
| Hao F, Zou G Y, Ni J H, et al. 2002. Evolution of over pressured systems in sedimentary basins and conditions for deep oil/gas accumulation. Earth Science-Journal of China University of Geosciences (in Chinese), 27(5): 610-615. | |
| He H Q, Wang Z Y, Han P L. 1998. Deep zone reservoir type and oil gas distribution pattern in Bohai Gulf Basin. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 25(3): 6-9. | |
| He Z L, Wei X C, Qian Y X, et al. 2011. Forming mechanism and distribution prediction of quality marine carbonate reservoirs. Oil & Gas Geology (in Chinese), 32(4): 489-498. | |
| Hu D F, Zhang H R, Ni K, et al. 2014. Main controlling factors for gas preservation conditions of marine shales in southeastern margins of the Sichuan Basin. Natural Gas Industry (in Chinese), 34(6): 17-23. | |
| Hu H Y. 2006. Deep hydrocarbon reservoir formation mechanism survey. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing (in Chinese), 25(6): 24-26. | |
| Hu J Y, Wu Y Y, Zhang J. 2009. Discussion on petroleum geology theory for high-elevation and ultra-deep formations. Acta Petrolei Sinica (in Chinese), 30(2): 159-167. | |
| Hunt J M. 1990. Generation and Migration of petroleum from abnormally pressured fluid compartments. AAPG Bulletin, 74(1): 1-12. | |
| Huo Z P, Pang X Q, Du Y J, et al. 2013. Oil-gas shows from destruction oil/gas reservoirs in the petroliferous basins of China and their geological significance. Oil & Gas Geology (in Chinese), 34(4): 421-430. | |
| Jarvie D M. 2012. Shale Resource Systems for Oil and Gas: Part 1-Shale-Gas Resource Systems. Tulsa: AAPG, 69-87. | |
| Jemison R M Jr. 1979. Geology and development of Mills Ranch complex-world's deepest field: Geologic notes. AAPG Bulletin, 63(5): 804-809. | |
| Jia C Z. 1997. Tectonic Characteristics and Petroleum Tarim Basin China (in Chinese). Beijing: Petroleum Industry Press: 205-389. | |
| Jia X L, He D F, Tong X G, et al. 2011. Distribution of global giant oil and gas fields. China Petroleum Exploration (in Chinese)(3): 1-8. | |
| Jin Z J, Cai L G. 2006. Exploration propects, problems and strategies of marine oil and gas in China. Oil & Gas Geology (in Chinese), 27(6): 722-730. | |
| Jin Z J, Zheng H R, Cai L G, et al. 2010. Tectonic-sedimentary conditions for development of Pre-Mesozoic marine source rocks in China. Acta Sedmentologica Sinica (in Chinese), 28(5): 875-883. | |
| Kang Y Z. 2005. Cases of discovery and exploration of Marine Fields in China (Part 4): Tahe oilfield in Tarim Basin. Marine Origin Petroleum Geology (in Chinese), 10(4): 31-38. | |
| Kenny J F, Kutcherov V A, Bendeliani N A, et al. 2002. The evolution of multicomponent systems at high pressures: Ⅵ. The thermodynamic stability of the hydrogen-carbon system: The genesis of hydrocarbons and the origin of petroleum. Proceedings of the National Academy of Sciences of the United States of America, 99(17): 10976-10981. DOI:10.1073/pnas.172376899 | |
| Klemme H D, Ulmishek G F. 1991. Effective petroleum source rocks of the world; stratigraphic distribution and controlling depositional factors. AAPG Bulletin, 75(12): 1809-1851. | |
| Krayushkin V A. 2009. The plutonic oil-gas fields. Ren Y, Trans. Xinjiang Petroleum Geology (in Chinese), 30(1): 136-141. | |
| Li K, Zeng T, Pan L. 2012. Reservoir characteristics of Xujiahe Formation in northeastern Sichuan Basin. Lithologic Reservoirs (in Chinese), 24(1): 46-51. | |
| Li M G, Qi J F, Tong H M, et al. 2010. Cenozoic fault structure and hydrocarbon accumulation in Western Sag, Liaohe Depression. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 37(3): 281-288. | |
| Liu C, Chen D X, Dong Y X, et al. 2015. Control of faults on hydrocarbon accumulation of buried hill reservoirs in the Nanpu Sag, Bohai Bay Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 36(1): 43-50. | |
| Liu S G, Deng B, Zhong Y, et al. 2016. Unique geological features of burial and superimposition of the Lower Paleozoic shale gas across the Sichuan Basin and its periphery. Earth Science Frontiers, 23(1): 11-28. | |
| Liu S X, Пецюха Ю А. 1992. The Reservoir and Phase Forecast for Deep Oil and Gas Fields (in Chinese). Beijing: Petroleum Industry Press. | |
| Lou Z H, Jin A M, Fu X Y. 2006. Study on hydrogeochemistry and evaluation technology of petroleum preservation conditions for marine strata. Journal of Zhejiang University (Engineering Science) (in Chinese), 40(3): 501-505. | |
| Luo Q, Liu W F, Zheng D S. 2001. Distribution peculiarity of deep-buried volcanic reservoirs. Xinjiang Petroleum Geology (in Chinese), 22(3): 196-198. | |
| Luo X L, Tang L J, Xie D Q, et al. 2012. Mesozoic bottom boundary unconformity and its significance for hydrocarbon exploration in the Yakela faulted uplift, Tarim Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 33(1): 30-36. | |
| Lü H T, Ding Y, Geng F. 2014. Hydrocarbon accumulation patterns and favorable exploration areas of the Ordovician in Tarim Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 35(6): 798-805. | |
| Ma L, Chen H J, Gan K W, et al. 2004. Geostructure and Marine Hydrocarbon Geology of South China (in Chinese): Volume One. Beijing: Geological Publishing House: 1-200. | |
| Ma X Z, Pang X Q, Meng Q Y, et al. 2011. Hydrocarbon expulsion characteristics and resource potential of deep source rocks in the Liaodong Bay. Oil & Gas Geology (in Chinese), 32(2): 251-258. | |
| Ma Y S, Cai X Y, Zhao P R. 2011. The research status and advances in porosity evolution and diagenesis of deep carbonate reservoir. Earth Science Frontiers (in Chinese), 18(4): 181-192. | |
| Максимов С П. 1988. The Formation and Occurrence of Deep Oil and Gas Fields (in Chinese). Hu Z Q, Trans. Beijing: Petroleum Industry Press. | |
| McTavish R A. 1978. Pressure retardation of vitrinite diagenesis, off-shore north-west Europe. Nature, 271(5646): 648-650. DOI:10.1038/271648a0 | |
| Meihejef. 1993. The oil bearing temperature conditions on deep strata. He J H Trans. Petroleum Geology Formation (in Chinese), 14(3-4): 1-4. | |
| Nie H K, Bao S J, Gao B, et al. 2012. A study of shale gas preservation conditions for the Lower Paleozoic in Sichuan Basin and its periphery. Earth Science Frontiers (in Chinese), 19(3): 280-294. | |
| Olovkiy B C, Olovkiy N C. 1998. The largest oil-gas basin in the world-granitic basin. Exploration Geophysics (in Russian), 16: 1-16. | |
| Pan C L, Liu S G, Ma Y S, et al. 2011. Analysis on main controlling factors of gas accumulation in Xujiahe Formation of northeast Sichuan Basin. Fault-Block Oil & Gas Field (in Chinese), 18(4): 418-423. | |
| Pang X Q. 2010. Key challenges and research methods of petroleum exploration in the deep of superimposed basins in western China. Oil & Gas Geology (in Chinese), 31(5): 517-534, 541. | |
| Passey Q R, Bohacs K, Klimentidis R et al. 2010. From oil-prone source rock to gas-producing shale reservoir-geologic and petrophysical characterization of unconventional shale gas reservoirs.//International Oil and Gas Conference and Exhibition in China. Beijing, China: SPE. | |
| Perry W J Jr. 1997. Structural settings of deep natural gas accumulations in the conterminous United States.//Dyman T S, Rice D D, Westcott P A eds. Geologic Controls of Deep Natural Gas Resources in the United States. Washington, DC: US Geological Survey, 41-46. | |
| Price L C. 1993. Thermal stability of hydrocarbons in nature: Limits, evidence, characteristics, and possible controls. Geochimica et Cosmochimica Acta, 57(14): 3261-3280. DOI:10.1016/0016-7037(93)90539-9 | |
| Qi J F, Li X G, Yu F S, et al. 2013. Cenozoic structural deformation and expression of the "Tan-Lu Fault Zone" in the West Sag of Liaohe Depression, Bohaiwan basin province, China. Science China Earth Sciences, 56(10): 1707-1721. DOI:10.1007/s11430-013-4617-2 | |
| Qi J F, Yang Q. 2007. Structural styles of extensional basins and their main controlling factors of dynamics. Oil & Gas Geology (in Chinese), 28(5): 634-640. | |
| Qi L X, Yun L. 2010. Development characteristics and main controlling factors of the Ordovician carbonate karst in Tahe oilfield. Oil & Gas Geology (in Chinese), 31(1): 1-12. | |
| Qian Y X, He Z L, Chen Q L, et al. 2012. Sealing capacity of the Ordovician carbonate rocks in Tazhong area, the Tarim Basin. Oil & Gas geology (in Chinese), 33(1): 1-9, 18. | |
| Reedy H J. 1968. Carter-Knox Gas Field, Oklahoma, in Natural Gases of North America-Part 3, Natural Gases in Rocks of Paleozoic Age. Tulsa: AAPG: 1467-1491. | |
| Shi B Q, Zheng F Y, Zhou Y Q, et al. 2002. A study on geological characteristics and geodynamic origin of Jiyang movement, Bohai bay basin. Geological Journal of China Universities (in Chinese), 8(3): 356-363. | |
| Shi D, Liu W H, Zheng J W. 2003. Theory analysis on deep seated gas and its potential study. Advance in Earth Sciences (in Chinese), 18(2): 236-244. DOI:10.3321/j.issn:1001-8166.2003.02.013 | |
| Shi D, Zheng J W. 2001. A discussion on the concept of deep basin gas, deep gas and deep seated gas. Natural Gas Geoscience (in Chinese), 12(6): 27-31, 49. | |
| Shi X, Dai J X, Zhao W Z. 2005. Analysis of deep oil and gas reservoirs exploration prospect. China Petroleum Exploration (in Chinese), 10(1): 1-10. | |
| Simoneit B R T. 1993. Aqueous high-temperature and high pressure organic geochemistry of hydrothermal vent systems. Geochimica et Cosmochimica Acta, 57(14): 3231-3243. DOI:10.1016/0016-7037(93)90536-6 | |
| Song G Q, Hao X F, Liu K Q. 2014. Tectonic evolution, sedimentary system and petroleum distribution patterns in dustpan-shaped rift basin: A case study from Jiyang Depression, Bohai Bay Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 35(3): 303-310. | |
| Sun L D, Zou C N, Zhu R K, et al. 2013. Formation, distribution and potential of deep hydrocarbon resources in China. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 40(6): 641-649. | |
| Sun Y H, Zhao B, Dong Y X, et al. 2013. Control of faults on hydrocarbon migration and accumulation in the Nanpu Sag. Oil & Gas Geology (in Chinese), 34(4): 540-549. | |
| Sun Y X. 1997. The formation and the distribution of the depth oil and gas reservoir in Russian. Natural Gas Geoscience (in Chinese), 8(2): 33-38. | |
| Tan G H, Qiu H B, Yu T X, et al. 2014. Characteristics and main controlling factors of hydrocarbon accumulation in Ordovician Yingshan Formation in Yubei area, Tarim Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 35(1): 26-32. | |
| Tao C Z, Bai G P, Wang D P, et al. 2013. A comparison of hydrocarbon accumulation characteristics of the Paleozoic marine carbonates in Tarim Basin and Williston Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 34(4): 431-440. | |
| Teng J W. 1974. Deep reflected waves and the structure of the earth crust of the eastern part of Chaidam Basin. Acta Geophysica Sinica (in Chinese), 17(2): 122-135. | |
| Teng J W. 2003. Dynamic process of substance and energy exchanges in depths of the earth and formation of mineral resources. Geotectonica et Metallogenia (in Chinese), 27(1): 3-21. | |
| Teng J W. 2007. Development prospect and independent innovation of petroleum geophysical prospecting in China. Geophysical Prospecting for Petroleum (in Chinese), 46(3): 213-225. | |
| Teng J W, Hu J F, Zhang Z J, et al. 1995. The 3-D structure of Rayleigh wave and sedimentary basins in Northwest China. Acta Geophysica Sinica (in Chinese), 38(6): 737-749. | |
| Teng J W, Ruan X M, Zhang Y Q, et al. 2009. Theoretical concept for sedimentary basin, crystalline basement and the origin of oil and gas and its exploration and exploitation in the second deep space. Chinese Journal of Geophysics (in Chinese), 52(11): 2798-2817. DOI:10.3969/j.issn.0001-5733.2009.11.015 | |
| Teng J W, Ruan X M, Zhang Y Q. 2010. Geophysical exploration for oil and gas in the second deep space (5000~10000 m) in crust: The only way for the development of fossil energy. Progress in Geophysics (in Chinese), 25(2): 359-375. DOI:10.3969/j.issn.1004-2903.2010.02.001 | |
| Teng J W, Tian Y, Liu C, et al. 2008. Dual-phase sedimentary basins and old crystalline basement in China and deep oil and gas reservoirs in Northeast China. Journal of Jilin University (Earth Science Edition) (in Chinese), 38(4): 527-552. | |
| Teng J W, Wang Q S, Liu Y L, et al. 1983. The characteristics of geophysical field and the distribution and formation of oil-and gas-bearing basin in Eastern China. Acta Geophysica Sinica (in Chinese), 26(4): 319-330. | |
| Teng J W, Yang H. 2013. Deep physical and dynamical process for the formation and accumulation of oil and gas resources in the second deep space (5000~10000 m). Chinese Journal of Geophysics (in Chinese), 56(12): 4164-4188. DOI:10.6038/cjg20131220 | |
| Tissot B P, Welte D H. 1984. Petroleum Formation and Occurrence. 2nd ed. New York: Springer-Verlag. | |
| Tuo J C. 2002. Research status and advances in deep oil and gas exploration. Advance in Earth Sciences (in Chinese), 17(4): 565-571. | |
| Wang S H, Xia B, Chen G W, et al. 2004. Characteristics of Jiyang depression and mechanism of basin formation. Geotectonica et Metallogenia (in Chinese), 28(4): 428-434. | |
| Wang W. 2013. Characteristics of high-energy channel sandstone and its exploration significance: A case from Xujiahe Formation in Yuanba area. Petroleum Geology & Experiment (in Chinese), 35(6): 657-661, 688. | |
| Wang Y, Su J, Wang K, et al. 2012. Distribution and accumulation of global deep oil and gas. Natural Gas Geoscience (in Chinese), 23(3): 526-534. | |
| Wang Y, Zhao X K, Gao B Y. 2002. Characters of tectonic evolution of the Jiyang depression. Journal of Chengdu University of Technology, 29(2): 181-187. | |
| Wang Y T. 1991. Fukang fault bflt gas genesis and its gas source. Xinjiang Petroleum Geology (in Chinese), 12(1): 50-58. | |
| Wang Y T, Fan G H, Jiang S B. 1994. The effect of high pressure and abnormally high pressure on the generation and accumulation of petroleum in mid-land Junggar Basin. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 21(5): 1-7. | |
| Wang Y T, Pan C C, Fan S F. 1995. Discussion on the natural gas generation, evolution and direction of exploration in Junggar Basin by the high pressure simulation. Natural Gas Geoscience (in Chinese), 6(5): 1-7. | |
| Wang Z C, Zhao W Z, Xu A N, et al. 2006. Structure styles and their deformation mechanisms of Dabashan foreland thrust belt in the north of Sichuan basin. Geoscience, 20(3): 429-435. | |
| Wang Z C, Zheng H J, Xu A N, et al. 2008. Oil-gas exploration potential for above-source plays in Nanpu Sag. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 35(1): 11-16, 39. DOI:10.1016/S1876-3804(08)60003-8 | |
| Wang Z M, Wang Q H, Wang Y. 2000. Reservoir forming conditions and control factors of Hetian gas field in Tarim Basin. Marine Origin Petroleum Geology (in Chinese), 5(1-2): 124-132. | |
| Wei Z H. 2015. Late fugitive emission of shale gas from Wufeng-Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its periphery. Oil & Gas Geology (in Chinese), 36(4): 659-665. | |
| Wu F Q, Xian X F. 2006. Current state and countermeasure of deep reservoirs exploration. Sedimentary Geology and Tethyan Geology (in Chinese), 26(2): 68-71. | |
| Wu Y X, Wang P J, Bian W H, et al. 2012. Poroperm characteristics of deep volcanic reservoirs in Songliao Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 33(2): 236-247, 264. | |
| Wyman R E. 1993. Challenges of ultradeep drilling.//Howell D G ed. The Future of Energy Gases. Washington: US Government Printing Office, 205-216. | |
| Xiao K H, Li H T, Jia S. 2014. Characteristics of calcarenaceous sandstone reservoirs and gas accumulation control factors of the 3rd Member of Xujiahe Formation in the Yuanba area, Northeast Sichuan Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 35(5): 654-660. | |
| Xu A N, Zheng H J, Dong Y X, et al. 2006. Sequence stratigraphic framework and sedimentary facies prediction in Dongying Formation of Nanpu Sag. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 33(4): 437-443. | |
| Yu F S, Dong Y X, Tong H M, et al. 2015. Characteristics and origins of structural deformation in the Paleogene in the Western Sag of Liaohe Depression, Bohai Bay Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 36(1): 51-60. | |
| Yuan X C, Li S F. 2012. The abiogenetic petroleum origin hypothesis and its application in China. China Geology (in Chinese), 39(4): 843-854. | |
| Yun L, Jiang H S. 2007. Hydrocarbon accumulation conditions and enrichment rules in Tahe oilfield. Oil & Gas Geology (in Chinese), 28(6): 768-775. | |
| Zhai X X. 2006. Exploration practices in frontiers of Tahe oilfield. Oil & Gas Geology (in Chinese), 27(6): 751-761. | |
| Zhai X X, Gu Y, Qian Y X, et al. 2007. Geochemical characteristics of the Cambrian oil and gas in well Tashen 1, the Tarim basin. Petroleum Geology & Experiment (in Chinese), 29(4): 329-333. | |
| Zhang J, Hu J Y, Luo P, et al. 2010. Master control factors of deep high-quality dolomite reservoirs and the exploration significance. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 37(2): 203-210. | |
| Zhang S C, Zhang B M, Bian L Z, et al. 2005. Development constraints of marine source rocks in China. Earth Science Frontiers (in Chinese), 12(3): 39-48. | |
| Zhang S W, Meng Z Y, Guo Z F, et al. 2015. Characteristics and major controlling factors of shale reservoirs in the Longmaxi Fm, Fuling area, Sichuan Basin. Natural Gas Industry (in Chinese), 34(12): 16-24. | |
| Zhao W Z, Bian C S, Xu C C, et al. 2011. Assessment on gas accumulation potential and favorable plays within the Xu-1, 3 and 5 Members of Xujiahe Formation in Sichuan Basin. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 38(4): 385-393. DOI:10.1016/S1876-3804(11)60041-4 | |
| Zhao W Z, Shen A J, Zhou J G, et al. 2014. Types, characteristics, origin and exploration significance of reef-shoal reservoirs: A case study of Tarim Basin, NW China and Sichuan Basin, SW China. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 41(3): 257-267. | |
| Zhao W Z, Wang Z C, Zhang S C, et al. 2007. Analysis on forming conditions of deep marine reservoirs and their concentration belts in superimposed basins in China. Chinese Science Bulletin, 52(S1): 12-27. DOI:10.1007/s11434-007-6002-z | |
| Zhao W Z, Zhu G Y, Zhang S C, et al. 2009. Relationship between the later strong gas-charging and the improvement of the reservoir capacity in deep Ordovician carbonate reservoir in Tazhong area, Tarim Basin. Chinese Science Bulletin, 54(17): 3076-3089. DOI:10.1007/s11434-009-0457-z | |
| Zhao Z Z, Wu G G, Hu S Y, et al. 2005. Recent development of global oil and gas exploration. Acta Petrolei Sinica (in Chinese), 26(6): 119-126. | |
| Zheng R C, Dai C C, Zhu R K, et al. 2009. Sequence-based lithofacies and paleogeographic characteristics of upper Triassic Xujiahe formation in Sichuan basin. Geological Review (in Chinese), 55(4): 484-495. | |
| Zhou X H, Yu Y X, Tang L J, et al. 2010. Cenozoic offshore basin architecture and division of structural elements in Bohai sea. China Offshore Oil and Gas (in Chinese), 22(5): 285-289. | |
| Zhou Z Y, Fan S F, Pan C C, et al. 1997. Hydrocarbon generation and accumulation in deep part of sedimentary basins. Explorationist (in Chinese), 2(1): 7-11. | |
| Zhu G Y, Zhang S C. 2009. Hydrocarbon accumulation conditions and exploration potential of deep reservoirs in China. Acta Petrolei Sinica (in Chinese), 30(6): 793-802. | |
| Zhu G Y, Zhang S C, Wang Y J, et al. 2011. Forming condition and enrichment mechanism of the Nanpu oilfield in the Bohai Bay Basin, China. Acta Geologica Sinica (in Chinese), 85(1): 97-113. | |
| Zhu H H, Zhong D K, Zhang Y X, et al. 2014. Pore types and controlling factors on porosity and permeability of upper Triassic Xujiahe tight sandstone reservoir in Southern Sichuan Basin. Oil & Gas Geology (in Chinese), 35(1): 65-76. | |
| Zou C N, Du J H, Xu C C, et al. 2014. Formation, distribution, resource potential and discovery of the Sinian-Cambrian giant gas field, Sichuan Basin, SW China. Petroleum Exploration and Development (in Chinese), 41(3): 278-293. | |
| Zou C N, Tao S Z, Hou L H, et al. 2013. Unconventional Oil & Gas Geology (in Chinese). 2nd ed. Beijing: Geological Publishing House. | |
| 白国平, 曹斌风. 2014. 全球深层油气藏及其分布规律. 石油与天然气地质, 35(1): 19–25. DOI:10.11743/ogg20140103 | |
| 蔡立国, 刘和甫. 1997. 四川前陆褶皱-冲断带构造样式与特征. 石油实验地质, 19(2): 115–120. DOI:10.11781/sysydz199702115 | |
| 蔡希源. 2007. 塔里木盆地大中型油气田成控因素与展布规律. 石油与天然气地质, 28(6): 693–702. DOI:10.11743/ogg20070601 | |
| 曹烈, 王信, 黎青. 2012. 川中资阳地区须家河组含油气系统及勘探前景分析. 天然气勘探与开发, 35(4): 1–5. | |
| 曹耀华, 张年富, 林金凤, 等. 1998. 深部储集层孔隙保存的岩石力学实验. 新疆石油地质, 19(5): 393–396. | |
| 曹中宏, 张红臣, 刘国勇, 等. 2015. 南堡凹陷碳酸盐岩优质储层发育主控因素与分布预测. 石油与天然气地质, 36(1): 103–110. DOI:10.11743/ogg20150113 | |
| 陈涛涛, 贾爱林, 何东博, 等. 2014. 川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理. 石油与天然气地质, 35(2): 218–223. | |
| 董大忠, 高世葵, 黄金亮, 等. 2014. 论四川盆地页岩气资源勘探开发前景. 天然气工业, 34(12): 1–15. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2014.12.001 | |
| 杜金虎, 邹才能, 徐春春, 等. 2014. 川中古隆起龙王庙组特大型气田战略发现与理论技术创新. 石油勘探与开发, 41(3): 268–277. DOI:10.11698/PED.2014.03.02 | |
| 段毅, 王先彬. 1999. 深层油气形成的若干问题探讨. 天然气地球科学, 10(6): 22–26. DOI:10.11764/j.issn.1672-1926.1999.06.22 | |
| 付孝悦, 肖朝晖, 陈光俊, 等. 2002. 晚印支期以来中国南方大陆的构造演化与油气分布. 海相油气地质, 7(3): 37–43. | |
| 高波, 陶明信, 王万春. 2001. 深部热流体对油气成藏的影响. 矿物岩石地球化学通报, 20(1): 30–34. | |
| 郭继刚, 董月霞, 庞雄奇, 等. 2015. 南堡凹陷沙三段致密砂岩气成藏条件. 石油与天然气地质, 36(1): 23–34. DOI:10.11743/ogg20150104 | |
| 郭彤楼. 2016. 涪陵页岩气田发现的启示与思考. 地学前缘, 23(1): 29–43. | |
| 郭彤楼, 张汉荣. 2014. 四川盆地焦石坝页岩气田形成与富集高产模式. 石油勘探与开发, 41(1): 28–36. DOI:10.11698/PED.2014.01.03 | |
| 郭旭升, 胡东风, 文治东, 等. 2014. 四川盆地及周缘下古生界海相页岩气富集高产主控因素:以焦石坝地区五峰组-龙马溪组为例. 中国地质, 41(3): 893–901. | |
| 韩革华, 漆立新, 李宗杰, 等. 2006. 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层预测技术. 石油与天然气地质, 27(6): 860–870, 878. DOI:10.11743/ogg20060617 | |
| 郝芳, 孙永传, 李思田, 等. 1996. 活动热流体对有机质热演化和油气生成作用的强化. 地球科学-中国地质大学学报, 21(1): 68–72. | |
| 郝芳, 邹光耀, 倪建华, 等. 2002. 沉积盆地超压系统演化与深层油气成藏条件. 地球科学-中国地质大学学报, 27(5): 610–615. | |
| 何海清, 王兆云, 韩品龙. 1998. 渤海湾盆地深层油气藏类型及油气分布规律. 石油勘探与开发, 25(3): 6–9. | |
| 何治亮, 魏修成, 钱一雄, 等. 2011. 海相碳酸盐岩优质储层形成机理与分布预测. 石油与天然气地质, 32(4): 489–498. DOI:10.11743/ogg20110401 | |
| 胡东风, 张汉荣, 倪楷, 等. 2014. 四川盆地东南缘海相页岩气保存条件及其主控因素. 天然气工业, 34(6): 17–23. | |
| 胡海燕. 2006. 深部油气成藏机理概论. 大庆石油地质与开发, 25(6): 24–26. | |
| 胡见义, 吴因业, 张静. 2009. 高海拔与超深地层石油地质若干问题. 石油学报, 30(2): 159–167. DOI:10.7623/syxb200902001 | |
| 霍志鹏, 庞雄奇, 杜宜静, 等. 2013. 含油气盆地油气藏破坏的油气显示及其地质意义. 石油与天然气地质, 34(4): 421–430. DOI:10.11743/ogg20130401 | |
| 贾承造. 1997. 中国塔里木盆地构造特征与油气. 北京: 石油工业出版社: 205-389. | |
| 贾小乐, 何登发, 童晓光, 等. 2011. 全球大油气田分布特征. 中国石油勘探(3): 1–8. | |
| 金之钧, 蔡立国. 2006. 中国海相油气勘探前景、主要问题与对策. 石油与天然气地质, 27(6): 722–730. DOI:10.11743/ogg20060602 | |
| 金之钧, 郑和荣, 蔡立国, 等. 2010. 中国前中生代海相烃源岩发育的构造―沉积条件. 沉积学报, 28(5): 875–883. | |
| 康玉柱. 2005. 中国海相油气田勘探实例之四:塔里木盆地塔河油田的发现与勘探. 海相油气地质, 10(4): 31–38. | |
| 克拉尤什金B A. 2009.深成油气田.任俞, 译.新疆石油地质, 30(1): 136-141. | |
| 李阔, 曾韬, 潘磊. 2012. 川东北地区须家河组储层特征研究. 岩性油气藏, 24(1): 46–51. | |
| 李明刚, 漆家福, 童亨茂, 等. 2010. 辽河西部凹陷新生代断裂构造特征与油气成藏. 石油勘探与开发, 37(3): 281–288. | |
| 刘畅, 陈冬霞, 董月霞, 等. 2015. 断层对南堡凹陷潜山油气藏的控制作用. 石油与天然气地质, 36(1): 43–50. DOI:10.11743/ogg20150106 | |
| 刘树根, 邓宾, 钟勇, 等. 2016. 四川盆地及周缘下古生界页岩气深埋藏―强改造独特地质作用. 地学前缘, 23(1): 11–28. | |
| 刘淑萱, 彼秋哈. 1992. 深层油气藏储集层与相态预测. 北京: 石油工业出版社. | |
| 楼章华, 金爱民, 付孝悦. 2006. 海相地层水文地球化学与油气保存条件评价. 浙江大学学报(工学版), 40(3): 501–505. | |
| 罗群, 刘为付, 郑德山. 2001. 深层火山岩油气藏的分布规律. 新疆石油地质, 22(3): 196–198. | |
| 罗小龙, 汤良杰, 谢大庆, 等. 2012. 塔里木盆地雅克拉断凸中生界底界不整合及其油气勘探意义. 石油与天然气地质, 33(1): 30–36. DOI:10.11743/ogg20120104 | |
| 吕海涛, 丁勇, 耿峰. 2014. 塔里木盆地奥陶系油气成藏规律与勘探方向. 石油与天然气地质, 35(6): 798–805. DOI:10.11743/ogg20140607 | |
| 马克希莫夫 С П. 1988. 深层油气藏的形成与分布. 胡征钦, 译. 北京: 石油工业出版社. | |
| 马力, 陈焕疆, 甘克文, 等. 2004. 中国南方大地构造和海相油气地质(上). 北京: 地质出版社: 1-200. | |
| 马行陟, 庞雄奇, 孟庆洋, 等. 2011. 辽东湾地区深层烃源岩排烃特征及资源潜力. 石油与天然气地质, 32(2): 251–258. DOI:10.11743/ogg20110213 | |
| 马永生, 蔡勋育, 赵培荣. 2011. 深层、超深层碳酸盐岩油气储层形成机理研究综述. 地学前缘, 18(4): 181–192. | |
| 梅赫季也夫. 1993. 深部地层含油气性的地温前提. 何积厚, 译.石油地质信息, 14(3-4): 1–4. | |
| 聂海宽, 包书景, 高波, 等. 2012. 四川盆地及其周缘下古生界页岩气保存条件研究. 地学前缘, 19(3): 280–294. | |
| 盘昌林, 刘树根, 马永生, 等. 2011. 川东北地区须家河组天然气成藏主控因素分析. 断块油气田, 18(4): 418–423. | |
| 庞雄奇. 2010. 中国西部叠合盆地深部油气勘探面临的重大挑战及其研究方法与意义. 石油与天然气地质, 31(5): 517–534, 541. DOI:10.11743/ogg20100501 | |
| 漆家福, 杨桥. 2007. 伸展盆地的结构形态及其主控动力学因素. 石油与天然气地质, 28(5): 634–640. DOI:10.11743/ogg20070515 | |
| 漆家福, 李晓光, 于福生, 等. 2013. 辽河西部凹陷新生代构造变形及"郯庐断裂带"的表现. 中国科学:地球科学, 43(8): 1324–1337. | |
| 漆立新, 云露. 2010. 塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶发育特征和主控因素. 石油与天然气地质, 31(1): 1–12. DOI:10.11743/ogg20100101 | |
| 钱一雄, 何志亮, 陈强路, 等. 2012. 塔里木盆地塔中地区奥陶系碳酸盐岩封盖性能. 石油与天然气地质, 33(1): 1–9, 18. DOI:10.11743/ogg20120101 | |
| 史卜庆, 郑凤云, 周瑶琪, 等. 2002. 济阳坳陷济阳运动的动力学成因试析. 高校地质学报, 8(3): 356–363. | |
| 史斗, 刘文汇, 郑军卫. 2003. 深层气理论分析和深层气潜势研究. 地球科学进展, 18(2): 236–244. DOI:10.3321/j.issn:1001-8166.2003.02.013 | |
| 史斗, 郑军卫. 2001. 深盆气、深部气和深层气概念讨论. 天然气地球科学, 12(6): 27–31, 49. DOI:10.11764/j.issn.1672-1926.2001.06.27 | |
| 石昕, 戴金星, 赵文智. 2005. 深层油气藏勘探前景分析. 中国石油勘探, 10(1): 1–10. | |
| 宋国奇, 郝雪峰, 刘克奇. 2014. 箕状断陷盆地形成机制、沉积体系与成藏规律―以济阳坳陷为例. 石油与天然气地质, 35(3): 303–310. DOI:10.11743/ogg201402 | |
| 孙龙德, 邹才能, 朱如凯, 等. 2013. 中国深层油气形成、分布与潜力分析. 石油勘探与开发, 40(6): 641–649. DOI:10.11698/PED.2013.06.01 | |
| 孙永河, 赵博, 董月霞, 等. 2013. 南堡凹陷断裂对油气运聚成藏的控制作用. 石油与天然气地质, 34(4): 540–549. DOI:10.11743/ogg20130417 | |
| 孙永祥. 1997. 俄罗斯境内深部油气藏的形成及分布特点. 天然气地球科学, 8(2): 33–38. DOI:10.11764/j.issn.1672-1926.1997.02.33 | |
| 谭广辉, 邱华标, 余腾孝, 等. 2014. 塔里木盆地玉北地区奥陶系鹰山组油藏成藏特征及主控因素. 石油与天然气地质, 35(1): 26–32. DOI:10.11743/ogg20140104 | |
| 陶崇智, 白国平, 王大鹏, 等. 2013. 塔里木盆地与威利斯顿盆地古生界海相碳酸盐岩油气成藏特征对比. 石油与天然气地质, 34(4): 431–440. DOI:10.11743/ogg20130402 | |
| 滕吉文. 1974. 柴达木东盆地的深层地震反射波和地壳构造. 地球物理学报, 17(2): 122–135. | |
| 滕吉文. 2003. 地球深部物质和能量交换的动力过程与矿产资源的形成. 大地构造与成矿学, 27(1): 3–21. | |
| 滕吉文. 2007. 石油地球物理勘探的发展空间与自主创新. 石油物探, 46(3): 213–225. | |
| 滕吉文, 胡家富, 张中杰, 等. 1995. 中国西北地区岩石层瑞利波三维速度结构与沉积盆地. 地球物理学报, 38(6): 737–749. | |
| 滕吉文, 阮小敏, 张永谦, 等. 2009. 沉积盆地、结晶基底和油、气成因理念与第二深度空间勘探和开发. 地球物理学报, 52(11): 2798–2817. DOI:10.3969/j.issn.0001-5733.2009.11.015 | |
| 滕吉文, 阮小敏, 张永谦. 2010. 地壳内部第二深度空间(5000~10000 m)石油与天然气地球物理勘探:化石能源发展的必由之路. 地球物理学进展, 25(2): 359–375. DOI:10.3969/j.issn.1004-2903.2010.02.001 | |
| 滕吉文, 田有, 刘财, 等. 2008. 中国双相沉积盆地、古老结晶基底与东北地区深层潜在油气藏. 吉林大学学报(地球科学版), 38(4): 527–552. | |
| 滕吉文, 王谦身, 刘元龙, 等. 1983. 中国东部地区的地球物理场特征与含油气盆地的分布和形成. 地球物理学报, 26(4): 319–330. | |
| 滕吉文, 杨辉. 2013. 第二深度空间(5000~10000 m)油、气形成与聚集的深层物理与动力学响应. 地球物理学报, 56(12): 4164–4188. DOI:10.6038/cjg20131220 | |
| 妥进才. 2002. 深层油气研究现状及进展. 地球科学进展, 17(4): 565–571. | |
| 王世虎, 夏斌, 陈根文, 等. 2004. 济阳坳陷构造特征及形成机制讨论. 大地构造与成矿学, 28(4): 428–434. | |
| 王威. 2013. 高能河道砂体特征及勘探意义―以元坝地区须三段为例. 石油实验地质, 35(6): 657–661, 688. DOI:10.11781/sysydz201306657 | |
| 王颖, 赵锡奎, 高博禹. 2002. 济阳坳陷构造演化特征. 成都理工学院学报, 29(2): 181–187. | |
| 王宇, 苏劲, 王凯, 等. 2012. 全球深层油气分布特征及聚集规律. 天然气地球科学, 23(3): 526–534. | |
| 王屿涛. 1991. 阜康断裂带天然气成因及气源探讨. 新疆石油地质, 12(1): 50–58. | |
| 王屿涛, 范光华, 蒋少斌. 1994. 准噶尔盆地腹部高压和异常高压对油气生成和聚集的影响. 石油勘探与开发, 21(5): 1–7. | |
| 王屿涛, 潘长春, 范善发. 1995. 通过高压模拟实验探讨准噶尔盆地天然气生成演化及勘探方向. 天然气地球科学, 6(5): 1–7. DOI:10.11764/j.issn.1672-1926.1995.05.1 | |
| 汪泽成, 赵文智, 徐安娜, 等. 2006. 四川盆地北部大巴山山前带构造样式与变形机制. 现代地质, 20(3): 429–435. | |
| 汪泽成, 郑红菊, 徐安娜, 等. 2008. 南堡凹陷源上成藏组合油气勘探潜力. 石油勘探与开发, 35(1): 11–16, 39. | |
| 王招明, 王清华, 王媛. 2000. 塔里木盆地和田河气田成藏条件及控制因素. 海相油气地质, 5(1-2): 124–132. | |
| 魏志红. 2015. 四川盆地及其周缘五峰组―龙马溪组页岩气的晚期逸散. 石油与天然气地质, 36(4): 659–665. DOI:10.11743/ogg20150416 | |
| 吴富强, 鲜学福. 2006. 深部储层勘探、研究现状及对策. 沉积与特提斯地质, 26(2): 68–71. | |
| 吴颜雄, 王璞珺, 边伟华, 等. 2012. 松辽盆地深层火山岩储集性能. 石油与天然气地质, 33(2): 236–247, 264. DOI:10.11743/ogg20120210 | |
| 肖开华, 李宏涛, 贾爽. 2014. 川东北元坝地区须三段钙屑砂岩储层特征及控气因素. 石油与天然气地质, 35(5): 654–660. DOI:10.11743/ogg20140510 | |
| 徐安娜, 郑红菊, 董月霞, 等. 2006. 南堡凹陷东营组层序地层格架及沉积相预测. 石油勘探与开发, 33(4): 437–443. | |
| 于福生, 董月霞, 童亨茂, 等. 2015. 渤海湾盆地辽河西部凹陷古近纪变形特征及成因. 石油与天然气地质, 36(1): 51–60. DOI:10.11743/ogg20150107 | |
| 袁学诚, 李善芳. 2012. 无机生油假说及其在中国的应用前景. 中国地质, 39(4): 843–854. | |
| 云露, 蒋华山. 2007. 塔河油田成藏条件与富集规律. 石油与天然气地质, 28(6): 768–775. DOI:10.11743/ogg20070610 | |
| 翟晓先. 2006. 塔河大油田新领域的勘探实践. 石油与天然气地质, 27(6): 751–761. DOI:10.11743/ogg20060605 | |
| 翟晓先, 顾忆, 钱一雄, 等. 2007. 塔里木盆地塔深1井寒武系油气地球化学特征. 石油实验地质, 29(4): 329–333. DOI:10.11781/sysydz200704329 | |
| 张静, 胡见义, 罗平, 等. 2010. 深埋优质白云岩储集层发育的主控因素与勘探意义. 石油勘探与开发, 37(2): 203–210. | |
| 张水昌, 张宝民, 边立曾, 等. 2005. 中国海相烃源岩发育控制因素. 地学前缘, 12(3): 39–48. | |