ISSN 1672-9854
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海相油气地质 >

2026 , Vol. 31 >Issue 2: 121 - 135

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2026.02.002

成果专栏

塔里木盆地超深层天然气成藏地质条件与资源潜力

  • 黄少英 , 1, 2, 3, 4 ,
  • 张海祖 1, 2, 3, 4 ,
  • 卢玉红 , 1, 4 ,
  • 王建 5 ,
  • 张慧芳 1, 4 ,
  • 王祥 1, 4 ,
  • 张文 1, 4
展开
  • 1 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院
  • 2 中国石油天然气集团有限公司超深层复杂油气藏勘探开发技术研发中心
  • 3 新疆维吾尔自治区超深层复杂油气藏勘探开发工程研究中心
  • 4 新疆超深油气重点实验室
  • 5 中国石油勘探开发研究院
卢玉红，大学本科，高级工程师，主要从事油气地球化学与成藏研究、油气资源评价工作。通信地址： 841000新疆库尔勒市塔指东路塔里木油田公司勘探开发研究院； E-mail：

黄少英，博士，教授级高级工程师，主要从事盆地基础地质研究及油气资源评价工作。通信地址： 841000新疆库尔勒市塔指东路塔里木油田公司勘探开发研究院； E-mail：

Editor: 黄革萍

收稿日期: 2025-11-13

  修回日期: 2026-01-15

  网络出版日期: 2026-05-08

基金资助

中国石油天然气集团有限公司科技项目“超深层碎屑岩大中型油气田形成条件与有利区评价”(2023ZZ14YJ01)

收起

Accumulation geological conditions and resource potential of ultra-deep natural gas in the Tarim Basin

  • HUANG Shaoying , 1, 2, 3, 4 ,
  • ZHANG Haizu 1, 2, 3, 4 ,
  • LU Yuhong , 1, 4 ,
  • WANG Jian 5 ,
  • ZHANG Huifang 1, 4 ,
  • WANG Xiang 1, 4 ,
  • ZHANG Wen 1, 4
Expand
  • 1 Exploration and Development Research Institute, PetroChina Tarim Oilfield Company
  • 2 R＆D Center for Ultra-Deep Complex Reservoir Exploration and Development, CNPC
  • 3 Engineering Research Center for Ultra-deep Complex Reservoir Exploration and Development, Xinjiang Uygur Autonomous Region
  • 4 Xinjiang Key Laboratory of Ultra-deep Oil and Gas
  • 5 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development
LU Yuhong, Undergraduate degree, Senior Engineer, primarily engaged in petroleum geochemistry, hydrocarbon accumulation research, and oil and gas resource evaluation. Add: Research Institute of Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, Tazhi East Rd., Korla, Xinjiang 841000, China. E-mail:

HUANG Shaoying, PhD, Professor-level Senior Engineer, primarily engaged in petroleum geology research and resource evaluation of Tarim Basin. Add: Research Institute of Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, Tazhi East Rd., Korla, Xinjiang 841000, China. E-mail:

Received date: 2025-11-13

  Revised date: 2026-01-15

  Online published: 2026-05-08

Fold

摘要

超深层（埋深≥6 000 m）勘探是塔里木盆地油气勘探的特色。“十四五”以来，塔里木油田聚焦超深层新区新领域勘探，取得一系列重大突破，并且发现多套新的储盖组合。深入分析了库车前陆、台盆区和塔西南山前等3个含油气系统的超深层油气成藏地质条件，认为塔里木盆地超深层储盖组合与烃源岩相邻或呈互层分布，圈闭形成时期早于或与烃源岩生气高峰期同步，天然气成藏条件优越，形成了多种超深层天然气成藏模式。利用多种方法计算了塔里木盆地天然气资源：天然气原地资源量为18.47×1012 m3，其中超深层天然气原地资源量约13×1012 m3。超深层天然气主要分布于库车前陆白垩系—侏罗系、塔西南山前石炭系—二叠系和台盆区奥陶系—寒武系。提出克拉苏构造带、北部构造带东段、秋里塔格构造带中秋—迪那段、西昆仑冲断带柯克亚周缘、西天山冲断带乌恰构造带、轮南—阿满过渡带东部和英买力低凸起西缘等是超深层天然气的勘探有利区。

关键词： 超深层天然气; 地质条件; 成藏模式; 资源潜力; 塔里木盆地

本文引用格式

黄少英 , 张海祖 , 卢玉红 , 王建 , 张慧芳 , 王祥 , 张文 . 塔里木盆地超深层天然气成藏地质条件与资源潜力[J]. 海相油气地质, 2026 , 31(2) : 121 -135 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2026.02.002

Abstract

Ultra-deep（burial depth ≥6 000 m）exploration is a distinctive feature of petroleum exploration in the Tarim Basin. Since the implementation of the 14th Five-Year Plan, Tarim Oilfield Company has focused on exploration in ultra-deep new regions and new fields, achieving a series of major breakthroughs and discovering multiple new reservoir-cap rock combinations. This study deeply analyzes the geological conditions for ultra-deep hydrocarbon accumulation in continental oil and gas system of the Kuqa area, marine oil and gas system in platform-basin areas, and marine-continental transitional facies oil and gas system in piedmont areas of the Southwest Tarim. It is concluded that in the Tarim Basin, ultra-deep reservoir-cap rock combinations are either adjacent to or interbedded with source rocks, and trap formation occurred either earlier than or concurrently with the peak gas generation period of the source rocks. Therefore, the conditions for natural gas accumulation are favorable, leading to the development of multiple ultra-deep natural gas accumulation models. This study calculates the natural gas resources of the basin by using multiple methods. The in-place natural gas resources are 18.47 ×10¹² m³, and the ultra-deep in-place natural gas resources with a depth of ≥6 000 m reach 13.40×10¹² m³. The ultra-deep natural gas is predominantly distributed in the Cretaceous-Jurassic strata of Kuqa area, Carboniferous-Permian strata in the piedmont area of Southwest Tarim, and the Ordovician-Cambrian strata in the platform-basin region. Favorable exploration zones for ultra-deep natural gas include the Kelasu Structural Belt, eastern segment of the Northern Structural Belt, Zhongqiu-Di'na section of the Qiulitag Structural Belt, periphery of the Kekeya area in the West Kunlun Thrust Belt, Wuqia Structural Belt in the West Tianshan Thrust Belt, eastern part of the Lunnan-Aman Transition Zone, and western margin of the Yingmaili Low Uplift.

Key words： ultra-deep natural gas; geological conditions; accumulation models; resource potential; Tarim Basin

0 前言

塔里木盆地天然气资源十分丰富。截至2024年底，塔里木盆地已探明天然气储量近3.0×1012 m3，超深层天然气探明储量约为1.4×1012 m3，占比47%。随着勘探成果不断扩大、地质认识逐渐深入，塔里木盆地常规天然气资源量也不断增加[1-2]。“十三五”油气资源评价塔里木盆地常规天然气原地资源量为11.74×1012 m3，超深层（埋深≥6 000 m）的天然气原地资源量近6×1012 m3，占比为51%，探明率仅为21%，仍处于勘探早期。因此，塔里木盆地天然气资源量主要分布在深层和超深层，且勘探潜力巨大。
近年来，通过不断创新地质理论认识，加大对探明程度较低的新领域、新类型油气资源的勘探力度，塔里木盆地的勘探重点向源岩、深部层系挺进，在超深层新层系、新领域实现了重大突破[3-11]。目前塔里木盆地超深层天然气探明储量占比达49%。
许多学者对塔里木盆地超深层的油气地质条件、勘探领域等方面进行了深入研究[12-17]，认为超深层领域剩余资源多，勘探潜力大，但是也面临地质科学问题和工程技术问题[18-19]。超深层新层系、新领域的成藏地质条件、成藏模式以及基底以上超深层资源潜力认识不清等问题日益凸显，严重制约超深层勘探决策。
为此，本文通过对塔里木盆地超深层常规天然气地质条件的重新梳理，总结盆地超深层天然气成藏模式，重新评价超深层天然气资源量，分析超深层天然气资源量的分布特征，指出天然气勘探有利方向，为塔里木油田超深层天然气勘探决策提供资源依据。

1 常规气勘探新进展与新认识

塔里木盆地自新近系至震旦系均有油气发现，除第四系、泥盆系、志留系和震旦系，其他层系均获工业气流。塔里木盆地天然气主要富集在库车前陆含油气系统、塔西南山前含油气系统和台盆区海相含油气系统[1,15]（图1）。库车前陆盆地三叠系—侏罗系湖沼相烃源岩、塔西南山前石炭系—二叠系海陆过渡相烃源岩、寒武系玉尔吐斯组海相烃源岩是塔里木盆地天然气藏的主力气源岩（图2）。
图1 塔里木盆地烃源岩与天然气探明储量区块分布图

Fig. 1 Distribution map of source rocks and proved natural gas reserves blocks in the Tarim Basin

图2 塔里木盆地生储盖组合及主要气田（藏）分布综合柱状图

Fig. 2 Comprehensive columnar diagram of source-reservoir-cap assemblages and major gas fields (reservoirs) distribution in the Tarim Basin

“十三五”期间，塔里木盆地超深层勘探主要围绕库车前陆区白垩系和台盆区奥陶系，建成了库车万亿立方米天然气和塔北—塔中10×108 t原油储量2个根据地，如期建成中国第三大油气田。中国石油塔里木油田公司（简称塔里木油田公司）提出“十四五”及今后要加强2个根据地以外的新区新领域勘探，特别是新区超深层的油气勘探，为可持续发展夯实资源基础。
“十四五”以来，库车前陆含油气系统新发现9个气藏，气藏埋深均大于6 000 m（为超深层），探明天然气2 000多亿立方米。其中，克探1井、东秋7井分别在白垩系亚格列木组、侏罗系恰克马克组获重大突破[4,20]，这是两个新的含油气层系，证实了克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组之下仍具备优越的储盖组合，并且越向深层靠近烃源岩，成藏条件越有利；同时白垩系亚格列木组的断背斜圈闭成排成带分布，展示出巨大的勘探潜力，可形成新的天然气战略接替区。
塔西南山前含油气系统发现油气（田）藏6个、探明天然气800多亿立方米，恰探1井在西天山冲断带石炭系—二叠系碳酸盐岩首次获工业气流[10]，叶探1井在西昆仑冲断带二叠系普斯格组砂岩获高产油气流[11]，标志着塔西南山前的勘探目的层由白垩系成功地转向石炭系—二叠系。研究表明塔西南山前的天然气主要来源于石炭系—二叠系烃源岩过成熟生成的干气。塔西南山前发育两套优质储盖组合：西昆仑冲断带柯克亚周缘的二叠系普斯格组下段优质砂岩储层分布广，与其上覆泥岩组成优质的区域性储盖组合；西天山冲断带的上石炭统—下二叠统裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层与上覆二叠系棋盘组厚层泥岩组成优质储盖组合。这些勘探成果与地质认识表明石炭系—二叠系是塔西南山前超深层勘探的重要目的层。石炭系—二叠系断背斜圈闭成排成带分布，具有近源成藏的优势，勘探前景广阔，是塔西南山前实现规模天然气勘探发现的重要接替领域。
台盆区的北部坳陷富满油田以奥陶系为主要目的层，气藏平均埋深大于7 900 m，落实三级天然气地质储量超过3 000×108 m3；塔北隆起西部在上寒武统白云岩（气藏中部埋深大于6 700 m）[6]、轮探1井在寒武系盐下白云岩（埋深大于8 000 m）取得突破[8]，这标志着塔里木盆地台盆区的勘探从碳酸盐岩到盐下白云岩的战略转移取得成功，具有里程碑意义。麦盖提斜坡罗探1井在奥陶系断控岩溶体中获油气发现[3]，是麦盖提斜坡奥陶系断控岩溶新类型油气藏的首次勘探突破，标志着斜坡区发现一个重要的战略接替领域。上述超深层油气勘探的新突破新发现进一步揭示台盆区超深层气源充足、寒武系—奥陶系发育多套优质储盖组合，天然气勘探潜力巨大，同时也为深入分析台盆区超深层天然气成藏地质条件和资源潜力提供了丰富的地质资料。
与此同时，塔里木盆地库车前陆和塔西南山前完钻了10余口以烃源岩为目的层的浅井，台盆区完钻4口井钻揭寒武系玉尔吐组烃源岩，其中2024年完钻的深地塔科1井的井底深度为10 910 m。这些钻探成果为精细刻画烃源岩分布特征、厘定生烃中心以及评价烃源岩生烃潜力提供了新的、可靠资料。

2 天然气成藏地质条件与成藏模式

塔里木盆地三大含油气系统具有多期多幕的油气充注特点，在复杂构造运动影响下，与多套储盖组合的发育配置耦合，造就了塔里木盆地含油气层系多、油气藏类型多样且规模大等特点[13]（图3）。从图3可以看出，塔里木盆地天然气主要分布在6 000 m以深。西南坳陷超深层天然气主要分布于山前石炭系—二叠系，台盆区超深层天然气主要分布于北部坳陷及周缘斜坡带的寒武系—奥陶系及震旦系，库车坳陷超深层天然气主要分布于克拉苏构造带和秋里塔格中—东段的白垩系—三叠系。由此可见，不同构造单元超深层天然气分布层系也完全不同，天然气成藏地质条件具有自身的特殊性。本文将从气源岩、储盖组合、圈闭条件和成藏条件匹配关系等地质因素分析超深层天然气成藏地质条件，建立成藏模式，为塔里木盆地超深层天然气类比法资源量计算提供地质依据。
图3 塔里木盆地西南坳陷—库车坳陷近南北向油气藏剖面示意图（据文献[13]）

Fig. 3 Schematic NS cross-section of hydrocarbon reservoirs from the Southwestern Depression to the Kuqa Depression in the Tarim Basin(cited from reference [13])

2.1 天然气成藏地质条件

2.1.1 气源岩条件

塔里木盆地发育三叠系—侏罗系湖沼相烃源岩、石炭系—二叠系海陆过渡相烃源岩和寒武系玉尔吐斯组海相烃源岩。本次研究利用近5年新钻遇烃源岩的轮探1井、恰探1井等10口探井和库浅1井等8口浅井资料细致刻画了3套烃源岩的分布特征和地球化学特征（表1），尤其是落实了塔西南山前的石炭系—二叠系烃源岩，为成因法计算盆地油气资源量提供了详实可靠的地质参数。
表1 塔里木盆地3个含油气系统主力烃源岩评价参数表

Table 1 Evaluation parameters of main source rocks in the three petroleum systems of the Tarim Basin

含油气
系统		 烃源岩层 分布面积/(104 km2) 厚值区
分布范围		 岩 性 厚度/m 有机碳含量（TOC）/% 沉积有机相 有机质类型 成熟度(Ro)/%
库车
前陆		 中下
侏罗统		 1.23 克拉苏、中秋—迪那、迪北 暗色泥岩、
碳质泥岩、煤		 0~700 暗色泥岩：0.5~5.0
碳质泥岩：6.3~15.9		 湖沼相，高等
植物输入为主		 Ⅲ型和Ⅱ型 0.7~2.2
上三叠统 1.75 克拉苏、
中秋—迪那		 暗色泥岩、
碳质泥岩、煤		 0~500 暗色泥岩：1.2~3.2
碳质泥岩：15.5~23.7		 Ⅲ型和Ⅱ型
为主，少量
Ⅰ-Ⅱ1型		 0.8~3.2
塔西南
山前		 二叠系 2.70 柯克亚周缘、
乌恰构造带		 高含钙的泥岩 0~865 0.89~1.33 封闭咸化湖盆，
高等植物输入
为主，局部低等
生物输入		 Ⅱ-Ⅲ型 0.67~3.70
上石炭统 2.40 柯克亚周缘 暗色泥灰岩为主 0~360 0.5~1.2 Ⅱ-Ⅲ型 0.75~4.20
台盆区 寒武系玉尔吐斯组 25.00 乌什西、北部
坳陷、西昆仑、
麦盖提斜坡		 底部暗色泥岩
为主，顶部为
暗色泥灰岩		 0~200 暗色泥岩：0.5~14.0
暗色泥质灰岩：0.5~5.7		 台缘斜坡相-盆
地相，浮游藻与
底栖藻为主		 Ⅰ-Ⅱ1型 1.0~4.4
库车前陆含油气系统的主力气烃源岩为三叠系—侏罗系湖沼相烃源岩。三叠系—侏罗系烃源岩叠置面积大于1.75×104 km2，累计厚度超1 000 m，厚值区位于克拉苏、中秋—迪那构造带迪北地区。三叠系暗色泥岩烃源岩有机碳含量（TOC）为1.2%~3.2%，侏罗系烃源岩TOC为0.5%~5.0%；三叠系—侏罗系烃源岩有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ型为主，局部发育Ⅰ—Ⅱ1型，具有良好的倾气性。三叠系—侏罗系烃源岩成熟度（Ro）为0.7%~3.2%，喜马拉雅晚期主体进入高熟—过熟阶段，以生凝析气-干气为主。
塔西南山前含油气系统分布的石炭系—二叠系烃源岩为研究区主力气烃源岩[21-23]。石炭系—二叠系发育3套水体相对封闭咸化湖盆高含钙的泥质烃源岩，叠置分布面积3.7×104 km2。石炭系烃源岩分布在西昆仑冲断带西段，面积2.4×104 km2，其主体厚度范围介于200~360 m；下二叠统棋盘组分布在塔西南山前中西部地区，面积2.7×104 km2，其主体厚度范围介于200~600 m；中二叠统普斯格组分布在塔西南柯克亚周缘，面积1.0×104 km2，其厚度范围介于200~865 m。烃源岩TOC为0.5%~1.2%；有机质类型为Ⅱ—Ⅲ型，生烃母质以高等植物来源为主，局部存在低等水生生物贡献；现今成熟度为0.67%~4.20%，主体处于过成熟生干气阶段。
台盆区含油气系统的主力烃源岩是下寒武统玉尔吐斯组烃源岩。本次研究重新刻画玉尔吐斯组烃源岩的展布，较前人研究[24-28]的分布范围和厚度都有很大变化：分布面积由6.7×104 km2增加至25×104 km2，发育北部坳陷及周缘、乌什、麦盖提和西昆仑等4个生烃中心，其中，北部坳陷及周缘生烃中心发育面积最大，约为20×104 km2；烃源岩厚度由20 m增加至200 m，轮探1井钻遇泥岩36 m，推测北部坳陷最厚（达200 m）。烃源岩TOC较高，暗色泥岩的TOC在0.5%~14.0%之间，暗色泥质灰岩的TOC在0.5%~5.7%之间；有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主；现今成熟度主要介于1.0%~4.4%，塔北隆起南斜坡处于成熟—高成熟演化阶段，北部坳陷、麦盖提斜坡主体处于过成熟阶段。
综上所述，三套烃源岩作为三大含油气系统的主力烃源具有分布广、厚度大且丰度高的特点，喜马拉雅期—现今成熟，主体处于高—过成熟演化阶段，为天然气成藏提供充足的物质基础，十分有利于天然气成藏。

2.1.2 储盖组合条件

（1）库车前陆含油气系统储盖组合
库车前陆含油气系统超深层天然气主要富集于白垩系及其下伏储层中，发育3套区域储盖组合。
第一套是古近系库姆格列木群巨厚的泥岩、膏盐岩和新近系吉迪克组泥灰岩段与下伏的白垩系巴什基奇克组砂岩储盖组合[18-19]。巴什基奇克组砂岩厚度一般大于400 m，孔隙度为6%~15%，渗透率为（0.10~1 000）×10-3 μm2，为低孔低渗储层，储层类型为裂缝-孔隙型，储层非均质强。古近系+新近系的泥岩、膏盐岩盖层厚度为300~3 900 m，封盖能力相当优越。
第二套是白垩系舒善河组泥岩与亚格列木组砂岩近源区域储盖组合[4,20]。亚格列木组砂岩的孔隙度为6%~8%，渗透率为（0.20~2.5）×10-3 μm2，为低孔低渗储层，储层类型为裂缝-孔隙型。舒善河组泥岩盖层分布稳定，厚度为400~1 300 m。
第三套是三叠系—侏罗系泥岩与砂岩互层、纵向叠置形成的优质储盖组合。侏罗系储层以辫状河三角洲平原分流河道砂岩为主，盖层为湖沼相泥岩、碳质泥岩和煤。三叠系具有前陆盆地完整的“挤压—松弛”的变化规律，纵向上构成了一个完整的陆相湖盆演化的沉积旋回，早期俄霍布拉克组发育扇三角洲砂体与晚期克拉玛依组和黄山街组半深湖－深湖泥岩形成良好的储盖组合[29]。砂地比在46.2%~90.1%之间，砂岩单层厚度介于3~60 m，砂岩孔隙度主要分布在3%~10%之间、渗透率主要分布在（0.1~10）×10-3 μm2之间，为一套特低孔特低渗储层；储层物性受断裂-裂缝改造后孔渗性明显增强[29-30]。泥岩厚度为150~900 m，单层厚度为1~65 m。
（2）塔西南山前含油气系统储盖组合
塔西南山前含油气系统超深层天然气主要分布于石炭系—二叠系储层中。石炭系—二叠系经历碳酸盐台地—滨浅湖—半深湖—滨浅湖的沉积演化过程，易于形成良好的储盖组合。
第一套是上二叠统杜瓦组泥岩与其下伏砂岩形成的区域储盖组合。杜瓦组泥岩上段为一套299~339 m厚的褐色泥岩区域盖层，与下伏砂岩储层形成良好的储盖组合。二叠系砂岩储层发育于扇三角洲前缘相与滨浅湖滩坝相，单砂体厚度介于1~31 m，砂体总厚度为148~206 m；孔隙度为6.3%~7.1%，储集空间以粒间孔为主，为裂缝-孔隙型储层。
第二套是石炭系—二叠系碳酸盐岩段与上覆的二叠系棋盘组灰色泥岩形成的优质储盖组合。石炭系小海子组白云岩的整体厚度介于0~170 m，主要分布在柯克亚—齐美干周缘，岩心孔隙度为3.97%~12.88%，裂缝发育，形成孔洞型和裂缝-孔隙型储层。石炭系—二叠系碳酸盐岩段上覆 1 500~2 500 m的巨厚二叠系棋盘组灰色泥岩，封盖能力好，是优质的区域盖层。
（3）台盆区含油气系统储盖组合
台盆区含油气系统超深层油气藏主要分布于奥陶系、寒武系[31-32]。最新研究表明台盆区超深层发育4套储盖组合：一是奥陶系桑塔木组巨厚泥岩与下伏断控岩溶储层形成的储盖组合；二是中下奥陶统致密灰岩与下伏下奥陶统—上寒武统白云岩形成的储盖组合；三是中寒武统膏盐岩与下伏白云岩形成的储盖组合；四是玉尔吐斯组泥岩与震旦系白云岩风化壳形成的储盖组合。
奥陶系桑塔木组巨厚泥岩与下伏断控岩溶储层组成的储盖组合是台盆区油气最富集的层系之一。奥陶系石灰岩厚度介于19~500 m，平均孔隙度介于1.6%~7.0%、平均值为2.3%，渗透率介于(0.38~3.17)×10-3 μm2、平均值为1.78×10-3 μm2。奥陶系碳酸盐岩储层受超深热液流体与断裂协同作用，纵向上形成新的断控岩溶储层且增强了储层的渗流能力[33-36]。同时，奥陶系内幕发育多期层间不整合，控制断控岩溶储层呈层状发育。奥陶系桑塔木组巨厚泥岩厚度在0~4 500 m之间，北部坳陷满加尔凹陷厚度最大。
中下奥陶统—寒武系白云岩储层厚度介于100~200 m，孔隙度主要分布在0.7%~5.4%之间，渗透率在（0.018~0.052）×10-3 μm2之间，属于低孔低渗储层。储集空间类型以溶蚀孔洞和构造溶蚀缝为主，台内丘滩相带发育准同生溶蚀作用，有利于形成规模储层。中下奥陶统致密灰岩厚度为30~350 m，中寒武统膏盐岩厚度为0~450 m，主要分布在台盆区西部。
震旦系白云岩储层主要发育于台地相，受控于沉积相、同生岩溶与潜山岩溶，分布面积近19×104 km2。震旦系白云岩储层总厚度介于65.7~95.9 m，孔隙度为4.6%~5.9%，裂缝对改善储层物性起到重要建设性作用。玉尔吐斯组泥岩厚度为0~200 m，主要分布在北部坳陷及周缘。
因此，塔里木盆地超深层发育多套优质储盖组合。库车前陆含油气系统以碎屑岩储盖组合为主；塔西南山前含油气系统的南天山山前以碳酸盐岩储盖组合为主，西昆仑山前两种储盖组合都发育；台盆区含油气系统以碳酸盐岩储盖组合为主。这为天然气聚集成藏提供了更多的储集空间，同时说明超深层天然气勘探大有可为。

2.1.3 圈闭条件

库车前陆含油气系统由塔里木克拉通体系与南天山体系叠加形成，历经晚海西期、印支期和喜马拉雅期多期构造运动[20-21]。受古（新）近系膏盐岩、侏罗系煤系地层、中生界与基底3套主力滑脱层控制，形成3层构造变形结构。上构造层滑脱层为古近系膏盐岩，新生界冲断变形，分布范围广；中构造层的主要滑脱层为侏罗系煤层，白垩系—侏罗系发育多层冲断构造，集中在中部滑脱带；下构造层滑脱层为三叠系泥岩与基底，三叠系—下侏罗统阿合组发育深大构造圈闭。由此可见，中、下构造层的构造和岩性圈闭十分发育，为天然气聚集提供了多种有利空间。
塔西南山前含油气系统主要受印支期、喜马拉雅期两期构造运动的叠加，构造特征具有垂向分层、纵向分带和横向分段的特征。垂向上，二叠系—侏罗系泥岩塑性层具滑脱作用，下部古生界与上覆白垩系以上地层分层变形；纵向上，古生界叠瓦冲断，从山前向盆内依次发育老山推覆体、楔形冲断带、滑脱冲断带；横向上，柯克亚周缘正向挤压，齐美干构造带斜向挤压，乌恰—乌泊尔构造带两山对冲。因此，石炭系—二叠系普遍发育逆掩叠置构造、圈闭成排成带分布。西天山冲断带主要发育楔形冲断带；西昆仑冲断带构造规模大，楔形冲断带、滑脱冲断带均有发育。
台盆区含油气系统的寒武系—奥陶系古老碳酸盐岩储层受高能相带、岩溶次生改造、加里东期—海西期断裂破碎作用等因素的叠加影响，自塔北隆起、中央隆起到北部坳陷依次发育潜山岩溶、层间岩溶、断控岩溶储层，岩溶储层与上覆盖层形成大型岩性圈闭，同时断层活动又对储层进行改造而形成断溶体，为油气充注提供更加有利的储集空间。
综上所述，库车前陆和塔西南山前含油气系统的圈闭多形成于喜马拉雅期，以构造圈闭为主，构造-岩性圈闭次之。台盆区含油气系统以大型构造-岩性圈闭为主，形成于加里东期—海西期。

2.1.4 成藏匹配条件

库车前陆含油气系统属于近源、下生上储或源内、晚期成藏。新近系康村组沉积时期以来，受强烈构造挤压作用的影响，库车前陆发育的多排构造圈闭、多级次断裂以及伴生的高角度裂缝带等因素有效改善了储层的储集性能；多级次断裂隐没于古近系、新近系膏盐岩盖层中；三叠系—侏罗系烃源岩在喜马拉雅期进入高—过成熟阶段，油气沿着断裂-裂缝持续运移至储层中形成含凝析油的气藏。因此库车前陆含油气系统的烃源岩生气高峰期与圈闭形成期良好的匹配决定了天然气的晚期高效成藏。
塔西南山前含油气系统属于近源、下生上储或自生自储晚期成藏，成藏条件非常有利。受印支期、喜马拉雅期两期构造叠加，塔西南山前的石炭系—二叠系普遍发育逆掩叠置构造、圈闭成排成带分布。同时断裂活动伴生的裂缝带有效改善石炭系—二叠系储层的储集性能；石炭系—二叠系烃源岩主体在喜马拉雅期进入高—过成熟阶段，油气沿着断裂-裂缝持续运移至储层中成藏。
台盆区含油气系统属于近源、下生上储或上生下储、晚期成藏。由隆起区逼近生烃中心，天然气更加富集。主力烃源岩是下寒武统玉尔吐斯组，主要生烃期是加里东期、晚海西期和喜马拉雅期。其中喜马拉雅期是天然气的主要成藏时期[36]。油气成藏期次与岩溶作用期次、断裂破碎期次匹配程度高，油气沿深大断裂持续充注，纵向上形成了多层、断控缝洞型油气藏。
由此可见，库车前陆、塔西南山前、台盆区含油气系统的超深层储层多以低孔低渗、特低孔特低渗为主，但是由于断裂发育和溶蚀作用有效改善了储集空间，为天然气富集提供充分的储集空间；巨厚的泥岩、膏盐岩区域盖层作为直接盖层与下伏储层形成优质储盖组合，有利于天然气保存；储层与主力烃源岩紧紧相邻、垂向叠置或源储互层，十分有利于天然气近距离聚集成藏；圈闭形成期早于或与烃源岩生气高峰期同步，有利于圈闭高效捕获大量天然气。因此，塔里木盆地超深层天然气成藏地质条件优越。

2.2 成藏模式

2.2.1 库车前陆含油气系统成藏模式

库车前陆含油气系统超深层天然气存在2种成藏模式：源内调整型、源上持续充注型（图4）。源内调整型主要分布于北部构造带，天然气主要来源于三叠系—侏罗系烃源岩高成熟阶段的产物，具有晚期成藏的特征，形成侏罗系—三叠系岩性油气藏；源上持续充注型主要分布于克拉苏—秋里塔格构造带东段，天然气主要来源于三叠系—侏罗系烃源岩高—过成熟阶段产物，深大断裂为垂向高效输导通道，形成白垩系—三叠系立体规模成藏，以构造型油气藏为主。
图4 塔里木盆地库车含油气系统超深层油气成藏模式图

Fig. 4 Ultra-deep hydrocarbon accumulation model of the Kuqa petroleum system in the Tarim Basin

2.2.2 塔西南山前成藏模式

塔西南山前发育多排构造带，受印支期古构造控制呈近东西条带状展布，冲断带内发育断块、断鼻构造，斜坡构造带内发育断鼻、低幅度背斜、构造-地层圈闭，深大断裂作为油气垂向运输通道，输导断裂上倾方向的石炭系—二叠系发育碳酸盐滩体及河道砂岩岩性体，形成构造-岩性油气藏。因此，塔西南山前具有构造逆掩叠置、下生上储、多层系富集的立体成藏模式（图5）。
图5 塔西南山前超深层油气成藏模式图

Fig. 5 Ultra-deep hydrocarbon accumulation model of the southwestern foreland belt in the Tarim Basin

2.2.3 台盆区成藏模式

台盆区北部坳陷与麦盖提斜坡具有相似的成藏条件和模式。隆起区构造活动强，逆冲+走滑断裂控藏，寒武系盐下发育2套储盖组合，晚期侧向供气成藏，因此寒武系盐上斜坡或隆起区超深层天然气受晚期断裂活动影响，以多期充注成藏为主；坳陷区构造活动性弱，走滑断裂控储控藏、发育多套优质储盖组合、油气充注强，形成以近源+断控成藏或自生自储为主的寒武系盐下超深层天然气成藏模式（图6）。
图6 塔里木盆地台盆区超深层海相油气成藏模式图

Fig. 6 Ultra-deep marine hydrocarbon accumulation model in the platform-basin area of the Tarim Basin

3 超深层常规天然气资源潜力

根据“十四五”全国油气资源评价的标准，资源系列包括原地资源量、地质储量、资源量。原地资源量泛指地壳中由地质作用形成的油气自然聚集量，即在原始地层条件下，油气储层中储藏的石油和天然气及其伴生有用物质，换算到地面标准条件下（20 ℃、0.101 MPa）的数量。资源量，即剩余资源量，指待发现的未经钻井验证的，通过油气综合地质条件、地质规律研究和地质调查，推算的油气数量。目前国内外油气资源评价的方法主要有成因法、类比法和统计法3个大类[37]。本次评价应用盆地模拟方法、地质类比法和统计法（油藏规模序列法）计算盆地资源量。

3.1 不同方法简介及权重取值依据

本次研究细致刻画了寒武系玉尔吐斯组烃源岩、三叠系—侏罗系烃源的分布、厚度及地球化学特征，并且钻井证实塔西南山前的二叠系发育优质烃源岩。因此，本次评价成因法计算结果较“十三五”的可靠程度大幅增加。
地质类比法的核心是刻度区的选择与解剖。本次评价用以类比的刻度区（解剖区）由“十三五”的15个增加至27个。通过详细的地质评价与资源量计算，解剖（更新）获取刻度区资源丰度与地质评价结果，并且建立碎屑岩气藏、碎屑岩油藏、碳酸盐岩气藏、碳酸盐岩油藏等4类成藏地质条件评价参数体系，拟合地质评价结果与资源丰度的相关性曲线，为地质类比法计算评价区资源量提供了关键参数。以全盆地32个二级构造单元作为评价单元，每一个评价单元的每一个目的层作为一个层区带，共创建110个层区带（表2）；基于层区带的地质评价结果，利用刻度区地质评价结果与资源丰度的相关性曲线计算得到层区带的资源丰度和资源量。因此，地质类比法油气资源量计算结果能更好地反映勘探认识与勘探潜力。
本次应用统计法评价的做法，是将已发现油气藏地质储量分层系进行油藏规模序列法统计模拟。塔里木盆地目前自第四系至震旦系共有13个含油层系，已发现油气藏共计261个，其中第四系、三叠系、二叠系、石炭系、志留系、寒武系和震旦系等7个层系已发现气藏均少于10个，石炭系—二叠系、寒武系—震旦系目前正处于勘探早期。因此，油藏规模序列法模拟结果的可靠性较成因法和地质类比法低。
表2 塔里木盆地类比法油气资源评价单元及层系汇总

Table 2 Summary of petroleum resource evaluation units and stratigraphic systems by analogy method in the Tarim Basin

序号 一级构造单元 面积/km2 序号 评价区带 评价层系 含油气系统
1 库车坳陷 28 278.2 1 北部单斜带 N、K、J、T 库车前陆
含油气系统
2 乌什凹陷 N、K
3 克拉苏构造带 E、K、J、T
4 拜城凹陷 N、K、J、T
5 阳霞凹陷 K、J、
6 秋里塔格冲断带 N、E、K、J、T、O、∈
2 塔北隆起 52 788.8 7 温宿凸起 N、∈、Z
8 轮台凸起 N、E、K、J、S、O、∈、Z
9 英买力低凸起 E、K、O、∈、Z 台盆区
含油气系统
10 轮南低凸起 J、T、C、O、∈、Z
11 库尔勒鼻状凸起 O、∈
3 北部坳陷 109 393.7 12 阿瓦提凹陷 T、C、S、O、∈、Z
13 阿满过渡带 S、O、∈
14 满加尔凹陷 J、S
15 孔雀河斜坡 S、O、∈
4 中央隆起 118 129.9 16 柯坪凸起 C、S、O、∈、Z
17 巴楚凸起 C、S、O、∈
18 塔中凸起 C、S、O、∈
19 古城低凸起 O、∈
20 塔东低凸起 O、∈
21 罗布泊凸起 O、∈
5 西南坳陷 160 478.0 22 麦盖提斜坡 P、C、O、∈
23 玛东构造带 C、O、∈
24 塘古凹陷 O、∈
25 西天山冲断带 N、K、J、P、C 塔西南山前
含油气系统
26 喀什凹陷 N、K
27 叶城凹陷 N
28 西昆仑山冲断带 N、E、K、J、P、C
6 东南隆起 31 529.9 29 民北凸起 K、J
30 罗布庄凸起 K
7 东南坳陷 62 084.5 31 民丰凹陷 K、J
32 若羌凹陷 E、J
因此，根据不同方法的可靠程度，同时考虑到塔里木盆地仍处于勘探早—中期阶段[38]，对3种油气资源评价方法的权重赋值为：成因法权重0.3、类比法权重0.5、统计法权重0.2。

3.2 资源量计算结果

用不同的评价方法计算获得的塔里木盆地常规天然气原地资源量(表3)分别为：盆地模拟法215 533.87×108 m3，层区带类比法183 812.03×108 m3，层系统计法140 668.80×108 m3。通过特尔菲综合得到盆地常规天然气原地资源量为184 699.94×108 m3，较“十三五”资源评价结果增加了约5.72×1012 m3。这与塔里木盆地勘探成果与地质认识比较符合。目前随着勘探深度趋向超深层，天然气勘探发现不断增加。
表3 塔里木盆地常规天然气原地资源量计算结果

Table 3 Calculation results of conventional natural gas in-place resources in the Tarim Basin

方法 权重 原地资源量/108 m3
盆地模拟法 0.3 215 533.87
层区带类比法 0.5 183 812.03
层系统计法 0.2 140 668.80
特尔菲综合 184 699.94

注：英买力低凸起E、K两个评价层系属于库车前陆含油气系统。

盆地各一级构造单元常规气原地资源量减去三级地质储量得到各构造单元常规气资源量。扣除已发现的地质储量，塔里木盆地常规气资源量约为15×1012 m3。塔里木盆地剩余常规气主要分布在库车坳陷、西南坳陷和北部坳陷周缘。其中，库车坳陷常规气资源量最多，约为6×1012 m3，北部坳陷及周缘常规气资源量约为5×1012 m3，西南坳陷天然气资源量约为3×1012 m3。塔里木盆地超深层常规气资源量约为11×1012 m3，占资源量总和的约82%；其中库车坳陷超深层常规气资源量最多，约为5×1012 m3，其次西南坳陷超深层常规气资源量约为2×1012 m3。由此可见，库车坳陷、西南坳陷和塔北隆起将是塔里木盆地超深层常规气勘探的主战场。

4 超深层常规天然气资源分布与有利勘探领域

塔里木盆地超深层天然气的原地资源量约为13×1012 m3、剩余资源量约为11×1012 m3，分别占比约为72%、74%。较“十三五”超深层原地天然气资源量增加约7×1012 m3，这主要是因为“十三五”资源评价只评价9 000 m以浅的油气资源量。“十四五”资源评价9 000 m以深的天然气原地资源量约为4×1012 m3，这些都说明超深层还存在巨大的天然气资源有待发现。超深层天然气剩余资源主要分布在库车前陆含油气系统的白垩系和侏罗系，塔西南含油气系统的二叠系和石炭系，台盆区含油气系统的奥陶系和寒武系，这些层系都具有近源或源内成藏的有利地质条件。本次研究结合各含油气系统的资源量和地质条件优选出9个超深层常规天然气有利勘探领域（图7）。
图7 塔里木盆地超深层常规天然气勘探有利区分布图

Fig. 7 Distribution map of favorable exploration areas for ultra-deep conventional natural gas in the Tarim Basin

库车前陆含油气系统的常规天然气原地资源量约为10×1012 m3，超深层常规天然气原地资源量约为7×1012 m3，资源量约为6×1012 m3，是塔里木盆地目前天然气最富集的构造单元。其中克拉苏构造带、秋里塔格构造带中秋—迪那段、北部构造带东段的超深层天然气资源量约为4×1012 m3。克拉苏构造带、秋里塔格构造带中秋—迪那段位于三叠系—侏罗系生烃中心之上，古近系膏盐岩与白垩系砂岩、三叠系—侏罗系砂岩与泥岩互层为两套超深层优质储盖组合，构造圈闭十分发育。北部构造带东段超深层勘探目的层为三叠系—侏罗系，烃源岩与砂岩储层呈“三明治”式互层，以岩性-构造圈闭为主。由此可见，克拉苏构造带、秋里塔格构造带中秋—迪那段、北部构造带东段的剩余资源丰富、油气藏条件优越，是超深层最有利的勘探区。
塔西南山前含油气系统的超深层天然气原地资源量约为1.5×1012 m3，超深层天然气资源量约为1×1012 m3，主要富集于西昆仑冲断带和西天山冲断带超深层，天然气资源丰富。西昆仑冲断带柯克亚周缘、西天山冲断带乌恰构造带位于石炭系—二叠系烃源岩发育区，同时石炭系—二叠系亦是主要勘探目的层；喜马拉雅期既是大批构造圈闭形成期，也是烃源岩普遍进入高—过成熟生气阶段。因此，柯克亚周缘和乌恰构造带是塔西南山前天然气成藏地质条件最为有利的构造带，是未来天然气储量增长的新阵地，勘探潜力大。
台盆区含油气系统的超深层天然气原地资源量约为5×1012 m3，资源量约为4×1012 m3。超深层天然气富集于北部坳陷及周缘和麦盖提斜坡及周缘的奥陶系—震旦系碳酸盐岩储层。北部坳陷、麦盖提斜坡及周缘的天然气资源发现处于早期阶段，轮南低凸起东部—阿满过渡带东部、英买力低凸起西缘、柯坪凸起东部以及麦盖提斜坡是未来主要的勘探领域。

5 结论

（1）塔里木盆地超深层天然气成藏地质条件优越。从气源岩、储盖组合、圈闭条件和成藏条件匹配关系等地质因素分析库车前陆、台盆区和塔西南山前等三大含油气系统的超深层天然气成藏地质条件，建立成藏模式，为盆地超深层天然气类比法资源量计算提供地质依据。三大含油气系统的超深层储层多以低孔低渗、特低孔特低渗为主，但是由于断裂发育和溶蚀作用有效改善了储集空间，为天然气富集提供充分的储集空间；巨厚的泥岩、膏盐岩区域盖层作为直接盖层与下伏储层形成优质储盖组合，有利于天然气保存。三大含油气系统的超深层天然气成藏主要为近源、下生上储或源内、晚期成藏。库车含油气系统超深层天然气存在源内调整型、源上持续充注型2种成藏模式。塔西南山前含油气系统具有构造逆掩叠置、下生上储、多层系富集的立体成藏模式。台盆区含油气系统寒武系盐上斜坡或隆起区超深层天然气受晚期断裂活动影响，以多期充注成藏模式为主；寒武系盐下坳陷区超深层天然气以近源+断控成藏或自生自储成藏模式为主。
（2）应用盆地模拟方法、地质类比法和统计法（油藏规模序列法）计算了盆地资源量。成因法研究中细致刻画和评价了寒武系玉尔吐斯组烃源岩、三叠系—侏罗系烃源岩和二叠系优质烃源岩。地质类比法研究中解剖了27个刻度区，建立了碎屑岩气藏、碎屑岩油藏、碳酸盐岩气藏、碳酸盐岩油藏等4类成藏地质条件评价参数体系；根据目的层的储层岩性和含油气性创建110个层区带，进行地质评价与资源量计算。统计法是将已发现的261个油气藏按13个含油层系运用油藏规模序列法模拟。根据这3种不同方法的可靠程度，同时考虑到塔里木盆地仍处于勘探早—中期阶段，对3种方法权重赋值分别为：成因法权重0.3、类比法权重0.5、统计法权重0.2。通过特尔菲综合得到盆地常规天然气原地资源量为184 699.94×108 m3。
（3）塔里木盆地超深层常规天然气原地资源量约为13×1012 m3、资源量约为11×1012 m3，探明率低、勘探潜力巨大。库车含油气系统超深层常规天然气的有利勘探区块位于克拉苏构造带、秋里塔格构造带中秋—迪那段和北部构造带东段。塔西南山前含油气系统深层常规天然气的有利勘探区块位于柯克亚周缘和乌恰构造带。台盆区含油气系统超深层常规天然气的有利勘探区块位于轮南低凸起东部—阿满过渡带东部、英买力低凸起西缘和柯坪凸起东部以及麦盖提斜坡。

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