长江大学地球科学学院朱光有教授在石油地质学顶刊《AAPG Bulletin》发表题为《Model of 10,000-m deep petroleum geology and the accumulation and preservation of ultradeep oil and gas in cratonic basins, China》的研究论文。朱光有教授为论文的第一作者和通讯作者。该研究立足中国克拉通盆地超深层勘探实践，系统构建了万米深层石油地质理论体系，在储层深度下限、油气成藏模式、富集分布规律、油气保存机制四大核心领域实现系列原创突破，为全球超深层油气勘探提供了理论框架与实践指引。

图1 论文首页

随着全球中浅层（<4000 m）油气资源逐步枯竭，油气勘探向超深层（>6000 m）拓展已成为行业必然趋势。但传统石油地质理论普遍认为，6000 m以深碳酸盐岩储层孔隙将基本消失，液态石油难以保存，这一认知长期制约着超深层勘探部署。近年来中国塔里木、四川等克拉通盆地在 8000~9000 m深度接连获得重大勘探突破，迫切需要新的理论体系解释新现象、指导新实践。朱光有教授团队依托十余年超深层地质研究积累，结合钻井数据、岩石力学模拟与地球化学实验，对万米深层油气地质问题展开系统攻关，形成了完整的理论认识。

1.储层认知突破：万米深层碳酸盐岩不存在储层深度下限

储集空间的保存是超深层油气成藏的前提。传统观点认为，碳酸盐岩原生孔隙随埋深增加快速衰减，6000 m 以深难以发育有效储层。研究团队通过对塔里木、四川盆地大量超深井储层物性统计发现，超深层碳酸盐岩储层虽原生孔隙大幅减少，但次生溶蚀孔洞、构造裂缝与古岩溶洞穴构成了复合储集空间，在8700 m以深仍能保持良好的孔渗性。为验证这一发现，团队开展了静岩压力下的岩石力学模拟实验，结果从力学机制上证实：仅受上覆地层静压力作用时，跨度 10 m 的岩溶洞穴即便在相当于75000 m深度的压力条件下，仍能保持主体空间不发生闭合；白云岩溶蚀孔隙的抗压实能力更优于灰岩。这一成果从根本上推翻了“6000 m碳酸盐岩储层失效”的传统论断，为万米深层勘探扫清了储层层面的理论障碍。

图2 静岩压力下灰岩与白云岩的孔隙变形特征

2.成藏模式重构：提出非均质缝洞型油气藏成藏理论

基于对超深层储层强非均质性的深刻认识，研究团队进一步在油气运移聚集机制上取得颠覆性突破。经典石油地质理论认为，油气在浮力驱动下向圈闭高部位聚集，形成统一的油水界面。但团队通过对塔里木盆地大量超深层油气藏的解剖发现，受缝洞型储层非均质性控制，油气运移不再完全遵循浮力分异规律，整个油气藏不存在统一油水界面，呈现“一井一界面”的复杂特征。据此，团队首次提出了“大面积层状缝洞型断珠体油藏”的全新概念，建立了超深层非均质储层油气渗流-赋存模式；并根据流体空间尺度与连通性，将缝洞系统划分为地下暗河型、大缝大洞型、小缝小孔型、孤立孔洞型4种水力流动单元，阐明了渗流与管流耦合的流体运移机制。这一理论突破了背斜成藏、重力分异的经典框架，将勘探目标从传统的构造高部位拓展至斜坡区、坳陷区的断裂带，大幅拓宽了超深层勘探领域。

图3 塔里木盆地塔北隆起东部油气藏剖面

3.富集规律阐明：揭示断裂控富与超高产井形成机理

成藏模式的更新，也推动了对超深层油气富集规律与高产控制因素的精准认知。研究表明，中国克拉通盆地超深层油气富集呈现两种典型模式：塔里木盆地以 “断控富集” 为核心，走滑断裂既是油气垂向运移的 “高速公路”，也是缝洞储层发育的控制带，油气沿主干断裂带呈条带状富集，分段性特征明显；四川盆地以 “相控富集” 为特征，高能滩相白云岩储层大面积连片分布，形成大规模层状气藏。在此基础上，团队揭示了超深层超高油气柱与千吨级高产井的形成机理：塔里木盆地断控型油藏的油柱高度普遍超过450 m，最高可达900 m以上，油柱高度与单井产量呈正相关；高产井集中分布在主干断裂带两侧 600 m范围内，断裂带储层发育好、充注强度高是高产的核心原因。目前塔里木盆地已发现9口日产超千吨的高产油井，四川盆地多口井测试日产气超百万立方米，均印证了这一富集规律。

4.保存极限刷新：重新定义液态油深度与油气藏寿命边界

更具标志性的是，研究团队在超深层油气保存极限与古老油气藏寿命机制上取得了里程碑式的发现，重新定义了石油地质学的两大经典边界。

一是突破液态石油保存深度极限。传统“黄金带理论”认为液态石油主要赋存于60~120℃地温带，6000 m以深石油将完全裂解为天然气。而研究证实，低地温梯度盆地（如塔里木盆地，地温梯度19.6℃/km）的液态石油保存深度下限可达9000 m。团队阐明其核心机制：塔里木盆地古油藏成藏早（晚海西期，距今约250 Ma），长期处于较低地温环境，仅在晚期快速深埋阶段经历高温，时间-温度补偿不足，原油未发生大规模裂解，因此仍能保持液态。

图4 塔里木盆地塔北隆起LT1井埋藏史及奥陶系温度演化

二是刷新古老油气藏寿命纪录。通过原位 U-Pb 定年与流体包裹体分析，团队证实塔里木盆地塔北地区的古油藏形成于距今 2.5 亿年前的晚海西期，是目前全球已知寿命最长的油田；四川盆地安岳-蓬莱大气藏定型于距今 1 亿年前的燕山期，是全球最古老的超大型气藏。研究进一步揭示了其超长保存机制：稳定的克拉通构造背景、良好的盖层封闭条件与封闭系统的热力学效应，共同保障了古老油气藏历经亿万年地质演化仍得以完整保存。

论证了低地温场盆地液态石油保存深度下限可达9千米，揭示了2.5亿年前形成的大型油藏、1亿年前形成的大型气藏超长寿命的保存机制，修订了油气藏勘探极限深度和保存极限寿命的界定，推动超深层油气勘探重大发现与战略突破。为石油地质学理论体系与超深层油气勘探的持久发展与革新注入新鲜活力，开辟了万米深层油气勘探空间，引领石油工业迈入万米深层油气勘探新时代。

图5 塔北地区XK101井奥陶系鹰山组碳酸盐岩U-Pb定年

图6 四川盆地PT1井埋藏热史与U-Pb定年图

论文链接：https://doi.org/10.1306/03202625041