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0 引言
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全球化石能源勘探与开发的过程和势态清晰表明，天然气即页岩气、油型成气、煤成气的“气源链”到 21 世纪中叶将成为能源供需的主体，其中页岩气占据极为重要的地位。美国以海相页岩为勘探、开发目的层的油气革命取得了巨大成效，一跃而成为化石油气能源产出国，改变了世界的发展格局（USEIA，2014，2015，2020；雷琳琳等，2019；黎茂稳等，2019；邹才能等，2020），启动了世界各地对能源勘探、开发的新径。对中国化石天然气来讲近年来发展迅速，并有一定的突破，而在能源配置中突显。
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基于当今世界各国对油气勘探与开发的进程和有关报道表明，就全球而言油气资源成藏、成储是丰富的，即基本上具有这样的一个框架。从统计来看，全球石油可采资源量为 12117.3×108 t，包括常规石油 6513.9×108 t和非常规石油 5603.3×108 t； 全球天然气可采资源量为 1102×1012 m3，包括 718× 1012 m3 常规天然气和 383×1012 m3 非常规天然气（不包括天然气水合物）（田作基等，2014；穆龙新， 2017；童晓光等，2018；International Energy Agency， 2020；Wang et al.，2020）。全球累计生产石油 1280.6×108 t 和天然气 63×1012 m3，仅占油气资源总量的 18％，剩余油气资源量巨大，可满足人类和社会发展进程中一段较长时期的能源需求。据英国石油公司（BP）开展的能源前景研究（BP，2018）， 2015 年全球一次能源的消费量为 131.5×108 t 油当量，其中，油、气占比分别为 32% 和 24%，到 2035 年一次能源的消费量将达 171.5×108 t 油当量，油、气占比分别为29％和25％，未来油气仍是一次能源的主体（贾承造，2020）。近十年来，随着全球新的油气田的不断发现，特别是第二深度空间（≥5000~10000 m）油气的勘查与开发，全球油气的总产量在逐年稳步增长，年平均增长率为1.52％；2017年，全球原油产量为44.82×108 t，天然气产量为 3.63×1012 m3，油、气产量比例为 6∶4（刘朝全和姜学峰，2018； 吕建中，2018；中国石油集团经济技术研究院， 2018①）。展望未来，全球油气生产仍将呈现稳中向上的趋势，但原油产量的占比将逐年下降，天然气产量将保持较高增长率，成为油气发展的重要方向。预计到 2035 年，全球油气产量将达到 95×108 t 油当量，其中，天然气占比约为44％。
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中国扬子克拉通基础上发育的盆地以四川盆地与其东缘以及北缘、南缘页岩气成烃、成藏、成储具有良好的岩相和构造背景，资源量潜能丰富，基于近十多年来的勘探践行在这一地域各种天然气田不断发现，如普光、龙岗、涪陵、安岳、威荣、威远、长宁、邵通、贵州等地的气田不断涌现与扩展，志留系、寒武系、震旦系、二叠系和石炭系等层系的不断扩展，勘探深度的不断加深，在扬子克拉通地域海相沉积建造显示出了良好的油、气勘探和开发潜力 （林腊梅等，2013；何治亮等，2016；刘树根等，2016，2017；赵文智等，2016；李阳等，2017，2020；郭旭升等，2018，2022；潘继平等，2018；童晓光等，2018；张宁宁等，2018；戴金星等，2021；中华人民共和国自然资源部，2018；马新华等，2019；李剑等，2019；张玺华等，2019；贾承造，2020；孙焕泉等，2020；赵文智等，2020，2021；蔡勋育等，2021；何海清等，2021； 贾爱林等，2021；门相勇等，2021；谢玉洪，2021；邹才能等，2021；黎茂稳等，2022；周庆凡，2022），这便告诫我国能源界同仁，扬子克拉通上发育起来的沉积盆地，乃中国21世纪中叶前后构筑天然气战略储备基地之主域。
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基于在扬子克拉通与其周边地域的油、气勘探、成烃、成藏与成储的诸多研究和在 21 世纪中叶前后的供需与发展，故对扬子克拉通内与周边多元气藏进行了分折，且通过探究与思考，对该盆地地域的前景抱有很大的希望和良好预测。
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应当清晰的认识到，油气勘探、开发向深度空间“挺进”已为必然走向（滕吉文等，2009，2010；孙龙德等，2013；张光亚等，2015；中国石油学会， 2016；孙玮等，2017；徐春春等，2017；杨丽丽等， 2017；姚根顺等，2017；于京都等，2018；赵喆，2019； 谢玉洪和高阳东，2020）
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1 扬子克拉通与沉积盆地
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中国华南由扬子克拉通和华夏克拉通两大构造体系构成，华夏克拉通缺油、缺气、少煤，而扬子克拉通则富油、富气、富煤，它们之间的界线以下扬子裂陷盆地、赣湘桂裂陷盆地和其南部的右江陷裂盆地为界（图1）。
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1.1 扬子克拉通所围盆地的构造格局
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扬子克拉通位于华南块体西部，具有与其东部差异悬殊的构造格局。
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（1）扬子克拉通周边裂陷盆地及其对四川盆地及东缘沉积建造的制约
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古生代前后由于海西期的持续拉张裂解作用，驱使华南板块内部发生多期次的伸展性构造作用，故在华南板块的扬子克拉通地带形成了秦岭—大别走向EW的裂陷海槽及一系列不同走向的裂陷盆地，如龙门山—盐源裂陷盆地，南秦岭裂陷盆地（走向近 EW），下扬子裂陷盆地（走向 NNE），赣湘桂裂陷盆地（走向 NE），右江裂陷盆地（走向近 EW）和西南区的兰坪、思茅克拉通盆地（走向 NW）以及钦防海槽（走向NE）和西南区域的海槽（走向近NS）及其相邻的隆起。在这系列裂陷盆地盆地包围下的四川双相沉积（海相与陆相）盆地与其东缘沉积建造，在其控制下在该域内形成了一系列的气田（马新华等，2019），其周边的拉张槽一并制约着优质烃源岩的展布，基于其周边高能相带的形成，故为优质烃岩层提供了物质基础。二叠纪形成的开江—梁平拉张槽控制了上二叠统长兴组的大型油气成藏，围绕着该拉张槽已发现了元坝、普光、罗家寨、龙岗等多个大中型气田（杨雨和文应初，2002；马永生， 2007；王一刚等，2008；夏茂龙等，2010；文龙等， 2012；杨雨等，2022），探明储量达2976×108 m3。
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图1 中国南方晚古生代构造格局与盆地原型略图（据张玺华等，2019）
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图2 广元—巴中拉张槽及其周边台地相区地震相特征（据张玺华等，2019）
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a—二维地震剖面；b—过L16井、L17井三维地震剖面；c—Line1585三维地震剖面；d—过LT1井、L17井三维地震剖面
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中二叠世东吴运动导致四川盆地整体处于拉张状态，盆地内火山活动强烈，局部区域地幔柱上拱导致盆内地层差异升降，火山运动外带为大型古裂陷的形成构筑提供了构造背景，有学者在贵州地区大火成岩外带发现中二叠世茅口期发育的古裂陷（王尚彦等，2006），四川盆地北部具有类似古地质背景，中二叠世茅口期是否发育拉张槽，对于该时期岩相古地理研究及油气勘探具有重要意义。通过野外、钻井、测井及地震勘探等多手段综合研究（张玺华等，2019）厘定川北地区中二叠世茅口晚期发育薄层状富有机质泥岩或硅质泥岩的深水相沉积。结合区域构造背景，提出茅口晚期发育拉张槽，即广元—巴中拉张槽。该拉张槽的发现改变了中二叠统为稳定均一台地的传统认识，为中二叠统的勘探提出了新的勘探领域，有望成为今后四川盆地茅口组的重要勘探方向。
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（2）二维与三维地震勘探对广元—巴中拉张槽的刻划
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由二维地震反射剖面可见，茅口末期具有明显的台缘坡折地震反射特征，预示川北地区茅口末期存在相变（图2a），三维地震资料分辨率较高（图2b， c）。根据海槽相区过LT1井和L17井三维地震剖面（图2d），孤峰组底界标定在一套强反射轴内部，孤峰组顶界标定在强反射轴之上的零相位，向台地方向该组强反射轴分离，表现出斜坡和台地地震相特征，其中台缘带顶部由于储层发育，故表现为低频率的宽波峰形态，台内顶部强反射轴相对变窄；而在台地边缘两侧则见上覆地层的上超现象，上超点明显。由地震剖面可见，台缘带至海槽茅口组顶部反射轴呈现出明显的台缘坡折，即体现出台地至海槽的沉积岩相变化特征。
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1.2 扬子克拉通内与周缘沉积盆地碳酸盐岩与天然气成烃、成藏与成储
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中国南方扬子克拉通内各盆地广泛的海相沉积建造；为该地域成烃、成气、成储造就了优越的介质属性与结构背景。
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1.2.1 富有机质页岩类型及品质
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（1）天然气形成的气源岩为多元共生
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富有机质页岩主要沉积于古生代地层中，且在四川盆地与其周缘广为发育海相、海陆过渡相及陆相 3 种类型的富有机质页岩（李玉喜等，2009；张金川等，2009；董大忠等，2016）（表1）。其中，海相富有机质页岩主要沉积于早古生代层序中，主要分布在四川盆地周缘等广大南方地区及塔里木盆地、羌塘盆地等西部地区。
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（2）类型与品质
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中国海相页岩形成时代较老，平面上分布尚稳定，优质页岩层连续厚度大，有机碳含量高，以 I 型干酪根为主，Ⅱ1型干酪根为辅，热演化程度较高，有机质R0通常高于2. 0％，以原油裂解生气为主，有机质孔的发育为气体的赋存提供了大量的储集空间，脆性矿物含量高，可压裂性好，黏土矿物以伊利石为主，成岩演化程度高，故页岩气成藏条件优越（赵文智等，2016）。目前四川盆地及其周缘五峰组— 龙马溪组海相页岩气勘探开发已取得很大突破，形成了工业产能。
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与海相页岩相比，中国海陆过渡相页岩及陆相页岩成藏条件和潜力相对较差。海陆过渡相页岩干酪根类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，有机质 R0为 1. 0%~2.5%，以干酪根热解气为主，普遍处于生气高峰。在纵向上呈多层分散状分布，含砂岩夹层，平面上横向变化大，有机质孔发育程度低，这些因素都制约了海陆过渡相页岩气的成藏和有效开发。在海陆过渡相页岩的前期勘探评价中，应优选埋深适中、连续厚度较大、构造稳定、气体保存条件较好的区块作为有利区。陆相页岩干酪根为 I—Ⅱ2型，有机质热演化程度较低，普遍处于生油阶段，有机质孔不发育，页岩储集空间有限，黏土矿物含量较高，储层可压裂性差，且陆相沉积受高频旋回的控制，岩性变化较快，页岩层系连续性较差（林腊梅等， 2013），这些特点都加大了陆相页岩气勘探开发的难度。目前仅在四川盆地下侏罗统（何发岐和朱彤，2012；马永生等，2018）和鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组（王香增等，2014）陆相页岩中获得了工业气流，而资源前景尚存在较大不确定性。
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1.2.2 气藏资源与岩相
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（1）天然气藏与碳酸盐岩
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①特点。由于扬子克拉通内盆地与周边海相碳酸盐岩发育，如页岩热演化程度高，又经历了后期的多期次运动与改造，厘定了五章组—龙马溪组深水烃相优秀页岩气成藏的耦合过程，形成了克拉通盆地中页岩气的“二元富集”认识（郭旭升等， 2022）。基于在盆地中页岩气源储一体与自生自储的特点，故奠定了深水陆棚相优质页岩发育，且构成了其成烃的约束。由于深水陆棚相页岩厚度大，且保存条件好，TOC 高、孔隙度高，含气量高，炭质岩含量亦高，故易于实施水平井中压裂。
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②震旦系—寒武系天然气成藏。a. 安岳气田发育的寒武系龙王庙组、震旦系灯影组四段和二段这 3 套主力储集层岩性均为碳酸盐岩（杜金虎等， 2015）。根据气田震旦系—寒武系天然气与烃源岩、储集层沥青的样品分析，采用气-气对比、气-源对比、储集层沥青与烃源岩的综合研究对比表明，龙王庙组天然气主要来源于寒武系筇竹寺组烃源岩，灯四段和灯二段天然气主要来源于震旦系灯影组和寒武系筇竹寺组烃源岩（杜金虎等，2015），即均为原油裂解气（魏国齐等，2015；Zhu et al.，2015，2019）。安岳碳酸盐岩超大气田的发现与开发，为在四川盆地、塔里木盆地和鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩中勘探开发超万亿立方米超大气田起到了方向性的先导作用，如川中古隆起的磨溪北斜坡角探 1 井在寒武系沧浪铺组一段产气达 51.62×104 m3 /d，是继安岳超大型气田龙王庙组气藏之后天然气勘探又一重大突破（马新华等，2019；宋岩，2019； 杨跃明等，2019；徐春春等，2020），预示了川中古隆起磨溪北斜坡可能存在万亿立方米气区的征兆。 b. 震旦系气藏包含两类成藏组合（图3），一是裂陷内筇竹寺组烃源岩生烃，侧向充注型，也称新生古储型；二是震旦系（包括陡山沱组和灯三段）为生烃垂向充注型，也称自生自储型。受勘探程度限制，目前灯影组探明的天然气储量主要集中在灯四段，储量为 5908×10 m3。在台缘带，仍然以下寒武统筇竹寺组烃源岩成藏为主，震旦系烃源岩对灯四段、灯二段的贡献比例均值分别为 39% 和 54%；在台内，对灯四段、灯二段的占比均值分别为 55% 和 68%。随着勘探不断深入，并向高磨地区之外的斜坡区拓展，灯二段、灯四段台缘带加宽变厚，灯二段的天然气发现将会进一步增大。北斜坡灯二段、灯四段台缘带丘滩体面积分别达到 10144 km2 和 4781 km2（徐春春等，2020）；滩间发育致密封隔带，为良好的岩性圈闭，乃未来勘探发现更多震旦系原生气藏的有利地区。根据已发现气藏的储量丰度（灯影组为（2~4）×108 m3 /km2）估算，北斜坡区震旦系将成为继安岳气田之后的又一个万亿立方米级大气区 （赵文智等，2021）。
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图3 川中地区震旦系—寒武系油气成藏组合（赵文智等，2021）
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（2）气源岩与各时代的生气量
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四川盆地气源岩数量在全国各盆地中属最佳 （戴金星等，2021），即共有 9 套主要气源岩，分别为震旦系陡山沱组、灯影组，寒武系筇竹寺组，奥陶系五峰组—志留系龙马溪组，二叠系栖霞组、茅口组、长兴组/大隆组、龙潭组/吴家坪组，以及三叠系须家河组（图4），前7套均以海相为主，龙潭组/吴家坪组为一套海陆过渡相烃源岩，其中龙潭组为煤系气源岩，与须家河组相似，而吴家坪组则与龙潭组同期异相，主体为一套海相腐泥型烃源岩。因此，四川盆地具备形成大量天然气资源的气源岩优势。四川盆地的总生气量为 4286.35×1012 m3，其中主要气源岩为下寒武统筇竹寺组生气量为 1451.61×1012 m3，在威远地区生气强度最高达 360×108 m3 /km2；志留系龙马溪组气源岩总生气量达819. 01×1012 m3，在泸州和石柱地区生气强度最高值分别达 280×108m3 /km2 和160×108 m3 /km2。
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（3）成气藏的资源量丰富
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四川盆地常规和非常规天然气资源量十分丰富。常规天然气剩余可采资源量达 59561×108 m3，总可采资源量为73859×108 m3。非常规天然气类型齐全，包括致密砂岩气、页岩气和煤层气，剩余可采资源量共计 76842.86×108 m3，总可采资源量为 82623×108 m3。盆地总剩余可采资源量为 136404× 108 m3，总可采资源量为 156482×108 m3。四川盆地天然气剩余可采资源量（图5）和总可采资源量在全国各盆地中均位列第 1。因而在中国具有资源优势，不论是页岩气，还是常规天然气均如此。同时四川盆地剩余可采资源量和总可采资源量均超过了世界超级盆地的油当量指标（7931.66×108 m3 气， Fryklund and Stark，2020），故相比之下四川盆地应是超级气藏盆地。挪威 2019 年天然气总可采资源量为 7×1012 m3，年产天然气 1143.9×108 m3，为当年世界第8产气大国（戴金星等，2018，2021）。四川盆地目前天然气总可采资源量超过 7×1012 m3，故将会具有年产超1000×108 m3 的可采资源量基础。
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图4 四川盆地生-储-盖层综合柱状图（戴金星等，2021）
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T3x—三叠系须家河组；T2l—三叠系雷口坡组；T1j—三叠系嘉陵江组；T1f—三叠系飞仙关组；P3ch—二叠系长兴组/大隆组；P3l—二叠系龙潭组/ 吴家坪组；P2m—二叠系茅口组；P2q—二叠系栖霞组；P1l—二叠系雷口坡组；C2h—石炭系黄龙组
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1.3 扬子克拉通内四川盆地天然气藏多样性与优势
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1.3.1 扬子克拉通内四川盆地是一个海相为主，亦存陆相沉积建造的双相沉积盆地（海相+陆相） （滕吉文等，2009，2010）
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（1）盆地中天然气为多元成藏（图6），包括油型气田，如安岳大气田、川西气田、普光气田、渡口河气田、开江气田等；页岩气田，如威元气田、涪陵气田、太阳气田、长宁气田和煤成气气田，如元坝气田、龙岗气田、广安气田、磨溪气田、德阳气田、广安气田、盐亭气田等，以及贵州省的气田等。在这一系列的气田中，四川盆地安岳超大气田是中国第 1个在古老碳酸盐岩中（寒武系龙王庙组、震旦系灯影组）探明储量大于万亿立方米（11709×108 m3）、年产量超百亿立方米的超大气田；同时还发现了涪陵、长宁和威远 3 个探明储量均大于 4000×108 m 的页岩气大气田，目前年产气量已超 200×108 m。因此，四川盆地不仅在大气田数量，而且在非常规气大气田储量和数量上均具全国优势地位。
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图5 四川盆地、鄂尔多斯盆地和塔里木盆地天然气剩余可采资源量对比（戴金星等，2021）
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图6 四川盆地大气田分布图（戴金星等，2021）
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（2）天然气产能在全国各盆地中突显
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四川盆地截至 2019 年底探明天然气地质总储量 57966×108 m3（图7），累计总产气 6488×108 m3（图8），位列全国各盆地之首。但截至2019年底累计产油则很低，为 729.6×104 t（折合气当量 84.85×108 m3），故其 2019 年底油气总产量为 6569.24×108 m3，气油比为 80∶1，是产气占绝对优势的天然气盆地。按超级盆地天然气累计产量 7931.66×108 m3 标准，目前四川盆地油气总产量为6569.24×108 m3 而稍低于标准值。总体上四川盆地剩余可采资源量达 136404×108 m3，总产油气量 6569.24×108 m3，按这两项指标，同时根据其气、油比值为80∶1，故四川盆地应为超级气盆地（Fryklund and Stark，2020；刘树根等，2020；戴金星等，2021）。
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图7 中国主要产气盆地2019年底累计探明天然气地质储量（戴金星等，2021）
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图8 中国主要产气盆地2019年底累计天然气产量（戴金星等，2021）
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1.3.2 扬子克拉通内沉积盆地中天然气资源量的层系与储层类型
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（1）气田埋藏深度大：即多为第二深度空间的气藏
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四川盆地 20 个大气田（探明储量大于 300×108 m3）深度分布特征显示，埋深为3500~5000 m的大气田有6个，占总探明储量的24.9%；埋深大于5000 m 的大气田有 5 个，占总探明储量的 37.9％（魏国齐等，2015a，2015b，2017，2019）。四川盆地元坝气田产层埋深为 6240~7300 m，是全球首个超深层生物礁大气田，也是目前中国海相碳酸盐岩领域发现的埋藏最深的大气田。近期川西气田新深 1 井（井深 6241 m）和彭州 1 井（井深 6050 m）两口超深井在雷口坡组测试获日产量百万立方米以上，进一步证实了四川盆地第二深度空间碳酸盐岩领域具有良好的勘探开发前景。
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（2）资源量层系多、地层时代跨度大
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全球 87 个含油气盆地深层油气层系的分布统计显示，深层油气主要分布在新近系、上古生界、白垩系、古近系和侏罗系5套储集层系内（白国平和曹斌风，2014）。与全球相比，中国含油气盆地以双相沉积盆地为主，第二深度空间油气资源在震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、上古生界、中生界至新生界均有分布，地层时代跨度大（图9）。中国深层海相碳酸盐岩多分布于双相沉积盆地的下构造层系中，地层时代偏老（赵文智等，2014）；中国深层碎屑岩储层具有东新西老特征，东部断陷盆地主要发育新生界古近系，中西部盆地主要发育古生界与中生界层系中（冯佳睿等，2016）；深层火山岩主要发育在西部石炭系、二叠系，东部侏罗系、白系和古近系层系中（李剑等，2019）。
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（3）天然气储层储集类型多
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深层油气储层主要包括碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩。中国深层碎屑岩储层具有分布广、时代跨度大、储层物性差异大和孔隙类型多样等特征，储层孔隙类型以残余粒间孔为主，储层孔隙度和渗透率在盆地分布上具有西高东低的特征（冯佳睿等， 2016），储层发育受埋藏史地温场、压力演化和成岩作用等多元素制约。
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中国海相碳酸盐岩储层一般分为礁滩相、岩溶、白云岩和裂缝型 4 类，构造、层序、岩相、流体与时间等多因素控制了深层不同类型优质储层的形成与发育。塔里木盆地海相碳酸盐岩储层储集类型以缝洞型为主，但不同油气藏存在显著差异：塔河油田储层储集空间为奥陶系大型溶洞、裂缝，单个缝洞单元即是一个独立的油气藏，其空间组合形态复杂多样且尺度相差极为悬殊（6~7 个数量级）。顺北第二深度空间断溶体油藏受板内走滑断裂体系控制，奥陶系储集体发育受断裂、埋藏溶蚀、层序界面等多成因叠加改造，储集空间以洞穴、裂缝、孔洞为主，油气沿断裂带通道分布，地层破裂压力高，油气柱高度大（大于 510 m），油藏温度大于 150℃，复杂的油气藏特征对储层预测、目标评价、开发方式和工程技术提出了极大的挑战（漆立新，2016；焦方正，2018；漆立新，2019②）。四川盆地深部碳酸盐岩储层类型多样，主要包括裂缝—孔隙/孔洞型、孔隙型（漆立新，2016；魏国齐等，2017，表2）：普光气田二叠系长兴组—三叠系飞仙关组台缘礁滩相储层储集空间以溶蚀孔和粒间孔为主，成藏模式具有 “多期成藏、油气转化、晚期定位”的特征；元坝第二深度空间生物礁气田储层为二叠系长兴组生物礁、滩储层和三叠系飞仙关组台缘鲕滩储层，构造沉积背景与普光气田存在差异，储集空间以与生物有关溶洞、白云岩晶间溶孔为主，气藏分布具有“一礁、一滩、一气藏”的特点。
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图9 四川盆地常规天然气资源量层系分布（据李阳等，2020）
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深层碳酸盐岩储层包含溶洞、孔隙、裂缝等多重介质，储层非均质性强，大多需要通过储层改造 （压裂、酸化及高压注水等）以实现对缝洞型油藏的有效开发。
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1.4 扬子克拉通内四川盆地勘探开发的方向和任务
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总的来看扬子克拉通在天然气的勘探与开发中应予以特别关注，强化研究与开发，这包括四川盆地和盆地的周缘地带。
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1.4.1 扬子克拉通内及周缘地带成气广泛
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（1）四川盆地天然气藏广存
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正如上述，在四川盆地各个部位当今均有各种类型的天然气田发现（图10），且尚处在持续发现的进程之中，由于四川盆地经历了多旋回构造运动与改造，发育了两期克拉通型裂陷和 5 个大型不整合面，而周边的大型裂陷却制约着烃源岩、生烃中心与成储。由于大型台缘、大型不整合面控制着储层分布，奠定了形成大中型气田的背景。
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（2）扬子克拉通内盆地天然气勘探前景地域 （带）与层序
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盆地中四大方面应给以强化勘探与开发。四川盆地油气勘探主要包括 5大区块（图10），古隆起斜坡区（川中古隆起、达州—开江古隆起）；台缘高能相带和海槽边缘带（德阳—安岳台内裂陷区、开江—梁平海槽边缘带、川西台缘滩白云岩、川东陡山沱组—灯影组早期古裂陷边缘丘滩高能相带、城口—鄂西海槽边缘带）；大型不整合面（川西—川东北雷口坡组）；陆相须家河组；新层系—川北—川中地区奥陶系（杜金虎等，2014；李剑等，2015；魏国齐等，2015；冯佳睿等，2016；何治亮等，2016；郑志红等，2017；李阳等，2020；马奎等，2022）
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为了清晰认识盆地各部分的远景地，可以以裂陷槽分布为例，即基于侵蚀裂陷槽形成与演化过程的分段性展布，可将侵蚀裂陷槽划分为3大部分（图11）（段金宝等，2019；李智武等，2019；汪泽成等， 2020；徐春春等，2020）
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①盆地北部
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由于侵蚀裂陷槽北段主要为拉张作用形成，故导致灯影组发育了沉积型大型台缘带，控制了岩性丘滩体发育。此外，由于侵蚀作用较弱，灯影组顶部不整合面不能成为有效运移通道，且阻止生成的油气沿不整合面向构造高部位运移而发生散逸，故油气能够在岩性丘滩体中有效聚集。因此，针对川北斜坡灯影组台缘带，应以大型岩性油气藏为重点发育地带。目前，北斜坡灯二段台缘带 PT1 井气层厚 119.26 m，气水界面为-5550 m，较磨溪地区灯二段气水界面低约 400 m，经测试天然气日产气 122× 104 m3（赵路子等，2020）。灯四段台缘带JT1井气层厚101 m，低于高石梯—磨溪气水界面约2000 m，证实了川北地区灯影组沉积型台缘大型岩性圈闭的存在（马新华，2017；杨威等，2020）。川北灯二段台缘带岩性圈闭合计总面积约达 5732 km2，主要分布于蓬莱—三台—剑阁一带。灯四段台缘岩性圈闭面积合计达 3840 km2，主要分布于射洪—盐亭—阆中地区。预测资源量超万亿立方米，目前勘探程度尚较低，乃盆地天然气规模增储新阵地。
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②盆地中部
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川中地区侵蚀裂陷槽主要为侵蚀成因台地。灯影组广泛遭受侵蚀岩溶作用，大面积发育岩溶储集层。高石梯—磨溪灯影组台缘发育特大型整装气藏，目前已进入高效勘探开发阶段，探明储量规模超4000×108 m3（田兴旺等，2020）。川中地区台内灯四段丘滩体经过桐湾Ⅱ幕运动的强烈侵蚀，在顶部 50m范围内形成了大面积岩溶储集层。经水平工艺井改造，提高优质储集层钻遇率。如台内龙女寺地区水平工艺井 MX129H 灯四段测试日产能高达 141× 104 m3。目前，川中古隆起台内灯四段有利勘探面积可达1950 km2，主要分布于潼南—合川一带，已提交探明储量1590×108 m3，是四川盆地拓展天然气勘探的新领域。
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图10 四川盆地第二深度空间天然气主要勘探方向示意图（据李阳等，2020）
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图11 德阳—安岳“侵蚀裂陷槽”及周缘灯影组勘探有利区带图（据马奎等，2022）
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③盆地中部—南部
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川中—川南地区侵蚀裂陷槽内灯影组沉积类型为碳酸盐台地沉积，微生物丘滩体发育，经桐湾运动可形成岩溶残丘型潜山。岩溶残丘被侵蚀裂陷槽内下寒武统厚层优质烃源岩包裹，形成岩性-地层复合圈闭，成藏条件优越。侵蚀裂陷槽内灯二段岩溶残丘分布于资中—乐至一带，残丘总面积达 290 km2，估算资源量累计达1500×108 m3。灯四段岩溶残丘主要分布于荣县—长宁—宜宾，总面积达 650 km2，估算资源量累计达11500×108 m3，是盆地天然气勘探战略突破新领域。
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由以上讨论可知，基于盆地内侵蚀裂陷槽北段拉张、中—南段侵蚀改造的分段性演化特征，将侵蚀裂陷槽及周缘灯影组划分为 3 大勘探领域：川北台缘岩性丘滩体、川中台内岩溶丘滩体和川中—川南槽内岩溶残丘，资源潜力大。其中川中—川南槽内岩溶残丘是盆地天然气勘探新领域，川北台缘岩性丘滩体是盆地天然气万亿立方米资源增储新阵地（马奎等，2022）。
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1.4.2 中国页岩气资源丰富，形成环境特殊
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（1）中国页岩气资源丰富，资源潜力巨大
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中国各盆地的天然气、页岩气成烃、成藏与成储的沉积环境的特殊性表现为发育层系多、形成时代老、热演化程度高、构造运动期次多、构造变形复杂、地应力状态与地表条件复杂和保存条件差异大等特点，尚不能拿已有的模式来机械应对。当今中国仅四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩实现了规模化商业开发。从整体上看中国深层页岩气未来勘探地域主要包括四川盆地及其周缘、塔里木盆地、大华北地区和鄂尔多斯盆地。四川盆地及其周缘下志留统底界埋深大于 3500 m 的面积约为 12.8×104 km2，是中浅层页岩分布区的两倍，亦为今后页岩气勘探开发的接替区。
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（2）扬子克拉通内盆地与周缘的裂陷盆地
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四川盆地及其周缘深层页岩气勘探领域主要包括①川南、川东南、川东北地区志留系；②川中、川东北地区寒武系；③川东北地区二叠系；④川北地区侏罗系（图11）。
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1.4.3 扬子克拉通内盆地与周边地带天然气勘探与开发步入第二深度空间（≥7500～10000 m）已为必然走向
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（1）三大盆地天然气资源量比较
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据第四次全国油气资源评价，中国陆上常规天然气资源量为 41. 00×1012 m3；其中，深层约占 30.1%，第二深度空间约占40.2%。陆上致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气资源量为 101.86× 1012 m3，以浅层为主，致密气、页岩气资源量占 29.84%（郑民等，2018）。陆上第二深度空间天然气资源量约为 59.2×1012 m3，主要分布于陆上 8个大型含油气盆地，约占全国陆上深层—超深层天然气资源量的68.9%；其中，四川、塔里木、鄂尔多斯三大盆地占比较大，占比分别为27.9%、19.6%、14.5%（图12）
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（2）四川盆地第二深度空间天然气藏的发现与增储
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①源自地表勘探的厘定。进入21世纪以来，中国在第二深度空间的天然气勘探取得了一系列重大突破，基于二维、三维高精度地震勘探的勘查，在各主要大型盆地均有发现。如四川盆地的高石梯—磨溪、双鱼石、龙岗；普光、元坝、彭州等地均有重大进展。在地层时代上，第二深度空间天然气勘探主要发现的时代与层序在新元古代震旦纪、早古生代寒武纪、奥陶纪，晚古生代石炭纪、二叠纪、中生代乃至新生代各时期地层均有分布，深度上东部盆地突破5000 m，西部盆地突破8000 m。
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图12 中国陆上主要含油气盆地第二深度空间天然气资源分布图（据李剑等，2019）
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②地质储量增幅。据统计，中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”）第二深度空间层序新增探明天然气地质储量占比由“十一五”的平均 38.8% 增长至“十二五”的平均为 59.6%，第二深度空间层序已经成为中国陆上天然气储量、产量增长的重要领域（图13）。截至2018年年底，国内投入开发的第二深度空间层序气田累计探明储量达 3.32×1012 m3，2018年第二深度空间层序天然气产量达到 428×1012 m3，主要集中在塔里木和四川两大盆地。预测 2025 年后第二深度空间层序产出的天然气产量将超过全国天然气产量的 50%，成为天然气产出的重要接替资源。
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图13 中国石油2000—2018年天然气新增探明地质储量分布图（据李剑等，2019）
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1.4.4 第二深度空间天然气的潜能分析
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（1）剩余常规天然气资源量与岩相
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第二深度空间层序中剩余常规天然气资源主要分布在四川盆地、塔里木盆地及鄂尔多斯盆地的海相碳酸盐岩、前陆冲断带等位置（图14），占陆上第二深度空间剩余常规天然气资源量的 62.2%。第二深度空间已经成为中西部盆地天然气物探的重点领域（史斗等，2003；张大伟，2010；张大伟等 .2012；贾承造和庞雄奇.2015；佘源琦等，2018，2019； 何登发等，2019；蔚远江等，2019a，2019b）。
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四川盆地内古隆起与斜坡区、断陷盆地及台缘带焦滩地域及四川盆地与周缘地带为第二深度空间勘探与开发的突显地带（表3）。显见，扬子克拉通内与周缘盆地深部成烃、成气、成储环境好，勘探与开发的面积大，故资源潜力大。对第二深度空间油气层序的深化理解、强化勘探与开发是页岩气可持续发展的必然轨迹。
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（2）各大油气田区第二深度空间探井数量与各自占比
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四川盆地方坝气田于 2007 年 11 月发现，埋深 6240～7300 m，含气面积 286 km2，之后深探井不断涌现。
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①各大油气田区，第二深度空间探井的各自占比。中国各石油探区中，塔里木盆地第二深度空间钻井占盆地内总探井数的 94%，四川盆地第二深度空间钻井占盆地内总探井数的 79%（图15）。中西部四川、塔里木、准噶尔等双相沉积盆地山前带发育川西、库车、准南等十大前陆冲断带及斜坡区，是前陆冲断带领域的重点勘探区带。
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②三大克拉通为盆地第二深度空间是重点勘探区。华北、扬子、塔里木3大克拉通背景下发育的鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地古隆起及斜坡区、克拉通内裂陷及台缘带礁滩等是第二深度空间海相碳酸盐岩的重点勘探区带；松辽盆地、渤海湾盆地古隆起及斜坡区、基岩潜山、火山岩等是中 —新生代断陷盆地第二深度空间层序的重点勘探区带（图16）。
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图14 中国陆上第二深度空间层序剩余常规天然气资源量分布图（据李剑等，2019）
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1.5 21 世纪中叶前后全球和中国油气能源的需求
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油气勘探与开发是世界各国发展的核心所在，而到21世纪，作为一次性化石能源的油、气、煤仍然是主体。当前全球已进入能源转型与重新厘定其匹配的转折点上，核心问题是化石能源的清洁、高效与综合利用。因为可再生能源的增长到一定匹配份额，尚需时间的延续、技术的提升和可再生能源的生产使消耗化石能源的占比值降到最低。
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近年来，新冠疫情严重且在全球广泛传播，预计一旦疫情减弱或平稳后，即 21 世纪中叶前后，全球经济将会快速持续发展并大幅度增长。一次性化石能源的需求与其在发展进程中的消耗会有较大幅度的提升，而全球范围内一次性化石能源的供需格局不会发生太大的变化。
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图15 中国石油各探区第二深度空间层序探井统计分布图（据李剑等，2019）
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图16 中国主要盆地及陆上第二深度空间层序勘探领域分布图（据李剑等，2019）
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1.5.1 21世纪中叶前后全球和中国对化石能源的需求
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基于进入21世纪以来世界经济的发展、一次性化石能源的不断发现、产能的提升与一次性化石能源的潜力，可做如下的框架预计。
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（1）对全球各国化石能源需求的框架预计
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预计到本世纪中叶前后，全球经济总量将达到 10.1 万亿美元，一次能源的需求总量将从目前的130×108 t 油当量增至 175×108 t 油当量，其中，石油和天然气的占比分别为 29% 和 25%（吕建中，2018； 刘朝全和姜学峰，2018；中国石油集团经济技术研究院，2018①）（图17）。天然气是能源转型期重点发展的清洁低碳能源，在化石能源向可再生能源转变的过程中将发挥重要作用。预计到2040年，全球天然气需求将明显增加，其增幅有望超过煤炭，成为世界第二大能源。
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图17 全球一次性能源需求预测（据贾承造，2020）
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（2）中国在建设世界科技强国过程中对化石能源的巨量需求
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化石能源不仅在社会经济发展中有需求巨大，而且在人民生活水平与质量的提高诸多方面对能源的需求亦日益增大，是极为重要的物质基础。为此，可做以下框架预计。
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预计21世纪中叶前后，中国一次能源需求总量将由目前的 30×108 t 油当量增加至 40×108 t 油当量 （刘朝全和姜学峰，2018；吕建中，2018；中国石油集团经济技术研究院，2018①），其中，石油需求量将达到7×108 t，约占一次能源需求的17%；天然气需求量将达到 7000×108 m3，约占一次能源需求的 14%。届时，中国的人均油气消费量将接近全球平均油气消费水平（表4）。
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在油气对外依存度不断增长的前提下，确保中国原油产能达 2×108 t/a 和燃气产能达到 3000×108 m3 /a 是国家能源需求与安全的重心所在（贾承造， 2020）。
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2005—2019年，中国的天然气产量仍保持着年均约11%的增长率。2017年的天然气产量达1487× 108 m3，其中，陆上天然气产量达 1350×108 m3；海上天然气产量达137×108 m3；常规天然气产量达1007× 108 m3；非常规天然气产量达480×108 m3。2019 年的天然气产量达 1760×108 m3。通过对中国天然气资源量及其开发生产周期进行详细评价和测算，预测在本世纪中叶前后，天然气产量可增长至（2600~3000）×108 m3 /a（图18），其中，陆上天然气产量可达 （2300~2700）×108 m3 /a；海上天然气产量可达 300× 108 m3 /a；常规天然气产量可达（1200~1400） ×108 m3 / a；非常规天然气产量可达（1400~1600） ×108 m3 /a。总体来看，产量增至 3000×108 m3 /a 对保障长期安全、稳产，仍面临着大气田的进一步发现、各大油气田向第二深度空间勘探开发的强化与持续挖掘，并大力发展勘探技术、钻井与压裂技术、复杂天然气田提高采收率技术和非常规天然气开发技术等重大挑战。引入当代高新技术成就、高度智能化、最大限度地减少用水和污染已迫在眉睫。
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图18 中国天然气产量构成预测（据贾承造，2020）
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1.5.2 扬子克拉通内与周缘盆地区于21世纪中叶前后须在燃气能源供给中发挥重要作用
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（1）非常规天然气的成功开发使得全球天然气产量持续增长（邹才能，2011；贾承造，2012，2017，2020；宋岩等，2013；康玉柱等，2015；冯佳睿等， 2016；李建忠等，2016；侯启军等，2018；李熙喆等， 2018；郑民等，2018；戴金星等，2021；何治亮等， 2021；赵文智等，2021；郭旭升等，2022；黎茂稳等， 2022；周庆凡，2022），美国 2018 年的页岩气产量达到 6072×108 m3，占其天然气总产量的 71%；中国目前非常规天然气的产量超过500×108 m3 /a，占总产量的 1/3，预测 2030年后将超过 1500×108 m3 /a，占总产量的50%以上。因此，大力发展非常规天然气开发技术是确保中国天然气在 21 世纪中叶前后达到 3000×108 m3 稳产目标的重要举措。
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（2）中国的致密气开发较早，截至2017年底，探明地质储量为4.38×1012 m3，产量达到348×108 m3 /a，已建成鄂尔多斯盆地上古生界和四川盆地川中地区须家河组 2 大致密气区，初步形成了配套勘探开发技术（郭旭升和郭彤楼，2012；Hu et al.，2014； Wu et al.，2016； Qin et al.，2018）。未来致密气的开发一方面需要加大水平井钻探及其体积压裂技术攻关，努力提高单井产量，推进规模效益开发；另一方面需要努力提高气藏采收率，加强对剩余天然气分布的预测研究，改进、加密、调整开发模式以使采收率大幅提高。
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（3）中国的页岩气可采资源量达 22×1012 m3，其中，四川盆地龙马溪组中的页岩气可采资源量达 2.16×1012 m3，已进入规模开发阶段，2019年产量达 153×108 m3，其主要开发目的层的埋深小于 3500 m，并开始开发埋深在 3500~4000 m 的气藏（Bucha et al.，2018；戴金星，2018；杜金虎等，2019；戴金星等，2021；匡立春等，2021；郭旭升等，2022）。川中地区龙马溪组页岩的勘探开发技术延续配套成熟。未来页岩气发展的主要技术瓶颈在于：埋深为≥ 5000～10000 m 的深层页岩气开发配套工程技术； 提高页岩气采收率及后期稳产技术；下古生界海相地层和陆相—海陆过渡相极低品位页岩气的勘探技术；常压页岩气经济可采技术等。
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（4）扬子克拉通内与周缘盆地燃气藏丰富，且具页岩气、油型气、煤层气三位一体，是为21世纪中叶前后提供大量天然气的战略基地。
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1.6 扬子克拉通地域的天然气在中国能源配置中占有重要地位
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1.6.1 克拉通内与边缘带海相碳酸盐岩为天然气发现与扩展的核心
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（1）海相碳酸盐岩和熔岩区气藏
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中国扬子克拉通内发育有诸多的沉积盆地，盆地中发育了广泛的海相碳酸盐岩建造及陆相沉积建造、盆内裂陷、古隆起及斜坡区（带），而裂陷周边台缘区，古隆起台缘带、断熔体及斜坡区成烃、成气、成储条件良好，已成为克拉通内及周边地带碳酸盐岩发现和不断扩展的核心所在（朱光有和张水昌，2009；郭彤楼，2011；杜金虎等，2014；郭旭生等 2014，郑志红等，2017）。
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同时还应当认识到，四川盆地二叠纪火山岩为典型风化壳火山岩，2018年在盆地的简阳永深1#二叠纪火山岩中发现的天然气藏，开辟了四川盆地第二深度空间天然气勘探的又一重大方向。川西地区发育有大面积的火山岩，预计喷溢相火山岩分布面积近 6000 km2，估计有（3000～5000）×108 m3 的潜力（庞雄奇，2010；王东良等，2012；庞雄奇等，2015； 李剑等，2018，2019）。
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（2）四川盆地与周缘地带是一个近于纯天然气的盆地
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对于天然气来讲，盆地的大小、岩相组构、成烃、成气、成藏程度是核心。纵观世界上一些典型的沉积盆地，其油气产量及油气产出占比是一大标志。
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1）扬子克拉通盆地近于纯天然气大盆地。根据油气总产量中油和气所占百分比大小标准，把超级盆地分为 3类（表4）：①超级油盆地，油气总产量中油占80％以上，气少于20％，如松辽盆地、渤海湾盆地、坎普斯盆地和威利斯顿盆地，其中松辽盆地和坎普斯盆地油产量占比高达 94.71％；②超级油气盆地，油的产量在20％~80％，绝大部分超级盆地属此类，例如阿尔伯塔盆地、二叠盆地、西西伯利亚盆地；③超级气盆地，油气总产量中气占80％以上，油少于 20％，如四川盆地和阿巴拉契亚前陆盆地，其中四川盆地产天然气的占比为 98.76％，中国扬子克拉通之四川盆地近于超级纯天然气盆地。
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2）四川盆地已达到世界级超级盆地标准。四川盆地至2019年底油气累计产量为6569.24×108 m3 （表5），剩余可采资源量为136404×108 m3，累计产量中气占98.76％，故已达超级气盆地的产能，扬子克拉通盆地在天然气成烃、成气、成储条件上具有4个优势（戴金星等，2021）：①气源岩优势，共有 9 套主要气源岩（陡山沱组、灯影组、筇竹寺组、五峰组— 龙马溪组、栖霞组、茅口组、长兴组/大隆组、龙潭组/ 吴家坪组和须家河组），气源岩层系数居全国各盆地中之首；②资源量优势，总可采资源量为156482× 108 m3，总剩余可采资源量为136404×108 m3，在全国各盆地中均位列第1；③大气田优势，2019年中国有74 个大气田，其产量和总储量分别占当年全国总量的 76.5％和 76.5％，四川盆地有 27 个大气田占全国大气田总数的 36.5％，故具全国大气田优势：④ 总产量优势，四川盆地至2019年底累计总产气量为 6488×108 m3，位列全国各盆地之首。
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扬子克拉通与其周边地域为中国 21 世纪中叶前后天然气供应的核心地域（图19）。所以，必须把视野向四川盆地周边扩展，打造扬子克拉通天然气勘探与能源供给的后备基地。
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图19 上扬子地区页岩气有利地区（据张大伟，2010）
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1.6.2 页岩天然气已成为引领世界能源匹配的主角
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随着各国建设与经济的发展，能源的需求当必当先。基于当今全球油气资源发展的趋势，可见全球页岩气的发展已成为前沿（周德华等，2013；贾承造，2017；杨智等，2021，2022； Li et al.，2015）.
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（1）美国天然气不断增长
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页岩气、页岩层系石油支撑美国2019年实现能源独立。2019 年美国一次能源消费量 22.58×108 t 油当量，产量 22.97×108 t油当量，62年来一次能源产量首次超过消费量（BP，2020）。2020 年，美国源岩层系油气产量 9.69×108 t 油当量，占比油气总产量的 63%，其中页岩气产量 7312×108 m3、煤层气产量 280×108 m3、页岩层系石油产量 3.64×108 t（EIA， 2020）（图20a）。页岩气的主要产层为 Marcellus、 Permian、Utica、Haynesville、Eagle、Ford、Barnett、 Woodford、Bakken、Niobrara-Codell、Mississippian、 Fayetteville等海相地层。页岩层系石油的主要产层为 Eagle Ford、 Spraberry、 Bakken、 Wolfcamp、 Bonespring、Niobrara-Codell、Mississippian 等海相地层（EIA，2020）。
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总的发展趋势表明，页岩气不仅勘探开发与产能不断增长，而且增幅显著，已居天然气供需之首。
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（2）中国页岩系油气藏
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页岩气页岩层系石油正成为中国油气产量的重要补充（张金川等，2004；马永生等，2012； Hao et al.，2013；陈旭等，2015；贾承造，2017；邹才能等， 2017，2020；郭旭升等，2017；马永生等，2018；郑民等，2018；金之钧等，2019；孙焕泉等，2019；孙龙德等，2019；李国欣和朱如凯，2020；孙龙德，2020；杨智等，2022）。2019 年中国一次能源消费量 33.66× 108 t 油当量，产量 27.52×108 t 油当量，石油和天然气的对外依存度分别为73%和43%。2020年，中国源岩层系油气产量 0.24×108 t 油当量，占比一次油气总产量的 7%，其中页岩气产量 200×108 m3、煤层气产量68×108 m3、页岩层系石油产量0. 03×108 t （图20b）。页岩气产层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相地层。页岩层系石油的主要产层为鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地白垩系、准噶尔盆地二叠系、三塘湖盆地二叠系、渤海湾盆地古近系、四川盆地侏罗系等陆相地层（张金川等，2004；邹才能等，2013，2017，2020；杨智等，2015；Hu et al.， 2017；杜金虎等，2019；孙龙德等，2019；孙龙德， 2020；赵文智等，2020；邱振和邹才能，2020；付金华等，2020；付锁堂等，2020；胡素云等，2020；戴金星等，2021；匡立春等，2021；赵文智等，2021）。
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总的发展趋势表明，近10年来中国不仅页岩气发展迅猛，而且煤层气产量不断增加，还优于美国各地的煤气，也尚在不断的发现过程中。
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图20 美国（a）和中国（b）页岩气、煤层气、页岩层系石油历年产量（据杨智等，2022）
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（3）扬子克拉通是中国21世纪中叶前后天然气供需的后备基地
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基于扬子克拉通海相页岩气“源储一体、早期滞留、晚期改造 ”的富集保存机制（郭旭升等， 2022）。故在不断深化认识与研究和技术不断提升的前提下，该地域的天然气定会有更多的发现和发展。
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①页岩气的战略突破。2012 年 11 月中国石化勘探分公司在重庆焦石坝地区部署的首口海相页岩气探井焦页1#测试获产页岩气20.3万m3 /d，进而发现涪陵页岩田，该气田探明储量 6080 亿 m3，成为除了美国之外首个获商业开发的页岩气田。
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②截至2020年底，扬子克拉通盆地的探明地质储量与年产能。国内石油公司相继在四川盆地及周缘地区发现威远、长宁、照通、威荣和永川等多个具商业规模的页岩气田合计探明地质储量 1.81 万亿m3，建成约200亿m3 /年产能的资源基地。近期又陆续在盆缘复杂构造区和盆外常压区等南方外围地区试获页岩气工业气流，展示出中国页岩气的快速发展状态和良好勘探前景。
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2 结语
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中国当今正处在快速工业化和经济腾飞之际，需要大量的油气能源消耗已为必然。然而从总体上看，中国为缺油、少气、多煤，故在能源配置中，煤炭仍占据主要地位，即≥60%。尽管可再生能源正不断发展，但远水不解近渴，在 21 世纪中叶前后发展的进程中，对能源的需求是巨量的，而以化石能源为主体的能源内涵尚难以改变。
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（1）为满足能源的需求，在煤炭保底能源上要下工夫攻关。这就是说，要将煤炭能源转化，如煤制油、煤制气、地下燃煤，输出为电和各种气体。
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（2）煤炭的高效清洁综合利用，在最大限度减少煤炭燃烧生成的二氧化碳污染条件下，在高煤的基点上开拓煤炭应用的新途径。
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（3）石油的发现和产能增速缓慢，而天然气不论在气田的新发现上，还是产量和潜能上都增速迅猛，且不断突破。大型气田已成为21世纪中叶前后天然气供给的战略后备基地，以天然气为能源主体的格局已经形成。
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（4）随着探井的开拓，第二深度空间油气的不断涌现，且已成为天然气工业发展与盛期的必然轨迹。而海相沉积建造，特别是碳酸盐岩，对天然气的成烃、成气、成储已占据主要地位，作为未来能源的替补乃至替补的主体地位已难以改变。
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（5）扬子克拉通基础上发育起来的四川盆地与其周边的裂陷盆地的气田发现，产出与潜力清晰地表明，该气田为全国盆地之首。至今据不完全的统计，已探明的地质储量达 1.81 万亿 m3，已具有可建成约 200亿 m3 年产能的规模，且在盆地与周边几乎到处可见气藏，乃一近于纯天然气产能的大盆地，它将是中国本世纪中叶前后供给天然气的核心基地，为此强化扬子克拉通与其内外边界地带的勘探开发等已不可回避。
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（6）在天然气勘探、开发和提取的过程中，必须重视天然气的资源量内涵，即地质资源量、可采资源量和经济可采资源量。同时必须通过典型示范与论证，将对地下水、地面生态环境和人体健康的影响降至最低。
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（7）在页岩气方面，要与美国（主要是北美）、俄罗斯、荷兰等大产气国的页岩气岩相成藏、品质、埋深、分布、潜能和水压制裂过程中注水、注沙，以及灾害的引发等进行全面而深入的对比分析和研究。以达制定出中国天然气勘探开发的清洁、安全且可持续发展的页岩气能源方略。
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注释
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① 中国石油集团经济技术研究院.2018.2050年世界与中国能源展望[R]. 北京：中国石油集团经济技术研究院.
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② 漆立新 .2019. 塔里木盆地顺北超深断溶体油藏特征与启示 [R]. 北京：第八届中国石油地质年会.
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摘要
海相碳酸盐岩天然气在全球化石能源配置中占有重要地位。在中国，通过近 20年的勘探、开发，相关理论、方法、技术不断提升，全国各大沉积盆地陆续发现新的天然气田，同时气的产出量亦在逐年增长，而在扬子克拉通基础上发育的四川盆地及其东缘地带在诸天然气沉积盆地具有极大的优势，即不论从岩相、埋深、产气量与气质水平均具优势。综合研究表明：（1）第二深度空间的页岩气（≥5000~10000 m）乃21世纪中叶前后在中国化石能源配置中将会占有主要地位，即60％左右的份额；（2）扬子克拉通中四川盆地与其东缘的碳酸盐岩及礁滩相沉积是优质烃源岩和页岩气成藏、成储的主体岩相；（3）高精度三维地震勘探与解释、大深度钻井与井下开发技术的提升是产出率提高的关键；（4）页岩气勘探与开采压裂响应及致灾与污染影响示范是页岩气可持续发展的重要环节。
Abstract
Marine carbonate gas plays an important role in fossil energies. In China， the geological theory， method， and techniques have been significantly improved with petroleum exploration and development in past two decades， and new gas fields have been discovered in sedimentary basins with increasing gas production. Especially， the Sichuan Basin and its eastern margin are preferable with respect to lithofacies， burial depth， gas yield and its gas quality. The results show that：（1） shale gas hosting between 5000 m and 10000 m will be an important fossil energy with a proportion of 60%；（2） carbonates and reef-bank deposits in the Sichuan Basin and its eastern margin could act as high-quality source rocks and main gas reservoirs；（3） High-resolution 3D seismic exploration and interpretation， and improved ultra-deep drilling and exploitation techniques are key to high yields； （4） The fracturing behavior， disaster response and formation contaminant during shale gas production cycle are key to influence sustainable development of shale gas.
