準噶爾盆地腹部征沙村地區征10井的勘探發現與啟示

劉惠民，張關龍，范 婕，曾治平，郭瑞超，宮亞軍

（1. 中國石化 勝利油田分公司，山東 東營 257015；2. 中國石化 勝利油田分公司 勘探開發研究院，山東 東營 257015；3. 中國石化 勝利石油管理局 博士后科研工作站，山東 東營 257015）

隨著勘探程度的增加，中國油氣勘探逐步向更深、更老的地層拓展，在深層-超深層油氣勘探不斷獲得了重大突破，相繼發現了塔里木、瑪湖、川中和川東北等深層大型油氣區和大中型油氣田［1-4］。特別是中國西部盆地，由于新生代以來獨特的構造活動，造就了盆地基底地殼厚度大、地溫梯度低、油氣藏埋深大及地層壓力高的特殊油氣地質背景，使得油氣勘探的深度下限不斷下延，深層-超深層逐步成為中國勘探開發的主戰場，在油氣資源結構中所占的比重逐年攀升，成為緩解中國對外油氣高依存度的重要戰略性接替資源領域。截止到2019 年，深層-超深層已探明油氣地質儲量25.5×108t油當量，占油氣資源量的11.6 %，新增油氣地質儲量中超過85 %來自于深層-超深層，為中國石油工業的發展拓寬了領域［5-6］。

準噶爾盆地屬于典型的斷-坳疊合盆地，具有多期演化與改造、多期成藏與調整、多層系運聚與成藏的特征［7-9］。近年來，中國石油在瑪湖、吉木薩爾等地區的二疊系-三疊系獲得了重大發現，顯示出良好的勘探前景［2，7，10］。中國石化準噶爾探區準中地區在過去十年一直將勘探重心放在侏羅系，上報油氣地質儲量近2×108t；2021 年以來，風險探井征10 和成6 井在二疊系-三疊系試油獲工業油氣流，并于2022 年首次上報準中地區二疊系-三疊系預測石油地質儲量2 552.62×108t，凝析氣地質儲量253.26×108m3，落實區帶油、氣資源量分別為11×108t和1 000×108m3，實現了準中地區超深層的重大突破。其中，征沙村地區征10 井是中國石化準噶爾探區迄今單井日產最高井，三疊系克拉瑪依組日產油量峰值78.17 m3，日產氣量峰值7 530 m3，揭示了超深層的巨大勘探潛力，表明近源超深層（6 500～8 000 m）具備大規模富集成藏條件。本文以準噶爾盆地腹部征沙村地區為例，從油氣藏特征入手，在分析源巖、儲層和輸導條件等成藏要素特征的基礎上，明確油氣成藏主控因素，建立成藏模式，以期為研究區準噶爾盆地腹部征沙村地區勘探部署和培育新的戰略接替陣地提供理論指導和科學依據。

1 地質背景

研究區征沙村地區位于準噶爾盆地莫索灣凸起西北端，為斷裂切割的低幅度鼻狀構造（圖1）。征10 井為征沙村地區目前鉆探的最深井，從該井鉆揭的地層情況來看，研究區發育地層自下而上分別為：二疊系下烏爾禾組和上烏爾禾組、三疊系百口泉組、克拉瑪依組和白堿灘組、侏羅系八道灣組和三工河組、白堊系清水河組。勘探成果表明，研究區多層系含油，其中三工河組、克拉瑪依組和上烏爾禾組為主力含油氣層段，且均發育大規模辮狀河三角洲砂體，呈現多套儲-蓋組合縱向疊置的分布格局。研究區下烏爾禾組和八道灣組均為烴源巖發育層系，但有機質類型、成熟度和豐度等方面存在明顯差異性，其中，前者的生烴強度更大，且油源對比表明，征沙村地區的油氣主要來自于下烏爾禾組烴源巖［10］，因此具有高度圈源分離的特征。侏羅系超壓發育程度不同，壓力系數分布在1.0～1.8，二疊系和三疊系普遍發育超壓，壓力系數最大可達2.1。

圖1 準噶爾盆地腹部征沙村地區構造位置Fig.1 Tectonic location of the Zhengshacun area in the hinterland of the Junggar Basin

2 油氣藏特征

目前，征沙村地區已上報侏羅系石油地質儲量4 517×108t，然而，近年來侏羅系未獲得規模性突破，面臨甩不開、增儲難的局面。隨著對地質條件認知的增加，二疊系-三疊系超深層獲得突破，其中，在三疊系克拉瑪依組鉆遇厚砂體，儲層孔隙度高達13.2 %，滲透率8.9×10-3μm2，獲得工業油氣流，日產油量峰值78.17 m3，日產氣量峰值7 530 m3。三疊系沉積期具有典型拗陷湖盆統一沉降、沉積特征，地層呈疊狀分布，其中克拉瑪依組厚度橫向變化較為穩定，沙窩地—征沙村地區位于沉積中心，向中拐凸起和莫索灣凸起有減薄趨勢。縱向上，克拉瑪依組一段為主力儲層發育段，頂部發育近800 m 的巨厚泥巖蓋層，泥質含量相對較高，起到較好的封閉作用，形成有利的儲-蓋組合。

利用烴源巖生、排烴期法和包裹體均一溫度法等手段，對研究區征10 井的油氣成藏期進行了精細厘定，認為主要存在3 期油氣成藏，分別為早侏羅世末期—晚侏羅世中期、早白堊世中期—古近紀初期、古近紀中期—現今；對比不同層系成藏時間，克拉瑪依組成藏時間最長，可持續至現今。縱向上，自下而上，成藏期開始呈現逐漸變晚的趨勢（圖2）。

圖2 準噶爾盆地腹部征沙村地區不同層位源巖演化與油氣成藏時間Fig.2 Evolution of source rocks and hydrocarbon accumulation periods at different horizon in the Zhengshacun area in the hinterland of the Junggar Basin

3 油氣成藏主控因素

3.1 溫-壓控烴

低溫-超壓控烴機制延長了生油時窗，提高了生油轉化率。目前已鉆遇的征10 井下烏爾禾組源巖，埋深超過7 660 m，為灰色泥巖，總有機碳含量（TOC）為1.8 %～2.0 %，生烴潛量（S1+S2）分布在13.2～16.6 mg/g，有機質類型為Ⅱ1-Ⅱ2型，是一套優質的烴源巖。通過鏡質體反射率（Ro）測試可知，其熱演化成熟度僅為Ro=1.40 %～1.49 %，仍然處于生凝析油氣階段，且以生油為主，突破了傳統的生烴認識。松遼盆地和渤海灣盆地等埋深超過4 500 m 熱演化程度即可達到Ro=2.0 %［11-12］。利用Petromod 熱模擬技術，并根據實測Ro進行校正，明確了不同時期的熱演化程度：克拉瑪依組沉積末期—侏羅系沉積末期，Ro處于0.5 %～0.7 %，為低成熟階段；白堊紀—古近紀初期，源巖處于成熟階段，大量生油；古近紀中期—現今，Ro介于1.0 %～1.49 %，大量生凝析油氣，且油多氣少（圖2）。通過分析，認為冷盆和超壓兩大要素共同控制了烴源巖熱演化階段。

冷盆的低地溫梯度延緩了烴源巖的生烴演化，進而影響烴源巖的生油氣門限和持續生烴時間。準噶爾盆地是典型的冷盆，地溫梯度僅為17～24 ℃/km，明顯區別于渤海灣盆地和松遼盆地等高地溫梯度地區，后者的現今地溫梯度分別為30～35 ℃/km 和38～42 ℃/km［11-12］。“冷盆效應”主要表現為延緩熱演化進程，準噶爾盆地在二疊系沉積后地溫梯度快速下降，經歷了由高到低的熱史演化過程，有利于干酪根長期處于成熟-高熟階段，長期生成液態烴，加之多期構造運動導致生烴多次停滯，埋深8 000 m以上仍以大量生油為主，與晚期成藏特征匹配，從而形成大規模的超深層油藏。

超壓延長了生油時窗，提高了生油轉化率。早在1991 年，國外學者通過實驗發現，有效應力的增加可以刺激有機物的演化，主要原因是直接作用在巖石顆粒上的有效應力的增加會在一定程度上壓碎固體有機物，從而擴大了參與反應的有機物的表面積，促進有機物質的烴類生成［13-14］，但超壓環境中有機物熱演化和烴生成受到抑制的程度仍然未知。本研究選取了準噶爾盆地東南緣大龍口地區低熟、高豐度Ⅰ型源巖的4 塊樣品，分別在20，60，120 和180 MPa 的壓力下開展高溫-高壓熱模擬實驗，并在不同溫度節點處測試樣品的Ro，對比分析不同壓力條件下的烴源巖熱演化過程，確定壓力條件對生烴演化的控制作用。實驗結果表明，不同壓力條件下，各溫度點熱演化程度不同；超壓強度不同導致了Ro的差異，具體可表現為隨著壓力增加，相同條件下的Ro降低。實驗顯示，在演化初期，壓力對Ro影響并不明顯，隨著溫度升高，熱演化程度增加，常壓與超壓的Ro差值明顯增大，在該實驗中，最大差值出現在180 MPa 和450 ℃時，常壓條件下Ro為2.20 %，180 MPa 條件下Ro為1.95 %，ΔRo可達0.25 %（表1；圖3）。此外，在400～450 ℃條件下，20 MPa 壓力下烴源巖熱演化程度顯著高于60～180 MPa 壓力作用下的烴源巖；120 MPa與180 MPa條件下的有機質Ro差異較小。超壓有效減緩有機質熱演化速率，Ro影響范圍在0～0.25 %；初步估算，超壓可延長生油時窗50～100 Ma。究其本質，是由于壓力的增加，導致生烴活化能的主頻率逐漸降低［15］；超壓可以促進重組分的裂解，并顯著增加輕組分的產生，就烴產率而言，高壓環境下的油產率較高，特別是烴中C6—14組分的產率明顯增加，而C14+組分之間的差異相對較小，故有利于液態烴的持續生成。

表1 準噶爾盆地大龍口地區不同壓力條件下高壓釜模擬實驗數據統計Table 1 Statistics of autoclave-based thermal simulation experiments on source rock samples under different pressure conditions from the Dalongkou area， Junggar Basin

圖3 準噶爾盆地大龍口地區烴源巖高壓釜熱模擬實驗不同壓力條件下溫度與Ro的關系Fig.3 Relationships between temperature and Ro under different pressure conditions in autoclave-based thermal simulation experiments on source rock samples from the Dalongkou area，Junggar Basin

征沙村地區鉆遇的下烏爾禾組源巖地層壓力約為160 MPa，Ro僅為1.40 %～1.49 %，烴源巖仍處于大范圍成熟、局部高成熟階段，改變了前人認為現今二疊系烴源巖基本過熟的認識，極大地拓展了有效源巖的范圍，增加了油氣資源量，為超深層高效成烴成藏奠定了極其重要的物質基礎。

3.2 “四元”控儲

“冷盆、超壓、顆粒包殼、沸石溶蝕”四元控儲模式突破了傳統的碎屑巖致密深度下限的認知。不同盆地不同地區深層-超深層儲層碎屑巖成儲機制和保孔機制差異較大。前人研究成果表明，在相對優質的沉積作用基礎上，次生溶解成孔作用、構造成縫作用以及早期膠結作用（顆粒包殼和砂層包殼）、中-淺層流體超壓和早期烴類充注的保孔作用等是深層碎屑巖儲層儲集空間發育的主要成因機制［16］。分析表明，征10井儲層孔隙度隨深度增加逐漸降低，但在超深層出現多個異常高孔帶，埋深6 700～7 600 m，最高孔隙度可達13.2 %，打破了傳統的儲層死亡深度線［17-18］。從儲集空間來看，原生孔隙和次生孔隙并存，且以原生孔隙為主導。研究表明，征10 井原生孔隙的保孔作用主要體現在兩個方面：①宏觀尺度的低溫-超壓背景下的抑制孔隙壓實和成巖作用的進程；②微觀尺度下的顆粒包殼的直接保孔作用。次生孔隙的增孔作用則主要取決于濁沸石的發育程度和有機酸溶蝕強度。

諸多學者的研究成果表明，地溫梯度是控制儲層成巖演化進程的重要宏觀因素。地溫梯度每增加10 ℃/km，砂巖孔隙度平均減少約7 %；Smith研究認為地溫梯度每增加2 ℃/km的減孔效果比埋深增加1 000 m還要顯著。一般地，時間-溫度指數（TTI）反映了巖石熱成熟度，其參數值越小，越有利于發育優質儲層［19］。準噶爾盆地地溫梯度低，TTI數值低，砂巖孔隙度隨深度降低的速率慢，同等深度條件下，其孔隙度比鄂爾多斯、渤海灣盆地和松遼盆地等地區高5 %～8 %［16］。

早期超壓且持續多期增壓有利于深層-超深層優質儲層的形成。征沙村地區克拉瑪依組超深層壓力演化均經歷了3期增壓，分別形成于三疊紀末期—中侏羅世、白堊紀中期—白堊紀末期、古近紀中期—現今，現今壓力系數高達1.8～2.1。根據測井響應特征判識認為，斷層傳導超壓和欠壓實超壓為主要超壓機制，其中，前者持續時間更長，超壓期次更多。結合成巖演化序列可知，第一期超壓形成時，古埋深為1 500～2 500 m，古孔隙度為28 %～35 %，此時超壓延緩了機械壓實作用，使原生孔隙得以有效保存；隨著深度的持續增加，多期持續的超壓發育進一步減緩了儲層的壓實進程，對原生孔隙的保持具有重要的貢獻（圖4）。另外，超壓有利于CO2溶解度的增大和酸性流體的運移，促進長石和碳酸鹽類礦物的次生溶蝕作用［20］。征沙村地區超壓發育時間與烴類充注時間具有較好的匹配關系，超壓延長生油窗，提高油氣轉換率的同時，也促進了干酪根大量生成CO2和有機酸，并將其從源巖運移至儲層，促進溶蝕作用形成大量次生孔隙。因此，超壓對原生孔隙和次生孔隙的形成均具有重要作用。

圖4 準噶爾盆地低溫-超壓背景對儲層孔隙度的控制作用Fig.4 Controlling effects of the low geothermal gradients and overpressure on reservoir porosity in the Junggar Basin

綠泥石顆粒包殼的大量發育有利于原生孔隙的保存，其保存機理主要體現在抑制壓實作用和石英膠結作用上。鏡下觀察發現，征10 井超深層發育大量黏土顆粒包殼，且以綠泥石為主。其中，高產油層孔隙度為13.2 %，滲透率為9×10-3μm2，顆粒包殼含量為4.5 %。對比征10 井綠泥石顆粒包殼和孔隙度隨深度的變化規律，發現在綠泥石發育的深度都有對應的高孔帶，然而包殼含量最高時，并非對應孔隙度的最大值。通過征10 井儲層的統計結果來看，顆粒包殼含量與原生孔隙面孔率具有良好的相關性。當顆粒包殼含量小于7.0 %時，綠泥石顆粒包殼含量越高，原生孔隙面孔率越高，可達10 %，之后則呈負相關關系，尤其當綠泥石顆粒包殼含量大于10.0 %時，原生孔隙度均不足6.0 %。因此，綠泥石顆粒包殼含量適中（3.0 %～10.0 %）時，有利于原生孔隙的保存（圖5）。

圖5 準噶爾盆地腹部征沙村地區綠泥石包殼含量與原生孔隙關系Fig.5 Relationship between chlorite coating content and the primary thin-section porosity in the Zhengshacun area in the hinterland of the Junggar Basin

沸石溶蝕是次生孔隙的主要發育機制。征沙村地區二疊系-三疊系超深層砂礫巖處于中、晚成巖階段，巖性主要為巖屑砂巖，巖屑中火山巖屑占比最高，巖石學上具有分選好、次棱角-次圓狀磨圓特征，并發育有大量的濁沸石膠結物，沸石含量占填隙物總含量的8 %～25 %。通過恢復儲層成巖序列可知，研究區二疊系-三疊系濁沸石形成于中成巖階段B期，形成溫度介于60～120 ℃，其形成與斜長石和火成巖巖屑密切相關。由于濁沸石在成巖過程中穩定性較弱，抗溶蝕能力較低，隨著成巖作用的深入，濁沸石極易被酸性流體溶蝕，形成次生溶蝕孔，對儲層具有重要的建設作用。通過薄片觀察與鑒定，定量統計了征10 井二疊系-三疊系不同深度濁沸石膠結物溶蝕面孔率，大多分布于0～6.5 %，且溶蝕孔面孔率與濁沸石膠結減孔率具有一定數量關系，當濁沸石弱膠結（濁沸石含量＜5 %）時，溶蝕孔基本不發育；當濁沸石強膠結（濁沸石含量＞15 %）時，由于后期酸性流體難以進入，溶蝕程度依然較低，小于2 %；只有當濁沸石處于中等膠結（濁沸石含量5 %～15 %）時，溶蝕孔隙顯著發育，形成優質儲層（圖6）。

圖6 準噶爾盆地腹部征沙村地區沸石膠結強度與溶蝕孔隙關系Fig.6 Correlation between zeolite cementation intensity and thinsection porosity from dissolution in the Zhengshacun area in the hinterland of the Junggar Basin

征沙村地區優質儲層是溫度史、壓力演化史、成巖史和埋藏史共同作用的結果，“四元控儲”模式的提出，打破了傳統的碎屑巖儲層孔隙度認知，指出在“冷盆、超壓、包殼發育、沸石溶蝕”條件下，超深層亦可以發育優質儲層，拓展了深層勘探的儲層空間。

3.3 斷-壓雙控輸導

斷-壓雙控輸導機制提供了高能油氣輸導通道，控制了油氣在縱向上差異運移。斷裂活動性評價結果表明，征沙村地區斷裂自二疊系沉積期開始活動，至清水河組沉積初期活動逐漸停止。前人研究成果表明，只有在油氣成藏期時的活動斷裂才有可能大規模地垂向輸導油氣［21-22］。然而，從油氣成藏期與斷裂活動時間匹配關系來看，研究區油氣成藏時斷裂已基本停止活動，斷裂垂向輸導油氣能力較差，因此，油氣難以大規模長距離垂向運移，更有利于在源巖的鄰層聚集成藏。

另外，“斷-壓雙控”理論指出，斷裂的縱向輸導能力受超壓強度和構造活動的共同控制［23-24］。當構造活動較強時，斷裂開啟的壓力門限幾乎為靜水壓力，即完全靠構造運動即可大規模垂向輸導油氣，為構造主導型流體運移；若斷裂活動性較弱，則此時斷裂開啟的壓力門限會提高，在超壓和構造的共同作用下促成對油氣的輸導和運移，為斷裂-超壓聯控型流體運移；若構造運動完全停止，僅依靠流體壓力的積累，壓力門限值將會進一步增大，當地層壓力超過壓力門限值時，流體通過斷裂帶發生一定程度的滲流，斷裂即可成為超壓流體二次排放的優勢通道，此時為超壓主導型流體運移。基于該理論，結合研究區的成藏期強超壓弱構造地質背景，還應考慮斷-壓雙控作用下是否能引起斷裂再活化。首先，利用包裹體冰點均一溫度法恢復不同時期古壓力。通過選取征10 井克拉瑪依組3 個樣品，測試得到25個有效數據點，分析可知，克拉瑪依組超深層壓力演化均經歷了三期增壓，分別形成于三疊紀末期—中侏羅世、早白堊世中期—白堊紀末期及古近紀中期—現今。其中，第一期超壓階段，斷裂具有較強活動性，可完全依靠構造運動的輸導油氣，為典型的構造主導型；第二期和第三期超壓階段，斷裂已停止活動，因此，斷裂是否能夠起到溝通源、儲的作用完全取決于流體壓力是否能夠達到壓力門限值。

通過調研研究區的大地構造應力及演化背景［25-28］，利用脆性斷裂準則，確定了不同時期擠壓背景條件下的斷裂開啟壓力門限值（圖6）。對比古壓力可知，在早白堊世末期—古近紀中期及古近紀末期—現今，斷裂均可在超壓作用下再次開啟，大規模垂向輸導油氣至克拉瑪依組，形成超壓主導型油氣運移條件，這也與油氣成藏期具有良好的匹配關系（圖7）。同時，在三疊系巨厚蓋層（近800 m）下有效保存，形成超深層大規模油氣聚集。而侏羅系主要為弱超壓或常壓系統，難以達到該壓力門限值，因此油氣在晚期難以垂向輸導至侏羅系，這種斷-壓雙控輸導機制導致的油氣縱向差異運移，為油氣在超深層聚集提供了極其有利的條件。同時，大量的勘探實踐證明，斷-壓輸導通道是一個幕式瞬態流動過程，充注或成藏效率非常高［23］。

圖7 準噶爾盆地腹部征沙村地區征10井克拉瑪依組斷-壓配置關系Fig.7 Fault-pressure configuration diagram of the Karamay Formation at well Zheng 10 in the Zhengshacun area in the hinterland of the Junggar Basin

4 成藏模式

油氣聚集成藏是一系列動態過程有效配置的產物，包括烴源巖生排烴、輸導體系運移、油氣充注圈閉成藏及后期的保存等環節［29-30］。針對征沙村地區克拉瑪依組的油氣成藏過程，綜合考慮源巖演化、儲層成巖序列、斷-壓輸導等特征，建立了研究區超深層“溫-壓控烴、四元控儲、斷-壓控輸”的油氣成藏模式（圖8）。本次從克拉瑪依組沉積末期—侏羅紀末期、早白堊世末期—古近紀初期及古近紀中期—現今3 個重要的時期對不同成藏要素的動態演化過程進行精細刻畫。

圖8 準噶爾盆地腹部征沙村地區中三疊統克拉瑪依組沉積期油氣成藏事件Fig.8 Hydrocarbon accumulation event map of T2k in the Zhengshacun area in the hinterland of the Junggar Basin

4.1 克拉瑪依組沉積末期—侏羅紀末期

克拉瑪依組沉積末期，源巖Ro大于0.5 %，具有生油能力，但產烴量相對較低，儲層具有特高孔特征；隨著埋深的增加，生烴作用逐漸增強，第一期超壓發育，減緩了機械壓實作用，且此時綠泥石顆粒包殼的形成使得原生孔隙得以保存。斷裂此時具備較強的活動性，可以在構造作用下使低熟油垂向輸導至克拉瑪依組儲層中，但由于生烴量較小，因此油氣成藏規模相對較小（圖8，圖9a）。侏羅紀末期由于構造抬升剝蝕，導致源巖生烴停滯，第一期油氣充注結束。

圖9 準噶爾盆地腹部征沙村地區超深層油氣成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation mode of the ultra-deep reservoirs in the Zhengshacun area in the hinterland of the Junggar Basin

4.2 早白堊世末期—古近紀初期

白堊紀早期，儲層依然具有較高的孔隙度，可達28 %，源巖Ro為0.7 % ～ 1.0 %，開始逐漸大量生油（圖9b），有機酸和CO2生成，形成酸性環境，石英發生膠結作用，孔隙逐漸減小；至古近紀，儲層孔隙度已降低至20 %左右，但是由于超壓強度增大，在進一步保孔的同時，也達到了斷裂開啟的壓力門限值，大量油氣和有機酸沿斷裂充注至克拉瑪依組儲層中，早期形成的沸石膠結發生溶蝕，形成大量次生孔隙，溶蝕增孔量可達6 %～10 %，提供了良好的儲集空間，油氣大量聚集成藏（圖8）。隨著白堊紀末期—古近紀初期的大規模掀斜作用，準中地區發生南傾，源巖演化進程再次中斷，第二期油氣充注結束。

4.3 古近紀中期—現今

古近紀末期，源巖進入高成熟階段，整體以生凝析油為主，部分已達到大量生凝析氣階段（圖9c）。隨著第三期壓力增強，壓力系數達到1.8～2.1，一方面，長期持續超壓起到了高效保孔作用，另一方面，斷-壓高效輸導通道使得烴類和有機酸充注效率更高，沸石溶蝕作用也進一步增強，但是形成了方解石膠結，因此，在超壓保孔、沸石溶蝕、方解石膠結和壓實作用四者的共同作用下，埋深7 000 m 處依然保持了13.2 %的孔隙度，為晚期油氣的持續充注奠定了基礎，超壓主導型的油氣縱向差異運移為超深層高飽和度和高充滿度的油氣藏提供了有利的充注條件（圖8）。

5 結論及勘探啟示

1） 征沙村地區具有“溫-壓控烴、四元控儲、斷-壓控輸”的油氣成藏模式。其中，冷盆-超壓控烴機制延長了生油時窗，擴展了有效源巖的縱向分布范圍，烴源巖埋深超過8 000 m 仍然以生油為主，生凝析氣為輔，因此，超深層資源量巨大，勘探大有可為，并以找油為主；四元控儲機制拓展了優質儲層的深度下限，多種保孔增孔機制共同作用下，儲層埋深在7 000 m以下仍能保持高達13.2 %的孔隙度，突破了傳統的儲層演化認知，超深層儲層也可具備優越的儲集性能；斷-壓高能輸導通道提高了充注強度和運移效率，深層持續強超壓、淺層弱超壓或常壓系統為斷裂縱向差異輸導提供了動力條件，油氣在超深層大規模高效聚集成藏。

2） 征10 井的成功鉆探及其他盆地的勘探實踐表明，超深層油氣具有廣闊的勘探前景。超深層油氣勘探下一步的工作重點應放在以下4 個方面：①精細厘定源巖的生烴深度下限，精準評價油氣資源量，明確超深層勘探潛力；②根據冷盆超壓地質背景下的水-巖反應機理，確定不同相態的孔隙保存極限，并根據多元要素疊合，從單井擴展到平面，刻畫優質儲層的空間分布范圍；③恢復不同構造期應力場分布，利用斷-壓雙控機理，確定油氣有利的縱向富集層系；④征10 井處于背斜的構造高點位置，在精細刻畫圈閉的基礎上，尋找多種類型的超深層有效圈閉，拓展規模儲量陣地，進一步實現戰略性突破。