中国油气短缺促使油气勘探不断向深层拓展,塔里木每年90%以上新增储量来自平均埋深超6000 m深层,已经发现的油气藏平均深度超过6043 m,在深层碳酸盐岩地层钻探了中国最深探井和发现了埋深最深油藏,分别超过8882 m和8408 m。国内外学者对于碎屑岩油气赋存下限研究比较深入,碳酸盐岩油气藏赋存下限研究相对薄弱。塔里木深层碳酸盐岩油气勘探实践显示,即便大于8000 m的探井仍然见到有较好的储层和较好的液态烃油藏,当物性很低时又会全部钻遇干层。碳酸盐岩油藏是否存在赋存下限?假如存在,其临界条件是什么?如何表征?成因机理是什么?这些问题困扰着石油勘探家们。在我国大力提升国内油气勘探开发力度并不断向盆地深层拓展时,解决这些问题对于预测碳酸盐岩深层石油有利勘探领域,科学指引深层石油钻探具有重要意义。塔里木盆地是中国特征明显的叠合盆地,深层油气勘探走在世界前列,油气勘探主要为碳酸盐岩储层,因此,本文以塔里木盆地为例来展开深入研究。本文收集到了 IHS（IHS Markit,2020）数据库包括全球6373个碳酸盐岩储层、俄罗斯Volga-Urals盆地2778个碳酸盐岩储层、中国西部叠合盆地四川盆地、塔里木盆地5708个深层碳酸盐岩储层钻探资料。选取355块碳酸盐岩储层岩心做了压汞实验、600份烃源岩样品做了岩石热解实验。综合采用地质分析、统计分析、实验分析以及数值模拟来研究塔里木盆地深层碳酸盐储层孔渗演化特征及其油藏赋存下限。论文主要取得了以下三方面的认识:第一,根据IHS（IHS Markit,2020）资料对比分析并总结了国内外碳酸盐岩储层孔渗特征。本文分析了世界碳酸盐岩盆地的储层孔渗资料,发现其具有如下特征:整体上,随着储层的埋藏深度加大,其孔隙度和渗透率值变小。储层的孔隙度、渗透率值（P90、P50、P10和Max）均表现出相似的随着埋深增大而减小的趋势,显示碳酸盐岩储层也存在油气赋存的下限。国内外碳酸盐岩储层对比结果显示,国外的碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率值比较大,高孔和高渗储层具有比较好对应关系,而中国叠合盆地碳酸盐岩储层整体致密,储层的孔隙度和渗透率值比较小,储层孔隙度和渗透率表现出较差的相关性。第二,建立了针对中国叠合盆地碳酸盐岩储层特殊性的数值表征方法并提出了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层油藏赋存下限临界条件。本文建立了碳酸盐岩储层物理特性随埋深变化的数学模型,并通过Matlab软件模拟了本论文的研究区塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层孔隙度和密度随埋深变化规律。结果显示,下奥陶统碳酸盐岩储层的孔隙度随埋深增大时其值变小,其密度随埋深增大时变大。数值模拟的结果与实际测量的储层孔隙度及密度资料比较吻合。碳酸盐岩储层物性地质影响因素主要包括储层埋深、储层温度、储层形成的地质年代、储层所经历的构造旋回次数以及均质性等五个。当储层埋深越大、经历的构造旋回次数越多、地层年代越老、所处含油气盆地的地温梯度越高、均质性越好,储层的孔隙度值越小。综合含油层比例法、最小流动孔喉半径法、钻探结果判断法等,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层石油赋存下限临界条件:孔隙度为1.8%,渗透率为0.07 mD,孔喉半径为0.01 μm。第三,探讨了碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理。碳酸盐储层油藏赋存下限成因机理主要有两方面:储层内外毛细管力差随埋深增大而减小导致石油成藏过程结束;储层之外油气来源随埋深增大而枯竭导致石油成藏过程结束,成藏过程的结束代表着油藏赋存下限的出现。据此,确定了塔里木盆地塔中地区下奥陶统深层碳酸盐岩油藏赋存下限深度为9000 m～9200 m。油藏赋存下限临界孔隙度和深度下限具有相关性,与9000 m深度相对应。地质年代、构造旋回次数、地层温度以及均质性等四个地质因素影响盆地中油藏赋存下限深度的变化,当储层经历的构造旋回次数越多、年代越老、所处盆地地温梯度越高、储层均质性越好,油藏赋存下限深度越浅,反之越深。当前塔里木盆地塔中地区下奥陶统碳酸盐岩储层最大埋深不超过8000 m,说明当前在这套地层中开展深层碳酸盐岩油藏勘探是可行的,也是有前景的。