前沿研究丨陸上超深層油氣勘探理論進展與關鍵技術

本文選自中國工程院院刊《Engineering》2019年第3期

作者：郭旭升，胡東風，李宇平，段金寶，張學豐，範小軍，段華，李文成

來源：Theoretical Progress and Key Technologies of Onshore Ultra-Deep Oil/Gas Exploration[J].Engineering,2019,5(3):458-470.

導 語

近年來，隨著理論發展和技術進步，全球油氣勘探有向深層（4500~6000 m）、超深層（>6000 m）進軍的趨勢，深層發現了越來越多的油氣田。

中國工程院郭旭升院士科研團隊在中國工程院院刊《Engineering》中撰文指出，超深層領域油氣勘探潛力巨大，指出超深層油氣藏的有效勘探開發，離不開關鍵技術的支撐，採用最新的地震信號採集及處理、低孔滲帶預測和氣水識別等技術，使得超深層油氣得以被發現；而先進的鑽完井和油氣測試技術，則保證了這些油氣田的有效開發。文章表明，我國在超深層碳酸鹽巖和碎屑巖中發現了（超）大型油（氣）田，其中的油氣來源於多元供烴和多期充注。由於低地溫梯度或超壓作用，在超深層仍然可發育液態烴。而由於深部烴-水-巖反應或深源氣體的加入，超深層天然氣組分呈複雜化特徵。這些油氣主要儲存於原始高能礁灘或砂體沉積體中，它們具有較高的原始孔隙度。後期溶蝕、白雲巖化、破裂作用常使得次生孔隙發育，而烴類較早充注等保持性成巖作用則使得早期孔隙得以保存至今。超深層油氣成藏一般呈現近源富集和持續保存的規律。

一、引言

經過多年的油氣勘探，中淺層發現油氣田的難度越來越大。隨著理論發展和技術進步，全球油氣勘探有向深層（4500~6000 m）、超深層（>6000 m）進軍的趨勢，深層發現了越來越多的油氣田。2008年以來，超深層油氣產量大幅度增加。

超深層油氣勘探潛力巨大。全球範圍內，超深層油氣最富集的六大盆地為：墨西哥灣盆地、塔裡木盆地、南加勒比海盆地、阿拉伯盆地、桑託斯盆地及四川盆地。目前已在這些盆地發現了120個超深層油氣田，獲得大量探明儲量。

中國超深層領域也是油氣勘探的重要目標。目前已發現了幾大油氣田。本文將介紹這些勘探進展，重點分析了這些油氣田的油氣來源、儲層發育、油氣富集規律等特徵，並介紹了油氣勘探開發過程中用到的關鍵技術。

二、中國超深層領域勘探發現

目前中國的超深層勘探主要集中在四川盆地和塔裡木盆地。近年來，發現了幾個大型油氣田，如四川盆地元壩氣田以及塔裡木盆地塔河油田和克深−大北氣田。目前為止，已探明2.55×10⁹t油當量，佔資源量的11.6%（表1、圖1）。這些勘探與研究進展已被中國石油天然氣集團有限公司（China National Petroleum Corporation, CNPC）、中國地質學會（Geological Society of China, GSC）、中國石油學會（Chinese Petroleum Society, CPS）等列入中國年度「十大科技進展」（表1）。然而，超深層領域資源潛力巨大，大部分還有待發現。

表1 2010年以來國內石油超深層領域十大科技進展

圖1 中國六大主要盆地超深層領域地質資源量和探明儲量。toe：噸油當量

這些勘探發現表明，超深層油氣藏儲層類型豐富，包括碳酸鹽巖、碎屑巖和火成巖，其中以海相碳酸鹽巖和陸相三角洲相碎屑巖為主（表2）。

表2 超深層儲層類型及主要發現

（一）碳酸鹽巖儲層

中國的超深層碳酸鹽巖儲層主要分布於四川盆地和塔裡木盆地的古生界到元古界地層中。四川盆地超深層主要產出天然氣，潛力儲層在全盆地均有分布，但目前在超深層領域主要發現了元壩氣田，少部分發現位於龍崗氣田（圖2）。

圖2 四川盆地超深層大氣田分布圖

元壩氣田位於川北坳陷。天然氣主要儲存於上二疊統長興組和下三疊統飛仙關組礁灘儲層，埋深6500~7110 m， 平 均 孔 隙 度 為5.2%， 探 明 儲 量 為2.19× m^{10 11 3}，其中，CH₄含量為88.35%、H₂S含量為5.22%、CO₂含量為6.8%。在元壩氣田東南幾十公裡處，發現了龍崗礁灘氣田埋深略淺且類型基本相同的超深儲層，天然氣探明儲量為4.1×10¹⁰m³。

在川西坳陷山前帶，埋深大於6000 m的雷口坡組頂部儲層中也發現了高產氣流。其中，Yangshen-1井在雷口坡組四段日產氣達6×10⁵m³，展示了良好的勘探潛力。

塔裡木盆地超深層大油氣田主要分布於塔北、塔中（圖3），主力產層為中下奧陶統，寒武系也具有一定勘探潛力。

圖3 塔裡木盆地超深層大油氣田分布圖

塔北地區所發現的最大油田是輪南−塔河巖溶縫洞型油田。其含油麵積達2800 km²，由100多個大小不一的巖溶縫洞儲油單元組成。即使是在埋深達6000 m以上的層段，這些表生巖溶縫洞依然完好保存至今。2006年，在塔北阿克庫勒凸起東南部鑽探了深達8408 m的Tashen-1井，在寒武系優質白雲巖儲層中發現了液態烴。2014年年底，Tashen-3井區中–下奧陶統單井完鑽井深為6168.24~6724.00 m，先後發現了厚達160~350 m的古風化殼之下的縫洞體，並獲得高產油流。截至2014年年底，塔河奧陶系提交探明地質儲量為1.377×10⁹t。

在塔中，超深層油氣主要沿塔中I號斷裂帶分布。2013年，Zhongshen-1井 在6861~6944 m下 寒 武 統 肖爾布拉克組也獲得油氣突破，獲得日產1.585×10⁵m³天然氣。之後，Zhongshen-5井在6562~6671 m發現液態烴，經酸壓後用6 mm油嘴最高日產油24.17 m³、氣11 804 m³。在塔中Ⅰ號斷裂帶下盤的順託果勒低隆地區，儲層埋深一般為6600~8000 m，地層壓力達82~172 MPa，地層溫度達184~207 ℃。其中，井深達7874 m的Shuntuo-1井在奧陶系儲層中日產天然氣3.88×10⁵m³。其南邊的順南地區，在奧陶系6300~6700 m井深處鑽獲日產2.6×10⁵~1.1×10⁶m³的天然氣；其北邊的順北地區也在奧陶系發現了埋深超過6300 m的超深層石油，其中，Shunbei-1CX井日產油132 m³、氣4.5×10⁴ m³，深部熱液使得基底斷裂附近發生溶蝕，形成縫洞儲層。

（二）碎屑巖儲層

針對超深層碎屑巖儲層，我國鑽探了多口超深層鑽井，如塔裡木盆地以白堊係為目的層的Keshen-1井（8023 m）、Keshen-902井（8038 m）、Bozi-1井（7014 m）等，以上奧陶統為目的層的Adong-1井（7680 m）以及渤海灣盆地以古近係為目的層的Niudong-1井（6027 m）。目前僅在塔裡木庫車坳陷發現了克深-大北氣田。

克深−大北氣田位於塔裡木盆地庫車坳陷的克拉蘇斷裂下盤克深區帶，其碎屑巖儲層中具有豐富的天然氣資源。超深層發現了白堊系優質三角洲砂體儲層，埋深達6000~8000 m，地層壓力為88~136 MPa，地層溫度為120~184 ℃，儲層厚200~300 m，縱向疊置、橫向連片，面積為1.8×10⁴km²，孔隙度為5.7%~7.9%。其中，2008年8月28日鑽探的Keshen-2井在6573~6696 m白堊系井段獲得日產4.66×10⁵m³的工業油氣流，由此發現了克深氣田。Keshen-9井在7445~7552 m井段砂巖測試，更是獲得日產1.13×10⁵m³高產工業氣流，氣藏壓力為127.4 MPa，井口油壓為100 MPa。目前已發現14個氣藏，其中，大型氣藏5個（Keshen-8、Keshen-9、Keshen-6、Keshen-13、Bozi-1），探明儲量為8.3×10¹¹m³，控制及預測儲量為3×10¹¹m³。

另外，在松遼盆地，超深層碎屑巖儲層已實現工業開發。在渤海灣歧口地區，超深層也被確定為潛力區。

三、超深層油氣來源

超深層油氣勘探首先要解決的是油氣來源的問題。經典的「乾酪根熱解成烴理論」利用乾酪根成烴油氣地化特徵圖版，建立了油氣成因模型。但這一模型過於籠統，越來越難以解釋超深層複雜的油氣來源。經過長期的地質演化後，超深層油氣的成分異常複雜，常顯示為多種來源混合、多期形成的特徵，這是因為超深層油氣藏常具多源供烴和多期充注機制。

（一）多源供烴

超深層天然氣主要有兩大類來源，一是原油裂解，包括直接裂解成氣和裂解產物瀝青再次生烴成氣。另一種為烴源巖（乾酪根）裂解氣，烴源巖成熟後，由烴源巖（乾酪根）直接裂解成氣。

1. 原油裂解氣

烴源巖經長時間深埋達到成熟後，開始生烴；再經過運移，聚集到有效圈閉中，形成古油藏；隨著埋深進一步增加，溫度升高至160 ℃以上，古油藏開始裂解，一方面形成古氣藏，在後期構造調整與再聚集的作用下，形成現今氣藏；另一方面，原油裂解的另一產物是固體瀝青，其在熱作用下，可再次生烴，構成天然氣的另一重要來源。

古油藏或瀝青裂解可能為超深層天然氣的重要來源。對於偏腐泥型有機質，天然氣絕大部分來自於乾酪根先期生成的原油的裂解，只有少部分天然氣來自於乾酪根的裂解。

中國四川盆地的元壩長興組海相礁灘大氣田、塔裡木盆地塔中地區Zhongshen-1井寒武系鹽下氣藏等均屬於典型的原油裂解氣。通過對元壩長興組礁灘氣田天然氣的ln(C₂/C₃) – ln(C₁/C )值的變化和(δ^{2 13}C₂– δ¹³C₃)與ln(C₂/C₃)的關係分析，表明天然氣來源於上二疊統烴源巖，C₂/C₃值增大明顯，C₁/C₂值變化相對較小，且主要為原油裂解氣（圖4），儲層中可見大量焦瀝青。同位素資料分析表明，塔中的Zhongshen-1井天然氣也主要源自原油裂解。

圖4 四川盆地天然氣ln(C₂/C₃)與ln(C₁/C₂ )交匯圖（Reproduced from Ref. with permission of Marine Origin Petroleum Geology, © 2014）

2. 烴源巖（乾酪根）裂解氣

對於腐植型有機質，天然氣絕大部分是來自於乾酪根裂解。塔裡木盆地克深−大北氣田白堊系砂巖氣是乾酪根裂解氣，主要來自三疊系烴源巖，其現今Ro達到1.5%以上，達到裂解氣的形成條件。

總的來看，多源供烴理論突破了乾酪根降解生烴的已有理論框架，不僅證明超深層領域具有豐富的烴源和巨大勘探潛力，而且對其他烴源巖過成熟地區的油氣勘探具有重要指導意義。

3. 熱化學硫酸鹽還原反應作用改變氣藏組分

H₂S含量高低是不同超深層天然氣藏氣體組分的最大差異之一。天然氣藏中的H₂S不外乎以下3種來源：① 乾酪根或原油中含硫化合物的熱裂解；② 細菌或微生物的硫酸鹽還原作用（bacterial sulfate reduction，BSR）；③ 熱化學硫酸鹽還原作用（thermochemical sulfate reduction，TSR）。目前普遍認為，超深層天然氣中高濃度（>5%）的H₂S只能來源於TSR，即硫酸鹽（石膏或硬石膏）和烴類之間的反應：

元壩地區長興組超深層天然氣中H₂S與CO₂ 氣體含量較高。統計表明，元壩I區塊H₂S含量一般大於5.0%，最高在12.0%~15.0%，CO₂ 含量一般在5.0%~20.0%；元壩II區塊的H₂S含量一般在1.0%~6.0%，CO₂ 含量一般在2.5%~12.5%。儘管I、II區塊各個井區非烴氣體的含量有明顯變化，但是，各個井區H₂S與CO₂ 含量存在明顯的正相關關係，表明它們都是TSR反應的產物，是該區天然氣被化學改造的結果。

4. 深源氣體加入使天然氣組分複雜化

深部幔源或殼源如He、N₂和CO₂ 等氣體的加入會使超深層天然氣成分複雜化。大量實例表明，這些氣體本身可能具有商業開採價值。在我國所發現的深源非烴氣藏主要分布在中東部郯廬斷裂帶附近氣井中，He氣濃度超過0.05%，CO₂ 含量超80%甚至可達近100%。這些實例包括：① 蘇北黃橋二疊系CO₂ 氣田，純度達99.9%，目前探明儲量1.42 × 10¹⁰m³；② 松遼盆地萬金塔構造、遼河盆地Jie-3井氦氣含量豐富；③ 西部四川威遠氣田氦氣含量達0.1%~0.34%；④ 大南方外圍地區南盤江北緣Yang-1井氦氣含量達1.28%，Shuang-1井氦氣0.1%~1.28%。

深源氣體一般沿深大斷裂運移，進入氣藏後，使得天然氣組分中非烴氣體的含量異常，改變了氣藏的原有組分特徵。反過來，氣藏組分的複雜化增加了對超深層油氣源的判別及氣藏成藏規律的認識難度。

（二）超深層液態烴發育

地層溫度隨著埋深增加而升高，而烴類的形成和演化又與溫度密切相關。不但烴源巖的生烴過程會在一定溫度線以上趨於停止，而且在高溫條件下液態烴常會裂解成氣。因此，油氣勘探存在「生油窗」和「生烴死亡線」，絕大多數油氣儲存在地層溫度為60~120 ℃的地帶。而在超深層溫度常高於120 ℃的條件下，找到液態烴的機會非常渺茫。

然而，勘探已證實超深層仍可見液態烴。在塔裡木盆地Zhongshen-1井6000 m以下的寒武系、Tashen-1井8000 m以下的寒武系及渤海灣盆地Niudong-1井的中元古界薊縣系，均發現了液態原油。這些實例和研究成果表明，石油液態窗可隨地質條件而發生改變，特別是低地溫梯度和超壓作用常常是超深層液態烴得以發育的主要因素。

1. 低地溫梯度

超深層地層常具有高溫。但低地溫梯度盆地由於受低熱流值的控制，地層壓實作用往往較高地溫梯度盆地弱，在一定程度上使得烴源巖生烴時間滯後，有利於冷盆超深層油氣生成。由於晚期快速深埋，我國西部如塔裡木盆地具低地溫梯度（15~25 ℃·km⁻¹），在超深層仍然具備生烴能力；而東部如松遼盆地等具高地溫梯度（38~42 ℃·km⁻¹），基本無生烴能力。近期，在塔中北部順託果勒隆起的勘探發現表明，由於長期處於低地溫背景，下寒武統烴源巖在喜馬拉雅期仍處於凝析油-天然氣生成階段。甚至有學者認為，塔裡木盆地海相原油在低地溫梯度和晚期快速深埋背景下，液態石油因裂解而大量消亡的深度下限在9000~10 000 m以下，對應的儲層溫度大於210 ℃。

2. 超壓效應

超深層儲層常發育高壓。在超壓條件下，有機質的熱演化受到抑制，有機質生烴和原油裂解均會延後發育。因此，在超深層領域仍然可能形成液態石油，或被完好保存下來。

（三）多期充注

疊合盆地多期構造運動疊加，控制了多元母質的多期生烴過程。受此影響，超深層油氣藏往往具有多期充注的特徵。

超深層氣藏常來源於已聚集原油的裂解，不同演化階段、不同賦存狀態的瀝青其熱裂解及多期（一次、二次甚至三次）生烴常是深層−超深層天然氣的主要富集機制。庫車前陸盆地大北氣田白堊系超深砂巖儲層中，油氣地球化學及流體包裹體數據表明，大北地區存在兩期油和一期天然氣充注，是其高產富集的重要因素（圖5）。

圖5 大北1井螢光薄片顯示有三期油氣充注過程。（a）單偏振光；（b） （a）的螢光，其中，黃色螢光油包裹體為第一階段成熟度較低的原油充填體；（c）單偏振光焦瀝青（原油裂解產物）；（d）單偏振光；（e） （d）的螢光，其中，藍白色螢光油包裹體為第二相成熟度較高的原油充填體；（f）流體包裹體，其中，黑色氣體包裹體代表晚期天然氣充填 （Reproduced from Ref. with permission of China University of Geosciences, © 2010, and from Ref. with permission of China University of Mining and Technology, © 2015）

四、儲層形成主控因素

儲層是否發育及其規模大小是制約超深層油氣勘探成功與否的關鍵因素之一。超深埋條件下，地層一般處於高溫、高壓條件，且一般都經歷過長期、多期的構造運動和成巖作用，常常因壓實、壓溶、膠結等破壞性成巖作用而使儲層孔隙消失。

超深層儲層發育的關鍵因素要從原始孔隙發育、次生孔隙形成以及儲層孔隙的持續有效保存三個方面來理解。

（一）高能相帶控制原始孔隙發育

大型高能沉積體是大型油氣儲層形成的物質基礎。對碳酸鹽巖來講，高能沉積主要是臺地邊緣的礁灘複合體及臺內灘沉積，其沉積面積較大，初始孔隙度較高。在元壩地區，這些礁灘面積可達350 km²（圖6），原始孔隙度可高達40%。

圖6 元壩礁灘沉積模型（Reproduced from Ref. with permission of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina,© 2018）

在碎屑巖領域，高能沉積主要是三角洲和潮道砂體沉積。例如，在挪威的斯瓦爾巴特群島東部（Eastern Svalbard），中–上三疊統的潛力儲層就位於三角洲前緣和潮道砂體中。我國在塔北克深-大北氣田找到了優質三角洲砂體，厚200~300 m，孔隙度達5.7%~7.9%（圖7）。

圖7 克深−大北地區白堊紀沉積相圖（Reproduced form Ref. with permission of Natural Gas Geoscience, © 2014）

（二）次生孔隙形成機制

碳酸鹽巖、碎屑巖儲層中常發育次生孔隙。且大多數情況下，碳酸鹽巖儲層孔隙是以次生孔隙為主的。儲層次生孔隙的形成常與溶蝕、白雲巖化和破裂作用有關。

1. 溶蝕

溶蝕作用是形成次生孔隙的關鍵。在長期地質歷史過程中，地層與海水、淡水、地層水或深部熱液（熱水）接觸，常發生溶蝕作用。

準同生溶蝕作用在礁灘相儲層中常見。臺地邊緣礁灘或臺內灘因其處於古地貌高部位，對海平面的升降比較敏感。在頻繁的海平面升降過程中，礁灘儲層易發生暴露、淋濾並被大氣淡水溶蝕。這些作用過程可由C、O同位素等地球化學數據及大量的結構選擇性孔隙等反映。

與大型不整合相關的表生巖溶作用常常是大型不整合巖溶儲層、潛山儲層發育的關鍵。大型不整合之下常發育大規模溶蝕，形成巖溶型儲層。與大型不整合面相關的油氣田有很多，其中，塔河油田是中國最大的油田。

深部溶蝕作用是深層、超深層碎屑巖有效儲層形成的普遍機制。一般認為，主要通過有機質成熟產生的有機酸和無機酸等對粒間碳酸鹽膠結物和長石、巖屑等易溶組分的溶蝕，從而形成次生孔隙。不過，另一方面，伴隨著溶蝕作用的發生，也會形成自生黏土礦物和矽質膠結物等，這些產物如果留在溶蝕部位附近而未能有效帶出，則會堵塞孔隙。

但是，關於深部溶蝕在碳酸鹽巖中的貢獻，一直爭議較大。很多學者認為深埋條件下，常發生有機酸溶蝕、CO₂ 溶蝕、H₂S溶蝕或熱液溶蝕等，是深部儲層發育的關鍵。但Ehrenberg和Nadeau指出碳酸鹽巖儲層中大部分孔隙發育的差異與沉積（控制巖石組成和結構）、早期成巖作用、埋藏史和熱史有關，雖然埋藏溶蝕可能發生，但貢獻較小。

2. 白雲巖化

世界上很多地方的下古生界灰巖很緻密，而白雲巖孔隙發育。這一方面，可能是在早期開放體系下，白雲巖化過程是Mg²⁺等摩爾交代Ca²⁺，從而使得晶體體積變小，而孔隙空間變大；另一方面，白雲巖化之後，巖石的成分和結構組成發生改變，而白雲巖相對灰巖更抗壓實壓溶，因此可以更好地保存孔隙，在深部相對灰巖更易溶，且更易發生破裂，可能有更多的孔隙形成，因此，超深層白雲巖儲層品質總體優於灰巖儲層。符合這一規律的典型實例如四川盆地超深層元壩氣田長興組白雲巖儲層，我們提出了淺埋藏白雲巖化的觀點，並認為白雲巖化是超深層優質儲層發育的重要因素。

3. 破裂作用

構造裂縫不僅直接增加儲集空間，大幅度改善滲透率，而且還是多種性質流體的通道。這些通道一方面能為儲層帶來溶蝕性流體，在某個階段形成溶蝕孔洞；另一方面，也可能帶來過飽和流體，並沿斷裂、裂縫發生膠結或充填作用，這種情況下，會堵塞孔隙，並降低儲層孔滲性。

原油裂解導致超壓，巖石在局部超壓的情況下易產生大量微裂縫。這是一種特殊的破裂縫，是儲層滲透性改善的關鍵。元壩氣田處於川北坳陷與川中低緩構造帶結合部，為九龍山背斜構造帶、通南巴構造帶及川中低緩構造帶所圍限的負向構造區，處於構造應力擠壓弱變形區，不利於構造斷裂、裂縫的發育。但長興組白雲巖儲層段發育密集微細裂縫，以低角度為主，方向與區域構造應力場相關性不強，往往呈樹枝狀、放射狀或交叉網狀，其中大多被瀝青充填，而在非儲層灰巖段裂縫不發育。這種微裂縫與古油藏裂解成氣引起儲層超壓（在晚侏羅世–早白堊世壓力係數高達2.19）並導致水力破裂有關（圖8）。

圖8 原油裂解引發的水力破裂微裂縫。箭頭所指的是充滿焦瀝青的孔隙，周圍發育有微裂縫；P₃ch, Well Yuanba-204, 6550 m

（三）原始孔隙和次生孔隙的保存

原始孔隙和早期次生孔隙易被壓實、壓溶、膠結等成巖作用破壞，因此，超深層地層必須經歷有效的保持性成巖作用，才能形成超深層優質儲層。對碳酸鹽巖和碎屑巖來講，低地溫梯度、早期長期淺埋–晚期快速深埋過程、早期黏土或碳酸鹽礦物膠結、異常高壓、膏鹽效應和早期烴類充注等因素是超深層儲層孔隙得以有效保持的主要因素。

早期烴類的充注對於儲層孔隙的保持具有重要意義。烴類充注伴隨大量有機酸及含CO₂和H₂S的流體進入儲層，不僅使原有孔隙進一步溶蝕擴大，而且使孔隙流體呈弱酸性，抑制成巖膠結作用，從而有效地保存了孔隙，保護了儲層。另外，烴類進入儲層，改變了儲層巖石的潤溼性，從親水性變為親油性，並在儲層孔隙表面形成一層油膜，後期原油裂解形成的炭質瀝青附著於孔壁，均能有效地分割巖石與其他地層流體作用，從而阻礙了水-巖反應，抑制孔隙內部白雲石的自形生長與重結晶作用以及方解石和石英等顆粒的膠結，對儲層孔隙具有較好的保存作用。

五、油氣富集機制

如何理解超深層油氣藏的油氣富集機制是確定油氣勘探目標的關鍵。超深層油氣之所以能成藏，最重要的就是近源富集和持續保存機制。

（一）近源富集機制

統計發現，大中型超深層油氣田一般分布於生烴中心附近。儲層緊鄰烴源巖，則運移路徑短，油氣充注強度大，在保存條件較好的儲層發育帶往往易形成大–中型油氣田。元壩長興組臺緣礁灘氣田緊鄰二疊系吳家坪組−大隆組優質烴源巖。其中，吳家坪組烴源巖厚度為30~80 m，總有機碳（total organic carbon, TOC）含量可達2%以上，有機質生物源主要以水生生物為主，類型為IIA型。該套烴源巖具有厚度大、豐度高、類型好的特點，至早侏羅世烴源巖處於生烴高峰，加上縱向上緊鄰長興組臺地邊緣相帶儲層，有利於烴源巖初次排出的烴類進入儲層。同時，該氣田橫向上緊鄰與長興組同期異相的大隆組烴源巖。總體上兩套優質烴源巖生烴強度達3×10⁹~7×10⁹m³·km⁻²，生烴強度大，元壩是油氣運移的有利富集區。在塔裡木盆地，克深–大北地區白堊系砂巖儲層也是緊鄰庫車坳陷三疊系優質烴源巖。

（二）持續保存機制

持續保存包括良好的蓋層條件與相對穩定的構造背景。蓋層是盆地或坳陷油氣成藏的關鍵因素之一，一個盆地或坳陷中有無蓋層決定了其勘探前景。蓋層的規模（分布面積、厚度、連續程度等）及質量直接決定了油氣藏的形成、保存以及油氣藏的規模，特別是經過多期次的隆升剝蝕及構造斷裂活動，蓋層的有效性是決定性的。蓋層性質除受宏觀巖性、厚度、分布範圍及連續性影響外，還取決於巖石性質，如礦物組成（特別是黏土礦物和伊矇混層礦物）、成巖作用階段、孔隙度、滲透率（尤其是在地層條件下的孔、滲條件）、比表面積、突破壓力、封蓋高度、擴散係數等。例如，川東北元壩地區長興組氣田發育飛仙關組緻密灰巖直接蓋層及嘉陵江組–雷口坡組厚層（300~600 m）膏巖區域蓋層。克深–大北氣田古近系發育巨厚（100~1000 m）的膏鹽與泥巖組成的區域性蓋層，緻密且品質較好，突破壓力可達60 MPa，封蓋能力較好。

相對穩定的構造背景保證了早期形成的超深層油氣藏得以保存至今。元壩氣田位於龍門山北段前緣，為龍門山、米倉山和大巴山造山帶所影響的低緩構造區，總體構造變形弱，是原油裂解氣得以持續保存的關鍵。克深–大北氣田庫車前陸坳陷帶的構造相對穩定，晚期快速一次性充注形成的氣藏同樣得到較好地保存。

總之，良好的蓋層條件加上相對穩定的構造背景，是元壩大氣田與克深–大北氣田形成的關鍵成藏因素。

六、超深層勘探開發關鍵技術

超深層儲層一般埋深大、隱蔽性強，加之常位於山地地區，構造與地形複雜，地表最大高差可達1000 m以上。使用常規地震手段識別超深層儲層常存在識別率不高的問題。另外，超深層領域還具有鑽井深、層系多、壓力體系複雜、井溫高、井壁穩定性複雜、地層非均質性強等特點，常使得超深層鑽探面臨鑽井速度慢、複雜事故多、質量控制難度大、安全風險高、鑽探能力不足等問題。因此，對於超深層油氣勘探，必須要用到最新的、合適的地震勘探技術和鑽完井與測試技術。

（一）地震勘探技術

1. 地震信號採集及處理技術

要準確識別儲層，首先就要提升超深層地震資料的採集與處理水平。

採集時基於「飽和激發」理論提升了超深目的層的有效能量。處理時採用了「層析成像靜校正與分頻靜校正相結合」的方法，解決了複雜山地近地表效應難題；同時形成基於各向異性和吸收衰減介質模型的超深儲層弱信號提取與補償技術。

新的地震採集與處理技術相結合實現了複雜山地超深層礁灘儲層地震高精度、高解析度成像的技術突破。以元壩為例，相比於老資料，埋深大於6500 m的目的層有效能量提高70%以上，頻帶範圍由原來的8~50 Hz拓展到4~80 Hz，主頻提高15~18 Hz（圖9）。

圖9 過元壩28井的老（a）、新（b）地震剖面信號對比圖（Reproduced from Ref. with permission of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, © 2018）

2. 低孔高滲帶預測技術

超深層儲層埋深大，特別是碳酸鹽巖儲層經過複雜的白雲巖化、溶蝕等建設性成巖作用及壓實、膠結等破壞性成巖作用後，儲層常呈緻密化或強非均質性，孔隙結構與孔滲關係複雜。元壩地區長興組83.5%的儲層段孔隙度小於2%，但是這類低孔高滲儲層同樣可以獲得高產氣流。因此，對於低孔高滲儲層的預測是超深層油氣勘探的重要方面。

傳統的如Wyllie模型、Raymer模型等一元預測模型對於超深層碳酸鹽巖儲層的預測存在較大誤差。根據巖心巖石物理測試數據，對Sun氏模型進行簡化計算，得到描述孔隙結構的「孔構參數」。孔構參數越高，巖心裂縫越發育，滲透率越高。利用密度孔隙度-縱波速度交會圖，分區建立孔隙度-速度、孔隙度-滲透率、滲透率-孔構參數關係（圖10），提高了孔隙度預測精度，並可成功預測高滲透率儲層。

圖10 元壩地區雙元結構孔構參數-速度模型。1 mD = 0.986 923 3 µm²（Reproduced from Ref. with permission of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, © 2018）

3. 氣水識別技術

勘探實踐表明，超深層儲層氣水分布情況複雜，因此常常難以準確進行氣水識別。在元壩地區，以前主要利用疊後吸收衰減類屬性進行預測，鑽探結果與預測結果出入較大。在元壩氣田的勘探與開發過程中，開展了礁灘相碳酸鹽巖巖石物理測試，發現含氣白雲巖儲層的拉梅常數乘以密度值（λρ）比含水時下降31.59%。但是，元壩氣田礁灘氣藏平均埋深在7000 m左右，難以獲得大角度地震信息。從實際資料來看，其入射角一般就27°左右，最大不超過30°。可利用疊前二項式彈性波阻抗反演方法進行儲層含流體識別，克服缺少大角度資料的問題。最終預測元壩氣田高產富集帶面積為98.5 km²，實施的10口探井均獲日產百萬立方米高產天然氣流（圖11）。

圖11 元壩長興組生物礁儲層氣水識別與預測平面圖

（二）鑽井與測試技術

20世紀90年代以來，國內通過在塔裡木、四川盆地的攻關實踐，使得超深井鑽井技術從理論到工藝均取得了長足的發展和進步。在元壩地區，隨著鑽井裝備和配套工藝技術的不斷進步，鑽深能力逐步提高，鑽達了前人未能鑽達的地質層位。由於超深井工程地質條件的複雜性，傳統的井身結構設計方法難以保證順利完鑽，通過非常規井身結構設計技術應用，優化了超深井井身結構（表3）。增加套管層次，在鑽井過程中，淺層以氣體取代鑽井液，中深層採用配套的聚晶金剛石複合片（polycrystalline diamond compact, PDC）鑽頭+螺杆、孕鑲金剛石鑽頭+高速渦輪、扭力衝擊發生器、旋衝鑽具、混合鑽頭等，大幅度提高了鑽井速度。最新的堵漏和固井技術，則保證了鑽井的成功率。這些超深井鑽完井關鍵技術的應用，使得亞洲最深直井的記錄被刷新。

表3 某井實鑽井身結構數據表

川東北海相超深層普遍具有「四高一超」的特點，即高溫、高壓、高含硫、高產、超深。超深層油氣勘探開發工作在完井後，面臨著如何安全高效測試的難題。在對常規環空壓力響應（annular pressure-responsive，APR）測試管柱改進與提高的基礎上，元壩地區形成了以「超正壓射孔酸壓測試技術」為核心的安全高效測試技術。

採用三聯作工藝能夠縮短施工周期、有效降低測試成本（圖12），元壩1井採用密度為1.8 g·cm⁻³ 加重酸，創造了井底壓力（212 MPa）的液體加重最高紀錄。同時，為了控制氣藏高含量H₂S氣體的危害，發展了高含硫超深層試氣的地面安全控制技術，研發出防硫整體式結構、多重密封技術的FF級高壓防硫採氣井口，設計出液控式「四閘板」防硫高壓防噴器組合和安全聯動裝置，形成高壓動態井口密封技術，配套自動採集裝置，確保了元壩氣田的安全、高效開發。

圖12 射孔酸壓測試三聯作管柱示意圖（Reproduced from Ref. with permission of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, © 2018）

七、結論與展望

超深層領域油氣勘探潛力巨大。中國在超深層碳酸鹽巖和碎屑巖中發現了（超）大型油（氣）田，其中的油氣來源於多元供烴和多期充注。由於低地溫梯度或超壓作用，在超深層仍然可發育液態烴。而由於深部烴-水-巖反應或深源氣體的加入，超深層天然氣組分呈複雜化特徵。這些油氣主要儲存於原始高能礁灘或砂體沉積體中，它們具有較高的原始孔隙度。後期溶蝕、白雲巖化、破裂作用常使得次生孔隙發育，而烴類較早充注等保持性成巖作用則使得早期孔隙得以保存至今。超深層油氣成藏一般呈現近源富集和持續保存的規律。超深層油氣藏的有效勘探開發，離不開地震勘探、鑽完井和油氣測試等關鍵技術的支撐。

超深層油氣勘探起步較晚，目前，特別是面對新地區、新層系時，仍存在許多科學和技術方面的難題。這些難題包括：① 優質儲層類型及發育主控因素；② 超深埋條件下低孔-低滲儲層油氣富集規律；③ 不同類型儲層的預測技術；④ 在超深層的高溫、高壓條件下的鑽探、測試技術及相關的裝備。困難雖多，但我們相信超深層一定會成為油氣勘探開發的重要領域。

註：本文內容呈現形式略有調整，若需可查看原文。

改編原文：

Xusheng Guo, Dongfeng Hu, Yuping Li, Jinbao Duan, Xuefeng Zhang, Xiaojun Fan, Hua Duan, Wencheng Li.Theoretical Progress and Key Technologies of Onshore Ultra-Deep Oil/Gas Exploration[J].Engineering,2019,5(3):458-470.

作者介紹

郭旭升，石油天然氣地質和勘探專家，中國工程院院士。

在頁巖氣和超深層天然氣勘探領域取得突破性進展。通過複雜構造區高成熟頁巖氣成藏機理研究，提出中國南方海相頁巖氣「二元富集」規律新認識，研發預測新技術，發現了我國首個大型頁巖氣田—涪陵氣田，實現了我國頁巖氣勘探的戰略突破，為國內大規模勘探開發頁巖氣提供了理論和技術支撐。面對超深層天然氣勘探缺乏成功案例和成熟理論技術難題，提出海相碳酸鹽巖超深層天然氣富集模式，研發儲層預測技術，發現了我國首個超深層生物礁大氣田—元壩氣田，實現重大突破。也是普光氣田的主要發現者之一。

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註：論文反映的是研究成果進展，不代表《中國工程科學》雜誌社的觀點。