文/孙龙德 邹才能 朱如凯 张云辉 张水昌 张宝民 朱光有 高志勇，中国石油天然气股份有限公司 中国石油勘探开发研究院
引言
随着全球油气工业的发展，油气勘探地域由陆地向深水、目的层由中浅层向深层和超深层、资源类型由常规向非常规快速延伸，水深大于3 000 m 的海洋超深水等新区、埋深超过6 000 m 的陆地超深层等新层系、储集层孔喉直径小于1 000 nm 的超致密油气等新类型，将成为石油工业发展具有战略性的“三新”领域。深层将是石油工业未来最重要的发展领域之一，也是中国石油引领未来油气勘探与开发最重要的战略现实领域。本文基于前人及笔者研究成果，梳理在深层油气生成与保存条件、储集层形成机理、勘探潜力与油气资源评价及勘探工程技术方面取得的一系列新认识、新进展，并从地质认识和技术需求两方面指出深层油气勘探开发需要解决的关键问题。 1 全球深层油气勘探重大发现
关于深层的定义，不同国家、不同机构的认识差异较大。目前国际上相对认可的深层标准是其埋深大于等于4 500 m ；2005 年，中国国土资源部发布的《石油天然气储量计算规范》将埋深为3 500～汉语拼音卡片4 500 m的地层定义为深层，埋深大于4 500 m 的地层定义为超深层；钻井工程中将埋深为4 500～6 000 m 的地层作为深层，埋深大于6 000 m 的地层作为超深层。
尽管对深层深度界限的认识还不一致，但其重要性日益显现。目前，已有70 l型匹配多个国家在深度超过4 000 m的地层中进行了油气钻探，80 多个盆地和油区在4 000 m 以深的层系中发现了2 300 多个油气藏，共发现30 多个深层大油气田（大油田：可采储量大于6 850×104 t；大气田：可采储量大于850×108 m3），其中，在21 个盆地中发现了75 个埋深大于6 000 m 的工业油气藏。美国墨西哥湾Kaskida油气田是全球已发现的最深海上砂岩油气田，目的层埋深7 356 m，如从海平面算起，则深达9 146 m，可采储量（油当量）近1×108 t。
在成熟探区，深部层系是重要的接替领域。如中东地区，近年来多数油气重大发现均位于深层，近10led发光棒年来在3 000 m 以深的地层中发现了Pars、Masjid、Esoleiman、Shaikan1、K
urdamir-1、Ferdows等一批巨型、特大型油气田；墨西哥湾近海浅水区深层勘探近年来也有大发现，利用高精度地震改善盐下构造成像质量，对第三系Wilcox 组进行解剖分析，逐步查明该区超深层含油气构造特征，于2009 年在超深层发现了Davy Jones 气藏[7]。
目前，全球已开发了1 000 多个目的层埋深在4 500～8 103 m 的油气田，其中，美国湾岸（GulfCoast）盆地Augur 油田是世界上已开发的最深油藏（埋深6 511～6 540 m）[2]；美国西内盆地阿纳达科凹陷米尔斯兰奇气田（Mills Ranch Field）是世界上已开发的最深气藏，目的层下奥陶统白云岩埋深7 663～8 103 m，孔隙度为5%～8%，平均渗透率为7×10−3 μm2，单井产气量为6×104 m3/d，可采储量365×108m3。 中国陆上油气勘探不断向深层—超深层拓展，进入21 世纪，深层勘探获得一系列重大突破：在塔里木发现轮南—塔河、塔中等海相碳酸盐岩大油气区及大北、克深等陆相碎屑岩大气田；在四川发现普光、龙岗、高石梯等碳酸盐岩大气田；在鄂尔多斯、渤海湾与松辽盆地的碳酸盐岩、火山岩和碎屑岩领域也获得重大发现。东部地区在4 500 m 以深、西部地区在6 000 m以深获得重大勘探突破，油气勘探深度整体下延1 500～2 000 m，深层已成为中国陆上油气勘探重大接替领域[9]。
中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）的探井平均井深由2000 捕虾机电路图年的2 119 m 增长到2011年的2 946 m，其中，塔里木油田勘探井深已连续4 年超过6 000 m，且突破了8 000 m 深度关口（克深7 井井深8 023 m）；东部盆地勘探井深突破6 000 m（牛东1 井井深6 027 m）。中国近10 年来完钻井深大于7 000 m 的井有22 口，其中，2006 年以来完钻19口，占86%。目前钻探最深的井是塔深1 井，完钻井深8 408 m，在8 000 m 左右见到了可动油，产微量气，钻井取心证实有溶蚀孔洞，储集层物性较好，地层温度为175～180 ℃。最深的工业气流井是塔里木盆地库车坳陷的博孜1 井，7 014～7 084 m 井段在5 mm 油嘴、64 MPa油压条件下日产气251×104 m3，日产油30 t，属典型的碎屑岩凝析气藏；最深的工业油流井是塔里木盆地的托普39 井，6 950～7 110 m 井段日产油95 t、气1.2×104 m3。 2 深层油气生成与保存条件认识新突破
2.1 关于烃源灶的新认识
近年来，在单一烃源灶常规生烃模式基础上，研究扩展了中国深层海相烃源岩的生烃模式：
①针对常规海相烃源灶，将单峰式生烃模式完善为完整的双峰式，即包括“生油”和“生气”两个高峰；②提出源岩中滞留的分散液态烃在高—过成熟阶段能裂解成气、使烃源岩仍具有良好成气潜力的新观点[10]。基于上述观点，海相烃源岩热演化和生烃历史应比以往认定的更长，资源总量更大。
基于大量地质样品的模拟实验确定煤系源岩的生
气界限和潜力。实验结果表明煤的生气界限可以由以往认为的Ro=2.5%延伸到Ro=5.0%，在Ro>2.5%的阶段仍具有约20%的生气潜力；认为煤的最大生气量可达300 mL/g，比过去提出的150 mL/g 增加1 倍。
2.2 关于油层温度的新认识
传统观点认为，原油在160 ℃开始裂解，200 ℃之前基本完全裂解，然而近期一些新的地质发现对传统观念提出了挑战：中国渤海湾盆地发现的牛东1井蓟县系雾迷山组潜山凝析油层底部温度达201.1 ℃（对应深度6 027 m）；美国瓦勒维尔杰盆地帕凯特油气田和特拉华盆地戈麦斯油气田在4 575～6 100 m 深度范围内发现了大量凝析油气，部分生产层温度高
达232 ℃；波斯湾马伦油田产层温度超过230 ℃，俄罗斯滨里海盆地布拉海油藏在7 550 m 深度、295 ℃条件下仍有液态烃聚集[2]。笔者近期通过大量原油裂解金管模拟实验发现，原油的热稳定性很大程度上受控于原油的组成；塔里木原油裂解实验和地质推演结果证实，受控于原油性质和该盆地特殊的热史条件，塔里木正常原油完全裂解的温度门限可延伸至近230 ℃，深度可达6 000 m 以上。上述地质发现和模拟实验结果表明，液态石油的保存深度大于传统认识深度。
3 深层油气储集层形成机理的新认识
深层油气储集层包括碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩、变质岩等。深层储集层在埋藏过程中通常经历了较长的地质历史时期，多次成岩事件的叠加使储集层发育控制因素更加复杂。
3.1 深层碎屑岩储集层发育和保持机理
国内外研究表明，5 类主要因素控制深层储集层孔隙的发育：①压实、压溶、胶结及矿物体积增大的交代作用是使深层储集层减孔的主要因素；②溶解、破裂、收缩及矿物体积缩小的交代作用是使深层储集层增孔的主要因素；③颗粒包膜、油气充注、流体超压作用是
使深层储集层孔隙保存的主要因素；④早期成藏、构造抬升、快速深埋等因素抑制了成岩效应，对孔隙保存具有重要作用；⑤盆地动力场对深层储集层成岩作用有重要影响。上述5 类因素对深部储集层形成均有控制作用，但对于不同地质背景、不同岩性的储集层，各种因素对孔隙影响程度差异很大，因此，确定不同地质背景、不同岩性储集层保孔、增孔主控因素是深层储集层研究的核心问题。
3.1.1 早期浅埋—晚期快速深埋
埋藏压实作用是孔隙度降低的一个重要因素，其主要发生于早成岩期及中成岩早期。根据埋藏方式，可以把深层优质碎屑岩储集层分为早期浅埋晚期快速深埋型、长期缓慢逐渐埋藏型和短期快速深埋藏型3 种，其中早期浅埋—晚期快速深埋型储集层物性好，利于原生粒间孔保存，优质储集层厚度大，分布广，成岩演化程度低，油气储量丰度大，成岩物理模拟实验也证实了这一认识。
实验过程中，根据研究区储集层岩石组成特征（如石英含量、岩屑成分及含量、长石含量等），按相似配比制成人造砂岩岩心。利用成岩物理模拟实验装置，设计不同的温压条件，模拟储集层沉积成岩后经受的早期慢速压实—后期快速压实作用，再现不同沉降阶段
储集层孔隙的演化特征，量化不同孔隙类型及含量。实验结果显示，砂岩面孔率的变化呈现出明显的4 段性特征：第1 阶段为埋深0～2 000 m 的早成岩阶段，即长期的浅埋藏阶段，砂岩面孔率由40%迅速减小到18%左右，该阶段的减孔率（（Si−Sp）/ Si，其中，Si 恶霉灵原药为初始面孔率，Sp为当前面孔率）为55%，孔隙以原生孔为主，溶蚀孔含量自埋深1 000 m 开始逐步增加；第2 阶段为埋深2 000～5 000 m 的中成岩A1 阶段，处于储集层长期浅埋—后期快速深埋的过渡阶段，面孔率由18%左右减小至13%左右，减孔率为27.8%，此阶段原生孔快速减小、溶蚀孔快速增加，砂岩颗粒间以点—线状接触为主，孔隙类型以原生粒间孔为主，见较多溶蚀孔；第3 阶段为埋深5 000～8 000 m 的中成岩A2—B 阶段，处于晚期快速深埋阶段，此阶段由于压实作用的逐渐增强原生孔面孔率持续降低，溶蚀孔面孔率处于最大发育阶段，总面孔率由13%降低到11%左右，减孔率为15.4%，自埋深5 000 m 开始出现大量颗粒裂纹，砂岩碎裂对颗粒溶蚀具有促进作用并有利于孔隙连通；第4 阶段为埋深8 000～10 000 m 的晚成岩阶段，碎屑颗粒达到稳定堆积状态，随埋深增加堆积紧密程度进一步增加，原生孔含量及溶蚀孔含量逐渐降低，导致砂岩总面孔率持续降低，一般为10%左右甚至更低。
3.1.2 深埋溶蚀作用
深层储集层溶蚀作用有两种类型，即埋藏溶蚀和近地表风化淋滤溶蚀，且以前者为主，其对孔隙的发育贡献最大。
埋藏溶蚀作用的产生主要与有机质成熟过程中产生的酸性水或有机酸有关，深层烃源岩成熟度一般较高（成熟—高成熟），Ro 值普遍大于1.0%。在有机质成熟过程中，干酪根热裂解生成大量CO2视频聚合，降低了地层水的pH 值，使其成为酸性水，或形成大量的有机酸。酸性水或有机酸随泥岩的压实而进入相邻的砂岩中，使砂岩中的某些组分产生强烈溶蚀，形成大量的粒内溶孔和铸模孔，并对原有粒间孔进行改造和溶蚀扩大，利于形成次生孔隙。高温（180 ℃）高压（53 MPa）溶蚀实验表明，高温高压条件下砂岩快速溶蚀（温度超过150 ℃后溶蚀速率增大2～3 倍），有效储集层深度界限下移，塔里木盆地克深地区的勘探实践证明埋深超过7 900 m 的白垩系仍发育优质碎屑岩储集层。
近地表风化溶蚀作用主要与构造运动有关，沉积物受构造运动影响抬升、暴露于大气水环境中，发生大气淡水溶蚀作用，形成次生溶蚀孔，改善了深层储集层物性，溶蚀作用程度取决于风化暴露时间和地形坡度。塔里木盆地库车克深202 井研究结果表明，溶蚀作用纵向发育范围距不整合面可达290 m（150 m 内最好），其中浅层风化带溶蚀孔隙度为0～1.
0%，垂向淋滤带溶蚀孔隙度为2.0%～5.0%，径向潜流带溶蚀孔隙度为1.0%～2.0%，底部滞留带溶蚀孔隙度为0～1.0%，横向具有成层性。
3.1.3 裂缝作用
根据岩心观察和对井剖面裂缝分布特征的分析，发现深层储集层中主要发育以下几种类型裂缝，利于改善低孔砂岩储集层物性：①局部构造变形裂缝；②断裂带裂缝；③区域性裂缝。大量生产实践和研究成果表明，深层储集层中发育的裂缝对储集层孔隙度贡献极小，但其对储集层渗透性的改善作用十分明显。当储集层中发育裂缝时，渗透率显著增加，如大北202井目的层裂缝发育，砂岩储集层未经改造，日产气110×104 m3；如果没有裂缝对储集层渗透性的有效改善，许多深部地层将难以成为有效储集层，充分显示了由于微裂缝系统的发育，使致密储集层内相对“僵滞”的气藏重新“活动”形成高产的作用。
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