□ 文/中國地質調查局油氣資源調查中心 張淑怡

黨的十八大以來，我國油氣勘探開采在經濟發(fā)展速度換擋、國際原油價格大幅下跌等因素影響下，仍然保持了良好的發(fā)展勢頭，油氣資源勘探投入保持基本穩(wěn)定，“穩(wěn)定東部、發(fā)展西部、加快海域”的油氣勘探開發(fā)格局正在形成。2012—2016年，全國油氣資源勘探投資3442億元，較上一個5年增加12.6%，并在經歷2016年低谷之后于2017年開始止跌回升；全國石油儲量基本穩(wěn)定，累計探明地質儲量57億噸，年均探明11.4億噸；石油產量穩(wěn)步增長，年均產量2.08億噸；天然氣儲量產量快速增長，累計探明地質儲量3.92萬億立方米，年均探明7849億立方米，年均產量1192億立方米；非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)加速推進，頁巖氣、煤層氣邁入產業(yè)化商業(yè)化生產階段。

但不可回避的是，隨著油氣勘探開發(fā)的深入，我國面臨剩余資源品質變差、勘探開發(fā)難度加大、投資和工作量大幅下滑、石油產量下降、天然氣產量增速放緩等嚴峻挑戰(zhàn)。全國主要油氣田整體處于“雙高”階段，油氣產量和經濟性遞減。未來一個時期，我國油氣勘探重點將轉向深層油氣資源。雖然近年來我國深層油氣勘探取得一些成果，但深層油氣資源處于疊合盆地下構造層，成藏歷史復雜、儲層非均質性強，多屬于高溫高壓級鹽下封閉體系，這些特點將給深層油氣規(guī)?？碧介_發(fā)帶來巨大挑戰(zhàn)，一些基本科學問題長期沒有得到徹底解決，隨著勘探開發(fā)實踐向縱深發(fā)展，油氣地質理論與勘探技術在盆地深層的不適應性將日益凸顯。

成藏過程復雜制約勘探方向選擇

目前埋深大于4500米的深層油氣資源已成為全球油氣增儲上產重要領域，已發(fā)現的深層油氣儲量占世界總儲量的40%。近5年我國深層石油產量從1.21億噸增至1.5億噸；深層天然氣產量從1054億立方米增至1400億立方米，上升空間大、速度快。

我國超深層及古老地層油氣勘探潛力巨大。以庫車、元壩大型氣田為代表，超深層（＞7000米）天然氣儲量規(guī)模超萬億立方米；塔北—塔中過渡帶（7200—7500米）、庫車克深—大北（6900—7500米）等為代表的超深層石油取得重大突破；以四川盆地安岳特大型氣田為代表，元古界—寒武系天然氣儲量規(guī)模超過1.56萬億立方米，展示了我國疊合盆地超深層油氣勘探開發(fā)的巨大潛力。在技術層面，我國已完成一批高難度超深井，亞洲最深井馬深1井（8418米）、東部最深井勝科1井（7026米）、西部最深井塔深1井（8404米）、克深氣田克深7井（8023米）和克深902井（8038米）等，推動了我國石油行業(yè)超深井鉆井技術向高難度發(fā)展。

但在深層、超深層油氣調查方面，仍存在很多有待逐步解決的理論問題，需要進一步開展科技攻關。比如我國超深層油氣到底有多少資源？分布在哪里？是否存在無機成因氣、有機無機復合生烴等新類型油氣資源？與此相關的科學問題包括超深層及古老地層油氣成藏機理、資源潛力和油氣富集區(qū)等。目前勘探實踐揭示，疊合盆地深層發(fā)現的天然氣往往是不同成因類型天然氣在同一盆地并存，油氣來源非常復雜。油氣科研工作者開展大量探索性研究，在深層油氣來源與成因方面取得了重要認識成果，認為大型疊合盆地深層發(fā)現的大量液態(tài)石油與高溫裂解氣主要來源于盆地深層，提出了多種成因機制或多種成因機制并存，這包括烴源巖干酪根熱裂解、瀝青熱裂解成因、原油裂解成因、分散液態(tài)烴裂解、烴源巖內滯留液態(tài)烴“接力生氣”等；疊合盆地深層古油藏原油裂解成氣的觀點獲得比較多的認可，四川盆地發(fā)現的天然氣主體來源于古油藏原油裂解氣，而塔里木盆地塔中地區(qū)也以原油裂解氣為主（占總天然氣儲量87%），而干酪根熱裂解成因氣僅為13%。但是，古老高過成熟烴源巖在高溫、高壓環(huán)境下生烴機理尚不明確，對分散液態(tài)烴成氣潛力評價還未形成有效手段，發(fā)生過原油裂解的古油藏的分布難以確定，致使深層油氣來源和相對貢獻確定難度更大，進一步制約深層油氣資源潛力與勘探領域評價。

近期勘探實踐表明，我國含油氣盆地深層發(fā)育優(yōu)質儲層，但深層儲層成巖作用強烈，多已進入成巖晚期，儲層物性好壞受控于原始沉積相帶和后期埋藏過程中的成巖演化、構造疊加和深部熱流體綜合作用，隨著成巖作用將強和疊加，孔隙由組構選擇性逐漸向非組構選擇性轉變，優(yōu)質儲層形成和分布雖然仍明顯受控于原始的沉積相帶，但明顯受后期構造變動影響，還與更為復雜的流體類型（熱液、有機酸等）有關，中淺層發(fā)育孔隙類型在深層可能會消失并且可能形成新孔隙類型，導致深層儲層特征和孔隙發(fā)育的主控因素復雜多樣，對儲層規(guī)模發(fā)育主控因素和分布規(guī)律研究和預測帶來挑戰(zhàn)。

深層油氣藏既有多源的復合與疊加，也有多期成藏過程的復合與疊加，除受常規(guī)烴源巖、構造背景、規(guī)模儲集體、區(qū)域蓋層四大地質要素控制之外，還受深部古油藏聚集帶、繼承性古構造及有利構造區(qū)帶等多種地質要素控制。厘清深層油氣復合成藏機理、機制及富集規(guī)律面臨三個方面難題：一是深層大油氣田成藏條件與成藏背景面臨基礎地質問題，包括烴源的規(guī)模性、有效性與成藏貢獻，優(yōu)質儲層的形成、演化與成藏期成藏演化過程的關系，高溫壓條件下油氣聚集運聚機制等；二是深層油氣成藏與分布問題，包括深部與中淺層油氣成藏的動力學邊界條件判識、深部和中淺層油氣成藏過程的疊加與復合、深部油氣富集主控因素與分布模式等；三是深部油氣分布預測評價技術，包括深部成藏動力學機制與成藏過程模擬技術、油氣成藏與分布建模技術、油氣層識別與描述技術、油氣檢測技術，以及地質—測井—地球物理一體化預測評價技術等，這些難題制約了油氣勘探方向和目標選擇。

高成本勘探制約油氣層識別精度和規(guī)模動用

深層地質環(huán)境復雜，難鉆地層多，巖體力學行為的不確定性和難預知性，加上工具材料適應能力有限，致使深層鉆井復雜事故多，鉆完井周期長，是深層油氣鉆井共同面臨的生產難題。這主要包括五個方面：一是高溫問題對鉆井液、固井水泥漿、鉆桿與套管、鉆頭、井下測量儀器等均造成巨大挑戰(zhàn)；二是高壓導致必須使用高密度鉆井液及超高密度水泥漿，影響破巖效率，增加固井難度；三是深層難鉆地層增多，可鉆性更差，破巖效率更低，井筒不穩(wěn)定；四是深度增加，井身結構層次增多（如塔里木盆地和四川盆地深層最多達6層），配套工具缺乏，施工效率下降；五是深層大量采用特殊工藝井（如水平井、大位移井），對儀器工具性能提出更高要求，井壁穩(wěn)定性問題更加突出。

高溫壓小井眼測井技術不成熟，制約了油氣層識別精度。深層油氣最重要的特點就是埋深大、高溫、高壓，深度最深可達8000米以上，溫度最高達到200攝氏度以上，井底壓力最大達180兆帕以上，深層油藏信息采集給成像測井裝備提出嚴峻挑戰(zhàn)。由于深層儲層具有強非均值性、儲集空間多元組合化、油氣水分布復雜等特點，對基于測井資料評價儲層帶來挑戰(zhàn)。但隨著技術進步，小井眼電成像、偶極聲波和核磁共振等新型測井逐漸完善，對儲層的直觀描述越來越清晰，儲層評價資料和參數越來越豐富可靠，逐漸解決了深層儲集體的縫洞識別和評價相關測井技術問題，但在裂縫延展性評價、儲層參數精確計算、儲層有效性評價、開發(fā)期流體性質識別等關鍵技術上仍存在很多難點，急需創(chuàng)新深層洞型儲層超高溫高壓測井采集和體成像綜合評價技術體系，為深層油氣層識別、儲層改造提供測井技術保障。

開發(fā)方式及采油采氣技術裝備不適應，制約了有效開發(fā)和規(guī)模動用。截至2016年底，我國累積探明深層石油地質儲量為14.5億噸，動用地質儲量為7.16億噸，動用率為49.3%。深層碎屑巖原油儲量以渤海灣盆地及塔里木盆地為主，渤海灣盆地6億噸探明油氣儲量中，動用地質儲量為1.7億噸，動用率僅有27.8%；塔里木盆地探明儲量為1.5億噸，雖然動用率達100%，但是標定采收率僅為33.19%。因此，對于碎屑巖油藏，東部地區(qū)關鍵問題是提高儲量動用率，西部地區(qū)關鍵問題是提高原油采收率。而深層碳酸鹽巖原油儲量主要集中在塔里木盆地，探明地質儲量為3.27億噸，動用地質儲量為0.58億噸，動用率僅有17.7%。國內深層天然氣探明地質儲量達1.8萬億立方米，動用地質儲量為6464億立方米。深層碎屑巖氣藏主要分布于塔里木盆地，探明地質儲量為5858億立方米，動用儲量為2267億立方米，除迪那2氣田已正式投入生產外，大北氣田、克深氣田建產難度也比較大。深層碳酸鹽巖氣藏主要包括四川盆地的寒武系龍王廟組氣藏、寒武系燈影組氣藏，以及塔里木盆地塔中1號氣藏，雖然這些氣藏部分完成開發(fā)方案或正在開發(fā)，但是氣水條件復雜或單井產量變化大，開發(fā)難度比較大。

深層油氣動用率低，主要是深層儲層強非均質性導致有效儲層分布及其連通性識別困難，敏感性強導致深層油藏提高采收率技術手段不成熟，深層油藏特有的高溫、高壓、高鹽特征導致油藏在進入中高含水期以后含水上升快、控制難度很大；深層碳酸鹽巖儲層總體非均質性強，儲層孔、洞、縫儲集能力決定了氣井穩(wěn)產能力，但異常高壓條件孔洞縫不同配置模式與氣井滲流能力及高產穩(wěn)產的關系不明確。除開發(fā)方式不適應外，深層開發(fā)工程技術也面臨挑戰(zhàn)，主要表現在深層碳酸鹽巖儲層溫度高，酸蝕有效縫長難以覆蓋動態(tài)縫長；深層碳酸鹽巖儲層具有埋藏深、低孔滲、跨度大、非均質性強、破裂壓力高等特點。需研發(fā)耐高溫低摩阻工作液體系，結合機械分層分段、暫堵分層分段、縫內轉向、全裂縫有效酸蝕和復合酸壓等工藝技術，形成深層Ⅱ類、Ⅲ類碳酸鹽巖儲層提高改造體積技術。要實現“水堵得住，油流得出”，需要針對高含水大尺度通道，研發(fā)低風險耐高溫高鹽化學封堵體系。深層天然氣通常具有高溫、高鹽，以及高含硫特點，需研發(fā)抗高溫、高鹽、耐酸性氣體與凝析油泡排劑，建立深層氣井積液診斷評價方法，形成深層氣井排水采氣工藝，解決“三高”氣井排水采氣問題。

深層油氣勘探開發(fā)是未來發(fā)展方向

未來一個時期，全球油氣勘探或將發(fā)生以下變化：一是目前已出現的國際油價穩(wěn)步上升將對油氣勘探投資產生推力。油氣勘探被低迷油價制約已有3年，其“V”形反轉或將產生驚人力量。二是經過幾年緊縮投資，全球石油公司儲量基礎均被不同程度削弱，也需要松綁勘探投資以保證儲采比、儲量替代率得到改善，風險勘探投入可能呈現一定程度增長態(tài)勢。三是深層油氣勘探是未來石油公司獲得大發(fā)現的方向，也是石油公司勘探奮斗的目標。但是考慮到油價上浮空間有限，在兼顧追求發(fā)現和控制風險雙重目標的管理之下，石油公司深層油氣勘探戰(zhàn)略會發(fā)生重大調整，跨界合作與聯合勘探運營模式會不斷得以鞏固和加強。

目前我國深層油氣資源集中于三大領域六大盆地。陸上深層油氣資源集中于“深層碳酸鹽巖”“深層碎屑巖”，以及“深層火山巖”三大領域，主要分布在塔里木盆地、四川盆地、鄂爾多斯盆地、渤海灣盆地、松遼盆地及準噶爾盆地，六大盆地深層油氣資源量約占陸上深層油氣資源總量40%。深層碳酸鹽巖領域，已成為“十三五”油氣勘探重點，主要分布在塔里木盆地、鄂爾多斯盆地，以及四川盆地，包括6個現實勘探領域“哈拉哈塘碳酸鹽巖縫洞體系”“塔中奧陶系丘灘相白云巖”“鄂爾多斯奧陶系鹽上白云巖”“川中古隆起震旦系—寒武系丘灘白云巖”“川北—川西北長興組—飛仙關組礁灘”“川西泥盆系—下二疊統(tǒng)白云巖”；5個接替領域“塔中寒武系鹽下白云巖”“古城南北壘帶下古生界白云巖”“鄂爾多斯奧陶系鹽下白云巖”“川中古隆起外圍震旦系—寒武系—下二疊統(tǒng)丘灘白云巖”“蜀南—川東震旦系—寒武系丘灘白云巖”；5個準備領域“滿西低隆寒武系鹽下”“巴楚寒武系鹽下”“鄂爾多斯東部奧陶系”“鄂爾多斯中新元古界裂陷槽”“川東北震旦系—寒武系丘灘白云巖”。

深層碎屑巖領域“十三五”期間仍可為勘探發(fā)展做出重要貢獻，其中石油資源量為8億噸，天然氣資源量為5萬億立方米，主要分布在庫車白堊系、川中—川西須家河組以及準噶爾腹部侏羅系—白堊系。接替勘探領域面積為34平方千米，石油資源量為40億噸，天然氣資源量為8萬億立方米，主要分布在渤海灣盆地、塔里木盆地、準噶爾盆地及松遼盆地。

陸上深層將是未來油氣開發(fā)重要領域，目前處于開發(fā)初始階段或試驗階段，因此儲量動用率較低。但隨著深層油氣開發(fā)推進，陸續(xù)建成一批以深層為主的油氣田，如普光氣田、元壩氣田、安岳氣田、克深氣田、塔河油田等，預計2020年，深層天然氣產量將增至1500億立方米。

當前，全球新一輪產業(yè)革命正在興起，已邁向工業(yè)技術4.0時代，技術創(chuàng)新空前活躍，保持技術領先地位和理論認識突破是油氣行業(yè)發(fā)展壯大的保障。深層作為重要的油氣資源戰(zhàn)略接替領域，亟需從國家層面列為重點研發(fā)計劃，集中相關油氣公司、石油院校及科研單位研究力量，攻克制約深層發(fā)展的重大基礎理論和共性技術難題，集成涉及深層領域相關成果，構建深層油氣勘探開發(fā)理論、技術體系，支撐深層領域快速發(fā)展。