我国将直面深层油气勘探开发挑战

□ 文/中国地质调查局油气资源调查中心 张淑怡

党的十八大以来，我国油气勘探开采在经济发展速度换挡、国际原油价格大幅下跌等因素影响下，仍然保持了良好的发展势头，油气资源勘探投入保持基本稳定，“稳定东部、发展西部、加快海域”的油气勘探开发格局正在形成。2012—2016年，全国油气资源勘探投资3442亿元，较上一个5年增加12.6%，并在经历2016年低谷之后于2017年开始止跌回升；全国石油储量基本稳定，累计探明地质储量57亿吨，年均探明11.4亿吨；石油产量稳步增长，年均产量2.08亿吨；天然气储量产量快速增长，累计探明地质储量3.92万亿立方米，年均探明7849亿立方米，年均产量1192亿立方米；非常规油气资源勘探开发加速推进，页岩气、煤层气迈入产业化商业化生产阶段。

但不可回避的是，随着油气勘探开发的深入，我国面临剩余资源品质变差、勘探开发难度加大、投资和工作量大幅下滑、石油产量下降、天然气产量增速放缓等严峻挑战。全国主要油气田整体处于“双高”阶段，油气产量和经济性递减。未来一个时期，我国油气勘探重点将转向深层油气资源。虽然近年来我国深层油气勘探取得一些成果，但深层油气资源处于叠合盆地下构造层，成藏历史复杂、储层非均质性强，多属于高温高压级盐下封闭体系，这些特点将给深层油气规模勘探开发带来巨大挑战，一些基本科学问题长期没有得到彻底解决，随着勘探开发实践向纵深发展，油气地质理论与勘探技术在盆地深层的不适应性将日益凸显。

成藏过程复杂制约勘探方向选择

目前埋深大于4500米的深层油气资源已成为全球油气增储上产重要领域，已发现的深层油气储量占世界总储量的40%。近5年我国深层石油产量从1.21亿吨增至1.5亿吨；深层天然气产量从1054亿立方米增至1400亿立方米，上升空间大、速度快。

我国超深层及古老地层油气勘探潜力巨大。以库车、元坝大型气田为代表，超深层（＞7000米）天然气储量规模超万亿立方米；塔北—塔中过渡带（7200—7500米）、库车克深—大北（6900—7500米）等为代表的超深层石油取得重大突破；以四川盆地安岳特大型气田为代表，元古界—寒武系天然气储量规模超过1.56万亿立方米，展示了我国叠合盆地超深层油气勘探开发的巨大潜力。在技术层面，我国已完成一批高难度超深井，亚洲最深井马深1井（8418米）、东部最深井胜科1井（7026米）、西部最深井塔深1井（8404米）、克深气田克深7井（8023米）和克深902井（8038米）等，推动了我国石油行业超深井钻井技术向高难度发展。

但在深层、超深层油气调查方面，仍存在很多有待逐步解决的理论问题，需要进一步开展科技攻关。比如我国超深层油气到底有多少资源？分布在哪里？是否存在无机成因气、有机无机复合生烃等新类型油气资源？与此相关的科学问题包括超深层及古老地层油气成藏机理、资源潜力和油气富集区等。目前勘探实践揭示，叠合盆地深层发现的天然气往往是不同成因类型天然气在同一盆地并存，油气来源非常复杂。油气科研工作者开展大量探索性研究，在深层油气来源与成因方面取得了重要认识成果，认为大型叠合盆地深层发现的大量液态石油与高温裂解气主要来源于盆地深层，提出了多种成因机制或多种成因机制并存，这包括烃源岩干酪根热裂解、沥青热裂解成因、原油裂解成因、分散液态烃裂解、烃源岩内滞留液态烃“接力生气”等；叠合盆地深层古油藏原油裂解成气的观点获得比较多的认可，四川盆地发现的天然气主体来源于古油藏原油裂解气，而塔里木盆地塔中地区也以原油裂解气为主（占总天然气储量87%），而干酪根热裂解成因气仅为13%。但是，古老高过成熟烃源岩在高温、高压环境下生烃机理尚不明确，对分散液态烃成气潜力评价还未形成有效手段，发生过原油裂解的古油藏的分布难以确定，致使深层油气来源和相对贡献确定难度更大，进一步制约深层油气资源潜力与勘探领域评价。

近期勘探实践表明，我国含油气盆地深层发育优质储层，但深层储层成岩作用强烈，多已进入成岩晚期，储层物性好坏受控于原始沉积相带和后期埋藏过程中的成岩演化、构造叠加和深部热流体综合作用，随着成岩作用将强和叠加，孔隙由组构选择性逐渐向非组构选择性转变，优质储层形成和分布虽然仍明显受控于原始的沉积相带，但明显受后期构造变动影响，还与更为复杂的流体类型（热液、有机酸等）有关，中浅层发育孔隙类型在深层可能会消失并且可能形成新孔隙类型，导致深层储层特征和孔隙发育的主控因素复杂多样，对储层规模发育主控因素和分布规律研究和预测带来挑战。

深层油气藏既有多源的复合与叠加，也有多期成藏过程的复合与叠加，除受常规烃源岩、构造背景、规模储集体、区域盖层四大地质要素控制之外，还受深部古油藏聚集带、继承性古构造及有利构造区带等多种地质要素控制。厘清深层油气复合成藏机理、机制及富集规律面临三个方面难题：一是深层大油气田成藏条件与成藏背景面临基础地质问题，包括烃源的规模性、有效性与成藏贡献，优质储层的形成、演化与成藏期成藏演化过程的关系，高温压条件下油气聚集运聚机制等；二是深层油气成藏与分布问题，包括深部与中浅层油气成藏的动力学边界条件判识、深部和中浅层油气成藏过程的叠加与复合、深部油气富集主控因素与分布模式等；三是深部油气分布预测评价技术，包括深部成藏动力学机制与成藏过程模拟技术、油气成藏与分布建模技术、油气层识别与描述技术、油气检测技术，以及地质—测井—地球物理一体化预测评价技术等，这些难题制约了油气勘探方向和目标选择。

高成本勘探制约油气层识别精度和规模动用

深层地质环境复杂，难钻地层多，岩体力学行为的不确定性和难预知性，加上工具材料适应能力有限，致使深层钻井复杂事故多，钻完井周期长，是深层油气钻井共同面临的生产难题。这主要包括五个方面：一是高温问题对钻井液、固井水泥浆、钻杆与套管、钻头、井下测量仪器等均造成巨大挑战；二是高压导致必须使用高密度钻井液及超高密度水泥浆，影响破岩效率，增加固井难度；三是深层难钻地层增多，可钻性更差，破岩效率更低，井筒不稳定；四是深度增加，井身结构层次增多（如塔里木盆地和四川盆地深层最多达6层），配套工具缺乏，施工效率下降；五是深层大量采用特殊工艺井（如水平井、大位移井），对仪器工具性能提出更高要求，井壁稳定性问题更加突出。

高温压小井眼测井技术不成熟，制约了油气层识别精度。深层油气最重要的特点就是埋深大、高温、高压，深度最深可达8000米以上，温度最高达到200摄氏度以上，井底压力最大达180兆帕以上，深层油藏信息采集给成像测井装备提出严峻挑战。由于深层储层具有强非均值性、储集空间多元组合化、油气水分布复杂等特点，对基于测井资料评价储层带来挑战。但随着技术进步，小井眼电成像、偶极声波和核磁共振等新型测井逐渐完善，对储层的直观描述越来越清晰，储层评价资料和参数越来越丰富可靠，逐渐解决了深层储集体的缝洞识别和评价相关测井技术问题，但在裂缝延展性评价、储层参数精确计算、储层有效性评价、开发期流体性质识别等关键技术上仍存在很多难点，急需创新深层洞型储层超高温高压测井采集和体成像综合评价技术体系，为深层油气层识别、储层改造提供测井技术保障。

开发方式及采油采气技术装备不适应，制约了有效开发和规模动用。截至2016年底，我国累积探明深层石油地质储量为14.5亿吨，动用地质储量为7.16亿吨，动用率为49.3%。深层碎屑岩原油储量以渤海湾盆地及塔里木盆地为主，渤海湾盆地6亿吨探明油气储量中，动用地质储量为1.7亿吨，动用率仅有27.8%；塔里木盆地探明储量为1.5亿吨，虽然动用率达100%，但是标定采收率仅为33.19%。因此，对于碎屑岩油藏，东部地区关键问题是提高储量动用率，西部地区关键问题是提高原油采收率。而深层碳酸盐岩原油储量主要集中在塔里木盆地，探明地质储量为3.27亿吨，动用地质储量为0.58亿吨，动用率仅有17.7%。国内深层天然气探明地质储量达1.8万亿立方米，动用地质储量为6464亿立方米。深层碎屑岩气藏主要分布于塔里木盆地，探明地质储量为5858亿立方米，动用储量为2267亿立方米，除迪那2气田已正式投入生产外，大北气田、克深气田建产难度也比较大。深层碳酸盐岩气藏主要包括四川盆地的寒武系龙王庙组气藏、寒武系灯影组气藏，以及塔里木盆地塔中1号气藏，虽然这些气藏部分完成开发方案或正在开发，但是气水条件复杂或单井产量变化大，开发难度比较大。

深层油气动用率低，主要是深层储层强非均质性导致有效储层分布及其连通性识别困难，敏感性强导致深层油藏提高采收率技术手段不成熟，深层油藏特有的高温、高压、高盐特征导致油藏在进入中高含水期以后含水上升快、控制难度很大；深层碳酸盐岩储层总体非均质性强，储层孔、洞、缝储集能力决定了气井稳产能力，但异常高压条件孔洞缝不同配置模式与气井渗流能力及高产稳产的关系不明确。除开发方式不适应外，深层开发工程技术也面临挑战，主要表现在深层碳酸盐岩储层温度高，酸蚀有效缝长难以覆盖动态缝长；深层碳酸盐岩储层具有埋藏深、低孔渗、跨度大、非均质性强、破裂压力高等特点。需研发耐高温低摩阻工作液体系，结合机械分层分段、暂堵分层分段、缝内转向、全裂缝有效酸蚀和复合酸压等工艺技术，形成深层Ⅱ类、Ⅲ类碳酸盐岩储层提高改造体积技术。要实现“水堵得住，油流得出”，需要针对高含水大尺度通道，研发低风险耐高温高盐化学封堵体系。深层天然气通常具有高温、高盐，以及高含硫特点，需研发抗高温、高盐、耐酸性气体与凝析油泡排剂，建立深层气井积液诊断评价方法，形成深层气井排水采气工艺，解决“三高”气井排水采气问题。

深层油气勘探开发是未来发展方向

未来一个时期，全球油气勘探或将发生以下变化：一是目前已出现的国际油价稳步上升将对油气勘探投资产生推力。油气勘探被低迷油价制约已有3年，其“V”形反转或将产生惊人力量。二是经过几年紧缩投资，全球石油公司储量基础均被不同程度削弱，也需要松绑勘探投资以保证储采比、储量替代率得到改善，风险勘探投入可能呈现一定程度增长态势。三是深层油气勘探是未来石油公司获得大发现的方向，也是石油公司勘探奋斗的目标。但是考虑到油价上浮空间有限，在兼顾追求发现和控制风险双重目标的管理之下，石油公司深层油气勘探战略会发生重大调整，跨界合作与联合勘探运营模式会不断得以巩固和加强。

目前我国深层油气资源集中于三大领域六大盆地。陆上深层油气资源集中于“深层碳酸盐岩”“深层碎屑岩”，以及“深层火山岩”三大领域，主要分布在塔里木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地及准噶尔盆地，六大盆地深层油气资源量约占陆上深层油气资源总量40%。深层碳酸盐岩领域，已成为“十三五”油气勘探重点，主要分布在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地，以及四川盆地，包括6个现实勘探领域“哈拉哈塘碳酸盐岩缝洞体系”“塔中奥陶系丘滩相白云岩”“鄂尔多斯奥陶系盐上白云岩”“川中古隆起震旦系—寒武系丘滩白云岩”“川北—川西北长兴组—飞仙关组礁滩”“川西泥盆系—下二叠统白云岩”；5个接替领域“塔中寒武系盐下白云岩”“古城南北垒带下古生界白云岩”“鄂尔多斯奥陶系盐下白云岩”“川中古隆起外围震旦系—寒武系—下二叠统丘滩白云岩”“蜀南—川东震旦系—寒武系丘滩白云岩”；5个准备领域“满西低隆寒武系盐下”“巴楚寒武系盐下”“鄂尔多斯东部奥陶系”“鄂尔多斯中新元古界裂陷槽”“川东北震旦系—寒武系丘滩白云岩”。

深层碎屑岩领域“十三五”期间仍可为勘探发展做出重要贡献，其中石油资源量为8亿吨，天然气资源量为5万亿立方米，主要分布在库车白垩系、川中—川西须家河组以及准噶尔腹部侏罗系—白垩系。接替勘探领域面积为34平方千米，石油资源量为40亿吨，天然气资源量为8万亿立方米，主要分布在渤海湾盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地及松辽盆地。

陆上深层将是未来油气开发重要领域，目前处于开发初始阶段或试验阶段，因此储量动用率较低。但随着深层油气开发推进，陆续建成一批以深层为主的油气田，如普光气田、元坝气田、安岳气田、克深气田、塔河油田等，预计2020年，深层天然气产量将增至1500亿立方米。

当前，全球新一轮产业革命正在兴起，已迈向工业技术4.0时代，技术创新空前活跃，保持技术领先地位和理论认识突破是油气行业发展壮大的保障。深层作为重要的油气资源战略接替领域，亟需从国家层面列为重点研发计划，集中相关油气公司、石油院校及科研单位研究力量，攻克制约深层发展的重大基础理论和共性技术难题，集成涉及深层领域相关成果，构建深层油气勘探开发理论、技术体系，支撑深层领域快速发展。