隨著全球油氣工業的發展，油氣勘探地域由陸地向深水、目的層由中淺層向深層和超深層、資源類型由常規向非常規快速延伸，石油工業發展具有戰略性的"三新"領域可以歸納為:水深大于3000m的海洋超深水等新區；埋深超過6000m的陸地超深層等新層系；儲集層孔喉直徑小于1000nm的超致密油氣等新類型。

深層將是石油工業未來最重要的發展領域之一，也是中國石油引領未來油氣勘探與開發最重要的戰略現實領域。

本文基于前人及筆者研究成果，梳理在深層油氣生成與保存條件、儲集層形成機理、勘探潛力與油氣資源評價及勘探工程技術方面取得的一系列新認識、新進展，并從地質認識和技術需求兩方面指出深層油氣勘探開發需要解決的關鍵問題。

1、全球深層油氣勘探重大發現

關于深層的定義，不同國家、不同機構的認識差異較大。目前國際上相對認可的深層標準是其埋深大于等于4500m。2005年，中國國土資源部發布的《石油天然氣儲量計算規范》中規定：

將埋深為3500～4500m的地層定義為深層，埋深大于4500m的地層定義為超深層；鉆井工程中將埋深為4500～6000m的地層作為深層，埋深大于6000m的地層作為超深層。盡管對深層深度界限的認識還不一致，但其重要性日益顯現。

目前，已有70多個國家在深度超過4000m的地層中進行了油氣鉆探，80多個盆地和油區在4000m以深的層系中發現了2300多個油氣藏，共發現30多個深層大油氣田（大油田：可采儲量大于6850×104t；大氣田：可采儲量大于850×108m3），其中，在21個盆地中發現了75個埋深大于6000m的工業油氣藏。

美國墨西哥灣Kaskida油氣田是全球已發現的最深海上砂巖油氣田，目的層埋深7356m，如從海平面算起，則深達9146m，可采儲量（油當量）近1×108t。

在成熟探區，深部層系是重要的接替領域。如中東地區，近年來多數油氣重大發現均位于深層，近10年來在3000m以深的地層中發現了Pars、Masjid、Esoleiman、Shaikan1、Kurdamir-1、Ferdows等一批巨型、特大型油氣田；

墨西哥灣近海淺水區深層勘探近年來也有大發現，利用高精度地震改善鹽下構造成像質量，對第三系Wilcox 組進行解剖分析，逐步查明該區超深層含油氣構造特征，于2009年在超深層發現了Davy Jones氣藏。

目前，全球已開發了1000多個目的層埋深在4500～8103m的油氣田，其中，美國灣岸（GulfCoast）盆地Augur油田是世界上已開發的最深油藏（埋深6511～6540m）；美國西內盆地阿納達科凹陷米爾斯蘭奇氣田（Mills Ranch Field）是世界上已開發的最深氣藏，目的層下奧陶統白云巖埋深7663～8103m，孔隙度為5%～8%，平均滲透率為7×10?3μm2，單井產氣量為6×104m3/d，可采儲量365×108m3。

中國陸上油氣勘探不斷向深層-超深層拓展，進入21世紀，深層勘探獲得一系列重大突破：在塔里木發現輪南-塔河、塔中等海相碳酸鹽巖大油氣區及大北、克深等陸相碎屑巖大氣田；在四川發現普光、龍崗、高石梯等碳酸鹽巖大氣田；在鄂爾多斯、渤海灣與松遼盆地的碳酸鹽巖、火山巖和碎屑巖領域也獲得重大發現。

東部地區在4500m以深、西部地區在6000m以深獲得重大勘探突破，油氣勘探深度整體下延1500～2000m，深層已成為中國陸上油氣勘探重大接替領域。

 

中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）的探井平均井深由2000年的2119m增長到2011年的2946m，其中，塔里木油田勘探井深已連續4年超過6000m，且突破了8000m深度關口（克深7井井深8023m）；東部盆地勘探井深突破6000m（牛東1井井深6027m）。

中國近10年來完鉆井深大于7000m的井有22口，其中，2006年以來完鉆19口，占86%。

目前鉆探最深的井是塔深1井，完鉆井深8408m，在8000m左右見到了可動油，產微量氣，鉆井取心證實有溶蝕孔洞，儲集層物性較好，地層溫度為175～180℃。

最深的工業氣流井是塔里木盆地庫車坳陷的博孜1井，7014～7084m井段在5mm油嘴、64MPa油壓條件下日產氣251×104m3，日產油30t，屬典型的碎屑巖凝析氣藏。

最深的工業油流井是塔里木盆地的托普39井，6950～7110m井段日產油95t、氣1.2×104m3。

2、深層油氣生成與保存條件認識新突破

2.1 關于烴源灶的新認識

近年來，在單一烴源灶常規生烴模式基礎上，研究擴展了中國深層海相烴源巖的生烴模式：

①針對常規海相烴源灶，將單峰式生烴模式完善為完整的雙峰式，即包括"生油"和"生氣"兩個高峰；

②提出源巖中滯留的分散液態烴在高-過成熟階段能裂解成氣、使烴源巖仍具有良好成氣潛力的新觀點。

基于上述觀點，海相烴源巖熱演化和生烴歷史應比以往認定的更長，資源總量更大。基于大量地質樣品的模擬實驗確定煤系源巖的生氣界限和潛力。實驗結果表明煤的生氣界限可以由以往認為的Ro=2.5%延伸到Ro=5.0%，在Ro>2.5%的階段仍具有約20%的生氣潛力；認為煤的最大生氣量可達300mL/g，比過去提出的150mL/g 增加1倍。

2.2 關于油層溫度的新認識

傳統觀點認為，原油在160℃開始裂解，200℃之前基本完全裂解，然而近期一些新的地質發現對傳統觀念提出了挑戰：

中國渤海灣盆地發現的牛東1井薊縣系霧迷山組潛山凝析油層底部溫度達201.1℃（對應深度6027m）；美國瓦勒維爾杰盆地帕凱特油氣田和特拉華盆地戈麥斯油氣田在4575～6100m深度范圍內發現了大量凝析油氣，部分生產層溫度高達232℃；波斯灣馬倫油田產層溫度超過230℃，俄羅斯濱里海盆地布拉海油藏在7550m深度、295℃條件下仍有液態烴聚集。


 

筆者近期通過大量原油裂解金管模擬實驗發現，原油的熱穩定性很大程度上受控于原油的組成；塔里木原油裂解實驗和地質推演結果證實，受控于原油性質和該盆地特殊的熱史條件，塔里木正常原油完全裂解的溫度門限可延伸至近230℃，深度可達6000m以上。

上述地質發現和模擬實驗結果表明，液態石油的保存深度大于傳統認識深度。

3、深層油氣儲集層形成機理的新認識

深層油氣儲集層包括碎屑巖、碳酸鹽巖、火山巖、變質巖等。深層儲集層在埋藏過程中通常經歷了較長的地質歷史時期，多次成巖事件的疊加使儲集層發育控制因素更加復雜。

3.1 深層碎屑巖儲集層發育和保持機理

國內外研究表明，5類主要因素控制深層儲集層孔隙的發育：

①壓實、壓溶、膠結及礦物體積增大的交代作用是使深層儲集層減孔的主要因素；

②溶解、破裂、收縮及礦物體積縮小的交代作用是使深層儲集層增孔的主要因素；

③顆粒包膜、油氣充注、流體超壓作用是使深層儲集層孔隙保存的主要因素；

④早期成藏、構造抬升、快速深埋等因素抑制了成巖效應，對孔隙保存具有重要作用；

⑤盆地動力場對深層儲集層成巖作用有重要影響。

上述5類因素對深部儲集層形成均有控制作用，但對于不同地質背景、不同巖性的儲集層，各種因素對孔隙影響程度差異很大，因此，確定不同地質背景、不同巖性儲集層保孔、增孔主控因素是深層儲集層研究的核心問題。

3.1.1 早期淺埋-晚期快速深埋

埋藏壓實作用是孔隙度降低的一個重要因素，其主要發生于早成巖期及中成巖早期。

根據埋藏方式，可以把深層優質碎屑巖儲集層分為早期淺埋晚期快速深埋型、長期緩慢逐漸埋藏型和短期快速深埋藏型3種，其中早期淺埋-晚期快速深埋型儲集層物性好，利于原生粒間孔保存，優質儲集層厚度大，分布廣，成巖演化程度低，油氣儲量豐度大，成巖物理模擬實驗也證實了這一認識。

實驗過程中，根據研究區儲集層巖石組成特征（如石英含量、巖屑成分及含量、長石含量等），按相似配比制成人造砂巖巖心。

利用成巖物理模擬實驗裝置，設計不同的溫壓條件，模擬儲集層沉積成巖后經受的早期慢速壓實-后期快速壓實作用，再現不同沉降階段儲集層孔隙的演化特征，量化不同孔隙類型及含量。


 

實驗結果顯示，砂巖面孔率的變化呈現出明顯的4段性特征：

第1階段為埋深0～2000m的早成巖階段，即長期的淺埋藏階段，砂巖面孔率由40%迅速減小到18%左右，該階段的減孔率（（Si?Sp）/ Si，其中，Si為初始面孔率，Sp為當前面孔率）為55%，孔隙以原生孔為主，溶蝕孔含量自埋深1000m開始逐步增加；

第2階段為埋深2000～5000m的中成巖A1階段，處于儲集層長期淺埋-后期快速深埋的過渡階段，面孔率由18%左右減小至13%左右，減孔率為27.8%，此階段原生孔快速減小、溶蝕孔快速增加，砂巖顆粒間以點-線狀接觸為主，孔隙類型以原生粒間孔為主，見較多溶蝕孔；

第3階段為埋深5000～8000m的中成巖A2-B階段，處于晚期快速深埋階段，此階段由于壓實作用的逐漸增強原生孔面孔率持續降低，溶蝕孔面孔率處于最大發育階段，總面孔率由13%降低到11%左右，減孔率為15.4%，自埋深5000m開始出現大量顆粒裂紋，砂巖碎裂對顆粒溶蝕具有促進作用并有利于孔隙連通；

第4階段為埋深8000～10000m的晚成巖階段，碎屑顆粒達到穩定堆積狀態，隨埋深增加堆積緊密程度進一步增加，原生孔含量及溶蝕孔含量逐漸降低，導致砂巖總面孔率持續降低，一般為10%左右甚至更低。

3.1.2 深埋溶蝕作用

深層儲集層溶蝕作用有兩種類型，即埋藏溶蝕和近地表風化淋濾溶蝕，且以前者為主，其對孔隙的發育貢獻最大。

埋藏溶蝕作用的產生主要與有機質成熟過程中產生的酸性水或有機酸有關，深層烴源巖成熟度一般較高（成熟-高成熟），Ro值普遍大于1.0%。

在有機質成熟過程中，干酪根熱裂解生成大量CO2，降低了地層水的pH值，使其成為酸性水，或形成大量的有機酸。

酸性水或有機酸隨泥巖的壓實而進入相鄰的砂巖中，使砂巖中的某些組分產生強烈溶蝕，形成大量的粒內溶孔和鑄模孔，并對原有粒間孔進行改造和溶蝕擴大，利于形成次生孔隙。

高溫（180℃）高壓（53MPa）溶蝕實驗表明，高溫高壓條件下砂巖快速溶蝕（溫度超過150℃后溶蝕速率增大2～3倍），有效儲集層深度界限下移，塔里木盆地克深地區的勘探實踐證明埋深超過7900m的白堊系仍發育優質碎屑巖儲集層。

近地表風化溶蝕作用主要與構造運動有關，沉積物受構造運動影響抬升、暴露于大氣水環境中，發生大氣淡水溶蝕作用，形成次生溶蝕孔，改善了深層儲集層物性，溶蝕作用程度取決于風化暴露時間和地形坡度。

塔里木盆地庫車克深202井研究結果表明，溶蝕作用縱向發育范圍距不整合面可達290m（150m內最好），其中淺層風化帶溶蝕孔隙度為0～1.0%，垂向淋濾帶溶蝕孔隙度為2.0%～5.0%，徑向潛流帶溶蝕孔隙度為1.0%～2.0%，底部滯留帶溶蝕孔隙度為0～1.0%，橫向具有成層性。

3.1.3 裂縫作用

根據巖心觀察和對井剖面裂縫分布特征的分析，發現深層儲集層中主要發育以下幾種類型裂縫，利于改善低孔砂巖儲集層物性：

①局部構造變形裂縫；

②斷裂帶裂縫；

③區域性裂縫。

大量生產實踐和研究成果表明，深層儲集層中發育的裂縫對儲集層孔隙度貢獻極小，但其對儲集層滲透性的改善作用十分明顯。
當儲集層中發育裂縫時，滲透率顯著增加，如大北202井目的層裂縫發育，砂巖儲集層未經改造，日產氣110×104m3；如果沒有裂縫對儲集層滲透性的有效改善，許多深部地層將難以成為有效儲集層，充分顯示了由于微裂縫系統的發育，使致密儲集層內相對"僵滯"的氣藏重新"活動"形成高產的作用。

3.2 深層碳酸鹽巖儲集層形成機理

中國海相沉積盆地主要發育在古生代，經過多旋回疊合和改造，油氣分布十分復雜，尤其是碳酸鹽巖層系埋藏深，儲集層較致密，非均質性強。


 

礁灘、白云巖、風化殼型儲集層是碳酸鹽巖中最重要的儲集層，其最大特點是次生孔隙發育。從儲集層物性隨深度演化關系看（見圖），總體上孔隙度和滲透率較為穩定。

由于受斷裂活動、巖溶熱液作用和白云石化作用的影響，碳酸鹽巖在8000m以深仍具有很好的儲集性能。

輪東1井在6800m深度仍發育高達4.5m的大型溶洞；塔深1井在8408m深度仍見可動油，并產少量氣。深部碳酸鹽巖優質儲集層孔隙的形成與保持受多種因素控制。

3.2.1 白云巖儲集層白云石化模式和成孔機制

白云巖儲集層的研究主要包括白云石化機理模式和孔洞成因兩方面內容。

目前可識別出4類共6種白云石化模式和6類成孔機制。

6種白云石化模式分別為：

相控型的薩布哈蒸發泵和回流-滲透2類；

成巖型的埋藏壓實排擠流和熱對流循環2類；

構造型的斷裂-熱液和生物型的微生物白云石化。

古老白云巖多經歷多期白云石化作用，如埋藏云化、構造-熱液云化可以疊合于先期所有白云石化類型之上。白云石化與溶蝕（同生期大氣淡水溶蝕、表生期巖溶和埋藏溶蝕）、構造作用的疊合更利于優質白云巖儲集層的形成。
在中國中西部含油氣盆地，目前可識別出6類成孔機制：

礦物體積減小的云化作用；

同生期大氣淡水溶蝕作用；

晚期（巖溶風化殼）大氣淡水溶蝕作用；

埋藏期含硫化合物的熱裂解作用（TDS）；

埋藏期硫酸鹽熱化學還原作用（TSR）與有機酸溶蝕作用；

埋藏期熱流體作用。

3.2.2 古巖溶儲集層成因類型

古巖溶包括淺部巖溶與深部巖溶兩大成因類型。

淺部巖溶細分為潛山巖溶、礁灘體巖溶和層間巖溶；

深部巖溶細分為順層巖溶、垂向巖溶和熱流體巖溶。

目前可作為勘探對象的古巖溶儲集層包括3種類型：

①保存較完好的溶洞，成串珠狀發育，鉆井既放空、又漏失；

②剖面上呈柱狀/墻狀、平面上呈帶狀的陷落柱，鉆井有漏失、無放空；

③剖面上規模大、平面上呈面狀的塌陷體，鉆井有漏失、無放空。

對順層、層間和垂向巖溶等新類型巖溶儲集層的識別，拓展了塔里木盆地油氣勘探領域，勘探深度增加了1000～2000m，勘探面積增加數倍。

3.2.3 早期油氣充注保存孔隙機理

塔里木盆地海相原油的充注主要發生在晚加里東期和晚海西期。該時期奧陶系儲集層整體埋深為3000～4000m，該深度范圍內原生孔隙和次生孔隙保存較好，存在足夠的儲集空間接受油氣的注入。

由于巖石孔隙中已充注油氣，故難以被壓實，孔隙得以保存。塔里木盆地碳酸鹽巖儲集層經歷了多期多類成巖作用，油氣的早期充注對儲集層孔隙度的保存具有重要意義。

3.2.4 斷裂改善深層碳酸鹽巖儲集層性能機理

從塔里木盆地深井來看，埋深大于5700m時，碳酸鹽巖儲集層中裂縫型儲集層已逐漸占據優勢，其厚度不斷增大；在7000m以深，裂縫型儲集層已成主體。

儲集層中裂縫的形成與斷裂關系十分密切：

深大斷裂附近一般發育裂縫型儲集層，且厚度大、分布廣，形成規模儲集層；

深大斷裂也是重要的油氣輸導通道，溝通了深部的烴源巖，易于成藏。

塔中Ⅰ號斷裂帶及其派生的走滑斷裂是重要的油氣源斷裂，同時斷裂形成的裂縫系統又溝通了巖溶層的孔洞，改善了儲集性能，形成了高產區，目前高產油氣井主要分布在斷裂發育區。

3.3 深層火山巖儲集層形成主控因素

中國沉積盆地內火山巖廣泛發育，且大部分位于盆地深層。

火山巖儲集層是構造作用、火山作用、成巖作用和表生-埋藏改造作用等多種因素綜合作用的結果。

中國東、西部盆地深層火山巖儲集層在發育構造背景、時代、主控因素等方面均存在較大差異，形成了原生型火山巖儲集層和次生風化型兩類火山巖儲集層。

松遼盆地下白堊統營城組火山巖噴發于大陸斷陷-拗陷期，位于斷陷內，構造環境單一，火山活動受斷裂控制。

巖性包括流紋巖、玄武巖、火山碎屑巖等，早期為中基性巖，后期為大規模酸性火山巖。

火山噴發環境以陸上為主，主要表現為中心式噴發模式。深層火山巖經歷了短期的風化作用，或未經受風化作用，火山機構保存較完整，形成原生型火山巖儲集層，儲集層主要發育于爆發相巖類組合帶中，控制火山巖儲集性的主要因素為巖性巖相、構造裂縫和酸性流體的溶蝕作用。

準噶爾盆地古生代火山噴發環境差異較大，有殘余洋盆、島弧-弧后、裂谷、山間盆地、前陸盆地等構造單元。火山巖以中基性為主，發育少量的酸性流紋巖，巖石類型以熔巖為主，其次為火山碎屑熔巖、火山碎屑巖以及沉火山巖。

火山巖儲集層的分布規律與優質火山巖相帶、風化淋濾帶、有利成巖部位密切相關：

①火山巖相分布控制了有利儲集層分布，溢流相頂部自碎角礫巖發育帶以及氣孔發育帶決定了火山巖儲集層的分布及火山噴發的期次性，決定了縱向上儲集層發育的韻律性；

②風化淋濾作用決定了優質儲集層的發育帶，風化淋濾作用對儲集層具有積極的改善作用，增大了儲集空間，提高了儲集性能，優質儲集層主要分布在風化殼以下以及每期沉積間斷期旋回的頂部；


 

③有利成巖部位是火山巖優質儲集層分布區，生烴中心和風化淋濾斜坡帶是有利儲集層的發育區，斷裂發育區是火山巖儲集層油氣的高產區，裂縫極大地改善了儲集層滲透率，提高了儲集性能。

4、深層油氣勘探潛力與油氣資源評價的新進展

深層油氣資源潛力大，尤其是天然氣資源，隨著中淺層勘探程度的不斷提高，油氣勘探目標逐漸轉向深層，是否發育有效儲集層是制約深層、超深層領域資源勘探的關鍵因素，深層油氣的勘探效益取決于油氣的富集程度及規模。

本文以4500～6000m為深層標準，大于6000m為超深層標準，初步預測，中國石油探區范圍內深層油氣資源潛力為220×108～300×108t 油當量，主要分布于碳酸鹽巖、碎屑巖和火山巖3大領域，以氣為主。

當前有深層-超深層碳酸鹽巖是未來勘探發展的重要接替領域：

塔里木盆地塔北南緣奧陶系巖溶發育區；

塔里木盆地塔中奧陶系礁灘與巖溶發育區；

鄂爾多斯盆地靖邊氣田周緣奧陶系巖溶發育區；

四川盆地川東北二疊系-三疊系礁灘體發育區；

四川盆地川東北石炭系白云巖富氣區5大現實領域，勘探面積約10×104km2；

有塔里木盆地麥蓋提斜坡奧陶系巖溶發育區；

塔中-塔北下奧陶統白云巖；

環滿加爾凹陷寒武系臺緣帶；

四川盆地川西二疊系白云巖區；

雷口坡組風化殼區；

震旦系-寒武系巖溶-白云巖區；

鄂爾多斯盆地東部鹽下白云巖區；

渤海灣盆地潛山8大接替領域，有利勘探面積約10×104km2。

深層碎屑巖資源潛力大，是未來深層油氣勘探重要領域，當前有庫車坳陷深層天然氣、四川盆地須家河組天然氣、準噶爾盆地腹部巖性地層油氣3大現實領域，勘探面積9×104～10×104km2；接替領域有渤海灣盆地深層碎屑巖油氣、塔里木盆地海相砂巖油氣、準噶爾盆地深層致密砂巖氣、塔里木盆地塔西南深層油氣、吐哈盆地臺北凹陷致密氣、三塘湖盆地致密油、松遼盆地深層致密氣，勘探面積約34×104km2。

深層火山巖具備規模成藏的基礎和條件，具有較好的油氣勘探前景。

現實領域有準噶爾盆地石炭-二疊系、松遼盆地侏羅系-白堊系、三塘湖盆地石炭-二疊系、渤海灣盆地侏羅系-古近系，勘探面積14×104km2；接替領域有塔里木盆地二疊系、吐哈盆地石炭-二疊系、四川盆地二疊系，勘探面積17.5×104km2。

5、深層油氣勘探工程技術重大進展

近年來，針對深層油氣勘探開發技術需求，對超高溫鉆井液進行了重點研究，形成了超高溫鉆井液技術體系。國內泡沫鉆井液抗高溫能力從150℃提高到350℃，形成了抗溫350℃的水基泡沫鉆井液技術，其抗溫能力比國外聚合物成膜增黏泡沫鉆井液技術高50℃。

研發了超高溫條件下成膠率高的抗超高溫納米有機土及配套的油基鉆井液關鍵處理劑，形成了抗溫250℃、密度2.60g/cm3的油基鉆井液技術，達到國外同類技術水平，實現了國內油基鉆井液處理劑基本配套，并且鉆井液可回收利用。

同時研發了分子結構中含有高電荷官能團的高溫保護劑，將水基鉆井液抗溫能力從180℃提高到240℃，形成了抗溫240℃的水基鉆井液技術，其抗溫能力比國外同類技術系列高30℃，成本僅為國外技術的30%。

此外，中國鉆機已適應超深井鉆井需求。2006年生產出9000m鉆機，2007年又生產出12000m鉆機，鉆機生產能力為超深井勘探開發提供了條件。

6、結論

目前關于深層油氣的理論認識只是階段性研究結果，仍存在很多未知領域。

從地質認識看，深層-超深層埋藏演化歷史、烴源巖演化歷史與成藏歷史長，過程復雜，資源潛力和成藏機理認識不清；

深層-超深層有效儲集層成因復雜，規模有效儲集層發育主控因素與分布規律不明確；

油氣勘探方向、勘探目標預測、深層有效儲集層裂縫和溶蝕孔洞成因機制及評價預測、深層高溫高壓環境與低孔滲介質條件及多種運聚動力影響導致的成藏理論問題等都有待深入研究。

從技術需求看，深層-超深層埋深大，地震資料信噪比和分辨率普遍偏低，勘探目標成像精度不夠，針對性的深層-超深層地震預測技術、流體評價技術、深層復雜儲集層深度改造與開發配套技術、安全快速鉆井技術需要發展和完善。

目前針對深層油氣勘探開發的工程技術亦剛起步，國內埋深達7000m的油氣藏尚未投入開發，實現高效、規模開發難度更大。

中國含油氣盆地經過多期疊加改造，深層-超深層仍發育良好儲集層，埋深可達8000m，單井產量較高、油氣藏規模大。中國深層油氣目前已進入突破發現期。今后應把深層油氣勘探開發作為實現可持續發展、影響未來的戰略領域和現實工程來組織實施。（其他作者為鄒才能，朱如凱，張云輝，張水昌，張寶民，朱光有，高志勇）