万米钻探工程的石油地质理论依据与勘探方向

金晓辉,孟庆强,,孙冬胜,田金强,梁世友,李 强

1.中国石化 石油勘探开发研究院,北京 102206;2.山东科技大学,山东 青岛 266590;3.中国石油大学(华东),山东 青岛 266555;4.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所,江苏 无锡 214126

油气资源是事关国民经济和社会发展的关键战略性矿产资源,为保证我国油气能源安全,必须开辟新领域。我国石油和天然气对外依存度逐年攀升,从2013年的58.9%和29.2%攀升至2022年的71.2%和40.2%,油气能源安全形势面临新挑战。经过50余年的开采,我国陆上油田含水率已超过90%,增储上产挖潜难度较大,但深层—超深层蕴含着新的发展机会。新一轮资源评价结果,中国油气资源总量为1 257×108t油当量,深层油气资源约占总量的40%,其中超过2/3分布在四川、塔里木、鄂尔多斯盆地,待探明天然气主要分布在大于4 500 m的深层领域,其已成为我国油气工业持续发展、保障国家能源安全最现实和最重要的战略接替领域。1984年9月,原地质矿产部西北石油局部署在塔克拉玛干沙漠北缘的沙参2井获高产油气流,实现了我国古生界海相碳酸盐岩油气的首次重大突破;1997年沙48井喜获高产油气流,日产原油500 t,发现了我国第一个古生界特大油田——塔河油田(探明储量14×108t),创建了碳酸盐岩油藏勘探开发理论及配套技术;2016年发现了我国第一个超深层(7 500 m)碳酸盐岩断控储集体——顺北油田。塔深5井9 017 m首次于震旦系白云岩储层试获稳定的天然气流,最大产量为4.6×104m3/d;顺北56X井保持亚洲第一深井纪录,最深钻井9 300 m。2003年普光1井喜获日产42×104m3高产气流,实现了南方海相碳酸盐岩油气勘探战略性突破。2007年10月,元坝1井喜获日产50.3×104m3高产气流,发现了全球首个超深层生物礁大气田——元坝气田。截至2022年6月,中国石化完成了71口超8 000 m的超深井钻井,创造了5次亚洲钻井垂深纪录、8次超深水平井世界纪录,钻井深度迈入9 000 m大关(表1),实现了由深井超深井到特深井的跨越,使我国超深井钻井技术走在了世界前列。

表1 我国典型深井钻井情况简表

1 古老烃源岩特征及多元生烃机理

古生界—中新元古界地层是我国三大克拉通盆地深层油气勘探的主要目标层系之一。岩相古地理重建表明,深层优质烃源岩层均发育在三大克拉通盆地跨纪转折期,具多板块等时性,新元古代冰期/间冰期大量营养物质注入导致海洋初级生产勃发,深冰后期气候带和海底氧化环境以及洋流活动促进水体交换和营养物循环,早期的原核细菌可以作为古老烃源岩重要生烃母质(生烃时限略晚),由此奠定了深层油气资源的物质基础,基于旋回地层学和地球化学证据可计算中新元古代—寒武纪有机碳堆积的速率和堆积量[1]。

传统的油气成因理论认为,温度和时间的累积作用控制着油气的形成[2],油气以干酪根热降解/裂解为主,当地层温度超过250 ℃时,干酪根绝大多数可以裂解的侧链或基团消失,几乎不产生任何烃类物质,从而进入生烃“死亡线”。但生烃动力学模拟结果表明,深层高温条件下存在多元多途径生烃过程。

超深层深埋环境、高温和复杂流体条件导致油气成因复杂多样。除有机质热演化生烃外,早期生成的原油还存在二次裂解以及烃源岩二次生烃过程[3]。同时,高温条件下油气藏中广泛的有机—无机相互作用对生烃母质具有“增烃”效果[4]。

干酪根形成的液态烃或原油可作为深层生气的重要母质来源。源内液态烃和古油藏中原油的热裂解是深层气藏的主要生气途径。原油的热稳定性很大程度上决定了深层—超深层油气相态和资源类型。早期基于中浅层油气勘探建立的生烃模式认为,当Ro>1.3%时进入湿气阶段,Ro>2.0%或温度大于190 ℃时液态烃基本完全裂解,古油藏消失。但近年来超深层的油气勘探发现了越来越多的高温油藏或凝析油藏[5-7],预示液态烃保存的温度可能高于传统认知。这主要是由于原油的热稳定性和热裂解动力学特征很大程度上受控于其组成特征[8-13]。超深层古油藏在经历长期高温深埋作用下,重组分不断向轻组分转化,经历凝析油气藏到湿气藏,再到干气藏的演化过程。基于模拟实验的原油热裂解动力学研究,揭示液态烃大量裂解的温度可达190～220 ℃[12]。表明深层存在多途径复合生气模式[4,14],这为超深层古油藏稳定保存和原油裂解气规模生成的深度下限提供了重要的理论依据(图1)。

图1 多途径复合生气模式据参考文献[11]修改。

受深部岩石圈结构和热导率影响,不同盆地的地温梯度存在明显差异,进而导致超深层油气类型截然不同(图2)。部分古生代盆地(如塔里木盆地、南里海盆地)的地温梯度仅12～22 ℃/km,6 000 m以下埋深可能还处于“生油窗”温度范围(80～150 ℃)内[15]。塔里木盆地由于天山快速隆升和库车前陆盆地发育,上覆地层的重力负荷剧增,寒武系快速沉降深埋可超过万米。但独特的“低温高压”特征,使得万米埋深的地层温度甚至不超过190 ℃,低于液态烃大量裂解的温度(190～220 ℃),这造成塔里木盆地8 000 m以深仍能保存大量液态烃(包括黑油、正常原油和凝析油气)。同时,盆地超深层的超压环境对液态烃的热裂解也能起到一定的抑制作用[16],有利于深部油藏保存。塔里木盆地古油藏完全转化为气藏的深度可达10 000 m,预示该深度以下的超深层仍具有潜在的规模原油裂解气资源。

图2 不同地区油气藏的地温梯度

四川盆地超深层温—压场表现为“高温高压”特征,地温梯度平均可达约26 ℃/km[15]。扬子板块与印度板块在晚三叠世开始汇聚碰撞,导致盆地下古生界—震旦系在侏罗纪—白垩纪快速深埋达到7 000～10 000 m,对应地层温度达220～300 ℃,远高于原油完全裂解温度,早期古油藏发生大规模原位裂解,形成干气藏。该时期的快速升温,使得超深层原油裂解持续时间短、生气速率高,从而形成超压聚集的古油藏裂解气,比如川中安岳气田龙王庙组天然气。此外,硫酸盐还原作用(TSR)也是四川盆地超深层原油大规模裂解生气并高效聚集(如普光气田)的重要途径之一。TSR作用可降低原油裂解温度20～30 ℃,促进高含H2S的油型裂解气快速生成[17]。

模拟实验证明,富氢流体在高温条件下可作为有机质生烃的重要外部氢源[18],在超深层高温条件下,水或水源H2可通过与有机质的加氢反应,快速参与有机质或烃类的裂解生气,提高天然气产率[19]。模拟实验和同位素分馏模型计算发现,富氢流体—有机质相互作用的加氢生气作用对超深层天然气的贡献量可达20%～30%[20-21]。这种外部氢源参与的加氢作用,使得有机成因天然气生气下限可延伸至Ro=3.5%。在更深部的超基性岩体中,蛇纹石化来源或幔源的H2在250～300 ℃时,可与无机碳发生费托反应生成无机气,从而作为超深层一种潜在的生气途径[22-23]。

因此,超深层的构造埋深过程、温压场和特殊化学作用决定了油气赋存深度和资源类型。机理研究揭示,超深层存在多途径生气特征(图1)。原油较高的热稳定性和深部富氢流体参与的加氢生气作用,导致天然气生成的温度和成熟度下限明显下延,预示我国克拉通盆地超深层具有大规模油气资源。

2 深埋藏过程中储集空间保持机理

早期国外学者研究认为随埋藏深度增加和时代变老,储层孔隙度逐渐降低,对深层是否存在具有商业价值的储层持怀疑态度[24-25]。近年来在塔里木盆地的塔深1、轮探1、塔深5、顺北10X、顺北84X、博孜9井以及四川盆地的元坝1、川科1、川深1、元深1、角探1等超过7 000 m的探井中,分别钻遇了有利储层发育段,并获得油气发现,突破了国外学者6 000 m埋深难以发育商业性储层的认识(图3a)。

图3 深层碳酸盐岩储层物性及岩石物性变化示意

“十二五”期间,基于普光气田上二叠统长兴组和下三叠统飞仙关组优质碳酸盐岩储层的勘探开发实践,提出沉积—成岩环境控制早期孔隙发育,构造—压力耦合控制裂缝形成,流体—岩石相互作用控制深部溶蚀与孔隙保存的认识,形成了“三元控储”碳酸盐岩储层成因模式[26],揭示超深层生物礁优质储层发育机理。认识到元坝地区埋深7 000 m发育台缘礁滩有利储层,2006年以长兴组大型生物礁滩为勘探对象,部署实施元坝1井,2007年10月,元坝1井喜获日产50.3×104m3高产气流,发现了全球首个超深层生物礁大气田——元坝气田。

碳酸盐岩溶蚀实验发现,白云岩在埋深5 000～11 000 m的流体中Ga2++Mg2+浓度有增大现象,存在“溶蚀窗效应”(图3b),稀硫酸溶蚀白云岩溶蚀窗的下线可超过10 km[27]。岩石力学和温度的变化关系(图3c)研究也表明,在这一深度段岩石抗压强度、泊松比、弹性模量也发生反转,表明储层物性变好[28]。

深埋藏过程优势相带和后期改造(表生岩溶、生烃溶蚀、断裂—热液改造等)是超深层储集空间保持的关键要素。深埋藏过程中油/沥青、天然气充注,抑制次生矿物胶结,高H2S和CO2使地层水处于酸性环境,碳酸盐胶结矿物难以沉淀,两者共同作用促使储集空间长期保持。

在塔里木探区,勘探领域从早期的风化壳岩溶储层到层间岩溶、断溶体岩溶新类型的发现,推动了勘探领域不断向万米接近。断溶体岩溶是受走滑断裂控制的一种特殊储层(图4),塔河油田位于塔里木盆地北部阿克库勒凸起的南部斜坡区,奥陶系先后经历了加里东中期、海西期、印支期—燕山期及喜马拉雅期等多期构造运动,形成了一系列不同级别、多期叠加、规模不等的断裂系统,其中加里东中晚期—海西早期及海西晚期构造运动对断裂的发育影响最大[29]。 数十年的开发实践证明,塔河油田深大断裂带不仅对油气聚集成藏具有明显的控制作用,而且深断裂体系及伴生的挤压褶皱、冲断和扭动变形等地质体,在经历加里东期—海西早期长期岩溶作用的叠加改造后,形成了形态多样的岩溶缝洞体系,表现为大规模的地下古洞穴和古喀斯特溶蚀地貌。不同尺度的断裂体系除了与常规砂岩油藏的断裂控储控藏作用具有异曲同工之外,更为特殊的意义在于,塔河油田覆盖区中—下奥陶统碳酸盐岩中的深大断裂体系, 经加里东期和海西期等多期岩溶作用改造后,沿这些深大断裂带溶蚀形成形态各异、尺度差异明显的柱状溶蚀孔缝及大型洞穴等储集空间,构成缝洞型油藏重要的一类油气储集空间。顺北油藏解剖表明,走滑断裂控储,主要储集空间为洞穴、孔洞、裂缝,裂缝横向宽度可达200～800 m,纵深300～600 m(图4)。

图4 塔里木盆地顺北走滑断裂与储层成因模式修改自文献[27]。

3 超深层油气具有独特的成藏模式

深层储层的定义不尽相同,有的学者认为埋深介于3 500～4 000 m的储层为深层储层;美国地质调查局及中华人民共和国国土资源部等机构认为埋深超过4 500 m为深层储层,埋深超6 000 m为超深层储层[30]。

现今深埋在6 000 m以深的油气藏的油气成藏模式关系到勘探评价和部署研究方向。统计分析的国内外11个盆地、18个典型油气藏的生烃史(表2)表明:除塔里木盆地S74井、二叠盆地War-Wink井、坎波斯盆地RJS-117井等5口井外,13个典型油气藏(或者井)主生烃期的埋深均小于4 500 m,但现今这些井的埋深均大于6 000 m,这表明,这些油气藏是烃源岩早期生烃之后,随后期构造运动调整至现今成藏位置。其中,阿纳达科盆地西部前渊区上泥盆统Woodford烃源岩主生烃期埋深2 500 m,其气藏现今埋深11 500 m,调整埋深高达9 000 m;与之类似,塔河油田TS5井寒武系玉尔吐斯组主生烃期埋深4 000 m,其气藏现今埋深9 107 m,调整埋深5 000余m。前人研究也表明,国内外典型深层油气藏的成藏期埋深均小于5 000 m,但部分干气藏的成藏埋深分布在5 000～6 000 m之间(图5)。这充分证明,深层油藏是烃源岩在埋深相对较浅的早期生烃、随后调整至深层成藏;而深层气藏,由于原油及干酪根裂解生气的温度要求较高,其形成埋深一般较油藏深。因此,“早期成藏、后期调整改造”的成藏模式,应是指导深层油气勘探、降低深层油气发现风险的主要勘探策略。

图5 国内外部分油气藏成藏期—埋深示意修改自文献[31]。

表2 国内外部分重点地区深层主力烃源岩主生烃期埋深与现今埋深对比

我国四川、塔里木及鄂尔多斯盆地海相深层油气资源潜力巨大。四川盆地海相深层天然气资源总量约为15.22×1012m3,其中深层筇竹寺组贡献资源量6.34×1012m3,占总资源量的42%,其中绵长裂陷槽周缘震旦系、川中古隆起周缘龙王庙组、城口海槽南侧米仓山—大巴山地区龙王庙组、川西上古生界深层等具有千亿立方米的资源规模;塔里木盆地海相深层总资源量约为152.62×108t油当量(石油资源量为98.56×108t,天然气资源量为5.41×1012m3),其中塔北隆起、塔中隆起、麦盖提斜坡中下奥陶统岩溶以及满加尔西缘中下寒武统台缘带、阿瓦提—顺托果勒中下寒武统台内滩等具有亿吨级规模的勘探领域。鄂尔多斯盆地西南缘的中新元古界近期也有重要的油气发现,具备较好的勘探潜力。另外准噶尔盆地准中深洼带、塔里木盆地的库车凹陷深层等碎屑岩领域也是万米勘探的重要领域。

4 结论与建议

(1)中国中西部四大盆地深层—超深层是未来万米油气勘探发现的重要领域,近年来,中国石化在塔里木、四川和准噶尔三大盆地超深层海相碳酸盐岩、碎屑岩等领域,完成了一批超深井,并取得了顺北、元坝等深层—超深层油气勘探重大突破,对加快深层—超深层勘探开发具有重要推动作用。

(2)我国四川、塔里木及鄂尔多斯盆地海相深层油气资源潜力巨大,蕴含有超千亿立方米天然气和超百亿吨原油的资源量。四川盆地和鄂尔多斯盆地的中新元古界以及塔里木盆地的寒武系是未来深层-超深层油气资源主要发现阵地,应加强对这些盆地及领域的油气勘探开发力度。“早期成藏、后期调整改造”的成藏模式,应是未来深层油气勘探的主要指导策略。

(3)进一步强化基础研究,是降低海相深层油气勘探风险的关键所在。海相深层油气成藏过程复杂,地层温度压力条件变化大,油气相态变化复杂,因此,需要进一步加强基础研究,深化对深层油气形成及相态变化的认识,加强深部储层有效性动态演化评价,提高深层油气成藏及分布预测准确性,才能降低勘探风险,增强勘探成功率。

致谢:论文研究过程中参考引用了中国科学院战略性先导研究“A”类项目(XDA14010000)的部分研究成果,在此表示衷心感谢!匿名审稿专家给予了中肯、详细的修改建议,使本文增色很多,在此表示感谢!

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

金晓辉统筹全文,完成初稿;孟庆强完成国内外深层油气案例分析,完成论文修改;孙冬胜参与深层油气成藏机理研究;田金强分析了深层油气成藏要素之间的关系;梁世友计算了深层油气资源量;李强参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

JIN Xiaohui coordinated the entire text and completed the first draft. MENG Qingqiang completed a case study of deep oil and gas at home and abroad, and revised the paper. SUN Dongsheng participated in the study of deep oil and gas reservoir formation mechanism. TIAN Jinqiang analyzed the relationship between deep oil and gas accumulation factors. LIANG Shiyou calculated the amount of deep oil and gas resources. LI Qiang participated in paper writing and revision. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.