含油气盆地深层—超深层油气勘探开发的科学技术问题

2023-10-13贾承造

中国石油大学学报(自然科学版) 2023年5期

贾承造

(中国石油天然气集团有限公司,北京 100007)

随着全球油气勘探理论、技术与装备的进步,全球深层—超深层油气勘探开发呈现出加快发展的态势,2000年以来全球在深层—超深层发现油气藏数量显著增长[1]。中国深层—超深层油气勘探取得巨大进展,已经是陆上深层—超深层油气勘探生产大国[2]。中国油气勘探已全面进入“深层、深水、非常规”的历史阶段。深层—超深层的油气资源具有巨大潜力,是中国石油工业上游今后发展的一个重要和主要领域。深刻认识含油气盆地深层—超深层油气地质的规律和地质特点,解决深层—超深层勘探开发的科学技术问题,是今后勘探开发的重要方向。美国地质调查局(USGS)将深度超过4 572 m的天然气定义为深层天然气资源(deep gas resources),将深度超过7 620 m的天然气定义为超深层天然气资源(ultra-deep gas resources)[3]。中国油气勘探实践中,由于地势上存在“西高东低”的三级阶梯状分布特征,东部盆地与西部盆地的地温梯度存在巨大差异。因此中国学者们将东西部含油气盆地的“深层”“超深层”概念进行区别定义:认为在东部平原及沿海地区,“深层”对应深度为3 500～4 500 m,“超深层”为大于4 500 m;在西部地区,“深层”对应深度为4 500～6 000 m,“超深层”为大于6 000 m[4-5]。深层—超深层油气勘探发展迅速,深层—超深层油气资源是近十年全球探明储量的增长主体[6-7],勘探过程中不断突破有效资源深度下限。2008—2018年,全球在4 000 m以深地层新增油气探明储量234亿t油当量,超过同期全球新增油气储量的60%,油气钻探最大深度达到12 869 m[8]。中国深层—超深层油气资源潜力巨大,但探明程度低,是未来油气勘探开发的重要现实领域[9]。根据2015年全国油气资源评价结果,中国深层—超深层油气资源达763亿t油当量,占到全国油气资源总量的35%,但目前探明程度不到15%,依然存在巨大的勘探潜力。深层—超深层已经是中国现在和未来的一个主要勘探领域。深层—超深层油气藏具有其特殊的地质背景,地质条件十分复杂。具有埋深大[10]、温度高[11]、相态复杂[12],存在异常压力[13]等特征,有着其独特的成岩、成储、成藏机制。中国面临着深层—超深层油气勘探开发的种种问题。深刻认识含油气盆地深层—超深层油气勘探开发的科学技术问题对中国的油气资源勘探开发具有重要意义。因此笔者回顾中国部分深层—超深层勘探成果,解剖4个深层—超深层勘探的实例,提出含油气盆地深层—超深层地质科学问题与工程技术问题与研究方向。

1 中国深层—超深层勘探成果

1.1塔里木盆地富满—顺北奥陶系

盆地类型为克拉通盆地深层碳酸盐岩层系,深度可达8 000～9 000 m,储层主要为断层裂缝体系和碳酸盐岩孔洞储层,属于超压、裂缝性油气藏,以轻质油、凝析油气为主。

塔里木盆地寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩分布面积超过40万km2,厚度超过3 000 m,油气资源十分丰富[14-15]。塔里木盆地深层碳酸盐岩油气勘探历经 “潜山构造—礁滩相控—层间岩溶—断控缝洞体”4个阶段[16-17]。自1988年轮南1井首次在塔北隆起发现奥陶系碳酸盐岩油气藏以来,相继发现富满、顺北等亿吨级大型油气田[18]。

2014年,跃满3井获得高产工业油气流,拉开富满地区大规模勘探开发的序幕,随后在富满油田范围内连续多年的勘探实践持续获得新发现[19]。2015—2016年,针对顺北1号断裂带部署的6口钻井全部获得高产工业油气流,宣告顺北大型油气田的发现[20]。目前塔里木盆地在富满—顺北6 000～8 200 m奥陶系已经取得重大勘探成果(表1)。建立走滑断裂“控储、控藏、控富集”成藏模式,批量井获日产千吨高产。富满区块已探明储量1.5亿t、控制储量1.66亿t、预测储量2.15亿t;顺北区块探明储量3.2亿t,落实储量10亿t资源阵地,2021年产油280万t。已形成两个10亿t规模储量原油场面。

表1 塔中-塔北地区奥陶系勘探部分井产量统计

1.2塔里木盆地库车大北克拉苏构造带

盆地类型为前陆冲断带陆相深坳陷,深度可达6 000～8 000 m,储层为裂缝改造的致密砂岩储层,属于超压裂缝性致密砂岩气藏,以湿气为主。

作为中国“西气东输”的重要气源地,克拉苏构造带位于塔里木盆地库车坳陷北部,其盐下主力储层为下白垩统巴什基奇克组,是一套埋深介于6 000～8 000 m,以细砂岩、中砂岩为主的三角洲沉积建造[21]。储层平均孔隙度介于2%～8%,其渗透率为(0.001～0.1)×10-3μm2,地层压力高达150 MPa,地层温度高达190 ℃[22]。克拉苏构造带高产井裂缝普遍发育,其渗透率可达20×10-3μm2,裂缝对储层的渗透率起到主要贡献[23]。流体测试结果表明,其产出流体甲烷含量高(体积分数平均可达85%),非烃类气体含量低(体积分数平均约为3%),不含硫化氢,具有密度低、黏度低的特征,属于典型的凝析气藏[24]。

目前塔里木盆地库车前陆冲断带深层盐下大北克拉苏构造带新发现18个大中型油气藏,发展前陆冲断带深层天然气聚集理论与勘探技术,并于库车8 000 m超深层发现2个万亿m3规模大气田,探明天然气地质储量4 436亿m3、凝析油730万t。克深8井区中10口井单井日产均超百万立方米。其中克深9井完钻井深7 550 m,单井测试日产110×104m3(图1)。

图1 拉苏构造带克深9井、克深202井和克深203井典型气藏剖面(据文献[25])

1.3 四川盆地安岳特大型气田

盆地类型为克拉通盆地古老碳酸盐岩,储层主要为碳酸盐岩孔-洞储层,属于超压、高孔、高渗常规气藏,并以干气为主。

四川盆地作为中国现代天然气工业的摇篮,也是世界上最早开发利用天然气的地区[25]。2020年,四川盆地常规天然气年产量超过300万m3,其中深层碳酸盐岩气藏天然气总产量超过250万m3,占到四川盆地常规天然气总产量的80%以上[26]。

2011年以来,位于四川盆地中部的安岳气田在寒武系龙王庙组与震旦系灯影组相继获得重大勘探突破,成为中国目前已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏[27-28]。安岳气田主要层系为震旦系灯影组与寒武系龙王庙组,埋深超过4 600 m(图2),属于古老的深层碳酸盐岩气藏[29-30]。

图2 安岳气田地层剖面

目前四川盆地安岳特大气田累计探明地质储量1.47万亿m3,形成古老碳酸盐岩天然气勘探开发技术,已建成170亿m3产能。

1.4 渤海湾盆地渤中19-6凝析气田

盆地类型为中新生代裂谷盆地,储层深度达4 500～5 500 m,属于太古界基岩潜山裂缝性储层,是富含油的裂缝性超压凝析气藏。

作为中国东部典型的裂谷盆地,渤海湾盆地断裂发育导致前新生界基底的差异性沉降,同时发育多个古潜山构造。中国海洋石油集团有限公司从20世纪70年代开始一直坚持对潜山进行探索,但在早期没有大的突破,仅发现一些中小型油气田。2005年以来转变勘探思路,认识到构造破碎和风化淋滤可能是太古界潜山优质储层的主控因素,勘探目标转向断裂活动区域。2015年,人们针对深层—超深层潜山开展探索,认为深层的太古界变质岩在多期次构造作用下具有形成优质裂缝型储层的优势条件[31]。

2019年,渤海天然气勘探获得巨大突破,渤中凹陷B19-6气田测试获得优质高产油气流,渤海湾盆地发现首个整装千亿立方米凝析气田,一举打开渤海湾盆地深层天然气勘探的新领域(图3)。目前渤中19-6新增天然气探明地质储量1 570.93亿m3、凝析油探明地质储量1.42亿t。其主要储层类型为基岩潜山裂缝性储层。渤中19-6凝析气田经历 “先油后气、浅成深埋、局部调整改造”的油气富集过程[32],在地层压力、温度升高时,地层内早期充注的原油在晚期充注的天然气中的溶解度升高,并在地层温度压力条件达到露点及以上后形成如今富油的凝析气藏[33]。

塔里木盆地富满—顺北奥陶系、塔里木盆地库车大北克拉苏构造带、四川盆地安岳特大气田以及渤海湾盆地渤中19-6大气田的成功发现标志着中国深层—超深层油气勘探已取得较大成果。中国深层—超深层油气类型主要为裂缝性油气藏以及高孔、高渗常规气藏,流体特征主要为轻质油、凝析油、湿气、干气;普遍表现为超压(表2)。

表2 中国主要深层—超深层勘探成果地质特征

2 含油气盆地深层—超深层地质科学问题

2.1 深层—超深层储层特征与形成机制

勘探实践表明,深层—超深层存在优质储层,成储是深层—超深层勘探的关键问题,储层的形成与保持机制也是学界关注的热点问题[34]。深层—超深层可分为两大类:①第一类为碳酸盐岩孔洞型储层,是主要的优质储层;②第二类为裂缝性储层,同样也是优质的储层。在裂缝性储层中,裂缝不仅是油气渗流的通道,同时也是油气赋存的主要储集空间。如裂缝在富满—大北地区是主要的储集空间[35],而库车深层的裂缝则大幅度改善储层渗透率[36]。

与碎屑岩储层相比,碳酸盐岩储层的成岩、成储历史具有很大差异。碳酸盐岩储层的演化大体可分3个阶段:①生物成岩和化学成岩阶段。在这一阶段主要形成原生孔;②近地表的淋滤溶蚀和白云岩化形成阶段。这一阶段的孔洞形成原理十分复杂,目前深层超深层已经发现能够形成常规油气藏的优质储层的储集空间80%以上主要为近地表的淋滤溶蚀保存下来的孔洞,这也是碳酸盐岩储层的主要形成类型;③后期成岩溶蚀阶段。目前的研究人员在后期成岩溶蚀、成岩作用方面投入大量精力研究[37]。但实际上,有效孔隙的形成主要是因为近地表的淋滤溶蚀孔洞和白云岩化形成的孔隙后期形成的保存作用。事实证明,原生孔后期淋滤溶蚀作用形成的孔隙占比相对较小。

碳酸盐岩储层的这种早期成岩特点决定碳酸盐岩储层强大的抗压实作用。四川盆地震旦系灯影组和寒武系龙王庙组储层中,主要有效储集空间为近地表的淋滤溶蚀作用和白云岩化形成的孔洞,且在钻进过程中,井下常见溶洞、钻井漏失放空。取芯观察中,大量的溶孔和溶洞都能从地表的淋滤溶蚀形成以后直至到达地下8 000 m以下仍能得以保存。碳酸盐岩抗压实作用非常强,深层—超深层可以见到保存良好的早期淋滤作用、溶蚀作用形成的孔洞[38-39]。

从全油气系统的观点来看,在油气成藏过程中,伴随着生油岩的演化,生烃、排烃特征不断变化,有机质从低成熟阶段演化到高成熟阶段、从生油到生气的变化,成藏过程中的一个重要问题在于与生油岩相对匹配的储层与输导层的特征演化。碳酸盐岩盆地和碎屑岩盆地相比具有很大差异。碎屑岩盆地中,上部浅埋深储集层孔隙度非常高,早期可以达到30%～40%,但在埋藏压实过程中可降至6%～8%。碳酸盐岩盆地中,在深埋藏时烃源岩演化程度较高,进入生气阶段,此时由于碳酸盐岩储层抗压实能力强,仍具有较好的孔隙度,天然气仍然能够充注、运移、聚集在碳酸盐岩储层中;但在碎屑岩盆地中,在深埋藏时由于碎屑岩储集层抗压实能力弱,此时储集层已十分致密,天然气难以充注、运移进入到致密储集层中。因此在碳酸盐岩盆地中能够发现一些具有高气油比的特大气田,但碎屑岩盆地中,由于储层在生气阶段已经演化到十分致密的程度,因此大部分气油比非常低(例如著名的松辽盆地大庆长垣)。

从目前的勘探情况来看,人们针对深层—超深层的储层问题存在几个基本认识:

(1)碎屑岩与糖粒状白云岩普遍致密化,寻找优质储层是深层—超深层勘探的主要挑战。

(2)裂缝性储层是主要的优质储层。裂缝的存在可作为主要的油气储集空间,如富满—顺北地区的深层—超深层储层;同时也可以大幅改善储层渗透率,如库车的深层储层。

(3)碳酸盐岩孔洞型储层也是主要的优质储层。深层—超深层碳酸盐岩油气藏是优质资源,也是目前主要的勘探目标。

(5)深层—超深层碎屑岩存在少量优质储层,其形成机制与预测技术需要进一步研究。

(6)碳酸盐储层在深层—超深层存在巨大的变化。如裂缝的改造、溶蚀作用提高储层的孔隙度、渗透率,而充填作用、压实作用则降低储层的品质。其变化规律需要进一步深入研究。

2.2 深层—超深层勘探目标的地质类型

深层—超深层的勘探与地质研究首先要区分深层—超深层勘探目标的地质类型。目前中国的深层—超深层油气勘探过程主要以工程为主导,在地质类型上简单地将深层—超深层以东部、中部、西部进行分类。

从地质科学的角度来看,应当从岩石强度、成岩程度-储层物性、地温梯度几个方面出发进行地质类型区分。岩石强度直接决定钻井过程中的难度,同时影响着后期压裂施工的问题;成岩强度与储层物性决定勘探目标的品质;地温梯度则影响储层与烃源岩的演化,一并影响着钻井、测井过程中一系列的适应温度问题。

针对深层—超深层勘探目标地质类型的区分。本文中认为应该区分为两大类(表3):一类为古老克拉通,其主要特点为古老地层、碳酸盐岩层系、中低地温梯度;一类为中新生界的凹陷,而中新生界凹陷可进一步分为陆内深凹陷与陆内裂谷。陆内深凹陷为陆相碎屑岩系、中低地温梯度,例如库车凹陷与柴达木盆地;陆内裂谷虽然同样为陆相碎屑岩系,但由于其具有高地温梯度,深刻影响成岩、成储、成藏过程,影响其储层特征与工程作业,如渤海湾盆地的渤中凹陷与南海的莺歌海盆地。

表3 深层—超深层勘探目标的地质类型划分

2.3 深层—超深层油气成藏机制与油气藏类型

2.3.1 深层—超深层油气成因

选取2016年11月至2017年11月期间我院收治的56例肛周脓肿并肛瘘患者为研究对象,纳入标准:①在我院被诊断为肛周脓肿并肛瘘者;②本人及其家属对本研究知情且签署同意书者。排除标准:①存在严重的系统性疾病者;②临床资料不全者;③有恶性肿瘤者;④入院前3个月内使用过抗生素者。使用计算机表法分为分析组和对照组各28例,其中分析组:男21例,女7例;年龄25~53岁,平均(36.07±1.81)岁;对照组:男22例,女6例;年龄26~55岁,平均(36.05±1.84)岁。两组患者,在各项指标上P值均大于0.05,数据从统计结果,不具有意义,具有比较价值。

目前已确定CO2和氦气等气体资源为无机成因,如松辽盆地深层存在大量的CO2。但对于深层甲烷气的成因仍具有争论。尽管从目前的勘探实践来看,已发现的深层—超深层碳氢化合物基本都是干酪根有机生烃过程形成,但深层—超深层油气成因仍值得进一步深入探索。

2.3.2 深层—超深层油气成藏规律

全油气系统理论框架下,碎屑岩盆地超深层油气都处于浮力成藏下限以下的致密储层中。油气赋存于局限的达西流动场和更深层的束缚流动场中,只有通过人工压裂或天然裂缝改造才有工业油气流,因此其主要流动在裂缝系统中。

碳酸盐岩盆地有着不同的渗流机制。深层—超深层碳酸盐岩中存在良好的储层,油气可以赋存在常规油气概念中的达西流动场中。深层—超深层油气成藏规律、成藏机制需要结合全油气系统理论进一步研究。

2.3.3 深层—超深层流体相态特征

超深层油气藏的成藏充注过程发生在生烃高峰与适宜的深度,随后经历沉降深埋与升温、升压的改造过程,包括原油的裂解、后期生气注入等。目前深层—超深层油气基本都处于以气态为主的超压状态,但其成藏过程中的流体相态变化过程与赋存特征需要进一步研究。

2.3.4 深层—超深层油气藏类型划分

深层—超深层油气藏类型需要进一步精细、准确地划分。目前发现的深层—超深层油气藏可大体分为裂缝性油气藏(包括基岩潜山型)、裂缝改造型致密/页岩油气藏、缝洞型碳酸盐岩常规油气藏3类(表4)。

表4 深层—超深层油气藏类型划分

2.3.5 超深层无机成因气生成与成藏机制

甲烷(CH4)是最简单也是最稳定的碳氢化合物,并广泛存在于深部地层中。无机成因的甲烷对成藏是否有意义这一问题仍然值得研究。

氦气(He)是一种关键的、战略性的、且稀有的资源。氦气通常位于天然气储层中,目前对于氦气藏中氦气资源的形成、评价和预测尚不清楚。

需要进一步积极探索超深层无机成因气(主要是甲烷与氦气)的生成与成藏机制。

2.4 深层—超深层构造变形与地质力学、岩石力学机制

2.4.1 深层—超深层地质构造特征、类型与变形规律

目前的研究多将深层—超深层等同于浅层进行研究,推及地表。深层—超深层具有其独特的特征,这种研究方法明显不够深入。需要加强深层—超深层地质构造特征、类型与变形规律研究。

2.4.2 深层—超深层构造的深部及区域控制因素与演化历史

深层—超深层构造直接决定盆地的基底特征,其控制因素需要进一步研究。区域控制因素同样需要进一步研究,塔里木盆地与四川盆地发育大量NE走向的走滑断裂体系,不仅规模大且对成藏影响非常大,但其区域控制因素不清,其演化历史不清,需要开展进一步研究。

2.4.3 深层—超深层断层、裂缝等大规模区域性破裂构造的发育特征,分布规律与力学机制

在以往的研究中,断层、裂缝等大规模区域性破裂构造未受到足够的重视。在深层—超深层中,断层、裂缝等大规模区域性破裂构造可直接作为油气的储集层(图4)。大规模区域性破裂构造的发育特征,分布规律和力学机制亟需进一步研究。

图4 中东地区碳酸盐岩地层中的断层与构造碎裂岩

2.4.4 断裂裂缝构造作为储集空间与输导通道的定量评价与预测

裂缝网络作为深层—超深层油气的重要储集空间与有效渗流通道,极大地影响油气的富集、产能与开发效果[40]。针对裂缝的研究方法大致可以分为:地质综合法(岩心、露头及地质统计)[41]、地球物理法[42]、岩石学方法[43]、物理实验分析法[44]、动态资料分析法[45]、数值模拟法[46]与多方法综合分析[47]。但目前针对裂缝的定量评价与预测的研究仍然存在许多不足,尤其对深层—超深层的研究更为缺乏。在未来的油气藏预测、储层预测、有利区带预测过程中,主要围绕着大型断裂、有利裂缝缝网发育区开展研究。另外亟需加强断裂、裂缝、储集空间和疏导通道的定量评价和预测。

2.4.5 超深层岩石变形的地质力学与岩石力学特性和极端条件下岩石力学机制

深层—超深层的岩石力学特征不仅仅是钻井工程需要研究的问题,同时也是地质研究过程中需要重视的问题。目前针对深层—超深层的岩石力学问题研究存在不足。传统的观点认为3 500 m以深的岩石主要为塑性变形,存在较好的封堵能力,3 500 m以浅的岩石主要为脆性变形,裂缝发育,封堵能力有限。但从目前的勘探生产实践来看,这种认识仍存在很大不确定性。同时极端条件下的岩石力学机制同样要得到重视。

2.5 超深层流体特征与流-固作用机制

(1)含油气盆地流体场结构。含油气盆地流体场结构需要进一步研究,要从流体场的角度理解认识含油气盆地中的流体行为。可将含油气盆地流体场分为3层结构:①近地表地下水系统;②与成岩生烃相关的地层水系统;③与壳幔活动有关的深部流体系统。目前石油地质学界针对流体的研究主要针对与壳幔活动有关的深部流体系统和成岩生烃相关的地层水系统。

(2)流-固作用。尽管从目前看,控制储层的主要因素是储层原生品质和后期成岩作用。但由深部流体活动引起的储层骨架矿物的溶蚀与孔隙充填作用,其规模与成储效应存在争议。目前人们对深部储层知之甚少,流-固作用对储层究竟是改良还是劣化,其对储层质量是否有决定性意义值得进一步深入研究。

(3)深部流体活动。深部流体活动是无机生烃的主要机制,包括极端条件下的有机-无机化学反应机制等。同时深部流体活动规律与盆地基底地壳性质和后期活动,及深部大型断裂活动有关,需要加强研究。

(4)含油气盆地深浅流体相互作用。含油气盆地深浅流体相互作用影响多种能源矿产成矿成藏作用,包括沉积型铀矿等,需要进一步研究。

2.6 超深层油气资源的特点与评价方法

2.6.1 超深层油气资源类型

从过去多年的石油地质学研究来看,超深层的油气资源主要可以分为3类:①天然气;②轻质油、凝析油、少部分黑油;③非烃气资源(如氦气等)。天然气是目前深层—超深层勘探开发的重点。但对于超深层的石油资源目前尚有争议,有学者认为超深层仅有天然气资源,有学者认为超深层仍有丰富的石油资源。从目前的勘探实践来看,这二者的认识都相对片面,需要对具体盆地及油气系统开展进一步研究。

2.6.2 轻质油与凝析油地质理论、勘探评价和开发生产技术

中国石油资源具有其特殊性,在以往的勘探生产过程中,中国石油资源主要为中质油与重质油,天然气资源主要为干气。但从国际上的勘探生产实践来看,有很大一部分油气藏是油气共存的,且超深层石油资源主要为轻质油与凝析油。中国轻质油与凝析油生产规模小,认识不足。随着中国勘探开发转向深层—超深层,未来轻质油、凝析油在原油产量中占比将持续上升,需要加强对轻质油、凝析油地质理论、勘探评价和开发生产技术的研发。

2.6.3 深层—超深层非常规资源特点

中国叠合盆地具有致密化的特征[48],缺少高孔、高渗的优质储层,因此势必发育致密油气和页岩油气,致密油气和页岩油气资源大多在6 000 m以深,甚至更深,如何有效开发成为阻碍致密/页岩油气发展的重要问题。一是技术难题,二是成本问题。首先要寻找裂缝化深层—超深层的致密/页岩油气藏,如克深和大北裂缝化的致密气藏。同时要加强天然裂缝区的预测与勘探,研发深层—超深层致密储层人工压裂技术,加强碳酸盐岩深层超深层油气勘探。

2.6.4 加强深层—超深层油气资源评价工作

中国历次资源评价中均未评价轻质油与凝析油资源量,轻质油与凝析油资源评价是中国资源评价过程中的薄弱一环,亟需加强湿气、凝析油气、轻质油资源评价。

2.6.5 超深层油气勘探的深度下限

一些学者认为油气勘探没有深度下限,但是从目前的研究来看,超深层油气勘探仍然存在深度下限:①干酪根生烃理论框架下,生烃灶向下存在供烃排烃边界;②缺少裂缝情况下,极致密储层处于束缚动力场,缺少流动条件,将会导致油气成藏出现下限;③工程技术装备困难,成本及经济性将会限制超深层油气勘探的深度下限。这些因素都将限制深层—超深层油气勘探深度,其具体影响机制值得进一步研究。

3 深层—超深层油气勘探开发的工程技术问题

3.1 万米钻机的大规模工业化推广

2015年,克深903井完钻井深8 038 m,成为当时中国石油陆上获得工业油流最深的一口井;2019年,轮探1井完钻井深8 882 m,标志着寒武系吾松格尔组的发现;2022年,双鱼001-H6井完钻井深9 010 m,再次创造中国陆上最深气井记录[49]。

目前向更深、更古老的层系寻找油气资源已经成为中国石油勘探开发的重要目标,亟需研发先进的万米钻井技术装备。尽管万米钻井技术装备现在已经列到不同级别的国家科研计划中,但始终没有把它作为一个大规模工业化推广目标。为了满足深层—超深层油气勘探开发的需求,需要大规模工业化批量推广万米钻机。

3.2 6～12 km深度物探装备研发

目前的物探装备在深层—超深层油气勘探过程中面临着信噪比低、分辨率低等问题,无法满足目前在深层—超深层勘探开发的技术需求。亟需研究6～12 km深度的具有高性噪比和高分辨率的地震技术装备。

3.3 高温高压测井技术开发

深层—超深层面临着高温高压的问题。目前测井温度大体上在140～170 ℃,压力环境在100～160 MPa,需要研制工作温度超过200 ℃,工作压力超过200 MPa工作环境的包括芯片、陀螺仪在内等的全套测井仪器。

3.4 深层—超深层压裂技术装备研发

钻井数据显示,深层—超深层油藏温度一般在150～260 ℃,俄罗斯滨里海盆地布拉海深层油藏甚至高达295 ℃[50]。根据对全球428个深层油气藏的压力数据统计,有198个油气藏压力系数高于1.2,最高可达2.8,深层油气藏最高压力可达130 MPa,极少数可以超过170 MPa[51]。针对深层—超深层储层高温、高压、高地应力的储层特征,亟需研发“三高”条件下的压裂装备。