萬米鉆探工程的石油地質(zhì)理論依據(jù)與勘探方向

金曉輝,孟慶強(qiáng),,孫冬勝,田金強(qiáng),梁世友,李 強(qiáng)

1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 102206;2.山東科技大學(xué),山東 青島 266590;3.中國石油大學(xué)(華東),山東 青島 266555;4.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所,江蘇 無錫 214126

油氣資源是事關(guān)國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展的關(guān)鍵戰(zhàn)略性礦產(chǎn)資源,為保證我國油氣能源安全,必須開辟新領(lǐng)域。我國石油和天然氣對外依存度逐年攀升,從2013年的58.9%和29.2%攀升至2022年的71.2%和40.2%,油氣能源安全形勢面臨新挑戰(zhàn)。經(jīng)過50余年的開采,我國陸上油田含水率已超過90%,增儲上產(chǎn)挖潛難度較大,但深層—超深層蘊(yùn)含著新的發(fā)展機(jī)會。新一輪資源評價結(jié)果,中國油氣資源總量為1 257×108t油當(dāng)量,深層油氣資源約占總量的40%,其中超過2/3分布在四川、塔里木、鄂爾多斯盆地,待探明天然氣主要分布在大于4 500 m的深層領(lǐng)域,其已成為我國油氣工業(yè)持續(xù)發(fā)展、保障國家能源安全最現(xiàn)實和最重要的戰(zhàn)略接替領(lǐng)域。1984年9月,原地質(zhì)礦產(chǎn)部西北石油局部署在塔克拉瑪干沙漠北緣的沙參2井獲高產(chǎn)油氣流,實現(xiàn)了我國古生界海相碳酸鹽巖油氣的首次重大突破;1997年沙48井喜獲高產(chǎn)油氣流,日產(chǎn)原油500 t,發(fā)現(xiàn)了我國第一個古生界特大油田——塔河油田(探明儲量14×108t),創(chuàng)建了碳酸鹽巖油藏勘探開發(fā)理論及配套技術(shù);2016年發(fā)現(xiàn)了我國第一個超深層(7 500 m)碳酸鹽巖斷控儲集體——順北油田。塔深5井9 017 m首次于震旦系白云巖儲層試獲穩(wěn)定的天然氣流,最大產(chǎn)量為4.6×104m3/d;順北56X井保持亞洲第一深井紀(jì)錄,最深鉆井9 300 m。2003年普光1井喜獲日產(chǎn)42×104m3高產(chǎn)氣流,實現(xiàn)了南方海相碳酸鹽巖油氣勘探戰(zhàn)略性突破。2007年10月,元壩1井喜獲日產(chǎn)50.3×104m3高產(chǎn)氣流,發(fā)現(xiàn)了全球首個超深層生物礁大氣田——元壩氣田。截至2022年6月,中國石化完成了71口超8 000 m的超深井鉆井,創(chuàng)造了5次亞洲鉆井垂深紀(jì)錄、8次超深水平井世界紀(jì)錄,鉆井深度邁入9 000 m大關(guān)(表1),實現(xiàn)了由深井超深井到特深井的跨越,使我國超深井鉆井技術(shù)走在了世界前列。

表1 我國典型深井鉆井情況簡表

1 古老烴源巖特征及多元生烴機(jī)理

古生界—中新元古界地層是我國三大克拉通盆地深層油氣勘探的主要目標(biāo)層系之一。巖相古地理重建表明,深層優(yōu)質(zhì)烴源巖層均發(fā)育在三大克拉通盆地跨紀(jì)轉(zhuǎn)折期,具多板塊等時性,新元古代冰期/間冰期大量營養(yǎng)物質(zhì)注入導(dǎo)致海洋初級生產(chǎn)勃發(fā),深冰后期氣候帶和海底氧化環(huán)境以及洋流活動促進(jìn)水體交換和營養(yǎng)物循環(huán),早期的原核細(xì)菌可以作為古老烴源巖重要生烴母質(zhì)(生烴時限略晚),由此奠定了深層油氣資源的物質(zhì)基礎(chǔ),基于旋回地層學(xué)和地球化學(xué)證據(jù)可計算中新元古代—寒武紀(jì)有機(jī)碳堆積的速率和堆積量[1]。

傳統(tǒng)的油氣成因理論認(rèn)為,溫度和時間的累積作用控制著油氣的形成[2],油氣以干酪根熱降解/裂解為主,當(dāng)?shù)貙訙囟瘸^250 ℃時,干酪根絕大多數(shù)可以裂解的側(cè)鏈或基團(tuán)消失,幾乎不產(chǎn)生任何烴類物質(zhì),從而進(jìn)入生烴“死亡線”。但生烴動力學(xué)模擬結(jié)果表明,深層高溫條件下存在多元多途徑生烴過程。

超深層深埋環(huán)境、高溫和復(fù)雜流體條件導(dǎo)致油氣成因復(fù)雜多樣。除有機(jī)質(zhì)熱演化生烴外,早期生成的原油還存在二次裂解以及烴源巖二次生烴過程[3]。同時,高溫條件下油氣藏中廣泛的有機(jī)—無機(jī)相互作用對生烴母質(zhì)具有“增烴”效果[4]。

干酪根形成的液態(tài)烴或原油可作為深層生氣的重要母質(zhì)來源。源內(nèi)液態(tài)烴和古油藏中原油的熱裂解是深層氣藏的主要生氣途徑。原油的熱穩(wěn)定性很大程度上決定了深層—超深層油氣相態(tài)和資源類型。早期基于中淺層油氣勘探建立的生烴模式認(rèn)為,當(dāng)Ro>1.3%時進(jìn)入濕氣階段,Ro>2.0%或溫度大于190 ℃時液態(tài)烴基本完全裂解,古油藏消失。但近年來超深層的油氣勘探發(fā)現(xiàn)了越來越多的高溫油藏或凝析油藏[5-7],預(yù)示液態(tài)烴保存的溫度可能高于傳統(tǒng)認(rèn)知。這主要是由于原油的熱穩(wěn)定性和熱裂解動力學(xué)特征很大程度上受控于其組成特征[8-13]。超深層古油藏在經(jīng)歷長期高溫深埋作用下,重組分不斷向輕組分轉(zhuǎn)化,經(jīng)歷凝析油氣藏到濕氣藏,再到干氣藏的演化過程?；谀M實驗的原油熱裂解動力學(xué)研究,揭示液態(tài)烴大量裂解的溫度可達(dá)190～220 ℃[12]。表明深層存在多途徑復(fù)合生氣模式[4,14],這為超深層古油藏穩(wěn)定保存和原油裂解氣規(guī)模生成的深度下限提供了重要的理論依據(jù)(圖1)。

圖1 多途徑復(fù)合生氣模式據(jù)參考文獻(xiàn)[11]修改。

受深部巖石圈結(jié)構(gòu)和熱導(dǎo)率影響,不同盆地的地溫梯度存在明顯差異,進(jìn)而導(dǎo)致超深層油氣類型截然不同(圖2)。部分古生代盆地(如塔里木盆地、南里海盆地)的地溫梯度僅12～22 ℃/km,6 000 m以下埋深可能還處于“生油窗”溫度范圍(80～150 ℃)內(nèi)[15]。塔里木盆地由于天山快速隆升和庫車前陸盆地發(fā)育,上覆地層的重力負(fù)荷劇增,寒武系快速沉降深埋可超過萬米。但獨特的“低溫高壓”特征,使得萬米埋深的地層溫度甚至不超過190 ℃,低于液態(tài)烴大量裂解的溫度(190～220 ℃),這造成塔里木盆地8 000 m以深仍能保存大量液態(tài)烴(包括黑油、正常原油和凝析油氣)。同時,盆地超深層的超壓環(huán)境對液態(tài)烴的熱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轉(zhuǎn)化為氣藏的深度可達(dá)10 000 m,預(yù)示該深度以下的超深層仍具有潛在的規(guī)模原油裂解氣資源。

圖2 不同地區(qū)油氣藏的地溫梯度

四川盆地超深層溫—壓場表現(xiàn)為“高溫高壓”特征,地溫梯度平均可達(dá)約26 ℃/km[15]。揚子板塊與印度板塊在晚三疊世開始匯聚碰撞,導(dǎo)致盆地下古生界—震旦系在侏羅紀(jì)—白堊紀(jì)快速深埋達(dá)到7 000～10 000 m,對應(yīng)地層溫度達(dá)220～300 ℃,遠(yuǎn)高于原油完全裂解溫度,早期古油藏發(fā)生大規(guī)模原位裂解,形成干氣藏。該時期的快速升溫,使得超深層原油裂解持續(xù)時間短、生氣速率高,從而形成超壓聚集的古油藏裂解氣,比如川中安岳氣田龍王廟組天然氣。此外,硫酸鹽還原作用(TSR)也是四川盆地超深層原油大規(guī)模裂解生氣并高效聚集(如普光氣田)的重要途徑之一。TSR作用可降低原油裂解溫度20～30 ℃,促進(jìn)高含H2S的油型裂解氣快速生成[17]。

模擬實驗證明,富氫流體在高溫條件下可作為有機(jī)質(zhì)生烴的重要外部氫源[18],在超深層高溫條件下,水或水源H2可通過與有機(jī)質(zhì)的加氫反應(yīng),快速參與有機(jī)質(zhì)或烴類的裂解生氣,提高天然氣產(chǎn)率[19]。模擬實驗和同位素分餾模型計算發(fā)現(xiàn),富氫流體—有機(jī)質(zhì)相互作用的加氫生氣作用對超深層天然氣的貢獻(xiàn)量可達(dá)20%～30%[20-21]。這種外部氫源參與的加氫作用,使得有機(jī)成因天然氣生氣下限可延伸至Ro=3.5%。在更深部的超基性巖體中,蛇紋石化來源或幔源的H2在250～300 ℃時,可與無機(jī)碳發(fā)生費托反應(yīng)生成無機(jī)氣,從而作為超深層一種潛在的生氣途徑[22-23]。

因此,超深層的構(gòu)造埋深過程、溫壓場和特殊化學(xué)作用決定了油氣賦存深度和資源類型。機(jī)理研究揭示,超深層存在多途徑生氣特征(圖1)。原油較高的熱穩(wěn)定性和深部富氫流體參與的加氫生氣作用,導(dǎo)致天然氣生成的溫度和成熟度下限明顯下延,預(yù)示我國克拉通盆地超深層具有大規(guī)模油氣資源。

2 深埋藏過程中儲集空間保持機(jī)理

早期國外學(xué)者研究認(rèn)為隨埋藏深度增加和時代變老,儲層孔隙度逐漸降低,對深層是否存在具有商業(yè)價值的儲層持懷疑態(tài)度[24-25]。近年來在塔里木盆地的塔深1、輪探1、塔深5、順北10X、順北84X、博孜9井以及四川盆地的元壩1、川科1、川深1、元深1、角探1等超過7 000 m的探井中,分別鉆遇了有利儲層發(fā)育段,并獲得油氣發(fā)現(xiàn),突破了國外學(xué)者6 000 m埋深難以發(fā)育商業(yè)性儲層的認(rèn)識(圖3a)。

圖3 深層碳酸鹽巖儲層物性及巖石物性變化示意

“十二五”期間,基于普光氣田上二疊統(tǒng)長興組和下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組優(yōu)質(zhì)碳酸鹽巖儲層的勘探開發(fā)實踐,提出沉積—成巖環(huán)境控制早期孔隙發(fā)育,構(gòu)造—壓力耦合控制裂縫形成,流體—巖石相互作用控制深部溶蝕與孔隙保存的認(rèn)識,形成了“三元控儲”碳酸鹽巖儲層成因模式[26],揭示超深層生物礁優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育機(jī)理。認(rèn)識到元壩地區(qū)埋深7 000 m發(fā)育臺緣礁灘有利儲層,2006年以長興組大型生物礁灘為勘探對象,部署實施元壩1井,2007年10月,元壩1井喜獲日產(chǎn)50.3×104m3高產(chǎn)氣流,發(fā)現(xiàn)了全球首個超深層生物礁大氣田——元壩氣田。

碳酸鹽巖溶蝕實驗發(fā)現(xiàn),白云巖在埋深5 000～11 000 m的流體中Ga2++Mg2+濃度有增大現(xiàn)象,存在“溶蝕窗效應(yīng)”(圖3b),稀硫酸溶蝕白云巖溶蝕窗的下線可超過10 km[27]。巖石力學(xué)和溫度的變化關(guān)系(圖3c)研究也表明,在這一深度段巖石抗壓強(qiáng)度、泊松比、彈性模量也發(fā)生反轉(zhuǎn),表明儲層物性變好[28]。

深埋藏過程優(yōu)勢相帶和后期改造(表生巖溶、生烴溶蝕、斷裂—熱液改造等)是超深層儲集空間保持的關(guān)鍵要素。深埋藏過程中油/瀝青、天然氣充注,抑制次生礦物膠結(jié),高H2S和CO2使地層水處于酸性環(huán)境,碳酸鹽膠結(jié)礦物難以沉淀,兩者共同作用促使儲集空間長期保持。

在塔里木探區(qū),勘探領(lǐng)域從早期的風(fēng)化殼巖溶儲層到層間巖溶、斷溶體巖溶新類型的發(fā)現(xiàn),推動了勘探領(lǐng)域不斷向萬米接近。斷溶體巖溶是受走滑斷裂控制的一種特殊儲層(圖4),塔河油田位于塔里木盆地北部阿克庫勒凸起的南部斜坡區(qū),奧陶系先后經(jīng)歷了加里東中期、海西期、印支期—燕山期及喜馬拉雅期等多期構(gòu)造運動,形成了一系列不同級別、多期疊加、規(guī)模不等的斷裂系統(tǒng),其中加里東中晚期—海西早期及海西晚期構(gòu)造運動對斷裂的發(fā)育影響最大[29]。 數(shù)十年的開發(fā)實踐證明,塔河油田深大斷裂帶不僅對油氣聚集成藏具有明顯的控制作用,而且深斷裂體系及伴生的擠壓褶皺、沖斷和扭動變形等地質(zhì)體,在經(jīng)歷加里東期—海西早期長期巖溶作用的疊加改造后,形成了形態(tài)多樣的巖溶縫洞體系,表現(xiàn)為大規(guī)模的地下古洞穴和古喀斯特溶蝕地貌。不同尺度的斷裂體系除了與常規(guī)砂巖油藏的斷裂控儲控藏作用具有異曲同工之外,更為特殊的意義在于,塔河油田覆蓋區(qū)中—下奧陶統(tǒng)碳酸鹽巖中的深大斷裂體系, 經(jīng)加里東期和海西期等多期巖溶作用改造后,沿這些深大斷裂帶溶蝕形成形態(tài)各異、尺度差異明顯的柱狀溶蝕孔縫及大型洞穴等儲集空間,構(gòu)成縫洞型油藏重要的一類油氣儲集空間。順北油藏解剖表明,走滑斷裂控儲,主要儲集空間為洞穴、孔洞、裂縫,裂縫橫向?qū)挾瓤蛇_(dá)200～800 m,縱深300～600 m(圖4)。

圖4 塔里木盆地順北走滑斷裂與儲層成因模式修改自文獻(xiàn)[27]。

3 超深層油氣具有獨特的成藏模式

深層儲層的定義不盡相同,有的學(xué)者認(rèn)為埋深介于3 500～4 000 m的儲層為深層儲層;美國地質(zhì)調(diào)查局及中華人民共和國國土資源部等機(jī)構(gòu)認(rèn)為埋深超過4 500 m為深層儲層,埋深超6 000 m為超深層儲層[30]。

現(xiàn)今深埋在6 000 m以深的油氣藏的油氣成藏模式關(guān)系到勘探評價和部署研究方向。統(tǒng)計分析的國內(nèi)外11個盆地、18個典型油氣藏的生烴史(表2)表明:除塔里木盆地S74井、二疊盆地War-Wink井、坎波斯盆地RJS-117井等5口井外,13個典型油氣藏(或者井)主生烴期的埋深均小于4 500 m,但現(xiàn)今這些井的埋深均大于6 000 m,這表明,這些油氣藏是烴源巖早期生烴之后,隨后期構(gòu)造運動調(diào)整至現(xiàn)今成藏位置。其中,阿納達(dá)科盆地西部前淵區(qū)上泥盆統(tǒng)Woodford烴源巖主生烴期埋深2 500 m,其氣藏現(xiàn)今埋深11 500 m,調(diào)整埋深高達(dá)9 000 m;與之類似,塔河油田TS5井寒武系玉爾吐斯組主生烴期埋深4 000 m,其氣藏現(xiàn)今埋深9 107 m,調(diào)整埋深5 000余m。前人研究也表明,國內(nèi)外典型深層油氣藏的成藏期埋深均小于5 000 m,但部分干氣藏的成藏埋深分布在5 000～6 000 m之間(圖5)。這充分證明,深層油藏是烴源巖在埋深相對較淺的早期生烴、隨后調(diào)整至深層成藏;而深層氣藏,由于原油及干酪根裂解生氣的溫度要求較高,其形成埋深一般較油藏深。因此,“早期成藏、后期調(diào)整改造”的成藏模式,應(yīng)是指導(dǎo)深層油氣勘探、降低深層油氣發(fā)現(xiàn)風(fēng)險的主要勘探策略。

圖5 國內(nèi)外部分油氣藏成藏期—埋深示意修改自文獻(xiàn)[31]。

表2 國內(nèi)外部分重點地區(qū)深層主力烴源巖主生烴期埋深與現(xiàn)今埋深對比

我國四川、塔里木及鄂爾多斯盆地海相深層油氣資源潛力巨大。四川盆地海相深層天然氣資源總量約為15.22×1012m3,其中深層筇竹寺組貢獻(xiàn)資源量6.34×1012m3,占總資源量的42%,其中綿長裂陷槽周緣震旦系、川中古隆起周緣龍王廟組、城口海槽南側(cè)米倉山—大巴山地區(qū)龍王廟組、川西上古生界深層等具有千億立方米的資源規(guī)模;塔里木盆地海相深層總資源量約為152.62×108t油當(dāng)量(石油資源量為98.56×108t,天然氣資源量為5.41×1012m3),其中塔北隆起、塔中隆起、麥蓋提斜坡中下奧陶統(tǒng)巖溶以及滿加爾西緣中下寒武統(tǒng)臺緣帶、阿瓦提—順托果勒中下寒武統(tǒng)臺內(nèi)灘等具有億噸級規(guī)模的勘探領(lǐng)域。鄂爾多斯盆地西南緣的中新元古界近期也有重要的油氣發(fā)現(xiàn),具備較好的勘探潛力。另外準(zhǔn)噶爾盆地準(zhǔn)中深洼帶、塔里木盆地的庫車凹陷深層等碎屑巖領(lǐng)域也是萬米勘探的重要領(lǐng)域。

4 結(jié)論與建議

(1)中國中西部四大盆地深層—超深層是未來萬米油氣勘探發(fā)現(xiàn)的重要領(lǐng)域,近年來,中國石化在塔里木、四川和準(zhǔn)噶爾三大盆地超深層海相碳酸鹽巖、碎屑巖等領(lǐng)域,完成了一批超深井,并取得了順北、元壩等深層—超深層油氣勘探重大突破,對加快深層—超深層勘探開發(fā)具有重要推動作用。

(2)我國四川、塔里木及鄂爾多斯盆地海相深層油氣資源潛力巨大,蘊(yùn)含有超千億立方米天然氣和超百億噸原油的資源量。四川盆地和鄂爾多斯盆地的中新元古界以及塔里木盆地的寒武系是未來深層-超深層油氣資源主要發(fā)現(xiàn)陣地,應(yīng)加強(qiáng)對這些盆地及領(lǐng)域的油氣勘探開發(fā)力度?！霸缙诔刹?、后期調(diào)整改造”的成藏模式,應(yīng)是未來深層油氣勘探的主要指導(dǎo)策略。

(3)進(jìn)一步強(qiáng)化基礎(chǔ)研究,是降低海相深層油氣勘探風(fēng)險的關(guān)鍵所在。海相深層油氣成藏過程復(fù)雜,地層溫度壓力條件變化大,油氣相態(tài)變化復(fù)雜,因此,需要進(jìn)一步加強(qiáng)基礎(chǔ)研究,深化對深層油氣形成及相態(tài)變化的認(rèn)識,加強(qiáng)深部儲層有效性動態(tài)演化評價,提高深層油氣成藏及分布預(yù)測準(zhǔn)確性,才能降低勘探風(fēng)險,增強(qiáng)勘探成功率。

致謝:論文研究過程中參考引用了中國科學(xué)院戰(zhàn)略性先導(dǎo)研究“A”類項目(XDA14010000)的部分研究成果,在此表示衷心感謝!匿名審稿專家給予了中肯、詳細(xì)的修改建議,使本文增色很多,在此表示感謝!

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻(xiàn)/Authors’Contributions

金曉輝統(tǒng)籌全文,完成初稿;孟慶強(qiáng)完成國內(nèi)外深層油氣案例分析,完成論文修改;孫冬勝參與深層油氣成藏機(jī)理研究;田金強(qiáng)分析了深層油氣成藏要素之間的關(guān)系;梁世友計算了深層油氣資源量;李強(qiáng)參與論文寫作和修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

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.