工程5（2019）458研究深物质能量陆上超深层油气勘探郭旭生a，李玉萍a，胡东风a，段金宝a，张雪峰b，范晓军a，段华a，李文成aa中国石化勘探公司，中国b北京大学地球与空间科学学院油气研究所，中国北京100871阿提奇莱因福奥文章历史：2018年6月28日收到2018年10月24日修订2019年1月22日接受在线发售2019年保留字：石油/天然气勘探油气资源油气成藏勘探开发技术A B S T R A C T世界油气勘探已向深层和超深层延伸，在浅中埋藏地层中寻找新的大型油气藏的难度越来越大。近年来，我国在碳酸盐岩、碎屑岩等超深部油气勘探方面取得了显著成就。发现了一些大型（超大型）油气田。本文对油气聚集机理和油气藏勘探开发关键技术进行了总结，以期为我国油气藏勘探开发提供借鉴。超深层油气来源于多种烃源和多相充注。由于低地热梯度或超压，液态烃可以在超深层形成，并且由于深层烃、水和岩石之间的反应，或者由于超深层天然气的形成，超深层天然气的组成变得复杂。地幔或地壳源气体的增加。这些油气主要赋存于原始高能礁滩复合体或砂体沉积中。它们通常具有很高的原始孔隙度。次生孔隙主要发育在后期的溶解、石化和压裂作用下。早期孔隙通过储集成岩作用（如烃类的早期充注）得以保存。超深部油气成藏一般具有近源成藏和持续保存的特点。超深层油气藏的有效勘探与开发依赖于关键技术的支撑。利用地震信号采集与处理、低孔低渗带预测、气水识别等最新技术，发现了超深层油气资源。此外，先进的钻井、完井和油气测试技术也确保了这些油田的有效开发©2019 The Bottoms.Elsevier LTD代表中国工程院出版，高等教育出版社有限公司。这是一篇CC BY-NC-ND许可下的开放获取文章（http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/）。1. 介绍经过多年的勘探开发，中浅埋地层找油、找气的难度越来越大。在全球范围内，随着理论和技术的发展，越来越多的石油和天然气被发现在深部（4500-6000 m）和超深（> 6000 m）的埋藏地层。自2008年以来，超深埋地层油气储量产量大幅增加。超深部石油勘探潜力巨大。全球超深层油气储量最丰富的6个盆地是墨西哥湾盆地（美国）、塔里木盆地（中国）、南里海盆地（俄罗斯）、阿拉伯盆地（中东）、*通讯作者。电子邮件地址：guoxs. sinopec.com（X. Guo）。桑托斯盆地（南美洲）和四川盆地（中国）。在这些盆地中，已发现120个超深油气田，具有巨大的已探明、可能或潜在的深部储量。超深部地层也是我国油气勘探的重要目标，已发现多个油气田，本文结合具体实例介绍了这些发现。此外，还讨论了这些油气田的主要特征，包括油气源、储集层、油气成藏机理和超深层油气勘探开发的主要技术。2. 中国超深部勘探新发现我国超深部油气勘探主要集中在四川盆地和塔里木盆地。近几十年来，元坝等几个超深巨型油气田https://doi.org/10.1016/j.eng.2019.01.0122095-8099/©2019 THE COMEORS.由爱思唯尔有限公司代表中国工程院和高等教育出版社有限公司出版。这是一篇基于CC BY-NC-ND许可证的开放获取文章（http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/）。目录可在ScienceDirect工程杂志主页：www.elsevier.com/locate/engX. 郭 et 等/工程5（2019）458459××在四川盆地发现了天然气田，在塔里木盆地发现了塔河油田和克深目前，已探明的总储量为2.55 Gt（油当量），占已探明、控制和可能储量的11.6%（图1）。这些成就被中国石油天然气集团公司（CNPC）、中国地质学会（GSC）和中国石油学会（CPS）列为中国十年来每年的重大科技进步然而，由于超深层蕴藏量巨大，大部分超深层油气尚未探明。根据这些发现，超深层石油可以储存在各种储层中，包括碳酸盐岩、碎屑岩和火山岩。其中，碳酸盐岩沉积于海相环境，碎屑岩沉积于陆相三角洲环境相是最重要的（表2）。2.1. 碳酸盐岩储层我国超深层碳酸盐岩储层主要分布在四川盆地和塔里木盆地的古生界-元古宙地层中。四川盆地天然气仅产于超深埋藏地层，潜在储量分布于盆地的各个部位。迄今为止，除了龙岗地区的一些小发现外，该地区还发现了气田（图1）。2）。元坝气田位于四川盆地北部坳陷。 天然气赋存于上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组海相地层中。储层埋深6500-总探明天然气储量为2.19×1011m3. 天 然 气由 88.35% 的 甲 烷 （ CH4 ） 、 5.22% 的硫 化 氢（H2S）和6.8%的二氧化碳（CO2）组成[1]。元坝气田东南数十公里处发现了龙岗礁滩气田，埋藏较浅，探明储量约为4.110 ~10m3。在四川盆地西部凹陷山前带，雷口坡组顶部储层也发现高产气流，其深度超过6000 m。阳深1井雷四段日产气0.6 ×106m3，显示出巨大的勘探潜力。在塔里木盆地，超深大型油气田主要分布在塔北和塔中地区（图3）。主要产层为表12010年以来中国超深部油气勘探相关科技的重大进展年超深部油气勘探获奖组织2010中国浅海区（超）深勘探技术的应用，促进了墨西哥湾成熟探区巨型气藏的发现中石油2011元坝勘探项目是四川盆地东北部海洋勘探的子项目，GSC2012中国气田深层供烃理论得到广泛推广中石油2012在哈尼尔卡塔姆（哈拉哈塘）地区发现了一个埋深大于6500 m的碳酸盐岩大气田GSC2014塔里木盆地塔里木盆地克拉苏天然气勘探项目GSC2015井下工具耐受温度破纪录，达到200℃中石油2016针对我国超深、高含硫的大型生物礁气田，GSC2016元坝地区发展了超深水平井钻井完井技术CPS图1. 中国陆上六大盆地超深层石油地质资源量和探明储量柱状图toe：吨油当量。表2超深部储集岩类型及重大发现。油藏类型沉积相重大发现，包括地层和位置碳酸盐边缘台地礁滩四川盆地元坝地区上二叠统长兴组和下三叠统飞仙关组浅滩（粮食滩）奥陶纪（塔中1号）1构造，塔里木盆地）石炭纪（塔中No.4构造，塔里木盆地）碎屑岩白云岩岩溶风化壳断层/裂隙三角洲沉积石炭纪（四川盆地）奥陶系（塔里木盆地塔河、哈尼尔卡塔姆、轮南、轮古）奥陶系（塔里木盆地顺北）白垩系（460X. 郭 等/工程 2019年第5期第458×图2. 四川盆地超深层气田图3.第三章。塔里木盆地超深层油气田塔北地区已发现的最大油田是轮南-塔河岩溶洞穴油田。含油面积2800km2，由100多个大小不同的岩溶洞穴储油单元组成。即使在6000多米深的埋藏地层中，这些后生岩溶洞穴仍然保存完好。2006年，在塔里木盆地北部阿克库勒隆起东南部钻成深8408 m的塔深1井，在寒武系优质白云岩储层中发现液态烃。2014年底，钻井深度塔深3井区中、下奥陶统单井平均埋深在风化壳下发现了一个厚160-350 m的溶洞截至2014年底，塔河奥陶系已探明储量137.7109t塔中超深层油气主要沿塔中1号断裂带分布。2013年，中深1井在X. 郭 et 等/工程5（2019）458461·×××××肖尔布拉克组6861随后在中深5井6562-6671 m处发现液态烃。在6 mm喷嘴下，酸压后最高日产油和天然气分别为24.17和11804 m3[2]。塔中1号断裂带顺托果勒下凸起地区，储层埋深一般为6600-8000 m，地层压力的82–172 MPa，地层温度184-207 ℃。顺拖1井深7874m，奥陶系气藏日产天然气38.8万m3。塔中南部--即顺南地区--日产天然气2.6105在奥陶纪塔中北部顺北地区奥陶系也发现了埋深6300 m以上的超深层石油。顺北1CX井日产油132m3，日产气45000m32.2. 碎屑岩储层为了达到超深层状碎屑岩储层，中国钻了多口超深井。这些水井包括：克深1井（8023 m）、克深902井（8038 m）、泊子1井（7014m）针对白垩系;阿东1井（7680 m）针对塔里木盆地上奥陶统;牛东1井（6027 m）针对渤海湾盆地古新统。克深-大北气田是塔里木盆地库车坳陷目前发现的唯一一个塔里木盆地库车坳陷克拉苏盐下气田位于塔里木盆地的克深-大北气田。碎屑岩储层天然气资源丰富。在埋深6000-8000 m、地层压力88-136 MPa、地层温度120-184 ℃、储层厚度100 - 1000 m的超深埋地层中发现了白垩系优质三角洲砂岩储层的200- 300米。储层纵向叠置，横向连通，面积18000 km2，孔隙度5.7%~ 7.9% [3]。2008年8月28日，克深2井在白垩系6573-6696 m井段获得工业油流量46.6万m3d-1，标志着克深气田的发现。克深9井在7445-气藏压力127.4MPa，井口油压100MPa。到目前为止，已发现14个气藏，截至2018年9月底，其中包括5个大型气藏（克深8，克深9，克深6，克深13和博子1），总探明天然气储量为8.3 × 1011m3，控制和可能储量为3 × 1011m3。此外，松辽盆地超深层碎屑岩储层已得到工业化开发。在渤海湾歧口凹陷，超深埋地层也被确定为具有潜在勘探价值的地区。3. 超深储层超深层油气勘探首先要解决的问题是油气的成因。经典的但该模型过于笼统[5-7]，解释复杂的超深油气源变得经过长期的地质演化，超深层油气的组成变得极其复杂，往往表现出多源混生、多阶段形成的特点。这是因为超深油/气储层通常具有烃的多个供应和多阶段充注机制。3.1. 碳氢化合物的多种供应超深层气体有两个主要来源一种是原油裂解，包括原油直接裂解成气和原油裂解副产物沥青裂解成气。二是烃源岩（干酪根）成熟后的裂解。3.1.1. 原油裂解气烃源岩在长期深埋后，成熟并开始生烃。这些烃类在运移过程中聚集在有效圈闭中，形成古油藏。随着埋藏深度的进一步增加，温度上升到160 ℃以上，古油藏开始开裂。从而形成了一个古气藏。在后期构造调整和重新聚集的作用下，形成了现今的气藏。原油裂解的另一种产物是固体沥青，它在热的作用下可以再次生成烃类。这是天然气的另一个重要来源[8，9]。因此，古油或沥青裂解可能是超深层天然气的重要来源。就腐泥型有机质而言，大部分天然气来源于早期干酪根产出的原油裂解，只有少部分天然气来源于干酪根裂解[10]。四川盆地元坝地区长兴组海相礁滩气田和塔里木盆地塔中地区中深1井寒武系盐下气藏是典型的原油裂解气藏[11-13]。通过对元坝地区长兴组海相礁滩气藏天然气的ln（C2/C3）-C2/C3比值明显增加，C1/C2变化相对较小。这说明长兴组天然气主要来源于原油裂解（图4）[1]。储层中可见大量焦沥青。同位素表明，塔中地区中深1井天然气也主要来源于原油裂解[13]。3.1.2. 烃源岩（干酪根）裂解气就腐殖型有机质而言，天然气大部分来自干酪根的裂解[10]。塔里木盆地克深-大北气田白垩系砂岩储层中充注有三叠系来源的烃源岩目前的镜质体反射率为1.5%Ro（油中反射率）或更高，满足形成裂解气的条件[14]。总体而言，多源成烃机理的提出突破了“干酪根降解成烃”的理论框架这一机理从理论上证明了超深埋地层具有丰富的烃源和巨大的勘探潜力，对过成熟烃源岩地区的油气勘探具有重要的指导意义。3.1.3. 通过热化学硫酸盐还原对气体成分进行再加工H2S含量是各种超深层气藏天然气组成中最显著的特征之一。天然气藏中的H2S一般来源于：①干酪根或原油中含硫化合物的热解，②细菌或微生物的细菌硫酸盐还原（BSR），③热化学硫酸盐还原（TSR）。它是gener-462X. 郭 等/工程 2019年第5期第458×见图4。ln（C2/C3）与ln（C1/C2）的关系表明四川盆地天然气的来源。经Marine Origin Petroleum Geology许可，转载自参考文献[1]，©2014。Ally认为，超深层天然气中高浓度的H2S（> 5%）表明TSR的贡献[15反应发生在硫酸盐（石膏/硬石膏）和碳氢化合物之间：CaSO 4-碳氢化合物！ CaCO 3·H2 S·H2 O S·CO 2·1H2O元坝地区长兴组超深层天然气中H2S和CO2含量较高。统计结果表明，元坝一区H2S含量一般大于5.0%，最高可达12.0%元坝二区块H2S含量一般在1.0%~ 6.0%之间，CO2含量一般在2.5%~ 12.5%之间虽然I区和II区各井非烃类气体含量变化较大，但各井H2S和CO2含量之间存在显著的正相关关系[19]，表明二者均为该区天然气化学改造TSR的产物3.1.4. 幔源或壳源气体地幔或地壳源气体的注入，如氦（He），氮（N2）和CO2，使深层气体的组成正如全球许多情况所 其中，我国已发现的油气藏主要分布在郯庐断裂带附近及沿线的中东部地区，包括松辽盆地、辽河盆地、黄骅坳陷、济阳坳陷、苏北盆地、三水盆地等。有些气井的He气浓度超过0.05%，CO2含量为80%或高达近100%[20]。实例包括：①苏北黄桥地区二叠系CO2一CO2纯度的百分之九十九点九与证明储备1.42天然气主要来自松辽盆地万金塔构造和辽河盆地界3井，含氦丰富，川西威远气田含氦0.1%~ 0.34%，辽河盆地阳1井含氦丰富南盘江盆地北缘的双1井，He含量分别高达1.28%和0.1%幔源或壳源气体一般沿深断裂运移。非烃类气体进入气藏后含量异常高，改变了天然气的原始组成。而气藏组成的复杂性又给超深层油气源的识别和成藏机理的认识带来了困难3.2. 超深液态烃地层温度随埋藏深度的增加而升高，油气的形成和演化与温度密切相关。烃源岩的生烃过程不仅因此，油气勘探存在“生油窗口”和“生烃期限”[21]。大多数石油和天然气储存在地层温度为60-120 °C的区域但在超深埋地层中，温度往往高于120 ℃。因此，人们认为找到液态烃的机会很低。然而，勘探证实，在超深埋地层中仍然可以发现液态烃。塔里木盆地中深1井6000 m以下寒武系、塔深1井8000 m以下寒武系和渤海湾盆地牛东1井中元古界蓟县群均这些实例表明，液态油窗口可能随地质条件而变化特别是低地温梯度和超压效应往往是超深层液态烃发育的主要因素。X. 郭 et 等/工程5（2019）458463··3.2.1. 低地温梯度超深部地层普遍具有形成温度高的特点。然而，地热梯度低的盆地受到低热流值的控制。它们的地层压实作用往往比具有高地温梯度的盆地的地层压实作用弱。烃源岩的成熟在一定程度上延缓了油气生成的时间，有利于冷盆地超深层油气的生成。塔里木盆地由于晚期埋藏深、速度快，地温梯度低（15-25 °C km - 1），即使在低地温条件下，也具有生烃能力。在超深埋地层中。但在中国东部地区，如松辽盆地，地热梯度高（38-42 °C km -1），基本上没有生烃能力[23]。近年来，塔中北部顺托果勒凹陷的勘探成果表明，下寒武统烃源岩在喜马拉雅期仍处于凝析油和天然气生成阶段，长期的低地层温度[24]。此外，对于地热梯度背景低、后期埋藏历史快的塔里木盆地海相原油，有研究者认为，液态烃裂解降解深度下限在9000 ~ 10000 m以下，对应的储层温度大于210 °C。在这个深度以上，液态石油可以大量存在[25]。3.2.2. 超压效应大多数超深储层的特征是超压[26]。在超压条件下，有机质的热成熟会受到阻碍。因此，烃类生成和石油裂解将被推迟[27]。因此，石油可以生成或保存在超深层。3.3. 多级加料在叠合盆地中，多期构造运动的叠加控制了多期生烃多元母体材料的工艺。受此影响，超深油气藏往往具有多期充注的特点。超深气藏往往是聚集原油裂解形成的。不同演化阶段和不同产状的沥青（包括原地储层沥青、场外储层沥青和源岩分散沥青残留物）的热解和多期（原生、次生甚至第三系）生烃往往构成深层/超深层天然气的主要成藏机制[28]。库车前陆盆地大北气田白垩系超深砂岩储层油气地球化学和流体包裹体资料表明，大北地区存在两期油、一期天然气充注，这是大北气田高产富集的重要因素[29，30]（图1）。5）。4. 成藏主控因素储层发育程度和规模是影响超深层油气勘探成功的两个关键在深埋条件下，地层一般处于高温高压条件下，一般经历了长期、多期的构造运动和成岩作用。储集岩的孔隙常常由于压实、压力溶解和胶结作用等破坏性成岩作用而消失[31]。超深层储层发育的关键因素可以从原生孔隙发育、次生孔隙形成和储层孔隙有效保存三个方面来解释。4.1. 高能沉积相大型高能矿床是大型油气藏形成的基础。碳酸盐岩高能矿床主要为台缘礁滩复合体和台内浅滩。其特点是沉积面积大，原生孔隙丰富例如，我们发现图5. 大北1井荧光观测表明油气充注有三个阶段（a）单偏振光;（b）荧光，其中黄色荧光油包裹体代表第一期成熟度较低的原油充填;（c）单偏振光，焦沥青（原油裂解产物）;（d）单偏振光;（e）荧光，其中蓝白色荧光油包裹体代表第二期成熟度较高的原油充填;（f）流体包裹体，其中黑色气体包裹体代表第三期晚期的天然气充填复制自Ref。[29]经中国地质大学许可，©2010，以及参考文献[30]经中国矿业大学许可，©2015。464X. 郭 等/工程 2019年第5期第458元坝地区约350 km2的礁滩复合体。[12]。这种礁滩复合体的原始孔隙度估计高达40%[32]。碎屑岩中高能沉积主要为三角洲砂体和河道砂体。位于斯瓦尔巴德群岛东部的在中国，我们发现塔里木盆地北部的克深-大北气田的三角洲砂体厚度4.2. 次生储集空间碳酸盐岩和碎屑岩储层常发育次生孔隙。在大多数情况下，碳酸盐岩储层的孔隙由次生孔隙支配[31，34]。储层中次生孔隙的形成往往与溶解、石化和压裂有关。4.2.1. 溶解溶解作用是形成次生孔隙的关键。在地球漫长的地质历史中半同生溶蚀作用在礁滩复合储层中普遍存在。台缘礁滩复合体和台内礁滩由于其高的古地貌位置，对海平面升降十分敏感。在海平面频繁上升和下降的过程中，珊瑚礁和浅滩很容易被大气降水暴露、淋溶和溶解。这些过程已在碳和氧同位素以及储层剖面中丰富的组构选择性孔隙中记录下来[11]。与大规模不整合相关的后生岩溶作用往往是岩溶储层或古潜山储层发育的关键。大规模不整合面下的碳酸盐岩发生大量溶解作用。这一过程将形成岩溶水库。我国有许多与大不整合面有关的油气田，塔河油田是其中最大的一个[35].深埋藏溶蚀作用是深层和超深层碎屑岩有效储层一般认为，有机质成熟产生的有机酸和无机酸通常溶解粒间碳酸盐胶结物和长石、岩屑等可溶组分，从而形成次生孔隙[36]。但随着溶解作用的发生，也形成了自生粘土矿物和硅质胶结物如果这些产品留在溶解部位附近，不能有效进行，则孔隙将被堵塞[37]。见图6。元坝地区礁滩复合体沉积模式经中国石油天然气股份有限公司石油勘探开发研究院许可，转载自参考文献[12]，©2018。图7. 克深-大北地区白垩系沉积相图经Natural Gas Geoscience许可，转载自参考文献[3]，©2014。X. 郭 et 等/工程5（2019）458465碳酸盐岩储层中深埋藏溶解作用的贡献许多研究者认为，有机酸溶解[38]、CO2溶解[39]、H2 S溶解[40]、热液流体溶解[41]往往发生在深埋条件下，对深部储层的发育至关重要然而，Escherberg和Nadeau[31]指出，碳酸盐岩储层中孔隙发育的差异与沉积作用（控制岩石成分和结构）、早期成岩作用、埋藏史和热历史有关。尽管可能发生埋藏溶解，但其贡献较小。4.2.2. 白云石化下古生代石灰岩致密，而世界上许多地方的白云岩孔隙发育良好[42，43]。白云石化作用是早期开放体系中Mg2+对Ca2+的摩尔置换，使晶体体积减小，孔隙空间增大。此外，石化后白云岩比石灰岩更耐物理和化学压实，因此白云岩内部的孔隙能更好地保存。此外，白云岩在深部比石灰岩更易溶解，更容易破裂，这意味着白云岩中可能会发育更多的孔隙。因此，超深白云岩储层的质量一般好于灰岩储层[44]。四川盆地元坝气田长兴组超深埋白云岩储层就是一个典型的例子我们提出，发生了浅埋石化，并控制了超深优质储层的开发[11]。4.2.3. 压裂构造裂缝不仅直接增加了储集空间，大幅度提高了渗透率，而且也是多种流体的通道。这些通道可以将溶解流体带入储层，并在一定阶段形成溶解孔隙。然而，它们也可能导致过饱和流体沿断层和裂缝胶结或充填孔隙。在这种情况下，孔隙将被堵塞，储层的孔隙率将降低。原油裂解往往导致超压。超压条件下会形成大量的微裂缝。这些裂缝对于提高储层渗透率至关重要[11]。元坝气田位于川北坳陷与川中低缓构造带的结合部它是一个受九龙山背斜构造带、通南坝构造带和川中低缓构造带限制的负向构造带而长兴组白云岩储层段发育以低角度为主的致密微裂缝，其方向与区域构造应力场关系不强方向倾向于树枝状、放射状或十字形，并且大多数填充有焦沥青。相比之下，在非储集层灰岩段中裂缝未发育白云岩中的微裂缝与原油裂解引起的超压有关，晚侏罗世-早白垩世压力系数最高，达到2.19，导致水力裂缝发育（图 8）。4.3. 保护原生和次生储集空间原生孔隙和早期次生孔隙易被压实、压溶、胶结等成岩作用破坏。因此，超深层必须经过有效的储集成岩作用，才能形成超深层优质储层[44]。就碳酸盐岩和碎屑岩而言，图8.油裂解引起的水压微裂缝。箭头所指为焦沥青充填的孔隙，周围发育微裂缝;元坝204井P3ch，6550 m。有助于有效保持超深储层孔隙度的因素包括低地热梯度、早期长期浅埋和晚期快速深埋过程、早期粘土/碳酸盐矿物胶结作用、异常高压、石膏/盐效应和早期油气充注[36，44，45]。油气早期充注对储层孔隙的维持具有重要意义油气的充注，伴随着大量的有机酸和含CO2、H2S的流体进入储层，不仅使已存在的孔隙进一步溶解和膨胀，而且使孔隙流体呈弱酸性，抑制了胶结作用，从而有效地保存了孔隙，保护了储层。此外，烃类在储层中的充填改变了储层岩石的润湿性（由亲水性变为亲油性），并在储层孔隙表面形成油膜，油膜将裂解成焦沥青。这种油膜或焦沥青膜有效地阻止了岩石与地层流体的接触，从而抑制了孔隙中的水5. 油气成藏机理认识超深层油气藏的成藏机理超深层油气成藏的最重要机制5.1. 近源成藏统计结果表明，大中型超深油气田一般分布在生烃中心附近。当油气藏与烃源岩距离较近时，油气运移路径较短，油气充注强度较高。在储层条件好、保存条件有利的地区，可形成大中型油气田。元坝长兴组边缘台地礁滩气田紧邻二叠系伍家坪组和大隆组优质烃源岩[12]。其中，伍家坪组烃源岩厚度约30有机质466X. 郭 等/工程 2019年第5期第458× ×·以水生生物为主，类型为Ⅱ A型。这套烃源岩具有厚度大、丰度高、类型好的特点。早侏罗世烃源岩处于生烃高峰期，纵向上与长兴组边缘台地相储层相邻，有利于吴家坪烃源岩先排烃的充注。同时，气田在平面上与长兴组沉积时期不同相沉积的大隆组烃源岩相邻。这两套优质烃源岩的总生烃强度高达3109109 m3 km-2[12]，是元坝油气聚集的有利聚集区。在塔里木盆地，克深-大北地区的白垩系砂岩储层5.2. 持续保存油气藏的持续保存需要良好的盖层条件和相对稳定的构造背景。盖层是油气成藏的关键因素之一，决定着盆地或凹陷是否具有勘探前景。尺寸（例如，盖层的分布面积、厚度和特别是经历了多期隆升剥蚀和构造断裂活动后，盖层的有效性起着决定性的作用。盖层的性质除宏观岩性、厚度、分布范围和连续性外，还取决于矿物成分（特别是粘土矿物和伊-蒙混合矿物）、成岩作用、孔隙度、渗透性（特别是形成条件下的孔隙和渗流条件）、比表面积、突破压力、盖层高度和扩散系数等岩石学性质。川东北元坝长兴组气田发育飞仙关组致密灰岩直接盖层和嘉陵江组-雷口坡组厚（300-600m）石膏盖层克-戴气田古近系相对稳定的构造背景确保了早期形成的超深油气藏可以保存至今。元坝气田位于龙门山北段前缘整体构造变形弱[12]是形成上述构造的关键从原油中分离出裂解气。库车前陆坳陷带的克深-大北气田构造总体而言，良好的盖层条件和相对稳定的构造背景是元坝气田和克深-大北气田形成6. 超深部石油勘探开发超深油气藏埋藏深度大，隐蔽性强。此外，它们往往位于山区。地表地形和地下构造都很复杂。在地面高程图上最大的差异可达1000米以上。常规地震方法在识别超深储层时识别率较低。此外，超深部油气勘探还面临钻井深、层系识别多、压力系统复杂、井温高、井壁稳定性复杂、地层非均质性大等问题。这些因素往往造成钻井速度慢、事故复杂、质量控制困难、安全隐患大、钻井能力不足等影响超深井钻井的问题。因此，对于超深层油气勘探，必须采用最新和最合适的地震勘探技术以及钻井、完井和测试技术。6.1. 地震勘探技术6.1.1. 地震信号采集与处理技术要准确识别储层，第一步是在采集和处理过程中提高地震信号在数据采集期间应用针对复杂山区地形的近地表效应问题，采用层析静校正与分频静校正相结合的方法。同时，建立了基于各向异性吸收衰减介质模型的超深储层弱信号提取与补偿技术。新的地震采集与处理技术相结合，实现了复杂山区超深礁滩储层地震高精度、高分辨率成像以元坝为例，与老资料相比，深度超过6500 m的目的层有效能量提高了70%以上频带范围从8-50 Hz扩展到4-80 Hz，主频率增加了15-18 Hz（图1）。 9）[12]。图9.（a）旧的和（b）新的地震剖面的比较。YB：元坝。经中国石油天然气股份有限公司石油勘探开发研究院许可，转载自参考文献[12]，©2018。X. 郭 et 等/工程5（2019）4584676.1.2. 低孔高渗储层预测技术超深储层的储集能力在很大程度上受埋藏深度的对于碳酸盐岩储层而言，石化、溶解、压实、胶结等成岩作用强烈地改变了储层的孔隙结构和孔隙体积。因此，大多数深埋碳酸盐岩储层致密或非均质性强，孔隙结构与孔隙渗透率的关系往往比较复杂。元坝地区长兴组孔隙度小于2%的样品占83.5%然而，由于高渗透性，也获得了高产气流因此，低孔高渗储层预测是超深层油气勘探的一个重要方面。传统的一维预测模型如Wyllie模型和Raymer模型在预测超深层碳酸盐岩储层时误差较大根据岩心物理实验数据，对孙框架柔性因子越高，岩心中形成的裂缝越多;因此，渗透率越高孔隙度与速度、孔隙度与渗透率、渗透率与框架柔度系数之间的不同关系，根据它们在纵波速度与孔隙度交会图（图10）上的不一致分布来建立（12，50）。提高了孔隙度预测精度，成功预测了高渗透储层。6.1.3. Gas–water identification勘探实践表明，超深层油气藏气水分布复杂，往往难以准确识别。元坝地区以往主要利用叠后地震资料提取的吸收衰减属性进行预测，钻井结果与预测结果存在较大差异。元坝气田勘探开发过程中，进行了礁滩复合碳酸盐岩岩石物理试验发现含气白云岩储层的Lamé常数乘以密度值（kq）比含水白云岩储层降低了31.59%[51]。为了获得kq体，需要进行叠前地震反演元坝气田礁滩气藏平均埋深7000 m左右，大角度地震信息难以获取。叠前地震道集的入射角一般在27 °左右，最大小于30°。叠前多项式弹性波阻抗反演方法[52]可用于识别储层流体并克服与缺乏大角度数据相关的问题。最后预测元坝气田高产富集带的面积为98.5公里2. 在该地区钻了10口探井，每口探井获得的天然气流量约为1 ×106m3·d-1（图1）。 11）。6.2. 钻井、完井和测试技术20世纪90年代以来，在塔里木和四川盆地的实践研究基础上，超深井钻井技术从理论到工艺都取得了长足的发展和进步。元坝地区随着钻井设备和配套工艺技术的不断进步，钻井深度逐步增加，达到了上一代未能达到的新地质水平。由于超深井工程地质条件复杂，采用传统的井身结构设计方法很难保证钻井顺利安全完成通过应用通常用于非常规井结构的设计技术，超深井的结构得到了优化（表3）。套管高度已增加。为了提高钻井速度，在浅层进行了气体钻井液Dur-图10.元坝地区储层孔隙结构识别的孔隙结构参数-速度模型1 mD = 0.9869233m m2。经中国石油天然气股份有限公司石油勘探开发研究院许可，转载自参考文献[12]，©2018。468X. 郭 等/工程 2019年第5期第458·图11. Gas–water prediction map of the reef-shoal reservoir of the Changxing Formation in Yuanba, showing drilling wells and表3元坝地区一口实钻井的井身资料开钻钻头尺寸（mm）井深（m）套管尺寸（mm）着陆深度（m）水泥返深（m）导向管道914.450720.050.00地面第一次检查660.4/609.6961482.6959.64地面第二次复盖406.44295346.1/339.74292.85地面第三次会议311.26204282.6/273.1/284.26203.50地面第四次会议241.37699206.4/193.77699.00地面第五次会议165.18418146.1/139.77481.92-8418.007481.92从中层向深层钻井，使用了带螺杆的方便聚晶金刚石复合片（PDC）钻头、带高速涡轮的孕镶金刚石钻头、扭转冲击发生器、旋转钻具和混合钻头[12]，大大提高了钻井速度。采用最新的封堵固井技术，进一步保证了钻井的成功.事实上，这些钻完井关键技术的应用，解决了过去超深井钻井无法实现的诸多难题。元坝3井是连续钻探的，并保持着亚洲最深的直井记录。钻井结束后，石油勘探和开采工作仍远未完成如何安全有效地进行超深层测试是一个挑战四川盆地东北部海相油气普遍具有“四高一超”的特点通常，环空压力响应（APR）工具和相关技术被用于测试这类储层。然而，研究表明，传统的APR技术在川东北地区尚不能推广应用，必须对其进行改进。我们对APR测试管进行了升级改造，开发了一种安全高效的测试新技术，命名为通过使用新的三重工作过程（图。 12）[12]，测试安全高效地完成，同时储层得到了很好的保护和有效的改造。有效地缩短了试验周期，降低了试验成本.元坝1井酸液密度为1.8 g cm-3，比常规酸液密度结果，在井底压力（212MPa）下，获得了最高的液体恶化记录同时，对油藏进行了有效的改造，得到了此外，为控制高含H2S气体对气藏的危害，开发了超深层高含硫天然气测试地面安全控制技术一个图12.射孔酸压试验三联作业流程的筒管图。RD：爆破片; RTTS：可回收试验-处理-挤压。复制自Ref。[12]经中国石油天然气股份有限公司石油勘探开发研究院许可，©2018。X. 郭 et 等/工程5（2019）458469研制了FF级不锈钢一体化抗硫结构和高压抗硫设计了一种液控为保证元坝气田的安全高效开发，开发了高压动态井口密封技术和自动采集设备。7. 结论和展望因此，超深埋地层的油气勘探潜力是巨大的。我国已在超深层碳酸盐岩和碎屑岩中发现了超大型油气田。油气来源于烃类的多源多相充注。由于地温梯度低或超压，超深层仍有液态烃发育。超深层天然气由于深部烃-水-岩反应或幔源、壳源气体的加入，其组成这些油气资源主要赋存于原始孔隙度高的原始高能礁滩或砂体沉积中。后期的溶解、石化和压裂作用往往导致次生孔隙的发育，而烃类的早期充填等滞留成岩作用则有助于将早期孔隙保存至今。超深层油气藏一般具有近源成藏和持续保存的特点。超深层油气藏的有效勘探开发离不开地震勘探、钻井、完井、试油、试气等关键技术的支撑。超深部油气勘探是近年来才发展起来的一项新技术，但仍存在许多科学问题和技术挑战。当我们面对新的地区新的编队时，这些问题总是存在的。要解决的问题包括：①识别有利储层类型和主控因素;②确定低孔低渗超深层油气成藏机理;③不同储层预测技术;③高温高压条件下钻井测试技术与装备尽管存在这些挑战，但我们相信，超深区域将成为进一步勘探和开采的战略替代品确认本工作得到了国家科技重大专项（2017ZX05005）和国家自然科学基金（41672123）的资助。感谢三位匿名评论者提出的建设性意见。遵守道德操守准则Xusheng Guo 、 Dongfeng Hu 、 Yuping Li 、 Jinbao Duan 、Xuefeng Zhang、Xiaojun Fan、Hua Duan和Wencheng Li声明他们没有利益冲突或财务冲突需要披露。引用[1] 郭晓生，郭铁来，黄瑞春，段建斌.中国海相油气田发现与勘探实例（之十六）--四川盆地元坝气田Mar OriginPet Geol 2014;19（4）：57-64.中文.[2] 何志林，靳晓华，沃永军，李洪龙，白增荣，焦春林，等。中国超深层碳酸盐岩油气成藏特征及勘探领域。中国石油勘探2016;21（1）：3-14. 中文.[3] 王正民。塔里木盆地库车坳陷克拉苏盐下深层大气田Nat Gas Geosci 2014;25（ 2 ） ： 153 中 文 ， 网 址 ： http://www.nggs.ac.cn/EN/10.11764/j.issn 。 1672-1926.2014.02.153。[4] 天梭英国石油公司，WelteDH.石油形成和发生。第2版，柏林：施普林格出版社，1984年。[5] Dahl B，Speers GC.北海Oseberg油田挪威区焦油垫的地球化学特征。《地球化学》 ， 1986年;10（1-3）：547-58。[6] [10]杨文辉，李文辉. 煤和海相干酪根成气的实验模拟。化学地质学1995;126（3-4）：247-60.[7] Behar F，Vandenbroucke M，Tang Y，Marquis F，Espitalie J.开放和封闭系统中干酪根的热裂解：石油和天然气生成动力学参数和化学计量系数的测定。《地球化学》，1997年;26（5-6）：321-39。[8] 秦建忠，付晓东，刘晓春。川东北地区海相碳酸盐岩气田储层中的固体沥青Acta GeolSin 2007;81（08）：1065-71. 1161. 中文.[9] 李洪龙，邵忠斌，何志良.塔里木盆地沥青生烃特征及潜力宠物地理实验2009;31（04）：373中文.[10] 伯纳姆AK。石油生成和裂解的简单动力学模型。次报告.劳伦斯利弗莫尔国家实验室;1989年。报告编号：UCID-21665[11] 郭晓生，胡东峰，黄瑞春，段建斌，吉春春。元坝大气田长兴组超深层优质生物礁储层发育机理。Acta Petrol Sin 2017;33（4）：1107-14。 中文.[12] 郭晓生，胡德芳，李玉萍，段建斌，季春春，段华。四川盆地元坝气田的发现与理论技术创新PetExplor Dev 2018;45（1）：14-26.[13] 张继忠，王志民，杨宏军，徐忠，肖忠，李忠。塔里木盆地中深地区寒武系盐下白云岩油气藏成因及差异成藏Pet Explor Dev 2017;44（1）：40-7. 中文.[14] Sun NF，Guo FX.大北-克拉苏构造带蒸发岩下天然气识别。Compl HydrocReserv2014;7（3）：20-3.中文.[15] 奥尔山谷石油成熟过程中硫含量和硫同位素比值的变化--大角盆地古生代石油研究AAPG Bull1974;58（11）：2295-318。[16] 奥尔山谷天然气中硫化氢分布的地质地球化学控制。《地球化学进展》 ， 1977年：571-97。[17] KrouseHR，Viau CA，Eliuk LS，Ueda A，Halas S. 深层碳酸盐岩储层中轻烃气体热化学硫酸盐还原的化学和同位素证据。Nature1988;333（6172）：415-9.[18] 沃登RH，斯莫利PC，奥克斯托比NH。碳酸盐岩储层热化学硫酸盐还原作用对地层水矿化度和氧同位素的影响。地球化学和宇宙化学学报1996;60（20）：3925-31.[19] 段建斌，李萍萍，陈丹，冯春。四川盆地元坝气田长兴组礁坪相岩性气藏形成与演化Lith Res 2013;25（3）：43-7. 91. 中文.[20] 陶美霞，徐永春，韩伟国，高波，马建良，王伟文。中国东部幔源流体的活动特征及其聚集效应。GeotectonMetallog 2001;25（3）：265-70. 中文.[21] Tis
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