郭旭升，胡宗全，李雙建，鄭倫舉，朱東亞，劉君龍，申寶劍，杜偉，俞凌杰，劉增勤，皇甫瑞麟

1 中國石油化工股份有限公司,北京 100728

2 中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083

3 中國石化深部地質與資源重點實驗室,北京 102206

0 引言

隨著中淺層勘探開發(fā)程度不斷提高，油氣發(fā)現難度日益加大，全球油氣勘探開發(fā)正經歷著深刻變化，向深層—超深層和非常規(guī)發(fā)展的趨勢越來越明顯。不僅常規(guī)領域天然氣勘探進入深層—超深層，非常規(guī)頁巖氣和煤層氣勘探也大規(guī)模向深層進軍，深層—超深層天然氣勘探已經成為化石能源勘探的主戰(zhàn)場[1-2]。

關于不同類型天然氣勘探的深層—超深界限，國內外還沒有嚴格、統(tǒng)一的劃分標準。國際上一般將埋深超過15000 ft(4500 m)的油氣藏定義為深層油氣藏[3]。在我國，根據勘探開發(fā)難度，對不同類型儲層的深層定義有所不同。對常規(guī)碳酸鹽巖儲層而言，普遍將4500~6000 m定義為深層，大于6000 m定義為超深層(《石油天然氣鉆進工程術語》(2012)）。碎屑巖儲層將埋深3500~4500 m定義為深層，大于4500 m為超深層(《石油天然氣儲量估算規(guī)范》(2020)）。頁巖氣將深層定義為3500~4500 m，超深層則定義為4500~6000 m(《頁巖氣資源量和儲量估算規(guī)范》(2020)）。針對煤層氣目前尚未有深層劃分標準，石油公司普遍將1500 m定義為深層和淺層的界限。

截止到2020年底，世界范圍內已在93 個盆地發(fā)現了深度超過4500 m的深層油氣藏2111 個，其中68 個深度超過8000 m。近十年來，中深層新增儲量已經占到了全球新增儲量的30%，深層、超深層儲層中蘊藏了34.3%石油和59.5%天然氣，勘探潛力巨大。2000年以來，我國天然氣工業(yè)迎來大發(fā)展，特別是2010年之后，常規(guī)氣與非常規(guī)氣并舉，探明儲量不斷增加，截止到2021年底，常規(guī)天然氣累積探明152 904.32 億m3，頁巖氣累積探明27 472.26 億m3，煤層氣累積探明8038.67 億m3，發(fā)現了普光、元壩、蘇里格、克拉蘇、安岳為代表的儲量超過千億方的大型常規(guī)天然氣田31 個，以涪陵、長寧、瀘州、綦江代表的儲量超過千億方的大型頁巖氣田7 個，以及沁水和鄂東2 個儲量超過千億方的大型煤層氣田。建成了鄂爾多斯、四川、塔里木、南海四大氣區(qū)，天然氣產量由2000年的244 億m3增長到2022年的2200 億m3，年增產量連續(xù)六年超百億立方米，年均增速達到10.5%。

我國常規(guī)氣、頁巖氣、煤層氣的技術可采資源量分別為30.82 萬億m3、19.36 萬億m3、8.7 萬億m3，合計為58.89 萬億m3，主要分布在深層—超深層(圖1)。截至2018年年底，全國累計探明常規(guī)氣、頁巖氣、煤層氣的技術可采儲量分別為4.08 萬億m3，0.25 萬億m3，3253 億m3，探明率分別為13.25%、1.29%、3.74%，中淺層探明率分別為17.54%、2.02%、4.44%，深層—超深層探明率分別為11.22%、0.73%、2.01%，尚處于勘探早期階段。加大深層—超深層天然氣勘探，是保障我國能源安全的重要舉措。

圖1 全國常規(guī)氣、頁巖氣、煤層氣不同深度資源量占比注：常規(guī)氣資源深度劃分標準，東部為3500 m，西部為4500 mFig.1 The proportion of conventional gas,shale gas and coalbed methane at different depths in ChinaNote：The standard for the depth division of conventional gas resources is 3500 m in Eastern China and 4500 m in the Western China

本文從制約深層—超深層油氣勘探的關鍵地質要素入手，重點總結了前期深層—超深層天然氣的成藏條件與富集機理的研究進展，并從資源評價、儲層發(fā)育與保持機理、油氣成藏與富集規(guī)律、地球物理和工程技術等方面，提出了深層—超深層天然氣未來勘探面臨的主要問題與發(fā)展建議，以期能為加快我國深層—超深層天然氣勘探提供參考。

1 深層—超深層烴源巖生烴機理

上個世紀七十年代Tissot與Welte[4]提出了干酪根晚期熱降解生烴理論，并建立了烴源巖生烴演化的一般模式，簡稱“蒂索模式”，其主要內涵包括：①油氣主要來源于干酪根的熱裂解反應；②有機質演化具有階段性；③提出了“生油窗”、“油氣死亡線”的概念；④生烴過程可近似地用Arrhenius方程K=Aexp(-Ea/RT)加以描述；⑤油氣生成主要受沉積有機質(干酪根)性質、溫度和時間的控制，壓力影響相對較小。“蒂索模式”在一定程度上揭示了油氣(主要是烴類物質)生成演化規(guī)律，并指導了常規(guī)油氣資源評價和勘探。隨著現代油氣勘探從“源外”向“源內”，從“淺層圈閉”向“深層巖性”進軍，同時勘探也揭示在深層—超深層高溫高壓地質條件下依然存在液相油藏，傳統(tǒng)生油氣理論已難以合理解釋。針對這一問題，中國石化無錫石油地質研究所通過典型海相烴源巖的生、排、滯模擬實驗[5-8]，進一步明確了海相泥頁巖、富有機質碳酸鹽巖以及煤巖的生、排、滯油氣能力，重新評價了深層—超深層資源潛力。

相關研究在一定地層壓差條件下的半封閉-半開放體系和完全封閉體系的熱壓模擬實驗中，分別模擬了常規(guī)—非常規(guī)油氣共存(生—排—滯一體)和自生自儲(只生不排) 2 種含油氣系統(tǒng)下，不同類型海相烴源巖生—排—滯油氣潛力及其生成油氣門限。樣品選擇四川盆地青川磨刀崖—礦山梁二疊紀大隆組黑色頁巖、云南祿勸茂山泥盆紀華寧組富有機質碳酸鹽巖和貴州凱里漁洞煤礦二疊紀龍?zhí)督M煤巖[7]。對比2 種實驗邊界條件下的滯留油產率(圖2a)、總油產率(圖2b)和總生烴產率曲線(圖2c)可以發(fā)現如下規(guī)律：

圖2 不同類型海相烴源巖生烴產率曲線Fig.2 Hydrocarbon yield curves of different types marine source rocks

(1)不同巖性海相烴源巖滯留油產率隨成熟度增加，其演化特征與“蒂索模式”中的生油演化過程基本一致，這說明傳統(tǒng)的烴源巖生烴演化模式中的“油線”僅表示封閉條件下的總油或者排出油之后滯留在烴源巖中油的演變趨勢。

(2)對比海相頁巖、泥灰?guī)r和煤巖兩種實驗邊界條件下的滯留油產率和總油產率演化特征，生油階段已生成油的排出(初次運移)不僅會明顯增加生成油的總量，也會導致其滯留油潛力的顯著增加。即使是Ⅱ2型沉積有機質的海相煤巖，在生油晚期也能排出一定量的輕質油，從而對常規(guī)油氣藏的形成做出貢獻。這也是常規(guī)油氣資源豐富的盆地，非常規(guī)油氣資源也必然豐富的主要原因之一。

(3)從VRo＞1.0%成熟晚期階段起，天然氣開始大量生成，煤巖比頁巖及泥灰?guī)r大量生氣起步更早。截至VRo%＝2.0%的高成熟晚期，占總天然氣量的80%已經生成，煤巖在此階段甚至已生成了90%以上的烴類。該演化階段是烴源巖排出油之后殘余有機質(包括固態(tài)有機質和滯留油)向天然氣轉化的主要時期。進入準變質作用階段，即過成熟階段，烴源巖生烴量占總量的20%以下，在VRo%=3.0%之后，所能生成的天然氣難以超過總量的5%。在深層—超深層地質條件下，非常規(guī)天然氣藏資源潛力主要取決于烴源巖層系的孔隙空間大小，常規(guī)天然氣藏資源潛力主要取決于烴源巖VRo%＜3.0%之前生成并排出的天然氣量。

由于海相烴源巖普遍具有生油、生氣和原油裂解氣的多種生烴過程，深層—超深層油氣藏資源潛力不應僅考慮現今烴源巖的殘余生油氣潛力，而更應該考慮烴源巖在地史時期曾經排出油氣所形成的古油氣藏，以及這些古油氣藏形成之后生演化過程與保存條件。中國東部沉積盆地主要為斷陷盆地或裂谷盆地，中西部為克拉通盆地和前陸盆地，地溫梯度具有東高西低的特點，隨著深度增加，盆地地溫場差距逐步增大[9],埋深8000 m，各大盆地的溫度差異可達200 ℃以上(圖3)。在低地溫構造環(huán)境下，塔里木盆地深層—超深層烴源巖仍然具有生烴能力。

圖3 中國大型盆地溫度與深度關系圖(據任戰(zhàn)利等[10]修改)Fig.3 Temperature and Depth Relationship of Large Basins in China (modified according to Ren Zhanli et al[10].)

2 深層—超深層碳酸鹽巖儲層發(fā)育機理與成藏主控因素

2.1 碳酸鹽巖儲層發(fā)育機理

國外前期研究認為，受成巖壓實和膠結影響，隨埋藏深度增加和年代變老，碳酸鹽巖中的孔隙度逐漸降低，大于6000 m的超深層很難再有有效儲層存在[11-12]。近年來，一批超深探井獲得了油氣勘探的重大突破，揭示深層—超深層碳酸鹽巖地層中仍然發(fā)育多類型的優(yōu)質儲集體[13]。在深度7000 m至8000 m的超深層，塔里木盆地順北地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖中發(fā)現工業(yè)性儲量和產量[14]，在超過8000 m的超深層古老的寒武—前寒武地層中，塔深1 井[15]、塔深5 井、輪探1 井[16]，四川盆地川深1、元深1 等井都發(fā)現優(yōu)質儲集層(圖5a)。這些最新的勘探發(fā)現也推動了深層碳酸鹽巖儲層發(fā)育機理逐漸發(fā)展完善。

基于塔里木盆地塔河不整合巖溶縫洞型和四川盆地普光礁灘型碳酸鹽巖油氣藏的勘探發(fā)現，馬永生等提出三元控儲理論[17]，認為沉積和成巖環(huán)境控制早期孔隙發(fā)育，構造-壓力耦合控制裂縫與溶蝕，流體與巖石相互作用控制深部溶蝕與孔隙的保存。趙文智等[18]提出沉積礁/灘及白云巖、后生溶蝕-溶濾和深層埋藏-熱液等是碳酸鹽巖儲層大型化發(fā)育的關鍵地質條件。沈安江等[19]認為規(guī)模性優(yōu)質儲集體大多在沉積成巖早期形成。眾多研究機構和學者對碳酸鹽巖儲層發(fā)育機理已達成一定共識。

原始高能相帶和早期白云巖化作用是優(yōu)質儲集體發(fā)育的基礎。國內外各大盆地中規(guī)模性碳酸鹽巖儲集體的分布大多表現出相控特征[20-21]。高能相帶礁灘體沉積不但易于規(guī)模性白云巖化作用，而且易遭受準同生大氣降水溶蝕而形成大量次生孔隙[22-23]。具有晶粒—顆粒支撐結構的白云巖還具有更強的抗壓實和壓溶能力，所以深層—超深層白云巖更有利于形成優(yōu)質儲層。同時，構造作用對儲層發(fā)育有著重要的影響。構造抬升導致與不整合面相關的大氣水巖溶作用形成巖溶縫洞型儲層，走滑斷裂對致密碳酸鹽巖儲層發(fā)育起著關鍵的作用，尤其是由一系列斷層組成的規(guī)模較大的斷裂帶，對儲層的改造作用更加明顯，形成超深層規(guī)模性斷控儲集體[14]。沿著走滑斷裂活動的多期流體溶蝕改造作用進一步控制了深層—超深層碳酸鹽巖儲集空間的發(fā)育演化，形成了斷-溶雙控型儲集體，如塔里木盆地順南地區(qū)奧陶系和四川盆地二疊系茅口組斷裂-熱液改造儲集體[24-25]。

優(yōu)勢高能相帶疊加構造改造和開放環(huán)境中的流體溶蝕作用形成的豐富孔隙，在后期漫長成巖演化過程中能夠持續(xù)保存下來才能成為有效儲集體。早期油氣充注、深埋藏過程中TSR相關高含CO2和H2S酸性地層流體的存在，能促使已有的孔隙得以長期保持[26]。近期實驗表明，鹽下白云巖層系中膏鹽巖封閉形成的超壓環(huán)境使得白云巖儲層中的孔隙得以保持和調整，進一步改進儲層物性[27]。

2.2 碳酸鹽巖天然氣成藏主控因素

中國的深層—超深層天然氣藏普遍經歷了“早期油藏、晚期氣藏、油氣轉化、晚期調整”的成藏過程，具有淺部成藏、深部保存條件的特點，規(guī)模性儲集體和優(yōu)越的源儲配置關系是天然氣富集的關鍵。

與中淺層相比，深層—超深層層系經歷了更高的古地溫，以發(fā)育天然氣藏為主。部分盆地，如塔里木盆地為低地溫場控制的“冷盆”，現今埋藏8000 m深度范圍內，仍有部分地區(qū)溫度小于200 ℃(圖5)，深層—超深層發(fā)育部分凝析油藏，但向隨著深度的增加，氣多油少的趨勢沒有變化。由于海相層系烴源巖干酪根類型主要為腐泥型和腐殖-腐泥型，天然氣藏一般都經歷了古油藏和古氣藏2 個成藏階段，如，普光、元壩、安岳等大型天然氣田中均見到了厚層的儲層瀝青，天然氣地球化學特征也表現為油型裂解氣為主[28-29]。這一現象也說明，很多深層天然氣藏是淺部形成，與生油高峰期匹配較好的圈閉優(yōu)先形成古油藏。深埋之后，古油藏發(fā)生裂解，形成天然氣藏，如果保存條件受到破壞，原油裂解形成的天然氣可能運移到淺部形成次生氣藏。一般來說深層—超深層油氣保存條件較好，但是由于天然氣的流動性好，在多期變動過程中，容易發(fā)生調整。如四川盆地震旦系燈影組，構造低部位鉆井中，現今氣層厚度普遍低于儲層瀝青厚度，說明油氣水界面經歷了較大調整。因此，深層—超深層構造調整造成的天然氣局部富集與貧化，值得勘探重視。

由于碳酸鹽巖儲層普遍比較致密，且具有較強的非均質性，因此油氣富集更加依賴規(guī)模性儲集體和良好的輸導體系。近源儲集體和與斷裂溝通的大型巖性體控制了大型天然氣的分布。大型古裂陷周緣“棚生緣儲、近源充注”和克拉通內“下生上儲、斷層輸導”是中國海相碳酸鹽巖最主要的2 種成藏模式(圖6)。大型古裂陷邊緣發(fā)育大型臺緣相帶優(yōu)質儲層，緊鄰深水陸棚相烴源巖生烴中心，具有側向近源、高效充注的成藏特點，由于臺緣高能相帶儲層厚、儲集性好、成帶分布，往往形成大型巖性或者構造-巖性復合氣田，以四川盆地普光、元壩長興—飛仙關組氣田和安岳、蓬萊燈影組氣田為代表?？死▋却笮团_內淺灘儲集體與烴源巖不直接接觸，油氣成藏受通源斷裂控制，部分斷裂不僅有通源的作用，還具有改造儲層、控制聚集的效果，以四川盆地磨溪龍王廟組氣田和塔里木盆地順北、富滿油氣田為典型代表。

3 深層—超深層碎屑巖儲層發(fā)育機理與成藏主控因素

3.1 碎屑巖儲層發(fā)育與保持機理

對于碎屑巖儲層，隨著埋深的增大，孔隙度和滲透率呈指數級降低，但是勘探實踐已經證實，在一定條件下，深層碎屑巖儲層仍可以保持較好的物性(圖4b)[30-35]。結合塔里木盆地庫車凹陷、川西須家河組、準噶爾盆地腹部等大油氣田成藏的研究成果，我們認為優(yōu)勢相帶、早期油氣充注和構造裂縫是控制深層—超深層碎屑巖儲層發(fā)育的主要因素。

圖4 儲層孔隙度與深度的相關性曲線Fig.4 Correlation curve between reservoir porosity and depth

從宏觀上來講，沉積環(huán)境控制沉積相帶的展布，也就控制了油氣藏形成的儲集砂體。即使在同一沉積體系內的不同相帶，其砂體的規(guī)模、置樣式和分布特征也均存在差異。從微觀上來講，沉積環(huán)境控制了沉積物的原始組分(物源)、成熟度、粒度、分選、磨圓與雜基含量等，而這些物質的非均質性奠定了儲層的物質基礎，對后期儲層成巖演化具有明顯的控制作用。一般而言，高能沉積環(huán)境中形成的砂巖儲層具有礦物顆粒粒度粗、成分成熟度較高、剛性顆粒組分(石英)含量高、塑性顆粒組分(巖屑與雜基等)含量低、抗壓強和原生孔隙發(fā)育等特征，該類砂巖儲層的物性較好；相反，如果砂巖原始沉積組分中塑性顆粒含量較高，那么在埋藏成巖過程中，壓實作用對其粒間孔隙的破壞將更明顯。因此，原始沉積條件是保持和形成“高孔帶”的前提。相對高能環(huán)境下形成的有利基質儲層，隨著埋藏作用的不斷持續(xù)，發(fā)生壓實、壓溶、溶蝕等一系列成巖作用，其中綠泥石包殼、顆粒溶蝕等建設性成巖作用對相對高孔滲基質儲層的形成至關重要[36]。早期油氣充注形成的流體超壓可以延緩巖石的壓實作用和抑制巖石的壓溶作用。當地層中流體排出不暢時，隨著埋深增加，上覆地層壓力增大，流體的運動受到阻滯，砂巖儲層中形成異常高壓，可以支撐上覆巖體的部分重力，減緩上覆巖體對深層有效儲層的壓實作用，使得己形成的孔隙免受壓實破壞[37]。

構造裂縫是改善深層碎屑巖儲層滲流能力的關鍵因素。我國幾乎所有的深層、超深層碎屑巖儲層都受到構造作用影響，構造作用會改變地貌、地質形態(tài)，使地層斷裂形成裂縫，有利于油氣的運移和儲集。塔里木盆地庫車坳陷克深8 氣藏為典型的超深層致密砂巖氣藏，主力含氣層系下白堊統(tǒng)巴什基奇克組具有埋深大、基質物性差、構造裂縫發(fā)育的特征，開發(fā)資料表明，基質孔隙控制了氣藏穩(wěn)產，而構造裂縫則控制氣藏高產[38]。在四川盆地，構造作用更明顯，以川西新場氣田為例，在早期構造隆升作用下，可以產生裂縫，在經過擠壓、構造壓實以及地層倒轉的構造運動，也可以產生裂縫，不同類型裂縫的發(fā)育，會對基質儲層有不同程度的改善，進而提高儲層滲透性[39]。因此在埋藏條件下裂縫對孔隙度的貢獻有限，但它改善了原先致密的孤立孔隙間的連通性，提高了已致密化儲層的物性，特別是提高了儲層的滲流能力。

3.2 碎屑巖天然氣成藏主控因素

深層—超深層致密氣藏主要受盆地埋藏過程、構造活動期、儲層致密化期、排烴期及其配置關系影響[36,40-41]，由于盆地埋藏過程不同、成儲成藏期配置關系有差異，導致不同盆地或同一盆地不同構造位置，其天然氣成藏過程都不同，但高效的源-儲組合和相-逢耦合是深層—超深層致密氣藏富集的共性條件。

高品質烴源巖的發(fā)育程度是深層—超深層致密砂巖氣藏富集的前提，溝通烴源巖的烴源斷裂發(fā)育及源-儲配置關系，決定了天然氣富集的程度[31-33,41]。我國深層—超深層致密砂巖氣藏存在3 種類型的源-儲組合樣式(圖6)，分別為源-儲緊鄰型、源-儲分離型和源-儲一體型，其中源-儲緊鄰型一般表現為下生上儲，其次為上生下儲，天然氣可通過斷裂和微裂縫運聚成藏；源-儲分離型一般指烴源巖和儲層距離較遠，主要表現為下生上儲，天然氣可通過較大規(guī)模烴源斷裂輸導運移；源-儲一體型一般指烴源巖層系內部儲層發(fā)育，具有源內成藏的特征。一般而言，針對源內成藏體系，烴源斷裂不是主要控藏因素，儲層的發(fā)育規(guī)模和保存條件是天然氣富集的關鍵；針對源外成藏體系，烴源斷裂的發(fā)育和溝通效率十分關鍵，根據其結構可進一步細分為直接輸導型和接替輸導型2 種，斷-砂配置關系對天然氣富集尤為重要。

有效裂縫對有利巖相的持續(xù)性改造是氣井高產的重要保障。深層—超深層致密砂巖氣藏具有低孔、低滲的特征，儲層整體致密，平面非均質性強，在整體致密背景下會發(fā)育相對高孔滲區(qū)。在相對高孔滲的有利巖相背景下，中高角度構造縫會極大提高儲層滲透性，進一步增加儲層滲流能力，是氣井高產的重要保障。近幾年勘探實踐證實[40-41]，針對深層—超深層致密砂巖儲層而言，有效裂縫的發(fā)育對氣藏富集高產尤為關鍵，中高角度裂縫的發(fā)育，縱向上會連同多套儲層，極大增加了儲層宏觀滲透性[38]，同時，大量微裂縫或顯微縫將相對孤立的孔隙連通，多級孔-縫耦合，是天然氣高效產出的關鍵。

4 深層—超深層頁巖儲層發(fā)育機理與成藏主控因素

4.1 頁巖儲層發(fā)育與保持機理

與常規(guī)儲層類似，非常規(guī)頁巖儲層也經歷早期成儲、晚期保持的過程，同樣與原始沉積相、早期油氣充注和良好的保存條件有密切關系[28,42]。深層—超深層海相頁巖儲層發(fā)育過程與淺層頁巖基本一致，以志留系龍馬溪組頁巖為例，深水陸棚相頁巖據有高有機碳和高有機硅含量，是頁巖儲層發(fā)育的基礎。早成巖階段，蛋白石隨地溫增高快速轉化成高硬度石英顆粒，在硅質頁巖中形成較多的粒間孔隙，為早期液態(tài)烴提供了儲集空間，生物成因石英粒間孔隙賦存的液態(tài)烴在生氣階段演化為固體瀝青及其內部的有機質孔[43]。隨著埋深增大，在中成巖晚期—晚成巖期，高硬度石英顆粒具有較好的支撐和保護作用，是納米級有機孔、粘土礦物孔得到保持的主要原因。

深埋階段原油裂解形成的流體超壓是頁巖儲層保持的關鍵。實鉆揭示，四川盆地深層頁巖氣井(埋深介于3700~6000 m)，在優(yōu)質頁巖氣層(TOC≥2%)段，具有“高壓、高孔、高含氣量”特征(圖4c)，地層壓力系數介于1.45~1.95；平孔隙度介于4.8%~6.3%，平均含氣量介于5.1~7.7 m3/t。塔里木盆地寒武系海相硅質頁巖在埋深8500 m仍具有較好的孔隙度，實測孔隙度可達4.5%。因此，在高有機碳含量和良好保存條件同時具備的條件下，與中淺層頁巖相比，深層頁巖的孔隙度并沒有明顯的降低，仍然發(fā)育“高孔”優(yōu)質儲層。

4.2 頁巖氣成藏主控因素

頁巖氣具有源儲一體、自生自儲、連續(xù)大面積聚集的特點，前期研究認為海相頁巖氣具有“二元富集”規(guī)律，即：深水陸棚優(yōu)質泥頁巖發(fā)育是頁巖氣“成烴控儲”的基礎；良好的保存條件是頁巖氣“成藏控產”的關鍵[28]。隨著海相頁巖氣勘探不斷向深層拓展，數據統(tǒng)計發(fā)現，頁巖氣藏的壓力系數與孔隙度和含氣量呈正相關關系(圖5)，深層頁巖氣具有“超壓富氣”的特征。

圖5 塔里木盆地寒武系鹽下油氣藏相態(tài)預測圖Fig.5 Hydrocarbon phase state prediction of Cambrian subsalt reservoir in Tarim Basin

從生烴機理上講，頁巖氣是滯留在頁巖中的原油裂解生成的，在保存條件不被破壞的情況下，一定會產生流體超壓[44-45]，形成連續(xù)性氣藏(圖6)。深層頁巖中儲層流體超壓對孔隙的保持和壓裂施工起到了關鍵的建設性作用，流體超壓抵消了上覆地層有效應力對頁巖儲層的機械壓實，從而使已形成的塑性有機質孔保存下來，有利于有機質孔的維持，同時流體超壓降低了頁巖儲層的有效應力，有利于壓裂改造。具有超壓的深層頁巖仍然發(fā)育“高孔”優(yōu)質儲層，且游離氣占比增加，利于開發(fā)動用。

圖6 深層天然氣藏成藏綜合模式圖Fig.6 Comprehensive model of deep natural gas reservoirs

圖7 志留系頁巖氣田壓力系數與孔隙度和含氣量相關關系圖Fig.7 Correlation between pressure coeきcient,porosity and gas content in Silurian shale gas field

圖8 煤層含氣量隨深度變化關系圖Fig.8 The relationship between coal seam gas content and depth

5 深層—超深層煤巖儲層發(fā)育機理與成藏主控因素

5.1 煤巖儲層發(fā)育與保持機理

國外前期研究認為，受機械壓實影響，隨埋藏深度增加，煤層的孔滲存在死亡線，即大于1786 m很難產生商業(yè)氣流[46-47]。2019年以來，借鑒頁巖油氣大規(guī)模體積壓裂的實踐經驗，國內油氣企業(yè)實施了一批埋深2000~3500 m的風險探井，多口井獲得高產穩(wěn)產，勘探開發(fā)實踐揭示深層仍然發(fā)育優(yōu)質煤儲層[48-51]，打破了1786 m的界線(圖4d)。

深部煤儲層發(fā)育微孔與割理，具有雙重孔縫結構特點，微孔主要由植物組織孔、氣孔、溶蝕孔及晶間孔等組成，割理形成于凝膠化過程中的基質收縮，而不同的煤巖類型與煤階影響煤儲層的孔縫結構，制約著煤儲層的儲集性。煤巖類型作為物質基礎，是儲集性差異的關鍵要素，不同煤巖類型的煤儲層，演化過程中的孔縫形成具有差異性，例如光亮煤與半亮煤富含鏡質組成分，生氣能力及凝膠化作用較強，易形成氣孔與割理，半暗煤與暗淡煤中的惰質組成分及灰分含量較高，主要發(fā)育植物孔和無機孔；另外，煤階越高，生氣與凝膠化程度越高，氣孔與割理越發(fā)育。

儲層壓力對煤儲層孔縫的保持具有重要影響。煤層生烴能力強，在保存條件不被破壞的情況下，容易形成超壓。大牛地煤層埋深超過2500 m，實測的壓力系數超過1.0，而延川南煤層埋深1000~1500 m，實測的壓力系數只有0.7 左右。相對于淺層煤層的負壓，深層具有較大的壓力系數可以有效保護煤儲層不被上覆巖層有效應力機械壓實。1 MPa的超壓相當于減小80 m的有效埋深，保護了煤層的儲集空間[52-53]。因此，相同埋深條件下，煤儲層壓力越大，孔縫破壞程度越小，儲集性能越好。

5.2 煤巖氣成藏主控因素

深層煤層氣處于高溫高壓的地質環(huán)境，具有游離態(tài)與吸附態(tài)共存的特點，深部煤層氣富集主要受煤巖類型、演化程度、埋深、構造、巖性組合等條件影響[2,51,54]，表現為煤巖類型與煤階影響下的儲集空間與生氣量變化，構造和巖性組合等因素疊加下的含氣量差異，埋深控制下的吸附—游離動態(tài)轉化。

煤巖類型與演化程度影響煤的生氣能力與儲集空間，是煤層氣富集的基礎[55-56]。光亮煤與半亮煤的有機質含量較高，鏡質組占比較大，生氣能力較強；半暗煤與暗淡煤中的孔縫類型主要為植物孔，光亮煤與半亮煤中的孔縫類型主要為氣孔、植物孔與割理，與半暗煤、暗淡煤相比其微孔占比較高，吸附性較強，割理密度較大，儲集空間較好，屬于優(yōu)質的煤巖類型。此外，隨著演化程度升高，累積生氣量增加，氣孔與割理越發(fā)育，越有利于煤層氣富集成藏。鄂爾多斯盆地大牛地氣田太原組8 號煤最大埋深超過4000 m，Ro為1.4%~1.8%，光亮與半亮等煤巖類型的煤儲層中孔縫較發(fā)育。

有利的構造與巖性組合是煤層氣富集的關鍵(圖6)。大寧吉縣、大牛地、川東南等地區(qū)勘探實踐表明，構造與巖性組合控制煤系非常規(guī)氣與常規(guī)氣的共生關系，正向微幅構造的裂縫較為發(fā)育，是煤層氣富集的有利構造區(qū)，灰?guī)r/泥巖頂板的封閉性較強，有利于煤層氣富集成藏[57-60]。以大牛地氣田太原組8 號煤為例，構造簡單，灰煤和泥煤組合的頂板封蓋條件好，深層煤層氣勘探潛力較大。

高游離氣和含氣量是深層煤層氣富集高產的重要保障。煤層中氣體賦存狀態(tài)受溫壓耦合影響，不同煤階煤層吸附性能隨深度出現先增大后減小的趨勢，理論最大吸附氣量存在臨界深度帶1400~1800 m[2,61-62]。超過臨界深度帶，總含氣量逐漸增大，煤層吸附能力減弱，吸附態(tài)向游離態(tài)轉換，游離氣占比增多(圖8)。

6 深層—超深層天然氣未來勘探面臨的主要問題與展望

盡管深層—超深層天然氣勘探與研究取得了長足的進展，但是隨著勘探不斷向更深領域的探索，面對超深層高溫(150~250 ℃)、高壓(150~250 MPa)和復雜流體環(huán)境，無論是理論還是技術仍然會出現新的問題與挑戰(zhàn)。其中有關深層—超深層資源潛力、儲層發(fā)育與保存機理、油氣動態(tài)成藏與保存、儲層地球物理預測和鉆完井工程工藝是尋求大規(guī)?？碧酵黄泼媾R的主要理論與技術難題。

6.1 深層—超深層資源潛力

前期資源評價主要注重烴源巖排出量和聚集量的計算，沒有很好地將成烴—成儲—成藏作為一個整體，從地質—時間—空間全方位和地質—物理化學場(PVT-t-M-L)全要素，開展成烴—成儲—成藏機理方面的研究，制約了常規(guī)-非常規(guī)油氣資源潛力估算與分布預測。針對這一科學問題，需要開展古老烴源巖內與古油氣藏中油氣的生—排—滯演化機理與動力學特征研究。在埋藏史—熱史—構造史的約束下，把源內有機質演化與藏內油氣演化作為一個統(tǒng)一整體，動態(tài)追蹤固—油—氣的相互轉化過程，研究疊合盆地油氣源的多樣性動態(tài)演化過程、動力學機理與轉換模式，進一步精細評價深層—超深層資源潛力。

6.2 深層—超深層儲層發(fā)育與保持機理

相對于中淺層，深部流體的來源和性質更為復雜，構造改造作用更為復雜，因此需要加強后期改造對儲層發(fā)育和保持的控制作用研究；通過構造變形研究和成巖流體活動示蹤，明確斷裂-流體耦合作用下成儲機理，用以揭示深層—超深層碳酸鹽巖和碎屑巖儲層孔隙新生和保持機制；從源-儲協(xié)同演化的角度出發(fā)，開展不同類型烴源巖熱演化過程中有機孔、無機孔和微裂縫形成與發(fā)育的研究，明確有機質類型、熱演化程度、礦物組成、流體超壓等關鍵因素對深層—超深層非常規(guī)儲層發(fā)育的影響。

6.3 深層—超深層油氣成藏過程動態(tài)恢復與富集機理

深層—超深層普遍發(fā)生了或者正處于油氣相態(tài)轉化過程，相態(tài)預測難度大，超臨界流體運移—聚集機理尚不明確；高熱演化程度的古老海相天然氣氣源對比指標存在多解性，影響對油氣成藏過程的認識；多期構造變動影響下，原生油氣藏經歷了局部調整，如何定量評價油氣再富集與貧化的過程，尚未建立起有效的方法。未來需要以流體—溫度—壓力演化、烴類相態(tài)轉變和多期油氣動態(tài)成藏(調整)過程研究為主線，多指標聯(lián)合確定復雜多期成藏產物的形成序列、流體來源與形成時代，從而限定和重建深層海相碳酸鹽巖成藏演化過程。

6.4 深層—超深層儲層和流體的地球物理識別與預測

深層—超深層地球物理勘探面臨的最主要的問題是，勘探目標與圍巖的區(qū)分度低，薄儲層和流體識別與預測缺少適應的方法與技術，預測精度較低。需要開展超高溫、高壓環(huán)境下巖石物理特征及復雜地震波場傳播規(guī)律等研究，建立深層—超深層巖石物理模型；攻關面向深層—超深層地質目標的弱信號地震采集、弱信號恢復、Q-RTM、全波形反演、寬帶波阻抗反演、五維地震解釋、疊前地震反演等關鍵技術，提高深層—超深層地質目標的預測精度。

6.5 深層—超深層鉆完井工程

深井—超深井普遍存在超高溫、超高壓，鉆井儀器及工具、鉆井液及材料等面臨嚴峻挑戰(zhàn)，急需在材料、工具和裝備研發(fā)以及工程工藝改造上加大攻關力度。未來圍繞深層—超深層油氣安全高效鉆完井、大平臺頁巖油氣高效開發(fā)鉆完井及壓裂、自動化智能化鉆完井裝備與材料3 個方向，開展超深層鉆井地質因素精細描述及井筒強化技術、超高溫超高壓測井及隨鉆測量技術、超深儲層定點定向酸壓及測試技術、超高溫高壓井筒工作液及長壽命鉆頭鉆具、頁巖油氣井套管損傷機制與控制技術、大平臺/超長水平井精準探測及導控技術、深層頁巖氣高導流體積壓裂技術、頁巖油大平臺立體縫網壓裂技術等系列技術的攻關。形成8000~10 000 m超深層鉆完井關鍵技術和大平臺頁巖油氣高效開發(fā)鉆完井及壓裂技術，支撐深層—超深層天然氣勘探與經濟開發(fā)。

7 結論

(1)天然氣具有清潔、低碳、高效等多方面綜合優(yōu)勢，是實現能源低碳轉型的現實選擇，加大天然氣的勘探開發(fā)力度是我國重要的能源發(fā)展戰(zhàn)略。我國天然氣勘探已經進入到深層—超深層領域，近10年來，天然氣產量年均增長10%。盡管如此，深層—超深層資源剩余量大，整體探明率低于15%，仍然具有較大的勘探空間。

(2)中國深層—超深層海相烴源巖普遍為海相烴源巖，經歷了生油和生氣2 個過程，早期運移到儲層中的原油和烴源巖中滯留烴對深層—超深層油氣的貢獻重大；受原始沉積相、建設性成巖作用、構造裂縫和高流體壓力等因素的影響，深層—超深層儲層并未出現明顯的“死亡線”；大型常規(guī)天然氣田成藏受“規(guī)模性儲集體、源儲高效配置和早期油氣充注”等因素控制，近源儲集體和與通源斷裂相關的大型巖性體是常規(guī)天然氣勘探的有利方向；頁巖氣和煤層氣富集受烴源巖品質和流體超壓控制，深層儲層中游離氣含量增加，隨著工程改造工藝技術的提高，勘探潛力很大。

(3)隨著勘探不斷向更深領域的探索，面對超深層高溫(200~250 ℃)、高壓(150~250 MPa)和復雜流體環(huán)境，無論是理論還是技術仍然會出現新的問題與挑戰(zhàn)。未來應加強深層—超深層常非一體化資源評價、構造改造作用下儲層發(fā)育與保存機理和復雜溫壓場、應力場環(huán)境中油氣動態(tài)成藏機理等基礎研究，進一步明確深層—超深層資源潛力、規(guī)模性儲層發(fā)育機理與大中型天然氣田富集機理與分布規(guī)律；加強超高溫、超高壓和復雜構造環(huán)境下儲層地球物理預測和鉆完井工程工藝等關鍵勘探技術攻關，努力實現“看得清、打得成、采的出”的勘探目標。