中国海相深层油气富集机理与勘探开发：研究现状、关键技术瓶颈与基础科学问题

马永生，黎茂稳，蔡勋育，徐旭辉，胡东风，曲寿利，李根生，何登发，肖贤明，曾义金，饶 莹

[1.马永生科学家工作室，北京100083； 2.中国石油化工股份有限公司，北京 100728； 3.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083； 4.中国石化 勘探分公司，四川 成都 610041； 5.中国石油大学(北京)， 北京 102249； 6.中国地质大学(北京)， 北京 100083； 7.中国石化 石油工程技术研究院， 北京 100101]

海相深层油气是国际上普遍关注的重大领域，但尚有许多科学技术问题需要继续攻关解决。“深层”和“超深层”在国内外有许多不同的定义，中国中西部和东部因地温梯度不同在定义深度界线上也有所不同[1]。本文研究的对象是中国中西部海相层系的常规碳酸盐岩油气和页岩油气。因此，对于碳酸盐岩油气，沿用钻井工程界的定义，把埋藏深度为4 500～6 000 m的地层界定为深层，而把埋深大于6 000 m的地层界定为超深层；对于页岩油气，沿用中国自然资源部的定义，将埋深为3 500～4 500 m的地层界定为深层，而将埋深大于4 500 m的地层定义为超深层。目前，全球已在现今埋深大于4 500 m的深层和埋深大于6 000 m的超深层领域发现油气藏1 595个，其中埋深大于8 000 m的特深层油气藏28个，已完成井深超过9 000 m的钻井9口，已发现油气藏最大埋深达10 605 m，探明储量1 672×108t[1]。进入特深层寻找油气，是全球油气勘探开发的发展趋势。

海相深层油气是实现中国能源接替的现实领域。中国海相深层油气勘探潜力巨大，据第四轮资源评价结果，在中国油气资源总量中，埋深大于4 500 m的深层油气资源约占40%，其中2/3以上分布在塔里木、四川和鄂尔多斯三大盆地中(图1)。塔河、普光、安岳等油气重大发现，展示中国海相深层具有广阔的油气勘探开发前景。本文将基于研究团队近10年在四川、塔里木和鄂尔多斯三大海相盆地的研究工作，阐述中国海相深层油气富集机理与勘探开发工程技术领域的研究现状、技术瓶颈问题及其相关的基础科学问题，指出加强多学科交叉融合研究对推动海相深层油气勘探开发重大突破的必要性和紧迫性。

图1 中国海相深层主要油气发现Fig.1 Major petroleum discoveries in deep marine strata of China (图中圆环大小代表探明油气储量的相对大小。)

1 国内外研究现状及发展动态

1.1 全球深层油气分布规律

随着中浅层油气勘探开发程度不断提高，油气发现难度日益加大，深层油气勘探开发越来越被广泛关注，全球深层油气的新增储量呈明显增长趋势。盆地深层油气资源的勘探开发，对老油气区(田)增储稳产意义重大。与中浅层油气相比，深层油气勘探开发面临着深层油气成藏和勘探理论不成熟和勘探开发技术难度大的难题，投资回报率一般较低。因此，深层油气藏成藏特征的认识突破、地球物理探测和钻完井等技术创新，是未来深层油气勘探开发突破的关键[2-5]。多位学者开展过有关深层油气地质特征的研究[2,5]，目前为止有关深层油气研究最为详尽的公开文献是Dyman等对全球待发现深层常规天然气的资源潜力和区域分布特征的分析[2]。通过全球(不包括美国本土48州)349个含油气盆地的统计分析，在87个盆地内发现了深层油气藏[1]。全球深层油气储量的63.3%分布于碎屑岩储集层，35.0%储于碳酸盐岩，其余的1.7%储于岩浆岩和变质岩。构造圈闭富集了全球深层油气储量的73.7%，是深层油气最重要的圈闭类型。被动陆缘盆地和前陆盆地是深层油气最富集的盆地类型，其深层油气储量分别占全球总量的47.7%和46.4%。按深层储集层地质时代排队，古近系、上古生界、白垩系、新近系和侏罗系位居前五。但是，国外现今埋藏深度超过6 000 m的油气藏主要集中在中、新生代碎屑岩地层中。由于盐下沉积物的负热异常效应往往会抑制盆地深层烃源岩的热演化，造成液态烃窗口下移，从而使得盐下深层油气得以保存。因此，在具有一定规模的岩盐发育地区，立足于中浅层已有重大油气发现的区带应该是深层油气勘探的必然选择。

1.2 克拉通盆地演化与构造变革

多期超大陆裂解—增生—聚敛旋回，控制了陆壳形成、生长和洋-陆格局演变，并对全球古地理、古气候、古海洋与古生态环境产生了极其深刻的影响。中国海相克拉通盆地演化具有多旋回性[6-7]，盆地演化的动力学机制较为清晰[8-10]，而盆地成因机制还存在争议。中、新元古代—古生代是三大克拉通岩石圈位置迁移、重力均衡调整以及相互作用的主要时期，海相层系发育[11]。克拉通地区的古生物和岩相古地理特征研究较为深入[12-14]，但对克拉通盆地内沉积和充填序列的解剖研究较少。

中、新元古代—早古生代海相克拉通盆地的构造分异，带来了不同构造单元内的沉积分异和基本油气地质条件差异性[15-17]。克拉通盆地构造稳定性有利于富有机质页岩发育[18-20]，而适度构造分异对优质储集体的形成与分布具有建设性作用[21-23]。随着四川盆地开江-梁平陆棚和绵阳-长宁拉张槽的发现，克拉通内裂陷两侧优质储集体的形成与发育机制成为研究热点[24-25]。近期，在鄂尔多斯和塔里木盆地深层均发现了古老克拉通内古裂陷发育的证据[26-28]，为寻找深层勘探目标提供了机遇。然而，目前小克拉通内构造分异的动力学机制和构造演化过程研究还没有达成共识，沉积分异和差异改造作用对优质储集体的控制作用、裂谷充填过程中古环境、古生态和古气候对有机质富集的控制作用研究仍有待加强。尽管有证据显示深大断裂对深层油气运聚具有重要的控制作用[29-30]，人们对深大断裂的“核-带”结构[31-32]以及破碎裂缝体系本身是否能成为规模性的优质储集体尚未有系统研究[33]，它们在长期深埋背景下的成储机制尚不明晰[34-35]。

中、新生代以来，中国海相盆地进入了陆内构造变革时期，改变了中元古代—古生代盆地格局[6-7]。尽管人们对中、新生代以来复合中国大陆陆内构造变形演化阶段有了共识，但对大陆构造变形的动力学机制认识并不一致[15,36-40]。此外，三大克拉通由于组成、结构差异及其所处的独特构造部位，可产生不同构造形变响应，突显为不同的构造变形样式、极不均衡的构造隆升与地壳加厚、独特的构造成矿等地质现象[41]，这也构成了复合大陆动力学理论研究的重要内容。三大克拉通盆地海相深层中、新生代时-空演变格架已逐步清晰[42-43]。然而，多期改造条件下的地区差异、力学机制及其对海相深层油气富集、调整乃至贫化的控制机理，仍然是现今油气地质研究的薄弱环节。

1.3 海相深层油气富集机理与开发基础研究

深层油气既可来源于早期生成油气的深埋、调整、改造[21]，也可能是晚期深埋高熟干酪根和分散可溶有机质等的高温热裂解产物[44-48]。中、新元古代—早古生代仅有低等生物，成烃物质以腐泥型为主[49-52]；深水陆棚相黑色页岩、台地边缘相碳酸盐岩和台内浅水相蒸发盐岩中成烃生物组合和有机质赋存状态存在差异[53-54]，它们的生源构成和演化历程可以用元素、分子和同位素地球化学参数进行示踪[55-64]。但是，现有示踪技术对深层油气源识别、相对贡献估算和有效烃源灶评价并不完全适用。必须针对古老深层不同类型海相烃源特点和深埋地质过程，全面认识多元生烃机制，落实重点层系典型烃源(岩)端元组成特征，建立油气成烃、成藏示踪技术体系，并在此基础上开展有效烃源和资源潜力评价。

有利的沉积相带，如台地边缘礁滩相，通常是全球海相碳酸盐岩大油气田赋存的重要储集体发育区[65-66]，以四川盆地普光气田为代表[67-68]。成岩演化过程中，多种类型流体溶蚀改造作用对碳酸盐岩储层发育也至关重要[69]。大气降水岩溶形成网状缝洞体系[70]，受不整合层序界面控制[71-72]。热流体沿着基底深大断裂向上运移，导致碳酸盐岩发生热液白云岩化[73-75]、溶蚀[76]和充填作用[77-78]。有机质热演化和硫酸盐热化学还原作用[79-80]形成的酸性物质，也能对碳酸盐岩产生溶蚀改造作用[81-82]。经历长期深埋、复杂流体改造之后，是否仍存在规模性优质碳酸盐岩储集体，这是勘探发现的关键瓶颈之一，也是深层油气勘探研究的关键科学问题。

目前，国内外对深层油气藏赋存相态和转化机理研究相对薄弱，常用古温度恢复方法主要依据(等效)镜质体反射率和低温热年代学古温标，如锆石裂变径迹和(U-Th)/He等[83-84]，近期提出的碳酸盐岩团簇同位素古温标值得重视[85]。深层复杂地层古压力恢复目前主要依靠盆地模拟和流体包裹体，近期也有用差异应力法恢复碳酸盐岩储层古压力的报道[86]。除了温度和压力因素外，源-储配置关系和充注成藏历史等也是影响深部油气相态的重要因素。目前，国内外对正常原油在热蚀变过程中组分与相态变化的研究仍比较少，在高压对原油裂解的抑制作用方面有共识[87]，对于原油组成中饱/芳比随热解程度变化的认识并不统一[88-91]。研发高温高压油气相态转化模拟实验装置，通过正演和反演、物模和数模结合，可为深层油气藏赋存相态和转化机理的研究提供必要的手段。

深层油气成藏既受浮力作用控制又受非浮力作用控制，取决于控藏的动力学边界和二者时空上的关联性[92-93]。深层碳酸盐岩油气成藏动力机制复杂，与碎屑岩相比，地层压实减孔效应弱，而高温高压条件下次生孔隙形成、岩石流体热膨胀、地层转化产物增容、分子扩散和毛细管力差等都可能对成藏作出贡献[92-94]，因此需要在特定地质格架制约下明确成藏的主要动力。已有实例解剖结果表明，深层油气富集高产主控因素是深层油气勘探的关键瓶颈[17,92-94]。因此，揭示深层碳酸盐岩油气成藏动力机制与地质模式是深层油气资源分布预测的关键。

酸性气藏是海相深层碳酸盐岩油气藏分布的一大特色。在海相深层碳酸盐岩酸性气藏渗流机理及开发方法研究领域，国内外考虑硫析出的气-液-固多相渗流研究较少，酸性气藏的相态预测模型主要为基于状态方程和活度系数建立，难以准确描述和预测随着压力下降硫析出对储层的伤害及气藏开发动态的影响。代表性工作包括：1)气-固两相热力学动态模型的推导[95]；2)普光气田硫沉积对地层伤害和孔、渗参数影响的研究[96]；3)高含硫裂缝气藏气-液-固运移机制研究[97-98]；4)气体CO2和超临界CO2在天然气中的扩散系数测定[99]；以及5)注超临界CO2驱替天然气过程的流体渗流特征及其对天然气的驱替效率的实验研究[100]。需要进一步开展气-液(硫、水)-固(硫)多相流动机理、数值模拟及CO2控水稳气研究，提高海相深层碳酸盐岩酸性气藏开采效率。

国内外海相碳酸盐岩油藏开发研究的对象均在5 500 m以浅深度，多未考虑油藏高温(>135 ℃)、高压(>60 MPa)环境下流体、储层固体骨架和变化温度场三者之间的相互影响、物理化学作用。1960年代，前苏联和美国学者提出了裂缝碳酸盐岩储层双重介质渗流机理，Closemann等[101]进一步提出了基质、裂缝与溶洞的三重介质渗流机理。针对离散缝洞型油藏，提出了复合介质自由流与渗流耦合及变重介质流动机理[102]，随后建立了碳酸盐岩流线模拟、地下地面一体化数值模拟等技术[103]，还认识到深层油气藏温度变化剧烈、流动过程复杂[104]。因此，需要解决超深层高温、高压、高应力条件下储层岩石力学、热-流-固耦合流动等基础问题。

1.4 海相深层页岩气富集规律与开发机理研究

近年来，中国在页岩气勘探开发理论技术上取得了长足的进步，基本实现了3 500 m以浅海相页岩气勘探关键技术、配套工艺及装备国产化。在四川盆地及周缘地区发现了涪陵、长宁、威远、威荣4个千亿方级页岩气田，累计提交10 455.67×108m3探明地质储量，2018年页岩气产量达110×108m3，已成为中国油气资源的重要战略接替领域[105]。深层页岩气地质条件好、勘探面积和资源潜力大[106]，随着勘探开发的进一步加快，走向深层是四川盆地及周缘页岩气可持续发展的必然之路。而目前中国及北美成功开发的页岩气田都集中在埋深小于4 000 m的海相层系，如四川盆地五峰组-龙马溪组、Haynesville和Woodford页岩等，深层页岩气富集规律和开发机理尚无可借鉴的成功经验。

对于现今埋深大于4 000 m的深层页岩气，高温、高压条件下深层页岩气生、排、滞机理及有效储层形成和保存机理尚不明确，深层页岩气赋存机理及富集主控因素认识并不清晰，深层页岩气多相态流动机理也还缺乏系统认识，极大地制约了深层页岩气高效勘探和效益开发。

海相页岩成烃生物的数量和类型直接决定了烃源岩的品质，进而控制着页岩的成烃潜力[107-109]，早期持续深埋和后期抬升改造过程中的富有机质页岩生烃、排烃及滞留机制决定了页岩气原始资源潜力。深层页岩气生排烃、滞留烃量与有机质类型、丰度、成熟度及排烃效率有关[110-112]。但是，应用现有技术手段，难以将干酪根与原油裂解气有效分开，可能影响页岩气来源的估算。中国南方下古生界页岩最大古埋深达7 km以上，经历了复杂的成岩作用过程，深层页岩的孔隙形成与保存机理研究是一个世界级的科学难题[113-116]。目前，对于高-过成熟页岩(镜质体反射率Ro>2.0%)，前期形成的有机和无机孔隙在后期演化过程中能否有效保存是深层页岩气富集关键因素之一[117-121]。但是，页岩孔隙在早期深埋阶段和后期抬升阶段的形成和保存机理尚不明确。相比于埋深3 500 m以浅海相页岩气富集规律及勘探开发技术的成果[122-126]，深层页岩气成烃、成储、赋存状态的动态演化与匹配，深层页岩气超压的形成与保持，深层页岩源-储-超压动态演化及富集规律均缺乏系统研究，深层页岩气地质工程“甜点”评价技术亟需解决。

目前，对页岩气流动机理研究及认识主要集中于埋深3 500 m以浅，在吸附-解吸方面，采用实验法[127-128]和分子模拟[129-130]研究页岩气吸附特征，实验压力均小于40 MPa，吸附类型为单层吸附，吸附量受有机碳含量(TOC)和孔隙结构等因素影响。深埋条件下，页岩地质力学演化背景决定了其具有不同的吸附规律、更强的应力敏感性和微尺度渗流效应，国内外对深层页岩气流体赋存机制和吸附-解吸特征、储层中pVT行为以及微观渗流机理和宏观流动规律研究少，认识不清楚。

现今，页岩气主要采用长水平井分段压裂开采方式、页岩气多段压裂水平井产能预测解析模型及开发动态评价方法[131-134]，主要针对气体单相流动、等长等距人工缝网，天然缝和诱导缝等效为双重孔隙介质，非达西流动处理简单，无法评价页岩气井气-水两相流动产能以及高应力下复杂压裂缝网动态变化特征。在气藏动态模拟方面，当前主要采用多重介质模型、离散裂缝模型等方法研究页岩气多尺度介质内耦合流动[135-137]，还没有形成考虑深层高温、高压环境内应力场-温度场-渗流场，反映页岩多尺度孔缝、多物理场耦合流动机制的数值模拟技术。

研究高温、高压条件下页岩气解吸、渗流实验技术，揭示深层高温、高压页岩气复杂介质、多相态耦合传输机制，形成深层气井产能预测、开发动态分析方法和水平井压裂开采动态模拟方法，是实现海相深层页岩气有效开发面临的重要科学问题。

1.5 海相深层复杂构造成像与多类型储层预测方法研究

Han和Batzle[138]发现墨西哥湾深层砂岩在欠压实与弱胶结的情况下，依然保持浅层砂岩的特征，储层弹性模量对流体性质反映敏感，能够利用地震资料预测流体。但是，通常情况下，深层孔隙流体相态随温、压条件的复杂变化，导致地层弹性参数变化呈非线性，加上中国陆上深层储集体普遍低孔、低渗的特点，弱化了弹性特征对孔隙结构、流体性质的响应，这些都增大了储层岩石物理建模的难度。目前，国内外岩石物理建模大多数针对深度小于5000 m的地层，缺乏深层-超深层岩石物理研究。同样，现有测井技术也主要适用于中浅层地层，在非均质性渗透率预测、矿物组分评价、孔隙结构表征等方面发挥了重要作用。但是，面对更加复杂的孔隙空间、更强的储层非均质性、更多的流体相态类型，适应深层目标的测井技术还有待进一步发展。

自1997年以来，美国勘探地球物理协会下属SEAM项目组，先后4期针对工业界提出的典型地质模型，组织实施了波场正演模拟，依次面向各向同性、各向异性，声波、弹性波、粘弹性，以及2D/3D/4D介质，实施正演计算，形成了模仿野外观测方式的标准地震数据集，在地震勘探技术发展的不同阶段，推动了成像技术的进步[139-143]。近两年来，中国石化也研发了起伏地表正交各向异性地震波场有限差分、谱元法等模拟技术，形成了地震波场模拟的基础工具。然而，随着勘探向深层推进，地质界面阻抗差异小、结构更加复杂、建模描述困难，相应地，波场计算精度要求高、计算量大。研发高效、高精度波场模拟方法需要继续努力。

全波形反演是目前从速度建模角度改善地震成像质量的技术热点，国外公司Western Geco和CGG等已经将其列入常规成像处理流程中。中国石化近年来也成功开发出了时间域、频率域全波形速度建模技术[144-147]，将其应用于深层，需要将传统的回折波反演改变为反射波反演，并且要考虑地下各向异性等复杂介质特征。最小平方逆时偏移(LSRTM)发展了传统逆时偏移技术，在提高成像分辨率、改善振幅保真度等方面有明显优势[148-149]，但是计算成本高。地下方位、局部角度域成像方法[150]为复杂构造成像、地下岩性分析、裂隙描述等提供了更丰富的基础资料。几年来，通过持续攻关，中国石化也形成了较为完整的成像技术系列，包括各向同性/各向异性逆时偏移、最小二乘逆时偏移及局部角度域逆时偏移[151-152]；对于深层目标，如何拓展这些技术的适用性，实现精度与效率的统一，存在许多挑战。

在高分辨率地震反演与储层预测方面，基于随机地质建模的地质统计反演精度较高，已经广泛应用于生产。国外，基于正交各向异性的叠前AVAZ反演，也成功应用于深部碳酸盐岩储层的裂缝刻画[153]。与国外相比，中国石化和中国石油在塔里木、四川盆地长期攻关，已经形成了较为有效的深层储层预测技术序列，包括深层碳酸盐缝洞储集体定性、定量描述技术。未来发展，需要进一步提高地震反演方法对小尺度非均质体的适应性。相对于浅层，深层复杂储集体储层参数的估计，不仅需要弹性参数输入，更需要其他地质地球物理信息的约束；人工智能深度学习，能够适应这种基于多元输入的模式学习与判断。国际上，人工智能技术已经成功应用于储层流体预测和非常规气田的产量影响因素分析；国内，这项技术还处于起步阶段。

在深层页岩气“甜点”识别与压裂监测方面，如何从地震数据中挖掘与页岩气赋存相关性更好的信息，一直是地震预测的难题[154-156]。中国石化在多个页岩气田的勘探开发实践中，初步形成了地球物理“甜点”识别技术系列，包括页岩有机质含量预测、裂隙预测、脆性预测、压力预测、含气性预测等。与国外相比，将人工智能技术引入“甜点”识别，提高识别结果的准确度是下一步努力的方向。国际上，压裂监测技术发展很快，十多年来产生了多家服务公司。中国石化跟踪这项技术，也开发形成了自己的压裂监测系统，其应用效果与国外相当。下一步发展重点是监测方式优化与压裂缝参数高精度反演。

1.6 高温高压超深层岩体-井筒变形机理及安全高效钻完井控制方法研究

深部海相地层在经过长期、复杂的构造变动后，异常地层压力保持的原因复杂且难以预测[157-158]。地层压力与孔隙变形之间有相关性，目前几乎所有地层压力解释模型都是基于孔隙变形量、应力与地层孔隙压力间的关系[159]。但是，针对深部高温、高压孔隙弹性动力响应特征和地球物理响应特征之间的关系来表征地层孔隙压力的研究极少[160]。目前，用于预测碳酸盐岩地层孔隙压力的模型是基于压实理论和有效应力定理建立的[161]，对深部海相地层孔隙压力预测适用性差。三维孔隙弹性理论考虑了骨架应力和孔隙流体压力间的耦合关系，可以用来准确地描述流体在可变形孔隙介质中的状态[162]。但是，如何利用该理论建立深部海相地层孔隙压力定量预测模型，仍是一个有待解决的难题。

中国在中深层钻井破岩机理及高效提速方法研究方面取得显著进展，为高效安全钻井提供了理论支撑。但是，海相深层-超深层所处高温、高压、非均质性强等复杂环境，岩石致密坚硬[163]。常规钻头破岩理论和方法不再适用，需要创新破岩理论与方法，特别是高温、高压下钻头作用于岩石的动态应力响应机制、轴-扭耦合振动冲击辅助钻头破岩机理等关键科学问题。目前，对较低围压、静液柱压力和钻头动态耦合作用下岩石应力分布规律已经有较好的理解[164]，但高温、高应力下钻头作用岩石应力响应机制仍不清晰。实验和数值模拟研究了旋冲[165-168]、扭冲[169]、水力脉冲等新型钻井方式下破岩机理[170]，但是针对海相深层提出的轴-扭耦合振动冲击辅助钻头破岩机理仍然缺乏，尤其是需要考虑围压和高温热应力对岩石破碎的影响。因此，需要加强海相深层硬岩破碎机理与高效提速方法研究。

高温、高应力裂缝/缝洞性地层钻井过程中会出现裂缝开启和扩展，容易造成漏失、井壁失稳，需要构建针对性控制方法[171]。金衍等[172]建立了漏失方程，并指出中、小尺度裂缝和孔洞为漏失主因。李大奇等[173]则继续采用蒙特卡洛方法建立数学模型，有效识别裂缝类型，并提出针对性堵漏方法。孙金声等[174]设计了一种超低渗透钻井液体系，对裂缝性地层具有良好封堵能力。郭拥军等[175]采用共聚共水解法设计堵漏剂，充满裂缝、溶洞空间，解决恶性漏失。粒径分布[176]和井筒强化材料特性[177]等也在井筒强化体系设计中占有重要地位。由此，需要从力-化-热耦合作用下井周应力和岩石强度裂化、高性能材料与工作井液性能等方面综合考虑，建立适用于高温、高应力地层井筒失稳机理和控制方法。

海相深层致密油气大型压裂改造对井筒完整性提出了更高要求。由于缺乏海相深层油气井筒完整性理论与方法，中国西南地区井筒套管变形和井筒失效频发。近期研究的重点集中在动态循环载荷下水泥环密封失效、高应力下套管载荷模型及结构完整性失效、热-力-化耦合下水泥环腐蚀完整性破坏机理等关键科学问题。环空带压是水泥环密封失效的主因；同时，温度、压力剧变也会加剧其失效[178-179]。非均匀载荷是套管变形的主控原因[180]；同时，断层和天然弱面滑移也会导致套管剪切变形[181-182]。此外，地层中CO2化学作用影响水泥胶结，具有腐蚀性[183-184]。优选套管钢级及优化固井质量、施工参数、水泥浆体系等可在一定程度上缓解井筒完整性问题[185]，但目前仍缺乏高温、高应力下井筒完整性定量判定准则和有效的井筒完整性构建方法。

中国在常规油气增产改造方面的理论体系较为完善。但是，海相深层-超深层油气增产改造难度极大，表现为裂缝起裂压力高、改造提产效果不明显、压裂效率有待提高，需要解决高温、高应力岩石断裂机制、海相深层缝网体形成机理、高应力下储层长效导流能力控制等关键科学问题[186-187]。通过构建高围压下岩石断裂韧性表征方法，取得了一些规律性认识[188]，但对相关力学机理仍认识不清。实验发现温度、压力升高会改变岩石破裂模式[189]，耦合尤其需要考虑热-力关系。深层页岩高应力下塑性效应增强，且对裂缝扩展几何形态影响不可忽略[190-192]。塔里木盆地等海相超深层碳酸盐岩储层中断层、裂缝、溶洞共存，酸压裂缝扩展路径是面临的主要瓶颈之一，近年有学者实验观测，但是仍缺乏流-固-热-化多场耦合裂缝扩展机理模型。因此，有必要开展海相深层油气藏压裂增产改造基础理论研究。

在高性能随钻探测仪及压裂装备创制方法方面，随钻远探测仪包括电磁波和声波两类。1992年，出现随钻电磁波电阻率探测仪器，探测深度约2 m[193]；2005年，随钻深探测电磁波电阻率仪器探测深度达到10 m[194]；2012年，国外研发随钻超深电磁波仪器，探测深度30～60 m[195]。国内，曹景记等[196]通过考察随钻偶极声源的辐射效率，指出了随钻偶极远探测的理论可行性。2014年，国外公司研制出200 ℃随钻测量系统[197]。2018年，Ari等[198]提出基于主动降温技术的300 ℃ MWD系统方法，进行原理性验证。2015至今，美国多家公司先后推出3500型双机双泵或单机双泵电动拖装压裂设备，在北美地区小范围应用[199]。国内尚无随钻远探测仪研制报道，只有额定温度175 ℃的MWD系统；中国石化开展了大功率电动压裂装备在陆地页岩气上的初步应用。

2 关键技术瓶颈和基础科学问题

2.1 中国海相深层油气分布特点与战略突破领域

塔里木盆地塔河油田、顺北油田、四川盆地元坝气田等典型超深层碳酸盐岩油气藏特征分析表明，中国海相深层油气形成和富集控制因素复杂，但也具有一定的规律性[200-201]。从深部烃源条件来看，深层油气可以来源于多种生物和岩性组合海相烃源岩在低地温背景下的生烃作用、古油藏的深埋调整改造或分散可溶有机质裂解成烃。从优质储层的发育与分布来看，构造、层序、岩相、流体等因素在时空上的有效配置十分关键，断裂活动、白云岩化和热流体活动对超深层优质储层的形成发挥着重要作用。从深部油气的封盖与保存条件来看，相对稳定的构造背景下发育不同岩性区域盖层、局部盖层和直接盖层，由此形成的多级封盖控制了深部油气富集区的区域展布范围。与此同时，古隆起-古斜坡背景下不整合面、断裂和输导层与各类圈闭的有效组合，则很大程度上决定了油气运聚和成藏的方式和效率。经过多年的基础理论研究和勘探实践， “源-盖控烃，斜坡枢纽富集”的油气地质理论认识基本成型[20,202]。

中国海相深层碳酸盐岩层系资源潜力巨大，资源类型有油有气，以气为主，存在多个油气战略突破领域。塔里木盆地深层碳酸盐岩油气主要分布在寒武系—奥陶系地层中，以油为主；四川盆地油气主要分布在自震旦系灯影组至三叠系雷口坡组海相地层中，以气为主；鄂尔多斯盆地碳酸盐岩油气主要分布在奥陶系地层中，以气为主。古老克拉通盆地内广泛发育的中、新元古代—早古生代海相优质页岩层系，既是四川和塔里木盆地海相深层寻找油气的烃源灶，也是深层页岩气勘探开发的有利目标。

2.2 海相深层油气战略突破面临的挑战和关键技术瓶颈

近10年的勘探开发实践表明，中国塔里木、四川和鄂尔多斯三大克拉通盆地海相深层油气资源前景广阔、大有可为，但挑战巨大：

1) 中国海相层系具有盆地类型多、岩相古地理变化大、构造活动多期、热演化程度差异显著、成盆-成烃-成藏过程复杂等特点，对传统油气勘探的经典理论和认识提出了新的挑战。

2) 中国海相深层碳酸盐岩油气勘探面临着低信噪比、低分辨率、低成像精度及低保真度等地球物理问题，从深层复杂构造成像与复杂储集层预测两个方面的分析来看，宽频、保幅、高精度及信息综合应该是深层地球物理勘探的技术挑战与重点攻关方向。

3) 中国海相深层地质时代老、埋藏深、超高温、超高压、构造复杂，深层油气钻探工程面临钻速慢、周期长、成本高、风险大、设计优化难和工程质量控制难等技术问题，对钻井提速、钻井液和固井提出了更高要求。同时，由于深层-特深层油气储层基质致密、储集空间与构造复杂、非均质性强，深层储层有效改造是提高海相缝洞型碳酸盐岩储层和深层页岩气储层单井产量与经济效益的关键。

海相深层油气勘探开发的关键是要“找得到”(地质理论与评价)、“看得清”(目标成像与预测)、“打得准”(钻完井工程技术)和“采得出”(油气藏开发)。要实现海相深层特别是超深层和特深层油气勘探开发的重大突破，必须解决诸多重大地球科学理论和技术前沿问题：

1) 板块构造与盆地演化是如何控制油气形成的？

2) 深层油气主要以何种方式赋存在何处？

3) 透过巨厚的地层如何清晰地识别和描述目标？

4) 如何高效钻达高温、高压环境下的目标并改造储层？

复杂海相深层-超深层油气资源聚集规律研究，超深层油气地质目标识别，有效动用超深层油气资源配套技术，是公认的世界级技术难题。

2.3 中国海相深层油气勘探开发的基础科学问题

要实现海相深层特别是超深层油气勘探开发的重大突破，必须在研究全球板块构造和区域性盆地演化的基础上，针对中国海相深层碳酸盐岩和页岩层系的特殊性，加强以下3个方面的关键科学问题研究。

1) 海相深层油气富集与开采机理

中国三大克拉通盆地构造演化的差异性，中、新元古代—古生代成烃有机质生源和白云岩-膏盐岩沉积的特殊性，古老海相层系油气成藏要素长期演化和构造活动控制下的多期成藏过程，决定了海相深层油气富集机理与分布规律的复杂性。

面临诸多基础地质和油气地质问题，在盆地尺度，需要针对塔里木、四川等盆地海相层系构造-沉积耦合特点，加强多期叠加改造盆地充填过程及构造-沉积分异作用、多期构造活动及其对多类型变形样式形成的控制机理研究。

针对海相碳酸盐岩油气藏，需要在油气藏尺度，加强盆地原型-改造及其对油气控制、海相深层温压场演化与分布、深层油气相态转化与烃源灶有效性、深层多类型储集空间保持机理、深层成藏动力机制与规模成藏模式以及深层碳酸盐岩油气高效开发方法研究。

在烃源岩研究上，强调四川、塔里木盆地多层系、多期次、多元供烃的特点；在碳酸盐岩沉积成岩研究上，强调塔里木、四川、鄂尔多斯盆地多类型储层、多类型岩溶(表生层、深层埋藏)等的特点，更加突出“三元控储”的内在联系；在成藏研究上，强调不同盆地海相层系油气藏类型的相似性、多样性、差异性，尤其是突出中国特色比如顺北断溶体、四川盆地二叠系断缝体(元坝深层二叠系)等新类型。

在深层勘探目标评价上，要突破传统地质评价思维，强调资源条件、工程技术条件、经济效益条件三要素的有机结合新要求；突出地质、工程、经济一体化，勘探、开发一体化，储量探明与产能建设一体化等新理念、新做法。

在深层油气田开发上，针对开发目标地层时代老、埋藏深、储集空间多样、高温高压、多尺度复杂流体等特点，加强储集空间、岩石物理、流动规律和高效开发模式研究，加强勘探-开发一体化、地质-工程-油藏三位一体化研究与应用。要特别重视高温、高压环境下的岩石物理模型，在深层油气藏模型构建的关键参数选择和定量评价标准上下功夫，为提高储量动用率、单井产能和采收率的开发井网及开发策略确定打好基础。

针对深层页岩气，需要加强深埋条件下富有机质页岩生-排-滞烃机理、有效储层形成与保存机理、页岩气富集主控因素及分布规律、深埋条件下多尺度介质气-液两相流动机理、页岩动态缝网描述及产能评价方法等方面的研究，强调含气性(TOC、Ro、沉积相带、有效厚度)、可压性(脆性矿物含量、地应力差、微裂缝发育)、经济性(埋藏深度)等，更加突出“甜点”区、“甜点”段、“甜点”层的评价优选，更加突出低成本配套技术和可开发资源的经济性。

总之，需要重建三大克拉通盆地构造演化和改造过程，以盆地沉积-构造和热演化史为主线，解析各成藏要素之间的时空匹配关系和成藏组合的有效性，动态重建多元生烃和多期成藏过程，揭示油气成藏的有效性、规模聚集和保存机理，明确不同类型盆地深层油气的流动和开采机理，为海相深层大规模油气发现和有效开发奠定理论基础。

2) 深层复杂介质波场理论与多类型目标判识方法

钻前预测在深层目标的发现与评价过程中至关重要，因而对地球物理技术的精度要求及依赖程度更为突出。

深层复杂构造成像，主要任务是落实前陆冲断带复杂构造、台地边缘礁滩相地层、古潜山等特深层目标的构造形态及分布规律、断裂展布特征以及断块组合关系。由于地震波在长距离传播过程中的扩散、吸收、衰减作用，有效信号的能量总体较弱，而深层复杂构造目标往往因恶劣地表条件和/或复杂地下地质结构导致各种干扰波发育且能量较强。无论是起伏地表还是复杂盖层，都会通过速度的横向变化给目的层成像精度带来影响。有效解决“弱信号+强干扰”导致的地震资料低信噪比问题和速度横向剧烈变化引起的地震资料成像不准确问题，是深层特深层目标成像研究的关键科学问题。

深层复杂储集层预测，需要针对盆地深层灰岩及白云岩油气藏、碎屑岩地层、岩性圈闭油气藏、深层气页岩储集层“甜点”，开展形态刻画、物性和含油气性预测以及封堵条件分析，力争实现储集层表征准确、流体预测可靠以及风险评估充分的目标。有效解决各种采集处理因素导致的地震资料不保幅问题，深埋和高频吸收带来的地震资料低分辨率问题，以及复杂油藏环境引起的综合评价问题，是深层复杂储层预测的关键科学问题。

深入认识深层高温、高压储层的岩石物理性质规律和变化特征，揭示深层多类型复杂储层测井识别的机理，是特深层复杂储层有效性评价的关键环节。

3) 高温、高压岩体-井筒变形机理及安全、高效钻完井控制方法

钻完井理论与技术进步是深层油气发现的关键。由于深层高温、高压、高应力、强非均质性，钻完井工程和控制技术面临着钻井速度慢、井筒完整性失效高、压裂效率低等突出问题。

海相深层油气经济规模开发，要求“钻得快”、“打得好”、“压得开”、“采得多”。由于不同类型海相深层岩石的多尺度孔-缝-洞高压形成机制及地球物理、力学响应特征不同，只有揭示构造地质演化过程中地层流体运移、聚集、形成高压的流-固耦合力学机理，才能掌握海相深层高压形成的关键控制因素。只有揭示多尺度孔-缝-洞海相深层高孔隙压力、地球物理特征、多孔介质力学变形三者的耦合机理，才能建立海相深层高压预测方法。

同时，不同温、压条件下多工况复杂载荷岩石介质变形与破坏的多场耦合力学机制不同。揭示高温、高应力岩石破坏的动载响应机理，是提出大能量工具构建原理的基础。因此，只有揭示钻采过程复杂地层井筒结构体变形、破坏的多场耦合的力学机理，掌握井壁围岩、水泥环、套管全寿命周期内的结构完整性和强度劣化规律，才能形成自适应智能封堵体系及钻井液构建方法。

此外，与中浅层比较，深层高温、高应力储层人工裂缝与多尺度天然裂缝或孔洞的相互作用机理差异明显。深层碳酸盐岩储层包含溶洞、孔隙、裂缝等多重介质，储层非均质性强，大多需要通过酸压、酸化及高压注水等储层改造措施以实现对缝洞型油藏的有效开发。深层页岩气储层埋藏深、地应力及水平应力差异大、压裂复杂裂缝程度低、改造体积偏小，极大地制约了深层页岩气的经济、有效开发。这就需要分别针对深层碳酸盐岩和页岩储层开展研究，揭示高温、高应力下深部储层中复杂缝网形成的控制机理，掌握地层能量衰减过程中复杂缝网多流态流体的流动规律，解决高温、高压、高应力条件下新型材料适应性问题，探索并创新储层“甜点”远探测与高效缝网压裂的关键仪器装备设计原理。

3 推动海相深层油气勘探开发重大突破需要多学科交叉融合研究

墨西哥湾海相深层和北美页岩油气成功开发，突显了海域、深层和非常规油气在油气资源战略接替领域的重要地位，引发了一场重大的油气科技革命，1956年哈伯特提出的石油产量“峰值理论”已经不断地被颠覆。全球油气产业实现了从中浅层向深层、从常规油气向非常规油气的跨越，突破了传统油气聚集的深度底限、油气储层的物性下限以及油气采收率的极限。在油气勘探指导思想上，从寻找常规油气圈闭转向寻找大面积非常规油气，勘探领域和目标层系得到大幅度拓展。从油气开采的模式上，从常规直井/水平井开发向长水平井多级分段压裂和“井工厂”开采转变，极大地提升了非常规和传统难动用油气开采的规模和经济性。

中国中浅层常规油气资源经历几十年的大规模勘探开发，增储上产难度越来越大，油气储量增长放慢；加快海相深层碳酸盐岩油气和页岩气资源勘探开发，是增储上产的重要举措。但是，由于深层碳酸盐岩储集类型的复杂性和深层页岩层系储集性能的特殊性等因素，海相深层油气资源需要通过理论创新和技术进步才能实现规模经济开采。因此，需要分析克拉通盆地演化过程及其对油气的控制作用，揭示海相深层碳酸盐岩油气和页岩气富集和开采机理，研究科学的深层油气资源分布预测和探测方法，开发适合不同盆地、地区或类型的深层油气高效钻完井和开发工程工艺技术。

面对海相深层油气的勘探开发理论和技术挑战，国内外学者已经开展了大量研究，新的理论和新的技术不断涌现，尤其是针对经历多期叠加改造的海相页岩层系页岩气的勘探开发，提出了一系列新的理论和方法：

1) 从克拉通盆地富有机质页岩沉积环境与岩相特征来研究油气资源形成的物质基础以及赋存介质特征，已成为当前深层油气富集机理与资源研究的重要基础。

2) 从剖析典型油气藏出发，全息定量表征不同赋存状态油气的含量与组分特征以及可动性、不同尺度孔隙空间与物性特征、测井和地球物理响应、不同流体动力条件下不同尺度孔缝中烃类流体的流动机理、流-固耦合作用机制及其对烃类可动用性的影响，是深层油气富集机理与资源可动用评价研究的热点。

3) 在深部和中浅部作用过程叠加和深层油气富集机理研究基础上，系统总结深层油气富集的地质要素，提出深部多类型碳酸盐岩储集体、页岩气“甜点”、油气资源评价参数与选区评价方法，预测深部油气资源分布与有利勘探开发区带、目标，开发新的勘探技术，是发现深部油气资源的技术研发的焦点。

4) 在研究深层复杂介质波场理论基础上，建立深层多类型碳酸盐岩储层预测与页岩气识别技术，是实现深部勘探目标钻前预测的前提。

5) 在页岩油气流动机理研究基础上，形成页岩油气产能动态预测方法，是实现页岩油气开发方案优化的关键。

6) 从高温、高压、高应力条件下流-固耦合和成井机制研究入手，形成深层高效钻完井与压裂改造技术，则成为国内外解决深层油气和页岩气有效开发的必备技术保障。

在常规油气勘探开发过程中涉及的油气地质理论和工程技术一般比较明晰地隶属于从勘探到开发过程的各个专业学科领域。但是，随着非常规页岩油气概念的出现，传统油气成藏地质要素和诸多工程技术的专业界限不再那么明晰，导致勘探-开发-工程的一体化，多学科交叉融合促进了理论和技术的进一步发展。常规与非常规油气成藏认识的统一，使得油气勘探开发的资源领域从常规油气藏、非常规连续油气带，向盆地/超级盆地油气系统扩展；技术研究的领域，从常规储层、烃源岩储层/人工储层、非均质各向异性岩石力学，扩展到非达西流动-纳米尺度孔隙与流动机理研究。

总之，海相深层油气富集机理与关键工程技术研究领域是油气资源的多学科综合性基础理论和应用基础研究。我们希望，通过开展贯穿勘探-开发-工程的跨学科交叉融合、科学技术创新和系统集成研究，逐步形成适合于中国地质和工程条件的海相深层油气勘探开发技术方法体系：一是，建立基于地质、工程、经济一体化的深层勘探目标优选与风险评价决策系统；二是，形成适合于塔里木盆地沙漠区可控震源地震高效采集技术，完善基于可控震源的地震设计、采集、处理、解释及综合应用技术体系；三是，创新建立超深、高温测井完井技术；四是，创新建立深层-超深层储层改造提高产能技术；五是，创新建立深层页岩气低成本开发技术，以及提高采收率技术；六是，建立基于大数据的智能勘探系统和基于大数据云计算的勘探开发专家库。并在此工作的基础上，推动海相深层油气勘探开发重大突破。

4 结论

1) 海相深层油气是实现中国能源接替的现实领域，也是国际上普遍关注但理论技术问题尚未有效解决的重大领域。深层油气勘探是中国深地探测的重要组成部分，加强海相深层油气勘探开发是保障中国能源供应安全的重要途径。

2) 中国海相深层存在多个油气战略突破领域，但海相深层油气形成和富集控制因素复杂，面临着复杂海相深层-超深层油气资源聚集规律、超深层油气地质目标识别和有效动用超深层油气资源配套技术等世界级理论技术难题。

3) 针对中国三大克拉通盆地海相深层油气勘探开发“找得到、看得清、打得准和采得出”的关键技术环节，以地质要素为主线，开展多学科交叉融合、创新和集成研究，解析各地质、地球物理和钻完井工程要素之间的相互作用关系，揭示海相深层油气成藏的有效性、规模时空分布和开发机理，必将为中国海相深层大规模油气发现和有效开采提供基础理论支撑和工程技术储备。

致谢：本文文献调研工作由国家自然科学基金集成项目(U19B6003)依托和合作单位马永生科学家工作室、中国石化石油勘探开发研究院、中国石油大学(北京)、中国地质大学(北京)、中国石化勘探分公司、中国石化石油工程技术研究院、中国石化物探技术研究院、中国石化休斯顿研究中心、中国石化工程公司等联合研究团队共同完成，路保平、何治亮、庞雄奇、邱楠生、黄中伟、金衍、曾大乾、丁士东、王峻乔、康志江、樊太亮、王卫红、赵培荣、宁正福、李双建、申宝剑、周辉、朱成宏、马中高、邓尚、张殿伟、方成名、朱东亚、刘若冰、曹辉兰、亢武臣、马晓潇等承担了部分研究工作。文中采用了项目单位和多位其他相关研究人员的宝贵资料，在此一并表示诚挚的谢意！