石油勘探与开发 >

2024 , Vol. 51 >Issue 4: 692 - 707

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20240072

油气勘探

深层—超深层海相碳酸盐岩成储成藏机理与油气藏开发方法研究进展

  • 马永生 , 1 ,
  • 蔡勋育 1 ,
  • 黎茂稳 2, 3 ,
  • 李慧莉 2, 3 ,
  • 朱东亚 2, 3 ,
  • 邱楠生 4 ,
  • 庞雄奇 4 ,
  • 曾大乾 2, 3 ,
  • 康志江 2, 3 ,
  • 马安来 2, 3 ,
  • 石开波 5 ,
  • 张军涛 2, 3
展开
  • 1 中国石油化工集团有限公司，北京 100728
  • 2 国家能源碳酸盐岩油气重点实验室，北京 102206
  • 3 中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206
  • 4 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
  • 5 北京大学地球与空间科学学院，北京 100871

马永生（1961-），男，内蒙古土默特左旗人，博士，中国工程院院士，中国石油化工集团有限公司教授级高级工程师，主要从事石油天然气地质研究及勘探生产实践等工作。地址：北京市朝阳门北大街22号，中国石油化工集团有限公司，邮政编码：100728。E-mail：

收稿日期: 2024-01-29

  修回日期: 2024-06-13

  网络出版日期: 2024-08-02

基金资助

国家自然科学基金企业创新发展联合基金项目(U19B6003)

收起

Research advances on the mechanisms of reservoir formation and hydrocarbon accumulation and the oil and gas development methods of deep and ultra-deep marine carbonates

  • MA Yongsheng , 1 ,
  • CAI Xunyu 1 ,
  • LI Maowen 2, 3 ,
  • LI Huili 2, 3 ,
  • ZHU Dongya 2, 3 ,
  • QIU Nansheng 4 ,
  • PANG Xiongqi 4 ,
  • ZENG Daqian 2, 3 ,
  • KANG Zhijiang 2, 3 ,
  • MA Anlai 2, 3 ,
  • SHI Kaibo 5 ,
  • ZHANG Juntao 2, 3
Expand
  • 1 China Petroleum and Chemical Corporation, Beijing 100728, China
  • 2 State Energy Key Laboratory for Carbonate Oil and Gas, Beijing 102206, China
  • 3 Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 102206, China
  • 4 College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
  • 5 School of Earth and Space Sciences, Peking University, Beijing 100871, China

Received date: 2024-01-29

  Revised date: 2024-06-13

  Online published: 2024-08-02

Fold

摘要

基于钻井、地震、测井、测试以及实验分析等新资料，针对中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩层系成储、成藏和油气藏高效开发面临的关键科学问题开展持续攻关。研究表明：①断裂主导形成的储集体和古老层系白云岩储层是深层—超深层海相碳酸盐岩两类重要的储层；以断裂为主导形成的规模储集体，根据成因可进一步分为3种类型：断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体、致密碳酸盐岩受断裂和流体双重改造形成的储集体与早期丘滩等高能相带受断裂和流体改造形成的储层；优势丘滩相、早期白云石化和溶蚀、酸性流体环境、膏盐岩封盖和超压是优质白云岩储层形成和保持的关键。②中国中西部叠合盆地海相碳酸盐岩层系富有机质页岩主要发育于被动陆缘深水陆棚、碳酸盐缓坡等环境中，构造-热体制是控制深层—超深层油气藏赋存相态的重要因素，改造型动力场控制中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏与分布。③普光等高含硫酸性气田开发过程中硫析出堵塞井筒，采用井筒溶硫剂配合连续油管解硫堵效果明显；基于沉积模拟的双重介质建模数模一体化技术可以精细刻画水侵前缘空间展布及变化，并据此提出气井全生命周期调、排、堵控水对策。④超深断控缝洞油气藏开发过程中，储层应力敏感，渗透率随压力下降而显著降低，产量递减较快；凝析气藏相态变化快，压降显著影响凝析油采出程度；据此提出“注水+注天然气”重力驱油藏开发方法和“高注低采”天然气驱凝析气藏开发方法；采用分层次约束、逐级地质建模和流-固-热耦合的复合介质数值模拟有效提高了油气藏开发生产动态模拟的预测精度。

关键词： 深层—超深层海相碳酸盐岩; 油气成藏机理; 礁滩相高含硫酸性气藏; 超深断控缝洞油气藏; 井筒硫沉积; 流-固-热耦合数值模拟

本文引用格式

马永生 , 蔡勋育 , 黎茂稳 , 李慧莉 , 朱东亚 , 邱楠生 , 庞雄奇 , 曾大乾 , 康志江 , 马安来 , 石开波 , 张军涛 . 深层—超深层海相碳酸盐岩成储成藏机理与油气藏开发方法研究进展[J]. 石油勘探与开发, 2024 , 51(4) : 692 -707 . DOI: 10.11698/PED.20240072

Abstract

Based on the new data of drilling, seismic, logging, test and experimental analysis, the key scientific problems in reservoir formation, hydrocarbon accumulation and efficient oil and gas development methods of deep and ultra-deep marine carbonate strata in the central and western superimposed basin in China have been continuously studied. (1) The fault-controlled carbonate reservoir and the ancient dolomite reservoir are two important types of reservoirs in the deep and ultra-deep marine carbonates. According to the formation origin, the large-scale fault-controlled reservoir can be further divided into three types: fracture-cavity reservoir formed by tectonic rupture, fault and fluid-controlled reservoir, and shoal and mound reservoir modified by fault and fluid. The Sinian microbial dolomites are developed in the aragonite-dolomite sea. The predominant mound-shoal facies, early dolomitization and dissolution, acidic fluid environment, anhydrite capping and overpressure are the key factors for the formation and preservation of high-quality dolomite reservoirs. (2) The organic-rich shale of the marine carbonate strata in the superimposed basins of central and western China are developed in the sedimentary environments of deep-water shelf of passive continental margin and carbonate ramp. The tectonic-thermal system is the important factor controlling the hydrocarbon phase in deep and ultra-deep reservoirs, and the reformed dynamic field controls oil and gas accumulation and distribution in deep and ultra-deep marine carbonates. (3) During the development of high-sulfur gas fields such as Puguang, sulfur precipitation blocks the wellbore. The application of sulfur solvent combined with coiled tubing has a significant effect on removing sulfur blockage. The integrated technology of dual-medium modeling and numerical simulation based on sedimentary simulation can accurately characterize the spatial distribution and changes of the water invasion front. Afterward, water control strategies for the entire life cycle of gas wells are proposed, including flow rate management, water drainage and plugging. (4) In the development of ultra-deep fault-controlled fractured-cavity reservoirs, well production declines rapidly due to the permeability reduction, which is a consequence of reservoir stress-sensitivity. The rapid phase change in condensate gas reservoir and pressure decline significantly affect the recovery of condensate oil. Innovative development methods such as gravity drive through water and natural gas injection, and natural gas drive through top injection and bottom production for ultra-deep fault-controlled condensate gas reservoirs are proposed. By adopting the hierarchical geological modeling and the fluid-solid-thermal coupled numerical simulation, the accuracy of producing performance prediction in oil and gas reservoirs has been effectively improved.

Key words： deep and ultra-deep marine carbonate; mechanisms of hydrocarbon accumulation; reef-beach facies high-sulfur sour gas reservoirs; ultra-deep fault-controlled fractured-cavity reservoir; wellbore sulfur deposition; fluid-solid-thermal numerical simulation

0 引言

碳酸盐岩层系油气是全球油气资源的重要组成部分，深层—超深层海相碳酸盐岩是近年来中国陆上油气增储上产最重要的领域之一[1⇓-3]。全球已发现的碳酸盐岩大油气田（藏）主要分布在北美、中东、西伯利亚和亚太地区，纵向上分布在震旦系、寒武系、奥陶系、泥盆系、石炭系、二叠系、侏罗系和白垩系等多个层系，油气藏类型主要为岩溶缝洞型、生物礁滩型和白云岩型[1-2]。中国已发现的碳酸盐岩大油气田具有区别于国外油气藏的特性，主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯3大叠合盆地的深层—超深层（埋深大于4 500 m），产层时代更为古老，具有更高的温压环境，成储成藏经历了更为复杂的过程[3]。
深层—超深层海相碳酸盐岩油气勘探实践中，优质规模储集体发育与分布、油气成藏与富集规律是需要持续深化研究的重要问题。其中，深层—超深层海相碳酸盐岩储集空间多样、成储机理复杂，储层类型主要包括生物礁滩、岩溶、微生物丘和白云岩等储层，此外断裂活动形成的断控型储集体也是重要的储层类型[4]。笔者基于普光气田和元坝气田礁滩相储层发育成因的研究提出三元控储的理论认识[3-4]，其主要学术观点包括：沉积-成岩环境控制早期孔隙发育，构造-压力耦合控制裂缝形成，流体-岩石相互作用控制深部溶蚀与孔隙保存。在之后的深层—超深层碳酸盐岩油气勘探实践和研究中，三元控储理论不断得以丰富和发展。中国中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩具有多元多期的烃源灶、不同于中浅层的温压环境和成藏动力，经历多期成藏和改造过程，现今油气赋存相态多样、差异富集特征明显[5⇓⇓-8]。
深层—超深层海相碳酸盐岩油气开发实践中面临老油气田长期稳产和新类型油气藏高效开发的技术挑战。深层—超深层海相碳酸盐岩油气藏开发过程中高温高压条件下流体具有更为复杂的流动规律[9⇓-11]。以四川盆地普光气田为代表的礁滩相高含硫酸性气藏，在深埋过程中油气藏会发生硫酸盐热还原反应（TSR），产生H2S等酸性流体，一方面有利于已有孔隙长期保存[12-13]，但另一方面也增加了后续高效开发的难度[14-15]。以塔里木盆地顺北油气田为代表的超深断控缝洞油气藏，储集体类型、油气藏空间展布及开发特征与塔河油田岩溶缝洞型油气藏具有显著差异[3]，油气藏流体流动机理和开发方法亟待深入研究探索。
笔者充分利用近期勘探开发生产实践中获得的钻井、地震、测井、测试以及实验分析等新资料，针对深层—超深层海相碳酸盐岩优质储层类型及成因、烃源灶多样性与油气相态转化、成藏动力与油气富集规律、典型油气藏流体流动机理与开发方法，开展地质、地球化学、地球物理、开发机理实验和数值模拟等多学科交叉融合的基础研究，形成深层—超深层海相碳酸盐岩成储成藏机理新认识和油气藏高效开发新方法，以期对深层—超深层碳酸盐岩油气勘探开发提供技术支撑。

1 优质储层类型及成因

随着塔里木盆地塔河、四川盆地普光和元坝等大油气田的发现，针对不整合面控岩溶型储层、生物礁滩相控型储层已取得了重要的研究认识[16-17]。塔里木盆地和四川盆地深层—超深层的海相碳酸盐岩中不断钻揭埋深超过7 000~8 000 m的优质储层，其主要包括两种类型（见图1）：①与断裂活动相关的储层，可细分出3种类型，包括断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体（简称断控缝洞储集体）、致密碳酸盐岩经断裂和流体双重改造形成的储集体（简称断-溶双控储集体）和在早期丘滩等高能相带的基础上受到断裂和流体溶蚀改造形成的储层（简称断-相-溶三联控储层）；②震旦系、寒武系和奥陶系等古老层系中的白云岩储层，包括微生物丘滩相白云岩储层和含膏岩层系中的白云岩储层。
图1 塔里木盆地寒武系—奥陶系深层—超深层多类型碳酸盐岩储层发育模式

Z2—上震旦统；—C1—下寒武统；—C2—中寒武统；—C3x—上寒武统下丘里塔格组；O1p—下奥陶统蓬莱坝组；O1—2y—下—中奥陶统鹰山组；O2yj—中奥陶统一间房组；O3—上奥陶统

1.1 与断裂活动相关的储集体

塔里木盆地顺北地区在加里东中期—海西晚期发育继承性活动的走滑断裂。走滑断裂活动一方面机械破碎碳酸盐岩，形成断控缝洞型储集体；另一方面断裂-裂缝体系可成为多类型地质流体迁移的优势通道，为流体-岩石相互作用提供物质条件与反应场所，从而形成断裂和流体联合控制的碳酸盐岩储集体。
塔里木盆地多个野外露头剖面和顺北地区大量钻井揭示了断裂活动构造破裂形成的断控缝洞型储集体，储集空间具有多种类型，包括断裂空腔（洞穴）、构造缝、构造角砾间孔缝等。顺北地区主干断裂带与储层综合研究表明，区域应力场控制走滑断裂发育，走滑断裂规模与活动强度控制断控储集体发育特征和程度[18-19]。断裂解析与储集体刻画表明构造破裂形成的储集体具有核-带结构和簇状发育的典型特征[18⇓-20]，尤其在顺北4号带、8号带等多口钻井钻揭簇状发育的断控缝洞段，均具有钻井放空和钻井液漏失的特征，经测试证实为高产油气层段[20]。
除断控缝洞储集体外，沿着走滑断裂均有不同类型成岩流体的溶蚀和改造，可形成断-溶双控储集体。此类储集体在塔北隆起区的塔河油田和持续坳陷区的顺北油气田均有分布。区域性成岩流体类型识别和追踪表明，塔北隆起的塔河地区以大气淡水溶蚀作用为主，形成断控岩溶缝洞型储集体。大气淡水从塔北隆起区向顺北沿着走滑断裂下渗，在顺北北部有一定的影响深度，向南逐渐减弱。顺北油气田北部的1号、5号、7号断裂带内少量钻井（如顺北1-3X井）发现大气淡水成因方解石等岩溶流体作用的痕迹[21]，但其对储集空间的贡献大小尚需进一步研究。顺北东南部地区的12号断裂带往东至顺南—古城地区钻井岩心具有强烈的断裂-热液流体改造现象（如顺北121、顺托1、顺南2、古城18等井），在顺南地区主要表现为硅质热液流体活动形成的硅化型储层，古城地区则发现有热液改造形成的热液白云岩储层[22⇓-24]。
与塔里木盆地类似，四川盆地也见沿走滑断裂的流体溶蚀改造。深层走滑断裂的详细解释和刻画表明，四川盆地北部阆中、四川盆地东南部（简称川东南）泰来等地区发育北西向条带状走滑断裂[25-26]，四川盆地南部荷包场、云锦、栗子等地区则发育帚状走滑断裂。泰来地区的泰来6、泰来601等井揭示热液流体沿断裂上行并对中二叠统茅口组碳酸盐岩进行改造，形成断-溶双控热液白云岩储层[27-28]。其热液活动与峨眉山火成岩大区热事件密切相关。热液流体沿着断裂优先对颗粒滩相进行热液白云石化改造，形成了先期优势相带，如川西地区二叠系栖霞组，后期受断裂和流体改造的断-相-溶三联控储层。受东吴运动影响，南部帚状断裂发育区局部隆升，为大气淡水沿断裂下行提供了必要条件。福宝1、先探1等井揭示大气淡水沿断裂溶蚀改造作用形成的断控岩溶缝洞型储集体。

1.2 古老层系中的白云岩储层

1.2.1 微生物丘滩相白云岩储层

四川盆地和塔里木盆地最新钻井揭示震旦系灯影组和奇格布拉克组发育优质微生物丘滩相白云岩储层，厚度大、分布广。岩性主要为叠层石/凝块石白云岩，储集空间以具沉积组构相关的原生叠层、凝块格架孔为主，其次为晶间孔、裂缝和溶蚀孔洞，孔隙度可达6%。
广泛发育的多种类型微生物岩沉积与前寒武纪古海洋环境、微生物之间相互作用密切相关。基于野外观测、岩石学、地球化学和晶体光学等研究[29-30]，前寒武纪海水物理化学性质显著不同于显生宙海水，在整个新元古代海洋环境为特殊的文石-白云石海[29]，并且具有全球可对比性。文石-白云石海环境在中新元古代雪球事件之间的间冰期断续出现。在该水体环境，微生物介导作用促进原生白云石沉淀及前寒武系大规模微生物白云岩的形成。在微生物白云岩形成过程中，海平面频繁变化，水体环境与微生物耦合作用随之变化，从而形成不同沉积组构的微生物白云岩格架，为孔隙形成与保持奠定了物质基础。四川盆地震旦系灯影组和塔里木盆地震旦系奇格布拉克组微生物丘滩相白云岩储层的研究表明，沉积期微生物介导沉淀原生白云石提供抗压实格架、（准）同生期间歇性暴露地表遭受大气降水淋滤形成溶蚀孔洞，其后叠加表生期岩溶作用，形成规模缝孔洞储集空间，而早期油气充注和埋藏期的酸性流体环境（高含CO2和H2S）有利于储集空间的长期保持[31]。

1.2.2 蒸发台地含膏层系白云岩储层

蒸发台地环境中沉积形成的膏盐岩-白云岩体系在中国中西部叠合盆地深层—超深层寒武系—奥陶系广泛分布。塔里木盆地中深1、中深5和轮探1等井在寒武系盐间和盐下吾松格尔组和肖尔布拉克组都钻遇优质储层[32]。鄂尔多斯盆地的大深1井在奥陶系膏盐岩之下马家沟组四段钻揭优质白云岩储层。
含膏层系中膏盐岩与白云岩的岩相组合模式主要有3种：①侧向伴生型，易溶膏盐矿物作为储层组构的一部分，被溶蚀交代后形成孔隙；②上膏下云型，厚层膏盐致密封盖减弱埋藏成岩强度，利于先期形成孔隙的深埋保存；③叠置互层型，多套层状膏盐岩韵律性快速封盖，利于原岩结构和原生孔隙保存（见图2）。含膏盐岩体系中优质储层的发育具有早期成孔特征，多以高能碳酸盐岩丘滩或微地貌高部位膏云坪为基础，叠加准同生—早成岩期大气淡水溶蚀或与蒸发海水相关的区域性白云石化作用形成的颗粒岩粒间（内）孔、晶粒白云岩晶间孔、微生物岩格架孔和膏云岩膏溶孔等储集空间。
图2 不同岩相组合膏盐岩-白云岩成储机理示意图
埋藏成岩过程中，膏盐岩对碳酸盐岩中先期孔隙的保存则起到了至关重要的作用。侧向伴生型岩相组合，早期膏质结核溶蚀形成的膏溶孔大多相对孤立，受埋藏成岩流体影响较小，因而也能较好保存。上膏下云型岩相组合，如塔里木盆地寒武系肖尔布拉克组[33]、四川盆地中三叠统雷口坡组[34]等，一方面由于膏盐岩具有良好的封隔性，易于在储层段形成流体超压，进而达到减弱盐下地层压实压溶及胶结强度的作用；另一方面，膏盐层较高的热导率还能够降低下伏地层的成岩温度，使孔隙胶结矿物的水岩平衡向溶蚀方向偏移，进而抑制胶结、利于先期孔隙的深埋保存。叠置互层型岩相组合，如鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组[35-36]，膏盐岩和碳酸盐岩在沉积期形成的频繁韵律薄互层结构可以使盐间的碳酸盐岩在成岩早期便进入一个相对封闭的成岩环境中，水岩反应趋于稳定、流体不活跃，有利于原岩结构和原生孔隙保存。综上所述，优势丘滩相、早期白云石化和溶蚀、膏盐岩封盖超压保孔3大因素是蒸发台地含膏层系白云岩优质储层形成和保持的关键。
如前所述，通过解析顺北油气田储层断控、顺南—古城地区储层断裂-热液流体改造、四川盆地泰来地区断-相-溶联控、安岳地区震旦系—寒武系微生物岩以及塔里木盆地、鄂尔多斯盆地含膏白云岩等多类型规模储集体的研究实例，进一步明确了沉积建造与断裂流体改造的关键成储作用，丰富了三元控储理论的内涵。

2 油气成藏与富集规律

以塔河、普光、元坝、安岳等大油气田为研究对象开展的深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏与富集规律研究取得了丰富的认识[37⇓⇓-40]。笔者利用新资料开展研究，在烃源灶多样性和有效性、油气藏相态转化机理、成藏动力与大油气田成藏富集模式方面取得了新进展。

2.1 烃源岩发育模式多样性和烃源岩有效性

海相深层烃源灶多样性来源于烃源岩发育模式的多样性。前人从板块活动的宏观视角，阐明了古气候、古洋流、古构造等古环境控制下的海相烃源岩发育规律，并在塔里木盆地、四川盆地和鄂尔多斯盆地识别出海相层系发育的盆地范围区域性烃源岩（如塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组、四川盆地下寒武统、下志留统、中上二叠统）和多套地区性分布的烃源岩，并基本明确了其地球化学特征、发育环境和分布规律[41⇓⇓-44]。
通过对塔里木、四川和鄂尔多斯等盆地的野外露头剖面和新钻井解剖，建立完善了5种富有机质页岩发育的地质模式，进一步深化了5种富有机质页岩发育的构造背景、沉积相、岩相和有机相的研究认识，明确了烃源岩岩相-有机相及分布特征[45]（见图3）：以四川盆地下寒武统筇竹寺组和塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组为代表，被动大陆边缘深水陆棚相烃源岩主要为富硅质页岩沉积；以下寒武统麦地坪组—筇竹寺组和上二叠统吴家坪组—大隆组为代表，台内裂陷深水陆棚相烃源岩主要为硅质泥页岩、富碳酸盐质泥页岩，分布受控于绵阳—长宁裂陷槽、开江—梁平陆棚；以上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为代表，陆内坳陷深水陆棚相烃源岩主要为硅质页岩，分布于两个古隆起之间的川东南坳陷区[46⇓-48]；以中二叠统茅口组一段为代表，碳酸盐缓坡相烃源岩主要为中—外缓坡钙质泥岩、泥质灰岩和泥晶灰岩；以上二叠统龙潭组为代表，海陆交互环境潮坪—潟湖相烃源岩主要为富黏土质泥岩[47]。
图3 富有机质页岩发育模式及其特征（TOC—总有机碳含量）
在鄂西—黔东北地区上震旦统—下寒武统剖面，通过岩石学、有机地球化学和无机地球化学特征对比，揭示了台内裂陷与被动陆缘背景下深水陆棚相烃源岩发育机制的差异。元素和同位素地球化学组成分析表明，被动陆缘深水陆棚相有机质富集主要受控于较高的生产力和有利保存条件，而台内裂陷深水陆棚相主要受保存条件制约[47]；上升洋流以及频发的海底热液活动带来大量营养元素刺激了外陆架地区表层海水初级生产力，有机质含量增加，增多的有机质促进了细菌硫酸盐还原作用产生大量H2S，使斜坡地区发生硫化[48]。四川盆地新钻井茅口组一段的沉积微相和地球化学特征研究揭示碳酸盐缓坡沉积环境下富碳酸盐烃源岩发育及源储一体演化的特点。黏土矿物含量、总有机碳含量和微纳米孔隙发育密切相关；深水潟湖相不仅总有机碳相对含量较高，而且微纳米孔隙更为发育，为有利勘探新区域[45]。塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组泥灰岩、肖尔布拉克组下段泥灰岩均发育于碳酸盐缓坡，是潜在的自生自储非常规油气勘探领域。
深层油气既可来源于浅部生成油气的深埋调整改造[49]，也可来源于晚期深埋高成熟干酪根和分散有机质的高温热裂解反应[50-51]。元素、分子和同位素地球化学示踪参数可以为构造-沉积分异地质模式制约下的深部油气烃源灶有效性评价提供重要依据。塔里木盆地台盆区和上扬子地块不同沉积相带开展的对比研究揭示黑色页岩与泥灰岩有机质碳同位素组成的差异[52]，自然演化剖面和热模拟实验显示在热成熟过程中同位素分馏作用的影响有限。塔里木盆地顺北地区原油正构烷烃单体碳同位素组成特征指示了黑色页岩和泥灰岩对于油气的贡献，也指示了油气的硫酸盐热化学还原作用等次生改造作用（见图4）。
图4 顺北油气田不同断裂带典型井原油单体碳同位素组成特征

2.2 油气藏赋存相态与转化

塔里木盆地顺北油气田在超7 000 m深度钻揭轻质油藏，并在平面上显示出西油东气、南气北油的区域分布特征[33]，深层—超深层油气藏赋存相态与转化机理引起广泛关注。在塔里木和四川盆地典型地区开展地温场演化、油气成藏和次生转化过程研究，揭示了构造-热演化控制下的油气成藏与相态转化过程。油气藏成藏期烃源灶供烃相态与油气藏的次生改造（尤其是地温场控制下原油裂解），共同控制着现今深层油气藏的赋存相态。
塔里木盆地塔河油气田主体区、顺北油气田北部及其东南部具有差异化的构造-热演化特征，不同地区下寒武统烃源岩与奥陶系碳酸盐岩储层所经历的差异热演化进程控制着现今不同相态油气藏的分布。塔河油田位于塔北隆起主体部位。塔深5井热历史研究揭示该区具有相对较高的地温场，大地热流值为35~52 mW/m2[53-54]。下寒武统烃源岩于加里东期进入成熟阶段，后期持续缓慢演化，喜马拉雅期演化至高成熟阶段。奥陶系碳酸盐岩储层经历早期缓慢升温和晚期快速升温，现今温度为110~135 ℃。基于塔深3、塔深5等井缝洞充填方解石中流体包裹体和U-Pb定年研究，揭示奥陶系碳酸盐岩普遍经历了加里东晚期—海西早期的液态烃充注成藏和破坏改造过程，海西晚期及其后又经历多期液态烃的充注[55]，形成现今塔河主体区中质、重质油藏[33]。
顺北油气田北部寒武系—奥陶系经历了早期缓慢埋藏、喜马拉雅期以来的快速埋藏。该区具有持续的低地温场（大地热流值为32~45 mW/m2）[53-54]。地质历史中由于埋深相对较大，下寒武统烃源岩经历热演化进程早于塔北隆起区。现今奥陶系碳酸盐岩储层温度为135~180 ℃[54]。顺北1号断裂带多口井的油气成藏与次生改造过程研究表明，奥陶系碳酸盐岩经历了早期具有不同成熟度的液态烃充注[56]，且原油地球化学特征指示早期油气藏基本未遭受原油裂解等次生改造作用，因此该区总体为轻质油藏、挥发性油气藏。以顺北油气田北部地区构造-热演化为背景的原油裂解动力学实验表明海相原油保存温度可达178~185 ℃[57]，低地温背景下超深层仍有轻质油藏赋存。顺北油气田东南部大地热流值为42~58 mW/m2[53]。下寒武统烃源岩在加里东期进入高成熟阶段，后期缓慢演化，现今奥陶系碳酸盐岩地温达180~195 ℃，主要为干气气藏[58]。顺北16X等钻井的成藏与次生改造演化过程研究揭示奥陶系储层经历早期液态烃充注、晚期气态烃充注和液态烃原位裂解的过程[56]，天然气成因判识进一步明确该区天然气主要为原油裂解气[59-60]。
四川盆地总体具有“温盆”特点[53]。四川盆地中部（简称川中）古隆起、四川盆地东北部在二叠纪经历了与峨眉山大火成岩大区有关的构造热事件[53]，大地热流值为57~86 mW/m2。川深1、仁探1、泰来6等井海相层系油气成藏过程的研究表明，四川盆地中部、北部和东南部海西晚期后快速深埋叠加较高地温场，原油裂解成气[61-62]，现今深层以天然气为主。

2.3 油气成藏动力与差异聚集特征

油气成藏既受浮力控制又受非浮力控制，取决于控藏的动力学边界和二者时空上的关联性[62⇓-64]。在盆地演化过程中，当油气运聚动力发生转变时其所形成的油气藏类型也将发生变化；根据浮力成藏下限、油气成藏底限、源岩供烃底限3个边界，含油气盆地可划分出自由、局限和束缚3个油气成藏动力场[63⇓-65]。自由动力场控制着常规油气藏和油气资源的形成分布，油气主要受浮力主导，油气藏的形成分布受构造圈闭控制，通常呈现出高点汇聚、高位封盖、高孔富集、高压成藏、源藏分离等基本特征。局限动力场控制致密油气分布，油气受非浮力主导，油气富集不受构造圈闭控制，通常呈现出低坳汇聚、低位倒置、低孔富集、低压稳定、源储紧临等基本特征。束缚动力场控制的页岩油气分布，油气富集受非浮力主导，油气富集不受构造圈闭控制，通常呈现出源-储一体、普遍致密、广泛分布、低渗低产等基本特征[66-67]。
中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩油气藏由于储集空间类型、成因和分布复杂多样，且油气藏动态演化过程中温压条件、流体相态变化大，油气成藏不完全符合自由、局限和束缚动力场特点，而是表现为改造型动力场特征：储层被应力和流体改造后发育大量的裂缝和孔洞，油气成藏既不完全受浮力主导，也不完全受非浮力主导，而受浮力、非浮力、应力和流体活动等多种动力的联合控制。应力改造和流体活动主导深层—超深层海相碳酸盐岩油气成藏是中国中西部叠合盆地有别于全球其他地区油气成藏的特点[68]。深层—超深层碳酸盐岩中不整合面、断裂带、古潜山和礁滩体等在多动力作用下形成的低势区是有利的勘探目标。

2.4 大油气田成藏模式与富集规律

塔里木盆地塔河油田和顺北油气田是典型的断控型大油气田，具有下生上储、断裂输导、有序分布、断裂控富的特点（见图5）[33,69 -70]。下寒武统玉尔吐斯组海相烃源岩分布广泛，构造-热体制控制着差异化的生烃和油气藏调整改造[53,71]，而断裂多期活动控制着油气运聚成藏[56,69]。产能统计进一步表明断裂控制油气富集的特点。在塔河油田主体区，风化壳岩溶缝洞整体含油，沟通主干断裂的缝洞单元高产；在顺北等坳陷区，走滑断裂带整体含油气，储集体规模与连通性控制富集高产[72-73]。
图5 塔里木盆地顺北油气田—塔河油田油气藏剖面示意图

—C3—上寒武统；O1—2—中下奥陶统；O3—上奥陶统；S—志留系；D—泥盆系；C—石炭系；P—二叠系；T—三叠系；J—侏罗系；K—白垩系；E—古近系；Q—第四系

在前期研究发现开江—梁平陆棚构造沉积分异控制形成礁滩相大气田的基础上，对比普光—元坝大气田与河坝场气田油气运聚和调整改造过程，揭示断裂-裂缝对优质储层发育与油气高效富集有重要的控制作用[74]。四川盆地深层—超深层海相碳酸盐岩既可形成台缘礁滩邻源原位富集型油气田（藏），如普光气田、元坝气田、安岳气田灯影组气藏；也可形成台内滩断裂输导富集型的油气田（藏），如河坝场气田、安岳气田龙王庙组气藏、川中二叠系栖霞组—茅口组气藏等（见图6）。通过对比川中古隆起安岳大气田[75-76]和川中古隆起北斜坡川深1等新井震旦系灯影组的成藏演化过程，揭示震旦系气藏经历早期成藏、晚期油气转化调整的过程，生烃中心（生烃灶）、裂解生气中心（古油藏）、储气中心（古气藏）和保气中心（有效保存）共同控制气藏分布[61-62,77]。
图6 四川盆地深层海相碳酸盐岩油气地质剖面图

Z—震旦系；O—奥陶系；T1—下三叠统；T2—中三叠统；T3—上三叠统；K—白垩系

在塔河、普光、元坝和安岳等海相大型油气田/藏成藏富集规律研究认识的基础上，通过深层—超深层海相碳酸盐岩规模储集体发育、烃源多样性与油气藏相态转化、成藏动力与油气聚集分布、塔河—顺北断控型大油气田和普光—元坝相控型大气田成藏演化过程的深化研究，进一步明确深层—超深层海相碳酸盐岩具有“三元复合控储、多源多期供烃和多场耦合控聚”的成藏演化特征（见图7a）和规模源储发育、高效充注成藏、有效保存定位（见图7b）的成藏富集规律。
图7 中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩断控和相控大油气田/藏油气成藏演化（a）与富集模式（b）
具备源储高效配置关系的大型丘滩相白云岩储层，如四川盆地震旦系灯影组古裂陷槽两侧的多期台缘丘滩、塔里木盆地和四川盆地寒武系—奥陶系具备断裂沟源条件的台内丘滩以及沿古隆起周缘分布的潮缘滩等有利于油气聚集成藏。中西部叠合盆地盆缘发育大型逆冲断裂带，盆内发育走滑断裂带，这些断裂带不仅具有控储作用，还具有沟通烃源岩和储集层，控制油气输导和运聚的重要作用[8,78]，断裂带及与之沟通的储集体是多动力成藏的有利部位；沿断裂带在不同层段，可以形成纵向叠置的多个油气藏，成为油气勘探的重要领域。

3 深层—超深层海相碳酸盐岩油气藏高效开发

礁滩相酸性气藏与缝洞型油气藏是中国深层—超深层海相碳酸盐岩中两类重要油气藏类型，围绕深层复合介质多相流动机理和高效开发方法已经开展了大量研究工作，并为实现大油气田的高效开发提供了重要保障[79⇓⇓⇓⇓⇓-85]。笔者围绕以普光气田为代表的礁滩相高含硫酸性气藏稳产后期提高采收率中亟待深化研究的硫沉积、水侵等问题和以顺北油气田为代表的超深断控缝洞油气藏精细描述、流动机理以及开发方法中亟待解决的问题开展了研究。

3.1 礁滩相高含硫酸性气藏

普光、元坝等高含硫酸性气藏已实现成功开发，但随着气藏开发进入稳产后期，硫逐步析出并堵塞井筒，边底水快速突进，导致气井产能及采收率大幅度下降。

3.1.1 储层-井筒硫沉积规律及治硫对策

前人对硫沉积的研究以经验公式结合动态监测定性预测井筒和地层硫沉积为主[86]。笔者针对硫-酸性气体混合系统的相态特征以及硫和天然气在地层中的流动，通过开展多项物理模拟实验和数值模拟研究，揭示高含硫酸性气藏储层、井筒硫沉积规律，并形成井筒、储层硫沉积数值模拟技术[85,87]，实现井筒、储层硫沉积定量预测（现场符合率92%），并提出新的高含硫气井解硫堵对策及工艺。
采用无毒单质硫吸收溶剂和色质连谱测定单质硫含量实验方法，实现酸性气体硫溶解度高精度安全测定。四川盆地普光气田主体单质硫含量0.35~0.78 g/m3，液态硫析出压力24.1~29.5 MPa；普光气田大湾气藏单质硫含量0.10~0.22 g/m3，固态硫析出压力19.2~28.6 MPa[87-88]。研发非稳态水-液硫相渗测定装置及方法，建立普光气田气-水-液硫三相相渗图版；储层孔隙中液硫饱和度40%时气相渗透率降低70%，固硫饱和度在6%时，气相渗透率下降40%~60%（见图8）。
图8 气-固态硫渗透率伤害曲线

Ⅰ类岩心—孔隙度为20.94%，气测渗透率为404×10-3 μm2；Ⅱ类岩心—孔隙度为9.35%，气测渗透率为3.08×10-3 μm2

井筒和储层数值模拟实现了井筒、储层硫沉积定量预测。普光气田开发井的定量预测显示井筒中随着地层压力下降，硫堵点深度逐渐下移至2 500 m左右，且下移速度呈现加快趋势；储层单质硫主要沉积在近井地带3 m范围内，饱和度峰值位置大约距离井筒0.5~1.0 m[87]。大湾气藏的定量预测将硫沉积划分为无沉积、硫沉积显现和硫沉积快速发展3个阶段，模拟结果表明各井区硫析出顺序与大湾各井历年实测地层压力变化趋势一致。根据硫沉积定量预测结果，建立井筒溶硫剂和井筒溶硫剂+连续油管两个解堵方式及解堵时机优化模型，用以确定气井解堵时机和频率，实践证实解堵效果明显。

3.1.2 水侵规律及控水对策

开发早期对酸性气藏水侵预测及识别主要基于物质平衡法建立水侵动态预测模型，计算水体平面推进距离和上升高度，预测气井出水时间[89]。笔者以普光气田为研究实例，开展储层非均质性精细描述，识别气藏水侵前缘，分析气藏水侵规律，并以此为基础形成礁滩相边底水气藏全生命周期控治水方法。
针对裂缝（构造缝、溶蚀缝）对开发动用和水侵的影响，提出以储层储集空间类型及孔渗特征为基础，结合产液剖面测试的储层分类新方案[90]，明确了潜力储层类型。基于沉积模拟的双重介质储层精细建模方法，建立礁滩相强非均质储层地质模型。使用可控源时域电磁法+地震属性的方法识别和刻画水侵前缘，基于建模数模一体化精细表征水侵前缘变化及三维空间展布[87,90]。预测普光气田水侵前缘目前平均已推进1 000 m以上。针对目前开发现状，基于气水前缘预测，从控制气井生产压差、改善纵向产出剖面及改善平面水侵路径等方面，提出控制气水界面突进对策，主要包括：针对无水采气井，采取调气井工作制度即采用水侵优势通道及非优势通道产量预测模型进行差异性配产，降低高渗带气井压差来减缓突进，同时适当提高非高渗带气井压差，平衡渗流速度，使气水界面更为均匀地推进；针对带液生产井和水淹井，采取排液、堵水条件优化，建立携液条件及水淹停产井复产条件图版，确定排堵水的地质和工艺条件，最终形成气井全生命周期调、排、堵控水对策[87]，在普光气田实施以上措施后水侵速度下降32.4%，预测2026年后水侵前缘整体保持平衡。

3.2 断控缝洞型油气藏

顺北油气田超深断控缝洞型油气藏与塔河油田风化壳岩溶缝洞型油藏地质特征和开发规律显著不同。顺北油气井具有初期产量高、递减快（年递减25%）、稳产期短（1~2 a）的产能特征。该类油气藏复合介质高温高压下的流动机理和油气藏开发方法亟待研究。

3.2.1 油气藏流动机理与开发方法

顺北超深层断控缝洞型油气藏在开发过程中表现出储集体应力敏感、凝析气藏相态变化复杂的特点。
为研究该类油气藏流体流动机理，研制了一种能够在高压高温下运行的大尺寸应力敏感流动实验设备，采用内外同时匀速加压的实验方法与操作流程，避免了缝洞岩心损坏，以实现原位应力恢复、衰竭、注水的全过程应力敏感流动物理模拟[91]。实验结果显示缝洞储集体有效应力系数并不固定为1，而是根据围压和孔隙压力的变化在0至1之间波动，因此建立了单裂缝、双平行缝、裂缝孔洞、溶洞四类孔缝洞介质的有效应力系数计算方法。基于上述实验结果，进一步建立有效应力与渗透率的关系，明确开发过程中随有效应力增加，油气藏渗透率下降可达25%~50%。生产实践也表明随生产压力下降，渗透率降低、产量递减较快。
针对凝析气藏开发过程中复杂相态变化问题，建立等时间隔（3个月）连续井下取样的方法，揭示了超深断控缝洞凝析气藏开发过程中与常规凝析气藏相态行为不同的变化规律。超深断控缝洞凝析气藏开发过程中露点压力逐步上升，而常规碳酸盐岩油气藏露点压力逐步降低，表明断控油气藏厚度大、流体重力分异大[92]。此外，断控油气藏开发中油藏压力降至露点后反凝析量快速上升，而常规油气藏是缓慢上升；因此为了提高断控油气藏凝析油采收率，露点压力之上保压开发更加重要。基于实验结果，露点压力之上3~5 MPa保压开发，凝析油采收率最高。
在油气藏流动机理和流体相态认识的基础上，提出了现阶段适用于油藏和凝析气藏两种不同相态油气藏的开发方法。针对油藏有效应力变化大，产量递减快的问题，提出基于缝洞结构的水低注、气高注、低强度注采的注水+注天然气开发方法；在顺北1号断裂带试验区实施，日产油从1 000 t恢复到1 456 t，已累计增产原油78×104 t。针对凝析气藏油气层厚度大和相态变化快的特点，揭示了顶部注天然气具有补能、减窜、抑水的开发机理，形成了凝析气藏“高注低采”天然气驱开发方法；编制了顺北4号断裂带4个单元注气方案，预测增凝析油69.9×104 t，提高凝析油采收率8%~13%。

3.2.2 精细建模与数值模拟及油气生产指标预测

顺北超深层断控缝洞型储集体发育主要受走滑断裂控制，走滑断裂规模和活动控制缝洞储集体发育规模和空间非均质性[4,20,35]。基于顺北超深层断控缝洞储集体发育特征的认识，根据分层次约束、逐级建模的断控储集体三维地质建模方法[93]，先建立断裂格架模型，再建立内部结构和属性参数模型（见图9）。
图9 超深断控缝洞储集体地质建模技术路线图
在考虑断裂控制作用的基础上，探索使用波阻抗、结构张量、分频能量、相干、蚂蚁体、最大似然等多种地球物理敏感属性结合钻井和试井资料分类表征中—大尺度缝洞、小尺度裂缝和孔隙，采用基于机器学习的孔隙度建模预测方法，并通过四维地质力学和动态反演物性参数，实现了断控储集体外部轮廓和内部结构的空间刻画与定量表征。应用该技术建立塔里木盆地顺北1号断裂带和顺北4号断裂带地质模型，8 000 m深度断控缝洞体表征精度由30 m提高至15 m。
针对超深层缝洞型油藏需要考虑应力变形、流温变化对生产的影响问题，建立复合介质孔隙度、渗透率随应力、温度变化的流-固-热耦合数学模型[93]。针对复合介质油藏耦合模型的多方程多变量问题，采用应力场显式求解，与全隐式求解方法对比[94]，规避节点位移计算，减少数值模型中方程数量和主变量个数。考虑不同缝洞应力场变化及应力对孔隙度、渗透率的影响，以使模拟更加符合油藏实际。开发复合介质流-固-热多场耦合数值模拟软件，在顺北1号断裂带SHB1-15井组通过数值模拟预测产量、含水、压力等指标，生产历史拟合与预测符合率达85.4%（见图10），明确了油气藏剩余油分布。
图10 顺北1号断裂带典型井组模型及模拟结果

4 结语

与断裂活动相关的储层和古老层系白云岩储层是深层—超深层的海相碳酸盐岩两种重要的储层类型。以断裂为主导的规模储集体根据成因又可分为3种类型：断裂活动过程中构造破裂形成的缝洞储集体、致密碳酸盐岩受断裂和流体双重改造形成的储集体与早期丘滩等高能相带受到断裂和流体改造形成的储层。古老层系白云岩储层包括微生物丘滩相和蒸发台地含膏层系白云岩储层。文石-白云石海环境形成震旦系微生物白云石抗压格架，（准）同生期大气降水淋滤叠加表生期岩溶作用形成储集空间，早期油气充注和埋藏期的酸性流体环境有利于微生物丘滩相储集空间的长期保持。与膏盐岩伴生的优势丘滩体、早期白云石化和溶蚀、膏盐岩封盖超压保孔3大因素是蒸发台地含膏层系优质白云岩储层形成和保持的关键。
海相碳酸盐岩层系富有机质页岩主要发育于被动陆缘深水陆棚、台内裂陷深水陆棚、陆内坳陷深水陆棚、碳酸盐缓坡和海陆交互潮坪-潟湖等5类沉积环境中。成藏期烃源灶供烃相态与油气藏的次生改造，控制着现今深层—超深层油气藏的赋存相态，构造-热体制是重要的控制因素。油气成藏动力场控制油气藏分布，中国中西部叠合盆地深层—超深层海相碳酸盐岩发育改造型油气动力场，油气具有多动力成藏特征。深层—超深层海相碳酸盐岩具有“三元复合控储、多源多期供烃、多场耦合控聚”的成藏演化特征和“规模源储发育、高效充注成藏、有效保存定位”的成藏富集规律。
高含硫酸性气藏开发过程中硫析出堵塞井筒，如普光高含硫酸性气田主体液态硫析出压力24.1~29.5 MPa，大湾气藏固态硫析出压力19.2~28.6 MPa，析出后主要沉积于井筒和近井地带。基于硫沉积预测结果建立解堵时机优化模型，可确定气井解堵时机和频率，井筒溶硫剂配合连续油管解硫堵效果明显。可控源时域电磁法+地震属性可识别水侵前缘，基于沉积模拟的双重介质一体化建模数模可精确刻画水侵前缘空间展布及变化。根据水侵前缘变化规律提出气井全生命周期调、排、堵控水对策，控水效果明显。
顺北超深层断控缝洞型油气藏开发过程中储集体应力敏感，储集体渗透率随生产压力下降而显著降低，产量递减较快；断控凝析气藏相态变化规律与常规凝析气藏不同，开发过程中露点压力上升，压力降至露点后反凝析量快速上升，压降显著影响凝析油采出程度；采用“注水+注天然气”重力驱油藏开发方法和“高注低采”天然气驱凝析气藏开发方法增产效果明显。针对断控缝洞储集体结构特征的“分层次约束、逐级建模”的地质建模和复合介质孔隙度、渗透率随应力、温度变化的流-固-热耦合的数值模拟，有效提高模拟预测油气藏开发生产动态的精度。

感谢中国石化西北油田分公司、勘探分公司、西南油气分公司、中原油田分公司和华北油气分公司在本文研究中提供的宝贵资料。

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