看,中国油气未来在这里

中国石化新闻网 2019-07-24

○文/张 抗

大盆地内部的深-超深层、中亚陆间区南带的上古生界、西藏高原、海域的中生界,是中国油气勘探的希望所在。非常规能源也大有可为。

向新区新领域进军

大盆地内部的深-超深层、中亚陆间区南带的上古生界、西藏高原、海域的中生界,可能蕴含大的油气发现,是中国油气勘探有战略意义新发现的希望所在。

油气是不可再生资源。每一个油气田的开发都要经历快速上产、相对稳定、衰减至停产的过程。同理,一个大油气区、油气生产大国的发展也有类似的生命周期。我们为了获得更多的油气、更好的经济效益总是不断地在老油气田/区努力去增储上产,以延长它的稳产高产期、延长它的经济生命。这称之为生产的战术接替。但当其生命历程进入稳产阶段后期,上述努力带来的增产不足以弥补油气田越来越大的自然递减,就必然会出现越来越大的产量综合递减。这时,要保持稳产或要有与经济增长相适应的增产,就必须在原油气产区/领域之外进行开拓,以油气勘探的战略展开发现成批的新油气田,以实现油气生产的战略接替。

进入本世纪以来,油气经济可采储量增长速度日趋降低,以致石油产量连续三年持续降低至2亿吨以下,天然气产量年增率也由两位百分数降至一位百分数,甚至曾出现负增长。其与需求量的快速增长之间的差距越来越大,导致进口依存度快速增长。2018年油、气分别达69.8%、45.3%。这种发展趋势使业内人士认识到:必须尽快进行新一轮(第三轮)油气勘探战略展开,在新区/新领域发现一批新油气田,以实现油气生产新的战略接替,保障油气工业的可持续发展。

那么,需优先开拓的新区、新领域有哪些呢?

大盆地内部的深-超深层

按钻井目的层埋深可将<4500m者依次归为浅层、中层、中深层,而将>4500m者归为深层、超深层。限于勘探手段和成本,长期以来勘探目标首先集中于偏浅部位。按2016年《全国油气矿产储量通报》(以下简称《储量通报》),在该年度原油新增地质储量中位于浅层至中深层者占97.3%。从全国说,深层、超深层(以下简称为深层)的勘探仅处于起步阶段,可归于新领域。它的勘探优先指向四川、塔里木、鄂尔多斯等盆地。渤海湾盆地和松辽盆地的深-超深层,基本属于老油区老领域范畴。

深层具有形成大油气聚集带的有利条件

我国主要大、中型盆地都是不同构造层叠加的叠合盆地。而每个构造层平面上都发育大型的隆起和与之对应的负性单元——断陷和坳陷。

在不同构造期这种隆坳的格局可以有一定程度的继承性,也会有不同程度的新生性。在长期的发展过程中,这些负性单元在构造拉张期多有深水(海、湖)相沉积和湖沼相沉积,它们形成体积大巨大的烃源岩。盆地多旋回发育和多期海侵——海退过程形成了多套烃源岩和相应的生储盖组合。如四川盆地除震旦系至下寒武统2套断陷烃源岩,还有二叠系2套、志留系、上三叠统2套大面积坳陷烃源岩。在热演化过程中生成的油气则向相邻的隆起及其斜坡聚集。这是对盆地油气勘探进行区域评价时首先采用的传统找油气思路。但隆起区往往也是后期改造中最先受剥蚀的地区,大幅度的隆升剥蚀和相应的地下水活动又往往使储层被改造,石油向重油沥青演化甚至油气田被破坏消亡。对于深层探索来说,这就要求排除其中浅部各构造层、形变层的影响以得到深部的正确信息,需要有对深层信息质量好并有一定密度的区域地球物理大剖面和足够深的参数井。在此基础上对其含油气远景进行初步评价。

近年来,烃类生成演化的理论研究和勘探实践,使人们对深层油气的认识大为深化和拓展。首先,盆地发育的某些阶段具有的“冷盆”性质(如塔里木盆地新生代地温梯度小于2.0℃/km),超深层高压造成的烃演化抑制作用,这就使按照传统“油气死亡线”认定的油、气赋存的温度深度下限大幅度下移了。其次,在深部不但有早期形成油藏和分散液态烃等裂解的气及相应的气洗效应,而且有分散的干酪根、石油、含杂原子的非烃和沥青质等在新的温压条件下新生成的气和凝析油、轻质油。这就丰富了对多期(接力)生烃、多期多方式运聚、多期多相态充注成藏的认识。近年来,深部断层和多级别沉积间断的研究深化了对油气运聚的认识,突破了对近源圈层式成藏、含油气系统/生储盖组合内成藏的某些认识局限,开拓了不同构造层、形变层间油气远源成藏、混源成藏的思路。而后期深埋使已形成油藏和分散石油、有机质的大量生气及所伴生的气洗作用又使其古风化作用改造过的油田,特别是重质油和沥青发生油质的不均匀的再改造。基于对深部地质发展复杂历史的认识,人们就容易理解油气多期多源充注、多期多方式改造调整所造成的油气成藏史的复杂性,油气田间甚至油气田内油气性质的复杂变化。上述叠合盆地建造——改造对油气成藏史影响的认识也扩大了人们对深层石油,特别是对天然气和凝析油认识的视野和勘察的思路。

储层发育和深部流体的作用

深层与浅层最重要的区别在于深层经历了时间更长程度更高的压实和成岩作用。储层致密化成为能否获得工业油气流的“拦路虎”。但必须注意到,从表层到深层也始终存在着流体对储层的溶蚀作用。

勘探者首先注意到古老碳酸盐岩生物结构的大量原生孔洞(特别是古海槽边缘隆起上集中发育的礁滩相和两侧台地上的颗粒滩相 ),注意到火山岩中的大量气孔和火山角砾岩中的孔洞,注意到各种成因的原生缝。它们的大量存在增大了中-高级成岩阶段和构造形变中孔缝保存的机率。其中有些往往在成岩作用中期就充满了最初生成的油气,从而使原生缝洞后期较容易被保存,也为次生孔发育创造了条件。

深层岩石中更重要的是次生孔隙的形成。这里,首先是地质历史中地表水的岩溶作用。伴随着古隆起阶段性的长期发育,其顶部和斜坡形成地层下削上超的明显角度和微角度不整合面,在其下伏的碳酸盐岩中形成多期岩溶孔缝洞,为大、中型古岩溶油气田的形成创造了条件。塔里木盆地的塔河油田就是最突出的实例。依托古岩溶储层到2017年探明了13.5×108t的原油地质储量,使之成为塔里木盆地的主力油气田之一。深入的研究关注到一些相对隐蔽的和次级的不整合面,即使只是低级别的海侵海退旋回也可造成沉积表层接近/露出古水面,形成相应的岩溶现象,与之相关的表生和准同生白云岩化便是其例。这些都使我们对地表水为主体的古岩溶作用有了新的认识。

向深层进军的实践使人们对其特有的内生岩溶有了更多的认识。从沉积层内来说,烃源岩在生烃和烃演化过程中产生大量的有机酸,在硫酸盐岩(石膏)热化学还原作用下形成的酸性介质环境都会造成对各类矿物,特别是碳酸盐岩类产生不同程度的改造。因此,深层的膏盐与下伏的白云岩的组合便成为油气勘探者首先关注的储层。特别应注意在岩浆活动强烈的地区,这类深部热流体的作用可相当活跃并对油气赋存有较大的影响。深层多种成储机制可产生大量的肉眼可见的和微观(微米级和纳米级)的次生溶蚀空间。

成藏中断裂的作用

近年来,在深层油气成藏中断裂重要作用的研究方面有了重大进展。

首先,向下联通到深部源岩的断裂是在高压下油气向上运动的良好通道。断裂及其裂隙系统可与多种不整合面、与较浅部的高渗岩层相结合形成“网毯状接力运移”的三维运移通道。这不仅可使下油上储形成源外的近源和远源成藏,而且可形成多源的混源成藏。而这种成藏多期多源的复杂性往往是其与新生代盆地油气田的重大区别,也成为人们由浅入深寻找深部油气田的重要线索。

此外,实践使人们认识到绝大多数断裂不只是地质图上的一条线,而是一个断裂破碎带的集中或抽象化的表现。换言之,一个大断裂周围(两侧和两端)往往存在若干小断裂乃至裂隙发育的破碎带。这些在一般比例尺的图上很难表现出,而以简单的一条断层线示之。断面上也多有缝洞发育的断层角砾岩、糜棱岩。它们在表生和深部流体的改造下容易形成“断溶体”,构成良好的储存空间并形成油气藏。由于深部地层经历了多个拉张挤压旋回,其性质和作用也不能简单地概括为拉张-正断层-输导油气、挤压-逆断层-封堵油气。从四维角度看,其不同部位在不同时代处于不同构造层不同岩性中时,可以有不同的力学性质,对油气的输导保存可有不同的影响。这就引导人们去深入探讨分析。对油气的运移聚散来说,就不满足于简单的肯定/否定的结论。特别是,过去在地表观察中,在地震剖面的解释中更多地去关注地层、反射标志层有位移错开的显性断层,而不太看重剪切性的走滑断层的作用,以致在早期的多种图件上反映的往往仅是没有断裂的简单平台区、斜坡区(如顺托果勒低隆起和塔北、塔中隆起斜坡区),油气勘探工作似乎无从下手。而一旦放开思路,大量这类断层被一一标出并作深入研究、钻井验证,便开拓出了一个以剪切走滑断层控油气为目标发展迅速的勘探新方向。正是由于认识到断溶体控储控聚控藏作用,明确了“寒武供烃、垂向输导、晚期充注、断裂控富”的成藏模式,掌握了其地震识别方法,使长期没有进展的顺托果勒低隆起北部地区(顺北)不仅实现了突破,而且实现了勘探开发的高速度,在7300~8600m的深度上以85%的勘探成功率至2018年底3年获得2.73×108t的三级储量(其中探明储量7931×104t)、建成了100×104t年产能。2016年3月至2019年3月累计产油101.7×104t,有望在2019年再增加1.6×108t三级地质储量。勘探成功率提高使人们更大胆的向高成本的更深层探索。2019年2月14日顺北5-5H井创造的8520 m的亚洲深井纪录,在2月19日就被完钻井深8588m日顺北鹰1井打破。现勘探正向顺南地区发展。据报道,2019年5月中石油在塔河南富源地区部署的“进攻型评价井”(新区带预探井)富源201H井在物探判断的主干油源断裂断溶体上以6mm油嘴31.1兆帕获337.68m3/d的高产,以此直接部署10口开发井可望当年建成20×104t的产能。

盆地边缘的逆冲-推覆构造带

在构造旋回的拉张期可在稳定地块体和其“上驮”的盆地边缘形成陆缘-陆间深海盆地,因相对于地块内是深坳陷,故亦称为“前渊”。还可由边缘深海向盆地内伸出陆内裂谷(裂陷槽)。因而在这个阶段可存在良好生烃岩系。而在构造旋回的挤压期,特别是当发生了块体间的硬碰撞时使地块边缘强烈隆起、造山,可产生推向地块内部的逆冲—推覆构造带。伴随着造山隆起产生向地块内部强度迅速减弱的构造形变,并可在山前形成向盆地内迅速减薄变细的粗碎屑岩(磨拉石建造)。对这种明显不对称的向斜式盆地可特称为“前陆”,其靠近的盆地陡翼(即山前带),构造较复杂,一般归入逆冲—推覆构造带系统,其缓翼则可与盆地内部一起讨论。

由于垂向上地层力学性质的不均一性,区域性展布的泥页岩层系特别是盐类层系在形变时可产生两三个影响全区的应变软弱层,在形变强烈时形成逆断裂系向其收敛的滑脱面。同时,这些软弱层的厚度发生明显的塑性变化,在其厚度急剧增大处形成“顶蓬”,使上覆层产生形态多样的背斜/底辟构造。“顶蓬”的上拱作用可以部分抵消上部岩层的垂向压力,在其内和其下形成低应力区,在盐下有效减缓压实作用,形成局部高孔隙带。大型滑脱面使逆冲-推覆构造带被分割成若干个形变层(勘探时往往依其划分为上、中、下组合),各形变层之间的断层褶皱明显的不连续、不协调。上组合往往处在较高的海拔位置上,油气田保存条件差,但其相当丰富的油气显示、古油藏甚至小型油气田,却指示出中、下组合有丰富的烃源岩,成排成带分布较大的背斜、断背斜圈闭可成为找油气的良好目标。致密的塑性层恰又是油气地质上的盖层性。在中国中、西部,特别是在新生代“再生复活型山系”前缘的这类逆冲-推覆构造带深部正是我们长期关注的对象。

实践表明,盆地边缘的逆冲-推覆构造带的勘探难度也明显高于盆地内部。首先表现为物探的难度。穿透中、上部构造复杂的各形变层,可得到的深部反射很微弱,真伪混杂难辨。这就使所圈闭的构造和目的层埋深难以准确定位。面对前陆巨厚的砾石层、复合膏盐层、超深层的高压高温等难题,钻井成本高且工程失败率也较高。再加上山地险峻复杂的地形地貌使上述勘探工程周期长、成本高,勘探历程特别曲折。塔里木盆地北缘和准噶尔盆地南缘逆冲-推覆构造带勘探的曲折艰苦历程便是很好的例证,而它们近年来的若干重大发现也使其油气远景更加明朗,其勘探思路对今后的工作有重大启迪。

中亚陆间区南带的上古生界

在中国大地构造研究上,曾把天山及以北的北疆-内蒙古-东北(松辽盆地及周缘)的东西向地带归为天山兴蒙地槽区或褶皱带,认为其古生界为区域变质的基底,因而只能在中、新生界盆地内找油气。

它不是找油气的禁区

对此,出版于上世纪的相关地区《石油地质志》曾有明确记载。仅对准噶尔盆地将盆地基底上限定为下石炭统,找油气领域也只能在其以上的地层。在板块说兴起后人们把亚洲中部中亚-塔里木-华北的稳定陆块区与亚洲北部的西伯利亚陆块区之间的相对活动带称为中亚陆间区。这样,其中国境内部分就被归为中亚陆间区南带。近年来这一认识逐渐被质疑、推翻。人们认为它由若干大陆性/过渡性地块组成且其主体至少在晚古生代已是基本拼合。因而在这些地块内上古生界没有区域变质且无强烈构造形变,发育多套海相和近海湖相烃源岩,因而可列为含油气层系。因而,在2005年以来,该东西向区带开始作为待开拓的新区而列入全国性的科研项目。

已取得初步的油气地质成果

当把从北疆经内蒙古到东北的上古生界作为一个整体研究后,在复杂繁多的差异中找到许多共同点,发现了相似的构造发展历程和含油气性。大致地说,经历了从早期的以陆内裂谷断陷为主到中、晚期以坳陷为主的两大发育阶段,相应地形成两大套生烃岩系。早期以多夹火山岩的海相和滨海湖沼相为主,晚期以近海湖相为主。生烃岩系的发育为油气赋存奠定了良好的基础。

长期工作的积累,已在本区见到源于上古界的多处油气显示、油气流和油气田。在内蒙古西端银额盆地对前期所钻的额1井在中生界底部所获得的轻质油流进行新的地化分析,证明其源于不整合面下的上古生界。2015年中国石化中原油田在拐子湖凹陷钻井中获日产油51.67m3、气7290 m3的工业油气流,延长油田在哈日所钻获日产9.15×104 m3(无阻流量)的高产气流,均被认为属二叠系所产。2018年中国地质调查局在蒙额参3井二叠系砂岩和石炭系侵入岩顶部获得油流,后者在73天的测试中经31天试采后仍可日稳产2~3 m3。在二连中生界油田所在区,近年在马尼特坳陷伊和凹陷多口钻井古生界见油气显示,其中YH8井所获轻质原油经多种地化测试证明其来自晚古生代源岩。在本区东段松辽盆地周围石炭-二叠系含油气的可能性在本世纪初已有了初步的肯定。近年来又获得许多新发现,物探和钻井证实松辽盆地中生界之下广泛发育上古生界,其内存在烃源岩并见油气显示,甚至在钻遇花岗岩后其下仍见二叠系泥岩。汪902井上古生界压裂后获日产33875m3工业气流,昌401井获2072 m3气流。此外,根据地化指标判断,肇深8井等在下白垩统下部和侏罗系内发现的干气可能来自石炭—二叠系。

最令人鼓舞的进展是新疆北部一系列石炭—二叠系油气田的发现。上世纪中期至本世纪初曾在准噶尔盆地西缘发现若干石炭—二叠系油藏,在盆地内发现火烧山、石西等油田。但囿于下石炭统已是盆地基底的认识而认为它们是“新生古储”,从而使后续勘探进展迟缓。北彊地区发育若干条晚古生代初期裂谷系且其断陷内发育大量烃源岩和火山岩的认识推动了其深入的勘探。石炭-二叠系成为其增储上产的主要目标,相继在准噶尔盆地克拉美丽隆起两侧探明了一系列油气田,并在三塘湖、吐哈等盆地有重要发现。近年来,把该区二叠系作为裂谷发育后期大规模超覆所形成的拗陷及其作为近海湖相页岩、油页岩可大量生烃的认识,推动了以其为源岩的油气勘探。在其凹陷内二叠系多个层段(如吉木萨尔凹陷芦草沟组、沙湾凹陷上乌尔禾组)良好的烃源岩,可以在该套地层内形成岩性油藏群。开始仅在凸起区和斜坡区有零星发现。2016年以来转向“下凹勘探”,2018年在沙湾凹陷沙探1井获得“战略性突破”,在井深5km以下的上乌尔禾组含油层内小型压裂后获高产油气流,不仅为准噶尔盆地内深层二叠系乃至三叠系(下生上储)打开了新局面,也对整个中亚陆间区南带中、东段的二叠纪勘探打开了思路。至于吉木萨尔凹陷芦草沟组则形成了致密砂岩和页岩油气勘探的大场面。

综上所述,基础地质和油气地质研究的进展和初步的勘探实践已打破了中亚陆间区南带属于造山带、上古生界属于盆地基底的认识禁梏,为把它作为一个统一的油气新区新层系开拓的现实对象。

后期改造有强烈影响

中亚陆间区毕竟与其南、北的大面积稳定地块不同,具有一定的相对活动性。这特别表现在其中、新生代的后期改造上。三叠纪以来该区带中段以隆起剥蚀为主要趋势,仅有零碎的侏罗纪、白垩纪小型断陷盆地。仅在东、西两端断陷之上叠加发育松辽、准噶尔两大坳陷型沉积盆地。显然,上覆沉积层的存在与否、厚度大小,会对上古生界的有机质演化和油气的成藏保存产生重大影响。西段准噶尔盆地周缘新生代有差导隆升形成的高、中山;东端受南北向的滨太平洋锡霍特-阿林构造带切截破坏;中段广大地区以面状隆起为主,造成该区地形起伏不大,从勘探条件看比西藏高原和东部海域好一些。

对上古生界影响甚大的是印支期、燕山期挤压的构造形变和相应的岩浆活动以及区域性隆起剥蚀。该区的构造形变明显受地(断)块的控制,强烈的形变(包括动力变质)见于其边缘。内部仅有次级断层、轻微褶皱,在地震剖面上见二叠系可大面积呈近水平地层,与上覆中生界间仅有很少的倾角差。现在看来,甚至一些影响到下古生界、中上元古界的大型逆掩断层都可能是中生代这两期构造形变的产物。其强烈挤压可能是地表所见的某些基性、超基性小岩体侵位的最终推动力。在西段的银额盆地及周缘大量的以花岗岩为主侵入岩应当是中生代就位的,而东段我国东北地区118个花岗岩锆石U—Pb年龄的峰值区在相当于三叠纪晚期至白垩世中期的220~110(特别是170~190)百万年区间,而350~440百万年间却没有分布。

西藏高原

在油气地质上主要指昆仑山以南、横断山以西的地区。由于早期路线性地质考察就已发现丰富的油气显示并肯定至少羌塘地区存在相对稳定的地块,地质界早就肯定了其油气远景。从其构造属性和油气保存状况判断,可有两个优先勘探的领域。

新生界裂谷系

在西藏地区几个地块间的前期结合碰撞带上发育了新生代裂谷系,由北向南为:可可西里-金沙江裂谷系、班公湖-怒江裂谷系、雅鲁藏布江裂谷系等。它们在东段以弧形转折成南北向并沿横断山脉而达缅甸。裂谷系内地层主要或全部为陆相并在第四纪再次处于挤压环境,多在其两侧发育对冲的逆掩断层。最北的可可西里-金沙江裂谷系的交通极为困难,实物工作量甚少,了解不够。最南的雅鲁藏布江裂谷系在喜马拉雅山系强烈推挤下新生界强烈变形变质,油气远景不大。因而石油地质工作集中在班公湖-怒江裂谷系上,在其中段的伦坡拉盆地(底部可有上白垩统海地层)获得工业油流(稠油)和控制储量,在云南省也发现了新近系小气田,而在缅甸部分早就开发了小油田。近年来又对该裂谷西段伦坡拉至班公湖地区开展进一步工作,证实在一联串的裂谷断陷中存在与伦坡拉盆地相同的地层和构造发展历程并都见有油气显示。此外,在对位于羌塘以北的可可西里-金沙江裂谷系中段可可西里盆地群的路线地质调查中,于古近系雅西措组露头中发现了灰色(风化后颜色)灰岩和页岩、油页岩等中等-好烃源岩。这些工作证实了西藏新生代裂谷可形成“长藤结瓜”式油气田群的结论。

前新生界羌塘盆地

上世纪末业内就明确羌塘盆地海相中生界是最优先的勘探方向,从保存条件上看北羌塘更优于南羌塘。本世纪新一轮的工作指出,北羌塘为具有前奥陶纪基底的叠合盆地,其沉积盖层厚可达6~13km,划分为新生代至古生代四个构造层并发育前晚三叠世区域不整合面。相应发育多套含油气组合,其中早白垩世-晚三叠世诺利期地层厚可达6km,具多套良好烃源岩(其中有早侏罗世末和早白垩世两套油页岩)及膏盐区域性盖层;有机质成熟度由中心向边缘升高、由成熟到过成熟,且埋藏深度适中、形变微弱,具备形成大中型油气田群的资源潜力。2017~2018年在北羌塘中部半岛湖地区完成了海拔超过5km高寒区首个科学探索井—羌科1井的施工,已钻井深4692m(建议继续钻进)。丰富的研究成果将该区的认识程度提高了一大步,验证了地震剖面上存在稳定、形变微弱的中生界和古生界,在区域不整合面的上三叠统那底岗日组发现全井中最好的油气显示(待进行系统测试)。

勘探证明,羌塘地块及其两侧的新生代裂谷系的主体部分(大致在青藏线以西)油气保存条件整体良好。它们在晚新生代属于整体性块状隆起,在地貌上属于起伏不大的内陆闭流水系,湖泊星罗棋布。羌塘盆地表层多见宽缓的褶皱,三叠系和古生界则为大面积近水平的地层。即使新生界裂谷也是仅在边缘有逆沖-逆掩断层而内部构造变形亦很微弱。特别是两类地区均有多个良好区域盖层(膏盐层、油页岩和泥页岩层)。这些地质条件为油气保存创造了较好的条件。

此外应指出,经过近年的大力经营,西藏的经济和交通情况已有了相当大的改善。羌科1井钻探成功以及相关地震工作所获得的资料也证明了可在羌塘地区开展系统的油气勘探。

海域的中生界

我国仅在渤海、东海西部、南海北部的新生界开发了油气田,黄海的勘探尚未突破。而由于众所周知的原因,黄海和东海东部及南海中、南的广大地区仅作了概查性的地球物理工作,尚未实施钻探。

中国地质学家早在上世纪中期就根据沿海零星发现的中生代海相化石推测南海应存在海相中生界。上世纪末期地震资料已显示新生界之下多处存在相当厚的沉积层,少量钻井中已打到确认为中生代的地层且主要为海相层。在浙江海岸边象山发现的 “石浦灰岩”亦可能是早白垩世海侵的残留物。近年在山东东南沿海岸也发现早白垩世海相沉积,其中部夹一段400余米的(风化后)灰黑色粉砂岩和黑色硅质岩薄互层,20块露头样品的测定显示,17块为好和中等烃源岩。

上述零星但分布范围很广的海相中生界与四周地区中生界的对比,特别是对各海域新生界之下深层地球物理研究,使研究者确认南海和东海甚至黄海南部应普遍存在这套含海相层的地层,并有巨大的含油气潜力。但其原型盆地的地质构造和后期中、新生代的改造,经历十分复杂,目前还难以对其做出比较确切的评价。从宏观的石油地质角度,大致可得出以下几点认识。

海域中生界主体可视为一个海侵的巨旋回,可分为上三叠统至中侏罗统、上侏罗统至中白垩统二个旋回。晚三叠世的海侵主要来自南海方向,从南向北,此后的海侵主要来自古太平洋方向,从东向西。与之相应其同时代地层也有从深海向浅海、陆相的变化,高水位期的层位和厚度也有相应的变化。此两旋回所对应的东南沿海陆上地层分别为象山群和建德群。该区的晚白垩世(可能仅包括其晚期)地层与新生界的关系更为密切,在此前以新生界为目标的勘探中对其多有涉及。上述各旋回间发育区域性不整合面且各旋回底部往往为断陷型沉积存在。

随着东亚大陆块体的扩张和西太平洋边缘的后退,东海和南海北部的各块体间的缝合带逐步东移,各时期强烈的断裂活动和构造变形会在本来就复杂的构造差异活动上叠加重大的影响。特别是伴随产生的越向东越强烈的岩浆活动带,多种类型的侵入岩体和多期次的火山活动对地球物理解释、对有机质的热演化产生了相当大的影响。

由于我国海工设施和施工能力的快速发展,海上油气向深水-超深水开拓在技术上的困难已不是主要问题,而与邻国间的边界争端成为了关键障碍。近年来在黄海、东海与邻国的关系趋于相对稳定,至少在我国传统的勘探区内进行深入工作已无大的干扰。在南海也出现了新局面,与东盟国家的合作促进了海上形势的缓和。2019年初与菲律宾合作进行油气勘探备忘录的签订使搁置争议共同开发的合作双赢方式有可能在南海实现。我国处于世界前列的海工设施和相当成熟的海上作业能力,显然可以促进这种合作。

此番勘探不寻常

这些新区新领域在勘探上的一些共同点,与此前的勘探对象有相当大的差别。

目的层多位于深、超深层

上述优先开拓的油气新区新领域目的层多处于深-超深层。除了文中以老区盆地内深-超深层专门论述的领域外,这在其边缘的逆冲-推覆构造带中、下组合表现得也特别明显。

在西藏高原为探索侏罗系、三叠系即需要4~5km的深井(羌深1井为其一例),至于其古生界则多需7~8km(甚至更深)的探井才能予以揭示。在中亚陆间区南带探索二叠系的油气需从有相当厚度的中生界沉积处入手(这才能保证其具有较好的保存条件和一定的有机质成熟度),而欲认识其石炭系的油气可从缺失中生界的相对隆起区入手,但也需要钻穿二叠系并要考虑断陷型石炭系往往有相当大的厚度。在海上不但要钻穿相当厚的新生界才能获得中生界的资料,而且要注意到在南海南部己进入超水深区。显然,从最初的参数井开始就要需要深、超深井投入。

以古老地层为主

与上一特点相应,新一轮的勘探将不再集中于新生界、上中生界,而将主要目的层大幅度下移,从下中生界直至上元古界。这符合中国叠合盆地发育的特点。因而绝大多数钻井一开钻便要碰上硬地层。顺便提及,即使仅讨论油源为中、新生界的古潜山类型油气田,也从中生代、古生代扩大至元古界、太古界(包括其火成岩)。不同含油气地层在纵向上形成多个生储盖组合,基于大型不整合和断层而造成的油气多期生烃、多期运移、多期充注、多源混源和长距离运移成藏,以及油气藏/田的后期改造破坏等使我们对其复杂性有更深入的认识,勘探思路也必须大为开拓。

以海相地层为主

与上述特点相应,也就改变了上两次勘探展开的对象以陆相地层为主的状况。新一轮工作中陆上的各个开拓对象或以海相层为主或其占重要的地位,海上的中生界则以海相层占绝对优势。这也增强了我们探索的信心。这是由于不但世界上的大部分油气产于海相层,已积累了丰富的经验,而且在我国第二轮勘探战略展开和相继的开发中已进行的实践使之对中国海相层油气的特点有了初步的认识。

新增储量产量中以气为主

新一轮勘探对象的多数烃源岩曾经历或正处于深埋状态而使有机质演化达到高成熟-过成熟阶段,使其生成的烃以气态为主。特别是西藏高原、海域、中亚陆间区等有着相当强烈的岩浆活动,也促使有机质热演化程度趋高。在大量新增的天然气储量中有相当部分是油型气且经历过古油藏阶段,而晚期生成的气不但凝析气所占比例较高,还以气侵气洗作用改变着已形成的油(包括部分稠油),使其成分复杂化并可富含溶解气。新一轮石油 (原油和凝析油)储量增长中凝析油气的比例要增大,新一轮天然气(气层气和溶解气)储量增长中溶解气的比例要增大。这恰恰符合优化能源构成的客观需求,也提醒我们从新油田开发起就要注意溶解气的集输利用,要把宝贵的轻烃资源更多地用于化工而不是仅作为燃料。

勘探难度增大、成本将升高

首先是地表条件将更加困难复杂。高原、海域、沙漠、山地等将是工作区的主体,其次是又要面对比过去更为严格的环保要求。更重要的是与目的层位于深、超深层相应,要穿过多套上下形态不吻合的构造层、形变层,其中包括易发生塑性形变的地层、上下层速度反转地层、高温高压地层等。这使物探和钻井工作相当困难,常出现不能获得预期资料数据、不能顺利施工的情况。这些因素都使工作成本大幅度提高。当前,多种因素使石油公司利润率和国家所能给予的投入都低于预期,短期内难见效益的新区新领域开拓的资金筹措成为难题。

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