0 引言

国际上通常将埋深大于等于4500m的地层定为深层，2005年全国矿产储量委员会颁布的《石油天然气储量计算规范》将埋深3500~4500m的地层作为深层，大于4500m的地层作为超深层^[1]。在中国油气勘探开发实践中，根据中国东西部地温场与油气成藏特点又做了进一步划分，将埋深3500~4500m和4500~6000m的地层分别定义为东部和西部地区的深层领域，将埋深大于等于4500m和大于等于6000m的地层分别定义为东部和西部地区的超深层领域。中国钻井工程行业也将垂深4500m和6000m分别划为深层和超深层的界线^[2]。对于页岩气，深层与超深层领域分别定义为埋深3500~4500m和4500~6000m^[3]的地层。

全球新发现油气田不断向深层、深水发展，越发复杂的地质条件与不断增大的开发难度是目前面临的重要挑战和亟待解决的现实问题^[4-5]。本文在对全球深层油气勘探开发形势和中国深层油气勘探开发进展进行系统总结的基础上，深入分析了中国深层油气发展潜力与主要研究方向。随着深层油气勘探开发理论和技术不断进步，深层油气必将成为加大中国油气勘探开发力度的现实领域。

1 深层油气勘探开发概况 1.1 全球深层油气发展概况

随着勘探开发理论的发展和探测技术的进步，向更深、更古老层系寻找油气资源已经成为油气公司的重要目标。近年来，主要取得了以下成果：①全球深层油气勘探开发取得重要进展，深层油气资源成为近10年探明储量的增长主体。目前已发现的最深油气田为墨西哥湾深水盆地Tiber油田，水深为1259m，储层埋深大于10000m，储层最高温度为126.7℃，地层压力为137.9MPa^[6]。近10年来，深层油气在新增探明储量中占据主体地位，小于4000m、4000~6000m和大于6000m的层系石油探明储量分别占新增探明储量的33%、54%和13%；小于4000m、4000~6000m和大于6000m的层系天然气探明储量分别占新增探明储量的39%、40%和21%（图 1）。②深层油气的不断发现与理论认识的不断深入表明，古老层系仍具备有效的成藏组合与可观的资源潜力。截至2016年底，全球前寒武系—下寒武统原生油气田共计176个，总储量和总剩余储量分别为300.95×10⁸bbl油当量和296.70×10⁸bbl油当量。③钻探技术的提高不断突破深度极限。截至2018年底，世界范围内已发现了68个深度超过8000m的油气藏，其中26口井深度超过9000m，最大探测深度达12869m。

1.2 中国深层油气勘探开发历程与地质—工程特征 1.2.1 深层油气勘探开发历程

经过多年勘探开发实践，中国深层、超深层油气勘探开发取得了重要进展，为中国石油工业的发展拓宽了领域。从发展历程看，中国深层油气勘探始于20世纪60年代，大致经历了三大发展阶段（图 2）：①初步探索阶段：1966—1980年，受油气地质理论与工程技术限制，没有获得实质性突破；②突破发现阶段：20世纪80—90年代，以塔里木盆地海相突破为标志，先后在塔里木、四川等盆地实现多层系、多类型突破发现，拉开了深层油气勘探开发的序幕；③规模发展阶段：20世纪90年代末至今，以塔河等海相油田、库车山前克拉2气田的开发为标志，深层油气勘探开发进入了规模增储上产阶段。

1.2.2 发现并成功开发了多个大油气田

近年来，深层已成为中国油气勘探开发规模增储上产的重要领域，先后在塔里木盆地、四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等地区取得一系列重大发现。据2018年全国油气矿产储量通报^[8]数据统计，截至2018年底，中国已发现深层油田20余个，累计探明石油地质储量超过40×10⁸t，累计产量超过5.7×10⁸t；已发现深层气田10余个，累计探明天然气地质储量近5×10¹²m³，累计产量超过4300×10⁸m³。

1.2.2.1 塔里木盆地

1984年沙参2井实现古生界海相油气首次重大突破，迎来了塔里木盆地油气勘探会战的高潮。目前，中国石化已发现了塔河、顺北、跃进和顺南深层油气田。1997年，沙46井、沙47井、沙48井获得重大突破，标志着中国第一个古生界海相亿吨级大油田——塔河油田的发现；1997—2001年，塔河油田主体区基本探明；2002年至今，塔河油田进入立体勘探阶段，先后在外围、塔河南盐下取得突破，并实现整体探明。截至2018年底，塔河油田探明石油地质储量13.5×10⁸t，建成产能700×10⁴t/a，累计产油9418×10⁴t。2015年，顺北1-1H井测试喜获高产油气流，标志着顺北油田的发现，评价预测地质资源量达17×10⁸t（石油12×10⁸t，天然气5000×10⁸m³）。顺北特深断溶体油气藏的发现是近年来塔里木盆地油气勘探的重大突破。目前，已在顺北1号、3号、5号、7号4条断裂带提交三级石油地质储量2.7×10⁸t，2019年可建成产能100×10⁴t。中国石油在塔里木盆地已发现并开发了哈拉哈塘、塔中、轮古、哈德逊、东河塘多个深层油田和克拉苏、塔中Ⅰ号、克拉2、迪那2和大北多个深层气田，截至2018年底，累计探明石油地质储量为7.9×10⁸t、天然气地质储量为1.6×10¹²m³。近年来，库车前陆冲断带深层—超深层领域大型陆相碎屑岩气田群不断获得发现，形成了中国首个超深层万亿立方米大气区^[9]，已建成天然气产能规模近150×10⁸m³/a。

1.2.2.2 渤海湾盆地

1975年，渤海湾盆地冀中坳陷任4井在古潜山获日产1014t的高产油流，掀起了古潜山勘探高潮。在经历了残丘断块潜山勘探阶段（1960—1995年）和多样性潜山勘探阶段（1996—2013年）之后，近年来潜山勘探进入一个新阶段。例如，中国石化在济阳坳陷古潜山油气勘探已进入潜山立体勘探阶段，深层潜山勘探不断取得新发现，形成了埕岛、高青、大王庄、车镇北带等有利区，是当前高产油藏的主要勘探领域。截至2018年，济阳坳陷古生界深层累计探明石油地质储量超过2×10⁸t。近期，中国海油在渤中凹陷发现了渤中19-6大型凝析气田，天然气探明地质储量近千亿立方米，凝析油探明地质储量近1×10⁸t，打开了渤海湾盆地深层油气勘探新局面。

1.2.2.3 四川盆地

2000年以来，中国石化通过深化基础研究，创新勘探思路，在四川盆地二叠系—三叠系礁滩、印支早期古侵蚀面（三叠系雷口坡组）、志留系深层页岩先后发现并开发了普光、元坝、川西和威荣4个深层海相千亿立方米大气田；中国石油在高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系深层发现并开发了安岳万亿立方米大气田。2003年，普光1井测试获日产42.37×10⁴m³的高产工业气流，标志着普光气田的发现。普光气田累计探明储量4121×10⁸m³，2013年建成产能105×10⁸m³/a，截至2018年底，累计产气731.48×10⁸m³，气田已安全、稳产运行8年，是“川气东送”的主力气源。2007年，川东北元坝1?侧1井测试获日产50.3×10⁴m³的高产工业气流，标志着元坝气田的发现。截至2018年底，元坝气田深层天然气累计探明储量2303×10⁸m³，累计产气120.77×10⁸m³。近年来，中国石化在四川盆地西部龙门山前构造带和川西坳陷地区也取得了多点突破和重要进展。海相方面，2007年在川西海相部署川科1井，2010年川科1井获得日产86.8×10⁴m³的高产气流，随后针对雷口坡组实施的专探井相继在新场和彭州雷四段取得重大突破，发现川西气田。截至2018年，川西气田雷口坡组提交控制储量2166.1×10⁸m³、预测储量441.6×10⁸m³，已启动了30×10⁸m³/a净化气产能建设。陆相方面，2000年，川西新场地区X851井在陆相深层须家河组致密砂岩测试获无阻流量326×10⁴m³/d，标志着四川盆地陆相深层致密碎屑岩具有一定的勘探开发前景，随后在川中须家河组、川东北陆相深层都有规模发现。2011年，中国石油高石梯—磨溪地区高石1井在震旦系灯影组二段获102×10⁴m³/d的高产气流，标志着安岳气田的发现；截至2018年底，安岳气田探明天然气地质储量超过1×10¹²m³，2018年产气114.1×10⁸m³，累计产气419.3×10⁸m³。

1.2.2.4 深层页岩气

焦页1井取得突破以来，四川盆地页岩气勘探开发工作取得了显著成果与重要进展，先后建成涪陵、长宁—威远、昭通多个国家级页岩气示范区，形成了3500m以浅的中深层页岩气勘探开发技术，但据评价超过60%的页岩气资源埋存在深层。目前，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气累计探明地质储量已超过1.8×10¹²m³。随着勘探开发的不断推进和实践认识的不断深入，深层页岩气也取得了可喜成绩。2015年3月，垂深超过3500m的威页1HF井测试获高产工业气流，成为中国石化深层页岩气勘探开发的标志性突破。2018年，威荣页岩气田提交探明地质储量1247×10⁸m³，2019年将建成产能10×10⁸m³/a。

近期，中国石化和中国石油已在四川盆地深层页岩气取得了多点突破，标志着中国深层页岩气勘探开发技术水平的不断提高，展示了四川盆地深层页岩气的良好勘探前景。中国石化，在永川区块永页1井区产层埋深为3700~4300m，6口井测试日产气达（8~14）×10⁴m³，探明地质储量为214×10⁸m³；丁山—东溪区块4口深层页岩气井在3800~4500m埋深获得测试日产气（5~31）×10⁴m³，其中东页深1井目的层埋深为4219m，测试日产气31×10⁴m³，是国内首口埋深大于4200m的高产页岩气井。中国石油在渝西区块足202-H1井（垂深3925.5m）压裂后测试获日产气45.67×10⁴m³；璧山—合江区块黄瓜山构造西翼黄202井（垂深4086.1m）压裂后测试获日产气22.37×10⁴m³；2019年3月，泸县—长宁区块泸203井（垂深3866.7m）压裂后测试获日产气137.9×10⁴m³，刷新了国内页岩气井最高日产量纪录。

1.2.3 深层油气地质—工程特征

中国深层、超深层油气总体处于大发现大发展阶段。中国目前已发现的深层、超深层油气田总体具有规模整装、资源丰度高的特点（表 1），资源量规模普遍在亿吨/千亿立方米以上，但同时面临着埋藏深、储集类型多样、有效储层与目标识别困难等勘探难题，以及超高温、超高压复杂地层条件下的钻井工程、储层有效改造和油藏高效开发等技术问题。

1.2.3.1 超深层油气藏占比高

塔里木盆地和四川盆地是中国深层油气最为丰富的两大盆地，目前已发现并开发了多个深层、超深层大油气田。塔里木盆地油气探明储量的深度分布显示，大于5000m埋深的油气探明储量占总探明储量的80%以上（图 3）。目前已开发的大型油气田中，除塔河油田产层埋深为5350~6200m，为深层—超深层油田外，其余大部分油气田产层埋深普遍大于6000m，以超深层油气田为主（表 1）。

四川盆地20个大气田（探明储量大于300×10⁸m³）深度分布特征显示，埋深为3500~5000m的大气田有6个，占总探明储量的24.9%；埋深大于5000m的大气田有5个，占总探明储量的37.9%^[14]。四川盆地元坝气田产层埋深为6240~7300m, 是全球首个超深层生物礁大气田，也是目前中国海相碳酸盐岩领域发现的埋藏最深的大气田。近期川西气田新深1井（井深6241m）和彭州1井（井深6050m）两口超深井在雷口坡组测试获日产量百万立方米以上，进一步证实了四川盆地超深层碳酸盐岩领域具有良好的勘探开发前景。

1.2.3.2 层系多、地层时代跨度大

全球87个含油气盆地深层油气层系的分布统计显示，深层油气主要分布在新近系、上古生界、白垩系、古近系和侏罗系5套储集层系内^[15]。与全球相比，中国含油气盆地以叠合盆地为主，深层、超深层油气资源在震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、上古生界、中生界至新生界均有分布，地层时代跨度大（图 4）。中国深层海相碳酸盐岩多分布于叠合盆地的下构造层，地层时代老^[16]；中国深层碎屑岩储层具有东新西老特征，东部断陷盆地主要发育新生界古近系，中西部盆地主要发育古生界与中生界^[17]；深层火山岩主要发育在西部石炭系、二叠系，东部侏罗系、白垩系和古近系^[13]。

1.2.3.3 储层储集类型多

深层油气储层主要包括碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩。中国深层碎屑岩储层具有分布广、时代跨度大、储层物性差异大和孔隙类型多样等特征，储层孔隙类型以残余粒间孔为主，储层孔隙度和渗透率在盆地分布上具有西高东低的特征^[17]，储层发育受埋藏史、地温场、压力演化和成岩作用等多因素控制。

中国海相碳酸盐岩储层一般分为礁滩相、岩溶、白云岩和裂缝4类，构造、层序、岩相、流体与时间等多因素控制了深层不同类型优质储层的形成与发育。塔里木盆地海相碳酸盐岩储层储集类型以缝洞型为主，但不同油气藏存在显著差异：塔河油田储层储集空间为奥陶系大型溶洞、裂缝，单个缝洞单元即是一个独立的油气藏，其空间组合形态复杂多样且尺度相差极为悬殊（6~7个数量级）。顺北超深断溶体油藏受板内走滑断裂体系控制，奥陶系储集体发育受断裂、埋藏溶蚀、层序界面等多成因叠加改造，储集空间以洞穴、裂缝、孔洞为主，油气沿断裂带分布，地层破裂压力高，油气柱高度大（大于510m），油藏温度大于150℃，复杂的油气藏特征对储层预测、目标评价、开发方式和工程技术提出了极大的挑战^[18-19]。四川盆地深层碳酸盐岩储层类型多样，主要包括裂缝—孔隙/孔洞型、孔隙型（表 1）：普光气田二叠系长兴组—三叠系飞仙关组台缘礁滩相储层储集空间以溶蚀孔和粒间孔为主，成藏模式具有“多期成藏、油气转化、晚期定位”的特征；元坝超深层生物礁气田储层为二叠系长兴组生物礁、滩储层和三叠系飞仙关组台缘鲕滩储层，构造沉积背景与普光气田存在差异^[20]，储集空间以与生物有关溶洞、白云岩晶间溶孔为主，气藏分布具有“一礁、一滩、一气藏”的特点。

1.2.3.4 压力系统复杂

四川盆地元坝超深层生物礁气田纵向压力系统复杂，长兴组礁滩岩性气藏压力系数为1.01~1.12，为超深层、常压、低温、高含硫（H₂S含量平均5.22%）、中—高产、干气、裂缝—孔隙型大型生物礁滩岩性气藏；飞仙关组鲕滩气藏压力系数为1.95~1.96，为超深层、高压、低温、含H₂S中等的裂缝—孔隙型鲕滩岩性气藏^[20]。四川盆地安岳气田灯二段、灯四段气藏均为深层、高温、常压气藏，地层压力系数为1.06~1.13；龙王庙组气藏则属于深层、高温、高压气藏，压力系数为1.50~1.67^[21]。

1.2.3.5 建井难度大

深层油气钻探普遍存在复杂的地形地貌、地层岩性、压力系统、储层流体和工程力学特征，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。四川盆地深层、超深层钻探过程中，面临未知因素多、地层高温高压、地层古老坚硬、研磨性强等挑战，建井风险高。川东北的震旦系—寒武系埋深达到8000~10000m，井底温度达180℃左右，地层压力最高达150MPa；川西海相地层埋深达8000~10000m，地层温度在166℃左右，地层压力最高达130MPa；陆相三叠系须家河组机械钻速曾一度低于1m/h，春生1井在雷口坡组钻井液漏失高达53653m³，永福1井在须家河组和雷口坡组等地层钻井液漏失也达到10270m³，马深1井钻井周期高达549天。

1.2.3.6 需储层改造才能获得有效产能

深层、特深层油气埋藏深、超高温、超高压、基质致密、储集空间与构造复杂、非均质性强，尤其是海相缝洞型碳酸盐岩储层和深层页岩气储层，多因素叠合及相互作用，给勘探开发带来极大挑战。深层储层有效改造是提高单井产量与经济效益的关键，在深层油气勘探开发中发挥着越发重要的作用。

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，大多需要通过储层改造（压裂、酸化及高压注水等）以实现对缝洞型油藏的有效开发。1999—2015年间，塔河油田累计酸化、压裂2277井次，累计动用储量3.5×10⁸t，累计产油2490×10⁴t。深层页岩气储层埋藏深、地应力及水平应力差异大，压裂裂缝复杂程度低，改造体积小，极大制约了深层页岩气的经济有效开发。威荣深层页岩气田气藏压力为68.7~77.5MPa，气藏温度为127.4~135℃，同时具有较大的地应力与水平应力差、较强的层间非均质性，使威荣页岩气田初期试验评价阶段压裂改造体积偏小、气井稳产能力较低。

2 深层油气勘探开发理论认识和技术进展

中国深层、超深层油气勘探开发历程表明，深层油气是加大中国勘探开发力度、保障国家能源安全的现实领域，石油企业持续加强深层油气探索是实现深部油气大突破、大接替的前提；理论创新、转变思路是实现深部油气突破的关键；工程技术进步、装备集成是实现深部开发利用的重要保障。

2.1 地质理论与目标评价技术

中国盆地类型多样，成藏机制复杂。通过研究和勘探实践，针对不同地区独特地质条件与油气成藏规律，丰富完善了深层碳酸盐岩、致密砂岩和页岩等领域油气勘探地质理论与目标评价技术。

中国已发现并规模开发的（超）深层碳酸盐岩油气田主要包括礁滩型和岩溶型两大类。塔里木盆地深层碳酸盐岩油气勘探开发实践中，依据“逼近主力烃源岩，以大型古隆起、古斜坡为勘探目标，靠近大型断裂、大型不整合面，寻找大型原生油气藏”的勘探思路，发现了特大型的塔河油田，揭示了缝洞储集体的形成主要受控于加里东期和海西期岩溶的叠合改造，溶洞体的分布受古裂隙、古断层、古水流等地质和环境因素控制并具有垂向分带特征^[22]。近年来，通过转变勘探思路，围绕“立足原地烃源岩，沿着深大断裂带，围绕古隆起、古斜坡，寻找晚期原生规模油气藏”的勘探思路，建立“寒武供烃、断裂控储、垂向运聚、晚期成藏”的成藏模式，提出了断溶体“三元”成因模型，指导发现了顺北大油气田，建立了超深层地震弱信号采集、特深层断缝体特色成像和超深层断溶体地震预测等多项地震勘探关键技术，使顺北地区特深层弱信号储层的信噪比提高一倍，频带展宽5~10Hz，提高了储层预测精度。四川盆地海相碳酸盐岩大气田具有近源富集、动态调整的特点，保存条件是关键。深层天然气勘探实践中，中国石化通过刻画台缘礁滩相有效规模储层沉积模式，提出了“多元生烃、近源富集、三元控储、复合控藏、持续保存”的成藏理论，以此理论为指导，发现了普光气田和元坝气田，并建立了以沉积相研究为指导、以模型正演与地震相分析为基础、以相控多参数储层反演为核心的“相控三步法”超深层碳酸盐岩储层综合预测技术，在普光气田和元坝气田取得了良好应用效果，使元坝地区储层厚度预测结果与实钻符合率达到93%，多口井获日产百万立方米高产天然气流，预测高产富集带面积98.5km²。中国石油在四川盆地安岳大气田的勘探实践中发展和完善了古老碳酸盐岩成藏理论，形成了以古老克拉通内裂陷、古老继承性隆起、古老礁滩体、古老烃源灶、古今持续封闭为核心的“五古控藏”碳酸盐岩成藏理论^[23]，并形成了寒武系龙王庙组碳酸盐岩高能滩储层和震旦系灯影组岩溶缝洞型储层地震精细描述与储层预测技术，为特大型气田高效勘探开发提供了有力技术保障^[24]。

中国深层致密砂岩天然气以库车前陆冲断带和川西须家河组为代表。塔里木库车前陆冲断带致密砂岩气勘探开发实践中，提出了“叠被式”烃源岩、超深层有效储层、巨厚膏盐岩和叠瓦式构造“四位一体”超深层高效成藏模式^[9]，建立了前陆复杂构造体系盆地/构造单元、区带及目标三级评价方法体系，形成了前陆冲断带复杂构造深度域地震成像技术、建模技术和油气藏综合评价技术^[25]，推动了库车超深层万亿立方米大气区的发现。

深层页岩气以川南威荣、永川、泸州及川东地区龙马溪组深层页岩气为代表，在以生烃条件、储集条件和保存条件为核心的页岩气“三元富集”理论基础上，建立了以涪陵页岩气田为典型代表的“构造型”和以威荣页岩气田为典型代表的“连续型”页岩气富集模式，有效指导了四川盆地深层页岩气的勘探开发。基于页岩气的“人工气藏”属性，逐步形成了“地质甜点”“工程甜点”“经济甜点”一体化评价方法与思路^[26]，建立了基于厚度、TOC、孔隙度及含气量等参数并结合工程施工能力、脆性、水平应力差异、裂缝发育情况等因素的深层页岩气地质—工程双“甜点”地震预测技术。

2.2 开发理论与方法技术

针对深层、超深层储层的复杂性与特殊性，建立了适应油田开发与油藏工程的技术方法，有效丰富了中国深层油气开发理论：①深层碳酸盐岩油气开发理论与技术，主要包括：基于缝洞、生物礁储层形成机制和发育规律的油藏精细描述和地质建模技术；缝洞型油藏流体流动机制（渗流和自由流耦合方程）与数值模拟技术；缝洞型油藏空间结构井网设计及注采优化技术；注水开发和注气提高采收率理论与方法。②深层致密砂岩气水描述、水侵规律和控水开发一体化气藏静动态评价技术。③深层页岩气流动机理和数值模拟方法。

塔河油田开发过程中，采用地球物理、钻井工程、注水注气、酸化压裂改造等提高产能和采收率的技术，建立了以“缝洞体为中心，多井型组合、多工艺手段开发挖潜、注水注气立体注采提高采收率”为核心的缝洞型油藏体积开发技术和管理模式，实现了塔河缝洞型油藏的科学开发、高效开发，塔河油田缝洞成像精度由30m精准至10m，5m以上缝洞钻井符合率达92.7%，试验区采收率达到20%。元坝气田气藏是目前世界上埋藏最深、开发风险最大、建设难度最大的含硫生物礁酸性大气田，根据开发评价结果，采用直井难以效益开发。元坝气田勘探开发实践中，形成了生物礁精细描述、水平井开发技术，单井产能大幅度提高，奠定了中国在高含硫气田开发领域的技术领先地位。

库车深层陆相碎屑岩气田开发中，针对气藏气水关系复杂、非均匀水侵等特征，从静态气水分布、微观水侵机理和动态水侵评价入手，系统建立了气水分布描述、水侵规律和控水开发技术对策为一体的静动态评价技术^[27]。

深层页岩气开发方面，通过开展川南深层页岩气吸附/解吸—低速渗流—应力敏感等开发实验，初步揭示了深层页岩气流动机理；基于物理模拟实验及分析建立了页岩多相多尺度孔—缝介质耦合流动数学模型，构建了页岩气嵌入式离散裂缝模型及渗流模拟方法，形成了基于微地震的压裂水平井压后建模方法，实现了建模—数模一体化模拟；结合中国页岩气勘探开发实践，形成了页岩气“甜点”评价、井网优选设计、水平井体积压裂改造、生产制度设计及平台式工厂化管理模式，为深层页岩气等非常规油气的有效开发提供了理论和技术支撑。

2.3 工程技术进展

近年来，以建井和储层改造为核心的工程技术创新成果，为海相深部层系油气资源和深层页岩气的勘探开发提供了重要支撑（表 2）。在海相深层油气勘探开发工程技术领域，形成了超深井安全快速钻井关键技术和完井测试工艺及超深层储层改造技术，研发了超深油气井测录井技术装备，初步构建了超深井高效钻井关键装备体系^[28]。

（1）建井能力。钻探工程技术不断提升为深层油气勘探开发提供了重要保障，中国深层建井能力相继突破6000m、7000m、8000m，正逼近9000m（表 2）。截至2018年底，中国石化超过7000m钻井共计105口(探井28口、开发井77口），其中垂直深度超过8000m钻井4口；中国石油完成测深8000m以上超深探井3口。顺北3井于2017年9月完钻，创造了当时超深水平井的垂深世界纪录7870.08m；顺北501井于2018年9月完钻，垂深达到7967.00m；顺北5-5井于2018年12月完钻，垂深达到8032.84m；川深1井于2018年7月完钻，创造了当时测深亚洲纪录8420.00m；顺北蓬1井于2018年10月完钻，测深达到8450.00m；轮探1井于2019年7月完钻，测深达到8882.00m。

（2）超深井安全快速钻井关键技术：包括硬地层高效钻井技术、缝洞型储层钻井安全控制技术、深井超深井钻井液技术、深井超深井多压力体系固井技术。其中，超高密度钻井液体系密度达3.0g/cm³，超高温钻井液耐温达240℃，高温高密度钻井液体系耐温达220℃、密度达2.3g/cm³，耐高温环保型低摩阻钻井液体系耐温达180℃、润滑系数达0.12，超高温防气窜水泥浆体系密度达1.9g/cm³、循环温度达220℃。

（3）超深油气井测录井技术装备耐温达200℃、耐压175MPa，形成了高压漏失井测井技术和超深井测井施工安全配套技术，建立了超深层录井在线检测技术系列。在顺北9口超深井19井次测井施工，创造了当时测井最深井施工亚洲纪录（顺北蓬1井，8450m）。

（4）超深井完井测试工艺及超深层储层改造技术，包括深穿透远距离沟通酸化压裂改造技术、碳酸盐岩长井段大缝高酸化压裂改造工艺技术、破碎带储层复杂缝酸化压裂改造技术、耐高温160℃的酸液体系等，已具备8000m以浅深层、超深层测试及地层温度160℃储层酸化压裂改造能力，基本满足了普光油田、塔河油田等储层埋藏深、储层差异大、温度压力高、闭合应力高条件下的储层增产需要。

（5）针对提高钻井速度与成井质量、实现有效压裂与提高产气量等方面的技术需求，开展了基于甜点评价的地质工程一体化设计、随钻地层精细评价、新型油基钻井液、新型弹韧性水泥浆与泡沫水泥浆固井、高效压裂液等技术攻关^[29]，形成了深层页岩气钻井、固井和压裂等关键技术：①深层钻井提速技术取得实质性进展，高性能水基钻井液先导试验取得突破。②固井技术具备4000m以浅深层页岩气高质量井筒完整性建造能力，研制了泡沫水泥浆固井一体化装备。③初步形成针对不同区块深层页岩气特征的压裂工艺，在涪陵、威荣、丁山—东溪等区块取得了较好的应用效果。

3 深层油气主要发展领域与攻关方向

中国深层油气勘探开发已经取得了重要进展，但是仍然面临诸多挑战，需要开展持续攻关研究，为保障中国石油、天然气产量稳定快速发展提供资源和技术支撑。

3.1 油气资源潜力及其分布

中国深层油气资源潜力巨大，探明程度低，是未来油气勘探开发的现实领域。根据全国2015年油气资源动态评价结果^[30]，全国深层、超深层油气资源量为763×10⁸t油当量，占油气资源总量的35%。全国深层、超深层石油、天然气地质资源量分别为266×10⁸t和49.7×10¹²m³，分别占全国石油、天然气资源总量的21%和55%；全国深层、超深层石油、天然气探明程度低，分别为13%和10%，待探明地质资源量分别为231×10⁸t和44.8×10¹²m³，分别占全国待探明石油、天然气资源量的26%和56%。区域分布上，东、西部地区深层待探明石油地质资源量分别为58×10⁸t、136×10⁸t，分别占全国深层待探明石油地质资源量的25%和59%；天然气主要分布在中、西部地区，深层待探明天然气地质资源量分别为15.6×10¹²m³和14.7×10¹²m³，分别占全国深层待探明天然气资源量的35%和33%。盆地分布上，中国深层油气资源主要分布在塔里木盆地、四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、松辽盆地和准噶尔盆地。

在深层非常规油气领域，据全国2015年页岩气动态储量评价结果^[31]，全国4500m以浅页岩气地质资源量为121.9×10¹²m³（4500m以深未开展资源评价），可采资源量为21.8×10¹²m³；四川盆地及其周缘地质资源量和可采资源量分别为63.8×10¹²m³和11.3×10¹²m³，分别占全国地质资源量和可采资源量的52.3%和51.8%。四川盆地3500~4500m深层页岩气地质资源量达12.5×10¹²m³以上，资源潜力巨大^{[26, 32]}。

3.2 勘探开发重点研究领域

中国西部叠合盆地发育多套烃源岩层系和油气成藏组合，东部断陷盆地古潜山发育，深层油气资源潜力大，成藏类型多样、勘探开发领域广阔，具有继续发现大油气田的条件，已成为勘探开发的热点和增储上产的重要领域。其中，塔里木盆地、四川盆地、东部断陷盆地深层及古潜山等常规油气和深层页岩气是未来的重点研究领域。

3.2.1 塔里木盆地

塔里木盆地面积为56×10⁴km²，是由古生代克拉通盆地与中—新生代前陆盆地组成的大型叠合盆地，寒武系—中生界发育多套烃源岩和多套油气成藏组合，具备形成大油气田的物质基础，多期构造运动、多期不整合面构建了良好的油气输导体系，控制了油气多期成藏、破坏与调整。塔里木盆地油气藏类型、相态多样，既富油又富气，油气主要赋存在深层、超深层。50多年曲折的勘探开发历程表明，塔里木盆地油气资源十分丰富，石油资源量为120.7×10⁸t，天然气资源量为14.7×10¹²m^{3 [33]}。塔里木盆地主要包括台盆区海相、库车陆相、塔西南克拉通—前陆叠合型三大勘探领域，台盆区海相储层主要包括寒武系—奥陶系碳酸盐岩和志留系—新生界碎屑岩，库车陆相储层主要为白垩系—古近系砂岩，塔西南克拉通—前陆领域储层主要包括白垩系—古近系碳酸盐岩和新近系碎屑岩^[19]。

塔里木盆地深层油气勘探开发领域广阔，海相领域主要包括：①环阿瓦提—满加尔过渡带断裂—缝洞、层间岩溶（鹰山组、蓬莱坝组）；②塔中隆起、塔北隆起潜山岩溶（一间房组、鹰山组、蓬莱坝组）；③塔中礁滩体岩溶（良里塔格组）；④寒武系盐下；⑤台盆区海相碎屑岩。陆相深层勘探领域包括：①库车前陆冲断带盐下超深层白垩系；②库车北部构造带侏罗系—三叠系；③库车南缘前中生界；④塔西南坳陷（图 5）。

3.2.2 四川盆地

2000年以来，四川盆地相继发现普光、龙岗、元坝、安岳、磨溪等大型气田，目前仍处于大气田发现的高峰期和储量快速增长期。四川盆地经历多旋回构造运动，发育两期克拉通内大型裂陷和5个大型不整合面，大型裂陷（坳陷）控制了主要烃源岩及生烃中心；大型台缘、大型不整合面控制储层分布；受“三元控储”机理控制，深层、超深层仍存在优质储层，具备形成大中型气田的条件。

四川盆地深层油气勘探主要包括五大领域（图 6），①古隆起斜坡区（川中古隆起、达州—开江古隆起）；②台缘高能相带和海槽边缘带（德阳—安岳台内裂陷区、开江—梁平海槽边缘带、川西台缘滩白云岩、川东陡山沱组—灯影组早期古裂陷边缘丘滩高能相带、城口—鄂西海槽边缘带）；③大型不整合面（川西—川东北雷口坡组）；④陆相须家河组；⑤新层系——川北—川中地区奥陶系。

3.2.3 东部断陷盆地深层及古潜山

中国东部盆地经历多期演化，发育多个不同时代的断陷盆地，断陷盆地深层及古潜山是深层油气勘探的重要领域。李剑等^[13]围绕渤海湾盆地黄骅坳陷、辽河坳陷及冀中坳陷等12个有利区带开展了古近系深层—超深层天然气资源评价，估算天然气资源量达6800×10⁸m³。近年来，渤海湾盆地潜山油藏勘探实现多点突破，对潜山油藏的认识逐步深化：深潜山仍具备有利的储集条件，6000m深潜山仍能获得高产^[34]；内幕老断层具一定的分割性，受潜山内幕储盖组合及油源条件的控制，山坡、断壁、山腹等隐蔽型潜山和潜山间的负向断块区均具有成藏条件；渤海湾盆地作为典型的富油盆地也可形成大型气田，深层具备凝析气的形成与赋存条件。东部断陷盆地深层洼陷带及古潜山分布范围广、类型多、岩性复杂，具有形成内幕储盖组合的可能性，具有较大的勘探开发空间，是实现东部油气资源有效接替的重要领域。

3.2.4 深层页岩气

中国页岩气资源丰富，资源潜力巨大，但特殊的地质条件导致中国页岩气地质条件具有其特殊性，具体表现为发育层系多、形成时代老、热演化程度高、构造运动期次多、构造变形复杂、地应力状态与地表条件复杂和保存条件差异大等特点，目前仅在四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩实现了规模化商业开发。中国深层页岩气未来勘探领域主要包括四川盆地及其周缘、塔里木盆地、大华北地区和鄂尔多斯盆地。四川盆地及其周缘下志留统底界埋深大于3500m的面积约为12.8×10⁴km²，是中浅层页岩分布区的两倍，是下一步页岩气勘探开发的现实接替区。

四川盆地及其周缘深层页岩气勘探领域主要包括（图 6）：①川南、川东南、川东北地区志留系；②川中、川东北地区寒武系；③川东北地区二叠系；④川北地区侏罗系。塔里木盆地深层页岩气勘探领域主要包括：①尉犁、塔东地区寒武系；②尉犁、塔东地区奥陶系；③巴麦地区石炭系；④拜城—阳霞、草湖—满东地区侏罗系。大华北地区深层页岩气勘探领域主要包括：南华北、渤海湾盆地石炭系—二叠系。鄂尔多斯盆地深层页岩气勘探领域主要为下古生界海相页岩，目前已在盆地西缘忠4井奥陶系乌拉力克组泥质岩中获工业气流^[35]。

3.3 科技攻关方向

中国深层油气勘探开发取得进展，但由于油气埋藏深、超高温、超高压、构造复杂、地震波场复杂、储量品位低、产能低等因素，高效勘探和有效开发仍存在诸多挑战，需要进一步攻关研究。

3.3.1 油气勘探

目前，中国深层油气勘探面临的主要科学问题包括：①深层烃源岩发育模式、成烃及热演化机制；②深层储集体成因机理与预测技术；③深层油气成藏与富集规律；④深层油气赋存状态与分布规律。

未来科技攻关需加强多期叠加、改造地质条件下油气形成的地质条件、赋存富集机理及地质评价技术攻关，形成适应深层油气勘探的地球物理勘探技术与多信息综合集成应用技术，加强深层油气田形成条件和成藏组合研究。重点攻关方向：①叠合盆地构造演化及原型盆地恢复；②海相深层油气资源潜力与分布预测；③海相深层—特深层碳酸盐岩优质储层成因机理；④海相深层致密碎屑岩甜点成因机理及预测；⑤深层页岩气富集机理与分布规律。

3.3.2 油气开发

深层油气田开发面临的主要科学问题包括：①高温高压环境下岩石物理模型的建立；②深层油气藏模型的建立；③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。

未来科技攻关中，基于面临的地层时代老、埋藏深、储集空间多样、高温高压、多尺度复杂流体等特征，需加强储集空间、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。重点攻关方向：①多尺度储集空间刻画技术；②基于深层热—流—固建模和数值模拟技术；③开发工程优化技术；④大幅度提高深层油气产能和采收率技术。

3.3.3 工程技术

深层油气田工程技术面临的主要科学问题包括：①深层地质环境下工程地质环境因素预测方法的建立；②复杂压力体系条件下井身结构优化设计方法的建立；③深层复杂条件下储层有效改造的裂缝发育规律确定。

未来科技攻关中，需加强深层地震采集与处理、地质工程环境因素预测、钻完井及储层改造优化设计以及配套技术研究，形成支撑深层油气高效勘探开发的关键工程技术。重点攻关方向：①复杂地区超深层三维地震采集、处理解释技术；②超深层定向井、水平井优快钻井技术；③高温、高压、易漏、易窜地层高效固井技术；④高温、高压条件下测井、测试技术；⑤高温、高压条件下储层酸化改造技术；⑥深层页岩气长水平井优快钻完井及压裂改造技术。

4 结语

中国深层、超深层油气资源丰富，油气藏类型多样，是寻找大油气田、实现油气可持续发展的重要领域。深层油气藏埋深大，地质、工程条件复杂，高效勘探和有效开发难度大，机遇与挑战并存。需要进一步加强理论和技术的协同攻关，特别是石油公司间的协同攻关，加快推动深层油气勘探开发不断取得新的进展。同时，大力推动管理创新，加强勘探开发一体化、地质工程一体化的管理和运行，不断提升勘探开发的效率和效益。