四川盆地元壩氣田發(fā)現(xiàn)與理論技術(shù)

郭旭升，胡東風(fēng)，李宇平，段金寶，季春輝，段華

（中國(guó)石化勘探分公司，成都610041）

1 元壩超深層大氣田勘探歷程

四川盆地埋深超過(guò)6 000 m的超深層勘探面積達(dá)16×104km2，資源潛力大，是重要的勘探接替領(lǐng)域。但由于儲(chǔ)集層致密、成藏過(guò)程復(fù)雜、目標(biāo)難以識(shí)別、工程施工難度大等難題，導(dǎo)致超深層勘探一直難以取得實(shí)質(zhì)性的成果，元壩氣田的發(fā)現(xiàn)在一定程度上推動(dòng)了超深層領(lǐng)域的勘探。元壩氣田位于龍門山北段前緣，為龍門山、米倉(cāng)山和大巴山造山帶所影響的低緩構(gòu)造區(qū)[1]，總體上構(gòu)造變形弱，西北部為九龍山背斜構(gòu)造帶向西南延伸的構(gòu)造傾末端，南部為蒼溪—巴中低緩構(gòu)造帶向北傾斜的寬緩斜坡，東北部為池溪凹陷西南段，與通南巴構(gòu)造帶相鄰，構(gòu)造位置低，整體地層產(chǎn)狀平緩，斷裂不發(fā)育（見(jiàn)圖1）。

圖1 元壩地區(qū)地理及構(gòu)造位置圖

2003年開(kāi)始在元壩周緣地區(qū)組織詳細(xì)的地質(zhì)調(diào)查。在江油二郎廟剖面發(fā)現(xiàn)二疊系、三疊系臺(tái)緣礁灘相儲(chǔ)集層，揭示開(kāi)江—梁平陸棚西側(cè)的元壩地區(qū)存在臺(tái)地邊緣相儲(chǔ)集層發(fā)育的沉積背景[2]。2003年 7月，元壩地區(qū)首次實(shí)施了 8條高精度二維地震測(cè)線勘測(cè)。通過(guò)大剖面解釋，發(fā)現(xiàn)元壩地區(qū)深度7 000 m地層具有發(fā)育臺(tái)地邊緣礁灘相帶的特征，初步確定了生物礁灘體的分布范圍。2006年通過(guò)對(duì)1 275.72 km高精度二維地震資料更加精細(xì)的處理和解釋，基本查清元壩地區(qū)沉積構(gòu)造特征和臺(tái)緣礁灘相帶展布，解釋 3個(gè)大型礁灘巖性圈閉目標(biāo)[3]。2006年 6月，在四川盆地東北部巴中低緩構(gòu)造帶元壩巖性圈閉部署實(shí)施元壩 1井，于2006年11月測(cè)試獲50.3×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流，實(shí)現(xiàn)元壩超深層生物礁氣藏勘探重大突破。截至2016年底，元壩氣田已提交探明儲(chǔ)量2 195×108m3。

關(guān)于超深層勘探領(lǐng)域的研究已持續(xù)多年，截止到2010年，全球在超深層領(lǐng)域共發(fā)現(xiàn)了187個(gè)油氣藏，主要位于北美、俄羅斯、意大利等地區(qū)。美國(guó)雪佛龍公司在墨西哥灣“古近系區(qū)”的Jack和St. Malo油氣發(fā)現(xiàn)是目前已發(fā)現(xiàn)埋深最大的油氣藏[4]。目前中國(guó)針對(duì)超深層領(lǐng)域的勘探相繼在塔里木、鄂爾多斯和四川等盆地取得重大進(jìn)展，形成了一系列理論和技術(shù)成果，但由于盆地性質(zhì)、油氣藏特征等差異，各個(gè)地區(qū)面臨的勘探難題不盡相同，其理論和技術(shù)不能照搬套用。四川盆地元壩超深層大氣田勘探存在其特有的一些問(wèn)題：一是勘探程度低，沉積相展布與演化規(guī)律不清，超深層條件下能否發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層不明確，需要深化超深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育機(jī)理認(rèn)識(shí)；二是構(gòu)造圈閉不發(fā)育，斷層、不整合面等優(yōu)質(zhì)輸導(dǎo)體系不發(fā)育，需要提升天然氣成藏富集機(jī)理認(rèn)識(shí)；三是埋藏深度大，超深層勘探目標(biāo)與氣、水識(shí)別難度大，需要研發(fā)有效的地震勘探技術(shù)；四是多套壓力系統(tǒng)、高溫、高含硫?qū)Π踩?、快速、?jīng)濟(jì)鉆探和測(cè)試挑戰(zhàn)大，需要?jiǎng)?chuàng)新適合超深層、復(fù)雜壓力體系的井筒技術(shù)?；谏鲜鰡?wèn)題，依托國(guó)家、企業(yè)科研項(xiàng)目開(kāi)展攻關(guān)，形成了超深層生物礁優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育與成藏富集機(jī)理、超深層地震勘探技術(shù)、超深層鉆完井及測(cè)試技術(shù)等一系列研究成果[5]。

2 理論成果

2.1 超深層生物礁優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育機(jī)理

碳酸鹽巖隨著埋深的增加，受到溫度、壓力、流體等多種環(huán)境因素影響，發(fā)生壓實(shí)、壓溶、膠結(jié)等成巖作用，導(dǎo)致巖石孔隙度不斷減小。有些學(xué)者提出，埋深超過(guò)3 500 m、巖石孔隙度小于3%的地層已不具備勘探價(jià)值[6]。但元壩長(zhǎng)興組生物礁儲(chǔ)集層埋深7 000 m左右，孔隙卻非常發(fā)育，因此亟需理論指導(dǎo)和印證。

2.1.1 元壩地區(qū)“早灘晚礁、多期疊置、成排成帶”的沉積模式

通過(guò)對(duì)晚二疊世發(fā)育的等斜緩坡—鑲邊臺(tái)地動(dòng)態(tài)沉積演化過(guò)程及區(qū)域沉積格架的恢復(fù)，建立元壩地區(qū)“早灘晚礁、多期疊置、成排成帶”的沉積模式，突破前期該區(qū)處于廣旺海槽深水沉積的認(rèn)識(shí)。2000年以前，普遍認(rèn)為四川盆地北部地區(qū)（簡(jiǎn)稱川北地區(qū)）長(zhǎng)興組沉積期為深水緩坡—陸棚相低能沉積環(huán)境，并不存在沉積高能區(qū)。經(jīng)過(guò)野外露頭資料的重新認(rèn)識(shí)，結(jié)合地震沉積學(xué)研究，認(rèn)為川北地區(qū)存在隆洼相間的沉積格局，深水相主要發(fā)育在開(kāi)江—梁平地區(qū)，而環(huán)開(kāi)江—梁平陸棚兩側(cè)存在臺(tái)緣高能相帶。這種沉積格局主要受控于構(gòu)造作用，早二疊世末，受到峨眉地裂運(yùn)動(dòng)的作用，川北地區(qū)發(fā)生構(gòu)造拉張或熱沉降作用[7-8]，開(kāi)江—梁平陸棚在茅口組沉積晚期已有雛形，隨著構(gòu)造作用進(jìn)一步加劇，開(kāi)江—梁平陸棚在長(zhǎng)興組沉積期達(dá)到成型階段，受差異沉降作用的影響，在陸棚兩側(cè)開(kāi)始發(fā)育碳酸鹽巖礁灘體沉積。

通過(guò)野外露頭高頻層序精細(xì)分析、地震沉積學(xué)研究，運(yùn)用巖相、測(cè)井相、地震相等多種分析手段，重新恢復(fù)元壩地區(qū) 3期動(dòng)態(tài)演化過(guò)程：吳家坪組沉積期為等斜緩坡沉積發(fā)育模式、長(zhǎng)興組沉積早期發(fā)育生屑灘形成遠(yuǎn)端變陡緩坡的沉積模式、長(zhǎng)興組中晚沉積期疊置發(fā)育的生物礁形成鑲邊臺(tái)地沉積模式。據(jù)此重建跨相帶區(qū)域沉積格架，建立“早灘晚礁、多期疊置、成排成帶”的大型生物礁發(fā)育模式[5]（見(jiàn)圖 2）。元壩地區(qū)長(zhǎng)興組礁灘在時(shí)間上具有“早灘、晚礁”的發(fā)育特征，在分布上具有“前礁、后灘”的發(fā)育特征。“早灘”主要指在長(zhǎng)興組沉積早期，地貌相對(duì)高部位形成生屑灘體，受海平面升降及沉積速率的影響，多呈現(xiàn)疊置連片分布。“晚礁”指早期生屑灘在溫度和鹽度等適宜條件下，隨著造礁生物的發(fā)育迅速生長(zhǎng)為生物礁體沉積。由于受到構(gòu)造坡折帶與沉積坡折帶的雙重作用控制，生物礁灘體多呈現(xiàn)“成排成帶”的分布特征（見(jiàn)圖3），臺(tái)緣生物礁受到海浪作用發(fā)生破碎，在其向陸一側(cè)往往形成生物碎屑灘沉積，即為“前礁、后灘”的沉積面貌[9-10]。鉆探證實(shí)臺(tái)地邊緣發(fā)育3排大型生物礁帶，礁灘復(fù)合體厚度70～180 m，單個(gè)礁體面積為4～20 km2。

2.1.2 早期暴露溶蝕、淺埋白云石化和超壓造縫共同控制優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成與發(fā)育

通過(guò)儲(chǔ)集層巖石學(xué)、成巖孔隙演化、碳氧同位素研究以及碳酸鹽巖溶蝕動(dòng)力學(xué)實(shí)驗(yàn)?zāi)M，揭示元壩地區(qū)長(zhǎng)興組超深層礁蓋白云巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成的機(jī)理和過(guò)程。

①早期暴露溶蝕作用形成的溶蝕孔隙和通道是生物礁蓋優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層形成的基礎(chǔ)。通過(guò)對(duì)元壩地區(qū)生物礁儲(chǔ)集層孔隙空間類型進(jìn)行定性及定量分析，認(rèn)為早期暴露溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集層孔隙貢獻(xiàn)較大。由于礁灘相總體屬于正地形，在其生長(zhǎng)、發(fā)育過(guò)程中，對(duì)海平面的升降比較敏感。海平面的周期性升降，使得礁、灘頻繁出露水面而遭受暴露，接受大氣淡水淋濾，或大氣淡水與海水混合水的溶蝕作用[11-13]，從而形成大量選擇性的粒內(nèi)孔（包括鑄?？祝?。通常粒內(nèi)孔的發(fā)育程度可指示大氣淡水溶蝕形成孔隙作用的強(qiáng)弱，如果未形成鑄?？?，則表明與之相關(guān)的溶蝕是小規(guī)模溶蝕，并未造成明顯的孔隙增加，與之相關(guān)的孔隙類型仍以粒間孔為主。除此之外，暴露溶蝕作用還可形成粒間孔、溶洞和生物體腔孔等（見(jiàn)圖4），為儲(chǔ)集層孔隙發(fā)育奠定基礎(chǔ)。

②淺埋藏白云石化作用不僅增加孔隙空間，也是孔隙保存的關(guān)鍵。白云石化作用被認(rèn)為有利于儲(chǔ)集層儲(chǔ)滲空間的形成，是碳酸鹽巖儲(chǔ)集層發(fā)育的建設(shè)性因素。就碳酸鹽巖儲(chǔ)集層而言，無(wú)論在巖石顆粒體積減少情況下新增孔隙空間，還是在抗壓實(shí)作用有利于原生孔隙保存下來(lái)方面，白云巖均優(yōu)于灰?guī)r[14]。

元壩地區(qū)長(zhǎng)興組臺(tái)地邊緣生物礁優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層以白云巖為主，據(jù)巖心樣品統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)興組白云巖孔隙度主要分布在5%～10%，其次分布在2%～5%；滲透率主要分布在（0.1～10.0）×10-3μm2，其次分布在（0.001～0.100）×10-3μm2（見(jiàn)圖 5），反映元壩地區(qū)長(zhǎng)興組白云巖儲(chǔ)集層物性較好。優(yōu)質(zhì)白云巖儲(chǔ)集層主要為中—細(xì)晶結(jié)構(gòu)，生屑結(jié)構(gòu)破壞嚴(yán)重，多具有殘余影像結(jié)構(gòu)，晶間孔多見(jiàn)瀝青貼邊發(fā)育，說(shuō)明白云石化時(shí)間早于烴類充注[15]。這種儲(chǔ)集層的形成受控于沉積相和成巖環(huán)境。淺埋藏期，巖石已經(jīng)完全脫離沉積流體的影響，進(jìn)入?yún)^(qū)域成巖流體活動(dòng)范圍，成巖作用主要是對(duì)已經(jīng)形成的巖石進(jìn)行改造。埋藏早期，孔隙水復(fù)雜，離子濃度較海水低，膠結(jié)物常呈粗大的鑲嵌狀晶體。隨著沉積物的繼續(xù)埋藏，脫離大氣淡水和海水影響，水的補(bǔ)給復(fù)雜，孔隙水的成分也復(fù)雜，隨著溫度及壓力的變化，有機(jī)質(zhì)熱解產(chǎn)生的有機(jī)酸加入孔隙水，引發(fā)部分礁灘相白云巖發(fā)生非選擇性溶蝕，形成各種類型的溶孔、溶洞、溶縫，成為好的儲(chǔ)集空間，且在增加孔隙空間的同時(shí)，提高了儲(chǔ)集層骨架顆粒間的支撐能力，是儲(chǔ)集層在后期深埋過(guò)程中可長(zhǎng)期保持良好物性的關(guān)鍵。

圖2 元壩地區(qū)長(zhǎng)興組臺(tái)地邊緣生物礁沉積演化模式圖

圖3 元壩地區(qū)長(zhǎng)興組沉積晚期沉積相圖

圖4 元壩地區(qū)早期暴露溶蝕作用形成儲(chǔ)集層孔隙類型

圖5 長(zhǎng)興組白云巖儲(chǔ)集層孔隙度、滲透率分布直方圖

③液態(tài)烴深埋裂解形成強(qiáng)超壓，“超壓造縫”改善了儲(chǔ)集層滲透性，同時(shí)也是油氣高產(chǎn)富集的重要因素[5]。元壩地區(qū)生物礁儲(chǔ)集層基質(zhì)孔滲性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，對(duì)元壩地區(qū)長(zhǎng)興組生物礁儲(chǔ)集層孔滲關(guān)系進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析表明，高孔隙度儲(chǔ)集層具有高滲的特征，孔滲關(guān)系呈正相關(guān)性，然而在低孔隙度層段也存在中高滲透率的異常值，說(shuō)明裂縫對(duì)儲(chǔ)集層物性起到了很大的改善作用。對(duì)元壩氣田巖心、薄片、成像測(cè)井、裂隙形成的巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)等資料的研究發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)興組白云巖儲(chǔ)集層段裂縫發(fā)育，以低角度微細(xì)裂縫為主，同時(shí)與瀝青相伴生。元壩地區(qū)整體處于弱變形改造區(qū)，構(gòu)造作用形成的裂縫并不發(fā)育。運(yùn)用PVTsim熱動(dòng)力學(xué)軟件，利用包裹體在均一溫度下氣體完全溶解的特性，結(jié)合包裹體氣液比和均一溫度等參數(shù)，模擬含烴鹽水包裹體的組分和最小捕獲壓力，建立包裹體的等容線方程；結(jié)合含烴鹽水包裹體捕獲溫度比均一溫度略高2 ℃的認(rèn)識(shí)，求取包裹體的捕獲壓力，進(jìn)而恢復(fù)川東北元壩地區(qū)長(zhǎng)興組氣藏的古壓力，古壓力與古埋深所對(duì)應(yīng)的古靜水壓力相除，可以得到古流體壓力系數(shù)。根據(jù)長(zhǎng)興組儲(chǔ)集層中26個(gè)包裹體數(shù)據(jù)，運(yùn)用PVTsim軟件模擬獲得的古流體壓力系數(shù)平均值可達(dá) 1.77，從而確定生物礁相對(duì)封閉體系液態(tài)烴深埋裂解成氣過(guò)程中可形成壓力系數(shù)平均值高達(dá)1.77的強(qiáng)超壓。超壓系統(tǒng)會(huì)使脆性的巖石產(chǎn)生大量的微細(xì)裂縫，由此提出液態(tài)烴深埋裂解導(dǎo)致超壓裂縫的形成機(jī)理，為尋找元壩地區(qū)超深層生物礁氣田高產(chǎn)富集因素提供理論基礎(chǔ)[7]。

2.1.3 “孔縫耦合”控制超深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育

研究表明，元壩地區(qū)長(zhǎng)興組超深層生物礁儲(chǔ)集層孔隙空間來(lái)源于暴露溶蝕作用形成的選擇性溶蝕的粒內(nèi)溶孔、鮞?？?、生物體腔溶孔，以及淺埋藏白云石化作用、有機(jī)酸溶蝕作用形成的非選擇性溶蝕的晶間溶孔及粒間溶孔。液態(tài)烴深埋裂解形成的超壓使得儲(chǔ)集層巖石發(fā)育諸多微細(xì)裂縫，改善了儲(chǔ)集層的滲透性?？紫缎蛢?chǔ)集層的孔滲關(guān)系呈一元線性正相關(guān)關(guān)系，即孔隙度越高，滲透率越高。但占有較大比例的裂縫-孔隙型儲(chǔ)集層，則表現(xiàn)為孔隙度較低，滲透率卻很高，孔滲關(guān)系呈非線性關(guān)系，認(rèn)為是超壓縫提高了儲(chǔ)集層的滲透性。總體來(lái)講，這種“孔縫耦合”綜合效應(yīng)控制了元壩地區(qū)超深層生物礁白云巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的發(fā)育。

基于上述原因，元壩地區(qū)超深層生物礁白云巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層不能應(yīng)用傳統(tǒng)的孔隙度-滲透率一元線性關(guān)系模型來(lái)簡(jiǎn)單評(píng)價(jià)，應(yīng)該充分考慮中低孔隙度、高滲透率儲(chǔ)集層的影響。為了更加準(zhǔn)確地評(píng)價(jià)超深層儲(chǔ)集層，本文基于孔隙結(jié)構(gòu)搭建孔隙度與滲透率之間的多參數(shù)解釋模型，建立元壩地區(qū)超深層生物礁非均質(zhì)“孔縫雙元結(jié)構(gòu)”儲(chǔ)集層地質(zhì)模型（見(jiàn)圖6），為超深層領(lǐng)域儲(chǔ)集層綜合評(píng)價(jià)及地球物理預(yù)測(cè)奠定理論基礎(chǔ)。

圖6 元壩地區(qū)生物礁“孔縫雙元結(jié)構(gòu)”儲(chǔ)集層模式圖

2.2 超深層生物礁成藏富集機(jī)理

2.2.1 川北地區(qū)二疊系主力烴源巖

通過(guò)天然氣組分含量對(duì)比分析，認(rèn)為元壩地區(qū)超深層大氣田天然氣類型主要為古油藏原油的裂解氣，同時(shí)也可能混有少量烴源巖干酪根裂解氣[16]。對(duì)于超深層高熱演化天然氣的氣源，通常采用殘留固體瀝青與烴源巖碳同位素組成對(duì)比的方法來(lái)確定。元壩地區(qū)超深層大氣田儲(chǔ)集層瀝青的δ13C值主要為-28.5‰～-26.6‰（見(jiàn)圖7），大隆組干酪根的δ13C值為-27.7‰～-24.9‰，吳家坪組干酪根的δ13C值為-27.8‰～-24.8‰，下二疊統(tǒng)干酪根的δ13C值為-28.9‰～-25.3‰[17]。受埋深影響，元壩地區(qū)志留系與寒武系烴源巖未取到相關(guān)樣品，但川東北地區(qū)露頭資料顯示志留系干酪根的δ13C值為-32.0‰～-28.8‰，寒武系干酪根的δ13C值為-35.0‰～-31.6‰[18]。按照上述瀝青與烴源巖干酪根同位素的關(guān)系，認(rèn)為志留系和寒武系烴源巖比長(zhǎng)興組儲(chǔ)集層瀝青δ13C值輕很多，瀝青碳同位素組成與二疊系烴源巖相近，同時(shí)考慮到下二疊統(tǒng)烴源巖有機(jī)質(zhì)含量相對(duì)較低，且厚度薄，認(rèn)為生烴能力有限。而上二疊統(tǒng)烴源巖厚度大，有機(jī)質(zhì)含量高，其中大隆組烴源厚20～60 m，有機(jī)碳含量大于0.5%；吳家坪組烴源巖厚50～120 m，有機(jī)碳含量為0.5%～5.0%。綜合上述分析認(rèn)為元壩地區(qū)長(zhǎng)興組氣藏天然氣主要來(lái)源于吳家坪組—大隆組烴源巖。

圖7 元壩氣田長(zhǎng)興組天然氣乙烷、瀝青與各層系烴源巖干酪根δ13C值分布對(duì)比圖

2.2.2 超深層生物礁成藏模式

元壩超深層缺乏斷層或不整合面等優(yōu)越輸導(dǎo)條件，主要由層間縫、節(jié)理縫和連通性的白云巖儲(chǔ)集層構(gòu)成[17]。白云巖儲(chǔ)集層面積大，側(cè)向疊合、連片分布，儲(chǔ)集層的物性條件好，具有大面積匯聚和輸導(dǎo)油氣的能力。節(jié)理縫主要是垂直層面的中—高角度裂縫，在元壩地區(qū)的巖心上常見(jiàn)此類裂縫，裂縫面有擦痕，多充填瀝青，是古原油垂向運(yùn)移的有效通道。層間縫是不同巖性段之間的層面縫，在側(cè)向擠壓的背景下，這些層面往往是應(yīng)變的薄弱面，發(fā)生巖層張開(kāi)或剪切形變，在巖心上多為低角度層面縫，發(fā)育擦痕，也可見(jiàn)瀝青充填。這種由層間縫、節(jié)理縫和輸導(dǎo)層構(gòu)成的輸導(dǎo)體系是有效的，促使烴源巖排出的原油聚集成藏。

元壩超深層大氣田古油藏研究表明，靠近臺(tái)緣外側(cè)生物礁帶的古油藏充滿度高于臺(tái)緣內(nèi)側(cè)，具有近源富集的特點(diǎn)。古油藏分布具有“橫向近灶、縱向近源”的特征?！皺M向近灶”表現(xiàn)為鄰近大隆組生烴中心，大隆組泥巖厚20～30 m，平均有機(jī)碳含量2.38%，平面分布受控于沉積相帶，主要發(fā)育于陸棚相區(qū)。“縱向近源”表現(xiàn)為底部發(fā)育吳家坪組烴源巖，厚30～80 m，平均有機(jī)碳含量2.63%，據(jù)元壩3井鉆井資料揭示，元壩地區(qū)吳家坪組下部地層含有較多的暗色泥巖和泥灰?guī)r，TOC值大于0.5%的層段累計(jì)厚度可達(dá)80 m。兩套優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴強(qiáng)度達(dá)（30～70）×108m3/km2，元壩氣田鄰近二疊系吳家坪組—大隆組的生烴灶，具有充足的油氣來(lái)源（見(jiàn)圖8）。

元壩地區(qū)斷層不發(fā)育和完整膏泥巖封閉使得天然氣在調(diào)整再聚集過(guò)程中得以持續(xù)保存。經(jīng)古油藏恢復(fù)計(jì)算出的原油裂解氣量約為3 300×108m3，現(xiàn)今元壩氣田探明的天然氣儲(chǔ)量約為2 000×108m3，表明天然氣在調(diào)整再聚集過(guò)程中的保存條件良好。研究區(qū)嘉陵江組—雷口坡組膏巖層的總累計(jì)厚度為300～600 m，且該區(qū)構(gòu)造變形弱，無(wú)斷層切穿上覆嘉陵江組—雷口坡組膏泥巖蓋層，是天然氣得以保存的關(guān)鍵。

2.2.3 超深層生物礁大氣田成藏演化模式

元壩氣田的天然氣聚集成藏過(guò)程可歸納為如下 3個(gè)階段：古油藏形成、古氣藏形成和天然氣調(diào)整再聚集（見(jiàn)圖9）。

圖9 元壩生物礁氣藏成藏演化模式圖（剖面位置見(jiàn)圖3）

古油藏形成階段：晚三疊世—早侏羅世，上二疊統(tǒng)吳家坪組烴源巖與大隆組烴源巖已經(jīng)成熟并進(jìn)入生油窗，元壩地區(qū)緊鄰北部生烴中心，生成的原油主要沿裂縫垂向和側(cè)向運(yùn)移至礁灘巖性圈閉聚集，形成多個(gè)獨(dú)立的礁灘相巖性古油藏。

古氣藏形成階段：中侏羅世—早白堊世，古原油發(fā)生裂解，古巖性氣藏形成。隨著地層的持續(xù)埋深，儲(chǔ)集層溫度逐漸超過(guò)150 ℃，在地層埋深最大期（早白堊世），儲(chǔ)集層溫度超過(guò) 200 ℃。根據(jù)前人研究，150 ℃是地層條件下原油穩(wěn)定存在的上限[19]。因此，原油在該階段發(fā)生裂解，完成了油到氣的相態(tài)轉(zhuǎn)化。在原油裂解過(guò)程中會(huì)產(chǎn)生超壓，部分天然氣可能沿裂縫發(fā)生再運(yùn)移。

天然氣調(diào)整再聚集階段：晚白堊世—現(xiàn)今，隨著晚期構(gòu)造變動(dòng)，天然氣調(diào)整再聚集。受北部九龍山背斜隆起的影響，元壩27井區(qū)地層持續(xù)整體抬升，天然氣向北再次運(yùn)移與聚集，巖性氣藏最終形成。受天然氣調(diào)整再聚集的影響，位于現(xiàn)今相對(duì)高部位的元壩27井—元壩204井—元壩2井區(qū)未見(jiàn)地層水，構(gòu)造低部位元壩9井—元壩16井—元壩123井區(qū)存在底水。此階段的各礁灘巖性圈閉仍然具有獨(dú)立的氣-水界面，如元壩 16井和元壩 9井區(qū)的氣-水界面不同，并且構(gòu)造高部位天然氣的 H2S含量要低于構(gòu)造低部位且含水圈閉。

3 關(guān)鍵技術(shù)

3.1 復(fù)雜山地超深層生物礁儲(chǔ)集層地震勘探技術(shù)

3.1.1 超深弱反射層地震采集處理技術(shù)

元壩地區(qū)長(zhǎng)興組礁灘儲(chǔ)集層埋深大，完鉆井深普遍大于7 000 m，復(fù)雜地表和地下條件下采集的地震資料主要存在以下4個(gè)問(wèn)題：①采集時(shí)炮與炮之間品質(zhì)、能量、頻率等方面差異較大，干擾波類型多且能量強(qiáng)；②山區(qū)地形起伏很大，地表高程變化劇烈，低速帶橫向變化快，靜校正問(wèn)題較嚴(yán)重；③海相目的層資料信噪比、分辨率偏低，高頻成分衰減快，內(nèi)幕反射能量弱；④繞射較發(fā)育，波場(chǎng)復(fù)雜，速度場(chǎng)空變大，準(zhǔn)確成像難度較大。

針對(duì)上述問(wèn)題，首先，利用介質(zhì)和激發(fā)最佳匹配的飽和激發(fā)技術(shù)，提升激發(fā)彈性波能量；其次，通過(guò)層析成像靜校正與分頻靜校正技術(shù)減少了高頻成分因靜校正問(wèn)題而產(chǎn)生的損失，確保超深層地震資料的分辨率；再次，基于各向異性和吸收衰減介質(zhì)模型，面向超深層儲(chǔ)集層弱信號(hào)構(gòu)建矢量面元信號(hào)道集，壓制干擾波和補(bǔ)償弱信號(hào)振幅能量；最后，建立以基于起伏地表的精細(xì)速度建模技術(shù)和基于層位約束反射波網(wǎng)格層析速度迭代優(yōu)化技術(shù)為核心的疊前時(shí)間偏移處理流程，改善了成像效果。與老資料（見(jiàn)圖10a）相比，新資料在埋深7 000 m左右目的層有效能量提高70%以上（見(jiàn)圖10b），頻帶范圍由原來(lái)的8～50 Hz拓展到4～80 Hz，主頻提高15～18 Hz（見(jiàn)圖10c）。同時(shí)，新采集、處理地震資料對(duì)礁灘內(nèi)幕及邊界的反映更為清晰（見(jiàn)圖10a、圖10b）。

3.1.2 基于孔縫雙元結(jié)構(gòu)模型的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)反演技術(shù)

碳酸鹽巖沉積環(huán)境及后期成巖作用對(duì)巖石孔隙度、孔隙大小、孔隙形狀、孔隙連通性等結(jié)構(gòu)的改變是造成儲(chǔ)集層非均質(zhì)性的重要因素，這些因素造成了碳酸鹽巖孔隙度-聲波速度關(guān)系、孔隙度-滲透率關(guān)系的復(fù)雜性，增加了碳酸鹽巖儲(chǔ)集層滲透性評(píng)價(jià)的難度。元壩地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，深部碳酸鹽巖白云石化程度、溶蝕作用、膠結(jié)作用和裂縫發(fā)育程度的差異造成孔隙度-滲透率關(guān)系、孔隙度-聲波速度關(guān)系存在多解性，在相同孔隙度下，聲波速度數(shù)據(jù)差異較大[20]，因此利用傳統(tǒng)的一元孔隙度-聲波速度Wyllie模型等地球物理方法預(yù)測(cè)滲透率存在較大誤差。對(duì)這一問(wèn)題，結(jié)合元壩地區(qū)大量巖心實(shí)驗(yàn)室力學(xué)測(cè)試數(shù)據(jù)，對(duì)孫氏模型進(jìn)行了簡(jiǎn)化，獲得孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的計(jì)算公式[21]。利用該式根據(jù)不同孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)建立描述孔隙度-滲透率關(guān)系的二元模型，由此預(yù)測(cè)低孔高滲儲(chǔ)集層孔隙度-滲透率關(guān)系的準(zhǔn)確性明顯更高（見(jiàn)圖11）。

圖10 過(guò)元壩28井老地震剖面（a）、新地震剖面（b）及對(duì)應(yīng)的頻譜（c）

通過(guò)縱波速度與孔隙度交會(huì)圖可知，圓形孔隙儲(chǔ)集層速度明顯偏高，同時(shí)裂縫型儲(chǔ)集層則速度明顯偏低（見(jiàn)圖12），這與相同應(yīng)力狀態(tài)下，不同孔隙形態(tài)的碳酸鹽巖表現(xiàn)出的應(yīng)力-應(yīng)變狀態(tài)不同有關(guān)[22]。利用二元模型預(yù)測(cè)滲透率效果較好，與巖心實(shí)測(cè)滲透率數(shù)據(jù)吻合性較好。

圖11 傳統(tǒng)孔隙度-滲透率關(guān)系（a）和基于孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)建立的孔隙度-滲透率關(guān)系（b）

圖12 元壩地區(qū)孔縫雙元結(jié)構(gòu)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)-速度模型

3.1.3 超深生物礁儲(chǔ)集層高精度氣水識(shí)別技術(shù)

對(duì)元壩地區(qū)50個(gè)礁灘相碳酸鹽巖巖樣在飽和氣與飽和水情況下進(jìn)行彈性參數(shù)測(cè)試分析（見(jiàn)表 1），分析結(jié)果顯示，拉梅常數(shù)是對(duì)氣水最為敏感的彈性參數(shù)。白云巖和灰?guī)r的飽和氣巖樣拉梅常數(shù)（λ）明顯比飽和水巖樣要小，平均值分別約低7.54 GPa和7.26 GPa，相對(duì)變化率達(dá)到31.87%和17.42%。

拉梅常數(shù)乘以密度（ρ）較拉梅常數(shù)更易于反演實(shí)現(xiàn)且反演精度更高，該參數(shù)對(duì)含氣層最為敏感。元壩103井含氣時(shí)λρ下降幅度為31.59%，與實(shí)驗(yàn)室測(cè)試數(shù)據(jù)存在較高的一致性[23]。

元壩地區(qū)優(yōu)質(zhì)礁灘儲(chǔ)集層在疊前地震道集資料上表現(xiàn)為第三類AVO異常，在進(jìn)行提高信噪比、分辨率和恢復(fù)相對(duì)振幅變化關(guān)系的預(yù)處理基礎(chǔ)上，開(kāi)展疊前同時(shí)反演得到λρ數(shù)據(jù)體。含氣儲(chǔ)集層的λρ值主要分布在90～100 GPa·g/cm3，含水儲(chǔ)集層的λρ值主要分布在100～120 GPa·g/cm3，反演結(jié)果與實(shí)際鉆井測(cè)試情況存在較好的一致性。

表1 飽和氣與飽和水礁灘相碳酸鹽巖巖樣彈性參數(shù)對(duì)照表

3.2 復(fù)雜超深井鉆完井與測(cè)試技術(shù)

3.2.1 復(fù)雜超深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)

針對(duì)元壩地區(qū)淺表地層不穩(wěn)定、中深部地層多壓力系統(tǒng)及多產(chǎn)層發(fā)育的實(shí)際情況，將傳統(tǒng)的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法改為自中間向兩端設(shè)計(jì)，即以第一套重點(diǎn)防范層上層套管為基點(diǎn)向上、下端推算，順次確定各層套管尺寸、鉆頭尺寸。

采用減薄接箍方法設(shè)計(jì)超深井非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)（見(jiàn)圖13），與常規(guī)井身結(jié)構(gòu)相比增加2層次套管。以鉆桿接頭為基點(diǎn)雙向遞推形成全新的特種井身結(jié)構(gòu)與常規(guī)井身結(jié)構(gòu)相比增加 3層次套管。通過(guò)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，有效解決了套管層次不夠、陸相地層大井眼可鉆性差、鉆井復(fù)雜故障多等以前一直難以解決的難題，大幅度提高了鉆探能力。

圖13 元壩1井非常規(guī)5開(kāi)次井身結(jié)構(gòu)圖

3.2.2 復(fù)雜超深井高效鉆井技術(shù)

以氣體取代鉆井液，結(jié)合霧化鉆井、泡沫鉆井，元壩地區(qū)陸相地層上部平均機(jī)械鉆速為常規(guī)鉆井液鉆井的4～6倍，研發(fā)并成功應(yīng)用與氣體鉆井配套的PDC（聚晶金剛石復(fù)合片）鉆頭以及直徑444.5 mm以上大尺寸井眼氣體鉆井工藝，普遍鉆深達(dá)到3 400 m左右。采用PDC鉆頭+螺桿、孕鑲金剛石鉆頭+高速渦輪、扭力沖擊發(fā)生器、旋沖鉆具、混合鉆頭等鉆井技術(shù)，大幅提高了陸相地層下部、中部和深部海相地層的機(jī)械鉆速（見(jiàn)圖14）。研發(fā)新型復(fù)雜多面體高強(qiáng)度剛性顆粒堵漏材料，形成復(fù)雜超深井橋漿堵漏技術(shù)，高密度條件下地層承壓能力平均提高0.4 g/cm3。研發(fā)新型防氣竄水泥漿體系，固井質(zhì)量合格率由82.98%提高到100.00%。集成超深定向井技術(shù)，可順利完成6 800～7 200 m垂深、1 000～1 500 m大位移斜井和水平井施工。

圖14 元壩氣田鉆井提速前后各段地層機(jī)械鉆速對(duì)比圖

3.2.3 “四高一超”氣藏 APR（環(huán)空壓力響應(yīng)）酸壓測(cè)試技術(shù)

提出高溫、高壓、高含硫、高產(chǎn)、超深（簡(jiǎn)稱“四高一超”）條件下管柱應(yīng)力與伸縮補(bǔ)償、抗H2S和CO2腐蝕等技術(shù)，形成適合超深含硫井APR測(cè)試管柱系列，滿足超深井安全測(cè)試需要[5]。形成超深高溫、高含硫酸性氣藏超高壓高效酸壓改造技術(shù)，研制出密度至 1.8 g/cm3的高溫緩速防硫加重酸液體系（見(jiàn)圖15），該酸液體系摩阻僅為清水的 25%～35%，緩速率是常規(guī)酸液緩速率的 50%以上，160 ℃時(shí)加重酸腐蝕速率小于28.6 g/（m2·h）。研制出高溫多級(jí)架橋粒子測(cè)試堵漏漿體系和多級(jí)段塞式注入工藝，形成小井眼、小間隙、大酸蝕裂縫快速堵漏壓井技術(shù)。元壩 1井常規(guī)測(cè)試產(chǎn)氣1 504.0 m3/d，酸壓改造后產(chǎn)氣50.3×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了元壩大氣田的發(fā)現(xiàn)。后期成功酸壓改造 26口井 39層，其中10口井日產(chǎn)氣超百萬(wàn)立方米。

圖15 元壩氣田加重膠凝酸155 ℃條件下流變曲線

3.2.4 高含硫超深層試氣的地面安全控制技術(shù)

研發(fā)出防硫整體式結(jié)構(gòu)、多重密封技術(shù)的FF級(jí)高壓防硫采氣井口，設(shè)計(jì)出液控式“四閘板”防硫高壓防噴器組合和安全聯(lián)動(dòng)裝置，形成高壓動(dòng)態(tài)井口密封技術(shù)。開(kāi)發(fā)出國(guó)產(chǎn) 110SS氣密封油管，性能達(dá)到 API 5CT/ISO 13679和ISO15156/NACE MR0175標(biāo)準(zhǔn)。設(shè)計(jì)出高抗腐蝕的FF級(jí)105 MPa三級(jí)測(cè)試流程和國(guó)產(chǎn)化緊急關(guān)斷裝置，研制有線和無(wú)線傳輸數(shù)據(jù)自動(dòng)采集裝置。配套研發(fā)高能電子點(diǎn)火系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)放噴口遠(yuǎn)程自動(dòng)電子點(diǎn)火。針對(duì)地層破裂壓力高的儲(chǔ)集層，配套140 MPa HH級(jí)超高壓采氣樹(shù)及輔助設(shè)備，形成多方位立體地面安全控制系統(tǒng)集成技術(shù)，滿足了“四高一超”氣田對(duì)地面流程的需要。

4 結(jié)論

通過(guò)晚二疊世等斜緩坡—鑲邊臺(tái)地動(dòng)態(tài)沉積演化過(guò)程及區(qū)域沉積格架恢復(fù)，建立起“早灘晚礁、多期疊置、成排成帶”的沉積模式，揭示出“早期暴露溶蝕、淺埋白云石化形成基質(zhì)孔隙、液態(tài)烴深埋裂解超壓造縫”的機(jī)理，提出“孔縫耦合”控制超深層優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層發(fā)育的新認(rèn)識(shí)，建立“孔縫雙元結(jié)構(gòu)”儲(chǔ)集層模型，有效指導(dǎo)生物礁預(yù)測(cè)。

通過(guò)油源對(duì)比，提出深水陸棚相吳家坪組—大隆組是川北地區(qū)二疊系主力烴源巖的新認(rèn)識(shí)。油氣藏解剖與數(shù)值模擬揭示深水陸棚—臺(tái)地邊緣油氣運(yùn)聚成藏演化過(guò)程，建立超深弱變形區(qū)“三微輸導(dǎo)、近源富集、持續(xù)保存”的成藏模式。

通過(guò)基于孔縫雙元結(jié)構(gòu)的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)反演技術(shù)和高精度氣水識(shí)別技術(shù)的實(shí)施，落實(shí)元壩氣田高產(chǎn)富集帶面積98.5 km2。

創(chuàng)建特種井身結(jié)構(gòu)、發(fā)展非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，有效解決多壓力系統(tǒng)、復(fù)雜地層封隔難題。集成創(chuàng)新超深井大井眼氣體鉆井、高溫高壓大位移井等配套鉆井技術(shù)，研制出密度1.8 g/cm3的抗硫加重酸液體系，大幅提高產(chǎn)能，研發(fā)出整體式、耐高壓FF級(jí)采氣井口及地面安全聯(lián)動(dòng)裝置，實(shí)現(xiàn)安全環(huán)保。

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