郭旭升，郭彤樓，黃仁春，段金寶

（中國石油化工股份有限公司勘探分公司）

元壩氣田是我國首個超深層生物礁大氣田，也是目前國內(nèi)規(guī)模最大、埋藏最深的生物礁氣田。 元壩氣田長興組氣藏埋藏深度約為7 000 m，勘探過程中曾遇到超深層儲層致密化、成藏過程復雜、目標難以識別以及工程施工難度大等理論與技術難題［1］。 元壩氣田的發(fā)現(xiàn)，是我國油氣勘探的又一重大成果，也是中國海相勘探理論和實踐的巨大進步，展現(xiàn)了超深層海相碳酸鹽巖地層油氣勘探的可行性和良好的勘探前景，由此形成的海相勘探理論體系與配套技術系列，對推進超深層油氣勘探具有重大戰(zhàn)略意義。 目前，元壩氣田海相地層年產(chǎn)40×108m3天然氣的產(chǎn)能建設即將完成，這將為“川氣東輸”工程奠定堅實的資源基礎。

1 氣田概況

元壩氣田位于四川省廣元市蒼溪縣及南充市閬中市境內(nèi)，氣田以廣元市元壩區(qū)（舊名）取名；氣田的構造位置處于四川盆地川北坳陷與川中低緩構造帶結合部（圖1），氣田的西北部與九龍山背斜構造帶相接，東北部與通南巴構造帶相鄰，南部與川中低緩構造帶相連。受三個構造帶的遮擋，氣田中斷裂不發(fā)育。元壩氣田與東面的普光氣田（位于達州市宣漢縣境內(nèi)）相望，為一大型的北西—南東向展布的臺地邊緣生物礁灘巖性氣藏［2-8］, 氣田具有“一礁、一灘、一圈閉、一氣藏”的氣藏富集模式，油氣勘查面積為3 251.48 km2，氣藏含氣面積為286 km2。 元壩氣田主力烴源巖為上二疊統(tǒng)吳家坪組（龍?zhí)督M）和大隆組（長興組）泥巖、 泥質(zhì)灰?guī)r； 主要含氣層段為上二疊統(tǒng)長興組礁灘相白云巖和白云質(zhì)（含白云質(zhì)）灰?guī)r。氣田發(fā)現(xiàn)于2007年11月，至2013 年底在礁灘領域累計探明儲量2 086.92×108m3。 氣田的基本參數(shù)歸納于表1。

圖1 四川盆地元壩氣田構造位置圖

2 勘探與發(fā)現(xiàn)歷程

元壩地區(qū)于20世紀50年代開展地面石油地質(zhì)調(diào)查等工作，至今油氣工作可分四個階段，即2006年以前的地質(zhì)普查階段和圈閉尋找階段，以及2006年以后的勘探發(fā)現(xiàn)階段和勘探成果擴大階段。

2.1 石油地質(zhì)調(diào)查和淺層勘探階段（1967—1999年）

在此期間，分別使用光點地震儀、模擬磁帶地震儀和數(shù)字地震儀在本區(qū)塊開展地震概查、地質(zhì)普查工作，先后完成了區(qū)域測線30條，地震總長度約830km。以下侏羅統(tǒng)自流井組陸相碎屑巖為主要目的層，實施四口陸相淺井，在自流井組大安寨段見到了好的油氣顯示，測試未獲工業(yè)氣流。 在區(qū)塊外北側九龍山構造部署龍4井，在下三疊統(tǒng)飛仙關組和上二疊統(tǒng)吳家坪組鉆獲氣顯示，于下二疊統(tǒng)茅口組試獲天然氣（26～36）×104m3/d，氣層壓力高達98MPa，表明九龍山構造的氣藏為一異常高壓、裂縫—孔洞型氣藏。

進入20世紀90年代后，由于勘探未突破，勘探潛力不明確，勘探處于停滯階段，區(qū)塊內(nèi)基本無實物工作量投入。

2.2 轉變勘探思路、發(fā)現(xiàn)圈閉階段（2000—2006年）

在對前期勘探、研究成果分析的基礎上，通過野外露頭高頻層序精細分析、地震沉積學研究，以及對晚二疊世等斜緩坡—鑲邊臺地動態(tài)沉積演化過程及區(qū)域沉積格架的恢復，認為元壩地區(qū)二疊系—三疊系具備形成礁灘相孔隙型白云巖儲層的基本條件，屬于巖性圈閉或構造-巖性復合圈閉發(fā)育地區(qū)。 據(jù)此，調(diào)整了前期以構造勘探為主的勘探思路，提出“以二疊系、三疊系礁灘孔隙型白云巖儲層為主的巖性或構造-巖性復合圈閉為勘探對象”的勘探思路。在這一勘探思路的指導下，于2001年底完成了巴中勘查區(qū)塊（包括川中低緩構造帶北部及通南巴構造帶、九龍山構造帶傾末端）的登記。

2002年收集了21條橫跨勘查區(qū)塊的區(qū)域數(shù)字地震測線和1條模擬地震測線，進行重新處理，覆蓋次數(shù)為6～12次，地震總長度累計達592.495 km。 通過對這些老地震資料的綜合解釋，初步落實了元壩地區(qū)臺緣礁灘相帶的宏觀展布。

表1 元壩氣田基本參數(shù)表

2003 和2006 年，以查明有利相帶展布、落實礁灘圈閉為目的，同時為了解通南巴背斜帶與巴中區(qū)塊的構造成因關系，在勘查區(qū)塊中西部先后部署完成二維地震測線33條，總長度1 683 km，部署完成一期三維地震244.1 km2。 通過新一輪地震勘探，進一步查明了元壩地區(qū)臺緣相帶的展布，落實了一批有利的礁灘圈閉目標。

2006 年3 月完成巴中區(qū)塊針對長興組臺緣礁灘巖性圈閉的第一口超深探井——元壩1 井的井位論證，2006 年5 月26 日元壩1 井開鉆，元壩氣田超深層碳酸鹽巖勘探從此拉開序幕。

2.3 勘探突破、展開評價階段（2007—2008 年）

2007年11月元壩1井在長興組二段7330～7390m段鉆遇臺地邊緣生物礁礁蓋白云巖儲層及良好油氣顯示，11月19日在長興組二段測試獲50.3×104m3/d的工業(yè)氣流，元壩氣田長興組氣藏由此獲得重大突破。隨后，2008年4月和6月，元壩2井在長興組一、二段分別試獲工業(yè)氣流。

在此基礎上，2008年部署實施元壩二、三期三維地震1 571.56 km2，以整體控制元壩長興組礁灘相儲層展布格架的鉆井相繼完成，元壩12、元壩101井等一批鉆井分別在長興組臺地邊緣礁灘相和淺灘相試獲中、高產(chǎn)工業(yè)氣流，元壩大型氣田已初見端倪。

2.4 勘探開發(fā)一體化階段（2009年—2013年底）

為加快元壩氣田“增儲上產(chǎn)”步伐，2009年5月在元壩27井、元壩29井等13口探井部署的同時，以探索超深層高含硫氣田開發(fā)方式、 評價氣藏開發(fā)技術指標的元壩103H井等4口開發(fā)準備井也進入了實施階段，元壩27井、元壩29井等一批鉆井相繼試獲日產(chǎn)超百萬立方米的高產(chǎn)工業(yè)氣流，氣田開發(fā)進入前期準備階段。 同期，飛仙關組也取得了勘探突破，元壩27井飛仙關組試獲工業(yè)氣流。至2013年底，已累計完成二維地震測線2 283.82 km，完成三維地震滿覆蓋勘探面積2 189 km2，完成三輪滾動勘探部署與實施，部署探井30口，探井成功率92.3%，其中10口井日產(chǎn)氣超百萬立方米，已完成的8口開發(fā)試驗井也均獲高產(chǎn)天然氣流。

3 氣田的主要地質(zhì)特征

3.1 發(fā)育臺地邊緣礁灘相

在鉆井巖屑和巖心觀察、測井相分析、地震資料解釋的基礎上，根據(jù)巖石組合、沉積組構、生物組合、電性與地震相特征，將元壩地區(qū)長興組劃分為開闊臺地、臺地邊緣生物礁、臺地邊緣淺灘、局限臺地、斜坡、陸棚等六類沉積相［9-10］，沉積演化上具有“早灘晚礁，前礁后灘”的沉積特征（圖2）。

圖2 元壩氣田上二疊統(tǒng)長興組沉積模式圖

3.2 發(fā)育超深層白云巖優(yōu)質(zhì)儲層

3.2.1 優(yōu)質(zhì)儲層特征

優(yōu)質(zhì)儲層的巖石類型以殘余生物碎屑結晶白云巖、殘余生物礁結晶白云巖、泥粉晶白云巖為主。 儲集空間類型以裂縫-孔隙型為主，儲集空間以晶間溶孔、晶間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主，裂縫次之；儲層孔隙以中孔細喉和大孔中粗喉型組合為主，孔隙結構中等至較好。按照國土資源部《石油天然氣儲量計算規(guī)范》［11］，并參照四川盆地的碳酸鹽巖儲集巖分類方法［12］，統(tǒng)計表明，元壩氣田長興組儲層孔隙度在0.79%～23.59%，平均值為5.67%，滲透率介于（0.001 2 ～2 571.902 6）×10-3μm2，幾 何 平 均 值 為0.4764×10-3μm2，總體上為中孔和中低滲儲層；儲層按優(yōu)劣可分為四類。其中Ⅰ類（優(yōu)）和Ⅱ類（良）儲層，分別占12%和21%；Ⅲ類（中）儲層占53%；Ⅳ類（差）儲層占14%。

3.2.2 儲層發(fā)育的主控因素

優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育是沉積、成巖、成藏、構造等因素綜合作用的結果。 沉積相是基礎，成巖作用是關鍵，成藏過程和構造運動也起著重要的作用。

臺地邊緣礁灘相是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的基礎。 海平面升降、 古地貌高低、 古構造位置影響著水動力條件、沉積物類型及早期成巖環(huán)境。臺地邊緣礁灘相帶是正地貌單元，對海平面的升降比較敏感，當海平面上升時,有利于生物礁的生長，而當海平面下降時，生物礁灘露出水面。 在暴露溶蝕過程中形成的大量孔隙，不僅奠定了本區(qū)礁灘優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的基礎，同時也為后期白云石化作用的流體輸導和匯聚提供了有利場所，有利于白云石晶間孔的發(fā)育和后期溶蝕作用形成晶間擴大溶孔。

烴類及時充注有利于儲層孔隙的保存。一方面，烴類充注帶來大量的有機酸、CO2和H2S，不僅使原有孔隙進一步溶蝕擴大，而且使孔隙流體呈弱酸性，抑制成巖膠結作用，從而有效地保存了孔隙，保護了儲層。 另一方面，原油裂解形成的瀝青充填于孔壁，有利于抑制后期孔隙內(nèi)部白云石的自形生長與重結晶作用，以及后期方解石和石英等顆粒的膠結，對儲層也具有較好的保存作用。

裂縫促進了儲層物性的改善，提高了滲透性能。測井解釋、巖心及薄片觀察、流體包裹體分析等資料的研究發(fā)現(xiàn)，長興組儲層發(fā)育三期裂縫。 第一期裂縫，形成于有機質(zhì)成熟、液態(tài)烴運移之前的早成巖階段的印支期，破裂強度較弱，被方解石充填。 第二期裂縫，發(fā)育明顯受巖性的影響，而且與瀝青含量正相關。在長興組白云巖儲層段發(fā)育密集微細裂縫，以低角度為主，方向與區(qū)域構造應力場相關性不強，往往呈樹枝狀、放射狀或交叉網(wǎng)狀，其中大都被瀝青質(zhì)浸染，而在非儲層灰?guī)r段裂縫不發(fā)育。 綜合研究認為，第二期微細裂縫主要為與原油深埋裂解相關的超壓壓裂縫。第三期裂縫，形成于晚成巖階段的喜馬拉雅期，幾乎全部未被充填，但發(fā)育程度較差。 元壩氣田儲層的有效裂縫以第二期微裂縫為主，構造裂縫發(fā)育較少。因此，液態(tài)烴深埋裂解產(chǎn)生的超壓縫是改善儲層滲透性的關鍵，這也是元壩超深層生物礁氣田富集高產(chǎn)的關鍵。

3.3 良好的成藏條件

四川盆地區(qū)域性展布的上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖（在元壩地區(qū)該地層過渡為吳家坪組），其暗色泥灰?guī)r及黑色泥質(zhì)巖厚40～80 m，TOC 值變化范圍在0.27%～7.20%，平均值為2.90%。 此外，通過研究發(fā)現(xiàn)，在元壩地區(qū)及周緣上二疊統(tǒng)大隆組烴源巖發(fā)育，深灰色泥巖、硅質(zhì)頁巖厚20~30 m，TOC 值在0.31%~10.48%，平均2.44%。 本區(qū)上二疊統(tǒng)這兩套烴源巖有機質(zhì)類型以Ⅱ型為主，晚三疊世進入生烴門限，早侏羅世進入生油高峰期，中侏羅世末達到生氣演化期；現(xiàn)今實測Ro值大多在2%～3%之間，有機質(zhì)處于過成熟干氣演化階段，生氣強度主要分布在（20～40）×108m3/km2之間（圖3）。 吳家坪組—大隆組總生烴強度大，達（30～70）×108m3/km2，具有形成大氣田的物質(zhì)基礎。

圖3 四川盆地東北部上二疊統(tǒng)吳家坪組（龍?zhí)督M）烴源巖生烴強度分布圖

元壩超深層缺乏斷層或不整合面等優(yōu)越輸導條件，但通過露頭、巖心、薄片觀察，發(fā)現(xiàn)吳家坪組—長興組發(fā)育大量有瀝青充填的微小斷層、 微裂縫及微層間縫，構成“三微”輸導體系，實現(xiàn)了陸棚相烴源巖生成的油氣通過斜坡向臺緣礁帶匯聚成藏。 古油藏恢復研究則表明，靠近臺緣外側生物礁帶的古油藏充滿度高于內(nèi)側，具有近源富集的特點。數(shù)值模擬也表明“三微” 輸導可以實現(xiàn)近源巖性圈閉的有效匯聚。元壩氣田雖經(jīng)歷早期油藏、中期深埋裂解和后期抬升改造的復雜過程，但基本上繼承了最大埋深期的構造格局，加上中—下三疊統(tǒng)雷口坡組—嘉陵江組厚層膏鹽蓋層分布穩(wěn)定，保存條件較好，最終使得現(xiàn)今氣藏得以調(diào)整定位，元壩大氣田得以形成［8,13-15］。元壩氣田的生儲蓋關系及巖性特征見圖4。

圖4 元壩氣田主要生儲蓋層綜合柱狀圖

3.4 氣藏特征

在四川盆地東北部開江—梁平陸棚的西側發(fā)育了元壩氣田大型礁灘相巖性圈閉17 個，氣藏具有“一礁、一灘、一圈閉、一氣藏”的分布模式（圖5）。

長興組氣藏 為元壩氣田的主要產(chǎn)氣層系，氣藏的圈閉平均高度為380.6m，氣柱高度約為235.2m，氣藏中部埋深為6682.9m，氣藏地層溫度介于139.2～150.3 ℃，壓力系數(shù)為1.03，氣藏地層壓力平均為67.51 MPa，氣藏地溫梯度為1.90℃/100 m；烴類組分以甲烷為主，非烴類組分以H2S、CO2為主，甲烷平均含 量86.41%，H2S 平 均 含 量6.47% ，CO2平 均 含 量6.85%。 另外，地層水pH值為7.12～7.43。 Cl－含量為31316～39 100 mg/L，礦化度為52 245～66 500 mg/L，主要屬于封閉的CaCl2水型。 氣藏驅(qū)動類型為彈性氣驅(qū)、邊（底）水驅(qū)動?？傮w上，元壩氣田長興組氣藏為超深層、低—高產(chǎn)、孔隙型和裂縫－孔隙型、常壓低地溫梯度、彈性氣驅(qū)為主、部分氣藏邊（底）水驅(qū)動、高含量H2S、中含量CO2的酸性天然氣的巖性氣藏。

飛仙關組氣藏 僅分布于元壩西北部，測試顯示主要為低產(chǎn)氣藏，氣藏的圈閉高度為425 m，氣柱高度約為284 m，氣藏中部埋深為6 317 m，氣藏地層溫度為149.9 ℃，壓力系數(shù)為1.96, 氣藏地層壓力為119.17MPa，氣藏地溫梯度為2.11 ℃/100 m；烴類組分以甲烷為主，非烴類組分以H2S和CO2為主，甲烷平均含量94.21%，H2S平均含量1.72%，CO2平均含量3.35%?？傮w上，元壩氣田飛仙關組氣藏為超深層、低產(chǎn)、孔隙型和裂縫－孔隙型、高壓低地溫梯度、彈性氣驅(qū)、中含量H2S、中含量CO2的酸性天然氣的巖性氣藏。

圖5 四川盆地元壩氣田長興組—飛仙關組氣藏剖面B—B′剖面位置見圖1

3.5 氣水關系

研究表明，縱向上氣藏主要為邊（底）水驅(qū)動，不同礁灘體的氣藏其氣水界面和氣藏高度變化較大，總體上具有高氣、低水的特征。通過元壩9 井長興組巖心中的瀝青含量值識別出了古油水界面，由此發(fā)現(xiàn)元壩9 井區(qū)的古油水界面低于現(xiàn)今氣水界面，說明元壩地區(qū)長興組在油裂解成氣的階段以及后期的調(diào)整過程中，天然氣向高部位發(fā)生了運移調(diào)整?？傮w上呈現(xiàn)了在元壩西北部整體含氣較好、 而在東部和南部局部氣水關系復雜的分布特征。分析認為，氣水關系的復雜性主要受優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育規(guī)律、 油氣富集規(guī)律、 裂縫與古今構造位置的配置關系等因素的控制。 元壩西北部為古油藏的中心，油氣充注程度高、氣藏規(guī)模大、氣驅(qū)水能力強，整體以含氣為主；而元壩南部和東部油氣充注能力較弱，部分圈閉含水。

4 啟示與意義

（1）勘探思路的創(chuàng)新是勘探突破的前提

元壩氣田的發(fā)現(xiàn)歷程說明，一個新勘探領域的突破，首先要打破前期認識的禁錮；依靠原有的經(jīng)驗,因循守舊,是解決不了復雜的油氣勘探問題的［6，16-17］。

元壩地區(qū)超深層油氣勘探在早期勘探前景評價不明朗的情況下, 沒有因循守舊，沒有放棄, 而是積極應用先進的油氣藏勘探理論，不斷創(chuàng)新認識，經(jīng)過綜合評估，確定了在該區(qū)尋找以二疊系和三疊系礁灘孔隙型為主的巖性或構造-巖性復合圈閉為勘探對象的勘探思路，突出自主創(chuàng)新，在地質(zhì)理論、儲層預測以及井筒技術方面取得了重大突破，發(fā)現(xiàn)并高效探明了我國埋藏最深、規(guī)模最大的生物礁氣田。

（2）理論認識的創(chuàng)新是勘探發(fā)現(xiàn)的關鍵

在勘探初期，對沉積相帶的展布規(guī)律認識把握不準，在很大程度上影響了有利目標的評價與優(yōu)選。 通過野外露頭高頻層序精細分析、 地震沉積學研究，恢復了元壩地區(qū)吳家坪期斜緩坡→長興早期發(fā)育生物碎屑灘形成遠端變陡緩坡→長興中晚期疊覆發(fā)育三期生物礁形成鑲邊臺地的動態(tài)沉積演化過程，重建了跨相帶區(qū)域沉積格架，建立了“早灘晚礁、多期疊置、成排成帶”的發(fā)育模式，突破了前期該區(qū)處于廣元—旺蒼海槽深水沉積的認識，為勘探的突破指明了方向。

在勘探評價過程中，不斷豐富地質(zhì)認識，揭示了“早期暴露溶蝕、 淺埋白云石化作用形成基質(zhì)孔隙，液態(tài)烴深埋裂解超壓造縫”的機理，提出了“孔縫耦合”控制超深層優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的新認識，建立了“孔縫雙元結構”儲層模型，有效地指導了生物礁預測。

通過油氣藏解剖與數(shù)值模擬揭示了深水陸棚—臺地邊緣油氣運聚成藏演化的過程，建立了超深弱變形區(qū)“三微輸導、近源富集、持續(xù)保存”的成藏模式，進一步指導了元壩大氣田的勘探。

（3）技術進步是勘探突破和高效勘探的保障

川東北碳酸鹽巖礁灘相大油氣田勘探成果的取得，得益于地質(zhì)認識敢于突破“禁區(qū)”，得益于應用碳酸鹽巖層序地層學開展扎實的基礎工作所取得創(chuàng)新成果的指導，也得益于高精度山地地震勘探技術攻關和井筒技術的提高［18］。

元壩地區(qū)礁灘儲層埋深大、儲層薄、非均質(zhì)性強，儲層預測評價難度大，在勘探評價過程中創(chuàng)新形成了復雜山地超深層生物礁儲層地震勘探技術系列，突破了超深弱反射層地震采集處理技術瓶頸，有效地提高了超深層反射能量和分辨率；首創(chuàng)了基于孔縫雙元結構模型的孔隙結構參數(shù)反演技術，大幅度地提高了超深儲層預測精度，形成了超深生物礁儲層高精度氣水識別技術，在預測高產(chǎn)富集帶內(nèi)實施的10 口探井均試獲日產(chǎn)百萬立方米的高產(chǎn)天然氣流。

元壩地區(qū)鉆井面臨“四高一超”（高溫、高壓、高含硫、高產(chǎn)、超深），鉆井施工難度大。 通過不斷的攻關，創(chuàng)新形成了復雜超深井鉆井、完井、測試技術系列，首創(chuàng)特種井身結構并發(fā)展非常規(guī)井身結構，有效地解決了多壓力系統(tǒng)和復雜地層封隔的難題，集成創(chuàng)新了超深井大井眼氣體鉆、高溫高壓大位移井等配套鉆井技術，直井平均井深7024m，定向井水平位移1000m；研制出密度1.8g/cm3的抗硫加重酸液體系，大幅提高了產(chǎn)能；創(chuàng)新研發(fā)出整體式、耐高壓FF 級采氣井口及地面安全聯(lián)動裝置，實現(xiàn)了安全環(huán)保無事故。

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