郭旭升，胡東風，李宇平，段金寶，季春輝，段華

（中國石化勘探分公司，成都610041）

1 元壩超深層大氣田勘探歷程

四川盆地埋深超過6 000 m的超深層勘探面積達16×104km2，資源潛力大，是重要的勘探接替領域。但由于儲集層致密、成藏過程復雜、目標難以識別、工程施工難度大等難題，導致超深層勘探一直難以取得實質(zhì)性的成果，元壩氣田的發(fā)現(xiàn)在一定程度上推動了超深層領域的勘探。元壩氣田位于龍門山北段前緣，為龍門山、米倉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（見圖1）。

圖1 元壩地區(qū)地理及構(gòu)造位置圖

2003年開始在元壩周緣地區(qū)組織詳細的地質(zhì)調(diào)查。在江油二郎廟剖面發(fā)現(xiàn)二疊系、三疊系臺緣礁灘相儲集層，揭示開江—梁平陸棚西側(cè)的元壩地區(qū)存在臺地邊緣相儲集層發(fā)育的沉積背景[2]。2003年 7月，元壩地區(qū)首次實施了 8條高精度二維地震測線勘測。通過大剖面解釋，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年通過對1 275.72 km高精度二維地震資料更加精細的處理和解釋，基本查清元壩地區(qū)沉積構(gòu)造特征和臺緣礁灘相帶展布，解釋 3個大型礁灘巖性圈閉目標[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施元壩 1井，于2006年11月測試獲50.3×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流，實現(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量2 195×108m3。

關于超深層勘探領域的研究已持續(xù)多年，截止到2010年，全球在超深層領域共發(fā)現(xiàn)了187個油氣藏，主要位于北美、俄羅斯、意大利等地區(qū)。美國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]。目前中國針對超深層領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展，形成了一系列理論和技術成果，但由于盆地性質(zhì)、油氣藏特征等差異，各個地區(qū)面臨的勘探難題不盡相同，其理論和技術不能照搬套用。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)儲集層不明確，需要深化超深層優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育機理認識；二是構(gòu)造圈閉不發(fā)育，斷層、不整合面等優(yōu)質(zhì)輸導體系不發(fā)育，需要提升天然氣成藏富集機理認識；三是埋藏深度大，超深層勘探目標與氣、水識別難度大，需要研發(fā)有效的地震勘探技術；四是多套壓力系統(tǒng)、高溫、高含硫?qū)Π踩?、快速、?jīng)濟鉆探和測試挑戰(zhàn)大，需要創(chuàng)新適合超深層、復雜壓力體系的井筒技術?；谏鲜鰡栴}，依托國家、企業(yè)科研項目開展攻關，形成了超深層生物礁優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育與成藏富集機理、超深層地震勘探技術、超深層鉆完井及測試技術等一系列研究成果[5]。

2 理論成果

2.1 超深層生物礁優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育機理

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、壓溶、膠結(jié)等成巖作用，導致巖石孔隙度不斷減小。有些學者提出，埋深超過3 500 m、巖石孔隙度小于3%的地層已不具備勘探價值[6]。但元壩長興組生物礁儲集層埋深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

通過對晚二疊世發(fā)育的等斜緩坡—鑲邊臺地動態(tài)沉積演化過程及區(qū)域沉積格架的恢復，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識。2000年以前，普遍認為四川盆地北部地區(qū)（簡稱川北地區(qū)）長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)過野外露頭資料的重新認識，結(jié)合地震沉積學研究，認為川北地區(qū)存在隆洼相間的沉積格局，深水相主要發(fā)育在開江—梁平地區(qū)，而環(huán)開江—梁平陸棚兩側(cè)存在臺緣高能相帶。這種沉積格局主要受控于構(gòu)造作用，早二疊世末，受到峨眉地裂運動的作用，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)造作用進一步加劇，開江—梁平陸棚在長興組沉積期達到成型階段，受差異沉降作用的影響，在陸棚兩側(cè)開始發(fā)育碳酸鹽巖礁灘體沉積。

通過野外露頭高頻層序精細分析、地震沉積學研究，運用巖相、測井相、地震相等多種分析手段，重新恢復元壩地區(qū) 3期動態(tài)演化過程：吳家坪組沉積期為等斜緩坡沉積發(fā)育模式、長興組沉積早期發(fā)育生屑灘形成遠端變陡緩坡的沉積模式、長興組中晚沉積期疊置發(fā)育的生物礁形成鑲邊臺地沉積模式。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]（見圖 2）。元壩地區(qū)長興組礁灘在時間上具有“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?！霸鐬敝饕冈陂L興組沉積早期，地貌相對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?！巴斫浮敝冈缙谏紴┰跍囟群望}度等適宜條件下，隨著造礁生物的發(fā)育迅速生長為生物礁體沉積。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（見圖3），臺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]。鉆探證實臺地邊緣發(fā)育3排大型生物礁帶，礁灘復合體厚度70～180 m，單個礁體面積為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)儲集層形成與發(fā)育

通過儲集層巖石學、成巖孔隙演化、碳氧同位素研究以及碳酸鹽巖溶蝕動力學實驗模擬，揭示元壩地區(qū)長興組超深層礁蓋白云巖優(yōu)質(zhì)儲集層形成的機理和過程。

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)儲集層形成的基礎。通過對元壩地區(qū)生物礁儲集層孔隙空間類型進行定性及定量分析，認為早期暴露溶蝕作用對儲集層孔隙貢獻較大。由于礁灘相總體屬于正地形，在其生長、發(fā)育過程中，對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弱，如果未形成鑄?？?，則表明與之相關的溶蝕是小規(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（見圖4），為儲集層孔隙發(fā)育奠定基礎。

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

元壩地區(qū)長興組臺地邊緣生物礁優(yōu)質(zhì)儲集層以白云巖為主，據(jù)巖心樣品統(tǒng)計，長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（見圖 5），反映元壩地區(qū)長興組白云巖儲集層物性較好。優(yōu)質(zhì)白云巖儲集層主要為中—細晶結(jié)構(gòu)，生屑結(jié)構(gòu)破壞嚴重，多具有殘余影像結(jié)構(gòu)，晶間孔多見瀝青貼邊發(fā)育，說明白云石化時間早于烴類充注[15]。這種儲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，進入?yún)^(qū)域成巖流體活動范圍，成巖作用主要是對已經(jīng)形成的巖石進行改造。埋藏早期，孔隙水復雜，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，水的補給復雜，孔隙水的成分也復雜，隨著溫度及壓力的變化，有機質(zhì)熱解產(chǎn)生的有機酸加入孔隙水，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，成為好的儲集空間，且在增加孔隙空間的同時，提高了儲集層骨架顆粒間的支撐能力，是儲集層在后期深埋過程中可長期保持良好物性的關鍵。

圖2 元壩地區(qū)長興組臺地邊緣生物礁沉積演化模式圖

圖3 元壩地區(qū)長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集層孔隙類型

圖5 長興組白云巖儲集層孔隙度、滲透率分布直方圖

③液態(tài)烴深埋裂解形成強超壓，“超壓造縫”改善了儲集層滲透性，同時也是油氣高產(chǎn)富集的重要因素[5]。元壩地區(qū)生物礁儲集層基質(zhì)孔滲性差，非均質(zhì)性強，對元壩地區(qū)長興組生物礁儲集層孔滲關系進行統(tǒng)計分析表明，高孔隙度儲集層具有高滲的特征，孔滲關系呈正相關性，然而在低孔隙度層段也存在中高滲透率的異常值，說明裂縫對儲集層物性起到了很大的改善作用。對元壩氣田巖心、薄片、成像測井、裂隙形成的巖石力學實驗等資料的研究發(fā)現(xiàn)，長興組白云巖儲集層段裂縫發(fā)育，以低角度微細裂縫為主，同時與瀝青相伴生。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。運用PVTsim熱動力學軟件，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 ℃的認識，求取包裹體的捕獲壓力，進而恢復川東北元壩地區(qū)長興組氣藏的古壓力，古壓力與古埋深所對應的古靜水壓力相除，可以得到古流體壓力系數(shù)。根據(jù)長興組儲集層中26個包裹體數(shù)據(jù)，運用PVTsim軟件模擬獲得的古流體壓力系數(shù)平均值可達 1.77，從而確定生物礁相對封閉體系液態(tài)烴深埋裂解成氣過程中可形成壓力系數(shù)平均值高達1.77的強超壓。超壓系統(tǒng)會使脆性的巖石產(chǎn)生大量的微細裂縫，由此提出液態(tài)烴深埋裂解導致超壓裂縫的形成機理，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[7]。

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

研究表明，元壩地區(qū)長興組超深層生物礁儲集層孔隙空間來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集層巖石發(fā)育諸多微細裂縫，改善了儲集層的滲透性?？紫缎蛢瘜拥目诐B關系呈一元線性正相關關系，即孔隙度越高，滲透率越高。但占有較大比例的裂縫-孔隙型儲集層，則表現(xiàn)為孔隙度較低，滲透率卻很高，孔滲關系呈非線性關系，認為是超壓縫提高了儲集層的滲透性?？傮w來講，這種“孔縫耦合”綜合效應控制了元壩地區(qū)超深層生物礁白云巖優(yōu)質(zhì)儲集層的發(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)儲集層不能應用傳統(tǒng)的孔隙度-滲透率一元線性關系模型來簡單評價，應該充分考慮中低孔隙度、高滲透率儲集層的影響。為了更加準確地評價超深層儲集層，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)”儲集層地質(zhì)模型（見圖6），為超深層領域儲集層綜合評價及地球物理預測奠定理論基礎。

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

2.2 超深層生物礁成藏富集機理

2.2.1 川北地區(qū)二疊系主力烴源巖

通過天然氣組分含量對比分析，認為元壩地區(qū)超深層大氣田天然氣類型主要為古油藏原油的裂解氣，同時也可能混有少量烴源巖干酪根裂解氣[16]。對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比的方法來確定。元壩地區(qū)超深層大氣田儲集層瀝青的δ13C值主要為-28.5‰～-26.6‰（見圖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系，認為志留系和寒武系烴源巖比長興組儲集層瀝青δ13C值輕很多，瀝青碳同位素組成與二疊系烴源巖相近，同時考慮到下二疊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)含量相對較低，且厚度薄，認為生烴能力有限。而上二疊統(tǒng)烴源巖厚度大，有機質(zhì)含量高，其中大隆組烴源厚20～60 m，有機碳含量大于0.5%；吳家坪組烴源巖厚50～120 m，有機碳含量為0.5%～5.0%。綜合上述分析認為元壩地區(qū)長興組氣藏天然氣主要來源于吳家坪組—大隆組烴源巖。

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

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)越輸導條件，主要由層間縫、節(jié)理縫和連通性的白云巖儲集層構(gòu)成[17]。白云巖儲集層面積大，側(cè)向疊合、連片分布，儲集層的物性條件好，具有大面積匯聚和輸導油氣的能力。節(jié)理縫主要是垂直層面的中—高角度裂縫，在元壩地區(qū)的巖心上常見此類裂縫，裂縫面有擦痕，多充填瀝青，是古原油垂向運移的有效通道。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，這些層面往往是應變的薄弱面，發(fā)生巖層張開或剪切形變，在巖心上多為低角度層面縫，發(fā)育擦痕，也可見瀝青充填。這種由層間縫、節(jié)理縫和輸導層構(gòu)成的輸導體系是有效的，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，靠近臺緣外側(cè)生物礁帶的古油藏充滿度高于臺緣內(nèi)側(cè)，具有近源富集的特點。古油藏分布具有“橫向近灶、縱向近源”的特征。“橫向近灶”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)?！翱v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%的層段累計厚度可達80 m。兩套優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴強度達（30～70）×108m3/km2，元壩氣田鄰近二疊系吳家坪組—大隆組的生烴灶，具有充足的油氣來源（見圖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)整再聚集過程中得以持續(xù)保存。經(jīng)古油藏恢復計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量約為2 000×108m3，表明天然氣在調(diào)整再聚集過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厚度為300～600 m，且該區(qū)構(gòu)造變形弱，無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程可歸納為如下 3個階段：古油藏形成、古氣藏形成和天然氣調(diào)整再聚集（見圖9）。

圖9 元壩生物礁氣藏成藏演化模式圖（剖面位置見圖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)向運移至礁灘巖性圈閉聚集，形成多個獨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，儲集層溫度逐漸超過150 ℃，在地層埋深最大期（早白堊世），儲集層溫度超過 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。在原油裂解過程中會產(chǎn)生超壓，部分天然氣可能沿裂縫發(fā)生再運移。

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，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)今相對高部位的元壩27井—元壩204井—元壩2井區(qū)未見地層水，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 關鍵技術

3.1 復雜山地超深層生物礁儲集層地震勘探技術

3.1.1 超深弱反射層地震采集處理技術

元壩地區(qū)長興組礁灘儲集層埋深大，完鉆井深普遍大于7 000 m，復雜地表和地下條件下采集的地震資料主要存在以下4個問題：①采集時炮與炮之間品質(zhì)、能量、頻率等方面差異較大，干擾波類型多且能量強；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，靜校正問題較嚴重；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，波場復雜，速度場空變大，準確成像難度較大。

針對上述問題，首先，利用介質(zhì)和激發(fā)最佳匹配的飽和激發(fā)技術，提升激發(fā)彈性波能量；其次，通過層析成像靜校正與分頻靜校正技術減少了高頻成分因靜校正問題而產(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，面向超深層儲集層弱信號構(gòu)建矢量面元信號道集，壓制干擾波和補償弱信號振幅能量；最后，建立以基于起伏地表的精細速度建模技術和基于層位約束反射波網(wǎng)格層析速度迭代優(yōu)化技術為核心的疊前時間偏移處理流程，改善了成像效果。與老資料（見圖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（見圖10b），頻帶范圍由原來的8～50 Hz拓展到4～80 Hz，主頻提高15～18 Hz（見圖10c）。同時，新采集、處理地震資料對礁灘內(nèi)幕及邊界的反映更為清晰（見圖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

碳酸鹽巖沉積環(huán)境及后期成巖作用對巖石孔隙度、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-聲波速度關系、孔隙度-滲透率關系的復雜性，增加了碳酸鹽巖儲集層滲透性評價的難度。元壩地區(qū)碳酸鹽巖儲集層孔隙結(jié)構(gòu)復雜，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-滲透率關系、孔隙度-聲波速度關系存在多解性，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測滲透率存在較大誤差。對這一問題，結(jié)合元壩地區(qū)大量巖心實驗室力學測試數(shù)據(jù)，對孫氏模型進行了簡化，獲得孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的計算公式[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-滲透率關系的二元模型，由此預測低孔高滲儲集層孔隙度-滲透率關系的準確性明顯更高（見圖11）。

圖10 過元壩28井老地震剖面（a）、新地震剖面（b）及對應的頻譜（c）

通過縱波速度與孔隙度交會圖可知，圓形孔隙儲集層速度明顯偏高，同時裂縫型儲集層則速度明顯偏低（見圖12），這與相同應力狀態(tài)下，不同孔隙形態(tài)的碳酸鹽巖表現(xiàn)出的應力-應變狀態(tài)不同有關[22]。利用二元模型預測滲透率效果較好，與巖心實測滲透率數(shù)據(jù)吻合性較好。

圖11 傳統(tǒng)孔隙度-滲透率關系（a）和基于孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)建立的孔隙度-滲透率關系（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 超深生物礁儲集層高精度氣水識別技術

對元壩地區(qū)50個礁灘相碳酸鹽巖巖樣在飽和氣與飽和水情況下進行彈性參數(shù)測試分析（見表 1），分析結(jié)果顯示，拉梅常數(shù)是對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，相對變化率達到31.87%和17.42%。

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

元壩地區(qū)優(yōu)質(zhì)礁灘儲集層在疊前地震道集資料上表現(xiàn)為第三類AVO異常，在進行提高信噪比、分辨率和恢復相對振幅變化關系的預處理基礎上，開展疊前同時反演得到λρ數(shù)據(jù)體。含氣儲集層的λρ值主要分布在90～100 GPa·g/cm3，含水儲集層的λρ值主要分布在100～120 GPa·g/cm3，反演結(jié)果與實際鉆井測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)對照表

3.2 復雜超深井鉆完井與測試技術

3.2.1 復雜超深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術

針對元壩地區(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)育的實際情況，將傳統(tǒng)的井身結(jié)構(gòu)設計方法改為自中間向兩端設計，即以第一套重點防范層上層套管為基點向上、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計超深井非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)（見圖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開次井身結(jié)構(gòu)圖

3.2.2 復雜超深井高效鉆井技術

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械鉆速為常規(guī)鉆井液鉆井的4～6倍，研發(fā)并成功應用與氣體鉆井配套的PDC（聚晶金剛石復合片）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，大幅提高了陸相地層下部、中部和深部海相地層的機械鉆速（見圖14）。研發(fā)新型復雜多面體高強度剛性顆粒堵漏材料，形成復雜超深井橋漿堵漏技術，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，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械鉆速對比圖

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

提出高溫、高壓、高含硫、高產(chǎn)、超深（簡稱“四高一超”）條件下管柱應力與伸縮補償、抗H2S和CO2腐蝕等技術，形成適合超深含硫井APR測試管柱系列，滿足超深井安全測試需要[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，研制出密度至 1.8 g/cm3的高溫緩速防硫加重酸液體系（見圖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 ℃時加重酸腐蝕速率小于28.6 g/（m2·h）。研制出高溫多級架橋粒子測試堵漏漿體系和多級段塞式注入工藝，形成小井眼、小間隙、大酸蝕裂縫快速堵漏壓井技術。元壩 1井常規(guī)測試產(chǎn)氣1 504.0 m3/d，酸壓改造后產(chǎn)氣50.3×104m3/d，實現(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

研發(fā)出防硫整體式結(jié)構(gòu)、多重密封技術的FF級高壓防硫采氣井口，設計出液控式“四閘板”防硫高壓防噴器組合和安全聯(lián)動裝置，形成高壓動態(tài)井口密封技術。開發(fā)出國產(chǎn) 110SS氣密封油管，性能達到 API 5CT/ISO 13679和ISO15156/NACE MR0175標準。設計出高抗腐蝕的FF級105 MPa三級測試流程和國產(chǎn)化緊急關斷裝置，研制有線和無線傳輸數(shù)據(jù)自動采集裝置。配套研發(fā)高能電子點火系統(tǒng)，實現(xiàn)放噴口遠程自動電子點火。針對地層破裂壓力高的儲集層，配套140 MPa HH級超高壓采氣樹及輔助設備，形成多方位立體地面安全控制系統(tǒng)集成技術，滿足了“四高一超”氣田對地面流程的需要。

4 結(jié)論

通過晚二疊世等斜緩坡—鑲邊臺地動態(tài)沉積演化過程及區(qū)域沉積格架恢復，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”的機理，提出“孔縫耦合”控制超深層優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育的新認識，建立“孔縫雙元結(jié)構(gòu)”儲集層模型，有效指導生物礁預測。

通過油源對比，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識。油氣藏解剖與數(shù)值模擬揭示深水陸棚—臺地邊緣油氣運聚成藏演化過程，建立超深弱變形區(qū)“三微輸導、近源富集、持續(xù)保存”的成藏模式。

通過基于孔縫雙元結(jié)構(gòu)的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)反演技術和高精度氣水識別技術的實施，落實元壩氣田高產(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，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級采氣井口及地面安全聯(lián)動裝置，實現(xiàn)安全環(huán)保。

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