四川盆地元坝超深层生物礁大气田高效勘探及关键技术
元坝气田位于四川省苍溪县及阆中市境内，构造位置位于四川盆地川北坳陷与川中低缓构造带结合部，西北部与九龙山背斜构造带相接，东北部与通南巴构造带相邻，南部与川中低缓构造带相连， 受三个构造的遮挡，断裂不发育，主要目的层埋深大于6000米（图1）。目前探明天然气储量2086.92×108m3，技术可采储量发现成本0.5美元／桶，首期40×108m3产能建设即将完成。
埋深大于6000米的超深层是以四川盆地为代表的大型盆地寻找更多规模储量的重要领域，尤以断层、构造不发育的元坝地区更具代表性。元坝地区超深层勘探难度大、挑战多，一是勘探程度低，沉积相展布与演化规律不清，超深条件下能否发育优质储层不明确，需要创新超深层优质储层发育机理认识；二是构造圈闭不发育，断层、不整合面等优质输导体系不发育，需要创新天然气成藏富集机理认识；三是埋藏深度大，超深层目标与气水识别难度大，需要研发有效的地震勘探技术；四是多套压力系统、高温、高含硫对安全、快速、经济钻探、测试挑战大，需要创新适合超深层、复杂压力体系的井筒技术。在这样复杂地区进行勘探工作国内外没有成功的经验可以借鉴，2006年以来，中国石化依托国家科技攻关项目，组织多项科技攻关，突出自主创新，在地质理论、地震与井筒技术方面取得了重大突破。项目由中国石油化工股份有限公司勘探南方分公司、中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院承担完成，主要完成人有郭旭升、郭彤楼、蔡希源、王志刚、马永生、李真祥、蔡勋育、胡东风、陈祖庆、瞿佳、唐瑞江、丁士东、凡睿、雷鸣、黄仁春。
一、发现元坝大型生物礁带，形成超深层生物礁优质储层发育机理新认识
1．通过晚二叠世等斜缓坡–镶边台地动态沉积演化过程及区域沉积格架恢复，建立了“早滩晚礁、多期叠置、成排成带”的发育模式
通过野外露头高频层序精细分析、地震沉积学研究，识别出上扬子西北缘吴家坪–长兴期5种成因相组合和11种成因相标志，建立了岩相–测井相–地震相响应标准图版和模板，恢复了元坝地区吴家坪期等斜缓坡–长兴早期发育生屑滩形成远端变陡缓坡–中晚期叠覆发育三期生物礁形成镶边台地的动态沉积演化过程，重建了跨相带区域沉积格架，建立了“早滩晚礁、多期叠置、成排成带”的大型生物礁发育模式（图2），突破了前期该区处于广旺海槽深水沉积的认识。钻探证实台地边缘发育三排大型生物礁带，礁体厚度70～180m，单个礁体面积7～50km2，矿权内面积350km2。
2．揭示了“早期暴露溶蚀、浅埋白云岩化形成基质孔隙，液态烃深埋裂解超压造缝”的机理，提出“孔缝耦合”控制超深层优质储层发育的新认识，建立了“孔缝双元结构”储层模型
通过储层岩石学、成岩孔隙演化、碳氧同位素研究以及碳酸盐岩溶蚀动力学实验模拟，揭示了元坝地区长兴组超深层礁盖白云岩优质储层形成的机理和过程，认为早期暴露溶蚀作用形成的溶蚀孔隙和通道是生物礁盖优质储层形成的基础；浅埋白云岩化作用在增加孔隙空间的同时提高了储层骨架颗粒间的支撑能力，加之油气的适时充注，是储层在后期深埋过程中可长期保持良好物性的关键。
系统物性分析表明，生物礁储层基质孔渗性差，非均质性强，大量裂缝有效改善了低孔储层的渗流能力。通过岩心和镜下观察分析、裂隙形成的岩石力学实验等，发现储层中发育密集的水力压裂缝；利用储层流体包裹体古压力测试及数值模拟研究，确定生物礁相对封闭体系液态烃深埋裂解成气过程中，形成压力系数高达1.77的强超压，进而提出液态烃深埋裂解导致超压裂缝的形成机理。早期暴露溶蚀、浅埋白云岩化是基质孔隙发育的基础，孔隙液态烃深埋裂解导致的超压缝是改善储层渗透性的关键，“孔缝耦合”控制超深层优质储层发育。在此基础上，构建了生物礁非均质“孔缝双元结构”储层模型，为生物礁储层预测奠定了理论基础。
二、形成了超深层生物礁成藏富集机理新认识
1．提出了深水陆棚相吴家坪组–大隆组是川北地区二叠系主力烃源岩的新认识
天然气、储层沥青、源岩碳同位素对比研究表明，元坝长兴组油源主要来源于北部广元–旺苍地区晚二叠世深水陆棚相区。二叠系吴家坪组–大隆组优质烃源岩以黑色泥页岩为主，厚60～110m，干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ1型，生烃强度达30×108～70×108m3/km2。元坝台缘生物礁带紧邻生烃中心，具有形成大气田的物质基础。
2．建立了“三微输导、近源富集、持续保存”的超深层生物礁成藏模式
元坝超深层缺乏断层或不整合面等优越输导条件。通过露头、岩心、薄片观察，发现吴家坪组–长兴组发育大量沥青充填的微小断层、微裂缝及层间缝，构成“三微”输导体系，实现了陆棚相烃源岩生成的油气通过斜坡向台缘礁带汇聚成藏（图3）。古油藏恢复研究表明，靠近台缘外侧生物礁带古油藏充满度高于内侧，具有近源富集的特点。数值模拟也表明“三微输导”可以实现近源岩性圈闭的有效汇聚。包裹体分析确认，元坝气田虽经历早期油藏、中期深埋裂解和后期抬升改造的复杂过程，但一直未被断层破坏散失，得以持续保存。
三、形成复杂山地超深层生物礁储层地震勘探技术系列
1．突破超深弱反射层地震采集处理技术瓶颈，有效提高超深层反射能量和分辨率
开展近地表介质和激发最佳匹配研究，建立面向超深礁滩储层的饱和激发技术和采集设计优化技术，保证了超深目的层的有效能量；发展了近地表精细建模、层析成像、分频静校等方法与技术，建立了多次迭代、逐次逼近的静校正技术组合，有效地解决了复杂山地近地表效应难题；创新发展了基于各向异性和吸收衰减介质模型的超深储层弱信号提取与补偿技术，实现了复杂山地超深层礁滩地震高精度、高分辨率叠前成像的技术突破。与老资料相比，埋深大于6500m目的层有效能量提高70%以上，有效频带范围大幅度拓宽（频带范围由原来的8～50HZ拓展到4～80HZ，主频提高15～18Hz）。
2．形成了基于非均质孔缝双元结构模型的孔构参数反演技术，有效预测低孔高渗带分布，大幅度提高了超深储层预测精度
针对超深层生物礁储层预测这一难题，率先将生物礁储层的岩石学微观结构特征引入岩石物理参数测试与分析，厘定了该类储层的地震波速度随孔隙结构类型的变化规律，突破传统的一元孔隙度–速度Wyllie模型，建立了超深生物礁储层的孔隙结构类型–密度孔隙度与纵横波速度间的新的表征关系式，创新发展了基于非均质孔缝双元结构模型的孔构参数反演技术方法， 取得低孔高渗带预测的突破性进展，超深有效储层预测精度大幅度提高，埋深6500～7000m生物礁储层的预测结果与实钻符合率达93%，储层厚度预测绝对误差1～3m，相对误差小于5%。
3．形成了超深生物礁储层高精度气水识别技术，落实了高产富集带
针对叠前资料超深层信号弱、信噪比低、AVO响应特征不明显等气水识别难题，研发形成基于射线束聚焦和振幅与频率衰减补偿的道集优化技术，通过理论模型正演分析，明确了超深含气生物礁储层的AVA响应特征，发展建立了广义叠前弹性参数反演方法与技术，确定了高灵敏度气水识别因子，通过井–震最佳匹配分析，构建出表征超深生物礁储层地震响应特征的物理小波基，研发出新的高分辨率时频分析技术，实现了超深层生物礁储层气水精细识别与预测。预测元坝气田高产富集带面积98.5km2，实施的10口探井均获日产百万方高产天然气流（图4）。
四、形成了复杂超深井钻完井、测试技术系列
1．创新特种井身结构，发展非常规井身结构，形成与之配套技术，钻井工程成功率100%
采用减薄接箍、加厚套管方法创新了超深井非常规井身结构（20″×13-3/8″×10-3/4″×7-5/8″×5-3/4″），与常规比增加2层；以钻杆接头为基点双向递推形成全新的特种井身结构（20″×16″×11-3/4″×8-5/8″×6-5/8″×4-3/4″），与常规比增加3层。应用这两种井身结构，有效地解决了以前难以解决的地层压力体系多、套管层次不够、陆相大井眼可钻性差、复杂故障多的难题，有效延长了上部气体钻井井段，增加了技术套管下深，封隔了更多的复杂层位，减少了故障复杂时间，钻探能力大幅度提高。成功完成30口海相井钻探，钻井工程成功率100%，保证了高危气田施工作业的安全。
针对这两种井身结构配套研发了新型双台肩气密封南方扣防硫套管系列，密封能力比传统套管有较大幅度增加（7"套管增加27.78%）。研发了新型特种井眼系列钻头（24" 、18-7/8"、13-1/2" 、10-1/2"、7-3/8"、5-1/2"、3-3/4"）、套管头和固井、测试工具，形成了与之配套的工具系列，特种结构套管头金属密封数量比传统增加了1倍。
2．集成创新钻井技术，实现超深井优快钻井
在集成国内外先进技术的基础上，研发和成功应用了与气体钻配套的PDC钻头，创新φ444.5mm以上大尺寸井眼气体钻工艺，φ444.5mm井眼普遍钻深3400m左右，出水后雾化钻能保持20天以上稳定；创新发展井控技术，在井口段设计应用了厚壁套管（φ282.6mm、φ260.4mm），技套井口达到产层套管的密封能力（>80MPa），产层钻井期间井口控制能力提高50%以上（φ215.9mm井眼由67.7MPa增加到104.64MPa），配套研发高能电子点火系统，实现放喷口远程自动电子点火；研发了新型复杂多面体高强度刚性颗粒堵漏材料，创新发展复杂超深井桥浆堵漏技术，实现高密度条件下地层承压能力平均提高0.4g/cm3，套管需求减少2～3层；研发了新型防气窜水泥浆体系及相关的实验检测仪器，解决了复杂条件下深井固井难题，固井质量合格率由82.98%提高到100%；集成创新超深定向井技术，在高温（164℃）、高压160MPa条件下顺利完成了垂深6800～7200m、1000～1500m大位移斜井和水平井施工，整体技术达到国际领先水平。
3．形成“四高一超”气田压力控制测试及储层酸压改造技术体系
提出高温–高压–高含硫–高产–超深条件下管柱应力与伸缩补偿技术、抗H2S、CO2腐蚀等技术，形成了适合超深含硫井测试管柱系列，满足了“四高一超”井安全测试需要；创新形成超深高温高含硫酸性气藏超高压高效酸压改造技术，研制出密度1.8g/cm3的抗硫加重酸液体系，突破了酸液加重世界记录，高温缓速防硫酸液体系相比普通酸低1～2个数量级的缓速性能，摩阻约为清水的25%～30%，解决了160℃高温下酸液对测试管柱的严重腐蚀问题，确保了大规模大排量改造、人工裂缝的深穿透；创新研制出高温多级架桥粒子测试堵漏浆体系和多级段塞式注入工艺，形成小井眼、小间隙、大酸蚀裂缝快速堵漏压井技术，解决了酸压后喷漏同存压井难问题。在10层酸压后获得超百万方的高产，最大无阻流量966.9×104m3/d。在最高泵压97MPa下连续安全酸压施工7小时，井底压力达212MPa的世界纪录。测试最大井深7410m、最高地层压力146.55MPa、最高地层压力系数 2.06、最高地层温度164℃、最高H2S含量23.9%、最高测试产量日产气142.97×104m3/d。
4．开发高含硫超深层试气地面安全控制技术
研发出防硫整体式结构、多重密封技术的FF级高压防硫采气井口，设计出液控式“四闸板”防硫高压防喷器组合和安全联动装置，形成了高压动态井口密封技术；开发出国产110SS气密封油管，性能达到API 5CT/ISO 13679和ISO15156/NACE MR0175标准；首次设计出高抗腐蚀的FF级105MPa三级测试流程和国产化紧急关断装置，研制有线和无线传输数据自动采集装置；针对地层破裂压力高的储层，配套140MPaHH级超高压采气树及辅助设备，形成多方位立体地面安全控制系统集成技术，解决了“四高一超”气藏测试安全问题。实现了高压高产高含硫天然气快速关断和放喷、快速正反循环压井。实现无安全环保事故，满足了“四高一超”气田对地面流程的需要。
元坝生物礁大气田的发现及高效勘探得益于超深层储层、成藏理论及地震、钻完井、测试等勘探关键技术的创新，得益于勘探模式的创新，实现了中国超深层海相天然气勘探理论和实践的重大突破，使我国超深层碳酸盐岩油气勘探理论与技术跨入世界领先水平。项目成果为塔里木盆地中部、鄂尔多斯盆地西缘奥陶系台地边缘相带以及渤海、南海第三系生物礁勘探提供了可借鉴的成功经验和技术。
项目负责人简介
郭旭升，博士，教授级高级工程师，中国石化勘探南方分公司总经理。获第十三届李四光地质科学奖野外地质工作者奖，入选新世纪百千万人才工程国家层面人选，获第五届全国优秀科技工作者、全国“五一”劳动奖章等，享受政府特殊津贴。长期从事石油天然气勘探工作，具有较高的学术水平和丰富的实践经验，在海相台地边缘礁滩相研究取得了重要进展并用于四川盆地天然气勘探实践，近几年先后发现了普光、元坝等5个大中型气田及国内首个页岩气田（焦石坝气田），取得6个新区（新领域）勘探突破，探明天然气地质储量6600多亿方，控制储量5600多亿方，预测储量8000多亿方，三级储量达到2万多亿方。出版专著2部，发表论文14篇。获国家科技进步一等奖1项，省部级科技进步奖6项，中国石化油气勘探重大发现奖11项。
