摘要：川東北地區位于四川盆地東北部，是中國石化勘探南方分公司天然氣勘探的主戰場。該區地表地形復雜，二疊系、三疊系目的層埋藏深(5500～7500m)，儲層受沉積相帶控制，識別難度大，經歷多期構造演化且各區塊差異大，給油氣勘探帶來極大的困難。近年來，該公司在已有成果認識的基礎上，通過深化二疊系、三疊系臺緣礁灘相油氣地質綜合研究及勘探技術攻關，進一步明確了臺緣礁灘相儲層發育特征和油氣成藏富集規律；形成了獨具特色的“相控三步法”礁灘儲層有效預測技術和深部高精度三維地震采集處理一體化及復雜超深井鉆井等先迸適用配套技術，使得礁灘相勘探目標不斷拓寬；探明了普光氣田，新近發現了元壩氣田，還取得了涪陵北部高陡復雜構造區復向斜部位礁灘相勘探突破，實現了天然氣儲量的快速增長。
關鍵詞：四川盆地.東北部；中國石化勘探南方分公司；臺緣礁灘；天然氣勘探；配套技術；勘探成果；普光氣田；元壩氣田
1 勘探概況
四川盆地是中國陸上大型含油氣盆地之一，天然氣資源豐富，川東北地區位于四川盆地東北部，是中國石化勘探南方分公司(以下簡稱南方公司)天然氣勘探發展的主戰場。“十五”期間，南方公司通過加強區域油氣地質綜合評價研究，調整油氣勘探思路，以長興組-飛仙關組臺緣礁灘相帶白云巖儲層及構造-巖性復合圈閉為勘探對象，發現了普光氣田。研究成果表明，普光氣田的儲層和油氣成藏主要受臺緣礁灘相帶的控制[1～4]。
“十一五”期間，南方公司針對川東北地區油氣勘探的突出問題(地表地形復雜，二疊系、三疊系目的層埋藏深，儲層受相帶控制識別難度大，各區塊經歷多期構造演化且差異大，油氣勘探難度大)，大力實施科技攻關戰略，加強對二疊系、三疊系礁灘相油氣地質規律的綜合研究，不斷創新地質認識，發展完善關鍵勘探技術，礁灘相油氣勘探目標不斷拓寬，從“開江-梁平”陸棚東緣的普光地區擴展到陸棚西緣的元壩地區，再擴展到涪陵北部地區，探明了目前國內最大的海相整裝大氣田——普光氣田，新近發現了目前四川盆地目的層埋藏最深的元壩氣田，千億立方米級儲量規模基本落實，并獲得了一批測試天然氣日產量超百萬立方米的氣井；實現了涪陵北部高陡復雜構造復向斜區礁灘相的勘探突破，形成了沿“開江-梁平”臺緣相帶展開天然氣勘探的良好態勢(圖1)。
2 油氣地質研究進展
2.1 建立起兩種臺緣-斜坡沉積模式，有效指導了勘探部署
受古構造背景、演化階段的差異性以及古氣候等因素的控制，川東北地區“開江梁平”陸棚東西兩側長興期-飛仙關期具有明顯的沉積差異。利用鉆井和地震精細解釋成果，主要根據從臺地至陸棚間斜坡坡度大小，建立了普光“陡緩坡”和元壩“緩緩坡”兩種臺緣斜坡沉積模式，其礁灘發育模式存在著明顯差異(圖2)。
以普光地區為代表的“陡緩坡”臺緣，斜坡坡度較大，一般在15°左右，斜坡平面分布范圍窄，一般在3km左右。斜坡沉積物巖性以瘤狀灰巖為主，發育少量礫屑灰巖，前積構造不發育。長興組生物礁礁帶范圍較窄，生物礁表現為縱向加積，礁后淺灘不發育，發育礁蓋白云巖儲層。飛仙關組在生物礁發育基礎上，沉積了巨厚的鮞粒灘，鮞粒灘具有向臺地方向退積沉積的特征，儲層主要為溶孔鮞粒白云巖，分布范同廣，儲層厚度大、連續性好，最大厚度達360m，是普光氣田的主力儲層。
以元壩地區為代表的“緩緩坡”型臺緣，斜坡坡度很小，一般介于3°～5°，平面分布范圍寬，一般在20km左右。長興期礁灘大面積發育，構成元壩氣田的主力儲層，長興期具有早灘、晚礁，前礁、后灘的沉積特征，生物礁成排成帶發育，生物礁發育“礁蓋”白云巖儲層，儲層厚度主要介于80～120m[5]；并發育早期淺灘和礁后淺灘儲層，元壩12、123井鉆遇礁后淺灘儲層厚度均超過100m。元壩地區飛仙關期斜坡沉積物發育豐富的前積構造，沉積泥晶灰巖。飛仙關組鮞灘單層厚度小、平面分布范圍廣，鮞灘具有隨斜坡從早期臺緣向陸棚區遷移的沉積特征，鮞灘巖性以亮晶鮞粒灰巖為主，鮞粒灰巖與非泥晶灰巖韻律互層產出，儲層主要為鮞粒灰巖儲層，厚度介于10～35m。
通過對“開江-梁平”陸棚東西兩側臺緣-斜坡沉積特征的研究，有效地指導了元壩地區及涪陵地區礁灘相勘探目標的確定及其勘探部署，對發現相關勘探目標作用重大。
2.2 提出3種類型的生物礁及其識別模式，有效指導了生物礁精細描述
通過對元壩地區鉆錄井和三維地震資料的綜合分析，依據生物礁特征劃分提出了3種類型的生物礁：垂向加積生物礁、側向遷移生物礁及早期生物礁(圖3)，3種生物礁的生長與儲層發育均具有顯著特點。在該認識的指導下，提高了生物礁描述及井位優選精度，保證了勘探部署井的高成功率。
1) 垂向加積生物礁多期疊置，礁體厚、規模大；“礁蓋”儲層厚度大(90～140m)、物性好(Ⅰ、Ⅱ類儲層占30%～50%)，是該區生物礁優質高產儲層發育最有利的相帶，有4口井測試天然氣日產量超百萬立方米；地震資料具有明顯底平頂凸、高陡丘狀外形，頂部低頻強振幅亮點、內部雜亂弱振幅反射等特征。
2) 側向遷移生物礁生長規模中等，儲層厚度中等(30～60m)、物性較好(Ⅰ、Ⅱ類儲層占20%～30%)；地震資料具有丘形體側向疊置、頂部低頻強振幅亮點、內部空白雜亂反射等特征；元壩10井取心在長興中部見礁前垮塌角礫巖表明了相帶的遷移。
3) 早期生物礁發育于長興期早中期，晚期演化為局限環境沉積，生物礁規模相對小；儲層厚度較薄(30m左右)但物性好(Ⅰ、Ⅱ儲層占50%)，元壩104井在該類型儲層測試獲得天然氣日產量超過百萬立方米，表明儲層物性好；地震資料具有低頻、低幅度強振幅丘狀外形等特征。
長興組臺地邊緣礁灘復合體儲層的發育與生物礁生長密切相關。生物礁生長后期隨著水平面相對下降與生物礁的快速生長，生物礁頂部接近或已經暴露，形成“礁蓋”暴露淺灘儲層。在元壩地區通過鉆井資料揭示及地震資料刻畫，礁灘復合體“礁蓋”儲層的發育與生物礁不同部位密切相關，生物礁的礁坪、礁頂位置有利于高能生屑灘的堆積，后期白云巖化、溶蝕作用強，儲層發育，而礁前儲層相對變差，元壩10井鉆至礁前位置，儲層厚21.3m，而采用大斜度井向礁坪方向側鉆，儲層垂厚38.4m，增厚17.1m。
2.3 提出3種礁灘圈閉成藏演化模式，拓寬了礁灘相油氣勘探范圍
油氣成藏研究成果表明：礁灘氣藏大多經歷了原油充注、古油藏深埋裂解與后期調整等3個階段，根據在不同階段構造與巖性對油氣藏的控制作用，劃分出3種類型礁灘氣藏成藏演化模式：元壩東部繼承性巖性圈閉型、普光構造-巖性圈閉型以及興隆場向斜區巖性圈閉型。
1) 元壩東部繼承性巖性圈閉后期調整階段調整幅度較小，整體繼承了油藏階段巖性圈閉，在圈閉內發生了氣、水調整，造就了現今氣藏內部具有高氣、低水的分布特征，不同圈閉具有不同的氣水界面。
2) 普光構造-巖性圈閉在后期調整階段調整幅度較大，氣、水發生了大的調整分異，在構造高部位整體含氣，低部位為水區，為邊水氣藏，普光地區氣藏高度達941m。
3) 興隆場向斜區巖性圈閉在局部構造調整階段演化為向斜區，但氣藏整體受到礁灘巖性圈閉控制，未發生大的橫向運移和縱向散失，僅在向斜控制下巖性圈閉內發生了氣、水調整，巖性氣藏內部具有高氣、低水分布特征，部署在川東弧形高陡褶皺帶拔山寺向斜區的興隆1井，于長興組試獲高產工業氣流。
上述3種類型礁灘圈閉成藏演化模式說明，礁灘儲層控制的巖性圈閉、構造巖性圈閉在構造背斜區、構造平緩區以及構造向斜區均有可能富集油氣。
3 勘探關鍵配套技術
3.1 面向深部儲層的高精度三維地震采集與處理一體化技術
基于高精度衛星照片、測量定位的跨障礙特殊設計，逐點測量定位技術；基于巖石力學、巖石物理學和爆破理論，應用飽和激發理論，實現激發井深、激發巖性與激發方式的優選與最佳匹配組合，提高激發能量的高頻；基于成像效果的高密度反射點參數論證、起伏地表復雜地下結構的照明分析及CRP分析的地震波場正演、完善復雜山地觀測系統設計和論證，形成了面向復雜儲層的山地高精度地震采集設計技術。
復雜山地地震數據處理，基于高保真的疊前去噪、層析靜校正技術和基于共聚焦成像理論、起伏地表曲射線疊前時間偏移成像技術，提高復雜構造的成像精度；同時基于調諧分析與分頻分析的高分辨率儲層成像，進一步提高儲層分辨能力與刻畫精度。主要目的層(二疊系長興組-三疊系飛仙關組)地震資料主頻由30Hz提高到50Hz，儲層預測分辨率由37m提高到22m。
3.2 “相控三步法”礁灘相儲層綜合預測技術
超深層碳酸鹽巖礁灘相儲層預測遵循地面地質→鉆井→測井→地震→綜合評價的研究模式，總體研究思路：以沉積相研究為指導、以模型正演與地震相分析為基礎、形成以相控多參數儲層反演為核心的“相控三步法”超深層碳酸鹽巖儲層綜合預測技術。通過采用“相控三步法”儲層綜合預測技術，使儲層的預測精度得以大幅度提高，在普光大灣地區及元壩地區完鉆的37口礁灘相探井均鉆遇儲層，儲層厚度預測偏差小于8%，近期在元壩地區礁灘相完成試氣的14口井中有13口井試獲工業氣流，其中有6口井7層測試天然氣日產量超百萬立方米，元壩205井分別在長興組一段和二段測試獲天然氣日產量超百萬立方米。
3.3 復雜深井鉆井技術系列
川東北地區深井、高壓、高溫、高含硫、高產及同一裸眼多套壓力層系共存，漏溢壓力窗口窄，地層穩定性差、可鉆性差、傾角大，使得鉆探過程中存在“噴、漏、塌、卡、斜、硬、毒”等諸多技術難題，給鉆井工程帶來了極大困難和嚴重挑戰。
“十一五”期間通過技術攻關，形成了復雜井身結構優化技術、復雜深井優快鉆井技術、鉆井防漏堵漏技術及復雜地層固井質量技術等4大技術系列。自主研發了機械式自動垂直鉆井系統，成功開發出了4種規格的孕鑲金剛石鉆頭和11種適合不同地層、不同鉆井方式的PDC鉆頭，推廣應用了“高效PDC鉆頭+螺桿鉆具”復合鉆井技術，有效提高了該區深部海相地層鉆井速度，提速幅度為32.9%。大幅度縮短深井、超深井鉆井周期，實現了復雜條件下深井、超深井“安全、優質、快速、低耗”鉆井。
4 天然氣勘探成果
4.1 探明普光氣田
普光氣田發現后確立了“整體評價，分步實施”的勘探部署思路。在實施普光主體評價落實的同時，通過加強對普光主體周邊地區的地質綜合研究及目標評價，落實長興組飛仙關組臺地邊緣礁灘相帶平面上沿老君-普光-普光西-大灣-毛壩-分水嶺呈北西-南東向條帶狀展布，評價結果認為：大灣、毛壩和分水嶺地區具有與普光主體相似的油氣成藏條件，是展開油氣勘探的有利目標。
在地質新認識的指導下，2006年甩開預探大灣構造并相繼實施了大灣1井等5口井，在長興組-飛仙關組均鉆遇臺地邊緣礁灘相儲層及工業氣流，儲層厚、物性好。2008年整體探明大灣區塊，新增含氣面積35.78km2、探明天然氣儲量1015.99×108m3；毛壩構造相繼實施的毛壩4、6井飛仙關組均鉆遇臺地邊緣暴露淺灘白云巖儲層及工業氣流，儲層分別厚200m、14m，探明含氣面積7.49km2、探明天然氣儲量251.85×108m3，儲量豐度高達33.62×108m3/km2；2010年部署在分水嶺北部的分2井在長興組 飛仙關組鉆遇臺地邊緣礁灘相儲層，測試獲日產58.49×104m3工業氣流，實現了普光臺緣礁灘相帶勘探向兩北繼續擴大。
“十一五”期間通過普光主體和周邊大灣、毛壩及分水嶺地區長興組 飛仙關組臺地邊緣礁灘有利相帶的甩開勘探，累計新增天然氣探明儲量1611×108m3，實現了普光氣田的擴大落實。截至2010年底，普光氣田累計獲天然氣探明儲量4121.73×108m3。
4.1 發現元壩氣田
元壩地區構造上位于四川盆地川中構造北斜坡與九龍山和通南巴構造帶向南傾末端的結合部位，主體處于區域構造的較低部位，構造平緩，地層埋藏深，二疊系埋深介于6500～7800m。在普光氣田發現的啟示下，通過加強區域基礎地質研究，在開江梁平陸棚西側的元壩地區發現深層二疊系、三疊系臺緣礁灘相帶巖性圈閉目標；2006年部署在元壩巖性圈閉低部位的元壩1井在長興組頂部鉆獲一套礁蓋溶孔白云巖儲層，長興組測試獲日產50.3×104m3的工業天然氣流，發現了元壩氣田。
元壩氣田發現后按照“區域甩開，整體部署，滾動實施”的勘探部署思路展開評價，千億立方米級儲量得到基本落實(圖4)：①至目前臺緣礁灘相完鉆的19口井長興組全部鉆遇儲層，儲層厚度介于30～150m，已完成測試的16口井獲工業氣流，其中10口井達中高產工業氣流，6口井測試日產天然氣超百萬立方米；②鉆探研究發現，元壩地區長興組-飛仙關組發育大型臺地邊緣沉積，具有礁灘復合儲層及礁后淺灘儲層勘探目標，儲層疊合連片，控制有利相帶面積逾500km2，其中測試證實生物礁帶為油氣高產富集帶；③吳家坪組新發現淺灘有利勘探目標，元壩29井于2011年測試獲日產135.9×104m3的高產工業氣流，展示了吳家坪組良好的油氣成藏條件和勘探潛力。計劃“十二五”中期完成元壩地區礁灘儲層的整體探明。
4.3 涪陵北部高陡復雜構造區復向斜部位礁灘相勘探取得突破
涪陵北部處于川東高陡褶皺構造帶，早期主要以黃泥塘高陡構造帶石炭系為勘探對象，先后鉆探11口井，石炭系普遍出水，勘探一直打不開局面。
隨著元壩氣田勘探的突破，加強了對該區長興組-飛仙關組的油氣評價研究，通過大量基礎性工作，落實涪陵北部長興組-飛仙關組發育臺緣相沉積，評價結果認為：涪陵復向斜區具備巖性圈閉成藏條件，進而建立起二疊系礁灘相“近源聚集、巖性控藏、晚期調整”的成藏新認識。在上述新認識的基礎上，提出主攻復向斜區二疊系、三疊系臺緣礁灘相帶巖性圈閉的勘探新思路。2009年部署在涪陵北部巖性圈閉上的興隆1井在長興組鉆遇臺地邊緣礁灘相儲層，長興組測試獲51.7×104m3/d的工業氣流，取得了復向斜區勘探的突破(圖5)，目前正在展開礁灘相目標的評價工作。
5 結論
1) 近年來通過加強礁灘相油氣成藏地質研究，新建立兩種類型臺緣斜坡沉積模式、3種類型生物礁識別模式和3種礁灘油氣圈閉成藏演化模式等新認識，進一步發展完善了對臺緣礁灘相沉積及油氣成藏富集規律的研究成果，為川東北地區臺緣礁灘相油氣勘探提供了地質理論認識上的指導。
2) 勘探實踐表明，南方公司在川東北地區礁灘相領域發展形成的勘探關鍵技術與勘探配套技術系列是先進有效的，為普光氣田的擴大和探明，元壩氣田的發現和涪陵北部的勘探突破提供了有力的技術保障。
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(本文作者：郭旭升 胡東風 中國石化勘探南方分公司)
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