緩坡型小生物礁體的精細雕刻與“一井雙礁”高產氣井的突破
——以川東地區長興組小生物礁群為例

冉 崎 陶夏妍 徐昌海 張連進 黃天俊 劉蜀敏 丁孔蕓 蒲柏宇

中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

0 引言

四川盆地環開江—梁平海槽兩側臺緣帶是天然氣富集的有利相帶，已發現普光、龍崗、元壩、鐵山、大貓坪、五百梯、黃龍場等多個二疊系生物礁氣藏[1-3]。該盆地生物礁氣藏勘探開發大致可以分為3 個階段：①1981—1997 年，野外露頭調查和探井鉆探，先后發現了建南、石寶寨、鐵山、張家場、臥龍河、板東、雙龍、鐵山、雙家壩、五百梯、黃龍場等眾多生物礁氣藏，當時認為所發現的生物礁均為點礁或塔礁，礁體平面分布具有隨機性[4-6]；②1998—2008 年，王一剛等[7]首次提出川東北部地區存在開江—梁平海槽，并明確陸棚邊緣相帶控制了臺緣礁的分布，期間先后發現了普光、龍崗等陡坡加積型臺地邊緣生物礁氣藏，并取得了顯著的天然氣勘探開發成效；③2009年至今，王一剛等[8]、文龍等[9]、武恒志等[10]進一步明確臺緣斜坡帶具有“南緩北陡、東緩西陡”的特征。該認識推動了四川盆地緩坡型生物礁氣藏的勘探開發，從而發現了元壩、龍門、大貓坪、五百梯二排礁等緩坡型生物礁氣藏。

從不同地區上二疊統長興組斜坡相的坡度來看，龍崗、普光、鐵山、龍會場、黃龍場等陡坡型生物礁斜坡坡度超過了23°，最大可達40°[8]，礁體垂向加積生長，厚度較大，縱向多期礁發育，總體以單排礁為主，單個礁體面積介于5 ～20 km2；而元壩、雙家壩、興隆場、大貓坪、五百梯等緩坡型生物礁斜坡坡度介于3°～10°，具有礁體小、平面分散、側向遷移等顯著特征，常常發育為多排礁、雁列礁或指狀礁，單礁體面積介于1 ～5 km2。前人識別和預測生物礁的地震方法較多，主要通過礁體丘型外形、地層厚度增厚、上覆地層披覆構造等特征以及礁體地震響應模式分析、地震正演模擬、地震屬性提取、古地貌恢復等方法對生物礁進行刻畫[11-14]。以上方法對陡坡型大礁體的識別精度高，但對于緩坡型小礁體的地震識別卻有著很強的多解性，礁體刻畫精度總體較低，尤其在當前新冠肺炎疫情和國際低油價的“雙重大考”下，難以滿足氣藏高效開發的需求。

鑒于此，在深入認識緩坡型生物礁地質特征的基礎上，提出了“雙高”一體化處理技術、數據驅動的“盒狀體”透視技術、殘厚法沉積古地貌恢復技術和三維可視化技術為核心的生物礁刻畫新方法，以期解決緩坡型小礁體三維空間精細雕刻及定量表征的瓶頸問題，并將該方法應用到川東地區大貓坪區塊長興組氣藏，精細落實了生物礁展布細節，指導了新井Y012-X16 井“一井雙礁”且天然氣日產量超百萬立方米，取得了生物礁氣藏勘探的重大突破。

1 地質背景

研究區位于開江—梁平海槽南側“U”形臺緣帶的轉折端[15]，構造位置橫跨大天池、七里峽、南門場。受生物礁發育程度的影響，長興組臺緣帶地層厚度有差異，地層厚度介于220 ～300 m，基于P.R. Vail 為代表的經典層序地層學理論，可以將長興組劃分為2 個三級層序SQ1 和SQ2，依據巖性、電性特征，自下而上劃分出長一、長二、長三段，其中長二段—長三段為生物礁發育的主要層位（圖1）。

2 緩坡型生物礁的基本特征

2.1 緩坡型臺緣形態特征

生物礁的發育及生長受海槽形態的控制，碳酸鹽巖斜坡的形態及與其相連的臺地邊緣沉積地貌是影響礁體規模、期次及展布特征的關鍵因素，在不均勻拉張作用的控制下，環開江梁平海槽兩側長興組沉積期斜坡坡度存在著較大的差異，最低不足3°，最大可至40°。陡坡帶（如儀隴—鐵山坡地區）斜坡坡度可達23°～40°[8-9]，緩坡帶（如五百梯、大貓坪地區）斜坡坡度僅2°～4°。由北至南，海槽兩側斜坡帶呈現出由緩變陡再變緩的特征，在海槽南部臺緣轉折端大貓坪地區斜坡坡度減至最小，僅2°～3°，為典型的緩斜坡沉積，斜坡坡度小，臺緣帶地貌起伏不明顯（圖2）。

2.2 緩坡型生物礁發育特征

開江—梁平海槽臺緣生物礁的遷移演化主要受古地貌、海平面變化等多重因素影響和控制。由于緩坡型臺緣離斷陷沉降中心較遠，未能形成明顯的地貌差異，長一時期生物礁不發育，在長二時期，斷陷沉降繼續發展，海槽形態逐漸形成，該區深淺水地貌差異逐漸明顯，生物礁開始生長發育，因此緩坡型臺緣生物礁于長二段的中上部開始發育；在穩定的熱沉降構造背景下，古海平面的旋回變化直接控制著生物礁灘體沉積的疊加樣式，當海平面下降時，造礁生物為尋求最有利的生長發育條件則向海盆一側生長，從而出現臺地邊緣向海盆遷移的現象；當海平面上升時，造礁生物為避免被“淹死”，則會向陸一側，即臺地內部一側生長，從而導致臺地邊緣向臺內遷移，進而形成多排、多期的小礁體（圖3）。

圖2 開江—梁平海槽斜坡—臺緣形態特征圖

圖3 開江—梁平海槽南側長興組緩坡型生物礁發育模式及地震剖面特征圖

2.3 緩坡型生物礁氣藏氣水分布特征

環開江—梁平海槽長興組生物礁氣藏為構造—巖性復合圈閉氣藏，氣水關系復雜，完鉆井氣水界面不統一，單礁體為獨立氣水系統，具有“一礁一藏”的特征，既有邊水氣藏，也有底水氣藏，氣水分布主要受生物礁儲集體及現今構造的控制[10,16-19]。以大貓坪區塊長興組為例，區內生物礁氣藏“一礁一藏”特征明顯，無統一的氣水界面，長二段早期礁整體含氣性較差，氣層分布局限且多口井見水，長三段晚期礁整體含氣性較好，氣層大面積分布，構造高部位為氣，構造相對低部位見水，單礁體內部存在著“上氣下水”的特征，礁體頂部含氣性好（圖4）。

圖4 長興組生物礁氣藏剖面圖

3 緩坡型生物礁識別新方法

早期主要通過層拉平、“亮點”等技術識別生物礁體，在龍崗等地區取得了較好的應用效果[20]。隨著天然氣勘探開發工作的深入，由于地震資料橫縱向分辨率低、成像效果較差[21]，生物礁相帶窄且橫向變化快、生物礁體積小、隆起幅度低等問題，緩坡型生物礁的預測存在著較大的困難（圖5）。

圖5 緩坡型生物礁典型地震反射特征圖

3.1 地震資料“雙高”一體化處理技術

針對緩坡型生物礁體積小、隆起幅度低的特征，以地質目標為導向驅動，以橫向高保真為核心，在“雙高”標準處理流程的基礎上，重點做好保真保幅疊前多域去噪、井控Q 補償和反褶積子波處理、高精度速度場約束下疊前時間偏移成像等關鍵步驟，充分保護低頻信息，處理成果頻寬由10 ～60 Hz 拓寬到 6 ～58 Hz，空間偏移歸位準確，生物礁邊界、礁間潮道地震特征明顯（圖6）。

3.2 生物礁識別新方法

3.2.1 數據驅動，利用“盒狀體”透視技術快速識別生物礁發育范圍

生物礁地震反射特征表明，長頂振幅能量、連續性發生變化是生物礁最重要的識別依據[12]，丘狀體之上出現的披覆構造，尤其是高部位出現的上隆特征，會對上覆飛仙關組的地震反射波形及能量造成影響，這是利用地震屬性進行生物礁識別的基礎。傳統的時間切片或沿層切片技術存在著不等時或依賴長頂人工解釋精度的問題，不能較快較好地鎖定生物礁發育范圍。

三維可視化透視技術是利用有一定厚度的“盒狀體”，將目的層附近有可能是地質體反射的地震數據容納其中，剔除或弱化不必要的干擾信息，將目標反射最大限度地呈現出來。因“盒狀體”、拉平技術和透視技術的特點，解釋員能夠看到縱向上一定范圍的地震反射特征，避免了由于不等時或者數據遮擋帶來的不確定性。該方法僅需解釋離目的層最近的一個可連續追蹤標志性層位，不依賴于長興組頂部解釋精度，是典型的數據驅動方法。棕黃—亮黃色的就是生物礁的地震響應，藍綠色為海槽或礁間潮道，展布是比較清晰的（圖7）。該方法能夠較為快速和準確地呈現生物礁的橫向展布特征，圈定礁群發育范圍，指導下一步精細解釋。

圖6 地震“雙高”處理成果對比剖面圖

圖7 生物礁三維可視化透視圖

3.2.2 利用殘厚法沉積古地貌恢復技術精細刻畫生物礁隆起細節

利用地震資料對生物礁形態的刻畫，傳統方法是精細解釋長興組頂部，但由于生物礁大小多變、礁頂巖性組臺多變、儲層發育情況多變等因素，長頂的反射并不單一，沒有統一的解釋標準，導致無法精細、準確刻畫其形態，生物礁井鉆探失利的原因多歸結于此。

通過長期的鉆探總結，認為生物礁發育的部位，地震剖面具有上覆下伏地層“頂凸底凹”特征（圖8）。“頂凸”是指由于生物礁發育形成局部高地貌，造成飛仙關組地層繼承性隆起現象，“底凹”是指由于礁儲層發育或含氣帶來的速度變化，造成長興組底界地震反射同相軸下凹現象[22]。因此可以利用地層厚度的變化，來間接指示生物礁的發育。同時，也可以利用厚度變化趨勢指導長興組頂部的解釋方案，將原來不能識別的細節變化識別出來，新的解釋原則及方案已經得到了鉆探成果的證實。

圖8 生物礁發育區“頂凸底凹”反射特征圖

3.2.3 利用三維可視化技術明確生物礁空間展布形態

得到關鍵性的解釋成果后，利用三維可視化技術可以更加直觀地表示出多個地質體的相對空間關系，最大限度地明確生物礁的空間展布形態[23]。某地區飛四底—上二疊統底的時間厚度在三維空間中的展示，可以清晰看到礁群呈多個條帶狀展布（圖9-a），礁體與礁體、礁體與潮道的接觸關系清晰可辨，相對“盒狀體”透視技術的成果，精度有了大幅度的提高。在地層厚度成果的指導下，對長興組頂部層位做了精細的調整解釋后，利用三維可視化成果，將生物礁的真實構造形態及隆起幅度等細節（圖9-b），與實鉆井進行對比分析，可以幫助我們更好地設計、跟蹤鉆井軌跡。

圖9 生物礁三維可視化表征圖

4 精細雕刻方法的應用

4.1 大貓坪緩坡型生物礁的識別

大貓坪區塊沉積相帶位于開江—梁平海槽東南側轉折端，是構造位置位于四川盆地川東斷褶帶云安廠構造帶南段東南翼斷下盤的一個潛伏構造，氣藏類型為構造—巖性復合圈閉氣藏[13,24]。區內斜坡帶坡度僅2°～3°，礁體上隆特征不明顯，為典型的緩坡型生物礁氣藏。根據前述的緩坡型生物礁刻畫新方法，基于地震資料“雙高”一體化處理，利用數據驅動和“盒狀體”透視技術快速識別生物礁發育范圍，利用地層厚度異常精細刻畫生物礁隆起細節，最終實現大貓坪地區生物礁的精細刻畫（圖10）。

圖10 大貓坪區塊長興組礁體精細刻畫成果圖

4.2 緩坡型生物礁氣藏高效開發實踐

4.2.1 Y012-X16 水平井鉆探歷程

根據前述生物礁精細刻畫成果，2018 年中國石油西南油氣田公司首次在開江—梁平海槽生物礁氣藏中探索水平井垂直臺緣帶“一井雙礁”部署模式，部署了水平井Y012-X16 井（圖11），完鉆層位為長三段，完鉆井深6 970 m，水平段長度1 628 m，最大井斜角92°，測井解釋儲層厚度為546.3 m，平均孔隙度為5.7%，礁體儲層鉆遇率為81.25%。地震精細標定表明，水平井井眼軌跡在兩個礁體均鉆遇長三段晚期礁礁頂部位，測井曲線上表現為低自然伽馬、高聲波時差、高孔隙度的特征。2020 年12 月2 日，②號礁體已成功測試獲氣103.46×104m3/d；2021 年1 月26 日對兩個礁體進行測試，獲113.65×104m3/d 的高產工業氣流，硫化氫含量為103.27 g/m3，天然氣無阻流量達236×104m3/d。實鉆效果與預期完全吻合，刷新了中石油生物礁儲層鉆遇長度新紀錄，為小生物礁氣藏群的效益開發開辟了新途徑。

4.2.2 長水平段“一井雙礁”開發模式

大貓坪長興組生物礁氣藏儲層縱向上集中發育在上部成礁旋回的高位體系域中[9,25]，主要分布于長三段頂部晚期礁礁頂微相中[26]。合成記錄及儲層精細標定成果表明，臺地邊緣生物礁長興組頂界為斷續亮點之上的波谷位置，生物礁在地震剖面上表現為明顯的丘狀隆起正形地貌，礁體內部為不連續的雜亂、空白地震反射特征，與非礁相振幅差異明顯，生物礁儲層（礁頂）地震響應特征為“斷續亮點”反射，儲層主要分布于亮點波峰零相位至飛仙關組底部波谷之間的位置（圖11）。結合小礁體展布特征、儲量動用情況、井控程度等，采用不規則井網進行開發，根據生物礁儲層分布規律及地震響應模式，明確礁頂儲層分布及地震響應特征，進行井軌跡優化設計，建立了緩坡型小礁體長水平段“一井雙礁”的開發模式，鑒于大貓坪區塊生物礁礁體規模小、平面較分散、優質儲層垂厚薄且靠近長興組頂部分布、礁頂部位含氣性較好的特征，水平井長水平段穿越多個小礁體礁頂優質儲層，根據礁體儲層地震響應特征，井軌跡設計水平段位于靠近飛仙關組底部下部的斷續亮點波峰位置，使水平井盡可能鉆遇礁頂優質儲層，以達到同時動用多個礁體天然氣儲量的目的，極大地提高了儲量動用率，降低了經濟成本。“一井雙礁”開發模式的成功開辟了跨生物礁氣藏群效益開發的先例，使近年來開發井接連失利的大貓坪西區塊迅速復蘇，也為四川盆地開江—梁平海槽兩側甚至國內外生物礁氣藏的高效開發提供了借鑒。

4.3 潛力展望

圖11 過Y012-X16 井軌跡深度剖面（左）及礁體精細雕刻（右）圖

大貓坪主體區氣藏目前處于開發中期穩產階段，大貓坪西區塊由于氣井產量普遍較低，一度被認為該區生物礁欠發育，氣藏開發長期處于停滯不前的狀態。Y012-X16 井的高產，開辟了大貓坪西區塊小礁體氣藏高效開發的新篇章，通過小礁體的精細雕刻及定量表征，建立小礁體氣藏高效開發模式，突破制約氣藏高效開發的瓶頸問題，大貓坪區塊預計可新增多個礁體開發區，可為大貓坪長興組生物礁氣藏開發提供近100×104m3/d 的補充產能，具有較大開發潛力，可作為四川盆地生物礁氣藏下一步滾動勘探開發的重要領域。

5 結論

1）緩坡型臺緣斜坡坡度僅2°～4°，生物礁面積小、隆起幅度低，礁體遷移演化規律主要受沉積古地貌及海平面變化控制，形成多排、多期的小礁體。緩坡型生物礁氣藏氣水關系復雜，氣水界面不統一，具有“一礁一藏”的特征，長二段早期礁整體含氣性較差，長三段晚期礁整體含氣性較好，構造高部位為氣，構造相對低部位見水，單礁體內部存在著“上氣下水”的特征，礁體頂部含氣性好。

2）基于地震資料“雙高”一體化處理，利用數據驅動法及“盒狀體”透視技術快速識別生物礁發育范圍，利用殘厚法沉積古地貌恢復技術精細刻畫生物礁隆起細節，通過三維可視化技術明確生物礁空間展布形態，實現了緩坡型生物礁三維空間精細雕刻。

3）將生物礁識別新方法應用于大貓坪區塊長興組氣藏，落實了生物礁展布細節，建立了長水平段“一井雙礁”開發模式，Y012-X16 井鉆探取得重大突破，刷新了中石油生物礁儲層鉆遇長度新紀錄，為小生物礁氣藏群的效益開發開辟了新途徑。大貓坪區塊預計可新增多個礁體開發區，為大貓坪生物礁氣藏開發提供近100×104m3/d 的補充產能，具有較大開發潛力，可作為四川盆地生物礁氣藏下一步滾動勘探開發的重要領域。

致謝：在整個研究期間，中國石油西南油氣田公司楊雨總地質師、勘探開發研究院肖富森專家、川西北氣礦文龍副礦長給予了悉心指導和解惑；中石油東方物探公司西南物探研究院完成了疊前資料處理；中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院張紅英老師完成測井評價。在此一并表示感謝！