摘要：川东北地区位于四川盆地东北部，是中国石化勘探南方分公司天然气勘探的主战场。该区地表地形复杂，二叠系、三叠系目的层埋藏深(5500～7500m)，储层受沉积相带控制，识别难度大，经历多期构造演化且各区块差异大，给油气勘探带来极大的困难。近年来，该公司在已有成果认识的基础上，通过深化二叠系、三叠系台缘礁滩相油气地质综合研究及勘探技术攻关，进一步明确了台缘礁滩相储层发育特征和油气成藏富集规律；形成了独具特色的“相控三步法”礁滩储层有效预测技术和深部高精度三维地震采集处理一体化及复杂超深井钻井等先迸适用配套技术，使得礁滩相勘探目标不断拓宽；探明了普光气田，新近发现了元坝气田，还取得了涪陵北部高陡复杂构造区复向斜部位礁滩相勘探突破，实现了天然气储量的快速增长。
关键词：四川盆地.东北部；中国石化勘探南方分公司；台缘礁滩；天然气勘探；配套技术；勘探成果；普光气田；元坝气田
1 勘探概况
四川盆地是中国陆上大型含油气盆地之一，天然气资源丰富，川东北地区位于四川盆地东北部，是中国石化勘探南方分公司(以下简称南方公司)天然气勘探发展的主战场。“十五”期间，南方公司通过加强区域油气地质综合评价研究，调整油气勘探思路，以长兴组-飞仙关组台缘礁滩相带白云岩储层及构造-岩性复合圈闭为勘探对象，发现了普光气田。研究成果表明，普光气田的储层和油气成藏主要受台缘礁滩相带的控制[1～4]。
“十一五”期间，南方公司针对川东北地区油气勘探的突出问题(地表地形复杂，二叠系、三叠系目的层埋藏深，储层受相带控制识别难度大，各区块经历多期构造演化且差异大，油气勘探难度大)，大力实施科技攻关战略，加强对二叠系、三叠系礁滩相油气地质规律的综合研究，不断创新地质认识，发展完善关键勘探技术，礁滩相油气勘探目标不断拓宽，从“开江-梁平”陆棚东缘的普光地区扩展到陆棚西缘的元坝地区，再扩展到涪陵北部地区，探明了目前国内最大的海相整装大气田——普光气田，新近发现了目前四川盆地目的层埋藏最深的元坝气田，千亿立方米级储量规模基本落实，并获得了一批测试天然气日产量超百万立方米的气井；实现了涪陵北部高陡复杂构造复向斜区礁滩相的勘探突破，形成了沿“开江-梁平”台缘相带展开天然气勘探的良好态势(图1)。
2 油气地质研究进展
2.1 建立起两种台缘-斜坡沉积模式，有效指导了勘探部署
受古构造背景、演化阶段的差异性以及古气候等因素的控制，川东北地区“开江梁平”陆棚东西两侧长兴期-飞仙关期具有明显的沉积差异。利用钻井和地震精细解释成果，主要根据从台地至陆棚间斜坡坡度大小，建立了普光“陡缓坡”和元坝“缓缓坡”两种台缘斜坡沉积模式，其礁滩发育模式存在着明显差异(图2)。
以普光地区为代表的“陡缓坡”台缘，斜坡坡度较大，一般在15°左右，斜坡平面分布范围窄，一般在3km左右。斜坡沉积物岩性以瘤状灰岩为主，发育少量砾屑灰岩，前积构造不发育。长兴组生物礁礁带范围较窄，生物礁表现为纵向加积，礁后浅滩不发育，发育礁盖白云岩储层。飞仙关组在生物礁发育基础上，沉积了巨厚的鲕粒滩，鲕粒滩具有向台地方向退积沉积的特征，储层主要为溶孔鲕粒白云岩，分布范同广，储层厚度大、连续性好，最大厚度达360m，是普光气田的主力储层。
以元坝地区为代表的“缓缓坡”型台缘，斜坡坡度很小，一般介于3°～5°，平面分布范围宽，一般在20km左右。长兴期礁滩大面积发育，构成元坝气田的主力储层，长兴期具有早滩、晚礁，前礁、后滩的沉积特征，生物礁成排成带发育，生物礁发育“礁盖”白云岩储层，储层厚度主要介于80～120m[5]；并发育早期浅滩和礁后浅滩储层，元坝12、123井钻遇礁后浅滩储层厚度均超过100m。元坝地区飞仙关期斜坡沉积物发育丰富的前积构造，沉积泥晶灰岩。飞仙关组鲕滩单层厚度小、平面分布范围广，鲕滩具有随斜坡从早期台缘向陆棚区迁移的沉积特征，鲕滩岩性以亮晶鲕粒灰岩为主，鲕粒灰岩与非泥晶灰岩韵律互层产出，储层主要为鲕粒灰岩储层，厚度介于10～35m。
通过对“开江-梁平”陆棚东西两侧台缘-斜坡沉积特征的研究，有效地指导了元坝地区及涪陵地区礁滩相勘探目标的确定及其勘探部署，对发现相关勘探目标作用重大。
2.2 提出3种类型的生物礁及其识别模式，有效指导了生物礁精细描述
通过对元坝地区钻录井和三维地震资料的综合分析，依据生物礁特征划分提出了3种类型的生物礁：垂向加积生物礁、侧向迁移生物礁及早期生物礁(图3)，3种生物礁的生长与储层发育均具有显著特点。在该认识的指导下，提高了生物礁描述及井位优选精度，保证了勘探部署井的高成功率。
1) 垂向加积生物礁多期叠置，礁体厚、规模大；“礁盖”储层厚度大(90～140m)、物性好(Ⅰ、Ⅱ类储层占30%～50%)，是该区生物礁优质高产储层发育最有利的相带，有4口井测试天然气日产量超百万立方米；地震资料具有明显底平顶凸、高陡丘状外形，顶部低频强振幅亮点、内部杂乱弱振幅反射等特征。
2) 侧向迁移生物礁生长规模中等，储层厚度中等(30～60m)、物性较好(Ⅰ、Ⅱ类储层占20%～30%)；地震资料具有丘形体侧向叠置、顶部低频强振幅亮点、内部空白杂乱反射等特征；元坝10井取心在长兴中部见礁前垮塌角砾岩表明了相带的迁移。
3) 早期生物礁发育于长兴期早中期，晚期演化为局限环境沉积，生物礁规模相对小；储层厚度较薄(30m左右)但物性好(Ⅰ、Ⅱ储层占50%)，元坝104井在该类型储层测试获得天然气日产量超过百万立方米，表明储层物性好；地震资料具有低频、低幅度强振幅丘状外形等特征。
长兴组台地边缘礁滩复合体储层的发育与生物礁生长密切相关。生物礁生长后期随着水平面相对下降与生物礁的快速生长，生物礁顶部接近或已经暴露，形成“礁盖”暴露浅滩储层。在元坝地区通过钻井资料揭示及地震资料刻画，礁滩复合体“礁盖”储层的发育与生物礁不同部位密切相关，生物礁的礁坪、礁顶位置有利于高能生屑滩的堆积，后期白云岩化、溶蚀作用强，储层发育，而礁前储层相对变差，元坝10井钻至礁前位置，储层厚21.3m，而采用大斜度井向礁坪方向侧钻，储层垂厚38.4m，增厚17.1m。
2.3 提出3种礁滩圈闭成藏演化模式，拓宽了礁滩相油气勘探范围
油气成藏研究成果表明：礁滩气藏大多经历了原油充注、古油藏深埋裂解与后期调整等3个阶段，根据在不同阶段构造与岩性对油气藏的控制作用，划分出3种类型礁滩气藏成藏演化模式：元坝东部继承性岩性圈闭型、普光构造-岩性圈闭型以及兴隆场向斜区岩性圈闭型。
1) 元坝东部继承性岩性圈闭后期调整阶段调整幅度较小，整体继承了油藏阶段岩性圈闭，在圈闭内发生了气、水调整，造就了现今气藏内部具有高气、低水的分布特征，不同圈闭具有不同的气水界面。
2) 普光构造-岩性圈闭在后期调整阶段调整幅度较大，气、水发生了大的调整分异，在构造高部位整体含气，低部位为水区，为边水气藏，普光地区气藏高度达941m。
3) 兴隆场向斜区岩性圈闭在局部构造调整阶段演化为向斜区，但气藏整体受到礁滩岩性圈闭控制，未发生大的横向运移和纵向散失，仅在向斜控制下岩性圈闭内发生了气、水调整，岩性气藏内部具有高气、低水分布特征，部署在川东弧形高陡褶皱带拔山寺向斜区的兴隆1井，于长兴组试获高产工业气流。
上述3种类型礁滩圈闭成藏演化模式说明，礁滩储层控制的岩性圈闭、构造岩性圈闭在构造背斜区、构造平缓区以及构造向斜区均有可能富集油气。
3 勘探关键配套技术
3.1 面向深部储层的高精度三维地震采集与处理一体化技术
基于高精度卫星照片、测量定位的跨障碍特殊设计，逐点测量定位技术；基于岩石力学、岩石物理学和爆破理论，应用饱和激发理论，实现激发井深、激发岩性与激发方式的优选与最佳匹配组合，提高激发能量的高频；基于成像效果的高密度反射点参数论证、起伏地表复杂地下结构的照明分析及CRP分析的地震波场正演、完善复杂山地观测系统设计和论证，形成了面向复杂储层的山地高精度地震采集设计技术。
复杂山地地震数据处理，基于高保真的叠前去噪、层析静校正技术和基于共聚焦成像理论、起伏地表曲射线叠前时间偏移成像技术，提高复杂构造的成像精度；同时基于调谐分析与分频分析的高分辨率储层成像，进一步提高储层分辨能力与刻画精度。主要目的层(二叠系长兴组-三叠系飞仙关组)地震资料主频由30Hz提高到50Hz，储层预测分辨率由37m提高到22m。
3.2 “相控三步法”礁滩相储层综合预测技术
超深层碳酸盐岩礁滩相储层预测遵循地面地质→钻井→测井→地震→综合评价的研究模式，总体研究思路：以沉积相研究为指导、以模型正演与地震相分析为基础、形成以相控多参数储层反演为核心的“相控三步法”超深层碳酸盐岩储层综合预测技术。通过采用“相控三步法”储层综合预测技术，使储层的预测精度得以大幅度提高，在普光大湾地区及元坝地区完钻的37口礁滩相探井均钻遇储层，储层厚度预测偏差小于8%，近期在元坝地区礁滩相完成试气的14口井中有13口井试获工业气流，其中有6口井7层测试天然气日产量超百万立方米，元坝205井分别在长兴组一段和二段测试获天然气日产量超百万立方米。
3.3 复杂深井钻井技术系列
川东北地区深井、高压、高温、高含硫、高产及同一裸眼多套压力层系共存，漏溢压力窗口窄，地层稳定性差、可钻性差、倾角大，使得钻探过程中存在“喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒”等诸多技术难题，给钻井工程带来了极大困难和严重挑战。
“十一五”期间通过技术攻关，形成了复杂井身结构优化技术、复杂深井优快钻井技术、钻井防漏堵漏技术及复杂地层固井质量技术等4大技术系列。自主研发了机械式自动垂直钻井系统，成功开发出了4种规格的孕镶金刚石钻头和11种适合不同地层、不同钻井方式的PDC钻头，推广应用了“高效PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，有效提高了该区深部海相地层钻井速度，提速幅度为32.9%。大幅度缩短深井、超深井钻井周期，实现了复杂条件下深井、超深井“安全、优质、快速、低耗”钻井。
4 天然气勘探成果
4.1 探明普光气田
普光气田发现后确立了“整体评价，分步实施”的勘探部署思路。在实施普光主体评价落实的同时，通过加强对普光主体周边地区的地质综合研究及目标评价，落实长兴组飞仙关组台地边缘礁滩相带平面上沿老君-普光-普光西-大湾-毛坝-分水岭呈北西-南东向条带状展布，评价结果认为：大湾、毛坝和分水岭地区具有与普光主体相似的油气成藏条件，是展开油气勘探的有利目标。
在地质新认识的指导下，2006年甩开预探大湾构造并相继实施了大湾1井等5口井，在长兴组-飞仙关组均钻遇台地边缘礁滩相储层及工业气流，储层厚、物性好。2008年整体探明大湾区块，新增含气面积35.78km2、探明天然气储量1015.99×108m3；毛坝构造相继实施的毛坝4、6井飞仙关组均钻遇台地边缘暴露浅滩白云岩储层及工业气流，储层分别厚200m、14m，探明含气面积7.49km2、探明天然气储量251.85×108m3，储量丰度高达33.62×108m3/km2；2010年部署在分水岭北部的分2井在长兴组 飞仙关组钻遇台地边缘礁滩相储层，测试获日产58.49×104m3工业气流，实现了普光台缘礁滩相带勘探向两北继续扩大。
“十一五”期间通过普光主体和周边大湾、毛坝及分水岭地区长兴组 飞仙关组台地边缘礁滩有利相带的甩开勘探，累计新增天然气探明储量1611×108m3，实现了普光气田的扩大落实。截至2010年底，普光气田累计获天然气探明储量4121.73×108m3。
4.1 发现元坝气田
元坝地区构造上位于四川盆地川中构造北斜坡与九龙山和通南巴构造带向南倾末端的结合部位，主体处于区域构造的较低部位，构造平缓，地层埋藏深，二叠系埋深介于6500～7800m。在普光气田发现的启示下，通过加强区域基础地质研究，在开江梁平陆棚西侧的元坝地区发现深层二叠系、三叠系台缘礁滩相带岩性圈闭目标；2006年部署在元坝岩性圈闭低部位的元坝1井在长兴组顶部钻获一套礁盖溶孔白云岩储层，长兴组测试获日产50.3×104m3的工业天然气流，发现了元坝气田。
元坝气田发现后按照“区域甩开，整体部署，滚动实施”的勘探部署思路展开评价，千亿立方米级储量得到基本落实(图4)：①至目前台缘礁滩相完钻的19口井长兴组全部钻遇储层，储层厚度介于30～150m，已完成测试的16口井获工业气流，其中10口井达中高产工业气流，6口井测试日产天然气超百万立方米；②钻探研究发现，元坝地区长兴组-飞仙关组发育大型台地边缘沉积，具有礁滩复合储层及礁后浅滩储层勘探目标，储层叠合连片，控制有利相带面积逾500km2，其中测试证实生物礁带为油气高产富集带；③吴家坪组新发现浅滩有利勘探目标，元坝29井于2011年测试获日产135.9×104m3的高产工业气流，展示了吴家坪组良好的油气成藏条件和勘探潜力。计划“十二五”中期完成元坝地区礁滩储层的整体探明。
4.3 涪陵北部高陡复杂构造区复向斜部位礁滩相勘探取得突破
涪陵北部处于川东高陡褶皱构造带，早期主要以黄泥塘高陡构造带石炭系为勘探对象，先后钻探11口井，石炭系普遍出水，勘探一直打不开局面。
随着元坝气田勘探的突破，加强了对该区长兴组-飞仙关组的油气评价研究，通过大量基础性工作，落实涪陵北部长兴组-飞仙关组发育台缘相沉积，评价结果认为：涪陵复向斜区具备岩性圈闭成藏条件，进而建立起二叠系礁滩相“近源聚集、岩性控藏、晚期调整”的成藏新认识。在上述新认识的基础上，提出主攻复向斜区二叠系、三叠系台缘礁滩相带岩性圈闭的勘探新思路。2009年部署在涪陵北部岩性圈闭上的兴隆1井在长兴组钻遇台地边缘礁滩相储层，长兴组测试获51.7×104m3/d的工业气流，取得了复向斜区勘探的突破(图5)，目前正在展开礁滩相目标的评价工作。
5 结论
1) 近年来通过加强礁滩相油气成藏地质研究，新建立两种类型台缘斜坡沉积模式、3种类型生物礁识别模式和3种礁滩油气圈闭成藏演化模式等新认识，进一步发展完善了对台缘礁滩相沉积及油气成藏富集规律的研究成果，为川东北地区台缘礁滩相油气勘探提供了地质理论认识上的指导。
2) 勘探实践表明，南方公司在川东北地区礁滩相领域发展形成的勘探关键技术与勘探配套技术系列是先进有效的，为普光气田的扩大和探明，元坝气田的发现和涪陵北部的勘探突破提供了有力的技术保障。
参考文献
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[3] 马永生，牟传龙，郭旭升，等.四川盆地东北部长兴期沉积特征与沉积格局[J].地质论评，2006，52(1)：25-29.
[4] 郭旭升，郭彤楼，黄仁春，等.普光-元坝大型气田储层发育特征与预测技术[J].中国工程科学，2010，12(10)：82-90.
[5] 胡东风.川东北元坝地区隐蔽气藏的勘探突破及其意义[J].天然气工业，2010，30(8)：9-12.
(本文作者：郭旭升 胡东风 中国石化勘探南方分公司)
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