元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

武恒志　李忠平　柯光明

1.中国石化西南油气分公司　2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

武恒志等.元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策. 天然气工业，2016， 36（9）: 11-19.

元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

武恒志1李忠平1柯光明2

1.中国石化西南油气分公司2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院

武恒志等.元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策. 天然气工业，2016， 36（9）: 11-19.

四川盆地元坝气田是世界上已发现埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田，上二叠统长兴组生物礁气藏具有埋藏超深，礁体小、散、多期，储层薄、物性差、非均质性强，流体分布复杂，直井产量低等特点；气藏开发面临礁相白云岩储层时空展布规律研究需不断深化，小礁体精细刻画与薄储层定量预测困难，水平井部署与优化设计影响因素众多，长水平段水平井长穿优质薄储层难度大等诸多难题。为实现对该气田的高效开发，开展了生物礁储层分布规律与发育模式研究、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等技术攻关。相关系列攻关成果有力地支撑了元坝气田的开发建设，建成了我国首个超深高含硫生物礁大气田，混合气产能可达40×108m3/a。该气田的成功投产，一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位；另一方面，对保障“川气东送”沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气，对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。

四川盆地元坝气田晚二叠世生物礁气藏储集层发育模式礁体刻画水平井设计轨迹优化

元坝气田是世界上已发现的埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田，上二叠统长兴组气藏主体为台地边缘礁滩沉积，储层主要为生物礁相白云岩。随着国内外高含硫天然气资源的不断被发现［1-3］，开发该类气藏，一方面是国家能源战略的重点发展方向之一，实现天然气大发展，并奠定我国在高硫气田开发领域的技术领先地位；另一方面，国内外尚无成功先例［4］，有效开发面临诸多难题。笔者重点从储层分布规律与发育模式、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等方面对气藏有效开发的对策做了分析与探讨。

1　气藏主要地质特征

元坝气田长兴组生物礁气藏整体具有埋藏超深，礁体小、散、多期、储层薄、物性差、非均质性强，流体分布复杂，直井产量低等特点。

1.1气藏埋藏超深

元坝气田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，长兴组整体表现为向NE倾斜的单斜构造，气藏平均埋深超6 600 m（实钻长兴组顶底介于6 239～7 244 m），与国内近期深层油气藏勘探开发现状相比［5-10］，元坝长兴组气藏是国内规模开发的埋藏最深的超深层气藏。与邻区龙岗气田相比深700～1 500 m，比普光气田深800～1 500 m，比五百梯气田深2 600 m，比铁山气田深3 200～3 700 m。

1.2礁体小、散、多期

钻井及区域地震资料揭示，元坝地区长兴组沉积时期处于开江—梁平陆棚［11-13］西侧的缓坡型台地边缘，坡度为8°～10°［14-17］，在此背景下，水动力相对较弱，生物礁生长速度慢，礁体沉积以垂向加积、侧向迁移为主，形成了单礁体规模小、垂向多期叠置，平面分布范围广而散的格局。根据Flood等于1993年对苍鹭岛生物礁灰岩沉积特征的研究，现代缓坡型台缘礁滩相沉积具有单礁体规模小、垂向多期叠置、平面分布散的特点。而郭彤楼等通过对元坝地区长兴组台缘礁滩体系内幕构成及时空配置的研究认为元坝地区发育多期、向不同方向迁移的生物礁［16-18］。

图1　元坝气田长兴组礁相储层岩心分析孔、渗分布直方图

1.3储层非均质性强

1.3.1储层物性差

通过16口井465个岩心样品分析资料统计，元坝气田长兴组气藏礁相储层孔隙度介于0.53%～23.59%，平均为4.87%，其中孔隙度大于2%的样品平均为5.76%。主要分布于2%～5%、约占47%，孔隙度小于2%和介于5%～10%次之、约占21%；渗透率介于0.000 7～1 720.719 0 mD，几何平均值为0.511 1 mD，存在0.002～0.250 mD和大于1mD两个峰值区间（图1），渗透率级差大、非均质性强。23口井测井解释长兴组礁相储层孔隙度介于2.0%～14.2%之间（图2），平均为4.8%，渗透率介于0.01～13 483.89 mD，几何平均值为0.99 mD。总体属于低孔、中低渗储层。

1.3.2储层厚度薄

元坝地区23口井单井礁相储层平均厚度58.8 m，其中：Ⅰ类气层厚0～15.8 m，均厚2.66 m，占储层总厚度的4.72%；Ⅱ类气层厚0～56.3 m，均厚18.5 m，占储层总厚度的32.85%；Ⅲ类气层厚2.1～67.3 m，均厚25.8 m，占储层总厚度的45.83%；含气层厚0～20.8 m，均厚2.21%，占储层总厚度的3.92%；气水同层厚0～34.65 m，均厚2.72 m，占储层总厚度的4.82%；含气水层厚0～59.6 m，均厚4.05 m，占储层总厚度的7.19%；水层厚0～8.45 m，均厚0.37 m，占储层总厚度的0.65%（图3）。

图2　元坝气田单井长兴组礁相储层测井解释平均孔隙度分布直方图

图3　元坝气田单井长兴组礁相储层测井解释分类厚度直方图

图4　过YB12井—YB101井长兴组储层对比图

1.3.3非均质性强

从各井储层综合评价对比可以看出，元坝地区长兴组礁滩相储层纵横向上非均质性强，各类储层交错分布，整体表现为“纵向不同类型储层不等厚互层、横向连通性差、平面厚度变化大”的特点（图4）。

1.4气水分布复杂

根据测井解释与测试成果，对元坝长兴组气藏气水关系进行了深入分析，认为元坝气田长兴组气藏具有“一礁一藏”的特征，不同礁体具有相对独立的气水系统，不存在区域性水体，水体展布形态总体表现为边水或底水。研究表明：②、③、④号礁带礁相储层气水分布受现今构造控制较明显，总体上构造低部位产水，水体主要分布于YB273、YB28、 YB103H等井区，但①号礁带气水关系和构造位置无明显关系，YB9、YB107、YB10-1H等井均不同程度产水（图5）。

图5　过YB10-1H井—YB9井长兴组气藏剖面示意图

1.5直井产能低

元坝气田长兴组生物礁气藏前期15口完钻井测试结果表明，直井测试产能偏低，无阻流量介于7×104～318×104m3/d，平均为149×104m3/d。

2　气藏有效开发面临的挑战

气藏复杂的地质特点使得在生物礁储层分布规律与发育模式，小礁体精细刻画与薄储层定量预测，开发井部署与优化设计以及钻井实施过程中井轨迹实时优化调整等方面都具有复杂性，给气田高效开发带来了极大的技术难题。梳理气田开发中存在的难点，主要表现在以下4个方面：①元坝地区长兴组缓坡型台缘生物礁小、散、多期，储层非均质性强的特点使得有利储层时空展布规律研究需不断深化；②目的层埋藏超深，地震信号弱，信噪比和分辨率低［19-20］，小礁体识别、精细刻画及薄储层分类定量预测十分困难；③直井产量较难达到经济极限指标，针对小礁体和薄储层，水平井部署与优化设计影响因素众多；④针对埋深近7 000 m、水平段长度近1 000 m的水平井，长穿优质薄储层难度大。

3　主要开发技术对策

3.1生物礁储层分布规律与发育模式研究

3.1.1礁相白云岩储层主控因素

笔者及其他学者大量研究结果［21-22］表明：沉积期古地貌高控制了生物礁发育的有利部位，台地边缘—坡折带和台地内高地是元坝地区生物礁最有利的发育环境，生物礁主要发育在每一环境内部的地形构造高点上［23］。元坝地区长兴组有利储集相带主要为台地边缘生物礁，有利沉积微相控制了储层的横向变化与分布，沉积期高频旋回控制了储层的纵向发育部位，储层主要发育于四级层序下降半旋回中、上部，这与四级层序下降半旋回沉积过程中海平面下降，前期形成的原岩更容易发生白云岩化作用有关［24-26］。

对于台地边缘生物礁，礁体内部差异性成岩作用控制了储层纵横向变化与分布，造成了礁相白云岩储层的强非均质性。元坝地区白云岩储层的发育主要受白云石化及溶蚀作用的双重控制：同生期高盐度白云石化、中期浅埋藏白云石化控制了白云岩的形成，是白云岩储层形成的基础；中晚期与有机酸及硫酸盐还原作用有关的溶蚀作用，优先在白云石内发育，形成长兴组气藏的主要储集空间，是白云岩储层形成的关键。单个生物礁垂向上可分为礁基、礁核、礁盖，在横向上可分为礁前、礁顶、礁后：礁顶（礁盖）发育早期蒸发泵白云石化、浅埋藏白云石化作用，中晚期溶蚀作用强烈，储层最发育；礁后储层经历早期回流渗透白云化作用、浅埋藏白云石化作用，中晚期溶蚀作用较强烈，储层亦较发育（图6）。

3.1.2礁相储层分布规律

元坝地区长兴组发育单期礁和双期礁两种类型（图7），垂向上，单期礁储层主要发育于礁盖（均厚39.9 m），双期礁储层以上部II期礁盖为主（均厚42.9 m），下部I期礁盖次之（均厚21.6 m）；横向上，储层主要分布于礁顶（均厚77.0 m，I+II类均厚37.0 m），礁后次之（均厚38.3 m，I+II类均厚11.0 m），礁前相对较差（均厚32.6 m，I+II类均厚9.5 m）。

图6　礁体不同部位（礁顶和礁后）储层白云岩化模式图

3.1.3礁群发育与储层分布模式

元坝地区长兴组生物礁在沉积背景上属缓坡型台缘生物礁沉积，受沉积期古地貌及海平面频繁升降影响，礁滩体具有小、散、多期的特点，由此导致生物礁发育模式复杂多样，储层展布特征复杂多变，开发井优化部署及轨迹优化调整难度大。通过对生物礁地层地质及地震剖面结构特征的综合分析，建立了5种礁群发育与储层分布模式，即纵向进积型、纵向退积型、横向并列型、横向迁移型、复合叠加型（图7）。不同模式下单礁体叠置方式及储层分布特征为礁体识别、储层定量预测与精细刻画、开发井部署和井轨迹优化等提供了重要支撑。

3.2礁体精细刻画与储层定量预测

3.2.1超深层小礁体识别与精细刻画

以生物礁发育与储层分布模式为指导，应用古地貌分析确定礁带、礁群分布范围，瞬时相位确定单礁体边界，频谱成像确定单礁体之间的连通性，三维可视化技术确定礁带、礁群的边界及单礁体的空间分布，对礁带、礁群和单礁体展布进行精细刻画。结果表明：元坝气田长兴组气藏发育4条礁带及1个礁体叠合区，可进一步刻画出21个礁群、90个单礁体；单礁体相对较小，礁盖面积介于0.12～3.62 km2不等，平均为0.99 km2。

3.2.2生物礁薄储层分类定量预测

以生物礁发育与储层分布模式为指导，在礁体精细刻画基础上，集成应用沉积微相相控波阻抗反演、伽马拟声波反演、叠前地质统计学反演和三维可视化技术，对礁体内部薄储层进行分类定量预测和精细描述。通过沉积微相相控波阻抗反演预测储层总厚度，伽马拟声波反演去除泥质影响，叠前地质统计学反演有效预测不同微相带分类储层厚度，三维可视化技术清晰描述生物礁内部储层的空间分布。储层预测结果表明生物礁有利储层面积约155.19 km2，①号礁带优质储层（I+II类）均厚25 m；②号礁带优质储层（I+II类）均厚30 m；③号礁带优质储层（I+II类）均厚40 m；④号礁带优质储层（I+II类）均厚35 m；礁滩叠合区（I+II类）储层均厚20 m（图8）。

3.2.3生物礁薄储层含气性检测技术

采用叠后吸收衰减、叠前弹性阻抗、泊松比反射、Lame系数等多属性融合以及数据结构体等方法预测储层含气性。实钻结果与含气性预测吻合：①号礁带整体含水、气水界面不统一；②号礁带局部含水；③、④号礁带仅构造低部位含水。

图7　元坝地区长兴组单礁体及礁群发育与储层分布模式图

3.3条带状小礁体气藏水平井优化设计

3.3.1井型优选

针对直井产能低、控制储量少的特点，结合长兴组气藏礁体分布特征、生物礁发育与储层分布模式、小礁体精细刻画和含气性检测成果，以经济极限产量和井控储量为前提，综合确定开发井井型：①对于纵向上层数多、分布散或储层较厚的生物礁采用大斜度井；②对于储层集中、横向上多礁盖发育或底部有水层的礁体，采用水平井。元坝地区长兴组气藏开发井井型以水平井为主，大斜度井为辅。

3.3.2水平井优化设计

针对单礁体小、连通性差的礁群，采用水平井控制多个礁体，提高储量动用程度；针对纵向发育多期礁的礁体（群），采用水平井与大斜度井结合，提高纵向储量动用程度；针对局部有底水的礁体（群），采用水平井避开水层，以控制底水锥进，延长无水采气期（图9）。

根据礁体的连通性及动用储量优化水平段长度：连通性好、储量大的礁体，设计井间距2 000～3 000 m，水平段长度800 m；储量达不到2口以上井控储量指标的礁体部署1口井；单礁体储量小于极限经济储量的采用1井多礁。水平井方位主要沿礁带走向设计，多穿单礁体和礁相优质储层。

图8　元坝地区长兴组气藏I+II类储层厚度预测图

水平井方位主要沿礁带走向设计，确保钻遇更多的单礁体、更长的优质储层；对没有水的礁体，水平段A靶位于有利储层中上部，B靶位于有利储层中下部；对有水的礁体，水平段位置尽量靠近储层的中上部以有效避开水层。

3.4超深薄储层水平井轨迹实时优化调整

针对元坝气田长兴组气藏埋藏超深，优质储层薄，非均质性强，构造起伏大，水平段长，井眼难以控制，采用X射线荧光分析和核磁共振分析新技术，解决了碳酸盐岩常规录井岩性识别与储层评价的难题，建立了碳酸盐岩岩性解释图版和储层核磁物性分类评价标准，形成随钻岩性快速识别技术和随钻储层快速评价技术。在此基础上，建立“找云岩、穿优质、控迟深、调靶点”的超深条带状小礁体气藏水平井轨迹优化调整模式，通过特殊录井准确跟踪分析钻遇地层岩性、物性和含气性的变化，及时优化调整设计轨迹，有效指导滑动导向工具进行增斜或降斜钻进。

4　应用效果

1）在储层分布规律及生物礁发育与储层分布模式的指导下，根据礁体精细刻画与储层定量预测结果，并结合流体分布和单井产能，优选4条礁带、礁滩叠合区和元坝12井滩区为开发建产区，分试采和滚动两期各20×108m3编制了元坝长兴组气藏开发方案。方案设计生产井37口，其中利用探井12口，部署开发评价及开发井25口（均为水平井），开发井19口（水平井17口，大斜度和定向井7口，直井1口）。

2）开发评价及开发井已全部完钻，实钻钻井成功率100%，储层预测符合率近95%，水平井储层钻遇率超82%，实钻结果与地质认识及有利储层精细描述吻合程度高，进一步证实了地质研究、地球物理预测及轨迹实时优化调整的可靠性与准确性。

3）已完成测试水平井和大斜度井口口高产，平均无阻流量（297×104m3/d）是邻近直井（156×104m3/d）的1.9倍，混合气产能可达40×108m3/a，建成了我国首个7 000 m深的高含硫生物礁大气田。

4）元坝气田自2014年12月投产以来，各项指标均达到了设计要求。截至2015年底，累计投产22口井，配产880×104m3/d。2015年产混合气17.69×108m3、净化气16.41×108m3、硫磺13.8×104t，新增产值24.87亿元，新增利润9.1亿元。

5）元坝气田的成功投产，一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位；另一方面，元坝气田成为“川气东送”工程的又一个重要气源地，对保障“川气东送”沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气，对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。

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Characteristics of the Changxing Fm biohermal gas reservoir in the Yuanba Gasfeld， Sichuan Basin and development countermeasures

Wu Hengzhi1， Li Zhongping1， Ke Guangming2
（1. Sinopec Southwest Branch Company， Chengdu， Sichuan 610081， China； 2. Exploration and Deνelopment Research Institute， Sinopec Southwest Branch Company， Chengdu， Sichuan 610081， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.11-19， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

Located in the Sichuan Basin， the Yuanba Gasfield is the deepest high-sulfur carbonate gas field among those discovered in the world. Its biohermal gas reservoir of the Upper Permian Changxing Fm is characterized by ultra depth， multi-stage small and scattered reef， thin reservoir， poor physical properties， strong heterogeneity， complex fluid distribution， and low production of vertical wells. The development of the biohermal gas reservoir is subject to many difficulties. For example， it is necessary to deepen the studies on timespace distribution laws of reef dolomite reservoirs； it is difficult to characterize small reefs precisely and predict thin reservoirs quantitatively； the deployment and optimization design of horizontal wells are influenced by multiple factors； and the difficulty for horizontal wells with long horizontal sections to run through high-quality thin reservoirs is high. In order to develop the Yuanba Gasfield efficiently，therefore， it is necessary to carry out a series of technical researches on the distribution laws and development models of biohermal reservoirs， precise characterization of small reefs， quantitative prediction of thin reservoirs， optimization design of horizontal wells in banded small reef gas reservoirs， and real-time trajectory optimization and adjustment of horizontal wells in ultra-deep thin reservoirs. These research results provide a powerful support for the development and construction of the Yuanba Gasfield. Based on these technologies，China's first ultra-deep high-sulfur large biohermal gas field was built with a mixed gas annual production capacity of 40×108m3. The successful commissioning of the Yuanba Gasfield lays a basis for the leading position of China in the field of high-sulfur gas field development. In addition， it is of great significance to the long-term stable gas supply in 70 cities of six provinces and two municipalities along the "Sichuan-to-East China Gas Transmission Pipeline"， as well as to the industrial structure adjustment in central-western China and the economic development along the Yangtze River.

Sichuan Basin； Yuanba Gasfield； Late Permian； Biohermal gas reservoir； Reservoir； Development model； Reef characterization； Horizontal well design； Trajectory optimization

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.002

2016-07-08编辑韩晓渝）

“十三五”国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）。

武恒志，1964年生，教授级高级工程师，博士；主要从事油气田开发工作，现任中国石化西南油气分公司副总经理。地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。电话：（028）65285855。ORCID: 0000-0002-9481-7868。E-mail: wuhengzhi.xnyq@sinopec.com