缓坡型小生物礁体的精细雕刻与“一井双礁”高产气井的突破——以川东地区长兴组小生物礁群为例

冉 崎 陶夏妍 徐昌海 张连进 黄天俊 刘蜀敏 丁孔芸 蒲柏宇

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地环开江—梁平海槽两侧台缘带是天然气富集的有利相带，已发现普光、龙岗、元坝、铁山、大猫坪、五百梯、黄龙场等多个二叠系生物礁气藏[1-3]。该盆地生物礁气藏勘探开发大致可以分为3 个阶段：①1981—1997 年，野外露头调查和探井钻探，先后发现了建南、石宝寨、铁山、张家场、卧龙河、板东、双龙、铁山、双家坝、五百梯、黄龙场等众多生物礁气藏，当时认为所发现的生物礁均为点礁或塔礁，礁体平面分布具有随机性[4-6]；②1998—2008 年，王一刚等[7]首次提出川东北部地区存在开江—梁平海槽，并明确陆棚边缘相带控制了台缘礁的分布，期间先后发现了普光、龙岗等陡坡加积型台地边缘生物礁气藏，并取得了显著的天然气勘探开发成效；③2009年至今，王一刚等[8]、文龙等[9]、武恒志等[10]进一步明确台缘斜坡带具有“南缓北陡、东缓西陡”的特征。该认识推动了四川盆地缓坡型生物礁气藏的勘探开发，从而发现了元坝、龙门、大猫坪、五百梯二排礁等缓坡型生物礁气藏。

从不同地区上二叠统长兴组斜坡相的坡度来看，龙岗、普光、铁山、龙会场、黄龙场等陡坡型生物礁斜坡坡度超过了23°，最大可达40°[8]，礁体垂向加积生长，厚度较大，纵向多期礁发育，总体以单排礁为主，单个礁体面积介于5 ～20 km2；而元坝、双家坝、兴隆场、大猫坪、五百梯等缓坡型生物礁斜坡坡度介于3°～10°，具有礁体小、平面分散、侧向迁移等显著特征，常常发育为多排礁、雁列礁或指状礁，单礁体面积介于1 ～5 km2。前人识别和预测生物礁的地震方法较多，主要通过礁体丘型外形、地层厚度增厚、上覆地层披覆构造等特征以及礁体地震响应模式分析、地震正演模拟、地震属性提取、古地貌恢复等方法对生物礁进行刻画[11-14]。以上方法对陡坡型大礁体的识别精度高，但对于缓坡型小礁体的地震识别却有着很强的多解性，礁体刻画精度总体较低，尤其在当前新冠肺炎疫情和国际低油价的“双重大考”下，难以满足气藏高效开发的需求。

鉴于此，在深入认识缓坡型生物礁地质特征的基础上，提出了“双高”一体化处理技术、数据驱动的“盒状体”透视技术、残厚法沉积古地貌恢复技术和三维可视化技术为核心的生物礁刻画新方法，以期解决缓坡型小礁体三维空间精细雕刻及定量表征的瓶颈问题，并将该方法应用到川东地区大猫坪区块长兴组气藏，精细落实了生物礁展布细节，指导了新井Y012-X16 井“一井双礁”且天然气日产量超百万立方米，取得了生物礁气藏勘探的重大突破。

1 地质背景

研究区位于开江—梁平海槽南侧“U”形台缘带的转折端[15]，构造位置横跨大天池、七里峡、南门场。受生物礁发育程度的影响，长兴组台缘带地层厚度有差异，地层厚度介于220 ～300 m，基于P.R. Vail 为代表的经典层序地层学理论，可以将长兴组划分为2 个三级层序SQ1 和SQ2，依据岩性、电性特征，自下而上划分出长一、长二、长三段，其中长二段—长三段为生物礁发育的主要层位（图1）。

2 缓坡型生物礁的基本特征

2.1 缓坡型台缘形态特征

生物礁的发育及生长受海槽形态的控制，碳酸盐岩斜坡的形态及与其相连的台地边缘沉积地貌是影响礁体规模、期次及展布特征的关键因素，在不均匀拉张作用的控制下，环开江梁平海槽两侧长兴组沉积期斜坡坡度存在着较大的差异，最低不足3°，最大可至40°。陡坡带（如仪陇—铁山坡地区）斜坡坡度可达23°～40°[8-9]，缓坡带（如五百梯、大猫坪地区）斜坡坡度仅2°～4°。由北至南，海槽两侧斜坡带呈现出由缓变陡再变缓的特征，在海槽南部台缘转折端大猫坪地区斜坡坡度减至最小，仅2°～3°，为典型的缓斜坡沉积，斜坡坡度小，台缘带地貌起伏不明显（图2）。

2.2 缓坡型生物礁发育特征

开江—梁平海槽台缘生物礁的迁移演化主要受古地貌、海平面变化等多重因素影响和控制。由于缓坡型台缘离断陷沉降中心较远，未能形成明显的地貌差异，长一时期生物礁不发育，在长二时期，断陷沉降继续发展，海槽形态逐渐形成，该区深浅水地貌差异逐渐明显，生物礁开始生长发育，因此缓坡型台缘生物礁于长二段的中上部开始发育；在稳定的热沉降构造背景下，古海平面的旋回变化直接控制着生物礁滩体沉积的叠加样式，当海平面下降时，造礁生物为寻求最有利的生长发育条件则向海盆一侧生长，从而出现台地边缘向海盆迁移的现象；当海平面上升时，造礁生物为避免被“淹死”，则会向陆一侧，即台地内部一侧生长，从而导致台地边缘向台内迁移，进而形成多排、多期的小礁体（图3）。

图2 开江—梁平海槽斜坡—台缘形态特征图

图3 开江—梁平海槽南侧长兴组缓坡型生物礁发育模式及地震剖面特征图

2.3 缓坡型生物礁气藏气水分布特征

环开江—梁平海槽长兴组生物礁气藏为构造—岩性复合圈闭气藏，气水关系复杂，完钻井气水界面不统一，单礁体为独立气水系统，具有“一礁一藏”的特征，既有边水气藏，也有底水气藏，气水分布主要受生物礁储集体及现今构造的控制[10,16-19]。以大猫坪区块长兴组为例，区内生物礁气藏“一礁一藏”特征明显，无统一的气水界面，长二段早期礁整体含气性较差，气层分布局限且多口井见水，长三段晚期礁整体含气性较好，气层大面积分布，构造高部位为气，构造相对低部位见水，单礁体内部存在着“上气下水”的特征，礁体顶部含气性好（图4）。

图4 长兴组生物礁气藏剖面图

3 缓坡型生物礁识别新方法

早期主要通过层拉平、“亮点”等技术识别生物礁体，在龙岗等地区取得了较好的应用效果[20]。随着天然气勘探开发工作的深入，由于地震资料横纵向分辨率低、成像效果较差[21]，生物礁相带窄且横向变化快、生物礁体积小、隆起幅度低等问题，缓坡型生物礁的预测存在着较大的困难（图5）。

图5 缓坡型生物礁典型地震反射特征图

3.1 地震资料“双高”一体化处理技术

针对缓坡型生物礁体积小、隆起幅度低的特征，以地质目标为导向驱动，以横向高保真为核心，在“双高”标准处理流程的基础上，重点做好保真保幅叠前多域去噪、井控Q 补偿和反褶积子波处理、高精度速度场约束下叠前时间偏移成像等关键步骤，充分保护低频信息，处理成果频宽由10 ～60 Hz 拓宽到 6 ～58 Hz，空间偏移归位准确，生物礁边界、礁间潮道地震特征明显（图6）。

3.2 生物礁识别新方法

3.2.1 数据驱动，利用“盒状体”透视技术快速识别生物礁发育范围

生物礁地震反射特征表明，长顶振幅能量、连续性发生变化是生物礁最重要的识别依据[12]，丘状体之上出现的披覆构造，尤其是高部位出现的上隆特征，会对上覆飞仙关组的地震反射波形及能量造成影响，这是利用地震属性进行生物礁识别的基础。传统的时间切片或沿层切片技术存在着不等时或依赖长顶人工解释精度的问题，不能较快较好地锁定生物礁发育范围。

三维可视化透视技术是利用有一定厚度的“盒状体”，将目的层附近有可能是地质体反射的地震数据容纳其中，剔除或弱化不必要的干扰信息，将目标反射最大限度地呈现出来。因“盒状体”、拉平技术和透视技术的特点，解释员能够看到纵向上一定范围的地震反射特征，避免了由于不等时或者数据遮挡带来的不确定性。该方法仅需解释离目的层最近的一个可连续追踪标志性层位，不依赖于长兴组顶部解释精度，是典型的数据驱动方法。棕黄—亮黄色的就是生物礁的地震响应，蓝绿色为海槽或礁间潮道，展布是比较清晰的（图7）。该方法能够较为快速和准确地呈现生物礁的横向展布特征，圈定礁群发育范围，指导下一步精细解释。

图6 地震“双高”处理成果对比剖面图

图7 生物礁三维可视化透视图

3.2.2 利用残厚法沉积古地貌恢复技术精细刻画生物礁隆起细节

利用地震资料对生物礁形态的刻画，传统方法是精细解释长兴组顶部，但由于生物礁大小多变、礁顶岩性组台多变、储层发育情况多变等因素，长顶的反射并不单一，没有统一的解释标准，导致无法精细、准确刻画其形态，生物礁井钻探失利的原因多归结于此。

通过长期的钻探总结，认为生物礁发育的部位，地震剖面具有上覆下伏地层“顶凸底凹”特征（图8）。“顶凸”是指由于生物礁发育形成局部高地貌，造成飞仙关组地层继承性隆起现象，“底凹”是指由于礁储层发育或含气带来的速度变化，造成长兴组底界地震反射同相轴下凹现象[22]。因此可以利用地层厚度的变化，来间接指示生物礁的发育。同时，也可以利用厚度变化趋势指导长兴组顶部的解释方案，将原来不能识别的细节变化识别出来，新的解释原则及方案已经得到了钻探成果的证实。

图8 生物礁发育区“顶凸底凹”反射特征图

3.2.3 利用三维可视化技术明确生物礁空间展布形态

得到关键性的解释成果后，利用三维可视化技术可以更加直观地表示出多个地质体的相对空间关系，最大限度地明确生物礁的空间展布形态[23]。某地区飞四底—上二叠统底的时间厚度在三维空间中的展示，可以清晰看到礁群呈多个条带状展布（图9-a），礁体与礁体、礁体与潮道的接触关系清晰可辨，相对“盒状体”透视技术的成果，精度有了大幅度的提高。在地层厚度成果的指导下，对长兴组顶部层位做了精细的调整解释后，利用三维可视化成果，将生物礁的真实构造形态及隆起幅度等细节（图9-b），与实钻井进行对比分析，可以帮助我们更好地设计、跟踪钻井轨迹。

图9 生物礁三维可视化表征图

4 精细雕刻方法的应用

4.1 大猫坪缓坡型生物礁的识别

大猫坪区块沉积相带位于开江—梁平海槽东南侧转折端，是构造位置位于四川盆地川东断褶带云安厂构造带南段东南翼断下盘的一个潜伏构造，气藏类型为构造—岩性复合圈闭气藏[13,24]。区内斜坡带坡度仅2°～3°，礁体上隆特征不明显，为典型的缓坡型生物礁气藏。根据前述的缓坡型生物礁刻画新方法，基于地震资料“双高”一体化处理，利用数据驱动和“盒状体”透视技术快速识别生物礁发育范围，利用地层厚度异常精细刻画生物礁隆起细节，最终实现大猫坪地区生物礁的精细刻画（图10）。

图10 大猫坪区块长兴组礁体精细刻画成果图

4.2 缓坡型生物礁气藏高效开发实践

4.2.1 Y012-X16 水平井钻探历程

根据前述生物礁精细刻画成果，2018 年中国石油西南油气田公司首次在开江—梁平海槽生物礁气藏中探索水平井垂直台缘带“一井双礁”部署模式，部署了水平井Y012-X16 井（图11），完钻层位为长三段，完钻井深6 970 m，水平段长度1 628 m，最大井斜角92°，测井解释储层厚度为546.3 m，平均孔隙度为5.7%，礁体储层钻遇率为81.25%。地震精细标定表明，水平井井眼轨迹在两个礁体均钻遇长三段晚期礁礁顶部位，测井曲线上表现为低自然伽马、高声波时差、高孔隙度的特征。2020 年12 月2 日，②号礁体已成功测试获气103.46×104m3/d；2021 年1 月26 日对两个礁体进行测试，获113.65×104m3/d 的高产工业气流，硫化氢含量为103.27 g/m3，天然气无阻流量达236×104m3/d。实钻效果与预期完全吻合，刷新了中石油生物礁储层钻遇长度新纪录，为小生物礁气藏群的效益开发开辟了新途径。

4.2.2 长水平段“一井双礁”开发模式

大猫坪长兴组生物礁气藏储层纵向上集中发育在上部成礁旋回的高位体系域中[9,25]，主要分布于长三段顶部晚期礁礁顶微相中[26]。合成记录及储层精细标定成果表明，台地边缘生物礁长兴组顶界为断续亮点之上的波谷位置，生物礁在地震剖面上表现为明显的丘状隆起正形地貌，礁体内部为不连续的杂乱、空白地震反射特征，与非礁相振幅差异明显，生物礁储层（礁顶）地震响应特征为“断续亮点”反射，储层主要分布于亮点波峰零相位至飞仙关组底部波谷之间的位置（图11）。结合小礁体展布特征、储量动用情况、井控程度等，采用不规则井网进行开发，根据生物礁储层分布规律及地震响应模式，明确礁顶储层分布及地震响应特征，进行井轨迹优化设计，建立了缓坡型小礁体长水平段“一井双礁”的开发模式，鉴于大猫坪区块生物礁礁体规模小、平面较分散、优质储层垂厚薄且靠近长兴组顶部分布、礁顶部位含气性较好的特征，水平井长水平段穿越多个小礁体礁顶优质储层，根据礁体储层地震响应特征，井轨迹设计水平段位于靠近飞仙关组底部下部的断续亮点波峰位置，使水平井尽可能钻遇礁顶优质储层，以达到同时动用多个礁体天然气储量的目的，极大地提高了储量动用率，降低了经济成本。“一井双礁”开发模式的成功开辟了跨生物礁气藏群效益开发的先例，使近年来开发井接连失利的大猫坪西区块迅速复苏，也为四川盆地开江—梁平海槽两侧甚至国内外生物礁气藏的高效开发提供了借鉴。

4.3 潜力展望

图11 过Y012-X16 井轨迹深度剖面（左）及礁体精细雕刻（右）图

大猫坪主体区气藏目前处于开发中期稳产阶段，大猫坪西区块由于气井产量普遍较低，一度被认为该区生物礁欠发育，气藏开发长期处于停滞不前的状态。Y012-X16 井的高产，开辟了大猫坪西区块小礁体气藏高效开发的新篇章，通过小礁体的精细雕刻及定量表征，建立小礁体气藏高效开发模式，突破制约气藏高效开发的瓶颈问题，大猫坪区块预计可新增多个礁体开发区，可为大猫坪长兴组生物礁气藏开发提供近100×104m3/d 的补充产能，具有较大开发潜力，可作为四川盆地生物礁气藏下一步滚动勘探开发的重要领域。

5 结论

1）缓坡型台缘斜坡坡度仅2°～4°，生物礁面积小、隆起幅度低，礁体迁移演化规律主要受沉积古地貌及海平面变化控制，形成多排、多期的小礁体。缓坡型生物礁气藏气水关系复杂，气水界面不统一，具有“一礁一藏”的特征，长二段早期礁整体含气性较差，长三段晚期礁整体含气性较好，构造高部位为气，构造相对低部位见水，单礁体内部存在着“上气下水”的特征，礁体顶部含气性好。

2）基于地震资料“双高”一体化处理，利用数据驱动法及“盒状体”透视技术快速识别生物礁发育范围，利用残厚法沉积古地貌恢复技术精细刻画生物礁隆起细节，通过三维可视化技术明确生物礁空间展布形态，实现了缓坡型生物礁三维空间精细雕刻。

3）将生物礁识别新方法应用于大猫坪区块长兴组气藏，落实了生物礁展布细节，建立了长水平段“一井双礁”开发模式，Y012-X16 井钻探取得重大突破，刷新了中石油生物礁储层钻遇长度新纪录，为小生物礁气藏群的效益开发开辟了新途径。大猫坪区块预计可新增多个礁体开发区，为大猫坪生物礁气藏开发提供近100×104m3/d 的补充产能，具有较大开发潜力，可作为四川盆地生物礁气藏下一步滚动勘探开发的重要领域。

致谢：在整个研究期间，中国石油西南油气田公司杨雨总地质师、勘探开发研究院肖富森专家、川西北气矿文龙副矿长给予了悉心指导和解惑；中石油东方物探公司西南物探研究院完成了叠前资料处理；中国石油西南油气田公司勘探开发研究院张红英老师完成测井评价。在此一并表示感谢！