—访“元坝超深层生物礁大气田高效勘探及关键技术”项目第一完成人、中国石化勘探分公司总经理郭旭升

　　元坝气田的成功发现，使我国进入了超深层气田勘探技术领先行列。

　　文/本刊记者 侯瑞宁

　　元坝有喜讯。

　　1月9日，“元坝超深层生物礁大气田高效勘探及关键技术”获得2014年国家科技进步一等奖。

　　作为我国目前规模最大、埋藏深度最深的大型生物礁气田，元坝气田的成功发现意味着我国成功攻克了7000米深的气藏勘探难题，将带动我国超深层领域油气勘探发展，使我国站在了同类气田勘探技术领先行列。

　　那么，元坝气田的成功勘探积累了哪些先进的理论与技术经验，为未来超深层油气藏勘探发现带来怎么样的启示;近年来，从普光气田到元坝气田再到涪陵页岩气田，中石化勘探分公司何以频频带来惊喜……针对一系列问题，“元坝超深层生物礁大气田高效勘探及关键技术”项目第一完成人、中国石化勘探分公司总经理郭旭升接受了中国石油石化杂志社记者的采访。

　　未来有了更多可能

　　中国石油石化：郭总，首先祝贺“元坝超深层生物礁大气田高效勘探及关键技术”获得2014年国家科技进步一等奖。在您看来，元坝气田的勘探理论与关键技术将对我国同类气田勘探发现带来哪些影响?

　　郭旭升：元坝大气田的发现，填补了我国超深层生物礁勘探领域这项空白，拓展了油气勘探范围和领域，将推动我国未来超深层领域油气勘探和石油工程技术的发展。我国四川、塔里木、鄂尔多斯三大盆地超深层面积多达80余万平方千米，资源潜力大，同时塔里木、鄂尔多斯古生界、南海大陆架及四川盆地长兴组以外的其他层系也具有生物礁勘探的良好前景。

　　元坝气田取得的超深层大型生物礁沉积、储层及成藏富集机理认识和复杂山地超深层生物礁储层地震勘探技术对国内类似的超深层生物礁滩气藏的勘探发现提供了可借鉴的成功经验;元坝所形成的高酸性、高温、高压气田超深井钻井、完井、测试及全过程硫化氢检测与防护等关键技术，对加快四川、塔里木、鄂尔多斯、渤海等地区超深层高酸性复杂气田的勘探开发提供了可借鉴的成熟技术。

　　中国石油石化：元坝气田拉开了我国超深层油气田勘探开发的序幕。您认为，这是否意味着“超深层”是未来勘探的趋势与方向?

　　郭旭升：世界各大主力油气田经过半个多世纪的开发，中浅层的油气发现已经呈下降趋势。我国的形势也不容乐观，随着中浅层油气领域勘探理论认识的逐渐成熟和勘探技术日趋完善，6000米以浅领域勘探程度总体较高，中浅层勘探储量的增长越来越缓慢。而日益增加的能源需求，对进口油气的依赖程度越来越高，严重制约了国家的发展和能源安全，因此加大对超深层油气的勘探开发已经成为大势所趋。但该领域受制于油气成藏富集机理认识及技术经济条件，前期国内一直未取得重大突破，国外也鲜有发现。

　　元坝大气田的发现，证实了超深层天然气领域的巨大勘探潜力，也表明向大于6000米的超深层和非常规两大领域展开勘探已势在必行。

　　“超深层”的烦恼与创新

　　中国石油石化：起初，元坝气田“超深层”这一最大的特点给勘探发现带来了哪些困难与挑战?

　　郭旭升：我们所说的“超深层”是指大于6000米以深的储层。元坝地区主要目的层埋藏超深的特点，给勘探发现带来诸多世界级难题与挑战。

　　一是埋藏7000米左右，前期认为储层致密、物性差，缺乏形成大气田的优质储层;二是超深层时代老、构造演化及成藏过程复杂，能否形成大气田的成藏富集机理不清;三是地处复杂山地、埋藏超深，地震信号弱、信噪比与分辨率低，不利于勘探目标的识别;四是元坝超深层具有高温、高压、高含硫和压力系统复杂等特点，造成工程事故多、周期长、效率低、成本高，如邻区的河坝1井井深6130米，钻井周期长达1213天，测试技术难度大、安全风险大。

　　在这样复杂地区进行勘探工作当时国内外没有成功的经验可以借鉴。2006年以来，中国石化以元坝超深层为切入点，组建了一支600余人的科研团队，依托16项国家和省部级科研课题，攻克四大难题，实现四大创新，高效探明了元坝生物礁大气田。

　　中国石油石化：您所说的“四大创新”具体有哪些?

　　郭旭升：首先是攻克了超深层是否发育优质储层的难题，发现元坝大型生物礁带，创新形成超深层优质储层发育机理新认识。前人认为埋深超过5500米的超深层储层致密，物性差。科研人员通过深入研究元坝地区的石油地质条件，发现该区具备形成优质储层的沉积背景;通过开展超深层动态沉积演化过程和区域沉积格架恢复，建立“早滩晚礁、多期叠置、成排成带”的大型生物礁发育模式，突破前人认为元坝地区处于深水沉积的观点;通过高精度地震勘探，发现三排大型生物礁带;通过成岩演化和烃类相态转化过程分析，揭示了生物礁储层“早期暴露溶蚀、浅埋白云岩化形成基质孔隙，液态烃深埋裂解超压造缝”的机理，提出“孔缝耦合”控制超深层优质储层发育的新认识。

　　其次是攻克超深层能否形成大气田的难题，提出超深层油气成藏富集机理新认识。一般认为，超深层时代老、地质过程复杂，油气富集难度大。科技人员通过烃源对比研究，提出元坝台缘生物礁带紧邻生烃中心，解决了元坝超深层气田的气源问题;通过深入分析第一手勘探资料，提出微断层、微裂缝及层间缝是油气运移的主要通道的新认识，创新建立“三微输导、近源富集、持续保存”的超深层油气成藏模式。

　　再次是攻克复杂山地超深层地震信号弱、信噪比与分辨率低，目标识别难度大的难题，创新形成复杂山地超深层地震勘探技术系列。针对超深层地震信号弱、信噪比低和分辨率低的难题，我们通过开展面向生物礁储层的地震采集、处理一体化攻关。地震资料采集方面，建立超深层生物礁储层地质模型，设计大排列、高覆盖、宽方位三维地震观测系统，确立“单深井、大药量”激发方案，改进检波器串并联接收方式，超深目的层地震反射能量提高了70%;地震资料处理方面，建立复杂山地高保真三维地震数据处理流程，成功解决了信噪比低、分辨率低、信号弱的超深层地震勘探难题;储层预测方面，突破传统的一元孔隙-速度模型，创新形成“基于非均质孔缝双元结构模型”的孔构参数反演技术，超深层储层预测厚度与实钻误差小于7%，探井钻遇储层成功率100%。

　　最后是攻克超深复杂井钻探工程事故多、周期长、成本高、效率低的难题，创新形成复杂超深井完井和测试技术。元坝气田的探井具有超深层、超高产、超高温、超高压和高含硫的特点，通过攻关，创新形成特种井身结构、非常规井身结构及气体钻、复合钻等钻井新技术和新工艺，以及“四高一超”气田压力控制测试及储层酸压改造技术体系。通过技术创新，元坝气田第四轮探井比第一轮井钻井周期缩短了160多天，杜绝了井喷失控和硫化氢泄漏等重特大安全环保事故，测井成功率100%，储层酸压改造成功率100%，并创造了多项测试作业世界纪录。

　　个性源于更细致的研究

　　中国石油石化：您刚才提到，元坝的勘探发现在国内外没有成功经验可以借鉴。不过通过对比发现，普光气田和元坝是有一定相似性的。前者有没有给元坝勘探思路带来一些启示?

　　郭旭升：元坝气田与普光气田的确有一定相似性。比如同处于四川盆地，分属川中低缓构造带与川东断褶带;同为海相碳酸盐岩大气田;均为含硫化氢、二氧化碳的酸性气田。

　　不过，与相似性相比，元坝气田与普光气田的差异性更大：一是元坝海相气藏埋深普遍比普光海相气藏深1500米左右;二是元坝气田储层以二叠系长兴组生物礁为主，普光气田储层以三叠系飞仙关组滩相储层为主;三是元坝气藏位于构造低部位，隐蔽性更强，发现难度更大，为岩性气藏，普光气田为构造-岩性气藏。元坝气田为多压力系统，共有7套压力系统，在上部陆相地层最大压力系数达2.36，高压地层压力系数一般在1.8～2.0，因此，钻井、测试工程工艺技术较普光要求更高。

　　所以，简单套用普光气田形成的勘探理论与技术到元坝勘探工作中并不能完全适应。

　　中国石油石化：那就是说，元坝的勘探在普光气田的基础上是有继承，更有创新的?

　　郭旭升：的确，我们在元坝以超深层、生物礁为主要对象，进一步开展了勘探理论创新与关键技术攻关。

　　在地质勘探理论方面。一是发展完善了碳酸盐岩镶边台地边缘沉积理论认识。通过四川盆地不同带台缘几何形态特征、内部沉积结构及台缘的迁移结构等台缘沉积结构类型的研究，结合古地理、古地貌恢复，建立了四川盆地两种大型镶边台地边缘沉积模式，即元坝型“宽缓迁移型”台缘模式和普光型“陡窄加积型”台缘模式，总结了两种沉积模式控制下储层发育分布规律，为元坝大型生物礁带的发现奠定了理论基础。二是创新了超深层生物礁优质储层发育机理认识。元坝与普光储层孔隙发育主要受早期暴露大气淡水淋滤溶蚀及云化作用控制，但元坝地区构造变形弱，相对普光地区控制优质储层发育的晚期构造破裂作用、深埋溶蚀及TSR作用在元坝地区明显弱化。通过成岩演化和烃类相态转化过程分析，提出元坝生物礁储层“早期暴露溶蚀、浅埋白云岩化形成基质孔隙，液态烃深埋裂解超压造缝”的机理和“孔缝耦合”控制超深层优质储层发育的新认识。三是深化了超深层大型生物礁气藏成藏机理研究及认识，提出了吴家坪组-大隆组深水陆棚相烃源岩是川北地区主力气源岩的新认识;元坝气田位于超深层负向构造弱变形区，不发育类似普光气田的断层-储集体复合优质输导体, 研究发现元坝吴家坪组-长兴组发育大量沥青充填的微小断层、微裂缝及层间缝，构成“三微”输导体系，通过油气藏解剖与数值模拟建立了超深弱变形区“三微输导、近源富集、持续保存”的成藏新模式，指导了元坝大气田的勘探。

　　在地震勘探技术方面。一是攻关形成了适于复杂山地超深生物礁储层的采集处理技术，大幅提高超深层地震有效反射能量和分辨率。二是研发“基于非均质孔缝双元结构模型的孔构参数反演技术”突破传统的一元孔隙度—速度Wyllie模型，在低孔高渗带预测上取得了突破性进展，使超深有效储层预测精度大幅度提高;三是研发“基于射线束聚焦和振幅与频率衰减补偿”和“广义叠前弹性阻抗和弹性参数反演”技术方法组合，形成了超深层生物礁储层高精度气水识别技术，准确预测了高产富集带的分布，探井成功率达92%。

　　在钻井及测试技术方面。一是针对超深层多压力系统造成的喷、漏、垮塌等复杂问题，突破传统做法，首创特种井身结构、研发非常规井身结构，形成与之配套技术，提高了钻探能力。二是集成创新超深井钻井技术，延长了大尺寸井眼气体钻井深度，提高了套管强度和钻探能力，在高温、高压条件下顺利完成了垂深7000米左右、1000~1500米大位移斜井和水平井施工，实现了超深井优快钻井。三是创新形成“四高一超”气田压力控制测试及储层酸压改造技术体系，创新开发高含硫超深层探井试气地面安全控制技术，为气田的高效勘探开发提供了技术支撑。

　　降本关键是不能画错圈

　　中国石油石化：“超深层”油气田勘探必然带来成本的增加。为降低这一成本，勘探分公司采取了哪些举措?

　　郭旭升：要把成本降下来，我认为“准确部署”是核心。在勘探部署上，主要是画圈儿，这是科技成果的一个结晶。你把画圈儿的地方画错了，钻井打下去可能是空的，这就是最大的浪费。所以我们的目标是通过理论与技术的进步，把那个圈儿画好。

　　具体来讲，为了降低成本，促进“超深层”油气田的高效勘探，我们主要加强以下几个方面的工作。

　　在研究上，加强钻探目标精细描述，落实油气高产富集带，提高钻探成功率，降低勘探风险。2013年3月申报成果鉴定时，元坝气田完成试气26口探井，24口获工业气流，钻探成功率达92.3%。

　　在部署上，加强跟踪评价，做到完钻一轮、评价一轮，建立勘探开发一体化新模式，共同研究、统一部署、分工实施、成果共享，科学优化部署，40口探井优化为30口，节约勘探投资约12亿元。

　　在工程上，不断发展优化工程工艺技术，实现了复杂条件下超深井“安全、优质、快速”的目标，提速后的第一轮海相井10口井平均钻井周期412天，同提速前的14口井相比，工期缩短100天;第二轮5口海相井平均钻井周期408天，比第一轮又缩短4天。在管理上，一是抓好项目设计方案的优化工作，从源头上降低投资成本。甲方坚持项目设计审查制度，召集部署工程、设计、计划、造价、项目管理等部门集体对设计方案进行审查，重点项目报请总部审定。

　　坚持公开招标优选施工队伍，构建良好的甲乙方关系。构建甲乙双方联合攻关、努力降低工程成本体系。甲方鼓励乙方通过采用新技术、新工艺提高效率，缩短工期，并对新技术、新工艺的投入给予一定补助，对于工期节(超)实行奖罚。

　　强化项目管理，按照合同组织项目实施，确保项目投资成本全过程受控。始终坚持投资审批、造价审核、资金拨付等管理环节联动;探井按单井实行项目管理，投资计划落实到单项工程;投资管理贯穿项目的全过程，从项目立项、方案讨论、实施管理到项目结算，跟踪项目投资动态。

　　强化现场管理，确保项目高效实施。甲方、乙方充实现场技术管理力量，优化工程施工工艺，努力减少复杂情况发生，坚决杜绝重大工程事故，确保打成井、打好井，保证预期勘探目标的实现。

　　团结一切可以团结的力量

　　中国石油石化:勘探分公司这些年先后发现了普光气田、元坝气田、涪陵页岩气田。之所以取得如此成绩，与科技创新能力密不可分。分公司是如何打造这种科技创新能力的?为了保证其可持续性，又是如何做的?

　　郭旭升：按照“贴近生产、突出重点、突出创新、注重基础”的原则，我们团结一切可以团结的力量进行科研队伍的建设，借助高校、兄弟企业等科研力量进行共同研发。具体来说，即建立了以我为主、三个层次的开放式科研体系，通过内引外联，加快了科技创新的步伐。配套完善人才激励政策，全力保障科技研发投入。

　　年初根据勘探部署、科研生产的需要，经勘探分公司科委会讨论、酝酿，设立三种类型的科研项目。

　　一是勘探生产型项目。主要针对当前分公司“战略展开、战略突破”领域，在勘探生产中面临的难点及困境，以及急需解决的突出问题，与协作单位进行深入细致地探讨，明确研究方向，提出具体的研究思路和研究重点，使研究成果最终能够满足勘探部署的需要，服务好生产。

　　二是理论创新型科研项目。通过这类项目的设立，深入研究重点领域成烃、成藏主控因素，优质储层的发育机理，以及油气运聚、富集机理等方面的认识，创新形成不同领域、不同勘探类型的基础地质理论，指导重点领域的勘探突破和大型气田的发现。

　　三是方法技术攻关型项目。针对我国南方海相复杂山地、超深、目标隐蔽性强、储层和高产富集带预测难，以及工程施工难度大等特点，相应设立项目进行攻关。

　　责任编辑：侯瑞宁