元坝气田位于四川省苍溪县及阆中市境内，构造位置处于四川盆地川北坳陷与川中低缓构造带结合部，是我国首个超深层生物礁大气田，也是国内目前规模最大、埋藏最深的生物礁气田。

传统观点认为碳酸盐岩受压实、压溶、胶结等成岩作用影响，随着埋藏深度的不断增加，岩石孔隙度不断减小 (Ehrenberg et al., 2009)，也有学者认为在埋深超过3500m时，岩石孔隙度在3%以下，已不具备勘探价值 (张博全等, 1995)。近年来诸多学者针对深层优质碳酸盐岩储层发育机理做了卓有成效研究工作，认为高能相带、成岩作用、构造裂缝等是控制储层发育的关键因素 (郭旭升和胡东风, 2011; 郭彤楼, 2011a, b; 马永生等, 2014)，元坝气田长兴组 (P₂ch) 生物礁储层埋深7000m左右，属于超深层领域，储层发育特征与前期研究有较大差别，对其优质储层发育机理研究程度不高。因此，本研究采用静态描述和动态模拟相结合的手段，对元坝超深层生物礁气田优质储层发育机理进行了系统研究，这将对四川盆地及其它地区超深层领域油气勘探具有重要指导意义。

1 生物礁储层特征

四川盆地二三叠系碳酸盐岩储层发育与沉积相带关系密切，台地边缘生物礁相是优质储层发育的有利相带。元坝气田长兴组主要为台地边缘生物礁相沉积，具有“多期叠置、成排成带”特点，共发育三排大型生物礁带，钻井揭示礁体厚度70~180m，储层厚度在30~150m之间，平均储层厚度70m。长兴组生物礁由礁基、礁核和礁盖三部分组成，礁基多为台地边缘浅滩相生屑滩亚相沉积，岩性以生屑灰岩为主。礁核为障积岩亚相及骨架岩亚相沉积，岩性以海绵障积礁灰岩及海绵骨架礁灰岩为主，造礁生物丰富，由珊瑚、海绵、苔藓虫及层孔虫等组成，原地固定生长形成礁骨架，附礁生物有腕足、腹足及瓣鳃等 (胡东风, 2011; 郭旭升等, 2014; 段金宝和彭劲, 2014; 李宏涛等, 2015; 段金宝等, 2016)。礁盖为台地边缘浅滩暴露生屑滩及生屑滩等亚相沉积，岩性以亮晶生屑白云岩及亮晶生屑灰岩为主，礁盖往往成为优质储层的发育场所。储集空间类型以生物体腔孔、晶间孔和溶洞为主，微裂缝发育 (图 1)。储层物性以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，有效储层孔隙度介于2%~23.59%之间，平均值6.29%，渗透率介于0.0031×10^-3~1720.7×10^-3μm²之间，总体具有中孔中渗、中孔高渗、低孔高渗特征，为孔隙型、裂缝-孔隙型储层。

2 优质储层发育机理

元坝地区长兴组生物礁优质储层从定性来看，岩性多为亮晶生屑白云岩、亮晶生屑灰岩，储集空间以晶间孔、晶间溶孔、生物体腔孔为主，孔隙结构类型达到中孔细喉以上。定量上来讲，储层孔隙度通常大于5%，渗透率大于0.25×10^-3μm²，中值喉道半径大于0.2μm。通过开展储层岩石学统计分析、碳氧同位素、阴极发光、碳酸盐岩溶蚀动力学实验模拟等研究，结合古压力恢复模拟结果，对优质储层形成的机理进行了深入探讨。

2.1 早期暴露溶蚀及浅埋白云岩化是储层基质孔隙发育的基础

通过对长兴组生物礁储层开展成岩序列研究，并利用Adobe Photoshop方法统计不同成因类型孔隙占储层整体孔隙的比例 (张学丰等, 2009)，结合不同成因类型孔隙之间的共生关系，明确了各类成岩作用对储层孔隙发育的贡献。据元坝地区长兴组储层孔隙成因类型定量分析表明，储集空间主要以生物体腔孔、铸模孔、晶间孔、晶间溶孔为主，其次是非选择性埋藏溶蚀孔洞，以及少量的裂缝 (图 2)；显然大气淡水溶蚀和白云岩化作用对储集空间发育起主导作用。

(1) 早期暴露溶蚀作用

早期暴露溶蚀作用主要发生在准同生成岩阶段，台地边缘生物礁生长发育受海平面升降变化控制作用明显，随着海平面上升，可容纳空间增大，有利于生物礁纵向加积生长，当海平面下降时，沉积物暴露于大气淡水渗滤带，大气淡水对岩石中生物颗粒 (或礁骨架)、生物碎屑、砂屑等颗粒进行选择性溶蚀，形成粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等，由于溶蚀作用发生时间早，部分孔隙被后期方解石、白云石、石膏和沥青等充填，但仍有部分成为储集空间。

通过对元坝地区长兴组-飞仙关组多口钻井岩心进行碳、氧同位素分析 (图 3)，结果表明Yb2井、Yb102井、Yb101井长兴组台缘生物礁相长兴组顶部均存在一个δ¹³C明显减轻、δ¹⁸O增重的变化带，该带代表垂直渗滤带底部的潜水面位置 (Heydari, 2003; 郭彤楼, 2011b)，反映元坝地区生物礁存在暴露淋滤期。

基于元坝101井长兴组顶部的岩石薄片观察，可见孔缝内存在渗流粘土，扫描电镜可以确定其成分为伊利石，矿物以硅铝质SiO₂和Al₂O₃为多，其次为CaO，还含有少量Fe、Mn成分 (图 4)，进一步说明该区生物礁经历过早期大气淡水淋滤，形成了大量粒间和粒内溶孔、生物体腔溶孔及铸模孔，为超深层储层孔隙形成奠定了基础。

(2) 浅埋白云岩化作用

关于四川盆地长兴组白云石化的机理问题，前期一直存在争议，具有蒸发、渗透-回流和混合水等多种白云石形成机理的解释 (黄思静等, 2009; 杜金虎, 2010)。碳、氧同位素分析揭示，元坝生物礁白云岩储层δ¹⁸O值分布在-3.0‰~-5.8‰，属于较低温白云石范畴，主要形成于浅埋藏阶段。而δ¹³C值为1.96‰，与世界二叠纪海相碳酸盐的值 (平均2.0‰) 相一致，Z=128，反映了其成岩环境为比海水略咸的浅埋藏成岩环境，而非大气水控制的成岩环境。

前人研究证实阴极发光特征可以判识白云岩的成岩环境。在泻湖氧化环境下的准同生白云岩，Fe²⁺、Mn²⁺离子无法进入白云石晶格，会以高价态方式存在，故不发光或发微弱的暗色红光，而在还原性的埋藏成岩环境中形成的白云岩，由于Fe²⁺、Mn²⁺离子的存在，阴极发光强度较高 (郭旭升等, 2010)。元坝气田长兴组不同相带白云岩呈现不同的阴极发光性，礁后泻湖泥粉晶白云岩 (图 5a) 阴极发光的强度弱，为暗红色-不发光 (图 5b)；而礁盖部位的中细晶白云岩储层 (图 5c) 阴极发光强度较高，为暗红-亮色 (图 5d)，结合碳、氧同位素特征综合分析认为，元坝生物礁白云岩储层为浅埋藏白云岩。

元坝地区生物礁白云岩化作用对储集物性的影响包括直接和间接两个方面。直接影响主要表现在白云岩化流体对储层有溶蚀作用，即白云岩化是溶蚀方解石组分，与卤水中的Mg²⁺结合，Ca、Mg离子等摩尔交换，对孔隙的形成起建设性作用。间接影响主要表现在白云岩化之后，使储层孔渗性变好，而更易发生后期溶蚀作用，同时白云岩比灰岩具有更强的抗压实、压溶能力，在埋藏过程中不易挤压变形，有利于孔隙保存，是超深层优质储层得以保存的重要因素。

为了进一步明确早期形成的孔隙在后期漫长的成岩演化过程中如何保存下来，本文采用水热金刚石压腔设备，模拟随着压力、温度的变化碳酸盐岩溶蚀-沉淀的行为 (张单明等, 2015)，同时结合激光拉曼光谱原位观察和检测溶液中HCO₃^-、HS^-与H₂O拉曼峰强度的相对比值，半定量反应溶液中HCO₃^-、HS^-离子变化 (Sun and Qin, 2011)，进而反应Ca²⁺浓度变化，研究碳酸盐岩随温度、压力升高的溶蚀/沉淀行为，为深部优质储层发育规律研究提供参考。实验结果表明，早期形成的孔隙越多，相对而言储层越发育，埋藏封闭环境主要是把早期孔隙保存下来，对储层改善作用有限。

2.2 烃类充注是超深层储层孔隙保存的重要因素

研究证实烃类充注有利于次生溶蚀孔隙的形成和保存 (赵雪凤等, 2009)。通过对元坝地区岩心资料分析表明，烃类充注不但可以形成次生孔隙，而且对储层孔隙保存起到重要作用。图 6显示了元坝气田长兴组两期埋藏溶蚀特征。第一期溶蚀作用发生于烃类进入之前或同时，随着烃类充注带来一定量的有机酸和CO₂，溶蚀了白云岩中白云石晶体间的碳酸钙而产生晶间孔、晶间扩大孔及溶蚀缝，该期形成的溶孔、缝中有沥青残余 (图 6a, b)；第二期溶蚀发生于天然气充注阶段，由于此时石油已经转化成天然气，溶孔形成以后，只有天然气进入，因此，该类溶孔内部没有沥青或仅有少量沥青残余 (图 6c, d)。

溶蚀作用形成次生孔隙的同时，先期原油为主的充注与聚集，以及后期天然气的充注或聚集阻碍了水-岩反应流体的交换过程，从而抑制了碳酸盐矿物的胶结作用，有效地保存了孔隙 (图 7a, b)(Guo et al., 2010)。

2.3 原油裂解成因超压导致的破裂缝是储层渗透性改善的关键

元坝长兴组生物礁储层具有较强的储层非均质性，并且孔隙度与渗透率之间关系复杂。通过对储层孔渗相关性分析表明，除孔隙度大于8%的高孔储层具有高渗特征外，部分孔隙度介于2%~8%之间的中低孔储层亦具有中高渗特征 (图 8)，反映该部分储层裂缝发育，改善了储层渗透性，这也是元坝超深层生物礁气田主体富集高产的关键。

通过对元坝气田典型钻井的测井解释、成像测井、岩心及薄片等资料的研究发现长兴组裂缝发育明显受岩性的影响，而且与储层沥青含量相关。在长兴组白云岩储层段发育密集微细裂缝，以低角度为主，方向与区域构造应力场相关性不强，往往呈树枝状、放射状或交叉网状，其中大都被沥青充填 (图 9)，而在非储层灰岩段裂缝不发育。

超压碳酸盐岩层系储层微裂缝的发育分布已有报导，此类微裂缝通常是压力-应力共同作用的结果，即当超压大于最小主应力与岩石抗裂强度时，岩石发生破裂 (郝芳等, 2015)，这类裂缝往往尺度小，方向不完全受应力场的控制，并且密集分布 (Márquezand Mountjoy, 1996; 卞德智等, 2011)。元坝气田处于川北坳陷与川中低缓构造带结合部，为九龙山背斜构造带、通南巴构造带及川中低缓构造带所围限的负向构造区，处于构造应力挤压弱变形区，不利于裂缝的发育，但是元坝气田天然气来源于古油藏裂解气 (Li et al., 2015)，原油裂解成气引起储层超压，有利于超压水力破裂缝的发育。

本文运用古油藏恢复与压力演化研究和流体包裹体PVT数值模拟两种方法进行地层古压力恢复。古油藏恢复与压力演化研究是根据获得古原油的量，再利用原油裂解生气模型计算原油裂解气，参照天然气状态方程 (PV=ZnRT)，可以恢复封闭体系原油裂解过程的天然气的压力状态。标准状况下，P1为0.1MPa，Z1为1.0，T为293K；原油裂解完成期地层温度接近200℃(473K)，地层埋深在6000m左右，Z2为1.285左右 (参考天然气组分给出)，原油裂解过程考虑含气饱和度为90%。结果显示 (表 1)，对于古原油充满度为70%左右的Yb123井区，其压力系数为1.39；原油充满度为90%左右的Yb101井区的压力系数为1.79；原油充满度接近100%的Yb27井区的压力系数为1.99。可见，封闭体系下的原油裂解确实可以产生强超压现象。

流体包裹体PVT数值模拟则采用改进的PVT模拟方法 (张俊武等, 2015)，运用PVTsim热动力学软件，利用包裹体在均一温度下气体完全溶解的特性，结合包裹体气液比和均一温度等参数，模拟含烃盐水包裹体的组分和最小捕获压力，建立包裹体的等容线方程，结合含烃盐水包裹体捕获温度比均一温度略高2℃的认识，求取包裹体的捕获压力，进而恢复川东北元坝长兴组气藏的古压力。根据长兴组储层中26个包裹体恢复川东北元坝气藏的长兴组古压力，通过PVTsim模拟获得的古流体压力除以它的古埋深所对应的当时的古静水压力，就可以得到古流体压力系数，模拟结果显示元坝地区长兴组油气藏古压力演化存在两期超压：(1) 第一期早中侏罗世发育超压，压力最大为82.3MPa，压力系数达到2.12；(2) 第二期晚侏罗世-早白垩世压力为142MPa左右时，压力系数达到2.19。

基于长兴组储层古压力演化以及生储盖组合特征综合分析表明，石油裂解成天然气引起的流体膨胀是储层发育超压的主要原因 (图 10)。综合研究认为，在构造形变比较弱的元坝地区，长兴组生物礁储层中密集发育的微细裂缝主要为与原油深埋裂解相关的超压压裂缝。

2.4 “孔-缝耦合”控制超深层优质储层发育

上述分析表明，元坝地区长兴组超深层生物礁优质储层的发育主要受两方面因素控制，表现为孔隙与裂缝在生物礁优质储层形成发育过程中相互耦合关系。一方面是早期暴露淋滤、浅埋白云岩化、有机酸溶蚀形成基质孔隙，为油气充注提供了主要储集空间，另一方面是原油深埋裂解形成的超压微裂缝对储层物性改善，形成优质储层起到关键作用。

从元坝地区长兴组生物礁孔隙度-渗透率关系分析，储层孔渗具有较好的正相关性，大部分储层渗透率与孔隙度呈线性关系，随着孔隙度的增加，渗透率增大；但非单纯的一元线性关系，特别是当孔隙度＜8%时，部分样品的孔渗线性关系变差，相对而言具有中低孔中高渗特点，反映该部分样品物性条件受基质孔隙与裂缝双重控制。元坝气田长兴组储层平均孔隙度为6.29%，孔隙度小于8%的储层占到70%，正是因为超压微缝的发育，使这部分储层渗透性到提高，从而整体改善了超深层生物礁储层的储渗能力，提升了储层品质。

对于元坝地区长兴组储层而言，传统的孔隙度-渗透率一元线性关系模型，未能充分考虑破裂缝对中低孔储层的影响，这个缺陷限制了它对中低孔中高渗储层的适用性，特别是中孔高渗储层在元坝长兴组生物礁储层的重要组成部分，对元坝生物礁气田的开发评价具有重要意义。因此，传统一元线性关系模型已不能满足元坝超深层生物礁储层描述要求。为此，本文引入“孔隙结构参数”模型，即以孔隙结构作为搭建孔隙度与渗透率关系的桥梁，建立元坝地区超深层生物礁非均质“孔-缝双元结构”储层地质模型，为超深层生物礁储层的地球物理预测奠定了理论基础。

3 结论

(1) 早期暴露溶蚀作用形成的溶蚀孔隙和通道是生物礁优质储层形成的基础，浅埋白云岩化作用在增加孔隙空间的同时提高了储层骨架颗粒间的支撑能力，形成基质孔隙。

(2) 有机酸及烃类的大量充注，不仅使原有的储层孔隙进一步溶蚀扩大，同时油气充注阻碍了水-岩反应流体的交换过程，抑制了碳酸盐矿物的胶结作用，有利于超深层储层孔隙的保存。

(3) 礁滩圈闭相对封闭体系中，液态烃大量裂解成气，形成强超压，具有在区域应力背景下使岩石破裂、形成大量超压缝，不仅增加了储集空间，而且大大改善了储层渗流条件。

(4) 元坝地区长兴组超深层生物礁优质储层的发育主要受两方面因素控制，表现为孔隙与裂缝在生物礁优质储层形成发育过程中相互耦合关系。