川南嘉陵江組隱蔽油氣藏勘探的啟示

羅 洋，鄧 賓，陳 嵩，江 林，鄧飛涌

(1.中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610051；2.成都理工大學，四川 成都 610059；3.中國石油西南油氣田分公司，四川 瀘州 646000)

0 引 言

隱蔽性油氣藏主要指除構造圈閉以外的非構造圈閉，即受控于地層巖性變化、水動力和流體等因素的復雜圈閉類型。通常而言，泛指在現有勘探方法與技術水平條件下較難識別和描述的一種特殊、復雜的油氣藏圈閉類型，其發現主要取決于油氣勘探理論技術和方法及勘探階段等因素[1-5]。根據隱蔽油氣藏判別難度，總體上可劃分為特征性隱蔽油氣藏、技術性隱蔽油氣藏和機理性隱蔽油氣藏等。其中，特征性隱蔽油氣藏是指目前無法判別出油氣藏的外觀特征，包括蓋層、儲層和油氣水邊界等，有低幅度構造油氣藏、不整合面油氣藏以及溶洞和裂縫類油氣藏等；技術性隱蔽油氣藏是指無法從現有技術條件下判識出油氣藏(層)的存在，包括在測井曲線上呈低孔隙度、低飽和度、低電阻率的油氣藏[1，5]。隨著油氣產區勘探開發進入中后期，資源探明率和隱蔽油氣藏比例等顯著提高，構造油氣藏發現率、油藏儲量規模和有效圈閉儲量等普遍下降，以地層和巖性等為主要控制因素、常規技術手段難以發現的隱蔽油氣藏的勘探與開發具有增儲上產的重要現實意義[2，6-7]。

四川盆地南部沈公山背斜北潛伏高點嘉二1亞段的沈17井油氣藏，閉合面積僅為5.5 km2，天然氣動態儲量大于6.0×108m3，且已累計產凝析油逾2.5×104t。該井所屬區塊構造幅度低、圈閉面積小，具有特征性隱蔽和技術性隱蔽的雙重特性，同時又具備高儲量、高產量和油氣同產等特點，是隱蔽油氣藏高效開發的典型代表。為此，從構造-沉積格架、儲層蓋層組合等地質情況著手，結合沈17井鉆錄井資料、測井特征、試油成果和生產狀況等現場數據，剖析該隱蔽油氣藏的特征，為同類油氣藏的勘探開發提供參考。

1 區域地質概況

川南瀘州古隆起是由東吳、印支、燕山和喜山運動等多期構造運動疊合形成的繼承性古隆起。早二疊世為水下低幅隆起，東吳運動使其抬升剝蝕形成古隆起雛形；隨后沉積上二疊統及下三疊統，印支運動使其再次抬升剝蝕，形成古隆起主體構造，之后被上覆沉積巖層掩蓋。

沈17井區在沈公山背斜北潛伏高點，位于瀘州古隆起南翼東西向串珠狀分布的長垣壩構造帶中段(圖1)，地表出露侏羅系紅色地層。

圖1 沈公山背斜構造等高線平面圖及瀘州古隆起構造位置示意圖

瀘州古隆起核部雷口坡組和嘉陵江組上部地層被剝蝕，形成中三疊統侵蝕面，核部剝蝕至嘉三2地層[8]。印支期下伏志留系和二疊系烴源通過斷層及裂縫向上運移，進入古隆起范圍內的圈閉聚集成藏，圍繞古隆起形成了眾多的嘉陵江組油氣藏[9-11]。

2 儲蓋組合特征

沈17井區在嘉陵江組沉積期總體處于海退背景中，發育碳酸鹽巖臺地沉積相，水體較淺，沉積物對地殼震蕩、海平面相對升降和氣候周期性變化等的響應明顯。因此，嘉陵江組發育了多個不同級別的沉積層序旋回，每個旋回內的巖性組合總體表現為：從下至上依次出現灰巖、云巖、膏巖或泥巖。根據巖性、古生物、測井等資料，將嘉陵江組劃分為5段12亞段(圖2)。其中，有4套區域性的標志層作為嘉陵江組儲層的直接蓋層或間接蓋層：中三疊統雷口坡組底部“綠豆巖”層、嘉四4亞段膏巖層、嘉四2亞段區域性膏巖層、嘉二2亞段底部藍灰色泥巖層。

圖2 沈17井區嘉陵江組地層特征及儲蓋組合示意圖

該區嘉陵江組孔隙型儲層主要發育于嘉二段和嘉四段的各類云巖或顆粒云巖中，顆粒包括鮞粒、砂屑、礫屑和生物屑等[12-15]。各層云巖之上均有石膏層或泥巖層作為直接蓋層，形成了5套儲蓋組合。沈17井區嘉二1亞段油氣藏即賦存于“嘉二1云巖儲層-嘉二2底部泥巖及膏巖蓋層”儲蓋組合中。

3 沈17井區隱蔽油氣藏特征

3.1 儲層隱蔽性強是根源

沈17井區嘉二1亞段儲層巖性主要為粗結構的顆粒云巖(灰巖)，次為粉晶云巖。顆粒包括鮞粒、砂屑、生屑等，沉積環境為潮間及潮下水體較淺的臺內灘[15](圖3)。然而，這些顆粒云巖(灰巖)或粉晶云巖并非大段連續發育，多夾于大段致密灰巖或膏巖(泥巖)中，并且沉積微相在橫向上變化快，導致儲集巖分布具有極強的宏觀非均質性，從沉積體本質上決定了沈17井區儲層具有極強的隱蔽性。

沈17井區嘉二1亞段儲集空間類型有孔隙、溶洞和裂縫三大類(圖3)。儲集空間以粒間(溶)孔、晶間(溶)孔等為主，溶洞和裂縫為輔。儲層具有雙重介質的特征，儲層孔喉結構主要為小孔微喉型，儲層主要類型為裂縫-孔隙型，次為孔隙型。其中，巖心中可見的溶洞和裂縫僅為毫米—厘米級的小洞和小縫，且多為充填-半充填，難以預測，隱蔽性強。

圖3 沈17井嘉二1亞段儲層巖心及顯微薄片照片

沈17井區嘉二1亞段儲層有效孔隙度下限大于2.0%[16]，儲層段巖心孔隙度樣品中，僅有18.0%左右大于此下限，非均質性極強。其中，有效孔隙度多分布于2.0%～9.0%，占有效孔隙度的85.5%，僅少量樣品有效孔隙度大于9.0%，平均滲透率不大于1×10-3μm2(圖4)，具有低孔低滲的特點。同時，因米洛舍維奇旋回控制的淺水沉積微相頻繁變遷，顆粒云巖(灰巖)或粉晶云巖儲層具有典型薄儲層特點，單層厚度一般小于2.0 m，大多小于0.5 m，垂向上表現為多個薄儲層相互疊置形成儲層組合(圖5)，沈17井區嘉二1亞段中發育4個薄儲層疊置。這種低孔低滲非均質性薄儲層，對于常規地震波1/8λ的識別精度響應不明確，預測難度極大，隱蔽性極強。

圖4 嘉陵江組嘉二1亞段巖心孔隙度及滲透率相關性(2294個樣品)

3.2 雙重隱蔽性是表征

沈17井區嘉二1亞段隱蔽油氣藏處于沈公山背斜主體構造的北潛伏高點的北翼，閉合面積僅為5.5 km2(圖1)，閉合高度僅為75.0 m。該井累計產氣約為5.8×108m3，累計產凝析油超過2.5×104t。該井已連續生產超25 a，目前日產氣為2.0×104m3/d，日產油約為0.5 t/d。這種構造幅度低、圈閉面積小，但儲量和產量均較大的油氣藏屬于特征性隱蔽油氣藏中低幅構造油氣藏[1， 7]。作為油氣同產且高產的單井油氣藏，在川南地區甚至整個四川盆地都較為少見，是隱蔽油氣藏勘探開發的典型實例。

沈公山背斜區共鉆探21口井，嘉陵江組獲工業油氣流的井為8口，其中，沈17井區天然氣儲量約占1/4，油產量約占90%。沈17井區所在的沈北潛伏背斜鉆探5口井，僅沈17井在嘉陵江組完鉆，并獲工業油氣流，其他4口井均在下二疊統完鉆。這4口井中僅沈11井鉆探早于沈17井，依靠老的二維地震資料布井，于1983年完鉆，但在鉆遇嘉陵江組時無任何油氣顯示，致使在沈北的勘探停滯了近6 a。直到該區三維地震資料更為明確地勾勒出沈北潛伏背斜后，才發現沈17井低幅構造+巖性控制的特征性隱蔽油氣藏。該井的發現得益于地震勘探技術的進步，突破了特征性隱蔽+技術性隱蔽油氣藏勘探技術的瓶頸。

沈17井原始地層壓力為31.3 MPa，壓力系數為1.51，氣藏驅動能量強，其取心見半充填縫(圖3)，油氣滲流通道相對較好。但該井在嘉二1亞段用相對密度為1.70～1.80的泥漿鉆進卻無明確油氣顯示，錄井僅見透明方解石晶粒。沈17井完井試油10個月后，其同井場的沈18井開鉆，在嘉二1亞段用相對密度(1.68～1.80)相似的泥漿鉆進，卻見氣侵、井涌，放空0.2 m，以及自形晶方解石。由此可知，沈17井在鉆錄井過程中無明確的儲層和油氣響應，是技術性隱蔽油氣藏的特征之一[1，7]，致使此類產層容易被遺漏。

另一方面，沈17井嘉二1亞段儲層的中子、聲波和電阻測井孔隙度和含油氣性特征也體現出極強的隱蔽性(圖5)。補償中子孔隙度為4.5%～10.2%，平均為6.9%，僅為巖心實測孔隙度的1/2左右(巖心最大孔隙度為19.2%)；補償聲波時差為162.0～169.1 μs/m，平均為166.6 μs/m ，也明顯低于實測孔隙度響應；電阻率為115.9～1 097.0 Ω·m，平均為310.5 Ω·m，明顯低于儲集巖孔隙飽含油氣的響應特征，而且，因泥漿侵入儲層的徑向范圍較大，深淺電阻率測井無明顯的差異。若僅從測井特征的表象看，該井層難以獲得高產工業油氣流。然而，該井完井后針對嘉二1亞段裸眼儲層段進行酸化改造，注入60.0 m3酸液后，測試油氣同產，獲日產氣59.6×104m3/d，無阻流量為496.4×104m3/d，日產油為17.6 t/d，測井資料和試油數據體現出強烈反差。這種試油產量高但在測井曲線上呈低孔隙度、低飽和度、低電阻率形態，屬于技術性隱蔽油氣藏的典型特征[1，7]，也會致使此類產層容易被遺漏。

圖5 沈17井嘉二1亞段綜合解釋成果

4 討論及啟示

(1) 沈17井區嘉二1亞段儲層表現為：宏觀非均質性強、儲層有效厚度薄、低孔低滲、以裂縫-孔隙型為主要儲集空間的碳酸鹽巖儲層。因儲層具有的這些特性，使用常規的地質、測井或物探方法預測儲層空間展布的難度極大，儲層隱蔽性強是該油氣藏隱蔽性強的根源。隱蔽性油氣藏的特性使得嘉陵江組油氣藏探明率相對較低(瀘州古隆起區嘉陵江組油氣儲量探明率不到15%)，下步勘探潛力較大。

(2) 沈17井區嘉二1亞段隱蔽油氣藏屬于特征性隱蔽油氣藏，具有構造幅度低、圈閉面積小等隱蔽特點。該油氣藏的發現得益于地震勘探技術的進步，更加準確地勾繪了地下潛伏構造的形態。隨著地質理論和實踐的進步、物探技術的發展，對于勘探中后期的油氣田及早期勘探程度相對較低的區塊或層系，仍然值得開展新一輪的深化研究和勘探。

(3) 沈17井區嘉二1亞段油氣藏也屬于技術性隱蔽油氣藏。其低孔低滲裂縫-孔隙型儲層本質決定了產層易受鉆井方式和泥漿性能影響，導致鉆井、錄井和測井響應不明確。若該井未取心，或鉆探目的層在嘉陵江組之下地層，極易被遺漏。因此，推廣應用欠平衡鉆井技術，改進泥漿性能是保障該類型油氣田勘探發現的重要途徑之一。

(4) 針對類似特征性隱蔽或技術性隱蔽油氣藏的勘探開發，以下2種方式較為經濟有效：一是利用深層“過路井”對隱蔽性強的層系作兼探；二是對于井網密度較大的區塊，開展老井復查、論證、測試。

(5) 大型古隆起在形成整裝油氣藏的同時，勢必會形成分散性、具有較大儲量的隱蔽油氣藏。因此，在尋找大油氣田的同時，可更多兼顧此類“小氣田、高產井”隱蔽油氣藏的勘探開發，對增儲上產、提高采收率具有現實意義。