川南嘉陵江组隐蔽油气藏勘探的启示

罗 洋，邓 宾，陈 嵩，江 林，邓飞涌

(1.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610051；2.成都理工大学，四川 成都 610059；3.中国石油西南油气田分公司，四川 泸州 646000)

0 引 言

隐蔽性油气藏主要指除构造圈闭以外的非构造圈闭，即受控于地层岩性变化、水动力和流体等因素的复杂圈闭类型。通常而言，泛指在现有勘探方法与技术水平条件下较难识别和描述的一种特殊、复杂的油气藏圈闭类型，其发现主要取决于油气勘探理论技术和方法及勘探阶段等因素[1-5]。根据隐蔽油气藏判别难度，总体上可划分为特征性隐蔽油气藏、技术性隐蔽油气藏和机理性隐蔽油气藏等。其中，特征性隐蔽油气藏是指目前无法判别出油气藏的外观特征，包括盖层、储层和油气水边界等，有低幅度构造油气藏、不整合面油气藏以及溶洞和裂缝类油气藏等；技术性隐蔽油气藏是指无法从现有技术条件下判识出油气藏(层)的存在，包括在测井曲线上呈低孔隙度、低饱和度、低电阻率的油气藏[1，5]。随着油气产区勘探开发进入中后期，资源探明率和隐蔽油气藏比例等显著提高，构造油气藏发现率、油藏储量规模和有效圈闭储量等普遍下降，以地层和岩性等为主要控制因素、常规技术手段难以发现的隐蔽油气藏的勘探与开发具有增储上产的重要现实意义[2，6-7]。

四川盆地南部沈公山背斜北潜伏高点嘉二1亚段的沈17井油气藏，闭合面积仅为5.5 km2，天然气动态储量大于6.0×108m3，且已累计产凝析油逾2.5×104t。该井所属区块构造幅度低、圈闭面积小，具有特征性隐蔽和技术性隐蔽的双重特性，同时又具备高储量、高产量和油气同产等特点，是隐蔽油气藏高效开发的典型代表。为此，从构造-沉积格架、储层盖层组合等地质情况着手，结合沈17井钻录井资料、测井特征、试油成果和生产状况等现场数据，剖析该隐蔽油气藏的特征，为同类油气藏的勘探开发提供参考。

1 区域地质概况

川南泸州古隆起是由东吴、印支、燕山和喜山运动等多期构造运动叠合形成的继承性古隆起。早二叠世为水下低幅隆起，东吴运动使其抬升剥蚀形成古隆起雏形；随后沉积上二叠统及下三叠统，印支运动使其再次抬升剥蚀，形成古隆起主体构造，之后被上覆沉积岩层掩盖。

沈17井区在沈公山背斜北潜伏高点，位于泸州古隆起南翼东西向串珠状分布的长垣坝构造带中段(图1)，地表出露侏罗系红色地层。

图1 沈公山背斜构造等高线平面图及泸州古隆起构造位置示意图

泸州古隆起核部雷口坡组和嘉陵江组上部地层被剥蚀，形成中三叠统侵蚀面，核部剥蚀至嘉三2地层[8]。印支期下伏志留系和二叠系烃源通过断层及裂缝向上运移，进入古隆起范围内的圈闭聚集成藏，围绕古隆起形成了众多的嘉陵江组油气藏[9-11]。

2 储盖组合特征

沈17井区在嘉陵江组沉积期总体处于海退背景中，发育碳酸盐岩台地沉积相，水体较浅，沉积物对地壳震荡、海平面相对升降和气候周期性变化等的响应明显。因此，嘉陵江组发育了多个不同级别的沉积层序旋回，每个旋回内的岩性组合总体表现为：从下至上依次出现灰岩、云岩、膏岩或泥岩。根据岩性、古生物、测井等资料，将嘉陵江组划分为5段12亚段(图2)。其中，有4套区域性的标志层作为嘉陵江组储层的直接盖层或间接盖层：中三叠统雷口坡组底部“绿豆岩”层、嘉四4亚段膏岩层、嘉四2亚段区域性膏岩层、嘉二2亚段底部蓝灰色泥岩层。

图2 沈17井区嘉陵江组地层特征及储盖组合示意图

该区嘉陵江组孔隙型储层主要发育于嘉二段和嘉四段的各类云岩或颗粒云岩中，颗粒包括鲕粒、砂屑、砾屑和生物屑等[12-15]。各层云岩之上均有石膏层或泥岩层作为直接盖层，形成了5套储盖组合。沈17井区嘉二1亚段油气藏即赋存于“嘉二1云岩储层-嘉二2底部泥岩及膏岩盖层”储盖组合中。

3 沈17井区隐蔽油气藏特征

3.1 储层隐蔽性强是根源

沈17井区嘉二1亚段储层岩性主要为粗结构的颗粒云岩(灰岩)，次为粉晶云岩。颗粒包括鲕粒、砂屑、生屑等，沉积环境为潮间及潮下水体较浅的台内滩[15](图3)。然而，这些颗粒云岩(灰岩)或粉晶云岩并非大段连续发育，多夹于大段致密灰岩或膏岩(泥岩)中，并且沉积微相在横向上变化快，导致储集岩分布具有极强的宏观非均质性，从沉积体本质上决定了沈17井区储层具有极强的隐蔽性。

沈17井区嘉二1亚段储集空间类型有孔隙、溶洞和裂缝三大类(图3)。储集空间以粒间(溶)孔、晶间(溶)孔等为主，溶洞和裂缝为辅。储层具有双重介质的特征，储层孔喉结构主要为小孔微喉型，储层主要类型为裂缝-孔隙型，次为孔隙型。其中，岩心中可见的溶洞和裂缝仅为毫米—厘米级的小洞和小缝，且多为充填-半充填，难以预测，隐蔽性强。

图3 沈17井嘉二1亚段储层岩心及显微薄片照片

沈17井区嘉二1亚段储层有效孔隙度下限大于2.0%[16]，储层段岩心孔隙度样品中，仅有18.0%左右大于此下限，非均质性极强。其中，有效孔隙度多分布于2.0%～9.0%，占有效孔隙度的85.5%，仅少量样品有效孔隙度大于9.0%，平均渗透率不大于1×10-3μm2(图4)，具有低孔低渗的特点。同时，因米洛舍维奇旋回控制的浅水沉积微相频繁变迁，颗粒云岩(灰岩)或粉晶云岩储层具有典型薄储层特点，单层厚度一般小于2.0 m，大多小于0.5 m，垂向上表现为多个薄储层相互叠置形成储层组合(图5)，沈17井区嘉二1亚段中发育4个薄储层叠置。这种低孔低渗非均质性薄储层，对于常规地震波1/8λ的识别精度响应不明确，预测难度极大，隐蔽性极强。

图4 嘉陵江组嘉二1亚段岩心孔隙度及渗透率相关性(2294个样品)

3.2 双重隐蔽性是表征

沈17井区嘉二1亚段隐蔽油气藏处于沈公山背斜主体构造的北潜伏高点的北翼，闭合面积仅为5.5 km2(图1)，闭合高度仅为75.0 m。该井累计产气约为5.8×108m3，累计产凝析油超过2.5×104t。该井已连续生产超25 a，目前日产气为2.0×104m3/d，日产油约为0.5 t/d。这种构造幅度低、圈闭面积小，但储量和产量均较大的油气藏属于特征性隐蔽油气藏中低幅构造油气藏[1， 7]。作为油气同产且高产的单井油气藏，在川南地区甚至整个四川盆地都较为少见，是隐蔽油气藏勘探开发的典型实例。

沈公山背斜区共钻探21口井，嘉陵江组获工业油气流的井为8口，其中，沈17井区天然气储量约占1/4，油产量约占90%。沈17井区所在的沈北潜伏背斜钻探5口井，仅沈17井在嘉陵江组完钻，并获工业油气流，其他4口井均在下二叠统完钻。这4口井中仅沈11井钻探早于沈17井，依靠老的二维地震资料布井，于1983年完钻，但在钻遇嘉陵江组时无任何油气显示，致使在沈北的勘探停滞了近6 a。直到该区三维地震资料更为明确地勾勒出沈北潜伏背斜后，才发现沈17井低幅构造+岩性控制的特征性隐蔽油气藏。该井的发现得益于地震勘探技术的进步，突破了特征性隐蔽+技术性隐蔽油气藏勘探技术的瓶颈。

沈17井原始地层压力为31.3 MPa，压力系数为1.51，气藏驱动能量强，其取心见半充填缝(图3)，油气渗流通道相对较好。但该井在嘉二1亚段用相对密度为1.70～1.80的泥浆钻进却无明确油气显示，录井仅见透明方解石晶粒。沈17井完井试油10个月后，其同井场的沈18井开钻，在嘉二1亚段用相对密度(1.68～1.80)相似的泥浆钻进，却见气侵、井涌，放空0.2 m，以及自形晶方解石。由此可知，沈17井在钻录井过程中无明确的储层和油气响应，是技术性隐蔽油气藏的特征之一[1，7]，致使此类产层容易被遗漏。

另一方面，沈17井嘉二1亚段储层的中子、声波和电阻测井孔隙度和含油气性特征也体现出极强的隐蔽性(图5)。补偿中子孔隙度为4.5%～10.2%，平均为6.9%，仅为岩心实测孔隙度的1/2左右(岩心最大孔隙度为19.2%)；补偿声波时差为162.0～169.1 μs/m，平均为166.6 μs/m ，也明显低于实测孔隙度响应；电阻率为115.9～1 097.0 Ω·m，平均为310.5 Ω·m，明显低于储集岩孔隙饱含油气的响应特征，而且，因泥浆侵入储层的径向范围较大，深浅电阻率测井无明显的差异。若仅从测井特征的表象看，该井层难以获得高产工业油气流。然而，该井完井后针对嘉二1亚段裸眼储层段进行酸化改造，注入60.0 m3酸液后，测试油气同产，获日产气59.6×104m3/d，无阻流量为496.4×104m3/d，日产油为17.6 t/d，测井资料和试油数据体现出强烈反差。这种试油产量高但在测井曲线上呈低孔隙度、低饱和度、低电阻率形态，属于技术性隐蔽油气藏的典型特征[1，7]，也会致使此类产层容易被遗漏。

图5 沈17井嘉二1亚段综合解释成果

4 讨论及启示

(1) 沈17井区嘉二1亚段储层表现为：宏观非均质性强、储层有效厚度薄、低孔低渗、以裂缝-孔隙型为主要储集空间的碳酸盐岩储层。因储层具有的这些特性，使用常规的地质、测井或物探方法预测储层空间展布的难度极大，储层隐蔽性强是该油气藏隐蔽性强的根源。隐蔽性油气藏的特性使得嘉陵江组油气藏探明率相对较低(泸州古隆起区嘉陵江组油气储量探明率不到15%)，下步勘探潜力较大。

(2) 沈17井区嘉二1亚段隐蔽油气藏属于特征性隐蔽油气藏，具有构造幅度低、圈闭面积小等隐蔽特点。该油气藏的发现得益于地震勘探技术的进步，更加准确地勾绘了地下潜伏构造的形态。随着地质理论和实践的进步、物探技术的发展，对于勘探中后期的油气田及早期勘探程度相对较低的区块或层系，仍然值得开展新一轮的深化研究和勘探。

(3) 沈17井区嘉二1亚段油气藏也属于技术性隐蔽油气藏。其低孔低渗裂缝-孔隙型储层本质决定了产层易受钻井方式和泥浆性能影响，导致钻井、录井和测井响应不明确。若该井未取心，或钻探目的层在嘉陵江组之下地层，极易被遗漏。因此，推广应用欠平衡钻井技术，改进泥浆性能是保障该类型油气田勘探发现的重要途径之一。

(4) 针对类似特征性隐蔽或技术性隐蔽油气藏的勘探开发，以下2种方式较为经济有效：一是利用深层“过路井”对隐蔽性强的层系作兼探；二是对于井网密度较大的区块，开展老井复查、论证、测试。

(5) 大型古隆起在形成整装油气藏的同时，势必会形成分散性、具有较大储量的隐蔽油气藏。因此，在寻找大油气田的同时，可更多兼顾此类“小气田、高产井”隐蔽油气藏的勘探开发，对增储上产、提高采收率具有现实意义。