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(xué)，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(gòu)造圈閉以外的非構(gòu)造圈閉，即受控于地層巖性變化、水動力和流體等因素的復(fù)雜圈閉類型。通常而言，泛指在現(xiàn)有勘探方法與技術(shù)水平條件下較難識別和描述的一種特殊、復(fù)雜的油氣藏圈閉類型，其發(fā)現(xiàn)主要取決于油氣勘探理論技術(shù)和方法及勘探階段等因素[1-5]。根據(jù)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(shù)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(gòu)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(shù)性隱蔽油氣藏是指無法從現(xiàn)有技術(shù)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(chǎn)區(qū)勘探開發(fā)進(jìn)入中后期，資源探明率和隱蔽油氣藏比例等顯著提高，構(gòu)造油氣藏發(fā)現(xiàn)率、油藏儲量規(guī)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(guī)技術(shù)手段難以發(fā)現(xiàn)的隱蔽油氣藏的勘探與開發(fā)具有增儲上產(chǎn)的重要現(xiàn)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(tài)儲量大于6.0×108m3，且已累計產(chǎn)凝析油逾2.5×104t。該井所屬區(qū)塊構(gòu)造幅度低、圈閉面積小，具有特征性隱蔽和技術(shù)性隱蔽的雙重特性，同時又具備高儲量、高產(chǎn)量和油氣同產(chǎn)等特點，是隱蔽油氣藏高效開發(fā)的典型代表。為此，從構(gòu)造-沉積格架、儲層蓋層組合等地質(zhì)情況著手，結(jié)合沈17井鉆錄井資料、測井特征、試油成果和生產(chǎn)狀況等現(xiàn)場數(shù)據(jù)，剖析該隱蔽油氣藏的特征，為同類油氣藏的勘探開發(fā)提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)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(gòu)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(tǒng)及下三疊統(tǒng)，印支運動使其再次抬升剝蝕，形成古隆起主體構(gòu)造，之后被上覆沉積巖層掩蓋。

沈17井區(qū)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(gòu)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(gòu)造等高線平面圖及瀘州古隆起構(gòu)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(tǒng)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(jìn)入古隆起范圍內(nèi)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(qū)在嘉陵江組沉積期總體處于海退背景中，發(fā)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(yīng)明顯。因此，嘉陵江組發(fā)育了多個不同級別的沉積層序旋回，每個旋回內(nèi)的巖性組合總體表現(xiàn)為：從下至上依次出現(xiàn)灰?guī)r、云巖、膏巖或泥巖。根據(jù)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(qū)域性的標(biāo)志層作為嘉陵江組儲層的直接蓋層或間接蓋層：中三疊統(tǒng)雷口坡組底部“綠豆巖”層、嘉四4亞段膏巖層、嘉四2亞段區(qū)域性膏巖層、嘉二2亞段底部藍(lán)灰色泥巖層。

圖2 沈17井區(qū)嘉陵江組地層特征及儲蓋組合示意圖

該區(qū)嘉陵江組孔隙型儲層主要發(fā)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(qū)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(qū)隱蔽油氣藏特征

3.1 儲層隱蔽性強是根源

沈17井區(qū)嘉二1亞段儲層巖性主要為粗結(jié)構(gòu)的顆粒云巖(灰?guī)r)，次為粉晶云巖。顆粒包括鮞粒、砂屑、生屑等，沉積環(huán)境為潮間及潮下水體較淺的臺內(nèi)灘[15](圖3)。然而，這些顆粒云巖(灰?guī)r)或粉晶云巖并非大段連續(xù)發(fā)育，多夾于大段致密灰?guī)r或膏巖(泥巖)中，并且沉積微相在橫向上變化快，導(dǎo)致儲集巖分布具有極強的宏觀非均質(zhì)性，從沉積體本質(zhì)上決定了沈17井區(qū)儲層具有極強的隱蔽性。

沈17井區(qū)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(zhì)的特征，儲層孔喉結(jié)構(gòu)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(yù)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(qū)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(zhì)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?guī)r)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(xiàn)為多個薄儲層相互疊置形成儲層組合(圖5)，沈17井區(qū)嘉二1亞段中發(fā)育4個薄儲層疊置。這種低孔低滲非均質(zhì)性薄儲層，對于常規(guī)地震波1/8λ的識別精度響應(yīng)不明確，預(yù)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(guān)性(2294個樣品)

3.2 雙重隱蔽性是表征

沈17井區(qū)嘉二1亞段隱蔽油氣藏處于沈公山背斜主體構(gòu)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(chǎn)氣約為5.8×108m3，累計產(chǎn)凝析油超過2.5×104t。該井已連續(xù)生產(chǎn)超25 a，目前日產(chǎn)氣為2.0×104m3/d，日產(chǎn)油約為0.5 t/d。這種構(gòu)造幅度低、圈閉面積小，但儲量和產(chǎn)量均較大的油氣藏屬于特征性隱蔽油氣藏中低幅構(gòu)造油氣藏[1， 7]。作為油氣同產(chǎn)且高產(chǎn)的單井油氣藏，在川南地區(qū)甚至整個四川盆地都較為少見，是隱蔽油氣藏勘探開發(fā)的典型實例。

沈公山背斜區(qū)共鉆探21口井，嘉陵江組獲工業(yè)油氣流的井為8口，其中，沈17井區(qū)天然氣儲量約占1/4，油產(chǎn)量約占90%。沈17井區(qū)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(yè)油氣流，其他4口井均在下二疊統(tǒng)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(qū)三維地震資料更為明確地勾勒出沈北潛伏背斜后，才發(fā)現(xiàn)沈17井低幅構(gòu)造+巖性控制的特征性隱蔽油氣藏。該井的發(fā)現(xiàn)得益于地震勘探技術(shù)的進(jìn)步，突破了特征性隱蔽+技術(shù)性隱蔽油氣藏勘探技術(shù)的瓶頸。

沈17井原始地層壓力為31.3 MPa，壓力系數(shù)為1.51，氣藏驅(qū)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(jìn)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(jìn)，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(yīng)，是技術(shù)性隱蔽油氣藏的特征之一[1，7]，致使此類產(chǎn)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(xiàn)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(yīng)；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(yīng)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(chǎn)工業(yè)油氣流。然而，該井完井后針對嘉二1亞段裸眼儲層段進(jìn)行酸化改造，注入60.0 m3酸液后，測試油氣同產(chǎn)，獲日產(chǎn)氣59.6×104m3/d，無阻流量為496.4×104m3/d，日產(chǎn)油為17.6 t/d，測井資料和試油數(shù)據(jù)體現(xiàn)出強烈反差。這種試油產(chǎn)量高但在測井曲線上呈低孔隙度、低飽和度、低電阻率形態(tài)，屬于技術(shù)性隱蔽油氣藏的典型特征[1，7]，也會致使此類產(chǎn)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(qū)嘉二1亞段儲層表現(xiàn)為：宏觀非均質(zhì)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(guī)的地質(zhì)、測井或物探方法預(yù)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(qū)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(qū)嘉二1亞段隱蔽油氣藏屬于特征性隱蔽油氣藏，具有構(gòu)造幅度低、圈閉面積小等隱蔽特點。該油氣藏的發(fā)現(xiàn)得益于地震勘探技術(shù)的進(jìn)步，更加準(zhǔn)確地勾繪了地下潛伏構(gòu)造的形態(tài)。隨著地質(zhì)理論和實踐的進(jìn)步、物探技術(shù)的發(fā)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(qū)塊或?qū)酉担匀恢档瞄_展新一輪的深化研究和勘探。

(3) 沈17井區(qū)嘉二1亞段油氣藏也屬于技術(shù)性隱蔽油氣藏。其低孔低滲裂縫-孔隙型儲層本質(zhì)決定了產(chǎn)層易受鉆井方式和泥漿性能影響，導(dǎo)致鉆井、錄井和測井響應(yīng)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(yīng)用欠平衡鉆井技術(shù)，改進(jìn)泥漿性能是保障該類型油氣田勘探發(fā)現(xiàn)的重要途徑之一。

(4) 針對類似特征性隱蔽或技術(shù)性隱蔽油氣藏的勘探開發(fā)，以下2種方式較為經(jīng)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(wǎng)密度較大的區(qū)塊，開展老井復(fù)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(chǎn)井”隱蔽油氣藏的勘探開發(fā)，對增儲上產(chǎn)、提高采收率具有現(xiàn)實意義。