郝 毅，倪 超，陳 薇，谷明峰，厚剛福

（中國石油杭州地質研究院，杭州 310023）

根據四川盆的區(qū)域構造特征及油氣分布特點，可劃分出六個一級構造單元[1,2]。其中川中地區(qū)是我國油氣資源勘探開發(fā)歷史較為久遠的老礦區(qū)之一，地處四川盆地中部，大地構造單元處于川中平緩褶皺帶，東西分別以華鎣山和龍泉山基底大斷裂為界，南抵川南低陡斷褶帶，北達川北拗陷帶[3]（圖1），可勘探面積約6×104km2。從1958年以來，川中石油勘探開發(fā)經歷了 “四川石油會戰(zhàn)”、滾動勘探開發(fā)、“30萬噸原油上產”和近期的調整穩(wěn)產等四個階段的探索。研究區(qū)內侏羅系現今厚度一般為2 500～3 500m，其中涼高山組（J2l）整合或假整合于自流井組之上，厚度約80～200m。下沙溪廟段（J2xs）則整合或假整合于涼高山組之上，厚度約100～600m。涼高山組、下沙溪廟組為該區(qū)主要含油氣層，油氣資源豐富，前人曾做過大量研究工作[4-13]。

圖1 研究區(qū)區(qū)域位置圖

1 儲層特征

1.1 礦物成分特征

涼高山組涼上段：據鉆井巖心樣品的鏡下鑒定結果以及收集的薄片鑒定資料，其砂巖巖石類型明顯具有分帶性：

1）以西56、角95、公17和大成5 井為代表的川中廣大井區(qū)以巖屑石英砂巖為主，次為石英砂巖（圖2-①）。砂巖成分成熟度及結構成熟度均較高，石英及燧石顆粒含量占碎屑顆?？偭康?3%～96%，平均可達83%；長石含量低，平均不足6%；巖屑含量平均為13%，巖屑成分以沉積巖巖屑為主，次為千枚巖和石英質巖等變質巖巖屑。

圖2 涼上段砂巖三角圖

圖3 沙一段砂巖三角圖

2）在川中北部及和東北部地區(qū)，依據川中礦區(qū)川復56、川復69、川石44和川43 井薄片鑒定資料，砂巖巖石類型主要為巖屑砂巖和長石巖屑砂巖（圖2-②），砂巖成分成熟度及結構成熟度低，石英及燧石顆粒含量僅占顆粒含量的35%～60%，平均不足47%；巖屑含量整體偏高，平均可達48%。

沙溪廟組沙一段：依據雙河1、廣100、西56、界牌1、雙河1、龍淺104x、龍淺105x、儀2 以及公山廟十多口巖心的鏡下鑒定結果和川中礦區(qū)薄片鑒定資料，沙溪廟組沙一段砂巖巖石類型主要為中-細粒級長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖（圖3）。碎屑顆粒邊緣發(fā)育綠泥石粘土膜，石英及燧石含量平均占顆?？偭康?0.5%；長石含量平均為18.7%，主要為斜長石，次為正長石，長石顆粒普遍絹云母化；巖屑含量高，平均含量為29.5%，其中含少量云母礦屑。

1.2 儲層結構特征

涼上段砂巖粒度以細粒-粉砂級為主，局部發(fā)育中粒砂巖。碎屑顆粒分選較好，磨圓度以次角棱-次圓為主，顆粒間呈線-凹凸接觸。碎屑顆粒分選中等，磨圓度以次棱角為主，顆粒間多呈線-凹凸接觸，膠結物主要為鈣質和粘土。沙一段砂巖顆粒分選中等，個別較差，磨圓度以次棱角-次圓為主，細粒砂巖顆粒間一般呈線-凹凸接觸，而中粒砂巖則多呈點-線接觸。

1.3 填隙物特征

涼上段雜基和膠結物含量相對較低，平均含量為6.5%，主要為方解石、硅質（石英次生加大）及高嶺石呈孔隙-接觸式膠結。本段砂巖最顯著的鏡下特征為方解石對長石和巖屑顆粒的強烈交代，交代顆粒的方解石與膠結孔隙方解石連片，造成大面積方解石連晶基底式膠結的假象，而實際膠結物中方解石含量并不高，但是對于儲層的破壞作用是明顯的。

沙一段雜基及膠結物含量平均為7.8%，主要為早期粘土膜、自生高嶺石、伊利石、硅質（石英次生加大）及后期泥-粉晶方解石膠結。

1.4 孔隙類型及物性特征

研究結果表明，涼高山組儲層主要為孔隙-裂縫型，局部兼有裂縫-孔隙型；沙溪廟組儲層類型為低孔滲孔隙型儲層，裂縫是油井獲得高產的必要條件，同時基質孔隙對油氣的產出具有一定的貢獻。對于沙一段和涼上段而言，儲層孔隙空間主要有原生粒間孔、次生溶蝕孔、溶蝕擴大縫、粒緣縫、構造裂縫等（圖4），其中次生的溶蝕孔及裂縫提供了最主要的儲集空間。

涼上段物性特征：粉砂級以上砂巖孔隙度分布在0.4%～6.6%之間，高孔隙度砂巖分布于本亞段底部，為一套巖屑石英-石英砂巖；砂巖滲透率在（0.01～0.6）×10-3μm2之間，整體上，孔隙度與滲透率呈正相關關系。

圖4 各類儲層的儲集空間類型

圖5 七里峽涼上段及沙一段砂巖樣品 孔隙度、滲透率關系

沙一段物性特征：據公山廟地區(qū)及廣安地區(qū)沙一段物性資料，明顯可以看出公山廟地區(qū)砂巖物性較好，孔隙度分布范圍在0.7%～5.8%之間，中-細砂巖孔隙度明顯較高，平均為5.1%，次為細砂巖，孔隙度平均為4.3%，該地區(qū)滲透率平均都在0.1×10-3μm2以上；而廣安地區(qū)廣100 井砂巖孔隙度僅在1.1%～3.0%之間，滲透率更低，最高僅0.05×10-3μm2。最新測試的七里峽樣品孔隙度較好，最小為5.32%，最大為7.52%，平均為6.56%，但滲透率同樣較低，平均為0.076×10-3μm2，孔滲相關性較差（圖5）。

圖6 涼高山-下沙溪廟組砂體沉積特征

2 儲層控制因素

2.1 沉積微相及物源方向

沉積微相是儲層形成的環(huán)境基礎，物源供應規(guī)模、沉積物類型、成熟度等很多因素都是由沉積微相控制的。對于涼高山及沙溪廟組而言，沉積微相可能更加重要，因為沉積微相決定了砂體沉積類型，控制了砂巖發(fā)育的規(guī)模，同時在很大程度上決定了砂巖的微觀成巖物質特征。在研究中發(fā)現，涼高山組主要發(fā)育三角洲-湖泊沉積體系，而形成儲層的砂體以三角洲形成的水下分流河道砂體及湖泊席狀砂為主（圖6 A、B），位于涼上段。

沙溪廟一段發(fā)育河道-三角洲產生的河道砂體及席狀砂。其中沙一段底部以席狀砂為主，而中上部以河道砂體為主（圖6 C、D）。沙一段底部席狀砂體連續(xù)性較好，雖然儲層以特低孔滲孔隙型為主，但儲層物性總體優(yōu)于大安寨段和涼高山組，生儲蓋配置條件優(yōu)越，發(fā)育相對有利相帶，砂體大面積分布，實鉆證明席狀砂可以形成工業(yè)產層，具備形成大面積連續(xù)型非常規(guī)油藏的條件。

除沉積微相外，物源也是儲層發(fā)育好壞的重要因素，不同物源區(qū)控制了不同的沉積相及巖石特征，北部物源石英含量較高，長石石英砂巖較發(fā)育，且相對靠近物源，砂體粒度粗，東部物源巖屑含量相對較高，長石巖屑和巖屑長石砂巖發(fā)育，遠物源，砂體粒度細；因此北部物源區(qū)砂體儲層相對優(yōu)于東部物源區(qū)砂體。而大面積薄層細粒席狀砂沉積分布的特征是涼高山組儲層低孔滲的基本控制因素。

圖7 壓實及膠結作用對儲層的影響

2.2 壓實、壓溶作用

成巖作用初期，大規(guī)模的壓實、壓溶作用對儲層是有破壞作用的。壓實作用會使原生孔隙被大幅度縮小，并使一些塑性較強的礦物被壓成細條狀，并呈水平方向定向分布于儲層中，此類礦物大量出現無疑會使得儲層垂直方向的連通性能受到極大地限制（圖7A、B）。

2.3 膠結作用

這里主要指碳酸鹽方解石類膠結物。主要發(fā)生在有孔隙空間的地方，從顆粒邊緣開始慢慢沉淀，最終以膠結物的形式充填孔隙，對儲層空間的發(fā)育是不利的。在薄片觀察中可以看到，除了早期的的方解石膠結物充填原始孔隙外，在溶蝕作用形成次生溶孔之后，局部地區(qū)可能至少還存在一期破壞性的方解石膠結作用（圖7C），流體來源可能與壓溶作用形成的碳酸鈣流體有關。此類膠結作用在沙溪廟組或涼高山組都可以看到。

2.4 溶蝕作用

溶蝕作用是改善研究區(qū)目的層位儲集空間的重要因素，在沙溪廟組和涼高山組尤為明顯。可以看到除了長石類顆粒容易發(fā)生溶蝕作用外（圖4），解理發(fā)育的假雜基以及部分膠結物、自生礦物也可以發(fā)生溶蝕作用，形成溶孔溶縫（圖8A）。由溶蝕作用形成的一般能夠增加2%～5%的孔隙空間，并擴大和連通吼道，可極大的改善儲層的孔隙度及滲透率。

圖8 溶蝕作用以及破裂作用有效改善儲層

2.5 破裂作用

常見的有構造縫、層間張裂縫、粒間縫、壓裂縫等（圖8BC），主要是由于后期的構造運動產生的，除了增加一定的儲集空間外，更重要的是對儲層起到溝通疏導作用，是改善儲層的關鍵因素。

3 結語

川中地區(qū)中侏羅統(tǒng)涼高山組-下沙溪廟組是四川盆地的重要油氣產層。其儲層孔隙空間主要有原生粒間孔、次生溶蝕孔、溶蝕擴大縫、粒緣縫、構造裂縫等。而主要的儲集空間是次生的溶蝕孔及構造產生的裂縫系統(tǒng)。沉積微相和物源方向是儲層發(fā)育的物質基礎；溶蝕作用及構造破裂作用是儲層改善的關鍵因素；而壓實、壓溶、膠結、交代等成巖作用則對儲層起到了一定的破壞作用。

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