陳世加 ，高興軍，王力，路俊剛 ，劉超威，唐海評，張煥旭，黃囿霖，倪帥

（1. 西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院；2. 天然氣地質(zhì)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

1 研究區(qū)概況

川中地區(qū)位于四川盆地中部，處于川中低緩隆起和川西北坳陷區(qū)（見圖 1）。自 1958年充 3井和女 2井在涼高山組獲得工業(yè)油流以來，川中侏羅系致密砂巖進(jìn)入全面勘探階段。目前涼高山組油井主要分布在嘉陵江以東烴源巖厚度大于25 m的公山廟、蓮池、營山、廣安、充西、龍女寺、羅渡、合川等構(gòu)造，嘉陵江以西烴源巖厚度小于25 m的地區(qū)只有零星分布，油層分布明顯受烴源巖分布控制。但在厚烴源巖分布區(qū)，亦存在一些有砂無油或有孔無油的儲集層（“白砂巖”），如鮮9井、西20井、公17井、公21井、公110井和大成 5井等井發(fā)育大段無油氣顯示的“白砂巖”（見圖2）。

圖1 川中地區(qū)位置圖

圖2 川中侏羅系涼高山組油氣分布及烴源巖厚度圖

研究區(qū)涼高山組上覆、下伏地層均為厚度較大的深色泥巖，泥巖累計(jì)厚度 40～60 m，有機(jī)碳含量達(dá)1.0%以上，達(dá)到較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)（TOC>1.0%），雖然涼高山組泥巖有機(jī)碳含量比美國威林斯頓盆地泥盆系巴肯組烴源巖[1]（有機(jī)碳含量均值為 12%）低，但其泥巖厚度比巴肯組（一般18 m）大得多，在一定程度上可彌補(bǔ)烴源巖有機(jī)碳含量低的不足。涼高山組源儲配置與巴肯組相似：砂巖儲集層上下都存在良好烴源巖，屬于典型的“烴源巖包砂”，只是涼高山組儲集層比巴肯組儲集層致密，涼高山組儲集層孔隙度為1.0%～4.5%，滲透率為（0.001～1.000）×10?3μm2，而巴肯組砂巖孔隙度為5%～13%，滲透率為（0.1～10.0）×10?3μm2。但巴肯組致密砂巖大面積連續(xù)含油并隨著大型酸化壓裂等工程技術(shù)手段的進(jìn)步而得以大規(guī)模開發(fā)[2-4]，而研究區(qū)厚層烴源巖分布區(qū)卻并非連續(xù)含油，大段儲集層無油氣顯示，因此有必要研究涼高山組儲集層含油性主控因素。

2 致密砂巖特征

涼高山組為一套退積—強(qiáng)進(jìn)積的沉積旋回，發(fā)育受 3個方向物源控制的三角洲沉積體系。砂體類型主要為湖侵-退積型三角洲和湖退-進(jìn)積型三角洲前緣水下分流河道、河口壩砂體，濱淺湖灘壩砂體為次，同時湖侵湖退過程中在局部地區(qū)易形成砂泥漸變段；區(qū)內(nèi)砂體單層厚度普遍較薄，一般為2～8 m。據(jù)巖心觀察、薄片鏡下鑒定和掃描電鏡分析，涼高山組砂體粒度整體偏細(xì)，總體以細(xì)—粉細(xì)砂巖為主。成巖作用特征主要表現(xiàn)為強(qiáng)壓實(shí)作用，鏡下特征表現(xiàn)為粒間填隙物含量低，砂巖顆粒多呈線-凹凸接觸，且石英顆粒具壓裂紋，加大邊呈明顯壓溶現(xiàn)象。儲集層物性總體偏差，儲集空間以少量殘余粒間孔為主[5]，孔隙度絕大多數(shù)小于3%，空氣滲透率低于1×10?3μm2，屬于典型的特低孔致密儲集層。

研究區(qū)涼高山組砂巖總體為“排驅(qū)壓力高、中值壓力高、孔喉半徑小”的典型致密砂巖，排驅(qū)壓力0.40～95.43 MPa，平均 8.65 MPa；中值壓力 1.48～194.76 MPa，平均37.21 MPa；中值半徑0.004～0.510 μm，平均 0.07 μm，儲集層喉道半徑分布范圍較寬，0.003 8～0.585 9 μm均有分布，儲集層喉道較細(xì)，無明顯峰值，孔喉分選不好，孔隙結(jié)構(gòu)差[6-8]。

3 致密砂巖含油性控制因素

目前普遍認(rèn)為致密油的特征為源儲一體或近源成藏[9-12]。前人研究認(rèn)為川中涼高山組致密油為近源或源內(nèi)大面積分布，不受構(gòu)造和圈閉控制[13-14]。對于研究區(qū)涼高山組致密砂巖成藏，除考慮優(yōu)質(zhì)烴源巖以及優(yōu)質(zhì)儲集層的分布外，還須考慮源儲之間的輸導(dǎo)體系、儲集層物性以及裂縫的發(fā)育程度，這些因素均可能影響涼高山組儲集層的含油性。

3.1 源儲間輸導(dǎo)體系

研究區(qū)烴源巖與儲集層之間砂泥漸變段對原油運(yùn)移影響很大。以公山廟構(gòu)造公17井涼高山組2 465.90～2 470.20 m井段粉砂巖儲集層為例，該段儲集層平均孔隙度為 3.84%，平均滲透率為 0.78×10?3μm2，排驅(qū)壓力平均為0.93 MPa，在研究區(qū)屬于物性相對較好的儲集層，也好于研究區(qū)涼高山組一些出油層段的儲集層物性，而且該井段砂巖儲集層上下均存在較厚的黑色泥巖，其中下部泥巖厚度較大，泥巖TOC均值為1.28%，氯仿瀝青“A”含量高達(dá)0.74%，屬于生烴潛力較好的烴源巖，但試油結(jié)果顯示該粉砂巖段不含油，熒光薄片觀察也未見發(fā)熒光的油，這與研究區(qū)充西構(gòu)造西56井涼高山組儲集層（1 717.60～1 724.60 m井段試油產(chǎn)量5.0 t/d，孔隙度僅為 1.85%，滲透率為 0.091× 10?3μm2，排驅(qū)壓力為4.285 MPa，物性明顯差于公17井粉砂巖段）中見大量發(fā)熒光的油明顯不同（見圖3）。

圖3 公17井和西56井儲集層熒光照片

巖心觀察發(fā)現(xiàn)，公17井砂巖儲集層與泥巖間存在砂泥漸變段（2 470.20～2 470.53 m，薄層砂與薄層泥互層）（見圖4）。對該段取2個樣品進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)其孔隙度和滲透率比上部砂巖儲集層低、排驅(qū)壓力則明顯比上部砂巖高：孔隙度均值僅為0.73%，滲透率均值為 0.018 5×10?3μm2，排驅(qū)壓力高達(dá) 6.8 MPa，遠(yuǎn)高于上覆儲集層的排驅(qū)壓力0.93 MPa。同時，該砂泥漸變段的泥質(zhì)含量也明顯比上部砂巖的泥質(zhì)含量高，上部砂巖泥質(zhì)含量小于 10%，而砂泥漸變段的泥質(zhì)含量平均在 40%左右，有機(jī)碳含量（均值為 0.36%）比下部黑色泥巖（均值 1.34%）低（見圖 5）。該砂泥漸變段生烴能力較差，而且位于烴源巖和儲集層之間，排驅(qū)壓力較高，加之儲集層無裂縫溝通，使得輸導(dǎo)體系不暢通，生成的油氣難以突破泥質(zhì)含量較高的漸變段運(yùn)移進(jìn)入上覆儲集層。因此，公17井出現(xiàn)大段物性較好但不含油儲集層的主要原因是烴源巖和儲集層之間存在砂泥漸變段。

3.2 儲集層物性的影響

圖4 公17井儲集層綜合圖及巖心照片

圖5 公17井砂泥漸變段與上部粉砂巖綜合對比圖

在輸導(dǎo)體系暢通的前提下，儲集層物性對其含油性也有重要影響。以鮮9井和公22井為例說明儲集層物性對涼高山組儲集層含油性的影響，這兩口井涼高山組砂巖與烴源巖直接接觸，不存在砂泥漸變段或薄層泥巖隔層，源儲間輸導(dǎo)體系暢通，但兩口井的含油性卻截然不同。

鮮9井1 845.43～1 859.10 m井段為無油氣顯示的粉砂巖（見圖6a），1 859.10 m處為砂泥突變界面（見圖 7），砂巖段上、下均為大段黑色泥巖（1 829.50～1 845.43 m井段和1 859.10～1867.30 m井段），兩段黑色泥巖的有機(jī)碳含量分別為2.19%和1.94%，氯仿瀝青“A”含量分別為0.35%和0.34%，Ro值為1.1%，屬較好烴源巖。為了進(jìn)行對比分析，在1 845.43～1 859.10 m井段取11個無油氣顯示的砂巖儲集層樣品進(jìn)行分析，其孔隙度均值為 1.32%，滲透率均值為 0.02×10?3μm2。

圖6 鮮9井、公22井儲集層熒光及鑄體薄片對比圖

公22井2 472.00～2 480.00 m井段為含油細(xì)砂巖（見圖6b），下部與大段的黑色泥巖（2 480.00～2 484.40 m）直接接觸（見圖 8），黑色泥巖的有機(jī)碳含量為2.33%，氯仿瀝青“A”含量為0.374%，達(dá)到了好烴源巖的標(biāo)準(zhǔn)。在2 472.00～2 480.00 m井段取8個樣品進(jìn)行分析，孔隙度均值為 3.54%，滲透率均值為 0.22×10?3μm2，明顯好于鮮9井儲集層物性。

鮮9井涼高山組1 845.43～1 859.10 m井段和公22井2 472.00～2 480.00 m井段儲集層具有相同的源儲接觸關(guān)系，兩口井均具備良好的成藏條件，但儲集層的含油性卻截然相反，筆者研究發(fā)現(xiàn)，其主要原因在于兩口井涼高山組儲集層物性、孔喉發(fā)育及配置情況不同。

鮮 9井和公 22井涼高山組巖心鑄體薄片觀察發(fā)現(xiàn)，鮮 9井砂巖儲集層顆粒接觸較緊密，主要為線接觸和面接觸，儲集層致密，基本看不到孔隙及裂縫（見圖6c）；而公22井儲集層孔隙較發(fā)育，鏡下可見雜基內(nèi)微孔、粒內(nèi)溶孔，還可見寬約0.01～0.02 mm的微裂縫，微裂縫切割或圍繞顆粒延伸（見圖6d），這些微孔、溶孔、微裂縫都是油氣在致密儲集層中運(yùn)移、儲集的良好通道與空間。

二者孔喉結(jié)構(gòu)也存在明顯差別，兩井涼高山組儲集層的中值半徑、排驅(qū)壓力等差異也很大（見圖9）。壓汞測試的中值半徑、排驅(qū)壓力均顯示出公22井儲集層孔喉發(fā)育情況遠(yuǎn)好于鮮9井。由于鮮9井砂巖孔隙度和滲透率低、排驅(qū)壓力高，又未見裂縫發(fā)育，烴源巖生成的油氣難以運(yùn)移到該砂巖，這是公22井和鮮9井烴源巖條件良好、源儲接觸關(guān)系相似、輸導(dǎo)體系均暢通，但儲集層含油性不同的重要原因。

圖7 鮮9井儲集層綜合圖及巖心照片

圖8 公22井儲集層綜合圖及巖心照片

圖9 公22井、鮮9井壓汞參數(shù)對比圖

此外，大成5井1 642.35～1 645.85 m井段砂巖儲集層物性差，取樣分析表明其平均孔隙度為1.05%，平均滲透率 0.042×10?3μm2，平均排驅(qū)壓力高達(dá) 16.72 MPa，烴源巖生成的油氣難以突破排驅(qū)壓力進(jìn)入到儲集層中，使得該井段砂巖儲集層不含油，儲集層熒光下基本無顯示。

3.3 裂縫發(fā)育程度對儲集層含油性的影響

以上分析表明，雖然有較好的烴源巖條件，但是對于鮮 9井 1 845.43～1 859.10 m井段和大成 5井1 642.35～1 645.85 m井段砂巖儲集層，由于儲集層物性差且無裂縫溝通，烴源巖生成的油氣難以運(yùn)移到致密儲集層中成藏，導(dǎo)致儲集層不含油；而對于基質(zhì)孔同樣不發(fā)育、物性較差的儀 2井涼上段致密儲集層（3 052.30～3 067.80 m井段）（見表1），由于裂縫較發(fā)育（見圖10），改善了孔滲條件，故儲集層含油。另外龍女寺構(gòu)造女深 022-5-H1井涼高山組底部砂巖（1 261.60～1 264.00 m井段）也很致密，同樣由于裂縫的存在，巖心含油，該段砂巖儲集層在熒光下也見發(fā)黃綠色熒光的油（見圖11）。因此，裂縫也是川中侏羅系涼高山組致密儲集層含油的重要控制因素之一。

表1 儲集層物性對比表

圖10 儀2井儲集層巖心及熒光照片

圖11 女深022-5-H1井儲集層巖心及熒光照片

4 有利區(qū)帶優(yōu)選

基于上述分析，認(rèn)為研究區(qū)涼高山組有利勘探區(qū)帶優(yōu)選應(yīng)綜合考慮烴源巖、砂泥漸變段、儲集層物性以及裂縫發(fā)育情況等方面條件。前人研究認(rèn)為，營山—廣安和合川—白廟—羅渡地區(qū)發(fā)育灘壩微相涼上段儲集層，砂體較為發(fā)育[15]；朱筱敏、操應(yīng)長等在對灘壩微相沉積特征研究中也指出各類灘壩微相砂體相對較厚較純，且有利于相對高孔砂體的發(fā)育[16-17]。筆者通過巖心觀察也發(fā)現(xiàn)處于灘壩微相的營山—廣安和合川—白廟—羅渡地區(qū)涼高山組儲集層不易出現(xiàn)砂泥漸變段，砂巖與泥巖一般呈突變接觸，輸導(dǎo)體系暢通；取樣分析儲集層物性較好；烴源巖厚度在40～60 m，具備良好的生烴條件。綜合川中侏羅系涼高山組沉積特征、儲集層特征以及烴源巖分布，優(yōu)選出營山—廣安和合川—白廟—羅渡 2個有利勘探區(qū)帶（見圖12）。

圖12 川中侏羅系涼高山組沉積相及砂巖等厚圖

5 結(jié)論

川中地區(qū)侏羅系涼高山組致密儲集層的含油性受以下因素控制：①源儲之間輸導(dǎo)體系，烴源巖與砂巖儲集層之間存在泥質(zhì)含量高、物性較差的砂泥漸變段時，如無裂縫溝通，油氣難以進(jìn)入上覆儲集層；②儲集層物性，若砂體與烴源巖直接接觸且儲集層物性較好，則油氣可直接進(jìn)入儲集層成藏；③裂縫發(fā)育程度，儲集層物性較差時，若裂縫發(fā)育則可改善儲集層孔滲條件，油氣也可運(yùn)移到儲集層成藏，如儲集層物性較差且無裂縫溝通，則油氣難以進(jìn)入儲集層成藏。

川中涼高山組致密儲集層含油性規(guī)律也說明，致密油雖是源儲一體或近源成藏，但不是優(yōu)質(zhì)烴源巖分布區(qū)所有的“甜點(diǎn)”區(qū)均有油氣，需考慮烴源巖與“甜點(diǎn)”區(qū)的輸導(dǎo)層，即源儲之間的砂泥漸變段及泥質(zhì)隔層對石油運(yùn)移的影響，致密油勘探在尋找“緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖、孔滲相對發(fā)育的儲集層”（“甜點(diǎn)”）的同時，還需考慮源儲之間的接觸關(guān)系及輸導(dǎo)體系。

川中侏羅系涼高山組營山—廣安和合川—白廟—羅渡地區(qū)處于灘壩微相沉積相帶，砂質(zhì)純凈，儲集層物性較好，且直接覆蓋在厚度約40～60 m的烴源巖之上，具有良好的生油和儲集條件，是川中侏羅系涼高山組的有利勘探區(qū)帶。

致謝：在樣品采集和論文編寫過程中得到了中國石油西南油氣田公司楊躍明、龔昌明、黃仕強(qiáng)和李俊良等的幫助，在此一并表示感謝！

[1] Schmoker J W, Hester T C. Organic carbon in Bakken Formation,United States portion of Williston Basin[J]. AAPG Bulletin, 1983,67(12): 2165-2174.

[2] 林森虎, 鄒才能, 袁選俊, 等. 美國致密油開發(fā)現(xiàn)狀及啟示[J]. 巖性油氣藏, 2011, 23(4): 25-30, 64.Lin Senhu, Zou Caineng, Yuan Xuanjun, et al. Status quo of tight oil exploitation in the United States and its implication[J]. Lithologic Reservoirs, 2011, 23(4): 25-30, 64.

[3] 賈承造, 鄭民, 張永峰. 中國非常規(guī)油氣資源與勘探開發(fā)前景[J].石油勘探與開發(fā), 2012, 39(2): 129-136.Jia Chengzao, Zheng Min, Zhang Yongfeng. Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development[J].Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(2): 129-136.

[4] Pollastro R M, Cook T A, Roberts L N R, et al. Assessment of undiscovered oil resources in the Devonian-Mississippian Bakken Formation, Williston Basin Province, Montana and North Dakota[R].USGS Fact Sheet 2008-3021, 2008.

[5] 劉占國, 陳婭娜, 倪超, 等. 川中地區(qū)中—下侏羅統(tǒng)砂巖儲層特征[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2010, 32(2): 36-39.Liu Zhanguo, Chen Ya’na, Ni Chao, et al. Characteristics of sandstone reservoirs of middle-lower Jurassic in central Sichuan Area[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science &Technology Edition, 2010, 32(2): 36-39.

[6] 壽建峰, 鄭興平, 斯春松, 等. 中國疊合盆地深層有利碎屑巖儲層的基本類型[J]. 中國石油勘探, 2006, 11(1):11-16.Shou Jianfeng, Zheng Xingping, Si Chunsong, et al. Basic types of high-quality clastic reservoirs deep-buried in superimposed basins in China[J]. China Petroleum Exploration, 2006, 11(1): 11-16.

[7] 曾大乾, 李淑貞. 中國低滲透砂巖儲層類型及地質(zhì)特征[J]. 石油學(xué)報(bào), 1994, 15(1): 38- 46.Zeng Daqian, Li Shuzhen. Types and characteristics of low permeability sandstone reservoirs in China[J]. Acta Petrolei Sinica,1994, 15(1): 38-46.

[8] 毛嘉賓, 嚴(yán)維理, 費(fèi)懷義, 等. 川東北五寶場構(gòu)造沙溪廟組儲層特征[J]. 天然氣工業(yè), 2007, 27(5): 8-10.Mao Jiabin, Yan Weili, Fei Huaiyi, et al. Reservoir characteristics of Shaximiao Formation in Wubaochang structure, northeastern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27(5): 8-10.

[9] Schmoker J W. Resource-assessment perspectives for unconventional gas systems[J]. AAPG Bulletin, 2002, 86(11): 1993-1999.

[10] 鄒才能, 楊智, 陶士振, 等. 納米油氣與源儲共生型油氣聚集[J].石油勘探與開發(fā), 2012, 39(1): 13-26.Zou Caineng, Yang Zhi, Tao Shizhen, et al. Nano-hydrocarbon and the accumulation in coexisting source and reservoir[J]. Petroleum Exploration & Development, 2012, 39(1): 13-26.

[11] 楊華, 付金華, 何海清, 等. 鄂爾多斯華慶地區(qū)低滲透巖性大油區(qū)形成與分布[J]. 石油勘探與開發(fā), 2012, 39(6): 641-648.Yang Hua, Fu Jinhua, He Haiqing, et al. Formation and distribution of large low-permeability lithologic oil regions in Huaqing, Ordos Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(6): 641-648.

[12] 趙文智, 胡素云, 王紅軍, 等. 中國中低豐度油氣資源大型化成藏與分布[J]. 石油勘探與開發(fā), 2013, 40(1): 1-13.Zhao Wenzhi, Hu Suyun, Wang Hongjun, et al. Large-scale accumulation and distribution of medium-low abundance hydrocarbon resources in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(1): 1-13.

[13] 梁狄剛, 冉隆輝, 戴彈申, 等. 四川中北部侏羅系大面積非常規(guī)石油勘探潛力的再認(rèn)識[J]. 石油學(xué)報(bào), 2011, 32(1): 8-17.Liang Digang, Ran Longhui, Dai Danshen, et al. A re-recognition of the prospecting potential of Jurassic large-area and on conventional oils in the central-northern Sichuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica,2011, 32(1): 8-17.

[14] 廖群山, 胡華, 林建平, 等. 四川盆地川中侏羅系致密儲層石油勘探前景[J]. 石油與天然氣地質(zhì), 2011, 32(54): 815-822.Liao Qunshan, Hu Hua, Lin Jianping, et al. Petroleum exploration prospect of the Jurassic tight reservoirs in central Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology, 2011, 32(54): 815-822.

[15] 中國石油勘探開發(fā)研究院杭州地質(zhì)研究所. 川中地區(qū)侏羅系油氣成藏富集規(guī)律研究和有利區(qū)帶[R]. 杭州: 中國石油勘探開發(fā)研究院杭州地質(zhì)研究所, 2006.Hangzhou Institute of Petroleum Geology, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development. Hydrocarbon accumulation rule and potential zone prediction of Jurassic in central Sichuan Area[R].Hangzhou: Hangzhou Institute of Petroleum Geology, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, 2006.

[16] 朱筱敏, 信荃麟, 張晉仁. 斷陷湖盆灘壩儲集體沉積特征及沉積模式[J]. 沉積學(xué)報(bào), 1994, 12(2): 20-28.Zhu Xiaomin, Xin Quanlin, Zhang Jinren. Sedimentary characteristics and models of the beach-bar reservoirs in faulted down lacustrine basins[J]. Acta Sedimentological Sinica, 1994, 12(2): 20-28.

[17] 操應(yīng)長, 王健, 劉惠民. 東營凹陷南坡沙四上亞段灘壩砂體的沉積特征及模式[J]. 中國石油大學(xué)學(xué)報(bào): 自然科學(xué)版, 2009, 33(6): 5-10.Cao Yingchang, Wang Jian, Liu Huimin. Sedimentary characteristics and models of beach-bar sandbodies in the upper part of the fourth member of Paleogene in the south slope of Dongying Depression[J].Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science,2009, 33(6): 5-10.