龐正煉，陶士振，張琴，楊家靜，張?zhí)焓?，楊曉萍，范建瑋，黃東，韋騰強

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，河北廊坊 065007;3. 中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，成都 610051）

0 引言

四川盆地中部（簡稱川中地區(qū)）侏羅系大安寨段介殼灰?guī)r孔隙度多小于2.0%，低于國內(nèi)外幾個典型致密油區(qū)儲集層孔隙度。以往，該套儲集層曾被作為裂縫型儲集層[1]，近期研究揭示川中地區(qū)侏羅系大安寨段為裂縫-孔隙型儲集層。鄭榮才等認為對大安寨段儲集層貢獻最大的是裂縫及沿裂縫溶蝕形成的溶縫、溶孔和溶洞[2]。陳薇等亦認為大安寨段發(fā)育孔隙、裂縫 2類儲集空間[3]。然而，典型致密油區(qū)要獲得工業(yè)油流，需應用水平井加規(guī)模壓裂技術(shù)[4]。在未采用上述技術(shù)的條件下，研究區(qū)持續(xù)產(chǎn)油超過20年的井卻普遍存在。為分析該區(qū)致密儲集層在缺乏致密油關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)支撐下實現(xiàn)持續(xù)生產(chǎn)的原因，利用巖心分析、薄片鑒定、電鏡觀察、壓汞實驗、納米CT及等溫吸附等技術(shù)，對大安寨段儲集層巖石類型及儲集空間類型進行分類，并對各類儲集空間的結(jié)構(gòu)特征進行研究，最終分析不同結(jié)構(gòu)特征對致密油開發(fā)產(chǎn)生的影響。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

四川盆地在構(gòu)造格局上呈“三坳圍一隆”的特點，四川盆地中部為川中古隆起，構(gòu)造平緩（見圖1）。侏羅紀盆地接受坳陷型湖盆沉積，大安寨段沉積期為主湖侵期，面積達58×104km2，是現(xiàn)今盆地的3倍[5]。盆地中的致密油主要發(fā)育在川中地區(qū)侏羅系，其中大安寨段是盆地最主要的產(chǎn)油層，致密油累計探明儲量占整個侏羅系的92.8%[6]。大安寨段沉積相以半深湖相—淺湖相為主，巖性以深灰、灰黑色泥頁巖與湖相介殼灰?guī)r不等厚互層為特征。介殼灰?guī)r主要分布在大安寨段上部大一亞段和下部大三亞段，兩者被中間的大一三亞段厚層暗色泥頁巖分隔。巖石學特征上，介殼灰?guī)r主要成分為生物介殼及其碎屑，含量為50%～98%，以瓣鰓類介殼碎片為主，少量介形蟲、腹足及魚骨碎片[7]。介殼灰?guī)r主要形成于介殼灘中，是主要的儲集巖類型[8]。水動力強的灘核形成質(zhì)地純凈的介殼灰?guī)r，隨著水動力的減弱，在介殼灘翼部，填隙物含量上升。不同泥質(zhì)（晶）含量的介殼灰?guī)r在儲集層的微觀結(jié)構(gòu)上存在差異?？v向上單個介殼灘常呈透鏡狀分布，核部為厚層質(zhì)純介殼灰?guī)r，向兩側(cè)過渡則泥質(zhì)（晶）含量上升，多期介殼灘彼此疊置，形成橫向連續(xù)分布的大一亞段和大三亞段介殼灰?guī)r儲集層；平面上，介殼灰?guī)r圍繞盆地中心的烴源區(qū)呈環(huán)帶狀大規(guī)模分布[9]。

圖1 研究區(qū)位置圖

2 巖石類型及儲集空間特征

2.1 儲集層巖石類型

大安寨段介殼灰?guī)r形成環(huán)境多樣，介殼灘灘后、灘核、灘前乃至深湖—半深湖的風暴沉積均接受介屑沉積[10-11]。但不同沉積微相的介殼灰?guī)r存在巖性差異，表現(xiàn)為由碳酸鹽和陸源碎屑以不同比例混積而成[12]。除了沉積環(huán)境，后續(xù)的成巖作用亦對儲集巖巖性產(chǎn)生重大影響。筆者以水動力和介殼灰?guī)r的礦物成分為主線，參考礦物組構(gòu)形態(tài)及成巖作用，將大安寨段儲集巖分為9類（見表1）。

①結(jié)晶介殼灰?guī)r：強烈重結(jié)晶而成，方解石晶體從極粗到中細晶不等（見圖2a）。②亮晶介殼灰?guī)r：介殼間亮晶方解石膠結(jié)，偶有泥晶或黏土礦物（見圖2b）。③含泥晶介殼灰?guī)r：介殼大小和亮晶介殼灰?guī)r相當，但介殼更薄，介殼間除泥晶外，偶見介殼碎片充填（見圖2c）。④含黏土介殼灰?guī)r：介殼間以黏土充填為主，介殼個體大、殼厚，保存較完整（見圖2d）。⑤泥晶介殼灰?guī)r：介殼相比含泥晶介殼灰?guī)r更小、更薄，泥晶填隙物含量更高（見圖2e）。⑥黏土質(zhì)介殼灰?guī)r：介殼間黏土充填，介殼常保存完整（見圖2f）。⑦富有機質(zhì)黏土質(zhì)介殼灰?guī)r：介殼顆粒小而薄，介殼間被富有機質(zhì)灰黑色泥質(zhì)充填（見圖2g）。⑧巖溶角礫灰?guī)r：巖溶發(fā)生在準同生期，由地表水淋濾導致，溶蝕孔洞縫多被充填[13]（見圖2h）。⑨灰質(zhì)白云巖：多分布在川中、川南過渡帶的濱湖環(huán)境，根據(jù)X衍射圖譜計算白云石的有序度全部小于0.5，反映研究區(qū)白云巖為冷水交代成因，結(jié)合施開蘭等[14]在同一地區(qū)白云巖層中發(fā)現(xiàn)的暴露成因干裂構(gòu)造，揭示研究區(qū)白云巖為準同生期回流滲濾成因（見圖2i）。

2.2 儲集空間類型

按成因和發(fā)育部位的差異，將大安寨段儲集層儲集空間劃分為4大類14亞類（見表2）。

①溶洞。溶洞分為 2類，一類由肉眼可見的裂縫被溶蝕擴大形成（見圖3a）；一類在肉眼下表現(xiàn)為孤立狀（見圖3b），但在鏡下可見各孔隙被微裂縫溝通（見圖3c）。2者均為成巖過程中酸性地層水沿裂縫溶蝕所致。2類溶洞發(fā)育程度不高。

②裂縫。裂縫按成因分為6類。斷層伴生裂縫（見圖3d）、破碎微裂縫（見圖3e）、介殼殼邊縫（見圖3e）和解理縫（見圖 3f）都是受機械應力后巖石或礦物顆粒發(fā)生破裂產(chǎn)生的裂縫。溶蝕擴大縫（見圖 3g）和壓溶縫（見圖 3h）則是在機械壓實和化學溶蝕共同作用下形成。破碎微裂縫與介殼殼邊縫發(fā)育程度最高；斷層伴生裂縫發(fā)育程度雖低，但單體尺寸大，亦較有利。

表1 四川盆地侏羅系大安寨段介殼灰?guī)r分類表

圖2 侏羅系大安寨段9類介殼灰?guī)r照片

表2 大安寨段介殼灰?guī)r儲集空間成因分類表

③溶蝕孔隙。按發(fā)育部位不同溶蝕孔隙分為5類：介殼粒間溶孔（見圖3i）、介殼粒內(nèi)溶孔（見圖3j—3k）、鑄?？祝ㄒ妶D 3l）、晶內(nèi)溶孔（見圖 3m）和晶間溶孔（見圖3n）。晶間溶孔是研究區(qū)儲集層發(fā)育程度最高的儲集空間類型。這類孔隙分布在亮晶膠結(jié)物的中晶、細晶、粉晶乃至泥晶方解石晶間（見圖3n），多被殘余油充填，熒光顯示強烈（見圖3n、圖3o）。

④晶間孔隙。主要發(fā)育在灰質(zhì)白云巖的白云石晶間（見圖3p），雖然此類孔隙在灰質(zhì)白云巖中較發(fā)育，但灰質(zhì)白云巖本身發(fā)育程度不高，因此全區(qū)范圍內(nèi)此類孔隙分布較局限，多集中在川中、川南過渡帶附近。

通過對大安寨段儲集巖和儲集空間類型的劃分，揭示最有利的晶間溶孔在亮晶介殼灰?guī)r中最發(fā)育。同時，另外 3種發(fā)育程度達到“高”的儲集空間在此類巖石中亦非常發(fā)育（見表2）。因此，亮晶介殼灰?guī)r是儲集空間最發(fā)育，最有利的儲集巖類。

2.3 儲集空間結(jié)構(gòu)

2.3.1 儲集空間尺寸

從全區(qū)16口井中選取33塊介殼灰?guī)r樣品開展高壓壓汞，分析介殼灰?guī)r儲集空間尺寸分布。結(jié)果表明，33塊樣品平均進汞率僅為43.25%，在能夠有效表征的孔喉體積中，直徑大于1 μm的孔喉占比僅為8.73%，小于1 μm的孔喉占總孔隙體積的91.27%。表明這套儲集層中普遍以納米級儲集空間為主[15]。

以壓汞實驗揭示的儲集空間總體尺寸為基礎，結(jié)合多種微觀觀察技術(shù)統(tǒng)計出每類儲集空間的尺寸（見表 2）。

裂縫溶蝕擴大洞由于是宏觀裂縫溶蝕而成，尺寸達厘米級者較常見。微裂縫伴生洞尺寸未超過厘米級。

圖3 大安寨段介殼灰?guī)r儲集空間特征

裂縫尺寸多樣，從厘米級到微、納米級均有發(fā)育，且尺寸越小數(shù)量越多，構(gòu)成發(fā)達的裂縫網(wǎng)絡。對10口取心井開展肉眼可識別的裂縫統(tǒng)計，10口井裂縫線密度均值為 0.3 條/m。在光學顯微鏡下，微裂縫的面密度可達到0.1～5.0 條/mm2。常規(guī)掃描電鏡下，微裂縫的面密度增長至 50 條/mm2。在放大倍率更高的場發(fā)射掃描電鏡下，微裂縫的面密度更增加至700 條/mm2。

6類孔隙中介殼粒間溶孔尺寸最大，普遍介于50～500 μm，但發(fā)育程度低。鑄?？滓嗫蛇_幾十到幾百微米，但數(shù)量更少。晶內(nèi)溶孔普遍小于 10 μm。介殼粒內(nèi)溶孔基本小于1 μm。晶間溶孔形態(tài)更接近裂縫，因此若以最大尺寸方向來衡量，則可延伸至十幾甚至上百微米，若以最小尺寸方向為準，則寬度多不足1 μm。因灰質(zhì)白云巖中白云石晶體顆粒以泥粉晶為主，因此白云石晶間孔普遍小于1 μm（見圖3p）。

2.3.2 儲集空間形態(tài)

總結(jié)每類儲集空間形態(tài)并建立模型（見圖4）。裂縫溶蝕擴大洞形態(tài)狹長，走向受裂縫控制（見圖4a）。微裂縫伴生洞肉眼下為不連通的溶洞（見圖4b）。斷層伴生裂縫（見圖4c）、破碎微裂縫（見圖4d）、介殼殼邊縫（見圖4e）、解理縫（見圖4f）、溶蝕擴大縫（見圖4g）和壓溶縫（見圖4h）均為裂縫。介殼粒間溶孔（見圖4i）、介殼粒內(nèi)溶孔（見圖4j）、鑄?？祝ㄒ妶D4j）、晶內(nèi)溶孔（見圖4k）和白云石晶間孔（見圖4l）均為孔隙。晶間溶孔形態(tài)較為特殊，其由3～4個方向的晶間隙向中心聚攏形成一個中心，四周與多條晶間隙連接，形成發(fā)散狀孔隙（見圖4l）。分析各類儲集空間的形態(tài)規(guī)律，發(fā)育程度達“高”級別4類儲集空間（見表2）有3類呈裂縫狀，包括：破碎微裂縫、介殼殼邊縫、晶間溶孔。

圖4 大安寨段各類儲集空間形態(tài)及發(fā)育模型

等溫吸附曲線可定量表征孔隙形態(tài)，前人將吸附曲線分為5種類型，各對應1種孔隙形態(tài)[16]。A類曲線滯后環(huán)出現(xiàn)在中等相對壓力區(qū)域，且在高壓區(qū)吸附曲線較為陡直，對應“圓柱形”孔隙[16]。B類吸附曲線在接近飽和蒸汽壓時急劇上升，解吸曲線則在中等相對壓力時迅速下降，對應“狹縫形”孔隙[16]。C類吸附曲線相對壓力較高時很陡，而解吸曲線平緩變化，對應“楔形”孔隙[16]。D類吸附曲線形態(tài)變化與B類相似，但區(qū)別在于解吸曲線一直平緩下降，對應“V形孔”[16]。E類吸附曲線變化平緩，解吸曲線則在中等相對壓力區(qū)域急劇下降，對應“墨水瓶形”孔隙[16]。

對 4塊大安寨段介殼灰?guī)r樣品的等溫吸附曲線、解吸曲線滯后環(huán)形態(tài)進行分析。對比吸附曲線發(fā)現(xiàn)（見圖5），4個樣品均在接近飽和蒸汽壓（相對壓力為1）時迅速上升，即只有類型B和D符合此特征，再對比解吸曲線形態(tài)和滯后環(huán)位置（見圖 5），4者解吸曲線在中等相對壓力區(qū)間（相對壓力為0.4～0.6）斜率均顯著變化，與類型B符合。即儲集空間以“狹縫形”為主，與定性分析揭示的裂縫狀儲集空間占主導相符。

2.4 儲集空間連通性

利用納米CT對儲集層儲集空間進行數(shù)字重構(gòu)，提取孔喉配位數(shù)分析孔喉連通性。選取G6井大安寨段亮晶介殼灰?guī)r開展納米級三維巖石礦物骨架及孔隙結(jié)構(gòu)表征。在微米CT掃描建立的微米級巖石數(shù)字模型中優(yōu)選出具巖性、結(jié)構(gòu)代表性的4個位置，每個位置截取1個邊長為170 μm的立方體進行納米CT掃描，獲取樣品信息。

提取4個納米級掃描區(qū)域的孔喉配位數(shù)，4個區(qū)域孔喉配位數(shù)高峰區(qū)間為2～4，均在3達到峰值（見圖6）。即儲集層中每個孔隙普遍與2～4個喉道連通，與3個喉道連通的比例最高。表明介殼灰?guī)r中儲集空間彼此具有較好連通性。

2.5 儲集空間結(jié)構(gòu)模型

為直觀展現(xiàn)介殼灰?guī)r的微觀結(jié)構(gòu)特征，呈現(xiàn)不同類型儲集空間的結(jié)構(gòu)特征、分布規(guī)律及與周圍巖石礦物之間的關(guān)系，建立了儲集層的三維結(jié)構(gòu)模型。由于亮晶介殼灰?guī)r儲集空間最發(fā)育，因此儲集空間結(jié)構(gòu)模型的構(gòu)建以該儲集巖類為原型。同時，大安寨段儲集層內(nèi)儲集空間尺寸差異較大，如只建立單個模型，無法完整展示所有儲集空間的分布特征。因此，分別在微米級和納米級2個尺度建立模型（見圖7、圖8）。

圖5 等溫吸附曲線、解吸曲線滯后環(huán)形態(tài)

圖6 納米級數(shù)字模型孔喉配位數(shù)

微米級儲集空間（大于1 μm）占總孔隙體積的比例不高，但各類成因的微裂縫較發(fā)育。其中，以破碎微裂縫最為常見（見圖7b），介殼殼邊縫也較常見，此外，還有少量溶蝕擴大縫（見圖 7c）和解理縫（見圖7d）。除裂縫外，微米級尺度下還有少量溶蝕孔隙發(fā)育（見圖7e），以及部分粉細晶方解石中發(fā)育的晶間溶孔（見圖7f）。裂縫能夠提供的儲集空間較有限，但對于改善儲集層的滲流能力具有顯著作用，是有利的運移、滲流通道。

納米級尺度儲集空間（小于1 μm）發(fā)育程度顯著增大。破碎微裂縫周邊發(fā)育大量溶蝕孔隙，形成孔-縫雙重介質(zhì)系統(tǒng)（見圖8b）。解理縫周邊也能見到溶蝕孔隙，同樣構(gòu)成孔-縫雙重介質(zhì)系統(tǒng)（見圖 8c）。光學顯微鏡下未見明顯開啟空間的解理縫（見圖3f），在該尺度下可見開啟空間（見圖 8d、圖 8e）。除了解理縫，溶蝕擴大縫也存在（見圖8f）。該尺度下可發(fā)現(xiàn)粉晶晶間溶孔，甚至泥晶晶間溶孔大量發(fā)育（見圖8g）。

結(jié)合儲集空間尺寸的研究，表明占總孔隙體積8.73%的微米級儲集空間主要由各類裂縫組成，占總孔隙體積91.27%的納米級儲集空間則由各類孔隙及裂縫構(gòu)成。裂縫為主的微米級儲集空間和裂縫、孔隙均發(fā)育的納米級儲集空間構(gòu)成后續(xù)所述的孔縫雙重介質(zhì)。

3 儲集層微觀結(jié)構(gòu)的油氣意義

儲集層微觀結(jié)構(gòu)的油氣意義主要體現(xiàn)在解決以下3個問題：①川中地區(qū)侏羅系大安寨段單井產(chǎn)能為何比其他致密油區(qū)低?②為何如此低孔隙度能維持大量生產(chǎn)井產(chǎn)油超過 20年?③為何研究區(qū)未采用“水平井加分段壓裂”技術(shù)亦能實現(xiàn)致密油規(guī)模開發(fā)?下面針對上述3個問題開展分析。

3.1 儲集空間尺寸與油井低產(chǎn)的關(guān)系

圖7 介殼灰?guī)r微米級儲集空間三維結(jié)構(gòu)模型及微觀照片

常規(guī)油氣和非常規(guī)油氣的本質(zhì)區(qū)別在于孔喉大小的不同，常規(guī)油氣儲集層孔喉直徑一般為微米—毫米級，而非常規(guī)油氣儲集層一般是納米級[15]?？缀沓叽缭叫?，儲集層越致密。以毫米級和微米級孔隙為主的常規(guī)儲集層孔隙度普遍為 12%～30%，納米級孔隙為主的非常規(guī)儲集層孔隙度則只有3%～12%[17]。大安寨段灰?guī)r的孔喉尺寸小于鄂爾多斯盆地三疊系延長組典型致密油儲集層。后者儲集層中半徑小于100 nm的孔隙約占總體孔隙的65.15%[17]，而大安寨段灰?guī)r這一比例高達80.46%?？缀沓叽绮町愐囿w現(xiàn)在儲集層的孔隙度差異上。鄂爾多斯盆地延長組致密儲集層孔隙度為2%～12%[18]，而2 927個大安寨段灰?guī)r樣品孔隙度主體為0.5%～2.0%。如此致密的儲集層導致其儲集能力較差，資源豐度低。將研究區(qū)與松遼盆地白堊系進行對比，2者致密油資源量和有利區(qū)面積相當，后者儲集層厚度僅為研究區(qū)的一半，但孔隙度高達2%～15%，其資源豐度達到13～19×104t/km2，而研究區(qū)孔隙度較其更低，資源豐度也僅4.90×104t/km2[18-19]。

資源豐度越低，單井控制的儲量就越小。鄂爾多斯盆地延長組資源豐度為42.5×104t/km2[19]，利用EUR（Estimated Ultimate Recovery）分布類比法測得致密油單井平均最終可采儲量約2.63×104t[20]。研究區(qū)最有利的甜點區(qū)單井最終可采儲量僅 2.30×104t，非甜點區(qū)則更低（見表 3）。井控儲量越小，單井產(chǎn)能越低。鄂爾多斯盆地延長組投產(chǎn)的10口井半年即獲得累計產(chǎn)量15.63×104t，平均單井產(chǎn)量達到3.13×104t/a。由于研究區(qū)油井普遍已投產(chǎn)幾十年，所以單井累計產(chǎn)量在數(shù)值上已接近最終可采儲量（見表 3）。對川中地區(qū)大安寨段產(chǎn)油的1 000余口井產(chǎn)量進行統(tǒng)計，油氣產(chǎn)量超過萬噸當量的井僅占所有井的22.5%，這部分高產(chǎn)井的單井平均累計產(chǎn)量僅2.83×104t，不及鄂爾多斯盆地高產(chǎn)井一年的產(chǎn)量，而研究區(qū)剩余77.5%的井單井平均累計產(chǎn)量僅 0.15× 104t。

綜上所述，儲集空間以納米級為主的大安寨段儲集層資源豐度低，井控儲量小，形成低產(chǎn)特征。

3.2 孔縫雙重介質(zhì)與持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)系

在微米級儲集空間模型中（見圖7），微裂縫構(gòu)成了儲集空間的主體，納米級儲集空間模型中（見圖8），微裂縫和孔隙同時發(fā)育。對于微米級微裂縫，其作為少量發(fā)育的微米級孔隙和大量納米級孔、縫的優(yōu)勢運移通道，構(gòu)成孔縫雙重介質(zhì)。對于納米級微裂縫，其作為微米級裂縫的基質(zhì)孔隙同時，還作為納米級孔隙的裂縫，構(gòu)成納米級孔縫雙重介質(zhì)。

圖8 介殼灰?guī)r納米級儲集空間三維結(jié)構(gòu)模型及微觀照片

表3 研究區(qū)單井最終可采儲量與累計產(chǎn)量對比

多尺度裂縫中的石油產(chǎn)出形成了初期的高產(chǎn)，但產(chǎn)出速率較快而儲量規(guī)模有限，因此產(chǎn)量衰減速度快（見圖9）。隨著裂縫中的石油逐漸排出，裂縫內(nèi)的壓力也迅速降低。儲集層基質(zhì)內(nèi)的孔隙和更小尺度微裂縫中的石油在相對高的孔隙壓力作用下，向裂縫流動。這個過程產(chǎn)出速率明顯低于裂縫中的石油產(chǎn)出速率，由孔到縫的采出過程會持續(xù)很長時間。這一過程表現(xiàn)在生產(chǎn)上，即長期低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)（見圖9）。

3.3 儲集空間形態(tài)在致密油開發(fā)中的意義

典型致密油在直井開發(fā)且無壓裂情況下，產(chǎn)量一般無法達到工業(yè)油流下限[22]。相比之下物性最差的大安寨段灰?guī)r卻以直井加酸化的形式累產(chǎn)油氣當量近千萬噸[23]。究其原因，在于大安寨段儲集層的2個微觀特征。

圖9 L1井生產(chǎn)曲線

3.3.1 “狹縫形”儲集空間

大安寨段儲集空間形態(tài)以“狹縫形”為主，這種結(jié)構(gòu)的特點是孔隙和喉道尺寸接近。利用納米CT提取的孔喉比概率分布亦證實這一點：介殼灰?guī)r孔喉比普遍小于4（見圖10），與上述定性、定量研究結(jié)果均符合。

圖10 數(shù)字三維孔喉系統(tǒng)孔喉比概率分布

小孔喉比在研究區(qū)石油開發(fā)中的意義主要體現(xiàn)在對毛細管力的影響上。毛細管力是石油運移、滲流時已知的最主要阻力，其大小與孔喉比成正比。因此，儲集空間以狹縫形為主的介殼灰?guī)r雖然孔隙度遠小于其他致密儲集層，原油的運移、滲流卻更容易。這是研究區(qū)采用常規(guī)石油開發(fā)方式亦能獲得工業(yè)油流的重要原因。

3.3.2 多尺度裂縫

致密油水力壓裂目的在于形成盡可能多的人造裂縫，以降低滲流阻力。大安寨段介殼灰?guī)r中的裂縫從露頭大型構(gòu)造縫到微、納米級微裂縫均大量發(fā)育。這些大規(guī)模發(fā)育的多尺度天然裂縫網(wǎng)絡，正是其他致密油區(qū)需要通過人工壓裂來獲得的。因此，研究區(qū)致密油未采用水平井加分段壓裂技術(shù)，但得益于更發(fā)達的天然裂縫網(wǎng)絡，亦實現(xiàn)了致密油規(guī)模開發(fā)。

4 結(jié)論

按大安寨段介殼灰?guī)r巖石學特征的差異，將其劃分為 9類，在此基礎上將大安寨段介殼灰?guī)r儲集空間劃分為溶洞、裂縫、溶蝕孔隙、晶間孔隙 4大類，進一步細分出14亞類。

壓汞實驗及微觀觀察揭示，大安寨段介殼灰?guī)r儲集空間大于1 μm部分占總孔隙體積的8.73%，主要由微裂縫組成；小于1 μm部分占91.27%，主要由納米級微裂縫和孔隙構(gòu)成。定性和定量方法揭示儲集空間整體上呈現(xiàn)“狹縫形”特征，納米CT數(shù)字孔喉重構(gòu)則確定了每個孔隙普遍與2～4個喉道連通。建立微米級和納米級儲集空間三維結(jié)構(gòu)模型，直觀展現(xiàn)介殼灰?guī)r的微觀結(jié)構(gòu)特征。

儲集空間以納米級為主的大安寨段儲集層資源豐度低，井控儲量小，形成低產(chǎn)特征，而多尺度孔-縫雙重介質(zhì)則是致密的介殼灰?guī)r亦持續(xù)低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。“狹縫形”為主的儲集空間形態(tài)及多尺度裂縫網(wǎng)絡極大降低毛細管阻力，使研究區(qū)未采用致密油關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)亦可實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)。

[1]翟光明. 中國石油地質(zhì)志(卷十): 四川油氣區(qū)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 1989: 16.ZHAI Guangmin. Petroleum geology of China (Vol.10): Sichuan Oil &Gas Field[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1989: 16.

[2]鄭榮才, 郭春利, 梁西文, 等. 四川盆地大安寨段非常規(guī)儲層的儲集空間類型與評價[J]. 巖性油氣藏, 2016, 28(1): 16-29.ZHENG Rongcai, GUO Chunli, LIANG Xiwen, et al. Characteristics and evaluation of reserovir spaces of shale gas (oil) in Da’anzhai Member of Ziliujing Formaiton in Sichuan Basin[J]. Lithologic Reservoirs, 2016, 28(1): 16-29.

[3]陳薇, 郝毅, 倪超, 等. 川中下侏羅統(tǒng)大安寨組儲層特征及控制因素[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2013, 35(5): 7-14.CHEN Wei, HAO Yi, NI Chao, et al. Reservoir characteristics and controlling factors of Da’anzhai Member in Lower Jurassic, Central Sichuan[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science &Technology Edition), 2013, 35(5): 7-14.

[4]鄒才能, 張國生, 楊智, 等. 非常規(guī)油氣概念、特征、潛力及技術(shù):兼論非常規(guī)油氣地質(zhì)學[J]. 石油勘探與開發(fā), 2013, 40(4): 385-399.ZOU Caineng, ZHANG Guosheng, YANG Zhi, et al. Geological concepts, characteristics, resource potential and key techniques of unconventional hydrocarbon: On unconventional petroleum geology[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(4):385-399.

[5]鄧康齡. 四川盆地形成演化與油氣勘探領域[J]. 天然氣工業(yè),1992, 12(5): 7-12.DENG Kangling. Formation and evolution of Sichuan Basin and domains for oil and gas exploration[J]. Natural Gas Industry, 1992,12(5): 7-12.

[6]楊光, 黃東, 黃平輝, 等. 四川盆地中部侏羅系大安寨段致密油高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)主控因素[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(5): 817-826.YANG Guang, HUANG Dong, HUANG Pinghui, et al. Control factors of high and stable production of Jurassic Da’anzhai Member tight oil in central Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(5): 817-826.

[7]王當奇. 對川北地區(qū)大安寨段沉積環(huán)境及找油意義的認識[J]. 石油實驗地質(zhì), 1983, 5(3): 170-176.WANG Dangqi. Cognition on the sedimentary environment of Da’anzhai Member, North Sichuan, and its significance in oil exploration[J]. Experimental Petroleum Geology, 1983, 5(3):170-176.

[8]楊躍明, 楊家靜, 楊光, 等. 四川盆地中部地區(qū)侏羅系致密油研究新進展[J]. 石油勘探與開發(fā), 2016, 43(6): 873-882.YANG Yueming, YANG Jiajing, YANG Guang, et al. New research progress of Jurassic tight oil in central Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(6): 873-882.

[9]鄭榮才. 四川盆地下侏羅統(tǒng)大安寨段高分辨率層序地層學[J]. 沉積學報, 1998, 16(2): 42-48.ZHENG Rongcai. High-resolution sequence stratigraphy of Da’anzhai Formation, Lower Jurassic in Sichuan Basin[J]. Acta Sedimentological Sinica, 1998, 16(2): 42-48.

[10]馮榮昌, 吳因業(yè), 陶士振, 等. 四川盆地下侏羅統(tǒng)大安寨段沉積微相特征及對儲層的控制[J]. 石油實驗地質(zhì), 2015, 37(3): 320-327.FENG Rongchang, WU Yinye, TAO Shizhen, et al. Sedimentary microfacies characteristics and their control on reservoirs in Da’anzhai Member, Lower Jurassic, Sichuan Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2015, 37(3): 320-327.

[11]馮榮昌, 吳因業(yè), 楊光, 等. 川中大安寨段風暴沉積特征及分布模式[J]. 沉積學報, 2015, 33(5): 909-918.FENG Rongchang, WU Yinye, YANG Guang, et al. Storm deposition of the Da’anzhai Member (Jurassic) in central Sichuan Basin[J]. Acta Seimentologica Sinica, 2015, 33(5): 909-918.

[12]丁一, 李智武, 馮逢, 等. 川中龍崗地區(qū)下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段湖相混合沉積及其致密油勘探意義[J]. 地質(zhì)論評, 2013, 59(2):389-400.DING Yi, LI Zhiwu, FENG Feng, et al. Mixing of lacustrine siliciclastic—carbonate sediments and its significance for tight oil exploration in the Da’anzhai Member, Ziliujing Formation, Lower Jurassic, in Longgang Area, Central Sichuan Basin[J]. Geological Review, 2013, 59(2): 389-400.

[13]SU C P, TAN X C, SHI K L, et al. Characteristics and significance of the penecontemporaneous karst in lacustrine carbonate, Da’anzhai Member, Lower Jurassic, Beibei area, eastern Sichuan Basin[J].Petroleum, 2016, 3(3): 292-300.

[14]施開蘭, 陳芳文, 段卓, 等. 重慶北碚和平水庫剖面下侏羅統(tǒng)大安寨段湖相碳酸鹽巖巖石類型及沉積環(huán)境[J]. 古地理學報, 2015,17(2): 198-212.SHI Kailan, CHEN Fangwen, DUAN Zhuo, et al. Lacustrine carbonate rock types and sedimentary environments of the Lower Jurassic Da’anzhai Member of Heping Reservoir section in Beibei area, Chongqing[J]. Journal of Palaeogeography, 2015, 17(2):198-212.

[15]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 and Development, 2012, 39(1): 13-26.

[16]LABANI M M, REZAEE R, SAEEDI A, et al. Evaluation of pore size spectrum of gas shale reservoirs using low pressure nitrogen adsorption, gas expansion and mercury porosimetry: A case study from the Perth and Canning Basins, Western Australia[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, 112: 7-16.

[17]鄒才能, 朱如凱, 白斌, 等. 中國油氣儲層中納米孔首次發(fā)現(xiàn)及其科學價值[J]. 巖石學報, 2011, 27(6): 1857-1864.ZOU Caineng, ZHU Rukai, BAI Bin, et al. First discovery of nano-pore throat in oil and gas reservoir in China and its scientific value[J]. Acta Petrologica Sinica, 2011, 27(6): 1857-1864.

[18]鄒才能, 朱如凱, 吳松濤, 等. 常規(guī)與非常規(guī)油氣聚集類型、特征、機理及展望: 以中國致密油和致密氣為例[J]. 石油學報, 2012,33(2): 173-187.ZOU Caineng, ZHU Rukai, WU Songtao, et al. Types, characteristics,genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations: Taking tight oil and tight gas in China as an instance[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(2): 173-187.

[19]黃東, 楊躍明, 楊光, 等. 四川盆地侏羅系致密油勘探開發(fā)進展與對策[J]. 石油實驗地質(zhì), 2017, 39(3): 304-310.HUANG Dong, YANG Yueming, YANG Guang, et al. Countermeasure and progress of exploration and development of Jurassic tight oil in the Sichuan Basin[J]. Experimental Petroleum Geology, 2017, 39(3):304-310.

[20]郭秋麟, 武娜, 陳寧生, 等. 鄂爾多斯盆地延長組第7油層組致密油資源評價[J]. 石油學報, 2017, 38(6): 658-665.GUO Qiulin, WU Na, CHEN Ningsheng, et al. An assessment of tight oil resource in 7th oil reservoirs of Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2017, 38(6): 658-665.

[21]王社教, 蔚遠江, 郭秋麟, 等. 致密油資源評價新進展[J]. 石油學報, 2014, 35(6): 1095-1105.WANG Shejiao, YU Yuanjiang, GUO Qiulin, et al. New advance in resources evaluation of tight oil[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(6):1095-1105.

[22]國家能源局. 致密油地質(zhì)評價方法: SY/T 6943—2013[S]. 北京:石油工業(yè)出版社, 2013.National Energy Administration. Geological evaluating methods for tight oil: SY/T 6943—2013[S]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2013.

[23]四川油氣田發(fā)展簡史編寫組. 四川油氣田發(fā)展簡史[M]. 成都: 四川科學技術(shù)出版社, 2008: 9-11.Editorial Committee of Sichuan Oil & Gas Field Development History. Sichuan oil & gas field development history[M]. Chengdu:Sichuan Science and Technology Publishing House, 2008: 9-11.