李 楠 洪海濤 李國輝 周紅飛 賈 敏 康家豪

1.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院

0 引言

長期以來，四川盆地下侏羅統(tǒng)涼高山組的油氣勘探與開發(fā)集中于川中地區(qū)，先后發(fā)現(xiàn)公山廟、南充、廣安等油氣田。在川東地區(qū)，由于受常規(guī)油氣構(gòu)造圈閉勘探思維的限制，認為川東高陡構(gòu)造區(qū)侏羅系保存條件差，油氣已遭破壞[1]，油氣勘探重點為海相地層，陸相地層勘探重視程度不高，因而侏羅系專層井較少，但在鉆井過程中，普遍見良好油氣顯示[1]。統(tǒng)計表明，涼高山組鉆井顯示多以氣測異常為主（占75.6 %），次見氣侵及井涌。近期，中國石化在川東涪陵地區(qū)針對TY1井涼高山組頁巖段進行測試，獲高產(chǎn)油氣，展示了川東高陡地區(qū)侏羅系涼高山組具有較大的勘探潛力。因此，有必要參考頁巖油氣“甜點”的評價思路和方法，對涼高山組從空間展布、地化特征、巖石學(xué)分析、儲層特征、成藏條件等方面對開展頁巖油氣地質(zhì)特征研究，以期為支撐研究區(qū)陸相頁巖油氣勘探提供參考。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

川東地區(qū)位于四川盆地東部，西以華鎣山斷裂為界與川中隆起相鄰，東至川鄂交界處的齊岳山斷裂構(gòu)造位置隸屬于川東高陡斷褶帶（圖1）。受印支、燕山和喜馬拉雅三期構(gòu)造的影響，發(fā)育一系列北東向大型隔擋式高陡構(gòu)造，背斜狹窄，向斜寬緩[2]。背斜核部出露三疊系，向斜區(qū)主要出露中侏羅統(tǒng)。

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖

早—中侏羅世是大巴山前陸盆地發(fā)育、發(fā)展到頂峰的過程，而早侏羅世晚期的涼高山組沉積期是這一過程的快速發(fā)展階段。受地殼均衡作用控制，強烈的推覆負載必然伴隨前陸坳陷的進一步沉降[3-4]，湖盆水體亦逐漸加深，這一時期整體表現(xiàn)為欠補償?shù)酿囸I型沉積環(huán)境，以黑色頁巖為主，涼高山組沉積晚期，隨著構(gòu)造活動強度的減弱，物源體系供應(yīng)量逐漸增加，砂質(zhì)碎屑含量亦相應(yīng)增多[5]，但沉積環(huán)境始終處于缺氧的還原環(huán)境，形成黑色頁巖夾砂巖的巖石組合。

根據(jù)巖性、電性和沉積旋回特征，將涼高山組自下而上劃分為涼一段、涼二段和涼三段。其中川東地區(qū)涼一段頂部為最大湖泛面，該時期水域廣，水體深，發(fā)育灰黑色泥頁巖，厚度20余米，涼一段整體表現(xiàn)為灰黑色泥頁巖、粉砂質(zhì)泥巖夾薄層灰色泥質(zhì)粉砂巖的巖性特征；涼二段湖盆水體緩慢下降，沉積水體由半深湖—深湖逐漸演變?yōu)闉I淺湖，粉砂質(zhì)泥巖厚度漸增，頁巖厚度減小，頂部砂巖厚度也明顯增厚；涼三段湖平面持續(xù)下降，湖盆范圍逐漸萎縮，沉積物供給量大于可容空間增加量，砂巖占比明顯增高，形成砂、泥（頁）巖互層的特征，砂體單層厚度增大，泥頁巖厚度變小，泥頁巖平均厚度僅為4.4 m。涼高山組從涼一段到?jīng)鋈?，頁巖厚度逐漸減小，頁巖有機質(zhì)含量卻逐漸增高，砂質(zhì)含量也逐漸增多（圖 2）。

圖2 川東地區(qū)侏羅系涼高山組綜合柱狀圖

2 頁巖油氣地質(zhì)特征

2.1 沉積特征

川東地區(qū)涼高山組主要為一套黑色—灰黑色泥頁巖、粉砂巖與砂巖互層沉積，反映其沉積早期可能存在局部氧化環(huán)境、大部分沉積時期研究區(qū)主要為還原環(huán)境。

受前陸盆地前淵帶控制，川東高陡構(gòu)造區(qū)涼高山組以發(fā)育三角洲—湖泊沉積體系為特征（圖3），湖盆發(fā)育經(jīng)歷了湖擴、萎縮的過程，但平面上相變較快，且沉積相帶具有不對稱特征，即向沖斷帶方向側(cè)變相對于向前陸隆起帶較快；縱向上，受湖平面升降及前陸盆地演化的影響，巖石組合具韻律性，沉積相表現(xiàn)為三角洲相和湖泊相的頻繁轉(zhuǎn)換。巖心觀察可知，涼高山組砂巖、粉砂巖中見大量脈狀、波狀層理、透鏡狀層理，部分生物擾動與生物潛穴，局部見變形構(gòu)造（圖4）。頁巖發(fā)育頁理構(gòu)造，泥巖中發(fā)育水平砂紋層，偶見形態(tài)完整腕足類化石，表明沉積水動力相對較弱。其中，涼一段主要發(fā)育三角洲前緣亞相和半深湖亞相，涼二、三段主要發(fā)育半深湖、淺湖及三角洲前緣亞相。

圖3 川東地區(qū)侏羅系涼高山組沉積相圖

圖4 川東地區(qū)涼高山組不同巖性及沉積構(gòu)造圖

2.2 地球化學(xué)特征

2.2.1 有機碳含量

有機碳含量（TOC）是定量評價烴源巖的重要參數(shù)，國內(nèi)外學(xué)者認可的是泥質(zhì)烴源巖TOC下限為0.4%～0.6%[6]，對于頁巖油氣，由于其具有“自生自儲”的成藏特點，下限要求更高，陸相頁巖TOC通常大于1%認為是有利頁巖[7]。TOC的大小直接影響了頁巖生烴潛力及其吸附油氣含量的高低，是頁巖油氣的重要評價指標(biāo)[8]。

基于川東地區(qū)36口井巖心、巖屑及露頭資料共110件樣品的總有機碳含量實驗數(shù)據(jù)可知：涼高山組烴源巖的有機質(zhì)豐度較高，主要分布于0.50%～3.86%，平均為1.40%。其中，有機碳含量TOC在大于1.00%的樣品占64.54 %，在1.00%～2.00%的樣品占46.36 %，大于2.00%的樣品占18.18%。TOC的高值區(qū)主要分布在川東北部開江—梁平—忠縣地區(qū)，平均值大于1.60%，其余地區(qū)TOC略低（表1）。

表1 川東地區(qū)涼高山組頁巖有機碳含量統(tǒng)計表

2.2.2 有機質(zhì)類型

涼高山組有機質(zhì)干酪根類型Ⅱ型為主，少量Ⅲ型。實驗分析表明，頁巖有機質(zhì)殼質(zhì)組含量70.2%～78.0%，平均72.44%，鏡質(zhì)組含量20%～27%，平均24.6%，惰質(zhì)組含量2%～4%，平均2.96%。由巖石熱解參數(shù)最高熱解溫度Tmax和氫指數(shù)對有機質(zhì)類型判別可知，川東地區(qū)涼高山組頁巖Ⅱ型、Ⅲ型干酪根均有分布，但以Ⅱ型干酪根為主（圖5）。

圖5 川東地區(qū)涼高山組烴源巖熱解參數(shù)類型劃分圖

2.2.3 有機質(zhì)熱演化成熟度

有機質(zhì)熱演化程度是反映其在地質(zhì)歷史時期生烴有效性及產(chǎn)物相態(tài)的重要參數(shù)，其處于生油窗內(nèi)時有利于頁巖油的形成，高于生油窗時為頁巖油氣形成的有利條件。北美頁巖油勘探實踐認為頁巖干酪根鏡質(zhì)組反射率（Ro）在0.7%～1.1%時具有較好的頁巖油勘探開發(fā)潛力。該區(qū)頁巖有機質(zhì)干酪根類型以Ⅱ型為主，少量Ⅲ型，生烴模式反映生油高峰期相對Ⅰ型干酪根滯后，Ro值在1.0%～1.3%達到生油高峰期。通過對涼高山組野外及單井共計18個樣測試分析，宣漢—平昌地區(qū)埋深大于2 500 m，PA1井熱演化程度較高，Ro大于1.5%，其余地區(qū)Ro分布在1.0%～1.4%，埋深約1 800～2 200 m，反映涼高山組烴源巖整體處于成熟階段，具備生成大量油氣的能力。

2.3 儲集特征

2.3.1 巖石組分

涼高山組主要發(fā)育黑色、灰黑色頁巖、粉細砂巖及介殼灰?guī)r。頁巖中礦物組分主要包括四大類：黏土礦物、碳酸鹽類、粉砂質(zhì)及有機質(zhì)，黏土礦物主要包括伊利石、綠泥石、高嶺石、伊蒙混層等；碳酸鹽類礦物主要為方解石、白云石；粉砂質(zhì)礦物主要包括石英、正長石、斜長石、云母、黃鐵礦等。

據(jù)川東地區(qū)涼高山組7口井207個頁巖樣品進行X衍射全巖分析，涼高山組頁巖具有高脆性礦物、較低黏土特征。脆性礦物含量平均為61.3%，其中石英含量平均為51.5%，方解石含量平均為3.3%， 斜長石含量平均為9.8%。7口井207個樣品黏土礦物X衍射分析表明，伊/蒙間層含量分布在15.0%～69.0%之間，平均為46.8%，間層比分布在15.0%～30.0%之間，平均為20.0%；伊利石含量分布在7.0%～66.0%之間，平均為28.0%；高嶺石分布在2.0%～68.0%之間，平均為9%；綠泥石含量分布在0～36.0%之間，平均為14.0%。

2.3.2 儲集空間類型

頁巖的儲集空間類型多樣，識別出有機質(zhì)孔、無機孔和微裂縫3種類型，無機孔包含晶間孔，粒間孔，溶蝕孔（圖6）。有機質(zhì)孔來源于有機質(zhì)成藏和熱演化過程，由于地質(zhì)環(huán)境改變而發(fā)育眾多微小的孔隙和裂縫，是吸附頁巖油氣的重要存儲空間[9-10]。無機孔在涼高山組頁巖中廣泛存在，黏土礦物的比表面積大于石英礦物，粒間孔越發(fā)育，氣體的吸附能力就越強，而且頁巖有機碳含量較低時，黏土礦物的吸附作用就十分顯著[11]。涼高山組頁巖中發(fā)育大量缺氧環(huán)境所形成的莓狀黃鐵礦，黃鐵礦晶體中發(fā)育晶間孔，孔徑為幾十至數(shù)百納米。

圖6 川東地區(qū)涼高山組頁巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征圖

低溫氮氣吸附—脫附（氮氣吸附）測試是分析頁巖孔隙表面積和揭示微小孔分布特征的有效方法。根據(jù)吸附和凝聚理論，氮氣吸附遲滯回線反映了頁巖主要發(fā)育孔隙形態(tài)。據(jù)國際理論與應(yīng)用化學(xué)聯(lián)合會（IUPAC）劃分標(biāo)準[12]，涼高山組頁巖滯回環(huán)曲線呈現(xiàn)H3型特征（圖7），推斷涼高山組頁巖主要發(fā)育中孔（2～50 nm）及宏孔（＞50 nm），孔隙形態(tài)以片狀顆粒形成的楔形孔為主，孔徑多分布于 10～100 nm（圖8），與海相頁巖相比，大孔占比明顯高于海相頁巖，有利于儲層空間溝通及大分子液態(tài)烴的運移和產(chǎn)出。

圖7 頁巖氮氣吸附—脫附特征圖

圖8 氮氣吸附孔徑分布圖

微裂縫在頁巖油氣的滲流中具有重要的作用[13]，是連接微觀孔隙與宏觀裂縫的橋梁，觀測表明，微裂縫長度在3～20 mm。微裂縫分有機縫和無機縫，有機縫主要為有機質(zhì)收縮縫，無機縫主要為礦物粒緣縫和解理縫、脆性礦物受外力作用（壓實及構(gòu)造應(yīng)力）產(chǎn)生的變形縫等。

相對較大的裂縫表現(xiàn)為頁巖頁理和構(gòu)造裂縫，涼高山組頁巖頁理發(fā)育，局部發(fā)育裂縫，可有效溝通基質(zhì)孔隙，在頁巖油氣的滲流和運移中發(fā)揮重要作用。如涪陵地區(qū)涼高山組高角度縫、低角度縫普遍發(fā)育，同時大量發(fā)育微裂縫，有利于增加儲集空間、提高滲流能力[14]；巫山坎地區(qū)YT1井涼高山組鉆探過程中反復(fù)井漏，累計漏失鉆井液300 m3，地震資料顯示涼高山組裂縫發(fā)育，巖心觀察暗色泥頁巖中除大量發(fā)育頁理縫（密度為10～50條/m）外，還發(fā)育高角度構(gòu)造裂縫，為頁巖油氣的運移提供了良好的條件。

通過對薄片、掃描電鏡、X衍射三維顯微成像等綜合觀察，川東地區(qū)涼高山組砂巖孔隙類型主要為粒間孔、晶間孔、溶蝕孔及微裂縫。砂巖整體較致密，鏡下觀察發(fā)現(xiàn)局部綠泥石發(fā)育，葉片狀綠泥石集合體充填于粒間孔隙中，形成粒間溶蝕孔隙；此外，石英顆粒次生加大，長石顆粒被溶蝕破碎雜基化，形成次生溶蝕微孔隙。孔徑變化較大，較小的孔徑為 200～300 nm，較大的為1～10 μm。

2.3.3 物性

川東地區(qū)涼高山組現(xiàn)有取心主要集中于涼二段、涼三段，涼一段取心較少。36個頁巖樣品物性分析表明，孔隙度在1.27%～3.25%之間，平均為3.49%，其中，56%樣品孔隙度分布在2.0%～3.0%之間，孔隙度大于3.0%～5.0%的樣品占26%，大于5.0%達到18%，孔滲交會表現(xiàn)出裂縫—孔隙的特征。滲透率介于0.002～7.460 mD之間，平均為0.2 mD，屬特低孔、特低滲儲層。

涼高山組砂巖整體致密，實測孔隙度為2%～10%，平均值約3.8%。但在開江—梁平地區(qū)，涼高山組砂巖局部存在高孔，主要分布在涼二段、涼三段，萬州張家灣及五福村野外露頭剖面29個實測數(shù)據(jù)表明，約44.8%樣品砂巖孔隙度大于6.0%。開江五百梯地區(qū)多發(fā)育高孔砂巖，ZX1井、TD021-X8井涼三段約52%樣品砂巖孔隙度大于6.0%，孔隙度最高可達7.9%，涼二段ZX1約42%樣品砂巖孔隙度大于6.0%，孔隙度最高可達11.6%。

2.4 含油氣性

2.4.1 實驗檢測

近期川東新鉆井現(xiàn)場含氣量數(shù)據(jù)表明，頁巖含氣量介于0.8～3.7 mL/g，平均為1.93 mL/g，表明涼高山組泥頁巖具有較強的吸附能力；實測頁巖氯仿瀝青“A”含量介于0.01～0.29 mg/g，平均為0.12 mg/g，其中大于0.1 mg/g約占57%，主要集中于涼一段。

巖心可見頁巖層間殘留瀝青質(zhì)，有明顯油味，見油跡。巖心掃描及鏡下觀測可見，裂縫中充填油，頁巖頁理縫普遍見熒光，礦物晶間孔可見熒光，砂巖也可見熒光顯示，充分說明該區(qū)涼高山組頁巖、砂巖儲層均具有較好的含油氣性。

2.4.2 油氣顯示

在鉆井過程中，涼高山組普遍能見油氣顯示。據(jù)該區(qū)141口井統(tǒng)計，涼高山組頁巖顯示井為32口，以氣測異常為主（占63%），也見井噴、井涌、油侵、氣侵等顯示。如成1井在涼高山組（827～858 m）發(fā)生井噴，氣帶水噴高8 m，后間歇（20～30 min）噴1次，每次噴3～5 min，噴高8～10 m，出口管處見天然氣浪，具較濃的芳香味和H2S味。

2.4.3 測試

目前，中石油、中石化均對川東地區(qū)涼高山組砂巖、頁巖儲層進行了一定的探索，充分證實了其具有較好的含油氣性。中國石油PA1井在涼高山組頁巖油氣層水平段優(yōu)選21段82簇，采用“定方位向下射孔+穿層壓裂+密集切割”進行壓裂改造，測試產(chǎn)氣11.45×104m3/d、產(chǎn)油112.8 m3/d；TD002-X18井老井上試侏羅系涼高山組砂巖，測試產(chǎn)氣1.29×104m3/d；中國石化TY1井涼高山組通過水平井鉆井及分段壓裂測試，產(chǎn)氣7.5×104m3/d、產(chǎn)油9.8 m3/d。

3 勘探潛力探討

3.1 烴源條件

分布廣泛、厚度大的優(yōu)質(zhì)頁巖。半深湖—深湖相有利于黑色頁巖沉積，控制著黑色頁巖的厚度及空間的展布，而厚層優(yōu)質(zhì)的頁巖是頁巖油氣富集的基礎(chǔ)。前人通過油源對比分析認為，TOC大于1%的暗色泥頁巖是涼高山組的主力烴源巖。目前四川盆地涼高山組工業(yè)油井就主要集中分布在TOC大于1.2%的富有機質(zhì)烴源巖分布區(qū)內(nèi)[15]。川東高陡地區(qū)高有機質(zhì)豐度優(yōu)質(zhì)（TOC＞1）頁巖大范圍分布，厚度為12～69 m，其中涼一段優(yōu)質(zhì)頁巖厚度最大，為10～48 m，高值區(qū)分布在萬州、忠縣地區(qū)（表2）。

表2 川東地區(qū)涼高山組頁巖厚度統(tǒng)計表

川東地區(qū)涼高山組Ro主要分布于1.0%～1.4%，處于成熟—高成熟階段，與渤海灣盆地沙三下亞段及沙四上亞段具有相似性，前人分析認為，渤海灣盆地Ro值與頁巖油氣產(chǎn)量呈明顯的正相關(guān)關(guān)系，熱演化程影響了頁巖油氣的流動性[16]，由此認為，川東地區(qū)涼高山組高Ro的富有機質(zhì)優(yōu)質(zhì)頁巖具有較大勘探潛力。

3.2 烴源與儲層關(guān)系

優(yōu)質(zhì)頁巖與砂巖頻繁互層，油氣富集條件較優(yōu)越。世界各大盆地頁巖儲層研究表明，混合沉積中的有利混合層系對頁巖油的富集有重要控制作用，如北美已經(jīng)商業(yè)開采的威利斯頓Bakken組合海灣盆地EaglrFord組[17]，從單井生產(chǎn)曲線看，互層式源儲配置關(guān)系的單井初始產(chǎn)量和最終估算可采儲量明顯較高。川東地區(qū)涼高山組為粉—細砂巖與富有機質(zhì)泥頁巖的混合沉積，砂巖粒度整體偏細，長石巖屑砂巖和巖屑石英砂巖中發(fā)育殘余粒間孔、粒內(nèi)溶孔等，微裂縫發(fā)育。實驗分析表明，孔隙度分布在1.27%～7.80%，平均2.60%，總體物性條件較頁巖儲層差，屬于特低孔、特低滲的致密儲層。涼高山組縱向上存在多套砂體組合，平面上砂體疊合連片。優(yōu)質(zhì)頁巖與砂巖頻繁互層組合，烴源和儲層配置關(guān)系良好，為油氣富集提供了重要條件，鉆井資料表明，分布于富有機質(zhì)泥頁巖中的細粒砂巖，普遍含油。平昌地區(qū)PA1井砂巖與頁巖互層段油氣產(chǎn)量均較高，產(chǎn)油占比高達70%。

砂巖與頁巖互層型可使孔隙結(jié)構(gòu)配置更合理，儲集性能較好，泥質(zhì)含量較純頁巖型儲層略低，但脆性礦物含量更高，工程品質(zhì)更好，易于壓裂改造，YT1井、TY1井頁巖三軸抗壓實驗結(jié)果，泊松比在0.16～0.27之間，楊氏模量在5.7～38.5之間，反映川東地區(qū)涼高山組頁巖段泊松比、楊氏模量更高，可壓性更強。涼高山組最大水平主應(yīng)力為57.2～61.6 MPa，最小水平主應(yīng)力為50.1～55.2 MPa，水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.12～0.14，應(yīng)力差值小，有利于形成網(wǎng)狀裂縫，儲層容易被壓裂，可改造性好。

3.3 裂縫

裂縫較發(fā)育，為油氣富集奠定了有利條件。川東高陡構(gòu)造區(qū)褶皺強度較大，盡管在寬緩向斜區(qū)構(gòu)造形變程度較低，但在同一構(gòu)造應(yīng)力場下，可形成發(fā)育的裂縫體系，大大改善了儲層的滲透性，利于油氣運移成藏，為油氣富集奠定了有利條件。如涪陵地區(qū)涼高山組8口井14回次共計124.55 m的巖心，F(xiàn)1井發(fā)育低角度縫5條，高角度縫1條；F4井發(fā)育低角度縫2條，層理縫1條；F3-2井發(fā)育低角度縫3條，層理縫23條，高角度縫10條，縫長度為幾厘米至幾米，寬度為幾十微米至幾厘米，灰白色灰質(zhì)充填、半充填。TY1井涼高山組裂縫發(fā)育，有利于頁巖油氣的富集高產(chǎn)，目前該井已獲得日產(chǎn)頁巖氣7.5×104m3、頁巖油9.8 m3[18-20]。

此外，在泥頁巖層段見豐富水平頁理縫，它形成于沉積作用，由一系列薄層細粒沉積物沉積成巖而成，主要是富有機質(zhì)的暗色黏土礦物紋層和含有機質(zhì)的砂質(zhì)紋層交互疊置。巫山坎地區(qū)YT1井，在4 m的灰黑色頁巖段，可識別頁理縫上百條。

天然裂縫的發(fā)育有利于通過體積壓裂形成復(fù)雜的縫網(wǎng)體系，實現(xiàn)頁巖油工業(yè)的規(guī)模開發(fā)。慶城油田長7段天然裂縫發(fā)育，既發(fā)育宏觀大、中尺度裂縫，同時微—小裂縫也普遍存在，生產(chǎn)實踐發(fā)現(xiàn)，天然裂縫是頁巖油“甜點”富集的主要因素，天然裂縫發(fā)育有利于通過體積壓裂形成復(fù)雜的縫網(wǎng)體系，實現(xiàn)頁巖油工業(yè)規(guī)模開發(fā)[21-23]。

3.4 保存條件

寬緩向斜區(qū)保存條件好，有利于頁巖油氣成藏。川東地區(qū)由于褶皺強烈而形成了多排北東—南西向的狹長形高陡構(gòu)造帶，核部多出露上三疊統(tǒng)—上二疊統(tǒng)碳酸鹽巖，侏羅系已被剝蝕殆盡。然而，在高陡帶的背斜翼部以及其間寬緩的向斜區(qū)，廣泛分布著沙溪廟組砂、泥巖，殘厚為1 000～2 000 m，同時，涼高山組底部發(fā)育大安寨段石灰?guī)r，厚度為10～30 m，對侏羅系涼高山組頁巖油氣層具有良好的封隔保存作用。統(tǒng)計表明，川東地區(qū)涼高山組隨著埋藏深度的增加，油氣顯示逐漸增加，埋深1 000 m以深有利于天然氣聚集成藏，500 m以深有利于油藏形成。水侵主要集中在距離斷裂帶5 km以內(nèi)或1 000 m以淺，遠離高陡構(gòu)造區(qū)具有較大埋深區(qū)具有較好的保存條件。

地層壓力系數(shù)是反映頁巖油氣保存條件的綜合判別指標(biāo)[24]，影響著吸附氣和游離氣的含量[25]。頁巖生烴造成孔隙壓力增大而形成異常高壓，在異常壓力和烴濃度差的作用下，烴類的運移總是指向外面，如果氣藏封閉性不好，頁巖油氣排出過快會造成壓力大幅度降低，甚至形成低壓，反之，則保持較高的地層壓力。川東地區(qū)寬緩向斜區(qū)普遍為常壓，壓力系數(shù)為1.0左右，局部地區(qū)（萬州、忠縣）地層壓力系數(shù)大于1.2，高壓地區(qū)地層能量充足，油氣保存條件好，有利于頁巖油氣的產(chǎn)出。

川東地區(qū)涼高山組發(fā)育優(yōu)質(zhì)頁巖，具有源儲一體的特點，是典型的頁巖油氣發(fā)育層系。頁巖油氣分布主要受烴源、儲層、埋深、地層壓力等多項參數(shù)控制。分析認為富有機質(zhì)頁巖TOC大于1.0%，頁巖厚度大于15 m、Ro大于1.0%，脆性礦物含量大于50%、壓力系數(shù)大于1.0、埋深大于1 000 m作為有利區(qū)優(yōu)選的評價指標(biāo)，同時，結(jié)合優(yōu)質(zhì)砂巖發(fā)育區(qū)，優(yōu)選微斷裂發(fā)育區(qū)，確定開江、涪陵、忠縣地區(qū)為川東地區(qū)涼高山組頁巖油氣的勘探有利區(qū)，其中開江地區(qū)涼二、涼三段發(fā)育優(yōu)質(zhì)砂巖儲層（孔隙度大于6%），涼一段發(fā)育優(yōu)質(zhì)頁巖儲層（孔隙度大于3.6%，厚度大于20 m），可進行立體勘探；涪陵、忠縣地區(qū)涼一段發(fā)育優(yōu)質(zhì)頁巖儲層，且厚度較大（孔隙度大于4%，厚度大于40 m），涼一段應(yīng)作為勘探的重點。

4 結(jié)論

1）川東地區(qū)涼高山組頁巖有機碳含量較高，演化程度適中、厚度大、儲集性能較好、整體含油氣性較好，具備良好的頁巖油氣地質(zhì)條件，同時，頁巖具有高楊氏模量、低泊松比、脆性礦物含量高的特點，有利于頁巖油氣的壓裂改造。

2）川東地區(qū)涼高山組為粉—細砂巖與富有機質(zhì)泥頁巖的混合沉積，發(fā)育砂巖及頁巖兩種儲層，烴儲搭配良好，利于頁巖油氣富集。

3）根據(jù)烴源、儲層及工程條件，川東地區(qū)涼高山組頁巖油勘探潛力大，確定開江、涪陵及忠縣地區(qū)為勘探有利區(qū)。