川中中侏罗统凉高山组-下沙溪庙组储层特征

郝 毅，倪 超，陈 薇，谷明峰，厚刚福

（中国石油杭州地质研究院，杭州 310023）

根据四川盆的区域构造特征及油气分布特点，可划分出六个一级构造单元[1,2]。其中川中地区是我国油气资源勘探开发历史较为久远的老矿区之一，地处四川盆地中部，大地构造单元处于川中平缓褶皱带，东西分别以华蓥山和龙泉山基底大断裂为界，南抵川南低陡断褶带，北达川北拗陷带[3]（图1），可勘探面积约6×104km2。从1958年以来，川中石油勘探开发经历了 “四川石油会战”、滚动勘探开发、“30万吨原油上产”和近期的调整稳产等四个阶段的探索。研究区内侏罗系现今厚度一般为2 500～3 500m，其中凉高山组（J2l）整合或假整合于自流井组之上，厚度约80～200m。下沙溪庙段（J2xs）则整合或假整合于凉高山组之上，厚度约100～600m。凉高山组、下沙溪庙组为该区主要含油气层，油气资源丰富，前人曾做过大量研究工作[4-13]。

图1 研究区区域位置图

1 储层特征

1.1 矿物成分特征

凉高山组凉上段：据钻井岩心样品的镜下鉴定结果以及收集的薄片鉴定资料，其砂岩岩石类型明显具有分带性：

1）以西56、角95、公17和大成5 井为代表的川中广大井区以岩屑石英砂岩为主，次为石英砂岩（图2-①）。砂岩成分成熟度及结构成熟度均较高，石英及燧石颗粒含量占碎屑颗粒总量的73%～96%，平均可达83%；长石含量低，平均不足6%；岩屑含量平均为13%，岩屑成分以沉积岩岩屑为主，次为千枚岩和石英质岩等变质岩岩屑。

图2 凉上段砂岩三角图

图3 沙一段砂岩三角图

2）在川中北部及和东北部地区，依据川中矿区川复56、川复69、川石44和川43 井薄片鉴定资料，砂岩岩石类型主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩（图2-②），砂岩成分成熟度及结构成熟度低，石英及燧石颗粒含量仅占颗粒含量的35%～60%，平均不足47%；岩屑含量整体偏高，平均可达48%。

沙溪庙组沙一段：依据双河1、广100、西56、界牌1、双河1、龙浅104x、龙浅105x、仪2 以及公山庙十多口岩心的镜下鉴定结果和川中矿区薄片鉴定资料，沙溪庙组沙一段砂岩岩石类型主要为中-细粒级长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩（图3）。碎屑颗粒边缘发育绿泥石粘土膜，石英及燧石含量平均占颗粒总量的50.5%；长石含量平均为18.7%，主要为斜长石，次为正长石，长石颗粒普遍绢云母化；岩屑含量高，平均含量为29.5%，其中含少量云母矿屑。

1.2 储层结构特征

凉上段砂岩粒度以细粒-粉砂级为主，局部发育中粒砂岩。碎屑颗粒分选较好，磨圆度以次角棱-次圆为主，颗粒间呈线-凹凸接触。碎屑颗粒分选中等，磨圆度以次棱角为主，颗粒间多呈线-凹凸接触，胶结物主要为钙质和粘土。沙一段砂岩颗粒分选中等，个别较差，磨圆度以次棱角-次圆为主，细粒砂岩颗粒间一般呈线-凹凸接触，而中粒砂岩则多呈点-线接触。

1.3 填隙物特征

凉上段杂基和胶结物含量相对较低，平均含量为6.5%，主要为方解石、硅质（石英次生加大）及高岭石呈孔隙-接触式胶结。本段砂岩最显著的镜下特征为方解石对长石和岩屑颗粒的强烈交代，交代颗粒的方解石与胶结孔隙方解石连片，造成大面积方解石连晶基底式胶结的假象，而实际胶结物中方解石含量并不高，但是对于储层的破坏作用是明显的。

沙一段杂基及胶结物含量平均为7.8%，主要为早期粘土膜、自生高岭石、伊利石、硅质（石英次生加大）及后期泥-粉晶方解石胶结。

1.4 孔隙类型及物性特征

研究结果表明，凉高山组储层主要为孔隙-裂缝型，局部兼有裂缝-孔隙型；沙溪庙组储层类型为低孔渗孔隙型储层，裂缝是油井获得高产的必要条件，同时基质孔隙对油气的产出具有一定的贡献。对于沙一段和凉上段而言，储层孔隙空间主要有原生粒间孔、次生溶蚀孔、溶蚀扩大缝、粒缘缝、构造裂缝等（图4），其中次生的溶蚀孔及裂缝提供了最主要的储集空间。

凉上段物性特征：粉砂级以上砂岩孔隙度分布在0.4%～6.6%之间，高孔隙度砂岩分布于本亚段底部，为一套岩屑石英-石英砂岩；砂岩渗透率在（0.01～0.6）×10-3μm2之间，整体上，孔隙度与渗透率呈正相关关系。

图4 各类储层的储集空间类型

图5 七里峡凉上段及沙一段砂岩样品 孔隙度、渗透率关系

沙一段物性特征：据公山庙地区及广安地区沙一段物性资料，明显可以看出公山庙地区砂岩物性较好，孔隙度分布范围在0.7%～5.8%之间，中-细砂岩孔隙度明显较高，平均为5.1%，次为细砂岩，孔隙度平均为4.3%，该地区渗透率平均都在0.1×10-3μm2以上；而广安地区广100 井砂岩孔隙度仅在1.1%～3.0%之间，渗透率更低，最高仅0.05×10-3μm2。最新测试的七里峡样品孔隙度较好，最小为5.32%，最大为7.52%，平均为6.56%，但渗透率同样较低，平均为0.076×10-3μm2，孔渗相关性较差（图5）。

图6 凉高山-下沙溪庙组砂体沉积特征

2 储层控制因素

2.1 沉积微相及物源方向

沉积微相是储层形成的环境基础，物源供应规模、沉积物类型、成熟度等很多因素都是由沉积微相控制的。对于凉高山及沙溪庙组而言，沉积微相可能更加重要，因为沉积微相决定了砂体沉积类型，控制了砂岩发育的规模，同时在很大程度上决定了砂岩的微观成岩物质特征。在研究中发现，凉高山组主要发育三角洲-湖泊沉积体系，而形成储层的砂体以三角洲形成的水下分流河道砂体及湖泊席状砂为主（图6 A、B），位于凉上段。

沙溪庙一段发育河道-三角洲产生的河道砂体及席状砂。其中沙一段底部以席状砂为主，而中上部以河道砂体为主（图6 C、D）。沙一段底部席状砂体连续性较好，虽然储层以特低孔渗孔隙型为主，但储层物性总体优于大安寨段和凉高山组，生储盖配置条件优越，发育相对有利相带，砂体大面积分布，实钻证明席状砂可以形成工业产层，具备形成大面积连续型非常规油藏的条件。

除沉积微相外，物源也是储层发育好坏的重要因素，不同物源区控制了不同的沉积相及岩石特征，北部物源石英含量较高，长石石英砂岩较发育，且相对靠近物源，砂体粒度粗，东部物源岩屑含量相对较高，长石岩屑和岩屑长石砂岩发育，远物源，砂体粒度细；因此北部物源区砂体储层相对优于东部物源区砂体。而大面积薄层细粒席状砂沉积分布的特征是凉高山组储层低孔渗的基本控制因素。

图7 压实及胶结作用对储层的影响

2.2 压实、压溶作用

成岩作用初期，大规模的压实、压溶作用对储层是有破坏作用的。压实作用会使原生孔隙被大幅度缩小，并使一些塑性较强的矿物被压成细条状，并呈水平方向定向分布于储层中，此类矿物大量出现无疑会使得储层垂直方向的连通性能受到极大地限制（图7A、B）。

2.3 胶结作用

这里主要指碳酸盐方解石类胶结物。主要发生在有孔隙空间的地方，从颗粒边缘开始慢慢沉淀，最终以胶结物的形式充填孔隙，对储层空间的发育是不利的。在薄片观察中可以看到，除了早期的的方解石胶结物充填原始孔隙外，在溶蚀作用形成次生溶孔之后，局部地区可能至少还存在一期破坏性的方解石胶结作用（图7C），流体来源可能与压溶作用形成的碳酸钙流体有关。此类胶结作用在沙溪庙组或凉高山组都可以看到。

2.4 溶蚀作用

溶蚀作用是改善研究区目的层位储集空间的重要因素，在沙溪庙组和凉高山组尤为明显。可以看到除了长石类颗粒容易发生溶蚀作用外（图4），解理发育的假杂基以及部分胶结物、自生矿物也可以发生溶蚀作用，形成溶孔溶缝（图8A）。由溶蚀作用形成的一般能够增加2%～5%的孔隙空间，并扩大和连通吼道，可极大的改善储层的孔隙度及渗透率。

图8 溶蚀作用以及破裂作用有效改善储层

2.5 破裂作用

常见的有构造缝、层间张裂缝、粒间缝、压裂缝等（图8BC），主要是由于后期的构造运动产生的，除了增加一定的储集空间外，更重要的是对储层起到沟通疏导作用，是改善储层的关键因素。

3 结语

川中地区中侏罗统凉高山组-下沙溪庙组是四川盆地的重要油气产层。其储层孔隙空间主要有原生粒间孔、次生溶蚀孔、溶蚀扩大缝、粒缘缝、构造裂缝等。而主要的储集空间是次生的溶蚀孔及构造产生的裂缝系统。沉积微相和物源方向是储层发育的物质基础；溶蚀作用及构造破裂作用是储层改善的关键因素；而压实、压溶、胶结、交代等成岩作用则对储层起到了一定的破坏作用。

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