川中地区侏罗系凉高山组致密砂岩含油性控制因素

陈世加 ，高兴军，王力，路俊刚 ，刘超威，唐海评，张焕旭，黄囿霖，倪帅

（1. 西南石油大学地球科学与技术学院；2. 天然气地质四川省重点实验室）

1 研究区概况

川中地区位于四川盆地中部，处于川中低缓隆起和川西北坳陷区（见图 1）。自 1958年充 3井和女 2井在凉高山组获得工业油流以来，川中侏罗系致密砂岩进入全面勘探阶段。目前凉高山组油井主要分布在嘉陵江以东烃源岩厚度大于25 m的公山庙、莲池、营山、广安、充西、龙女寺、罗渡、合川等构造，嘉陵江以西烃源岩厚度小于25 m的地区只有零星分布，油层分布明显受烃源岩分布控制。但在厚烃源岩分布区，亦存在一些有砂无油或有孔无油的储集层（“白砂岩”），如鲜9井、西20井、公17井、公21井、公110井和大成 5井等井发育大段无油气显示的“白砂岩”（见图2）。

图1 川中地区位置图

图2 川中侏罗系凉高山组油气分布及烃源岩厚度图

研究区凉高山组上覆、下伏地层均为厚度较大的深色泥岩，泥岩累计厚度 40～60 m，有机碳含量达1.0%以上，达到较好烃源岩标准（TOC>1.0%），虽然凉高山组泥岩有机碳含量比美国威林斯顿盆地泥盆系巴肯组烃源岩[1]（有机碳含量均值为 12%）低，但其泥岩厚度比巴肯组（一般18 m）大得多，在一定程度上可弥补烃源岩有机碳含量低的不足。凉高山组源储配置与巴肯组相似：砂岩储集层上下都存在良好烃源岩，属于典型的“烃源岩包砂”，只是凉高山组储集层比巴肯组储集层致密，凉高山组储集层孔隙度为1.0%～4.5%，渗透率为（0.001～1.000）×10−3μm2，而巴肯组砂岩孔隙度为5%～13%，渗透率为（0.1～10.0）×10−3μm2。但巴肯组致密砂岩大面积连续含油并随着大型酸化压裂等工程技术手段的进步而得以大规模开发[2-4]，而研究区厚层烃源岩分布区却并非连续含油，大段储集层无油气显示，因此有必要研究凉高山组储集层含油性主控因素。

2 致密砂岩特征

凉高山组为一套退积—强进积的沉积旋回，发育受 3个方向物源控制的三角洲沉积体系。砂体类型主要为湖侵-退积型三角洲和湖退-进积型三角洲前缘水下分流河道、河口坝砂体，滨浅湖滩坝砂体为次，同时湖侵湖退过程中在局部地区易形成砂泥渐变段；区内砂体单层厚度普遍较薄，一般为2～8 m。据岩心观察、薄片镜下鉴定和扫描电镜分析，凉高山组砂体粒度整体偏细，总体以细—粉细砂岩为主。成岩作用特征主要表现为强压实作用，镜下特征表现为粒间填隙物含量低，砂岩颗粒多呈线-凹凸接触，且石英颗粒具压裂纹，加大边呈明显压溶现象。储集层物性总体偏差，储集空间以少量残余粒间孔为主[5]，孔隙度绝大多数小于3%，空气渗透率低于1×10−3μm2，属于典型的特低孔致密储集层。

研究区凉高山组砂岩总体为“排驱压力高、中值压力高、孔喉半径小”的典型致密砂岩，排驱压力0.40～95.43 MPa，平均 8.65 MPa；中值压力 1.48～194.76 MPa，平均37.21 MPa；中值半径0.004～0.510 μm，平均 0.07 μm，储集层喉道半径分布范围较宽，0.003 8～0.585 9 μm均有分布，储集层喉道较细，无明显峰值，孔喉分选不好，孔隙结构差[6-8]。

3 致密砂岩含油性控制因素

目前普遍认为致密油的特征为源储一体或近源成藏[9-12]。前人研究认为川中凉高山组致密油为近源或源内大面积分布，不受构造和圈闭控制[13-14]。对于研究区凉高山组致密砂岩成藏，除考虑优质烃源岩以及优质储集层的分布外，还须考虑源储之间的输导体系、储集层物性以及裂缝的发育程度，这些因素均可能影响凉高山组储集层的含油性。

3.1 源储间输导体系

研究区烃源岩与储集层之间砂泥渐变段对原油运移影响很大。以公山庙构造公17井凉高山组2 465.90～2 470.20 m井段粉砂岩储集层为例，该段储集层平均孔隙度为 3.84%，平均渗透率为 0.78×10−3μm2，排驱压力平均为0.93 MPa，在研究区属于物性相对较好的储集层，也好于研究区凉高山组一些出油层段的储集层物性，而且该井段砂岩储集层上下均存在较厚的黑色泥岩，其中下部泥岩厚度较大，泥岩TOC均值为1.28%，氯仿沥青“A”含量高达0.74%，属于生烃潜力较好的烃源岩，但试油结果显示该粉砂岩段不含油，荧光薄片观察也未见发荧光的油，这与研究区充西构造西56井凉高山组储集层（1 717.60～1 724.60 m井段试油产量5.0 t/d，孔隙度仅为 1.85%，渗透率为 0.091× 10−3μm2，排驱压力为4.285 MPa，物性明显差于公17井粉砂岩段）中见大量发荧光的油明显不同（见图3）。

图3 公17井和西56井储集层荧光照片

岩心观察发现，公17井砂岩储集层与泥岩间存在砂泥渐变段（2 470.20～2 470.53 m，薄层砂与薄层泥互层）（见图4）。对该段取2个样品进行分析，发现其孔隙度和渗透率比上部砂岩储集层低、排驱压力则明显比上部砂岩高：孔隙度均值仅为0.73%，渗透率均值为 0.018 5×10−3μm2，排驱压力高达 6.8 MPa，远高于上覆储集层的排驱压力0.93 MPa。同时，该砂泥渐变段的泥质含量也明显比上部砂岩的泥质含量高，上部砂岩泥质含量小于 10%，而砂泥渐变段的泥质含量平均在 40%左右，有机碳含量（均值为 0.36%）比下部黑色泥岩（均值 1.34%）低（见图 5）。该砂泥渐变段生烃能力较差，而且位于烃源岩和储集层之间，排驱压力较高，加之储集层无裂缝沟通，使得输导体系不畅通，生成的油气难以突破泥质含量较高的渐变段运移进入上覆储集层。因此，公17井出现大段物性较好但不含油储集层的主要原因是烃源岩和储集层之间存在砂泥渐变段。

3.2 储集层物性的影响

图4 公17井储集层综合图及岩心照片

图5 公17井砂泥渐变段与上部粉砂岩综合对比图

在输导体系畅通的前提下，储集层物性对其含油性也有重要影响。以鲜9井和公22井为例说明储集层物性对凉高山组储集层含油性的影响，这两口井凉高山组砂岩与烃源岩直接接触，不存在砂泥渐变段或薄层泥岩隔层，源储间输导体系畅通，但两口井的含油性却截然不同。

鲜9井1 845.43～1 859.10 m井段为无油气显示的粉砂岩（见图6a），1 859.10 m处为砂泥突变界面（见图 7），砂岩段上、下均为大段黑色泥岩（1 829.50～1 845.43 m井段和1 859.10～1867.30 m井段），两段黑色泥岩的有机碳含量分别为2.19%和1.94%，氯仿沥青“A”含量分别为0.35%和0.34%，Ro值为1.1%，属较好烃源岩。为了进行对比分析，在1 845.43～1 859.10 m井段取11个无油气显示的砂岩储集层样品进行分析，其孔隙度均值为 1.32%，渗透率均值为 0.02×10−3μm2。

图6 鲜9井、公22井储集层荧光及铸体薄片对比图

公22井2 472.00～2 480.00 m井段为含油细砂岩（见图6b），下部与大段的黑色泥岩（2 480.00～2 484.40 m）直接接触（见图 8），黑色泥岩的有机碳含量为2.33%，氯仿沥青“A”含量为0.374%，达到了好烃源岩的标准。在2 472.00～2 480.00 m井段取8个样品进行分析，孔隙度均值为 3.54%，渗透率均值为 0.22×10−3μm2，明显好于鲜9井储集层物性。

鲜9井凉高山组1 845.43～1 859.10 m井段和公22井2 472.00～2 480.00 m井段储集层具有相同的源储接触关系，两口井均具备良好的成藏条件，但储集层的含油性却截然相反，笔者研究发现，其主要原因在于两口井凉高山组储集层物性、孔喉发育及配置情况不同。

鲜 9井和公 22井凉高山组岩心铸体薄片观察发现，鲜 9井砂岩储集层颗粒接触较紧密，主要为线接触和面接触，储集层致密，基本看不到孔隙及裂缝（见图6c）；而公22井储集层孔隙较发育，镜下可见杂基内微孔、粒内溶孔，还可见宽约0.01～0.02 mm的微裂缝，微裂缝切割或围绕颗粒延伸（见图6d），这些微孔、溶孔、微裂缝都是油气在致密储集层中运移、储集的良好通道与空间。

二者孔喉结构也存在明显差别，两井凉高山组储集层的中值半径、排驱压力等差异也很大（见图9）。压汞测试的中值半径、排驱压力均显示出公22井储集层孔喉发育情况远好于鲜9井。由于鲜9井砂岩孔隙度和渗透率低、排驱压力高，又未见裂缝发育，烃源岩生成的油气难以运移到该砂岩，这是公22井和鲜9井烃源岩条件良好、源储接触关系相似、输导体系均畅通，但储集层含油性不同的重要原因。

图7 鲜9井储集层综合图及岩心照片

图8 公22井储集层综合图及岩心照片

图9 公22井、鲜9井压汞参数对比图

此外，大成5井1 642.35～1 645.85 m井段砂岩储集层物性差，取样分析表明其平均孔隙度为1.05%，平均渗透率 0.042×10−3μm2，平均排驱压力高达 16.72 MPa，烃源岩生成的油气难以突破排驱压力进入到储集层中，使得该井段砂岩储集层不含油，储集层荧光下基本无显示。

3.3 裂缝发育程度对储集层含油性的影响

以上分析表明，虽然有较好的烃源岩条件，但是对于鲜 9井 1 845.43～1 859.10 m井段和大成 5井1 642.35～1 645.85 m井段砂岩储集层，由于储集层物性差且无裂缝沟通，烃源岩生成的油气难以运移到致密储集层中成藏，导致储集层不含油；而对于基质孔同样不发育、物性较差的仪 2井凉上段致密储集层（3 052.30～3 067.80 m井段）（见表1），由于裂缝较发育（见图10），改善了孔渗条件，故储集层含油。另外龙女寺构造女深 022-5-H1井凉高山组底部砂岩（1 261.60～1 264.00 m井段）也很致密，同样由于裂缝的存在，岩心含油，该段砂岩储集层在荧光下也见发黄绿色荧光的油（见图11）。因此，裂缝也是川中侏罗系凉高山组致密储集层含油的重要控制因素之一。

表1 储集层物性对比表

图10 仪2井储集层岩心及荧光照片

图11 女深022-5-H1井储集层岩心及荧光照片

4 有利区带优选

基于上述分析，认为研究区凉高山组有利勘探区带优选应综合考虑烃源岩、砂泥渐变段、储集层物性以及裂缝发育情况等方面条件。前人研究认为，营山—广安和合川—白庙—罗渡地区发育滩坝微相凉上段储集层，砂体较为发育[15]；朱筱敏、操应长等在对滩坝微相沉积特征研究中也指出各类滩坝微相砂体相对较厚较纯，且有利于相对高孔砂体的发育[16-17]。笔者通过岩心观察也发现处于滩坝微相的营山—广安和合川—白庙—罗渡地区凉高山组储集层不易出现砂泥渐变段，砂岩与泥岩一般呈突变接触，输导体系畅通；取样分析储集层物性较好；烃源岩厚度在40～60 m，具备良好的生烃条件。综合川中侏罗系凉高山组沉积特征、储集层特征以及烃源岩分布，优选出营山—广安和合川—白庙—罗渡 2个有利勘探区带（见图12）。

图12 川中侏罗系凉高山组沉积相及砂岩等厚图

5 结论

川中地区侏罗系凉高山组致密储集层的含油性受以下因素控制：①源储之间输导体系，烃源岩与砂岩储集层之间存在泥质含量高、物性较差的砂泥渐变段时，如无裂缝沟通，油气难以进入上覆储集层；②储集层物性，若砂体与烃源岩直接接触且储集层物性较好，则油气可直接进入储集层成藏；③裂缝发育程度，储集层物性较差时，若裂缝发育则可改善储集层孔渗条件，油气也可运移到储集层成藏，如储集层物性较差且无裂缝沟通，则油气难以进入储集层成藏。

川中凉高山组致密储集层含油性规律也说明，致密油虽是源储一体或近源成藏，但不是优质烃源岩分布区所有的“甜点”区均有油气，需考虑烃源岩与“甜点”区的输导层，即源储之间的砂泥渐变段及泥质隔层对石油运移的影响，致密油勘探在寻找“紧邻优质烃源岩、孔渗相对发育的储集层”（“甜点”）的同时，还需考虑源储之间的接触关系及输导体系。

川中侏罗系凉高山组营山—广安和合川—白庙—罗渡地区处于滩坝微相沉积相带，砂质纯净，储集层物性较好，且直接覆盖在厚度约40～60 m的烃源岩之上，具有良好的生油和储集条件，是川中侏罗系凉高山组的有利勘探区带。

致谢：在样品采集和论文编写过程中得到了中国石油西南油气田公司杨跃明、龚昌明、黄仕强和李俊良等的帮助，在此一并表示感谢！

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