川东地区下侏罗统勘探潜力评价

2018-07-30李雪松韦腾强郭蕊莹

中国石油勘探 2018年4期

邹娟金涛李雪松韦腾强郭蕊莹白蓉

（ 1中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；2中国石油新疆油田公司勘探开发研究院）

侏罗系是四川盆地主要的产油层系，目前对四川盆地侏罗系的勘探和开发主要集中在川中和川西地区，已在川中地区侏罗系中发现了公山庙、桂花、金华、莲池、中台山5个油田和广安、南充、合川、营山等18个含油气构造和区块；在川西地区发现了新场、大兴西、平落坝等大型气田[1-5]，显示了盆地侏罗系较好的勘探前景。近年来很多学者认为川东地区侏罗系也具有与川中地区侏罗系十分相似的油气成藏条件和丰富的油气资源，可作为四川盆地又一个重要的致密油气勘探领域[6-11]。客观上，川东地区侏罗系取心、测试资料极少，没有开展油气地质综合研究，以致于对区内该层系油气资源分布和勘探潜力认识不足，严重制约了川东地区侏罗系的勘探。基于此，本文通过对川东地区侏罗系凉高山组和大安寨段开展成藏条件研究，希望在川中之外寻找到侏罗系油气勘探的有利区，为川东地区侏罗系油气勘探局面的打开提供认识支撑。

1 区域地质概况

川东地区构造位置属四川盆地川东高陡断褶带，范围包括华蓥山以东、七曜山以西的区域（图1），区内构造格局主要定型于喜马拉雅期,构造褶皱强烈,平面上一系列北东向高陡背斜近平行排列,背斜狭窄,向斜宽缓。高陡背斜核部已出露至上二叠统，侏罗系已被剥蚀殆尽，但在向斜区凉高山组埋深为500～2000m，地层保存完整,上覆残存上千米的沙溪庙组砂泥岩地层可起到区域封盖作用，油气保存条件良好。

图 1 川东地区位置图

区内凉高山组岩性主要为灰绿色或灰黑色泥页岩与砂岩互层，自下而上分为凉下和凉上两段，并将凉上段又细分为凉Ⅱ、凉Ⅰ—Ⅱ和凉Ⅰ3个亚段，厚度约为100～280m；大安寨段为黑色页岩与褐灰色介壳灰岩、含泥质介壳灰岩互层，自下而上可分为大三、大一三、大一3个亚段及过渡层，厚度约为10～100m，大一亚段、大三亚段以发育石灰岩为主，大一三亚段发育半深湖—浅湖暗色泥页岩（图2）。各层顶底界线清楚，与川中地区地层可对比，地层展布北厚南薄。

图2 川东地区地层—沉积相划分图

2 成藏条件研究

2.1 烃源岩厚度大、品质好，具备充足的油气源条件

按照现今对致密油的认识，认为致密油的主要特征为源储一体或近源成藏[12-15]，说明烃源岩的分布在宏观上对石油的富集具有重要的控制作用。大安寨段和凉高山组沉积时处于湖盆广泛分布的沉积背景下，区内凉上段和大一三亚段暗色泥页岩发育，且品质较好。据资料统计，区内凉高山组236个泥页岩样品中有机碳含量（TOC）分布在0.15%～3.86%之间，平均为1.01%，其中有机碳含量大于1.0%的样品占总样品的40.7%（图3a）；大安寨段有机碳含量在0.15%～2.76%之间,平均为1.07%，有机碳含量大于1.0%的样品占总样品50%（图3b）。以有机碳含量为1.0%作为有效烃源岩的下限进行统计，凉高山组有效烃源岩厚度为5.6～35.8m，平均为20.8m；大安寨段有效烃源岩厚度为2.7～58.0m，平均为18.7m（图4），与川中地区烃源岩厚度相当。油气显示均集中在烃源厚度较大的川东中北部开江—万州—梁平—忠县一带，烃源岩区控制油气聚集特征明显。

图3 川东地区凉高山组和大安寨段TOC分布直方图

图4 川东地区凉高山组和大安寨段有效烃源岩厚度等值线图

组分鉴定结果表明，烃源岩腐泥组组分含量很高，分布在66%～78%之间，惰质组含量较低，根据干酪根镜下鉴定分类标准，其有机质类型为Ⅱ1和Ⅱ2型。经成熟度分析，烃源岩Ro介于0.58%～1.29%之间，多数样品处于0.7%～1.3%之间，说明川东地区侏罗系凉高山组烃源岩正处于成熟—高成熟早期阶段，具有生成大量油气的潜力，对油气藏的形成比较有利。

烃源岩供油气条件的优劣不仅受烃源岩本身品质（有机质丰度、类型及成熟度）的影响，也受烃源岩发育程度（厚度和分布面积）的制约，两者对烃源岩供烃条件的影响综合反映为烃源岩的生烃强度[16]。区内凉高山组和大安寨段大于20m的有效烃源岩总面积分别为0.94×104km2和0.61×104km2。在四川盆地第四次油气资源评价中，通过资源丰度类比法、EUR分布类比法、小面元容积法和成因法方法计算，两层资源量共达0.989×108t[17]，进一步表明区内凉高山组和大安寨段具备形成油气藏的资源基础，有广阔的勘探前景。

2.2 两类储层物性差，但分布面积大，局部地区存在储层甜点区

川东地区侏罗系沉积环境与川中地区相似[6、8]，凉高山组滩坝和大安寨段介壳滩为有利储集微相。大量资料分析结果表明，两类储层均表现为特低孔特低渗的特征，与川中地区相似。凉高山组砂岩粒度整体偏细，以细—粉砂为主，长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩中发育残余粒间（溶）孔、粒内溶孔等（图5a、b），微裂缝发育（图5c）。45个岩心样品孔渗分析表明，孔隙度分布在1.27%～4.06%之间，平均为2.5%，主要集中在1%～3%之间；渗透率分布在0.00001～0.0786mD之间，平均为0.00615mD，渗透率小于0.001mD的样品占总样品数量的72.4%。

大安寨段储集岩主要为介壳灰岩和含泥质介壳灰岩，发育多类型微米—纳米级孔缝如晶间孔、壳内晶间缝和解理缝等（图5d—f），岩石和孔隙类型的差异是造成川中地区大安寨段单井产能差异的重要原因[18]。区内大安寨段孔隙度在0.2%～2.0%之间，平均为1.54%，孔隙度小于2.0%的样品占75.8%；渗透率主要分布在0.0001～0.01mD，平均为0.0053mD，渗透率小于0.001mD的样品约占85.6%。

图5 川东地区凉高山组和大安寨段孔隙类型薄片图版

尽管储层物性差，但凉高山组的砂体和大安寨段的滩体在川东中北部地区厚度大、分布面积广。凉高山组纵向上砂体叠置，砂体累计厚度在10～77m之间，越靠近川东北部大巴山山前带的物源区砂体越厚，整体表现出北厚南薄的特征，且在凉高山组各层段均有发育，纵向上呈薄层状叠置发育（图6），砂体发育厚值区主要在达州—渠县—梁平—万州地区（图7）；川东中北部地区大安寨段介壳灰岩累计厚度为5～57m，滩体横向分布稳定（图8），其中累计厚度大于20m的石灰岩面积达1.9×104km2，石灰岩厚值区发育在达州—大竹—梁平—开江一带（图9）。

图6 川东地区凉高山组砂体对比图

图7 川东地区凉高山组砂体厚度分布图

图8 川东地区大安寨段滩体对比图

图9 川东地区大安寨段滩体厚度分布图

2.3 源储互层式组合有利于油气短距离运移聚集成藏

烃源条件和储层品质是致密油气成藏的控制因素，二者的有利配置是致密油气成藏的关键。北美已经商业开采的致密油层系包括威利斯顿Bakken组和海湾盆地EagleFord组等20余个，从单井生产曲线来看，互层式源储配置关系的单井初始产量和最终估算可采储量明显较高[19]。以凉高山组为例，区内源储组合在平面上具有明显的分区性，靠近大巴山前缘的达州—开县以北一带整体以滨湖沉积为主，靠近物源区沉积了大套厚层状的砂岩，如yj1井区，该区虽然储层发育但泥岩厚度小且品质较差，生烃量不足；向南部的开江—梁平一线依次发育半深湖—浅湖沉积，烃源岩和砂体厚度都较大且呈互层式展布，如td021-x7—td108—lg82井区，该区烃源岩热演化生成的烃类直接近距离运移至与其紧邻的储层中，更有利于油气成藏；重庆—石柱以南地区则发育滨、浅湖沉积，砂体厚度较小，泥岩多为紫红色，见少量浅湖相的灰绿色泥岩，具有一定生烃能力但生烃量较小，如dq006-1-x2井区（图10）。研究认为，川东中北部宣汉—开江—梁平—万州地区为源储互层式组合有利区，也是油气显示集中的区域，其中拔山寺向斜的bx1井在大安寨段获工业油气流。

3 勘探潜力分析及有利区优选

勘探实践证实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[20-22]。在川东地区凉高山组含油气地质条件研究的基础上，通过与邻区川中地区侏罗系凉高山组成藏条件进行对比分析，认为川东侏罗系凉高山组也具有良好的勘探潜力，依据如下：①两个地区沉积背景相似，凉高山组滩坝砂体和大安寨段介壳滩大面积发育，具备有利储层发育的物质基础；②储层在岩性、物性及孔喉组合特征上基本一致，局部发育相对优质储层；③川东地区凉高山组和大安寨段均发育烃源岩，厚度与川中地区一致，具有丰富的资源基础；④川东宽缓向斜区凉高山组油气保存良好，“两背一断”先存构造可能是浅层油气藏的有利地区[23]；⑤凉高山组高产油井与裂缝关系密切[24-25]，与川中平缓构造带相比，川东地区所受构造应力更强烈，裂缝也应更发育，钻井过程中出现的大量漏失、放空和井喷现象就是裂缝发育的直接证据。

图10 川东地区凉高山组成藏组合图

非常规致密油气成藏的关键是具备大面积分布的优质烃源岩、大面积分布的非均质致密储层、良好的源储配置等条件[26]。按照“甜点区”地质评价的要求，结合保存条件和油气显示等资料，认为川东中北部开江—梁平—万州地区为凉高山组勘探有利区（图11a），面积约为5000km2，烃源岩厚度大于20m，储层厚度大于10m，源储配置为互层式，向斜区地层埋深为1000～2000m，油气显示丰富；大安寨段有利区在梁平—万州地区（图11b），烃源岩厚度为15～30m，储层厚度大于10m，源储配置优越，油气显示丰富，为勘探有利区，面积约为3000km2。