四川盆地中部侏罗系大安寨段致密油富集高产控制因素

陈世加，张焕旭，路俊刚，杨跃明，刘超威，王力，邹贤利，杨家静，唐海评，姚宜同，黄囿霖，倪帅，陈莹莹（. 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；. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

四川盆地中部侏罗系大安寨段致密油富集高产控制因素

陈世加1, 2，张焕旭1，路俊刚1, 2，杨跃明3，刘超威1，王力1，邹贤利1，杨家静3，唐海评1，姚宜同1，黄囿霖1，倪帅1，陈莹莹1
（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；3. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

摘要：基于岩心观察、铸体薄片鉴定、储集层荧光、油气地化特征以及测试资料分析，研究四川盆地中部侏罗系自流井组大安寨段致密油富集高产控制因素。川中侏罗系大安寨段介壳灰岩、泥质介壳灰岩以及致密灰岩均含油；不仅介壳灰岩中溶蚀孔和裂缝含油，而且致密灰岩基质孔（微裂隙和晶间孔）也均含油，呈现大面积普遍含油特征，其是油气井低产周期长的主要原因。在大面积普遍含油基础上，来自上三叠统须家河组的天然气为川中低幅度无水大安寨段致密灰岩储集层中石油运聚提供了动力，驱动致密灰岩基质孔中分散原油的运移聚集，使得高气油比井分布较多的川中西部构造石油富集程度较高，而川中东部受华蓥山大断裂的影响，断裂普遍断穿大安寨段，导致储集层中的天然气沿断裂运移到大安寨段以上地层富集或者散失，储集层缺乏天然气驱动，导致其油气富集程度不如西部。图11表2参28

关键词：致密油；四川盆地中部；侏罗系大安寨段；富集高产；天然气驱动；断裂

1　地质概况及问题提出

侏罗系自流井组大安寨段是四川盆地油气勘探开发的重要层位，整个四川盆地中部（川中地区，见图1）侏罗系大安寨段油气富集，目前已发现多个油气藏和含油气构造，油气呈大面积连续富集特征，其分布与产出不严格受构造圈闭的控制。早期研究认为川中侏罗系大安寨段为裂缝型油藏，勘探井位部署也主要遵循“找裂缝打裂缝”的思路[1-2]。1981年强子同等提出“成岩圈闭”观点，认识到向斜区出现工业油藏与大安寨段发育的岩性油藏有关[3-4]。此后的研究主要认为川中侏罗系大安寨段油气藏为“低渗透的多裂缝油藏”[1-2]。开发现状表明：川中侏罗系大安寨段低幅度（地层倾角小于3°）油藏普遍不产水，无明显的边水和底水，只有局部极少数井在开采过程中出水，而且其中部分水还是注水井注入水，属于无水油田[1]。

图1　川中地区位置图

近年来国内加快了非常规油气（特别是致密油气）勘探的进程[5-6]，逐渐认识到川中侏罗系大安寨段油藏不能简单地定义为裂缝型油藏，而应属致密油的范畴。对川中“大面积连续型油气聚集”的大安寨段低幅度构造油藏也取得了一定认识[7]，但仍存在一些问题尚未解决：①从平面分布来看，川中侏罗系大安寨段出油点多，油井大面积广泛分布，但不同构造大安寨段原油富集程度存在较大差异，川中西部地区富集程度远比靠近生烃中心的东部地区高，致密油分布的主控因素尚不明确；②勘探现状表明，大安寨段无论背斜、向斜还是斜坡区，均可钻获油气，即油气呈大面积连续型聚集特征，但在不同构造（如金华、八角场构造南部等）甚至同一含油气构造中紧邻的井区，高产井、中低产井以及干井交叉分布（原油累计产量大于1×104t为高产井，1×103t～1×104t为中产井，小于1×103t为低产井），而且前人已认识到裂缝是大安寨段油井高产的控制因素，但一些位于断裂附近且裂缝较发育的井却无工业产能，大安寨段油井产能主控因素尚不明确；③川中侏罗系大安寨段为低幅度、无水致密储集层，在缺乏浮力和水动力的条件下，致密灰岩储集层中石油运聚的动力尚不明确；④川中侏罗系大安寨段油井产能曲线呈现“初期高产递减速度快，后期低产周期长”的特征，前人认为孔隙对储量的贡献十分重要，但对油井低产周期长的开发特征与基质孔含油性的相关性尚不明确。针对上述问题，本文从川中侏罗系大安寨段石油地质条件出发，分析其油气分布特征及控制因素，以期为下一步油气勘探部署提供借鉴。

2　石油地质特征

2.1 烃源岩特征

川中侏罗系大安寨段为湖泊相沉积，湖盆中心在仪陇—平昌一带；自上而下可分为大一、大一三和大三3个亚段。大安寨段黑色泥页岩集中分布在中部大一三亚段，厚30～70 m，是该区自生自储型油气藏的主力烃源岩；烃源岩含大量瓣鳃、腹足和介形虫等湖生生物，有机质十分丰富，有机碳平均含量大于1.0%，氯仿沥青“A”平均含量大于0.09%，为中—好生油岩；烃源岩中有机质干酪根以腐泥型为主，有机质镜质体反射率在0.80%～1.33%，正处于生油高峰期，生油条件较好[8-10]。

2.2 储集层特征

川中侏罗系大安寨段储集岩主要为介壳灰岩、泥质介壳灰岩。其中介壳灰岩纵向上主要发育在大一和大三亚段，单层厚度一般2～8 m，厚者可达20 m以上；累计厚度一般为10～30 m，最厚可达40 m以上，在整个川中地区可连续追踪对比，稳定性较好。泥质介壳灰岩主要分布在大一亚段下部及大一三亚段，常与暗色泥页岩互层或夹层，单层厚度小于1 m，累计厚度可达10～20 m，非均质性较强[11-12]。整个大安寨段灰岩储集层致密，大量岩样分析结果表明，储集层孔隙度为0.5%～1.5%，渗透率多低于0.1×10−3μm2，为特低孔、致密储集层。储集空间类型多样，主要为晶间孔、溶蚀孔、微裂隙及裂缝，其次为晶间缝和微溶孔，孔渗性较差，裂缝主要起渗流通道作用[13-15]。

2.3 构造及油气藏特征

川中地区为四川盆地块状刚性基底之上继承性沉积的低缓古隆起，根据地震资料解释结果，川中大安寨段的主体构造表现为整体呈南高北低的区域大单斜，在该背景下发育一系列短轴背斜和鼻状构造。川中隆起北部地区主要受米仓山由北向南的挤压应力作用，断裂、裂缝有所发育[1]。中国石油天然气集团公司经过50多年的勘探，已在川中地区侏罗系发现了金华、公山庙、莲池、桂花、中台山5个油田和八角场、秋林、充西等18个含油气构造（见图2），大安寨段作为其主要产层，其油井在整个川中地区均有分布，但平面上分布存在一定差异，总体呈现出川中西部地区大安寨段油井密集程度较高且高气油比（根据对公山庙、八角场、金华、中台山、莲池等重点含油气构造大量油气井试油资料统计，将原始气油比大于200 m3/m3的井定为高气油比井）的井较多，而靠近生烃凹陷中部的川中东部地区油井仅有零星分布（见图2）。

图2　川中地区大安寨段油井及高气油比井分布

3　储集层含油性分析

3.1 大安寨段平面含油特征

3.1.1 溶蚀孔含油

虽然从目前钻井取心资料来看，川中侏罗系大安寨段溶蚀孔并不多见，但是溶蚀孔作为特低孔致密储集层中有利的储集空间，在溶蚀孔发育的岩心及其荧光薄片上均可见含油现象，以女深002-5-H1井（1 366.0～1 366.5 m井段）为例，岩心观察到溶蚀孔大量发育（见图3a、3b），镜下溶蚀孔大量含油（见图3c、3d）。

3.1.2 裂缝含油

尽管研究区大安寨段为特低孔致密储集层，但局部裂缝发育，以金61井为例，2 662.0～2 666.7 m井段及2 682.5～2 692.0 m井段灰岩储集层中裂缝较发育（见图3e、3f），孔隙度、渗透率相对较好，岩心含油性较好，荧光镜下也清晰可见油在裂缝及微裂隙中分布（见图3g、3h）。

图3　川中侏罗系大安寨段储集空间类型

3.1.3 致密灰岩基质孔隙（微裂隙、晶间孔等）含油

大量现场岩心观察表明，虽然川中侏罗系大安寨段裂缝不发育的灰岩储集层物性很差，但其基质孔隙（微裂隙、晶间孔等）却普遍含油。如金华油田西部厚灰岩区取心井段较长的金61井，除2 662.0～2 666.7 m井段及2 682.5～2 692.0 m井段灰岩含裂缝外（见图3e、3f），其试油井段（2 666.7～2 689.0 m井段）中致密灰岩段（2 667.0～2 682.5 m井段）储集层整体致密，裂缝不发育，储集层物性差（66个样品分析表明，孔隙度为0.31%～1.33%，平均0.714%；渗透率为（0.001～ 0.821）×10−3μm2，平均0.005 9×10−3μm2），然而其累计产油却超过2×104t，根据储集层岩心荧光薄片镜下观察，其不仅含裂缝灰岩段含油性较好，致密灰岩井段基质孔隙（如晶间孔和微裂隙）含油性也较好（见图4）。

图4　金61井大安寨段致密灰岩段综合柱状图

由以上分析可知，川中侏罗系大安寨段除试油段解释为油层外，试油段上下储集层亦有良好油气显示，溶蚀孔、裂缝、基质孔隙普遍含油。特别指出的是，一些试油为干井（如龙浅2井）的井段，其大安寨段介壳灰岩微裂隙荧光显示同样含油（见图5）。

图5　龙浅2井介壳灰岩储集层显微荧光照片

以上分析表明，川中侏罗系大安寨段灰岩不论产能高低，也不论是裂缝灰岩还是致密灰岩，介壳灰岩或者结（泥）晶灰岩，储集层均普遍含油。而且，从平面上看（见图2）：川中西部金华油田的金61井、金72井、金45井和金53井，秋林构造的秋20井和秋25井，中台山油田的中台1井，八角场构造的角87井，川中南部龙女寺区块的女深022-5-H1井，蓬莱镇构造的蓬103井和蓬15井，以及川中东部龙岗区块的龙浅2井（试油为干井）、公山庙油田的公2井、公4井、公6井、公10井，仪陇构造的平昌1井，充西构造的西29井和西41井致密灰岩储集层均含油，呈现大面积普遍含油的特征。

3.2 大安寨段油井低产周期长原因

按照以往认识，川中大安寨段为裂缝型油藏，油井产能主要受裂缝控制，然而以裂缝为主要储集空间的油藏，油井一般呈现“油井短期高产，之后产能急剧降低甚至后期无产能”特征。从川中侏罗系多口井生产曲线观察发现，川中侏罗系大安寨段油井虽然呈现裂缝型油藏“早期高产，产能下降快”的特点，但多数油井同时还呈现后期“低产周期长”的特征，以金61井为例，从产能曲线上来看（见图6），其与美国Williston盆地泥盆系Bakken组致密储集层的生产曲线 特征相似[16-18]。

梁狄刚等[19]指出，裂缝和孔隙对四川盆地中北部侏罗系致密油藏都有重要贡献。如前所述，金61井除裂缝灰岩含油性较好外，致密灰岩段微裂隙和晶间孔含油性也较好。综合分析认为：在含裂缝灰岩控制下，金61井大安寨段投产早期（1993—1998年）油井生产曲线呈现“早期高产，但产能下降很快”特征，后期（1998年至今）“低产周期长”的主要原因是大安寨段灰岩基质孔隙（微孔隙、微裂隙和晶间孔）普遍含油，基质孔隙中所含的油虽然产出缓慢，但维持时间较长，属于“细水长流”，从而导致了许多大安寨段油井后期呈现“低产周期长”的特征。

图6　金61井生产曲线

4　致密灰岩储集层石油富集高产控制因素

4.1 油气井高气油比现象

从研究区公山庙、金华、中台山油田以及八角场构造大量油气井原始气油比统计结果看（见图7），其原始气油比大于200 m3/m3的油气井数量较多，最高可达36 150 m3/m3。

研究区各含油气构造均存在碳同位素异常的天然气，且产出这类天然气的油井分布广泛，以八角场构造为例，不仅靠近断裂的角4井、角42井和角6井乙烷碳同位素组成偏重（见图8），而且远离断裂的角92井（从过该井的三维地震剖面上看不到任何断裂）天然气乙烷碳同位素组成也偏重。

大量天然气样品分析结果表明，不论是否存在断裂，川中地区公山庙、八角场、金华、秋林、充西、蓬莱镇等构造大安寨段油井都存在天然气乙烷碳同位素组成偏重现象，与下伏须家河组腐殖型天然气特征相似[20-21]（见图9），表明川中地区大安寨段普遍存在下伏上三叠统须家河组天然气的充注，这也是大量油气井呈高气油比特征的原因。

图7　川中大安寨段重点含油气构造原始气油比统计图

图8　八角场构造大安寨段原油碳同位素组成异常井平面分布

图9　川中大安寨段天然气乙烷碳同位素特征

4.2 油气井高产主控因素

过去认为川中侏罗系大安寨段油藏属于裂缝控制的致密油藏，油井的高产主要受裂缝控制[19]，井位部署主要是寻找裂缝发育带。从目前勘探成果看，川中侏罗系大安寨段高产油井主要分布在八角场、金华、秋林、公山庙、营山、南充、蓬莱镇等构造，这些构造确实发育一定规模的断裂[15,22-23]，表明大安寨段油气井的高产与断裂的分布有一定关系，但公山庙、充西构造紧邻断裂的部分井勘探效果却很差，而且川中东部地区裂缝更为发育的龙岗、仪陇地区大安寨段油气井也很少分布。

从川中地区单个构造来看，同一构造高低产井交叉分布，高中产井的原始气油比及天然气产量相对较高，如金华油田西部厚灰岩发育区，紧邻的井在沉积相带、灰岩与泥页岩组合关系相差不大的情况下（见图10），高产井（金61井）、中产井（金76井）、低产井（金24井和金101井）交叉分布，但高中产井的原始气油比及天然气产量明显高于低产井（见表1）。

图10　川中金华构造西部厚灰岩区连井剖面（GR—自然伽马；Δt—声波时差；Rlld—深侧向电阻率；Rlls—浅侧向电阻率）

表1　金华构造典型井产能数据

表2　八角场构造油井产能数据

八角场构造南部薄灰岩区也具有类似特征：紧邻的井沉积相带、灰岩与泥页岩组合关系方面相差也不大，中高产井（角92井和角86井）与中产井（角87井和角82井）交叉分布，中高产井的原始气油比和天然气产量明显高于中低产井（见表2）。以上都说明油气井的高产与天然气密切相关，原始气油比、天然气产量高的井高产，天然气充注是油气井高产的重要因素之一。

另外，从公山庙、中台山、金华以及八角场4个 重点含油气构造累计产油气关系看，这几个含油气构造中累计产气多的井，累计产油也较高。这些都说明大安寨段致密储集层油井的高产除需裂缝、微裂隙的沟通外，还与天然气的充注有关，天然气的充注为川中侏罗系大安寨段致密油运聚提供动力，因此远离生烃中心的川中西部含油气构造比东部靠近生烃中心的区域油气富集程度高。针对气驱油机理及方法，前人进行了大量研究，证实气驱有助于提高致密储集层中原油采收率和油井的产能[24-26]。

4.3 断层对大安寨段致密油气藏的影响

如前所述，川中侏罗系大安寨段油井的高产除受裂缝、微裂隙控制外，下伏上三叠统须家河组天然气充注也是重要影响因素。天然气的充注对大安寨段低幅度、无水致密储集层中石油富集及油气井高产起驱动力作用，对于断裂断穿大安寨段的区域（见图11），天然气沿断裂散失，下伏上三叠统须家河组的天然气起不到有效驱动力作用，加之须家河组天然气气侵过程中发生脱沥青作用[27-28]，沥青质充填在致密灰岩储集层孔隙及裂缝中，导致靠近断裂的井勘探效果较差。川中东部地区由于受华蓥山大断裂的影响，一些断裂断穿大安寨段以上地层，天然气向上覆地层运移或散失，致密储集层缺乏运聚动力，不能有效驱动分散在致密储集层中的石油，因此川中东部大安寨段的勘探应充分考虑断裂的规模，尤其是那些规模较大、断穿大安寨段的断裂。

5　结论

川中侏罗系大安寨段溶蚀孔、裂缝以及微裂隙和晶间孔含油性均较好，呈现“大面积普遍含油”特征，基质孔普遍含油是现今大安寨段油井呈现“低产周期长”特征的主要原因。

大安寨段油气局部富集及油井高产除需裂缝、微裂隙沟通外，还与来自上三叠统须家河组天然气充注的驱动作用密切相关：天然气充注为川中侏罗系大安寨段低幅度、致密无水储集层中石油的富集提供运聚动力，使得高气油比井分布较多的川中西部油气富集程度比靠近生烃中心的川中东部高；天然气充注为油气井生产提供驱动力，是油井高产的重要原因。但对于断裂断穿大安寨段的区域，天然气沿断裂运移到大安寨段以上地层或者散失，储集层缺乏运聚驱动力，油在致密灰岩储集层中仍呈分散分布，富集程度较低，导致勘探效果较差。因此，对存在大量断穿大安寨段断裂的地区，特别是川中东部地区，大安寨段的勘探应充分考虑断裂的规模。

致谢：感谢中国石油勘探开发研究院邹才能、陶士振和袁选俊教授对本文提出的建设性意见，在论文编写过程中还得到了中国石油西南油气田公司川中油气矿黄仕强、龚昌明、李俊良、林建平、黄平和张敏知等专家的指导和帮助，在此一并表示感谢！

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联系作者：路俊刚（1980-），男，山东潍坊人，博士，西南石油大学地球科学与技术学院副教授，主要从事油气地质与地球化学方面的教学与研究工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail: Lujungang21@sohu.com

（编辑 黄昌武）

Controlling factors of Jurassic Da’anzhai Member tight oil accumulation and high production in central Sichuan Basin, SW China

Chen Shijia1,2, Zhang Huanxu1, Lu Jungang1,2, Yang Yueming3, Liu Chaowei1, Wang Li1, Zou Xianli1, Yang Jiajing3, Tang Haiping1, Yao Yitong1, Huang Youlin1, Ni Shuai1, Chen Yingying1
(1. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. Sichuan Key Laboratory of Natural Gas Geology, Chengdu 610500, China; 3. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu 610051, China)

Abstract:Based on observation of cores and casting thin sections, reservoir fluorescence, hydrocarbon geochemical characteristics and oil production test data, the factors controlling the tight oil accumulation and high production in the Da’anzhai Member in the Jurassic Ziliujing Formation in central Sichuan Basin are studied. The shelly limestone, muddy shell limestone and tight limestone are all oil-bearing in the Da’anzhai Member. The dissolved pores and fractures in shelly limestone and the matrix pores(microfractures, intercrystal pores)in tight limestone are all oil-bearing in large area, which is the reason why oil wells can keep low production for a long period of time. Owing to the extensive oil-bearing, natural gas from the Upper Triassic Xujiahe Formation provided the major power for oil migration and accumulation in the Da’anzhai low amplitude, water-free tight limestone reservoirs, driving the dispersed oil from the matrix pores into an accumulation, so the oil is more enriched in the western structures of central Sichuan Basin where oil wells are higher in gas-oil ratio. In contrast, in the east of central Sichuan, the Huayingshan major faults generally cut through Da’anzhai Member, allowing gas to migrate to the formations above Da’anzhai Member along fractures to accumulate or dissipate, without gas as driving force, as a result, the oil is less enriched than that in the west part of central Sichuan.

Key words:tight oil; central Sichuan Basin; Jurassic Da’anzhai Member; enrichment and high production; gas drive; fault

收稿日期：2014-03-07 修回日期：2014-12-20

作者简介：第一陈世加（1964-），男，广东大埔人，西南石油大学地球科学与技术学院教授，主要从事油气地质与地球化学方面的教学与研究工作。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，西南石油大学地球科学与技术学院，邮政编码：610500。E-mail: chensj1964@swpu.edu.cn

DOI:10.11698/PED.2015.02.07

文章编号：1000-0747(2015)02-0186-08

文献标识码：A

中图分类号：TE122.2

基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目“中国陆相致密油（页岩油）形成机理与富集规律基础研究” （2014CB239005）；国家科技重大专项“四川盆地致密油气成藏机理与富集规律”（2011ZX05001-001）