四川盆地中部侏罗系大安寨段储集层微观结构及油气意义

庞正炼，陶士振，张琴，杨家静，张天舒，杨晓萍，范建玮，黄东，韦腾强

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石油勘探开发研究院，河北廊坊 065007;3. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610051）

0 引言

四川盆地中部（简称川中地区）侏罗系大安寨段介壳灰岩孔隙度多小于2.0%，低于国内外几个典型致密油区储集层孔隙度。以往，该套储集层曾被作为裂缝型储集层[1]，近期研究揭示川中地区侏罗系大安寨段为裂缝-孔隙型储集层。郑荣才等认为对大安寨段储集层贡献最大的是裂缝及沿裂缝溶蚀形成的溶缝、溶孔和溶洞[2]。陈薇等亦认为大安寨段发育孔隙、裂缝 2类储集空间[3]。然而，典型致密油区要获得工业油流，需应用水平井加规模压裂技术[4]。在未采用上述技术的条件下，研究区持续产油超过20年的井却普遍存在。为分析该区致密储集层在缺乏致密油关键开发技术支撑下实现持续生产的原因，利用岩心分析、薄片鉴定、电镜观察、压汞实验、纳米CT及等温吸附等技术，对大安寨段储集层岩石类型及储集空间类型进行分类，并对各类储集空间的结构特征进行研究，最终分析不同结构特征对致密油开发产生的影响。

1 研究区地质概况

四川盆地在构造格局上呈“三坳围一隆”的特点，四川盆地中部为川中古隆起，构造平缓（见图1）。侏罗纪盆地接受坳陷型湖盆沉积，大安寨段沉积期为主湖侵期，面积达58×104km2，是现今盆地的3倍[5]。盆地中的致密油主要发育在川中地区侏罗系，其中大安寨段是盆地最主要的产油层，致密油累计探明储量占整个侏罗系的92.8%[6]。大安寨段沉积相以半深湖相—浅湖相为主，岩性以深灰、灰黑色泥页岩与湖相介壳灰岩不等厚互层为特征。介壳灰岩主要分布在大安寨段上部大一亚段和下部大三亚段，两者被中间的大一三亚段厚层暗色泥页岩分隔。岩石学特征上，介壳灰岩主要成分为生物介壳及其碎屑，含量为50%～98%，以瓣鳃类介壳碎片为主，少量介形虫、腹足及鱼骨碎片[7]。介壳灰岩主要形成于介壳滩中，是主要的储集岩类型[8]。水动力强的滩核形成质地纯净的介壳灰岩，随着水动力的减弱，在介壳滩翼部，填隙物含量上升。不同泥质（晶）含量的介壳灰岩在储集层的微观结构上存在差异。纵向上单个介壳滩常呈透镜状分布，核部为厚层质纯介壳灰岩，向两侧过渡则泥质（晶）含量上升，多期介壳滩彼此叠置，形成横向连续分布的大一亚段和大三亚段介壳灰岩储集层；平面上，介壳灰岩围绕盆地中心的烃源区呈环带状大规模分布[9]。

图1 研究区位置图

2 岩石类型及储集空间特征

2.1 储集层岩石类型

大安寨段介壳灰岩形成环境多样，介壳滩滩后、滩核、滩前乃至深湖—半深湖的风暴沉积均接受介屑沉积[10-11]。但不同沉积微相的介壳灰岩存在岩性差异，表现为由碳酸盐和陆源碎屑以不同比例混积而成[12]。除了沉积环境，后续的成岩作用亦对储集岩岩性产生重大影响。笔者以水动力和介壳灰岩的矿物成分为主线，参考矿物组构形态及成岩作用，将大安寨段储集岩分为9类（见表1）。

①结晶介壳灰岩：强烈重结晶而成，方解石晶体从极粗到中细晶不等（见图2a）。②亮晶介壳灰岩：介壳间亮晶方解石胶结，偶有泥晶或黏土矿物（见图2b）。③含泥晶介壳灰岩：介壳大小和亮晶介壳灰岩相当，但介壳更薄，介壳间除泥晶外，偶见介壳碎片充填（见图2c）。④含黏土介壳灰岩：介壳间以黏土充填为主，介壳个体大、壳厚，保存较完整（见图2d）。⑤泥晶介壳灰岩：介壳相比含泥晶介壳灰岩更小、更薄，泥晶填隙物含量更高（见图2e）。⑥黏土质介壳灰岩：介壳间黏土充填，介壳常保存完整（见图2f）。⑦富有机质黏土质介壳灰岩：介壳颗粒小而薄，介壳间被富有机质灰黑色泥质充填（见图2g）。⑧岩溶角砾灰岩：岩溶发生在准同生期，由地表水淋滤导致，溶蚀孔洞缝多被充填[13]（见图2h）。⑨灰质白云岩：多分布在川中、川南过渡带的滨湖环境，根据X衍射图谱计算白云石的有序度全部小于0.5，反映研究区白云岩为冷水交代成因，结合施开兰等[14]在同一地区白云岩层中发现的暴露成因干裂构造，揭示研究区白云岩为准同生期回流渗滤成因（见图2i）。

2.2 储集空间类型

按成因和发育部位的差异，将大安寨段储集层储集空间划分为4大类14亚类（见表2）。

①溶洞。溶洞分为 2类，一类由肉眼可见的裂缝被溶蚀扩大形成（见图3a）；一类在肉眼下表现为孤立状（见图3b），但在镜下可见各孔隙被微裂缝沟通（见图3c）。2者均为成岩过程中酸性地层水沿裂缝溶蚀所致。2类溶洞发育程度不高。

②裂缝。裂缝按成因分为6类。断层伴生裂缝（见图3d）、破碎微裂缝（见图3e）、介壳壳边缝（见图3e）和解理缝（见图 3f）都是受机械应力后岩石或矿物颗粒发生破裂产生的裂缝。溶蚀扩大缝（见图 3g）和压溶缝（见图 3h）则是在机械压实和化学溶蚀共同作用下形成。破碎微裂缝与介壳壳边缝发育程度最高；断层伴生裂缝发育程度虽低，但单体尺寸大，亦较有利。

表1 四川盆地侏罗系大安寨段介壳灰岩分类表

图2 侏罗系大安寨段9类介壳灰岩照片

表2 大安寨段介壳灰岩储集空间成因分类表

③溶蚀孔隙。按发育部位不同溶蚀孔隙分为5类：介壳粒间溶孔（见图3i）、介壳粒内溶孔（见图3j—3k）、铸模孔（见图 3l）、晶内溶孔（见图 3m）和晶间溶孔（见图3n）。晶间溶孔是研究区储集层发育程度最高的储集空间类型。这类孔隙分布在亮晶胶结物的中晶、细晶、粉晶乃至泥晶方解石晶间（见图3n），多被残余油充填，荧光显示强烈（见图3n、图3o）。

④晶间孔隙。主要发育在灰质白云岩的白云石晶间（见图3p），虽然此类孔隙在灰质白云岩中较发育，但灰质白云岩本身发育程度不高，因此全区范围内此类孔隙分布较局限，多集中在川中、川南过渡带附近。

通过对大安寨段储集岩和储集空间类型的划分，揭示最有利的晶间溶孔在亮晶介壳灰岩中最发育。同时，另外 3种发育程度达到“高”的储集空间在此类岩石中亦非常发育（见表2）。因此，亮晶介壳灰岩是储集空间最发育，最有利的储集岩类。

2.3 储集空间结构

2.3.1 储集空间尺寸

从全区16口井中选取33块介壳灰岩样品开展高压压汞，分析介壳灰岩储集空间尺寸分布。结果表明，33块样品平均进汞率仅为43.25%，在能够有效表征的孔喉体积中，直径大于1 µm的孔喉占比仅为8.73%，小于1 µm的孔喉占总孔隙体积的91.27%。表明这套储集层中普遍以纳米级储集空间为主[15]。

以压汞实验揭示的储集空间总体尺寸为基础，结合多种微观观察技术统计出每类储集空间的尺寸（见表 2）。

裂缝溶蚀扩大洞由于是宏观裂缝溶蚀而成，尺寸达厘米级者较常见。微裂缝伴生洞尺寸未超过厘米级。

图3 大安寨段介壳灰岩储集空间特征

裂缝尺寸多样，从厘米级到微、纳米级均有发育，且尺寸越小数量越多，构成发达的裂缝网络。对10口取心井开展肉眼可识别的裂缝统计，10口井裂缝线密度均值为 0.3 条/m。在光学显微镜下，微裂缝的面密度可达到0.1～5.0 条/mm2。常规扫描电镜下，微裂缝的面密度增长至 50 条/mm2。在放大倍率更高的场发射扫描电镜下，微裂缝的面密度更增加至700 条/mm2。

6类孔隙中介壳粒间溶孔尺寸最大，普遍介于50～500 μm，但发育程度低。铸模孔亦可达几十到几百微米，但数量更少。晶内溶孔普遍小于 10 μm。介壳粒内溶孔基本小于1 μm。晶间溶孔形态更接近裂缝，因此若以最大尺寸方向来衡量，则可延伸至十几甚至上百微米，若以最小尺寸方向为准，则宽度多不足1 μm。因灰质白云岩中白云石晶体颗粒以泥粉晶为主，因此白云石晶间孔普遍小于1 μm（见图3p）。

2.3.2 储集空间形态

总结每类储集空间形态并建立模型（见图4）。裂缝溶蚀扩大洞形态狭长，走向受裂缝控制（见图4a）。微裂缝伴生洞肉眼下为不连通的溶洞（见图4b）。断层伴生裂缝（见图4c）、破碎微裂缝（见图4d）、介壳壳边缝（见图4e）、解理缝（见图4f）、溶蚀扩大缝（见图4g）和压溶缝（见图4h）均为裂缝。介壳粒间溶孔（见图4i）、介壳粒内溶孔（见图4j）、铸模孔（见图4j）、晶内溶孔（见图4k）和白云石晶间孔（见图4l）均为孔隙。晶间溶孔形态较为特殊，其由3～4个方向的晶间隙向中心聚拢形成一个中心，四周与多条晶间隙连接，形成发散状孔隙（见图4l）。分析各类储集空间的形态规律，发育程度达“高”级别4类储集空间（见表2）有3类呈裂缝状，包括：破碎微裂缝、介壳壳边缝、晶间溶孔。

图4 大安寨段各类储集空间形态及发育模型

等温吸附曲线可定量表征孔隙形态，前人将吸附曲线分为5种类型，各对应1种孔隙形态[16]。A类曲线滞后环出现在中等相对压力区域，且在高压区吸附曲线较为陡直，对应“圆柱形”孔隙[16]。B类吸附曲线在接近饱和蒸汽压时急剧上升，解吸曲线则在中等相对压力时迅速下降，对应“狭缝形”孔隙[16]。C类吸附曲线相对压力较高时很陡，而解吸曲线平缓变化，对应“楔形”孔隙[16]。D类吸附曲线形态变化与B类相似，但区别在于解吸曲线一直平缓下降，对应“V形孔”[16]。E类吸附曲线变化平缓，解吸曲线则在中等相对压力区域急剧下降，对应“墨水瓶形”孔隙[16]。

对 4块大安寨段介壳灰岩样品的等温吸附曲线、解吸曲线滞后环形态进行分析。对比吸附曲线发现（见图5），4个样品均在接近饱和蒸汽压（相对压力为1）时迅速上升，即只有类型B和D符合此特征，再对比解吸曲线形态和滞后环位置（见图 5），4者解吸曲线在中等相对压力区间（相对压力为0.4～0.6）斜率均显著变化，与类型B符合。即储集空间以“狭缝形”为主，与定性分析揭示的裂缝状储集空间占主导相符。

2.4 储集空间连通性

利用纳米CT对储集层储集空间进行数字重构，提取孔喉配位数分析孔喉连通性。选取G6井大安寨段亮晶介壳灰岩开展纳米级三维岩石矿物骨架及孔隙结构表征。在微米CT扫描建立的微米级岩石数字模型中优选出具岩性、结构代表性的4个位置，每个位置截取1个边长为170 μm的立方体进行纳米CT扫描，获取样品信息。

提取4个纳米级扫描区域的孔喉配位数，4个区域孔喉配位数高峰区间为2～4，均在3达到峰值（见图6）。即储集层中每个孔隙普遍与2～4个喉道连通，与3个喉道连通的比例最高。表明介壳灰岩中储集空间彼此具有较好连通性。

2.5 储集空间结构模型

为直观展现介壳灰岩的微观结构特征，呈现不同类型储集空间的结构特征、分布规律及与周围岩石矿物之间的关系，建立了储集层的三维结构模型。由于亮晶介壳灰岩储集空间最发育，因此储集空间结构模型的构建以该储集岩类为原型。同时，大安寨段储集层内储集空间尺寸差异较大，如只建立单个模型，无法完整展示所有储集空间的分布特征。因此，分别在微米级和纳米级2个尺度建立模型（见图7、图8）。

图5 等温吸附曲线、解吸曲线滞后环形态

图6 纳米级数字模型孔喉配位数

微米级储集空间（大于1 μm）占总孔隙体积的比例不高，但各类成因的微裂缝较发育。其中，以破碎微裂缝最为常见（见图7b），介壳壳边缝也较常见，此外，还有少量溶蚀扩大缝（见图 7c）和解理缝（见图7d）。除裂缝外，微米级尺度下还有少量溶蚀孔隙发育（见图7e），以及部分粉细晶方解石中发育的晶间溶孔（见图7f）。裂缝能够提供的储集空间较有限，但对于改善储集层的渗流能力具有显著作用，是有利的运移、渗流通道。

纳米级尺度储集空间（小于1 μm）发育程度显著增大。破碎微裂缝周边发育大量溶蚀孔隙，形成孔-缝双重介质系统（见图8b）。解理缝周边也能见到溶蚀孔隙，同样构成孔-缝双重介质系统（见图 8c）。光学显微镜下未见明显开启空间的解理缝（见图3f），在该尺度下可见开启空间（见图 8d、图 8e）。除了解理缝，溶蚀扩大缝也存在（见图8f）。该尺度下可发现粉晶晶间溶孔，甚至泥晶晶间溶孔大量发育（见图8g）。

结合储集空间尺寸的研究，表明占总孔隙体积8.73%的微米级储集空间主要由各类裂缝组成，占总孔隙体积91.27%的纳米级储集空间则由各类孔隙及裂缝构成。裂缝为主的微米级储集空间和裂缝、孔隙均发育的纳米级储集空间构成后续所述的孔缝双重介质。

3 储集层微观结构的油气意义

储集层微观结构的油气意义主要体现在解决以下3个问题：①川中地区侏罗系大安寨段单井产能为何比其他致密油区低?②为何如此低孔隙度能维持大量生产井产油超过 20年?③为何研究区未采用“水平井加分段压裂”技术亦能实现致密油规模开发?下面针对上述3个问题开展分析。

3.1 储集空间尺寸与油井低产的关系

图7 介壳灰岩微米级储集空间三维结构模型及微观照片

常规油气和非常规油气的本质区别在于孔喉大小的不同，常规油气储集层孔喉直径一般为微米—毫米级，而非常规油气储集层一般是纳米级[15]。孔喉尺寸越小，储集层越致密。以毫米级和微米级孔隙为主的常规储集层孔隙度普遍为 12%～30%，纳米级孔隙为主的非常规储集层孔隙度则只有3%～12%[17]。大安寨段灰岩的孔喉尺寸小于鄂尔多斯盆地三叠系延长组典型致密油储集层。后者储集层中半径小于100 nm的孔隙约占总体孔隙的65.15%[17]，而大安寨段灰岩这一比例高达80.46%。孔喉尺寸差异亦体现在储集层的孔隙度差异上。鄂尔多斯盆地延长组致密储集层孔隙度为2%～12%[18]，而2 927个大安寨段灰岩样品孔隙度主体为0.5%～2.0%。如此致密的储集层导致其储集能力较差，资源丰度低。将研究区与松辽盆地白垩系进行对比，2者致密油资源量和有利区面积相当，后者储集层厚度仅为研究区的一半，但孔隙度高达2%～15%，其资源丰度达到13～19×104t/km2，而研究区孔隙度较其更低，资源丰度也仅4.90×104t/km2[18-19]。

资源丰度越低，单井控制的储量就越小。鄂尔多斯盆地延长组资源丰度为42.5×104t/km2[19]，利用EUR（Estimated Ultimate Recovery）分布类比法测得致密油单井平均最终可采储量约2.63×104t[20]。研究区最有利的甜点区单井最终可采储量仅 2.30×104t，非甜点区则更低（见表 3）。井控储量越小，单井产能越低。鄂尔多斯盆地延长组投产的10口井半年即获得累计产量15.63×104t，平均单井产量达到3.13×104t/a。由于研究区油井普遍已投产几十年，所以单井累计产量在数值上已接近最终可采储量（见表 3）。对川中地区大安寨段产油的1 000余口井产量进行统计，油气产量超过万吨当量的井仅占所有井的22.5%，这部分高产井的单井平均累计产量仅2.83×104t，不及鄂尔多斯盆地高产井一年的产量，而研究区剩余77.5%的井单井平均累计产量仅 0.15× 104t。

综上所述，储集空间以纳米级为主的大安寨段储集层资源丰度低，井控储量小，形成低产特征。

3.2 孔缝双重介质与持续稳产的关系

在微米级储集空间模型中（见图7），微裂缝构成了储集空间的主体，纳米级储集空间模型中（见图8），微裂缝和孔隙同时发育。对于微米级微裂缝，其作为少量发育的微米级孔隙和大量纳米级孔、缝的优势运移通道，构成孔缝双重介质。对于纳米级微裂缝，其作为微米级裂缝的基质孔隙同时，还作为纳米级孔隙的裂缝，构成纳米级孔缝双重介质。

图8 介壳灰岩纳米级储集空间三维结构模型及微观照片

表3 研究区单井最终可采储量与累计产量对比

多尺度裂缝中的石油产出形成了初期的高产，但产出速率较快而储量规模有限，因此产量衰减速度快（见图9）。随着裂缝中的石油逐渐排出，裂缝内的压力也迅速降低。储集层基质内的孔隙和更小尺度微裂缝中的石油在相对高的孔隙压力作用下，向裂缝流动。这个过程产出速率明显低于裂缝中的石油产出速率，由孔到缝的采出过程会持续很长时间。这一过程表现在生产上，即长期低产稳产（见图9）。

3.3 储集空间形态在致密油开发中的意义

典型致密油在直井开发且无压裂情况下，产量一般无法达到工业油流下限[22]。相比之下物性最差的大安寨段灰岩却以直井加酸化的形式累产油气当量近千万吨[23]。究其原因，在于大安寨段储集层的2个微观特征。

图9 L1井生产曲线

3.3.1 “狭缝形”储集空间

大安寨段储集空间形态以“狭缝形”为主，这种结构的特点是孔隙和喉道尺寸接近。利用纳米CT提取的孔喉比概率分布亦证实这一点：介壳灰岩孔喉比普遍小于4（见图10），与上述定性、定量研究结果均符合。

图10 数字三维孔喉系统孔喉比概率分布

小孔喉比在研究区石油开发中的意义主要体现在对毛细管力的影响上。毛细管力是石油运移、渗流时已知的最主要阻力，其大小与孔喉比成正比。因此，储集空间以狭缝形为主的介壳灰岩虽然孔隙度远小于其他致密储集层，原油的运移、渗流却更容易。这是研究区采用常规石油开发方式亦能获得工业油流的重要原因。

3.3.2 多尺度裂缝

致密油水力压裂目的在于形成尽可能多的人造裂缝，以降低渗流阻力。大安寨段介壳灰岩中的裂缝从露头大型构造缝到微、纳米级微裂缝均大量发育。这些大规模发育的多尺度天然裂缝网络，正是其他致密油区需要通过人工压裂来获得的。因此，研究区致密油未采用水平井加分段压裂技术，但得益于更发达的天然裂缝网络，亦实现了致密油规模开发。

4 结论

按大安寨段介壳灰岩岩石学特征的差异，将其划分为 9类，在此基础上将大安寨段介壳灰岩储集空间划分为溶洞、裂缝、溶蚀孔隙、晶间孔隙 4大类，进一步细分出14亚类。

压汞实验及微观观察揭示，大安寨段介壳灰岩储集空间大于1 µm部分占总孔隙体积的8.73%，主要由微裂缝组成；小于1 µm部分占91.27%，主要由纳米级微裂缝和孔隙构成。定性和定量方法揭示储集空间整体上呈现“狭缝形”特征，纳米CT数字孔喉重构则确定了每个孔隙普遍与2～4个喉道连通。建立微米级和纳米级储集空间三维结构模型，直观展现介壳灰岩的微观结构特征。

储集空间以纳米级为主的大安寨段储集层资源丰度低，井控储量小，形成低产特征，而多尺度孔-缝双重介质则是致密的介壳灰岩亦持续低产稳产的关键。“狭缝形”为主的储集空间形态及多尺度裂缝网络极大降低毛细管阻力，使研究区未采用致密油关键开发技术亦可实现规模开发。

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