川中地区侏罗系致密砂岩储集层成因及“甜点”预测

邹 娟，乐 园，金 涛，李秀清，李雪松，韦腾强

（1.中国石油 西南油气田分公司 勘探开发研究院，成都 610041；2.中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000）

根据中国石油第四次资源评价结果，四川盆地侏罗系石油资源量达16×108t，展现了巨大的油气勘探开发潜力。自1958年以来，经历半个多世纪勘探开发，四川盆地发现了5个油田、18个含油区块，累计生产原油超过500×104t.虽取得一定的勘探开发成效，但盆地原油年产量一直徘徊在10×104t左右，产量与实际资源量严重不匹配，未能实现大规模效益开发[1-2]。原因在于对四川盆地侏罗系油气地质认识及勘探理念存在偏差：一是受石油地质学理论制约，非常规油气理论提出以前，认为四川盆地侏罗系油藏主要是由自流井组大安寨段、凉高山组自生自储型油藏和沙溪庙组次生砂岩油藏构成的低孔低渗常规油藏，并没有作为致密油藏对待；二是非常规概念提出之后，对盆地侏罗系油藏认识存在裂缝油藏与致密油藏之争，侏罗系为受裂缝控制的常规油藏观点占据主导，制约了勘探理念的变化。

近年来，特别是“十二五”期间，在致密油理论推动下，四川盆地侏罗系石油是典型非常规致密油逐步成为共识[1-3]。储集层作为非常规油气勘探的基础，加强其成因机理的研究及“甜点”发育区的有效预测，必将对四川盆地侏罗系致密油藏勘探起到重要的作用。基于此，笔者针对四川盆地侏罗系凉高山组和沙溪庙组致密砂岩储集层非均质性强、“甜点”发育区预测难度大等勘探瓶颈[4-7]，通过系统的岩心观察，以及铸体薄片、荧光、扫描电镜、X射线衍射等分析实验，对四川盆地川中地区储集层致密化过程中的成岩因素进行系统分析，力图查明储集层形成机制，并预测储集层“甜点”有利区，以期为四川盆地致密油勘探提供参考。

1 致密砂岩储集层特征

研究区位于四川盆地中部，处于川中古隆中斜平缓带与川北低缓带过渡区（图1），区内侏罗系致密砂岩储集层主要发育在下侏罗统凉高山组和中侏罗统沙溪庙组。

图1 研究区构造位置

1.1 岩石学特征

四川盆地侏罗系总体为大型湖泊—平原河流相沉积[5]。川中地区凉高山组为滨浅湖沉积，滩坝砂和席状砂为有利储集体，滩坝砂主要分布在龙岗、营山、公山庙及莲池—充西一带，薄层席状砂主要分布在龙岗、充西—广安和营山地区。沙溪庙组沉积期，湖盆大范围萎缩，发育滨浅湖—三角洲平原亚相，有利储集体为沙一段底部薄层席状砂和中—上部河道砂，底部席状砂在川中地区均有分布，河道砂主要发育于龙岗、营山、公山庙和大成—广安地区。

（1）碎屑成分 岩心观察、薄片鉴定及扫描电镜分析结果表明，凉高山组砂岩的成分成熟度较低，以长石岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩。碎屑颗粒中石英平均含量约42%，岩屑平均含量约15%，斜长石平均含量约6%；碎屑颗粒以细粒为主，磨圆度中等，主要为线接触，胶结类型以孔隙式为主。沙一段砂岩以中—细砂岩为主，中等结构成熟度，以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，其次为长石石英砂岩，磨圆中等，颗粒之间以线接触为主，胶结类型以接触式和孔隙式为主（图2a）。

图2 研究区凉高山组和沙一段砂岩显微特征

（2）填隙物 侏罗系砂岩储集层填隙物含量较高，其中凉高山组填隙物体积分数高达19%，沙溪庙组约为10%.填隙物以黏土矿物、硅质、碳酸盐矿物为主，含少量沥青质，其中伊利石、方解石和硅质含量较高，沙一段中见有浊沸石胶结。

1.2 孔隙类型及结构特征

（1）孔隙类型 川中地区凉高山组和沙一段储集层孔隙主要有残余原生粒间孔、杂基内微孔隙、粒间（内）溶孔、晶间孔和微裂隙等（图2b，图2c，图2d）。孔隙组合类型多为原生孔隙和次生孔隙组成的复合型，如粒间孔-粒间（内）溶孔型和裂缝-孔隙型（图2d）。

（2）孔隙结构 侏罗系砂岩储集层孔隙喉道类型主要为片状喉道和缩颈喉道（图2e，图2f）。压汞分析表明，凉高山组排驱压力高，为0.14～51.43 MPa，平均 10.50 MPa；中值半径 0.003 8～0.508 0 μm，平均0.067 0 μm，主要为微细喉道。分选系数0.56～5.87，平均2.10；变异系数0.034 2～3.184 3，平均0.281 6，表明储集层孔喉分选差，分布不均，非均质性强。沙一段排驱压力相对较低，为0.34～44.98 MPa，平均3.53 MPa；中值半径0.005 8～0.730 7 μm，平均0.151 0 μm，以小喉道为主。分选系数0.76～5.34，平均2.74；变异系数0.063 7～1.330 9，平均0.288 0，同样表现出孔喉分选差、非均质性强的特征。

1.3 物性特征

凉高山组和沙一段储集层均属于典型的致密砂岩储集层[8-9]。凉高山组储集层孔隙度0.10%～9.60%，平均1.84%，渗透率0.000 1～29.400 0 mD，平均0.270 0 mD.沙一段储集层孔隙度0.23%～9.60%，平均3.71%，渗透率0.000 1～35.700 0 mD，平均0.380 0 mD.

侏罗系砂岩储集层在整体超低孔渗的背景下，局部也存在相对高渗区。如在公山庙地区，凉高山组和沙一段砂岩储集层平均孔隙度分别为2.57%和3.89%，平均渗透率分别为0.798 mD和0.404 mD，物性好于西充、南充等地区，反映了侏罗系砂岩储集层平面非均质性较强、横向差异性明显的特征。

2 成岩作用对储集层物性的影响

影响储集层发育的因素有沉积环境、成岩作用及埋藏史等，其中成岩作用是影响储集层物性的关键因素之一。通过显微薄片、阴极发光、扫描电镜等分析，压实（压溶）、胶结、交代、溶蚀等成岩作用对四川盆地侏罗系凉高山组和沙一段砂岩储集层有重要影响。

2.1 压实作用

压实作用是储集层致密的主要因素。研究区侏罗系砂岩储集层经历了强烈的压实作用，主要表现有：碎屑颗粒间的凹凸接触和缝合接触，云母定向排列及压弯变形，泥岩岩屑的塑性变形或挤入粒间孔成为假杂基（图2g）。压实作用是侏罗系砂岩致密化的主要因素之一，导致储集层原生孔隙大幅度减小。如凉高山组储集层，压实作用致其孔隙度损失率普遍在75%以上，最高可达97%（图3）。

图3 川中不同地区凉高山组压实作用孔隙度损失率

2.2 胶结作用

研究区侏罗系砂岩胶结作用较强，发育有3类胶结物，分别为碳酸盐矿物、黏土矿物和硅质。碳酸盐胶结主要为两期方解石胶结，早期方解石呈孔隙式和连晶式产出，中—晚期多呈分散状充填于粒间孔及粒内溶孔中（图2a）。黏土矿物主要为自生绿泥石、高岭石和伊利石，绿泥石主要以颗粒包壳、孔隙衬垫形式存在（图2h），形成于早期成岩阶段[10]；高岭石呈假六方片状，集合体呈书页状，富含晶间孔隙，主要以充填粒间孔、粒内溶孔的形式存在；伊利石呈丝发状、卷曲片状、搭桥状充填于孔隙和喉道（图2i）。硅质胶结物主要为自生石英，以孔隙充填、次生加大边的形式出现（图2j）。

胶结物在储集层演化过程中总体呈现出充填孔隙、破坏储集层作用，但特定的胶结物也对储集层形成和保存有一定的建设性作用。如早期方解石胶结可提高砂岩的抗压实能力，利于原生孔隙保存；绿泥石环边胶结物可提高岩石抗压能力，抑制石英加大，促进溶蚀作用[11-12]；高岭石与长石溶蚀相伴生，有利于次生孔隙的发育。

2.3 交代作用

研究区侏罗系砂岩储集层交代作用十分普遍（图2k）。凉高山组为方解石交代石英、长石等；沙一段为浊沸石、方解石交代碎屑颗粒，主要沿碎屑颗粒边缘或解理缝交代，使被交代颗粒的边缘不规则。从交代作用对储集层孔隙的影响看，研究区侏罗系主要为方解石交代石英、方解石交代碎屑颗粒等，表现为交代矿物体积小于被交代的矿物，孔隙体积增大，但新增孔隙有限，主要贡献在于沿颗粒边缘形成新的不规则喉道。

2.4 溶蚀作用

溶蚀作用发育是侏罗系砂岩储集层次生孔隙形成的关键。四川盆地侏罗系自流井组大安寨段和凉高山组自身烃源岩发育，早白垩世，烃源岩进入生烃高峰期[13]，与烃类伴生的有机酸进入侏罗系砂岩储集层，对长石、岩屑、方解石胶结物等进行溶蚀改造[14]，形成粒内溶孔、粒间溶孔等次生孔隙（图2d，图2h），提高了储集层的储集性能。同时，烃类流体进入储集层，可以阻碍自生胶结矿物的形成，有利于孔隙的保存（图2l）。

3 储集层形成机理

基于储集层特征及其成岩作用，结合区域埋藏史、烃类充注史分析认为，四川盆地侏罗系致密砂岩储集层为相控型砂体叠加中成岩期溶蚀成因，中后期构造裂缝改造有效保持和改善了储集层储集能力。通过泥岩镜质体反射率、自身矿物成岩温度、包裹体均一温度和矿物组合特征等综合分析，建立了侏罗系砂岩成岩序列及储集层演化模式（图4）。研究认为，川中地区侏罗系凉高山组砂岩储集层经历的最晚成岩阶段是中成岩阶段B期，沙溪庙组经历的最晚成岩阶段为中成岩阶段A期，储集层经历了如下演化过程。

图4 研究区凉高山组、沙一段砂岩成岩序列与孔隙演化

早成岩阶段A期，埋深大致在1 500 m，属埋藏初期，碎屑颗粒边缘绿泥石膜形成。在该成岩阶段，川中地区快速沉降，进入深埋藏阶段，机械压实作用强烈，原生孔隙快速减少。凉高山组滨浅湖滩坝砂和席状砂体孔隙度由37.3%减小为10.0%左右，孔隙损失率约73%（图4a）；沙一段滨浅湖—三角洲平原席状砂体和河道砂体孔隙度由37.8%减小至约7.0%，孔隙损失率达81%（图4b）。

早成岩阶段B期，埋深2 500 m左右，强烈压实，表现为云母变形，此成岩阶段石英出现次生加大，高岭石、伊利石开始沉淀胶结。胶结作用可使后期压实变缓，储集层早期致密化过程基本完成。凉高山组储集层剩余孔隙度减少到1.0%～2.0%（图4a），沙一段储集层剩余孔隙度减少到2.0%～3.0%（图4b）。

中成岩阶段A期，埋深约3 500 m，压实作用减弱，胶结作用持续，但伴随着烃源岩的成熟及排烃，溶蚀作用逐步加强，形成长石、岩屑溶孔。该阶段，储集层原生孔隙减少，次生溶蚀孔增加，储集层孔隙度总体有所增大，凉高山组储集层孔隙度达到2.0%～3.0%（图4a），沙一段储集层孔隙度增加到3.0%～4.0%（图4b）。

中成岩阶段B期，埋深大于3 500 m，溶蚀作用减弱，胶结作用持续，但受前期烃类充注的影响，胶结作用减缓。该阶段，储集层孔隙度总体再次减小，凉高山组储集层孔隙度约为2.0%（图4a）。但伴随着晚期构造裂缝的发育，有效改善和保持了致密化后储集层的储集能力，最终形成了现今侏罗系致密砂岩储集层。

4 储集层“甜点”控制因素与分布预测

4.1 储集层“甜点”控制因素

“甜点”是指在普遍低孔隙度、低渗透率背景中发育的物性较好的有效储集层[15]。如前所述，四川盆地侏罗系致密砂岩储集层为相控型砂体叠加中成岩期溶蚀成因，中后期构造裂缝改造有效保持和改善了储集层储集能力。因此，储集层“甜点”发育主要受沉积砂体、成岩溶蚀和构造裂缝控制。

（1）沉积因素 在压实作用普遍较强的背景下，抗压实作用强的岩相为优质储集层发育的基本前提[16]。四川盆地侏罗系储集层受沉积微相控制，主要发育于滩坝、分流河道、河口坝、天然堤等微相砂体中，不同微相砂体储集层的发育程度存在差异。根据已有勘探开发成果，侏罗系含油气砂岩储集层孔隙度一般大于2.7%，渗透率大于0.217 mD，可以此作为相对优质储集层的下限。从相对优质储集层在不同沉积微相发育频率来看，相对优质储集层主要受滩坝、分流河道和河口坝微相控制。

（2）成岩因素 四川盆地侏罗系致密砂岩成岩相可划分为6大类，即压实相、胶结相、胶结—压实相、溶蚀相、裂缝相和烃类充注相。不同成岩相中相对优质储集层分布频率分析表明，相对优质储集层主要发育在溶蚀相、硅质和黏土矿物胶结相、烃类充注相。

（3）裂缝因素 岩心、薄片和扫描电镜分析表明，四川盆地侏罗系凉高山组和沙一段储集层裂缝发育，主要为构造缝，局部裂缝周边出现长石、岩屑和胶结物的扩溶。多数裂缝为未充填或半充填的有效缝，裂缝平直，缝宽多小于50 μm，缝宽1 μm左右的微缝大量发育（图2d，图2i）。大规模裂缝发育能形成缝网，沟通孔隙，有效提高了致密砂岩储集层储渗能力。已有钻井资料统计表明，侏罗系凉高山组和沙一段工业油井几乎都能见到裂缝响应特征。

4.2 储集层“甜点”有利区分布预测

以滩坝、分流河道和河口坝微相砂体，溶蚀相、烃类充注相和裂缝发育作为储集层“甜点”预测关键指标，对川中地区侏罗系凉高山组和沙一段储集层“甜点”有利区进行了预测。通过多因素综合分析认为，川中地区凉高山组砂岩储集层“甜点”有利区主要分布在公山庙、龙岗—营山和莲池—充西地区，面积约6 000 km2（图5a）；沙一段砂岩储集层“甜点”有利区分布在公山庙地区、龙岗9井区、税家槽和大成—广安地区，面积约4 000 km2（图5b）。

图5 研究区凉高山组和沙一段储集层“甜点”有利区预测

5 结论

（1）川中地区侏罗系砂岩储集层主要发育在下侏罗统凉高山组和中侏罗统沙一段，属于典型的致密砂岩储集层，平面非均质性较强，局部发育储集层“甜点”。

（2）川中地区侏罗系致密砂岩储集层为相控型砂体叠加中成岩期溶蚀成因，中后期构造裂缝改造有效改善和保持了储集层储集能力。

（3）川中地区侏罗系致密砂岩储集层“甜点”发育主要受沉积砂体、成岩溶蚀和构造裂缝控制。滩坝、分流河道和河口坝微相砂体，溶蚀相、烃类充注相和裂缝发育的叠合区为储集层“甜点”有利区。

（4）川中地区凉高山组储集层“甜点”有利区分布在公山庙、龙岗—营山和莲池—充西地区，面积约6 000 km2；沙一段储集层“甜点”有利区分布在公山庙、龙岗9井区、税家槽和大成—广安地区，面积约4 000 km2.