四川盆地川中地区超致密介壳灰岩相对优质储层的发现及勘探突破方向

唐青松 高 明 黄 东 白 蓉 李育聪 杨 智

（1.中国石油西南油气田公司气田开发管理部，四川 成都 610041；2.中国石油四川石化南充炼油厂，四川 南充 637000；3.中国石油西南油气田公司技术咨询中心，四川 成都 610041；4.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610051；5.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

近年来，中国在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、四川盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、三塘湖盆地均取得了致密油勘探重大进展，有力地推动了陆相致密油的研究［1-3］。四川盆地侏罗系致密油资源量达16×108t，其中大安寨段致密油资源量为9.78×108t，但资源丰度为3×108～10×108t/km2，与其他致密油盆地差异大，属于低丰度致密油［4-5］。

四川盆地侏罗系淡水湖相介壳灰岩具有资源量大、资源丰度低、储层致密化程度高、含油面积大、富集规律复杂的特点［6-10］。大安寨段介壳灰岩形成于淡水陆相湖泊，储层孔隙度为0.50%～2.00%，平均1.06%。储层非均质性强、厚度小，纵、横向变化快，测井解释和地震预测难度大［11-13］。前人［2，4，6］对四川盆地侏罗系大安寨段介壳灰岩建立了储层识别和评价方法，但仍存在问题：（1）储层分类方法的研究对象仅为部分区域，不能完全反映侏罗系大安寨段介壳灰岩的总体特征；（2）前人在勘探开发过程中将大安寨段介壳灰岩厚度等同于大安寨段储层厚度，储层评价处于定性—半定量阶段，不能满足勘探开发精细化需要；（3）大安寨段介壳灰岩属于超致密储层，却涌现出了130余口累产超过1×104t的油井，储集能力尚待研究。国内外致密油勘探开发实践揭示［14-17］，相对优质储层的规模是致密油稳产的必要条件。因此，对于四川盆地侏罗系大安寨段超致密介壳灰岩而言，判断是否存在相对优质储层以及对其进行识别、预测是进行致密油勘探开发的关键。

1 区域地质背景

晚三叠世印支晚幕运动彻底改变了四川盆地的沉积格局，至此进入侏罗纪红色盆地演化阶段。大安寨段是自流井群几次湖侵中影响最大的1次湖盆扩张时期的产物，沉积了暗色泥页岩和介壳灰岩2类岩石，局部地区发育紫红色泥岩和微晶白云岩夹层［18］。根据四川盆地侏罗系大安寨段沉积旋回、岩性组合特征将大安寨段自下而上划分为大三、大一三和大一3个亚段，其中大三亚段、大一亚段主要发育滨—浅湖高能介壳滩体，为储层发育层段，大一三亚段主要发育浅湖—半深湖泥页岩，为烃源岩发育层位。目前发现的致密介壳灰岩储层主要发育在大一亚段和大三亚段的介壳灰岩中，大一三亚段主要发育黑色泥页岩。

大安寨湖盆经历了扩张期—极盛期—收缩期1个完整的旋回，大安寨段在盆地中呈东北部厚、西南部薄的特征。介壳滩体主要分布在西南环带，沉积中心位于四川盆地中北部和东北部地区，其中南充—西充—蓬安带、仪陇—平昌—开江带、大竹—梁平—万州带沉积厚度均超过100 m。平面上，大安寨段由外至内可以划分为为滨湖、滨浅湖、浅—半深湖和半深湖4个环带状亚相区［19］。

大量的取心资料显示四川盆地侏罗系大安寨段储层致密化程度高、储层非均质性强。其中储层孔隙度为0.50%～2.00%的样品占总数的50.50%，孔隙度大于3.00%的样品仅占19.51%，平均孔隙度为2.14%。渗透率小于0.01×10-3μm2的样品占总数的93.00%，平均渗透 率为0.03×10-3μm2。按照《油气储层评价方法:SY/T 6285—2011》碳酸盐岩渗透率的分类标准［20］，大安寨段介壳灰岩储层属于特低孔、特低渗的超致密储层。纵向上，大安寨段介壳灰岩平均孔隙度与埋藏深度关系明显（表1），川中南部地区（蓬莱、桂花、龙女寺）地层埋藏浅，平均孔隙度高于埋藏较深的川中东北部地区（公山庙、莲池、中台山）。

2 相对优质储层的发现

2.1 介壳滩的特征

四川盆地侏罗系大安寨段介壳滩内的介壳灰岩是主要的储集岩性（图1）。

图1 川中地区侏罗系大安寨段相对优质储层岩石铸体薄片照片Fig.1 Rock casting slice image of relatively high-quality reservoir in Jurassic Da’anzhai Member in central Sichuan area

介壳滩中的介壳灰岩储集性能差异大。介壳灰岩中既有相对优质储层也有致密储层，因此，介壳灰岩厚度不能直接等同于储层厚度。介壳滩是相对优质储层发育的基础。

通过常规薄片、铸体薄片、扫描电镜分析可知，大安寨段介壳灰岩储集空间分为溶蚀洞、溶蚀孔和裂缝3大类，非均质性强，相对优质储层的溶蚀孔、洞的发育程度较高，岩石铸体薄片分析可以见到较为发育的介壳灰岩粒间孔、粒内溶蚀孔等储集空间。

2.2 相对优质储层的识别

相对优质储层是在整体致密的背景下局部储集条件相对较好的储层。从致密油的充注机理来说，相对优质储层指的是烃源岩在生烃增压作用以及毛细管压力作用下，克服运移阻力所能突破的最小喉道和孔隙的储层。

根据大量压汞实验分析得到大安寨段孔隙度与孔隙结构关系（图2），孔隙度与饱和度中值半径关系较好（图2（a）），与排驱压力关系最差（图2（b）），与最大孔喉半径相关性最好（图2（c）），与饱和度中值压力关系中等（图2（d））。利用离心实验分析束缚水饱和度和岩石比表面参数，确定束缚水膜厚度（h水）为6.83 nm，根据D孔喉下限=2h水+d烃，确定介壳灰岩的孔喉充注下限（D孔喉下限）为32 nm、油分子直径（d烃）为18 nm）。根据样本的分布情况认为饱和度中值半径与孔隙度关系最具代表性。将32 nm的充注孔喉下限代入公式，得到充注孔隙度的下限为1.5%。因此，提出相对优质储层为介壳灰岩中孔隙度大于1.5%的储层。

图2 川中地区侏罗系大安寨段介壳灰岩孔隙度与孔隙结构关系Fig.2 Relationship between porosity and pore structure of shell limestone in Jurassic Da’anzhai Member in central Sichuan area

通过薄片鉴定、物性分析、测井资料分析，建立了超致密介壳灰岩相对优质储层的识别模版（图3）。

图3 川中地区大安寨段相对优质储层综合识别模版Fig.3 Comprehensive identification template of relatively high-quality reservoirs in Da’anzhai Member in central Sichuan area

通过岩心标定测井资料可知，相对优质储层发育的井段，自然伽马值较低，小于40 API，声波时差值相对较高，大于164 μs/m。典型水平井GQ1H井的测井解释揭示相对优质储层的电性特征为：自然伽马小于40 API，声波时差大于164 μs/m，声波时差164 μs/m对应的测井解释孔隙度为1.5%，与相对优质储层的孔隙度下限吻合。其次典型油田的测井解释发现，自然伽马为20～40 API的岩性均具有含油气性，且声波时差大于等于164 μs/m时，声波时差值分布范围越大，测试产量越高，稳产能力越强。累产达到万吨的相对优质油井的测井响应特征普遍符合上述标准，符合率达到85%以上。

2.3 相对优质储层刻画

在测井资料标准化、归一化的基础上，应用测井数据对大安寨段相对优质储层的分布开展了精细刻画和分级评价。

根据四川盆地川中地区200口实钻井的测井资料，按照相对优质储层的测井标准，开展相对优质储层厚度、储能系数2个参数的分析（图4）。从平面分布上看，相对优质储层主要分布在3个地区：川中地区西北部的盐亭—阆中带，相对优质储层厚度一般大于10 m；川中地区东南部的西充—南充—广安带，相对优质储层厚度一般大于15 m；川中地区南部的遂宁以南带，相对优质储层厚度一般大于12 m（图4（a））。

图4 川中地区大安寨段相对优质储层厚度及储能系数Fig.4 Thickness and energy storage coefficient of relatively high-quality reservoirs in Da’anzhai Member in central Sichuan area

从储能系数来看（图4（b）），总体上四川盆地南部地区的相对优质储层储集体发育程度更广。目前已发现了桂花油田和莲池油田，而四川盆地西北部地区已经发现了金华油田、中台山油田以及公山庙油田。从相对优质储层平面展布特征来看，四川盆地南部地区埋深浅、相对优质储层发育程度高，与前文分析的埋深与储层物性的关系一致。

3 勘探突破方向

四川盆地川中地区目前探明了6个油田（桂花、莲池、金华、公山庙、中台山），其中尤以桂花油田勘探开发效果最好。1978年申报了大安寨油藏Ⅰ类探明石油地质储量2 413×104t。桂花油田是四川盆地油气勘探发现较早的油田之一，也是历年累计产油量最多、效益最好的油田。桂花油田已经累计生产原油近200×104t，占整个侏罗系原油累计产量的2/5。

本文以勘探开发效益最好的桂花油田中累计产量超1×104t的工业油井为研究对象，分析源储配置关系对致密油的控制作用，并明确有利勘探模式。

3.1 源储配置模式

桂花油田位于四川盆地南部地区的遂宁地区，油层埋深为1 500～2 000 m，于1959年8月在钻蓬40井获得71.4 t/d的高产油流。截至2020年底，桂花油田有48口井的累计产油量超过1×104t，占油田生产井总数的21.24%，但产量占总产油量的67.30%，是川中地区累计产油量最多、效益最好的油田。

致密油成藏特征在于源储一体或者源储紧邻，强调的是源储的配置关系，即既需要充足的油源，也需要良好的储渗体，二者缺一不可。

通过分析累产超万吨的油井发现，桂花油田大安寨段纵向上储层发育、烃源岩不发育，累产万吨井的介壳灰岩产层下部普遍发育滨湖相的紫红色泥页岩，在横向上受到湖相沉积环境的影响，与海相地层相比沉积微相变化大，由介壳滩、滨湖泥相变为具有较强生烃能力的浅湖泥—半深湖泥相，进而从侧面对储层进行了充注，形成了致密油富集区。因此，浅湖泥相、半深湖泥相附近的介壳滩是大安寨段致密油的重点勘探对象，且不同相带井震标定表明，各相带地震响应特征明显，高产油流井GQ1H井是典型代表（图5）。

图5 过GQ1H井连井地震相特征Fig.5 Well-tie seismic facies characteristics through Well GQ1H

3.2 有利勘探目标

通过分析可知，桂花油田大安寨段的有效源储配置模式是横向上烃源岩与相对优质储层呈良好接触关系，侧向的充注能有效地满足致密储层的需要，形成致密油富集区。

四川盆地南部地区沉积微相横向上变化频繁，区内地震响应特征也存在相应的变化。

从单井合成记录标定看，可将地震相分为3类（图6）：Ⅰ类，表现为双相位特征，前强、后弱，岩性组合为中上部发育厚层介壳灰岩，烃源岩发育差；Ⅱ类，表现为三相位特征，前强、中强、后弱，岩性组合为中上部发育中层介壳灰岩，烃源岩发育中等；Ⅲ类，表现为三相位特征，前弱、中强、后弱，岩性组合为中上部发育薄层介壳灰岩，烃源岩发育好。

图6 川中地区大安寨段3类地震相的岩性与波形Fig.6 Lithology and waveform of 3 types of seismic facies of Da’anzhai Member in central Sichuan area

三相位时灰岩厚度不如双相位发育，但泥页岩（烃源岩）发育。三相位时，反射强度越弱，代表上部泥页岩（烃源岩）越发育。双相位时，上部泥页岩（烃源岩）不发育。介壳灰岩是储层发育的基础，从不同地震相代表的地质意义看，以Ⅰ类地震相介壳灰岩最为发育、Ⅲ类地震相烃源岩最为发育时，二者的配置关系最好。

根据前文对四川盆地相对优质储层的研究以及源储配置关系的认识，结合三维地震资料，综合分析认为四川盆地川中地区大安寨段致密油的有利勘探目标为盆地南部的磨溪地区（图7），原因为：（1）从相对优质储层发育情况看，磨溪地区大安寨段相对优质储层发育程度高、储渗体规模大，具备稳产条件；（2）地震相反射特征揭示该区Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类地震相丰富，源储横向配置关系好，相对优质储层能够通过相变带附近的烃源岩得到有效充注，弥补了纵向烃源不发育的缺陷；（3）大安寨段相对优质储层的埋藏深度浅，为1 500～2 000 m，三维地震资料配套好，可供利用的老井多，实施成本低。

4 结论

（1）四川盆地侏罗系大安寨段介壳灰岩致密化程度高，属于特低孔、特低渗致密储层。纵向上，大安寨段介壳灰岩与埋藏深度关系明显，川中南部地区（蓬莱、桂花、龙女寺）地层埋藏浅，储层物性好于埋藏较深的川中东北部地区（公山庙、莲池、中台山），且相对优质储层是油井高产稳产的地质基础。

（2）介壳灰岩是四川盆地侏罗系大安寨段相对优质储层发育的基础，大安寨段相对优质储层的电性识别标准：自然伽马小于40 API，声波时差大于等于164 μs/m。相对优质优质储层分布于川中地区西北部的盐亭—阆中带（储层厚度大于10 m）、川中地区东南部的西充—南充—广安—遂宁带（储层厚度大于15 m）以及川中地区南部的遂宁以南一带（储层厚度大于12 m）。

（3）四川盆地大安寨段的有效源储配置模式主要是横向上烃源岩与相对优质储层呈良好接触关系，侧向充注能有效满足致密储层的需要，形成致密油富集区。根据相对优质储层的刻画以及源储配置关系的认识，结合三维地震资料，综合分析认为大安寨段致密油的有利勘探目标为川中地区桂花油田西南部的磨溪地区。