四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩油地质特征及富集条件

白雪峰，李军辉，张大智，王有智，卢双舫，隋立伟，王继平，董忠良

（1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛 266580；2.多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室，黑龙江大庆 163712；3.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712）

0 引言

四川盆地侏罗系的石油勘探可以追溯到20 世纪50 年代［1-3］，以往研究认为该区侏罗系自下而上发育珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段、凉高山组和沙溪庙组等5 套油层［4-7］，且都具有储层较致密、平面上分布不连片的特征，整体表现为“局部富集、裂缝控藏”［8-10］。“十二五”以来，随着非常规油气理论的发展和国内外致密油气的勘探突破［11-14］，按照致密油勘探思路对四川盆地侏罗系开展了新一轮研究，认识到侏罗系致密油具有2 类成藏模式，一类是大安寨段的近源充注成藏，另一类是沙溪庙组的远源油藏，且这2 类油藏均发育裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、裂缝型储层，落实了亿吨级的致密油富集区带［15-17］，但一直没有形成规模储量接替区。2018 年以来，针对侏罗系凉高山组部署的探井在页岩油勘探方面取得了突破性进展，如大庆油田在平昌地区部署的平安1 井获日产油112.8 m3，日产气11.45×104m3；在龙岗地区部署的营浅1 井日产油7.80 m3，日产气3 934 m3，营浅2 井日产油5.96 m3，日产气4 225 m3［18-19］。中石化在复兴地区部署的泰页1 井获日产油9.8 m3，日产气7.5×104m3；元坝地区元坝9 井获日产油16.6 m3，日产气1.2×104m3；元页3 井获日产油15.60 m3，日产气1.18×104m3［20-22］。这些勘探实践表明凉高山组页岩油气勘探潜力大，是四川超级富气盆地寻找规模石油储量的重要领域。虽然四川盆地侏罗系页岩油气勘探已经取得了重大进展，但与鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地页岩油气勘探相比，其研究程度较低，勘探领域研究还处于起步阶段［23-26］。同时，由于四川盆地侏罗系沉积时期受大巴山造山运动的影响较大，整体处于前陆盆地构造背景，其湖平面变化频繁，页岩油形成的地质背景也更为复杂［27-29］。目前，对四川盆地凉高山组页岩储层的成藏要素特征还没有开展系统研究，页岩油富集的主控因素也不明确，制约了该区进一步勘探开发。

以四川盆地仪陇—平昌地区平安1 井、营浅1井、营浅2 井和营山6 井等凉高山组新钻探井资料为基础，综合利用钻井、岩心、测井、地球化学及生产测试资料，对页岩储层的岩性、矿物成分、物性、含油性及油气富集主控因素进行分析，并划分页岩油的有利分布区，以期为该区的页岩油气勘探提供指导。

1 地质概况

四川盆地是扬子地台的一个一级构造单元，在印支期具有盆地雏形，历经喜山期褶皱变形形成了现今构造，可划分为川北低缓构造带、川西低陡构造带、川中平缓构造带、川西南低褶构造带、川南低陡构造带和川东高陡构造带等6 个构造单元［30］。仪陇—平昌地区处于川中平缓构造带与川北低缓构造带的过渡带（图1a）。盆地纵向上发育了20 多个含油气层系，侏罗系是目前已发现的埋藏最浅的含油气层系，地层遭受了一定程度的剥蚀，残余厚度为2 000～3 000 m，埋深具有“南浅北深、东浅西深”的特征［31-32］。侏罗系自下而上划分为5 个组，依次为自流井组、凉高山组、沙溪庙组、遂宁组和蓬莱镇组，岩性均以碎屑岩为主，仅自流井组发育夹薄层介壳灰岩。本文重点研究层段为下侏罗统凉高山组，埋深为1 285.56～1 495.56 m，厚度为210 m，按照沉积旋回划分自下而上分为凉下段和凉上段（图1b），其中凉下段厚度为60 m，凉上段厚度为150 m。

图1 四川盆地构造分区（a）及下侏罗统岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Structural zoning（a）and stratigraphic column of Lower Jurassic（b）in Sichuan Basin

四川盆地侏罗系主要发育三角洲-湖泊沉积体系。早—中侏罗世，主要发育湖泊沉积，自流井组东岳庙段、大安寨段和凉高山组上段沉积时期发育3 期较大规模湖泛，沉积了多套暗色页岩［4-5］，主要发育自流井组东岳庙段、大安寨段以及凉上段3 套烃源岩。东岳庙段沉积期为侏罗系第1 次湖盆扩张期，该段岩性为黑色泥岩、页岩夹少量薄层砂岩、介壳灰岩，地层厚度约为40 m；大安寨段沉积期为侏罗系第2 次湖盆扩张期，湖盆规模较大，水体较安静，该段岩性主要为黑色页岩、泥岩夹薄层介壳灰岩，烃源岩厚度大、有机质含量高，以往按照致密油勘探思路已经对该段开展了大量工作，并取得了较大进展［8-9］；凉上段沉积时期为侏罗系第3 次湖盆扩张期，湖盆受陆源碎屑影响较大，岩性主要为黑色页岩、泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩互层（图1b）。

2 岩石学与矿物学特征

2.1 页岩岩性矿物特征

仪陇—平昌地区近两年新钻探井侏罗系凉高山组的研究结果显示，凉下段主要发育紫红色泥岩，夹绿灰色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩，以及少量紫红色泥质粉砂岩、褐灰色介壳灰岩（图2），岩心上可见暗紫色泥质粉砂岩间杂绿灰色泥质粉砂岩，揭示该时期湖平面动荡频繁，经历一定的地层暴露（图3a—3c）。凉上段中—下部岩性主要为黑色、灰黑色页岩，夹薄层深灰色、灰色泥质粉砂岩、粉砂岩，页岩厚度大，分布稳定，是凉高山组页岩分布的主要层段，高产井平安1 井的产油层就是凉上段中—下部。凉上段上部岩性主要为灰色、黑色页岩，与灰色泥质粉砂岩互层（图2），岩心上可见灰色细砂岩、粉砂岩夹深灰色泥质条纹（图3d—3f），发育沙纹层理、脉状层理；深灰色、黑色页岩发育，见韵律层理、水平层理，夹灰色粉砂岩条带（图3g—3i），部分页岩段发育页理缝（图3j），细砂岩中见小型波状交错层理（图3k）；镜下照片可见泥质粉砂岩（图3l，3m）及纹层状页岩发育（图3n，3o），整体上以细粒沉积为主，揭示凉上段沉积时期水动力相对较弱。

图2 四川盆地仪陇—平昌地区典型井营山6 井侏罗系凉高山组综合柱状图Fig.2 Comprehensive column of Jurassic Lianggaoshan Formation of well Yingshan 6 in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

图3 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组典型岩心特征Fig.3 Typical core characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

整体而言，仪陇—平昌地区凉下段页岩不发育，凉上段发育黑灰色页岩，为凉高山组主力页岩层系。其中凉上段下部页岩单层厚度一般为2～5 m，最大可达9 m，黏土质量分数为8.9%～54.9%，平均为35.0%；凉上段中部页岩单层厚度一般为2～4 m，最大可达6 m，黏土质量分数为8.6%～52.9%，平均为30.8%；凉上段上部页岩单层厚度一般为1～4 m，黏土质量分数为7.3%～41.8%，平均为22.7%，粉砂岩夹层厚度一般为0.1～2.0 m，最大可达7.0 m。凉上段自下而上页岩厚度呈减小趋势，而粉砂岩厚度逐渐增大，中—下部页岩更发育。综合分析可知，纵向上，凉高山组经历了凉下段滨湖—浅湖、凉上段中—下段深湖—半深湖及浅湖、凉上段上部三角洲前缘和浅湖的沉积环境变化，呈现早期低位，中期湖侵期湖盆逐步扩大及水体变深，晚期高位水体变浅的沉积旋回，凉上段中—下部湖侵期页岩最发育（图2）；平面上，页岩厚度向川东北方向呈增大趋势，高值区位于仪陇—达州—合川地区，累计厚度为20～50 m，其中凉上段下部页岩累计厚度一般为15～20 m，凉上段中部页岩累计厚度一般为10～15 m，凉上段上部页岩累计厚度一般为8～12 m。

研究区凉高山组页岩组成矿物以黏土、石英和长石为主，其中斜长石质量分数一般小于10.0%，碳酸盐类矿物含量相对较低（图4a），不同页岩样品中矿物成分含量的差异不大。黏土矿物主要由伊蒙混层、伊利石、高岭石和绿泥石等组成，其中伊蒙混层含量最高，其次为绿泥石和高岭石（图4b）。脆性指数是指示岩石可压性的关键参数之一，一般为石英与碳酸盐矿物含量之和与石英、长石、碳酸盐矿物、黏土含量之和的比值。研究区凉高山组脆性指数为37.2%～71.0%，可压性较好，有利于后期压裂改造。

根据矿物含量，可将凉高山组页岩分为长英质页岩、钙质页岩和黏土质页岩等3 种。其中长英质页岩中Si 元素大面积分布，有纹层特征，石英含量较高，且颗粒粒径大（图4c）；黏土质页岩中Si 和Ca元素含量低，呈纹层状分布，Al 元素含量高，以黏土矿物为主，碎屑粒径小于长英质页岩（图4d）；钙质页岩中Si 元素及Ca 元素呈纹层状分布，具有典型生物介屑残骸特征（图4e）。除了页岩外，凉高山组还发育黏土质泥岩，整体无纹层，呈块状特征，Si 及Ca 元素含量低，黏土矿物含量高，碎屑（石英、长石）颗粒粒径比页岩中的颗粒粒径更小（图4f）。

2.2 页岩有机地球化学特征

对研究区平安1 井、营山5 井和营山6 井等多口重点探井的327 个凉高山组页岩样品进行分析可知，该套页岩有机质丰度高、类型好，TOC值为0.50%～3.39%，平均为1.30%，其中TOC值大于1.00% 的样品数量占比超过60.0%，分布范围达6 750 km2；TOC值大于2.00% 的样品数量占比15.3%（图5a）。凉上段下部页岩在仪陇—平昌—合川地区均有分布，其有机质含量高于中部和上部，凉上段下部、中部和上部页岩TOC值分别为0.70%～3.39%（平均值为1.42%），0.50%～2.87%（平均值为1.09%）和0.69%～1.98%（平均值为0.76%），凉上段中部页岩集中分布在仪陇—平昌地区，而上部页岩主要分布在合川地区。凉高山组页岩有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主（图5b），尤其在页岩发育的深湖相沉积区内，母质类型以藻类和腐泥型为主，生油潜力巨大。

图5 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩地球化学特征指标评价Fig.5 Evaluation of geochemical characteristics of shales of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

研究区凉上段页岩镜质体反射率（Ro）为1.00%～1.90%，中部、北部地区发育的页岩演化程度较高。有机地球化学综合演化剖面（图6）表明，在深度为1 700 m 处有机质生烃转化率（沥青“A”/TOC）最大，有机质大量转化为烃类，对应的Ro值约为1.00%。生排烃实验表明，在模拟温为425 ℃时，Ro约为1.04%，生烃潜力最大，以吸附状态为主；在模拟温为450 ℃时，Ro值约为1.30%，总生油量和排出油量达到最大，主要原因为吸附油在较高成熟度下发生裂解转化为游离油；当模拟温为475 ℃时，Ro约为1.70%，开始大量裂解生气。由此，初步确定Ro值为1.00%～1.70%为页岩油大量生成的有利区间。

图6 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩地球化学参数演化特征Fig.6 Evolution characteristics of geochemical parameters of shales of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

3 物性与含油性特征

3.1 页岩储集特征

仪陇—平昌地区凉高山组页岩的物性优于粉—细砂岩和泥岩，页岩孔隙度为0.91%～7.17%，平均值为3.10%；粉—细砂岩孔隙度为0.22%～5.60%，平均值为1.59%；泥岩孔隙度为0.70%～3.50%，平均值为1.62%（图7a）。凉上段下部、中部和上部页岩孔隙度分别为0.48%～7.17%（平均值为3.61%），0.20%～3.96%（平均值为1.50%）和0.22%～2.90%（平均值为1.38%）。凉下段孔隙度为0.20%～5.80%，平均值为1.68%，局部区域物性较好，但主体部分孔隙度一般小于1.00%（图7b）。凉下段页岩发育较差，以发育紫红色泥岩与粉砂岩夹层为主，生烃能力差，且该段顶、底部岩性均较致密，具有遮挡作用，因此虽然局部发育储层，但油气无法运移充注，勘探潜力差。

图7 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组岩石孔隙度特征Fig.7 Rock porosity characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation inYilong-Pingchang area，Sichuan Basin

储集空间按成因类型，可分为无机成因孔（粒间孔、黏土矿物晶间孔、粒内孔等无机孔隙为主）、有机成因孔和构造缝［31］。研究区样品分析结果显示，凉高山组页岩的储集空间包括碎屑矿物颗粒间孔（图8a）、有机质孔（图8b）和黏土矿物层间孔（图8c）等，此外还发育较多的粒内孔，包括方解石溶蚀孔（图8d）、黄铁矿晶间孔（图8e）和生物体腔孔（图8f）等。研究区无机成因孔和有机孔均有发育，以无机成因孔为主。

图8 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩孔隙类型Fig.8 Shale pore types of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

长英质页岩的储集空间主要为粒间微孔及粒缘微缝，孔径为10～120 nm，主要为20～80 nm（图9a—9c）。黏土质页岩粒间微孔较发育，其次为黏土矿物晶间孔、缝和黄铁矿晶间孔，可见有机质孔，整体面孔率低，孔径中等—较小，一般为20～130 nm 和1 000～1 100 nm，主要为20～100 nm（图9d—9f）。钙质页岩主要发育生物体腔孔及溶蚀孔，孔径相对较大，以微米级和毫米级孔隙为主，孔径分布范围大，为4～1 600 μm，主要为4～20 μm（图9g—9i）。

图9 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩孔隙类型与孔隙结构特征Fig.9 Shale pore types and pore structure characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

3.2 页岩含油性特征

目前研究区凉高山组已有多口井获得工业油流。平安1 井日产油112.8 m3，日产气11.45×104m3，试采383 d，平均日产油13.5 m3、日产气1.8×104m3，累产油5 100 m3、累产气691×104m3；营浅1 井日产油7.8 m3，日产气3 934 m3；营浅2 井日产油5.96 m3，日产气4 225 m3。这些井的试油、试采结果均表明该套页岩油具有整体连片、大规模发育、可长期稳产的特点。

营浅1 井凉高山组页岩现场荧光滴照实验结果显示，普遍可见淡黄色荧光，裂隙中可观察到油膜，页岩含油性整体优于粉—细砂岩。平安1 井镜下微观含油性分析结果显示，凉高山组页岩中可见原油大量富集分布，且以轻质组分为主，主要成分为热解气、汽油和部分煤油型组分，原油以零散状、点状分布于基质或页理缝中，局部呈团块状富集（图10）；页岩含油性整体优于粉—细砂岩，页岩、粉砂岩的平均含油饱和度分别为2.30%和1.30%；该井的钻井及原油分析结果显示，凉高山组深度为2 880～3 100 m，Ro约为1.66%，原油密度低，为0.769 8 g/cm3，黏度为3.79 mPa·s，气油比为1 015，品质好，∑C21-/∑C22+烷烃含量相对较高，油质较轻，具有较好的可动性，整体与古龙页岩油相似。合川地区潼深1 井凉高山组深度为1 200～1 400 m，Ro值为0.92%，原油密度为0.846 6 g/cm3，黏度为17.4 mPa·s，气油比为44。

图10 四川盆地仪陇—平昌地区平安1 井侏罗系凉高山组油气组分分布特征Fig.10 Distribution characteristics of oil and gas components of Jurassic Lianggaoshan Formation of well Ping’an 1 in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

以平安1 井、营浅1 井等井为代表的仪陇—平昌地区凉高山组埋藏深度适中，成熟度中等，油气产出有利，是目前主要勘探区。

二维核磁共振实验分析结果表明，岩相对含油性的控制作用十分明显，长英质页岩和黏土质页岩的含油性相当，均优于钙质页岩，而页岩的含油性优于粉—细砂岩，该实验结果与岩心荧光滴照实验和激光共聚焦实验结果均一致。此外，基于二维核磁共振图谱（图11）可知，粉—细砂岩孔隙中以羟基结合水和可动水为主，含极少量类固体有机质，而页岩中类固体有机质信号量较高，且具有明显的油信号，揭示了凉高山组页岩具有“自生自储、原位富集”的特征。

图11 四川盆地仪陇—平昌地区营浅1 井侏罗系凉高山组不同岩相二维核磁特征Fig.11 Two-dimensional NMR characteristics of different lithofacies of Jurassic Lianggaoshan Formation of well Yingqian 1 in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

4 页岩油富集主控因素

4.1 前陆盆地过渡期弱沉降环境有利于页岩沉积发育

四川盆地进入陆相盆地演化阶段后，沉降活动主要受周缘米仓山、大巴山、龙门山及雪峰山4 个造山带多期次、非同步、异方位的逆冲推覆造山运动影响［2，33-34］，盆-山耦合过程及盆内沉积中心的变化具有明显的阶段性，呈现典型的迁移特征（图12a）。

图12 四川盆地陆相阶段沉降中心变化特征（a）及沉降史（b）（据文献［35-36］修改）Fig.12 Changes in subsidence centers（a）and subsidence history（b）during continental stages in Sichuan Basin

晚三叠世处于印支晚期，龙门山原地隆升和北大巴山向盆内推覆，盆地受到龙门山冲断作用影响，首先在川西地区形成前陆盆地，川西地区平落4井和关基井的沉降史均表明其上三叠统沉积时具有快速沉降特征（图12b），形成了上三叠统须家河组一段烃源岩，地层呈NW—SE 向展布，且厚度至SE 方向呈逐渐减小趋势。早侏罗世处于燕山早期，盆地主要作用山系是米仓山和大巴山，造山作用较弱或未发生明显造山活动，处于弱拉张阶段，该时期盆地整体沉降平缓，川东北地区界牌1 井的沉降速率略大于川西地区（图12b），主要发育下侏罗统深湖相沉积。中侏罗世处于燕山中期，南大巴山向盆内推覆，造山作用较强，界牌1 井中侏罗统沉降量明显大于其他井（图12b），表明该时期盆地的沉降中心位于川东北地区，主要受大巴山活动影响。晚侏罗世—早白垩世处于燕山晚期，古太平洋板块向欧亚板块俯冲，江南—雪峰构造带向川东南方向发生逆冲推覆，在川东南地区发育一系列的隔挡隔槽式褶皱，而盆地北部受秦岭造山带影响，龙门山北段发生隆升，关基井和鱼1 井上侏罗统—下白垩统沉降速率最大（图12b）。

整体上，早侏罗世川西龙门山前陆盆地活动已经减弱，而川东大巴山前陆盆地刚刚开始活动，研究区凉高山组处于这2 期前陆盆地的过渡期，构造沉降相对缓慢，湖盆稳定发育，有利于规模页岩沉积。

4.2 大面积分布的深湖相有利于富有机质页岩发育

以往研究认为陆相湖盆具有相带分布范围较窄、相类型变化较快、储层非均质性较强的特点，储层的发育及油气富集受控于沉积相带，不同的沉积相带往往发育不同的岩石类型，储层物性、孔隙结构和有机质特征等都存在较大差异［24］，而水体相对安静、具有一定埋藏深度的半深湖—深湖相是最为有利的页岩发育区。研究区凉上段以湖相沉积为主，浅湖、深湖相分布范围较大，工区东侧盆地边部发育三角洲前缘砂体，局部见前缘砂坝沉积（图13）；页岩有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主，腐泥组质量分数一般为67%～78%，镜质组、惰质组质量分数一般为19%～33%，有机质含量、成熟度均较高。大面积分布的深湖相为富有机质页岩及烃源岩演化过程中有机孔的发育奠定了较好的物质基础。

图13 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组上段沉积相分布特征Fig.13 Sedimentary facies distribution of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

4.3 较高的热演化程度有利于页岩油形成

研究表明，页岩油气的资源转化类型与热演化程度密切相关。在烃源岩生烃过程中，随着热演化程度增大，大分子持续裂解，向低烃类分子转变，原油类型逐渐从重质油转变为轻质油［22］。研究区凉高山组页岩Ro为1.00%～1.90%时，处于高—过成熟阶段，较高的成熟度致使原油转化程度高。原油密度低，一般为0.769 8～0.836 7 g/cm3，黏度小于15 mPa·s，气油比高，一般为521～6 045 m3/m3，具有较好的流动性，极大提升了页岩油的品质。此外，高成熟度在促进有机质转化的同时，也有利于有机孔的发育，有效改善了储集空间［37］。当Ro＞0.70%时，烃源岩开始生油，有机质孔逐渐发育；当Ro＞1.00%时，烃源岩处于中—高成熟度阶段，随着吸附油不断向游离油转化，有机孔也更发育，为页岩油的赋存提供了大量储集空间。

4.4 普遍发育的微裂缝有利于页岩油高产

研究区凉高山组页岩油气源-储一体，平安1 井各段日产油分析揭示了纯页岩压裂段的油产量较高，因此，可以认为油气大部分滞留在富有机质页岩层段内，具有原位成藏的特点。针对致密页岩储层，通常需要制定针对性的压裂方案，才能达到较好的压裂改造效果，从而达到高产目标，而微裂缝的发育不仅能提高压裂效果，还能够提高烃类的渗流能力，有利于页岩油气富集高产［24-25］。

平安1、营浅1 井岩心镜下观察（图14）揭示，凉高山组普遍发育高角度缝和微裂缝。在页岩段可见少量水平页理缝，缝宽一般为30～300 μm，密度一般为500～1 000 条/m；岩心表面可见裂缝呈连续或断续的平直状或网格缝状，网格直径一般为1～9 cm，多见顺层缝与斜交缝交织成网状，网状缝密度为8 000～21 000 条/m2。通过2.5 cm 直径岩心柱塞微米CT 扫描与数字岩心三维重构，提取典型区域进行观察和定量分析，可见岩心中发育微裂缝，裂缝相互切割呈现网状，宽度为16.91～156.96 μm，平均为17.94 μm。同时，在粉砂岩、泥质粉砂岩中也可见到稀疏的不规则网状裂缝，长度为1.5～10.0 cm，宽度为0.1～0.7 mm，密度为40～100 条/m。这些网状缝多呈开启状，局部见方解石充填呈闭合状。平安1 井的孔径分布分析表明其具有“双峰”特征，主要分布于64～128 nm 和16～32 nm，页岩中介孔（2～50 nm）最发育，数量占比61.6%，大孔（大于50 nm）次之，数量占比37.4%，大孔的发育可能受微裂缝的影响。微裂缝的发育不仅增加了储集空间，同时沟通了各类孔隙，起到了良好的输导作用，为后期压裂改造和高产创造了有利条件。

图14 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组裂缝发育特征Fig.14 Fracture development characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

5 页岩油勘探有利区

以往依据气油比、原油密度等将仪陇—平昌地区凉高山组页岩油气区划分为稀油区、轻质油区和凝析油气区［37］。稀油区主要分布在研究区南部、东部地区，区内营浅1 井已获得工业油气，证实该类页岩储层产油效果好。轻质油区主要分布在研究区中部自西向东条带上，区内平安1 井也获得工业油气，证实该类页岩储层发育且产出能力高。凝析油气区主要分布在研究区北部，目前还没有钻井揭示。

综合分析凉高山组的沉积相带、有机质丰度、成熟度以及储层孔隙度等页岩油形成富集成藏要素，结合页岩厚度分布特征，初步建立了页岩储层地质评价标准（表1），将仪陇—平昌地区划分为2类有利区（图15）：Ⅰ类页岩储层主要发育于深湖相带，厚度一般大于15 m，TOC值大于1.50%，孔隙度大于4.00%Ro一般大于1.30%；该类储层主要分布于研究区中南部，分布面积达5 322.8 km2，平安1井、营浅1、营浅2 井均位于该区。Ⅱ类页岩储层主要发育于浅湖相带，厚度一般为5～10 m，TOC值为1.00%～1.50%，孔隙度为2.00%～4.00%，Ro值为1.00%～1.30%；该类储层主要分布于研究区西部、北部及东部，分布面积达23 630.5 km2，目前钻井揭示较少。初步估算研究区凉高山组页岩油资源量为26.75×108t，页岩气资源量为1.72×1012m3，具有广阔的勘探前景，有望成为四川盆地石油上产的新基地。

表1 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组页岩储层地质评价标准Table 1 Geological evaluation criteria for shale reservoirs of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

图15 四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组有利区带划分Fig.15 Favorable zones division of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

6 结论

（1）四川盆地仪陇—平昌地区侏罗系凉高山组经历了凉下段滨湖—浅湖、凉上段深湖—半深湖、浅湖、三角洲前缘的沉积环境变化，呈现早期低位期水体较浅，中期湖侵期湖盆逐步扩大、水体变深，晚期高位期水体变浅的沉积旋回；凉上段下部湖侵期页岩最发育，页岩纹层特征明显，有机质丰度高、类型好，生油潜力巨大，同时发育较多的有机质孔、碎屑矿物颗粒间孔、黏土矿物层间孔以及粒内孔隙，可见原油大量富集分布，整体以轻质组分为主，以零散状、点状分布于基质或页理缝中，局部呈团块状富集，具有“自生自储、原位富集”的特征。

（2）研究区凉高山组处于川西龙门山、川东大巴山2 期前陆盆地过渡期，整体弱沉降环境有利于形成大面积深湖相，控制着富有机质页岩发育范围，较高的热演化程度、普遍发育的微裂缝是凉高山组页岩油气形成与富集的主要控制因素。

（3）研究区有2 类有利区带，其中Ⅰ类区主要位于仪陇—平昌地区中南部，面积为5 322.8 km2，以深湖相为主；Ⅱ类区分布于研究区西部、北部及东部，主要发育深湖相、浅湖相，面积为23 630.5 km2。预测研究区凉高山组页岩油资源量26.75×108t、页岩气资源量1.72×1012m3。