川中地區(qū)侏羅系涼高山組致密砂巖含油性控制因素

陳世加 ，高興軍，王力，路俊剛 ，劉超威，唐海評(píng)，張煥旭，黃囿霖，倪帥

（1. 西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院；2. 天然氣地質(zhì)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

1 研究區(qū)概況

川中地區(qū)位于四川盆地中部，處于川中低緩隆起和川西北坳陷區(qū)（見(jiàn)圖 1）。自 1958年充 3井和女 2井在涼高山組獲得工業(yè)油流以來(lái)，川中侏羅系致密砂巖進(jìn)入全面勘探階段。目前涼高山組油井主要分布在嘉陵江以東烴源巖厚度大于25 m的公山廟、蓮池、營(yíng)山、廣安、充西、龍女寺、羅渡、合川等構(gòu)造，嘉陵江以西烴源巖厚度小于25 m的地區(qū)只有零星分布，油層分布明顯受烴源巖分布控制。但在厚烴源巖分布區(qū)，亦存在一些有砂無(wú)油或有孔無(wú)油的儲(chǔ)集層（“白砂巖”），如鮮9井、西20井、公17井、公21井、公110井和大成 5井等井發(fā)育大段無(wú)油氣顯示的“白砂巖”（見(jiàn)圖2）。

圖1 川中地區(qū)位置圖

圖2 川中侏羅系涼高山組油氣分布及烴源巖厚度圖

研究區(qū)涼高山組上覆、下伏地層均為厚度較大的深色泥巖，泥巖累計(jì)厚度 40～60 m，有機(jī)碳含量達(dá)1.0%以上，達(dá)到較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)（TOC>1.0%），雖然涼高山組泥巖有機(jī)碳含量比美國(guó)威林斯頓盆地泥盆系巴肯組烴源巖[1]（有機(jī)碳含量均值為 12%）低，但其泥巖厚度比巴肯組（一般18 m）大得多，在一定程度上可彌補(bǔ)烴源巖有機(jī)碳含量低的不足。涼高山組源儲(chǔ)配置與巴肯組相似：砂巖儲(chǔ)集層上下都存在良好烴源巖，屬于典型的“烴源巖包砂”，只是涼高山組儲(chǔ)集層比巴肯組儲(chǔ)集層致密，涼高山組儲(chǔ)集層孔隙度為1.0%～4.5%，滲透率為（0.001～1.000）×10?3μm2，而巴肯組砂巖孔隙度為5%～13%，滲透率為（0.1～10.0）×10?3μm2。但巴肯組致密砂巖大面積連續(xù)含油并隨著大型酸化壓裂等工程技術(shù)手段的進(jìn)步而得以大規(guī)模開(kāi)發(fā)[2-4]，而研究區(qū)厚層烴源巖分布區(qū)卻并非連續(xù)含油，大段儲(chǔ)集層無(wú)油氣顯示，因此有必要研究涼高山組儲(chǔ)集層含油性主控因素。

2 致密砂巖特征

涼高山組為一套退積—強(qiáng)進(jìn)積的沉積旋回，發(fā)育受 3個(gè)方向物源控制的三角洲沉積體系。砂體類型主要為湖侵-退積型三角洲和湖退-進(jìn)積型三角洲前緣水下分流河道、河口壩砂體，濱淺湖灘壩砂體為次，同時(shí)湖侵湖退過(guò)程中在局部地區(qū)易形成砂泥漸變段；區(qū)內(nèi)砂體單層厚度普遍較薄，一般為2～8 m。據(jù)巖心觀察、薄片鏡下鑒定和掃描電鏡分析，涼高山組砂體粒度整體偏細(xì)，總體以細(xì)—粉細(xì)砂巖為主。成巖作用特征主要表現(xiàn)為強(qiáng)壓實(shí)作用，鏡下特征表現(xiàn)為粒間填隙物含量低，砂巖顆粒多呈線-凹凸接觸，且石英顆粒具壓裂紋，加大邊呈明顯壓溶現(xiàn)象。儲(chǔ)集層物性總體偏差，儲(chǔ)集空間以少量殘余粒間孔為主[5]，孔隙度絕大多數(shù)小于3%，空氣滲透率低于1×10?3μm2，屬于典型的特低孔致密儲(chǔ)集層。

研究區(qū)涼高山組砂巖總體為“排驅(qū)壓力高、中值壓力高、孔喉半徑小”的典型致密砂巖，排驅(qū)壓力0.40～95.43 MPa，平均 8.65 MPa；中值壓力 1.48～194.76 MPa，平均37.21 MPa；中值半徑0.004～0.510 μm，平均 0.07 μm，儲(chǔ)集層喉道半徑分布范圍較寬，0.003 8～0.585 9 μm均有分布，儲(chǔ)集層喉道較細(xì)，無(wú)明顯峰值，孔喉分選不好，孔隙結(jié)構(gòu)差[6-8]。

3 致密砂巖含油性控制因素

目前普遍認(rèn)為致密油的特征為源儲(chǔ)一體或近源成藏[9-12]。前人研究認(rèn)為川中涼高山組致密油為近源或源內(nèi)大面積分布，不受構(gòu)造和圈閉控制[13-14]。對(duì)于研究區(qū)涼高山組致密砂巖成藏，除考慮優(yōu)質(zhì)烴源巖以及優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層的分布外，還須考慮源儲(chǔ)之間的輸導(dǎo)體系、儲(chǔ)集層物性以及裂縫的發(fā)育程度，這些因素均可能影響涼高山組儲(chǔ)集層的含油性。

3.1 源儲(chǔ)間輸導(dǎo)體系

研究區(qū)烴源巖與儲(chǔ)集層之間砂泥漸變段對(duì)原油運(yùn)移影響很大。以公山廟構(gòu)造公17井涼高山組2 465.90～2 470.20 m井段粉砂巖儲(chǔ)集層為例，該段儲(chǔ)集層平均孔隙度為 3.84%，平均滲透率為 0.78×10?3μm2，排驅(qū)壓力平均為0.93 MPa，在研究區(qū)屬于物性相對(duì)較好的儲(chǔ)集層，也好于研究區(qū)涼高山組一些出油層段的儲(chǔ)集層物性，而且該井段砂巖儲(chǔ)集層上下均存在較厚的黑色泥巖，其中下部泥巖厚度較大，泥巖TOC均值為1.28%，氯仿瀝青“A”含量高達(dá)0.74%，屬于生烴潛力較好的烴源巖，但試油結(jié)果顯示該粉砂巖段不含油，熒光薄片觀察也未見(jiàn)發(fā)熒光的油，這與研究區(qū)充西構(gòu)造西56井涼高山組儲(chǔ)集層（1 717.60～1 724.60 m井段試油產(chǎn)量5.0 t/d，孔隙度僅為 1.85%，滲透率為 0.091× 10?3μm2，排驅(qū)壓力為4.285 MPa，物性明顯差于公17井粉砂巖段）中見(jiàn)大量發(fā)熒光的油明顯不同（見(jiàn)圖3）。

圖3 公17井和西56井儲(chǔ)集層熒光照片

巖心觀察發(fā)現(xiàn)，公17井砂巖儲(chǔ)集層與泥巖間存在砂泥漸變段（2 470.20～2 470.53 m，薄層砂與薄層泥互層）（見(jiàn)圖4）。對(duì)該段取2個(gè)樣品進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)其孔隙度和滲透率比上部砂巖儲(chǔ)集層低、排驅(qū)壓力則明顯比上部砂巖高：孔隙度均值僅為0.73%，滲透率均值為 0.018 5×10?3μm2，排驅(qū)壓力高達(dá) 6.8 MPa，遠(yuǎn)高于上覆儲(chǔ)集層的排驅(qū)壓力0.93 MPa。同時(shí)，該砂泥漸變段的泥質(zhì)含量也明顯比上部砂巖的泥質(zhì)含量高，上部砂巖泥質(zhì)含量小于 10%，而砂泥漸變段的泥質(zhì)含量平均在 40%左右，有機(jī)碳含量（均值為 0.36%）比下部黑色泥巖（均值 1.34%）低（見(jiàn)圖 5）。該砂泥漸變段生烴能力較差，而且位于烴源巖和儲(chǔ)集層之間，排驅(qū)壓力較高，加之儲(chǔ)集層無(wú)裂縫溝通，使得輸導(dǎo)體系不暢通，生成的油氣難以突破泥質(zhì)含量較高的漸變段運(yùn)移進(jìn)入上覆儲(chǔ)集層。因此，公17井出現(xiàn)大段物性較好但不含油儲(chǔ)集層的主要原因是烴源巖和儲(chǔ)集層之間存在砂泥漸變段。

3.2 儲(chǔ)集層物性的影響

圖4 公17井儲(chǔ)集層綜合圖及巖心照片

圖5 公17井砂泥漸變段與上部粉砂巖綜合對(duì)比圖

在輸導(dǎo)體系暢通的前提下，儲(chǔ)集層物性對(duì)其含油性也有重要影響。以鮮9井和公22井為例說(shuō)明儲(chǔ)集層物性對(duì)涼高山組儲(chǔ)集層含油性的影響，這兩口井涼高山組砂巖與烴源巖直接接觸，不存在砂泥漸變段或薄層泥巖隔層，源儲(chǔ)間輸導(dǎo)體系暢通，但兩口井的含油性卻截然不同。

鮮9井1 845.43～1 859.10 m井段為無(wú)油氣顯示的粉砂巖（見(jiàn)圖6a），1 859.10 m處為砂泥突變界面（見(jiàn)圖 7），砂巖段上、下均為大段黑色泥巖（1 829.50～1 845.43 m井段和1 859.10～1867.30 m井段），兩段黑色泥巖的有機(jī)碳含量分別為2.19%和1.94%，氯仿瀝青“A”含量分別為0.35%和0.34%，Ro值為1.1%，屬較好烴源巖。為了進(jìn)行對(duì)比分析，在1 845.43～1 859.10 m井段取11個(gè)無(wú)油氣顯示的砂巖儲(chǔ)集層樣品進(jìn)行分析，其孔隙度均值為 1.32%，滲透率均值為 0.02×10?3μm2。

圖6 鮮9井、公22井儲(chǔ)集層熒光及鑄體薄片對(duì)比圖

公22井2 472.00～2 480.00 m井段為含油細(xì)砂巖（見(jiàn)圖6b），下部與大段的黑色泥巖（2 480.00～2 484.40 m）直接接觸（見(jiàn)圖 8），黑色泥巖的有機(jī)碳含量為2.33%，氯仿瀝青“A”含量為0.374%，達(dá)到了好烴源巖的標(biāo)準(zhǔn)。在2 472.00～2 480.00 m井段取8個(gè)樣品進(jìn)行分析，孔隙度均值為 3.54%，滲透率均值為 0.22×10?3μm2，明顯好于鮮9井儲(chǔ)集層物性。

鮮9井涼高山組1 845.43～1 859.10 m井段和公22井2 472.00～2 480.00 m井段儲(chǔ)集層具有相同的源儲(chǔ)接觸關(guān)系，兩口井均具備良好的成藏條件，但儲(chǔ)集層的含油性卻截然相反，筆者研究發(fā)現(xiàn)，其主要原因在于兩口井涼高山組儲(chǔ)集層物性、孔喉發(fā)育及配置情況不同。

鮮 9井和公 22井涼高山組巖心鑄體薄片觀察發(fā)現(xiàn)，鮮 9井砂巖儲(chǔ)集層顆粒接觸較緊密，主要為線接觸和面接觸，儲(chǔ)集層致密，基本看不到孔隙及裂縫（見(jiàn)圖6c）；而公22井儲(chǔ)集層孔隙較發(fā)育，鏡下可見(jiàn)雜基內(nèi)微孔、粒內(nèi)溶孔，還可見(jiàn)寬約0.01～0.02 mm的微裂縫，微裂縫切割或圍繞顆粒延伸（見(jiàn)圖6d），這些微孔、溶孔、微裂縫都是油氣在致密儲(chǔ)集層中運(yùn)移、儲(chǔ)集的良好通道與空間。

二者孔喉結(jié)構(gòu)也存在明顯差別，兩井涼高山組儲(chǔ)集層的中值半徑、排驅(qū)壓力等差異也很大（見(jiàn)圖9）。壓汞測(cè)試的中值半徑、排驅(qū)壓力均顯示出公22井儲(chǔ)集層孔喉發(fā)育情況遠(yuǎn)好于鮮9井。由于鮮9井砂巖孔隙度和滲透率低、排驅(qū)壓力高，又未見(jiàn)裂縫發(fā)育，烴源巖生成的油氣難以運(yùn)移到該砂巖，這是公22井和鮮9井烴源巖條件良好、源儲(chǔ)接觸關(guān)系相似、輸導(dǎo)體系均暢通，但儲(chǔ)集層含油性不同的重要原因。

圖7 鮮9井儲(chǔ)集層綜合圖及巖心照片

圖8 公22井儲(chǔ)集層綜合圖及巖心照片

圖9 公22井、鮮9井壓汞參數(shù)對(duì)比圖

此外，大成5井1 642.35～1 645.85 m井段砂巖儲(chǔ)集層物性差，取樣分析表明其平均孔隙度為1.05%，平均滲透率 0.042×10?3μm2，平均排驅(qū)壓力高達(dá) 16.72 MPa，烴源巖生成的油氣難以突破排驅(qū)壓力進(jìn)入到儲(chǔ)集層中，使得該井段砂巖儲(chǔ)集層不含油，儲(chǔ)集層熒光下基本無(wú)顯示。

3.3 裂縫發(fā)育程度對(duì)儲(chǔ)集層含油性的影響

以上分析表明，雖然有較好的烴源巖條件，但是對(duì)于鮮 9井 1 845.43～1 859.10 m井段和大成 5井1 642.35～1 645.85 m井段砂巖儲(chǔ)集層，由于儲(chǔ)集層物性差且無(wú)裂縫溝通，烴源巖生成的油氣難以運(yùn)移到致密儲(chǔ)集層中成藏，導(dǎo)致儲(chǔ)集層不含油；而對(duì)于基質(zhì)孔同樣不發(fā)育、物性較差的儀 2井涼上段致密儲(chǔ)集層（3 052.30～3 067.80 m井段）（見(jiàn)表1），由于裂縫較發(fā)育（見(jiàn)圖10），改善了孔滲條件，故儲(chǔ)集層含油。另外龍女寺構(gòu)造女深 022-5-H1井涼高山組底部砂巖（1 261.60～1 264.00 m井段）也很致密，同樣由于裂縫的存在，巖心含油，該段砂巖儲(chǔ)集層在熒光下也見(jiàn)發(fā)黃綠色熒光的油（見(jiàn)圖11）。因此，裂縫也是川中侏羅系涼高山組致密儲(chǔ)集層含油的重要控制因素之一。

表1 儲(chǔ)集層物性對(duì)比表

圖10 儀2井儲(chǔ)集層巖心及熒光照片

圖11 女深022-5-H1井儲(chǔ)集層巖心及熒光照片

4 有利區(qū)帶優(yōu)選

基于上述分析，認(rèn)為研究區(qū)涼高山組有利勘探區(qū)帶優(yōu)選應(yīng)綜合考慮烴源巖、砂泥漸變段、儲(chǔ)集層物性以及裂縫發(fā)育情況等方面條件。前人研究認(rèn)為，營(yíng)山—廣安和合川—白廟—羅渡地區(qū)發(fā)育灘壩微相涼上段儲(chǔ)集層，砂體較為發(fā)育[15]；朱筱敏、操應(yīng)長(zhǎng)等在對(duì)灘壩微相沉積特征研究中也指出各類灘壩微相砂體相對(duì)較厚較純，且有利于相對(duì)高孔砂體的發(fā)育[16-17]。筆者通過(guò)巖心觀察也發(fā)現(xiàn)處于灘壩微相的營(yíng)山—廣安和合川—白廟—羅渡地區(qū)涼高山組儲(chǔ)集層不易出現(xiàn)砂泥漸變段，砂巖與泥巖一般呈突變接觸，輸導(dǎo)體系暢通；取樣分析儲(chǔ)集層物性較好；烴源巖厚度在40～60 m，具備良好的生烴條件。綜合川中侏羅系涼高山組沉積特征、儲(chǔ)集層特征以及烴源巖分布，優(yōu)選出營(yíng)山—廣安和合川—白廟—羅渡 2個(gè)有利勘探區(qū)帶（見(jiàn)圖12）。

圖12 川中侏羅系涼高山組沉積相及砂巖等厚圖

5 結(jié)論

川中地區(qū)侏羅系涼高山組致密儲(chǔ)集層的含油性受以下因素控制：①源儲(chǔ)之間輸導(dǎo)體系，烴源巖與砂巖儲(chǔ)集層之間存在泥質(zhì)含量高、物性較差的砂泥漸變段時(shí)，如無(wú)裂縫溝通，油氣難以進(jìn)入上覆儲(chǔ)集層；②儲(chǔ)集層物性，若砂體與烴源巖直接接觸且儲(chǔ)集層物性較好，則油氣可直接進(jìn)入儲(chǔ)集層成藏；③裂縫發(fā)育程度，儲(chǔ)集層物性較差時(shí)，若裂縫發(fā)育則可改善儲(chǔ)集層孔滲條件，油氣也可運(yùn)移到儲(chǔ)集層成藏，如儲(chǔ)集層物性較差且無(wú)裂縫溝通，則油氣難以進(jìn)入儲(chǔ)集層成藏。

川中涼高山組致密儲(chǔ)集層含油性規(guī)律也說(shuō)明，致密油雖是源儲(chǔ)一體或近源成藏，但不是優(yōu)質(zhì)烴源巖分布區(qū)所有的“甜點(diǎn)”區(qū)均有油氣，需考慮烴源巖與“甜點(diǎn)”區(qū)的輸導(dǎo)層，即源儲(chǔ)之間的砂泥漸變段及泥質(zhì)隔層對(duì)石油運(yùn)移的影響，致密油勘探在尋找“緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖、孔滲相對(duì)發(fā)育的儲(chǔ)集層”（“甜點(diǎn)”）的同時(shí)，還需考慮源儲(chǔ)之間的接觸關(guān)系及輸導(dǎo)體系。

川中侏羅系涼高山組營(yíng)山—廣安和合川—白廟—羅渡地區(qū)處于灘壩微相沉積相帶，砂質(zhì)純凈，儲(chǔ)集層物性較好，且直接覆蓋在厚度約40～60 m的烴源巖之上，具有良好的生油和儲(chǔ)集條件，是川中侏羅系涼高山組的有利勘探區(qū)帶。

致謝：在樣品采集和論文編寫過(guò)程中得到了中國(guó)石油西南油氣田公司楊躍明、龔昌明、黃仕強(qiáng)和李俊良等的幫助，在此一并表示感謝！

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