川东地区侏罗系自流井组大安寨段致密储层油气成藏特征

谢 瑞，张尚锋，周 林，刘皓天，姚明君，蒋雪桂

（1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，武汉 430100；2.长江大学地球科学学院，武汉 430100；3.中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，武汉 430070）

0 引言

中、新生界以来，我国中部的四川盆地、鄂尔多斯盆地，东部的松辽盆地、渤海湾盆地，西部的准噶尔盆地、塔里木盆地、柴达木盆地均发育湖泊沉积环境下的暗色泥页岩，具有广阔的陆相页岩油气勘探前景。其中，侏罗系作为四川盆地唯一的石油产出层位，其在湖泊-三角洲环境下沉积的陆相砂泥岩体系一直吸引着众多地质工作者的目光［1-3］。自20世纪60 年代末以来，四川盆地中西部地区大安寨段浅湖相介壳灰岩和半深湖相泥页岩陆续获得油气发现［4-5］，并先后在蓬莱、南充、龙女寺、金华、八角、中台山、莲池、秋林等地发现了多个大安寨段介壳灰岩油气藏［6-8］，同时也偶在大安寨段的泥页岩中获得一定油气产能［9-11］。

川东地区大安寨段油气勘探工作进展相对较晚，21 世纪之前虽在多口井的钻探过程中发现良好的油气显示，但并未针对性地开展研究工作。2012年前后中石化利用XL101 和FS1 等海相探井在大安寨段兼探测试中获得工业油气流［12-14］，之后开展了一轮勘探潜力评价并部署了数口专探井。虽然部分井测试获得工业油气流，但总体效果未达预期，整体勘探开发并未取得实质性进展和突破［15-16］，这与当时的沉积中心不在该区，区域烃源岩条件相对较差有关［17-18］，也与包括源储配置关系、生排烃特征、油气充注特征等在内的油气成藏特征有关。以往研究也表明，源储配置关系、生排烃特征、油气充注特征是致密储层油气成藏的关键因素，如厚刚福等［19］认为源储配置的控制因素以及源储配置与油气的富集关系制约着致密油理论发展和勘探开发方案的提出；杨智峰等［20］、邱振等［21］认为有效的源储配置是致密储层中石油高效率聚集的必要条件之一；曾溅辉等［22］认为油气充注史是致密储层油气成藏的核心科学问题。

以往关于川东地区大安寨段致密储层油气成藏特征的相关研究较为薄弱，同盆地同层系其他地区成藏研究也主要侧重于烃源岩品质评价［23］、储层特征［24-25］、油气富集规律［26］等静态特征方面。因此，以川东地区大安寨段为研究目的层段，在对大安寨段页岩有机质丰度、类型、成熟度和介壳灰岩储层特征、源储配置关系研究的基础上，开展烃源岩排烃和油气成藏特征研究，以期为该区乃至四川盆地大安寨段油气的有效勘探开发提供依据。

1 地质概况

早—中侏罗纪，四川盆地主体为滨浅湖—半深湖相沉积，形成了一套砂岩、灰岩和页岩的沉积组合，纵向上由于多次湖侵和水体深浅变化，自下而上发育下侏罗统自流井组珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段和中侏罗统凉高山组凉二段4 套半深湖相暗色泥页岩［27-28］，其中在自流井组的大安寨段沉积时期，水体相对最深［29-31］，泥页岩分布最广，此时期湖盆中心主要位于川中西充以北，元坝和平昌以南，达州以西一带，自湖盆中心向盆地边缘依次发育半深湖、介壳滩、浅湖、滨湖、三角洲前缘等亚相（图1a）。

研究区位于四川盆地东部，地理位置上主体处于重庆市境内，构造位置上隶属川东高陡断褶带万县复向斜，囊括梁平、垫江、忠县、丰都等县市的大部分地区和湖北石柱的局部地区。大安寨段沉积时期，研究区东北部毗邻次级沉积中心，以半深湖相泥页岩沉积为主，西北部发育浅湖介壳滩，南部以浅湖相泥岩为主［14-16］。结合以往研究成果，研究区大安寨段自下而上包括大三、大二、大一共3 个亚段，其中大三亚段主要沉积一套滨浅湖环境下的灰色介壳灰岩，厚度为5～10 m；大二亚段为浅湖—半深湖环境下的灰黑色、深灰色页岩和薄层灰白色介壳灰岩的岩性组合，地层厚度为30～100 m；大一亚段的岩性、沉积环境均与大三亚段相似，为一套灰色和灰白色厚层状介壳灰岩，局部可见薄层的灰黑色泥页岩，厚度一般为20～40 m。总体上，研究区大安寨段自下而上经历了一个完整的湖侵—湖退的沉积旋回（图1b），形成了一套源储配置良好的泥页岩与介壳灰岩的岩性组合。

图1 四川盆地侏罗系自流井组大安寨段沉积相和研究区位置（a）及岩性地层综合柱状图（据文献［1］修改）Fig.1 Sedimentary facies and location of the study area（a）and stratigraphic column（b）of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in Sichuan Basin

2 烃源岩特征

2.1 有机质类型

不同有机质类型的泥页岩具有不同的生烃潜力、生油门限和生烃演化过程［32］，有机质中的不溶组分干酪根的性质和组成分析是泥页岩有机质类型研究中最基础的内容。因此，从岩石热解、干酪根显微组分、干酪根碳同位素分析3 个方面开展川东地区大安寨段烃源岩有机质类型评价。

（1）岩石热解分析

川东地区大安寨段32 个泥页岩样品岩石热解分析得到的氢指数和最大热解温度数据在Tmax-HI有机质类型划分图版上的投点结果显示，研究区大安寨段烃源岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，含少量Ⅰ型（图2）。

图2 川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩岩石热解特征Fig.2 Pyrolysis characteristics of shale of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

（2）显微组分分析

川东地区大安寨段15 个样品的显微组分分析数据显示，研究区大安寨段泥页岩干酪根主要由腐泥组和镜质组组成，二者质量分数均为65.8%～92.7%，其中生油能力相对较强的腐泥组质量分数为54.0%～70.3%，生气能力相对较强的镜质组质量分数为28.3%～45.3%。根据各显微组分含量计算出的类型指数（TI）为19.3～49.4（表1），指示研究区大安寨段泥页岩有机质类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型。

（3）干酪根碳同位素分析

不同沉积环境下形成的干酪根具有不同的碳同位素分布特征。对于我国陆相环境下沉积的有机质而言，Ⅲ型、Ⅱ型和Ⅰ型干酪根的碳同位素值一般分别为-26.0‰～-21.0‰，-27.2‰～-25.5‰和-29.3‰～-27.0‰［33］。川东地区大安寨段15 个泥页岩样品干酪根碳同位素测试分析结果显示，大安寨段烃源岩干酪根碳同位素值主体为-27.2‰～-25.5‰（表1），指示其有机质类型主要为Ⅱ型。

表1 川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩显微组分含量和干酪根碳同位素Table 1 Maceral contents and kerogen carbon isotope of shale of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

综上所述，同时考虑到侏罗系沉积时期四川盆地整体以湖相沉积为主，认为川东地区大安寨段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型，此外，岩石热解分析和干酪根碳同位素分析结果中少数样品为Ⅰ型，这可能是研究区大安寨段烃源岩有机质丰度较低，热演化程度相对较高，受限于测试精度所致。

2.2 有机质丰度

油气来源于烃源岩中有机质的转化，烃源岩中有机质的“贫富”决定了其油气生成潜力的大小，有机质丰度和泥页岩体积（厚度、面积）是表征有机质“贫富”的2 个关键指标［34］，而评价烃源岩有机质丰度的参数主要包括残余有机碳含量（TOC）、岩石热解生烃潜量（S1+S2）等。

（1）有机碳含量

川东地区大安寨段89 个泥页岩样品的残余有机碳含量测试结果显示，目的层烃源岩残余有机碳质量分数为0.08%～2.16%，平均为0.67%，残余有机碳质量分数大于1% 的样品仅占总样品数的24.7%，表明研究区大安寨段烃源岩有机质丰度相对较低，生烃潜力一般（图3a）。从残余有机碳含量纵向分布特征来看，大二亚段上部残余有机碳平均质量分数为0.94%，明显高于下部的平均值0.39%（参见图1b）。

（2）生烃潜量

岩石热解分析数据一方面可以用来判断有机质类型，另一方面其测试数据中的可溶烃量S1和热解烃量S2之和——生烃潜量也是评价烃源岩有机质丰度另一个重要参数。从川东地区大安寨段89 个泥页岩的岩石热解数据统计分析来看，大安寨段泥页岩的生烃潜量为0.08～6.84 mg/g，平均为1.53 mg/g，68.5%的样品生烃潜量小于2 mg/g（图3b）。纵向上，与残余有机碳分布特征一致，大二亚段上部的生烃潜量平均值为2.57 mg/g，明显高于下部的生烃潜量平均值0.51 mg/g（参见图1b）。

图3 川东地区侏罗系自流井组大安寨段有机碳含量（a）和生烃潜量（b）分布直方图Fig.3 Histogram of organic carbon content（a）and hydrocarbon generation potential（b）of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

残余有机碳含量和生烃潜量的有机质丰度研究结果显示，研究区大安寨段相对优质烃源岩主要发育于大二亚段上部，但由于大安寨段沉积时期盆地沉积及沉降中心主要位于川中和川西［35］，川东地区水体相对较浅，有机质丰度相对较低，同时该区有机质成熟度相对较高也是现今有机质丰度较低的原因之一。总体而言，研究区大二亚段烃源岩具有一定的生烃潜力，但总体供烃潜力有限。

2.3 有机质成熟度

川东地区大安寨段18 个泥页岩样品的镜质体反射率和32 个泥页岩样品的岩石热解峰温与埋深的关系分析结果显示，研究区大安寨段烃源岩实测有机质成熟度随埋藏深度的增加具有明显增大的趋势，其有机质成熟度主要为1.1%～1.3%，对应的岩石热解峰温约460 ℃，表明大安寨段烃源岩已经进入成熟阶段，处于大量生烃窗口期（图4）。

图4 川东地区侏罗系自流井组大安寨段泥页岩镜质体反射率（a）和岩石热解峰温（b）随深度变化特征Fig.4 Variation characteristics of vitrinite reflectance（a）and pyrolysis peak temperature（b）of shale with depth of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

3 储层特征

3.1 岩石学特征

根据川东地区大安寨段岩心、薄片及全岩X 射线衍射资料，大一亚段岩性主要为灰岩和介壳灰岩，含少量含泥灰岩，矿物成分以方解石为主，其次为黏土矿物和石英。其中，灰岩和介壳灰岩中方解石质量分数一般为90.10%～97.10%，平均为94.60%，石英质量分数一般为1.00%～2.30%，平均为1.72%，黏土矿物质量分数一般为1.20%～5.50%，平均为3.64%；含泥灰岩中方解石质量分数一般为76.30%～89.20%，平均为85.68%，石英质量分数一般为2.70%～7.00%，平均为4.04%，黏土矿物质量分数一般为7.50%～16.70%，平均为10.28%。介壳灰岩的粒屑组分以瓣鳃和生屑为主，其中瓣鳃体积分数为3.0%～99.4%，生屑体积分数为3%～80%，偶见藻团块，体积分数约为2%。基质的重结晶程度相差较大，泥晶体积分数一般为1%～96%，粉晶体积分数一般为0～70%，细晶体积分数一般为0～44%，中—粗晶和巨晶在个别样品中的体积分数大于70%。

铸体薄片和扫描电镜观察发现，研究区介壳灰岩储集空间类型主要有晶间溶孔（图5a，5b）、晶内溶孔（图5c，5d）、构造缝（图5e，5f），其中构造缝为最主要的储集空间类型，其次为沿构造缝发育的晶间溶孔。

图5 川东地区FY3-2 井侏罗系自流井组大安寨段典型储集空间类型Fig.5 Typical reservoir space types of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation of well FY3-2 in eastern Sichuan Basin

3.2 储集物性特征

川东地区大安寨段54 个样品的实测物性数据统计结果显示：大一亚段灰岩储层的孔隙度为0.21%～4.11%，平均为1.63%，其中31.48%的样品孔隙度小于1%，35.19%的样品孔隙度为1%～2%，25.93% 的样品孔隙度为2%～3%，仅有7.41% 的样品孔隙度大于3%；储层的渗透率为0.028～9.105 mD，平均为0.733 mD，85% 以上的样品渗透率小于1 mD，超过40%的样品渗透率小于0.1 mD。同时统计13 块发育裂缝的样品和41 块不发育裂缝的样品的孔隙度和渗透率后发现：发育裂缝样品的孔隙度平均值为2.7%，是不发育裂缝样品孔隙度值1.3%的2.08 倍；发育裂缝样品的渗透率平均值为2.643 mD，是不发育裂缝样品渗透率平均值0.130 mD 的22.33 倍。整体而言，川东地区大一亚段灰岩储层渗透率与孔隙度呈弱正相关性（图6）。

图6 川东地区侏罗系自流井组大安寨段灰岩储层物性参数Fig.6 Reservoir property parameters of limestone reservoir of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

综上所述，川东地区大一亚段介壳灰岩储层为典型的特低孔特低渗储层，其基质物性对储层贡献不大，裂缝是改善储层物性，尤其是储层渗透率的关键，这也与镜下观察到的裂缝是该区主要的储集空间类型的结果一致。

4 源储配置与疏导体系

川东地区大安寨段纵向上为“灰-泥-灰”的岩性组合，形成了大一亚段“下生上储”型、大二亚段“自生自储”、大三亚段“上生下储”型3 种源储配置关系，发育了近源致密灰岩油气藏和源内页岩油气藏2 种类型的油气藏。以往研究普遍认为川东地区大安寨段烃源岩主要为大二亚段泥页岩［9-10］，该区大二亚段泥页岩有机质类型为Ⅱ1和Ⅱ2型，有机质丰度较川中和川西地区略低，但仍具有一定的生烃潜力，有机质成熟度指标Ro为1.1%～1.3%，处于大量生烃窗口期。大一亚段储层岩石类型以灰岩和介壳灰岩为主，为典型的特低孔特低渗储层。燕山期以来的构造挤压运动使研究区东北部发育一系列小规模的北西、北东走向断裂［27］，纵向上，断裂大多发育于三叠系雷口坡组至侏罗系凉高山组之间，沟通了大一亚段的灰岩和大二亚段的烃源岩，和断裂伴生的裂缝以及沿裂缝发育的溶蚀孔（洞）为大一亚段介壳灰岩储层的油气聚集成藏提供了良好的运移通道和储集空间（图7），形成了现今研究区大安寨段裂缝-孔隙型致密灰岩油气藏。

图7 川东地区侏罗系自流井组大安寨段源储配置与疏导体系Fig.7 Source-reservoir assemblage and migration pathways of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

5 油气成藏特征

四川盆地大安寨段自下而上形成了“灰-泥-灰”的岩性组合，其中大二亚段为浅湖—半深湖相泥页岩沉积，具有一定的生烃潜力，上覆大一亚段介壳灰岩处于油气运移最有利指向上，具备较好的源储配置关系和近源成藏的有利条件。通过有机地球化学研究可知，研究区烃源岩有机质类型以Ⅱ型为主，Ro大于1.0%，已进入成熟阶段，因此烃源岩的排烃期次和时间与储层油气充注期次和时间匹配关系成为该区大一亚段油气成藏的关键因素。研究表明，流体包裹体测试分析是研究油气充注时间和期次的有效手段［36-37］。因此，通过流体包裹体的显微和荧光观察、流体包裹体均一温度测定，同时结合区域埋藏史和热演化史分析，对川东地区大安寨段油气充注期次和时间进行综合研究。

5.1 包裹体岩相学特征

将所采集的川东地区大安寨段3 个含有脉体的灰岩样品制成双面抛光薄片，采用配备20 倍、50倍和100 倍工作镜头的尼康显微镜进行显微观察，采用Linkam 公司研制生产的THMS600 G 型冷热台对观测到的流体包裹体进行均一温度和冰点测量，测定精度分别为1℃和0.1℃。显微观察结果显示，研究区大安寨段介壳灰岩样品中发育大量的油包裹体，总体具有2 种类型（图8）：其一是与方解石脉体共生的油包裹体，其二是晚期方解石脉体裂隙中发育的油包裹体。二者在镜下的差异表现为：与方解石脉体共生的油包裹体主要发黄色荧光（图8a，8b），而晚期方解石脉体裂隙中的油包裹体主要呈蓝白色荧光（图8c—8f）。由此表明，川东地区大安寨段主要存在2 期原油充注，镜下发黄色荧光的油包裹体指示第一期相对较低成熟度的原油充注，发蓝白色荧光的油包裹体指示另一期相对较高成熟度的原油充注（图8d）。

图8 川东地区FY3-2 井侏罗系自流井组大安寨段泥页岩方解石脉体中发育的油包裹体照片Fig.8 Photos of oil inclusions in calcite veins of shale of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation of well FY3-2 in eastern Sichuan Basin

5.2 包裹体均一温度特征

储层中的流体包裹体在形成之后，因温度和压力的降低，原始的均匀体系被破坏，逐渐分离为气、液两相。对样品中获取的流体包裹体加温，随着温度的慢慢升高，包裹体中的气、液两相又会逐渐恢复为一个相对均匀的相，相对应的温度即被称为包裹体均一温度。均一温度指的是流体包裹体形成时的最小临界温度，不同均一温度的流体包裹体必定是形成于不同的地质时期或不同的成岩期次，这是用包裹体均一温度研究流体包裹体形成期次的理论基础。川东地区大安寨段介壳灰岩流体包裹体均一温度测试结果显示：研究区目的层段油包裹体均一温度为40～60 ℃，而与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度主要有95～100 ℃和110～120 ℃这2 个分布区间，同样也指示研究区大安寨具有2 期原油充注（图9）。

图9 川东地区侏罗系自流井组大安寨段流体包裹体均一温度直方图Fig.9 Homogenization temperature histogram of fluid inclusions of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

5.3 油气充注期次和时间

根据共生盐水包裹体均一温度2 期分布特征，结合川东地区地层埋藏史和热演化史（图10）分析认为：研究区大安寨段第一期均一温度为95～100 ℃的包裹体形成时间大约在距今140 Ma，为第一期原油充注的产物，此时目的层烃源岩的Ro小于1.0%，大约为0.7%，处于低成熟演化阶段，生成的低熟油沿该时期因早—中燕山期形成的裂缝而运移至大一亚段灰岩储层中；第二期均一温度为110～120 ℃的包裹体形成时间大约在距今25 Ma，为第二期原油充注的产物，此时期对应中白垩世以来的地层抬升剥蚀之后，烃源岩的Ro大于1.0%，达到高成熟演化阶段，生成的大量油气沿燕山期以来，尤其是因早喜山期形成的裂缝而运移至大一亚段灰岩储层中，该期油气充注为研究区原油的主要充注时期。

图10 川东地区侏罗系自流井组大安寨段热演化史和油气充注特征Fig.10 Thermal evolution history and hydrocarbon charging characteristics of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

对于川东地区大安寨段油气藏中的天然气而言，实测天然气乙烷碳同位素小于-29‰，丙烷碳同位素小于-26‰，属于典型的油型气。且由前文分析可知，第一期原油充注时Ro约为0.7%，此时不可能有大量天然气生成，因此川东地区大安寨段天然气的充注时间应与第二期原油充注的时间一致，即距今大约25 Ma，主要为原油裂解的产物。

综上所述，川东地区大安寨段油气存在2 期充注，第一期大约在距今140 Ma 时，主要为低成熟度的原油充注；第二期大约在距今25 Ma 时，为高成熟度原油和天然气共同充注，且第二期为研究区大安寨段油气的主要充注期。

6 结论

（1）川东地区大安寨段发育滨浅湖—半深湖环境下的介壳灰岩、泥页岩的岩性组合，大安寨段泥页岩有机质类型为Ⅱ型，烃源岩具有相对较好的生油能力，并具有一定的生气潜能。

（2）川东地区大安寨段泥页岩残余有机碳质量分数平均为0.67%，岩石热解分析测定的生烃潜量平均为1.53 mg/g，相对优质烃源岩主要发育于大二亚段上部20 m 厚度范围内；烃源岩处于成熟—高成熟时期，处于大量生烃阶段；大一亚段岩性以介壳灰岩和灰岩为主，构造缝为最主要的储集空间类型，其次为沿构造缝发育的溶孔（洞）和溶蚀微孔，不发育裂缝的储层孔隙度平均为1.30%，渗透率平均为0.130 mD，为特低孔特低渗储层。

（3）川东地区大安寨段油气藏存在2 期原油充注和1 期天然气充注，2 期原油充注分别是距今大约140 Ma 和25 Ma，其中距今大约140 Ma 为相对较低成熟度的原油充注，而距今大约25 Ma 为相对较高成熟度的原油充注，且为主要充注时期，天然气充注时间与第二期原油充注时间一致，主要为原油伴生气。