川東地區侏羅系自流井組大安寨段致密儲層油氣成藏特征

謝 瑞，張尚鋒，周 林，劉皓天，姚明君，蔣雪桂

（1.長江大學油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，武漢 430100；2.長江大學地球科學學院，武漢 430100；3.中國石化江漢油田分公司勘探開發研究院，武漢 430070）

0 引言

中、新生界以來，我國中部的四川盆地、鄂爾多斯盆地，東部的松遼盆地、渤海灣盆地，西部的準噶爾盆地、塔里木盆地、柴達木盆地均發育湖泊沉積環境下的暗色泥頁巖，具有廣闊的陸相頁巖油氣勘探前景。其中，侏羅系作為四川盆地唯一的石油產出層位，其在湖泊-三角洲環境下沉積的陸相砂泥巖體系一直吸引著眾多地質工作者的目光［1-3］。自20世紀60 年代末以來，四川盆地中西部地區大安寨段淺湖相介殼灰巖和半深湖相泥頁巖陸續獲得油氣發現［4-5］，并先后在蓬萊、南充、龍女寺、金華、八角、中臺山、蓮池、秋林等地發現了多個大安寨段介殼灰巖油氣藏［6-8］，同時也偶在大安寨段的泥頁巖中獲得一定油氣產能［9-11］。

川東地區大安寨段油氣勘探工作進展相對較晚，21 世紀之前雖在多口井的鉆探過程中發現良好的油氣顯示，但并未針對性地開展研究工作。2012年前后中石化利用XL101 和FS1 等海相探井在大安寨段兼探測試中獲得工業油氣流［12-14］，之后開展了一輪勘探潛力評價并部署了數口專探井。雖然部分井測試獲得工業油氣流，但總體效果未達預期，整體勘探開發并未取得實質性進展和突破［15-16］，這與當時的沉積中心不在該區，區域烴源巖條件相對較差有關［17-18］，也與包括源儲配置關系、生排烴特征、油氣充注特征等在內的油氣成藏特征有關。以往研究也表明，源儲配置關系、生排烴特征、油氣充注特征是致密儲層油氣成藏的關鍵因素，如厚剛福等［19］認為源儲配置的控制因素以及源儲配置與油氣的富集關系制約著致密油理論發展和勘探開發方案的提出；楊智峰等［20］、邱振等［21］認為有效的源儲配置是致密儲層中石油高效率聚集的必要條件之一；曾濺輝等［22］認為油氣充注史是致密儲層油氣成藏的核心科學問題。

以往關于川東地區大安寨段致密儲層油氣成藏特征的相關研究較為薄弱，同盆地同層系其他地區成藏研究也主要側重于烴源巖品質評價［23］、儲層特征［24-25］、油氣富集規律［26］等靜態特征方面。因此，以川東地區大安寨段為研究目的層段，在對大安寨段頁巖有機質豐度、類型、成熟度和介殼灰巖儲層特征、源儲配置關系研究的基礎上，開展烴源巖排烴和油氣成藏特征研究，以期為該區乃至四川盆地大安寨段油氣的有效勘探開發提供依據。

1 地質概況

早—中侏羅紀，四川盆地主體為濱淺湖—半深湖相沉積，形成了一套砂巖、灰巖和頁巖的沉積組合，縱向上由于多次湖侵和水體深淺變化，自下而上發育下侏羅統自流井組珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段和中侏羅統涼高山組涼二段4 套半深湖相暗色泥頁巖［27-28］，其中在自流井組的大安寨段沉積時期，水體相對最深［29-31］，泥頁巖分布最廣，此時期湖盆中心主要位于川中西充以北，元壩和平昌以南，達州以西一帶，自湖盆中心向盆地邊緣依次發育半深湖、介殼灘、淺湖、濱湖、三角洲前緣等亞相（圖1a）。

研究區位于四川盆地東部，地理位置上主體處于重慶市境內，構造位置上隸屬川東高陡斷褶帶萬縣復向斜，囊括梁平、墊江、忠縣、豐都等縣市的大部分地區和湖北石柱的局部地區。大安寨段沉積時期，研究區東北部毗鄰次級沉積中心，以半深湖相泥頁巖沉積為主，西北部發育淺湖介殼灘，南部以淺湖相泥巖為主［14-16］。結合以往研究成果，研究區大安寨段自下而上包括大三、大二、大一共3 個亞段，其中大三亞段主要沉積一套濱淺湖環境下的灰色介殼灰巖，厚度為5～10 m；大二亞段為淺湖—半深湖環境下的灰黑色、深灰色頁巖和薄層灰白色介殼灰巖的巖性組合，地層厚度為30～100 m；大一亞段的巖性、沉積環境均與大三亞段相似，為一套灰色和灰白色厚層狀介殼灰巖，局部可見薄層的灰黑色泥頁巖，厚度一般為20～40 m。總體上，研究區大安寨段自下而上經歷了一個完整的湖侵—湖退的沉積旋回（圖1b），形成了一套源儲配置良好的泥頁巖與介殼灰巖的巖性組合。

圖1 四川盆地侏羅系自流井組大安寨段沉積相和研究區位置（a）及巖性地層綜合柱狀圖（據文獻［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 烴源巖特征

2.1 有機質類型

不同有機質類型的泥頁巖具有不同的生烴潛力、生油門限和生烴演化過程［32］，有機質中的不溶組分干酪根的性質和組成分析是泥頁巖有機質類型研究中最基礎的內容。因此，從巖石熱解、干酪根顯微組分、干酪根碳同位素分析3 個方面開展川東地區大安寨段烴源巖有機質類型評價。

（1）巖石熱解分析

川東地區大安寨段32 個泥頁巖樣品巖石熱解分析得到的氫指數和最大熱解溫度數據在Tmax-HI有機質類型劃分圖版上的投點結果顯示，研究區大安寨段烴源巖有機質類型以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主，含少量Ⅰ型（圖2）。

圖2 川東地區侏羅系自流井組大安寨段泥頁巖巖石熱解特征Fig.2 Pyrolysis characteristics of shale of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

（2）顯微組分分析

川東地區大安寨段15 個樣品的顯微組分分析數據顯示，研究區大安寨段泥頁巖干酪根主要由腐泥組和鏡質組組成，二者質量分數均為65.8%～92.7%，其中生油能力相對較強的腐泥組質量分數為54.0%～70.3%，生氣能力相對較強的鏡質組質量分數為28.3%～45.3%。根據各顯微組分含量計算出的類型指數（TI）為19.3～49.4（表1），指示研究區大安寨段泥頁巖有機質類型主要為Ⅱ1和Ⅱ2型。

（3）干酪根碳同位素分析

不同沉積環境下形成的干酪根具有不同的碳同位素分布特征。對于我國陸相環境下沉積的有機質而言，Ⅲ型、Ⅱ型和Ⅰ型干酪根的碳同位素值一般分別為-26.0‰～-21.0‰，-27.2‰～-25.5‰和-29.3‰～-27.0‰［33］。川東地區大安寨段15 個泥頁巖樣品干酪根碳同位素測試分析結果顯示，大安寨段烴源巖干酪根碳同位素值主體為-27.2‰～-25.5‰（表1），指示其有機質類型主要為Ⅱ型。

表1 川東地區侏羅系自流井組大安寨段泥頁巖顯微組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

綜上所述，同時考慮到侏羅系沉積時期四川盆地整體以湖相沉積為主，認為川東地區大安寨段烴源巖有機質類型主要為Ⅱ1和Ⅱ2型，此外，巖石熱解分析和干酪根碳同位素分析結果中少數樣品為Ⅰ型，這可能是研究區大安寨段烴源巖有機質豐度較低，熱演化程度相對較高，受限于測試精度所致。

2.2 有機質豐度

油氣來源于烴源巖中有機質的轉化，烴源巖中有機質的“貧富”決定了其油氣生成潛力的大小，有機質豐度和泥頁巖體積（厚度、面積）是表征有機質“貧富”的2 個關鍵指標［34］，而評價烴源巖有機質豐度的參數主要包括殘余有機碳含量（TOC）、巖石熱解生烴潛量（S1+S2）等。

（1）有機碳含量

川東地區大安寨段89 個泥頁巖樣品的殘余有機碳含量測試結果顯示，目的層烴源巖殘余有機碳質量分數為0.08%～2.16%，平均為0.67%，殘余有機碳質量分數大于1% 的樣品僅占總樣品數的24.7%，表明研究區大安寨段烴源巖有機質豐度相對較低，生烴潛力一般（圖3a）。從殘余有機碳含量縱向分布特征來看，大二亞段上部殘余有機碳平均質量分數為0.94%，明顯高于下部的平均值0.39%（參見圖1b）。

（2）生烴潛量

巖石熱解分析數據一方面可以用來判斷有機質類型，另一方面其測試數據中的可溶烴量S1和熱解烴量S2之和——生烴潛量也是評價烴源巖有機質豐度另一個重要參數。從川東地區大安寨段89 個泥頁巖的巖石熱解數據統計分析來看，大安寨段泥頁巖的生烴潛量為0.08～6.84 mg/g，平均為1.53 mg/g，68.5%的樣品生烴潛量小于2 mg/g（圖3b）。縱向上，與殘余有機碳分布特征一致，大二亞段上部的生烴潛量平均值為2.57 mg/g，明顯高于下部的生烴潛量平均值0.51 mg/g（參見圖1b）。

圖3 川東地區侏羅系自流井組大安寨段有機碳含量（a）和生烴潛量（b）分布直方圖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

殘余有機碳含量和生烴潛量的有機質豐度研究結果顯示，研究區大安寨段相對優質烴源巖主要發育于大二亞段上部，但由于大安寨段沉積時期盆地沉積及沉降中心主要位于川中和川西［35］，川東地區水體相對較淺，有機質豐度相對較低，同時該區有機質成熟度相對較高也是現今有機質豐度較低的原因之一。總體而言，研究區大二亞段烴源巖具有一定的生烴潛力，但總體供烴潛力有限。

2.3 有機質成熟度

川東地區大安寨段18 個泥頁巖樣品的鏡質體反射率和32 個泥頁巖樣品的巖石熱解峰溫與埋深的關系分析結果顯示，研究區大安寨段烴源巖實測有機質成熟度隨埋藏深度的增加具有明顯增大的趨勢，其有機質成熟度主要為1.1%～1.3%，對應的巖石熱解峰溫約460 ℃，表明大安寨段烴源巖已經進入成熟階段，處于大量生烴窗口期（圖4）。

圖4 川東地區侏羅系自流井組大安寨段泥頁巖鏡質體反射率（a）和巖石熱解峰溫（b）隨深度變化特征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 儲層特征

3.1 巖石學特征

根據川東地區大安寨段巖心、薄片及全巖X 射線衍射資料，大一亞段巖性主要為灰巖和介殼灰巖，含少量含泥灰巖，礦物成分以方解石為主，其次為黏土礦物和石英。其中，灰巖和介殼灰巖中方解石質量分數一般為90.10%～97.10%，平均為94.60%，石英質量分數一般為1.00%～2.30%，平均為1.72%，黏土礦物質量分數一般為1.20%～5.50%，平均為3.64%；含泥灰巖中方解石質量分數一般為76.30%～89.20%，平均為85.68%，石英質量分數一般為2.70%～7.00%，平均為4.04%，黏土礦物質量分數一般為7.50%～16.70%，平均為10.28%。介殼灰巖的粒屑組分以瓣鰓和生屑為主，其中瓣鰓體積分數為3.0%～99.4%，生屑體積分數為3%～80%，偶見藻團塊，體積分數約為2%。基質的重結晶程度相差較大，泥晶體積分數一般為1%～96%，粉晶體積分數一般為0～70%，細晶體積分數一般為0～44%，中—粗晶和巨晶在個別樣品中的體積分數大于70%。

鑄體薄片和掃描電鏡觀察發現，研究區介殼灰巖儲集空間類型主要有晶間溶孔（圖5a，5b）、晶內溶孔（圖5c，5d）、構造縫（圖5e，5f），其中構造縫為最主要的儲集空間類型，其次為沿構造縫發育的晶間溶孔。

圖5 川東地區FY3-2 井侏羅系自流井組大安寨段典型儲集空間類型Fig.5 Typical reservoir space types of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation of well FY3-2 in eastern Sichuan Basin

3.2 儲集物性特征

川東地區大安寨段54 個樣品的實測物性數據統計結果顯示：大一亞段灰巖儲層的孔隙度為0.21%～4.11%，平均為1.63%，其中31.48%的樣品孔隙度小于1%，35.19%的樣品孔隙度為1%～2%，25.93% 的樣品孔隙度為2%～3%，僅有7.41% 的樣品孔隙度大于3%；儲層的滲透率為0.028～9.105 mD，平均為0.733 mD，85% 以上的樣品滲透率小于1 mD，超過40%的樣品滲透率小于0.1 mD。同時統計13 塊發育裂縫的樣品和41 塊不發育裂縫的樣品的孔隙度和滲透率后發現：發育裂縫樣品的孔隙度平均值為2.7%，是不發育裂縫樣品孔隙度值1.3%的2.08 倍；發育裂縫樣品的滲透率平均值為2.643 mD，是不發育裂縫樣品滲透率平均值0.130 mD 的22.33 倍。整體而言，川東地區大一亞段灰巖儲層滲透率與孔隙度呈弱正相關性（圖6）。

圖6 川東地區侏羅系自流井組大安寨段灰巖儲層物性參數Fig.6 Reservoir property parameters of limestone reservoir of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

綜上所述，川東地區大一亞段介殼灰巖儲層為典型的特低孔特低滲儲層，其基質物性對儲層貢獻不大，裂縫是改善儲層物性，尤其是儲層滲透率的關鍵，這也與鏡下觀察到的裂縫是該區主要的儲集空間類型的結果一致。

4 源儲配置與疏導體系

川東地區大安寨段縱向上為“灰-泥-灰”的巖性組合，形成了大一亞段“下生上儲”型、大二亞段“自生自儲”、大三亞段“上生下儲”型3 種源儲配置關系，發育了近源致密灰巖油氣藏和源內頁巖油氣藏2 種類型的油氣藏。以往研究普遍認為川東地區大安寨段烴源巖主要為大二亞段泥頁巖［9-10］，該區大二亞段泥頁巖有機質類型為Ⅱ1和Ⅱ2型，有機質豐度較川中和川西地區略低，但仍具有一定的生烴潛力，有機質成熟度指標Ro為1.1%～1.3%，處于大量生烴窗口期。大一亞段儲層巖石類型以灰巖和介殼灰巖為主，為典型的特低孔特低滲儲層。燕山期以來的構造擠壓運動使研究區東北部發育一系列小規模的北西、北東走向斷裂［27］，縱向上，斷裂大多發育于三疊系雷口坡組至侏羅系涼高山組之間，溝通了大一亞段的灰巖和大二亞段的烴源巖，和斷裂伴生的裂縫以及沿裂縫發育的溶蝕孔（洞）為大一亞段介殼灰巖儲層的油氣聚集成藏提供了良好的運移通道和儲集空間（圖7），形成了現今研究區大安寨段裂縫-孔隙型致密灰巖油氣藏。

圖7 川東地區侏羅系自流井組大安寨段源儲配置與疏導體系Fig.7 Source-reservoir assemblage and migration pathways of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

5 油氣成藏特征

四川盆地大安寨段自下而上形成了“灰-泥-灰”的巖性組合，其中大二亞段為淺湖—半深湖相泥頁巖沉積，具有一定的生烴潛力，上覆大一亞段介殼灰巖處于油氣運移最有利指向上，具備較好的源儲配置關系和近源成藏的有利條件。通過有機地球化學研究可知，研究區烴源巖有機質類型以Ⅱ型為主，Ro大于1.0%，已進入成熟階段，因此烴源巖的排烴期次和時間與儲層油氣充注期次和時間匹配關系成為該區大一亞段油氣成藏的關鍵因素。研究表明，流體包裹體測試分析是研究油氣充注時間和期次的有效手段［36-37］。因此，通過流體包裹體的顯微和熒光觀察、流體包裹體均一溫度測定，同時結合區域埋藏史和熱演化史分析，對川東地區大安寨段油氣充注期次和時間進行綜合研究。

5.1 包裹體巖相學特征

將所采集的川東地區大安寨段3 個含有脈體的灰巖樣品制成雙面拋光薄片，采用配備20 倍、50倍和100 倍工作鏡頭的尼康顯微鏡進行顯微觀察，采用Linkam 公司研制生產的THMS600 G 型冷熱臺對觀測到的流體包裹體進行均一溫度和冰點測量，測定精度分別為1℃和0.1℃。顯微觀察結果顯示，研究區大安寨段介殼灰巖樣品中發育大量的油包裹體，總體具有2 種類型（圖8）：其一是與方解石脈體共生的油包裹體，其二是晚期方解石脈體裂隙中發育的油包裹體。二者在鏡下的差異表現為：與方解石脈體共生的油包裹體主要發黃色熒光（圖8a，8b），而晚期方解石脈體裂隙中的油包裹體主要呈藍白色熒光（圖8c—8f）。由此表明，川東地區大安寨段主要存在2 期原油充注，鏡下發黃色熒光的油包裹體指示第一期相對較低成熟度的原油充注，發藍白色熒光的油包裹體指示另一期相對較高成熟度的原油充注（圖8d）。

圖8 川東地區FY3-2 井侏羅系自流井組大安寨段泥頁巖方解石脈體中發育的油包裹體照片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 包裹體均一溫度特征

儲層中的流體包裹體在形成之后，因溫度和壓力的降低，原始的均勻體系被破壞，逐漸分離為氣、液兩相。對樣品中獲取的流體包裹體加溫，隨著溫度的慢慢升高，包裹體中的氣、液兩相又會逐漸恢復為一個相對均勻的相，相對應的溫度即被稱為包裹體均一溫度。均一溫度指的是流體包裹體形成時的最小臨界溫度，不同均一溫度的流體包裹體必定是形成于不同的地質時期或不同的成巖期次，這是用包裹體均一溫度研究流體包裹體形成期次的理論基礎。川東地區大安寨段介殼灰巖流體包裹體均一溫度測試結果顯示：研究區目的層段油包裹體均一溫度為40～60 ℃，而與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度主要有95～100 ℃和110～120 ℃這2 個分布區間，同樣也指示研究區大安寨具有2 期原油充注（圖9）。

圖9 川東地區侏羅系自流井組大安寨段流體包裹體均一溫度直方圖Fig.9 Homogenization temperature histogram of fluid inclusions of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

5.3 油氣充注期次和時間

根據共生鹽水包裹體均一溫度2 期分布特征，結合川東地區地層埋藏史和熱演化史（圖10）分析認為：研究區大安寨段第一期均一溫度為95～100 ℃的包裹體形成時間大約在距今140 Ma，為第一期原油充注的產物，此時目的層烴源巖的Ro小于1.0%，大約為0.7%，處于低成熟演化階段，生成的低熟油沿該時期因早—中燕山期形成的裂縫而運移至大一亞段灰巖儲層中；第二期均一溫度為110～120 ℃的包裹體形成時間大約在距今25 Ma，為第二期原油充注的產物，此時期對應中白堊世以來的地層抬升剝蝕之后，烴源巖的Ro大于1.0%，達到高成熟演化階段，生成的大量油氣沿燕山期以來，尤其是因早喜山期形成的裂縫而運移至大一亞段灰巖儲層中，該期油氣充注為研究區原油的主要充注時期。

圖10 川東地區侏羅系自流井組大安寨段熱演化史和油氣充注特征Fig.10 Thermal evolution history and hydrocarbon charging characteristics of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

對于川東地區大安寨段油氣藏中的天然氣而言，實測天然氣乙烷碳同位素小于-29‰，丙烷碳同位素小于-26‰，屬于典型的油型氣。且由前文分析可知，第一期原油充注時Ro約為0.7%，此時不可能有大量天然氣生成，因此川東地區大安寨段天然氣的充注時間應與第二期原油充注的時間一致，即距今大約25 Ma，主要為原油裂解的產物。

綜上所述，川東地區大安寨段油氣存在2 期充注，第一期大約在距今140 Ma 時，主要為低成熟度的原油充注；第二期大約在距今25 Ma 時，為高成熟度原油和天然氣共同充注，且第二期為研究區大安寨段油氣的主要充注期。

6 結論

（1）川東地區大安寨段發育濱淺湖—半深湖環境下的介殼灰巖、泥頁巖的巖性組合，大安寨段泥頁巖有機質類型為Ⅱ型，烴源巖具有相對較好的生油能力，并具有一定的生氣潛能。

（2）川東地區大安寨段泥頁巖殘余有機碳質量分數平均為0.67%，巖石熱解分析測定的生烴潛量平均為1.53 mg/g，相對優質烴源巖主要發育于大二亞段上部20 m 厚度范圍內；烴源巖處于成熟—高成熟時期，處于大量生烴階段；大一亞段巖性以介殼灰巖和灰巖為主，構造縫為最主要的儲集空間類型，其次為沿構造縫發育的溶孔（洞）和溶蝕微孔，不發育裂縫的儲層孔隙度平均為1.30%，滲透率平均為0.130 mD，為特低孔特低滲儲層。

（3）川東地區大安寨段油氣藏存在2 期原油充注和1 期天然氣充注，2 期原油充注分別是距今大約140 Ma 和25 Ma，其中距今大約140 Ma 為相對較低成熟度的原油充注，而距今大約25 Ma 為相對較高成熟度的原油充注，且為主要充注時期，天然氣充注時間與第二期原油充注時間一致，主要為原油伴生氣。