四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組頁巖油地質特征及富集條件

白雪峰，李軍輝，張大智，王有智，盧雙舫，隋立偉，王繼平，董忠良

（1.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，山東青島 266580；2.多資源協同陸相頁巖油綠色開采全國重點實驗室，黑龍江大慶 163712；3.中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712）

0 引言

四川盆地侏羅系的石油勘探可以追溯到20 世紀50 年代［1-3］，以往研究認為該區侏羅系自下而上發育珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段、涼高山組和沙溪廟組等5 套油層［4-7］，且都具有儲層較致密、平面上分布不連片的特征，整體表現為“局部富集、裂縫控藏”［8-10］。“十二五”以來，隨著非常規油氣理論的發展和國內外致密油氣的勘探突破［11-14］，按照致密油勘探思路對四川盆地侏羅系開展了新一輪研究，認識到侏羅系致密油具有2 類成藏模式，一類是大安寨段的近源充注成藏，另一類是沙溪廟組的遠源油藏，且這2 類油藏均發育裂縫-孔洞型、裂縫-孔隙型、裂縫型儲層，落實了億噸級的致密油富集區帶［15-17］，但一直沒有形成規模儲量接替區。2018 年以來，針對侏羅系涼高山組部署的探井在頁巖油勘探方面取得了突破性進展，如大慶油田在平昌地區部署的平安1 井獲日產油112.8 m3，日產氣11.45×104m3；在龍崗地區部署的營淺1 井日產油7.80 m3，日產氣3 934 m3，營淺2 井日產油5.96 m3，日產氣4 225 m3［18-19］。中石化在復興地區部署的泰頁1 井獲日產油9.8 m3，日產氣7.5×104m3；元壩地區元壩9 井獲日產油16.6 m3，日產氣1.2×104m3；元頁3 井獲日產油15.60 m3，日產氣1.18×104m3［20-22］。這些勘探實踐表明涼高山組頁巖油氣勘探潛力大，是四川超級富氣盆地尋找規模石油儲量的重要領域。雖然四川盆地侏羅系頁巖油氣勘探已經取得了重大進展，但與鄂爾多斯盆地、渤海灣盆地頁巖油氣勘探相比，其研究程度較低，勘探領域研究還處于起步階段［23-26］。同時，由于四川盆地侏羅系沉積時期受大巴山造山運動的影響較大，整體處于前陸盆地構造背景，其湖平面變化頻繁，頁巖油形成的地質背景也更為復雜［27-29］。目前，對四川盆地涼高山組頁巖儲層的成藏要素特征還沒有開展系統研究，頁巖油富集的主控因素也不明確，制約了該區進一步勘探開發。

以四川盆地儀隴—平昌地區平安1 井、營淺1井、營淺2 井和營山6 井等涼高山組新鉆探井資料為基礎，綜合利用鉆井、巖心、測井、地球化學及生產測試資料，對頁巖儲層的巖性、礦物成分、物性、含油性及油氣富集主控因素進行分析，并劃分頁巖油的有利分布區，以期為該區的頁巖油氣勘探提供指導。

1 地質概況

四川盆地是揚子地臺的一個一級構造單元，在印支期具有盆地雛形，歷經喜山期褶皺變形形成了現今構造，可劃分為川北低緩構造帶、川西低陡構造帶、川中平緩構造帶、川西南低褶構造帶、川南低陡構造帶和川東高陡構造帶等6 個構造單元［30］。儀隴—平昌地區處于川中平緩構造帶與川北低緩構造帶的過渡帶（圖1a）。盆地縱向上發育了20 多個含油氣層系，侏羅系是目前已發現的埋藏最淺的含油氣層系，地層遭受了一定程度的剝蝕，殘余厚度為2 000～3 000 m，埋深具有“南淺北深、東淺西深”的特征［31-32］。侏羅系自下而上劃分為5 個組，依次為自流井組、涼高山組、沙溪廟組、遂寧組和蓬萊鎮組，巖性均以碎屑巖為主，僅自流井組發育夾薄層介殼灰巖。本文重點研究層段為下侏羅統涼高山組，埋深為1 285.56～1 495.56 m，厚度為210 m，按照沉積旋回劃分自下而上分為涼下段和涼上段（圖1b），其中涼下段厚度為60 m，涼上段厚度為150 m。

圖1 四川盆地構造分區（a）及下侏羅統巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Structural zoning（a）and stratigraphic column of Lower Jurassic（b）in Sichuan Basin

四川盆地侏羅系主要發育三角洲-湖泊沉積體系。早—中侏羅世，主要發育湖泊沉積，自流井組東岳廟段、大安寨段和涼高山組上段沉積時期發育3 期較大規模湖泛，沉積了多套暗色頁巖［4-5］，主要發育自流井組東岳廟段、大安寨段以及涼上段3 套烴源巖。東岳廟段沉積期為侏羅系第1 次湖盆擴張期，該段巖性為黑色泥巖、頁巖夾少量薄層砂巖、介殼灰巖，地層厚度約為40 m；大安寨段沉積期為侏羅系第2 次湖盆擴張期，湖盆規模較大，水體較安靜，該段巖性主要為黑色頁巖、泥巖夾薄層介殼灰巖，烴源巖厚度大、有機質含量高，以往按照致密油勘探思路已經對該段開展了大量工作，并取得了較大進展［8-9］；涼上段沉積時期為侏羅系第3 次湖盆擴張期，湖盆受陸源碎屑影響較大，巖性主要為黑色頁巖、泥巖與灰色泥質粉砂巖、粉砂巖互層（圖1b）。

2 巖石學與礦物學特征

2.1 頁巖巖性礦物特征

儀隴—平昌地區近兩年新鉆探井侏羅系涼高山組的研究結果顯示，涼下段主要發育紫紅色泥巖，夾綠灰色泥質粉砂巖、粉砂質泥巖，以及少量紫紅色泥質粉砂巖、褐灰色介殼灰巖（圖2），巖心上可見暗紫色泥質粉砂巖間雜綠灰色泥質粉砂巖，揭示該時期湖平面動蕩頻繁，經歷一定的地層暴露（圖3a—3c）。涼上段中—下部巖性主要為黑色、灰黑色頁巖，夾薄層深灰色、灰色泥質粉砂巖、粉砂巖，頁巖厚度大，分布穩定，是涼高山組頁巖分布的主要層段，高產井平安1 井的產油層就是涼上段中—下部。涼上段上部巖性主要為灰色、黑色頁巖，與灰色泥質粉砂巖互層（圖2），巖心上可見灰色細砂巖、粉砂巖夾深灰色泥質條紋（圖3d—3f），發育沙紋層理、脈狀層理；深灰色、黑色頁巖發育，見韻律層理、水平層理，夾灰色粉砂巖條帶（圖3g—3i），部分頁巖段發育頁理縫（圖3j），細砂巖中見小型波狀交錯層理（圖3k）；鏡下照片可見泥質粉砂巖（圖3l，3m）及紋層狀頁巖發育（圖3n，3o），整體上以細粒沉積為主，揭示涼上段沉積時期水動力相對較弱。

圖2 四川盆地儀隴—平昌地區典型井營山6 井侏羅系涼高山組綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive column of Jurassic Lianggaoshan Formation of well Yingshan 6 in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

圖3 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組典型巖心特征Fig.3 Typical core characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

整體而言，儀隴—平昌地區涼下段頁巖不發育，涼上段發育黑灰色頁巖，為涼高山組主力頁巖層系。其中涼上段下部頁巖單層厚度一般為2～5 m，最大可達9 m，黏土質量分數為8.9%～54.9%，平均為35.0%；涼上段中部頁巖單層厚度一般為2～4 m，最大可達6 m，黏土質量分數為8.6%～52.9%，平均為30.8%；涼上段上部頁巖單層厚度一般為1～4 m，黏土質量分數為7.3%～41.8%，平均為22.7%，粉砂巖夾層厚度一般為0.1～2.0 m，最大可達7.0 m。涼上段自下而上頁巖厚度呈減小趨勢，而粉砂巖厚度逐漸增大，中—下部頁巖更發育。綜合分析可知，縱向上，涼高山組經歷了涼下段濱湖—淺湖、涼上段中—下段深湖—半深湖及淺湖、涼上段上部三角洲前緣和淺湖的沉積環境變化，呈現早期低位，中期湖侵期湖盆逐步擴大及水體變深，晚期高位水體變淺的沉積旋回，涼上段中—下部湖侵期頁巖最發育（圖2）；平面上，頁巖厚度向川東北方向呈增大趨勢，高值區位于儀隴—達州—合川地區，累計厚度為20～50 m，其中涼上段下部頁巖累計厚度一般為15～20 m，涼上段中部頁巖累計厚度一般為10～15 m，涼上段上部頁巖累計厚度一般為8～12 m。

研究區涼高山組頁巖組成礦物以黏土、石英和長石為主，其中斜長石質量分數一般小于10.0%，碳酸鹽類礦物含量相對較低（圖4a），不同頁巖樣品中礦物成分含量的差異不大。黏土礦物主要由伊蒙混層、伊利石、高嶺石和綠泥石等組成，其中伊蒙混層含量最高，其次為綠泥石和高嶺石（圖4b）。脆性指數是指示巖石可壓性的關鍵參數之一，一般為石英與碳酸鹽礦物含量之和與石英、長石、碳酸鹽礦物、黏土含量之和的比值。研究區涼高山組脆性指數為37.2%～71.0%，可壓性較好，有利于后期壓裂改造。

根據礦物含量，可將涼高山組頁巖分為長英質頁巖、鈣質頁巖和黏土質頁巖等3 種。其中長英質頁巖中Si 元素大面積分布，有紋層特征，石英含量較高，且顆粒粒徑大（圖4c）；黏土質頁巖中Si 和Ca元素含量低，呈紋層狀分布，Al 元素含量高，以黏土礦物為主，碎屑粒徑小于長英質頁巖（圖4d）；鈣質頁巖中Si 元素及Ca 元素呈紋層狀分布，具有典型生物介屑殘骸特征（圖4e）。除了頁巖外，涼高山組還發育黏土質泥巖，整體無紋層，呈塊狀特征，Si 及Ca 元素含量低，黏土礦物含量高，碎屑（石英、長石）顆粒粒徑比頁巖中的顆粒粒徑更小（圖4f）。

2.2 頁巖有機地球化學特征

對研究區平安1 井、營山5 井和營山6 井等多口重點探井的327 個涼高山組頁巖樣品進行分析可知，該套頁巖有機質豐度高、類型好，TOC值為0.50%～3.39%，平均為1.30%，其中TOC值大于1.00% 的樣品數量占比超過60.0%，分布范圍達6 750 km2；TOC值大于2.00% 的樣品數量占比15.3%（圖5a）。涼上段下部頁巖在儀隴—平昌—合川地區均有分布，其有機質含量高于中部和上部，涼上段下部、中部和上部頁巖TOC值分別為0.70%～3.39%（平均值為1.42%），0.50%～2.87%（平均值為1.09%）和0.69%～1.98%（平均值為0.76%），涼上段中部頁巖集中分布在儀隴—平昌地區，而上部頁巖主要分布在合川地區。涼高山組頁巖有機質類型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主（圖5b），尤其在頁巖發育的深湖相沉積區內，母質類型以藻類和腐泥型為主，生油潛力巨大。

圖5 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組頁巖地球化學特征指標評價Fig.5 Evaluation of geochemical characteristics of shales of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

研究區涼上段頁巖鏡質體反射率（Ro）為1.00%～1.90%，中部、北部地區發育的頁巖演化程度較高。有機地球化學綜合演化剖面（圖6）表明，在深度為1 700 m 處有機質生烴轉化率（瀝青“A”/TOC）最大，有機質大量轉化為烴類，對應的Ro值約為1.00%。生排烴實驗表明，在模擬溫為425 ℃時，Ro約為1.04%，生烴潛力最大，以吸附狀態為主；在模擬溫為450 ℃時，Ro值約為1.30%，總生油量和排出油量達到最大，主要原因為吸附油在較高成熟度下發生裂解轉化為游離油；當模擬溫為475 ℃時，Ro約為1.70%，開始大量裂解生氣。由此，初步確定Ro值為1.00%～1.70%為頁巖油大量生成的有利區間。

圖6 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組頁巖地球化學參數演化特征Fig.6 Evolution characteristics of geochemical parameters of shales of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

3 物性與含油性特征

3.1 頁巖儲集特征

儀隴—平昌地區涼高山組頁巖的物性優于粉—細砂巖和泥巖，頁巖孔隙度為0.91%～7.17%，平均值為3.10%；粉—細砂巖孔隙度為0.22%～5.60%，平均值為1.59%；泥巖孔隙度為0.70%～3.50%，平均值為1.62%（圖7a）。涼上段下部、中部和上部頁巖孔隙度分別為0.48%～7.17%（平均值為3.61%），0.20%～3.96%（平均值為1.50%）和0.22%～2.90%（平均值為1.38%）。涼下段孔隙度為0.20%～5.80%，平均值為1.68%，局部區域物性較好，但主體部分孔隙度一般小于1.00%（圖7b）。涼下段頁巖發育較差，以發育紫紅色泥巖與粉砂巖夾層為主，生烴能力差，且該段頂、底部巖性均較致密，具有遮擋作用，因此雖然局部發育儲層，但油氣無法運移充注，勘探潛力差。

圖7 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組巖石孔隙度特征Fig.7 Rock porosity characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation inYilong-Pingchang area，Sichuan Basin

儲集空間按成因類型，可分為無機成因孔（粒間孔、黏土礦物晶間孔、粒內孔等無機孔隙為主）、有機成因孔和構造縫［31］。研究區樣品分析結果顯示，涼高山組頁巖的儲集空間包括碎屑礦物顆粒間孔（圖8a）、有機質孔（圖8b）和黏土礦物層間孔（圖8c）等，此外還發育較多的粒內孔，包括方解石溶蝕孔（圖8d）、黃鐵礦晶間孔（圖8e）和生物體腔孔（圖8f）等。研究區無機成因孔和有機孔均有發育，以無機成因孔為主。

圖8 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組頁巖孔隙類型Fig.8 Shale pore types of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

長英質頁巖的儲集空間主要為粒間微孔及粒緣微縫，孔徑為10～120 nm，主要為20～80 nm（圖9a—9c）。黏土質頁巖粒間微孔較發育，其次為黏土礦物晶間孔、縫和黃鐵礦晶間孔，可見有機質孔，整體面孔率低，孔徑中等—較小，一般為20～130 nm 和1 000～1 100 nm，主要為20～100 nm（圖9d—9f）。鈣質頁巖主要發育生物體腔孔及溶蝕孔，孔徑相對較大，以微米級和毫米級孔隙為主，孔徑分布范圍大，為4～1 600 μm，主要為4～20 μm（圖9g—9i）。

圖9 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組頁巖孔隙類型與孔隙結構特征Fig.9 Shale pore types and pore structure characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

3.2 頁巖含油性特征

目前研究區涼高山組已有多口井獲得工業油流。平安1 井日產油112.8 m3，日產氣11.45×104m3，試采383 d，平均日產油13.5 m3、日產氣1.8×104m3，累產油5 100 m3、累產氣691×104m3；營淺1 井日產油7.8 m3，日產氣3 934 m3；營淺2 井日產油5.96 m3，日產氣4 225 m3。這些井的試油、試采結果均表明該套頁巖油具有整體連片、大規模發育、可長期穩產的特點。

營淺1 井涼高山組頁巖現場熒光滴照實驗結果顯示，普遍可見淡黃色熒光，裂隙中可觀察到油膜，頁巖含油性整體優于粉—細砂巖。平安1 井鏡下微觀含油性分析結果顯示，涼高山組頁巖中可見原油大量富集分布，且以輕質組分為主，主要成分為熱解氣、汽油和部分煤油型組分，原油以零散狀、點狀分布于基質或頁理縫中，局部呈團塊狀富集（圖10）；頁巖含油性整體優于粉—細砂巖，頁巖、粉砂巖的平均含油飽和度分別為2.30%和1.30%；該井的鉆井及原油分析結果顯示，涼高山組深度為2 880～3 100 m，Ro約為1.66%，原油密度低，為0.769 8 g/cm3，黏度為3.79 mPa·s，氣油比為1 015，品質好，∑C21-/∑C22+烷烴含量相對較高，油質較輕，具有較好的可動性，整體與古龍頁巖油相似。合川地區潼深1 井涼高山組深度為1 200～1 400 m，Ro值為0.92%，原油密度為0.846 6 g/cm3，黏度為17.4 mPa·s，氣油比為44。

圖10 四川盆地儀隴—平昌地區平安1 井侏羅系涼高山組油氣組分分布特征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、營淺1 井等井為代表的儀隴—平昌地區涼高山組埋藏深度適中，成熟度中等，油氣產出有利，是目前主要勘探區。

二維核磁共振實驗分析結果表明，巖相對含油性的控制作用十分明顯，長英質頁巖和黏土質頁巖的含油性相當，均優于鈣質頁巖，而頁巖的含油性優于粉—細砂巖，該實驗結果與巖心熒光滴照實驗和激光共聚焦實驗結果均一致。此外，基于二維核磁共振圖譜（圖11）可知，粉—細砂巖孔隙中以羥基結合水和可動水為主，含極少量類固體有機質，而頁巖中類固體有機質信號量較高，且具有明顯的油信號，揭示了涼高山組頁巖具有“自生自儲、原位富集”的特征。

圖11 四川盆地儀隴—平昌地區營淺1 井侏羅系涼高山組不同巖相二維核磁特征Fig.11 Two-dimensional NMR characteristics of different lithofacies of Jurassic Lianggaoshan Formation of well Yingqian 1 in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

4 頁巖油富集主控因素

4.1 前陸盆地過渡期弱沉降環境有利于頁巖沉積發育

四川盆地進入陸相盆地演化階段后，沉降活動主要受周緣米倉山、大巴山、龍門山及雪峰山4 個造山帶多期次、非同步、異方位的逆沖推覆造山運動影響［2，33-34］，盆-山耦合過程及盆內沉積中心的變化具有明顯的階段性，呈現典型的遷移特征（圖12a）。

圖12 四川盆地陸相階段沉降中心變化特征（a）及沉降史（b）（據文獻［35-36］修改）Fig.12 Changes in subsidence centers（a）and subsidence history（b）during continental stages in Sichuan Basin

晚三疊世處于印支晚期，龍門山原地隆升和北大巴山向盆內推覆，盆地受到龍門山沖斷作用影響，首先在川西地區形成前陸盆地，川西地區平落4井和關基井的沉降史均表明其上三疊統沉積時具有快速沉降特征（圖12b），形成了上三疊統須家河組一段烴源巖，地層呈NW—SE 向展布，且厚度至SE 方向呈逐漸減小趨勢。早侏羅世處于燕山早期，盆地主要作用山系是米倉山和大巴山，造山作用較弱或未發生明顯造山活動，處于弱拉張階段，該時期盆地整體沉降平緩，川東北地區界牌1 井的沉降速率略大于川西地區（圖12b），主要發育下侏羅統深湖相沉積。中侏羅世處于燕山中期，南大巴山向盆內推覆，造山作用較強，界牌1 井中侏羅統沉降量明顯大于其他井（圖12b），表明該時期盆地的沉降中心位于川東北地區，主要受大巴山活動影響。晚侏羅世—早白堊世處于燕山晚期，古太平洋板塊向歐亞板塊俯沖，江南—雪峰構造帶向川東南方向發生逆沖推覆，在川東南地區發育一系列的隔擋隔槽式褶皺，而盆地北部受秦嶺造山帶影響，龍門山北段發生隆升，關基井和魚1 井上侏羅統—下白堊統沉降速率最大（圖12b）。

整體上，早侏羅世川西龍門山前陸盆地活動已經減弱，而川東大巴山前陸盆地剛剛開始活動，研究區涼高山組處于這2 期前陸盆地的過渡期，構造沉降相對緩慢，湖盆穩定發育，有利于規模頁巖沉積。

4.2 大面積分布的深湖相有利于富有機質頁巖發育

以往研究認為陸相湖盆具有相帶分布范圍較窄、相類型變化較快、儲層非均質性較強的特點，儲層的發育及油氣富集受控于沉積相帶，不同的沉積相帶往往發育不同的巖石類型，儲層物性、孔隙結構和有機質特征等都存在較大差異［24］，而水體相對安靜、具有一定埋藏深度的半深湖—深湖相是最為有利的頁巖發育區。研究區涼上段以湖相沉積為主，淺湖、深湖相分布范圍較大，工區東側盆地邊部發育三角洲前緣砂體，局部見前緣砂壩沉積（圖13）；頁巖有機質類型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，腐泥組質量分數一般為67%～78%，鏡質組、惰質組質量分數一般為19%～33%，有機質含量、成熟度均較高。大面積分布的深湖相為富有機質頁巖及烴源巖演化過程中有機孔的發育奠定了較好的物質基礎。

圖13 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組上段沉積相分布特征Fig.13 Sedimentary facies distribution of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

4.3 較高的熱演化程度有利于頁巖油形成

研究表明，頁巖油氣的資源轉化類型與熱演化程度密切相關。在烴源巖生烴過程中，隨著熱演化程度增大，大分子持續裂解，向低烴類分子轉變，原油類型逐漸從重質油轉變為輕質油［22］。研究區涼高山組頁巖Ro為1.00%～1.90%時，處于高—過成熟階段，較高的成熟度致使原油轉化程度高。原油密度低，一般為0.769 8～0.836 7 g/cm3，黏度小于15 mPa·s，氣油比高，一般為521～6 045 m3/m3，具有較好的流動性，極大提升了頁巖油的品質。此外，高成熟度在促進有機質轉化的同時，也有利于有機孔的發育，有效改善了儲集空間［37］。當Ro＞0.70%時，烴源巖開始生油，有機質孔逐漸發育；當Ro＞1.00%時，烴源巖處于中—高成熟度階段，隨著吸附油不斷向游離油轉化，有機孔也更發育，為頁巖油的賦存提供了大量儲集空間。

4.4 普遍發育的微裂縫有利于頁巖油高產

研究區涼高山組頁巖油氣源-儲一體，平安1 井各段日產油分析揭示了純頁巖壓裂段的油產量較高，因此，可以認為油氣大部分滯留在富有機質頁巖層段內，具有原位成藏的特點。針對致密頁巖儲層，通常需要制定針對性的壓裂方案，才能達到較好的壓裂改造效果，從而達到高產目標，而微裂縫的發育不僅能提高壓裂效果，還能夠提高烴類的滲流能力，有利于頁巖油氣富集高產［24-25］。

平安1、營淺1 井巖心鏡下觀察（圖14）揭示，涼高山組普遍發育高角度縫和微裂縫。在頁巖段可見少量水平頁理縫，縫寬一般為30～300 μm，密度一般為500～1 000 條/m；巖心表面可見裂縫呈連續或斷續的平直狀或網格縫狀，網格直徑一般為1～9 cm，多見順層縫與斜交縫交織成網狀，網狀縫密度為8 000～21 000 條/m2。通過2.5 cm 直徑巖心柱塞微米CT 掃描與數字巖心三維重構，提取典型區域進行觀察和定量分析，可見巖心中發育微裂縫，裂縫相互切割呈現網狀，寬度為16.91～156.96 μm，平均為17.94 μm。同時，在粉砂巖、泥質粉砂巖中也可見到稀疏的不規則網狀裂縫，長度為1.5～10.0 cm，寬度為0.1～0.7 mm，密度為40～100 條/m。這些網狀縫多呈開啟狀，局部見方解石充填呈閉合狀。平安1 井的孔徑分布分析表明其具有“雙峰”特征，主要分布于64～128 nm 和16～32 nm，頁巖中介孔（2～50 nm）最發育，數量占比61.6%，大孔（大于50 nm）次之，數量占比37.4%，大孔的發育可能受微裂縫的影響。微裂縫的發育不僅增加了儲集空間，同時溝通了各類孔隙，起到了良好的輸導作用，為后期壓裂改造和高產創造了有利條件。

圖14 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組裂縫發育特征Fig.14 Fracture development characteristics of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

5 頁巖油勘探有利區

以往依據氣油比、原油密度等將儀隴—平昌地區涼高山組頁巖油氣區劃分為稀油區、輕質油區和凝析油氣區［37］。稀油區主要分布在研究區南部、東部地區，區內營淺1 井已獲得工業油氣，證實該類頁巖儲層產油效果好。輕質油區主要分布在研究區中部自西向東條帶上，區內平安1 井也獲得工業油氣，證實該類頁巖儲層發育且產出能力高。凝析油氣區主要分布在研究區北部，目前還沒有鉆井揭示。

綜合分析涼高山組的沉積相帶、有機質豐度、成熟度以及儲層孔隙度等頁巖油形成富集成藏要素，結合頁巖厚度分布特征，初步建立了頁巖儲層地質評價標準（表1），將儀隴—平昌地區劃分為2類有利區（圖15）：Ⅰ類頁巖儲層主要發育于深湖相帶，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%；該類儲層主要分布于研究區中南部，分布面積達5 322.8 km2，平安1井、營淺1、營淺2 井均位于該區。Ⅱ類頁巖儲層主要發育于淺湖相帶，厚度一般為5～10 m，TOC值為1.00%～1.50%，孔隙度為2.00%～4.00%，Ro值為1.00%～1.30%；該類儲層主要分布于研究區西部、北部及東部，分布面積達23 630.5 km2，目前鉆井揭示較少。初步估算研究區涼高山組頁巖油資源量為26.75×108t，頁巖氣資源量為1.72×1012m3，具有廣闊的勘探前景，有望成為四川盆地石油上產的新基地。

表1 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組頁巖儲層地質評價標準Table 1 Geological evaluation criteria for shale reservoirs of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

圖15 四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組有利區帶劃分Fig.15 Favorable zones division of Jurassic Lianggaoshan Formation in Yilong-Pingchang area，Sichuan Basin

6 結論

（1）四川盆地儀隴—平昌地區侏羅系涼高山組經歷了涼下段濱湖—淺湖、涼上段深湖—半深湖、淺湖、三角洲前緣的沉積環境變化，呈現早期低位期水體較淺，中期湖侵期湖盆逐步擴大、水體變深，晚期高位期水體變淺的沉積旋回；涼上段下部湖侵期頁巖最發育，頁巖紋層特征明顯，有機質豐度高、類型好，生油潛力巨大，同時發育較多的有機質孔、碎屑礦物顆粒間孔、黏土礦物層間孔以及粒內孔隙，可見原油大量富集分布，整體以輕質組分為主，以零散狀、點狀分布于基質或頁理縫中，局部呈團塊狀富集，具有“自生自儲、原位富集”的特征。

（2）研究區涼高山組處于川西龍門山、川東大巴山2 期前陸盆地過渡期，整體弱沉降環境有利于形成大面積深湖相，控制著富有機質頁巖發育范圍，較高的熱演化程度、普遍發育的微裂縫是涼高山組頁巖油氣形成與富集的主要控制因素。

（3）研究區有2 類有利區帶，其中Ⅰ類區主要位于儀隴—平昌地區中南部，面積為5 322.8 km2，以深湖相為主；Ⅱ類區分布于研究區西部、北部及東部，主要發育深湖相、淺湖相，面積為23 630.5 km2。預測研究區涼高山組頁巖油資源量26.75×108t、頁巖氣資源量1.72×1012m3。