天然气地球科学 >

2019 , Vol. 30 >Issue 9: 1286 - 1300

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.013

天然气地质学

层序演化对三角洲—滩坝沉积体系有利储层类型与分布的控制作用

  • 张天舒 , 1 ,
  • 陶士振 1 ,
  • 吴因业 1 ,
  • 杨家静 2 ,
  • 庞正炼 1 ,
  • 杨晓萍 1 ,
  • 陈燕燕 1 ,
  • 袁苗 1 ,
  • 刘敏 2 ,
  • 范建玮 1 ,
  • 冯荣昌 1
展开
  • 1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 2. 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041

张天舒（1982-），女，吉林省吉林市人，高级工程师，博士，主要从事沉积层序及石油地质研究.E-mail：

收稿日期: 2019-03-10

  修回日期: 2019-06-03

  网络出版日期: 2019-10-14

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“四川盆地侏罗系石油勘探开发关键技术研究”(2012E-2601-02)

收起

Control of sequence stratigraphic evolution on the types and distribution of favorable reservoir in the delta and beach-bar sedimentary system: Case study of Jurassic Lianggaoshan Formation in Central Sichuan Basin, China

  • Tian-shu Zhang , 1 ,
  • Shi-zhen Tao 1 ,
  • Yin-ye Wu 1 ,
  • Jia-jing Yang 2 ,
  • Zheng-lian Pang 1 ,
  • Xiao-ping Yang 1 ,
  • Yan-yan Chen 1 ,
  • Miao Yuan 1 ,
  • Min Liu 2 ,
  • Jian-wei Fan 1 ,
  • Rong-chang Feng 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina, Beijing 100083, China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina Southwest Oil & Gas Company, Chengdu 610041, China

Received date: 2019-03-10

  Revised date: 2019-06-03

  Online published: 2019-10-14

Fold

本文亮点

四川盆地中部地区侏罗系凉高山组滩坝相砂岩是致密油重要产层。生产数据表明，该储层非均质性强，亟需明确有利储层类型及其分布的主控因素。针对凉高山组湖相三角洲—滩坝沉积体系，利用岩心、露头、录/测井、岩石薄片、地球化学和古地貌等资料，应用湖侵—湖退体系域划分方法及沉积微相精细划分技术，识别不同级次的层序，精细剖析层序演化过程及其控制下的储层的成因类型和有利储层分布。提出凉高山组沉积时期湖平面的升降控制了滩坝的形成与发育，滩坝主要分布于湖侵体系域。并将滨浅湖滩坝进一步划分为坝（坝主体、坝侧缘）、滩（近岸滩和远岸滩）2个微相，认为凉高山组有利储层受沉积微相控制，浅湖砂坝主体砂岩为有利储层。最后初步优选2个致密油勘探有利区，明确了滩坝相有利储层分布规律，对下步勘探决策有指导意义。

本文引用格式

张天舒 , 陶士振 , 吴因业 , 杨家静 , 庞正炼 , 杨晓萍 , 陈燕燕 , 袁苗 , 刘敏 , 范建玮 , 冯荣昌 . 层序演化对三角洲—滩坝沉积体系有利储层类型与分布的控制作用[J]. 天然气地球科学, 2019 , 30(9) : 1286 -1300 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.013

Highlights

Lianggaoshan Formation is the main target tight oil layer. Lianggaoshan Formation deposited a set of delta- beach bar sedimentary system, and the beach-bar reservoir had strong heterogeneity. The purpose of this paper was to reveal the controlling factors on favorable facies and their distribution of tight oil reservoirs in the sequence stratigraphic structures. Detailed information has been acquired through analyses of cores, outcrops, well logs, thin sections of rocks, geochemical data, and geomorphological data. Conclusions are listed as follows. Firstly, the research indicates the distribution of sand beach bar is controlled by both lake-level changes and provenance, and beach-bars concentrate in the middle transgressive systems tract and early regressive systems tract. Secondly, shore-shallow lacustrine sand beach bar is refined into main body, margin, in-shore beach, and off-shore beach. Thirdly, based on the characteristics analyses of reservoir in different micro-facies, the distribution of favorable reservoir is controlled by micro-facies. The favorable reservoir is the main body of bar. Fourthly, the favorable reservoirs are finally zoned. The research work has defined the distribution of favorable reservoir in tight oil reservoirs, which is of guiding significance for the next exploration.

0 引言

川中地区位于四川盆地中部，包括川中古隆起平缓斜坡带的北部和川北古中坳陷低缓带的南部（图1）。已发现5套产层，其中，大安寨段介壳灰岩和凉高山组砂岩是致密油产层。前人[1,2,3]研究表明，凉高山组发育滨浅湖滩坝砂岩储集体夹湖相泥页岩烃源岩（图2），油层分布受烃源岩分布控制，但在厚烃源岩分布区，存在一些有砂无油或有孔无油的储集层[4]，因此，亟需明确滩坝相有利储层类型及其形成的主控因素。
图1 川中地区位置[5]

Fig.1 Location of the Central Sichuan Basin[5]

图2 川中地区中下侏罗统大安寨段和凉高山组地层综合柱状图[5]

Fig.2 Stratigraphic column of Da′anzhai member and Lianggaoshan Formation, Middle-Lower Jurassic, Central Sichuan Basin[5]

前人对湖相滩坝进行了系统研究，依据成分、发育部位、成因及水动力条件划分了滩坝砂体的微相类型，建立了滩坝砂体的沉积模式[5,6,7,8,9,10,11]，并指出构造活动、湖平面变化、古地貌、物源、气候、古水深及古水动力条件等因素控制了滩坝的分布[12,13,14,15,16,17,18,19,20,21]。虽然这些研究从沉积学角度对滩坝分布的控制因素做出了阐述，但是并没有将这些控制因素与滩坝砂体不同微相的时空分布相关联，也没有对不同微相储层进行比较和评价，无法达到预测有利储层的目的。本文针对凉高山组湖相三角洲—滩坝沉积体系，应用湖侵—湖退体系域划分方法及沉积微相精细划分技术，识别不同级次的层序演化及其控制下的储层成因类型和有利储层分布，为致密油有利区的优选提供科学依据。

1 不同级次层序地层的划分

1.1　三级层序及体系域

陆相湖盆层序地层发育受控于构造沉降、物源供给、气候及古地形等因素，湖水进退频繁、幅度较小，体系域特征不明显，尤其在盆地的不同部位，难以识别传统的三分体系域（低位—湖侵—高位体系域）。初始湖泛面在露头剖面上的沉积响应不明显，而最大湖泛面相对容易识别，在露头层序地层学实际工作中操作简单，便于分析研究。因此，本文采用两分的湖侵—湖退体系域划分方法[13,14,15,22]（图3），可以更直观地认识湖盆演化过程，解释沉积层序充填样式。
图3 湖平面与湖侵—湖退体系域之间关系[22]

Fig.3 The relationship between fluctuation of lake level and the transgressive-regressive systems tract[22]

凉高山组沉积时期构造相对稳定，为大型坳陷湖盆，地层厚度由西南向东北增厚，形成西南缓、东北陡的古地貌特征，而西南缓坡有利于发育大面积浅湖区域。凉高山组底部发育砾岩，与下伏大安寨段呈不整合接触[图4(a)]，顶部与沙一段砂岩底部呈冲刷接触[图4(b)]。本文将这2个不整合面作为三级层序界面。最大湖泛面为约10m厚灰黑色和黑色泥岩[图4(c),图4(d)]，有机碳(TOC)含量和氢指数(I H)较高，微量元素值显示为还原—强还原环境（表1）。
图4 凉高山组三级层序界面及最大湖泛期沉积特征

Fig.4 Depositional characteristics of the sequence boundaries and maximum flooding period in Lianggaoshan Formation

表1 最大湖泛期泥岩地球化学参数

Table 1 Geochemical data of the mudstones in the maximum flooding period

样品

深度

/m

 岩性

V/

（μg/g）

Ni/

（μg/g）

U/

（μg/g）

Th/

（μg/g）

V/

(Ni+V)

 Th/U

TOC/

%

I H/

(mg/gTOC)
七里峡剖面凉上段 217.12 灰黑色泥岩 103.7 41.1 3.23 14.16 0.72 4.38 1.50 369.33
L2井凉上段 1 881.28 黑色泥岩 100.3 37.4 3.29 16.49 0.73 4.17 2.46 232.52
在识别层序界面和最大湖泛面基础上，本文将凉高山组划分为一个三级层序，包括一个湖侵体系域和一个湖退体系域。

1.2　准层序及准层序组

准层序是以湖泛面为界的相对整合成因相关的层和层组。凉高山组一个理想的准层序是：从下到上由泥岩（页岩）—粉砂质泥岩—泥质粉砂岩—粉砂岩—细砂岩组成，单层厚度向上变厚，粒度向上变粗（图5）。测井曲线表现为自然伽马值由高值向低值转变，电阻率值由低值向高值转变。
图5 凉高山组一个理想的准层序

Fig.5 One ideal parasequence in Lianggaoshan Formation

准层序组是以一次明显的湖泛面为界的一系列相对整合成因的准层序。可根据测井曲线来判断，准层序厚度向上变薄、水体向上变深的堆积样式为退积式准层序组；准层序厚度基本不变，水体深度基本一致的堆积样式为加积式准层序组；准层序厚度向上变厚，水体向上变浅的堆积样式为进积式准层序组（图6）。
图6 凉高山组层序划分方案

Fig.6 Division of sequences in Lianggaoshan Formation

在识别不同级次层序的基础上，本文将凉高山组划分为一个三级层序，包括一个湖侵体系域和一个湖退体系域，3个准层序组和6个准层序（图6）。

2 层序地层格架下的沉积微相类型与分布

本文选取沿物源方向，即：南西—北东方向和北西—南东方向，以及湖盆不同部位取心井34口及东北部宣汉七里峡剖面作为层序—沉积微相划分标准剖面。建立沉积微相类型的识别标志，包括岩相组合、测井相、岩石微观特征、粒度分布、地球化学参数等识别标志。并在不同级次层序格架下识别出凉高山组主要发育滨浅湖滩坝（近岸滩、远岸滩、砂坝）、风暴沉积、半深湖重力流及三角洲前缘水下分流河道4种沉积微相(表2)。本文重点介绍滩坝相的识别特征。
表2 凉高山组沉积相类型及所处层序地层位置

Table 2 Types and locations of sedimentary facies in Lianggaoshan Formation

相 亚相 微相 地层位置 体系域位置 准层序组位置 准层序位置
湖泊 滨湖 泥坪 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
近岸砂滩 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
灰泥坪 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
近岸混积滩 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
浅湖 远岸砂滩 凉上Ⅰ亚段、凉上Ⅱ亚段 RST下部、TST上部 3进积式、2退积式 5、3
砂坝（坝主体，坝侧缘） 凉上Ⅱ亚段、凉上Ⅰ亚段 TST上部、RST下部 2退积式、3进积式 3、5
浅湖泥 凉上段 TST上部、RST 2退积式、3进积式 3、4、5、6
半深湖 半深湖泥 凉上Ⅰ―Ⅱ亚段、凉上Ⅰ亚段 TST上部、RST下部 2退积式、3进积式 4、5
风暴沉积 凉上Ⅰ―Ⅱ亚段 TST顶部 2退积式 4
重力流沉积 凉上Ⅰ―Ⅱ亚段、凉上Ⅰ亚段 TST顶部、RST下部 2退积式、3进积式 4、5
三角洲 三角洲前缘 水下分流河道 凉上Ⅰ亚段、凉上Ⅱ亚段 RST、TST上部 3进积式、2退积式 6、5、3

2.1　沉积微相类型

通过岩心及野外露头观察，根据沉积构造、沉积旋回、粒度分布及微观结构等分析，将凉高山组滩坝相划分为砂滩和砂坝2个微相，砂滩进一步细化为近岸砂滩、远岸砂滩，砂坝进一步细化为坝主体和坝侧缘。

2.1.1　近岸砂滩

该微相主要分布于湖侵早期弱氧化—弱还原环境，靠近滨线，属于滨湖或近岸浅湖。平行于岸线，呈席状大面积分布。岩性为灰色粉砂岩与灰黄色或紫红色泥岩互层，垂向上粒序不明显，发育中小型交错层理。砂体形态较为平整，厚度变化不大，单层厚度为0.2~0.3m[图7(a)]。测井曲线表现为指状、锯齿形钟状、锯齿形漏斗状（图8）。
图7 滩坝相沉积特征

Fig.7 Depositional charactristics of beach-bars

图8 G19井凉高山组层序—沉积相综合柱状图（1∶500）

Fig.8 Column of sequence-sedimentary analysis, Well G19(1∶500)

2.1.2　远岸砂滩

该微相发育在湖侵中期，远岸浅湖正常浪基面附近的还原环境。通常由砂坝受波浪改造后形成，席状分布于砂坝外围向湖一侧。岩性为夹在灰黑色泥岩中的薄层粉砂岩，单层厚度为0.3~0.8m。发育细—粗—细的对称韵律，及小型波状交错层理和生物潜穴，偶见泥砾。与上覆泥岩呈渐变接触，与下伏泥岩无明显冲刷面（图9）。测井曲线表现为微齿形（图10）。
图9 远岸砂滩岩心特征（Lq2井）

小型交错层理(C)，生物潜穴（B），泥砾（G）

Fig.9 Depositional characteristics of off-shore beach,（Well Lq2）

图10 远岸砂滩沉积序列，Lq2 井

Fig.10 The vertical depositional distribution of off-shore beach,Well Lq2

2.1.3　砂坝

该微相发育在湖侵中期，近岸浅湖向湖方向的水下高地。水动力强，由波浪或沿岸流作用形成，呈长条状平行或斜交于湖岸线分布。砂坝不断发育可以露出水面，也可以被波浪改造成滩。砂坝可以进一步细化为坝主体和坝侧缘。
坝主体：灰色细、中砂岩，发育冲洗层理、平行层理、波状交错层理，含植物碎片。单层厚度为1~1.5m。横剖面呈底平顶凸型或双凸型透镜状，顶底与灰色泥岩呈突变接触，发育反粒序结构[图7(b)—图7(d)]。粒度曲线以跳跃总体为主，少量滚动组分，分选好，反映经历往复性波浪作用的特征（图11）。测井曲线上表现为锯齿形钟状或漏斗状（图8）。
图11 坝主体砂岩粒度累积概率曲线

Fig.11 Grain size cumulative probability of main body

坝侧缘：环绕坝主体分布，一侧与坝主体侧翼相接，另一侧与浅湖泥相接。岩性为粉—细砂岩、泥质粉砂岩。厚度较坝主体薄，水动力较坝主体弱，发育波状交错层理。测井曲线为小型漏斗状（图8）。

2.2　滩坝相沉积模式

经大量岩心、露头、岩石薄片、测井及录井资料分析，本文建立了滩坝砂体的沉积模式。如图12所示，本文将浅湖区域划分为近岸浅湖和远岸浅湖[23]。近岸浅湖位于枯水面以下至水深等于波高处，是湖浪作用最强的区域，发育的砂体类型为近岸砂滩和砂坝，近岸砂滩与滨湖泥坪相接，砂坝与湖岸之间常由湖湾相隔，泥岩颜色以灰绿色和灰色为主；远岸浅湖位于水深等于波高处以下至水深等于1/2波长处（正常浪基面），湖浪作用相对较弱，发育的砂体类型为远岸砂滩，泥岩颜色为深灰色和灰黑色。
图12 凉高山组滩坝相沉积模式

Fig.12 Depositional model of beach-bars in Lianggaoshan Formation

3 层序地层与滩坝的形成与分布

本文在层序格架下识别出凉高山组主要发育滨浅湖滩坝（近岸滩、远岸滩、砂坝）、风暴沉积、半深湖重力流及三角洲前缘水下分流河道4种沉积微相（图8，表2）。如图8所示，滩坝砂体主要发育在准层序边界附近，尤其发育在由退积式准层序组2向加积式或进积式准层序组3转换处。厚层粗粒砂坝砂体发育在准层序3的顶部，即湖侵中期阶段。从沉积相所处的层序地层位置（表2）可以看出，湖平面升降控制了滩坝的形成与发育时期。滩坝主要分布于湖侵体系域，尤其集中发育在湖侵中期（准层序3）和湖退早期（准层序5），即凉上Ⅱ亚段和凉上Ⅰ亚段下部。湖平面变化和物源供给共同控制了滩坝微相的分布，坝和远岸砂滩主要分布在湖侵中期（准层序3）和湖退早期（准层序5），近岸砂滩主要分布在湖侵早期（准层序1）。

3.1　层序演化充填模式

为进一步剖析不同层序演化阶段中沉积砂体的类型及分布规律，本文以准层序为单元对南西—北东向剖面D—D'进行层拉平（图1），分析各准层序沉积时期的沉积充填特征，建立了层序演化充填模式（图13）。
图13 凉高山组层序演化充填模式

Fig.13 Evolution and filling pattern of Lianggaoshan Formation

3.1.1 湖侵早期退积式准层序组（PsS1）

包括准层序1（Ps1）和准层序2（Ps2）。这一时期，湖盆开始扩张，可容空间与沉积物供给速率的比值A/S>1。川中地区大部分为缓坡带，主要发育滨湖泥坪、灰泥坪、混积滩和近岸砂滩微相；北部较陡，处于沉降、沉积中心，发育浅湖泥、扇三角洲砂体，局部存在浅湖沉积。Ps2继承了Ps1的地貌和沉积格局,但泥坪广布，近岸砂滩和混积滩不发育。

3.1.2 湖侵晚期退积式准层序组（PsS2）

包括准层序3（Ps3）和准层序4（Ps4）。这一时期，湖盆扩张到最大，可容空间与沉积物供给速率的比值A/S>1。古地貌变化不大，随湖平面上升，浅湖和半深湖范围扩大。Ps3沉积时期，北部、东北部扇三角洲及西南部、东南部三角洲均有物源供给，在缓坡带浅湖区发育大面积浅湖砂坝和砂滩，随湖侵增强而砂体减薄。Ps4沉积时期，西南物源减弱，滩坝沉积减少，而在北部较陡，且水体较深的沉降、沉积中心地区发育由扇三角洲前缘滑塌形成的滑塌浊积扇。

3.1.3 湖退加积—进积式准层序组（PsS3）

包括准层序5（Ps5）和准层序6（Ps6）。湖盆萎缩，可容空间与沉积物供给速率的比值A/S≤1。古地貌变化不大，湖平面下降。Ps5沉积时期，西南部三角洲和北部扇三角洲注入，缓坡带发育三角洲，中部大面积浅湖区发育滩坝砂体。Ps6沉积时期，湖水改造作用减弱，三角洲物源大规模注入，滩坝砂体沉积较少。

3.2　层序演化对滩坝形成与分布的控制作用

通过综合分析沉积层序演化过程，本文认为凉高山组砂质滩坝发育受湖平面变化、物源、古地貌等因素影响，其中，湖平面变化和物源是主控因素。滩坝是湖泊作用对三角洲砂体改造的产物。三角洲前缘末端位于浪基面以上的浅湖区域，受到波浪和湖流的改造及搬运作用而形成各种类型的滩坝。湖泊作用的强弱和物源供给的多少决定了滩坝的规模和分布。既要湖泊作用强，又要有足够的物源，才能形成大面积厚层滩坝砂体。而湖平面升降反映了湖泊作用的变化，三角洲物源供给的变化影响了滩坝形成的物质基础。在研究区内，古地貌较为稳定，发育平缓、大面积的浅湖区域，具备形成大面积滩坝的地形条件。古地貌可以作为常量考虑，而湖平面和物源是变量，变量起到决定性作用。因此，湖平面变化和物源是滩坝的时空分布和优质储层分布的主控因素。
湖平面变化的控制作用体现在砂质滩坝主要发育在湖侵阶段。这一时期湖水改造作用相对较强，易形成滩坝砂体。尤其是湖侵中期，湖泊作用最强，可将（扇）三角洲前缘砂体改造为砂坝。湖侵早期和湖退早期湖水改造作用较湖侵中期弱，分别形成近岸砂滩和远岸砂滩。物源的控制作用体现在物源类型控制滩坝的分布范围。三角洲物源稳定，呈点状供给，河流作用较强，前缘砂体向湖区延伸范围较远，经湖水改造在远离河口的前部和侧部形成滩坝，滩坝分布延伸较远。扇三角洲物源呈“裙带”状分布，为近源沉积，前缘砂体向湖区延伸范围较近，滩坝分布局限，靠近扇三角洲分布，且数量较少。古地貌的影响作用体现在远离沉降、沉积中心的缓坡带，水动力相对较强，湖水改造作用较强，有利于形成大面积滩坝。坡陡、水深、处于或靠近沉降、沉积中心，水动力相对较弱，湖水改造作用相对较弱，不利于发育滩坝。

3.3　凉高山组三角洲—滩坝体系沉积模式

在层序地层与沉积相分析基础上，本文建立了凉高山组三角洲—滩坝体系沉积模式（图14）。凉高山组沉积时期，湖盆经历了从扩张期—极盛期—收缩期一个完整的湖侵—湖退过程。据区域研究成果[1,2,3,4]，沉降、沉积中心位于东北部的达州—梁平一带，为半深湖沉积。根据岩心观察、电性特征综合分析，在北部的南部—仪陇一带和东南部的广安—合川一带存在2个较小的沉积中心，发育半深湖沉积。在近沉降、沉积中心的陡坡带，扇三角洲砂体经较弱的湖泊作用改造，形成规模较小、分布局限的滩坝砂体。在远离沉降、沉积中心的缓坡带，稳定的三角洲物源输送砂体到浅湖区域，经较强湖泊作用改造，形成规模大、分布广的滩坝砂体。其中，发育在近岸浅湖的砂坝相是最有利于储层发育的沉积微相，发育在远岸浅湖的远岸砂滩与浅湖相暗色泥岩互层，也可形成石油储层。
图14 凉高山组三角洲—滩坝体系沉积模式

Fig.14 Sedimentary model of delta and beach-bar sedimentary system in Lianggaoshan Formation

3.4　层序演化控制下的凉高山组三角洲—滩坝体系沉积相平面分布特征

以单井和连井沉积相分析为基础，综合层序沉积演化充填模式及沉积相模式，本文以准层序为单元，编制凉高山组三角洲—滩坝体系沉积相平面分布图（图15）。
图15 凉高山组三角洲—滩坝体系沉积相平面分布特征

(a) 准层序1沉积相分布；(b) 准层序2沉积相分布；(c) 准层序3沉积相分布；(d) 准层序4沉积相分布；

(e) 准层序5沉积相分布；(f) 准层序6沉积相分布

Fig.15 Distribution map of sedimentary facies in delta and beach-bar sedimentary system, Lianggaoshan Formation

如前文所述，在湖平面变化和物源供给共同控制下，滩坝发育须同时满足浅湖区域大和物源供给充足2个必要条件。如图15所示，滩坝砂体在准层序3沉积时期最为发育 [图15(c) ]，由于此时为湖侵中期阶段，浅湖区域扩大，湖水改造作用增强，且东北、西南和南部物源供给充足。滩坝砂体在准层序5沉积时期也较为发育，由于此时为湖退早期阶段，宽缓浅湖仍然占据较大区域，湖水改造作用仍然存在，东北、西南和南部三角洲向湖盆进积,提供充足物源。其他沉积时期，由于湖水改造作用不强、浅湖区域较小，以及物源供给不充足等，造成滩坝砂体不发育。

4 有利储层特征及分布

本文对比分析了滩坝各微相的岩石微观特征、储集空间和储集性能，并结合前文的研究认为凉高山组有利储层形成及分布受沉积微相控制，坝主体砂岩为有利储层。

4.1　滩坝相储集体特征

4.1.1 坝主体

岩性为细粒、中粒岩屑长石砂岩。成分成熟度和结构成熟度较高。以碳酸盐矿物和硅质胶结为主，少量黏土质胶结。发育长石粒内溶孔和岩屑溶蚀孔，充填沥青，孔渗较高[图16(a),图16(b)]。
图16 滩坝相储集体岩石微观特征

(a) Xn9井，1 855.18m，凉上Ⅱ，坝主体细粒岩屑长石砂岩，正交，×100；(b) Xn9井，1 855.18m，凉上Ⅱ，坝主体细粒岩屑长石砂岩，见构造缝和岩屑溶蚀孔，单偏，×100（与a同一视域）；(c) G17井，2 464.36m，凉上Ⅰ，坝侧缘，粉—细粒岩屑质石英砂岩，分选中等，石英表面干净，溶蚀孔充填少量沥青，单偏，×10；(d) G17井，2 464.36m，凉上Ⅰ，坝侧缘，粉—细粒岩屑质石英砂岩，分选中等，正交，×40；(e) G21井，2 278m，凉上Ⅱ，远岸砂滩，粉—细粒岩屑质石英砂岩，正交，×100；(f) G21井，2 278m，凉上Ⅱ，远岸砂滩，粉—细粒岩屑质石英砂岩，颗粒次圆状，分选好，单偏，×100（与e同一视域）；Q：石英，F：长石，R：岩屑，Ca：方解石，B：沥青

Fig.16 Microscopic characteristics of beach-bar reservoir

4.1.2 坝侧缘

该砂岩的泥质含量较坝主体高，厚度较薄。岩性为粉—细粒岩屑质石英砂岩，颗粒呈次棱角状，分选中等，方解石胶结为主，胶结物溶蚀孔充填沥青[图16(c)，图16(d)]。

4.1.3 远岸砂滩

由于沉积物经远距离搬运，粒度较细，岩性为泥质粉砂岩和粉砂岩，成分成熟度和结构成熟度高。石英表面干净，分选较好，颗粒呈次棱角状—次圆状，方解石胶结为主，泥质胶结次之[图16(e)，图16(f)]。

4.2　致密油有利储层微相类型及有利相带分布

表3揭示了不同沉积微相储层物性参数存在差异。坝主体砂岩和远岸砂滩砂岩经过长期淘洗，成分成熟度和结构成熟度高，物性好，与烃源岩大面积接触，均可成为优质储层。
表3 凉高山组不同沉积微相储层岩石微观特征与物性和含油性对比

Table 3 Comparison between reservoirs of different microfacies in microcharacteristics and oil-bearing conditions

沉积微相 微相砂体类型 岩性

成分、结构

成熟度

填隙物/

胶结物

 储集空间类型 典型单井 层段

孔隙度

/％

渗透率/

(×10-3 μm2)

 含油性
浅湖砂坝 坝主体 细粒、中粒岩屑长石砂岩、岩屑质石英砂岩 高 方解石、硅质，少量黏土 长石、岩屑溶蚀孔 七里峡露头剖面 凉上Ⅱ — — —
G17 凉上Ⅱ 5.14 工业油
Xn9 凉上Ⅱ 2 0.15 低产油
N2 凉上Ⅰ 1.83 0.04 油侵
坝侧缘 粉—细粒岩屑质石英砂岩、岩屑长石砂岩 较高 方解石 胶结物、岩屑溶蚀孔 G17 凉上Ⅰ — — 油迹
远岸砂滩 — 泥质粉砂岩和粉砂岩 高 方解石 胶结物溶蚀孔 Xn9 凉上Ⅰ 1.5 0.1 低产油
粗粉砂岩屑质石英砂岩 方解石 胶结物溶蚀孔 Lq2 凉上Ⅰ—Ⅱ — — —
粉－细粒岩屑质石英砂岩 方解石 胶结物溶蚀孔 G21 凉上Ⅱ — — —
三角洲前缘水下分流河道 — 含泥砾中、细粒长石岩屑砂岩，粉砂岩和泥质粉砂岩 较低 方解石、硅质 长石、岩屑溶蚀孔、胶结物溶蚀孔 X56 凉上Ⅱ 1.8 0.15 工业油
细粒岩屑长石砂岩 胶结物溶蚀孔 Gu100 凉上Ⅰ — — 油迹

滑塌

浊积扇

 水道 细粒岩屑长石砂岩 较低 方解石 微裂缝、长石溶孔 Y2 凉上Ⅰ—Ⅱ 2.69 0.23 油迹
综上所述，本文认为川中地区凉高山组致密油下一步勘探有利相带是：湖侵中期（准层序3）公山庙—营山—渠县一带和湖退早期（准层序5）西充—南充—营山—蓬安一带的浅湖砂坝主体和远岸砂滩相（图15）。

5 结论

（1）四川盆地中部侏罗系凉高山组划分为1个三级层序，发育1个湖侵体系域和1个湖退体系域，以退积式准层序组为主，湖侵阶段大于湖退阶段。进一步划分出6个准层序，3个准层序组，即湖侵早期退积式准层序组、湖侵晚期退积式准层序组、湖退阶段加积—进积式准层序组。
（2）凉高山组砂质滩坝可进一步划分为坝主体、坝侧缘、近岸砂滩和远岸砂滩4个沉积微相。湖平面升降控制了滩坝的形成与发育时期，滩坝主要分布于湖侵体系域；湖平面变化、物源供给共同控制了滩坝微相的类型和分布，坝和远岸砂滩主要分布在Ps3湖侵中期和Ps5湖退早期，近岸砂滩主要分布在Ps1湖侵早期。
（3）凉高山组有利储层受沉积微相控制。浅湖砂坝主体的细粒长石岩屑砂岩，储集空间以长石粒内溶孔和岩屑溶孔为主。坝主体砂岩经过长期淘洗，物性好，与烃源岩大面积接触，可成为有利储层。
（4）川中地区凉高山组致密油下步勘探有利相带分布在湖侵中期（准层序3）公山庙—营山—渠县一带和湖退早期（准层序5）西充—南充—营山—蓬安一带的浅湖砂坝主体和远岸砂滩相。

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