0 引言
四川盆地侏罗系的石油勘探开发历程可追溯至20世纪50年代末，依次经历两次“石油会战”、产能建设及持续稳产等多个阶段，距今已逾半个世纪[1]。经过长期的勘探开发历程后，近年来该地区的产能建设有待进一步突破[2,3,4]。制约研究区进一步取得勘探进展的原因主要包括2个方面。一是按照以往勘探经验，四川盆地侏罗系石油多被作为裂缝油气藏对待[5]，大型构造断裂带周缘勘探开发之后缺乏接替区带；二是生产数据揭示，研究区生产井往往单井产量低，无法形成规模有效的储量动用。近年来，随着致密油研究的深入[6,7]，对四川盆地侏罗系石油资源的分布特征重新认识后认为[8,9]，其属于典型的致密油。致密油的分布具有无明显圈闭与油水界限、不局限于二级构造单元的连续型大面积分布、局部富集形成甜点等规律[10]。致密油的勘探开发，甜点的优选是关键[11]。因此，要实现研究区石油勘探开发的突破，对致密油的富集规律研究是核心所在。前人[12,13,14]研究表明，沉积相带、烃源岩条件、储层的储集性能、源储配置及充注动力等诸多因素均会影响致密油的富集。本文在前人研究基础上，结合油田现场急需确定致密油甜点分布的现实需求，对研究区不同尺度致密油富集特征进行分析，探讨不同地质因素对致密油富集的影响与控制，明确各个尺度下致密油的富集主控因素，为建立可操作的致密油甜点评价方法提供技术支持。
1 地质背景
四川盆地中部为川中平缓背斜带，周缘被川东川南高低陡背斜区和川西低隆背斜带夹持 [15]（图1）。侏罗纪为坳陷型湖盆，川中在当时亦为构造平缓带，沉积演化总体为水退[16,17,18]。下侏罗统大安寨段、中侏罗统凉高山组和沙溪庙组沙一段是致密油产层。其中的大安寨段是四川盆地主力产油层[19]，累计探明储量占侏罗系的92.8%。该段地层按岩性差异分为大一亚段、大一三亚段和大三亚段，底部大三亚段和顶部大一亚段以湖相介壳灰岩为主，两者将作为烃源岩的大一三亚段湖相泥岩夹持其中。介壳灰岩主要由介壳及碎屑组成，含量为50%~98%，生物类型以瓣鳃类为主，并含少量介形虫、腹足及鱼骨碎片[20]。介壳灰岩多形成于介壳滩环境，是主要的储集岩类型[21]。由于水动力强度的差异，滩核多发育质地纯净的介壳灰岩，介壳滩翼部的介壳灰岩填隙物含量上升。不同岩性特征的介壳灰岩在储层微观结构上亦存在差异。纵向上，介壳滩单体呈透镜状，核部为厚层质纯介壳灰岩，向两侧厚度减薄，泥质（晶）含量上升，多期介壳滩叠合形成在全区连续分布的大一亚段、大三亚段介壳灰岩储集层；平面上，介壳灰岩围绕盆地中心的烃源区呈环带状大规模分布[22]。
2 致密油差异化富集特征
研究区的石油勘探与开发已经历半个多世纪，积累了大量的生产与产量数据，为致密油的分布特征和富集规律研究奠定了扎实的数据基础。本文分析研究区致密油的富集特征即依托于四川盆地侏罗系产井的累产数据进行。在将1 000余口产井的天然气累计产量折合成油当量后，筛选出了油气累计产量超过1×104t的井。经统计，此类万吨井的数量占总井数的22.5%，剩余井占总井数的77.5%（截至2016年底）。再对两类井的累计产量分别进行汇总，发现占22.5%的万吨井累计产出了研究区总产量的84.4%，剩余77.5%的低产井产出总产量的15.6%。这两组产量数据显示，研究区致密油富集程度具有非常强烈的非均质性。
这种产量上的差异化和非均质性，也直观地体现在致密油空间分布上。由于1 000余口井的产量差异过大，研究中在进行全区分析时，只选取油气累产超过一万吨的井进行累计产量平面等值线成图，以对致密油富集区的平面分布进行精确刻画。具体方法如下：将各井的油气累计产量作为该井点数据值，按各井坐标进行平面成图，以此表征致密油在各地区的富集程度差异。通过这一工作，编制出川中地区大安寨段致密油产量平面变化趋势图[图2（a）]。结果显示，致密油累计产量过万吨井虽然在全区范围内均有分布，但总体上呈现局部集中出现的现象，揭示出致密油甜点富集区集中在局部区域，呈现出强烈的空间分布非均质性特征。若将每个富集区作为一个整体，则在各个富集区之间，还呈现富集差异化的现象。以G、J、L 3个地区为例，富集程度最高的为J地区[图2（c）]，L地区其次[图2（d）]，G地区再次[图2（b）]。
3 差异化富集的多尺度控制因素
上述研究表明，致密油的分布和富集呈现强烈的非均质性，并且这种非均质性和差异化富集在不同尺度下持续存在。为解析这种非均质性和差异化，需在不同的空间尺度下逐级开展研究，以确定深层次机理和形成主控因素。
3.1 烃源品质控制盆地尺度富集
3.1.1 烃源岩对致密油富集的控制特征
由于致密油强烈的源控性，因此要分析致密油的形成和富集规律，烃源岩品质对致密油富集的影响是必须研究的内容。基于此，本文将烃源岩关键参数的刻画与现场丰富的生产数据相结合，以产量数据作为衡量致密油富集程度的核心评价参数，分析不同品质烃源岩分布特征对致密油富集区分布的影响。图3为四川盆地侏罗系大安寨段泥岩厚度与该层致密油产井的叠合。从图3中可发现，致密油生产井与烃源岩层的分布存在明显关系。具体表现为，致密油产井基本都分布在泥岩厚度介于30~60m之间，仅少量产井分布在厚度小于30m和大于60m的区域中。然而，烃源岩条件对致密油富集的控制，也只能达到这种较为粗略的程度，其只能控制致密油分布的外边界，不能严格约束每个甜点区的分布。如在图3中，并非源岩厚度越大产油井就越密集。同时，从各个富集区的分布来看，也并非与厚度之间成正相关，而是在泥岩厚度介于30~60m之间的区域内，均有分布。
3.1.2 烃源岩控制盆地尺度富集的地质机理
上述烃源岩对致密油富集区分布的低精度控制特征，具有更深层的原因。虽然烃源岩为致密油的运移和聚集提供动力和物质来源，但致密油仍进行了一定距离的二次运移，可在生烃区域之外聚集。
为揭示致密油的这种二次运移的特征及可能的运移距离，开展了模拟致密油二次运移的油驱水两相渗流实验，在分析致密油运移的渗流机制基础上，分析致密油二次运移的距离，及烃源岩控制致密油富集区分布的影响。5块实验样品为采自研究区大安寨段致密油产层的介壳灰岩。所有样品均为没有裂缝发育的致密储层柱塞，物性如表1所示，为研究区典型的致密储层样品。
表1 运移模拟实验样品参数及运移距离极限Table 1 Sample parameters and migration limits for migration simulation experiments |
| 样号 | 层位 /段 | 岩性 | 空气渗透率/ (×10-3μm2) | 孔隙度 /% | 启动压力梯度 /（MPa/cm） | 临界压力梯度 /（MPa/cm） | 无裂缝运移距离极限 /m |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PL103 | 大安寨 | 介壳灰岩 | 1.860 | 2.18 | 0.002 | 0.023 | 190.00 |
| G6-3 | 大安寨 | 介壳灰岩 | 0.120 | 1.09 | 0.052 | 0.308 | 7.31 |
| G6 | 大安寨 | 介壳灰岩 | 0.050 | 1.21 | 5.477 | 6.221 | 0.07 |
| G4 | 大安寨 | 介壳灰岩 | 0.036 | 1.61 | 2.466 | 3.447 | 0.15 |
| M030 | 大安寨 | 介壳灰岩 | 0.680 | 6.87 | 0.021 | 0.214 | 0.56 |
图4为5块样品的渗流曲线。结合前人[23,24]研究经验，利用三段式低速非达西渗流模型对此次实验数据拟合，计算出各样品的启动和临界压力梯度数值（表1）。结果表明，各样品运移过程均为具有启动和临界压力梯度的低速非达西渗流。由此表明，在烃源岩提供的运聚动力作用下，致密油的二次运移为具有启动压力梯度的非达西流。在致密油的运移过程中，随着充注动力的降低，距离烃源岩层越远，致密油运移的动力越小。一旦致密油运移动力产生的压力梯度小于致密储层的启动压力梯度，石油将无法继续运移而“停滞”。在“停滞”之前能够运移多远的距离，受运聚动力大小和启动压力梯度的直接控制。理论上，致密油二次运移距离为运聚动力和启动压力梯度之商。
对于研究区烃源岩生烃增压所能提供的运聚动力大小，前期曾在实验室中获得相应数值[25]。利用大安寨段烃源岩样品开展烃源岩生烃增压物理模拟实验，揭示总有机碳TOC值为2.56%、镜质体反射率R O值为0.9%、有机质氢指数I H值为366mg/g的大安寨段烃源岩样品生烃增压可达38MPa。将该数值作为致密油的二次运移动力，则5块运移模拟实验样品均对应一个二次运移的理论上限。对于渗透率为1.86×10-3μm2的PL103样品，其最大运移距离可达190m，即便渗透率为0.12×10-3μm2的G6-3样品，其运移距离也达到可观的7.31m。由此可见，若储层中存在高渗透段，或者裂缝乃至断层，致密油的二次运移距离将更远。也正是这一原因，导致烃源岩对致密油富集区的控制无法精确到具体的甜点。
3.2 有利相带控制区带尺度富集
3.2.1 有利相带对致密油富集的控制特征
研究表明，川中地区大安寨段发育滨湖、浅湖（近岸浅湖、远岸浅湖）、半深湖3个沉积亚相。滨湖亚相主要发育泥坪、灰泥坪微相，由于处于陆源碎屑沉积向湖相碳酸盐岩沉积的过渡带，可发育混合沉积。浅湖亚相中的沉积微相类型丰富，其中，近岸浅湖发育介壳滩滩缘及其受风暴作用形成的风暴沉积、介壳滩滩核、近岸浅湖泥；远岸浅湖发育介壳滩滩缘、远岸浅湖泥。半深湖亚相中发育风暴沉积和浊流沉积。现场生产实践表明，形成于近岸浅湖介壳滩环境中的介壳灰岩是研究区最主要的储集岩类。介壳滩的滩核是最有利于储层发育的沉积微相。
基于上述研究，将介壳滩作为沉积相研究中的重点相带，细分为介壳滩滩核和滩缘。由于介壳灰岩分别发育在大一和大三2个亚段中，因此分两个成图单元开展该重点微相的沉积相编图（图5）。将各个亚段的重点沉积微相展布图与致密油生产井进行叠合发现，致密油的富集与介壳滩的展布存在明显联系。工业油气井富集带的展布范围，多在有利相带内，与大一亚段和大三亚段介壳滩的滩核分布范围匹配良好。由此可见，有利沉积微相通过对优势储集体分布的控制，影响了致密油在区带尺度上的富集和分布。
3.2.2 有利相带的局限性
研究表明[26]，介壳滩及其相邻微相中，共发育有7种不同类型的介壳灰岩，包括亮晶介壳灰岩、结晶介壳灰岩、含泥晶介壳灰岩、含黏土介壳灰岩、泥晶介壳灰岩、黏土质介壳灰岩、富有机质黏土质介壳灰岩。在介壳滩滩核微相中，亮晶和结晶介壳灰岩的比例最高，这两类岩石也是研究区最有利的储集岩类，正是这种对应关系，使介壳滩滩核成为最有利的沉积微相，进而对致密油富集带的分布产生明显的控制作用。然而，系统的储层微观研究表明：并非所有的亮晶介壳灰岩和结晶介壳灰岩均为储集空间非常发育的优质储集体，亦存在大量储集空间不发育的亮晶介壳灰岩和结晶介壳灰岩（图6）。这些岩石虽然在岩相分类上属于有利储集岩类，但强烈的压实和胶结作用非但无法使致密油在其中富集，反而会成为致密油运移过程中的隔夹层，阻碍其向高孔渗区域运聚。因此，要精确地寻找致密油富集区带内部的甜点体，还需要在有利相带的优势储集岩类中，确定储集空间发育的区域。
3.3 成岩相与裂缝控制甜点尺度富集
3.3.1 储层甜点与成岩相
如前文所述，只有储集空间非常发育的亮晶介壳灰岩和结晶介壳灰岩，才能最终控制研究区致密油甜点的富集。通过对研究区两类最有利储集岩相的系统微观观察，在光学和电学显微观察的基础上，首先确定了微观储集空间的发育规律，并将其与围岩矿物的关系进行统计和整理，分别建立了微米级和纳米级两个尺度的储层甜点微观结构模型（图7）。
在微米级尺度下，亮晶介壳灰岩中最发育的储集空间为遭受应力作用下形成了微裂缝，这些微裂缝不但贯穿介壳颗粒，也在亮晶胶结物中发育[图7(a)，图7(c)]。这个尺度下的各类裂缝普遍在光学显微镜能够观察到，但裂缝的开启空间则需在扫描电镜下才能观测到。在纳米级尺度下，储集空间的发育程度显著提高，主要分为三大类：第一类晶间溶孔，这类孔隙主要发育在粉、细晶的晶体之间，由原生晶间隙遭受溶蚀扩大形成，是研究区发育程度最高，对储层储集能力贡献最大的一类储集空间；第二类是除了晶间溶孔之外的其他溶蚀孔隙，包括介壳粒内溶蚀孔、胶结物溶蚀孔以及晶内溶孔[图7(b)]；第三类是微裂缝，在纳米级尺度下，各类裂缝仍有大量发育，与微米级裂缝的唯一区别是尺寸更低一级，其他特征均具有很高相似性，应力缝的产状多变，解理缝平直[图7(d)]。
通过对储层甜点的微观解剖，揭示其形成主要受挤压破碎和溶蚀作用控制。在此基础上，开展研究区储层的成岩相研究，利用成岩相在空间展布上的可预测性来分析储层甜点的展布。综合考虑介壳灰岩的岩石类型、物性特征、微裂缝分布和成岩后生作用特征，进行成岩相的研究与划分。对川中地区大安寨段大量显微薄片观察，归纳总结其成岩特征，将大安寨段储集岩的成岩相分为6种类型：重结晶成岩相、亮晶方解石胶结相、灰质泥质胶结相、富有机质泥质胶结相、溶蚀孔洞缝成岩相和微裂缝成岩相。
重结晶成岩相主要以粗晶—巨晶方解石为特征，这种重结晶介壳灰岩在偏光显微镜下往往分辨不出介壳颗粒和亮晶方解石胶结物，只隐约可看到介壳颗粒的幻影；亮晶方解石胶结相和重结晶成岩相常常一起发育在滩核微相内，多以介壳颗粒之间的亮晶方解石胶结物形式出现；灰质泥质胶结相常以介壳之间的微晶到泥晶方解石以及少量的碎屑泥质充填为特征；富有机质泥质胶结相在岩心上的颜色为深灰色或黑灰色，以介壳之间富含有机质的灰黑色泥质充填为特征；溶蚀孔洞缝成岩相是指通过微裂缝沟通有机酸性水，溶蚀改造产生基质溶蚀孔、晶间溶蚀孔缝、粒间溶蚀孔缝，改善致密储层孔隙系统和孔缝的连通性；微裂缝成岩相主要是指由于机械破裂、化学作用形成各类微裂缝的成岩作用相，裂缝不仅可以在一定程度上增加储层的孔隙度，更重要的是其极大改善储层的渗透性，促进成岩流体在致密介壳灰岩中的流动。这6种成岩相中，仅最后2种为建设性成岩相，为储层甜点的分布区。
3.3.2 成岩相与致密油富集甜点
上述两类最有利的成岩相发育区内，致密油的运移和聚集条件得到改善，可极大提高致密油的富集程度。故明确成岩相类型后，依托沉积相研究的认识，结合储集岩层不同岩相和断裂体系的展布特征，开展成岩相空间展布研究。为提高研究精度，在分析有利成岩相展布时，将研究区域缩小，并将所有参数应用于研究中，最终选取RD地区开展成岩相的预测。明确不同成岩相在典型解剖区的空间分布后，将该地区大安寨段高产井（过万吨油气当量）在图中投点（图8）。结果显示，高产井发育的区块与溶蚀孔洞缝成岩相具极高吻合度，揭示了成岩相通过对储层甜点的控制，实现了对致密油富集甜点的强烈控制。
3.3.3 裂缝与致密油富集甜点
研究区裂缝对致密油甜点形成的控制体现在2个方面。在储层方面，由上述可知，研究区有利储层的形成主要依靠溶蚀作用形成大量的次生孔缝，而裂缝的存在，可为溶蚀作用所需的酸性地层水提供便捷的流动条件，从而形成更为发育的溶蚀成因储集空间，促使储层甜点的形成，为后续致密油的聚集提供更多的存储空间；在致密油的运移聚集环节，由前文致密油的运移模拟实验可知，渗透率越大的样品，运移需要克服的启动压力梯度越小，运移的距离也越远。根据这一结果，裂缝的存在将极大降低其所在区域致密油的运移难度，扩大致密油运移的空间范围，从而使致密油能够向更多的储集空间中充注聚集。在这两个方面的共同作用下，裂缝的存在必将显著提高致密油的富集程度，最终形成甜点区、甜点段。
4 致密油富集地质评价参数体系
上述研究表明，致密油的富集在不同尺度下具有差异化的控制因素，并形成多个尺度的非均质性聚集。在此富集特征的作用下，单个地质因素能够影响致密油的富集，却无法绝对控制致密油的富集，单纯依靠单因素的致密油富集甜点评价亦不可取。以控制致密油富集的最基本因素烃源岩为例，遴选G油田30余口生产井分析源岩—地层厚度比与累计油气产量之间的关系（图9）。结果显示，在烃源岩不发育的井中，产量较低，高产井中源地比均较高。但这种正相关关系反过来并不成立，源地比高的井，高产和低产同时出现，表现为源地比与产量交汇的包络线呈上升趋势。这样一种关系，即单因素与致密油富集之间关系的真实写照—具备“弱控制作用”。
综合上述三大参数体系，以研究区丰富的生产数据为核心评价指标，确定了各参数的分级评价标准，建立起基于多尺度差异化富集机理研究的致密油富集甜点评价标准（表2）。
表2 研究区致密油差异化富集评价标准Table 2 Evaluation criteria and corresponding parameters of tight oil reservoir in the study area |
| 地质评价关键参数 | 具体指标 | 分级标准 | 地质评价关键参数 | 具体指标 | 分级标准 |
|---|---|---|---|---|---|
| 烃源品质 | TOC值/% | Ⅰ类：>1.4 | 储层条件 | 岩性类型 | Ⅰ类：亮晶灰岩 |
| Ⅱ类：>1.4 | Ⅱ类：含泥（晶）灰岩 | ||||
| Ⅲ类：1.0～1.4 | Ⅲ类：泥质（晶）灰岩 | ||||
| 厚度/m | Ⅰ类：>20 | GR<30API 灰岩 | Ⅰ类：3~18 API | ||
| Ⅱ类：10~20 | Ⅱ类：<3API,>18API | ||||
| Ⅲ类：<10 | 沉积微相 类型 | Ⅰ类：滩核 | |||
| Ro值/% | Ⅰ类：0.9~1.2 | Ⅱ类：滩缘 | |||
| Ⅱ类：0.6~0.9 | Ⅲ类：滩缘外侧 | ||||
| 生烃强度/ (×104t/km2) | Ⅰ类：>30 | 成岩相 | Ⅰ类：溶蚀孔缝洞 | ||
| Ⅱ类：20~30 | Ⅱ类：微裂缝 | ||||
| Ⅲ类：<20 | 裂缝有利区 | 发育位置 | 断层、背斜、构造鼻 |
5 结论
（1）研究区致密油的分布和富集在盆地、区带多个尺度上始终存在强烈的空间非均质性。这种多尺度富集非均质性，在不同尺度下受不同地质因素控制。
（2）在盆地尺度下，烃源岩有利区对致密油分布外边界起明显控制作用，但在有利烃源岩区内部，烃源品质无法精准控制每个甜点区的分布。因为致密油在烃源岩生烃增压提供的巨大运聚动力下，发生了一定距离的二次运移，可在生烃区域之外聚集。
（3）在区带尺度下，介壳滩的滩核控制了致密油富集区带的分布。但该尺度的控制仍存在局限性，因为有利相带的岩层并非全部由储集空间发育的储层甜点构成，储集空间不发育的岩层制约了致密油在部分有利相带中的富集。
（4）在上述2个尺度均有利的前提下，致密油富集甜点最终受有利成岩相和裂缝的控制。溶蚀孔洞缝成岩相和微裂缝成岩相为致密油的富集提供运聚空间。
（5）建立了包括烃源品质、储层条件及裂缝3组关键参数的致密油差异化富集评价标准，为致密油甜点精细评价提供支持。
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