摘 要 四川盆地川中地區中、下侏羅統油氣藏包括大安寨段、馬鞍山段、珍珠沖組(段)、涼高山組、下沙溪廟組底部油氣藏。對于大安寨段油氣藏的儲層類型，傳統觀點公認為是裂縫型，并且得到了井筒的相關資料證實，但是隨著該區頁巖氣的開采成功，又開拓了新的認識起點：隨著遠離井筒，不少證據顯示出大安寨段油氣藏儲集層具有裂縫-孔隙型特征，而這些孔隙似乎更可能是存在于頁巖當中的，后續產出的油氣很可能還有頁巖當中游離油氣的供給。通過對油氣顯示、儲層特征以及生產動態等資料的分析，認為該區大安寨段油氣藏由頁巖中的油氣補給而形成目前的生產狀況更為合理；裂縫更多起的是一種疏導通道作用——當然并不排除介殼灰巖中可能存在孔隙的可能性，只是認為石灰巖中的孔隙不應該是唯一的儲集空間，甚至可能不是其最為重要的儲集空間；中國石油化工股份有限公司在元壩區塊已經做出了有關嘗試，并取得成效。結論認為：如果頁巖中的油氣是該區侏羅系油氣藏重要的補給源，那么，應用頁巖油氣(致密油)的開采思路和技術將有可能是更為有效的手段和方式。
關鍵詞 四川盆地 川中地區 早-中侏羅世 儲集層類型 頁巖油氣 致密油 “連續型”油氣藏 地質依據
人們對于有效油氣藏的認識是隨著技術進步和勘探實踐的發展而變化的。美國的頁巖氣開發取得成功，大大改變了世界的天然氣生產格局，隨著頁巖氣的鉆探開發技術進入中國，四川盆地志留系龍馬溪組、寒武系筇竹寺組等傳統意義上的非產層現在也逐漸進入了有關石油公司的視野。
基于此，對于四川盆地川中(龍崗)地區侏羅系的儲層類型，此前普遍認為沙-段(下沙溪廟組)是裂縫-孔隙型，大安寨段則是裂縫型儲層。所有井眼的數據和現象都支持上述結論，并且得到了鉆探和鉆井取心物性分析數據的證實。但是在向井眼之外繼續延伸的時候，包括長期的生產動態資料則顯示出不同的結論：許多證據均表明，大安寨段油氣藏介殼灰巖的儲層表現出孔隙-裂縫型的儲層類型特征。但是，石灰巖的孔隙度極低，不足以支持這種新認識。極低孔隙度的介殼灰巖中發育的裂縫主要充當滲流通道，其主要作用是使得油氣自噴產出，儲集油氣的空間主要為石灰巖周圍的頁巖中的孔隙空間中的游離原油。因此，當具有頁巖油氣開采技術時，納米級的孔隙空間也就成為了有效的孔隙，那么傳統的儲集層孔隙度下限值就不能作為衡量是否為儲層的標準了。筆者認為，上述孔隙應當是石灰巖周圍的圍巖——頁巖的貢獻；大量的油氣可能來自于頁巖中。因此，可以將頁巖油氣的開采思路和技術應用在該區侏羅系油氣藏的勘探開發實踐中。
1 泥頁巖是油氣賦存的重要場所
頁巖油氣藏的概念引入中國后，進一步劃分為頁巖氣(賦存于烴源巖)、致密氣和致密油(賦存于非烴源巖)等類型。根據林森虎等的介紹[1]，致密油是指以吸附或游離狀態賦存于富有機質且滲透率極低的暗色頁巖、泥質粉砂巖和砂巖夾層系統中的自生自儲、連續分布的石油聚集。頁巖生成的油氣除部分排出并運移至砂巖或碳酸鹽巖等滲透性巖石中形成常規油氣藏外，大量(超過總生烴量的50％)在“原地”滯留，以游離烴和吸附烴的形式賦存于納米級孔隙或微裂縫中，有可能形成可供商業開采的致密油(氣)。
1.1 頁巖層段油氣顯示頻繁、有一定的產油能力
作為鉆孔采礦的石油行業，對于鉆進過程中的油氣顯示，必須引起足夠的重視。在鉆井過程中出現高級別的油氣顯示，測試部門通常會將其鄰近的石灰巖或砂巖層段一起射孔打開，如龍崗9井在沙一段底部有油氣顯示，測試時將其和之上的70多米砂巖層段一起射開試油，產出的油氣流可以理解為二者共同產出。
在龍崗地區川龍63井涼上段井深2 831.4～2
大安寨段油氣藏的產氣量和儲層的厚度不一定呈正相關比例。龍崗9井的大安寨段解釋儲層厚度為
在龍崗侏羅系測井攻關項目研究中，得出沙一段底部產油層的含油飽和度受涼高山組的烴源巖厚度控制。烴源巖厚度越大，含油飽和度越高。出油井都分布在烴源巖厚度在
勘探實踐表明，中國石油天然氣集團公司礦權區塊的老井、新井均有工業油氣流產出。既然在常規的鉆井中能夠獲得工業油氣井，那么，我們為什么沒有理由相信在水平井、叢式井的鉆探中能夠獲得更多工業油氣井呢?中國石化勘探南方公司在四川盆地元壩區塊自流井組獲得高產油氣井即可作為證明——據郭彤樓介紹[2]，元壩區塊“根據頁巖氣思路進行勘探的”“3口自流井組工業氣井油氣顯示主要集中于泥頁巖或泥頁巖與砂巖、石灰巖界面，測試層段泥頁巖占地層厚度比例分別為61.3％、60％、31.6％，說明測試層段泥頁巖中富含天然氣”。
對于該區中、下侏羅統和須家河組須三段、須五段等泥頁巖中的頻繁的油氣顯示，此前由于工藝等技術原因沒能引起足夠的重視，頁巖氣開采技術的引進，使得我們今后可以對于這類頁巖中的油氣顯示做更多的研究和現場測試等工作。
1.2大安寨段石灰巖儲層基質孔隙度極低、儲集空間極其有限
根據目前已取心鉆井的物性測試，表明大安寨段主要產層段的石灰巖孔隙度極低，大多小于1％，顯示出非儲集層的特征，油氣產出主要是純石灰巖的裂縫起作用。而有測試顯示，泥質含量越高孔隙度反而越高，石灰巖越純則孔隙度反而越低，純介殼灰巖孔隙度平均小于l％(表2)。
根據對中國石油西南油氣田公司川中油氣礦測試的秋林1井大安寨段石灰巖壓汞資料的分析，石灰巖基本不具備儲集空間；中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院所作的龍崗地區大安寨段灰巖的核磁T2譜特征分析結果，同樣表明其孔隙度極小，而儀2井大安寨段石灰巖孔隙度高，含基質可動流體，但卻沒有工業氣流產出(圖1)。
薄片觀察結果也表明，大安寨段石灰巖、泥晶灰巖以裂縫為主(圖2-a、b、C、d)。
舉一個較為典型的實例來說明一個問題：金3X井大安寨段大一層段，井涌顯示層段為含泥質介殼灰巖，泥質含量較大，加上灰質條帶，總厚
另一個例子是西28井大安寨段油藏：累計產油量為1.834 683×104 t，實測孔隙度為0.43％～2.62％，射孔段為介殼灰巖層段，仍然按假設含油飽和度為60％、密度為
因此，筆者認為后期更多的油氣補給是圍巖(頁巖)中油氣的貢獻，這樣的解釋應該更為合理。
川中地區中、下侏羅統的油氣藏的儲層毫無疑問是非常規儲層，尤其是和國內的鄂爾多斯盆地延長組油氣藏相比，儲層孔隙度極低，此前計算的公山廟構造沙溪廟組油氣藏的砂巖儲層孔隙度下限定為3％，而大安寨段油氣藏產層段的介殼灰巖更為致密，孔隙度往往小于2％，因此定為裂縫型油氣藏是合乎情理的。然而，與國外的頁巖油氣藏(致密油藏)相比，后者目前致密儲層的孔隙度也在6％左右或更高。然而事實上，到目前為止，國內外的相關數據是不能進行這種簡單比較的——因為美國的致密油藏的儲層孔隙度是納米級的孔隙，包括礦物顆粒之間的無機孔隙和干酪根內部的有機孔隙，而國內的儲層的孔隙，完全是常規意義上的孔隙度，也就是說是毫米級，甚至微米級的孔隙空間也難以測出，而在侏羅系儲層中到底有多少納米級至微米級的無機和有機孔隙，目前沒有一個可靠的數據(國內還沒有這種設備)。因此這是需要澄清的一個問題[3]。
涼高山組的粉-細砂巖與美國致密油層中巴肯的MBl～5層有許多相類似的地方：砂巖顆粒極細，主要為粉砂巖夾細砂巖，儲層孔隙度極低(導致涼高山組有好的生油層，但僅僅表現為占中、下侏羅統1／3的油氣顯示而產油井極少的不相稱的生產格局)，上下均有較好的生油層段分布，因此，在厚度分布較為穩定的地區，可以考慮實施頁巖油氣的開采實驗。而Eagle Ford組的有機碳含量介于1％～7％，其儲集巖中石英含量為20％左右、碳酸鹽巖含量為67％左右、總泥質含量為7.5％、總孔隙度介于3.4％～l4.6％。其巖石成分和大安寨段的石灰巖相類似。致密砂巖油氣儲層中納米級孔隙以顆粒內孔、自生礦物晶間孔及微裂縫為主，喉道呈席狀、彎曲片狀，孔隙直徑范圍介于l0～1 000 nm，主體為300～900 nm[4]。
在龍崗地區西北的元壩地區，自流井組的“7口井大安寨段-馬鞍山段泥頁巖的巖心樣品分析孔隙度為0.78％～3.67％，平均2.5％，滲透率為0.005～0.918mD，平均為0.09 mD”。“微孔隙的孔徑在(2×4)～(20×100)μm之間，面孔率平均在5％～l3％，具有較好的儲集空間。微裂縫發育，裂縫寬度為l～5μm，有利于天然氣儲集和壓裂改造。”[2]
1.3壓力恢復曲線顯示雙重介質特征
大安寨段油氣藏壓力恢復曲線(圖3)表現出裂縫孔隙型特征，裂縫儲集和基質補給能力小。如前所述，作為產層的石灰巖層段孔隙度極低，難以成為雙重介質中的孔隙儲集、滲流通道的一種，而從表2也可看出，隨著泥質增加，石灰巖的孔隙度反而有增大的趨勢，因此，筆者認為極有可能是在泥頁巖中存在著這種孔隙特征的介質，在向井筒源源不斷地供應著油氣，從而形成這種雙重介質的壓力恢復曲線特征。
1.4生產動態不同于裂縫型油氣藏
裂縫型油氣藏的生產特點是初始產量高、壓力下降快、能量衰減快、生產時間短。從柳X井的采油曲線來觀察，和許多川中地區其他構造侏羅系的采油生產曲線特征相似——初始表現出裂縫型油氣藏的特點：初始產量高、持續時間短、壓力下降快、連續生產時間短(該井在2001年之前沒有生產時率的紀錄，在有記錄的2001年1月-2010年4月整個生產過程中，生產時率介于2％～l2％，平均時率為6.1％。有些更低者可在2％左右，普遍小于20％)；但是后期隨著時間的推移(2004年以后生產時率在3％以下)，這時生產壓力會在較低壓力處恢復穩定(圖4)，總的生產時間長(有些井間歇性產油可達數十年，如柳X井：1976-2010年，柳X井大安寨段油氣藏最終累計產原油達數萬噸)。
也就是說，在實際生產中，每個月中開井產油時間只在一天(生產時率3％)，然后接下來的29天中都是處于關井、恢復壓力，顯然這是一種產自裂縫型油藏的油氣，在幾十個小時既已自噴完畢，接下來的一個月中的絕大多數時間是頁巖的孔隙、微裂縫中的游離油氣，通過地層壓力向井筒附近(由于開采油氣導致壓力下降，類似于頁巖氣當中的解吸作用)的區域進行短距離運移、富集的過程。可以相信，在石灰巖產層段附近，仍然存在大量的頁巖中的游離油氣和吸附油氣，有待于我們應用頁巖油氣的生產技術進行開采。
總之，龍崗地區侏羅系油氣藏的種種跡象表明，在井筒中表現的是石灰巖裂縫型油氣藏的特征，而越是遠離井筒、越是遠離初始的開采時間，越表現出一種孔隙補充的特點。因此可以在某種程度上認為，這是一種裂縫-孔隙型油氣藏。但是，和傳統定義的裂縫-孔隙型油氣藏不同的是，這種油氣藏的孔隙和裂縫不是賦存于一種常規的石灰巖或砂巖巖性中的，而是由石灰巖周圍的頁巖所提供的，石灰巖層具有發育良好的天然裂縫，也是水力壓裂的天然支撐劑。這種儲層組合非常有利于頁巖油氣開采技術的實施。
2其他地質條件
除了上述從儲層空間、動態資料證明川中地區中、下侏羅統存在頁巖油氣藏以外，以下簡要敘述在川中地區中、下侏羅統頁巖層段中的其他與頁巖油氣藏開采有關的地質特征，以期說明其實施頁巖油氣藏開采技術的地質可行性。
2.1 裂縫發育程度及脆性顆粒的含量
川中地區中、下侏羅統油氣藏按照目前常規的生產工藝和采油方式所采出的油氣主要是石灰巖裂縫中和圍巖-頁巖中的游離油氣(此前已經部分應用酸化、加沙壓裂等工藝措施，以及水平井的實踐)，石灰巖層具有發育程度良好的天然裂縫。
同樣在黑色頁巖中也不是非常純的黏土質礦物，均含有一定比例的石英顆粒及鈣質。根據薄片鑒定成果，大安寨段的頁巖有幾種類型：①純的頁巖，黏土礦物占到80％～90％的含量；②普遍含有8％的石英顆粒，部分含有30～5％的內碎屑；③粉砂質泥頁巖，含有更高的脆性顆粒(20％左右)。這些顆粒可以成為水力壓裂的良好的支撐劑。
2.2頁巖中的有機碳含量
川中地區大安寨段中下部的黑色泥頁巖TOC介于0.9％～l.3％，成熟度處于生油高峰，目前的生產也證明有機質和演化程度是有利的。而這一套黑色頁巖和介殼灰巖的厚度分布也是比較穩定的。而位于龍崗地區西北邊的元壩地區自流井組東岳廟段-大安寨段泥頁巖的有機碳含量最小值為0.2％，最大值為23.9％，平均有機碳含量為l.7％，有機碳含量大于1％的厚度比例為57％。其中東岳廟段的有機碳含量最小值為0.2％，最大值為9.95％，平均有機碳含量為1.92％；馬鞍山段的有機碳含量最小值為0.22％，最大值為15.64％，平均有機碳含量為2.Ol％；大安寨段的有機碳含量最小值為0.2％，最大值為2.24％，平均有機碳含量為l.02％[2]。
2.3原油性質
我們知道頁巖氣能從致密的頁巖中的納米級空隙中產出，一個重要的因素是天然氣的分子極小，更容易從微細孔喉中滲流；同樣，致密油的原油也需要較小的分子量，才能從致密的納米級孔喉中析出并產出。根據國外石油公司介紹中巴肯的原油相對密度在0.82左右；川中的原油據眾多的相對密度數據為0.707 8～0.875 0，平均為0.808 2，顯然具有可對比性。
2.4等溫吸附特征
據郭彤樓介紹元壩區塊的自流井組4塊泥巖樣品進行了等溫吸附實驗，“在溫度
根據陳更生等[3]總結的北美頁巖氣藏l6種地質特征與川中地區中、下侏羅統進行對比的結果如表3所示。表3表明川中地區中、下侏羅統油氣藏，絕大多數條件具有與頁巖油氣藏類似的特征。如第9項：油氣富集特征，目前所獲常規油氣井，正是在“甜點”油氣富集區處，應用常規(目前逐漸使用一些非常規的增產措施，如水平井，而酸化壓裂則早已引人使用)鉆井即能獲得工業油氣流，可以期待，隨著頁巖油氣藏開采技術的引進應用，必將獲得更大的油氣產量；而成藏機制和資源量則需要重新進行研究和評價。
3 成藏模式
龍崗地區中、下侏羅統油氣的成藏模式可用圖5表示：紅色線段為地震解釋斷層，紅色條帶為地震反演的砂巖，黃色為地震反演的灰巖，藍色為地震反演的頁巖，××代表示意性的裂縫發育帶。
從圖5中可看出，川中地區侏羅系油氣藏具有以下幾個特點：①沒有構造圈閉；②沒有明顯的巖性圈閉；③產油氣和裂縫密切相關，組成獨立的儲滲體；④產油層位主要集中在生油層附近。
在構造較平緩的斜坡帶地區如龍崗9井或龍崗7井等廣大的區域，中、下侏羅統的主要烴源巖為涼上段的黑色泥頁巖以及大安寨段的黑色泥頁巖、石灰巖，這些烴源巖生成的烴類，首先由附近的小斷裂或(和)裂縫(構造縫、層間縫)的疏導，向就近的涼高山組或大安寨段中的具有一定儲集條件的砂巖中或富有溶蝕孔隙、裂縫的介殼灰巖中運移、聚集。從而形成一些自生自儲型的孤立的巖性或裂縫性油氣藏。
不同于以往的認識是，筆者認為：在生產過程中，大安寨段石灰巖產層附近的頁巖會源源不斷地向井筒供給油氣，使得油氣井的生產可以在很小的壓力下間歇性生產很長時間，從而形成一種產量小、規模小、間歇性生產時率低、總生產時間長的一種較為特殊的油氣井。因此，這種油氣成藏模式更接近于一種“連續型”的頁巖油氣藏[7]。如果這種成藏模式成立，將有利于指導川中地區中、下侏羅統的油氣勘探部署。
這種油氣藏按目前常規的生產工藝和采油方式所采出的油氣主要是石灰巖裂縫中和圍巖-頁巖中的游離油氣。大量存在于頁巖中的吸附油氣可以通過目前國際上最先進的頁巖油氣開采技術進行開采。這正是我們提出這種新的成藏模式的主要目的。本文主要是從儲層類型即成藏模式闡述其適于以頁巖油氣(或稱致密油氣)開采，其他特征也正是我們今后需要進一步研究的內容。
4 結論
通過對油氣顯示、儲層特征以及生產動態等資料的分析，認為川中地區大安寨段油氣藏是頁巖中的油氣補給而形成目前的生產狀況更為合理。裂縫更多的是一種疏導通道的作用。這個結論并不排除介殼灰巖中可能存在的孔隙特征，只是石灰巖中的孔隙不應該是唯一的儲集空間，甚至可能不是最為重要的儲集空間。如果頁巖中的油氣補給是油氣藏重要的補給源，那么，應用頁巖油氣(致密油)的開采技術將是更為有效的手段和方式。對此，中石化已在元壩區塊做出了嘗試[2]。
參考文獻
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[5] 陳更生，董大忠，王世謙，等.頁巖氣藏形成機理與富集規律初探[J].天然氣工業，2009，29(5)：17-21.
[6] 張聞林，王世謙.龍崗地區侏羅系儲層預測技術攻關及勘探目標選擇[R].成都：中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院，2006.
[7] 鄒才能，陶士振，袁選俊，等.“連續型”油氣藏及其在全球的重要性：成藏、分布與評價[J].石油勘探與開發，2009，36(6)：669-682.
本文作者：張聞林 周肖 嚴玉霞 何緒全
作者單位：中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院
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