引言

随着经济高速发展，世界各国都面临能源需求量急剧增加的问题，致密油已逐渐成为全球非常规油气勘探开发新热点^[1-4]。四川盆地作为中国重要的含油气盆地之一，经前人50余年不断开发和探索，认为川中地区下侏罗统大安寨段湖相碳酸盐岩储层普遍含油且属于典型超低孔渗致密油储层。

川中地区处于四川盆地中部的“川中古隆中斜平缓构造带”北部，东、西分别以华蓥山和龙泉山基底大断裂为界，大地构造上称为“川中陆核”。大安寨段位于下侏罗统自流井组上部，自下而上分为大三、大一三和大一3个亚段，地层厚度平均为60~110 m，沉积期湖盆面积达1$\times 10^{5}$ km$^{2}$，沉积展布及演化受到湖平面升降控制，经历了一个完整的湖进—湖退旋回沉积演化过程^[5-6](图 1)。该段资源量丰富，储层沉积变化快、非均质性强、储集空间复杂、储层成因差异较大。

目前，在大安寨段储集层致密油形成演化、岩性类型划分、储层发育模式及高产控制因素等方面的研究已取得显著成果，但关于储层类型认识上仍存在一些疑问，对该段储层类型的划分持有不同见解^[7-12]。主要是由于不同储集空间内孔隙结构的差异导致各类储层孔渗相关性较差，物性差异大，空间上孔渗变化规律与分布难以确定。同时，大安寨段致密油储集层孔隙与喉道的配置关系、孔隙结构与各类储层的具体联系等问题仍还有待解决。故本文从储集空间特征着手，结合测井资料及地质成因等对储层类型进行分析，以期进一步深化川中致密油储层认识。

大安寨段沉积历经压实作用、溶蚀作用、胶结作用、重结晶作用等多期成岩改造，岩性致密，非均质性强，岩石脆性较高^[13-14]。主要矿物成分为方解石、白云石、石英、长石，并含少量胶磷矿和黄铁矿及陆源碎屑矿物等；古生物类型丰富，主要为介形虫、瓣鳃类、腹足类、轮藻类等湖相生物；岩石类型主要为结晶介壳灰岩、含泥介壳灰岩、亮晶介屑灰岩、泥晶介屑灰岩、砂屑灰岩、泥质灰岩、黑色泥岩等。该段后期成岩作用改造强烈，导致大安寨段致密油储层储集空间类型具有复杂多样的特点。

1 孔洞缝特征

通过岩芯观察、薄片鉴定、扫描电镜等多种手段分析，发现川中大安寨段致密油储层多尺度孔隙分布广泛，储集空间类型丰富多样^{[8, 15]}(表 1)，但受多种成岩控制因素影响，碳酸盐岩致密化严重，原生孔隙发育程度较低，储集空间以溶蚀孔洞、粒间溶孔、粒内溶孔、有机质孔、晶间微孔等次生孔隙为主。

1.1 次生溶孔

大安寨段次生溶孔主要包括粒间溶孔、粒内溶孔及晶间溶孔3种类型。

粒间溶孔主要发育于介壳灰岩、介屑灰岩中，呈不规则状，孔径较大，一般数十微米；多为沿介壳边缘溶蚀形成的孔隙，其发育程度中等，连通性相对较差。镜下可见油迹或沥青质充填(图 2a)。粒间溶孔主要受构造运动影响，地层后期抬升，大气淡水对颗粒内部淋滤形成了次生粒内溶孔，部分受淋滤的介壳灰岩中又发生了压实破碎、胶结、充填等作用，导致孔隙度有不同程度的减小^[16]。

粒内溶孔主要发育在泥晶介屑灰岩、亮晶介屑灰岩、含泥介壳灰岩中；呈孤立孔隙存在于介壳粒内，连通性较差，孔隙发育程度较高，孔隙大小一般为1~60 μm；形成机制主要是成岩后期的溶蚀作用(图 2b)。

次生晶间微孔在介壳灰岩和介屑灰岩中均有发育。次生晶间微孔形态各异，大小不一，孔径从微米级到纳米级均有发育，多呈独立孔隙存在，连通性较差，渗透性低。当溶蚀作用发生在地下深处时，伴随干酪根热解过程中的脱碳酸基作用，使得部分化学易溶蚀性矿物发生化学溶蚀，形成晶间微孔，这类微孔有一定的储集能力，开发难度较大(图 2c)。

1.2 有机质孔

川中侏罗系大安寨段储层存在大量有机质孔，该段有机质孔多呈星点状分布于暗色泥岩、泥质介壳灰岩中，形态主要为椭圆状、新月状、长条状等不规则形状，孔径在100~1 000 nm，发育程度高；其形成原因有两种，其一是在有机质埋藏和成熟阶段，有机质生烃形成液体或气体聚集，产生气泡，有机质体积缩小，气体体积膨胀，导致有机质孔产生；其二是沥青质裂解阶段产生的有机质孔隙。两种形成机制都与泥岩有机质丰度及热演化程度有关。大安寨段暗色泥岩平均总有机碳含量大于1.2%，有机质丰度较高，广泛发育的有机质孔为油气储存富集提供了空间^[17-18](图 2d)。

1.3 溶蚀孔洞

溶蚀孔洞包括毫米级的溶孔和溶洞两种，结晶灰岩、亮晶介壳灰岩和泥质介壳灰岩均有发育，但总体数量有限。溶孔为在岩芯观察中肉眼可见的孔隙，多在早期孔隙和裂缝发育的基础上及埋藏成岩过程中经溶蚀形成^[19]，溶洞常与半充填构造缝伴生，形成与裂缝产状基本一致的拉长状及串珠状溶孔、溶洞，表现为非选择溶蚀特征，大小约为2~10 mm、形态多为椭球形、长条形。主要发育在大一段和大三段，是大安寨段储层有效的储集空间，但发育程度相对较低(图 2g)。

除上述外，大安寨致密储层还存在介壳组构孔和铸模孔等几种类型，此处不再一一描述。

1.4 裂缝

除发育于壳间、壳内、晶间和晶粒内部的原生、次生孔之外，微裂缝的广泛存在是虽然低产，但生产周期长的一个重要原因^[20-21]。各类介壳灰岩中裂缝都非常发育，且裂缝产状类型多样，长短不一，有些开启，有些被后期充填。裂缝的发育受到基质、介壳、组构以及地应力等多方面因素的综合影响。

根据裂缝尺度可将其分为宏观裂缝(图 2h)和微裂缝(图 2e、图 2f)两部分。宏观缝主要包括由构造应力形成的构造缝和后期溶蚀作用形成的溶蚀缝两种，宽度1~5 mm，延伸长度可以达到厘米级。其中构造缝是在构造应力作用下岩石发生破裂而形成，表现为高角度缝、低角度缝和水平缝等3种，方向性延伸，构成了油气运移的有效通道，同时具有较好的储渗能力。溶蚀缝是受溶蚀作用形成或改造的裂缝，裂缝形态各异，可见裂缝被方解石、泥质填充的现象，指示该填充作用发生在溶蚀缝形成后期，对油气运移造成不利影响。微裂缝主要表现为成岩缝、溶蚀缝、压溶缝等微米-纳米级裂缝，宽度在0.1~10.0 μm，分布广泛，具有平行片状、弯曲分叉等形态。薄片观察可见早期形成的溶蚀微裂缝被后期压实作用形成的成岩缝错动，形成微米级网状连通结构；压溶缝是溶解蠕变形成的锯齿状裂缝，常见微米级压溶缝被沥青填充；纳米级微裂缝分布广泛，具有平行片状、弯曲分叉等形态，其成因复杂，包括溶蚀、压实、失水收缩或重结晶等作用。微米—纳米级微裂缝的广泛发育为连通大量孤立的孔隙提供了良好的通道。

2 孔喉特征

选取川中PL123井致密介壳灰岩岩芯样品进行测试和三维建模，其孔隙度为0.8%，渗透率为0.011 7 mD。利用CT扫描对样品进行微米和纳米级尺度描述(图 3a~图 3h)，然后进行相分割，图 3b中红色部分为致密的岩石骨架，蓝色部分为纳米级孔缝，通过数据分离，只保留孔缝数据，形成图 3c。从图 3b和图 3c可以看出，纳米级孔缝普遍存在，连通性较好。

图 3e为微米级孔缝发育情况，图 3f为数据分离后的图像，对比纳米级孔缝，可以很明显地看出，微米级孔缝发育数量明显减少，且连通性差。

在此基础上，分别建立纳米级和微米级孔缝的球管模型(Sphere-capillary Model)^[22-23]，如图 3d和图 3g所示，并对纳米级和微米级孔缝的球管模型进行叠合，得到图 3h。从CT扫描及建模结果来看，大量的微米—纳米级孔隙及裂缝广泛存在于基质内部，同时表现出多尺度多类型孔隙连续分布的特征，这点与此前研究结果相近^[24]。该样品扫描电镜表明(图 4)，在微米尺度上，压实作用明显，粒间胶结发育，粒间孔隙很少，微裂缝发育程度相对较低，连通性较差，孔隙空间分布分散，孔径在1~20 μm；在纳米尺度上，纳米级孔隙发育，孔径主要分布在300~800 nm，孔隙以粒间微孔、晶间微孔为主，粒间胶结发育。

CT扫描结果显示，大安寨段致密油储层基质灰岩内部具备较好的油气聚集空间和运移通道。

Apaydin等关于微裂缝对岩石基质渗透率的作用研究及陶士振等对该区致密油演化过程的研究结果表明^{[9, 25]}，致密储层基质中各种结晶矿物晶间缝隙、各种微纳米裂缝沟通孔隙之后能在一定程度上改善孔隙之间的连通性，形成发达的裂缝网络，有效提高油气渗滤能力。如果部分纳米喉道在地层环境下可作为有效渗流通道，那么此实验结果也为大安寨储层大面积整体含油现象的解释提供了依据。

3 孔喉系统类型

根据岩芯观测、扫描电镜以及CT扫描等实验结果分析认为，大安寨段致密油储层孔喉系统大致有两种类型，即孤立孔型和孔缝型(表 2)。其中，孤立孔型孔喉系统微裂缝发育程度较低，孔隙形状很不规则且孔隙呈零星分布，孔隙大小在0.1~10.0 μm，其中的喉道表现为孔隙小、喉道短、连通性较差的特征，喉道实际上是由孔隙收缩形成。这类孤立型孔喉以不连通的粒间孔、粒内孔和晶间孔为主。镜下薄片可见零星孤立分布的孔、几乎不见喉道。由CT扫描后所建立的球管模型图上，也明显地表现为孤立不连通的孔隙，其孔喉配置不佳，几何结构简单、拓扑延展性差。

而对于孔缝型孔喉系统，其微裂缝发育，孔隙类型多样，主要为次生溶蚀孔洞或溶蚀微孔和晶间微孔。孔径在0.05~10 000.00 μm，尺度变化大，且形态各异。由构造运动引起的微裂缝或溶蚀作用形成的微裂缝与之连通，形成孔隙之间的连通喉道，这类喉道形态细长，连通性好。还有沿古生物介壳边缘形成的微裂缝以及在矿物颗粒间形成的微裂缝，呈现为细长弯曲交错网状，连通性较好。在CT扫描建立的球管模型图上，孔喉配置极佳，特别是喉道几何形状多样，特征明显，相互连接，其拓扑结构延展性好。

另一种晶间微孔也属于孔缝型孔喉系统，其直径小，以纳米级为主，50~1 000 nm，形状很不规则；其连通喉道主要是晶间缝和小尺度的微裂缝，这类喉道延伸短，缝宽不到1 μm，连通性较差。由CT扫描建立的球管模型图上，孔喉配置欠佳，特别是喉道几何特征明显，仅局域性相互连接，其拓扑结构延展性稍差。

总体来讲，孤立孔型孔喉系统，连通性差、储集性能差。而孔缝型孔喉系统由于大量微裂缝沟通了从纳米级到毫米级不同尺度溶蚀孔、粒间孔和晶间孔，连通性相对较好。既为油气的储集提供了空间场所，也为油气运移提供了良好的通道。

4 储层类型

在以上研究的基础上，根据储集空间分布、孔缝配置关系、孔喉系统类型，并结合该区测井电性特征及动态产能资料，将大安寨段储层分为孔隙型、孔缝型、裂缝型等3类储层。

受沉积环境的影响，大安寨段发育各类致密介壳灰岩及暗色泥岩不等厚的互层，特别是在大一三段，灰泥互层非常发育。总体上讲，灰岩段多为微纳米尺度孔隙，孔隙之间几乎不连通。因此，平面上连通性差，非均质性强，但微裂缝非常发育，大部分微裂缝沿介壳发育，而灰岩中的介壳由于湖相成岩期的差异作用，破碎严重。此外，构造期破裂作用和溶蚀作用对致密灰岩的储集空间和改善储层的孔渗贡献较大。

4.1 孔隙型储层

大安寨段孔隙型储层储集空间主要发育晶间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、有机质孔等，孔径较小，部分含微裂缝，孔隙连通性差，孔喉系统为孤立孔。该类储层形成发育受沉积和成岩作用影响，以泥质介壳灰岩为主，且岩性致密，沉积环境为低能水体、半封闭成岩环境，在大一亚段、大一三亚段和大三亚段均有发育。基质平均孔隙度0.9%、渗透率0.010 0 mD，含油性较好，储层厚度3~5 m。GR值25~55 API，GR测井曲线形态表现为齿状箱型；声波时差50~55 μs/ft，测井曲线形态平滑，无明显响应特征；$R_{\text{T}}$值1 000~20 000 $\Omega\cdot$m，呈微齿状曲线形态。孔隙型储层采油曲线表现为长期持续低产，施加酸化压裂等措施后产能有所提高，随后，在一定时间内减产至原有程度，自然产能较低(图 5)。

4.2 裂缝型储层

裂缝型储层储集空间和渗流通道以裂缝为主，此类储层构造缝及成岩缝发达且呈网状延伸；形成于高能水体环境，岩性纯，主要发育在大一亚段及大三亚段。储层基质岩块渗透率极低，裂缝物性相对较好，裂缝平均孔隙度为2.0%、裂缝渗透率1.000 0~10.000 0 mD，孔喉系统为孔缝型，含油性好，储层厚度一般大于10 m。GR值20~40 API，GR测井曲线形态表现为微齿状箱型；声波时差值45~60 μs/ft，测井曲线形态无明显响应特征，如遇大段裂缝存在会出现周波跳跃现象；$R_{\text{T}}$值100~50 000 $\Omega\cdot$m，电阻率值变化范围大且深浅电阻率值下降明显，测井曲线形态呈指状。生产特征为高产时间短、递减速度快，采油曲线表现为前期高产，后期低产至无油气产出，递减率高(图 5)。

4.3 孔缝型储层

孔缝型储层中既有孔隙又有裂缝，表现为双重介质。其孔隙为主要储集空间，裂缝主要为渗流通道，但同时也具有一定储集能力，具有孔缝型孔喉系统。储层形成受多种地质环境影响，发育于高能水体环境，岩性较纯，物性相对较好，含油性好，孔隙度1.5%~2.0%、渗透率大于0.010 0 mD，主要发育在大一亚段及大三亚段，储层厚度一般大于5 m。GR值20~50 API，GR测井曲线形态表现为微齿状箱型，声波时差值45~60 μs/ft，测井曲线形态变化不明显，$R_{\text{T}}$值100~50 000 $\Omega\cdot$m，电阻率值变化范围大，表现为齿状测井曲线形态特征。储层中基质孔隙出油是长期稳产的基础，基质孔隙越发育，稳产期越长；裂缝加大了储层的渗流能力，起到增加产能的作用，裂缝越大，初期产量越高。采油曲线明显分为两个阶段，早期裂缝贡献为主，具有短期高产，快速递减的特点；后期则以孔隙贡献为主，表现为长时间持续低产(图 5)。

5 结论

(1) 大安寨段致密油储层储集空间类型多样，主要储集空间为溶蚀孔洞、次生微孔、微裂缝等次生孔隙，其中，储层基岩发育大量的微裂缝是确保大安寨段致密油储层油气大面积聚集的重要通道。

(2) 大安寨段孔喉系统可大致分为孤立孔型和孔缝型两种类型，孤立孔型连通性差，孔缝型连通性好。

(3) 根据储层储集空间类型、孔缝配置关系、测井响应特征以及动态产能，将大安寨段储层分为孔隙型、孔缝型、裂缝型等3类储层，其中孔缝型储层分布较广、裂缝型储层初期产能最高、孔隙型储层具有长期稳产的特点，潜力巨大。