致密油是致密储层油的简称，是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或者碳酸盐岩储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集^[1]。致密层的物性界限确定为标准大气压下渗透率小于1×10^-3 μm²、地下覆压渗透率小于0.1×10^-3 μm^2[2-3]。一般无天然产能，需通过人工压裂才能形成工业产能^[4-6]。近年来，致密油已成为非常规油气勘探的又一新热点^[7]，目前勘探开发技术发展最快的是美国，已发现致密油盆地19个，可采储量约为23×10⁸ t，主要集中在巴肯和鹰滩的页岩区带内，储集岩为致密砂岩和灰岩^[8]。国内致密油勘探开发技术发展处于领先地位的是鄂尔多斯盆地，已在延长组的致密砂岩中探明地质储量24×10⁸ t，准噶尔盆地、柴达木盆地和四川盆地在致密碳酸盐岩中也找到了数量可观的致密油资源^[3]，展现了良好的资源前景。

四川盆地大安寨段是侏罗系原油勘探开发的重要层位之一，目前已发现多个油气藏和含油气构造，油气呈大面积连续富集特征，其分布与产出不严格受构造圈闭的控制^[9]。油气主要富集于致密介壳灰岩储层中，储层孔隙度多小于2.0%，低于国内外几个致密油区储集层孔隙度。早期研究认为川中地区大安寨段为裂缝型油藏，勘探井位部署也主要遵循“找裂缝、打裂缝”的思路^[10-11]。1981年强子同等^[12]提出“成岩圈闭”观点，认识到向斜区出现工业油藏与大安寨段发育的岩性油藏有关。近年来，随着国内外致密油理论的发展，逐渐认识到大安寨段属于典型的致密油范畴^[13]，大面积分布的致密储层、广覆式分布的腐泥型较高成熟度的优质生油层、连续型分布的致密储层与生油岩紧密接触的配置关系为致密油富集的关键因素^[3]。国内学者针对大安寨段介壳灰岩储层沉积相^[14-15]、储层特征及控制因素^[16-17]、含油气性进行了大量的研究^[18-20]，但对致密油源储配置缺乏进一步深入分析，包括致密油源储配置的控制因素（构造活动？海平面变化？物源供给？气候变化？）^[21]、源储配置与油气富集的关系等，制约了致密油理论的进一步发展和勘探开发方案的提出。针对此问题，以侏罗系大安寨段致密油为研究对象，在对烃源岩和储层特征分析的基础上，结合已知油藏解剖，对致密油源储配置特征和平面分布规律开展了研究，并指出了下一步致密油潜在有利区。该研究内容将不仅为下一步致密油“甜点”区的预测和勘探开发方案的提出提供有益借鉴，还将对中国非常规油气沉积学学科的深化和完善具有重要的现实意义^[21]。

四川盆地为一具有明显菱形边框的构造盆地，根据盆地内的区域构造和油气分布特征，划分出6个二级构造单元^[22]。研究区位于四川盆地中部，构造位置上属于川中古隆中斜低缓带—川北古中坳陷低缓带（图1），面积约3.2×10⁴ km²，是一个大面积含油气区。总的构造格局为南高北低、自南向北逐渐倾伏的坳陷湖盆^[23]。侏罗系自下而上依次发育自流井组（珍珠冲段、东岳庙段、马鞍山段、大安寨段）、凉高山组及沙溪庙组、遂宁组、蓬莱镇组，各地层均整合接触。自流井组大安寨段是目前原油产层，已发现公山庙、桂花、金华、莲池和中台山等5个油田（图1），累计探明储量超7 500×10⁴ t，占侏罗系原油储量的92.8%^[24]。大安寨段为淡水湖相沉积，湖盆发展经历了初始湖泛期、最大湖泛期和湖退萎缩期3个阶段，根据岩性组合、电性、沉积旋回特征将大安寨段自上而下划分为大一、大一三和大三等3个亚段，岩性以深灰、灰黑色泥页岩与湖相介壳灰岩不等厚互层为特征（图1）。

图  1  研究区构造位置与综合柱状图

Figure 1.  Structural location and comprehensive stratigraphic column of the study area

四川盆地侏罗纪大安寨段沉积期为主湖泛期，缺乏外来物源影响，为欠补偿的“饥饿”湖盆背景。最大湖泛期的大一三亚段发育浅湖—半深湖泥页岩，以黑色、深灰色页岩为主，页岩颜色深、质纯、页理发育，为强还原条件的浅湖—半深湖相沉积产物，广泛分布于川中地区，北部厚，南部薄，厚度10~70 m不等，最大值出现于仪陇—达州一带，厚度可达70 m以上（图2）。岩石热解和有机碳含量测试分析结果显示（表1），大安寨段暗色泥页岩总有机碳含量（TOC）0.54%~2.32%，平均1.30%；产油潜率（S₁+S₂）0.38~13.33 mg/g，平均4.46 mg/g；产烃指数（PI）0.22~0.51，平均0.32；氢指数（HI）49.91~360.34 mg/g，平均201.09 mg/g；有效碳（PC）0.03%~0.77%，平均0.37%；烃指数（HCI）20.33~214.22 mg/g，平均97.73 mg/g。表明大安寨段暗色泥页岩有机质含量较高，为一套中—好烃源岩。烃源岩干酪根类型以腐泥型为主^[25]，有机质镜质体反射率（R_o）0.78%~1.76%，平均1.16%；最高峰温（T_max）441 ℃~459 ℃，平均447.63 ℃，处于成熟—高成熟阶段，绝大部分地区处于生油高峰期，生油条件较好^[24]。

图  2  川中地区大安寨段暗色泥页岩厚度图

Figure 2.  Dark mud-shale thickness map of the Da’anzhai member in the central Sichuan Basin

通过20口井岩心和108块铸体薄片分析结果显示，川中侏罗系大安寨段储集岩主要为介壳灰岩和泥质介壳灰岩。介壳灰岩为介壳滩的典型沉积产物^[14]，单层厚度一般5~10 m，厚者可达20 m以上，纵向上主要发育于大一亚段和大三亚段，在整个川中地区可连续追踪对比，分布较稳定。泥质介壳灰岩为介壳滩翼部和滩前斜坡相沉积物，介壳含量介于10%~40%，单层厚度2~5 m，累计厚度可达10~20 m，在垂向上主要分布于大一亚段下部及大一三亚段，常与暗色泥页岩互层或夹于厚层暗色泥页岩中，连续性较差，非均质性较^[17]。样品分析结果显示，大安寨段储集层孔隙度为0.38%~6.82%，平均1.67%，渗透率多低于0.1×10^-3 μm²，为特低孔致密储集层。

扫描电镜、微米CT测试结果显示，大安寨段储集空间类型包括溶蚀孔洞和基质孔隙（表2）。溶蚀孔洞型储层主要分布于大一亚段和大三亚段厚层介壳灰岩中，以磨030-H31井1 425.9 m为例（表2），介壳灰岩部分已发生重结晶作用，颗粒以粗晶为主，岩心上肉眼可见的孔洞大小不等，分布不均匀，孔径多>2 mm，储层孔隙度5.43%，渗透率0.604×10^-3 μm²，为粗孔—粗喉结构，排驱压力和中值压力较低，孔喉连通性较好。该类储层在纵向上局部相对集中发育，分布较局限，主要沿裂缝发育区分布，受裂缝控制明显^[26]。

表 2  川中地区大安寨段储集空间分类表

Table 2.  Reservoir space classification table of the Da’anzhai member in the central Sichuan Basin

储集空间类型	岩性	岩心照片	铸体薄片照片	CT扫描图像
溶蚀孔洞型	介壳灰岩
		磨030-H31井，1 425.9 m，介壳灰岩，已重结晶，晶体颗粒较粗，溶蚀孔洞分布不均	磨030-H31井，1 425.9 m，结晶灰岩，粒间溶孔，ϕ：5.43%，k：0.604×10-3 μm2	磨030-H31井，1 425.9 m，粗孔—粗喉，孔喉连通性较好
基质孔隙型	泥质介壳灰岩
		蓬莱10井，2 006.74 m，泥质介壳灰岩，肉眼见少量微孔	蓬莱10井，2 006.74m，ϕ：4.4%，K：0.279×10-3 μm2	蓬莱10井，2 006.74 m，孔喉半径小，结构复杂

基质孔隙型储层主要分布于介壳滩翼部或滩前斜坡相中—薄层泥质介壳灰岩中，与烃源岩毗邻，烃源岩排烃时遭受有机酸溶蚀，形成基质孔隙，包括介壳内溶孔、介壳与介壳间泥岩基质收缩孔和方解石晶体间隙等，以蓬莱10井2 006.74 m为例（表2），岩心观察可见少量毫米级孔隙发育，显微镜下可见大量微米级、纳米级溶孔，分布于壳体内或介壳间，微孔隙、介壳间孔顺介壳排列方向分布，呈“层状”特征，孔隙度4.4%，渗透率0.279×10^-3 μm²，孔喉半径较小，普遍介于0~1 μm，结构复杂。

致密油最重要的特点是源储共生，或源储紧邻。源储空间配置是控制致密油富集程度的关键^[27-28]。开展致密油源储配置研究，对下一步落实致密油潜在勘探领域具有重要意义。

通过研究区100多口井源储配置研究，结合5个油田的典型出油井解剖，对川中地区大安寨段源储配置类型进行了分析，结果表明：川中地区大安寨段发育3种源储配置（图3），即旁生侧储式（I型）、源储互层式（II型）和上源下储式（III型）。

图  3  川中地区大安寨段源储配置剖面图

Figure 3.  Source reservoir matching section for the Da’anzhai member in the central Sichuan Basin

旁生侧储式：储集层为分布于湖盆周缘高部位的滩主体的介壳灰岩，厚度较大，通常介于5~10 m，为湖平面下降期浅湖亚相沉积产物，储集空间类型为大小不等、分布不均、局部富集的溶蚀孔洞。烃源岩为湖盆中心的浅湖—半深湖相暗色泥岩。在空间上，储层与烃源岩侧向相接，构成旁生侧储式接触关系（图4）。

图  4  川中地区侏罗系大安寨段源储配置模式

Figure 4.  Source-reservoir matching model for the Da’anzhai member from the Jurassic in the central Sichuan Basin

源储互层式：储层岩相为中—薄层泥质介壳灰岩，厚度通常介于2~5 m，为介壳滩翼部或滩前斜坡相沉积产物，分布广、层数多，且距离烃源岩中心较近，发育基质孔隙型储层，储层条件相对较好，与烃源岩呈不等厚互层，接触面积大，源储呈“千层饼”状广覆式接触（图4）。

上源下储式：储层储集岩相为中—厚层介壳灰岩，分布于大三亚段，厚度5~10 m，为初始湖侵期滩相主体部位的沉积产物，大面积分布于湖盆沉降中心附近，发育溶蚀孔洞型储层，其上为大一三亚段斜坡区厚层烃源岩覆盖（图4），烃源岩厚度大、丰度高、生油条件好。以公山庙油田为例，公4井大三亚段钻遇5 m介壳灰岩储层，储层之上覆盖了近30 m大一三亚段暗色泥岩，源储紧邻，在垂向上构成良好的源储配置。

基于大安寨段源储配置类型及特征，结合沉积相和地震相，对大安寨段源储配置平面分布特征进行分析，并指出了下一步致密油潜在勘探领域。

大一亚段主要发育旁生侧储式和源储互层式等2种源储配置。旁生侧储式发育裂缝孔洞型储层，为介壳滩主体的沉积产物，但距离湖盆中心烃源岩较远，且储层之下主要发育滨湖相杂色泥岩。因此，烃源岩条件较差，且储层对裂缝依赖程度较高，目前未发现该源储配置成藏的实例，以磨030-H31井为例，该井大一三亚段钻遇单层10 m厚介壳灰岩，发育溶蚀孔洞型储层，但与储层直接接触的泥岩颜色已相变为杂色，烃源岩条件较差，表明该类源储配置烃源岩条件较差，不利于致密油富集。该类源储配置主要分布于金华—资阳—安岳—荣昌一带，另外在合川、广安、渠县等地区成条带状分布（图5a）；源储互层式发育基质孔隙型储层，对断裂和裂缝依存度不高，在源储压差驱动下，充注效率高^[29]，公山庙油田、莲池油田、桂花油田和中台山油田均发育该类源储配置，表明该类源储配置条件有利，有利于致密油富集。除金华油田、桂花油田和公山庙油田发育该类源储配置外，营山地区和秋林东南地区也发育源储互层式配置，有利于致密油富集，为下一步致密油勘探潜在勘探领域。

图  5  川中地区侏罗系大安寨段源储配置分布图

Figure 5.  Source-reservoir matching distribution of the Da’anzhai member from the Jurassic in the central Sichuan Basin

大一三亚段主要发育源储互层式（II型）源储配置，储层主要为基质孔隙型储层，烃源岩层为侏罗系最大湖侵期暗色泥岩，烃源岩厚度大、质量高，与中—薄层泥质介壳灰岩在垂向上呈“三明治”状构成不等厚互层，源储配置较好。该类源储配置在川中地区主要分布于中台山—金华—桂花—李渡—广安一线，围绕烃源岩中心呈半环带状分布（图5b）。目前已探明、并高效开发的中台山油田、金华油田和桂花油田均发育该类源储配置，李渡地区和广安地区为致密油下一步潜在勘探领域。

大三亚段主要发育上源下储式源储配置，储层主要为裂缝—孔洞，烃源岩为大一三亚段厚层烃源岩，烃源岩条件较好，且烃源岩生烃期排出的大量酸性水，不断溶蚀大三亚段介壳灰岩，有利于溶蚀孔洞型储层的形成。在川中地区公山庙、西充、金华、莲池、潼南、广安和渠县等地大面积连片分布（图5c）。公山庙油田、莲池油田均发育该类源储配置，表明该类源储配置条件较好，有利于致密油富集。渠县、广安地区为致密油下一步潜在有利区。

综合上述分析表明：川中地区大安寨段发育3类源储配置，受构造运动、湖平面升降变化和气候条件的影响，在空间上发育不同的源储配置，也致使不同的源储配置含油气性有所差异。源储互层式和上源下储式为川中地区大安寨段最有利于致密油富集的源储配置，秋林、仪陇、渠县、李渡和广安地区发育源储互层式和上源下储式源储配置，有利于致密油富集，为川中地区大安寨段致密油下一步潜在勘探领域。因此，开展致密油源储配置研究，将为致密油“甜点”储层预测、下一步勘探领域优选和钻井部署提供地质依据。

（1） 川中地区大安寨段烃源岩较发育，储层主要包括溶蚀孔洞和基质孔隙等2种，为四川盆地致密油勘探主要层系之一。

（2） 大安寨段发育旁生侧储式、源储互层式和上源下储式等3类源储配置，源储互层式和上源下储式为最有利源储配置。

（3） 秋林、仪陇、渠县、李渡和广安地区发育源储互层式和上源下储式配置，有利于致密油富集，为下一步川中地区致密油潜在勘探领域。