0 前言
四川盆地陆相致密油勘探历史悠久。1956年川中会战时期于下侏罗统自流井组大安寨段获得石油发现，储层岩性以湖相致密介壳灰岩为主[5]。大安寨段作为四川盆地侏罗系的重要原油产层，其原油发现占整个侏罗系储量的92.8 %。迄今为止已发现公山庙、桂花、金华、莲池和中台山等5个油田，累计探明储量超过7 500×104 t[6-7]，勘探潜力大。大安寨段碎屑岩与碳酸盐岩共存，为典型的混合沉积，含油气层段岩性变化快，储层较致密，且非均质性强，属于典型的致密储层范畴[7-9]（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 μm2）。勘探实践证明，中生代湖相混积岩同时具备生油和储油能力，致密储层在我国陆相湖盆广泛发育，是重要的勘探领域和方向[10]。根据油气富集规律的分析，大安寨段致密油的富集表现出以下3个特点：烃源岩的分布决定了盆地尺度的油气富集，有利沉积相带决定了区带尺度致密油的富集，有利成岩相和裂缝的展布控制了致密油甜点区的分布[11-12]。致密油主要发育在大安寨段三亚段（简称大三亚段）的下部和大一亚段的上部[12]。除致密油外，大二亚段作为主要烃源岩发育层段[13-14]，其厚层泥页岩同时具备发育页岩油气藏的潜力[15-16]。目前四川盆地侏罗系原油勘探仍按常规油气勘探思路找构造高点，围绕厚层介壳灰岩开展，尚未从混合沉积发育规律的角度分析致密油气藏，尤其是页岩油气藏的成藏机理，以及两种类型油气藏的立体勘探潜力。
本文对大安寨段湖相混合沉积的发育模式和沉积机制进行综合分析，探讨大安寨段混积岩致密油和页岩油立体勘探潜力。致密油方面，明确大一亚段碳酸盐岩储层是否在盆地内大规模分布，基质孔隙能否形成规模有效储层，以及裂缝和沉积成岩作用是否控制致密油甜点的形成；页岩油方面，探讨大二亚段页岩油富集和高产的控制因素。进而探讨大安寨段非常规油气的立体勘探潜力，以期为下一步陆相致密油和页岩油勘探开发方案的提出提供有益借鉴。
1 地质背景
四川盆地是一个多旋回的沉积盆地，呈菱形展布，其四周为高大山系所环绕，西北方向为龙门山断褶带，东北方向为大巴山断褶带，东南方向为川湘坳陷断褶带，南部和西南部为峨眉瓦山断褶带及娄山断褶带（图1a），是扬子、华北、青藏三大联合陆块的核心部位[7,17]。以现在陆相地层分布的边界计算，盆地面积约为19×104 km2。地层主要由两套层序组成，分别是震旦系—中三叠统海相层序和上三叠统—第四系陆相层序[18]。三叠纪末，受燕山运动影响，四川盆地西部发生大规模隆起，北部秦岭板块则出现局部伸展和垮塌，形成了陆内弱拉张环境下的大型克拉通内坳陷盆地。下侏罗统自流井组自下而上依次发育珍珠冲段、东岳庙段、马鞍山段和大安寨段。大安寨段沉积期，构造活动稳定，盆地周缘缺少物源供给，为欠补偿的“饥饿”湖盆背景，发育早侏罗世最大规模的湖相沉积[15,19]。湖盆发展经历了初始湖泛期、最大湖泛期和湖退萎缩期等3个阶段[20-21]。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3个亚段，岩性以深灰色、灰黑色泥页岩与湖相介壳灰岩不等厚互层为特征（图1b）。
2 混积岩发育特征
四川盆地侏罗纪具有“北东陡、西南缓”的整体构造格局，大安寨段沉积厚度整体较为均匀，最大沉积厚度约100 m，向盆地边缘沉积厚度逐渐减薄，同时盆地内发育多个低隆起[22]。大安寨段沉积期处于最大湖侵期，盆地整体是一个相对安静的内陆湖盆，沉积中心位于川中北部的仪陇—营山—达州一带[23]（图2），周缘发育呈半环带状展布的介壳滩，滨湖相沉积主要分布在川南、川西地区，三角洲相沉积主要分布在川西、川北等盆地边缘部位。湖盆范围内物源供给不充分，为碳酸盐岩的发育提供了有利条件。古地貌控制了大安寨段的岩相展布：在浅湖区的水下低隆起部位形成了大面积的中—厚层条带状介壳滩，且整体呈环带状分布，岩性以深灰色、灰黑色湖相泥页岩与湖相介壳灰岩互层为主，在川中地区主要发育黑色页岩、褐灰色介壳灰岩、含泥质灰岩与黑色泥页岩不等厚互层，介壳滩灰岩厚度较大；湖盆的斜坡区发育薄层泥晶灰岩和泥质介壳灰岩；湖盆的凹陷区以浅湖—半深湖相泥页岩夹极薄层介壳灰岩条带为主。介壳灰岩中生物介壳多呈碎片状产出，可见保存完整的化石[23-24]。
大安寨段沉积期湖盆整体经历了一次完整的湖侵-湖退旋回：大三亚段至大二亚段早期为湖侵阶段；大二亚段晚期至大一亚段为湖退阶段。在此期间还经历了多次湖平面的次级变化，导致了沉积亚相和微相在空间上的变化迁移（图3），为大安寨段混积岩的发育创造了条件。
钻井和野外露头均揭示了湖平面频繁变化导致沉积亚相、微相变化的特征，并形成了大安寨各亚段发育混合沉积的现象。以达州铁山金窝村大安寨段野外露头为例（图4），其整体表现为页岩-页岩夹石灰岩纹层、介壳灰岩-细砂岩、泥岩、介壳灰岩依次发育的沉积特征，从底部到顶部的岩性变化反映了半深湖—浅湖—半深湖—浅湖的沉积环境变迁。在整体变化趋势下，局部层段沉积时期受高频湖平面振荡的影响，沉积产物相应发生变化。该露头剖面实测厚度为12.6 m（图4）。底部1.5 m为暗色页岩，标志着由马鞍山段进入大安寨段，沉积环境从浅湖相进入半深湖相。该底界面沿层分布较多生物碎屑化石，是识别大安寨段的标志界面。往上发育了4.5 m厚的页岩夹薄层石灰岩纹层、1 m厚的介壳灰岩及0.6 m厚的细砂岩，这一段含有丰富的生物碎屑化石，且发育波痕，指示水体逐渐变浅的过程，沉积环境逐渐由半深湖相过渡到浅湖相。浅湖相沉积之后，泥质含量开始明显增加，岩性表现为介壳灰岩夹泥岩的组合，介壳灰岩的厚度明显变薄，泥质含量显著增加，剖面整体呈灰黑色。从岩石组合特征推测，该段沉积环境再次转为半深湖。短暂的半深湖相沉积后，又相继发育了细砂岩、泥岩和厚层介壳灰岩，且介壳灰岩厚度达到3.2 m，介壳非常发育，表明沉积环境再次转变为浅湖。
在金窝村剖面出露的10多米厚的层段内，泥页岩、砂岩、碳酸盐岩多种岩相组合的交替发育和快速变化，是典型的湖平面高频变化控制下形成的混合沉积现象。从油气勘探角度来看，无论是大尺度的沉积环境变化，还是小尺度的高频岩性变化，对致密油气和页岩油气的成藏都具有重要意义。
3 油气成藏意义
3.1 大二亚段发育优质烃源岩
勘探实践证实，大安寨段致密油主要来自于大二亚段厚层泥页岩[7]。大二亚段对应最大湖泛期，主要发育浅湖—半深湖相泥页岩，低能介壳滩沉积局部发育。这套泥页岩分布范围广，沉积中心位于川中—川东地区，呈近东西向展布，面积达12.8×104 km2（图5a）。地球化学分析表明，这套暗色泥页岩是一套中等—好的烃源岩，总有机碳（TOC）为0.54%~2.32%（平均为1.30%）[7,25]。黑色—深灰色泥页岩厚度最高可达70 m以上，一般在10~70 m之间，向南厚度逐渐变薄，其中分布较广的优质烃源岩厚度集中在20~40 m之间 (图5b)。有机质类型主要为Ⅱ1、Ⅱ2型，以生油为主。镜质组反射率（Ro）介于1.0%~1.4%，达到成熟阶段。受构造活动影响，大安寨段泥页岩成熟度大于1%的区域主要集中在川中地区，具体在通江—仪陇—南充—遂宁—达州一带（图5c）。总体来说，大二亚段烃源岩品质好、分布广，为大安寨段油气成藏提供了主要的油气来源。
3.2 大安寨段发育致密油气储层
大安寨段的储层岩性主要受沉积相带控制，表现为广泛分布的泥页岩、石灰岩及薄层砂岩的混合沉积。具体岩性组合包括：纯页岩和泥页岩夹石灰岩薄层组合，位于湖盆中部的半深湖—深湖相沉积区；泥页岩与介壳灰岩互层组合，主要位于浅湖环境的低能介壳滩相沉积区；厚层介壳灰岩夹薄层泥页岩组合，位于浅湖环境的高能介壳滩相沉积区。
油气勘探实践表明，大安寨段致密油气的有利储层主要为介壳灰岩，发育在浅湖低能环境的介壳滩相带，靠近湖盆中心的烃源岩发育区，为致密介壳灰岩油气藏的形成提供了基础条件。
无论是介壳灰岩还是泥质介壳灰岩，其基质孔隙度都不高。钻井岩心统计分析表明：介壳灰岩储层基质孔隙度介于0.72%~1.00%，平均值为0.83%，渗透率平均值为0.05×10-3 μm2；含泥介壳灰岩孔隙度介于1.06%~1.32%，平均值为1.22 %，渗透率平均值为0.052×10-3 μm2。其有效储集空间主要为溶蚀洞、溶蚀孔和裂缝，表明形成规模有效储层需要经过后期改造[21,26]。结晶介壳灰岩主要发育溶蚀孔洞和构造缝；亮晶介壳灰岩和含泥介壳灰岩中可见基质显孔，偶见晶间孔隙和构造裂缝。扫描电镜下还可以看到介壳内的方解石晶格微孔。岩心中可以观察到构造缝-溶孔和溶洞。经过裂缝改造后的储层品质明显提高。钻井资料统计分析表明：发育裂缝样品的孔隙度平均值为2.7%，是介壳灰岩基质孔隙度的2.2倍；渗透率平均值为2.643×10-3 μm2，达到了基质渗透率平均值的54倍[27]。
3.3 大二亚段发育页岩油气甜点区
对大安寨段的岩心和露头样品进行岩石热解分析，统计结果表明：大安寨段泥页岩TOC介于0.1%~4.27%、平均值为1.15%，其中TOC高于2%的样品占10%左右[15]。根据上述钻井岩心和露头样品的烃源岩数据，新编制了四川盆地大安寨段泥页岩厚度图（图5a），以及TOC大于1%的泥页岩厚度图（图5b），两图均显示烃源岩最有利的区域位于川中北部仪陇—达州—梁平一带。大安寨段烃源岩Ro介于0.9%~1.5%，普遍处于成熟—高成熟阶段[19]。在盆地范围内，大安寨段南部埋藏浅、北部埋藏深，有机质成熟度整体具有从南向北逐步提高的趋势（图5c）。总体而言，大安寨段湖相页岩油气生产能力强、资源潜力大。杨跃明等[15]采用3种方法（生烃模拟法、热解法、氯仿沥青“A”法）计算了大安寨段页岩油的资源量，约为（32~98）×108 t，平均值为70×108 t；同时采用2种方法（生烃模拟法和含气量法）计算了大安寨段页岩气的资源量，约为（2~5）×1012 m3，平均值为3.5×1012 m3。
大安寨段岩心样品物性分析表明，页岩储层的物性明显优于致密介壳灰岩，可作为优质储层。据杨跃明等酒精法测试结果：页岩平均孔隙度为5.80%（介于0.35%~13.65%），而介壳灰岩平均孔隙度仅为1.06%（介于0.13%~6.92%）；页岩平均渗透率为1.76 ×10-3 μm2，同样高于致密介壳灰岩的平均渗透率1.06 ×10-3 μm2 [19]。通过岩心、露头、扫描电镜等手段分析，大安寨段页岩储层的宏观储集空间以裂缝为主，溶蚀孔、溶蚀洞数量很少（图7a—7c）；镜下观察表明，页岩中微孔隙非常发育，但微米级以上的原生孔隙较少。依据孔隙成因可分为有机质孔、溶蚀孔和黏土矿物晶间孔等类型（图7d—7g）。
3.4 川中地区大安寨段发育3种源储组合
通过对研究区100多口井源储配置的研究，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组合类型进行了分析。结果表明：川中地区大安寨段发育3种源储组合（图8），即“旁生侧储”式、“源储互层”式和“上源下储”式。
大一亚段主要发育“旁生侧储”式源储组合。裂缝-孔洞型储层是以介壳滩为主体的沉积产物，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，能否成藏取决于侧向的烃源岩供烃条件。
大二亚段主要发育“源储互层”式源储组合。储层主要为基质孔隙型储层，烃源岩层为侏罗纪最大湖侵期的暗色泥页岩，烃源岩厚度大、质量高，与中—薄层泥质介壳灰岩在垂向上构成“三明治”状不等厚互层，源储组合配置较好。
大三亚段主要发育“上源下储”式源储组合。储层主要为裂缝-孔洞型储层，烃源岩为大二亚段厚层泥页岩，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，这为致密油规模富集奠定了基础。
4 勘探领域
随着页岩油气的突破，大安寨段油气勘探开创了一种在混合沉积背景下的非常规油气立体勘探新模式。在立体勘探思路指导下，针对介壳灰岩致密油气藏，应重点关注规模有利储层的发育区；针对页岩油气的勘探，则应聚焦混积岩中富有机质泥岩段，基于“连续型油气聚集”理念，着力寻找甜点区，即TOC含量高、成熟度高、页岩油气储层物性好的区域（图9）。
4.1 介壳灰岩有利储层发育区
川中地区主要发育仪陇—中江—射洪、遂宁—广安2个介壳灰岩有利储层发育区：
仪陇—中江—射洪一带 该区在大三亚段沉积期处于相对高能相带，介壳灰岩较发育；大二亚段沉积期处于浅湖—半深湖相带，靠近湖盆中心，岩性以厚层暗色泥页岩为主，夹薄层介壳灰岩，烃源岩条件优越；大一亚段沉积期处于低能介壳滩相带，发育一定厚度的介壳灰岩，累计厚度达10 m左右，与暗色烃源岩不等厚互层，具有较好的源储配置关系。同时该区处于西充构造—八角场构造—公山庙构造之间，发育小型的褶皱、凸起等正向构造，裂缝较发育[29]，这为储层改造提供了条件，具备形成规模有利介壳灰岩储层的潜力。
遂宁—广安一带 该区在大三亚段沉积期处于高能滩相带，介壳灰岩较发育；大二亚段沉积期处于半深湖相带，靠近湖盆中心，岩性以厚层暗色泥页岩为主，厚度大于40 m，烃源岩条件优越；大一亚段沉积期处于浅湖—半深湖过渡相带，发育一定厚度的介壳灰岩，累计大于10 m，与暗色烃源岩不等厚互层，具有较好的源储配置关系。同时，该区处于大巴山造山带应力场波及带边缘，受乐山—龙女寺隆起等构造作用影响具有多期次、多方向应力作用的特点，为裂缝发育提供了良好的条件，具备形成规模有利介壳灰岩储层的潜力。
4.2 页岩油气有利甜点区
古环境对沉积相的发育与分布具有重要的控制作用。大二亚段沉积期，气候潮湿、降水多、气温低，水体还原性强、盐度低，有利于泥页岩沉积、有机质富集和孔隙发育[20]。大二亚段的富有机质泥页岩厚度大，TOC高，孔隙度较高，孔隙类型以无机孔为主。页岩油气有利区与页岩的纹层有关。薄片尺度下页岩纹层主要有两种，一种为暗纹层，另一种为亮纹层。纹层的亮暗主要受页岩内部不同矿物含量的影响：暗纹层以黏土矿物为主，其次为石英和长石；而亮纹层的主要矿物为石英和长石（或介壳碎屑与石英），黏土矿物含量较低。在不同的纹层中，黏土矿物纹层的有机质丰度、孔隙度和含油饱和度高[30]，是最有利的页岩油气生成和储集的纹层。针对甜点区，开展地层压力预测及富集因素研究[31-32]可为获得高产提供基础依据。杨跃明等[15]以国内外页岩油气评价指标为基础，结合大安寨段湖相页岩自身的特点，提出了四川盆地页岩油气有利勘探区带评价的7大标准：TOC大于1.5%；页岩厚度超过10 m；页岩热解参数（S1）大于2 mg/g；热演化程度（Ro）超过1.1%；地层压力系数大于1.1；埋藏深度在1 800~3 000 m之间；位于浅湖—半深湖沉积相带范围内。根据以上评价标准，优选出仪陇—射洪—遂宁—南充一带为下一步页岩油气最有利勘探区带。
4.3 立体勘探有利区域
沉积相与岩性分布表明，规模介壳灰岩呈“镶边状”分布于厚层泥页岩周缘，紧邻半深湖相泥页岩，并与浅湖相泥页岩在空间上叠置，这为非常规油气立体勘探提供了有利的地质条件。根据泥页岩与介壳灰岩的空间配置关系，可将大安寨段非常规油气藏分为3类：“旁生侧储”式、“源储互层”式和“上源下储”式，其中最有利的源储配置类型为“源储互层”式和“上源下储”式。
根据源储分布情况分析，认为川中地区大安寨段沉积中心西部、南部的仪陇—中江—射洪—遂宁—广安一带是立体勘探有利区。该区发育大一亚段、大三亚段厚层介壳灰岩，且紧邻大二亚段厚层泥页岩发育区，既可以针对“源储互层”式和“上源下储”式配置开展致密储层油气藏勘探，也可以针对大二亚段的浅湖—半深湖相泥页岩开展油气勘探，从而构建立体勘探场面，有利区域总面积近1×104 km2。
5 结论
（1）四川盆地下侏罗统大安寨段湖相碳酸盐岩、碎屑岩高频交替发育，优质烃源岩（泥页岩）与有利储层紧密共生，构成了“源储一体”或“源储紧邻”的优越成藏组合。
（2）大安寨段具备致密油气与页岩油气立体勘探的巨大潜力：大二亚段厚层泥页岩可作为烃源岩的同时，具有形成页岩油气藏的潜力；大一、大三亚段厚层介壳灰岩具有形成致密油气藏的潜力。
（3）仪陇—中江—射洪—遂宁—广安一带发育厚层介壳灰岩，紧邻大二亚段烃源岩，具备“源储互层”和“上源下储”式源储配置，为下一步大安寨段混积岩非常规油气立体勘探的最有利领域。
