我国已在渤海湾盆地、松辽盆地等多个盆地取得湖相页岩油勘探突破，该领域显示出了巨大资源潜力和广阔开发前景，是油气增储上产的重要战略接替领域。四川盆地侏罗系经历了常规油气勘探、致密油气攻关和页岩油气探索3个勘探阶段，2010年以前，常规油气勘探目标集中在凉高山组砂岩和自流井组大安寨段裂缝型石灰岩油藏，利用直井与大型加砂压裂技术获大量高产工业油流；在常规勘探基础上，2011—2018年的致密油攻关阶段重点针对自流井组大安寨段块状灰岩、沙溪庙组一段(沙一段)致密砂岩开展工作，利用水平井加体积压裂为核心的配套技术钻探16口井，仅沙溪庙组一段砂岩获得突破。近年来，随着侏罗系页岩油研究的深化，勘探对象从传统的砂岩、碳酸盐岩转变为湖相页岩，取得了一系列重大突破。中国石油在川东北平昌地区平安1井凉高山组页岩日产油112.8m³、日产气11.45×10⁴m^{3 [1-2]}，在川东地区YT1井凉高山组日产气为1.83×10⁴m³、日产油为1.16m³，TD002-X18井上返测试凉高山组致密砂岩储层，自喷日产气1.29×10⁴m³、微量凝析油；中国石化在普光气田普陆3井凉高山组日产气13×10⁴m³，泰页1井凉高山组日产气7.5×10⁴m³、日产油9.8m^{3 [3-9]}。四川盆地侏罗系凉高山组、大安寨段、东岳庙段3套富有机质页岩规模叠置分布，页岩油资源量超过20×10⁸t，具备页岩油气勘探的良好资源基础^[10-12]。

由于湖相页岩非均质性强，岩性组合类型多样，岩性组合对页岩油储层的发育及含油性等特征具有明显控制作用，不同类型岩性组合条件下页岩油富集规律及主控因素差异明显，纯页岩型、夹层型页岩均可发育甜点段，目前已在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地等多个盆地勘探实践得到印证^[13-24]。四川盆地湖相页岩油研究刚刚起步，认识尚不深入，复杂岩性组合条件下储层及含油非均质性较强，限制了页岩油地质关键甜点的选择。本文利用XQ1井、YT1井、HQ1井、PA1井、YQ1井、YJ1井6口取心井的侏罗系凉高山组页岩层段资料进行系统分析，主要从页岩岩性组合类型的识别与划分入手，开展不同类型页岩的地球化学特征、储集特征、脆性特征、含油气特征等研究与对比分析，优选有利岩性组合类型，以期对四川盆地侏罗系页岩油的深化勘探起到积极推动作用。

四川盆地形成于印支期，现今的构造面貌是喜马拉雅构造运动综合褶皱作用所形成。构造上处于扬子地台的西北侧，是扬子地台的一个次级构造单元。盆地呈明显的菱形结构形态(图 1左)，其北部为米仓山断褶带、大巴山断褶带，西部为龙门山断褶带，西南部为峨眉山—瓦山断褶带，东部为大娄山褶皱带、齐岳山断褶带^[25]。区域内构造褶皱强烈，发育一系列北东—南西向高陡背斜、向斜带，背斜狭窄，向斜宽缓。

图 1

图 1 四川盆地构造图(左)和侏罗系凉高山组地层柱状图(右) Fig. 1 Division of structural units in Sichuan Basin (left) and stratigraphic column of the Jurassic Lianggaoshan Formation (right)

侏罗纪原型沉积盆地东抵湖北，南达贵州、云南，面积达几十万平方千米，远非现今的构造型四川盆地^[25]。盆地内中—下侏罗统自下而上为自流井组、凉高山组和沙溪庙组，纵向上发育多套富有机质页岩层段。富有机质页岩层段发育主要受湖盆水进、强还原条件等因素控制^[26]，主要分布于自流井组东岳庙段、大安寨段，凉高山组及沙一段顶部。凉高山组岩性以砂岩、泥页岩为主，依据次级湖泛期页岩空间分布及岩性组合，自下而上划分为凉一段、凉二段、凉三段(图 1右)。

四川盆地侏罗系凉高山组自下而上发育6期厚度较大的页岩(图 2、图 3)，表明凉高山组沉积期内湖盆发生了多次迁移。第一至第三期页岩分布于凉一段，湖盆沉积中心由川东南向川中逐渐扩展，属于湖侵期的半深湖—深湖沉积，为一套连续厚20~30m的深灰色、黑色页岩(图 3a)，偶夹薄层粉砂岩和介壳层。第四至第六期页岩分布于凉二段及凉三段(图 2)。凉二段沉积期湖盆中心位于川中西充、广安地区，凉二段顶部为一套厚15~22m富含有机质的黑色页岩夹薄层粉—细砂岩，局部见介壳(图 3b)。凉三段沉积期顶部为一套厚5~15m富含有机质的黑色页岩夹薄层粉—细砂岩(图 3c)，页岩厚度较薄，分布范围较大，南达磨溪、北到龙岗、东抵五百梯地区。3期湖盆迁移沉积过程表明凉高山组岩性较为复杂，不同层段、不同地区、不同岩性组合的页岩具有不同的储层特征。

图 2

图 2 四川盆地侏罗系凉高山组页岩分布剖面图(据文献[26]修改) Fig. 2 Well correlation section with shale development intervals in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin (modified after reference [26])

图 3

图 3 四川盆地侏罗系凉高山组页岩厚度平面分布图(据文献[26]修改) Fig. 3 Shale thickness map of the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin (modified after reference [26])

凉高山组泥页岩作为致密油气烃源岩，由于其不同岩性组合的矿物组成、水动力环境、有机质生烃基础、储集空间等方面显示不同特征，导致不同岩性组合的页岩地层具有不同含油性、物性和可动性，不同页岩层或同一页岩层在不同地区生烃或勘探潜力差异大^[27-31]。结合野外剖面及凉高山组页岩层段岩心观察发现(图 4)，凉高山组富有机质页岩段主要发育3种岩性：灰黑色页岩、含介壳页岩及粉砂岩。综合区域沉积环境特征及探井实际岩心资料，重点考虑以能够反映四川盆地凉高山组页岩典型的岩石类型组合与所代表的典型沉积微相环境为依据，进一步识别并划分出三大类5种岩性组合(图 5)。第一类为纯页岩组合(A型)，黑色厚层页岩，页理发育，测井曲线表现为连续高GR、高AC，主要发育于半深湖—深湖泥沉积微相。第二类为介壳型页岩组合(B型)，可细分为含介壳页岩组合(B1型)和含粉砂含介壳页岩组合(B2型)，其中，含介壳页岩组合(B1型)为黑色页岩夹介壳层，介壳层以纹层状—薄层状产出，测井曲线呈指状低GR、中—低AC特征，主要发育浅湖泥、介壳滩沉积微相；含粉砂含介壳页岩组合(B2型)为页岩中夹粉砂纹层与介壳纹层不等厚互层，测井曲线表现为钟形低GR、低AC，主要发育浅湖泥、沙滩沉积微相。第三类为粉砂型页岩组合(C型)，可细分为含粉砂页岩组合(C1型)和粉砂岩与泥页岩薄互层组合(C2型)，其中，含粉砂页岩组合(C1型)为灰黑色泥页岩夹粉砂纹层，测井曲线呈钟形或漏斗形中—低GR、低AC，以浅湖—半深湖泥为主要沉积微相；粉砂岩与泥页岩薄互层组合(C2型)测井曲线表现为多个漏斗形低GR、低AC相叠加，以砂泥坪为主要沉积微相。由于介壳型页岩组合及粉砂型页岩组合中除页岩外，还包含介壳纹层、粉砂纹层，本文针对不同岩性组合，分析时考虑了纹层组合整体取样，以研究不同组合的储集空间大小、连通性、含油性及可动性。

图 4

图 4 四川盆地侏罗系凉高山组岩心典型特征图 Fig. 4 Typical characteristics of outcrops and cores in the Jurassic Liangshan Formation in Sichuan Basin (a)深灰色、灰黑色页岩，XQ1井，2467.4~2467.74m，凉二段；(b)灰黑色页岩夹多条介壳层，YT1井，2427.66m，凉二段；(c)灰黑色泥页岩与粉砂质条带互层，顶底同时见两条介壳层，G110井，2431.72m，凉二段；(d)灰黑色泥岩与深灰色粉砂岩互层，发育波状层理，YT1井，2167.07~2167.46m，凉二段；(e)深灰色粉砂岩夹泥质纹层，发育波状粉砂纹层，DC5井，1625.64m，凉三段；(f)灰黑色页岩夹粉砂纹层，见砂岩透镜体，见生物扰动，G104井，2562.85m，凉二段

图 5

图 5 四川盆地侏罗系凉高山组页岩岩性组合类型图 Fig. 5 Types of shale combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

凉高山组富有机质页岩TOC整体较低，其中不同岩性组合页岩TOC差别较大。A型纯页岩组合中页岩TOC为0.22%~3.29%，平均为1.13%；B1型含介壳页岩组合中页岩TOC为0.39%~2.20%，平均为1.18%；B2型含粉砂含介壳页岩组合中页岩TOC为0.31%~2.06%，平均为1%；C1型含粉砂页岩组合中页岩TOC为0.18%~3.01%，平均为0.95%；C2型粉砂岩与泥页岩薄互层组合中页岩TOC为0.11%~2.73%，平均为0.75%。凉高山组不同岩性组合页岩普遍具有生烃潜力，其中纯页岩组合与介壳型页岩组合页岩TOC平均值大于或等于1%，相对粉砂型页岩组合较高，具有较强生烃能力。

凉高山组不同岩性组合页岩有机质成熟度R_o介于0.88%~1.70%，平均为1.03%~1.26%，反映出不同岩性组合富有机质页岩以成熟阶段为主，处于大量生油时期，页岩具有大量生油的潜力。

沉积环境的不同影响着烃源岩中有机质的类型。A型纯页岩组合页岩有机质以腐泥组含量最高，平均可达80%左右，其次是惰质组和镜质组，平均分别为9%和7%，壳质组含量较低，有机质类型大多为Ⅱ₁型；B型介壳型页岩组合页岩有机质以腐泥组含量最高，平均可达52%左右，壳质组含量稍低，平均在40%左右，镜质组含量平均为9%，惰质组含量极低，有机质类型大多为Ⅱ₁型；C型粉砂型页岩组合页岩有机质以腐泥组含量最高，其次是惰质组，有机质类型大多为Ⅱ₂型(表 1)。总的来说，A型纯页岩组合与B型介壳型页岩组合页岩有机质类型好于C型粉砂型页岩组合，属于倾油型烃源岩，具备良好生烃潜力。

表 1

表 1 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩有机质类型表 Table 1 Organic matter types of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin 不同岩性组合烃源岩 腐泥组/% 壳质组/% 镜质组/% 惰质组/% 类型指数T1 干酪根类型 纯页岩组合(A型) 80 3 7 9 67.3 Ⅱ1 介壳型页岩组合(B型) 含介壳页岩组合(B1型) 52 39 9   64.8 Ⅱ1 含粉砂含介壳页岩组合(B2型) 51 40 9   64.3 Ⅱ1 粉砂型页岩组合(C型) 含粉砂页岩组合(C1型) 46 7 14 33 6 Ⅱ2 粉砂岩与泥页岩薄互层组合(C2型) 61 5 8 26 31.5 Ⅱ2 注：表中数据为平均值。

表 1 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩有机质类型表 Table 1 Organic matter types of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

不同岩性组合页岩矿物组成不尽相同。A型纯页岩组合中页岩黏土矿物含量平均为48.34%，石英含量平均为42%，长石含量平均为8%，含有少量碳酸盐矿物和菱铁矿，脆性指数平均为51.32%。B1型含介壳页岩组合中页岩黏土矿物含量平均为28.23%，石英含量相对较低，平均为35%，长石含量平均为6%，碳酸盐矿物含量相对较高，平均为29%，含少量菱铁矿和黄铁矿，脆性指数平均为71.70%。B2型含粉砂含介壳页岩组合中页岩黏土矿物含量平均为31.4%，石英含量相对较低，平均为33%，长石含量平均为7%，碳酸盐矿物含量较高，平均为27%，含少量菱铁矿，脆性指数平均为68.42%。C1型含粉砂页岩组合中页岩黏土矿物含量相对较低，平均为33.6%，石英含量平均为53%，长石含量为14%，含少量碳酸盐矿物、菱铁矿和黄铁矿，脆性指数为66.33%。C2型粉砂岩与泥页岩薄互层组合中页岩黏土矿物含量平均为33.53%，石英含量平均为49%，长石含量平均为15%，含少量碳酸盐矿物、菱铁矿和黄铁矿，脆性指数平均为66.44%(图 6)。纯页岩组合页岩黏土矿物含量较高，脆性指数相对较低；由于受到碎屑、碳酸盐等刚性矿物沉积影响，介壳型页岩组合、粉砂型页岩组合页岩表现为脆性指数较高，具有较好的可压裂性。

图 6

图 6 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩黏土矿物含量(a)及脆性指数(b)统计图 Fig. 6 Clay mineral content (a) and brittleness index (b) of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

四川盆地侏罗系凉高山组A型和C型组合段有机质孔发育程度略高，多为不规则状，孔径多为100~ 500nm；A型组合段局部发育蜂窝状有机质孔，B型组合段有机质孔发育程度较低(图 7)。A型组合段无机孔主要为粒内溶蚀孔、黄铁矿晶间孔，矿物边缘溶蚀形成的粒间孔较发育，孔隙多呈不规则状，孔径多大于1μm；C型组合段中无机孔主要为粒内溶蚀孔、粒间孔，黄铁矿晶间孔发育程度不高，粒径多为亚微米及纳米级；B型组合段中无机孔发育程度较低。各岩性组合段微裂缝发育程度均较高，以黏土矿物开裂形成的较大裂隙及有机质边缘缝为主。

图 7

图 7 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合段储集空间特征图 Fig. 7 Characteristics of reservoir space in shale intervals with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

凉高山组不同岩性组合段孔隙度整体较低。A型纯页岩组合段孔隙度主要为0.35%~3.96%，平均为1.33%；B1型含介壳页岩组合段孔隙度主要为0.68%~1.43%，平均为1.07%；B2型含粉砂含介壳页岩组合段孔隙度主要为0.40%~2.12%，平均为1.05%；C1型含粉砂页岩组合段孔隙度主要为0.50%~2.25%，平均为1.21%；C2型粉砂岩与泥页岩薄互层组合段孔隙度主要为0.44%~3.98%，平均为1.35%，明显高于其他组合类型。

氮气吸附和脱附曲线表现出不同岩性组合段储层孔隙形态具较大差异，依据国际纯粹与应用化学联合会(IUPAC)在滞后环的分类标准^[32]，C型组合段孔喉形态为“细颈广体的墨水瓶孔隙”，孔隙发育程度高，喉道较宽，大孔、中孔均发育；A型、B型组合段孔喉形态为“狭窄的平板孔”，喉道狭窄，孔径小，中孔、微孔较发育(图 8)。页岩压汞曲线表现出水平段型特征，进汞、退汞体积差异不大，说明页岩中存在细颈瓶孔隙，微孔与中孔、大孔串联配置，孔喉细小，连通性差，这种孔隙结构有利于页岩油的聚集，但不利于流体的运移。通过高压压汞测试，纯页岩型组合段、粉砂型页岩组合段进汞量明显大于介壳型页岩组合段，甚至部分粉砂型页岩组合段样品进汞量是介壳型页岩组合段的两倍，表明粉砂型页岩组合孔喉相对较大，连通性较好，而纯页岩组合孔隙连通性稍差于粉砂型页岩组合，介壳型页岩组合最差。通过气体吸附—脱附、高压压汞联合表征孔径大小，有效获取了凉高山组页岩2nm~100μm孔隙分布特征，介壳型页岩组合、粉砂型页岩组合孔隙较纯页岩组合发育(图 9)。

图 8

图 8 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合孔隙体积和不同孔径占比统计图 Fig. 8 Pore volume and proportion of various pore sizes of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

图 9

图 9 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合吸附—脱附和高压压汞特征图 Fig. 9 Characteristics of adsorption-desorption and high-pressure mercury injection of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

岩石热解生烃潜量(S₁+S₂)和游离烃含量(S₁)能直接反映页岩的含油量，含油量大小决定了页岩层的甜点段富集区。A型纯页岩组合，游离烃含量介于0.03~8.46mg/g，平均为1.35mg/g；生烃潜量介于0.2~28.9mg/g，平均为3.3mg/g；B1型含介壳页岩组合游离烃含量介于0.01~1.22mg/g，平均为0.24mg/g；生烃潜量介于0.1~2.3mg/g，平均为0.4mg/g；B2型含粉砂含介壳页岩组合游离烃含量介于0.04~0.56mg/g，平均为0.22mg/g；生烃潜量介于0.2~1.3mg/g，平均为0.6mg/g；C1型含粉砂页岩组合游离烃含量介于0.04~2.26mg/g，平均为0.36mg/g；生烃潜量介于0.2~6.1mg/g，平均为1.1mg/g；C2型粉砂岩与泥页岩薄互层组合游离烃含量介于0.06~2.36mg/g，平均为0.56mg/g；生烃潜量介于0.6~5.6mg/g，平均为0.7mg/g(图 10a、b)。

图 10

图 10 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合页岩含油性特征图 Fig. 10 Oil-bearing property of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

通过岩石热解分析获得游离烃含量S₁、热解烃含量S₂和热解烃峰值温度T_max3项基本热解参数，并导出派生参数产油指数[I_p=S₁/(S₁+S₂)]、有效碳含量[C_p=(S₁+S₂)×0.083]，用以定性判断储层岩石含油性。结果表明，纯页岩组合游离烃含量、生烃潜量平均值均最高，产油指数较高(图 10c)，有效碳指数高(图 10d)，表明其含油量较其他组合大、可动用的含油量更大，生烃潜力更强；其次为C1型含粉砂页岩组合；B1型含介壳页岩组合含油性较差，可动烃较少，勘探潜力较小。

目前美国典型页岩油产层页岩的含油饱和度指数OSI值(S₁/TOC×100)应用广泛^[33]，当OSI大于100mg/g时，通常认为页岩具有可流动能力。A型纯页岩组合与C1型含粉砂页岩组合部分样品OSI大于100mg/g，B型介壳型页岩组合OSI低于100mg/g(图 11)，表明A型纯页岩组合与C1型含粉砂页岩组合具较高产油能力，可动性更强。

图 11

图 11 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合OSI识别图版 Fig. 11 OSI identification plate of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

页岩油气具有“源储一体”的特点，在评价页岩油富集的主要影响因素时，应当主要从生烃基础、储集条件、含油性和可流动性这四方面入手。借鉴其他盆地湖相页岩评价经验，TOC大于1%被认为具有生油能力^[34]，确定凉高山组页岩有利岩性组合TOC下限为1%。页岩油的存储空间对于自身的富集情况具有重要影响，考虑到凉高山组页岩相对其他盆地湖相页岩物性较差、孔隙度偏低，以相对适中的物性下限(孔隙度大于1%)为界限来确定凉高山组有利组合储集条件。湖相页岩含油性受储层含油量与孔隙体积共同影响，在有大量的油源基础前提条件下，储存页岩油的空间越大，页岩的含油性就越高，页岩油就会因此而更加富集，受凉高山组物性较差影响，凉高山组页岩含油性一般；含油量是指以吸附和游离状态赋存于页岩储集空间内的烃类总量，而以游离态赋存的烃类为主要贡献部分，对比相似盆地经验，将游离烃含量为1mg/g为下限确定凉高山组有利组合含油性标准。OSI大于100mg/g时，通常认为页岩具有可流动能力^[34]，以此确定凉高山组页岩可动性。综合上述分析，可以总结出四川盆地凉高山组有利岩性组合的判别标准(表 2)。

表 2

表 2 四川盆地侏罗系凉高山组有利岩性组合评价标准表 Table 2 Evaluation standards for favorable lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin 评价类型 评级参数 评价标准 烃源性 TOC 大于1% 储集性 孔隙度 大于1% 连通性 相对较好 含油性 S1 大于1mg/g 可动性 OSI 大于100mg/g

表 2 四川盆地侏罗系凉高山组有利岩性组合评价标准表 Table 2 Evaluation standards for favorable lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

以上述评价标准对凉高山组不同岩性组合进行评价(表 3)，A型纯页岩组合TOC平均大于1%，具有较高的有机质丰度，孔隙度相对较高，连通性中等，游离烃含量大于1mg/g，含油性最好。C型粉砂型页岩组合虽然有机质丰度稍差，但孔隙度相对较高、连通性好，含油性次于A型纯页岩组合，好于B型介壳型页岩组合。A型纯页岩组合与C1型含粉砂页岩组合具较高产油能力。B型介壳型页岩组合TOC平均大于1%，由于方解石胶结作用，影响了储层物性，导致其孔隙度最低，含油性、可动性均较差。综合分析认为，纯页岩组合为凉高山组最有利岩性组合，粉砂型页岩组合次之。

表 3

表 3 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合储层特征对比评价表 Table 3 Comparison and evaluation of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin 岩性组合类型 TOC/% 有机质类型 黏土矿物含量/% 孔隙度/ % 脆性指数/ % S1/ (mg·g-1) 生烃潜量/ (mg·g-1) OSI/ (mg·g-1) 孔隙连通性 评价结果 纯页岩组合(A型) $ \frac{0.22 \sim 3.29^*}{1.13}$ Ⅱ1 48.34 1.33 51.32 1.35 3.3 3.6~194.6 中等 优 介壳型页岩组合(B型) 含介壳页岩组合(B1型) $ \frac{0.39 \sim 2.2}{1.18}$ Ⅱ1 28.23 1.07 71.70 0.24 0.4 6.7~49.1 差 差 含粉砂含介壳页岩组合(B2型) $ \frac{0.31 \sim 2.06}{1.0}$ Ⅱ1 31.40 1.05 68.42 0.22 0.6 21.2~42.9 差 差 粉砂型页岩组合(C型) 含粉砂页岩组合(C1型) $ \frac{0.18-3.01}{0.95}$ Ⅱ2 33.60 1.21 66.33 0.36 1.1 6.6~355.1 好 优 粉砂岩与泥页岩薄互层组合(C2型) $ \frac{0.11 \sim 2.73}{0.75}$ Ⅱ2 33.53 1.35 66.44 0.56 0.7 3.2~52.5 好 较优 *$\frac{最小值~最大值}{平均值 } $。

表 3 四川盆地侏罗系凉高山组不同岩性组合储层特征对比评价表 Table 3 Comparison and evaluation of shale reservoirs with various lithologic combinations in the Jurassic Lianggaoshan Formation in Sichuan Basin

测井解释成果和油气显示情况表明，纯页岩组合、粉砂型页岩组合均具备良好的页岩油勘探潜力。例如XQ1井，A型纯页岩组合主要分布于凉二段、凉三段顶部，连续厚度在5~10m之间，对凉二段顶部A型纯页岩组合段测试累计出油36.89m³；平安1井水平井段靶体设计为C型粉砂型页岩组合段，通过大规模体积压裂压开下部页岩层，测试日产油112.8m³、日产气11.45×10⁴m³。尽管两者生烃基础存在差异，但粉砂型页岩组合储层孔隙连通性好、可压裂性好，在生产实践中粉砂型页岩组合更易压裂形成工业油流，粉砂型页岩组合勘探开发潜力好于纯页岩型，可成为凉高山组页岩油关键甜点段。

(1)四川盆地侏罗系凉高山组沉积时期经历了两期较大规模的湖泛活动，形成了多套厚度较大且稳定分布的灰黑色泥页岩夹粉砂岩岩性段，为页岩油富集提供了重要的物质基础。凉高山组湖相页岩可划分为3类5种岩性组合，分别是纯页岩组合(A型)、含介壳页岩组合(B1型)、含粉砂含介壳页岩组合(B2型)、含粉砂页岩组合(C1型)、粉砂岩与泥页岩薄互层组合(C2型)。

(2)对比凉高山组不同岩性组合储层参数，揭示了纯页岩组合(A型)、介壳型页岩组合(B型)及粉砂型页岩组合(C型)差异性明显，结合勘探实践证实纯页岩组合、粉砂型页岩组合储集条件好，含油气性好，页岩油可流动性具有优势，均可发育甜点段。然而纯页岩组合较高的黏土矿物含量所导致的储层连通性较差，以及可压裂性较差，是制约其成为勘探目标的关键因素，粉砂型页岩组合有望成为凉高山组页岩油勘探关键甜点段。

(3)根据不同岩性组合储层宏观参数间的差异性，优选粉砂型页岩组合作为有利岩性组合类型，能够较好指导四川盆地侏罗系凉高山组页岩油的勘探开发，但进一步分析不同岩性组合条件下页岩油微观富集规律及主控因素差异，仍需要开展大量研究。