川中凉上段、沙一段是川中致密油的主要勘探层系,致密油资源丰富,但是,因致密油储层形成机理认识不清晰,使川中致密油勘探开发受到极大制约。因此,利用油藏工程法、最小流动孔喉半径法等方法,确定致密油储层下限,进而对储层进行分类评价;通过显微薄片、扫描电镜、阴极发光、X衍射、高压压汞、物性等实验分析,系统分析致密油储层岩石学、储集性及成岩作用等特征;根据泥岩镜质体反射率、流体包裹体温度、粘土矿物演化、氧同位素地质温度计及不同自生矿物的赋存关系等,定时反演致密油储层成岩演化和孔隙演化特征;以铸体薄片定量统计为基础,以成岩演化序列为约束条件,定时定量恢复地史时期孔隙演化过程;根据流体包裹体测温、显微荧光分析,结合埋藏史及孔隙定时定量演化特征,明确孔隙演化与主成藏期耦合特征;以储层微观研究认识为基础,充分利用地球化学方法,对致密油储层形成机理开展深入研究,总结致密油储层发育主控因素,建立起3种不同类型致密油储层的形成模式,为预测致密油储层分布提供理论依据。主要取得如下成果认识:川中凉上段、沙一段致密油储层储集下限渗透率0.03m D、孔隙度2%,有效下限渗透率0.2m D、孔隙度2.8%。基于储层下限分析结果,根据物性将砂岩分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类,其中,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类为致密油储层。凉上段、沙一段的致密油储层主要发育于滨浅湖滩坝微相、湖泊三角洲分流河道微相的细、中砂岩内;压实作用是导致储层致密的最重要因素,与溶蚀作用有关的自生矿物充填是中-晚期砂岩物性下降的一个重要原因。长石、岩浆岩岩屑溶蚀是改善和形成致密油储层的关键因素;孔隙衬里绿泥石、烃类充注是原生孔隙得以保存的重要原因,也是中-晚期次生孔隙形成和保存的重要因素;广泛发育的裂缝主要与晚期燕山运动、早-中期喜马拉雅运动有关,显著提高了致密油储层的渗透率,是致密油储层低孔产油的重要保障。不同类型致密油储层孔隙演化特征存在明显差异。凉上段烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为24.42%、24.32%,加之自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为2.87%、1.11%,中成岩A期是次生孔隙主要发育期,溶蚀增孔量分别为1.25%、3.05%。沙一段衬里绿泥石型、烃类充注型、裂缝-溶蚀型致密油储层因压实作用损失孔隙度分别为23.66%、24.79%、23.0%,以及自生矿物充填,现今残余原生粒间孔隙度分别为4.12%、3.70%、1.45%,溶蚀增孔量分别为1.78%、2.33%、2.81%。川中凉上段、沙一段致密油储层经历了3期烃类充注,以第二、第三期为主,第一期为典型的早期烃类充注。储层是在第二期烃类充注过程变得致密(孔隙度<10%)的,然后在整体致密背景下开始第三期烃类充注,表现出“边成藏边致密”的特征,这是川中凉上段、沙一段致密油储层形成及大规模富集油气的重要因素。川中凉上段、沙一段致密油储层溶蚀孔隙主要与中成岩A期的有机酸溶蚀有关;自上而下存在3个次生孔隙发育带,表现为次生孔隙发育带与沉淀带交替出现,次生孔隙发育带的形成主要是因为异常高压的幕式释放、扩散作用、热对流使溶蚀产物迁移出溶蚀带。最后,根据有利于致密油储层发育的成岩作用(主要是衬里绿泥石、溶蚀作用、烃类充注和裂缝)、古构造及沉积微相分布特征,实现了对致密油储层分布的综合预测。