近年来，中国在非常规油气勘探领域取得了显著进展，致密砂岩气、页岩气、致密油及煤层气已成为推动国内油气产量增长的主力军^[1-4]。致密砂岩气作为勘探开发的重点领域，在四川、塔里木、鄂尔多斯及松辽等大型盆地中均实现了规模化勘探开发。据统计，2023年中国致密砂岩气产量高达600×10⁸m³，约占国内天然气总产量的25%，充分展现了其巨大的开发潜力与前景^[5-7]。四川盆地上三叠统须家河组天然气勘探起步于20世纪50年代，随后陆续发现中坝、广安、合川等多个大气田^[8-10]。然而，川中隆起区已发现的大面积岩性致密气藏距离烃源中心较远，充注程度不高，含气饱和度低，气水分异不明显，开发难度大，整体开发效果差，导致2013年以后须家河组致密气产量持续下降，从最高峰的25×10⁸m³/a下降到2018年的6×10⁸m³/a左右，盆地致密气勘探开发面临严峻挑战。2018年以后，通过实施大面积三维地震勘探，以全油气系统理论为指导^[11]，重新认识盆地致密气，围绕川西近源生烃中心，简阳区块须四段近源致密气勘探取得突破，YQ1井在须四段获31.26×10⁴m³/d高产工业气流，TF101井、YQ104井、YQ108井等均获气超20×10⁴m³/d，现已提交千亿立方米三级储量。

前人针对四川盆地西北部、中部等区块须家河组已开展大量研究工作，其物源、沉积、储层以及油气成藏机制已得到了深入的探讨和解析，且已构建了关于致密砂岩气藏致密化过程及成藏机理的详尽模式^[12-18]。有学者基于四川盆地川西坳陷新场须家河组二段气藏精细解剖，考虑优质储层、有效裂缝及含气性等参数，结合产能动态及工程特征，将新场气田须一段气藏分为断缝型、层理缝型和孔隙型3种甜点类型^[15]；有学者认为构造高、岩性和裂缝对须家河组天然气富集具有重要影响^[17]；有学者通过天然气充注模拟实验，明确了须家河组致密气聚集机制和充注下限等^[18]。然而，天府气田简阳区块须四段气藏作为近源区新突破领域，勘探工作尚处于起步阶段，特别是针对致密砂岩储层特征及其主控因素的系统性描述和分析尚显不足。与早期勘探的小型构造气藏不同，简阳区块须四段气藏地处低缓斜坡带，气藏分布不受构造高低控制，为典型岩性气藏，因此，如何在致密储层中甄别并选取甜点是该区域勘探成功的关键。本文基于区内岩心资料，结合铸体薄片、粒度分析、全岩、扫描电镜及高压压汞等多项分析测试，通过沉积微相分析、储层岩性、孔隙结构及成岩作用综合研究，论述了储层发育演化主控因素，以期为后续勘探工作及相似勘探领域勘探部署提供重要的理论依据。

天府气田简阳区块位于四川盆地中部，地理位置位于四川省成都市下辖的简阳市、金堂县及资阳市乐至县，构造上属四川盆地川中古隆中斜平缓带，为向西北下倾的单斜构造。四川盆地陆相沉积自晚中生代以来主要历经晚印支、燕山及喜马拉雅等多次构造运动。晚三叠世中、晚期，受古特提斯海关闭影响，松潘—甘孜地区逐渐隆升并向东挤压，形成龙门山推覆构造带，在其东侧形成晚三叠世前陆盆地，研究区位于前陆盆地斜坡带（图 1）。中侏罗世，米仓山—大巴山的构造活动变得强烈，盆地沉积和沉降中心逐渐由北东往南西方向迁移，川中地区处于稳定沉降区。侏罗系沙溪庙组沉积后，受燕山和喜马拉雅各幕运动的影响，形成一系列在燕山期初见雏形、喜马拉雅期最终定型的低缓局部构造。川中地区在东西向区域应力背景和川中稳定基底的制约下，构造形变相对较弱，构造发展表现为整体平缓升降，褶皱强度小，局部构造平缓，最终形成了现今构造面貌^[19-22]。

图 1

图 1 天府气田简阳区块须四段地质概况图 Fig. 1 Geological outline of the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

四川盆地上三叠统须家河组底部以深色泥页岩与中三叠统雷口坡组浅灰色白云岩、石膏层为界，顶部以暗色泥页岩与下侏罗统自流井组灰色细砂岩为界。根据沉积旋回和岩性组合，须家河组内部可细分为须一段（T₃x₁）、须二段（T₃x₂）、须三段（T₃x₃）、须四段（T₃x₄）、须五段（T₃x₅）和须六段（T₃x₆）六个岩性段，其中须一段、须三段和须五段主要为滨湖相、沼泽相等低能沉积相，岩性特征主要为泥岩夹薄层砂岩，部分发育煤层，为良好的烃源层和区域性盖层；须二段、须四段和须六段在河流—三角洲沉积体系下沉积了多套厚层砂体，岩性以细砂岩和中砂岩为主，夹薄层泥页岩，为主要储集层段。

依据岩性组合特征及沉积旋回，简阳区块须四段自下而上分为须四段下亚段和须四段上亚段（图 2)。须四段下亚段为灰色、深灰色细—中粒长石岩屑砂岩、岩屑砂岩、薄层泥岩不等厚互层。须四段上亚段的底部以显著的灰色中厚层砂岩为标志，与下伏的须四段下亚段中厚层泥页岩形成清晰的分界，而其顶部则以灰色厚层砂岩为界限，与上覆的须五段连续中厚层泥页岩截然分隔。岩性为灰色、浅灰色、灰白色细—中粒长石岩屑砂岩、岩屑砂岩夹薄层黑色、深灰色泥页岩，砂体储集性较好。

图 2

图 2 天府气田简阳区块须四段综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

研究区须四段岩性为浅灰色—灰色中粒、中—细粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主夹少量灰黑色薄层泥岩，推测须四段沉积时期研究区为弱还原—弱氧化环境。通过YQ104井等取心分析，须四段砂岩沉积构造以槽状交错层理、交错层理、平行层理等为主（图 3），通常发育在辫状河三角洲分流河道砂体中，亦可见反映分流间湾沉积的砂泥互层沉积，局部双向沙纹交错层理和生物扰动构造发育，反映湖泊波浪改造作用。同时粒度分析表明，概率曲线以两段式为主（图 4），反映以跳跃和悬浮搬运为主，且斜率较高，粒度分布为单峰态，分选较好，反映了三角洲前缘水下分流河道环境的水动力条件^[23]。

图 3

图 3 天府气田简阳区块须四段典型沉积构造图 Fig. 3 Typical sedimentary structure of the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field (a) YQ104井，3195.0m，灰色细—中砂岩，发育平行层理；(b) YQ104井，3123.4m，灰色中砂岩，发育槽状交错层理；(c) YQ104井，3126.0m，灰色细—中砂岩，发育楔状交错层理；(d) YQ104井，3142.0m，灰色细—中砂岩，发育块状层理；(e) YQ104井，3144.1m，灰色细—中砂岩，夹泥质碎屑

图 4

图 4 天府气田简阳区块须四段样品粒度分布参数统计图 Fig. 4 Statistical diagram of sample grain size parameters in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

须四段常见的测井相有低幅箱形曲线、齿化箱形曲线、漏斗形曲线和指状曲线等测井相类型。由于河道侧积作用和多期河道叠置，箱形曲线具有齿化的特征，为大规模水下分流河道的典型测井响应标志；河口坝沉积微相自然伽马测井曲线呈中—高幅漏斗形，下部齿化，具有前积式幅度组合特征；分流间湾微相自然伽马测井曲线呈高幅指状凸起，由于砂泥互层特征显著，在整体以泥质沉积为背景的基线上局部发育少量的薄层砂，表现为指状特征。

须四段沉积是在须三段上亚段沉积时湖盆萎缩、大范围湖退背景下开始的，结合前人研究成果^[24-25]，通过对研究区及相邻地区须四段岩心精细描述及沉积相分析，结合单因素及波阻抗反演分析，开展了天府气田简阳区块须四段沉积微相平面分布规律研究。简阳区块须四段主要受东南部物源体系影响，发育滨浅湖背景下辫状河三角洲前缘亚相，微相砂体类型包括水下分流河道、分流间湾、河口坝和席状砂等。在平面上，水下分流河道砂体自南东至北西不断进积，至靠近湖盆中心方向，随着波浪改造作用逐渐增强，部分水下分流河道砂体被改造为河口坝砂体，受水下分流河道切割作用影响，河口坝砂体彼此不连通呈孤立状沿湖岸线分布（图 5、图 6）。

图 5

图 5 天府气田简阳区块须四段沉积相连井剖面（剖面位置见图 1b） Fig. 5 Well-connected sedimentary facies section of the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field (section location is in Fig. 1b)

图 6

图 6 天府气田简阳区块须四段沉积相平面图 Fig. 6 Sedimentary facies map of the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

研究区须四段岩性以浅灰色砂岩为主，夹薄层灰黑色泥页岩（图 2）。储层岩性主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩（图 7），以细—中粒为主，分选好—中等，磨圆度为次棱角—次圆状，颗粒以线—凹凸接触为主，中等强度压实。全岩X射线衍射分析表明（图 7），须四段砂岩石英相对含量在40%~60%之间，平均为48.1%，长石相对含量介于20%~35%，平均为18.6%，长石中斜长石含量占优；岩屑相对含量为15%~30%，平均为19.8%，主要为变质岩屑的石英岩岩屑，其次为沉积岩岩屑的泥岩岩屑，成熟度指数[(石英/长石+岩屑)]范围介于0.6~1.5，成分成熟度中等。填隙物主要包括方解石胶结、黏土矿物胶结和石英加大胶结，黏土矿物以伊利石为主，含少量绿泥石、伊/蒙混层和高岭石（图 8）。

图 7

图 7 天府气田简阳区块须四段储层岩石成因类型三角图 Fig. 7 Triangular diagram of reservoir rock genetic types in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

图 8

图 8 天府气田简阳区块须四段全岩（a）及黏土矿物含量（b）占比图 Fig. 8 Bulk rock (a) and clay mineral content (b) diagrams in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

天府气田简阳区块须四段储层孔隙类型主要为粒内溶孔、粒间溶孔和微裂缝，其次为少量残余粒间孔。粒内溶孔主要为长石粒内溶孔，少见岩屑粒内溶孔（图 9a），孔隙孔径一般在0.08mm×0.05mm~ 0.5mm×0.23mm之间，长石内部多沿解理方向发生溶蚀，当溶解强烈时，被溶解的长石呈骨骸状、蜂窝状残余，常与伊利石、高岭石等伴生。粒间溶孔主要为易溶颗粒边缘及粒间胶结物和杂基溶解所形成的、分布于颗粒之间的孔隙，孔径为0.1mm×0.03mm~ 0.5mm×0.3mm，连通性较好，其边缘具明显的溶蚀痕迹，多呈不规则状、港湾状（图 9b、c）。同时，也可见少量方解石溶蚀孔隙及微型网状和蜂窝状伊利石及绿泥石等黏土矿物间的晶间孔（图 9d）。此外，镜下可见构造微裂缝切穿颗粒，沟通粒间溶孔，较好提高储层渗流能力，是重要储集类型（图 9c）。受压实作用影响，孔隙间主要以片状喉道、管状喉道相连通，也可见少量孔隙缩小型或缩颈型喉道发育（图 9d—f）。

图 9

图 9 天府气田简阳区块须四段岩石学特征及主要储集空间类型图 Fig. 9 Petrological characteristics and main reservoir space types in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field (a) YQ104井，3139.22m，长石岩屑砂岩，粒内溶孔发育，×50(-)；(b) YQ104井，3196.2m，长石岩屑砂岩，粒内溶孔发育，×100(-)；(c) YQ104井，3123.13m，长石岩屑砂岩，粒内溶孔及微裂缝发育，×50(-)；(d) YQ102井，3392.5m，长石岩屑砂岩，片状喉道发育，SEM照片；(e) YQ102井，3194.56m，长石岩屑砂岩，缩颈喉道发育，SEM照片；(f) YQ104井，3144.62m，长石岩屑砂岩，见残余粒间孔，SEM照片

天府气田简阳区块须家河组四段储层孔隙度主要小于8%，占比95.2%，平均为6.62%，中值为6.51%（图 10a）；渗透率主要分布在0.05~0.3mD之间，平均为0.236mD，中值为0.168mD（图 10b），属于特低孔、特低渗储层。根据物性数据和孔—渗关系图（图 10c），天府气田简阳区块须四段储层以裂缝—孔隙型为主，由于部分区域微裂缝的发育，因此分别统计了含裂缝样品和不含裂缝样品的平均渗透率分别为1.466mD和0.332mD。在微裂缝影响下简阳须四段储层的渗透率分布呈现双峰特征，即不含裂缝储层的渗透率主要分布在0.1~0.4mD之间，含裂缝储层的渗透率主要分布在1.0~10mD之间，须四段储层在特低孔、特低渗背景下发育局部物性好的“甜点”区域。

图 10

图 10 天府气田简阳区块须四段物性直方图及孔隙度—渗透率交会图 Fig. 10 Physical properties histogram and porosity–permeability cross plot in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

结合毛细管压力曲线差异及简阳区块须四段物性特征，本次研究按照孔隙度大于8%、介于6%~8%、介于4%~6%、小于4%将简阳须四段毛细管压力曲线初步划分为Ⅰ—Ⅳ类（图 11a—d），并对同类型的毛细管压力曲线进行归一化处理，得到代表 4类储层的孔径分布曲线（图 11e—h）。Ⅰ类毛细管压力曲线的排驱压力低（p_cd为0.138~0.666MPa）、平台段长且缓，进汞饱和度较高（S_max为67.71%~80.98%）、较粗歪度（S_kp为-0.145~0.381）、分选性较好（S_p为2.106~2.646），与Ⅱ类储层相比孔隙结构特征差异较小，但排驱压力降低，进汞饱和度小幅提升，表明大孔隙发育程度高。Ⅱ类毛细管压力曲线的排驱压力较低（p_cd为0.449~0.676MPa）、平台段较长且较缓，进汞饱和度较高（S_max为67.20%~76.53%）、较粗歪度（S_kp为0.345~0.390）、分选性较好（S_p为2.186~2.420）。Ⅲ类毛细管压力曲线的排驱压力较高（p_cd为0.651~1.366MPa）、平台段较短且较陡，进汞饱和度较低（S_max为60.17%~71.30%）、较粗歪度（S_kp为-0.091~0.250）、分选性较差（S_p为2.397~3.264）。Ⅳ类毛细管压力曲线的排驱压力高（p_cd为5.488MPa）、平台段短且陡、进汞饱和度低（S_max为47.41%）、细歪度（S_kp为-0.409）、分选性差（S_p为3.219），为典型的非储层特征。Ⅰ—Ⅳ类储层的分选系数（2.06~2.40）和变异系数（0.18~0.20）都较低，且3项参数均较为相近，表明简阳区块须四段储层孔喉分布特征整体相似，且分选程度总体较好，其中Ⅰ、Ⅱ类储层的孔喉分布相对更均匀。Ⅰ、Ⅱ类储层的最大进汞饱和度较高（72.17%~74.75%）且排驱压力（0.58~0.65MPa）较低，相比之下，Ⅲ类和Ⅳ类的最大进汞饱和度明显降低（由47.41%变为64.31%），且排驱压力明显增加（由0.89MPa增大到5.49MPa），表明当储层孔隙度小于6%后储层的连通性开始显著下降。

图 11

图 11 天府气田简阳区块须四段毛细管压力及孔径分布特征图 Fig. 11 Capillary pressure and pore size distribution in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field (a—d) 须四段不同孔隙度范围储层归一化毛细管压力曲线；(e—h)须四段不同类型储层的孔径分布曲线

依据高压压汞数据绘制简阳区块须四段4类储层的孔径分布曲线，并对同类型的孔径分布曲线进行归一化处理。研究区须四段储层的孔径分布范围广（4nm~40μm），表明微米级和纳米级孔喉均有发育，但集中分布在0.1~10μm，表明以微米级孔喉为主，纳米级孔喉为辅。总体上4类储层的纳米级孔喉发育程度和分布特征相似，差异主要体现在微米级孔喉区域。孔径分布曲线虽然呈现多峰特征，但各个峰之间连通性较好，主峰主要分布在0.1~10μm区域内，代表储层的均质性整体较强，且该孔径区域内的孔喉发育程度最高。

综合沉积相带、储层特征及裂缝发育程度等，并参考前人相关研究^[24-27]，建立了天府气田须四段致密砂岩储层分级评价标准（表 1）。

表 1

表 1 天府气田简阳区块须四段致密砂岩储层分类表 Table 1 Classification of tight sandstone reservoirs in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field 分类指标 Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅲ类 Ⅳ类（非储层） 储层物性 孔隙度/% ≥8 6~8 4~6 ＜4 渗透率/mD ≥1 0.1~1 0.01~0.1 ＜0.01 沉积微相 沉积相带 水下分流河道、河口坝 水下分流河道、河口坝 水下分流河道、席状砂 席状砂 储集岩性 中—粗、粗粒岩屑砂岩 中粒、粗—中粒长石岩屑砂岩 细—中粒、细粒岩屑砂岩 粉—细砂岩、粉砂岩 孔喉类型 喉道类型 孔隙缩小型喉道为主 孔隙缩小型、片状喉道 片状喉道 片状、管束状喉道为主 孔隙类型 溶孔+原生孔 溶孔 溶孔 基质孔、微孔 裂缝发育程度 高 中等 少 无 孔喉结构 排驱压力/MPa ≤0.5 0.5~1.0 1.0~1.5 ＞1.5 中值压力/MPa ≤3 3~6 6~15 ＞15 中值喉道半径/μm ≥0.25 0.1~0.25 0.05~0.1 ＜0.05 综合评价 好 中等 较差 差 产能 在自然状态下能产出工业油气流 对储层加砂压裂可产出工业油气，裂缝发育可获高产 对储层加砂压裂可获产，裂缝发育可获高产 一般情况下无天然气产能，但裂缝发育情况下可获产

表 1 天府气田简阳区块须四段致密砂岩储层分类表 Table 1 Classification of tight sandstone reservoirs in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

Ⅰ类为大尺寸孔喉和裂缝均发育的裂缝—孔隙型储层，难动用孔隙占比低，孔隙度大于8%，渗透率大于1mD，可动用的储集空间大且动用效果好；Ⅱ类为孔隙发育但裂缝欠发育的孔隙型储层，大孔隙占比较高，难动用孔隙占比较低，孔隙度分布在6%~8%之间，渗透率为0.1~1mD，可动用的储集空间较大且动用效果较好；Ⅲ类为孔隙、裂缝均欠发育储层，大孔占比较低，难动用孔隙占比较高，孔隙度小于6%，渗透率大于0.01mD；Ⅳ类为非储层，可动用的储集空间较小且动用效果较差。从物性分布特征可知，简阳区块须四段气藏以Ⅱ类储层为主，在裂缝影响下局部区域发育Ⅰ类和Ⅲ类储层。

致密砂岩储层控制因素受沉积、成岩、构造等多方面影响^[28-34]。沉积作用控制沉积环境、沉积相、储集砂体、砂泥配置关系、沉积物的原始组分结构特征及岩相组合关系，决定了原生孔隙的质量，是后期成岩改造的基础；除此之外，砂岩储层质量还受埋藏过程中成岩作用以及后期构造调整的影响。

须四段沉积是在须三段上亚段沉积时湖盆萎缩、大范围湖退背景下开始沉积的。受东南部物源体系的影响，发育滨浅湖背景下辫状河三角洲前缘优势亚相，为该区致密砂岩储层的发育奠定了基础。

在高能水动力环境下，粒度较粗的沉积物往往具有更好的分选和磨圆，粒间孔等原生孔隙也更为发育。同时，砂岩中细粒岩石颗粒含量的占比不同会导致压实强度的显著差异，与低能环境相比，粒度较粗的沉积物具有更强的抗压实能力。保留的原生孔隙同时是后期酸性流体充注和运移的重要通道，酸性流体经过的原生储集空间更易遭受溶蚀改造，形成次生溶孔、小型溶洞等。由此可见，优势的原始沉积组构是优质储层发育的必要条件。河口坝和水下分流河道砂体沉积时均具有相对较高的水动力条件，然而从发育规模来看，简阳区块须四段河口坝微相相对欠发育，整体以水下分流河道微相为主，因而水下分流河道微相中储层占比最大。分流间湾以泥岩或泥岩、粉砂岩夹层为主，能量相对较低，岩石粒度细，厚度小，储层普遍不发育。从不同沉积微相砂岩储层物性数据分析可以看出，须四段河口坝砂岩平均孔隙度为6.81%，平均渗透率为0.043mD；水下分流河道砂岩平均孔隙度为6.77%，平均渗透率为0.039mD（表 2）。综合来看，两种高能微相的物性差异不大，河口坝物性略好于水下分流河道。

表 2

表 2 天府气田简阳区块须四段主要沉积微相储层参数统计表 Table 2 Statistics of reservoir parameters of main sedimentary microfacies in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field 物性 河口坝 水下分流河道 最大值 最小值 平均值 最大值 最小值 平均值 孔隙度/% 7.65 6.22 6.81 7.7 5.52 6.77 渗透率/mD 0.097 0.018 0.043 0.248 0.013 0.039

表 2 天府气田简阳区块须四段主要沉积微相储层参数统计表 Table 2 Statistics of reservoir parameters of main sedimentary microfacies in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

沉积作用对储层的控制，实质上是对岩石类型和结构组分的影响，因而原始储层物性差异主要与矿物类型、岩石粒度有关。通过不同微相样品全岩XRD统计，简阳区块须四段水下分流河道砂体石英矿物占比为36.7%~73.5%，平均为57.6%，长石矿物占比为13.1%~39.4%，平均为24.6%，整体与河口坝微相相当，但两者的黏土矿物含量较高，是简阳区块须四段物性相对致密的主要原因，黏土矿物的增多通常会增加砂体的压实性，因为黏土颗粒塑性较强，故可在孔隙内流动，充填孔隙并阻塞喉道，导致储层物性下降。从沉积结构来看，河道砂体的物性特点随着垂向位置的不同也有显著变化。河道砂体的底部通常富含石英，而黏土含量较低，因而底部砂体具有较好的物性特征，孔隙度和渗透性较高，有利于储集性能的提升；相反，河道砂体顶部的石英含量降低，黏土含量增高，导致顶部砂体的物性变差。

粒度、分选是直接影响储层初始储集性能的重要结构因素。通过对不同粒度砂岩孔隙度、渗透率数据统计可以看出（图 12），粗—中粒砂岩平均孔隙度为7.03%、渗透率为0.212mD；细—中粒砂岩平均孔隙度为6.77%、渗透率为0.146mD；细粒砂岩平均孔隙度为5.11%、渗透率为0.141mD，须四段物性与岩石粒度呈正相关，即粒度越粗，储层物性越好。对不同微相砂体粒度进行统计发现（图 13），河口坝砂体中粒砂的含量相对较高，因而物性优于水下分流河道，岩石粒度差异性影响不同微相砂体的储层品质。

图 12

图 12 天府气田简阳区块须四段不同微相类型矿物组分特征图 Fig. 12 Mineral composition characteristics of different microfacies types in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

图 13

图 13 天府气田简阳区块须四段不同粒度样品物性直方图 Fig. 13 Physical property histogram of samples with different grain sizes in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

天府气田简阳区块的须四段储层经历了多种成岩作用，主要包括机械压实、黏土及方解石胶结、长石、岩屑矿物溶蚀等类型。这些成岩作用不仅塑造了储层的当前状态，也揭示了其形成和演化的历史。成岩阶段的划分主要考虑5方面依据：（1）自生矿物组合、分布、演变及其形成顺序；（2）有机质热成熟度指标：孢粉颜色、最高热解温度、镜质组反射率等；（3）黏土矿物及混层黏土矿物的转化；（4）岩石的结构、构造特点及孔隙类型；（5）古温度、流体包裹体温度及自生矿物形成温度。简阳区块须四段黏土矿物相对体积分数范围为4.7%~17.8%，平均体积分数为9%；黏土矿物中伊利石相对体积分数范围为35%~60%，平均为50%；伊/蒙混层（I/S）相对体积分数为3%~5%，平均为4%，根据黏土矿物相对含量，推测样品以中成岩阶段为主。同时结合岩心观察及薄片鉴定结果，研究区须四段岩石颗粒间主要以点—线接触、线接触为主，孔隙类型主要以溶蚀孔隙和微裂缝为主，说明地层多达到早成岩B期—中成岩B期，据此，重建了研究区须四段成岩演化序列（图 14）。简阳地区须四段经历了相对较强的压实和胶结减孔，埋藏初期—早成岩A期，研究区须四段岩石处于弱固结—半固结状态，孔隙以原生粒间孔为主。埋藏过程中随着上覆压力的增加，机械压实作用致使孔隙度迅速减少。快速的压实作用使得早成岩A期无明显水—岩作用反应，自生矿物不发育，局部见少量方解石及少量绿泥石薄膜。早成岩B期—中成岩A期，碎屑颗粒以点—线接触为主，见少量次生孔隙发育。中侏罗世中期—早白垩世中期为须家河组生排烃高峰时期，该阶段也是储层流体—岩—烃类反应最剧烈的阶段，烃源岩生排烃导致次生孔隙发育以及胶结物的沉淀，溶蚀增孔明显；晚侏罗世趋于致密化，到早白垩世（距今约120Ma）储层孔隙度小于10%，进入致密期，黏土矿物通常以伊利石为主，成岩系统趋于封闭，少量胶结物的沉淀致使储层孔隙度缓慢下降，有效储集空间往往以裂缝为主。

图 14

图 14 天府气田简阳区块须四段成岩演化序列、成藏史及孔隙演化示意图 Fig. 14 Schematic diagram of diagenetic evolution sequence, hydrocarbon accumulation history and pore evolution in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

常见的成岩作用包括压实压溶作用、胶结作用以及溶蚀作用，对于须家河组大部分储层来说，压实作用是造成须家河组储层孔隙损失的主要因素，但也有部分储层受钙质胶结影响更大，如川西北地区须家河组。溶蚀作用是须家河组主要的增孔成岩作用（建设性成岩作用），对于以次生溶孔为主要储集空间的研究区尤为重要。

溶蚀作用在须家河组成岩演化过程当中长期存在，早期的成岩原生流体及后期的成岩酸性流体都会对碎屑物质和胶结物进行溶解。如果成岩流体为酸性，则早期会以长石溶蚀为主，若成岩流体呈碱性，则会出现石英颗粒的溶解。研究区须四段富含长石、岩屑等易溶成分（图 8、图 12），为溶蚀作用提供了物质基础。研究区须四段以长石及岩屑溶蚀为主，反映了一种以酸性流体为主的成岩背景，长石颗粒多沿解理缝或微裂缝溶蚀形成条状、锯齿状粒内和粒间溶孔，部分强烈溶蚀形成铸模孔（图 9）。此外，粒间填隙物在酸性条件下同样发生溶蚀，形成杂基微孔、方解石晶间孔等孔隙类型，最终形成以次生溶孔为主的优质储层，显著提升了储层的储集和渗透能力。然而，简阳区块须四段储层约3000m深度地温大于120℃，在高地温梯度背景下，不仅会加快石英的次生加大，同时，溶蚀残余产物也会迅速向伊利石转化，从而堵塞孔喉。研究显示烃源充注期前，简阳区块须四段砂岩储层孔隙已多数消失，其原始剩余孔隙为10%~15%，烃源充注后，有机酸的溶蚀作用通常具有一定的选择性，在剩余孔隙相对较高的河道砂体等有利相带区，溶蚀作用相对更为充分。

四川盆地须家河组砂岩储层普遍致密，裂缝是天然气成藏和储集性能改善的重要因素，主要表现在：（1）影响储层的储集类型，从而影响气藏的储渗体系；（2）影响气井的自然产能。裂缝从地质成因上划分为构造裂缝、成岩裂缝和超压裂缝，研究区须四段裂缝通常以构造裂缝为主。岩心与成像测井资料表明，高角度状构造裂缝通常在构造活动过程中较开放，往往被晚期胶结物填充并伴生网状缝，裂缝发育规模大。而低角度构造裂缝与低倾角微层理面几乎平行，晚期充填程度相对较低，但裂缝规模往往较小，通常长度仅有几厘米至几十厘米。

由于研究区构造变形较弱，古构造多处于古斜坡，且现今构造较平缓，褶皱发育程度低，因而裂缝通常围绕断层紧密分布。受龙门山构造运动的影响，研究区大范围发育北东向逆断层（图 1b），根据断层断穿层位及断裂程度，可将断层划分为Ⅰ—Ⅳ级，其中除Ⅳ级断层为须家河组内部断层外，其余断层均断穿须家河组。实际钻探表明，须家河组内部断层（Ⅳ级）周围的裂缝发育程度最高，平面上裂缝走向以北东为主，部分为北西走向，走向特征与Ⅳ级断层相近。针对研究区须四段，由于埋深较大，压实作用和胶结作用明显，使得该地层原本就呈现出低渗透性和流通性差的特性。研究表明，裂缝对研究区孔隙度的影响不大，但对渗透率的影响十分明显（图 15）。据岩心、镜下观察可知，构造产生的微裂缝往往会贯穿颗粒并连通孔隙，形成网状裂缝，加之溶蚀作用的影响转变为网状溶缝（图 9c），有效改善储层渗流能力。因此，在此背景下由破裂产生的微裂缝在提升储层渗透能力和形成裂缝—孔隙型储层方面显得尤为重要。同时，勘探表明天然裂缝是控制气井高产的主要因素，当储层厚度、储层物性相似的情况下，无裂缝发育的井往往不易获得工业气流。

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图 15 天府气田简阳区块须四段裂缝与孔隙度、渗透率关系图 Fig. 15 Relationship between fractures and porosity/permeability in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

综合沉积相带、储层特征及裂缝发育程度等，井震结合落实了3类储层的平面分布规律，简阳区块须四段气藏以Ⅱ类储层为主，在裂缝影响下局部区域发育Ⅰ类储层（图 16）。

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图 16 天府气田简阳区块须四段不同类型储层平面分布图 Fig. 16 Plane distribution of different types of reservoirs in the fourth member of Xujiahe Formation in Jianyang block, Tianfu Gas Field

从已有的勘探成效看，川中地区前陆隆起带勘探效果显著，其探明储量约占盆地须家河组探明储量的58%。然而，由于其面临油气充注不足、开发产水多、储量动用难度大等问题，制约了须家河组的勘探进展，急需寻找更为有利的勘探新区带。须家河组砂岩储层整体较为致密，在储层致密化背景下，油气主要运移的动力主要来源于源—储压差，因而近源区域是油气富集成藏的有利区域^[11]，油气以就近运移和短距离的二次运移为主。简阳区块须四段三角洲前缘砂体横向上毗邻川西湖相生烃中心，纵向上与须三段烃源岩大面积直接接触，烃源岩生成的油气可通过蒸发、渗透、扩散等方式直接向储层充注，具备近源成藏的有利条件。近年来YQ1井、TF101井、YQ104井、YQ108井先后突破展现了简阳区块须四段近源致密气巨大的勘探潜力。结合沉积储层认识，聚焦三角洲前缘水下分流河道砂体，寻找溶蚀作用强烈的区域是发现优质储层的关键。同时，裂缝的发育一方面改善了储层的渗透性，同时也改善了高孔储层之间的连通性，是气井高产的重要条件，因而未来近源致密气勘探应加强优质储层及裂缝预测工作，寻找优质储层与裂缝叠合的甜点区域，力争取得更大规模的勘探突破。

（1）天府气田简阳区块须四段主要发育三角洲—湖泊沉积体系，发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口沙坝、分流间湾微相，其中以三角洲前缘水下分流河道微相占主导。

（2）须四段储集空间主要包括长石、岩屑粒内（间）溶孔及微裂缝，以特低孔—特低渗的裂缝—孔隙型储层为主。须四段致密砂岩毛细管压力曲线按孔隙度划分为4类，Ⅰ—Ⅲ类曲线排驱压力低、平台段长且缓，孔喉分布特征相似且较为均匀，但中、宏孔发育程度依次降低。Ⅳ类曲线排驱压力高、平台段短且陡，仅发育纳米孔。当孔隙度小于6%时，孔喉分布的非均匀程度显著增加，连通储集空间和大尺寸孔隙均大幅减少。

（3）综合沉积相带、储层特征及裂缝发育程度等，将致密砂岩储层划分为3种类型。简阳区块须四段气藏以Ⅱ类储层为主，在裂缝影响下局部区域发育Ⅰ类储层。

（4）致密砂岩储层主要受沉积微相、溶蚀作用和裂缝“三元”主控。辫状河三角洲水下分流河道和河口坝微相为储层发育奠定了基础，而生烃排酸期长石及岩屑等颗粒形成的粒内（间）溶孔是优质储层发育的关键，构造裂缝是对储层的重要补充。