随着中国“双碳”战略的实施和能源行业向绿色低碳转型，天然气等清洁能源在油气产量中的比重逐渐攀升^[1]，至2022年天然气产量达到2 201× 10⁸ m³，成为世界第四大产气国，其中致密气产量达567×10⁸ m³，占全年产量的25.77%^[2-3]，是天然气勘探开发研究的热点领域。中国致密气主要集中在渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地，四川盆地早在1956年就在三叠系须家河组致密砂岩中钻遇天然气藏，先后在川中地区发现广安、合川和安岳等3个千亿方整装气田，在川西和川南地区也相继发现八角场、充西、荷包场、大安和丹凤场等三十余个中小型气藏^[4]，形成近万亿方储量规模的大气区。虽然须家河组气藏遍布四川盆地，但超80% 的储量集中在川中地区^[5]，储量动用率仅为5%，产量尚不足20×10⁸ m³/A，这与其巨大的储量规模明显不匹配^[6]。

前人对川中地区须家河组致密砂岩气藏特征和富集规律进行了大量研究，如关旭等^[7]认为川中安岳地区须家河组二段（须二段）虽然整体含气，但气藏的富集受烃源岩条件、优质储层和局部构造等多种因素影响，含气有利区集中在优质储层和中、小断裂附近；赵正望等^[8]通过对高产气井解剖，认为须二段致密气富集高产受古隆起、构造圈闭、优质储层、裂缝和烃源岩等5大因素控制；谢增业等^[9]通过高压充注模拟实验，得出“川中地区须二段虽然大面积含气，但含气饱和度较低，为50%~65%”的结论，天然气仅在大孔隙中聚集，形成大范围的低含气饱和度气田；陈涛涛等^[10]认为川中地区储层非均质性强、气水分布不连续，各套气水系统间存在明显的气水过渡带，构造高部位、区域盖层及隔层下的优质储层是气藏开发的首选目标。这些研究揭示了川中地区须二段致密砂岩储层“大面积含气、局部富集”的气藏特征，指出相对优质储层是控制气井产能的关键因素^[11]，但对于优质储层成因缺乏系统认识。此外，生产动态证实了须二段为“低压、低渗透、低饱和度”的三低气藏，强烈的储层非均质性导致邻井间物性、产能差异大，平面上工业井、低产井和干井相间分布，优质储层成因和分布不明已成为制约须二段致密气高效开发的关键，在明确优质储层成因的基础上，开展储层定量划分成为须二段致密气有利开发区优选的关键。

以川中HC地区三叠系须二段致密气储层为例，在系统分析储层特征的基础上，通过初始孔隙度恢复、视压实率、视胶结率和视溶蚀率等成岩强度参数，定量分析沉积、破坏性和建设性成岩作用对储层物性演化和优质储层发育的影响，明确优质储层成因和致密化过程；优选与宏观物性关系密切的多种微观孔隙结构参数，通过Q型聚类开展储层类型定量划分，明确各类储层的宏观分布和微观特征，以期为该区须二段致密气有利目标优选提供依据。

研究区HC地区位于四川盆地川中平缓褶皱带东南部，是一个近北东向展布的低缓背斜构造，构造稳定、次级构造不发育，仅局部见少量低幅度鼻状隆起^[12]（图 1a）。晚三叠世，随着古特提斯洋逐渐闭合、印支板块向扬子板块靠拢，上扬子地块结束了被动大陆边缘盆地，进入挤压构造背景下的陆相盆地演化阶段，研究区依次沉积了上三叠统须家河组，侏罗系自流井组、凉高山组和沙溪庙组等多套碎屑岩。须家河组为温暖潮湿气候条件下沉积的内陆河湖交替陆源碎屑岩，可分为六段，其中须一段、须三段、须五段岩性以黑色页岩、泥岩为主，夹薄层泥质粉砂岩、煤层或煤线；须二段、须四段和须六段岩性主要为灰色中砂岩、细砂岩和粉砂岩。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 川中HC地区须二段顶面构造（a）和三叠系须家河组二段地层综合柱状图（b） Fig. 1 Top structure(a)and stratigraphic column of the second member of Triassic Xujiahe Formation(b)in HC area, central Sichuan Basin

本文重点研究层段须二段沉积时，研究区为浅水三角洲前缘沉积，厚度为76.5~139.5 m，根据岩性组合自下而上细分为须二¹、须二²和须二³等3个亚段，其中须二²和须二³亚段发育浅水三角洲前缘水下分流河道、河口坝中粒、中—细粒砂岩沉积，是区内致密气主要含气层段（图 1b）。

对川中HC地区15口井的岩心观察结果表明，须二段储层颗粒粒度较小，以细砂岩、粉砂岩为主，二者的体积分数分别为52.00% 和32.00%，同时含少量泥质粉砂岩、中砂岩和粗砂岩，体积分数分别为9.00%，4.00% 和3.00%。

对639个普通薄片的统计结果表明，须二段储层成分成熟度高，碎屑颗粒中石英含量最高，体积分数为52.45%~72.79%，平均为63.31%；岩屑含量次之，体积分数为12.69%~27.25%，平均为21.05%，以沉积岩岩屑为主，含少量千枚岩、板岩和片岩等变质岩岩屑；长石的体积分数为7.22%~23.91%，平均为15.01%，为富含石英的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，含少量岩屑砂岩（图 2a）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 川中HC地区三叠系须二段砂岩类型和微观特征 Fig. 2 Types of sandstone and its micro-characteristics of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

须二段砂体发育连续性好且厚度大（图 2b，2c），储层中填隙物含量较低，体积分数为3.68%~ 12.16%，其中泥质杂基含量最高，体积分数为2.11%~ 10.48%，平均为4.86%，胶结物体积分数为0.56%~ 4.65%，平均为2.79%，以石英、伊利石、绿泥石和方解石为主，含少量高岭石和白云石。须二段砂岩结构成熟度较高，分选性较好（图 2d），分选系数为1.42~1.81，磨圆度中等—较好，碎屑颗粒呈次棱角- 次圆状，颗粒间为点-线或线接触（图 2e）。

研究区须二段储层物性普遍较差，对169个岩心样品实测孔隙度为0.16%~16.54%，平均为6.58%，其中75% 的样品孔隙度小于10.00%；样品的渗透率普遍小于1.00 mD，主要为0.01~ 0.64 mD，平均为0.21 mD，仅少数裂缝发育的样品渗透率较高，最高可达1.25~2.50 mD（图 3），为典型的特低孔—低孔、低渗的致密气储层。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 川中HC地区三叠系须二段砂岩孔隙度（a）和渗透率（b）分布直方图 Fig. 3 Histogram of porosity(a)and permeability(b)distribution in sandstone reservoirs of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

不同岩性储层物性存在差异，中—粗砂岩的物性最好，孔隙度和渗透率分别为8.56%~16.54%（平均为10.32%）和0.86~1.65 mD（平均为1.06 mD）；细砂岩物性次之，孔隙度和渗透率分别为7.29%~ 12.16%（平均为8.12%）和0.42~1.63 mD（平均为0.63 mD）；粉砂岩物性较差，孔隙度为4.69%~ 8.23%（平均为5.72%），渗透率为0.18~0.64 mD（平均为0.31 mD）；泥质粉砂岩的物性最差，孔隙度普遍小于5.00%，一般为0.16%~4.31%（平均为3.56%），渗透率为0.01~0.24 mD（平均为0.11 mD）。

研究区须二段储层储集空间包含残余粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔和晶间微孔，总面孔率为2.0%~ 14.0%，平均为9.7%。残余粒间孔的面孔率最高，为3.6%~14.0%，平均为6.2%，占总面孔率的63.4%，孔隙半径为6.50~25.80 μm，残余粒间孔的发育程度与储层物性呈明显的正相关。粒内溶孔面孔率为1.6%~4.8%，平均为2.4%，占总面孔率的24.6%，孔隙半径较大，为3.80~12.20 μm，粒内溶孔发育的样品物性普遍较高。粒间溶孔面孔率为0.8%~1.9%，平均为0.9%，占总面孔率的8.8%，孔隙半径较小，为2.00~8.00 μm。晶间微孔虽然数量众多，但半径仅0.40~1.60 μm，对物性贡献有限。须二段裂缝线密度为2~14条/m，缝面光滑且广泛发育的微裂缝扩大了溶蚀作用的范围，是整体低渗背景下形成“甜点”储层的有利因素^[13]。

对研究区样品进行高压压汞测试，结果表明：须二段储层孔喉连通性和分选性均较差，排驱压力和中值压力分别为0.05~15.49 MPa（平均为1.82 MPa）和0.33~51.49 MPa（平均为6.75 MPa），最大进汞饱和度为17.84%~96.6%（平均为75.36%），分选系数和结构系数分别为0.85~2.62（平均为1.82）和10.01~14.23（平均为5.47），最大孔喉半径为0.41~16.62 μm（平均为7.63 μm），连通喉道半径为0.05~0.89 μm（平均为0.29 μm）。分析认为，孔隙半径小、不同类型孔隙混杂，是导致储层排驱压力高、物性低的重要原因。

须二段39个样品的核磁共振T₂谱的双峰特征分别指示储集层内孔隙和喉道特征，以高压压汞测试得到的累积孔隙度曲线进行标定，可将弛豫时间T₂谱转化成孔径分布曲线。结果表明：须二段致密气储层孔隙半径主要为1.31~55.00 μm，平均为8.61 μm，喉道半径为0.05~1.04 μm，平均为0.36 μm（图 4）。这与高压压汞测试的最大孔喉半径、喉道半径结果吻合度较高，表明须二段储层为微米孔隙和微米-亚微米喉道组合^[14]。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 川中HC地区三叠系须二段致密气储层核磁孔径分布 Fig. 4 Distribution of pore radius in tight gas reservoirs of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

HC地区须二段致密气储层物性的形成和演化是沉积、成岩作用耦合的结果，沉积作用不仅从宏观上控制着砂体的空间展布，沉积时水流淘洗和水动力条件还通过影响碎屑颗粒粒度、稳定矿物和泥质杂基含量等，决定了储层初始孔隙度，是影响储层物性的先天性因素^[15]。须二段岩心中泥岩颜色以深灰色、灰黑色为主，泥岩中见大量炭化植物根茎、叶片化石，岩心上见浪成交错层理、沙纹层理和泥岩撕裂屑，表明须二段长期处于水下沉积环境。结合地震和物源资料分析可知，须二段沉积时受研究区东南高、西北低的古地貌影响，东南部江南古陆物源向西北部湖盆中心长距离延伸，形成了大范围的辫状河三角洲前缘沉积，可进一步分为三角洲前缘水下分流河道、水下分流河道间、河口坝、席状砂和滨浅湖砂坝等沉积微相（图 5）。不同沉积微相沉积时水动力条件存在差异，导致沉积物中碎屑颗粒组成、泥质含量、分选性和磨圆度等沉积组构特征各不相同，是影响碎屑颗粒沉积后物性形成和演化的重要因素。Scherer^[15]认为碎屑岩沉积后初始孔隙度主要受砂体分选系数影响，并提出不同分选状况下未固结砂岩的实测孔隙度计算关系式：

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 川中HC地区三叠系须二段沉积微相分布 Fig. 5 Distribution of different kinds of micro-sedimentary facies of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

式中：Φ₁为初始孔隙度，%；S_O为特拉斯克分选系数。

须二段各沉积微相中，三角洲前缘水下分流河道和河口坝沉积物中颗粒的分选性最好，初始孔隙度最高，分别为36.30%~38.20%（平均为37.50%）和35.80%~37.70%（平均为36.60%）；席状砂和滨浅湖砂坝砂体分选性次之，孔隙度分别为34.50%~ 37.60% 和34.30%~36.90%；水下分流河道间砂体分选性最差，初始孔隙度为33.60%~35.10%。整体而言，研究区须二段砂体的孔隙度与分选性呈正相关关系，分选性越好，孔隙度越大。

随砂体一起沉积的泥质含量，也是破坏储层物性的重要因素，通常沉积时水动力越强，石英、长石粗碎屑颗粒含量越高，泥质等细粒碎屑越不易沉淀。研究区物性与不同类型碎屑颗粒含量的关系表明，储层物性与石英、长石等稳定矿物含量总体呈正相关关系，而与泥质含量则呈明显负相关关系（图 6a—6c）。对研究区不同沉积微相砂体进行物性统计，结果表明：水下分流河道和河口坝砂体发育厚度大、颗粒粒度大，沉积时水动力强，以细砂岩、中砂岩沉积为主，经过河水的充分淘洗，碎屑颗粒中石英、长石等粗碎屑含量较高，而泥质杂基的含量较低，物性较好，岩心测试水下分流河道的孔隙度与渗透率分别为7.86%~16.42%（平均为11.85%）、0.12~9.14 mD（平均为1.12 mD），河口坝砂体的孔隙度为5.86%~12.16%（平均为8.63%），渗透率为0.08~1.28 mD（平均为0.58 mD）（图 6d）。席状砂搬运距离远、沉积时水动力较弱，以薄层的粉砂岩沉积为主，储层中泥质杂基含量高，石英和长石含量较低，物性较差，孔隙度为3.82%~8.13%（平均为4.56%），渗透率为0.01~0.74 mD（平均为0.28 mD）。滨浅湖砂坝和水下分流河道间沉积时水动力最弱，沉积物粒度最小，以泥质粉砂岩沉积为主，泥质含量高，物性最差，孔隙度普遍小于5.00%，其中滨浅湖砂坝孔隙度一般为2.32%~ 4.61%，渗透率为0.01~0.28 mD；水下分流河道间孔隙度为0.25%~4.16%，渗透率为0.01~0.08 mD，基本无储集能力。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 川中HC地区三叠系须二段不同沉积微相砂体物性与矿物含量的关系 Fig. 6 Relationship between porosity and permeability of different sedimentary facies of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

整体而言，研究区须二段致密气储层的物性与碎屑物的粒度呈正相关关系，与泥质含量呈负相关关系，这说明由沉积作用控制的粒度和泥质含量等沉积物组构，是决定初始孔隙度形成和后期演化的基础条件。

沉积作用为储层发育提供了环境和物质基础，并影响着储层原始孔隙的形成，但沉积砂体能否成为有效储层，还必须经历埋藏期多种成岩作用的改造，这也是决定现今储层分布和物性好坏的关键因素。根据成岩作用对物性的影响，可将其分为建设性成岩作用和破坏性成岩作用。

研究区须二段破坏性成岩作用以对原生孔隙的破坏为主，主要包括压实作用，硅质胶结，伊利石、伊蒙混层和高岭石等黏土矿物胶结，方解石胶结等。须二段储层粒度普遍较小、抗压实能力弱，地史时期最大埋深为3 000~3 500 m，压实强度较大，镜下见碎屑颗粒间以线接触为主，局部由于压溶呈镶嵌接触、缝合接触（图 7a）。强烈的机械压实使石英、长石等刚性颗粒破裂形成不规则裂缝，塑性岩屑和片状黑云母弯曲、塑性变形或假杂基化（图 7b），云母、长石沿长轴方向定向排列，形成等压实组构（图 7c）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 川中HC地区三叠系须二段致密气储层成岩作用特征 注：Q，Ca，Gao，Fsp，Ms，I，chl分别为石英，方解石，高岭石，长石，岩屑，伊利石，绿泥石。 （a）颗粒间镶嵌接触，H117井，2 190 m；（b）长石挤压破裂、岩屑塑性变形，H1井，2 116 m；（c）岩屑定向排列，H3井，2 154 m；（d）石英次生加大，H117井，2 191 m；（e）自生石英，H117井，2 219 m；（f）丝缕状伊利石和伊蒙混层充填粒间孔，H102井，2 342 m；（g）书页状高岭石，H127井，2 207 m；（h）方解石胶结物充填，H3井，2 268 m；（i）不稳定岩屑粒内溶孔，H117井，2 196 m；（j）胶结物粒间溶孔，H1井，2 159 m；（k）包壳状绿泥石覆盖颗粒，H107井，2 193 m；（l）构造裂缝溶蚀扩大，H3井，2 145 m。 Fig. 7 Digenesis characteristic of tight gas reservoirs of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

视压实率、视胶结率和视溶蚀率是成岩作用强度的定量表征，也是各类破坏性成岩和建设性成岩作用对优质储层形成、控制程度定量评价的重要依据。在初始孔隙度恢复的基础上，利用面孔率、不同胶结物含量和储层物性等资料可以计算视压实率、视胶结率和视溶蚀率，进而定量评价压实、胶结和溶蚀等成岩作用对致密储层物性形成的影响。

（1）压实作用。研究区须二段视压实率为45.0%~73.0%，平均为54.0%，压实作用造成须二段孔隙度损失14.60%~20.10%，平均为17.4%。这表明强烈的压实作用是造成初始孔隙度损失的重要原因^[16]，这与研究区须二段粒间体积与胶结物关系所指示的“由压实作用导致的孔隙度损失远大于胶结作用”的结论是一致的（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 川中HC地区三叠系须二段储层粒间体积与胶结物含量关系 Fig. 8 Relationship between cement and intergranular volume of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

（2）硅质胶结。须二段储层视胶结率为26.0%~ 56.0%，平均为39.0%，由硅质、伊利石、方解石和高岭石胶结导致的孔隙度损失为9.80%~15.10%，平均为13.30%，这也是须二段主要的破坏性成岩作用之一。该段硅质胶结体积分数平均为7.62%，以石英次生加大为主，根据产状和形成时间可以分为3期。第Ⅰ期形成于埋藏早期，颗粒排列疏松、粒间孔隙发育，蒙脱石蚀变时释放的大量SiO₂在原生孔隙中沉淀，呈等厚环边状包裹碎屑石英，加大边发育连续且均匀，宽度为15.00~30.00 μm（图 7d）。第Ⅱ期硅质胶结形成于早成岩B期—中成岩A期的快速埋藏阶段，强烈的压实作用导致粒间孔隙缩小、石英生长受限，石英次生加大边宽度仅为2.00~8.00 μm；第Ⅰ，Ⅱ期硅质胶结是造成储层原始孔隙度下降的重要原因，石英次生加大的含量与孔隙度呈负相关关系（图 9a）。第Ⅲ期硅质胶结形成于中成岩A—B期，以自生石英充填为主，呈六方锥状沉淀于长石粒间溶孔中（图 7e），但含量较低，对物性影响较小。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 川中HC地区三叠系须二段储层孔隙度与胶结物含量的关系 Fig. 9 Relationship between cement and porosity of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

（3）黏土矿物胶结。对研究区须二段56个样品进行全岩分析和X射线衍射分析，结果表明：黏土矿物以伊利石为主，平均质量分数为4.8%，伊蒙混层和高岭石含量次之，平均质量分数分别为1.40% 和1.10%；片丝状、毛发状伊利石以孔隙衬里、孔隙充填形式产出，伊蒙混层则呈鳞片状、丝缕状覆盖于颗粒表面或充填粒间孔隙，通过占据部分粒间孔隙、增加孔隙迂回度，造成孔隙度损失（图 7f）；伊蒙混层、伊利石含量越高，孔隙度越小（图 9b，9c）；高岭石呈书页状、手风琴状充填于长石粒内溶孔及部分粒间溶孔（图 7g），也造成一定的孔隙度损失（图 9d）。

（4）方解石胶结。须二段方解石胶结物体积分数为0.60%~3.10%，主要形成于中成岩A期，是地层水中有机酸被溶蚀作用消耗殆尽、碱性增强，导致水中CO₃^2-沉淀形成的。镜下见方解石呈斑块状充填粒间孔隙和溶蚀孔隙（图 7h），部分方解石胶结物中见长石、岩屑溶蚀残骸，表明方解石胶结晚于次生溶蚀。方解石、含铁方解石等不仅占据各类残余粒间孔和次生溶孔，也堵塞了喉道、破坏了储层孔隙结构，造成一定的孔隙度损失（图 9e）。

建设性成岩作用在保持原始孔隙的同时，还形成了新的孔隙，主要包含溶蚀作用、绿泥石包膜和构造挤压破裂等3种类型。

（1）溶蚀作用。中成岩A期须三段煤系烃源岩成熟，形成了大量的有机酸并进入须二段，造成长石和不稳定岩屑溶蚀^[17]。镜下见长石沿解离缝和双晶面发生溶蚀，形成栅格状、窗棂状粒内溶孔，或完全溶蚀成铸模孔，不稳定岩屑沿边缘溶蚀成蜂窝状孔隙（图 7i），胶结物溶蚀成不规则孔隙（图 7j）。溶蚀作用形成次生孔隙的孔隙度为1.20%~5.40%，平均约3.70%，在增加储集空间的同时，还扩宽了孔隙和喉道半径，使原本孤立的微小孔隙连接起来，有效地提高了须二段储层的物性，溶蚀孔面孔率也与储层物性呈明显的正相关（图 10）。须二段溶蚀作用略早于天然气大规模运聚，溶蚀作用通过增大孔喉半径、改善储层连通性，降低了油气充注门限阻力，在提高储层物性的同时，也为致密气的充注成藏创造了有利条件。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 川中HC地区三叠系须二段储层溶蚀孔面孔率与物性关系 Fig. 10 Relationship between plane porosity of dissolved pore and porosity of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

（2）绿泥石包膜。研究区须二段绿泥石形成于早成岩A期，平均体积分数约2.50%，镜下见叶片状绿泥石垂直颗粒边缘，呈包壳状、等厚环边状覆盖在碎屑颗粒表面（图 7k），通过占据粒间体积，抑制石英成核和次生加大。绿泥石胶结减缓了颗粒间接触强度，有利于原生孔隙的保存，绿泥石发育的样品压实强度普遍较低^[18]，其含量也与储层孔隙度呈正相关（图 9f）。

（3）构造挤压破裂。晚三叠世印支运动期，受龙门山逆冲推覆作用影响，研究区须二段砂岩破裂，形成了大量构造裂缝。岩心上见宽度为5.00~ 40.00 μm的构造裂缝交错呈蛛网状，虽然裂缝面孔率较低、储集性能有限，但彼此交错的裂缝沟通各类孔隙（图 7l），在提高储层渗透性的同时，也扩大了次生溶蚀的范围和强度。镜下见裂缝边缘被溶蚀呈锯齿状、不规则状，次生溶蚀孔沿裂缝排列成串珠状。挤压破裂形成的裂缝是提高气井产能、将致密砂岩改造成优质储层的关键。

川中HC地区须二段储层具有孔隙类型多、孔喉半径细小、连通性和分选性均较差的微观特征，这是影响孔隙度（φ）、渗透率（K）、储层品质因子（$R_{\mathrm{QI}}=0.0314 \sqrt{K / \varphi}$）等宏观物性形成和分布的内在因素^[19]。须二段储层宏观物性与孔喉大小、孔隙连通性及分选特征等微观结构参数的关系表明（表 1）：各宏观物性参数均与微观结构参数具有较好的相关性，储层品质因子和渗透率受微观孔隙结构的影响更明显，尤其最大连通孔喉半径、中值半径和排驱压力、中值压力等表征孔隙大小、连通性的特征参数与物性的相关性最好，这说明储层孔隙和喉道大小是决定储层渗流能力的关键。结合核磁和CT结果可知，较大的喉道是致密气渗流的主要通道，而数量众多的小喉道虽然也贡献了一定的储集空间，但对于渗透率的改善效果有限。孔喉分选系数、均值系数和特征结构参数也与物性间呈现较好的相关性，即随分选系数增加，储层由单一孔喉类型过渡为混合类型，储层中对渗流起主要作用的大喉道数量增加，渗透性也随之改善。

表 1(Table 1)

表 1 川中HC地区须二段致密气储层孔隙结构参数与宏观物性关系 Table 1 Relationship between pore structure parameters and reservoir property in the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin 特征参数 数值 与孔隙度（φ）关系 与渗透率（K）关系 与储层品质因子（RQI）关系 孔喉大小 Rd/μm 0.02~9.63 φ = 1.982 ln（Rd）+9.559，R2 = 0.833 5 K = 0.278 Rd0.846，R2 = 0.952 6 RQI = 0.048 Rd0.592，R2 = 0.961 5 Rm/μm 0.01~3.21 φ = 2.327 ln（Rm）+13.416，R2 = 0.845 9 K = 0.887 Rm0.962，R2 = 0.952 8 RQI = 0.112 Rm0.681，R2 = 0.963 2 Rc50/μm 0.01~2.31 φ = 2.496 ln（Rc50）+13.397，R2 = 0.755 8 K = 0.952 Rc500.901，R2 = 0.948 4 RQI = 0.125 Rc500.667，R2 = 0.963 4 孔喉连通性 Pd/Pa 0.20~27.64 φ = -1.962 ln（Pd）+8.975，R2 = 0.643 7 K = 0.215 Pd-0.831，R2 = 0.952 3 RQI = 0.041 Pd-0.584，R2 = 0.961 6 Pc50/Pa 1.20~39.61 φ = -3.487 ln（Pc50）+15.951，R2 = 0.855 4 K = 0.899 Pc50-0.871，R2 = 0.820 3 RQI = 0.132 Pc50-0.651，R2 = 0.932 5 Smax/% 53.43~98.69 φ = 5.919 ln（Smax）-17.6，R2 = 0.430 1 K = 0.000 4 Smax1.348，R2 = 0.648 6 RQI = 0.00 01 Smax1.276，R2 = 0.631 8 孔喉分选性 SP 0.39~3.88 φ = 2.644 ln（SP）+5.967，R2 = 0.605 8 K = 0.032 SP2.381，R2 = 0.831 3 RQI = 0.012 SP1.447，R2 = 0.876 8 C 0.03~58.69 φ = -0.855 ln（C）+4.922，R2 = 0.509 3 K = 0.136 C0.101，R2 = 0.600 8 RQI = 0.019 C-0.073，R2 = 0.701 1 α 0.16~0.72 φ = -5.561 ln（α）+1.441，R2 = 0.614 1 K = 0.005 α-2.762，R2 = 0.823 2 RQI = 0.003 α-1.859，R2 = 0.858 2 注：Rd为最大连通孔喉半径，μm；Rm为主要流动喉道半径，μm；Rc50为中值孔喉半径，μm；Pd为排驱压力，MPa；Pc50为中值压力，MPa；Smax为最大进汞饱和度，%；SP为分选系数；C为特征结构参数；α为均值系数。

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聚类分析是一种依据样本间各变量相似程度对样本进行分类的统计学方法^[20]，受主观因素影响较小。优选宏观物性参数以及与其相关性最好的最大孔隙半径、主要流动喉道半径、排驱压力、中值压力等多种微观结构参数，通过不同样品的Q型聚类，开展须二段储层类型划分。结果表明，须二段致密砂岩可分为4种类型储层为（图 11a），其中Ⅰ，Ⅱ类储层物性好、试气产能高，是有利储层类型。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 川中HC地区三叠系须二段致密气储层分类 Fig. 11 Classification of tight gas reservoirs of the second member of Triassic Xujia Formation in HC area, central Sichuan Basin

从研究区须二段高压压汞测试、核磁共振和CT测试结果可知，储层的岩石类型、储集空间类型、微观孔隙结构和宏观物性间差异显著，是决定气井产能的关键。在取心段储层类型划分的基础上，优选对泥质含量、碎屑颗粒分选性、物性、含气性最敏感的补偿中子（CNL）、深测向电阻率（R_t）、声波时差（AC）、岩石密度（DEN）等测井曲线，利用岩心刻度常规测井，对优选的测井曲线进行主成分分析，提出2个主因子，其中主因子F₁ = -0.88 DEN + 0.89 CNL+0.95 AC-0.81 R_t，F₂= -0.37 DEN-0.23 CNL+ 0.12 AC+0.53R_t。从计算结果可知，须二段4种类型储层的测井响应特征和主因子F₁和F₂均存在较大差异（图 11b）。

在前文分析基础上，建立4种类型储层的分类标准，如表 2所列。

表 2(Table 2)

表 2 川中HC地区三叠系须二段致密气储层分类标准 Table 2 Classification standard of tight gas reservoirs of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin 储层分类 宏观物性参数 微观孔隙结构参数 测井响应特征 孔隙度/% 渗透率/mD 储层品质因子/μm 排驱压力/MPa 中值压力/MPa 最大连通孔喉半径/μm 主要流动喉道半径/μm CNL/% Rt/（Ω·m） AC/（μs·m-1） DEN/（g·cm-3） Ⅰ 10.00~25.00 1.25~3.60 0.32~0.65 ≤ 1.2 ≤ 7.0 > 1.60 > 0.60 ≥ 11 4~20 ≥ 69 ≤ 2.47 Ⅱ 8.00~12.00 0.50~1.25 0.16~0.28 0.7~1.8 6.7~12.3 0.50~1.50 0.20~1.00 9~16 7~30 66~69 2.47~2.52 Ⅲ 5.00~9.00 0.10~0.70 0.08~0.15 1.6~15.6 8.9~21.8 0.30~0.60 0.04~0.35 6~15 8~40 63~66 2.52~2.57 Ⅳ 2.00~6.00 0.01~0.30 0.01~0.08 3.7~25.6 10.0~39.2 0.02~0.40 0.01~0.22 5~11 20~40 59~63 2.53~2.60

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（1）Ⅰ类储层。该类储层主要分布在研究区水下分流河道微相的主流河道等水动力较强的环境，岩性以中—细砂岩为主，碎屑物中泥质杂基被淘洗干净，矿物成分以长石、石英为主。成岩作用以绿泥石包膜，长石溶蚀和伊利石、高岭石胶结为主，薄片中常见自生绿泥石覆盖在碎屑颗粒表面，视胶结率较高，为38.2%~59.7%，但绿泥石包膜有效地减缓了压实强度，使原生孔隙得以保存并形成大量残余粒间孔，视压实率为18.6%~37.9%，同时残余粒间孔和晶间孔作为有机酸渗透通道，促进了长石、不稳定岩屑发生溶蚀，视溶蚀率为15.8%~25.7%。储集空间以长石、岩屑粒内溶孔和粒间溶孔为主，含少量残余粒间孔，CT测试可见粒内溶孔、粒间溶孔和残余粒间孔、裂缝混杂，孔隙连通性好，孔隙半径大于1.60 μm，喉道半径大于0.60 μm，为微米孔-亚微米喉道组合。排驱压力小于1.20 MPa，储层物性和试气产能较好，孔隙度和渗透率分别为10.00%~ 25.00% 和1.25~3.60 mD（表 2，图 12）。该类储层气藏发育，是研究区主要的“甜点”储层类型，试气产能大于5.0×10⁴ m³/d，稳产后产能大于1.5×10⁴ m³/d，如H1，H5和H125等井。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 川中HC地区三叠系须二段不同类型储层微观特征 Fig. 12 Micro-characteristic of different kinds of reservoirs of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

（2）Ⅱ类储层。该类储层主要发育于水下分流河道微相侧缘和河口坝沉积，岩性以细砂岩、粉砂岩为主，碎屑物经长距离搬运后，颗粒粒度小、分选性好，初始孔隙度较高，泥质杂基大部分带水流带走、泥质含量低，岩屑矿物成分以长石、石英为主，这为后期酸性溶蚀创造了有利条件。成岩作用以机械压实、长石溶蚀和石英次生加大、高岭石和伊利石胶结为主；由于储层粒度小、抗压实能力弱，压实强度较高，视压实率为28.1%~52.5%，视胶结率为14.6%~35.2%，虽然储层在强烈的压实作用下损失了大量原生孔隙，但水下分流河道侧缘砂体与水下分流河道间的泥岩紧密接触，有利于有机酸进入，溶蚀强度高，视溶蚀率为16.8%~47.6%。储集空间以残余粒间孔、长石粒内溶孔为主，岩屑溶孔、晶间孔次之，CT测试可见残余粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔彼此连通。从核磁共振试验和高压压汞分析结果可知，该类储层的孔喉半径较大，孔隙和孔喉半径分别为0.50~1.50 μm和0.20~1.00 μm，为微米孔-亚微米喉道组合。该类储层孔隙结构较好，排驱压力为0.7~1.8 MPa，物性较好，孔隙度和渗透率分别为8.00%~12.00% 和0.50~1.25 mD（表 2，图 12）。该类储层也是研究区致密气重要的有利开发目标，试气产能较高，为（2~5）×10⁴ m³/d，稳产后初期产能为（0.6~1.5）×10⁴ m³/d，如H3，H102和H135等井。

（3）Ⅲ类储层。该类储层主要分布在三角洲前缘席状砂、滨浅湖砂坝微相，岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩，搬运距离最远、分选性最好，具有较高的初始孔隙度，但颗粒粒度较小、抗压实能力弱，压实强度高，视压实率为35.6%~67.8%，平均为52.3%。成岩作用以机械压实、石英次生加大、自生石英和高岭石胶结为主。强烈的压实作用导致储层中高含量的石英压溶，同时水下分流河道微相中长石溶蚀形成的SiO₂随压实水流向外排出，在前缘席状砂、滨浅湖砂坝中沉淀，促进了石英次生加大的生长，视胶结率较高，为34.6%~52.3%，平均为40.2%；强烈地压实和石英次生加大导致原生孔隙损失殆尽，有机酸难以进入，次生溶蚀不发育，视溶蚀率为2.6%~13.2%，平均为7.5%。储集空间以晶间微孔为主，含少量残余粒间孔、粒间溶孔，连通性较差，孔隙和喉道半径分别为0.30~0.60 μm和0.04~0.35 μm。孔隙结构差、排驱压力高，为1.6~15.6 MPa，储层物性较差，孔隙度和渗透率分别为5.00%~9.00% 和0.10~0.70 mD（表 2，图 12），试气产能也普遍小于2.0×10⁴ m³/d，为无效储层，如H120，H138和H128等井。

（4）Ⅳ类储层。该类储层主要发育于水下分流河道间微相，岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，沉积时水动力弱、碎屑分选性差，初始孔隙度最小，颗粒粒度小，抗压实能力差，视压实率普遍大于45.0%，为47.6%~86.2%，成岩作用以压实作用、伊利石充填、伊蒙混层胶结为主，见少量岩屑次生溶蚀。储层中泥质含量高，在压实作用下发生塑性变形，占据了大部分粒间孔隙，导致储层原生孔隙和喉道大量损失，早成岩B期原生粒间孔和残余粒间孔基本丧失殆尽，有机酸缺乏必要的渗流通道，难以进入，限制了次生溶蚀的强度和范围，视溶蚀率仅为1.2%~ 5.4%。储集空间以伊利石、混层黏土晶间微孔为主，见少量残余粒间孔和粒间溶孔。CT测试可见大量“储渗一体”的晶间微孔，孔隙和喉道半径分别为0.02~0.40 μm和0.01~0.22 μm。储层连通性差，排驱压力约3.7~25.6 MPa，储层物性最差，孔隙度和渗透率分别2.00%~6.00% 和0.01~0.30 mD（表 2，图 12），储层试气基本无自然产能，为无效储层，如H107，H139和H146等井。

将上述储层分类方法推广到研究区未取心段，开展各类储层分布预测。结果显示：Ⅰ类储层呈窄条带状分布在H1，H5，H3和H125等井区；Ⅱ类储层呈连片状分布在H117，H109和H101等井区；Ⅲ类储层呈团块状、宽带状，分布在临近Ⅱ类储层的H111，H2等井区；Ⅳ类储层发育相对连续，全区均有发育，如H118，H110和H137等井区。纵向上，Ⅰ类和Ⅱ类储层主要发育在须二段上部的须二³和须二²亚段，Ⅲ类和Ⅳ类储层在下部须二¹段中常见（图 13）。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 川中HC地区三叠系须二段不同类型储层分布特征 Fig. 13 Distribution characteristics of different kinds of reservoirs of the second member of Triassic Xujiahe Formation in HC area, central Sichuan Basin

（1）川中HC地区须二段为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，物性较差，为特低孔—低孔、低渗的致密气储层，孔隙类型多样、孔喉半径细小，为微米孔隙和微米-亚微米喉道组合。

（2）研究区优质储层的形成受沉积、破坏性和建设性成岩作用共同控制，沉积作用控制初始孔隙度形成和后期演化的基础条件；压实作用和胶结作用等破坏性成岩作用是造成储层致密化的主要原因；次生溶蚀和绿泥石包膜、挤压破裂等建设性成岩作用是将致密砂岩改造成优质储层的关键。

（3）研究区须二段储层可分为4类，不同类型储层的宏观物性和微观结构差异大，Ⅰ，Ⅱ类储层物性好、试气产能高，是主要的“甜点”储层，主要分布于区域中部H1和H3井区、东部H125井区；纵向上多发育于须二³和须二²亚段。