天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 10: 1597 - 1610

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.06.007

天然气地质学

川中地区侏罗系沙溪庙组储层特征及控制因素

  • 陈少云 , 1 ,
  • 杨勇强 , 1, 2 ,
  • 邱隆伟 1, 2 ,
  • 王小娟 3 ,
  • 关旭 3 ,
  • 梁炜煜 1 ,
  • 刘剑忠 1
展开
  • 1. 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580
  • 2. 中国石油大学（华东）深层油气重点实验室，山东 青岛 266580
  • 3. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610041
杨勇强（1982-），男，宁夏银川人，副教授，博士，主要从事沉积学、储层地质学研究. E-mail：.

陈少云（1998-），男，河北定州人，硕士研究生，主要从事储层沉积学研究. E-mail：.

收稿日期: 2022-04-18

  修回日期: 2022-06-15

  网络出版日期: 2022-09-28

收起

Reservoir characteristics and controlling factors of Jurassic Shaximiao Formation in central Sichuan Basin

  • Shaoyun CHEN , 1 ,
  • Yongqiang YANG , 1, 2 ,
  • Longwei QIU 1, 2 ,
  • Xiaojuan WANG 3 ,
  • Xu GUAN 3 ,
  • Weiyu LIANG 1 ,
  • Jianzhong LIU 1
Expand
  • 1. School of Geosciences，China University of Petroleum （East China），Qingdao 266580，China
  • 2. Key Laboratory of Deep Oil and Gas，China University of Petroleum （East China），Qingdao 266580，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610041，China

Received date: 2022-04-18

  Revised date: 2022-06-15

  Online published: 2022-09-28

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41972099)

Fold

本文亮点

四川盆地中部地区侏罗系沙溪庙组浅水三角洲砂体是致密气勘探的重要领域，有利储层的成因是制约高效勘探的关键问题。综合岩心和薄片资料，采用扫描电镜、阴极发光和地球化学等测试手段分析了沙溪庙组成岩演化序列，从沉积和成岩两方面探讨了储层的控制因素。沙溪庙组储层以长石砂岩为主，平均孔隙度、渗透率分别为10.34%、1.75×10-3 μm2，属于（中）低孔—低渗储集层。储层总体处于中成岩 A 期，依次经历了早期绿泥石形成、长石早期溶蚀→方解石、浊沸石沉淀→有机酸溶蚀、贴粒缝形成、钠长石形成→浊沸石溶蚀→石英溶蚀、晚期方解石、浊沸石、绿泥石充填的成岩过程。高能环境中沉积的水下分流河道砂体粒度粗、杂基少是优质储层形成的有利微相。压实作用、胶结作用是2种主要的减孔机制，浊沸石与自生绿泥石对储层物性的影响有着两面性。原生孔隙大量保存、溶蚀作用强烈，胶结作用弱等多方面制约着优质储层的发育，且原生孔隙的保存与绿泥石薄膜有关。浊沸石胶结物充填导致储层孔隙度较低，大量微裂缝的出现是提高砂体渗透率的关键。

本文引用格式

陈少云 , 杨勇强 , 邱隆伟 , 王小娟 , 关旭 , 梁炜煜 , 刘剑忠 . 川中地区侏罗系沙溪庙组储层特征及控制因素[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(10) : 1597 -1610 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.06.007

Highlights

The widely developed shallow-water delta sandbodies of Shaximiao Formation in central Sichuan Basin are an important area for tight gas exploration. The formation of favorable reservoirs is a key problem restricting efficient exploration. The diagenetic sequence of Shaximiao Formation is analyzed by means of SEM， CL， geochemistry， and the controlling factors of reservoir are discussed from the aspects of sedimentation and diagenesis. The reservoir in the study area is dominated by arkose sandstone， with an average porosity and permeability of 10.34% and 1.75×10-3 μm2， belonging to （middle） low porosity and low permeability reservoirs. The main diagenetic events of the reservoir are as follows： Early chlorite formation， early feldspar dissolution → calcite and laumontite precipitation → organic acid dissolution， microfracture formation， albite formation → zeolite dissolution → quartz dissolution， late calcite， laumontite and chlorite. The subaqueous distributary channel sandbodies with coarse grain size and less impurity base are favorable sedimentary microfacies for the formation of high-quality reservoirs in high-energy environment. Compaction and cementation are the most important pore reduction mechanisms， and the effects of laumonite and authentically chlorite on reservoir physical properties have two sides. The development of high quality reservoir is restricted by many factors such as large amount of preservation of primary pores， strong dissolution and weak cementation. The preservation of primary pores is related to chlorite films. The filling of laumonite cement results in low porosity， and the occurrence of a large number of micro-fractures is the key to improve the permeability of sand body.

0 引言

中国致密砂岩气资源量丰富，广泛分布于四川、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔等多个盆地，有利勘探面积达32.46×104 km2，地质资源量为21.85×1012 m3，是我国现今阶段最为重要的非常规天然气勘探领域［1-3］。致密砂岩储层质量主要受沉积作用和成岩作用两方面影响。沉积作用通过影响砂体的几何形状、砂岩原始孔隙度，进而影响流体运移以及一系列后续的成岩过程。致密砂岩储层与常规储层相比成岩演化更加复杂，成岩作用对储层油气聚集的控制作用更加明显。前人针对成岩作用对储层的影响做了大量研究，主要包括影响机械压实作用的主要因素［4］，碳酸盐胶结物的成因及分布［5-7］，自生绿泥石薄膜对原生孔隙保存的影响［8］，超压对成岩作用的影响［9-10］，长石、碳酸盐矿物等的溶蚀机理［11］等。由于埋藏期成岩作用的复杂性，差异性的成岩演化直接控制着储层质量，影响着油气富集潜力。
近年来，四川盆地中部地区侏罗系沙溪庙组致密气勘探取得突破［12］。该地区主要的沉积类型为浅水三角洲，广泛分布的河道砂体是主要的勘探目标。整个沙溪庙组被黑色的叶肢介页岩标志层分割为2个部分，纵向上共识别出23期河道砂体。不同期次河道砂体之间含油气程度存在较大的差异［13-15］，重点河道储层差异成岩机理尚不明确。优质储层分布规律不清是目前影响川中地区沙溪庙组致密气勘探开发的重要的地质问题之一。本文以川中地区侏罗系沙溪庙组为研究对象，通过对岩心、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光、碳氧同位素等资料进行分析，并结合沉积相等资料对储层特征及其控制因素进行了研究。

1 地质背景

四川盆地是在扬子克拉通地台基础上发展起来的一个大型叠合盆地［16-17］，研究区位于川中古隆起平缓构造带北部的射洪—秋林—南充一带，研究层位为侏罗系沙溪庙组（图1）。川中地区沙溪庙组沉积时期气候相对干旱，沉积了一套以砂泥岩为主的“陆相红层”［18］。沙溪庙组河道砂体发育，纵向上共发育23期叠置河道砂体［15］，其中沙一段5期，沙二段18期，河道砂体平面分布范围广泛，单期河道砂体分布面积超4 000 km2，河道水流方向主要为北东—南西向。沙一段的3号砂组和沙二段的7、8号河道砂体规模较大，是致密气勘探的重要目标。
图1 四川盆地构造位置及侏罗系地层综合柱状图（据文献［19］修改）

Fig.1 Structural location and comprehensive histogram of Jurassic strata in Sichuan Basin（according to Ref. ［19］）

2 样品和研究方法

本文研究所涉及的样品均来自于沙溪庙组，涉及金—秋地区14口取心井，样品深度范围为950~2 430 m。砂岩的碎屑组分采用点统计的方法获取，每个薄片统计点数大于500，保证数据的准确性。利用Leica DM4 P型偏光型显微镜、CLF-2型阴极发光仪器、扫描电镜等仪器对样品进行岩石学特征、储层微观特征、成岩矿物类型及其演化特征分析，该测试在中国石油大学（华东）深层油气重点实验室完成。选取富方解石样品进行碳、氧同位素测试，该测试在中国科学院地质与地球物理研究所稳定同位素地球化学实验室完成。

3 研究结果

3.1　沉积学和测井相特征

川中地区沙溪庙组砂岩粒度较细，以中砂岩和细砂岩为主，细砂岩含量为17.5%、中—细砂岩含量为18.2%、细—中砂岩含量为37.3%，较粗的含砾砂岩含量较少。沉积构造多样，常见冲刷—充填构造［图2（d）］、砾石定向排列［图2（a）］、平行层理［图2（c）］、楔状交错层理［图2（f）］等，部分砂岩中发育块状层理［图2（b）］。粉细砂岩可见浪成交错层理［图2（e）］，该类岩石粒度细、泥岩含量高。
图2 川中地区沙溪庙组沉积特征

（a）含砾粗砂岩，金浅1井，1 692.57~1 692.80 m；（b）块状结构中砂岩，秋林16井，2 244.68~2 244.90 m；（c）平行层理中—细砂岩，秋林16 井， 2 245.74~2 245.92 m；（d）冲刷面，秋林16井，2 228.35~2 228.58 m；（e）浪成交错层理粉砂岩，金浅5H井， 2 141.75~2 141.93 m；（f）楔状交错层理细砂岩，中浅1井，1 809.30 m；（g）砂岩粒度含量分布；（h）磨圆分布；（i）分选特征；（j）胶结物特征

Fig.2 Sedimentary characteristics of Shaximiao Formation in central Sichuan Basin

砂岩颗粒分选中等，磨圆以次棱角、次棱角—次圆状为主，颗粒间的接触关系多为点—线、线接触，孔隙式胶结是最为常见的胶结类型［图2（g）—图2（j）］，总体反映出储层砂岩中等的结构成熟度。
川中地区沙溪庙组主要的沉积微相有分支河道、水下分流河道、河口坝、支流间湾、决口扇、泛滥平原等类型，常见的测井相标志如图3所示。钟形、箱形、齿化箱形等测井相类型代表了高能水动力条件下沉积的粒度较粗的河道砂体［图3（a）—图3（c）］。叠置漏斗形曲线代表了中—低能的沉积环境，反映了由下往上多期沉积物源供给逐渐增强，为支流间湾—河口坝的测井相标志［图3（d）］。指形曲线与低幅齿形曲线主体表现为一种水体能量较弱且相对稳定的沉积环境［图3（e），图3（f）］，是决口扇与泛滥平原沉积的测井响应。
图3 测井相基本类型

（a）钟形曲线，秋林18井；（b）箱形曲线，金浅 1 井；（c）齿化箱形曲线，金浅7井；（d）漏斗形曲线，秋林16井；（e）指形曲线，金浅 7 井；（f）低幅齿形曲线，秋林17井

Fig.3 Basic types of logging facies

3.2　矿物学特征

川中地区沙溪庙组储层以长石砂岩为主，含少量的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩 ［图4（a）］。沙一段石英平均含量为63.78%，长石含量为29.62%，岩屑含量为6.6%；沙二段长石含量较多，平均含量为36.56%，石英含量为55.89%，岩屑含量为7.55%，岩浆岩岩屑、变质岩岩屑、沉积岩岩屑均有发育，整体表现为贫石英、富长石的特征。
图4 川中地区沙溪庙组储层基本特征

（a）岩性三角图；（b）孔渗交会图；（c）孔隙度分布直方图；（d）渗透率分布直方图；（e）孔隙度与深度交会图；（f）渗透率与深度交会图

Fig.4 Reservoir physical property distribution characteristics of Shaximiao Formation in central Sichuan Basin

3.3　储层物性特征与孔隙类型

沙溪庙组储层整体致密，以中—低孔（特）低渗为主。孔隙度集中分布在8%~14%之间，占样品总数的69.33%，平均为10.34%；渗透率差异较大，最小为0.001×10-3 μm2，最大为157.95×10-3 μm2，平均为1.75×10-3 μm2，其中有84.85%的样品渗透率小于1×10-3 μm2［图4（b）—图4（d）］。储层砂体非均质性强，不同河道砂体物性差异较大：11、15号砂体孔隙度较高而渗透率较低；7、8、14号砂体具有较高的孔隙度与渗透率；3号砂体孔隙度总体小于10%，显著低于其他砂体，但其渗透率较高［图4（e），图4（f）］。
沙溪庙组储层储集空间类型多样，残余原生孔隙［图5（a），图5（b），图5（g），图5（i）］、次生溶蚀孔隙［图5（b），图5（d），图5（h）］、微孔隙、裂缝［图5（c），图5（e），图5（f）］均有发育，以原生孔隙、溶蚀孔隙最为常见。粒内溶孔、粒间溶孔与胶结物溶孔十分常见，另外还发育少量铸模孔、溶蚀晶间孔、穿粒缝和贴粒缝等。
图5 储集空间类型

（a）颗粒边缘生长绿泥石环边，原生孔隙发育，永浅1井，2 246.77 m；（b）原生孔隙与次生溶孔，长石、喷出岩岩屑溶蚀，永浅1井，2 185.71 m；（c）浊沸石沿解理缝发生溶蚀，贴粒缝发育，可能与溶蚀作用相关，金浅7井，1 765.15 m；（d）铸模孔，中浅1井，2 244.42 m； （e）穿粒缝，金浅7井，1 765.30 m；（f）贴粒缝，金浅7井，1 765.15 m；（g）粒间孔隙中见次生石英晶体，秋林21井，2 458 .00 m；（h）长石颗粒被溶蚀破碎杂基化，溶蚀孔隙中见次生钠长石晶体，秋林21井，2 458.00 m；（i）石英晶体充填孔隙，叶片状绿泥石附于表面，残留粒间孔发育，金浅8井，2 718.68 mAlb为钠长石、Ca为方解石、Chl为绿泥石、Fdp为长石溶蚀孔隙、FD为长石溶蚀、l为伊利石、Kao为高岭石、Lit为岩屑、La为浊沸石、Mod为铸模孔、Q为石英颗粒、Qo为石英加大、Qa为自生石英颗粒

Fig.5 Photographs of reservoir space types

3.4　自生矿物特征

3.4.1　方解石

方解石胶结在川中地区沙溪庙组储层中普遍发育，含量最高可达30%以上，有基底连晶状［图6（f），图6（h）］、孔隙充填状［图6（g），图6（i）］、交代状［图6（i）］3种产出方式，主要分布在沙二段，沙一段基底式方解石发育较少，常见零星分布的充填式方解石。
图6 川中地区沙溪庙组成岩作用特征

（a）石英次生加大边，公浅1井，1 778.99 m；（b）自生石英颗粒，中浅1井，2 244.22 m；（c）石英加大边与颗粒之间发育不完全的绿泥石环边，金浅2井，1 694.42 m；（d）石英次生加大，永浅1井，2 031.94 m，阴极发光；（e）绿泥石环边，金华9井，2 223.00 m；（f）连晶方解石充填早期溶蚀的长石，中浅1井，2 239.70 m；（g）浊沸石与方解石共生，金华9井，2 216.72 m；（h）基底式方解石，金浅2井，2 264.20 m，阴极发光；（i）孔隙充填状与交代状方解石，秋林16井，2 412.40 m；（j）孔隙衬里绿泥石，金浅7井，1 782.22 m；（k）浊沸石交代长石颗粒（黄色箭头），金华9井，2 223.00 m；（l）基底式浊沸石，金华9井，2 219.70 m；（m）浊沸石与绿泥石（红色箭头）共生，金华9井，2 219.71 m；（n）浊沸石充填生长石英加大边之后的孔隙，中浅1井，2 242.40 m；（o）浊沸石胶结，永浅1井，2 180.15 m，阴极发光；（p）绿泥石环边的双层结构，金华9井，2 223.00 m；（q）绿泥石和伊利石共生，秋林202井，2 271.17 m；（r）片状高岭石集合体，观浅1井，1 280.27 m；（s）板柱状浊沸石充填粒间孔隙，粒间次生孔缝发育，金浅8井，960.16 m；（t）搭桥状伊利石，秋林202井，2 264.70 m

Fig.6 Diagenesis characteristics of Shaximiao Formation in central Sichuan Basin

富方解石砂岩样品δ13C值（PDB标准，下同）分布范围为-13.89‰~-4.70‰，δ18O值（PDB标准，下同）的分布范围为-16.78‰~-13.48‰（表1）。通过碳氧同位素对方解石形成温度进行计算［20］，计算结果表明方解石形成的平均温度为93.47 ℃，温度范围为87.59~105.41 ℃，与前人研究结果相近［19］。
表1 沙溪庙组方解石碳氧同位素数据及温度计算

Table 1 Carbon and oxygen isotope data and temperature calculation of calcite in Shaximiao Formation

地区 层段 井号 深度/m δ13C/‰ δ18O/‰ 温度/℃ 备注

川

中

地

区

沙

二

段

 金浅2 2 264.20 -9.21 -13.69 88.73
金浅2 2 264.20 -9.19 -13.59 88.19 平行样品
金浅2 2 264.20 -9.21 -13.64 88.46 平行样品
中浅1 2 239.70 -7.10 -14.84 94.94
中浅1 2 239.70 -7.12 -14.94 95.48 平行样品
金浅7 974.69 -7.56 -13.53 87.86
秋林16 2 415.62 -13.89 -16.78 105.41
金浅7 974.69 -7.54 -13.48 87.59 平行样品
秋林16 2 245.92 -4.86 -15.82 100.23
秋林16 2 245.92 -4.70 -15.78 100.01 平行样品
沙一段 磨溪022 1 413.71 -11.47 -14.33 92.18
磨溪022 1 413.71 -11.42 -14.41 92.61 平行样品

3.4.2　浊沸石

浊沸石胶结物主要出现在沙一段储层中，发育1组或2组节理［图6（l），图6（o），图6（s）］，产出状态有3种：①基底连晶状浊沸石［图6（l），图6（m）］，颗粒之间呈点接触关系；②粒间充填状浊沸石［图6（n）］，胶结物充填于粒间孔隙中，颗粒之间多呈点—线接触关系；③交代长石、岩屑或者充填长石粒内溶孔状浊沸石［图6（k）］。
研究区内浊沸石常与绿泥石环边共生［21-22］，两者均形成于低压、开放的碱性成岩环境［23］，与火山物质有关。

3.4.3　硅质胶结物

硅质胶结物与方解石和浊沸石胶结物相比，其含量较小、分布范围局限。常见石英次生加大边和自生石英颗粒2种类型：前者沿着碎屑石英颗粒边缘同向生长成为次生加大边［图6（a），图6（c），图6（d）］，加大边与石英颗粒之间可见绿泥石环边［图6（c）］；后者主要分布于颗粒边缘的粒间孔隙中，晶型发育良好、自形程度高［图5（g），图6（b）］，常与自生黏土矿物共生。

3.4.4　黏土矿物

绿泥石是三角洲前缘河道砂岩中常见的黏土矿物，按产出形态可划分为孔隙衬里绿泥石、颗粒包膜绿泥石及孔隙充填状绿泥石［24］。前两者以包裹整个碎屑颗粒为特征在沙溪庙组储层砂岩中最为常见［图6（e），图6（j）］，晶体多呈细小的片状、针状垂直于颗粒表面生长，孔隙衬里绿泥石发育在颗粒包膜绿泥石的外侧，呈栉壳状生长，与内侧颗粒包膜绿泥石共同组成绿泥石的双层结构［25］［图6（p）］。孔隙充填状绿泥石以分散的片状、玫瑰花状充填于孔隙之间［图6（q）］。伊利石常以蜂窝状、片状、拔丝状、连桥状的形态充填于孔隙之中［图6（t）］。自生高岭石在研究区出现较少，含量多小于黏土矿物总量的20%，电镜下一般呈六边形，典型自生高岭石形态上为书页状或蠕虫状［26］［图6（r）］。

4 讨论

4.1　成岩阶段及成岩序列

川中地区沙溪庙组储集层经历的最晚成岩阶段为中成岩B期，其主体仍处于中成岩A期［18-19，27］（图7，图8）。储层经历了早晚2期溶蚀作用，长石早期溶蚀与绿泥石环边的形成时间相近，发生在连晶浊沸石、方解石形成之前［图6（c），图6（f），图6（m）］；晚期溶蚀作用发生在中成岩A期，有机酸的大量进入导致长石、浊沸石发生强烈溶蚀［图6（b），图6（f），图6（h）］。自生绿泥石也分为早晚2期，早期绿泥石形成于同沉积期矿物颗粒未经历明显压实作用之前［18，22，24，28］，晚期绿泥石多赋存在浊沸石、长石溶蚀的孔隙中，是中成岩A期后期的产物。
图7 不同深度黏土矿物含量

Fig. 7 Contents of clay minerals at different depths

图8 川中地区沙溪庙组成岩演化序列

Fig. 8 Diagenetic sequence of Shaximiao Formation in central Sichuan Basin

依据成岩矿物的共生和接触关系，建立了储层的成岩演化序列（图8）：早期弱机械压实作用→早期绿泥石薄膜→部分长石发生早期溶蚀→早期高岭石、早期方解石、浊沸石出现→晚期高岭石形成→长石大量溶蚀、贴粒缝形成，伊利石、钠长石形成→自生石英出现、浊沸石大量溶蚀→石英溶蚀、晚期方解石、浊沸石、绿泥石形成。

4.2　沉积作用是造成储层差异的基本因素

4.2.1　强水动力条件下粗粒度砂体是优质储层发育的先决条件

沉积物粒度差异是造成不同沉积微相物性不同的重要因素［图9（d）—图9（f）］。研究区水下分流河道和分支河道砂体沉积时水动力条件强，沉积物粒度较粗，黏土杂基含量相对较少，储层物性好；河口坝粒度相对较细，导致其储层物性低于河道砂体（图9，图10）。同一沉积微相不同部位成岩作用差异性明显，总体表现为河道砂体顶部细粒部位、底部滞留沉积和河口坝砂体受方解石胶结改造明显，河道砂体中部位置，分选较好、自生绿泥石与原始孔隙发育（图10），表明强水动力的沉积条件是优质储层形成的基本因素。
图9 沉积作用与储层物性关系

Fig.9 The relationship between sedimentation and reservoir physical properties

图10 川中地区沙溪庙组不同类型储层控制因素分析

Fig.10 Analysis on controlling factors of different types of reservoirs in Shaximiao Formation in central Sichuan Basin

4.2.2　高含量黏土矿物对储层孔隙影响明显

不同沉积微相黏土矿物含量的差异对储层性能也有着一定的影响［图9（a）—图9（c）］。决口扇、泛滥平原环境中水动力条件弱，造成大量细粒度的沉积物堆积，且黏土矿物多，大量黏土矿物堵塞储集空间造成孔隙度降低，埋藏期间压实作用加强致使储层致密。

4.3　成岩差异对不同类型储层发育的影响

4.3.1　破坏性成岩作用对储层影响分析

（1）压实作用
压实作用是储集层致密化、孔隙度降低的主要因素［图11（a）］，沙一段平均压实减孔量为23.00%~24.79%，沙二段平均压实减孔量为22.18%~28.18%［18-19］。
图11 负胶结孔隙度（a）和方解石与孔隙度关系（b）

Fig.11 Negative cement porosity diagram（a） and scatter plot of calcite content and porosity（b）

（2）方解石胶结作用
方解石胶结物与孔隙度呈明显的负相关关系 ［图11（b）］，方解石胶结物的出现对沙溪庙组储层孔隙度有着明显的破坏性作用。早期方解石和晚期孔隙式方解石对储层的破坏作用强烈，仅次于压实作用对储层的影响，方解石胶结物严重部位甚至可导致孔隙基本完全消失［图6（h）］。
（3）浊沸石胶结作用
浊沸石胶结物作为一种早期形成的胶结物，多充填原生孔隙、堵塞喉道，大大降低了砂岩孔隙度［29］；浊沸石胶结段储层孔隙度大多小于10%，大部分样品渗透率高于平均值，其原因可能与以下因素有关：①基底式浊沸石胶结物大量充填原生孔隙，显著降低了砂岩孔隙度；②浊沸石未完全充填原生孔隙，仍残存原生孔隙；③浊沸石属于易溶的架状含水的硅铝酸盐矿物［21，23，30］，在酸性流体进入时，浊沸石胶结物发生溶蚀形成次生溶蚀孔隙和微裂缝，造成储层孔渗有所提高。

4.3.2　建设性成岩作用的差异对不同类型储层的影响

（1）大量原生孔隙的保存是优质储层形成的关键
根据岩石物性特征将研究区储层划分为4种储层类型［图4（b）］，Ⅰ、Ⅲ类储层原生孔隙较多，Ⅳ类储层原生孔隙少。原生孔隙发育程度与储层物性，尤其是渗透率有着明显的正相关关系（图10），表明原生孔隙连通性较好，原生孔隙的保存是优质储层形成的关键。原生孔隙发育处常伴随绿泥石大量发育，绿泥石主要围绕碎屑颗粒生长形成绿泥石薄膜，此现象在粒度较粗的河道砂体中十分明显。
绿泥石薄膜对储层原生孔隙保存具有重要作用。绿泥石薄膜通过抑制自生石英和碳酸盐矿物的出现，更有利于原生孔隙的保存［24］，完好的孔喉促进了后期的溶蚀作用的进行。研究区硅质胶结发育较少，可能与绿泥石薄膜可以抑制石英加大相关。
自生绿泥石除了对储层原生孔隙的保存有重要作用外，孔隙充填式绿泥石围绕孔隙边缘生长而堵塞喉道，降低连通性，对储层有着破坏性作用。
（2）溶蚀作用
溶蚀作用是储层最主要的增孔机制，溶蚀强度的差异控制着不同类型储层的形成。对比不同储层溶蚀作用强度，Ⅰ、Ⅱ类储层溶蚀作用最强，其次为Ⅲ类储层，Ⅳ类储层溶蚀作用整体较弱，孔隙连通性较差。溶蚀作用产生许多的粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物溶孔以及铸模孔，溶蚀孔的形成为天然气的存储提供新的空间。造成研究区长石强溶蚀—浊沸石弱溶蚀的原因可能与来自下伏须家河组、凉高山组的有机酸流体有关，在较低的成岩温度下斜长石比浊沸石更容易与有机酸发生反应，更有利于溶蚀发生［18， 31］。
（3）微裂缝发育
微裂缝的发育是Ⅱ类储层形成的关键。Ⅱ类储层砂岩浊沸石胶结严重，孔隙度较低，但是贴粒缝、穿粒缝、浊沸石节理溶蚀缝发育。贴粒缝常围绕碎屑颗粒分布，并伴随浊沸石胶结物，其形成可能与浊沸石、绿泥石的溶蚀有关［32］ ［图5（c），图12］。这些微裂缝可以与粒间孔、粒间溶孔等孔隙直接相连，增强储集空间连通性［33-34］，对砂体渗透率的提升有着重要意义。
图12 川中地区沙溪庙组Ⅱ类储层储层特征分析

Fig.12 Reservoir characteristics analysis of type Ⅱ reservoir in Shaximiao Formation in central Sichuan Basin

5 结论

（1）川中地区沙溪庙组储层岩石类型以长石砂岩、岩屑质长石砂岩为主，储层砂体平均孔隙度为10.34%、平均渗透率为1.75×10-3
μm2，其中有84.85%的样品渗透率小于1×10-3 μm2，属于致密砂岩（中）低孔—低渗的储集层。储集空间类型多样，发育原生孔隙、长石溶蚀孔隙、胶结物溶孔、微孔隙以及多成因的微裂缝。
（2）研究区储层目前整体处于中成岩A期，主要经历的成岩事件序列为：早期弱机械压实作用→早期绿泥石薄膜和早期黄铁矿出现，部分长石发生早期溶蚀→早期高岭石、早期方解石、浊沸石出现→晚期高岭石形成→长石大量溶蚀、贴粒缝形成，伊利石、钠长石形成→自生石英大量出现、浊沸石大量溶蚀→石英溶蚀、晚期方解石、浊沸石、绿泥石形成。
（3）沉积微相与储层物性有着良好的对应关系，优质储层主要发育在高能沉积环境中的水下分流河道、分支河道微相中，高能环境中河道砂体的沉积为优质储层的形成提供了基础条件。压实和胶结作用是造成储层致密化的主要因素。原生孔隙的保存程度与溶蚀作用发育强度控制着不同储层的孔隙发育。原生孔隙大量保存、溶蚀作用强烈，胶结作用弱等多方面因素制约着Ⅰ类储层的发育，原生孔隙的大量发育与绿泥石薄膜的出现有关。浊沸石胶结物充填导致Ⅱ类储层孔隙度较低，大量微裂缝的出现是提高砂体渗透率的关键。

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