Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 11: 1916 - 1926

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.021

Characteristics and main controlling factors of tight sandstone reservoir in the first member of Jurassic Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area， Sichuan Basin

  • Yao XIAO , 1 ,
  • Jinxi WANG , 1 ,
  • Baiyi XIAO 1 ,
  • Jixiang CAO 1 ,
  • Tanglü LI 1 ,
  • Ziyue ZHONG 2 ,
  • Cunhui FAN 2
Expand
  • 1. Project Department of Tight Oil and Gas Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610000，China
  • 2. School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China

Received date: 2023-03-05

  Revised date: 2023-07-26

  Online published: 2023-11-24

Supported by

The CNPC's Major Science and Technology Project(2016E-06)

Fold

Abstract

As a key area for tight gas exploration and development in China， the complex distribution of sands as well as the formation mechanism and distribution law of high-quality reservoirs in the central Sichuan area are scientific issues that determine the exploration and development of natural gas in the area. Based on petrography， casting thin section， physical property test， high pressure mercury pressure and other methods， we comprehensively studied the rock type， reservoir properties， reservoir space， and petrogenesis of the Shaximiao Formation reservoir in the Tianfu gas-bearing area， and analyzed the main controlling factors of the reservoir accordingly. The results show that the dense sandstone reservoirs in the Shaximiao Formation are mainly developed in medium-coarse grained feldspathic sandstone and feldspathic sandstone， with primary intergranular pores dominating the reservoir space， followed by feldspathic and turbidite zeolite dissolution pores， and most of the throats are lamellar and necking-type throats. The dense sandstone reservoirs of the Shaximiao Formation are governed by sedimentation， material composition and diagenesis， in which a high-energy and stable sedimentary phase is a prerequisite for the formation of high-quality reservoirs， the feldspar content determines the degree of the overall development of dissolution pores in the reservoirs， and the differences in the types of rock clasts lead to the generation of different diagenesis in the later stages of the formation of different rock clasts. The chlorite crust and early cement resisted the compaction to preserve the primary pores， feldspar and early turbidite dissolution were the key to improve the physical properties of the reservoir， while the late turbidite and calcite cementation was the main factor leading to the destruction of the reservoir.

Key words： Shaximiao Formation; Tight sandstone; Reservoir characteristics; Diagenesis; Main control factors

Cite this article

Yao XIAO , Jinxi WANG , Baiyi XIAO , Jixiang CAO , Tanglü LI , Ziyue ZHONG , Cunhui FAN . Characteristics and main controlling factors of tight sandstone reservoir in the first member of Jurassic Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area， Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(11) : 1916 -1926 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.021

0 引言

中国具有极其丰富的致密砂岩气资源，主要分布于四川、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［1］，是我国现今阶段最为重要的非常规天然气勘探领域。四川盆地的致密气资源储备相当丰富且具有广泛的分布范围，资源量高达6.9×1012 m3［1-2］。2018年在四川盆地中部地区的多口沙溪庙组钻井中获工业气流，将沙溪庙组的勘探开发推向了高潮［3］。但由于川中地区沙溪庙组砂体纵向叠置发育，横向交错分布，致密砂岩储层非均质性强，含气性差异大，对优质储层的形成机理和分布规律认识不清成为制约该区天然气勘探开发的关键科学问题［3］。
因此，本文以川中地区天府含气区侏罗系沙溪庙组一段（以下简称沙一段）为研究对象，依据岩心、铸体薄片、扫描电镜、物性特征及高压压汞等资料，明确目的层沉积特征、砂岩类型，研究致密砂岩的储层特征，并对影响储层储集性能的因素进行剖析，以期解释研究区优质储层成因机理，探究优质储层及天然气有利储集区带。

1 区域地质概况

四川盆地是在扬子克拉通地台上演变而来的呈菱形的大型叠合盆地［4-6］。研究区天府含气区位于四川省中西部绵阳市三台县—成都市简阳区境内（图1）。区域构造位置隶属四川盆地川北低平褶皱带以及川中古隆中斜平缓带。天府含气区地表出露剑门关组和蓬莱镇组。侏罗系自下而上依次发育自流井组、凉高山组、沙溪庙组、遂宁组、蓬莱镇组及剑门关组，且地层层序正常，无沉积间断［7-8］。从山前至盆内，沙溪庙组依次发育河流—三角洲—湖泊沉积［9］，在这种沉积背景下，天府含气区沙溪庙组发育一套巨厚的陆相碎屑岩，地层厚度普遍为750~1 500 m［10］，其岩性主要为紫红色泥岩夹灰绿色、灰色粉砂岩、砂岩。沙溪庙组底部以“关口砂岩”作为标志层与其下伏的凉高山组灰黑色泥页岩分界，沙溪庙组顶部以遂宁组底部的砖红色粉、细砂岩为分界标志。而沙溪庙组内部以“叶肢介页岩”为界，自下而上分为沙一段和沙二段［9］（图1）。根据岩性组合、沉积旋回特征将沙一段划分为3个亚段（沙一1、沙一2、沙一3）、沙二段划分为4个亚段（沙二1、沙二2、沙二3、沙二4），纵向上自下而上划分出23期砂组，其中沙一段有5期砂组，沙二段有18期砂组。
图1 研究区地理位置及地层综合柱状图

Fig.1 Geographical location and stratigraphic composite column chart of the study area

沙溪庙组沉积时四川盆地整体属于陆内凹陷盆地，米仓山—大巴山的构造活动增强，使盆地沉降和沉积中心逐渐由大巴山前缘往盆内迁移，并进入相对稳定的沉降期［4］。天府含气区受米仓山、大巴山和南部物源联合影响，具有多物源供给的特征。沙溪庙组沉积从早到晚，气候逐渐干旱，湖盆萎缩，物源减弱，由浅水三角洲向河流漫湖体系演化。沙一段整体以三角洲前缘沉积为主，水下分流河道微相最为发育，河口坝多为由分流河道侵蚀形成的下部河口坝，上部河道沉积组合；河道间分流间湾和滨浅湖泥等以泥质沉积为主，局部发育少量薄层的滩坝砂［9］。整体上，天府含气区沙溪庙组烃源岩条件优越、多套储集砂体叠置连片、发育多条通源断裂，“源、断、储”配置佳，具备良好的油气储存条件，具备形成大型致密砂岩气藏的地质条件，是目前乃至以后四川盆地致密气勘探开发的重点区块。

2 储层岩石学特征

天府含气区沙一段储层岩石类型普遍为中—粗粒长石岩屑砂岩以及岩屑长石砂岩，含少量岩屑砂岩［11］（图2），其中长石组分含量偏高，一般在20.3%~38.6%之间；石英组分含量为31.5%~64.9%，平均值为39.1%；岩屑含量在14.8%~35.1%之间，平均值为25.4%。杂基含量低，胶结物含量一般小于8.0%，平均值为5.9%，主要为灰质胶结，可见少量浊沸石和硅质胶结（表1）。岩屑成分主要为变质岩岩屑，其次为沉积岩岩屑与喷出岩岩屑，粒间填隙物以黏土矿物为主要类型，并含少量绿泥石。颗粒分选一般，粒度以中粒为主，总体成分成熟度较低，接触类型以点—线接触为主，磨圆度呈次棱状或次圆状（图3）。
图2 天府含气区沙一段储层岩石成因类型三角图

Fig.2 Triangular map of reservoir petrogenesis types in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

表1 天府含气区沙溪庙组一段储集岩岩石组分统计

Table 1 Statistical table of rock fractions of reservoir rocks in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

井号 亚段 样品数/个 碎屑成分/% 填隙物/%
石英 长石 岩屑 杂基 胶结物
总量 喷出岩 变质岩 沉积岩 灰质 硅质 浊沸石 总量
YQ1 沙一1 18 64.9 20.3 14.8 5.4 5.2 4.2 0.3 0.1 0.1 0.0 0.3
YQ3 沙一1 40 34.6 34.7 29.0 3.4 15.7 9.9 3.3 1.8 0.9 0.1 2.8
YQ6 沙一1 99 35.9 36.2 26.3 3.2 15.4 7.7 4.0 1.4 1.3 0.1 2.9
YQ1 沙一2 116 50.8 37.1 12.1 9.7 1.7 0.7 0.4 0.5 0.2 1.0 1.7
YQ2 沙一2 72 31.5 32.2 35.1 4.8 21.5 8.7 3.6 0.5 0.9 0.3 1.7
YQ3 沙一2 83 33.9 38.6 25.6 3.6 15.4 6.6 3.6 2.5 1.1 2.6 6.2
YQ2 沙一3 14 35.7 34.9 28.2 5.2 17.4 5.6 2.6 4.9 2.0 1.4 8.3
YQ3 沙一3 26 33.6 36.4 27.4 3.5 16.7 7.2 4.2 2.8 1.0 0.3 4.2
YQ6 沙一3 54 36.2 36.9 25.4 2.9 16.1 6.4 3.4 4.3 1.6 0.1 6.0
图3 天府含气区沙一段储集岩石类型图版

（a）YQ3井，1 934.19 m，沙一1亚段，中—细粒岩屑长石砂岩，×50，（+）；（b）YQ6井，2 239.43 m，沙一1亚段，中粒长石岩屑砂岩，×50，（+）；（c）YQ3井，1 852.86 m，沙一2亚段，细粒岩屑长石砂岩，×50，（+）；（d）YQ3井，1 806.25 m，沙一3亚段，中粒岩屑长石砂岩，×50，（+）；（e）YQ1井，2 184.04 m，沙一2亚段，中—细粒长石岩屑砂岩，×50，（+）；（f）YQ2井，2 229.79 m，沙一3亚段，中粒岩屑长石砂岩，×50，（+）

Fig.3 Plate of reservoir rock types in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

沙一1亚段砂岩碎屑成分以石英为主，长石以钾长石为主，次为斜长石，长石一般含量为20.3%~36.2%，平均值为30.4%；石英含量为34.6%~64.9%，平均值为45.1%；岩屑含量为14.8%~29.0%，平均值为23.4%。岩屑成分主要以变质岩岩屑为主。粒间填隙物主要为少量黏土矿物。胶结物成分主要为方解石胶结，见少量浊沸石胶结、硅质胶结，其含量多小于3%。
沙一2亚段砂岩碎屑成分以石英为主，长石以钾长石为主，次为斜长石，一般含量为32.2%~38.6%，平均值为35.9%；石英含量为31.5%~50.8%，平均值为38.7%；岩屑含量为12.1%~35.1%，平均值为24.3%。岩屑成分主要以变质岩岩屑为主。粒间填隙物主要为少量黏土矿物。胶结物成分主要为方解石胶结，见浊沸石胶结、硅质胶结，其含量多小于6%，相对沙一1亚段浊沸石胶结略多。
沙一3亚段砂岩碎屑成分以石英为主，长石以钾长石为主，次为斜长石，一般含量为34.9%~36.9%，平均值为36.1%；石英含量为33.6%~36.2%，平均值为35.2%；岩屑含量为25.4%~28.2%，平均值为27.0%。岩屑成分主要以变质岩岩屑为主。粒间填隙物主要为少量黏土矿物。胶结物成分主要为方解石胶结，见少量浊沸石胶结、硅质胶结，其含量多小于8%（表1）。

3 致密砂岩储层特征

3.1　储集物性特征

对天府含气区沙一段851个储层样品孔隙度和850个储层样品渗透率数据进行分析，可以看出，砂岩储层孔隙度主要介于4.0%~18.0%之间，平均为10.9%（图4）；渗透率值为（0.001~40）×10-3 μm2，中值为0.519×10-3 μm2（图5），属于低孔特低渗储层。且根据孔渗关系图来看，天府含气区沙一段储层孔渗相关性较好（图6）。
图4 天府含气区沙一段孔隙度分布直方图

Fig.4 Histogram of porosity distribution in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

图5 天府含气区沙一段渗透率分布直方图

Fig.5 Histogram of permeability distribution in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

图6 天府含气区沙一段孔渗关系

Fig.6 Porosity-permeability relationship of the first section of the Shaximiao Formation in the Tianfu gas-bearing area

根据岩心密闭取心实测，天府含气区沙一段砂岩实测含水饱和度主要分布在30%~50%之间，中值为37.6%，平均值为40.2%。储层（孔隙度≥7%）的样品含水饱和度主要集中在30%~40%之间，中值为36.5%，平均值为38.0%。

3.2　储集空间特征

通过对天府含气区沙一段岩心、铸体薄片及扫描电镜等分析观察，研究区沙一段储集空间主要为原生粒间孔、残余粒间孔、粒内溶孔及粒间溶孔（浊沸石溶孔），裂缝不发育［12-13］。其中原生粒间孔在中—细粒长石岩屑砂岩普遍发育［图7（a），图7（b）］；残余粒间孔受到压实作用而变小，继而又受到石英次生加大进一步缩小，常呈多边形［图7（a）—图7（f）］。该类孔隙是研究区内沙一段储集层的主要孔隙类型之一。镜下通常可见长石、岩屑溶孔及浊沸石溶孔［图7（a），图7（b）］，由于长石为不稳定矿物，成岩过程中较易发生溶蚀，研究区沙一段储层长石含量较高，普遍在30%以上，所以以长石溶孔为代表的粒内溶孔较发育，溶蚀多沿着长石解理面发育，孔隙呈多层筛状分布。当溶解强烈时，被溶解的长石呈骨骸状、蜂窝状残余，该类孔隙孔径一般在0.1~0.2 mm之间。由于粒间填隙物被溶蚀或原生粒间孔经溶蚀扩大而成，所以粒间填隙物溶蚀在区内主要表现为浊沸石溶蚀，原生粒间孔溶蚀主要表现为长石溶蚀。孔隙边缘可见明显的溶蚀痕迹，形状复杂，大多呈现出不规则状以及港湾状特征。孔隙间与孔隙缩小型喉道以及片状喉道相连接，孔径大小在0.05~0.1 mm之间，连通性较好［图7（a）—图7（f）］。
图7 天府含气区沙一段孔隙喉道类型图版

（a）YQ3井，沙一1亚段，1 934.19 m，残余原生孔、长石粒间粒内溶孔发育，×40，（-）；（b）YQ2井，沙一2亚段，2 276.55 m，残余原生孔隙，×200，（-）；（c）YQ6井，2 230.06 m，沙一3亚段，残余原生孔隙、长石粒内溶孔，×100，（-）；（d）YQ6井，沙一1亚段，2 239.43 m，次生石英晶体及叶片状绿泥石集合体充填粒间孔隙，缩颈喉道，×2 054；（e）YQ3井，沙一2亚段，1 860.87 m，叶片状绿泥石附着于粒表，缩颈喉道及片状喉道，×1291；（f）YQ3井，沙一2亚段，1 852.86 m，岩屑长石砂岩，似蜂巢状伊/蒙混层薄膜状附着于碎屑粒表，缩颈喉道，×1 144；

Fig.7 Plate of the pore throat type in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

研究区储层喉道类型多为细—中喉道，含少量微喉，主要见片状喉道及缩颈型喉道，部分可见管束状喉道。储层在残余粒间孔隙中，多见绿泥石环边胶结，喉道被黏土矿物占据，喉道中值半径Rc50主要分布在0.028~0.427 μm之间，导致储层渗透率较低。储层粒间孔发育，孔隙连通性较好，且储层孔渗相关性较好，储层表征为孔隙型。

3.3　储层孔喉结构特征

通过对天府含气区YQ1、YQ3、YQ6、JT1井等沙一段储层39个压汞参数的描述与分析，压汞曲线具有“三高、三低”特征，即饱和度中值压力、排驱压力和孔喉体积高，而中值半径、最大连通孔喉半径及退汞效率较低的特征（图8）。结合铸体薄片以及扫描电镜观察，储层孔隙形态大多较为复杂，且孔径较小，主要表现为细—中喉道，少量微喉，总体为略偏细喉道型，孔喉分布相对分散，分选性较差，残留汞饱和度较高，退汞效率较低，说明孔喉分布不均，孔隙结构整体上呈现为低孔、细喉、低分选、非均质较强的特征。
图8 天府含气区沙一段压汞曲线

Fig.8 Mercury pressure curve in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

4 致密砂岩储层成岩作用

在物质组成决定储层优劣基础，沉积组构进一步控制单砂体和沉积微相储层差异演化的基础上，成岩流体导致的差异性胶结、溶蚀等成岩作用进一步改造储层，形成了储层现今的基本特征，进而控制了储层的储集性能。即相同的物质组成、相同的沉积组构也会由于成岩流体的差异导致成岩作用差异而具有不同的储集性能。研究区受成岩流体差异作用影响形成的成岩作用类型主要包括溶蚀作用、石英次生加大和高岭石沉淀等。
通过对沙一段成岩作用的精细表征，可以发现不同层段的成岩作用类型及强度存在显著的差异。沙一1亚段整体绿泥石包壳发育、方解石与浊沸石不发育，可见广泛发育的溶蚀作用，同时可见长石溶蚀的副产物石英和高岭石在孔隙中的沉淀，部分高岭石发生伊利石化。沙一2亚段储层成岩作用长石溶蚀作用总体都较发育，但其他成岩作用与沙一1亚段存在显著差异，以浊沸石和方解石强胶结为主要特征，局部可见浊沸石溶蚀，整体由于浊沸石和方解石胶结形成时间较早，其他的成岩作用基本不发育。沙一3亚段储层以少量浊沸石、方解石胶结为主，发育部分的溶蚀作用和原生孔隙，原生孔隙发育的储层的绿泥石包壳较为发育。
不同层段不同的沉积微相之间具有一定的相似性，在不考虑物质组成和沉积组构控制的情况下，通过对比可知分流河道和河口坝砂体溶蚀作用相对较为发育，分流间湾和天然堤黏土矿物和碳酸盐胶结发育。主要反映厚层粗粒砂体原生孔隙相对发育，有利于后期流体改造，溶蚀作用较强；薄层细粒砂体杂基含量高，原生孔隙相对不发育，整体以碳酸盐胶结和黏土矿物胶结作用为主（图9）。
图9 天府含气区沙溪庙组成岩作用特征

（a）YQ6井，沙一3亚段，2 127.76 m，颗粒整体点接触为主，溶蚀孔隙发育（红色箭头），×25，（-）；（b）JT1井，沙一3亚段，1 888.5 m，溶蚀次生孔和高岭石晶间孔发育（红色箭头），×25，（-）；（c）JT1井，沙一2亚段，1 931.3 m，浊沸石胶结物强烈溶蚀（红色箭头），次生孔隙发育，×50，（-）；（d）YQ6井，沙一3亚段，2 119.15 m，长石溶蚀形成粒内溶蚀（红色箭头），局部见浊沸石胶结，×50，（-）；（e）YQ2井，沙一3亚段，2 282.2 m，方解石孔隙式胶结，孔隙基本不发育，×25-；（f）JT1井，沙一2亚段，1 924.01 m，孔隙充填状硅质胶结，×50，（-）；（g）YQ3井，沙一2亚段，1 860.87 m，板柱状浊沸石晶体溶蚀（红色箭头），SEM；（h）YQ6井，沙一1亚段，2 239.43 m，石英次生加大，SEM；（i）YQ3井，沙一1亚段，1 930.65 m，片状高岭石集合体与片丝状伊利石混杂，SEM

Fig.9 Diagenesis characteristics in the first section of Shaximiao Formation in Tianfu gas-bearing area

同一砂体相同沉积相带储层差异主要受成岩流体差异性改造控制，若储层远离烃源岩发育区，则有机质热演化形成的酸性流体不能有效地运移至储层附近，所以其浊沸石胶结作用发育。同时，由于有机酸的溶蚀与烃源岩密切相关，尤其是紧邻烃源岩的储层受有机酸的影响更为明显，因此沙一1亚段溶蚀强烈而沙一3亚段弱溶蚀（图9）。另外绿泥石包壳发育的储层溶蚀作用也发育，而石英沉积和高岭石沉淀不发育。由于绿泥石包壳发育，储层原生孔隙得以大量保存，利于后期成岩流体的改造，酸性流体可以透过绿泥石包壳溶蚀长石等酸性不稳定矿物，但由于绿泥石的阻隔不能就近沉淀，从而迁移到绿泥石包壳不发育的储层区域发生石英胶结和高岭石的沉淀，这是绿泥石包壳发育的储层其孔隙，溶蚀作用亦发育，而绿泥石包壳不发育的储层易被石英胶结进而形成高岭石的主要原因。黏土矿物如高岭石大量沉淀会明显降低储层渗透率，这可能会导致储层孔隙度相对较高但是渗透率明显偏低（图9）。
根据自生矿物交代切割关系及溶蚀充填特征，建立了天府含气区沙溪庙组储层演化模式图（图10）。在早成岩期，绿泥石包壳沿碎屑颗粒少量发育，抑制早期快速压实，使原生孔隙得以保存［14］。随后在生烃高峰期有机酸溶蚀长石，增大了砂岩孔隙度，同时自生石英、伊利石及高岭石发生胶结或沉淀。由于浊沸石是斜长石在钠长石化过程中的产物［15-16］，因此认为钠长石胶结及浊沸石可能形成于早期长石溶蚀之后。研究认为天府含气区发育2期方解石，一是早期形成的方解石胶结于原生粒间孔中，使孔隙度降低；二是晚期方解石充填于长石溶蚀孔中，导致储层物性降低，使储层逐渐致密化（图10）。
图10 天府含气区沙溪庙组储层演化模式

Fig.10 Evolutionary model of the Shaximiao Formation reservoir in the Tianfu gas-bearing area

5 储层主控因素

5.1　高能稳定的优势沉积相是优质储层形成的前提条件

沉积作用是储层形成的基础，宏观上控制着储层砂体的厚度与空间展布，同时还决定着沉积岩石的基本特征，包括沉积构造、颗粒大小、岩石结构（分选、磨圆度、接触方式）及原始孔隙度等，可见沉积相对储层起到先天性的控制作用。研究区沙一段以水下分流河道微相最为发育，其次为河口坝。河口坝和水下分流河道指示强沉积动力环境，一般为黏土矿物包壳发育的有利沉积环境，其形成的早期环边状绿泥石为后期成岩阶段放射状绿泥石的生长创造了有利的条件，使得储层绿泥石包壳整体发育，能够有效抑制压实作用，保护原生孔隙，从而控制优质储层的发育。
对比天府含气区沙一段不同沉积微相的储层孔隙度和渗透率特征，可以发现高能沉积相带的发育控制了相对高孔、高渗优质储层的发育，而高能沉积相带发育的储层比例进一步控制了储层整体物性的优劣。高能沉积相带分流河道和河口坝主要控制储层孔隙度大于10%，渗透率以大于1×10-3 μm2为主；天然堤和分流间湾等相对低能沉积相带控制的储层孔隙度多小于10%，渗透率以小于1×10-3 μm2为主（图11—图13）。
图11 YQ3井单井沉积相

Fig.11 Sedimentary facies of Well YQ3

图12 天府含气区沙一1亚段储层孔隙度与沉积微相关系

Fig.12 Reservoir porosity versus sedimentary microfacies for J2 s 1 1 in the Tianfu gas-bearing area

图13 天府含气区沙一2亚段储层孔隙度与沉积微相关系

Fig.13 Reservoir porosity versus sedimentary microfacies for J2 s 1 2 in the Tianfu gas-bearing area

5.2　物质组成是储层储集性能发育的决定性控制因素

物质组成同样对储层储集性能的发育起到决定性的控制作用。长石含量的高低决定了储层整体溶蚀孔隙发育程度［17］，岩屑类型的差异导致后期差异成岩作用的产生。全岩XRD衍射分析表明，浊沸石含量由沙一2亚段向上逐渐减少，以沙一2亚段含量最高。
对不同层段的岩石学特征分析表明，天府含气区沙一段砂岩整体以岩屑长石砂岩为主，其中，沙一2亚段发育部分的长石岩屑砂岩且砂岩岩屑类型以变质岩岩屑为主；沙一段整体的岩浆岩岩屑含量明显高于沙二段，薄片鉴定表明沙一2亚段和沙一3亚段储层岩浆岩主要为喷出岩岩屑，这些岩屑在埋藏演化过程中溶蚀发生蚀变转化为浊沸石［18-19］，这是沙一2亚段和沙一3亚段浊沸石发育的主要原因。通过沉积充填作用分析表明，填隙物的成因、绝对含量、成分、产状及晶体形态等都与砂岩储集性能有一定的关系。黏土矿物对砂岩储集性能的影响程度与砂岩本身的成熟度有关。当砂岩成熟度高时，随着黏土矿物绝对含量的增加，其储集性能降低，尤其是渗透率降低；当砂岩的结构和成分成熟度比较低时，黏土矿物对其储集物性影响较小，而主要与岩石本身的成分和结构有关［20］。
绿泥石包壳的形成明显有利于原生粒间孔隙的保存，这得益于绿泥石的抗压作用，绿泥石虽然占据孔隙空间，但是它贴附于颗粒表面生长会抑制石英及其他自生矿物的发育，故其含量与储层物性成正相关［2，14］；而伊利石、伊/蒙混层和高岭石等的发育主要表现为破坏性成岩作用，颗粒之间的孔隙和喉道基本被片状伊/蒙混层或丝缕状伊利石完全堵塞，在直接破坏原生孔隙的同时，还进一步阻碍了流体的运移和次生溶蚀作用的发生［16］。

5.3　溶蚀作用是储层物性改善的关键条件

天府含气区沙溪庙组储层中可见广泛发育的建设性成岩作用——溶蚀作用。其中沙一1亚段的储层整体绿泥石包壳发育、方解石与浊沸石不发育，溶蚀作用强，沙一2亚段总体长石溶蚀作用都较发育，但局部可见浊沸石的溶蚀。沙一3亚段储层发育部分的溶蚀作用。
虽然天府含气区沙溪庙组储层的孔隙主要是原生孔隙，但广泛发育的溶蚀作用可以对储层物性起到一定的优化作用。由于在储层原生孔隙的基础上发育溶蚀，次生孔隙可作为优质储层发育区，因此建设性溶蚀作用是储层物性改善的关键条件。
天府含气区沙溪庙组储层砂岩组分中的长石含量较高，是溶蚀作用形成孔隙的良好基础。前人研究认为有机酸的溶蚀与烃源岩密切相关。紧邻烃源岩的含长石及部分浊沸石的储层在有机质热演化产生的酸性流体的溶蚀下更容易形成次生孔隙。同时热演化形成的酸性流体透过绿泥石包壳的阻隔对长石等酸性不稳定矿物进行溶蚀，使绿泥石包壳发育的储层其溶蚀作用更加强烈［21-22］。因此，处于烃类及酸性流体的运移优势通道上的砂岩及绿泥石包壳发育处通常更有利于溶蚀作用的发生。

5.4　绿泥石包壳发育是有利储层保存的重要原因

绿泥石包壳的发育是有利储层得以保存的重要原因。通过镜下薄片观察，沙一段整体绿泥石包壳发育，导致石英和高岭石无法就近胶结或沉淀［23］，使得原生孔隙保存下来，为后期流体运移和溶蚀作用的发生提供了有利的基础。而绿泥石包壳不发育的储层，高岭石等黏土矿物的大量沉淀会明显降低储层渗透率。研究区硅质胶结发育较少，推测与绿泥石包壳阻隔石英次生加大有关。

6 结论

（1）四川盆地天府含气区沙溪庙组致密砂岩储层岩性主要为中—粗粒长石岩屑砂岩，其次为岩屑长石砂岩，含少量岩屑砂岩，颗粒分选磨圆中等，粒度以中粒为主，总体成分成熟度均较低，以灰质胶结物为主，见少量浊沸石、硅质胶结。杂基含量较低。
（2）研究区沙溪庙组储层孔隙度为4.0%~18.0%，平均孔隙度为10.9%；渗透率值为（0.001~40）×10-3 μm2，中值为0.519×10-3 μm2，总体为低孔特低渗特征，储层孔隙度渗透率相关性较好。
（3）研究区沙溪庙组储层孔隙储集空间普遍可见原生粒间孔、残余粒间孔和粒间溶孔以及部分粒内溶孔，喉道类型多为细—中喉道，主要见片状喉道及缩颈型喉道，部分可见管束状喉道。
（4）研究区沙溪庙组储层受沉积作用、物质组成及成岩作用共同控制，其中高能稳定的优势沉积相是优质储层形成的前提条件。长石含量的高低决定了储层整体溶蚀孔隙发育程度，岩屑类型的差异导致后期差异成岩作用的产生。绿泥石包壳及早期胶结物抑制了上覆岩体的压实作用，使原生孔隙得以保持。长石及浊沸石的溶蚀是储层物性优化的关键，而晚期的浊沸石及方解石胶结则为储层物性被破坏的主要因素。

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