0 引言
致密砂岩气具有分布层系多、范围广、资源规模大的特点，在四川、鄂尔多斯、塔里木及准噶尔等中西部四大盆地及东部断陷盆地均有分布，已成为目前重要的增储领域。其中，四川盆地上三叠统须家河组的天然气勘探始于20世纪50年代，发现了新场、广安、合川等多个千亿方级的大气田，截至目前累计探明储量近万亿方［1-2］，展现出巨大的勘探潜力。根据中国石油第4次资源评价结果，四川盆地上三叠统须家河组天然气资源量约为2.59×1012 m3［1］，勘探潜力仍然较大。致密砂岩气虽然储量规模大，但总体动用率较低。以川西新场气田为例，须家河组二段（简称须二段）致密砂岩气已探明储量超千亿方，但储量动用率不足10%。相比于侏罗系，须家河组埋藏更深，成岩作用更加复杂，其中川西地区须二段致密砂岩储层埋深普遍超4 500 m，总体呈特低孔、特低渗特征，且非均质性强，规模优质储层发育规律不清制约了致密砂岩气储量的规模有效动用。
根据目前的勘探开发实践，“断缝体”气藏已成为当前致密砂岩气有效动用的主要类型［3-5］。所谓“断缝体”是指断层伴生缝、褶皱伴生缝与基质孔隙耦合叠加形成的规模网状孔渗体，其分布受通源断裂、规模高能砂体及局部构造共同控制［3］。“断缝体”储层提供了油气大规模赋存的场所，是“断缝体”气藏富集高产的关键［4］，其中断裂、裂缝与基质孔隙的耦合在致密砂岩气效益开发中起到了关键作用。新场地区前期已围绕断层附近的“断缝体”实现了须二段气藏的规模动用，同时虽然针对孔隙型储层进行了探索，但成效不佳。近期，随着工程工艺技术的改进，新场地区部署的X8-5H井通过水平井攻关、体积压裂获得日产17.3×104 m3高产工业气流，实现了须二段孔隙型储层的重大突破，孔隙型气藏由此将成为致密砂岩气储量动用的重要类型。由此可见，新场地区须二段具有埋藏深、可动用气藏类型多的特点，针对其储层类型及其形成主控因素研究将对深层致密气勘探开发更具有重要指导意义。
1 地质背景
新场地区须家河组纵向上共发育4个岩性段。其中，须三段、须五段以暗色泥岩为主，为区域盖层和主力烃源岩层段；须二段、须四段以砂岩为主，为主要储层段，以须二段为主力产层段［图1（b）］。前期研究表明，新场地区须二段沉积时期处于海陆过渡相环境，发育辫状河三角洲沉积体系［1-2］，以水下分流河道、河口坝、分流河道间沉积为主［图1（a），图2］，沉积地层厚度大，一般大于500 m，钻井揭示须二段发育厚层砂岩夹薄层泥页岩。砂体纵向上多期叠置，横向上迁移特征明显，累计厚度为200~350 m，其中厚层砂岩主要发育于须二段的中亚段和上亚段，尤以中亚段T3 x 2-4—T3 x 2-6砂层组、上亚段的T3 x 2-2砂层组最为发育（图2）。
2 储层基本特征
2.1 岩石学特征
本文针对取自新场地区22口井须二段的2 400多个岩心样品鉴定资料进行了统计分析。结果表明，须二段致密砂岩储层在岩石类型、粒度等方面呈现出一定的差异和规律性的变化。
须二下亚段岩石类型相对较单一，总体上以岩屑砂岩（Q64.0F4.0R32.0）、长石岩屑砂岩（Q65.2F11.7R23.1）为主［图3（c）］，中亚段石英、长石相对含量明显增加，岩石类型复杂多样，以岩屑砂岩（Q64.5F5.6R29.9）、长石岩屑砂岩（Q64.1F11.8R24.1）和岩屑长石砂岩（Q58.3F25.9R15.8）为主，其次为岩屑石英砂岩（Q82.6F4.9R12.5）和长石石英砂岩（Q81.5F12.3R6.2）［图3（b）］，而上亚段长石含量大量减少，岩石类型以岩屑砂岩（Q64.6F4R31.4）为主，岩屑砂岩约占整个砂岩类型的82%以上，其次为岩屑石英砂岩（Q81.0F3.6R15.4）［图3（a）］。在粒度方面，须二下亚段粒度总体偏细，以中粒、细粒砂岩为主，须二中亚段中粗粒砂岩明显增多，中粒、粗粒砂岩约占85%以上，而须二上亚段粗粒砂岩减少（图4），说明研究区须二段在沉积过程中水动力条件经历了“弱—强—减弱”的变化过程，这与须二段砂岩成分成熟度的变化是一致的。
图3 新场地区须二段致密砂岩矿物组成三角图版（a）须二上亚段；（b）须二中亚段；（c）须二下亚段Ⅰ：石英砂岩；Ⅱ：长石石英砂岩；Ⅲ：岩屑石英砂岩；Ⅳ：长石砂岩；Ⅴ：长石岩屑砂岩；Ⅵ：岩屑长石砂岩；Ⅶ：岩屑砂岩 Fig.3 Triangle chart of the tight sandstones’ mineral composition in the second member of Xujiahe Formation in Xinchang area |
岩石组分的变化往往能反映物源性质的变化。前人研究表明，新场地区须二段沉积期主要存在西北、东北2个方向的物源，分别为西北方向的龙门山、东北方向的秦岭大巴山：前者以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主，贫长石、富沉积岩岩屑；后者以长石岩屑砂岩及岩屑砂岩为主，富长石、火山岩岩屑［24］。新场地区须二段砂岩组分纵向上的变化反映了其沉积早、中期物源主要来自于秦岭大巴山，晚期开始接受龙门山物源方向的沉积。
2.2 储集空间特征与储层类型
2.2.1 储集空间特征
大量的岩心观察、铸体薄片鉴定与扫描电镜分析表明，新场地区须二段致密砂岩储层总体较为致密，但仍发育多种类型储集空间。按照储集空间的赋存产状与形态，可将其划分为粒间孔、粒内孔、杂基孔和裂缝4种类型。其中，粒间孔又主要包括残余粒间孔、粒间溶孔及部分超大溶孔；粒内孔包括长石粒内溶孔、岩屑粒内溶孔及部分铸膜孔（表1），裂缝主要包括宏观裂缝、微裂缝等。
表1 新场须二段致密砂岩储层孔隙类型及特征Table 1 Types and characteristics of the pores of the tight sandstone reservoirs in the second member of Xujiahe Formation |
| 孔隙类型 | 大小/μm | 形状 | 成因 | |
|---|---|---|---|---|
| 粒间孔 | 残余粒间孔 | 100~250 | 三角形或不规则多边形、孔内洁净 | 原生粒间孔经压实、胶结充填后的残余部分 |
| 粒间溶孔 | 10~60 | 具三角形、长条形或不规则状 | 粒间杂基、胶结物或颗粒边缘溶解 | |
| 超大溶孔 | >200 | 圆形、椭圆形或不规则状 | 长石等颗粒及其周边充填物被完全溶蚀 | |
| 粒内孔 | 长石粒内孔 | 20~90 | 蜂窝状或不规则状 | 长石矿物碎屑被部分溶蚀 |
| 岩屑粒内孔 | 20~90 | 蜂窝状或不规则状 | 岩屑内长石斑晶被溶蚀或部分溶蚀 | |
| 铸膜孔 | >200 | 圆形、椭圆形或不规则状 | 长石等颗粒被完全溶蚀 | |
| 杂基孔 | 微孔隙 | <10 | 分布于黏土矿物晶体间 | 充填于粒间的自生矿物晶间孔隙 |
2.2.1.1 粒间孔
残余粒间孔，主要为原生孔隙经埋藏压实、石英次生加大等未被充填的残留原生粒间孔隙［图6（d）］，孔隙直径多在100~250 μm之间，形状为三角形或不规则多边形，这类孔隙主要发育在须二中亚段。一般来讲，残余粒间孔较发育的储层孔隙度较高，大多在7%以上，最高可达10%以上，因此认为这类孔隙是构成深层致密砂岩储层重要的孔隙类型之一。
图6 新场地区须二段致密砂岩储层微观特征（a）平缝，X11井，T3 x 4-5；（b）立缝、高角度斜缝，X10井，T3 x 2-4；（c）立缝、高角度斜缝，X5井，T3 x 2-4；（d）残余粒间孔（黄色箭头）、长石粒内溶孔（红色箭头），XC7井，T3 x 2-6；（e）长石粒内溶孔（红色箭头），次为杂基孔及少量粒内缝（绿色箭头），粗砂质中粒岩屑砂岩，XC12井，T3 x 2-4；（f）长石粒内溶孔及粒缘缝（黑色箭头）、粒内缝（绿色箭头），XC12井，T3 x 2-4；（g）显微裂缝（红色箭头），XC12井，T3 x 2-4；（h）粒缘缝（黑色箭头），XC7井，T3 x 2-6；（i）铸膜孔（黄色箭头）、长石粒内溶孔及微裂缝，X10井，T3 x 2-4；（j）中粒岩屑砂岩，粒间大量方解石胶结（白色箭头），孔隙不发育，XC12井，T3 x 2-4；（k）长石岩屑砂岩，粒间白云石胶结（黄色箭头），孔隙不发育，XC5井，T3 x 2-2；（l）中粗粒岩屑石英砂岩，颗粒紧密接触，石英次生加（红色箭头），孔隙不发育，XC12井，T3 x 2-4；（m）残余粒间孔，XC7井，T3 x 2-6；（n）长石粒内溶孔，XC12井，T3 x 2-4；（o）微孔隙（伊利石晶间孔，冰蓝色箭头），X11井，T3 x 2-2 Fig.6 Microscopic characteristics of the tight sandstone reservoirs in the second member of Xujiahe Formation in Xinchang area |
粒间溶孔，为碎屑颗粒边缘、粒间杂基或胶结物等被溶蚀后形成的次生孔隙，孔隙形态往往呈不规则状，孔隙半径多在10~60 μm之间，连通性较差，局部可见微裂缝连通孔隙。
超大溶孔，大多为长石碎屑颗粒及其周边杂基等同时被溶蚀而形成，这类孔隙在新场地区须二段不常见。
2.2.1.2 粒内孔
此外，粒内孔还包括铸膜孔，其大多为长石碎屑颗粒被完全溶蚀而形成，这类孔隙在新场地区须二段不常见［图6（i）］。
2.2.1.3 杂基孔
主要指碎屑颗粒间杂基矿物间的微孔隙，包括伊利石、绿泥石、钠长石及自生石英等次生矿物间的孔隙，孔隙半径一般小于10 μm［图6（o）］。
2.2.1.4 裂缝
裂缝是改善致密砂岩储层渗透性的重要因素，决定着致密砂岩储层能否高产。按照裂缝开度及其渗流特征，廖曦等［20］将低渗储层裂缝划分为宏观裂缝、微细裂缝和显微裂缝3种类型，其中微细裂缝、显微裂缝统称为微裂缝。宏观裂缝、微细裂缝和显微裂缝与基质喉道构成了低渗储层的四级渗流通道。大量岩心与薄片观察表明，这3类裂缝在新场地区须二段均较发育。
宏观裂缝，指肉眼可观测的裂缝，其开度一般大于100 μm，为储层一级渗流通道。根据气藏描述行业规范，裂缝可根据其与层面的夹角进一步划分为平缝、低角度斜缝、斜缝、高角度斜缝和立缝等5种类型［25］。在本文研究中，开展了新场地区12口井300多米须二段岩心裂缝的观察与描述。根据统计结果（图7），新场地区须二段致密砂岩储层裂缝以平缝最为发育，约占68.9%，局部层段平缝呈酥饼状［图6（a）］，可见泥质、方解石等充填；其次为低角度斜缝、斜缝，分别占17.7%、11.1%，主要沿斜层理发育［图6（b）］，可见泥质等充填；而高角度斜缝、立缝相对不发育，两者之和仅占2.3%，且大多未充填［图6（b），图6（c）］，推测其形成时间晚于平缝与斜缝，为典型的构造成因缝。因此，新场地区须二段裂缝具有多期成因特征，不同期次裂缝通过相互切割可形成网状缝。
微细裂缝，指显微镜下观察到的较粗大的裂缝，其开度一般为10~100 μm，且一般延展较长，长度为2~20 mm，常切穿多个碎屑颗粒［图6（g）］。微细裂缝常常成组定向分布，且大多数未被充填，局部可见有机质充填，说明微细裂缝形成时间相对较晚，多为构造成因缝。
在致密砂岩储层中，宏观裂缝、微细裂缝、显微裂缝和基质喉道的搭配决定了储层能否高产、稳产。其中，裂缝的发育对于提高致密砂岩储层渗透性至关重要，而裂缝沟通孔隙的多少决定了其可动用的储量。若仅发育宏观缝，而微细缝、显微缝和基质喉道发育较差时，高渗透性宏观裂缝由于所沟通的孔隙有限而产生“一喷而竭”的现象，虽高产但不稳产。若裂缝不发育，虽然基质喉道具有一定的渗流条件，但储层为低渗孔隙型，其产能较低，需要人工造缝进行提产。只有当宏观裂缝、微细裂缝等不同尺度裂缝与基质喉道搭配形成规模孔渗体，即“断缝体”时，才能形成自然高产、稳产［20］。因此，致密砂岩储层的品质与孔隙、基质喉道发育情况及其与裂缝匹配有关。
2.2.2 储层类型划分
根据油气田开发经验，一般将致密砂岩储层中孔隙度大于3%，且渗透率大于0.03×10-3 μm2的储层定义为有效储层。本文根据储层孔、渗分布特征及孔隙、裂缝及其搭配情况，将新场地区须二段致密砂岩储层划分为极致密储层、孔隙型、裂缝型和孔隙—裂缝型4种类型（图8）。其中，极致密储层是指储层孔隙、裂缝均不发育或不甚发育，镜下基本见不到孔隙和裂缝的一类储层，其孔隙度一般小于3%，渗透率小于0.03×10-3 μm2，为无效储层；孔隙型储层以发育孔隙为主，裂缝不发育或不甚发育，其孔隙度一般大于3%，渗透率主要取决于基质喉道的发育情况，与孔隙度呈一定的正相关关系，此类储层自然条件下一般难以高产，通过人工造缝可高产、稳产；裂缝型储层，与孔隙型储层相反，以发育裂缝为主，孔隙不发育或不甚发育，其孔隙度一般小于3%，渗透率一般大于0.03×10-3 μm2，此类储层虽然能高产，但多属“一喷而竭”，亦为无效储层；而孔隙—裂缝型储层孔隙、裂缝均较发育，孔隙、基质喉道与裂缝的有效匹配形成规模储渗体，为“断缝体”重要的储层类型，也是致密砂岩储层中最为优质的储层类型。
2.3 物性特征
本文统计了新场地区16口须二段取心段超1 300个物性数据。根据统计结果，新场地区须二段孔隙度一般介于1%~6%之间，最大为12.12%，平均孔隙度为3.88%，渗透率一般介于（0.01~1）×10-3 μm2之间，由于受裂缝的影响渗透率最大近2 000×10-3 μm2（图9）。因此，新场地区须二段致密砂岩储层总体上呈特低—超低孔、特低渗特征，局部发育特低孔—中高渗储层。
为进一步定量表征不同储层间的差异性，本文按照储层类型对新场地区须二段进行了物性统计（表2）。根据统计结果，极致密储层孔隙度一般分布在0.44%~2.98%之间，平均值为2.13%，渗透率<0.03×10-3 μm2，平均值为0.014×10-3 μm2；裂缝型储层孔隙度一般分布在0.6%~3.0%之间，平均值为2.12%，与极致密储层孔隙度相当，而渗透率介于（0.03~50.98）×10-3 μm2之间，平均值为1.637×10-3 μm2，是极致密储层的100多倍；孔隙型储层孔隙度一般分布在3.00%~12.12%之间，平均孔隙度为4.79%，渗透率为（0.002~1.092）×10-3 μm2，平均值为0.062×10-3 μm2；孔隙—裂缝型储层孔隙度一般分布在3.03%~7.81%之间，平均值为4.91%，与孔隙型储层孔隙度相当，而渗透率介于（0.11~1 974）×10-3 μm2之间，平均渗透率为66.247×10-3 μm2，为孔隙型储层的1 000多倍，表明裂缝并没有明显增大致密砂岩储层的储集空间，而大大改善了其渗透性。
表2 新场地区须二段致密砂岩储层类型与物性特征Table 2 Types and physical characteristics of the tight sandstone reservoirs in the second member of Xujiahe Formation in Xinchang area |
| 储层类型 | 样品数/个 | 孔隙度/% | 渗透率/（10-3 μm2） | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 范围 | 平均值 | 范围 | 平均值 | ||
| 极致密储层 | 257 | 0.44~2.98 | 2.13 | <0.03 | 0.014 |
| 裂缝型 | 220 | 0.6~3 | 2.12 | 0.03~50.98 | 1.637 |
| 孔隙型 | 785 | 3.00~12.12 | 4.79 | 0.002~1.092 | 0.062 |
| 孔隙—裂缝型 | 116 | 3.03~7.81 | 4.91 | 0.11~1 974 | 66.247 |
以上分析进一步表明，孔隙—裂缝型储层是新场地区须二段最好的储层类型，其次为孔隙型储层，裂缝型储层由于储集空间有限，为一类较差的储层类型。
3 差异控储作用分析
为查明新场地区须二段致密砂岩差异控储作用，本文系统开展了沉积微相、粒度、岩性、成岩作用及构造破裂作用对储层类型的影响与控制作用研究。综合分析认为，新场地区须二段致密砂岩储层的形成与其沉积环境、粒度、成岩作用及构造破裂作用关系密切，不同类型储层差异控储作用明显（表3）。其中，极致密储层、裂缝型储层可形成于不同沉积微相，粒度以中粒、细粒和粉砂为主，岩性以岩屑砂岩为主，普遍经历了强烈压实与胶结作用，其中裂缝型储层以叠加构造破裂作用而区别于极致密储层。孔隙型、孔隙—裂缝型储层均主要形成于水下分流河道和河口坝，粒度以中粒、粗粒为主，岩性以岩屑砂岩、长石岩屑、岩屑长石砂岩为主，以强压实、弱—中等胶结、强溶蚀与绿泥石衬垫胶结为特征，其中孔隙—裂缝型储层以叠加构造破裂作用而区别于孔隙型储层。
表3 新场地区须二段致密砂岩储层类型及其特征Table 3 Types and characteristics of the tight sandstone reservoirs in the second member of Xujiahe Formation, Xinchang area |
| 储层类型 | 沉积微相 | 粒度 | 岩性 | 成岩与构造破裂作用 |
|---|---|---|---|---|
| 极致密储层 | 形成于不同沉积 微相 | 以中粒、细粒、粉砂为主 | 以岩屑砂岩为主 | 强烈压实作用、强烈胶结作用 |
| 裂缝型 | 形成于不同沉积 微相 | 以中粒、细粒、粉砂为主 | 以岩屑砂岩为主 | 强烈压实作用、强烈胶结作用、构造破裂作用 |
| 孔隙型 | 水下分流河道、 河口坝 | 以中粒、粗粒为主 | 以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主 | 强压实、弱—中等胶结、绿泥石衬垫胶结、溶蚀作用 |
| 孔隙—裂缝 复合型 | 水下分流河道、 河口坝 | 以中粒、粗粒为主 | 以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主 | 强压实、弱—中等胶结、绿泥石衬垫胶结、溶蚀作用、构造破裂作用 |
3.1 沉积差异控储作用
沉积差异控储作用主要表现在沉积微相、砂岩粒度及岩石组分对储层形成的影响。据统计，水下分流河道与河口坝砂岩总体上具有较高的孔隙度和渗透率，其平均孔隙度分别为4.20%、3.79%，平均渗透率分别为1.688×10-3 μm2、1.541×10-3 μm2；而席状砂、分流河道间、前三角洲总体物性均较差，其平均孔隙度仅为1.41%~2.34%，平均渗透率仅为（0.174~0.430）×10-3 μm2（图10）。因此，水下分流河道、河口坝为孔隙型、孔隙—裂缝型储层形成提供了良好的物质基础，总体上控制着有效储层的时空分布。
据统计，研究区须二段水下分流河道以中粒、粗粒砂岩为主，河口坝以中粒、细粒砂岩为主，而席状砂、分流河道间和前三角洲则以细砂、粉砂岩及泥岩为主。研究表明，粒度在一定程度上直接影响着致密砂岩储层的物性，即粒度越粗，物性越好。其中，粗砂岩和中砂岩平均孔隙度、平均渗透率分别为5.24%、0.053×10-3 μm2和4.58%、0.046×10-3 μm2，而细砂岩平均孔隙度仅为2.35%，最大孔隙度也只有3.74%，平均渗透率仅为0.021×10-3 μm2，最大渗透率也只有0.073×10-3 μm2（表4）。不同类型储层砂岩粒度差异较大，其中，孔隙型、孔隙—裂缝型储层岩性以中粒、粗粒砂岩为主，而极致密储层、裂缝型储层则以中粒、细粒砂岩为主（图11），进一步说明粒度对于储层类型具有一定的控制作用。极致密储层、裂缝型储层出现了大量中粒砂岩，甚至粗粒砂岩，说明这两类储层可形成于不同的沉积环境。
表4 新场地区须二段致密砂岩储层不同粒度与物性统计结果Table 4 Statistical results of different particle size and physical properties of tight sandstone reservoirs in the second member of Xujiahe Formation, Xinchang area |
| 粒度 | 样品数 /个 | 孔隙度/% | 渗透率/（10-3 μm2） | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 最小值 | 最大值 | 平均值 | 最小值 | 最大值 | 平均值 | ||
| 粗粒 | 16 | 2.90 | 7.47 | 5.24 | 0.004 | 0.203 | 0.053 |
| 中粒 | 297 | 0.83 | 12.12 | 4.58 | <0.001 | 0.765 | 0.046 |
| 细粒 | 33 | 1.08 | 3.74 | 2.35 | 0.002 | 0.073 | 0.021 |
同时，统计分析表明致密砂岩储层类型还受储层岩石组分（即岩性）的影响。其中，极致密储层、裂缝型储层岩性主要以岩屑砂岩为主，而孔隙型、孔隙—裂缝型储层则以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，出现了大量富含长石类的砂岩（图12）。分析认为，富长石类砂岩为溶蚀孔隙的形成提供了优越的物质条件，镜下见到的大量的粒内溶孔大多都与长石的溶蚀有关。
3.2 成岩差异控储作用
而溶蚀作用、绿泥石膜衬垫胶结则是孔隙型、孔隙—裂缝型储层中孔隙形成的关键：一方面，镜下见到大量的孔隙与溶蚀作用有关，包括粒内溶孔、粒间溶孔，约占总孔隙的62.9%。据统计，以溶蚀作用为主的储层孔隙度大多分布在5%~7%之间，大于储层总体平均孔隙度（图14）；另一方面，镜下见到的残余粒间原生孔与绿泥石膜衬垫胶结有关，与其有关的储层普遍具有更高的孔隙度，其孔隙度主要分布在9%~13%之间。分析认为，形成于早成岩期呈孔隙式胶结的绿泥石膜往往具有抗压实，抑制石英、长石等矿物次生加大的作用，从而有利于原生孔隙的保存［14-15，17］。相反，极致密储层、裂缝型储层溶蚀作用、绿泥石衬垫胶结作用较弱，则以强烈的碳酸盐胶结充填为主。
3.3 构造差异控储作用
裂缝的形成机制及其主控因素牵涉到裂缝型、孔隙—裂缝型储层的分布预测。本文开展了单井须二段宏观裂缝、微观裂缝与断层、褶皱之间的关系研究。根据统计，宏观裂缝的优势走向与新场地区须二段南北向断层近垂直，说明宏观裂缝主要受南北向断层的控制［图16（a）］，并以断层附近200 m以内最为发育［3］；而微裂缝的发育与断层、褶皱的曲率均有关系，微裂缝主要发育于断层附近褶皱曲率较大的构造部位，即“断褶体”。根据断层与褶皱曲率关系，距离断层越近，褶皱的曲率越大。因此，裂缝型、孔隙—裂缝型储层总体上受控于断层及其附近强褶皱体，即“断褶体”的控制，沿断层呈条带状展布。远离断层及强褶皱体，裂缝不发育或不甚发育，为孔隙型储层发育的主要区域。
4 结论
（1）川西新场地区须二段发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝砂岩，砂岩累计厚度大。受秦岭大巴山、龙门山双物源的影响，研究区须二段纵向上砂岩岩性差别较大，须二中、下亚段砂岩以富含长石类砂岩为特征，须二上亚段主要以岩屑砂岩为主；同时，受研究区水动力条件的影响，须二下亚段以中、细粒砂岩为主，须二中、上亚段以中粒砂岩为主，这种粒度与岩性的变化为须二段致密砂岩储层类型的形成与物性的差异奠定了物质基础。
（2）在总体致密的背景下，新场地区须二段砂岩储层以发育长石与岩屑粒内溶孔、残余粒间孔为主要有效储集空间，多尺度裂缝对于改善致密砂岩储层渗透性起到了决定性作用。按照储层孔隙与裂缝组合特征，将致密砂岩储层划分为极致密储层、裂缝型、孔隙型和孔隙—裂缝型储层4种类型，其中孔隙型、孔隙—裂缝型储层为其有效储层类型。
（3）致密砂岩储层的形成与其沉积环境、粒度、成岩作用及构造破裂作用关系密切，不同类型储层之间差异控储作用明显。其中，极致密储层可形成于不同的沉积环境，相对细粒及富岩屑类砂岩为其形成的物质基础，强烈的压实与胶结作用是其孔隙不发育的主要因素，裂缝型储层则是在极致密储层的基础上叠加了构造破裂作用；孔隙型储层主要形成于相对高能水下分流河道、河口坝，岩性以富含长石的中粗粒砂岩为主，溶蚀与绿泥石衬垫胶结作用是其孔隙形成的关键，相控作用明显，孔隙—裂缝型储层则是在孔隙型储层基础上叠加了构造破裂作用，具有“相断”双控性。
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