0 引言
近年来随着“双碳”战略的实施，以天然气为代表的清洁能源快速发展，致密气作为我国天然气产量的重要组成部分受到了广泛关注，并在渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地相继发现多个千亿立方米级的致密气藏［1］。截至2022年，我国致密气产量达567×108 m3，占天然气全年产量的25.77%［2-3］，推动我国天然气产量迅速增长，成为世界第四大产气国。须家河组是四川盆地主要的致密气产气层位［4］。须家河组沉积时，河流三角洲沉积的厚层砂体与滨浅湖泥岩、炭质泥岩频繁互层，成藏条件优越，在盆地内形成连续—准连续分布的致密气，目前已发现广安、合川和安岳等3个千亿立方米整装气田及八角场、充西、荷包场和蓬莱等30余个中小型气藏［5］。但由于致密气储层在强烈的压实和成岩改造下普遍致密、非均质性强，高产气井局限于局部甜点储层，开发难度大，所以川中地区致密气效益开发备受关注。
前人对须家河组致密砂岩储层的成因进行了大量研究，如苏亦晴等［6］发现须家河组是形成于三角洲前缘水下分流河道、河口坝沉积的低孔特低渗砂岩，有效储层受沉积微相、成岩作用和构造破裂联合控制；许晗等［7］通过开展须三段孔隙演化分析，认为须三段砂岩经历了压实、溶蚀、胶结和交代等成岩作用改造，其中压实和胶结作用导致的减孔效应是储层致密化的关键因素；叶素娟等［8］发现强烈的压实和胶结导致川西坳陷须家河组储层异常致密，生烃作用、溶蚀和破裂作用是控制“甜点”储层的关键；孙海涛等［9］认为强烈的埋藏压实和构造压实在造成须家河组各种孔隙减小、消失的同时，也产生不同规模的断层和裂缝，是形成有效储层的重要因素；卞从胜等［10］发现须二段有效储层受河道发育带和泥岩发育带联合控制，主河道砂体粒度粗、原生孔发育，泥岩在深埋过程中受热产生酸性地层水，溶蚀附近的砂岩，也可形成有利储层。这些研究表明，须二段沉积后经历了强烈的成岩改造，在形成大面积低孔低渗、低孔特低渗储层的同时，局部仍保留具有相对高孔渗的“甜点”储层，是控制气藏富集和高产的关键［11］，这与我国致密气低孔低渗的储层特征和复杂多样的成岩改造是一致的。但相对于鄂尔多斯盆地山西组、渤海湾盆地沙河街组和松辽盆地沙河子组等典型致密气藏，须二段致密气的含气饱和度更低，储层物性演化受成岩作用的影响更加明显、优质储层成因也更为复杂，各井间的产能差异巨大，含气性受储层物性演化和成岩作用影响更加明显。优质储层成因不明、分布预测难度大已成为制约须二段致密气开发目标优选的关键。因此，在系统分析须二段成岩作用的基础上明确优质储层成因和物性演化，通过成岩相划分开展优质储层分布预测，就成为须二段致密气有利开发区优选的关键。本文研究利用铸体薄片、扫描电镜、核磁和CT等资料，系统分析须二段储层和成岩作用特征，明确成岩作用对物性演化的影响，通过视压实率、视胶结率和视溶蚀率等成岩系数的Q型聚类，开展成岩相定量划分，通过Matlab软件从取心井出发建立取心段BP神经网络模型，对全部井进行成岩相识别和划分，开展成岩相分布预测，为川中地区致密气效益开发和整体建产提供地质依据。
1 区域地质概况
合川气田位于四川盆地中部川中古隆起中斜平缓构造带，东邻川东古斜中隆高陡断褶带，西接磨溪—龙女寺构造带，向北为南充、广安气田（图1），地势东高西低，是一个自北东向西南倾没的低缓背斜［12］。地层自下而上依次为三叠系雷口坡组、须家河组和侏罗系自流井组、凉高山组。须家河组是一套以辫状河三角洲沉积为主的砂、泥岩频繁互层的碎屑岩系，可分为6个岩性段。须二段沉积时研究区以浅水三角洲辫状河前缘为主，自下而上分为须二1、须二2和须二3共3个亚段，下部须二1亚段以前缘分流间湾暗色泥岩、炭质泥岩最为常见，上部的须二2亚段和须二3亚段则以浅水三角洲前缘分流河道沉积的中、细砂岩和河口坝、席状砂沉积的粉细砂岩为主，也是研究区主要的致密气储层。
2 须二段致密气储层特征
2.1 储层岩石学特征和物性特征
薄片观察表明，须二段致密气储层碎屑颗粒以石英为主，分布在52.5%~72.8%之间，平均为63.3%，岩屑和长石含量分别为12.7%~27.3%和7.3%~23.8%，平均为26.9%和14.9%，以岩屑长石砂岩为主，含少量长石岩屑砂岩和长石砂岩（图2）。填隙物中泥质杂基含量较高，为3.68%~7.76%，平均为5.76%，胶结物主要有石英（4.63%）、伊利石（2.72%）、绿泥石（2.36%）、方解石（1.98%）、高岭石（1.02%）和少量白云石（0.35%）。须二段砂岩成分成熟度和结构成熟度较高，分选中等—较好，颗粒呈次棱角—次圆状，点—线接触和线接触为主。储层孔隙度与渗透率间具有良好的线性关系，属孔隙性储层，裂缝不太发育，孔隙度分布范围较宽，从0.16%到16.54%均有，平均为8.58%；86%的样品渗透率小于1×10-3 μm2，主要分布在（0.01~1.25）×10-3 μm2之间，平均为0.21×10-3 μm2，为低孔、低—特低渗的致密气储层。
2.2 储层储集空间类型与孔隙结构
须二段储层面孔率分布在2%~14%之间，平均约为9.7%，分为原生孔隙（残余粒间孔、晶间微孔）、次生孔隙（粒内溶孔、粒间溶孔）和微裂缝3种类型，总体上以残余粒间孔和粒内溶孔为主，其次为粒间溶孔和微裂缝，见少量晶间微孔。①残余粒间孔呈三角形、长条状或不规则状，位于石英、长石等刚性颗粒边缘［图3（a）］，是原生孔隙经压实、胶结后剩余部分，孔隙边缘光滑、半径较大，约6.5~25.8 μm，面孔率为3.6%~14%，平均为6.3%，储层物性也与残余粒间孔的发育程度呈明显的正相关关系；②晶间微孔是泥质杂基内蜂窝状、微型渔网状［图3（b）］和高岭石、伊利石等黏土矿物晶间斑状、不规则状微孔隙［图3（c）］，虽然晶间微孔数量众多，但孔隙半径普遍小于1.5 μm，大部分样品仅有0.4~1.6 μm，对物性贡献作用有限；③粒内溶孔由长石和岩屑中易溶组分被有机酸溶蚀形成，面孔率约为1.6%~4.8%，平均为2.4%，是须二段重要的孔隙类型之一，镜下常见长石沿解理缝溶蚀呈窗棂状［图3（d）］或完全溶蚀成残骸状铸模孔［图3（e）］，岩屑选择性溶蚀呈蜂窝状［图3（f）］，孔隙半径较大，约为3.8~12.2 μm，粒内溶孔发育的样品物性也普遍较高；④粒间溶孔是由原生孔隙、残余粒间孔内胶结物溶蚀形成的，呈不规则状、多角状集中在颗粒之间［图3（g）］，面孔率为0.8%~1.9%，平均约为0.8%，孔隙半径较小，仅有2~8 μm；⑤微裂缝是砂岩中刚性颗粒在构造挤压作用下破裂形成的近平行状分布的直线形、条带状构造缝［图3（h）］，局部见少量粒缘缝，须二段微裂缝较发育，岩心上裂缝线密度约为2~14条/m，缝面光滑、偶见炭质充填，广泛发育的微裂缝促进了溶蚀作用的发生，也是整体低渗背景下形成“甜点”储层的有利因素［13］。须二段储层以残余粒间孔为主，占全部孔隙的54%~64%，次为粒内溶孔和粒间溶孔，占全部孔隙的18%~24%和8%~12%，同时含少量晶间微孔和微裂缝［图3（i）］。不同类型和孔径的孔隙混杂、彼此间连通性差，是导致储层物性差的重要原因。
图3 合川气田须二段致密气储层储集空间类型（a）H137井，2 276 m，石英颗粒（Q）间残余粒间孔；（b）H6井，2 231 m，泥质杂基内晶间微孔；（c）H1井，2 152 m，丝缕状伊利石（I）内晶间微孔；（d）H1井，2 158 m，窗棂状、栅格状长石（Fsp）粒内溶孔；（e）H127井，2 222 m，长石完全溶蚀成铸模孔；（f）H132井，2 230 m，蜂窝状岩屑（Ms）粒内溶孔；（g）H104井，2 195 m，粒间溶孔；（h）H6井，2 202 m，微裂缝；（i）须二段各小层孔隙组成 Fig.3 Types of tight gas reservoir space in the second member of Xujiahe Formation， Hechuan Gasfield |
利用须二段高压压汞的累积孔隙度曲线对核磁共振T 2谱进行标定，将其转化为孔喉半径分布曲线。结果表明，须二段39个样品中大部分样品上出现双峰特征（图4），分别对应致密砂岩中较大的孔隙和较小的喉道，其中孔隙半径集中在1.61~55 μm之间，平均为34.6 μm，喉道半径分布在0.05~1.14 μm之间，平均为0.36 μm，为微米—毫米级孔隙和纳米—亚微米级喉道［14-15］。孔喉分选和连通性较差，最大进汞饱和度和排驱压力分别为17.84%~96.6%和1.63~55.49 MPa，平均为75.36%和22.16 MPa，分选系数和结构系数分别为0.01~2.62和0.01~14.23，平均为1.82和5.47。
3 致密气储层成岩作用与成岩序列
3.1 机械压实作用
图5 合川气田须二段致密气储层成岩作用特征（a）H7井，2 190 m，颗粒间缝合接触；（b）H3井，2 154 m，云母、岩屑（Ms）塑性变形、定向排列；（c）H1井，2 116 m，石英次生加大边连续；（d）H7井，2 191 m，石英次生加大边宽度不均匀；（e）H7井，2 219 m，丝缕状伊利石（I）充填粒间孔；（f）H103井，2 342 m，伊/蒙混层（I/S）充填粒间孔；（g）H106井，2 193 m，绿泥石（chl）覆盖颗粒表面；（h）H127井，2 207 m，长石粒内溶孔中充填书页状高岭石（Gao）；（i）H7井，2 196 m，方解石胶结（Ca）；（j）H3井，2 268 m，方解石胶结物（Ca）发橘红光，长石发蓝光；（k）H7井，2 196 m，长石栅格状溶孔；（l）H1井，2 159 m，不稳定岩屑（Ms）蜂窝状溶孔；（m）H3井，2 145 m，构造裂缝；（n）H7井，2 185 m，方解石交代石英；（o）H106井，2 198 m，长石被交代呈残骸状见铁辉石（Fsp）和方解石胶结（Ca） Fig.5 Digenesis characteristic of tight gas reservoir in the second member of Xujiahe Formation， Hechuan Gasfield |
3.2 胶结作用
3.2.1 石英加大
须二段埋藏后经历了多期次胶结，胶结物类型多、强度大，镜下常见石英加大、绿泥石、伊利石和方解石、高岭石等多类型多期次胶结物。包裹体岩相学观察和均一温度测试表明，须二段发育3种类型包裹体，第1种为近圆形、不规则条状和三角形的原生盐水包裹体，常见于等厚环边状的石英次生加大边中［图6（a）］，数量多、体积大，GOI分布在3%~8%之间，半径约为1~4 μm［图6（b）］，均一温度较低，为60~80 ℃，指示其为早成岩阶段产物。第2种是长条状、短柱状或不规则状含烃盐水包裹体，在石英颗粒裂隙、石英次生加大边中最为常见［图6（c）］，数量较少，GOI仅有2%~5%，半径普遍小于3 μm，均一温度集中在90~100 ℃之间，发黄褐色、淡黄色荧光［图6（d）］，指示其形成于早成岩B期—中成岩A期的较低成熟阶段。第3种包裹体则呈蜂窝状、群带状集中在方解石胶结物和石英表面裂隙中，以含烃盐水包裹体和气态烃包裹体为主［图6（e）］，数量众多，GOI分布在4%~10%之间，荧光下发黄绿色、蓝白色光［图6（f）］，均一温度为105~125 ℃［图6（g）］，是中成岩A期较高成熟阶段的产物。
图6 合川气田须二段包裹体特征及均一温度分布（a）H1井，2 072 m，石英加大边中盐水包裹体；（b）H106井，2 210 m，石英加大边中盐水包裹体；（c）H5井，2 212 m，石英次生加大中含烃盐水包裹体；（d）H5井，2 212 m，石英次生加大中含烃盐水包裹体发黄褐色、淡黄色荧光；（e）H1井，2 157 m，方解石胶结物中气态烃包裹体；（f）H1井，2 157 m，方解石胶结物中气态烃包裹体发蓝白色荧光；（g）须二段包裹体均一温度分布直方图 Fig.6 Characteristic of inclusion and homogenization temperature in the second member of Xujiahe Formation， Hechuan Gasfield |
3.2.2 黏土矿物胶结
X射线衍射分析表明，须二段黏土矿物中伊利石和绿泥石含量最高，相对含量分别为16%~63%和12%~49%，平均为47.2%和25.9%，伊/蒙混层相对含量为8%~27%，平均为14.3%，高岭石相对含量仅有6%~21%，平均为12.6%。扫描电镜下伊利石呈孔隙衬里、孔隙充填形式附着在孔隙表面，集合体呈毛发状、丝缕状［图5（e）］，伊/蒙混层覆盖颗粒表面或充填粒间空隙［图5（f）］，集合体呈鳞片状、絮状。伊利石和伊/蒙混层不仅占据大量粒间空隙，造成孔隙损失［图7（a），图7（b）］，伊利石和伊/蒙混层胶结还增加孔隙迂回度、破坏储层渗透性。绿泥石是须二段重要的黏土矿物，研究区黏土矿物含量较高的样品中，绿泥石含量普遍较高，镜下见叶片状、玫瑰花状绿泥石集合体，呈包壳状、等厚环边状覆盖在碎屑颗粒表面［图5（g）］，厚度约为10~30 μm。自生绿泥石通过占据粒间体积，抑制石英成核和次生加大，同时绿泥石胶结减缓了颗粒间接触强度，有利于原生孔隙保存［17］，随着绿泥石含量增减，孔隙度也明显改善［图7（c）］。高岭石集合体呈书页状、手风琴状，是长石酸性溶蚀产物，在长石粒内溶孔中最为常见［图5（h）］。高岭石作为次生溶蚀强度的指示，含量与物性之间具有较好的正相关关系［图7（d）］。随着埋深的增加，有机酸消耗殆尽，成岩环境由酸性变为碱性，高岭石稳定性降低、含量也急剧减少。
3.2.3 方解石胶结
3.3 溶蚀作用
中成岩A期须一段、须三段煤系烃源岩成熟时，干酪根裂解形成大量CO2和有机酸，随着泥岩压实水流，进入须二段储层，造成长石、不稳定岩屑和杂基中铝硅酸岩类矿物溶蚀。镜下见长石沿解离缝、双晶面溶蚀成栅格状、窗棂状粒内溶孔［图5（k）］，部分长石完全溶蚀成铸模孔，不稳定岩屑沿边缘溶蚀成蜂窝状、蠕虫状粒内溶孔［图5（l）］，胶结物溶蚀成不规则粒间溶孔。溶蚀作用在增加致密砂岩储集空间的同时，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，有效地改善了须二段孔隙结构。须二段溶蚀作用略早于天然气大规模运聚，溶蚀作用增大孔喉半径、改善储层连通性，使部分无效孔隙成为有效储层，极大地降低了油气充注门限阻力，为物性改善和致密气的充注创造了有利条件。
3.4 破裂作用
强烈的构造挤压导致致密砂岩破裂形成大量构造裂缝，研究区裂缝宽度从5 μm到40 μm均有分布。虽然微裂缝面孔率较低、储集性能有限，但彼此交错的缝网体系沟通不同类型孔隙［图5（m）］，有效地改善了须二段储层渗透性，同时广泛分布的裂缝扩大了次生溶蚀的范围和强度，镜下见裂缝边缘溶蚀呈锯齿状、不规则状，次生溶蚀孔沿裂缝排列成串珠状。
3.5 交代作用
3.6 成岩作用序列及孔隙演化模式
须二段暗色泥岩镜质体反射率（R O）分布在1.19%~1.61%之间，平均约为1.28%，伊/蒙混层间层比（S%）普遍小于25%，表明须二段处于中成岩A期，部分达到中成岩B期。结合构造—埋藏史、自生矿物组合及孔隙接触关系，建立成岩作用序列为：绿泥石包膜→早期石英次生加大→机械压实→晚期石英次生加大→伊/蒙混层、伊利石胶结→构造挤压破裂→油气侵位→长石、岩屑溶蚀→高岭石和自生石英→方解石、含铁方解石胶结→方解石交代（图8），须二段储层经历了早成岩A期绿泥石和硅质等早期胶结成岩、早成岩B期机械压实成岩、中成岩A期次生溶蚀成岩、中成岩A期—B期的方解石、高岭石和自生石英等晚期胶结4个成岩阶段，不同阶段的成岩作用对致密气储层的影响存在破坏与建设2个方面。
表1 合川气田须二段致密气储层孔隙度恢复与演化模式Table 1 Porosity restore and its evolution model of tight gas reservoir in the second member of Xujiahe Formation, Hechuan Gasfield |
| 演化模式 | 初始孔隙度/% | 早期胶结损失 孔隙/% | 机械压实损失 孔隙/% | 溶蚀增加 孔隙/% | 晚期胶结损失孔隙% | 晚期胶结后残余孔隙% | 现今孔隙度/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I型 | |||||||
| II型 | |||||||
| III型 | |||||||
| IV型 |
|
早成岩A期绿泥石和石英次生加大等早期胶结物占据部分粒间孔隙空间、破坏原始孔隙和喉道，虽然造成10.2%~13.6%的孔隙度损失，但也加强了岩石内部的支撑性，部分抑制和减缓了机械压实强度。早成岩B期强烈的机械压实造成14.6%~19.0%的孔隙度损失，使原生孔隙几乎损失殆尽，强烈的机械压实后，须二段仅残留3.5%~11.9%的孔隙度，尤其是III型和IV型演化模式储层剩余孔隙度仅有6.2%和3.5%，几乎完全致密。中成岩A期有机酸的进入和溶蚀，形成1.1%~3.7%的次生溶孔，其中Ⅰ型和Ⅱ型演化模式的溶蚀强度高，因溶蚀作用增加3.7%和5.2%的孔隙，在天然气充注前仍保留15.8%和15.0%的孔隙度，为致密气充注成藏创造了有利条件，而Ⅲ型和Ⅳ型演化模式储层孔隙度仅有7.3%和5.1%，不利于天然气充注（图9）。中成岩A—B期方解石、自生石英等晚期胶结则以对原生孔隙结构的二次伤害和次生溶孔的破坏为主，造成4.1%~12.2%的孔隙度损失，尤其是Ⅲ型和Ⅳ型演化模式，储层中为数不多的大孔隙损失殆尽，仅剩余5.8%和3.8%，导致储层最终致密化。
4 须二段致密气储层成岩相特征
4.1 储层成岩相类型和分布
成岩相是碎屑岩在其所处沉积、成岩环境下，经过一定成岩作用改造的结果［20］，可直接反映储集层物性特征。自成岩相的概念提出以来，成岩相即被广泛应用于致密油气有效储层预测，国内许多学者也以主要成岩事件、成岩环境和孔隙类型为依据建立多种成岩相分类方案，目前成岩相的划分多以对成岩作用类型、特征的定性描述为主，缺少定量指标分析［21］。视压实率、视胶结率、视溶蚀率是成岩作用强度的表征，可定量反映不同成岩相间主要成岩事件强度的差异。大量的铸体薄片观察和统计表明，须二段视压实率偏高，为45%~73%，平均为54%；视胶结率为26%~56%，平均为39%，强烈的机械压实和多类型胶结破坏了大部分原生孔隙，是造成储层致密化的主要原因，而绿泥石包膜提高颗粒抗压实能力的同时阻止部分石英次生加大，使原生孔隙得以保存。虽然须二段视溶蚀率平均仅有7%，但溶蚀作用略早于天然气大规模充注，各类次生溶孔也是致密储层形成有效储层的关键。聚类分析是一种依据样本间各变量总体上的相似程度而对样本进行分类的统计学方法［22］，受主观因素影响较小，通过Q型聚类可以将须二段中具有相似视压实率、视胶结率和视溶蚀率等成岩强度参数的样品自动分类和归类，从而实现成岩相定量划分。639个样品Q型聚类表明，相似系数为5时，样品可分为4类，以主要成岩作用和孔隙类型为依据将其命名为泥质杂基充填晶间微孔相、长石溶蚀粒间溶孔相、绿泥石胶结残余粒间孔相和硅质胶结晶间微孔相（图10）。不同成岩相主要成岩作用类型、强度均存在明显差异，是造成各成岩相之间宏观储层物性和微观孔隙结构差异的重要原因，并进一步影响了致密气藏分布和导致各井间产能的巨大差异。
本文研究在取心段成岩相分类的基础上，首选对岩石碎屑组分、物性和含气性最敏感的SP、GR、DEN和Rt等测井曲线，通过Matlab软件建立取心段BP神经网络模型。进行成岩相预测时，首先将取心段的成岩相类型和对应的各类标准化测井曲线作为训练数据，开展取心段典型测井数据的学习，对神经网络模型进行训练、完善［23］。然后将部分取心段的成岩相类型、标准化测井曲线等数据，作为测试数据，对神经网络模型的结果进行验证。最后将未取心段的测井数据输入训练、完善后的BP神经网络模型，得到未取心段的成岩相类型，同时在须二段沉积相和砂体厚度的约束下，对研究区主要含气层段须二2亚段和须二3亚段进行成岩相预测。
4.2 不同成岩相储层特征
绿泥石胶结残余粒间孔相形成于水下分流河道主流河道等较强水动力环境中（图11），以中砂岩、细砂岩为主。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，视压实率仅有18.6%~37.9%，同时残余粒间孔和晶间孔作为有机酸渗透通道，促进长石、不稳定岩屑溶蚀，视溶蚀率约为15.8%~25.7%，为I类孔隙演化模式。储集空间以残余粒间孔、长石粒内溶孔为主，次为岩屑溶孔、晶间孔，CT上见残余粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔彼此连通。核磁和压汞分析表明，孔喉半径较大，分布在1.34~25.8 μm之间，平均为8.88 μm，喉道半径约为0.1~1.2 μm，平均为0.3 μm，为微米孔—亚微米喉组合。该成岩相孔隙结构较好，排驱压力和最大进汞饱和度分别为0.05~4.23 MPa和69.25%~97.56%，平均为1.11 MPa和88.92%，孔隙度和渗透率分别为10.07%~15.98%和（0.12~15.1）×10-3 μm2，平均约为12.22%和1.33×10-3 μm2，试气产能大于5×104 m3/d，稳产后产能普遍大于1.5×104 m3/d，是该区致密气主要的“甜点”储层。
长石溶蚀粒间溶孔相主要发育于前缘水下分流河道侧缘沉积的细砂岩、粉砂岩中。碎屑物经长距离搬运后，黏土杂基被水流淘洗、难以沉淀，而以长石、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。由于储层粒度细、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，但河道侧缘砂体与分流间湾泥岩紧密接触，同时须一段、须三段炭质泥岩与须二段储层呈互层式分布，有利于有机酸进入，溶蚀强度高，视溶蚀率为16.8%~47.6%，为II类孔隙演化模式。储集空间以长石、岩屑粒内溶孔和粒间溶孔为主，同时含少量残余粒间孔，薄片上见粒内溶孔、粒间溶孔和残余粒间孔混杂发育（图12）。孔隙半径约为1.32~22.12 μm，平均为6.86 μm，虽然喉道半径偏小，仅为0.12~0.75 μm，但储层连通性较好，为微米孔—亚微米喉组合。排驱压力和最大进汞饱和度分别为0.61~4.52 MPa和63.39%~87.15%，平均为1.97 MPa和85.27%，储层物性和试气产能较好，孔隙度和渗透率分别为8.05%~9.93%和（0.01~0.68）×10-3 μm2，平均约为9.81%和0.35×10-3 μm2，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，也是研究区致密气主要的“甜点”储层和有利开发目标。
硅质胶结晶间微孔相主要分布在三角洲前缘席状砂和天然堤沉积的粉砂岩、泥质粉砂岩中，碎屑颗粒粒度细、抗压实能力弱，压实强度较高，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。相对于其他成岩相，硅质胶结晶间微孔相储层中石英含量最高，强烈的压实导致石英压溶，同时长石溶蚀粒间孔相中长石溶蚀形成的SiO2随压实水流向外排出，在邻近的天然堤和席状砂内沉淀、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%，镜下常见1~5 μm的环边状石英次生加大，导致孔、喉半径分别缩小至0.51~3.95 μm和0.04~0.10 μm，平均约为1.55 μm和0.06 μm。强烈的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，相应的次生溶蚀不发育，视溶蚀率为2.6%~13.2%，平均仅为7.5%，为III类孔隙演化模式。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。储层孔隙结构较差，排驱压力0.52~6.39 MPa，平均为6.85 MPa，最大进汞饱和度约为51.96%~78.92%，平均为62.96%，物性较差，孔隙度和渗透率仅分别为6.02%~7.95%和（0.01~0.37）×10-3 μm2，平均约为5.78%和0.28×10-3 μm2，试气产能也普遍小于2×104 m3/d，为低效储层。
泥质杂基充填晶间微孔相集中在分流河道间沉积的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩中，该成岩相沉积时水动力弱、碎屑粒度细、分选差，抗压实能力最差，视压实率普遍大于45%，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。镜下见黏土杂基在压实作用下塑性变形、占据大部分粒间体积，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已基本丧失殆尽，有机酸缺乏必要的渗流通道，难以进入该成岩相储层，限制了次生溶蚀的强度和范围，相应的视溶蚀率仅有1.2%~5.4%，为IV类孔隙演化模式。储集空间以伊利石、混层黏土晶间微孔为主，同时见少量残余粒间孔和粒间溶孔。CT上见大量“储、渗一体”的晶间微孔，孔隙和喉道半径仅有0.4~1.45 μm和0.02~0.06 μm。储层连通性差，排驱压力分布在0.72~9.37 MPa之间，平均为7.39 MPa，最大进汞饱和度约为42.27%~64.54%，平均为52.27%，相应的储层物性最差，孔隙度和渗透率平均仅有4.27%和0.03×10-3 μm2。由于天然气充注前储层已经致密化，天然气难以大规模充注成藏，泥质杂基充填晶间微孔相储层试气基本无自然产能，为无效储层。
5 结论
（1）四川盆地中部合川气田须二段致密砂岩孔喉细小，经历了绿泥石包膜，早期石英次生加大，压实作用，晚期石英次生加大，伊/蒙混层和伊利石胶结，构造挤压破裂，油气侵位，长石、岩屑溶蚀，高岭石胶结，III期自生石英和方解石、含铁方解石胶结、方解石交代等多种成岩作用，目前处于中成岩A期—B期。
（2）须二段粒度偏细、杂基含量高，强烈的压实作用和石英次生加大破坏了大部分原生孔隙结构，是造成储层致密化的主要原因；绿泥石包膜虽然占据一定粒间体积，但也阻止了石英加大、提高颗粒抗压实能力，使部分原生孔隙得以保存；天然气大规模充注前，长石和不稳定岩屑被溶蚀形成各类次生孔隙，提高了储层物性有助于天然气成藏。
（3）通过各成岩系数Q型聚类将须二段分为泥质杂基充填晶间微孔相、长石溶蚀粒间溶孔相、绿泥石胶结残余粒间孔相和硅质胶结晶间微孔相4种成岩相。弱压实绿泥石胶结残余粒间孔相和强溶蚀长石溶蚀粒间溶孔相孔隙结构和物性较好，是研究区主要的“甜点”储层，强胶结硅质胶结晶间微孔相和强压实泥质杂基充填晶间微孔相物性较差，为无效储层。
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