赖 锦，王贵文，2，陈阳阳，黄龙兴，张莉莉，王 迪，孙艳慧，李 梅

1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249

2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249

3.中石油测井有限公司塔里木事业部，新疆 库尔勒 841000

4.中石油测井有限公司国际事业部，北京 102206

0 引言

川中蓬莱地区位于四川盆地中部偏西，面积约8 500km2，断层不发育，总体为一地势西南高、东北低的单斜构造。研究区上三叠统须家河组为一套陆相含煤碎屑岩沉积，根据岩性、沉积旋回可将其自下而上划分为须一至须六段［1］。其中：须一、须三、须五段主要形成于滨浅湖沉积环境，岩性以泥页岩为主，是须家河组主要的烃源岩；须二、须四、须六段沉积环境主要为大规模发育的辫状河三角洲，岩性主要为砂岩，是须家河组主要的储集层，研究区内尤以目的层须二段勘探前景和潜力最好。须二段沉积以近物源辫状河三角洲前缘为主，发育水下分流河道和河口坝等微相（图1）。储层虽整体处于有利的沉积相带，但由于地质历史时期经历的成岩作用改造复杂，现今总体表现为低孔低渗、非均质性强的特征，孔隙结构和测井响应特征均较为复杂，直接影响了天然气勘探的效果。寻找具有相对较高孔隙度和渗透率的优质储层，即“甜点”的分布是研究区现阶段天然气勘探的主要目标。

研究表明，成岩相高度概括了沉积物自形成之后直至变质作用发生之前的成岩作用，并综合考虑了成岩矿物、成岩阶段、成岩环境和成岩演化序列等对储层孔隙结构和储集物性的影响，通过成岩相的研究有助于储层的区域评价和预测、寻找优质储集体及含油气有利区的分布［2－13］。前人对于川中须家河组须二段储层成岩相的研究较少。张响响等［14］研究川中地区上须家河组储层成岩相时将整个蓬莱地区划分为有利的成岩相带，一定程度上达到了优质储层预测的目标。然而这一划分结果也存在不足，主要体现在研究区块部署的井除一部分获工业气流井外，尚有大多数未能达到工业气流的标准。因此，笼统地将面积较大的整个蓬莱地区划分为有利成岩相带是不科学的。这是由于川中蓬莱地区须二段储层相对埋藏更深，经历成岩作用更为复杂，井间追踪对比难以控制，进行成岩相划分以及优质储层预测时不能以点代面，更不能使用邻区的划分方案代替本区。

针对以上研究现状和存在的问题，综合前人研究成果，在岩心观察基础上充分利用普通薄片、铸体薄片、扫描电镜分析和压汞曲线等资料，对蓬莱地区须二段储层的岩石学特征、物性及孔隙结构特征、成岩作用、成岩矿物、成岩环境、成岩阶段和成岩演化序列等进行研究。并利用成岩作用类型和强度、成岩矿物及其对储集物性的影响划分出3种成岩相：强压实自生矿物胶结相，强压实不稳定组分溶蚀相，破碎裂缝相。在此基础上，通过关键取心井岩心、薄片资料刻度测井方法归纳和总结了各成岩相类型的测井响应特征，建立相应不同成岩相的测井识别标准，对未取心井或取心井未取心井段的成岩相进行识别与划分，将须二段储层成岩相进行剖面展开与平面成图。利用有利成岩相带的展布规律寻找优质储层发育带，为研究区须二气藏下一步油气勘探开发提供一定地质依据，旨在提高勘探效率，降低勘探成本。

图1 四川盆地上三叠统须家河组须二段沉积相图Fig.1 Sedimentary facies of Upper Triassic Member 2of Xujiahe Formation in Sichuan basin

1 须二段储层基本特征

1.1 岩石学特征

薄片鉴定表明，须二段储集岩碎屑成分中的石英体积分数主要为50%～70%，长石体积分数为10%～20%，以钾长石为主，岩屑体积分数为20%～30%，以变质岩岩屑为主。岩性主要为长石岩屑质石英砂岩，次为长石质岩屑砂岩、岩屑砂岩（图2），部分层段含煤质和钙质。填隙物体积分数较低且各薄片之间差异不大，基本为7.0%～8.0%，平均为7.6%。颗粒粒度较细，为细砂—中砂级别，分选性中等—好，磨圆为次棱角状—次圆状，多呈孔隙式胶结，以点－线、线接触关系为主，总体表现为成分成熟度较低而结构成熟度中等的岩石学特征。

1.2 物性及孔隙结构特征

须二段储层总体物性较差。根据岩心实测，孔隙度为6.00%～8.42%，平均为6.66%，渗透率为（0.02～1.04）×10－3μm2，平均0.09×10－3μm2，为典型的低孔低渗储层。储集空间以粒内、粒间溶孔为主，原生孔隙经后期复杂成岩作用后较少保留，局部层段发育裂缝、微裂缝。根据取心井20块岩心柱塞样的压汞实验结果：储集岩排驱压力为0.29～1.24MPa，平均为0.54MPa；最大孔隙吼道半径为0.59～2.58μm，平均为1.69μm；饱和度中值压力为4.56～15.72MPa，平均为8.04MPa；饱和度中值半径为0.05～0.16μm，平均为0.10μm。分选系数为1.38～2.27，偏态为－1.31～－0.35。总体具细小孔、微喉道、细歪度、孔喉分选差和连通性差的毛管压力曲线特征。

2 须二段储层成岩作用类型及特征

图2 须二段砂岩成分三角图Fig.2 Triangular figure of Member 2of Xujiahe Formation reservoir sandstone

通过对须二段储层的388块常规、铸体薄片以及扫描电镜分析的观察和研究表明，须二段储层主要经历的成岩作用类型有压实压溶和胶结等破坏性成岩作用及溶蚀、破裂等建设性成岩作用。

2.1 压实压溶作用

研究区须二段现今埋深2 500～3 000m，前人研究认为须二段沉积物在地质历史时期的最大埋深可以达到5 500m，平均4 500m，在深埋成岩演化过程中沉积物经历的压实压溶作用的改造强度较大，发生了明显的压实致密化作用［15］。镜下可观察到的成岩特征为：原生粒间孔隙较少，塑性颗粒如云母等发生变形，另外一些柔性岩屑也呈现定向排列，颗粒接触紧密，以点－线、线接触为主，个别为缝合线接触，说明有压溶现象发生（图版A）。由于须二段属近源辫状河三角洲沉积，沉积物未经过较长距离的搬运与淘洗，导致其塑性岩屑含量相对较高，而抗压实能力较强的石英含量相对较少，埋藏过程中持续的压实作用导致其损失了大部分原生孔隙，而压溶作用产生的SiO2随着孔隙流体流动又可以在粒间孔隙中以硅质胶结物的形式或者石英次生加大的形式而沉淀下来，进一步导致储层孔隙变小，吼道变窄（图版B）。压实作用导致孔隙度、渗透率的减小具有不可逆性，是须二段储层致密化的最重要原因。

2.2 胶结作用

须二段储层胶结物类型主要有硅质、钙质和黏土矿物，另有少量黄铁矿。胶结物对孔隙的充填进一步破坏储层的孔隙性和渗流性能。前人研究认为当沉积物埋藏深度过大时（一般认为超过2 500 m），孔隙损失不再取决于压实作用，而是取决于石英加大以及其他一些胶结物含量的多少。因此，胶结作用是使须二段砂岩储层致密化的另一重要原因［16］。

硅质胶结物类型主要有石英次生加大边、剩余原生孔、粒内溶孔内充填的自生石英和自形晶方式沉淀的石英（图版B，C）。

由于研究区为须家河组煤系地层背景：早期成岩过程中细菌的分解作用使早期地层水呈酸性，缺乏碳酸盐胶结物；后期埋藏过程中烃源岩中的有机质热演化生烃脱羧产生有机酸和CO2，使地层水保持酸性，也导致CaCO3无法析出；成岩中后期由于有机酸和CO2的消耗，孔隙水pH值逐渐升高至有利于钙质胶结物沉淀的碱性环境，流体中存在的Ca2＋和 Mg2＋与结合形成较自形的方解石或白云石，充填长石粒内溶孔等孔隙（图版D）。

须二段储层黏土矿物尤以伊蒙混层和伊利石为主，蒙脱石已基本消失，未观察到高岭石。伊蒙混层形态介于伊利石和蒙脱石之间，呈片状、絮状和丝缕状覆盖于碎屑颗粒表面或充填粒内溶孔、粒间溶孔（图版E），使得储层物性下降，孔隙结构变得更为复杂。

草莓状黄铁矿也可作为胶结物充填于粒间、粒内溶孔之中，但其含量极少，仅在2个薄片中观察到（图版F），是硫酸盐（如硬石膏）等与烃类发生热化学氧化还原反应产生H2S并与Fe2＋结合形成的黄铁矿沉淀，见式（1）［17］。

2.3 溶蚀作用

须二段储层早期以压实压溶和胶结等破坏性的成岩作用为主，损失了大部分原生孔隙。储层虽然普遍具有低孔低渗的特点，但仍发育孔隙度和渗透率相对较高的优质储层，其主要是成岩后期溶蚀、破裂作用形成的次生溶孔和裂缝的贡献。前已述及，须二段沉积物成分成熟度较低，其中的不稳定碎屑组分含量相对较高，成岩演化过程中伴随着有机质脱羧生烃也产生一定量的有机酸和CO2而使地层孔隙水酸性增强；不稳定组分如钾长石和岩屑等即在酸性水条件下被溶蚀而形成粒间、粒内溶孔，长石还可以沿解理、破碎面等薄弱处溶蚀而呈窗格状、蜂窝状（图版G，H）。须二段储层长石以钾长石为主，在成岩早期阶段可蚀变而成高岭石，其反应过程如式（2）所示［18］，后期在有机酸的参与下也可以溶蚀而形成高岭石［19］（式（3）），钾长石也可以溶蚀形成伊利石，如式（4）［20］。前已述及，黏土矿物中尤以伊利石最为发育，在众多薄片中并未观察到高岭石，这是由于须二段地质历史时期埋深曾超过4 500m，在较高的地温（120～150℃）和富钾条件下，高岭石不稳定向伊利石和石英转化，如式（5）［21］。

2.4 破裂作用

构造破裂作用不属一般意义上的沉积成岩作用，但破裂作用导致岩石产生大量的裂缝、微裂缝，是沉积物沉积后的一个重要成岩作用，故在此作为广义上的成岩作用加以讨论［22］。破裂作用形成的裂缝和微裂缝虽不能显著提高储层的储集性能，但裂缝的存在可以非常有效地改善致密砂岩的储集性能，在强压实胶结原生孔隙基本消失背景下，次生溶孔和构造破裂缝的发育最终决定了储层的物性好坏。蓬莱地区整体位于平缓构造背景，不存在大规模发育的裂缝，但是小型构造起伏如小褶皱等可使一定区域内的岩石发生破裂形成裂缝。须二段储层取心井岩心以及成像测井图上可见宏观裂缝，为构造应力产生，成像测井图上表现为暗色正弦曲线（图版I），薄片中可见沿石英颗粒边缘分布的粒缘缝等微裂缝，为深埋持续压实或差异压实作用而形成（图版J）。

3 成岩阶段及成岩演化序列

川中蓬莱地区须二段沉积之后无明显的间断，随着上覆沉积物的不断沉积埋深逐渐增大，至晚白垩世达到最大埋深。晚白垩世末至今受喜山运动的影响，川中须家河组抬升并剥蚀1 500～2 500m的地层，进入以构造抬升剥蚀为主的演化阶段，对须二段储层后期的成岩作用演化和成岩阶段产生一定影响［23］。

根据镜下观测到的自生矿物分布和形成顺序，参照石油天然气行业碎屑岩（酸性水介质条件）成岩阶段的划分标准（SY/T5477－2003）［24］，认为须二段储层经历表生成岩阶段以及早成岩A期和B期，现今已处于中成岩阶段A期，部分埋藏较深层段已进入中成岩阶段B期。主要的矿物组合特征为：蒙脱石已基本消失，向伊蒙混层和伊利石转化，镜下可见粒间分布的片状－絮状伊蒙混层，片状－丝状伊蒙混层，局部为毛发状伊利石；较自形的白云石充填粒内长石溶蚀孔；石英普遍具有次生加大现象，自形晶面发育，扫描电子显微镜下颗粒表面被较完整的自形晶包裹或有自生石英晶体出现，颗粒间石英自形晶体相互连接，岩石致密，有微裂缝发育。包裹体均一温度检测结果表明，其形成温度为90～140℃，而须二段泥质岩中干酪根镜质体反射率为0.82%～1.34%，平均为1.19%［14］，二者均落在中成岩阶段A期的古地温、Ro范围之内。

早成岩A期—B期，沉积物压实作用强烈，原生孔隙迅速减少；早成岩B期，须一段中的有机质热演化过程中生烃的同时产生有机酸和CO2，使长石及岩屑颗粒发生强烈溶蚀，形成粒间、粒内溶孔；中成岩A期，长石和岩屑溶蚀形成次生孔隙的同时，由于硅质胶结作用等使孔隙继续降低；中成岩B期，须二段沉积物经历构造抬升，岩石发生破碎形成一定裂缝和微裂缝，且随着有机酸的消耗，地层水逐渐转化为碱性，含铁方解石、白云石交代充填剩余原生孔隙和次生溶蚀孔隙空间，储层进一步致密［25］。

成岩序列为成岩作用的先后顺序，须二段储层成岩矿物的形成演化顺序大致为：石英次生加大→高岭石、蒙脱石胶结→烃类充注→长石、岩屑溶蚀→黄铁矿充填→伊/蒙混层、自生石英胶结→伊利石充填→自形白云石充填。根据各成岩矿物共生组合、形成先后顺序、相互交代关系以及成因分析，结合各种成岩作用的特征分析［16］，以及构造演化背景，本区须二段典型的成岩序列特征为：机械压实→早期蒙脱石胶结→化学压溶→石英次生加大→烃类侵位→长石、岩屑溶蚀→黄铁矿充填→伊蒙混层胶结、自生石英胶结→自形白云石胶结→构造破裂，如图3。

4 须二段储层成岩相划分及其组合特征

图3 蓬莱地区须二段储层成岩演化序列（据文献［26］修改）Fig.3 Diagenetic evolution sequence of Member 2of Xujiahe Formation in Penglai area（modified after reference［26］）

成岩相为成岩环境的物质表现，是沉积物在特定的物理化学环境中，在成岩作用下经历一定成岩阶段和演化序列的产物，包括岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征［27－28］；通常包含两方面内容，即成岩环境及在该环境下的成岩产物，反映沉积岩目前的面貌［29］。成岩相的划分一般要考虑的是沉积物所经历的成岩作用，所处的成岩阶段、成岩环境，成岩过程中具有指示意义的矿物标志，主要成岩事件和成岩演化序列等。

须二段储层整体进入中成岩A期，经历较强压实作用：若压实后以溶蚀作用占优势时，对储层物性有利；若压实背景下以胶结作用占优势时，则对储层物性起破坏作用。划分须二段储层成岩相时，考虑到成岩阶段的均一性，不把成岩阶段参与划分命名。而成岩矿物对于成岩环境具有一定的指示作用。如：伊蒙混层的出现一般指示埋藏较深的碱性环境；钙质胶结一般存在于碱性环境，在酸性时将发生部分溶解，而长石、岩屑的溶解也存在于酸性环境。因此本文划分成岩相时，根据命名的简约性原则，成岩环境也不参与划分命名，而是利用具有指示意义的成岩矿物定性表示成岩环境。

在上述认识的基础上，主要根据成岩作用类型和强度、成岩矿物及其对储集物性的影响，将储层划分为强压实自生矿物胶结相、强压实不稳定组分溶蚀相、破碎裂缝相3种成岩相类型。

4.1 强压实自生矿物胶结相

该成岩相为强压实之后以胶结作用为主，溶蚀作用较弱或者溶蚀之后胶结物充填粒内、粒间溶孔，对储层物性来说最具破坏性的成岩相。根据胶结物类型可将须二段强压实胶结相细分为硅质胶结、钙质胶结、伊蒙混层胶结3种。强压实胶结成岩相成岩演化序列为：机械压实→早期蒙脱石胶结→石英次生加大→弱溶蚀→自生石英、方解石和伊蒙混层等胶结。硅质胶结物导致储层孔隙变小，喉道变窄，物性变差。测井曲线上表现为中—高密度，中—低声波时差，低自然伽马。钙质胶结物主要是方解石和白云石，为成岩阶段相对晚期的产物，水下分流河道砂体下部以及河口坝砂体上部较易发育钙质胶结，常以夹层或者团块的形式出现，在与泥岩邻近的砂体中常见。在常规测井曲线上表现为密度高（一般大于2.60g/cm3）、声波时差低、自然伽马值低、电阻率曲线为“钙尖峰”型。伊蒙混层黏土矿物胶结物对孔隙空间的充填导致孔喉变得迂回曲折，将显著降低储层渗流性能，在测井曲线上表现为高自然伽马值，且中子测井孔隙度也较高，密度较低，一般小于2.55g/cm3。

4.2 强压实不稳定组分溶蚀相

该成岩相即强压实背景下以不稳定组分的溶蚀作用占优势，强压实不稳定组分溶蚀对须二段储层物性来说是最主要的建设性成岩相。成岩演化序列为：持续压实→早期高岭石和蒙脱石胶结、石英次生加大→烃类充注→长石、岩屑溶蚀→无自生石英、方解石和白云石等胶结或弱胶结。强压实不稳定组分溶蚀相在测井曲线上表现为低自然伽马、低密度、中等中子测井值。

4.3 破碎裂缝相

把构造作用形成的裂缝划为一种成岩相主要是考虑到裂缝能显著改善须二段低孔低渗的渗流性能，还可以作为天然气的储集空间和渗流通道，也可为酸性流体流动提供运移通道，促进溶蚀作用的进行。须二段储层强压实低孔低渗背景下优质储集体的发育，一方面得益于后期的溶蚀作用，另一方面也得益于裂缝、微裂缝的发育。该成岩相成岩演化序列为持续压实压溶→胶结或溶蚀→深埋压实破裂及构造破裂。测井曲线上限于分辨率目前难以识别储层中的微裂缝，但对于宏观裂缝则可在电成像测井图上拾取。

5 成岩相的测井响应特征及纵横向展布

5.1 成岩相测井响应特征及识别

成岩相在结构、矿物成分、物性上的差异，导致它们在测井曲线上具有不同的响应特征［13，30］。地层的密度、电阻率、声速和放射性等物理特性是岩石成岩强度的表现，即岩石胶结程度、压实程度和次生孔缝发育程度的表现。因此，根据同类岩石的测井特性的差异，可以定性和定量地判别岩石的成岩强度，找到成岩相的测井响应［31］。

根据前人对成岩相测井响应特征归纳的成果［13，30－31］，利用实际的岩心以及薄片资料，通过岩心和薄片资料刻度测井方法精细归纳和总结各成岩相在测井曲线上的响应特征，并选取声波时差（AC）、电阻率（Rt）、自然伽马（GR）、密度（DEN）和中子测井（CNL）5条对成岩相敏感度较高的曲线组合建立不同的成岩相标准识别模式，将3种成岩相的测井响应特征总结如表1所示。

表1 蓬莱地区须二段储层成岩相测井响应特征Table 1 Well logging response characteristics of Member 2of Xujiahe Formation in Penglai area

为了使成岩相直观地表达出来，可用蜘蛛网图（或梯形图）来表示成岩相，即以能够反映相特征的各种参数值作为辐射轴，以不同成岩相之间的差别为依据，以图形区分不同成岩相，这是借鉴了测井沉积学中利用蜘蛛网图识别不同沉积微相的方法，具有直观、简洁明了的特点。图4是研究区须二段储层成岩相测井识别蜘蛛网图，是根据表1总结的5种不同成岩相在GR、Rt、DEN、CNL和AC测井曲线上的响应特征投点形成的。

5.2 成岩相的纵向与平面展布

根据不同成岩相的测井响应特征的差异，实现研究区各井须二段储层成岩相纵向上的连续划分。图5为蓬莱4井须二段（2 590～2 625m深度段）成岩相的划分。图5中须二段总体上以强压实不稳定组分溶蚀相为主，兼发育强压实自生矿物胶结相。试气资料表明，气层对应的成岩相为强压实不稳定组分溶蚀相，纵向上优质储集体的发育与有利成岩相的分布具有良好的匹配关系。

图4 蓬莱地区须二段储层成岩相测井响应蜘蛛图Fig.4 Spider web diagram of logging response characteristics of diagenetic facies of Member 2 of Xujiahe Formation reservoirs in Penglai region

从单井纵向上划分结果的统计来看，破碎裂缝相分布无一定规律，强压实自生矿物胶结相主要分布于须二段中部，顶底部则以强压实不稳定组分溶蚀相占优势。这是由于顶底部的砂体与须三段及须一段烃源岩毗邻，更易于与酸性流体接触而发生溶蚀。总的看来，底部砂体溶蚀作用更强，向上延伸的深度范围也更大，说明须二段气藏的油气主要来自须一段，须一段泥岩中的有机质脱羧生成的有机酸随油气在浮力作用下或以压实流的形式充注到须二段砂体中。须三段烃源岩生成的油气向须二段运移规模较小，主要是靠有机质生烃产生的高压驱使油气携带有机酸和CO2充注到须二段中，使须二段顶部较小规模的砂体发生溶蚀。

基于单井纵向上成岩相的划分，总结各井纵向上成岩相的分布规律，以优势相或特殊相对研究区须二段储层成岩相进行平面划分，绘制出其成岩相的平面展布图（图6）。

6 优质储层发育区带的预测

构造相、沉积相、成岩相是控制储层非均质性的三大主要因素［2］。其中，构造和沉积相是基础，成岩相是关键，构造和沉积作用控制了砂体的宏观分布特征，也一定程度上影响着后期的成岩作用类型和强度，而成岩相则在宏观背景下控制着优质储层的分布［32］。在特定的构造、沉积背景下，成岩相是决定优质储集层及含油有利区分布的核心因素［33］。储层物性既受沉积相平面分区性的控制，且由于各种成岩作用的时空配置关系控制着孔隙的发育程度，因此其物性又受成岩作用的垂向分带性的控制［34－35］。

蓬莱地区上三叠统须家河组二段总体为一形成于平缓构造背景下的辫状河三角洲前缘碎屑岩储层，水下分流河道及河口坝砂体厚度大、分布面积广、横向延展性好，处于有利的构造——沉积相带（图1）。成岩作用控制了有利储层的分布，因此可利用成岩相的分布规律预测须二段优质储集体的分布状况，还可以结合构造从不稳定组分溶蚀相和破碎裂缝相的成因机理上去预测新的含气区块。前已述及，强压实自生矿物胶结成岩相为致密相，而强压实不稳定组分溶蚀和破碎裂缝成岩相为扩容性成岩相。如图6中的强压实不稳定组分溶蚀相带和破碎裂缝相带即为优质储层发育区，是天然气进一步勘探开发的有利区块。

图6中强压实不稳定组分溶蚀相主要分布在斜坡中部，斜坡底部和顶部均以强压实自生矿物胶结相为主，破碎裂缝相位于具有小型褶皱起伏的地区。

斜坡底部由于埋藏最深，有些已大于3 000m，经历压实压溶作用最强，损失的原生孔隙也最多。后期虽有烃类充注携带的有机酸溶蚀形成一定的次生孔隙，但由于有机质排烃时储层已经很致密，错过了溶解的最佳时期，已无法改变储层低孔低渗的根本面貌，形成了难以改造的致密层，酸性流体不易进入砂层，导致水－岩反应不彻底，进一步抑制了次生溶蚀孔隙的形成。

斜坡顶部即构造高部位须二段砂体距离生烃洼陷较远，因为相对较难与酸性流体接触，地层水酸性较弱，溶蚀作用较弱，以压实和胶结作用为主，储集物性较差。

图5 PL4井须二部分层段成岩相纵向连续划分图Fig.5 Vertical division of diagenetic facies of Member 2of Xujiahe Formation in PL4

斜坡中部继承性的相对构造高部位为溶蚀作用和次生孔隙发育的有利区域。其中的砂体：第一由于接近生烃中心，易于与下伏的须一段烃源岩生烃过程中生成的有机酸接触发生溶蚀，且暴露在酸性流体中的时间也最长；第二由于压实程度不如低部位砂体强，孔隙度和渗透率相对较大，适合酸性流体流动，因此位于斜坡中部的须二段砂体中的长石、岩屑溶蚀最发育，形成的次生溶蚀孔隙规模也最大，是研究区最有利的成岩相带。位于该相带的各井，须二段大多数具有良好的试气效果，而相对的斜坡顶底部的井须二段试气结果总体不理想。

成像测井资料表明，整个蓬莱地区各井都有一定的裂缝发育，但其发育规模真正能显著改善低孔渗储层质量或者油气产能的主要位于斜坡顶部——构造高部位小型构造起伏区。该区域发育2个小型褶皱，在褶皱形成的构造应力下须二段储集岩发生破裂形成一定裂缝。裂缝的存在将大大改善储层的渗流性能，提高油气井产能；同时也可以作为酸性流体流动的通道，酸性介质流体沿裂缝溶蚀进一步促进长石、岩屑的溶蚀形成更多孔隙空间。

当然，斜坡中部天然气的富集也得益于高部位强压实胶结作用形成的成岩遮挡，不同的成岩相在纵横向上的不同组合可形成成岩圈闭，为天然气聚集提供合适的场所。建设性成岩相分布区含气性好，而破坏性成岩相区不含气或者含气少，说明在蓬莱地区缺乏构造圈闭而以岩性油气藏为主的背景下，成岩相的分布是控制油气分布的核心因素。这也从侧面角度验证了研究区利用成岩相的划分实现优质储集体预测这一方法的有效性。

图6 川中蓬莱地区须二段储层成岩相平面展布图Fig.6 Plane distribution of diagenetic facies of Member 2of Xujiahe Formation in Penglai area，central Sichuan basin

7 结论

1）须二段储层经历的成岩作用类型有压实压溶、胶结等破坏性成岩作用及溶蚀、破裂等建设性成岩作用，现今已处于中成岩阶段A期。

2）根据成岩作用类型和强度、成岩矿物及其对储集物性的影响，将研究区须二段储层划分为3种成岩相：强压实自生矿物胶结相、强压实不稳定组分溶蚀相和破碎裂缝相。

3）选取声波时差、电阻率、自然伽马、密度、中子测井5条曲线和成像测井资料，建立了不同成岩相的测井识别模式，对各井成岩相进行纵向划分，将成岩相进行剖面展开和平面成图。

4）蓬莱地区整体处于有利的构造——沉积相带，成岩相控制了天然气的富集，强压实不稳定组分溶蚀成岩相和破碎裂缝相的分布区为优质储集层发育带，是研究区下一步油气勘探开发的有利区块。

图版说明

A.PX1井，孔隙度4.82%，强压实颗粒以线接触，缝合接触为主，铸体薄片单偏光；B.PL2井，自生石英充填剩余原生粒间孔，扫描电镜；C.PL2井，长石粒间溶蚀孔为自生石英充填，扫描电镜；D.LI18井，自形白云石充填长石粒内溶孔，铸体薄片；E.PX1井，片状－絮状伊蒙混层，局部毛发状伊利石，扫描电镜；F.PL2井，草莓状黄铁矿，扫描电镜；G.PL2井，长石粒内溶孔，铸体薄片单偏光；H.PL2井，岩屑溶蚀，粒内溶蚀孔，扫描电镜；I.PL11井，发育裂缝，暗色正弦曲线，EMI成像测井；J.PX1井，微裂缝，铸体薄片单偏光。

（References）：

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