林良彪，余 瑜，高 健，郝 强，黄棋棽

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

川南地区位于四川盆地南部，西起犍为县，东至重庆江津市，北抵安岳县，南至川滇、川黔省界，勘探面积约50×103km2，跨越四川盆地川西南低缓构造区、川南低陡构造区及川中低平构造区三大构造单元［1－4］（图1）。对川南地区的油气勘探开始于20世纪50年代末，但长久以来，主要以二叠系茅口组和下三叠统嘉陵江组为主要勘探层，并取得了较好的成效；而对于上三叠统须家河组（T3x）碎屑岩层系的勘探力度比较薄弱。川南须家河组至今已发现多个含油气构造，如安岳、荷包场、观音场、瓦市、界市场等；21世纪以来，川南地区须家河组数个井位获得油气显示，如威东9井、潼南1井、潼南2井、潼南6井、麻5井、音27井等，其中安岳气田和合川—潼南气田探明储量＞0.1×1012m3，显示出川南地区须家河组较为优异的勘探开发潜力，但目前看来勘探力度和尺度并不高［5－7］。

图1 研究区地质构造位置示意图［8］Fig.1 Geological structure location of study area

川南地区须家河组为一套碎屑岩沉积，大部分地区厚度为400～650m，在北部平泉地区厚达1km。须家河组底部假整合于中三叠统侵蚀面之上，上覆下侏罗统自流井组（图2）。须家河组仅局部出露地表，大部分地区埋藏于地腹，自下而上可划分为6段，其中须二、须四、须六段主要为浅灰色块状细、中粒砂岩，夹少量灰黑色页岩；须一、须三、须五段在大部分地区以黑色、灰黑色页岩为主，夹灰色砂岩与薄煤层，局部相变为砂岩［9］。笔者在前人研究基础上，重点对川南地区须二、须四、须六段储集层的储层特征和主控因素进行研究。

1 储层特征

1.1 储层岩石类型

根据薄片鉴定结果，依据曾允孚的砂岩分类标准（图3）［10］，川南须家河组储层长石岩屑砂岩（图4-A）最多，其次为岩屑长石砂岩、岩屑砂岩（图4-B）、岩屑石英砂岩。石英含量相对较高，质量分数为57%～69%，平均为63.98%；长石的质量分数为6%～18%，平均为13.78%；岩屑的质量分数为12%～26%，平均为22.23%。

1.2 储层物性特征

对川南地区46口井总共3 116个岩心样品进行分析（表1），须家河组储层的平均孔隙度（q）为7.06%，分布范围为0.98%～18.87%；平均渗透率（K）为 0.265×10－3μm2，分 布 范 围 为0.000 4×10－3～30.22×10－3μm2：属于典型的低孔低渗储层。

表1 川南须家河组各储层段物性特征Table 1 Physical properties of each reservoir section of Xujiahe Formation in South Sichuan

经过对区内不同岩石类型的孔隙度统计发现，长石石英砂岩平均孔隙度最高，达到9.5%；其次是岩屑石英砂岩，平均孔隙度为8.75%；然后是岩屑长石砂岩（平均孔隙度为6.48%）和长石岩屑砂岩（平均孔隙度为6.17%）；孔隙度最低的是岩屑砂岩，平均孔隙度为2.8%（图5）。

1.3 储层孔隙发育特征

图2 川南地区川峰188井须家河组沉积相综合柱状图Fig.2 Comprehensive column of sedimentary facies of Xujiahe Formation of Well Chuanfeng-188in South Sichuan

图3 川南地区须家河组岩石类型三角投点图Fig.3 Plot of Q，F，R of the Xujiahe Formation rock types in South Sichuan（1 418个砂岩薄片鉴定结果）

川南地区须家河组砂岩储层的孔隙发育具多样性，孔隙类型主要有原生孔隙、次生溶孔（包括粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔）和微裂缝，其他孔隙如晶间微孔（图6-A）对储层孔隙度贡献较小。

原生孔隙主要是粒间孔隙，为沉积时形成的碎屑颗粒之间的孔隙。川南地区须家河组储层砂岩中原生粒间孔分布较广泛，岩石中原生粒间孔一般呈分散状分布，颗粒边缘可见环边绿泥石或混层黏土（图6-B、C、D）。

次生溶孔是须家河组储层岩石的主要储集孔隙，主要为长石、岩屑（主要是长石含量较高的中酸性火成岩碎屑）和填隙物经溶蚀作用而形成的次生孔隙（图6-D、E、F、G）。

图4 川南须家河组储层砂岩主要类型Fig.4 Main types of the Xujiahe Formation reservoir sandstones in South Sichuan

图5 不同类型的岩石孔隙度柱状图Fig.5 Column of porosity for different types of sandstone

微裂缝由破裂缝、粒缘缝和溶缝组成。破裂缝一般是由构造作用引起的机械破裂产生的裂缝孔隙空间，能切割颗粒延伸，常见成组分布，局部见充填碳酸盐矿物、硅质和有机物等。粒缘缝的形成有2个因素，一是在岩石压溶作用下形成的，强烈的压溶作用使得颗粒间填隙物产生溶蚀；二是由于颗粒收缩形成，如川南须六段中，可见长石蚀变形成高岭石而形成的粒缘缝。溶缝是在构造裂缝、压溶缝、成岩压裂缝等部位溶蚀扩大形成（图6-E、H、I）。

1.4 储层成岩作用

川南须家河组储层经历了较为复杂的成岩作用，包括压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和构造破裂作用。

1.4.1 压实压溶作用

川南地区压实作用较为强烈（图6-J），压实作用使砂岩的原生孔隙大量减少，通过薄片镜下观察，可见碎屑颗粒紧密堆积，碎屑之间以线接触为主，部分塑性岩屑、云母发生弯曲变形甚至形成假杂基。压溶作用的常见现象包括颗粒凹凸镶嵌接触及缝合线接触，是沉积物埋深增加致使碎屑颗粒接触处溶解度增高而发生溶解作用引起的，压溶作用也是导致石英加大的主要因素，这一现象在川南须家河组储层中广泛发育。

1.4.2 胶结作用

通过X射线衍射、薄片鉴定，研究区内胶结物类型主要为碳酸盐、硅质和黏土矿物。碳酸盐胶结物常见为方解石，白云石和菱铁矿含量较少。方解石胶结物可根据形成时期分为成岩早期和成岩中－晚期的方解石（图6-K），前者分布层位较局限，往往成薄层状，发育层位的孔隙度普遍小于2%；后者主要呈斑状充填于粒间和溶蚀孔隙中。硅质胶结的发育与石英碎屑颗粒的含量有关，在区内较为常见，常以石英次生加大现象出现（图6-L）。区内常见黏土矿物包括绿泥石、高岭石、伊利石和混层黏土等（图6-M），主要以孔隙衬垫、孔隙填充和交代假象出现。

1.4.3 溶蚀作用

溶蚀作用在川南须家河组储层中较为普遍，主要发生溶蚀的有长石、岩屑和杂基等，长石和岩屑溶蚀形成粒内溶孔、铸模孔（图6-N），杂基形成杂基微孔。成岩早期形成的连晶式方解石也会发生溶蚀作用形成粒间溶孔。

1.4.4 构造破裂作用

构造破裂作用可形成构造破裂缝，在须家河组储层常见（图6-H、O）。构造作用形成的构造微裂缝虽然增加的孔隙度不大，却因为能增强独立孔隙的连通性而很好地改善储层的渗透率，使得孔隙度低的储层形成裂缝－孔隙型储层。

2 储层主控因素

图6 川南须家河组储层孔隙类型与成岩作用Fig.6 Pore types and diagenesis of the Xujiahe Formation reservoir in the South Sichuan

通过对岩石薄片、扫描电镜、岩心物性资料的研究，发现川南地区须家河组储层岩石的物性特征明显受到来自沉积作用和成岩作用等因素的影响。

2.1 沉积作用对储层的影响

沉积作用对储层的影响包括岩石组分和沉积相对储层的影响。

2.1.1 岩石组分

岩石组分主要包括碎屑颗粒和杂基（不包括成岩作用期间形成的黏土矿物）。由图5可知，不同岩石类型的孔隙度的发育程度为：长石石英砂岩＞岩屑石英砂岩＞岩屑长石砂岩＞长石岩屑砂岩＞岩屑砂岩；石英含量：长石石英砂岩≈岩屑石英砂岩＞岩屑长石砂岩≈长石岩屑砂岩≈岩屑砂岩；长石含量：岩屑长石砂岩＞长石石英砂岩≈长石岩屑砂岩＞岩屑石英砂岩≈岩屑砂岩。表明石英含量越高越有助于孔隙的发育；同时在石英含量大致相同的情况下，长石含量较多的岩石孔隙度更高，这与区内广泛发育的长石溶蚀孔隙有关。而岩屑的含量明显与孔隙度具有负相关性，因为区内塑性岩屑含量相对较多，如泥岩碎屑、粉砂岩碎屑和云母等，塑性岩屑在较为强烈的压实作用下，颗粒变形形成假杂基（图6-J），堵塞有效孔隙。

杂基含量与成分成熟度有着密切的关系，杂基含量越高，说明沉积物质沉积时水动力条件较弱，往往会导致物性条件较差。对川南须家河组储层岩石杂基含量（黏土矿物未计入）和孔隙度进行分析（图7），杂基含量和孔隙度呈明显的负相关性。

2.1.2 沉积相

图7 川南须家河组储层杂基含量与孔隙度相关性Fig.7 Correlation of porosity and matrix content of the Xujiahe Formation reservoir in South Sichuan

沉积相不仅对砂体的展布有着影响，也与储层的物性特征有着明显的关系。不同相带水动力条件的不同影响着相应的沉积物的粒度、分选、成分。川南须家河组储层主要发育三角洲相，局部地区见湖相沉积，可进一步划分为三角洲前缘、三角洲平原、前三角洲和浅湖等亚相。单从亚相来说，三角洲前缘亚相的储层物性特征发育相对最好，次之为三角洲平原，浅湖和前三角洲亚相的物性特征最差（图8）。从沉积微相进一步分析，水下分流河道微相的孔隙度相对最发育，次之为进积滩坝、河口坝、平原分流河道等微相，水下分流河道和进积滩坝微相的孔隙度发育接近，但进积滩坝微相的分布范围很小，仅于合川1井见到，故整体浅湖亚相的孔隙发育很低（图9）。

图8 不同沉积亚相的储层孔隙度Fig.8 Poresity of different sedimentary subfacies

图9 不同沉积微相的储层孔隙度Fig.9 Poresity of different sedimentary microfacies

2.2 成岩作用对储层的影响

川南须家河组储层成岩作用复杂，按照对储层孔隙影响的不同分为建设性成岩作用和破坏性成岩作用。

2.2.1 建设性成岩作用

建设性成岩作用包括溶蚀作用、构造破裂作用、环边绿泥石胶结作用。区内的次生溶孔是改善储层的物性特征的主要因素，包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和溶缝等都依赖于溶蚀作用。川南须家河组储层溶蚀作用有2种类型，分别为靠近地表或不整合面附近储层受到大气淡水淋滤［11］及埋藏期有机质成熟形成的有机酸，大气淡水引起的溶蚀作用主要作用于须家河组顶部的须六段。须六段储层砂岩长石含量极低，平均质量分数＜4%，而高岭石的含量却较高，这与喜马拉雅期的构造运动有关，它使须家河组抬升至地表附近，发生大气淡水的淋滤而引起溶蚀作用。而有机酸引起的溶蚀作用主要发生于成岩阶段演化至中成岩A期的储层，此时正是有机质大量成熟的阶段，产生的CO2使地层水成为酸性水，作用于颗粒和填隙物开始溶蚀作用。

川南地区须家河组沉积之后，经历过数次构造运动，包括印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动，其中使全盆褶皱抬升并在川南地区形成大量背斜的喜马拉雅运动对微裂缝的发育最具有建设意义。川南低陡构造区和川西南低缓构造区南部褶皱强度较高，而且砂泥比高，砂岩厚度大，刚性地层发育，在构造作用影响下构造裂缝发育，储层以裂缝－孔隙型为主，孔隙型为辅［9］。

环边绿泥石胶结作用主要发育于须二段和须四段（图6-A、K）。因环边绿泥石的发育，不仅增强了抗压实的能力，而且将孔隙流体与颗粒隔开，防止次生加大作用发生，有效地保存了原生孔隙［12－15］。

2.2.2 破坏性成岩作用

破坏性成岩作用包括压实压溶作用和胶结作用。压实压溶作用使区内原生孔隙大量丧失；碳酸盐胶结作用、硅质胶结作用和黏土胶结作用充填原生孔隙和次生孔隙。

为定量压实作用的强度，通过对川南须家河组砂岩鉴定报告的统计分析，计算川南须家河组储层的压实系数［压实系数＝（原始孔隙度—粒间孔隙度—胶结物含量）/原始孔隙度，原始孔隙度设定为40%］。川南地区须家河组储层的压实系数平均达到0.715，达到强压实程度［16］。

川南须家河组储层压实作用和胶结作用对孔隙均有着严重的破坏作用，通过建立负胶结物孔隙度－胶结物关系图来判定压实作用和胶结作用对孔隙度减少的相对重要性［17，18］。结果显示（图10），大部分的点落在了图中左下角，仅见极少数样品位于中部和偏右上角，表明川南须家河组储层压实作用导致的孔隙度减少远胜于胶结作用。

图10 负胶结物孔隙度－胶结物含量关系图Fig.10 Relation betweem cement content and interstitial volume

对区内须家河组储层砂岩样品进行埋藏深度和孔隙度的分析（图11），发现在1.5～2.5km深度范围内，孔隙度大小范围分布较大，为0%～18%；在2～2.5km深度内还有孔隙度达到15%以上的储层，这与储层的岩石组分、沉积相和成岩作用有关：说明压实压溶作用对储层孔隙的影响程度相对较小。图11-B为合川1井的岩屑长石砂岩，杂基的质量分数不到1%，因为环边绿泥石的发育原生孔隙得以较多的保存，中成岩A期，溶蚀作用使得粒内溶孔大量形成，这些因素使得须二段孔隙度发育较好。而在深度＞3km，孔隙度普遍为＜10%；特别是当深度＞4km时，孔隙度＜5%。如图11-A储层砂岩，沉积、成岩因素和图11-B砂岩类似，也为岩屑长石砂岩，杂基的质量分数为1%左右，颗粒边缘可见混层黏土或环边绿泥石；但因为强烈的压实压溶作用，颗粒之间为线接触—缝合线接触，原生孔隙几乎绝迹；同时由于埋藏较深，成岩阶段演化已至中成岩B期，方解石等胶结物开始充填粒内溶孔，仅剩余零星的粒内溶孔呈斑状分布，整体孔隙度＜5%：表明在埋深＞3km，即使有有利的沉积和成岩条件，也因为压实压溶作用对储层孔隙的破坏过于强烈，罕有高孔隙的储层。

2.2.3 成岩作用下的孔隙演化

图11 川南地区须家河组储层埋藏深度与孔隙度发育的关系Fig.11 Relation between the burial depth and porosity of the Xujiahe Formation reservoir in South Sichuan

孔隙演化与成岩作用有着紧密联系。通过对川南须家河组储层砂岩各类成岩作用特征和成岩阶段演化的研究，确定其成岩演化达到中成岩A期，局部达到中成岩B期。作者总结了川南地区须家河组砂岩在成岩作用下的孔隙演化模式（图12）。早成岩A期，岩石呈弱固结—半固结，强烈的机械压实作用使得原生孔隙降低至15%～20%，部分储集层段绿泥石在颗粒表面形成薄膜。早成岩B期岩石为半固结—固结，压实作用继续进行，降低原生孔隙，局部连晶式方解石呈薄层状发育，致使原生孔隙几乎被完全充填，发育层位孔隙度降至2%以下，石英次生加大开始出现，堵塞原生粒间孔隙，原生孔隙降至5%～10%，溶蚀作用开始出现于部分长石中。中成岩A期，岩石已固结，压溶作用使石英加大作用大量产生，亮晶方解石、白云石开始充填孔隙；随着有机质成熟，大量有机酸进入砂岩储层，长石和含长石类岩屑产生强烈溶蚀作用，开始大量出现长石、岩屑粒内溶孔，次生溶孔达到3%～8%，原生孔2%～7%。中成岩B期，区内部分埋藏较深的储层达到此阶段，凹凸接触—缝合线接触开始出现，压溶作用继续进行，硅质胶结、铁白云石充填原生孔和次生孔，溶蚀作用减弱；由于喜马拉雅运动的影响，构造破裂作用产生，形成构造破裂缝，部分破裂缝因为溶蚀作用形成较大的溶缝。

图12 成岩作用演化与孔隙演化图Fig.12 The diagram of diagenetic stage and pore evolution

3 结论

a.川南地区须家河组储层岩石以岩屑长石砂岩最多，其次为岩屑长石砂岩、岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，长石石英砂岩和长石砂岩较为少见。储层平均孔隙度为7.06%，平均渗透率为0.265×10－3μm2，属于典型的低孔低渗储层。储集空间主要见有原生孔隙、次生孔隙（粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔）和微裂缝。区内成岩作用发育压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用和构造破裂作用。

b.石英含量越高越有助于储层孔隙的发育；同时在石英含量大致相同的情况下，长石含量较多的岩石孔隙度更高，而岩屑含量、杂基含量与孔隙度呈负相关性。区内三角洲前缘亚相的物性特征最好，其次为三角洲平原亚相；而沉积微相中的水下分流河道物性特征最好，次之为进积滩坝，但后者分布范围小。

c.溶蚀作用是区内最主要的改善储层孔隙度的成岩作用，构造破裂作用形成的裂缝孔隙度低，但是较好地提高了储层的渗透性，环边绿泥石胶结保存了大量的原生孔隙。压实压溶作用和胶结作用对孔隙度起破坏性作用，且压实压溶作用对孔隙度的减少大于胶结作用。在1.5～2.5km深度范围内，埋藏深度对储层物性特征影响较小；当埋深＞3km时，埋藏深度的影响较大，压实压溶作用对孔隙破坏作用大为增强，即便是具有较好的沉积、成岩因素，储层物性特征也会极大地降低，特别是当埋深＞4km时，罕有较好的储层。

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