四川安岳地区须二段致密砂岩储层成岩相特征及测井识别
柴毓?┩豕笪? 赖锦
摘要：通过岩芯观察以及对普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的鉴定和分析，探讨了安岳地区须二段致密砂岩储层岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和成岩演化序列；基于不同成岩相的测井响应特征，利用自然伽马、声波时差、电阻率、密度和补偿中子孔隙度等常规测井参数建立了不同成岩相的测井识别标准，进而划分安岳地区各单井成岩相。结果表明：安岳地区须二段致密砂岩储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀、破裂等建设性成岩作用；根据成岩作用类型、成岩矿物及其对储层物性的影响，将储层划分为压实致密相、伊蒙混层充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相和成岩微裂缝相5种成岩相类型；结合试气资料，成岩微裂缝相常伴随构造裂缝的发育，含气性最好，而当没有裂缝的叠加作用时，不稳定组分溶蚀相含气性较好；成岩相特征、展布及其测井识别方法能有效评价致密砂岩储层并预测优质储集体发育带，为油气勘探提供地质依据。
关键词：致密砂岩；成岩作用；测井识别；储集体；须家河组；安岳地区；四川
中图分类号：P618.13；TE122.2文献标志码：A
0引言
致密砂岩气已成为中国天然气增储的重要领域，是目前最为现实的非常规天然气资源[1]。致密砂岩储层是指低孔隙度（小于10%）、低渗透率（小于0. 1×10-3 μm2）的砂岩储层，其孔喉半径小于1 μm，含气饱和度低（小于60%），依靠常规技术难以开采，需大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气[111]。致密砂岩储层虽然孔隙度和渗透率都比较低，但是大面积普遍含气，其富集程度主要受有利相带、优质储层、裂缝发育程度及局部构造控制，呈现局部富集的特点[1]。因此，寻找具有工业开采价值的天然气储集层（即“甜点”），是致密砂岩气勘探与开发的重点[12]。
四川盆地须家河组天然气勘探始于1956年，并先后发现了合川、新场、广安、安岳、八角场、洛带和邛西等致密砂岩大气田，探明天然气地质储量超过3 000×108 m3[1319]，截至2010年底，安岳地区已探明储量达1 171.2×108 m3[20]。研究区须二段储层质量较差，总体上为一套典型的低孔低渗致密砂岩储层[21]。砂岩在埋藏过程中经历复杂成岩作用而致密，因而成岩作用对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用，主要包括压实、胶结、溶蚀、破裂等类型。其中，溶蚀和破裂等建设性成岩作用是决定储层有效性的关键[22]。在特定的沉积微相背景下，成岩作用类型、强度及其组合（即成岩相）决定了须二段有利成岩储集体“甜点”的形成与分布[23]，因此，成岩作用和成岩相的研究对该区天然气藏的储层综合评价和有利区带预测具有重要意义。
1区域地质背景
四川盆地隶属扬子准地台西北部的次一级构造单元，向北至城口断裂，向南以峨眉—瓦山断裂为界，东缘为七跃山断裂，西部紧邻龙门山断裂，是一个由盆地周围断裂和褶皱围限起来的菱形构造兼地貌盆地（图1）[24]。盆地构造格局于中生代印支运动后期开始形成前陆盆地雏形，经燕山运动至喜山运动的多次叠加后逐渐定型[25]。按区域构造类型，可将盆地划分为川中平缓褶皱区、川西前陆坳陷区、川东高陡构造区、川西南隆起区、川北冲断褶皱区和川南低陡断褶区6个二级构造单元[13]。研究区位于川中平缓褶皱区中部，断层发育较少，背斜构造平缓[21]。上三叠统须家河组全区都有分布，为一套辫状河三角洲沉积体系的互层状砂泥岩，地层厚度为500～600 m。须家河组自下而上可分为6段：须一、三、五段为黑色泥、页岩夹薄层粉砂岩或煤层，为滨浅湖相，是须家河组主要的烃源层及盖层；须二、四、六段为灰色中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相，是须家河组主要的含气储集层段。研究区须二段总体上为一套平缓构造背景下形成的低孔低渗致密砂岩储层[26]。强烈压实作用对储层的致密化起重要作用，溶解和破裂作用是控制有效储层的主要因素，胶结作用也对储层的物性具有一定影响，因此，成岩相的研究是寻找须家河组低孔低渗砂岩储层“甜点”分布的关键[22]。
摘要：通过岩芯观察以及对普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的鉴定和分析，探讨了安岳地区须二段致密砂岩储层岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和成岩演化序列；基于不同成岩相的测井响应特征，利用自然伽马、声波时差、电阻率、密度和补偿中子孔隙度等常规测井参数建立了不同成岩相的测井识别标准，进而划分安岳地区各单井成岩相。结果表明：安岳地区须二段致密砂岩储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀、破裂等建设性成岩作用；根据成岩作用类型、成岩矿物及其对储层物性的影响，将储层划分为压实致密相、伊蒙混层充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相和成岩微裂缝相5种成岩相类型；结合试气资料，成岩微裂缝相常伴随构造裂缝的发育，含气性最好，而当没有裂缝的叠加作用时，不稳定组分溶蚀相含气性较好；成岩相特征、展布及其测井识别方法能有效评价致密砂岩储层并预测优质储集体发育带，为油气勘探提供地质依据。
关键词：致密砂岩；成岩作用；测井识别；储集体；须家河组；安岳地区；四川
中图分类号：P618.13；TE122.2文献标志码：A
0引言
致密砂岩气已成为中国天然气增储的重要领域，是目前最为现实的非常规天然气资源[1]。致密砂岩储层是指低孔隙度（小于10%）、低渗透率（小于0. 1×10-3 μm2）的砂岩储层，其孔喉半径小于1 μm，含气饱和度低（小于60%），依靠常规技术难以开采，需大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气[111]。致密砂岩储层虽然孔隙度和渗透率都比较低，但是大面积普遍含气，其富集程度主要受有利相带、优质储层、裂缝发育程度及局部构造控制，呈现局部富集的特点[1]。因此，寻找具有工业开采价值的天然气储集层（即“甜点”），是致密砂岩气勘探与开发的重点[12]。
四川盆地须家河组天然气勘探始于1956年，并先后发现了合川、新场、广安、安岳、八角场、洛带和邛西等致密砂岩大气田，探明天然气地质储量超过3 000×108 m3[1319]，截至2010年底，安岳地区已探明储量达1 171.2×108 m3[20]。研究区须二段储层质量较差，总体上为一套典型的低孔低渗致密砂岩储层[21]。砂岩在埋藏过程中经历复杂成岩作用而致密，因而成岩作用对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用，主要包括压实、胶结、溶蚀、破裂等类型。其中，溶蚀和破裂等建设性成岩作用是决定储层有效性的关键[22]。在特定的沉积微相背景下，成岩作用类型、强度及其组合（即成岩相）决定了须二段有利成岩储集体“甜点”的形成与分布[23]，因此，成岩作用和成岩相的研究对该区天然气藏的储层综合评价和有利区带预测具有重要意义。
1区域地质背景
四川盆地隶属扬子准地台西北部的次一级构造单元，向北至城口断裂，向南以峨眉—瓦山断裂为界，东缘为七跃山断裂，西部紧邻龙门山断裂，是一个由盆地周围断裂和褶皱围限起来的菱形构造兼地貌盆地（图1）[24]。盆地构造格局于中生代印支运动后期开始形成前陆盆地雏形，经燕山运动至喜山运动的多次叠加后逐渐定型[25]。按区域构造类型，可将盆地划分为川中平缓褶皱区、川西前陆坳陷区、川东高陡构造区、川西南隆起区、川北冲断褶皱区和川南低陡断褶区6个二级构造单元[13]。研究区位于川中平缓褶皱区中部，断层发育较少，背斜构造平缓[21]。上三叠统须家河组全区都有分布，为一套辫状河三角洲沉积体系的互层状砂泥岩，地层厚度为500～600 m。须家河组自下而上可分为6段：须一、三、五段为黑色泥、页岩夹薄层粉砂岩或煤层，为滨浅湖相，是须家河组主要的烃源层及盖层；须二、四、六段为灰色中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相，是须家河组主要的含气储集层段。研究区须二段总体上为一套平缓构造背景下形成的低孔低渗致密砂岩储层[26]。强烈压实作用对储层的致密化起重要作用，溶解和破裂作用是控制有效储层的主要因素，胶结作用也对储层的物性具有一定影响，因此，成岩相的研究是寻找须家河组低孔低渗砂岩储层“甜点”分布的关键[22]。
摘要：通过岩芯观察以及对普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的鉴定和分析，探讨了安岳地区须二段致密砂岩储层岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和成岩演化序列；基于不同成岩相的测井响应特征，利用自然伽马、声波时差、电阻率、密度和补偿中子孔隙度等常规测井参数建立了不同成岩相的测井识别标准，进而划分安岳地区各单井成岩相。结果表明：安岳地区须二段致密砂岩储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀、破裂等建设性成岩作用；根据成岩作用类型、成岩矿物及其对储层物性的影响，将储层划分为压实致密相、伊蒙混层充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相和成岩微裂缝相5种成岩相类型；结合试气资料，成岩微裂缝相常伴随构造裂缝的发育，含气性最好，而当没有裂缝的叠加作用时，不稳定组分溶蚀相含气性较好；成岩相特征、展布及其测井识别方法能有效评价致密砂岩储层并预测优质储集体发育带，为油气勘探提供地质依据。
关键词：致密砂岩；成岩作用；测井识别；储集体；须家河组；安岳地区；四川
中图分类号：P618.13；TE122.2文献标志码：A
0引言
致密砂岩气已成为中国天然气增储的重要领域，是目前最为现实的非常规天然气资源[1]。致密砂岩储层是指低孔隙度（小于10%）、低渗透率（小于0. 1×10-3 μm2）的砂岩储层，其孔喉半径小于1 μm，含气饱和度低（小于60%），依靠常规技术难以开采，需大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气[111]。致密砂岩储层虽然孔隙度和渗透率都比较低，但是大面积普遍含气，其富集程度主要受有利相带、优质储层、裂缝发育程度及局部构造控制，呈现局部富集的特点[1]。因此，寻找具有工业开采价值的天然气储集层（即“甜点”），是致密砂岩气勘探与开发的重点[12]。
四川盆地须家河组天然气勘探始于1956年，并先后发现了合川、新场、广安、安岳、八角场、洛带和邛西等致密砂岩大气田，探明天然气地质储量超过3 000×108 m3[1319]，截至2010年底，安岳地区已探明储量达1 171.2×108 m3[20]。研究区须二段储层质量较差，总体上为一套典型的低孔低渗致密砂岩储层[21]。砂岩在埋藏过程中经历复杂成岩作用而致密，因而成岩作用对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用，主要包括压实、胶结、溶蚀、破裂等类型。其中，溶蚀和破裂等建设性成岩作用是决定储层有效性的关键[22]。在特定的沉积微相背景下，成岩作用类型、强度及其组合（即成岩相）决定了须二段有利成岩储集体“甜点”的形成与分布[23]，因此，成岩作用和成岩相的研究对该区天然气藏的储层综合评价和有利区带预测具有重要意义。
1区域地质背景
四川盆地隶属扬子准地台西北部的次一级构造单元，向北至城口断裂，向南以峨眉—瓦山断裂为界，东缘为七跃山断裂，西部紧邻龙门山断裂，是一个由盆地周围断裂和褶皱围限起来的菱形构造兼地貌盆地（图1）[24]。盆地构造格局于中生代印支运动后期开始形成前陆盆地雏形，经燕山运动至喜山运动的多次叠加后逐渐定型[25]。按区域构造类型，可将盆地划分为川中平缓褶皱区、川西前陆坳陷区、川东高陡构造区、川西南隆起区、川北冲断褶皱区和川南低陡断褶区6个二级构造单元[13]。研究区位于川中平缓褶皱区中部，断层发育较少，背斜构造平缓[21]。上三叠统须家河组全区都有分布，为一套辫状河三角洲沉积体系的互层状砂泥岩，地层厚度为500～600 m。须家河组自下而上可分为6段：须一、三、五段为黑色泥、页岩夹薄层粉砂岩或煤层，为滨浅湖相，是须家河组主要的烃源层及盖层；须二、四、六段为灰色中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相，是须家河组主要的含气储集层段。研究区须二段总体上为一套平缓构造背景下形成的低孔低渗致密砂岩储层[26]。强烈压实作用对储层的致密化起重要作用，溶解和破裂作用是控制有效储层的主要因素，胶结作用也对储层的物性具有一定影响，因此，成岩相的研究是寻找须家河组低孔低渗砂岩储层“甜点”分布的关键[22]。
摘要：通过岩芯观察以及对普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的鉴定和分析，探讨了安岳地区须二段致密砂岩储层岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和成岩演化序列；基于不同成岩相的测井响应特征，利用自然伽马、声波时差、电阻率、密度和补偿中子孔隙度等常规测井参数建立了不同成岩相的测井识别标准，进而划分安岳地区各单井成岩相。结果表明：安岳地区须二段致密砂岩储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀、破裂等建设性成岩作用；根据成岩作用类型、成岩矿物及其对储层物性的影响，将储层划分为压实致密相、伊蒙混层充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相和成岩微裂缝相5种成岩相类型；结合试气资料，成岩微裂缝相常伴随构造裂缝的发育，含气性最好，而当没有裂缝的叠加作用时，不稳定组分溶蚀相含气性较好；成岩相特征、展布及其测井识别方法能有效评价致密砂岩储层并预测优质储集体发育带，为油气勘探提供地质依据。
关键词：致密砂岩；成岩作用；测井识别；储集体；须家河组；安岳地区；四川
中图分类号：P618.13；TE122.2文献标志码：A
0引言
致密砂岩气已成为中国天然气增储的重要领域，是目前最为现实的非常规天然气资源[1]。致密砂岩储层是指低孔隙度（小于10%）、低渗透率（小于0. 1×10-3 μm2）的砂岩储层，其孔喉半径小于1 μm，含气饱和度低（小于60%），依靠常规技术难以开采，需大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气[111]。致密砂岩储层虽然孔隙度和渗透率都比较低，但是大面积普遍含气，其富集程度主要受有利相带、优质储层、裂缝发育程度及局部构造控制，呈现局部富集的特点[1]。因此，寻找具有工业开采价值的天然气储集层（即“甜点”），是致密砂岩气勘探与开发的重点[12]。
四川盆地须家河组天然气勘探始于1956年，并先后发现了合川、新场、广安、安岳、八角场、洛带和邛西等致密砂岩大气田，探明天然气地质储量超过3 000×108 m3[1319]，截至2010年底，安岳地区已探明储量达1 171.2×108 m3[20]。研究区须二段储层质量较差，总体上为一套典型的低孔低渗致密砂岩储层[21]。砂岩在埋藏过程中经历复杂成岩作用而致密，因而成岩作用对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用，主要包括压实、胶结、溶蚀、破裂等类型。其中，溶蚀和破裂等建设性成岩作用是决定储层有效性的关键[22]。在特定的沉积微相背景下，成岩作用类型、强度及其组合（即成岩相）决定了须二段有利成岩储集体“甜点”的形成与分布[23]，因此，成岩作用和成岩相的研究对该区天然气藏的储层综合评价和有利区带预测具有重要意义。
1区域地质背景
四川盆地隶属扬子准地台西北部的次一级构造单元，向北至城口断裂，向南以峨眉—瓦山断裂为界，东缘为七跃山断裂，西部紧邻龙门山断裂，是一个由盆地周围断裂和褶皱围限起来的菱形构造兼地貌盆地（图1）[24]。盆地构造格局于中生代印支运动后期开始形成前陆盆地雏形，经燕山运动至喜山运动的多次叠加后逐渐定型[25]。按区域构造类型，可将盆地划分为川中平缓褶皱区、川西前陆坳陷区、川东高陡构造区、川西南隆起区、川北冲断褶皱区和川南低陡断褶区6个二级构造单元[13]。研究区位于川中平缓褶皱区中部，断层发育较少，背斜构造平缓[21]。上三叠统须家河组全区都有分布，为一套辫状河三角洲沉积体系的互层状砂泥岩，地层厚度为500～600 m。须家河组自下而上可分为6段：须一、三、五段为黑色泥、页岩夹薄层粉砂岩或煤层，为滨浅湖相，是须家河组主要的烃源层及盖层；须二、四、六段为灰色中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相，是须家河组主要的含气储集层段。研究区须二段总体上为一套平缓构造背景下形成的低孔低渗致密砂岩储层[26]。强烈压实作用对储层的致密化起重要作用，溶解和破裂作用是控制有效储层的主要因素，胶结作用也对储层的物性具有一定影响，因此，成岩相的研究是寻找须家河组低孔低渗砂岩储层“甜点”分布的关键[22]。
摘要：通过岩芯观察以及对普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的鉴定和分析，探讨了安岳地区须二段致密砂岩储层岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和成岩演化序列；基于不同成岩相的测井响应特征，利用自然伽马、声波时差、电阻率、密度和补偿中子孔隙度等常规测井参数建立了不同成岩相的测井识别标准，进而划分安岳地区各单井成岩相。结果表明：安岳地区须二段致密砂岩储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀、破裂等建设性成岩作用；根据成岩作用类型、成岩矿物及其对储层物性的影响，将储层划分为压实致密相、伊蒙混层充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相和成岩微裂缝相5种成岩相类型；结合试气资料，成岩微裂缝相常伴随构造裂缝的发育，含气性最好，而当没有裂缝的叠加作用时，不稳定组分溶蚀相含气性较好；成岩相特征、展布及其测井识别方法能有效评价致密砂岩储层并预测优质储集体发育带，为油气勘探提供地质依据。
关键词：致密砂岩；成岩作用；测井识别；储集体；须家河组；安岳地区；四川
中图分类号：P618.13；TE122.2文献标志码：A
0引言
致密砂岩气已成为中国天然气增储的重要领域，是目前最为现实的非常规天然气资源[1]。致密砂岩储层是指低孔隙度（小于10%）、低渗透率（小于0. 1×10-3 μm2）的砂岩储层，其孔喉半径小于1 μm，含气饱和度低（小于60%），依靠常规技术难以开采，需大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气[111]。致密砂岩储层虽然孔隙度和渗透率都比较低，但是大面积普遍含气，其富集程度主要受有利相带、优质储层、裂缝发育程度及局部构造控制，呈现局部富集的特点[1]。因此，寻找具有工业开采价值的天然气储集层（即“甜点”），是致密砂岩气勘探与开发的重点[12]。
四川盆地须家河组天然气勘探始于1956年，并先后发现了合川、新场、广安、安岳、八角场、洛带和邛西等致密砂岩大气田，探明天然气地质储量超过3 000×108 m3[1319]，截至2010年底，安岳地区已探明储量达1 171.2×108 m3[20]。研究区须二段储层质量较差，总体上为一套典型的低孔低渗致密砂岩储层[21]。砂岩在埋藏过程中经历复杂成岩作用而致密，因而成岩作用对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用，主要包括压实、胶结、溶蚀、破裂等类型。其中，溶蚀和破裂等建设性成岩作用是决定储层有效性的关键[22]。在特定的沉积微相背景下，成岩作用类型、强度及其组合（即成岩相）决定了须二段有利成岩储集体“甜点”的形成与分布[23]，因此，成岩作用和成岩相的研究对该区天然气藏的储层综合评价和有利区带预测具有重要意义。
1区域地质背景
四川盆地隶属扬子准地台西北部的次一级构造单元，向北至城口断裂，向南以峨眉—瓦山断裂为界，东缘为七跃山断裂，西部紧邻龙门山断裂，是一个由盆地周围断裂和褶皱围限起来的菱形构造兼地貌盆地（图1）[24]。盆地构造格局于中生代印支运动后期开始形成前陆盆地雏形，经燕山运动至喜山运动的多次叠加后逐渐定型[25]。按区域构造类型，可将盆地划分为川中平缓褶皱区、川西前陆坳陷区、川东高陡构造区、川西南隆起区、川北冲断褶皱区和川南低陡断褶区6个二级构造单元[13]。研究区位于川中平缓褶皱区中部，断层发育较少，背斜构造平缓[21]。上三叠统须家河组全区都有分布，为一套辫状河三角洲沉积体系的互层状砂泥岩，地层厚度为500～600 m。须家河组自下而上可分为6段：须一、三、五段为黑色泥、页岩夹薄层粉砂岩或煤层，为滨浅湖相，是须家河组主要的烃源层及盖层；须二、四、六段为灰色中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相，是须家河组主要的含气储集层段。研究区须二段总体上为一套平缓构造背景下形成的低孔低渗致密砂岩储层[26]。强烈压实作用对储层的致密化起重要作用，溶解和破裂作用是控制有效储层的主要因素，胶结作用也对储层的物性具有一定影响，因此，成岩相的研究是寻找须家河组低孔低渗砂岩储层“甜点”分布的关键[22]。
摘要：通过岩芯观察以及对普通薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料的鉴定和分析，探讨了安岳地区须二段致密砂岩储层岩石学和物性特征、成岩作用、成岩阶段和成岩演化序列；基于不同成岩相的测井响应特征，利用自然伽马、声波时差、电阻率、密度和补偿中子孔隙度等常规测井参数建立了不同成岩相的测井识别标准，进而划分安岳地区各单井成岩相。结果表明：安岳地区须二段致密砂岩储层经历了压实、胶结等破坏性成岩作用和溶蚀、破裂等建设性成岩作用；根据成岩作用类型、成岩矿物及其对储层物性的影响，将储层划分为压实致密相、伊蒙混层充填相、碳酸盐胶结相、不稳定组分溶蚀相和成岩微裂缝相5种成岩相类型；结合试气资料，成岩微裂缝相常伴随构造裂缝的发育，含气性最好，而当没有裂缝的叠加作用时，不稳定组分溶蚀相含气性较好；成岩相特征、展布及其测井识别方法能有效评价致密砂岩储层并预测优质储集体发育带，为油气勘探提供地质依据。
关键词：致密砂岩；成岩作用；测井识别；储集体；须家河组；安岳地区；四川
中图分类号：P618.13；TE122.2文献标志码：A
0引言
致密砂岩气已成为中国天然气增储的重要领域，是目前最为现实的非常规天然气资源[1]。致密砂岩储层是指低孔隙度（小于10%）、低渗透率（小于0. 1×10-3 μm2）的砂岩储层，其孔喉半径小于1 μm，含气饱和度低（小于60%），依靠常规技术难以开采，需大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气[111]。致密砂岩储层虽然孔隙度和渗透率都比较低，但是大面积普遍含气，其富集程度主要受有利相带、优质储层、裂缝发育程度及局部构造控制，呈现局部富集的特点[1]。因此，寻找具有工业开采价值的天然气储集层（即“甜点”），是致密砂岩气勘探与开发的重点[12]。
四川盆地须家河组天然气勘探始于1956年，并先后发现了合川、新场、广安、安岳、八角场、洛带和邛西等致密砂岩大气田，探明天然气地质储量超过3 000×108 m3[1319]，截至2010年底，安岳地区已探明储量达1 171.2×108 m3[20]。研究区须二段储层质量较差，总体上为一套典型的低孔低渗致密砂岩储层[21]。砂岩在埋藏过程中经历复杂成岩作用而致密，因而成岩作用对其孔隙度和渗透率的改造起着关键作用，主要包括压实、胶结、溶蚀、破裂等类型。其中，溶蚀和破裂等建设性成岩作用是决定储层有效性的关键[22]。在特定的沉积微相背景下，成岩作用类型、强度及其组合（即成岩相）决定了须二段有利成岩储集体“甜点”的形成与分布[23]，因此，成岩作用和成岩相的研究对该区天然气藏的储层综合评价和有利区带预测具有重要意义。
1区域地质背景
四川盆地隶属扬子准地台西北部的次一级构造单元，向北至城口断裂，向南以峨眉—瓦山断裂为界，东缘为七跃山断裂，西部紧邻龙门山断裂，是一个由盆地周围断裂和褶皱围限起来的菱形构造兼地貌盆地（图1）[24]。盆地构造格局于中生代印支运动后期开始形成前陆盆地雏形，经燕山运动至喜山运动的多次叠加后逐渐定型[25]。按区域构造类型，可将盆地划分为川中平缓褶皱区、川西前陆坳陷区、川东高陡构造区、川西南隆起区、川北冲断褶皱区和川南低陡断褶区6个二级构造单元[13]。研究区位于川中平缓褶皱区中部，断层发育较少，背斜构造平缓[21]。上三叠统须家河组全区都有分布，为一套辫状河三角洲沉积体系的互层状砂泥岩，地层厚度为500～600 m。须家河组自下而上可分为6段：须一、三、五段为黑色泥、页岩夹薄层粉砂岩或煤层，为滨浅湖相，是须家河组主要的烃源层及盖层；须二、四、六段为灰色中—细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩，发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相，是须家河组主要的含气储集层段。研究区须二段总体上为一套平缓构造背景下形成的低孔低渗致密砂岩储层[26]。强烈压实作用对储层的致密化起重要作用，溶解和破裂作用是控制有效储层的主要因素，胶结作用也对储层的物性具有一定影响，因此，成岩相的研究是寻找须家河组低孔低渗砂岩储层“甜点”分布的关键[22]。
