2022, Vol. 34
近十年来，深层碎屑岩油气勘探取得了重要进展，已成为油气增储上产的重要领域，在我国渤海湾盆地、四川盆地和塔里木盆地都有重要的油气勘探发现[1-2]。不同学者在不同时期对深层的定义不同，根据《石油天然气储量计算规范》[3]，将埋深为3 500~4 500 m的地层定义为深层，埋深大于4 500 m的地层定义为超深层。在我国东部盆地一般将埋深大于3 500 m的地层作为深层，西部盆地一般将埋深大于4 500 m的地层作为深层。四川盆地是我国重要的含油气盆地，盆地内上三叠统须家河组是重要的油气产层，对该层系的天然气勘探始于20世纪50年代，且已取得了重要的勘探成果。根据第四次资源评价结果，四川盆地上三叠统须家河组天然气资源量约为2.59×1012 m3，截至2021年底，天然气探明地质储量约为7 220×108 m3，探明率约为27.8%，剩余资源量为1.87×1012 m3[2]，勘探潜力较大。众多学者对川西北地区须家河组深层储层特征及成因做过大量的研究工作，从沉积作用、成岩作用和构造作用等多角度分析了储层特征及发育主控因素。朱如凯等[4]、于兴河等[5]、吕正祥等[6]指出川西北地区三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道等微相是储集层发育的有利相带；施振生等[2]强调了成岩作用对须家河组致密砂岩储层形成所起的重要作用、成岩过程中矿物间的物质交换是控制次生孔隙形成的主要原因以及机械压实是导致岩石致密的主要原因；王志康等[7]、肖艳等[8]提出溶蚀作用能提高孔隙度，主要溶蚀矿物为长石和岩屑，绿泥石可以保护原生孔隙；王雪柯等[9]发现川西北地区广泛发育异常高压；郭迎春等[10]、苗凤彬等[11]、连丽霞等[12]提出川西北地区须家河组二段裂缝非常发育，对改善储层渗透率效果明显。由于资料欠缺，目前对川西北地区深层有效储层发育的主控因素认识不够全面，且与构造动力学背景及演化过程联系不紧密，对储层发育成因机理的研究不够深入。
近年来，随着勘探程度的深入和认识的深化以及钻井和地震资料的增加，对构造演化的认识更加清晰，为川西北地区深层有效储层发育主控因素和成因模式的研究创造了条件。根据以往研究，综合应用岩心、露头、地震和测井等资料，在深层储层特征研究的基础上，结合前陆盆地构造演化特征，对川西北地区三叠系须家河组有效储层发育的主控因素进行详细分析，明确有效储层的形成模式，综合评价有效储层发育区，以期为该区油气勘探提供理论依据。
1 地质概况四川盆地地处青藏高原东缘、扬子地台西北侧，经历多期构造演化后形成如今的叠合盆地，盆地周缘造山带地势较陡，向盆内方向地势逐渐趋于平缓[13]。根据四川盆地的形成和构造演化特征，可以进一步划分为川西凹陷带、米仓山—大巴山前缘褶皱带、川中低缓构造带、川东高陡构造带和川南低陡构造带。研究区位于川西凹陷带北部，构造上主要位于前陆地区（图 1a），包括龙门山逆冲推覆带和川西坳陷带，北面为米仓山台缘隆起带，西侧为龙门山断裂带，经印支运动、燕山运动和喜马拉雅期隆升剥蚀形成了现今西高、东低的地势。研究区面积约为15 000 km2[4]，区内断层较发育，主要集中于九龙山、老关庙及思依场一带。经过多年勘探，发现了中坝须二段气田、文兴场须家河组气藏等。勘探成果显示，研究区埋深大于4 500 m时仍发育有效储层和天然气产层。
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下载原图 图 1 川西北地区构造位置与沉积相分布（a）及三叠系须家河组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location and sedimentary facies distribution(a)and stratigraphic column of Triassic Xujiahe Formation(b)in northwestern Sichuan Basin |
川西北地区三叠系须家河组为一套碎屑岩沉积组合，与下伏雷口坡组和上覆珍珠冲组呈不整合接触，地层平均厚度为778.6 m，底部埋深为2 961.9~ 6 323.8 m，自下而上划分为须一段（T3x1）（包括垮洪洞组、小塘子组及马鞍塘组）至须六段（T3x6）[4, 14]。研究区大部分区域须六段被剥蚀，须一至须五段（T3x5）全区均有分布。在前陆凹陷带，须一段和须二段（T3x2）为主要储层和产层段[8]，埋深一般约为4 500 m，须一段、须三段（T3x3）和须五段以泥质岩为主，须二段、须四段（T3x4）和须六段以砂岩为主，纵向分段清晰，呈“三明治”式的生储盖组合（图 1b）。
川西北地区须家河组深层储层主要发育在梓潼、文兴场、双鱼石、剑门关以及龙岗一带，主要涉及须一段和须二段，部分地区须三段也发育深层储层。平面上，由龙岗向剑门关、柘坝场、文兴场及魏城方向，沉积环境逐渐由水下分流河道、河道间湾、前缘席状砂演化为前三角洲，砂体本应随着沉积环境的改变逐渐减薄，在三角洲前缘末端与泥岩形成指状交叉，直至完全尖灭，但由于川西北地区遭到剥蚀，三角洲前缘砂体以柘坝场为中心向四周减薄。在沉积环境与构造剥蚀的综合作用下，柘坝场砂体厚度超过250 m，到剑阁砂体最薄仅约30 m。前三角洲区域，由魏城向东，砂体逐渐减薄，在WC1井处砂体厚度可达310 m；向东北方向至九龙山处，砂体减薄至约70 m。研究区须家河组砂体种类较多，其中水下分流河道砂体分选最好，杂基含量低，易于形成有效储层，为最优的勘探目标。
2 储层特征 2.1 岩石学与矿物学特征川西北地区三叠系须一段岩性主要为页岩、砂质页岩、砂岩及含砾砂岩，沉积环境普遍为三角洲前缘水下分流河道与河口砂坝。须二段岩性主要为页岩、泥岩、砂岩及含砾砂岩，其中灰色砂岩夹部分灰黑色泥岩与灰色泥质粉砂岩，上部发育平行层理，可见泥质条带（图 2a）；泥岩与粉砂岩基本等比例发育（图 2b），以席状砂和水下分流河道砂体为主，岩心可见大量水平裂缝（图 2c）。须三段岩性主要为泥页岩、砂岩、含砾砂岩和砾岩，页岩段和黑色泥岩段均可见粉砂质条纹（图 2d），为水下分流河道与支流间湾环境。须四段岩性主要为含砾砂岩和砂岩，局部夹薄层页岩；粗砂岩段为下粗上细的正粒序，上部发育平行层理，底部砾石定向排列（图 2e）；细砂岩段局部可见砾石，为一套水下分流河道砂体（图 2f）。顶部须五段岩性主要为粉砂岩、页岩和灰质砂岩，沉积支流间湾砂体；须六段被广泛剥蚀。
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下载原图 图 2 川西北地区三叠系须家河组深层储层岩心照片 （a）灰色砂岩，Z1井，4 223.5 m，T3x2；（b）灰黑色泥岩与灰色泥质粉砂岩，JM104井，4 536.67 m，T3x2；（c）水平缝，W6井，4 156.00~ 4 156.12 m，T3x2；（d）灰色含粉砂黑色泥岩，可见粉砂质条纹，JM103井，4 202.08 m，T3x3；（e）粗砂岩，底部砾石定向排列，JM103井，4 465.76 m，T3x4；（f）灰色含砾细砂岩，JM104井，4 230.91~4 231.08 m，T3x4。 Fig. 2 Core photos of deep reservoirs of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
对研究区8口井322个样品的统计结果显示，砂体岩性主要为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，其次为岩屑石英砂岩（图 3），其中，石英、长石和岩屑的含量变化较大。岩屑砂岩中石英的体积分数为23.0%~ 74.0%，平均为57.7%；长石的体积分数为0~14.0%，平均为5.7%，以钾长石为主，偶见斜长石；岩屑的体积分数22.0%~72.0%，平均为36.6%。长石岩屑砂岩中石英的体积分数为41.0%~74.0%，平均为58.8%；长石的体积分数为8.0%~16.0%，平均为11.6%，主要为钾长石；岩屑的体积分数为23.0%~ 38.0%，平均为29.6%。岩屑石英砂岩中石英的体积分数为77.0%~85.0%，平均为82.0%；长石的体积分数为2.0%~10.0%，平均为4.4%，岩屑的体积分数为10.0%~21.0%，平均为13.6%。总体而言，研究区深层储层具有相对较高的石英含量，为物性较好的储集岩的形成奠定了基础。
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下载原图 图 3 川西北地区三叠系须家河组深层砂岩分类三角图 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.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩。 Fig. 3 Triangular diagram showing deep sandstone classification of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
研究区储层储集空间主要为原生孔隙、次生溶蚀孔隙和裂缝。原生孔隙经过压实、胶结作用等改造后仍有残余，其颗粒边缘平直，孔隙形状较为规则（图 4a）；次生溶蚀孔隙主要为粒间溶孔和粒内溶孔，孔隙连通性较差。粒间溶孔主要为可溶颗粒如长石、岩屑的边缘被溶蚀后形成的孔隙。川西北地区须家河组深层岩石组分中长石的含量不高，但大多数长石组分是在埋藏成岩过程中溶解消失的[15]，长石颗粒边缘被溶蚀后呈锯齿状和凹凸不平状。粒内溶孔多为长石和岩屑颗粒被不完全溶蚀而形成，长石的溶蚀作用多沿解理面进行（图 4b—4d）。构造裂缝根据倾角大小可分为高角度裂缝（裂缝倾角大于70°）、倾斜裂缝（裂缝倾角为30°~70°）和低角度裂缝（裂缝倾角小于30°）[11]。研究区深层储层裂缝发育，以水平缝和高角度缝为主。其中，水平缝形成于喜山期之前，大多被全充填或半充填，一般为0.1~1.0 mm及1~2 mm宽的小—中缝，缝间主要为炭质和灰质充填，此外也发育部分宽5~ 10 mm的大缝，一般为方解石半充填；高角度缝主要形成于喜山期，基本未充填，普遍存在溶蚀扩大的现象，呈笔直、树枝或蛇曲状，对改善储层物性具有重要作用（图 4e—4i）。
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下载原图 图 4 川西北地区三叠系须家河组深层储层岩石薄片照片 （a）残余原生粒间孔，Z3井，4 205.00 m，T3x2；（b）细粒钙屑砂岩，见粒内、粒间溶孔，SY1井，4 323.00 m，T3x2；（c）次生溶蚀孔隙局部呈网状分布，沿裂缝局部具溶蚀扩大特征，JM102井，4 574.00 m，T3x2；（d）中粒岩屑砂岩，局部见溶蚀孔呈线状分布，JM1井，4 320.00 m，T3x3；（e）钙质泥岩，破裂缝，JM104井，4 419.90 m，T3x3；（f）藻生屑泥晶灰岩砾，砾内溶孔及溶缝，W6井，4 076.62 m，T3x2；（g）构造缝，宽0.15 mm，JM103井，4 484.18 m，T3x2；（h）粒缘缝，ZT1井，5 140.82 m，T3x1；（i）中砂岩，溶蚀缝，ZT1井，3 669.93 m，T3x2。 Fig. 4 Thin section photos of deep reservoir rocks of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
通过统计川西北地区须家河组1 425个储层样品的孔隙度与渗透率（图 5）发现，深层储层孔隙度最高可达14.51%，平均为5.90%，孔隙度为2%~ 4% 的样品约占总数的44.5%，孔隙度为4%~6% 的样品占25.8%，孔隙度为6%~8%的样品占14.5%，孔隙度为8%~10% 的样品占9.5%，孔隙度大于10% 的样品约占5.7%。深层储层渗透率为0.000 14~ 27.000 00 mD，平均为0.012 90 mD，渗透率为0.01~ 0.10 mD的样品数最多，占样品总数的70.5%，渗透率为0.001~0.010 mD的样品占20.2%，渗透率为0.1~1.0 mD的样品占7.2%，渗透率大于1.0 mD的样品约占1.18%。由此表明，川西北地区须家河组深层储层为低孔低渗储层。通过孔隙度与渗透率相关图可以判断研究区储层主要为孔隙型储层，大部分样品的孔渗相关性较好，且裂缝在储层中具有较重要的作用。一般根据有效储层孔隙度下限，可将储层划分为有效储层和非有效储层，其中非有效储层地质解释为干层，有效储层包含水层、油层、含油水层、油水同层和气层[12]。结合研究区的实际情况，气层发育层段的孔隙度普遍大于5%，因此将符合该条件的砂岩层段定义为有效储层。
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下载原图 图 5 川西北地区三叠系须家河组深层储层孔渗相关图 Fig. 5 Correlation of permeability and porosity of deep reservoir of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
通过对储层储集性能的分析，结合区域地质特征[16]，认为川西北地区三叠系须家河组有效储层发育的主要控制因素为沉积微相、溶蚀作用和构造破裂作用，其中，沉积微相是基础，溶蚀作用是关键，构造破裂作用产生的裂缝是重要因素。
3.1 沉积微相川西凹陷深层储层发育环境以水下分流河道为主[17]，结合岩心资料与测井曲线分析结果，可将研究区须家河组沉积微相划分为水下分流河道、水下分流河道间、前缘席状砂及河口砂坝等。水下分流河道砂体主要为灰白色砾岩与灰色粗砂岩，发育平行层理和交错层理，GR曲线呈中—高幅齿化箱形；河口砂坝砂体岩性为分选好、质纯的中—细砂岩，呈下细上粗的反粒序，可见较发育的槽状交错层理；前缘席状砂砂体以细—粉砂岩为主，发育沙纹层理，GR曲线呈漏斗形。
以研究区BL1井为例（图 6），其水下分流河道物性最好，沉积物以大套中—细砂岩为主，GR曲线为低值，形态上大多为低齿化箱形，储层砂体孔隙度为1.00%~14.51%，平均为5.30%，大多为6.00%~ 9.99%，平均渗透率为0.074 mD，大多为0.010~ 0.100 mD；其次是水下分流河道间，由于其水动力较弱，沉积物多以黏土为主，GR曲线靠近泥岩基线，储层砂体孔隙度为1.00%~12.74%，平均为4.86%，大多为4.00%~9.99%，平均渗透率为0.069 mD，大多为0.010~0.100 mD；再次为前缘席状砂，一般发育质纯、分选好的细砂岩，GR曲线呈明显低值且高度齿化，储层砂体孔隙度为1.04%~9.48%，平均为4.31%，大多为6.00%~9.99%，平均渗透率为0.044 mD，大多为0.010~0.100 mD；河口砂坝由分选好、质纯的细—粉砂岩组成，为下细上粗的反粒序，GR曲线为漏斗形，砂体储层物性最差，孔隙度主要为1.00%~7.57%，平均仅为1.68%，绝大多数样品的孔隙度小于4%，平均渗透率为0.175 mD（图 7）。
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下载原图 图 6 川西北地区BL1井三叠系须家河组一、二段沉积相与岩性地层综合柱状图 Fig. 6 Sedimentary facies and stratigraphic column of the first and second members of Triassic Xujiahe Formation of well BL 1 in northwestern Sichuan Basin |
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下载原图 图 7 川西北地区三叠系须家河组深层储层不同沉积微相孔隙度（a）与渗透率（b）统计 Fig. 7 Statistics of porosity(a)and permeability(b)of different sedimentary microfacies of deep reservoirs of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
川西北地区须家河组深层储层连井剖面对比结果（图 8）显示：须三段河口砂坝砂体在Z5井发育良好，呈相对厚层的块状，但在Z1井近乎于尖灭，在Z2井又重新发育，至Z4井演化为与泥岩相互交叉发育的席状砂，砂体呈薄层状；须二段下部在Z5井、Z1井及Z2井发育良好的水下分流河道砂体，主要呈相对厚层的块状，而须二段上部仅在Z5井发育10 m的席状砂薄层砂体，在Z1井则完全尖灭，Z2井发育多期席状砂，砂体呈厚层块状，与Z4井相互连通，发育稳定；须一段下部在这4口井中砂体的可对比性较好，相对厚层的砂岩夹薄层泥岩，物性更好，这些砂体往往来源于水下分流河道，而须一段上部的泥岩厚度与须二段下部的砂层厚度大致相等，提供了充足的油气来源。砾岩、砂砾岩、中砂岩越发育，则纯砂体的厚度就越大，储层相对更发育。厚度大的中砂岩中的气层和水层更发育，差的气层普遍发育在厚度小于10 m的细砂岩中。Z1井、Z2井、Z4井、Z5井均发育多期水下分流河道砂体，孔隙度高值区往往位于河道中部，砂体厚度大于20 m。以Z2井为例，在3 930~4 086 m层段，厚层砂岩发育的水下分流河道部位发现有多个气层，日产气量达60.83×104 m3。
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下载原图 图 8 川西北柘坝场构造三叠系须家河组砂体连井剖面 Fig. 8 Well-tie sand body profile of Triassic Xujiahe Formation in Zhebachang structure, northwestern Sichuan Basin |
在低孔低渗致密储层中，溶蚀作用是影响储层物性的关键因素。在相对开放的成岩系统中，溶蚀作用的产物可随地层流体排出，形成次生孔隙，配合构造作用形成的裂缝促进了有效储层的形成，再加上后期流体可再次对储层进行改造，形成裂缝边缘溶孔，可进一步改善储层物性。川西北地区须家河组埋藏深度大于4 000 m的层段存在异常高孔段，可能与区域溶蚀作用有关。
川西北与川西南深层具有较为相似的沉积环境，但二者的孔隙度随深度变化趋势存在差异（图 9），尤其是埋深大于4 000 m的砂体物性差异明显。川西北地区大量储层样品孔隙度高于8%，甚至达到14.51%，但川西南地区仅有1个样品孔隙度略高于8%，其余储层样品孔隙度均小于8%，表明川西北须家河组深层优质储层的发育与溶蚀作用有关。
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下载原图 图 9 四川盆地三叠系须家河组深层储层深度与孔隙度关系 Fig. 9 Relationship between deep reservoir depth and porosity of Triassic Xujiahe Formation in Sichuan Basin |
研究区须家河组储层共经历了3期溶蚀作用，从印支中期到燕山中期，孔隙度最大可超过15%。第1期为早期大气淡水溶蚀，部分可溶颗粒被溶蚀形成粒内溶孔。第2期为油气进入储层时有机酸溶蚀，形成了大量粒间溶孔，对研究区储集空间的发育至关重要。中侏罗世中期川西北地区的生油岩逐渐进入生油门限，生成大量油气的同时释放出有机酸，促进了次生溶蚀孔隙的发育。原生孔隙被压实并发生胶结，使地下酸性水的循环流动受到限制，但酸性水在可流动的范围内对易溶矿物颗粒和胶结物进行溶蚀，使砂岩的孔隙度增加10%~ 13%[18]。第3期为深层富含H+的酸性水对易溶矿物和组分的溶蚀，形成了部分粒间溶孔、粒内溶孔及溶蚀扩大孔，使早期形成的裂缝经酸性溶液溶蚀而扩大。对研究区须家河组砂岩产生溶蚀改造的酸性流体来源较多，包括煤成酸、有机酸及大气淡水中的碳酸等[19-20]。这些酸性流体沿不整合面、断层和裂缝进入原生孔隙保存良好的砂岩中，对长石和岩屑等不稳定组分进行溶蚀，从而改善了储层质量。研究区在晚成岩阶段晚期的温度、压力分别达到约180 ℃和53 MPa，此时岩石的溶蚀率增大到6%~8%，是低温、低压环境下的2~3倍[21]，进一步促进了酸性流体对储层的改造作用。有利储层主要分布于长石和岩屑含量相对较高的区域，长石等易溶矿物在高温、高压条件下快速溶蚀，使深层碎屑岩储层形成大量的溶蚀孔隙，进而成为有效储层[22]。研究区由于早期强烈的胶结作用和压实作用，原生孔隙近乎被胶结物完全充填和压实，导致孔隙结构基本靠构造裂缝与溶蚀孔隙维持。根据薄片观察，研究区须家河组长石、方解石与岩屑内部呈现不同程度的溶蚀作用（图 10a，10b），反映了溶蚀作用在储层形成过程中的关键作用，特别是长石经过溶蚀作用产生粒内溶孔，并向铸模孔演化（图 10c），显著改善了储层的孔渗性质。除形成次生溶孔外，溶蚀作用对裂缝的改造在研究区也非常明显，构造微裂缝边缘的原始状态较为平整，裂缝宽度较小（图 10d），经过溶蚀作用改造，裂缝宽度加大，且由于各颗粒抗溶蚀作用的能力不同，溶蚀作用的差异使裂缝边缘由平整变为锯齿状（图 10e，10f）。流体在裂缝中流动使溶蚀作用更加明显，且呈现出方向性，说明先产生了微裂缝，流体沿着裂缝进入储层，并对裂缝进行溶蚀改造（图 10g，10h），由此表明裂缝起到了沟通流体以及改善储层物性的重要作用。
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下载原图 图 10 川西北地区三叠系须家河组深层储层岩石溶孔薄片照片 （a）泥质类岩屑粒内、粒间溶孔，G3井，3 786.10 m，T3x2；（b）长石粒内溶孔，G5井，3 986.10 m，T3x1；（c）构造裂缝切割石英与长石颗粒，长石经过溶蚀作用产生粒内溶孔，LG161井，4 002.30 m，T3x2；（d）微裂缝呈树枝状，JM1井，4 648.00 m，T3x2；（e）中粒岩屑砂岩，裂缝局部呈网状分布，部分裂缝可见溶蚀扩大现像，JM102井，4 574.00 m，T3x2；（f）钙云质砾岩，破裂缝，边缘发育溶孔，JM104井，4 457.80 m，T3x2；（g）粒内溶孔，JM104井，4 584.12 m，T3x2；（h）裂缝先充填后溶蚀，ZT1井，3 667.71 m，T3x2。 Fig. 10 Thin section photos of dissolved pores of deep reservoir rocks of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
研究区须家河组由于埋藏深度较大，经历了强烈的压实和胶结作用，因此破裂作用产生的裂缝在提升孔渗方面的作用显得尤为重要[19-20, 22]。川西北地区经历了强烈的构造活动，以剑阁地区为例，剑阁古隆起经历了3个阶段的演化。须一段—须二段沉积期，川西北地区为凹陷地带，自须三段沉积期开始进入隆起期直到须六段沉积期结束，早侏罗世剑阁古隆起进入衰亡阶段[23]。根据裂缝交割关系、包裹体温度、声发射和电子自旋共振综合判别，研究区共发育4个期次的裂缝，除持续时间较长的第1期成岩缝外，其余3期构造缝分别对应于印支晚幕、燕山晚幕和喜山运动[24]。其中，喜山期构造运动形成的大量裂缝有效改善了储层物性，使储层在经历了前期压实和胶结作用后，孔隙度仍保持在8% 左右。在一系列构造活动的影响下，构造破裂作用在研究区广泛发育。研究区须家河组取心资料显示，印支期多形成低角度、水平小缝（图 11a—11d）和微裂缝（图 11e，11f），此类裂缝形成时间早，大多被方解石充填，偶见半充填水平大缝，具有一定连通性，呈交叉状分布（图 11g）。中—高角度缝形成于喜山期构造运动，由于形成较晚，多未充填（图 11h，11i）。广泛发育的水平裂缝和高角度裂缝既可以连通孔隙，提高孔隙度，又能提高储层的渗透能力，渗透率一般可增大十倍至几十倍。川西北地区断裂发育的老关庙、白龙场、九龙山等地，孔隙度最高可达12.1%，平均为4.6%，均发育有效储层，反映出构造破裂作用的重要性。
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下载原图 图 11 川西北地区三叠系须家河组深层储层岩心裂缝照片 （a）灰色粉砂岩，低角度裂缝，底部见水平裂缝，JM103井，4 465.76 m，T3x2；（b）灰色粉砂岩，低角度裂缝，水平裂缝，JM103井，4 465.96 m，T 3x2；（c）褐灰色中砾岩，水平小缝发育，JM104井，4 232.45~4 232.58 m，T3x4；（d）灰黑色粗砂岩，水平小缝发育，JM105井，4 125.08~ 4 125.16 m，T3x3；（e）灰白色砂岩，夹泥质条带，微裂缝，Y1井，4 393.50 m，T3x2；（f）灰白色砂岩，可见微裂缝，Z6井，3 893.80 m，T3x3；（g）褐灰色中砾岩，水平大缝半充填，JM104井，4 448.80~4 449.10 m，T3x3；（h）灰白色含砾砂岩，中角度中缝，L14井，4 418.00 m，T3x1；（i）溶蚀扩大高角度裂缝，后期钙质半充填，见半自形—自形方解石颗粒，W4井，3 720.00 m，T3x3。 Fig. 11 Photos of core fractures in deep reserviors of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
不同含油气盆地有效储层的形成模式因地质条件不同而存在差异。川西北地区深层储层是在沉积作用、成岩作用、破裂作用、快速埋藏和异常高压等因素相互作用并有效配置下形成的[25]。晚三叠世研究区深层主要沉积三角洲前缘水下分流河道砂体，这些分选好、质纯、杂基含量低的粗—中砂岩为储层发育提供了良好的条件，地层原始孔隙度约为35%。同时，须家河组沉积历时6~10 Ma，平均厚度为778.6 m，且经历了快速埋藏，使得原生残余孔缝未遭受强烈胶结填充，抵抗了部分成岩作用的破坏，有效保护了部分原生孔隙（图 12 a）。须家河组沉积后至早成岩B期，研究区经历了以压实作用和胶结作用为主的一系列破坏性成岩作用，地层砂体一方面遭受了强烈挤压，使孔隙水排出，矿物颗粒致密接触，大量原生孔隙被钙质胶结物和硅质胶结物填充；另一方面，形成于压实作用早期的碳酸盐胶结物和绿泥石环边胶结能够在一定程度上保存原生粒间孔隙，对储层物性起到一定的保护作用[25-29]，该时期地层孔隙度快速下降至约5%。晚成岩A期开始，研究区须家河组进入生烃高峰期，大量的烃类充注使地层压力不断增大，在晚侏罗世到白垩纪达到峰值。根据以往研究，干酪根在转化为液态烃、气体和残余物的过程中，生气率每增加1%，生气过程引起的增压值达5.66 MPa[29]。生烃过程必然会引起地层内流体体积的膨胀，烃类流体进入岩石孔隙，导致孔隙的流体压力增加，形成异常高压。在通常情况下，部分层段的异常高压可以抵抗上覆地层的压力，不利于压实作用的进行。部分学者研究认为异常高压带地层压力每超过静水压力4 MPa，可多保存约1.1% 的原生孔隙[30-32]。同时，在有机质热演化生烃的过程中，伴随着有机酸的排出，H+可以溶蚀易溶颗粒如长石、岩屑以及前期形成的碳酸盐胶结物，进而形成大量次生溶蚀孔缝，该阶段孔隙度可以达到15%（图 12b）。喜山期构造运动产生的构造裂缝则显著提高了研究区致密储层的连通性，裂缝与溶蚀孔隙的发育，使部分地区储层在深埋藏的背景下平均孔隙度仍可超过8%（图 12c）。
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下载原图 图 12 川西北地区三叠系须家河组深层有效储层发育模式 Fig. 12 Development model of deep effective reservoirs of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
根据有利储层与岩性、孔隙度及渗透率的相关性[33]，建立了川西北地区三叠系须家河组深层储层评价标准（表 1），并对深层碎屑岩储层分布有利区进行统计。
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下载CSV 表 1 川西北地区三叠系须家河组深层储层综合分类评价标准 Table 1 Classification and evaluation criteria for deep reservoirs of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
Ⅰ类储层：发育于三角洲前缘水下分流河道，砂体厚度普遍大于110 m，岩性主要为粗砂岩—中砂岩，为有效储层奠定了物质基础。储层平均孔隙度大于4%，适合油气储存，异常高压发育，压力系数约为2.0，有利于储层抵抗上覆压力，区域可见裂缝，且连通孔隙，提高了储层的渗透性。
Ⅱ类储层：发育于前三角洲的砂体，砂体厚度大于90 m，岩性以细砂岩为主，孔隙度较低。裂缝在沉积区广泛发育，连通孔隙，异常高压发育。
根据上述标准，对研究区的有利储层发育区进行评价，优选出六大区带：老关庙—文兴场—柘坝场、中台山、黎雅庙、剑门关等4个区带发育Ⅰ类储层，九龙山和魏城等2个区带发育Ⅱ类储层（图 13）。①老关庙—文兴场—柘坝场地区：发育水下分流河道砂体，水动力较强，砂质分选好，发育大套粗砂岩与中砂岩，砂体厚度为130~250 m，柘坝场砂体厚度局部大于250 m，取心分析显示平均孔隙度约为5.1%，压力系数大于2.2，异常高压为储集空间的保存提供了保障，裂缝十分发育，连通性较好，勘探潜力高，被评价为Ⅰ类储层。②中台山地区：发育水下分流河道砂体，以细砂岩为主，砂质分选好，砂体厚度为150~170 m，根据测井曲线计算得到的平均孔隙度约为6.7%，压力系数大于1.8，局部大于2.3，为典型的异常高压地区，裂缝较发育，勘探潜力较高，被评价为Ⅰ类储层。③黎雅庙地区：发育水下分流河道砂体，岩性以中砂岩和细砂岩为主，测井曲线分析得到的孔隙度约为4.7%，压力系数约为1.8，为异常高压区，裂缝发育，为有效储层的形成提供了保障，被评价为Ⅰ类储层。④剑门关地区：发育水下分流河道砂体，砂砾岩、中砂岩及细砂岩均有沉积，砂体厚度为110~190 m，取心分析显示平均孔隙度为1.7%，压力系数大于2.2，为异常高压发育区，裂缝较发育，被评价为Ⅰ类储层。⑤九龙山地区：发育前三角洲砂体，砂质分选较好，发育大套细砂岩，砂体厚度为90~210 m，取心分析显示平均孔隙度约为4.7%，压力系数约为2.0，为异常高压地区，抵抗了地层压实，有效保护了储层，裂缝十分发育，被评价为Ⅱ类储层。⑥魏城地区：发育前三角洲砂体，沉积中砂岩与细砂岩，分选性较好，砂体厚度大于210 m，取心分析显示平均孔隙度约为3.9%，局部大于6%，压力系数约为2.0，被评价为Ⅱ类储层。
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下载原图 图 13 川西北地区三叠系须家河组深层有利储层发育区综合评价图 ①老关庙—文兴场—柘坝场地区；②中台山地区；③黎雅庙地区；④剑门关地区⑤；九龙山地区；⑥魏城地区。 Fig. 13 Comprehensive evaluation of favorable deep reservoir development areas of Triassic Xujiahe Formation in northwestern Sichuan Basin |
（1）川西北地区须家河组深层致密砂岩储层岩性以粗砂岩和含砾细砂岩为主，发育水下分流河道砂体、河口砂坝砂体和席状砂砂体，具有良好的成分成熟度和结构成熟度；储集空间为原生孔隙、次生溶蚀孔隙及裂缝；属于低孔低渗致密砂岩储层，埋深大于4 500 m时仍发育有效储层。
（2）研究区储层发育的控制因素主要为沉积微相、溶蚀作用和构造破裂作用。水下分流河道中沉积的中—粗砂岩是有效储层发育的基础；溶蚀作用改善了储层物性，形成的溶蚀孔隙有效提高了砂体的孔隙度和渗透率；破裂作用产生的构造裂缝有效连通了孔隙，为有效储层的形成提供了保障。
（3）研究区深层有效储层形成模式主要为：沉积初期三角洲前缘水下分流河道砂体是有效储层发育的基础，前陆凹陷带未经强烈胶结便快速埋藏，保留了大量原生孔隙；须家河组沉积后经历了强烈的压实作用和胶结作用，致使孔隙度快速下降；燕山中幕至喜山中幕是研究区的生烃高峰期，大量烃类充注进砂体，一方面使研究区形成异常高压，具有一定的抗压实作用，使得原生孔隙得以保存，另一方面岩石在有机酸的溶蚀作用下形成了次生溶蚀孔；喜山期是研究区主要的裂缝形成期，构造运动产生的裂缝提高了储层的连通性，有利于大面积有效储层的形成。
（4）根据新建的有利储层发育区评价标准将川西北地区须家河组深层有利勘探区带划分为两大类：老关庙—文兴场—柘坝场、中台山、黎雅庙、剑门关等4个区带为Ⅰ类储层发育区，九龙山和魏城等2个区带发育Ⅱ类储层。
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