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我国致密油气、页岩油气等非常规油气资源十分丰富，2018年非常规天然气的产量507×108 m3，为全国天然气产量的三分之一[1]。四川盆地上三叠统须家河组砂岩的基质孔隙度普遍低于10%，渗透率低于0.1×10-3 μm2，为典型的致密砂岩天然气储层，其总资源量为4.85×1012 m3，2014年提交的三级储量为2.2×1012 m3[2-5]。须家河组发育“大面积、低丰度”致密砂岩气藏，特别是在总体物性最差的川东北地区[6-7]。川东北地区马路背构造须家河组整体上表现出“高产、稳产”的特点，M101井于2009年在须二段（T3 x 2）测试日产天然气60.11×104 m3，M103井须二段测试日产13.28×104 m3。截至目前M101井已经累产天然气超过3×108 m3，M103井也累产天然气超过2×108 m3。
文献调研发现，前人研究主要探讨了该致密砂岩储层高产稳产的因素，认为优质源岩供烃、规模网状裂缝沟通孔隙和断裂疏导是气藏高产的重要条件[6-11]，并未针对该砂岩储层致密化过程和主控因素展开深入研究。因此，本文拟利用岩心、薄片、地震等多种资料，采用定量的孔隙演化分析方法，宏观与微观观察、内因和外因结合阐明马路背地区须二段致密砂岩背景下优质储层的成因。通过构造地质学和沉积学交叉应用分析非常规油气富集规律，既能丰富非常规油气沉积学的研究内容，也能为四川盆地须家河组和其他盆地致密砂岩气藏高产井的目标优选提供依据。
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研究区位于四川盆地东北边缘（图1），在龙门山以东、米仓山以南、大巴山以西，地理位置位于现今广元—巴中境内，构造位置属于川北低缓褶皱带的北缘[6,12]。受到印支运动的影响，四川盆地处在海相环境向陆相环境转换的阶段，盆地周缘的米仓山—大巴山造山带开始活动形成米仓山—大巴山推覆构造带，向盆内供源并沉积形成了海陆过渡相的须家河组[9,12-14]。研究区须二段（T3 x 2）发育了辫状河三角洲沉积体系，沉积了灰白色石英砂岩、灰色岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩[12-18]。这套砂岩储层具有埋藏深度大、成岩作用强、孔隙结构复杂、储层非均质性较强的特点。
Figure 1. Location map of the study area and the lithology column of the second member of the Xujiahe Formation (T3 x 2) in the Malubei area
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马路背地区须二段砂岩的结构成熟度中等，分选中等－差，磨圆次棱－次圆，以中粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩、石英砂岩为主（图2a）。石英通常为单晶石英，含量分布不均，通常分布在30%~80%之间，部分砂岩中石英含量极高，可高达90%以上。长石含量较低，通常分布在2%~10%之间，均值为3.2%，以钾长石为主。岩屑含量较高，通常含量在10%~30%之间，均值为19.8%，且类型复杂多样，主要为沉积岩岩屑和变质岩岩屑（图2a），火山岩岩屑含量极低，通常不超过3%。在变质岩岩屑及沉积岩岩屑中识别出塑性岩屑（千枚岩岩屑、泥岩岩屑、粉砂岩岩屑和蚀变后的火山岩岩屑）和刚性岩屑（砂岩岩屑、变质石英岩岩屑和板岩岩屑等），另外还有少量碳酸盐岩岩屑（钙屑）。岩屑砂岩和岩屑石英砂岩中均含有较高的塑性岩屑含量（图2c），其平均含量分别为12.1%和8.2%），钙屑主要发育在岩屑砂岩中，占岩屑总量的1.2%。
Figure 2. Triangluar map of sandstone classification for T3 x 2 in the Malubei area
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马路背地区须二段砂岩具有大量水道沉积的特征，如板状、楔状交错层理、槽状交错层理和冲刷面构造，说明须二段发育河道沉积（图3）。根据泥岩颜色和特征矿物认为须二段河道沉积为水下河道，冲刷面附近暗色泥岩发育，常见暗色泥砾和黄铁矿（图3），指示了水下还原环境。中等的结构成熟度和富岩屑和贫长石的骨架颗粒组分特征，反映了快速风化、短距离搬运和快速埋藏的沉积成岩条件，同时也反映其物源区主要是一个贫长石（非花岗岩、花岗片麻岩）物源区[6]，即研究区物源来自大巴山（图2）。总体上，马路背地区须二段砂岩是来自大巴山硅质岩等变质岩为母岩的近源三角洲前缘沉积成因。
Figure 3. Sedimentary structure characteristics of outcrop and drill cores in T3 x 2 at the Malubei area
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马路背地区须二段不同埋藏深度的石英砂岩和岩屑砂岩样品，在铸体薄片下观察不到孔隙的发育（图4a~d），扫描电镜下仅见少量微孔，孔径仅为2~5 μm（图4e~h），能识别的储集空间类型主要为残余粒间孔、粘土矿物晶间孔和微裂缝。该地区发育大量绿泥石，前人普遍认为绿泥石可以减缓其他成岩作用对粒间孔的充填[19-26]。但是，对马路背地区须二段砂岩而言，绿泥石并不抗压，不会减缓压实作用，且绿泥石的存在严重缩小了孔隙体积，只残余一些绿泥石晶间微孔隙（图4f~h）。分析研究区须二段的58对物性数据发现，孔隙度普遍低于5%，渗透率主要分布在(0.01~0.05)×10-3 μm2之间，根据油气储层评价标准（SY/T 6285—2011），应属于超低孔、超低渗储层。其中M2井须二段孔隙度范围为2.69%~4.05%，平均为3.61%，峰值区为3%~4%；渗透率范围(0.009~0.052)×10-3 μm2，平均为0.019×10-3 μm2，峰值区为(0.01~0.05)×10-3 μm2。M201井须二段孔隙度范围1.09%~4.05%，平均为2.8%，峰值区为2%~4%；渗透率范围(0.018~0.04)×10-3 μm2，平均为0.02×10-3 μm2，峰值区为(0.01~0.05)×10-3 μm2（图5）。
Figure 4. Microscopy porosity characteristics of T3 x 2 in the Malubei area
Figure 5. Porosity and permeability histograms of T3 x 2 in the Malubei area
2.1 砂岩结构与成分特征
2.2 沉积环境和母岩特征
2.3 储集空间和物性特征
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根据薄片、扫描电镜等分析资料，并结合马路背地区须家河组的母岩特征、沉积环境和埋藏过程，探讨了须二段致密砂岩储层的形成和致密化过程。
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薄片鉴定结果证实，压实作用和胶结作用是须二段砂岩孔隙减小的主要成岩作用类型。利用薄片鉴定统计的粒间体积中胶结物的含量，结合粒间体积大小制作出减孔作用的散点图，认为压实作用是本区孔隙消失的主要原因（图6），其次是各类胶结作用，包括硅质和钙质胶结作用（图4a，c）。
Figure 6. Plot of porosity reduction between cementation and compaction for T3 x 2 in the Malubei area
利用M3井须家河组之上的各个地层厚度数据，热史和剥蚀量参考邻区普光2井的参数[27]，在Basinmod软件中制作了埋藏史曲线（图7），发现须家河组最大埋深接近8 000 m，晚白垩世以来，受到构造活动影响逐渐抬升至目前的埋藏深度。晚期构造活动不但使地层发生抬升，同时对地层产生了侧向构造挤压，主要证据有：1）颗粒发生定向排列（图4d，i）；2）早期孔隙被压扁或缩小，颗粒间的胶结物发生蠕变，仅在线接触颗粒的接触面附近有残余（4i，j）；3）岩石继续破裂形成贯穿碎屑颗粒的裂缝（图4d）。因此，认为研究区须二段砂岩压实减孔过程包含两个阶段，第一个阶段是埋藏压实减孔阶段，第二个是晚白垩世以来的构造挤压减孔阶段，这与中国西部典型前陆盆地发育构造挤压成岩阶段十分相似[28-31]。埋藏压实减孔阶段，含量较高的塑性岩屑在刚性颗粒的挤压下发生变形充填了骨架颗粒之间的粒间孔，构造挤压减孔阶段，进一步造成刚性骨架颗粒线接触，略带定向排列特征（图4d）。受强烈构造挤压作用的影响，须二段还形成了许多断层和微裂缝（图4d），这些裂缝有效沟通微孔，形成低孔但不低渗的裂缝—微孔隙组成的断缝储集体。此外，中等埋藏阶段，须二段周围的烃源岩成熟时排出有机酸对储层造成了微弱的溶蚀，形成了部分溶蚀孔隙，但是这些溶蚀孔隙被构造挤压阶段的强烈压实进一步破坏了，只留下了颗粒之间的一些残余孔隙或裂缝，有的已经充填了钙质胶结物，这些特征可以从阴极发光照片中看到（图4a）。
Figure 7. Burial history curve of well M3
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根据薄片下鉴定的储集空间类型及其基本特征，认为须二段发育强压实成因裂缝沟通微孔的孔隙—裂缝型储层。薄片鉴定的成岩作用特征结合包裹体测温结果表明，须二段砂岩的成岩序列为：埋藏压实作用―早期硅质胶结、钙质胶结—溶蚀作用—晚期硅质胶结、钙质胶结—构造挤压压实作用—构造破裂作用（图8）。利用马路背地区须二段砂岩的分选系数（S 0=1.2~1.5）和砂岩初始孔隙度计算公式ϕ=20.9+22.9/S 0求出初始孔隙度为33%[32]。M201井实测孔隙度平均2.8%，其中胶结作用减孔量4%（胶结物含量），中等埋藏阶段有机酸微弱溶蚀增孔2%（根据溶孔的面孔率确定），计算出压实作用减孔量为28.2%（初始孔隙度胶结减孔量+溶蚀增孔量-现今实测孔隙度），这与3.1部分得出的压实减孔是储层致密的主要因素认识一致（图8）。
Figure 8. Diagenetic and porosity evolution model of T3 x 2 in the Malubei area
3.1 须二段砂岩减孔及增孔的成岩作用
3.2 须二段孔隙演化模式
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强烈压实与三期构造运动有关，早燕山199~100 Ma期间为深埋藏压实，100 Ma之后经历构造强挤压[16,33]。其中，燕山早期受太平洋板块俯冲，华南褶皱带隆升，形成北东走向的通南巴背斜的雏形（图9）；燕山中晚期受太平洋和印度洋板块共同作用，形成近北西向断层（图9）；喜马拉雅期主要受大巴山逆冲推覆的作用，形成北北西向的断裂（图9）。因此，须二段致密砂岩的储集性能得到改善的关键是在后面两期构造活动中产生大量的微裂缝，也就是说构造应力控制了优质储层的发育位置。因为在构造挤压最强的部位，裂缝才最发育。方差体裂缝检测可突出地震反射横向的不连续性，反映细致的断层和裂缝[34]。利用研究区225 km2三维地震资料，沿须二段顶面，以50×50的网格密度提取了方差属性体，可以看到M101井和M103井就处在多期裂缝都交汇的地方，方差属性异常（大于背景值0.2）高于相邻的M2井和M201井，说明该位置的裂缝发育程度高（图10），因此，该部位才形成了高产气藏。
Figure 9. Fault distribution characteristics of different tectonic stages in the Malubei area
Figure 10. Variance distribution characteristics for the top of T3 x 2 in the Malubei area
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通过分析单井测试产能发现，稳产3亿方的M101井主力产层是3 229~3 246 m处厚17 m的石英砂岩，常规测试日产天然气60.11×104 m3，M103井2 904~2 922 m处厚18 m的岩屑砂岩测试日产天然气13.28×104 m3，而M3井5 050~5 090 m处40 m厚的岩屑砂岩加砂压裂测试日产天然气仅有2 074 m3。从产能结果可以看出，这三口井虽处于相同构造部位，但中—薄层的石英砂岩储层产能优于其他中厚层的砂岩。首先，与岩屑砂岩相比，石英砂岩含有更多的抗压能力强的石英颗粒，在埋藏压实过程中更易降低压实减孔效应而保持较高的粒间体积。其次，同等构造挤压应力下，单层小于7 m的相对较薄的砂岩比单层厚度超过8 m的中厚层砂岩更容易发生变形和破碎，砂泥比为6.7的砂泥岩序列更容易形成裂缝[35-36]。所以，砂岩类型和砂岩厚度也是控制优质储层的另一个重要因素。
4.1 构造应力控制了优质储层的位置
4.2 相同构造部位砂体的岩石类型和厚度控制了优质储层的分布
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（1） 马路背地区须二段发育以大巴山变质岩为母岩的一套三角洲前缘中粒岩屑砂岩和石英砂岩，结构成熟度中等，大孔隙不发育，只发育微孔隙和微裂缝，为超低孔、超低渗砂岩储层。
（2） 须二段致密砂岩的形成与强烈的埋藏压实作用和构造挤压压实作用有关，压实作用是减孔的最主要因素，其次是硅质和钙质胶结作用。早燕山期（199~100 Ma）、中晚燕山期（100~65 Ma）、喜山期（65 Ma以来）的构造挤压作用减孔量约4%。
（3） 埋藏压实与构造强压实减孔的同时，产生了不同规模断层和裂缝，沟通微孔隙，形成裂缝—微孔隙组成的断缝储集体。这类储集体主要受构造应力大小控制，构造挤压最强的部位，裂缝最发育，产量最高；其次受岩性和砂岩厚度控制，中—薄层石英砂岩有利于高产；裂缝发育是该非常规天然气藏高产的关键因素。
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