致密砂巖儲層物性及非均質(zhì)性特征
——以四川盆地中部廣安地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組六段為例

岳 亮，孟慶強，劉自亮，楊 威，金 惠，沈 芳，張軍建，劉四兵

（1.江蘇建筑職業(yè)技術(shù)學院，江蘇徐州 221116；2.成都理工大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610059；3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；4.成都理工大學能源學院，四川成都 610059；5.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；6.山東科技大學地球科學與工程學院，山東青島 266590）

非常規(guī)天然氣的開發(fā)極大地改變了世界能源供給格局，但目前仍處于發(fā)展的初步階段［1-5］。四川盆地中部地區(qū)（川中地區(qū)）須家河組非常規(guī)天然氣是發(fā)育于煤系地層的連續(xù)氣藏［6］。該儲層表現(xiàn)出低孔、低滲的巖石學特征，具有“大面積、低豐度、局部富集”的分布特點［7-8］。以巖性圈閉為主，低孔、低滲的非均質(zhì)性連續(xù)砂體成藏機理復(fù)雜，成巖圈閉形態(tài)和界限通常較模糊，且成巖圈閉動態(tài)平衡，導(dǎo)致預(yù)測難度很大［7］。通過對須家河組沉積相特征及變化［9］、礦物成分及次生變化［10-11］、孔隙類型及分布［12-14］和成巖階段劃分［15-16］等方面的研究，學者們深入探討了沉積環(huán)境與成巖作用［17］、成巖演化過程［18］、氣-水分布與物性特征［19-20］，以及不同壓力梯度下氣體滲流效應(yīng)［21］等方面對致密氣儲集與開采的影響。在壓實作用的主導(dǎo)機制下［22］，埋藏深度的增加會導(dǎo)致孔隙度降低［23-25］，同時也會產(chǎn)生顯著的礦物化學反應(yīng)［26-27］，繼而增加儲層物性條件研究的復(fù)雜程度。致密砂巖的氣藏圈閉實質(zhì)上是物性遮擋，所以物性條件是評價儲集有效性和成藏可能性的一個關(guān)鍵指標。而物性條件直接或間接表征著儲層的微觀空間，也就是說非常規(guī)儲層的性質(zhì)受控于孔隙結(jié)構(gòu)。

應(yīng)用于孔隙結(jié)構(gòu)定量研究的方法主要有掃描電鏡、透射電鏡、微觀斷層CT掃描、中子小角散射和分子吸附等［28］。但由于檢測設(shè)備的自身限制和巖石的非均質(zhì)性特點，單一的分析方法及局限的觀察尺度無法全面反映儲層的整體特征，不同的技術(shù)手段會推導(dǎo)出不同的評價結(jié)果［29］。自分形理論建立以來，被廣泛應(yīng)用于表征巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)［30］。基于壓汞試驗數(shù)據(jù)的致密砂巖分形理論研究［31］，能夠精細且定量描述致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度，從而對致密氣藏“甜點區(qū)”的確定及評價有著重要指導(dǎo)意義［32-34］。針對四川盆地須家河組非常規(guī)儲集體的分形特征研究，前人多偏重于泥頁巖儲集層［35-36］，而較少關(guān)注致密砂巖儲集層。

川中地區(qū)廣安氣田上三疊統(tǒng)須家河組六段（須六段）是典型的巖性氣藏，具有良好的工業(yè)產(chǎn)能，目前已探明天然氣儲量為788×108m3［37］。本文利用壓汞測試、鏡下觀察、巖樣統(tǒng)計和分形理論等手段對廣安氣田101井須六段的致密砂巖進行評價，繼而研究儲集體物性、孔隙結(jié)構(gòu)與分形維數(shù)的定量關(guān)系，對孔隙結(jié)構(gòu)控制下的儲層進行了分類評價，描述并討論優(yōu)質(zhì)致密砂巖儲層的一般物性特征，以期對該區(qū)及該類型的致密氣勘探與開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

廣安地區(qū)位于四川盆地中東部，歷經(jīng)加里東期、海西期、印支期、燕山期及喜馬拉雅期等多次構(gòu)造運動。該區(qū)在早-中三疊世為碳酸鹽沉積為主的海相環(huán)境，之后晚三疊世—古近紀轉(zhuǎn)變?yōu)樯澳噘|(zhì)沉積為主的陸相沉積環(huán)境［38-40］。廣安構(gòu)造位于川中古隆中斜平緩構(gòu)造帶東部，廣安氣田位于廣安構(gòu)造背斜東部（圖1a）。

川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組可分為6段，其中一段、三段和五段為湖沼相沉積，主要以黑色頁巖和粉砂巖為主；而二段、四段和六段為三角洲平原-三角洲前緣沉積（圖1b），主要以長石巖屑砂巖、巖屑砂巖和長石砂巖為主［40-43］。也有學者認為須家河組為潮控三角洲沉積［44］。廣安地區(qū)須六段為辮狀河三角洲-湖泊沉積，以中-粗粒長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，其間夾薄層頁巖、含植物碎屑砂巖，粉砂巖和煤線。須六段頂部為湖沼相泥夾煤沉積，假整合于上覆的下侏羅統(tǒng)自流井組石英粉砂巖之下。

圖1 四川盆地氣田分布（a）和三疊系須家河組綜合柱狀圖（b）［36，38-39］Fig.1 Gas field distribution in the Sichuan Basin（a），and composite columnar section of the Triassic Xujiahe Formation（b）therein［36，38-39］

2 方法及分形維數(shù)計算

2.1 樣品來源及方法

本文以廣安氣田101井為研究對象，取氣藏段（深度2 025～2 095 m）的54個砂巖巖樣（圖2），進行薄片觀察、物性分析和壓汞測試，并基于壓汞數(shù)據(jù)進行砂巖孔隙分形特征研究。砂巖樣品被制為直徑2.5 cm的柱塞，烘干2 h后，使用AutoPoreⅣ全自動壓汞儀進行壓汞試驗，測量孔隙范圍為0.003～1 000.000μm。

圖2 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井地層綜合柱狀圖Fig.2 Composite stratigraphic column of Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

2.2 分形維數(shù)計算

分形理論可以有效應(yīng)用于結(jié)構(gòu)復(fù)雜、具有自相似性的不規(guī)則形體。目前，分形理論已廣泛應(yīng)用于描述儲層特征。分形維數(shù)D的值一般介于2～3，D=2代表均質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)，而D=3代表強非均質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)。本文應(yīng)用壓汞曲線計算致密儲層的分形維數(shù)D，其計算公式的推導(dǎo)如下所示［45］：

式中：r為孔隙半徑，μm；N（＞r）為孔隙半徑大于r的孔喉數(shù)量，無量綱；rm為最大孔隙半徑，μm；P（r）為孔隙半徑的密度分布函數(shù)；a為常數(shù)，無量綱，a=1代表管狀孔隙，a=4π∕3代表球狀孔隙；D為分形維數(shù)，無量綱。

對公式（1）求導(dǎo)，可得：

式中：a′為常數(shù)，無量綱，a′=-Da。

公式（2）轉(zhuǎn)化為公式（3），可獲得半徑小于r的孔隙總體積V（＜r），cm3：

式中：a"為常數(shù)，無量綱，a"=a′a∕(3-D)；rs為最小孔隙半徑，μm。

致密砂巖儲層的總孔隙體積V（cm3）可用公式（4）表示：

通過公式（3）與公式（4）向公式（5）轉(zhuǎn)化，可獲得半徑小于r的孔隙累積孔體積占比：

式中：f為半徑小于r的孔隙累積孔體積占比，無量綱。

假設(shè)致密砂巖中最小孔隙半徑rs遠小于最大孔隙半徑rm，即可將公式（5）進行簡化，

應(yīng)用楊氏-拉普拉斯方程，可以表征毛細管壓力與孔隙半徑之間的數(shù)學關(guān)系：

式中：pc為毛細管壓力，MPa；θ為潤濕角，（°）；σ為空氣與汞之間的表面張力，N∕m。

假設(shè)潤濕角不受孔徑大小的影響，則公式（7）可轉(zhuǎn)化為：

式中：S為潤濕相飽和度，%，對于高壓壓汞試驗，S=1-SHg，（SHg為進汞飽和度，%）；ps為進汞壓力，MPa。

對公式（8）取對數(shù)，則公式（8）可轉(zhuǎn)化為公式（9），即基于毛細管曲線的分形維數(shù)計算公式，

3 結(jié)果

3.1 巖石學特征

薄片統(tǒng)計顯示，須六段主要由長石巖屑砂巖和巖屑砂巖組成（圖3，圖4）。石英含量為48.00%～73.00%，平均63.50%；石英磨圓度差，可見次生加大。長石含量為16.00%～68.00%，平均24.30%。巖屑類型以變質(zhì)巖巖屑為主，次為沉積巖巖屑和火山巖巖屑，平均含量分別為12.23%，6.90%和6.39%。雜基含量為0～33.00%，平均6.53%，主要由綠泥石、伊利石、高嶺石和有機質(zhì)組成（圖4g）。砂巖的膠結(jié)物類型主要為碳酸鹽膠結(jié)物和硅質(zhì)膠結(jié)物，其次為綠泥石膠結(jié)物（圖4d，f）；支撐類型以顆粒支撐為主，偶見雜基支撐。顆粒磨圓度為次棱角狀-次圓狀，分選中等-差。

圖3 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井巖石成分三角圖Fig.3 Ternary diagram showing compositions of sandstone core samples from Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

3.2 孔隙類型及分布特征

薄片鑒定結(jié)果表明，廣安地區(qū)須六段儲層的孔隙類型主要有原生粒間孔、粒間溶孔、雜基內(nèi)溶孔、粒內(nèi)溶孔及鑄?？椎龋▓D4a—c）。其中，優(yōu)質(zhì)儲層主要由發(fā)育原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔的長石巖屑砂巖組成，而孔隙度低的較差儲層以富雜基巖屑砂巖為主。須六段優(yōu)質(zhì)儲層常發(fā)育長石溶蝕形成的粒內(nèi)溶孔，且部分粒內(nèi)溶孔與原生粒間孔相互連通而形成較大的孔隙。

圖4 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井須六段砂巖鏡下微觀特征Fig.4 Microscopic characteristics of sandstones fromthe Xu 6 Member in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

在壓汞實驗中，致密砂巖的孔隙一般為納米級，其孔喉半徑小于2.0μm［46-47］。根據(jù)須六段氣藏段54個樣品的壓汞數(shù)據(jù)和孔喉半徑分布曲線，可識別出孔喉半徑大于1.0μm的大孔，0.1～1.0μm的中孔和小于0.1μm的小孔，并可計算孔喉半徑-體積分布（圖5；表1）。大孔隙的占比范圍為0～59.50%，平均值為17.71%；中孔隙的占比范圍為16.15%～53.09%，平均為37.68%；小孔隙的占比范圍為22.06%～83.85%，平均為44.60%。

依據(jù)不同孔喉半徑的優(yōu)勢分布，樣品可以分為3類：大孔為主的砂巖，其孔喉半徑曲線為雙峰分布，最大峰值出現(xiàn)在1.000～10.000μm，最大孔喉半徑接近10.000μm（圖5a）；中孔為主的砂巖，其孔喉半徑曲線同樣為雙峰分布，最大峰值出現(xiàn)在0.100～1.000μm（圖5b）；小孔為主的砂巖，其孔喉半徑曲線主要分布在0.001～0.100μm，無明顯峰值，最大孔喉半徑不超過1.000μm（圖5c）。此外，巖石樣品的最大進汞飽和度差別較大，范圍為55.66%～98.43%，平均值為89.69%。退汞效率為7.39%～54.77%，平均值為32.79%（表1）。

表1 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井須六段氣藏段砂巖物性特征及分形維數(shù)Table 1 Physical properties and fractal dimensions of the Xu 6 Member sandstone in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

圖5 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井儲層砂巖孔喉半徑-體積相關(guān)性Fig.5 Cross plots of throat radius vs.pore volume of sandstone reservoirs in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

3.3 儲層類型

依據(jù)壓汞曲線和孔喉半徑的分布特征，廣安地區(qū)的致密砂巖儲層可分為3種類型（圖6；表1）。

Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲層砂巖的孔隙度大于10.00%且滲透系數(shù)大于0.500 0×10-3μm2。大孔隙或中孔隙多由原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔組成（圖4），平均最大進汞飽和度為97.51%，平均退汞效率為46.16%（圖6a1；表1）。具有好的物性條件，其平均孔隙度為12.27%，平均滲透系數(shù)為6.037 6×10-3μm2。主要巖石類型為中-粗粒長石巖屑砂巖和含礫砂巖，常見綠泥石環(huán)邊、石英加大和長石強溶蝕現(xiàn)象。較高含量的強機械強度礦物（石英和長石）可降低壓實過程中巖石孔隙度的損失［48］，從而有利于優(yōu)質(zhì)儲層的形成。相反，較高含量的塑性礦物以及次生礦物會充填孔隙而降低儲層質(zhì)量［47］。

Ⅱ類儲層的孔隙度大于8.00%且滲透系數(shù)大于0.100 0×10-3μm2，其平均最大進汞飽和度為95.97%，平均退汞效率為45.92%（圖6a2；表1）。通常具有較好的物性條件，其平均孔隙度為9.26%，平均滲透系數(shù)為1.152 3×10-3μm2。主要巖石成分為中-細粒長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，可見綠泥石環(huán)邊，石英加大和長石弱溶蝕等現(xiàn)象，中孔隙多由原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔組成。該類儲層可歸為一般儲層。

Ⅲ類儲層的孔隙結(jié)構(gòu)以小孔隙或中孔隙為主，其平均最大進汞飽和度為82.27%，平均退汞效率為36.19%（圖6a3；表1）。通常具有較差的物性條件，其平均孔隙度為5.20%，平均滲透系數(shù)為0.351 7×10-3μm2。主要巖石成分為細粒長石巖屑砂巖、鈣質(zhì)長石巖屑砂巖和巖屑砂巖。儲層砂巖中含有較多的粘土雜基和較少的石英礦物，使原生孔隙在壓實成巖過程中遭到嚴重破壞；后期次生的碳酸鹽膠結(jié)物，充填粒間孔隙而致使砂巖孔隙度降低。該類儲層一般為差-非儲層。

圖6 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井須六段不同儲層類型的壓汞測試曲線及喉道半徑分布Fig.6 Correlation of mercury intrusion porosimetry（MIP）curves and throat radius distribution of different types of reservoirs in the Xu 6 Member in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

3.4 分形特征

基于毛細管曲線的分形維數(shù)計算方法，lg（1-SHg）和lgpc的交會圖可以表征致密儲層的分形特征［33］。應(yīng)用壓汞數(shù)據(jù)計算須家河組須六段儲層樣品的分形維數(shù)，數(shù)值范圍為2.42～2.81，平均值為2.58。其中，Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ類儲層呈現(xiàn)出不同的分形特點，表征著不同孔隙大小對砂巖物性條件的影響（圖7；表1）。Ⅰ類儲層以大孔為主，中和小孔隙分布均勻，分形維數(shù)為2.45～2.59（圖7a）；Ⅱ類儲層以中孔為主，分形維數(shù)范圍為2.42～2.69（圖7b）；Ⅲ類儲層以小孔為主，大孔發(fā)育差或不發(fā)育，分形維數(shù)為2.46～2.81（圖7c）。

圖7 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井不同儲層類型分形特征Fig.7 Fractal characteristics of different types of reservoirs in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

4 討論

4.1 儲層孔隙的垂深分布及分形特征

壓實作用是砂巖孔隙減少的主要因素［23］。但砂巖孔隙體積并不是線性關(guān)聯(lián)于埋深壓力，而是還受控于深度臨界值、地溫梯度和次生作用等其它機械和化學機制［27］。四川盆地廣安地區(qū)三疊系須家河組形成于構(gòu)造沉降的地質(zhì)過程中，白堊紀末期的最大埋深大于4 000 m且地溫大于150℃，之后逐漸隆升到目前2 100 m左右的埋藏深度［37，43］。須六段砂巖的孔隙類型主要為原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔（圖4a—c）。大孔隙的優(yōu)勢分布在2 076～2 085 m的垂向深度內(nèi)，中孔隙主要分布在2 042～2 085 m的垂向深度內(nèi)（圖8a）。經(jīng)歷強烈壓實作用或膠結(jié)作用的致密砂巖一般表現(xiàn)出較高的小孔隙占比［9］，研究井位主要分布在垂向深度2 085～2 090 m。

孔隙總體積及孔隙結(jié)構(gòu)類型是致密砂巖儲層的重要評價指標。孔隙總體積大于1 cm3的砂巖樣品是Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲層（圖2），同時也是主力產(chǎn)氣層。針對須家河組須六段砂巖，大孔隙發(fā)育程度是控制儲層質(zhì)量的主導(dǎo)因素。須家河組砂巖經(jīng)歷了深埋（＞4 000 m）后又抬升的過程，從而破壞了初期孔隙與深度的線性關(guān)系。大孔隙占比與垂深并不具有明顯的相關(guān)性（圖8a），儲層砂巖在某一深度的高孔隙度可能是由于流體超壓、礦物溶蝕和早期有機質(zhì)充注等原因造成的［23］。埋深大于2 085 m的砂巖孔隙總體積急劇減少，砂巖孔隙類型以小孔為主（圖2，圖8a），孔隙中充填有較高含量的巖屑、粘土雜基和鈣質(zhì)碎屑等。

孔隙體積和類型是控制儲層砂巖分形維數(shù)的主要因素（表1）。Ⅰ類儲層的分形維數(shù)范圍為2.42～2.59，平均值為2.52；Ⅱ類儲層的分形維數(shù)范圍為2.47～2.56，平均值為2.51。這兩類儲層的孔隙類型主要是大孔和中孔，分形維數(shù)集中分布于2.45～2.60。通過分形維數(shù)的數(shù)值難以區(qū)分這兩種儲層類型，還需要借助于孔隙總體積和壓汞分形曲線。Ⅲ類儲層以小孔為主，分形維數(shù)范圍為2.45～2.81，平均值為2.64。小孔占優(yōu)勢的儲層砂巖具有強非均質(zhì)性，明顯區(qū)別于前兩類儲層砂巖。少部分樣品的分形維數(shù)數(shù)值低于2.60，是因中孔發(fā)育較好且接近小孔所占比例，降低了分形維數(shù)的數(shù)值?？傊中尉S數(shù)數(shù)值明顯耦合于致密砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)（圖8b），可以正確地反映其儲集性能和滲流特征。針對優(yōu)質(zhì)儲集體的預(yù)測、勘探和開發(fā)等工作，需要更深層次且更準確地評價儲層微觀特征差異。

圖8 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井氣藏段砂巖孔隙類型（a）和分形維數(shù)（b）的垂深變化規(guī)律Fig.8 Pore types（a）and fractal dimension（b）variation of gas reservoir sandstonevs.vertical depth in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

4.2 物性條件與分形維數(shù)

分形維數(shù)可有效表征砂巖孔隙的簡單-復(fù)雜程度和均質(zhì)-非均質(zhì)性，關(guān)聯(lián)于砂巖孔隙度及滲透系數(shù)。須六段儲層砂巖的孔隙度變化較大，范圍為0.66%～15.16%，平均值為7.45%。將研究樣品的孔隙度關(guān)聯(lián)于分形維數(shù)D，發(fā)現(xiàn)D指數(shù)存在一個明顯的分界值2.60。分形維數(shù)小于2.60時，砂巖孔隙度與分形維數(shù)為正相關(guān)關(guān)系；而分形維數(shù)大于2.60時，孔隙度則與分形維數(shù)為負相關(guān)關(guān)系（圖9a）。結(jié)合孔隙類型與分形維數(shù)的關(guān)聯(lián)性，可知大、中孔隙控制著須六段儲層砂巖的孔隙度，孔隙度隨著非均質(zhì)性的增強而增大；而儲層非均質(zhì)性到達臨界后（D=2.60），儲層砂巖的小、中孔數(shù)量增多從而導(dǎo)致平均孔徑減小，以及孔隙表面形態(tài)的復(fù)雜化和不規(guī)則化，繼而砂巖非均質(zhì)性增強表征為分形維數(shù)的增大。由此可知，廣安地區(qū)須六段儲層砂巖具有明顯的分形臨界值，分形維數(shù)2.45～2.60的砂巖是判定其為優(yōu)質(zhì)儲層的前提條件。

研究表明，大孔隙為主的儲層砂巖一般有較好的連通性和較大的滲透系數(shù)，有利于天然氣的運移及儲集［49-50］；以小孔隙為主的砂巖，在壓實及成巖作用的改造中變得愈加不規(guī)則和復(fù)雜，降低砂巖的孔隙度且破壞其滲流能力，不利于氣∕流體的運移［16］。除了孔隙以外，巖屑成分、含量和形態(tài)的復(fù)雜性也控制著致密砂巖分形維數(shù)的大小。須六段砂巖的滲透系數(shù)變化范圍為（0.039 4～19.367 9）×10-3μm2，平均值為0.158 2×10-3μm2。將砂巖滲透系數(shù)關(guān)聯(lián)于分形維數(shù)，可見均質(zhì)-弱非均質(zhì)砂巖（D≤2.60）的滲透系數(shù)無明顯特征，但是分形維數(shù)D大于2.60時，強非均質(zhì)砂巖的滲透系數(shù)基本處于0～0.500 0×10-3μm2（圖9b）。由于弱非均質(zhì)砂巖的孔隙大小、類型與分布的復(fù)雜性關(guān)聯(lián)，導(dǎo)致砂巖滲透系數(shù)的不確定性；隨著砂巖非均質(zhì)性增強，以小孔為主的孔隙結(jié)構(gòu)表征為更大的分形維數(shù)，并極大阻礙了砂巖中氣∕流體的運移，導(dǎo)致滲透系數(shù)處于較低值（接近0）。

對于廣安地區(qū)須家河組須六段砂巖的孔隙度-滲透系數(shù)和分形維數(shù)的統(tǒng)計分析表明，Ⅰ類和Ⅱ類儲層砂巖的分形維數(shù)主要范圍為2.45～2.60，具有較好的孔隙度和滲透系數(shù)（圖9，圖10a）。而Ⅲ類儲層砂巖受機械壓實作用和次生膠結(jié)物的影響，導(dǎo)致孔隙總體積、孔隙度和滲透系數(shù)的減小，從而表現(xiàn)為強非均質(zhì)性。在氣藏段的樣品中，分形維數(shù)隨著埋藏深度-巖屑含量的增加而增大。更大埋藏深度一般代表更大的壓實作用，砂巖孔隙總體積及孔隙度的減小導(dǎo)致非均質(zhì)性的增強。

圖9 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井儲層物性條件分形特征Fig.9 Fractal characteristics of reservoir physical properties in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

圖10 四川盆地中部廣安地區(qū)廣安101井儲層分形維數(shù)（a）、孔隙度和滲透系數(shù)相關(guān)性（b）Fig.10 Diagrams showing correlation between reservoir fractal dimension and porosity∕permeability ratio（a）and correlation between porosity and permeability ratio（b）in Well Guang’an 101，Guang’an area，central Sichuan Basin

此外，須六段砂巖的孔隙以原生粒間孔和次生溶孔為主，較少發(fā)育裂縫或者微裂縫，所以其儲集能力主要由孔隙的結(jié)構(gòu)決定。在本研究中，單一井氣藏段儲集砂巖樣品的孔隙度和滲透系數(shù)有較好的相關(guān)性，隨著孔隙度的增加，滲透系數(shù)呈指數(shù)性增加（圖10b）。但須家河組多井多樣品的孔隙度-滲透系數(shù)的關(guān)系多為線性函數(shù)，前人已有相關(guān)的研究［40］。單一氣藏井的精細研究，更有利于表征物性條件之間的耦合關(guān)系，避免多井多數(shù)據(jù)疊加導(dǎo)致研究籠統(tǒng)且數(shù)據(jù)模糊。須六段致密砂巖為孔隙型儲集體，隨著具有良好連通性的大孔隙逐漸代替中-小孔隙，以及壓實過程中礦物的溶蝕作用，致使砂巖孔隙度迅速增大，出現(xiàn)了滲透系數(shù)呈指數(shù)性增加的現(xiàn)象（圖10b）。

5 結(jié)論

1）須家河組須六段致密砂巖可以劃分3類儲集體，大孔或中孔為主的Ⅰ類儲層，中孔為主的Ⅱ類儲層，和小孔或中孔為主的Ⅲ類儲層。Ⅰ類儲層為優(yōu)質(zhì)儲集體，評價標準為巖樣孔隙體積大于1 cm3、孔隙度大于10%、滲流系數(shù)大于1.000 0×10-3μm2和分形維數(shù)為2.45～2.60。該標準可作為優(yōu)質(zhì)儲層的定量表征，以及為非常規(guī)天然氣有利層段的評價提供新思路和方法。

2）孔隙類型的差異分布導(dǎo)致各類儲層非均質(zhì)性變化明顯，較強非均質(zhì)性致密砂巖不利于天然氣的儲集與運移。致密砂巖的孔隙度和滲透系數(shù)受孔隙結(jié)構(gòu)類型控制，具有較好的相關(guān)性。分形維數(shù)為2.45～2.60時，砂巖孔隙度與分形維數(shù)為正相關(guān)關(guān)系，滲透系數(shù)與分形維數(shù)的關(guān)系無明顯規(guī)律；而分形維數(shù)大于2.60時，孔隙度與分形維數(shù)為負相關(guān)關(guān)系，滲透系數(shù)與分形維數(shù)為斜率接近0的線性關(guān)系。此外，隨著致密砂巖孔隙度的增加，滲透系數(shù)呈指數(shù)性增加。