瑪湖凹陷西斜坡百口泉組砂礫巖儲層儲集空間類型及演化特征

王　偉, 常秋生, 趙延偉， 張　妮

(1.中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院,新疆克拉瑪依834000； 2.中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依834000)

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瑪湖凹陷西斜坡百口泉組砂礫巖儲層儲集空間類型及演化特征

王偉1, 常秋生1, 趙延偉2， 張妮1

(1.中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院,新疆克拉瑪依834000； 2.中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依834000)

摘要：瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲集巖以砂質細礫巖、中細礫巖、細礫巖以及含礫粗砂巖為主，儲集空間類型多樣、成因復雜，關于砂礫巖儲層特征認識不清。通過薄片鑒定、掃描電鏡、孔滲、流體包裹體等分析資料，對砂礫巖儲層儲集空間類型、主控因素以及演化特征開展了系統研究。結果表明：研究區百口泉組砂礫巖儲層儲集空間類型以粒內溶孔為主，次為剩余粒間孔以及粒間溶孔；沉積作用、成巖作用、異常高壓以及早期油氣充注是影響儲層發育的主控因素，異常高壓減緩了壓實作用的進程，使部分原生孔隙得以保存，早期油氣充注為溶蝕作用的發生提供了物質條件，加大了次生孔隙空間，改善了砂礫巖儲層儲集物性。

關鍵詞：儲集空間；主控因素；演化特征；百口泉組；瑪湖凹陷西斜坡；新疆

0引言

砂礫巖儲層特征、成巖演化特征、主控因素以及孔隙演化特征等關鍵問題是當前國內外研究的熱點。瑪湖凹陷西斜坡位于準噶爾盆地西北緣斷階帶下盤,為一東南傾的平緩單斜構造(圖1)。研究區三疊系百口泉組為扇三角洲沉積，發育典型的砂礫巖體。

研究區位于富烴凹陷中心區，高成熟度油氣源充足，具有極佳的生儲蓋匹配關系，有利于形成大面積連續型油藏，勘探潛力巨大(匡立春等，2014；雷德文等，2014)。但砂礫巖儲層具有低孔、低滲—特低滲以及非均質性較強的特點，嚴重影響勘探開發的進程。因此，準確認識影響研究區三疊系百口泉組儲層發育的主控因素及演化特征是亟需解決的問題。

本次研究以瑪湖凹陷西斜坡百口泉組砂礫巖儲層為目的層，在15口取芯井巖芯觀察的基礎上，通過普通薄片、鑄體薄片、全巖分析及掃描電鏡等分析資料，對研究區百口泉組砂礫巖巖石學特征、儲集空間類型、儲層發育的主控因素及演化特征進行分析，以期為該區的勘探開發提供地質依據。

1巖石學特征

根據15口取芯井的巖芯觀察和103片巖石薄片(普通、鑄體)鏡下鑒定結果，瑪湖凹陷西斜坡三疊系百口泉組巖石類型有灰色、灰綠色的砂質細礫巖(32%)、中細礫巖(27%)、細礫巖(18%)、含礫粗砂巖(14%)、泥質粉砂巖以及紅褐色的中粗礫巖。砂質細礫巖、中細礫巖、細礫巖以及含礫粗砂巖是研究區內主要的儲集巖，泥質粉砂巖、中粗礫巖往往為非儲集巖。

圖1　瑪湖凹陷西斜坡構造位置圖Fig.1　Map showing structural location of the western slope of the Mahu Sag

圖2　瑪湖凹陷西斜坡百口泉組巖石碎屑組分分布直方圖Fig.2　Histogram showing distribution of rock fragment components of Baikouquan Formation on the western slope of the Mahu Sag

鏡下薄片、掃描電鏡等分析資料顯示，巖石的組分由碎屑顆粒和填隙物組成，碎屑組分約占95.7%，填隙物質量分數較少。碎屑以巖屑為主，其中，沉積巖巖屑(硅化泥巖巖屑、硅化泥質砂巖巖屑等)質量分數較高，約為49.0%；次為中酸性火山熔巖巖屑，質量分數約為14.2%；淺變質巖巖屑以及火山碎屑巖巖屑質量分數<4%；石英和長石的質量分數分別約為15.1%和11.5%(圖2)。填隙物由泥質雜基和膠結物組成，膠結物質量分數較低，常見自生黏土礦物、方解石、自生石英，偶見方沸石。

碎屑顆粒分選較差，磨圓度為次棱角-次圓狀，顆粒間以線接觸為主，膠結類型以孔隙式-接觸式膠結為主。碎屑組分特征、接觸方式以及膠結類型表明研究區儲集巖成分成熟度和結構成熟度較低。

2儲集空間類型及成因

瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲層儲集空間類型多樣，基于成因類型的差異可劃分為剩余粒間孔、粒間溶孔、粒內溶孔、收縮孔和裂縫。大量的普通薄片、鑄體薄片以及掃描電鏡觀察和統計表明，研究區百口泉組儲層儲集空間以粒內溶孔為主，次為剩余粒間孔、收縮孔和粒間溶孔，含少量微裂縫。

2.1剩余粒間孔

鑄體薄片鏡下觀察表明，剩余粒間孔是研究區儲層中較為重要的一類儲集空間。剩余粒間孔發育于碎屑顆粒之間，形態多不規則，無明顯的溶蝕改造痕跡，部分粒間孔中見有殘余瀝青質充填(圖3a)。

2.2粒間溶孔

粒間溶孔為顆粒間物質遭受溶蝕后形成(圖3b)，它包括2類：一類是碎屑顆粒的邊緣溶蝕，形成粒間溶擴孔隙，鏡下可見砂礫巖中長石和巖屑顆粒邊緣因溶蝕呈不規則狀、鋸齒狀或港灣狀；另一類是填隙物部分或徹底溶解產生的粒間孔隙。

2.3粒內溶孔

粒內溶孔是指碎屑顆粒內部或沿顆粒解理等易溶部位局部發生選擇性溶解形成的孔隙(張順存等，2010；紀友亮等，2014)。研究區內可見多種粒內溶孔，以巖屑顆粒的選擇性溶解形成的蜂窩狀溶蝕粒內孔隙以及長石礦物沿解理縫溶解形成的串珠狀粒內溶孔最為常見(圖3c、d)。此類孔隙是研究區最主要的孔隙類型，占總孔隙的34%。

2.4收縮孔

收縮孔由黏土礦物或火山灰失水收縮形成，形態不規則(圖3e)。

2.5微裂縫

微裂縫在瑪18井和艾湖1井中較為常見。裂縫主要有2種類型：一種是由于碎屑顆粒與填隙物的差異收縮壓實而在礫緣形成的礫緣縫，半包圍顆粒并多有溶蝕(圖3f)；另一種是由于中—強壓實作用，剛性碎屑如石英、長石以及巖屑等破碎而形成的粒內微裂縫(圖3g、h)。

圖3　瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組儲層儲集空間類型(a) 艾湖1井，3 859.75 m，剩余粒間孔，50×(-)；(b) 艾湖1井，3 860.17 m，粒間溶孔，50×(-)；(c) 瑪18井,3 868.33 m，粒內溶孔，50×(-)；(d) 瑪18井，3 867.18 m，長石粒內溶孔，掃描電鏡；(e) 瑪18井,3 923.12 m，收縮縫，50×(-)；(f) 瑪18井，3 912.67 m，礫緣縫，50×(-)；(g) 艾湖2井，3 286.48 m，剛性碎屑顆粒破裂形成微裂縫，50×(-)；(h) 瑪18井，3 867.18 m，微裂縫，掃描電鏡Fig.3　Reservoir-space types of the Baikouquan Formation reservior on the western slope of the Mahu Sag

3儲集空間發育的主控因素

3.1沉積作用

沉積作用對巖石成分與結構的控制作用是儲層進一步成巖和孔隙演化的基礎。瑪湖凹陷西斜坡百口泉組處于扇三角洲沉積環境，儲集巖以扇三角洲平原水上分流河道砂礫巖以及扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖為主(何周等，2011；魯新川等，2012)。由于搬運距離、搬運方式以及沉積環境的不同，這2種沉積微相的砂礫巖在結構成熟度方面存在明顯不同，研究認為砂礫巖的結構成熟度對物性有著明顯的控制作用。通過對研究區15口取芯井的巖芯、普通薄片、鑄體薄片、粒度以及孔滲等資料的深入分析，發現扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖的儲集物性好于扇三角洲平原水上分流河道(表1)，原因主要是前者的結構成熟度較高。

扇三角洲砂礫巖的結構成熟度如何影響儲集物性，可從分選性、磨圓度以及雜基含量3個方面說明。(1) 分選性。扇三角洲砂礫巖分選性普遍較差，多以雙模態和復模態結構為主。雙模態結構是指在礫石形成的孔隙中，部分或全部地被砂粒充填，使孔隙度變小；復模態結構是指在礫石形成的孔隙中，部分或全部被砂粒充填，而在砂粒組成的孔隙中，又被粉砂或黏土充填，導致極少的孔隙被保留。扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖多以雙模態結構為主，其中部分細礫巖和粗砂巖多以單模態結構為主，扇三角洲平原水上分流河道砂礫巖多以復模態結構為主，部分以雙模態結構為主。(2) 磨圓度。扇三角洲平原水上分流河道砂礫巖距離物緣較近，搬運距離較近，導致其磨圓度較差，在巖芯以及鏡下薄片中看到部分礫石以及礫石中間充填的砂粒多以棱角-次棱角狀為主，顆粒在埋藏壓實的過程中易發生移位或變形，導致原生孔隙變小或消失；扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖，磨圓度相對較好，多以次棱角-次圓狀為主，抗壓實能力較強，使原生孔隙得以保存。(3) 雜基含量。扇三角洲平原水上分流河道砂礫巖中雜基含量較扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖高，雜基部分或全部充填粒間孔隙，并堵塞孔隙吼道，使儲集巖物性變差。

表1　瑪湖凹陷西斜坡百口泉組不同沉積微相儲集巖的物性特征

3.2成巖作用

研究區百口泉組儲層埋深多在2 800～3 900m之間，從孔隙度、滲透率與深度的關系圖(圖4)可以看出，在2 800～3 700m之間，隨著埋藏深度的增加，孔隙度略微減少，說明研究區內壓實作用和膠結作用不是控制儲層儲集物性的關鍵因素；在3 800m以下的儲層中，孔隙度、滲透率明顯增加，存在次生孔隙發育帶，說明溶蝕作用是改善研究區內儲層儲集物性的關鍵因素之一。溶蝕作用強烈發生的條件有：大量的酸性流體、滿足酸性流體流動的原生孔隙或裂縫、容易被酸性流體溶蝕的碎屑顆粒(袁靜等，2012；常秋生等，2013)。前期勘探成果及研究發現，研究區百口泉組在早侏羅世和早白堊世存在油氣充注，并伴隨大量有機酸的注入，且研究區內存在異常高壓，使大量原生孔隙得以保存，碎屑成分中的長石和中酸性火山熔巖巖屑容易被酸性流體溶蝕。以下詳細說明異常高壓和早期油氣充注對儲層物性的影響。

圖4　瑪湖凹陷西斜坡百口泉組孔隙度、滲透率與深度的關系Fig.4　Relationship between porosity, permeability and depth of Baikouquan Formation on the western slope of the Mahu Sag

3.3異常地層壓力

瑪湖凹陷西斜坡鼻狀隆起帶艾湖1—瑪18—瑪6存在異常高壓，這可以減緩壓實作用，使部分原生粒間孔得以保存。研究表明，快速沉積欠壓實作用是瑪湖凹陷異常高壓形成的主要原因之一，深部油氣流體的充注又對中—淺部地層超壓的分布進行了調整(馮沖等，2014)。瑪湖凹陷百口泉組地層異常高壓開始形成于三疊紀的末期，現今地層中仍存在異常高壓，這是由于瑪湖凹陷百口泉組沉積相的變化具有形成異常壓力流體封存箱的條件。百口泉組沉積期為湖盆擴張期，早期扇三角洲平原相的致密砂礫巖和后期湖相泥巖可以成為異常高壓流體封存箱的底板和頂板，其沉積相的側向變化還可以成為邊板，使地層異常高壓得到了有效保存(瞿建華等，2014)。鑄體薄片鏡下觀察表明，異常高壓區儲層中剩余粒間孔以及溶蝕孔隙都較為發育，可見顆粒間點接觸現象(圖3b)。儲層實測物性統計結果表明，常壓—弱超壓儲層(壓力系數<1.3)平均孔隙度為7.1%，中超壓儲層(壓力系數>1.3)平均孔隙度高達11.6%。研究表明，瑪湖凹陷西斜坡鼻狀隆起帶百口泉組存在的異常高壓，一方面在儲層的埋藏成巖過程中減緩了壓實作用的進行，使部分原生粒間孔得以保存，也為后期溶蝕作用的發生提供了條件；另一方面，異常高壓的存在為砂礫巖中泥質收縮縫的保存提供了條件，這是異常高壓區儲層中收縮縫較為常見的原因。

3.4早期油氣充注

瑪湖凹陷百口泉組共發生了2期油氣充注，分別為早侏羅世和早白堊世，對應的包裹體均一溫度分別為70～90 ℃和100～120 ℃。研究認為有機酸在80～140 ℃的較高地層溫度環境下活性最高，對長石溶解作用最強。對比研究區百口泉組的油氣充注期次，第一期油氣充注的時間早于碳酸鹽膠結物以及自生黏土礦物形成的時間，鑄體薄片中可見瀝青質賦存于原生粒間孔內，緊貼顆粒邊緣，早期油氣充注減緩或抑制了膠結作用，同時使部分長石發生早期溶蝕；第二期油氣充注時，研究區百口泉組儲層古地溫達到有機酸對長石溶解的理想溫度環境，溶解作用強，形成了大量的次生溶孔。因此，早期油氣充注一方面對膠結作用的發生有一定的抑制作用，另一方面保證了有機酸的供給，為溶蝕作用的發生提供了條件(王多云等，2003；王淑萍等，2014)。此外，早期油氣充注對異常高壓的產生和保存起到了積極作用，致使孔隙得到保護。

4儲集空間演化特征

研究區百口泉組儲層在埋藏成巖過程中，由于受各種成巖作用、早期油氣充足等的影響，其儲集空間經歷了復雜的演化(圖5)。

(1) 隨著儲層埋深增大，壓實作用進一步增強，原生粒間孔隙不斷遭受破壞，形成縮小的粒間孔；同時，由于中—強的壓實作用，剛性碎屑顆粒(長石、石英等)破碎，形成粒內微裂縫，為酸性孔隙流體進入發生溶蝕創造了條件(孫紅華等，2013)。

(2) 早成巖階段A期的末期，與油氣充注相伴隨的有機酸以及黏土礦物轉化產生的CO2，為長石及少量方解石的早期溶蝕提供了條件。

(3) 早成巖B期，由于膠結作用和各種自生礦物的充填作用，使原生粒間及早期溶蝕孔減少。

(4) 早成巖B期的末期，大量油氣充注，保證了有機酸的供給。有機酸對長石和巖屑的部分或完全溶蝕，產生大量次生溶孔(朱筱敏等，2013)，也可見部分填隙物溶蝕，產生粒間溶孔。

(5) 中成巖B期的早期，各種自生礦物(如石英次生加大、自生石英、高嶺石、沸石等)析出，這些自生礦物不僅充填粒間孔隙，也充填了溶解作用形成的次生孔隙，使部分次生孔隙遭到破壞。

圖5　瑪湖凹陷西斜坡百口泉組成巖階段及孔隙演化Fig.5　Diagenetic stages and porosity evolution of Baikouquan Formation on the western slope of the Mahu Sag

5結論

(1) 瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲層巖性以砂質細礫巖、中細礫巖、細礫巖以及含礫粗砂巖為主，其成分成熟度和結構成熟度偏低，儲層物性具有低孔、低滲的特征。

(2) 瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲集空間以粒內溶孔為主，其次為剩余粒間孔、收縮孔和粒間溶孔，含少量微裂縫，其發育改善了儲層的滲透性。

(3) 瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲層儲集空間發育的主控因素砂礫巖的分選性、磨圓度以及雜基含量決定了儲層原始儲集物性的好壞，溶蝕作用是研究區內砂礫巖儲層物性改善的關鍵因素，異常地層壓力和早期油氣充注為原生孔隙的保存以及后期溶蝕作用的發生提供了良好的條件。

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Reservoir space types and evolution characteristics of the Baikouquan Formation glutenite reservoir on the western slope of the Mahu Sag

WANG Wei1, CHANG Qiusheng1, ZHAO Yanwei2, ZHANG Ni1

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay834000,Xinjiang,China; 2.No.1OilProductionPlant,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay834000,Xinjiang,China)

Abstract：The Baikouquan Formation reservoir rocks on the western slope of the Mahu Sag are dominated by sandy fine-grained conglomerate, medium-fine grained conglomerate, fine conglomerate and conglomeratic sandstones, with varying reservoir space types and complex genetic mechanism. It is unclear about the characteristics of the glutenite reservoir. Based on thin-section identification, scanning electron microscope (SEM) observations, porosity and permeability, and fluid inclusion analysis, this study systematically analyzed the reservoir space types, main controlling factors and the evolution characters. The results show that the reservoir space types of the glutentite reservoir are mainly intragranular dissolved pore, followed by residual intergranular pore and intergranular dissolved pore. The main factors influencing the glutentite reservoir are sedimentation, diagenesis, abnormal high pressures and early oil-gas charging. The abnormal high pressure slowed the process of compaction and kept primary pores preserved. The early oil-gas charging provided material conditions for the dissolution, extended induced porosity space, and improved the reservoir properties.

Keywords：reservoir space; main controlling factors; evolution characteristics; Baikouquan Formation; western slope of the Mahu Sag; Xinjiang

doi:10.3969/j.issn.1674-3636.2016.02.228

收稿日期：2015-05-12；修回日期：2015-09-13；編輯：陸李萍

基金項目：中石油重大科技專項(2012E-34-01)

作者簡介：王偉(1986—)，女，助理工程師，碩士，主要從事石油地質綜合研究工作，E-mail: wangw_xj@petrochina.com.cn

中圖分類號：P618.130.2+1

文獻標識碼：A

文章編號：1674-3636(2016)02-0228-06