準噶爾盆地西北緣二疊系碎屑巖次生孔隙發育控制因素

郭沫貞，徐洋，壽建峰，劉占國，韓守華

中國石油杭州地質研究院，杭州 310023

準噶爾盆地西北緣二疊系碎屑巖次生孔隙發育控制因素

郭沫貞，徐洋，壽建峰，劉占國，韓守華

中國石油杭州地質研究院，杭州 310023

二疊系碎屑巖儲集層是準噶爾盆地西北緣地區重要的勘探層位，埋藏深度大，研究其次生孔隙分布及其控制因素是研究區儲集層研究的一項難點。利用巖芯、鑄體薄片、熒光薄片、掃描電鏡、黏土礦物等資料，結合沉積相、構造演化及有機質演化特征，對二疊系碎屑巖次生孔隙發育控制因素進行了研究。研究結果表明:二疊系碎屑巖除發育原生粒間孔外，還發育顆粒溶孔、膠結物溶孔及裂縫等次生孔隙。顆粒溶孔、碳酸鹽及沸石膠結物溶孔主要受烴源巖熱演化產生的有機酸及大氣淡水無機酸作用的范圍、規模控制。無機酸成因的溶孔主要發育于不整合面和斷裂發育的盆地邊緣區域，有機酸成因的次生孔主要發育于緊臨烴源巖的盆地中部區域；裂縫主要是在構造擠壓應力作用下產生，受構造應力大小、巖性粒級及雜基含量控制，主要分布于西北緣逆沖斷裂帶內低雜基含量的砂礫巖中。平面分布上，西北緣二疊系碎屑巖儲集空間類型在盆地邊緣以原生粒間孔為主、其次為無機酸成因的溶蝕孔及裂縫；向盆地中部過渡為有機成因的溶孔為主，原生粒間孔次之的儲集空間組合。結合研究區沉積相展布、膠結物分布、構造特征及有機質演化特征，指出盆地中部的扇三角洲前緣區帶，濁沸石膠結物發育，靠近烴源巖，處于三期有機酸運移的上傾方向，是有利的濁沸石溶蝕孔隙發育區帶。

次生孔隙；控制因素；碎屑巖；二疊系；準噶爾盆地

0 引言

準噶爾盆地西北緣地區二疊系碎屑巖，特別是砂礫巖儲集體極為發育，一直是新疆油田公司勘探的主戰場，已發現了眾多的碎屑巖油氣藏，具有良好的油氣勘探潛力[1]。目前對準噶爾盆地西北緣地區二疊系碎屑巖儲集體的研究多限于沉積環境、沉積相模式及沉積類型的研究，認為二疊系為沖積扇—扇三角洲—湖泊沉積體系，并建立了二疊系沖積扇—扇三角洲的沉積模式[2-3]。碎屑巖儲集體研究主要集中在巖礦特征、成巖作用、儲集空間類型及儲層性質控制因素等方面，取得了眾多認識[4-9]，認為西北緣二疊系碎屑巖儲集體巖石成分成熟度極差，巖屑成分占70%以上，巖屑類型主要為火山碎屑[5,10-11]；并指出高剛性顆粒組分含量及扇三角洲前緣相帶是原生孔隙型儲集層發育的區帶[12-13]；孫玉善等[4,14]探討了二疊系沸石膠結物類型及分布規律；壽建峰等提出了壓實作用、沸石礦物膠結作用是儲集層減孔的主要因素，火山碎屑顆粒、沸石礦物溶蝕作用以及顆粒破裂作用形成的各類次生孔隙對儲集層性質具重要改善作用[15]；前人進一步研究了沸石礦物膠結、溶蝕作用對儲集層發育的影響作用[5-11]；郭沫貞等[16]研究了西北緣砂礫巖儲集層中壓裂縫發育的特征及控制因素，認為粗粒級顆粒中發育的壓裂縫是由于顆粒間接觸點少、壓強大而形成的；朱筱敏等[17]通過對克百斷裂帶上、下盤儲集層研究，認為除膠結、溶蝕作用外，上、下盤沉積埋藏史的差異對儲層性質有控制作用。這些認識促進了準噶爾盆地各區塊油氣的勘探開發，同時上述認識多局限于油藏范圍、局部區塊的研究，側重于剩余原生孔隙的發育規律和控制因素研究，對準噶爾盆地西北緣地區發育的各類次生孔隙的控制因素和區域分布規律缺乏整體、系統的研究。利用研究區120余口井1 400多片鑄體薄片資料，結合巖芯、掃描電鏡、黏土礦物等資料綜合分析，對已有資料對研究區二疊系碎屑巖的各類孔隙分布規律進行研究，并綜合成巖環境、有機質演化及構造特征等資料，分析了次生孔隙發育的控制因素。在此基礎上，對研究區次生孔隙發育區帶進行預測，這對二疊系深層碎屑巖油氣勘探有重要意義。

1 地質背景

準噶爾盆地是我國西北大型含油氣盆地之一，盆地西北緣是新疆油田公司重要的油氣產區，其構造位置處于紅車斷裂帶、克百斷裂帶、烏夏斷裂帶等大型逆沖斷裂帶[18-21]的東部、東南部及南部，盆1井西凹陷的西北部及沙灣凹陷的北部，含中拐凸起、達巴松凸起、夏鹽凸起、英西凹陷及瑪湖凹陷(圖1)。

圖1 準噶爾盆地西北緣地區構造位置圖Fig.1 Tectonic location of northwest margin of Junggar Basin

研究區二疊系發育佳木河組(P1j)、風城組(P1f)、夏子街組(P2x)、下烏爾禾組(P2w)、上烏爾禾組(P3w)，二疊系各層組依次超覆在石炭系之上，二疊紀末期抬升加劇，凸起頂部的石炭系、二疊系遭到剝蝕。三疊紀后盆地持續下沉，三疊系至白堊系廣泛超覆沉積。在中二疊世至下三疊世，由于盆地西北緣邊界大斷裂下降盤基底持續下降，形成“箕狀式”斷陷，在陡坡一側形成較大的坡度[19-22]，且研究區鄰近物源，由陣發性洪水和季節性河流攜帶的碎屑物質經短距離搬運，在盆地邊緣沉積了大套的扇三角洲砂礫巖體[2-3,21]，向湖盆中心方向沉積了湖泊相的粉砂巖及泥巖。故研究區二疊系—下三疊統巖性總體以灰色、灰褐色、棕色的砂礫巖為主，在下三疊統百口泉組上部、二疊系上烏爾禾組上部及下烏爾禾組上部發育三套穩定的灰色和灰褐色泥巖，夏子街組發育不等厚互層狀的砂礫巖、砂巖和泥巖。整體上，二疊系由佳木河組發育的一套火山巖—火山碎屑巖和正常碎屑巖沉積, 向上過渡為烏爾禾組發育的扇三角洲和湖泊沉積。巖性主要以砂礫巖為主夾有砂巖、泥質粉砂巖及泥巖。

2 碎屑巖孔隙類型

通過對研究區二疊系鑄體薄片鑒定分析，結合掃描電鏡資料，二疊系砂礫巖儲集層中主要發育原生孔隙、溶蝕孔隙和裂縫三大類孔隙。

2.1 原生粒間孔隙

原生粒間孔為碎屑巖沉積初期的粒間孔在成巖過程中經歷機械壓實、構造壓實及硅質、沸石、碳酸鹽巖等礦物膠結充填作用后，剩余的粒間孔隙，多見于礫石支撐及粗砂支撐形成的空間內(圖2a,b)。剩余原生粒間孔隙為二疊系湖盆邊緣牽引流砂礫巖儲集體的主要孔隙類型，向湖盆中心原生孔隙有減少的趨勢(表1)。如克拉瑪依地區的上烏爾禾組，在瑪湖1—瑪湖5—金龍10井一線以西的湖盆邊緣砂礫巖儲集層中，其牽引流砂礫巖儲集體中原生孔隙面孔率平均可達1.52%，此線以東向湖盆中部區域，相應牽引流砂礫巖儲集體平均原生孔隙面孔率降為0.77%(表1)。目前該類儲集空間類型是已發現多數油氣藏的主要儲集空間類型。

2.2 溶蝕孔隙

目前顯微鏡下發現的溶蝕孔隙有顆粒溶孔和膠結物溶孔。顆粒溶孔有長石顆粒溶孔、火山碎屑顆粒溶孔；膠結物溶孔有濁沸石溶孔、方沸石溶孔及碳酸鹽溶孔。

(1) 顆粒溶孔

該類孔隙類型主要有長石顆粒溶孔和火山碎屑顆粒溶孔。長石溶孔是長石顆粒選擇性不均一溶蝕作用形成(圖2c)的，大多沿長石的解理面或晶間裂縫發生溶蝕，多為不規則，或呈網狀分布。有的長石被溶蝕的同時，還被(鐵)方解石交代。該類孔隙在湖盆邊緣和湖盆中部都有出現，所占總的面孔率不大，其平均面孔率多為0.1%～0.5%(表1，表1中的顆粒溶孔多為該類孔隙)。火山碎屑顆粒溶孔多為偏基性不穩定的火山巖屑和火山玻璃發生水解作用形成的，多呈不規則或孤立狀分布。不穩定的火山顆粒在發生水解作用的同時伴隨有自形程度較差的方沸石、鈉長石析出，水解后的火山顆粒多呈殘骸狀或幻影狀(圖2d)。該類溶孔在研究區只在少數井發育，分布局限，發育規模小，僅在盆地邊緣的五區和八區局部區塊發育，對總的面孔率貢獻小于0.1%，故本次對該類孔隙未作深入研究。

圖2 西北緣地區二疊系儲集層孔隙類型微觀特征a.粗—中粒長石巖屑砂巖，綠泥石黏土膜，原生粒間孔，P3w，金208井，4 043.63 m，鑄體單偏光；b.巖屑細礫巖，粒內縫，P2w，百75井，3 090.17 m，鑄體單偏光；c.巖屑砂礫巖，長石溶蝕孔、鐵方解石交代長石,P1j，拐15井，4 196.24 m，鑄體單偏光；d.砂礫巖，火山碎屑溶蝕，見顆?；糜凹皻埡。瑫r伴隨方沸石、鈉長石析出，P1j，82056井，2 609.00 m；e.含礫不等粒巖屑砂巖,粒間充填濁沸石，濁沸石溶孔，P1j，拐101井，3 217.05 m；f.含礫粗中粒巖屑砂巖，濁沸石(Lmt)膠結及濁沸石溶孔，P3w，金205井，3 814.30 m，鑄體單偏光；g.巖屑砂礫巖，粒間方沸石(Anl)及鐵方解石(Fca)充填，方沸石溶孔，P1j，克85095井，2 916.62 m，鑄體單偏光；h.砂質礫巖，少量方解石(Cal)溶孔，P3w，白27井，3 359.84 m，鑄體單偏光；j.巖屑砂礫巖，裂縫，裂縫中充填的方沸石微溶，P2w，克85095井，3 029.18 m，鑄體單偏光。Fig.2 Micro-features of Permian reservoir pore types in the northwest margin of Junggar Basin

地區區域位置層位雜基含量/%膠結物含量/%孔隙類型/%原生粒間孔顆粒溶孔膠結物溶孔方解石溶孔方沸石溶孔濁沸石溶孔黏土收縮孔分布井區夏鹽盆緣P2w2．741．231．440．12鹽北1井區盆中P2w2．035．410．110．140．330．02夏鹽2井區夏子街盆中P2w2．043．320．750．310．060．020．410．42瑪2井區烏爾禾盆緣P2x1．026．511．210．920．010．12風7、風南3井區盆中P2x2．751．420．35風南1、艾克1井區克拉瑪依盆緣P3w2．632．011．520．410．010．020．31瑪湖1—瑪湖5—金龍10井一線以西盆中P3w1．625．210．770．310．021．210．06克80—克102井一線以東盆緣P1j1．396．080．080．260．870．01五區、八區盆中P1j0．514．210．020．06克102—金龍1井以西中拐以南盆中P3w2．024．530．750．050．52新光1、中佳1井區盆緣P1j2．533．820．030．430．01拐5井區盆中P1j0．248．610．030．730．73新光1、中佳1井區

(2) 沸石膠結物溶孔

研究區主要發育片沸石、方沸石和濁沸石三類沸石膠結物[4,7,23]。沸石類溶蝕孔主要為濁沸石溶孔(圖2e、f)和方沸石溶孔(圖2g)，未見到片沸石溶孔。其中濁沸石溶孔多呈不規則狀、溶蝕港灣狀、鋸齒狀，多發育在結晶良好的濁沸石膠結物中，溶孔多沿濁沸石的解理面、晶縫發育。主要發育在湖盆的中部，其平均面孔率主要分布在0.5%～1.0%(表1)，湖盆邊緣不發育。如克拉瑪依地區上烏爾禾組，其在瑪湖1—瑪湖5—金龍10井一線以西的盆緣地區，濁沸石溶蝕面孔率平均為0.02%，而在克80—克102井一線以東的湖盆中部地區，其面孔率平均可達1.21%，主要分布在上、下烏爾禾組及佳木河組(表1)。

方沸石溶孔多發育于方沸石膠結物的外部(圖2g)，緊靠顆粒邊緣，而充填在孔隙中部的方沸石膠結物溶蝕程度較差或不溶，方沸石溶孔多呈不規則狀、鋸齒或孤立狀，主要分布湖盆邊緣五、八區佳木河組，平均面孔率為0.87%，盆地邊緣其他區域方沸石溶蝕孔面孔率以小于0.02%為主(表1)。

(3) 碳酸鹽巖溶孔

主要為方解石溶孔(圖2h)，多沿方解石的解理面發育，呈不規則狀、孤立狀分布。面孔率多小于0.02%，分布于克拉瑪依地區的上、下烏爾禾組及夏子街地區瑪2井區的下烏爾禾組(表1)。

2.3 裂縫

研究區裂縫多發育于斷裂帶和斜坡帶的上部，分為貫穿縫(切穿多個顆粒的裂縫)(圖2i)和粒內縫(限于單個顆粒內部的裂縫)(圖2b)。顯微鏡下，裂縫發育規模不一，粒內縫發育的條數要多于貫穿縫，但延伸距離要少于貫穿縫。其面孔率多小于0.05%，主要分布在盆地邊緣的克夏斷裂帶和烏百斷裂帶內。

除上述三大類孔隙之外，研究區還普遍發育粒間雜基收縮孔，此類孔所占比例極低，以小于0.05%為主，主要是顆粒間的泥質、火山塵和細粒凝灰質經脫水、轉化而形成的微孔，多見于泥質含量或火山塵含量較高的地層中，其形狀多為花邊狀。由于基質收縮孔以微孔為主，充填其內的流體不可流動，對儲集層開發動用作用不大，故本次研究未對該類孔隙作分析。

2.4 各類孔隙分布規律

各類孔隙的平面展布主要是根據研究區120余口井鑄體薄片鑒定結果，在對各井點孔隙類型進行統計的基礎上，結合沉積相進行分析研究。通過分析，西北緣二疊系不同孔隙類型在平面上呈現規律性變化(圖3)。原生孔隙主要分布在湖盆邊緣至湖盆中部由夏鹽2井、鹽北1、旗2井、瑪11、瑪18、瑪湖3、金龍2至中佳1井組成的半環帶區域內，且由湖盆邊緣向湖盆中心，原生孔隙所占的比例有減少的趨勢，除佳木河組因其埋藏深度較大，面孔率整體較低外，其余層位原生孔隙多從湖盆邊緣的面孔率大于1%，到湖盆中部降至小于0.4%(表1)。方沸石膠結物溶蝕孔發育范圍比原生孔范圍小，更靠近湖盆邊緣，是湖盆邊緣和由夏87井、夏53井、烏8井、克88井、克021井、拐5井和車排3井組成的環帶內(圖3)，平面上有向盆內減弱的趨勢。裂縫主要發育在盆緣邊緣的斷裂帶及斜坡帶的高部位百76井和克86井一帶，且離斷裂帶越遠，裂縫發育程度越弱(圖3)。濁沸石溶孔主要發育在湖盆中部一帶，其向湖盆邊緣的界線由鹽北1井、瑪7井、瑪17井、艾參1井、瑪湖3井、克80井和新光2井組成，向湖盆內部可延伸至湖盆中心一帶，其溶蝕面孔率在中拐凸起東斜坡上烏爾禾組及中拐凸起南斜坡佳木河組較發育，面孔率平均可達1.21%(表1、圖3)。長石顆粒的溶孔其發育范圍與方沸石和濁沸石溶孔的發育范圍大致相同，其溶蝕面孔率較小，多統計在顆粒溶孔中，其平均面孔率以小于0.5%為主。碳酸鹽巖溶孔主要發育中拐東斜坡金龍2井區上烏爾禾組及夏子街地區下烏爾禾組，分布范圍局限，僅少數井見到，面孔率以小于0.03%為主。

圖3 準噶爾盆地西北緣地區二疊系儲集層不同孔隙類型發育帶疊合圖Fig.3 The distribution overlay map of Permian reservoir pore types in the northwest margin of Junggar Basin

總體上，從湖盆邊緣向湖盆中心，碎屑巖儲集空間類型由原生孔為主、溶蝕孔次之的孔隙類型向湖盆中心變為溶蝕孔為主，原生孔次之的孔隙類型，裂縫主要發育在湖盆邊緣的斷裂帶和斜坡帶的高部位。

3 各類孔隙發育控制因素

碎屑巖中儲集空間的類型、多少及形態既受沉積相的控制，又受成巖作用和構造作用的影響，是多種因素綜合作用的結果。通過研究各類孔隙與碎屑巖的巖石學特征、沉積相、構造特征及成巖演化特征的相互關系，明確了各類孔隙類型形成的控制因素。

3.1 原生孔隙控制因素

研究區二疊系碎屑巖原生孔隙主要受壓實作用和膠結作用控制[16]，成巖壓實減孔和膠結減孔是儲集層原生孔隙損失的主要因素，地層埋藏深度越大，成巖壓實減孔作用越強。在研究區壓實減孔和膠結減孔是控制原生孔發育程度的關鍵因素。如中拐地區上烏爾禾組其平均壓實減孔量約22%，膠結減孔量平均約4.5%(圖4)。壓實作用和膠結作用增強，孔隙體積縮小、喉道變細變小甚至消失。

對相同層位，在壓實減孔和膠結減孔的基礎上，原生孔的發育程度受粒級粗細和雜基含量控制，雜基含量越少，粒級越粗，分選越好的碎屑巖，其原生孔保存的越多。如在中拐地區上烏爾禾組儲集層中，原生孔的發育程度明顯與雜基含量成反比、與粒級成正比(圖5)，隨雜基含量增高，各粒級巖性原生孔隙明顯降低，且中粗砂巖、粗中砂巖、中砂巖和砂礫巖對雜基含量的敏感性明顯高于不等粒砂巖和細砂巖，表明粒級越粗，雜基含量對其控制作用越明顯。而在相同的雜基含量情況下如雜基含量為2%左右，粒級越粗，原生孔越發育，如中粗砂巖、粗中砂巖的原生孔明顯高于中砂巖、不等粒砂巖和細砂巖。砂礫巖、不等粒砂巖與雜基含量關系不明顯與其分選差有關；細砂巖與雜基含量關系不明顯，與細砂巖易壓實、抗壓性小有關。而雜基含量多少、巖性粒級粗細及分選性又與沉積相帶密切相關，因研究區二疊系儲集體多為扇三角洲沉積，水流方向多由湖盆邊緣流向湖盆中心，因此湖盆邊緣除泥石流、碎屑流等泥質含量高的砂礫巖體外，扇三角洲平原和前緣的牽引流沉積砂體，因其分選好、雜基含量少、粒級粗成為原生孔最為發育的區域，而向湖盆中心，因其粒級變細、埋藏深度增加，壓實作用增強，使原生孔隙發育規模減弱。因此由湖盆邊緣向湖盆中心，原生孔發育程度呈減弱的趨勢。

圖4 上烏爾禾組碎屑巖儲集層壓實和膠結作用減孔評價圖Fig.4 Pore reduction assessment of compaction and cementation in the upper Wuerhe Formation clastic rock

圖5 中拐地區上烏爾禾組巖性、雜基含量和原生孔隙關系圖Fig.5 The relationship between lithology, matrix content and primary intergranular pore of the upper Wuerhe Formation in Zhongguai area

3.2 溶蝕孔隙控制因素

各類孔隙平面展布特征表明，研究區二疊系溶蝕孔發育區呈兩個明顯的區帶，一是靠近湖盆邊緣，由方沸石、碳酸鹽巖及長石顆溶蝕形成的溶蝕孔隙帶(圖3)；一是靠近湖盆中部，由濁沸石、碳酸鹽巖和長石顆粒溶蝕形成的溶蝕孔隙帶(圖3)。綜合巖礦特征、黏土礦組合特征、成巖史、包裹體測溫、油氣充注關系及地層接觸關系研究，認為研究區溶蝕孔隙的分帶性主要受沸石膠結物分布、溶蝕流體類型、溶蝕期次及溶蝕規模所控制。

3.2.1 沸石膠結物分布對溶蝕孔的影響

筆者曾結合巖芯、鑄體薄片、掃描電鏡、電子探針、流體鹽堿度、黏土礦物及物源區母巖性質等綜合因素分析，認為研究區發育方沸石、片沸石和濁沸石三類沸石膠結物，在母巖性質、成巖流體介質鹽度及堿度等因素的綜合控制作用下，不同沸石呈規律性的分布[22]。由湖盆中心向湖盆邊緣，由于水介質鹽度和堿度的降低，造成沸石由低硅的濁沸石向高硅的片沸石發育的特征。在準噶爾盆地西北緣表現為從盆緣向盆內，依次發育片沸石膠結帶、方沸石膠結帶和濁沸石膠結帶[22](圖6)。此沸石膠結物的分布規律，控制了沸石膠結物溶蝕的范圍和類型，在湖盆中部地帶易形成濁沸石溶蝕帶，而在湖盆邊緣易形成方沸石溶蝕帶。

圖6 準噶爾盆地西北緣地區二疊系不同沸石膠結物分布疊合圖Fig.6 The distribution overlay map of Permian clastic zeolite cements in the northwest margin of Junggar Basin

3.2.2 大氣水和有機酸對溶蝕孔的影響

對該區發生溶蝕作用的流體性質的判別主要是基于自生礦物組合和黏土礦物成分。從圖7的礦物組合可知，縱向上自生礦物類型及X衍射黏土礦物成分呈現明顯分帶性[23]。以二疊系上烏爾禾組為界，其下部中、下二疊統碎屑巖雜基成分主要為泥雜基及蝕變的伊蒙混層、綠泥石等黏土礦物，常呈薄膜狀產出。膠結物類型主要為堿性礦物沸石+方解石組合，主要為濁沸石、方沸石、片沸石及方解石，反映成巖早期高pH值、高堿金屬濃度的堿性流體成巖環境。在上烏爾禾組局部地區粒間發育有硅質和高嶺石自生礦物，表明成巖后期成巖環境在局部轉化為酸性成巖環境。三疊系百口泉組以上層系膠結物類型主要為高嶺石及硅質(以二氧化硅加大邊和析出的小晶體為主)，代表中性—偏酸性流體。

二疊系碎屑巖目前發現的溶蝕孔隙主要是沸石溶孔、長石溶孔及碳酸鹽巖溶孔，主要屬于堿性礦物溶蝕，因此其溶蝕孔的成因主要是在成巖表生期及后期，成巖流體環境由早期的高pH值、高堿金屬濃度的堿性流體轉為酸性流體所致。

高嶺石+硅質組合可以是大氣水環境的產物，也可以是偏酸性地層流體的產物，如地層水中含有機酸。因此從礦物組合較難對其進行識別。本文基于高嶺石+硅質組合的發育位置對其進行判別，如高嶺石+硅質組合分布于盆地邊緣或構造高部位的剝蝕區或離剝蝕區比較近，則認為該組合是大氣水作用的產物；如該組合分布于生烴凹陷區或離生烴凹陷區比較近，則認為該組合是酸性水作用的產物。

(1) 大氣水溶蝕作用

從構造演化及地層接觸關系可以判別出研究區存在三期大氣水溶蝕作用(圖8)，分別是上烏爾禾組沉積末期至三疊系百口泉組沉積前；中下二疊統沉積后至上烏爾禾組沉積前；以及佳木河組沉積后的抬升暴露剝蝕期。據其剝蝕程度可分析出三期大氣水的侵入規模，剝蝕程度從佳木河組、下烏爾禾組至上烏爾禾組逐漸增加，反映大氣水流體侵入規模逐漸增強，尤其是上烏爾禾組的大氣水流體侵入規模顯著大于其他層位，該結論也得到自生礦物組合的佐證。這三期大氣淡水的作用結果，控制了研究區湖盆邊緣的溶蝕孔隙發育帶。

(2) 有機酸的溶蝕作用

研究區發育三套烴源巖，分別為佳木河組、風城組和下烏爾組[24-26]。根據中拐地區金龍2井區上烏爾禾組油藏中熒光薄片的顯示特征，該區熒光顯示有兩種，一種是在顆粒邊緣及雜基中呈黃色和淡黃色的熒光顯示(圖9a)，一種是在顆粒邊緣及裂縫中呈藍色和淺藍色的熒光顯示(圖9b)。由于不同期次油氣在運移過程中，會形成具有不同成分特征及熱演化程度的流體，因而其熒光色在一定程度上可代表著充注油氣的性質[27]。另外在薄片和巖芯中還發現有固體瀝清充填在粒間孔隙中(圖9c)。表明研究區至少有三期充注，前人對二疊系包裹體所測的均一溫度，分別為30℃～50℃，70℃～90℃和110℃，分別代表了晚二疊世之前、中晚三疊世—早侏羅世成熟油和早—中白堊世高熟油的三期烴類充注[28]，其中孔隙中固體瀝青代表了最早一期的油氣充注，為晚二疊世之前，因其埋藏較淺，封閉條件較差，該期充注的油氣未得到保存所致。

圖7 準噶爾盆地西北緣地區三疊—二疊系自生礦物、黏土礦物組合及流體性質綜合分析圖Fig.7 Comprehensive analysis chart of Triassic-Permian clay minerals, interstitial material components and fluid properties in the northwest margin of Junggar Basin

圖8 準噶爾盆地西北緣地區東西向地層接角關系地震剖面圖(位置圖見圖3)Fig.8 The stratigraphic contact relationship in seismic profile of Permian in the northwest margin of Junggar Basin(location is shown in Fig.3)

烴源巖在大量生油以前，可產生大量的有機酸，形成的有機酸可對儲集層的成巖作用有很大的影響，這一認識已被眾多學者認可[29-32]。認為烴源巖中的的干酪根在80℃～120℃熱作用下，會脫去含氧官能團(羧基及酚等)而形成大量的有機酸(如草酸、醋酸和酚等)，這些有機酸易與Al3+形成絡合物，增加了Al3+的活度,促進了鋁硅酸鹽和方解石的溶解；當溫度升高到120℃～160℃時，羧酸陰離子將發生熱脫羧作用而轉變成烴類和CO2，使溶液中的CO2濃度提高，從而降低了有機酸的濃度[31-32]。Crosseyetal.[29],Surdametal.[30]認為烴源巖大量生油以前形成的有機酸對鋁硅酸鹽礦物的溶解能力遠大于對碳酸鹽礦物的溶解，這也是研究區碳鹽巖礦物溶蝕程度要小于沸石礦物的重要原因之一。

圖9 西北緣地區二疊系儲集層孔隙流體鏡下特征a.含礫中砂巖，部分顆粒及雜基具黃色、淡黃色熒光顯示，P3w，金208井，4 079.42 m，熒光薄片；b.中砂巖,顆粒及裂縫具藍色、淡藍色熒光顯示，P3w，金201井，4 116.44 m，熒光薄片；c.巖屑礫巖，濁沸石溶孔含瀝青，P1j，新光1井，4 556.34 m，鑄體單偏光。Fig.9 Micro-features of pore fluid of Permian reservoirs in the northwest margin of Junggar Basin

由于研究區存在三期油氣充注，因此在每一期油氣充注期間，都會伴有大量有機酸的產生，特別是前兩期，產生的大量有機酸由構造低部位向高部位運移、由烴源巖中心向湖盆邊緣碎屑巖中運移，以及沿溝通烴源巖的斷裂向上部地層運移，在碎屑巖中溶蝕堿性成巖礦物沸石和碳酸鹽巖等礦物，形成大量的溶蝕次生孔隙。特別是研究區湖盆中部地區二疊系的佳木河組、烏爾禾組地層，更有利于溶蝕次生孔隙的形成。原因包括：1)處于烴源巖的上傾方向，是烴源巖產生的有機酸運移方向。同時佳木河組、烏爾禾組湖盆邊緣沉積的粗碎屑巖向湖盆中心沉積的就是烴源巖，有利于有機酸的側向運移；2)斷裂、不整合面發育。研究區處于斷裂帶的前緣，溝通深部烴源巖的斷裂發育，為有機酸的運移提供了垂向通道。此外，研究區也是三疊系百口泉組與上烏爾禾組、上烏爾禾組與下伏地層不整合面，以及地層尖滅線發育位置[33]，這為有機酸的側向運移提供了重要通道；3)該區域濁沸石膠結物發育，筆者對該區的沸石分布規律研究后發現，由于該區域臨近湖盆中心、成巖早期該區域的鹽度、堿度更利于濁沸石的沉淀，形成了濁沸石發育帶[22]，在中拐東斜坡金龍2井區一帶，濁沸石含量平均達6%，瑪北斜坡區瑪6井平均含量在1%～3%，夏鹽凸起夏鹽2井區平均含量大于3%(圖6)。對中拐東斜坡上烏爾禾組油藏沸石膠結物含量與溶蝕孔面孔率含量分析(圖10)，發現溶蝕孔的發育程度與膠結物的含量成正比關系，表現在膠結物含量增多，溶蝕孔面孔率增加。這是由于濁沸石膠結物越多，酸性流體通過斷裂、不整合面及殘余粒間孔接觸濁沸石的幾率越大，從而形成較多的溶蝕孔隙。這也是研究區靠湖盆中部一帶溶蝕孔較發育的主要原因。

圖10 中拐東斜坡上烏爾禾組膠結物含量與溶蝕孔面孔率關系圖Fig.10 The relationship between cement content and dissolution thin section porosity of the upper Wuerhe Formation in the east slope of Zhongguai slope

綜上所述，研究區湖盆邊緣發育的方沸石、碳酸鹽巖、長石顆粒等溶蝕孔發育帶主要受三期大氣水規模和作用時間長短控制，而湖盆中部至湖盆中心的濁沸石、碳酸鹽巖及長石顆粒溶蝕孔發育帶主要受三期有機酸規模、沸石膠結帶及有機酸的作用范圍控制。

3.3 裂縫控制因素

通過對裂縫的發育程度及與斷裂帶的關系分析，研究區裂縫主要分布于西北緣逆沖斷裂帶的三疊系儲集層及二疊系局部區域,遠離斷裂帶的斜坡區及湖盆中心地區裂縫不發育。

對斷裂帶內不同層位5個樣品，利用超顯微構造—位錯密度統計方法測得的古構造應力，對研究區的裂縫發育程度與構造應力的關系進行分析。研究表明斷裂帶砂礫巖的裂縫顆粒(發育裂縫的顆粒)含量與古構造應力值呈現明顯的正相關關系(圖11)，高古構造應力值對應于高的裂縫顆粒含量，裂縫顆粒含量大于15%對應古構造應力值約大于100 MPa，裂縫顆粒含量小于5%對應古構造應力值約小于90 MPa；當古構造應力值約小于75 MPa，裂縫顆粒含量已小于1.5%，說明裂縫顆粒含量對儲集層物性的影響已很小。對研究區二疊系—三疊系而言，垂向上裂縫主要發育于中下三疊統，這與古構造應力縱向分布規律是一致的(圖11)。

圖11 西北緣斷裂帶古構造應力與裂縫發育程度關系圖Fig.11 The relationship between ancient tectonic stress and fracture development in fault zone of the northwest margin

在應力對裂縫宏觀控制的基礎上，對研究區裂縫發育程度與巖性和雜基含量關系分析表明，裂縫的發育程度受巖性粒級和雜基含量控制作用明顯(圖12，13)。表現為在斷裂帶內，裂縫主要發育于雜基含量低的礫巖、砂礫巖和含礫砂巖等粗粒級碎屑巖中，而相同粒級時，由于泥質雜基含量高的碎屑巖顆粒間因雜基支撐的緩沖作用，裂縫不發育。從圖12可知，在斷裂帶內雜基含量低于3%的條件下，裂縫的發育程度隨碎屑巖粒級變小而減少，中—粗砂巖有裂縫的顆粒含量約為5%，含礫砂巖為15%，而砂礫巖為20%，即含礫砂巖及以上粒級碎屑巖是裂縫發育的巖石粒級條件。同樣在斷裂帶內，含礫砂巖和砂礫巖的裂縫顆粒含量隨碎屑巖雜基含量變高而減少(圖13)，當雜基含量高于8%時，有裂縫的顆粒含量小于5%；雜基含量低于3%時，有裂縫的顆粒含量大于15%，即凈砂礫巖(雜基含量小于3%)是裂縫發育的巖石結構條件。因此，斷裂帶內，雜基含量小于3%，巖性為含礫砂巖、砂礫巖及礫巖是裂縫發育的有利部位(圖13)。

圖12 斷裂帶地區碎屑巖有裂縫的顆粒含量與粒級關系圖Fig.12 The relationship between fracture particle content and rock grain size in clastic rock in fault zone

圖13 斷裂帶地區碎屑巖有裂縫的顆粒含量與泥雜基關系圖Fig.13 The relationship between fracture particle content and matrix content in clastic rock in fault zone

4 儲集層評價及油氣勘探意義

4.1 儲集層評價

研究區二疊系儲集層性質主要受構造作用、沉積作用、成巖作用、有機質演化及區域位置控制。不同層位、不同相帶及區域位置，決定了研究區孔隙類型及儲層性質的優劣。

縱向上，區域構造特征決定了研究區裂縫主要發育在古構造應力作用較強的中下三疊統逆沖推覆斷裂帶附近一帶，二疊系古構造應力不高，整體裂縫不發育，主要在盆地邊緣推覆帶克86井、百76井一帶發育。原生孔隙因受壓實作用明顯，隨二疊系層位變老，壓實減孔量增大(圖14)。圖14為研究區靠近湖盆中部的中拐凸起東斜坡和南斜坡區域，巖性為中砂以上粒級，二疊系儲集層孔隙度及孔隙類型隨不同層位的變化關系。圖中，該區帶壓實減孔量由百口泉組的平均20.5%，至佳木河組增至26.5%。但該區帶烏爾禾組和佳木河組儲層性質明顯好于百口泉組和二疊系其他層位，這主要是因為該區在這兩個層位沉相帶為扇三角洲前緣(圖15)，雜基含量少，原生孔隙保存好，其壓實減孔量僅比百口泉組略低；同時，該區位于烴源巖的上傾方向，利于三期烴源巖熱演化產生的有機酸向該區運移，從而使該區在堿性環境下形成的膠結物濁沸石、長石顆粒及不穩定的中基性火山巖屑發生溶蝕，產生溶蝕孔隙，保存較好的原生孔隙和溶蝕孔隙的規模發育是造成該區帶烏爾禾組和佳木河組儲層性質優于其他層位的主要原因。

圖14 中拐凸起東、南斜坡區二疊系各層位孔隙度變化及孔隙類型組成圖Fig.14 Porosity distribution and pore type components of Permian Formations in the east and south slope of Zhongguai uplift

橫向上，沉積相帶和區域位置對儲層性質的影響明顯。盆地邊緣多以扇三角洲平原為主，主要以泥石流、碎屑流及辮狀河道沉積為主，除辮狀道外，其余沉積泥質含量較高，分選差，原生孔保存差。同時，該區帶膠結物不發育，大氣水產生的溶蝕孔有限，在斷裂帶附近發育，其溶蝕孔多以小于0.5%為主，故湖盆邊部儲集層性質在研究區除辮狀河道發育有較好的Ⅰ類儲層外，多以較差的Ⅲ類非儲層為主，其孔隙度以小于6%為主，可作為油藏上傾方向的側向遮擋層(圖15)。湖盆中部一帶沉積相帶多為扇三角洲前緣，以水下分流河道儲集層為主，其泥質含量較扇三角洲平原變低、顆粒分選性變好，剛性顆粒含量增多，膠結物含量變多，剩余原孔隙較盆地邊緣辮狀河道稍差，但緊臨烴源巖，處于烴源巖演化過程有機酸運移的上傾方向，有利于堿性膠結物濁沸石及長石和火山巖屑顆粒的溶蝕，從而在湖盆中部形成了溶蝕孔隙發育帶，故該區帶儲層性質為研究區中最好的Ⅰ類儲層,其孔隙度分布以大于8%為主(圖15)。湖盆中部靠近湖盆中心一帶為扇三角洲前緣遠端沉積，儲集層巖性粒級更細，抗壓性小，因而其原生孔保留程度比前緣相帶要差，但膠結程度高，仍為有利的溶蝕孔發育帶，為研究區中等儲層性質的Ⅱ類儲層，孔隙度主要分布在6%～10%(圖15)。

圖15 準噶爾盆地西北緣地區烏爾禾組沉積相與儲層評價疊合圖Fig.15 The distribution overlay map of Wuerhe Formation sedimentary facies and reservoir evaluation in the northwest margin of Junggar Basin

4.2 油氣勘探意義

通過對研究區二疊系碎屑巖孔隙類型、分布規律及其主控因素的研究，特別是對湖盆中部溶蝕次生孔的成因及規模研究，表明湖盆中部中拐凸起東斜坡帶、瑪北斜坡南部、夏鹽凸起西部等臨近盆地中心的區域是溶蝕次生孔，特別是濁沸石溶孔的發育帶，指出在二疊系在湖盆中部區帶，目前主要勘探區域向湖盆方向仍是有利儲集體發育帶。近期在中拐凸起東斜坡區發現了金龍2井區上烏爾禾組中型規模油氣藏，其油藏中部埋藏深度為3 900 m，儲集層巖性主要為砂礫巖和含礫中粗砂巖，其儲集層屬中低孔低滲型儲層，儲集空間中濁沸石次生溶蝕孔隙(圖2f)占到總孔隙的60%[8]。中拐凸起南斜坡已鉆井在濁沸石膠結礦物中，常見有濁沸石溶蝕現象(圖2e)。表明準噶爾盆地西北緣地區靠近湖盆中心、埋藏深度大于3 600 m的二疊系濁沸石發育帶中，沸石類溶蝕孔隙可形成主要的油氣儲集空間。這拓寬了西北緣地區靠近湖盆中心二疊系深層勘探的思路， 對深層二疊系油氣勘探有重要指導意義。

5 結論

(1) 準噶爾盆地西北緣地區二疊系碎屑巖中主要發育原生粒間孔、溶蝕孔和裂縫三大類孔隙，其中溶蝕孔可分為火山碎屑溶孔、長石顆粒溶孔及膠結物溶孔，膠結物溶孔有方沸石溶孔、濁沸石溶孔及碳酸鹽溶孔。原生粒間孔總體上由湖盆邊緣向湖盆中心，發育程度依次減弱；溶蝕孔主要呈兩個區帶分布，一是分布在湖盆邊緣區帶，以大氣水溶蝕為主的溶蝕孔發育區，溶蝕物質以火山碎屑溶孔、長石顆粒及方沸石膠結物為主；一是分布湖盆中部至湖盆中心一帶，以烴源巖熱演化過程中產生的有機酸溶蝕形成的溶蝕孔發育區，溶蝕物質以濁沸石膠結物為主，長石顆粒和碳酸鹽巖膠結物為輔；裂縫主要發育在盆地邊緣的斷裂帶及斜坡區的高部位，斜坡區的低部位至湖盆中心，裂縫不發育。

(2) 原生粒間孔主要以壓實減孔為主，其次為膠結減孔。在此基礎上，原生孔的發育程度受粒級粗細和雜基含量控制，雜基含量越少，粒級越粗，分選越好的扇三角州平原及前緣牽引流沉積砂體是有利的原生孔發育帶；溶蝕孔隙主要受烴源巖熱演化產生的有機酸及大氣淡水的無機酸作用范圍控制，其次受沸石膠結物分布控制?？拷柚胁浚蚱淇拷鼰N源巖、濁沸石發育，形成了濁沸石溶蝕孔隙發育帶；裂縫發育程度主要受構造應力作用范圍、應力大小及巖性粒級和雜基含量控制，主要發育于西北緣逆沖斷裂帶及斜坡區高部位的低雜基砂礫巖中。

(3) 靠近湖盆中心發育的溶蝕孔隙帶，可作為準噶爾盆地西北緣地區深層二疊系尋找有利儲集體發育的目標區域，這對準爾噶盆地西北緣地區深層二疊系油氣勘探有重大意義。

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Controlling Factors of Secondary Pore Development and Petroleum Exploration Significance of Permian Clastic Rocks in Northwest Margin of Junggar Basin

GUO MoZhen，XU Yang，SHOU JianFeng，LIU ZhanGuo，HAN ShouHua

PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou 310023, China

Permian clastic reservoir is an important exploration horizon in the northwest margin of Junggar Basin, with the burial depth more than 3 600 meters. And it is very important to study Permian clastic reservoir secondary pore developement and its controlling factors. Based on the thin section analysis of 1 400 pieces in more than 120 wells, core observation, fluorescent thin-section, scanning electron microscopy, clay mineral, and in combination with sedimentary facies, tectonic evolution and organic evolution characteristics, Permian clastic reservoir secondary porosity developed law and controlling factors are studied. Casting thin section show that Permian clastic reservoir has development not only primary intergranular pore, but also grain dissolved pore, cement dissolution pore and fracture of secondary porosity. It is concluded that primary intergranular pore is mainly controlled by sedimentary facies belt, compaction and cementation. The primary intergranular pore developed in coarse, well-sorted, high maturity of structure and composition. The corresponding microfacies are braided channel of fan delta plain and underwater channel of fan delta front. The primary intergranular pore are developed in basin edge, and decreased to basin center. The dissolved pore of grains, carbonate cements and zeolite cements are controlled by the scale and scope of inorganic acid and organic acids. The inorganic acid dissolution pore is developed regionally in basin edge where the unconformity surface and faults are developed. The organic acid dissolution pore is developed in near hydrocarbon of source rock, mainly distributed in basin center. Fractures are generated under the action of tectonic compression, and it is controlled by tectonic stress strength, grade size and matrix content. Fractures are mainly distributed in low matrix content sandy conglomerate in fault zone of northwest margin. Horizontally in the basin edge, the mainly Permian reservoir pore type is primary intergranular pore, followed by the inorganic acid dissolution pore and fracture. In basin center, the major pore type is organic acid dissolution pore, secondly is primary intergranular pore. Integrating with distribution characteristics of sedimentary facies and zeolite cements, structural feature and the evolution history of organic matter, it is considered that middle-belt of basin is the favorable zone to form lawnontite dissolution pore because it is the fan delta front sub-facies and laumontite cement development area, meanwhile it is near hydrocarbon source rocks and located in the updip direction of three periods organic acid migration. It points out that central basin is laumonite dissolution pore development area, and it's the favorable Permian clastic reservoir for Permian petroleum exploration.

secondary pores; controlling factors; clastic rock; Permian; Junggar Basin

1000-0550(2017)02-0330-13

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.02.011

2016-03-08； 收修改稿日期： 2016-05-04

國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)項目(2014CB239002)[Foundation: National Key Basic Research Program of China(973 Program), No. 2014CB239002]

郭沫貞，男，1974年出生，碩士，高級工程師，油氣儲層地質，E-mail: Guomz_hz@petrochina.com.cn

P618.13

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