粗粒沉積次生孔隙發育模式
——以準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組為例

馬永平 ，王國棟 ，張獻文 ，潘樹新 ，黃林軍 ，陳永波 ，郭娟娟

（1.中國石油勘探開發研究院西北分院，蘭州730020；2.甘肅煤田地質局一四九隊，蘭州730020）

0 引言

依據Wentworth［1］碎屑沉積顆粒粒級劃分方案，以2 mm（φ=-1）為砂巖與礫巖的劃分界限，將粒徑大于2 mm的礫巖、砂礫巖為主所構成的碎屑沉積物稱為粗粒沉積［2］。該類粗粒砂礫巖體往往沉積規律復雜、組分與構造多樣、礫石大小混雜、粒徑變化大、泥質雜基含量高、物性差異大且橫向變化快等，導致其測井響應不清晰、沉積相類型不明確、地震識別及平面預測難度大，一定程度上制約了粗粒沉積砂礫巖油氣藏勘探的步伐。

粗粒沉積研究始于19世紀末期Gilbert［3］對美國Lake Bonneville更新世湖相三角洲沉積的研究，隨后Barrell［4］對阿巴拉契亞盆地上泥盆統Catskill三角洲沉積體的巖性、層理及化石特征進行分析，劃分出頂積、前積和底積的沉積模式。自20世紀30年代以來，陸續在阿根廷、美國、加拿大等國家發現了大型砂礫巖油氣田，巨大的油氣儲量規模吸引了石油勘探家的高度重視，各國加大了對砂礫巖粗粒沉積的系統性研究［2，5-10］。中國最早于 1955 年發現了準噶爾盆地西北緣三疊系克拉瑪依組大型砂礫巖油田，儲層是一套以礫巖、含礫砂巖為主的粗碎屑沉積，屬近源沖積扇及扇三角洲體系，分布范圍廣、資源潛力巨大，拓展了粗粒沉積油氣勘探的新領域［11］，隨著中國油氣勘探的重心東移，相繼在渤海灣、南襄、二連、吐哈等盆地發現了一系列砂礫巖油氣田，為保障我國油氣資源的穩定發揮了重要作用。

準噶爾盆地西北緣是該盆地六大富烴地區之一，油氣較為富集、勘探程度高［12］，近年來，圍繞西北緣多層系油氣勘探取得了重大進展，三疊系百口泉組、二疊系上烏爾禾組作為勘探主戰場亮點突出，其他層系也有好的勘探苗頭，盆地整體勘探潛力巨大［13］。截至2017年，瑪湖地區十億噸級礫巖油田的發現為我國能源安全保障、“一帶一路”建設提供了堅實的資源基礎。二疊系夏子街組在斷裂帶已發現億噸級探明石油儲量，斜坡區也鉆遇多個剩余出油氣點，單井原油日產量達6.5 t，是下一步拓展中深層勘探、實現油氣增儲上產的現實領域。史基安等［14］與張順存等［15］研究表明，研究區二疊系夏子街組廣泛發育一套致密砂礫巖儲集體，儲層是夏子街組油氣富集的重要控因。筆者從夏子街組斜坡區坡折控相模式入手，重點開展沉積、成巖作用分析，剖析粗粒砂礫巖儲層次生孔隙的形成機理及發育模式，以期為儲層預測提供參考。

1 區域構造和沉積特征

研究區位于準噶爾盆地西北緣西部隆起克—夏斷裂帶西段，勘探面積約1 200 km2。克—夏斷裂帶形成于中晚海西期，定型于印支期，燕山中期活動終止，屬于擠壓-推覆型斷裂。二疊系自下而上發育佳木禾組、風城組、夏子街組、下烏爾禾組及上烏爾禾組等5套地層。佳木禾組與下伏石炭系呈不整合接觸，主要發育灰色、灰綠色泥巖及薄層泥質粉砂巖，夾安山巖和凝灰巖；風城組發育灰綠色砂礫巖夾灰色泥質粉砂巖、泥巖，烏爾禾地區發育一套較穩定泥質白云巖，與佳木禾組呈不整合接觸；夏子街組以灰褐色、灰色砂礫巖為主，夾灰褐色泥質粉砂巖、粉砂質泥巖及泥巖，與風城組為整合接觸關系；下烏爾禾組主要為灰褐色砂礫巖、粉砂質泥巖及褐色泥巖互層，與夏子街組整合接觸；上烏爾禾組中下部以灰褐色、灰色砂礫巖夾褐色泥質粉砂巖為主，與下烏爾禾組不整合接觸，頂部發育一套穩定的褐色泥巖，形成區域性有效蓋層（圖1）。

圖1 準噶爾盆地西北緣構造位置及二疊系地層柱狀圖Fig.1 Structural location and Permian stratigraphic column of northwestern margin of Junggar Basin

以層序地層原理為依據，精細恢復了研究區夏子街組沉積期的古地貌（圖2）。從圖2可以看出，夏子街組受古地貌控制，自斷裂帶向斜坡區發育3級坡折，坡折特征明顯，對夏子街組沉積相發育起關鍵控制作用。結合地震、鉆井、錄井及測井資料，認為準噶爾盆地西北緣夏子街組受坡折控制分別發育扇三角洲平原、扇三角洲前緣及濱淺湖亞相，前緣亞相可細分為內前緣和外前緣［16-17］。

一級坡折之上為扇三角洲平原亞相，地震相特征為中—低頻、強振幅連續反射，巖性為多套厚層塊狀砂礫巖疊加，粒度粗、分選差、泥質雜基含量高，基質支撐為主，多為碎屑水道沉積，以重力流及牽引流為主要動力，電性特征為厚層高幅鋸齒箱型疊加；一、二級坡折間發育扇三角洲內前緣亞相，地震相為中頻、中振幅較連續反射，巖性以厚層砂礫巖為主，夾薄層泥巖，分選較差，礫石具有一定的定向排列，以辮狀水下分支水道沉積為主，電性特征為中厚層高幅鋸齒箱型疊加；二、三級坡折間發育扇三角洲外前緣亞相，地震相為中—高頻、弱振幅近平行反射，發育砂礫巖與細粒互層沉積，中細礫巖為主，分選及物性均較好，發育交錯層理及底礫巖，主要為牽引流成因，電性特征為中厚層中幅平滑箱型、鐘型疊加，砂泥間互特征明顯；三級坡折以下進入濱淺湖亞相，地震相為高頻、強振幅平行反射，巖性以灰色、灰綠色泥質粉砂巖、泥巖為主，夾薄層中—粗粒砂巖（表1）。

表1 準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組坡折控相特征分析Table 1 Characteristics of slope break belts control sedimentary facies of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

圖2 準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組沉積期古地貌Fig.2 Paleogeomorphology of the sedimentary period of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

2 巖石學特征及孔隙類型

2.1 巖石學及物性特征

準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組巖性以褐灰色—灰色砂礫巖為主，其次為含礫泥質細砂巖、含礫泥巖等。砂礫巖中礫石以凝灰巖為主，體積分數平均為60%左右，其次為沉積巖、霏細巖及安山巖；砂質體積分數平均為32%左右，以凝灰巖巖屑為主，體積分數平均為19.1%，其次有霏細巖巖屑、安山巖巖屑、長石、石英等。膠結物總體受沉積相控制呈帶狀分布，扇三角洲平原亞相以泥質充填為主，扇三角洲內前緣亞相主要為片沸石、濁沸石充填，扇三角洲外前緣亞相以方沸石、鈉長石為主（表2）。

砂礫巖分選性普遍較差，礫石以棱角—次棱角為主，膠結類型為接觸式和孔隙式，膠結致密，支撐類型為顆粒支撐，砂巖成分成熟指數遠小于1，成分成熟度和結構成熟度都較低，為典型近源粗粒沉積特征。

表2 準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組儲層礦物成分及填隙物組分Table 2 Mineral composition and interstitial fillings of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

依據504塊巖心分析，扇三角洲前緣亞相物性明顯好于扇三角洲平原亞相（圖3）。扇三角洲平原亞相孔隙度主要為4%～9%，平均為6.2%，滲透率為0.02～0.70 mD，平均為0.1 mD；扇三角洲內前緣亞相孔隙度為5%～13%，平均為8.4%，滲透率為0.1～5.0 mD，平均為0.9 mD；扇三角洲外前緣亞相孔隙度為7%～13%，平均為9.7%，滲透率為0.5～10.0 mD，平均為3.6 mD，屬低孔低滲儲層。

圖3 準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組儲層滲透率與孔隙度交會圖Fig.3 Relationship between permeability and porosity of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

2.2 孔隙類型

巖心、鑄體薄片分析顯示，夏子街組儲集空間以溶蝕孔為主，同時發育一定量的微裂縫和少量剩余粒間孔（圖4）。其中，溶蝕孔主要有粒間溶孔及粒內溶孔，約占總孔隙類型的70%，為沸石類、方解石、鈉長石等膠結物溶蝕后形成，微裂縫、剩余粒間孔分別占10%左右，對該區儲集空間貢獻較小，在個別薄片中可見少量界面縫、原生粒間孔及鑄模孔等孔隙類型。

圖4 準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組儲層孔隙類型直方圖Fig.4 Histogram of pore type of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

郭沫貞等［18］研究認為，夏子街組儲層次生溶孔的形成與烴源巖熱演化排出的有機酸性水密切相關。成巖早期，沸石類等堿性自生礦物大量形成，后期二疊系風城組烴源巖演化排出有機酸性水，隨斷裂運移至夏子街組儲層，對沸石、方解石等膠結物形成有效溶蝕。其中，扇三角洲內前緣亞相主要發育濁沸石溶孔，溶蝕作用沿濁沸石膠結物解理面、晶縫展開，形成不規則狀、鋸齒狀溶孔［圖5（a）—（b）］；扇三角洲外前緣主要發育方沸石溶孔及自生鈉長石溶孔，沿顆粒邊緣溶蝕，形成不規則、鋸齒狀及部分孤立孔［圖 5（c）—（d）］；碳酸鹽巖溶孔主要是對方解石溶蝕，一般為不規則狀和孤立狀［圖5（e）—（f）］，該類溶孔在扇三角洲內、外前緣亞相均有發育，總含量較低；微裂縫主要沿逆掩斷裂及大型走滑斷裂帶發育，包括貫穿縫和粒緣縫［圖5（g）—（h）］，鑄體薄片統計表明，粒緣縫條數多、貫穿縫延伸長度大，微裂縫的發育對溶蝕孔的形成起關鍵控制作用。

圖5 準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組儲層鑄體薄片孔隙類型Fig.5 Pore types of casting thin sections of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

3 次生孔隙形成機制

準噶爾盆地西北緣夏子街組粗粒沉積儲層普遍埋深較大，成分成熟度低，在較強壓實和膠結作用下儲層原生孔損失較大，僅剩少量殘余粒間孔，次生溶孔是主要孔隙類型。次生溶孔的形成與保存受古氣候、沉積、成巖、構造活動等多因素控制［19-21］。

3.1 次生孔隙形成的物質基礎

巖心及薄片資料顯示，夏子街組以砂礫巖為主，礫石和砂質等粗碎屑主要成分為凝灰質，平均體積分數達 45% 以上。楊曉萍等［22］、Chipera 等［23］與Mariner等［24］研究均認為，凝灰質的水化作用是沸石類礦物形成的重要途徑，可在開放性水文系統、火山活動區、鹽堿湖等環境下形成沸石，成為夏子街組儲層的主要填隙物，此外，還發育方解石、鈉長石等碳酸鹽膠結物，這些易溶碎屑顆粒和填隙物構成次生孔隙發育的物質基礎。

3.2 次生孔隙形成的催化媒介

有機質在成烴過程中產生的大量有機酸對儲集層中可溶性顆粒、膠結物等可形成有效溶蝕，達到改善儲集能力的效果，有機酸的排出伴隨整個生烴過程［25-26］。研究區位于準噶爾盆地二疊系風城組生烴中心之上，該烴源巖分布廣、厚度大（＞200 m）、有機質類型好（Ⅰ型和Ⅱ1型）、豐度高（TOC質量分數平均為1.38%），目前處于成熟—高成熟階段［27］，可為上覆地層溶蝕作用提供大量酸性流體，對夏子街組儲層溶蝕孔的形成起重要促進作用。

3.3 油氣及有機酸輸導體系發育

有機酸早于或與油氣同期排出烴源巖，并持續整個生烴過程，有機酸與油氣沿同一路徑運移［28］，斷裂是研究區油氣運移的主要通道。

克百斷裂帶為大型逆掩斷裂帶，斷距大、延伸長，斷開石炭系、二疊系和三疊系。斷裂帶下盤夏子街組發育向東南傾的寬緩鼻隆，受海西期構造運動控制，斷裂帶下盤發育2組斷裂，一組是近平行于鼻凸軸向的調節斷裂，斷距較小，平面延伸距離長；另一組斷層展布方向為北西—南東向，斷距為15～30 m，平面上延伸3～5 km，發育在鼻隆軸部及兩翼，形成一系列小斷塊（圖6），伴隨大斷裂形成裂縫發育帶。鉆井證實，次生孔隙發育沿斷裂及裂縫成帶狀分布，如沿克百斷裂帶八區和B21井區油藏儲層均以次生孔隙為主，斜坡區出油氣井同樣圍繞斷裂分布，遠離斷裂帶的鉆井油氣顯示差或無顯示。

圖6 準噶爾盆地西北緣斷裂發育模式Fig.6 Fault development model in northwestern margin of Junggar Basin

4 次生孔隙發育模式

4.1 成巖序列劃分

對準噶爾盆地西北緣K80，MH15，MH11，AC1，K75等井夏子街組含油砂礫巖中有機包裹體的分析表明，樣品中均發育兩期包裹體，第Ⅰ期均一溫度為 70～95℃，第Ⅱ期為105～155℃；K76，K80井樣品Ro值為0.93%～1.56%，平均為1.41%，最高熱解溫度Tmax為462～483℃，平均為471℃。據83塊樣品X射線衍射分析，黏土礦物組合主要為伊/蒙混層、伊利石、綠泥石，偶見高嶺石，無蒙脫石，其中伊/蒙混層體積分數為22%～82%，平均約為58.4%，伊利石體積分數平均為17.2%，綠泥石體積分數平均為16.7%；顆粒接觸方式以點—線接觸為主，局部出現凸凹接觸，孔隙以次生溶孔為主。結合實驗及朱世發等［29］與何周等［30］的研究成果，認為西北緣二疊系夏子街組儲層為中成巖B期。

4.2 孔隙度演化定量分析

基于物性及薄片資料，開展不同成巖階段孔隙度定量恢復，確定關鍵成巖期儲層物性的變化，為儲層預測提供參考。為便于計算，將成巖過程劃分為機械壓實、早期膠結、溶蝕作用及晚期膠結等4個階段，依次評價孔隙度演化特征。

（1）原始孔隙度計算

依據 Beard 等［31］經驗公式

式中：φ0為原始孔隙度，%；S0為Trask分選系數；P25為粒度概率累計頻率25%對應的粒徑，mm；P75為粒度概率累計頻率75%對應的粒徑，mm。

夏子街組以溶蝕孔為主，通過薄片統計，Trask分選系數為 2.0～3.3，平均為 2.57，代入式（1）恢復原始孔隙度為29.8%。

（2）壓實孔隙度損失量計算

壓實作用發生在地層埋藏的整個過程中，壓實后剩余的原始孔隙除部分保留下來外，有一部分因后期的膠結作用而消失。因此，壓實作用后的剩余孔隙包括保存下來的原生孔和膠結物兩部分。

式中：φp為壓實作用后孔隙度，%；φl為孔隙度損失量，%；φa為物性分析孔隙度，%；φj為膠結物體積分數，%；Kl為粒間孔面孔率，%；Kz為總面孔率，%。

夏子街組儲層經歷了復雜的成巖作用改造，物性分析現今孔隙度平均為8.7%。53塊薄片資料計算顯示，砂礫巖面孔率平均為1.7%，其中粒間孔面孔率為0.6%、次生溶孔面孔率為1.1%，膠結物體積分數平均為12.1%，計算得到壓實后孔隙度為15.1%。

（3）膠結孔隙度損失量計算

膠結作用包括早期膠結和晚期膠結兩部分，一是早期形成的黏土、雜基及沸石類等膠結物在酸性流體作用下部分或全部溶蝕形成溶蝕孔；二是晚期碳酸鹽類膠結物。

式中：φpj為經壓實、膠結后的剩余粒間孔隙度，%；φjs為膠結孔隙度損失量，%。

膠結作用導致孔隙度損失量為3.4%～15.1%，平均為9.9%。薄片資料統計，早期膠結損失孔隙度平均為6.5%、晚期碳酸鹽類膠結損失孔隙度平均為3.4%。

（4）溶蝕孔隙度增量

溶蝕作用是改善儲層儲集性能的關鍵成巖作用。溶蝕作用對孔隙度的增量等于溶蝕孔面孔率與總面孔率比值在對應實測孔隙度中的含量，此外，微裂縫對儲層的貢獻主要是溝通作用，提高滲流能力，計算中可忽略不計。

式中：φr為溶蝕增加孔隙度，%；Kr為溶蝕孔面孔率，%。

利用式（7）計算，研究區夏子街組溶蝕作用孔隙度增量平均為3.5%。

4.3 孔隙演化模式

基于不同成巖階段對儲層孔隙度演化定量計算，結合沉積、成巖、埋藏史及烴源巖成熟史，建立了夏子街組粗粒砂礫巖儲層孔隙定量演化模式（圖7）。

距今約250 Ma，夏子街組地層開始沉積，受物源、沉積環境及水動力的影響，砂礫巖原始孔隙度為29.8%。進入早成巖期，沉積物開始快速深埋、壓實，沉積物內部顆粒出現滑動、轉動、位移、變形、破裂等一系列變化，在快速壓實過程中，原生粒間孔隙迅速變小，壓實后孔隙度為15.1%，主要顆粒間為點接觸狀態。

圖7 準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組儲層孔隙演化模式Fig.7 Pore evolution model of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

距今200 Ma左右，地層埋深約1 500 m，地層溫度為80～100℃，進入成巖早期膠結階段。凝灰巖巖屑中大量 K+，Na+，Ca2+，Mg2+等堿質離子與 Si，Al等物質作用形成沸石，以膠結物形式充填壓實后剩余的砂礫巖粒間孔隙，使地層的原始物性急劇降低，膠結后孔隙度為8.6%，對儲集性能造成嚴重破壞。

距今160～100 Ma，進入中成巖B期，地層埋深約2 200～3 500 m，地層溫度100～130℃，進入風城組烴源巖生油窗，大量有機酸通過斷裂輸導體系進入夏子街組地層，先期形成的沸石類等膠結物發生溶蝕，對儲層物性起到明顯的改善作用，孔隙度增大值約3.5%。

隨地層埋深加大，壓溶作用增強，硅質及晚期碳酸鹽膠結物相繼沉淀，支撐方式也由點—線接觸演變為線接觸為主，砂礫巖儲層物性再次變差，一系列成巖作用下，儲層演化為現今狀態，孔隙度平均約8.7%。

5 結論

（1）準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組粗粒砂礫巖儲層泥雜基含量高、成分成熟度及結構成熟度均較低，物性整體較差、非均質性強、預測難度大。在坡折帶控制沉積相模式下，明確扇三角洲外前緣亞相為優質儲層發育有利區帶，是拓展斜坡區油氣勘探的現實領域。

（2）準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組儲層普遍埋深較大，壓實及膠結作用強，原生粒間孔隙損失較大，現存儲集空間主要為次生溶蝕孔。受沉積相帶控制，濁沸石、方沸石、鈉長石等可溶性膠結物呈帶狀分布，扇三角洲外前緣亞相主要發育方沸石及鈉長石膠結，在后期酸性流體介入后溶蝕作用效果最好，儲層物性得到改善。

（3）砂礫巖儲層次生孔隙的形成得益于3個方面：一是早期成巖過程中富凝灰巖巖屑在堿性水環境下蝕變為沸石類可溶性膠結物，為次生溶孔發育提供了物質基礎；二是風城組烴源巖排出大量酸性流體，是溶蝕作用能夠有效進行的催化媒介；三是斷裂發育，溝通了烴源巖與目的儲層，為有機酸運移提供了通道。

（4）建立了準噶爾盆地西北緣二疊系夏子街組孔隙度定量演化模式，孔隙主要經歷了4個演化階段，原始孔隙（29.8%）→快速壓實（15.1%）→緩慢壓實+早期膠結（8.6%）→有機酸溶蝕（12.1%）→晚期碳酸鹽膠結（8.7%）。研究區夏子街組關鍵成藏期與溶蝕作用發生時間相吻合，該階段孔隙度達12%以上，具有較好的儲集能力，有利于油氣充注，表明夏子街組具較大的勘探潛力。