深層致密砂礫巖儲層特征及控制因素

關鍵詞致密砂礫巖;深層儲層;成巖作用;控制因素;阜康凹陷;上烏爾禾組;準噶爾盆地第一作者簡介，男，1988年出生，碩士研究生，高級工程師，儲層地質學，E-mail： shanx_hz@petrochina.com.cn

中圖分類號P618.13 文獻標志碼A DOI： 10.14027/j.issn.1000-0550.2023.097 CSTR： 32268.14/j.cjxb.62-1038.2023.097

0 引言

隨著中淺層油氣探明率的不斷提高，深層一超深層成為全球油氣勘探的重要領域，其中深層一超深層碎屑巖領域勘探潛力巨大，是全球關注的重點[4]。近年來，我國在深層一超深層碎屑巖領域取得一系列的重要突破，如河套盆地臨河凹陷深層古近系臨河組及白堊系固陽組砂巖，塔里木盆地庫車凹陷克拉蘇構造帶超深層白堊系巴什基奇克組砂巖，準噶爾盆地南緣超深層白堊系清水河組砂巖，準噶爾盆地阜康凹陷斜坡區二疊系上烏爾禾組砂礫巖8等。對于深層一超深層碎屑巖，特別是中生代以前的古老層系，在漫長的地質歷史時期，儲層受到復雜成巖作用和構造作用的改造，表現出高溫高壓、成巖強度大、物性差、孔隙結構復雜等特點[9-12]。儲層質量特別是儲層孔隙類型和結構控制儲層產液能力[2]，決定著深層一超深層儲層有效性及油氣勘探價值。因此，只有詳細查明深層一超深層致密儲層孔隙特征及成因，才能更好地開展儲層預測，指導油氣高效勘探開發。

阜康凹陷是準噶爾盆地東部重要的生烴凹陷，自20世紀80年代開展油氣勘探工作，陸續發現了北三臺油田、沙南油田以及數個不同層系的油藏，其中沙丘地區凸起帶之上二疊系上烏爾禾組油藏均已探明，但在此后30年間始終未獲得重大勘探突破。直至2021年，借鑒瑪湖等富烴凹陷下凹勘探的成功經驗，在阜康凹陷斜坡區部署的康探1井于二疊系上烏爾禾組獲得了高產工業油氣流，開啟了阜康凹陷斜坡區油氣勘探的新篇章。隨后部署了阜47、阜48、阜49等多口預探井，但出現了單井產量遞減快、穩產產量低、油水同出等復雜情況，制約了進一步的油氣勘探及產能建設。

阜康凹陷斜坡區上烏爾禾組儲層表現為深埋、特低孔滲、成因復雜等特點。當前，對阜康凹陷斜坡區上烏爾禾組儲層特征及控制因素認識不清，且該領域的研究報道較少，制約了該地區的油氣勘探工作。本文通過巖心、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞、物性等資料，對該區上烏爾禾組致密砂礫巖儲層的巖石學特征、物性特征及微觀孔隙特征進行研究，并從沉積、成巖等因素出發，探討儲層控制因素，以期為該區儲層評價工作提供理論依據，為下一步油氣勘探工作提供借鑒。

1 地質概況

準噶爾盆地是晚古生代以來形成的中國西部大型疊合盆地[13]。晚石炭世一早二疊世，海西運動造成的強烈擠壓形成了早期的前陸盆地，同時奠定了盆地隆坳相間的古構造格局；中一晚二疊世，隨著造山活動的減弱，盆地整體進入陸內坳陷階段，穩定沉降擴大了沉積范圍，中一上二疊統沉積于各坳陷中，并向凸起區超覆；三疊紀以后盆地進入繼承性的統一坳陷沉積階段[14]

阜康凹陷位于準噶爾盆地東南部，東鄰北三臺凸起，西接莫南凸起，南抵準南山前沖斷帶，北至白家海凸起和莫索灣凸起，為一自海西期以來持續發育的大型凹陷區，面積約 9 300km² 。阜康凹陷東斜坡構造演化特征與北三臺凸起的形成與演化密切相關，北三臺凸起是一個持續性的古隆起，受海西、印支、燕山、喜馬拉雅等多期次構造運動的影響[15]，從阜康凹陷東斜坡向北三臺凸起高部位發育多套地層尖滅，北三臺凸起中心部位是由石炭系基底古隆起構成的核心部分。海西構造運動使北三臺地區抬升，二疊系蘆草溝組向構造高部位超覆沉積，逐漸減薄，上二疊統上烏爾禾組沉積穩定，厚度為 100～650m 。斷陷期造山帶的強烈隆升為隨后的坳陷期沉積帶來了充足的物源，中上二疊統發育多個扇三角洲沉積體。研究區位于阜康凹陷東斜坡區（圖1），上烏爾禾組儲層埋深除阜48井超過 4500m 外，其余井均超過 5000m ，屬于深層儲層的范疇[18]。阜康凹陷東斜坡區按照構造可分為阜北、阜中和阜南三個凹槽，前期鉆井主要位于阜中凹槽。阜康凹陷上烏爾禾組為退積型扇三角洲沉積，阜中凹槽沉積受來自東部沙奇凸起以及南部西泉凸起雙物源影響，從烏一段到烏三段，湖平面上升，砂體不斷向凸起帶超覆，烏一段和烏二段為主力儲層發育段，烏三段主要沉積泥巖，為區域性蓋層（圖1）。

2 儲層特征

2.1儲層碎屑成分以巖屑為主

根據康探1等7口井100余塊巖心薄片鑒定結果，上烏爾禾組儲層巖石類型主要為巖屑砂（礫）巖（圖2），成分成熟度低。其中石英含量介于 1%～ 18% ，平均為 6.9% ；長石含量介于 1%～22% ，平均為7.6% ；巖屑含量介于 68%～100% ，平均為 85.5% ，巖屑成分主要為火山巖，以凝灰質巖為主，含量占巖礦組分的 70% 以上，其次為安山巖、霏細巖，少量的花崗巖。平面上，巖礦成分差異不大；垂向上，烏一段砂礫巖巖屑含量更高，烏二段（含礫）砂巖長石含量更高。儲層填隙物類型主要為黏土礦物 （5%～15% ）方解石 0～10% 和硅質（ （1%～3%） ，部分砂巖中見濁沸石 （0～2% 。X射線衍射結果顯示，埋深 5000m 以深的樣品黏土礦物以伊蒙混層為主（平均為 54.3% ），其次為綠泥石（平均為 37.2% 和伊利石（平均為 8.6% ），不含高嶺石，伊蒙混層比為 25% ；埋深 4500m 左右的樣品黏土礦物以蒙皂石為主（平均為 52% ），其次為綠泥石（平均為 39% ）和少量的伊利石（平均為 9% ），也不含高嶺石。

2.2儲層物性為特低孔隙度、特低滲透率

根據康探1等400余塊巖心常規物性分析結果（圖3），研究區上烏爾禾組儲層基質孔隙度介于0.8%～10.8% ，平均為 5.8% ，基質滲透率介于 0.01× 10^-3～21.80×10^-3μm² ，平均為 0.05×10^-3μm² ，為特低孔隙度、特低滲透率儲層。不同巖性孔隙度略有差異，砂礫巖孔隙度介于 ，平均為 5.6% ，滲透率介于 0.01×10^-3～4.51×10^-3μm²， 平均為 0.07×10^-3μm² 含礫中粗砂巖孔隙度介于 2.3%～9.6% ，平均為 6.4% 滲透率介于 0.01×10^-3～1.79×10^-3μm²， 平均為 0.04× 10^-3μm² ；細砂巖孔隙度介于 1.4%～10.7% ，平均為5.5% ，滲透率介于 0.01×10^-3～21.8×10^-3μm²， 平均為0.03×10^-3μm² 。總體來看，含礫中粗砂巖孔隙度稍高，砂礫巖和細砂巖孔隙度較低。

2.3儲集空間以微孔和裂縫為主

根據鑄體薄片、場發射掃描電鏡、激光共聚焦顯微鏡觀察結果，阜康凹陷斜坡區上烏爾禾組儲層儲集空間以微孔和微裂縫為主。

2.3.1 微孔

在研究區上烏爾禾組大部分砂礫巖中，鑄體薄片未見明顯的孔隙（顯孔），礫石之間多被蒙皂石和伊蒙混層黏土礦物充填（圖 4a ）。但在場發射掃描電鏡下可以看到蒙皂石以及伊蒙混層具有豐富的晶間孔隙（圖4b，c），孔隙直徑介于 1～3μm 。激光共聚焦顯微鏡下可以看到粒間黏土礦物晶間微孔發綠色激光（圖4d），同時熒光薄片下黏土礦物的晶間微孔具有黃色熒光（圖4e），表明晶間微孔可以成為油氣賦存的空間。

2.3.2 溶孔

研究區上烏爾禾組溶孔整體欠發育，僅在部分含礫砂巖中見到，溶蝕物質主要為粒間濁沸石膠結物，以及少量的長石、巖屑顆粒（圖 4f～g ）。粒間溶孔的孔徑較大，一般介于 50～200μm ，鑄體薄片就可以清楚地識別，激光共聚焦顯微鏡下長石溶孔具有梳狀的溶蝕特征（圖 4h ）。長石溶蝕的伴生產物為高嶺石，巖礦特征顯示上烏爾禾組黏土礦物缺少高嶺石，也間接印證了該套儲層整體長石溶蝕作用弱的特點。

2.3.3 微裂縫

微裂縫在研究區上烏爾禾組儲層中最為常見，鑄體薄片下可見穿過顆粒的微裂縫（圖4i），裂縫開度介于 5～10μm 。激光共聚焦顯微鏡下可觀察到微裂縫非常發育（圖4j -k ），但需要注意的是，部分礫石邊緣的礫緣縫是由于采樣過程中的應力釋放造成的假縫，此類裂縫可以進一步通過熒光薄片加以辨別，熒光薄片下原位微裂縫具有淡藍色的熒光，而礫緣縫不發光（圖41）。

2.4儲層孔隙結構以微孔微喉為主

本次研究采用高壓壓汞來表征高壓壓汞儲層孔隙結構，高壓壓汞的最大進汞壓力為 180MPa ，進汞孔隙半徑為 0.004μm ，對于微孔隙具有很好的表征效果。高壓壓汞結果顯示（圖5），研究區上烏爾禾組儲層壓汞曲線排驅壓力整體較高，孔喉半徑較小、分選差，整體上屬于微孔微喉結構特征。其中砂礫巖和細砂巖壓汞曲線表現出類似的孔隙結構特征，壓汞排驅壓力超過 13MPa ，平均孔喉半徑介于 10～ 15nm，40nm 左右的孔喉對滲透率起主要作用；含礫中粗砂巖孔隙結構稍好，排驅壓力在 2MPa 左右，平均孔喉半徑介于 100～180nm 400nm 的孔喉對滲透率起主要作用。

3儲層成巖作用特征

3.1 壓實作用

壓實作用是造成原生孔隙損失最重要的成巖事件，一般機械壓實作用影響的深度范圍在 2500m 以淺，埋深超過 2500m ，以化學壓實（壓溶）作用為主[。研究區上烏爾禾組儲層埋深大，普遍超過

（a）粒間伊利石充填，阜49井 5397.91m，P₃w ，砂礫巖；（b）絲縷狀伊利石具有大量的晶間孔隙，阜48井， 4538.36m，P₃w ，砂礫巖；（c）水云母化伊利石具有晶間孔 隙，康探1井， 5086.00m，P₃w ，含礫砂巖；（d）粒間泥雜基微孔發育，康探5 576.05m，P₃w 砂礫巖;（e）粒間泥雜基發淡黃色熒光，阜49井 ，5397.91m，P₃w ，砂礫 巖；（f）粒間濁沸石及長石溶孔，孔隙見硅質沉淀，阜48井， 4516.00m，P₃w ，含礫中砂巖； Π（Π_g） 粒間濁沸石溶孔，康探1井， 5052.00m，P₃w ，含礫中砂巖；（h）長石溶 孔，阜47井， 5119.00m，P₃w ，砂礫巖；（i）微裂縫切穿泥巖巖屑，阜49井， 5403.83m，P₃w ，砂礫巖；（j）砂礫巖微裂縫發育，康探5井， ，5973.22m，P₃w ，砂礫巖；（k）微 裂縫，阜47井， 5134.70m，P₃w ，砂礫巖;（1）原位微裂縫具熒光，礫緣人工縫無熒光，阜47井 ，5134.70m，P₃w ，砂礫巖

5000m ，壓實作用強，鏡下壓實作用的表現有塑性巖屑變形以及假雜基化，部分石英、長石等剛性顆粒破裂，顆粒接觸關系以線接觸和線一凹凸接觸為主。引人視壓實率參數定量表征壓實作用的強度，結合鑄體薄片、物性資料分析，研究區上烏爾禾組儲層視壓實率介于 68.2%80.3% ，平均為 75.4% ，屬于強壓實。

3.2 膠結作用

研究區上烏爾禾組膠結作用主要有方解石膠結、硅質膠結和濁沸石膠結。方解石膠結物是研究區最常見的膠結物類型，含量介于 2%～15% 。通過陰極發光測試，識別出兩期方解石膠結物，早期方解石呈基底式膠結，發亮黃色光（圖6a），晚期方解石呈斑塊狀，發橘黃色光（圖6b）。硅質膠結物生長受溫度、時間、石英比表面積等因素的影響，其中溫度對硅質膠結物影響最大，研究區上烏爾禾組儲層埋深時間長、深度大，現今地層溫度超過 130^°C ，達到硅質膠結物快速生長的溫度區間。研究區儲層石英普遍發育次生加大（圖6c），加大程度較高。硅質膠結物含量介于 0.5%～3.0% 。研究區部分井段中可見濁沸石膠結物，含量介于 1%～4% 。濁沸石在偏光顯微鏡下呈現一級灰白干涉色（圖6d），常呈連生狀晶體，半充填或全充填粒間孔隙，掃描電鏡下呈短柱狀，解理發育（圖6e）。濁沸石膠結物形成受母巖類型、流體環境、溫壓條件等多種因素控制，火山物質堿性流體條件下水解一濁沸石化石是研究區濁沸石形成的重要途徑2。研究區上烏爾禾組儲層含大量的中基性火山巖屑，極易水解水化，具備形成濁沸石的物質基礎。

（a）早期方解石膠結物陰極發光呈亮黃色，康探5井 ，5978.80m，P₃w ，砂礫巖;（b）晚期方解石膠結物陰極發光呈橘紅色，阜49井， 5402.00m，P₃w ，砂礫巖； （c）硅質膠結，阜53井， ，5631.00m ，Pu，砂礫巖；（d）濁沸石膠結物，康探5井， 6043.00m ，Pu，砂礫巖； η（e） 掃描電鏡下濁沸石膠結物節理發育，阜47井， 5134.10m，P₃w ，砂礫巖；（f）長石溶蝕，阜49井， 5409.00m，P₃w ，含礫砂巖

3.3 溶蝕作用

溶蝕作用主要發生在中成巖階段，表現為長石、火山巖屑以及濁沸石膠結物在酸性介質條件下發生溶解，形成次生孔隙。最普遍的溶蝕現象為長石沿解理縫方向發生溶蝕，呈鏤空狀及窄片狀（圖6f）。研究區溶蝕作用整體發育程度較低，溶孔面孔率普遍介于 0.5%～1.0% 。

3.4 成巖作用階段劃分

通過成巖礦物特征分析，結合區域埋藏史和孔隙演化的綜合研究，建立研究區上烏爾禾組成巖一孔隙演化模式（圖7）。早成巖期最重要的成巖作用是壓實作用、早期方解石膠結作用；中成巖期最重要的作用是蒙皂石伊利石化作用、石英膠結作用以及局部的溶蝕作用。早成巖期儲層孔隙由壓實作用、方解石膠結作用減小至 15% 左右，隨后中成巖期在伊利石、石英膠結等作用下進一步減小至現今的 5% 左右。

4儲層控制因素分析

4.1沉積微相控制儲層性質差異性

沉積作用是控制儲層性質的基礎，不同沉積微相形成的水動力條件存在差異，直接影響沉積物的構造、巖相組合類型、粒度、分選以及泥質含量等。沉積作用一方面決定儲層原始孔隙的發育和分布，另一方面影響后期成巖作用的強度與演化過程，因此不同沉積微相砂體具有不同的孔隙發育特征[2]

烏一段為斷陷一凹陷轉換構造早期的碎屑流水道沉積，沉積物快速堆積，粒度粗且分選相對較差，巖性以中細礫巖一砂質細礫巖為主，層理不明顯，整體呈塊狀；烏二段沉積時期，水動力減弱，沉積物粒度變細，烏二段底部以水下分流河道微相含礫中粗砂巖沉積為主，巖心呈斜層理以及粒序層理；烏二段頂部水動力條件進一步減弱，沉積三角洲分流河道遠端一遠砂壩微相的細砂巖，巖心呈水平層理。將研究區上烏爾禾組主要的儲集巖相劃分為碎屑流水道塊狀砂礫巖相、水下分流河道斜層理含礫粗中砂巖相以及遠砂壩水平層理細砂巖相（圖8）。根據薄片鑒定結果，碎屑流水道砂礫巖泥質含量普遍超過10% ，水下分流河道含礫中粗砂巖泥質含量一般為5%～8% ，遠砂壩微相細砂巖粒度細，塑性巖屑和泥質含量也較高 6%～10% 。鑄體薄片和掃描電鏡特征均表明，含礫粗中砂巖發育微米級別的溶蝕孔隙，面孔率和孔隙度也更高，表明沉積微相對研究區上烏爾禾組致密儲層性質起到先天的控制作用。

4.2高黏土雜基是造成儲層整體低滲的物質基礎

阜康凹陷斜坡區儲層填隙物以黏土礦物為主，是造成深埋儲層低孔、低滲的重要因素。通過X射線衍射結合掃描電鏡和能譜分析，識別出黏土礦物主要類型為蒙皂石、伊蒙混層。伊蒙混層呈片狀，掃描電鏡能譜具有更高的K含量（圖9a，b），蒙皂石呈絲縷狀，掃描電鏡能譜K含量較低（圖9c，d）。研究區伊利石與沉積時期火山灰填隙物蒙皂石化、伊利石化有關，砂巖中大量的火山巖屑表明沉積時期物源區富含火山碎屑。蒙皂石向伊利石轉化的反應化學方程式如下。

4.5K⁺+8Al³⁺+ 蒙皂石 伊利石 +Na⁺+2Ca²⁺+2.5Fe³⁺+ 2Mg²⁺+3Si⁴⁺+10H₂O （1）

蒙皂石伊利石化反應要求有豐富的 K⁺ 來源，地層流體中的 K⁺ 主要來自鉀長石的溶解，鉀長石的溶蝕在粒間沉淀高嶺石的同時釋放大量的 K⁺ ，其化學反應方程如下：

阜康斜坡區上烏爾禾組長石溶蝕作用并不發育，但西側北三臺凸起區鉀長石溶蝕作用非常普遍[2，推測北三臺凸起區鉀長石經大氣水淋濾下滲是研究區上烏爾禾組富K地層流體的主要來源。

從平面分布上看，距西泉凸起物源距離越遠，儲層黏土雜基含量較低。沉積物的風化元素指標，如化學蝕變指數（CIA）、化學風化指數（CIW）、Parker風化指數（WIP）和斜長石蝕變指數（PIA）等，廣泛應用于碎屑巖源區的風化作用強度分析[22-23]。其中，CIA、CIW和PIA的數值介于50＼～100，隨著化學風化作用（a）阜49井，5402.83 φ_m，P3w ，砂礫巖，伊利石特征;（b）伊利石能譜特征（圖9a黃色點為能譜點位）；（c）阜48井，4540.61 m，P₃w ，灰色砂礫巖，蒙皂石；（d）蒙皂石能譜特征（圖9c黃色點為能譜點位）

強度增強而增大，而WIP值變化趨勢相反，隨著化學風化作用強度增強，數值趨向于 0^[22，24] 。全巖XRF元素分析結果顯示，高黏土雜基井段（如康探5井、阜47井、阜48井）樣品的CIA值介于82.3＼～92.4，平均為88.3，指示強烈的風化作用，而相對低黏土雜基井段（如阜49井）樣品的CIA值明顯降低（平均為87.2），反映相對較低的風化程度（圖10）。CIW和PIA的變化規律與CIA的一致，在高黏土雜基井段較高，分別為90.3和88.4，而在低雜基井段明顯較小，分別為88.4和86.7。此外，WIP值變化也反映相同的風化規律，高黏土雜基井段平均值為12.9，明顯低于低雜基井段（平均為15.0），顯示更強的風化特征。這些結果說明，源區風化強度直接影響黏土雜基的分布。前人研究表明，東北部克拉美麗山物源以不易風化的中酸性火山巖為主，南東向博格達山物源以較易風化的中基性火山巖為主825，證實了黏土雜基的分布與物源相關。

4.3成巖壓實和膠結作用造成儲層進一步低滲

沉積作用決定了儲層原始面貌，成巖作用是造成深層砂巖儲層致密化的重要因素，強烈的壓實、膠結和黏土礦物轉化造成儲層孔隙減小、喉道變窄，孔隙結構變差]。壓實作用對阜康凹陷斜坡區上烏爾禾組儲層造成了不可逆的影響，對儲層孔隙結構造成的破壞最大，機械壓實作用是成巖初期砂巖減孔的主要原因。砂巖成分、分選以及埋藏深度是影響壓實作用的最重要因素。研究區上烏爾禾組砂巖成分成熟度和結構成熟度均低，巖屑含量超過 85% ，石英和長石等剛性顆粒含量低于 15% ，大量的蝕變火山巖巖屑極大削弱了巖石的抗壓能力，因此壓實作用極強。膠結作用對孔隙結構的破壞具有“多類型和多期次”的特點。方解石是最主要的減孔膠結物類型，其次為濁沸石和硅質膠結物。研究區儲層中蒙皂石雜基向伊利石轉化過程中釋放出各種組分，這些組分在儲層成巖膠結物中均有發現。蒙皂石開始向伊利石轉化的溫度大約在 60^°C 左右，釋放的Ca²⁺ 和地層水中的碳酸根結合，以方解石膠結物的形式產出，當溫度超過 60^°C～100^°C 時，蒙皂石伊利石化釋放的二氧化硅將以硅質膠結的形式產出，這些膠結物對儲層孔隙結構造成巨大的破壞。方解石膠結物未見溶蝕現象，是碳酸鹽礦物溶蝕的化學熱力學和動力學作用雙重控制的結果2。濁沸石膠結物雖然隨著后期酸性地層水的注入發生溶蝕，形成部分次生孔隙，但整體溶蝕程度較弱，對儲層的改善作用非常有限。

4.4晚期壓力傳導型超壓不能保護原生孔隙

地層超壓可以減小巖石所承受的有效應力。地層超壓對儲層原生孔隙的影響取決于超壓發生的時間，如果地層超壓形成于大規模機械壓實作用之前（通常認為埋深小于 2500m ，超壓對原生孔隙保存有建設作用，如果地層超壓形成時間晚，超壓并不能保存原生孔隙。研究區上烏爾禾組普遍發育地層超壓，超壓系數從凸起向凹陷區逐漸增高，阜48井地層壓力系數為1.55，康探1井、阜49井地層壓力系數近 1.80 。垂向有效應力以及泥巖密度和泥巖深度速度的交會圖表明（圖11），超壓段泥巖聲波速度與垂向有效應力以及密度的關系均與正常壓實段一致，并非欠壓實等成因27。結合區域壓力系數從凹陷向斜坡部位變小的特點，綜合推測研究區上烏爾禾組超壓可能是應力傳導成因，系凹陷內蘆草溝組烴源巖生烴引起的超壓沿斷層和裂縫側向傳導至上烏爾禾儲層中。阜康凹陷二疊系蘆草溝組烴源巖晚三疊一早侏羅世開始進入生烴門限，晚侏羅一早白堊世進入生烴高峰2，研究區上烏爾禾組大規模油氣聚集發生在晚侏羅一早白堊世，結合區域埋藏史一成巖史可知，此時上烏爾禾組儲層埋深已超過3000m ，成巖階段已處于中成巖B期，機械壓實作用完成對顆粒的調整，超壓形成時間晚，對保護原生孔隙意義不大。

4.5裂縫有效改善儲層滲透性

阜康斜坡區上烏爾禾組整體基質孔隙發育較差，但部分井段試油獲得了較高的產量，如康探1井烏一段日產油 114.54t ，阜49井烏一段日產油86.42t 原油日產量和裂縫線密度具有很好的相關性（圖12），表明裂縫改善了儲層的孔隙結構，極大增強了儲層的滲透率。地層超壓能支撐地下裂縫開度，進一步提升裂縫有效性，前人通過高孔隙壓力條件下的儲層物性實驗證實，隨著孔隙壓力的增加，儲層滲透率也大幅增加，裂縫和超壓共同作用造成儲層油氣高產。通過解釋成像測井資料發現，康探1測試層段發育明顯的中高角度開啟縫，裂縫線密度為2.2條 /m ，阜49井裂縫測試段裂縫線密度也達1.24條 /m ，而阜48井測試段裂縫相對不發育，小于1條 /m 。平面上裂縫發育和斷裂密切相關，靠近大斷裂的井位，裂縫更發育。

5 對下一步油氣勘探的啟示

上述研究表明上烏爾禾組儲層具有裂縫一孔隙雙重介質特點，裂縫是油氣高產的必要條件，基質孔隙是深層致密油藏油氣穩產的基礎2，尋找裂縫和基質孔隙相對發育段是油氣高效勘探和效益動用的關鍵[8]。前文所述，碎屑流水道砂礫巖泥質含量高，孔隙結構差；水下分流河道砂體基質孔隙相對發育，孔隙結構較好。由沉積特征可知，烏一段沉積期為填平補齊的碎屑流水道砂礫巖沉積，水下分流河道砂體主要發育在烏一段頂部和烏二段底部（圖13），后期可針對這兩套砂體進行水平井開發。阜中凹槽上烏爾禾組儲層黏土主要受西泉凸起物源的影響，一方面沉積物近源搬運、快速堆積、缺少淘洗，另一方面中基性物源較易風化產生大量黏土礦物。阜北凹槽受克拉美麗中酸性物源影響，沉積物搬運距離遠，且不易風化，推測儲層泥質含量較低，是下一步油氣勘探的有利領域。

6結論

（1）阜康凹陷斜坡區上烏爾禾組發育特低孔、特低滲型砂礫巖儲層；孔隙類型以微孔和裂縫為主，孔隙結構以小孔微喉為主，整體連通性差。

（2）沉積微相是控制上烏爾禾組儲層物性差異性的基礎，碎屑流水道砂礫巖和遠砂壩細砂巖泥質含量高、物性差，水下分流河道含礫中粗砂巖物性相對較好；高伊利石黏土雜基和成巖壓實及膠結作用是造成儲層致密低滲的主要因素；晚期壓力傳導型超壓未能保護原生孔隙；裂縫有效改善儲層滲透性，是油氣高產的主要原因。

（3）烏一段頂部和烏二段底部水下分流河道含礫砂巖泥質含量相對較低，基質孔隙發育，儲層性質較好；遠離西泉凸起物源影響的阜北凹槽區是下一步油氣勘探的有利領域。

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Abstract：[Objective] The Permian Upper Urho Formationalong the eastern slope area of Fukang Sag is an importantoil and gas exploration formation in the Junggar Basin.However，thedeepconglomeratereservoir is tight，and the unclear reservoir characteristics and controling factors restrict further oil and gas exploration and development. [Methods] Through core observations，casting thin sections， physical properties，scanning electron microscopy， high-pressure mercury injection curves，and other data，the petrological characteristics，physical properties，pore characteristics，andcontroling factors ofthetightconglomeratereservoirof the Upper UrhoFormationintheslopearea of Fukang Sag were studied.[Results]（1） the reservoir is composed of lithic sandstone with ultra-low porosityand permeability；（2）the pore types consist of micropores and fractures，andthe pore structure is characterized by small pores and micro throats，with poor connectivity；and（3）sedimentary microfacies are the basis for strong reservoir heterogeneity. Conglomerates deposited in clastic flow channels and fine sandstones deposited in far sandbars have high matrix content and poor physical properties，whereas conglomeratic sandstonesdeposited in underwaterdistributary channels have relatively good physical properties.The high ilite matrix，diagenetic compaction，and cementationare the main factors causing reservoir tightness.Late stage overpressure origin by pressure conduction cannot preserve primary pores.Fractures improve reservoir permeability leading to high oil and gas production.[Conclusions] The conglomeratic sandstone in the underwater distributary channel at the top of P₃w₁ and bottom of P₃w₂ hasa relativelylow matrix content，developed matrix pores，and good reservoir properties.The Fubei area，far from the influence of provenance of the Xiquan uplift，is a favorable area for further oil and gas exploration.

Key Words： tight conglomerate；deep buried reservoir； diagenesis；controlling factors；Fukang Sag；Upper Urho Formation;Junggar Basin