準噶爾盆地腹部深層儲層物性保存過程多因素耦合分析

高崇龍，紀友亮，高志勇，王劍，任影，劉大衛(wèi)，段小兵，桓芝俊，程同冉

1.中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 1022492.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 1022493.中國石油勘探開發(fā)研究院實驗研究中心，北京 1000834.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，克拉瑪依 834000

準噶爾盆地腹部深層儲層物性保存過程多因素耦合分析

高崇龍1,2，紀友亮1,2，高志勇3，王劍4，任影1,2，劉大衛(wèi)1,2，段小兵1,2，桓芝俊1,2，程同冉1,2

1.中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 1022492.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 1022493.中國石油勘探開發(fā)研究院實驗研究中心，北京 1000834.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，克拉瑪依 834000

準噶爾盆地腹部莫索灣地區(qū)深層三工河組儲層主體埋深在3 800～4 600 m之間，但儲層物性條件相對優(yōu)越，是盆地腹部油氣勘探和發(fā)現(xiàn)的重點層位之一，因此明確其優(yōu)質(zhì)儲層物性保存多因素耦合關(guān)系及成因機理對后期油氣勘探開發(fā)具有重要意義。通過巖石薄片、掃描電鏡、物性、黏土礦物X衍射等分析測試及鉆測井資料，在物性保存單因素分析基礎(chǔ)上，結(jié)合地層埋藏史及區(qū)域構(gòu)造演化，從多因素間演化匹配關(guān)系出發(fā)詳細討論了莫索灣地區(qū)三工河組深層優(yōu)質(zhì)儲層的物性保存過程。結(jié)果表明：優(yōu)勢沉積條件、地層超壓、成巖流體堿性到酸性的轉(zhuǎn)變、較低的古地溫，4類單因素分別使儲層物性得以有效保存。而儲層物性保存過程最終可劃分為5個演化階段，且在不同演化階段物性保存的主控因素也不同。緩慢淺埋期主控因素為淺埋深和地層超壓的初始形成；第一次快速深埋早—中期為地層超壓；第一次快速深埋晚期至緩慢深埋早—中期由超壓轉(zhuǎn)變?yōu)槟z結(jié)物的固結(jié)；緩慢深埋中—后期為低地溫梯度及有機酸的溶蝕；第二次快速深埋—現(xiàn)今為超壓及地溫梯度的降低，并最終建立三工河組綜合成巖及油氣聚集模式。

準噶爾盆地腹部；三工河組；深層儲層；物性保存過程；多因素分析

0 引言

隨著我國中淺層油氣勘探開發(fā)程度的提高及油氣需求的日益增長，油氣勘探不斷向深層拓展，深層油氣勘探的關(guān)鍵問題之一就是是否存在優(yōu)質(zhì)儲層，全球范圍含油氣盆地研究[1]表明，在一定地質(zhì)條件下，深層仍可發(fā)育有異常高孔滲碎屑巖儲層。因此有關(guān)深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層物性保存控制因素分析是深層油氣勘探開發(fā)所要解決的關(guān)鍵問題[1-2]。而關(guān)于深層的界定，國內(nèi)外仍存在一定的差異，國外主要指埋深在4 000 m以下的地層，而我國大部分學者以3 500 m、4 500 m分別作為中深層與深層、深層與超深層的劃分標準[3-4]。盡管在劃分深度上有所差異，但國內(nèi)外學者針對深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層成因進行了大量的探討，概括來說優(yōu)質(zhì)儲層主要受控于沉積條件、異常高壓、成巖流體性質(zhì)、古地溫、熱循環(huán)對流、膏鹽效應(yīng)、烴類充注“七類因素”[4-9]。而不同地質(zhì)條件下深層儲層物性保存的各控制因素間既相互聯(lián)系又相互獨立，既相互制約又相互促進，因此深層優(yōu)質(zhì)儲層不是單因素成因，而是多因素在時空上耦合的結(jié)果。目前，國內(nèi)外學者從單因素或主控因素角度分析深層優(yōu)質(zhì)儲層成因的研究成果較為豐碩，但從多因素間的時空耦合關(guān)系來探討深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層的物性保存過程相對薄弱，且尚無系統(tǒng)討論。

準噶爾盆地腹部莫索灣地區(qū)三工河組儲層主體埋深在3 800～4 600 m，處于如此深埋條件下儲層仍具有較優(yōu)越的物性條件：儲層平均孔隙度為13.28%；平均滲透率為26.09×10-3μm2，因此三工河組是盆地腹部侏羅系主力含油層段。關(guān)于三工河組深層優(yōu)質(zhì)儲層成因，主要觀點有相對較高的結(jié)構(gòu)成熟度及石英加大[10]、有利的沉積相帶[11]、次生溶蝕帶發(fā)育[12]、異常高壓[13]是儲層物性保存的成因機制。然而筆者在研究中發(fā)現(xiàn)，三工河組深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層物性保存并非成因于某一主控因素，而是多因素在時間和空間上的耦合成因。本文在單因素分析基礎(chǔ)上，從多因素間的演化匹配關(guān)系探討三工河組優(yōu)質(zhì)儲層的保存過程。這不僅對豐富深層儲層成因認識有一定的理論價值，而且對指導(dǎo)優(yōu)質(zhì)儲層分布預(yù)測有重要的實際意義。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

莫索灣地區(qū)位于準噶爾盆地腹部中心位置，南鄰昌吉凹陷，北接盆1井西凹陷及東道海子凹陷(圖1a，b)，油氣運聚條件十分有利。三工河組為在湖盆擴張期濕潤氣候條件下發(fā)育的一套碎屑巖系，總體呈下細上粗再細的旋回沉積特征，并可自下而上劃分為三個巖性段，分別為三一段(J1s1)、三二段(J1s2)、三三段(J1s3)(圖1c)。三一段沉積期湖水范圍擴大，水體加深，主要發(fā)育湖相細粒碎屑巖沉積。三二段沉積期，湖盆水體收縮，發(fā)育一推進式分布廣的辮狀河三角洲，并以前緣厚層含礫粗砂巖及中、細砂巖為特征，且區(qū)域大范圍連片[10-11]，是有利的油氣儲集層段。而三三段沉積期湖盆水體再次擴張，使得整個盆地腹部再次覆蓋一套湖相深灰色泥巖沉積。整體上，研究區(qū)三工河組儲層埋深在3 300～5 100 m之間，向盆地兩側(cè)埋深逐漸減小(圖1d)。

2 儲層基本特征

2.1 巖石學特征

莫索灣地區(qū)三工河組儲層巖石類型以長石質(zhì)巖屑砂巖為主，其次為長石巖屑砂巖及巖屑砂巖(圖2)，整體上砂巖的成分成熟度較低，以富含巖屑為主要特征，巖屑平均含量為45%，最大可達90%以上。而巖屑組成中普遍含以凝灰?guī)r巖屑為主的塑性巖屑，凝灰?guī)r巖屑含量平均為27.2%，最大可達59%。儲層泥質(zhì)雜基含量低，一般小于5%，同時碎屑顆粒分選較好，磨圓以次棱角—次圓為主，顆粒支撐，儲集砂體粒級偏細，以中、細砂巖為主，次為中粗砂巖?？傮w上，三工河組砂巖以較低成份成熟度、較高結(jié)構(gòu)成熟度為特征。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)及物性特征

通過巖石鑄體薄片孔隙類型分析及掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，盡管三工河組主體埋深在3 800 m以下，但儲集空間類型仍以粒間孔為主，平均占各孔隙類型比重的86%，包括原生粒間孔(圖3a，b)及被膠結(jié)物部分充填后保存的剩余粒間孔(圖3c，d，e)。其次為溶蝕孔隙，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及膠結(jié)物溶蝕孔隙(圖3 g～k)，平均比重12%。微裂縫較不發(fā)育，僅在個別壓實程度較強的薄片中可見，一般切穿整個剛性碎屑顆粒(圖3l)，其所占比重平均為2%。壓汞測試資料顯示，儲層排驅(qū)壓力在0.01～3.95 MPa之間，平均為0.39 MPa；最大孔喉半徑在0.23～73.52 μm之間，平均為7.641 μm，總體屬中孔—細微喉型儲層。

圖1 莫索灣地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置及三工河組地層發(fā)育特征Fig.1 Regional tectonic location and Sangonghe Formation characteristics of Mosuowan area

圖2 莫索灣地區(qū)三工河組巖石類型圖解Fig.2 Rock type diagram of Sangonghe Formation in Mosuowan area

儲層物性資料分析(圖4)表明，三工河組砂體孔隙度分布主要集中在10%～16%之間，滲透率大于10×10-3μm2的樣品數(shù)占32.4%，總體屬低孔低滲—中孔中滲型儲層，但相對于其埋藏深度來說這一物性條件已十分優(yōu)越，且儲層孔滲呈現(xiàn)較好的正相關(guān)線性關(guān)系，再次反映儲層儲集空間以粒間孔為主，總體上看三工河組儲層屬典型的深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層。

圖3 三工河組儲層儲集空間類型及主要成巖作用鏡下特征a.細砂巖，原生粒間及剩余粒間孔發(fā)育，顆粒間呈點—線接觸，可見塑性泥巖巖屑變形，盆參2井，4 490.6 m；b.中細砂巖，原生粒間孔及剩余粒間孔發(fā)育，顆粒間點—線接觸，局部顆粒呈漂浮狀，塑性巖屑變形假雜基化，盆5井，4 268.47 m；c.細砂巖，原生粒間孔部分被自生石英微晶膠結(jié)物占據(jù)，孔喉配置優(yōu)越，喉道屬孔隙縮小型，莫4井，4 397.92 m；d.細砂巖，原生粒間孔被自生石英、自生綠泥石包殼及自生高嶺石部分充填后剩余粒間孔，莫4井，4 397.03 m；e.細砂巖，原生粒間孔被大量自生高嶺石及自生石英、自生綠泥石包殼充填后剩余粒間孔，莫4井，4 395.98 m；f.細砂巖，原生粒間孔被大量方解石膠結(jié)物完全充填，莫7井，4 227.19 m；g.中砂巖，原生粒間孔及一定粒間溶孔形成的混合型孔隙，石英顆粒局部邊緣呈港灣狀，莫1井，4 378.2 m；h.中粗砂巖，溶蝕孔隙發(fā)育，多為長石顆粒的粒內(nèi)及粒緣溶蝕，溶蝕產(chǎn)物可見大量斑狀高嶺石，莫102井，4 254.88 m；i.細砂巖，長石碎屑顆粒溶蝕后形成的粒內(nèi)溶孔，盆5井，4 244.76 m；j.細砂巖，長石碎屑顆粒溶蝕后形成的粒內(nèi)及粒間溶蝕孔隙，莫6井，4 361.2 m；k.細砂巖，粒間碳酸鹽膠結(jié)物溶蝕，莫7井，4 227.19 m；l.中砂巖，石英顆粒內(nèi)部微裂縫，微裂縫切穿顆粒，熒光薄片，盆參2井，4 441.8 m。Fig.3 Reservoir spaces and diagenetic characteristics of clastic reservoir in Sangonghe Formation

圖4 三工河組儲層物性分布特征及孔隙度—滲透率相關(guān)性Fig.4 Characteristics of Sangonghe Formation physical properties distribution and relationship between porosity and permeability

2.3 成巖作用特征及成巖階段

研究區(qū)三工河組儲層主要成巖作用類型有壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用及交代作用，而壓溶作用不發(fā)育。其中壓實作用對儲層物性演化影響最大，壓實作用使得儲層原生孔隙相對損失量集中在40%～85%之間(圖5)，是物性損失的主要原因。但整體上儲層壓實強度并不大，屬中—強壓實，砂巖原生孔隙仍有大量保存，顆粒間主要以點—線接觸為特征。儲層膠結(jié)作用較弱，膠結(jié)物總含量一般小于3.2%，平均僅2.94%；但成分多樣，包括碳酸鹽類、硅質(zhì)、黃鐵礦、自生黏土礦物及鹽類礦物等，多為孔隙式—接觸式膠結(jié)結(jié)構(gòu)。溶蝕作用主要發(fā)育于碎屑顆粒及膠結(jié)物內(nèi)，可見石英、長石及火山巖巖屑的顆粒溶蝕及碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕現(xiàn)象(圖3g～k)，溶蝕顆粒邊緣呈港灣狀及不規(guī)則狀。而伴隨著長石及巖屑顆粒的溶蝕蝕變，鏡下可見自生高嶺石的大量產(chǎn)出及其對長石的交代現(xiàn)象(圖3h)。

三工河組60塊樣品X衍射黏土礦物成分分析及鏡質(zhì)體反射率Ro數(shù)據(jù)顯示，三工河組儲層Ro值在0.38～0.85之間，伊蒙混層比在15%～60%之間，同時石英次生加大級別為Ⅰ～Ⅱ級，自生微晶石英晶體小而且并未大量出現(xiàn)，僅部分石英顆粒發(fā)育加大邊，同時石英次生加大邊較窄。因此依據(jù)中國石油天然氣行業(yè)標準(SY/T5477—2003)成巖階段劃分方案及主要標志，三工河組所處成巖階段仍較早，整體上處于早成巖B期—中成巖A期。各成巖階段成巖特征差異及成巖序列詳見后文討論。

圖5 壓實作用和膠結(jié)作用在孔隙度損失中的貢獻Fig.5 The contribution of compaction and cementation in loss of porosity evolution

3 物性保存單因素分析

3.1 沉積條件

3.1.1 深層優(yōu)質(zhì)儲層的“源控”

三工河組儲層富含各種巖屑，巖屑含量，尤其是以凝灰?guī)r巖屑為代表的塑性巖屑含量在很大程度上決定了儲層壓實程度的強弱。從塑性巖屑含量與儲層視壓實率及現(xiàn)今物性相關(guān)關(guān)系(圖6a，b，c)可見，塑性巖屑含量越高，砂巖抗壓實能力越弱，視壓實率越大，從而導(dǎo)致儲層物性越急劇變差。相反，石英等剛性組分含量越多，儲層抗壓實能力越強，且剛性顆粒更易于形成裂縫而使物性得到改善。因此塑性巖屑或剛性組分含量決定著儲層物性壓實損失的大小，而砂巖碎屑成分根本上取決于母源區(qū)性質(zhì)及物源條件，因此相同地質(zhì)條件下塑性巖屑含量少的物源體系勢必具有相對優(yōu)越的儲層物性保存條件。

3.1.2 深層優(yōu)質(zhì)儲層的“相控”

砂體原始物性隨碎屑顆粒分選程度的增大而增大[14]；同時砂體分選系數(shù)與視壓實率及現(xiàn)今物性相關(guān)關(guān)系顯示(圖6d，e，f)，隨著分選系數(shù)的增大，即分選變差，儲層視壓實率增大，物性損失也越嚴重。而通過砂巖粒級與物性關(guān)系統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)(表1)，物性自粉砂巖向粗砂巖依次變好，但砂礫巖物性較粗砂巖有所降低。究其原因，細、中、粗砂巖相對粒級大且分選好使得碎屑顆粒接觸表面積較小，顆粒間支撐力大，孔喉早期連通性好的同時后期抗壓實能力強；而砂礫巖分選相對差，使得原始物性降低，且分選降低導(dǎo)致顆粒間更易于滑動和重新排列，支撐力減小，進而加快了壓實進程。因此水動力相對較強的沉積微相，如水下分流河道中—粗砂巖物性最為優(yōu)越；位于河道底部滯留的砂礫巖相對上部砂巖物性有所降低；河口壩、灘壩等細砂巖次之，而前緣席狀砂或分流間灣內(nèi)的粉砂巖物性最差。

3.2 地層超壓

盆地腹部侏羅系內(nèi)異常高壓普遍存在[13]，壓力系數(shù)為1.24～2.07[15-16]。而地層超壓的存在使得深部泥頁巖及砂巖地層出現(xiàn)高聲波時差及低電阻率的測井異常響應(yīng)特征[13,15]，系統(tǒng)分析研究區(qū)鉆井測井資料，發(fā)現(xiàn)莫索灣地區(qū)三工河組均處于這一超壓帶內(nèi)。以莫5井為例(圖7a)，在3 990 m以淺，地層聲波時差及電阻率與深度關(guān)系表現(xiàn)為正常的平緩曲線；然而在3 990 m以深，二者出現(xiàn)偏離正常壓實趨勢的響應(yīng)特征，聲波時差增大的同時電阻率降低，即開始進入超壓帶[13,17]。流體包裹體記錄了豐富的地層流體、地層溫度和地層壓力等信息，目前利用流體包裹體均一溫度、鹽度等分析數(shù)據(jù)計算并重建沉積盆地地層壓力演化過程是地層壓力研究的重要方法[18]。文獻[19]通過對比同期鹽水包裹體與烴類包裹體計算古地層壓力的方法，恢復(fù)了盆地腹部這一地層超壓帶地史時期地層壓力的演化過程(圖7b)，地層壓力演化可劃分為早期超壓積累、中期超壓釋放、中期常壓及晚期常壓積累四個階段。而地層埋藏史(以盆參2井為代表，圖7c)可劃分為早期淺埋、中期快速深埋、后期緩慢埋藏及晚期快速深埋四個時期。將地層古壓力演化史與埋藏史疊合(圖7c)可見：淺埋藏期(約>144 Ma)地層超壓可能已經(jīng)存在并逐漸增大；快速深埋期(約144～90 Ma)，地層超壓增大達頂峰，地層壓力系數(shù)可達2.0以上；后期緩慢埋藏期(約90～24 Ma)，盡管地層超壓不斷減小并最終恢復(fù)常壓，但地層埋藏緩慢；晚期快速深埋期(約24 Ma—現(xiàn)今)，地層壓力又開始逐漸增大并再一次進入超壓狀態(tài)。可見三工河組儲層自埋藏早期地層超壓便對物性保存起到積極作用，且兩次快速深埋過程中超壓的存在有效延緩了儲層壓實強度，超壓演化顯著降低了儲層深埋條件下的物性損失。

圖6 三工河組儲層塑性巖屑含量、分選系數(shù)與儲層視壓實率、現(xiàn)今物性關(guān)系分析Fig.6 Relation between plastic clastic content and sorting coefficient with compaction rates and physical properties

巖性(樣品數(shù))不同孔隙度(?/%)范圍樣品比例/%<1010～1515～20>20平均分選系數(shù)平均初始孔隙度/%不同滲透率(K/10-3μm2)范圍樣品比例/%0.1～11～1010～5050～100>100粉砂巖(N=8)752500——71.4328.57000細砂巖(N=159)65.9230.613.4701.16(N=40)40.6577.2517.611.891.791.46中砂巖(N=141)26.2463.838.511.420.98(N=58)44.2835.2937.5113.975.148.09粗砂巖(N=34)11.7664.7114.718.821.11(N=9)41.546.0618.1830.319.0936.36砂礫巖(N=46)45.65504.3501.39(N=28)37.3835.7128.5721.4211.912.39

3.3 成巖流體性質(zhì)

3.3.1 儲層成巖流體早期堿性后期酸性的轉(zhuǎn)變

三工河組儲層內(nèi)石英碎屑顆粒，特別是自生石英微晶可見大量的溶蝕現(xiàn)象(圖3g、8a，b)，自生石英單晶體甚至被近完全溶蝕(圖8b)。而在一般成巖流體環(huán)境內(nèi)，石英比較穩(wěn)定，基本不溶解，只有當pH>8.5堿性成巖流體才會使得石英被強烈溶蝕[20]。同時儲層內(nèi)自生綠泥石十分發(fā)育，平均占自生黏土礦物總量的40.37%，并主要以顆粒環(huán)邊包膜的形式產(chǎn)出(圖8b，c，d)，這種賦存狀態(tài)的綠泥石一般是在成巖早期富Fe2+的堿性(pH=7～9)還原流體環(huán)境下所形成[21]，而通過綠泥石包膜包裹溶蝕殘存自生石英微晶這一現(xiàn)象(圖8b)可推斷石英微晶的晶出和溶蝕要早于綠泥石包殼的形成。另一種在較強堿性流體(pH>9)條件下形成的方解石膠結(jié)物[22]主要以孔隙充填狀態(tài)產(chǎn)出(圖3e)，這一膠結(jié)狀態(tài)反映其產(chǎn)出晚于綠泥石包殼的形成。同時儲層內(nèi)部還可以觀察到弱堿性地層流體環(huán)境下形成的自生莓球狀黃鐵礦[23](圖8e)及成巖流體富含大量Na+、K+等堿性金屬陽離子而形成的立方體狀石鹽單晶集合體(圖8f)，上述各成巖現(xiàn)象反映儲層成巖早期處于堿性漸強的流體環(huán)境。三工河組沉積環(huán)境并非干旱鹽湖，因此堿性流體主要與其本身富含火山物質(zhì)，特別是凝灰?guī)r巖屑的蝕變所致。淺埋藏期巖屑多易發(fā)生蝕變[24]，凝灰質(zhì)巖屑在早成巖期蝕變主要為水合陽離子H3O+與堿金屬離子交換，釋放Na+、K+等堿金屬陽離子，使得孔隙流體酸性減弱，pH值逐漸升高[25]。同時凝灰質(zhì)的蒙脫石化除可以提供大量的Fe2+、Mg2+使得流體堿性增強外，也為綠泥石的形成提供物質(zhì)來源。另一類較強的溶蝕作用主要發(fā)育于長石顆粒(圖8g，h)，掃描電鏡下長石被溶蝕呈篩狀，局部溶蝕強烈處僅見早期綠泥石包殼而形成鑄?？?圖8h)，長石的強烈溶蝕主要發(fā)育于酸性流體條件，特別是有機質(zhì)大量成熟前釋放的有機酸對長石的溶蝕最為有效[26]。酸性條件下長石溶蝕產(chǎn)物多為粒間孔隙內(nèi)假六邊形鱗片狀自生高嶺石單晶體，其集合體呈蠕蟲狀、書頁狀(圖8i)。同時早期碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕(圖3k)也反映成巖流體向酸性的轉(zhuǎn)變。

前期研究表明莫索灣地區(qū)三工河組儲層內(nèi)部流體包裹體主要有2種賦存狀態(tài)[27-29](表2)，一是在石英膠結(jié)物或石英次生加大邊中，二是在碳酸鹽膠結(jié)物或方解石脈中，而第一種流體包裹體代表了酸性成巖流體環(huán)境，第二種包裹體代表了堿性成巖流體環(huán)境[22]。其中三工河組方解石膠結(jié)物內(nèi)流體包裹體形成的均一溫度存在兩個峰值區(qū)間(表2)，其中70℃～84℃峰值區(qū)間顯示堿性成巖流體環(huán)境出現(xiàn)于成巖早期，而90℃～109℃峰值區(qū)間與石英膠結(jié)物或石英次生加大邊內(nèi)流體包裹體均一溫度峰值區(qū)間90℃～120℃相當，顯示成巖流體后期酸性的轉(zhuǎn)變。而從現(xiàn)今三工河組儲層內(nèi)有機質(zhì)鏡質(zhì)體反射率測定值(表3)可見，雖然現(xiàn)今儲層埋深較大，但鏡質(zhì)體反射率一般小于0.85，有機質(zhì)仍處于低成熟階段，即有機酸產(chǎn)量仍相對較高[30]，使得儲層現(xiàn)今成巖流體仍基本維持在酸性條件而并未進入晚期強堿性成巖流體環(huán)境，而這也是現(xiàn)今儲層內(nèi)部鐵方解石及鐵白云石膠結(jié)物含量極少的重要原因。

圖8 不同成巖流體性質(zhì)下自生礦物特征及其形成次序a.自生石英微晶單晶體溶蝕，莫7井，4 234.17 m；b.自生石英溶蝕后沿顆粒表面形成自生綠泥石包殼，莫5井，4 287.18 m；c.碎屑顆粒表面綠泥石包殼，莫19井，4 365.73 m；d.顆粒表面綠泥石包殼及其對早期石英微晶的“剝離作用”，盆5井，4 249.09 m；e.孔隙內(nèi)部自生莓球狀黃鐵礦，盆5井，4 244.4 m；f.溶蝕狀立方體型石鹽晶體，莫15井，4 297.01 m；g.細砂巖，長石碎屑顆粒溶蝕后形成的粒內(nèi)溶孔，盆5井，4 244.76 m；h.碎屑顆粒溶蝕后形成的鑄?？祝缙诰G泥石包殼殘留，莫19井，4 292.35 m；i.粒間充填大量自生高嶺石晶體，顆粒表面綠泥石包殼，莫4井，4 400.02 m。Fig.8 Authigenic minerals characteristics in different diagenetic fluid and their formation sequence

井號深度/m宿主礦物均一溫度/℃盆54272.8方解石膠結(jié)物75～84,98～109盆參24430.8方解石膠結(jié)物74～82,95～107莊1024304.28方解石膠結(jié)物70～80,90～105莊24358.4方解石膠結(jié)物、方解石脈70～80,90～105莊14331～4746石英膠結(jié)物、石英次生加大邊90～110,個別大于150莊24348～4667石英膠結(jié)物、石英次生加大邊90～120,個別大于150

表3 莫索灣地區(qū)三工河組儲層內(nèi)有機質(zhì)鏡質(zhì)體反射率(Ro)測定值

3.3.2 成巖序列

綜合上述各成巖現(xiàn)象、Ro值(%)、伊蒙混層比及成巖流體性質(zhì)，建立三工河組儲層成巖演化序列(圖9)，目前三工河組已演化至中成巖A期，從早到晚成巖演化序列依次為：早成巖早期中性(弱酸性)流體條件下自生石英微晶膠結(jié)→堿性流體條件下(pH>8.5)石英顆粒及自生石英微晶的溶蝕→堿性漸強(pH=7～9)，綠泥石顆粒環(huán)邊包膜及莓球狀黃鐵礦、石鹽晶體膠結(jié)→早成巖晚期強堿性(pH>9)，粒間方解石膠結(jié)→中成巖A期，有機質(zhì)成熟釋放有機酸，長石、方解石膠結(jié)物溶蝕→石英次生加大、自生高嶺石→壓實裂縫。其中壓實作用貫穿儲層的整個演化，但早成巖期綠泥石包殼及碳酸鹽膠結(jié)物使得儲層固結(jié)程度增大，抗壓實能力增強，儲層視壓實率隨膠結(jié)物及綠泥石含量增大而降低(圖9)，雖然膠結(jié)物占據(jù)了一定的儲集空間，但堿性條件下形成的膠結(jié)物特別是方解石，為有機酸的溶蝕提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。而早期綠泥石包殼不僅增加了儲層抗壓實強度并抑制中成巖期石英次生加大[21]，同時掃描電鏡下可見綠泥石包殼對早期自生石英微晶的“剝離作用”(圖8d)，即綠泥石包膜從單個石英微晶底部早期附著點將其破裂拱開，進而加速石英微晶的溶蝕，而這一作用明顯增加了儲集空間，使得儲層物性隨綠泥石含量增加而增大(圖9)。中成巖期，酸性流體條件下長石及易溶巖屑的溶蝕作用使得儲層物性得以改善，雖然溶蝕產(chǎn)物出現(xiàn)一定數(shù)量的高嶺石，但儲層孔隙度與自生高嶺石含量仍保持正相關(guān)關(guān)系(圖9)，反映溶蝕作用對儲層物性改善的有效性。

圖9 莫索灣地區(qū)三工河組砂巖成巖演化序列Fig.9 Diagenetic sequence of Sangonghe Formation sandstones in Mosuowan area

3.4 古地溫

準噶爾盆地為我國中西部典型的“冷”盆地，地溫梯度平均為22.6 ℃/km，平均大地熱流值在我國沉積盆地中最低[31]。而盆地自石炭紀形成以來地溫梯度及大地熱流逐漸減小[31]，可見三工河組儲層在埋藏成巖演化過程中盆地地溫梯度處于逐漸減小的狀態(tài)，而在相同的地溫(T,℃)下，低地溫梯度的砂體孔隙度是高地溫梯度砂體的e0.077+0.0042×T倍[32]。并且盆地整體的低地溫梯度是三工河組儲層在深埋條件下成巖階段仍處于早成巖B—中成巖A期的重要原因，而逐漸減小的地溫梯度也使得儲層各成巖強度較正常地溫梯度條件下減弱，低地溫梯度不僅延緩了三工河組的壓實進程，同時有機質(zhì)成熟深度的增加也使得儲層在3 500 m以下仍處于有機酸的溶蝕狀態(tài)而缺乏成巖晚期的鐵方解石及鐵白云石膠結(jié)物。并且較低的地溫梯度使得有機質(zhì)成熟緩慢，增加了生油窗的埋藏深度及生排烴時限，進而間接延長了儲層演化過程中有機酸的釋放時間及拓寬了次生溶蝕孔隙發(fā)育帶的垂向厚度和溶蝕作用深度，由此三工河組儲層物性得以進一步保存。

4 物性保存過程多因素耦合分析

本次以三工河組儲層中比例較大的中細砂巖為例，結(jié)合各單因素作用、地層埋藏史及區(qū)域構(gòu)造發(fā)育特征，劃分5個綜合演化階段，采用反演回剝法系統(tǒng)探討并還原三工河組儲層物性保存過程(圖10)，以明確其成因機制。

4.1 緩慢淺埋階段(簡稱階段Ⅰ)

受控于燕山Ⅱ幕盆地腹部大型車—莫古隆起演化的影響，莫索灣地區(qū)三工河組儲層沉積后到侏羅紀末期一直處于緩慢淺埋的演化階段，埋深小于800 m。三工河組中細砂巖儲層初始孔隙度在40%～44%之間，而在這一演化階段(相當于早成巖A期早期)，盆地地溫梯度開始增大[31]，伴隨著盆地腹部二疊系烴源巖成熟生烴，下伏巖層流體超壓垂向傳遞到侏羅系[15,19]而使得三工河組地層壓力逐漸增大并進入超壓狀態(tài)，超壓在儲層埋藏早期便使得儲層的抗壓實能力增強，因此緩慢淺埋階段儲層物性保存主控因素為淺埋深和地層超壓的初始形成。

4.2 第一次快速深埋早—中期階段(簡稱階段Ⅱ)

至白堊紀，盆地演化進入大型坳陷湖盆階段。地層持續(xù)性快速深埋使得三三段和三一段大套厚層泥巖在快速埋藏中孔隙水難以排泄，而夾于其中的三二段砂巖孔隙水也難以釋放而形成超壓[13]，加之二疊系烴源巖的持續(xù)性排烴壓力傳遞使得儲層超壓持續(xù)增大，地層超壓的不斷增大有效減緩了儲層深埋的壓實強度。伴隨著火山巖屑水解程度增大、流體堿性增強及地溫逐漸升高，石英碎屑顆粒及自生石英微晶開始發(fā)生溶蝕，增孔量在1%～4%之間。而在堿性及鐵、鎂離子含量充足的條件下，碎屑顆粒表面開始形成綠泥石包殼，但由于地層超壓的存在，碎屑顆粒接觸程度較低使得綠泥石包殼的抗壓實作用在這一階段的效果相對減弱。因此在儲層綜合演化階段Ⅱ地層超壓是物性保存的主控因素。

4.3 第一次快速深埋晚期—緩慢深埋早—中期階段(簡稱階段Ⅲ)

地層第一次快速深埋晚期即晚白堊世早期，隨著二疊系烴源巖進入排烴高峰后，下伏地層傳遞壓力逐漸釋放[19]，但快速埋藏產(chǎn)生的超壓仍繼續(xù)存在而使得地層總壓力處于超壓減小狀態(tài)，而自古近紀緩慢埋藏使得地層壓力持續(xù)釋放并最終恢復(fù)常壓。這一階段儲層過渡到早成巖B期。因此在地層壓力恢復(fù)常壓之前，地層超壓對儲層的物性保存仍起到主控作用，但隨著地層壓力進入常壓后，早成巖B期較強堿性條件下形成的碳酸鹽膠結(jié)物及早成巖A期形成的綠泥石包殼使儲層抗壓實能力增強，因而在常壓下，儲層物性保存主要受控于膠結(jié)物的固結(jié)作用。如對比下伏八道灣組砂體，由于八道灣組為煤系地層，在成巖早期酸性流體條件下缺少碳酸鹽及綠泥石等膠結(jié)物，且易發(fā)生早期酸性溶蝕而使砂體骨架抗壓實能力顯著降低[33]，原生孔隙幾乎全部消失[13]。因此在儲層綜合演化階段Ⅲ，物性保存的主控因素由超壓轉(zhuǎn)變?yōu)槟z結(jié)物對砂體的固結(jié)作用。

4.4 緩慢深埋中—后期階段(簡稱階段Ⅳ)

古地溫梯度自白堊紀至古近紀基本維持在25 ℃/km[31]，而有機質(zhì)開始成熟的古地溫范圍一般為85℃～140℃，據(jù)此可知低地溫梯度下三工河組內(nèi)部有機質(zhì)成熟深度可延伸至3 400 m以深，因而儲層在緩慢埋藏的中后期才開始進入中成巖A期。有機質(zhì)成熟過程中形成羧酸和酚等有機溶劑，使得成巖流體pH逐漸降低并最終達酸性環(huán)境。而深部碎屑巖有機酸溶蝕作用模擬實驗表明[34]，碳酸鹽礦物較長石等鋁硅酸鹽礦物更易也更早發(fā)生溶蝕。因此從儲層內(nèi)長石的大量溶蝕現(xiàn)象可推斷早期碳酸鹽膠結(jié)物的溶蝕應(yīng)更為充分，使得現(xiàn)今儲層內(nèi)部膠結(jié)物含量較低，即早期碳酸鹽膠結(jié)損失的物性在這一階段得以一定程度的恢復(fù)。同時后期古地溫梯度繼續(xù)降低使得有機酸的生成、溶蝕深度及時限加大，酸性溶蝕增孔作用進而更加有效，增孔量可達3%～9%。因而在儲層綜合演化階段Ⅳ，物性保存主控因素為低地溫梯度及有機酸的溶蝕作用。

圖10 莫索灣地區(qū)三工河組砂巖儲層物性演化多因素耦合控制關(guān)系Fig.10 Multi-factor relation in controling reservoir physical property evolution of Sangonghe Formation sandstones in Mosuowan area

4.5 第二次快速深埋—現(xiàn)今階段(簡稱階段Ⅴ)

新近紀開始的喜馬拉雅造山運動使得莫索灣地區(qū)再次進入快速深埋階段。地層快速深埋狀態(tài)下，砂體欠壓實超壓再次形成的同時，三工河組內(nèi)部有機質(zhì)，特別是下伏八道灣組烴源巖進一步成熟而進入大量生排烴階段[15,19]，使得地層壓力持續(xù)增大，因此地層也由常壓逐漸進入現(xiàn)今的超壓狀態(tài)。由于地層埋深的加大使得局部壓實較強處石英等剛性碎屑顆粒開始形成微裂縫，但其數(shù)目相對較少，增孔量在1%左右，而受控于超壓的存在大部分顆粒仍保持點—線接觸。另一方面，古地溫梯度自新近紀開始再次持續(xù)降低，有機質(zhì)生排烴進程時限及深度同樣得以延長和拓寬，使得現(xiàn)今儲層雖然埋深達3 500 m以深，有機質(zhì)仍處于生排烴狀態(tài)，儲層仍未進入晚期含鐵碳酸巖的大量膠結(jié)階段。因此地層超壓及地溫梯度的降低是儲層綜合演化階段Ⅴ物性保存的主控因素。

5 儲層綜合成巖及油氣聚集模式

綜合三工河組巖相發(fā)育特征、區(qū)域地質(zhì)演化及儲層物性保存過程多因素分析、區(qū)域生排烴史，最終建立三工河組深層儲層綜合成巖演化及油氣聚集模式(圖11)。

三工河組巖相組合為三二段三角洲砂體夾于三一段、三三段大段湖相泥巖內(nèi)部。其沉積后—侏羅紀末淺埋藏期(圖11a)，儲層處于演化階段Ⅰ，砂體原生孔喉連通性好，伴隨著二疊系烴源巖開始生排烴，地層超壓向上傳導(dǎo)的同時油氣沿先存斷裂向上運移。圍繞車莫古隆起壓力勢、古地溫及流體勢較小的部位形成三工河組古油藏。白堊紀快速埋藏期—古近紀緩慢埋藏早中期(圖11b)，儲層處于演化階段Ⅱ～Ⅲ，地層超壓使得三二段砂體逐漸形成壓力封存箱，三一段、三三段大段泥巖分別作為超壓頂、底封層。而在超壓系統(tǒng)內(nèi)部流體流動方式主要以熱循環(huán)對流形式進行[35]，而在堿性成巖流體循環(huán)流動中，深埋區(qū)較高的地層溫壓使得堿性流體內(nèi)碳酸鹽更易沉淀[36]，因而深埋區(qū)可形成碳酸鹽膠結(jié)帶，這一膠結(jié)帶增加了深埋儲層的抗壓實強度。自古近紀晚期(圖11c)，儲層進入階段Ⅳ～Ⅴ，三工河組內(nèi)部有機質(zhì)大量成熟排烴之前，有機酸的大量釋放使得腹部深埋區(qū)儲層得以充分溶蝕。由于下部有機酸濃度較大及上部泥巖對流體排放的封隔，使得有機酸在三二段砂體內(nèi)部以濃度擴散、地層壓力差及熱循環(huán)對流的形式向淺埋藏區(qū)流動，深埋區(qū)早期方解石膠結(jié)帶也得以有效溶蝕而恢復(fù)物性，酸性溶蝕下的碳酸鹽逐漸向上遷移并在超壓頂面形成新的碳酸鹽膠結(jié)帶[16,37]。伴隨著有機質(zhì)進一步成熟，侏羅系烴源巖開始生排烴(圖11d)，地層壓力的增大使得J1s2壓力封存箱再次形成，腹部深埋儲層由于經(jīng)歷超壓、碳酸鹽膠結(jié)的固結(jié)及后期有機酸充分溶蝕而形成優(yōu)質(zhì)儲層，當有效圈閉存在油氣得以充注保存，而油氣由深部向淺部運移，最終可在淺埋區(qū)超壓頂面碳酸鹽膠結(jié)帶下部聚集。

圖11 三工河組綜合成巖演化及油氣聚集模式Fig.11 Oil-gas accumulation and comprehensive diagenetic evolution model of Sanggonghe Formation

6 油氣地質(zhì)意義

綜上所述，莫索灣地區(qū)深層三工河組優(yōu)質(zhì)儲層勘探首先應(yīng)在區(qū)域上明確砂體物源體系，區(qū)分塑性巖屑含量相對較少的物源方向及砂體展布，并進一步明確砂體沉積微相類型及沉積特征，優(yōu)質(zhì)儲集砂體應(yīng)以辮狀河三角洲前緣水下分流河道及河口壩中細砂、中粗砂巖為主。而從莫索灣地區(qū)三工河組砂體物性與埋深關(guān)系來看(圖12a)，儲層物性隨深度變化關(guān)系并不明顯，即基本不受埋深控制，造成這一現(xiàn)象的重要原因之一就是研究區(qū)三工河組處于盆地腹部普遍存在的超壓帶內(nèi)，儲層物性得以有效保存。前期研究表明盆地腹部侏羅系這一超壓帶往往具有“穿層性”，即超壓頂界深度區(qū)域上近似一向南傾斜的曲面[16-17]。而在超壓帶頂面往往形成碳酸鹽膠結(jié)帶[37]，如研究區(qū)西部莫西莊地區(qū)及南部永進地區(qū)，在超壓帶頂部砂巖儲層內(nèi)碳酸鹽含量明顯增大(圖12b)，儲層物性顯著降低。因此盡管莫索灣地區(qū)三工河組均處于超壓帶內(nèi)，但從后期整個盆地腹部三工河組勘探角度來看，應(yīng)結(jié)合砂體展布對超壓帶范圍特別是各區(qū)域超壓頂界深度進行精細研究，進而確定優(yōu)勢儲層分布。同時莫索灣地區(qū)處于盆地腹部中心位置，埋深較大，因此地層溫壓較盆地兩側(cè)及北部淺埋區(qū)更大。前已述及，受控于盆地較低的地溫梯度，三工河組儲層內(nèi)成巖流體現(xiàn)今仍維持酸性條件，即儲層仍處于溶蝕階段，而溶蝕產(chǎn)物將不斷向低溫壓區(qū)遷移，這也是莫索灣地區(qū)三工河組儲層內(nèi)膠結(jié)物總含量較少的重要原因。而溶蝕產(chǎn)物在淺埋藏區(qū)可能再次沉淀形成膠結(jié)帶，因此后期油氣勘探還應(yīng)注重區(qū)域連通砂體內(nèi)部成巖流體運移路徑及砂體現(xiàn)今構(gòu)造位置，從而準確判斷優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育位置。

7 結(jié)論

(1) 莫索灣地區(qū)深層三工河組儲層以低成分成熟度、較高的結(jié)構(gòu)成熟度為特征，孔喉結(jié)構(gòu)屬中孔—細微喉型，孔隙度集中在8%～16%之間，滲透率在(0.1～100)×10-3μm2之間，為典型的深層優(yōu)質(zhì)碎屑巖儲層。

(2) 三工河組儲層成巖作用主要以壓實、膠結(jié)、溶蝕為主，壓溶作用不發(fā)育，其中壓實作用是儲層物性損失的主要原因，儲層成巖演化階段處于早成巖B期—中成巖A期。

圖12 莫索灣地區(qū)三工河組物性垂向分布(a)及盆地腹部侏羅系超壓頂面附近碳酸鹽膠結(jié)物含量變化(引自文獻[37]，有修改)(b)Fig.12 Vertical distribution of physical properties of Sangonghe Formation in Mosuowan area (a) and content variation of carbonate cements near top surface of overpressure of Jurassic in hinterland of basin (b)

(3) 塑性巖屑較少的物源體系及水動力較強的砂體沉積相帶、地層超壓、成巖流體早成巖期堿性中成巖期酸性的轉(zhuǎn)變、較低的古地溫梯度，上述4方面因素分別使得三工河組深層儲層物性得以有效保存。

(4) 三工河組儲層物性保存過程可劃分為5個階段，不同階段物性保存的主控因素不同，緩慢淺埋階段Ⅰ為淺埋深和地層超壓的初始形成；第一次快速深埋早—中期階段Ⅱ為地層超壓；第一次快速深埋晚期—緩慢深埋早—中期階段Ⅲ主控因素由超壓逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槟z結(jié)物的固結(jié)作用；緩慢深埋中—后期階段Ⅳ為低地溫梯度及有機酸的溶蝕作用；第二次快速深埋—現(xiàn)今階段Ⅴ為地層超壓及地溫梯度的降低。

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Multi-factor Coupling Analysis on Property Preservation Process of Deep Buried Favorable Reservoir in Hinterland of Junggar Basin

GAO ChongLong1,2,JI YouLiang1,2,GAO ZhiYong3,WANG Jian4,REN Ying1,2,LIU DaWei1,2,DUAN XiaoBing1,2,HUAN ZhiJun1,2,CHENG TongRan1,2

1. College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China2. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China3. Petroleum Geology Research and Laboratory Center of Research Institude of Petroleum Exploration and Development,PetroChina, Beijing 100083, China4. PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Research Institute of Experiment and Detection, Karamay, Xinjiang 834000, China

Although buried in depth between 3 800～4 600 m, reservoirs of Sangonghe Formation in Mosuowan area have a relatively favorable physical properties, and become one of the key formations in hydrocarbon discoveries in hinterland of Junggar Basin. Thus, for later oil-gas exploration and development, it is of great significance to make clear multi-factor relationships and genetic mechanism of favorable reservoirs which are deeply buried. Through microscopic thin section, scanning electron microscope analysis, physical property analysis, X-ray diffraction of clay mineral, and well drilling- logging data, together with burial history, tectonic evolution, and based on single factors analysis of reservoir property preservation, present paper carries out a detailed multi- factor coupling analysis and discussion in property preservation process of deep buried clastic reservoir of Sangonghe Formation. The results demonstrate that favorable depositional conditions, strata overpressure, changes of diagenetic fluid properties and paleogeotemperature, these four factors respectively make the reservoir properties effectively preserved. Furthermore, the process of property preservation process can be divided into 5 stages, and during different evolution period, the main controlling factor of property preservation is different. During the slow shallow burial period, the main controlling factor were shallow depth and the beginning of strata overpressure; early to mid stage of first quick deep burial period the main factor was strata overpressure; mid to late stage of first quick deep burial and early to mid stage of slow deep burial period the main factor changed from strata overpressure to consolidation of cements; mid to late stage of slow deep burial period the main factor were low geothermal gradient and the dissolution of organic acid; while the second quick deep burial period to nowadays, the main factor are strata overpressure and decrease of geothermal gradient, and finally an oil-gas accumulation and comprehensive diagenetic evolution model of Sanggonghe Formation is proposed.

hinterland of Junggar Basin; Sangonghe Formation; deep buried reservoir; property preservation process; multi-factor analysis

1000-0550(2017)03-0577-15

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.03.015

2016-03-15； 收修改稿日期： 2016-06-27

國家自然科學基金項目(41272157,41672098)[Foundation: National Natural Science Foundation of China, No.41272157,41672098]

高崇龍，男，1988年出生，博士研究生，沉積學及儲層地質(zhì)學，E-mail：gaoyidaitianjiao1@163.com

紀友亮，男，教授，E-mail: jiyouliang@cup.edu..cn

P618.13

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