扇三角洲砂礫巖儲層特征及主控因素
——以準(zhǔn)噶爾盆地東道海子凹陷東斜坡二疊系上烏爾禾組為例

胡 鑫， 鄒紅亮， 胡正舟， 李艷平， 黃 蕓， 伏小鵬

( 中國石油新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830013 )

0 引言

近年來，砂礫巖油氣藏成為研究熱點，中國在準(zhǔn)噶爾盆地、渤海灣盆地、松遼盆地及二連盆地等取得油氣突破[1-4]。準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷10億噸級砂礫巖油藏的發(fā)現(xiàn)，推動準(zhǔn)噶爾盆地二疊系與三疊系砂礫巖儲層的整體研究[5-8]。繼瑪湖凹陷三疊系百口泉組砂礫巖儲層后，沙灣凹陷、東道海子凹陷及阜康凹陷二疊系上烏爾禾組砂礫儲層再獲油氣突破，進一步證實砂礫巖油藏具有巨大的勘探潛力[9-11]。東道海子凹陷為準(zhǔn)噶爾盆地重要的富烴凹陷之一，二疊系上烏爾禾組發(fā)育扇三角洲砂礫巖儲層，由于緊鄰下伏平地泉組烴源巖，且通源斷裂發(fā)育，成為東道海子凹陷重要含油層系[12-13]。

2013年，對上烏爾禾組砂礫巖儲層按照“斷塊控藏”思路部署DN8井，獲得較大油氣突破，后續(xù)部署的一系列預(yù)探井和評價井勘探效果不佳。根據(jù)精細沉積古地貌研究[14]，二疊系上烏爾禾組為湖侵背景下退覆式扇三角洲沉積，扇三角洲前緣有利相帶分布范圍廣泛。2019年，在上烏爾禾組優(yōu)選扇三角洲前緣有利相帶，部署DN14與DN15井，獲得高產(chǎn)油氣流，證實東道海子凹陷上烏爾禾組勘探潛力巨大。由于上烏爾禾組受多期構(gòu)造運動疊加影響，地質(zhì)特征復(fù)雜，砂礫巖儲層及成藏特征有待進一步研究。

砂礫巖儲層多為近源快速堆積沉積，儲層發(fā)育不僅受沉積相控制，還受酸、堿性成巖流體及斷裂系統(tǒng)控制[15-17]。將沉積相、成巖作用及斷裂系統(tǒng)等因素綜合起來，分析砂礫巖儲層發(fā)育主控因素的研究較少[18-21]。以準(zhǔn)噶爾盆地東道海子凹陷東斜坡二疊系上烏爾禾組為例，利用巖心觀察、巖石薄片、掃描電鏡、物性分析及測錄井等資料，綜合沉積相、成巖作用及斷裂系統(tǒng)，分析砂礫巖儲層特征及發(fā)育主控因素，為東道海子凹陷上烏爾禾組成藏特征研究和尋找有利區(qū)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

東道海子凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷東北部，北以滴水泉斷裂與滴南凸起分隔，南以東道海子斷裂與白家海凸起相接，東與五彩灣凹陷相連(見圖1(a))[22-23]。早石炭世末至早二疊世末，滴南地區(qū)、白家海地區(qū)形成凸起，東道海子凹陷尚未完全形成，未接受下二疊統(tǒng)沉積[24-25]。中二疊世，隨滴南凸起、白家海凸起的隆升，東道海子凹陷、滴南凸起和白家海凸起形成獨立的構(gòu)造單元，伴隨形成滴水泉斷裂和東道海子斷裂，控制中二疊統(tǒng)地層的分布；東道海子凹陷與五彩灣凹陷水體連通，發(fā)育厚層二疊系平地泉組，白家海凸起、滴南凸起未接受沉積。晚二疊世，東道海子凹陷持續(xù)填平補齊，上烏爾禾組地層向周緣凸起超覆沉積[26]。研究區(qū)位于東道海子凹陷東部，構(gòu)造格局形成于侏羅紀(jì)末，構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為南西傾的單斜，發(fā)育低幅度鼻凸，地層傾向為北東陡南西緩(見圖1(b))。

上烏爾禾組與下伏平地泉組為平行不整合接觸，與上覆百口泉組為角度不整合接觸(見圖2)。東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組為退覆式扇三角洲沉積，存在北部與東部兩大物源體系(見圖1)。根據(jù)巖性及電性特征，上烏爾禾組(P3w)自下而上可劃分為烏一段(P3w1)、烏二段(P3w2)和烏三段(P3w3)。其中，P3w1為扇三角洲平原相，巖性以灰色砂礫巖為主，夾薄層灰色泥巖，儲層物性差，測井響應(yīng)表現(xiàn)為高電阻率塊狀特征，厚度為50～110 m；P3w2為扇三角洲前緣相，巖性主要為灰色砂礫巖、含礫砂巖與褐色泥巖互層，是主要優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育段，測井響應(yīng)表現(xiàn)為中高電阻率層狀特征，厚度為110～150 m；P3w3為前扇三角洲相，巖性以灰褐色、褐色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，夾灰色、褐灰色泥質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)細砂巖，為良好的蓋層，測井響應(yīng)表現(xiàn)為低電阻率、高自然伽馬特征，厚度為70～100 m(見圖2)。

圖1 東道海子凹陷東斜坡區(qū)域位置與烏二段頂界構(gòu)造及沉積相Fig.1 The regional location of the east slope of Dongdaohaizi Sag and top structure and sedimentary facies of P3w2

圖2 東道海子凹陷東斜坡中二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic profile of Middle Permian-Lower Triassic formation in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

巖石薄片及巖性分析表明，上烏爾禾組砂礫巖顆粒成分主要為中基性火山巖巖屑(體積分數(shù)為29.16%)，沉積巖巖屑次之(體積分數(shù)為10.95%)，變質(zhì)巖巖屑最低(體積分數(shù)為5.86%)。填隙物中雜基主要為砂質(zhì)與泥質(zhì)，砂質(zhì)主要為凝灰?guī)r(體積分數(shù)為12.54%)、火山巖(體積分數(shù)為4.13%)、沉積巖(體積分數(shù)為2.60%)；泥質(zhì)主要為泥質(zhì)雜基(體積分數(shù)為5.24%)。膠結(jié)物主要為濁沸石(體積分數(shù)為16.90%)、方解石(體積分數(shù)為2.83%)、硅質(zhì)(體積分數(shù)為0.98%)及黏土礦物(體積分數(shù)為10.20%)等[27]。

2.2 儲集空間特征

結(jié)合巖心、鑄體薄片及掃描電鏡觀察，DN8井區(qū)上烏爾禾組儲層儲集空間主要有裂縫(構(gòu)造縫、粒緣縫)、溶蝕孔(膠結(jié)物溶孔、火山巖巖屑溶孔)、殘余粒間孔及微孔。

(1)裂縫。裂縫是上烏爾禾組砂礫巖儲層重要的儲集空間，上烏爾禾組發(fā)育構(gòu)造縫和粒緣縫。東道海子凹陷發(fā)育走滑斷裂體系并派生眾多次級小斷裂，裂縫發(fā)育程度較高，其中烏二段構(gòu)造縫多為高角度裂縫，裂縫平直(見圖3(a))。粒緣縫繞顆粒邊緣呈網(wǎng)狀分布，熒光薄片下可觀察到粒緣縫發(fā)中—強淡藍色光，說明粒緣縫形成于油氣充注之前，證實研究區(qū)粒緣縫是成巖期形成的有效縫(見圖3(b-c))。

(2) 溶蝕孔。溶蝕孔是烏二段砂礫巖重要基質(zhì)孔隙，主要包括濁沸石溶孔(占比為52%)、不穩(wěn)定火山巖巖屑溶孔(占比為23%)和火山雜基溶孔(占比為15%)(見圖3(d-f))。

(3)殘余粒間孔。由于上烏爾禾組整體埋深較大，壓實作用強烈，受后期膠結(jié)作用影響，儲層段原生孔隙相對欠發(fā)育，僅在局部見到部分殘余粒間孔(占比為5%)(見圖3(g))。

(4)微孔。烏二段微孔主要包括溶蝕微孔和一些黏土晶間孔，溶蝕微孔(占比為5%)主要形成于火山雜基向黏土礦物蝕變過程(見圖3(h-i))。

圖3 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組砂礫巖儲層儲集空間特征Fig.3 Reservoir space characteristics of glutenite reservoir of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2.3 物性特征

為明確上烏爾禾組砂礫巖儲層物性特征，對DN8及DT1井區(qū)12口井的321件樣品進行孔隙度和滲透率分析。根據(jù)上烏爾禾組孔隙度和滲透率分布直方圖(見圖4(a-b))，上烏爾禾組物性整體偏差，平均孔隙度不超過8.00%，平均滲透率不超過3.50×10-3μm2，其中烏二段物性好于烏一段的。烏二段孔隙度集中分布范圍為4.00%～10.00%(平均孔隙度為7.20%)，滲透率集中分布范圍為(0.10～10.00)×10-3μm2(平均滲透率為0.90×10-3μm2)；孔隙度呈正態(tài)分布特征，表明基質(zhì)孔隙具有一定的均質(zhì)性。烏一段孔隙度集中分布范圍為4.00%～8.00%(平均孔隙度為5.70%)；滲透率呈明顯雙峰分布特征(平均滲透率為0.71×10-3μm2)，表明儲層非均質(zhì)性較強。由圖4(c-d)可以看出，烏一段和烏二段的孔滲相關(guān)關(guān)系差，烏二段存在部分低孔高滲樣品，說明裂縫對儲集物性有較好的改善作用。

圖4 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組物性特征Fig.4 Physical property statistics of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

選取DN8井區(qū)4口井的31件樣品進行高壓壓汞實驗(見圖5)。由圖5可以看出，上烏爾禾組具有低排驅(qū)壓力、高飽和中值壓力的特征，且壓汞曲線無明顯平緩段，表明巖石分選較差，存在少量大喉道，喉道整體偏細。儲層最大孔喉半徑為0.350～39.100 μm，平均為3.570 μm；排驅(qū)壓力為0.02～2.08 MPa，平均為0.73 MPa；飽和中值壓力為1.52～19.33 MPa，平均為12.12 MPa；飽和中值半徑為0.040～0.480 μm，平均為0.110 μm。自DN10井到DN081井距離物源越來越遠，排驅(qū)壓力逐漸降低，表明遠離物源砂質(zhì)含量更高，物性更好，喉道半徑更大。

圖5 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組壓汞曲線及孔喉半徑分布Fig.5 Mercury injection curve characteristics and pore throat radius distribution of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3 成巖作用及裂縫發(fā)育特征

3.1 成巖作用

研究區(qū)上烏爾禾組平均埋深超過3 km，經(jīng)歷復(fù)雜的成巖改造。根據(jù)巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等資料，上烏爾禾組儲層孔隙演化主要受控于壓實作用、濁沸石早期膠結(jié)作用及晚期溶蝕作用。

3.1.1 壓實作用

研究區(qū)上烏爾禾組巖石顆粒成分主要為中酸性火山巖巖屑與凝灰?guī)r巖屑，顆粒中石英、長石等剛性顆粒含量低，整體壓實作用較強，可見塑性巖屑變形，顆粒間以線—凹凸接觸為主(見圖3(g))。受早期膠結(jié)作用與大顆粒壓實作用影響，局部位置存在弱壓實帶(見圖6(a-b))。如果早期膠結(jié)物為濁沸石，后期膠結(jié)物被溶蝕，則往往形成一個次生孔隙發(fā)育帶。

圖6 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組砂礫巖儲層成巖作用特征Fig.6 Diagenesis characteristics of glutenite reservoir of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3.1.2 膠結(jié)作用

上烏爾禾組經(jīng)歷的膠結(jié)作用主要有黏土膠結(jié)、綠泥石膠結(jié)、濁沸石膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和少量鈣質(zhì)膠結(jié)，其中對儲層具有重要影響的成巖作用為濁沸石膠結(jié)作用。鏡下薄片觀察表明，上烏爾禾組砂礫巖儲層濁沸石膠結(jié)物較發(fā)育(見圖6(c))。濁沸石通常形成于SiO2和Ca2+富集程度相對較高的環(huán)境，且水體堿性較強(pH介于9～10)[28]；鏡下呈無色或白色，常見兩組或一組濁沸石柱狀解理(見圖3(e))。研究區(qū)上烏爾禾組含大量中酸性火山巖巖屑及凝灰?guī)r巖屑，火山物質(zhì)中不穩(wěn)定組分容易發(fā)生蝕變，產(chǎn)生大量硅酸根離子和Al3+、Mg2+、Fe3+，為濁沸石形成提供豐富的物質(zhì)來源，當(dāng)沉積水體達到濁沸石形成條件時，濁沸石結(jié)晶析出。在遠離湖盆邊緣的扇三角洲外前緣，由于受大氣淡水注入影響較小，水體堿性相對較強，濁沸石更容易形成，推測往湖盆中心濁沸石越來越發(fā)育[28]。

3.1.3 溶蝕作用

溶蝕作用是改善儲層質(zhì)量的重要成巖作用，對儲層孔隙演化至關(guān)重要。鏡下薄片觀察表明，研究區(qū)上烏爾禾組至少存在兩期溶蝕，早期溶蝕發(fā)生在綠泥石與濁沸石膠結(jié)之前，主要是大氣淡水對不穩(wěn)定火山物質(zhì)的溶蝕；晚期溶蝕與有機質(zhì)生烴有關(guān)，主要是有機酸對濁沸石膠結(jié)物的溶蝕。酸性條件下，濁沸石礦物極易被溶蝕[29]。隨有機質(zhì)逐漸演化成熟，產(chǎn)生大量有機酸，酸性流體沿殘余粒間孔或濁沸石柱狀解理縫對濁沸石膠結(jié)物溶蝕(見圖3(d-f)、圖6(d))，熒光薄片下濁沸石溶孔主要發(fā)中—強淡藍色光(見圖3(c))。

3.1.4 成巖演化序列

根據(jù)上烏爾禾組砂礫巖儲層自生礦物特征，結(jié)合研究區(qū)埋藏史與熱演化史等資料，參考碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)，上烏爾禾組目前處于中成巖A期[30-31]。根據(jù)成巖流體演化規(guī)律和鏡下薄片觀察，自生礦物具有共生切割關(guān)系，厘定上烏爾禾組砂礫巖成巖演化序列。

早成巖A期，隨上覆沉積物不斷增加，壓實作用逐漸增強，受大氣淡水淋濾影響，部分不穩(wěn)定火山物質(zhì)開始溶蝕蝕變，并向黏土礦物轉(zhuǎn)化，出現(xiàn)黏土膠結(jié)作用。當(dāng)水體中SiO2濃度進一步增加時，水體仍然呈弱酸性，開始出現(xiàn)硅質(zhì)膠結(jié)。被方解石膠結(jié)的區(qū)域壓實作用較弱，說明方解石膠結(jié)作用發(fā)生于早成巖A期(見圖6(a))。隨火山物質(zhì)進一步蝕變，水體堿性逐漸增強，在顆粒邊緣出現(xiàn)綠泥石環(huán)邊膠結(jié)，在一些石英次生加大邊的外面生長一層綠泥石環(huán)邊，自生石英表面生長葉片狀綠泥石，表明綠泥石環(huán)邊膠結(jié)對石英次生加大具有抑制作用，說明綠泥石環(huán)邊膠結(jié)晚于硅質(zhì)膠結(jié)(圖6(e-f))。早成巖B期，隨水體堿性進一步增強，開始出現(xiàn)濁沸石膠結(jié)，濁沸石膠結(jié)物主要生長于綠泥石環(huán)邊外側(cè)，說明濁沸石膠結(jié)作用晚于綠泥石膠結(jié)作用(見圖6(f))。中成巖A期，隨有機質(zhì)逐漸演化成熟，產(chǎn)生大量有機酸，開始對濁沸石及其他不穩(wěn)定組分進行溶蝕，形成溶蝕孔(見圖3(d-f)、圖6(d))。

綜上所述，研究區(qū)上烏爾禾組成巖演化序列為壓實作用→早期大氣淡水溶蝕作用→硅質(zhì)膠結(jié)作用→黏土膠結(jié)作用→鈣質(zhì)膠結(jié)作用→綠泥石膠結(jié)作用→濁沸石膠結(jié)作用→晚期有機酸溶蝕作用(見圖7)。

圖7 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組成巖演化序列Fig.7 Sequence of the diagenetic of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3.2 裂縫發(fā)育特征

東道海子凹陷位于盆腹區(qū)與東部隆起區(qū)的結(jié)合部位，為一個強應(yīng)變構(gòu)造帶。區(qū)域構(gòu)造演化研究表明，石炭紀(jì)—三疊紀(jì)，受克拉美麗深大斷裂構(gòu)造活動的影響，在克拉美麗山前形成一系列北東—南西向的走滑斷裂，研究區(qū)代表斷裂為DN8井北斷裂、DN8井南斷裂及東道海子斷裂等(見圖1)。沿走滑斷裂派生一系列呈雁列式展布的次生逆斷裂，鉆井資料證實，靠近斷裂帶附近裂縫發(fā)育，對油氣運聚產(chǎn)生重要影響。DN15與DN20井聲波遠探測處理結(jié)果表明，在井周20 m范圍內(nèi)，上烏爾禾組不同層段發(fā)育多條南北向高角度裂縫，裂縫走向與最大水平主應(yīng)力方向一致，表明裂縫的有效性較好。

4 儲層主控因素

東道海子凹陷上烏爾禾組油氣勘探表明，儲層平面非均質(zhì)性強、成巖作用及裂縫發(fā)育程度差異是后期勘探失利的重要原因。上烏爾禾組儲層發(fā)育受沉積相、成巖作用和裂縫發(fā)育程度等因素控制。

4.1 沉積相

扇三角洲前緣水下分流河道是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利相帶。沉積相對儲層的控制作用主要是控制巖石顆粒大小、分選和磨圓等。根據(jù)已鉆井物性分析、巖心觀察、薄片鑄體及試油資料等，烏一段扇三角洲平原厚層塊狀砂礫巖以雜基支撐—顆粒支撐礫巖為主，巖石結(jié)構(gòu)成熟度與成分成熟度低，儲層基質(zhì)孔隙欠發(fā)育(見圖8(a))。烏二段扇三角洲前緣水下分流河道泥質(zhì)含量低，砂質(zhì)含量更高，物性相對較好(見圖8(b))。烏三段主要為前扇三角洲—濱淺湖泥巖，常作為區(qū)域蓋層(見圖8(c))。

圖8 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組巖心照片F(xiàn)ig.8 Core pictures of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

沉積古地貌研究表明，東道海子凹陷發(fā)育北部與東部兩大扇體(見圖1)。扇體所在沉積溝槽局部發(fā)育小型低凸，凸起區(qū)砂體相對欠發(fā)育，凹槽區(qū)砂體較發(fā)育，整體具有溝槽富砂的特征。DN15井區(qū)烏二段為扇三角洲前緣有利相帶，水下分流河道砂體較發(fā)育，巖性主要為砂礫巖、含礫砂巖及泥巖互層，儲層基質(zhì)孔隙相對較發(fā)育。DN17井位于扇三角洲側(cè)翼，在烏二段未鉆遇扇三角洲前緣有利相帶，砂體欠發(fā)育，僅在頂部鉆遇兩層薄砂層，未能形成規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲層。

4.2 成巖作用

早期膠結(jié)作用和晚期溶蝕作用是基質(zhì)孔隙發(fā)育的重要因素。在未經(jīng)壓裂改造的情況下，DN8井試油期間日產(chǎn)油25.37 t并穩(wěn)產(chǎn)至今，說明基質(zhì)孔隙是砂礫巖儲層重要儲集空間類型。研究區(qū)上烏爾禾組埋深大，經(jīng)歷復(fù)雜的成巖作用改造，對儲層基質(zhì)孔隙演化產(chǎn)生重要影響。早成巖A期，隨埋深增加，上覆地層壓力增大，壓實作用逐漸增強，導(dǎo)致原生孔隙減少。早成巖B期，由于不穩(wěn)定火山物質(zhì)溶蝕蝕變，釋放大量堿金屬離子，水體堿性進一步增強，有利于濁沸石膠結(jié)物形成，鏡下觀察到大量原生粒間孔被濁沸石充填，導(dǎo)致研究區(qū)上烏爾禾組儲層物性急劇下降。中成巖A期，隨有機質(zhì)逐漸演化成熟，在生烴過程中產(chǎn)生部分有機酸，有機酸沿濁沸石解理縫或部分微裂縫對濁沸石礦物進行溶蝕，形成濁沸石溶孔，有效改善儲層物性。

鑄體薄片鑒定表明，研究區(qū)上烏爾禾組儲層儲集空間主要為濁沸石溶孔。結(jié)合物性分析及試油情況，濁沸石溶孔發(fā)育的井段儲層基質(zhì)物性好，試油產(chǎn)量高。如DN8井取心段濁沸石平均體積分數(shù)為15.7%，濁沸石溶孔面孔率為6.5%，儲層基質(zhì)孔隙度為7.80%。

4.3 裂縫發(fā)育程度

上烏爾禾組發(fā)育孔縫雙重介質(zhì)儲集空間，裂縫是形成優(yōu)質(zhì)儲層的必要條件。研究區(qū)上烏爾禾組砂礫巖儲層基質(zhì)物性較差，屬低孔低滲儲層，儲層物性同試油井超高產(chǎn)量不匹配，如DN15井在3 731.0～3 744.0 m處日產(chǎn)油339.11 t，DN083井在3 838.5～3 855.5 m處日產(chǎn)油81.83 t，綜合分析裂縫是上烏爾禾組砂礫巖儲層主要儲集空間。

受海西與印支期構(gòu)造活動影響，研究區(qū)發(fā)育一系列北東—南西走向通源斷裂，斷裂周圍是裂縫發(fā)育帶，對油氣運聚產(chǎn)生重要影響。DN15—DN20井區(qū)位于深大斷裂帶之間，裂縫發(fā)育程度高，是優(yōu)質(zhì)儲層分布區(qū)，在DN15井區(qū)部署的探井及評價井多為高產(chǎn)井，DN20井區(qū)目前勘探程度低，為下一步勘探有利區(qū)。

DT1井鉆探表明，研究區(qū)上烏爾禾組扇三角洲前緣有利相帶分布范圍廣，具備形成優(yōu)質(zhì)儲層的物質(zhì)基礎(chǔ)。DT1井在烏二段試油，射孔后快速見水，表明研究區(qū)在埋深大于5 km條件下發(fā)育有效儲層，裂縫及濁沸石早期膠結(jié)作用、晚期溶蝕作用是DT1井發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層的重要原因，全井無油氣顯示主要是DT1井區(qū)通源斷裂不發(fā)育。

建立東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組儲層發(fā)育模式(見圖9)。構(gòu)造作用控制裂縫的發(fā)育程度，裂縫是上烏爾禾組的重要儲集空間，不但對油氣運聚產(chǎn)生重要影響，還為酸性流體注入提供通道；沉積相控制砂體的宏觀展布，并影響水體的pH；扇三角洲前緣受大氣淡水注入影響小，水體堿性更強，濁沸石更發(fā)育；后期有機質(zhì)演化生烴過程產(chǎn)生的有機酸對濁沸石進行溶蝕，濁沸石膠結(jié)物溶孔更發(fā)育。

圖9 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組儲層發(fā)育模式Fig.9 Reservoir development pattern of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

5 結(jié)論

(1)準(zhǔn)噶爾盆地東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組砂礫巖儲層儲集空間主要為裂縫、濁沸石溶孔、少量殘余粒間孔及微孔；儲層基質(zhì)物性較差，屬于低孔低滲儲層，其中發(fā)育濁沸石溶孔的儲層物性相對較好。

(2)上烏爾禾組埋深大，成巖作用復(fù)雜，目前處于中成巖A期，其中控制儲層物性的主要成巖作用有壓實作用、早成巖B期的濁沸石膠結(jié)作用和中成巖A期的濁沸石溶蝕作用。

(3)上烏爾禾組砂礫巖儲層發(fā)育主要受沉積相、成巖作用和裂縫發(fā)育程度控制。沉積相帶控制砂體發(fā)育程度，壓實作用、濁沸石膠結(jié)作用、濁沸石溶蝕作用是控制基質(zhì)孔隙發(fā)育的重要因素，裂縫是致密砂礫巖儲層形成優(yōu)質(zhì)儲層的必要條件。DN15—DN20井區(qū)裂縫較發(fā)育，裂縫刻畫較精細，DN15井區(qū)獲得突破，DN20井區(qū)勘探程度較低，為研究區(qū)下一步勘探有利區(qū)。