深層—超深層高溫極強超壓砂礫巖儲層特征及主控因素
——以準噶爾盆地南緣四棵樹凹陷高泉地區(qū)白堊系清水河組為例

汪孝敬， 白保軍， 蘆 慧， 梁則亮， 趙長永， 胡 意， 胡 鑫， 李 雷

( 1. 中國石油新疆油田分公司 勘探事業(yè)部，新疆 克拉瑪依 834000； 2. 中國石油新疆油田分公司 百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000； 3. 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 830001； 4. 中國石油新疆油田分公司 工程技術公司，新疆 克拉瑪依 834000 )

0 引言

準噶爾盆地南緣(南緣)位于天山北麓，為前陸盆地山前沖斷帶[1]，大型沖斷—褶皺構造成排成帶發(fā)育[2]，地表油苗豐富[3]。南緣油氣勘探始于1909年[4]，是中國油氣勘探最早的地區(qū)之一[5]，南緣下組合勘探程度最低，是尚未大規(guī)模鉆探的大型正向構造單元之一，勘探潛力巨大。2019年，南緣西段四棵樹凹陷高泉地區(qū)高探1井在白堊系清水河組5 768～5 775 m處的砂礫巖儲層試油，日產原油1 003.4 t，日產天然氣3.217×105m3，且后期高產、穩(wěn)產[6]，實現(xiàn)南緣下組合大構造的首次突破[7]，展示深層—超深層良好的勘探潛力。

四棵樹凹陷高泉地區(qū)清水河組儲層主要為砂礫巖，埋深大(5.5～6.5 km)，非均質性強。下組合探井少，井下資料欠缺，有利儲層控制因素研究主要借助露頭剖面觀察、取樣及少量中深層巖心分析化驗資料[8-9]，宏觀對比分析天山南北白堊系沉積儲層特征[10]，明確南緣侏羅系—白堊系儲層巖性類型及沉積演化[11]。白堊系清水河組儲層研究主要集中于露頭宏觀特征，缺乏重點探區(qū)“微觀”研究，特別是深層—超深層高溫極強超壓條件下儲層特征及主控因素研究薄弱。南緣未鉆探的目標主要為深層—超深層大型背斜構造。目前，中國深層—超深層碎屑巖儲層特征及主控因素研究主要集中于天山以北的塔里木盆地白堊系，該區(qū)以低孔超低滲致密砂巖為主，構造微裂縫較發(fā)育，裂縫是高產的主控因素[12-14]。位于天山以南的白堊系儲層巖性與塔里木盆地深層碎屑巖存在差異，研究程度極低。隨勘探不斷向下組合超深層轉移，亟需分析該類儲層微觀特征，理清主控因素，為準噶爾盆地南緣中、東段勘探提供地質依據及借鑒。

1 地質概況

四棵樹凹陷位于準噶爾盆地南緣西段，南靠天山西部的依林黑比爾根山，北以西部隆起的車排子凸起為界(見圖1)，為典型的裂谷盆地[11]，沉積二疊系—第四系近萬米的砂礫巖、砂巖及泥巖[15]，其中三疊系—侏羅系的深湖相泥及沼澤泥、煤為該區(qū)已證實的烴源巖[16]，成熟度高(南緣地區(qū)八道灣組鏡質體反射率Ro普遍超過2.0%)，二疊系灰色泥巖為潛在烴源巖，油氣資源豐富，勘探潛力大?？v向上，發(fā)育上、中、下3套儲蓋組合[5]，上組合發(fā)現(xiàn)卡因迪克油田與獨山子油田，中組合在南緣中段發(fā)現(xiàn)并開發(fā)瑪河氣田與呼圖壁氣田，下組合處于探索階段。清水河組是下組合勘探重要層系之一，為扇三角洲—湖相沉積[8]，中上部為100～400 m厚度的灰色泥巖夾薄層粉砂巖，下部為20～40 m厚度的砂礫巖、砂巖是該區(qū)儲層發(fā)育段。高探1井突破后，按背斜油氣藏的模式鉆探G101、G102、G103、GQ5、GQ6、GHW001井。鉆探揭示，清水河組地層壓力因數普遍超過2.2，地層溫度約為150 ℃，為典型的高溫極強超壓地層[17]。儲層巖性為砂礫巖、砂巖，油氣顯示較高探1井的差，GQ5井在清水河組埋深超過6.0 km處試油為干層；G102井在清水河組埋深超過5.8 km處試油為含油水層；GQ6井總產液量高，試油為油水同層。鉆探結果表明，四棵樹凹陷深層—超深層超壓環(huán)境下的砂礫巖儲層具有非常強的非均質性。

圖1 準噶爾盆地南緣四棵樹凹陷地理位置及構造單元劃分Fig.1 Geographical location and division of tectonic units of Sikeshu Sag on the southern margin of Junggar Basin

2 儲層特征

2.1 巖石礦物學特征

通過南緣四棵樹凹陷深層—超深層巖心觀察及巖石礦物學特征分析，清水河組儲層巖性主要為砂礫巖、含礫砂巖，以及少量中—細砂巖、粉砂巖。石英體積分數為3.6%～40.5%，見不規(guī)則窄邊狀次生加大。長石體積分數為3.6%～ 33.3%，主要為斜長石(占比68.7%)，其次為鉀長石(占比31.3%)。巖屑體積分數為40.5%～92.9%，主要為凝灰?guī)r，花崗巖及變質巖次之，其中長石與部分巖屑見溶蝕現(xiàn)象，成分成熟度低。砂礫巖主要為細礫巖及中礫巖，礫石以次圓狀為主，次棱角次之，分選中—差，顆粒支撐，接觸方式為點—線接觸及線接觸。膠結物體積分數為0～11.6%，平均為2.4%，主要為方解石及少量黃鐵礦、硬石膏、鐵白云石。方解石局部富集，主要呈斑點狀、少量呈星點狀分布；黃鐵礦呈條帶狀、星點狀、凝塊狀及晶粒狀分布，膠結方式以孔隙—壓嵌型為主。雜基以泥質為主，普遍水云母化，分布在顆粒間，體積分數為1.1%～4.0%，平均為1.8%。根據X線衍射分析結果(見圖2)，清水河組儲層黏土礦物以塔橋狀、絲縷狀伊利石為主(體積分數為31.0%～76.0%，平均為49.4%)，其次為似蜂巢狀伊/蒙混層(體積分數為6.0%～45.0%，平均為25.7%；混層比為10.0～65.0，平均為20.9)、葉片狀綠泥石(體積分數為2.0%～32.0%，平均為13.7%)，以及蠕蟲狀高嶺石(體積分數為3.0%～30.0%，平均為11.2%)。

圖2 四棵樹凹陷清水河組黏土礦物特征Fig.2 Characteristics of clay minerals in Qingshuihe Formation of Sikeshu Sag

2.2 物性特征

根據四棵樹凹陷及周緣清水河組物性資料統(tǒng)計，5.5～6.5 km深層樣品數為165塊，有效孔隙度為0.7%～13.6%，平均為4.8%，其中有效孔隙度為4.0%～6.0%的占比48.8%，平均為4.9%；有效孔隙度為2.0%～4.0%的占比32.5%，平均為3.1%；有效孔隙度大于8.0%的占比7.5%(見圖3)。水平滲透率為(0.01～96.10)×10-3μm2，平均為4.06×10-3μm2，其中水平滲透率為(0.10～1.00)×10-3μm2的占比47.8%，平均為0.38×10-3μm2；水平滲透率為(0.01～0.12)×10-3μm2的占比39.1%，平均為0.04×10-3μm2；水平滲透率為(1.00～10.00)×10-3μm2的占比33.0%，平均為3.18×10-3μm2；水平滲透率大于10.00×10-3μm2的占比10.4%。6.5 km以深樣品數為8塊，有效孔隙度為2.4%～9.1%，平均為5.4%；水平滲透率為(0.01～1.46)×10-3μm2，平均為0.45×10-3μm2。清水河組深層—超深層砂礫巖總體評價為超低孔—超低滲儲層[18]。

圖3 清水河組有效孔隙度分布直方圖Fig.3 Effective porosity distribution histogram of Qingshuihe Formation

由孔滲散點圖(見圖4)可知，清水河組孔滲相關關系較差，表明深層—超深層儲層非均質性較強。細礫巖平均有效孔隙度為6.2%，水平滲透率為9.61×10-3μm2；砂巖(細砂巖、含礫砂巖)平均有效孔隙度為4.6%，水平滲透率為1.47×10-3μm2；中礫巖平均有效孔隙度為4.2%，水平滲透率為0.43×10-3μm2。整體上，細礫巖物性較砂巖、中礫巖的好。

圖4 清水河組有效孔隙度與滲透率散點圖Fig.4 Porosity and permeability scatter diagram of Qingshuihe Formation

2.3 孔隙及孔喉特征

2.3.1 孔隙

根據鑄體薄片、大直徑薄片及巖心CT三維成像資料分析，清水河組儲層以粒間孔隙、粒內溶孔(長石、巖屑等)為主，分別占比75.4%、22.3%。微細裂縫普遍發(fā)育，占比2.1%，寬度一般小于2.5 μm，最大為7.5 μm。其余為泥質中微孔及粒?？?，占比0.2%，忽略不計。

(1)粒間孔隙。主要包括殘余粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙及膠結物晶間溶蝕孔隙(見圖5)，其中以前二者為主，殘余粒間孔不規(guī)則，形態(tài)多變，主要殘留于碎屑顆粒搭接處。清水河組沉積初期處于正常的緩慢下沉，為長期的淺埋階段；白堊紀末期，地層小幅度抬升，古近紀再次下沉。新近紀，受喜馬拉雅構造運動影響，天山山脈開始強烈隆升，在強烈擠壓應力條件下[19]，高泉地區(qū)清水河組快速埋深至6.0 km。由于短時間快速深埋(沉降速度達700 m/Ma)[20]，在巨厚泥巖蓋層條件下，清水河組儲層內的流體難以外排，加上后期成巖脫水、油氣充注等因素影響[21-22]，地層壓力因數超過2.2，異常高壓的形成對剩余粒間孔隙保留起到決定性的作用。

圖5 四棵樹凹陷清水河組孔隙類型及特征Fig.5 Pore types and characteristics of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

(2)粒內溶孔。主要包括長石、巖屑等粒內溶蝕孔隙，以巖屑溶蝕孔隙為主(見圖5(a、d))。清水河組儲層溶蝕作用貫穿整個沉積、成巖過程，至白堊紀末期，由于埋藏較淺，溶蝕能力有限，更多的是方解石膠結作用。第四紀至今，在高溫條件下，受后期充注的酸性流體影響，斜長石加速溶蝕，形成的孔隙大小和形狀受顆粒形狀及溶蝕強度控制。

(3)微裂縫。根據成因類型，清水河組儲層裂縫劃分為構造微裂縫、礫緣縫、成巖縫及異常高壓裂縫。以構造微裂縫為主，礫緣縫與異常高壓裂縫次之。礫緣縫常沿礫石邊緣分布，延伸長度較小，裂縫寬度窄，不具有方向性(見圖5(b、e))。異常高壓裂縫常與孔隙相連，裂縫向礫石顆粒內部或雜基延伸，裂縫寬度逐漸變窄，延伸距離短(見圖5(c))。構造微裂縫一般切穿礫石或礦物，裂縫較平直，具有明顯的方向性，局部巖屑顆?？梢娋W狀碎裂狀(見圖5(b))。

2.3.2 孔喉特征

清水河組儲層孔隙直徑為1.79～887.92 μm，喉道寬度為1.28～61.10 μm，孔隙直徑與喉道寬度分布區(qū)間大，體現(xiàn)出孔喉系統(tǒng)的復雜性。

由孔隙直徑分布(見圖6(a))可知，儲層以微小孔為主，其中小于125.00 μm的占比68.5%。結合儲層類型，砂巖類均質性好，均質因數為0.71，平均孔隙直徑為17.10～122.20 μm，主要以小于25.00 μm(占比30.6%)與100.00～125.00 μm(占比26.9%)的為主，無大于250.00 μm的孔隙。細礫巖顆粒分選相對較好，均質因數為0.54，平均孔隙直徑為27.90～385.50 μm，不同級別微小孔徑均有分布，但大尺度孔隙較發(fā)育，平均孔隙直徑為100.00～500.00 μm的占比35.7%， 675.00～850.00 μm的占比5.0%。中礫巖巖相顆?；祀s，均質因數為0.49，平均孔隙直徑為29.80～217.50 μm，其孔隙直徑較細礫巖的小，無大于425.00 μm的大孔隙。

圖6 清水河組不同巖相孔隙直徑及喉道寬度分布Fig.6 Distribution of pore diameter and throat width in different lithofacies of Qingshuihe Formation

根據孔隙喉道數量，儲層孔隙喉道為1～4個，平均為1.3個。砂巖與中礫巖喉道數較多，平均分別為1.6、1.4個；其次為細礫巖喉道數，平均為1.2個。根據喉道寬度(見圖6(b))，砂巖以細喉道為主，小于25.0 μm的喉道占比93.3%，小于15.0 μm的細喉道占比40.0%，無粗喉道，儲層滲流能力差。細礫巖小于25.0 μm喉道與砂巖分布的類似，占比92.0%，其中小于15.0 μm的細喉道占比60.0%；發(fā)育粗喉道，占比8.0%，局部滲流能力強。中礫巖喉道分布范圍寬，小于25.0 μm的細喉道占比83.3%。另外，小于15.0 μm的細喉道三類巖性占比最多，為69.0%。

綜上所述，深層—超深層儲層孔喉結構復雜，孔隙直徑及喉道共同控制儲層物性[23]。中礫巖、細礫巖及砂巖均以微米級孔隙直徑為主，僅細礫巖發(fā)育少量近毫米級孔隙，孔隙直徑分布區(qū)間大，發(fā)育大喉道，儲層物性優(yōu)[22]，砂巖抗壓實作用較礫巖的差，儲層孔隙主要為小于250.0 μm的微米孔。根據孔喉分布，砂巖孔喉寬度較均一，細喉道為主，礫巖孔喉以10.0～12.5 μm的為主，中礫巖孔喉表現(xiàn)出更強的非均質性，有效孔隙度及滲透率相對較差。

3 儲層主控因素

3.1 沉積相帶

宏觀上，沉積相帶控制儲層及巖性分布，同時控制不同巖石相微觀結構。從三角洲平原到三角洲前緣亞相，隨顆粒物搬運距離越遠，泥質填隙物減少，砂質成分增加，顆粒分選磨圓及物性變好[24]。巖心及薄片分析表明，三角洲前緣河道砂體主要為灰綠色、灰色細礫巖、砂巖，礫石直徑以0.5～2.0 cm的為主，局部見礫緣縫，砂質占比高，塑性成分低，抗壓實作用強，殘留部分粒間孔隙，具有一定的連通性，有效孔隙度為4.2%～17.7%，平均為8.8%，水平滲透率為(0.02～32.20)×10-3μm2，平均為5.52×10-3μm2。三角洲平原相帶離物源近，辮狀河道以褐色、灰褐色中礫巖為主，局部含粗礫巖，礫石占比高，砂質體積分數較低，塑性顆粒(泥質雜基與泥質礫石)受快速深埋影響，易變形充填孔隙，造成粒間孔隙發(fā)育程度差，局部殘留的粒間孔隙多被方解石、石膏等早期成巖礦物膠結，造成儲層整體致密，有效孔隙度為3.7%～9.4%，平均為5.4%，水平滲透率為(0.01～5.44)×10-3μm2，平均為1.27×10-3μm2?？傮w上，三角洲前緣礫石較平原河道細，砂質占比增加，有效孔隙度增大(見圖7)。

圖7 四棵樹凹陷清水河組沉積相Fig.7 Sedimentary facies of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

3.2 成巖作用

通過地表露頭取樣、井下巖石薄片、鑄體薄片及成巖史等綜合分析，影響四棵樹凹陷清水河組儲層質量的成巖作用主要為壓實作用，其次為膠結與溶蝕作用。

(1)壓實作用。根據四棵樹凹陷及周緣(四棵樹河與安集海地區(qū))清水河組露頭巖石樣品分析，儲層未被膠結物或極少量膠結物充填且無裂縫樣品的有效孔隙度達20.0%，平均為17.5%，物性較好，孔隙類型主要為殘余粒間孔。由南緣東段及呼圖壁背斜清水河組物性資料分析(見圖8)可知，隨埋深增加，2.0～5.0 km處有效孔隙度平均為9.3%，相比地表露頭樣品下降8.2%，特別是喜山運動晚期地層急劇下沉至5.5 km以深[20]，造成大部分有效孔隙度減少4.0%～8.0%，平均為4.8%，相比露頭下降12.7%。在7.0 km以深區(qū)域，儲層有效孔隙度減少至2.0%～4.0%，部分樣品有效孔隙度超過5.0%，主要發(fā)育溶蝕孔隙及裂縫。壓實作用是有效孔隙度減小的主要因素。

圖8 四棵樹凹陷清水河組GQ5井埋藏史及主要成巖作用Fig.8 Burial history of well GQ5 and main diagenesis of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

(2)膠結作用。根據薄片資料，該區(qū)膠結方式主要為孔隙充填、石英顆粒自生加大、黏土礦物孔隙橋塞，有效孔隙度減少8.0%。至古近紀中期，主要處于正常的壓實階段，弱堿性環(huán)境有利于方解石、硬石膏及伊/蒙混層的形成。對比露頭與井下深層—超深層清水河組儲層X線衍射實驗結果，地表露頭樣品伊/蒙混層體積分數為46.7%，比井下樣品伊/蒙混層體積分數高45.0%，伊/蒙混層比從80.0下降到20.9。伊利石體積分數從27.0%增至49.4%，高嶺石及綠泥石體積分數變化較小。由于短時間(約4 Ma)地層埋深急劇加大，地層溫度由50 ℃升至150 ℃，成巖環(huán)境逐漸過渡到弱堿性—中性，方解石與硬石膏膠結能力變弱，因此井下儲層方解石與硬石膏膠結物體積分數與露頭區(qū)的基本一致。另外，隨地層溫度壓力快速上升，伊/蒙混層及凝灰?guī)r巖屑等礦物進一步轉化為伊利石[25]，造成伊利石體積分數增加80%，伊/蒙混層比快速減小。伊利石相對體積分數升高，平均毛管半徑快速減小(見圖9(f))，儲層滲透率也顯著下降(見圖9(e))。通過掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，四棵樹凹陷深層—超深層儲層中的伊利石主要以塔橋狀及發(fā)絲狀的形態(tài)賦存于孔隙之間(見圖9(a-d))，片狀伊利石少見。其中，塔橋狀伊利石進一步使儲層孔喉體系復雜(見圖9(a-b))，孔徑減小，孔隙連通性變差，滲流阻力增加。

圖9 清水河組深層—超深層伊利石賦存狀態(tài)及對儲層影響分析Fig.9 Analysis of deep and ultra-deep illite deposit state of Qingshuihe Formation and its influence on reservoir

(3)溶蝕作用。清水河組經歷長時間的淺埋階段(時間跨度約為131 Ma)，受大氣淡水的淋濾作用而形成部分溶蝕孔隙；深埋階段(時間跨度約為10 Ma)為南緣侏羅系烴源巖逐漸成熟期，鏡質體反射率Ro為0.8%～2.0%，在高溫條件下，產生的大量有機酸對巖屑、長石等不穩(wěn)定礦物加速溶蝕[26-27]，有效孔隙度增加2.0%。特別是清水河組長石類礦物中斜長石體積分數高，較鉀長石更易形成溶蝕孔隙[28]，且深埋儲層處于超壓狀態(tài)，使溶蝕孔隙有效保存[29]。另外，構造微裂縫普遍發(fā)育，為有機酸溶蝕提供相對高速的滲流通道，常在裂縫周緣見溶蝕現(xiàn)象。

3.3 構造作用

構造作用對儲層的控制主要分為建設性作用與破壞性作用。其中，破壞性作用主要是喜山運動造成地層從埋深0.5～1.0 km快速下沉至6.0 km以深，使有效孔隙度急劇減小。雖然碎屑顆粒的分選、成分及填隙物組分是影響有效孔隙度的因素，但埋深急劇增加的壓實作用是有效孔隙度減小的主要因素。建設性構造作用主要是四棵樹凹地處于準噶爾盆地南北構造體系的結合部位，且經歷海西、印支、燕山、喜山多期次構造運動的疊加[30]，發(fā)育一系列近東西向的走滑構造[2]，造成儲層斷裂及裂縫極為發(fā)育。地震精細解釋及物理模擬實驗(見圖10)證實，高泉背斜受壓扭走滑伴生小斷裂控制切割復雜斷塊圈閉，結合應力分析推測背斜核部及斷裂帶附近裂縫最為發(fā)育。

3.4 超壓作用

四棵樹凹陷清水河組及上覆巨厚泥巖蓋層壓力因數超過2.2，為極強超壓帶[17]，超壓層為油氣保存提供良好的封閉條件。超壓的發(fā)育對儲層改造、保存、流體運移及生產具有正面影響[31]。理論上儲層埋深在5.5～6.5 km處的有效孔隙度為2.1%～4.5%，實際上四棵樹凹陷清水河組在相同深度條件下的有效孔隙度平均為4.8%，且近半數的有效孔隙度為4.5%～6.5%，說明超壓對孔隙的保存效果明顯[8]，壓力增高，有效孔隙度減小速率變緩。超壓的發(fā)育對蒙脫石向伊利石的轉化起抑制作用，一定程度上延緩儲層變差的趨勢。超壓體系對深層—超深層儲層微裂縫的形成起建設性作用[32-33]，超壓環(huán)境巖石脆性增加，易發(fā)育微裂縫[22]。高壓流體模擬實驗[33]及地層壓力檢測結果(見圖11)表明，5.0～6.2 km處微裂縫縫長與中深層的差異較小，裂縫寬度在4.0 km以深變寬，在6.2～8.0 km處微裂縫長度顯著增大，裂縫寬度基本不變。高探1井的千噸高產及后期平均日產近200 m3原油進一步證實超壓裂縫對高產的影響。

圖10 高探1井區(qū)清水河組斷裂體系及物理模擬Fig.10 Fault system and physical simulation of Qingshuihe Formation in Gaotan 1 Well Area

圖11 高探1井區(qū)高壓流體模擬裂縫長度、寬度變化及地層壓力分布(據文獻[33]修改)Fig.11 High pressure fluid experimental simulation fracture length, width change and formation pressure distribution diagram of Gaotan 1 Well Area(modified by reference [33])

4 結論

(1)準噶爾盆地南緣四棵樹凹陷清水河組深層—超深層儲層具有超低孔、超低滲特征。巖性以砂礫巖、砂巖為主，石英及長石占比低，為巖屑砂巖。膠結物主要為方解石，顆粒接觸方式為點—線接觸及線接觸，膠結方式主要為孔隙—壓嵌型，黏土礦物主要為伊利石?？紫额愋蜑榱ｉg孔隙、粒內溶孔，普遍見微裂縫。

(2)沉積相帶控制儲層平面展布及微觀結構。平原亞相儲層物性總體小于前緣亞相的，細礫巖物性、孔隙大小、喉道反映的非均質性弱于砂巖及中礫巖的。

(3)深層—超深層儲層受壓實及成巖作用控制明顯，其中快速深埋壓實是儲層致密化的主要因素，其次是伊利石成巖轉化，降低儲層滲透性。

(4)構造作用與超壓體系共同控制裂縫網絡發(fā)育，增強高溫酸性流體的溶蝕作用，提高儲層滲流能力。極強超壓體系減緩儲層致密化與伊利石轉化的進程，改善儲層品質。