钱海涛 ，张 翔，卞保力，刘海磊，张孟刚

1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依834000

2.中国石油新疆油田分公司勘探事业部，新疆 克拉玛依834000

3.中国石油西部钻探定向井技术服务公司，新疆 乌鲁木齐830026

引言

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组油气勘探始于20 世纪80 年代，在玛湖凹陷北斜坡与东斜坡发现了M2 和MD2 井区油藏，但限于当时地质认识，下乌尔禾组油气勘探一直处于低谷。随着地质理论的创新、勘探认识的不断深入以及储层改造技术的进步，玛湖凹陷三叠系百口泉组和二叠系上乌尔禾组两大规模领域不断取得突破，满凹含油态势逐渐展现[1-6]。在百口泉组和上乌尔禾组突破的同时，通过整体研究认为玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组具有“东超、西削、北断”的特征，发育多期尖灭带，地层厚度大，砂体局部富集，具备形成岩性油藏群的条件[7-8]。同时，下乌尔禾组纵向及平面更贴近主力烃源层，勘探程度低，剩余资源丰富，是获得规模储量的主要战略接替层系。2016 年，玛湖凹陷南斜坡MH012 井在下乌尔禾组获得突破，展现出了良好的勘探前景。

该区勘探程度低、砾岩储层非均质性强、沸石类矿物发育、沉积成岩过程复杂，储层特征及控制因素成为亟待解决的难点之一。目前，针对玛湖凹陷北斜坡与东斜坡下乌尔禾组进行了油源分析、油气成藏分析、沉积特征及砾岩储层成因类型、成岩作用及孔隙演化等研究[9-16]，但关于玛湖凹陷南斜坡下乌尔禾组砾岩储层方面的研究相对较少。因此，本文通过岩芯观察、岩芯薄片、铸体薄片、扫描电镜及储层物性等手段，对玛湖凹陷南斜坡下乌尔禾组砾岩储层进行了系统研究，明确了储层特征及主控因素，以期为砾岩优质储层预测提供借鉴。

1 区域概况

玛湖凹陷南斜坡构造上位于准噶尔盆地中央拗陷（简称玛南斜坡），南接中拐凸起，西接克百断裂带（图1）。玛湖凹陷构造格局形成于白垩纪早期，构造形态整体表现为东南倾的平缓单斜，地层倾角3°∼5°。研究区主要发育两期断裂，即晚海西期—印支期形成的南北向逆断裂和印支期—喜马拉雅期形成的东西向走滑断裂，断面较陡，断距较大。在走滑断裂形成期，还发育一系列伴生的羽状断裂，平面上与走滑断裂呈锐角交切关系，规模较小[17]。

研究区地层发育较全，从石炭系到古近系及第四系均发育。其中，二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系之间均为角度不整合接触。目的层二叠系下乌尔禾组（P2w）根据岩性及电性特征，自下而上依次划分为一段（P2w1）、二段（P2w2）、三段（P2w3）及四段（P2w4）。玛南斜坡下乌尔禾组具有典型“下超上削”的特征，其中，一段、二段超覆沉积在下伏夏子街组之上，三段、四段由于构造抬升，在中拐凸起北翼及斜坡区遭受剥蚀。玛南斜坡下乌尔禾组受西部物源体系控制，沉积相类型为扇三角洲—湖泊相，地层厚度大，约1 200 m，岩性主要为砾岩、砂岩与泥岩不等厚互层，储层非均质性强。

图1 玛南斜坡构造位置Fig.1 Structural location of the south slope in the Mahu Sag

2 储层特征

2.1 岩石学特征

通过17 口取芯井80 多张岩石薄片分析化验资料，对研究区二叠系下乌尔禾组砾岩储层的岩石学特征进行了分析。玛南斜坡下乌尔禾组储层以砾岩、含砾砂岩、细砂岩及中细砂岩为主。岩石类型以岩屑砂岩为主，含少量长石岩屑砂岩。石英和长石含量低，表现为极低的成分成熟度。根据岩石薄片鉴定，砾岩中砾石大小不等，一般为2∼30 mm。砾石成分以凝灰岩为主，含量为0∼88.00%，平均为35.08%；其次为安山岩岩屑，含量在0∼67.00%，平均为12.67%，可见少量霏细岩、流纹岩、砂岩以及变砂岩；砂质成分以凝灰岩为主，石英含量在1.00%∼18.00%，平均为4.38%；长石含量在1.00%∼21.00%，平均为4.10%，凝灰岩岩屑含量在2.00%∼97.00%，平均为47.95%；安山岩岩屑含量在0∼25.00%，平均为4.98%；花岗岩岩屑含量在0∼5.00%，平均为2.06%，见少量的霏细岩、流纹岩、千枚岩及板岩等。

黏土矿物X 衍射结果表明，储层黏土矿物以无序伊/蒙混层为主（平均含量为54.9%），混层比值平均为51.82%，其次为少量的伊利石（平均含量为16.42%）、绿泥石（平均含量为23.42%）及高岭石（平均含量为14.75%）。碎屑颗粒较粗，磨圆度较差，以棱角状或次棱角状为主，分选差，结构成熟度低，颗粒间以线接触或者凹凸线接触为主。储层胶结类型以泥质、沸石胶结为主，部分为方解石和硅质胶结。胶结方式为压嵌—孔隙式胶结或压嵌式胶结。

2.2 物性特征

根据23 口井276 块岩芯柱塞样品孔隙度分析，该区下乌尔禾组储层孔隙度为0.41%∼21.11%，平均值为8.90%。孔隙度为6.00%∼8.00%的频率最大，为23.60%，其次为4.00%∼6.00%，频率为20.65%，孔隙度大于8.00% 的频率为50.00%（图2a）。207块岩芯柱塞样品渗透率分析结果表明，渗透率在0.02∼107.00 mD，平均为0.50 mD，渗透率在0.04∼0.12 mD 的频率最大，为22.10%，其次为0.12∼0.36 mD 和1.00∼3.00 mD，均为15.38%（图2b）。储层总体表现为特低孔、特低渗特征。

孔隙度-渗透率交会结果表明，下乌尔禾组储层物性整体相关性较好，但局部出现低孔高渗或高孔低渗的现象（图2c）。孔隙度与深度的关系表明，储层孔隙度总体上随着埋深的增加而减小，但在3 800、4 500 m 附近孔隙度存在明显异常（图2d）。镜下资料分析认为，此异常带与碳酸盐、沸石胶结物溶解及有机酸溶蚀作用有关，尤其是沸石类矿物后期溶蚀作用对储集层物性的影响最为明显。

图2 玛南斜坡下乌尔禾组储层物性特征Fig.2 Reservoir physical characteristics of Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

玛南斜坡下乌尔禾组储层物性与含油性分析结果表明，随着孔渗增加，含油性呈变好的趋势，当孔隙度大于7.50%时，储层含油性明显变好，反映了储层物性对含油性的控制作用（图3）。

图3 玛南斜坡下乌尔禾组储层物性与含油性关系Fig.3 Relationship between reservoir physical property and oil content of Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

2.3 孔隙特征

根据铸体薄片与扫描电镜资料，结合孔隙特征，认为玛南斜坡下乌尔禾组砾岩储层储集空间类型多样，发育剩余粒间孔、沸石溶孔、粒间溶孔、粒内溶孔、收缩孔、晶间孔及构造缝等（图4），其主要孔隙类型为剩余粒间孔、火山物质溶孔及沸石溶孔。

2.3.1 剩余粒间孔

剩余粒间孔是砾岩储层原始孔隙经受压实作用及自生胶结物充填减孔而最终残留下来的孔隙[18]。玛南斜坡下乌尔禾组砾岩在斜坡区深度普遍大于3 500 m，埋藏深度大，结构成熟度及组分成熟度低，压实作用较强，剩余粒间孔含量低。该区剩余粒间孔一般发育在杂基含量低，分选及磨圆较好的砂岩、细砾岩及含砾粗砂岩中，并常与粒间溶孔、粒内溶孔及构造缝伴生，形成多种孔隙组合。剩余粒间孔孔隙直径变化大，在铸体薄片显微照片中，多表现为不规则或长条形等多种形态，主要由砾岩颗粒粒径变化大导致。

图4 玛南斜坡下乌尔禾组储集空间特征Fig.4 Characteristics of reservoir space of Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

2.3.2 火山物质溶孔

此类孔隙主要是由火山岩屑的选择性溶蚀形成的。下乌尔禾组成岩早期在碱性水介质条件下，火山岩屑不同程度的发生溶蚀水解，形成颗粒溶孔。

2.3.3 沸石类溶孔

沸石类溶孔是研究区储集层主要孔隙类型之一。沸石类溶孔主要包括方沸石溶孔和浊沸石溶孔。从现有资料来看，方沸石溶孔只在中拐五八区见到，浊沸石溶孔在玛南斜坡下乌尔禾组砾岩中发育。浊沸石是一种含水的硅铝酸盐矿物，与斜长石在晶体结构及成分方面特征相似，具有明显的解理和波状消光特征，与长石颗粒易于区分[19-21]。玛南斜坡下乌尔禾组浊沸石的溶蚀发生在中成岩阶段，随着有机酸的不断释放，沿其解理缝溶蚀形成浊沸石溶孔。溶蚀程度较轻的使解理缝扩大，强烈溶蚀者仅在粒间溶孔内残留少量浊沸石残晶。

3 储层主控因素

3.1 沉积作用

沉积相控制储层砂体的空间展布及砂体类型，由于受搬运方式、搬运距离、沉积环境的影响，不同沉积微相的砂体在粒度、分选、磨圆及杂基含量等存在明显差异，从而控制储层物性[22-23]。玛南斜坡下乌尔禾组发育扇三角洲沉积体系，纵向上为湖进砂退的沉积旋回，物源来自盆地西部，从盆地边缘向盆地中心，由扇三角洲平原逐渐过渡到扇三角洲前缘及滨浅湖亚相。研究区扇三角洲平原以泥质胶结为主，扇三角洲前缘为浊沸石和片沸石胶结，在扇三角洲前缘外带靠近湖盆的低部位为方沸石和钠长石胶结。

研究区扇三角洲前缘水下分流河道以牵引流为主，水动力较强，砂体淘洗干净，是该区最有利的沉积相带，表现为灰色、褐灰色及灰绿色，岩性以砾岩、含砾砂岩、粗砂岩及中砂岩为主，磨圆度及分选较好，结构成熟度高，以浊沸石—片沸石胶结为主，储层原始物性一般较好，有利于后期有机酸流体的改造，储集空间以沸石溶孔和剩余粒间孔为主；其次为扇三角洲平原水上分流河道微相，表现为褐色、灰褐色以及杂色，岩性主要为砾岩，分选及磨圆均较差，泥杂基含量较高，不利于后期的溶蚀改造，总体物性较差。

3.2 成岩作用

研究区储层物性不仅受沉积环境的控制，同时也受后期成岩作用的影响。通过对下乌尔禾组黑色泥岩样品镜质体反射率Ro统计分析可知，Ro分布在1.15%∼1.56%，反映有机质处于成熟—过成熟阶段，表明下乌尔禾组处于中成岩A 期—中成岩B期。黏土矿物中蒙脱石已经消失，伊/蒙混层比S分布在20.0%∼35.0%，也反映下乌尔禾组处于中成岩A 期—中成岩B 期成岩阶段。此外，结合储层线接触的接触类型以及溶孔为主的孔隙类型特征，综合认为下乌尔禾组处于中成岩A 期—中成岩B 期，其中，埋深超过4 500 m 的储层成岩阶段以中成岩B为主（图5）。

图5 玛南斜坡下乌尔禾组储层成岩阶段划分及孔隙演化Fig.5 Diagenetic stages and porosity evolution of reservoir in Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

在岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X 衍射等实验分析资料的基础上，对玛南斜坡下乌尔禾组储层物性与成岩作用关系进行了分析。研究区储层微观成岩特征如图6 所示，压实作用、胶结作用及溶蚀作用是影响玛南斜坡下乌尔禾组储层物性的主要成岩作用。

图6 玛南斜坡下乌尔禾组储层微观成岩特征Fig.6 Characteristics of diagenesis under microscope of reservoir in Permian Lower Urho Formation in the south slope of of the Mahu Sag

3.2.1 压实作用

压实作用是沉积物在重荷压力作用下所发生的作用，贯穿于成岩作用的始终，压实作用对储层的破坏是不可逆的，直接影响着储层物性好坏[24]。压实作用是导致储层孔隙度下降的主要原因，下乌尔禾组储层埋藏深度普遍大于3 500 m，部分超过5 000 m，砾岩储层成分成熟度较低，含有大量的火山岩屑，特别是凝灰质火山岩屑，由于其具有塑性和半塑性的特征，导致储层的抗压实能力弱。随着埋深的增加，火山岩屑极易发生塑性变形，导致碎屑颗粒之间呈现凹凸接触，部分岩屑甚至呈假杂基状挤入颗粒之间。

该区镜下可见到的压实作用主要有塑性岩屑变形，部分形成假杂基；储层颗粒线接触；刚性颗粒破裂。由于下乌尔禾组整体泥质含量较高，泥质杂基的润滑作用增强了压实作用的效果，使得储层物性受压实作用大大减小。

通过薄片微观观察及物性数据分析发现，压实减孔损失量平均达24.0%，而胶结减孔损失量为4.9%，储层受压实作用影响较大，剩余粒间孔不发育，因此，优质储层需要受溶蚀作用的改造。

3.2.2 胶结作用

胶结作用也是导致储层物性下降的主要成岩作用之一。研究区储层胶结作用较发育，胶结物类型多样，常见的胶结物有碳酸盐类（方解石、铁方解石）、硅质、沸石（浊沸石、片沸石、方沸石）以及自生黏土矿物等。

碳酸盐类胶结以方解石胶结为主，其含量变化较大，平均在4.0%左右，最高可达25.0%。早期方解石解胶结物常以嵌晶状分布在颗粒之间，晚期斑块状分布在粒间以及交代颗粒。在成岩早期方解石胶结物充填于颗粒之间，增强岩石的抗压实能力，对储层压实起到一定的缓冲作用，晚期受到酸性流体的溶蚀形成溶蚀孔隙，可以有效改善储层物性。

沸石胶结物以浊沸石和片沸石为主，其中浊沸石在玛湖地区均有分布，含量在1.0%∼15.0%，呈板状晶体分布在颗粒之间，主要分布在扇三角洲前缘相带；片沸石多以交代颗粒形式出现，含量不高，主要分布在三角洲平原相带。沸石类胶结往往与方解石或自生黏土矿物共生，充填在颗粒之间，造成储层物性下降，但在成岩中后期，随着有机酸释放，浊沸石发生溶蚀，形成粒间溶孔，有效改善储层的渗透性。沸石类胶结物的展布一方面受火山碎屑的控制，另一方面受相带控制，一般片沸石分布在三角洲平原，浊沸石分布在三角洲前缘，方沸石分布在三角洲前缘更低部位。

硅质胶结主要有两种产状出现，一种是石英加大边，另一种是粒间自形石英晶粒。研究区硅质胶结物含量较低，主要由于下乌尔禾组储层整体石英含量不高，硅质胶结物平均在1.5%左右，对储层起减孔作用。

3.2.3 溶蚀作用

玛湖凹陷二叠系为偏碱性的成岩环境，发育碱性条件下形成的多种沸石矿物。大量研究表明，沸石矿物是在碱性环境下由火山岩屑水化作用形成的。火山碎屑水化一方面形成颗粒溶孔，另一方面在粒间沉淀出沸石类矿物[25-26]。该区下乌尔禾组火山碎屑溶蚀现象比较常见，在早成岩期，火山岩屑在碱性水介质条件下发生水解溶蚀，形成颗粒溶孔，同时在粒间沉淀出沸石类矿物。

研究区下乌尔禾组含有多种类型的沸石矿物，其中，以浊沸石为主，易溶蚀，而片沸石不易溶蚀。浊沸石的溶蚀发生在中成岩阶段，随着有机质成熟不断释放有机酸，浊沸石极易发生溶蚀，由化学性质可知，浊沸石比长石更易发生溶蚀。可溶物质、酸液及沟通酸液的通道是溶蚀发生所需要有的必备条件。因此，浊沸石溶蚀对储层的渗透性存在着一定的要求。一方面，储层中浊沸石的含量要适中，浊沸石含量过多，导致储层致密化不利于有机酸的渗入发生溶蚀；另一方面，沉积相带也是关键，三角洲前缘水下分流河道砂体渗透性好，是浊沸石溶孔的发育地带。研究区除发育浊沸石粒间溶孔外，还存在部分长石颗粒及岩屑颗粒中的长石组分溶解，主要为钾长石溶解生成高岭石、伊利石及硅质。

3.3 构造破裂作用

玛南斜坡先后经历了多期构造运动，发育多期构造破裂作用，形成的断裂及微裂缝对储层物性具有重要的改造作用。构造破裂作用产生的微裂缝，一方面，可以有效地改善储层的渗流能力，另一方面，作为有机酸运移的通道，有利于溶蚀作用的发生，有机酸易沿微裂缝溶蚀，形成溶蚀孔隙。同时，该区发育走滑断裂体系及一系列伴生的羽状断裂，后期有机酸沿深断裂进入储层，形成溶孔孔隙。通过岩石薄片、成像测井资料分析，在靠近断裂附近，均可以见到不同程度的浊沸石溶蚀，大大地改善了储层物性，而远离断裂处，浊沸石溶孔欠发育。

4 有利储层发育区预测

在上述储层特征及主控因素研究的基础上，综合沉积相带、成藏期古构造及断裂等因素，对下乌尔禾组有利储层发育区进行了探讨，分析认为有利沉积相带、成藏期鼻状凸起及断裂发育区是优质储层的主要分布区。沉积相不仅控制砂体的分布，还控制相对优质储层的分布。下乌尔禾组主要发育扇三角洲沉积体系，在平原亚相与前缘亚相沉积的砂体其成分成熟度和结构成熟度都有差别，沉积物在进入水体后，经过淘洗，其分选变好，泥质含量减少，物性随之变好。因此，在优选有利储集相带时将前缘亚相作为有利条件之一。下乌尔禾组主要的孔隙类型为浊沸石溶孔，需要有机酸进入储层溶蚀浊沸石。成藏期有机质成熟大量释放有机酸，按照流体势原理，有机酸必然沿着成藏期的鼻状凸起方面向高部位运移。因此，成藏期鼻状凸起是优选有利区的有利条件之一。断裂一方面产生微裂缝改善储层渗透性，另一方面作为有机酸运移的通道，因此，断裂也是优选有利区的有利条件之一。

5 结论

（1）玛南斜坡下乌尔禾组储层岩性以砾岩、含砾砂岩、细砂岩及中细砂岩为主，岩石类型主要为岩屑砂岩，胶结类型以泥质、沸石胶结为主，结构及成分成熟度较低。孔隙类型以剩余粒间孔、火山物质溶孔及沸石溶孔为主。储层孔隙度平均为8.9%，渗透率平均为0.5 mD，总体表现为特低孔、特低渗特征。

（2）研究区下乌尔禾组储层物性主要受沉积作用、成岩作用及构造作用影响。优质储层受沉积相带控制作用明显，以牵引流为主的扇三角洲前缘水下分流河道是最有利的沉积相带；成岩作用主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用，其中，压实减孔损失量平均为24.0%，胶结减孔量为4.9%，溶蚀作用以浊沸石溶蚀为主，产生的次生溶蚀孔隙对储层物性具有明显的改善作用。构造破裂作用对储层物性也具有重要的改造作用。