玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储层储集空间类型及演化特征

王　伟, 常秋生, 赵延伟， 张　妮

(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采油一厂，新疆克拉玛依834000)



玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储层储集空间类型及演化特征

王伟1, 常秋生1, 赵延伟2， 张妮1

(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采油一厂，新疆克拉玛依834000)

摘要：玛湖凹陷西斜坡百口泉组储集岩以砂质细砾岩、中细砾岩、细砾岩以及含砾粗砂岩为主，储集空间类型多样、成因复杂，关于砂砾岩储层特征认识不清。通过薄片鉴定、扫描电镜、孔渗、流体包裹体等分析资料，对砂砾岩储层储集空间类型、主控因素以及演化特征开展了系统研究。结果表明：研究区百口泉组砂砾岩储层储集空间类型以粒内溶孔为主，次为剩余粒间孔以及粒间溶孔；沉积作用、成岩作用、异常高压以及早期油气充注是影响储层发育的主控因素，异常高压减缓了压实作用的进程，使部分原生孔隙得以保存，早期油气充注为溶蚀作用的发生提供了物质条件，加大了次生孔隙空间，改善了砂砾岩储层储集物性。

关键词：储集空间；主控因素；演化特征；百口泉组；玛湖凹陷西斜坡；新疆

0引言

砂砾岩储层特征、成岩演化特征、主控因素以及孔隙演化特征等关键问题是当前国内外研究的热点。玛湖凹陷西斜坡位于准噶尔盆地西北缘断阶带下盘,为一东南倾的平缓单斜构造(图1)。研究区三叠系百口泉组为扇三角洲沉积，发育典型的砂砾岩体。

研究区位于富烃凹陷中心区，高成熟度油气源充足，具有极佳的生储盖匹配关系，有利于形成大面积连续型油藏，勘探潜力巨大(匡立春等，2014；雷德文等，2014)。但砂砾岩储层具有低孔、低渗—特低渗以及非均质性较强的特点，严重影响勘探开发的进程。因此，准确认识影响研究区三叠系百口泉组储层发育的主控因素及演化特征是亟需解决的问题。

本次研究以玛湖凹陷西斜坡百口泉组砂砾岩储层为目的层，在15口取芯井岩芯观察的基础上，通过普通薄片、铸体薄片、全岩分析及扫描电镜等分析资料，对研究区百口泉组砂砾岩岩石学特征、储集空间类型、储层发育的主控因素及演化特征进行分析，以期为该区的勘探开发提供地质依据。

1岩石学特征

根据15口取芯井的岩芯观察和103片岩石薄片(普通、铸体)镜下鉴定结果，玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组岩石类型有灰色、灰绿色的砂质细砾岩(32%)、中细砾岩(27%)、细砾岩(18%)、含砾粗砂岩(14%)、泥质粉砂岩以及红褐色的中粗砾岩。砂质细砾岩、中细砾岩、细砾岩以及含砾粗砂岩是研究区内主要的储集岩，泥质粉砂岩、中粗砾岩往往为非储集岩。

图1　玛湖凹陷西斜坡构造位置图Fig.1　Map showing structural location of the western slope of the Mahu Sag

图2　玛湖凹陷西斜坡百口泉组岩石碎屑组分分布直方图Fig.2　Histogram showing distribution of rock fragment components of Baikouquan Formation on the western slope of the Mahu Sag

镜下薄片、扫描电镜等分析资料显示，岩石的组分由碎屑颗粒和填隙物组成，碎屑组分约占95.7%，填隙物质量分数较少。碎屑以岩屑为主，其中，沉积岩岩屑(硅化泥岩岩屑、硅化泥质砂岩岩屑等)质量分数较高，约为49.0%；次为中酸性火山熔岩岩屑，质量分数约为14.2%；浅变质岩岩屑以及火山碎屑岩岩屑质量分数<4%；石英和长石的质量分数分别约为15.1%和11.5%(图2)。填隙物由泥质杂基和胶结物组成，胶结物质量分数较低，常见自生黏土矿物、方解石、自生石英，偶见方沸石。

碎屑颗粒分选较差，磨圆度为次棱角-次圆状，颗粒间以线接触为主，胶结类型以孔隙式-接触式胶结为主。碎屑组分特征、接触方式以及胶结类型表明研究区储集岩成分成熟度和结构成熟度较低。

2储集空间类型及成因

玛湖凹陷西斜坡百口泉组储层储集空间类型多样，基于成因类型的差异可划分为剩余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、收缩孔和裂缝。大量的普通薄片、铸体薄片以及扫描电镜观察和统计表明，研究区百口泉组储层储集空间以粒内溶孔为主，次为剩余粒间孔、收缩孔和粒间溶孔，含少量微裂缝。

2.1剩余粒间孔

铸体薄片镜下观察表明，剩余粒间孔是研究区储层中较为重要的一类储集空间。剩余粒间孔发育于碎屑颗粒之间，形态多不规则，无明显的溶蚀改造痕迹，部分粒间孔中见有残余沥青质充填(图3a)。

2.2粒间溶孔

粒间溶孔为颗粒间物质遭受溶蚀后形成(图3b)，它包括2类：一类是碎屑颗粒的边缘溶蚀，形成粒间溶扩孔隙，镜下可见砂砾岩中长石和岩屑颗粒边缘因溶蚀呈不规则状、锯齿状或港湾状；另一类是填隙物部分或彻底溶解产生的粒间孔隙。

2.3粒内溶孔

粒内溶孔是指碎屑颗粒内部或沿颗粒解理等易溶部位局部发生选择性溶解形成的孔隙(张顺存等，2010；纪友亮等，2014)。研究区内可见多种粒内溶孔，以岩屑颗粒的选择性溶解形成的蜂窝状溶蚀粒内孔隙以及长石矿物沿解理缝溶解形成的串珠状粒内溶孔最为常见(图3c、d)。此类孔隙是研究区最主要的孔隙类型，占总孔隙的34%。

2.4收缩孔

收缩孔由黏土矿物或火山灰失水收缩形成，形态不规则(图3e)。

2.5微裂缝

微裂缝在玛18井和艾湖1井中较为常见。裂缝主要有2种类型：一种是由于碎屑颗粒与填隙物的差异收缩压实而在砾缘形成的砾缘缝，半包围颗粒并多有溶蚀(图3f)；另一种是由于中—强压实作用，刚性碎屑如石英、长石以及岩屑等破碎而形成的粒内微裂缝(图3g、h)。

图3　玛湖凹陷西斜坡区百口泉组储层储集空间类型(a) 艾湖1井，3 859.75 m，剩余粒间孔，50×(-)；(b) 艾湖1井，3 860.17 m，粒间溶孔，50×(-)；(c) 玛18井,3 868.33 m，粒内溶孔，50×(-)；(d) 玛18井，3 867.18 m，长石粒内溶孔，扫描电镜；(e) 玛18井,3 923.12 m，收缩缝，50×(-)；(f) 玛18井，3 912.67 m，砾缘缝，50×(-)；(g) 艾湖2井，3 286.48 m，刚性碎屑颗粒破裂形成微裂缝，50×(-)；(h) 玛18井，3 867.18 m，微裂缝，扫描电镜Fig.3　Reservoir-space types of the Baikouquan Formation reservior on the western slope of the Mahu Sag

3储集空间发育的主控因素

3.1沉积作用

沉积作用对岩石成分与结构的控制作用是储层进一步成岩和孔隙演化的基础。玛湖凹陷西斜坡百口泉组处于扇三角洲沉积环境，储集岩以扇三角洲平原水上分流河道砂砾岩以及扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩为主(何周等，2011；鲁新川等，2012)。由于搬运距离、搬运方式以及沉积环境的不同，这2种沉积微相的砂砾岩在结构成熟度方面存在明显不同，研究认为砂砾岩的结构成熟度对物性有着明显的控制作用。通过对研究区15口取芯井的岩芯、普通薄片、铸体薄片、粒度以及孔渗等资料的深入分析，发现扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩的储集物性好于扇三角洲平原水上分流河道(表1)，原因主要是前者的结构成熟度较高。

扇三角洲砂砾岩的结构成熟度如何影响储集物性，可从分选性、磨圆度以及杂基含量3个方面说明。(1) 分选性。扇三角洲砂砾岩分选性普遍较差，多以双模态和复模态结构为主。双模态结构是指在砾石形成的孔隙中，部分或全部地被砂粒充填，使孔隙度变小；复模态结构是指在砾石形成的孔隙中，部分或全部被砂粒充填，而在砂粒组成的孔隙中，又被粉砂或黏土充填，导致极少的孔隙被保留。扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩多以双模态结构为主，其中部分细砾岩和粗砂岩多以单模态结构为主，扇三角洲平原水上分流河道砂砾岩多以复模态结构为主，部分以双模态结构为主。(2) 磨圆度。扇三角洲平原水上分流河道砂砾岩距离物缘较近，搬运距离较近，导致其磨圆度较差，在岩芯以及镜下薄片中看到部分砾石以及砾石中间充填的砂粒多以棱角-次棱角状为主，颗粒在埋藏压实的过程中易发生移位或变形，导致原生孔隙变小或消失；扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩，磨圆度相对较好，多以次棱角-次圆状为主，抗压实能力较强，使原生孔隙得以保存。(3) 杂基含量。扇三角洲平原水上分流河道砂砾岩中杂基含量较扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩高，杂基部分或全部充填粒间孔隙，并堵塞孔隙吼道，使储集岩物性变差。

表1　玛湖凹陷西斜坡百口泉组不同沉积微相储集岩的物性特征

3.2成岩作用

研究区百口泉组储层埋深多在2 800～3 900m之间，从孔隙度、渗透率与深度的关系图(图4)可以看出，在2 800～3 700m之间，随着埋藏深度的增加，孔隙度略微减少，说明研究区内压实作用和胶结作用不是控制储层储集物性的关键因素；在3 800m以下的储层中，孔隙度、渗透率明显增加，存在次生孔隙发育带，说明溶蚀作用是改善研究区内储层储集物性的关键因素之一。溶蚀作用强烈发生的条件有：大量的酸性流体、满足酸性流体流动的原生孔隙或裂缝、容易被酸性流体溶蚀的碎屑颗粒(袁静等，2012；常秋生等，2013)。前期勘探成果及研究发现，研究区百口泉组在早侏罗世和早白垩世存在油气充注，并伴随大量有机酸的注入，且研究区内存在异常高压，使大量原生孔隙得以保存，碎屑成分中的长石和中酸性火山熔岩岩屑容易被酸性流体溶蚀。以下详细说明异常高压和早期油气充注对储层物性的影响。

图4　玛湖凹陷西斜坡百口泉组孔隙度、渗透率与深度的关系Fig.4　Relationship between porosity, permeability and depth of Baikouquan Formation on the western slope of the Mahu Sag

3.3异常地层压力

玛湖凹陷西斜坡鼻状隆起带艾湖1—玛18—玛6存在异常高压，这可以减缓压实作用，使部分原生粒间孔得以保存。研究表明，快速沉积欠压实作用是玛湖凹陷异常高压形成的主要原因之一，深部油气流体的充注又对中—浅部地层超压的分布进行了调整(冯冲等，2014)。玛湖凹陷百口泉组地层异常高压开始形成于三叠纪的末期，现今地层中仍存在异常高压，这是由于玛湖凹陷百口泉组沉积相的变化具有形成异常压力流体封存箱的条件。百口泉组沉积期为湖盆扩张期，早期扇三角洲平原相的致密砂砾岩和后期湖相泥岩可以成为异常高压流体封存箱的底板和顶板，其沉积相的侧向变化还可以成为边板，使地层异常高压得到了有效保存(瞿建华等，2014)。铸体薄片镜下观察表明，异常高压区储层中剩余粒间孔以及溶蚀孔隙都较为发育，可见颗粒间点接触现象(图3b)。储层实测物性统计结果表明，常压—弱超压储层(压力系数<1.3)平均孔隙度为7.1%，中超压储层(压力系数>1.3)平均孔隙度高达11.6%。研究表明，玛湖凹陷西斜坡鼻状隆起带百口泉组存在的异常高压，一方面在储层的埋藏成岩过程中减缓了压实作用的进行，使部分原生粒间孔得以保存，也为后期溶蚀作用的发生提供了条件；另一方面，异常高压的存在为砂砾岩中泥质收缩缝的保存提供了条件，这是异常高压区储层中收缩缝较为常见的原因。

3.4早期油气充注

玛湖凹陷百口泉组共发生了2期油气充注，分别为早侏罗世和早白垩世，对应的包裹体均一温度分别为70～90 ℃和100～120 ℃。研究认为有机酸在80～140 ℃的较高地层温度环境下活性最高，对长石溶解作用最强。对比研究区百口泉组的油气充注期次，第一期油气充注的时间早于碳酸盐胶结物以及自生黏土矿物形成的时间，铸体薄片中可见沥青质赋存于原生粒间孔内，紧贴颗粒边缘，早期油气充注减缓或抑制了胶结作用，同时使部分长石发生早期溶蚀；第二期油气充注时，研究区百口泉组储层古地温达到有机酸对长石溶解的理想温度环境，溶解作用强，形成了大量的次生溶孔。因此，早期油气充注一方面对胶结作用的发生有一定的抑制作用，另一方面保证了有机酸的供给，为溶蚀作用的发生提供了条件(王多云等，2003；王淑萍等，2014)。此外，早期油气充注对异常高压的产生和保存起到了积极作用，致使孔隙得到保护。

4储集空间演化特征

研究区百口泉组储层在埋藏成岩过程中，由于受各种成岩作用、早期油气充足等的影响，其储集空间经历了复杂的演化(图5)。

(1) 随着储层埋深增大，压实作用进一步增强，原生粒间孔隙不断遭受破坏，形成缩小的粒间孔；同时，由于中—强的压实作用，刚性碎屑颗粒(长石、石英等)破碎，形成粒内微裂缝，为酸性孔隙流体进入发生溶蚀创造了条件(孙红华等，2013)。

(2) 早成岩阶段A期的末期，与油气充注相伴随的有机酸以及黏土矿物转化产生的CO2，为长石及少量方解石的早期溶蚀提供了条件。

(3) 早成岩B期，由于胶结作用和各种自生矿物的充填作用，使原生粒间及早期溶蚀孔减少。

(4) 早成岩B期的末期，大量油气充注，保证了有机酸的供给。有机酸对长石和岩屑的部分或完全溶蚀，产生大量次生溶孔(朱筱敏等，2013)，也可见部分填隙物溶蚀，产生粒间溶孔。

(5) 中成岩B期的早期，各种自生矿物(如石英次生加大、自生石英、高岭石、沸石等)析出，这些自生矿物不仅充填粒间孔隙，也充填了溶解作用形成的次生孔隙，使部分次生孔隙遭到破坏。

图5　玛湖凹陷西斜坡百口泉组成岩阶段及孔隙演化Fig.5　Diagenetic stages and porosity evolution of Baikouquan Formation on the western slope of the Mahu Sag

5结论

(1) 玛湖凹陷西斜坡百口泉组储层岩性以砂质细砾岩、中细砾岩、细砾岩以及含砾粗砂岩为主，其成分成熟度和结构成熟度偏低，储层物性具有低孔、低渗的特征。

(2) 玛湖凹陷西斜坡百口泉组储集空间以粒内溶孔为主，其次为剩余粒间孔、收缩孔和粒间溶孔，含少量微裂缝，其发育改善了储层的渗透性。

(3) 玛湖凹陷西斜坡百口泉组储层储集空间发育的主控因素砂砾岩的分选性、磨圆度以及杂基含量决定了储层原始储集物性的好坏，溶蚀作用是研究区内砂砾岩储层物性改善的关键因素，异常地层压力和早期油气充注为原生孔隙的保存以及后期溶蚀作用的发生提供了良好的条件。

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Reservoir space types and evolution characteristics of the Baikouquan Formation glutenite reservoir on the western slope of the Mahu Sag

WANG Wei1, CHANG Qiusheng1, ZHAO Yanwei2, ZHANG Ni1

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay834000,Xinjiang,China; 2.No.1OilProductionPlant,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay834000,Xinjiang,China)

Abstract：The Baikouquan Formation reservoir rocks on the western slope of the Mahu Sag are dominated by sandy fine-grained conglomerate, medium-fine grained conglomerate, fine conglomerate and conglomeratic sandstones, with varying reservoir space types and complex genetic mechanism. It is unclear about the characteristics of the glutenite reservoir. Based on thin-section identification, scanning electron microscope (SEM) observations, porosity and permeability, and fluid inclusion analysis, this study systematically analyzed the reservoir space types, main controlling factors and the evolution characters. The results show that the reservoir space types of the glutentite reservoir are mainly intragranular dissolved pore, followed by residual intergranular pore and intergranular dissolved pore. The main factors influencing the glutentite reservoir are sedimentation, diagenesis, abnormal high pressures and early oil-gas charging. The abnormal high pressure slowed the process of compaction and kept primary pores preserved. The early oil-gas charging provided material conditions for the dissolution, extended induced porosity space, and improved the reservoir properties.

Keywords：reservoir space; main controlling factors; evolution characteristics; Baikouquan Formation; western slope of the Mahu Sag; Xinjiang

doi:10.3969/j.issn.1674-3636.2016.02.228

收稿日期：2015-05-12；修回日期：2015-09-13；编辑：陆李萍

基金项目：中石油重大科技专项(2012E-34-01)

作者简介：王伟(1986—)，女，助理工程师，硕士，主要从事石油地质综合研究工作，E-mail: wangw_xj@petrochina.com.cn

中图分类号：P618.130.2+1

文献标识码：A

文章编号：1674-3636(2016)02-0228-06