阜康凹陷东部斜坡带二叠系储层特征及控制因素

林敉若，操应长，葸克来，王 健，陈 洪，吴俊军

1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东 青岛 266580 2.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000

0 引言

准噶尔盆地是我国西部大型的含油气盆地，其中准东探区经过10多年的勘探，已探明储量达2亿多t。其沉积构造的多旋回性造就了多套生、储、盖组合，具有良好的油气勘探前景[1]。前人[2-7]对阜康凹陷东部斜坡带二叠系地层的沉积和油气运移成藏方面的研究较多，对其沉积特征及油气运移聚集规律取得了一定的认识。其中包括，物源及水动力条件的差异性导致二叠系梧桐沟组地层发育浊积扇、扇三角洲、辫状河三角洲、河流等多种沉积体[2-4, 8-11]，沉积作用的多样性导致后期梧桐沟组储层发育的复杂性，以及下伏平地泉组生成的油气多沿着断裂运移至梧桐沟组聚集成藏[5-6,12]；但同时也出现了经历相同构造演化的同一套砂体中邻近井位含油性差异较大的现象(如与获工业油流的北83井邻近的北22井产油量低、与北81井邻近的北13井产油量也相对较低)[13-14]，其含油的差异性较大程度上受到储层发育复杂性的制约。前人对研究区梧桐沟组储层方面的研究较少，其储层特征及控制因素尚不明确[11, 14-16]，这直接导致油气的成藏与分布认识不清，较大地制约了勘探进程[2, 17]。本文以阜康凹陷东部斜坡带二叠系梧桐沟组储层为研究对象，探讨梧桐沟组储层特征及控制因素，以期为有利储层的分布与预测提供依据，为进一步的油气勘探提供指导。

1 区域地质概况

准噶尔盆地东部隆起区位于克拉美丽山与博格达山之间，受海西运动以来多期构造挤压改造，平面上呈现棋盘状的构造格局[6]。阜康凹陷属于准噶尔盆地东部隆起区的次级凹陷构造单元[18]，东部斜坡带位于阜康凹陷东部，发育于准噶尔盆地东部隆起区上，区域分布宽度为20～40 km，面积约为1 400 km2，具有前寒武系结晶基底和寒武系—石炭系褶皱基底的双层基底结构[19]。研究区位于阜康凹陷东部斜坡带，晚二叠世沉积时期研究区局部地区上隆，下伏平地泉组顶部被夷平和部分剥蚀，凹陷中心继续沉降，在山前及断崖处沉积了梧桐沟组(P3wt)，为研究区重要产油层[1，8，20]。按构造单元将研究区由南向北划分为北三台凸起、沙丘凸起以及沙奇凸起3个构造单元(图1)。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

通过对阜康凹陷东部斜坡带二叠系梧桐沟组储层60余口钻井的岩心观察及薄片鉴定得出：研究区石英与长石的体积分数较少，石英体积分数为2.1%～19.5%，平均为9.7%，长石体积分数为1.4%～18.2%，平均为9.9%；岩屑的体积分数较多，为70.2%～89.8%，平均为79.8%，其中火山岩岩屑体积分数最高，其次为沉积岩岩屑，变质岩岩屑体积分数最低。研究区整体上发育岩屑砂岩以及长石岩屑砂岩(图2a)。研究区刚性岩屑包括石英、长石、硅质岩、石英岩和花岗岩等；半塑性/塑性岩屑包括喷出岩岩屑、火山碎屑岩岩屑及泥岩岩屑、千枚岩岩屑、片岩岩屑等[21]。其中：1)北三台地区刚性岩屑平均体积分数为30.1%，半塑性/塑性岩屑平均体积分数为69.9%。颗粒平均粒径集中分布于0.11～0.24 mm，主要发育细砂岩及中砂岩，同样发育一定量的含砾砂岩、砾质砂岩及砾岩，颗粒多呈现次棱角状-次圆状，分选较差(图2b，c)。2)沙丘凸起刚性岩屑平均体积分数为41.6%，半塑性/塑性岩屑平均体积分数为58.4%，岩屑平均粒径集中分布于0.10～0.24 mm，主要发育细砂岩与中砂岩，同样发育含砾砂岩、砾质砂岩及砾岩，粗砂岩及粉砂岩体积分数较少，颗粒多呈现次棱角状-次圆状，分选较差(图2d，e)。3)沙奇凸起刚性颗粒平均体积分数为21.3%，半塑性/塑性岩屑平均体积分数为78.3%，岩屑平均粒径分布于0.05～0.24 mm，主要发育细砂岩，颗粒多呈现次圆状，分选较差(图2f，g)。

图1 研究区构造单元划分Fig.1 Distribution of tectonic unit in the study area

2.2 储集特征

2.2.1 储集空间特征

依据铸体薄片观察以及扫描电镜分析结果，研究区储层储集空间类型分为原生孔隙、次生溶孔以及裂缝(图3)。其中原生孔隙发育，次生溶孔提供一定量的储集空间，且次生溶孔多发育在长石颗粒以及沸石胶结物中，裂缝相对较少。就不同的构造单元而言，北三台地区原生孔隙相对体积分数较高，发育一定量的次生溶孔(图4a)。其中：中砂岩原生孔隙最为发育，体积分数分布于15.00%～25.00%，平均为22.77%，次生溶孔体积分数<8.00%，平均为1.00%；细砂岩中原生孔隙体积分数分布于5.00%～25.00%，平均为18.80%，次生溶孔体积分数<16.00%，平均为3.00%；而含砾砂岩、砾质砂岩或砾岩原生孔隙体积分数分布于15.00%～23.00%，平均为18.08%，次生溶孔体积分数<2.00%，平均为0.50%。相比较而言，沙丘凸起处储集空间表现为原生孔隙及次生溶孔并存，细砂岩、中砂岩、含砾砂岩、砾质砂岩或砾岩之间原生孔隙与次生溶孔的体积分数相似，粗砂岩较低。不同岩性储集类型平均体积分数分别表现为：细砂岩中原生孔隙9.30%，次生溶孔7.80%；中砂岩中原生孔隙10.70%，次生溶孔5.40%；粗砂岩中原生孔隙9.30%，次生溶孔3.90%；含砾砂岩、砾质砂岩或砾岩中，原生孔隙7.10%，次生溶孔4.80%。垂向上于2 300～2 700 m深度段出现次生溶孔发育带。而沙奇凸起处埋深较大，储集空间主要表现为次生溶孔及微裂缝(图4c)。

a.阜康凹陷东部斜坡带二叠系储层岩石类型；b.北三台地区岩性分布；c.北三台地区颗粒磨圆程度；d.沙丘凸起地区岩性分布；e.沙丘凸起地区颗粒磨圆程度；f.沙奇凸起地区岩性分布；g.沙奇凸起地区颗粒磨圆程度。Q.石英；F.长石；R.岩屑。图2 阜康凹陷东部斜坡带二叠系储层岩石类型及不同构造部位岩石学特征Fig.2 Classification of sandstone of the Permian Wutonggou Formation and the lithological characteristics of different tectonic unit in eastern slope of FuKang sag

a.原生孔隙(-)，B89井，2 318.04 m；b.原生孔隙(-)，B89井，2 343.53 m；c.沸石及长石溶蚀形成次生溶孔(-)，B75井，2 025.2 m；d.沸石及长石溶蚀形成次生溶孔(-)，B75井，2 026.53 m；e.剩余原生孔隙及次生溶孔(-)，S110井，2 601.4 m；f.长石溶蚀形成次生溶孔(-)，B88井，2 820.6 m；g.微裂缝(-)，B83井，2 584.4 m；h.微裂缝(-)，F10井，4 067.05 m；i.粒间原生孔隙(SEM)，DQ1井，1 475.6 m；j.粒间原生孔隙(SEM)，SQ12井，2 924.11 m；k.长石溶蚀形成次生溶孔(SEM)，XQ4井，2 301.82 m；l.原生孔隙及次生溶孔(SEM)，XQ017井，1 724.09 m。SEM. scanning electron microscope。图3 研究区储集空间特征Fig.3 Characteristics of reservoir space in the study area

a.北三台地区原生孔隙与次生溶孔体积分数；b.沙丘凸起原生孔隙与次生溶孔体积分数；c.沙奇凸起原生孔隙与次生溶孔体积分数；d.储层孔渗相关性；e.储层孔隙度分布特征；f.储层渗透率分布特征；g.研究区孔隙类型分布；h.研究区孔隙度分布；i.研究区渗透率分布。图4 研究区储层物性特征Fig.4 Characteristics of reservoir physical properties in the study area

2.2.2 储集物性特征

研究区梧桐沟组地层孔渗相关性较好(图4d)；孔隙度集中分布于10.06%～24.95%，平均孔隙度为17.20%(图4e)；渗透率集中分布于0.11×10-3～99.46×10-3μm2，平均渗透率为31×10-3μm2(图4f)。区域整体表现为中孔-中低渗储集层。而北三台地区埋藏较浅，孔渗性较好，多属于中高孔低-高渗储层；物性具有随埋深降低的趋势，但在3 100～3 400 m深度段孔渗稍有增加。沙丘凸起物性一般，多属于中低孔-低渗特低渗储层；物性随深度减小明显，但在2 300～2 700 m深度段具有次生溶孔发育带(图4g)，孔渗有所增加。沙奇凸起梧桐沟组地层埋深较深，成岩作用强烈，仅由次生溶孔及微裂缝提供储集空间，多属于低孔特低孔-特低渗储层，物性最差(图4g, h, i)。

2.2.3 孔隙结构特征

根据研究区梧桐沟组压汞参数统计结果得出，梧桐沟组地层以微米级孔喉为主。其中：北三台凸起孔喉较粗，最大孔喉半径分布峰值介于1.57～4.94 μm，中值半径分布峰值介于0.10～1.43 μm，以粗微孔喉为主，压汞曲线表现为排替压力较低、进汞量较高、粗歪度的特征(图5a)；沙丘凸起孔喉发育一般，最大孔喉半径分布峰值介于0.51～4.82 μm，中值半径分布峰值介于0.01～0.09 μm，粗微孔喉与细微孔喉并存，压汞曲线表现为排替压力较高、进汞量中等、细歪度的特征(图5b)；沙奇凸起孔喉发育较细，最大孔喉半径分布峰值介于0.10～0.19 μm，中值孔喉半径分布峰值介于0.06～0.07 μm，以细微孔喉为主，压汞曲线表现为排替压力高、进汞量少、细歪度的特征(图5c)。

2.3 成岩作用特征

2.3.1 成岩作用类型

通过铸体薄片、扫描电镜分析得出研究区主要的成岩作用类型有压实作用、溶解作用、胶结作用以及交代作用。

1)压实作用

研究区压实作用整体较弱。颗粒主要为点接触或线接触，具有云母片被压弯的特征(图6a)，在塑性岩屑体积分数较高的部位压实作用较强烈，出现凹凸接触以及少量缝合接触的特征(图6b)。

2)溶解作用

溶解作用是形成次生孔隙的重要途径，在溶解作用较为强烈的情况下，能极大改善储层的储集性能。研究区梧桐沟组储层普遍发育长石与岩屑的溶蚀，形成了港湾状的溶蚀边缘以及粒内溶孔；其次，研究区部分井位也发育较强烈的沸石胶结物的溶蚀(图6c，d，e)，形成大量的粒间溶蚀孔隙。

3)胶结作用

研究区胶结物种类较多，具有石英胶结、浊沸石胶结、方沸石胶结、碳酸盐胶结、绿泥石胶结以及自生高岭石充填(图6f—j)。其中，浊沸石胶结、碳酸盐胶结与高岭石充填为主要的胶结作用类型。蠕虫状的自生高岭石大多充填在粒间孔中，少量充填于长石的粒内溶孔；碳酸盐胶结主要为方解石胶结以及少量铁方解石胶结，以孔隙式胶结充填于粒间孔隙内，少量充填于长石的粒内溶孔中；沸石胶结物则主要充填于粒间孔隙中。

4)交代作用

研究区中交代作用较为发育(图6k，l)。碳酸盐矿物多交代石英、长石、岩屑以及自生高岭石，此外还具有少量自生高岭石交代石英加大边的现象。

a.北三台凸起;b.沙丘凸起;c.沙奇凸起。图5 研究区不同岩性储层压汞曲线特征Fig.5 Characteristics of mercury injection curves from reservoirs with different lithofacies in the study area

a.颗粒点接触，云母片被压弯(-)，B88井,2 821.55 m；b.颗粒凹凸-缝合接触(-)，B83井，2 582.69 m；c.长石粒内溶孔(-)，B20井,2 103.98 m；d.长石颗粒溶蚀(SEM)，XQ017井，1 724.3 3m；e.浊沸石溶解(-)，B31井，2 032.43 m；f.浊沸石胶结(-)，B75井，2 046.07 m；g.浊沸石胶结(+)，B75井，2 046.07 m；h.方解石胶结，长石溶蚀(-)，S110井，2 595.6 m；i.石英加大边，长石颗粒溶蚀(-)，B89井，2 258.27 m；j.粒间蠕虫状高岭石(SEM)，S110井，2 599.35 m；k.方解石交代岩屑(-)，B88井，2 822.27 m；l.方解石交代石英加大边(-)，S106井，2 571.96 m。 图6 研究区储层成岩作用特征Fig.6 Diagenesis characteristics of reservoir in the study area

2.3.2 成岩相划分

成岩相是指成岩环境和在该成岩环境中形成的成岩产物的综合[20]。不同的成岩相对储层的物性具有不同的影响[22-24]，所以成岩相的划分是后期储层控制因素研究中极其重要的一个方面。随着勘探程度的不断深入，储层的精确评价与预测显得尤为重要，因此成岩相的研究也逐渐从定性的描述转变为定量的识别[25-33]，以便能更精确地描述成岩相对储层的控制作用。笔者在前人的基础上，通过人工圈绘铸体薄片与计算机图像分析相结合的方法定量统计各胶结物及溶蚀孔隙的面积体积分数，对研究区成岩相进行定量划分。

1)岩石原始孔隙度计算

岩石原始孔隙度的恢复是定量研究不同成岩作用对储层孔隙度改造的前提，本文采用Beard等[34]对不同分选储集岩的初始孔隙度计算方法来恢复研究区不同储集岩的原始孔隙度φo[30-32]：

φo=20.91+22.90 /So；

(1)

(2)

式中：So为分选系数；Φ75、Φ25指粒度概率累计曲线上75%和25%处所对应数值，分别为筛析法粒度测试得出的实验数据。

2)压实作用的定量分析

压实作用减少面孔率=岩石原始面孔率-现今面孔率-胶结作用减少面孔率+溶解作用增加面孔率。本文利用岩石初始孔隙度近似代替岩石原始面孔率，利用压实减少面孔率对压实作用强度进行判定。

3)溶解作用和胶结作用的定量分析

胶结作用减少面孔率=(胶结物面积/视域总面积)×100%。需要说明的是，由于自生高岭石的充填孔隙会保留一定量的晶间微孔，直接圈定的胶结减孔率会具有一定的误差，所以根据高岭石堆积的紧密程度，将圈定的自生高岭石胶结作用减少面孔率乘以系数(值为0.65～1.00)定为其减少的面孔率。溶解作用增加面孔率=(溶解形成次生孔隙面积/视域总面积)×100%。利用胶结作用减少面孔率以及溶解作用增加面孔率对胶结作用以及溶解作用强度进行判定。

通过对研究区成岩作用的定量分析，并依据薄片观察结果以及工区实际情况，确定了工区成岩作用强度的划分标准(表1)，最终将研究区梧桐沟组地层整体划分为8种成岩相，分别是：强压实中胶结弱溶解成岩相(1类)；强压实弱胶结弱溶解成岩相(2类)；中压实强胶结弱溶解成岩相(3类)；中压实中胶结弱溶解成岩相(4类)；中压实弱胶结弱溶解成岩相(5类)；中压实弱胶结中溶解成岩相(6类)；中压实弱胶结强溶解成岩相(7类)；弱压实弱胶结中溶解成岩相(8类)。

表1梧桐沟组成岩作用强度划分标准表

Table1StandardofdiageneticintensityinreservoirsofWutonggouFormation

成岩作用强度压实作用减少面孔率/%溶解作用增加面孔率/%胶结作用减少面孔率/%强≥30≥7≥14中10～304～73～14弱<10<4<3

2.3.3 成岩相分布

基于工区薄片资料下成岩相识别结果，对阜康凹陷东部斜坡带二叠系梧桐沟组储层的常规测井曲线进行预处理并选取声波时差(AC)、补偿中子(CNL)、密度(DEN)、自然伽马(GR)以及电阻率(Rt)等测井曲线作为成岩相类型判别测井曲线类型。综合成岩相特征、物性分布及测井曲线特征，将工区成岩相划归为5种主要的成岩相类型进行测井判别分析：弱压实弱胶结中溶解相(Y1)；中压实弱胶结中—强溶解相(Y2，包括6、7类成岩相)；中压实弱胶结弱溶解相(Y3)；中压实中胶结弱溶解相(Y4)；强压实/强胶结相(Y5,包括1、2、3类成岩相)。借助SPSS软件对研究区成岩相类型进行Fisher典型判别，并建立了线性多元判别函数。Fisher判别结果显示，判别函数对Y1类成岩相的回判正确率为100.0%，对Y2，Y3，Y4以及Y5类成岩相的回判正确率分别为74.2%，59.3%，80.0%以及50.0%。为了提高测井判别的正确率，对回判率较低的Y3与Y5进一步进行测井曲线交会分析。选取能够反映不同成岩相类型的差异性的测井曲线，基于不同成岩相类型具有不同的测井参数范围，对不同类型的成岩相进行识别。利用CNL-DEN交会可对Y2与Y3类进行良好识别；利用AC-DEN交会可对Y3与Y4进行良好识别；利用GR-DEN交会可对Y4与Y5良好识别(表2、图7)。依据不同成岩相的测井识别结果对研究区各单井进行成岩相类型的测井识别，并依据具有某一成岩相类型的储层厚度占层段储层总厚度百分比最大即将该成岩相确定为该层段总体成岩相的原则，进一步将各单井成岩相类型投点至研究区沉积相图中，预测研究区成岩相的平面分布(图8)。

表2 梧桐沟组成岩相测井识别

图7 测井识别结果Fig.7 Results of logging identification

图8 梧桐沟组成岩相分布Fig.8 Distribution of diagenetic facies in Wutonggou Formation

3 储层控制因素

3.1 岩相

沉积作用是影响储层最基本的因素，它从根本上控制着储层物性及储集空间特征[8]。研究区梧桐沟组主要发育扇三角洲与辫状河三角洲前缘亚相。根据岩心及薄片中岩性、结构及沉积构造等特征，将梧桐沟组储层划分为杂基支撑砂砾岩相，颗粒支撑块状层理砾岩相，颗粒支撑正粒序层理砾质砂岩、含砾砂岩相，颗粒支撑粗砂岩相，颗粒支撑具平行层理中砂岩、细砂岩相。为便于研究控制因素对储层储集性能的影响，将研究区岩相进行简化，划分为杂基支撑砂砾岩相、砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相、粗砂岩相、中砂岩相、细砂岩相7种岩相类型。结合研究区物性数据及压汞数据，绘制不同构造单元下不同岩相的孔隙度与渗透率交会图及压汞曲线图，认为岩相对储层物性及孔隙结构具有控制作用。

1)岩相对物性的控制

北三台凸起地区主要发育7种岩相，不同岩相间物性有一定的差异，其中中砂岩相物性较好，细砂岩相物性分布区间较宽，而粗砂岩相、含砾砂岩相、砾质砂岩相以及砾岩相部分物性较好而部分物性较差(图9a)；沙丘地区主要发育的6种岩相物性差别不大(图9b)；沙奇地区发育细砂岩，岩相较为单一，物性较差(图9c)。

2)岩相对孔隙结构的控制

北三台凸起地区，不同的岩相中压汞曲线具有一定的差异性(图5)，其中：中砂岩相孔隙结构较好，排替压力较低，集中分布于0.04～0.22 MPa，中值压力集中分布于0.25～5.11 MPa；其次为细砂岩相，排替压力较中砂岩相有所增加，集中分布于0.10～0.66 MPa，中值压力集中分布于2.41～8.33 MPa；而粗砂岩相含有两种孔隙结构分布，一部分孔喉排替压力集中分布于0.27～0.29 MPa，中值压力集中分布于2.34～16.53 MPa，另一部分孔喉排替压力集中分布于0.59～1.11 MPa，中值压力集中分布于1.27～2.35 MPa；含砾砂岩相、砾质砂岩相与砾岩相孔隙结构一般，排替压力分布于0.03～1.52 MPa，中值压力分布于0.15～4.92 MPa(图5a)。沙丘凸起不同岩相间孔隙结构差别不大，压汞曲线特征较为相似(图5b)。而沙奇凸起岩相单一，孔喉结构最差(图5c)。

基于上述研究，得出北三台地区岩相对储层物性及孔隙结构影响显著(图5a)。其中中砂岩相的物性及孔喉结构最好，而粒度较粗的含砾砂岩相、砾质砂岩相及砾岩相的物性及孔喉结构反而较差。由于北三台地区主要发育扇三角洲前缘水下分流河道沉积，就水动力条件而言，水下分流河道的河床滞留沉积主要发育含砾砂岩、砾质砂岩及砾岩相，整体分选特征最差，标准偏差分布于1.40～2.51(平均值为1.77)。分选降低导致颗粒在压实过程中更容易滑动并重新排列，进而加快压实进程[35]。压汞测试表明，该3类岩相孔喉半径峰值分布在1.15～18.38 μm，但集中分布在2.30～4.59 μm，说明较大联通孔隙已基本消失。粗砂岩相分选较差，标准偏差分布于1.17～1.18，孔喉半径分布于1.15～4.59 μm，物性一般。细砂岩与中砂岩的分选中等，标准偏差多小于1.00，但中砂岩相粒度较粗，孔喉半径峰值集中分布于9.19～18.78 μm，物性最好。而沙丘凸起地区，不同岩相间储层物性及孔隙结构相差并不明显(图5b)，且研究区相同岩相的储层仍具有不同的物性及孔隙结构(图5)；表明储层物性与孔喉结构并非受岩相单因素控制，遂进一步探讨成岩相对储层物性及孔隙结构的控制作用。

3.2 成岩相

针对研究区储层并非受岩相单因素控制的问题，依据上述成岩相划分与物性及压汞数据的分析结果，对工区相同岩相下不同成岩相的储层物性及孔隙结构的分布进行探讨，研究结果表明，成岩相对储层物性及孔隙结构影响更为显著(图10)。

1)成岩相对物性的控制

在相同岩相中，强压实类成岩相(1、2类成岩相)与强胶结类成岩相(3类成岩相)对储层物性破坏最大，颗粒排列紧密或被胶结物堵孔，储层几乎无渗流能力；中压实中胶结弱溶解相(4类成岩相)储层物性一般；而受到溶解作用改造具有中—强溶解类成岩相(6、7类成岩相)或未受到强烈胶结作用破坏的弱胶结类成岩相(5、8类成岩相)储层物性发育较好(图10a、c、e、g、i、k)。从研究区成岩相分布可以看出：北三台地区与沙丘凸起储层多发育弱—中压实相，半塑性/塑性岩屑体积分数相对较低，同时分选相对较好的细砂岩相与中砂岩相体积分数较高，这也首先导致了两地区部分原生孔隙可以被有效保存(图4a, b)；其次，北三台凸起中部北三台北断裂附近为古构造高点，燕山Ⅱ幕大型的构造运动导致该处梧桐沟组地层抬升至地表或近地表位置[36]，处于相对开放的体系中并受到大气淡水的淋滤作用；再次，储层发育中—强溶蚀相特征，同时胶结作用相对较弱，发育弱胶结相。上述原因导致北三台地区储层物性相对较好。相对于北三台凸起，沙丘凸起内部断裂可以延伸到深部石炭系地层[6]，会导致深部溶蚀性流体向上运移至梧桐沟组储集层并对断裂附近储层进行改造，发育中—强溶蚀相；但由于在断裂附近区域同时发育大量碳酸盐及高岭石胶结，表现为中胶结相特征，致使该处储层整体物性有所下降。而沙奇凸起塑性岩屑体积分数较高同时埋深较深，多发育强压实相/强胶结相，导致储集空间消失殆尽，储集物性较差。

a.北三台地区；b.沙丘凸起；c.沙奇凸起。图9 研究区不同构造单元内岩相对储层物性的控制Fig.9 Control of reservoir physical property by lithofacies in different structural unit in the study area

a.细砂岩相中成岩相对物性控制；b.细砂岩相中成岩相对孔隙结构控制；c.中砂岩相中成岩相对物性控制；d.中砂岩相中成岩相对孔隙结构控制；e.粗砂岩相中成岩相对物性控制；f.粗砂岩相中成岩相对孔隙结构控制；g.含砾砂岩相中成岩相对物性控制；h.含砾砂岩相中成岩相对孔隙结构控制；i.砾质砂岩相中成岩相对物性控制；j.砾质砂岩相中成岩相对孔隙结构控制；k.砾岩相中成岩相对物性控制；l.砾岩相中成岩相对孔隙结构控制。图10 研究区中相同岩相下不同成岩相对储层物性的控制Fig.10 Control of reservoir physical by different diagenetic facies in similar lithofacies in the study area

2)成岩相对孔隙结构的控制

与成岩相对物性的控制作用规律相似，在相同岩相中发育强压实类成岩相(1、2类成岩相)与强胶结类成岩相(3类成岩相)的储层孔喉结构较差，排替压力(pd)与中值压力(pc50)高，进汞量低；发育中—强溶解类成岩相(6、7类成岩相)的储层由于溶蚀作用对储层的改造，孔隙结构变好，随着溶蚀作用的增强，储层的排替压力与中值压力持续降低；中压实中胶结弱溶解相(4类成岩相)储层孔隙结构发育一般；而发育弱压实类成岩相(5、8类成岩相)的储层孔隙结构较好，其中弱压实弱胶结中溶解相(8类成岩相)储层排替压力与中值压力较低，压汞曲线表现为粗歪度特征，进汞量较大，孔隙结构最好(图10b、d、f、h、j、l)。

综上所述，研究区岩相与成岩相对储层的物性及孔隙结构均存在控制作用。岩相在一定程度上决定着孔隙及喉道的形成，而成岩相是储层物性改造的内在因素，岩相和成岩相的组合关系共同决定了储层的物性[37]。遂综合考虑岩相与成岩相对储层物性及孔隙结构的影响，对储层进行分类评价。

3.3 岩相-成岩相综合控制下的储层分类评价

综合上述岩相与成岩相对储层物性及孔隙结构的研究结果可知：对于岩相的控制作用，细砂岩相与中砂岩相储层物性及孔隙结构相对较好，而杂基支撑砂砾岩相储层最差，其余4种岩相对储层的控制作用相差不大(图9)；对于成岩相的控制作用，发育弱胶结类与中—强溶解相成岩相的储层物性及孔隙结构较好，而发育强压实类与强胶结类成岩相的储层物性及孔隙结构较差(图10)。遂综合岩相与成岩相的共同作用，将研究区岩相类型与成岩相类型进行组合划分，共划分为29种岩相-成岩相组合类型(表3)。根据中国石油天然气总公司碎屑岩储层分类评价标准[38]并结合油田实际产能效应，对阜康凹陷东部斜坡带二叠系储层进行分类，共划分为4类(表3)。

表3研究区储层分类评价综合表

Table3Reservoirclassificationandevaluationinthestudyarea

1)一类储层

此类储层包含细砂岩弱压实弱胶结中溶解相及中砂岩弱压实弱胶结中溶解相2种岩相-成岩相组合，大部分属于高孔中渗储层，储层物性好、产能高，产油量普遍大于10.000 t/d。

2)二类储层

此类储层包含细砂岩中压实弱胶结弱溶解相、细砂岩中压实弱胶结中溶解相等10种岩相-成岩相组合，大部分属于中孔中低渗储层，储层物性较好、产能一般，产油量部分大于10.000 t/d。

3)三类储层

此类储层包含细砂岩中压实中胶结弱溶解相、中砂岩中压实中胶结弱溶解相等8种岩相-成岩相组合，大部分属于中低孔低渗储层，储层物性较差、产能较低，产油量普遍小于8.000 d/t。

4)四类储层

此类储层包含细砂岩中压实强胶结弱溶解相、中砂岩中压实强胶结弱溶解相等9类岩相-成岩相组合，属于特低孔低渗储层，储层物性差，产油量极低。

4 结论

1)阜康凹陷东部斜坡带二叠系梧桐沟组地层以岩屑砂岩以及长石岩屑砂岩为主，杂基体积分数少。北三台地区与沙丘凸起主要发育细砂岩及中砂岩，同时含有含砾砂岩、砾质砂岩及砾岩，粗砂岩及粉砂岩较少；颗粒主要呈现次棱角状-次圆状，分选较差。沙奇凸起塑性岩屑体积分数相对较高，主要发育细砂岩。

2)阜康凹陷东部斜坡带二叠系梧桐沟组地层储集空间原生孔隙发育，同时发育一定量的次生溶孔，整体属于中孔-中低渗储层。纵向上：北三台地区埋深相对较浅，原生孔隙相对体积分数较高，物性较好；沙丘凸起原生孔隙与次生溶孔并存，在2 300～2 700 m具有次生溶孔发育带，物性发育一般；沙奇凸起埋深较深，主要以次生溶孔及微裂缝提供储集空间，物性较差。压汞数据显示，研究区主要发育微米级孔喉：北三台地区孔隙结构最好，压汞曲线表现为排替压力低、进汞量大、粗歪度的特征；沙丘凸起孔隙结构一般；沙奇凸起最差。

3)梧桐沟组地层发育的成岩作用类型为压实作用、胶结作用、溶解作用以及交代作用，根据薄片观察以及扫描电镜分析共分为8种成岩相类型。在此基础上，利用Fisher判别分析及测井曲线交会分析预测成岩相的分布。

4)梧桐沟组地层物性及孔隙结构受岩相与成岩相双重控制，将研究区岩相与成岩相进行组合划分，共划分出29种岩相-成岩相组合，根据储层分类标准以及油田实际产能效应，将梧桐沟组储层划分为4类，由一类到四类，储层物性及孔隙结构依次变差，产油量逐渐降低。