扇三角洲砂砾岩储层特征及主控因素——以准噶尔盆地东道海子凹陷东斜坡二叠系上乌尔禾组为例

胡 鑫， 邹红亮， 胡正舟， 李艳平， 黄 芸， 伏小鹏

( 中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830013 )

0 引言

近年来，砂砾岩油气藏成为研究热点，中国在准噶尔盆地、渤海湾盆地、松辽盆地及二连盆地等取得油气突破[1-4]。准噶尔盆地玛湖凹陷10亿吨级砂砾岩油藏的发现，推动准噶尔盆地二叠系与三叠系砂砾岩储层的整体研究[5-8]。继玛湖凹陷三叠系百口泉组砂砾岩储层后，沙湾凹陷、东道海子凹陷及阜康凹陷二叠系上乌尔禾组砂砾储层再获油气突破，进一步证实砂砾岩油藏具有巨大的勘探潜力[9-11]。东道海子凹陷为准噶尔盆地重要的富烃凹陷之一，二叠系上乌尔禾组发育扇三角洲砂砾岩储层，由于紧邻下伏平地泉组烃源岩，且通源断裂发育，成为东道海子凹陷重要含油层系[12-13]。

2013年，对上乌尔禾组砂砾岩储层按照“断块控藏”思路部署DN8井，获得较大油气突破，后续部署的一系列预探井和评价井勘探效果不佳。根据精细沉积古地貌研究[14]，二叠系上乌尔禾组为湖侵背景下退覆式扇三角洲沉积，扇三角洲前缘有利相带分布范围广泛。2019年，在上乌尔禾组优选扇三角洲前缘有利相带，部署DN14与DN15井，获得高产油气流，证实东道海子凹陷上乌尔禾组勘探潜力巨大。由于上乌尔禾组受多期构造运动叠加影响，地质特征复杂，砂砾岩储层及成藏特征有待进一步研究。

砂砾岩储层多为近源快速堆积沉积，储层发育不仅受沉积相控制，还受酸、碱性成岩流体及断裂系统控制[15-17]。将沉积相、成岩作用及断裂系统等因素综合起来，分析砂砾岩储层发育主控因素的研究较少[18-21]。以准噶尔盆地东道海子凹陷东斜坡二叠系上乌尔禾组为例，利用岩心观察、岩石薄片、扫描电镜、物性分析及测录井等资料，综合沉积相、成岩作用及断裂系统，分析砂砾岩储层特征及发育主控因素，为东道海子凹陷上乌尔禾组成藏特征研究和寻找有利区提供地质依据。

1 区域地质背景

东道海子凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷东北部，北以滴水泉断裂与滴南凸起分隔，南以东道海子断裂与白家海凸起相接，东与五彩湾凹陷相连(见图1(a))[22-23]。早石炭世末至早二叠世末，滴南地区、白家海地区形成凸起，东道海子凹陷尚未完全形成，未接受下二叠统沉积[24-25]。中二叠世，随滴南凸起、白家海凸起的隆升，东道海子凹陷、滴南凸起和白家海凸起形成独立的构造单元，伴随形成滴水泉断裂和东道海子断裂，控制中二叠统地层的分布；东道海子凹陷与五彩湾凹陷水体连通，发育厚层二叠系平地泉组，白家海凸起、滴南凸起未接受沉积。晚二叠世，东道海子凹陷持续填平补齐，上乌尔禾组地层向周缘凸起超覆沉积[26]。研究区位于东道海子凹陷东部，构造格局形成于侏罗纪末，构造形态表现为南西倾的单斜，发育低幅度鼻凸，地层倾向为北东陡南西缓(见图1(b))。

上乌尔禾组与下伏平地泉组为平行不整合接触，与上覆百口泉组为角度不整合接触(见图2)。东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组为退覆式扇三角洲沉积，存在北部与东部两大物源体系(见图1)。根据岩性及电性特征，上乌尔禾组(P3w)自下而上可划分为乌一段(P3w1)、乌二段(P3w2)和乌三段(P3w3)。其中，P3w1为扇三角洲平原相，岩性以灰色砂砾岩为主，夹薄层灰色泥岩，储层物性差，测井响应表现为高电阻率块状特征，厚度为50～110 m；P3w2为扇三角洲前缘相，岩性主要为灰色砂砾岩、含砾砂岩与褐色泥岩互层，是主要优质储层发育段，测井响应表现为中高电阻率层状特征，厚度为110～150 m；P3w3为前扇三角洲相，岩性以灰褐色、褐色泥岩、粉砂质泥岩为主，夹灰色、褐灰色泥质粉砂岩、泥质细砂岩，为良好的盖层，测井响应表现为低电阻率、高自然伽马特征，厚度为70～100 m(见图2)。

图1 东道海子凹陷东斜坡区域位置与乌二段顶界构造及沉积相Fig.1 The regional location of the east slope of Dongdaohaizi Sag and top structure and sedimentary facies of P3w2

图2 东道海子凹陷东斜坡中二叠统—下三叠统地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic profile of Middle Permian-Lower Triassic formation in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2 储层特征

2.1 岩石学特征

岩石薄片及岩性分析表明，上乌尔禾组砂砾岩颗粒成分主要为中基性火山岩岩屑(体积分数为29.16%)，沉积岩岩屑次之(体积分数为10.95%)，变质岩岩屑最低(体积分数为5.86%)。填隙物中杂基主要为砂质与泥质，砂质主要为凝灰岩(体积分数为12.54%)、火山岩(体积分数为4.13%)、沉积岩(体积分数为2.60%)；泥质主要为泥质杂基(体积分数为5.24%)。胶结物主要为浊沸石(体积分数为16.90%)、方解石(体积分数为2.83%)、硅质(体积分数为0.98%)及黏土矿物(体积分数为10.20%)等[27]。

2.2 储集空间特征

结合岩心、铸体薄片及扫描电镜观察，DN8井区上乌尔禾组储层储集空间主要有裂缝(构造缝、粒缘缝)、溶蚀孔(胶结物溶孔、火山岩岩屑溶孔)、残余粒间孔及微孔。

(1)裂缝。裂缝是上乌尔禾组砂砾岩储层重要的储集空间，上乌尔禾组发育构造缝和粒缘缝。东道海子凹陷发育走滑断裂体系并派生众多次级小断裂，裂缝发育程度较高，其中乌二段构造缝多为高角度裂缝，裂缝平直(见图3(a))。粒缘缝绕颗粒边缘呈网状分布，荧光薄片下可观察到粒缘缝发中—强淡蓝色光，说明粒缘缝形成于油气充注之前，证实研究区粒缘缝是成岩期形成的有效缝(见图3(b-c))。

(2) 溶蚀孔。溶蚀孔是乌二段砂砾岩重要基质孔隙，主要包括浊沸石溶孔(占比为52%)、不稳定火山岩岩屑溶孔(占比为23%)和火山杂基溶孔(占比为15%)(见图3(d-f))。

(3)残余粒间孔。由于上乌尔禾组整体埋深较大，压实作用强烈，受后期胶结作用影响，储层段原生孔隙相对欠发育，仅在局部见到部分残余粒间孔(占比为5%)(见图3(g))。

(4)微孔。乌二段微孔主要包括溶蚀微孔和一些黏土晶间孔，溶蚀微孔(占比为5%)主要形成于火山杂基向黏土矿物蚀变过程(见图3(h-i))。

图3 东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组砂砾岩储层储集空间特征Fig.3 Reservoir space characteristics of glutenite reservoir of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2.3 物性特征

为明确上乌尔禾组砂砾岩储层物性特征，对DN8及DT1井区12口井的321件样品进行孔隙度和渗透率分析。根据上乌尔禾组孔隙度和渗透率分布直方图(见图4(a-b))，上乌尔禾组物性整体偏差，平均孔隙度不超过8.00%，平均渗透率不超过3.50×10-3μm2，其中乌二段物性好于乌一段的。乌二段孔隙度集中分布范围为4.00%～10.00%(平均孔隙度为7.20%)，渗透率集中分布范围为(0.10～10.00)×10-3μm2(平均渗透率为0.90×10-3μm2)；孔隙度呈正态分布特征，表明基质孔隙具有一定的均质性。乌一段孔隙度集中分布范围为4.00%～8.00%(平均孔隙度为5.70%)；渗透率呈明显双峰分布特征(平均渗透率为0.71×10-3μm2)，表明储层非均质性较强。由图4(c-d)可以看出，乌一段和乌二段的孔渗相关关系差，乌二段存在部分低孔高渗样品，说明裂缝对储集物性有较好的改善作用。

图4 东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组物性特征Fig.4 Physical property statistics of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2.4 孔隙结构特征

选取DN8井区4口井的31件样品进行高压压汞实验(见图5)。由图5可以看出，上乌尔禾组具有低排驱压力、高饱和中值压力的特征，且压汞曲线无明显平缓段，表明岩石分选较差，存在少量大喉道，喉道整体偏细。储层最大孔喉半径为0.350～39.100 μm，平均为3.570 μm；排驱压力为0.02～2.08 MPa，平均为0.73 MPa；饱和中值压力为1.52～19.33 MPa，平均为12.12 MPa；饱和中值半径为0.040～0.480 μm，平均为0.110 μm。自DN10井到DN081井距离物源越来越远，排驱压力逐渐降低，表明远离物源砂质含量更高，物性更好，喉道半径更大。

图5 东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组压汞曲线及孔喉半径分布Fig.5 Mercury injection curve characteristics and pore throat radius distribution of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3 成岩作用及裂缝发育特征

3.1 成岩作用

研究区上乌尔禾组平均埋深超过3 km，经历复杂的成岩改造。根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等资料，上乌尔禾组储层孔隙演化主要受控于压实作用、浊沸石早期胶结作用及晚期溶蚀作用。

3.1.1 压实作用

研究区上乌尔禾组岩石颗粒成分主要为中酸性火山岩岩屑与凝灰岩岩屑，颗粒中石英、长石等刚性颗粒含量低，整体压实作用较强，可见塑性岩屑变形，颗粒间以线—凹凸接触为主(见图3(g))。受早期胶结作用与大颗粒压实作用影响，局部位置存在弱压实带(见图6(a-b))。如果早期胶结物为浊沸石，后期胶结物被溶蚀，则往往形成一个次生孔隙发育带。

图6 东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组砂砾岩储层成岩作用特征Fig.6 Diagenesis characteristics of glutenite reservoir of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3.1.2 胶结作用

上乌尔禾组经历的胶结作用主要有黏土胶结、绿泥石胶结、浊沸石胶结、硅质胶结和少量钙质胶结，其中对储层具有重要影响的成岩作用为浊沸石胶结作用。镜下薄片观察表明，上乌尔禾组砂砾岩储层浊沸石胶结物较发育(见图6(c))。浊沸石通常形成于SiO2和Ca2+富集程度相对较高的环境，且水体碱性较强(pH介于9～10)[28]；镜下呈无色或白色，常见两组或一组浊沸石柱状解理(见图3(e))。研究区上乌尔禾组含大量中酸性火山岩岩屑及凝灰岩岩屑，火山物质中不稳定组分容易发生蚀变，产生大量硅酸根离子和Al3+、Mg2+、Fe3+，为浊沸石形成提供丰富的物质来源，当沉积水体达到浊沸石形成条件时，浊沸石结晶析出。在远离湖盆边缘的扇三角洲外前缘，由于受大气淡水注入影响较小，水体碱性相对较强，浊沸石更容易形成，推测往湖盆中心浊沸石越来越发育[28]。

3.1.3 溶蚀作用

溶蚀作用是改善储层质量的重要成岩作用，对储层孔隙演化至关重要。镜下薄片观察表明，研究区上乌尔禾组至少存在两期溶蚀，早期溶蚀发生在绿泥石与浊沸石胶结之前，主要是大气淡水对不稳定火山物质的溶蚀；晚期溶蚀与有机质生烃有关，主要是有机酸对浊沸石胶结物的溶蚀。酸性条件下，浊沸石矿物极易被溶蚀[29]。随有机质逐渐演化成熟，产生大量有机酸，酸性流体沿残余粒间孔或浊沸石柱状解理缝对浊沸石胶结物溶蚀(见图3(d-f)、图6(d))，荧光薄片下浊沸石溶孔主要发中—强淡蓝色光(见图3(c))。

3.1.4 成岩演化序列

根据上乌尔禾组砂砾岩储层自生矿物特征，结合研究区埋藏史与热演化史等资料，参考碎屑岩成岩阶段划分标准，上乌尔禾组目前处于中成岩A期[30-31]。根据成岩流体演化规律和镜下薄片观察，自生矿物具有共生切割关系，厘定上乌尔禾组砂砾岩成岩演化序列。

早成岩A期，随上覆沉积物不断增加，压实作用逐渐增强，受大气淡水淋滤影响，部分不稳定火山物质开始溶蚀蚀变，并向黏土矿物转化，出现黏土胶结作用。当水体中SiO2浓度进一步增加时，水体仍然呈弱酸性，开始出现硅质胶结。被方解石胶结的区域压实作用较弱，说明方解石胶结作用发生于早成岩A期(见图6(a))。随火山物质进一步蚀变，水体碱性逐渐增强，在颗粒边缘出现绿泥石环边胶结，在一些石英次生加大边的外面生长一层绿泥石环边，自生石英表面生长叶片状绿泥石，表明绿泥石环边胶结对石英次生加大具有抑制作用，说明绿泥石环边胶结晚于硅质胶结(图6(e-f))。早成岩B期，随水体碱性进一步增强，开始出现浊沸石胶结，浊沸石胶结物主要生长于绿泥石环边外侧，说明浊沸石胶结作用晚于绿泥石胶结作用(见图6(f))。中成岩A期，随有机质逐渐演化成熟，产生大量有机酸，开始对浊沸石及其他不稳定组分进行溶蚀，形成溶蚀孔(见图3(d-f)、图6(d))。

综上所述，研究区上乌尔禾组成岩演化序列为压实作用→早期大气淡水溶蚀作用→硅质胶结作用→黏土胶结作用→钙质胶结作用→绿泥石胶结作用→浊沸石胶结作用→晚期有机酸溶蚀作用(见图7)。

图7 东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组成岩演化序列Fig.7 Sequence of the diagenetic of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3.2 裂缝发育特征

东道海子凹陷位于盆腹区与东部隆起区的结合部位，为一个强应变构造带。区域构造演化研究表明，石炭纪—三叠纪，受克拉美丽深大断裂构造活动的影响，在克拉美丽山前形成一系列北东—南西向的走滑断裂，研究区代表断裂为DN8井北断裂、DN8井南断裂及东道海子断裂等(见图1)。沿走滑断裂派生一系列呈雁列式展布的次生逆断裂，钻井资料证实，靠近断裂带附近裂缝发育，对油气运聚产生重要影响。DN15与DN20井声波远探测处理结果表明，在井周20 m范围内，上乌尔禾组不同层段发育多条南北向高角度裂缝，裂缝走向与最大水平主应力方向一致，表明裂缝的有效性较好。

4 储层主控因素

东道海子凹陷上乌尔禾组油气勘探表明，储层平面非均质性强、成岩作用及裂缝发育程度差异是后期勘探失利的重要原因。上乌尔禾组储层发育受沉积相、成岩作用和裂缝发育程度等因素控制。

4.1 沉积相

扇三角洲前缘水下分流河道是优质储层发育的有利相带。沉积相对储层的控制作用主要是控制岩石颗粒大小、分选和磨圆等。根据已钻井物性分析、岩心观察、薄片铸体及试油资料等，乌一段扇三角洲平原厚层块状砂砾岩以杂基支撑—颗粒支撑砾岩为主，岩石结构成熟度与成分成熟度低，储层基质孔隙欠发育(见图8(a))。乌二段扇三角洲前缘水下分流河道泥质含量低，砂质含量更高，物性相对较好(见图8(b))。乌三段主要为前扇三角洲—滨浅湖泥岩，常作为区域盖层(见图8(c))。

图8 东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组岩心照片Fig.8 Core pictures of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

沉积古地貌研究表明，东道海子凹陷发育北部与东部两大扇体(见图1)。扇体所在沉积沟槽局部发育小型低凸，凸起区砂体相对欠发育，凹槽区砂体较发育，整体具有沟槽富砂的特征。DN15井区乌二段为扇三角洲前缘有利相带，水下分流河道砂体较发育，岩性主要为砂砾岩、含砾砂岩及泥岩互层，储层基质孔隙相对较发育。DN17井位于扇三角洲侧翼，在乌二段未钻遇扇三角洲前缘有利相带，砂体欠发育，仅在顶部钻遇两层薄砂层，未能形成规模优质储层。

4.2 成岩作用

早期胶结作用和晚期溶蚀作用是基质孔隙发育的重要因素。在未经压裂改造的情况下，DN8井试油期间日产油25.37 t并稳产至今，说明基质孔隙是砂砾岩储层重要储集空间类型。研究区上乌尔禾组埋深大，经历复杂的成岩作用改造，对储层基质孔隙演化产生重要影响。早成岩A期，随埋深增加，上覆地层压力增大，压实作用逐渐增强，导致原生孔隙减少。早成岩B期，由于不稳定火山物质溶蚀蚀变，释放大量碱金属离子，水体碱性进一步增强，有利于浊沸石胶结物形成，镜下观察到大量原生粒间孔被浊沸石充填，导致研究区上乌尔禾组储层物性急剧下降。中成岩A期，随有机质逐渐演化成熟，在生烃过程中产生部分有机酸，有机酸沿浊沸石解理缝或部分微裂缝对浊沸石矿物进行溶蚀，形成浊沸石溶孔，有效改善储层物性。

铸体薄片鉴定表明，研究区上乌尔禾组储层储集空间主要为浊沸石溶孔。结合物性分析及试油情况，浊沸石溶孔发育的井段储层基质物性好，试油产量高。如DN8井取心段浊沸石平均体积分数为15.7%，浊沸石溶孔面孔率为6.5%，储层基质孔隙度为7.80%。

4.3 裂缝发育程度

上乌尔禾组发育孔缝双重介质储集空间，裂缝是形成优质储层的必要条件。研究区上乌尔禾组砂砾岩储层基质物性较差，属低孔低渗储层，储层物性同试油井超高产量不匹配，如DN15井在3 731.0～3 744.0 m处日产油339.11 t，DN083井在3 838.5～3 855.5 m处日产油81.83 t，综合分析裂缝是上乌尔禾组砂砾岩储层主要储集空间。

受海西与印支期构造活动影响，研究区发育一系列北东—南西走向通源断裂，断裂周围是裂缝发育带，对油气运聚产生重要影响。DN15—DN20井区位于深大断裂带之间，裂缝发育程度高，是优质储层分布区，在DN15井区部署的探井及评价井多为高产井，DN20井区目前勘探程度低，为下一步勘探有利区。

DT1井钻探表明，研究区上乌尔禾组扇三角洲前缘有利相带分布范围广，具备形成优质储层的物质基础。DT1井在乌二段试油，射孔后快速见水，表明研究区在埋深大于5 km条件下发育有效储层，裂缝及浊沸石早期胶结作用、晚期溶蚀作用是DT1井发育优质储层的重要原因，全井无油气显示主要是DT1井区通源断裂不发育。

建立东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组储层发育模式(见图9)。构造作用控制裂缝的发育程度，裂缝是上乌尔禾组的重要储集空间，不但对油气运聚产生重要影响，还为酸性流体注入提供通道；沉积相控制砂体的宏观展布，并影响水体的pH；扇三角洲前缘受大气淡水注入影响小，水体碱性更强，浊沸石更发育；后期有机质演化生烃过程产生的有机酸对浊沸石进行溶蚀，浊沸石胶结物溶孔更发育。

图9 东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组储层发育模式Fig.9 Reservoir development pattern of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

5 结论

(1)准噶尔盆地东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组砂砾岩储层储集空间主要为裂缝、浊沸石溶孔、少量残余粒间孔及微孔；储层基质物性较差，属于低孔低渗储层，其中发育浊沸石溶孔的储层物性相对较好。

(2)上乌尔禾组埋深大，成岩作用复杂，目前处于中成岩A期，其中控制储层物性的主要成岩作用有压实作用、早成岩B期的浊沸石胶结作用和中成岩A期的浊沸石溶蚀作用。

(3)上乌尔禾组砂砾岩储层发育主要受沉积相、成岩作用和裂缝发育程度控制。沉积相带控制砂体发育程度，压实作用、浊沸石胶结作用、浊沸石溶蚀作用是控制基质孔隙发育的重要因素，裂缝是致密砂砾岩储层形成优质储层的必要条件。DN15—DN20井区裂缝较发育，裂缝刻画较精细，DN15井区获得突破，DN20井区勘探程度较低，为研究区下一步勘探有利区。