玛南斜坡区上乌尔禾组弱胶结砂砾岩储层特征及控制因素

王 然，郑孟林，杨 森，赵辛楣，姜懿洋，万 敏

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

准噶尔盆地玛湖凹陷砂砾岩储层广泛分布于玛北、玛西、玛东和玛南四大斜坡区，玛东、玛西百口泉组油区勘探效果显著[1]。玛南斜坡区是西北缘断裂带油气富集构造单元之一，在二叠系风城组、佳木禾组、下乌尔禾组、上乌尔禾组和三叠系百口泉组、克拉玛依组以及侏罗系三工河组等多层系均发现规模油气藏[2]，玛南斜坡区已经发现探明和控制油气储量达十亿吨。2012年，玛南斜坡玛湖1井在上乌尔禾组见到良好的油气显示后，揭开了上乌尔禾组油气勘探序幕，并在玛南斜坡区四大扇区中的中拐扇和克拉玛依扇获得突破，白碱滩扇勘探程度低，达巴松扇有待突破。而物源、沉积环境和古构造特征的差异性，加之多扇体搭接连片分布特征，造成该区储层成因复杂，优质储层预测难度大，储层精细评价成为玛南斜坡区勘探研究的重中之重。

前人研究认为，砂砾岩储层一般孔隙度小于10.0%、渗透率小于5.000 mD，具有低孔低渗特征[3]，属于近物源混杂堆积沉积体系，岩性成分复杂，岩石结构、构造种类多样，岩相平面特征变化快[4-5]。成岩作用与孔隙演化对储层物性有重要影响[6]，目前，对玛湖凹陷百口泉组砂砾岩储层特征、储层成因、储层控制因素、成岩作用及储层分类评价等方面均有比较深入的研究[7-10]，上乌尔禾组作为重要的接替勘探层位，与百口泉组具有相似的成藏背景，储层均以砂砾岩为主，但孔隙结构却存在很大差异性。上覆的百口泉组储层孔隙类型主要以溶蚀孔隙为主，原生粒间孔发育次之，而埋藏更深的上乌尔禾组储层却发育大量的原生粒间孔，胶结物含量几乎为零，同时发现同一相带内储层非均质性强，油层和水层同时存在。针对上乌尔禾组砂砾岩储层成因不明和控制因素不清等问题，从岩心描述、岩石薄片和分析化验等资料入手，通过对玛南斜坡区上乌尔禾组砂砾岩储层特征、沉积环境和成岩作用等方面进行研究，分析储层的主控因素，以期对砂砾岩储层的评价和后续勘探提供参考和指导。

1 区域地质特征

玛南斜坡区位于准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷西南部隆起与中央凹陷结合部，由一凸起(中拐凸起)、一断裂带(克百断裂带)和一凹陷(玛湖凹陷)多元化构造格局组成(图1)。西北缘构造带自二叠世以来，经历了伸展造山、逆冲挤压、振荡升降和陆内前陆等多期构造的叠加和继承[11]，造成现今上乌尔禾组靠近凹陷边缘逆冲、走滑大断裂发育，多层系不整合接触，靠近凹陷沉积中心受古地貌特征的影响存在多期沉积坡折带[12]，沉积受坡折带的影响具有条带特征。以埋藏深度4 000 m为界将玛南斜坡区划分为上、下2个斜坡带，上斜坡埋藏较浅，构造陡，上乌尔禾组厚度为150～210 m，面积约为800 km2；下斜坡埋藏较深，构造平缓，上乌尔禾组厚度约为200～420 m，面积约为1 000 km2。上斜坡勘探已获得整体突破，下斜坡勘探迟缓，此次研究集中在上斜坡储层特征及控制因素的研究，以期对下斜坡储层认识提供一定指导。

图1 玛南斜坡区地理位置和地层综合柱状图

上乌尔禾组自下而上发育二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系地层，层系之间的接触关系均为不整合接触，这些不整合面为油气运移提供了通道，同时为油气聚集提供圈闭条件。上乌尔禾组根据沉积特征划分为上、中、下3段。乌一段主要为块状砂砾岩夹少量薄层泥岩，乌二段为厚层状砂砾岩夹薄互层泥岩，乌三段主要发育泥岩，为区域盖层[13]。平面上乌尔禾组发育4个物源体系，分别为西南向的中拐扇、北西向的克拉玛依扇、西北向的白碱滩扇和东北向的达巴松扇。四大扇体沉积主要为大型浅水退覆式扇三角洲沉积体系[14]，整体表现为缓坡、水浅、物源充足，延伸较远的砂砾岩体[15]。扇体之间发育较为紧凑，相互交汇，呈现多期退积型搭接连片分布。砂砾岩储层广泛发育，面积大，约为1 800 km2。

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

玛南上斜坡上乌尔禾组储层主要发育扇三角洲沉积，岩体类型以水上分流河道和水下分流河道形成的砂砾岩为主[16]，整体为粗粒沉积，存在部分碎屑流和滩坝成因的储层。

储层岩性主要以灰色、褐灰色砂砾岩为主，约占整个储层的87.0%以上，其次为中粒、细粒和不等粒砂岩，粉砂岩含量较低。其中，砾石占总碎屑组分的62.4%，成分以凝灰岩、安山岩和砂岩为主(图2)；砂质组分占比为32.6%，以凝灰质碎屑为主，长石、石英含量较低；填隙物主要以泥质杂基充填为主，含少量粉砂，杂基含量平均为4.7%，部分具水云母化。上斜坡胶结物含量较低，平均占比为1.4%，胶结物的分布具有区域性，大部分上斜坡区域不含胶结物，仅在靠近断裂和不整合面附近稍微发育，成分主要为方解石和浊沸石，推测为后期淡水淋滤作用形成。储层胶结程度为疏松—中等，易碎，呈块状构造，镜下为砂砾状结构。碎屑颗粒占比达93.9%，粒径均大于2 mm，以颗粒支撑方式为主，胶结类型主要为线接触和压嵌式，磨圆度变化较大，次棱角状到次圆状均有分布，分选为差—中等。砂岩类型以长石岩屑砂岩为主，岩屑含量较高，成分以凝灰岩为主。石英、长石、岩屑的平均含量分别为5.8%、3.5%和90.7%，反应储层总体成分成熟度和结构成熟度较低的特征。

图2 玛南上斜坡区上乌尔禾组砂砾岩储层碎屑成分含量

2.2 孔隙结构特征

玛南斜坡上乌尔禾组储层孔隙类型主要以残余原生粒间孔为主，其次为粒间溶孔及颗粒溶孔，少量的浊沸石溶孔、微裂缝。储层孔隙较少，面孔率基本小于1.00%，平均为0.33%，孔隙直径为8.38～196.96 μm，平均为69.40 μm，为毛细管孔隙(表1)；喉道宽度为0.00～6.12 μm，平均为1.36 μm，以中—细喉道为主；孔喉比为0.00～7.12，平均为1.22；配位数为0.00～0.21，平均为0.08；裂缝宽度为0.00～13.50 μm，平均为1.75 μm。整体上储层孔喉比接近于1.00，小孔、中—细喉道发育为有效孔隙体积。

表1 玛南上斜坡上乌尔禾组储层铸体薄片孔隙结构参数

2.3 物性特征

上乌尔禾组储层总体上属于低孔、中—低渗储层。玛南上斜坡储层深度集中在2 500～4 100 m，储层孔隙度为3.0%～18.5%，平均为8.1%，大于10.0%的样品占16%(图3)；储层渗透率为0.019～959.000 mD，平均为18.690 mD，大于1.000 mD的样品占83%，大于10.000 mD的样品占29%。深度为2 500～3 000 m储层平均孔隙度为8.7%，平均渗透率为21.920 mD；深度为3 000～3 500 m储层平均孔隙度为7.9%，平均渗透率为9.670 mD；深度为3 500～4 100 m储层平均孔隙度为8.3%，平均渗透率为13.900 mD。整体而言，储层物性随着深度增加逐渐降低，在3 800 m左右孔隙度和渗透率出现增大的趋势，对孔隙度的影响变化不大，但对渗透率影响较显著。从铸体薄片特征看，深部储层出现溶蚀孔隙，极大地改善了储层的质量，这与深部浊沸石胶结物含量增加密切相关，浊沸石为自生硅铝酸盐矿物，遇有机酸极易被溶蚀，推测下斜坡深部储层存在溶蚀孔隙发育带。

图3 玛南斜坡区上乌尔禾组储层孔渗散点图

2.4 储集空间类型

根据储层微观特征、压汞曲线数据以及物性分析数据，将上斜坡上乌尔禾组储层空间类型分为3种：大—中孔中—细喉道型、小—微孔细喉道型、微孔-裂缝型。大—中孔中—细喉道型孔隙结构最好，微孔-裂缝型孔隙结构最差。

大—中孔中—细喉道型以原生粒间孔为主，次生溶蚀作用形成的孔隙较少见。储层毛管压力曲线呈粗歪度，排驱压力为0.01～1.72 MPa，平均为0.14 MPa；毛管半径为1.02～16.44 μm,平均为3.79 μm；孔隙度为5.2%～15.5%，平均为9.7%；渗透率为1.190～959.000 mD，平均为10.090 mD。

小—微孔细喉道型以剩余粒间孔为主，含少量的溶扩孔。储层毛管压力曲线呈粗歪度，排驱压力为0.15～2.60 MPa，平均为0.83 MPa；毛管半径为0.07～1.50 μm，平均为0.46 μm；孔隙度为4.7%～16.1%，平均为8.9%；渗透率为0.110～167.000 mD，平均为1.900 mD。

微孔-裂缝型以溶蚀孔隙为主，粒间孔剩余较少。储层毛管压力曲线呈粗歪度，排驱压力为0.11～2.46 MPa,平均为0.61 MPa；毛管半径为0.16～1.96 μm，平均为0.55 μm；孔隙度为4.4%～12.7%,平均为9.6%；渗透率为0.070～86.800 mD，平均为1.570 mD。

2.5 储层分类

根据物性、储集空间特征、埋藏深度和产能等要素将上斜坡储层划分为3类：一类储层物性较好，平均孔隙度大于9.0%，平均渗透率大于10.000 mD，具有大—中孔中—细喉道型的储集空间特征，埋藏深度一般为3 500 m以浅，日产油达8 m3/d以上，如MH11、JL42等井。二类储层一般分布在断裂带附近，微裂缝发育，孔隙少，连通性较好；平均孔隙度小于9.0%，平均渗透率为10.000～20.000 mD，具有小—微孔细喉道、微孔-裂缝型的储集空间特征，埋藏深度为3 500～4 000 m；产能差异大，取决于裂缝的发育程度，日产油为5～12 m3/d，如MH23、JL 2等井。三类储层物性较差，平均孔隙度小于9.0%，平均渗透率小于10.000 mD，具小—微孔细喉道型的储集空间特征，埋藏深度为3 500～4 000 m，日产油为2～5 m3/d，如MH20、K303等井。3类储层均见油气，上斜坡整体呈现满斜坡含油、物性好、产量高的特征。

3 优质储层发育控制因素

玛南上斜坡上乌尔禾组储层由砾石、砂质、泥质杂基和少量胶结物碎屑成分组成，对储层物性影响较大的组分为泥质杂基和胶结物含量，由于胶结物含量较低，只在局部富集，因此，泥质含量的高低是决定储层质量好坏的关键因素。水动力的强弱与泥质含量密切相关，以水动力强弱为主线，从沉积环境、古地貌特征和成岩作用3个方面分析储层的控制因素。

3.1 沉积环境直接控制优质储层的发育

玛南斜坡区上乌尔禾组储层填隙物以泥质杂基充填为主，泥质含量的高低决定了储层质量的好坏。从沉积根源分析，水动力条件强，泥质含量低；水动力条件弱，泥质含量高。水动力条件是直接控制优质储层发育的关键因素。上乌尔禾组储层发育扇三角洲前缘和扇三角洲平原亚相沉积，包括前缘水下分流河道、平原水上分流河道、河口坝、滩坝及河道间等沉积微相，其中，河道间微相水动力环境最弱[17]，主要发育泥岩，可作为盖层。前缘水下分流河道沉积微相水动力稳定、较强，属于一定距离搬运靠近物源沉积，处于水下还原环境，是优质储层发育的主要沉积环境。河口坝和滩坝沉积微相水动力稳定、较弱，主要携带部分小砾石和砂、泥等颗粒，经过长时间搬运砂在扇体外缘沉积，层理发育，分选较好，是一般储层发育的主要沉积环境。平原水上分流河道微相水动力不稳定，洪水期快速沉积，处于水上沉积环境，无明显层理，发育块状构造，泥质含量较高，具有洪水期碎屑流块状搬运沉积特征，是差储层发育的沉积环境。在上斜坡凹陷边缘部分沉积主要为平原水上分流河道沉积，泥石流沉积特征显著，孔隙不发育，上斜坡的主体区域为前缘水下分流河道沉积，夹杂部分河口坝和滩坝沉积。

3.2 古地貌间接控制优质储层的发育

玛湖上乌尔禾组是盆地开始转型时填平补齐的一套沉积，斜坡区发育多级坡折带，伴随多期湖侵，形成了不断上超的扇体[18]。对上斜坡沉积厚度进行统计发现，存在邻近井上乌尔禾组地层厚度差50 m左右的现象，分析发现斜坡区存在继承性的古凸和古凹的特征。凹凸不平的古地貌特征，在坡缓、水浅的沉积背景下直接影响了沉积水体水动力的强弱，间接控制优质储层的发育。具体表现为沟槽区水体深、水动力强、淘洗作用强、泥质含量低、储层质量好；古凸区水体浅、水动力稍弱、淘洗作用弱、泥质含量高、储层质量差。

3.3 成岩作用对储层发育的影响

由铸体薄片资料分析可知，上乌尔禾组处于中成岩A期，成岩作用较单一，以压实作用为主，胶结作用和溶蚀作用较少见，胶结物含量较低。造成这一现象主要有埋藏深度较浅和地层水缺乏2个因素：①上斜坡埋藏深度在4 000 m之内，而在下斜坡埋藏4 100～4 300 m的JL50和K204等井处发育浊沸石溶孔，由此可见，上斜坡由于埋藏较浅达不到胶结作用的成岩温度；②上斜坡发现的油藏普遍不含地层水，在大断裂和不整合面附近由于地表水的作用发育少量方解石胶结物，因此，地层水缺乏也是造成胶结物和溶蚀孔不发育的主要原因。

随着埋藏深度增加，压实作用不断增强，原生孔隙大幅降低。张顺存等[19]研究结果表明，深度超过4 000 m后压实作用可造成孔隙度损失25.0%左右。对上乌尔禾砂砾岩储层实测孔隙度分析发现，2 500 m深度孔隙度平均值为8.7%，埋藏深度为3 500～3 800 m时孔隙度降到最低值，平均为7.9%，之后随着深度的继续增加，孔隙度和渗透率均略有提升，计算孔隙度因压实作用的最大损失量为8.0%，可见该区压实减孔作用受到抑制。谭开俊等[20]研究发现，刚性颗粒会使压实作用减弱，研究区储层中砾石之间的相互支撑作用对原生孔隙减少有一定的抑制作用，是造成原生剩余粒间孔大量发育的主要原因。可见砾石发育的储层原生粒间孔保存较多，储层物性较好，砾石发育的储层也反映出水动力较强的特征，沉积环境对成岩压实作用有一定的影响。

4 勘探进展

玛南上斜坡上乌尔禾组勘探效果显著，截至2020年年底，已提交探明储量10×108t，下斜坡勘探程度较低，但Mh23、JL50等井获得工业油流，表明下斜坡上乌尔禾组仍有一定的拓展潜力(图4)。鉴于该区整体成藏、大面积含油的油藏特征，对储层发育规律的研究仍是制约勘探进程的重点。相对于上斜坡砂砾岩储层特征，下斜坡储层埋藏深，压实作用强，储层物性随深度增加会有变差趋势，而后期胶结、溶蚀成岩作用也会增强，对储层进一步改造是否会造成物性变化存在一定的不确定性；同时，扇三角洲水下分流河道砂体延伸范围影响了储层在厚度和规模上的变化，砂体边界范围需进一步确定。宏观上储层发育的边界范围和微观上物性的控制因素是下一步储层研究亟需解决的难题。

图4 玛南凹陷二叠系上乌尔禾组勘探成果

5 结 论

(1) 上斜坡上乌尔禾组储层总体上孔隙度平均为8.1%，渗透率平均为18.690 mD，属于中低孔低渗砂砾岩体，碎屑成分以砾石成分为主，填隙物以泥质杂基充填为主，磨圆度次圆—次棱角，分选差—中等，结构成熟度和成分成熟度较低。

(2) 上斜坡上乌尔禾组储层发育大—中孔中—细喉道型、小—微孔细喉道型、微孔-裂缝型3种类型储集空间，大—中孔中—细喉道型孔隙结构最好。孔隙类型以残余原生粒间孔为主，含少量的粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝，从面孔率和孔喉特征分析，小孔、细喉道发育。

(3) 沉积环境对储层物性具有直接控制作用，扇三角洲前缘水下分流河道沉积微相是优质储层发育的主要沉积环境。古地貌通过水动力条件间接控制泥质含量高低，从而控制着储层物性的好坏，沟槽区水动力强，泥质含量低，物性较好，储层质量高。上斜坡主要成岩作用为压实作用，砾石发育对压实减孔具有抑制作用，使得原生粒间孔隙大量保存。