准噶尔盆地腹部下侏罗统三工河组储层物性—含油性特征及主控因素分析

王金铎，许淑梅，张关龙，任新成，曾治平，武向峰，舒鹏程，冯怀伟

1)中石化股份公司胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营，257000；2)中国海洋大学海底科学与探测技术教育部重点实验室，山东青岛，266100；3)中国海洋大学海洋地球科学学院，山东青岛，266100；4)海洋高等研究院/深海圈层与地球系统前沿中心，山东青岛，266100；5)潍坊科技学院，山东潍坊，262700

内容提要:为解决准噶尔盆地腹部沙窝地、莫西庄和征沙村三地区下侏罗统三工河组砂岩储层物性—含油性差异大及控制因素不清的问题，本文通过岩芯描述、铸体薄片和扫描电镜分析，依据物性数据及压汞资料，对研究区三工河组储集空间特征、孔渗特征及孔喉结构特征进行了详细的研究，通过隔夹层分析、岩屑成分及含量分析、成岩特征研究等方法探讨了制约研究区三工河组储层物性—含油性关系的主控因素，研究表明沙窝地和莫西庄小区三工河组储层埋深相对较浅，主要以中粗孔喉和较细孔喉的原生(残留)孔隙为主；征沙村小区埋藏较深，以细孔喉和微孔喉的次生孔隙及裂缝发育为特色。在此基础上探讨了三工河组储层物性的控制因素，研究认为埋藏深度为影响储层发育的主要因素；沉积微相和砂体成因类型为控制储层发育的基础；低地温梯度延迟了压实效应等，有效保存了原生孔隙；塑性岩屑含量、储层的隔层和夹层因素，即储层的非均质性在某种程度上影响砂体的储集性。

准噶尔盆地是一个经历了自晚古生代至第四纪多期构造运动而形成的大型叠合盆地，下侏罗统三工河组粗粒辫状河三角洲沉积几乎淤浅整个湖盆 (陈发景等，2005；马宗晋等，2008；赵淑娟等，2014，许淑梅等，2020，庞志超等，2020)，研究区位于准噶尔盆地腹部西侧，自南向北有沙窝地、莫西庄、征沙村3个小区(图1a,b)，3个小区下侏罗统三工河组具有埋深差异大，低地温梯度的地质背景(邱楠生，2002；赵文智等，2000；张福顺等，2008；吴海生等，2017)。随着本区油气资源的发现，许多学者针对不同的研究目的与研究资料，对准噶尔盆地腹部地区三工河组开展了层序地层、储层成岩特征及成岩阶段、储层特征和油气成藏规律等方面的研究(张冬玲等，2005；杜秀娟等，2008；崔金栋等，2012；匡立春等，2013；陈林等，2013；张江华等，2014；Feng Youliang et al.,2015;胡才志等，2015；Xi Kelai et al.,2015；金若时等，2016；Cao Binfeng et al.,2017；孟蕾等，2019；Qiao Juncheng et al.,2020;许淑梅等，2020；胡瀚文等，2020；王杰青等，2021；徐小童等，2021)，而对于研究区沙窝地、莫西庄和征沙村3个小区之间下侏罗统三工河组砂岩储层物性—含油性差异及主控因素缺乏系统的研究，制约本区油气资源的进一步勘探开发。

图1 准噶尔盆地腹部西侧构造单元位置(a)及井位图(b)Fig.1 Tectonic unit location (a) and well location map (b) in the west side of the abdomen of Junggar Basin

针对上述问题，本文通过研究区38口井的岩芯观察，结合岩石铸体薄片观察、扫描电镜分析和压汞分析，基于储层沉积学的基本原理，在充分考虑地层差异埋深及地温梯度对三工河组辫状河三角洲砂体储层物性—含油性的影响，研究了三工河组粗粒辫状河三角洲前缘砂体的物性—含油性特征，对其主控因素进行深入系统的探讨，明确了研究区三工河组储层物性—含油性主控因素。

1 区域地质背景

准噶尔盆地为石炭纪至第四纪发展起来的板内复合叠加盆地(陈发景等，2005；马宗晋等，2008；赵淑娟等，2014)。侏罗系三工河组沉积期，准噶尔盆地为坡度较缓、水体较浅的半封闭湖盆，其周缘是由古生代弧盆及裂谷系演化而成的低矮造山带(李忠等，2013；徐学义等，2016)。其中研究区处于准噶尔盆地腹部稍偏西位置，面积约为3648 km2，主体位于盆1井西凹陷与昌吉凹陷北斜坡，东西两侧为马桥凸起、中拐凸起及达巴松凸起(路成，2016，林会喜等，2019)。研究区自北向南划分为3个小区，依次为沙窝地、莫西庄和征沙村小区，分别位于坳陷带斜坡上部(北部)、中部和底部(南部)(图1a,b)。3个小区的三工河组在南北向上呈现极大的埋深差异：北部沙窝地小区埋深3100～3900 m，中部莫西庄小区埋深3500～4700 m，南部征沙村小区埋深4300～5200 m(王杰青等，2021)。研究区三工河组为湿润气候条件下湖盆扩张期发育的一套正旋回的粗碎屑岩系，沉积厚度较大(130～560 m)，总体呈下细中粗上细的沉积特征，按岩性组合特征自下而上可划分为三段：三工河组一段(J1s1)、三工河组二段(J1s2)、三工河组三段(J1s3)。三工河组一段(J1s1)以灰色、深灰色泥岩、粉砂质泥岩为主，细砂岩呈薄夹层出现，纵向具有“泥包砂”的特征，自下而上“砂泥比”降低。三工河组二段(J1s2)为辫状河前缘三角洲砂体的主要发育层位，可进一步划分为下亚段(J1s21)和上亚段(J1s22)：下亚段总体以砂砾岩为主，自下而上主要由砾岩、含砾砂岩、粗—中砂岩、细砂岩及顶部的薄层砂质泥岩组成；上亚段自下而上包括灰色细砾岩、含砾砂岩、粗—中砂岩、细砂岩及上部互层沉积的薄层粉砂岩和泥岩，纵向具有“砂包泥”的特征。三工河组二段砂体为有利的油气储集层段，是本文研究的主要目的层段。三工河组三段(J1s3)为一套半深湖—深湖相深灰色泥岩沉积，夹零星的薄层粉砂岩和细砂岩层，自下而上“砂泥比”降低(图2)。

图2 准噶尔盆地腹部西侧庄106井剖面旋回性划分及沉积相综合柱状图(井位见图1b)Fig.2 The division of sedimentary cycle and sedimentary facies of the Well Zhuang-106 in west side of the abdomen of Junggar Basin (the well location shown in Fig.1b)

依据大量测井和取芯资料数据对研究区小层进行了精细和对比，将三工河组二段下亚段可划分出4个砂组，二段上亚段可划分出3个砂组。第1～3砂组主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体，岩性主要由浅灰色、灰色厚层细砾岩、砂砾岩、粗—中砂岩及细砂岩组成，沉积物粒度较粗，正粒序层理、槽状交错层理、板状层理和较大型斜层理发育；砾岩和砂砾岩的砾石成分复杂，包括花岗岩、白云岩、灰岩、硅质岩、凝灰岩、砂岩、泥岩、千枚岩岩屑等，整体表现出自底向顶粒度逐渐变细、单砂体厚度逐渐变薄等特征，“砂泥比”很高。单砂体厚几米至几十米，总砂组厚50～80 m，各井厚度变化不大。第4砂组主要为辫状三角洲水下分流河道和河口坝砂体，岩性多为灰色中—细砂岩与粉砂岩，最顶部为灰色泥岩、粉砂质泥岩，具有典型的反粒序层理，另外也常见小型斜层理、沙纹状和沙波状层理，单砂体厚度一般不超过10 m，总砂组厚度为5～30 m。第5砂组亦为辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体，岩性主要为灰色砂砾岩、粗—中砂岩和细砂岩，沉积物粒度较粗，“砂泥比”较高，单砂体厚度一般小于15 m，总砂组厚度为5～17 m。第6、7砂组主要为远砂坝席状砂砂体，水平层理、沙波层理及沙纹层理发育，岩性主要为细砂岩、粉砂岩及泥质粉砂岩，单层砂体较薄，单砂体厚大多不超过3 m，总砂组厚度为4～26 m(图3)。

2 研究区三工河组二段储层物性—含油性特征

2.1 储集空间特征

根据对沙窝地沙2井中砂岩扫描电镜观察，岩性为中砂岩，分选好、磨圆中等，颗粒呈点—线接触，原生粒间空隙发育，其砂岩空隙内部及颗粒边缘无明显溶蚀，杂基含量少，图中的白色尖头指向宽大的三角形粒间空隙(图4a,b)，因此，研究区浅埋藏的北部沙窝地小区和中部莫西庄小区三工河组二段砂体以原生孔隙为主，压实作用弱。

根据对南部征沙村小区征1、征3、征11井砂岩扫描电镜及铸体薄片观察，三工河组二段碎屑颗粒呈凹凸—镶嵌状接触，砂体孔隙类型以次生孔隙和超压微裂缝为主。次生孔隙主要为碎屑颗粒的易溶组分发生溶蚀而形成，主要包括粒间溶孔(图4b)和粒内溶孔(图e,f)。粒间溶孔主要为长石颗粒和岩屑边缘发生溶解而形成的不规则状粒间溶扩孔；粒内溶孔主要见于长石颗粒及少量岩屑的内部溶蚀。征沙村小区三工河组二段常见长石，岩屑等溶蚀以及某些自生矿物的析出和交代现象，包括粒间孔溶蚀、粒内孔溶蚀、石英次生加大、黏土矿物发育等，以粒间长石溶蚀最为常见。长石颗粒溶蚀形成次生溶蚀孔隙，溶蚀形成的孔洞内易被黏土矿物充填，长石颗粒表面黏土化，溶蚀处易出现石英次生加大现象(图4c)，另外，在溶蚀孔隙内还可能出现长石等矿物的再生长现象(图4d)。相对于沙窝地和莫西庄地区，由于征沙村研究区埋藏较深，溶蚀作用较为发育，以次生孔隙发育为主(图4g)，此外，征沙村三工河组二段砂岩夹于三工河组一段和三工河组三段大套厚层泥岩之间得，石英等脆性颗粒破碎形成超压成因微裂缝(图4h)。

图4 准噶尔盆地腹部西侧三工河组砂体储集空间特征照片Fig.4 Spatial characteristics of sand reservoir in the Sangonghe Formation of the west side of the abdomen of Junggar Basin(a) 沙2井，J1s21 ，3433.67 m,原生粒间孔;(b) 沙2井，J1s21 ，3431.36 m 原生粒间孔;(c) 征1井,J1s22 ，4800.85 m，长石溶蚀表面黏土化，溶蚀处见石英次生加大;(d) 征3井,J1s3，4969.4 m，长石溶蚀产生粒内孔洞,表面长石雏晶再生长;(e) 征3井，J1s22 ,5062.43 m,长石颗粒被溶蚀，见溶蚀孔隙;(f) 征3井，J1s21 ，5110.33 m，长石溶蚀形成次生溶蚀孔隙；(g) 征1井，J1s22，5062.43 m，强压实形成的次生裂隙；(h) 征1井，4800.85 m，J1s22 ，中砂岩，微裂缝放大，见残余的沥青(a) the Well Sha-2,J1s21 ,3343.67 m,primary intergranular pores;(b) the Well Sha-2,J1s21 ,3431.36 m,primary intergranular pores;(c) the Well Zheng-1,J1s22 ,4800.85 m,the surface of feldspar is clayed by dissolution,and the secondary growth of quartz is seen in the dissolution;(d) the Well Zheng-3,J1s3,4969.4 m,feldspar dissolution produces intragranular pores,and surface feldspar crystals re-grow;(e) the Well Zheng-3,J1s22 ,5062.43 m,feldspar particles are corroded,see corrosion pores;(f) the Well Zheng-3,J1s21 ,5110.33 m,feldspar dissolves to form secondary dissolution pores;(g) the Well Zheng-1,J1s22 ,5062.43 m,secondary fractures formed by strong compaction;(h) the Well Zheng-1,4800.85 m,J1s22 ,medium sandstone,microcracks enlarged,see residual bitumen

2.2 孔渗特征

通过对研究区储层物性数据统计分析，莫西庄小区三工河组储层孔隙度主要分布于5%～20%，总含量达92.2%，其中孔隙度为10%～15%的储层含量达50.94%，平均要比沙窝地高3%左右，储层以中高孔和中低孔储层为主；储层渗透率主要分布于0.1×10-3μm2到500×10-3μm2，其中0.1×10-3μm2到1×10-3μm2的储层含量为26.58%，1×10-3μm2到10×10-3μm2的储层含量为37.57%，10×10-3μm2到50×10-3μm2的储层含量为17.24%，大于50×10-3μm2的储层含量为12.57%。

沙窝地小区三工河组储层孔隙度主要分布于5%～20%，总含量达94.05%，，其中孔隙度为10%～15%的中孔储层含量达47.52%，以中孔储层为主；渗透率主要分布于0.1×10-3μm2到50×10-3μm2，其中1×10-3μm2到10×10-3μm2的储层含量为58.42%，大于10×10-3μm2的储层含量为23.76%，储层的渗透率较高，以中渗储层为主。

征沙村小区三工河组储层埋深大，压实作用强，储层物性差。储层孔隙度主要分布于0%～15%，以特低渗和低渗储层为主；渗透率主要分布于0.1×10-3μm2到10×10-3μm2，其中0.1×10-3μm2到1×10-3μm2的储层含量为44.94%，1×10-3μm2到10×10-3μm2的储层含量为43.67%，储层主要为超低渗和特低渗储层。

2.3 孔喉结构

储层毛管压力曲线的形态及排驱压力等参数是描述储层孔喉结构并对其进行分类的主要变量。依据排驱压力、及毛管压力中值和孔喉半径，将研究区三工河组二段储层孔喉结构分为4类(表1)。

表1 准噶尔盆地腹部西侧三工河组储层孔喉结构分类表Table 1 Classification of pore throat structure of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin

中粗喉型：最大孔喉半径大，平均值为18.09 μm，排驱压力和毛管中值压力均较小，平均值分别为0.049 MPa和1.785 MPa。该类孔喉连通性良好，主要发育于水下分流河道砂坝和心滩的中、粗砂岩中。由进汞饱和度曲线可知(平均64.62%)(图5a)，中粗喉型孔喉分选好，粗歪度。具该类孔喉结构的砂岩孔隙度主要分布在10%～18%，平均值为14.77%；渗透率值主要分布在(50～500)×10-3μm2的范围内，平均91.30×10-3μm2，属于低孔中渗型储层。

图5 准噶尔盆地腹部西侧三工河组储层压汞曲线特征(井位见图1b)Fig.5 Mercury injection curve characteristics of reservoir of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin (the well location shown in Fig.1b)

较细喉型：最大孔喉半径较大，平均值为6.34 μm，排驱压力与毛管压力中值较小，平均值分别为0.116 MPa和2.432 MPa。该类孔喉连通性相对较好，主要发育于河口坝细砂岩及水下分流河道滞留沉积的含砾砂岩中。由其进汞饱和度曲线可知(平均36.61%)(图5b)，较细喉型孔喉分选较好，粗歪度。该类孔喉结构孔隙度主要分布在10%～15%，平均为13.13%，渗透率值主要分布在(1～100)×10-3μm2，平均为23.73×10-3μm2，属于低孔低渗型储层。

细喉型：最大孔喉半径较小，平均值为2.56 μm，排驱压力与毛管中值压力均较大，平均为0.358 MPa和7.138 MPa，该类孔喉连通性很差，主要发育于远砂坝及席状砂微相的细砂岩和粉砂岩。由进汞饱和度曲线可知(平均17.02%)(图5c)，细喉型孔喉分选差，细歪度。该类孔喉结构孔隙度主要分布在5%～15%，平均为10.92%，渗透率主要分布在(0.1～10)×10-3μm2。平均为4.80×10-3μm2，属于低孔特低渗储层。

微喉型：最大孔喉半径最小，平均值为0.52 μm，排驱压力与毛管中值压力均较大，平均为1.763 MPa和31.121 MPa，该类孔喉连通性最差，主要发育于席状砂微相的泥质粉砂岩及粉砂岩中。由进汞饱和度曲线可知(平均21.59%)(图5d)，微喉型孔喉分选差，细歪度。该类孔喉结构孔隙度主要分布在1%～10%，平均为7.66%，渗透率主要分布在(0.01～1)×10-3μm2，平均为1.20×10-3μm2，属于特低孔超低渗储层。

2.4 储层含油性特征

通过对3个小区砂体含油性厚度的统计分析发现(图6)，沙窝地小区主要以荧光、油斑、油迹为主。荧光砂岩累积厚度为70.80 m，平均厚度为11.80 m，油迹砂岩累积厚度为22.10 m，平均厚度为3.68 m，油斑砂岩厚度为37.80 m，平均厚度为6.30 m，油浸砂岩厚度较薄仅为2.40 m；莫西庄小区各类含油砂岩较多，且分布均匀，尤以油斑砂岩厚度较大，油斑砂岩厚度累积157 m，平均厚度为14.27 m，荧光砂岩为81.80 m，平均厚度为7.44 m，油迹砂岩为75.38 m，平均厚度为5.38 m，油浸砂岩为47.80 m，平均厚度为6.83 m；征沙村小区含油砂岩中，油迹及油斑砂体厚度较大,油迹砂岩厚度累积为75.76 m，平均厚度为10.82 m，油斑砂岩为96.03 m，平均厚度为13.72 m，荧光砂岩为55.7 m，平均厚度为13.93 m，油浸砂岩为32.47 m，平均厚度为8.12 m。通过对各小区含油性及含油砂岩平均厚度对比分析发现，征沙村小区三工河组二段砂岩整体含油性能良好，莫西庄小区较好，沙窝地小区较差。

图6 准噶尔盆地腹部西侧3小区含油砂岩厚度统计(井位见图1b)Fig.6 Thickness statistics of oil-bearing sandstone in 3 districts of the west side of the abdomen of Junggar Basin (the well location shown in Fig.1b)

从上述分析可以看出，准噶尔盆地腹部沙窝地、莫西庄和征沙村三个小区三工河组储层总体为低孔低渗特征，但不同小区的砂体孔隙类型不同、且具有不同的孔喉结构特征。研究过程中发现，除了差异埋深这个主控因素外，盆地的沉积微相类型、低地温梯度、沉积砂体的塑性岩屑含量等也是影响储层物性的比较显著的因素。下面对这些因素逐一进行分析，进一步阐明这些因素对研究区储层物性的制约作用和影响程度。

3 储层物性—含油性主控因素分析

3.1 沉积微相对储层物性的“相控”

沉积微相是影响砂体物性及储层发育的物质基础 (赵虹等，2005；何幼斌等，2007)。研究区主要为辫状河三角洲前缘亚相砂体，进一步可分为水下分流河道、河口坝、远砂坝和席状砂等微相。

笔者等对各微相砂体物性进行了统计：水下分流河道砂体以粗粒碎屑岩为主，平均孔隙度和渗透率分别为12.09%和32.00×10-3μm2，是有利的油气储集砂体(表2)；辫状河三角洲河口坝砂体以中砂岩和细砂岩为主，平均孔隙度和渗透率分别为6.71%和7.13×10-3μm2，属于较有利的油气储集砂体(表2)；远砂坝和席状砂以细砂岩和粉细砂岩为主，平均孔隙度和渗透率分别为5.50%和0.31×10-3μm2，属于最不利的油气储集砂体(表2)。由此可见，高能环境下形成的水下分流河道砂体，砂、砾被强烈淘洗致使粒间杂基含量低，原生孔隙保存较好，孔喉结构主要为中粗喉型，且砂体发育面积广、厚度大，储层物性最好。其次为河口坝砂体，次生孔隙发育，孔喉结构主要为较细喉型，储层物性相对较好。远砂坝席状砂砂体孔隙度渗透率较低，次生孔隙发育较差，孔喉结构以细喉型和微喉型为主，物性较差。可见，沉积微相不仅是影响砂体物性及储层发育的物质基础，而且对储层的物性及时空展布规律具有明显的控制作用。

表2 准噶尔盆地腹部西侧三工河组沉积微相与储层物性关系表Table 2 The relationship between sedimentary microfacies and reservoir physical property of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin

3.2 埋深差异对储层物性—含油性的“深控”

沙窝地、莫西庄和征沙村三个小区侏罗系三工河组二段砂体埋深差异较大,北部沙窝地和中部莫西庄两个小区三工河组二段辫状河前缘三角洲砂体埋藏相对较浅(3090～4436 m)，为浅埋藏区。浅埋藏区碎屑砂岩压实作用中等偏强，常表现为碎屑颗粒间以点—线接触为主(图7a—f)，原生粒间孔隙得以保存并成为该区的主要储集空间类型。浅埋藏区三工河组砂体孔隙度主要集中于5%～15%，平均值为11.47%，渗透率值主要集中于(0.1～500)×10-3μm2，平均值为30.74×10-3μm2。

图7 准噶尔盆地腹部西侧三工河组砂体埋深差异下压实作用结果Fig.7 The differential compaction of detrital particles in the west side of the abdomen of Junggar Basin(a) 沙1井，J1s21 ,3662.15 m,刚性颗粒粒间多为点接触，少量线接触；(b) 沙1井，J1s21 ,3679 m，刚性长石颗粒被压断;(c) 沙1井，J1s21 ,3670.8 m，软岩屑含量高的部分基本为线—凹凸状致密接触;(d) 庄101井,J1s21 ,4341.65 m，刚性颗粒的线—凹凸接触，少量长石颗粒被压断;(e) 庄101井,J1s21 ,4341.65 m，刚性颗粒间的点接触和线接触;(f) 庄3井，J1s21 ,4169.94 m，千枚岩屑在压实作用下发生强烈塑性变形;(g) 征1井，J1s22 ,4813m,颗粒间多为线接触，孔隙相对减小;(h) 征1-1井，J1s22 ,4785.68 m,孔隙发育较差，颗粒间多以线接触为主(a) The Well Sha-1,J1s21 ,3662.15 m,the rigid particles are mostly in point contact with a small amount of line contact;(b) the Well Sha-1,J1s21 ,3679 m,the rigid feldspar particles are crushed;(c) the Well Sha-1,J1s21 ,670.8 m,the part with high content of soft cuttings is basically linear—concave—convex compact contact;(d) the Well Zhuang-101,J1s21 ,4341.65 m,rigid particle line—concave contact,a few feldspar particles were crushed;(e) the Well Zhuang-101,J1s21 ,4341.65 m,point and line contact between rigid particles;(f) the Well Zhuang-3,J1s21 ,4169.94 m,phyllite cuttings undergo strong plastic deformation under compaction;(g) the Well Zheng-1,J1s22 ,4813 m,most of the grains are in line contact,and the pores are relatively reduced;(h) the Well Zheng-1-1,J1s22 ,4785.68 m,the pores are poorly developed,most of the particles are in line contact

相较于北部的浅埋藏区，南部征沙村小区三工河组二段辫状河前缘三角洲砂体埋藏深度较深，深度在4493～5080 m，为深埋藏区。深埋藏区砂岩遭受强烈的压实作用，即使抗压实能力较强的石英、长石等刚性颗粒也会发生旋转、错动变形，而抗压实能力弱的塑性岩屑则易发生压弯、压扁，甚至发生假杂基化，碎屑颗粒间以线接触和凹凸接触为主(图7g,h)。强烈的压实作用使得征沙村小区三工河组砂体原生孔隙极不发育，储集空间以次生孔隙和微裂缝为主。征沙村小区三工河组砂体孔隙度主要集中于5%～10%，平均值为8.23%，渗透率值主要集中于(0.1～10)×10-3μm2，平均值为2.30×10-3μm2。因此，将浅埋藏区和深埋藏区储集空间类型与孔隙度和渗透率值相结合并进行对比分析发现，埋深差异对研究区三工河组储层物性影响极大，是导致研究区深、浅埋藏区三工河组储层孔隙类型和物性差异的首要因素。

3.3 低地温梯度对储层物性—含油性的“温控”

地温梯度的高低对原生孔隙的保存具有消极或积极的作用。准噶尔盆地与我国中、东部盆地相比属于典型的“冷”盆，地温梯度约为1.9～2.1 ℃/100 m。中部地区的鄂尔多斯盆地地温梯度为2.5～3.0 ℃/100 m，属于中热盆；东部地区的松辽盆地的地温梯度为3.0～4.5 ℃/100 m，属于热盆(表3)(寿建峰等，2005)。准噶尔盆地侏罗纪低地温梯度使其储层成岩作用进程相对于正常地温梯度盆地的成岩作用进展较为缓慢，因此自然延缓了压实作用进程，从而对储层的原生孔隙起到积极的保护作用(高崇龙等，2017)。不同地热盆地的地温梯度与砂岩孔隙度关系的研究表明，砂岩原生孔隙的保存程度明显受盆地地温梯度的影响(表3)：低地温梯度的准噶尔盆地在储层埋深约4500 m时，仍能具有11%的平均孔隙度；而维持11%的孔隙度，鄂尔多斯盆地砂体的埋深不能超过2800 m；松辽盆地沉积砂层的埋深在2100 m才能保持11%的孔隙度(寿建峰等，1998)。在相同埋深情况下(3500～5000 m)，高地温梯度的松辽盆地储层类型以特低孔特低渗为主，而低地温梯度的准噶尔盆地仍然以低孔低渗为主。因此，较低的地温梯度能够有效保存砂体孔隙，从而改善储层物性。

表3 中国东、中、西部沉积盆地不同地温梯度对孔隙度的影响 (据寿建峰等,2005修改)Table 3 Effects of different geothermal gradients on porosity in sedimentary basins in eastern and western China (modified from Shou Jianfeng et al.,2005&)

3.4 塑性岩屑含量对储层物性—含油性的影响

塑性岩屑或刚性组分含量决定着储层物性压实损失的大小，而砂岩碎屑成分根本上取决于母源区性质及物源条件(高崇龙等，2017)。根据岩芯及镜下岩屑观察，3个小区三工河组岩屑成分与扎伊尔山、哈拉阿拉特山及克拉美丽山岩石组合基本一致。沙窝地物源主要来源于泥盆纪洋壳残片组成的扎伊尔山，而莫西庄和征沙村小区物源主要来自克拉美丽山和哈拉阿拉特山(张曰静，2012)。三工河组粗碎屑辫状河三角洲前缘砂体以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，岩屑成分复杂，包括花岗岩、白云岩、灰岩、砂岩、硅质岩等刚性岩屑和凝灰岩、泥岩、千枚岩等塑性岩屑，成分成熟度较低、结构成熟度中等(图8)。

图8 准噶尔盆地腹部西侧三工河组岩芯及镜下岩屑照片Fig.8 Detrital photographs of rock cores and cuttings from the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin(a) 庄5井,J1s21 ,4293.08 m,砂砾岩(岩屑为灰岩)；(b) 庄104井,J1s21 ,4358.68 m,砂砾岩(岩屑为灰岩、白云岩、花岗岩和石英等);(c) 砂1井,J1s22 ,4674.35 m,砂砾岩(岩屑为灰岩、花岗岩和石英等);(d) 征1-2井,4799.8 m,砂砾岩 (岩屑为灰岩、花岗岩和石英等);(e) 沙1井,J1s21 ,3633.54 m,中粒岩屑砂岩(岩屑为花岗岩、粉砂岩、千枚岩、火山岩);(f) 庄105井,J1s21 ,4383.79 m,含砾岩屑粗砂岩(岩屑为花岗岩、火山凝灰岩)(a) the Well Zhuang-5,J1s21 ,4293.08 m,glutenite (detritus are limestone);(b) the Well Zhuang-104,J1s21 ,4358.68 m,glutenite (detritus are limestone,dolostone,granite and quartz,etc.);(c) the Well Sha-1,J1s22 ,4674.35 m,glutenite (detritus are limestone,granite and quartz,etc.);(d) the Well Zheng-1-2,4799.8 m,glutenite (detritus are limestone,graniteand quartz,etc.);(e) the Well Sha-1,J1s21 ,3633.54 m,medium-grained lithic sandstone (detritus are granite,siltstone,phylliteand volcanic rock);(f) the Well Zhuang-105,J1s21 ,4383.79 m,gravel-bearing lithic gritstone (detritus are granite and volcanic tuff)

沙窝地小区三工河组二段油浸、油斑砂岩中塑性岩屑含量为12.19%，油迹、荧光砂岩中塑性岩屑含量为22.23%，不含油砂岩中塑性岩屑含量为27.82%。莫西庄小区三工河组二段油浸、油斑砂岩中塑性岩屑含量为15.74%，而在含油性较差的油迹、荧光砂岩中塑性岩屑含量为24.10%，不含油砂岩中塑性岩屑含量为27.05%。征沙村小区三工河组二段油浸、油斑中塑性岩屑含量为12.57%，油迹、荧光砂岩中塑性岩屑含量为18.29%，不含油砂岩中塑性岩屑含量为17.84%(表4)。三个小区含油性较好的油浸、油斑砂岩中，塑性岩屑含量均明显低于含油性较差的油迹、荧光砂岩和不含油砂岩。一定量塑性岩屑的存在使得压实作用的效果进一步增强，且随着压实作用进行塑性岩屑发生假杂基化也不利于原生孔隙的保存。随着塑性岩屑含量的升高，砂体孔隙度逐渐降低，因而导致储层含油性逐渐变差。

表4 准噶尔盆地腹部西侧三工河组砂岩碎屑组分统计表Table 4 Statistical table of sandstone clastic components of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin

3.5 隔夹层对储层物性—含油性的“层控”

通过比对含油层段的隔夹层分布特征发现三工河组二段储层油气主要分布在隔夹层发育段(图9)。三工河组二段储层内部发育7套全区可对比的致密泥岩隔层，且砂体内部还发育有不同类型的夹层。隔夹层的存在会影响储层物性及油气的运移，尤其是隔层的厚度及侧向延伸长度对储层含油性的影响较大，而夹层的存在则对砂体的孔渗性能有较大影响。

第1砂组砂体厚度大，为低孔特低渗型储层，全区36口井均无油气显示，同时1砂组砂体顶部存在着致密泥岩隔层，该隔层厚度较小，不能对油气的运移起到很好的封闭作用，因此1砂组砂体几乎无油气显示；第2砂组砂体厚度大，为低孔中渗型储层，其含油性能一般，第2砂组顶部存在的致密泥岩隔层厚度较小，仅为1.5～2.5 m，对油气的运移不能起到很好的封堵效果；第3砂组砂体单体厚度中等，为低孔中渗型储层，含油性良好，主要为油迹、油斑砂岩，第3砂组砂体顶部隔层厚度为2～3 m，对油气的封堵能力一般；第4砂组砂体单体厚度中等，为低孔低渗型储层，其含油性能很好，含油砂岩主要为油迹、油斑及油浸砂岩，第4砂组砂体顶部隔层厚度为3.5～5.4 m，对油气的封堵能力良好，因此第4砂组含油性能良好；第5砂组砂体单体厚度较薄，为低孔特低渗型储层，其含油性良好，含油砂岩主要为油浸、油斑砂岩，第5砂组砂体顶部隔层厚度为6～8 m，对油气的封堵能力良好，因此油气能很好的保存在第5砂组储层内；第6砂组砂体单体厚度较薄，为低孔特低渗型储层，其含油性能一般，由于第5砂组顶部隔层的封堵，因此第6砂组砂体几乎不含油；第7砂组砂体厚度较薄，为低孔特低渗型储层，第7砂组被两套厚度较大的隔夹层封堵，因此第7砂组在全区无油气显示。由上述统计结果可知，隔夹层的厚度对储层物性及含油性有着一定的影响。

3.6 砂岩颗粒分选及磨圆对储层物性—含油性的影响

通过对3个小区颗粒分选的对比分析发现，沙窝地和莫西庄小区砂岩的分选较好，油浸、油斑砂岩中分选好—中等所占比重较大，油迹、荧光砂岩中分选略差。由于征沙村小区颗粒分选及磨圆度数据较少，因此征沙村小区不同分选程度的砂岩，其含油性规律不明显。研究区不同含油级别砂岩的磨圆度均以次棱角状至次圆状为主，不同小区略有差异。

沙窝地小区棱角状砂岩基本为不含油砂岩，油浸油斑砂岩磨圆度主要为次棱角状；莫西庄小区油浸油斑砂岩磨圆度主要为次圆至次棱角状，荧光砂岩和油迹砂岩磨圆度主要为次圆(图10)。尽管统计数据在一定程度上受取样所限，但这一结果从一定程度上反映出研究区不同含油性砂岩在分选和磨圆上的规律性；研究区目的层砂岩均以次棱角状、次圆状砂岩为主，分选好至中等。不同含油性砂岩在结构上分异性明显，粒度较粗、分选较好、磨圆较好的砂岩中油浸油斑砂岩所占比例较高，不含油砂岩多数表现为粒度较细、分选较差、磨圆一般等特征。

图10 准噶尔盆地腹部西侧沙窝地和莫西庄含油砂岩分选性和磨圆度对比Fig.10 Comparison of sortability and roundness of oil-bearing sandstone in Shawodi and Moxizhuang regions of west side of the abdomen of Junggar Basin

4 结论

(1)准噶尔盆地腹部侏罗系三工河组主要发育辫状河三角洲沉积砂体，主要以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，成分成熟度较低、结构成熟度中等，整体为低孔低渗型储层。北部沙窝地小区和中部莫西庄小区三工河组储层埋深相对较浅，主要以中粗孔喉和较细孔喉的原生(残留)孔隙为主；南部征沙村小区埋藏较深，以细孔喉和微孔喉的次生孔隙及微裂缝发育为特色。

(2)影响研究区三工河组二段储层物性的主控因素主要包括埋深差异、地温梯度、塑性岩屑含量及沉积微相等。埋藏深度为影响储层发育的首要因素；沉积微相和砂体成因类型为控制储层发育的基础；低地温梯度延迟了压实效应等，有效保存了原生孔隙；结构成熟度和成分成熟度、软岩屑含量、储层的隔层和夹层因素，即储层的非均质性在某种程度上影响砂体的储集性。