林敉若，操應長，葸克來，王 健，陳 洪，吳俊軍

1.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東 青島 266580 2.中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000

0 引言

準噶爾盆地是我國西部大型的含油氣盆地，其中準東探區(qū)經過10多年的勘探，已探明儲量達2億多t。其沉積構造的多旋回性造就了多套生、儲、蓋組合，具有良好的油氣勘探前景[1]。前人[2-7]對阜康凹陷東部斜坡帶二疊系地層的沉積和油氣運移成藏方面的研究較多，對其沉積特征及油氣運移聚集規(guī)律取得了一定的認識。其中包括，物源及水動力條件的差異性導致二疊系梧桐溝組地層發(fā)育濁積扇、扇三角洲、辮狀河三角洲、河流等多種沉積體[2-4, 8-11]，沉積作用的多樣性導致后期梧桐溝組儲層發(fā)育的復雜性，以及下伏平地泉組生成的油氣多沿著斷裂運移至梧桐溝組聚集成藏[5-6,12]；但同時也出現(xiàn)了經歷相同構造演化的同一套砂體中鄰近井位含油性差異較大的現(xiàn)象(如與獲工業(yè)油流的北83井鄰近的北22井產油量低、與北81井鄰近的北13井產油量也相對較低)[13-14]，其含油的差異性較大程度上受到儲層發(fā)育復雜性的制約。前人對研究區(qū)梧桐溝組儲層方面的研究較少，其儲層特征及控制因素尚不明確[11, 14-16]，這直接導致油氣的成藏與分布認識不清，較大地制約了勘探進程[2, 17]。本文以阜康凹陷東部斜坡帶二疊系梧桐溝組儲層為研究對象，探討梧桐溝組儲層特征及控制因素，以期為有利儲層的分布與預測提供依據，為進一步的油氣勘探提供指導。

1 區(qū)域地質概況

準噶爾盆地東部隆起區(qū)位于克拉美麗山與博格達山之間，受海西運動以來多期構造擠壓改造，平面上呈現(xiàn)棋盤狀的構造格局[6]。阜康凹陷屬于準噶爾盆地東部隆起區(qū)的次級凹陷構造單元[18]，東部斜坡帶位于阜康凹陷東部，發(fā)育于準噶爾盆地東部隆起區(qū)上，區(qū)域分布寬度為20～40 km，面積約為1 400 km2，具有前寒武系結晶基底和寒武系—石炭系褶皺基底的雙層基底結構[19]。研究區(qū)位于阜康凹陷東部斜坡帶，晚二疊世沉積時期研究區(qū)局部地區(qū)上隆，下伏平地泉組頂部被夷平和部分剝蝕，凹陷中心繼續(xù)沉降，在山前及斷崖處沉積了梧桐溝組(P3wt)，為研究區(qū)重要產油層[1，8，20]。按構造單元將研究區(qū)由南向北劃分為北三臺凸起、沙丘凸起以及沙奇凸起3個構造單元(圖1)。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

通過對阜康凹陷東部斜坡帶二疊系梧桐溝組儲層60余口鉆井的巖心觀察及薄片鑒定得出：研究區(qū)石英與長石的體積分數(shù)較少，石英體積分數(shù)為2.1%～19.5%，平均為9.7%，長石體積分數(shù)為1.4%～18.2%，平均為9.9%；巖屑的體積分數(shù)較多，為70.2%～89.8%，平均為79.8%，其中火山巖巖屑體積分數(shù)最高，其次為沉積巖巖屑，變質巖巖屑體積分數(shù)最低。研究區(qū)整體上發(fā)育巖屑砂巖以及長石巖屑砂巖(圖2a)。研究區(qū)剛性巖屑包括石英、長石、硅質巖、石英巖和花崗巖等；半塑性/塑性巖屑包括噴出巖巖屑、火山碎屑巖巖屑及泥巖巖屑、千枚巖巖屑、片巖巖屑等[21]。其中：1)北三臺地區(qū)剛性巖屑平均體積分數(shù)為30.1%，半塑性/塑性巖屑平均體積分數(shù)為69.9%。顆粒平均粒徑集中分布于0.11～0.24 mm，主要發(fā)育細砂巖及中砂巖，同樣發(fā)育一定量的含礫砂巖、礫質砂巖及礫巖，顆粒多呈現(xiàn)次棱角狀-次圓狀，分選較差(圖2b，c)。2)沙丘凸起剛性巖屑平均體積分數(shù)為41.6%，半塑性/塑性巖屑平均體積分數(shù)為58.4%，巖屑平均粒徑集中分布于0.10～0.24 mm，主要發(fā)育細砂巖與中砂巖，同樣發(fā)育含礫砂巖、礫質砂巖及礫巖，粗砂巖及粉砂巖體積分數(shù)較少，顆粒多呈現(xiàn)次棱角狀-次圓狀，分選較差(圖2d，e)。3)沙奇凸起剛性顆粒平均體積分數(shù)為21.3%，半塑性/塑性巖屑平均體積分數(shù)為78.3%，巖屑平均粒徑分布于0.05～0.24 mm，主要發(fā)育細砂巖，顆粒多呈現(xiàn)次圓狀，分選較差(圖2f，g)。

圖1 研究區(qū)構造單元劃分Fig.1 Distribution of tectonic unit in the study area

2.2 儲集特征

2.2.1 儲集空間特征

依據鑄體薄片觀察以及掃描電鏡分析結果，研究區(qū)儲層儲集空間類型分為原生孔隙、次生溶孔以及裂縫(圖3)。其中原生孔隙發(fā)育，次生溶孔提供一定量的儲集空間，且次生溶孔多發(fā)育在長石顆粒以及沸石膠結物中，裂縫相對較少。就不同的構造單元而言，北三臺地區(qū)原生孔隙相對體積分數(shù)較高，發(fā)育一定量的次生溶孔(圖4a)。其中：中砂巖原生孔隙最為發(fā)育，體積分數(shù)分布于15.00%～25.00%，平均為22.77%，次生溶孔體積分數(shù)<8.00%，平均為1.00%；細砂巖中原生孔隙體積分數(shù)分布于5.00%～25.00%，平均為18.80%，次生溶孔體積分數(shù)<16.00%，平均為3.00%；而含礫砂巖、礫質砂巖或礫巖原生孔隙體積分數(shù)分布于15.00%～23.00%，平均為18.08%，次生溶孔體積分數(shù)<2.00%，平均為0.50%。相比較而言，沙丘凸起處儲集空間表現(xiàn)為原生孔隙及次生溶孔并存，細砂巖、中砂巖、含礫砂巖、礫質砂巖或礫巖之間原生孔隙與次生溶孔的體積分數(shù)相似，粗砂巖較低。不同巖性儲集類型平均體積分數(shù)分別表現(xiàn)為：細砂巖中原生孔隙9.30%，次生溶孔7.80%；中砂巖中原生孔隙10.70%，次生溶孔5.40%；粗砂巖中原生孔隙9.30%，次生溶孔3.90%；含礫砂巖、礫質砂巖或礫巖中，原生孔隙7.10%，次生溶孔4.80%。垂向上于2 300～2 700 m深度段出現(xiàn)次生溶孔發(fā)育帶。而沙奇凸起處埋深較大，儲集空間主要表現(xiàn)為次生溶孔及微裂縫(圖4c)。

a.阜康凹陷東部斜坡帶二疊系儲層巖石類型；b.北三臺地區(qū)巖性分布；c.北三臺地區(qū)顆粒磨圓程度；d.沙丘凸起地區(qū)巖性分布；e.沙丘凸起地區(qū)顆粒磨圓程度；f.沙奇凸起地區(qū)巖性分布；g.沙奇凸起地區(qū)顆粒磨圓程度。Q.石英；F.長石；R.巖屑。圖2 阜康凹陷東部斜坡帶二疊系儲層巖石類型及不同構造部位巖石學特征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.沸石及長石溶蝕形成次生溶孔(-)，B75井，2 025.2 m；d.沸石及長石溶蝕形成次生溶孔(-)，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.長石溶蝕形成次生溶孔(-)，B88井，2 820.6 m；g.微裂縫(-)，B83井，2 584.4 m；h.微裂縫(-)，F(xiàn)10井，4 067.05 m；i.粒間原生孔隙(SEM)，DQ1井，1 475.6 m；j.粒間原生孔隙(SEM)，SQ12井，2 924.11 m；k.長石溶蝕形成次生溶孔(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。圖3 研究區(qū)儲集空間特征Fig.3 Characteristics of reservoir space in the study area

a.北三臺地區(qū)原生孔隙與次生溶孔體積分數(shù)；b.沙丘凸起原生孔隙與次生溶孔體積分數(shù)；c.沙奇凸起原生孔隙與次生溶孔體積分數(shù)；d.儲層孔滲相關性；e.儲層孔隙度分布特征；f.儲層滲透率分布特征；g.研究區(qū)孔隙類型分布；h.研究區(qū)孔隙度分布；i.研究區(qū)滲透率分布。圖4 研究區(qū)儲層物性特征Fig.4 Characteristics of reservoir physical properties in the study area

2.2.2 儲集物性特征

研究區(qū)梧桐溝組地層孔滲相關性較好(圖4d)；孔隙度集中分布于10.06%～24.95%，平均孔隙度為17.20%(圖4e)；滲透率集中分布于0.11×10-3～99.46×10-3μm2，平均滲透率為31×10-3μm2(圖4f)。區(qū)域整體表現(xiàn)為中孔-中低滲儲集層。而北三臺地區(qū)埋藏較淺，孔滲性較好，多屬于中高孔低-高滲儲層；物性具有隨埋深降低的趨勢，但在3 100～3 400 m深度段孔滲稍有增加。沙丘凸起物性一般，多屬于中低孔-低滲特低滲儲層；物性隨深度減小明顯，但在2 300～2 700 m深度段具有次生溶孔發(fā)育帶(圖4g)，孔滲有所增加。沙奇凸起梧桐溝組地層埋深較深，成巖作用強烈，僅由次生溶孔及微裂縫提供儲集空間，多屬于低孔特低孔-特低滲儲層，物性最差(圖4g, h, i)。

2.2.3 孔隙結構特征

根據研究區(qū)梧桐溝組壓汞參數(shù)統(tǒng)計結果得出，梧桐溝組地層以微米級孔喉為主。其中：北三臺凸起孔喉較粗，最大孔喉半徑分布峰值介于1.57～4.94 μm，中值半徑分布峰值介于0.10～1.43 μm，以粗微孔喉為主，壓汞曲線表現(xiàn)為排替壓力較低、進汞量較高、粗歪度的特征(圖5a)；沙丘凸起孔喉發(fā)育一般，最大孔喉半徑分布峰值介于0.51～4.82 μm，中值半徑分布峰值介于0.01～0.09 μm，粗微孔喉與細微孔喉并存，壓汞曲線表現(xiàn)為排替壓力較高、進汞量中等、細歪度的特征(圖5b)；沙奇凸起孔喉發(fā)育較細，最大孔喉半徑分布峰值介于0.10～0.19 μm，中值孔喉半徑分布峰值介于0.06～0.07 μm，以細微孔喉為主，壓汞曲線表現(xiàn)為排替壓力高、進汞量少、細歪度的特征(圖5c)。

2.3 成巖作用特征

2.3.1 成巖作用類型

通過鑄體薄片、掃描電鏡分析得出研究區(qū)主要的成巖作用類型有壓實作用、溶解作用、膠結作用以及交代作用。

1)壓實作用

研究區(qū)壓實作用整體較弱。顆粒主要為點接觸或線接觸，具有云母片被壓彎的特征(圖6a)，在塑性巖屑體積分數(shù)較高的部位壓實作用較強烈，出現(xiàn)凹凸接觸以及少量縫合接觸的特征(圖6b)。

2)溶解作用

溶解作用是形成次生孔隙的重要途徑，在溶解作用較為強烈的情況下，能極大改善儲層的儲集性能。研究區(qū)梧桐溝組儲層普遍發(fā)育長石與巖屑的溶蝕，形成了港灣狀的溶蝕邊緣以及粒內溶孔；其次，研究區(qū)部分井位也發(fā)育較強烈的沸石膠結物的溶蝕(圖6c，d，e)，形成大量的粒間溶蝕孔隙。

3)膠結作用

研究區(qū)膠結物種類較多，具有石英膠結、濁沸石膠結、方沸石膠結、碳酸鹽膠結、綠泥石膠結以及自生高嶺石充填(圖6f—j)。其中，濁沸石膠結、碳酸鹽膠結與高嶺石充填為主要的膠結作用類型。蠕蟲狀的自生高嶺石大多充填在粒間孔中，少量充填于長石的粒內溶孔；碳酸鹽膠結主要為方解石膠結以及少量鐵方解石膠結，以孔隙式膠結充填于粒間孔隙內，少量充填于長石的粒內溶孔中；沸石膠結物則主要充填于粒間孔隙中。

4)交代作用

研究區(qū)中交代作用較為發(fā)育(圖6k，l)。碳酸鹽礦物多交代石英、長石、巖屑以及自生高嶺石，此外還具有少量自生高嶺石交代石英加大邊的現(xiàn)象。

a.北三臺凸起;b.沙丘凸起;c.沙奇凸起。圖5 研究區(qū)不同巖性儲層壓汞曲線特征Fig.5 Characteristics of mercury injection curves from reservoirs with different lithofacies in the study area

a.顆粒點接觸，云母片被壓彎(-)，B88井,2 821.55 m；b.顆粒凹凸-縫合接觸(-)，B83井，2 582.69 m；c.長石粒內溶孔(-)，B20井,2 103.98 m；d.長石顆粒溶蝕(SEM)，XQ017井，1 724.3 3m；e.濁沸石溶解(-)，B31井，2 032.43 m；f.濁沸石膠結(-)，B75井，2 046.07 m；g.濁沸石膠結(+)，B75井，2 046.07 m；h.方解石膠結，長石溶蝕(-)，S110井，2 595.6 m；i.石英加大邊，長石顆粒溶蝕(-)，B89井，2 258.27 m；j.粒間蠕蟲狀高嶺石(SEM)，S110井，2 599.35 m；k.方解石交代巖屑(-)，B88井，2 822.27 m；l.方解石交代石英加大邊(-)，S106井，2 571.96 m。 圖6 研究區(qū)儲層成巖作用特征Fig.6 Diagenesis characteristics of reservoir in the study area

2.3.2 成巖相劃分

成巖相是指成巖環(huán)境和在該成巖環(huán)境中形成的成巖產物的綜合[20]。不同的成巖相對儲層的物性具有不同的影響[22-24]，所以成巖相的劃分是后期儲層控制因素研究中極其重要的一個方面。隨著勘探程度的不斷深入，儲層的精確評價與預測顯得尤為重要，因此成巖相的研究也逐漸從定性的描述轉變?yōu)槎康淖R別[25-33]，以便能更精確地描述成巖相對儲層的控制作用。筆者在前人的基礎上，通過人工圈繪鑄體薄片與計算機圖像分析相結合的方法定量統(tǒng)計各膠結物及溶蝕孔隙的面積體積分數(shù)，對研究區(qū)成巖相進行定量劃分。

1)巖石原始孔隙度計算

巖石原始孔隙度的恢復是定量研究不同成巖作用對儲層孔隙度改造的前提，本文采用Beard等[34]對不同分選儲集巖的初始孔隙度計算方法來恢復研究區(qū)不同儲集巖的原始孔隙度φo[30-32]：

φo=20.91+22.90 /So；

(1)

(2)

式中：So為分選系數(shù)；Φ75、Φ25指粒度概率累計曲線上75%和25%處所對應數(shù)值，分別為篩析法粒度測試得出的實驗數(shù)據。

2)壓實作用的定量分析

壓實作用減少面孔率=巖石原始面孔率-現(xiàn)今面孔率-膠結作用減少面孔率+溶解作用增加面孔率。本文利用巖石初始孔隙度近似代替巖石原始面孔率，利用壓實減少面孔率對壓實作用強度進行判定。

3)溶解作用和膠結作用的定量分析

膠結作用減少面孔率=(膠結物面積/視域總面積)×100%。需要說明的是，由于自生高嶺石的充填孔隙會保留一定量的晶間微孔，直接圈定的膠結減孔率會具有一定的誤差，所以根據高嶺石堆積的緊密程度，將圈定的自生高嶺石膠結作用減少面孔率乘以系數(shù)(值為0.65～1.00)定為其減少的面孔率。溶解作用增加面孔率=(溶解形成次生孔隙面積/視域總面積)×100%。利用膠結作用減少面孔率以及溶解作用增加面孔率對膠結作用以及溶解作用強度進行判定。

通過對研究區(qū)成巖作用的定量分析，并依據薄片觀察結果以及工區(qū)實際情況，確定了工區(qū)成巖作用強度的劃分標準(表1)，最終將研究區(qū)梧桐溝組地層整體劃分為8種成巖相，分別是：強壓實中膠結弱溶解成巖相(1類)；強壓實弱膠結弱溶解成巖相(2類)；中壓實強膠結弱溶解成巖相(3類)；中壓實中膠結弱溶解成巖相(4類)；中壓實弱膠結弱溶解成巖相(5類)；中壓實弱膠結中溶解成巖相(6類)；中壓實弱膠結強溶解成巖相(7類)；弱壓實弱膠結中溶解成巖相(8類)。

表1梧桐溝組成巖作用強度劃分標準表

Table1StandardofdiageneticintensityinreservoirsofWutonggouFormation

成巖作用強度壓實作用減少面孔率/%溶解作用增加面孔率/%膠結作用減少面孔率/%強≥30≥7≥14中10～304～73～14弱<10<4<3

2.3.3 成巖相分布

基于工區(qū)薄片資料下成巖相識別結果，對阜康凹陷東部斜坡帶二疊系梧桐溝組儲層的常規(guī)測井曲線進行預處理并選取聲波時差(AC)、補償中子(CNL)、密度(DEN)、自然伽馬(GR)以及電阻率(Rt)等測井曲線作為成巖相類型判別測井曲線類型。綜合成巖相特征、物性分布及測井曲線特征，將工區(qū)成巖相劃歸為5種主要的成巖相類型進行測井判別分析：弱壓實弱膠結中溶解相(Y1)；中壓實弱膠結中—強溶解相(Y2，包括6、7類成巖相)；中壓實弱膠結弱溶解相(Y3)；中壓實中膠結弱溶解相(Y4)；強壓實/強膠結相(Y5,包括1、2、3類成巖相)。借助SPSS軟件對研究區(qū)成巖相類型進行Fisher典型判別，并建立了線性多元判別函數(shù)。Fisher判別結果顯示，判別函數(shù)對Y1類成巖相的回判正確率為100.0%，對Y2，Y3，Y4以及Y5類成巖相的回判正確率分別為74.2%，59.3%，80.0%以及50.0%。為了提高測井判別的正確率，對回判率較低的Y3與Y5進一步進行測井曲線交會分析。選取能夠反映不同成巖相類型的差異性的測井曲線，基于不同成巖相類型具有不同的測井參數(shù)范圍，對不同類型的成巖相進行識別。利用CNL-DEN交會可對Y2與Y3類進行良好識別；利用AC-DEN交會可對Y3與Y4進行良好識別；利用GR-DEN交會可對Y4與Y5良好識別(表2、圖7)。依據不同成巖相的測井識別結果對研究區(qū)各單井進行成巖相類型的測井識別，并依據具有某一成巖相類型的儲層厚度占層段儲層總厚度百分比最大即將該成巖相確定為該層段總體成巖相的原則，進一步將各單井成巖相類型投點至研究區(qū)沉積相圖中，預測研究區(qū)成巖相的平面分布(圖8)。

表2 梧桐溝組成巖相測井識別

圖7 測井識別結果Fig.7 Results of logging identification

圖8 梧桐溝組成巖相分布Fig.8 Distribution of diagenetic facies in Wutonggou Formation

3 儲層控制因素

3.1 巖相

沉積作用是影響儲層最基本的因素，它從根本上控制著儲層物性及儲集空間特征[8]。研究區(qū)梧桐溝組主要發(fā)育扇三角洲與辮狀河三角洲前緣亞相。根據巖心及薄片中巖性、結構及沉積構造等特征，將梧桐溝組儲層劃分為雜基支撐砂礫巖相，顆粒支撐塊狀層理礫巖相，顆粒支撐正粒序層理礫質砂巖、含礫砂巖相，顆粒支撐粗砂巖相，顆粒支撐具平行層理中砂巖、細砂巖相。為便于研究控制因素對儲層儲集性能的影響，將研究區(qū)巖相進行簡化，劃分為雜基支撐砂礫巖相、礫巖相、礫質砂巖相、含礫砂巖相、粗砂巖相、中砂巖相、細砂巖相7種巖相類型。結合研究區(qū)物性數(shù)據及壓汞數(shù)據，繪制不同構造單元下不同巖相的孔隙度與滲透率交會圖及壓汞曲線圖，認為巖相對儲層物性及孔隙結構具有控制作用。

1)巖相對物性的控制

北三臺凸起地區(qū)主要發(fā)育7種巖相，不同巖相間物性有一定的差異，其中中砂巖相物性較好，細砂巖相物性分布區(qū)間較寬，而粗砂巖相、含礫砂巖相、礫質砂巖相以及礫巖相部分物性較好而部分物性較差(圖9a)；沙丘地區(qū)主要發(fā)育的6種巖相物性差別不大(圖9b)；沙奇地區(qū)發(fā)育細砂巖，巖相較為單一，物性較差(圖9c)。

2)巖相對孔隙結構的控制

北三臺凸起地區(qū)，不同的巖相中壓汞曲線具有一定的差異性(圖5)，其中：中砂巖相孔隙結構較好，排替壓力較低，集中分布于0.04～0.22 MPa，中值壓力集中分布于0.25～5.11 MPa；其次為細砂巖相，排替壓力較中砂巖相有所增加，集中分布于0.10～0.66 MPa，中值壓力集中分布于2.41～8.33 MPa；而粗砂巖相含有兩種孔隙結構分布，一部分孔喉排替壓力集中分布于0.27～0.29 MPa，中值壓力集中分布于2.34～16.53 MPa，另一部分孔喉排替壓力集中分布于0.59～1.11 MPa，中值壓力集中分布于1.27～2.35 MPa；含礫砂巖相、礫質砂巖相與礫巖相孔隙結構一般，排替壓力分布于0.03～1.52 MPa，中值壓力分布于0.15～4.92 MPa(圖5a)。沙丘凸起不同巖相間孔隙結構差別不大，壓汞曲線特征較為相似(圖5b)。而沙奇凸起巖相單一，孔喉結構最差(圖5c)。

基于上述研究，得出北三臺地區(qū)巖相對儲層物性及孔隙結構影響顯著(圖5a)。其中中砂巖相的物性及孔喉結構最好，而粒度較粗的含礫砂巖相、礫質砂巖相及礫巖相的物性及孔喉結構反而較差。由于北三臺地區(qū)主要發(fā)育扇三角洲前緣水下分流河道沉積，就水動力條件而言，水下分流河道的河床滯留沉積主要發(fā)育含礫砂巖、礫質砂巖及礫巖相，整體分選特征最差，標準偏差分布于1.40～2.51(平均值為1.77)。分選降低導致顆粒在壓實過程中更容易滑動并重新排列，進而加快壓實進程[35]。壓汞測試表明，該3類巖相孔喉半徑峰值分布在1.15～18.38 μm，但集中分布在2.30～4.59 μm，說明較大聯(lián)通孔隙已基本消失。粗砂巖相分選較差，標準偏差分布于1.17～1.18，孔喉半徑分布于1.15～4.59 μm，物性一般。細砂巖與中砂巖的分選中等，標準偏差多小于1.00，但中砂巖相粒度較粗，孔喉半徑峰值集中分布于9.19～18.78 μm，物性最好。而沙丘凸起地區(qū)，不同巖相間儲層物性及孔隙結構相差并不明顯(圖5b)，且研究區(qū)相同巖相的儲層仍具有不同的物性及孔隙結構(圖5)；表明儲層物性與孔喉結構并非受巖相單因素控制，遂進一步探討成巖相對儲層物性及孔隙結構的控制作用。

3.2 成巖相

針對研究區(qū)儲層并非受巖相單因素控制的問題，依據上述成巖相劃分與物性及壓汞數(shù)據的分析結果，對工區(qū)相同巖相下不同成巖相的儲層物性及孔隙結構的分布進行探討，研究結果表明，成巖相對儲層物性及孔隙結構影響更為顯著(圖10)。

1)成巖相對物性的控制

在相同巖相中，強壓實類成巖相(1、2類成巖相)與強膠結類成巖相(3類成巖相)對儲層物性破壞最大，顆粒排列緊密或被膠結物堵孔，儲層幾乎無滲流能力；中壓實中膠結弱溶解相(4類成巖相)儲層物性一般；而受到溶解作用改造具有中—強溶解類成巖相(6、7類成巖相)或未受到強烈膠結作用破壞的弱膠結類成巖相(5、8類成巖相)儲層物性發(fā)育較好(圖10a、c、e、g、i、k)。從研究區(qū)成巖相分布可以看出：北三臺地區(qū)與沙丘凸起儲層多發(fā)育弱—中壓實相，半塑性/塑性巖屑體積分數(shù)相對較低，同時分選相對較好的細砂巖相與中砂巖相體積分數(shù)較高，這也首先導致了兩地區(qū)部分原生孔隙可以被有效保存(圖4a, b)；其次，北三臺凸起中部北三臺北斷裂附近為古構造高點，燕山Ⅱ幕大型的構造運動導致該處梧桐溝組地層抬升至地表或近地表位置[36]，處于相對開放的體系中并受到大氣淡水的淋濾作用；再次，儲層發(fā)育中—強溶蝕相特征，同時膠結作用相對較弱，發(fā)育弱膠結相。上述原因導致北三臺地區(qū)儲層物性相對較好。相對于北三臺凸起，沙丘凸起內部斷裂可以延伸到深部石炭系地層[6]，會導致深部溶蝕性流體向上運移至梧桐溝組儲集層并對斷裂附近儲層進行改造，發(fā)育中—強溶蝕相；但由于在斷裂附近區(qū)域同時發(fā)育大量碳酸鹽及高嶺石膠結，表現(xiàn)為中膠結相特征，致使該處儲層整體物性有所下降。而沙奇凸起塑性巖屑體積分數(shù)較高同時埋深較深，多發(fā)育強壓實相/強膠結相，導致儲集空間消失殆盡，儲集物性較差。

a.北三臺地區(qū)；b.沙丘凸起；c.沙奇凸起。圖9 研究區(qū)不同構造單元內巖相對儲層物性的控制Fig.9 Control of reservoir physical property by lithofacies in different structural unit in the study area

a.細砂巖相中成巖相對物性控制；b.細砂巖相中成巖相對孔隙結構控制；c.中砂巖相中成巖相對物性控制；d.中砂巖相中成巖相對孔隙結構控制；e.粗砂巖相中成巖相對物性控制；f.粗砂巖相中成巖相對孔隙結構控制；g.含礫砂巖相中成巖相對物性控制；h.含礫砂巖相中成巖相對孔隙結構控制；i.礫質砂巖相中成巖相對物性控制；j.礫質砂巖相中成巖相對孔隙結構控制；k.礫巖相中成巖相對物性控制；l.礫巖相中成巖相對孔隙結構控制。圖10 研究區(qū)中相同巖相下不同成巖相對儲層物性的控制Fig.10 Control of reservoir physical by different diagenetic facies in similar lithofacies in the study area

2)成巖相對孔隙結構的控制

與成巖相對物性的控制作用規(guī)律相似，在相同巖相中發(fā)育強壓實類成巖相(1、2類成巖相)與強膠結類成巖相(3類成巖相)的儲層孔喉結構較差，排替壓力(pd)與中值壓力(pc50)高，進汞量低；發(fā)育中—強溶解類成巖相(6、7類成巖相)的儲層由于溶蝕作用對儲層的改造，孔隙結構變好，隨著溶蝕作用的增強，儲層的排替壓力與中值壓力持續(xù)降低；中壓實中膠結弱溶解相(4類成巖相)儲層孔隙結構發(fā)育一般；而發(fā)育弱壓實類成巖相(5、8類成巖相)的儲層孔隙結構較好，其中弱壓實弱膠結中溶解相(8類成巖相)儲層排替壓力與中值壓力較低，壓汞曲線表現(xiàn)為粗歪度特征，進汞量較大，孔隙結構最好(圖10b、d、f、h、j、l)。

綜上所述，研究區(qū)巖相與成巖相對儲層的物性及孔隙結構均存在控制作用。巖相在一定程度上決定著孔隙及喉道的形成，而成巖相是儲層物性改造的內在因素，巖相和成巖相的組合關系共同決定了儲層的物性[37]。遂綜合考慮巖相與成巖相對儲層物性及孔隙結構的影響，對儲層進行分類評價。

3.3 巖相-成巖相綜合控制下的儲層分類評價

綜合上述巖相與成巖相對儲層物性及孔隙結構的研究結果可知：對于巖相的控制作用，細砂巖相與中砂巖相儲層物性及孔隙結構相對較好，而雜基支撐砂礫巖相儲層最差，其余4種巖相對儲層的控制作用相差不大(圖9)；對于成巖相的控制作用，發(fā)育弱膠結類與中—強溶解相成巖相的儲層物性及孔隙結構較好，而發(fā)育強壓實類與強膠結類成巖相的儲層物性及孔隙結構較差(圖10)。遂綜合巖相與成巖相的共同作用，將研究區(qū)巖相類型與成巖相類型進行組合劃分，共劃分為29種巖相-成巖相組合類型(表3)。根據中國石油天然氣總公司碎屑巖儲層分類評價標準[38]并結合油田實際產能效應，對阜康凹陷東部斜坡帶二疊系儲層進行分類，共劃分為4類(表3)。

表3研究區(qū)儲層分類評價綜合表

Table3Reservoirclassificationandevaluationinthestudyarea

1)一類儲層

此類儲層包含細砂巖弱壓實弱膠結中溶解相及中砂巖弱壓實弱膠結中溶解相2種巖相-成巖相組合，大部分屬于高孔中滲儲層，儲層物性好、產能高，產油量普遍大于10.000 t/d。

2)二類儲層

此類儲層包含細砂巖中壓實弱膠結弱溶解相、細砂巖中壓實弱膠結中溶解相等10種巖相-成巖相組合，大部分屬于中孔中低滲儲層，儲層物性較好、產能一般，產油量部分大于10.000 t/d。

3)三類儲層

此類儲層包含細砂巖中壓實中膠結弱溶解相、中砂巖中壓實中膠結弱溶解相等8種巖相-成巖相組合，大部分屬于中低孔低滲儲層，儲層物性較差、產能較低，產油量普遍小于8.000 d/t。

4)四類儲層

此類儲層包含細砂巖中壓實強膠結弱溶解相、中砂巖中壓實強膠結弱溶解相等9類巖相-成巖相組合，屬于特低孔低滲儲層，儲層物性差，產油量極低。

4 結論

1)阜康凹陷東部斜坡帶二疊系梧桐溝組地層以巖屑砂巖以及長石巖屑砂巖為主，雜基體積分數(shù)少。北三臺地區(qū)與沙丘凸起主要發(fā)育細砂巖及中砂巖，同時含有含礫砂巖、礫質砂巖及礫巖，粗砂巖及粉砂巖較少；顆粒主要呈現(xiàn)次棱角狀-次圓狀，分選較差。沙奇凸起塑性巖屑體積分數(shù)相對較高，主要發(fā)育細砂巖。

2)阜康凹陷東部斜坡帶二疊系梧桐溝組地層儲集空間原生孔隙發(fā)育，同時發(fā)育一定量的次生溶孔，整體屬于中孔-中低滲儲層?？v向上：北三臺地區(qū)埋深相對較淺，原生孔隙相對體積分數(shù)較高，物性較好；沙丘凸起原生孔隙與次生溶孔并存，在2 300～2 700 m具有次生溶孔發(fā)育帶，物性發(fā)育一般；沙奇凸起埋深較深，主要以次生溶孔及微裂縫提供儲集空間，物性較差。壓汞數(shù)據顯示，研究區(qū)主要發(fā)育微米級孔喉：北三臺地區(qū)孔隙結構最好，壓汞曲線表現(xiàn)為排替壓力低、進汞量大、粗歪度的特征；沙丘凸起孔隙結構一般；沙奇凸起最差。

3)梧桐溝組地層發(fā)育的成巖作用類型為壓實作用、膠結作用、溶解作用以及交代作用，根據薄片觀察以及掃描電鏡分析共分為8種成巖相類型。在此基礎上，利用Fisher判別分析及測井曲線交會分析預測成巖相的分布。

4)梧桐溝組地層物性及孔隙結構受巖相與成巖相雙重控制，將研究區(qū)巖相與成巖相進行組合劃分，共劃分出29種巖相-成巖相組合，根據儲層分類標準以及油田實際產能效應，將梧桐溝組儲層劃分為4類，由一類到四類，儲層物性及孔隙結構依次變差，產油量逐漸降低。