胡 鑫， 鄒紅亮， 胡正舟， 李艷平， 黃 蕓， 伏小鵬

( 中國(guó)石油新疆油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830013 )

0 引言

近年來(lái)，砂礫巖油氣藏成為研究熱點(diǎn)，中國(guó)在準(zhǔn)噶爾盆地、渤海灣盆地、松遼盆地及二連盆地等取得油氣突破[1-4]。準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷10億噸級(jí)砂礫巖油藏的發(fā)現(xiàn)，推動(dòng)準(zhǔn)噶爾盆地二疊系與三疊系砂礫巖儲(chǔ)層的整體研究[5-8]。繼瑪湖凹陷三疊系百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層后，沙灣凹陷、東道海子凹陷及阜康凹陷二疊系上烏爾禾組砂礫儲(chǔ)層再獲油氣突破，進(jìn)一步證實(shí)砂礫巖油藏具有巨大的勘探潛力[9-11]。東道海子凹陷為準(zhǔn)噶爾盆地重要的富烴凹陷之一，二疊系上烏爾禾組發(fā)育扇三角洲砂礫巖儲(chǔ)層，由于緊鄰下伏平地泉組烴源巖，且通源斷裂發(fā)育，成為東道海子凹陷重要含油層系[12-13]。

2013年，對(duì)上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層按照“斷塊控藏”思路部署DN8井，獲得較大油氣突破，后續(xù)部署的一系列預(yù)探井和評(píng)價(jià)井勘探效果不佳。根據(jù)精細(xì)沉積古地貌研究[14]，二疊系上烏爾禾組為湖侵背景下退覆式扇三角洲沉積，扇三角洲前緣有利相帶分布范圍廣泛。2019年，在上烏爾禾組優(yōu)選扇三角洲前緣有利相帶，部署DN14與DN15井，獲得高產(chǎn)油氣流，證實(shí)東道海子凹陷上烏爾禾組勘探潛力巨大。由于上烏爾禾組受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)疊加影響，地質(zhì)特征復(fù)雜，砂礫巖儲(chǔ)層及成藏特征有待進(jìn)一步研究。

砂礫巖儲(chǔ)層多為近源快速堆積沉積，儲(chǔ)層發(fā)育不僅受沉積相控制，還受酸、堿性成巖流體及斷裂系統(tǒng)控制[15-17]。將沉積相、成巖作用及斷裂系統(tǒng)等因素綜合起來(lái)，分析砂礫巖儲(chǔ)層發(fā)育主控因素的研究較少[18-21]。以準(zhǔn)噶爾盆地東道海子凹陷東斜坡二疊系上烏爾禾組為例，利用巖心觀察、巖石薄片、掃描電鏡、物性分析及測(cè)錄井等資料，綜合沉積相、成巖作用及斷裂系統(tǒng)，分析砂礫巖儲(chǔ)層特征及發(fā)育主控因素，為東道海子凹陷上烏爾禾組成藏特征研究和尋找有利區(qū)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

東道海子凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷東北部，北以滴水泉斷裂與滴南凸起分隔，南以東道海子斷裂與白家海凸起相接，東與五彩灣凹陷相連(見(jiàn)圖1(a))[22-23]。早石炭世末至早二疊世末，滴南地區(qū)、白家海地區(qū)形成凸起，東道海子凹陷尚未完全形成，未接受下二疊統(tǒng)沉積[24-25]。中二疊世，隨滴南凸起、白家海凸起的隆升，東道海子凹陷、滴南凸起和白家海凸起形成獨(dú)立的構(gòu)造單元，伴隨形成滴水泉斷裂和東道海子斷裂，控制中二疊統(tǒng)地層的分布；東道海子凹陷與五彩灣凹陷水體連通，發(fā)育厚層二疊系平地泉組，白家海凸起、滴南凸起未接受沉積。晚二疊世，東道海子凹陷持續(xù)填平補(bǔ)齊，上烏爾禾組地層向周緣凸起超覆沉積[26]。研究區(qū)位于東道海子凹陷東部，構(gòu)造格局形成于侏羅紀(jì)末，構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為南西傾的單斜，發(fā)育低幅度鼻凸，地層傾向?yàn)楸睎|陡南西緩(見(jiàn)圖1(b))。

上烏爾禾組與下伏平地泉組為平行不整合接觸，與上覆百口泉組為角度不整合接觸(見(jiàn)圖2)。東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組為退覆式扇三角洲沉積，存在北部與東部?jī)纱笪镌大w系(見(jiàn)圖1)。根據(jù)巖性及電性特征，上烏爾禾組(P3w)自下而上可劃分為烏一段(P3w1)、烏二段(P3w2)和烏三段(P3w3)。其中，P3w1為扇三角洲平原相，巖性以灰色砂礫巖為主，夾薄層灰色泥巖，儲(chǔ)層物性差，測(cè)井響應(yīng)表現(xiàn)為高電阻率塊狀特征，厚度為50～110 m；P3w2為扇三角洲前緣相，巖性主要為灰色砂礫巖、含礫砂巖與褐色泥巖互層，是主要優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育段，測(cè)井響應(yīng)表現(xiàn)為中高電阻率層狀特征，厚度為110～150 m；P3w3為前扇三角洲相，巖性以灰褐色、褐色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，夾灰色、褐灰色泥質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)細(xì)砂巖，為良好的蓋層，測(cè)井響應(yīng)表現(xiàn)為低電阻率、高自然伽馬特征，厚度為70～100 m(見(jiàn)圖2)。

圖1 東道海子凹陷東斜坡區(qū)域位置與烏二段頂界構(gòu)造及沉積相Fig.1 The regional location of the east slope of Dongdaohaizi Sag and top structure and sedimentary facies of P3w2

圖2 東道海子凹陷東斜坡中二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic profile of Middle Permian-Lower Triassic formation in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

巖石薄片及巖性分析表明，上烏爾禾組砂礫巖顆粒成分主要為中基性火山巖巖屑(體積分?jǐn)?shù)為29.16%)，沉積巖巖屑次之(體積分?jǐn)?shù)為10.95%)，變質(zhì)巖巖屑最低(體積分?jǐn)?shù)為5.86%)。填隙物中雜基主要為砂質(zhì)與泥質(zhì)，砂質(zhì)主要為凝灰?guī)r(體積分?jǐn)?shù)為12.54%)、火山巖(體積分?jǐn)?shù)為4.13%)、沉積巖(體積分?jǐn)?shù)為2.60%)；泥質(zhì)主要為泥質(zhì)雜基(體積分?jǐn)?shù)為5.24%)。膠結(jié)物主要為濁沸石(體積分?jǐn)?shù)為16.90%)、方解石(體積分?jǐn)?shù)為2.83%)、硅質(zhì)(體積分?jǐn)?shù)為0.98%)及黏土礦物(體積分?jǐn)?shù)為10.20%)等[27]。

2.2 儲(chǔ)集空間特征

結(jié)合巖心、鑄體薄片及掃描電鏡觀察，DN8井區(qū)上烏爾禾組儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要有裂縫(構(gòu)造縫、粒緣縫)、溶蝕孔(膠結(jié)物溶孔、火山巖巖屑溶孔)、殘余粒間孔及微孔。

(1)裂縫。裂縫是上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層重要的儲(chǔ)集空間，上烏爾禾組發(fā)育構(gòu)造縫和粒緣縫。東道海子凹陷發(fā)育走滑斷裂體系并派生眾多次級(jí)小斷裂，裂縫發(fā)育程度較高，其中烏二段構(gòu)造縫多為高角度裂縫，裂縫平直(見(jiàn)圖3(a))。粒緣縫繞顆粒邊緣呈網(wǎng)狀分布，熒光薄片下可觀察到粒緣縫發(fā)中—強(qiáng)淡藍(lán)色光，說(shuō)明粒緣縫形成于油氣充注之前，證實(shí)研究區(qū)粒緣縫是成巖期形成的有效縫(見(jiàn)圖3(b-c))。

(2) 溶蝕孔。溶蝕孔是烏二段砂礫巖重要基質(zhì)孔隙，主要包括濁沸石溶孔(占比為52%)、不穩(wěn)定火山巖巖屑溶孔(占比為23%)和火山雜基溶孔(占比為15%)(見(jiàn)圖3(d-f))。

(3)殘余粒間孔。由于上烏爾禾組整體埋深較大，壓實(shí)作用強(qiáng)烈，受后期膠結(jié)作用影響，儲(chǔ)層段原生孔隙相對(duì)欠發(fā)育，僅在局部見(jiàn)到部分殘余粒間孔(占比為5%)(見(jiàn)圖3(g))。

(4)微孔。烏二段微孔主要包括溶蝕微孔和一些黏土晶間孔，溶蝕微孔(占比為5%)主要形成于火山雜基向黏土礦物蝕變過(guò)程(見(jiàn)圖3(h-i))。

圖3 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間特征Fig.3 Reservoir space characteristics of glutenite reservoir of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2.3 物性特征

為明確上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層物性特征，對(duì)DN8及DT1井區(qū)12口井的321件樣品進(jìn)行孔隙度和滲透率分析。根據(jù)上烏爾禾組孔隙度和滲透率分布直方圖(見(jiàn)圖4(a-b))，上烏爾禾組物性整體偏差，平均孔隙度不超過(guò)8.00%，平均滲透率不超過(guò)3.50×10-3μm2，其中烏二段物性好于烏一段的。烏二段孔隙度集中分布范圍為4.00%～10.00%(平均孔隙度為7.20%)，滲透率集中分布范圍為(0.10～10.00)×10-3μm2(平均滲透率為0.90×10-3μm2)；孔隙度呈正態(tài)分布特征，表明基質(zhì)孔隙具有一定的均質(zhì)性。烏一段孔隙度集中分布范圍為4.00%～8.00%(平均孔隙度為5.70%)；滲透率呈明顯雙峰分布特征(平均滲透率為0.71×10-3μm2)，表明儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。由圖4(c-d)可以看出，烏一段和烏二段的孔滲相關(guān)關(guān)系差，烏二段存在部分低孔高滲樣品，說(shuō)明裂縫對(duì)儲(chǔ)集物性有較好的改善作用。

圖4 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組物性特征Fig.4 Physical property statistics of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

2.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

選取DN8井區(qū)4口井的31件樣品進(jìn)行高壓壓汞實(shí)驗(yàn)(見(jiàn)圖5)。由圖5可以看出，上烏爾禾組具有低排驅(qū)壓力、高飽和中值壓力的特征，且壓汞曲線無(wú)明顯平緩段，表明巖石分選較差，存在少量大喉道，喉道整體偏細(xì)。儲(chǔ)層最大孔喉半徑為0.350～39.100 μm，平均為3.570 μm；排驅(qū)壓力為0.02～2.08 MPa，平均為0.73 MPa；飽和中值壓力為1.52～19.33 MPa，平均為12.12 MPa；飽和中值半徑為0.040～0.480 μm，平均為0.110 μm。自DN10井到DN081井距離物源越來(lái)越遠(yuǎn)，排驅(qū)壓力逐漸降低，表明遠(yuǎn)離物源砂質(zhì)含量更高，物性更好，喉道半徑更大。

圖5 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組壓汞曲線及孔喉半徑分布Fig.5 Mercury injection curve characteristics and pore throat radius distribution of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3 成巖作用及裂縫發(fā)育特征

3.1 成巖作用

研究區(qū)上烏爾禾組平均埋深超過(guò)3 km，經(jīng)歷復(fù)雜的成巖改造。根據(jù)巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等資料，上烏爾禾組儲(chǔ)層孔隙演化主要受控于壓實(shí)作用、濁沸石早期膠結(jié)作用及晚期溶蝕作用。

3.1.1 壓實(shí)作用

研究區(qū)上烏爾禾組巖石顆粒成分主要為中酸性火山巖巖屑與凝灰?guī)r巖屑，顆粒中石英、長(zhǎng)石等剛性顆粒含量低，整體壓實(shí)作用較強(qiáng)，可見(jiàn)塑性巖屑變形，顆粒間以線—凹凸接觸為主(見(jiàn)圖3(g))。受早期膠結(jié)作用與大顆粒壓實(shí)作用影響，局部位置存在弱壓實(shí)帶(見(jiàn)圖6(a-b))。如果早期膠結(jié)物為濁沸石，后期膠結(jié)物被溶蝕，則往往形成一個(gè)次生孔隙發(fā)育帶。

圖6 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層成巖作用特征Fig.6 Diagenesis characteristics of glutenite reservoir of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3.1.2 膠結(jié)作用

上烏爾禾組經(jīng)歷的膠結(jié)作用主要有黏土膠結(jié)、綠泥石膠結(jié)、濁沸石膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和少量鈣質(zhì)膠結(jié)，其中對(duì)儲(chǔ)層具有重要影響的成巖作用為濁沸石膠結(jié)作用。鏡下薄片觀察表明，上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層濁沸石膠結(jié)物較發(fā)育(見(jiàn)圖6(c))。濁沸石通常形成于SiO2和Ca2+富集程度相對(duì)較高的環(huán)境，且水體堿性較強(qiáng)(pH介于9～10)[28]；鏡下呈無(wú)色或白色，常見(jiàn)兩組或一組濁沸石柱狀解理(見(jiàn)圖3(e))。研究區(qū)上烏爾禾組含大量中酸性火山巖巖屑及凝灰?guī)r巖屑，火山物質(zhì)中不穩(wěn)定組分容易發(fā)生蝕變，產(chǎn)生大量硅酸根離子和Al3+、Mg2+、Fe3+，為濁沸石形成提供豐富的物質(zhì)來(lái)源，當(dāng)沉積水體達(dá)到濁沸石形成條件時(shí)，濁沸石結(jié)晶析出。在遠(yuǎn)離湖盆邊緣的扇三角洲外前緣，由于受大氣淡水注入影響較小，水體堿性相對(duì)較強(qiáng)，濁沸石更容易形成，推測(cè)往湖盆中心濁沸石越來(lái)越發(fā)育[28]。

3.1.3 溶蝕作用

溶蝕作用是改善儲(chǔ)層質(zhì)量的重要成巖作用，對(duì)儲(chǔ)層孔隙演化至關(guān)重要。鏡下薄片觀察表明，研究區(qū)上烏爾禾組至少存在兩期溶蝕，早期溶蝕發(fā)生在綠泥石與濁沸石膠結(jié)之前，主要是大氣淡水對(duì)不穩(wěn)定火山物質(zhì)的溶蝕；晚期溶蝕與有機(jī)質(zhì)生烴有關(guān)，主要是有機(jī)酸對(duì)濁沸石膠結(jié)物的溶蝕。酸性條件下，濁沸石礦物極易被溶蝕[29]。隨有機(jī)質(zhì)逐漸演化成熟，產(chǎn)生大量有機(jī)酸，酸性流體沿殘余粒間孔或濁沸石柱狀解理縫對(duì)濁沸石膠結(jié)物溶蝕(見(jiàn)圖3(d-f)、圖6(d))，熒光薄片下濁沸石溶孔主要發(fā)中—強(qiáng)淡藍(lán)色光(見(jiàn)圖3(c))。

3.1.4 成巖演化序列

根據(jù)上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層自生礦物特征，結(jié)合研究區(qū)埋藏史與熱演化史等資料，參考碎屑巖成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)，上烏爾禾組目前處于中成巖A期[30-31]。根據(jù)成巖流體演化規(guī)律和鏡下薄片觀察，自生礦物具有共生切割關(guān)系，厘定上烏爾禾組砂礫巖成巖演化序列。

早成巖A期，隨上覆沉積物不斷增加，壓實(shí)作用逐漸增強(qiáng)，受大氣淡水淋濾影響，部分不穩(wěn)定火山物質(zhì)開(kāi)始溶蝕蝕變，并向黏土礦物轉(zhuǎn)化，出現(xiàn)黏土膠結(jié)作用。當(dāng)水體中SiO2濃度進(jìn)一步增加時(shí)，水體仍然呈弱酸性，開(kāi)始出現(xiàn)硅質(zhì)膠結(jié)。被方解石膠結(jié)的區(qū)域壓實(shí)作用較弱，說(shuō)明方解石膠結(jié)作用發(fā)生于早成巖A期(見(jiàn)圖6(a))。隨火山物質(zhì)進(jìn)一步蝕變，水體堿性逐漸增強(qiáng)，在顆粒邊緣出現(xiàn)綠泥石環(huán)邊膠結(jié)，在一些石英次生加大邊的外面生長(zhǎng)一層綠泥石環(huán)邊，自生石英表面生長(zhǎng)葉片狀綠泥石，表明綠泥石環(huán)邊膠結(jié)對(duì)石英次生加大具有抑制作用，說(shuō)明綠泥石環(huán)邊膠結(jié)晚于硅質(zhì)膠結(jié)(圖6(e-f))。早成巖B期，隨水體堿性進(jìn)一步增強(qiáng)，開(kāi)始出現(xiàn)濁沸石膠結(jié)，濁沸石膠結(jié)物主要生長(zhǎng)于綠泥石環(huán)邊外側(cè)，說(shuō)明濁沸石膠結(jié)作用晚于綠泥石膠結(jié)作用(見(jiàn)圖6(f))。中成巖A期，隨有機(jī)質(zhì)逐漸演化成熟，產(chǎn)生大量有機(jī)酸，開(kāi)始對(duì)濁沸石及其他不穩(wěn)定組分進(jìn)行溶蝕，形成溶蝕孔(見(jiàn)圖3(d-f)、圖6(d))。

綜上所述，研究區(qū)上烏爾禾組成巖演化序列為壓實(shí)作用→早期大氣淡水溶蝕作用→硅質(zhì)膠結(jié)作用→黏土膠結(jié)作用→鈣質(zhì)膠結(jié)作用→綠泥石膠結(jié)作用→濁沸石膠結(jié)作用→晚期有機(jī)酸溶蝕作用(見(jiàn)圖7)。

圖7 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組成巖演化序列Fig.7 Sequence of the diagenetic of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

3.2 裂縫發(fā)育特征

東道海子凹陷位于盆腹區(qū)與東部隆起區(qū)的結(jié)合部位，為一個(gè)強(qiáng)應(yīng)變構(gòu)造帶。區(qū)域構(gòu)造演化研究表明，石炭紀(jì)—三疊紀(jì)，受克拉美麗深大斷裂構(gòu)造活動(dòng)的影響，在克拉美麗山前形成一系列北東—南西向的走滑斷裂，研究區(qū)代表斷裂為DN8井北斷裂、DN8井南斷裂及東道海子斷裂等(見(jiàn)圖1)。沿走滑斷裂派生一系列呈雁列式展布的次生逆斷裂，鉆井資料證實(shí)，靠近斷裂帶附近裂縫發(fā)育，對(duì)油氣運(yùn)聚產(chǎn)生重要影響。DN15與DN20井聲波遠(yuǎn)探測(cè)處理結(jié)果表明，在井周20 m范圍內(nèi)，上烏爾禾組不同層段發(fā)育多條南北向高角度裂縫，裂縫走向與最大水平主應(yīng)力方向一致，表明裂縫的有效性較好。

4 儲(chǔ)層主控因素

東道海子凹陷上烏爾禾組油氣勘探表明，儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性強(qiáng)、成巖作用及裂縫發(fā)育程度差異是后期勘探失利的重要原因。上烏爾禾組儲(chǔ)層發(fā)育受沉積相、成巖作用和裂縫發(fā)育程度等因素控制。

4.1 沉積相

扇三角洲前緣水下分流河道是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的有利相帶。沉積相對(duì)儲(chǔ)層的控制作用主要是控制巖石顆粒大小、分選和磨圓等。根據(jù)已鉆井物性分析、巖心觀察、薄片鑄體及試油資料等，烏一段扇三角洲平原厚層塊狀砂礫巖以雜基支撐—顆粒支撐礫巖為主，巖石結(jié)構(gòu)成熟度與成分成熟度低，儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙欠發(fā)育(見(jiàn)圖8(a))。烏二段扇三角洲前緣水下分流河道泥質(zhì)含量低，砂質(zhì)含量更高，物性相對(duì)較好(見(jiàn)圖8(b))。烏三段主要為前扇三角洲—濱淺湖泥巖，常作為區(qū)域蓋層(見(jiàn)圖8(c))。

圖8 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組巖心照片F(xiàn)ig.8 Core pictures of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

沉積古地貌研究表明，東道海子凹陷發(fā)育北部與東部?jī)纱笊润w(見(jiàn)圖1)。扇體所在沉積溝槽局部發(fā)育小型低凸，凸起區(qū)砂體相對(duì)欠發(fā)育，凹槽區(qū)砂體較發(fā)育，整體具有溝槽富砂的特征。DN15井區(qū)烏二段為扇三角洲前緣有利相帶，水下分流河道砂體較發(fā)育，巖性主要為砂礫巖、含礫砂巖及泥巖互層，儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙相對(duì)較發(fā)育。DN17井位于扇三角洲側(cè)翼，在烏二段未鉆遇扇三角洲前緣有利相帶，砂體欠發(fā)育，僅在頂部鉆遇兩層薄砂層，未能形成規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

4.2 成巖作用

早期膠結(jié)作用和晚期溶蝕作用是基質(zhì)孔隙發(fā)育的重要因素。在未經(jīng)壓裂改造的情況下，DN8井試油期間日產(chǎn)油25.37 t并穩(wěn)產(chǎn)至今，說(shuō)明基質(zhì)孔隙是砂礫巖儲(chǔ)層重要儲(chǔ)集空間類(lèi)型。研究區(qū)上烏爾禾組埋深大，經(jīng)歷復(fù)雜的成巖作用改造，對(duì)儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙演化產(chǎn)生重要影響。早成巖A期，隨埋深增加，上覆地層壓力增大，壓實(shí)作用逐漸增強(qiáng)，導(dǎo)致原生孔隙減少。早成巖B期，由于不穩(wěn)定火山物質(zhì)溶蝕蝕變，釋放大量堿金屬離子，水體堿性進(jìn)一步增強(qiáng)，有利于濁沸石膠結(jié)物形成，鏡下觀察到大量原生粒間孔被濁沸石充填，導(dǎo)致研究區(qū)上烏爾禾組儲(chǔ)層物性急劇下降。中成巖A期，隨有機(jī)質(zhì)逐漸演化成熟，在生烴過(guò)程中產(chǎn)生部分有機(jī)酸，有機(jī)酸沿濁沸石解理縫或部分微裂縫對(duì)濁沸石礦物進(jìn)行溶蝕，形成濁沸石溶孔，有效改善儲(chǔ)層物性。

鑄體薄片鑒定表明，研究區(qū)上烏爾禾組儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為濁沸石溶孔。結(jié)合物性分析及試油情況，濁沸石溶孔發(fā)育的井段儲(chǔ)層基質(zhì)物性好，試油產(chǎn)量高。如DN8井取心段濁沸石平均體積分?jǐn)?shù)為15.7%，濁沸石溶孔面孔率為6.5%，儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙度為7.80%。

4.3 裂縫發(fā)育程度

上烏爾禾組發(fā)育孔縫雙重介質(zhì)儲(chǔ)集空間，裂縫是形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的必要條件。研究區(qū)上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層基質(zhì)物性較差，屬低孔低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性同試油井超高產(chǎn)量不匹配，如DN15井在3 731.0～3 744.0 m處日產(chǎn)油339.11 t，DN083井在3 838.5～3 855.5 m處日產(chǎn)油81.83 t，綜合分析裂縫是上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層主要儲(chǔ)集空間。

受海西與印支期構(gòu)造活動(dòng)影響，研究區(qū)發(fā)育一系列北東—南西走向通源斷裂，斷裂周?chē)橇芽p發(fā)育帶，對(duì)油氣運(yùn)聚產(chǎn)生重要影響。DN15—DN20井區(qū)位于深大斷裂帶之間，裂縫發(fā)育程度高，是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布區(qū)，在DN15井區(qū)部署的探井及評(píng)價(jià)井多為高產(chǎn)井，DN20井區(qū)目前勘探程度低，為下一步勘探有利區(qū)。

DT1井鉆探表明，研究區(qū)上烏爾禾組扇三角洲前緣有利相帶分布范圍廣，具備形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的物質(zhì)基礎(chǔ)。DT1井在烏二段試油，射孔后快速見(jiàn)水，表明研究區(qū)在埋深大于5 km條件下發(fā)育有效儲(chǔ)層，裂縫及濁沸石早期膠結(jié)作用、晚期溶蝕作用是DT1井發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的重要原因，全井無(wú)油氣顯示主要是DT1井區(qū)通源斷裂不發(fā)育。

建立東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組儲(chǔ)層發(fā)育模式(見(jiàn)圖9)。構(gòu)造作用控制裂縫的發(fā)育程度，裂縫是上烏爾禾組的重要儲(chǔ)集空間，不但對(duì)油氣運(yùn)聚產(chǎn)生重要影響，還為酸性流體注入提供通道；沉積相控制砂體的宏觀展布，并影響水體的pH；扇三角洲前緣受大氣淡水注入影響小，水體堿性更強(qiáng)，濁沸石更發(fā)育；后期有機(jī)質(zhì)演化生烴過(guò)程產(chǎn)生的有機(jī)酸對(duì)濁沸石進(jìn)行溶蝕，濁沸石膠結(jié)物溶孔更發(fā)育。

圖9 東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組儲(chǔ)層發(fā)育模式Fig.9 Reservoir development pattern of P3w in the east slope of Dongdaohaizi Sag

5 結(jié)論

(1)準(zhǔn)噶爾盆地東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為裂縫、濁沸石溶孔、少量殘余粒間孔及微孔；儲(chǔ)層基質(zhì)物性較差，屬于低孔低滲儲(chǔ)層，其中發(fā)育濁沸石溶孔的儲(chǔ)層物性相對(duì)較好。

(2)上烏爾禾組埋深大，成巖作用復(fù)雜，目前處于中成巖A期，其中控制儲(chǔ)層物性的主要成巖作用有壓實(shí)作用、早成巖B期的濁沸石膠結(jié)作用和中成巖A期的濁沸石溶蝕作用。

(3)上烏爾禾組砂礫巖儲(chǔ)層發(fā)育主要受沉積相、成巖作用和裂縫發(fā)育程度控制。沉積相帶控制砂體發(fā)育程度，壓實(shí)作用、濁沸石膠結(jié)作用、濁沸石溶蝕作用是控制基質(zhì)孔隙發(fā)育的重要因素，裂縫是致密砂礫巖儲(chǔ)層形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的必要條件。DN15—DN20井區(qū)裂縫較發(fā)育，裂縫刻畫(huà)較精細(xì)，DN15井區(qū)獲得突破，DN20井區(qū)勘探程度較低，為研究區(qū)下一步勘探有利區(qū)。