劉 可，高崇龍，王 劍，劉 明，羅正江，王 柯，鄧 毅，任 影,3

1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318；2.東北石油大學 非常規(guī)油氣研究院，黑龍江 大慶 163318；3.中國石油大學(北京) 克拉瑪依校區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；4.中國石油 新疆油田公司 實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000

準噶爾盆地南緣(簡稱準南)位于北天山山前，是具有多套含油氣組合的疊加型再生前陸盆地，其內部發(fā)育多排沖斷褶皺帶，并具有南北分帶、東西分段的構造格局[1-3]。以紅山鎮(zhèn)斷裂[4]和烏魯木齊為界，準噶爾盆地南緣可劃分為西、中、東三段。同時準南地區(qū)按照其發(fā)育的3套區(qū)域性泥巖蓋層，即新近系塔西河組、古近系安集海河組、白堊系吐谷魯群，可劃分為上、中、下3個成藏組合，其中下組合儲層主要包括侏羅系和白堊系清水河組[5-6]。準南地區(qū)早期油氣勘探主要以上、中組合為主，隨著勘探技術的不斷提高和地質認識的不斷深入，探索深層下組合成為準南地區(qū)目前重要的油氣勘探方向[7]。2019年在準南西段四棵樹凹陷部署的高探1井在下組合清水河組試油，取得了日產千立方米油氣流的重大突破，揭示了準南下組合巨大的油氣勘探潛力[8]，但目前準南下組合整體勘探程度仍然很低。相較于西段而言，準南東段構造更為復雜，整體以博格達山前構造帶為主體，受控于博格達山強烈的構造運動及變形，導致該區(qū)形成豐富的圈閉類型[9]。中侏羅統(tǒng)頭屯河組作為準南下組合重要的油氣勘探層位，在準南東段主體埋深為1 500～3 000 m，局部地區(qū)可達4 000 m以上。前期油氣勘探及研究表明，準南東段頭屯河組儲層物性相對較好[10]，但是目前對頭屯河組的勘探程度仍較低，且資料相對匱乏，有關儲層成巖演化及物性控制因素等方面缺乏系統(tǒng)性和針對性的研究，嚴重限制了后續(xù)的油氣勘探進程。據此，筆者綜合利用16口取心井的鉆測井、鏡下薄片、掃描電鏡、物性數據、壓汞數據、鏡質體反射率(Ro)等資料，并結合區(qū)域地質演化背景，對準南東段頭屯河組的儲層特征、成巖演化及物性控制因素進行研究。

1 區(qū)域地質背景

準南地區(qū)主體構造位于北天山山前沖斷帶內部，其形成與演化主要受控于北天山及博格達山造山帶的構造活動[11-12]。準南地區(qū)自侏羅紀以來，受燕山、喜馬拉雅等構造運動的影響[13-14]，發(fā)生了多期構造抬升，最終形成現今成排成帶的構造格局[15-16]。準南東段是指烏魯木齊以東至博格達山的山前地區(qū)，北鄰阜康凹陷，南鄰博格達山(圖1a)，以阜康斷裂帶為主要構造單元，同時阜康斷裂帶也是分隔山前斷褶帶和山前凹陷帶的斷裂，是重點油氣勘探區(qū)[17]。整體上，該區(qū)構造樣式為受南北向擠壓的多層次逆沖推覆構造，橫向上呈3排背斜和向斜相間排列的形式，縱向上可分為阜康斷裂上盤和下盤2個構造層[12]。

準南東段頭屯河組發(fā)育較為完整，未出現地層剝蝕現象，地層橫向上厚度變化較大，厚度在100～2 000 m之間，其與上覆的齊古組呈整合接觸，而與下伏的西山窯組呈不整合接觸[18-19]。準南東段頭屯河組沉積受到南向物源和東北向物源的共同影響，儲層沉積相類型主體為辮狀河三角洲相[7](圖1b)；儲層巖石類型以細砂巖為主，同時還發(fā)育有粗砂巖和粉砂巖(圖1c)；下伏的中、下侏羅統(tǒng)為山前凹陷的主要烴源巖[20]，可以提供良好的油氣來源，具有良好的生烴和儲集條件。

圖1 準噶爾盆地南緣東段構造位置(a)、研究區(qū)侏羅系頭屯河組沉積相(b)及頭屯河組巖性(c)圖1b據文獻[7]修改。

2 儲層基本特征

2.1 儲層巖石學特征

準南東段頭屯河組儲層以長石質巖屑砂巖為主，次為長石巖屑砂巖及巖屑砂巖(圖2a)，砂巖成分成熟度較低。砂巖碎屑顆粒主要為巖屑，含量為43%～90%，平均含量高達57%；石英含量為6%～30%，平均為21%；而長石含量為4%～30%，平均為22%。巖屑組分中，以塑性凝灰?guī)r巖屑為主，其平均占比高達71%，同時還含有少量的千枚巖、霏細巖、石英巖以及安山巖等巖屑(圖2b)。砂巖顆粒間填隙物整體含量較低，其中雜基含量為1%～6%，平均含量僅為2.1%。而膠結物含量為0.2%～9%，平均含量為1.3%，并以方解石膠結為主，其占樣品總組分的平均含量為0.85%；同時還含少量的黃鐵礦、片沸石和硅質等膠結物(圖2c)。準南東段頭屯河組儲層巖性以不等粒砂巖為主，碎屑顆粒分選好—中等，磨圓中等(圖2d-e)。整體而言，儲層具有低成分成熟度、中等結構成熟度的特征。

圖2 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層砂巖類型(a)、組分(b-c)及分選性 (d)、磨圓級別分布 (e)

2.2 儲層物性及儲集空間特征

通過對16口井577件實測巖心物性數據統(tǒng)計分析表明(圖3a-c)，準南東段頭屯河組儲層孔隙度為1.2%～26%，平均11.6%，滲透率為(0.01～651)×10-3μm2，平均5.7×10-3μm2，屬低孔低滲儲層。而7口井的樣品壓汞數據分析結果顯示(圖3c-d)，儲層孔喉結構相對優(yōu)越，中孔、大孔所占比例較大，且以粗喉道為主；中孔—大孔(孔隙直徑大于50 μm)總體占比達43%，而粗喉道(喉道直徑大于5 μm)占比甚至可達52%。儲層樣品壓汞數據顯示，壓汞曲線具有一定的平臺段，顯示孔喉分選性較好且表現為偏粗歪度(圖3e)。通過鑄體薄片和掃描電鏡觀察和分析發(fā)現，頭屯河組儲層儲集空間發(fā)育有粒間孔(包括原生粒間孔和剩余粒間孔)(圖4a-b)、溶蝕孔(粒間溶孔、粒內溶孔)(圖4c-e)和微裂縫(圖4f)，但以粒間孔為主，平均含量達73%，其次為溶蝕孔，平均含量為27%；儲層孔—滲數據整體呈較好的正相關性(圖3f)，反映其孔隙系統(tǒng)有著較好的連通性，且以粒間孔為主。

圖3 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層物性分布(a-b)、孔喉直徑(c-d)、壓汞曲線(e)及孔滲相關性(f)

圖4 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層儲集空間類型

3 儲層成巖演化及孔隙定量計算

準南東段頭屯河組儲層成巖作用類型主要有壓實(破裂)作用、膠結作用及溶蝕作用，而壓溶、重結晶及交代作用基本不發(fā)育。整體而言，頭屯河組儲層成巖強度中等，儲層內部保留有比重較大的粒間孔隙。

3.1 壓實作用

壓實作用存在于頭屯河組儲層演化的整個階段，對儲層物性起到了嚴重的破壞作用。壓實作用主要表現為塑性巖屑的壓實變形和假雜基化(圖5a-b)，壓實引起的剛性裂縫發(fā)育較少。儲層主體埋深在1 500～3 000 m之間，但整體上壓實強度并不大，碎屑顆粒間典型的凹凸接觸現象較少，而較多表現為線接觸(圖5a)，且儲層埋深在3 000 m時仍可保留大量的粒間孔隙(圖4a-b)，可見頭屯河組儲層受控于中等強度的壓實作用。

3.2 膠結作用

根據8口井75塊樣品薄片的觀察及分析測試顯示，頭屯河組儲層膠結作用強度整體較弱，但存在較大的非均質性。主要表現為膠結物含量的差異：儲層內部膠結物總體積分數較低，一般不超過10%，平均僅為1.3%，這使得儲層得以保存一定含量的粒間孔；膠結物類型較為多樣，但以碳酸鹽膠結為主(圖5b-c)，此外還可見硅質膠結、沸石膠結、自生黏土礦物膠結、黃鐵礦膠結(圖5d-j)。

3.2.1 碳酸鹽膠結

碳酸鹽膠結物以方解石為主，而反映晚成巖階段的鐵白云石及鐵方解石膠結物基本不發(fā)育。鏡下薄片觀察可見方解石膠結物茜素紅染色呈紅色，可見基底式(嵌晶式)和孔隙式兩種膠結類型(圖4c、圖5b-c)，明顯對儲層物性造成了一定程度上的損失。此外，出現碳酸鹽膠結物受到溶蝕形成次生孔隙以及粒內膠結的情況(圖5b)，反映了方解石膠結發(fā)生時間較早。

3.2.2 硅質膠結

硅質膠結強度較差，含量低，具有少量的石英次生加大和石英微晶(圖5d)，石英次生加大基本不發(fā)育，僅見個別Ⅰ級加大于少量石英碎屑顆粒上。少量的石英微晶發(fā)育在顆粒表面，呈典型的六棱柱狀，直徑在10 μm左右，且石英微晶和伊蒙混層礦物混合發(fā)育，對粒間孔隙起到了阻塞作用，導致儲層孔隙連通性變差(圖5d)。

3.2.3 黏土礦物膠結

頭屯河組儲層的沉積水動力較強，以辮狀河三角洲分流河道砂巖沉積為主，儲層內部的細粒雜基含量較低，均小于1.3%，因此儲層內部黏土礦物成因以成巖自生為主。X衍射分析顯示，黏土礦物成分包括蒙皂石、綠泥石、高嶺石、伊利石、綠蒙混層以及伊蒙混層黏土礦物(圖5d-i，l)，但以綠泥石和伊蒙混層黏土礦物為主，平均占比分別為28.24%和34.56%；其次為伊利石和綠蒙混層黏土礦物，平均占比分別為15.44%和12.35%；高嶺石和蒙皂石相對含量較少，平均占比分別僅為4.33%和5.07%(表1)。

其中，自生綠泥石、伊蒙混層及綠蒙混層黏土礦物主要以碎屑顆粒包殼形式產出(圖5e-g)，綠泥石單晶體多呈葉片狀(圖5e)，聚集體也成孔隙充填狀，而伊蒙混層晶體則呈蜂窩狀產出(圖5f)，但兩者包殼厚度均較薄，僅在掃描電鏡下可見。綠蒙混層礦物多呈不規(guī)則的絲狀附著在顆粒表面(圖5g)，而伊利石和高嶺石則呈孔隙充填狀態(tài)產出(圖5f,h)。伊利石彎曲片狀充填孔隙(圖5f)，而高嶺石單晶呈假六方片狀，同時呈書頁狀或蠕蟲狀充填孔隙(圖5h)，二者均對儲層孔隙度和滲透率造成一定程度損失。值得注意的是，自生高嶺石既可由后期長石溶蝕轉化形成，也可由黏土雜基蝕變而成，但由于儲層雜基含量很低且高嶺石晶形完整典型，因此以長石溶蝕轉化為主要成因[21-22]。

圖5 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層成巖作用特征

3.3 溶蝕作用

頭屯河組儲層溶蝕作用相對較為發(fā)育，次生溶蝕孔隙占總孔隙體積的比例達27%，雖對儲層物性起到了一定的改善作用，但大部分粒內溶孔的連通性較差。溶蝕作用主要發(fā)育于早期碳酸鹽膠結物邊緣及內部、長石及易溶巖屑顆粒(圖5b,k-l)，主要為酸性流體的溶蝕作用；而溶蝕顆粒邊緣呈港灣狀或不規(guī)則狀(圖4c-d)，其中早期碳酸鹽膠結物的溶蝕可恢復部分充填的原生孔隙。一般而言，儲層演化過程中出現的酸性成巖流體，主要來源于中成巖A期地層內有機質成熟大量排烴之前所釋放的酚類和羧酸等有機溶劑[23-24]，因此儲層成巖流體的pH值不斷降低，而下伏的侏羅系烴源巖在成熟過程中可為頭屯河組儲層提供酸性流體來源[20]。

3.4 成巖序列

頭屯河組儲層伊蒙混層黏土礦物中蒙皂石含量為40%～100%，平均61.57%(表1)，且鏡質體反射率Ro值為0.48%～1.42%，平均0.77%(圖6a-b)。此外，鏡下薄片鑒定石英次生加大級別較弱，多為Ⅰ級加大，且不發(fā)育成巖晚期鐵白云石或鐵方解石膠結物。由此，依據碎屑巖成巖階段劃分標準[27]，準南東段頭屯河組儲層主要處于早成巖A期和早成巖B期，同時部分可達到中成巖A期(圖6a-b)，整體成巖進程相對較緩。就儲層成巖序列而言，由于儲層內部含有大量的火山巖巖屑，特別是凝灰?guī)r，因其可發(fā)生水解蝕變作用，成巖流體內部的堿性金屬陽離子含量逐漸增加[28-29]，使得早成巖期儲層成巖流體主要呈堿性(圖6c)。而在堿性成巖流體條件下，加之大量火山巖巖屑特別是凝灰?guī)r巖屑水解游離出的大量Mg2+、Ca2+、Fe2+，促使早成巖期自生葉片狀綠泥石包殼及碳酸鹽膠結物的產生(圖6c)。此外，由于硅質膠結物的發(fā)育受到堿性成巖流體的抑制[30-31]，因此抑制了石英次生加大邊及自生石英微晶的形成，造成石英次生加大邊較窄且石英微晶較小。但是隨著埋藏作用的進行，當儲層進入中成巖A期階段，因地層內有機質逐漸成熟釋放有機酸，造成儲層內成巖流體逐漸由堿性轉變?yōu)樗嵝?圖6c)，并促使易溶巖屑、長石和早期碳酸鹽膠結物發(fā)生溶蝕，增孔量為27%。同時由于長石顆粒的逐漸溶蝕，酸性條件下穩(wěn)定的自生高嶺石也隨之逐漸發(fā)育并充填孔隙。從儲層鏡質體反射率來看(圖6b)，有機質仍處于低成熟—半成熟的狀態(tài)，即仍可排出有機酸，因此目前頭屯河組儲層應仍處于酸性流體條件。

表1 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層自生黏土礦物類型及其相對含量

3.5 古孔隙度定量計算

首先通過儲層粒度分析實驗獲取各儲層樣品的粒度分選系數S0值(粒度概率累計曲線上碎屑顆粒含量分別為25%和75%處所對應的粒徑比值的平方根)；并通過物性分析測試實驗獲取樣品現今孔隙度值(Φ)；此外，通過儲層巖石鑄體薄片厘定各樣品剩余粒間孔相對百分含量(Sg)、膠結物含量(C)和溶蝕孔的相對百分含量(Sd)這3個參數值。

在獲取上述各參數值的基礎上，根據BEARD等[32-34]建立的原始孔隙度Φ0和Trask分選系數S0的關系，計算儲層樣品的原始孔隙度：

Ф0=20.91+22.9/S0

(1)

儲層原始孔隙損失的一個重要因素就是壓實作用，并且壓實作用貫穿儲層的整個埋藏過程，壓實后剩余粒間孔隙度除包含現今剩余粒間孔隙度外，還應包含膠結物所占據的孔隙空間，因此壓實后剩余粒間孔的孔隙度為：

Ф1=Sg/100×Ф+C

(2)

據此，壓實作用損失孔隙度為：

(3)

除壓實和膠結作用外，儲層主要經歷的成巖作用為溶蝕作用，因此樣品現今的實測孔隙度減去溶蝕增加的孔隙度，即為壓實—膠結后剩余粒間孔的孔隙度：

Ф2=(1-Sd/100)Ф

(4)

據此，膠結作用損失的總孔隙度為：

(5)

溶蝕增孔孔隙度為：

Ф3=Sd/100×Ф

(6)

準南東段頭屯河組古孔隙度恢復相關參數來源于3口井共9個樣品點，通過對儲層各樣品分別計算古孔隙度的各相關參數，最終通過對所有樣品的計算結果取平均值的方法，表征頭屯河組古孔隙度各參數的演化過程和相關的孔隙增加—損失量。通過實驗及薄片分析可得，頭屯河組砂巖儲層現今實測孔隙度平均為8.00%；而通過上述公式計算所得的頭屯河組砂巖儲層的初始孔隙度平均為32.59%，壓實后剩余粒間孔的孔隙度平均為11.09%，壓實損失孔隙度平均為21.50%，壓實—膠結后剩余粒間孔隙度平均為7.14%，膠結損失的孔隙度為3.95%，溶蝕增孔孔隙度平均為0.86%。綜上可見，壓實作用為儲層孔隙減少的主要因素；膠結作用為次要因素，其對孔隙減少的影響較??；溶蝕作用較弱，但對儲層物性起到一定程度上的改善。

4 儲層物性保存控制因素

準南東段頭屯河組儲層的形成主要受控于初始沉積條件和后期成巖改造。初始沉積條件包括儲層巖礦組分和巖性組構，不僅影響儲層初始物性條件，而且對后期成巖過程產生重要影響；后期成巖改造對儲層物性的保存起到了關鍵作用。此外，地層埋藏、溫壓條件及構造作用等外部因素也對儲層物性造成一定程度的影響。

4.1 沉積因素

頭屯河組儲層物性與石英碎屑顆粒含量呈正相關關系，而與長石以及巖屑含量呈負相關關系(圖7a-c)。這一特征說明石英等剛性碎屑含量越高，對儲層抗壓實性的提高就越顯著，有利于孔隙的保存。由于頭屯河組儲層巖屑成分主要為塑性的凝灰?guī)r，因此雖然部分可受到后期溶蝕，但其降低了儲層抗壓實性，對物性造成更大損失。長石顆粒雖然可以受到一定的溶蝕作用而增大孔隙，但長石溶蝕后生成的高嶺石阻塞了孔隙(圖5h)，且溶蝕作用多發(fā)生在顆粒內部(圖4d)，導致其與孔隙系統(tǒng)連通性差，溶蝕產物無法及時排出，加之溶蝕作用并不顯著，因此隨著長石含量的增加，對孔隙發(fā)育逐漸起到抑制作用。

儲層顆粒的分選性以及巖性同樣對儲層物性有較大影響。頭屯河組儲層以不等厚的辮狀河三角洲前緣細砂巖為主(圖1c)，河口壩、灘壩儲層相對不發(fā)育。砂礫巖和粉砂巖物性相對較差，粗砂巖物性相對較好(圖7d)，隨著碎屑顆粒分選變差，儲層物性相應降低(圖7e-f)。粉砂巖由于粒度細，其初始物性條件相對較差；砂礫巖粒度粗，其初始物性條件較好，但因其早期堿性成巖流體含量較高，致使其內部碳酸鹽膠結物較砂巖更多，因此物性損失更大，孔隙度分布范圍較廣，且相對集中于低孔隙度。從粗砂巖到細砂巖的物性變差趨勢(圖7d)可以看出，粗砂巖的物性最好且較為穩(wěn)定。顆粒分選的降低，致使碎屑顆粒排列更加緊密[35]，降低了抗壓實性，物性也隨之變差。整體而言，準南東段頭屯河組以分選好的砂巖儲層物性最為優(yōu)越。

圖7 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層巖石組分(a-c)、巖性(d)及碎屑顆粒分選系數(e-f)與物性的關系

4.2 成巖因素

早成巖階段發(fā)育的碳酸鹽膠結物主要呈孔隙充填式產出(圖4c，圖5b-c)，由碳酸鹽膠結物含量與儲層物性關系圖(圖8a-b)可見，隨著碳酸鹽含量增加儲層孔隙度及滲透率也隨之降低。雖然早成巖期碳酸鹽膠結物的出現將有效增加儲層抗壓實能力，可以使原生孔隙得以一定程度保存，但由于頭屯河組儲層主體處于早成巖期，儲層內部成巖流體酸性較弱，使得碳酸鹽膠結物尚未受到有效的溶蝕改造，因此碳酸鹽膠結物整體上對儲層物性保存仍起到抑制作用。除碳酸鹽膠結物外，早成巖期儲層孔隙內還發(fā)育有黃鐵礦(圖5j)和沸石等膠結物充填，造成了儲層物性的進一步損失。

黏土礦物膠結與儲層物性間的關系相對復雜。早成巖期頭屯河組儲層內發(fā)育有大量的自生綠泥石，雖然包殼狀產出的自生綠泥石可抑制石英次生加大，提高儲層抗壓實能力，促進后期溶蝕作用[36-37]，但其含量與孔隙度呈明顯的負相關性，與滲透率呈一定程度的負相關性(圖8c-d)。由于自生綠泥石主要以葉片狀及絨球狀呈孔隙充填形式產出(圖5e)，造成儲層孔隙的損失及滲流能力的降低。伊蒙混層在儲層早成巖期和中成巖期長期存在，其含量與儲層物性呈負相關性(圖8e-f)。伊蒙混層晶體形態(tài)介于蒙皂石與伊利石之間，多呈不規(guī)則狀產出充填孔隙，并可形成近蜂巢狀或絲狀包殼(圖5d，f，l)，使得儲層滲流能力降低。隨著儲層不斷埋藏及成巖演化，其內部伊蒙混層將逐步轉化為伊利石；而自生伊利石膠結物主要呈顆粒表面彎曲片狀產出，不僅阻塞部分孔隙(圖5f)，同時還可大大削弱孔隙空間內流體的滲流能力。因此，其對儲層的物性保存有一定的抑制作用，使儲層物性隨其含量增大而呈降低趨勢(圖8g-h)。

圖8 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層物性與碳酸鹽(a-b)、黏土礦物(c-h)膠結物含量的關系

中成巖期，隨著有機質的逐漸成熟，將釋放有機酸[23]，使得成巖流體由堿性逐漸變?yōu)樗嵝?。在酸性成巖流體條件下，儲層內部長石、易溶巖屑及碳酸鹽膠結物等將發(fā)生溶蝕作用，進而形成次生孔隙[21,23]，使得儲層物性得以一定程度的恢復(圖4c-e，圖5k-l)；同時長石的溶蝕將促使孔隙內自生高嶺石的生成(圖5h)。由頭屯河組儲層物性垂向變化特征看(圖9a-b)，在4 500 m處，由于地層埋深較大，使得該深度部分儲層已經達到中成巖階段，其成巖流體應為酸性條件，因此溶蝕作用的發(fā)育將促使更多次生溶蝕孔隙的產生(圖4c-e，圖5k)，導致該深度處形成深層異常高孔滲帶。雖然中成巖期酸性流體條件會促進儲層內石英次生加大以及自生石英微晶等硅質膠結的發(fā)育并充填孔隙，使得儲層物性在一定程度上進一步損失，但頭屯河組儲層內石英次生加大和自生石英微晶相對不發(fā)育，因此在中成巖期，次生溶蝕改造作用對頭屯河組儲層物性的影響更為明顯。

圖9 準噶爾盆地南緣東段頭屯河組儲層物性垂向變化(a-b)及地層壓力(c)

4.3 地層埋藏及溫壓條件

前已述及，準南東段頭屯河組儲層物性保存的關鍵是其相對較弱的成巖強度，而延緩儲層成巖進程的內在原因是頭屯河組儲層特殊的埋藏方式及其與之匹配的地層超壓的形成和持續(xù)減小的古地溫梯度。

由長山1井埋藏史曲線(圖6d)可見，頭屯河組儲層經歷了侏羅—白堊紀的長期持續(xù)埋藏、古近紀的緩慢微幅抬升、新近紀早期快速深埋及晚期快速抬升4個階段。因此整體而言，頭屯河組儲層處于深埋藏的時限相對較短，且晚期的快速深埋將促使儲層內的孔隙水難以排泄并發(fā)育欠壓實現象，使得地層壓力逐漸增大并最終進入現今的超壓狀態(tài)[38-39]。此外，前期研究表明，侏羅系烴源巖在新近紀中晚期進入大量生排烴階段[40-42]，因此其也會導致深埋過程中頭屯河組地層超壓的形成。由頭屯河組實測地層壓力垂向變化特征(圖9c)可見，在深度2 500 m和4 000～4 500 m處，地層的壓力系數分別為1.81和2，處于強超壓帶上[43-44]。超壓的出現，能夠極大減緩儲層的壓實強度，抑制自生石英生成，有利于長石溶蝕作用的發(fā)生[45-46]，進而使得儲層在埋藏過程中物性得以有效保存；而較短的深埋時間和晚期快速抬升過程，也使得儲層遭受的深層復雜成巖環(huán)境的成巖改造強度大幅降低。因此，頭屯河組的埋藏方式及地層超壓的出現，使得儲層在2 500 m深度處出現淺層異常高孔滲帶，同時也對深層高孔滲帶的發(fā)育起到積極作用(圖9a-b)。

此外，在頭屯河組儲層的整個埋藏過程中，準南地區(qū)的古地溫梯度一直處于持續(xù)降低狀態(tài)(圖6e)[26]，而較低的古地溫將有效延緩儲層成巖作用進程，這也是頭屯河組儲層在局部深埋條件下仍主體處于早成巖期的重要原因之一。在低地溫梯度下，各類成巖作用尤其是壓實作用和膠結作用的強度將大大衰減[47-50]。同時，地溫梯度的降低也可減緩有機質成熟的過程，增大了烴源巖生排烴埋藏深度和持續(xù)時限，進而間接拓展了儲層受溶蝕的深度和時間，使得儲層深埋條件下仍可被有效溶蝕改造[22,48]，這也是促進儲層垂向上出現深層高孔滲帶的重要原因之一。

4.4 構造因素

準南東段的構造條件復雜，而構造作用可通過控制儲層的沉積作用過程進而間接對儲層孔隙演化造成影響。頭屯河組沉積作用主要受燕山期和喜馬拉雅期構造運動的影響，燕山期構造運動主要影響頭屯河組砂體成因類型、砂體發(fā)育的規(guī)模、初始分布特征以及巖石的成分成熟度、結構成熟度等特征；而喜馬拉雅期構造運動決定了頭屯河組沉積體系的最終分布特征[51-54]。上述構造作用對儲層物性的間接控制作用具體表現為兩方面：一方面博格達山在中侏羅世開始構造活動強烈[11]，使得頭屯河組儲層主要發(fā)育近源辮狀河三角洲沉積相帶，儲層粒度相對較粗，初始物性較好；另一方面強烈的構造環(huán)境使得儲層具有較低的成分成熟度，特別是凝灰?guī)r等塑性巖屑含量較高，使得儲層在埋藏壓實過程中壓實減孔較明顯。強烈的構造作用不僅會對儲層產生明顯的構造壓實現象，也會使儲層內部產生裂縫進而使得物性得以一定程度改善(圖4f)。

此外，由頭屯河組壓實減孔率與碎屑成分的關系可見，頭屯河組儲層的壓實減孔率與石英含量呈負相關關系(圖10a)，而與長石及巖屑含量呈正相關關系(圖10b-c)，說明石英等剛性顆粒含量越高，其抗壓實能力越強、越有利于物性保存；而長石和巖屑抗壓實能力較差，不利于物性保存。因此，不同礦物成分的儲層，在包括構造壓實作用和埋藏壓實作用的共同疊加下，具有相對較大的物性差異。

圖10 準噶爾盆地南緣東段侏羅系頭屯河組儲層壓實減孔率與碎屑成分的關系

5 結論

(1)準噶爾盆地南緣東段頭屯河組儲層內部巖屑含量高，并以凝灰?guī)r巖屑為主，成分成熟度低；碎屑顆粒間填隙物以膠結物特別是碳酸鹽膠結物為主，而雜基含量低；砂巖碎屑顆粒分選好—中等，中等結構成熟度。

(2)頭屯河組儲層孔隙度平均為11.6%，滲透率平均為5.7×10-3μm2；儲集空間以粒間孔為主，次為溶蝕孔；孔喉結構顯示中孔—大孔及粗喉道占比大，儲層整體屬低孔低滲儲層。

(3)頭屯河組儲層成巖作用主要以壓實、膠結和溶蝕作用為主。其中壓實作用不強烈；膠結作用較弱，膠結物含量少，其中以方解石膠結為主；溶蝕作用強烈，且以粒內溶孔為主。儲層整體成巖強度較弱，成巖演化主要處于早成巖A期—中成巖A期。

(4)粒度分選較好、相對富石英、貧長石和巖屑是頭屯河組優(yōu)質儲層形成的基礎。儲層物性損失以壓實減孔最為顯著，而深部溶蝕作用使儲層物性得以改善。此外，早期緩慢埋藏—晚期快速深埋和快速抬升的埋藏方式、地層超壓以及持續(xù)降低的古地溫梯度，延緩了儲層成巖進程，降低了成巖強度，是物性得以保存的關鍵。而構造作用則通過控制沉積作用以及構造壓實，間接影響儲層物性。