張關(guān)龍,王繼遠(yuǎn),王 斌,劉德志,鄭 勝,穆玉慶,邱 岐

1.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257001;2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所,江蘇 無錫 214126;3.中國石化 油氣成藏重點實驗室,江蘇 無錫 214126

近年來,中石油新疆油田按照“跳出斷裂帶、走向斜坡區(qū)”的勘探思路,在準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷三疊系百口泉組發(fā)現(xiàn)規(guī)模油藏,隨后勘探層系不斷向近源拓展,勘探范圍不斷向腹部深凹區(qū)推進(jìn)。勘探實踐證實準(zhǔn)噶爾盆地腹部地區(qū)資源潛力巨大,具有良好的油氣資源前景?！笆濉辟Y源評價結(jié)果顯示,腹部地區(qū)地質(zhì)資源量高達(dá)54億噸油當(dāng)量,其中下組合的二疊系—三疊系為34.97億噸,占比65%,是準(zhǔn)噶爾盆地目前最具潛力的勘探層系[1-5]。中石化腹部礦權(quán)主要位于凹陷區(qū),其下組合埋藏深度大,普遍超過6 km,達(dá)到深層—超深層范疇。與中淺層相比,深層—超深層碎屑巖成藏條件復(fù)雜,優(yōu)質(zhì)儲層是否發(fā)育是制約油氣能否聚集成藏的關(guān)鍵指標(biāo)。當(dāng)前,中石化腹部下組合的勘探尚處于初級階段,已有部分鉆井揭示良好油氣成果[6],但其下組合儲層發(fā)育狀況及演化特征不清。本文以準(zhǔn)噶爾盆地腹部地區(qū)典型井為例,綜合單井相、巖石薄片、掃描電鏡及儲層物性測試分析、包裹體測溫、盆地模擬等手段,旨在明確腹部下組合儲層發(fā)育及孔隙演化特征,為中石化腹部地區(qū)下組合的下一步勘探提供支撐。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地位于新疆北部,地處天山和阿爾泰山之間,構(gòu)造位置上處于塔里木板塊、華北板塊、西伯利亞板塊和哈薩克斯坦板塊交會部位,是形成于晚古生代的大型疊合盆地,油氣資源豐富[7-8]。按照現(xiàn)今構(gòu)造格局可將準(zhǔn)噶爾盆地劃分為西部隆起、東部隆起、陸梁隆起、南緣沖斷帶、中央坳陷和烏倫古坳陷6個一級構(gòu)造單元和44個二級構(gòu)造單元,盆地整體呈現(xiàn)“隆坳相間,凸凹相鄰,東西分塊,南北分帶”的構(gòu)造格局[8-10]。腹部地區(qū)主要包括盆1井西凹陷、沙灣凹陷、東道海子凹陷和阜康凹陷以及莫索灣凸起、莫北凸起和白家海凸起7個二級構(gòu)造單元(圖1)。盆內(nèi)地層發(fā)育齊全,古生界石炭系—二疊系到新生界第四系均有不同程度發(fā)育,地層沉積厚度巨大,最厚可達(dá)15km。中石化腹部工區(qū)現(xiàn)有鉆井主要揭示了二疊系下烏爾禾組(P2w)、上烏爾禾組(P3w)及三疊系百口泉組(T1b)、克拉瑪依組(T2k)和白堿灘組(T3b)5套地層,整體為辮狀河三角洲—湖泊相沉積[10-13]。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地腹部構(gòu)造分區(qū)及地層柱狀圖

2 儲層發(fā)育特征

2.1 巖石學(xué)特征

準(zhǔn)噶爾盆地發(fā)育東部青格里底山—克拉美麗山、西部德侖山—哈拉阿拉特山—扎伊爾山、南部伊林黑比爾根山—博格達(dá)山三大物源體系[9];同時,盆內(nèi)還有石西凸起、達(dá)巴松凸起、莫索灣凸起等多個局部物源,物源充足,沉積物供給能力強[15-17]。沉積體系整體為三角洲—湖泊,盆緣近物源區(qū)局部發(fā)育扇三角洲沉積,腹部地區(qū)距離物源較遠(yuǎn),主要發(fā)育辮狀河三角洲—湖泊相沉積,砂體以三角洲前緣水下分流河道和河口壩微相最為發(fā)育,其次為薄層灘壩砂[14-16]。巖性上,腹部莫西莊—永進(jìn)地區(qū)下組合以泥巖、粉砂巖、細(xì)砂巖和砂礫巖為主,不同層位砂體發(fā)育狀況差異較大。以征10井和沙15井為例,下烏爾禾組和白堿灘組以泥巖夾薄層粉砂巖為主,砂體不發(fā)育;上烏爾禾組、百口泉組和克拉瑪依組3套地層砂體相對發(fā)育,巖石類型以細(xì)砂巖和砂礫巖為主,夾泥巖和粉砂巖薄層;就砂地比而言,百口泉組砂地比最高,其次為上烏爾禾組,克拉瑪依組相對最低(圖2)。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合分層巖性統(tǒng)計

腹部下組合巖石類型以巖屑砂巖為主,少量長石巖屑砂巖,與瑪湖凹陷腹部其他地區(qū)類似(圖3)。長石和石英含量相對較低,反映較低的成分成熟度;巖屑成分主要為中—基性火山巖屑,占比普遍高于50%,少量酸性火山巖屑、沉積巖屑及低級變質(zhì)巖屑,膠結(jié)物主要為硅質(zhì)、方解石、濁沸石及綠泥石(圖4a-i)。其中,硅質(zhì)膠結(jié)和方解石膠結(jié)在各層位均有不同程度發(fā)育,而綠泥石主要以包殼式膠結(jié)分布在上部克拉瑪依組(圖4a);濁沸石則主要發(fā)育在下部百口泉組和克拉瑪依組(圖4e,g,i)。結(jié)構(gòu)成熟度上,下組合各層位分選中等,磨圓次棱角—次圓狀。上部克拉瑪依組顆粒間以點—線接觸為主,壓實程度較低;下部百口泉組和克拉瑪依組顆粒間線—面接觸,反映較強的壓實程度,但早期方解石、濁沸石及硅質(zhì)膠結(jié)一定程度上減緩了壓實作用(圖4a,d,g)。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合巖石類型 部分?jǐn)?shù)據(jù)來自文獻(xiàn)[8]。

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合巖石成分鏡下特征

2.2 物性特征

物性是控制深層—超深層碎屑巖能否成為優(yōu)質(zhì)儲層的前提條件[18-21],對于準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合而言,其埋深普遍超過6 km,這一深度下能否發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層是勘探過程中亟需明確的關(guān)鍵問題?？诐B測試結(jié)果顯示,腹部下組合整體物性相對較低。以征10井為例,其孔隙度介于1.53%～13.18%,平均6.01%,滲透率介于(0.001～8.89)×10-3μm2,平均1.02×10-3μm2,孔隙度整體較低,但縱向上仍存在多個異常高孔段。特別是三疊系克拉瑪依組埋深6 500 m以下最大孔隙度仍可達(dá)13.18%,滲透率可達(dá)8.935×10-3μm2,表明腹部下組合的超深層碎屑巖仍存在作為優(yōu)質(zhì)儲層的潛力(圖5);對比而言,克拉瑪依組物性最好,孔隙度介于1.78%～13.18%,平均7.88%;其次為百口泉組,孔隙度介于3.34%～8.66%,平均6.44%;上烏爾禾組物性稍差于百口泉組,其孔隙度介于3.69%～8.39%,平均5.72%(圖6)。

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地腹部沙15—征10井下組合儲層孔隙度及滲透率縱向分布

圖6 準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合不同層位孔隙度分布

2.3 孔隙發(fā)育特征

腹部下組合不同層位儲層發(fā)育特征差異較大,通過前文物性分析可知,三疊系克拉瑪依組儲層物性最優(yōu),其孔隙度、滲透率遠(yuǎn)高于下部百口泉組和上烏爾禾組。鑄體薄片顯微鏡下特征顯示,不同層位儲層孔隙類型具有明顯差異,其中上部克拉瑪依組以原生粒間孔為主,少量長石及中—基性火山巖屑溶蝕孔(圖7a-c);下部百口泉組及上烏爾禾組則以溶蝕孔為主,局部發(fā)育網(wǎng)狀裂縫,原生孔隙幾乎不發(fā)育,溶蝕物質(zhì)主要為濁沸石膠結(jié)物、中—基性火山巖屑及長石(圖7d-i),其中長石含量較低,對儲層發(fā)育貢獻(xiàn)有限。對比百口泉組和上烏爾禾組溶蝕孔發(fā)育位置可知,二者溶蝕物質(zhì)雖然基本相同,但不同物質(zhì)的溶蝕強度存在一定差異,特別是濁沸石膠結(jié)物,在百口泉組溶蝕強烈,但上烏爾禾組濁沸石僅沿解理縫或在裂縫溝通下溶蝕,溶蝕程度相對較弱(圖7g-i)。從孔隙類型與物性的對應(yīng)關(guān)系來看,克拉瑪依組原生孔隙段物性最好,次生溶蝕孔物性相對較差。

3 成巖作用與孔隙演化

3.1 成巖作用類型

本次通過鑄體薄片顯微鏡下巖石成分、結(jié)構(gòu)及成巖作用的典型特征,確定了研究區(qū)碎屑巖主要經(jīng)歷壓實、膠結(jié)和溶蝕3種類型成巖作用,不同層位各種成巖作用強度存在較大差異。

3.1.1 壓實作用

壓實作用貫穿整個成巖過程[22-26],但研究區(qū)不同層位壓實作用強度差異較大?？死斠澜M壓實中等—弱,顆粒間以點—線接觸為主,少見面接觸,剛性顆粒幾乎未見明顯破裂(圖7a);下部百口泉組和上烏爾禾組壓實強度大,除受強膠結(jié)作用影響區(qū)域外,顆粒間呈線—面接觸,且剛性顆粒破裂、錯位,塑性顆粒壓實變形現(xiàn)象明顯(圖6f,i)。壓實作用強度在一定程度上控制了儲層孔隙的發(fā)育,研究區(qū)克拉瑪依組在弱壓實作用下原生孔隙發(fā)育,而百口泉組和上烏爾禾組在強壓實作用下原生孔隙消失殆盡(圖7a-i)。

3.1.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用是研究區(qū)最主要的成巖作用類型之一,就膠結(jié)物成分而言,研究區(qū)可以識別出綠泥石膠結(jié)、方解石膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)及濁沸石膠結(jié)4種類型(圖6a-i)。其中綠泥石和濁沸石膠結(jié)具有明顯的分帶性,綠泥石主要以包殼式分布在克拉瑪依組砂巖中,而濁沸石則發(fā)育在下部百口泉組和上烏爾禾組;方解石及硅質(zhì)膠結(jié)在各個層位均有不同程度發(fā)育(圖7a-i)。從膠結(jié)物類型與孔隙發(fā)育特征看,研究區(qū)對儲層發(fā)育具有積極意義的為綠泥石包殼式膠結(jié)及濁沸石膠結(jié);方解石以襯底式及孔隙式膠結(jié)發(fā)育,大量占據(jù)原生孔隙,雖然可能具有一定減緩壓實的作用,但后期未經(jīng)明顯溶蝕,對孔隙發(fā)育起負(fù)作用。硅質(zhì)膠結(jié)主要以石英次生加大邊及孔隙式膠結(jié)出現(xiàn),占據(jù)大量原生孔隙,可在一定程度減緩壓實,但同樣未經(jīng)歷次生溶蝕,主要起減孔作用。

3.1.3 溶蝕作用

溶蝕作用在腹部下組合各層位均有不同程度的發(fā)育。溶蝕物質(zhì)上,研究區(qū)主要發(fā)育中—基性火山巖屑、濁沸石和長石3種類型溶蝕,且以前兩者為主(圖7d-i)?；鹕綆r屑及長石溶蝕主要發(fā)生在顆粒內(nèi)部,提供大量次生粒內(nèi)溶孔(圖7e,h,i);濁沸石呈不規(guī)則狀、港灣狀以及沿解理縫的條帶狀溶蝕分布在顆粒間(圖7d-f)。溶蝕作用對研究區(qū)儲層孔隙發(fā)育具有重要意義,特別是對于百口泉組和上烏爾禾組而言,強烈的壓實和膠結(jié)作用導(dǎo)致其原生孔隙消失殆盡,儲集物性變差,若未經(jīng)歷后期溶蝕改造則不具備儲集條件。因此,火山巖屑及濁沸石溶蝕是百口泉組和上烏爾禾組最主要的增孔機制,也是其儲層發(fā)育的最主要控制因素。

3.2 孔隙演化定量分析

3.2.1 基本原理

前文已經(jīng)明確了儲層的成巖作用類型,本節(jié)通過定量分析詳細(xì)討論不同成巖作用對儲層孔隙發(fā)育的影響。關(guān)于孔隙演化的定量表征前人已經(jīng)開展過大量研究,其基本原則是粒間體積不變原理,即壓實達(dá)到一定程度后巖石顆粒間達(dá)到平衡狀態(tài),粒間體積不再變化[27-29]。此時的粒間體積主要由粒間孔、孔隙式膠結(jié)物及雜基構(gòu)成,研究區(qū)碎屑巖雜基含量極低,本次計算中可忽略不計,因此,粒間體積主要為粒間孔及孔隙式膠結(jié)物兩部分。通過鑄體薄片及Image j圖像分析軟件可獲取膠結(jié)物面孔率、粒間孔面孔率(包括原生粒間孔及粒間溶孔)、粒內(nèi)溶孔面孔率等參數(shù);將孔隙面孔率(粒間孔和粒內(nèi)孔)與實測孔隙度擬合得到面孔率與孔隙度之間的轉(zhuǎn)換關(guān)系;再結(jié)合相應(yīng)的面孔率即可得到膠結(jié)減孔量和溶蝕增孔量。對于壓實減孔量還需要獲取原始孔隙度參數(shù)與現(xiàn)今粒間體積參數(shù)(粒間孔體積、膠結(jié)物孔體積、粒間溶蝕孔三者之和)的差值。原始孔隙度(φ0)的計算通常應(yīng)用Trask分選系數(shù)S0,基于公式φ0=20.91+22.9/S0獲取,S0為粒度分析累計曲線上75%和25%處所對應(yīng)的顆粒直徑的比值[30-31],具體計算流程見圖8。

圖8 孔隙演化定量計算流程

3.2.2 孔隙演化定量分析

本次分別選取腹部下組合克拉瑪依組、百口泉組和上烏爾禾組典型樣品定量討論不同層位壓實、膠結(jié)及溶蝕作用對孔隙發(fā)育的影響,初步探究不同層位孔隙發(fā)育的控制因素。

壓實作用自沉積伊始貫穿整個成巖演化過程,前文通過巖石薄片鏡下分析以顆粒之間的接觸關(guān)系定性分析了不同層位的壓實強度,其中克拉瑪依組顆粒間點—線接觸,呈弱壓實狀態(tài),原生孔隙保存狀況好;而其下百口泉組和上烏爾禾組顆粒間以線—面接觸為主,常見塑性顆粒的壓實變形,呈強壓實,原生孔隙消失殆盡。本次通過巖石薄片面孔率統(tǒng)計與實測孔隙度擬合建立了面孔率與孔隙度轉(zhuǎn)換關(guān)系(圖9),隨后將膠結(jié)物面孔率與溶蝕孔面孔率轉(zhuǎn)換為對應(yīng)的孔隙度參數(shù)[32-33],應(yīng)用鑄體薄片鏡下統(tǒng)計結(jié)果做粒度分析曲線獲取分選系數(shù),進(jìn)一步求得原始孔隙度(表1)。從恢復(fù)結(jié)果來看,不同層位壓實減孔量差異較大,其中克拉瑪依組壓實減孔量最小,為21.08%;而百口泉組和上烏爾禾組壓實減孔量相差不大,分別為26.60%和26.43%。不同層位巖石礦物顆粒原始組構(gòu)存在差異,導(dǎo)致埋藏過程中排列堆積方式不同,具體體現(xiàn)在分選系數(shù)上的差異,造成原始孔隙度差別較大,從而影響壓實減孔量。除了上述差異,成巖強度,特別是膠結(jié)強度是影響壓實效應(yīng)的另一個重要因素。

表1 準(zhǔn)噶爾盆地腹部征10井不同層位孔隙演化參數(shù)恢復(fù)結(jié)果

圖9 準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合孔隙度—面孔率擬合曲線

研究區(qū)各層位膠結(jié)物類型及膠結(jié)強度存在較大差異,其中上部克拉瑪依組以綠泥石包殼式弱膠結(jié)、方解石膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)為主;而下部百口泉組和上烏爾禾組則主要為濁沸石強膠結(jié)、方解石膠結(jié)及硅質(zhì)膠結(jié)。從膠結(jié)物定量統(tǒng)計參數(shù)來看,克拉瑪依組膠結(jié)物面孔率僅為0.72%,轉(zhuǎn)換為對應(yīng)孔隙度參數(shù)為2.88%,即膠結(jié)物減孔量為2.88%;百口泉組膠結(jié)物面孔率為2.03%,轉(zhuǎn)化為孔隙度參數(shù)為7.43%,即膠結(jié)物減孔量為7.43%;而上烏爾禾組膠結(jié)強度最高,膠結(jié)物面孔率為3.12%,轉(zhuǎn)換為孔隙參數(shù)為11%。從壓實減孔量的計算過程中可以看出,膠結(jié)物含量的高低極大地影響了壓實減孔效應(yīng),但其占據(jù)的大量孔隙空間若未經(jīng)后期溶蝕,對孔隙發(fā)育起到的仍是負(fù)面作用。

除了壓實和膠結(jié)作用,溶蝕是深層碎屑巖儲層增孔的最主要機制之一[34-35]。巖石薄片鏡下特征顯示,克拉瑪依組溶蝕作用相對較弱,近局部視域下見少量巖屑及長石的粒內(nèi)溶蝕。溶蝕面孔率統(tǒng)計結(jié)果與鏡下特征具有良好的匹配關(guān)系,溶蝕面孔率僅為0.33%,轉(zhuǎn)換為對應(yīng)的孔隙度為1.40%,即克拉瑪依組的溶蝕增孔量僅為1.40%,而其現(xiàn)今孔隙度為13.18%,表明大量孔隙空間均為弱壓實下保存良好的原生孔,溶蝕作用的增孔效應(yīng)有限。百口泉組溶蝕強度高,其溶蝕面孔率高達(dá)1.70%,轉(zhuǎn)換為對應(yīng)的孔隙度為6.32%,即溶蝕增孔量為6.32%,從溶蝕物質(zhì)上看,濁沸石溶蝕強度最高,其次為基性火山巖屑及少量長石,而方解石未見明顯溶蝕,因此,方解石的膠結(jié)主要起減孔作用。上烏爾禾組溶蝕強度中等,其溶蝕面孔率為1.09%,轉(zhuǎn)化為孔隙度達(dá)4.21%,但其膠結(jié)強度極高,后期溶蝕強度又不如其上的百口泉組,導(dǎo)致其現(xiàn)今孔隙度最低(圖10)。

圖10 準(zhǔn)噶爾盆地腹部征10井不同層位成巖作用與孔隙演化

3.3 成巖作用與孔隙演化

在上述研究的基礎(chǔ)上,以征10井克拉瑪依組為例,綜合單井埋藏史、熱史、Ro及包裹體測溫數(shù)據(jù),標(biāo)定了克拉瑪依組成巖作用階段,明確了油氣充注時間,建立了埋藏—成巖—油氣充注與孔隙演化的協(xié)同關(guān)系。

克拉瑪依組沉積過程中整體處于持續(xù)沉降,僅在三疊紀(jì)末期、侏羅紀(jì)中后期和白堊紀(jì)末經(jīng)歷短期抬升,沉積速率較穩(wěn)定(圖11)。實測結(jié)果顯示,克拉瑪依組現(xiàn)今Ro可達(dá)1.3%,受樣品資料限制未進(jìn)行黏土礦物定量分析,但巖石薄片顯微鏡下黏土礦物以綠泥石和伊利石為主,未見高嶺石的存在,石英次生加大較普遍,局部可見自生石英小雛晶分布于顆粒間(圖4,7),表明克拉瑪依組當(dāng)前處于中成巖作用B期。烴源巖熱演化史及包裹體測溫結(jié)果顯示征10井克拉瑪依組經(jīng)歷3期油氣充注,分別為白堊紀(jì)早期(K1)、白堊紀(jì)中期(K2)及古近紀(jì)—新近紀(jì)(E-N),其中K2為主成藏期。

圖11 準(zhǔn)噶爾盆地腹部征10井克拉瑪依組埋藏—成巖—孔隙演化綜合圖

中三疊世—晚三疊世早期,克拉瑪依組處于持續(xù)沉降階段;晚三疊世中期—末期處于抬升階段。此時克拉瑪依組處于早成巖作用A期,這一時期儲層以壓實作用為主,膠結(jié)和溶蝕作用弱,僅少量早期綠泥石和方解石膠結(jié),壓實中等—強,但受抬升及早期綠泥石包殼的影響,一定程度上減緩壓實,有利于原生孔隙的保存。早成巖作用B期(晚三疊世—早侏羅世),克拉瑪依組仍表現(xiàn)為早期持續(xù)沉降,晚期抬升的演化過程,這一階段儲層以壓實和方解石膠結(jié)作用為主,黏土礦物中伊/蒙混層向伊利石轉(zhuǎn)化,但膠結(jié)強度整體較弱,壓實作用仍是孔隙降低的最主要因素。早白堊世到古近紀(jì)末為中成巖作用A期,處于持續(xù)沉降過程,白堊紀(jì)末期經(jīng)歷短暫抬升,這一階段以方解石、硅質(zhì)膠結(jié)及溶蝕作用為主,這也是油氣大量充注期。油氣充注抑制了成巖作用,導(dǎo)致膠結(jié)作用減緩或暫停,膠結(jié)作用仍較弱,有利于原生孔隙的大量保存。古近紀(jì)末期至今為中成巖作用B期,處于持續(xù)沉降至穩(wěn)定階段,這一時期以晚期碳酸鹽膠結(jié)為主,期間還伴隨著一期油氣充注,至此孔隙演化進(jìn)程基本達(dá)到穩(wěn)定,溶蝕作用僅在一定程度對儲層具有改善作用?？傊?中等—弱壓實、油氣充注下的弱膠結(jié)作用是整個演化過程中原生孔隙保存的最主要機制。

綜上所述,準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合深層—超深層碎屑巖儲層孔隙類型多樣,既有原生孔隙保存良好段,又存在強溶蝕作用下的次生孔隙發(fā)育段。縱向上克拉瑪依組原生孔隙保存良好,物性最高,埋藏—成巖—孔隙演化綜合作用結(jié)果顯示,中等—弱壓實、弱膠結(jié)以及油氣充注對成巖作用的抑制是本組孔隙保存的主要因素。其次為百口泉組,雖然其受強壓實和膠結(jié)作用影響原生孔隙保存較差,但濁沸石及基性火山巖屑的強溶蝕促進(jìn)了次生孔隙的發(fā)育,保障了百口泉組相對較好的物性。上烏爾禾組受強壓實和強膠結(jié)作用影響程度最大,后期雖然同樣經(jīng)歷了一定的溶蝕作用,但溶蝕增孔強度有限,遠(yuǎn)不足以彌補強壓實和強膠結(jié)作用的降孔效應(yīng),因此,其物性相對較差,但從油氣成果來看,本組以產(chǎn)氣為主,對儲層物性要求相對較低,上烏爾禾組仍可作為天然氣的有效儲層。

4 結(jié)論

(1)準(zhǔn)噶爾盆地腹部下組合碎屑巖儲層主要發(fā)育于上烏爾禾組、百口泉組及克拉瑪依組底部,其中百口泉組砂體最發(fā)育、上烏爾禾組次之,克拉瑪依組砂體發(fā)育相對局限;儲層巖石類型以巖屑砂巖為主,少量長石巖屑砂巖,巖屑成分以中—基性火山巖屑為主,長石、石英含量普遍低于20%;儲層物性上克拉瑪依組最優(yōu),孔隙度最高可達(dá)13.18%,百口泉組和上烏爾禾組物性相當(dāng),遠(yuǎn)低于克拉瑪依組。

(2)腹部下組合不同層位儲層孔隙發(fā)育特征差異明顯,上部克拉瑪依組以原生粒間孔為主,少量溶蝕孔;百口泉組和上烏爾禾組受強烈壓實及膠結(jié)作用影響,原生孔隙基本消失殆盡,孔隙類型以次生濁沸石溶孔、中—基性火山巖屑溶孔及少量長石溶孔為主。

(3)腹部下組合碎屑巖儲層成巖作用以壓實、膠結(jié)和溶蝕作用為主;克拉瑪依組優(yōu)勢層段壓實程度相對較弱、顆粒間發(fā)育黏土包殼式膠結(jié)、晚期方解石膠結(jié)和少量硅質(zhì)膠結(jié);百口泉組和上烏爾禾組中等—強壓實,粒間濁沸石、方解石和硅質(zhì)膠結(jié),濁沸石和火山巖屑的溶蝕作用是控制二者次生孔隙發(fā)育的最主要因素。

(4)孔隙演化定量分析結(jié)果表明,克拉瑪依組優(yōu)勢層段壓實減孔量為21.08%,低于百口泉組和上烏爾禾組的26.60%和26.43%;其膠結(jié)減孔量為2.88%,百口泉組和上烏爾禾組分別為7.43%和11%;克拉瑪依組溶蝕增孔量相對較低,僅為1.4%;百口泉組和上烏爾禾組分別為6.32%和4.21%。埋藏—成巖—孔隙演化綜合分析揭示中等—弱壓實強度和弱膠結(jié)是研究區(qū)深層—超深層碎屑巖儲層原生孔隙保存的關(guān)鍵,溶蝕作用是次生孔隙發(fā)育的主要因素;二者的匹配關(guān)系與發(fā)育狀況控制了深層—超深層碎屑巖優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育和展布。

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻(xiàn)/Authors’ Contributions

張關(guān)龍、王繼遠(yuǎn)、王斌參與實驗設(shè)計;張關(guān)龍、王繼遠(yuǎn)、王斌、邱岐、劉德志、鄭勝、穆玉慶參與論文寫作和修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

The study was designed by ZHANG Guanlong, WANG Jiyuan and WANG Bin. The manuscript was drafted and revised by ZHANG Guanlong, WANG Jiyuan, WANG Bin, QIU Qi, LIU Dezhi, ZHENG Sheng and MU Yuqing. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.