關(guān)鍵詞致密砂礫巖;深層儲層;成巖作用;控制因素;阜康凹陷;上烏爾禾組;準(zhǔn)噶爾盆地第一作者簡介，男，1988年出生，碩士研究生，高級工程師，儲層地質(zhì)學(xué)，E-mail： shanx_hz@petrochina.com.cn

中圖分類號P618.13 文獻(xiàn)標(biāo)志碼A DOI： 10.14027/j.issn.1000-0550.2023.097 CSTR： 32268.14/j.cjxb.62-1038.2023.097

0 引言

隨著中淺層油氣探明率的不斷提高，深層一超深層成為全球油氣勘探的重要領(lǐng)域，其中深層一超深層碎屑巖領(lǐng)域勘探潛力巨大，是全球關(guān)注的重點(diǎn)[4]。近年來，我國在深層一超深層碎屑巖領(lǐng)域取得一系列的重要突破，如河套盆地臨河凹陷深層古近系臨河組及白堊系固陽組砂巖，塔里木盆地庫車凹陷克拉蘇構(gòu)造帶超深層白堊系巴什基奇克組砂巖，準(zhǔn)噶爾盆地南緣超深層白堊系清水河組砂巖，準(zhǔn)噶爾盆地阜康凹陷斜坡區(qū)二疊系上烏爾禾組砂礫巖8等。對于深層一超深層碎屑巖，特別是中生代以前的古老層系，在漫長的地質(zhì)歷史時期，儲層受到復(fù)雜成巖作用和構(gòu)造作用的改造，表現(xiàn)出高溫高壓、成巖強(qiáng)度大、物性差、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜等特點(diǎn)[9-12]。儲層質(zhì)量特別是儲層孔隙類型和結(jié)構(gòu)控制儲層產(chǎn)液能力[2]，決定著深層一超深層儲層有效性及油氣勘探價值。因此，只有詳細(xì)查明深層一超深層致密儲層孔隙特征及成因，才能更好地開展儲層預(yù)測，指導(dǎo)油氣高效勘探開發(fā)。

阜康凹陷是準(zhǔn)噶爾盆地東部重要的生烴凹陷，自20世紀(jì)80年代開展油氣勘探工作，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了北三臺油田、沙南油田以及數(shù)個不同層系的油藏，其中沙丘地區(qū)凸起帶之上二疊系上烏爾禾組油藏均已探明，但在此后30年間始終未獲得重大勘探突破。直至2021年，借鑒瑪湖等富烴凹陷下凹勘探的成功經(jīng)驗，在阜康凹陷斜坡區(qū)部署的康探1井于二疊系上烏爾禾組獲得了高產(chǎn)工業(yè)油氣流，開啟了阜康凹陷斜坡區(qū)油氣勘探的新篇章。隨后部署了阜47、阜48、阜49等多口預(yù)探井，但出現(xiàn)了單井產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量低、油水同出等復(fù)雜情況，制約了進(jìn)一步的油氣勘探及產(chǎn)能建設(shè)。

阜康凹陷斜坡區(qū)上烏爾禾組儲層表現(xiàn)為深埋、特低孔滲、成因復(fù)雜等特點(diǎn)。當(dāng)前，對阜康凹陷斜坡區(qū)上烏爾禾組儲層特征及控制因素認(rèn)識不清，且該領(lǐng)域的研究報道較少，制約了該地區(qū)的油氣勘探工作。本文通過巖心、鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞、物性等資料，對該區(qū)上烏爾禾組致密砂礫巖儲層的巖石學(xué)特征、物性特征及微觀孔隙特征進(jìn)行研究，并從沉積、成巖等因素出發(fā)，探討儲層控制因素，以期為該區(qū)儲層評價工作提供理論依據(jù)，為下一步油氣勘探工作提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地是晚古生代以來形成的中國西部大型疊合盆地[13]。晚石炭世一早二疊世，海西運(yùn)動造成的強(qiáng)烈擠壓形成了早期的前陸盆地，同時奠定了盆地隆坳相間的古構(gòu)造格局；中一晚二疊世，隨著造山活動的減弱，盆地整體進(jìn)入陸內(nèi)坳陷階段，穩(wěn)定沉降擴(kuò)大了沉積范圍，中一上二疊統(tǒng)沉積于各坳陷中，并向凸起區(qū)超覆；三疊紀(jì)以后盆地進(jìn)入繼承性的統(tǒng)一坳陷沉積階段[14]

阜康凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東南部，東鄰北三臺凸起，西接莫南凸起，南抵準(zhǔn)南山前沖斷帶，北至白家海凸起和莫索灣凸起，為一自海西期以來持續(xù)發(fā)育的大型凹陷區(qū)，面積約 9 300km² 。阜康凹陷東斜坡構(gòu)造演化特征與北三臺凸起的形成與演化密切相關(guān)，北三臺凸起是一個持續(xù)性的古隆起，受海西、印支、燕山、喜馬拉雅等多期次構(gòu)造運(yùn)動的影響[15]，從阜康凹陷東斜坡向北三臺凸起高部位發(fā)育多套地層尖滅，北三臺凸起中心部位是由石炭系基底古隆起構(gòu)成的核心部分。海西構(gòu)造運(yùn)動使北三臺地區(qū)抬升，二疊系蘆草溝組向構(gòu)造高部位超覆沉積，逐漸減薄，上二疊統(tǒng)上烏爾禾組沉積穩(wěn)定，厚度為 100～650m 。斷陷期造山帶的強(qiáng)烈隆升為隨后的坳陷期沉積帶來了充足的物源，中上二疊統(tǒng)發(fā)育多個扇三角洲沉積體。研究區(qū)位于阜康凹陷東斜坡區(qū)（圖1），上烏爾禾組儲層埋深除阜48井超過 4500m 外，其余井均超過 5000m ，屬于深層儲層的范疇[18]。阜康凹陷東斜坡區(qū)按照構(gòu)造可分為阜北、阜中和阜南三個凹槽，前期鉆井主要位于阜中凹槽。阜康凹陷上烏爾禾組為退積型扇三角洲沉積，阜中凹槽沉積受來自東部沙奇凸起以及南部西泉凸起雙物源影響，從烏一段到烏三段，湖平面上升，砂體不斷向凸起帶超覆，烏一段和烏二段為主力儲層發(fā)育段，烏三段主要沉積泥巖，為區(qū)域性蓋層（圖1）。

2 儲層特征

2.1儲層碎屑成分以巖屑為主

根據(jù)康探1等7口井100余塊巖心薄片鑒定結(jié)果，上烏爾禾組儲層巖石類型主要為巖屑砂（礫）巖（圖2），成分成熟度低。其中石英含量介于 1%～ 18% ，平均為 6.9% ；長石含量介于 1%～22% ，平均為7.6% ；巖屑含量介于 68%～100% ，平均為 85.5% ，巖屑成分主要為火山巖，以凝灰質(zhì)巖為主，含量占巖礦組分的 70% 以上，其次為安山巖、霏細(xì)巖，少量的花崗巖。平面上，巖礦成分差異不大；垂向上，烏一段砂礫巖巖屑含量更高，烏二段（含礫）砂巖長石含量更高。儲層填隙物類型主要為黏土礦物 （5%～15% ）方解石 0～10% 和硅質(zhì)（ （1%～3%） ，部分砂巖中見濁沸石 （0～2% 。X射線衍射結(jié)果顯示，埋深 5000m 以深的樣品黏土礦物以伊蒙混層為主（平均為 54.3% ），其次為綠泥石（平均為 37.2% 和伊利石（平均為 8.6% ），不含高嶺石，伊蒙混層比為 25% ；埋深 4500m 左右的樣品黏土礦物以蒙皂石為主（平均為 52% ），其次為綠泥石（平均為 39% ）和少量的伊利石（平均為 9% ），也不含高嶺石。

2.2儲層物性為特低孔隙度、特低滲透率

根據(jù)康探1等400余塊巖心常規(guī)物性分析結(jié)果（圖3），研究區(qū)上烏爾禾組儲層基質(zhì)孔隙度介于0.8%～10.8% ，平均為 5.8% ，基質(zhì)滲透率介于 0.01× 10^-3～21.80×10^-3μm² ，平均為 0.05×10^-3μm² ，為特低孔隙度、特低滲透率儲層。不同巖性孔隙度略有差異，砂礫巖孔隙度介于 ，平均為 5.6% ，滲透率介于 0.01×10^-3～4.51×10^-3μm²， 平均為 0.07×10^-3μm² 含礫中粗砂巖孔隙度介于 2.3%～9.6% ，平均為 6.4% 滲透率介于 0.01×10^-3～1.79×10^-3μm²， 平均為 0.04× 10^-3μm² ；細(xì)砂巖孔隙度介于 1.4%～10.7% ，平均為5.5% ，滲透率介于 0.01×10^-3～21.8×10^-3μm²， 平均為0.03×10^-3μm² ?？傮w來看，含礫中粗砂巖孔隙度稍高，砂礫巖和細(xì)砂巖孔隙度較低。

2.3儲集空間以微孔和裂縫為主

根據(jù)鑄體薄片、場發(fā)射掃描電鏡、激光共聚焦顯微鏡觀察結(jié)果，阜康凹陷斜坡區(qū)上烏爾禾組儲層儲集空間以微孔和微裂縫為主。

2.3.1 微孔

在研究區(qū)上烏爾禾組大部分砂礫巖中，鑄體薄片未見明顯的孔隙（顯孔），礫石之間多被蒙皂石和伊蒙混層黏土礦物充填（圖 4a ）。但在場發(fā)射掃描電鏡下可以看到蒙皂石以及伊蒙混層具有豐富的晶間孔隙（圖4b，c），孔隙直徑介于 1～3μm 。激光共聚焦顯微鏡下可以看到粒間黏土礦物晶間微孔發(fā)綠色激光（圖4d），同時熒光薄片下黏土礦物的晶間微孔具有黃色熒光（圖4e），表明晶間微孔可以成為油氣賦存的空間。

2.3.2 溶孔

研究區(qū)上烏爾禾組溶孔整體欠發(fā)育，僅在部分含礫砂巖中見到，溶蝕物質(zhì)主要為粒間濁沸石膠結(jié)物，以及少量的長石、巖屑顆粒（圖 4f～g ）。粒間溶孔的孔徑較大，一般介于 50～200μm ，鑄體薄片就可以清楚地識別，激光共聚焦顯微鏡下長石溶孔具有梳狀的溶蝕特征（圖 4h ）。長石溶蝕的伴生產(chǎn)物為高嶺石，巖礦特征顯示上烏爾禾組黏土礦物缺少高嶺石，也間接印證了該套儲層整體長石溶蝕作用弱的特點(diǎn)。

2.3.3 微裂縫

微裂縫在研究區(qū)上烏爾禾組儲層中最為常見，鑄體薄片下可見穿過顆粒的微裂縫（圖4i），裂縫開度介于 5～10μm 。激光共聚焦顯微鏡下可觀察到微裂縫非常發(fā)育（圖4j -k ），但需要注意的是，部分礫石邊緣的礫緣縫是由于采樣過程中的應(yīng)力釋放造成的假縫，此類裂縫可以進(jìn)一步通過熒光薄片加以辨別，熒光薄片下原位微裂縫具有淡藍(lán)色的熒光，而礫緣縫不發(fā)光（圖41）。

2.4儲層孔隙結(jié)構(gòu)以微孔微喉為主

本次研究采用高壓壓汞來表征高壓壓汞儲層孔隙結(jié)構(gòu)，高壓壓汞的最大進(jìn)汞壓力為 180MPa ，進(jìn)汞孔隙半徑為 0.004μm ，對于微孔隙具有很好的表征效果。高壓壓汞結(jié)果顯示（圖5），研究區(qū)上烏爾禾組儲層壓汞曲線排驅(qū)壓力整體較高，孔喉半徑較小、分選差，整體上屬于微孔微喉結(jié)構(gòu)特征。其中砂礫巖和細(xì)砂巖壓汞曲線表現(xiàn)出類似的孔隙結(jié)構(gòu)特征，壓汞排驅(qū)壓力超過 13MPa ，平均孔喉半徑介于 10～ 15nm，40nm 左右的孔喉對滲透率起主要作用；含礫中粗砂巖孔隙結(jié)構(gòu)稍好，排驅(qū)壓力在 2MPa 左右，平均孔喉半徑介于 100～180nm 400nm 的孔喉對滲透率起主要作用。

3儲層成巖作用特征

3.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是造成原生孔隙損失最重要的成巖事件，一般機(jī)械壓實(shí)作用影響的深度范圍在 2500m 以淺，埋深超過 2500m ，以化學(xué)壓實(shí)（壓溶）作用為主[。研究區(qū)上烏爾禾組儲層埋深大，普遍超過

（a）粒間伊利石充填，阜49井 5397.91m，P₃w ，砂礫巖；（b）絲縷狀伊利石具有大量的晶間孔隙，阜48井， 4538.36m，P₃w ，砂礫巖；（c）水云母化伊利石具有晶間孔 隙，康探1井， 5086.00m，P₃w ，含礫砂巖；（d）粒間泥雜基微孔發(fā)育，康探5 576.05m，P₃w 砂礫巖;（e）粒間泥雜基發(fā)淡黃色熒光，阜49井 ，5397.91m，P₃w ，砂礫 巖；（f）粒間濁沸石及長石溶孔，孔隙見硅質(zhì)沉淀，阜48井， 4516.00m，P₃w ，含礫中砂巖； Π（Π_g） 粒間濁沸石溶孔，康探1井， 5052.00m，P₃w ，含礫中砂巖；（h）長石溶 孔，阜47井， 5119.00m，P₃w ，砂礫巖；（i）微裂縫切穿泥巖巖屑，阜49井， 5403.83m，P₃w ，砂礫巖；（j）砂礫巖微裂縫發(fā)育，康探5井， ，5973.22m，P₃w ，砂礫巖；（k）微 裂縫，阜47井， 5134.70m，P₃w ，砂礫巖;（1）原位微裂縫具熒光，礫緣人工縫無熒光，阜47井 ，5134.70m，P₃w ，砂礫巖

5000m ，壓實(shí)作用強(qiáng)，鏡下壓實(shí)作用的表現(xiàn)有塑性巖屑變形以及假雜基化，部分石英、長石等剛性顆粒破裂，顆粒接觸關(guān)系以線接觸和線一凹凸接觸為主。引人視壓實(shí)率參數(shù)定量表征壓實(shí)作用的強(qiáng)度，結(jié)合鑄體薄片、物性資料分析，研究區(qū)上烏爾禾組儲層視壓實(shí)率介于 68.2%80.3% ，平均為 75.4% ，屬于強(qiáng)壓實(shí)。

3.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)上烏爾禾組膠結(jié)作用主要有方解石膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和濁沸石膠結(jié)。方解石膠結(jié)物是研究區(qū)最常見的膠結(jié)物類型，含量介于 2%～15% 。通過陰極發(fā)光測試，識別出兩期方解石膠結(jié)物，早期方解石呈基底式膠結(jié)，發(fā)亮黃色光（圖6a），晚期方解石呈斑塊狀，發(fā)橘黃色光（圖6b）。硅質(zhì)膠結(jié)物生長受溫度、時間、石英比表面積等因素的影響，其中溫度對硅質(zhì)膠結(jié)物影響最大，研究區(qū)上烏爾禾組儲層埋深時間長、深度大，現(xiàn)今地層溫度超過 130^°C ，達(dá)到硅質(zhì)膠結(jié)物快速生長的溫度區(qū)間。研究區(qū)儲層石英普遍發(fā)育次生加大（圖6c），加大程度較高。硅質(zhì)膠結(jié)物含量介于 0.5%～3.0% 。研究區(qū)部分井段中可見濁沸石膠結(jié)物，含量介于 1%～4% 。濁沸石在偏光顯微鏡下呈現(xiàn)一級灰白干涉色（圖6d），常呈連生狀晶體，半充填或全充填粒間孔隙，掃描電鏡下呈短柱狀，解理發(fā)育（圖6e）。濁沸石膠結(jié)物形成受母巖類型、流體環(huán)境、溫壓條件等多種因素控制，火山物質(zhì)堿性流體條件下水解一濁沸石化石是研究區(qū)濁沸石形成的重要途徑2。研究區(qū)上烏爾禾組儲層含大量的中基性火山巖屑，極易水解水化，具備形成濁沸石的物質(zhì)基礎(chǔ)。

（a）早期方解石膠結(jié)物陰極發(fā)光呈亮黃色，康探5井 ，5978.80m，P₃w ，砂礫巖;（b）晚期方解石膠結(jié)物陰極發(fā)光呈橘紅色，阜49井， 5402.00m，P₃w ，砂礫巖； （c）硅質(zhì)膠結(jié)，阜53井， ，5631.00m ，Pu，砂礫巖；（d）濁沸石膠結(jié)物，康探5井， 6043.00m ，Pu，砂礫巖； η（e） 掃描電鏡下濁沸石膠結(jié)物節(jié)理發(fā)育，阜47井， 5134.10m，P₃w ，砂礫巖；（f）長石溶蝕，阜49井， 5409.00m，P₃w ，含礫砂巖

3.3 溶蝕作用

溶蝕作用主要發(fā)生在中成巖階段，表現(xiàn)為長石、火山巖屑以及濁沸石膠結(jié)物在酸性介質(zhì)條件下發(fā)生溶解，形成次生孔隙。最普遍的溶蝕現(xiàn)象為長石沿解理縫方向發(fā)生溶蝕，呈鏤空狀及窄片狀（圖6f）。研究區(qū)溶蝕作用整體發(fā)育程度較低，溶孔面孔率普遍介于 0.5%～1.0% 。

3.4 成巖作用階段劃分

通過成巖礦物特征分析，結(jié)合區(qū)域埋藏史和孔隙演化的綜合研究，建立研究區(qū)上烏爾禾組成巖一孔隙演化模式（圖7）。早成巖期最重要的成巖作用是壓實(shí)作用、早期方解石膠結(jié)作用；中成巖期最重要的作用是蒙皂石伊利石化作用、石英膠結(jié)作用以及局部的溶蝕作用。早成巖期儲層孔隙由壓實(shí)作用、方解石膠結(jié)作用減小至 15% 左右，隨后中成巖期在伊利石、石英膠結(jié)等作用下進(jìn)一步減小至現(xiàn)今的 5% 左右。

4儲層控制因素分析

4.1沉積微相控制儲層性質(zhì)差異性

沉積作用是控制儲層性質(zhì)的基礎(chǔ)，不同沉積微相形成的水動力條件存在差異，直接影響沉積物的構(gòu)造、巖相組合類型、粒度、分選以及泥質(zhì)含量等。沉積作用一方面決定儲層原始孔隙的發(fā)育和分布，另一方面影響后期成巖作用的強(qiáng)度與演化過程，因此不同沉積微相砂體具有不同的孔隙發(fā)育特征[2]

烏一段為斷陷一凹陷轉(zhuǎn)換構(gòu)造早期的碎屑流水道沉積，沉積物快速堆積，粒度粗且分選相對較差，巖性以中細(xì)礫巖一砂質(zhì)細(xì)礫巖為主，層理不明顯，整體呈塊狀；烏二段沉積時期，水動力減弱，沉積物粒度變細(xì)，烏二段底部以水下分流河道微相含礫中粗砂巖沉積為主，巖心呈斜層理以及粒序?qū)永恚粸醵雾敳克畡恿l件進(jìn)一步減弱，沉積三角洲分流河道遠(yuǎn)端一遠(yuǎn)砂壩微相的細(xì)砂巖，巖心呈水平層理。將研究區(qū)上烏爾禾組主要的儲集巖相劃分為碎屑流水道塊狀砂礫巖相、水下分流河道斜層理含礫粗中砂巖相以及遠(yuǎn)砂壩水平層理細(xì)砂巖相（圖8）。根據(jù)薄片鑒定結(jié)果，碎屑流水道砂礫巖泥質(zhì)含量普遍超過10% ，水下分流河道含礫中粗砂巖泥質(zhì)含量一般為5%～8% ，遠(yuǎn)砂壩微相細(xì)砂巖粒度細(xì)，塑性巖屑和泥質(zhì)含量也較高 6%～10% 。鑄體薄片和掃描電鏡特征均表明，含礫粗中砂巖發(fā)育微米級別的溶蝕孔隙，面孔率和孔隙度也更高，表明沉積微相對研究區(qū)上烏爾禾組致密儲層性質(zhì)起到先天的控制作用。

4.2高黏土雜基是造成儲層整體低滲的物質(zhì)基礎(chǔ)

阜康凹陷斜坡區(qū)儲層填隙物以黏土礦物為主，是造成深埋儲層低孔、低滲的重要因素。通過X射線衍射結(jié)合掃描電鏡和能譜分析，識別出黏土礦物主要類型為蒙皂石、伊蒙混層。伊蒙混層呈片狀，掃描電鏡能譜具有更高的K含量（圖9a，b），蒙皂石呈絲縷狀，掃描電鏡能譜K含量較低（圖9c，d）。研究區(qū)伊利石與沉積時期火山灰填隙物蒙皂石化、伊利石化有關(guān)，砂巖中大量的火山巖屑表明沉積時期物源區(qū)富含火山碎屑。蒙皂石向伊利石轉(zhuǎn)化的反應(yīng)化學(xué)方程式如下。

4.5K⁺+8Al³⁺+ 蒙皂石 伊利石 +Na⁺+2Ca²⁺+2.5Fe³⁺+ 2Mg²⁺+3Si⁴⁺+10H₂O （1）

蒙皂石伊利石化反應(yīng)要求有豐富的 K⁺ 來源，地層流體中的 K⁺ 主要來自鉀長石的溶解，鉀長石的溶蝕在粒間沉淀高嶺石的同時釋放大量的 K⁺ ，其化學(xué)反應(yīng)方程如下：

阜康斜坡區(qū)上烏爾禾組長石溶蝕作用并不發(fā)育，但西側(cè)北三臺凸起區(qū)鉀長石溶蝕作用非常普遍[2，推測北三臺凸起區(qū)鉀長石經(jīng)大氣水淋濾下滲是研究區(qū)上烏爾禾組富K地層流體的主要來源。

從平面分布上看，距西泉凸起物源距離越遠(yuǎn)，儲層黏土雜基含量較低。沉積物的風(fēng)化元素指標(biāo)，如化學(xué)蝕變指數(shù)（CIA）、化學(xué)風(fēng)化指數(shù)（CIW）、Parker風(fēng)化指數(shù)（WIP）和斜長石蝕變指數(shù)（PIA）等，廣泛應(yīng)用于碎屑巖源區(qū)的風(fēng)化作用強(qiáng)度分析[22-23]。其中，CIA、CIW和PIA的數(shù)值介于50＼～100，隨著化學(xué)風(fēng)化作用（a）阜49井，5402.83 φ_m，P3w ，砂礫巖，伊利石特征;（b）伊利石能譜特征（圖9a黃色點(diǎn)為能譜點(diǎn)位）；（c）阜48井，4540.61 m，P₃w ，灰色砂礫巖，蒙皂石；（d）蒙皂石能譜特征（圖9c黃色點(diǎn)為能譜點(diǎn)位）

強(qiáng)度增強(qiáng)而增大，而WIP值變化趨勢相反，隨著化學(xué)風(fēng)化作用強(qiáng)度增強(qiáng)，數(shù)值趨向于 0^{[22，24]} 。全巖XRF元素分析結(jié)果顯示，高黏土雜基井段（如康探5井、阜47井、阜48井）樣品的CIA值介于82.3＼～92.4，平均為88.3，指示強(qiáng)烈的風(fēng)化作用，而相對低黏土雜基井段（如阜49井）樣品的CIA值明顯降低（平均為87.2），反映相對較低的風(fēng)化程度（圖10）。CIW和PIA的變化規(guī)律與CIA的一致，在高黏土雜基井段較高，分別為90.3和88.4，而在低雜基井段明顯較小，分別為88.4和86.7。此外，WIP值變化也反映相同的風(fēng)化規(guī)律，高黏土雜基井段平均值為12.9，明顯低于低雜基井段（平均為15.0），顯示更強(qiáng)的風(fēng)化特征。這些結(jié)果說明，源區(qū)風(fēng)化強(qiáng)度直接影響?zhàn)ね岭s基的分布。前人研究表明，東北部克拉美麗山物源以不易風(fēng)化的中酸性火山巖為主，南東向博格達(dá)山物源以較易風(fēng)化的中基性火山巖為主825，證實(shí)了黏土雜基的分布與物源相關(guān)。

4.3成巖壓實(shí)和膠結(jié)作用造成儲層進(jìn)一步低滲

沉積作用決定了儲層原始面貌，成巖作用是造成深層砂巖儲層致密化的重要因素，強(qiáng)烈的壓實(shí)、膠結(jié)和黏土礦物轉(zhuǎn)化造成儲層孔隙減小、喉道變窄，孔隙結(jié)構(gòu)變差]。壓實(shí)作用對阜康凹陷斜坡區(qū)上烏爾禾組儲層造成了不可逆的影響，對儲層孔隙結(jié)構(gòu)造成的破壞最大，機(jī)械壓實(shí)作用是成巖初期砂巖減孔的主要原因。砂巖成分、分選以及埋藏深度是影響壓實(shí)作用的最重要因素。研究區(qū)上烏爾禾組砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均低，巖屑含量超過 85% ，石英和長石等剛性顆粒含量低于 15% ，大量的蝕變火山巖巖屑極大削弱了巖石的抗壓能力，因此壓實(shí)作用極強(qiáng)。膠結(jié)作用對孔隙結(jié)構(gòu)的破壞具有“多類型和多期次”的特點(diǎn)。方解石是最主要的減孔膠結(jié)物類型，其次為濁沸石和硅質(zhì)膠結(jié)物。研究區(qū)儲層中蒙皂石雜基向伊利石轉(zhuǎn)化過程中釋放出各種組分，這些組分在儲層成巖膠結(jié)物中均有發(fā)現(xiàn)。蒙皂石開始向伊利石轉(zhuǎn)化的溫度大約在 60^°C 左右，釋放的Ca²⁺ 和地層水中的碳酸根結(jié)合，以方解石膠結(jié)物的形式產(chǎn)出，當(dāng)溫度超過 60^°C～100^°C 時，蒙皂石伊利石化釋放的二氧化硅將以硅質(zhì)膠結(jié)的形式產(chǎn)出，這些膠結(jié)物對儲層孔隙結(jié)構(gòu)造成巨大的破壞。方解石膠結(jié)物未見溶蝕現(xiàn)象，是碳酸鹽礦物溶蝕的化學(xué)熱力學(xué)和動力學(xué)作用雙重控制的結(jié)果2。濁沸石膠結(jié)物雖然隨著后期酸性地層水的注入發(fā)生溶蝕，形成部分次生孔隙，但整體溶蝕程度較弱，對儲層的改善作用非常有限。

4.4晚期壓力傳導(dǎo)型超壓不能保護(hù)原生孔隙

地層超壓可以減小巖石所承受的有效應(yīng)力。地層超壓對儲層原生孔隙的影響取決于超壓發(fā)生的時間，如果地層超壓形成于大規(guī)模機(jī)械壓實(shí)作用之前（通常認(rèn)為埋深小于 2500m ，超壓對原生孔隙保存有建設(shè)作用，如果地層超壓形成時間晚，超壓并不能保存原生孔隙。研究區(qū)上烏爾禾組普遍發(fā)育地層超壓，超壓系數(shù)從凸起向凹陷區(qū)逐漸增高，阜48井地層壓力系數(shù)為1.55，康探1井、阜49井地層壓力系數(shù)近 1.80 。垂向有效應(yīng)力以及泥巖密度和泥巖深度速度的交會圖表明（圖11），超壓段泥巖聲波速度與垂向有效應(yīng)力以及密度的關(guān)系均與正常壓實(shí)段一致，并非欠壓實(shí)等成因27。結(jié)合區(qū)域壓力系數(shù)從凹陷向斜坡部位變小的特點(diǎn)，綜合推測研究區(qū)上烏爾禾組超壓可能是應(yīng)力傳導(dǎo)成因，系凹陷內(nèi)蘆草溝組烴源巖生烴引起的超壓沿斷層和裂縫側(cè)向傳導(dǎo)至上烏爾禾儲層中。阜康凹陷二疊系蘆草溝組烴源巖晚三疊一早侏羅世開始進(jìn)入生烴門限，晚侏羅一早白堊世進(jìn)入生烴高峰2，研究區(qū)上烏爾禾組大規(guī)模油氣聚集發(fā)生在晚侏羅一早白堊世，結(jié)合區(qū)域埋藏史一成巖史可知，此時上烏爾禾組儲層埋深已超過3000m ，成巖階段已處于中成巖B期，機(jī)械壓實(shí)作用完成對顆粒的調(diào)整，超壓形成時間晚，對保護(hù)原生孔隙意義不大。

4.5裂縫有效改善儲層滲透性

阜康斜坡區(qū)上烏爾禾組整體基質(zhì)孔隙發(fā)育較差，但部分井段試油獲得了較高的產(chǎn)量，如康探1井烏一段日產(chǎn)油 114.54t ，阜49井烏一段日產(chǎn)油86.42t 原油日產(chǎn)量和裂縫線密度具有很好的相關(guān)性（圖12），表明裂縫改善了儲層的孔隙結(jié)構(gòu)，極大增強(qiáng)了儲層的滲透率。地層超壓能支撐地下裂縫開度，進(jìn)一步提升裂縫有效性，前人通過高孔隙壓力條件下的儲層物性實(shí)驗證實(shí)，隨著孔隙壓力的增加，儲層滲透率也大幅增加，裂縫和超壓共同作用造成儲層油氣高產(chǎn)。通過解釋成像測井資料發(fā)現(xiàn)，康探1測試層段發(fā)育明顯的中高角度開啟縫，裂縫線密度為2.2條 /m ，阜49井裂縫測試段裂縫線密度也達(dá)1.24條 /m ，而阜48井測試段裂縫相對不發(fā)育，小于1條 /m 。平面上裂縫發(fā)育和斷裂密切相關(guān)，靠近大斷裂的井位，裂縫更發(fā)育。

5 對下一步油氣勘探的啟示

上述研究表明上烏爾禾組儲層具有裂縫一孔隙雙重介質(zhì)特點(diǎn)，裂縫是油氣高產(chǎn)的必要條件，基質(zhì)孔隙是深層致密油藏油氣穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)2，尋找裂縫和基質(zhì)孔隙相對發(fā)育段是油氣高效勘探和效益動用的關(guān)鍵[8]。前文所述，碎屑流水道砂礫巖泥質(zhì)含量高，孔隙結(jié)構(gòu)差；水下分流河道砂體基質(zhì)孔隙相對發(fā)育，孔隙結(jié)構(gòu)較好。由沉積特征可知，烏一段沉積期為填平補(bǔ)齊的碎屑流水道砂礫巖沉積，水下分流河道砂體主要發(fā)育在烏一段頂部和烏二段底部（圖13），后期可針對這兩套砂體進(jìn)行水平井開發(fā)。阜中凹槽上烏爾禾組儲層黏土主要受西泉凸起物源的影響，一方面沉積物近源搬運(yùn)、快速堆積、缺少淘洗，另一方面中基性物源較易風(fēng)化產(chǎn)生大量黏土礦物。阜北凹槽受克拉美麗中酸性物源影響，沉積物搬運(yùn)距離遠(yuǎn)，且不易風(fēng)化，推測儲層泥質(zhì)含量較低，是下一步油氣勘探的有利領(lǐng)域。

6結(jié)論

（1）阜康凹陷斜坡區(qū)上烏爾禾組發(fā)育特低孔、特低滲型砂礫巖儲層；孔隙類型以微孔和裂縫為主，孔隙結(jié)構(gòu)以小孔微喉為主，整體連通性差。

（2）沉積微相是控制上烏爾禾組儲層物性差異性的基礎(chǔ)，碎屑流水道砂礫巖和遠(yuǎn)砂壩細(xì)砂巖泥質(zhì)含量高、物性差，水下分流河道含礫中粗砂巖物性相對較好；高伊利石黏土雜基和成巖壓實(shí)及膠結(jié)作用是造成儲層致密低滲的主要因素；晚期壓力傳導(dǎo)型超壓未能保護(hù)原生孔隙；裂縫有效改善儲層滲透性，是油氣高產(chǎn)的主要原因。

（3）烏一段頂部和烏二段底部水下分流河道含礫砂巖泥質(zhì)含量相對較低，基質(zhì)孔隙發(fā)育，儲層性質(zhì)較好；遠(yuǎn)離西泉凸起物源影響的阜北凹槽區(qū)是下一步油氣勘探的有利領(lǐng)域。

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Abstract：[Objective] The Permian Upper Urho Formationalong the eastern slope area of Fukang Sag is an importantoil and gas exploration formation in the Junggar Basin.However，thedeepconglomeratereservoir is tight，and the unclear reservoir characteristics and controling factors restrict further oil and gas exploration and development. [Methods] Through core observations，casting thin sections， physical properties，scanning electron microscopy， high-pressure mercury injection curves，and other data，the petrological characteristics，physical properties，pore characteristics，andcontroling factors ofthetightconglomeratereservoirof the Upper UrhoFormationintheslopearea of Fukang Sag were studied.[Results]（1） the reservoir is composed of lithic sandstone with ultra-low porosityand permeability；（2）the pore types consist of micropores and fractures，andthe pore structure is characterized by small pores and micro throats，with poor connectivity；and（3）sedimentary microfacies are the basis for strong reservoir heterogeneity. Conglomerates deposited in clastic flow channels and fine sandstones deposited in far sandbars have high matrix content and poor physical properties，whereas conglomeratic sandstonesdeposited in underwaterdistributary channels have relatively good physical properties.The high ilite matrix，diagenetic compaction，and cementationare the main factors causing reservoir tightness.Late stage overpressure origin by pressure conduction cannot preserve primary pores.Fractures improve reservoir permeability leading to high oil and gas production.[Conclusions] The conglomeratic sandstone in the underwater distributary channel at the top of P₃w₁ and bottom of P₃w₂ hasa relativelylow matrix content，developed matrix pores，and good reservoir properties.The Fubei area，far from the influence of provenance of the Xiquan uplift，is a favorable area for further oil and gas exploration.

Key Words： tight conglomerate；deep buried reservoir； diagenesis；controlling factors；Fukang Sag；Upper Urho Formation;Junggar Basin