準噶爾盆地瑪湖斜坡區三疊系百口泉組儲層特征及控制因素

譚開俊，王國棟，羅惠芬，曲永強，尹 路，陳 娟

（1．中國石油勘探開發研究院西北分院，蘭州730020；2.中國石油新疆油田分公司燃氣公司，新疆克拉瑪依834000）

準噶爾盆地瑪湖斜坡區三疊系百口泉組儲層特征及控制因素

譚開俊1，王國棟1，羅惠芬2，曲永強1，尹 路1，陳 娟1

（1．中國石油勘探開發研究院西北分院，蘭州730020；2.中國石油新疆油田分公司燃氣公司，新疆克拉瑪依834000）

為了更有效地在瑪湖斜坡區三疊系百口泉組尋找有效儲集體，利用巖石薄片、鑄體薄片和掃描電鏡等資料，對該區巖石學特征、儲集空間類型、孔喉結構、儲層物性和儲層控制因素等進行了研究。結果表明：①該區儲層類型主要為扇三角洲平原和前緣亞相的砂礫巖，成分成熟度和結構成熟度均較低，孔喉結構差—中等，平原亞相以原生孔隙為主，前緣亞相以次生孔隙為主，整體表現為低孔、低滲的儲層特征；②剛性顆粒發育的地區，壓實作用弱，可溶蝕礦物含量高，溶解作用強，儲層物性較好；③平原亞相比前緣亞相的壓實程度高，且雜基含量較高，溶解作用弱，儲層物性相對較差；④壓實作用減孔明顯，膠結作用減孔不明顯，溶蝕作用增孔明顯，烴類侵位對成巖作用具有一定的抑制作用，有利于改善儲層物性。關鍵詞：三疊系；沉積相；成巖作用；烴類侵位；準噶爾盆地

0 引言

準噶爾盆地西北緣由紅車斷裂帶、克百斷裂帶、烏夏斷裂帶、中拐凸起和瑪湖斜坡區（瑪東斜坡區、瑪北斜坡區、瑪西斜坡區和瑪南斜坡區）等5個二級構造單元組成（圖1），具有充足的油氣資源，成藏條件優越。在準噶爾盆地西北緣斷裂帶相繼發現了克拉瑪依、百口泉、紅山嘴、烏爾禾以及夏子街等油田［1-2］。

圖1瑪湖斜坡區構造位置Fig.1 Tectonic location of Mahu slope area

近年來，在瑪湖斜坡區三疊系百口泉組發現了大量的地層-巖性油氣藏，如瑪北油田。目前，在烴源巖和構造等成藏條件基本明確的情況下［3-8］，尋找有效儲集體是油氣勘探工作的重點和核心。前人針對準噶爾盆地西北緣斷裂帶的局部區塊開展了三疊系儲層的基本特征［9-10］、成巖序列特征［11］、成巖作用類型及其對物性的影響［12-13］和成巖相［14-15］等方面的研究工作，但對瑪湖斜坡區三疊系儲層的研究尚未涉及。筆者通過巖心觀察、巖石薄片、鑄體薄片及掃描電鏡資料的分析，系統研究瑪湖斜坡區三疊系百口泉組的巖石學特征、儲集空間類型、孔喉結構以及儲層物性，明確儲層發育的控制因素，為利用地震技術預測有利儲層提供地質學方面的理論依據。

1 儲層基本特征

1.1 儲層巖石學特征

瑪湖斜坡區三疊系百口泉組為扇三角洲沉積，儲層主要為三角洲前緣水下分流河道砂礫巖和少量砂巖［10］，巖石顏色以灰色和灰綠色為主，礫石大小不等，最大粒徑為45 mm，一般為2～40 mm，多呈次圓狀，分選性差。礫石成分較復雜，主要為凝灰巖、花崗巖，其次為安山巖、流紋巖、石英巖、硅質巖和霏細巖（圖版Ⅰ-1）。砂巖顆粒呈次圓狀，分選中等。砂質成分以凝灰巖和巖屑為主，其次為石英和長石。膠結物以黏土質為主，其次為高嶺石、方解石和沸石，中等膠結（圖版Ⅰ-2）。相比之下，瑪湖斜坡區扇三角洲平原辮狀河道巖性為褐色礫巖和砂礫巖，具有分選較差、磨圓中等—差及雜基含量多的特點，巖性致密。

1.2 儲集空間類型

根據研究區40余口井的巖石薄片、鑄體薄片和掃描電鏡分析，認為該區三疊系百口泉組扇三角洲平原亞相儲層的儲集空間以原生孔隙為主，主要孔隙類型有粒間原生孔、顆粒壓碎縫、剩余粒間孔以及粒內溶孔，分別占總孔隙的71%，13%，12%和4%（表1）；扇三角洲前緣亞相儲層的儲集空間以次生孔隙為主，主要孔隙類型有粒內溶孔、界面孔、粒間溶孔、微裂縫、基質溶孔和剩余粒間孔，分別占總孔隙的37%，30%，16%，9%，4%和4%（表1）。

表1 瑪湖斜坡區扇三角洲儲層孔隙類型統計Table1 Pore types of fan delta reservoir in Mahu slope area %

1.3 儲層孔喉結構特征

根據研究區20余口井的壓汞資料統計分析，環瑪湖斜坡區百口泉組儲層孔隙分選系數平均為2.11，分選中等—較差；偏態為負偏態，歪度平均值為0．76；中值壓力平均為11．06 MPa，中值半徑平均為0.14 μm；排驅壓力中等，平均為0.58 MPa；最大孔喉半徑均值為1.59 μm；毛管半徑均值為0．41 μm，以微細喉為主；退汞效率平均為39.53%；毛管壓力曲線“平臺”特征不明顯。由此反映出該區百口泉組儲層孔隙小、喉道半徑較小、孔喉連通性差、排驅壓力中等、中值壓力高、退汞效率和水驅油效率均較低的特點，為一套自身彈性能量差的砂礫巖儲層，且儲層孔隙結構差—中等。

1.4 儲層物性特征

研究區三疊系百口泉組儲層物性整體表現為低孔、低滲特征，由于受沉積體系母巖成分和成巖作用的影響，不同斜坡區的儲集物性具有差異性。根據該區30余口井的物性資料統計分析（表2），瑪東斜坡區儲層孔隙度為6.17%～12.64%，平均為10.17%，滲透率為0.04～1.34 mD，平均為0.33 mD；瑪北斜坡區儲層孔隙度為1.17%～16.40%，平均為7.52%，滲透率為0.02～693.00 mD，平均為0.63 mD；瑪西斜坡區儲層孔隙度為3.18%～12.50%，平均為9.23%，滲透率為0.04～2218.00mD，平均為11.3 mD；瑪南斜坡區儲層孔隙度為3.5%～21.8%，平均為10.87%，滲透率為0.15～247.00 mD，平均為4.1 mD。由此可得出，瑪南斜坡區儲層物性最好，瑪西和瑪北斜坡區儲層物性次之，瑪東斜坡區儲層物性最差。

表2 瑪湖斜坡區三疊系百口泉組物性統計Table2 Physical properties of the Triassic Baikouquan Formation in different areas of Mahu slope area

2 儲層發育的控制因素

儲層的儲集性能受內因和外因兩方面地質因素的控制［16］：一是內因，即儲層自身的物質特性，如成分、巖屑、粒徑和沉積相等；二是外因，即儲層所處的地質背景或盆地動力學特征，如成巖作用和烴類侵位作用等。

2.1 巖石成分是控制儲層發育的基本因素

沉積環境是影響儲層物性的地質基礎［17］。在不同的沉積環境下，砂體成分、結構、粒度、分選及厚度等均具有明顯差異，且對儲層的儲集條件具有不同的影響，特別是砂體的分選性在更大程度上主導著儲層的儲集性能［18］。同一沉積相的不同沉積亞相或微相對儲層的儲集條件也具有不同的影響［19］。

2.1.1 巖石成分

瑪湖斜坡區三疊系百口泉組為扇三角洲沉積。在瑪東、瑪北、瑪西和瑪南斜坡區分別發育瑪東—夏鹽扇三角洲沉積體系、夏子街扇三角洲沉積體系、黃羊泉扇三角洲沉積體系和克拉瑪依扇三角洲沉積體系。各沉積體系所對應儲層中的剛性顆粒含量、可溶蝕礦物含量以及溶蝕孔隙含量之間具有相關性：剛性顆粒含量高則有利于成巖壓實階段原生孔隙的保存［20］；由石英、燧石和石英巖巖屑等組成的剛性顆?？谷芪g作用強，其形成的巖石骨架結構穩定，為中成巖階段易溶礦物的溶解提供了有效的流體流動空間，促進了溶解作用的發生，有利于形成更多的次生溶蝕孔隙?，敄|斜坡區剛性顆粒、可溶蝕礦物及次生溶蝕孔隙體積分數分別為28%，18%和50%；瑪北斜坡區上述3項數值分別為37%，19%和66%，瑪西斜坡區上述3項數值分別為39%，25%和69%；瑪南斜坡區上述3項數值分別為47%，23%和82%（表3），充分說明了不同物源體系下不同的巖石成分控制了儲層物性的差異性。

表3 瑪湖斜坡區三疊系百口泉組儲層中剛性顆粒、可溶礦物及溶蝕孔隙含量統計Table3 Percentage content of rigid particle,soluble mineral and dissolved pores of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area %

研究區三疊系百口泉組儲層中的巖屑類型以火山巖巖屑為主，但也存在一定數量的塑性巖屑。塑性巖屑含量隨粒度不同而變化，在粗砂巖、中砂巖和細砂巖中的巖屑體積分數分別為1.4%，2.6%和5.8%［12］。儲層物性受粒度影響較大，尤其是滲透率，一般表現為粗、中砂巖孔滲性均較高，是粉砂巖的1.5～58.0倍（表4）。產生這種結果的原因主要是由于粗粒徑的巖石抗壓實能力強，而細粒徑的巖石中存在的較高含量的塑性巖屑加速了砂巖壓實，此外還由于砂巖粒度細，壓實作用強，原生孔隙保存不完整，酸性流體不易于進入儲層，溶蝕作用難以大規模發育。

表4 瑪湖斜坡區三疊系百口泉組巖性與物性關系Table4 Relationship between lithology and physical properties of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

2.1.2 沉積相

研究區三疊系百口泉組主要為扇三角洲沉積。扇三角州平原亞相盡管水動力較強，但分選較差，在其埋藏成巖過程中，同等深度處受壓實的程度較前緣亞相高，儲層在早成巖階段B期—中成巖階段A1期就變差了，到中成巖階段B期就已經致密化了，且其雜基體積分數（5.2%）比前緣亞相的雜基體積積分數（2.9%）高，制約了酸性流體的流動和溶蝕的強度，溶蝕孔隙發育程度相對較低（圖版Ⅰ-3）。沉積時水動力的強弱也影響儲層物性。扇三角洲前緣亞相中的主河道比分支河道的水動力強、巖石顆粒分選好、雜基含量低，次生孔隙較發育，因此其儲層物性也較好（圖版Ⅰ-4）。通過薄片觀察數據統計，前緣亞相儲層的平均孔隙度為10.1%，平均滲透率為3.25 mD；平原亞相儲層的平均孔隙度為7.7%，平均滲透率為0.98 mD。前緣亞相主河道的平均孔隙度為12.9%，平均滲透率為10.5 mD；前緣亞相分支河道的平均孔隙度為9.5%，平均滲透率為4 mD。因此，該區扇三角洲前緣亞相的儲層物性優于平原亞相的儲層物性，前緣亞相主河道的儲層物性優于分支河道的儲層物性。

2.2 成巖作用是控制儲層物性的關鍵因素

通過對研究區三疊系百口泉組儲層鏡下成巖作用的觀察與分析，認為瑪湖斜坡區百口泉組總體處于早成巖階段B期到中成巖階段B期的成巖演化階段。早成巖階段B期，壓實和膠結作用減孔明顯，而長石等可溶礦物的溶解作用弱；中成巖階段A期，壓實和膠結作用對孔隙演化不起主要作用，而以長石等的溶蝕作用為主，為形成次生孔隙的主要階段；中成巖階段B期，強烈的壓實和晚期膠結作用致使儲層進一步致密化，儲層孔隙快速減小，在局部發育微裂縫。因此，壓實作用、膠結作用和溶蝕作用是該區主要的成巖作用，它們對儲層物性起到了關鍵的控制作用。

2.2.1 壓實作用

壓實作用是降低研究區儲層儲集性能的一種主要成巖作用，其主要特征有：①顆粒接觸緊密（圖版Ⅱ-1）；②塑性顆粒變形及雜基條帶彎曲，部分進入孔隙中形成假雜基（圖版Ⅱ-2）；③壓碎縫發育（圖版Ⅱ-3）。壓碎縫是壓實作用或其與側向應力共同作用產生的，對儲層物性改善明顯，尤其對儲層滲透率的改善更為明顯［14，15］。壓碎縫對孔隙度的貢獻量平均為3.6%，而滲透率則增加了20余倍［12］。

2.2.2 膠結作用

膠結作用是降低研究區儲層儲集性能的一種主要成巖作用，其主要類型為黏土礦物膠結，少見碳酸鹽膠結和沸石膠結。黏土礦物膠結物主要包括高嶺石、伊/蒙混層、綠泥石和伊利石。高嶺石晶體一般呈假六邊形，集合體呈蠕蟲狀和書頁狀，常以孔隙充填的形式產出（圖版Ⅱ-4）。伊/蒙混層常呈不規則狀附著于粒表或充填于粒間孔隙中（圖版Ⅱ-5）。綠泥石呈葉片狀覆于顆粒表面或呈絨球狀充填于粒間孔隙中（圖版Ⅱ-6、圖版Ⅱ-7）。自生黏土礦物對巖石的孔隙具有很大影響，它們充填于孔隙或分布于顆粒表面使巖石中的粒間孔變為微孔隙，或堵塞孔隙喉道，使巖石的孔隙度和滲透率降低。

2.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是提高研究區儲層儲集性能的一種主要成巖作用，其主要特征有：①在原生粒間孔的基礎上，顆粒邊緣被部分溶蝕成不規則狀，向中心擴展而形成粒間擴大溶孔（圖版Ⅰ-8），該類孔隙對提高儲層孔隙度和滲透率具有重要的作用；②巖屑的篩狀溶蝕和長石沿解理縫的溶蝕形成粒內溶孔（圖版Ⅰ-9），其發育地區局限，對孔隙空間的貢獻小于粒間溶孔。

2.3 烴類侵位作用有利于改善儲層物性

大多數學者認為，自生礦物的生成、膠結和溶蝕等一系列成巖作用的發生與孔隙流體性質和酸堿環境等因素密切相關［12，21］。

鑄體薄片觀察顯示，部分處于中成巖階段的儲層巖石中保存有少量原生孔隙，原生孔隙內充填有暗褐色烴類，與烴類接觸的顆粒邊緣未見任何成巖作用（圖版Ⅰ-10）。分析認為，研究區三疊紀末百口泉組儲層中原生孔隙發育，風城組成熟油充注進入百口泉組儲層原生孔隙中，抑制了原生孔隙內和相鄰礦物顆粒邊緣成巖作用的發生。此外，通過對該區三疊系百口泉組不同含油級別中相對伊利石含量的比較分析，發現伊利石含量具有隨含油級別的增加而降低的趨勢（圖2）。由于伊利石難以被有機酸溶蝕，所以溶蝕作用導致伊利石含量變化的因素基本可以排除，因此，伊利石含量隨含油性的變化主要與油氣充注導致自生伊利石生長環境發生變化有關。其主要原因是：在三疊紀末，瑪湖斜坡區二疊系的烴源巖開始大量生排烴［22］，原油充注進入儲層空間內，占據了伊利石等自身礦物的生長空間，對其生長具有一定的抑制作用，從而導致其含量減少；同時，原油充注進入儲層空間內，改變了孔隙水的化學成分，抑制了伊利石等自生礦物的形成以及礦物的交代、轉化和膠結等成巖作用的發生，使儲集空間減少了自生礦物的充填。相反，烴類未充注或含油飽和度較低的砂層，其成巖環境破壞少或未遭到破壞，因此伊利石等自身礦物含量較高?？傊?，儲集層含油級別越高，伊利石等自生礦物含量越低。這充分說明烴類侵位對成巖礦物演化具有一定的抑制作用，有利于改善儲層物性。

圖2 瑪湖斜坡區三疊系百口泉組不同含油級別與伊利石含量關系Fig.2 Relationship between different oil-bearing grade and illite content of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

3 儲層有利區分布

依據上述儲層物性控制因素，對研究區百口泉組有利儲層分布進行了評價。從相控儲層物性來看，扇三角洲前緣亞相好于扇三角洲平原亞相；從成巖相來看，儲層可以分為原生孔隙儲層、次生孔隙儲層和成巖致密儲層。將沉積相和成巖相疊合，可以將該區儲層劃分為3種類型（圖3）：Ⅰ類為扇三角洲前緣且次生孔隙發育的儲層，主要分布在構造斜坡帶四大沉積體系前端，分布面積大；Ⅱ類為原生孔隙發育的儲層，包括構造高部位的部分扇三角洲平原亞相儲層和前緣亞相儲層，主要分布在凹陷上傾方向的斷裂帶及其附近；Ⅲ類為成巖致密儲層，主要分布在Ⅰ類和Ⅱ類儲層的過渡區，以扇三角洲平原亞相為主，包括部分前緣亞相。

圖3 瑪湖斜坡區三疊系百口泉組儲層綜合評價Fig.3 Reservoir evaluation of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

4 結論

（1）瑪湖斜坡區三疊系百口泉組儲層類型主要為扇三角洲平原和前緣亞相的砂礫巖，成分成熟度和結構成熟度均較低，孔喉結構差—中等，平原亞相以原生孔隙為主，前緣亞相以次生孔隙為主，整體表現為低孔、低滲的儲層特征。

（2）巖石成分是控制儲層發育的基本因素。剛性顆粒發育的地區，壓實作用弱，可溶蝕礦物含量高，溶蝕作用強，儲層物性較好。扇三角洲平原亞相比前緣亞相的壓實程度高，且雜基含量較高，溶蝕作用弱，儲層物性相對較差。

（3）成巖作用是控制儲層物性的關鍵因素。壓實作用和膠結作用降低了儲層的儲集性能，而溶蝕作用和烴類侵位作用有效提高了儲層的儲集性能，控制了瑪湖斜坡區有利儲層的發育。

（4）瑪湖斜坡區三疊系百口泉組有利儲層主要分布在四大沉積體系對應的構造高部位（斷裂帶附近）和斜坡帶扇三角洲前緣亞相帶。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：王會玲）

Reservoir characteristics and controlling factors of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area,Junggar Basin

TAN Kaijun1，WANG Guodong1，LUO Huifen2，QU Yongqiang1，YIN Lu1，CHEN Juan1
（1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China；2.Gas Company，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

By means of rock slices,casting slices and scanning electron microscope,this paper systematically studied the petrologic feature,reservoir space type,pore throat structure,physical properties and controlling factors of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area,Junggar Basin,to find out the effective reservoirs in this area.The study results show that:①The reservoir type is mainly glutenite of fan delta plain and front subfacies,which is characterized by low compositional and structural maturity,poor to moderate pore throat structure,plain subfacies is dominated by primary pores,and front subfacies is mainly of secondary pores,with low porosity and permeability on the whole.②The area developing rigid particles has the characteristics of weak compaction,high corrosion mineral content,strong dissolution and preferable physical properties.③The plain subfacies has higher compaction degree, higher matrix content,weaker dissolution and poorer physical properties,comparing to the front subfacies.④The compaction can reduce the pores obviously,the cementation can not,the dissolution can increase pores,and the hydrocarbon emplacement has definite inhibitory effect on diagenesis,which is helpful to improve the reservoir properties.

Triassic；sedimentaryfacies；diagenesis；hydrocarbon emplacement；Junggar Basin

TE122.2

A

1673-8926（2014）06-0083-06

2014-02-18；

2014-04-05

國家重點基礎研究發展計劃（973）項目“非均質油氣藏地球物理探測基礎研究”（編號：2007CB209604）資助

譚開?。?973-），男，博士，高級工程師，主要從事儲層和油氣成藏方面的研究工作。地址：（730020）甘肅省蘭州市城關區雁兒灣路535號。電話：（0931）8686615。E-mail：tankj@petrochina.com.cn。