准中4区块中上侏罗统石树沟群储层特征及影响因素

郑 胜， 乔玉雷， 谭星宇， 毛 琳， 刘德志， 修金磊

( 1. 中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257000； 2. 中国石化胜利油田分公司 油藏动态监测中心，山东 东营 257000 )

0 引言

准噶尔盆地经过半个世纪的勘探开发，随地质认识的不断深入和勘探技术的不断进步，油气勘探向目的层更深、油气藏更隐蔽的趋势发展[1]。目前，准噶尔盆地钻井陆续取得一些油气发现，侏罗系具有丰富的油气藏，勘探潜力较大，是现阶段勘探的重点层系。人们对准噶尔盆地侏罗系物源体系、沉积环境与沉积相模式，以及烃源岩演化等进行研究[2-7]。其中宋传春等[2]认为，准中地区侏罗系油气藏类型主要以岩性油气藏为主，侏罗系埋藏深，勘探难度大，成本高，需要关注优质储层的储集性能和分布规律。关于侏罗系储层，孙靖等[8]和陈新等[9]分析莫北地区八道湾组和三工河组储层宏观及微观特征，明确致密储层物性影响因素；罗月明等[10]分析沙窝地三工河组储层储集特征和成岩作用，指出勘探有利区带；张江华等[11]分析中部1区块三工河组储层成岩演化过程，阐述储层致密机理；石好果等[12]研究中部4区块三工河组和头屯河组储层成岩与油气充注，认为研究区储层成岩作用复杂，与三期油气充注过程相互耦合。

研究区侏罗系储层成因比较复杂，目前对中上侏罗统石树沟群储层特征和影响因素缺乏研究。中上侏罗统石树沟群与下侏罗统八道湾组、三工河组储层具有不同的形成演化背景，相比于后者，前者埋藏深度更浅，且沉积环境更干旱，沉积相类型也有明显变化。因此，研究中上侏罗统石树沟群储层特征及影响因素具有重要意义。2015年，在准中4区块董701井齐古组发现工业油流。根据研究区8口钻井取心资料，利用铸体薄片、X线衍射、物性测试和压汞分析等方法，分析准中4区块中上侏罗统石树沟群储层特征，以及沉积作用、成岩作用对储层物性的影响，为推动研究区的油气勘探进程提供指导。

1 区域地质概况

准噶尔盆地是一个具有复合叠加特征的大型含油气盆地，自晚古生代以来，受海西、印支、燕山和喜马拉雅等构造运动的影响，经历裂陷阶段(石炭纪—早二叠世)、坳陷阶段(晚二叠世—古近纪)和类前陆盆地阶段(新近纪—现今)等3个构造演化过程，形成多个构造单元[13-14]。准噶尔盆地中部4区块位于新疆维吾尔自治区阜康市以北阜康凹陷，构造上属于盆地腹部中央坳陷带，南靠天山山前逆冲推覆带，北邻白家海凸起，东接帐北断褶带，呈矩形展布，面积为2 891.7 km2(见图1)。在盆地构造演化背景下，准中4区块侏罗系表现为稳定的坳陷型沉积环境，后期经历持续向北抬升，形成现今北东高、南西低的大缓坡形态。

图1 准噶尔盆地中部4区块构造区域Fig.1 Structure of block 4 of central Junggar basin

准噶尔盆地侏罗系分布广泛，沉积厚度大，自下而上分为下统、中统和上统；其中下统由八道湾组和三工河组组成，中统由西山窑组和头屯河组组成，上统由齐古组和喀拉扎组组成。八道湾组、三工河组、西山窑组统称为水西沟群；头屯河组、齐古组和喀拉扎组统称为石树沟群。受燕山运动一幕和二幕影响，车莫古隆起逐渐隆升[15]，准中4区块西部头屯河组局部遭受剥蚀，齐古组剥蚀范围进一步向东扩大，喀拉扎组在研究区内全部被剥蚀[16-17]。因此，研究区石树沟群只包含头屯河组和齐古组，头屯河组自下而上分为一段、二段和三段(见图2[18])。

根据古生物和岩性组合特征，将侏罗纪的古气候演化分为两个阶段：早侏罗世—中侏罗世中期，以温暖潮湿气候为主，存在一系列次级变化，经历三次大规模的湖侵事件[18-19]，造成沉积旋回的阶段性，研究区发育多种沉积相类型，包括辫状河三角洲、曲流河三角洲和湖泊等；中侏罗世晚期—晚侏罗世，湖平面持续降低，气候逐渐变干、变热，以亚热带干旱—半干旱气候为主，研究区主要沉积体系也随之发生变化，主要发育曲流河三角洲—曲流河沉积体系。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

根据研究区8口取心井的151个砂岩岩心样品的岩石薄片观察和统计(见表1)，对研究区储层进行岩石学特征分类(见图3)。准中4区块石树沟群储层岩石类型以岩屑砂岩为主，长石质岩屑砂岩次之。其中石英平均体积分数为22.3%，主要来源于火成岩母岩，阴极发光薄片以发蓝紫色光为特征；长石平均体积分数为23.6%，以斜长石为主，含少量钾长石，X线衍射结果表明斜长石所占比例超过81.4%；岩屑平均体积分数为54.6%，主要为火成岩岩屑，常见板条结构、斑状结构、隐晶结构、霏细结构和玻璃质结构等。矿物成分在纵向上具有从头屯河组一段到齐古组石英体积分数减少、岩屑体积分数增加、成熟度降低的规律。

图2 准中4区块侏罗系地层综合柱状图Fig.2 Integrated stratigraphic column of Jurassic system in block 4 of central Junggar basin

地层地层代号φ(石英)/%φ(长石)/%φ(岩屑)/%样品数/个齐古组J3q17.623.858.639头屯河组三段J2t320.021.458.630头屯河组二段J2t220.125.754.230头屯河组一段J2t129.420.250.452平均22.323.654.1

图3 准中4区块石树沟群储层岩石学分类Fig.3 Petrology classification of reservoir of Shishugou group in block 4 of central Junggar basin

根据扫描电镜和X线衍射分析，研究区黏土矿物主要以伊/蒙混层、绿泥石和伊利石为主。随地层埋深减少，自头屯河组一段到齐古组伊/蒙混层体积分数增加，混层比升高，绿泥石体积分数减少，高岭石在研究区整体不发育。

研究区碎屑岩储层岩石结构成熟度中等，分选中等—好，磨圆度一般可达次棱角—次圆状。矿物之间多为颗粒支撑，呈线—凹凸接触。储层胶结物类型主要有黏土矿物、硅质和碳酸盐，其中碳酸盐胶结物以方解石为主，偶尔也发育铁方解石，胶结方式多为孔隙式胶结，局部可见连晶式胶结。

2.2 储集特征

2.2.1 孔隙类型

利用铸体薄片和扫描电镜观察，分析准中4区块石树沟群储层的孔隙类型及形态特征，常见的孔隙类型有原生孔隙、粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙、铸模孔隙、晶间孔隙和裂缝等。其中原生孔隙大部分被后期成岩作用改造，形成粒间溶蚀扩大孔或残余粒间孔，难以识别。研究区储层孔隙类型可归纳为3种：

(1)粒间孔隙。为研究区发育的主要孔隙类型，包括原生残余孔隙和粒间溶蚀孔隙，占60%～70%，其中齐古组粒间孔隙比例更高。镜下特征表现为：石英加大占据大部分原生粒间孔隙，形成残余粒间孔；早期充填粒间孔隙胶结物全部溶蚀，形成类似于原生的粒间孔隙(见图4(a))；长石或易溶矿物颗粒的边缘遭受不同程度溶蚀，形成港湾状粒间溶蚀扩大孔，局部可见矿物溶蚀残骸(见图4(b))。发育该孔隙类型的储层一般杂基含量低。成岩早期，胶结物充填粒间孔或者交代部分石英和长石颗粒；随后期酸性流体侵入，储层中长石或早期胶结物等易溶矿物发生强烈溶蚀作用，形成粒间溶蚀孔隙。因此，粒间孔隙的发育是早期可溶蚀胶结物或交代物与后期强烈溶蚀作用共同作用的产物。

图4 准中4区块石树沟群储层孔隙类型及特征

(2)粒内孔隙。为研究区发育的次要孔隙类型，主要指粒内溶蚀孔隙，其中以长石粒内溶蚀孔隙最为常见(见图4(c))。粒内溶蚀孔隙一般体积小，喉道窄，连通性差，孔隙中可见大量颗粒溶蚀残骸。在强溶蚀情况下，某些粒内溶蚀孔隙进一步溶蚀扩大，只残余矿物颗粒轮廓，形成铸模孔隙(见图4(d))。粒内溶蚀孔隙虽然对流体运移帮助很小，但可以有效提高储集空间；如果继续溶蚀，则形成超大孔隙，可极大提高储层物性。

(3)其他孔隙。主要为胶结物晶间孔隙和裂缝。研究区砂岩储层中黏土胶结物充填粒间孔隙，使原本较好的孔隙大幅减小，孔径一般小于10 μm(见图4(e))，储层物性明显降低。裂缝类孔隙主要为构造裂缝，在头屯河组一段发育，可见有机质充填于裂缝(见图4(f))。该类型裂缝提高储层渗透性，可作为油气运移通道。此外，由于储层埋深相对较大，压实作用较强，局部产生压裂缝，对孔隙度影响甚微。

2.2.2 孔隙结构

孔隙结构主要指孔隙与喉道的组合关系，是表征储层物性的重要参数，其中孔隙空间决定孔隙度，喉道大小、数量决定渗透率。利用压汞实验测得储层孔隙及喉道特征参数，绘制毛细管压力曲线，结合扫描电镜和铸体薄片镜下特征，分析储层喉道大小、连通状况、分布规律及相互配置关系。石树沟群储层喉道半径主要分布在0.020 0～9.900 0 μm之间，平均为0.660 0 μm，分选因数平均为2.01。受沉积与成岩作用影响，不同层段、不同沉积微相储层的孔隙结构存在差异。统计研究区23块样品的压汞数据，可将研究区碎屑岩储层孔隙结构分为中喉型、细喉型和特细喉型。

(1)中喉型。该孔隙结构类型代表性样品只有6个，主要发育于齐古组和头屯河组三段。以董701井3 904.2 m为例(见图5(a))，毛细管压力曲线平台发育，孔喉分选较好，孔喉分布具有尖峰正偏态粗歪度的特征；平均喉道半径为9.940 0 μm；孔隙排驱压力较低，为0.03 MPa，最大进汞饱和度为73.94%。储层矿物颗粒之间呈点—线接触，粒间孔隙较发育，喉道类型多见缩颈型。

图5 准中4区块石树沟群储层毛细管压力曲线Fig.5 Capillary pressure curves of sandstone reservoir of Shishugou group in block 4 of central Junggar basin

(2)细喉型。该孔隙结构类型是研究区储层的主要存在方式和典型特征，样品中有11块表现此类孔隙结构。以董6井3 975.9 m为例(见图5(b))，毛细管压力曲线平台不明显，孔喉分选较差，孔喉分布具有尖峰正偏态偏细歪度的特征；平均喉道半径为0.190 0 μm；孔隙排驱压力为1.20 MPa，最大进汞饱和度为70.87%。储层矿物颗粒之间以线接触为主，杂基含量较高，胶结物以接触式胶结为主，占据一定的孔隙空间，最终导致孔隙缩小，转而变为喉道。

(3)特细喉型。该类孔隙结构主要发育于厚层边滩和分支河道砂体底部、钙质胶结层或三角洲前缘水下天然堤等薄层粉细砂岩。以董7井4 513.7 m为例(见图5(c))，毛细管压力曲线平台不明显，孔喉分选差，孔喉分布具有尖峰正偏态细歪度的特征；平均喉道半径为0.019 0 μm；孔隙排驱压力较高，可达4.41 MPa，最大进汞饱和度较低，只有40.14%。储层发育连晶式方解石胶结，由于储层粒度细，杂基和塑性岩屑含量较高，遭受强烈压实作用，导致孔隙完全损失，胶结物晶间孔既是孔隙又是喉道。

2.3 物性特征

储层物性是油气成藏的关键因素之一，也是储层评价和油气开发中的重要参数。统计研究区石树沟群190个砂岩岩心样品的物性实测结果，储层孔隙度与渗透率具有良好的相关关系(见图6)，储层孔隙类型以粒间孔隙为主，与储集空间和孔隙结构的判断结果一致。在溶蚀过程中，以粒间溶孔为主的碎屑岩储层储集空间和喉道半径同时增大，孔隙度与渗透率具有较好的相关关系；以粒内溶孔为主的碎屑岩储层仅提升储层储集空间，而喉道半径的改变有限，孔隙度与渗透率具有较差的相关关系。

储层物性在纵向上具有一定规律性，齐古组和头屯河组三段储层物性较好，孔隙度分布在5.2%～24.2%之间，平均为12.9%；渗透率分布在(0.090～466.000)×10-3μm2之间，平均为30.600×10-3μm2；储层物性可分为中孔中渗、低孔中渗和低孔低渗。虽然储层物性相对较好，但在粗粒的河道类型砂岩内部偶尔发育钙质夹层，使局部孔隙度与渗透率急剧降低，造成储层具有较强的非均质性。

图6 准中4区块石树沟群储层孔隙度与渗透率关系

Fig.6 Relationship between porosity and permeability of sandstone reservoir of Shishugou group in block 4 of central Junggar basin

受搬运方式与搬运距离的影响，头屯河组二段和一段储层粒度偏细，物性较差，孔隙度分布在2.5%～15%之间，平均为8.4%；渗透率分布在(0.007～2.900)×10-3μm2之间，平均为0.500×10-3μm2；储层物性可分为低孔低渗、特低孔低渗和特低孔特低渗。因储层物性普遍较差，优质储层不发育。

3 影响因素

影响碎屑岩储层物性的因素包括物源、气候、环境、水动力条件及成岩作用等[20-22]，主要归结为受宏观沉积相带控制下的成岩作用对储层进行改造的结果。

3.1 沉积作用

准中4区块石树沟群沉积相自下而上由曲流河三角洲向曲流河过渡，储层类型主要为三角洲前缘水下分支河道、水下天然堤、三角洲平原分支河道、曲流河边滩砂体等，还发育少量河口坝和滨浅湖滩坝砂体。不同沉积微相具有不同的水动力条件及搬运方式，致使砂岩储层粒度、泥质杂基含量和塑性岩屑含量存在差异。研究区水动力条件最强的曲流河边滩砂体发育中粗砂岩，局部含砾，泥质杂基和塑性岩屑含量低；水动力条件稍弱的三角洲分支河道砂体粒度略细，泥质杂基含量略高；水动力条件较弱的水下天然堤、河口坝和滩坝砂体发育粉细砂岩，泥质杂基含量较高。

根据钻井取心样品的实测物性与粒度，以及薄片鉴定结果、X线衍射数据分析，储层砂岩粒度与储层物性具有正相关关系，储层物性与粒度中值具有相同的变化规律(见图7)。边滩砂体粒度中值平均为0.210 mm，泥质杂基含量低，孔隙喉道在埋藏过程中损失速率较缓，喉道一般表现为分选好的中喉型，平均孔隙度为13.3%，平均渗透率为17.240×10-3μm2，达到中孔中渗级别。水下分支河道粒度中值平均为0.140 mm，泥质杂基含量略高于边滩的，孔隙、喉道衰减速度与泥质杂基含量密切相关，喉道为分选较差的细喉型，平均孔隙度为10.6%，平均渗透率为1.060×10-3μm2，整体上表现为低孔低渗特征。水下天然堤粒度中值平均为0.090 mm，泥质杂基含量高，成岩早期受压实作用影响，孔隙喉道迅速衰减，不利于后期成岩改造，孔喉特征一般为特细喉型，平均孔隙度为5.5%，平均渗透率为0.059×10-3μm2，表现为特低孔特低渗特征。

研究区储层物性以低孔低渗为主，局部发育中孔中渗，物性特征与研究区沉积背景密切相关。粗相带储层砂岩粒径较大，塑性岩屑含量较低，矿物之间充填的泥质杂基含量也较低；在埋藏过程中，受压实作用破坏的孔隙喉道较少，能保存有效的储集空间，为后期溶蚀作用等流体活动提供场所，最终形成具有相对较高孔隙度和渗透率的储层。因此，沉积作用是影响储层物性的先决条件。

图7 准中4区块石树沟群储层沉积微相与粒度、物性关系Fig.7 Relationship between sedimentary microfacies and grain size and physical property of sandstone reservoir of Shishugou group in block 4 of central Junggar basin

3.2 成岩作用

沉积作用在一定程度上决定储层的矿物组成和结构，间接影响储层物性，而成岩作用则直接影响储层物性。分析研究区储层孔隙特征与成岩作用及其耦合关系，影响研究区储层物性的主要成岩作用包括压实作用、胶结作用、绿泥石黏土膜和溶蚀作用。根据成岩作用对储层物性的影响方式及程度，可分为破坏性成岩作用和建设性成岩作用。

3.2.1 破坏性成岩作用

准中4区块石树沟群埋深较大，一般超过3 500.0 m，在储层成岩演化过程中遭受强烈的机械压实作用。岩石主要表现为颗粒之间线接触、塑性岩屑发生明显变形、呈假杂基化、刚性矿物颗粒出现压裂缝等。这种压实作用使储层损失较多原生孔隙，是主要的破坏性成岩作用。

此外，各类胶结作用也属于典型的破坏性成岩作用，对储层物性影响较大。研究区比较发育的胶结物类型有碳酸盐、黏土矿物和硅质等。胶结作用对研究区储层物性的影响主要表现在两个方面：一是碳酸盐孔隙式或接触式胶结，在储层内部形成致密的钙质夹层；二是颗粒间黏土矿物和硅质的接触式胶结，导致储层渗透率大幅降低。胶结作用对储层物性的影响，与胶结物的类型、含量、形成时间和胶结方式有关。

(1)碳酸盐胶结。研究区碳酸盐胶结物主要是方解石，染色薄片镜下特征为红色(见图8(a))，阴极发光特征为亮橙色(见图8(b))。研究区储层方解石胶结物含量与储层物性呈明显负相关关系。方解石多为孔隙式胶结，充填粒间孔隙，堵塞喉道，导致储层物性降低；局部可见连晶式胶结，碎屑颗粒呈点接触或漂浮状，说明方解石胶结物形成时间较早。胶结物碳氧同位素分析表明，方解石胶结物形成与有机酸脱羧有关，并非早期胶结物。其形成过程为早期碳酸盐发育，占据原生孔隙，抑制压实作用；后期在原地发生溶解和重结晶过程，形成中期胶结物，重结晶过程中有Fe离子进入，局部形成铁方解石。

碳酸盐胶结物在研究区储层中的分布具有较强非均质性，在孤立的薄层砂岩中含量高；在砂泥岩接触界面的砂岩一侧含量较高，随与泥岩距离增大而含量降低；在粗砂岩中的含量高于在粉细砂岩中的。根据碳酸盐胶结物形成机理，准中4区块石树沟群沉积期气候干旱，具有咸化湖盆背景，早期成岩环境呈碱性，孔隙流体中含大量的K+、Ca2+、Na+和Mg2+等。早成岩阶段，地层快速埋深压实，泥岩在上覆地层压力下快速释放饱和碳酸盐流体，流入相邻原始物性较好的砂岩，压力随之降低；流体中碳酸盐溶解度减小，在孔隙空间中产生沉淀，形成早期胶结物[23]。同时，黏土矿物在由蒙脱石向伊/蒙混层或伊利石转化过程中，也产生大量的Ca2+、Mg2+和Fe2+等，促进碳酸盐沉淀。随胶结物不断形成，地层流体中碳酸盐浓度降低，流体活动空间受限，造成活动减弱，在砂体内部碳酸盐含量较低。中期碳酸盐胶结物与早期胶结物密切相关，具有类似的分布规律。

(2)绿泥石黏土膜。铸体薄片、扫描电镜观察和X线衍射分析表明，绿泥石是准中4区块石树沟群储层自生黏土矿物的主要类型，在头屯河组一段和二段广泛发育。镜下表现为自形程度较高的绿泥石晶体垂直于颗粒表面向孔隙中生长，在颗粒表面形成一层环状薄膜(见图8(c-d))，厚度一般为2～6 μm。通常认为绿泥石薄膜形成于成岩早期，能抑制石英次生加大，避免硅质胶结缩小喉道，以保护孔隙，属于建设性成岩作用[24-26]。根据头屯河组一段、二段绿泥石体积分数与孔隙度、渗透率的关系，绿泥石体积分数对物性的影响呈现先正相关后负相关关系的特点(见图9)。绿泥石体积分数较低(小于4.0%)时，与物性呈正相关关系；绿泥石体积分数较高(大于4.0%)时，与物性呈负相关关系。说明当绿泥石黏土膜少量发育、厚度适中时，有利于保护孔隙，属于建设性成岩作用；当绿泥石黏土膜大量发育时，破坏储层物性。

图8 准中4区块石树沟群储层微观成岩特征

图9 准中4区石树沟群储层绿泥石体积分数与物性关系

Fig.9 Relationship between chlorite content and physical property of sandstone reservoir of Shishugou group in block 4 of central Junggar basin

虽然绿泥石黏土膜的发育可以适当保护孔隙，但对渗透率的影响更大。由图9可知，当绿泥石体积分数接近4.0%时，孔隙度最大超过15.0%，渗透率多小于2.000×10-3μm2。因此，绿泥石黏土膜属于破坏性成岩作用。

3.2.2 建设性成岩作用

建设性成岩作用一般指溶蚀作用，尤其在埋深较大的储层中，溶蚀作用是储层改造的关键因素。研究区溶蚀作用表现为：长石颗粒强烈溶蚀而形成铸模孔隙或蜂窝状溶蚀孔(见图8(e))，早期胶结物后期在粒间孔中溶蚀并残留大量胶结物残骸(见图8(f))等；粒间孔早期被胶结物充填，抑制压实作用，后期部分溶蚀而形成粒间溶蚀孔隙。

溶蚀作用中酸性流体的来源主要为烃源岩热演化过程中产生的有机酸。准中4区块石树沟群的油源为下侏罗统八道湾组煤系烃源岩，干酪根类型为Ⅱ2—Ⅲ型[7]。根据地层埋藏史，在距今120 Ma时，八道湾组烃源岩有机质热演化程度Ro大于0.7，地层温度大于110 ℃，进入产酸阶段，随后进入产酸高峰期。酸性流体通过油源断层运移至上部石树沟群储层，成岩环境逐渐向酸性转化，长石和早期胶结物发生溶蚀。在研究区储层中未发现大量的长石溶蚀产物——高岭石，只在岩性较粗的砂岩中发育少量高岭石，原因：一是受流体活动影响，粗粒砂岩具有更好的酸性流体运移通道和活动场所，而偏细砂岩中酸性流体较少，溶蚀作用不发育；二是长石、方解石与有机酸反应的吉布斯自由能具有钙长石<方解石<钠长石<钾长石的规律[27]，存在酸性流体时，长石溶蚀也相对少，只有钙长石和早期方解石发生大规模溶蚀。

4 结论

(1)准中4区块石树沟群发育曲流河三角洲—曲流河沉积体系，砂体类型主要为边滩、水下分支河道和水下天然堤等。储层岩石类型以岩屑砂岩为主，成分成熟度较低，且自头屯河组到齐古组具有成熟度降低的演化规律，结构成熟度中等，矿物颗粒分选较好，磨圆度较差，以颗粒支撑为主。

(2)研究区储层物性具有低孔低渗的特征，主要发育粒间溶蚀孔隙，喉道一般为分选较差的细喉型。齐古组和头屯河组三段物性优于头屯河组一段和二段的，局部可达中孔中渗级别，但在砂泥界面易发育钙质夹层，形成特细喉型的致密化储层，导致储层具有较强的非均质性。

(3)研究区优质储层主要发育于强水动力背景的曲流河边滩、三角洲分支河道砂体等，储层粒度较粗，泥质杂基含量较少，具有较好的原始物性，为后期流体活动提供场所。酸性流体对早期胶结物溶蚀是优质储层形成的根本原因；压实作用和后期方解石连晶式胶结是粒间孔隙损失的主要原因；绿泥石黏土膜大量发育而堵塞喉道，降低部分储层的渗透率。