粗粒沉积次生孔隙发育模式——以准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组为例

马永平 ，王国栋 ，张献文 ，潘树新 ，黄林军 ，陈永波 ，郭娟娟

（1.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；2.甘肃煤田地质局一四九队，兰州730020）

0 引言

依据Wentworth［1］碎屑沉积颗粒粒级划分方案，以2 mm（φ=-1）为砂岩与砾岩的划分界限，将粒径大于2 mm的砾岩、砂砾岩为主所构成的碎屑沉积物称为粗粒沉积［2］。该类粗粒砂砾岩体往往沉积规律复杂、组分与构造多样、砾石大小混杂、粒径变化大、泥质杂基含量高、物性差异大且横向变化快等，导致其测井响应不清晰、沉积相类型不明确、地震识别及平面预测难度大，一定程度上制约了粗粒沉积砂砾岩油气藏勘探的步伐。

粗粒沉积研究始于19世纪末期Gilbert［3］对美国Lake Bonneville更新世湖相三角洲沉积的研究，随后Barrell［4］对阿巴拉契亚盆地上泥盆统Catskill三角洲沉积体的岩性、层理及化石特征进行分析，划分出顶积、前积和底积的沉积模式。自20世纪30年代以来，陆续在阿根廷、美国、加拿大等国家发现了大型砂砾岩油气田，巨大的油气储量规模吸引了石油勘探家的高度重视，各国加大了对砂砾岩粗粒沉积的系统性研究［2，5-10］。中国最早于 1955 年发现了准噶尔盆地西北缘三叠系克拉玛依组大型砂砾岩油田，储层是一套以砾岩、含砾砂岩为主的粗碎屑沉积，属近源冲积扇及扇三角洲体系，分布范围广、资源潜力巨大，拓展了粗粒沉积油气勘探的新领域［11］，随着中国油气勘探的重心东移，相继在渤海湾、南襄、二连、吐哈等盆地发现了一系列砂砾岩油气田，为保障我国油气资源的稳定发挥了重要作用。

准噶尔盆地西北缘是该盆地六大富烃地区之一，油气较为富集、勘探程度高［12］，近年来，围绕西北缘多层系油气勘探取得了重大进展，三叠系百口泉组、二叠系上乌尔禾组作为勘探主战场亮点突出，其他层系也有好的勘探苗头，盆地整体勘探潜力巨大［13］。截至2017年，玛湖地区十亿吨级砾岩油田的发现为我国能源安全保障、“一带一路”建设提供了坚实的资源基础。二叠系夏子街组在断裂带已发现亿吨级探明石油储量，斜坡区也钻遇多个剩余出油气点，单井原油日产量达6.5 t，是下一步拓展中深层勘探、实现油气增储上产的现实领域。史基安等［14］与张顺存等［15］研究表明，研究区二叠系夏子街组广泛发育一套致密砂砾岩储集体，储层是夏子街组油气富集的重要控因。笔者从夏子街组斜坡区坡折控相模式入手，重点开展沉积、成岩作用分析，剖析粗粒砂砾岩储层次生孔隙的形成机理及发育模式，以期为储层预测提供参考。

1 区域构造和沉积特征

研究区位于准噶尔盆地西北缘西部隆起克—夏断裂带西段，勘探面积约1 200 km2。克—夏断裂带形成于中晚海西期，定型于印支期，燕山中期活动终止，属于挤压-推覆型断裂。二叠系自下而上发育佳木禾组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组及上乌尔禾组等5套地层。佳木禾组与下伏石炭系呈不整合接触，主要发育灰色、灰绿色泥岩及薄层泥质粉砂岩，夹安山岩和凝灰岩；风城组发育灰绿色砂砾岩夹灰色泥质粉砂岩、泥岩，乌尔禾地区发育一套较稳定泥质白云岩，与佳木禾组呈不整合接触；夏子街组以灰褐色、灰色砂砾岩为主，夹灰褐色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩，与风城组为整合接触关系；下乌尔禾组主要为灰褐色砂砾岩、粉砂质泥岩及褐色泥岩互层，与夏子街组整合接触；上乌尔禾组中下部以灰褐色、灰色砂砾岩夹褐色泥质粉砂岩为主，与下乌尔禾组不整合接触，顶部发育一套稳定的褐色泥岩，形成区域性有效盖层（图1）。

图1 准噶尔盆地西北缘构造位置及二叠系地层柱状图Fig.1 Structural location and Permian stratigraphic column of northwestern margin of Junggar Basin

以层序地层原理为依据，精细恢复了研究区夏子街组沉积期的古地貌（图2）。从图2可以看出，夏子街组受古地貌控制，自断裂带向斜坡区发育3级坡折，坡折特征明显，对夏子街组沉积相发育起关键控制作用。结合地震、钻井、录井及测井资料，认为准噶尔盆地西北缘夏子街组受坡折控制分别发育扇三角洲平原、扇三角洲前缘及滨浅湖亚相，前缘亚相可细分为内前缘和外前缘［16-17］。

一级坡折之上为扇三角洲平原亚相，地震相特征为中—低频、强振幅连续反射，岩性为多套厚层块状砂砾岩叠加，粒度粗、分选差、泥质杂基含量高，基质支撑为主，多为碎屑水道沉积，以重力流及牵引流为主要动力，电性特征为厚层高幅锯齿箱型叠加；一、二级坡折间发育扇三角洲内前缘亚相，地震相为中频、中振幅较连续反射，岩性以厚层砂砾岩为主，夹薄层泥岩，分选较差，砾石具有一定的定向排列，以辫状水下分支水道沉积为主，电性特征为中厚层高幅锯齿箱型叠加；二、三级坡折间发育扇三角洲外前缘亚相，地震相为中—高频、弱振幅近平行反射，发育砂砾岩与细粒互层沉积，中细砾岩为主，分选及物性均较好，发育交错层理及底砾岩，主要为牵引流成因，电性特征为中厚层中幅平滑箱型、钟型叠加，砂泥间互特征明显；三级坡折以下进入滨浅湖亚相，地震相为高频、强振幅平行反射，岩性以灰色、灰绿色泥质粉砂岩、泥岩为主，夹薄层中—粗粒砂岩（表1）。

表1 准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组坡折控相特征分析Table 1 Characteristics of slope break belts control sedimentary facies of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

图2 准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组沉积期古地貌Fig.2 Paleogeomorphology of the sedimentary period of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

2 岩石学特征及孔隙类型

2.1 岩石学及物性特征

准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组岩性以褐灰色—灰色砂砾岩为主，其次为含砾泥质细砂岩、含砾泥岩等。砂砾岩中砾石以凝灰岩为主，体积分数平均为60%左右，其次为沉积岩、霏细岩及安山岩；砂质体积分数平均为32%左右，以凝灰岩岩屑为主，体积分数平均为19.1%，其次有霏细岩岩屑、安山岩岩屑、长石、石英等。胶结物总体受沉积相控制呈带状分布，扇三角洲平原亚相以泥质充填为主，扇三角洲内前缘亚相主要为片沸石、浊沸石充填，扇三角洲外前缘亚相以方沸石、钠长石为主（表2）。

砂砾岩分选性普遍较差，砾石以棱角—次棱角为主，胶结类型为接触式和孔隙式，胶结致密，支撑类型为颗粒支撑，砂岩成分成熟指数远小于1，成分成熟度和结构成熟度都较低，为典型近源粗粒沉积特征。

表2 准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组储层矿物成分及填隙物组分Table 2 Mineral composition and interstitial fillings of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

依据504块岩心分析，扇三角洲前缘亚相物性明显好于扇三角洲平原亚相（图3）。扇三角洲平原亚相孔隙度主要为4%～9%，平均为6.2%，渗透率为0.02～0.70 mD，平均为0.1 mD；扇三角洲内前缘亚相孔隙度为5%～13%，平均为8.4%，渗透率为0.1～5.0 mD，平均为0.9 mD；扇三角洲外前缘亚相孔隙度为7%～13%，平均为9.7%，渗透率为0.5～10.0 mD，平均为3.6 mD，属低孔低渗储层。

图3 准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组储层渗透率与孔隙度交会图Fig.3 Relationship between permeability and porosity of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

2.2 孔隙类型

岩心、铸体薄片分析显示，夏子街组储集空间以溶蚀孔为主，同时发育一定量的微裂缝和少量剩余粒间孔（图4）。其中，溶蚀孔主要有粒间溶孔及粒内溶孔，约占总孔隙类型的70%，为沸石类、方解石、钠长石等胶结物溶蚀后形成，微裂缝、剩余粒间孔分别占10%左右，对该区储集空间贡献较小，在个别薄片中可见少量界面缝、原生粒间孔及铸模孔等孔隙类型。

图4 准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组储层孔隙类型直方图Fig.4 Histogram of pore type of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

郭沫贞等［18］研究认为，夏子街组储层次生溶孔的形成与烃源岩热演化排出的有机酸性水密切相关。成岩早期，沸石类等碱性自生矿物大量形成，后期二叠系风城组烃源岩演化排出有机酸性水，随断裂运移至夏子街组储层，对沸石、方解石等胶结物形成有效溶蚀。其中，扇三角洲内前缘亚相主要发育浊沸石溶孔，溶蚀作用沿浊沸石胶结物解理面、晶缝展开，形成不规则状、锯齿状溶孔［图5（a）—（b）］；扇三角洲外前缘主要发育方沸石溶孔及自生钠长石溶孔，沿颗粒边缘溶蚀，形成不规则、锯齿状及部分孤立孔［图 5（c）—（d）］；碳酸盐岩溶孔主要是对方解石溶蚀，一般为不规则状和孤立状［图5（e）—（f）］，该类溶孔在扇三角洲内、外前缘亚相均有发育，总含量较低；微裂缝主要沿逆掩断裂及大型走滑断裂带发育，包括贯穿缝和粒缘缝［图5（g）—（h）］，铸体薄片统计表明，粒缘缝条数多、贯穿缝延伸长度大，微裂缝的发育对溶蚀孔的形成起关键控制作用。

图5 准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组储层铸体薄片孔隙类型Fig.5 Pore types of casting thin sections of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

3 次生孔隙形成机制

准噶尔盆地西北缘夏子街组粗粒沉积储层普遍埋深较大，成分成熟度低，在较强压实和胶结作用下储层原生孔损失较大，仅剩少量残余粒间孔，次生溶孔是主要孔隙类型。次生溶孔的形成与保存受古气候、沉积、成岩、构造活动等多因素控制［19-21］。

3.1 次生孔隙形成的物质基础

岩心及薄片资料显示，夏子街组以砂砾岩为主，砾石和砂质等粗碎屑主要成分为凝灰质，平均体积分数达 45% 以上。杨晓萍等［22］、Chipera 等［23］与Mariner等［24］研究均认为，凝灰质的水化作用是沸石类矿物形成的重要途径，可在开放性水文系统、火山活动区、盐碱湖等环境下形成沸石，成为夏子街组储层的主要填隙物，此外，还发育方解石、钠长石等碳酸盐胶结物，这些易溶碎屑颗粒和填隙物构成次生孔隙发育的物质基础。

3.2 次生孔隙形成的催化媒介

有机质在成烃过程中产生的大量有机酸对储集层中可溶性颗粒、胶结物等可形成有效溶蚀，达到改善储集能力的效果，有机酸的排出伴随整个生烃过程［25-26］。研究区位于准噶尔盆地二叠系风城组生烃中心之上，该烃源岩分布广、厚度大（＞200 m）、有机质类型好（Ⅰ型和Ⅱ1型）、丰度高（TOC质量分数平均为1.38%），目前处于成熟—高成熟阶段［27］，可为上覆地层溶蚀作用提供大量酸性流体，对夏子街组储层溶蚀孔的形成起重要促进作用。

3.3 油气及有机酸输导体系发育

有机酸早于或与油气同期排出烃源岩，并持续整个生烃过程，有机酸与油气沿同一路径运移［28］，断裂是研究区油气运移的主要通道。

克百断裂带为大型逆掩断裂带，断距大、延伸长，断开石炭系、二叠系和三叠系。断裂带下盘夏子街组发育向东南倾的宽缓鼻隆，受海西期构造运动控制，断裂带下盘发育2组断裂，一组是近平行于鼻凸轴向的调节断裂，断距较小，平面延伸距离长；另一组断层展布方向为北西—南东向，断距为15～30 m，平面上延伸3～5 km，发育在鼻隆轴部及两翼，形成一系列小断块（图6），伴随大断裂形成裂缝发育带。钻井证实，次生孔隙发育沿断裂及裂缝成带状分布，如沿克百断裂带八区和B21井区油藏储层均以次生孔隙为主，斜坡区出油气井同样围绕断裂分布，远离断裂带的钻井油气显示差或无显示。

图6 准噶尔盆地西北缘断裂发育模式Fig.6 Fault development model in northwestern margin of Junggar Basin

4 次生孔隙发育模式

4.1 成岩序列划分

对准噶尔盆地西北缘K80，MH15，MH11，AC1，K75等井夏子街组含油砂砾岩中有机包裹体的分析表明，样品中均发育两期包裹体，第Ⅰ期均一温度为 70～95℃，第Ⅱ期为105～155℃；K76，K80井样品Ro值为0.93%～1.56%，平均为1.41%，最高热解温度Tmax为462～483℃，平均为471℃。据83块样品X射线衍射分析，黏土矿物组合主要为伊/蒙混层、伊利石、绿泥石，偶见高岭石，无蒙脱石，其中伊/蒙混层体积分数为22%～82%，平均约为58.4%，伊利石体积分数平均为17.2%，绿泥石体积分数平均为16.7%；颗粒接触方式以点—线接触为主，局部出现凸凹接触，孔隙以次生溶孔为主。结合实验及朱世发等［29］与何周等［30］的研究成果，认为西北缘二叠系夏子街组储层为中成岩B期。

4.2 孔隙度演化定量分析

基于物性及薄片资料，开展不同成岩阶段孔隙度定量恢复，确定关键成岩期储层物性的变化，为储层预测提供参考。为便于计算，将成岩过程划分为机械压实、早期胶结、溶蚀作用及晚期胶结等4个阶段，依次评价孔隙度演化特征。

（1）原始孔隙度计算

依据 Beard 等［31］经验公式

式中：φ0为原始孔隙度，%；S0为Trask分选系数；P25为粒度概率累计频率25%对应的粒径，mm；P75为粒度概率累计频率75%对应的粒径，mm。

夏子街组以溶蚀孔为主，通过薄片统计，Trask分选系数为 2.0～3.3，平均为 2.57，代入式（1）恢复原始孔隙度为29.8%。

（2）压实孔隙度损失量计算

压实作用发生在地层埋藏的整个过程中，压实后剩余的原始孔隙除部分保留下来外，有一部分因后期的胶结作用而消失。因此，压实作用后的剩余孔隙包括保存下来的原生孔和胶结物两部分。

式中：φp为压实作用后孔隙度，%；φl为孔隙度损失量，%；φa为物性分析孔隙度，%；φj为胶结物体积分数，%；Kl为粒间孔面孔率，%；Kz为总面孔率，%。

夏子街组储层经历了复杂的成岩作用改造，物性分析现今孔隙度平均为8.7%。53块薄片资料计算显示，砂砾岩面孔率平均为1.7%，其中粒间孔面孔率为0.6%、次生溶孔面孔率为1.1%，胶结物体积分数平均为12.1%，计算得到压实后孔隙度为15.1%。

（3）胶结孔隙度损失量计算

胶结作用包括早期胶结和晚期胶结两部分，一是早期形成的黏土、杂基及沸石类等胶结物在酸性流体作用下部分或全部溶蚀形成溶蚀孔；二是晚期碳酸盐类胶结物。

式中：φpj为经压实、胶结后的剩余粒间孔隙度，%；φjs为胶结孔隙度损失量，%。

胶结作用导致孔隙度损失量为3.4%～15.1%，平均为9.9%。薄片资料统计，早期胶结损失孔隙度平均为6.5%、晚期碳酸盐类胶结损失孔隙度平均为3.4%。

（4）溶蚀孔隙度增量

溶蚀作用是改善储层储集性能的关键成岩作用。溶蚀作用对孔隙度的增量等于溶蚀孔面孔率与总面孔率比值在对应实测孔隙度中的含量，此外，微裂缝对储层的贡献主要是沟通作用，提高渗流能力，计算中可忽略不计。

式中：φr为溶蚀增加孔隙度，%；Kr为溶蚀孔面孔率，%。

利用式（7）计算，研究区夏子街组溶蚀作用孔隙度增量平均为3.5%。

4.3 孔隙演化模式

基于不同成岩阶段对储层孔隙度演化定量计算，结合沉积、成岩、埋藏史及烃源岩成熟史，建立了夏子街组粗粒砂砾岩储层孔隙定量演化模式（图7）。

距今约250 Ma，夏子街组地层开始沉积，受物源、沉积环境及水动力的影响，砂砾岩原始孔隙度为29.8%。进入早成岩期，沉积物开始快速深埋、压实，沉积物内部颗粒出现滑动、转动、位移、变形、破裂等一系列变化，在快速压实过程中，原生粒间孔隙迅速变小，压实后孔隙度为15.1%，主要颗粒间为点接触状态。

图7 准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组储层孔隙演化模式Fig.7 Pore evolution model of Permian Xiazijie Formation in northwestern margin of Junggar Basin

距今200 Ma左右，地层埋深约1 500 m，地层温度为80～100℃，进入成岩早期胶结阶段。凝灰岩岩屑中大量 K+，Na+，Ca2+，Mg2+等碱质离子与 Si，Al等物质作用形成沸石，以胶结物形式充填压实后剩余的砂砾岩粒间孔隙，使地层的原始物性急剧降低，胶结后孔隙度为8.6%，对储集性能造成严重破坏。

距今160～100 Ma，进入中成岩B期，地层埋深约2 200～3 500 m，地层温度100～130℃，进入风城组烃源岩生油窗，大量有机酸通过断裂输导体系进入夏子街组地层，先期形成的沸石类等胶结物发生溶蚀，对储层物性起到明显的改善作用，孔隙度增大值约3.5%。

随地层埋深加大，压溶作用增强，硅质及晚期碳酸盐胶结物相继沉淀，支撑方式也由点—线接触演变为线接触为主，砂砾岩储层物性再次变差，一系列成岩作用下，储层演化为现今状态，孔隙度平均约8.7%。

5 结论

（1）准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组粗粒砂砾岩储层泥杂基含量高、成分成熟度及结构成熟度均较低，物性整体较差、非均质性强、预测难度大。在坡折带控制沉积相模式下，明确扇三角洲外前缘亚相为优质储层发育有利区带，是拓展斜坡区油气勘探的现实领域。

（2）准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组储层普遍埋深较大，压实及胶结作用强，原生粒间孔隙损失较大，现存储集空间主要为次生溶蚀孔。受沉积相带控制，浊沸石、方沸石、钠长石等可溶性胶结物呈带状分布，扇三角洲外前缘亚相主要发育方沸石及钠长石胶结，在后期酸性流体介入后溶蚀作用效果最好，储层物性得到改善。

（3）砂砾岩储层次生孔隙的形成得益于3个方面：一是早期成岩过程中富凝灰岩岩屑在碱性水环境下蚀变为沸石类可溶性胶结物，为次生溶孔发育提供了物质基础；二是风城组烃源岩排出大量酸性流体，是溶蚀作用能够有效进行的催化媒介；三是断裂发育，沟通了烃源岩与目的储层，为有机酸运移提供了通道。

（4）建立了准噶尔盆地西北缘二叠系夏子街组孔隙度定量演化模式，孔隙主要经历了4个演化阶段，原始孔隙（29.8%）→快速压实（15.1%）→缓慢压实+早期胶结（8.6%）→有机酸溶蚀（12.1%）→晚期碳酸盐胶结（8.7%）。研究区夏子街组关键成藏期与溶蚀作用发生时间相吻合，该阶段孔隙度达12%以上，具有较好的储集能力，有利于油气充注，表明夏子街组具较大的勘探潜力。