深层—超深层高温极强超压砂砾岩储层特征及主控因素——以准噶尔盆地南缘四棵树凹陷高泉地区白垩系清水河组为例

汪孝敬， 白保军， 芦 慧， 梁则亮， 赵长永， 胡 意， 胡 鑫， 李 雷

( 1. 中国石油新疆油田分公司 勘探事业部，新疆 克拉玛依 834000； 2. 中国石油新疆油田分公司 百口泉采油厂，新疆 克拉玛依 834000； 3. 中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830001； 4. 中国石油新疆油田分公司 工程技术公司，新疆 克拉玛依 834000 )

0 引言

准噶尔盆地南缘(南缘)位于天山北麓，为前陆盆地山前冲断带[1]，大型冲断—褶皱构造成排成带发育[2]，地表油苗丰富[3]。南缘油气勘探始于1909年[4]，是中国油气勘探最早的地区之一[5]，南缘下组合勘探程度最低，是尚未大规模钻探的大型正向构造单元之一，勘探潜力巨大。2019年，南缘西段四棵树凹陷高泉地区高探1井在白垩系清水河组5 768～5 775 m处的砂砾岩储层试油，日产原油1 003.4 t，日产天然气3.217×105m3，且后期高产、稳产[6]，实现南缘下组合大构造的首次突破[7]，展示深层—超深层良好的勘探潜力。

四棵树凹陷高泉地区清水河组储层主要为砂砾岩，埋深大(5.5～6.5 km)，非均质性强。下组合探井少，井下资料欠缺，有利储层控制因素研究主要借助露头剖面观察、取样及少量中深层岩心分析化验资料[8-9]，宏观对比分析天山南北白垩系沉积储层特征[10]，明确南缘侏罗系—白垩系储层岩性类型及沉积演化[11]。白垩系清水河组储层研究主要集中于露头宏观特征，缺乏重点探区“微观”研究，特别是深层—超深层高温极强超压条件下储层特征及主控因素研究薄弱。南缘未钻探的目标主要为深层—超深层大型背斜构造。目前，中国深层—超深层碎屑岩储层特征及主控因素研究主要集中于天山以北的塔里木盆地白垩系，该区以低孔超低渗致密砂岩为主，构造微裂缝较发育，裂缝是高产的主控因素[12-14]。位于天山以南的白垩系储层岩性与塔里木盆地深层碎屑岩存在差异，研究程度极低。随勘探不断向下组合超深层转移，亟需分析该类储层微观特征，理清主控因素，为准噶尔盆地南缘中、东段勘探提供地质依据及借鉴。

1 地质概况

四棵树凹陷位于准噶尔盆地南缘西段，南靠天山西部的依林黑比尔根山，北以西部隆起的车排子凸起为界(见图1)，为典型的裂谷盆地[11]，沉积二叠系—第四系近万米的砂砾岩、砂岩及泥岩[15]，其中三叠系—侏罗系的深湖相泥及沼泽泥、煤为该区已证实的烃源岩[16]，成熟度高(南缘地区八道湾组镜质体反射率Ro普遍超过2.0%)，二叠系灰色泥岩为潜在烃源岩，油气资源丰富，勘探潜力大。纵向上，发育上、中、下3套储盖组合[5]，上组合发现卡因迪克油田与独山子油田，中组合在南缘中段发现并开发玛河气田与呼图壁气田，下组合处于探索阶段。清水河组是下组合勘探重要层系之一，为扇三角洲—湖相沉积[8]，中上部为100～400 m厚度的灰色泥岩夹薄层粉砂岩，下部为20～40 m厚度的砂砾岩、砂岩是该区储层发育段。高探1井突破后，按背斜油气藏的模式钻探G101、G102、G103、GQ5、GQ6、GHW001井。钻探揭示，清水河组地层压力因数普遍超过2.2，地层温度约为150 ℃，为典型的高温极强超压地层[17]。储层岩性为砂砾岩、砂岩，油气显示较高探1井的差，GQ5井在清水河组埋深超过6.0 km处试油为干层；G102井在清水河组埋深超过5.8 km处试油为含油水层；GQ6井总产液量高，试油为油水同层。钻探结果表明，四棵树凹陷深层—超深层超压环境下的砂砾岩储层具有非常强的非均质性。

图1 准噶尔盆地南缘四棵树凹陷地理位置及构造单元划分Fig.1 Geographical location and division of tectonic units of Sikeshu Sag on the southern margin of Junggar Basin

2 储层特征

2.1 岩石矿物学特征

通过南缘四棵树凹陷深层—超深层岩心观察及岩石矿物学特征分析，清水河组储层岩性主要为砂砾岩、含砾砂岩，以及少量中—细砂岩、粉砂岩。石英体积分数为3.6%～40.5%，见不规则窄边状次生加大。长石体积分数为3.6%～ 33.3%，主要为斜长石(占比68.7%)，其次为钾长石(占比31.3%)。岩屑体积分数为40.5%～92.9%，主要为凝灰岩，花岗岩及变质岩次之，其中长石与部分岩屑见溶蚀现象，成分成熟度低。砂砾岩主要为细砾岩及中砾岩，砾石以次圆状为主，次棱角次之，分选中—差，颗粒支撑，接触方式为点—线接触及线接触。胶结物体积分数为0～11.6%，平均为2.4%，主要为方解石及少量黄铁矿、硬石膏、铁白云石。方解石局部富集，主要呈斑点状、少量呈星点状分布；黄铁矿呈条带状、星点状、凝块状及晶粒状分布，胶结方式以孔隙—压嵌型为主。杂基以泥质为主，普遍水云母化，分布在颗粒间，体积分数为1.1%～4.0%，平均为1.8%。根据X线衍射分析结果(见图2)，清水河组储层黏土矿物以塔桥状、丝缕状伊利石为主(体积分数为31.0%～76.0%，平均为49.4%)，其次为似蜂巢状伊/蒙混层(体积分数为6.0%～45.0%，平均为25.7%；混层比为10.0～65.0，平均为20.9)、叶片状绿泥石(体积分数为2.0%～32.0%，平均为13.7%)，以及蠕虫状高岭石(体积分数为3.0%～30.0%，平均为11.2%)。

图2 四棵树凹陷清水河组黏土矿物特征Fig.2 Characteristics of clay minerals in Qingshuihe Formation of Sikeshu Sag

2.2 物性特征

根据四棵树凹陷及周缘清水河组物性资料统计，5.5～6.5 km深层样品数为165块，有效孔隙度为0.7%～13.6%，平均为4.8%，其中有效孔隙度为4.0%～6.0%的占比48.8%，平均为4.9%；有效孔隙度为2.0%～4.0%的占比32.5%，平均为3.1%；有效孔隙度大于8.0%的占比7.5%(见图3)。水平渗透率为(0.01～96.10)×10-3μm2，平均为4.06×10-3μm2，其中水平渗透率为(0.10～1.00)×10-3μm2的占比47.8%，平均为0.38×10-3μm2；水平渗透率为(0.01～0.12)×10-3μm2的占比39.1%，平均为0.04×10-3μm2；水平渗透率为(1.00～10.00)×10-3μm2的占比33.0%，平均为3.18×10-3μm2；水平渗透率大于10.00×10-3μm2的占比10.4%。6.5 km以深样品数为8块，有效孔隙度为2.4%～9.1%，平均为5.4%；水平渗透率为(0.01～1.46)×10-3μm2，平均为0.45×10-3μm2。清水河组深层—超深层砂砾岩总体评价为超低孔—超低渗储层[18]。

图3 清水河组有效孔隙度分布直方图Fig.3 Effective porosity distribution histogram of Qingshuihe Formation

由孔渗散点图(见图4)可知，清水河组孔渗相关关系较差，表明深层—超深层储层非均质性较强。细砾岩平均有效孔隙度为6.2%，水平渗透率为9.61×10-3μm2；砂岩(细砂岩、含砾砂岩)平均有效孔隙度为4.6%，水平渗透率为1.47×10-3μm2；中砾岩平均有效孔隙度为4.2%，水平渗透率为0.43×10-3μm2。整体上，细砾岩物性较砂岩、中砾岩的好。

图4 清水河组有效孔隙度与渗透率散点图Fig.4 Porosity and permeability scatter diagram of Qingshuihe Formation

2.3 孔隙及孔喉特征

2.3.1 孔隙

根据铸体薄片、大直径薄片及岩心CT三维成像资料分析，清水河组储层以粒间孔隙、粒内溶孔(长石、岩屑等)为主，分别占比75.4%、22.3%。微细裂缝普遍发育，占比2.1%，宽度一般小于2.5 μm，最大为7.5 μm。其余为泥质中微孔及粒模孔，占比0.2%，忽略不计。

(1)粒间孔隙。主要包括残余粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙及胶结物晶间溶蚀孔隙(见图5)，其中以前二者为主，残余粒间孔不规则，形态多变，主要残留于碎屑颗粒搭接处。清水河组沉积初期处于正常的缓慢下沉，为长期的浅埋阶段；白垩纪末期，地层小幅度抬升，古近纪再次下沉。新近纪，受喜马拉雅构造运动影响，天山山脉开始强烈隆升，在强烈挤压应力条件下[19]，高泉地区清水河组快速埋深至6.0 km。由于短时间快速深埋(沉降速度达700 m/Ma)[20]，在巨厚泥岩盖层条件下，清水河组储层内的流体难以外排，加上后期成岩脱水、油气充注等因素影响[21-22]，地层压力因数超过2.2，异常高压的形成对剩余粒间孔隙保留起到决定性的作用。

图5 四棵树凹陷清水河组孔隙类型及特征Fig.5 Pore types and characteristics of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

(2)粒内溶孔。主要包括长石、岩屑等粒内溶蚀孔隙，以岩屑溶蚀孔隙为主(见图5(a、d))。清水河组储层溶蚀作用贯穿整个沉积、成岩过程，至白垩纪末期，由于埋藏较浅，溶蚀能力有限，更多的是方解石胶结作用。第四纪至今，在高温条件下，受后期充注的酸性流体影响，斜长石加速溶蚀，形成的孔隙大小和形状受颗粒形状及溶蚀强度控制。

(3)微裂缝。根据成因类型，清水河组储层裂缝划分为构造微裂缝、砾缘缝、成岩缝及异常高压裂缝。以构造微裂缝为主，砾缘缝与异常高压裂缝次之。砾缘缝常沿砾石边缘分布，延伸长度较小，裂缝宽度窄，不具有方向性(见图5(b、e))。异常高压裂缝常与孔隙相连，裂缝向砾石颗粒内部或杂基延伸，裂缝宽度逐渐变窄，延伸距离短(见图5(c))。构造微裂缝一般切穿砾石或矿物，裂缝较平直，具有明显的方向性，局部岩屑颗粒可见网状碎裂状(见图5(b))。

2.3.2 孔喉特征

清水河组储层孔隙直径为1.79～887.92 μm，喉道宽度为1.28～61.10 μm，孔隙直径与喉道宽度分布区间大，体现出孔喉系统的复杂性。

由孔隙直径分布(见图6(a))可知，储层以微小孔为主，其中小于125.00 μm的占比68.5%。结合储层类型，砂岩类均质性好，均质因数为0.71，平均孔隙直径为17.10～122.20 μm，主要以小于25.00 μm(占比30.6%)与100.00～125.00 μm(占比26.9%)的为主，无大于250.00 μm的孔隙。细砾岩颗粒分选相对较好，均质因数为0.54，平均孔隙直径为27.90～385.50 μm，不同级别微小孔径均有分布，但大尺度孔隙较发育，平均孔隙直径为100.00～500.00 μm的占比35.7%， 675.00～850.00 μm的占比5.0%。中砾岩岩相颗粒混杂，均质因数为0.49，平均孔隙直径为29.80～217.50 μm，其孔隙直径较细砾岩的小，无大于425.00 μm的大孔隙。

图6 清水河组不同岩相孔隙直径及喉道宽度分布Fig.6 Distribution of pore diameter and throat width in different lithofacies of Qingshuihe Formation

根据孔隙喉道数量，储层孔隙喉道为1～4个，平均为1.3个。砂岩与中砾岩喉道数较多，平均分别为1.6、1.4个；其次为细砾岩喉道数，平均为1.2个。根据喉道宽度(见图6(b))，砂岩以细喉道为主，小于25.0 μm的喉道占比93.3%，小于15.0 μm的细喉道占比40.0%，无粗喉道，储层渗流能力差。细砾岩小于25.0 μm喉道与砂岩分布的类似，占比92.0%，其中小于15.0 μm的细喉道占比60.0%；发育粗喉道，占比8.0%，局部渗流能力强。中砾岩喉道分布范围宽，小于25.0 μm的细喉道占比83.3%。另外，小于15.0 μm的细喉道三类岩性占比最多，为69.0%。

综上所述，深层—超深层储层孔喉结构复杂，孔隙直径及喉道共同控制储层物性[23]。中砾岩、细砾岩及砂岩均以微米级孔隙直径为主，仅细砾岩发育少量近毫米级孔隙，孔隙直径分布区间大，发育大喉道，储层物性优[22]，砂岩抗压实作用较砾岩的差，储层孔隙主要为小于250.0 μm的微米孔。根据孔喉分布，砂岩孔喉宽度较均一，细喉道为主，砾岩孔喉以10.0～12.5 μm的为主，中砾岩孔喉表现出更强的非均质性，有效孔隙度及渗透率相对较差。

3 储层主控因素

3.1 沉积相带

宏观上，沉积相带控制储层及岩性分布，同时控制不同岩石相微观结构。从三角洲平原到三角洲前缘亚相，随颗粒物搬运距离越远，泥质填隙物减少，砂质成分增加，颗粒分选磨圆及物性变好[24]。岩心及薄片分析表明，三角洲前缘河道砂体主要为灰绿色、灰色细砾岩、砂岩，砾石直径以0.5～2.0 cm的为主，局部见砾缘缝，砂质占比高，塑性成分低，抗压实作用强，残留部分粒间孔隙，具有一定的连通性，有效孔隙度为4.2%～17.7%，平均为8.8%，水平渗透率为(0.02～32.20)×10-3μm2，平均为5.52×10-3μm2。三角洲平原相带离物源近，辫状河道以褐色、灰褐色中砾岩为主，局部含粗砾岩，砾石占比高，砂质体积分数较低，塑性颗粒(泥质杂基与泥质砾石)受快速深埋影响，易变形充填孔隙，造成粒间孔隙发育程度差，局部残留的粒间孔隙多被方解石、石膏等早期成岩矿物胶结，造成储层整体致密，有效孔隙度为3.7%～9.4%，平均为5.4%，水平渗透率为(0.01～5.44)×10-3μm2，平均为1.27×10-3μm2。总体上，三角洲前缘砾石较平原河道细，砂质占比增加，有效孔隙度增大(见图7)。

图7 四棵树凹陷清水河组沉积相Fig.7 Sedimentary facies of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

3.2 成岩作用

通过地表露头取样、井下岩石薄片、铸体薄片及成岩史等综合分析，影响四棵树凹陷清水河组储层质量的成岩作用主要为压实作用，其次为胶结与溶蚀作用。

(1)压实作用。根据四棵树凹陷及周缘(四棵树河与安集海地区)清水河组露头岩石样品分析，储层未被胶结物或极少量胶结物充填且无裂缝样品的有效孔隙度达20.0%，平均为17.5%，物性较好，孔隙类型主要为残余粒间孔。由南缘东段及呼图壁背斜清水河组物性资料分析(见图8)可知，随埋深增加，2.0～5.0 km处有效孔隙度平均为9.3%，相比地表露头样品下降8.2%，特别是喜山运动晚期地层急剧下沉至5.5 km以深[20]，造成大部分有效孔隙度减少4.0%～8.0%，平均为4.8%，相比露头下降12.7%。在7.0 km以深区域，储层有效孔隙度减少至2.0%～4.0%，部分样品有效孔隙度超过5.0%，主要发育溶蚀孔隙及裂缝。压实作用是有效孔隙度减小的主要因素。

图8 四棵树凹陷清水河组GQ5井埋藏史及主要成岩作用Fig.8 Burial history of well GQ5 and main diagenesis of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

(2)胶结作用。根据薄片资料，该区胶结方式主要为孔隙充填、石英颗粒自生加大、黏土矿物孔隙桥塞，有效孔隙度减少8.0%。至古近纪中期，主要处于正常的压实阶段，弱碱性环境有利于方解石、硬石膏及伊/蒙混层的形成。对比露头与井下深层—超深层清水河组储层X线衍射实验结果，地表露头样品伊/蒙混层体积分数为46.7%，比井下样品伊/蒙混层体积分数高45.0%，伊/蒙混层比从80.0下降到20.9。伊利石体积分数从27.0%增至49.4%，高岭石及绿泥石体积分数变化较小。由于短时间(约4 Ma)地层埋深急剧加大，地层温度由50 ℃升至150 ℃，成岩环境逐渐过渡到弱碱性—中性，方解石与硬石膏胶结能力变弱，因此井下储层方解石与硬石膏胶结物体积分数与露头区的基本一致。另外，随地层温度压力快速上升，伊/蒙混层及凝灰岩岩屑等矿物进一步转化为伊利石[25]，造成伊利石体积分数增加80%，伊/蒙混层比快速减小。伊利石相对体积分数升高，平均毛管半径快速减小(见图9(f))，储层渗透率也显著下降(见图9(e))。通过扫描电镜观察发现，四棵树凹陷深层—超深层储层中的伊利石主要以塔桥状及发丝状的形态赋存于孔隙之间(见图9(a-d))，片状伊利石少见。其中，塔桥状伊利石进一步使储层孔喉体系复杂(见图9(a-b))，孔径减小，孔隙连通性变差，渗流阻力增加。

图9 清水河组深层—超深层伊利石赋存状态及对储层影响分析Fig.9 Analysis of deep and ultra-deep illite deposit state of Qingshuihe Formation and its influence on reservoir

(3)溶蚀作用。清水河组经历长时间的浅埋阶段(时间跨度约为131 Ma)，受大气淡水的淋滤作用而形成部分溶蚀孔隙；深埋阶段(时间跨度约为10 Ma)为南缘侏罗系烃源岩逐渐成熟期，镜质体反射率Ro为0.8%～2.0%，在高温条件下，产生的大量有机酸对岩屑、长石等不稳定矿物加速溶蚀[26-27]，有效孔隙度增加2.0%。特别是清水河组长石类矿物中斜长石体积分数高，较钾长石更易形成溶蚀孔隙[28]，且深埋储层处于超压状态，使溶蚀孔隙有效保存[29]。另外，构造微裂缝普遍发育，为有机酸溶蚀提供相对高速的渗流通道，常在裂缝周缘见溶蚀现象。

3.3 构造作用

构造作用对储层的控制主要分为建设性作用与破坏性作用。其中，破坏性作用主要是喜山运动造成地层从埋深0.5～1.0 km快速下沉至6.0 km以深，使有效孔隙度急剧减小。虽然碎屑颗粒的分选、成分及填隙物组分是影响有效孔隙度的因素，但埋深急剧增加的压实作用是有效孔隙度减小的主要因素。建设性构造作用主要是四棵树凹地处于准噶尔盆地南北构造体系的结合部位，且经历海西、印支、燕山、喜山多期次构造运动的叠加[30]，发育一系列近东西向的走滑构造[2]，造成储层断裂及裂缝极为发育。地震精细解释及物理模拟实验(见图10)证实，高泉背斜受压扭走滑伴生小断裂控制切割复杂断块圈闭，结合应力分析推测背斜核部及断裂带附近裂缝最为发育。

3.4 超压作用

四棵树凹陷清水河组及上覆巨厚泥岩盖层压力因数超过2.2，为极强超压带[17]，超压层为油气保存提供良好的封闭条件。超压的发育对储层改造、保存、流体运移及生产具有正面影响[31]。理论上储层埋深在5.5～6.5 km处的有效孔隙度为2.1%～4.5%，实际上四棵树凹陷清水河组在相同深度条件下的有效孔隙度平均为4.8%，且近半数的有效孔隙度为4.5%～6.5%，说明超压对孔隙的保存效果明显[8]，压力增高，有效孔隙度减小速率变缓。超压的发育对蒙脱石向伊利石的转化起抑制作用，一定程度上延缓储层变差的趋势。超压体系对深层—超深层储层微裂缝的形成起建设性作用[32-33]，超压环境岩石脆性增加，易发育微裂缝[22]。高压流体模拟实验[33]及地层压力检测结果(见图11)表明，5.0～6.2 km处微裂缝缝长与中深层的差异较小，裂缝宽度在4.0 km以深变宽，在6.2～8.0 km处微裂缝长度显著增大，裂缝宽度基本不变。高探1井的千吨高产及后期平均日产近200 m3原油进一步证实超压裂缝对高产的影响。

图10 高探1井区清水河组断裂体系及物理模拟Fig.10 Fault system and physical simulation of Qingshuihe Formation in Gaotan 1 Well Area

图11 高探1井区高压流体模拟裂缝长度、宽度变化及地层压力分布(据文献[33]修改)Fig.11 High pressure fluid experimental simulation fracture length, width change and formation pressure distribution diagram of Gaotan 1 Well Area(modified by reference [33])

4 结论

(1)准噶尔盆地南缘四棵树凹陷清水河组深层—超深层储层具有超低孔、超低渗特征。岩性以砂砾岩、砂岩为主，石英及长石占比低，为岩屑砂岩。胶结物主要为方解石，颗粒接触方式为点—线接触及线接触，胶结方式主要为孔隙—压嵌型，黏土矿物主要为伊利石。孔隙类型为粒间孔隙、粒内溶孔，普遍见微裂缝。

(2)沉积相带控制储层平面展布及微观结构。平原亚相储层物性总体小于前缘亚相的，细砾岩物性、孔隙大小、喉道反映的非均质性弱于砂岩及中砾岩的。

(3)深层—超深层储层受压实及成岩作用控制明显，其中快速深埋压实是储层致密化的主要因素，其次是伊利石成岩转化，降低储层渗透性。

(4)构造作用与超压体系共同控制裂缝网络发育，增强高温酸性流体的溶蚀作用，提高储层渗流能力。极强超压体系减缓储层致密化与伊利石转化的进程，改善储层品质。