准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层特征及物性控制因素

刘 可，高崇龙，王 剑，刘 明，罗正江，王 柯，邓 毅，任 影,3

1.东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318；2.东北石油大学 非常规油气研究院，黑龙江 大庆 163318；3.中国石油大学(北京) 克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000；4.中国石油 新疆油田公司 实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000

准噶尔盆地南缘(简称准南)位于北天山山前，是具有多套含油气组合的叠加型再生前陆盆地，其内部发育多排冲断褶皱带，并具有南北分带、东西分段的构造格局[1-3]。以红山镇断裂[4]和乌鲁木齐为界，准噶尔盆地南缘可划分为西、中、东三段。同时准南地区按照其发育的3套区域性泥岩盖层，即新近系塔西河组、古近系安集海河组、白垩系吐谷鲁群，可划分为上、中、下3个成藏组合，其中下组合储层主要包括侏罗系和白垩系清水河组[5-6]。准南地区早期油气勘探主要以上、中组合为主，随着勘探技术的不断提高和地质认识的不断深入，探索深层下组合成为准南地区目前重要的油气勘探方向[7]。2019年在准南西段四棵树凹陷部署的高探1井在下组合清水河组试油，取得了日产千立方米油气流的重大突破，揭示了准南下组合巨大的油气勘探潜力[8]，但目前准南下组合整体勘探程度仍然很低。相较于西段而言，准南东段构造更为复杂，整体以博格达山前构造带为主体，受控于博格达山强烈的构造运动及变形，导致该区形成丰富的圈闭类型[9]。中侏罗统头屯河组作为准南下组合重要的油气勘探层位，在准南东段主体埋深为1 500～3 000 m，局部地区可达4 000 m以上。前期油气勘探及研究表明，准南东段头屯河组储层物性相对较好[10]，但是目前对头屯河组的勘探程度仍较低，且资料相对匮乏，有关储层成岩演化及物性控制因素等方面缺乏系统性和针对性的研究，严重限制了后续的油气勘探进程。据此，笔者综合利用16口取心井的钻测井、镜下薄片、扫描电镜、物性数据、压汞数据、镜质体反射率(Ro)等资料，并结合区域地质演化背景，对准南东段头屯河组的储层特征、成岩演化及物性控制因素进行研究。

1 区域地质背景

准南地区主体构造位于北天山山前冲断带内部，其形成与演化主要受控于北天山及博格达山造山带的构造活动[11-12]。准南地区自侏罗纪以来，受燕山、喜马拉雅等构造运动的影响[13-14]，发生了多期构造抬升，最终形成现今成排成带的构造格局[15-16]。准南东段是指乌鲁木齐以东至博格达山的山前地区，北邻阜康凹陷，南邻博格达山(图1a)，以阜康断裂带为主要构造单元，同时阜康断裂带也是分隔山前断褶带和山前凹陷带的断裂，是重点油气勘探区[17]。整体上，该区构造样式为受南北向挤压的多层次逆冲推覆构造，横向上呈3排背斜和向斜相间排列的形式，纵向上可分为阜康断裂上盘和下盘2个构造层[12]。

准南东段头屯河组发育较为完整，未出现地层剥蚀现象，地层横向上厚度变化较大，厚度在100～2 000 m之间，其与上覆的齐古组呈整合接触，而与下伏的西山窑组呈不整合接触[18-19]。准南东段头屯河组沉积受到南向物源和东北向物源的共同影响，储层沉积相类型主体为辫状河三角洲相[7](图1b)；储层岩石类型以细砂岩为主，同时还发育有粗砂岩和粉砂岩(图1c)；下伏的中、下侏罗统为山前凹陷的主要烃源岩[20]，可以提供良好的油气来源，具有良好的生烃和储集条件。

图1 准噶尔盆地南缘东段构造位置(a)、研究区侏罗系头屯河组沉积相(b)及头屯河组岩性(c)图1b据文献[7]修改。

2 储层基本特征

2.1 储层岩石学特征

准南东段头屯河组储层以长石质岩屑砂岩为主，次为长石岩屑砂岩及岩屑砂岩(图2a)，砂岩成分成熟度较低。砂岩碎屑颗粒主要为岩屑，含量为43%～90%，平均含量高达57%；石英含量为6%～30%，平均为21%；而长石含量为4%～30%，平均为22%。岩屑组分中，以塑性凝灰岩岩屑为主，其平均占比高达71%，同时还含有少量的千枚岩、霏细岩、石英岩以及安山岩等岩屑(图2b)。砂岩颗粒间填隙物整体含量较低，其中杂基含量为1%～6%，平均含量仅为2.1%。而胶结物含量为0.2%～9%，平均含量为1.3%，并以方解石胶结为主，其占样品总组分的平均含量为0.85%；同时还含少量的黄铁矿、片沸石和硅质等胶结物(图2c)。准南东段头屯河组储层岩性以不等粒砂岩为主，碎屑颗粒分选好—中等，磨圆中等(图2d-e)。整体而言，储层具有低成分成熟度、中等结构成熟度的特征。

图2 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层砂岩类型(a)、组分(b-c)及分选性 (d)、磨圆级别分布 (e)

2.2 储层物性及储集空间特征

通过对16口井577件实测岩心物性数据统计分析表明(图3a-c)，准南东段头屯河组储层孔隙度为1.2%～26%，平均11.6%，渗透率为(0.01～651)×10-3μm2，平均5.7×10-3μm2，属低孔低渗储层。而7口井的样品压汞数据分析结果显示(图3c-d)，储层孔喉结构相对优越，中孔、大孔所占比例较大，且以粗喉道为主；中孔—大孔(孔隙直径大于50 μm)总体占比达43%，而粗喉道(喉道直径大于5 μm)占比甚至可达52%。储层样品压汞数据显示，压汞曲线具有一定的平台段，显示孔喉分选性较好且表现为偏粗歪度(图3e)。通过铸体薄片和扫描电镜观察和分析发现，头屯河组储层储集空间发育有粒间孔(包括原生粒间孔和剩余粒间孔)(图4a-b)、溶蚀孔(粒间溶孔、粒内溶孔)(图4c-e)和微裂缝(图4f)，但以粒间孔为主，平均含量达73%，其次为溶蚀孔，平均含量为27%；储层孔—渗数据整体呈较好的正相关性(图3f)，反映其孔隙系统有着较好的连通性，且以粒间孔为主。

图3 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层物性分布(a-b)、孔喉直径(c-d)、压汞曲线(e)及孔渗相关性(f)

图4 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层储集空间类型

3 储层成岩演化及孔隙定量计算

准南东段头屯河组储层成岩作用类型主要有压实(破裂)作用、胶结作用及溶蚀作用，而压溶、重结晶及交代作用基本不发育。整体而言，头屯河组储层成岩强度中等，储层内部保留有比重较大的粒间孔隙。

3.1 压实作用

压实作用存在于头屯河组储层演化的整个阶段，对储层物性起到了严重的破坏作用。压实作用主要表现为塑性岩屑的压实变形和假杂基化(图5a-b)，压实引起的刚性裂缝发育较少。储层主体埋深在1 500～3 000 m之间，但整体上压实强度并不大，碎屑颗粒间典型的凹凸接触现象较少，而较多表现为线接触(图5a)，且储层埋深在3 000 m时仍可保留大量的粒间孔隙(图4a-b)，可见头屯河组储层受控于中等强度的压实作用。

3.2 胶结作用

根据8口井75块样品薄片的观察及分析测试显示，头屯河组储层胶结作用强度整体较弱，但存在较大的非均质性。主要表现为胶结物含量的差异：储层内部胶结物总体积分数较低，一般不超过10%，平均仅为1.3%，这使得储层得以保存一定含量的粒间孔；胶结物类型较为多样，但以碳酸盐胶结为主(图5b-c)，此外还可见硅质胶结、沸石胶结、自生黏土矿物胶结、黄铁矿胶结(图5d-j)。

3.2.1 碳酸盐胶结

碳酸盐胶结物以方解石为主，而反映晚成岩阶段的铁白云石及铁方解石胶结物基本不发育。镜下薄片观察可见方解石胶结物茜素红染色呈红色，可见基底式(嵌晶式)和孔隙式两种胶结类型(图4c、图5b-c)，明显对储层物性造成了一定程度上的损失。此外，出现碳酸盐胶结物受到溶蚀形成次生孔隙以及粒内胶结的情况(图5b)，反映了方解石胶结发生时间较早。

3.2.2 硅质胶结

硅质胶结强度较差，含量低，具有少量的石英次生加大和石英微晶(图5d)，石英次生加大基本不发育，仅见个别Ⅰ级加大于少量石英碎屑颗粒上。少量的石英微晶发育在颗粒表面，呈典型的六棱柱状，直径在10 μm左右，且石英微晶和伊蒙混层矿物混合发育，对粒间孔隙起到了阻塞作用，导致储层孔隙连通性变差(图5d)。

3.2.3 黏土矿物胶结

头屯河组储层的沉积水动力较强，以辫状河三角洲分流河道砂岩沉积为主，储层内部的细粒杂基含量较低，均小于1.3%，因此储层内部黏土矿物成因以成岩自生为主。X衍射分析显示，黏土矿物成分包括蒙皂石、绿泥石、高岭石、伊利石、绿蒙混层以及伊蒙混层黏土矿物(图5d-i，l)，但以绿泥石和伊蒙混层黏土矿物为主，平均占比分别为28.24%和34.56%；其次为伊利石和绿蒙混层黏土矿物，平均占比分别为15.44%和12.35%；高岭石和蒙皂石相对含量较少，平均占比分别仅为4.33%和5.07%(表1)。

其中，自生绿泥石、伊蒙混层及绿蒙混层黏土矿物主要以碎屑颗粒包壳形式产出(图5e-g)，绿泥石单晶体多呈叶片状(图5e)，聚集体也成孔隙充填状，而伊蒙混层晶体则呈蜂窝状产出(图5f)，但两者包壳厚度均较薄，仅在扫描电镜下可见。绿蒙混层矿物多呈不规则的丝状附着在颗粒表面(图5g)，而伊利石和高岭石则呈孔隙充填状态产出(图5f,h)。伊利石弯曲片状充填孔隙(图5f)，而高岭石单晶呈假六方片状，同时呈书页状或蠕虫状充填孔隙(图5h)，二者均对储层孔隙度和渗透率造成一定程度损失。值得注意的是，自生高岭石既可由后期长石溶蚀转化形成，也可由黏土杂基蚀变而成，但由于储层杂基含量很低且高岭石晶形完整典型，因此以长石溶蚀转化为主要成因[21-22]。

图5 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层成岩作用特征

3.3 溶蚀作用

头屯河组储层溶蚀作用相对较为发育，次生溶蚀孔隙占总孔隙体积的比例达27%，虽对储层物性起到了一定的改善作用，但大部分粒内溶孔的连通性较差。溶蚀作用主要发育于早期碳酸盐胶结物边缘及内部、长石及易溶岩屑颗粒(图5b,k-l)，主要为酸性流体的溶蚀作用；而溶蚀颗粒边缘呈港湾状或不规则状(图4c-d)，其中早期碳酸盐胶结物的溶蚀可恢复部分充填的原生孔隙。一般而言，储层演化过程中出现的酸性成岩流体，主要来源于中成岩A期地层内有机质成熟大量排烃之前所释放的酚类和羧酸等有机溶剂[23-24]，因此储层成岩流体的pH值不断降低，而下伏的侏罗系烃源岩在成熟过程中可为头屯河组储层提供酸性流体来源[20]。

3.4 成岩序列

头屯河组储层伊蒙混层黏土矿物中蒙皂石含量为40%～100%，平均61.57%(表1)，且镜质体反射率Ro值为0.48%～1.42%，平均0.77%(图6a-b)。此外，镜下薄片鉴定石英次生加大级别较弱，多为Ⅰ级加大，且不发育成岩晚期铁白云石或铁方解石胶结物。由此，依据碎屑岩成岩阶段划分标准[27]，准南东段头屯河组储层主要处于早成岩A期和早成岩B期，同时部分可达到中成岩A期(图6a-b)，整体成岩进程相对较缓。就储层成岩序列而言，由于储层内部含有大量的火山岩岩屑，特别是凝灰岩，因其可发生水解蚀变作用，成岩流体内部的碱性金属阳离子含量逐渐增加[28-29]，使得早成岩期储层成岩流体主要呈碱性(图6c)。而在碱性成岩流体条件下，加之大量火山岩岩屑特别是凝灰岩岩屑水解游离出的大量Mg2+、Ca2+、Fe2+，促使早成岩期自生叶片状绿泥石包壳及碳酸盐胶结物的产生(图6c)。此外，由于硅质胶结物的发育受到碱性成岩流体的抑制[30-31]，因此抑制了石英次生加大边及自生石英微晶的形成，造成石英次生加大边较窄且石英微晶较小。但是随着埋藏作用的进行，当储层进入中成岩A期阶段，因地层内有机质逐渐成熟释放有机酸，造成储层内成岩流体逐渐由碱性转变为酸性(图6c)，并促使易溶岩屑、长石和早期碳酸盐胶结物发生溶蚀，增孔量为27%。同时由于长石颗粒的逐渐溶蚀，酸性条件下稳定的自生高岭石也随之逐渐发育并充填孔隙。从储层镜质体反射率来看(图6b)，有机质仍处于低成熟—半成熟的状态，即仍可排出有机酸，因此目前头屯河组储层应仍处于酸性流体条件。

表1 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层自生黏土矿物类型及其相对含量

3.5 古孔隙度定量计算

首先通过储层粒度分析实验获取各储层样品的粒度分选系数S0值(粒度概率累计曲线上碎屑颗粒含量分别为25%和75%处所对应的粒径比值的平方根)；并通过物性分析测试实验获取样品现今孔隙度值(Φ)；此外，通过储层岩石铸体薄片厘定各样品剩余粒间孔相对百分含量(Sg)、胶结物含量(C)和溶蚀孔的相对百分含量(Sd)这3个参数值。

在获取上述各参数值的基础上，根据BEARD等[32-34]建立的原始孔隙度Φ0和Trask分选系数S0的关系，计算储层样品的原始孔隙度：

Ф0=20.91+22.9/S0

(1)

储层原始孔隙损失的一个重要因素就是压实作用，并且压实作用贯穿储层的整个埋藏过程，压实后剩余粒间孔隙度除包含现今剩余粒间孔隙度外，还应包含胶结物所占据的孔隙空间，因此压实后剩余粒间孔的孔隙度为：

Ф1=Sg/100×Ф+C

(2)

据此，压实作用损失孔隙度为：

(3)

除压实和胶结作用外，储层主要经历的成岩作用为溶蚀作用，因此样品现今的实测孔隙度减去溶蚀增加的孔隙度，即为压实—胶结后剩余粒间孔的孔隙度：

Ф2=(1-Sd/100)Ф

(4)

据此，胶结作用损失的总孔隙度为：

(5)

溶蚀增孔孔隙度为：

Ф3=Sd/100×Ф

(6)

准南东段头屯河组古孔隙度恢复相关参数来源于3口井共9个样品点，通过对储层各样品分别计算古孔隙度的各相关参数，最终通过对所有样品的计算结果取平均值的方法，表征头屯河组古孔隙度各参数的演化过程和相关的孔隙增加—损失量。通过实验及薄片分析可得，头屯河组砂岩储层现今实测孔隙度平均为8.00%；而通过上述公式计算所得的头屯河组砂岩储层的初始孔隙度平均为32.59%，压实后剩余粒间孔的孔隙度平均为11.09%，压实损失孔隙度平均为21.50%，压实—胶结后剩余粒间孔隙度平均为7.14%，胶结损失的孔隙度为3.95%，溶蚀增孔孔隙度平均为0.86%。综上可见，压实作用为储层孔隙减少的主要因素；胶结作用为次要因素，其对孔隙减少的影响较小；溶蚀作用较弱，但对储层物性起到一定程度上的改善。

4 储层物性保存控制因素

准南东段头屯河组储层的形成主要受控于初始沉积条件和后期成岩改造。初始沉积条件包括储层岩矿组分和岩性组构，不仅影响储层初始物性条件，而且对后期成岩过程产生重要影响；后期成岩改造对储层物性的保存起到了关键作用。此外，地层埋藏、温压条件及构造作用等外部因素也对储层物性造成一定程度的影响。

4.1 沉积因素

头屯河组储层物性与石英碎屑颗粒含量呈正相关关系，而与长石以及岩屑含量呈负相关关系(图7a-c)。这一特征说明石英等刚性碎屑含量越高，对储层抗压实性的提高就越显著，有利于孔隙的保存。由于头屯河组储层岩屑成分主要为塑性的凝灰岩，因此虽然部分可受到后期溶蚀，但其降低了储层抗压实性，对物性造成更大损失。长石颗粒虽然可以受到一定的溶蚀作用而增大孔隙，但长石溶蚀后生成的高岭石阻塞了孔隙(图5h)，且溶蚀作用多发生在颗粒内部(图4d)，导致其与孔隙系统连通性差，溶蚀产物无法及时排出，加之溶蚀作用并不显著，因此随着长石含量的增加，对孔隙发育逐渐起到抑制作用。

储层颗粒的分选性以及岩性同样对储层物性有较大影响。头屯河组储层以不等厚的辫状河三角洲前缘细砂岩为主(图1c)，河口坝、滩坝储层相对不发育。砂砾岩和粉砂岩物性相对较差，粗砂岩物性相对较好(图7d)，随着碎屑颗粒分选变差，储层物性相应降低(图7e-f)。粉砂岩由于粒度细，其初始物性条件相对较差；砂砾岩粒度粗，其初始物性条件较好，但因其早期碱性成岩流体含量较高，致使其内部碳酸盐胶结物较砂岩更多，因此物性损失更大，孔隙度分布范围较广，且相对集中于低孔隙度。从粗砂岩到细砂岩的物性变差趋势(图7d)可以看出，粗砂岩的物性最好且较为稳定。颗粒分选的降低，致使碎屑颗粒排列更加紧密[35]，降低了抗压实性，物性也随之变差。整体而言，准南东段头屯河组以分选好的砂岩储层物性最为优越。

图7 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层岩石组分(a-c)、岩性(d)及碎屑颗粒分选系数(e-f)与物性的关系

4.2 成岩因素

早成岩阶段发育的碳酸盐胶结物主要呈孔隙充填式产出(图4c，图5b-c)，由碳酸盐胶结物含量与储层物性关系图(图8a-b)可见，随着碳酸盐含量增加储层孔隙度及渗透率也随之降低。虽然早成岩期碳酸盐胶结物的出现将有效增加储层抗压实能力，可以使原生孔隙得以一定程度保存，但由于头屯河组储层主体处于早成岩期，储层内部成岩流体酸性较弱，使得碳酸盐胶结物尚未受到有效的溶蚀改造，因此碳酸盐胶结物整体上对储层物性保存仍起到抑制作用。除碳酸盐胶结物外，早成岩期储层孔隙内还发育有黄铁矿(图5j)和沸石等胶结物充填，造成了储层物性的进一步损失。

黏土矿物胶结与储层物性间的关系相对复杂。早成岩期头屯河组储层内发育有大量的自生绿泥石，虽然包壳状产出的自生绿泥石可抑制石英次生加大，提高储层抗压实能力，促进后期溶蚀作用[36-37]，但其含量与孔隙度呈明显的负相关性，与渗透率呈一定程度的负相关性(图8c-d)。由于自生绿泥石主要以叶片状及绒球状呈孔隙充填形式产出(图5e)，造成储层孔隙的损失及渗流能力的降低。伊蒙混层在储层早成岩期和中成岩期长期存在，其含量与储层物性呈负相关性(图8e-f)。伊蒙混层晶体形态介于蒙皂石与伊利石之间，多呈不规则状产出充填孔隙，并可形成近蜂巢状或丝状包壳(图5d，f，l)，使得储层渗流能力降低。随着储层不断埋藏及成岩演化，其内部伊蒙混层将逐步转化为伊利石；而自生伊利石胶结物主要呈颗粒表面弯曲片状产出，不仅阻塞部分孔隙(图5f)，同时还可大大削弱孔隙空间内流体的渗流能力。因此，其对储层的物性保存有一定的抑制作用，使储层物性随其含量增大而呈降低趋势(图8g-h)。

图8 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层物性与碳酸盐(a-b)、黏土矿物(c-h)胶结物含量的关系

中成岩期，随着有机质的逐渐成熟，将释放有机酸[23]，使得成岩流体由碱性逐渐变为酸性。在酸性成岩流体条件下，储层内部长石、易溶岩屑及碳酸盐胶结物等将发生溶蚀作用，进而形成次生孔隙[21,23]，使得储层物性得以一定程度的恢复(图4c-e，图5k-l)；同时长石的溶蚀将促使孔隙内自生高岭石的生成(图5h)。由头屯河组储层物性垂向变化特征看(图9a-b)，在4 500 m处，由于地层埋深较大，使得该深度部分储层已经达到中成岩阶段，其成岩流体应为酸性条件，因此溶蚀作用的发育将促使更多次生溶蚀孔隙的产生(图4c-e，图5k)，导致该深度处形成深层异常高孔渗带。虽然中成岩期酸性流体条件会促进储层内石英次生加大以及自生石英微晶等硅质胶结的发育并充填孔隙，使得储层物性在一定程度上进一步损失，但头屯河组储层内石英次生加大和自生石英微晶相对不发育，因此在中成岩期，次生溶蚀改造作用对头屯河组储层物性的影响更为明显。

图9 准噶尔盆地南缘东段头屯河组储层物性垂向变化(a-b)及地层压力(c)

4.3 地层埋藏及温压条件

前已述及，准南东段头屯河组储层物性保存的关键是其相对较弱的成岩强度，而延缓储层成岩进程的内在原因是头屯河组储层特殊的埋藏方式及其与之匹配的地层超压的形成和持续减小的古地温梯度。

由长山1井埋藏史曲线(图6d)可见，头屯河组储层经历了侏罗—白垩纪的长期持续埋藏、古近纪的缓慢微幅抬升、新近纪早期快速深埋及晚期快速抬升4个阶段。因此整体而言，头屯河组储层处于深埋藏的时限相对较短，且晚期的快速深埋将促使储层内的孔隙水难以排泄并发育欠压实现象，使得地层压力逐渐增大并最终进入现今的超压状态[38-39]。此外，前期研究表明，侏罗系烃源岩在新近纪中晚期进入大量生排烃阶段[40-42]，因此其也会导致深埋过程中头屯河组地层超压的形成。由头屯河组实测地层压力垂向变化特征(图9c)可见，在深度2 500 m和4 000～4 500 m处，地层的压力系数分别为1.81和2，处于强超压带上[43-44]。超压的出现，能够极大减缓储层的压实强度，抑制自生石英生成，有利于长石溶蚀作用的发生[45-46]，进而使得储层在埋藏过程中物性得以有效保存；而较短的深埋时间和晚期快速抬升过程，也使得储层遭受的深层复杂成岩环境的成岩改造强度大幅降低。因此，头屯河组的埋藏方式及地层超压的出现，使得储层在2 500 m深度处出现浅层异常高孔渗带，同时也对深层高孔渗带的发育起到积极作用(图9a-b)。

此外，在头屯河组储层的整个埋藏过程中，准南地区的古地温梯度一直处于持续降低状态(图6e)[26]，而较低的古地温将有效延缓储层成岩作用进程，这也是头屯河组储层在局部深埋条件下仍主体处于早成岩期的重要原因之一。在低地温梯度下，各类成岩作用尤其是压实作用和胶结作用的强度将大大衰减[47-50]。同时，地温梯度的降低也可减缓有机质成熟的过程，增大了烃源岩生排烃埋藏深度和持续时限，进而间接拓展了储层受溶蚀的深度和时间，使得储层深埋条件下仍可被有效溶蚀改造[22,48]，这也是促进储层垂向上出现深层高孔渗带的重要原因之一。

4.4 构造因素

准南东段的构造条件复杂，而构造作用可通过控制储层的沉积作用过程进而间接对储层孔隙演化造成影响。头屯河组沉积作用主要受燕山期和喜马拉雅期构造运动的影响，燕山期构造运动主要影响头屯河组砂体成因类型、砂体发育的规模、初始分布特征以及岩石的成分成熟度、结构成熟度等特征；而喜马拉雅期构造运动决定了头屯河组沉积体系的最终分布特征[51-54]。上述构造作用对储层物性的间接控制作用具体表现为两方面：一方面博格达山在中侏罗世开始构造活动强烈[11]，使得头屯河组储层主要发育近源辫状河三角洲沉积相带，储层粒度相对较粗，初始物性较好；另一方面强烈的构造环境使得储层具有较低的成分成熟度，特别是凝灰岩等塑性岩屑含量较高，使得储层在埋藏压实过程中压实减孔较明显。强烈的构造作用不仅会对储层产生明显的构造压实现象，也会使储层内部产生裂缝进而使得物性得以一定程度改善(图4f)。

此外，由头屯河组压实减孔率与碎屑成分的关系可见，头屯河组储层的压实减孔率与石英含量呈负相关关系(图10a)，而与长石及岩屑含量呈正相关关系(图10b-c)，说明石英等刚性颗粒含量越高，其抗压实能力越强、越有利于物性保存；而长石和岩屑抗压实能力较差，不利于物性保存。因此，不同矿物成分的储层，在包括构造压实作用和埋藏压实作用的共同叠加下，具有相对较大的物性差异。

图10 准噶尔盆地南缘东段侏罗系头屯河组储层压实减孔率与碎屑成分的关系

5 结论

(1)准噶尔盆地南缘东段头屯河组储层内部岩屑含量高，并以凝灰岩岩屑为主，成分成熟度低；碎屑颗粒间填隙物以胶结物特别是碳酸盐胶结物为主，而杂基含量低；砂岩碎屑颗粒分选好—中等，中等结构成熟度。

(2)头屯河组储层孔隙度平均为11.6%，渗透率平均为5.7×10-3μm2；储集空间以粒间孔为主，次为溶蚀孔；孔喉结构显示中孔—大孔及粗喉道占比大，储层整体属低孔低渗储层。

(3)头屯河组储层成岩作用主要以压实、胶结和溶蚀作用为主。其中压实作用不强烈；胶结作用较弱，胶结物含量少，其中以方解石胶结为主；溶蚀作用强烈，且以粒内溶孔为主。储层整体成岩强度较弱，成岩演化主要处于早成岩A期—中成岩A期。

(4)粒度分选较好、相对富石英、贫长石和岩屑是头屯河组优质储层形成的基础。储层物性损失以压实减孔最为显著，而深部溶蚀作用使储层物性得以改善。此外，早期缓慢埋藏—晚期快速深埋和快速抬升的埋藏方式、地层超压以及持续降低的古地温梯度，延缓了储层成岩进程，降低了成岩强度，是物性得以保存的关键。而构造作用则通过控制沉积作用以及构造压实，间接影响储层物性。