准噶尔盆地玛湖斜坡区三叠系百口泉组储层特征及控制因素

谭开俊，王国栋，罗惠芬，曲永强，尹 路，陈 娟

（1．中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；2.中国石油新疆油田分公司燃气公司，新疆克拉玛依834000）

准噶尔盆地玛湖斜坡区三叠系百口泉组储层特征及控制因素

谭开俊1，王国栋1，罗惠芬2，曲永强1，尹 路1，陈 娟1

（1．中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；2.中国石油新疆油田分公司燃气公司，新疆克拉玛依834000）

为了更有效地在玛湖斜坡区三叠系百口泉组寻找有效储集体，利用岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜等资料，对该区岩石学特征、储集空间类型、孔喉结构、储层物性和储层控制因素等进行了研究。结果表明：①该区储层类型主要为扇三角洲平原和前缘亚相的砂砾岩，成分成熟度和结构成熟度均较低，孔喉结构差—中等，平原亚相以原生孔隙为主，前缘亚相以次生孔隙为主，整体表现为低孔、低渗的储层特征；②刚性颗粒发育的地区，压实作用弱，可溶蚀矿物含量高，溶解作用强，储层物性较好；③平原亚相比前缘亚相的压实程度高，且杂基含量较高，溶解作用弱，储层物性相对较差；④压实作用减孔明显，胶结作用减孔不明显，溶蚀作用增孔明显，烃类侵位对成岩作用具有一定的抑制作用，有利于改善储层物性。关键词：三叠系；沉积相；成岩作用；烃类侵位；准噶尔盆地

0 引言

准噶尔盆地西北缘由红车断裂带、克百断裂带、乌夏断裂带、中拐凸起和玛湖斜坡区（玛东斜坡区、玛北斜坡区、玛西斜坡区和玛南斜坡区）等5个二级构造单元组成（图1），具有充足的油气资源，成藏条件优越。在准噶尔盆地西北缘断裂带相继发现了克拉玛依、百口泉、红山嘴、乌尔禾以及夏子街等油田［1-2］。

图1玛湖斜坡区构造位置Fig.1 Tectonic location of Mahu slope area

近年来，在玛湖斜坡区三叠系百口泉组发现了大量的地层-岩性油气藏，如玛北油田。目前，在烃源岩和构造等成藏条件基本明确的情况下［3-8］，寻找有效储集体是油气勘探工作的重点和核心。前人针对准噶尔盆地西北缘断裂带的局部区块开展了三叠系储层的基本特征［9-10］、成岩序列特征［11］、成岩作用类型及其对物性的影响［12-13］和成岩相［14-15］等方面的研究工作，但对玛湖斜坡区三叠系储层的研究尚未涉及。笔者通过岩心观察、岩石薄片、铸体薄片及扫描电镜资料的分析，系统研究玛湖斜坡区三叠系百口泉组的岩石学特征、储集空间类型、孔喉结构以及储层物性，明确储层发育的控制因素，为利用地震技术预测有利储层提供地质学方面的理论依据。

1 储层基本特征

1.1 储层岩石学特征

玛湖斜坡区三叠系百口泉组为扇三角洲沉积，储层主要为三角洲前缘水下分流河道砂砾岩和少量砂岩［10］，岩石颜色以灰色和灰绿色为主，砾石大小不等，最大粒径为45 mm，一般为2～40 mm，多呈次圆状，分选性差。砾石成分较复杂，主要为凝灰岩、花岗岩，其次为安山岩、流纹岩、石英岩、硅质岩和霏细岩（图版Ⅰ-1）。砂岩颗粒呈次圆状，分选中等。砂质成分以凝灰岩和岩屑为主，其次为石英和长石。胶结物以黏土质为主，其次为高岭石、方解石和沸石，中等胶结（图版Ⅰ-2）。相比之下，玛湖斜坡区扇三角洲平原辫状河道岩性为褐色砾岩和砂砾岩，具有分选较差、磨圆中等—差及杂基含量多的特点，岩性致密。

1.2 储集空间类型

根据研究区40余口井的岩石薄片、铸体薄片和扫描电镜分析，认为该区三叠系百口泉组扇三角洲平原亚相储层的储集空间以原生孔隙为主，主要孔隙类型有粒间原生孔、颗粒压碎缝、剩余粒间孔以及粒内溶孔，分别占总孔隙的71%，13%，12%和4%（表1）；扇三角洲前缘亚相储层的储集空间以次生孔隙为主，主要孔隙类型有粒内溶孔、界面孔、粒间溶孔、微裂缝、基质溶孔和剩余粒间孔，分别占总孔隙的37%，30%，16%，9%，4%和4%（表1）。

表1 玛湖斜坡区扇三角洲储层孔隙类型统计Table1 Pore types of fan delta reservoir in Mahu slope area %

1.3 储层孔喉结构特征

根据研究区20余口井的压汞资料统计分析，环玛湖斜坡区百口泉组储层孔隙分选系数平均为2.11，分选中等—较差；偏态为负偏态，歪度平均值为0．76；中值压力平均为11．06 MPa，中值半径平均为0.14 μm；排驱压力中等，平均为0.58 MPa；最大孔喉半径均值为1.59 μm；毛管半径均值为0．41 μm，以微细喉为主；退汞效率平均为39.53%；毛管压力曲线“平台”特征不明显。由此反映出该区百口泉组储层孔隙小、喉道半径较小、孔喉连通性差、排驱压力中等、中值压力高、退汞效率和水驱油效率均较低的特点，为一套自身弹性能量差的砂砾岩储层，且储层孔隙结构差—中等。

1.4 储层物性特征

研究区三叠系百口泉组储层物性整体表现为低孔、低渗特征，由于受沉积体系母岩成分和成岩作用的影响，不同斜坡区的储集物性具有差异性。根据该区30余口井的物性资料统计分析（表2），玛东斜坡区储层孔隙度为6.17%～12.64%，平均为10.17%，渗透率为0.04～1.34 mD，平均为0.33 mD；玛北斜坡区储层孔隙度为1.17%～16.40%，平均为7.52%，渗透率为0.02～693.00 mD，平均为0.63 mD；玛西斜坡区储层孔隙度为3.18%～12.50%，平均为9.23%，渗透率为0.04～2218.00mD，平均为11.3 mD；玛南斜坡区储层孔隙度为3.5%～21.8%，平均为10.87%，渗透率为0.15～247.00 mD，平均为4.1 mD。由此可得出，玛南斜坡区储层物性最好，玛西和玛北斜坡区储层物性次之，玛东斜坡区储层物性最差。

表2 玛湖斜坡区三叠系百口泉组物性统计Table2 Physical properties of the Triassic Baikouquan Formation in different areas of Mahu slope area

2 储层发育的控制因素

储层的储集性能受内因和外因两方面地质因素的控制［16］：一是内因，即储层自身的物质特性，如成分、岩屑、粒径和沉积相等；二是外因，即储层所处的地质背景或盆地动力学特征，如成岩作用和烃类侵位作用等。

2.1 岩石成分是控制储层发育的基本因素

沉积环境是影响储层物性的地质基础［17］。在不同的沉积环境下，砂体成分、结构、粒度、分选及厚度等均具有明显差异，且对储层的储集条件具有不同的影响，特别是砂体的分选性在更大程度上主导着储层的储集性能［18］。同一沉积相的不同沉积亚相或微相对储层的储集条件也具有不同的影响［19］。

2.1.1 岩石成分

玛湖斜坡区三叠系百口泉组为扇三角洲沉积。在玛东、玛北、玛西和玛南斜坡区分别发育玛东—夏盐扇三角洲沉积体系、夏子街扇三角洲沉积体系、黄羊泉扇三角洲沉积体系和克拉玛依扇三角洲沉积体系。各沉积体系所对应储层中的刚性颗粒含量、可溶蚀矿物含量以及溶蚀孔隙含量之间具有相关性：刚性颗粒含量高则有利于成岩压实阶段原生孔隙的保存［20］；由石英、燧石和石英岩岩屑等组成的刚性颗粒抗溶蚀作用强，其形成的岩石骨架结构稳定，为中成岩阶段易溶矿物的溶解提供了有效的流体流动空间，促进了溶解作用的发生，有利于形成更多的次生溶蚀孔隙。玛东斜坡区刚性颗粒、可溶蚀矿物及次生溶蚀孔隙体积分数分别为28%，18%和50%；玛北斜坡区上述3项数值分别为37%，19%和66%，玛西斜坡区上述3项数值分别为39%，25%和69%；玛南斜坡区上述3项数值分别为47%，23%和82%（表3），充分说明了不同物源体系下不同的岩石成分控制了储层物性的差异性。

表3 玛湖斜坡区三叠系百口泉组储层中刚性颗粒、可溶矿物及溶蚀孔隙含量统计Table3 Percentage content of rigid particle,soluble mineral and dissolved pores of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area %

研究区三叠系百口泉组储层中的岩屑类型以火山岩岩屑为主，但也存在一定数量的塑性岩屑。塑性岩屑含量随粒度不同而变化，在粗砂岩、中砂岩和细砂岩中的岩屑体积分数分别为1.4%，2.6%和5.8%［12］。储层物性受粒度影响较大，尤其是渗透率，一般表现为粗、中砂岩孔渗性均较高，是粉砂岩的1.5～58.0倍（表4）。产生这种结果的原因主要是由于粗粒径的岩石抗压实能力强，而细粒径的岩石中存在的较高含量的塑性岩屑加速了砂岩压实，此外还由于砂岩粒度细，压实作用强，原生孔隙保存不完整，酸性流体不易于进入储层，溶蚀作用难以大规模发育。

表4 玛湖斜坡区三叠系百口泉组岩性与物性关系Table4 Relationship between lithology and physical properties of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

2.1.2 沉积相

研究区三叠系百口泉组主要为扇三角洲沉积。扇三角州平原亚相尽管水动力较强，但分选较差，在其埋藏成岩过程中，同等深度处受压实的程度较前缘亚相高，储层在早成岩阶段B期—中成岩阶段A1期就变差了，到中成岩阶段B期就已经致密化了，且其杂基体积分数（5.2%）比前缘亚相的杂基体积积分数（2.9%）高，制约了酸性流体的流动和溶蚀的强度，溶蚀孔隙发育程度相对较低（图版Ⅰ-3）。沉积时水动力的强弱也影响储层物性。扇三角洲前缘亚相中的主河道比分支河道的水动力强、岩石颗粒分选好、杂基含量低，次生孔隙较发育，因此其储层物性也较好（图版Ⅰ-4）。通过薄片观察数据统计，前缘亚相储层的平均孔隙度为10.1%，平均渗透率为3.25 mD；平原亚相储层的平均孔隙度为7.7%，平均渗透率为0.98 mD。前缘亚相主河道的平均孔隙度为12.9%，平均渗透率为10.5 mD；前缘亚相分支河道的平均孔隙度为9.5%，平均渗透率为4 mD。因此，该区扇三角洲前缘亚相的储层物性优于平原亚相的储层物性，前缘亚相主河道的储层物性优于分支河道的储层物性。

2.2 成岩作用是控制储层物性的关键因素

通过对研究区三叠系百口泉组储层镜下成岩作用的观察与分析，认为玛湖斜坡区百口泉组总体处于早成岩阶段B期到中成岩阶段B期的成岩演化阶段。早成岩阶段B期，压实和胶结作用减孔明显，而长石等可溶矿物的溶解作用弱；中成岩阶段A期，压实和胶结作用对孔隙演化不起主要作用，而以长石等的溶蚀作用为主，为形成次生孔隙的主要阶段；中成岩阶段B期，强烈的压实和晚期胶结作用致使储层进一步致密化，储层孔隙快速减小，在局部发育微裂缝。因此，压实作用、胶结作用和溶蚀作用是该区主要的成岩作用，它们对储层物性起到了关键的控制作用。

2.2.1 压实作用

压实作用是降低研究区储层储集性能的一种主要成岩作用，其主要特征有：①颗粒接触紧密（图版Ⅱ-1）；②塑性颗粒变形及杂基条带弯曲，部分进入孔隙中形成假杂基（图版Ⅱ-2）；③压碎缝发育（图版Ⅱ-3）。压碎缝是压实作用或其与侧向应力共同作用产生的，对储层物性改善明显，尤其对储层渗透率的改善更为明显［14，15］。压碎缝对孔隙度的贡献量平均为3.6%，而渗透率则增加了20余倍［12］。

2.2.2 胶结作用

胶结作用是降低研究区储层储集性能的一种主要成岩作用，其主要类型为黏土矿物胶结，少见碳酸盐胶结和沸石胶结。黏土矿物胶结物主要包括高岭石、伊/蒙混层、绿泥石和伊利石。高岭石晶体一般呈假六边形，集合体呈蠕虫状和书页状，常以孔隙充填的形式产出（图版Ⅱ-4）。伊/蒙混层常呈不规则状附着于粒表或充填于粒间孔隙中（图版Ⅱ-5）。绿泥石呈叶片状覆于颗粒表面或呈绒球状充填于粒间孔隙中（图版Ⅱ-6、图版Ⅱ-7）。自生黏土矿物对岩石的孔隙具有很大影响，它们充填于孔隙或分布于颗粒表面使岩石中的粒间孔变为微孔隙，或堵塞孔隙喉道，使岩石的孔隙度和渗透率降低。

2.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用是提高研究区储层储集性能的一种主要成岩作用，其主要特征有：①在原生粒间孔的基础上，颗粒边缘被部分溶蚀成不规则状，向中心扩展而形成粒间扩大溶孔（图版Ⅰ-8），该类孔隙对提高储层孔隙度和渗透率具有重要的作用；②岩屑的筛状溶蚀和长石沿解理缝的溶蚀形成粒内溶孔（图版Ⅰ-9），其发育地区局限，对孔隙空间的贡献小于粒间溶孔。

2.3 烃类侵位作用有利于改善储层物性

大多数学者认为，自生矿物的生成、胶结和溶蚀等一系列成岩作用的发生与孔隙流体性质和酸碱环境等因素密切相关［12，21］。

铸体薄片观察显示，部分处于中成岩阶段的储层岩石中保存有少量原生孔隙，原生孔隙内充填有暗褐色烃类，与烃类接触的颗粒边缘未见任何成岩作用（图版Ⅰ-10）。分析认为，研究区三叠纪末百口泉组储层中原生孔隙发育，风城组成熟油充注进入百口泉组储层原生孔隙中，抑制了原生孔隙内和相邻矿物颗粒边缘成岩作用的发生。此外，通过对该区三叠系百口泉组不同含油级别中相对伊利石含量的比较分析，发现伊利石含量具有随含油级别的增加而降低的趋势（图2）。由于伊利石难以被有机酸溶蚀，所以溶蚀作用导致伊利石含量变化的因素基本可以排除，因此，伊利石含量随含油性的变化主要与油气充注导致自生伊利石生长环境发生变化有关。其主要原因是：在三叠纪末，玛湖斜坡区二叠系的烃源岩开始大量生排烃［22］，原油充注进入储层空间内，占据了伊利石等自身矿物的生长空间，对其生长具有一定的抑制作用，从而导致其含量减少；同时，原油充注进入储层空间内，改变了孔隙水的化学成分，抑制了伊利石等自生矿物的形成以及矿物的交代、转化和胶结等成岩作用的发生，使储集空间减少了自生矿物的充填。相反，烃类未充注或含油饱和度较低的砂层，其成岩环境破坏少或未遭到破坏，因此伊利石等自身矿物含量较高。总之，储集层含油级别越高，伊利石等自生矿物含量越低。这充分说明烃类侵位对成岩矿物演化具有一定的抑制作用，有利于改善储层物性。

图2 玛湖斜坡区三叠系百口泉组不同含油级别与伊利石含量关系Fig.2 Relationship between different oil-bearing grade and illite content of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

3 储层有利区分布

依据上述储层物性控制因素，对研究区百口泉组有利储层分布进行了评价。从相控储层物性来看，扇三角洲前缘亚相好于扇三角洲平原亚相；从成岩相来看，储层可以分为原生孔隙储层、次生孔隙储层和成岩致密储层。将沉积相和成岩相叠合，可以将该区储层划分为3种类型（图3）：Ⅰ类为扇三角洲前缘且次生孔隙发育的储层，主要分布在构造斜坡带四大沉积体系前端，分布面积大；Ⅱ类为原生孔隙发育的储层，包括构造高部位的部分扇三角洲平原亚相储层和前缘亚相储层，主要分布在凹陷上倾方向的断裂带及其附近；Ⅲ类为成岩致密储层，主要分布在Ⅰ类和Ⅱ类储层的过渡区，以扇三角洲平原亚相为主，包括部分前缘亚相。

图3 玛湖斜坡区三叠系百口泉组储层综合评价Fig.3 Reservoir evaluation of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

4 结论

（1）玛湖斜坡区三叠系百口泉组储层类型主要为扇三角洲平原和前缘亚相的砂砾岩，成分成熟度和结构成熟度均较低，孔喉结构差—中等，平原亚相以原生孔隙为主，前缘亚相以次生孔隙为主，整体表现为低孔、低渗的储层特征。

（2）岩石成分是控制储层发育的基本因素。刚性颗粒发育的地区，压实作用弱，可溶蚀矿物含量高，溶蚀作用强，储层物性较好。扇三角洲平原亚相比前缘亚相的压实程度高，且杂基含量较高，溶蚀作用弱，储层物性相对较差。

（3）成岩作用是控制储层物性的关键因素。压实作用和胶结作用降低了储层的储集性能，而溶蚀作用和烃类侵位作用有效提高了储层的储集性能，控制了玛湖斜坡区有利储层的发育。

（4）玛湖斜坡区三叠系百口泉组有利储层主要分布在四大沉积体系对应的构造高部位（断裂带附近）和斜坡带扇三角洲前缘亚相带。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：王会玲）

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

国家重点基础研究发展计划（973）项目“非均质油气藏地球物理探测基础研究”（编号：2007CB209604）资助

谭开俊（1973-），男，博士，高级工程师，主要从事储层和油气成藏方面的研究工作。地址：（730020）甘肃省兰州市城关区雁儿湾路535号。电话：（0931）8686615。E-mail：tankj@petrochina.com.cn。