王 然，鄭孟林，楊 森，趙辛楣，姜懿洋，萬 敏

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

準噶爾盆地瑪湖凹陷砂礫巖儲層廣泛分布于瑪北、瑪西、瑪東和瑪南四大斜坡區(qū)，瑪東、瑪西百口泉組油區(qū)勘探效果顯著[1]。瑪南斜坡區(qū)是西北緣斷裂帶油氣富集構造單元之一，在二疊系風城組、佳木禾組、下烏爾禾組、上烏爾禾組和三疊系百口泉組、克拉瑪依組以及侏羅系三工河組等多層系均發(fā)現規(guī)模油氣藏[2]，瑪南斜坡區(qū)已經發(fā)現探明和控制油氣儲量達十億噸。2012年，瑪南斜坡瑪湖1井在上烏爾禾組見到良好的油氣顯示后，揭開了上烏爾禾組油氣勘探序幕，并在瑪南斜坡區(qū)四大扇區(qū)中的中拐扇和克拉瑪依扇獲得突破，白堿灘扇勘探程度低，達巴松扇有待突破。而物源、沉積環(huán)境和古構造特征的差異性，加之多扇體搭接連片分布特征，造成該區(qū)儲層成因復雜，優(yōu)質儲層預測難度大，儲層精細評價成為瑪南斜坡區(qū)勘探研究的重中之重。

前人研究認為，砂礫巖儲層一般孔隙度小于10.0%、滲透率小于5.000 mD，具有低孔低滲特征[3]，屬于近物源混雜堆積沉積體系，巖性成分復雜，巖石結構、構造種類多樣，巖相平面特征變化快[4-5]。成巖作用與孔隙演化對儲層物性有重要影響[6]，目前，對瑪湖凹陷百口泉組砂礫巖儲層特征、儲層成因、儲層控制因素、成巖作用及儲層分類評價等方面均有比較深入的研究[7-10]，上烏爾禾組作為重要的接替勘探層位，與百口泉組具有相似的成藏背景，儲層均以砂礫巖為主，但孔隙結構卻存在很大差異性。上覆的百口泉組儲層孔隙類型主要以溶蝕孔隙為主，原生粒間孔發(fā)育次之，而埋藏更深的上烏爾禾組儲層卻發(fā)育大量的原生粒間孔，膠結物含量幾乎為零，同時發(fā)現同一相帶內儲層非均質性強，油層和水層同時存在。針對上烏爾禾組砂礫巖儲層成因不明和控制因素不清等問題，從巖心描述、巖石薄片和分析化驗等資料入手，通過對瑪南斜坡區(qū)上烏爾禾組砂礫巖儲層特征、沉積環(huán)境和成巖作用等方面進行研究，分析儲層的主控因素，以期對砂礫巖儲層的評價和后續(xù)勘探提供參考和指導。

1 區(qū)域地質特征

瑪南斜坡區(qū)位于準噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷西南部隆起與中央凹陷結合部，由一凸起(中拐凸起)、一斷裂帶(克百斷裂帶)和一凹陷(瑪湖凹陷)多元化構造格局組成(圖1)。西北緣構造帶自二疊世以來，經歷了伸展造山、逆沖擠壓、振蕩升降和陸內前陸等多期構造的疊加和繼承[11]，造成現今上烏爾禾組靠近凹陷邊緣逆沖、走滑大斷裂發(fā)育，多層系不整合接觸，靠近凹陷沉積中心受古地貌特征的影響存在多期沉積坡折帶[12]，沉積受坡折帶的影響具有條帶特征。以埋藏深度4 000 m為界將瑪南斜坡區(qū)劃分為上、下2個斜坡帶，上斜坡埋藏較淺，構造陡，上烏爾禾組厚度為150～210 m，面積約為800 km2；下斜坡埋藏較深，構造平緩，上烏爾禾組厚度約為200～420 m，面積約為1 000 km2。上斜坡勘探已獲得整體突破，下斜坡勘探遲緩，此次研究集中在上斜坡儲層特征及控制因素的研究，以期對下斜坡儲層認識提供一定指導。

圖1 瑪南斜坡區(qū)地理位置和地層綜合柱狀圖

上烏爾禾組自下而上發(fā)育二疊系、三疊系、侏羅系和白堊系地層，層系之間的接觸關系均為不整合接觸，這些不整合面為油氣運移提供了通道，同時為油氣聚集提供圈閉條件。上烏爾禾組根據沉積特征劃分為上、中、下3段。烏一段主要為塊狀砂礫巖夾少量薄層泥巖，烏二段為厚層狀砂礫巖夾薄互層泥巖，烏三段主要發(fā)育泥巖，為區(qū)域蓋層[13]。平面上烏爾禾組發(fā)育4個物源體系，分別為西南向的中拐扇、北西向的克拉瑪依扇、西北向的白堿灘扇和東北向的達巴松扇。四大扇體沉積主要為大型淺水退覆式扇三角洲沉積體系[14]，整體表現為緩坡、水淺、物源充足，延伸較遠的砂礫巖體[15]。扇體之間發(fā)育較為緊湊，相互交匯，呈現多期退積型搭接連片分布。砂礫巖儲層廣泛發(fā)育，面積大，約為1 800 km2。

2 儲層基本特征

2.1 巖石學特征

瑪南上斜坡上烏爾禾組儲層主要發(fā)育扇三角洲沉積，巖體類型以水上分流河道和水下分流河道形成的砂礫巖為主[16]，整體為粗粒沉積，存在部分碎屑流和灘壩成因的儲層。

儲層巖性主要以灰色、褐灰色砂礫巖為主，約占整個儲層的87.0%以上，其次為中粒、細粒和不等粒砂巖，粉砂巖含量較低。其中，礫石占總碎屑組分的62.4%，成分以凝灰?guī)r、安山巖和砂巖為主(圖2)；砂質組分占比為32.6%，以凝灰質碎屑為主，長石、石英含量較低；填隙物主要以泥質雜基充填為主，含少量粉砂，雜基含量平均為4.7%，部分具水云母化。上斜坡膠結物含量較低，平均占比為1.4%，膠結物的分布具有區(qū)域性，大部分上斜坡區(qū)域不含膠結物，僅在靠近斷裂和不整合面附近稍微發(fā)育，成分主要為方解石和濁沸石，推測為后期淡水淋濾作用形成。儲層膠結程度為疏松—中等，易碎，呈塊狀構造，鏡下為砂礫狀結構。碎屑顆粒占比達93.9%，粒徑均大于2 mm，以顆粒支撐方式為主，膠結類型主要為線接觸和壓嵌式，磨圓度變化較大，次棱角狀到次圓狀均有分布，分選為差—中等。砂巖類型以長石巖屑砂巖為主，巖屑含量較高，成分以凝灰?guī)r為主。石英、長石、巖屑的平均含量分別為5.8%、3.5%和90.7%，反應儲層總體成分成熟度和結構成熟度較低的特征。

圖2 瑪南上斜坡區(qū)上烏爾禾組砂礫巖儲層碎屑成分含量

2.2 孔隙結構特征

瑪南斜坡上烏爾禾組儲層孔隙類型主要以殘余原生粒間孔為主，其次為粒間溶孔及顆粒溶孔，少量的濁沸石溶孔、微裂縫。儲層孔隙較少，面孔率基本小于1.00%，平均為0.33%，孔隙直徑為8.38～196.96 μm，平均為69.40 μm，為毛細管孔隙(表1)；喉道寬度為0.00～6.12 μm，平均為1.36 μm，以中—細喉道為主；孔喉比為0.00～7.12，平均為1.22；配位數為0.00～0.21，平均為0.08；裂縫寬度為0.00～13.50 μm，平均為1.75 μm。整體上儲層孔喉比接近于1.00，小孔、中—細喉道發(fā)育為有效孔隙體積。

表1 瑪南上斜坡上烏爾禾組儲層鑄體薄片孔隙結構參數

2.3 物性特征

上烏爾禾組儲層總體上屬于低孔、中—低滲儲層。瑪南上斜坡儲層深度集中在2 500～4 100 m，儲層孔隙度為3.0%～18.5%，平均為8.1%，大于10.0%的樣品占16%(圖3)；儲層滲透率為0.019～959.000 mD，平均為18.690 mD，大于1.000 mD的樣品占83%，大于10.000 mD的樣品占29%。深度為2 500～3 000 m儲層平均孔隙度為8.7%，平均滲透率為21.920 mD；深度為3 000～3 500 m儲層平均孔隙度為7.9%，平均滲透率為9.670 mD；深度為3 500～4 100 m儲層平均孔隙度為8.3%，平均滲透率為13.900 mD。整體而言，儲層物性隨著深度增加逐漸降低，在3 800 m左右孔隙度和滲透率出現增大的趨勢，對孔隙度的影響變化不大，但對滲透率影響較顯著。從鑄體薄片特征看，深部儲層出現溶蝕孔隙，極大地改善了儲層的質量，這與深部濁沸石膠結物含量增加密切相關，濁沸石為自生硅鋁酸鹽礦物，遇有機酸極易被溶蝕，推測下斜坡深部儲層存在溶蝕孔隙發(fā)育帶。

圖3 瑪南斜坡區(qū)上烏爾禾組儲層孔滲散點圖

2.4 儲集空間類型

根據儲層微觀特征、壓汞曲線數據以及物性分析數據，將上斜坡上烏爾禾組儲層空間類型分為3種：大—中孔中—細喉道型、小—微孔細喉道型、微孔-裂縫型。大—中孔中—細喉道型孔隙結構最好，微孔-裂縫型孔隙結構最差。

大—中孔中—細喉道型以原生粒間孔為主，次生溶蝕作用形成的孔隙較少見。儲層毛管壓力曲線呈粗歪度，排驅壓力為0.01～1.72 MPa，平均為0.14 MPa；毛管半徑為1.02～16.44 μm,平均為3.79 μm；孔隙度為5.2%～15.5%，平均為9.7%；滲透率為1.190～959.000 mD，平均為10.090 mD。

小—微孔細喉道型以剩余粒間孔為主，含少量的溶擴孔。儲層毛管壓力曲線呈粗歪度，排驅壓力為0.15～2.60 MPa，平均為0.83 MPa；毛管半徑為0.07～1.50 μm，平均為0.46 μm；孔隙度為4.7%～16.1%，平均為8.9%；滲透率為0.110～167.000 mD，平均為1.900 mD。

微孔-裂縫型以溶蝕孔隙為主，粒間孔剩余較少。儲層毛管壓力曲線呈粗歪度，排驅壓力為0.11～2.46 MPa,平均為0.61 MPa；毛管半徑為0.16～1.96 μm，平均為0.55 μm；孔隙度為4.4%～12.7%,平均為9.6%；滲透率為0.070～86.800 mD，平均為1.570 mD。

2.5 儲層分類

根據物性、儲集空間特征、埋藏深度和產能等要素將上斜坡儲層劃分為3類：一類儲層物性較好，平均孔隙度大于9.0%，平均滲透率大于10.000 mD，具有大—中孔中—細喉道型的儲集空間特征，埋藏深度一般為3 500 m以淺，日產油達8 m3/d以上，如MH11、JL42等井。二類儲層一般分布在斷裂帶附近，微裂縫發(fā)育，孔隙少，連通性較好；平均孔隙度小于9.0%，平均滲透率為10.000～20.000 mD，具有小—微孔細喉道、微孔-裂縫型的儲集空間特征，埋藏深度為3 500～4 000 m；產能差異大，取決于裂縫的發(fā)育程度，日產油為5～12 m3/d，如MH23、JL 2等井。三類儲層物性較差，平均孔隙度小于9.0%，平均滲透率小于10.000 mD，具小—微孔細喉道型的儲集空間特征，埋藏深度為3 500～4 000 m，日產油為2～5 m3/d，如MH20、K303等井。3類儲層均見油氣，上斜坡整體呈現滿斜坡含油、物性好、產量高的特征。

3 優(yōu)質儲層發(fā)育控制因素

瑪南上斜坡上烏爾禾組儲層由礫石、砂質、泥質雜基和少量膠結物碎屑成分組成，對儲層物性影響較大的組分為泥質雜基和膠結物含量，由于膠結物含量較低，只在局部富集，因此，泥質含量的高低是決定儲層質量好壞的關鍵因素。水動力的強弱與泥質含量密切相關，以水動力強弱為主線，從沉積環(huán)境、古地貌特征和成巖作用3個方面分析儲層的控制因素。

3.1 沉積環(huán)境直接控制優(yōu)質儲層的發(fā)育

瑪南斜坡區(qū)上烏爾禾組儲層填隙物以泥質雜基充填為主，泥質含量的高低決定了儲層質量的好壞。從沉積根源分析，水動力條件強，泥質含量低；水動力條件弱，泥質含量高。水動力條件是直接控制優(yōu)質儲層發(fā)育的關鍵因素。上烏爾禾組儲層發(fā)育扇三角洲前緣和扇三角洲平原亞相沉積，包括前緣水下分流河道、平原水上分流河道、河口壩、灘壩及河道間等沉積微相，其中，河道間微相水動力環(huán)境最弱[17]，主要發(fā)育泥巖，可作為蓋層。前緣水下分流河道沉積微相水動力穩(wěn)定、較強，屬于一定距離搬運靠近物源沉積，處于水下還原環(huán)境，是優(yōu)質儲層發(fā)育的主要沉積環(huán)境。河口壩和灘壩沉積微相水動力穩(wěn)定、較弱，主要攜帶部分小礫石和砂、泥等顆粒，經過長時間搬運砂在扇體外緣沉積，層理發(fā)育，分選較好，是一般儲層發(fā)育的主要沉積環(huán)境。平原水上分流河道微相水動力不穩(wěn)定，洪水期快速沉積，處于水上沉積環(huán)境，無明顯層理，發(fā)育塊狀構造，泥質含量較高，具有洪水期碎屑流塊狀搬運沉積特征，是差儲層發(fā)育的沉積環(huán)境。在上斜坡凹陷邊緣部分沉積主要為平原水上分流河道沉積，泥石流沉積特征顯著，孔隙不發(fā)育，上斜坡的主體區(qū)域為前緣水下分流河道沉積，夾雜部分河口壩和灘壩沉積。

3.2 古地貌間接控制優(yōu)質儲層的發(fā)育

瑪湖上烏爾禾組是盆地開始轉型時填平補齊的一套沉積，斜坡區(qū)發(fā)育多級坡折帶，伴隨多期湖侵，形成了不斷上超的扇體[18]。對上斜坡沉積厚度進行統(tǒng)計發(fā)現，存在鄰近井上烏爾禾組地層厚度差50 m左右的現象，分析發(fā)現斜坡區(qū)存在繼承性的古凸和古凹的特征。凹凸不平的古地貌特征，在坡緩、水淺的沉積背景下直接影響了沉積水體水動力的強弱，間接控制優(yōu)質儲層的發(fā)育。具體表現為溝槽區(qū)水體深、水動力強、淘洗作用強、泥質含量低、儲層質量好；古凸區(qū)水體淺、水動力稍弱、淘洗作用弱、泥質含量高、儲層質量差。

3.3 成巖作用對儲層發(fā)育的影響

由鑄體薄片資料分析可知，上烏爾禾組處于中成巖A期，成巖作用較單一，以壓實作用為主，膠結作用和溶蝕作用較少見，膠結物含量較低。造成這一現象主要有埋藏深度較淺和地層水缺乏2個因素：①上斜坡埋藏深度在4 000 m之內，而在下斜坡埋藏4 100～4 300 m的JL50和K204等井處發(fā)育濁沸石溶孔，由此可見，上斜坡由于埋藏較淺達不到膠結作用的成巖溫度；②上斜坡發(fā)現的油藏普遍不含地層水，在大斷裂和不整合面附近由于地表水的作用發(fā)育少量方解石膠結物，因此，地層水缺乏也是造成膠結物和溶蝕孔不發(fā)育的主要原因。

隨著埋藏深度增加，壓實作用不斷增強，原生孔隙大幅降低。張順存等[19]研究結果表明，深度超過4 000 m后壓實作用可造成孔隙度損失25.0%左右。對上烏爾禾砂礫巖儲層實測孔隙度分析發(fā)現，2 500 m深度孔隙度平均值為8.7%，埋藏深度為3 500～3 800 m時孔隙度降到最低值，平均為7.9%，之后隨著深度的繼續(xù)增加，孔隙度和滲透率均略有提升，計算孔隙度因壓實作用的最大損失量為8.0%，可見該區(qū)壓實減孔作用受到抑制。譚開俊等[20]研究發(fā)現，剛性顆粒會使壓實作用減弱，研究區(qū)儲層中礫石之間的相互支撐作用對原生孔隙減少有一定的抑制作用，是造成原生剩余粒間孔大量發(fā)育的主要原因。可見礫石發(fā)育的儲層原生粒間孔保存較多，儲層物性較好，礫石發(fā)育的儲層也反映出水動力較強的特征，沉積環(huán)境對成巖壓實作用有一定的影響。

4 勘探進展

瑪南上斜坡上烏爾禾組勘探效果顯著，截至2020年年底，已提交探明儲量10×108t，下斜坡勘探程度較低，但Mh23、JL50等井獲得工業(yè)油流，表明下斜坡上烏爾禾組仍有一定的拓展?jié)摿?圖4)。鑒于該區(qū)整體成藏、大面積含油的油藏特征，對儲層發(fā)育規(guī)律的研究仍是制約勘探進程的重點。相對于上斜坡砂礫巖儲層特征，下斜坡儲層埋藏深，壓實作用強，儲層物性隨深度增加會有變差趨勢，而后期膠結、溶蝕成巖作用也會增強，對儲層進一步改造是否會造成物性變化存在一定的不確定性；同時，扇三角洲水下分流河道砂體延伸范圍影響了儲層在厚度和規(guī)模上的變化，砂體邊界范圍需進一步確定。宏觀上儲層發(fā)育的邊界范圍和微觀上物性的控制因素是下一步儲層研究亟需解決的難題。

圖4 瑪南凹陷二疊系上烏爾禾組勘探成果

5 結 論

(1) 上斜坡上烏爾禾組儲層總體上孔隙度平均為8.1%，滲透率平均為18.690 mD，屬于中低孔低滲砂礫巖體，碎屑成分以礫石成分為主，填隙物以泥質雜基充填為主，磨圓度次圓—次棱角，分選差—中等，結構成熟度和成分成熟度較低。

(2) 上斜坡上烏爾禾組儲層發(fā)育大—中孔中—細喉道型、小—微孔細喉道型、微孔-裂縫型3種類型儲集空間，大—中孔中—細喉道型孔隙結構最好?？紫额愋鸵詺堄嘣ｉg孔為主，含少量的粒間溶孔、粒內溶孔和微裂縫，從面孔率和孔喉特征分析，小孔、細喉道發(fā)育。

(3) 沉積環(huán)境對儲層物性具有直接控制作用，扇三角洲前緣水下分流河道沉積微相是優(yōu)質儲層發(fā)育的主要沉積環(huán)境。古地貌通過水動力條件間接控制泥質含量高低，從而控制著儲層物性的好壞，溝槽區(qū)水動力強，泥質含量低，物性較好，儲層質量高。上斜坡主要成巖作用為壓實作用，礫石發(fā)育對壓實減孔具有抑制作用，使得原生粒間孔隙大量保存。