汪孝敬， 白保軍， 蘆 慧， 梁則亮， 趙長(zhǎng)永， 胡 意， 胡 鑫， 李 雷

( 1. 中國(guó)石油新疆油田分公司 勘探事業(yè)部，新疆 克拉瑪依 834000； 2. 中國(guó)石油新疆油田分公司 百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000； 3. 中國(guó)石油新疆油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830001； 4. 中國(guó)石油新疆油田分公司 工程技術(shù)公司，新疆 克拉瑪依 834000 )

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地南緣(南緣)位于天山北麓，為前陸盆地山前沖斷帶[1]，大型沖斷—褶皺構(gòu)造成排成帶發(fā)育[2]，地表油苗豐富[3]。南緣油氣勘探始于1909年[4]，是中國(guó)油氣勘探最早的地區(qū)之一[5]，南緣下組合勘探程度最低，是尚未大規(guī)模鉆探的大型正向構(gòu)造單元之一，勘探潛力巨大。2019年，南緣西段四棵樹(shù)凹陷高泉地區(qū)高探1井在白堊系清水河組5 768～5 775 m處的砂礫巖儲(chǔ)層試油，日產(chǎn)原油1 003.4 t，日產(chǎn)天然氣3.217×105m3，且后期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)[6]，實(shí)現(xiàn)南緣下組合大構(gòu)造的首次突破[7]，展示深層—超深層良好的勘探潛力。

四棵樹(shù)凹陷高泉地區(qū)清水河組儲(chǔ)層主要為砂礫巖，埋深大(5.5～6.5 km)，非均質(zhì)性強(qiáng)。下組合探井少，井下資料欠缺，有利儲(chǔ)層控制因素研究主要借助露頭剖面觀察、取樣及少量中深層巖心分析化驗(yàn)資料[8-9]，宏觀對(duì)比分析天山南北白堊系沉積儲(chǔ)層特征[10]，明確南緣侏羅系—白堊系儲(chǔ)層巖性類(lèi)型及沉積演化[11]。白堊系清水河組儲(chǔ)層研究主要集中于露頭宏觀特征，缺乏重點(diǎn)探區(qū)“微觀”研究，特別是深層—超深層高溫極強(qiáng)超壓條件下儲(chǔ)層特征及主控因素研究薄弱。南緣未鉆探的目標(biāo)主要為深層—超深層大型背斜構(gòu)造。目前，中國(guó)深層—超深層碎屑巖儲(chǔ)層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堊系，該區(qū)以低孔超低滲致密砂巖為主，構(gòu)造微裂縫較發(fā)育，裂縫是高產(chǎn)的主控因素[12-14]。位于天山以南的白堊系儲(chǔ)層巖性與塔里木盆地深層碎屑巖存在差異，研究程度極低。隨勘探不斷向下組合超深層轉(zhuǎn)移，亟需分析該類(lèi)儲(chǔ)層微觀特征，理清主控因素，為準(zhǔn)噶爾盆地南緣中、東段勘探提供地質(zhì)依據(jù)及借鑒。

1 地質(zhì)概況

四棵樹(shù)凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣西段，南靠天山西部的依林黑比爾根山，北以西部隆起的車(chē)排子凸起為界(見(jiàn)圖1)，為典型的裂谷盆地[11]，沉積二疊系—第四系近萬(wàn)米的砂礫巖、砂巖及泥巖[15]，其中三疊系—侏羅系的深湖相泥及沼澤泥、煤為該區(qū)已證實(shí)的烴源巖[16]，成熟度高(南緣地區(qū)八道灣組鏡質(zhì)體反射率Ro普遍超過(guò)2.0%)，二疊系灰色泥巖為潛在烴源巖，油氣資源豐富，勘探潛力大?？v向上，發(fā)育上、中、下3套儲(chǔ)蓋組合[5]，上組合發(fā)現(xiàn)卡因迪克油田與獨(dú)山子油田，中組合在南緣中段發(fā)現(xiàn)并開(kāi)發(fā)瑪河氣田與呼圖壁氣田，下組合處于探索階段。清水河組是下組合勘探重要層系之一，為扇三角洲—湖相沉積[8]，中上部為100～400 m厚度的灰色泥巖夾薄層粉砂巖，下部為20～40 m厚度的砂礫巖、砂巖是該區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育段。高探1井突破后，按背斜油氣藏的模式鉆探G101、G102、G103、GQ5、GQ6、GHW001井。鉆探揭示，清水河組地層壓力因數(shù)普遍超過(guò)2.2，地層溫度約為150 ℃，為典型的高溫極強(qiáng)超壓地層[17]。儲(chǔ)層巖性為砂礫巖、砂巖，油氣顯示較高探1井的差，GQ5井在清水河組埋深超過(guò)6.0 km處試油為干層；G102井在清水河組埋深超過(guò)5.8 km處試油為含油水層；GQ6井總產(chǎn)液量高，試油為油水同層。鉆探結(jié)果表明，四棵樹(shù)凹陷深層—超深層超壓環(huán)境下的砂礫巖儲(chǔ)層具有非常強(qiáng)的非均質(zhì)性。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣四棵樹(shù)凹陷地理位置及構(gòu)造單元?jiǎng)澐諪ig.1 Geographical location and division of tectonic units of Sikeshu Sag on the southern margin of Junggar Basin

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石礦物學(xué)特征

通過(guò)南緣四棵樹(shù)凹陷深層—超深層巖心觀察及巖石礦物學(xué)特征分析，清水河組儲(chǔ)層巖性主要為砂礫巖、含礫砂巖，以及少量中—細(xì)砂巖、粉砂巖。石英體積分?jǐn)?shù)為3.6%～40.5%，見(jiàn)不規(guī)則窄邊狀次生加大。長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)為3.6%～ 33.3%，主要為斜長(zhǎng)石(占比68.7%)，其次為鉀長(zhǎng)石(占比31.3%)。巖屑體積分?jǐn)?shù)為40.5%～92.9%，主要為凝灰?guī)r，花崗巖及變質(zhì)巖次之，其中長(zhǎng)石與部分巖屑見(jiàn)溶蝕現(xiàn)象，成分成熟度低。砂礫巖主要為細(xì)礫巖及中礫巖，礫石以次圓狀為主，次棱角次之，分選中—差，顆粒支撐，接觸方式為點(diǎn)—線(xiàn)接觸及線(xiàn)接觸。膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)為0～11.6%，平均為2.4%，主要為方解石及少量黃鐵礦、硬石膏、鐵白云石。方解石局部富集，主要呈斑點(diǎn)狀、少量呈星點(diǎn)狀分布；黃鐵礦呈條帶狀、星點(diǎn)狀、凝塊狀及晶粒狀分布，膠結(jié)方式以孔隙—壓嵌型為主。雜基以泥質(zhì)為主，普遍水云母化，分布在顆粒間，體積分?jǐn)?shù)為1.1%～4.0%，平均為1.8%。根據(jù)X線(xiàn)衍射分析結(jié)果(見(jiàn)圖2)，清水河組儲(chǔ)層黏土礦物以塔橋狀、絲縷狀伊利石為主(體積分?jǐn)?shù)為31.0%～76.0%，平均為49.4%)，其次為似蜂巢狀伊/蒙混層(體積分?jǐn)?shù)為6.0%～45.0%，平均為25.7%；混層比為10.0～65.0，平均為20.9)、葉片狀綠泥石(體積分?jǐn)?shù)為2.0%～32.0%，平均為13.7%)，以及蠕蟲(chóng)狀高嶺石(體積分?jǐn)?shù)為3.0%～30.0%，平均為11.2%)。

圖2 四棵樹(shù)凹陷清水河組黏土礦物特征Fig.2 Characteristics of clay minerals in Qingshuihe Formation of Sikeshu Sag

2.2 物性特征

根據(jù)四棵樹(shù)凹陷及周緣清水河組物性資料統(tǒng)計(jì)，5.5～6.5 km深層樣品數(shù)為165塊，有效孔隙度為0.7%～13.6%，平均為4.8%，其中有效孔隙度為4.0%～6.0%的占比48.8%，平均為4.9%；有效孔隙度為2.0%～4.0%的占比32.5%，平均為3.1%；有效孔隙度大于8.0%的占比7.5%(見(jiàn)圖3)。水平滲透率為(0.01～96.10)×10-3μm2，平均為4.06×10-3μm2，其中水平滲透率為(0.10～1.00)×10-3μm2的占比47.8%，平均為0.38×10-3μm2；水平滲透率為(0.01～0.12)×10-3μm2的占比39.1%，平均為0.04×10-3μm2；水平滲透率為(1.00～10.00)×10-3μm2的占比33.0%，平均為3.18×10-3μm2；水平滲透率大于10.00×10-3μm2的占比10.4%。6.5 km以深樣品數(shù)為8塊，有效孔隙度為2.4%～9.1%，平均為5.4%；水平滲透率為(0.01～1.46)×10-3μm2，平均為0.45×10-3μm2。清水河組深層—超深層砂礫巖總體評(píng)價(jià)為超低孔—超低滲儲(chǔ)層[18]。

圖3 清水河組有效孔隙度分布直方圖Fig.3 Effective porosity distribution histogram of Qingshuihe Formation

由孔滲散點(diǎn)圖(見(jiàn)圖4)可知，清水河組孔滲相關(guān)關(guān)系較差，表明深層—超深層儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。細(xì)礫巖平均有效孔隙度為6.2%，水平滲透率為9.61×10-3μm2；砂巖(細(xì)砂巖、含礫砂巖)平均有效孔隙度為4.6%，水平滲透率為1.47×10-3μm2；中礫巖平均有效孔隙度為4.2%，水平滲透率為0.43×10-3μm2。整體上，細(xì)礫巖物性較砂巖、中礫巖的好。

圖4 清水河組有效孔隙度與滲透率散點(diǎn)圖Fig.4 Porosity and permeability scatter diagram of Qingshuihe Formation

2.3 孔隙及孔喉特征

2.3.1 孔隙

根據(jù)鑄體薄片、大直徑薄片及巖心CT三維成像資料分析，清水河組儲(chǔ)層以粒間孔隙、粒內(nèi)溶孔(長(zhǎng)石、巖屑等)為主，分別占比75.4%、22.3%。微細(xì)裂縫普遍發(fā)育，占比2.1%，寬度一般小于2.5 μm，最大為7.5 μm。其余為泥質(zhì)中微孔及粒?？?，占比0.2%，忽略不計(jì)。

(1)粒間孔隙。主要包括殘余粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙及膠結(jié)物晶間溶蝕孔隙(見(jiàn)圖5)，其中以前二者為主，殘余粒間孔不規(guī)則，形態(tài)多變，主要?dú)埩粲谒樾碱w粒搭接處。清水河組沉積初期處于正常的緩慢下沉，為長(zhǎng)期的淺埋階段；白堊紀(jì)末期，地層小幅度抬升，古近紀(jì)再次下沉。新近紀(jì)，受喜馬拉雅構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，天山山脈開(kāi)始強(qiáng)烈隆升，在強(qiáng)烈擠壓應(yīng)力條件下[19]，高泉地區(qū)清水河組快速埋深至6.0 km。由于短時(shí)間快速深埋(沉降速度達(dá)700 m/Ma)[20]，在巨厚泥巖蓋層條件下，清水河組儲(chǔ)層內(nèi)的流體難以外排，加上后期成巖脫水、油氣充注等因素影響[21-22]，地層壓力因數(shù)超過(guò)2.2，異常高壓的形成對(duì)剩余粒間孔隙保留起到?jīng)Q定性的作用。

圖5 四棵樹(shù)凹陷清水河組孔隙類(lèi)型及特征Fig.5 Pore types and characteristics of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

(2)粒內(nèi)溶孔。主要包括長(zhǎng)石、巖屑等粒內(nèi)溶蝕孔隙，以巖屑溶蝕孔隙為主(見(jiàn)圖5(a、d))。清水河組儲(chǔ)層溶蝕作用貫穿整個(gè)沉積、成巖過(guò)程，至白堊紀(jì)末期，由于埋藏較淺，溶蝕能力有限，更多的是方解石膠結(jié)作用。第四紀(jì)至今，在高溫條件下，受后期充注的酸性流體影響，斜長(zhǎng)石加速溶蝕，形成的孔隙大小和形狀受顆粒形狀及溶蝕強(qiáng)度控制。

(3)微裂縫。根據(jù)成因類(lèi)型，清水河組儲(chǔ)層裂縫劃分為構(gòu)造微裂縫、礫緣縫、成巖縫及異常高壓裂縫。以構(gòu)造微裂縫為主，礫緣縫與異常高壓裂縫次之。礫緣縫常沿礫石邊緣分布，延伸長(zhǎng)度較小，裂縫寬度窄，不具有方向性(見(jiàn)圖5(b、e))。異常高壓裂縫常與孔隙相連，裂縫向礫石顆粒內(nèi)部或雜基延伸，裂縫寬度逐漸變窄，延伸距離短(見(jiàn)圖5(c))。構(gòu)造微裂縫一般切穿礫石或礦物，裂縫較平直，具有明顯的方向性，局部巖屑顆?？梢?jiàn)網(wǎng)狀碎裂狀(見(jiàn)圖5(b))。

2.3.2 孔喉特征

清水河組儲(chǔ)層孔隙直徑為1.79～887.92 μm，喉道寬度為1.28～61.10 μm，孔隙直徑與喉道寬度分布區(qū)間大，體現(xiàn)出孔喉系統(tǒng)的復(fù)雜性。

由孔隙直徑分布(見(jiàn)圖6(a))可知，儲(chǔ)層以微小孔為主，其中小于125.00 μm的占比68.5%。結(jié)合儲(chǔ)層類(lèi)型，砂巖類(lèi)均質(zhì)性好，均質(zhì)因數(shù)為0.71，平均孔隙直徑為17.10～122.20 μm，主要以小于25.00 μm(占比30.6%)與100.00～125.00 μm(占比26.9%)的為主，無(wú)大于250.00 μm的孔隙。細(xì)礫巖顆粒分選相對(duì)較好，均質(zhì)因數(shù)為0.54，平均孔隙直徑為27.90～385.50 μm，不同級(jí)別微小孔徑均有分布，但大尺度孔隙較發(fā)育，平均孔隙直徑為100.00～500.00 μm的占比35.7%， 675.00～850.00 μm的占比5.0%。中礫巖巖相顆?；祀s，均質(zhì)因數(shù)為0.49，平均孔隙直徑為29.80～217.50 μm，其孔隙直徑較細(xì)礫巖的小，無(wú)大于425.00 μm的大孔隙。

圖6 清水河組不同巖相孔隙直徑及喉道寬度分布Fig.6 Distribution of pore diameter and throat width in different lithofacies of Qingshuihe Formation

根據(jù)孔隙喉道數(shù)量，儲(chǔ)層孔隙喉道為1～4個(gè)，平均為1.3個(gè)。砂巖與中礫巖喉道數(shù)較多，平均分別為1.6、1.4個(gè)；其次為細(xì)礫巖喉道數(shù)，平均為1.2個(gè)。根據(jù)喉道寬度(見(jiàn)圖6(b))，砂巖以細(xì)喉道為主，小于25.0 μm的喉道占比93.3%，小于15.0 μm的細(xì)喉道占比40.0%，無(wú)粗喉道，儲(chǔ)層滲流能力差。細(xì)礫巖小于25.0 μm喉道與砂巖分布的類(lèi)似，占比92.0%，其中小于15.0 μm的細(xì)喉道占比60.0%；發(fā)育粗喉道，占比8.0%，局部滲流能力強(qiáng)。中礫巖喉道分布范圍寬，小于25.0 μm的細(xì)喉道占比83.3%。另外，小于15.0 μm的細(xì)喉道三類(lèi)巖性占比最多，為69.0%。

綜上所述，深層—超深層儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔隙直徑及喉道共同控制儲(chǔ)層物性[23]。中礫巖、細(xì)礫巖及砂巖均以微米級(jí)孔隙直徑為主，僅細(xì)礫巖發(fā)育少量近毫米級(jí)孔隙，孔隙直徑分布區(qū)間大，發(fā)育大喉道，儲(chǔ)層物性?xún)?yōu)[22]，砂巖抗壓實(shí)作用較礫巖的差，儲(chǔ)層孔隙主要為小于250.0 μm的微米孔。根據(jù)孔喉分布，砂巖孔喉寬度較均一，細(xì)喉道為主，礫巖孔喉以10.0～12.5 μm的為主，中礫巖孔喉表現(xiàn)出更強(qiáng)的非均質(zhì)性，有效孔隙度及滲透率相對(duì)較差。

3 儲(chǔ)層主控因素

3.1 沉積相帶

宏觀上，沉積相帶控制儲(chǔ)層及巖性分布，同時(shí)控制不同巖石相微觀結(jié)構(gòu)。從三角洲平原到三角洲前緣亞相，隨顆粒物搬運(yùn)距離越遠(yuǎn)，泥質(zhì)填隙物減少，砂質(zhì)成分增加，顆粒分選磨圓及物性變好[24]。巖心及薄片分析表明，三角洲前緣河道砂體主要為灰綠色、灰色細(xì)礫巖、砂巖，礫石直徑以0.5～2.0 cm的為主，局部見(jiàn)礫緣縫，砂質(zhì)占比高，塑性成分低，抗壓實(shí)作用強(qiáng)，殘留部分粒間孔隙，具有一定的連通性，有效孔隙度為4.2%～17.7%，平均為8.8%，水平滲透率為(0.02～32.20)×10-3μm2，平均為5.52×10-3μm2。三角洲平原相帶離物源近，辮狀河道以褐色、灰褐色中礫巖為主，局部含粗礫巖，礫石占比高，砂質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較低，塑性顆粒(泥質(zhì)雜基與泥質(zhì)礫石)受快速深埋影響，易變形充填孔隙，造成粒間孔隙發(fā)育程度差，局部殘留的粒間孔隙多被方解石、石膏等早期成巖礦物膠結(jié)，造成儲(chǔ)層整體致密，有效孔隙度為3.7%～9.4%，平均為5.4%，水平滲透率為(0.01～5.44)×10-3μm2，平均為1.27×10-3μm2?？傮w上，三角洲前緣礫石較平原河道細(xì)，砂質(zhì)占比增加，有效孔隙度增大(見(jiàn)圖7)。

圖7 四棵樹(shù)凹陷清水河組沉積相Fig.7 Sedimentary facies of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

3.2 成巖作用

通過(guò)地表露頭取樣、井下巖石薄片、鑄體薄片及成巖史等綜合分析，影響四棵樹(shù)凹陷清水河組儲(chǔ)層質(zhì)量的成巖作用主要為壓實(shí)作用，其次為膠結(jié)與溶蝕作用。

(1)壓實(shí)作用。根據(jù)四棵樹(shù)凹陷及周緣(四棵樹(shù)河與安集海地區(qū))清水河組露頭巖石樣品分析，儲(chǔ)層未被膠結(jié)物或極少量膠結(jié)物充填且無(wú)裂縫樣品的有效孔隙度達(dá)20.0%，平均為17.5%，物性較好，孔隙類(lèi)型主要為殘余粒間孔。由南緣東段及呼圖壁背斜清水河組物性資料分析(見(jiàn)圖8)可知，隨埋深增加，2.0～5.0 km處有效孔隙度平均為9.3%，相比地表露頭樣品下降8.2%，特別是喜山運(yùn)動(dòng)晚期地層急劇下沉至5.5 km以深[20]，造成大部分有效孔隙度減少4.0%～8.0%，平均為4.8%，相比露頭下降12.7%。在7.0 km以深區(qū)域，儲(chǔ)層有效孔隙度減少至2.0%～4.0%，部分樣品有效孔隙度超過(guò)5.0%，主要發(fā)育溶蝕孔隙及裂縫。壓實(shí)作用是有效孔隙度減小的主要因素。

圖8 四棵樹(shù)凹陷清水河組GQ5井埋藏史及主要成巖作用Fig.8 Burial history of well GQ5 and main diagenesis of Qingshuihe Formation in Sikeshu Sag

(2)膠結(jié)作用。根據(jù)薄片資料，該區(qū)膠結(jié)方式主要為孔隙充填、石英顆粒自生加大、黏土礦物孔隙橋塞，有效孔隙度減少8.0%。至古近紀(jì)中期，主要處于正常的壓實(shí)階段，弱堿性環(huán)境有利于方解石、硬石膏及伊/蒙混層的形成。對(duì)比露頭與井下深層—超深層清水河組儲(chǔ)層X(jué)線(xiàn)衍射實(shí)驗(yàn)結(jié)果，地表露頭樣品伊/蒙混層體積分?jǐn)?shù)為46.7%，比井下樣品伊/蒙混層體積分?jǐn)?shù)高45.0%，伊/蒙混層比從80.0下降到20.9。伊利石體積分?jǐn)?shù)從27.0%增至49.4%，高嶺石及綠泥石體積分?jǐn)?shù)變化較小。由于短時(shí)間(約4 Ma)地層埋深急劇加大，地層溫度由50 ℃升至150 ℃，成巖環(huán)境逐漸過(guò)渡到弱堿性—中性，方解石與硬石膏膠結(jié)能力變?nèi)?，因此井下?chǔ)層方解石與硬石膏膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與露頭區(qū)的基本一致。另外，隨地層溫度壓力快速上升，伊/蒙混層及凝灰?guī)r巖屑等礦物進(jìn)一步轉(zhuǎn)化為伊利石[25]，造成伊利石體積分?jǐn)?shù)增加80%，伊/蒙混層比快速減小。伊利石相對(duì)體積分?jǐn)?shù)升高，平均毛管半徑快速減小(見(jiàn)圖9(f))，儲(chǔ)層滲透率也顯著下降(見(jiàn)圖9(e))。通過(guò)掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，四棵樹(shù)凹陷深層—超深層儲(chǔ)層中的伊利石主要以塔橋狀及發(fā)絲狀的形態(tài)賦存于孔隙之間(見(jiàn)圖9(a-d))，片狀伊利石少見(jiàn)。其中，塔橋狀伊利石進(jìn)一步使儲(chǔ)層孔喉體系復(fù)雜(見(jiàn)圖9(a-b))，孔徑減小，孔隙連通性變差，滲流阻力增加。

圖9 清水河組深層—超深層伊利石賦存狀態(tài)及對(duì)儲(chǔ)層影響分析Fig.9 Analysis of deep and ultra-deep illite deposit state of Qingshuihe Formation and its influence on reservoir

(3)溶蝕作用。清水河組經(jīng)歷長(zhǎng)時(shí)間的淺埋階段(時(shí)間跨度約為131 Ma)，受大氣淡水的淋濾作用而形成部分溶蝕孔隙；深埋階段(時(shí)間跨度約為10 Ma)為南緣侏羅系烴源巖逐漸成熟期，鏡質(zhì)體反射率Ro為0.8%～2.0%，在高溫條件下，產(chǎn)生的大量有機(jī)酸對(duì)巖屑、長(zhǎng)石等不穩(wěn)定礦物加速溶蝕[26-27]，有效孔隙度增加2.0%。特別是清水河組長(zhǎng)石類(lèi)礦物中斜長(zhǎng)石體積分?jǐn)?shù)高，較鉀長(zhǎng)石更易形成溶蝕孔隙[28]，且深埋儲(chǔ)層處于超壓狀態(tài)，使溶蝕孔隙有效保存[29]。另外，構(gòu)造微裂縫普遍發(fā)育，為有機(jī)酸溶蝕提供相對(duì)高速的滲流通道，常在裂縫周緣見(jiàn)溶蝕現(xiàn)象。

3.3 構(gòu)造作用

構(gòu)造作用對(duì)儲(chǔ)層的控制主要分為建設(shè)性作用與破壞性作用。其中，破壞性作用主要是喜山運(yùn)動(dòng)造成地層從埋深0.5～1.0 km快速下沉至6.0 km以深，使有效孔隙度急劇減小。雖然碎屑顆粒的分選、成分及填隙物組分是影響有效孔隙度的因素，但埋深急劇增加的壓實(shí)作用是有效孔隙度減小的主要因素。建設(shè)性構(gòu)造作用主要是四棵樹(shù)凹地處于準(zhǔn)噶爾盆地南北構(gòu)造體系的結(jié)合部位，且經(jīng)歷海西、印支、燕山、喜山多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的疊加[30]，發(fā)育一系列近東西向的走滑構(gòu)造[2]，造成儲(chǔ)層斷裂及裂縫極為發(fā)育。地震精細(xì)解釋及物理模擬實(shí)驗(yàn)(見(jiàn)圖10)證實(shí)，高泉背斜受壓扭走滑伴生小斷裂控制切割復(fù)雜斷塊圈閉，結(jié)合應(yīng)力分析推測(cè)背斜核部及斷裂帶附近裂縫最為發(fā)育。

3.4 超壓作用

四棵樹(shù)凹陷清水河組及上覆巨厚泥巖蓋層壓力因數(shù)超過(guò)2.2，為極強(qiáng)超壓帶[17]，超壓層為油氣保存提供良好的封閉條件。超壓的發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層改造、保存、流體運(yùn)移及生產(chǎn)具有正面影響[31]。理論上儲(chǔ)層埋深在5.5～6.5 km處的有效孔隙度為2.1%～4.5%，實(shí)際上四棵樹(shù)凹陷清水河組在相同深度條件下的有效孔隙度平均為4.8%，且近半數(shù)的有效孔隙度為4.5%～6.5%，說(shuō)明超壓對(duì)孔隙的保存效果明顯[8]，壓力增高，有效孔隙度減小速率變緩。超壓的發(fā)育對(duì)蒙脫石向伊利石的轉(zhuǎn)化起抑制作用，一定程度上延緩儲(chǔ)層變差的趨勢(shì)。超壓體系對(duì)深層—超深層儲(chǔ)層微裂縫的形成起建設(shè)性作用[32-33]，超壓環(huán)境巖石脆性增加，易發(fā)育微裂縫[22]。高壓流體模擬實(shí)驗(yàn)[33]及地層壓力檢測(cè)結(jié)果(見(jiàn)圖11)表明，5.0～6.2 km處微裂縫縫長(zhǎng)與中深層的差異較小，裂縫寬度在4.0 km以深變寬，在6.2～8.0 km處微裂縫長(zhǎng)度顯著增大，裂縫寬度基本不變。高探1井的千噸高產(chǎn)及后期平均日產(chǎn)近200 m3原油進(jìn)一步證實(shí)超壓裂縫對(duì)高產(chǎn)的影響。

圖10 高探1井區(qū)清水河組斷裂體系及物理模擬Fig.10 Fault system and physical simulation of Qingshuihe Formation in Gaotan 1 Well Area

圖11 高探1井區(qū)高壓流體模擬裂縫長(zhǎng)度、寬度變化及地層壓力分布(據(jù)文獻(xiàn)[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 結(jié)論

(1)準(zhǔn)噶爾盆地南緣四棵樹(shù)凹陷清水河組深層—超深層儲(chǔ)層具有超低孔、超低滲特征。巖性以砂礫巖、砂巖為主，石英及長(zhǎng)石占比低，為巖屑砂巖。膠結(jié)物主要為方解石，顆粒接觸方式為點(diǎn)—線(xiàn)接觸及線(xiàn)接觸，膠結(jié)方式主要為孔隙—壓嵌型，黏土礦物主要為伊利石?？紫额?lèi)型為粒間孔隙、粒內(nèi)溶孔，普遍見(jiàn)微裂縫。

(2)沉積相帶控制儲(chǔ)層平面展布及微觀結(jié)構(gòu)。平原亞相儲(chǔ)層物性總體小于前緣亞相的，細(xì)礫巖物性、孔隙大小、喉道反映的非均質(zhì)性弱于砂巖及中礫巖的。

(3)深層—超深層儲(chǔ)層受壓實(shí)及成巖作用控制明顯，其中快速深埋壓實(shí)是儲(chǔ)層致密化的主要因素，其次是伊利石成巖轉(zhuǎn)化，降低儲(chǔ)層滲透性。

(4)構(gòu)造作用與超壓體系共同控制裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)育，增強(qiáng)高溫酸性流體的溶蝕作用，提高儲(chǔ)層滲流能力。極強(qiáng)超壓體系減緩儲(chǔ)層致密化與伊利石轉(zhuǎn)化的進(jìn)程，改善儲(chǔ)層品質(zhì)。