郭華軍，司學(xué)強(qiáng)，袁 波，彭 博，冀冬生，陳希光

1中國石油杭州地質(zhì)研究院；2中國石油新疆油田公司

0 前言

隨著油氣資源增長需求的加大和勘探開發(fā)理論技術(shù)的進(jìn)步，中國油氣勘探已經(jīng)逐漸從中、淺層轉(zhuǎn)向深層乃至超深層。國際上通常將埋深大于等于4 500 m的地層定為深層。全國礦產(chǎn)儲量委員會2005年頒布的《石油天然氣儲量計(jì)算規(guī)范》將埋深3 500～4 500 m的地層定義為深層，將大于4 500 m的地層定義為超深層［1］。由于我國東西部含油氣盆地在盆地類型和地溫梯度上存在較大差異，因此在勘探實(shí)踐中,眾多學(xué)者將我國東西部含油氣盆地的深層和超深層又分別作了定義：將埋深3 500～4 500 m和4 500～6 000 m的地層分別定義為東部和西部地區(qū)的深層領(lǐng)域；將埋深≥4 500 m和≥6 000 m的地層分別定義為東部和西部地區(qū)的超深層領(lǐng)域［2-5］。本文將埋深4 500～6 000 m的地層定義為深層，將埋深≥6 000 m的地層定義為超深層。

近年來，我國先后在塔里木盆地庫車坳陷、四川盆地、渤海灣盆地等深層、超深層獲得了一系列重大油氣發(fā)現(xiàn)，形成了一批規(guī)模儲量區(qū)，其油氣儲層巖性涵蓋碎屑巖、碳酸鹽巖和火山巖三大類［6-7］。就超深層碎屑巖領(lǐng)域而言，庫車坳陷前陸沖斷帶是近年來我國的熱點(diǎn)勘探區(qū)域，在埋深6 500～8 000 m的碎屑巖儲層中發(fā)現(xiàn)了一批高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的大型氣田［8］。庫車坳陷白堊系超深層碎屑巖儲層孔隙度最高可達(dá)10%，平均孔隙度為5%,多屬于裂縫-孔隙型儲層，裂縫對儲層物性改善具有關(guān)鍵作用［9-11］。準(zhǔn)噶爾盆地南緣與庫車坳陷沖斷帶具有相似的地質(zhì)背景，近年來針對南緣深層、超深層的油氣勘探也取得重大突破：2019年，在南緣西段高探1井白堊系清水河組5 768～5 775 m的深層砂礫巖儲層中獲得高產(chǎn)油氣流［12-14］；2020年，在南緣中段HT1井清水河組7 367～7 382 m的超深層砂巖儲層中，8 mm油嘴獲日產(chǎn)氣61.9×104m3、日產(chǎn)油106.5 m3的重大油氣發(fā)現(xiàn)，大大拓展了準(zhǔn)噶爾盆地油氣勘探的深度下限。

勘探實(shí)踐表明，準(zhǔn)噶爾盆地南緣不同構(gòu)造單元內(nèi)深層、超深層儲層的巖石類型、儲層物性和儲層演化史等特征存在較大差異，前人已針對南緣西段儲層特征開展了較為系統(tǒng)的研究［14］。為了揭示準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段超深層儲層的特征和主控因素，本文利用錄井、測井和巖心分析化驗(yàn)資料，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景，對南緣中段白堊系清水河組儲層的儲集空間類型、物性、成巖作用及儲層演化序列進(jìn)行分析，探討了超深層儲層主控因素，以期為準(zhǔn)噶爾盆地南緣超深層油氣勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地南緣屬于北天山山前沖斷帶,包括東段的阜康斷裂帶、中段的齊古斷褶帶和霍瑪吐背斜帶、西段的四棵樹凹陷共4個構(gòu)造單元（圖1），總面積約為2.1×104km2。在多期構(gòu)造作用的疊加影響下，南緣中段的齊古斷褶帶－霍瑪吐背斜帶，自南向北共發(fā)育三排背斜構(gòu)造帶［15-16］。南緣縱向上發(fā)育白堊系吐谷魯群、古近系安集海河組和新近系塔西河組3套區(qū)域分布的泥巖、膏泥巖蓋層，并以此3套蓋層劃分出下、中、上3套儲蓋組合。下組合內(nèi)部自下而上發(fā)育侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組、喀拉扎組和白堊系清水河組共6套砂體。其中，下白堊統(tǒng)清水河組底部發(fā)育的一套湖侵背景下的砂巖、砂礫巖儲層分布范圍最廣，具有南北雙向供源特征。DF1井、HT1井及H6井位于呼圖壁背斜，均鉆遇清水河組北部物源體系的砂巖儲層，屬緩坡型辮狀河三角洲沉積，其中前緣亞相砂巖厚度可達(dá)20～50 m，內(nèi)部發(fā)育典型槽狀交錯層理，上覆厚層湖相泥巖蓋層，縱向儲蓋組合十分有利（圖2）。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系頂構(gòu)造格局及井位分布圖Fig.1 The structure outline of the top of Jurassic and well location in the southern margin of Junggar Basin

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地南緣H6井清水河組儲層段地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of the Qingshuihe reservoir section of Well H6 in the southern margin of Junggar Basin

2 儲層巖石學(xué)與儲集空間特征

2.1 巖石學(xué)特征

南緣中段清水河組砂巖儲層以中砂巖和細(xì)砂巖為主，局部為粉砂巖。HT1井7 372～7 375 m取心段巖性為灰色中—細(xì)砂巖，沉積層理構(gòu)造不發(fā)育，巖心整體較為破碎，高角度裂縫較發(fā)育；H6井7 000～7 009 m取心段巖性為灰色中砂巖和細(xì)砂巖，夾粉砂巖、細(xì)砂巖。巖心樣品薄片鑒定和統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，清水河組砂巖儲層屬于長石巖屑砂巖，其中石英含量為27.0%～35.4%，平均為30.6%；長石含量為21.0%～29.0%，平均為25.0%；巖屑含量為34.0%～51.0%，平均為43.3%，巖屑主要為中-基性凝灰?guī)r，次為霏細(xì)巖、英安巖和安山巖等中酸性噴出巖，還含有少量千枚巖、片巖。砂巖分選中等—好，磨圓次棱—次圓狀，碎屑顆粒之間以線接觸為主。粒間填隙物中泥質(zhì)雜基含量為2%～4%，平均為2.6%；顆粒表面普遍發(fā)育綠泥石包膜狀膠結(jié)物，常見粒間發(fā)育自生石英和鈉長石微晶，偶見方解石膠結(jié)物，膠結(jié)物總量介于4%～6%。

2.2 物性特征

HT1井和H6井共50件清水河組砂巖樣品氦氣孔隙度、滲透率測試結(jié)果顯示：砂巖儲層平均孔隙度為8.2%，分布范圍為4%～11%；平均基質(zhì)滲透率為0.06×10-3μm2，分布范圍為（0.01～0.1）×10-3μm2（圖3）。依據(jù)石油天然氣行業(yè)油氣儲層評價標(biāo)準(zhǔn)［17］，清水河組砂巖儲層屬于特低孔超低滲儲層。相較于塔里木盆地庫車坳陷白堊系超深層碎屑巖4.8%的平均孔隙度和0.16×10-3μm2的平均基質(zhì)滲透率［18］，準(zhǔn)噶爾盆地南緣清水河組超深層儲層表現(xiàn)為相對高孔低滲的特點(diǎn)，但仍屬相對優(yōu)質(zhì)儲層。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段清水河組儲層孔隙度—滲透率關(guān)系圖Fig.3 Porosity-permeability crossplot of Qingshuihe Formation in middle part of the southern margin of Junggar Basin

2.3 儲集空間類型

研究區(qū)清水河組砂巖儲層發(fā)育殘余粒間孔、粒內(nèi)溶孔和黏土礦物晶間微孔（圖4）。殘余粒間孔為清水河組砂巖儲層的主要孔隙類型，在顯微鏡下多為分散分布的多邊形（圖4a—4d），孔隙直徑一般為50～100 μm，最大不超過200 μm；粒間孔隙外壁常發(fā)育綠泥石襯邊，厚度為5～15 μm，粒間孔隙內(nèi)部可發(fā)育自生石英及自生長石微晶（圖4b，4d）。粒內(nèi)溶孔為次要孔隙類型，多由不穩(wěn)定或欠穩(wěn)定的碎屑（主要為碎屑長石顆粒和安山巖巖屑中的長石顆粒）溶蝕形成，以長石顆粒溶蝕最為常見，部分長石顆粒溶蝕后呈蜂窩狀（圖4e，4f）；粒內(nèi)溶蝕孔直徑一般為幾微米到幾十微米，內(nèi)部不發(fā)育綠泥石襯邊。黏土礦物晶間微孔主要為綠泥石晶間微孔，多發(fā)育于顆粒表面的鱗片狀綠泥石晶體之間，直徑小于10 μm（圖4g）。鏡下薄片點(diǎn)計(jì)數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明：殘余粒間孔的面孔率為0.5%～4.2%，平均為3.2%，占總面孔率的95%；粒內(nèi)溶孔的面孔率為0.05%～0.3%,平均僅為0.2%，占總面孔率的5%。

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段清水河組砂巖孔隙及裂縫發(fā)育特征Fig.4 Characteristic of pores and fractures in the sandstone of Qingshuihe Formation in middle part of the southern margin of Junggar Basin

HT1井清水河組無裂縫的砂巖樣品的高壓壓汞曲線形態(tài)存在略粗歪度和細(xì)歪度兩種類型（圖5）。清水河組砂巖孔隙分選較好，殘余粒間孔較發(fā)育的層段對應(yīng)的壓汞曲線顯示為略粗歪度，排驅(qū)壓力一般小于0.5 MPa；微孔隙較發(fā)育的層段對應(yīng)的壓汞曲線顯示為細(xì)歪度，排驅(qū)壓力一般大于10 MPa。但兩類壓汞曲線均表現(xiàn)出較低的退汞效率，一般小于30%，反映砂巖儲層的孔隙連通性較差。清水河組無裂縫砂巖樣品的恒速壓汞資料顯示，砂巖的孔隙半徑與吼道半徑之比約為8：1，同樣表明儲層的孔隙發(fā)育程度顯著優(yōu)于喉道，這與儲層物性數(shù)據(jù)中較高的孔隙度和較低的基質(zhì)滲透率特征相吻合。

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地南緣HT1井清水河組砂巖高壓壓汞曲線特征Fig.5 Capillary pressure curve of sandstone of Qingshuihe Formation of Well HT1 in the southern margin of Junggar Basin

2.4 裂縫發(fā)育特征

前文已述及，南緣中段清水河組超深層儲層基質(zhì)滲透率較低，因此裂縫發(fā)育程度是影響儲層高產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。巖心、薄片、成像測井等方面的資料均可用于對裂縫進(jìn)行識別和研究［19-20］。

南緣中段HT1井巖心中可見高角度和低角度兩類裂縫，統(tǒng)計(jì)表明取心段發(fā)育4～6條高角度裂縫，但由于巖心破碎嚴(yán)重，低角度縫無法準(zhǔn)確統(tǒng)計(jì)。在相對完整的巖心上可見部分膠結(jié)的裂縫（圖4h），開度可達(dá)2～4 mm。利用鑄體薄片對半充填裂縫進(jìn)行分析，測量顯示裂縫開度從幾十微米到幾百微米不等。在裂縫內(nèi)可見石英膠結(jié)物，并發(fā)育兩類產(chǎn)狀：一類為裂縫發(fā)育處石英顆粒的加大邊，另一類為自生石英顆粒。裂縫的發(fā)育為石英加大或自生石英提供足夠的生長空間，因此石英晶體或者加大邊均具有較好的形態(tài)。石英膠結(jié)物可以從裂縫兩邊相向生長，部分連接在一起，形成膠結(jié)物橋（圖4i）。應(yīng)用成像測井對HT1井清水河組底部砂巖段的裂縫進(jìn)行識別，可以識別出多條高角度的張開縫和低角度的微細(xì)裂縫，走向多為NEE—SWW向，裂縫密度可達(dá)1.1條/m。HT1井清水河組底部砂巖段張開縫或者半充填縫的發(fā)育大大提高了儲層的滲流能力。

3 儲層成巖作用及成巖演化序列

3.1 成巖作用特征

南緣中段清水河組砂巖儲層的成巖作用主要有壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，其次為溶蝕作用，總體表現(xiàn)為中等—強(qiáng)壓實(shí)、中等膠結(jié)和弱溶蝕的成巖特征。

研究區(qū)清水河組砂巖的中等—強(qiáng)壓實(shí)在微觀特征上表現(xiàn)為碎屑顆粒之間多呈線接觸，其次為點(diǎn)-線接觸，少量塑性巖屑顆粒則表現(xiàn)為彎曲變形與鑲嵌接觸。較強(qiáng)的壓實(shí)作用的主要原因?yàn)槟暇壷卸吻逅咏M砂巖儲層的現(xiàn)今埋深在7 000～8 000 m之間，因此埋藏壓實(shí)作用是儲層孔隙演化的主要影響因素。研究區(qū)所處的呼圖壁背斜位于南緣山前沖斷帶，水平地應(yīng)力最大可達(dá)90 MPa［21］，除正常的埋藏壓實(shí)外，儲層還可能受到南北向構(gòu)造擠壓作用的影響而進(jìn)一步降低了原生孔隙的發(fā)育程度。

清水河組砂巖的膠結(jié)作用中等，膠結(jié)物成分主要為綠泥石、石英和鈉長石，偶見方解石。鑄體薄片和掃描電鏡研究均表明清水河組儲層中綠泥石或以葉片狀包膜形式包裹在碎屑顆粒表面，或大量發(fā)育并充填于粒間，含量介于2%～5%（圖6a—6d）。當(dāng)綠泥石含量較高時可以嚴(yán)重堵塞粒間孔隙。石英膠結(jié)物多以粒間自生晶體的形式存在，僅在局部未發(fā)育綠泥石包膜的位置發(fā)育石英加大（圖6e—6g），含量介于2%～4%。條狀或板狀的自生鈉長石晶體同樣在粒間孔隙內(nèi)局部發(fā)育（圖6f—6h）。方解石膠結(jié)物含量低，偶見方解石膠結(jié)物斑塊狀充填粒間孔（圖6i）。

清水河組砂巖溶蝕作用較弱，主要為長石顆粒發(fā)生溶蝕，巖屑溶蝕現(xiàn)象少見。鑄體薄片和掃描電鏡下可見長石顆粒蜂窩狀或者斑點(diǎn)狀溶蝕（圖4e，4f），但長石鑄模狀溶孔不發(fā)育，溶蝕顆粒內(nèi)部也不發(fā)育其他膠結(jié)物。

3.2 成巖演化序列

基于準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段HT1井實(shí)鉆地層厚度、實(shí)測地層溫度和盆地溫度史資料，利用Basinmod軟件對HT1井埋藏史進(jìn)行了恢復(fù)（圖7）。清水河組的埋藏過程屬于持續(xù)漸進(jìn)式埋藏，隨著埋深增大，清水河組的地層溫度持續(xù)增大，現(xiàn)今清水河組砂巖段實(shí)測地層溫度已達(dá)170.3℃。清水河組黏土礦物X衍射分析結(jié)果表明，伊蒙混層中蒙脫石所占比例均值低于20%。結(jié)合儲層現(xiàn)今顆粒接觸關(guān)系、膠結(jié)物產(chǎn)狀和發(fā)育規(guī)模，依據(jù)成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)［22-23］，認(rèn)為清水河組儲層現(xiàn)今已處于中成巖B階段。

清水河組砂巖沉積固結(jié)后，未經(jīng)歷構(gòu)造抬升，壓實(shí)作用持續(xù)發(fā)育在儲層整個埋藏過程中。清水河組儲層中綠泥石包膜形態(tài)普遍完整，厚度較大，且部分鱗片狀綠泥石受壓實(shí)作用影響出現(xiàn)變形或定向排列（圖6g），表明綠泥石包膜在早成巖期即開始發(fā)育。鏡下特征同時顯示，儲層中的綠泥石和方解石膠結(jié)物呈競爭關(guān)系，粒間發(fā)育綠泥石處不發(fā)育方解石膠結(jié)物，反之亦然，表明二者形成時間基本相同。隨儲層埋深的增大，未被綠泥石包膜覆蓋的部分石英顆粒逐漸發(fā)育加大邊。隨著地層溫度逐漸升高，清水河組下伏侏羅系烴源巖有機(jī)質(zhì)逐漸成熟，伴隨有機(jī)酸排出，地層流體環(huán)境變?yōu)樗嵝裕偈共糠珠L石顆粒發(fā)生溶蝕。部分溶蝕的長石顆粒表面發(fā)育綠泥石包膜，但在長石溶孔內(nèi)未見綠泥石和方解石膠結(jié)物，表明長石溶蝕晚于綠泥石和方解石膠結(jié)物的形成。隨著熱演化程度進(jìn)一步升高，有機(jī)酸發(fā)生脫羧化，地層流體酸性程度降低，自生石英和長石在殘余粒間孔內(nèi)沉淀結(jié)晶形成典型的單晶形態(tài)。本次研究在儲層成巖作用特征及發(fā)育順序恢復(fù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合成巖階段劃分標(biāo)準(zhǔn)，對清水河組成巖演化序列進(jìn)行了重建（圖7）。

圖6 準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段清水河組砂巖儲層膠結(jié)物發(fā)育特征Fig.6 Cementation characteristics of the sandstone of Qingshuihe Formation in middle part of the southern margin of Junggar Basin

圖7 準(zhǔn)噶爾盆地南緣HT1井清水河組砂巖成巖演化序列Fig.7 Diagenesis sequence of the sandstone of Qingshuihe Formation of Well HT1 in the southern margin of Junggar Basin

4 相對優(yōu)質(zhì)儲層主控因素

準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段HT1井清水河組超深層砂巖儲層巖心孔隙度最高為10%，核磁孔隙度最高為12%，獲得高產(chǎn)氣流，說明該套砂巖儲層是一套相對優(yōu)質(zhì)儲層。前人研究結(jié)果表明［14］，超深層優(yōu)質(zhì)儲層的形成往往與前陸盆地背景下早期長期淺埋藏、晚期快速深埋的埋藏方式有關(guān)。但以HT1井為代表的南緣中段清水河組超深層儲層的埋藏方式并非前陸盆地常見的晚期深埋型，而是漸進(jìn)埋藏型，說明清水河組超深層相對優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育存在其他有利控制因素。

4.1 遠(yuǎn)源沉積體系砂巖的成熟度較高

依據(jù)準(zhǔn)噶爾盆地南緣白堊系沉積前古地貌可知，清水河組沉積時期南緣具有南陡北緩的古地貌特征，結(jié)合鉆井資料和露頭資料，認(rèn)為清水河期發(fā)育南北雙向物源，其中南部為短軸扇三角洲沉積，北部為長軸辮狀河三角洲沉積。HT1井所處的呼圖壁背斜位于北部長軸物源體系的東北部辮狀河三角洲前緣沉積區(qū)，該區(qū)形成的砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均高于南部物源。由前文2.1所述可知，北部物源體系清水河組底部砂巖儲層長英質(zhì)顆粒平均含量為55.6%，顆粒以次棱—次圓狀為主，砂巖粒度分布集中，以中—細(xì)砂巖為主，平均雜基含量僅為2.6%。有利的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度因素使得該儲層在沉積時期具備了較高的原始孔隙度，為后期優(yōu)質(zhì)砂巖儲層的形成奠定了基礎(chǔ)。

4.2 低地溫梯度使砂巖的熱壓實(shí)效應(yīng)明顯變?nèi)?/h3>

對超深層碎屑巖儲層而言，壓實(shí)作用是減孔的主要因素。傳統(tǒng)埋藏成巖理論主要考慮靜巖壓實(shí)作用，即認(rèn)為由上覆巖柱的有效應(yīng)力或沉積物本身質(zhì)量所產(chǎn)生的重力是導(dǎo)致碎屑顆粒粒間孔隙體積減小的主要原因。近年來相關(guān)研究及物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：砂巖的壓實(shí)速率與地溫梯度密切相關(guān)，且呈正相關(guān)關(guān)系，即砂巖壓實(shí)速率隨地溫梯度降低而減小。因此，在地溫梯度較低的盆地，砂巖孔隙度衰減較緩慢，亦即埋深較大的砂巖仍可形成有效儲層［24-25］。

準(zhǔn)噶爾盆地為典型的低地溫梯度盆地［26］。據(jù)前人對準(zhǔn)噶爾盆地南緣沖斷帶古地溫梯度的研究［27］，侏羅紀(jì)末南緣地溫梯度約為2.6℃/100 m，白堊紀(jì)末南緣地溫梯度約為2.4℃/100 m。由HT1井實(shí)測地溫?cái)?shù)據(jù)計(jì)算的現(xiàn)今的地溫梯度僅為2.25℃/100 m。由此可見，準(zhǔn)噶爾盆地南緣自侏羅紀(jì)末開始，始終處于較低地溫梯度的環(huán)境中，持續(xù)的低地溫環(huán)境為超深層砂巖儲層粒間孔的保存提供了有利的條件。

4.3 深層—超深層異常高壓有利于粒間孔保存

地層異常高壓的成因多樣，如不均衡壓實(shí)作用、黏土礦物轉(zhuǎn)化、有機(jī)質(zhì)裂解、構(gòu)造擠壓等。不均衡壓實(shí)（欠壓實(shí)）成因的超壓多形成于中淺層，與快速埋藏過程相關(guān)；流體膨脹、化學(xué)壓實(shí)成因超壓多形成于中深層，可隨烴源巖生烴/黏土礦物轉(zhuǎn)化作用一同持續(xù)發(fā)育；構(gòu)造擠壓作用形成的地層超壓多形成于強(qiáng)構(gòu)造擠壓作用區(qū)［28］。聲波時差測井資料是研究地下地層壓力的重要手段,利用泥巖聲波時差隨深度變化的規(guī)律,可以判斷沉積地層的孔隙度特征,進(jìn)而反映出地下地層壓力特征［29］。由南緣中段HT1井泥巖聲波時差與深度關(guān)系圖（圖8）可知：南緣中段存在多套地層壓力系統(tǒng)，新近系塔西河組、古近系安集海河組及白堊系吐谷魯群—侏羅系分別發(fā)育3套超壓帶。地層壓力實(shí)測數(shù)據(jù)表明，清水河組底部砂巖段的地層壓力系數(shù)高達(dá)2.0。

圖8 準(zhǔn)噶爾盆地南緣HT1井泥巖聲波時差與深度關(guān)系圖Fig.8 Relationship between interval transit time and burial depth of the mudstone of Well HT1 in the southern margin of Junggar Basin

利用泥巖的垂向有效應(yīng)力-聲波速度交會圖版和密度-聲波速度交會圖版可以對儲層超壓成因進(jìn)行有效判別（圖9），其中，垂向有效應(yīng)力=上覆地層壓力-地層流體壓力（據(jù)Terzaghi模型［30］）。從HT1井不同層系的垂向有效應(yīng)力-聲波速度落點(diǎn)的分布規(guī)律（圖9a）可以看出，新近系塔西河組、古近系安集海河組的超壓泥巖地層均位于正常壓實(shí)泥巖的垂向有效應(yīng)力-聲波速度變化趨勢內(nèi)，表明南緣中段中淺層發(fā)育的流體超壓屬于泥巖不均衡壓實(shí)，為流體未充分排出成因；而深層白堊系超壓地層泥巖普遍偏離正常壓實(shí)趨勢線，表現(xiàn)為在聲波速度不變或略有降低的背景下，垂向有效應(yīng)力出現(xiàn)顯著降低，表明存在流體膨脹、化學(xué)壓實(shí)等超壓成因機(jī)制。基于泥巖密度-聲波速度交會圖（圖9b），可以發(fā)現(xiàn)白堊系泥巖密度并未出現(xiàn)明顯增加，不存在泥巖化學(xué)壓實(shí)過程中蒙皂石-伊利石大量轉(zhuǎn)化導(dǎo)致的密度顯著增大現(xiàn)象，因此可以認(rèn)為南緣中段深層超壓主要為下組合泥巖內(nèi)部流體膨脹形成。南緣中段烴源巖生烴模擬結(jié)果顯示，下侏羅統(tǒng)烴源巖在距今100 Ma時鏡質(zhì)組反射率已達(dá)到0.5%，進(jìn)入了生油門限，此時清水河組儲層埋深僅2 500 m；下侏羅統(tǒng)烴源巖在距今40 Ma時鏡質(zhì)組反射率已達(dá)到1.2%，進(jìn)入了熱裂解生油氣階段，此時清水河組埋深約4 500 m，熱壓實(shí)模擬的儲層孔隙度仍可達(dá)15%。在強(qiáng)流體超壓環(huán)境下，巖石骨架顆粒受到的有效應(yīng)力明顯降低，儲層壓實(shí)作用減弱，因而原生粒間孔的保存效果增強(qiáng)。

圖9 準(zhǔn)噶爾盆地南緣HT1井超壓成因判別交會圖Fig.9 Crossplots to distinguish the origin the overpressure of Well HT1 in the southern margin of Junggar Basin

4.4 裂縫改善了砂巖儲層的滲流能力，有利于油氣充注成藏

裂縫可以改善超深層砂巖儲層的滲流能力。據(jù)前人對塔里木盆地庫車坳陷克深2區(qū)塊超深層砂巖儲層的研究發(fā)現(xiàn)，與無裂縫的儲層相比，裂縫發(fā)育的儲層能有效提高滲透率2～3個數(shù)量級［31］。

實(shí)測數(shù)據(jù)顯示HT1井清水河組最大水平主應(yīng)力方向?yàn)镹NE—SSW，成像測井分析認(rèn)為清水河組發(fā)育兩組不同走向的裂縫，分別為NEE—SWW和NWW—SEE，前文述及的張開縫和半充填裂縫多為NEE—SWW走向，與主應(yīng)力呈銳夾角。對半充填裂縫的宏觀和微觀特征研究后認(rèn)為，裂縫形成時間相對較早。微觀特征顯示半充填裂縫內(nèi)的膠結(jié)物主要為自生石英和黏土礦物，且自生石英晶形較好，在裂縫內(nèi)可成搭橋狀，說明膠結(jié)物在裂縫內(nèi)生長時間較長。構(gòu)造裂縫多發(fā)育于盆地強(qiáng)構(gòu)造演化期內(nèi)，基于準(zhǔn)噶爾盆地南緣構(gòu)造演化特征［32］，推斷部分半充填裂縫形成于白堊紀(jì)末，早期裂縫可以為儲層流體的流通（促進(jìn)成巖作用）及后期油氣的充注提供通道。喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動最為強(qiáng)烈［33］，呼圖壁背斜在近南北向擠壓應(yīng)力作用下，又形成部分張裂縫，張性裂縫的形成時間與侏羅系油氣大量生成的時間接近，可為油氣的大規(guī)模充注提供通道。

5 結(jié)論

（1）準(zhǔn)噶爾盆地南緣中段白堊系清水河組底部發(fā)育一套中細(xì)粒長石巖屑砂巖，砂巖成分成熟度中等，結(jié)構(gòu)成熟度中等—高，孔隙度多介于6%～12%，主要儲集空間類型為殘余粒間孔，內(nèi)部發(fā)育張開縫和半充填裂縫。

（2）南緣中段清水河組砂巖儲層成巖作用類型主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用，總體表現(xiàn)為中等—強(qiáng)壓實(shí)、中等膠結(jié)和弱溶蝕的特征，現(xiàn)今處于中成巖B期。

（3）南緣中段清水河組超深層優(yōu)質(zhì)砂巖儲層的形成受控于四大因素：遠(yuǎn)源沉積體系形成的成熟度較高的砂巖是優(yōu)質(zhì)儲層形成的基礎(chǔ)；較低的地溫梯度減弱了砂巖熱壓實(shí)作用；侏羅系—白堊系壓力系統(tǒng)內(nèi)的異常高壓增強(qiáng)了原生孔隙的保存效果；構(gòu)造裂縫提高了砂巖儲層的滲流能力。