天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 5: 623 - 635

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.04.005

塔里木盆地库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组储层特征及控制因素

  • 王珂 , 1, 2 ,
  • 张荣虎 1, 2 ,
  • 余朝丰 1, 2 ,
  • 杨钊 1, 2 ,
  • 唐雁刚 3 ,
  • 魏红兴 3
展开
  • 1. 中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023
  • 2. 中国石油勘探开发研究院塔里木盆地研究中心，新疆 库尔勒 841000
  • 3. 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000

王珂(1987-)，男，山东郓城人，高级工程师，博士，主要从事碎屑岩储层地质研究.E-mail：.

收稿日期: 2020-03-23

  修回日期: 2020-04-06

  网络出版日期: 2020-05-27

收起

Characteristics and controlling factors of Jurassic Ahe reservoir of the northern tectonic belt, Kuqa Depression, Tarim Basin

  • Ke WANG , 1, 2 ,
  • Rong-hu ZHANG 1, 2 ,
  • Chao-feng YU 1, 2 ,
  • Zhao YANG 1, 2 ,
  • Yan-gang TANG 3 ,
  • Hong-xing WEI 3
Expand
  • 1. PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology, Hangzhou 310023, China
  • 2. Research Center of Tarim Basin, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Korla 841000, China
  • 3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China

Received date: 2020-03-23

  Revised date: 2020-04-06

  Online published: 2020-05-27

Supported by

The China National Science & Technology Major Project(2016ZX05003-001)

The Major Science and Technology Projects of China National Petroleum Corporation(2019B-0303)

Fold

本文亮点

塔里木盆地库车坳陷北部构造带具有巨大的油气勘探潜力，但储层物性平面差异性显著，控制因素不明确，制约了优质储层的预测。综合露头、岩心、薄片及成像测井资料，对库车坳陷北部构造带下侏罗统阿合组的储层特征进行了描述，分析了储层裂缝特征及形成期次，探讨了沉积、成岩和构造应力对储层的控制作用，明确了储层特征平面差异性的主控因素。结果表明：阿合组以灰白色中砂岩、粗砂岩和薄层砾岩为主，砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩；储集空间在露头区以粒内溶孔、裂缝和原生粒间孔为主，在井下以微孔隙和粒内溶孔为主；储层物性在平面上具有显著差异性。阿合组主要发育直立和高角度的剪切裂缝，充填程度较低；微观裂缝在露头区以粒缘缝为主，在井下以粒内缝为主；发育3期裂缝，形成于喜马拉雅晚期的裂缝有效性最好。沉积作用主控阿合组储层基质物性，压实作用是主要的减孔作用，溶蚀作用是主要的增孔作用，但都并非储层特征平面差异性的主导因素；古构造挤压应力具有减孔降渗和造缝增渗的双重效应，控制了阿合组储层特征的平面差异性。

本文引用格式

王珂 , 张荣虎 , 余朝丰 , 杨钊 , 唐雁刚 , 魏红兴 . 塔里木盆地库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组储层特征及控制因素[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(5) : 623 -635 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.04.005

Highlights

The northern tectonic belt of Kuqa Depression has an enormous potential for hydrocarbon exploration, but the reservoir physical property of Middle and Lower Jurassic has significant horizontal difference and the controlling factors are not clear, which constrain the prediction of high quality reservoir. Based on outcrops, cores, thin sections and image logging data, petrology characteristics, reservoir space types, physical property of Lower Jurassic Ahe Formation in the northern tectonic belt of Kuqa Depression were described, and the characteristics and formation sequence were analyzed. Then, based on above, the controlling effects of sedimentation, diagenesis and paleo-tectonic stress on reservoir were discussed, and the dominant factor of the horizontal difference of reservoir was confirmed. The results show that Ahe Formation is mainly composed of grey-white medium sandstone, coarse sandstone and conglomerate lamina, and the sandstones are primarily feldspar lithic sandstone and lithic sandstone. The reservoir spaces are mainly intragranular dissolved pore, micro fracture and original intergranular pore in outcrops, while mainly micro pore and intragranular dissolved pore underground. The reservoir physical property has significant lateral differences. The Ahe Formation primarily develops vertical and high angle shearing fractures, and the fractures have lower filling extent. Micro fractures are chiefly grain-edge micro fractures in outcrops while mainly intragranular micro fractures underground. There are three periods of fractures in the study area, and the fractures formed at the Late Himalayan have the best effectiveness. The deposition dominates reservoir physical property of Ahe Formation, and the compaction is the primary effect of porosity loss while the dissolution is the chief effect of porosity increase. However, they are not the dominant factor for reservoir horizontal differences. The paleo tectonic stress has a double effect on reservoir. One effect is reducing porosity and permeability, and the other effect is forming fractures and increasing permeability, which dominate the horizontal reservoir differences of Ahe Formation.

0 引言

位于塔里木盆地北缘的库车坳陷天然气资源量丰富，在坳陷内的克拉苏构造带和秋里塔格构造带已发现了克拉2、大北、博孜、克深、迪那、中秋等多个千亿方级大型天然气田，为我国“西气东输”工程提供了坚实的资源基础[1]。克拉苏构造带和秋里塔格构造带天然气勘探的突破，促使人们将勘探领域逐渐由坳陷中部向南北两侧拓展。北部构造带位于库车坳陷北缘，紧邻南天山造山带，前期勘探实践表明石油地质条件优越。2016年中国石油第四次资源评价结果显示，北部构造带的总油气当量为5.65×108 t，目前探明油气当量约为0.3×108 t，资源落实程度仅约为5.3%。
前人研究表明，制约北部构造带勘探进展的原因之一是目的层系下侏罗统阿合组储层平面物性差异性大、控制因素不明确，导致优质储层展布规律不清[2]。例如位于研究区中部的克孜1井，实测阿合组平均孔隙度仅为2.6%，吐孜4井为9.5%，位于研究区南部吐格尔明背斜南翼的明南1井可达18.4%，而北翼的吐格4井仅为4.4%。针对上述问题，张妮妮等[3]认为储层物性受沉积作用、成岩作用、构造作用等的共同影响，其中主控因素是受沉积作用控制的粒度、成岩作用中的压实作用和构造压实作用；刘卫红等[4]认为成岩作用中的压实作用是孔隙度减小的主要因素，胶结作用次之，溶蚀作用及矿物转化对储层物性有一定的改善作用，构造作用与其他影响因素共同作用于储层；李国欣等[5]认为储层物性同时受到物源、沉积相及成岩作用的控制。上述研究多集中于迪北气藏沉积和成岩作用对储层的控制，没有深入讨论储层裂缝特征以及构造应力对储层的控制作用，也缺乏整个北部构造带储层特征差异性分析，难以全面反映储层的主控因素。因此，本文利用7条露头剖面（米斯布拉克、黑英山、库车河、东3沟、东2沟、克孜勒努尔沟、吐格尔明）以及迪北—吐孜地区13口井和吐格尔明地区6口井的岩心、薄片、成像测井等资料，对北部构造带下侏罗统阿合组储层特征进行梳理，并从沉积、成岩、构造应力等角度分析储层的控制因素，以期对阿合组优质储层预测提供一定的地质依据。

1 地质背景

库车坳陷位于塔里木盆地北缘，北与天山褶皱带以北倾逆冲断层相接，南临塔北隆起，西起乌什凹陷，东至野云沟（图1），包括北部单斜带、克拉苏构造带、依奇克里克构造带、拜城凹陷、阳霞凹陷、乌什凹陷、秋里塔格构造带和南部斜坡带共8个次级构造单元[6]。
图1 库车坳陷北部构造带构造位置与地层系统

Fig.1 Tectonic location and stratigraphic system of the northern tectonic belt of Kuqa Depression

北部构造带位于库车坳陷最北端，总面积约为6 800 km2，包括北部单斜带的东部和依奇克里克构造带，前者又称为巴什构造段，后者包括迪北—吐孜和吐格尔明2个构造段（图1）。巴什构造段整体表现为复杂的基底卷入冲断单斜，南部与克拉苏构造带的克拉—克深区带相邻；迪北—吐孜构造段为简单的基底卷入冲断斜坡，在斜坡上发育一系列的断鼻和断背斜构造；吐格尔明构造段为古隆起背景下形成的基底卷入背斜，在背斜核部，中生界直接覆盖于由新元古代绢云母石英片岩和二叠纪花岗岩侵入体组成的结晶基底之上[7,8]。北部构造带发育上三叠统湖相泥岩和中下侏罗统煤系地层2套烃源岩，干酪根类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主，泥岩TOC值普遍大于2%，炭质泥岩TOC值在10%以上[9,10]。北部构造带的主要目的层系为下侏罗统阿合组，是一套辫状河三角洲平原亚相的灰白色中—粗砂岩，夹有薄层细砾岩、砂砾岩，埋深为950~5 100 m，厚度为260~300 m，夹于上下2套烃源岩之间，构成了源储共生的“三明治”结构。下侏罗统阳霞组和中上侏罗统广泛发育的煤层和厚层泥岩既可作为烃源岩，也构成了优质的区域盖层，是阿合组油气得以保存的重要条件[11]（图1）。

2 储层基本特征

露头、岩心和薄片观察表明，阿合组以灰白色中砂岩、粗砂岩和薄层砾岩为主，砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主[图2(a)]。石英含量介于18%~68%之间，平均值为41.7%；长石含量介于2%~32%之间，平均值为15.7%；岩屑含量介于20%~76%之间，平均值为42.6%，以变质岩屑为主[图2(b)]；分选中等—好，磨圆以次棱角状—次圆状为主，颗粒间以线接触、凹凸接触为主，胶结类型为接触—孔隙和压嵌—孔隙式；填隙物含量介于6.9%~10.9%之间，以泥质为主，其中胶结物含量介于0.9%~4.7%之间，自生矿物为（铁）方解石、（铁）白云石、硅质和黄铁矿等，胶结作用总体较弱。
图2 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组储层岩矿组分三角图

Fig.2 Rock components of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

铸体薄片观察表明，露头区（除吐格尔明地区）阿合组以粒内溶孔、裂缝和原生粒间孔为主，分别占孔隙总量的27.1%、22.6%、21.9%；其次为粒间溶孔和微孔隙，分别占孔隙总量的16.9%和10.0%；此外还有少量铸模孔、晶间孔等。吐格尔明露头区阿合组以原生粒间孔为主，其次为粒间溶孔，分别占孔隙总量的57.0%和21.3%；粒内溶孔和微孔隙含量较低，分别占孔隙总量的10.6%和9.5%[图3(a)—图3(d)]。井下阿合组除明南1井因埋藏较浅，大气淡水淋滤作用较强而以粒间溶孔为主外（占孔隙总量的64.7%），其余井多以微孔隙和粒内溶孔为主，分别占孔隙总量的50.4%和29.6%，其次为粒间溶孔和储层裂缝，分别占孔隙总量的9.2%和7.4%[图3(e)—图3(i)]。
图3 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组储集空间类型

(a)米斯布拉克剖面，原生粒间孔、粒内缝及粒缘缝，面孔率为6%；(b)库车河剖面，粒内溶孔及粒间溶孔，面孔率为5%； (c)克孜勒努尔沟剖面，粒间溶孔、粒内缝及粒缘缝，面孔率为4%；(d)吐格尔明剖面，原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及微孔隙，面孔率为14%；(e)克孜1井，3 237.2 m，粒内溶孔、粒间溶孔及微孔隙，面孔率为8%；(f)依南2井，4 843.0 m，粒间溶孔及微孔隙，面孔率为6%；(g)依南4井，4 591.4 m，粒间溶孔、粒内溶孔及微孔隙、面孔率为4%；(h)依南5井，4 935.9 m，裂缝、粒间溶孔、粒内溶孔及微孔隙，面孔率为5%；(i)明南1井，1 025.1 m，粒间溶孔、粒内溶孔、微孔隙及裂缝，面孔率为14%

Fig.3 Reservoir space types of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

岩石物性测试表明，阿合组储层物性在平面上有显著差异。巴什构造段目前尚无井钻遇阿合组，露头区阿合组孔隙度介于5.8%~10.1%之间，渗透率介于(0.9~29.5)×10-3 μm2之间；迪北—吐孜段单井阿合组储层平均孔隙度介于2.6%~9.5%之间，平均渗透率介于(0.02~2.0)×10-3 μm2之间；吐格尔明段单井阿合组储层平均孔隙度介于4.4%~18.4%之间，平均渗透率介于(0.29~120.75)×10-3 μm2之间。

3 储层裂缝特征及形成期次

3.1　宏观裂缝特征

露头区阿合组构造裂缝发育程度较高，通常呈正交或共轭出现，局部可出现裂缝密集发育带[图4(a)—图4(e)]。构造裂缝多数为剪切裂缝，裂缝面平直光滑，延伸距离较远，多呈组系出现，有时可见裂缝切穿砾石或层理面；局部可见少量的张性裂缝，裂缝面弯曲不平，延伸距离较短，常零星发育，即使密集发育也不具有明显的组系特征。剪切裂缝一般未被充填，张性裂缝常被铁质、白云石等矿物胶结充填，反映剪切裂缝多为晚期形成，而张性裂缝多形成较早。对7条露头剖面518条裂缝的统计表明，裂缝走向整体为近NS向，面密度为4~11 m/m2，吐格尔明剖面构造裂缝面密度较低，仅约为0.7 m/m2。构造裂缝的开度较大，在2.0~5.0 mm之间的裂缝所占比例可达44.9%；其次为1.0~2.0 mm，占比为27.3%；0.5~1.0 mm和<0.5 mm的占比分别为7.0%和20.8%。
图4 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组构造裂缝

(a)米斯布拉克剖面，中—粗砂岩，2组正交裂缝；(b)东2沟剖面，中砂岩，密集的裂缝发育带；(c)克孜勒努尔沟剖面，细砂岩，2组共轭裂缝；(d)克孜勒努尔沟剖面，细砂岩，2组正交裂缝；(e)吐格尔明北翼剖面，粗砂岩，密集的裂缝带；(f)克孜1井，2 955.3 m，细砂岩，2条平行的高角度剪切缝，未充填；(g)迪探1井，2 219.8 m，细砂岩，高角度剪切缝，白云石少量充填；(h)依南2井，4 966.1 m，细砂岩，直立的剪切缝，白云石少量充填；(i)吐孜4井，4 209.6 m，中砂岩，直立剪切缝，未充填；(j)迪西1井，4 980.2~4 984.4 m，FMI成像测井上的一组高角度裂缝

Fig.4 Tectonic fractures of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

井下阿合组岩心裂缝以高角度和直立的剪切裂缝为主，多数未被充填，少数裂缝中可见白云石等矿物充填，偶见低角度的沥青充填裂缝，平均充填率约为14.8%[图4(f)—图4(i)]。构造裂缝在成像测井上多表现为平行式或斜交式组合，走向表现为近NS向、NE—SW向和NW—SE向[图4(j)]。相比野外露头，井下阿合组岩心裂缝的发育程度相对较低，面密度低于9.0 m/m2，多数在3.5 m/m2以下，平均约为2.9 m/m2。构造裂缝的开度相比野外露头区明显偏小，以0~0.5 mm为主，所占比例为64.0%；其次为0.5~1.0 mm，占比为31.9%；>1.0 mm的裂缝仅占4.1%。

3.2　微观裂缝特征

按照裂缝与矿物颗粒的关系，微观裂缝可分为粒内缝、粒缘缝、穿粒缝共3种类型[12]。粒内缝局限于矿物颗粒内部，走向不定，开度一般较小，主要形成于上覆岩层重力压碎作用和侧向构造挤压作用；粒缘缝沿矿物颗粒边缘分布，一般形成于成岩期岩石的脱水收缩作用，在后期构造应力作用下，多条粒缘缝也可相互连通形成穿粒缝；穿粒缝通常穿过或绕过多个矿物颗粒，可分为2类：一类为构造成因裂缝，具有相对确定的走向，开度沿走向变化不大，形成于构造挤压作用；另一类是多条粒缘缝相互连通形成，裂缝走向相对多变，沿裂缝常见有矿物的溶蚀，使裂缝局部张开度变大（图5）。
图5 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组储层微观裂缝

(a)黑英山剖面，穿粒缝；(b)库车河剖面，粒缘缝，部分粒缘缝相互连通；(c)东3沟剖面，粒内缝及粒缘缝；(d)东2沟剖面，粒缘缝相互连通，沿裂缝发生溶蚀；(e)克孜勒努尔沟剖面，粒缘缝网状连通；(f)克孜1井，3 298.4 m，穿粒缝； (g)依南2C井，4 756.8 m，粒缘缝及粒内缝；(h)依南4井，4 416.9 m，粒缘缝及粒内缝连通孔隙；(i)依南5井，4 938.3 m，一组平行的粒内缝

Fig.5 Microfractures of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

对7条露头剖面及15口取心井的462块含微裂缝铸体薄片观察表明，露头区阿合组的微观裂缝以粒缘缝占绝对优势，占所有裂缝的80.6%，裂缝面孔率（裂缝所占面积与薄片视域总面积的比值）为0.80%；其次为粒内缝，占比为14.5%，裂缝面孔率为0.15%；穿粒缝占比仅为4.9%，但由于穿粒缝规模最大，单条裂缝面积更大，因此裂缝面孔率平均值高于粒内缝，为0.51%[图5(a)—图5(e)]。井下阿合组微观裂缝以粒内缝为主，占所有裂缝比例的58.5%，裂缝面孔率为0.25%；其次为粒缘缝，占比为27.2%，裂缝面孔率为0.25%；穿粒缝占比最小，仅为14.3%，但裂缝面孔率最高，为0.33%[图5(f)—图5(i)]。总体来看，阿合组的薄片裂缝面孔率在0.15%~0.96%之间，平均值约为0.42%。其中露头区阿合组的薄片裂缝面孔率在0.41%~0.96%之间，平均值约为0.57%；井下阿合组的薄片裂缝面孔率在0.15%~0.83%之间，平均值约为0.35%。

3.3　裂缝的形成期次

在经历多期构造运动的地区，构造裂缝具有明显的多期次性，不同期次的构造裂缝在产状、规模、力学类型及充填性等方面具有显著差异，对油气成藏的影响也有差别[13,14]。库车坳陷北部构造带自侏罗纪以来，主要经历了燕山运动和喜马拉雅运动。在燕山运动时期，侏罗系储层仍处于早成岩期，尚未完全固结成岩，基本上没有构造裂缝的形成，但可能发育少量因成岩脱水收缩而形成的张性脉体。因此，北部构造带阿合组的构造裂缝主要形成于喜马拉雅运动[15]。姜振学等[16]对迪北地区下侏罗统阿合组和阳霞组的构造裂缝充填物包裹体进行了温度测定，得到的均一温度主要分布在100~110 ℃和120~140 ℃之间，表明下侏罗统构造裂缝存在2期充填。利用PetroMod软件恢复了北部构造带多口井的阿合组埋藏史和热演化史（图6），结合裂缝充填物包裹体均一温度，表明2期充填事件分别发生于古近系库姆格列木群沉积末期和新近系康村组沉积末期，分别对应喜马拉雅早期和中期运动。综合以上分析，认为北部构造带阿合组的构造裂缝可分为3期（图7）。
图6 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组储层埋藏史、热演化史及孔隙演化史

Fig.6 History of reservoir burial, thermal evolution and pore evolution of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

图7 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组构造裂缝形成期次及与油气成藏的关系

Fig.7 Formation sequence of tectonic fractures in J1 a and its relationship with hydrocarbon accumulation in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

第1期：喜马拉雅早期（古近系—新近系吉迪克组沉积期）运动，中特提斯洋关闭，印度板块向欧亚板块俯冲碰撞，库车坳陷北部构造带整体处于近NS向的挤压环境，最大古构造应力在55.7~80.0 MPa之间，在此背景下形成了第1期构造裂缝，主要为近NS向的剪切裂缝，数量较少。该期裂缝形成时间较早，经历了古近系库姆格列木群沉积末期和新近系康村组沉积末期2期胶结作用，因此该期构造裂缝已几乎被完全充填，成为无效裂缝。
第2期：喜马拉雅中期（新近系康村组沉积期）运动，印度板块进一步向欧亚板块俯冲，库车坳陷北部构造带整体处于较强烈的近NS向构造挤压环境，最大古构造应力在63.6~80.0 MPa之间，一些主要的逆冲断层开始形成，在此背景下形成了第2期构造裂缝，主要为剪切裂缝，走向仍为近NS向，此外还形成了少量低角度的剪切裂缝。相比而言，由于构造应力增强，第2期构造裂缝的数量要多于第1期构造裂缝，但从绝对数量上来说仍然较少。与第1期构造裂缝相比，该期裂缝仅经历了新近系康村组沉积末期的胶结作用，通常为半充填缝，保留了一定的流体渗流能力。同时，在该时期发生原油充注（23~12 Ma），形成了早期的古油藏，但受喜马拉雅晚期强烈构造运动的影响，古油藏遭受破坏[17]。由于该期构造裂缝的形成时间与早期原油充注的时间基本吻合，因此在部分裂缝中可见残余的沥青充填。
第3期：喜马拉雅晚期（新近系库车组沉积期）运动，印度板块向欧亚板块迅速楔入，青藏高原和天山快速强烈隆升，库车坳陷北部构造带受到快速、强烈的近NS向挤压作用，最大古构造应力为79.4~100.0 MPa，在此背景下形成了大量的近NS向构造裂缝。该期构造裂缝的形成时间与天然气大量充注成藏的时间（3~1 Ma）相吻合[17]，构造裂缝的形成促进了天然气的快速充注，而天然气的充注又显著减弱了地层水的活动，避免了各类矿物的析出，因此该期构造裂缝通常未被充填，属于有效缝，也是研究区最重要的一期构造裂缝。

4 储层控制因素

4.1　沉积作用主控储层基质物性

沉积作用是形成储层的物质基础，对储层物性有先天控制作用，并且往往决定了后期成岩作用的类型和强度[3]。库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组的物源来自南天山，根据岩性、沉积构造、重矿物ZTR指数、砂地比等综合分析，明确阿合组为相对稳定沉积环境下的辫状河三角洲沉积体系，北部构造带范围内主要以辫状河三角洲平原亚相为主，岩性以灰白色中砂岩、粗砂岩夹薄层砾岩为主[18]。阿合组不同岩性的岩石物性测试结果表明，孔隙度随着岩石粒级的减小有下降趋势，渗透率表现为中—（含砾）粗砂岩类较高，其次为细砂岩和砂砾岩，砾岩、细砾岩和粉砂岩渗透率较低（图8）。
图8 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组不同岩性实测物性直方图

Fig.8 Physical property of different lithology of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

沉积相平面展布表明，北部构造带内的阿合组沉积相横向展布稳定，自西向东没有发生明显的相变（图9），岩性均以中—粗砂岩为主，利用经验公式恢复的砂岩初始孔隙度也集中在34%~37%之间。因此沉积作用虽然主控阿合组储层基质物性，但并未造成储层物性平面上出现明显的差异性。
图9 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组沉积相

Fig.9 Sedimentary facies of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

4.2　压实作用是主要的减孔作用

储层埋藏史恢复表明，北部构造带阿合组经历了长期浅埋、晚期快速深埋的埋藏过程[19]，在喜马拉雅晚期运动又遭受了强烈的水平构造挤压，储层压实作用较强（图6），在铸体薄片上表现为颗粒呈线接触或凹凸接触，甚至观察不到明显的孔隙[图10(a)，图10(b）]。由于上覆阳霞组和克孜勒努尔组为煤系地层，导致在阿合组成岩作用早期的地层水呈酸性[20]，抑制了碳酸盐胶结物的形成，使得岩石易于压实，是促进阿合组压实减孔的一个重要因素。
图10 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组成岩作用

（a）迪北105X井，4 762.1 m，铸体薄片，颗粒压实致密，以线接触为主，未见明显孔隙；（b）库车河剖面，铸体薄片，颗粒压实致密，未见明显孔隙；（c）吐孜4井，4 204.9 m，铸体薄片，粒间溶蚀与粒内溶蚀；（d）明南1井，951.2 m，铸体薄片，粒间溶蚀与粒内溶蚀；（e）明南1井，955.8 m，铸体薄片（正交光），石英颗粒次生加大，边缘发生溶蚀；（f）吐格4井，3 850.1 m，铸体薄片，方解石胶结物染成红色；（g）依南2井，4 787.0 m，铸体薄片，铁方解石胶结物染成紫红色；（h）吐格尔明剖面，扫描电镜，粒间书页状高岭石；（i）迪北102井，5 030.9 m，扫描电镜，粒间毛发状伊利石；（j）迪北102井，5 029.8 m，铸体薄片，微裂缝网络连通孔隙；（k）依南5井，4 779.5 m，激光共聚焦，微裂缝网络连通孔隙

Fig.10 Diagenesis of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

阿合组的压实作用既包含上覆岩层重力造成的垂向压实，又包含侧向（水平方向）挤压应力造成的构造压实。利用寿建峰等[21]建立的砂岩垂向压实速率图版，计算出阿合组的垂向压实减孔量为10.3%~15.8%，平均约为12.1%。在利用经验公式恢复砂岩原始孔隙度，并考虑垂向压实作用减孔、溶蚀作用增孔和胶结作用减孔的基础上，建立了阿合组构造压实减孔量的计算公式[式(1）]，由此计算出阿合组的构造压实减孔量为10.2%~20.9%，平均约为15.7%（表1）。
Φ 构 造 = Φ 原 始 - Φ 现 今 - Φ 埋 藏 + Φ 溶 蚀 - Φ 胶 结
式中：Φ 构造为构造挤压应力造成的压实减孔量;Φ 原始为储层岩石成岩时的原始孔隙度；Φ 现今为现今实测储层孔隙度；Φ 埋藏为埋藏压实作用造成的减孔量；Φ 溶蚀为溶蚀作用增孔量；Φ 胶结为胶结作用减孔量；单位均为%。
表1 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组增孔与减孔量统计

Table 1 Porosity increase and porosity loss of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

井号 原始孔隙度/% 现今孔隙度/% 埋藏压实减孔量/% 溶蚀增孔量/% 胶结减孔量/% 构造压实减孔量/%
克孜1 36.2 2.6 12.2 4.7 7.2 18.9
迪探1 36.4 6.5 11.5 4.4 3.4 19.4
依南2 36.2 5.2 11.6 4.6 5.5 18.5
依南4 35.8 8.6 11.5 4.8 5.8 14.7
迪西1 35.7 6.6 12.1 3.5 5.8 14.7
迪北102 34.8 6.7 15.8 4.5 6.5 10.3
吐孜4 34.2 9.5 15.2 5.9 5.2 10.2
吐西1 36.3 4.5 10.1 3.7 4.5 20.9
明南1 36.2 18.4 11.1 11.7 5.6 12.8
吐格1 35.9 4.8 11.8 3.9 5.0 18.2
吐格2 36.9 12.0 10.3 4.4 4.5 14.5
吐格4 35.6 4.4 11.9 3.9 4.5 18.7
吐东201 35.9 9.4 12.4 3.8 5.3 12.6
垂向压实作用一般随埋藏深度的增加而增强，相应地造成孔隙度逐渐降低[22]。但阿合组埋藏深度与储层孔隙度的关系显示，在浅层（<3 000 m）二者尚有一定的相关性，而在深层（>3 000 m）二者的相关性很差，表明埋藏造成的垂向压实并非储层物性平面差异性的主导因素。而最大古构造应力与储层物性的统计表明，二者具有明显的负相关性，随着最大古构造应力的增大，储层孔隙度和基质渗透率逐渐降低（图11），表明最大古构造应力是控制阿合组储层基质物性平面差异性的一个重要因素。
图11 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组最大古构造应力与储层物性的关系

Fig.11 Relationship between maximum paleo-tectonic stress and reservoir physical property of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

4.3　溶蚀作用是主要的增孔作用

阿合组下伏地层岩性为三叠系湖相泥岩，上覆地层岩性为侏罗系煤系烃源岩，成岩早期和生烃期有机质脱羧作用形成的有机酸促进了储层中长石、方沸石等矿物的溶蚀，但强度不大[图10(c)，图10(d)]。铸体薄片统计表明，阿合组溶蚀面孔率为4%~7%，平均仅约为5%。吐格尔明地区阿合组埋藏较浅（<1 200 m）且靠近剥蚀区，又有断层沟通至地表，因此除了受有机酸的溶蚀作用外，还受大气淡水影响造成的表生溶蚀作用；此外，吐格尔明背斜核部为新元古代的花岗岩和片麻岩基底，造成吐格尔明地区在阿合组成岩中后期出现碱性成岩环境[20]，铸体薄片下可见石英边缘发生溶蚀的现象[图10(e)]。阿合组溶蚀面孔率与储层孔隙度的统计显示，二者之间没有明显相关性，因此溶蚀作用虽然是阿合组主要的增孔作用，但并非造成储层物性差异性的主要因素。

4.4　古构造挤压应力具有减孔降渗和造缝增渗的双重效应

综上所述，仅从沉积、成岩的角度难以解释北部构造带阿合组储层特征的平面差异性，因此需从古构造应力的角度来分析储层差异性的成因。古构造挤压应力对储层的影响主要表现在2个方面:一是储层受挤压使孔隙、喉道缩小，基质孔隙度和渗透率降低，最大古构造应力与储层基质物性表现出良好的负相关性（图11）；二是形成了构造裂缝，使储层渗透率增大，最大古构造应力的大小控制了构造裂缝的发育程度，二者具有较好的正相关关系（图12）。
图12 库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组最大古构造应力与构造裂缝的关系

Fig.12 Relationship between maximum paleo-tectonic stress and tectonic fracture of J1 a in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

综合图11和图12表明，古构造挤压应力具有减孔降渗和造缝增渗的双重效应，是造成北部构造带阿合组储层物性平面差异性的重要因素。
吐格尔明地区的实例可以很好地说明古构造挤压应力对阿合组储层特征的控制作用。该地区的吐格2井、吐格4井2口井相距仅为2.3 km（图1），分别位于吐格尔明背斜的核部和北翼。实钻资料显示，吐格2井阿合组平均孔隙度约为12.0%，薄片平均裂缝面孔率为0.19%，而吐格4井平均孔隙度仅约为4.4%，但薄片平均裂缝面孔率可达0.41%。而这2口井在沉积相、岩性、溶蚀和胶结作用强度等方面均未有明显不同，难以解释储层特征的显著差异性。
声发射古应力发射实验表明，吐格4井所在的背斜北翼，最大古构造应力可达95.7 MPa，而受背斜核部元古界基底的应力遮挡作用，背斜南翼的最大古构造应力仅为31.4 MPa。ABAQUS有限元数值模拟结果也表明，受基底应力遮挡作用影响，背斜南北两翼的最大古构造应力出现显著差异，由北翼向南翼逐渐减小[图13(a)]，造成北翼储层物性明显较差，向南翼逐渐变好，同时裂缝发育程度由北翼向南翼逐渐降低[图13(b)]，较好地解释了吐格2井、吐格4井2口井的储层特征差异。位于背斜南翼的明南1井也符合上述规律，该井阿合组储层平均孔隙度可达18.4%，薄片平均裂缝面孔率仅约为0.15%。
图13 库车坳陷北部构造带过吐格2井—吐格4井剖面下侏罗统最大古构造应力与裂缝面密度数值模拟结果

Fig.13 Numerical simulation results of maximum paleo-tectonic stress and fracture areal density of Lower Jurassic of the section through Well Tuge 2 and Well Tuge 4 in the northern tectonic belt of Kuqa Depression

5 结论

（1）库车坳陷北部构造带侏罗系阿合组以灰白色中砂岩、粗砂岩和薄层砾岩为主，储集空间在露头区以粒内溶孔、裂缝和原生粒间孔为主，在井下以微孔隙和粒内溶孔为主，储层孔隙度介于2.6%~18.4%之间，渗透率为(0.02~120.75)×10-3 μm2，平面差异性显著。
（2）阿合组主要发育直立和高角度的剪切裂缝，多数未被充填，优势走向总体表现为近NS向，微观裂缝在露头区以粒缘缝为主，在井下以粒内缝为主；发育喜马拉雅早期、中期、晚期运动3期裂缝，其中晚期裂缝有效性最好，是最重要的一期裂缝。
（3）沉积作用主控阿合组储层基质物性，压实作用是主要的减孔作用，溶蚀作用是主要的增孔作用；古构造挤压应力具有减孔降渗和造缝增渗的双重效应，是控制阿合组储层特征平面差异性的重要因素。

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