0 引言
随着油气藏勘探进程加速及勘探理论、开发技术不断深入，常规油气资源日益减少并迎来不可避免的劣质化。2009年，胡文瑞［1］提出低渗透油气藏将成为我国勘探主流。更多的低渗透油气藏储量被投入开发，即将成为国内能源发展转型的重点。低渗透油气是越来越重要的领域之一［2-4］，近几年我国发现的低孔低渗油田越来越多。在我国已发现的储量中，低孔低渗储量比例趋近31%，截至2017年底，国内非常规油气产量高达6 600×104 t，趋近油气总产量的20%，其中非常规气量达到天然气总产量的33%，非常规油量达到石油总产量的10%［5］。准噶尔盆地低渗透储量占已发现储量的36%［6］，准噶尔盆地玛湖凹陷发现砾岩致密油藏：三叠系百口泉组的砾岩致密油预计总资源量超过10×108 t，截至2017年已落实三级储量1.94×108 t［7］，这充分见证了低渗透油气前景广阔，其能源供应的地位日益凸显。虽然非常规油气勘探开发成果显著。但我国低渗透油气成藏地质条件复杂，有效、快速地预测甜点储层对勘探开发低渗透油气、稳定国家能源供需意义深远。
低渗透油气中的“甜点储层”与非常规致密油气或页岩油气中的“甜点”在表达的含义上有类似之处［8-10］。关于“甜点储层”的定义，国内外学者有着大致相似却不完全相同的看法。1999年，美国联邦地质调查局认为“甜点储层”是能够持续提供30年产量的致密油气砂岩区块［11］。2000年，张金川等［12］认为“甜点储层”是致密砂岩油气藏内部孔隙度、渗透率相对发育处的油气藏浓集区带。2002年，LAW等［13］认为低孔低渗致密砂岩气藏中“甜点储层”是受沉积和构造共同作用的局部高产气区块。2004年，杨升宇等［14］认为“甜点储层”是砂砾岩在整体孔隙度、渗透率较差时其局部存在高孔隙度、高渗透率的区块，且拥有较高的天然气日产量、拥有持久经济效益的致密性砂砾岩发育区。2007年，杨晓萍等［10］和李道品［15］研究认为，在普遍低孔低渗储层发育区内，会存在甜点储层，这些储层孔隙度可达10%~15%，最大可达20%，渗透率约为（0.1~1.0）×10-3 μm2，低渗透油气藏主要储集于这些甜点储层。同年，杨晓萍等［16］研究认识到四川中部香溪群的储层和苏里格气田盒8段的储层都是典型的低孔低渗储层，都发育甜点储层，且油气大部分聚集在这些“甜点储层”中。2008年，高阳等［17］研究得知，在低孔低渗背景下发育相对的优质储层，即是“甜点储层”（相对较高孔高渗储层），大部分油气储存于内。2008年，张哨楠等［18］认为“甜点储层”是孔隙度和渗透率数值远高于低孔低渗储层对应平均值的储集岩石。2012年，康玉柱［8］认为页岩油气“甜点”是总体上低孔、低渗的页岩油，在横向或纵向上具有高孔高渗、油气产量较高的层段或区域即为含油气页岩的储层甜点。2013年，邹才能等［9］研究认为非常规油气“甜点”是源储共生的页岩层系发育区，具有优质烃源岩特征、储层特征、含油气特征、脆性特征和地应力特征的配置关系，综合分析试油试采和生产井动态，在非常规油气分布区中优选可以勘探开发、相对富集高产的有利区带。2014年，朱超等［19］认为致密油“甜点”是储层物性相对较好（相对较高的含油饱和度）的储集体。2016年，魏新善等［20］认为致密砂岩气的“甜点”是没有明确界限的相对高产富集区，该区带具有常规储层的特征。2017年，王大川等［21］认为“甜点”是在经济条件、技术条件许可下，可有效开发的、油气富集的储层区带。2020年，焦晨雪等［22］认为致密油藏的“甜点”是油藏地质“甜点”、工程“甜点”（脆性“甜点”与地应力“甜点”）以及经济“甜点”（当前经济技术条件下具有开发效益）。
综合前人研究成果，针对准噶尔盆地玛湖凹陷北斜坡百口泉组的低孔低渗储层，本文分析大量实际钻井、地震资料，提出“甜点储层”的最新定义是指在低孔低渗砂砾岩储层中相对物性较好、可以提供较高油气产量、具有持久经济开发效益产量的储层。以此新定义为前提，本文厘定沉积作用、成岩作用、构造作用是研究区甜点储层的三大主控因素。优选控制参数，在分类方案指导下，采用新的评价方法，指出三大类甜点储层，最终获得研究区目的层组甜点储层的成因模式，为整体物性较差背景下的储层预测提供有效手段。
1 区域地质背景
准噶尔盆地位于哈萨克斯坦古板块、西伯利亚古板块—阿尔泰褶皱造山带和天山褶皱造山带之间，是中国西北地区的大型含油气盆地，是陆内凹陷盆地和前陆盆地相叠加而形成的大型叠合盆地［23-24］。玛湖富烃凹陷位于盆地西北部，是克拉玛依逆掩断裂带的山前凹陷，凹陷长轴呈北东向，面积达4 147 km2。凹陷西侧山前主要发育乌夏断裂带、克百断裂带和中拐凸起；凹陷东侧为英西凹陷、三个泉凸起、夏盐凸起和达巴松凸起（图1）。研究区位于玛湖凹陷北部斜坡区（简称玛北地区）。玛湖凹陷构造相对简单，地形起伏变化较小，整体为向东南方向倾斜的平缓单斜，其局部还发育低幅度的平台、背斜以及鼻状构造。从二叠纪到侏罗纪早期，玛湖凹陷一直是该盆地的沉降中心之一，漫长的沉积过程形成了巨厚的陆源碎屑岩，主要有石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系，各层系间均为区域性不整合接触［25］。
2 沉积及储层特征
2.1 岩石学特征
研究区目的层段储层岩性以长石岩屑砂砾岩为主，有少量中细粒（长石）岩屑砂岩。砂砾岩颜色以灰色和灰绿色为主，砾石大小不等，一般为2~40 mm，最大为45 mm，多呈次圆状，分选较差。砾石成分复杂多样，长石成分较多，主要有流纹岩、凝灰岩，其次有安山岩、花岗岩、石英岩、硅质岩和霏细岩。砂岩颗粒一般呈次圆状，分选中等—好。砂质成分主要有凝灰岩岩屑，其次为长石与石英。结构组分中，填隙物含量少，胶结物以高岭石为主，其次为方解石、硅质和沸石类矿物。玛北斜坡区扇三角洲平原辫状河道微相的岩性主要为褐色砾岩和砂砾岩，具有分选差、磨圆中等—差、杂基含量多且岩性致密特征。
2.2 孔隙类型
根据研究区已钻井的岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜结果，发现目的层段储集空间类型以溶蚀次生孔隙为主。次生孔隙主要包括：粒内溶孔、粒间溶孔、黏土收缩缝、基质溶孔以及微裂缝。通常溶孔不规则，孔隙大小不一，直径为0.01~1 mm，且残留较多未溶物质。统计不同类型次生孔隙的面孔率（每一类型孔隙体积分数求取平均值），得到次生孔隙面孔率大小规律：粒内溶孔>粒间溶孔>黏土收缩缝>基质溶孔>微裂缝。
研究区次生孔隙储层中长石多被溶蚀。富含长石的岩屑被大规模溶蚀，长石颗粒发生粒内溶蚀，长石颗粒内部可见众多小溶孔。部分长石颗粒边缘被溶蚀，导致粒间孔扩大，溶蚀的长石与周围颗粒或呈不接触状态；也有部分长石颗粒沿节理溶蚀，颗粒未溶部位与粒内溶孔相间呈栅状。
2.3 物性特征
统计研究区已钻井的物性资料，发现实测孔隙度普遍小于15.0%，渗透率普遍小于10.0×10-3 μm2，孔隙度介于3.17%~23.4%之间，平均值为9.04%，渗透率介于（0.01~934）×10-3 μm2之间，平均值为0.73×10-3 μm2。属低孔、特低渗型储集层。
统计每一物性值所对应的孔隙类型后，发现部分规律：渗透率异常高值常常出现在裂缝型次生孔隙内，孔隙度和渗透率都较高的孔隙类型内常常发生长石溶蚀。研究区微裂缝次生孔隙发育较少，所以其对整体物性影响不大。
3 甜点储层主控因素分析
3.1 沉积作用对甜点储层的控制
3.1.1 扇三角洲前缘亚相好于扇三角洲平原亚相
沉积相研究表明，准噶尔盆地玛北地区百口泉组主要发育扇三角洲平原与扇三角洲前缘2个亚相，其主要物源来自玛北地区东北部的夏子街鼻凸地区，次要物源来自玛北地区西北部的黄羊泉地区（图1）。
此外，该区扇三角洲前缘亚相砂砾岩体成分成熟度较高（塑性含量较低）、杂基含量（含量为体积的百分含量）较少（图4），杂基含量平均数值为2.9%，而扇三角洲平原亚相杂基含量平均数值为5.2%。因此，扇三角洲前缘亚相在埋藏过程中抗压实能力较强，而扇三角洲平原亚相更容易被沉积压实，其储层物性会越差。
3.1.2 与其他微相相比，扇三角洲前缘亚相中河道微相的储层物性更有利于形成甜点
玛北地区扇三角洲前缘亚相的河道微相中，泥质岩屑和泥质杂基含量普遍较低（图5），储层物性明显好于其他沉积微相。这主要是由于百口泉组前缘河道砂砾岩沉积时经受了较强的淘洗，泥质岩屑和泥质杂基含量较低，物性相对较好。因此，研究区储层物性受沉积相带控制明显，是甜点储层发育的基础。
3.2 成岩作用对甜点储层的控制
3.2.1 百口泉组扇三角洲前缘储集砂体溶蚀孔隙发育
根据显微镜下观察和估算，再结合玛北地区百口泉组砂砾岩储层物性数据分析，压实作用对研究区三叠系砂砾岩储层物性的孔隙度损失量可以达到 10%~15%，其中部分埋藏深度大于3 500 m的砂砾岩储集层，压实作用造成该储层孔隙度损失量可达15%以上［50］。强压实区的甜点储层发育在很大程度上依赖于强溶蚀作用。研究区百口泉组砂砾岩储层中的溶蚀作用较发育（图6）。溶蚀过程中促成大量的溶蚀孔隙，于是储层的储集性能得到大大提高，储层中所含可以发生溶蚀作用和溶蚀孔隙的物质种类比较多，其中以长石颗粒等为主的碎屑颗粒可以发生溶蚀分解，以沸石、方解石为主的胶结物可以发生溶蚀分解。长石的溶蚀是改善物性的主要原因。所以，长石的溶蚀分解作用控制了该区次生甜点储层的发育。
图6 玛湖斜坡区百口泉组储层长石溶蚀镜下特征(a)M001井，3 426.35 m，×200，含砾粗砂岩粒间溶孔；(b)M006井，3 407.37 m，×200，不等粒砂岩溶孔；(c)B117井，1 036.30 m，×2，粒间充填蠕虫状的高岭石；(d)M131井，T1 b，3 188.83 m，×10，粒间充填书页状的高岭石 Fig.6 Microscopic characteristics of feldspar dissolution of Baikouquan Formation reservoir in slope area of Mahu Depression |
3.2.2 溶蚀型孔隙主要形成于酸性成岩环境，形成期与排烃期匹配
2KAlSi3O8（钾长石）+2H++H2O→Al2Si2O5 （OH）4（高岭石）+4SiO2（硅质）+2K+
2NaAlSi3O8（钠长石）+2H++H2O→Al2Si2O5 （OH）4（高岭石）+4SiO2（硅质）+2Na+
这些部分溶解的长石、粒间的高岭石与自生石英的共生是长石在酸性水环境下被溶蚀的证据。
3.3 构造作用对甜点储层的控制
构造作用的影响是多方面的，常以岩石变形、变位、地表形态的变化等形式表现，对储层性质以及物性的影响也是各自不同的，本文仅讨论由于构造作用使岩石破碎而形成裂缝的情况。
3.3.1 百口泉组扇三角洲前缘储集砂体裂缝发育
玛北地区受构造挤压形成鼻隆，构造（断裂）作用主要表现在使岩石破碎而形成了大量的裂缝，因此构造轴部及两翼产生大量的构造裂缝。裂缝可以有效增加断裂带致密砂砾岩储层的渗流能力，这便很好地改善了储集性能，再者，裂缝也是良好的油气藏储存聚集空间，发育的裂缝提高了致密砂砾岩的物性指标，该区发育的微裂缝也促进了后期溶蚀性次生孔隙的演化形成。研究表明［66-68］：裂缝是该区百口泉组储集空间主要的孔隙类型之一（图8）。通过对M15、M134等井进行解剖、本文分析发现，出油气井的裂缝发育（图9），储层的储集性能明显改善（平均孔隙度为11.7%，平均渗透率为46×10-3 μm2），远高于玛湖地区百口泉组的平均物性（平均孔隙度为9.04%，平均渗透率为0.73×10-3 μm2），进一步印证了裂缝对储层物性的控制作用。因此研究区内裂缝是百口泉组形成甜点储层的重要条件之一。
图8 玛湖斜坡区百口泉组孔隙类型直方图Fig.8 Histogram of pore types of Baikouquan Formation in slope area of Mahu Depression |
图9 玛湖地区百口泉组储层镜下裂缝发育特征(a)X65井，1 610.26 m，百口泉组，×200，压碎缝，颗粒碎裂；(b)X94井， 2 916.38~2 923.45 m，百口泉组，×500，压碎缝，穿石英颗粒愈合裂隙中分布的烃包体，发亮黄色荧光；(c)M15井，3 070.28 m，百口泉组，×200，压碎缝，岩屑碎裂；(d)M19井， 3 521.8 m，百口泉组，×200，微裂缝、粒缘缝 Fig.9 Microscopic characteristics of feldspar dissolution of Baikouquan Formation reservoir in slope area of Mahu Depression |
3.3.2 已钻井裂缝发育区均分布在断裂发育区
4 分类评价甜点储层及其成因模式
4.1 分类评价甜点储层
表1 玛北地区百口泉组甜点储层主控因素分类Table 1 Main control factor classification of “sweet spot” reservoir of Baikouquan Formation in Mabei area |
| 主控因素 | 沉积作用 | 成岩作用 | 构造作用 |
|---|---|---|---|
| 决定性控制因素 | 沉积微相（河道） | 溶蚀 | 断裂 |
表2 玛北地区甜点储层分类及具体权衡结果Table 2 Results of classification and specific tradeoffs of“sweet spot” reservoir of Baikouquan Formation in Mabei area |
| 类别 | Ⅰ类甜点储层 | Ⅱ类甜点储层 | Ⅲ类甜点储层 |
|---|---|---|---|
| 权衡标准 | 3项(a,b,c) | 3项选2 (a,b或a,c或b,c) | 3项选1 (a或b或c) |
| 名称 | 河道溶蚀裂缝型 | 河道溶蚀型 河道裂缝型 溶蚀裂缝型 | 河道型 溶蚀型 裂缝型 |
4.2 甜点储层成因模式
5 结论
（1）准噶尔盆地玛北地区三叠系百口泉组甜点储层的三大主控因素分别为：沉积作用、成岩作用、构造作用；3个“决定性控制因素”分别为：河道、溶蚀、断裂。
（2）以3个“决定性控制因素”作为甜点储层的分类依据，将玛北地区百口泉组甜点储层分为3类，分别为：I类、II类、III类。
（3）玛北地区发育“河道裂缝型”和“河道溶蚀型”2种II类甜点储层，该2种甜点储层发育范围广、面积大，是下步主要勘探目标。
甘公网安备 62010202000678号
