天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 2: 218 - 232

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.07.013

天然气地质学

准噶尔盆地南缘西段白垩系深层储层特征及物性保存机制

  • 孟颖 , 1 ,
  • 靳军 1 ,
  • 高崇龙 , 2 ,
  • 李际 1 ,
  • 刘明 1 ,
  • 刘可 3 ,
  • 王柯 3 ,
  • 任影 3 ,
  • 邓毅 3
展开
  • 1. 中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000
  • 2. 东北石油大学非常规油气研究院，黑龙江 大庆 163318
  • 3. 东北石油大学地球科学学院，黑龙江 大庆 163318
高崇龙（1988-），男，河南商丘人，副教授，博士，主要从事沉积学和储层地质学.E-mail： .
新疆油田公司勘探开发研究院.南缘下组合大油气田形成条件及目标评价.内部资料，2019.

孟颖（1987-），女，江苏宿迁人，工程师，硕士，主要从事沉积学和储层地质学研究.E-mail： .

收稿日期: 2021-05-15

  修回日期: 2021-07-14

  网络出版日期: 2022-02-25

收起

Characteristics and physical property preservation mechanism of Cretaceous deep reservoir in western segment of southern margin of Junggar Basin

  • Ying MENG , 1 ,
  • Jun JIN 1 ,
  • Chonglong GAO , 2 ,
  • Ji LI 1 ,
  • Ming LIU 1 ,
  • Ke LIU 3 ,
  • Ke WANG 3 ,
  • Ying REN 3 ,
  • Yi DENG 3
Expand
  • 1. Research Institute of Experiment and Detection of PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，China
  • 2. Institute of Unconventional Oil & Gas，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China
  • 3. College of Geosciences，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China

Received date: 2021-05-15

  Revised date: 2021-07-14

  Online published: 2022-02-25

Supported by

The Major Project of China National Petroleum Corporation(2019F-33)

the National Natural Science Foundation of China(41902118)

the Postdoctoral Foundation of Heilongjiang Province, China(LBH-Z20045)

Fold

本文亮点

准噶尔盆地南缘西段下白垩统清水河组储层主体埋深在3 600~5 600 m之间，尽管埋藏深度大，但在其内部所获得的高产油气流揭示其物性条件应较为优越。但目前针对清水河组深层储层特征及物性保存机制尚缺乏系统研究，严重制约了后期油气勘探进程。据此，综合利用岩石铸体薄片、扫描电镜、物性、X⁃射线衍射分析及流体包裹体等多种分析测试手段，并结合钻测井等地层测试资料及区域地质资料，系统分析了南缘西段清水河组深层储层的岩石学、物性及成岩作用等特征，并在此基础上阐明其物性保存机制。研究结果表明：清水河组储层以区域连片的辫状河三角洲分流河道砂岩和砂砾岩为主，具有低成分成熟度、高凝灰岩岩屑含量及中等结构成熟度特征；储集空间以粒间孔为主，并表现为中孔—大孔及粗喉道特征，平均孔隙度为6.15%，而平均渗透率为4.25×10-3 μm2；储层成岩以压实、胶结和溶蚀作用为主，但成岩强度较弱，胶结物含量总体较低，并以方解石胶结为主，且储层整体仍处于早成岩B期—中成岩A期；富石英、长石而贫岩屑且分选较好的辫状河三角洲分流河道砂岩是形成深层优质储层的基础；成岩压实作用是物性损失的主要因素，但早期碳酸盐胶结及绿泥石包壳的抗压实效应及后期酸性溶蚀增孔延缓储层物性损失；早期长期浅埋—后期短期快速深埋的埋藏方式、超压以及不断降低的古地温梯度是在深埋条件下延缓清水河组储层成岩进程及拓宽溶蚀作用深度和时限，进而使得物性得以有效保存的关键。

本文引用格式

孟颖 , 靳军 , 高崇龙 , 李际 , 刘明 , 刘可 , 王柯 , 任影 , 邓毅 . 准噶尔盆地南缘西段白垩系深层储层特征及物性保存机制[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(2) : 218 -232 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.07.013

Highlights

The main burial depth of the Lower Cretaceous Qingshuihe Formation （K1 q） in the western segment of the southern margin of the Junggar Basin is 3 600-5 600 m， although the burial depth is large， the high-yield oil and gas flow obtained inside it reveals that its physical conditions should be superior. However， there is still a lack of systematic research on deep reservoir characteristics and physical property preservation mechanism of Qingshuihe Formation， which seriously restricts the later oil and gas exploration process. Accordingly， this study comprehensively utilized various analytical and testing methods such as rock casting thin section， scanning electron microscope， physical property， X-ray diffraction analysis and fluid inclusion， and combined with formation test data such as drilling and logging and regional geological data， the petrology， physical properties and diagenesis of deep reservoirs of Qingshuihe Formation in the western segment of southern margin are systematically analyzed， and the preservation mechanism of physical properties is clarified on this basis. The results show that the Qingshuihe Formation reservoir is mainly composed of braided river delta distributary channel sandstone and glutenite with low compositional maturity， high tuff lithic content and medium structural maturity； the reservoir space is dominated by intergranular pores， and characterized by mesopore-macroporous and coarse throat. The average porosity is 6.15%， and the average permeability is 4.25×10-3 μm2； the diagenesis of the reservoir is mainly compaction， cementation and dissolution， but the diagenetic strength is weak， the cement content is generally low， and the calcite cementation is the main， and the reservoir is still in the early diagenetic stage B-middle diagenetic stage A； the braided river delta distributary channel sandstone with rich quartz， feldspar and poor cuttings and good sorting is the basis for the formation of deep high-quality reservoirs， and diagenetic compaction is the main factor of physical property loss， but the early carbonate cementation， the anti-compaction effect of chlorite crust and the late acid dissolution delay the physical property loss of the reservoir； the burial mode， overpressure and decreasing paleogeothermal gradient of early long-term shallow burial – late short-term rapid deep burial are the keys to delay the diagenesis process of Qingshuihe Formation reservoir and broaden the depth and time of dissolution under deep burial conditions， thus effectively promoting the preservation of physical properties.

0 引言

准噶尔盆地南缘作为北天山山前典型的陆相多旋回叠合盆地其内部发育成排成带的构造带和多套成藏储盖组合及烃源岩层系，油气资源量巨大［1-3］。准噶尔盆地南缘早期油气勘探主要以浅层的古近系和新近系为主要目的层系，自2008年开始，深层侏罗系及白垩系的油气勘探逐步深入。特别是在2019年，随着准噶尔盆地南缘西段四棵树凹陷内部日产千方油气流的高产油气井——高探1井的发现，深层下白垩统清水河组油气勘探取得了重大突破，揭示了准噶尔盆地南缘深层油气良好的勘探潜力与前景［4-5］。一般而言，深层油气主要指埋深在3 500 m以深地层内部所赋存的油气资源，是当今全球油气勘探开发的前缘领域之一［6-7］。准噶尔盆地南缘西段下白垩统清水河组储层主体埋深在3 600~5 000 m之间，局部地区甚至可达6 000 m以上，属于典型的深层—超深层储层。在如此深埋条件下，清水河组储层仍具有如此高的油气产量，揭示其物性条件应较为优越，为一套深层优质高效储集层。清水河组顶部发育一套区域性分布且厚度较大的泥岩段优质盖层，加之区域上多类型构造圈闭的发育，使得清水河组具备优越的成藏条件而有利于大规模油气聚集［1-2， 8］。就目前而言，准噶尔盆地南缘西段清水河组勘探程度很低，仍处于早期勘探阶段，资料整体较为匮乏且尚缺少针对性研究，使得清水河组深层优质储层成因不明，严重制约了后续油气勘探的进程。值得注意的是，深层储层由于埋深大、成岩演化及成岩环境较浅层更为复杂，因此影响深层储层物性差异的因素也更为多样［9-11］。据此，笔者综合利用钻测井及各类分析测试等一手资料，并结合区域地质演化背景，对准噶尔盆地南缘西段下白垩统清水河组深层储层特征及物性保存机制进行深入分析，明确深层优质储层成因机理。研究不仅可丰富深层油气储层成因理论，同时也为准噶尔盆地南缘清水河组深层储层后期精细评价及勘探预测提供科学依据，具有重要的理论和实践意义。

1 区域地质背景

准噶尔盆地南缘（简称准南）构造位置上处于北天山山前冲断带内部，其自二叠纪以来经历了晚海西、印支、燕山、喜马拉雅多期构造运动的叠加作用，进而形成了现今典型的“东西分段、南北分带”的构造格局，构造样式和构造条件极其复杂［1-2， 12-13］。其中准南西段指红车断裂以西的区域，南邻伊林黑比尔根山，北接车排子凸起，主要包括四棵树凹陷和齐古断褶带2个二级构造单元［图1（a）］。目前在该区域内已发现独山子、西湖和卡因迪克等含油气构造，油气条件十分优越，是准噶尔盆地重要的含油气区之一。
图1 准噶尔盆地南缘西段区域位置（a）、地层发育特征（b）及南缘清水河组沉积相图（c）①

Fig.1 Regional position（a） of western segment of southern margin of Junggar Basin， stratigraphic development characteristics （b） and sedimentary facies diagram（c） of Qingshuihe Formation in southern margin of Junggar Basin①

准噶尔盆地南缘西段侏罗系—白垩系除不发育上侏罗统喀拉扎组外其余地层较为齐全［图1（b）］。受控于燕山运动及车莫古隆起演化影响，在侏罗系—白垩系内部可识别出4个区域性角度不整合面，即八道湾组与下伏三叠系、头屯河组与西山窑组、齐古组与头屯河组及清水河组与齐古组［12-15］。其中下白垩统清水河组厚度一般在70~230 m之间，由南向北逐渐增厚，而在盆地边缘部分地区由于出露地表可遭受一定程度的剥蚀。区域上，清水河组与下伏侏罗系之间的不整合面分布范围较广，甚至可延伸至盆地腹部［14-15］。南缘西段清水河组为在平坦古地貌背景下，由晚侏罗世的干旱向湿润气候转变时期所形成的一套沉积层系，且区域上受控于南北双向物源［15-17］［图1（c）］。清水河组底部发育特征的辫状河三角洲相砂砾岩、砂岩沉积，属于典型的储集层段［图1（b）］；向上逐渐过渡为一套区域分布的滨浅湖—半深湖相暗色泥岩沉积，为一区域可对比的最大湖泛细粒层［14-15］，属典型的盖层层段，因此横向及纵向上储盖匹配十分有利［4，16-17］。其中底部的储集层段为高产油气层，也是本文所探讨的目的层段。

2 储层基本特征

2.1　岩石学特征

准噶尔盆地南缘西段下白垩统清水河组储层以砂岩和砂砾岩为主，岩心观察砂砾岩砾石砾径最大可达8 cm。储层碎屑颗粒分选差—中等，磨圆中等，呈颗粒支撑结构，且颗粒间多呈点—线接触关系，胶结类型以孔隙式和基底式胶结为主。其中砂岩以长石质岩屑砂岩为主，次为岩屑砂岩及长石岩屑砂岩（图2），成分成熟度较低，碎屑颗粒以岩屑为主。碎屑中石英含量为0%~40%，平均为19%；长石含量为0%~39%，平均为16%；而岩屑含量为33%~99%，平均含量可高达64%。岩屑组分以凝灰岩塑性岩屑为主，平均占比可达80%，同时还含有少量的花岗岩、霏细岩、千枚岩、碳酸盐岩等岩屑。填隙物整体含量较低，其中杂基含量为0%~6%，平均含量仅为1.4%。胶结物含量为0%~26%，平均含量为6.3%，并以方解石胶结为主，其平均含量为3.4%，同时还含有一定量硅质、沸石和自生黏土矿物等胶结物。整体而言，储层岩石具有低成分成熟度，中等结构成熟度特征。
图2 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层岩石类型三角图

Fig.2 Triangle diagram of reservoir rock types of Qingshuihe Formation in the western segment of southern margin of Junggar Basin

2.2　储集物性及储集空间特征

通过对13口井167件岩心实测物性数据统计分析［图3（a），图3（b）］，准噶尔盆地南缘西段清水河组储层孔隙度多在2%~23%之间，平均为6.15%；渗透率在（0.02~100）×10-3 μm2之间，平均为4.25×10-3 μm2。10口井54块样品压汞数据分析结果显示［图3（c），图3（d）］，储层孔喉结构相对优越，中孔、大孔所占比例较大，且以粗喉道为特征。中孔—大孔（孔隙直径>50 μm）总体占比达38%，粗喉道（>5 μm）占比甚至可达92%。储层样品压汞曲线特征呈一定的平台段，显示孔喉分选性较好且表现为粗歪度［图3（e）］。通过铸体薄片和扫描电镜观察及分析发现，清水河组储层储集空间发育有粒间孔（包括原生粒间孔和剩余粒间孔）、溶蚀孔（粒间溶孔、粒内溶孔）和微裂缝，但以粒间孔为主［图4（a），图4（b），图4（d）］，平均含量达51.68%，其次为溶蚀孔［图4（c）—图4（e）］，平均含量为24.39%，而微裂缝平均含量达14.57%［图4（f）］。此外，储层孔—渗数据整体呈一定正相关［图3（f）］，但相关系数较差，这一特征从侧面反映裂缝对储层物性存在一定控制作用，且储层发育的裂缝多为刚性颗粒内部的穿粒缝及粒缘缝［图4（f），图5（b）］。
图3 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层物性分布（a）—（b）、孔喉直径（c）—（d）、压汞曲线（e）及孔渗相关性（f）特征

Fig.3 Characteristics of reservoir physical parameters（a）-（b），pore-throat diameter（c）-（d），mercury injection curve（e） and porosity-permeability correlation （f） of Qingshuihe Formation in the western segment of southern margin of Junggar Basin

图4 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层储集空间类型

（a）高泉5井，6 051.34 m，蓝色铸体，粗砂岩，粒间孔发育，单偏光；（b）卡003井，4 054.60 m，扫描电镜，粒间孔发育；（c）高101井，6 019.75 m，砂砾岩，粒间孔发育，并见岩屑溶蚀孔（箭头所指），单偏光；（d）卡001井，4 051.40 m，蓝色铸体，中砂岩，溶蚀孔发育，单偏光；（e）高泉5井，6 055.29 m，扫描电镜，中细砂岩，长石颗粒溶蚀孔；（f）卡8井，4 075.72 m，蓝色铸体，中粗砂岩，方解石染色呈红色，裂缝及粒间孔发育，单偏光

Fig.4 Reservoir space types of Qingshuihe Formation in the western segment of southern margin of Junggar Basin

图5 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层成岩作用特征

（a）高泉5井，6 055.29 m，蓝色铸体，砂砾岩，可见塑性岩屑压实变形及假杂基化（箭头所指），单偏光；（b）卡003井，4 054.60 m，蓝色铸体，砂砾岩，见粒缘缝、粒内缝及胶结物，单偏光；（c）卡11井，4 243.22 m，含砾粗砂岩，方解石嵌晶式胶结，茜素红染色呈红色，单偏光；（d）高101井，6 017.05 m，砂砾岩，见大量碳酸盐胶结物（箭头所指）；（e）卡东1井，4 920.5 m，蓝色铸体，中细砂岩，部分石英颗粒发育次生加大边（箭头所指），单偏光；（f）高泉5井，6 051.34 m，扫描电镜，中砂岩，颗粒发育黏土矿物包壳，并出现自生石英微晶；（g）卡003井，4 050.90 m，扫描电镜，细砂岩，颗粒间发育沸石胶结物且存在一定程度溶蚀；（h）卡002井，4 126.55 m，扫描电镜，中粗砂岩，颗粒间发育蠕虫状高岭石及球粒状沸石胶结物；（i）高泉5井，6 060.11 m，扫描电镜，中粗砂岩，颗粒间发育丝发状及搭桥状伊利石胶结物；（j）高泉5井，6 055.69 m，扫描电镜，中砂岩，颗粒发育蜂窝状伊/蒙混层黏土矿物包壳；（k）高101井，6 017.55 m，含砾粗砂岩，见长石溶蚀现象（箭头所指），单偏光；（l）卡11井，4 245.73 m，中粗砂岩，见长石、岩屑及碳酸盐胶结物溶蚀现象（箭头所指），单偏光。Q：石英；F：长石；R：岩屑；P：孔隙；Ca：方解石；Qz：石英自生加大；Ac：自生石英微晶；Ch：绿泥石；Ze：沸石；K：高岭石；I：伊利石；I/S：伊/蒙混层矿物

Fig.5 Diagenesis characteristics of Qingshuihe Formation reservoir in the western segment of southern margin of Junggar Basin

3 储层成岩演化特征

准噶尔盆地南缘西段清水河组深层储层成岩作用类型主要有压实（破裂）作用、胶结作用及溶蚀作用，而压溶、重结晶及交代作用基本不发育。整体而言，清水河组储层成岩强度中等，视压实减孔率在34%~96%之间，平均为75%，而胶结物总体积分数平均仅为5%，因而使得在深埋条件下储层内部仍保留有比重较大的粒间孔隙。

3.1　压实作用

压实作用贯穿南缘西段清水河组储层演化的整个阶段，对储层物性具有明显的破坏作用。清水河组储层压实作用主要表现为塑性岩屑的压实变形、假杂基化和刚性颗粒的破裂［图5（a），图5（b）］。尽管清水河组储层主体埋深在3 500 m以深，但整体上储层压实强度并不大，碎屑颗粒间未出现典型的凹凸接触现象而多表现为线接触，受控于中等强度的压实作用使得埋深在6 000 m以深的储层内部仍可保留有大量的粒间孔隙［图4（a）—图4（c）］。

3.2　胶结作用

根据10口井40块样品薄片观察及分析测试结果显示，清水河组储层胶结作用强度整体较弱但存在较大的非均质性，主要表现为胶结物含量的差异：储层胶结物总体积分数一般不超过10%，使得粒间孔得以保存［图4（a）—图4（c）］；但部分样品胶结物含量甚至可达26%，进而可呈现强胶结特征［图5（c），图5（d）］。胶结物类型较为多样，但以碳酸盐胶结为主，此外还可见硅质胶结、沸石胶结、自生黏土矿物胶结［图5（c）—图5（j）］。

3.2.1　碳酸盐胶结

南缘西段清水河组储层碳酸盐胶结物主要为方解石，而反映晚成岩阶段的铁方解石及铁白云石胶结物不发育。镜下薄片观察可见方解石胶结物茜素红溶液染色呈红色，并且可呈现出孔隙式和基底式（嵌晶式）2种胶结类型［图4（f），图5（c），图5（d）］，对储层物性损失具有明显的控制作用。通过对储层方解石胶结物内部原生流体包裹体分析显示，包裹体大小多在3~12 μm之间，呈星点状及串珠状分布［图6（a）］。而包裹体均一温度测定在88.6~107.1 ℃之间（表1），多数样品均一温度小于100 ℃［图6（b）］，反映方解石胶结发生于早成岩阶段及中成岩阶段A期，形成时间较早。此外，方解石胶结物含量高的样品内部颗粒呈点接触甚至呈漂浮状［图5（c）］，从侧面也反映出方解石胶结发生时间较早，甚至可早于有效压实作用的出现。
图6 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层方解石胶结物流体包裹体特征（a）及其均一温度分布（b）

Fig.6 Fluid inclusion characteristics （ a ） and uniform temperature distribution （ b ） of calcite cements in Qingshuihe Formation reservoir of the western segment of southern margin of Junggar Basin

表1 清水河组储层内部碳酸盐及硅质胶结物流体包裹体均一温度数据

Table 1 Uniform temperature data of fluid inclusions of carbonate and siliceous cement in Qingshuihe Formation reservoir

井号 深度/m 宿主矿物 均一温度/℃ 测点数

卡6

高101

高101

高泉5

高101

3 950.2

6 022.6

6 023.7

6 054.1

6 023.7

方解石胶结物

方解石胶结物

方解石胶结物

方解石胶结物

石英次生加大

88.6~107.1

94.3~107.1

88~105

81~100.7

83

6

4

10

9

1

3.2.2　硅质胶结

南缘西段清水河组储层内部硅质胶结主要表现为石英次生加大和自生石英微晶2种形式［图5（e），图5（f）］，但整体而言硅质胶结程度较弱，含量较低。石英次生加大和自生石英微晶均生长于石英碎屑颗粒表面，其中石英微晶呈典型的六方柱状［图5（f）］，但少见大量出现；而石英次生加大仅在少部分石英碎屑颗粒上可见，且宽度较窄，整体属Ⅰ—Ⅱ级加大［图5（e）］。由于清水河组储层内部石英次生加大边不甚发育且较窄，因此仅在一个样品内部测得流体包裹体均一温度为83 ℃（表1），反映石英次生加大发育时间较早，属早成岩—中成岩早期产物。

3.2.3　沸石胶结

除方解石和硅质外，沸石为清水河组储层中另一较为常见的胶结物类型。通过薄片及扫描电镜分析可知沸石胶结主要以方浊沸石为主，呈等轴粒状自形晶体充填于孔隙中［图5（g），图5（h）］，此外还可见少量板柱状浊沸石，但后期部分沸石矿物遭受不同程度的溶蚀作用。一般而言，沸石胶结物的出现指示碱性成岩流体环境，而其成因往往与清水河组储层内部大量的火山岩岩屑，特别是凝灰岩岩屑的水解蚀变有关［18-20］。

3.2.4　自生黏土矿物胶结

清水河组储层沉积水动力较强，以辫状河三角洲水下分流河道厚层连片砂砾岩及砂岩为主，储层细粒杂基含量低，均小于1.2%，因此储层黏土矿物多为成岩自生成因。黏土矿物X-射线衍射分析显示，黏土矿物成分包括绿泥石、高岭石、伊利石及伊/蒙混层黏土矿物［图5（f），图5（h）—5图（j）］，但以伊利石和伊/蒙混层黏土矿物为主，分别平均占比为34.9%和34.8%；其次为绿泥石，平均占比为27.7%；而高岭石相对含量较少，平均占比仅为2.6%（表2）。
表2 清水河组储层内部自生黏土矿物类型及相对含量

Table 2 Types and relative contents of authigenic clay minerals in the reservoir of Qingshuihe Formation

井号 样品深度/m 伊/蒙混层 伊利石 高岭石 绿泥石 伊/蒙混层比 样品数
总平均值 34.8 34.9 2.6 27.7 29.2
卡003 3 952.5~4 054.6 29~58（45.5） 11~26（18） 0 19~60（36.5） 20~30（27.5） 6
卡6 3 949.15~3 949.76 6~28（13.3） 33~65（47.7） 0 29~49（39） 20~30（26.7） 3
卡8 3 926.24~3 927.32 20~29（24.5） 27~48（37.5） 0 23~53（38） 30 2
四参1 3 513.1~3 590.6 38~53（45.2） 29~41（35.3） 6~9（6.7） 10~16（12.8） — 6
高泉5 6 055.69~6 060.11 23~24（23.5） 41~52（46.5） 6~10（8） 19~25（22） 10~65（37.5） 2

注：29~58（45.5）=最小值—最大值（平均值）

其中，自生绿泥石及伊/蒙混层黏土矿物主要以碎屑颗粒包壳形式产出［图5（f），图5（j）］，绿泥石单晶体呈叶片状［图5（f）］，而伊/蒙混层则呈蜂窝状［图5（j）］，由于两者包壳厚度均较薄，一般小于3 μm，仅在扫描电镜下可见。相比而言，伊利石和高岭石则呈孔隙充填状态产出［图5（h），图5（i）］。伊利石呈丝缕状或搭桥状充填孔隙［图5（i）］，而假六方片状单晶体高岭石则呈书页状或蠕虫状充填孔隙［图5（h）］，二者均对储层孔隙保存具有破坏作用。
值得注意的是，自生高岭石来源既可由黏土杂基蚀变形成，也可由后期长石溶蚀转化形成，但由于储层杂基含量很低且高岭石晶形完整典型［图5（h）］，因此主要为长石溶蚀转化成因［21-22］。

3.3　溶蚀作用

南缘西段清水河组储层溶蚀作用相对较为发育，使得次生溶蚀孔隙占比达24.39%，对储层物性起到明显的改善作用。溶蚀作用主要发育于长石及易溶岩屑颗粒和早期碳酸盐胶结物边缘及其内部［图4（d），图4（e），图5（k），图5（l）］，上述溶蚀现象所反映的主要为酸性流体的溶蚀作用。溶蚀颗粒边缘呈港湾状或不规则状，当局部溶蚀作用较强时则可形成铸模孔，而碳酸盐胶结物溶蚀后可恢复部分所充填的原生孔隙。一般而言，储层演化过程出现的酸性成岩流体主要受控于中成岩A期地层内有机质成熟排烃所释放的酚类和羧酸等有机溶剂［7，21，23］，进而使得成岩流体pH值不断降低。清水河组顶部的大段厚层深湖相泥岩以及下伏侏罗系烃源岩［1，3，5］在成熟过程中可为清水河组底部储层提供酸性流体来源。

3.4　成岩序列及成岩阶段

准噶尔盆地南缘西段清水河组储层伊/蒙混层黏土矿物中蒙脱石质量分数在10%~65%之间，平均为29.2%（表1，［图7（a）］），而镜质体反射率R O值在0.5%~1.0%之间，平均为0.7%［图7（b）］。此外，结合石英次生加大级别较弱，多为Ⅰ—Ⅱ级加大，且不发育铁方解石或铁白云石胶结物。因此依据碎屑岩成岩阶段划分标准［24］，南缘西段清水河组储层尽管埋藏深度较大，但主要处于中成岩A期，部分仍处于早成岩B期，同时部分可达到中成岩B期，整体成岩进程较缓［图（7）］。
图7 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层伊/蒙混层比值（a）、镜质体反射率值（b）及成岩序列（c）特征

Fig.7 I/S mixed layer ratio （a）， vitrinite reflectivity （b） and diagenetic sequence （c） of Qingshuihe Formation reservoir in the western segment of southern margin of Junggar Basin

结合储层岩石成分及镜下微观成岩特征可知，早成岩期储层内部大量的火山岩岩屑，特别是凝灰岩岩屑可发生水解蚀变作用［18-19］，使得成岩流体内部碱金属阳离子含量不断增加，因此早成岩期储层成岩流体主要呈碱性条件［图7（c）］。而在碱性流体条件下，加之大量火山岩岩屑特别是凝灰岩岩屑水解游离出的Ca2+、Fe2+、Mg2+，促使早成岩期碳酸盐及自生包壳状绿泥石胶结物的形成。此外，碱性流体及凝灰岩岩屑水解蚀变同样利于自生沸石矿物的形成［18-20］，由于沸石主要呈孔隙充填状产出，因此其形成时间应晚于绿泥石包壳。相比而言，碱性成岩流体不利于硅质胶结物的形成［25-26］，因此自生石英微晶及石英次生加大边发育受到抑制，仅可在早期围绕石英碎屑颗粒发育晶体较小的石英微晶。而随着埋藏作用的进行，当进入中成岩A期阶段，随着地层内有机质逐渐成熟释放有机酸，使得储层成岩流体逐渐转变为酸性［图7（c）］，促进石英次生加大边的发育和易溶岩屑、长石及早期碳酸盐胶结物的溶蚀。
伴随着长石颗粒的溶蚀，自生高岭石随长石的溶蚀而沉淀，并充填孔隙。此外，蒙脱石也逐步转变为伊利石或伊/蒙混层黏土矿物。从储层所在地层内有机质成熟度R O来看［图7（b）］，有机质仍处于低成熟—半成熟状态，即仍可排出有机酸，因此目前清水河组储层应仍处于酸性流体条件。

4 储层物性保存机制分析

清水河组深层优质储层的形成受控于初始沉积条件和后期成岩改造两方面作用。沉积条件包括储层岩矿组分和岩性组构，不仅影响储层初始物性条件而且对后期成岩过程产生重要影响。但对于深层储层而言，由于其埋深大，成岩演化往往对储层物性保存起到关键作用。

4.1　沉积条件

整体而言，南缘西段清水河组深层储层物性与石英和长石碎屑含量呈正相关关系而与岩屑含量呈负相关关系［图8（a）—图8（c）］。这一特征说明石英等刚性颗粒含量的增加可有效提高储层抗压实性及孔隙保存效果。但由于清水河组储层岩屑以塑性的凝灰岩为主，因此尽管部分遭受到后期溶蚀，但其降低储层抗压实性进而造成的孔隙损失更大。相比而言，长石颗粒由于后期可受到有效溶蚀而增加孔隙，因此其含量与孔隙度呈正相关。值得注意的是，尽管长石或部分岩屑溶蚀后可生成高岭石，但由于清水河组储层整体以粒间孔为主，孔渗条件相对较好，属于开放成岩系统，因此溶蚀产物可有效排出溶蚀区［21］，溶蚀增孔效果更为显著。
图8 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层岩石组分及岩性与物性关系

Fig.8 Relationship between rock components， lithology and physical properties of Qingshuihe Formation reservoir in the western segment of southern margin of Junggar Basin

储层岩性和结构构造与沉积水动力条件密切相关，清水河组底部储层以厚层连片的辫状河三角洲前缘砂砾岩及砂岩为主［14-15， 17］［图1（c）］，因此沉积水动力整体较强。相比而言，分流河道及河口坝砂岩物性条件整体最为优越；分流河道底部砂砾岩孔隙度整体偏低（平均仅为5.8%），但仍可具有较高的渗透率（最大可达67.7×10-3 μm2，平均为8.7×10-3 μm2），而前缘席状砂（远砂坝）粉砂岩物性则相对最差［表3，图8（d）］。但分流河道及河口坝砂岩储层随着砂岩分选变差物性也随之降低［图8（e），图8（f）］。究其原因，粉砂岩由于粒度细，其初始物性条件就已经相对较差；而砂砾岩虽然粒度粗，但由于其初始物性条件较好，早期碱性成岩流体含量较高，致使其碳酸盐含量较砂岩更多，并常呈基底式胶结，因此胶结使得孔隙度损失更大而不及砂岩储层，但砂砾岩储层内部往往可形成规模较大的粒缘缝和粒内缝［图5（b）］，使得渗透率得以极大改善。各粒度砂岩储层平均物性条件差异不大，但分选降低将导致颗粒更易于重新排列［27］，进而促进压实进程，物性也因此变差。整体而言，南缘西段清水河组储层砂岩及砂砾岩比例较大，这也是深层储层物性总体较为优越的重要基础条件。
表3 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层不同岩性物性特征

Table 3 Physical properties character of Qingshuihe Formation reservoir in the western segment of southern margin of Junggar Basin

岩性 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 沉积环境 样品数
砂砾岩（砾岩） 1.2~9.5（5.8） 0.019~67.7（8.7） 分流河道 31
粗砂岩 6~11.2（8.1） 0.25~50.2（13.9） 分流河道 8
中砂岩 7.6（—） 10.2 分流河道、河口坝 1
细砂岩 0.6~18.5（7.9） 0.05~12.6（3.8） 分流河道、河口坝 22
粉砂岩 0.6~10.5（6.0） 0.01~8.1（0.8） 席状砂/远砂坝 22

注：1.2~9.5（5.8）=最小值—最大值（平均值）

4.2　成岩改造

准噶尔盆地南缘西段清水河组深层储层保留有大量粒间孔说明储层整体成岩改造程度较弱，孔隙得以有效保存。但相比而言，压实作用仍是深埋条件下储层减孔的最主要因素，其造成的原生孔隙相对损失量一般大于60%，并可达90%以上（图9）。
图9 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层压实和胶结作用在孔隙损失的贡献

Fig.9 The contribution of compaction and cementation to pore loss in the Qingshuihe Formation reservoir of the western segment of southern margin of Junggar Basin

碳酸盐胶结作用也是物性损失的另一重要因素，随着碳酸盐含量增加储层孔隙度及渗透率也随之降低［图10（a），图10（b）］。除碳酸盐胶结物外，尽管总体含量较低，但不同类型自生黏土矿物对清水河组储层物性保存的作用效果不同。其中自生伊利石对储层物性起到破坏性作用，储层物性随其质量分数增大而降低［图10（c），图10（d）］，这主要归因于其在孔隙中特殊的丝发状或搭桥状产出状态［图5（i）］，不仅降低孔隙度而且大大削弱流体渗流能力。但伊/蒙混层黏土矿物含量却与储层物性并不呈现典型的相关性［图10（e），图10（f）］，其原因在于伊蒙混层黏土矿物多呈包壳状产出［图5（j）］，但晶体形态介于蒙脱石与伊利石之间，一方面伊/蒙混层包壳可具有一定的抗压实性使物性保存［22］，但另一方面偏向于伊利石的晶体形态却可造成储集空间的损失，因此整体可呈现非相关性。相较于上述胶结物，自生绿泥石主要以包壳形式产出，但其含量与孔隙度呈正相关性而与渗透率呈负相关性［图10（g），图10（h）］。而其孔隙保存机制主要在于抑制石英次生加大、提高储层抗压实性并可促进后期溶蚀［28-29］，但其渗透率损失机制在于绿泥石包壳在一定程度上使得储层喉道直径减小，特别是微细喉道的损失效果更显著，因此深埋条件下特别是对于压实程度大的样品其损失效果更显著。而自生高岭石由于整体含量较低（表2），尚未有足够数据点分析其与清水河组储层物性的相关性。此外，溶蚀作用，特别是易溶碎屑颗粒的溶蚀对储层物性改善起到积极作用［图4（d），图4（e），图5（k），图5（l）］。
图10 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层物性与碳酸盐及黏土矿物胶结物含量关系

Fig.10 Relationship between reservoir physical properties and carbonate and clay mineral cement content of Qingshuihe Formation in the western segment of southern margin of Junggar Basin

值得注意的是，储层的破裂成岩作用，即裂缝的形成对于清水河组储层物性的改善具有重要意义。清水河组储层裂缝以穿粒缝及粒缘缝为主［图4（f），图5（b），图11］，特别是沿大砾石颗粒边缘裂缝较为发育，并且裂缝多呈开启状，未被后期充填，部分裂缝内部仍可见残余沥青［图11（c）］。此外，可见裂缝切穿胶结物现象［图11（b）］，因此裂缝形成时间应相对较晚。裂缝的存在可显著提高储层渗透率，使得部分储层样品尽管孔隙度小于5%，但仍可维持相对较高的渗透率［图3（f）］的重要原因，也应是高探1井深层获油气高产的重要因素之一。
图11 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层裂缝发育特征

（a）高泉5井，6 054.8 m，岩心照片，砂砾岩，砾石边缘裂缝发育；（b）卡003井，4 054.50 m，蓝色铸体，砾岩，可见裂缝沿颗粒边缘、切穿颗粒及碳酸盐胶结物，单偏光；（c）高101井，6 017.50 m，蓝色铸体，砂砾岩，裂缝沿颗粒边缘分布并充填沥青，单偏光

Fig.11 The characteristics of fractures developed in Qingshuihe Formation reservoir of the western segment of southern margin of Junggar Basin

4.3　地层埋藏及温压条件

前已述及，相对较弱的成岩强度是南缘西段清水河组深层储层物性保存的关键， 而延缓储层成岩进程的内在原因在于清水河组储层特殊的埋藏方式及其与之匹配的持续减小的古地温梯度和地层超压的形成。
具体而言，以南缘西段高探1井恢复的地温—埋藏史曲线可见［图12（a）］，清水河组储层经历了缓慢持续浅埋、稳定浅埋、波动埋藏和快速深埋4个埋藏阶段。其中浅埋藏阶段（包括持续浅埋和稳定浅埋）持续时间久，古地温小于40 ℃；而在波动埋藏阶段储层存在小幅度抬升，古地温小于70 ℃；储层目前所处的深埋条件演化时间很短，古地温在70~130 ℃之间［图12（a）］。这一特征的埋藏演化条件使得储层在浅埋藏早成岩期压实强度较弱的条件下，有充足的时间进行碱性成岩流体内部碳酸盐和绿泥石包壳等胶结过程［图12（c）］，并对储层后期埋藏抗压实性起到抑制作用。而在快速深埋的早成岩晚期—中成岩阶段，由于快速深埋过程使得清水河组大套厚层泥岩内部孔隙水难以排泄，进而使得其下部储层段孔隙水也难以释放，使得地层压力逐渐增大并最终进入现今深层超压状态［22，30-31］。同时前期研究表明，下伏侏罗系烃源岩在新近纪中晚期进入大量生排烃阶段［1，5，32］，其导致的地层超压传导也会增加清水河组地层压力［31，33］。深埋过程地层超压［图13（a）］的出现（压力系数甚至大于2）将极大减缓储层的压实强度，并可抑制自生石英生成，促进长石等溶蚀作用的进行［34-35］，进而使得物性得以有效保存。这也是清水河组储层虽然埋深在3 800~5 500 m之间，但储层的孔隙度和渗透率在垂向上并未出现显著差异性变化［图13（b），图13（c）］的重要原因。此外，清水河组储层新近纪以来的快速深埋过程也伴随着有机酸的大量充注进而促使其内部溶蚀作用的进行，储层物性条件得以进一步改善［图12（c）］。
图12 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层地温—埋藏史（a）、地温梯度演化（b）［36］及物性保存模式（c）

Fig.12 Geotemperature-burial history（a），geothermal gradient evolution（b）［36］ and physical pro-perty preservation model（c） of Qingshuihe Formation reservoir in the western segment of southern margin of Junggar Basin

图13 准噶尔盆地南缘西段清水河组储层地层压力（a）及物性（b）—（c）特征垂向变化

Fig.13 Vertical variations of reservoir strata pressure（a） and physical properties（b）-（c） of Qingshuihe Formation in the western segment of southern margin of Junggar Basin

值得注意的是，自清水河组储层进入埋藏开始，整个准南古地温梯度处于持续降低状态［36］，而这也是清水河组储层在现今深埋条件下仍处于早成岩晚期—中成岩早期的重要原因。低地温梯度将延缓储层包括压实等各类成岩作用的进程［37-39］。更为重要的是地温梯度的降低将使得有机质成熟缓慢，增大了烃源岩生排烃埋藏深度和持续时限，进而间接拓展了储层受溶蚀的深度和时间，使得储层深埋条件下仍可进行被有效溶蚀改造［11，39］。目前，南缘西段深层侏罗系和白垩系烃源岩镜质体反射率在0.4~2.0之间［1，5］，仍处于有效生烃期，因此目前清水河组储层内部成岩流体环境应仍多处于酸性条件，其导致储层晚期含铁碳酸盐胶结物不发育，储层物性得以保存和改善［图12（c）］。

5 结论

（1）准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组深层储层岩石学特征主要表现为低成分成熟度及中等结构成熟度。砂砾岩及砂岩储层中凝灰岩岩屑含量较高，且由于沉积水动力较强，碎屑颗粒间填隙物杂基含量低，而以方解石胶结物为主。
（2）清水河组深层储层砂岩物性条件整体最为优越，其次为砂砾岩，而粉砂岩物性条件相对最差。储层储集空间以粒间孔为主，还发育有溶蚀孔隙和微裂缝，并以中孔—大孔及粗喉道为主，且孔隙度、渗透率随深度变化差异不显著。
（3）清水河组深层储层整体成岩强度中等，主要表现为中压实—中强压实及较低的胶结物含量，成岩演化处于早成岩B期—中成岩A期，早成岩期处于碱性成岩流体条件而发育大量早期碳酸盐胶结物，而现今储层仍处于酸性流体环境，溶蚀作用相对普遍。
（4）清水河组深层储层物性保存机制受控于沉积条件和成岩改造两方面条件。相对富石英、长石，贫岩屑且分选较好的砂岩储层物性最优。压实是物性损失的主要因素，但早期长期浅埋—后期短期快速深埋这一特征的埋藏方式、超压以及埋藏后不断降低的古地温梯度是延缓清水河组成岩进程和降低成岩强度使得物性得以保存的关键。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
陈建平， 王绪龙， 倪云燕，等. 准噶尔盆地南缘天然气成藏及勘探方向［J］. 地质学报， 2019， 93（5）： 1002-1019.

CHEN J P， WANG X L， NI Y Y， et al. The accumulation of natural gas and potential exploration regions in the southern margin of the Junggar Basin［J］. Acta Geologica Sinica， 2019， 93（5）： 1002-1019.

2
胡瀚文， 张元元， 卓勤功，等. 准噶尔盆地南缘下组合油气成藏过程——以齐古油田为例［J］. 天然气地球科学， 2019， 30（4）： 456-467.

HU H W， ZHANG Y Y， ZHUO Q G， et al. Hydrocarbon charging history of the lower petroleum system in the southern Junggar Basin：Case study of the Qigu Oil Field［J］.Natural Gas Geoscience， 2019， 30（4）： 456-467.

3
胡素云， 王小军， 曹正林，等. 准噶尔盆地大中型气田（藏）形成条件与勘探方向［J］. 石油勘探与开发， 2020， 47（2）： 1-13.

HU S Y， WANG X J， CAO Z L， et al. Formation conditions and exploration direction of large and medium gas reservoirs in the Junggar Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2020， 47（2）： 1-13.

4
杜金虎， 支东明， 李建忠，等. 准噶尔盆地南缘高探1井重大发现及下组合勘探前景展望［J］. 石油勘探与开发， 2019， 46（2）： 205-215.

DU J H， ZHI D M， LI J Z， et al. Major breakthrough of Well Gaotan 1 and exploration prospects of lower assemblage in southern margin of Junggar Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2019， 46（2）： 205-215.

5
靳军， 王飞宇， 任江玲，等. 四棵树凹陷高探1井高产油气成因与烃源岩特征［J］. 新疆石油地质， 2019， 40（2）： 145-151.

JIN J， WANG F Y， REN J L， et al. Genesis of high-yield oil and gas in Well Gaotan-1 and characteristics of source rocks in Sikeshu Sag， Junggar Basin［J］. Xinjiang Petroleum Geology， 2019， 40（2）： 145-151.

6
孙龙德， 邹才能， 朱如凯，等. 中国深层油气形成、分布与潜力分析［J］. 石油勘探与开发， 2013， 40（6）： 641-647.

SUN L D，ZOU C N，ZHU R K，et al. Formation， distribution and potential of deep hydrocarbon resources in China［J］. Petroleum Exploration and Development，2013，40（6）：641-647.

7
远光辉，操应长，贾珍臻，等.含油气盆地中深层碎屑岩储层异常高孔带研究进展［J］.天然气地球科学，2015，26（1）：28-42.

YUAN G H， CAO Y C， JIA Z Z， et al. Research progress on anomalously high porosity zones in deeply buried clastic reservoirs in petroliferous basin［J］. Natural Gas Geoscience，2015，26（1）：28-42.

8
何海清， 支东明， 雷德文，等. 准噶尔盆地南缘高泉背斜战略突破与下组合勘探领域评价［J］. 中国石油勘探， 2019， 24（2）： 137-146.

HE H Q， ZHI D M， LEI D W， et al. Strategic breakthrough in Gaoquan anticline and exploration assessment on lower assemblage in the southern margin of Junggar Basin［J］. China Petroleum Exploration， 2019， 24（2）： 137-146.

9
TAYLOR K G，GILES M R，HATHON L A，et al.Sandstone diagenesis and reservoir quality prediction： Models， myths，and reality［J］. AAPG Bulletin，2010，94（8）：1093-1132.

10
张功成， 田兵， 谢晓军，等. 深层优质碎屑岩储层全生命周期分析方法论［J］. 石油学报， 2019， 40（增刊2）： 13-28.

ZHANG G C， TIAN B， XIE X J， et al. A full-life-cycle research methodology of deep high-quality clastic rock reservoirs［J］. Acta Petrolei Sinica， 2019， 40（S2）： 13-28.

11
高崇龙， 纪友亮， 高志勇，等. 准噶尔盆地腹部深层储层物性保存过程多因素耦合分析［J］. 沉积学报， 2017， 35（3）： 577-591.

GAO C L， JI Y L， GAO Z Y， et al. Multi-factor coupling analysis on property preservation process of deep buried favorable reservoir in hinterland of Junggar Basin［J］. Acta Sedimentologica Sinica， 2017， 35（3）： 577-591.

12
肖立新， 雷德文， 魏凌云，等. 准南西段构造样式及逆冲推覆构造特征［J］. 天然气工业， 2012， 32（11）： 36-39.

XIAO L X， LEI D W， WEI L Y， et al. The structural features and hydrocarbon accumulation study of the Junggar foreland basin［J］. Natural Gas Industry， 2012， 32（11）： 36-39.

13
朱明， 汪新， 肖立新. 准噶尔盆地南缘构造特征与演化［J］. 新疆石油地质， 2020， 41（1）： 9-17.

ZHU M， WANG X， XIAO L X. Structural characteristics and evolution in the southern margin of Junggar Basin［J］. Xinjiang Petroleum Geology， 2020， 41（1）： 9-17.

14
纪友亮， 周勇， 况军，等. 准噶尔盆地车—莫古隆起形成演化及对沉积相的控制作用［J］. 中国科学（地球科学）， 2010， 40（10）： 1342-1355.

JI Y L， ZHOU Y， KUANG J， et al. The formation and evolution of Chepaizi-Mosuowan paleo-uplift and its control on the distributions of sedimentary facies in the Junggar Basin［J］. Sci ence China （Earth Science）， 2010， 40 （10）： 1342-1355.

15
高崇龙， 纪友亮， 任影，等. 准噶尔盆地莫索湾地区白垩系清水河组沉积演化与有利砂体展布［J］. 古地理学报， 2015， 17（6）： 813-828.

GAO C L， JI Y L， REN Y， et al. Sedimentary evolution and favorable sandbody distribution of the Cretaceous Qingshuihe Formation in Mosuowan area， Junggar Basin［J］. Journal of Palaeogeography， 2015， 17 （6）： 813-828.

16
司学强， 袁波， 郭华军，等. 准噶尔盆地南缘清水河组储集层特征及其主控因素［J］. 新疆石油地质， 2020， 41（1）： 38-45.

SI X Q， YUAN B， GUO H J， et al. Reservoir characteristics and main controlling factors of Cretaceous Qingshuihe Formation in the southern margin of Junggar Basin［J］. Xinjiang Petroleum Geology， 2020， 41（1）： 38-45.

17
张健， 崔琴， 胡瀚文，等. 准噶尔盆地南缘四棵树凹陷下组合油气成藏条件与评价［J］. 新疆地质， 2016， 34（2）： 269-274.

ZHANG J， CUI Q， HU H W， et al. Hydrocarbon accumulation conditions of the lower assemblage in Sikeshu Sag， the southern margin of Junggar Basin［J］. Xinjiang Geology， 2016， 34（2）： 269-274.

18
雷海燕， 樊顺， 鲜本忠，等. 玛湖凹陷二叠系下乌尔禾组沸石成因及溶蚀机制［J］. 岩性油气藏， 2020， 32（5）： 102-112.

LEI H Y， FAN S， XIAN B Z， et al. Genesis and corrosion mechanism of zeolite of Lower Urhe Formation of Permian in Mahu Depression［J］. Lithologic Reservoirs， 2020， 32（5）： 102-112.

19
CHIPERA S J， GOFF F， GOFF C J， et al. Zeolitization of intracaldera sediments and rhyolitic rocks in the 1.25 Ma lake of Valles caldera， New Mexico， USA［J］. Journal of Volcanology & Geothermal Research， 2008， 178（2）： 317-330.

20
王朝， 王冠民， 杨清宇，等. 吴起—志丹地区延长组下组合浊沸石的纵向分布特征与成因［J］. 吉林大学学报（地球科学版）， 2019， 49（5）： 1247-1260.

WANG C， WANG G M， YANG Q Y， et al. Vertical characteristics and genesis of laumontite in lower combination of Yanchang Group in Wuqi-Zhidan area［J］. Journal of Jilin University （Earth Science Edition）， 2019， 49（5）： 1247-1260.

21
远光辉， 操应长， 葸克来，等. 东营凹陷北带古近系碎屑岩储层长石溶蚀作用及其物性响应［J］. 石油学报， 2013， 34（5）： 853-866.

YUAN G H， CAO Y C， XI K L， et al. Feldspar dissolution and its impact on physical properties of Paleogene clastic reservoirs in the northern slope zone of the Dongying Sag［J］. Acta Petrolei Sinica，2013，34（5）：853-866.

22
高崇龙， 纪友亮， 靳军，等. 准噶尔盆地莫索湾地区清水河组深层优质储层特征及其物性控制因素［J］. 吉林大学学报（地球科学版）， 2017， 47（4）： 990-1006.

GAO C L， JI Y L， JIN J， et al. Characteristics and controlling factors on physical properties of deep buried favorable reservoirs of the Qinghsuihe Formation in Mosuowan area， Junggar Basin［J］. Journal of Jilin University （Earth Science Edition）， 2017， 47（4）： 990-1006.

23
SURDAM R C，BOESE S W，CROSSEY L J. The chemistry of secondary porosity［J］.AAPG Memoir，1984，37（2）：183-200.

24
纪友亮. 储层地质学［M］. 北京：石油工业出版社， 2015： 73-80.

JI Y L. Hydrocarbon Reservoir Geology［M］. Beijing： Petroleum Industry Press， 2015： 73-80.

25
邱隆伟， 潘耀. 柯克亚凝析气田石英的溶解现象及其成因［J］. 矿物学报， 2005， 25（2）： 183-189.

QIU L W， PAN Y. A study on direct dissolution of quartz and its genesis in the Kekeya gas condensate［J］. Acta Mineralogica Sinica， 2005， 25（2）： 183-189.

26
田建峰， 刘池洋， 王桂成， 等. 鄂尔多斯盆地三叠系延长组砂岩的碱性溶蚀作用［J］. 地球科学， 2011， 36（1）： 103-110.

TIAN J F， LIU C Y， WANG G C， et al. Alkaline dissolution of sandstone in the Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin［J］. Earth Science，2011，36（1）：103-110.

27
SALEM A M， MORAD S， MATO L F， et al. Diagenesis and reservoir quality evolution of fluvial sandstones during progressive burial and uplift： Evidence from the Upper Jurassic Boipeba Member， Reconcavo Basin， Northeastern Brazil［J］. AAPG Bulletin， 2000， 84（7）： 1015-1040.

28
EHRENBERG S N. Preservation of anomalously high porosity in deeply buried sandstones by chlorite rims： Examples from the Norwegian Continental［J］. AAPG Bulletin， 1993， 77： 1260-1286.

29
BLOCH S， LANDER R H， BONNELL L. Anomalously high porosity and permeability in deeply buried sandstone reservoirs： Origin and predictability［J］. AAPG Bulletin， 2002， 86（2）： 301-328.

30
曲江秀， 查明. 准噶尔盆地异常压力类型及成因探讨［J］. 石油实验地质， 2003， 25（4）： 333-336.

QU J X， ZHA M. Origin and characteristics of abnormal pressure in the Junggar Basin［J］. Petroleum Geology & Experiment， 2003， 25（4）： 333-336.

31
赵靖舟， 李军， 徐泽阳. 沉积盆地超压成因研究进展［J］. 石油学报， 2017， 38（9）： 973-996.

ZHAO J Z， LI J， XU Z Y. Advances in the origin of overpressures in sedimentary basins［J］. Acta Petrolei Sinica， 2017， 38（9）： 973-996.

32
胡瀚文， 张元元， 郭召杰， 等. 准噶尔盆地南缘深层侏罗系储层沥青成因及其对油气成藏的启示［J］. 地质学报， 2020， 94（6）： 1883-1895.

HU H W， ZHANG Y Y， GUO Z J， et al. Origins and hydrocarbon accumulation significance of bitumen in the deeply buried Jurassic reservoirs in the southern Junggar Basin［J］. Acta Geologica Sinica， 2020， 94（6）： 1883-1895.

33
何生， 何治亮， 杨智， 等. 准噶尔盆地腹部侏罗系超压特征和测井响应以及成因［J］. 地球科学， 2009， 34（3）： 457-470.

HE S， HE Z L， YANG Z， et al. Characteristics， well-log responses and mechanisms of overpressure within the Jurassic Formation in the central part of Junggar Basin［J］. Earth Science， 2009， 34（3）： 457-470.

34
CHILONGAR G V， SEREBRYAKOY V A， ROBERTSON J O. Origin and Prediction of Abnormal Formation Pressure［M］. Amsterdam： Elsevier Scientific Publishing Company， 2002： 123-150.

35
WILKINSON M， DARBY D， HASZELDINE R S， et al. Secondary porosity generation during deep burial associated with overpressure leak off： Furmar Formation， United Kingdom Central Graben［J］.AAPG Bulletin，1997，81（5）：803-813.

36
邱楠生， 杨海波， 王绪龙. 准噶尔盆地构造—热演化特征［J］. 地质科学， 2002， 37（4）： 423-429.

QIU N S， YANG H B， WANG X L. Tectono-thermal evolution in the Junggar Basin［J］. Chinese Journal of Geology， 2002， 37（4）： 423-429.

37
SMITH J T， EHRENBEERGh S N. Correlation of carbon dioxide abudance with temperature in clastic hydrocarbon reservoirs： Relationship to inorganic chemical equilibrium［J］. Marine and Petroleum Geology， 1989， 6： 129-135.

38
寿建峰， 张惠良， 沈杨， 等. 中国油气盆地砂岩储层的成岩压实机制分析［J］. 岩石学报， 2006， 22（8）： 2165-2170.

SHOU J F， ZHANG H L， SHEN Y， et al. Diagenetic mechanisms of sandstone reservoirs in China oil and gas-bearing basins［J］. Acta Petrologica Sinica， 2006， 22（8）： 2165-2170.

39
冯佳睿， 高志勇， 崔京钢， 等. 深层、超深层碎屑岩储层勘探现状与研究进展［J］. 地球科学进展， 2016， 31（7）： 718-736.

FENG J R， GAO Z Y， CUI J G， et al. The exploration status and research advances of deep and ultra-deep clastic reservoirs［J］. Advances in Earth Science， 2016， 31（7）： 718-736.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司