天然气地球科学 >

2026 , Vol. 37 >Issue 4: 651 - 666

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.10.014

天然气地质学

塔里木盆地迪北地区阿合组致密砂岩储层岩石组构控制下的成岩路径差异及控储效应

  • 蒋俊 ,
  • 陈雨荷 ,
  • 章国威 ,
  • 李莎 ,
  • 赵天天 ,
  • 王翘楚 ,
  • 申林 ,
  • 陈冬霞 ,
  • 邱海华 ,
  • 周昌 ,
  • 徐露元 ,
  • 邓建忠
展开
  • 1. 中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000
  • 2. 中国石油超深层复杂油气藏勘探开发技术研发中心，新疆 库尔勒 841000
  • 3. 新疆维吾尔自治区超深层复杂油气藏勘探开发工程研究中心，新疆 库尔勒 841000
  • 4. 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249
陈冬霞（1974-），女，四川隆昌人，博士，教授，博士生导师，主要从事油气田地质与勘探研究和教学工作. E-mail：.

蒋俊（1991-），男，重庆梁平人，硕士，工程师，主要从事地质研究. E-mail：.

收稿日期: 2025-06-13

  修回日期: 2025-10-17

  网络出版日期: 2026-01-30

基金资助

国家自然科学基金“异常压力传递作用下的致密砂岩气运聚机理及成藏效应”(42302141)

收起

Diagenetic path difference and reservoir controlling effect under the control of rock fabric of tight sandstone reservoir of the Ahe Formation in the Dibei area， Tarim Basin JIANG Jun1，2，3，CHEN Yuhe4，ZHANG Guowei1，2，3，LI Sha4，ZHAO Tiantian1，2，3，WANG Qiaochu4， SHEN Lin1，2，3，CHEN Dongxia4，QIU Haihua1，2，3，ZHOU Chang1，2，3，XU Luyuan1，2，3， DENG Jianzhong1，2，3

Expand
  • 4. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China

Received date: 2025-06-13

  Revised date: 2025-10-17

  Online published: 2026-01-30

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42302141)

Fold

摘要

库车坳陷勘探潜力巨大，迪北地区是其近年来阿合组致密气勘探的重大突破区。针对阿合组储层岩性、粒度变化快，非均质性较强等问题，利用岩心、薄片、全岩及黏土X射线衍射、测井等资料系统划分了储层岩相类型，阐述了不同岩相储层特征差异及优势储集相带分布规律，揭示了致密储层成因机制。结果表明：①迪北地区阿合组储层可划分为岩相A（粗砂岩—砂砾岩为主）、岩相B（中粗砂岩为主）、岩相C（中细砂岩—粉砂岩为主）及岩相D（粉砂岩—泥岩为主）共4类；平面上A相储层主要分布于迪北地区D2构造带的北部和东部、D14构造带的东部，B相储层广泛分布，C、D相集中于D2构造带西段；纵向上中—上段主要发育粗粒的A、B相，下段以细粒的C、D相为主。②成岩路径呈现出相控分异的特征，粗粒A、B相因刚性颗粒支撑抑制压实，溶蚀作用主导次生孔隙发育，孔隙含量高，连通性较强；细粒C、D相受强压实—胶结改造，孔隙以微孔隙为主，孔间连通性差。③岩相控储特征显著，A相粗粒储层，弱压实强溶蚀弱胶结，物性最优（孔隙度为6.22%、渗透率为2.72×10-3 µm2），发育溶蚀孔—微裂缝复合孔隙网络；B相次之，弱压实较强溶蚀弱胶结，物性较好（孔隙度为5.02%、渗透率为1.13×10-3 µm2）；C、D相因强压实—胶结作用孔隙发育较少，物性最差。研究揭示了沉积—成岩共同作用主导储层非均质性，为库车坳陷致密气高效勘探提供了关键地质依据。

关键词： 库车坳陷; 阿合组; 岩相; 成岩路径; 控储效应

本文引用格式

蒋俊 , 陈雨荷 , 章国威 , 李莎 , 赵天天 , 王翘楚 , 申林 , 陈冬霞 , 邱海华 , 周昌 , 徐露元 , 邓建忠 . 塔里木盆地迪北地区阿合组致密砂岩储层岩石组构控制下的成岩路径差异及控储效应[J]. 天然气地球科学, 2026 , 37(4) : 651 -666 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.10.014

Abstract

The Kuqa Depression exhibits substantial exploration potential， with the Dibei area representing a significant breakthrough region for tight gas exploration in the Ahe Formation in recent years. To address rapid lithological and grain-size variations and strong heterogeneity within the Ahe Formation reservoirs， this study utilized integrated data from cores， thin sections， whole-rock and clay X-ray diffraction， and well logs to systematically classify reservoir lithofacies types， elucidate the characteristic differences among various lithofacies， delineate the distribution of superior reservoir zones， and reveal the genetic mechanisms of tight reservoirs. The results indicate： （1） The Ahe Formation reservoirs in the Dibei area are classified into four lithofacies： Lithofacies A （dominated by coarse sandstone and sandy conglomerate）， B （primarily medium-to-coarse sandstone）， C （mainly fine-to-medium sandstone and siltstone）， and D （comprising siltstone and mudstone）. Laterally， Lithofacies A is predominantly distributed in the northern and eastern parts of the D2 structural zone and the eastern part of the D14 structural zone； Lithofacies B is widely distributed； while Lithofacies C and D are concentrated in the western segment of the D2 structural zone. Vertically， the middle to upper subunits are dominated by coarse-grained Lithofacies A and B， whereas the lower subunit is mainly composed of fine-grained Lithofacies C and D. （2） Diagenetic pathways exhibit facies-controlled divergence： coarse-grained Lithofacies A and B， characterized by rigid grain support， inhibit compaction and are dominated by dissolution that enhances secondary porosity development， resulting in high pore abundance and improved connectivity. In contrast， fine-grained Lithofacies C and D undergo intense compaction and cementation， with pores dominated by micropores and poor interpore connectivity. （3） Lithofacies exert significant control on reservoir quality： coarse-grained Lithofacies A， experiencing weak compaction， strong dissolution， and weak cementation， exhibits the best petrophysical properties （porosity： 6.22%； permeability： 2.72×10-3 µm2） and develops a composite pore network of dissolution pores and microfractures； Lithofacies B shows relatively good properties （porosity： 5.02%； permeability： 1.13×10-3 µm2） with weak compaction， relatively strong dissolution， and weak cementation； whereas Lithofacies C and D， affected by intense compaction and cementation， display limited porosity development and the poorest reservoir quality. This study reveals that the synergistic effects of sedimentation and diagenesis primarily govern reservoir heterogeneity， providing key geological insights for the efficient exploration of tight gas in the Kuqa Depression.

Key words： Kuqa Depression; Ahe Formation; Lithofacies; Diagenetic pathway; Reservoir control effect

0 引言

在非常规油气领域中，致密砂岩气资源已经成为非常规油气领域研究的热点，在油气勘探与开发中起到重要的作用，研究前景广阔［1-3］。自21世纪以来，中国天然气需求持续呈现稳步增长态势，对外依存度已超过40%，因此对于天然气的增储与开发至关重要。全球致密砂岩气储量巨大，分布广泛，在北美、欧洲和亚太等地区均有大量发现［4-6］。我国致密砂岩气资源丰富，约占全球资源量的10%，主要分布于鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地，已建成多个大型气田［7-8］。截至2020年底，塔里木盆地的油气资源当量已超230×108 t，其中，石油资源量约为80×108 t，天然气资源量超19×1012 m3［9-11］。库车坳陷作为塔里木盆地北部前陆冲断带的核心含油气区，其侏罗系阿合组储层因具备近源成藏的地质条件，成为中国西部致密砂岩气勘探开发的重点领域，迪北地区位于库车坳陷东部，是近年来阿合组致密气勘探的重大突破区［12-13］。在迪北地区，自2018年发现首个千亿立方米级致密气藏以来，重新刻画的效益勘探有利区面积为1 030 km2，已落实天然气资源量为7 000×108 m3，石油资源量超3 000×104 t，展现出巨大的资源潜力［14］。然而，迪北三维区不同地区的开发井单井产量差异较大，前人的研究成果对此现象已提出多种可能的解释：有学者通过实例分析及数值模拟实验等，认为断裂促进致密砂岩气富集成藏，越靠近断裂的致密储层含气性越高［15］；有学者通过对构造演化和变形特征进行解剖，认为构造变形主导了古油藏的破坏、气藏的形成及后期调整，早期油藏与晚期气藏在构造运动下叠加改造，形成了复杂的油气分布［16］；也有学者通过流体包裹体与颗粒荧光定量分析技术，认为迪北地区油气富集受构造部位影响，由背斜斜坡向背斜核部部位持续运移充注，核部隆起部位油气藏遭受破坏，油气分布不均［17］。但是由于迪北地区处于坳陷的斜坡构造带，距离生烃中心的远近以及断裂的分布存在一定区别，但差异相对较小，随着研究深入，更多学者发现储层非均质性是影响迪北地区油气富集规律和单井产能差异的关键［18-20］。通过本文研究，对研究区内储层结构进一步剖析，发现阿合组储层岩相类型复杂、储层成因机制不明是影响产能的重要因素。
为此本文研究采用岩石薄片、铸体薄片、XRD衍射、阴极发光等实验技术，结合测井曲线特征及解释结论，系统开展储层岩相划分及差异性表征，重点揭示不同岩相的岩石矿物组成、孔隙结构特征及物性参数分布规律，阐明沉积作用控制下的原生孔隙发育机制及成岩改造对次生孔隙的调控作用。研究成果将实现不同岩相储层非均质性的定量评价，有效区分优势储集相带，为勘探目标优选提供关键地质依据。该研究通过数据融合与成岩路径解析，可提高致密砂岩储层甜点预测精度，对降低勘探开发风险、优化井位部署方案具有重要实践价值。

1 区域地质概况

库车坳陷位于塔里木盆地北缘，坳陷内挤压变形程度强烈，多套逆冲断层和褶皱发育自北向南依次可划分出北部构造带、克拉苏构造带、秋里塔格构造带和南部斜坡带4个构造带与乌什凹陷、拜城凹陷和阳霞凹陷3个凹陷单元，整体呈现出“四带三凹”的构造格局［21］［图1（b）］。迪北地区北部与南天山构造带相接，西南部紧邻秋里塔格构造带，东接阳霞凹陷，呈NEE向展布，总面积约为2.85×104 km2［22-23］，将迪北地区划分为北部斜坡带、D4断裂构造带和D14断裂构造带［图1（c）］。
图1 库车坳陷迪北地区构造位置及地层柱状图

（a）塔里木盆地地理位置；（b）库车坳陷构造纲要；（c）迪北地区侏罗系阿合组顶面构造；（d）库车坳陷迪北地区地层柱状图

Fig.1 Structural location and stratigraphic columnar section of Dibei area， Kuqa Depression

库车坳陷的构造演化可大致分为3个阶段。晚二叠纪—三叠纪为前陆盆地时期，烃源岩发育；侏罗纪—古近纪的伸展盆地裂谷期，库姆格列木组的厚层膏岩沉积为区域性盖层，下部的阿合组砂岩层发育有效储集层；新近纪—至今为再生前陆盆地期，地层快速隆升，裂缝大量形成［24-27］。
库车坳陷自下而上依次发育三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系等陆相地层，烃源岩集中在三叠系和侏罗系［图1（d）］。下侏罗统阿合组、阳霞组和下白垩统巴什基奇克组等为天然气重要富集层段，上覆吉迪克组和库姆格列木组膏岩岩层提供了优势盖层［28］。迪北地区发育的地层以中新生界为主，主要含气层段位于下侏罗统阿合组和阳霞组，其中阿合组厚度为200~450 m，属于辫状河道沉积，因河道摆动致使阿合组储层砂体纵向上交错叠置，单层厚度较大，区域上稳定分布，多级次断层相关的伴生褶皱和斜坡为油气聚集提供了有利区带，是一个典型的致密砂岩油气藏发育区［29］，也是本文的主要研究层段。

2 岩相类型及分布

储层岩相组合是指在特定沉积环境条件下形成的，具有成分、结构、构造及成岩作用等一系列独特特征的岩石体。基于自然伽马、电阻率及声波时差等多参数测井曲线响应差异，结合对岩石组构、矿物组合及孔隙结构的综合分析，可划分出不同类型的岩相储层。
通过岩相分布特征的研究，可明确砂体叠置样式及空间展布，这种基于岩相的储集性能分级体系，揭示储层内部物性的空间差异，能够有效圈定优势渗流通道与流体封堵边界，为储层精细描述提供基础［30-31］。

2.1　岩相类型划分

根据岩性、沉积构造、河道厚度、侧向关系、测井曲线等划分A、B、C、D 4种岩相（图2）。其中A相粒度较粗，中—粗砂岩、砂砾岩为主，其中砂砾岩含量大于50%，GR测井曲线呈箱型，块状或槽状交错层理，砂体较厚，一般大于10 m，砂体侧向对接关系较好；B相粒度中等，中—粗砂岩含量大于50%，还含有部分中—细砂岩，GR测井曲线呈锯齿状箱型，可见平行层理或槽状交错层理，砂体厚度一般为4~12 m，砂体侧向对接关系较好；C相粒度较细，中—细砂岩含量大于50%，其余为粉砂岩和泥岩，GR测井曲线呈钟型，槽状交错层理或侧积交错层理，砂体厚度一般为3~8 m，砂体对接呈侧积型；D相粒度最细，主要为粉砂岩或泥岩，GR测井曲线呈锯齿状钟型或漏斗型，主要以水平层理或侧向交错层理为主，砂体厚度一般为2~8 m（图3）。
图2 库车坳陷迪北地区阿合组岩相划分实例

Fig.2 Example of lithofacies division of the Ahe Formation in the Dibei area， Kuqa Depression

图3 库车坳陷迪北地区阿合组岩相划分模式

Fig.3 Pattern diagram of lithofacies division for the Ahe Formation in the Dibei area， Kuqa Depression

2.2　岩相分布特征

迪北三维区侏罗系阿合组A、B、C、D 4种岩相在平面上呈现显著差异，其分布与区域构造单元密切相关（图4）。
图4 迪北地区阿合组不同岩相累计厚度平面图

Fig.4 Cumulative thickness contour map of lithofacies in Ahe Formation， Dibei area

A相储层主要分布于D4断裂带北部和东部、D14断裂带东部，在研究区呈现出NE—SW向展布的特征，厚度递减；岩性以含砾砂岩为主，发育块状层理与冲刷充填构造，反映构造挤压背景下近源快速堆积特征。B相储层在研究区内广泛分布，是研究区内主要岩相，累计厚度可达171.3 m；岩性以粗砂岩为主，发育平行层理与槽状交错层理，内部砂体叠置厚度约为4~12 m，在北部一级断裂附近、D4和D14断裂带东部发育厚度较大，向西南递减，基本与物源方向一致。C相储层较为集中在D4断裂带西段，岩性以中细砂岩—粉砂岩为主，发育侧积交错层理与水平层理，平均累计厚度约为58 m。D相储层岩性以粉砂岩—泥岩为主，在研究区内整体发育较少，较为集中在西段，平均累计厚度为31.59%。
纵向上，迪北地区阿合组上段以A、B相为主，中段以B相为主，下段主要发育C相，整体呈现出自上而下储层物性变差的趋势，优势岩相主要分布在上、中段，下段储层物性最差（图5）。
图5 迪北地区阿合组不同岩相累计厚度占比纵向分布图

（a）D11井阿合组单井柱状图；（b）迪北地区阿合组不同岩相厚度占比分布

Fig.5 Longitudinal distribution chart of cumulative thickness proportion of different lithofacies in Ahe Formation， Dibei area

4类岩相储层分布存在差异，A、B相作为优势相带，其展布受控于古地貌单元，迪北地区的持续沉降为粗粒碎屑堆积提供了容纳空间。“南细北粗”的分布特征，符合阿合组在同沉积期构造—沉积耦合作用下的空间分异过程。

3 致密砂岩不同岩相储层岩石学特征

通过对迪北地区侏罗系阿合组储层岩心观察、岩石薄片鉴定及实验数据的分析，按照岩相分别对薄片中的石英、长石、岩屑3种组分的含量进行统计，采用福克法对致密砂岩组分按照三端元分类。结果表明，阿合组致密砂岩以岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主。矿物成分显示，石英含量为24.0%~72.0%，平均为42.72%；长石含量为2.0%~56.0%，平均为14.33%；岩屑含量为12.0%~71.5%，平均为34.34%。其中A相和B相储层岩性较复杂，部分储层长石含量较高，发育长石砂岩层（图6）。
图6 迪北地区阿合组致密砂岩组分及胶结物含量分布

（a）阿合组致密砂岩组分特征；（b）不同岩相钙质胶结物平均含量柱状图；（c）不同岩相硅质胶结物平均含量柱状图

Fig.6 Distribution of composition and cement content in tight sandstone of the Ahe Formation， Dibei area

岩石薄片数据显示，阿合组填隙物主要包括杂基和胶结物。其中杂基以泥质为主，含量为1%~25%，平均为6.35%。胶结物类型比较丰富，黏土胶结物、钙质胶结物、硅质胶结物以及长石加大等均有发育［32］，以钙质胶结和硅质胶结为主。钙质胶结物含量为0.2%~6%，平均为1.11%；硅质胶结物含量为0.2%~5%，平均含量为1.18%。其中C相储层平均钙质胶结物含量为1.24%，平均硅质胶结物含量为1.52%，D相储层平均钙质胶结物含量为1.62%，平均硅质胶结物含量为1.69%，高于A相和B相储层（图6）。

4 沉积组构对不同岩相储层成岩作用的影响

在油气储层研究中，不同沉积相带表现出的岩石组构特征对储层物性具有决定性影响。A、B、C、D 4类储层相在粒度组成、颗粒接触关系、压实强度、胶结物类型与含量、溶蚀作用强度等方面形成显著差异序列，这种差异性源于原始沉积环境的分异及后续成岩作用的叠加改造。
成岩作用是沉积物沉积后至固结成岩发生了一系列作用，通过改造孔隙结构、重塑矿物组成、控制非均质性等过程决定了储层的储集性能［33］。其影响具有双重性，压实作用、胶结作用可破坏储层原生孔隙，降低储层的孔隙度和渗透率，而溶蚀作用又可以创造次生储集空间，改善储层性能［34-35］。对于不同岩相的储层，压实、胶结和溶蚀的影响也具有差异，在储层评价中需结合沉积—成岩演化史，明确成岩作用的类型、强度及序列，才能准确划分岩相并指导油气勘探开发。

4.1　沉积组构控制下不同岩相储层的差异压实强度

A相储层作为研究区储集性能最优的岩相类型，其突出特征表现为粗粒级碎屑物质占主导地位。粒径多集中在粗砂—砾岩范围，碎屑颗粒粒径较大，这种结构优势使得颗粒间形成稳定的支架式支撑体系，覆压条件下仍能保持充裕的孔隙空间［36］。在显微镜下观察，石英、长石等刚性颗粒保持较好的原始形态，接触关系以点—线接触或线接触为主，长石颗粒具有轻微压溶现象，但整体仍保持刚性结构，部分颗粒发生轻微变形［图7（a）—图7（b）］。根据XRD实验数据显示，A相储层泥质和胶结物含量均较低，平均含量分别为6.09%和1.98%（表1）。正是这种“颗粒支撑+弱胶结”的结构特征，使得储层在埋深大于4 000 m时仍能保持较高的孔隙度。该相中塑性矿物含量较低，云母类片状矿物平均含量约为0.60%（表1），镜下可见边缘微弯曲，未出现穿透性变形，这与其经历的较弱压实背景密切相关。
图7 库车坳陷迪北地区阿合组镜下薄片特征

（a）D1井，埋深4 004.8 m，A相，颗粒间点—线接触，发育粒间溶孔，局部保留原生粒间孔；（b）D2井，埋深4 574.91 m，A相，颗粒间点—线接触，发育长石溶孔，局部可见石英次生加大；（c）D3井，埋深4 981.05 m，B相，颗粒间线接触，发育铸模孔；（d）D14井，埋深5 839.21 m，B相，颗粒间线接触，发育粒间溶孔，局部可见压溶现象；（e）D12井，埋深5 100.41 m，B相，颗粒间线接触或线—凹凸接触，刚性颗粒破碎；（f）D4井，埋深4 842.5 m，C相，颗粒间线—凹凸接触，发育微孔隙，颗粒间少量泥质充填；（g）D3井，埋深4 955.7 m，C相，颗粒间凹凸接触，颗粒间杂基充填；（h）D3井，埋深5 033.37 m，D相，颗粒间凹凸接触，泥质充填，可见塑性矿物形变；（i）D6井，埋深4 769.78 m，D相，基底式胶结，钙质胶结和泥质杂基大量发育

Fig.7 Thin section characteristics under microscopy of Ahe Formation in Dibei Area， Kuqa Depression

表1 库车坳陷迪北地区阿合组砂岩不同成分含量参数

Table 1 Compositional content parameters of sandstone in the Ahe Formation, Dibei area, Kuqa Depression​

岩相 泥质 胶结物 云母
样品数 平均值/% 样品数 平均值/% 样品数 平均值/%
A相 268 6.09 202 1.98 212 0.60
B相 249 6.78 105 2.02 67 1.21
C相 167 5.95 102 2.76 34 1.18
D相 96 6.66 48 3.31 15 1.30
B相储层在沉积序列上通常与A相存在差异，以中—粗砂岩为主，主要发育平行层理或槽状交错层理构造。镜下观察显示颗粒接触关系已从点—线接触为主转变为线接触或线—凹凸接触主导，部分石英颗粒可见压裂产生的次生裂纹，颗粒间结构的变化反映垂向上压实作用的增强［图7（c）—图7（d）］。填隙物组成中硅质和碳酸盐胶结物含量较A相少量增多，局部可见碳酸盐胶结物呈斑块状占据孔隙，降低孔隙度［图7（e）］。该岩相中塑性组分含量上升至1.21%（表1），云母矿物出现较明显弯曲，但尚未达到完全塑性流变状态，这种变形消耗了部分压实能量，使得颗粒间仍能维持线型接触而非完全贴合。
C相与D相储层代表研究区强压实改造端元，二者虽同属细粒沉积体系，但在组构特征上仍存在差异。C相以细砂岩—粉砂岩互层为特征，碎屑颗粒平均粒径较B相进一步降低，颗粒接触方式呈现线—凹凸接触的过渡特征，刚性颗粒边缘出现压溶形成的缝合线构造，这种微观结构的改变使得颗粒间接触面积增加，提高应力的传递效率［图7（f）—图7（g）］。填隙物中泥质组分占比增大，平均含量约为5.95%，这些细粒物质在压实过程中发生定向排列，阻碍流体渗流效率。D相储层岩性组合为粉砂岩与泥质岩的薄互层，其中泥质含量达到峰值，平均含量为6.66%（表1），镜下可见石英颗粒被挤压形成典型的凹凸接触，云母类矿物发生强烈弯曲变形［图7（h）—图7（i）］。
4类岩相储层的压实作用差异本质上是沉积能量递减与成岩强度递增共同作用的结果。A相代表较高能河道沉积环境产物，强水动力条件造就的优等分选和粗粒结构，使其具备抵抗机械压实的内在优势；B相粒度较粗，仍为中等强度压实作用创造了物质和结构基础；C相和D相则沉积于较低能的环境，高含量的细粒物质，使其在埋藏过程中更易发生体积压缩。这种相控压实差异最终导致4类储层的孔隙结构呈现阶梯式退化：A相保留大量连通性良好的孔喉组合；B相发育半充填的弯曲片状孔；C相以孤立状残余孔隙为主；D相则基本以黏土矿物晶间微孔隙为主，这种孔隙结构的质变直接控制着储层的渗流能力和油气赋存状态。

4.2　沉积组构控制下的差异胶结物类型与含量

迪北地区储层主要发育碳酸盐、硅质及黏土矿物等多种胶结物类型，其在不同岩相中的胶结模式存在显著差异，这种差异性不仅制约着储层物性特征，还控制着孔隙结构的演化过程［37］。
A相作为粗粒高能沉积产物，其中钙质胶结平均含量为1%、硅质胶结平均含量为0.98%［图6（b）—图6（c）］，含量均为4种岩相中最低值，这种胶结抑制效应源于其独特的岩石组构特征：砂砾岩的粗粒碎屑优等分选性形成刚性颗粒支撑体系，大孔径、高连通的孔隙网络降低了胶结物沉淀所需的过饱和流体滞留时间［38］；同时弱压实背景减少了颗粒接触面间的压溶作用，石英颗粒边缘未形成明显的缝合线构造，导致SiO2离子释放量不足，而长石等易溶矿物的机械稳定性较高，进一步限制了钙质胶结所需的Ca2+、CO3 2-等离子供给［39］。这种双重抑制机制使得A相成为胶结作用最不发育的储层。B相储层胶结物含量较A相仅有小幅度上升，其中钙质平均含量为1.03%、硅质平均含量为0.99%［图6（b）—图6（c）］，标志着成岩环境的细微转变。以粗砂岩为主，粒度较A相储层变细，缩小的孔隙喉道增强了流体的毛细管滞留效应，为胶结物晶核的形成提供了较为有利的界面条件。
C相储层的硅质胶结含量为1.52%，钙质胶结平均含量为1.24%［图6（b）—图6（c）］。硅质胶结含量超越钙质胶结物，成岩作用进入压溶作用增强、占据主导的阶段［40］。该岩相细粒物质占比较大，强烈的压实作用使颗粒接触关系以线—凹凸接触为主，刚性石英颗粒发生压溶现象，持续释放的SiO₂通过扩散作用在邻近孔隙中沉淀，形成石英次生加大边。钙质胶结含量较A、B相储层也明显增大，有机质热演化产生的有机酸，导致流体内CO3 2-浓度增长，钙质胶结含量升高（图8）。
图8 迪北地区阿合组不同岩相胶结作用过程示意

Fig.8 Schematic diagram of the cementation process of different lithofacies in the Ahe Formation in the Dibei area

D相储层中胶结作用最强，现象最明显。钙质胶结平均含量为1.62%、硅质含量为1.69%，达到胶结峰值［图6（b）—图6（c）］。D相储层基本以粉砂岩、泥岩为主，极细粒沉积和强烈的压实作用导致颗粒呈凹凸接触，可见缝合线，云母等塑性矿物发生弯曲变形。该类岩相的岩石结构促进胶结作用发育，缝合线密度增大，释放的SiO2通过流体在微孔隙中持续沉淀（图8）。
4种岩相胶结作用的差异，本质是沉积组构对成岩路径的相控作用：A相通过粗粒度和刚性支撑保存孔隙自由度，抑制胶结发育；B相原生孔隙度较小，抑制胶结的能力弱于A相；C、D相则通过强烈压实—压溶作用重塑成岩环境，硅质胶结含量逐渐升高，逐步占据主导。这种胶结演化序列不仅受原始沉积能量的控制，更与成岩流体性质的变化紧密耦合。因此，4种岩相的胶结差异为沉积—成岩系统多参数耦合作用的结果，为储层质量预测提供了关键成岩约束。

4.3　沉积组构控制下不同岩相储层的差异溶蚀

溶蚀作用是迪北地区储层成岩过程中的重要作用之一，对储层孔隙结构的改善具有关键意义。在迪北地区，富含有机酸的地层水对储层进行了溶蚀改造，溶解岩石中的矿物颗粒而形成溶蚀孔隙［41］。由于不同岩相储层具有不同的沉积组构，溶蚀作用强度也具有一定的差异性。A相储层平均总面孔率达1.45%，其中溶蚀孔隙平均含量为0.52%［图9（a）］，铸模孔平均含量为0.64%［图9（b）］，原始沉积组构中较高含量的易溶矿物为溶蚀提供了物质基础，刚性颗粒支撑形成的稳定孔隙网络为酸性流体运移提供优势通道，多期溶蚀既形成粒间溶蚀孔隙，又溶解长石颗粒形成粒内溶孔及铸模孔，二者叠加构成高效渗流体系。B相储层溶蚀孔隙含量为0.58%［图9（a）］，铸模孔平均含量较低，仅为0.02%［图9（b）］，整体面孔率略低于A相储层［图9（d）］，中等粒度的碎屑组分中，塑性岩屑在压实阶段形成致密堆积结构，较高的胶结物含量占据孔隙空间，压缩原生孔隙，抑制后期酸性流体对长石的持续溶蚀，高溶蚀孔隙反映局部酸性流体活跃。
图9 迪北地区阿合组不同岩相储层溶蚀作用差异

(a)阿合组不同岩相溶蚀孔隙含量；(b)阿合组不同岩相铸模孔含量；(c)阿合组不同岩相微孔隙含量；

(d)阿合组不同岩相总面孔率；(e)不同岩相储层溶蚀差异模式

Fig.9 Differences in dissolution processes among reservoirs of different lithofacies in the Ahe Formation, Dibei area

C相与D相储层细粒沉积，溶蚀作用明显较弱，C相平均溶蚀孔隙含量为0.22%，D相含量为0.02%［图9（a）］；细粒沉积物的强压实作用使颗粒呈线—凹凸接触，高压实强度不利于原生孔隙保存，孔隙喉道半径减小；其中D相储层粉砂岩、泥岩中微孔隙较发育，这些微小孔隙系统可以增加岩石的总面孔率，但由于喉道极其狭窄，几乎不提供渗透能力，酸性流体被限制在孤立孔隙内无法形成规模性溶蚀，黏土基质的塑性流动进一步堵塞孔隙连通路径，溶蚀条件较差。

5 迪北地区阿合组差异成岩路径控制下的储层特征

5.1　物性特征

库车坳陷迪北地区阿合组属于低孔低渗—致密储层，孔渗之间具有较好的正相关性［图10（a）］。储层岩心实测孔隙度分布范围为0.3%~9.94%，平均为5.48%，主要集中范围为4%~6%；渗透率分布范围为（0.01~100）×10-3 µm2，平均为1.72×10-3 µm2，主要集中范围为（0.1~1）×10-3 µm2。不同岩相储层物性存在明显差异：A相储层孔渗分布较为集中，存在较高孔高渗层段，平均孔隙度为5.89%，平均渗透率为2.72×10-3 µm2，储集性能最优；B相储层次之，孔隙度分布较为集中，平均孔隙度为4.99%，平均渗透率为1.13×10-3 µm2；C相储层平均孔隙度为3.27%，平均渗透率为0.64×10-3 µm2，孔渗较低，物性较差［图10（b）—图10（c）］。
图10 库车坳陷迪北地区阿合组岩石薄片物性分布

（a）不同岩相孔渗交会图；（b）孔隙度分布频率；（c）渗透率分布频率

Fig.10 Physical property distribution of Ahe Formation rock thin sections in the Dibei Area of Kuqa Depression

5.2　孔隙发育特征

迪北地区阿合组储层储集空间以粒内溶孔、粒间溶蚀扩大孔和微孔隙为主，部分地区储层受到较好保护，保留了部分原生粒间孔，构造微裂缝的发育一定程度上改善了储层连通性（图11）。
图11 迪北地区阿合组单井铸体薄片储集空间类型统计

Fig.11 Statistical chart of reservoir space types from cast thin sections of a single well in the Ahe Formation， Dibei area

不同岩相储层孔隙结构存在显著差异：A相储层以溶蚀孔隙为主，发育粒间溶孔、粒内溶孔及微裂缝，局部保留原生粒间孔，部分长石颗粒几乎完全溶蚀，裂缝贯穿石英颗粒，储集性能最优；B相储层发育粒内溶蚀孔，局部可见残余粒间孔；C相储层发育少量粒内溶孔，局部可见微裂缝，大部分粒间孔被钙质胶结物或沥青充填；D相储层发育微裂缝，较多孔隙被钙质胶结物充填，局部可见粒间溶蚀孔（图12）。阿合组储层整体表现为特低孔低渗—致密储层特征，总面孔率平均为0.23%~3.54%，微裂缝的多尺度发育一定程度上有效沟通了孤立孔隙，形成复杂孔缝网络系统，提升了流体渗流能力。
图12 迪北地区阿合组致密砂岩孔隙结构特征

（a）D1井，埋深4 005.5 m，A相，发育粒间溶孔、粒内溶孔及微裂缝，局部保留原生粒间孔，可见沥青充填；（b）D13井，埋深4 773.28 m，A相，发育粒间溶孔、粒内溶孔及微裂缝，微裂缝平行发育且连通孔隙；（c）D14井，埋深5 842.38 m，A相，发育粒内溶孔和微裂缝，长石颗粒几乎完全溶蚀，裂缝贯穿石英颗粒；（d）D2井，埋深4 494.7 m，A相，发育原生粒间孔，局部发育长石粒内溶孔；（e）D3井，埋深4 985.33 m，B相，发育粒内溶蚀孔；（f）D12井，埋深5 302.00 m，B相，发育粒内溶蚀孔，局部可见残余粒间孔；（g）D14井，埋深6 053.4 m，B相，发育粒内溶蚀孔，长石颗粒几乎被完全溶蚀，一条微裂缝贯穿颗粒；（h）D6井，埋深4 763.43 m，C相，发育残余原生粒间孔，颗粒致密，部分孔隙被黏土矿物充填；（i）D16井，埋深5 864.88 m，C相，发育少量粒内溶孔，局部可见微裂缝；（j）D12井，埋深5 100.86 m，D相，可见少量粒间溶孔，大部分粒间孔被钙质胶结物或沥青充填；（k）D6井，埋深4 770.73 m，D相，发育微裂缝，较多孔隙被钙质胶结物充填，局部可见粒间溶蚀孔；（l）D17井，埋深6 295.00 m，D相，发育微裂缝，粒间孔被钙质胶结物充填

Fig.12 Pore structure characteristics of tight sandstone in the Ahe Formation of the Dibei Area

5.3　迪北地区阿合组不同岩相储层—成岩耦合模式

在迪北地区阿合组储层演化过程中，成岩作用与岩石组构之间存在显著的耦合控制效应，这一相互作用是导致不同岩相储层物性发生显著分异的根本原因。压实、胶结、溶蚀等成岩过程并非孤立进行，而是受控于各岩相的岩石学特征，并进一步反馈影响储集空间的演化路径。具体表现为，不同岩相的原始组构差异主导了成岩作用类型与强度的差异，进而决定了最终储层的孔隙结构与渗流能力。
在迪北地区阿合组，A相储层以刚性颗粒和高结构成熟度为特征，其稳定骨架在深埋环境中抗压能力强，有效保存原生孔隙系统，为后期酸性流体渗透和硅质胶结提供优势通道，从而促进长石等易溶组分的淋滤与次生孔隙发育；B相储层由于碳酸盐胶结物早期局部富集，阻碍流体渗流网络发育，导致溶蚀作用仅限于胶结薄弱区域，储层非均质性增强；C相和D相储层中塑性岩屑含量高、分选差，在埋藏过程中易发生塑性变形和致密化压实，形成以微孔为主的低渗基质，同时黏土矿物胶结作用进一步堵塞孔隙喉道，显著抑制溶蚀效能，使储层整体趋于致密。这一成岩作用—岩石组构耦合机制说明，储层演化结局不仅受控于单一成岩作用，更关键在于原始沉积组构对成岩流体活动路径与成岩响应的系统性约束。基于此，我们建立了融合储层沉积组构和成岩路径的差异化储层发育模式（图13），从过程耦合角度揭示不同岩相储层物性分异的原因，为预测优质储层分布提供更具科学依据的地质模型。
图13 迪北地区阿合组不同岩相储层—成岩差异化耦合模式

Fig.13 Schematic diagram of the coupling model between different lithofacies reservoirs and differential diagenesis in the Ahe Formation， Dibei area

6 结论

（1）根据GR测井曲线特征，结合岩性、沉积构造、河道厚度、侧向关系将塔里木盆地迪北地区储层分为A、B、C、D 4种岩相。平面上A相主要分布于D4断裂带北部和东部、D14断裂带东部；B相储层在研究区内广泛分布，在北部一级断裂附近、D4和D14断裂带东部发育厚度较大，向西南递减；C相储层较为集中在D4断裂带西段；D相在研究区内整体发育较少，较为集中在西段。纵向上阿合组上段主要发育A相和B相，中段以B相为主，下段C、D相分布较广。
（2）不同岩相组合的沉积组构控制成岩路径分异。压实作用对细粒相控制更强，导致其总面孔率明显较低，较粗岩相A、B相因刚性颗粒支撑受压实抑制明显。A相溶蚀作用明显，溶蚀孔隙和铸模孔含量较高，而B相溶蚀相对较弱；C、D相黏土胶结破坏孔隙结构，因流体通道闭塞，几乎无溶蚀孔，实测总面孔率较低。
（3）不同成岩路径控制下储层特征有效性存在差异：A相储层刚性颗粒支撑体抗压实能力较强，溶蚀作用强，储层平均孔隙度为6.22%，平均渗透率为2.72×10-3 μm2，孔隙形态多样，物性最好；B相储层较粗粒沉积，平均孔隙度为5.02%，平均渗透率为1.13×10-3 μm2，孔隙结构复杂，包括原生孔隙和次生孔隙，孔喉连通性较好；C相储层可见塑性组分变形，胶结物充填残余孔隙，抑制溶蚀作用，物性较差，平均孔隙度为3.27%，平均渗透率为0.64×10-3 μm2；D相储层塑性组分在强压实作用下致密化程度较高，黏土矿物重结晶与胶结作用较强，原始孔隙无法保存，D相储层物性最差。

（1.Research Institute of Exploration and Development， PetroChina Tarim Oilfield Company， Korla 841000， China；

2.R&D Center for Ultra⁃Deep Complex Reservoir Exploration and Development， CNPC， Korla 841000， China；

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