Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 2: 240 - 252

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.10.004

Development characteristics and genesis of deep tight conglomerate reservoirs of Mahu area in Junggar Basin

  • Jing SUN ,
  • Xincai YOU ,
  • Quan ZHANG ,
  • Jingjing XUE ,
  • Qiusheng CHANG
Expand
  • Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China

Received date: 2022-07-28

  Revised date: 2022-10-04

  Online published: 2023-03-06

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The “14th Five-Year” Forward-Looking Basic Major Science and Technology Projects of CNPC(2021DJ02)

Fold

Abstract

In order to clarify the development rules and main origins of deep conglomerate reservoir in Mahu area of Junggar Basin， the basic characteristics and effective reservoir origins of the reservoir are determined by systematic research with various materials and data of deep wells. The results show that： The reservoir is mainly fine and medium fine conglomerate， belonging to fan delta distributary channel conglomerate； The reservoir belongs to typical deep tight conglomerate reservoir with low to ultra-low porosity and permeability； The gravel is mainly composed of volcanic rock that is composed of tuff and intermediate acid volcanic lava， and the cement is mainly laumontite and calcite； It has experienced three types of diagenesis： Compaction， cementation and dissolution. The first two has dual effects of destruction and construction， and the result of dissolution is the widespread development of secondary pore enrichment zones that are composed of intergranular solution pores formed by the dissolution of zeolite， carbonate cements and argillaceous matrix， as well as intragranular solution pores formed by the dissolution of feldspar and dark minerals. Different from the middle and shallow layers， the reservoir space is composed of secondary pores and fractures： The effective reservoir is mainly caused by rock composition， dissolution， fracture system and abnormal high pressure； The rock composition is the internal cause and provides sufficient material basis， while the dissolution， fracture system and abnormal high pressure are the external cause； The dissolution forms a secondary pore enrichment zone， the fracture system improves seepage capacity of the reservoir， and abnormal high pressure can effectively maintain and increase pores. Four factors control the formation and distribution of relatively high-quality deep tight conglomerate reservoirs.

Key words： Junggar Basin; Mahu area; Deep domain; Tight conglomerate reservoir; Development charac-teristics; Cause of formation

Cite this article

Jing SUN , Xincai YOU , Quan ZHANG , Jingjing XUE , Qiusheng CHANG . Development characteristics and genesis of deep tight conglomerate reservoirs of Mahu area in Junggar Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(2) : 240 -252 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.10.004

0 引言

自“十三五”以来，我国在陆上和海上含油气沉积盆地深层—超深层领域取得一系列重大发现和突破，尤其在塔里木、四川、渤海湾、准噶尔、鄂尔多斯、松辽、珠江口和琼东南等大型盆地［1-4］，最深埋深超过10 000 m［5］。近5年来，准噶尔盆地多口重点探井也分别在埋深4 800~7 400 m之间获得高产工业油气流，开辟了新勘探领域。因此，深层—超深层领域已成为油气勘探开发的重点和热点领域之一，具有广阔前景和潜力。
该领域储层类型主要分为碎屑岩和非碎屑岩2类，碎屑岩占比超过60%［6］，其储层类型已从常规粒度的砂岩向粗粒的砾岩和细粒的泥页岩等转变［7-8］，但由于受到强烈持久的压实作用影响，基本上已演化为非常规的致密储层，而且与常规砂岩储层相比在发育特征和形成原因上也存在显著差异［9］。准噶尔盆地玛湖地区中浅层砂砾岩领域已发现和探明结果表明，深层砾岩储层是未来勘探开发的重点类型之一。
前人［10-13］主要针对玛湖地区埋深小于4 500 m的中浅层砾岩储层基本特征、控制因素、成因及分布特征等进行了系列研究和分析，明确了储层为低孔、低渗、较低—中等成熟度砾岩储层，分析了成岩作用和构造运动等对储层的影响和控制，指出了有利沉积相带和相对“甜点”层段。近年来，该区玛中7、玛中13、玛湖26、玛湖28、玛湖40、金龙49、金龙53、金龙55、达18及达探1等多口井在深层连续获得工业油气流，均为砾岩储层，深层已逐渐成为盆地新的规模储量接替区。
但是，深层砾岩储层作为非常规致密储层，兼具深层和砾岩2种特殊储层特征，物性总体相对较差，储层质量相对较低，具有不同于一般常规储层或者常规致密砂岩储层的独特特征，已成为制约深层致密砾岩油气藏能否勘探开发的关键要素之一。因此，针对此类储层的发育规律和分布特征需要进行深入分析和研究，最终实现相对优质“甜点”储层的准确预测，为有效勘探开发提供可靠目标。
本文利用玛湖地区主要深层预探井录井、取心、薄片、扫描电镜及分析化验等各类、各项数据和资料，对深层砾岩储层的发育特征、基本规律及主要成因进行系统研究和分析，明确了储层的基本类型、发育规律和相对优质储层成因，为指导和深化该领域勘探开发提供基础依据。

1 地质概况

玛湖地区位于准噶尔盆地一级构造单元西部隆起的东部及中央坳陷和陆梁隆起的西部（图1），研究区范围为玛湖凹陷及与其相邻的克百断裂带和乌夏断裂带东翼、达巴松凸起和夏盐凸起西翼以及中拐凸起北翼，面积超过8 000 km2。
图1 准噶尔盆地玛湖地区位置（a）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 Location（a） and stratigraphic comprehensive histogram（b） of Mahu area in Junggar Basin

地层发育齐全，石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系均发育，尤其是砾岩储层发育的二叠系佳木河组（P1 j）、夏子街组（P2 x）、下乌尔禾组（P2 w）和上乌尔禾组（P3 w）及三叠系百口泉组（T1 b）。总体上，玛湖凹陷地层最齐全，且厚度大、埋深大，沉积厚度可达近万米，向东西两侧凸起区和断裂带逐渐减薄，局部剥蚀和削蚀尖灭，形成不整合接触。
自泥盆纪开始，玛湖凹陷经历了3期构造演化旋回，其中，晚石炭世—三叠纪先后经历了造山后伸展、挤压逆冲、克拉通内拗陷等演化阶段；玛湖凹陷自二叠系佳木河组沉积期开始成为沉降中心，二叠纪—三叠纪气候温暖、湿润，是主要沉积充填期［14］。烃源岩主要有中下二叠统风城组、下乌尔禾组2套［15］，为凹陷及周缘储层，尤其深层储层，提供了良好烃源条件。
依据目前的实际钻探情况，该区深层储层埋深范围为4 500~5 300 m，平均埋深为4 755 m。垂向上主要发育于二叠系各个层组，自下二叠统佳木河组到上二叠统上乌尔禾组均有分布，平面上主要发育于玛湖凹陷南部和各个凸起，分布范围广泛；另外，还发育于三叠系百口泉组，主要分布于夏盐凸起和达巴松凸起西部（图1）。

2 储层基本特征

2.1　岩石学特征

母源区为西北部的哈拉阿拉特山、西部的扎依尔山及东部的陆梁隆起带剥蚀区，物源主要为北部夏子街、西部黄羊泉及东部夏盐3个物源体系［16］。沉积体系为冲积扇—扇三角洲—湖泊体系，沉积相主要为冲积扇、扇三角洲和湖泊相［17-18］，储集岩以不同砾径的砾岩为主（图2），其次为偶尔发育的薄层砂岩。
图2 玛湖地区深层致密砾岩储层特征

（a）灰色荧光细砾岩（夏40井，4 886.22~4 886.32 m，P1 f）；（b）褐灰色油迹细砾岩（达18井，4 528.43~4 528.53 m，T1 b）；（c）灰色油斑细砾岩（玛湖40井，4 536.68~4 536.78 m，P3 w）；（d）灰色油斑中细砾岩（玛中12井，4 646.96~4 647.06 m，P3 w）；（e）灰色油迹中细砾岩（玛湖43井，5 184.55~5 184.65 m，P3 w）；（f）灰色荧光中细砾岩（金探1井，4 535.43~4 535.53 m，P3 w）；（g）灰色油斑中砾岩（玛中12井，4 663.92~4 664.02 m，P3 w）；（h）灰色油斑中砾岩（金龙55井，4 713.75~4 713.85 m，P2 x）；（i）灰褐色粗砾岩（玛湖45井，4 884.68~4 884.78 m，T1 b）

Fig.2 Characteristics of deep tight conglomerate reservoir in Mahu area

砾岩以细砾岩［图2（a）—图2（c）］和中细砾岩［图2（d）—图2（f）］为主，砾石砾径一般为2 mm×3 mm~9 mm×10 mm，分选一般—中等，砾石以次圆—圆状为主，磨圆一般—中等；分布广泛，整个玛湖地区均有分布，是主要储集岩。其次为中砾岩［图2（g），图2（h）］，砾石砾径一般为10 mm×12 mm~46 mm×52 mm，分选性略差，形态和磨圆度与细砾岩和中细砾岩相当，分布范围较二者小。粗砾岩较少［图2（i）］，砾石砾径大于50 mm×52 mm，分选性较差—差，磨圆度比中砾岩差，分布范围局限，主要分布于近物源的凹陷周缘斜坡及凸起。水动力条件强，牵引流和片流等非牵引流均有发育，水动力条件变化较大。岩石颜色以灰色等为主，也有褐灰色、灰褐色等颜色，表明沉积环境存在变化且砾石物质来源和成岩环境具有多样性。
储层岩石中砾石的绝对总体积分数为33.00%~98.00%，平均总体积分数为68.80%，砾石成分以火山岩为主，平均体积分数为65.59%，占据砾石的95.33%（表1）。火山岩中以凝灰岩为主，绝对平均体积分数为5.00%~87.00%，平均体积分数为51.02%，占据砾石的74.16%；其次，火山熔岩总体含量较高，平均体积分数为13.48%，以中性和酸性火山熔岩为主，其中中性火山熔岩主要为安山岩，平均体积分数为5.55%，酸性火山熔岩以霏细岩为主，平均体积分数为6.50%，其次为英安岩和流纹岩，平均体积分数分别为0.82%和0.61%。
表1 玛湖地区深层砾岩储层砾石主要成分体积分数

Table 1 Volume fraction table of major composition of gravel in deep conglomerate reservoir in Mahu area

总数 火山碎屑岩 中性火山熔岩 酸性火山熔岩 侵入岩
凝灰岩 安山岩 霏细岩 英安岩 流纹岩 花岗岩
体积分数/% 33.00 ~ 98.00 68.80 5.00 ~ 87.00 51.02 0.00 ~ 54.00 5.55 0.00 ~ 64.00 6.50 0.00 ~ 34.00 0.82 0.00 ~ 13.00 0.61 0.00 ~ 19.00 0.86
样品数/块 97 97 55 52 8 13 23

注： 33.00 ~ 98.00 68.80= 最小 值 — 最大 值 平均 值

另外，还含有少量以花岗岩为主的侵入岩。除火山岩外，局部或者少量发育石英岩、板岩、千枚岩等变质岩及砂岩、硅质岩、粉砂岩、泥岩等沉积岩。

2.2　储层物性特征

储层孔隙度介于2.50%~16.20%之间，平均为8.79%；空气渗透率介于（0.01~124.00）×10-3 μm2之间，平均为0.39×10-3 μm2（图3）。其中，小于10%的孔隙度样品点占总样品点的64.56%，小于1×10-3 μm2的渗透率样品点占比为70.87%，特低孔隙度和渗透率样品点占比分别超过60%和70%。因此，一方面，可以认为准噶尔盆地玛湖地区深层砾岩储层属于典型的致密砾岩储层［19］。另一方面，在如此深埋条件下，孔隙度超过10%的样品点为35.44%，而渗透率大于1×10-3 μm2的为29.13%，证实深层发育相对优质“甜点储层”。
图3 玛湖地区深层致密砾岩储层物性直方图

Fig.3 Physical property histogram of deep tight conglomerate reservoirs in Mahu area

2.3　成岩作用特征

深层致密砾岩储层主要经历了压实、胶结和溶蚀3类成岩作用，前两者兼具降低储层物性的破坏性和提升储层物性的建设性双重作用，而溶蚀作用主要为大幅提升储层孔隙度的建设性作用。

2.3.1　压实作用

该区深层储层经历了多期复杂构造运动，地层埋深大，上覆地层压力大，成岩演化程度高，已整体处于中成岩B期［20］，压实作用比较发育。一方面，由于地层压力和侧向构造应力大，演化时间长，凝灰岩、板岩、泥岩、安山岩等抗压实能力稍弱的颗粒发生严重变形，而花岗岩、霏细岩等抗压实能力较强的颗粒也开始变形和破裂，原生孔隙几乎全部损失，渗透性急剧变差；且地温较浅层高，矿物及岩石溶解度增大，颗粒之间以线接触和凹凸接触为主［图4（a）—图4（c）］。另一方面，压实作用不断增强，颗粒挤压变形并在内部形成大量微裂缝［图4（d）—图4（f）］，其在垂向和平面上不断延伸和交织形成了复杂的裂缝网络，形成了良好渗流通道，提升了致密储层的渗流能力，与各类型孔隙空间共同构成有效甚至相对“甜点”致密储层的双重介质［图4（g）—图4（i）］。
图4 玛湖地区深层致密砾岩压溶作用及裂缝发育特征（铸体薄片）

（a）颗粒线接触和凹凸接触，泥质杂基粒间溶孔（达18井，4 515.00 m，T1 b）；（b）颗粒线接触和凹凸接触，浊沸石粒间溶孔（玛湖42井，4 802.09 m，P3 w）；（c）颗粒线状和凹凸接触，泥质杂基粒间溶孔（玛湖43井，5 185.32 m，P3 w）；（d）微裂缝，浊沸石胶结物及粒间溶孔（玛湖40井，4 534.11 m，P3 w）；（e）微裂缝（玛湖41井，4 755.00 m，P3 w）；（f）微裂缝，方解石胶结物（达18井，5 005.00 m，P2 w）；（g）微裂缝，浊沸石胶结物及长石粒内溶孔（玛湖40井，4 537.01 m，P3 w）；（h）微裂缝，长石粒内溶孔（达18井，5 062.00 m，P2 w）；（i）微裂缝，泥质杂基粒间溶孔（金龙55井，5 086.87 m，P1 j）注：Cal：方解石；Lau：浊沸石；Ama：泥质杂基

Fig.4 Pressure dissolution and fracture development characteristics of deep tight conglomerate reservoirs in Mahu area（the casting thin sections）

2.3.2　胶结作用

主要发育沸石胶结和碳酸盐胶结2类胶结作用，硅质胶结作用发育程度较低。沸石胶结作用主要形成了大量浊沸石，碳酸盐胶结作用主要形成方解石，局部发育演化程度更深的含铁方解石和白云石，而硅质胶结作用形成少量的石英。胶结物体积分数介于1%~12%之间，平均约为3.76%，与机械成因的各类泥质和粉砂质杂基，共同构成了储层填隙物的2种类型（表2）。胶结物产出状态主要是嵌晶状，全充填或部分充填于孔喉中［图4（b），图4（d），图4（f），图4（g），图5（a）—图5（h）］。
表2 玛湖地区深层砾岩储层填隙物类型及体积分数统计

Table 2 Type and volume fraction table of interstitial material of deep conglomerate reservoir in Mahu area

填隙物名称 体积分数/%

样品数

/块

最小值 最大值 平均值
胶结物 1.00 12.00 3.76 171
浊沸石胶结物 1.00 12.00 1.75 76
方解石胶结物 1.00 12.00 1.73 71
石英胶结物 1.00 2.00 0.09 14
杂基 1.00 12.00 2.71 176
泥质杂基 1.00 12.00 1.98 132
细粉砂级杂基 1.00 10.00 0.73 44
图5 玛湖地区深层致密砾岩储层成岩作用及孔隙特征（铸体薄片、扫描电镜）

（a）浊沸石胶结物，浊沸石粒间溶孔和暗色矿物粒内溶孔（玛湖40井，4 536.03 m，P3 w）；（b）浊沸石胶结物及粒间溶孔（玛湖39井，5 118.00 m，P2 x）；（c）浊沸石胶结物及溶蚀现象（盐002井，4 642.97 m，P2 w）；（d）方解石胶结物，浊沸石和方解石粒间溶孔、长石粒内溶孔（玛湖42井，4 805.77 m，P3 w）；（e）方解石胶结物，方解石粒间溶孔（盐探1井，5 157.63 m，P2 w）；（f）方解石和浊沸石胶结物，浊沸石粒间溶孔和长石粒内溶孔（达18井，4 917.13 m，P2 w）；（g）石英次生加大，长石粒内溶孔（盐探1井，4 616.50 m，T1 b）；（h）自生石英，绿泥石杂基（金探1井，4 504.12 m，P3 w）；（i）方解石粒间溶孔（玛湖43井，5 173.00 m，P3 w）；（j）长石粒内溶孔和杂基粒间溶孔（达10井，4 567.36 m，T1 b）；（k）长石粒内溶孔（玛湖48井，4 745.50 m，P1 f）；（l）暗色矿物粒内溶孔（玛中12井，4 667.05 m，P3 w）。注：Lau：浊沸石；Seq：石英次生加大；Aqu：自生石英；Chl：绿泥石；Cal：方解石；Ama：泥质杂基

Fig.5 Diagenesis and pore characteristics of deep tight conglomerate reservoirs in Mahu area（cast thin section， scanning electron microscope）

沸石类胶结物主要为基底式或孔隙式胶结［图4（b），图4（d），图4（g），图5（a）—图5（c）］，平均体积分数为1.75%（表2），占胶结物体积的46.54%，主要是在一定温压条件下由凝灰岩、中—基性火山岩等以碱性环境地层水或地下水作为催化剂催化而形成［21］。深层石炭系和二叠系佳木河组活跃的火山活动形成了大量凝灰岩和安山岩岩屑，为沸石形成提供了大量物质来源。
另外，玛湖凹陷在下二叠统风城组沉积时长期处于碱湖沉积环境，形成了大量碱性矿物［22］，提供了部分物质来源。该区深层砾岩储层整体处于中成岩B期，沸石类矿物也经历多期演化，绝大部分已演化为浊沸石。
碳酸盐胶结物以方解石为主，其平均体积分数为1.73%（表2），占胶结物体积的46.01%，与沸石类胶结物相当。方解石胶结物在铸体薄片中被染成红色［图4（f），图5（d）］，成因主要是多种陆源碎屑沉积物在孔隙中的沉淀作用。早期胶结完整，以嵌晶状产出，呈不规则状充填于孔喉中，后期受溶蚀作用影响晶体被侵蚀、溶解，呈斑块状分布于孔喉中［图5（e）］。同时，浊沸石和方解石等胶结物还可以共同发育于孔喉空间中［图5（f）］。
硅质胶结物主要为石英，以次生加大和自生颗粒2种方式充填于孔喉中［图5（g）］：次生加大主要表现为围绕石英颗粒边缘形成加大边类型的增生体；自生石英颗粒主要是过饱和孔隙水中沉淀、再结晶的石英晶体，其晶形完整［图5（h）］，二者可共生于孔隙中，进一步堵塞孔喉。
总体上，各类胶结物对储集空间具有破坏性和建设性双重作用：一方面，胶结物的形成和充填孔喉会进一步大量减少原生剩余粒间孔隙空间，堵塞孔隙和喉道，进一步加剧由于压实作用导致的孔隙度和渗透率下降，使物性变差；但另一方面，各类胶结物在形成早期晶形完整充填孔喉时可以承受部分上覆地层压力，其承压能力大于一般的孔隙流体，有效减缓压实作用强度，也为后期大气降水淋滤或地层水有机酸溶蚀作用形成大规模次生孔隙发育带，有效改善储层物性，提供物质来源。

2.3.3　溶蚀作用

溶蚀作用作为物性的建设性作用在深层致密砾岩储层中普遍发育（图4—图6），主要分为粒间溶蚀和粒内溶蚀2种类型。粒间溶蚀可分为胶结物溶蚀和杂基溶蚀2类，前者是各种类型胶结物的溶蚀，包括浊沸石的溶蚀［图4（b），图4（d），图5（a）—图5（d），图5（f）］和方解石的溶蚀［图5（d），图5（e），图5（i）］，二者也是胶结物溶蚀的2种主要类型（表2）；后者在一般致密储层中是不常见的，尤其是深层致密储层中，杂基溶蚀主要为泥质杂基溶蚀［图4（a），图4（c），图4（i），图5（h），图5（j）］。由于研究区距离物源区比较近，且洪流、泥石流、片流等搬运方式发育，冲积扇或洪积扇近距离入湖，泥砂砾混杂，无充分淘洗，杂基相对发育，平均体积分数达到2.71%（表2），尤其是泥质杂基，平均体积分数为1.98%，占杂基体积的73.06%；另外还发育少量粉细砂级杂基。这些胶结物和泥质杂基受溶蚀作用影响，完整的自形晶体基本不发育，均发生部分溶蚀或全部溶蚀，呈港湾状、河口状、牙齿状或不规则状，被溶蚀部分则在颗粒间形成各种形态的、成群连片分布的粒间溶孔。
图6 玛湖地区深层致密砾岩储层孔隙度—深度关系及次生孔隙和裂缝变化

Fig.6 Porosity-depth relationship and changes of secondary pores and fractures in deep tight conglomerate reservoirs in Mahu area

粒内溶蚀首先是长石溶蚀［图4（g），图4（h），图5（d），图5（f），图5（g），图5（k）］，其次为不稳定暗色矿物溶蚀［图5（a），图5（l）］，尤其以长石溶蚀最为普遍发育。长石溶蚀程度相对较高，颗粒大部分被溶蚀，甚至是全部溶蚀，形成大量溶蚀型次生孔隙，而且是系统性、大规模溶蚀，相互连通，形成孔隙网络，增孔效应明显。相较而言，暗色矿物溶蚀无论是规模还是程度均比长石溶蚀稍差，且形成的溶蚀孔隙一般以孤立分布为主，连通性较差，但若有裂缝沟通则可连通成网。
垂向上看，2种溶蚀作用在埋深大于4 000 m的储层内均非常发育，尤其是大于4 500 m的深层（图6）。总体上看，埋深4 400 m以上，粒内溶蚀作用相对更发育，占据孔隙空间体积分数更大，且体积分数随着埋深的增加先是缓慢增加，直至埋深达到4 700~4 800 m后开始缓慢下降；然而粒间溶蚀作用与此不同，在埋深4 400m以上发育较少，但随着埋深的增加，粒间溶蚀发育程度增加，所占据的孔隙空间体积分数增大。

2.4　孔隙、裂缝及成岩演化特征

深层致密砾岩储层在埋深4 000 m以深普遍发育次生孔隙，其发育程度与埋深存在近似正相关关系（图5，图6）。埋深4 000~4 500 m，次生孔隙平均体积分数达到储集空间的65.38%，而埋深4 500~5 300 m更是达到总储集空间的77.01%，超过75%。总体上，埋深4 000 m以深发育2个次生孔隙富集带，埋深范围分别是4 100~4 400 m和4 500~5 300 m，且深部富集带增孔效应明显强于浅部。同时，储层裂缝普遍发育，其发育程度与次生孔隙类似，与埋深存在近似正相关关系（图4，图6）。埋深4 000~4 500 m，裂缝平均体积分数为总储集空间的10.92%，而埋深4 500~5 300 m更是达到总储集空间的19.04%，接近20%。因此，深层次生孔隙和裂缝占据总储集空间的96.05%，共同构成了储集空间的双重介质。
依据研究区孔隙演化阶段和特征［20］，深层致密砾岩储层成岩演化主要经历了早期快速压实，中期规模胶结和缓慢压实阶段以及晚期裂缝大规模形成和溶蚀作用规模发育阶段。成岩作用早期，地层处于快速压实阶段，强烈的机械压实作用使储层原始孔隙迅速减小，渗透率急剧下降，一些例如凝灰岩等抗压实能力弱的砾石开始出现微裂缝；进入中期胶结阶段后，储层可压实空间减小，沸石类和碳酸盐类等胶结物大量形成，堵塞了储层孔喉，但也提升了孔隙空间承压能力。同时，部分异常高压的存在也提升了孔隙流体承压能力，致使压实速率减慢且效应减弱；进入晚期溶蚀阶段后，尽管异常高压的存在可以减缓部分上覆地层压力，但砾石颗粒由于埋深大且经历长期、高强度压实，发生大规模形变，大量微裂缝形成。同时，在异常高压的促进下，地层中大量的有机酸规模溶蚀粒间胶结物和粒内相关碎屑，形成大规模发育的次生溶蚀孔隙带。

3 有效储层主要成因

深层砾岩储层属于典型低—特低孔隙度和渗透率致密砾岩储层，但根据实际钻井各项资料分析、试油获油气产量、后期评价和开发高产、稳产能力和效果分析，这类储层并不是“磨刀石”或者“铁板一块”，其中大规模发育“甜点”有效储层，其成因主要包括岩石成分、溶蚀作用、裂缝系统和异常高压4个方面。

3.1　岩石成分提供充足物质基础

深层砾岩储层中砾石体积分数高，平均达到68.80%（表1），又以凝灰岩为主，占砾石的74.16%。另外，以安山岩为主的中性火山岩和以霏细岩、英安岩、流纹岩等为主的酸性火山岩平均体积分数分别为5.55%和7.93%（表1），占砾石的19.59%。凝灰岩和中酸性火山岩共占砾石体积分数的93.75%，占据了主导地位。虽然凝灰岩体积分数在垂向上随埋深的增大而逐渐减少，而中酸性火山岩等在垂向上随埋深的增大而逐渐增大，但总体积分数保持相对稳定（图7）。这是由于：一方面，这些成分抗压实能力相对一般，抗强压实作用较弱，尤其是凝灰岩更弱（图4，图5）。另一方面，抗压实能力较强的花岗岩平均体积分数仅为0.86%，占砾石的1.25%，仅少量发育且局部富集。因此，砾石成分中抗压实能力较弱矿物占据主导，为深部地层裂缝大量发育提供充足物质基础。
图7 玛湖地区深层致密砾岩储层砾石成分、填隙物变化

Fig.7 Variation of gravel composition， interstitial material of deep tight conglomerate reservoirs in Mahu area

凝灰岩和中酸性火山岩也为沸石类胶结物和碳酸盐胶结物的析出和形成提供充足物质来源，这2类胶结物大量发育，平均体积分数分别达到1.75%和1.73%（表2），共占胶结物的92.55%，都随埋深的增加体积分数逐渐减小（图7）。同时，粒间还广泛发育各种泥质杂基，随埋深的增加体积分数逐渐增大。这些填隙物的大量发育既能有效减缓粒间压实作用强度，更为后续粒间溶蚀作用大规模发育提供丰富的溶蚀物来源。另外，它们也是粒内长石及暗色矿物形成的主要来源，为粒内各类溶蚀作用提供了充足物源。

3.2　溶蚀作用形成次生孔隙富集带

深层致密砾岩储层溶蚀作用发育，形成了大跨度次生孔隙富集带（图6），平均体积分数达到了77%，接近80%。其成因为有机酸溶蚀和大气水淋滤等，主要是有机酸溶蚀［23-24］。二者在储层中单独或融合作用形成次生孔隙富集带，促进了深层致密砾岩形成有效储层。
玛湖凹陷主力烃源岩厚度大、分布广、有机质丰度较高，主要为Ⅱ型干酪根，总体达到成熟—过成熟阶段［15］，具备有机酸大规模生成基础。在漫长演化时期内，烃源岩经历了多期大规模生烃、排烃和油气运移、充注［25］，产生和排出大量有机酸，对粒间各类胶结物和泥质杂基以及粒内长石、暗色矿物等产生大规模溶蚀，形成各类、大量的溶蚀型次生孔隙（图4—图6）。粒间充填的蒙脱石等黏土矿物最终转化为伊利石和绿泥石，也会产生大量H+，提高地层水酸度，可以深化和促进溶蚀作用的进行。另外，研究区自形成开始经历了沉降、抬升、挤压等多期复杂构造演化，形成了多期大型不整合［14］，凹陷区和凸起区地层水交换频繁，水型以Na2SO4或NaHCO3型为主，都是受大气水渗透淋滤和自由交替循环的影响而形成的结果［26］。不整合之下地层受大气水影响发生大规模淋滤、溶蚀［27］，进一步促进了溶蚀作用的进行。
在溶蚀作用的改造下，深层砾岩储层在平均埋深超过4 750 m，最深近5 300 m的情况下，平均孔隙度达到8.79%，而当埋深大于5 000 m时，最大孔隙度可达到15.1%，平均孔隙度为8.72%，其中，各类次生溶蚀型孔隙占据主体地位。垂向上，埋深大于4 500 m的深层，形成了4 500~5 300 m的跨度达到800 m的次生孔隙富集带，孔隙度由1%~3%提高到10%~12%，最高可达14%~15%，增孔量为0.5%~14.2%，平均增孔量达到6.94%。因此，大范围、大规模溶蚀作用对储层持续改造，形成了次生孔隙富集带，提升了储层质量，尤其在埋深超过4 500 m的深层致密砾岩由基本无效或差储层转变为有效或相对优质储层中发挥了关键作用。

3.3　裂缝系统提升储层渗流能力

该区深层裂缝系统发育［图4（d）—图4（i）］，且随埋深的增加而逐步升高（图6），埋深超过4 500 m，裂缝平均体积分数更是达到19.04%，占据储集空间的近20%，与次生孔隙共同构成了深层致密砾岩储层储集空间的双重介质。
裂缝的成因主要有非构造成因和构造成因2类，前者主要表现为压实作用，后者主要受构造运动影响，2类成因形成的裂缝共同构成了深层致密砾岩的裂缝系统。压实作用是深层砾岩储层裂缝大量形成的直接原因：一方面，该区砾石以抗压实能力较弱的凝灰岩和抗压实能力一般的中酸性火山岩为主，分别占砾石的近75%和20%，而抗压实能力较强的花岗岩不到2%。在埋深超过4 500 m的条件下，上覆地层压力大、持续时间长，而砾石抗压能力相对较弱，颗粒会发生大规模破碎，形成大量裂缝，甚至是不同宽度、不同展布方向、不同期次的裂缝网络（图4）；另一方面，该区自形成以来，凹陷本身及其周围凸起区经历了多期次、多类型、多尺度的构造运动［14］，形成了不同展布方向、不同层系、不同类型、不同规模的断裂［28］，构成了复杂的断裂系统。断裂系统既与不整合面共同构成了油气输导体系，又为与其共生的砾岩储层中大量裂缝的形成提供了背景条件和应力环境。
研究区内裂缝系统对提升储层渗透率作用明显，效率可达10~100倍，深层砾岩储层渗透率超过1×10-3 μm2的样品点占比达到近30%，最大渗透率超过100×10-3 μm2，裂缝在其中起到至关重要的作用。通过对渗透率的有效提升，可进一步提升致密储层的渗流能力，与次生孔隙共同有效提升储层质量，最终实现致密储层油气产量的提升，这在实际钻探和油气藏开发中已经证实。

3.4　异常高压助推孔隙有效增加

依据该区试油层段实测地层静水压力计算的压力系数，地层普遍发育异常高压（图8）。埋深超过4 000 m压力系数均在1.20以上，属典型异常高压地层，尤其是埋深超过4 500 m的地层，压力系数为1.29~1.90，平均高达1.64。异常高压成因主要为泥岩欠压实作用［29］和生排烃作用［30］。前者主要是由于前期二叠系厚层泥岩快速沉积，其内部压实与排水存在平衡差，孔隙流体支撑上覆部分地层压力导致压力偏大，造成欠压实，形成异常高压。后者主要是由于玛湖凹陷主力烃源岩二叠系风城组压力系数与烃源岩成熟度成正相关关系，其在三叠纪末发生大规模生排烃膨胀作用，后期通过3个期次、3种类型的断裂系统不断向纵向和横向传导，形成异常高压。一方面，异常高压对深层致密砾岩储层物性的保持和提升具有积极作用，前期欠压实作用形成的异常高压可以减缓、削弱甚至抑制深层破坏性成岩作用进行的速率、规模和强度，使得储层岩石不被“压死”，储集空间不被“填死”；另一方面，异常高压可促进致密储层内流体热循环对流速率和效率，增大CO2的溶解度，从而增强深层有机酸溶蚀作用的影响范围和深度，提升建设性成岩作用的强度和规模，促进形成大规模、普遍发育的次生孔隙发育带（图8）。
图8 玛湖地区压力系数—埋深及孔深曲线—埋深演化关系

Fig.8 Pressure coefficient-depth and porosity depth curve evolution diagram in Mahu area

4 结论

（1）准噶尔盆地玛湖地区深层砾岩储层岩石类型主要为扇三角洲分流河道砾岩，以细砾岩和中细砾岩为主，成熟度一般—中等；砾石成分以凝灰岩和中酸性火山岩为主，抗压实能力弱—一般；储层平均孔隙度和空气渗透率分别为8.79%和0.39×10-3 μm2，平均埋深超过4 750 m，为典型低—特低孔、渗深层致密砾岩储层。
（2）压实、胶结和溶蚀等成岩作用均普遍发育，前两者兼具破坏性和建设性双重作用，而溶蚀作用为建设性作用。压实作用对裂缝大规模形成和发育具有直接作用，胶结作用主要形成沸石类和碳酸盐胶结物，为后期溶蚀作用提供物质来源，溶蚀作用形成了2类次生溶蚀孔隙：一类是由沸石类和碳酸盐胶结物及泥质杂基溶蚀形成的粒间溶孔；另一类是长石和暗色矿物溶蚀形成的粒内溶孔，深层普遍发育次生孔隙富集带。次生孔隙和裂缝共同构成了储集空间的双重介质。
（3）深层致密砾岩相对优质储层的成因主要包括岩石成分、溶蚀作用、裂缝系统和异常高压4个方面。其中岩石成分是内因，为其他因素发挥作用提供充足物质基础；溶蚀作用、裂缝系统和异常高压是外因。溶蚀作用形成次生孔隙富集带，大幅提升有效储集空间；裂缝系统提高储层渗透率，提升储层渗流能力；异常高压实现孔隙的有效保持和增加，拓展溶蚀作用和裂缝系统影响的深度和广度。4个因素共同作用，相互融合，控制着现今有效储层的形成与分布。

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