0 引言
国土资源部把3 500~4 500 m定义为深层，超过4 500 m为超深层［1］，深层—超深层油气资源已逐渐成为全球勘探的重点领域之一［2］。前期的勘探已经证实深层—超深层储层在全世界具有巨大的勘探潜力［3-4］。美国、意大利等多个国家已在超深层领域发现34个油气田，很多埋深超过7 000 m，目前世界上最深的规模油藏是美国墨西哥湾的Jack/St Malo油田［5］，其埋深达到8 839 m，原油储量达6 821×104 t，是重要能源接替领域。近年来，我国在塔里木、四川、鄂尔多斯和准噶尔等盆地多个深层碎屑岩中获重大突破［6-8］，其中塔里木盆地顺北地区在埋深超过7 000 m获高产油流［9］。
2019年以来，准噶尔盆地东部地区阜康凹陷和东道海子凹陷二叠系深层—超深层油气勘探连续取得新进展，东道海子凹陷DN15井和阜康凹陷KT1井在二叠系上乌尔禾组分别获得百方高产油气流［14-15］，开启了准东地区二叠系深层—超深层规模油气勘探的新篇章。近两年，东道海子凹陷上乌尔禾组逐步由勘探阶段转为开发阶段，前人已对储层的构造特征、沉积相类型和岩性等开展相关研究［15-18］，认为东道海子凹陷上乌尔禾组为扇三角洲前缘沉积环境背景下的砂砾岩储层，处于中成岩A段，整体分为四大输砂沟槽，源—汇体系控制着砂体展布特征。但阜康凹陷上乌尔禾组的勘探尚在起步阶段，且深层—超深层地层条件复杂（超深、超压、超高温），储层特征、主控因素和发育模式不够明确，这些均给钻井和开发过程带来很大挑战。因此，系统性开展具有同样沉积背景（发育扇三角洲前缘沉积相的砂砾岩储层）的阜康凹陷和东道海子凹陷上乌尔禾组深层—超深层储层特征的对比研究，分析储层特征的共性和差异，厘清储层的控制因素和发育模式，对于阜康凹陷未来的油气勘探工作具有重要的指导作用和现实意义，也能为准东凹陷区深层—超深层油气勘探提供思路。
1 地质背景
中央坳陷是准噶尔盆地面积最大的一级构造单元，总面积达3.8×104 km2，共包含“五凹五凸”10个二级构造单元［19］，也是盆地资源量最大的构造单元［11］。本文研究对象阜康凹陷和东道海子凹陷位于中央坳陷东部［20］，总体均呈近东西向展布，其中阜康凹陷东接北三台凸起，西邻莫南凸起，南抵南缘冲断带，北至莫索湾凸起和白家海凸起，面积约为9 500 km2；东道海子凹陷东邻五彩湾凹陷，西接莫北凸起，南部与莫索湾凸起和白家海凸起相邻，北抵滴南凸起，面积约为5 000 km2，两者东部、西部分别被白家海凸起和莫索湾凸起分割，仅中部小范围连通［图1（a）］，其地层发育和构造演化与各自周缘凸起及造山带的形成和演化紧密相关［18］。
2个凹陷自上而下依次钻遇地层包括第四系（Q），新近系（N），古近系（E），白垩系吐谷鲁群（K1 tg），侏罗系（J），三叠系（T），二叠系上乌尔禾组（P3 w）、芦草沟组（P2 l）和石炭系（C）。其中二叠系上乌尔禾组为主要产油层［图1（b）］，发育大型退覆式扇三角洲沉积体系［15］，地层在纵向上为三分结构，自上而下分别为乌三段（P3 w 3）、乌二段（P3 w 2）和乌一段（P3 w 1），其中乌一段为低位体系域，沉积物供给足，储层岩性以厚层块状砂砾岩、砾状砂岩为主；乌二段为湖侵体系域，湖平面上升，沉积物供给不足，储层岩性以砂砾岩、含砾砂岩夹泥岩互层，单砂体厚度为2~10 m；乌三段为高位体系域，湖水范围进一步扩大，岩性以湖相泥岩为主，整体厚度为70~120 m，岩性致密，分布范围广，为区域内优质盖层。准东凹陷区二叠系上乌尔禾组共发育一组近东西走向的海西—燕山期逆断裂和一组近北西向的海西期大型逆冲推覆断裂，断开层位为石炭系至三叠系，2组断裂除控制构造的形成和发展外，还起到沟通油源的作用。
阜康凹陷和东道海子凹陷已钻井二叠系上乌尔禾组埋深差别较大，其中阜康凹陷已钻井目的层埋深集中分布在4 500~6 000 m之间［21］，为典型的超深层储层，东道海子凹陷已钻井目的层埋深集中分布在3 500~4 500 m之间，为深层储层。
2 储层特征对比
2.1 岩石学特征
准东凹陷区上乌尔禾组储层岩性均以灰色砂砾岩为主，但除砂砾岩外，东道海子凹陷还发育含砾不等粒砂岩和少量粗砂岩、中—细砂岩［图2（a），图2（b）］。岩屑含量一般为58%~98%，平均为85.6%，石英含量一般为1%~18%，平均为5.5%，长石含量一般为1%~24%，平均为8.9%。除发育岩屑砂岩外，还含有少量长石岩屑砂岩［图3（a）］。岩屑组分占比以塑性凝灰岩岩屑为主［图2（c），图3（b）］，储层整体结构特征与阜康凹陷二叠系上乌尔禾组高度相近［图3（c）—图3（e）］。但东道海子凹陷填隙物总量相对略高，平均为5.09%，其中杂基含量较低，为1%~4%，平均含量为0.93%，而胶结物含量较高，为1%~16%，平均含量为4.16%，胶结物主要为方解石和浊沸石［图2（d）］，充填于矿物颗粒之间，另外还含有少量的菱铁矿和硅质等胶结物［图3（f）］，黏土矿物类型以绿泥石为主，呈叶片状发育在颗粒表面［图2（e）］。
图2 阜康凹陷—东道海子凹陷二叠系上乌尔禾组储层岩石学特征（a）灰色荧光砂砾岩，DN12井，3 448.2 m，岩心；（b）灰色荧光砂砾岩，DN15井，3 737.6 m，岩心；（c）粗中粒砂质结构，DN14井，4 005.52 m，灰色含砾粗砂岩，单偏光；（d）粒间充填沸石类矿物，DN12井，3 935.41 m，灰色油斑中—细砂岩，扫描电镜；（e）粒表叶片状绿泥石，DN17井，3 576.47 m，灰色荧光砂砾岩，扫描电镜；（f）灰色砂砾岩，F47井，5 148 m，岩心；（g）深灰色细砂岩，F48井，4 492.7 m，岩心；（h）中粗粒砂质结构，KT5井，5 976.36 m，灰色中砂岩，单偏光；（i）中细粒砂质结构，KT1井，5 013 m，浅灰色含砾细砂岩，单偏光 Fig.2 Petrology characteristics of Permian Upper Wuerhe Formation in Fukang Sag-Dongdaohaizi Sag |
而阜康凹陷除发育砂砾岩外［图2（f）］，还富含含砾中—粗砂岩，少量中砂岩、细砂岩和粉砂岩［图2（g）］，岩石成分显示，阜康凹陷二叠系上乌尔禾组岩屑含量为63%~98%，平均为86.8%，石英含量为1%~21%，平均为6.9%，长石含量为1%~22%，平均为6.3%［图3（a）］。岩屑组分同样以火山岩岩屑为主［图2（h）］，其中塑性凝灰岩含量占比尤为突出，高达75.2%，同时还含有少量霏细岩、花岗岩以及英安岩等岩屑［图3（b）］。胶结类型以压嵌式为主，次为孔隙—压嵌式［图3（c）］，分选中等—差［图3（d）］，颗粒间主要呈线接触［图2（i）］，磨圆主要为次圆状，次为次棱角状［图3（e）］。阜康凹陷填隙物总量平均为3.98%，其中杂基含量为1%~10%，平均含量为2.96%，而胶结物含量为1%~5%，平均含量仅为1.02%，但胶结物类型与东道海子凹陷有所区别，主要为方解石胶结，此外还发育少量的硅质和片沸石等胶结物［图3（f）］。2个凹陷二叠系上乌尔禾组储层填隙物数据对比分析显示：阜康凹陷杂基含量高，胶结作用相对比较弱；东道海子凹陷杂基含量相对低，而胶结作用较前者强。
2.2 储集空间特征
准东凹陷区二叠系上乌尔禾组为典型的深层—超深层储层，受强烈的压实压溶作用改造及多期次构造活动等影响［22-24］，现存的储集空间类型主要为次生孔隙和裂缝，次生孔隙主要由星点状的火山岩岩屑、长石颗粒粒内溶孔［图5（a）—图5（c）］和部分杂基及浊沸石胶结物溶蚀形成的长条状粒间溶孔构成［图5（d）—图5（e）］。但阜康凹陷和东道海子凹陷储集空间类型有所差别，阜康凹陷上乌尔禾组埋藏深度超过4 500 m，压实作用强烈，导致储层几乎观察不到原生粒间孔及剩余粒间孔，以火山岩屑粒内溶孔［图5（a），图5（b）］和长石粒内溶孔为典型代表［图5（c）］。火山岩屑粒内溶孔部分呈现长条状和星点状，孔隙边缘不清晰，面孔率较小，多数面孔率小于1%，长石粒内溶孔呈明显弯曲状，但连通性差，数量较岩屑粒内溶孔少。泥质杂基被溶蚀形成的粒间溶孔［图5（d）］也是阜康凹陷特有的类型之一，上乌尔禾组储层富含泥质杂基，部分杂基被酸性流体溶蚀，形成形状不规则的粒间溶孔，提高了储层孔隙度，储层中少见方解石晶间孔发育［图5（l）］，此外，阜康凹陷上乌尔禾组储层与东道海子凹陷相比还发育大量裂缝，主要为构造缝和少量粒缘缝［图5（g）—图5（h）］，裂缝边缘不规则，呈弯曲状。部分裂缝两侧还发现大量溶蚀孔发育，且少量裂缝中可见沥青，说明上乌尔禾组裂缝的发育在改善储层渗流能力的同时，还可成为油气和酸性流体运移的主要通道。
图5 阜康凹陷—东道海子凹陷二叠系上乌尔禾组储层储集空间特征（a）火山岩岩屑粒内溶孔，F47井，5 124.6 m，砂砾岩，单偏光；（b）火山岩岩屑粒内溶孔，F48井，4 574 m，细砂岩，单偏光；（c）长石粒内溶孔，KT1井，5 063 m，细砂岩，扫描电镜；（d）泥质杂基溶蚀形成的粒间溶孔，KT1井，5 084.67 m，泥质粉砂岩，扫描电镜；（e）浊沸石胶结物溶蚀形成的粒间溶孔，DN15井，3 738.35 m，含砾不等粒砂岩，扫描电镜；（f）①为构造缝，②为浊沸石胶结物溶蚀形成的粒间溶孔，DN8井，3 958.2 m，砂砾岩，单偏光；（g）构造缝，F47井，5 143.9 m，砂砾岩，单偏光；（h）构造缝，F49井，5 405.07 m，砂砾岩，单偏光；（i）构造缝，DN14井，4 006.27 m，砂砾岩，单偏光；（j）①为粒缘缝，②为火山岩岩屑粒内溶孔，③为浊沸石胶结物溶蚀形成的粒间溶孔，DN15井，3 728.87 m，砂砾岩，单偏光；（k）①为剩余粒间孔，②为泥质杂基溶蚀形成的粒间溶孔，DN17井，3 700.33 m，砂砾岩，单偏光；（l）方解石晶间孔，KT5井，5 979.36 m，含砾粗砂岩，扫描电镜 Fig.5 Characteristics of reservoir space of Permian Upper Wuerhe Frmation in Fukang Sag-Dongdaohaizi Sag |
东道海子凹陷上乌尔禾组储层剩余原生孔隙相对欠发育，主要以剩余粒间孔和浊沸石溶孔为主［图5（e），图5（j）—图5（k）］，少见晶间孔，保留较完整的剩余原生孔隙边缘基本规整，孔隙形态相对规则。东道海子凹陷剩余粒间孔常与浊沸石溶孔伴生发育［图5（e）—图5（f），图5（j）］，边缘不规则，部分呈三角形和狭窄的四边形，孔隙直径小，剩余粒间孔大小受颗粒粒径变化影响。由于东道海子凹陷储层富含浊沸石，在成岩作用早期，大气酸性流体流入储层，火山岩屑水化蚀变形成大量柱状的浊沸石。后期在烃源岩生烃作用影响下，形成浊沸石溶孔，主要呈似圆状和长条状，面孔率可达1%以上。与阜康凹陷相比，东道海子凹陷储层裂缝数量较少，类型为单一的构造缝［图5（f），图5（i）］，直径较小，平均宽度大约为1.6 mm。但裂缝周围未见沥青等油气充注现象。
2.3 物性特征
准东凹陷区二叠系上乌尔禾组孔渗相关性较差，部分渗透率的异常高值是受裂缝发育的影响［图6（a）］，以孔隙型储层为主，少量为孔隙—裂缝型储层。分凹陷来看，阜康凹陷上乌尔禾组储层孔隙度为0.7%~12.0%，平均为6.4%，其中孔隙度为4%~6%的分布频率最高，约占总数的30%［图6（c）］；渗透率为（0.01~38.9）×10-3 μm2，平均为0.07×10-3 μm2，其中渗透率为（0.01~0.1）×10-3 μm2的分布频率最高，约占总数的69%，渗透率大于1×10-3 μm2的分布频率仅占总数的6.5%［图6（d）］，整体表现为低孔—特低渗储层。东道海子凹陷上乌尔禾组储层孔隙度为2.2%~16.0%，平均为7.2%，其中孔隙度为6%~8%的分布频率最高，约占总数的28%［图6（c）］；渗透率为（0.01~939）×10-3 μm2，平均为0.31×10-3 μm2，其中渗透率为（0.01~0.1）×10-3 μm2的分布频率最高，约占总数的42.9%，渗透率大于1×10-3 μm2的分布频率占总数的31.1%［图6（d）］，整体表现为低孔—低渗储层。
2.4 孔隙结构特征
准东凹陷区上乌尔禾组以微米级孔喉为主，其中，阜康凹陷孔喉相对较细，最大孔喉半径一般为0.13~5.02 μm，平均为0.84 μm，中值半径一般为0.04~0.15 μm，平均为0.06 μm，以微细孔喉为主，压汞曲线表现为排驱压力相对较高（一般为0.15~5.52 MPa，平均为1.71 MPa）、进汞量较低和细歪度的特征［图6（b）］；而东道海子凹陷孔喉相对较粗，最大孔喉半径一般为0.2~39.91 μm，平均为2.68 μm，中值半径一般为0.04~0.48 μm，平均为0.11 μm，以细—微细孔喉为主，压汞曲线表现为排驱压力相对较低（一般为0.02~3.63 MPa，平均为0.92 MPa）、进汞量中等和细—略细歪度的特征［图6（b）］。
3 储层主控因素
3.1 成岩作用
式中：S 0为分选系数；P 25为粒度累计曲线上25%对应的粒径值；P 75为粒度累计曲线上75%对应的粒径值。
表1 阜康凹陷—东道海子凹陷二叠系上乌尔禾组储层成岩作用影响Table 1 Diagenetic effects of the Permian Upper Wuerhe Formation reservoir in Fukang Sag and Dongdaohaizi Sag |
| 井名 | 深度/ m | 基质孔 隙度/% | 总面孔率/% | 溶蚀面 孔率/% | 胶结物 含量/% | 原始孔隙度/% | 现今粒间 孔隙度/% | 压实作用减孔率/% | 胶结作用减孔率/% | 视溶蚀率/% | 长石含量/% | 浊沸石含量/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| DN8 | 3 960.03 | 6.90 | 0.10 | 0.04 | / | 15.21 | 6.90 | 8.92 | / | 40.00 | 4.00 | 4 |
| DN14 | 4 006.27 | 6.60 | 0.20 | 0.01 | 5.00 | 28.01 | 11.60 | 18.56 | 17.85 | 5.00 | 1.00 | 5 |
| DN15 | 3 728.87 | 6.70 | 0.11 | 0.03 | 3.00 | 27.40 | 9.70 | 19.60 | 10.95 | 27.27 | 3.00 | 3 |
| DN15 | 3 732.10 | 8.20 | 0.07 | 0.04 | 5.00 | 41.88 | 13.20 | 33.04 | 11.94 | 57.14 | 4.50 | 0.5 |
| DN10 | 3 353.09 | 6.30 | 0.16 | 0.06 | 2.00 | 8.42 | 8.30 | 0.13 | 23.74 | 37.50 | 4.00 | 1 |
| DN10 | 3 353.56 | 7.40 | 0.19 | 0.02 | 2.00 | 10.30 | 9.40 | 1.00 | 19.41 | 10.53 | 2.00 | 1 |
| DN10 | 3 354.03 | 8.00 | 0.10 | 0.03 | 2.00 | 29.67 | 10.00 | 21.86 | 6.74 | 30.00 | 3.50 | 1 |
| DN10 | 3 355.84 | 4.50 | 0.02 | 0.01 | 2.00 | 31.50 | 6.50 | 26.73 | 6.35 | 50.00 | 5.70 | 1 |
| DN10 | 3 356.56 | 5.20 | 0.01 | 0.01 | 2.00 | 29.51 | 7.20 | 24.04 | 6.78 | 100.00 | 12.00 | 0 |
| F47 | 5 118.55 | 5.10 | 0.11 | 0 | 4.00 | 71.89 | 9.10 | 69.08 | 5.56 | 0 | 4.00 | 0 |
| F47 | 5 129.10 | 4.80 | 0.16 | 0 | 1.00 | 37.73 | 5.80 | 33.89 | 2.65 | 0 | 1.00 | 1 |
| F47 | 5 134.45 | 10.30 | 0.05 | 0.01 | 2.00 | 32.16 | 12.30 | 22.65 | 6.22 | 20 | / | / |
| F47 | 5 135.90 | 10.10 | 0.09 | 0.04 | 2.00 | 27.56 | 12.10 | 17.59 | 7.26 | 44.44 | 1.00 | 2 |
| F47 | 5 137.70 | 7.80 | 0.05 | 0 | 6.00 | 26.43 | 13.80 | 14.65 | 22.70 | 0 | 2.00 | 1 |
| F47 | 5 138.75 | 7.70 | 0.07 | 0 | 5.00 | 38.65 | 12.70 | 29.72 | 12.94 | 0 | 0 | 0 |
东道海子凹陷上乌尔禾组储层原始孔隙度为8.42%~41.88%，阜康凹陷储层原始孔隙度为26.43%~71.89%，对比现今孔隙度证明压实作用、胶结作用及溶蚀作用对2个凹陷储层后期改造均造成破坏。
与胶结作用相比，压实作用是阜康凹陷和东道海子凹陷最主要的破坏性成岩作用［图7（a）］，由于阜康凹陷埋深比东道海子深，压实作用更强，储层的孔隙数量也就急剧减少，但从溶蚀作用对储层的建设性作用来看，二者有明显不同。阜康凹陷和东道海子凹陷的长石含量与储层视溶蚀率和孔隙度均呈现良好的正相关性［图7（b），图7（d）］，说明2个凹陷溶蚀的主要矿物均为长石，但由于阜康凹陷长石含量明显低于东道海子凹陷，缺少溶蚀的主要来源，因此阜康凹陷视溶蚀率基本小于25%（表1），属于弱溶蚀程度，而东道海子凹陷储层的视溶蚀率大多介于35%~50%之间，整体处于中等溶蚀程度，也证实溶蚀作用强烈是东道海子孔隙发育的主要原因，推测溶蚀流体的主要来源为其下部发育的芦草沟组烃源岩［28］。此外，东道海子凹陷与阜康凹陷相比，浊沸石含量更多，且东道海子凹陷的浊沸石含量与储层视溶蚀率呈负相关关系［图7（c）］，浊沸石对东道海子凹陷储层影响的具体研究见本文3.2节。
从2个凹陷储层孔隙度在纵向上的演化趋势可以发现，东道海子凹陷上乌尔禾组储层在3 500 m和4 000 m左右发育2个高孔带（图8），结合孔隙种类占比，明确3 500 m附近，储层压实作用不强，储层以剩余粒间孔为主，而进入3 700 m后，储层压实作用增强，颗粒间主要呈点接触，强压实作用导致剩余粒间孔数量明显减少，一直到4 000 m附近，溶蚀孔完全占据主要孔隙类型。与东道海子凹陷相比，阜康凹陷埋深更深，压实作用也更强，颗粒之间接触方式也从点接触逐渐变为线接触和凹凸接触，在4 500~5 000 m时，储层储集空间以溶蚀孔和剩余粒间孔为主，并开始发育裂缝，在5 000~5 500 m时，裂缝和溶蚀孔成为阜康凹陷最主要的孔隙。此时，在5 200 m处也形成一个高孔带，阜康凹陷上乌尔禾组储层下部的芦草沟组烃源岩在生烃过程中形成的酸性流体通过断裂运移到上部的储层中，长石矿物被溶蚀形成少量溶蚀孔，在溶蚀作用和裂缝双重作用下，形成异常高孔带。而超过5 500 m后，储层只发育裂缝，有些裂缝中还可以观察到明显的油气充注现象，说明裂缝是阜康凹陷深部储层油气运移的唯一通道。
3.2 浊沸石对东道海子凹陷储层发育的影响
通过比较滴南凹陷上乌尔禾组储层浊沸石含量与物性关系可知，储层物性好的井段，浊沸石含量明显增多（图9），进一步观察处于不同埋深阶段的浊沸石形态可以看出，埋深较浅，压实作用弱时，大气淡水沿着断裂流入到上乌尔禾组储层中，随着埋深不断增加，火山物质与地层水发生水化蚀变现象，产生大量碱性阳离子，也为浊沸石大量发育提供了充足的物质基础，形成的浊沸石呈柱状胶结均匀充填在颗粒间，粒缘往往伴随着绿泥石薄膜，也就证实东道海子凹陷上乌尔禾组储层此时处于低压且开放的碱性环境中。胶结状态的浊沸石占据了储层原本发育的部分粒间孔，但压实作用对东道海子凹陷上乌尔禾组储层的破坏作用远远大于胶结作用，因此浊沸石胶结减少的粒间孔可忽略不计。另外，浊沸石作为典型的架状铝硅酸盐矿物［32］，其硬度可达6.8 kg/m2，与长石和石英这类主要造岩矿物一样，成岩作用中抵御压实作用能力较强。在东道海子凹陷上乌尔禾组储层中经常可观察到浊沸石柱状胶结物与储层格架直接接触，能够有效地支撑格架，起到保护原生粒间孔作用，也能为后期酸性流体进入提供通道。由于发育大量浊沸石，储层的整体抗压程度也明显好于阜康凹陷。随着埋深不断增加，早期成岩阶段黏土矿物转化释放的酸性水和大气中形成的酸性大气水，使原本的碱性环境开始改变，成为弱酸性，到中成岩阶段上乌尔禾组储层下部的芦草沟组烃源岩大量生烃，产生的酸性流体上涌，浊沸石开始大量被溶蚀，形成浊沸石溶孔，增加储层溶蚀面孔率，此时部分剩余浊沸石呈斑状不均匀分布在颗粒间。综上所述，认为浊沸石对东道海子凹陷上乌尔禾组储层主要起到抗压保孔和溶蚀增孔双重建设作用。
3.3 超压对阜康凹陷储层发育的影响
阜康凹陷二叠系上乌尔禾组整体处于超压演化阶段，压力系数最小为1.32，最大值为1.70，且压力稳定［图10（a）］。压力系数与储层物性存在良好对应性，即位于压力系数异常高区（KT1井附近）的储层物性也最好，孔隙度可达8%［图10（b）］。为明确超压对本研究区储层物性改善机理，选取KT1井八块上乌尔禾组岩心样品对其不同压力下的渗透率进行测试，结果表明，在压力逐渐上升的过程中，储层渗透率呈指数增长，值得关注的是，这8块样品在压力达到85 MPa（压力系数接近1.67）时，储层渗透率突增［图10（c）］，样品开始出现裂缝，也就证明随着上乌尔禾组地层演化，周围压力逐渐上升，当压力系数超过临界值1.67时，储层本身抵御不住上覆岩层的压力，形成大量裂缝，增大了储层的面孔率，改善储层的渗流能力。
在研究过程中还发现KT5井上乌尔禾组储层，在蒙脱石向伊利石转化过程中，地层地震纵横波速度比（V p/V s）明显减小［图10（d）］。由于阜康凹陷二叠系上乌尔禾组储层泥质杂基含量较多，在储层形成过程中基质的化学压实作用会明显影响地震波的传播速度。而地震纵波仅受岩石基质影响，横波除了受基质影响外，还受流体影响［33］。由此推测在蒙脱石向伊利石转化过程中所释放大量水赋存在岩石孔隙中，发生流体滞留现象，这些地层水在一定程度上使岩石颗粒的体积减小，地层压力由原本承受压力的地层骨架颗粒转移到孔隙流体上，引起超压现象，同时孔隙中赋存的流体会阻碍地震纵波的传播，造成纵波传播速度减小量明显大于横波速度［34］，V p/V s降低，因此阜康凹陷二叠系上乌尔禾组深部储层V p/V s明显减小可用来识别本区地层超压现象。发生超压现象的岩石薄片也可清晰观察到裂缝发育，裂缝宽度普遍在2 mm左右，通过测井成像也能反映出在地层超压的影响下，岩心出现了不同程度的张开缝及半充填缝［图10（d）］，给油气运移提供有利通道。除直接沟通油气源储外，断裂还为酸性流体提供有效溶蚀通道，因此可观察到部分样品中裂缝周围常伴随溶蚀孔发育。
4 储层发育模式
根据前文对准噶尔盆地东部凹陷区二叠系上乌尔禾组深层—超深层储层特征及主控因素的分析，认为准东凹陷区共存在2种发育模式：一种为超深层超压裂缝模式；另一种为深层富含浊沸石的溶蚀孔模式。
超深层超压裂缝模式（阜康凹陷上乌尔禾组储层）可以分为3个阶段（图11）：①上乌尔禾组以退覆式三角洲沉积为主，东部的西泉鼻隆为其提供充足的物质来源，但由于颗粒搬运距离较近，造成岩石中泥质杂基含量相对较多，因此在早期原生孔隙较少。随着埋深不断增加，压实作用强烈，导致颗粒间排列更为紧密，颗粒间呈线接触和凹凸接触，此时孔隙类型以粒间孔为主，但孔隙数量很少。②当其下伏芦草沟组烃源岩从早侏罗世开始进入生烃阶段，直至晚侏罗世大量生烃，在生烃过程中产生的酸性流体经通源断裂运移到储层中，与长石矿物发生溶蚀反应，形成部分溶蚀粒内孔和基质溶蚀孔。但在烃源岩生烃阶段也伴随着长石矿物向黏土矿物和杂基等转变，导致本区长石数量减少，进而缺少充足的溶蚀来源，难以形成大量有效的溶蚀孔，因此溶蚀作用不是阜康凹陷孔隙形成的最主要贡献。③在岩石中蒙脱石向伊利石转化过程中，释放大量地层流体进入岩石孔隙中，此时原本承受上覆岩层压力的骨架颗粒被挤压，导致地层压力转移到孔隙流体上，这种化学压实作用造成阜康凹陷上乌尔禾组压力系数达到1.60以上，形成超压现象。地层伴随超压产生了大量裂缝，直接沟通油气，此外裂缝还为酸性流体提供了进入岩石的另一途径，酸性流体经断裂流入到岩石中，形成部分溶蚀缝。这些超压裂缝也成为阜康凹陷上乌尔禾组深层储层最直接有效的孔隙类型，增强了储层渗透能力。
深层富含浊沸石的溶蚀孔模式（东道海子凹陷上乌尔禾组储层）分为2个阶段（图12）：①与阜康凹陷相比，东道海子凹陷上乌尔禾组埋深较浅，大致在4 000 m左右，压实作用强度稍弱，发育部分原生粒间孔，且长石含量较多，在沉积过程中，大气淡水流入岩石孔隙中，火山岩屑发生蚀变，生成大量柱状浊沸石充填于粒间，此时粒间孔隙数量急剧减少。②与阜康凹陷相似，东道海子凹陷上乌尔禾组其下伏的芦草沟组烃源岩进入大量生烃阶段时，释放大量酸性流体，经断裂上涌，使储层中富含的长石矿物和岩屑发生溶蚀，形成大量长石溶蚀孔和岩屑粒内溶孔等。此外，前期生成的浊沸石在酸性环境下开始被溶蚀，形成大量浊沸石溶孔。剩余的浊沸石由于硬度较高，抗压程度相对较强，在岩屑发生溶蚀时，会对岩石骨架起到支撑作用，保护粒间孔，还能为后续酸性流体进入提供有利通道，对东道海子凹陷上乌尔禾组储层起到抗压保孔和溶蚀增孔双重作用，改善整体储层物性。
在准噶尔盆地东部凹陷区上乌尔禾组储层的2种发育模式共同作用下，形成了超深层—深层优势储层，也为其他地区超深层—深层储层勘探提供思路和建议。
5 结论
（1）准噶尔盆地东部凹陷区上乌尔禾组均为砂砾岩储层，其中阜康凹陷为超深层杂基相对较多的低孔—特低渗储层，东道海子凹陷为深层富含浊沸石的低孔—低渗储层。
（2）压实作用对2个凹陷储层的破坏作用显著，但阜康凹陷在超压作用下发育大量裂缝，形成有利的油气运移通道，而东道海子凹陷浊沸石对储层具有抗压保孔和溶蚀增孔双重影响，发育大量粒间孔和溶蚀孔。
（3）准噶尔盆地东部凹陷区上乌尔禾组储层在形成过程中分为2种模式：超深层超压裂缝模式和深层浊沸石溶孔模式。
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