準噶爾盆地腹部下侏羅統三工河組儲層物性—含油性特征及主控因素分析

王金鐸，許淑梅，張關龍，任新成，曾治平，武向峰，舒鵬程，馮懷偉

1)中石化股份公司勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營，257000；2)中國海洋大學海底科學與探測技術教育部重點實驗室，山東青島，266100；3)中國海洋大學海洋地球科學學院，山東青島，266100；4)海洋高等研究院/深海圈層與地球系統前沿中心，山東青島，266100；5)濰坊科技學院，山東濰坊，262700

內容提要:為解決準噶爾盆地腹部沙窩地、莫西莊和征沙村三地區下侏羅統三工河組砂巖儲層物性—含油性差異大及控制因素不清的問題，本文通過巖芯描述、鑄體薄片和掃描電鏡分析，依據物性數據及壓汞資料，對研究區三工河組儲集空間特征、孔滲特征及孔喉結構特征進行了詳細的研究，通過隔夾層分析、巖屑成分及含量分析、成巖特征研究等方法探討了制約研究區三工河組儲層物性—含油性關系的主控因素，研究表明沙窩地和莫西莊小區三工河組儲層埋深相對較淺，主要以中粗孔喉和較細孔喉的原生(殘留)孔隙為主；征沙村小區埋藏較深，以細孔喉和微孔喉的次生孔隙及裂縫發育為特色。在此基礎上探討了三工河組儲層物性的控制因素，研究認為埋藏深度為影響儲層發育的主要因素；沉積微相和砂體成因類型為控制儲層發育的基礎；低地溫梯度延遲了壓實效應等，有效保存了原生孔隙；塑性巖屑含量、儲層的隔層和夾層因素，即儲層的非均質性在某種程度上影響砂體的儲集性。

準噶爾盆地是一個經歷了自晚古生代至第四紀多期構造運動而形成的大型疊合盆地，下侏羅統三工河組粗粒辮狀河三角洲沉積幾乎淤淺整個湖盆 (陳發景等，2005；馬宗晉等，2008；趙淑娟等，2014，許淑梅等，2020，龐志超等，2020)，研究區位于準噶爾盆地腹部西側，自南向北有沙窩地、莫西莊、征沙村3個小區(圖1a,b)，3個小區下侏羅統三工河組具有埋深差異大，低地溫梯度的地質背景(邱楠生，2002；趙文智等，2000；張福順等，2008；吳海生等，2017)。隨著本區油氣資源的發現，許多學者針對不同的研究目的與研究資料，對準噶爾盆地腹部地區三工河組開展了層序地層、儲層成巖特征及成巖階段、儲層特征和油氣成藏規律等方面的研究(張冬玲等，2005；杜秀娟等，2008；崔金棟等，2012；匡立春等，2013；陳林等，2013；張江華等，2014；Feng Youliang et al.,2015;胡才志等，2015；Xi Kelai et al.,2015；金若時等，2016；Cao Binfeng et al.,2017；孟蕾等，2019；Qiao Juncheng et al.,2020;許淑梅等，2020；胡瀚文等，2020；王杰青等，2021；徐小童等，2021)，而對于研究區沙窩地、莫西莊和征沙村3個小區之間下侏羅統三工河組砂巖儲層物性—含油性差異及主控因素缺乏系統的研究，制約本區油氣資源的進一步勘探開發。

圖1 準噶爾盆地腹部西側構造單元位置(a)及井位圖(b)Fig.1 Tectonic unit location (a) and well location map (b) in the west side of the abdomen of Junggar Basin

針對上述問題，本文通過研究區38口井的巖芯觀察，結合巖石鑄體薄片觀察、掃描電鏡分析和壓汞分析，基于儲層沉積學的基本原理，在充分考慮地層差異埋深及地溫梯度對三工河組辮狀河三角洲砂體儲層物性—含油性的影響，研究了三工河組粗粒辮狀河三角洲前緣砂體的物性—含油性特征，對其主控因素進行深入系統的探討，明確了研究區三工河組儲層物性—含油性主控因素。

1 區域地質背景

準噶爾盆地為石炭紀至第四紀發展起來的板內復合疊加盆地(陳發景等，2005；馬宗晉等，2008；趙淑娟等，2014)。侏羅系三工河組沉積期，準噶爾盆地為坡度較緩、水體較淺的半封閉湖盆，其周緣是由古生代弧盆及裂谷系演化而成的低矮造山帶(李忠等，2013；徐學義等，2016)。其中研究區處于準噶爾盆地腹部稍偏西位置，面積約為3648 km2，主體位于盆1井西凹陷與昌吉凹陷北斜坡，東西兩側為馬橋凸起、中拐凸起及達巴松凸起(路成，2016，林會喜等，2019)。研究區自北向南劃分為3個小區，依次為沙窩地、莫西莊和征沙村小區，分別位于坳陷帶斜坡上部(北部)、中部和底部(南部)(圖1a,b)。3個小區的三工河組在南北向上呈現極大的埋深差異：北部沙窩地小區埋深3100～3900 m，中部莫西莊小區埋深3500～4700 m，南部征沙村小區埋深4300～5200 m(王杰青等，2021)。研究區三工河組為濕潤氣候條件下湖盆擴張期發育的一套正旋回的粗碎屑巖系，沉積厚度較大(130～560 m)，總體呈下細中粗上細的沉積特征，按巖性組合特征自下而上可劃分為三段：三工河組一段(J1s1)、三工河組二段(J1s2)、三工河組三段(J1s3)。三工河組一段(J1s1)以灰色、深灰色泥巖、粉砂質泥巖為主，細砂巖呈薄夾層出現，縱向具有“泥包砂”的特征，自下而上“砂泥比”降低。三工河組二段(J1s2)為辮狀河前緣三角洲砂體的主要發育層位，可進一步劃分為下亞段(J1s21)和上亞段(J1s22)：下亞段總體以砂礫巖為主，自下而上主要由礫巖、含礫砂巖、粗—中砂巖、細砂巖及頂部的薄層砂質泥巖組成；上亞段自下而上包括灰色細礫巖、含礫砂巖、粗—中砂巖、細砂巖及上部互層沉積的薄層粉砂巖和泥巖，縱向具有“砂包泥”的特征。三工河組二段砂體為有利的油氣儲集層段，是本文研究的主要目的層段。三工河組三段(J1s3)為一套半深湖—深湖相深灰色泥巖沉積，夾零星的薄層粉砂巖和細砂巖層，自下而上“砂泥比”降低(圖2)。

圖2 準噶爾盆地腹部西側莊106井剖面旋回性劃分及沉積相綜合柱狀圖(井位見圖1b)Fig.2 The division of sedimentary cycle and sedimentary facies of the Well Zhuang-106 in west side of the abdomen of Junggar Basin (the well location shown in Fig.1b)

依據大量測井和取芯資料數據對研究區小層進行了精細和對比，將三工河組二段下亞段可劃分出4個砂組，二段上亞段可劃分出3個砂組。第1～3砂組主要為辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體，巖性主要由淺灰色、灰色厚層細礫巖、砂礫巖、粗—中砂巖及細砂巖組成，沉積物粒度較粗，正粒序層理、槽狀交錯層理、板狀層理和較大型斜層理發育；礫巖和砂礫巖的礫石成分復雜，包括花崗巖、白云巖、灰巖、硅質巖、凝灰巖、砂巖、泥巖、千枚巖巖屑等，整體表現出自底向頂粒度逐漸變細、單砂體厚度逐漸變薄等特征，“砂泥比”很高。單砂體厚幾米至幾十米，總砂組厚50～80 m，各井厚度變化不大。第4砂組主要為辮狀三角洲水下分流河道和河口壩砂體，巖性多為灰色中—細砂巖與粉砂巖，最頂部為灰色泥巖、粉砂質泥巖，具有典型的反粒序層理，另外也常見小型斜層理、沙紋狀和沙波狀層理，單砂體厚度一般不超過10 m，總砂組厚度為5～30 m。第5砂組亦為辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體，巖性主要為灰色砂礫巖、粗—中砂巖和細砂巖，沉積物粒度較粗，“砂泥比”較高，單砂體厚度一般小于15 m，總砂組厚度為5～17 m。第6、7砂組主要為遠砂壩席狀砂砂體，水平層理、沙波層理及沙紋層理發育，巖性主要為細砂巖、粉砂巖及泥質粉砂巖，單層砂體較薄，單砂體厚大多不超過3 m，總砂組厚度為4～26 m(圖3)。

2 研究區三工河組二段儲層物性—含油性特征

2.1 儲集空間特征

根據對沙窩地沙2井中砂巖掃描電鏡觀察，巖性為中砂巖，分選好、磨圓中等，顆粒呈點—線接觸，原生粒間空隙發育，其砂巖空隙內部及顆粒邊緣無明顯溶蝕，雜基含量少，圖中的白色尖頭指向寬大的三角形粒間空隙(圖4a,b)，因此，研究區淺埋藏的北部沙窩地小區和中部莫西莊小區三工河組二段砂體以原生孔隙為主，壓實作用弱。

根據對南部征沙村小區征1、征3、征11井砂巖掃描電鏡及鑄體薄片觀察，三工河組二段碎屑顆粒呈凹凸—鑲嵌狀接觸，砂體孔隙類型以次生孔隙和超壓微裂縫為主。次生孔隙主要為碎屑顆粒的易溶組分發生溶蝕而形成，主要包括粒間溶孔(圖4b)和粒內溶孔(圖e,f)。粒間溶孔主要為長石顆粒和巖屑邊緣發生溶解而形成的不規則狀粒間溶擴孔；粒內溶孔主要見于長石顆粒及少量巖屑的內部溶蝕。征沙村小區三工河組二段常見長石，巖屑等溶蝕以及某些自生礦物的析出和交代現象，包括粒間孔溶蝕、粒內孔溶蝕、石英次生加大、黏土礦物發育等，以粒間長石溶蝕最為常見。長石顆粒溶蝕形成次生溶蝕孔隙，溶蝕形成的孔洞內易被黏土礦物充填，長石顆粒表面黏土化，溶蝕處易出現石英次生加大現象(圖4c)，另外，在溶蝕孔隙內還可能出現長石等礦物的再生長現象(圖4d)。相對于沙窩地和莫西莊地區，由于征沙村研究區埋藏較深，溶蝕作用較為發育，以次生孔隙發育為主(圖4g)，此外，征沙村三工河組二段砂巖夾于三工河組一段和三工河組三段大套厚層泥巖之間得，石英等脆性顆粒破碎形成超壓成因微裂縫(圖4h)。

圖4 準噶爾盆地腹部西側三工河組砂體儲集空間特征照片Fig.4 Spatial characteristics of sand reservoir in the Sangonghe Formation of the west side of the abdomen of Junggar Basin(a) 沙2井，J1s21 ，3433.67 m,原生粒間孔;(b) 沙2井，J1s21 ，3431.36 m 原生粒間孔;(c) 征1井,J1s22 ，4800.85 m，長石溶蝕表面黏土化，溶蝕處見石英次生加大;(d) 征3井,J1s3，4969.4 m，長石溶蝕產生粒內孔洞,表面長石雛晶再生長;(e) 征3井，J1s22 ,5062.43 m,長石顆粒被溶蝕，見溶蝕孔隙;(f) 征3井，J1s21 ，5110.33 m，長石溶蝕形成次生溶蝕孔隙；(g) 征1井，J1s22，5062.43 m，強壓實形成的次生裂隙；(h) 征1井，4800.85 m，J1s22 ，中砂巖，微裂縫放大，見殘余的瀝青(a) the Well Sha-2,J1s21 ,3343.67 m,primary intergranular pores;(b) the Well Sha-2,J1s21 ,3431.36 m,primary intergranular pores;(c) the Well Zheng-1,J1s22 ,4800.85 m,the surface of feldspar is clayed by dissolution,and the secondary growth of quartz is seen in the dissolution;(d) the Well Zheng-3,J1s3,4969.4 m,feldspar dissolution produces intragranular pores,and surface feldspar crystals re-grow;(e) the Well Zheng-3,J1s22 ,5062.43 m,feldspar particles are corroded,see corrosion pores;(f) the Well Zheng-3,J1s21 ,5110.33 m,feldspar dissolves to form secondary dissolution pores;(g) the Well Zheng-1,J1s22 ,5062.43 m,secondary fractures formed by strong compaction;(h) the Well Zheng-1,4800.85 m,J1s22 ,medium sandstone,microcracks enlarged,see residual bitumen

2.2 孔滲特征

通過對研究區儲層物性數據統計分析，莫西莊小區三工河組儲層孔隙度主要分布于5%～20%，總含量達92.2%，其中孔隙度為10%～15%的儲層含量達50.94%，平均要比沙窩地高3%左右，儲層以中高孔和中低孔儲層為主；儲層滲透率主要分布于0.1×10-3μm2到500×10-3μm2，其中0.1×10-3μm2到1×10-3μm2的儲層含量為26.58%，1×10-3μm2到10×10-3μm2的儲層含量為37.57%，10×10-3μm2到50×10-3μm2的儲層含量為17.24%，大于50×10-3μm2的儲層含量為12.57%。

沙窩地小區三工河組儲層孔隙度主要分布于5%～20%，總含量達94.05%，，其中孔隙度為10%～15%的中孔儲層含量達47.52%，以中孔儲層為主；滲透率主要分布于0.1×10-3μm2到50×10-3μm2，其中1×10-3μm2到10×10-3μm2的儲層含量為58.42%，大于10×10-3μm2的儲層含量為23.76%，儲層的滲透率較高，以中滲儲層為主。

征沙村小區三工河組儲層埋深大，壓實作用強，儲層物性差。儲層孔隙度主要分布于0%～15%，以特低滲和低滲儲層為主；滲透率主要分布于0.1×10-3μm2到10×10-3μm2，其中0.1×10-3μm2到1×10-3μm2的儲層含量為44.94%，1×10-3μm2到10×10-3μm2的儲層含量為43.67%，儲層主要為超低滲和特低滲儲層。

2.3 孔喉結構

儲層毛管壓力曲線的形態及排驅壓力等參數是描述儲層孔喉結構并對其進行分類的主要變量。依據排驅壓力、及毛管壓力中值和孔喉半徑，將研究區三工河組二段儲層孔喉結構分為4類(表1)。

表1 準噶爾盆地腹部西側三工河組儲層孔喉結構分類表Table 1 Classification of pore throat structure of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin

中粗喉型：最大孔喉半徑大，平均值為18.09 μm，排驅壓力和毛管中值壓力均較小，平均值分別為0.049 MPa和1.785 MPa。該類孔喉連通性良好，主要發育于水下分流河道砂壩和心灘的中、粗砂巖中。由進汞飽和度曲線可知(平均64.62%)(圖5a)，中粗喉型孔喉分選好，粗歪度。具該類孔喉結構的砂巖孔隙度主要分布在10%～18%，平均值為14.77%；滲透率值主要分布在(50～500)×10-3μm2的范圍內，平均91.30×10-3μm2，屬于低孔中滲型儲層。

圖5 準噶爾盆地腹部西側三工河組儲層壓汞曲線特征(井位見圖1b)Fig.5 Mercury injection curve characteristics of reservoir of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin (the well location shown in Fig.1b)

較細喉型：最大孔喉半徑較大，平均值為6.34 μm，排驅壓力與毛管壓力中值較小，平均值分別為0.116 MPa和2.432 MPa。該類孔喉連通性相對較好，主要發育于河口壩細砂巖及水下分流河道滯留沉積的含礫砂巖中。由其進汞飽和度曲線可知(平均36.61%)(圖5b)，較細喉型孔喉分選較好，粗歪度。該類孔喉結構孔隙度主要分布在10%～15%，平均為13.13%，滲透率值主要分布在(1～100)×10-3μm2，平均為23.73×10-3μm2，屬于低孔低滲型儲層。

細喉型：最大孔喉半徑較小，平均值為2.56 μm，排驅壓力與毛管中值壓力均較大，平均為0.358 MPa和7.138 MPa，該類孔喉連通性很差，主要發育于遠砂壩及席狀砂微相的細砂巖和粉砂巖。由進汞飽和度曲線可知(平均17.02%)(圖5c)，細喉型孔喉分選差，細歪度。該類孔喉結構孔隙度主要分布在5%～15%，平均為10.92%，滲透率主要分布在(0.1～10)×10-3μm2。平均為4.80×10-3μm2，屬于低孔特低滲儲層。

微喉型：最大孔喉半徑最小，平均值為0.52 μm，排驅壓力與毛管中值壓力均較大，平均為1.763 MPa和31.121 MPa，該類孔喉連通性最差，主要發育于席狀砂微相的泥質粉砂巖及粉砂巖中。由進汞飽和度曲線可知(平均21.59%)(圖5d)，微喉型孔喉分選差，細歪度。該類孔喉結構孔隙度主要分布在1%～10%，平均為7.66%，滲透率主要分布在(0.01～1)×10-3μm2，平均為1.20×10-3μm2，屬于特低孔超低滲儲層。

2.4 儲層含油性特征

通過對3個小區砂體含油性厚度的統計分析發現(圖6)，沙窩地小區主要以熒光、油斑、油跡為主。熒光砂巖累積厚度為70.80 m，平均厚度為11.80 m，油跡砂巖累積厚度為22.10 m，平均厚度為3.68 m，油斑砂巖厚度為37.80 m，平均厚度為6.30 m，油浸砂巖厚度較薄僅為2.40 m；莫西莊小區各類含油砂巖較多，且分布均勻，尤以油斑砂巖厚度較大，油斑砂巖厚度累積157 m，平均厚度為14.27 m，熒光砂巖為81.80 m，平均厚度為7.44 m，油跡砂巖為75.38 m，平均厚度為5.38 m，油浸砂巖為47.80 m，平均厚度為6.83 m；征沙村小區含油砂巖中，油跡及油斑砂體厚度較大,油跡砂巖厚度累積為75.76 m，平均厚度為10.82 m，油斑砂巖為96.03 m，平均厚度為13.72 m，熒光砂巖為55.7 m，平均厚度為13.93 m，油浸砂巖為32.47 m，平均厚度為8.12 m。通過對各小區含油性及含油砂巖平均厚度對比分析發現，征沙村小區三工河組二段砂巖整體含油性能良好，莫西莊小區較好，沙窩地小區較差。

圖6 準噶爾盆地腹部西側3小區含油砂巖厚度統計(井位見圖1b)Fig.6 Thickness statistics of oil-bearing sandstone in 3 districts of the west side of the abdomen of Junggar Basin (the well location shown in Fig.1b)

從上述分析可以看出，準噶爾盆地腹部沙窩地、莫西莊和征沙村三個小區三工河組儲層總體為低孔低滲特征，但不同小區的砂體孔隙類型不同、且具有不同的孔喉結構特征。研究過程中發現，除了差異埋深這個主控因素外，盆地的沉積微相類型、低地溫梯度、沉積砂體的塑性巖屑含量等也是影響儲層物性的比較顯著的因素。下面對這些因素逐一進行分析，進一步闡明這些因素對研究區儲層物性的制約作用和影響程度。

3 儲層物性—含油性主控因素分析

3.1 沉積微相對儲層物性的“相控”

沉積微相是影響砂體物性及儲層發育的物質基礎 (趙虹等，2005；何幼斌等，2007)。研究區主要為辮狀河三角洲前緣亞相砂體，進一步可分為水下分流河道、河口壩、遠砂壩和席狀砂等微相。

筆者等對各微相砂體物性進行了統計：水下分流河道砂體以粗粒碎屑巖為主，平均孔隙度和滲透率分別為12.09%和32.00×10-3μm2，是有利的油氣儲集砂體(表2)；辮狀河三角洲河口壩砂體以中砂巖和細砂巖為主，平均孔隙度和滲透率分別為6.71%和7.13×10-3μm2，屬于較有利的油氣儲集砂體(表2)；遠砂壩和席狀砂以細砂巖和粉細砂巖為主，平均孔隙度和滲透率分別為5.50%和0.31×10-3μm2，屬于最不利的油氣儲集砂體(表2)。由此可見，高能環境下形成的水下分流河道砂體，砂、礫被強烈淘洗致使粒間雜基含量低，原生孔隙保存較好，孔喉結構主要為中粗喉型，且砂體發育面積廣、厚度大，儲層物性最好。其次為河口壩砂體，次生孔隙發育，孔喉結構主要為較細喉型，儲層物性相對較好。遠砂壩席狀砂砂體孔隙度滲透率較低，次生孔隙發育較差，孔喉結構以細喉型和微喉型為主，物性較差?？梢?，沉積微相不僅是影響砂體物性及儲層發育的物質基礎，而且對儲層的物性及時空展布規律具有明顯的控制作用。

表2 準噶爾盆地腹部西側三工河組沉積微相與儲層物性關系表Table 2 The relationship between sedimentary microfacies and reservoir physical property of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin

3.2 埋深差異對儲層物性—含油性的“深控”

沙窩地、莫西莊和征沙村三個小區侏羅系三工河組二段砂體埋深差異較大,北部沙窩地和中部莫西莊兩個小區三工河組二段辮狀河前緣三角洲砂體埋藏相對較淺(3090～4436 m)，為淺埋藏區。淺埋藏區碎屑砂巖壓實作用中等偏強，常表現為碎屑顆粒間以點—線接觸為主(圖7a—f)，原生粒間孔隙得以保存并成為該區的主要儲集空間類型。淺埋藏區三工河組砂體孔隙度主要集中于5%～15%，平均值為11.47%，滲透率值主要集中于(0.1～500)×10-3μm2，平均值為30.74×10-3μm2。

圖7 準噶爾盆地腹部西側三工河組砂體埋深差異下壓實作用結果Fig.7 The differential compaction of detrital particles in the west side of the abdomen of Junggar Basin(a) 沙1井，J1s21 ,3662.15 m,剛性顆粒粒間多為點接觸，少量線接觸；(b) 沙1井，J1s21 ,3679 m，剛性長石顆粒被壓斷;(c) 沙1井，J1s21 ,3670.8 m，軟巖屑含量高的部分基本為線—凹凸狀致密接觸;(d) 莊101井,J1s21 ,4341.65 m，剛性顆粒的線—凹凸接觸，少量長石顆粒被壓斷;(e) 莊101井,J1s21 ,4341.65 m，剛性顆粒間的點接觸和線接觸;(f) 莊3井，J1s21 ,4169.94 m，千枚巖屑在壓實作用下發生強烈塑性變形;(g) 征1井，J1s22 ,4813m,顆粒間多為線接觸，孔隙相對減小;(h) 征1-1井，J1s22 ,4785.68 m,孔隙發育較差，顆粒間多以線接觸為主(a) The Well Sha-1,J1s21 ,3662.15 m,the rigid particles are mostly in point contact with a small amount of line contact;(b) the Well Sha-1,J1s21 ,3679 m,the rigid feldspar particles are crushed;(c) the Well Sha-1,J1s21 ,670.8 m,the part with high content of soft cuttings is basically linear—concave—convex compact contact;(d) the Well Zhuang-101,J1s21 ,4341.65 m,rigid particle line—concave contact,a few feldspar particles were crushed;(e) the Well Zhuang-101,J1s21 ,4341.65 m,point and line contact between rigid particles;(f) the Well Zhuang-3,J1s21 ,4169.94 m,phyllite cuttings undergo strong plastic deformation under compaction;(g) the Well Zheng-1,J1s22 ,4813 m,most of the grains are in line contact,and the pores are relatively reduced;(h) the Well Zheng-1-1,J1s22 ,4785.68 m,the pores are poorly developed,most of the particles are in line contact

相較于北部的淺埋藏區，南部征沙村小區三工河組二段辮狀河前緣三角洲砂體埋藏深度較深，深度在4493～5080 m，為深埋藏區。深埋藏區砂巖遭受強烈的壓實作用，即使抗壓實能力較強的石英、長石等剛性顆粒也會發生旋轉、錯動變形，而抗壓實能力弱的塑性巖屑則易發生壓彎、壓扁，甚至發生假雜基化，碎屑顆粒間以線接觸和凹凸接觸為主(圖7g,h)。強烈的壓實作用使得征沙村小區三工河組砂體原生孔隙極不發育，儲集空間以次生孔隙和微裂縫為主。征沙村小區三工河組砂體孔隙度主要集中于5%～10%，平均值為8.23%，滲透率值主要集中于(0.1～10)×10-3μm2，平均值為2.30×10-3μm2。因此，將淺埋藏區和深埋藏區儲集空間類型與孔隙度和滲透率值相結合并進行對比分析發現，埋深差異對研究區三工河組儲層物性影響極大，是導致研究區深、淺埋藏區三工河組儲層孔隙類型和物性差異的首要因素。

3.3 低地溫梯度對儲層物性—含油性的“溫控”

地溫梯度的高低對原生孔隙的保存具有消極或積極的作用。準噶爾盆地與我國中、東部盆地相比屬于典型的“冷”盆，地溫梯度約為1.9～2.1 ℃/100 m。中部地區的鄂爾多斯盆地地溫梯度為2.5～3.0 ℃/100 m，屬于中熱盆；東部地區的松遼盆地的地溫梯度為3.0～4.5 ℃/100 m，屬于熱盆(表3)(壽建峰等，2005)。準噶爾盆地侏羅紀低地溫梯度使其儲層成巖作用進程相對于正常地溫梯度盆地的成巖作用進展較為緩慢，因此自然延緩了壓實作用進程，從而對儲層的原生孔隙起到積極的保護作用(高崇龍等，2017)。不同地熱盆地的地溫梯度與砂巖孔隙度關系的研究表明，砂巖原生孔隙的保存程度明顯受盆地地溫梯度的影響(表3)：低地溫梯度的準噶爾盆地在儲層埋深約4500 m時，仍能具有11%的平均孔隙度；而維持11%的孔隙度，鄂爾多斯盆地砂體的埋深不能超過2800 m；松遼盆地沉積砂層的埋深在2100 m才能保持11%的孔隙度(壽建峰等，1998)。在相同埋深情況下(3500～5000 m)，高地溫梯度的松遼盆地儲層類型以特低孔特低滲為主，而低地溫梯度的準噶爾盆地仍然以低孔低滲為主。因此，較低的地溫梯度能夠有效保存砂體孔隙，從而改善儲層物性。

表3 中國東、中、西部沉積盆地不同地溫梯度對孔隙度的影響 (據壽建峰等,2005修改)Table 3 Effects of different geothermal gradients on porosity in sedimentary basins in eastern and western China (modified from Shou Jianfeng et al.,2005&)

3.4 塑性巖屑含量對儲層物性—含油性的影響

塑性巖屑或剛性組分含量決定著儲層物性壓實損失的大小，而砂巖碎屑成分根本上取決于母源區性質及物源條件(高崇龍等，2017)。根據巖芯及鏡下巖屑觀察，3個小區三工河組巖屑成分與扎伊爾山、哈拉阿拉特山及克拉美麗山巖石組合基本一致。沙窩地物源主要來源于泥盆紀洋殼殘片組成的扎伊爾山，而莫西莊和征沙村小區物源主要來自克拉美麗山和哈拉阿拉特山(張曰靜，2012)。三工河組粗碎屑辮狀河三角洲前緣砂體以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，巖屑成分復雜，包括花崗巖、白云巖、灰巖、砂巖、硅質巖等剛性巖屑和凝灰巖、泥巖、千枚巖等塑性巖屑，成分成熟度較低、結構成熟度中等(圖8)。

圖8 準噶爾盆地腹部西側三工河組巖芯及鏡下巖屑照片Fig.8 Detrital photographs of rock cores and cuttings from the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin(a) 莊5井,J1s21 ,4293.08 m,砂礫巖(巖屑為灰巖)；(b) 莊104井,J1s21 ,4358.68 m,砂礫巖(巖屑為灰巖、白云巖、花崗巖和石英等);(c) 砂1井,J1s22 ,4674.35 m,砂礫巖(巖屑為灰巖、花崗巖和石英等);(d) 征1-2井,4799.8 m,砂礫巖 (巖屑為灰巖、花崗巖和石英等);(e) 沙1井,J1s21 ,3633.54 m,中粒巖屑砂巖(巖屑為花崗巖、粉砂巖、千枚巖、火山巖);(f) 莊105井,J1s21 ,4383.79 m,含礫巖屑粗砂巖(巖屑為花崗巖、火山凝灰巖)(a) the Well Zhuang-5,J1s21 ,4293.08 m,glutenite (detritus are limestone);(b) the Well Zhuang-104,J1s21 ,4358.68 m,glutenite (detritus are limestone,dolostone,granite and quartz,etc.);(c) the Well Sha-1,J1s22 ,4674.35 m,glutenite (detritus are limestone,granite and quartz,etc.);(d) the Well Zheng-1-2,4799.8 m,glutenite (detritus are limestone,graniteand quartz,etc.);(e) the Well Sha-1,J1s21 ,3633.54 m,medium-grained lithic sandstone (detritus are granite,siltstone,phylliteand volcanic rock);(f) the Well Zhuang-105,J1s21 ,4383.79 m,gravel-bearing lithic gritstone (detritus are granite and volcanic tuff)

沙窩地小區三工河組二段油浸、油斑砂巖中塑性巖屑含量為12.19%，油跡、熒光砂巖中塑性巖屑含量為22.23%，不含油砂巖中塑性巖屑含量為27.82%。莫西莊小區三工河組二段油浸、油斑砂巖中塑性巖屑含量為15.74%，而在含油性較差的油跡、熒光砂巖中塑性巖屑含量為24.10%，不含油砂巖中塑性巖屑含量為27.05%。征沙村小區三工河組二段油浸、油斑中塑性巖屑含量為12.57%，油跡、熒光砂巖中塑性巖屑含量為18.29%，不含油砂巖中塑性巖屑含量為17.84%(表4)。三個小區含油性較好的油浸、油斑砂巖中，塑性巖屑含量均明顯低于含油性較差的油跡、熒光砂巖和不含油砂巖。一定量塑性巖屑的存在使得壓實作用的效果進一步增強，且隨著壓實作用進行塑性巖屑發生假雜基化也不利于原生孔隙的保存。隨著塑性巖屑含量的升高，砂體孔隙度逐漸降低，因而導致儲層含油性逐漸變差。

表4 準噶爾盆地腹部西側三工河組砂巖碎屑組分統計表Table 4 Statistical table of sandstone clastic components of the Sangonghe Formation in west side of the abdomen of Junggar Basin

3.5 隔夾層對儲層物性—含油性的“層控”

通過比對含油層段的隔夾層分布特征發現三工河組二段儲層油氣主要分布在隔夾層發育段(圖9)。三工河組二段儲層內部發育7套全區可對比的致密泥巖隔層，且砂體內部還發育有不同類型的夾層。隔夾層的存在會影響儲層物性及油氣的運移，尤其是隔層的厚度及側向延伸長度對儲層含油性的影響較大，而夾層的存在則對砂體的孔滲性能有較大影響。

第1砂組砂體厚度大，為低孔特低滲型儲層，全區36口井均無油氣顯示，同時1砂組砂體頂部存在著致密泥巖隔層，該隔層厚度較小，不能對油氣的運移起到很好的封閉作用，因此1砂組砂體幾乎無油氣顯示；第2砂組砂體厚度大，為低孔中滲型儲層，其含油性能一般，第2砂組頂部存在的致密泥巖隔層厚度較小，僅為1.5～2.5 m，對油氣的運移不能起到很好的封堵效果；第3砂組砂體單體厚度中等，為低孔中滲型儲層，含油性良好，主要為油跡、油斑砂巖，第3砂組砂體頂部隔層厚度為2～3 m，對油氣的封堵能力一般；第4砂組砂體單體厚度中等，為低孔低滲型儲層，其含油性能很好，含油砂巖主要為油跡、油斑及油浸砂巖，第4砂組砂體頂部隔層厚度為3.5～5.4 m，對油氣的封堵能力良好，因此第4砂組含油性能良好；第5砂組砂體單體厚度較薄，為低孔特低滲型儲層，其含油性良好，含油砂巖主要為油浸、油斑砂巖，第5砂組砂體頂部隔層厚度為6～8 m，對油氣的封堵能力良好，因此油氣能很好的保存在第5砂組儲層內；第6砂組砂體單體厚度較薄，為低孔特低滲型儲層，其含油性能一般，由于第5砂組頂部隔層的封堵，因此第6砂組砂體幾乎不含油；第7砂組砂體厚度較薄，為低孔特低滲型儲層，第7砂組被兩套厚度較大的隔夾層封堵，因此第7砂組在全區無油氣顯示。由上述統計結果可知，隔夾層的厚度對儲層物性及含油性有著一定的影響。

3.6 砂巖顆粒分選及磨圓對儲層物性—含油性的影響

通過對3個小區顆粒分選的對比分析發現，沙窩地和莫西莊小區砂巖的分選較好，油浸、油斑砂巖中分選好—中等所占比重較大，油跡、熒光砂巖中分選略差。由于征沙村小區顆粒分選及磨圓度數據較少，因此征沙村小區不同分選程度的砂巖，其含油性規律不明顯。研究區不同含油級別砂巖的磨圓度均以次棱角狀至次圓狀為主，不同小區略有差異。

沙窩地小區棱角狀砂巖基本為不含油砂巖，油浸油斑砂巖磨圓度主要為次棱角狀；莫西莊小區油浸油斑砂巖磨圓度主要為次圓至次棱角狀，熒光砂巖和油跡砂巖磨圓度主要為次圓(圖10)。盡管統計數據在一定程度上受取樣所限，但這一結果從一定程度上反映出研究區不同含油性砂巖在分選和磨圓上的規律性；研究區目的層砂巖均以次棱角狀、次圓狀砂巖為主，分選好至中等。不同含油性砂巖在結構上分異性明顯，粒度較粗、分選較好、磨圓較好的砂巖中油浸油斑砂巖所占比例較高，不含油砂巖多數表現為粒度較細、分選較差、磨圓一般等特征。

圖10 準噶爾盆地腹部西側沙窩地和莫西莊含油砂巖分選性和磨圓度對比Fig.10 Comparison of sortability and roundness of oil-bearing sandstone in Shawodi and Moxizhuang regions of west side of the abdomen of Junggar Basin

4 結論

(1)準噶爾盆地腹部侏羅系三工河組主要發育辮狀河三角洲沉積砂體，主要以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，成分成熟度較低、結構成熟度中等，整體為低孔低滲型儲層。北部沙窩地小區和中部莫西莊小區三工河組儲層埋深相對較淺，主要以中粗孔喉和較細孔喉的原生(殘留)孔隙為主；南部征沙村小區埋藏較深，以細孔喉和微孔喉的次生孔隙及微裂縫發育為特色。

(2)影響研究區三工河組二段儲層物性的主控因素主要包括埋深差異、地溫梯度、塑性巖屑含量及沉積微相等。埋藏深度為影響儲層發育的首要因素；沉積微相和砂體成因類型為控制儲層發育的基礎；低地溫梯度延遲了壓實效應等，有效保存了原生孔隙；結構成熟度和成分成熟度、軟巖屑含量、儲層的隔層和夾層因素，即儲層的非均質性在某種程度上影響砂體的儲集性。