随着全球广泛发现砂砾岩储层，并且砂砾岩油藏储量持续上升，砂砾岩储层已经成为全球油气勘探的重要领域之一。沉积物源、构造演化以及埋藏成岩作用等均影响着储层的物性^[1]，砂砾岩储层粒度普遍较大，距物源较近，各种岩性混杂堆积，其中优质的砂砾岩储层的形成机制一直是地质研究的难题之一。准噶尔盆地玛湖地区克拉玛依组储层以砾岩、砂砾岩为主，在“跳出断裂带，走向斜坡区”的勘探思路指导下^[2-5]，玛湖地区的油气勘探取得了持续的重大突破，现为全球最大的整装砂砾岩油田。玛湖地区已在10个层系共发现三级石油地质储量12.4亿t，其中探明储量5.2亿t。克乌断裂带的中浅层三叠系克拉玛依组（T₂k）是西北缘的主力产层，已探明石油地质储量4.48亿t，累计产油5 535万t，目前日产油3 016 t，证实了玛湖地区三叠系克拉玛依组砂砾岩储层成藏条件优越，但与常规砂岩储层不同的是，研究区储层内部整体表现出强烈的非均质性，砂砾岩储层物性多属于“低孔-特低渗”级别。

关于玛湖地区三叠系克拉玛依组优质储层的形成机理方面的研究相对较少，本次研究综合运用岩心资料、测井资料和实验室分析测试资料，在分析其沉积特征的基础上进行成岩演化恢复，并结合研究区油气充注史和试油结果，确定优质储层的展布特征及其主控因素，以期为研究区的油气勘探拓展新的领域。

玛湖地区位于新疆准噶尔盆地西北缘^[2]，为北东向展布的近椭圆形，面积约7 000 km²（图 1），其西北部紧邻克百断裂带、乌夏断裂带，东南部为达巴松凸起和夏盐凸起，东北部为英西地区^[3]。断裂带东南方向的玛湖地区勘探程度极低，整体构造特征为东南倾单斜^[5]，形成了3个鼻凸构造带。玛湖地区自下而上发育的地层为石炭系（C），二叠系佳木河组（P₁j）、风城组（P₁f）、夏子街组（P₂x）、下乌尔禾组（P₂w₁）和上乌尔禾组（P₂w₂），三叠系百口泉组（T₁b）、克拉玛依组（T₂k）和白碱滩组（T₃b），侏罗系八道湾组（J₁ b）、三工河组（J₁s）、西山窑组（J₂x）和头屯河组（J₂t），白垩系吐谷鲁群（K₁tg），古近系（E），新近系（N）以及第四系（Q）。其中克拉玛依组为本次研究的目的层。玛湖地区主要发育北部夏子街、中部黄羊泉以及克拉玛依等三大物源体系，以辫状河三角洲和扇三角洲沉积为主，其中克拉玛依组储层为干旱气候和强水动力环境下形成的粗粒碎屑沉积。研究区发育3套烃源岩，分别为二叠系的风城组、佳木河组和乌尔河组。此外，石炭系也是可能的烃源岩发育层系^[4-5]。佳木河组烃源岩厚度约150 m，有机碳质量分数平均为1.34%，镜质体反射率多为0.85%~1.16%，有机碳类型为Ⅰ型和Ⅱ₁型，为克拉玛依组储层的主要油气源。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 玛湖地区克三叠系克拉玛依组构造纲要图（a）及研究区综合柱状图（b） Fig. 1 Structure(a)and composite columnar section(b)of Triassic Karamay Formation in Mahu area

通过玛湖地区22口井的岩心观察以及镜下鉴定，发现研究区储层岩性以砾岩、含砂砾岩为主（图 2），约占总厚度的73%，其次为中—细砂岩，约占储层厚度的15%，而粉砂岩和泥岩占比相对较小。总体上，储层粒度分选较差，砾岩粒度直径为0.5~ 5.0 cm，主要分布为0.5~2.0 cm。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 玛湖地区三叠系克拉玛依组重点岩心照片 （a）X89井，2 282.57 m，T2k2，灰色砂砾岩，分选差，磨圆较好；（b）M003井，3 042.20 m，T2k2，上部含砾粗砂岩，可见冲刷面及炭质条带；（c）FN408井，2 117.20 m，T2k2，灰绿色砂砾岩，见砾石定向排列；（d）X028井：2 722.50 m，T2k1，灰色砾岩，砾石粒径向上变细，见砾石定向排列；（e）M002井，3 092.40 m，T2k2，灰色细砂岩夹杂黑色炭质条带，楔形层理发育；（f）M5井，3 057.80 m，T2k2，底部含砾砂岩与泥岩互层，见冲刷面，上部细砂岩发育平形层理 Fig. 2 Key core photos of Triassic Karamay Formation in Mahu area

采用Gazzi-Dickinson显微镜统计法，并按照砂体类型进行分类统计，每个岩石薄片上统计约200~ 400个颗粒，结果显示，岩屑种类包括沉积岩岩屑、变质岩岩屑和火成岩岩屑，岩屑体积分数为48%~ 85%，平均为65%，石英体积分数为1%~28%，平均为16%，长石体积分数为4%~28%，平均为18%。碎屑岩储层主要由砂岩、含砂砾岩和砾岩组成，砂岩类型以岩屑砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩（图 3）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 玛湖地区三叠系克拉玛依组砂岩分类三角图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.亚长石砂岩；Ⅲ.亚岩屑砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 3 Triangular diagram of sandstone classification of Triassic Karamay Formation in Mahu area

研究区473个样品的孔隙度-渗透率数据显示，平均孔隙度为11.3%，其中孔隙度为5%~10%的样品占比为34.5%，孔隙度为10%~15%的样品占比为35.8%；平均渗透率为1.94 mD，其中渗透率为0.10~5.00 mD的样品占比为85.3%（图 4），孔隙度和渗透率普遍较低反映了玛湖地区克拉玛依组储层的孔隙类型多且结构复杂，为典型的“低孔-特低渗”型储层，局部发育次生溶蚀孔，非均质性较强。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 玛湖地区三叠系克拉玛依组储层物性统计直方图 Fig. 4 Statistical histogram of physical properties of Triassic Karamay Formation in Mahu area

铸体薄片分析和扫描电镜分析结果显示，玛湖地区克拉玛依组储集空间类型主要包括原生残余粒间孔隙和次生溶蚀孔隙，见少量微裂缝。残余粒间孔为研究区最主要的孔隙类型[图 5（a）—（c）]，为砂砾岩中刚性颗粒堆积而成，呈不规则形状，多发育于杂基和胶结物含量较少的河道沉积砂体内，湖泊中滩坝砂体与席状砂中发育相对较少。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 玛湖地区三叠系克拉玛依组储层微观孔隙特征 （a）残余粒间孔，X89井，2 287.25 m；（b）残余粒间孔，X90井，2 481.65 m；（c）残余粒间孔，FN12井，2 475.77 m；（d）碎屑长石的溶蚀，X81井，2 428.92 m；（e）方解石溶孔，X77井，2 426.55 m；（f）石英次生加大，X81井，2 048.20 m；（g）粒内溶孔，X90井，2 481.65 m；（h）晶间孔，X81井，2 164.31 m；（i）长石向高岭石转化，X82井，2 213.21 m；（j）粒间填充书页状高岭石，X82井，2 213.21 m；（k）不规则状伊/蒙混层矿物，X82井，2 212.52 m；（l）微裂缝，W37井，1 137.28 m Fig. 5 Microscopic reservoir pore characteristics of Triassic Karamay Formation in Mahu area

次生溶蚀孔含量相对较少，主要由碎屑颗粒、颗粒间的杂基、胶结物被酸性流体溶蚀形成^[6]。其中长石溶蚀现象普遍发育[图 5（d）]，对改善储层物性具有较大作用；杂基溶蚀形成的孔径普遍较小，对改善储层物性的作用较小；常见方解石胶结物发生溶蚀[图 5（e）]；当地层处于弱碱性环境时，石英也会发生局部溶蚀，表现出粒内溶孔和加大边溶蚀等[图 5（f）]。黏土矿物如高岭石、伊利石在成岩过程中经过转化及交代作用，也可形成晶间孔[图 5（h）—（k）]，储层中此类孔隙也较发育，可有效改善储层物性。由于玛湖地区克拉玛依组埋藏较深，受压实作用较强，在斜坡区构造活动相对较弱，仅发育少量微裂缝[图 5（l）]，对岩石的渗透性具有一定的改善作用。孔隙类型与物性的相关性统计结果表明，残余粒间孔、粒内溶孔发育的岩石物性最好。

通过压汞实验分析，可以得出玛湖地区克拉玛依组储集层喉道大小主要为2.50~25.00 μm，说明该地区主要发育粗喉道，少量中—细喉道（图 6）。压汞曲线显示，样品的最大进汞压力为228 MPa，孔径测量范围为0.005~50.000 μm。研究区孔喉半径与孔隙度、渗透率均具有良好的正相关性，渗透率、排驱压力与中值压力呈现出良好的负相关性，排驱压力、中值压力越高的样品，其渗透率越低。渗透率随着喉道分选系数的增加先急剧上升后缓慢增加，分选系数越大，孔隙结构越好，渗透率越大。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 玛湖地区三叠系克拉玛依组喉道分布直方图 Fig. 6 Throat distribution histogram of Triassic Karamay Formation in Mahu area

根据玛湖地区克拉玛依组储层120个样品数据分析得出，分选系数大多集中在1.0~3.0 μm，表明储层孔喉分布极不均匀。中值压力为0~ 21 MPa，范围较大[图 7（a）]，排驱压力为0~ 2.6 MPa，表明该地区孔喉半径偏粗态。中值半径为0.04~16.73 μm，集中分布在0.04~0.20 μm，为粗歪度。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 玛湖地区三叠系克拉玛依组储层中值压力（a）和分选系数（b）统计直方图 Fig. 7 Statistical histogram of median pressure(a)and sorting coefficient(b)of Triassic Karamay Formation in Mahu area

玛湖地区克拉玛依组储层渗流能力总体较差，不同类型储层的孔吼特征有所不同，进而决定了其渗透性。通过对储层的孔隙度、渗透率、中值压力、排驱压力、最大进汞饱和度以及中值半径等参数进行分析，发现玛湖地区克拉玛依组压汞曲线可分为以下几类（表 1）：

表 1(Table 1)

表 1 玛湖地区三叠系克拉玛依组3类储层的孔隙结构参数 Table 1 Pore structure parameters of three types of reservoir of Triassic Karamay Formation in Mahu area 类别 孔隙度/% 渗透率/mD 排驱压力/MPa 最大孔吼半径/μm 中值压力/MPa 中值半径/μm 最大进汞饱和度/% 歪度 退汞效率/% 占比/% Ⅰ类 13.78 15.44 0.24 7.31 4.62 0.27 83.97 ＜0.42 38.08 10 Ⅱ类 9.17 0.58 0.95 1.44 10.07 0.10 71.03 ＜0.94 32.10 10 Ⅲ类 11.58 0.55 0.62 1.22 8.71 0.08 69.56 ＜0.72 34.42 80

下载CSV 表 1 玛湖地区三叠系克拉玛依组3类储层的孔隙结构参数 Table 1 Pore structure parameters of three types of reservoir of Triassic Karamay Formation in Mahu area

（1）Ⅰ类储层。以FN12井为代表，具有较低的排驱压力和较高的中值压力，孔隙度和渗透率相对较高，最大进汞饱和度和退汞效率均较高，以粗孔喉为主，且连通性较好。但分选系数较大，歪度较小，表明粗、细孔喉的分布不均。

（2）Ⅱ类储层。以X75井为代表，毛管压力曲线平台部分更低，物性中等，具有较高的排驱压力和中值压力，以细孔喉为主，孔喉的连通性较好。分选系数较大，歪度较小，表明孔喉的分布较分散。

（3）Ⅲ类储层。以X81井为代表，储层物性差，具有相对较高的排驱压力和中值压力，最大进汞饱和度偏低，退汞效率较高，以细孔喉为主，连通性较好，孔喉的分布较均匀。

不同的沉积环境形成的储集体具有不同的储集性，且砂体规模也存在差异^[7-10]。通过对玛湖地区22口井420块克拉玛依组样品的岩心观察和分析测试，可得出研究区距离物源区较近，沉积了包括砾岩、含砂砾岩、含砾砂岩和泥岩等各种岩石类型，泥岩主要发育于该组底部，以红褐色为主，向上逐渐变为灰色、灰绿色，局部发育薄层煤。岩石中微构造类型丰富，发育块状层理、槽状层理、平行层理、波状层理、泥砾递变层理、冲刷-填充构造及滑擦面等，基于上述沉积构造特征，将玛湖地区克拉玛依组可划分为辫状河三角洲和扇三角洲沉积（图 8）。结合岩心观察结果（图 9）和连井对比结合（图 10）可进一步划分出水下分流河道、河口坝、席状砂、水下分流间湾等沉积微相。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 玛湖地区克拉玛依组沉积相特征 Fig. 8 Sedimentary facies of Karamay Formation in Mahu area

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 玛湖地区克拉玛依组岩心主要沉积构造类型 （a）X028井，2 722.50 m，T2k1，灰色砾岩，递变层理，见砾石定向排列；（b）M002井，3 092.40 m，T2k2，灰色细砂岩夹杂黑色炭质条带，楔形交错层理发育；（c）X89井，2 280.88 m，T2k2，岩心扫描图片，深灰色粗砂岩，发育槽状交错层；（d）B75井，2 481.20 m，T2k2，细砾岩与下伏泥岩突变接触，冲刷面；（e）M18井，T2k1，2 132.60 m，含砾砂岩断面，以泥砾、泥团块为主；（f）H3井，2 089.70 m，T2k2，灰色中砾岩，分选性差，磨圆度差，可见大块角砾 Fig. 9 Main sedimentary structure types of Karamay Formation in Mahu area

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 玛湖地区克拉玛依组连井相剖面（剖面位置AA′） Fig. 10 Well-tie sedimentary sections of Karamay Formation in Mahu area

在层序地层格架的约束下，对研究区沉积微相进行了划分，明确了研究区优质储层展布主要受沉积作用控制，可分为以下几种构型：削截式河道构型、完整式河道构型、多相复合构型、席状砂构型^[7]。

（1）削截式河道构型。以X89井为例[图 11（a）]，由于不同期次的河道在横向上摆动迁移，后期河道对前期河道进行切割或者冲刷，从而导致前期河道被破坏，后期河道底部的砂砾岩直接覆盖在早期河道上部的中—细砂岩上，从而形成叠置状复合砂体^[7-10]。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 玛湖地区克拉玛依组储层构型特征 Fig. 11 Characteristics of different reservoir of Karamay Formation in Mahu area

（2）完整式河道构型。在此类结构类型中，砂体是由完整的河道堆叠而成，砂体间的细粒沉积物为水下分流河道间沉积，如X038井[图 11（b）]，多期河道砂体之间有泥岩间隔或者砂体之间有明显的界限分割，导致纵向上砂体的连通性较差，物性差异较大^[7]。

（3）多相复合构型。沉积过程中，河道与坝体在横向或侧向上相互拼接，如M15井[图 11（c）]，从而导致砂体厚度和平面展布规模明显增大。在此类结构中，复合砂体厚度大，展布面积广，厚度可达10~30 m，宽度可达1 000~1 500 m左右。

（4）席状砂构型。席状砂是由部分离湖岸较近的河道或河口坝被波浪改造而成，其厚度较小，物性较差，如X91井[图 11（d）]，顶部与底部被水下分流间湾泥岩所包围，仅砂体内部具有良好的连通性。

通过对研究区砂砾岩厚度的统计，并结合试油成果（表 2）等实际生产数据分析，绘制了优质储层分布平面图（图 12）。其中，非储层和差储层多位于席状砂、水下分流间湾等沉积区域，优质储层多位于厚度较大的河道沉积区域。因此，辫状河三角洲和扇三角洲的河道微相沉积（包括辫状河道、分流河道、水下分流河道）^[11-13]为克拉玛依组的优质储层。

表 2(Table 2)

表 2 玛湖地区克拉玛依组重点井试油结果 Table 2 Oil testing results of key wells of Karamay Formation in Mahu area 井号 层位 深度/m 厚度/m 解释结果 X027 T2k1 3 061.0 6.5 油层 X028 T2k1 2 937.5 7.0 油层 X201 T2k 4 944.0 18.0 油气同层 X722 T2k2 2 782.0 18.5 油层 X94 T2k1 2 876.0 15.0 油水同层 M138 T2k1 3 353.0 9.5 油层 M139 T2k 3 310.5 12.0 油层 FN404 T2k1 2 889.5 10.5 油层 FN16 T2k2 2 773.0 11.0 油层 M136 T2k1 3 324.0 10.0 含油水层 FN405 T2k2 2 549.0 9.0 含油层 FN404 T2k1 2 694.5 2.5 含油水层 X95 T2k1 2 832.0 12.0 差油层 M152 T2k1 3 250.0 11.0 差油层

下载CSV 表 2 玛湖地区克拉玛依组重点井试油结果 Table 2 Oil testing results of key wells of Karamay Formation in Mahu area

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 玛湖地区克拉玛依组储层分类及分布特征 Fig. 12 Reservoir classification and distribution characteristics of Karamay Formation in Mahu area

玛湖地区克拉玛依组储层埋深为2 000~3 100 m，压实作用较强，最大古地温为120 ℃^[14]，储层在埋藏过程中，经历了复杂的成岩演化。根据储层的产状、矿物形态以及组合特征，结合区域埋藏演化史、油气充注史以及试油成果，可将其成岩演化过程分为4个阶段：成岩Ⅰ期、成岩Ⅱ期、成岩Ⅲ期和成岩Ⅳ期（图 13），并分析了不同成岩作用阶段对优质储层的影响。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 玛湖地区克拉玛依组储层演化模式（据文献[14]修改） Fig. 13 Diagenetic evolution model of Karamay Formation in Mahu area

（1）成岩Ⅰ期。从三叠纪至中白垩世，储层处于持续沉降状态，地层快速埋藏，克拉玛依组底界温度约为50 ℃，岩石处于半固结状态^[15-21]，成岩环境为碱性还原环境。距今约220 Ma，地层温度升高至70 ℃，发生了第一次油气充注，油气沿不整合面和断层进入储层，伴随有机酸的生成，储层环境逐渐转变为酸性，长石、凝灰质杂基以及早期菱铁矿等开始发生溶蚀，同时期伴随着高岭石、绿泥石的沉淀[图 14]以及石英加大边和石英晶簇集合体的形成。此时随着埋深的加大以及压实作用的增强，部分塑性岩屑矿物发生弯曲变形，泥质杂基填充，颗粒排列变得更加紧密，原生孔隙开始减少，孔隙度逐渐降低。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 玛湖地区克拉玛依组储层自生矿物和荧光特征 （a）粒间充填的蠕虫状高岭石，W37井，1 254.71 m；（b）晶间孔，X81井，2 164.30 m；（c）碎屑颗粒及杂基的荧光显示，X81井，2 047.18 m；（d）粒间溶孔，自生钠长石晶间孔，粒内溶孔，M5井，3 481.37 m；（e）方解石溶孔，X77井，2 426.55 m；（f）弯曲片状伊利石，X81井，2 164.31 m；（g）方解石中的荧光显示，X89井，2 049.51 m；（h）叶片状绿泥石，X82井，2 427.54 m Fig. 14 Authigenic minerals and fluorescence characteristics of Karamay Formation in Mahu area

（2）成岩Ⅱ期。随着埋藏深度的持续增加，地层温度逐渐上升至85 ℃，压实作用进一步加强，长石持续发生溶蚀，形成大量的书页状、蠕虫状以及不规则状的高岭石[图 14（a）]。孔隙的数量有所降低，但生成的高岭石发育大量晶间孔[图 14（b）]可有效增加储层的孔隙度^[15-20]。随着石英加大的持续形成以及自生石英晶体的析出，储层中的粒间孔部分被堵塞，降低了储层物性。该时期由于有机酸浓度的持续降低以及长石等溶蚀形成了碱金属离子Al³⁺，Fe²⁺，Mg²⁺等进入地层水中，成岩环境逐渐转换为弱碱性，铁方解石发生沉淀。

（3）成岩Ⅲ期。地层温度为80~100 ℃，地层埋深进一步加大，发生第2次油气充注，在次生溶孔中可发现大量油气充注的痕迹，荧光显微镜下呈蓝白色[图 14（c）]。有机质向烃类转化所产生的大量CO₂随着油气的运移也进入储层中，成岩环境逐渐由弱碱性变为酸性，长石、岩屑等继续发生溶蚀。伴随一定规模的溶蚀作用^[21-23]，储层中部分石英在高压下发生溶解，黏土矿物中形成了大量晶间孔，部分方解石发生溶蚀[图 14（d）—（e）]也产生一定量的溶孔，部分区域的储层物性得到了改善。片状伊利石开始形成[图 14（f）]也可证明钾长石发生了溶蚀，此时储层的孔隙度较高。

（4）成岩Ⅳ期。随着地层温度的升高以及地层埋深的增加，有机质热演化形成的有机酸开始减少^[24]，长石、岩屑等溶蚀也消耗了大量有机酸，并且岩屑、长石等发生溶蚀时会在储层中残留Al³⁺、Fe²⁺离子，此时储层由酸性向弱酸性转化。晚期方解石开始沉淀，镜下观察方解石裂缝中也存在呈蓝白色荧光的油气[图 14（g）]。该阶段以方解石胶结为主，阻塞残余粒间孔，降低了储层物性。

综上所述，成岩环境的变化对储层孔隙演化具有一定的控制作用^[25]。在成岩Ⅱ期，随着储层由酸性向弱碱性转化以及压实作用的增强，储层孔隙度逐渐降低；在成岩Ⅲ期，随着成岩环境逐渐向酸性转化，溶蚀作用占主导地位，有效改善了储层物性，该阶段孔隙最发育；在成岩Ⅳ期，随着绿泥石等自生黏土矿物的沉淀[图 14（h）]以及方解石的胶结作用，储层的孔隙度持续降低，从而形成了现今的“低孔-特低渗”型储层。

（1）准噶尔盆地玛湖地区克拉玛依组储层以砾岩、砂砾岩为主，约占地层总厚度的73%，其中砂岩类型以岩屑砂岩为主。储层物性多为“低孔-特低渗”型，孔隙结构中等。

（2）玛湖地区克拉玛依组发育辫状河三角洲和扇三角洲沉积，根据储层形态及特征可进一步划分为水下分流河道、坝体以及席状砂等微相，其中在辫状河三角洲和扇三角洲前缘亚相发育的河道砂体所组成的削截式河道构型和完整式河道构型较厚，粒度较粗，储集性较好，席状砂单体构型厚度较薄，储集性较差。

（3）玛湖地区克拉玛依组储层质量除了受沉积作用的影响外，埋藏期所经历的复杂的成岩改造也对其具有重要影响，可将其成岩演化过程分为成岩Ⅰ期、成岩Ⅱ期、成岩Ⅲ期和成岩Ⅳ期等4期。在碱性—酸性—弱碱性—酸性—弱酸性的成岩环境演化过程中，矿物的成岩变化序列为：菱铁矿/方沸石胶结、石英次生加大-铁方解石沉淀、长石溶蚀、石英晶簇析出-方解石/钾长石溶蚀、片状伊利石形成-晚期方解石胶结、填充式绿泥石沉淀。