譚開俊，王國(guó)棟，羅惠芬，曲永強(qiáng)，尹 路，陳 娟

（1．中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州730020；2.中國(guó)石油新疆油田分公司燃?xì)夤?，新疆克拉瑪?34000）

準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層特征及控制因素

譚開俊1，王國(guó)棟1，羅惠芬2，曲永強(qiáng)1，尹 路1，陳 娟1

（1．中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州730020；2.中國(guó)石油新疆油田分公司燃?xì)夤?，新疆克拉瑪?34000）

為了更有效地在瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組尋找有效儲(chǔ)集體，利用巖石薄片、鑄體薄片和掃描電鏡等資料，對(duì)該區(qū)巖石學(xué)特征、儲(chǔ)集空間類型、孔喉結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層物性和儲(chǔ)層控制因素等進(jìn)行了研究。結(jié)果表明：①該區(qū)儲(chǔ)層類型主要為扇三角洲平原和前緣亞相的砂礫巖，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，孔喉結(jié)構(gòu)差—中等，平原亞相以原生孔隙為主，前緣亞相以次生孔隙為主，整體表現(xiàn)為低孔、低滲的儲(chǔ)層特征；②剛性顆粒發(fā)育的地區(qū)，壓實(shí)作用弱，可溶蝕礦物含量高，溶解作用強(qiáng)，儲(chǔ)層物性較好；③平原亞相比前緣亞相的壓實(shí)程度高，且雜基含量較高，溶解作用弱，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差；④壓實(shí)作用減孔明顯，膠結(jié)作用減孔不明顯，溶蝕作用增孔明顯，烴類侵位對(duì)成巖作用具有一定的抑制作用，有利于改善儲(chǔ)層物性。關(guān)鍵詞：三疊系；沉積相；成巖作用；烴類侵位；準(zhǔn)噶爾盆地

0 引言

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣由紅車斷裂帶、克百斷裂帶、烏夏斷裂帶、中拐凸起和瑪湖斜坡區(qū)（瑪東斜坡區(qū)、瑪北斜坡區(qū)、瑪西斜坡區(qū)和瑪南斜坡區(qū)）等5個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元組成（圖1），具有充足的油氣資源，成藏條件優(yōu)越。在準(zhǔn)噶爾盆地西北緣斷裂帶相繼發(fā)現(xiàn)了克拉瑪依、百口泉、紅山嘴、烏爾禾以及夏子街等油田［1-2］。

圖1瑪湖斜坡區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic location of Mahu slope area

近年來，在瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組發(fā)現(xiàn)了大量的地層-巖性油氣藏，如瑪北油田。目前，在烴源巖和構(gòu)造等成藏條件基本明確的情況下［3-8］，尋找有效儲(chǔ)集體是油氣勘探工作的重點(diǎn)和核心。前人針對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣斷裂帶的局部區(qū)塊開展了三疊系儲(chǔ)層的基本特征［9-10］、成巖序列特征［11］、成巖作用類型及其對(duì)物性的影響［12-13］和成巖相［14-15］等方面的研究工作，但對(duì)瑪湖斜坡區(qū)三疊系儲(chǔ)層的研究尚未涉及。筆者通過巖心觀察、巖石薄片、鑄體薄片及掃描電鏡資料的分析，系統(tǒng)研究瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組的巖石學(xué)特征、儲(chǔ)集空間類型、孔喉結(jié)構(gòu)以及儲(chǔ)層物性，明確儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素，為利用地震技術(shù)預(yù)測(cè)有利儲(chǔ)層提供地質(zhì)學(xué)方面的理論依據(jù)。

1 儲(chǔ)層基本特征

1.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組為扇三角洲沉積，儲(chǔ)層主要為三角洲前緣水下分流河道砂礫巖和少量砂巖［10］，巖石顏色以灰色和灰綠色為主，礫石大小不等，最大粒徑為45 mm，一般為2～40 mm，多呈次圓狀，分選性差。礫石成分較復(fù)雜，主要為凝灰?guī)r、花崗巖，其次為安山巖、流紋巖、石英巖、硅質(zhì)巖和霏細(xì)巖（圖版Ⅰ-1）。砂巖顆粒呈次圓狀，分選中等。砂質(zhì)成分以凝灰?guī)r和巖屑為主，其次為石英和長(zhǎng)石。膠結(jié)物以黏土質(zhì)為主，其次為高嶺石、方解石和沸石，中等膠結(jié)（圖版Ⅰ-2）。相比之下，瑪湖斜坡區(qū)扇三角洲平原辮狀河道巖性為褐色礫巖和砂礫巖，具有分選較差、磨圓中等—差及雜基含量多的特點(diǎn)，巖性致密。

1.2 儲(chǔ)集空間類型

根據(jù)研究區(qū)40余口井的巖石薄片、鑄體薄片和掃描電鏡分析，認(rèn)為該區(qū)三疊系百口泉組扇三角洲平原亞相儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間以原生孔隙為主，主要孔隙類型有粒間原生孔、顆粒壓碎縫、剩余粒間孔以及粒內(nèi)溶孔，分別占總孔隙的71%，13%，12%和4%（表1）；扇三角洲前緣亞相儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間以次生孔隙為主，主要孔隙類型有粒內(nèi)溶孔、界面孔、粒間溶孔、微裂縫、基質(zhì)溶孔和剩余粒間孔，分別占總孔隙的37%，30%，16%，9%，4%和4%（表1）。

表1 瑪湖斜坡區(qū)扇三角洲儲(chǔ)層孔隙類型統(tǒng)計(jì)Table1 Pore types of fan delta reservoir in Mahu slope area %

1.3 儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)研究區(qū)20余口井的壓汞資料統(tǒng)計(jì)分析，環(huán)瑪湖斜坡區(qū)百口泉組儲(chǔ)層孔隙分選系數(shù)平均為2.11，分選中等—較差；偏態(tài)為負(fù)偏態(tài)，歪度平均值為0．76；中值壓力平均為11．06 MPa，中值半徑平均為0.14 μm；排驅(qū)壓力中等，平均為0.58 MPa；最大孔喉半徑均值為1.59 μm；毛管半徑均值為0．41 μm，以微細(xì)喉為主；退汞效率平均為39.53%；毛管壓力曲線“平臺(tái)”特征不明顯。由此反映出該區(qū)百口泉組儲(chǔ)層孔隙小、喉道半徑較小、孔喉連通性差、排驅(qū)壓力中等、中值壓力高、退汞效率和水驅(qū)油效率均較低的特點(diǎn)，為一套自身彈性能量差的砂礫巖儲(chǔ)層，且儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)差—中等。

1.4 儲(chǔ)層物性特征

研究區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層物性整體表現(xiàn)為低孔、低滲特征，由于受沉積體系母巖成分和成巖作用的影響，不同斜坡區(qū)的儲(chǔ)集物性具有差異性。根據(jù)該區(qū)30余口井的物性資料統(tǒng)計(jì)分析（表2），瑪東斜坡區(qū)儲(chǔ)層孔隙度為6.17%～12.64%，平均為10.17%，滲透率為0.04～1.34 mD，平均為0.33 mD；瑪北斜坡區(qū)儲(chǔ)層孔隙度為1.17%～16.40%，平均為7.52%，滲透率為0.02～693.00 mD，平均為0.63 mD；瑪西斜坡區(qū)儲(chǔ)層孔隙度為3.18%～12.50%，平均為9.23%，滲透率為0.04～2218.00mD，平均為11.3 mD；瑪南斜坡區(qū)儲(chǔ)層孔隙度為3.5%～21.8%，平均為10.87%，滲透率為0.15～247.00 mD，平均為4.1 mD。由此可得出，瑪南斜坡區(qū)儲(chǔ)層物性最好，瑪西和瑪北斜坡區(qū)儲(chǔ)層物性次之，瑪東斜坡區(qū)儲(chǔ)層物性最差。

表2 瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組物性統(tǒng)計(jì)Table2 Physical properties of the Triassic Baikouquan Formation in different areas of Mahu slope area

2 儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素

儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能受內(nèi)因和外因兩方面地質(zhì)因素的控制［16］：一是內(nèi)因，即儲(chǔ)層自身的物質(zhì)特性，如成分、巖屑、粒徑和沉積相等；二是外因，即儲(chǔ)層所處的地質(zhì)背景或盆地動(dòng)力學(xué)特征，如成巖作用和烴類侵位作用等。

2.1 巖石成分是控制儲(chǔ)層發(fā)育的基本因素

沉積環(huán)境是影響儲(chǔ)層物性的地質(zhì)基礎(chǔ)［17］。在不同的沉積環(huán)境下，砂體成分、結(jié)構(gòu)、粒度、分選及厚度等均具有明顯差異，且對(duì)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集條件具有不同的影響，特別是砂體的分選性在更大程度上主導(dǎo)著儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能［18］。同一沉積相的不同沉積亞相或微相對(duì)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集條件也具有不同的影響［19］。

2.1.1 巖石成分

瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組為扇三角洲沉積。在瑪東、瑪北、瑪西和瑪南斜坡區(qū)分別發(fā)育瑪東—夏鹽扇三角洲沉積體系、夏子街扇三角洲沉積體系、黃羊泉扇三角洲沉積體系和克拉瑪依扇三角洲沉積體系。各沉積體系所對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層中的剛性顆粒含量、可溶蝕礦物含量以及溶蝕孔隙含量之間具有相關(guān)性：剛性顆粒含量高則有利于成巖壓實(shí)階段原生孔隙的保存［20］；由石英、燧石和石英巖巖屑等組成的剛性顆粒抗溶蝕作用強(qiáng)，其形成的巖石骨架結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，為中成巖階段易溶礦物的溶解提供了有效的流體流動(dòng)空間，促進(jìn)了溶解作用的發(fā)生，有利于形成更多的次生溶蝕孔隙?，敄|斜坡區(qū)剛性顆粒、可溶蝕礦物及次生溶蝕孔隙體積分?jǐn)?shù)分別為28%，18%和50%；瑪北斜坡區(qū)上述3項(xiàng)數(shù)值分別為37%，19%和66%，瑪西斜坡區(qū)上述3項(xiàng)數(shù)值分別為39%，25%和69%；瑪南斜坡區(qū)上述3項(xiàng)數(shù)值分別為47%，23%和82%（表3），充分說明了不同物源體系下不同的巖石成分控制了儲(chǔ)層物性的差異性。

表3 瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層中剛性顆粒、可溶礦物及溶蝕孔隙含量統(tǒng)計(jì)Table3 Percentage content of rigid particle,soluble mineral and dissolved pores of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area %

研究區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層中的巖屑類型以火山巖巖屑為主，但也存在一定數(shù)量的塑性巖屑。塑性巖屑含量隨粒度不同而變化，在粗砂巖、中砂巖和細(xì)砂巖中的巖屑體積分?jǐn)?shù)分別為1.4%，2.6%和5.8%［12］。儲(chǔ)層物性受粒度影響較大，尤其是滲透率，一般表現(xiàn)為粗、中砂巖孔滲性均較高，是粉砂巖的1.5～58.0倍（表4）。產(chǎn)生這種結(jié)果的原因主要是由于粗粒徑的巖石抗壓實(shí)能力強(qiáng)，而細(xì)粒徑的巖石中存在的較高含量的塑性巖屑加速了砂巖壓實(shí)，此外還由于砂巖粒度細(xì)，壓實(shí)作用強(qiáng)，原生孔隙保存不完整，酸性流體不易于進(jìn)入儲(chǔ)層，溶蝕作用難以大規(guī)模發(fā)育。

表4 瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組巖性與物性關(guān)系Table4 Relationship between lithology and physical properties of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

2.1.2 沉積相

研究區(qū)三疊系百口泉組主要為扇三角洲沉積。扇三角州平原亞相盡管水動(dòng)力較強(qiáng)，但分選較差，在其埋藏成巖過程中，同等深度處受壓實(shí)的程度較前緣亞相高，儲(chǔ)層在早成巖階段B期—中成巖階段A1期就變差了，到中成巖階段B期就已經(jīng)致密化了，且其雜基體積分?jǐn)?shù)（5.2%）比前緣亞相的雜基體積積分?jǐn)?shù)（2.9%）高，制約了酸性流體的流動(dòng)和溶蝕的強(qiáng)度，溶蝕孔隙發(fā)育程度相對(duì)較低（圖版Ⅰ-3）。沉積時(shí)水動(dòng)力的強(qiáng)弱也影響儲(chǔ)層物性。扇三角洲前緣亞相中的主河道比分支河道的水動(dòng)力強(qiáng)、巖石顆粒分選好、雜基含量低，次生孔隙較發(fā)育，因此其儲(chǔ)層物性也較好（圖版Ⅰ-4）。通過薄片觀察數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，前緣亞相儲(chǔ)層的平均孔隙度為10.1%，平均滲透率為3.25 mD；平原亞相儲(chǔ)層的平均孔隙度為7.7%，平均滲透率為0.98 mD。前緣亞相主河道的平均孔隙度為12.9%，平均滲透率為10.5 mD；前緣亞相分支河道的平均孔隙度為9.5%，平均滲透率為4 mD。因此，該區(qū)扇三角洲前緣亞相的儲(chǔ)層物性優(yōu)于平原亞相的儲(chǔ)層物性，前緣亞相主河道的儲(chǔ)層物性優(yōu)于分支河道的儲(chǔ)層物性。

2.2 成巖作用是控制儲(chǔ)層物性的關(guān)鍵因素

通過對(duì)研究區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層鏡下成巖作用的觀察與分析，認(rèn)為瑪湖斜坡區(qū)百口泉組總體處于早成巖階段B期到中成巖階段B期的成巖演化階段。早成巖階段B期，壓實(shí)和膠結(jié)作用減孔明顯，而長(zhǎng)石等可溶礦物的溶解作用弱；中成巖階段A期，壓實(shí)和膠結(jié)作用對(duì)孔隙演化不起主要作用，而以長(zhǎng)石等的溶蝕作用為主，為形成次生孔隙的主要階段；中成巖階段B期，強(qiáng)烈的壓實(shí)和晚期膠結(jié)作用致使儲(chǔ)層進(jìn)一步致密化，儲(chǔ)層孔隙快速減小，在局部發(fā)育微裂縫。因此，壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用是該區(qū)主要的成巖作用，它們對(duì)儲(chǔ)層物性起到了關(guān)鍵的控制作用。

2.2.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是降低研究區(qū)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的一種主要成巖作用，其主要特征有：①顆粒接觸緊密（圖版Ⅱ-1）；②塑性顆粒變形及雜基條帶彎曲，部分進(jìn)入孔隙中形成假雜基（圖版Ⅱ-2）；③壓碎縫發(fā)育（圖版Ⅱ-3）。壓碎縫是壓實(shí)作用或其與側(cè)向應(yīng)力共同作用產(chǎn)生的，對(duì)儲(chǔ)層物性改善明顯，尤其對(duì)儲(chǔ)層滲透率的改善更為明顯［14，15］。壓碎縫對(duì)孔隙度的貢獻(xiàn)量平均為3.6%，而滲透率則增加了20余倍［12］。

2.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用是降低研究區(qū)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的一種主要成巖作用，其主要類型為黏土礦物膠結(jié)，少見碳酸鹽膠結(jié)和沸石膠結(jié)。黏土礦物膠結(jié)物主要包括高嶺石、伊/蒙混層、綠泥石和伊利石。高嶺石晶體一般呈假六邊形，集合體呈蠕蟲狀和書頁(yè)狀，常以孔隙充填的形式產(chǎn)出（圖版Ⅱ-4）。伊/蒙混層常呈不規(guī)則狀附著于粒表或充填于粒間孔隙中（圖版Ⅱ-5）。綠泥石呈葉片狀覆于顆粒表面或呈絨球狀充填于粒間孔隙中（圖版Ⅱ-6、圖版Ⅱ-7）。自生黏土礦物對(duì)巖石的孔隙具有很大影響，它們充填于孔隙或分布于顆粒表面使巖石中的粒間孔變?yōu)槲⒖紫叮蚨氯紫逗淼?，使巖石的孔隙度和滲透率降低。

2.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是提高研究區(qū)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的一種主要成巖作用，其主要特征有：①在原生粒間孔的基礎(chǔ)上，顆粒邊緣被部分溶蝕成不規(guī)則狀，向中心擴(kuò)展而形成粒間擴(kuò)大溶孔（圖版Ⅰ-8），該類孔隙對(duì)提高儲(chǔ)層孔隙度和滲透率具有重要的作用；②巖屑的篩狀溶蝕和長(zhǎng)石沿解理縫的溶蝕形成粒內(nèi)溶孔（圖版Ⅰ-9），其發(fā)育地區(qū)局限，對(duì)孔隙空間的貢獻(xiàn)小于粒間溶孔。

2.3 烴類侵位作用有利于改善儲(chǔ)層物性

大多數(shù)學(xué)者認(rèn)為，自生礦物的生成、膠結(jié)和溶蝕等一系列成巖作用的發(fā)生與孔隙流體性質(zhì)和酸堿環(huán)境等因素密切相關(guān)［12，21］。

鑄體薄片觀察顯示，部分處于中成巖階段的儲(chǔ)層巖石中保存有少量原生孔隙，原生孔隙內(nèi)充填有暗褐色烴類，與烴類接觸的顆粒邊緣未見任何成巖作用（圖版Ⅰ-10）。分析認(rèn)為，研究區(qū)三疊紀(jì)末百口泉組儲(chǔ)層中原生孔隙發(fā)育，風(fēng)城組成熟油充注進(jìn)入百口泉組儲(chǔ)層原生孔隙中，抑制了原生孔隙內(nèi)和相鄰礦物顆粒邊緣成巖作用的發(fā)生。此外，通過對(duì)該區(qū)三疊系百口泉組不同含油級(jí)別中相對(duì)伊利石含量的比較分析，發(fā)現(xiàn)伊利石含量具有隨含油級(jí)別的增加而降低的趨勢(shì)（圖2）。由于伊利石難以被有機(jī)酸溶蝕，所以溶蝕作用導(dǎo)致伊利石含量變化的因素基本可以排除，因此，伊利石含量隨含油性的變化主要與油氣充注導(dǎo)致自生伊利石生長(zhǎng)環(huán)境發(fā)生變化有關(guān)。其主要原因是：在三疊紀(jì)末，瑪湖斜坡區(qū)二疊系的烴源巖開始大量生排烴［22］，原油充注進(jìn)入儲(chǔ)層空間內(nèi)，占據(jù)了伊利石等自身礦物的生長(zhǎng)空間，對(duì)其生長(zhǎng)具有一定的抑制作用，從而導(dǎo)致其含量減少；同時(shí)，原油充注進(jìn)入儲(chǔ)層空間內(nèi)，改變了孔隙水的化學(xué)成分，抑制了伊利石等自生礦物的形成以及礦物的交代、轉(zhuǎn)化和膠結(jié)等成巖作用的發(fā)生，使儲(chǔ)集空間減少了自生礦物的充填。相反，烴類未充注或含油飽和度較低的砂層，其成巖環(huán)境破壞少或未遭到破壞，因此伊利石等自身礦物含量較高。總之，儲(chǔ)集層含油級(jí)別越高，伊利石等自生礦物含量越低。這充分說明烴類侵位對(duì)成巖礦物演化具有一定的抑制作用，有利于改善儲(chǔ)層物性。

圖2 瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組不同含油級(jí)別與伊利石含量關(guān)系Fig.2 Relationship between different oil-bearing grade and illite content of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

3 儲(chǔ)層有利區(qū)分布

依據(jù)上述儲(chǔ)層物性控制因素，對(duì)研究區(qū)百口泉組有利儲(chǔ)層分布進(jìn)行了評(píng)價(jià)。從相控儲(chǔ)層物性來看，扇三角洲前緣亞相好于扇三角洲平原亞相；從成巖相來看，儲(chǔ)層可以分為原生孔隙儲(chǔ)層、次生孔隙儲(chǔ)層和成巖致密儲(chǔ)層。將沉積相和成巖相疊合，可以將該區(qū)儲(chǔ)層劃分為3種類型（圖3）：Ⅰ類為扇三角洲前緣且次生孔隙發(fā)育的儲(chǔ)層，主要分布在構(gòu)造斜坡帶四大沉積體系前端，分布面積大；Ⅱ類為原生孔隙發(fā)育的儲(chǔ)層，包括構(gòu)造高部位的部分扇三角洲平原亞相儲(chǔ)層和前緣亞相儲(chǔ)層，主要分布在凹陷上傾方向的斷裂帶及其附近；Ⅲ類為成巖致密儲(chǔ)層，主要分布在Ⅰ類和Ⅱ類儲(chǔ)層的過渡區(qū)，以扇三角洲平原亞相為主，包括部分前緣亞相。

圖3 瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)Fig.3 Reservoir evaluation of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area

4 結(jié)論

（1）瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組儲(chǔ)層類型主要為扇三角洲平原和前緣亞相的砂礫巖，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均較低，孔喉結(jié)構(gòu)差—中等，平原亞相以原生孔隙為主，前緣亞相以次生孔隙為主，整體表現(xiàn)為低孔、低滲的儲(chǔ)層特征。

（2）巖石成分是控制儲(chǔ)層發(fā)育的基本因素。剛性顆粒發(fā)育的地區(qū)，壓實(shí)作用弱，可溶蝕礦物含量高，溶蝕作用強(qiáng)，儲(chǔ)層物性較好。扇三角洲平原亞相比前緣亞相的壓實(shí)程度高，且雜基含量較高，溶蝕作用弱，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差。

（3）成巖作用是控制儲(chǔ)層物性的關(guān)鍵因素。壓實(shí)作用和膠結(jié)作用降低了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能，而溶蝕作用和烴類侵位作用有效提高了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能，控制了瑪湖斜坡區(qū)有利儲(chǔ)層的發(fā)育。

（4）瑪湖斜坡區(qū)三疊系百口泉組有利儲(chǔ)層主要分布在四大沉積體系對(duì)應(yīng)的構(gòu)造高部位（斷裂帶附近）和斜坡帶扇三角洲前緣亞相帶。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：王會(huì)玲）

Reservoir characteristics and controlling factors of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area,Junggar Basin

TAN Kaijun1，WANG Guodong1，LUO Huifen2，QU Yongqiang1，YIN Lu1，CHEN Juan1
（1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development-Northwest，Lanzhou 730020，China；2.Gas Company，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

By means of rock slices,casting slices and scanning electron microscope,this paper systematically studied the petrologic feature,reservoir space type,pore throat structure,physical properties and controlling factors of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu slope area,Junggar Basin,to find out the effective reservoirs in this area.The study results show that:①The reservoir type is mainly glutenite of fan delta plain and front subfacies,which is characterized by low compositional and structural maturity,poor to moderate pore throat structure,plain subfacies is dominated by primary pores,and front subfacies is mainly of secondary pores,with low porosity and permeability on the whole.②The area developing rigid particles has the characteristics of weak compaction,high corrosion mineral content,strong dissolution and preferable physical properties.③The plain subfacies has higher compaction degree, higher matrix content,weaker dissolution and poorer physical properties,comparing to the front subfacies.④The compaction can reduce the pores obviously,the cementation can not,the dissolution can increase pores,and the hydrocarbon emplacement has definite inhibitory effect on diagenesis,which is helpful to improve the reservoir properties.

Triassic；sedimentaryfacies；diagenesis；hydrocarbon emplacement；Junggar Basin

TE122.2

A

1673-8926（2014）06-0083-06

2014-02-18；

2014-04-05

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973）項(xiàng)目“非均質(zhì)油氣藏地球物理探測(cè)基礎(chǔ)研究”（編號(hào)：2007CB209604）資助

譚開?。?973-），男，博士，高級(jí)工程師，主要從事儲(chǔ)層和油氣成藏方面的研究工作。地址：（730020）甘肅省蘭州市城關(guān)區(qū)雁兒灣路535號(hào)。電話：（0931）8686615。E-mail：tankj@petrochina.com.cn。