孟祥超，斯春松，王小軍，楊榮榮，李亞哲，韓守華

（1.中國(guó)石油杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023； 2.新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

MB斜坡區(qū)是準(zhǔn)噶爾盆地近年油氣勘探的主要區(qū)域，自2010年M13井T1b組獲油氣顯示以來，2011～2012年部署的系列探井、評(píng)價(jià)井相繼見到良好的油氣顯示與工業(yè)油流，并于2012～2013年相繼提交預(yù)測(cè)地質(zhì)儲(chǔ)層和控制地質(zhì)儲(chǔ)量.前人主要針對(duì)該區(qū)黏土礦物中的儲(chǔ)層敏感性[1-3］進(jìn)行研究，少量文獻(xiàn)[4-5］涉及油氣充注對(duì)成巖作用的抑制作用，主要集中于3個(gè)方面：（1）抑制石英和伊利石的膠結(jié)；（2）烴源有機(jī)酸對(duì)深部孔隙的溶蝕改造；（3）油氣超壓對(duì)壓實(shí)的緩沖作用等，對(duì)自生黏土礦物與儲(chǔ)層物性、含油性、相帶的綜合研究較少.M18井是MB斜坡區(qū)2012年底部署的一口預(yù)探井，2013年在T1b組砂質(zhì)細(xì)礫巖、含礫粗砂巖儲(chǔ)層中試油獲高產(chǎn)油流，含油巖心、不含油巖心中可見明顯的黏土礦物充填，黏土礦物類型與含油性的關(guān)系成為該區(qū)亟待解決的問題.

筆者結(jié)合碎屑巖儲(chǔ)層中自生高嶺石發(fā)育對(duì)滲流條件的要求，以及后期油氣充注對(duì)成巖作用的抑制作用進(jìn)行研究，明確M18井油層中自生黏土礦物主要為高嶺石，水層中黏土礦物主要為伊蒙混層、伊利石；通過自生高嶺石發(fā)育與儲(chǔ)層物性、含油性、相帶的關(guān)系分析，明確MB斜坡區(qū)T1b組近岸水下分流河道／河口壩組合是油氣富集的主要相帶，預(yù)測(cè)勘探潛力區(qū)帶展布范圍.

1 區(qū)域地質(zhì)概況

MB斜坡區(qū)區(qū)域構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地中央拗陷瑪湖凹陷北斜坡區(qū)[6-8］，北接烏夏斷裂帶，構(gòu)造格局形成于白堊紀(jì)早期，構(gòu)造較為簡(jiǎn)單，基本表現(xiàn)為東南傾的平緩單斜，局部發(fā)育低幅度平臺(tái)、背斜或鼻狀構(gòu)造，斷裂較少.地層發(fā)育較全，自下而上有石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系及白堊系，各層系為區(qū)域性不整合.其中目的層三疊系百口泉組與二疊系下烏爾禾組之間缺失上烏爾禾組，為一角度不整合.

斜坡區(qū)處于盆地邊緣與中心的過渡帶，既接受大量的邊緣粗碎屑沉積，也接受大量湖相泥巖沉積.自二疊紀(jì)至白堊紀(jì)的沉積演化過程中，由二疊系的沖積扇、扇三角洲的近湖泊沉積，到三疊系的礫質(zhì)辮狀河、三角洲、湖泊沉積，以及侏羅系的扇三角洲、三角洲、湖泊沉積，最終到白堊系的三角洲、湖泊細(xì)碎屑、泥巖沉積，幾經(jīng)水進(jìn)水退，在斜坡區(qū)形成豐富的儲(chǔ)集砂體，既有砂礫巖，也有砂巖.多種多樣的儲(chǔ)蓋組合類型為油氣成藏奠定基礎(chǔ).

MB斜坡區(qū)T1b組整體屬扇三角洲前緣沉積環(huán)境，巖性主要以灰色、褐灰色砂礫巖、含礫泥質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾灰褐色、褐色泥巖及砂質(zhì)泥巖；孔隙類型主要為剩余粒間孔、長(zhǎng)石—巖屑顆粒粒內(nèi)溶孔；儲(chǔ)層平均孔隙度為9.01%，平均滲透率為1.28×10-3μm2，流動(dòng)孔喉半徑下限為0.01μm，油層標(biāo)準(zhǔn)為含油飽和度大于42.0%，孔隙度大于6.20%，電阻率大于20Ω·m，整體屬低孔低滲儲(chǔ)層.

2 主要自生黏土礦物的微觀特征

MB斜坡區(qū)T1b組儲(chǔ)層內(nèi)主要發(fā)育高嶺石、伊蒙混層、伊利石自生黏土礦物.其中，高嶺石主要呈粒間膠結(jié)物形式產(chǎn)出，掃描電鏡下可見典型的蠕蟲狀、書頁狀集合體外形；伊蒙混層、伊利石亦呈粒間膠結(jié)物形式產(chǎn)出，因其對(duì)應(yīng)樣品點(diǎn)顯孔不發(fā)育，鑄體薄片中呈假雜基狀，高倍掃描電鏡下可見伊蒙混層、伊利石分別呈虛化邊蜂窩狀、纖維狀—彎曲絲片狀產(chǎn)出，晶形清晰，為典型的成巖期自生黏土礦物（見圖1）.

圖1 MB斜坡區(qū)T1b組儲(chǔ)層自生黏土礦物微觀特征Fig.1 Micro-feature of authigene clay minerals in T1b，MB Slope

3 不同自生黏土礦物儲(chǔ)層物性特征及成因

伊利石體積分?jǐn)?shù)與孔隙度呈負(fù)相關(guān)（見圖2）.造成黏土礦物類型與孔隙度不同相關(guān)性的原因主要有：

圖2 MB斜坡區(qū)T1b組儲(chǔ)層自生黏土礦物體積分?jǐn)?shù)—孔隙度交匯Fig.2 Relation maps of authigene clay minerals-porosity in T1b，MB Slope

（1）自生高嶺石產(chǎn)狀優(yōu).自生高嶺石在研究區(qū)T1b組儲(chǔ)層中呈完整的假六邊形片狀的自形晶體，常呈蠕蟲狀、書頁狀集合體充填在砂巖孔隙中.這種分散質(zhì)點(diǎn)狀充填的結(jié)晶高嶺石之間，存在大量的晶間孔隙，晶間孔隙既可作為儲(chǔ)集空間，又可提高儲(chǔ)層的滲流性能；伊蒙混層、伊利石為虛化邊的蜂窩狀、纖維狀—彎曲絲狀等，在孔隙空間中搭橋式生長(zhǎng)呈纖維狀、毛發(fā)狀網(wǎng)絡(luò)，破壞孔喉結(jié)構(gòu)，降低滲透率（見圖2）.

（2）自生高嶺石形成條件對(duì)儲(chǔ)層滲流條件要求高.碎屑巖儲(chǔ)層中自生高嶺石發(fā)育條件：①有Al3＋的來源；②有酸性孔隙流體；③緩沖流體作用的pH；④通過儲(chǔ)層孔隙空間的流體數(shù)量.其中條件①通常由不穩(wěn)定礦物（長(zhǎng)石和巖屑顆粒中的鉀長(zhǎng)石）的溶解來提供；條件②、③取決于烴成熟階段所釋放的CO2量，CO2與蒙脫石釋放的層間水一起進(jìn)入儲(chǔ)層孔隙，并以碳酸的形式直接影響砂巖孔隙流體的化學(xué)平衡過程，使砂巖中的不穩(wěn)定組分發(fā)生溶解，釋放Al3＋和Si4＋；條件④取決于穿過儲(chǔ)層流體的數(shù)量，即要求一個(gè)開啟系統(tǒng)，要求儲(chǔ)層有很好的滲透性和連通性，只有大量的流體不斷從儲(chǔ)層孔隙中通過，不斷對(duì)不穩(wěn)定組分進(jìn)行溶蝕并形成高嶺石礦物，才能在孔隙中形成一定規(guī)模的自生高嶺石沉淀.

研究區(qū)T1b組儲(chǔ)層中自生高嶺石主要由長(zhǎng)石／巖屑顆粒、方沸石膠結(jié)物溶蝕形成，對(duì)滲流條件要求較高，往往發(fā)育在物性及滲流條件較優(yōu)的儲(chǔ)層中（見圖3）.

圖3 MB斜坡區(qū)T1b組儲(chǔ)層自生高嶺石成因Fig.3 Diagrams of kaolinite formation in T1b，MB Slope

4 油氣勘探意義

4.1 自生黏土礦物分布特征與含油性的關(guān)系

儲(chǔ)層中自生高嶺石形成條件對(duì)滲流條件要求較高，即富含自生高嶺石的儲(chǔ)層原生粒間孔隙較發(fā)育，并且滲流條件較好，下伏二疊系烴源巖生烴前排出的有機(jī)酸優(yōu)先進(jìn)入該類儲(chǔ)層；有機(jī)酸對(duì)長(zhǎng)石、巖屑顆粒內(nèi)的不穩(wěn)定組分進(jìn)行溶蝕擴(kuò)孔作用，進(jìn)一步增加該類儲(chǔ)層相對(duì)于周圍其他儲(chǔ)層的滲流優(yōu)勢(shì)，溶蝕伴生的自生高嶺石由于晶間孔隙發(fā)育，使該類儲(chǔ)層的滲流優(yōu)勢(shì)得以保持.后期烴源巖生烴排出的油氣在二次運(yùn)移過程中，亦沿滲流優(yōu)勢(shì)通道優(yōu)先進(jìn)入該類儲(chǔ)層.同時(shí)，油氣向儲(chǔ)層中運(yùn)移聚集是油驅(qū)水[9-10］的過程，油氣的注入使該類儲(chǔ)層中孔隙水被驅(qū)出，阻隔孔隙水與骨架顆粒的接觸，改變儲(chǔ)層的成巖介質(zhì)環(huán)境，抑制自生高嶺石向伊利石的轉(zhuǎn)變，含水巖層中高嶺石和蒙脫石在富K堿性還原環(huán)境中繼續(xù)轉(zhuǎn)化為伊利石，生成的絲發(fā)狀伊利石在粒表—粒間搭橋成纖維狀網(wǎng)絡(luò)，進(jìn)一步增大油氣注入的毛管阻力.這些因素的共同作用使得油層中相對(duì)貧伊利石、富高嶺石，水層中相對(duì)貧高嶺石、富伊利石（見圖4，根據(jù)MB斜坡區(qū)T1b組26層／17井試油—X線衍射、鑄體簿片—掃描電鏡數(shù)據(jù)）.

圖4 MB斜坡區(qū)T1b組儲(chǔ)層含油性——自生高嶺石／伊利石體積分?jǐn)?shù)關(guān)系Fig.4 Relations of kaolinite／illite-oil＆gas in T1b，MB Slope

4.2 自生黏土礦物分布特征與相帶的關(guān)系

MB斜坡區(qū)位于盆地構(gòu)造高部位向生油凹陷過渡的斜坡區(qū)，構(gòu)造較平緩，受區(qū)域構(gòu)造條件和沉積條件所限，斷裂相對(duì)較少，砂泥巖互層發(fā)育，所形成的油藏往往與巖性有關(guān)，多為構(gòu)造巖性油藏.T1b組油藏為下生上儲(chǔ)油藏，下部二疊系烴源巖生烴排出的有機(jī)酸性流體沿油源斷裂運(yùn)移到T1b組儲(chǔ)層，溶蝕長(zhǎng)石、巖屑等顆粒且形成粒間自生高嶺石膠結(jié)物.砂體既是油氣運(yùn)移的通道，也是形成溶孔和自生高嶺石所需的有機(jī)酸運(yùn)移通道.MB斜坡區(qū)T1b組下部油源斷裂發(fā)育，上傾部位有扇三角洲平原亞相致密砂礫巖相[11-12］遮擋，成藏條件優(yōu)越，其前緣亞相砂體的橫向連通性是決定能否大面積成藏的關(guān)鍵.近物源的近岸水下分流河道砂體[13-15］厚度大，橫向延伸距離較長(zhǎng)，并且溝通下伏切割的河口壩砂體，故近岸水下分流河道／河口壩砂體組合自生高嶺石含量較高，物性和含油性較優(yōu)；遠(yuǎn)岸孤立河口壩砂體深埋于泥巖中，缺乏有效的供油供酸通道，物性和含油性相對(duì)較差.

M18井位于黃羊泉扇體的扇三角洲前緣部位，T1b組3 898～3 920m未進(jìn)行壓裂措施改造前即自噴，獲11.55m3／d的工業(yè)油流，壓裂后日產(chǎn)油高達(dá)44m3.巖心觀察表明，射孔段內(nèi)物性較好的有效儲(chǔ)層主要為扇三角洲前緣近岸水下分流河道／河口壩組合，近岸水下分流河道／河口壩之間呈疊加切割形式，孤立的河口壩砂體物性較差（見圖5）.鏡下特征表明，含油性較好的近岸水下分流河道／河口壩砂體中上部，粒間主要為自生高嶺石，并且高嶺石晶間孔含油（見圖6）；近岸河口壩砂體下部、孤立的河口壩砂體粒間主要為伊蒙混層／伊利石，呈假雜基形式產(chǎn)出，含油性差.

圖5 M18井T1b組儲(chǔ)層沉積相—含油性Fig.5 Collective diagrams of sedimentary facies-oil﹠gas in T1b，Well M18

圖6 高嶺石晶間孔含油特征（XY2，T1b）Fig.6 Oil feature of intergranular pores in kaolinite in T1b，Well XY2（φ，12.0%；K，0.4×10-3μm2）

4.3 潛力區(qū)帶預(yù)測(cè)

AH1、M18、M6一線南北10km范圍及M003、M006一線以南，共約為500km2的扇三角洲前緣的近岸水下分流河道／河口壩組合相帶，為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育帶（見圖7綠色范圍）.該區(qū)帶內(nèi)井控程度較低，并且今年完鉆的M18井已獲高產(chǎn)工業(yè)油流，AH1目前鉆井亦見到良好的油氣顯示，展示良好的勘探前景.

圖7 MB斜坡區(qū)T1b組下步潛力區(qū)帶預(yù)測(cè)Fig.7 Prognostic map of potential region in T1b，MB Slope

5 結(jié)論

（1）MB斜坡區(qū)T1b組儲(chǔ)層主要發(fā)育高嶺石、伊蒙混層、伊利石自生黏土礦物.

（2）高嶺石與物性呈正相關(guān)，伊蒙混層、伊利石與物性呈負(fù)相關(guān)，油層中相對(duì)貧伊利石富高嶺石，水層中相對(duì)貧高嶺石、富伊利石.

（3）近岸水下分流河道／河口壩砂體組合自生高嶺石含量較高，物性和含油性較優(yōu)；遠(yuǎn)岸孤立河口壩砂體伊蒙混層、伊利石含量較高，物性和含油性較差.

（4）AH1、M18、M6一線南北及M003、M006一線以南，共約為500km2的扇三角洲前緣的近岸水下分流河道／河口壩組合相帶，井控程度低，為勘探潛力區(qū)帶.

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