錢(qián)海濤 ，張 翔，卞保力，劉海磊，張孟剛

1.中國(guó)石油新疆油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依834000

2.中國(guó)石油新疆油田分公司勘探事業(yè)部，新疆 克拉瑪依834000

3.中國(guó)石油西部鉆探定向井技術(shù)服務(wù)公司，新疆 烏魯木齊830026

引言

準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組油氣勘探始于20 世紀(jì)80 年代，在瑪湖凹陷北斜坡與東斜坡發(fā)現(xiàn)了M2 和MD2 井區(qū)油藏，但限于當(dāng)時(shí)地質(zhì)認(rèn)識(shí)，下烏爾禾組油氣勘探一直處于低谷。隨著地質(zhì)理論的創(chuàng)新、勘探認(rèn)識(shí)的不斷深入以及儲(chǔ)層改造技術(shù)的進(jìn)步，瑪湖凹陷三疊系百口泉組和二疊系上烏爾禾組兩大規(guī)模領(lǐng)域不斷取得突破，滿凹含油態(tài)勢(shì)逐漸展現(xiàn)[1-6]。在百口泉組和上烏爾禾組突破的同時(shí)，通過(guò)整體研究認(rèn)為瑪湖凹陷二疊系下烏爾禾組具有“東超、西削、北斷”的特征，發(fā)育多期尖滅帶，地層厚度大，砂體局部富集，具備形成巖性油藏群的條件[7-8]。同時(shí)，下烏爾禾組縱向及平面更貼近主力烴源層，勘探程度低，剩余資源豐富，是獲得規(guī)模儲(chǔ)量的主要戰(zhàn)略接替層系。2016 年，瑪湖凹陷南斜坡MH012 井在下烏爾禾組獲得突破，展現(xiàn)出了良好的勘探前景。

該區(qū)勘探程度低、礫巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、沸石類(lèi)礦物發(fā)育、沉積成巖過(guò)程復(fù)雜，儲(chǔ)層特征及控制因素成為亟待解決的難點(diǎn)之一。目前，針對(duì)瑪湖凹陷北斜坡與東斜坡下烏爾禾組進(jìn)行了油源分析、油氣成藏分析、沉積特征及礫巖儲(chǔ)層成因類(lèi)型、成巖作用及孔隙演化等研究[9-16]，但關(guān)于瑪湖凹陷南斜坡下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層方面的研究相對(duì)較少。因此，本文通過(guò)巖芯觀察、巖芯薄片、鑄體薄片、掃描電鏡及儲(chǔ)層物性等手段，對(duì)瑪湖凹陷南斜坡下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層進(jìn)行了系統(tǒng)研究，明確了儲(chǔ)層特征及主控因素，以期為礫巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層預(yù)測(cè)提供借鑒。

1 區(qū)域概況

瑪湖凹陷南斜坡構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地中央拗陷（簡(jiǎn)稱(chēng)瑪南斜坡），南接中拐凸起，西接克百斷裂帶（圖1）。瑪湖凹陷構(gòu)造格局形成于白堊紀(jì)早期，構(gòu)造形態(tài)整體表現(xiàn)為東南傾的平緩單斜，地層傾角3°～5°。研究區(qū)主要發(fā)育兩期斷裂，即晚海西期—印支期形成的南北向逆斷裂和印支期—喜馬拉雅期形成的東西向走滑斷裂，斷面較陡，斷距較大。在走滑斷裂形成期，還發(fā)育一系列伴生的羽狀斷裂，平面上與走滑斷裂呈銳角交切關(guān)系，規(guī)模較小[17]。

研究區(qū)地層發(fā)育較全，從石炭系到古近系及第四系均發(fā)育。其中，二疊系與三疊系、三疊系與侏羅系、侏羅系與白堊系之間均為角度不整合接觸。目的層二疊系下烏爾禾組（P2w）根據(jù)巖性及電性特征，自下而上依次劃分為一段（P2w1）、二段（P2w2）、三段（P2w3）及四段（P2w4）?，斈闲逼孪聻鯛柡探M具有典型“下超上削”的特征，其中，一段、二段超覆沉積在下伏夏子街組之上，三段、四段由于構(gòu)造抬升，在中拐凸起北翼及斜坡區(qū)遭受剝蝕。瑪南斜坡下烏爾禾組受西部物源體系控制，沉積相類(lèi)型為扇三角洲—湖泊相，地層厚度大，約1 200 m，巖性主要為礫巖、砂巖與泥巖不等厚互層，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。

圖1 瑪南斜坡構(gòu)造位置Fig.1 Structural location of the south slope in the Mahu Sag

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石學(xué)特征

通過(guò)17 口取芯井80 多張巖石薄片分析化驗(yàn)資料，對(duì)研究區(qū)二疊系下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層的巖石學(xué)特征進(jìn)行了分析。瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層以礫巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖及中細(xì)砂巖為主。巖石類(lèi)型以巖屑砂巖為主，含少量長(zhǎng)石巖屑砂巖。石英和長(zhǎng)石含量低，表現(xiàn)為極低的成分成熟度。根據(jù)巖石薄片鑒定，礫巖中礫石大小不等，一般為2～30 mm。礫石成分以凝灰?guī)r為主，含量為0～88.00%，平均為35.08%；其次為安山巖巖屑，含量在0～67.00%，平均為12.67%，可見(jiàn)少量霏細(xì)巖、流紋巖、砂巖以及變砂巖；砂質(zhì)成分以凝灰?guī)r為主，石英含量在1.00%～18.00%，平均為4.38%；長(zhǎng)石含量在1.00%～21.00%，平均為4.10%，凝灰?guī)r巖屑含量在2.00%～97.00%，平均為47.95%；安山巖巖屑含量在0～25.00%，平均為4.98%；花崗巖巖屑含量在0～5.00%，平均為2.06%，見(jiàn)少量的霏細(xì)巖、流紋巖、千枚巖及板巖等。

黏土礦物X 衍射結(jié)果表明，儲(chǔ)層黏土礦物以無(wú)序伊/蒙混層為主（平均含量為54.9%），混層比值平均為51.82%，其次為少量的伊利石（平均含量為16.42%）、綠泥石（平均含量為23.42%）及高嶺石（平均含量為14.75%）。碎屑顆粒較粗，磨圓度較差，以棱角狀或次棱角狀為主，分選差，結(jié)構(gòu)成熟度低，顆粒間以線接觸或者凹凸線接觸為主。儲(chǔ)層膠結(jié)類(lèi)型以泥質(zhì)、沸石膠結(jié)為主，部分為方解石和硅質(zhì)膠結(jié)。膠結(jié)方式為壓嵌—孔隙式膠結(jié)或壓嵌式膠結(jié)。

2.2 物性特征

根據(jù)23 口井276 塊巖芯柱塞樣品孔隙度分析，該區(qū)下烏爾禾組儲(chǔ)層孔隙度為0.41%～21.11%，平均值為8.90%。孔隙度為6.00%～8.00%的頻率最大，為23.60%，其次為4.00%～6.00%，頻率為20.65%，孔隙度大于8.00% 的頻率為50.00%（圖2a）。207塊巖芯柱塞樣品滲透率分析結(jié)果表明，滲透率在0.02～107.00 mD，平均為0.50 mD，滲透率在0.04～0.12 mD 的頻率最大，為22.10%，其次為0.12～0.36 mD 和1.00～3.00 mD，均為15.38%（圖2b）。儲(chǔ)層總體表現(xiàn)為特低孔、特低滲特征。

孔隙度-滲透率交會(huì)結(jié)果表明，下烏爾禾組儲(chǔ)層物性整體相關(guān)性較好，但局部出現(xiàn)低孔高滲或高孔低滲的現(xiàn)象（圖2c）?？紫抖扰c深度的關(guān)系表明，儲(chǔ)層孔隙度總體上隨著埋深的增加而減小，但在3 800、4 500 m 附近孔隙度存在明顯異常（圖2d）。鏡下資料分析認(rèn)為，此異常帶與碳酸鹽、沸石膠結(jié)物溶解及有機(jī)酸溶蝕作用有關(guān)，尤其是沸石類(lèi)礦物后期溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集層物性的影響最為明顯。

圖2 瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層物性特征Fig.2 Reservoir physical characteristics of Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層物性與含油性分析結(jié)果表明，隨著孔滲增加，含油性呈變好的趨勢(shì)，當(dāng)孔隙度大于7.50%時(shí)，儲(chǔ)層含油性明顯變好，反映了儲(chǔ)層物性對(duì)含油性的控制作用（圖3）。

圖3 瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層物性與含油性關(guān)系Fig.3 Relationship between reservoir physical property and oil content of Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

2.3 孔隙特征

根據(jù)鑄體薄片與掃描電鏡資料，結(jié)合孔隙特征，認(rèn)為瑪南斜坡下烏爾禾組礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間類(lèi)型多樣，發(fā)育剩余粒間孔、沸石溶孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、收縮孔、晶間孔及構(gòu)造縫等（圖4），其主要孔隙類(lèi)型為剩余粒間孔、火山物質(zhì)溶孔及沸石溶孔。

2.3.1 剩余粒間孔

剩余粒間孔是礫巖儲(chǔ)層原始孔隙經(jīng)受壓實(shí)作用及自生膠結(jié)物充填減孔而最終殘留下來(lái)的孔隙[18]?，斈闲逼孪聻鯛柡探M礫巖在斜坡區(qū)深度普遍大于3 500 m，埋藏深度大，結(jié)構(gòu)成熟度及組分成熟度低，壓實(shí)作用較強(qiáng)，剩余粒間孔含量低。該區(qū)剩余粒間孔一般發(fā)育在雜基含量低，分選及磨圓較好的砂巖、細(xì)礫巖及含礫粗砂巖中，并常與粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及構(gòu)造縫伴生，形成多種孔隙組合。剩余粒間孔孔隙直徑變化大，在鑄體薄片顯微照片中，多表現(xiàn)為不規(guī)則或長(zhǎng)條形等多種形態(tài)，主要由礫巖顆粒粒徑變化大導(dǎo)致。

圖4 瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)集空間特征Fig.4 Characteristics of reservoir space of Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

2.3.2 火山物質(zhì)溶孔

此類(lèi)孔隙主要是由火山巖屑的選擇性溶蝕形成的。下烏爾禾組成巖早期在堿性水介質(zhì)條件下，火山巖屑不同程度的發(fā)生溶蝕水解，形成顆粒溶孔。

2.3.3 沸石類(lèi)溶孔

沸石類(lèi)溶孔是研究區(qū)儲(chǔ)集層主要孔隙類(lèi)型之一。沸石類(lèi)溶孔主要包括方沸石溶孔和濁沸石溶孔。從現(xiàn)有資料來(lái)看，方沸石溶孔只在中拐五八區(qū)見(jiàn)到，濁沸石溶孔在瑪南斜坡下烏爾禾組礫巖中發(fā)育。濁沸石是一種含水的硅鋁酸鹽礦物，與斜長(zhǎng)石在晶體結(jié)構(gòu)及成分方面特征相似，具有明顯的解理和波狀消光特征，與長(zhǎng)石顆粒易于區(qū)分[19-21]?，斈闲逼孪聻鯛柡探M濁沸石的溶蝕發(fā)生在中成巖階段，隨著有機(jī)酸的不斷釋放，沿其解理縫溶蝕形成濁沸石溶孔。溶蝕程度較輕的使解理縫擴(kuò)大，強(qiáng)烈溶蝕者僅在粒間溶孔內(nèi)殘留少量濁沸石殘晶。

3 儲(chǔ)層主控因素

3.1 沉積作用

沉積相控制儲(chǔ)層砂體的空間展布及砂體類(lèi)型，由于受搬運(yùn)方式、搬運(yùn)距離、沉積環(huán)境的影響，不同沉積微相的砂體在粒度、分選、磨圓及雜基含量等存在明顯差異，從而控制儲(chǔ)層物性[22-23]?，斈闲逼孪聻鯛柡探M發(fā)育扇三角洲沉積體系，縱向上為湖進(jìn)砂退的沉積旋回，物源來(lái)自盆地西部，從盆地邊緣向盆地中心，由扇三角洲平原逐漸過(guò)渡到扇三角洲前緣及濱淺湖亞相。研究區(qū)扇三角洲平原以泥質(zhì)膠結(jié)為主，扇三角洲前緣為濁沸石和片沸石膠結(jié)，在扇三角洲前緣外帶靠近湖盆的低部位為方沸石和鈉長(zhǎng)石膠結(jié)。

研究區(qū)扇三角洲前緣水下分流河道以牽引流為主，水動(dòng)力較強(qiáng)，砂體淘洗干凈，是該區(qū)最有利的沉積相帶，表現(xiàn)為灰色、褐灰色及灰綠色，巖性以礫巖、含礫砂巖、粗砂巖及中砂巖為主，磨圓度及分選較好，結(jié)構(gòu)成熟度高，以濁沸石—片沸石膠結(jié)為主，儲(chǔ)層原始物性一般較好，有利于后期有機(jī)酸流體的改造，儲(chǔ)集空間以沸石溶孔和剩余粒間孔為主；其次為扇三角洲平原水上分流河道微相，表現(xiàn)為褐色、灰褐色以及雜色，巖性主要為礫巖，分選及磨圓均較差，泥雜基含量較高，不利于后期的溶蝕改造，總體物性較差。

3.2 成巖作用

研究區(qū)儲(chǔ)層物性不僅受沉積環(huán)境的控制，同時(shí)也受后期成巖作用的影響。通過(guò)對(duì)下烏爾禾組黑色泥巖樣品鏡質(zhì)體反射率Ro統(tǒng)計(jì)分析可知，Ro分布在1.15%～1.56%，反映有機(jī)質(zhì)處于成熟—過(guò)成熟階段，表明下烏爾禾組處于中成巖A 期—中成巖B期。黏土礦物中蒙脫石已經(jīng)消失，伊/蒙混層比S分布在20.0%～35.0%，也反映下烏爾禾組處于中成巖A 期—中成巖B 期成巖階段。此外，結(jié)合儲(chǔ)層線接觸的接觸類(lèi)型以及溶孔為主的孔隙類(lèi)型特征，綜合認(rèn)為下烏爾禾組處于中成巖A 期—中成巖B 期，其中，埋深超過(guò)4 500 m 的儲(chǔ)層成巖階段以中成巖B為主（圖5）。

圖5 瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層成巖階段劃分及孔隙演化Fig.5 Diagenetic stages and porosity evolution of reservoir in Lower Urho Formation in the south slope of the Mahu Sag

在巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡及X 衍射等實(shí)驗(yàn)分析資料的基礎(chǔ)上，對(duì)瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層物性與成巖作用關(guān)系進(jìn)行了分析。研究區(qū)儲(chǔ)層微觀成巖特征如圖6 所示，壓實(shí)作用、膠結(jié)作用及溶蝕作用是影響瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層物性的主要成巖作用。

圖6 瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層微觀成巖特征Fig.6 Characteristics of diagenesis under microscope of reservoir in Permian Lower Urho Formation in the south slope of of the Mahu Sag

3.2.1 壓實(shí)作用

壓實(shí)作用是沉積物在重荷壓力作用下所發(fā)生的作用，貫穿于成巖作用的始終，壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層的破壞是不可逆的，直接影響著儲(chǔ)層物性好壞[24]。壓實(shí)作用是導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度下降的主要原因，下烏爾禾組儲(chǔ)層埋藏深度普遍大于3 500 m，部分超過(guò)5 000 m，礫巖儲(chǔ)層成分成熟度較低，含有大量的火山巖屑，特別是凝灰質(zhì)火山巖屑，由于其具有塑性和半塑性的特征，導(dǎo)致儲(chǔ)層的抗壓實(shí)能力弱。隨著埋深的增加，火山巖屑極易發(fā)生塑性變形，導(dǎo)致碎屑顆粒之間呈現(xiàn)凹凸接觸，部分巖屑甚至呈假雜基狀擠入顆粒之間。

該區(qū)鏡下可見(jiàn)到的壓實(shí)作用主要有塑性巖屑變形，部分形成假雜基；儲(chǔ)層顆粒線接觸；剛性顆粒破裂。由于下烏爾禾組整體泥質(zhì)含量較高，泥質(zhì)雜基的潤(rùn)滑作用增強(qiáng)了壓實(shí)作用的效果，使得儲(chǔ)層物性受壓實(shí)作用大大減小。

通過(guò)薄片微觀觀察及物性數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，壓實(shí)減孔損失量平均達(dá)24.0%，而膠結(jié)減孔損失量為4.9%，儲(chǔ)層受壓實(shí)作用影響較大，剩余粒間孔不發(fā)育，因此，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層需要受溶蝕作用的改造。

3.2.2 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用也是導(dǎo)致儲(chǔ)層物性下降的主要成巖作用之一。研究區(qū)儲(chǔ)層膠結(jié)作用較發(fā)育，膠結(jié)物類(lèi)型多樣，常見(jiàn)的膠結(jié)物有碳酸鹽類(lèi)（方解石、鐵方解石）、硅質(zhì)、沸石（濁沸石、片沸石、方沸石）以及自生黏土礦物等。

碳酸鹽類(lèi)膠結(jié)以方解石膠結(jié)為主，其含量變化較大，平均在4.0%左右，最高可達(dá)25.0%。早期方解石解膠結(jié)物常以嵌晶狀分布在顆粒之間，晚期斑塊狀分布在粒間以及交代顆粒。在成巖早期方解石膠結(jié)物充填于顆粒之間，增強(qiáng)巖石的抗壓實(shí)能力，對(duì)儲(chǔ)層壓實(shí)起到一定的緩沖作用，晚期受到酸性流體的溶蝕形成溶蝕孔隙，可以有效改善儲(chǔ)層物性。

沸石膠結(jié)物以濁沸石和片沸石為主，其中濁沸石在瑪湖地區(qū)均有分布，含量在1.0%～15.0%，呈板狀晶體分布在顆粒之間，主要分布在扇三角洲前緣相帶；片沸石多以交代顆粒形式出現(xiàn)，含量不高，主要分布在三角洲平原相帶。沸石類(lèi)膠結(jié)往往與方解石或自生黏土礦物共生，充填在顆粒之間，造成儲(chǔ)層物性下降，但在成巖中后期，隨著有機(jī)酸釋放，濁沸石發(fā)生溶蝕，形成粒間溶孔，有效改善儲(chǔ)層的滲透性。沸石類(lèi)膠結(jié)物的展布一方面受火山碎屑的控制，另一方面受相帶控制，一般片沸石分布在三角洲平原，濁沸石分布在三角洲前緣，方沸石分布在三角洲前緣更低部位。

硅質(zhì)膠結(jié)主要有兩種產(chǎn)狀出現(xiàn)，一種是石英加大邊，另一種是粒間自形石英晶粒。研究區(qū)硅質(zhì)膠結(jié)物含量較低，主要由于下烏爾禾組儲(chǔ)層整體石英含量不高，硅質(zhì)膠結(jié)物平均在1.5%左右，對(duì)儲(chǔ)層起減孔作用。

3.2.3 溶蝕作用

瑪湖凹陷二疊系為偏堿性的成巖環(huán)境，發(fā)育堿性條件下形成的多種沸石礦物。大量研究表明，沸石礦物是在堿性環(huán)境下由火山巖屑水化作用形成的?；鹕剿樾妓环矫嫘纬深w粒溶孔，另一方面在粒間沉淀出沸石類(lèi)礦物[25-26]。該區(qū)下烏爾禾組火山碎屑溶蝕現(xiàn)象比較常見(jiàn)，在早成巖期，火山巖屑在堿性水介質(zhì)條件下發(fā)生水解溶蝕，形成顆粒溶孔，同時(shí)在粒間沉淀出沸石類(lèi)礦物。

研究區(qū)下烏爾禾組含有多種類(lèi)型的沸石礦物，其中，以濁沸石為主，易溶蝕，而片沸石不易溶蝕。濁沸石的溶蝕發(fā)生在中成巖階段，隨著有機(jī)質(zhì)成熟不斷釋放有機(jī)酸，濁沸石極易發(fā)生溶蝕，由化學(xué)性質(zhì)可知，濁沸石比長(zhǎng)石更易發(fā)生溶蝕?？扇芪镔|(zhì)、酸液及溝通酸液的通道是溶蝕發(fā)生所需要有的必備條件。因此，濁沸石溶蝕對(duì)儲(chǔ)層的滲透性存在著一定的要求。一方面，儲(chǔ)層中濁沸石的含量要適中，濁沸石含量過(guò)多，導(dǎo)致儲(chǔ)層致密化不利于有機(jī)酸的滲入發(fā)生溶蝕；另一方面，沉積相帶也是關(guān)鍵，三角洲前緣水下分流河道砂體滲透性好，是濁沸石溶孔的發(fā)育地帶。研究區(qū)除發(fā)育濁沸石粒間溶孔外，還存在部分長(zhǎng)石顆粒及巖屑顆粒中的長(zhǎng)石組分溶解，主要為鉀長(zhǎng)石溶解生成高嶺石、伊利石及硅質(zhì)。

3.3 構(gòu)造破裂作用

瑪南斜坡先后經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，發(fā)育多期構(gòu)造破裂作用，形成的斷裂及微裂縫對(duì)儲(chǔ)層物性具有重要的改造作用。構(gòu)造破裂作用產(chǎn)生的微裂縫，一方面，可以有效地改善儲(chǔ)層的滲流能力，另一方面，作為有機(jī)酸運(yùn)移的通道，有利于溶蝕作用的發(fā)生，有機(jī)酸易沿微裂縫溶蝕，形成溶蝕孔隙。同時(shí)，該區(qū)發(fā)育走滑斷裂體系及一系列伴生的羽狀斷裂，后期有機(jī)酸沿深斷裂進(jìn)入儲(chǔ)層，形成溶孔孔隙。通過(guò)巖石薄片、成像測(cè)井資料分析，在靠近斷裂附近，均可以見(jiàn)到不同程度的濁沸石溶蝕，大大地改善了儲(chǔ)層物性，而遠(yuǎn)離斷裂處，濁沸石溶孔欠發(fā)育。

4 有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)預(yù)測(cè)

在上述儲(chǔ)層特征及主控因素研究的基礎(chǔ)上，綜合沉積相帶、成藏期古構(gòu)造及斷裂等因素，對(duì)下烏爾禾組有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)進(jìn)行了探討，分析認(rèn)為有利沉積相帶、成藏期鼻狀凸起及斷裂發(fā)育區(qū)是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的主要分布區(qū)。沉積相不僅控制砂體的分布，還控制相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的分布。下烏爾禾組主要發(fā)育扇三角洲沉積體系，在平原亞相與前緣亞相沉積的砂體其成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度都有差別，沉積物在進(jìn)入水體后，經(jīng)過(guò)淘洗，其分選變好，泥質(zhì)含量減少，物性隨之變好。因此，在優(yōu)選有利儲(chǔ)集相帶時(shí)將前緣亞相作為有利條件之一。下烏爾禾組主要的孔隙類(lèi)型為濁沸石溶孔，需要有機(jī)酸進(jìn)入儲(chǔ)層溶蝕濁沸石。成藏期有機(jī)質(zhì)成熟大量釋放有機(jī)酸，按照流體勢(shì)原理，有機(jī)酸必然沿著成藏期的鼻狀凸起方面向高部位運(yùn)移。因此，成藏期鼻狀凸起是優(yōu)選有利區(qū)的有利條件之一。斷裂一方面產(chǎn)生微裂縫改善儲(chǔ)層滲透性，另一方面作為有機(jī)酸運(yùn)移的通道，因此，斷裂也是優(yōu)選有利區(qū)的有利條件之一。

5 結(jié)論

（1）瑪南斜坡下烏爾禾組儲(chǔ)層巖性以礫巖、含礫砂巖、細(xì)砂巖及中細(xì)砂巖為主，巖石類(lèi)型主要為巖屑砂巖，膠結(jié)類(lèi)型以泥質(zhì)、沸石膠結(jié)為主，結(jié)構(gòu)及成分成熟度較低?？紫额?lèi)型以剩余粒間孔、火山物質(zhì)溶孔及沸石溶孔為主。儲(chǔ)層孔隙度平均為8.9%，滲透率平均為0.5 mD，總體表現(xiàn)為特低孔、特低滲特征。

（2）研究區(qū)下烏爾禾組儲(chǔ)層物性主要受沉積作用、成巖作用及構(gòu)造作用影響。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層受沉積相帶控制作用明顯，以牽引流為主的扇三角洲前緣水下分流河道是最有利的沉積相帶；成巖作用主要有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用，其中，壓實(shí)減孔損失量平均為24.0%，膠結(jié)減孔量為4.9%，溶蝕作用以濁沸石溶蝕為主，產(chǎn)生的次生溶蝕孔隙對(duì)儲(chǔ)層物性具有明顯的改善作用。構(gòu)造破裂作用對(duì)儲(chǔ)層物性也具有重要的改造作用。