0 前言

随着我国常规油气藏勘探领域探明开发程度的不断提高和剩余资源量的不断减少，非常规油气藏勘探开发已经成为目前能源领域的重点和热点，其中，致密油勘探开发已经成为亮点之一^[1-7]。

目前，针对致密油并没有统一、严格的定义，但是在岩性界定、物性界限以及产能界定这三个方面是基本一致的。即，储层岩性主要为砂岩和碳酸盐岩及其过渡岩类，储层孔隙度小于10%，空气渗透率小于1×10^-3μm²(或基质覆压渗透率小于0.1×10^-3μm²)，同时，一般无自然工业产能，需进行压裂、酸化等改造措施获得工业产能^[2-13]。准噶尔盆地腹部莫索湾-莫北地区深层侏罗系八道湾组储层埋深大，以砂岩为主，储层致密，基本无自然工业产能，属于典型的致密油储层。

莫索湾-莫北地区构造上位于准噶尔盆地中央坳陷莫索湾-莫北凸起，南部紧邻莫南凸起，构造位置有利，四周为沙湾凹陷、盆1井西凹陷、东道海子凹陷及阜康凹陷(图 1)。这4个凹陷为盆地主要生排烃凹陷，烃源岩发育，油气源充足，资源量大^[14]。

图 1 准噶尔盆地莫索湾-莫北地区构造位置图 Figure 1 Tectonic location map of Mosuowan-Mobei area in the Junggar basin

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莫索湾-莫北凸起形成和演化先后主要经历了海西、印支及燕山等多期构造运动。海西运动晚期的盆地大规模逆断裂作用使凸起初步形成，至印支运动时期逆断裂活动趋于停止，再到燕山运动早期的早中侏罗世，莫索湾-莫北凸起及相邻的盆1井西凹陷处于相对稳定状态^[15-16]，气候温暖潮湿，地形相对平缓，湖盆范围广大，大规模接受沉积，形成了全区分布的三角洲-湖泊沉积体系。

区内地层发育相对齐全，从石炭系至第四系均有发育。其中，侏罗系八道湾组自下而上分为一段(J₁b₁)、二段(J₁b₂)和三段(J₁b₃)，一段和三段为主力储层砂体发育层段，分别可进一步分为3个砂组。八道湾组整体埋深均大于4 000 m，莫索湾地区八道湾组一段储层埋深超过5 000 m，属典型深层储层，其钻穿或钻揭井均获油气流或良好油气显示。

八道湾组沉积体系类型为浅水三角洲-湖泊沉积体系(图 2)，储层砂体类型主要为三角洲前缘水下分流河道砂体，垂向上呈弱齿化箱形或近钟形，河口坝砂体不发育，岩石类型以细砂岩、中-细砂岩为主，局部发育粗砂岩、中-粗砂岩，岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，长石和岩屑含量较高(图 3)。

inch (英寸)为非法定计量单位，1inch=2.54 cm。 图 2 莫21井八道湾组沉积相单井综合柱状图 Figure 2 Comprehensive sedimentary facies column of the Badaowan Formation of well Mo 21

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a.八道湾组储层砂岩成分分类图；b.双桥1井，4 325.39 m，剩余粒间孔，中细粒长石岩屑砂岩，铸体薄片；c.盆参2井，5 128.82 m，粒内溶孔和粒间溶孔，中细粒岩屑砂岩，铸体薄片；d.莫21井，5 080.45 m，长石颗粒溶蚀，细粒岩屑砂岩，扫描电镜；e.莫21井，5 081.28 m，含方解石晶间溶孔，中细粒岩屑砂岩，铸体薄片；f.盆4井，5 220.27 m，千枚岩岩屑，中粒岩屑砂岩，铸体薄片。 图 3 八道湾组储层孔隙类型、颗粒接触关系和岩石基本特征图 Figure 3 Reservoir pore types, contact relationship between particles and rock basic characteristics of the Badaowan Formation

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由于埋藏深度较深，压实和压溶作用强烈，储层总体为低-特低孔、低-特低渗储层，储层孔隙度6.50%~14.76%，平均约为9.60%，渗透率(0.02~40.92)×10^-3μm²，平均约为0.22×10^-3μm²；依据孔隙度和渗透率对比情况，孔隙度10%以上的样品点占所有样品点的43.9%，而渗透率1×10^-3μm²以上的样品点仅占所有样品点的7.2%，储层孔隙度总体上要好于渗透率，渗透率总体偏低。

该区八道湾组分别以4 100 m和4 500 m为界，孔隙度和孔隙类型随埋深增加存在3个变化带(图 4)，即孔隙减小原生孔隙带、孔隙稳定混合孔隙带以及孔隙增加次生孔隙带。4 100 m以上，随着埋深的增大，压实作用不断增强，孔隙度随之迅速降低，由8%~25%逐渐降低为5%~15%，为孔隙减小带，同时，该层段主要以原生孔隙为主，为原生孔隙带；而在4 100~4 500 m，孔隙度一般为3%~12%，基本保持稳定，为孔隙稳定带，该层段原生孔隙逐渐减少，次生孔隙逐渐增多，以原生和次生混合孔隙发育为特征，为混合孔隙带；4 500~5 300 m，孔隙度随埋深增大而逐渐增大，由3%~12%增大到6%~15%，为孔隙增加带，该段以溶蚀型次生孔隙为主，发育次生孔隙带，次生孔隙以长石、(铁)方解石等粒内和粒间溶孔等为主(图 3c，d，e)。尽管发育次生孔隙带，但储层物性仍相对较差，溶蚀作用增孔量相对有限，尤其对渗透率改善基本无作用。

图 4 莫索湾-莫北地区孔深关系及孔隙带划分图 Figure 4 Porosity-depth and pore zone division map of the Mosuowan-Mobei area

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储层孔径主要为微米级孔隙(表 1)，大小孔径差别较大，平均孔径均值为30.68 μm。同时，孔隙形态多样，形状不规则，大小不一。总体上，储层孔隙主要为中-小孔，局部为大孔(图 3)。储层孔隙喉道绝大多数比较细小和狭窄(表 1，图 3)，最大孔喉半径低于1 μm，而中值半径和平均毛管半径低于0.50 μm，歪度均为-0.51，孔喉相对较小；同时，孔喉分选系数达到1.57，均质系数仅0.28，压汞曲线具备一定平台，但排驱压力、中值压力、最小非饱和孔隙体积分数均较大，且退汞效率较低，喉道偏向略细歪度，储层喉道以细喉道为主，局部见微孔，且孔喉分选较差；孔喉配位数为0.16，而孔喉体积比为2.40，孔喉连通性相对较差；排驱压力和中值压力分别达到1.30×10⁵Pa和7.05×10⁵Pa，相对较高，而最小非饱和孔隙体积分数均值为26.79%，退汞效率均值为31.47%，相对中等，储层孔喉渗流能力较差。

总体上，八道湾组储层孔喉类型以中-小孔-细喉型为主，孔喉大小、分布、连通性及渗流能力等相对较差，微观孔隙结构相对较差。

依据该区地层埋藏史分析(图 5)，包括八道湾组在内的燕山运动早期的早中侏罗世沉积时期，莫索湾-莫北凸起及其相邻的盆1井西凹陷整体上处于相对稳定状态，八道湾组在地质历史时期处于持续、稳定的沉降和沉积状态，并未暴露地表发生风化淋滤，也未发生明显剥蚀作用，与上覆三工河组(J₁s)为平行不整合接触，与下伏三叠系白碱滩组(T₃b)为整合接触，沉积环境和压实过程相对稳定，具备致密化的宏观背景条件。

K1q.白垩系清水河组；K1l.白垩系连木沁组；K2d.白垩系东沟组。 图 5 莫索湾-莫北地区埋藏史剖面图 Figure 5 Buried history section of the Mosuowan-Mobei area

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a.孔隙充填型(莫21井，5 081.28 m，方解石胶结物)；b.粒表包裹型(双桥1井，4 322.26 m，蠕虫状高岭石)；c.孔喉搭桥型(莫21井，5 082.07 m，丝缕状伊利石)；d.次生加大型(双桥1井，4 331.63 m，石英次生加大)。 图 6 八道湾组储层胶结物赋存状态及模式图 Figure 6 Reservoir cements occurrence and model of the Badaowan Formation

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八道湾组储层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，石英和长石等刚性颗粒平均体积分数仅分别为35.0%和24.0%，岩屑体积分数较高，平均达到41.0%，成分成熟度较低。岩屑以凝灰岩岩屑为主，其绝对总平均体积分数达26.16%，占岩屑相对体积分数的60%以上；其次为塑性岩屑(千枚岩、片岩)(图 3f)，绝对平均体积分数为6.48%。储层抗压实能力较差，易在上覆地层压力下发生变形、挠曲，尤其是在储层深埋状态下，使储层物性变差，加剧储层致密化强度。岩石成分成熟度低，岩屑和塑性岩屑体积分数高是八道湾组储层发生致密化的内因。

莫索湾-莫北地区八道湾组储层埋深大，普遍超过4 000 m，莫北地区八道湾组一段和三段埋深分别大于4 300 m和4 100 m，而向南埋深逐步增大，莫索湾地区八道湾组一段和三段埋深分别大于5 000 m和4 500 m；因此，压实作用已转变为压溶作用，且压溶作用强烈，塑性颗粒及部分凝灰岩岩屑受挤压变形，脆性颗粒破裂，个别长石破裂，少数石英颗粒裂纹发育，颗粒间相互穿插，颗粒接触关系以线接触和凹凸接触为主(图 3)。由于压溶作用广泛发生且作用强烈，造成储层原生孔隙大量减少，其减孔量为24.3%~36.8%，平均减孔量达29.5%，大规模降低储层孔隙度；同时，压溶作用使颗粒直接接触更为紧密，降低喉道宽度和长度，使孔喉变细、变小，连通性变差，最终使储层渗透率急剧下降。因此，储层埋深大且压溶作用强烈是八道湾组储层致密化的主要外因之一。

八道湾组储层胶结物绝对体积分数相对较小，胶结减孔量平均为0.86%，其减少的原生孔隙基本可忽略不计，但对储层最重要的影响是以不同赋存状态充填于孔喉中，使孔隙系统复杂化，孔喉变小、变细，大大降低储层岩石的渗透率；其赋存发育状态可以分为(铁)方解石的孔隙充填型，高岭石、伊蒙混层及绿泥石等粒表包裹型，伊利石等孔喉搭桥型及石英等的次生加大型4种类型(图 6)。

胶结物中对储层孔隙结构影响最大的是充填在孔隙中的(铁)方解石的胶结作用，其次是各种自生黏土矿物以不同形式充填孔喉和石英等的次生加大作用。大量的(铁)方解石充填于孔隙中，会使储层孔隙度减小，渗透率降低；而高岭石、伊/蒙混层、伊利石和绿泥石等黏土矿物呈多种形状和形态在孔喉中胶结。其中，伊利石常呈毛发状、丝缕状、丝片状、搭桥状和弯曲片状充填于孔喉中，伊蒙混层常呈不规则状和(似)蜂巢状充填，高岭石一般呈蠕虫状、书页状和散片状充填，而绿泥石常呈绒球状。同时，石英等不同级次的次生加大作用进一步挤占了孔隙空间，使储层孔喉进一步缩小；另外，多种类型胶结物相互混合充填，更加剧了储层孔喉系统的复杂性，大幅降低储层渗透率。因此，不同胶结物以4种赋存状态充填于孔喉中是八道湾组储层致密化的另一个主要外因。

1)八道湾组储层埋深均在4 000 m以下，为低-特低孔、低-特低渗储层，属典型的深层致密砂岩储层；垂向上，分别以4 100 m和4 500 m为界，孔隙度和孔隙类型随埋深增加存在3个变化带，即孔隙减小原生孔隙、孔隙稳定混合孔隙以及孔隙增加次生孔隙带。

2)主要储集砂体类型为三角洲前缘水下分流河道砂体，岩性主要为长石岩屑和岩屑砂岩，成分成熟度低，以凝灰岩岩屑和塑性岩屑为主，胶结物以方解石和铁方解石胶结物为主，含量相对较低，具有岩屑和塑性岩屑含量高及胶结物含量低的“两高一低”特征；储层以中-细孔-细喉型为主，孔喉连通性和渗流能力相对较差，孔喉结构相对较差。

3)储层的致密化成因主要为沉积环境稳定性、岩石主要成分、储层埋藏深度及胶结物赋存状态4个因素；相对稳定的沉积环境、深埋藏的储层、强烈的压溶作用、成熟度较低的岩石成分、不同类型胶结物以4种状态充填孔喉，形成了八道湾组致密储层。