0 引言

随着油气需求的日益增长及中浅层油气开发程度的提高，深层甚至超深层油气储层的勘探不断拓展和深化。一般而言，储层质量的优劣主要受控于早期沉积特征及后期成岩改造两大方面^[1]，但相较于中浅层，深层储层由于埋深大、成岩演化及成岩环境更为复杂，使得成岩改造对深层优质储层的分布具有更为重要的控制作用^[2-3]。同时相较于中浅层储层，影响深层储层物性差异的因素也更为多样，概括来说，主要包括沉积相带、岩石成分、异常高压、成岩流体性质、古地温、热循环对流、膏盐效应、烃类充注、埋藏方式、构造应力等^[2-7]。但在不同的地质背景下深层优质储层的成因各不相同，因此研究特定地质条件下深层储层的成岩作用特征及其物性控制因素，对于明确优质储层成因机理及其分布规律具有重要的意义。

白垩系作为准噶尔盆地继侏罗系、三叠系后又一油气勘探热点层位，油气资源前景广阔^[8-9]。盆地腹部作为白垩系勘探的重要区域，相继发现了石西、石南、彩南、莫北、陆梁等一批高效白垩系清水河组油气藏^[9-10]。莫索湾凸起作为盆地腹部的一个大型正向构造单元，四面邻凹，油气条件十分有利^[11]，多口井在清水河组底部砂岩已获良好油气显示。但莫索湾地区尚未进行清水河组储层针对性研究，相比于盆地东部北三台地区^[12]、盆地西部车排子地区^[13]及腹部陆东地区^[14]研究程度低且无公开文献发表。同时较上述地区而言，莫索湾地区清水河组埋藏深度大，一般在3 100 m以下，主体埋深为3 554~4 656 m。依据我国中深层与深层储层划分深度标准3 500 m^[4]，莫索湾地区清水河组储层属典型的深埋储层；但其储层物性却反而十分优越，渗透率平均可达226.6 mD^①，而如此深埋条件下储层物性如何得以保存尚不清楚。据此，笔者在综合利用钻测井、铸体薄片、扫描电镜、物性、X衍射、镜质体反射率(R_o)及前人相关成果等资料基础上，结合区域沉积体系展布、埋藏史及古地温对研究区清水河组储层成岩作用特征及其物性控制因素进行分析，明确清水河组深层优质储层成因机制，对于后期盆地腹部白垩系精细油气勘探具有重要意义。

① 豪达西(mD)为非法定计量单位，1 mD=10^-3 μm²，下同。

1 区域地质背景

莫索湾地区位于准噶尔盆地腹部中心位置，南邻盆地最大生烃凹陷昌吉凹陷，北接盆1井西凹陷及东道海子凹陷(图 1)，区域构造位置属典型的“凹中凸”，油气运聚条件十分有利。受控于侏罗纪横贯盆地腹地NE—SW向大型车—莫古隆起的演化，中上侏罗统在莫索湾地区未沉积或遭受持续性剥蚀^[15]，而自早白垩世全区进入稳定埋藏阶段，形成清水河组与下伏侏罗系间一区域性不整合面。清水河组为在平坦古地貌背景下发育的一套完整三级层序^[16](图 2)，清一段包含低位体系域辫状河三角洲前缘灰绿色巨厚—厚层中、细粒“底砂岩段”^[16]及湖侵体系域覆盖全区的湖相灰色—灰黑色高GR(自然伽马)泥岩段(图 2)，而清二段则为曲流河三角洲砂泥互层的高位体系域沉积^[16]。其中低位“底砂岩段”为油气主要储集层，因此也是本文所探讨的目的层段。

② 纪友亮.石南及莫索湾地区白垩系清水河组沉积微相、储层评价及预测技术研究.克拉玛依：中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，2014.

区域上，盆地腹部清水河组底部砂岩段沉积受自北西或北部向南东方向展布的大型辫状河三角洲所控制，这一大型辫状河三角洲体系可自陆西(石南地区)一直延伸至昌吉凹陷内部^[17-18](图 1)，而整个盆地腹部地区均处于此大型辫状河三角洲前缘部位^{[16, 19]}。清水河组底部砂岩段沉积期由于水动力条件较强，同时古地貌背景相对平坦，因此具有浅水辫状河三角洲的沉积特征^[16]，即水下分流河道尤为发育，使得区域上厚层砂体呈大范围连片展布，且砂体间连通性较强^{[16, 19]}，为有利的油气储集层段。而其上部覆盖的区域厚层湖侵泥岩为油气的有效盖层段(图 2)，因此横向及纵向上储盖匹配十分有利。

2 储层基本特征 2.1 储层岩石学特征

14口井220块样品薄片鉴定及测试分析结果表明，莫索湾地区下白垩统清水河组储层主要为长石岩屑砂岩及长石质岩屑砂岩，次为岩屑长石砂岩及岩屑质长石砂岩(图 3)。储层成分成熟度较低，以富含岩屑、长石为主要特征，石英体积分数平均仅为38.6%。岩屑体积分数平均为36.1%，最大可达50.0%。岩屑组成中普遍含以凝灰岩岩屑为主的塑性岩屑，凝灰岩岩屑体积分数平均为23.5%，最大可达47.0%，还含有一定量的千枚岩、泥岩、板岩、云母等类型岩屑。长石体积分数平均为25.3%，最大可达32.0%，主要为斜长石与钾长石，以斜长石为主。储集砂体泥质杂基体积分数一般小于4%，平均仅为1.7%，同时碎屑颗粒分选较好，磨圆中等，颗粒支撑；砂体粒级偏细，主要为中、细砂，次为中粗砂及少量粉细砂。整体上，清水河组砂岩储层具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及高结构成熟度的“一低两高”特征。

2.2 储层物性及储集空间特征

20口井559件实测岩心物性数据统计结果(图 4)表明，莫索湾地区下白垩统清水河组储层孔隙度主要集中于10%~20%，平均为15.47%；储层渗透率集中于10~1 000 mD，平均为226.6 mD。依据储层物性分类划分标准^[20]，清水河组储层整体属中孔-中渗型储层，而相对于超过3 500 m的埋藏深度，其为典型的深埋优质储层。通过岩石铸体薄片观察及扫描电镜分析发现，清水河组储集空间类型包括原生粒间孔、溶蚀孔(粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物溶孔)及微裂缝。但以原生粒间孔为主，平均占孔隙的71.78%；次为溶蚀孔，平均比例为27.15%，同时孔渗线性相关性较好，判定系数R²=0.75。这表明，储层渗滤通道主要依赖于与孔隙有关的空间而非裂缝或其他类型通道。

3 储层成岩作用

成岩作用对储层形成、演化、保存及破坏具有重要作用，并且对储层物性起着决定性作用^[21]。尽管莫索湾地区清水河组储层埋藏深度大，但成岩强度较弱，成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用(图 5)，而压溶作用、重结晶作用及交代作用基本不发育。

3.1 压实作用

压实作用贯穿清水河组埋藏演化的整个过程，对储层物性具有明显的破坏作用。研究区清水河组压实作用主要表现为塑性岩屑的压实变形及假杂基化(图 5a)，同时部分石英及刚性火山岩岩屑局部压实强烈处可见微裂缝，但微裂缝占孔隙比例低，平均仅1.07%；可见压实作用对储层物性基本不起改造作用。虽然清水河组储层埋深在3 500 m以下，但整体上储层压实强度并不大，碎屑颗粒间主要呈点-线接触特征，基本无凹凸接触，同时在4 000余米的埋深下部分颗粒仍可呈漂浮状(图 5a)，进而储层得以保存有比例较大的原生粒间孔隙。但相对于胶结作用而言，压实作用仍为研究区清水河组储层物性破坏的最主要成岩作用(图 6)，其造成原生孔隙相对损失量为15%~82%，而储层压实强度总体属中压实—中强压实。

3.2 胶结作用

胶结作用是储层物性损失的又一重要作用类型，但研究区清水河组胶结强度较弱，主要表现为胶结物总含量较低：14口井220块样品薄片观察及分析测试结果显示，清水河组储层胶结物总体积分数一般不超过12%，平均仅3.1%(图 6)。但胶结物类型多样，主要以碳酸盐胶结、硅质胶结、自生黏土矿物胶结为主，还可见少量黄铁矿及石盐晶体胶结。

3.2.1 碳酸盐胶结

清水河组储层内碳酸盐胶结物主要发育方解石，而铁方解石及铁白云石基本不发育，方解石茜素红染色呈红色(图 5b)。整体上，储层内部方解石主要呈孔隙式或接触式胶结结构，少见方解石强烈胶结，且方解石世代性胶结特征不明显。

3.2.2 硅质胶结

清水河组硅质胶结物主要以石英次生加大边和自生石英微晶的形式存在，相对而言自生石英微晶更为发育(图 5c)。自生石英微晶生长于石英碎屑颗粒表面或充填于粒间孔隙内，生长空间较大时自形晶体形态完整，呈典型的六方柱状，而生长空间有限时则呈一定不规则状。整体上清水河组硅质胶结发育程度较低，仅少部分石英颗粒发育较明显的次生加大边，且次生加大边较窄，同时自生石英微晶体小且并未大量连片出现，因此清水河组石英次生加大级别总体属Ⅰ—Ⅱ级。

3.2.3 自生黏土矿物胶结

清水河组储层以辫状河三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体为主^{[16, 19]}，水动力条件较强，砂体结构成熟度较高，黏土杂基含量低，因而储层内部黏土矿物多为成岩自生成因。X衍射分析结果(表 1)表明，清水河组储层自生黏土矿物具有富绿泥石、贫高岭石的典型特征，储层绿泥石平均质量分数为56.2%，而高岭石仅8.4%，个别样品甚至不发育高岭石，另有一定含量的伊蒙混层及伊利石黏土矿物。

自生绿泥石多沿碎屑颗粒表面呈环边分布，形成碎屑颗粒包壳(图 5d)，少部分以孔隙充填形式(图 5e)产出。自生绿泥石单晶体呈叶片状或针叶状，集合体呈颗粒表面薄膜状或呈绒球状充填粒间孔及溶蚀孔隙(图 5d、e)，其中绿泥石包壳厚度薄，一般为1~3 μm，仅扫描电镜下可见。

高岭石主要以孔隙充填状态产出(图 5f)，单晶体呈假六方片状、板状，集合体呈书页状、蠕虫状。储层内高岭石来源既可由黏土杂基蚀变形成，也可由后期长石溶解生成^[21]。而清水河组储层黏土杂基含量低，同时扫描电镜下高岭石结晶程度高、晶体完整、含量较低、充填于粒间孔隙内，因此储层内高岭石主要为后期长石溶解自生成因，特别是相对含量较高且易发生选择性溶蚀的斜长石^[22]在酸性条件下的溶蚀产物。

伊蒙混层及伊利石仍主要以孔隙充填状态产出(图 5g)，伊蒙混层平均质量分数为19.2%，而伊利石为16.2%。伊利石呈丝片状或网状，伊蒙混层形态介于蒙脱石和伊利石之间，两类黏土矿物均充填于粒间孔隙内，少部分以颗粒衬边形式出现，属典型自生成因。

3.2.4 黄铁矿及石盐胶结

除碳酸盐、硅质、自生黏土矿物外，清水河组储层内还可见自生莓球状黄铁矿(图 5h)及立方体状石盐单晶集合体(图 5i)，但相对含量较少。一般莓球状黄铁矿多为成岩早期弱碱性地层流体条件下形成^[23]，而石盐晶体多在岩流体富含大量Na⁺、K⁺等碱性金属阳离子的条件下形成，整体上二者均形成于偏碱性的成岩流体条件下，具有一定的指示意义。

3.3 溶蚀作用

清水河组储层溶蚀作用相对较为发育，次生溶蚀孔隙占总孔隙比例最大达60%，平均为27.2%。而储层溶蚀作用又可进一步区分出早期碱性溶蚀及后期酸性溶蚀两类，但以酸性溶蚀改造作用最为明显。

3.3.1 碱性溶蚀作用

通过研究区14口井180余块样品铸体薄片及扫描电镜观察发现，清水河组储层石英颗粒及自生石英微晶普遍存在溶蚀现象，石英碎屑颗粒边缘受溶蚀而呈不规则状或港湾状(图 5j)，而自生石英微晶受溶蚀可形成晶体内部孔隙(图 5e)或被强烈溶蚀而形成微晶残留体(图 5k)。在一般条件下，石英或硅质较为稳定，基本不溶解；而随着pH值和温度升高，石英或硅质变得不稳定^[24]；在pH值大于8.5的碱性成岩流体条件下，石英或硅质才会出现显著的溶蚀现象^[25]。从自生绿泥石充填石英微晶溶蚀孔隙(图 5e)及自生伊蒙混层黏土矿物和自生绿泥石包壳包裹石英微晶残留体(图 5g、k)，可推断碱性溶蚀作用主要发生于早成岩期。而清水河组沉积期湖盆并非干旱盐湖，因此碱性流体主要与其本身富含火山物质，特别是凝灰岩岩屑蚀变所致。成岩早期岩屑多易发生蚀变^[1]，凝灰质岩屑早成岩期蚀变主要为水合阳离子H₃O⁺与碱金属离子交换，释放Na⁺、K⁺等碱金属阳离子，而使孔隙流体pH值逐渐升高^[26]，碱性逐渐增强最终使得石英及硅质发生溶蚀。

3.3.2 酸性溶蚀作用

相较于碱性溶蚀作用，储层内酸性溶蚀强度更大，对储层物性的改造也更为明显。清水河组储层酸性溶蚀作用主要表现为碳酸盐胶结物及长石的溶蚀。其中，碳酸盐胶结物溶蚀后可形成胶结物内部孔隙或溶蚀强烈处重新恢复所充填的原生粒间孔隙(图 5b)；长石受溶蚀后颗粒边缘呈不规则状，同时颗粒内部可发育粒内溶孔(图 5j)，扫描电镜下可见长石被溶蚀成筛状，溶蚀强烈处仅见早期绿泥石包壳残留而形成铸模孔(图 5l)。一般储层内酸性成岩流体主要受控于中成岩A期地层内有机质成熟排烃前所释放的羧酸和酚等有机溶剂^[27]，使得流体pH值不断降低最终达酸性流体环境。从储层内有机质镜质体反射率测定值(表 2)可见，虽然储层埋深较大，但镜质体反射率一般小于0.7%，有机质仍处于低成熟阶段，即有机酸相对产量较高^[20]。而深部溶蚀模拟实验表明^[28]，在有机酸溶蚀过程中，碳酸盐矿物较铝硅酸盐矿物更易也更早发生溶蚀，因此从储层内长石的强烈溶蚀推断碳酸盐胶结物的溶蚀应更为充分。

4 储层成岩序列及孔隙演化

研究区清水河组储层伊蒙混层中蒙脱石质量分数为15%~34%，镜质体反射率为0.49%~0.87%(表 2)，储层内石英次生加大为Ⅰ—Ⅱ级，同时碳酸盐胶结物类型为方解石。依据碎屑岩储层成岩阶段划分标准^[20]，清水河组储层目前已演化至中成岩A期，并以A₁亚期为主。结合储层镜下成岩特征恢复其成岩序列及孔隙演化过程，结果如图 7所示。

早成岩阶段A期，随着清水河组储层内部凝灰岩等火山岩岩屑的不断水解蚀变，成岩流体内部Na⁺、K⁺等碱金属阳离子含量不断增加，成岩流体碱性逐渐增强，同时凝灰质的蒙脱石化还可游离出Fe²⁺、Mg²⁺，为绿泥石形成提供物质来源。随着成岩流体碱性逐渐增强及Fe²⁺、Mg²⁺含量逐渐增大，成岩早期自生石英微晶及石英颗粒发生碱性溶蚀，随后绿泥石开始以包壳形式包裹碎屑颗粒及石英微晶溶蚀残留体，少数充填石英粒内溶孔(图 5d—f)，除绿泥石外还可形成少数莓球状黄铁矿及石盐晶体。这一阶段储层孔隙类型包括原生粒间孔和碱性溶蚀孔。进入早成岩B期，随着温压增大及碱性增强，地层水中Ca²⁺开始形成方解石胶结，并充填粒间孔隙，同时压实作用的增强使颗粒间呈点-线接触，这一阶段储层物性损失量最大，孔隙类型以原生粒间孔及胶结物胶结后剩余粒间孔为主，早期碱性溶孔可部分保存。中成岩A期，随着有机质成熟释放有机酸，成岩流体逐渐由碱性转变为酸性，使得早期碳酸盐胶结物、长石及部分易溶岩屑发生溶蚀，增孔量为2.7%~5.5%。而压实作用的持续进行使得部分塑性岩屑开始变形，甚至假杂基化，而伴随着长石溶蚀，酸性条件下稳定的自生高岭石开始形成，但仅部分颗粒发育石英次生加大边。这一阶段孔隙类型较为多样，包括原生粒间孔、剩余粒间孔、碱性溶蚀孔、酸性溶蚀孔及部分刚性颗粒间挤压形成的微裂缝。而从储层内有机质成熟度看(表 2)，清水河组储层目前仍处于酸性溶蚀阶段，成岩流体尚未转变为晚期碱性，储层内不发育晚期含铁碳酸盐胶结物。

5 深埋条件下物性保存控制因素 5.1 形成优质储层的沉积条件 5.1.1 储层碎屑成分

碎屑成分是直接参与储层成岩演化的物质基础。相对而言，清水河组储层物性与石英及长石体积分数呈正相关关系，而与塑性岩屑体积分数呈负相关(图 8)。较高的石英体积分数使得储层抗压实能力提高；而塑性岩屑体积分数的增加却大大降低储层的抗压实能力，同时部分塑性岩屑假杂基化也使得物性进一步损失。长石主要是通过溶蚀增孔作用而改善储层物性，尽管其溶蚀产物高岭石会占据部分储集空间，但在相对开放的成岩环境下，流体在孔隙网格系统中流动速度快，溶蚀产物可有效带出溶蚀区，整个长石溶蚀为一有效增孔过程。清水河组储层现今孔渗条件优越，流体交换阻力小，属开放流体环境，因此储层内较高的长石体积分数是维持有效溶蚀的物质基础，同时也使得储层发育较高的溶蚀孔隙。

5.1.2 沉积水动力条件

沉积水动力条件决定着储层碎屑沉积物粒度及分选，进而影响储层后期成岩及物性演化。从清水河组不同粒径储层物性分布特征数据(表 3)可见，粉砂岩储层物性最差，而自细砂岩向粗砂岩储层物性逐渐变好，特别是中砂岩平均渗透率可达323.22 mD，然而粒度更粗的砂砾岩物性却反而降低。究其原因，主要是粉砂岩粒度最细，原始物性就差，加之后期埋藏造成孔隙度损失使得现今物性最低，而砂砾岩虽然沉积粒度粗，但分选较细、中、粗砂岩差，造成原始物性降低(表 3)，且分选降低将导致颗粒更易于滑动和重新排列，进而加快压实进程，因此物性损失相对也较大。由此可见，水动力条件相对较强的沉积微相，如水下分流河道、河口坝等细、中、粗砂岩物性最优，河道底部粗粒滞留砂砾岩物性次之，而沉积水动力较弱的分流间湾粉砂岩物性最差。整体上莫索湾地区清水河组储层处于辫状河三角洲前缘位置，细、中、粗砂岩所占比例最大，占88%，这也是研究区清水河组储层总体物性较为优越的重要原因。

5.2 形成优质储层的关键成岩因素 5.2.1 早期碳酸盐胶结物性损失与后期次生溶蚀孔隙恢复

尽管碳酸盐胶结物含量较少，平均体积分数仅为2.51%，但其对储层物性保存具有重要的控制作用。整体上，随着储层碳酸盐胶结物体积分数的增加，储层孔隙度、渗透率降低(图 9a、b)，但同时储层视压实率也随之降低(图 9c)。上述现象说明，尽管碳酸盐胶结物对储层物性具有破坏作用，但同时也提高了储层的抗压实能力，使得部分原生孔隙得以保存，并且如碳酸盐胶结物后期得到有机酸充分溶蚀，那么所损失的物性将得到一定程度的恢复。

5.2.2 绿泥石物性保存机制与伊利石、伊蒙混层抗压实作用

自生黏土矿物质量分数与储层物性相关关系如图 10所示。绿泥石包壳对储层物性保存具有积极作用，其保存机制主要包括：抑制石英次生加大、促进后期溶蚀及提高储层抗压实能力3个方面^[29-32]。整体上，清水河组储层孔隙度、渗透率随绿泥石质量分数的增加而增大(图 10a、b)，但储层视压实率与绿泥石质量分数却不成一定相关性(图 10c)，可见绿泥石包壳并未显著提高储层抗压实能力。究其原因：一方面主要由于储层本身压实强度并不大，颗粒间多呈点-线接触，粒间孔大量保存，使得绿泥石胶结抗压实作用并不突出；另一方面，绿泥石包壳厚度较薄，抗压实能力也相对受限^[31]。因此，储层内绿泥石包壳主要通过抑制石英加大及促进后期溶蚀进而对储层物性起到保护作用。

相较于绿泥石，伊蒙混层和伊利石的胶结对储层物性起到破坏性作用，储层孔-渗随二者质量分数的增大而降低(图 10d、e、g、h)，但同时视压实率也成反比关系(图 10f、i)。上述现象表明，伊蒙混层和伊利石的胶结作用类似于碳酸盐矿物，可提高储层的抗压实强度，但二者胶结所损失的物性后期却难以再次恢复。

5.2.3 酸性溶蚀作用与储层孔隙度增加

酸性溶蚀对储层孔隙度具有更为明显的改善作用。清水河组储层内酸性溶蚀改造主要表现为溶蚀早期碳酸盐胶结物使得损失物性得以一定程度恢复及溶蚀长石和易溶岩屑形成次生孔隙。其中，自生高岭石含量可作为判别储层内长石溶蚀强度的有效参数^[33]，尽管莫索湾地区清水河组储层高岭石整体质量分数较小，但个别样品高岭石质量分数却较大(表 1)。究其原因主要与溶蚀强度有关，对比自生高岭石质量分数与储层孔隙度随深度变化关系可见(图 11)，大约自3 820 m开始：储层内相当部分样品的高岭石质量分数开始随深度增加而增大；同时储层孔隙度在这一深度开始偏离正常孔隙演化趋势，孔隙度明显总体增大；并且镜下可见长石及岩屑的强烈溶蚀现象。这说明储层开始进入次生酸性溶蚀带，可见酸性溶蚀改造对储层孔隙度的增加具有重要的控制作用。然而储层渗透率在这一酸性溶蚀带并未出现明显差异，造成这一现象的原因主要在于：溶蚀产物自生高岭石多以孔隙充填状态产出(图 11)，使得孔隙度增大的同时渗透率可能有所损失；同时尽管长石及岩屑发生强烈溶蚀但粒内溶孔占据相当比例，使得孔隙连通性有所降低。因此，整体上酸性溶蚀作用对储层孔隙度增加具有更为重要的意义，但对渗透率影响相对有限。

5.3 地层超压是形成优质储层的关键

地层超压造成超压带内砂泥岩中出现含水或含气微裂缝，并且高孔隙流体压力将导致岩石颗粒间有效应力减小，进而使得超压带内砂泥岩声波传播能力降低，声速减小；同时，超压导致的砂泥岩中大量微裂缝增加了岩石束缚水相互联系，电子交换更容易，电阻率减小^[34]。因此，深部泥岩及砂岩地层在进入超压带时将出现高声波时差及低电阻率的测井异常响应特征^[34-36]。系统分析研究区10余口井测井资料及地层测试资料(表 4)，发现莫索湾地区清水河组均处于超压带内，地层压力系数可达2.09。以莫5井为例(图 12a)：在3 990 m以浅，地层声波时差及电阻率与深度表现为正常的平缓曲线；然而在3 990 m以深，二者出现偏离正常压实趋势的响应特征，声波时差增大的同时电阻率降低，即开始进入超压带，而清水河组低位砂岩储层正处于超压带内部。

地层超压的出现使清水河组深埋储层成岩压实强度显著降低，使得大量原生粒间孔隙得以保存，这也是研究区储层渗透率随深度变化关系并不明显的重要原因(图 11)。同时前期研究表明^{[34, 36]}，超压可抑制自生石英生成，并促进长石等溶蚀作用的进行，可见超压的存在是研究区清水河组深埋条件下物性保存的关键因素。而地层超压的形成主要受控于研究区特定的埋藏方式，研究区清水河组埋藏史可划分早期快速埋藏、中期缓慢埋藏及晚期快速埋藏3个阶段(图 12b)。结合岩相发育特征(图 2)可见，清水河组底部砂岩储层上部直接覆盖大套厚层且区域分布的高GR泥岩，如此厚度的泥岩段在快速埋藏下孔隙水将难以排泄，而其下部砂岩储层孔隙水也难以释放，使得地层压力随埋深逐渐增大，并最终进入现今超压状态，即清水河组储层早期快速埋藏阶段地层超压便可能已经存在，并对储层物性起到一定的保护作用。

5.4 较低古地温延缓储层成岩进程

准噶尔盆地为我国中西部典型的“冷”盆地，地温梯度平均为22.6 ℃/km，平均大地热流值在我国沉积盆地中最低^[37]。而盆地自石炭纪形成以来，地温梯度及大地热流一直不断减小^[37]，可见清水河组储层在埋藏成岩演化过程中盆地地温梯度处于逐渐减小的状态。而在相同的地温(T)下，低地温梯度的砂体孔隙度是高地温梯度砂体孔隙度的e^{0.077 0+0.004 2T}倍^[38]。并且，盆地整体的低地温梯度是使得清水河组储层在现今深埋条件下地温仍处于90~100 ℃(图 12b)、成岩阶段仍处于中成岩A₁亚期的重要原因。而逐渐减小的地温梯度也使得储层各成岩强度较正常地温梯度条件下减弱，低地温梯度不仅延缓了清水河组的压实进程，同时有机质成熟深度的增加也使得储层在3 500 m以下仍处于有机酸的溶蚀状态而缺乏成岩晚期的铁方解石及铁白云石胶结物。并且较低的地温梯度使得有机质成熟缓慢，增加了生油窗的埋藏深度及生排烃时限，进而间接延长了储层演化过程中有机酸的释放时间，拓宽了次生溶蚀孔隙发育带的垂向厚度和溶蚀作用深度，使得次生溶蚀过程及溶蚀程度增强，由此清水河组储层物性得以进一步保存和改善。

6 储层综合成岩模式

综合分析区域构造背景、沉积体系、地层温压、成岩作用及物性变化，建立清水河组深埋优质储层成因及成岩模式(图 13)。

盆地腹部白垩系清水河组底部砂岩段沉积受北西或北部向南东一直延伸至昌吉凹陷内部的大型辫状河三角洲所控制^[16-19](图 1)，且整个盆地腹部清水河组底部三角洲前缘水下分流河道及河口坝厚层砂体连片展布^{[16, 19]}。而自白垩纪开始整个盆地腹部逐渐向南掀斜，直至现今，储层区域上仍保持北高南低的埋藏状态。莫索湾地区处于盆地腹部中心位置，埋藏深度大，因此区域上自研究区向北部浅埋藏区地层温压逐渐减小(图 13)。而由于清水河组底砂岩段储层上部直接覆盖大段区域分布的湖侵泥岩盖层，加之储层内部存在超压，因此研究区南部昌吉凹陷内深埋湖相泥岩及下伏侏罗系烃源岩内有机质成熟过程中释放的有机酸进入储层后主要以热循环对流形式向低温低压区进行迁移，而由于区域上砂体连通性优越^{[16, 19]}，且现今砂体物性较高，使得储层内成岩流体流动较为畅通；因此有机酸进入砂体后可逐渐向北部浅埋区流动(图 13)。在流动过程中，溶蚀产物在浅埋区由于地层环境的较大变化进而再沉淀形成胶结带，这也是莫索湾地区清水河组深埋储层胶结物含量较少的重要原因。如对比北部同一沉积体系且区域连通^[16-19]的石南地区清水河组底部砂岩储层特征(表 5)，石南地区储层埋藏浅但物性条件，特别是渗透率反而降低，究其原因：石南地区储层内胶结物总量明显增加，特别是高岭石比例显著高于莫索湾地区。同时石南地区碳酸盐体积分数有所增加(表 5)，镜下观察可见，莫索湾地区碳酸盐胶结物多为接触式或孔隙式胶结，并出现显著溶蚀现象；但石南地区碳酸盐胶结物呈基底式胶结，同时基本无明显碳酸盐胶结物溶蚀现象，且整体上石南地区溶孔比例显著降低(表 5)。前期研究证明，莫索湾及石南地区处于同一油气运移路径^{[10-11, 39]}，由此推断，成岩流体运移路径也应相同，即莫索湾地区的溶蚀产物可向北迁移沉淀(图 13)，同时有机酸浓度随迁移距离显著降低，造成溶蚀程度减小、胶结强度增大，进而储层物性也相对降低。综上所述，由于莫索湾地区清水河组底砂岩段为典型的深埋优质储层，且上部直接覆盖厚层泥岩盖层，因此当有效圈闭存在时，油气将得以充分充注而形成高效油气藏。

7 结论

1) 清水河组储层以长石岩屑砂岩及长石质岩屑砂岩为主，储层具有低成分成熟度、高塑性岩屑含量及高结构成熟度的“一低两高”特征。虽然储层主体埋深为3 554~4 656 m，但孔隙度平均为15.47%；渗透率平均为226.6 mD，且储集空间以原生粒间孔为主。

2) 清水河组储层压实作用整体属中压实—中强压实。胶结作用较弱，胶结物总体积分数较低，但胶结物成分多样。而溶蚀作用较强，可区分为早期碱性溶蚀和后期酸性溶蚀两类。整体上储层目前已演化至中成岩A期，并以A₁亚期为主。

3) 相对富石英、长石的细砂—粗砂级沉积微相是清水河组优质储层形成的沉积基础。而在成岩过程中储层物性保存主要受控于早期碳酸盐胶结抗压实、绿泥石包壳及次生酸性溶蚀作用。同时地层超压的存在及埋藏演化过程中不断降低的地温梯度是储层深埋条件下物性保存的关键。

4) 受控于区域构造背景、地层温压差异，酸性成岩流体在成岩过程中沿相互连通的砂体自莫索湾地区向北部浅埋藏区逐渐迁移，莫索湾地区储层不断溶蚀，且溶蚀产物可有效迁移出溶蚀区而在浅埋区再沉淀。因此莫索湾深埋区形成优质储层，而浅埋区物性却反而有所降低。