过去10年，准噶尔盆地玛湖地区砾岩油藏勘探取得良好成效，三叠系百口泉组已经落实10×10⁸t规模储量^[1]，并已投入大规模商业开发^[2]，成为中国石油陆上原油增储上产主要领域之一^[3]。同样，百口泉组下伏的二叠系中上部储层也以砾岩为主，已经探明并开发了总量超过3×10⁸t的数个油气藏。但是，目前二叠系已探明油气藏主要集中在上乌尔禾组，且集中在埋深小于4000m的中浅层玛湖1井区和金龙2井区^[4]，其他区块和层系还处在探索阶段。

近年来，玛湖14、玛湖23、玛湖26、玛湖28、玛湖30、玛湖40、金龙53、金龙55和玛湖48等多口井在二叠系中上部砾岩储层领域，尤其是玛湖28、玛湖40、金龙53和金龙55等井在埋深大于4500m的深层相继获得突破，二叠系逐渐成为新的储量接替区。但同时仍有多井产量较低，未获工业油气流，反映出二叠系砾岩储层的复杂性。砾岩作为一种粗粒碎屑岩^[5-6]，尤其是作为致密储层，有其特殊性。因此，需要进一步明确其宏观和微观发育特征及有效储层的形成条件，为“甜点”预测提供研究基础。

前人针对玛湖凹陷二叠系沉积体系和沉积相进行了系列研究^[7-12]，明确了相关主要目的层段沉积体系为扇三角洲—湖泊体系，储层的沉积相类型主要为扇三角洲；同时，针对某一层位或某一方面的储层性质和特征开展了研究和分析^{[9-10, 13-16]}，基本明确了储层为低孔、低渗储层，物性相对较差，次生孔隙和裂缝发育。总体上，前人研究存在两个方面不足：一是没有针对玛南地区二叠系砾岩储层进行整体系统研究；二是对埋深大于4500m的深层砾岩领域关注较少，无法满足该领域未来深层勘探的迫切需求。因此，本文利用玛南地区30余口重点探井的岩心、薄片、扫描电镜及化验等各项分析鉴定资料，对二叠系砾岩储层的基本特征、发育规律进行研究和分析，明确了储层类型、发育特征及有效储层形成有利条件，为深化和拓展盆地砾岩油气藏勘探开发，尤其是深层砾岩油气藏勘探开发提供依据。

玛南地区位于准噶尔盆地玛湖凹陷西南部，整体表现为南东倾的单斜，局部发育低凸起，东部、西部和南部分别紧邻达巴松凸起、克百断裂带和中拐凸起（图 1）。玛湖凹陷是在前石炭纪褶皱基础上，受周缘冲断活动控制而形成的凹陷，先后经历了造山后伸展、挤压逆冲和克拉通内坳陷等多期构造演化^[17]。

图 1

图 1 准噶尔盆地玛南地区位置图（左）和二叠系地层柱状图（右） Fig. 1 Location map of Manan area in Junggar Basin (left) and stratigraphic column of the Permian (right)

该区地层发育完整，古生界石炭系至新生界第四系均发育，其中二叠系从下至上包括佳木河组（P₁j）、风城组（P₁f）、夏子街组（P₂x）、下乌尔禾组（P₂w）和上乌尔禾组（P₃w）。二叠系内部各组地层之间均为不整合接触，在玛湖凹陷边缘斜坡区和临近凸起以角度不整合为主，凹陷内部以平行不整合为主，其中角度不整合包括削蚀不整合和超覆不整合^[18-19]。由于构造运动影响，各组早期沉积的下部地层，尤其是翘起端，遭受风化剥蚀，后期再次接受沉积形成削蚀不整合；而超覆不整合是后期形成地层由于湖平面上升影响，沿着前期地层形成的古地貌斜坡区向上超覆沉积形成的。下二叠统佳木河组以火山岩和火山碎屑岩为主，风城组发育碱湖沉积环境，岩性为碳酸盐岩及火山岩混积沉积^[20]，中二叠统夏子街组、下乌尔禾组和上二叠统上乌尔禾组均以砾岩为主，属于典型的砾岩沉积，为本次研究目标层系。

玛湖凹陷烃源岩主要为下二叠统风城组，其次是中二叠统下乌尔禾组和下二叠统佳木河组^[21]，尤其是风城组碱湖烃源岩具有生烃连续、生排烃量大、转化率高等突出优势^{[20, 22]}。储层以砾岩为主，局部发育薄层砂岩，与内部泥岩构成良好储盖组合^{[9-10, 13-16]}。断裂发育，深层石炭系—二叠系逆冲断裂与三叠系以浅正断裂构成良好输导体系^[4]。目前已发现的油气藏主要包括岩性油气藏、地层油气藏和断层—岩性复合油气藏3类，主要探明层系为上乌尔禾组^[4]。

玛南地区二叠系沉积体系主要为扇三角洲—湖泊体系^[7-10]，主要储集岩类型为扇三角洲前缘水下分流河道砾岩^{[9-10, 13-16]}，局部发育薄层含砾粗砂岩及中—细砂岩，整体以粗粒沉积为主（图 1、图 2）。

图 2

图 2 玛南地区二叠系致密砾岩储层特征及孔隙类型图 Fig. 2 Characteristics and pore types of the Permian tight conglomerate reservoir in Manan area （a）褐灰色中砾岩，白25井，2930.55~2931.02m；（b）深灰色细砾岩，玛湖1井，3648.24~3648.54m；（c）灰绿色中砾岩，玛湖15井，3633.36~3633.65m；（d）原生剩余粒间孔，玛湖8井，3375.00m；（e）安山岩砾石，粒内溶孔，玛中12井，4667.05m；（f）花岗岩和霏细岩砾石，粒内溶孔，玛湖23井，4284.05m；（g）霏细岩和安山岩砾石，浊沸石胶结物及粒间溶孔，玛湖1井，3967.86m；（h）凝灰岩砾石，浊沸石胶结物及粒间溶孔，玛湖26井，3753.00m；（i）凝灰岩砾石，浊沸石胶结物及粒间溶孔，玛湖22井，3587.00m；（j）凝灰岩砾石，方解石胶结物，微裂缝，玛湖38井，4437.00m；（k）凝灰岩砾石，水云母化泥质杂基溶孔，玛湖43井，5186.35m；（l）凝灰岩砾石，收缩孔，玛中12井，4649.68m

砾岩以细砾岩、中砾岩为主，砾石砾径一般为4mm×6mm~40mm×64mm，大小不等，分选中等—较差，次圆状—圆状为主，磨圆中等—较好，结构成熟度中等。颗粒间以线性—凹凸状接触为主，胶结程度中等，颗粒支撑。砾石颜色以灰色、灰绿色等为主，也有褐灰色、灰褐色等（图 2a—c）。砾石总体积分数为32.00%~84.50%，平均为69.50%；成分多样，凝灰岩最发育（图 2、表 1），平均体积分数达到55.92%，占所有砾石的80%左右，其次为安山岩和霏细岩等中酸性火山熔岩（图 2e—g），平均体积分数分别为3.92%和2.44%，还有少量花岗岩（图 2f），体积分数为2.31%。胶结物以浊沸石、片沸石等铝硅酸盐和方解石等碳酸盐胶结物为主（图 2g—j、图 3），平均体积分数分别为1.46%和0.74%，以多种形态和产出状态充填孔喉。

表 1

表 1 玛南地区二叠系致密砾岩储层岩石主要成分体积分数表 Table 1 Volume fraction of the main rock compositions of the Permian tight conglomerate reservoir in Manan area 凝灰岩/% 安山岩/% 霏细岩/% 花岗岩/% 砂岩/% $ \frac{11.71 \sim 84.50^*}{55.92}$ $ \frac{0 \sim 17.00}{3.92}$ $ \frac{0 \sim 14.00}{2.44}$ $ \frac{0 \sim 6.50}{2.31}$ $ \frac{0 \sim 9.00}{1.28}$ * $\frac{\text { 最小值一最大值 }}{\text { 平均值 }} $。

表 1 玛南地区二叠系致密砾岩储层岩石主要成分体积分数表 Table 1 Volume fraction of the main rock compositions of the Permian tight conglomerate reservoir in Manan area

图 3

图 3 玛南地区二叠系砾岩储层成岩作用特征图 Fig. 3 Diagenesis characteristics of the Permian conglomerate reservoir in Manan area （a）微裂缝，玛湖11井，3373.46m；（b）裂缝网，玛湖15井，3812.50m；（c）粒间浊沸石胶结物，玛湖41井，4693.70m；（d）粒间片沸石胶结物，玛湖14井，3940.69m；（e）粒间方解石胶结物，玛湖23井，4197.92m；（f）长石粒内溶孔及其孔中充填的叶片状绿泥石与粒状自生石英晶体，玛湖15井，3814.23m；（g）粒间溶孔及蜂巢状伊/蒙混层，玛湖23井，4288.50m；（h）浊沸石胶结物及粒间溶孔，玛湖28井，4180.15m；（i）碳酸盐胶结物及粒间溶孔，玛湖1井，4104.29m

玛南地区二叠系砾岩储层储集空间主要为孔隙和裂缝两种类型，平均体积分数分别为78.09%和21.91%。孔隙又分为原生孔隙和次生孔隙两类（图 2），以次生孔隙为主，其平均体积分数达69.27%，占总孔隙的88.71%。次生孔隙主要为溶蚀性的粒内溶孔和粒间溶孔及一些非溶蚀性的收缩孔、晶间孔等（图 2、图 3）。原生剩余粒间孔较少，体积分数仅为8.82%（表 2）。

表 2

表 2 玛南地区二叠系砾岩储层不同类型孔隙体积分数统计表 Table 2 Statistics of pore volume fraction of various types in the Permian conglomerate reservoir in Manan area 原生孔隙 次生孔隙 裂缝 剩余粒间孔 溶蚀性孔隙 非溶蚀性孔隙 粒内溶孔 粒间溶孔 8.82% 28.17% 35.02% 6.08% 21.91%

表 2 玛南地区二叠系砾岩储层不同类型孔隙体积分数统计表 Table 2 Statistics of pore volume fraction of various types in the Permian conglomerate reservoir in Manan area

原生孔隙为经历压实及胶结物充填而最终残留下来的孔隙（图 2d），二叠系储层普遍埋深大，压实作用强，仅在3200m以上发育该类孔隙，孔隙体积占比较低。粒内溶孔主要为砾石中暗色矿物溶蚀（图 2e）和长石颗粒溶蚀形成的（图 2f），粒间溶孔主要为沸石类和碳酸盐类胶结物溶蚀形成的（图 2g—i、图 3g—i），除此之外还有少量泥质杂基发生水云母化后溶蚀形成的孔隙（图 2k）及杂基中的黏土矿物发生脱水收缩形成的收缩孔（图 2l）等。裂缝多以凝灰岩等抗压实能力弱的颗粒表面发生变形并遭受挤压而形成的压实型微裂缝为主（图 2j、图 3a—b），在岩石颗粒中或孔隙间以不同方向延伸。

玛南地区二叠系砾岩储层孔隙度为2.10%~ 16.40%，平均为7.92%；渗透率为0.01~188.00mD，平均为0.62mD（图 4），为典型低—特低孔、低—特低渗致密砾岩储层，表明储层经过长期压实效应，自然质量总体较差。但是，仍有多个数据点孔隙度大于10%，渗透率大于1mD，甚至大于10mD，说明存在物性相对较好的“甜点”储层（图 2至图 4）。

图 4

图 4 玛南地区二叠系砾岩储层物性直方图及孔隙度—埋深关系图 Fig. 4 Histogram of physical properties and porosity variation with depth of the Permian conglomerate reservoir in Manan area

垂向上，以埋深3200m左右为界，自上而下可以划分为孔隙减小带（混合孔）和孔隙增加带（次生孔）（图 4）。3200m以浅为孔隙减小带，原生孔隙和次生孔隙均发育；随埋深增大，压实作用增强，原生孔隙迅速减小，孔隙度由15%~18%降低至6%~10%。3200m以深为孔隙增加带，以次生溶孔为主，3200~3840m和4200~5200m发育两个次生孔隙带，且第二个增孔效应强于第一个，其平均孔隙度增至9%~10%，最大可达15%~16%，主要原因是随着地层埋深增大，埋藏时间越长，地层压力系数越高，有机酸溶蚀作用的时间更长，范围更广泛，且深层地层更接近烃源岩，有机酸排出量更大，接触更直接、更频繁。这种储层孔隙度受溶蚀作用影响没有随埋深一直减少，甚至逐步增大的现象普遍存在，尤其在深层—超深层致密储层中，是其成为油气有效储层的关键要素之一^[23-26]。平面上，第一个次生孔隙带主要分布于玛湖8井—玛湖7井—玛湖1井—玛湖3井—玛9井等以西的中浅层斜坡区，第二个次生孔隙带主要分布于金龙55井—玛湖28井—玛湖14井—玛湖48井—玛湖23井等以东中深层，甚至是埋深大于4500m的深层凹陷区，分布范围更广，且勘探程度较中浅层低。

玛南地区中—上二叠统储层总体为非常规致密砾岩储层，且埋深普遍大于3000m，玛湖凹陷中心区更是大于4000~4500m，埋深总体较大，但发育相对有效规模储层，其形成有利条件主要有成岩效应、裂缝发育和异常高压3个。

储层成岩作用造成的效应中，一方面压实和胶结作用降低原始孔隙度和渗透率，但另一方面压实作用会促进砾岩储层裂缝形成，提升储层渗流能力，而胶结作用会为溶蚀作用提供充足的溶解物质来源，溶蚀作用则会增大和扩展储层有效孔隙空间，提高储层孔隙度，改善储层质量（图 5）^{[10, 13, 23-27]}。

图 5

图 5 玛南地区埋藏史、热史、成岩史和孔隙度演化图（埋藏史和热史参考文献[27]，有修改） Fig. 5 Burial history, thermal history, diagenesis history, and reservoir porosity evolution in Manan area (burial history and thermal history data modified after reference [27])

玛南地区在地质历史时期基本以稳定沉降为主（图 5），地层一直处于压实状态，二叠系经历了长期的压实作用，原生粒间孔隙损失较大，孔隙度和渗透率随着埋深增加迅速降低。但同时，随着埋深增加，上覆地层压力不断增大，孔隙流体压力不断积聚，当超过上覆地层压力60%~70%时，开始形成微裂缝^[28]。

胶结作用主要有沸石胶结和碳酸盐胶结，还发育硅质胶结。沸石类胶结物有浊沸石和片沸石（图 2g—i，图 3c—d），以浊沸石为主；碳酸盐胶结物主要为方解石（图 2j），在成岩早期充填于颗粒之间（图 3e）；硅质胶结物主要是石英，包括石英次生加大和自生石英颗粒两种（图 3f）。总体上，早期胶结物充填孔隙致储层原始物性变差，但胶结物充填孔喉也承受了部分围岩压力，减弱压实作用强度，为后期溶蚀作用形成次生孔隙提供了基础物质来源。

溶蚀作用在颗粒内部和颗粒间均较发育，形成粒内溶孔和粒间溶孔。研究区埋深3200~3840m和4200~5200m发育的两个次生孔隙带（图 4），将平均孔隙度小于3%的致密储层孔隙度分别提升至7%~12%和8%~15%，增孔效应明显。

该区中—上二叠统致密砾岩储层发育构造和非构造两种成因裂缝，其中主要是非构造成因裂缝。前者与构造运动及其形成的断裂系统有关，玛湖凹陷自形成以来经历了多期复杂构造运动，形成了多个方向分布的、深层逆断层和中浅层正断层匹配良好的多种断层^{[4, 17, 29]}，构成复杂构造断裂系统（图 6），不但为油气运聚提供了良好通道，也为裂缝和裂缝系统的形成和发育提供外部应力条件。构造裂缝一般以高角度直劈缝为主，也发育角度稍低的斜向裂缝，裂缝张开度较非构造成因裂缝大，延伸较远（图 7a—c）。

图 6

图 6 玛南地区地震剖面图（a）及油气运移模式图（b）（剖面位置见图 1） Fig. 6 Seismic profile (a) and hydrocarbon migration pattern (b) in Manan area (section location is in Fig. 1)

图 7

图 7 玛南地区二叠系砾岩储层裂缝特征图 Fig. 7 Fracture characteristics of the Permian conglomerate reservoir in Manan area （a）构造裂缝，金龙48井，4514.31~4514.41m；（b）构造裂缝，金龙55井，5009.02~5009.12m；（c）构造裂缝，金龙55井，5083.26~5083.36m；（d）压实裂缝，玛湖23井，4286.03~4286.14m；（e）压实裂缝，玛湖40井，4534.10m；（f）压实裂缝，玛湖41井，4755.00m

非构造成因主要是压实作用，如前所述，储层埋深大于3200m时，在上覆地层压力超过孔隙流体承压的60%~70%时，微裂缝开始形成，尤其是砾石以凝灰岩、安山岩和霏细岩等抗压实能力弱的成分为主，形成压实微裂缝，其张开度和延伸长度均小于构造裂缝，但其发育程度更高。砾石颗粒表面首先在压力作用下发生变形，随着埋深进一步增大，颗粒内部及粒间形成大量微裂缝（图 3a、b，图 7d—f），甚至形成相互连通的裂缝网络，构成流体渗流良好通道，提升致密储层渗流能力。两种裂缝平均体积分数达到21.91%，与各类孔隙构成了致密砾岩储层的双重介质，形成了致密砾岩储层的有效储集体系，从根本上提升了储层产液能力和质量。

玛南地区地层压力分布可以划分为常压区和高压区（图 8）。地层埋深小于或等于3100m时，压力系数基本介于0.95~1.15，为正常压力区间；埋深大于3100m时，绝大多数井压力系数大于1.2，平均达到1.43，均位于高压区，该区中—上二叠统基本位于异常高压区。异常高压一方面可以承担部分上覆地层和围岩应力，减缓压实作用的速率和规模，使原生孔隙得以部分保存，另一方面是促进了溶蚀作用的持续进行^[30-32]。该区埋深大于3100m还保留和发育部分原生剩余粒间孔（图 2d、表 2），同时玛湖凹陷二叠系烃源岩生成的大量有机酸溶液进入储层后，高压使其内部流体热循环对流增强并且CO₂溶解度增大，有效提升了溶蚀作用规模和强度，促进了两个次生孔隙带的形成，溶蚀性次生孔隙体积分数达到63.2%，且随着埋深增加压力系数增大，下部孔隙带次生孔隙更为发育，异常高压带与次生孔隙带具有良好对应关系（图 4、图 8）。

图 8

图 8 玛南地区压力系数—深度演化关系图 Fig. 8 Pressure coefficient variation with depth in Manan area

目前，整个玛南地区，甚至是整个玛湖凹陷西部中浅层领域勘探程度相对较高，而凹陷中东部的二叠系中上部中深层，甚至是深层领域勘探程度相对较低，且广泛发育次生孔隙带、各种类型裂缝（网）和异常高压的砾岩储层，规模发育相对优质的有效储层。因此，玛南地区中东部，甚至是整个玛湖凹陷中东部的深层领域是二叠系中上部砾岩油藏勘探的重点目标领域。

（1）准噶尔盆地玛南地区二叠系砾岩储层非一般的低孔、低渗常规储层，是典型的非常规致密砾岩储层，结构成熟度中等，储层质量整体较差，但规模发育由次生孔隙带和不同成因裂缝（网）构成的储集空间的双重介质，提高了储层孔隙度和渗透率，改善了储层质量，形成了相对优质“甜点”储层。这类孔隙度大于10%、渗透率大于1mD的储层是储层预测的重点关注目标，尤其是埋深大于4500m的深层致密储层预测中。

（2）成岩效应、裂缝发育和异常高压是玛南地区二叠系致密砾岩形成有效储层的主要有利条件，三者共同促进了相对优质“甜点”储层的规模发育；压实和胶结作用对储层具有破坏和建设双重作用，溶蚀作用则是以大幅提高储层孔隙度的建设作用为主，裂缝和裂缝网络大幅提升了致密储层的渗流能力，异常高压可以减缓压实作用强度，促进溶蚀作用的持续进行和次生孔隙带的形成。

（3）针对砾岩储层物性相对较差、非均质性较强的特点，溶蚀作用发育规律、裂缝规模和分布特征，以及异常高压数值和分布特征是“甜点”储层分析和预测的主要关注因素，“甜点”储层预测要重点落实次生孔隙、裂缝和异常高压3个发育区，尤其是其中2个或3个发育区的“叠合区”是相对优质储层的发育区。