目前，我国沉积盆地深层—超深层领域持续获得勘探发现和突破，已成为油气勘探开发的热点，也是增储上产的主要领域 [1-5]，成为与深水、非常规并列的三大领域[6]。准噶尔盆地深层—超深层二叠系2019年来连续获得重大发现和突破，玛湖凹陷的玛湖28、玛湖40和玛湖48，沙湾凹陷的车排24、沙探1和沙探2，阜康凹陷的康探1、康探5和阜47，以及莫索湾凸起的湾探1等12口井获高产工业油气流，24口井获得工业油气流，已整体落实预测和控制石油地质储量近4.1×108t，天然气地质储量近800×108m3，证实了该领域具有良好的含油气性，成为盆地油气产能建设和资源量拓展的主要领域之一[7-10]。目前，该领域已发现油气藏以岩性油气藏和断层—岩性油气藏为主。
准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩领域油气资源潜力大，具有良好的成藏与富集条件，是持续增储上产的主要领域之一[11-13]；但相较于中浅层领域，深层—超深层领域的勘探开发程度和基础研究程度仍然较低，其沉积、构造、成岩、成藏、富集等更为复杂，需要进行更深入、更全面的研究和分析[14]，面临着储层特征与形成机制、勘探目标类型、成藏机制与油气藏类型等一系列地质问题[6]，其中储层问题是一个非常关键的问题。我国西部含油气沉积盆地中，该领域储层普遍埋深大于4500m，除个别地区外，经历了长期的深埋过程，成岩作用时间长、演化程度高、波及范围广，储层普遍成为非常规致密储层[15-16]，迫切需要强化储层基础分析和研究，以此提高有效储层的更准确预测，进一步优化钻探目标和降低钻井风险，有效提升勘探开发成功率和效益。
准噶尔盆地深层—超深层二叠系储层研究已经陆续开展，对储层基本发育特征、成岩作用、控制因素、孔隙演化及发育模式、储层差异性及成因等进行了研究和分析[17-23]，取得了一系列重要成果和认识，证实了深层—超深层发育有效储层，明确了勘探开发潜力。总体上，前人针对盆地二叠系的研究主要集中于某个组段或以某个区块为主，尚未针对全盆地范围的深层—超深层二叠系储层进行整体性、系统性研究，无法满足该领域全盆地勘探开发和增储上产的迫切需求。因此，本文利用盆地深层—超深层二叠系关键探井的钻井、录井、取心、试油、铸体薄片、扫描电镜及分析化验等各项数据和资料，对全盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层的基本特征、储集空间类型和特征、储层物性及演化规律，以及形成有效储层的主控因素进行系统研究和分析，明确其主要类型、基本特征及主控因素，为盆地深层—超深层二叠系勘探新领域的落实和拓展提供支撑，为国内外其他含油气沉积盆地深层—超深层领域碎屑岩勘探开发提供参考。
1 地质概况准噶尔盆地位于我国新疆维吾尔自治区北部，是西部陆上大型叠合含油气盆地之一[2, 4]，面积超过13×104km2。盆地整体由西部隆起、中央坳陷、陆梁隆起等6个一级构造单元和玛湖凹陷、夏盐凸起、达巴松凸起、中拐凸起、沙湾凹陷、盆1井西凹陷、石西凸起、莫北凸起、东道海子凹陷、阜康凹陷等44个二级构造单元构成，呈现隆起坳陷相间分布、凸起凹陷相邻发育特征（图 1）。自石炭纪，深层在海西、印支、燕山和喜马拉雅4期构造运动影响下，先后经历了多期构造演化阶段，其中早二叠世为断陷阶段，中二叠世为前陆盆地阶段，晚二叠世—三叠纪为坳陷盆地阶段。石炭纪—中二叠世盆地由若干凸起和凹陷分隔而成，相互独立，单独沉积；晚二叠世开始在盆地中南部形成统一的沉积中心，最终形成了全盆地型湖盆[24-25]。除了南部为“早期长期浅埋，晚期快速深埋”的沉降特征，总体以稳定沉降为主，局部短期存在小范围抬升 [24-25]。同时，伴随着复杂构造运动，也形成了石炭系—二叠系逆断裂和三叠系以浅正断裂的复合断裂系统，二者呈“Y”形组合搭接，具有良好匹配关系[24-25]。
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图 1 准噶尔盆地构造单元及深层—超深层二叠系重点井井位图 Fig. 1 Division of structural units in Junggar Basin and location of key wells in the deep to ultra-deep Permian |
盆地由深至浅发育石炭系、二叠系、三叠系至第四系等，地层相对齐全，沉积厚度可超过7000~9000m，不同层系分布范围存在差异[26-28]。其中，二叠系主要包括盆地西部和中部的佳木河组（P1j）、风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w），东部的芦草沟组（P2l），以及全盆地广泛分布的上乌尔禾组（P3w）（图 2、图 3）。地层埋深差异大，总体上以埋深大于4500m的深层—超深层为主。主要发育石炭系、二叠系、三叠系等6套烃源岩，其中最优质且分布最广的是二叠系烃源岩，包括风城组、下乌尔禾组和芦草沟组等[29-31]，生排烃量大且多期演化，先后经历了中—晚二叠世、晚三叠世和中侏罗世—早白垩世等多个成藏期次[32]，为油气藏形成提供充足来源。二叠系佳木河组以火山岩和火山沉积岩为主，夏子街组、下乌尔禾组、上乌尔禾组、风城组、芦草沟组等储层岩石均以扇三角洲碎屑岩为主，玛湖凹陷风城组、阜康凹陷东部芦草沟组等局部地区发育混积岩和碳酸盐岩。纵向上，各个层组储集岩与其内部发育的中—厚层泥岩构成多套储盖组合，其中西部和中部有5~6套组合，东部为3~4套组合（图 2）。
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图 2 准噶尔盆地深层—超深层二叠系地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of the deep to ultra-deep Permian in Junggar Basin 左图为盆地西部和中部地层综合柱状图；右图为盆地东部地层综合柱状图 |
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图 3 准噶尔盆地上二叠统沉积相平面展布图（据文献[9]修改） Fig. 3 Sedimentary facies map of the Upper Permian in Junggar Basin (modified after reference [9]) |
目前，盆地二叠系深层—超深层领域主要发现和突破的区块是玛湖凹陷南部、沙湾凹陷西北部和阜康凹陷东部，这些区块已经分别落实了亿吨级规模储量，正在陆续开发建产；莫索湾凸起北部、达巴松凸起中—北部、夏盐凸起西部及石西凸起也有工业油气流井，正在落实储量规模（图 1）；在具体层组上，已落实规模储量并陆续投入开发建产的主要是上乌尔禾组和下乌尔禾组，夏子街组和芦草沟也有数口井获工业油气流，正落实储量规模。
2 二叠系碎屑岩储集特征 2.1 岩石类型及特征盆地二叠系沉积主要物源来自盆缘的山系（图 1），沉积体系主要为扇三角洲—湖泊体系[33-35]。由于石炭纪—中二叠世盆地由若干凸起和凹陷分隔而成，相互独立，没有形成统一的沉积湖盆，造成西部和东部沉积物类型和特征的差异（图 2）；上二叠统上乌尔禾组沉积时期，盆地中南部发育全盆地统一的沉积中心，形成了大型浅水坳陷型湖盆（图 3）。
依据目前钻探情况，二叠系储集岩总体以扇三角洲平原水上河道和前缘水下辫状河道砾岩和砂岩为主 [17-23, 34]。因此，深层—超深层二叠系碎屑岩储层主要发育砾岩和砂岩两种类型，以砾岩为主，其次为砂岩（图 4）。其中，砾岩主要分布于盆地的西部玛湖凹陷—夏盐凸起—达巴松凸起—中拐凸起—沙湾凹陷西部和东部东道海子凹陷东部—阜康凹陷东部，中部石西凸起也有一定分布；砂岩主要分布于盆地中部的沙湾凹陷东部—莫索湾凸起—莫北凸起—盆1井西凹陷—东道海子凹陷和阜康凹陷西部以及东部白家海凸起。
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图 4 准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层岩石类型、成分及孔隙类型 Fig. 4 Rock type, components and pore type of the deep to ultra-deep Permian clastic reservoirs in Junggar Basin (a)沙排10井，5493.37~5493.47m，P3w，灰色细砾岩；(b)阜49井，5398.89~5398.99m，P3w，灰色中砾岩；(c)滴南21井，4801.96~4802.06m，P2p，灰色细砂岩，构造裂缝；(d)沙排11井，5157.94~5158.02m，P2x，灰色中砂岩；(e)玛湖40井，4636.03m，P3w，细砾岩，暗色矿物粒内溶孔、浊沸石粒间溶孔；(f)达18井，5040.00m，P2w，细砾岩，长石粒内溶孔、浊沸石粒间溶孔；(g)康探5井，5862.50m，P3w，细砾岩，浊沸石粒间溶孔、泥质杂基粒间溶孔；(h)石西18井，5009.22m，P1f，中砾岩，长石和暗色矿物粒内溶孔、方解石粒间溶孔；(i)玛湖39井，5118.00m，P2x，中砾岩，浊沸石粒间溶孔；(j)盆中1井，5895.57m，P3w，细砂岩，长石粒内溶孔、浊沸石和泥质杂基粒间溶孔；(k)石西16井，4659.62m，P2w，中砂岩，泥质杂基粒间溶孔、浊沸石粒间溶孔；(l)康探1井，5297.57m，P2l，中砂岩，长石粒内溶孔、泥质杂基粒间溶孔。蓝色区域为孔隙 |
砾岩以细砾岩、中砾岩及中—细砾岩为主（图 4a、b、e—i），全盆地除莫索湾凸起等局部区块，各个层组均广泛发育。细砾岩颜色以灰色、绿灰色和褐灰色等还原色为主，砾石的砾径一般为2mm×3mm~5mm×6mm，分选一般—中等，次圆—圆状为主，胶结强度中等—较强（图 4a、e—g）。中砾岩颜色与细砾岩相近，褐灰色稍多，砾石砾径一般为15mm×20mm~25mm×40mm，分选性和磨圆度稍差于细砾岩，胶结强度稍弱于细砾岩（图 4b、h—i）；中—细砾岩砾径介于细砾岩和中砾岩之间，颜色也以灰色为主，磨圆度与中砾岩相似，分选性较差—一般。粗砾岩相对较少，局部集中发育于玛湖凹陷南部、中拐凸起、红车断裂带及沙湾凹陷东缘等近物源区。
砾岩中砾石总含量为41.00%~95.00%，平均为67.97%，接近70%（表 1）。砾石成分以火山岩碎屑岩中的凝灰岩为主，其含量为6.25%~89.00%，平均为50.21%，占砾石总含量的73.87%；其次是中酸性火山熔岩，包括以安山岩为代表的中性火山熔岩和以霏细岩、英安岩和流纹岩等为代表的酸性火山熔岩类，平均含量分别为8.24%和7.22%（表 1）。同时，还发育少量砂岩、泥岩等沉积岩，硅质岩、板岩和石英岩等变质岩构成的砾石。
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表 1 准噶尔盆地深层—超深层二叠系砾岩储层砾石类型与含量统计表 Table 1 Gravel types and contents of conglomerate reservoir in the deep to ultra-deep Permian in Junggar Basin |
从统计结果看，盆地东部的东道海子凹陷和阜康凹陷砾石含量最高，平均分别达到82.90%和74.91%；玛湖凹陷、夏盐—达巴松凸起、中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷及石西凸起等其他区块相差不大，介于64%~68%。东道海子凹陷和夏盐—达巴松凸起凝灰岩砾石平均含量最高，分别达到72.80%和56.82%，石西凸起最低，仅为23.87%，其他区块介于46%~56%。石西凸起和中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷安山岩砾石最为发育，平均含量分别达到24.94%和12.26%，其他区块较少。另外，石西凸起和阜康凹陷富集霏细岩砾石，玛湖凹陷也有较多分布，英安岩砾石主要发育于阜康凹陷和东道海子凹陷，流纹岩各个区块总体较少（表 1）。
砂岩主要为细砂岩、中砂岩和中—细砂岩（图 4c、d、j—l），各个层系均有分布，盆地中部相对更发育；其次为粗砂岩、中—粗砂岩，盆地边缘相对富集。砂岩颜色以灰色、灰绿色等还原色为主，与砾岩基本一致。基本成分中岩屑含量最高，范围是44.00%~95.00%，平均达到77.06%；其次为长石，含量为3.00%~55.00%，平均为16.05%，石英含量最低，平均仅为6.90%（表 2），岩石成分成熟度总体较低。
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表 2 准噶尔盆地深层—超深层二叠系砂岩矿物组成统计表 Table 2 Statistics of mineral composition of deep to ultra-deep Permian sandstone reservoir in Junggar Basin |
总体上，砂岩储层类型以细粒、中粒或中—细粒岩屑砂岩为主，其次为长石质岩屑砂岩（图 5）。岩屑中，凝灰岩最发育，含量最高，平均达到64.55%，占岩屑的83.77%，其次是安山岩，含量平均为6.86%（表 2），还发育少量霏细岩、英安岩、花岗岩、硅质岩、千枚岩、石英岩、泥岩等各种岩屑（图 4）。
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图 5 准噶尔盆地深层—超深层二叠系砂岩岩石成分分布图 Fig. 5 Triangular diagram of rock components of deep to ultra-deep Permian sandstone reservoir in Junggar Basin |
砂岩岩屑平均含量介于68%~82%，不同区块存在一定差异。玛湖凹陷最高，其次是夏盐—达巴松凸起，平均分别达到82.36%和81.91%，莫索湾—莫北—石西凸起和东道海子凹陷相对低一些；其中，凝灰岩岩屑含量介于56%~72%，夏盐—达巴松凸起最高，其次为玛湖凹陷，平均分别达到71.85%和67.98%，同样是莫索湾—莫北—石西凸起和东道海子凹陷相对较低；玛湖凹陷安山岩含量最高，平均达到9.31%，夏盐—达巴松凸起最低，其他区块基本相当。各个区块石英和长石均相对较低，莫索湾—莫北—石西凸起、东道海子凹陷和阜康凹陷石英含量高，平均分别为9.90%、8.99%和8.42%，中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷最低；东道海子凹陷、莫索湾—莫北—石西凸起和中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷长石相对富集，平均含量分别为23.29%、20.26%和18.63%，夏盐—达巴松凸起和玛湖凹陷相对较低（表 2）。
胶结物中，以沸石类为主（主要是浊沸石类），含量平均达到2.37%，其次是方解石，含量平均为1.20%，在全区广泛发育且局部富集（表 2）。整体上，盆地西部的玛湖凹陷、中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷以及夏盐—达巴松凸起广泛发育沸石类胶结物，盆地中部和东部的莫索湾—莫北—石西凸起、东道海子凹陷和阜康凹陷广泛发育方解石胶结物，东道海子凹陷和阜康凹陷局部富集自生钠长石胶结物（表 2）。杂基中，泥质杂基最发育，平均为1.37%，主要分布于东道海子凹陷、中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷、阜康凹陷及玛湖凹陷，其次是高岭石和绿泥石等黏土矿物，高岭石主要分布于阜康凹陷，绿泥石主要分布于夏盐—达巴松凸起，其次是玛湖凹陷和中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷（图 4）。
2.2 储集空间特征深层—超深层二叠系碎屑岩储层储集空间主要有孔隙和裂缝两类，以孔隙类为主（图 4）。孔隙主要为次生溶蚀孔隙，由于埋深大、压实作用强烈，原生剩余粒间孔少量发育；裂缝以压实作用形成的微裂缝为主（图 6），构造作用形成的裂缝少量发育（图 4c）。两类空间构成了孔隙型、裂缝型和孔隙—裂缝混合型3种储集空间组合，其中孔隙型最为发育（图 4、图 6）。
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图 6 准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层储集空间类型 Fig. 6 Storage space types of deep to ultra-deep Permian clastic reservoir in Junggar Basin （a）玛湖41井，4755.00m，P3w，细砾岩，微裂缝网；(b)康探5井，5979.61m，P3w，细砾岩，微裂缝网；(c)车排24井，4605.37m，P1f，细砾岩，长石和暗色矿物粒内溶孔、微裂缝；(d)滴南21井，4540.00m，P2p，中砾岩，微裂缝；(e)中佳6井，5005.55m，P1j，中砾岩，微裂缝网；(f)石西25井，5112.00m，P1f，中砾岩，长石粒内溶孔、方解石粒间溶孔、微裂缝；(g)达18井，4804.71m，P2w，中—细砾岩，微裂缝网；(h)金龙55井，4710.07m，P2x，细砂岩，微裂缝；(i)道探1井，5711.3m，P2p，中砂岩，微裂缝网。蓝色区域为裂缝和孔隙 |
次生溶蚀孔隙体积占整体储集空间体积的64.10%，主要包括粒内溶孔和粒间溶孔两种（图 4），占比分别为31.36%和32.91%。粒内溶孔主要由长石和暗色矿物等发生溶蚀作用形成，粒间溶孔主要由浊沸石、方解石等胶结物和泥质、黏土矿物等杂基溶蚀形成（图 4）。孔隙形状不规则，粒内溶孔以孤立分布为主，溶蚀严重者可形成粒模孔；粒间溶孔以连片分布为主，孔隙间自然连通性相对较好。两种次生孔隙共同构成了深层—超深层储层的有效储集空间网络。裂缝体积占据储集空间体积的比例为33.96%，是深层—超深层储层重要储集空间之一，主要类型为压实作用形成的压实微裂缝和局部发育构造作用形成的高角度直劈裂缝（图 4c）。压实微裂缝宽度主要是微米级，在全区广泛发育，尤其是盆地边缘地区，砾岩中发育程度大于砂岩，且常向不同方向延伸和扩展形成裂缝系统网络（图 6）。
不同储层岩石类型中，砾岩储层次生溶蚀孔隙体积占整体储集空间体积的49.38%，其中，粒内溶孔平均为26.71%，粒间溶孔平均为22.72%；同时，裂缝体积占整体储集空间体积的49.28%，与次生溶蚀孔隙基本相当。砂岩储层次生溶蚀孔隙体积占整体储集空间体积的78.74%，其中，粒内溶孔平均为35.99%，粒间溶孔平均为43.05%；同时，裂缝体积占整体储集空间体积的18.72%，明显少于次生溶蚀孔隙。因此，不同类型储层中次生溶蚀孔隙和裂缝均发育，但发育程度存在差异，砾岩储层中二者基本相当，砂岩储层中前者明显更发育。砾岩和砂岩填隙物中胶结物均以沸石类和方解石为主（表 2），这些胶结物充填于孔隙中且被大规模溶蚀，杂基以泥质杂基为主，也被大量溶蚀，形成粒间溶孔（图 4）。同时，这些胶结物在长期压实作用下发生变形、破碎，和骨架颗粒共同形成微裂缝（图 6）。
总体上，两种类型次生溶蚀孔隙可以独立发育形成孔隙型储集空间（图 4），微裂缝也可独立发育，提高储层有效渗透率，形成裂缝型储集空间（图 6）；同时，孔隙和裂缝还可以共同发育，相互联通，形成孔隙—裂缝型储集空间，进一步提升储层孔隙度和渗透率。因此，次生孔隙和裂缝单独或共同主导了深层—超深层碎屑岩储层的储集空间类型和分布。
2.3 储层物性及分布特征深层—超深层二叠系碎屑岩储层整体孔隙度为1.60%~15.81%，平均为7.49%，低于10%；渗透率为0.01~152.00mD，平均为0.14mD，低于1mD（表 3、表 4）。其中，砾岩储层孔隙度为1.61%~15.81%，平均为7.79%，渗透率为0.01~152.00mD，平均为0.25mD；砂岩储层孔隙度为1.60%~15.80%，平均为7.11%，渗透率为0.01~152.00mD，平均为0.06mD，砾岩储层整体好于砂岩储层。因此，储层为典型的低—特低孔隙度、低—特低渗透率的致密碎屑岩储层。根据统计结果（图 7），整体孔隙度大于10%的样品占总数的22.64%，渗透率大于1mD的样品占总数的17.96%，其中，砾岩储层分别为24.65%和26.34%，砂岩储层分别为20.28%和7.83%，说明储层总体致密的背景下规模发育相对有效的“甜点”储层，砾岩相对有效储层优于砂岩相对有效储层，尤其是渗透率方面，主要原因是压实作用使砾石形成大量裂缝。
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表 3 准噶尔盆地不同区块深层—超深层二叠系碎屑岩储层物性统计表 Table 3 Physical properties of deep to ultra-deep Permian clastic reservoir in different blocks in Junggar Basin |
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表 4 准噶尔盆地不同层系深层—超深层二叠系碎屑岩储层物性统计表 Table 4 Physical properties of deep to ultra-deep Permian clastic reservoir in different formations in Junggar Basin |
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图 7 准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层物性直方图 Fig. 7 Physical property histogram of deep to ultra-deep Permian clastic reservoir in Junggar Basin |
不同区块对比发现，砾岩储层发育的区块物性相对较好，夏盐—达巴松凸起整体物性最好，平均孔隙度和渗透率分别达到10.93%和0.40mD；其次是玛湖凹陷和莫索湾—莫北—石西凸起，平均孔隙度分别为8.24%和8.61%，平均渗透率分别为0.25mD和0.07mD，莫索湾—莫北—石西凸起储层渗透率相对较低，主要原因是砂岩储层发育程度高，强烈压实作用下裂缝没有砾岩储层发育；阜康凹陷和东道海子凹陷储层孔隙度和渗透率相对较低，储层物性相对较差（表 3）。
不同层组的碎屑岩储层物性对比发现，下乌尔禾组（P2w）整体物性最好，平均孔隙度和渗透率分别达到10.02%和0.21mD，该组发育于盆地中部和西部，莫索湾—莫北—石西凸起、夏盐—达巴松凸起、中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷及玛湖凹陷等各个区块储层物性均好，相对有效储层发育；其次是上乌尔禾组（P3w），平均孔隙度和渗透率分别为7.24%和0.17mD，该组全盆地广泛发育（图 4），相对有效储层发育面积大，玛湖凹陷储层物性最好，中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷，莫索湾—莫北—石西凸起、东道海子凹陷及阜康凹陷也局部富集相对有效储层；再次是夏子街组（P2x），平均孔隙度和渗透率分别为6.57%和0.09mD，主要分布于盆地的中部和西部，物性总体一般—较差，玛湖凹陷、中拐凸起—红车断裂带—沙湾凹陷及莫索湾—莫北—石西凸起局部富集相对有效储层；风城组（P1f）和芦草沟组（P2l）物性相对最差，尤其是芦草沟组，其主要原因是这两个组是二叠系碎屑岩储层埋深最大的层组，压实作用最为强烈，与细粒沉积岩互层沉积，造成物性变差（表 4），风城组主要发育于盆地中部和西部，芦草沟组主要发育于盆地东部。总体上，除下乌尔禾组以外，随着埋深增大，储层物性总体变低，储层质量总体变差（图 8）。
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图 8 准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层物性—埋深关系图 Fig. 8 Relationship between physical property and burial depth of deep to ultra-deep Permian clastic reservoir in Junggar Basin |
垂向上，深层—超深层二叠系碎屑岩储层孔隙度随埋深增加并没有出现急剧减少，总体呈现缓慢减小，主要原因是次生溶蚀孔隙的大量发育，平均含量超过70%（图 4），而且分别在埋深4500~5630m、5780~6110m和6320~6690m处形成3个次生孔隙发育带（图 8），跨度分别达到1130m、330m和370m，最高孔隙度分别达到15.81%、15.50%和14.40%。其中，第一个次生孔隙带砾岩和砂岩孔隙度基本相当，砾岩稍好一些，各个区块均有分布；第二个次生孔隙带砂岩孔隙度好于砾岩，该孔隙带砂岩储层中莫北—石西凸起上乌尔禾组砂岩平均孔隙度最高，砾岩储层中阜康凹陷康探5井区上乌尔禾组砾岩平均孔隙度最高；第三个次生孔隙带中砾岩好于砂岩，其中，在砾岩储层中沙湾凹陷上乌尔禾组和下乌尔禾组砾岩平均孔隙度最高，砂岩储层中莫索湾凸起下乌尔禾组砂岩平均孔隙度最高。次生孔隙发育带增孔效应明显，有效提升了致密碎屑岩储层孔隙度。渗透率随埋深变化趋势与孔隙度相似，具有较好相关性，但具体规律略有差异，整体呈现随埋深增大，渗透率先增大后减小，之后再增大又减小的趋势（图 8）。砾岩渗透率整体优于砂岩渗透率，尤其是埋深小于5810m和大于6170m处，砾岩渗透率均大于砂岩渗透率；5810~6170m处砂岩渗透率略大于砾岩，依据实际分析数据点统计发现，主要是莫北—石西凸起上乌尔禾组砂岩储层渗透率好于阜康凹陷康探5井区上乌尔禾组砾岩储层渗透率。渗透率随埋深没有急剧减小其主要原因是储层中发育大量微裂缝，尤其是砾岩储层中，微裂缝占比平均达到近30%，有效提升了致密碎屑岩储层的渗透率（图 6、图 8）。
3 有利储层主要控制因素准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层埋深大，成岩作用时间长，演化程度高，为典型深层—超深层非常规致密碎屑岩储层，但实际钻探和系统试产已经证实该领域规模发育相对优质的有效“甜点”储层，该类型储层主要由孔隙型、裂缝型和孔隙—裂缝混合型3种储集空间组合类型构成，其主要控制因素分别为岩石成分、成岩作用和异常压力。其中，岩石成分提供了基础物质条件，决定了储层的原始基本性质和特征，而成岩作用和异常压力则对储层进行了长时间、大规模、全方位的影响和改造，决定了储层现今的整体样貌、基本特征和发育规律。
3.1 有利岩石成分奠定了有效储层发育物质基础准噶尔盆地深层—超深层二叠系致密碎屑岩储层中，砾岩的砾石成分以凝灰岩和安山岩、霏细岩、英安岩等中酸性喷出岩为主（表 1），其平均含量分别达到50.21%和15.46%，分别占砾石的73.87%和22.75%，总体占比达到96.62%（表 1）。凝灰岩和中酸性喷出岩砾石的斑晶或晶屑中富含斜长石、碱性长石等长石族矿物，以及黑云母、角闪石等暗色矿物发育，为粒内溶蚀孔隙形成提供充足物质基础。同时，凝灰岩砾石的大规模发育为浊沸石等沸石类胶结物和泥质杂基等大量发育提供充足物质基础[22, 36]，为后期溶蚀作用大量形成粒间溶蚀孔隙提供基础物质条件（图 4）。同样，砂岩中岩屑平均含量达到77.06%，也以凝灰岩为主，其平均含量达到64.55%，占岩屑的83.77%，安山岩、霏细岩和英安岩等中酸性火山岩规模发育，长石也全区广泛发育（表 2），同样为砂岩致密储层中粒内溶孔和粒间溶孔的大规模形成和发育提供了基础物质条件。
抗压实能力方面，砾岩中凝灰岩砾石抗压实能力较弱，中酸性火山岩砾石抗压实能力一般—中等，而花岗岩等抗压实能力较强的刚性砾石平均含量仅占0.26%，因此，砾岩容易在压实作用下形成微裂缝[37]，尤其是在长期深埋和压实的地层应力条件下，深层—超深层极易形成各种形态微裂缝，微裂缝不断扩展和延伸，形成裂缝网络，甚至可以直接和各类次生溶蚀孔隙连通，形成裂缝—孔隙复合网络（图 6），有效提升致密储层的渗流能力。同样，砂岩中以岩屑为主，岩屑又以凝灰岩和中酸性喷出岩岩屑为主，且石英等刚性颗粒平均含量仅为6.90%，砂岩储层抗压实能力总体较弱—一般，可形成裂缝（图 6）。总体上，裂缝随埋深增加，其发育程度和体积占比逐渐上升。因此，深层—超深层二叠系储层的基本岩石成分为致密储层大规模、系统发育各类次生溶蚀孔隙和形成裂缝（网）系统甚至是孔隙—裂缝复合系统提供了充足的基础物质来源。
3.2 提升型成岩作用控制了次生孔隙带发育压实作用、胶结作用和溶蚀作用等一系列成岩作用会对储存产生重要影响，塑造了储层现今的样貌和特征，尤其是深层—超深层非常规致密储层，经历了漫长、强烈、复杂的成岩作用和成岩演化过程，地层改造更为彻底和全面。因此，成岩作用成为致密储层是否有效的决定因素之一[4-6, 14-23]。
准噶尔盆地自形成以来总体上以稳定性沉降为主，深层—超深层地层经历了长时期、大强度和高演化的成岩作用，绝大部分区块已经进入了中成岩A期和B期阶段[17-22]，具有压实作用稳定、胶结作用减弱、溶蚀作用强烈的总体特征（图 9）。
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图 9 准噶尔盆地二叠系埋藏史、热史、成岩史和孔隙度演化图（据文献[38]修改） Fig. 9 Burial, thermal evolution, diagenesis and reservoir porosity evolution histories of the Permian in Junggar Basin (modified after reference [38]) |
中浅层碎屑岩储层的压实作用和胶结作用一般会降低储层的孔隙度和渗透率，降低储层质量，溶蚀作用会提高储层的物性，提升储层质量。对于深层—超深层碎屑岩储层，压实和胶结作用对储层质量除了降低作用，还可以起到提升作用，主要表现在长期、强烈的压实作用可以使储层岩石骨架颗粒以及粒间填隙物发生破裂，甚至破碎，形成裂缝和裂缝网络（图 6），有效改善和提高致密碎屑岩储层的渗透性；而胶结作用形成的沸石类、方解石等胶结物会为后期溶蚀作用提供大量的溶蚀物质来源，形成粒间溶蚀孔隙（图 4）。因此，压实作用和胶结作用对于深层—超深层致密碎屑岩储层前期是降低作用，后期是提升作用。
溶蚀作用对于深层—超深层碎屑岩储层物性主要起到提高作用，形成次生孔隙发育带，大幅度提高致密储层孔隙度，有效提升储层质量（图 4，图 8）。溶蚀作用主要有大气淋滤、有机酸溶蚀两种方式[39]，二叠系以持续稳定沉降为主，同时存在局部抬升和沉积间断或者地层剥蚀形成不整合面（图 10），因此，其溶蚀作用主要是有机酸溶蚀作用，其次为大气淋滤作用。有机酸的主要是二叠系风城组、下乌尔禾组和芦草沟组等多套主力烃源岩大规模、多期次生烃、排烃产生的[29-31]，这些有机酸在地层压力驱动下渗透至临近储层中或者沿着断裂和不整合面等输导体系垂向和侧向运移渗透至储层岩石中，对骨架颗粒本身或者颗粒之间的胶结物、杂基等产生溶蚀作用，同时结合大气降水淋滤的溶蚀作用，形成了粒内溶孔和粒间溶孔等两类次生溶蚀孔隙（图 4），最终分别在埋深4500~5630m、5780~6110m和6320~6690m处形成3个大跨度发育的次生溶蚀孔隙发育带，有效提升了致密储层孔隙度，促进了相对优质“甜点”储层发育。
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图 10 准噶尔盆地地层压力系数分布图（a）和异常高压剖面图（b）（剖面位置见图 1） Fig. 10 Pressure coefficient (a) and abnormal high pressure profile (b) in Junggar Basin (section location is in Fig. 1) |
国内外研究已经证实，地层超压对储层整体质量的改善具有正向提升作用[40-42]，对于深层—超深层致密碎屑岩储层影响程度更深、影响范围更大，准噶尔盆地深层—超深层领域也是如此[43]。地层超压对深层—超深层二叠系碎屑岩致密储层的提升作用体现在减弱胶结作用、增强溶蚀作用和促进压实裂缝形成等几个方面，其中最主要的是增强溶蚀作用[18, 43]。
总体上，准噶尔盆地深层—超深层领域（包括二叠系在内）普遍发育超压（图 10），其成因主要是生排烃增压，局部层位或区块不均衡压实和构造挤压[43]。深层—超深层领域二叠系地层压力系数为1.21~1.90，随埋深增加逐渐增大，平均达到1.58（图 10），压力系数高，超压明显。超压对深层—超深层碎屑岩致密储层溶蚀作用的增强主要是体现在抑制有机质热演化[42]，研究区Ro明显偏低，延长了烃源岩生排烃的时间和范围，促进烃源岩生成和排出更多有机酸，进而提升各类溶蚀作用的时间和范围，形成研究区大跨度、广发育的次生溶蚀孔隙发育带，最终有效提升了致密储层的质量。
总体而言，盆地深层—超深层二叠系致密碎屑岩领域从区块上分析，夏盐—达巴松凸起、玛湖凹陷以及莫索湾—莫北—石西凸起相对有效储层发育，是最有利的目标区块；沙湾凹陷和阜康凹陷储层质量总体稍差，但其紧邻盆地主要烃源岩，生排烃强度大、总量大，油气充注强度高，也能够形成规模油气聚集，因此也是有利的目标区块。从层位上分析，下乌尔禾组和上乌尔禾组储层质量相对较好，已落实一系列整装规模储量，是最有利的目标层组；夏子街组紧邻风城组烃源岩，盆地西部和中部也有多口井获工业油气流，是盆地未来的有利目标层组之一；风城组和芦草沟组细粒沉积岩是盆地主力烃源岩，同时也是盆地页岩油气的主要储层，其砾岩和砂岩等局部发育相对有效储层，也可形成一定规模的油气聚集。
4 结论与认识（1）准噶尔盆地深层—超深层二叠系碎屑岩储层主要为扇三角洲相河道型砾岩和砂岩，属于典型低—特低孔隙度和渗透率非常规致密储层，凝灰岩砾石和岩屑为主，成分成熟度较低，胶结物主要为浊沸石和方解石，易形成裂缝和发生溶蚀作用。成岩作用影响下形成了孔隙和裂缝两类储集空间，构成了孔隙型、裂缝型和孔隙—裂缝混合型3种储集空间组合；孔隙以次生溶蚀孔隙为主，裂缝主要为压实裂缝，垂向上形成3个次生孔隙发育带。
（2）有利岩石成分、提升型成岩作用和地层超压是深层—超深层二叠系致密储层形成有效储层的3个控制因素，储层演化中各个因素相互作用、相互耦合，其中，岩石成分是物质基础和内因，成岩作用和地层超压是变化来源及外因，共同决定了现今盆地深层—超深层二叠系致密碎屑岩储层的基本特征、主要类型和发育规律。
（3）深层—超深层二叠系致密碎屑岩储层在不同具体区块和不同层组均发育相对有效储层，其发育规模和程度存在差异；夏盐—达巴松凸起、玛湖凹陷及莫索湾—莫北—石西凸起是最有利目标区块，其次是沙湾凹陷和阜康凹陷；下乌尔禾组和上乌尔禾组是最有利目标层组，其次是夏子街组。下一步应在现有认识基础上，利用新的钻井、测井和地震资料强化不同层系、不同区带有利储层目标的精细刻画和预测，以更好地指导勘探开发部署和储量落实。
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