2. 中国石油新疆油田公司勘探事业部;
3. 中国石油集团测井有限公司新疆分公司;
4. 中国石油大学（北京）地球科学学院;
5. 中国石油集团测井有限公司地质研究院
, Gan Renzhong2
, Lin Jingqi3,4
, Cao Zhifeng3
, Wang Xianhu3
, Zhang Hao2
, Zhang Kai3
, Yuan Long5
, Zhou Jufeng3
, Duan Qingqing3
, Zhao Hongyi3
, Xu Rui3
2. Exploration Department, PetroChina Xinjiang Oilfield Company;
3. Xinjiang Branch of CNPC Logging Co., Ltd.;
4. College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing);
5. Research Institute of Geology, CNPC Logging Co., Ltd
深层—超深层油气勘探潜力巨大，是全球油气勘探关注的重要领域，并已成为中国石油陆上高效勘探开发的重要接替区[1-3]。近年来，准噶尔盆地南缘冲断带（以下简称南缘）深层—超深层领域先后有高探1井、呼探1井、天湾1井等数口风险探井连续获得了高产工业油气流，展现了巨大的油气勘探潜力。2019年1月6日, 位于南缘冲断带西段下组合的高探1井在下白垩统清水河组采用13mm油嘴试油, 日产油1213×104m3，日产气32.17×104m3, 试采产量高，能量充足。高探1井作为南缘下组合勘探的第一口高产井, 也是中国陆上碎屑岩勘探产量最高的探井，在南缘冲断带勘探史上具有重要里程碑意义[4]。2020年12月16日，南缘冲断带中段下组合的风险探井呼探1井在7367.0~7382.0m井段的下白垩统清水河组获得重大突破，获日产天然气61.9×104m3，日产原油106.3m3的高产工业油气流[5-6]。2022年6月位于中段东湾背斜下组合的天湾1井，在下白垩统清水河组(8066~8092m井段)采用8.1mm油嘴试油, 日产气75.821×104m3、折日产油105.34m3，东湾构造带获重大突破，创准噶尔盆地天然气产能最高纪录[7]。南缘下组合中段含油气系统成为超深层勘探的重点领域。
深层—超深层普遍发育地层超压，超压是含油气盆地中普遍存在的现象，在世界范围内有近90%的含油气盆地中存在超压体与油气分布的成因联系[8-31]。针对深层—超深层领域，许多学者主要基于盆地沉积、构造演化、成岩作用、测井响应特征等从超压地层成因机理、构建压力预测方法及流体异常高压对储层物理性质的作用机理、成藏模式等做了大量研究[8-31]。认为此类储层以致密储层为主且发育异常高压，明确构造侧向挤压是地层超压的主要成因及地层压力定量预测方法，异常压力具有保孔、增缝作用机制，有利于形成有效储层，是优质储层的主控因素，且对储层物性的影响分析仅限于宏观描述。纵观前人文献，涉及准噶尔盆地南缘冲断带白垩系清水河组、侏罗系喀拉扎组储层有效性及产能的影响因素的研究较少，地层异常高压对深层—超深层致密储层物性的影响以及产能影响的机理不清楚，制约了深层—超深层领域的认识与评价技术的进步，亟须对超深层致密储层的储集性能及产能主控因素进行研究。
本文主要以准噶尔盆地南缘冲断带中段超深层非常规致密储层为研究对象，基于研究区地质、测井、钻井、试油、岩心分析化验等基础资料，提出了模拟地层动态孔隙压力下的孔隙结构、渗透率、岩电参数、渗流规律等岩石物理试验，探讨了超深层致密碎屑岩储层超压强度对储层孔隙结构、渗透率、裂缝有效性、含油气饱和度、采油制度的影响，厘清深层—超深层优质储层成因机制及其产能的主控因素，预测高产油气层及其分布规律，旨在为寻找优质油气藏提供依据。
1 油气藏地质特征 1.1 地质概况准噶尔盆地南缘前陆冲断带位于北天山北麓, 东西长约为400km, 南北宽约为80km, 构造变形表现出明显的“东西分段、南北分带、垂向分层”特征（图 1a）。自西向东以奎屯为界划分为西段（Ⅰ）、乌鲁木齐以西至奎屯以东划分为中段（Ⅱ）、乌鲁木齐以东划分为东段（Ⅲ），南缘冲断带以北为斜坡区。其中，南缘中段由南向北可划分为三排雁列式排列、近东西延伸的背斜带，依次为清水河—齐古背斜带（Ⅱ1）、霍尔果斯—玛纳斯—吐谷鲁背斜带（Ⅱ2）、西湖—独山子—安集海—呼图壁背斜带（Ⅱ3）。南缘前陆冲断带纵向上发育多套“生、储、盖”组合，整体可分为上、中、下3套成藏组合[5-9]（图 1b、图 2）。新近系储盖组合为上组合含油气系统，以新近系沙湾组及塔西河组砂岩为储层，塔西河组上部泥岩为区域性盖层；古近系及上白垩统东沟组储盖组合为中组合含油气系统，以安集海河组、紫泥泉子组和东沟组砂岩为储层，安集海河组泥岩为区域性盖层；中、上组合油藏类型为下生上储次生油气藏。白垩系吐谷鲁群及其以下的储盖组合为下组合含油气系统，以吐谷鲁群厚层泥岩为区域盖层，清水河组底部砂砾岩和侏罗系砂岩为储层；下组合油藏类型为自生自储原生及下生上储次生油气藏。
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图 1 准噶尔盆地南缘前陆冲断带构造特征（据文献[9]修改） Fig. 1 Structural characteristics of foreland thrust belt in the southern margin of Junggar Basin (modified after reference [9]) |
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图 2 准噶尔盆地南缘前陆冲断带地层柱状图 Fig. 2 Stratigraphic column of foreland thrust belt in the southern margin of Junggar Basin |
准噶尔盆地南缘冲断带下组合油气勘探始于2008年，2010—2012年在南缘西段西湖背斜、独山子背斜上的西湖1井、独山1井均钻探失利，2013年部署在南缘中段呼图壁背斜上的大丰1井因工程原因报废。直到2019年在南缘下组合西段高泉背斜的高探1井在白垩系清水河组取得勘探重大发现，证实了南缘下组合油气勘探的广阔前景，但围绕高泉背斜相继钻探了3口预探井、3口评价井和1口开发试验井，只有1口井获得工业油流，西段下组合勘探转入低潮。随着2020年南缘中段下组合呼图壁背斜的呼探1井、2022年天湾背斜上的天湾1井在白垩系清水河组又取得勘探重大发现，2023年呼101井在下组合侏罗系喀拉扎组获高产油气流，南缘中段超深层成为目前油气勘探的重要领域。但研究区处于同一背斜带上的呼探1井和呼6井，在地层、岩性相同，物性、电性基本一致的情况下，呼探1井获得自然高产油气流，而呼6井仅获自然低产含气水层，究其原因，主要是南缘深层—超深层油气藏受构造演化和构造样式的复杂性、异常高压带发育的影响使得研究区油气成藏条件复杂[7-11]。因此，厘清地层超压对储层作用机制，搞清优质储层成因、产能主控因素，对油气富集规律认识、油气藏评价、有利勘探区的部署具有重要的意义。
1.2 下组合沉积储层特征准噶尔盆地南缘冲断带为一大型持续沉积坳陷[11], 经历过多期构造运动的影响, 发育从古生界二叠系到新生界第四系，主要由河湖相的泥岩、砂岩、砂砾岩、砾岩等碎屑岩组成, 总厚度达15000m。南缘下组合深层—超深层领域地层主要为白垩系的清水河组、侏罗系的喀拉扎组、齐古组、头屯河组、西山窑组、三工河组、八道湾组，目前主要在南缘中段下白垩统清水河组、上侏罗统喀拉扎组油气勘探取得重大突破。
南缘下白垩统清水河组以辫状河三角洲沉积为主，储层广泛发育，面积为12000km2，由南向北超覆尖灭。南缘中段清水河组底部储层稳定发育，厚度为15~90m，岩性主要为细砂岩、粉砂岩、砂砾岩，碎屑颗粒以岩屑为主，其次为石英及长石。储层岩石学特征表现为成分成熟度较低、结构成熟度中等、低填隙物含量和强压实作用。颗粒分选中等—好，磨圆为次圆状，支撑类型为颗粒支撑，颗粒接触方式以点—线接触、线接触为主。胶结类型主要为孔隙—压嵌型和压嵌型。储层孔隙度为1.61%~11.7%，平均孔隙度为4.52%，渗透率为0.02~11.31mD，平均渗透率为0.05mD，属于特低孔致密储层。储层储集空间为剩余粒间孔，其次为长石溶蚀孔。同时，岩心、薄片及成像测井显示，清水河组储层段裂缝发育，且未完全充填。根据铸体薄片资料，清水河组储集空间以粒间孔为主（92.6%），少量长石溶孔（7.1%），含少量微裂缝。压汞实验表明清水河组储层整体呈现中—偏细歪度、排驱压力较高，以中—小孔、细喉道为主的孔喉特征。
上侏罗统喀拉扎组以辫状河三角洲沉积为主，主要分布在南缘冲断带东段、中段，其中中段储层厚度为150~580m，面积近7570km2。储层岩性为中细砂岩、粉细砂岩、不等粒砂岩、泥质粉细砂岩等，碎屑颗粒以岩屑为主，其次为石英及长石。储层岩石学特征表现为成分成熟度较低、结构成熟度中等、低填隙物含量矿物。颗粒分选中等，磨圆为次圆—次棱角状，颗粒支撑，线接触，胶结类型为孔隙—压嵌型。储层孔隙度为2.11%~6.5%，平均孔隙度为4.08%，渗透率为0.02~2.75mD，平均渗透率为0.04mD，属于特低孔致密储层。喀拉扎组储集空间以粒间孔为主（93.8%），少量粒内溶孔（6.2%）。压汞实验表明喀拉扎组储层整体呈现中—偏细歪度、排驱压力较高，以小孔、细喉道为主的孔喉特征。
综上所述，南缘中段下白垩统清水河组、上侏罗统喀拉扎组优势储层为中细砂岩，主要发育粒间孔，次为粒内溶孔、晶间孔，孔隙结构好；细砂岩以粒间孔为主，含晶间孔，孔隙结构次之；砂砾岩孔隙发育程度较差，孔隙结构较差。因此，研究区下白垩统清水河组、上侏罗统喀拉扎组储层为特低孔隙度、较高排驱压力、孔隙连通性较差的致密储层（表 1）。
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表 1 准噶尔盆地南缘下组合中段下白垩统清水河组、上侏罗统喀拉扎组储层特征表 Table 1 Reservoir characteristics of the Lower Cretaceous Qingshuihe Formation and Upper Jurassic Kalazha Formation in the lower combination in the middle section of the southern margin of Junggar Basin |
从南缘前陆冲断带不同层系油气层试油实测地层压力与深度关系图分析可知（图 3），南缘前陆冲断带在古近系、白垩系和侏罗系普遍发育异常高压，超压体系纵向上具有多层系发育、埋深越大超压规模越大的基本特征。为了准确描述超压强度，参考前人的划分标准[8]，本文将超压强度划分为低压、常压、超压：低压的压力系数小于0.9，常压的压力系数为0.9~1.2，超压的压力系数大于1.2。依据地层压力系数将超压强度划分为3个级别，即弱超压的压力系数为1.2~1.6，强超压的压力系数为1.6~2.0，极强超压的压力系数大于2.0（图 3）。南缘深层—超深层从5000m以下发育极强超压地层。
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图 3 准噶尔盆地南缘实测地层压力（左）及地层压力系数（右）与深度关系图 Fig. 3 Relationship between measured formation pressure (left) and formation pressure coefficient (right) and depth in the southern margin of Junggar Basin |
学者们[5-11]认为，地层超压主要原因是南缘前陆冲断带吐谷鲁群下部、安集海河组中段、塔西河组下部发育的3套厚层泥岩段，由于岩性致密、排液不畅，这3套厚层泥岩段是区域上超压发育的主要层位。在纵向上将地层划分为3套成藏组合和压力系统，安集海河组之上的上组合主要为常压—弱超压系统，安集海河组和吐谷鲁群下部泥岩段之间的中组合主要为强超压—局部弱超压系统，吐谷鲁群下部泥岩段之下的下组合主要为强超压—极强超压系统。
南缘前陆冲断带储层超压形成的最主要成因是构造挤压作用，其次为欠压实和超压传递作用[4-12]。平面上，超压体系在山前带最不发育，褶皱背斜带和四棵树凹陷东部最发育，斜坡区较发育。
南缘中段超深层上侏罗统喀拉扎组、下白垩统清水河组试油实测地层压力在143.82~171.78MPa之间，地层压力系数在1.98~2.30之间，地层温度在149.83~170.33℃之间，属高温、超高压凝析气藏。
2 地层超压对储层孔、渗、饱作用机制地层超压的发育对储层孔隙保存具有正面影响。为了进一步验证超压储层孔隙度、渗透率、饱和度的变化特征，设计了基于不同孔隙压力下的岩石薄片、渗透率、岩电参数的实验测量，观察分析地层超压对储层关键参数作用机制。
2.1 地层强—极强超压具有明显的保孔作用，是高产的基础随着埋藏深度的增加上覆岩层的压力不断增大，压实作用逐渐增强，碎屑岩储层逐渐变得致密，不利于粒间孔隙保存；但地层超压滞缓孔隙流体运动，减缓或抑制成岩作用，保留大量原生孔隙；超压支撑了上覆层，降低了地层的有效应力，减小了上覆层的压实效果，并保留了原始储集空间[6-31]。
通过南缘中段超深层下白垩统清水河组同一储层（气层）的4口探井158个岩心分析平均孔隙度、平均渗透率数据与超压强度的关系，表明超压强度与储层孔隙度、渗透率呈正相关关系（图 4a、b），地层的超压强度越大，储层的孔隙度、渗透率就越大。图 4c为南缘中段呼探1井中细砂岩铸体薄片，分析基质孔隙度为9.1%，微细裂缝发育，为双重孔隙结构的优质储层。
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图 4 准噶尔盆地南缘中段清水河组极强超压对储层的影响分析 Fig. 4 Influence of extreme overpressure on Qingshuihe Formation reservoir in the middle section of the southern margin of Junggar Basin |
地层超压对储层具有建设性作用，易发育微裂缝，形成双重孔隙结构储层[12-16]，对储层的渗透率影响大。超压会使地层产生微细裂缝，微细裂缝发育程度受地层超压强度控制，地层超压强度越大，地层的微细裂缝越发育[16-17]。为了考察超压对储层孔隙结构的影响，设计了不同孔隙压力下的岩石薄片实验分析。实验中，保证围压为150MPa，设置地层压力分别为60MPa、80MPa、100MPa、120MPa和140MPa(采用NaCl盐水饱和岩样）。
选取研究区高泉6井下白垩统清水河组6533.15~6537.18m岩心中的4块柱塞样（图 4），岩性为砂砾岩，全岩分析黏土矿物含量为5.62%，孔隙度为5.9%~7.6%，渗透率为0.354~1.35mD，进行了60MPa（图 5a）、90MPa（图 5b）、120MPa（图 5c）和138MPa（图 5d）不同孔隙压力下的铸体薄片观察分析，随着孔隙压力的增大，增孔以粒间、粒内微细缝为主。从岩石薄片可以看出，地层超压保留了储层粒间孔隙，随着孔隙压力的增大微细裂缝越来越发育；砾面孔被“撑开”，储层孔隙结构发生变化，使地层“存储孔”与“连通孔”相互连通。此种情况下，渗透率可提高数十甚至数百倍。因此，超压程度决定了储层的渗透率。南缘深层—超深层地层压力系数在1.98~2.34之间，为极强超压地层，有利于微细裂缝的发育与开启。
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图 5 准噶尔盆地南缘下组合清水河组不同孔隙压力下实验铸体薄片特征 Fig. 5 Characteristics of thin sections with different pore pressures in Qingshuihe Formation in the lower combination in the southern margin of Junggar Basin |
南缘中段超深层为挤压背斜油气藏，不仅微裂缝发育，而且背斜枢纽普遍发育构造裂缝。以研究区呼101井为例，该井下白垩统清水河组7495.0~7530.0m井段内储层裂缝发育，从电成像可见数条高角度裂缝（图 6a），与岩心裂缝发育情况一致（图 6b），同时岩石铸体薄片可见明显的超压缝（图 6c）。该井段完井试油获日产油51.05t、日产气33.27×104m3的高产油气层，进一步说明储层裂缝发育且有效。
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图 6 准噶尔盆地南缘呼101井清水河组裂缝发育特征 Fig. 6 Characteristics of fracture development in Qingshuihe Formation in Well Hu 101 in the southern margin of Junggar Basin |
为了考察不同孔隙压力对不同岩性渗透性的影响，通过采集研究区下白垩统清水河组泥岩、砂岩、砂砾岩3个不同岩性的柱塞样，开展地层孔隙压力与渗透率关系对比分析。从图 7中可以看出，不同岩性的渗透率与地层孔隙压力存在一定的指数关系，岩性粗的砾岩、砂岩储层渗透率影响明显，说明贫泥岩性容易产生微细裂缝，但对泥岩的渗透率影响小，说明泥质含量对渗透率的影响大。同时，渗透率在孔隙压力达到120MPa时出现异常增高的趋势，表明地层产生微细裂缝，地层超压强度越大微细裂缝越发育，使储层孔隙结构发生改变，提高了储层的渗流能力，进一步验证地层超压改善了储层孔隙结构。显然，储层的孔隙结构受岩性和超压强度控制，强超压、极强超压及泥质含量低的储层是形成优质储层的关键，也是油气层高产的关键。
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图 7 准噶尔盆地南缘下组合清水河组不同孔隙压力与渗透率关系图（围压为150MPa） Fig. 7 Relationship between pore pressure and permeability of Qingshuihe Formation in the lower combination in the southern margin of Junggar Basin (confining pressure of 150 MPa) |
深层—超深层往往发育超压缝、构造缝，裂缝的发育程度及其有效性对储层有效性及产能的影响较大，尤为重要的是裂缝的有效性最为关键。依据临界应力断层假说原理，岩石在不同地质历史时期，即在不同的地应力场下形成了一系列产状不同的断裂，能够进行水力传导或能够渗滤流体的断层是在现今应力场中的临界应力断层（摩擦系数为0.6~1.0）[32]。当孔隙压力增加时，有效正应力减小，剪应力和正应力的比值增加（摩擦系数），从而使断层更加容易滑动。因此，利用临界断层应力假说来判断深层碎屑岩裂缝的有效性。
在现今地应力和孔隙压力作用下，处于优势方位的裂缝带已接近临界应力状态，逐渐提高孔隙压力值，三维莫尔圆（Mohr）向左移动，当孔隙压力达到某一临界值时，裂缝带全部激活。该方法在研究区推广应用20余井次，获得显著应用效果，为裂缝有效性评价提供了新的方法。
图 8a是研究区一口超深层风险探井呼探1井下白垩统清水河组在孔隙压力为135MPa时裂缝面在三维莫尔圆上的分布效果图，裂缝处于临界状态以下，呈闭合状态，传导流体的性能差。图 8b是在孔隙压力为140MPa时裂缝面在三维莫尔圆上的分布效果图，只有2条裂缝处于临界状态，裂缝传导流体的性能较差。图 8c是孔隙压力增加到146MPa（实际孔隙压力）后，裂缝面的摩擦系数均大于0.6，裂缝处于临界应力状态，传导流体性能较高。
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图 8 准噶尔盆地南缘呼探1井清水河组试油段三维莫尔圆裂缝活度分析 Fig. 8 3D Mohr's circle fracture activity analysis of well testing section in Qingshuihe Formation in Well Hutan 1 in the southern margin of Junggar Basin |
该井完井试油获日产油106.3m3、天然气61.9× 104m3的高产油气流，证实了裂缝有效性对产能的贡献。进一步表明，随着孔隙压力的增大，有效正应力减小，有利于裂缝的开启；裂缝的有效性受超压强度控制。
2.3 强—极强超压有利于形成高油气饱和度深层—超深层具有高油气饱和度的特征[33]。饱和度是含油性评价和储量计算的关键参数，阿尔奇公式中的胶结指数m和饱和度指数n是定量评价油气层饱和度的关键参数[34]。胶结指数m与岩石导电性能密切相关，而孔隙大小及孔喉连通性等孔隙结构参数是影响岩石导电性能的重要因素，是地层导电通道弯曲复杂程度的反映[35-40]；岩石的大小孔隙比例控制了饱和度指数n[40]。因此，饱和度的高低反映了储层结构的好坏及油气充注程度，也是影响油气产能的重要因素之一。
为了进一步考察地层超压对胶结指数m、饱和度指数n的影响，选取研究区两口井下白垩统清水河组4块含砾砂岩、小砾岩柱塞样（表 2），其中1、2号样开展不同有效压力下的胶结指数m实验分析，3、4号样开展饱和度指数n实验分析。实验中，保证围压为100MPa，设置有效压力分别为0、9MPa、29MPa、49MPa、69MPa和89MPa（采用NaCl盐水饱和岩样）。
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表 2 准噶尔盆地南缘下组合清水河组实验分析岩样基本情况表 Table 2 Basic data of lab tested rock samples in Qingshuihe Formation in the lower combination in the southern margin of Junggar Basin |
不同岩性的储层胶结指数随有效压力降低而降低，即孔隙压力越大，储层的胶结指数m越小（图 9a）。究其原因，地层超压会产生微细裂缝，地层超压越强，储层的微细裂缝越发育，微细裂缝有助于电流的流通，储层的胶结指数m随超压强度增大而降低。这与人们认为裂缝有助于电流流通，会导致胶结指数m变小的观点一致[35]。因此，胶结指数m值越小，储层的微细裂缝越发育。实验分析有效压力与饱和度指数n的关系（图 9b），不同岩性的饱和度指数n随着有效压力的降低而降低，进一步验证了地层超压改善了储层孔隙结构，超压强度越大，储层的孔隙结构越好，储层的油气饱和度就越高，这与李霞[40]等的研究认识是一致的。
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图 9 准噶尔盆地南缘清水河组有效压力对饱和度影响实验分析 Fig. 9 Experimental analysis of the influence of effective pressure on saturation in Qingshuihe Formation in the southern margin of Junggar Basin |
通过超压强度对胶结指数m、饱和度指数n的影响实验分析表明，超压有利于发育微细裂缝，改善储层的孔隙结构，也证明了深层—超深层油气饱和度受超压程度控制。
为了进一步了解超压油气藏饱和度与常压油气藏饱和度的差异性，选取准噶尔盆地南缘西段的一口开发试验井GHW001井极强超压地层（地层压力系数2.25）与玛湖凹陷M137井正常压实（地层压力系数1.00）密闭取心饱和度分析对比（图 9c）。对比结果表明，极强超压油气藏具有高含油饱和度的特征，其与孔隙度的大小关系不大，进一步表明深层—超深层高含油气饱和度受强—极强超压控制。因此，核磁共振测井是此类储层含油饱和度计算的重要方法。
同时，深层—超深层不能忽视高温对储层产能的影响。有学者[35]研究表明，温度升高一是改变孔隙里两相流体的分布状态，使岩石更亲水；二是增大岩石孔隙，孔隙喉道膨胀，增强岩石导电能力，使饱和度指数n值减小[38]。地层强超压会造成岩石疏松、微细裂缝发育、孔隙结构变好，含水饱和度降低。因此，地层高温、强—极强超压是含油饱和度高的主要原因，也是深层—超深层形成优质储层和油气层高产稳产的关键。
3 深层—超深层产能评价与潜力区预测寻找高产油气富集区一直是勘探的首要任务，而优质储层和产能预测的准确性对于深层—超深层油气勘探具有十分重要的意义，可以加快油藏认识、预测有利圈闭并为探井的试油选层、完井技术、试油工艺、测井射孔等提供依据，减少勘探开发风险，提高经济效益。
3.1 储层产能的理论方程从渗流力学基本理论出发，油井投产后稳定生产和压差符合平面径向流产量公式[41-42]：
| $ q_{\mathrm{L}}=\frac{2 \mathsf{π} K_{\mathrm{e}} H\left(p_{\mathrm{e}}-p_{\mathrm{w}}\right)}{\mu \ln \left(R_{\mathrm{c}} / R_{\mathrm{w}}\right)} $ | (1) |
式中qL——日产液量，m3；
H——储层有效厚度，m；
pe——有效供油半径处油层压力，MPa；
pw——流压（油气井正常生产时测得的油气层中部压力），MPa；
Ke——流体有效渗透率，mD；
μ——流体黏度，mPa·s；
Rc——有效供油半径，m；
Rw——井眼半径，m。
采油指数是指单位生产压差下油井的日产油量, 是一个反映油层特性、流体性质、完井条件及泄油面积等与产量之间关系的综合指标。它代表油井生产能力的大小，可以用来比较不同油井的生产能力。因此，把采油指数（Jo）定义为储层的产能。
根据式(1)得：
| $ J_{\mathrm{o}}=\frac{q_{\mathrm{L}}}{p_{\mathrm{e}}-p_{\mathrm{w}}}=\frac{2 \mathsf{π} H K_{\mathrm{e}}}{\mu \ln \left(R_{\mathrm{c}} / R_{\mathrm{w}}\right)} $ | (2) |
式中Jo——采油指数，m3/(MPa·d)。
故式（2）可写为下面的一般形式:
| $J_0=f(K)$ | (3) |
式中K——油气层油(气)相有效渗透率，mD。
即油气层采油指数或产能指数可以表示为油气层油(气)相有效渗透率的函数, 可以根据油气藏的性质和类型等建立油(气)层产能与油(气)相有效渗透率的定量关系, 从而实现产能预测的目的[42]。
基于超压强度是产能主控因素的认识，超压强度反映在地层孔隙压力的大小，因此，用地层压力来表征地层超压强度，其物理意义在于：从一个侧面反映了储层孔隙结构的好坏，既反映了地层的储集性能，又反映了储层的渗流能力，可以表示为油气层油(气)相有效渗透率的函数。故式（3）可写为下面的形式：
| $ J_0=f(K)=f(\rho) $ | (4) |
式中ρ——地层孔隙压力系数。
通过研究区下白垩统清水河组实测地层压力系数与采油指数关系分析，两者呈对数关系，相关系数为0.8409（图 10）。进一步验证了式（4）地层压力系数是采油指数大小的主控因素。
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图 10 准噶尔盆地南缘清水河组地层压力系数与采油指数关系图 Fig. 10 Relationship between formation pressure coefficient and oil production index in Qingshuihe Formation in the southern margin of Junggar Basin |
深层—超深层油气藏不同于常压油气藏的生产方式。深层—超深层油气藏受强—极强超压的影响，往往会形成高生产压差，高生产压差是油气高产能的关键外因，是研究深层—超深层产能评价不可忽视的重要因素。
从式（1）可知，生产压差是指在采油和生产过程中，地层压力总大于井筒液柱压力，地层压力与井筒液柱静压力之差，即生产压差=静压-流压，生产压差受静压和流压控制。由于深层—超深层往往发育地层超压，因此地层压力越高，越容易形成高压差，生产压差越大，单井产能越高。
为了进一步考察生产压差对渗透率、流量参数的变化特征，设计了基于不同孔隙压差的流量—渗透率实验测量方法。实验中，保证围压为100MPa，不断降低孔隙压力，设置生产压差分别为5MPa、10MPa、20MPa、30MPa、40MPa、50MPa、60MPa和70MPa（采用NaCl盐水饱和岩样）。
选取准噶尔盆地南缘深层—超深层下白垩统清水河组砂岩岩样进行了不同压差下的流量（图 11a）和渗透率（图 11b）的测量。实验结果表明，流量与渗透率的变化率随生产压差增大而增大，当生产压差达到50MPa时，流量与渗透率的变化会异常升高，表明生产压差是油气层高产的主要外因。
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图 11 准噶尔盆地南缘清水河组不同压差对流量（左）和渗透率（右）的影响实验分析 Fig. 11 Experimental analysis of influence of pressure difference on flow rate (left) and permeability (right) in Qingshuihe Formation in the southern margin of Junggar Basin |
以南缘深层高探1井为例，该井在5768.0~5775.0m试油，储层岩性为含砾砂岩，储层孔隙度为16.1%，地层渗透率为172mD，含油饱和度为80.1%。该层射孔后用多种制度试产，各制度压力、产量稳定，其中13.0mm油嘴试产，油压为37.71~32.40MPa，套压为25.70~24.87MPa，日产油1213m3，日产气32.17×104m3，流压为76.77MPa，流温为160.5℃。
依据本井系统试井的流压指示曲线表现为直线型（图 12蓝点趋势线），根据生产压差曲线（图 12红点趋势线）求得产能方程为：
| $q_{\mathrm{L}}=J_{\mathrm{o}} \Delta p=21.5 \Delta p$ | (5) |
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图 12 准噶尔盆地南缘高探1井清水河组系统试井生产制度特征 Fig. 12 Characteristics of production regime in systematic well testing of Qingshuihe Formation in Well Gaotan 1 in the southern margin of Junggar Basin |
式中Δp——有效供油半径处油层压力pe与流压pw的差值，MPa。
根据采油指数为21.5m3/(MPa·d)，外推求得地层压力为134.03MPa。
依据“井储+变表皮+均质储层+矩形油藏”模型进行拟合分析得到地层参数：拟合油藏压力为134.249MPa；地层渗透率为1351.17mD，地层系数为15538.5mD·m，反映储层高渗的特征，岩样分析渗透率为172mD，试油求得的地层渗透率比岩样分析渗透率高近10倍；进一步验证了高生产压差有利于形成高渗流能力。
4 应用效果 4.1 典型井分析南缘中段下组合超深层目前已完钻8口井，1口井待试，7口井完成试油，其中4口井在下白垩统清水河组获高产油气流，2口井在上侏罗统喀拉扎组获高产油气流，3口井钻探失利。本文以处于同一背斜带上的呼探1井高产气层与呼6井失利原因进行剖析（表 3）。
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表 3 准噶尔盆地南缘呼探1井与呼6井试油成果表 Table 3 Well testing results of wells Hutan 1 and Hu 6 in the southern margin of Junggar Basin |
从储层四性关系来看（图 13、表 4），呼探1井与呼6井试油井段地层、储层岩性一致，但呼6井电阻率比呼探1井低近10Ω·m，核磁共振孔隙度比呼探1井略高1%，常规测井计算油气饱和度低4%，整体测井响应特征一致。然而，这两口井的试油结论相差很大，呼探1井试油获自然高产气层，而呼6井不能获得自然产能，需要压裂改造才能获得产能，试油结论为含气水层。
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图 13 准噶尔盆地南缘呼探1井（a）、呼6井（b）下白垩统清水河组试油井段测井评价成果图 Fig. 13 Logging evaluation results of well testing sections in the Lower Cretaceous Qingshuihe Formation in Well Hutan 1 (a) and Well Hu 6 (b) in the southern margin of Junggar Basin |
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表 4 准噶尔盆地南缘呼探1井与呼6井试油井段储层特征对照表 Table 4 Comparison of reservoir characteristics in well testing sections between Well Hutan 1 and Well Hu 6 in the southern margin of Junggar Basin |
基于强—极强超压是形成优质储层和油气产能大小主控因素的认识，通过试油资料、岩石铸体薄片、裂缝有效性、孔隙结构分析、含油气饱和度分析表明（图 13、表 5）：呼探1井处于极强超压，裂缝处于开启状态，储层孔隙结构好，核磁共振解释含油气饱和度为61%（图 13a第5道），油气充注程度高，是获得自然高产能的关键。而呼6井也处于极强超压，但有效切应力小，摩擦系数小于0.6，裂缝处于闭合状态，同时储层孔隙中含有沥青，储层的孔隙结构差，核磁共振解释含油气饱和度为43%（图 13b第5道），达不到研究区油气层饱和度下限50%，表明油气充注程度低是呼6井油气产能低的主要原因。
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表 5 准噶尔盆地南缘呼探1井与呼6井试油井段储层微观参数对照表 Table 5 Comparison of reservoir microscopic parameters in well testing sections between Well Hutan 1 and Well Hu 6 in the southern margin of Junggar Basin |
准噶尔盆地南缘冲断带超深层油气勘探的关键是寻找优质储层及有效的圈闭。本文在有效圈闭评价的基础上，依据最新钻探成果，完善了研究区地层压力系数分布图（图 14）。勘探实践表明，地层压力系数在1.80以上的圈闭为有利的勘探领域，地层压力系数在2.0以上的圈闭为重点勘探领域。目前已发现的中组合玛纳斯气田、呼图壁气田等均位于地层压力系数大于2.0的圈闭内。位于南缘西段四棵树凹陷上的高探1井、中段呼图壁构造带上的呼探1井及东湾构造带上的天湾1井在下白垩统清水河组勘探均获重大发现；位于中段呼图壁构造带上的呼101井、呼102井在上侏罗统喀拉扎组获勘探重大发现。这些发现井的地层压力系数均在2.0以上的圈闭内，其中高探1井地层压力系数为2.37，是南缘地层压力系数最高的探井，完井试油油气当量为1325m3/d，也是南缘单井产能最高的井，进一步说明地层极强超压有利于形成优质储层，有利于形成高产油气富集带。因此，优选地层压力系数在2.0以上的东湾背斜、呼图壁背斜、霍尔果斯背斜、吐谷鲁背斜等有利圈闭是南缘深层—超深层勘探的重要方向。
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图 14 准噶尔盆地南缘下组合清水河组储层地层压力平面分布图（据文献[8]修改） Fig. 14 Plane distribution of reservoir pressure in Qingshuihe Formation in the lower combination in the southern margin of Junggar Basin (modified after reference [8]) |
（1）准噶尔盆地南缘深层—超深层下白垩统清水河组、侏罗系喀拉扎组发育强超压、极强超压地层，地层超压保留了储层粒间孔隙、发育了超压裂缝，使地层“存储孔”与“连通孔”相互连通，形成了基质孔与裂缝双重孔隙结构的优质储层，增强了储层的渗流能力。因此，地层超压具有“保孔、增渗、提饱”的作用机制，是形成优质储层的关键，有利于形成高油气饱和度油藏。
（2）动态孔隙压力实验揭示了超压储层的孔隙结构受岩性和超压强度控制，超压对储层的孔隙度绝对值影响较小，但对泥质含量低的储层渗透率的影响大，当孔隙压力达到某临界值时渗透率异常升高，增强了储层的渗流能力。因此，极强超压是形成深层—超深层致密碎屑岩优质储层和高产的内因。
（3）利用临界断层应力假说来判断深层碎屑岩裂缝的有效性是可行的方法。在现今地应力和孔隙压力作用下，处于优势方位的裂缝带已接近临界应力状态，逐渐提高孔隙压力值，三维莫尔圆（Mohr）向左移动，当孔隙压力达到某一临界值时，裂缝带全部激活。因此，孔隙压力增大，有效正应力减小，有利于裂缝的开启，超压强度控制了裂缝的有效性。
（4）地层超压强度是控制储层产能的关键因素，控制了高产油气区的富集和分布，因此，研究区地层压力系数2.0以上的东湾背斜、呼图壁背斜、霍尔果斯背斜、吐谷鲁背斜等有利圈闭是南缘深层—超深层勘探的重要方向。
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