引言

陆梁隆起西部地区自2004年发现石南31井区油藏后，寻找“石南31型”高效岩性油藏开始进入勘探视野，但后续勘探接连失利，未有重大突破。该区清水河组储层虽然平面分布范围广、厚度较大，但是影响储层好坏的因素比较复杂，产能差异较大(如石南21，日产油0.001 t, 日产水4 m³；石308，日产油40.47 t，气1.653$\times$10⁴ m³)，如何寻找高效规模性储层成为目前迫切需要解决的问题。另外，前人对储层地质特征研究略显薄弱，尤其是对储层岩矿特征、储集性能等微观特征缺乏系统分析，对该区砂岩和砂砾岩优质储层的主控因素还不明了，这些问题制约着储层的评价及预测。

研究发现，陆西地区清一段砂岩储层和砂砾岩储层在宏观分布、微观地质特征、成岩作用类型及物性特征及演化等方面存在差异，因此着重对砂岩和砂砾岩储层各项参数进行对比性研究，以期找到不同类型优势储层发育的主控因素，为进一步深化勘探发挥重要作用。

1 地质概况

陆西地区，即陆梁隆起西部区域，地理上处于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠腹地。构造上北靠英西凹陷，西邻玛湖凹陷，南接盆1井西凹陷，东靠滴水泉凹陷(图 1)。清水河期盆地整体向南掀倾，车莫古隆起埋藏逐渐消亡，自南向北湖侵，整体处于准平原化阶段^[1]。清水河组(K$_1q$)下部与头屯河组(J$_2t$)区域不整合接触，上部与呼图壁河组(K$_1h$)整合接触^[2-4]。

陆西地区清水河组一段连片沉积的砂(砂砾)岩主要为低位体系域辫状河流相沉积，沉积受控于白垩系沉积前沟谷地貌^[5-10]。砂砾(砂)岩沿两沟展布，南部深洼处沉积厚度大。石南清水河期发育NE向砂砾岩及NW向砂岩两个物源体系。北西方向物源体系下清水河组底部沉积一套中细砂—中粗砂岩，北东方向物源体系下清水河组底部发育一套砂砾岩沉积，北东方向物源供给能力强于北西物源。砂(砂砾)岩储层约占整个地层的30%左右，最厚能达60 m(图 2)。

2 储层岩石学特征

清一段砂岩主要为长石岩屑砂岩，粒度以中细粒为主。石英相对含量22.00%$\sim$43.00%，平均31.19%；长石相对含量15.00%$\sim$29.00%，平均21.47%；岩屑相对含量38.00%$\sim$63.00%，平均47.34%(图 3b)。岩屑类型主要为凝灰岩，其次为安山岩、霏细岩、花岗岩等火成岩岩屑，少量千枚岩、石英岩等变质岩。砂岩中杂基成分主要为泥质，含量0.50%$\sim$3.00%，平均2.00%。黏土矿物主要为高岭石，其次为伊/蒙混层、伊利石和绿泥石。砂岩分选一般为中等，以次棱角—次圆状为主，总体上具有低成分成熟度，中等结构成熟度的特征。

砂砾岩储层砾石粒径2$\sim$20 mm，主要岩性为细砾岩和砂质细砾岩。砂砾岩层往上逐渐过渡为中细砂岩和细砂岩。古残丘是侏罗纪车莫古隆起不断剥蚀形成的。白垩系清水河期虽然有古残丘，但此时已不能提供物源，整个沟谷处于充填阶段^[11-15]。清水河早期沟谷内充填的砾石源于盆地边缘山系的风化剥蚀，主要为岩浆岩砾石，如酸性花岗岩、霏细岩、中性安山岩，还有少量的变质岩及未风化泥岩砾石(图 3b)。砾石磨圆较好，具一定分选及叠瓦状排列现象(图 4b、图 4c、图 4d)，且常对下部砂岩形成冲刷(图 4e)。颗粒间杂基则以细粉砂为主。研究区胶结物成分以碳酸盐为主，其次为硅质和硬石膏，黄铁矿也较常见。胶结类型以孔隙—压嵌型为主。砂砾岩储层由于原始物性好，成岩流体较易通过，碳酸盐胶结普遍较强。一般呈孔隙型或基底型胶结，颗粒以点接触为主，砾石常呈漂浮状，主要为早期胶结(图 4a，图 5a、图 5b)。

3 储集性能分析 3.1 储集空间类型

清水河组砂岩储层中原生及剩余粒间孔占81.64%，粒内溶孔约占9.00%，还有少量粒间溶孔(图 5g)和微裂缝。粒间原生孔在沉积之初多近似呈三角形，由于压实、胶结作用等成岩作用导致原生孔隙呈现出长条形、四边形及不规则多边形等多种形态(图 5c、图 5d)。

粒内溶孔是长石颗粒被溶蚀产生的孔隙。石南地区清一段长石类型主要为斜长石。在相同的温压背景和流体性质条件下，斜长石的溶蚀要比钾长石强，尤其是斜长石系列中的钙长石端元。在镜下常见斜长石被溶蚀所形成的蜂窝状残余格架(图 5e、图 5f)。长石的溶蚀，使得岩石中溶蚀产物高岭石含量较高。一般反应方程式为

$\rm{2NaAlSi}_3\rm{O}_8+\rm{H}_2\rm{O}+\rm{2H}^+\longrightarrow \rm{Al}_2\rm{Si}_2\rm{O}_5(\rm{OH})_4(\text{高岭石}) \\+2\rm{Na}^++4\rm{SiO}_2(\text{自生石英})$

(1)

对于砂砾岩储层，由于较强的碳酸盐胶结作用，经过溶蚀以后，主要的孔隙类型为粒间方解石溶孔(图 4f，图 5h)。清水河组底部砂砾岩储层由于原始物性好，成岩流体较易通过，方解石呈基底式—孔隙式胶结，碳酸盐胶结普遍较强。这为后期大规模的次生溶蚀作用提供了物质基础。当邻近的盆1井西凹陷二叠系烃源岩中的有机质生成的有机酸和CO$_2$流体沿着不整合面和断层进入储层后，可对方解石胶结物进行溶蚀，产生次生溶孔，为油气聚集提供储集空间。一般反应方程式为

$\rm{CaCO}_3+\rm{2H}^+\longrightarrow \rm{Ca}^{2+}+\rm{H}_2\rm{O}+\rm{CO}_2$

(2)

3.2 物性及孔隙结构特征

陆梁隆起西部地区清一段储层整体孔渗条件较好，孔隙度平均为13.49%，主要集中在10.00%$\sim$ 20.00%，其所占比例高达76.27%。渗透率平均6.38 mD，主要分布在小于100.00 mD的范围内，约占82.08%，整体属于中孔中低渗型储层。其中，砂岩储层平均孔隙度14.36%，渗透率平均6.73 mD；砂砾岩储层平均孔隙度11.09%，渗透率35.37 mD(图 6)。通过渗透率对比分析，相对于砂岩储层，砂砾岩储层非均质性相对较强。

通过压汞资料分析，砂岩的排驱压力平均0.53 MPa，分选系数2.37，中值半径1.99 μm，中值压力2.39 MPa，最大孔喉半径10.94 μm，平均孔喉半径4.09 μm，变异系数0.26，均值系数0.25；砂砾岩类的排驱压力平均0.18 MPa，分选系数2.95，中值半径4.28 μm，中值压力1.97 MPa，最大孔喉半径28.03 μm，平均孔喉半径8.85 μm，变异系数0.35，均值系数0.19。通过对比分析，砂砾岩储层孔喉较大，但分选和均质性较差。砂岩毛管压力曲线形态具有较明显的中间平缓段，表明该区砂岩储层分选相对较好。砂砾岩排驱压力较小，储层孔喉半径偏粗歪度，孔隙结构较优(图 7)。

4 物性平面特征

从孔渗平面展布图可以发现，沿着主河道砂体物性整体较好，孔隙度多分布在12.00%$\sim$18.00%，渗透率多分布在10.00$\sim$100.00 mD。高值区主要分布在石西12井区、石南48井区、以及研究区北部夏盐8井区。整体上NW方向，以砂岩沉积为主的地区物性较好，并且北部好于南部；NE方向以砂砾岩沉积为主的区域物性相对较差，并且南部好于北部，这与NW方向砂岩区正好相反。在河道边缘，靠近古残丘的区域，孔隙度和渗透率均较差，如石南40井、石南14井周围(图 8，图 9)。

5 储层控制因素分析

陆梁隆起西部地区控制优质储层发育的因素主要为沉积微相、成岩作用和古构造。对于砂岩和砂砾岩两类储层，储层发育的控制因素也不尽相同。

5.1 沉积微相的控制作用

清水河组一段广泛发育的辫状河道砂岩(砂砾岩)物性较好，而河道边缘相沉积物性较差(图 8，图 9，图 10，图 11)。沉积微相主要控制储层的成分成熟度和结构成熟度。高结构成熟度有利于储层物性演化。研究区NE一侧为砾质辫状河，NW一侧为砂质辫状河。砂质辫状河沉积粒间填系物少，颗粒分选好、磨圆好的厚层中细粒砂岩孔渗条件好(图 4g)。砂砾岩储层因原始孔隙较大，成岩流体易于流动，发生了大面积方解石胶结，导致物性相对砂岩较差。而河道边缘相常见砂泥互层沉积(图 4h)，由于粒度较细，杂基含量较多，石英和长石等刚性颗粒相对较少，成分成熟度和结构成熟度较差，物性也是最差的(图 8，图 9，图 10，图 11)^[16]。

5.2 成岩作用的控制作用

陆西地区清一段储层主要处于早成岩阶段B期，部分埋深较大的井处于早成岩到中成岩的过度阶段。对于砂岩储层，压实作用是造成原生孔隙减少的主要因素(图 12)。这是因为该区清水河组储层岩屑类型以凝灰岩岩屑为主。而凝灰岩属于半塑性岩屑，易于压实，从而造成物性损失。另外河道边缘相的砂岩由于粒度较细，杂基含量较多，压实作用较强，从而导致物性较差。因此砂岩的优质储层发育区，往往处于埋深较浅的弱压实区，如构造高部位的河道砂岩，以夏盐8井区为典型。

对于砂砾岩储层，因为砾石颗粒的支撑作用，致使压实作用不强。南北地势的高低，埋藏的深浅，对压实影响不大。因此，NE一侧砾质辫状河区除了河道边缘较细粒沉积为强压实外，河道中心砂砾岩储层都为中压实，沉积期原始孔隙度较高。大面积的方解石胶结作用是造成孔隙减少的主要因素(图 12)。主要原因是原始孔隙大，富含矿物质的成岩流体活动强，对储层进行大面积胶结(主要为早期基底式胶结)，使得物性较差，如石308井周围。

造成NE一侧砾质辫状河区南部物性好于北部的原因，主要是整个区块的西南方向处于迎烃面上，来自于南部盆1井西凹陷二叠系主力烃源灶的有机酸沿着不整合面向北运移时优先对这一区域进行溶蚀(图 13)，从而导致物性相对较好^[17]。因此对于压实中等、胶结作用较强的砂砾岩储层，溶蚀作用是改善储层的重要因素^[18]，如石西12井区周边和石南31井区。

5.3 古构造的作用

古构造的控制作用包括古地貌、断层和不整合面的作用。陆梁隆起西部地区清水河组一段主要为受残丘控制的沟谷充填沉积。古地貌形态呈“两沟夹一丘”，古残丘与古沟谷间地势最大高差约90$\sim$100 m。北部地势高，往南部缓慢降低。这种古地貌特征控制着河流的发育和河道的展布，从而也就控制着有利储集砂(砂砾)岩体的分布。

断层和不整合面是油气运移和溶蚀流体活动的通道^[19-22]。综观陆梁地区油气的分布不难发现，油气的分布与断裂有着密切的关系。陆梁地区发育了由于燕山期基底拱生形成的大量开启性正断层，这种正断层多与局部构造相伴生，与K/J不整合面构成“阶梯”型组合(图 11)。进入侏罗系的油气沿K/J不整合面侧向运移，并通过白垩系内的正断层向上运移，至白垩系中聚集成藏^[23-24]。断层发育区的溶蚀成岩相可形成较好储层，以石西12、石南44及石南31井区为典型。石西12井(日产油11.55 t，日产水4.000 m³)、石南44井(日产油16.36 t，日产水4.844 m³)、石南31井(日产油18.69 t，日产气0.685$\times$10⁴ m³)附近有断层发育，断层作为流体运移通道，导致其周围溶蚀较强，产液量高，含油性也很好(图 5k)。清水河组一段底部砂砾岩储层整体表现出中等压实、强碳酸盐胶结和胶结物局部溶蚀的特征。砂砾岩体普遍胶结致密，只在断层发育区，溶蚀作用较强，储层得到较好的改善，优质储层受控于断层发育处的溶蚀作用。因此，断层和不整合面作为油气运移的主要通道，在陆梁地区油气藏的形成中具有十分重要的意义。

6 结论

(1) 陆梁隆起西部地区清水河组一段为低位体系域沟谷充填沉积。储层岩石类型主要为中细粒长石岩屑砂岩和具强方解石胶结的砂砾岩。研究区NW方向主要为砂质沉积，NE方向主要为砂砾岩沉积。

(2) 砂岩储集空间以原生孔隙为主，次生孔隙为辅。砂砾岩储集空间主要为粒间方解石溶孔。平均孔隙度13.49%，渗透率平均6.38 mD，整体属于中孔中低渗，孔隙结构较好的储层。砂岩储层物性好于砂砾岩储层，但孔喉结构砂砾岩储层较好。

(3) 以砂岩沉积为主的区域，北部地势高，埋藏浅，压实弱，物性北部好于南部；砂砾岩沉积区胶结普遍致密，西南方向处于迎烃面上，受盆1井西凹陷二叠系主力烃源灶的有机酸溶蚀，致使南部物性好于北部。

(4) 优质储层的发育受沉积微相、成岩作用和古构造3方面控制。古地貌控制沉积微相以及砂(砂砾)岩体的展布。辫状河道微相物性好于河道边缘。砂岩和砂砾岩储层的宏观展布、岩矿组成、储集空间及物性都不一样，控制优质储层发育的因素也不同。砂岩优质储层主要发育于夏盐8井区等构造高部位压实作用相对较弱的区域。而砂砾岩储层因强烈的碳酸盐胶结，物性相对较差，优质储层受控于断层发育处的溶蚀作用。