0 引言
1 地质背景
2 储集层特征及非均质性
2.1 岩石学基本特征
清水河组储集层岩石类型以砾岩、砂砾岩和砂岩为特征（见图1 d），其中砂岩以长石质岩屑砂岩为主（见图2 a）。碎屑颗粒中岩屑含量为33%~99%，平均含量高达64%，并以凝灰岩塑性岩屑为主，平均占比达80%（见图2 b）。碎屑颗粒分选差—中等，磨圆中等—较好，呈颗粒支撑结构。储集层内部填系物总占比较小，其中杂基含量平均仅为1.4%;而胶结物含量为0~26.0%，平均为6.3%，并以方解石为主（见图2 c），其平均体积分数占总胶结物的64.0%。储集层整体具有粒度粗、低成分成熟度、高塑性岩屑含量及中等结构成熟度的岩石学特征。
2.2 储集特征及物性非均质性
清水河组储集空间发育典型的原生及剩余粒间孔、粒间及粒内溶蚀孔和微裂缝（见图3 a—图3 c），且以粒间孔为主，平均占比达67.1%，次为溶蚀孔，平均占比为17.6%，而微裂缝平均占比15.3%。储集层岩心孔隙度为2%~15%，平均为5.75%;渗透率为（0.02~100.00）×10-3 μm2，平均为6.14×10-3 μm2。多表现为致密（即渗透率小于1×10-3 μm2，孔隙度小于10%）和低孔低渗特征（见图3 d）。这一储集层物性特征与高泉构造带出现的高产油气现象看似相悖，但从另一个侧面印证了裂缝特别是宏观裂缝对储集层的改造作用。从孔渗关系来看（见图3 d），虽整体呈一定正相关，但相关系数低，数据较离散，也反映裂缝对储集层物性的影响较为显著。相比而言，砂砾岩为典型的深层优质储集层类型，随着砾径增大及砂级粒度降低，物性均呈显著降低趋势（见图3 e、图3 f），揭示储集层具有明显的非均质性。
2.3 成岩特征及其非均质性
压实作用是清水河组储集层减孔的最主要因素，其造成的原生孔隙相对损失量一般大于60%（见图5 a、图5 b）。碳酸盐胶结同样对储集层物性控制明显，孔隙度和渗透率随碳酸盐含量增加而明显降低（见图5 c）。其他类型胶结作用（如硅质、沸石、黏土矿物等）由于含量低（见图2 c），对物性影响并不显著。方解石胶结物原生流体包裹体均一温度（样品数为30个）为63.9~107.1 ℃，多数样品小于90.0 ℃（见图4 b），反映其胶结发生于早成岩及中成岩早期，形成时间较早。且碳酸盐胶结物含量高的样品内颗粒呈点接触甚至呈漂浮状（见图4 c），说明其胶结可早于有效压实作用的出现。溶蚀作用主要发育于长石、岩屑及碳酸盐胶结物内部（见图4 d），属中成岩期酸性溶蚀成因。
值得注意的是，清水河组不同岩性储集层出现明显的成岩非均质性，表现为随着储集层粒级增大，其压实减孔率降低（见图5 b），碳酸盐胶结物含量增大（见图5 d），而溶蚀孔隙度呈先增大后降低的典型差异特征（见图5 b）。究其原因，在于早期碳酸盐差异胶结对后续成岩作用的影响。即随着粒径增大，储集层具有更高的早期碳酸盐胶结物含量，尽管会对储集层物性造成损失，但对储集层整体压实强度存在抑制作用，因此碳酸盐胶结物含量更高的砂砾岩和砾岩压实减孔率低于砂岩储集层。但较多的早期碳酸盐胶结会占据较大比重的孔喉空间，阻碍后期酸性流体在储集层内的循环溶蚀改造，因此具有较高碳酸盐胶结物含量的砾岩储集层溶蚀孔隙度显著降低。
2.4 裂缝特征及其非均质性
表1 高泉构造带各井清水河组物性、地层压力及油气解释 |
| 井号 | 深度/m | 测井孔隙度/% | 岩心孔隙度/% | 岩心（试井）渗透率/10-3 μm2 | 地层压力系数 | 试油及测井解释 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 高探1 | 5 768~5 775 | 6.20~18.40 | 1 351.00 | 2.10~2.33 | 油气层 | |
| GHW001 | 5 832~5 838 | 5.70~9.90 | 4.6~10.1 | 0.51~22.10 | 2.15~2.30 | 油水同层 |
| 高102 | 5 855~5 861 | 3.30~8.20 | 2.20~2.32 | 含油水层 | ||
| 高101 | 5 922~6 027 | 2.60~5.70 | 2.1~8.7 | 0.09~7.66 | 2.23~2.28 | 干层 |
| 高103 | 5 896~5 910 | 4.40~5.60 | 4.0~5.4 | 5.74~26.20 | 2.08~2.25 | 干层 |
| 高泉5 | 6 049~6 059 | 1.00~7.78 | 2.6~9.4 | 0.31~96.10 | 2.12~2.16 | 干层 |
背斜转折端构造高点是局部拉张应力-应变集中区，也是裂缝集中发育区[15-16]。位于背斜转折端顶部的高探1井钻进过程常出现坍塌掉块和卡钻，这也是裂缝性地层响应特征之一[17]。尽管高探1井清水河组未取心，但录井岩屑薄片显示，裂缝为烃类赋存的有效储集和渗流空间（见图6 a、图6 b）。近高探1井，直线距离仅860 m的GHW001井清水河组砂砾岩岩心可见较大尺度的溶蚀孔，且部分溶蚀孔呈线状，属裂缝型溶蚀扩大孔（见图6 c），说明裂缝促进了地层流体循环及溶蚀作用。但薄片和岩心裂缝尺度较小，而地层实际裂缝尺度理论上可大得多，因此物性数据可能仅代表局部储集层块体的孔渗参数，难以从宏观上反映实际储集条件。此外，钻井在裂缝性地层内钻速相对更快[17-18]，因此对比高泉构造带各井在清水河组钻速可知（见图7 ），在钻头尺寸相近情况下，高探1井平均钻速明显更大，说明裂缝发育程度更高。随着距高探1井（背斜顶部）距离增大，位于背斜翼部的各井平均钻速逐渐降低（见图7 ），反映裂缝的改造程度也逐渐降低，上述裂缝非均质性发育特征是仅高探1井获得高产的主要原因之一。
3 油气差异聚集及分布特征
3.1 不同类型储集层含油性差异
储集层萃取液定量荧光（QGF-E）可反映储集层颗粒表面吸附烃含量及含油饱和度，QGF-E强度越大，含油饱和度越高[21]。通过对清水河组含油层不同粒级储集层QGF-E分析发现其含油性存在明显差异（见图9 ）。砂砾岩和粗砂岩QGF-E强度相对最大，其中砂砾岩QGF-E强度最大值达2 246.4 pc（见图9 ），平均为706.8 pc。其次为砾岩，QGF-E强度值小于200 pc，平均为126.5 pc。相比而言，中砂岩、细砂岩及粉砂岩QGF-E强度值接近（见图9 ），平均分别仅为97.3，83.3，89.0 pc。可见砂砾岩在油藏内部含油饱和度最高，属油气富集的有利储集层类型。
3.2 油藏内油气空间分布差异
高泉构造带深层清水河组背斜圈闭典型（见图11 ），但圈闭内各井油气空间分布变化快，整体呈现“大圈闭、小油藏”的特点。高探1井邻井（井距小于3 km）清水河组试油及测井含油气性解释显示（见表1 ），油气分布具有常规背斜油藏特征，即位于构造高点的高探1井储集层为油气顶，向两侧翼部低部位较快速过渡为油水同层、（含油）水层及干层（见图11 ）。
清水河组砂砾岩储集层上覆泥岩段为油藏顶板，下伏与侏罗系间不整合面发育的区域风化黏土层可作为油藏底板[7]（见图11 ）。此外，高探1井和高102井清水河组地层水均为NaHCO3型，矿化度基本一致，分别为15 673.66和15 184.41 mg/L，处于统一油水系统;而邻井GHW001井头屯河组地层水为CaCl2型，矿化度为31 325.64 mg/L，明显不同。因此，白垩系清水河组与侏罗系为两套各自独立的油水系统及成藏单元，油藏规模实际受控于储集层规模。此外，围绕高探1井的背斜圈闭空间上并非对称，表现为南东向陡，北西向缓的特点（见图1 c、图11 ）。导致尽管高101井和高102井平面上距油气顶高探1井距离近似（见图7 ），但由于陡翼高101井储集层垂向落差（248 m）远大于缓翼高102井（89 m），使得高102井储集层仍位于油藏内，且为含油水层，而高101井储集层则超出油藏范围，为干层（见图1 c、见图11 ）。上述现象说明油藏的含油面积小于实际圈闭面积。
4 储集层非均质性及油气差异聚集成因
4.1 储集层不同尺度非均质性成因
前已述及，清水河组储集层以砂砾岩物性最优且含油性最好，这一非均质性受控于微观差异成岩过程。清水河组经历较长时期稳定浅埋藏，埋深约1 000 m，直至古近纪末才进入快速深埋阶段（见图4 a）。这一埋藏方式使储集层在早期较弱的压实下可发生充分的碳酸盐胶结。由于早成岩埋藏浅压实弱，因此胶结中颗粒可呈点接触或漂浮状（见图4 c）。
清水河组储集层泥质杂基少且呈颗粒支撑结构（见图2 c、图3 a），使得早成岩期碎屑粒度越粗，孔隙将越大。因此砾岩具有更大的初始孔-渗条件，致使早成岩期碱性成岩流体更易在其内部流动聚集，且赋存量及饱和度更高。而较大的孔隙也更有利于自生碳酸盐结晶，最终导致砾岩的早期碳酸盐胶结物含量更大（见图5 d）、抗压实能力增强且压实率更低（见图5 b）。中成岩期，成岩流体转变为酸性，由于砾岩早期胶结导致储集空间大部分被堵塞，造成酸性流体更易沿物性更优的砂砾岩流动，并发生溶蚀（见图6 c），使得砂砾岩溶蚀孔隙度相对最高（见图5 b）。相比而言，粒度较细的砂岩及粉砂岩初始物性差，造成早期碱性和中期酸性流体赋存量均更低，使得碳酸盐胶结和溶蚀程度均较差，且压实物性损失更大（见图5 b、图5 d）。因此，成藏期的油气最终沿物性最好的砂砾岩充注聚集，使其含油性更好。
4.2 冲断带深层油气成藏及差异分布模式
清水河组超压在新近纪晚期快速深埋阶段形成[10-11]，并与生排烃期和构造变形期均形成良好匹配。超压不仅可抑制储集层物性损失，同时泥岩盖层的超压封闭将严格控制油气垂向分布[11]。在超压体系内油气优先在物性好的层内充注[25]，因此背斜顶部裂缝发育区将优先聚集油气。此外，超压可提高油气充注动力[11,15]，使深层储集层可高效充注油气。而在冲断带深层挤压区，除浮力驱动外，构造应力驱动将促使油气向背斜顶部和断层等低应力区运聚成藏[26]，这对于致密储集层浮力运聚阻力较大情况下的持续油气充注至关重要。综上，冲断带深层背斜顶部相较于两翼具有极大的储集和油气充注聚集优势，这是仅高探1井获得高产的根本原因。值得注意的是，背斜两翼存在陡、缓差异，当背斜油藏油水/气水界面近似水平情况下，以背斜转折端高点或轴迹为界，缓翼一侧的油气平面分布面积将更大，使得距离转折端顶部高产井横向距离相同情况下，陡翼钻井偏离油藏，而缓翼钻井仍处于油藏内部，油气显示存在巨大差异（见图12 b）。这也是距高探1井直线距离相同情况下，陡翼高101井清水河组为干层，而缓翼高102井仍处于油水界面的重要原因（见图11 、图12 ）。
综上，受控于储集层非均质性，准南冲断带西段深层背斜存在差异化油气聚集，最终表现为“大圈闭，小油藏”（见图12 ）。一般背斜转折端形变量越大裂缝越发育[15,23]，因此后期深层清水河组油气勘探应以紧闭型背斜顶部裂缝发育区砂砾岩储集层为主要勘探目标，并且背斜缓翼相对具有更大的油气勘探范围。但仍要注重其他成藏条件的空间匹配，例如尽管高泉5井也位于背斜转折端高部位，但断层断穿储集层和盖层（见图12 a），存在油气散失，使得其未聚集成藏。此外，不同位置构造带的储集层演化及成藏条件存在较大差异[1-2,6]。例如，相较于西段，准南中段深层细砂岩储集层为远源沉积[8]，岩性造成的非均质性差异小，其裂缝发育规律随之也可存在差异。此外，准南中段深层以持续缓慢埋藏演化为主[6]，这一埋藏方式将造成储集层成岩非均质性并与西段存在较大差异。因此受控于差异化的成藏条件，尽管背斜圈闭同样发育，但其油气差异聚集模式与西段可存在较大不同，仍需进一步对比精细厘定。
5 结论
准南前陆冲断带深层清水河组储集层表现为粒度粗、塑性岩屑含量高、整体较致密的特征。但储集层以粒间孔为主，成岩强度总体较弱，且随着储集层粒级增大，压实减孔率降低，早期碳酸盐胶结含量增大，溶蚀孔隙度呈先增大后降低的差异特征。
背斜转折端顶部宏观裂缝的大量发育对于深层清水河组油气富集及高产起到关键作用，并且由于地层超压而处于开启状态，使得深层储集层整体具有优越的储集及渗流条件，但自背斜转折端顶部向两翼裂缝发育程度迅速降低。
清水河组砂砾岩储集层物性条件最优且含油饱和度最高，为深层优质储集层类型。冲断带深层发育典型背斜油气藏，但油气富集于背斜转折端顶部，向两翼较快转变为干层，油气分布面积较小，具有“大圈闭，小油藏”的特点。
背斜转折端顶部砂砾岩由于压实减孔小、早期碳酸盐胶结弱、后期溶蚀强、宏观裂缝发育，且具有更小的地应力及较高的构造位置而富集并高产油气，而背斜两翼裂缝改造弱油气难以聚集成藏，且距转折端顶部等距离下缓翼平面油气分布面积相对更大。
符号注释：
GR——自然伽马，API;R1——萃取液进行全息扫描荧光所取得参数，无因次;Ro——镜质体反射率，%;Rt——地层电阻率，Ω·m;Rx——冲洗带地层电阻率，Ω·m;λ——波长，nm;λmax——最大荧光强度所对应的波长，nm。