石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 2: 309 - 321

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220337

油气勘探

晚期快速埋藏过程中微裂缝对深层不同成岩强度碎屑岩储集层的改造作用——来自准噶尔盆地南缘白垩系清水河组成岩物理模拟的启示

  • 靳军 , 1, 2, 3 ,
  • 鲜本忠 , 4, 5 ,
  • 连丽霞 1, 2, 3 ,
  • 陈思芮 4, 5 ,
  • 王剑 1, 2, 3 ,
  • 李嘉奇 4, 5
展开
  • 1 中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000
  • 2 中国石油砾岩油气藏勘探开发重点实验室，新疆克拉玛依 834000
  • 3 新疆砾岩油藏实验室，新疆克拉玛依 834000
  • 4 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
  • 5 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249
鲜本忠（1973-），男，重庆涪陵人，博士，中国石油大学（北京）地球科学学院教授，主要从事沉积学与储集层地质学研究。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）地球科学学院，邮政编码：102249。E-mail：

靳军（1970-），男，甘肃天水人，博士，中国石油新疆油田实验检测研究院教授级高级工程师，主要从事油气综合勘探研究。地址：新疆克拉玛依市迎宾路66号，中国石油新疆油田公司实验检测研究院，邮政编码：834000。E-mail：

收稿日期: 2022-05-11

  修回日期: 2023-02-10

  网络出版日期: 2023-03-21

基金资助

国家自然科学基金项目(41872113)

国家自然科学基金项目(42172109)

国家自然科学基金项目(42172108)

国家重点研发计划项目(2018YFA0702405)

中国石油天然气集团有限公司-中国石油大学（北京）战略合作科技专项(ZLZX2020-02)

中国石油大学（北京）科研启动基金项目(2462020BJRC002)

中国石油大学（北京）科研启动基金项目(2462020YXZZ020)

收起

Reformation of deep clastic reservoirs with different diagenetic intensities by microfractures during late rapid deep burial: Implications from diagenetic physical simulation of Cretaceous Qingshuihe Formation in the southern margin of Junggar Basin, NW China

  • JIN Jun , 1, 2, 3 ,
  • XIAN Benzhong , 4, 5 ,
  • LIAN Lixia 1, 2, 3 ,
  • CHEN Sirui 4, 5 ,
  • WANG Jian 1, 2, 3 ,
  • LI Jiaqi 4, 5
Expand
  • 1 Research Institute of Experiment and Detection, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang 834000, China
  • 2 CNPC Key Laboratory of Conglomerate Reservoir Exploration and Development, Karamay, Xinjiang 834000, China
  • 3 Xinjiang Laboratory of Petroleum Reserves in Conglomerate, Karamay, Xinjiang 834000, China
  • 4 College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China
  • 5 State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China

Received date: 2022-05-11

  Revised date: 2023-02-10

  Online published: 2023-03-21

Fold

摘要

以准噶尔盆地南缘白垩系清水河组埋藏史为约束，利用露头区低成熟砂岩样品开展成岩物理模拟实验，并结合区域地质资料，探讨微裂缝对不同成岩强度储集层的改造作用及其对优质储集层发育的意义。研究结果表明：大尺度微裂缝主要形成于晚期快速埋深阶段，形成时间与有机酸充注基本发生在同一时期。微裂缝的发育为油气在深层、超深层碎屑岩中的运移创造了良好的条件，也为有机酸沿着微裂缝进入储集层促进胶结物与颗粒发生晚期持续性溶蚀提供了可能。快速埋深前储集层的基质孔隙、微裂缝的发育与否决定了快速埋深过程形成的微裂缝对储集层的改善程度。快速埋深前基质孔隙与微裂缝越发育、胶结程度越低，晚期快速埋深中的微裂缝越发育、溶蚀程度越高，储集层质量的改善程度越明显，实验中储集层渗透率最大增加55%。如果快速埋深前储集层胶结作用强烈、基质孔隙缺乏但已局部发育微裂缝，则晚期快速埋深中的微裂缝发育程度也相对较高，可使渗透率增加43%。但如果快速埋深前储集层的胶结作用强烈、基质孔隙缺乏，且不存在微裂缝，那么晚期快速埋深形成的微裂缝有限，渗透率仅增加16%。晚期快速埋深过程中大尺度微裂缝的形成及其对有机酸溶蚀的促进，是深层、超深层优质储集层发育的重要原因。

关键词： 快速埋深; 微裂缝; 物理模拟; 深层储集层; 白垩系清水河组; 准噶尔盆地

本文引用格式

靳军 , 鲜本忠 , 连丽霞 , 陈思芮 , 王剑 , 李嘉奇 . 晚期快速埋藏过程中微裂缝对深层不同成岩强度碎屑岩储集层的改造作用——来自准噶尔盆地南缘白垩系清水河组成岩物理模拟的启示[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(2) : 309 -321 . DOI: 10.11698/PED.20220337

Abstract

Constrained by the geological burial history of Cretaceous Qingshuihe Formation in the southern margin of Junggar Basin, the diagenetic physical simulation experiment was carried out with the low-mature sandstone samples taken from the outcrop area. Then, coupling with the regional geological data, the reformation of reservoirs with different diagenetic intensities by microfractures and the significance of microfractures for development of high-quality reservoirs were discussed. The results show that the large-scale microfractures were formed in the stage of late rapid deep burial, roughly equivalent to the period when organic acids were filled. The microfractures created good conditions for migration of oil and gas in deep and ultra-deep clastic rocks, and also enabled the transport of organic acids to the reservoirs for ensuing the late continuous dissolution of cements and particles. The existence of matrix pores and microfractures in the reservoirs before the rapid deep burial determined how the microfractures formed during rapid deep burial improved the reservoir quality. If matrix pores and microfractures were more developed and the cementation degree was lower before the rapid deep burial, the microfractures would be more developed and the dissolution degree would be higher during the late rapid deep burial, and so the reservoir quality would be improved more greatly, which can increase the reservoir permeability by up to 55%. If cementation was very strong, but matrix pores were not developed and microfractures existed locally before the rapid deep burial, the microfractures would also be more developed during the late rapid deep burial, which can increase the reservoir permeability by 43%. If cementation was strong, matrix pores were absent, and microfractures were not developed, limited microfractures would be formed during the late rapid deep burial, which can increase the reservoir permeability by only 16%. Formation of large-scale microfractures during late rapid deep burial and promotion of such microfractures to the dissolution of organic acids are considered as key diagenetic factors for the development of deep and ultra-deep high-quality reservoirs.

Key words： rapid deep burial; microfracture; physical simulation; deep reservoir; Cretaceous Qingshuihe Formation; Junggar Basin

0 引言

随着油气勘探的持续深入，深层—超深层储集层正在成为油气勘探的主要领域之一[1⇓⇓-4]。近年来塔里木盆地库车冲断带[5⇓⇓⇓⇓-10]与准噶尔盆地南缘（简称准南）深层—超深层碎屑岩油气勘探屡获突破[11]，揭示了天山山前前陆盆地良好的油气勘探前景。在这些深层—超深层优质碎屑岩储集层中，均发育大量的微裂缝，微裂缝对于储集层物性的改善及油气的输导均起到重要的作用[12⇓-14]。有研究结果显示，有效微裂缝的渗透率是基质渗透率的10~1 000倍，控制着优质储集层的分布和油气的富集[15]。
前人对库车冲断带深层—超深层储集层的微裂缝开展了详细的研究工作。①对于微裂缝的分布特征、成因和形成期次进行了探讨[16⇓-18]，认为微裂缝的发育与晚期的快速埋藏过程密切相关[19]。准南与库车冲断带均具有晚期快速埋深的地质背景，但目前针对准南深层—超深层碎屑岩储集层的微裂缝特征、成因及其对储集层质量改善程度的研究仍不够深入。②目前微裂缝对储集层质量的影响已有较多的研究工作，但多数的研究结论普遍以定性为主，尚缺乏模拟实验数据的支撑与分析[16⇓-18,20 -21]。③虽然已有学者通过实验证实微裂缝能够改善储集层渗流能力[22-23]，但实验样品单一，没有充分考虑到碎屑岩储集层的非均质性，因此实验结果难以反映微裂缝对真实地下储集层的改善效果。究竟微裂缝对不同成岩强度储集层的渗流能力提升多少，以及在后期酸性流体的配合下能够增加多少孔隙度，仍需要进一步开展实验分析。
准噶尔盆地南缘西段的GT1井白垩系清水河组碎屑岩储集层获得了日产千吨的工业油气，其储集层微观特征观察存在大量微裂缝，并且微裂缝中具有强烈的油气荧光显示，进一步揭示了微裂缝对于准南深层—超深层油气的运聚起到重要作用[20-21]。同时研究发现，清水河组碎屑岩储集层非均质性较强，如何揭示微裂缝对不同成岩强度储集层的改造效果成为促进深层、超深层油气勘探的重要问题。通过野外地质勘察发现，在准南露头区出露了与GT1井高产层段同时期的低熟砂岩[24]，为利用成岩模拟实验揭示深层、超深层微裂缝与储集层质量的关系提供了良好的实验样品。本次研究拟以层位相同的露头区低成熟砂岩样品为实验对象，依托中国石油勘探开发研究院成岩物理模拟实验室，开展地质埋藏历史约束下温度、压力和成岩流体条件变化下成岩物理模拟实验，从定量化的角度揭示微裂缝对不同成岩强度储集层的改善效果，探索“晚期快速埋深”中微裂缝对深层、超深层储集层发育的意义，为该区油气勘探的区带优选提供地质指导，也为利用成岩模拟实验技术深化储集层发育机制研究提供参考。

1 区域地质概况

准噶尔盆地南缘位于准噶尔盆地与北天山的结合部位，西部以扎伊尔山为界，东部接壤博格达山，南与伊林黑比尔根山相邻，北至盆地腹部中央坳陷[11,25]（见图1a）。研究区块位于准南西段四棵树凹陷南部的高泉构造带（见图1b），自下而上发育白垩系吐谷鲁群、古近系安集海河组和新近系塔西河组3套区域性泥岩盖层，可划分为上、中、下3个成藏组合[26]。目的层段为下白垩统清水河组，埋藏深度为5 000~6 000 m，该沉积时期经历了大范围的湖侵，上部覆盖1套半深湖—深湖的区域性暗色泥岩盖层，底部发育扇三角洲成因的砂砾岩体[11,20]（见图1c）。
图1 准噶尔盆地南缘四棵树凹陷构造位置及成藏组合综合柱状图

（a）准噶尔盆地南缘四棵树凹陷位置;（b）四棵树凹陷井位与断层分布位置;（c）四棵树凹陷成藏组合综合柱状图

2 研究区储集层基本特征

2.1 微裂缝特征与储集层类型

准噶尔盆地南缘西段白垩系清水河组碎屑岩储集层受到机械压实、构造挤压作用[20-21]的影响，镜下薄片主要显示出两种尺度的微裂缝。第1类为小尺度微裂缝，存在两种形态：①微裂缝形态为网状、不规则，主要分布于颗粒内部，具有无定向性、宽度窄和延展性较差的特征，微裂缝周围存在不规则港湾状溶蚀（见图2a、图2b）。②微裂缝环绕颗粒边缘分布，裂缝宽度窄，且延展性有限（见图2c、图2d）。第2类为大尺度微裂缝，微裂缝整体上具有切穿砾石、砂质的特征，可见砾石被一分为二。此类微裂缝的宽度大、延伸远，呈多组出现，且具有一定的定向性（见图2e、图2f）。独特的“双尺度”微裂缝组合可能对准南深层、超深层储集层中油气的运移与聚集起到重要作用，尤其是第2类切穿砾石的大尺度微裂缝。
图2 准噶尔盆地南缘西段清水河组碎屑岩储集层微裂缝特征

（a）GHW001井，5 829.04 m，凝灰岩颗粒内部呈网状分布的小尺度微裂缝，铸体薄片;（b）GHW001井，5 829.96 m，砾石内部形成的小尺度微裂缝，铸体薄片;（c）G103井，5 905.90 m，环颗粒边缘的小尺度微裂缝，铸体薄片;（d）G103井，5 907.75 m，环颗粒边缘的小尺度微裂缝，铸体薄片;（e）GHW001井，5 829.32 m，大尺度微裂缝，具有切穿多个砾石的特征，呈多组出现，定向性明显，铸体薄片;（f）GHW001井，5 833.96 m，大尺度微裂缝，镜下可见砾石被一分为二，铸体薄片

综合微裂缝特征、基质孔隙发育程度和胶结作用强度，认为清水河组碎屑岩储集层的孔-缝组合类型多样，指示了清水河组碎屑岩储集层具有强烈的非均质性。研究结果显示，研究区主要发育3类储集层。Ⅰ类储集层的储集空间以裂缝-原生粒间孔隙组合为主导（见图3a、图3b），压实作用整体相对较弱，储集空间以残余的原生粒间孔隙为主，颗粒微裂缝发育，粒间胶结物含量低。Ⅱ类储集层的储集空间以裂缝-溶蚀孔隙组合为主导（见图3c、图3d），储集层压实与胶结作用强，裂缝与次生孔隙存在良好的伴生关系，为该类储集层的主要储集体。Ⅲ类储集层的储集空间以裂缝为主导，钙质胶结强烈，溶蚀作用仅发生在微裂缝内部（见图3e、图3f）。
图3 准噶尔盆地南缘西段清水河组碎屑岩储集层储集空间特征

（a）GHW001井，5 829.04 m，剩余粒间孔隙发育，微裂缝切穿颗粒，铸体薄片;（b）GHW001井，5 828.19 m，微裂缝切穿颗粒，铸体薄片;（c）G101井，6 020.83 m，微裂缝与次生溶蚀孔隙相伴生，铸体薄片;（d）G101井，6 020.83 m，微裂缝与次生溶蚀孔隙相伴生，铸体薄片;（e）G101井，6 018.60 m，微裂缝切穿方解石胶结物，粒间孔隙不发育，微裂缝内部可见方解石溶蚀残余，铸体薄片;（f）G101井，6 018.60 m，微裂缝切穿方解石胶结物，铸体薄片

2.2 储集层物性基本特征

准噶尔盆地南缘西段清水河组深层碎屑岩储集层物性整体较差，属于低孔隙度、低渗透率储集层。孔隙度为2.10%~7.70%，平均值为4.61%。渗透率为（0.03~7.66）×10-3 μm2，平均值为1.78×10-3 μm2。
综合薄片中微裂缝的发育程度及对应的孔渗相关性，将储集层划分为基质型和裂缝型。基质型储集层的孔渗相关性较差，而裂缝型储集层的孔渗相关性良好，表明渗透率与孔隙度具有明显的依存关系（见图4）。物性数据的统计结果表明，清水河组碎屑岩储集层中有相当一部分的储集空间与微裂缝存在明显的依存关系。
图4 准噶尔盆地南缘西段清水河组储集层孔渗相关关系

2.3 微裂缝的形成时间

流体包裹体特征与均一温度显示，准噶尔盆地南缘西段清水河组碎屑岩储集层中存在气烃包裹体及伴生的含烃盐水包裹体，主要分布于大尺度微裂缝、石英加大边中（见图5a—图5d）。大尺度微裂缝中的非烃类盐水包裹体均一温度峰值为70~80 ℃，投影到埋藏史图上认为其形成时间为8~12 Ma，对应晚期快速埋深阶段（见图6）。同时，大尺度微裂缝、石英加大边中的含烃盐水包裹体均一温度峰值为80~100 ℃（见图5e、图5f），投影到埋藏史图上认为清水河组深层、超深层碎屑岩在距今8~9 Ma发生了大规模的有机酸、烃类充注（见图6）。上述研究结果显示，清水河组大尺度微裂缝的形成时间与有机酸充注时间属同一时期。
图5 准噶尔盆地南缘西段清水河组碎屑岩储集层流体包裹体特征与均一温度（NGI—天然气包裹体;AI—盐水包裹体）

（a）GHW001井，5 820.89 m，石英微裂缝中的天然气包裹体及伴生的盐水包裹体;（b）GHW001井，5 825.36 m，石英次生微裂缝中的盐水包裹体;（c）GHW001井，5 828.19 m，石英加大边中的盐水包裹体;（d）GHW001井，5 828.19 m，石英加大边中的盐水包裹体;（e）石英次生微裂缝中的盐水包裹体均一温度;（f）石英次生加大边中的盐水包裹体均一温度

图6 准噶尔盆地南缘西段清水河组埋藏史与油气充注史

3 成岩物理模拟实验

3.1 实验样品

参与本次实验的3组砂岩（分别命名为：W1、W2和W3）样品来自距高产井GT1南部17 km发育清水河组的四棵树河剖面。
通过氧同位素组成与温度公式转换的计算公式（见公式1）[27]，依据现代大气淡水δ18O的纬度和研究区纬度分布叠合[28]，取δw为8 ‰，3组露头样品方解石沉淀时的古温度分别为30.22，46.21，52.07 ℃（见图6）。
T=16.9-4.2(δ18O-δw)+0.13(δ18O-δw)2
从埋藏史和热演化史的恢复结果来看，准噶尔盆地南缘西段清水河组经历了长期浅埋—晚期快速埋深的埋藏过程，具体可划分为4个阶段（见图6）：①长期浅埋阶段（S1），距今时间为70~140 Ma，地层缓慢沉降至约500 m，古地温接近30 ℃。②短期构造抬升至近地表阶段（S2），距今时间为40~70 Ma，地层被抬升至近地表。③正常持续埋深阶段（S3），距今时间为14~40 Ma，地层温度为30~50 ℃。④晚期快速埋深阶段（S4），时间为距今14 Ma至今，地层温度为50~150 ℃。S1—S3阶段储集层以常压为主，S4阶段压力系数达到2.16[29]。
W1样品的方解石沉淀古温度为30.22 ℃，投影到埋藏史图上显示处于S1阶段的末期（见图6），储集层颗粒分选好，埋藏深度浅，压实作用弱，粒间孔隙发育，钙质胶结程度相对较低，小尺度微裂缝发育（见图7a、图7b），与实际Ⅰ类储集层特征相似（见图3a、图3b）。W2样品的方解石古沉淀温度为46.21 ℃，投影到埋藏史图上显示处于S3阶段（见图6），颗粒分选差，钙质胶结强，微裂缝不发育（见图7c、图7d），与实际Ⅲ类储集层特征相似（见图3c、图3d）;W3样品的方解石沉淀古温度为52.07 ℃，投影到埋藏史曲线上显示样品处于S4阶段（见图6），颗粒分选差，钙质胶结强，发育微裂缝（见图7e、图7f），与实际Ⅱ类储集层相似（见图3e、图3f）。
图7 准噶尔盆地南缘西段清水河组露头区砂岩镜下微观特征

（a）W1样品，剩余粒间孔隙发育，局部发育钙质胶结，铸体薄片;（b）W1样品，发育小尺度切粒缝、贴粒缝，铸体薄片;（c）W2样品，钙质胶结剧烈，裂缝不发育，铸体薄片;（d）W2样品，钙质胶结强烈，裂缝不发育，铸体薄片;（e）W3样品，钙质胶结强烈，发育小尺度粒缘缝，铸体薄片;（f）W3样品，钙质胶结强烈，发育小尺度粒缘缝，铸体薄片

综合露头区样品微观特征、碳氧同位素组成特征和区域埋藏史图，依据中华人民共和国石油天然气行业标准中的碎屑岩成岩阶段划分标准（SY/T 5477—2003），露头区3组样品沉淀时的古地温均小于65 ℃，指示样品均处于早成岩A阶段，但3组样品的方解石同位素指示每组样品的方解石沉淀温度不同，表明3组岩石样品所处的埋藏阶段不同，进而成岩的时间存在差异，因此本次研究选取的实验样品具有“处于同一成岩阶段、但所处的埋藏阶段不同”的特点。研究区存在裂缝-粒间孔隙（胶结不发育）、裂缝-溶蚀孔隙（发育胶结作用）、纯裂缝（胶结作用强烈）3种储集空间组合类型（见图3），而本次参与模拟的3组样品分别具有演化为上述3类储集空间的潜力（见图7、表1），因此选用露头区的低熟砂岩样品开展成岩模拟实验有利于讨论微裂缝对深层不同成岩强度储集层的改造效果。
表1 准噶尔盆地南缘西段清水河组岩心与露头区实验样品储集层特征对比
储集层特征（岩心） 储集层特征（模拟实验样品） 备注
储集层
类别		 Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅲ类 实验样品
类型		 W1 W2 W3
成岩微观
特征		 原生孔隙发育
胶结程度低
微裂缝发育		 次生孔隙发育
胶结程度高
微裂缝发育		 孔隙不发育
胶结程度高
微裂缝发育		 成岩作用-
储集空间
特征		 原生孔隙发育
胶结程度低		 胶结程度高 胶结程度高
微裂缝发育		 W1可能向Ⅰ类储集层演化
W2可能向Ⅲ类储集层演化
W3可能向Ⅱ类储集层演化
储集空间
组合		 微裂缝-原生孔隙 微裂缝-次生孔隙 微裂缝

3.2 实验装置

实验采用中国石油勘探开发研究院油气储层重点实验室自主设计建造的储集层成岩模拟系统，该系统由6个反应炉体（每个炉体能够完成最高温度550 ℃，最高静岩压力275 MPa，流体压力120 MPa的实验）、流体供给与采集装置、压力泵和中央计算机控制系统4个部分组成[24]。通过实验装置进行升温增压或降温泄压来实现地层的埋深和抬升过程，利用中央计算机控制系统调节温度和压力的变化速率实现埋深幅度或构造抬升幅度的大小，最大限度模拟地质埋藏过程。压力泵可对6个反应釜体供给不同的压力，形成一个压力系列，更贴近真实地质埋藏过程的压力变化情况。流体供给与采集装置可以实现不同成岩流体无间断替换、供给与采集。

3.3 实验参数设计

首先设计实验参数之前，需要明确露头区样品在实际地质埋藏过程中具体处于哪个埋藏阶段，然后以样品所属的地质埋藏阶段的起始深度作为反应起点，按照埋藏史的趋势继续向后演化。W1样品以S1起始深度（地表）的温压条件为反应起点，开始向后反应;W2与W3样品以S3和S4起始深度的温压条件为反应起点，开始向后反应（见图6）。
实验温度按照清水河组25 ℃/km的地温梯度设计。实验装置每模拟1 000 m的埋藏深度，静岩压力固定上升27.5 MPa，根据这个规律完成实验静岩压力的设计。以地质埋藏史为约束，各炉体反应时长按照1天对应10 Ma，完成3个反应釜体的反应时长设计（W1为14 d，W2为4 d，W3为1.4 d）。实验流体选取大气淡水与有机酸，其中S1~S3（浅埋藏阶段）施加大气淡水，S4（快速埋深阶段）施加有机酸，具体配比方法参考了前人的研究结果[30-31]。由于清水河组在古近系末期开始发育超压[32]，现今压力系数达到2.16，参考前人开展成岩模拟实验时的经验公式[33]，0.009 8乘以压力系数和实际地层埋藏深度，即为孔隙流体压力（压力系数在常压阶段为1，在超压阶段为2.16），完成不同实验阶段的孔隙流体压力值计算（见表2）。
表2 成岩物理模拟实验的参数设计表
实验阶段 流体类型 模拟深度/m 温度/℃ 静岩压力/MPa 压力系数 孔隙流体压力/MPa 模拟时间/天 实验编号及所属反应炉号
S0 大气淡水 地表 220.0 (20.0+200.0) 55.00 1.00 0.0 7.0 1号炉
（W1）
S1 200 227.5 63.25 2.0
500 232.5 68.75 5.0
S2 大气淡水 100 225.0 55.00 1.0 3.0
S3 大气淡水 1 000 245.0 82.50 9.8 2.6 2号炉
（W2）
1 200 250.0 88.00 12.0
S4 2 000 270.0 110.00 2.16 42.0 1.4 3号炉
（W3）
有机酸 2 600 285.0 126.50 55.0
4 000 320.0 165.00 85.0
5 000 345.0 192.50 106.0
6 000 370.0 220.00 120.0
实验借鉴了前人[34]针对准噶尔盆地南缘开展成岩物理模拟实验时的温压补偿经验，在沉积初始（S0）的常温常压基础上增加了200 ℃、55 MPa的温压补偿，采取上述补偿方案的原因：①成岩物理模拟的时间有限，对实验参数进行补偿使模拟实验的成岩现象更加明显。②从时间尺度来看，本次实验样品虽已固结成岩，但仍处于早成岩阶段，距离完成全部地质埋藏过程仍需十几到数十个百万年的时间，从促进水岩反应的角度来看，若用一天的模拟时间近似等效10 Ma的成岩效果，扩大补偿温度和压力对于仍处在早成岩阶段样品的演化具有积极的促进作用。③高温有利于增强有机酸的溶蚀效果，选取200 ℃作为补偿温度在一定程度上可降低水岩反应所需的活化能，强化有机酸的溶蚀能力。
通过上述实验设计，一方面是要探索晚期快速埋深过程与研究区深层—超深层微裂缝的关系，特别是明确大尺度微裂缝是否与晚期快速埋深过程有关。另一方面，通过成岩物理模拟实验，探讨不同成岩强度的岩石样品经历相同强度的快速埋深、相同浓度和时间的有机酸充注、相同强度的超压环境后被改造程度，并通过对比分析明确晚期快速埋深过程对深层—超深层非均质性储集层的改造意义。

3.4 实验结果分析

3.4.1 岩石微观特征变化

根据岩石薄片观察，3组实验样品中W1、W3反应前可见小尺度微裂缝，实验后均可见大尺度微裂缝（见图8），与2.1章节实际工区的微裂缝特征一致。为便于开展研究分析，现对上述两种尺度的微裂缝做如下定义：①小尺度微裂缝宽度窄、延展性有限，常见于颗粒内部或颗粒边缘（见图2a—图2d、图7b—图7f）。②大尺度微裂缝宽度大（是小尺度微裂缝的5倍）、延展性好、定向性明显，具有切穿颗粒的特征（见图2e、图2f）。
图8 成岩物理模拟实验样品反应前后的岩石微观特征对比图

（a）W1样品反应前的微观特征，铸体薄片;（b）W1样品反应后的微观特征，铸体薄片;（c）W2样品反应前的微观特征，铸体薄片;（d）W2样品反应后的微观特征，铸体薄片;（e）W3样品反应前的微观特征，铸体薄片;（f）W3样品反应后的微观特征，铸体薄片

W1样品实验前的颗粒与胶结物保存完整，普遍可见剩余粒间孔、小尺度微裂缝（见图8a）。实验后的W1样品形成了多条宽度大、形态笔直、定向性良好的大尺度微裂缝，其切穿沿途颗粒，产生大量伴生次级微裂缝，与早期微裂缝存在良好的沟通关系，微裂缝周围颗粒与方解石均发生了明显的溶蚀（见图8b）。
W2样品实验前颗粒与胶结物保存完整，但微裂缝不发育，次生溶孔不常见（见图8c）。实验后的W2样品内部同样形成了与W1样品特征一致的大尺度微裂缝，但溶蚀作用仅在裂缝内部发育，裂缝周围的溶蚀作用不明显（见图8d）。
W3样品实验前胶结物保存完整，小尺度微裂缝发育，但剩余粒间孔不发育（见图8e）。实验后的W3样品形成多条大尺度微裂缝，裂缝内部与周围的方解石发生溶蚀作用，溶蚀程度不及W1样品（见图8f）。

3.4.2 成岩流体浓度变化

实验样品中方解石普遍存在，Ca2+析出量高且变化幅度大，选取Ca2+进行流体浓度变化分析。
W1样品的离子浓度结果显示，S1+S2阶段的Ca2+浓度显著增加，反应10 d后的离子浓度达到358 mg/L;S3阶段的Ca2+浓度达到393 mg/L;S4阶段的Ca2+浓度达到451 mg/L（见图9a）。
图9 成岩物理模拟实验样品的溶液离子浓度变化折线图
W2样品完成了正常埋深（S3）和快速埋深（S4）两个阶段的实验。S3阶段的Ca2+浓度较低，反应2.6 d后离子浓度仅为22.6 mg/L;S4阶段的溶蚀强度增大，反应1.4 d后Ca2+浓度达到131 mg/L（见图9b）。
W3样品完成了快速埋深（S4）阶段的实验，根据烃类充注时间划分为有机酸充注阶段（S4-1）与有机酸充注后阶段（S4-2），S4-1阶段的有机酸溶蚀作用较弱，反应0.7 d后Ca2+浓度仅为16.5 mg/L;S4-2阶段的溶蚀作用增强，0.7 d后Ca2+浓度达到620 mg/L（见图9c）。

3.4.3 储集层物性变化

W1样品的物性参数变化显著，孔隙度由实验前的11.61%增至实验后的13.45%，增幅为14%。渗透率由实验前的0.49×10-3 μm2增至实验后的1.07×10-3 μm2，增幅为55%（见表3）。
表3 成岩物理模拟实验样品反应前后的物性参数表
样品编号 反应前（无大尺度微裂缝、无有机酸） 反应后（含大尺度微裂缝、含有机酸）
孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 孔隙度/% 渗透率/10-3 μm2 孔隙度增大幅度/% 渗透率增大幅度/%
W1（S1—S4阶段） 11.61 0.49 13.45 1.07 14 55
W2（S3—S4阶段） 11.58 1.56 12.13 1.86 5 16
W3（S4阶段） 10.45 0.39 11.62 0.69 10 43
W2样品物性变化幅度相对较小，孔隙度由实验前的11.58%增至实验后的12.13%，增幅仅为5%。渗透率由实验前的1.56×10-3 μm2增至实验后的1.86×10-3 μm2，增幅仅为16%（见表3）。
W3样品的孔隙度由实验前的10.45%增至实验后的11.62%，增幅为10%。渗透率由实验前的0.39×10-3 μm2增至实验后的0.69×10-3 μm2，增幅为43%。样品的渗透率变化幅度大于孔隙度，W1样品与W3样品的物性变化明显，W2样品的变化幅度相对较小（见表3）。

4 微裂缝对深层不同成岩强度碎屑岩储集层改造作用的讨论

4.1 快速埋藏过程中大尺度微裂缝对不同成岩强度碎屑岩储集层渗流能力的影响

实验前的样品表明，近地表1 000 m深度以小尺度微裂缝为主，且数量有限。实验后的样品全部经历快速埋深阶段（S4阶段），存在大尺度微裂缝，表明晚期快速埋深阶段是准噶尔盆地南缘西段清水河组大尺度微裂缝形成的主要时期，产生的晚期大尺度微裂缝宽度大、连通性好、对颗粒及早期胶结物的贯穿、切割程度明显，是典型的有效型微裂缝（见图8）。
W1、W2、W3分别代表了研究区的Ⅰ类、Ⅲ类、Ⅱ类储集层，因此3组模拟实验可以近似的表征3类储集层的演化过程。根据实验结果分析，W1、W2、W3虽然都经历了微裂缝改造，但物性的提升幅度各不相同，尤其是储集层渗透率的改善幅度存在明显的差异（见表3）。
W1的实验结果表明，Ⅰ类储集层在快速埋深前的原生孔隙与小尺度微裂缝发育（见图7a、图7b），快速埋深后受到异常高压的影响，原生孔隙损失程度低，因此晚期快速埋深产生的大尺度裂缝及次生微裂缝能够与早期原生孔隙、微裂缝进行有效地连通，既扩大了储集层的储集空间，同时还形成了有效的裂缝网（见图8b），增大该类储集层在深层—超深层阶段的渗流能力，因此晚期快速埋深对该类储集层的渗透率提升效果最为明显。根据反应前、后的储集层物性参数变化来看，W1样品的渗透率增加的幅度为55%，在3类实验样品中的增幅最为明显（见表3）。
W2与W3的实验结果表明，Ⅱ类与Ⅲ类储集层的钙质胶结强、早期微裂缝不发育（见图7c—图7f），但钙质强胶结增加了储集层的脆性程度，增大了储集层在强大应力作用下发生破碎的可能，因此可以看到晚期快速埋深产生的大尺度微裂缝对储集层内部的方解石进行明显的分割与破坏，使储集层由“致密胶结态”向“被分割态”转变（见图8d、图8f），同样增大了储集层的渗流能力，但由于早期缺乏原生粒间孔，导致异常高压对该类储集层的影响较小，造成晚期微裂缝对储集层渗流能力的改善效果不及W1。这一点从样品反应后的渗透率值增大幅度可以得到证明。W2样品反应后的渗透率增大幅度仅为16%（见表3）。W3样品由于反应前发育一定程度的小尺度微裂缝（见图7e、图7f），因此反应后的渗透率增加幅度达到43%，增幅明显高于W2（见表3）。
晚期快速埋深虽然有利于微裂缝的形成，但储集层的早期成岩强度和储集空间特点决定晚期快速埋深过程对储集层的改善程度。其中，快速埋藏过程对“胶结作用弱-原生粒间孔、小尺度微裂缝均发育型”储集层（W1）渗透率的提升幅度是“强胶结-小尺度微裂缝发育型”储集层（W3）的1.5倍，是“强胶结型”储集层（W2）的3.5倍（见表3）。

4.2 快速埋藏过程中大尺度微裂缝对不同成岩强度碎屑岩储集层溶蚀作用的影响

晚期微裂缝开启与有机酸充注发生在同一时间（见图5e、图5f），有机酸沿裂缝进入储集层内部，在晚期微裂缝的输导下，对裂缝内部及周围的胶结物与颗粒进行溶蚀，形成了一个特殊的“压裂-酸化场”组合，为油气在深层碎屑岩储集层中的运移与储集创造了良好的条件。
3类储集层在快速埋深前的自身储集性能存在明显的差异，导致酸性流体对储集层的溶蚀改造程度不同。W1代表了Ⅰ类储集层，即快速埋深前的储集层保存了大量粒间孔隙、局部存在早期成岩缝（见图7a、图7b），大气淡水对储集层进行先期溶蚀改造（见图9a S1+S2及S3阶段），为晚期快速埋深阶段的溶蚀改造奠定基础。在晚期快速埋深阶段形成的大尺度微裂缝及伴生次级裂缝与早期小尺度微裂缝相互连通，形成了良好的运移通道，改善了储集层的渗流能力，并配合晚期有机酸充注为深部碎屑岩储集层提供大量的次生孔隙（见图8b、图10），因此储集层的离子浓度析出总量最大（见图9a S4阶段）。根据相关的实验数据分析，快速埋深过程能够将处于超深层的Ⅰ类碎屑岩储集层的渗透率提升50%以上，同时带动接近20%的次生孔隙增幅（见表3）。因此，晚期微裂缝对Ⅰ类储集层的意义在于扩大储集性能，起到“优中更优”的效果，增大油气在该类储集层的聚集能力。
图10 微裂缝对准噶尔盆地南缘西段清水河组不同类型碎屑岩储集层的改造模式
W2、W3代表了Ⅲ类、Ⅱ类储集层，即快速埋深前储集层被钙质强烈胶结（见图7c—图7f）。强烈的钙质胶结增加了储集层的脆性程度，使储集层内部更容易形成裂缝。在晚期快速埋深阶段伴随着极快的埋藏速率，储集层内部的方解石发生破裂，大尺度微裂缝及伴生的微裂缝对沿途的粒间胶结物与颗粒进行分割和破坏（见图8d、图8f），有机酸注入后沿裂缝对胶结物和颗粒进行溶蚀（见图10）。因此Ⅱ类、Ⅲ类储集层在晚期微裂缝的改造下也能够形成相对优质储集层。因此，晚期微裂缝对Ⅱ类、Ⅲ类储集层的意义在于使其具备储集性能。
W2样品缺乏早期小尺度缝，不利于酸性流体向周围扩散，导致溶蚀作用仅发生在大尺度微裂缝内部（见图8d），因此离子浓度析出总量最小（见图9b），溶蚀面积相比于W3要小（见图8d、图8f、图10），储集层孔隙度增幅仅为5%（见表3）。W3钙质胶结同样强烈，但发育早期小尺度微裂缝（见图7e、图7f），晚期大尺度微裂缝及伴生微裂缝与早期微裂缝相互连通，形成裂缝网，有机酸沿裂缝网流动的过程中不断向四周扩散，离子浓度析出总量（见图9c）与溶蚀面积比W2大（见图8d、图8f、图10），储集层质量改善的效果比W2显著，储集层的孔隙度增幅达到10%（见表3）。综合W2与W3的实验结果来看，早期小尺度缝的发育与否控制了Ⅱ类、Ⅲ类型致密胶结储集层的晚期溶蚀改善程度。若早期发育小尺度微裂缝（W3样品），则晚期大尺度微裂缝可将“致密胶结型”碎屑岩储集层的渗透率提升40%以上，并匹配晚期有机酸溶蚀，为储集层提供10%的次生孔隙增幅（见表3），有效改善“致密胶结型”储集层的质量。若早期小尺度微裂缝不发育（W2样品），则晚期大尺度微裂缝对“致密胶结型”碎屑岩储集层的改善程度有限，限制了有机酸的溶蚀作用。

5 对深层油气勘探的启示

本次成岩物理模拟实验结果表明，晚期快速埋深过程有利于大尺度微裂缝及伴生次级裂缝的形成，有利于改善深层、超深层储集层的渗流能力，因此在勘探过程中要注重对工区的地质埋藏历史的精确恢复，在所在的研究区寻找是否存在此类相似的埋藏过程（见图6），特别是对于造山带前的前陆盆地需要尤为关注。同时，快速埋深产生的微裂缝对超深层储集层的改善程度往往取决于快速埋深前的储集层质量。沉积相带对储集层质量的控制作用明显，进而影响后续的成岩演化进程[35-36]。因此，在确定快速埋深过程存在的前提下，精确的标定优势相带的分布位置，是寻找潜在的优质甜点区的关键。
基于本次模拟实验研究，提出一种针对准噶尔盆地南缘超深层碎屑岩的一种油气勘探的思路，即“埋藏史选区、沉积环境选带”。首先恢复埋藏史是揭示超深层优质储集层形成的关键。其次通过传统的井震结合落实相带分布，明确储集层基本特征和有利储集相带类型及展布规律。将有利相带放到埋藏史后的原因是有利相带虽然能够提供较多的原始孔隙度，但在超深层环境下，若不存在有利的埋藏方式，成岩体系只会不断封闭，流体的流动能力不断降低，最终储集层在压实、胶结的影响下致密化，难以形成优质储集层。

6 结论

准噶尔盆地南缘高泉地区清水河组的深层碎屑岩储集层中发育两种尺度的微裂缝，并形成了以原生孔隙-微裂缝、次生孔隙-微裂缝和微裂缝为主导的3类储集空间。微裂缝的形成时间集中在晚期快速深埋阶段，并与大规模有机酸的充注时间存在良好的衔接关系。
成岩物理模拟实验的研究结果表明，储集层的早期成岩强度和孔缝组合特点决定了晚期快速埋深过程中大尺度微裂缝对储集层的改善程度。若快速埋深前储集层的粒间孔隙与微裂缝均发育，则快速埋深过程产生的大尺度微裂缝能够有效连通这些微裂缝，并配合晚期规模性的有机酸充注显著地改善储集层的物性。若在快速埋深前储集层已被强烈胶结，则早期微裂缝的发育与否决定了晚期快速埋深过程中大尺度微裂缝对储集层物性的改善程度。若进入快速深埋阶段前，储集层内部已存在微裂缝，则在晚期大尺度微裂缝与有机酸对储集层的溶蚀改造效果相对较好。反之，晚期微裂缝和有机酸对储集层质量的溶蚀改善效果不明显。

致谢

感谢中国石油大学（北京）对本次实验的实施方案及样品选择所提出的宝贵建议，感谢中国石油勘探开发研究院提供的成岩物理模拟设备以及相关现场技术指导！
符号注释：
T——碳酸盐胶结物沉淀温度，℃;δ18O——碳酸盐胶结物的氧18同位素值，‰;δw——沉积水的氧18同位素值，‰。

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