准噶尔盆地腹部深层—超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征.pdf

引用本文：张关龙，王继远，王斌，等准噶尔盆地腹部深层超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征石油实验地质，（）：，（）：准噶尔盆地腹部深层超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征张关龙，王继远，王 斌，刘德志，郑 胜，穆玉庆，邱 岐，中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营；中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡；中国石化 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 摘要：腹部下组合（二叠系三叠系）是准噶尔盆地油气勘探重要的战略接替领域。多井钻揭 以下优质碎屑岩储层，大大突破了传统碎屑岩有效储层埋深下限，明确储层发育状况及孔隙演化过程是确定油气能否富集成藏的关键问题。以腹部地区典型钻井为例，综合岩石薄片镜下分析、孔渗测试、图像分析技术、孔隙度演化定量表征及包裹体测温和盆地模拟等方法，从定性和定量的角度全面剖析准噶尔盆地腹部下组合深层超深层碎屑岩储层的岩石学、物性及孔隙结构特征，并定量恢复孔隙演化过程。结果表明，腹部下组合中三叠系百口泉组砂体最为发育，二叠系上乌尔禾组及三叠系克拉玛依组次之；各层位岩石类型均以岩屑砂岩为主，少量长石岩屑砂岩，岩屑成分主要为中基性火山岩屑，长石、石英含量偏低，二者之和普遍低于；克拉玛依组原生孔隙发育，物性最好，孔隙度最高可达。上乌尔禾组和百口泉组以次生溶蚀孔为主，溶蚀物质主要为中基性火山岩屑、浊沸石胶结物及少量长石，二者物性较其上覆克拉玛依组差；克拉玛依组孔隙演化经历较弱压实（压实减孔量）、弱胶结（胶结减孔量）和弱溶蚀（溶蚀增孔量），现今高孔隙度主要得益于弱压实、晚期弱胶结作用下原生孔隙的大量保存；百口泉组和上乌尔禾组经历强压实（压实减孔量分别为 和）、强胶结（胶结减孔量分别为 和）和中等强溶蚀（溶蚀增孔量分别为 和），溶蚀作用是二者增孔的最主要途径，但不足以弥补强压实和强胶结的减孔效应，导致二者现今孔隙度较低。关键词：储层发育特征；孔隙演化；深层超深层碎屑岩；二叠系三叠系；准噶尔盆地中图分类号：文献标识码：，；，；，：（），收稿日期（）：；修订日期（）：；出版日期（）：。作者简介：张关龙（），男，博士，研究员，从事勘探综合研究。：。基金项目：中国石化科技部项目“准噶尔盆地石炭二叠系潜力评价与目标优选”（）和“准噶尔盆地腹部下组合油气成藏条件与勘探方向”（）联合资助。第 卷第 期 年 月 石 油 实 验 地 质 ，（），（），（）（，），（，），（，），：；近年来，中石油新疆油田按照“跳出断裂带、走向斜坡区”的勘探思路，在准噶尔盆地玛湖凹陷三叠系百口泉组发现规模油藏，随后勘探层系不断向近源拓展，勘探范围不断向腹部深凹区推进。勘探实践证实准噶尔盆地腹部地区资源潜力巨大，具有良好的油气资源前景。“十三五”资源评价结果显示，腹部地区地质资源量高达 亿吨油当量，其中下组合的二叠系三叠系为 亿吨，占比，是 准 噶 尔 盆 地 目 前 最 具 潜 力 的 勘 探 层系。中石化腹部矿权主要位于凹陷区，其下组合埋藏深度大，普遍超过 ，达到深层超深层范畴。与中浅层相比，深层超深层碎屑岩成藏条件复杂，优质储层是否发育是制约油气能否聚集成藏的关键指标。当前，中石化腹部下组合的勘探尚处于初级阶段，已有部分钻井揭示良好油气成果，但其下组合储层发育状况及演化特征不清。本文以准噶尔盆地腹部地区典型井为例，综合单井相、岩石薄片、扫描电镜及储层物性测试分析、包裹体测温、盆地模拟等手段，旨在明确腹部下组合储层发育及孔隙演化特征，为中石化腹部地区下组合的下一步勘探提供支撑。区域地质概况准噶尔盆地位于新疆北部，地处天山和阿尔泰山之间，构造位置上处于塔里木板块、华北板块、西伯利亚板块和哈萨克斯坦板块交会部位，是形成于晚古生代的大型叠合盆地，油气资源丰富。按照现今构造格局可将准噶尔盆地划分为西部隆起、东部隆起、陆梁隆起、南缘冲断带、中央坳陷和乌伦古坳陷 个一级构造单元和 个二级构造单元，盆地整体呈现“隆坳相间，凸凹相邻，东西分块，南北分带”的构造格局。腹部地区主要包括盆 井西凹陷、沙湾凹陷、东道海子凹陷和阜康凹陷以及莫索湾凸起、莫北凸起和白家海凸起 个二级构造单元（图）。盆内地层发育齐全，古生界石炭系二叠系到新生界第四系均有不同程度发育，地层沉积厚度巨大，最厚可达。中石化腹部工区 第 期 张关龙，等 准噶尔盆地腹部深层超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征?10?15?1?02040 km?N?T b1J2tJ2xJ1sJ1bT3bT2kP3wP2wP2xP1fP1jCK1tg?图 准噶尔盆地腹部构造分区及地层柱状图 现有钻井主要揭示了二叠系下乌尔禾组（）、上乌尔禾组（）及三叠系百口泉组（）、克拉玛依组（）和白碱滩组（）套地层，整体为辫状河三角洲湖泊相沉积。储层发育特征 岩石学特征准噶尔盆地发育东部青格里底山克拉美丽山、西部德仑山哈拉阿拉特山扎伊尔山、南部伊林黑比尔根山博格达山三大物源体系；同时，盆内还有石西凸起、达巴松凸起、莫索湾凸起等多个 局 部 物 源，物 源 充 足，沉 积 物 供 给 能 力强。沉积体系整体为三角洲湖泊，盆缘近物源区局部发育扇三角洲沉积，腹部地区距离物源较远，主要发育辫状河三角洲湖泊相沉积，砂体以三角洲前缘水下分流河道和河口坝微相最为发育，其次为薄层滩坝砂。岩性上，腹部莫西庄永进地区下组合以泥岩、粉砂岩、细砂岩和砂砾岩为主，不同层位砂体发育状况差异较大。以征 井和沙 井为例，下乌尔禾组和白碱滩组以泥岩夹薄层粉砂岩为主，砂体不发育；上乌尔禾组、百口泉组和克拉玛依组 套地层砂体相对发育，岩石类型以细砂岩和砂砾岩为主，夹泥岩和粉砂岩薄层；就砂地比而言，百口泉组砂地比最高，其次为上乌尔禾组，克拉玛依组相对最低（图）。腹部下组合岩石类型以岩屑砂岩为主，少量长石岩屑砂岩，与玛湖凹陷腹部其他地区类似（图）。长石和石英含量相对较低，反映较低的成分成熟度；岩屑成分主要为中基性火山岩屑，占比普遍高于，少量酸性火山岩屑、沉积岩屑及低级变质岩屑，胶结物主要为硅质、方解石、浊沸石及绿泥石（图）。其中，硅质胶结和方解石胶结在各层位均有不同程度发育，而绿泥石主要以包壳式胶结分布在上部克拉玛依组（图）；浊沸石则主要发育在下部百口泉组和克拉玛依组（图，）。结构成熟度上，下组合各层位分选中等，磨圆次棱角次圆状。上部克拉玛依组颗粒间以石 油 实 验 地 质 ：第 卷 0102030405060708090100?15?/%?10?15?10?15?15?15?10?10?10图 准噶尔盆地腹部下组合分层岩性统计 025507510075759090?/%?/%?/%?10?15?1?2?1?.?.图 准噶尔盆地腹部下组合岩石类型部分数据来自文献。点线接触为主，压实程度较低；下部百口泉组和克拉玛依组颗粒间线面接触，反映较强的压实程度，但早期方解石、浊沸石及硅质胶结一定程度上减缓了压实作用（图，）。物性特征物性是控制深层超深层碎屑岩能否成为优质储层的前提条件，对于准噶尔盆地腹部下组合而言，其埋深普遍超过 ，这一深度下能否发育优质储层是勘探过程中亟需明确的关键问题。孔渗测试结果显示，腹部下组合整体物性相对较低。以征 井为例，其孔隙度介于 ，平均，渗透率介于（），平均，孔隙度整体较低，但纵向上仍存在多个异常高孔段。特别是三叠系克拉玛依组埋深 以下最大孔隙度仍可达，渗透率可达，表明腹部下组合的超深层碎屑岩仍存在作为优质储层的潜力（图）；对比而言，克拉玛依组物性最好，孔隙度介于 ，平均；其次为百口泉组，孔隙度介于，平均；上乌尔禾组物性稍差于百口泉组，其孔隙度介于 ，平均（图）。孔隙发育特征腹部下组合不同层位储层发育特征差异较大，通过前文物性分析可知，三叠系克拉玛依组储层物性最优，其孔隙度、渗透率远高于下部百口泉组和上乌尔禾组。铸体薄片显微镜下特征显示，不同层位储层孔隙类型具有明显差异，其中上部克拉玛依 第 期 张关龙，等 准噶尔盆地腹部深层超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征 abcdefghi200 m500 m200 m200 m200 m200 m200 m200 m?200 m图 准噶尔盆地腹部下组合岩石成分镜下特征征 井，绿泥石包壳及方解石胶结，单偏光；征 井，火山岩屑、少量长石、石英及方解石胶结，正交偏光；征 井，火山岩屑、少量石英和方解石胶结，正交偏光；征 井，火山岩屑及大量方解石胶结，少量长石、石英，正交偏光；征 井，浊沸石胶结及石英次生加大，单偏光；沙 井，火山岩屑及少量硅质胶结，单偏光；征 井，火山岩屑及浊沸石强胶结，正交偏光；征 井，方解石及硅质胶结，正交偏光、茜素红染色；沙 井，大量火山岩屑及浊沸石胶结，长英质含量较低，正交偏光。5 0005 2005 4005 6005 8006 0006 2006 4006 6006 8007 0007 2007 4007 6007 8008 0000246810?5 0005 2005 4005 6005 8006 0006 2006 4006 6006 8007 0007 2007 4007 6007 8008 00005101520?/m?15?10?/m?/%?/10m-32?15?10图 准噶尔盆地腹部沙 征 井下组合储层孔隙度及渗透率纵向分布 组以原生粒间孔为主，少量长石及中基性火山岩屑溶蚀孔（图）；下部百口泉组及上乌尔禾组则以溶蚀孔为主，局部发育网状裂缝，原生孔隙几乎不发育，溶蚀物质主要为浊沸石胶结物、中基石 油 实 验 地 质 ：第 卷?01020304050?/%2345678910111213?/%1410102030405060708090100?/%图 准噶尔盆地腹部下组合不同层位孔隙度分布 性火山岩屑及长石（图），其中长石含量较低，对储层发育贡献有限。对比百口泉组和上乌尔禾组溶蚀孔发育位置可知，二者溶蚀物质虽然基本相同，但不同物质的溶蚀强度存在一定差异，特别是浊沸石胶结物，在百口泉组溶蚀强烈，但上乌尔禾组浊沸石仅沿解理缝或在裂缝沟通下溶蚀，溶蚀程度相对较弱（图）。从孔隙类型与物性的对应关系来看，克拉玛依组原生孔隙段物性最好，次生溶蚀孔物性相对较差。成岩作用与孔隙演化 成岩作用类型本次通过铸体薄片显微镜下岩石成分、结构及成岩作用的典型特征，确定了研究区碎屑岩主要经历压实、胶结和溶蚀 种类型成岩作用，不同层位各种成岩作用强度存在较大差异。压实作用压实作用贯穿整个成岩过程，但研究区不同层位压实作用强度差异较大。克拉玛依组压实中等弱，颗粒间以点线接触为主，少见面接触，刚性颗粒几乎未见明显破裂（图）；下部百口泉组和上乌尔禾组压实强度大，除受强胶结作用影响区域外，颗粒间呈线面接触，且刚性颗粒破裂、错位，塑性颗粒压实变形现象明显（图，）。压实作用强度在一定程度上控制了储层孔隙的发育，研究区克拉玛依组在弱压实作用下原生孔隙发育，而百口泉组和上乌尔禾组在强压实作用下原生孔隙消失殆尽（图）。?abcdefgh200 m200 m200 m200 m200 m200 m200 m500 m500 mi图 准噶尔盆地腹部下组合储层孔隙类型镜下特征征 井，原生孔发育，少量长石及火山岩屑溶蚀孔，颗粒间点线接触，压实程度较弱，单偏光；征 井，原生粒间孔及火山岩屑溶蚀孔，局部见火山岩屑内长石强烈溶蚀，原生孔内少量硅质胶结及绿泥石包壳环绕颗粒，单偏光；征 井，原生粒间孔发育，颗粒边缘发育绿泥石包壳，少量方解石及硅质胶结，未见明显溶蚀，单偏光；征 井，浊沸石溶蚀孔发育，溶蚀孔内见沥青质残留，单偏光；征 井，溶蚀孔及网状缝发育，溶蚀物质主要为浊沸石及基性火山岩屑，单偏光；征 井，浊沸石沿解理缝强烈溶蚀，少量方解石胶结单偏光；征 井，溶蚀孔及微裂缝，溶蚀物质主要为火山岩屑及浊沸石胶结物，单偏光；沙 井，火山岩屑溶蚀孔发育，浊沸石胶结物弱溶蚀，单偏光；沙 井，长石及火山岩屑溶蚀孔，粒间胶结物未见明显溶蚀，单偏光。第 期 张关龙，等 准噶尔盆地腹部深层超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征 胶结作用胶结作用是研究区最主要的成岩作用类型之一，就胶结物成分而言，研究区可以识别出绿泥石胶结、方解石胶结、硅质胶结及浊沸石胶结 种类型（图）。其中绿泥石和浊沸石胶结具有明显的分带性，绿泥石主要以包壳式分布在克拉玛依组砂岩中，而浊沸石则发育在下部百口泉组和上乌尔禾组；方解石及硅质胶结在各个层位均有不同程度发育（图）。从胶结物类型与孔隙发育特征看，研究区对储层发育具有积极意义的为绿泥石包壳式胶结及浊沸石胶结；方解石以衬底式及孔隙式胶结发育，大量占据原生孔隙，虽然可能具有一定减缓压实的作用，但后期未经明显溶蚀，对孔隙发育起负作用。硅质胶结主要以石英次生加大边及孔隙式胶结出现，占据大量原生孔隙，可在一定程度减缓压实，但同样未经历次生溶蚀，主要起减孔作用。溶蚀作用溶蚀作用在腹部下组合各层位均有不同程度的发育。溶蚀物质上，研究区主要发育中基性火山岩屑、浊沸石和长石 种类型溶蚀，且以前两者为主（图）。火山岩屑及长石溶蚀主要发生在颗粒内部，提供大量次生粒内溶孔（图，）；浊沸石呈不规则状、港湾状以及沿解理缝的条带状溶蚀分布在颗粒间（图）。溶蚀作用对研究区储层孔隙发育具有重要意义，特别是对于百口泉组和上乌尔禾组而言，强烈的压实和胶结作用导致其原生孔隙消失殆尽，储集物性变差，若未经历后期溶蚀改造则不具备储集条件。因此，火山岩屑及浊沸石溶蚀是百口泉组和上乌尔禾组最主要的增孔机制，也是其储层发育的最主要控制因素。孔隙演化定量分析 基本原理前文已经明确了储层的成岩作用类型，本节通过定量分析详细讨论不同成岩作用对储层孔隙发育的影响。关于孔隙演化的定量表征前人已经开展过大量研究，其基本原则是粒间体积不变原理，即压实达到一定程度后岩石颗粒间达到平衡状态，粒间体积不再变化。此时的粒间体积主要由粒间孔、孔隙式胶结物及杂基构成，研究区碎屑岩杂基含量极低，本次计算中可忽略不计，因此，粒间体积主要为粒间孔及孔隙式胶结物两部分。通过铸体薄片及 图像分析软件可获取胶结物面孔率、粒间孔面孔率（包括原生粒间孔及粒间溶孔）、粒内溶孔面孔率等参数；将孔隙面孔率（粒间孔 和粒内孔）与实测孔隙度拟合得到面孔率与孔隙度之间的转换关系；再结合相应的面孔率即可得到胶结减孔量和溶蚀增孔量。对于压实减孔量还需要获取原始孔隙度参数与现今粒间体积参数（粒间孔体积、胶结物孔体积、粒间溶蚀孔三者之和）的差值。原始孔隙度（）的计算通常应用 分选系数，基于公式 获取，为粒度分析累计曲线上 和 处所对应的颗粒直径的比值，具体计算流程见图。孔隙演化定量分析本次分别选取腹部下组合克拉玛依组、百口泉组和上乌尔禾组典型样品定量讨论不同层位压实、胶结及溶蚀作用对孔隙发育的影响，初步探究不同层位孔隙发育的控制因素。压实作用自沉积伊始贯穿整个成岩演化过程，前文通过岩石薄片镜下分析以颗粒之间的接触关系定性分析了不同层位的压实强度，其中克拉玛依组颗粒间点线接触，呈弱压实状态，原生孔隙保存状况好；而其下百口泉组和上乌尔禾组颗粒间以线面接触为主，常见塑性颗粒的压实变形，呈强压实，原生孔隙消失殆尽。本次通过岩石薄片面孔率统计与实测孔隙度拟合建立了面孔率与孔隙度转换关系（图），随后将胶结物面孔率与溶蚀孔面?图 孔隙演化定量计算流程 02468101200.51.01.52.02.53.03.54.014?/%?/%yxR=3.888 3=0.948 220.914 1图 准噶尔盆地腹部下组合孔隙度面孔率拟合曲线 石 油 实 验 地 质 ：第 卷 表 准噶尔盆地腹部征 井不同层位孔隙演化参数恢复结果 层位分选系数原始孔隙度 胶结物面孔率 胶结孔隙度 溶蚀面孔率 溶蚀孔隙度 现今孔隙度 压实减孔量 克拉玛依组百口泉组上乌尔禾组孔率转换为对应的孔隙度参数，应用铸体薄片镜下统计结果做粒度分析曲线获取分选系数，进一步求得原始孔隙度（表）。从恢复结果来看，不同层位压实减孔量差异较大，其中克拉玛依组压实减孔量最小，为；而百口泉组和上乌尔禾组压实减孔量相差不大，分别为 和。不同层位岩石矿物颗粒原始组构存在差异，导致埋藏过程中排列堆积方式不同，具体体现在分选系数上的差异，造成原始孔隙度差别较大，从而影响压实减孔量。除了上述差异，成岩强度，特别是胶结强度是影响压实效应的另一个重要因素。研究区各层位胶结物类型及胶结强度存在较大差异，其中上部克拉玛依组以绿泥石包壳式弱胶结、方解石胶结和硅质胶结为主；而下部百口泉组和上乌尔禾组则主要为浊沸石强胶结、方解石胶结及硅质胶结。从胶结物定量统计参数来看，克拉玛依组胶结物面孔率仅为，转换为对应孔隙度参数为，即胶结物减孔量为；百口泉组胶结物面孔率为，转化为孔隙度参数为，即胶结物减孔量为；而上乌尔禾组胶结强度最高，胶结物面孔率为，转换为孔隙参数为。从压实减孔量的计算过程中可以看出，胶结物含量的高低极大地影响了压实减孔效应，但其占据的大量孔隙空间若未经后期溶蚀，对孔隙发育起到的仍是负面作用。除了压实和胶结作用，溶蚀是深层碎屑岩储层增孔的最主要机制之一。岩石薄片镜下特征显示，克拉玛依组溶蚀作用相对较弱，近局部视域下见少量岩屑及长石的粒内溶蚀。溶蚀面孔率统计结果与镜下特征具有良好的匹配关系，溶蚀面孔率仅为，转换为对应的孔隙度为，即克拉玛依组的溶蚀增孔量仅为，而其现今孔隙度为，表明大量孔隙空间均为弱压实下保存良好的原生孔，溶蚀作用的增孔效应有限。百口泉组溶蚀强度高，其溶蚀面孔率高达，转换为对应的孔隙度为，即溶蚀增孔量为，从溶蚀物质上看，浊沸石溶蚀强度最高，其次为基性火山岩屑及少量长石，而方解石未见明显溶蚀，因此，方解石的胶结主要起减孔作用。上乌尔禾组溶蚀强度中等，其溶蚀面孔率为，转化为孔隙度达，但其胶结强度极高，后期溶蚀强度又不如其上的百口泉组，导致其现今孔隙度最低（图）。成岩作用与孔隙演化在上述研究的基础上，以征 井克拉玛依组为例，综合单井埋藏史、热史、及包裹体测温数据，标定了克拉玛依组成岩作用阶段，明确了油气充注时间，建立了埋藏成岩油气充注与孔隙演化的协同关系。克拉玛依组沉积过程中整体处于持续沉降，仅在三叠纪末期、侏罗纪中后期和白垩纪末经历短期抬升，沉积速率较稳定（图）。实测结果显示，克拉玛依组现今 可达，受样品资料限制未进行黏土矿物定量分析，但岩石薄片显微镜下黏土矿物以绿泥石和伊利石为主，未见高岭石的存在，石英次生加大较普遍，局部可见自生石英小雏晶分布于颗粒间（图，），表明克拉玛依组当前处于中成岩作用 期。烃源岩热演化史及包裹体测温结果显示征 井克拉玛依组经历 期油气充注，分别为白垩纪早期（）、白垩纪中期（）及古近纪新近纪（），其中 为主成藏期。中三叠世晚三叠世早期，克拉玛依组处于持续沉降阶段；晚三叠世中期末期处于抬升阶段。此时克拉玛依组处于早成岩作用 期，这一时期储层以压实作用为主，胶结和溶蚀作用弱，仅少量早期绿泥石和方解石胶结，压实中等强，但受抬升及早期绿泥石包壳的影响，一定程度上减缓压实，有利于原生孔隙的保存。早成岩作用 期（晚三叠世早侏罗世），克拉玛依组仍表现为早期持续沉降，晚期抬升的演化过程，这一阶段储层以压实和方解石胶结作用为主，黏土矿物中伊 蒙混层向伊利石转化，但胶结强度整体较弱，压实作用仍是孔隙降低的最主要因素。早白垩世到古近纪末为中成岩作用期，处于持续沉降过程，白垩纪末期 第 期 张关龙，等 准噶尔盆地腹部深层超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征?/%?、?51015 20 25 30 35 40?、?/%51015 20 25 30 35 40?/%51015 20 25 30 35 40图 准噶尔盆地腹部征 井不同层位成岩作用与孔隙演化 40 60 80 100 120 140 25020015010050?Ma/012345670 758085 90 95 100 105 110115 120 125 130 135140 145 150 155?/K1K2E-N2Ro=0.5%Ro=0.7%Ro=1%PTJKEN-Q0246?km/?/?10203040?“A”?“B”?“A”?“B”?36.42%15.34%?12.46%?13.18%?7531?/%图 准噶尔盆地腹部征 井克拉玛依组埋藏成岩孔隙演化综合图 ，石 油 实 验 地 质 ：第 卷 经历短暂抬升，这一阶段以方解石、硅质胶结及溶蚀作用为主，这也是油气大量充注期。油气充注抑制了成岩作用，导致胶结作用减缓或暂停，胶结作用仍较弱，有利于原生孔隙的大量保存。古近纪末期至今为中成岩作用 期，处于持续沉降至稳定阶段，这一时期以晚期碳酸盐胶结为主，期间还伴随着一期油气充注，至此孔隙演化进程基本达到稳定，溶蚀作用仅在一定程度对储层具有改善作用。总之，中等弱压实、油气充注下的弱胶结作用是整个演化过程中原生孔隙保存的最主要机制。综上所述，准噶尔盆地腹部下组合深层超深层碎屑岩储层孔隙类型多样，既有原生孔隙保存良好段，又存在强溶蚀作用下的次生孔隙发育段。纵向上克拉玛依组原生孔隙保存良好，物性最高，埋藏成岩孔隙演化综合作用结果显示，中等弱压实、弱胶结以及油气充注对成岩作用的抑制是本组孔隙保存的主要因素。其次为百口泉组，虽然其受强压实和胶结作用影响原生孔隙保存较差，但浊沸石及基性火山岩屑的强溶蚀促进了次生孔隙的发育，保障了百口泉组相对较好的物性。上乌尔禾组受强压实和强胶结作用影响程度最大，后期虽然同样经历了一定的溶蚀作用，但溶蚀增孔强度有限，远不足以弥补强压实和强胶结作用的降孔效应，因此，其物性相对较差，但从油气成果来看，本组以产气为主，对储层物性要求相对较低，上乌尔禾组仍可作为天然气的有效储层。结论（）准噶尔盆地腹部下组合碎屑岩储层主要发育于上乌尔禾组、百口泉组及克拉玛依组底部，其中百口泉组砂体最发育、上乌尔禾组次之，克拉玛依组砂体发育相对局限；储层岩石类型以岩屑砂岩为主，少量长石岩屑砂岩，岩屑成分以中基性火山岩屑为主，长石、石英含量普遍低于；储层物性上克拉玛依组最优，孔隙度最高可 达，百口泉组和上乌尔禾组物性相当，远低于克拉玛依组。（）腹部下组合不同层位储层孔隙发育特征差异明显，上部克拉玛依组以原生粒间孔为主，少量溶蚀孔；百口泉组和克拉玛依组受强烈压实及胶结作用影响，原生孔隙基本消失殆尽，孔隙类型以次生浊沸石溶孔、中基性火山岩屑溶孔及少量长石溶孔为主。（）腹部下组合碎屑岩储层成岩作用以压实、胶结和溶蚀作用为主；克拉玛依组优势层段压实程度相对较弱、颗粒间发育黏土包壳式胶结、晚期方解石胶结和少量硅质胶结；百口泉组和上乌尔禾组中等强压实，粒间浊沸石、方解石和硅质胶结，浊沸石和火山岩屑的溶蚀作用是控制二者次生孔隙发育的最主要因素。（）孔隙演化定量分析结果表明，克拉玛依组优势层段压实减孔量为，低于百口泉组和上乌尔禾组的 和；其胶结减孔量为，百口泉组和上乌尔禾组分别为 和；克拉玛依组溶蚀增孔量相对较低，仅为；百口泉组和上乌尔禾组分别为 和。埋藏成岩孔隙演化综合分析揭示中等弱压实强度和弱胶结是研究区深层超深层碎屑岩储层原生孔隙保存的关键，溶蚀作用是次生孔隙发育的主要因素；二者的匹配关系与发育状况控制了深层超深层碎屑岩优质储层的发育和展布。利益冲突声明 所有作者声明不存在利益冲突。作者贡献 张关龙、王继远、王斌参与实验设计；张关龙、王继远、王斌、邱岐、刘德志、郑胜、穆玉庆参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。，参考文献：何文军，王绪龙，邹阳，等准噶尔盆地石油地质条件、资源潜力及勘探方向海相油气地质，（）：，（）：李阳，薛兆杰，程喆，等中国深层油气勘探开发进展与发展方向中国石油勘探，（）：，（）：孙龙德，邹才能，朱如凯，等中国深层油气形成、分布与潜力分析石油勘探与开发，（）：，（）：王小军，宋永，郑孟林，等准噶尔盆地复合含油气系统与复式聚集成藏中国石油勘探，（）：第 期 张关龙，等 准噶尔盆地腹部深层超深层碎屑岩储层发育特征与孔隙演化定量表征 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