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砂砾岩储层一直是全球油气勘探的重点。这类储层发育在多种沉积环境中，受到沉积和成岩作用的综合改造，呈现出高度的非均质性。这一特性使得油气分布规律难以掌握，因此备受研究者关注（Richards and Bowman，1998; Wei Wei et al.，2015; 瞿建华等，2019; 孙灵辉等，2022; 单祥等，2023; 张磊等，2024; 刘洪洲等，2024）。黏土矿物在储层中的存在及其性质对储层的物性和油气藏的形成具有重要影响。这些矿物不仅具有高度的吸附性、交换性和塑性，还能通过填充孔隙、形成胶结物等方式改变储层的孔隙结构和渗透性（孙梦迪等，2014; 侯明才等，2023）。黏土矿物种类繁多，常见的包括伊利石、蒙脱石、绿泥石和高岭石等，这些矿物的形成和分布不仅反映了成岩环境的变化，还直接影响储层的孔隙结构和渗透性（Bjørlykke，1998）。黏土矿物对砂砾岩储层的影响尤为显著，因其在不同成岩阶段和环境下的行为和转化，直接决定了储层的最终物性和油气分布规律。砂砾岩储层的成岩作用过程复杂，缺乏固定模式，不同类型和强度的成岩作用导致储层的最终物性差异较大，因此如何有效识别和预测优质储层成为油气勘探中的一大挑战（Yu Zhichao et al.，2023）。例如，加拿大阿尔伯塔省下白垩统滨岸砂砾岩体的研究显示，岩性是影响储层物性的主要因素，其中砾石支撑的砾岩中胶结作用对物性的影响较小，而砂砾共同支撑的砂砾岩中胶结作用对物性影响较大（Cant and Ethier，1984）。中国渤海湾盆地济阳坳陷的水下扇砂砾岩体研究表明，沉积环境决定了储层物性（刘洪洲等，2024）。尽管压实作用和胶结作用对该砂砾岩储集层物性有较大破坏，但扇中位置发育的溶蚀作用形成了大量次生孔隙，为油气聚集提供了空间（Yu Zhichao et al.，2022）。因此，不同地质背景下砂砾岩储层的成岩作用研究需要得到重视。
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近年来，随着国内油气勘探程度的加深，发现准噶尔盆地西北缘深层孕育着大量油气资源，特别是玛湖地区三叠系百口泉组砂砾岩的勘探价值已逐步显现（Kang Xun et al.，2018; Yu Zhichao et al.，2022，2023; 邓继新等，2022; 钟厚财等，2024）。前人对玛湖地区百口泉组储层进行了成岩作用分析，认为成岩作用是控制优质储层发育的关键因素，其中不同类型的胶结物组合对储层致密化有不同影响（吴海光等，2022; 郭晖等，2022）。然而，对不同岩性的成岩作用差异研究尚显不足。在此背景下，玛西斜坡区成为研究的重点区域。该区距离生烃区较近，成藏条件优越，多口井已获得工业油气流，勘探潜力巨大（Kang Xun et al.，2019; 肖萌等，2023）。然而，目前对该区百口泉组砂砾岩储集层的成岩作用研究较少，优质储层形成机制尚不明确，阻碍了进一步勘探。黏土矿物的类型、含量及其分布特征对储层的物理性质有重要影响，并对油气藏的形成起着关键作用。研究表明，伊利石、高岭石和蒙脱石等黏土矿物对储层的孔隙度和渗透率具有显著影响（Bjørlykke，1998; 靳军等，2017; Kang Xun et al.，2018; Yu Zhichao et al.，2023）。伊利石的含量增加通常与储层渗透率的降低有关，但高岭石的影响则取决于成岩环境的具体情况。在开放的成岩环境下，高岭石的形成可能改善储层的孔隙结构，而在封闭环境中，其效应可能较为复杂，需结合矿物演化及流体充注情况进一步分析（Weibel et al.，2020; Freiburg et al.，2020）。此外，黏土矿物的吸水膨胀和颗粒运移特性也对储层的敏感性有重要影响。
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本文在前人研究的基础上开展了进一步的研究工作，采用岩石薄片、扫描电镜及X射线衍射等方法，系统研究玛西斜坡区百口泉组砂砾岩储层中黏土矿物的类型、分布及其对储层物性的影响，揭示不同成岩阶段黏土矿物对储层孔隙结构和渗透性的影响机制。研究结果将为砂砾岩储层的成岩作用研究提供新的数据支持，并为油气勘探提供科学依据。
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1 区域地质背景
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准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区的北部，是中国第二大盆地（图1a），总面积约13万km2。该地区由一系列古生代褶皱山脉环绕的巨大山间平原组成，构造格局可分为6个主要构造单元：乌伦古坳陷、陆梁隆起、中央坳陷、西部隆起、东部隆起和北天山山前冲断带（图1a）。这是一个大型的大陆叠加盆地，其构造活动始于晚石炭世，并持续到第四纪。晚石炭世至早二叠世期间，准噶尔盆地经历了前陆洋盆的发育阶段，中—晚二叠世期间，板块间的挤压和推覆作用形成了盆地西北缘的大陆前陆盆地（匡立春等，2013; Tang Wenbin et al.，2021a）。此后，构造活动减缓，地层间歇性沉积，逐渐形成了现今的地层分布格局（Tang Wenbin et al.，2023）。
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玛湖凹陷位于盆地北部边缘，长约100 km，宽约50 km，其西侧毗邻克百断裂带和乌夏断裂带，东侧为达巴松隆起和夏盐隆起（图1b）。作为准噶尔盆地中央坳陷带的次级构造单元，玛湖凹陷面积约6800 km2。研究区位于玛湖凹陷西部的斜坡地带，主要由黄羊泉扇三角洲主导，包括前扇三角洲相、扇三角洲前缘相和扇三角洲平原相等沉积体系（Tang Wenbin et al.，2021b）。
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玛湖凹陷的地层发育齐全，自下而上依次为石炭系，二叠系（佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组、上乌尔禾组），三叠系（百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组），侏罗系（八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组），白垩系吐谷鲁群及新生界。石炭系与二叠系、二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系之间均为角度不整合接触。三叠纪期间，玛湖凹陷的地层主要由下三叠统百口泉组、中三叠统克拉玛依组和上三叠统白碱滩组组成。本文研究的目标地层为下三叠统百口泉组，其与下伏的中二叠统下乌尔禾组（P2w）之间存在角度不整合接触，并与上覆的中三叠统克拉玛依组（T2k）呈整合接触关系（张磊等，2024）。
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百口泉组自下而上分为3个段，分别为百一段（T1b1）、百二段（T1b2）和百三段（T1b3）（图1c）。从百口泉组一段至三段，湖进阶段形成了退积型扇三角洲沉积体系，沉积微相从北向南依次演化为辫状河、水下分流河道和河口坝。垂向上发育多套厚层砂砾岩，这为大型优质储层的形成提供了基础，并奠定了岩性油藏发育的有利条件（Kang Xun et al.，2019; Yu Zhichao et al.，2022，2023；Tang Wenbin et al.，2023）。
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图1 准噶尔盆地玛湖凹陷区域地质图
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Fig.1 Geological map of Mahu sag, Junggar basin
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（a）—准噶尔盆地构造单元图及玛湖凹陷位置; （b）—玛湖凹陷及周缘构造单元划分；（c）—玛湖凹陷三叠系百口泉组地层柱状图
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(a) —structural unit map of the Junggar basin and location of Mahu sag; (b) —division of Mahu sag and surrounding structural units; (c) —histogram of Triassic strata in Mahu sag
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2 样品与实验
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本文的样品来源于准噶尔盆地玛湖凹陷13口钻井，深度范围为2816~3941 m，共采集了280个扇三角洲沉积物砂砾岩样品。中国石油新疆油田公司石油勘探与开发研究院提供了相关样品的渗透率、孔隙度测试数据、岩石薄片标本、场发射扫描电子显微镜（SEM）图像及X射线衍射（XRD）分析数据。
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选择了6个典型的镀金砂砾岩样品进行了详细的显微结构和矿物学分析。利用JSM-5500 LV场发射扫描电子显微镜（SEM）进行测试，使用电子束聚焦技术，识别并分析样品的自生黏土矿物形态特征、与其他成岩产物的接触关系，以及孔隙的几何形态特征。此外，对18个砂砾岩样品进行了全岩和黏土级矿物的X射线衍射（XRD）分析，使用Rigaku D/MAX2500 V/PC粉末衍射仪进行测试。黏土级样品经过空气干燥、乙二醇化处理，并加热至500℃，通过层间距和X射线衍射强度来确定不同黏土矿物的类型及其相对含量。
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3 分析结果
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3.1 储层岩石学特征
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3.1.1 岩矿特征
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准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷三叠系百口泉组碎屑岩中，砂砾岩所占比例较高，一般超过50%，部分地区或层位达到70%。在玛北地区，百口泉组砂砾岩比例最高，约为总岩性的70%；玛湖凹陷南部地区砂砾岩比例较低，约占50%；玛湖凹陷西部（玛西）地区砂砾岩约占60%；玛东地区砂砾岩约占67%。由于玛湖凹陷三叠系百口泉组主要形成于扇三角洲沉积环境，砂砾岩或砂岩均具有成分成熟度和结构成熟度较低的特点。
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在玛西地区，百口泉组大多数砂砾岩中的砾石磨圆度为中等至较好，分选较差。岩芯观察和薄片鉴定表明，玛西地区百口泉组砂砾岩大多数为灰绿色或灰色，泥质杂基含量较高，含量变化范围在1%~10%之间。这些砂砾岩分选较差，砾石成分复杂，岩石组分中刚性颗粒（石英、长石）含量较高，方解石胶结物呈不均匀分布，含量总体较低。百口泉组自下而上，颜色从褐色、棕褐色逐渐过渡到灰绿色、灰色，反映其沉积环境从扇三角洲平原演化为扇三角洲前缘的特征。扇三角洲前缘相带泥质含量低、粒径适中、分选好，为优质储层的发育奠定了沉积方面的基础。深层前缘相带砂砾岩发育长石次生溶孔，为深埋优质储层的发育奠定了成岩方面的基础。
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3.1.2 成岩作用特征
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玛西地区百口泉组成岩作用类型主要有压实作用、胶结作用和溶蚀作用。这些作用互相联系和影响，其综合效应影响和控制着研究区砂砾岩储层的形成与演化。
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压实作用：玛西地区三叠系百口泉组砂砾岩储层埋藏时间较长，埋藏深度较大（普遍＞3000 m），加之成分成熟度和结构成熟度较低，因此百口泉组储层大都经历了较强的成岩作用改造（图2）。百口泉组上覆地层的压力导致了强烈的压实作用，粒间孔隙急剧减少（图3），造成孔隙度不可逆的降低，少量刚性碎屑被压裂，碎屑颗粒之间的线性或凹凸接触受到压缩并逐渐闭合（图4）。随着凝灰岩和板岩变形碎屑含量的增加，碎屑颗粒之间的接触越来越紧密，压实对储层的影响较大，破坏了储层的原生孔隙。这种压实作用发生在百口泉组的所有地层中。
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图2 玛湖凹陷百口泉组一段（T1b1）储层微观特征
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Fig.2 Microscopic characteristics of T1b1 reservoir in Mahu sag
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（a）—粒内溶孔，艾湖6井，3920.60 m；（b）—粒内溶孔与粒表不规则状伊/蒙混层矿物，艾湖1井，3852.36 m；（c）—粒间溶孔中充填的石英晶体与高岭石残体，艾湖1井，3855.03 m;（d）—粒内溶孔和收缩孔，艾湖1井，3859.43 m；（e）—粒间弯曲片状伊利石与粒表不规则状伊/蒙混层矿物，艾湖1井，3852.36 m;（f）—粒间充填的遭受溶蚀的高岭石，艾湖6井，3920.60 m；F—钾长石；I/S—伊蒙混层；Q—石英；K1—1期高岭石；Ch—绿泥石；I—伊利石；K2—2期高岭石
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(a) —intragranular dissolution pores, well AH 6, 3920.60 m; (b) —mineral with intragranular dissolved pores and irregular surface of illite/smectite mixed layer, well AH 1, 3852.36 m; (c) —quartz crystals and kaolinite residues filled in intergranular dissolution pores, well AH 1, 3855.03 m; (d) —intracrystalline dissolution pores and shrinkage pores, well AH 1, 3859.43 m; (e) —bent sheet-like illite between grains and irregularly shaped illite/smectite mixed layer on the grain surface, well AH 1, 3852.36 m; (f) —kaolinite with intergranular filling and dissolution, well AH 6, 3920.60 m; F—feldspar; I/S—illite/smectite mixed layer; Q—quartz; K1—type 1 kaolinite; Ch—chlorite; I—illite; K2—type 2 kaolinite
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溶解作用：在玛西地区百口泉组砂砾岩储层中（特别是油气显示的储层）常发育较强的溶蚀作用。通过对砂砾岩的显微观察和扫描电镜分析，碳酸盐胶结物和长石的溶解广泛发育，尤其是钾长石的选择性溶解（图2a、3c）。早期阶段，方解石胶结物通常会完全溶解，留下初级颗粒间孔隙的骨架，或者部分溶解，从而形成大量不规则的次生孔隙（图3e）。碎屑岩颗粒如长石颗粒的溶蚀产生了大量溶蚀孔隙，其形态主要为梳状、蜂窝状，显著提高了砂砾岩储层的储集性能。同时，在溶蚀过程中伴随着高岭石、伊利石、绿泥石等的生成（图4b），对储层物性产生不同程度的影响。
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胶结作用：广泛的溶解作用可能导致后期的大量矿物沉淀（Bjørlykke，2014）。在百口泉组储层中，自生矿物较为常见，包括黏土矿物、硅质胶结物和钙质矿物，这些矿物以胶结物的形式存在于碎屑颗粒中。黏土矿物主要包括自生高岭石、绿泥石和伊利石。高岭石以六方散片状的形式随机分布在钾长石部分溶解颗粒的表面或解理缝中，也以蠕虫状聚集体的形式出现（图2b、c）。伊利石主要呈粒表不规则状与弯曲片状分布，与蒙脱石和高岭石紧密联系（图2e），绿泥石呈叶片状主要存在于解理裂缝中，与方解石密切相关（图3e）。自生方解石是百口泉组中的钙质胶结物，主要作为颗粒间粗晶胶结物，但也填充长石溶解孔隙（图3e）。自生石英是百口泉组岩石中的硅质胶结物，常见于颗粒间孔隙中，以短柱状六方晶体形式出现。一些碎屑石英具有相同结晶取向的过度生长。在三角洲平原至前三角洲的砂砾岩中，这些自生矿物分布广泛。高岭石、伊利石和石英部分富集，方解石和绿泥石仅偶尔出现。整个百口泉组都经历了不同程度的压实、碎屑长石的钠长石化、蒙脱石的伊利石化、非均质溶解和胶结。其中，百口泉组一段砂砾岩显示出钾长石广泛溶解，形成了大量的次生孔隙，并部分出现伊利石与高岭石胶结（图2）。百口泉组二段砂砾岩表现出长石的部分溶解，发育紧密的高岭石胶结。百口泉组三段砂砾岩表现出长石溶解不太发育，次生孔隙有限，孔隙连通性差，严重影响储层质量。
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图3 玛湖凹陷百口泉组二段（T1b2）储层微观特征
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Fig.3 Microscopic characteristics of T1b2 reservoir in Mahu sag
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（a）—粒内溶孔，艾湖1井，3804.18 m；（b）—粒表不规则状伊/蒙混层矿物，艾湖011井，3858.37 m；（c）—长石碎屑的溶蚀，艾湖6井，3882.88 m；（d）—粒内溶孔，艾湖6井，3860.64 m；（e）—粒表叶片状绿泥石与方解石，艾湖011井，3858.37 m；（f）—粒间紧密充填的蠕虫状高岭石，艾湖6井，3882.88 m；F—钾长石；I/S—伊蒙混层；Cal—方解石；K1—1期高岭石；Ch—绿泥石
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(a) —intracrystalline dissolution pore, well AH 1, 3804.18 m; (b) —irregular grain shaped illite/smectite mixed layer, well AH 011, 3858.37 m; (c) —dissolution of feldspar debris, well AH 6, 3882.88 m; (d) —intragranular dissolution pore, well AH 6, 3860.64 m; (e) —granular leaf shaped chlorite and calcite, well AH 011, 3858.37 m; (f) —worm like kaolinite tightly packed between grains, well AH 6, 3882.88 m; F—feldspar; I/S—illite/smectite mixed layer; Cal—calcite; K1—type 1 kaolinite; Ch—chlorite
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图4 玛湖凹陷百口泉组三段（T1b3）储层微观特征
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Fig.4 Microscopic characteristics of T1b3 reservoir in Mahu sag
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（a）—碎屑颗粒线接触，艾湖4井，2880.26 m；（b）—粒表不规则状伊/蒙混层矿物与片状伊利石，艾湖4井，2881.54 m；（c）—粒表伊/蒙混层矿物放大，艾湖4井，2880.55 m；（d）—剩余粒间孔，艾湖4井，2882.31 m；（e）—粒表叶片状绿泥石，艾湖4井，2881.54 m；（f）—粒间溶孔充填的散片状高岭石，艾湖4井，2881.54 m；I/S—伊蒙混层；Q—石英；K1—1期高岭石；Ch—绿泥石；I—伊利石；S—蒙脱石
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(a) —clastic particle line contact, well AH 4, 2880.26 m; (b) —irregular grain shaped mixed layer minerals and sheet-like illite, well AH 4, 2881.54 m; (c) —magnification of illite/smectite mixed layer in granular form, well AH 4, 2880.55 m; (d) —remaining intergranular pores, well AH 4, 2882.31 m; (e) —granular leaf shaped chlorite, well AH 4, 2881.54 m; (f) —scattered kaolinite filled with intergranular dissolved pores, well AH 4, 2881.54 m; I/S—illite/smectite mixed layer; Q—quartz; K1—type 1 kaolinite; Ch—chlorite; I—illite; S—smectite
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3.2 矿物学定量分析
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通过XRD分析测试，确定了玛西地区百口泉组一段砂砾岩中主要矿物有黏土矿物（1.78%~9.67%）、石英（41.75%~66.7%）、钾长石（0%~15.64%）、斜长石（27.82%~51.8%）和方解石（0%~2.11%）；百口泉组二段主要矿物有黏土矿物（2.71%~6.3%）、石英（46.38%~64.62%）、钾长石（0%~12.7%）、斜长石（29.08%~50.91%）和方解石（0%~1.07%）；百口泉组三段主要矿物有黏土矿物（1.64%~3.67%）、石英（44.46%~52.62%）、钾长石（12.42%~15.88%）、斜长石（26.46%~39.76%）和方解石（0%~9.53%）（表1）。
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根据XRD黏土级（＜2 μm）矿物分析统计，百口泉组一段黏土矿物主要由伊蒙混层（9%~73%）、伊利石（8%~74%）、高岭石（4%~28%）和少量绿泥石（1%~16%）组成。百口泉组二段黏土矿物主要由伊蒙混层（44%~77%）、伊利石（10%~15%）、少量高岭石（2%~14%）和绿泥石（5%~30%）组成。百口泉组三段黏土矿物主要由伊蒙混层（11%~28%）、伊利石（14%~39%）、高岭石（20%~52%）和绿泥石（4%~38%）组成（表1）。
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3.3 孔隙度和渗透率
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研究区百口泉组不同地层的孔隙度和渗透率差异很大。其中，百口泉组一段的值最高，大部分储层空间为次生孔隙，普遍发育溶蚀孔隙，形成以粒间孔、粒间溶孔为主的储集空间类型。百口泉组一段孔隙度为5.3%~14.1%（均值9.13%），渗透率为0.056×10-3~184×10-3μm2（均值16.79×10-3μm2）；百口泉组二段孔隙度为1%~9.1%（均值6.14%），渗透率为0.011×10-3~168×10-3μm2（均值7.82×10-3μm2）；百口泉组三段孔隙度为4.7%~12.1%（均值8.73%），渗透率为0.133×10-3~34.5×10-3 μm2（均值5.97×10-3μm2）（图5）。
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4 讨论
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4.1 黏土矿物的成因
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黏土矿物在储层中的存在及其性质对储层的物性和油气藏的形成有重要影响。黏土矿物种类繁多，常见的包括伊利石、蒙脱石、绿泥石和高岭石等，这些矿物具有高度的吸附性、交换性和塑性，且化学性质较为活跃（Stixrude and Donald，2002; Wilson et al.，2016）。黏土矿物的形成和分布不仅反映了成岩环境的变化，还直接影响储层的孔隙结构和渗透性（Bjørlykke，1998）。黏土矿物的形成主要与岩石-流体相互作用密切相关，当孔隙水的地球化学性质发生显著变化时，特别是当引入外部流体（如含烃流体或大气降水）时，矿物溶解和沉淀的化学平衡将被破坏（Bjørlykke，1998; Kang Xun et al.，2018，2019，2021; Hong Dongdong et al.，2022; Yu Zhichao et al.，2023; 肖萌等，2023），形成蒙脱石、高岭石、绿泥石和伊利石。本文通过多种岩石矿物学分析方法，对准噶尔盆地玛西地区百口泉组砂砾岩储层中的黏土矿物及其成因进行了系统研究。
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图5 玛湖凹陷百口泉组储层孔渗相关性图
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Fig.5 Correlation diagram between porosity and permeability of Baikouquan Formation reservoir in Mahu sag
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研究结果显示，百口泉组砂砾岩中的主要黏土矿物包括绿泥石、伊利石、高岭石和伊蒙混层。这些黏土矿物的类型和含量在不同成岩阶段和不同储层位置存在显著差异。图6展示了不同类型黏土矿物与孔隙度之间的关系。这些黏土矿物在成岩过程中通过填充孔隙、形成胶结物等方式改变了储层的孔隙结构，进而影响油气的运移和聚集（Gao Jiachen et al.，2022; Zhang Junfeng et al.，2023）。
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从图6a可以看出，伊蒙混层含量与孔隙度之间存在一定的正相关关系。随着伊蒙混层含量的增加，孔隙度也有所增加。这表明伊蒙混层在成岩过程中可能起到了保持孔隙空间的作用。伊蒙混层作为二八面体蒙脱石向伊利石转化的中间产物，其结构特性有助于维持储层的孔隙度。伊蒙混层的存在可以作为成岩阶段的指示剂，帮助理解储层的成岩历史和演化过程。
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图6b展示了伊利石与孔隙度之间的负相关关系，随着伊利石含量的增加，孔隙度显著降低。这一现象可以解释为伊利石在成岩过程中通过填充孔隙或形成胶结物，降低了储层的孔隙度。伊利石的存在往往会导致储层的致密化，从而降低储层的渗透性和孔隙度。研究发现，储层中钾长石的溶解过程与伊利石的生成密切相关（Kang Xun et al.，2018）。伊利石的生成不仅影响储层的渗透性，还对储层的机械性质产生影响。
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研究表明，准噶尔盆地的构造活动和火山活动为绿泥石的形成提供了物质基础（Hu Ruipu et al.，2023）。从石炭纪到早二叠世，盆地西北缘经历了显著的构造活动和火山喷发，这些火山碎屑在成岩过程中转化为蒙脱石，随着埋深的增加，砾岩中的孔隙内绿泥石可能是三八面体蒙皂石转变的结果。SEM图像（图3、4）显示了绿泥石的微观形貌，揭示了其蒙脱石与方解石的密切关系。绿泥石的形成显著影响了储层的孔隙度和渗透性，尤其是在高孔隙度和高渗透率区。图6c显示了绿泥石含量与孔隙度之间的复杂关系。在低绿泥石含量时，孔隙度随绿泥石含量增加而增加；但在高绿泥石含量时，孔隙度反而降低。这表明绿泥石在不同成岩环境下对储层孔隙度的影响存在差异。
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高岭石的成因主要与钾长石和酸性流体作用下的火山岩屑有关（靳军等，2017）。随着埋深的增加，自生高岭石含量增加，长石含量减少。这表明，百口泉组长石蚀变可能为自生高岭石的生成提供了主要物质来源。在酸性成岩环境下，长石的溶解为高岭石的生成提供了必要的铝和硅元素。SEM观察表明1期高岭石（K1）与石英胶结物具有密切的相关性，表明其由钾长石转化而来。在蒙脱石的伊利石化完成后，在后期流体充注的影响下，刚生成的伊利石可能进一步转化为2期高岭石（图2f），从而改善百口泉组一段的储层。流体充注过程中，伊利石在酸性流体的作用下重新结晶为高岭石。图6d展示了高岭石与孔隙度之间的复杂关系，表明高岭石在不同成岩阶段对储层物性的不同影响。研究表明，高岭石的含量通常与储层的高渗透性相关，这是因为高岭石的晶体结构有助于孔隙的保持。
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图6 玛湖凹陷百口泉组储层黏土矿物与孔隙度相关性图
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Fig.6 Correlation diagram between clay minerals and porosity of Baikouquan Formation reservoir in Mahu sag
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（a）—孔隙度-伊蒙混层；（b）—孔隙度-伊利石；（c）—孔隙度-绿泥石；（d）—孔隙度-高岭石
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(a) —porosity-illite/smectite mixed layer; (b) —porosity-illite; (c) —porosity-chlorite; (d) —porosity-kaolinite
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4.2 成岩序列
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黏土矿物的研究是成岩过程中的一个核心部分，有助于确定和划分成岩阶段。当成岩环境转变为碱性环境时，绿泥石在镁和铁离子的存在下填充孔隙或包裹碎屑颗粒（主要是石英和长石）的表面。因此，确定研究区绿泥石的铁源至关重要。本文将结合矿物学分析和已知数据，讨论百口泉组砂砾岩储层的成岩序列，并特别关注后期成岩过程中伊利石向高岭石的转化。
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在早三叠世至早侏罗世的初期成岩过程中，孔隙内衬绿泥石在地层温度为55~70℃的条件下形成（图7a）。这些矿物主要来源于长石和火山碎屑等不稳定成分的溶解。显微镜下观察到绿泥石与方解石的密切联系以及由方解石填充的溶解孔，表明方解石的沉淀晚于不稳定成分的溶解。在早期成岩阶段，地层经历了快速沉降，形成温度低于65℃。沉积初期，岩石处于半固结状态，成岩环境为碱性还原环境。随着埋藏深度的增加，地层温度升高至70℃，由于泥岩压实产生的酸性流体，成岩环境转变为酸性环境。这导致了长石和火山碎屑等不稳定成分的溶解，以及自生高岭石和石英过度生长的沉淀（图7a）。
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在中成岩阶段，第一阶段的充烃发生在早侏罗世（Kang Xun et al.，2019），第二阶段的流体充注发生在早—中白垩世，在长石溶解孔隙中观察到蓝色荧光（Kang Xun et al.，2018; Yu Zhichao et al.，2022）。成岩环境由弱碱性环境转变为酸性环境，导致长石溶解，形成附着在钾长石上的伊利石。在后期成岩过程中，成岩温度升高至85~120℃，钾长石和钠长石在地层中稳定，蒙脱石逐渐转变为伊蒙混层。随着油气从二叠纪深部烃源岩沿断层向百口泉组运移，有机酸和相关CO2降低了地层水的pH值，显著加速了钾长石溶解和矿化。这些过程促进了次生矿物如高岭石、绿泥石、自生石英和伊利石的沉淀。特别是在后期流体充注的影响下，刚生成的伊利石可能进一步转化为高岭石。图7b展示了这种转化过程，即在酸性流体注入的情况下，尤其是当温度升高到一定程度时，伊利石开始发生溶解反应。这一过程中，伊利石的结构被破坏，钾离子（K+）等成分被溶解并释放到流体中，导致其结构松动。随着伊利石的溶解，铝和硅等元素被重新排列，在酸性环境中形成高岭石。这一过程改善了百口泉组一段的储层特性，因为伊利石是一种包含钾离子的三层结构黏土矿物，其转化为高岭石时，发生了明显的晶体结构变化。高岭石的晶体结构是两层型，具有更简单和稳定的晶格。在高岭石化过程中，伊利石失去了其钾离子和部分层状结构，转化为两层的高岭石，这一过程通常伴随着孔隙度的增加，因为高岭石的晶体结构不如伊利石紧密。百口泉组二段由于流体充注不足，伊利石转化为高岭石的过程不完全，保留了较多的伊利石；而百口泉组三段则表现出成岩改造的中间状态，形成了部分伊蒙混层，伊利石的转化程度介于两者之间。
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4.3 黏土矿物对砂砾岩储层的影响
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黏土矿物在储层质量的形成和演化中起着至关重要的作用。先前的研究表明，黏土矿物是显著影响储层质量的关键因素（Gao Jiachen et al.，2022; Yu Zhichao et al.，2022; Zhang Junfeng et al.，2023）。黏土矿物与砾岩储层质量之间存在复杂的相关性。一方面，它们可以增强储层的孔隙度和渗透率；另一方面，在某些情况下，它们也可能对储层物性产生负面影响。通过对研究区百口泉组一段、二段、三段的分析，可以深入理解黏土矿物在成岩过程中的影响及其对储层质量的影响。
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百口泉组一段是研究区中储层质量最好的部分。该地层的黏土矿物主要包括伊利石和高岭石，这些矿物在成岩过程中通过长石的溶解形成次生孔隙，从而提高了储层的孔隙度和渗透率。百口泉组一段中的伊利石主要通过长石的溶解形成。在酸性流体的作用下，长石溶解，释放出钾离子，促进伊利石的形成，其过度发育在一定程度上会堵塞孔喉，不利于维持储层的良好物性（图2、6）。此外，伊利石的存在还可以增强储层的稳定性，防止颗粒间的相互作用。高岭石在百口泉组一段中伴随着长石的溶解而形成，生成了次生孔隙，进一步增强了储层的物性。由于其沉淀通常与不稳定组分的溶解共存，因此总体上对储层质量有积极影响（图2）。在百口泉组一段，成岩后期的流体充注过程中，伊利石可能进一步转化为高岭石。这一转化过程在酸性环境下发生，通常与有机酸和CO2的流体有关。高岭石的形成进一步改善了储层的孔隙度和渗透率，因为高岭石的存在不仅增加了次生孔隙，还防止了石英的过度胶结，从而保持了良好的储层物性。在百口泉组一段中，孔隙结构得到了显著优化。长石的溶解和黏土矿物的形成使得孔隙连接性增强，从而提高了流体流动性和储层的整体渗透性。这种优化的孔隙结构为后续的油气聚集提供了良好的条件，使得百口泉组一段成为高产储层。
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图7 基于玛湖凹陷百口泉组砂砾岩成岩阶段、埋藏史和孔隙演化的综合成岩过程图 （a，据Kang Xun et al.，2019修改）和伊利石转化为高岭石模式图（b）
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Fig.7 Comprehensive diagenetic process diagram based on the diagenetic stages, burial history, and pore evolution of the Baikouquan Formation sandstone in the Mahu sag (a, modified from Kang Xun et al., 2019) and model diagram of illite to kaolinite conversion (b)
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百口泉组二段的储层质量较差，主要因为该地层中的黏土矿物较少经历酸性流体的溶解和改造。尽管在部分区域也有高岭石和伊利石的存在，但由于二期流体充注的强度较低，导致成岩环境保持相对稳定，次生孔隙的发育不充分，未能充分促进黏土矿物的转化和长石的溶解，主要发育蒙脱石和伊利石，伊利石的高岭石化不发育。因此，黏土矿物的存在可能会对储层的渗透性产生负面影响。由于流体充注不足，黏土矿物在孔隙中沉淀并堵塞孔喉，导致流体流动受阻，储层的渗透性下降。尤其是伊利石的聚集，缺少向高岭石的转化，当其厚度达到一定程度时，会显著降低储层的有效孔隙度和渗透率。
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百口泉组三段的储层质量介于百一段和百二段之间。该地层中的黏土矿物在一定程度上经历了成岩改造，但由于二期流体不发育，伊蒙混层含量低，因此缺乏伊利石的堵塞，孔隙度和渗透率较百口泉组二段稍高（图5）。
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通过对不同地层的黏土矿物和储层特性的分析，可以看出，百口泉组一段因其较高的流体充注强度和长石溶解形成的次生孔隙而具有最佳的储层质量。百口泉组三段次之，百口泉组二段最差。这种差异主要归因于各地层的成岩环境和流体充注强度的不同（表2）。
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5 结论
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（1）黏土矿物的成因与岩石-流体相互作用密切相关，不同成岩环境下形成的黏土矿物类型和含量显著影响储层的孔隙度和渗透性。在百口泉组砂砾岩储层中，黏土矿物通过形成次生孔隙和填充孔隙，显著影响了储层的孔隙度和渗透性。
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（2）在百口泉组一段、二段和三段中，百一段由于二期流体充注强度高，在成岩过程中，伊利石在后期流体充注的作用下可能进一步转化为高岭石，从而改善储层特性，具有最佳的储层质量；百二段由于流体充注不足，成岩改造不足，黏土矿物堵塞孔隙，储层质量相对较差；百三段的储层质量介于百一段和百二段之间。
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（3）黏土矿物的类型和含量在不同地层和成岩阶段存在显著差异，其对储层质量的影响取决于流体充注的强度和成岩环境的变化。因此，在油气勘探和开发过程中，需要综合考虑黏土矿物的成因和演化，以优化储层的开发策略，提高油气采收率。
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摘要
黏土矿物在砂砾岩储层中的存在及其性质对储层的物性和油气藏的形成具有重要影响。在油气储层研究中，黏土矿物因其对孔隙结构和渗透性的显著影响而备受关注。准噶尔盆地玛湖凹陷西部地区的三叠系百口泉组砂砾岩储层由于其黏土矿物复杂的成岩作用和显著的非均质性，一直是油气勘探研究的重点。本文通过岩石薄片观察、扫描电子显微镜（SEM）、X射线衍射（XRD）等方法，系统分析了百口泉组砂砾岩储层中黏土矿物的类型、分布及其成因，并探讨了不同黏土矿物对储层孔隙度和渗透率的影响机制。研究结果表明，百口泉组砂砾岩储层中黏土矿物包括伊利石、高岭石和蒙脱石等。伊蒙混层在成岩过程中起到了保持孔隙空间的作用，与孔隙度呈正相关；伊利石含量较高时，储层渗透率显著降低；高岭石的存在则有助于改善储层物性，特别是在后期流体充注过程中，伊利石可能进一步转化为高岭石，从而提升储层质量。百口泉组一段（T1b1）中，由于充注强度较高，黏土矿物通过长石的溶解形成次生孔隙，显著提高了储层的孔隙度和渗透率。百口泉组二段（T1b2）黏土矿物酸性流体的改造不充分，导致储层质量相对较差。百口泉组三段（T1b3）的储层质量介于T1b1和T1b2之间。本文揭示了黏土矿物在不同成岩阶段对储层孔隙结构和渗透性的影响，为准噶尔盆地玛湖凹陷西部地区的砂砾岩储层成岩作用研究提供了新的数据支持，并为油气勘探提供了科学依据。
Abstract
Clay minerals exert a significant influence on the petrophysical properties of sandstone reservoirs, particularly impacting pore structure and permeability. This has led to considerable research interest in their role within hydrocarbon-bearing formations. The Baikouquan Formation (T1b) conglomerate reservoir in the west area of the Mahu sag, Junggar basin, presents a compelling case study due to its complex diagenetic history and heterogeneous clay mineral distribution. This article systematically investigates the types, distribution, and genesis of clay minerals in the conglomerate reservoirs of the Baikouquan Formation. Employing petrographic analysis, scanning electron microscopy (SEM), and X-ray diffraction (XRD), we explore the influence of different clay minerals on reservoir porosity and permeability. The research results indicate that illite, kaolinite, and smectite are the main clay minerals present. Illite/smectite mixed layers play a crucial role in maintaining pore space during diagenesis, exhibiting a positive correlation with porosity. Conversely, elevated illite content is associated with a significant reduction in reservoir permeability. The presence of kaolinite helps to improve reservoir properties, especially during the later stages of fluid-filling. This is potentially due to the transformation of illite into kaolinite, further enhancing reservoir quality. In the T1b1 sub-unit, high filling intensity leads to the formation of secondary porosity through feldspar dissolution, facilitated by the presence of clay minerals. This results in significantly enhanced porosity and permeability of the reservoir. In contrast, the T1b2 sub-unit exhibits fewer clay minerals that have undergone acidic fluid alteration, resulting in poorer reservoir quality. The T1b3 sub-unit displays intermediate reservoir quality characteristics between T1b1 and T1b2. This paper reveals a comprehensive influence of clay minerals on reservoir pore structure and permeability across different diagenetic stages within the Baikouquan Formation, which provides new data support for the study of conglomerate reservoir diagenesis in the west area of the Mahu sag and provides a scientific basis for oil and gas exploration.
Keywords
Mahu sag ； Triassic Baikouquan Formation ； Junggar basin ； clay minerals
