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随着常规油气资源勘探开发潜力的降低和产量的下降，非常规油气资源近年来已经逐渐完成了能源接替，致密油气、页岩油气以及煤层气等资源已经在油气勘探中占据了重要地位（Alaa et al.，2000; 贾承造等，2012; 郭小文等，2016; 潘永帅等，2022）。其中，致密砂岩气资源丰富，我国第三轮油气资源评价结果表明其资源量已经超过 30×1012m3，并且勘探目的层逐渐向深层—超深层进军，潜力巨大（李建忠等，2012; 曾庆鲁等，2020）。目前，我国几大重点盆地均获得了致密砂岩油气的重大突破，例如四川盆地、鄂尔多斯盆地以及塔里木盆地等。其中，塔里木盆地是深层—超层油气资源勘探的代表（贾承造等，2012; 杨海军等，2021）。近年来，塔里木盆地在库车坳陷克拉苏构造带白垩系巴什基奇克组二段（下简称巴二段）获得了大批致密砂岩高产油气田（田军等，2020; 王珂等，2022）。巴二段发育大套厚层砂体，储层非均质性较强，大部分砂岩孔隙度较低，平均约为 5%，但部分超深层（ >7000 m）砂岩的孔隙度仍可达到 10%左右，这极大地扩展了油气资源勘探的深度下限，为深层油气勘探提供了信心（田军等，2020; 姜潇俊等，2024）。然而，虽然目前已经明确深层—超深层油气资源具有巨大的勘探潜力，但是勘探实践显示储量的探明率仍较低，规模优质储层的发育是限制勘探成功率的关键因素。
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深层致密砂岩储层的质量受原始沉积和后期成岩改造两大作用控制，巴二段虽然发育大套厚层砂岩，但仍夹杂部分粉砂质和泥质薄层，极大的增加了储层的非均质性（潘荣等，2014; 史超群等，2020）。前人对巴二段开展了大量沉积相研究，普遍认为其是水下扇三角洲和辫状河三角洲前缘沉积体系，但受当时研究资料限制，分析角度主要是从大套砂岩出发，对其沉积旋回特征、砂组划分、岩相类型及组合特征等的精细研究还有待加强（高志勇等，2016，2023; 罗威和倪玲梅，2020; 王志民等，2023）。后期成岩改造是深层致密砂岩优质储层发育的关键，由于埋藏深度大，巴二段经历了极强的压实和胶结作用，但由于构造挤压强烈，发育了大量的微裂缝，显著改善了储层的渗透性（施辉等，2020; 曾联波等，2020; 曾庆鲁等，2020）。巴二段油气充注时间普遍较晚，大量有机酸溶蚀发生于晚期（ 郭小文等，2016; 高文杰等，2018），并对不同岩相产生差异性的改造作用。然而，不同成岩作用之间的耦合关系及对储层质量的控制作用仍需进一步研究。故，本文基于岩芯、测井、薄片、扫描电镜、激光粒度、高压压汞以及核磁共振等技术，系统分析了巴二段的沉积微相类型、岩相特征、孔隙结构差异以及沉积、成岩和构造作用对优质储层形成的影响机制，对于提高深层—超深层油气的勘探成功率具有重要意义。
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1 区域地质概况
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克拉苏构造带是塔里木盆地重要的含油气区带，位于库车坳陷中西部，北部紧邻单斜带，南部紧靠拜城凹陷和秋里塔格构造带，面积约为 5500 km2（潘荣等，2014; 田军等，2020; 王珂等，2022）。克拉苏构造带油气资源丰富，发育多套烃源岩和储层，盖层厚度大且分布稳定，成藏条件十分优越（罗威和倪玲梅，2020; 史超群等，2020）。受新生代以来强烈构造挤压作用的影响，带内形成了多条逆冲断裂，自西向东依次发育阿瓦、博孜、大北和克深 4 个圈闭发育区（王招明，2014; 曾庆鲁等，2020）。本次研究的目的区块为博孜—大北地区，目的层为白垩系巴什基奇克组二段（图1）。根据电性和岩性组合特征，巴什基奇克组从下至上可依次划分为巴三段、巴二段和巴一段，但由于构造抬升影响，博孜—大北地区巴一段几乎被剥蚀殆尽，由东向西，剥蚀强度逐渐增大。巴二段是一套在干旱气候背景下发育的含泥砾的砂质辫状河三角洲前缘沉积体系，以厚层紫红色中—细砂岩为主，夹薄层粉—细砂岩和泥岩，累计厚度最大可达 300 余米，主要以北部山前带的南天山物源为主（高志勇等，2016）。巴二段作为厚层砂质储集层，油气主要来自于上三叠统黄山街组泥岩和中—下侏罗统恰克马克组煤系地层，上覆厚层库姆格列木群膏岩和盐岩盖层，生储盖组合配置良好，油气勘探潜力巨大（严德天等，2006; 潘荣等，2014; 郭小文等，2016; 杨海军等，2021）。
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2 沉积微相特征与岩相类型
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2.1 沉积微相识别标志
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在对克拉苏构造带博孜—大北地区 20 余口重点井进行岩芯观察的基础上发现，巴二段以大套紫红色砂岩夹薄层粉砂岩和泥岩为主，局部层段含不规则状排列的泥砾（图2）。砂岩具有平行层理、楔状交错层理以及块状等构造类型，纵向上发育多级次的正韵律沉积旋回，每个旋回的底部发育含泥砾的冲刷面，顶部发育块状泥岩和平行层理状粉砂岩，中部为块状的中—细砂岩（图2）。结合薄片鉴定、粒度分析、全岩 X 衍射以及测录井等资料发现，巴二段发育典型的干旱环境下的砂质辫状河三角洲前缘沉积，包括水下分流河道、水下分流间湾和河口坝等微相。研究区的大套砂岩以长石岩屑砂岩为主，成分成熟度偏低，分选较好，磨圆为次圆状—次棱角状（图2，图3）。多个沉积旋回反映了多期辫状河水下分流河道的迁移和叠置过程，但由于巴二段沉积期地势开阔，物源丰富，水动力较强，砂体延伸距离较远，所以研究区仅发育少量水下分流间湾环境下形成的泥岩和粉砂质泥岩，反韵律的河口坝微相也因为多期水下分流河道的侵蚀而较少。
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图1 塔里木盆地克拉苏构造带区域地质概况及油气藏分布图（据曾庆鲁等，2020）
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Fig.1 Regional geological and oil and gas reservoir distribution map of Kelasu structure belt, Tarim Basin (from Zeng Qinglu et al., 2020&)
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图2 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段砂岩构造类型图
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Fig.2 Structure characteristics of the the Second Member of the Cretaceous Bashijiqike Formation (K1bs2, the Ba-2 Mem.) sandstone in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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（a）D1302 井，5251.41 m，水下分流间湾微相中发育的块状褐色泥岩;（ b）D1301 井，5481.42 m，块状砂岩和泥岩之间发育冲刷面;（ c）D304 井，6921.71 m，块状砂岩中发育不规则漂浮泥砾;（ d）D1301 井，5482.59 m，水下分流河道微相中发育的块状中砂岩，泥质含量低;（e）D1301 井，5478.56 m，水下分流河道微相中发育的层理状粉砂岩，砂岩和泥岩薄互层沉积;（ f）D1302 井，5246. 02 m，水下分流河道微相中发育的层理状粉砂岩
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(a) the Well D1302, 5251.41 m, massive brown mudstone developed in microfacies of underwater interdistributary channel; ( b) the Well D1301, 5481.42 m, erosional surface is developed between massive sandstone and mudstone; (c) the Well D304, 6921.71 m, irregular floating mud gravel is developed in massive sandstone; (d) the Well D1301, 5482.59 m, massive medium sandstone developed in microfacies of underwater distributary channel with low mud content; ( e) the Well D1301, 5478.56 m, thin interbedded deposits of stratified siltstone and mudstone developed in microfacies of underwater distributary channel; (f) the Well D1302, 5246. 02 m, stratified siltstone developed in microfacies of underwater distributary channel
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图3 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段砂岩岩石组分特征图
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Fig.3 Rock composition characteristics of the Ba-2 Mem. (K1bs2) sandstone in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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Ⅰ—石英砂岩; Ⅱ—长石质石英砂岩; Ⅲ—岩屑质石英砂岩; Ⅳ—长石砂岩; Ⅴ—岩屑质长石砂岩; Ⅵ—长石质岩屑砂岩; Ⅶ—岩屑砂岩
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Ⅰ—Quartz sandstone; Ⅱ—feldspathic quartz sandstone; Ⅲ—lithic quartz sandstone; Ⅳ—arkose; Ⅴ—lithic arkose; Ⅵ—feldspathic litharenite; Ⅶ—litharenite
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2.2 砂组划分及沉积微相展布特征
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为精细分析巴二段厚层砂体的储层质量和非均质性特征，本文依据岩芯和测井等资料对其进行了砂组划分。巴二段垂向上砂体叠置，具有进积特征。对全区 80 余口井进行详细研究发现，巴二段纵向上可划分为 5 个砂层组，总厚度约 100~200 m，单砂组厚度介于 20~40 m（图4）。单砂组以正旋回沉积为主，纵向上粒度由粗逐渐变细，泥质含量逐渐增高。每个砂组的中下部均以辫状河三角洲前缘的水下分流河道微相为主，夹杂少量河口坝微相，顶部发育薄层水下分流间湾微相。横向上水下分流河道砂体叠置连片，内部发育薄层河口坝砂体和水下分流间湾的粉砂质与泥质夹层。由北向南，即距离物源区由近到远，水下分流间湾微相占比相对增高（图5）。
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图4 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区 D4 井巴二段沉积微相划分图
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Fig.4 Sedimentary microfacies division map of the Ba-2 Mem. (K1bs2) in the Well D4 in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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图5 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段沉积微相展布剖面
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Fig.5 Sedimentary microfacies distribution section of the K1bs2 in Bozi－Dabei area of Kelasu structural belt
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2.3 岩相类型及分布特征
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结合岩石类型、颜色、沉积构造和泥砾含量等因素可将巴二段岩相类型划分为五大类:富含泥砾块状中—细砂岩相、含泥砾块状中—细砂岩相、块状中—细砂岩、层理状粉—细砂岩相、块状泥岩相。其中，块状中—细砂岩相可根据粒度细分为块状中砂岩相和块状细砂岩相; 层理状粉— 细砂岩相可根据粒度和泥质含量细分为层理状细砂岩相、层理状粉砂岩相、层理状泥质粉砂岩相和层理状粉砂质泥岩相（图6）。需要强调的是，巴二段砂岩具有平行层理、水平层理和楔状交错层理等层理状构造类型，但为了简化岩相划分类型，本文将各种具有层理状构造的砂岩统称为层理状粉—细砂岩相。巴二段纵向上砂体叠置，存在多个正韵律沉积旋回，每个沉积旋回由底至顶，沉积微相由水下分流河道向水下分流间湾过渡。单砂组底部冲刷面附近发育褐色富含泥砾块状中—细砂岩相，向上过渡，泥砾含量逐渐降低，发育含泥砾块状中— 细砂岩相。单砂组中部依次发育块状中砂岩相和块状细砂岩相，再向上则以层理状粉—细砂岩相为主，最顶部则转变为块状泥岩相（图6）。
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3 储层特征
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前人对于巴二段厚层砂体的储层特征进行了较多的研究，认为砂体整体分布较稳定（贾承造等，2012; 潘荣等，2014; 郭小文等，2016; 田军等，2020; 曾庆鲁等，2020）。但其实巴二段不同砂组内的储层物性仍具有一定差异，极大程度上影响了含气饱和度的高低。
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图6 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段主要岩相类型及沉积序列模式
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Fig.6 Lithofacies types and sedimentary sequence models of the Ba-2 Mem. (K1bs2) in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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（a）（ b）—D304 井，6922.66 m，富含泥砾块状中—细砂岩相;（ c）（ d）—B9 井，7689.91 m，块状中砂岩相;（ e）（ f）—B9 井，7797.31 m，块状细砂岩相;（g）（h）—D304 井，6924.13 m，层理状粉砂岩相;（i）（j）—D1301 井，5480.51 m，块状泥岩相
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(a) (b) —the Well D304, 6922.66 m, muddy gravel—rich massive medium—fine sandstone lithofacies; (c) (d) —the Well B9, 7689.91 m, massive medium sandstone lithofacies; ( e) ( f) —the Well B9, 7797.31 m, massive fine sandstone lithofacies; ( g) (h) —the Well D304, 6924.13 m, stratified silt sandstone lithofacies; ( i) ( j) —the Well D1301, 5480.51 m, massive mudstone lithofacies
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3.1 物性特征
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巴二段储层物性受岩性、粒度、泥质含量以及沉积构造等多种因素控制，与岩相有关，不同岩相的物性存在明显差异，但整体属于低孔—低渗储层。其中，块状中砂岩相储层物性最好，孔隙度主体介于 5%~15%之间，平均可达 7.2%，渗透率非均质性较强，介于 0. 05×10-6 μm2~20×10-6 μm2 之间，平均约 1.2×10-6 μm2; 块状细砂岩相和含泥砾块状中—细砂岩相的物性次之，孔隙度主体介于 4%~10%之间，平均约为 5%，渗透率介于 0. 05×10-6 μm2~10× 10-6 μm2 之间，平均约 0.23×10-6 μm2; 富含泥砾块状中—细砂岩相和层理状粉—细砂岩相的物性最差，孔隙度主体小于 5%，平均约为 2.7%，渗透率主体介于 0. 001×10-6 μm2~1×10-6 μm2 之间，平均约 0.3×10-6 μm2（图7）。因此，单砂组顶部水下分流间湾微相下控制的岩相类型物性最差，中部水下分流河道微相下发育的岩相类型物性最好，并向底部过渡，泥砾含量逐渐增高，储层质量逐渐变差。另外，通过对研究区不同构造部位的 40 余口井的物性数据进行分析发现，博孜地区由北向南储层物性有逐渐变好的趋势，而大北地区中部的储层物性最差，南北部则相对较好。
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3.2 储集空间类型
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通过岩芯观察和镜下鉴定发现，巴二段厚层砂岩主要发育原生粒间孔和粒间溶蚀孔两种储集空间类型，局部发育微裂缝和粒内溶蚀孔，但数量有限且非均质性较强（图8）。其中，原生粒间孔主要发育在块状中砂岩相和块状细砂岩相中的石英和长石颗粒之间，孔隙边缘较平直，孔隙形态以三角形和多边形为主，内部可见少量黏土矿物（丝状伊利石和伊蒙混层）、连晶状碳酸盐胶结物、自生石英以及长石等。原生粒间孔面孔率平均约为 3.1%，占所有孔隙的 60.1%，是储层质量的重要保证（图8a）。粒间溶蚀孔在各类岩相中均有分布，多发育于长石颗粒边缘和粒间方解石胶结物内部，孔隙呈溶蚀港湾状和不规则状，半径较大（图8b，e）。长石多沿解理缝发生不同程度的溶蚀，剧烈者可形成铸模孔（ 图8c）。粒间溶蚀孔面孔率平均约 1.6%，占所有孔隙的 27.6%。粒内溶蚀孔多发育于长石和岩屑等易溶组分内部，但数量较少，对储层贡献不大（图8f）。虽然裂缝发育具有非均质性，但对于储层的改善作用却十分显著，巴二段储层裂缝主要发育于块状中—细砂岩相和含泥砾块状中—细砂岩相中，以高角度或直立缝为主，延伸距离较远，可切穿石英和长石颗粒，并且多数未被充填胶结（图8d），而在泥质含量较高的岩相类型中发育较少。单井裂缝密度介于 0. 05~2.6 条/ m，平均可达 0.6 条/ m，部分微裂缝在后期被溶蚀扩大，对储层渗透性起到了显著改善作用。泥质含量较高的岩相中以杂基微孔隙和矿物晶间微孔隙等孔喉半径极小的储集空间类型为主（图8c）。另外，不同砂组中的储集空间类型整体差别不大，但不同构造位置稍有不同。博孜—大北地区南部巴二段砂岩的原生粒间孔随深度变化不明显，粒间溶蚀孔随深度增大稍有增加，而中部地区的原生粒间孔随深度增大明显减小，粒间溶蚀孔随深度增大具有轻微减小趋势，这与构造活动强弱和时间密切相关（图8g—j）。
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3.3 孔隙结构及流体可动性特征
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巴二段不同岩相的孔隙结构和流体可动性均存在差异，其中，块状中砂岩相的孔隙结构最好，岩芯呈灰褐色 — 灰色，泥质含量低，以原生粒间孔和长石溶蚀孔为主。该类岩相整体以大孔为主，核磁 T2 谱呈右单峰型，排驱压力低，毛管曲线平台段较长，以粗歪度为主，粒度较粗，孔隙半径主体介于 0.1~0.63 μm 之间，且大孔部分（ 0.25~0.63 μm）对储层渗透率起绝对性的贡献作用，流体可动性最强，束缚流体饱和度介于 5 %~50 % 之间，平均约为 30 %（ 图9）。块状细砂岩相和含泥砾块状中 — 细砂岩相的孔隙结构次之，岩芯以灰褐色 — 褐色为主，泥质含量增高，粒度变细，核磁 T2 谱以双峰型为主，压汞曲线斜率增大，小孔占比较块状中砂岩相增高，孔隙半径主体介于 0.025~0.4 μm 之间，但对储层渗透性贡献最大的仍是大孔部分。流体可动性相对降低，束缚流体饱和度介于 20 %~60 % 之间，平均约为 45 %（ 图9）。富含泥砾块状中 — 细砂岩相和层理状粉 — 细砂岩相的孔隙结构最差，孔隙之间可见大量泥质充填，孔隙空间发育较少，核磁 T2 谱以左峰型为主，孔隙信号较弱，排驱压力较高，最大进汞饱和度较低，孔隙半径主体介于 0.0063~0.1 μm 之间。由于泥质含量增高，流体可动性降低，束缚流体饱和度最大可达 90 %，平均约 55 %（ 图9）。
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图7 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段储层物性特征图
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Fig.7 Reservoir physical characteristics of the Ba-2 Mem. (K1bs2) in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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图8 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段砂岩储层储集空间类型及随深度变化特征图
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Fig.8 Characteristics of reservoir space type and depth variation of the Ba-2 Mem. (K1bs2) in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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（a）B9 井，7675.69 m，块状中—细砂岩相中发育残余原生粒间孔;（b）D302 井，7279.92 m，块状细砂岩相中发育粒间溶蚀孔;（c）D307 井，7220. 01 m，原生粒间孔和粒内溶蚀孔内发育伊蒙混层;（d）D1301 井，5481. 01 m，高角度微裂缝被碳酸盐矿物充填;（e）B9 井，7684.14 m，原生粒间孔被碳酸盐矿物胶结;（f）D307 井，7721. 02 m，块状细砂岩相中发育少量粒内溶蚀孔;（ g）博孜—大北地区南部原生粒间孔随深度变化特征;（h）博孜—大北地区南部粒间溶蚀孔随深度变化特征;（i）博孜—大北地区中部原生粒间孔随深度变化特征;（ j）博孜—大北地区中部粒间溶蚀孔随深度变化特征
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(a) The Well B9, 7675.69 m, residual primary intergranular pores are developed in the medium—fine sandstone lithofacies; ( b) the Well D302, 7279.92 m, intergranular dissolution pores are developed in the massive fine sandstone lithofacies; ( c) the Well D307, 7220. 01 m, illite— montmorillonite mixed layer layer are developed in primary intergranular pores and intragranular dissolution pores; (d) the Well D1301, 5481. 01 m, high angle microfractures are filled with carbonate minerals; ( e) the Well B9, 7684.14 m, primary intergranular pores are cemented by carbonate minerals; (f) the Well D307, 7721. 02 m, a little number of dissolution pores are developed in the massive fine sandstone lithofacies; (g) characteristic of primary intergranular pore variation with depth in the southern Bozi—Dabei area; (h) characteristic of intergranular dissolution pore variation with depth in the southern Bozi—Dabei area; ( i) characteristic of primary intergranular pore variation with depth in the central Bozi—Dabei area; ( j) characteristic of intergranular dissolution pore variation with depth in the central Bozi—Dabei area
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图9 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段不同岩相孔隙结构特征图
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Fig.9 Pore structure characteristics of different lithofacies of the Ba-2 Mem. (K1bs2) in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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3.4 储层分类评价标准
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为明确巴二段不同沉积微相控制下的岩相差异及成储机制，需要对储层进行精细的分类评价。本研究在对沉积微相和岩相类型划分的基础上，综合物性、储集空间类型及多种孔隙结构表征参数将巴二段储层划分为 3 大类（ 表1）。其中，Ⅰ 类储层为纵向单沉积旋回中分流河道中部发育的块状中砂岩相，泥质含量低，储层物性好，孔隙度平均可达 7.2 %，以孔喉半径较大的残余粒间孔和粒间溶蚀孔为主，发育部分微裂缝，流体可动性较高，是研究区最优质且含气性最高的储层类型，但分布范围有限（ 表1）。 Ⅱ 类储层为纵向单沉积旋回中分流河道中部发育的块状细砂岩相和分流河道底部发育的含泥砾中 — 细砂岩相，泥质含量仍相对较低，储层物性中等，平均孔隙度约 5 %，储集空间类型以粒间孔和粒间 / 内溶蚀孔为主，局部发育微裂缝，流体可动性仍较高，是研究区发育最广泛且含气性较高的储层类型（ 表1）。 Ⅲ 类储层为纵向单沉积旋回中分流河道底部发育的富含泥砾中 — 细砂岩相和分流河道顶部与分流间湾底部发育的层理状粉砂岩相、层理状细砂岩相、层理状泥质粉砂岩相和层理状粉砂质泥岩相，该类储层泥质含量极高，储层物性较差，孔隙度主体小于 5 %，孔隙空间仅以杂基微孔隙和矿物晶间微孔隙为主，不发育微裂缝，流体可动性和含气性极差，是研究区最差的储层类型（表1）。平面上该类储层主要分布于博孜地区中部和大北地区中南部的水下分流河道微相的末端和水下分流间湾微相中，但由于巴二段以大套厚层水下分流河道微相为主，所以该类储层非均质性较强，平面分布规律较复杂。
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图10 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段储层碳酸盐胶结物形成温度及胶结和压实作用减孔率图
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Fig.10 Carbonate cement formation temperature and porosity reduction map of the Ba-2 Mem. (K1bs2) by cementation and compaction in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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（a）碳酸盐胶结物碳氧同位素特征;（b）碳酸盐胶结物形成温度;（c）不同类型黏土矿物含量;（ d）压实和胶结作用减孔率
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(a) Carbon and oxygen isotope characteristics of carbonate cements; ( b) carbonate cement formation temperature; ( c) content of different types of clay minerals; ( d) porosity reduction by compaction and cementation
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4 储层成因机制
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4.1 沉积作用控制原始物性基础
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原始沉积作用决定了储层的物质基础，并影响了后期成岩改造的类型和强度（ Beard andWeyl，1973; 潘荣等，2014; 孙海涛等，2018; 王珂等，2022）。巴二段以辫状河三角洲前缘沉积体系中的水下分流河道中—细砂岩为主，夹薄层粉砂岩和泥岩。通过上述分析可知，研究区以粒度粗、泥质含量低和构造均一的中—细砂岩的物性和孔隙结构最好，而粒度细、泥质含量高且以层理状构造为主的粉砂岩最差。原始沉积作用决定了矿物类型、泥质含量、沉积构造以及岩石组分，进而控制了储层物性。根据前人提出的砂岩原始孔隙度与分选系数之间的关系计算可知（Beard and Weyl，1973），巴二段大套水下分流河道微相环境中形成的中—细砂岩是形成优质储层的前提与基础，块状中砂岩相和块状细砂岩相的原始孔隙度分别约为 39.1%和 37.2%，这两类岩相泥质含量低，粒度粗，纵向上多期叠置，厚度大且分布范围广，砂地比高达 70%~90%（ 图5）。而层理状粉—细砂岩相的原始孔隙度仅约为 35.3%，说明砂岩的原始沉积过程对储层物性具有一定影响，原始沉积作用控制了储层的物性基础。
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4.2 成岩作用改造储层物性
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4.2.1 压实和胶结作用破坏储层物性
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研究区属于前陆冲断带，自新生代以来遭受了强烈的构造挤压作用，这种水平方向的构造挤压会引起侧向“压实”，前人通过声发射实验得到了研究区部分井的古有效应力，发现古有效应力越大，侧向压实作用越强，减孔率越大，最大减孔率可达 20%左右（ 曾联波等，2020; 曾庆鲁等，2020; 王珂等，2022）。巴二段的胶结作用以碳酸盐胶结（方解石、白云石、铁方解石、铁白云石）为主，黏土矿物胶结（伊利石、伊蒙混层、绿泥石等）次之，还发育少量的自生长石、硅质和石膏等自生矿物。胶结物含量主体介于 1%~15%之间，平均约为 6.3%（图10）。根据前人提出的利用氧同位素计算碳酸盐矿物沉淀温度的公式可知（ Land，1985），巴二段不同类型碳酸盐胶结物的形成温度稍有差异，其中方解石和白云石的形成温度相近，δ18OPDB 介于-1.8‰~11.2‰之间，沉淀温度介于 24.5~82.3℃ 之间，平均约 61.7℃，而铁方解石和铁白云石的形成温度偏高，δ18OPDB 介于-10.1‰~14.2‰之间，形成温度介于 74.4~106℃之间，平均约 89.9℃（图10a，b）。黏土矿物主要为伊蒙混层和伊利石，二者含量可占总黏土矿物的 85%以上（图10c）。虽然部分胶结物在有机酸溶蚀下发生了溶解，形成了一定的溶蚀孔隙，但总体上破坏了孔隙结构，使物性大大降低。根据 Houseknecht（1987） 提出的评价压实和胶结作用对储层减孔率的影响公式以及薄片和物性资料统计结果可知，压实作用是研究区储层物性变差的主要因素，压实减孔率介于 60%~90% 之间，平均约为 78%，胶结作用次之，胶结减孔率介于 1%~30%之间，平均约为 12.4%。其中，不同岩相存在差异，块状中—细砂岩相胶结减孔率较低，富含泥砾块状中—细砂岩相和层理状粉—细砂岩相胶结减孔率较高（图10d）。
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图11 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段油气充注期次与储层溶蚀孔面孔率和孔隙度关系图
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Fig.11 Relationship between oil and gas charging period and dissolution surface porosity and porosity of the Ba-2 Mem. (K1bs2) in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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（a）长石溶蚀孔随深度变化特征;（b）侏罗系恰克马克组烃源岩生烃模拟结果，D14 井;（c）侏罗系克孜勒努尔组烃源岩生烃模拟结果，D14 井;（d）油气充注期次，D9 井;（e）溶蚀孔面孔率和孔隙度关系
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(a) Variation characteristics of feldspar dissolution holes with depth; (b) simulation results of hydrocarbon generation in source rocks of the Jurassic Qiakemake Formation, the Well D14; (c) simulation results of hydrocarbon generation in source rocks of the Jurassic Kezilenuer Formation, the Well D14; (d) oil and gas charging period, the Well D9; (e) relationship of dissolution surface porosity and porosity
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4.2.2 溶蚀作用改善储层物性
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在白垩纪末期，研究区发生了强烈的构造抬升作用，使得巴什基奇克组顶部遭受了剧烈的剥蚀，博孜—大北地区巴一段几乎剥蚀殆尽，甚至博孜地区西部巴二段也遭受了一定的剥蚀（曾庆鲁等，2020; 王珂等，2022）。受不整合影响，巴二段在不同程度上经历了大气淡水的表生淋滤作用（ 曾庆鲁等，2020; 王珂等，2022），使得长石溶蚀孔隙在靠近不整合处更为发育，产生了一定的次生溶蚀孔隙（ 图11a）。另外，通过烃源岩生排烃模拟结果可知，研究区侏罗系主力烃源岩段在新近纪早—中期才开始大量生油，而在新近纪晚期才开始大量生气（ 图11b，c）。结合构造运动时间和流体包裹体数据可知，巴二段油气充注时间较晚，具有连续充注的特征，早期以油充注为主（康村组晚期—库车组早中期，约 12~6 Ma），晚期以油气充注为主（库车组晚期—第四纪，约 3 Ma~现今）（图11d）。因此，大规模的有机酸和油气在新近纪中晚期开始沿着多条逆冲断裂向目的层运移（郭小文等，2016; 高文杰等，2018; 田军等，2020; 王珂等，2022），使得碳酸盐胶结物、长石和岩屑等易溶矿物或组分发生溶蚀，形成了部分粒间和粒内溶蚀孔，并对部分裂缝的宽度进行了扩展。通过统计发现，巴二段溶蚀孔面孔率介于 0~6%之间，平均约 1.6%，在一定程度上改善了储层的物性（图11e）。其中，块状中—细砂岩相和含泥砾块状中—细砂岩相的溶蚀孔面孔率最大，且与孔隙度具有良好的正相关，说明受溶蚀作用改善明显，而其他几种岩相类型受溶蚀作用影响相对有限。
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4.3 构造裂缝对储层物性的改善
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受新生代以来强烈构造作用的影响，巴二段裂缝整体比较发育，可分为剪裂缝、张裂缝和张剪缝三大类（ 张惠良等，2014; 杨海军等，2018; 张辉等，2019; 赖锦等，2023）。结合成像测井资料，通过岩芯和薄片统计可知，巴二段单井裂缝密度介于 0. 05~2.6 条/ m 之间，平均可达 0.6 条/ m，裂缝面孔率介于 0~1%之间，平均约 0.78%。一般来说，微裂缝对储层孔隙度的影响相对有限，主要控制储层的渗透性（杨海军等，2018; 张辉等，2019; Liu Bo et al.，2021）。但早期形成的微裂缝通常会被碳酸盐等矿物胶结，有效性大大降低，而晚期形成的微裂缝才具有良好的开度和输导性。
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克拉苏构造带以逆冲推覆作用下形成的叠瓦式构造为主，圈闭类型整体为断背斜型。由北向南，构造挤压作用逐渐减弱，微裂缝发育密度逐渐降低。通常来说，构造挤压作用会使得断背斜的核部相对于翼部产生更多的微裂缝，这在研究区的勘探实践过程中也得到了证实（图12d~i）。岩芯观察表明，构造高部位的井发育的裂缝密度更大，开度更大，胶结充填率也更低，具有良好的输导性和储集性，是天然气富集高产的主力区（图12d，e，g）。例如，背斜高部位的 D205 井和 D202 等井，单井无阻流量最大可达 523 × 104 m3 / d，而背斜翼部的 D201-1 井和 D204 等井，单井无阻流量最高仅为 175×104 m3 / d。另外，统计结果显示，不同岩相类型中的微裂缝发育情况也存在一定差异。其中，块状中—细砂岩相和含泥砾块状中—细砂岩相的微裂缝发育最广泛，开度大，充填弱，随着裂缝面孔率的增大，渗透率显著增高（图12c）。而对于其他岩相类型，微裂缝发育相对较少，开度小，碳酸盐胶结严重，对储层的改善作用有限。因此，微裂缝大量发育的岩相类型具有良好的渗透性，有利于油气的运移和储集。
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图12 塔里木盆地克拉苏构造带博孜—大北地区巴二段储层微裂缝发育特征图
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Fig.12 Characteristics of microfracture development in the Ba-2 Mem. (K1bs2) in Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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（a）B301 井网状缝电成像测井图;（b）D202 井雁裂状斜交缝电成像测井图;（c）微裂缝面孔率和渗透率关系图;（ d）（ e）构造高部位块状中砂岩相高角度微裂缝，开度大，未充填，B301 井，5842.31 m;（ f）构造翼部块状细砂岩相低角度微裂缝，开度小，胶结严重，D903 井，5182. 03 m;（g）构造高部位块状细砂岩相微裂缝，开度大，未充填，B301 井，5853.11 m;（ h）—（ i）构造高部位层理状粉砂岩相微裂缝，开度小，延伸有限，B301 井，5852. 01 m
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(a) Electrical imaging log of the Well B301 network microfracture; ( b) electrical imaging log of the Well B301 diagonal microfracture; ( c) relationship between microfracture surface porosity and permeability; ( d) ( e) High angle microfracture of massivemedium sandstone lithofacies in high structural position, large opening and unfilled, the Well B301, 5842.31 m; (f) low angle microfracture of massive fine sandstone lithofacies in low structural position, small opening and serious cementation, the Well D903, 5182. 03 m; ( g) high angle microfracture of massive fine sandstone lithofacies in high structural position, large opening and unfilled, the Well B301, 5853.11 m; (h) — (i) microfracture of stratified siltstone lithofacies in high structural position with small opening and limited extension distance, the Well B301, 5852. 01 m
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4.4 上覆膏盐岩层保护储层物性
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巴二段上覆古近系库姆格列木群膏盐岩层是区域性盖层，以泥岩、膏岩、盐岩等为主，厚度大，介于 50~2000 m 之间（图13）。塑性膏盐岩层密度小于正常砂岩地层，导致上覆地层压力要显著小于正常沉积地层，有助于减少原生孔隙的损失，并且膏盐岩层在达到一定埋深时会发生塑性流动，使得部分水平挤压应力得到释放，减缓侧向压实作用（吴海等，2016; 罗威和倪玲梅，2020; 高麟等，2020）。同时，膏盐岩层由于具有比砂岩更高的热导率，使得下部地层的热量可以迅速向上传递，减缓胶结作用（史超群等，2020）。另外，在新近纪库车组沉积期以来，油气大量充注至巴二段且无法向上运移，使得孔隙流体压力增大形成异常高压。博孜—大北地区巴二段地层压力系数可达 1.8 左右，异常高压可以降低上覆地层的有效应力，保护储层的孔隙度。同时，异常高压还可以增加有机质和二氧化碳的生成时间，从而延长有机酸的释放和溶蚀作用的强度，进而改善储层物性（吴海等，2016; 罗威和倪玲梅，2020）。
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4.5 储层形成过程
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差异性的沉积过程和成岩作用改造强度导致不同构造位置和不同岩相类型具有差异性的储层质量，通过构造演化史、沉积埋藏史、烃源岩生烃史以及油气充注史恢复可知，巴二段地层具有早期缓慢浅埋藏，中期缓慢深埋藏以及晚期快速—急剧深埋藏的特征，且由北向南，深埋时间逐渐变晚。在此基础上，以成岩事件的成储效应为依据，结合前人提出的砂岩孔隙度恢复公式（ 张荣虎等，2011; 高志勇等，2018; 王珂等，2022），本研究定量恢复了巴二段储层物性的演化过程（ 图14）。
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图13 塔里木盆地克拉苏构造带博孜一大北地区巴二段上覆膏盐岩层厚度剖面图
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Fig.13 Thickness section of the overlying gypsum-salt rock layer in the K1bs2 in Bozi-Dabei area of Kelasu structural belt
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图14 塔里木盆地克拉苏构造带博孜 — 大北地区南部 B9 井（ 右）和北部 D1302 井（ 左）巴二段储层演化史
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Fig.14 Reservoir evolution history of the Ba-2 Mem. (K1bs2) of the Well B9 (right) in the south and the Well D1302 (left) in the north in Bozi-Dabei area of Kelasu structural belt, Tarim Basin
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早期缓慢浅埋阶段（ 85~65 M a），巴二段埋深通常小于 2000 m，处于早成岩 A 期，构造活动弱，压实减孔量较大。由北向南，压实作用逐渐减弱，减孔量介于 8.1 %~12.2 % 之间。此阶段巴二段气候炎热干旱，孔隙水呈碱性，少量伊蒙混层和伊利石等自生矿物发育于颗粒表面和孔隙之间，仅有少量方解石和白云石胶结物发生沉淀，对储层物性影响较小。直至白垩纪沉积末期，受燕山运动影响，巴二段地层被抬升剥蚀，顶部遭受大气淡水的风化淋滤，导致易溶组分和早期形成的少量胶结物发生溶蚀，形成了一定的次生孔隙，增孔量约 2 %~4 %（ 图14）。
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中期缓慢深埋阶段（ 65~23 M a），巴二段埋深接近 3000~3500 m，开始逐渐进入早成岩 B 期，压实作用增强，减孔量介于 6.1 %~10.5 % 之间。但此阶段研究区构造活动相对稳定，随着上覆沉积物的压实累积，古近纪早中期沉积的巨厚膏盐岩层系开始向巴二段释放大量的 Ca2+ 和 SO2-4 等离子，导致碳酸盐和石膏等胶结物大量发育，胶结减孔量可达 5.4 %~9.6 % 之间（ 图1 4）。
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晚期快速 — 急剧深埋阶段（ 23 M a~现今），巴二段整体埋深大于 6000 m，南部甚至可达 8000 m 以上，进入中成岩 A 期。此阶段前期构造活动仍相对较弱，埋深相对较浅，而在中晚期，受强烈逆冲推覆作用的影响，压实作用显著增强，导致埋深在 10 M a 左右的时间内迅速增加 2000 余米，巴二段储层开始进入致密阶段，压实减孔量可达 2.5 %~6.6 % 之间。但此阶段形成了较多的微裂缝，大大提高了储层的渗透性，并且发生了大量的油气充注，形成了一定的次生溶蚀孔隙，增孔量约 1.6 %（ 图14）。
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因此，库车坳陷克拉苏构造带博孜—大北地区储层演化过程有其特殊性，喜山期晚期以来的快速埋深和强烈的构造挤压，是下白垩统储层致密化的重要影响因素。由北向南，巴二段急剧深埋时间逐渐变晚，导致储层致密化时间逐渐变晚。另外，不同岩相类型的致密化时间也存在差异，块状中—细砂岩相由于粒度较粗、泥质含量较低、胶结程度较低且微裂缝较发育，导致仍有部分储层未致密（孔隙度>10%），是优质储层的主要类型，但发育有限。综上，通过储层致密化时间和油气充注时间表明，克拉苏构造带巴二段储层整体属于“边成藏边致密”型，且北部致密化时间早于南部（图14）。
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5 结论
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（1）塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带博孜— 大北地区白垩系巴什基奇克组二段（巴二段）发育含泥砾的砂质辫状河三角洲前缘沉积体系，以水下分流河道微相为主，水下分流间湾微相较少，几乎不发育河口坝微相。垂向砂体叠置，可分为 5 个砂组，单砂组以正旋回沉积为主，沉积微相由水下分流河道向水下分流间湾过渡。沉积微相控制岩相展布，巴二段可划分为 5 大类 9 小类岩相类型，单砂组底部冲刷面附近发育富含泥砾的块状中—细砂岩相，向上依次发育含泥砾块状中—细砂岩相、块状中— 细砂岩相、层理状粉—细砂岩相和块状泥岩相。
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（2）巴二段厚层砂体整体属于低孔—低渗储层，辫状河三角洲前缘水下分流间湾微相中发育的岩相类型粒度细、泥质含量高、胶结严重、孔隙空间残留较少，导致物性、孔隙结构和流体可动性较差。而水下分流河道微相下控制的岩相类型粒度较粗、分选磨圆较好、泥质含量较低、孔隙空间较发育，致使物性、孔隙结构和流体可动性较好。巴二段厚层砂岩主要发育原生粒间孔和粒间溶蚀孔两种储集空间类型，局部发育微裂缝和粒内溶蚀孔，数量有限且非均质性较强。
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（3）大套水下分流河道微相环境中形成的中— 细砂岩是巴二段优质储层形成的前提与基础，喜山期晚期以来的快速埋深和强烈的构造挤压是储层物性变差的主要因素，胶结作用次之，但不同岩相存在差异，越靠近底部冲刷面和顶部泥岩，胶结作用越强。上覆厚层膏盐岩保孔、早期大气淡水溶蚀、晚期有机酸溶蚀以及剧烈构造运动伴生的微裂缝是优质储层形成的关键。由北向南，巴二段储层致密化时间逐渐变晚，整体属于“边成藏边致密”型。
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摘要
克拉苏构造带博孜—大北地区白垩系巴什基奇克组二段(巴二段)发育大套厚层砂体,但目前对其沉积微相控制下的岩相差异及成储机制方面的精细研究还较少,严重限制了勘探成功率。因此,本研究基于岩芯、测井和多种分析测试资料,系统开展了巴二段有利岩相特征及优质储层成因研究。结果显示:①巴二段广泛发育含泥砾的砂质辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积体系,储层以长石岩屑砂岩为主,垂向可分为 5 个砂组,单砂组由底至顶依次发育富含泥砾块状中—细砂岩相、含泥砾块状中—细砂岩相、块状中—细砂岩相、层理状粉—细砂岩相和块状泥岩相;②巴二段砂体整体属于低孔—低渗储层,水下分流间湾微相中发育的各种岩相类型的物性、孔隙结构和流体可动性较差,而水下分流河道微相下控制的岩相类型较好,储层主要发育原生粒间孔和粒间溶蚀孔两种储集空间类型,局部发育微裂缝和粒内溶蚀孔;③大套水下分流河道微相中形成的中—细砂岩是巴二段优质储层形成的基础,不同构造位置和不同类型储层经历的成岩改造存在差异。其中,早—中期的胶结作用和晚期的快速埋藏压实是储层致密化的主要因素,上覆厚层膏盐岩保孔、早期大气淡水溶蚀、晚期有机酸溶蚀以及剧烈构造运动伴生的微裂缝是优质储层形成的关键。由北向南,巴二段储层致密化时间逐渐变晚,整体属于“边成藏边致密”型。
Abstract
Objectives: A large set of thick sand bodies is developed in the Second Member of the Cretaceous Bashijiqike Formation (the Ba-2 Mem. ) (K1bs2 ) in the Bozi—Dabei area of Kelasu structural belt, but there are few detailed studies on the difference of lithofacies and reservoir formation mechanism under the control of sedimentary microfacies, which seriously limits the success rate of exploration. Therefore, this paper systematically carried out the study of favorable lithofacies characteristics and high-quality reservoirs formation mechanism of the Ba-2 Mem. , which is conducive to improving the success rate of natural gas exploration and development.
Methods: In order to clarify the favorable lithofacies characteristics and reservoir formation mechanism of the deep sandy braided river facies containing muddy gravel in the Ba-2 Mem. , the lithofacies types, distribution rules, reservoir characteristics and formation mechanism of high-quality reservoirs in the study area are analyzed in combination with core observation, laser particle size analysis, whole rock and clay X-ray diffraction, casting thin sections, scanning electron microscopy, routine rock analysis (porosity and permeability), high pressure mercury injection, nuclear magnetic resonance and logging data.
Results: ① The sedimentary system of the underwater distributary channel in the front of the sandy braided river delta with muddy gravel is widely developed in the study area, and the reservoir is dominated by feldspathic lithic sandstone. Vertically, the Ba-2 Mem. can be divided into 5 sand groups, and the single sand group develops successively from bottom to top of the muddy gravel-rich massive medium—fine sandstone lithofacies, muddy gravel—medium massive medium—fine sandstone lithofacies, massive medium—fine sandstone lithofacies, stratified silt—fine sandstone lithofacies and massive mudstone lithofacies. ② The Ba-2 Mem. sand body is characterized by low porosity and low permeability reservoir, and the lithofacies types developed in the microfacies of the underwater interdistributary bay are poor in physical properties, pore structure and fluid mobility, while the ones controlled by the microfacies of the underwater distributary channel are better. The reservoir mainly develops primary intergranular pores and intergranular dissolution pores, with local micro-fractures and intragranular dissolution pores. ③ The large set of medium—fine sandstone formed in the microfacies of the underwater distributional channels is the basis for the formation of the Ba-2 Mem. high-quality reservoirs, and the diagenetic transformation of different structural locations and different types of reservoirs is different. Among them, late rapid burial compaction is the main factor of reservoir densification, followed by large cementation in early and middle period. The key factors for the formation of high-quality reservoirs are the retention of pores in the overlying thick layer of gypsum—salt rock, the early atmospheric freshwater dissolution, the late organic acid dissolution and the micro-fractures associated with intense tectonic movement.
Conclusions: Based on a variety of macro and micro analysis and test data, this study systematically analyzed sedimentary microfacies types, lithofacies characteristics, pore structure differences among different lithofacies, and the effects of sedimentation, diagenesis and tectonic processes on the formation of high-quality reservoirs of the Ba2 Mem. (K1bs2), which has certain guiding significance for deep—ultradeep oil and gas exploration.
