1，力学性能表征：模量及拉伸强度；
2，热力学表征：DCS/DTA；
3，粘度测试及表征：流变；
4，结构表征：扫描电镜(SEM)及二维广角X射线衍射(2D-WAXD)；
5，化学结构分析：质谱，气液色谱 。
准噶尔盆地腹部中部区块孔隙度和渗透率比较致密，孔隙度介于3%～13%之间，渗透率低于10×10-3μm2，大多低于1×10-3μm2，属于低孔—特低孔低渗—特低渗储层；在中部区块，发现工业油气流的井，产量递减快，在准噶尔盆地腹部中部区块寻找优质储层成为一个值得研究的问题。近年来的研究表明，孔隙度低于12%的储层易于形成气水倒置的深盆气藏。深部储层保持较高的孔隙度、渗透率是寻找油气藏的关键。
在沉积盆地演化过程中，随着埋藏深度增大，砂岩的孔隙度、渗透率逐渐降低，但勘探实践证实，在一定条件下深部砂岩可以保持异常高的孔隙度、渗透率。深部砂岩储层保持高孔隙度、渗透率的主要机制包括颗粒包壳对石英胶结的抑制作用、早期原油聚集、早期超压及深埋溶蚀作用。下面讨论这几种机理对准噶尔盆地腹部中部区块深部储层的影响，阐明准噶尔盆地中部区块深层优质储层的发育机理。
4.4.1 颗粒包壳机理对深部储层的影响
颗粒包壳主要是粘土矿物单体或者集合体垂直或者平行于碎屑颗粒表面生长，并形成粘土包壳，通常为绿泥石颗粒包壳。颗粒包壳可以抑制碎屑石英颗粒上自生石英的沉淀，从而抑制石英胶结作用，阻止或减缓砂岩孔隙度、渗透率的降低，使深部砂岩保持异常高的孔隙度和渗透率。图4.38显示，发育颗粒包壳的储层孔隙度演化趋势明显偏离没有发育颗粒包壳的储层孔隙度的演化趋势线。
然而，颗粒包壳对储层物性的保存机理是有条件的，并非所有发育颗粒包壳的储层都能够保存较高的孔隙度和渗透率。颗粒包壳对储层物性的保存机理与粒度和组分有关。较粗的粒度表面积较小，易于被粘土膜包裹，形成完整的颗粒包壳膜；即使同样完整的粘土膜包壳，粒度较细的砂岩比粒度较粗的砂岩也更易于沉淀石英胶结物。砂岩的渗透率主要受喉道影响，而不是孔隙本身。同样厚度的粘土膜对粒度较细和粒度较粗的砂岩渗透率影响程度是不一样的。粒度较粗的砂岩其孔隙和喉道本身都较为粗大，而粒度较细的砂岩孔隙和喉道较为狭窄，同样厚度的粘土膜包壳(一般为2～5μm)，对粒度较粗的砂岩喉道影响不大，却会堵塞粒度较细砂岩的喉道，降低砂岩的渗透率(图4.37)。
图4.38 颗粒包壳对孔隙度的保存图
准噶尔盆地腹部中部区块砂岩石英含量低，岩屑含量高，成分成熟度低，多为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩(见图4.2)；粒度偏细，以粉砂岩和细砂岩为主。颗粒包壳抑制成岩作用主要是在石英含量比较高的石英砂岩中，主要抑制碎屑颗粒石英表面的硅质胶结，对于准噶尔盆地中部区块石英含量低的岩屑砂岩和长石岩屑砂岩中物性的保存意义不大；颗粒包壳对粒度较粗的砂岩较为有利，粒度较细的砂岩颗粒包壳的发育反而堵塞喉道，降低渗透率，使储层物性变差，而中部区块多为粉砂岩和细砂岩，颗粒包壳虽然对储层的孔隙度有一定的保存，但是却堵塞喉道，降低砂岩的渗透率，导致物性变差(图4.37)。
4.4.2 早期原油充注对储层物性机理
烃类聚集对砂岩孔隙度和渗透率的影响长期存在争议。1990年以前，学者们认为烃类的聚集导致成岩作用终止，从而有利于储层孔隙度的保存；近年来的研究表明，至少石英、伊利石等在原油聚集后仍可继续沉淀，导致孔隙度和渗透率的进一步降低。尽管如此，总体而言，原油的早期注入有利于高孔隙度、渗透率的保存。
图4.39可以看出，油区石英胶结物含量低于水区，油区孔隙度也高于水区孔隙度。石英胶结速率计算公式：
lnr＝lnB-Ea/RT (4.5)
式中：r表示石英胶结物速率，mol/cm2·s；B是频率因子；Ea表示活化能，J/mol；R是气体常数，J/(K·mol)，T是温度，K。
图4.39显示，油区石英胶结速率为10-22，水区石英胶结速率为10-19。为了消除沉积相和砂岩结构对孔隙度的影响，所采集的103样品在矿物和结构上都相似(见表4.7)。矿物组成主要通过薄片鉴定，平均颗粒是通过测量每个薄片中的100个石英颗粒长轴统计得出；粒度的标准差是用来衡量分选的。总的来说，砂岩为石英砂岩，粒度中等，分选中等。石英胶结是主要的成岩相(3%～15%)，除了石英胶结物，其他的胶结物高岭石、方解石和黄铁矿都﹤2%。因而，图4.39中孔隙度的差异是石英胶结物差异引起的。烃类充注使成岩环境发生较大变化，导致孔隙水中无机离子浓度降低，烃类流体同时阻碍矿物与离子之间的质量传递，矿物胶结受到抑制。油气对矿物胶结作用的抑制还与其饱和度有关，含油饱和度较低时，原油对成岩环境未造成明显影响；当含油饱和度﹥50%时，对成岩环境影响就很明显。砂岩中有效渗透率很低，有限的孔隙水循环影响了离子从外界穿过储层，因此，残留孔隙水中可溶化合物(离子)的物质转换将主要受控于扩散作用，矿物胶结受到比较大的影响，受到一定程度的抑制。从图中可以看出，靠近油-水界面处，油区与水区孔隙度差异变小，石英胶结物含量差异缩小，石英胶结速率相差减小，这是因为接近油-水界面处水的饱和度增高，油的饱和度降低，油对成岩作用的抑制减弱所致。
图4.39 油区与水区胶结特征对比图
(据Marchand et al.，2002)
表4.7 Brace组地层样品特征一览表
注：*为用粒度的标准偏差量化分选程度。
从以上例子可以看出，早期油气充注是可以抑制石英胶结作用进行的，然而这种作用是有条件的，并不是只要存在早期油气聚集就可以抑制储层的成岩作用。在某些储层中，由于油气的聚集会导致成岩作用的强化，不仅不能改善储层，而且使储层质量下降。在本例子中，砂岩中石英含量为80.2%～88.2%，石英含量高，成分成熟度高；杂基含量低，分选较好，结构成熟度较高。众所周知，油气充注携带的有机酸能够溶蚀长石和岩屑中的易溶成分，而石英由于在酸性环境是稳定的，因而，油气聚集携带的有机酸对成分成熟度高的石英砂岩不会溶蚀，而且油气的早期聚集改变了流体环境，一定程度上抑制成岩作用的进行，因而有利于储层的保存。在准噶尔盆地腹部的中部区块，岩屑含量高，多为岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，岩石成分成熟度低(图4.2，4.3)，尽管在这些地区存在早期油气充注，然而，由于油气携带的有机酸溶蚀长石、岩屑(图版Ⅷ，Ⅸ)，生成高岭石和石英(式4.3)，这些高岭石和石英堵塞孔隙，将孔隙分割成多个独立的空间，成为微细束缚孔隙，从而使储层质量变差。
综上所述，油气早期聚集对储层质量进行改善的机理局限于那些成分成熟度高的石英砂岩中，对于成分成熟度低的岩屑砂岩或者长石岩屑砂岩的储层来说，不仅不会改善储层，还会强化成岩，导致储层物性变差，降低储层质量。
4.4.3 深埋溶解作用
早在1934年，Nutting就发现了次生孔隙的存在，但是在相当长的时期，次生孔隙一直没有受到重视。1976年以后，Schmidt，Hayes，Ptiiman等研究了欧美不同地质背景下砂岩次生孔隙的发育情况，认识到地下深部砂岩次生孔隙发育的普遍性和重要性。从此开始对砂岩次生孔隙的研究才得以深入。我国近年来也发现了许多以次生孔隙为主要储集空间的油气储集层。如我国核桃地区的古近系渐新统，在埋深4158～4440.2m的井段中，发现了孔隙度为20.5%～26.4%、渗透率为81.9×10-3～1954.0×10-3μm2的次生孔隙砂岩；在鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾、南襄、苏北、松辽等盆地，都发现了以次生孔隙为主的砂岩储集层。实践表明，次生孔隙可以大大改善储层的物性。
砂岩被深埋后，有机酸成熟产生的有机酸和CO2溶蚀胶结物及碎屑颗粒，产生次生孔隙，从而使已经固结成岩的砂岩产生较多的次生孔隙，改善储层物性。砂岩中的任何碎屑颗粒、杂基、胶结物和交代矿物，包括最稳定的石英和硅质胶结物，在一定的成岩环境中都可以不同程度地发生溶解作用。砂岩组分的溶解包括两种方式，即一致溶解和不一致溶解。前者指的是对组分的直接溶解，如纯的NaCl，CaCO3等的溶解，未溶解的固相的新鲜面成分上没有变化；岩石组分的不一致溶解也称为溶蚀作用，它指的是溶解过程有选择性，矿物中残留下来的未溶组分成分有所变化，并形成与未溶矿物化学组成相近的新矿物，如长石在溶解过程中的高岭石化。
4.4.3.1 溶解作用对储层的改善作用
溶解作用是指流体对砂岩组分的直接溶解，未溶解的组分与被溶解的组分在成分上没有变化，如碳酸盐、沸石类矿物。碳酸盐矿物早期析出胶结沉积物，强化砂岩颗粒的支撑能力，增强砂岩骨架颗粒的抗压实作用能力，延缓压实作用(见表4.6)，随着碳酸盐矿物含量的增加，压实作用减孔量减小；在成岩晚期，碳酸盐矿物被溶解，形成次生孔隙，改善储层。这种次生孔隙的发育机理对于深部储层的改善最为有利。东营凹陷次生孔隙主要是溶解碳酸盐矿物发育的次生孔隙。这种溶解作用发生的前提条件是要有充足的碳酸盐矿物可以溶解，换言之，溶解作用主要发育于碳酸盐胶结物和沸石类等易溶胶结物发育的盆地和地层中。
在咸水盆地和盐湖盆地中，碳酸盐胶结物发育。例如东营凹陷经历了淡水—咸水的演化过程，为碳酸盐矿物的早期沉淀提供了充足的物质，这些胶结物在深埋后溶蚀，形成良好的次生孔隙，改善了储层。江汉盆地为盐湖盆地，广泛发育碳酸盐胶结物和硫酸盐胶结物等，碳酸盐含量为10.5%～15.7%(表4.8)。
表4.8 江汉盆地王场油田储层胶结物含量表
表4.1中显示，准噶尔盆地中部区块X-衍射碳酸盐矿物平均含量中2区块为2.6%，中3区块为8.1%，中4区块为3.9%；薄片中碳酸岩矿物含量分别为4%，5%，5%。总的来说，碳酸岩矿物含量低。从染色薄片中(图版Ⅳ，Ⅴ)可以看到中部区块碳酸盐矿物晶体粗大，呈连晶方解石，判断为晚期沉淀析出的碳酸盐矿物。准噶尔盆地中部区块深部储层发育于淡水盆地，盆地内碳酸岩胶结物来源少。同时储层为煤系储层，流体从同生期到成岩晚期一直为酸性，不利于碳酸盐矿物的沉淀；深埋成岩后，流体pH不断升高，流体从酸性、弱酸性变为中性、碱性，这时碳酸盐矿物开始沉淀，堵塞孔隙，使储层致密。
4.4.3.2 溶蚀作用对储层的影响
溶蚀作用是指岩石组分的不一致溶解，溶解过程有选择性，矿物中残留下来的未溶组分成分有所变化，并形成与未溶矿物化学组成相近的新矿物，如长石在溶解过程中还发生高岭石化。
溶蚀长石、岩屑等的溶蚀作用对储层物性的影响，一直存在争议。一些学者认为在深层很难将溶蚀产物迁移带离出溶蚀区域，因而大量的次生孔隙只能在浅埋藏时候产生，这时大量的孔隙水可以将溶蚀产物以溶蚀的方式迁移出砂岩，改善储层。许多学者从矿物组成和地球化学方面研究深埋成岩期次生孔隙的发育机理。溶蚀产物必须被迁移出砂岩，才能产生次生孔隙，否则，形成的次生孔隙将被自生矿物沉淀充填而被平衡，这个过程只是孔隙的再分配，孔隙不会增加。只有溶蚀产物迁移出溶蚀区域，孔隙才会增大，孔隙度才会提高。
准噶尔盆地中部侏罗系特低渗砂岩油藏成藏机理
准噶尔盆地中部侏罗系特低渗砂岩油藏成藏机理
式(4.6)和式(4.7)中，斜长石与高岭石的分子量相近，An30斜长石的分子量为256.8，An40斜长石的分子量为268.4，高岭石的分子量为256。因此沉淀高岭石与溶蚀长石颗粒间的体积关系与它们密度大小有关。斜长石的密度为2.61～2.76g/cm3。对于上述长石来说，取2.62g/cm3和2.65g/cm3；高岭石的密度一般为1.7g/cm3，随晶间孔隙的增加其密度减小。通过计算可知，1cm3斜长石(An30)溶解生成约1cm3的高岭石；1cm3斜长石(An40)溶解生成多于1cm3的高岭石。因此，如果长石的溶蚀产物没有流失，沉淀高岭石与溶蚀长石颗粒的体积近乎相等。在这种情况下，长石溶解对砂岩的有效孔隙没有贡献，尽管高岭石中含大量晶间孔隙，但都是无效孔隙。
Wilkinson M.等研究发现，沉积相和矿物组成相似的数口井，位于超压释放点的井具有高的孔隙度，距离超压释放点较远的井其孔隙度并没有出现异常，其孔隙度比位于超压释放点的井的孔隙度低11%左右。这是因为超压释放点的断裂或者水力破裂周期性开启，流体发生穿层的幕式运移，将溶蚀产物向上迁移出溶蚀区，从而改善储层的缘故。
从表4.9中可以看出，22/30a-1井平均孔隙度高出相同埋深、埋深较浅和埋深较深的储层。而且高出大约10%。与其相邻的23/27-6井比其埋藏浅600m左右，其孔隙度为21.6%，所以，22/30a-1井孔隙度为异常高值。表4.10显示，22/30a-1井与23/27-6井在石英、岩屑、胶结物含量等是相近的，只是碱性长石含量22/30 a-1井(8.4%)明显低于23/27-6井(23.0%)，铸体薄片和SEM照片也显示22/30a-1井中长石溶蚀的现象；超压发育历史数值模拟结果显示，22/30a-1井的超压随地质时间呈锯齿状，超压的发育经历了增高—降低的数次过程；而23/27-6井超压随地质时间呈不断增高的趋势，没有呈现出增高—降低的反复过程(图4.10，4.41)。
表4.9 孔隙度一览表
表4.10 砂岩组成数据表
上述数据显示，22/30a-1井孔隙度异常增高，是因为其超压的发育引起流体穿层运移，以幕式排放的形式进入上覆储层，这些幕式排放的流体将长石的溶蚀产物迁移带离出溶蚀区域，从而改善储层；另一方面，将溶蚀产物带离出溶蚀区域，促进了溶蚀作用的进行，因而，尽管23/27-6井也发现长石等的溶蚀，但是其溶蚀程度和规模不如22/30a-1井，其长石含量减少的并不多，况且其溶蚀产物没有被迁移出溶蚀区域，这就是23/27-6井孔隙度并没有异常增高的原因。从区域上看，22/30a-1井位于区域性超压的释放点，这也与超压的数值模拟结果相符，这从侧面说明上述结论是正确性。
准噶尔盆地深层储层以煤系储层为主，有机酸丰富，溶蚀能力强，长石和岩屑多遭受溶蚀，准噶尔盆地中部区块虽然也发育超压，但是为晚期超压，超压发育时储层已经致密，在这样的条件下，储层中的流体是比较有限的。有限的流体其溶蚀能力也有限，即使发生流体的幕式排放，其迁移的溶蚀产物也是比较有限的，对储层的改善不大。中部4区块董1井各种数据显示，头屯河组中的油气藏为传递性超压油气藏，即在其下部储层中的流体曾经发生过幕式排放的地质过程，然而，从其物性上看，其孔隙度并没有太大的改善。因此，可以说，这种溶蚀作用对储层的改善意义不大，即使如北海22/30a-1井那样，发育早期超压，流体模式排放将溶蚀产物迁移带离出溶蚀区域，改善储层，那对储层的改善也是非常局部。在研究区域，只有22/30a-1井孔隙度较高，其余井的孔隙度与背景值基本一致就说明了这一点(表4.9)。
图4.40 长石溶蚀图片
A—长石溶蚀的铸体薄片照片，线段比例尺为30μm；B—长石溶蚀的
SEM(Scanning Electronic Microscope，即扫描电镜)照片，线段比例尺为10μm
图4.41 22/30a-1井与23/27-6井超压演化历史图
4.4.4 超压保存储层的机理
超压对储层孔隙度和渗透率的降低起一定程度的减缓作用。然而，不是所有的超压都对储层物性的改善起作用，早期超压对储层物性的改善较大，而晚期超压对储层物性的影响不大。早期超压对储层的影响主要体现在两个方面：超压抑制机械压实作用和化学压实作用，即压溶作用；另一方面，超压体系为相对封闭的体系，流体流动性差，抑制了成岩作用的进行。这两个方面使深部储层可以保存较好的孔隙度和渗透率。
莺歌海盆地乐东30-1-1 A井埋藏深度超过5000m的砂岩仍保持点接触，孔隙度可达20%。可见超压对延缓机械压实起着很大的作用。超压抑制压溶作用，减少胶结物的来源，抑制胶结作用，从而保存储层孔隙度和渗透率。图4.19显示，强超压体系中SiO2胶结物含量低于弱超压体系中SiO2胶结物含量。这是因为压溶作用是SiO2胶结物的一个重要来源，超压抑制了压溶作用，SiO2胶结受到抑制，导致超压体系中胶结作用的减弱；另一方面，超压强度不同，对压溶作用的抑制程度也不同，强超压对压溶作用的抑制更为强烈，因而，强超压系统中石英胶结物的含量低于低超压系统的石英胶结物含量。
晚期超压形成时，储层已经经受强烈的压实作用和胶结作用，储层已经致密，或者说，正是储层的致密才导致了晚期超压的形成。因而，晚期超压对储层孔隙度和渗透率的保存意义不大。准噶尔盆地中部区块虽然发育超压，然而却为晚期超压。超压对储层孔隙度的保存机理不适用于准噶尔盆地中部区块。
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