吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油系統的成藏特殊性

高崗，向寶力，李濤濤，任江玲，孔玉華

1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249 2.新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000 3.新疆油田分公司勘探開發研究院，新疆克拉瑪依 834000

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油系統的成藏特殊性

高崗1，向寶力2，李濤濤1，任江玲2，孔玉華3

1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249 2.新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000 3.新疆油田分公司勘探開發研究院，新疆克拉瑪依 834000

通過烴源巖條件、儲層特征與原油類型分布及其來源、源—儲配置關系的系統分析，分析了準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組上、下段致密油系統的自生自儲與層控成藏特征。結果表明，蘆草溝組咸水湖相沉積中的不同巖性均有不同含量的原始有機質，其中的泥巖有機質豐度和生烴潛力最高，為主力烴源巖，母質類型具傾油特征，處于生油階段。位于烴源巖層系內的砂巖類與碳酸鹽巖類儲集層主要為低孔低滲—致密背景，含油性與物性差異存在密切關系。源—儲配置表現為互層和泥包砂特征，具有源、儲鄰近疊置分布的致密油聚集條件。蘆草溝組上、下段的原油物性與地化特征存在明顯差異，分別主要來自鄰近層段烴源巖。綜合研究認為吉木薩爾凹陷內蘆草溝組具有就近運移、自生自儲的層控致密油成藏模式。

吉木薩爾凹陷；蘆草溝組；致密油；烴源巖；成藏模式

吉木薩爾凹陷是準噶爾盆地近幾年證實的重要含油氣凹陷之一，其中的蘆草溝組既發育烴源巖，又發育儲集層，形成典型的自生自儲油氣系統。蘆草溝組致密油發現于20世紀80年代中期[1]。2011年吉25井在蘆草溝組試油，獲得日產油11.86 m3[2]。之后陸續鉆多口探井獲工業油流[1]。前人對蘆草溝組的巖性和沉積環境進行了較多研究[3-5]，基本都認為蘆草溝組主要發育湖泊背景下的細碎屑巖夾碳酸鹽巖沉積，見少量油頁巖層，含有魚、葉肢介、雙殼類等化石。在這種碳酸鹽礦物分布較為普遍的細粒沉積背景上，儲集層普遍致密，具備形成致密油的潛力[2,6]。近年來，有關其他地區致密油的地質研究與成藏特征分析已開展了較多的工作[7-8]。本文主要通過原油類型分布與烴源巖、儲集層的分布關系及油氣運移特征探討吉木薩爾凹陷蘆草溝組的致密油成藏特征與成藏模式。

1 地質概況

2 樣品與實驗

圖1 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷區域構造特征和巖性段劃分圖Fig.1 Regional tectonic map and lithology column of the Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

本次共采集巖芯樣品93塊，全部進行了有機碳(TOC)含量與熱解(Rock-Eval)分析，對其中12個不同巖性樣品增加了抽提后TOC與熱解分析。對53塊泥巖樣品進行了可溶有機質抽提、族組分分離和飽和烴GC-MS分析。采集了蘆草溝組18個原油樣品，其中上、下段分別有10個和8個，對原油樣品進行了族組分分離與定量以及飽和烴GC-MS分析。巖石TOC含量主要在Leco CS-230 碳硫分析儀上測定。熱解(Rock-Eval)分析在OGE-Ⅱ型巖石熱解分析儀(中國石油勘探開發研究院石油地質實驗研究中心研發)上進行，主要參數包括最高熱解峰溫Tmax(℃)、S1(mg HC/g巖石)和S2(mg HC/g巖石)。氯仿瀝青與族組分主要分別按照SY/T 5118—2005和SY/T 5119—2008標準在中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室完成。飽和烴GC-MS在新疆油田分公司實驗檢測研究院用Agilent 7890-5975c氣相色譜質譜聯用儀完成。此外，有部分TOC、熱解、可溶有機質抽提與分離數據、飽和烴GC-MS分析資料、儲集層物性分析數據、鑄體薄片分析資料、鏡質體反射率(Ro/%)與有機顯微組分數據等主要收集于新疆油田實驗檢測研究院和科研開發研究院。

3 烴源巖有機地化特征與成烴條件

吉木薩爾凹陷蘆草溝組為三角洲相—半咸水湖相沉積，具豐富的水生生物及藻類有機質輸入[3]。蘆草溝組巖石的有機質豐度普遍較高，TOC含量最高接近20%，熱解S1+S2最高超過90 mg HC/g巖石。由于蘆草溝組普遍發育碳酸鹽巖—碎屑巖過渡巖性，不同巖性均含有一定量的有機質(圖2)，絕大部分泥巖類樣品TOC含量超過1%，S1+S2大于6 mg HC/g巖石，90%的樣品達到好—極好烴源巖；粉砂巖類TOC含量最高為10%，S1+S2最高接近80 mg HC/g巖石；白云巖樣品TOC含量最高接近16%，S1+S2最高超過90 mg HC/g巖石，50%以上達到好—極好烴源巖；灰巖類樣品TOC含量最高接近8%，S1+S2最高超過60 mg HC/g巖石，顯示95%以上樣品為好—極好烴源巖(圖2)。此外，不同巖性的氯仿瀝青“A”含量也普遍較高，顯示了好—極好烴源巖(圖3)。但在TOC含量較低時，一些較高氯仿瀝青“A”含量的樣品應該有運移烴的影響(圖3)。

圖2 不同巖性源巖TOC含量與熱解S1+S2關系圖Fig.2 The diagram of TOC and Rock-Eval parameters S1+S2 of different lithology source rocks

圖3 不同巖性烴源巖TOC含量與氯仿瀝青“A”含量關系圖Fig.3 The diagram of TOC and chloroform bitumen “A” of different lithology source rocks

由于灰巖、白云巖與砂巖類本身主要為儲層，其有機質豐度更易受到運移烴的影響。根據不同巖石抽提前、后的TOC與熱解分析結果，抽提后各樣品的熱解S1都顯著地降低了，表明巖石中已生成的烴大部分都被可溶有機質抽提了，殘余的極少。這樣，抽提之后的巖石就主要應為殘余固體有機質。根據抽提前、后樣品TOC含量與熱解S2值對比(圖4B)來看，除一個灰巖樣品在抽提前TOC含量為0.58%、抽提后TOC含量降低至0.11%而降低幅度較大外，其他巖性的樣品抽提后TOC和熱解S1值有不同程度的降低(圖4A，B)。這種特征表明不同巖性都不同程度地含有固體有機質，具有原始生烴能力，但泥巖的有機質豐度和生烴潛力最高(圖2，4)。研究區目的層不同巖性普遍含有有機質主要應與蘆草溝組的混合沉積特征有關[3]，其巖石普遍含有碳酸鹽礦物，既有盆外物質供應，亦有盆內物質(包括碳酸鹽、有機質等)，所以，泥巖類之外的碳酸鹽巖類與砂巖類中也含有盆內形成的有機質。

烴源巖有機顯微組分中的腐泥組和殼質組多富氫組分，生烴潛力高，鏡質組與惰質組生烴潛力低。有機巖石學分析表明，蘆草溝組泥質巖有機顯微組分以腐泥組和殼質組為主，大部分樣品含量達60%以上；惰質組含量總體極低，均小于10%，僅蘆草溝組上段有個別樣品含量為20%左右。可見，有機顯微組分相對含量顯示吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖的總體生烴潛力較高。蘆草溝組烴源巖干酪根類型主要為Ⅰ型和Ⅱ型，具有較好的傾油特征，生氣能力較弱(圖5)。蘆草溝組烴源巖鏡質體反射率(Ro/%)實測數據分布在0.7%～1%之間，熱解Tmax值分布在435℃～455℃之間，顯示烴源巖總體處于成熟生油階段，具備形成液態石油聚集的條件。

4 儲層巖性與儲集特征

圖4 吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同巖性巖石抽提前、后的TOC含量對比圖Fig.4 Comparison of TOC content and Rock-Eval S1 and S2 parameters before and after extraction of different lithology rocks of the Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

圖5 蘆草溝組不同巖性巖石TOC含量—熱解氫指數關系圖(據Korkmaz et al.[15])Fig.5 The distribution of different lithology of the Lucaogou Formation on an HI-TOC diagram, source evaluation interpretation (according to Korkmaz et al.[15])

蘆草溝組儲集巖主要為粉細砂巖類與碳酸鹽巖類。其中的碳酸鹽巖孔隙度在1.1%～17%之間，主要都低于10%；滲透率介于(0.004～16)×10-3μm2之間，有2個高值分別為90.1×10-3μm2和335×10-3μm2。砂巖類的孔隙度分布在1.9%～20%之間，有63%的樣品低于10%；滲透率主要在(0.03～4)×10-3μm2之間，僅1個樣品較高(27×10-3μm2)。另外，泥巖類的測試孔隙度介于0.3%～18%之間，82%的樣品低于10%，滲透率在(0.013～9)×10-3μm2之間，僅兩個樣品分別為12.1×10-3μm2和106×10-3μm2(圖6)。可見，蘆草溝組儲集層物性總體為低孔低滲—致密特征，其中有些樣品的滲透率較高，主要應與微裂縫存在有關。儲集層的含油性與物性存在密切關系，泥巖類物性較差，因致密而含油性差，含油級別主要為熒光級別，難以作為有效儲集層(圖7)。含油性較好的層段主要為物性相對較好的砂巖和白云巖段(圖7)。

圖6 吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同巖性孔隙度—滲透率關系圖Fig.6 Diagram of porosity vs permeability of different lithology rocks of the Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

圖7 吉30井蘆草溝組巖芯含油分布圖Fig.7 The column histogram of core oil in Well J30 of Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

蘆草溝組儲層孔隙類型包括原生孔隙、次生孔隙及裂縫三大類。由于碳酸鹽礦物的存在和復雜的成巖作用過程，原生孔隙已經很少，主要為與溶蝕作用、應力作用有關的溶蝕孔隙和裂縫，溶蝕孔隙最為發育(圖8)。儲集巖的儲集空間類型總體以粒內溶孔和粒間溶孔為主，但不同巖性儲層的儲集空間類型分布略有不同。白云巖主要以粒間溶孔為主，溶孔相對含量將近70%，其次是粒內溶孔，其他孔隙類型約占10%；粉砂巖孔隙空間類型與白云巖相似，但剩余粒間孔含量約占10%左右。泥巖主要以粒內溶孔為主，約為60%，其次是粒間溶孔，占26.3%，另外還有極少量的剩余粒間孔、收縮孔、粒膜孔、收縮縫；灰巖中的粒內溶孔約占37.5%，粒間溶孔約占25%，半充填縫、體腔孔和晶間孔含量均超過10%(圖9)。

圖8 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲集層孔隙特征(鑄體薄片)a. Jy74井，,內碎屑質極細粒砂巖，剩余粒間孔；b. Jy 74井，,粉砂巖，剩余粒間孔；c. Jy 74井，,亮晶生屑灰巖，微裂縫；d. Jy 74井，,陸屑泥晶云巖，微裂縫。Fig.8 The pore morphological characteristics of reservoir rocks of Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

圖9 吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同巖性儲層孔隙類型分布Fig.9 The pore type contrast of different kinds of reservoir rocks of Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

5 原油成因類型及其分布特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組原油密度主要分布0.871 4～0.919 3 g/cm3之間，黏度主要分布在35.2～419.5 mPa·s之間，以中—重質油為主。原油族組成中以飽和烴為主，分布在43.59%～80.98%之間；芳香烴含量在11.66%～19.25%之間；非烴+瀝青質含量分布在5.76%～31.34%之間。原油飽和烴中的正構烷烴呈單峰型，主峰碳分布為nC23或nC25，Pr/Ph值略大于1，具有較高豐度的β-胡蘿卜烷，說明生成烴類的源巖形成干旱的弱氧化—弱還原環境。原油萜烷組成中，三環萜烷豐度低，γ-蠟烷含量高，反映沉積水體具有一定鹽度。規則甾烷ααα-20R-C27、ααα-20R-C28、ααα-20R-C29呈“/”型分布。重排甾烷含量較少。原油αββ/(αββ+ααα)-C29甾烷分布在0.12～0.34之間，20S/(20S+20R)-C29甾烷分布0.16～0.46之間，表明原油總體成熟度不高。

主要依據甾、萜烷生物標志化合物組成等將原油分為A、B兩類(圖10)。其主要差別在于A類原油正構烷烴相對更豐富，并呈單峰型分布，主峰碳為nC23，與正構烷烴相比，有相對較低的異構烷烴Pr、Ph等含量，β-胡蘿卜烷含量中等；藿烷組成中，三環萜烷C20、C21、C23含量相對較低，相比之下B類原油的上述化合物含量相對較高。A類原油總體有一定含量的Ts，而B類則幾乎看不到Ts，但有相對較高含量的Tm。兩類原油的伽馬蠟烷含量接近，孕甾烷、升孕甾烷含量均較低，規則甾烷ααα-20R-C27、ααα-20R-C28、ααα-20R-C29均呈上升型分布，但A類原油的ααα-20R-C27相對要高(圖10)。此外，根據多口鉆井的統計，A類與B類原油的密度分別分布在0.871 4～0.899 1 g/cm3和0.894 5～0.919 3 g/cm3之間，均值分別為0.889 0 g/cm3和0.909 9 g/cm3。可見，蘆草溝組下部的B類原油密度高于上部A類原油密度。A類原油族組成中的飽和烴相對含量高于B類，而膠質與瀝青質含量則相對要低。通過與烴源巖對比發現，A類原油主要與蘆草溝組上段(P2l2)烴源巖有很好的親緣關系，與蘆草溝組下段(P2l1)相似性差(圖10)；B類原油主要與蘆草溝組下段(P2l1)泥巖有很好的親緣關系，而與蘆草溝組上段(P2l2)相似性差(圖10)。

依據不同鉆井蘆草溝組的原油類型分布(圖11)來看，A類原油主要分布在蘆草溝組上段，B類原油主要分布在蘆草溝組下段。這與不同類型原油主要來自鄰近層段的烴源巖的油源對比結果是一致的，具有顯著的近源自生自儲、成層性分布特征。

6 源儲配置關系與致密油運聚模式

根據鉆井揭示的巖性組合來看，蘆草溝組上段泥巖發育，存在大套的優質烴源巖。儲集層巖性主要為粉砂巖類和白云巖類，單層厚度差異較大，粉砂巖類平均厚度為15.30 m，白云巖類平均厚度為8.34 m。其中，雜色含泥粉砂巖單層厚度最厚，約6～7 m，發育程度不同。源儲組合形式主要表現為泥包砂(大套的白云質泥巖中夾有薄層的粉砂巖)、砂包泥(在相對厚層的粉砂巖中夾有薄層的泥巖)和砂泥互層(粉砂巖與泥巖不等厚互層)三種。剖面上，蘆草溝組上段巖性組合全區基本穩定分布，向東由于沉積相帶變化，砂體厚度減薄，砂屑白云巖、白云質砂屑砂巖不發育；蘆草溝組下段鉆穿的井較少，以厚層粉砂巖夾薄層泥巖、粉砂巖與泥巖互層為優勢組合(圖12)。

圖10 蘆草溝組原油類型與相應烴源巖生標物組成對比圖Fig.10 The comparison of total ion current(TIC), terpane(m/z 191) and sterane(m/z 217) fragmentograms of different types of crude oils and source rocks of the Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

圖11 吉木薩爾凹陷蘆草溝組原油類型分布剖面圖Fig.11 The section plot of crude oil types in the Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油垂向運移距離較短，常規的油氣運移效應不明顯。巖芯觀察發現，泥巖層段含油性差，但是泥巖水平紋層面往往有較好的含油性，主要與水平紋層的滲透性高于泥巖基質有關，泥巖中生成的烴類會在層界面上匯聚并水平調整運移(圖13)。相鄰近的巖層由于滲透性差異，含油性也明顯不同，滲透性好的部位含油性好。裂縫面也經常觀察到明顯的含油特征，可見有殘留的瀝青。巖石發育的少量碳酸鹽巖縫合線也可以作為油氣運移路徑(圖13)。可見，蘆草溝組巖石層面、裂縫、相對滲透性層以及縫合線等都可以作為油氣運移的通道。

圖12 吉251—吉174—吉172—吉27聯井烴源巖—油層配置關系剖面圖Fig.12 The configuration section plot of source rock and oil layer in the Wells J251, J172, J174 and J27 in Jimusaer sag, Junggar Basin

圖13 Jy74井蘆草溝組地層層面、裂縫、縫合線與不同物性層段含油性差異對比圖a.3 157.7～3 158 m，灰色白云質泥巖；b. 3 158.0～3 158.7 m，灰色白云質粉砂巖；c. 3 255.46～3 255.68 m，粉砂質泥巖裂縫面含油；d. 3 123.1～3 123.3 m，近平行層面縫合線。Fig.13 The comparison diagram of the stratigraphic bedding plane, fractures, stylolites and oil-bearing layers with different physical properties in Lucaogou Formation of the Well Jy74, Jimusaer sag, Junggar Basin

蘆草溝組致密油層與烴源巖呈互層或呈烴源巖內夾層型，以從烴源巖到儲層的直接排烴為主，儲集層本身所含的有機質也可生成部分油氣真正自生自儲。從源巖中生成的烴類以生烴增壓為動力，以孔喉為通道，直接進入相鄰的致密儲集層。雖然致密儲層孔喉較小，排烴速率低，但是由于源儲大面積穩定接觸以及儲集層有機質的生烴，致密油的聚集量亦是可觀的。源儲互層或夾層型致密油聚集量與源巖生排油量、互層的厚度和孔隙度有關。綜合蘆草溝組上段與下段原油特征差異可以看出，蘆草溝組具有明顯的就近自生自儲的層控成藏特征(圖14)。

7 結論與認識

圖14 吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油成藏模式圖Fig.14 The tight oil accumulation model of the Lucaogou Formation in Jimusaer sag, Junggar Basin

(1) 巖石可溶有機質抽提前、后的有機地化分析表明準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組咸水湖相沉積中不同巖性的巖石都不同程度地含有原始有機質，母質類型好，普遍具傾油特征，主要處于成熟生油階段，其中的泥巖有機質豐度和生烴潛力最高，為主力烴源巖。

(2) 巖性、物性與含油性分析表明儲集巖主要為粉細砂巖類與碳酸鹽巖類，總體為低孔低滲—致密特征，儲集層的含油性與物性存在密切關系。

(3) 巖性空間配置關系顯示源—儲配置具有互層和泥包砂特征，具備形成致密油聚集的基本條件。

(4) 蘆草溝組上、下段的原油物性與地化特征差異顯著，油源對比表明它們主要來自鄰近層段烴源巖。綜合分析認為吉木薩爾凹陷內蘆草溝組總體具有就近運移、自生自儲的層控成藏模式。

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Tight Oil System Particularity of Lucaogou Formation in Jimusaer Sag, Junggar Basin

GAO Gang1,XIANG BaoLi2,LI TaoTao1,REN JiangLing2,KONG YuHua3

1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China 2. Experimental Testing Institute,Xinjiang Oil Field Company, Karamay, Xinjiang 834000, China 3. Exploration & Development Institute,Xinjiang Oil Field Company, Karamay, Xinjiang 834000, China

Based on the analysis of source rock, reservoir, crude oil origin and spatial configuration relationship between source rock and reservoir, it was proposed of the stratiform and self-generating and self-preserving tight oil accumulation model of the Lucaogou Formation in the Jimusaer sag of the Junggar Basin. In salt water lake facies sedimentary rocks of the Lucaogou Formation, individual lithology had different content of original organic matter which trended to generate oil, in them, as main source rock, shale has the highest organic matter abundance and hydrocarbon potential, oil-prone parent matter type and the mature stage for oil generation. The sandstone and carbonate reservoirs which were distributed in source rock layer had reservoir background of low porosity and low permeability, and their oilness has a close relationship with physical property difference. The Lucaogou Formation had basic tight oil accumulation condition because of alternating layers between shale and reservoir, and reservoir involved in shale. The crudes oil in the Upper and the Lower member of the Lucaogou Formation, which having obvious density and geochemistry differences, came from the source rocks adjent to them, respectively. Comprhansive researches show the Lucaogou Formation has stratabound tight oil accumulation model with close migration distance and self-generating and self-reservoir in Jimusaer sag of Junggar Basin.

Jimusaer sag; Lucaogou Formation; tight oil; source rock; oil accumulation model

1000-0550(2017)04-0824-10

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.04.016

2016-04-18； 收修改稿日期： 2016-07-30

國家自然科學基金項目(41372142)；國家科技重大專項項目(2017ZX05008006-003)[Foundation: National Natural Science Foundation of China, No. 41372142; National Science and Technology Major Project, No. 2017ZX05008006-003]

高崗，男，1966年出生，副教授，油氣地球化學、油氣成藏與油氣資源評價，E-mail: gaogang2819@sina.com

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