準噶爾盆地吉木薩爾凹陷陸相頁巖油地質特征與聚集機理

支東明，唐 勇，楊智峰，3，郭旭光，鄭孟林， 萬 敏，黃立良

(1.中國石油 新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000； 2.中國石油 新疆油田分公司 勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油 新疆油田分公司 博士后工作站，新疆 克拉瑪依 834000)

準噶爾盆地位于中國西北部，大地構造上處于哈薩克斯坦板塊的東部，是西伯利亞板塊、塔里木板塊和哈薩克斯坦板塊的交匯部位，周緣被北天山造山帶、西準噶爾造山帶、克拉美麗造山帶所圍限，為大型的多期含油氣疊合盆地，油氣資源豐富，目前已經在石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系與新近系等都發現了工業油氣。盆地內存在石炭系、二疊系、侏羅系等多套優質烴源巖，中-下二疊統是盆地內最為重要的烴源巖層系。2011年在盆地的吉木薩爾凹陷和瑪湖凹陷的中-下二疊統烴源巖層系內發現了工業油氣流，引起了勘探家的高度重視，以致密油的勘探思路進行了有益的勘探研究工作[1]，并取得了豐富的成果，在構造背景[1-2]、沉積環境[3-4]、烴源巖[5]、致密油儲層與“甜點”預測[6-8]、油氣運聚機理[9-10]、油氣成藏規律[11-14]等方面進行了大量的研究，并認識到蘆草溝組存在上、下兩個甜點含油富集層。隨著油氣勘探的深入，特別是吉174井對蘆草溝組全井段取心，逐漸認識到了其巖石組成主要為內源和外源成因的混積巖，巖層呈厘米級薄層、互層狀，韻律性強，并具有全層系含油的特征，與鄂爾多斯盆地三疊系的致密油存在明顯差異[15]，具有典型的頁巖油特征。本文依據地震、測井、鉆錄井、樣品實驗數據等，應用頁巖油的勘探理念，對吉木薩爾凹陷的頁巖油地質特征與聚集機理進行了研究，以期指導下一步勘探。

1 地質背景

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地東部，是盆地一級構造單元東部隆起上的一個次級凹陷、南、西、北存在向凹陷的逆沖斷裂(圖1a)，南以三臺斷裂與博格達山前構造帶相鄰，西以西地斷裂、青1井南1號斷裂與北三臺凸起相接，北以吉木薩爾斷裂與沙奇凸起相隔，東與古城西凸起呈過渡關系，平面上呈不規則的多邊形，面積約1 278 km2，現今具有典型西斷東超的箕狀結構特征。

該區自下而上發育石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系和新近系。石炭系是準噶爾盆地第一套蓋層，為濱淺海、海陸交互相泥巖、炭質泥巖和火山巖建造，也是該區第一套烴源巖賦存層系。二疊系自下而上發育中二疊統井井子溝組、蘆草溝組和上二疊統梧桐溝組。井井子溝組具有明顯的南厚北薄、西厚東薄的特征，為一套灰黃色、灰綠色砂巖、泥巖為主的建造。蘆草溝組與井井子溝組整合接觸，地層最厚區域在凹陷中部(圖1b)，主體厚度為100～320 m，向周緣減薄，縱向上分為兩段(圖1c)，主要為一套頁巖、薄層砂質云巖和云質粉砂巖，是凹陷內最主要的烴源巖，也是頁巖油賦存層系。目前在蘆草溝組和上覆梧桐溝組發現的原油均來自于該套烴源巖。

上二疊統梧桐溝組不整合在中二疊統及石炭系之上，為一套礫巖、泥質礫巖、砂巖、泥巖建造，表現為向周緣凸起區減薄的拗陷沉積，最厚在凹陷中部的吉17井西，厚度為340 m，將中二疊統蘆草溝組覆蓋。三疊系主要為一套泥巖、粉細砂巖建造，在凹陷西南部厚在1 000 m，向東、北減薄尖滅，表現出了向東、北的翹傾特征，與下伏上二疊統為整合接觸。侏羅系為一套含煤碎屑巖系，不整合覆蓋在三疊系、二疊系及石炭系之上，將凹陷整體埋藏，凹陷東部沉積最厚在1 500 m，西部在500～700 m，顯示了凹陷的東西翹傾作用。白堊系局限分布在吉木薩爾凹陷以西地區，不整合于侏羅系之上，西部殘余厚度400 m，在凹陷中部剝蝕尖滅。古近系主要分布于南緣斷褶帶地區，新近系廣泛分布，不整合覆蓋在白堊系、侏羅系、二疊系、石炭系等不同層位之上。

綜上所述，吉木薩爾凹陷自中二疊統蘆草溝組沉積后，經歷了三疊紀、侏羅紀、白堊紀和新生代不同方式的翹傾構造作用，凹陷邊緣遭受過不同程度的剝蝕，整體被上覆上二疊統-新近系埋藏，主體部位埋藏深度在3 000～4 500 m，東部邊緣最淺在800 m左右，西部最深在5 200 m左右。

2 頁巖油地質特征

2.1 混積巖石特征

蘆草溝組主要為一套沉積于咸化湖泊中，受機械沉積、化學沉積及生物沉積等作用下的粉細砂巖、泥巖、碳酸鹽巖的混積巖[12]，普遍發育泥晶、微晶白云石，碎屑粒徑普遍較細，粉細砂、泥質及碳酸鹽富集層多呈互層狀分布。巖石類型主要為粉細砂巖類、泥巖類、碳酸鹽巖類。粉細砂巖類包括云質粉細砂巖、巖屑長石粉細砂巖和云屑粉細砂巖，碳酸鹽巖類主要為白云巖類，主要為砂屑白云巖、粉細砂質白云巖、泥微晶白云巖。縱向上粉細砂巖、頁巖、砂屑白云巖、泥微晶白云巖的單層厚度都在厘米級(圖2)，呈明顯的韻律性。蘆草溝組具有礦物成份復雜、巖性縱向變化快、巖層厚度薄等特征。在成巖演化過程中，巖石具有不均勻的硅化、方解石化、云化、沸石化、黃鐵礦化及鈉長石化等，使得巖石礦物成分復雜，巖性變化多樣。

圖1 吉木薩爾凹陷區域構造位置與蘆草溝組特征Fig.1 The location and stratigraphic features of the Lucaogou Formation in Jimusaer saga.吉木薩爾凹陷構造位置圖；b.吉木薩爾凹陷蘆草溝組厚度等值線圖；c.吉木薩爾凹陷地層綜合柱狀圖

2.2 源儲一體特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油具有典型的自生自儲特點，其烴源巖層也是儲層[16]。烴源巖厚度大，其中蘆草溝組一段厚度普遍大于100 m、二段厚度普遍大于50 m(圖3),優質甜點層分別在兩段的上部,也是有機碳含量高的層段[17]。烴源巖包括泥質巖類、白云巖類和灰巖類3種類型，不論何類巖性，其總有機碳含量和生烴潛力均較高，有機質豐度高，以Ⅰ型與Ⅱ1型為主，其中泥巖類有機質豐度最高，屬于好-優質的生油巖；其次為白云巖類，屬于好的生油巖；灰巖屬于中等-好的生油巖，粉砂巖類主要為差的生油巖(表1)。研究區24口井236塊樣品有機碳含量分析的結果表明，多數烴源巖樣品的有機碳含量大于1.0%，平均TOC為3.24%；生烴潛量(S1+S2)多大于6.0 mg/g；熱解最高峰溫Tmax值分布在428～459 ℃，Ro為0.66%～1.63%，烴源巖處于低成熟-成熟演化階段。

圖2 吉木薩爾凹陷吉174井蘆草溝組頁巖油巖心及FMI測井特征Fig.2 FMI image logging and core characteristics of the Lucaogou Formation in Well Ji174,Jimusaer saga. 3 m井段內巖性剖面及測井響應；b.泥質粉砂巖，含白云石與方解石呈互層產出，吉174井，埋深3 162.02 m，單偏光；c.云質粉砂巖與有 機質紋層互層分布，吉174井，埋深3 261.23 m，單偏光；d.富有機質紋層與云質粉砂泥巖互層分布，吉174井，埋深3 152.54 m，單偏光

蘆草溝組不同巖性以呈薄互層狀間互分布，單層厚度多厘米級，細粒沉積，多為白云巖和碎屑巖的過渡性巖類(圖2a—d)，存在粉砂巖類與泥巖類和白云巖類與泥巖類兩類源儲巖性組合類型。粉砂巖與泥巖組合又可細分為厚層粉砂巖夾薄層泥巖、厚層泥巖夾薄層粉砂巖及粉砂巖與泥巖互層3種組合類型。上段主要為粉砂巖類、白云巖類與泥巖互層組合，泥地比接近80%，發育大套優質烴源巖，具有砂泥頻繁互層沉積、巖性復雜多樣與單層厚度變化較大的特征。下段主要為粉砂巖與泥巖組合類型，泥地比接近90.3%。

圖3 吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖厚度Fig.3 Isopach of Lucaogou source rocks in Jimusaer saga.蘆二段；b.蘆一段

地區巖石類型有機碳含量/%氯仿瀝青“A”含量/%生烴潛量/(mg·g-1)有機質類型Ro/%成熟度烴源巖評價吉木薩爾凹陷蘆草溝組泥巖類3.83(117)0.27(125)17.95(117)I型、Ⅱ1型、Ⅱ2型、Ⅲ型白云巖類2.64(34)0.24(8)11.70(34)I型、Ⅱ1型、Ⅱ2型灰巖類2.40(40)0.23(40)10.33(40)I型、Ⅱ1型、Ⅱ2型粉砂巖類0.75(56)1.33(54)Ⅱ2型、Ⅲ型0.66～1.63低成熟-高成熟好-優質中等-好中等-好差-非吉174井蘆草溝組烴源巖3.39(108)0.27(45)17.28(40)Ⅱ1型0.78～0.96低成熟-高成熟優質

注：3.83(117)代表平均值(樣品個數)。

依據巖心、核磁共振測井、鑄體薄片與場發射掃描電子顯微鏡分析的結果，蘆草溝組除發育毫米級與微米級孔隙外，還發育了大量的納米級孔隙[11]，具備頁巖油儲層的特征(圖5a—c)。儲集空間類型可以分為原生殘余粒間孔、次生粒間溶蝕孔、粒內溶蝕孔、晶間孔和微裂縫5種主要孔隙類型。毫米級-微米級的粒間溶孔發育、剩余粒間孔次之、并發育少量微裂縫與納米級的晶間孔(圖5d—j)。粒間溶孔主要為鈉長石溶蝕孔隙，常見鈉長石溶蝕形成的港灣狀與鋸齒狀結構，而白云石溶蝕較弱，孔隙徑為2～10 μm，連通性較好。粒內溶孔主要為砂屑或巖屑內的溶蝕孔隙，孔徑1～20 μm不等，局部可達幾百μm，連通性差。晶間溶孔與晶內溶孔為泥微晶白云巖與石英溶孔，晶間溶孔孔徑為0.75～1 μm，局部可達5～10 μm。

蘆草溝組巖石實測覆壓孔隙度分布區間為6%～16%，覆壓滲透率小于0.1×10-3μm，具有中、低孔-低滲、特低滲的特征。其中云質粉細砂巖物性最好，孔隙度為11.9%，滲透率為0.076×10-3μm2；泥晶-微晶云巖物性較差，孔隙度為9.2%，滲透率為0.032×10-3μm2(圖4)。

圖4 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲集物性直方圖Fig.4 The histogram showing the reservoir properties of the Lucaogou Formation in Jimusaer saga.云質粉細砂巖孔隙度特征；b.云屑粉細砂巖孔隙度特征；c.砂屑云巖孔隙度特征；d.泥晶-微晶孔隙度特征；e.云質粉細砂巖滲透率特征； f.云屑粉細砂巖滲透率特征； g.砂屑云巖滲透率特征； h.泥晶-微晶滲透率特征

圖5 吉木薩爾凹陷蘆草溝組孔隙結構特征Fig.5 Pore structure characteristics of the Lucaogou Formation in Jimusaer saga.“甜點段”核磁共振孔隙分布直方圖，微米孔隙與納米孔隙共存；b.烴源巖層段核磁共振孔隙分布直方圖，納米孔隙發育；c.巖心表面孔隙發育 ，吉174井，埋深3 116.47 m，毫米級孔隙，巖心照片； d.巖心表面孔隙發育，吉174井，埋深3 123.35 m，毫米級孔隙，巖心照片； e.云質粉砂巖，粒間孔隙，吉174井，埋深3 274.75 m，微米級孔隙，鑄體薄片；f.砂屑溶孔，吉174井，埋深3 114.86 m，微米級孔隙，鑄體薄片；g.基質溶蝕孔隙，吉174井，埋深3 112.09 m，微米級孔隙，掃描電鏡； h.晶間孔，吉174井，埋深3 121.38 m，納米級孔隙，掃描電鏡；i.粘土礦物顆粒晶間孔隙，吉174 井，埋深3 048.04 m，納米級孔隙，掃描電鏡；j.有機質孔，吉174井，埋深3 333.02 m，納米級孔隙，掃描電鏡

樣品實驗結果證實蘆草溝組頁巖油的自生自儲特征。采集低成熟度的粉砂巖樣品進行熱模擬試驗，收集殘留油，計算成烴轉化率，根據模擬實驗的成烴轉化率和實測的TOC進行生烴量計算，并與儲集量進行對比，按照含油飽和度60%計算，自源量約占三分之一。

2.3 含油特征

蘆草溝組具有整體含油連片分布特征，全井段均見熒光顯示，氣測異常明顯，縱向上發育上、下兩套頁巖油富集“甜點體”，全區分布穩定、含油飽和度高。吉174井全井取心245.41 m，油跡以上含油級別心長52.19 m，占巖心總長度的21.3%，其余具連續、大段熒光顯示。吉31井2 715.17～2 897.59 m井段進行含油飽和度測定，25個樣品的含油飽和度在87.8%～97.7%，整體含油性較好。對吉174和吉31井蘆草溝組含油性與巖性統計，碳酸鹽巖和砂質巖類巖性含油性較好，泥質巖類含油性較差。綜合巖心宏觀觀察、鏡下微觀分析、常規與核磁共振測井響應特征、錄井油氣顯示等資料的研究，孔隙度大于12%的“甜點”，平均含油飽和度為84%，孔隙度為8%～12%的“甜點”，平均含油飽和度為65%。

蘆草溝組存在上、下兩大原油富集“甜點體”發育段，上“甜點體”厚度約為41m，主要分布在凹陷的中部，面積為640 km2，其優勢巖性為云屑粉細砂巖，其次為顆粒云巖、粉細砂巖與泥微晶云巖。下“甜點體”全凹陷都有分布，面積達1 096 km2，凹陷南部厚度相對較大。下“甜點體”優勢巖性為粉細砂巖、云屑粉細砂巖，其次為泥微晶云巖，砂質泥巖與云質泥巖。

平面上蘆草溝組原油性質從凹陷中部向邊緣變差，下“甜點體”原油粘度大于上“甜點體”。上“甜點體”平均地面原油密度為0.88 g/cm3，50 ℃粘度為50.27 mPa·s，地層原油粘度10.58 mPa·s。下“甜點體”平均地面原油密度0.90 g/cm3，50 ℃粘度為123.23 mPa·s。

3 頁巖油聚集機理

3.1 頁巖油賦存巖層潤濕性

蘆草溝組沉積物顆粒間有機質早期生成的原油被吸附于礦物顆粒的表面，形成油膜或賦存于納米級晶間孔隙中，生烴作用促使巖石顆粒的潤濕性向親油性轉化，導致巖石整體表現為親油特性。巖心樣品接觸角測試實驗表明巖石為親油潤濕特性，滲吸測試實驗測得巖心含油飽和度為40.30%～51.20%，自吸水排氣實驗中，巖心含水飽和度為4.55%～6.30%。頁巖巖心樣品中白云巖類的親油性優于粉細砂巖，泥巖的親油性較差，這與蘆草溝組頁巖油富集層段的優勢巖性具有一致性。

3.2 頁巖油聚集動力

依據巖心樣品的實測壓汞數據，建立孔隙度與排替壓力之間的關系，換算得到油藏條件下的毛細管阻力。孔隙度與排替壓力呈現較好的指數關系，隨著孔隙度的增加，巖石排替壓力呈指數減小。頁巖油排替壓力隨著巖石孔隙度的增大而減小，油藏狀態下所受毛細管阻力也明顯降低。當巖石孔隙度小于10%的情況下，排替壓力一般超過2 MPa，油藏狀態下所受到的毛細管阻力大于0.25 MPa。蘆草溝組現今鏡質體反射率Ro分布區間為0.66%～1.63%。生烴動力學模擬實驗表明，當Ro為1.00%～1.30%時，烴源巖主體處于生油高峰階段，這個階段烴源巖的自由水已經脫出且生氣量明顯增加，難以形成油氣運移的水動力條件(圖6a，b)。此時，粘土礦物脫水及干酪根轉化成烴等作用產生的流體將不斷地補給到烴源巖中的孔隙中，增加了烴源巖的流體壓力，成為了烴源巖向外排液的主要動力。在富含有機碳的源巖層系內，隨著持續的生油過程，干酪根降解產生的巨大膨脹力將驅動石油以活塞式向周緣擴散，形成連續的石油聚集。

3.3 輸導體系與頁巖油賦存狀態

蘆草溝組發育層理縫[9]、構造裂縫[18]、壓溶縫合線[12]與微納米級孔喉系統等是可動油運移通道和儲集空間[11]。蘆草溝組下段泥巖中的垂向裂縫和白云質粉砂巖中發育的順層層理縫與溶蝕縫為頁巖油良好的運移通道(圖7a，b)。廣泛發育的納米級孔喉系統[11]是大面積連續或準連續型油氣聚集的根本特征，決定了油氣呈連續或準連續分布。熒光顯微鏡與掃描電鏡觀察結果顯示巖層中孔隙結構普遍較復雜，孔隙連通性相對較好，大部分溶孔、殘余粒間孔及微孔隙中均有熒光顯示(圖7c，d)。

頁巖油的賦存形式具有多樣性，包括吸附態、游離態及溶解態[19]。蘆草溝組沉積物顆粒較細，富含有機質，液態石油主要存在吸附態與游離態兩種賦存形式。泥頁巖層段中烴源巖干酪根與礦物顆粒表面的烴類主要為吸附態。偏光顯微鏡下可見部分液態烴直接呈侵染狀吸附在富有機質紋層的干酪根表面(圖7e)，場發射掃描電鏡可以清楚的觀察到巖層中發育的納米級孔隙結構，大多數頁巖油以油膜的形式呈吸附態賦存在礦物顆粒的晶間孔內(圖7f—i)。烴源巖 “干酪根網絡系統”及泥晶云巖、粉晶云巖、云質泥巖與砂質泥巖的晶間孔為頁巖油提供了有利的賦存空間。蘆草溝組“甜點”段內礦物溶蝕孔、剩余粒間孔及微裂縫中的烴類主要為游離態。蘆草溝組具有生烴能力的泥巖、碳酸巖、粉細砂巖與微裂縫中普遍具有較強的熒光(圖7j)，結合激光共聚焦掃描顯微鏡可見礦物顆粒之間的剩余油(圖7k，l)。低真空條件下，隨著時間的延長和溫度的升高，納米孔中油膜的厚度逐漸增厚，向大孔流動，頁巖油相態可由吸附態轉化為游離態。

圖6 吉木薩爾凹陷吉15井蘆草溝組Ⅱ1型干酪根生烴動力學特征Fig.6 Kinetic characteristics of hydrocarbon-generation of the TypeⅡ1 kerogen samples from the Lucaogou Formation in Well Ji15,Jimusaer saga.總生油量模擬,Ro為1.00%～1.30%，生油量為209mg/g，達到峰值；b.總生氣量模擬,Ro為1.00%～1.30%，生氣量為40 mg/g，生氣量明顯增加

圖7 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲集空間特征及賦存狀態Fig.7 Reservoir space characteristics and occurrence states of shale oil in the Lucaogou Formation,Jimusaer saga.構造縫，油氣沿構造縫外滲，吉36井，埋深4 215.73 m，巖心照片； b.溶蝕縫，油氣沿溶蝕縫外滲，吉36井，埋深4 217.32 m，巖心照片； c.泥晶砂屑云巖，溶孔含油，吉174井，埋深3 115.31 m，巖心照片； d.溶孔熒光顯示，吉174井，埋深3 115.31 m，熒光； e.富有機質泥質紋層，含油氣顯示，吉174井，埋深3 182.33 m，熒光；f.含云質泥質粉砂巖，納米級微孔周圍油膜包裹，吉25井，埋深3 411.06 m，場發射掃描電鏡； g.含泥質粉砂質云巖，納米孔被油膜包裹，吉31井，埋深2 897.92 m，場發射掃描電鏡； h.云質泥巖，白云石晶間溶孔被油膜包裹，吉34井，埋深3 115.41 m，場發射掃描電鏡； i.灰質粉砂巖，方解石晶間孔被油膜包裹，吉30井，埋深3 044.84 m，場發射掃描電鏡；j.基質與為裂縫中均含油，吉174井，埋深3 121.74 m，單偏光； k.賦存于粒間孔隙中的頁巖油，吉36 井，埋深4 135.51 m，單偏光；l.賦存于粒間孔隙中的頁巖油，粉紅色為頁巖油，吉36井，埋深4 135.51 m，激光共聚焦

3.4 滯留排烴、原位聚集

蘆草溝組“甜點段”云質巖與其相鄰的泥頁巖地化參數對比的結果顯示，“甜點段”云質巖氯仿瀝青“A”含量與可溶有機質含量明顯較高，而殘余有機碳含量普遍較低；泥頁巖層段內部殘余有機碳含量相對穩定且數值較高，其頂部與底部含量逐漸降低，氯仿瀝青“A”含量與可溶有機質含量均較低(圖8)。地化參數特征表明，“甜點體”內的頁巖油主要來自于相鄰烴源巖，烴源巖內部存在液態滯留烴，部分烴類殘留在頁巖層系內部。游離態頁巖油主要賦存在溶孔、剩余粒間孔與微孔等儲集空間，吸附態頁巖油主要賦存在頁理縫、有機質微孔與晶間孔中。

隨著地層埋藏深度的增加，地溫梯度逐漸升高，富有機質紋層的頁巖開始生烴。早期生成的烴類以吸附態附著在富有機質紋層的生油母質表面，隨著烴源巖生烴作用的持續增強，烴類在干酪根有機質網絡內發生擴散、解析與匯聚作用。當排烴動力超過毛細管阻力時，液態烴通過微納米級孔隙、微層理面、微裂縫與宏觀孔-縫構成的輸導體系網絡向周緣擴散充注，并在微納級孔喉系統與微裂縫等儲集空間內原位滯留或就近成藏。

4 結論

1) 吉木薩爾凹陷蘆草溝組巖性復雜，是粉細砂巖、泥巖、碳酸鹽巖的混積巖，礦物成份復雜、巖性縱向變化快，巖層厚度薄且具有韻律性，富含有機質，是優質的生油層，也是儲集層，具有典型的“源儲一體”特征。

2) 蘆草溝組發育粉砂巖類與泥巖類及白云巖類與泥巖類兩類源儲一體巖性組合，縱向上全層段含油，上、下兩段富集，全區分布穩定、含油飽和度高，具有整體含油、連片分布的特征。

3) 生烴增壓是頁巖油運聚的主要動力，微納米孔喉、層理縫與構造裂縫形成頁巖油的有利儲集空間與滲流通道，整體為源內或近源聚集，并以游離態和吸附態賦存于蘆草溝組巖層中。