吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層特征及含油性

許 琳，常秋生，楊成克，陶親娥，王仕莉，費李瑩，徐士陸

(1.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； 2.中國石油 新疆油田分公司 實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.河北省煤田地質局 物測地質隊，河北 邢臺 054000)

近年來，頁巖油已成為非常規石油勘探開發的重要類型，已在全球能源結構中占據重要地位[1-2]。中國頁巖油資源豐富，但目前勘探開發仍處在探索階段[3]。準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組是該盆地優質烴源巖層系之一，已發現近十億噸的頁巖油。研究表明，該凹陷頁巖油分布范圍廣，埋深淺(2 300～4 600 m)，厚度大(200～350 m)，含油顯示好，源儲一體。儲層巖性致密、顆粒細，普遍含白云石[4]。吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油勘探在近年來取得許多進展及成果，多口鉆井獲得了工業油流，因具備豐富的油氣資源和巨大的勘探潛力而受到高度關注。

前人對吉木薩爾凹陷蘆草溝組的巖石類型、沉積特征和烴源巖評價等方面開展了大量研究[5-13]，但有關儲層的研究工作比較初步，沒有對儲層成因和油氣賦存規律進行深入的研究，這限制了成藏規律的認識與勘探部署工作。有鑒于此，本文力圖基于典型鉆探井巖心觀察、薄片分析、掃描電鏡觀測、物性測試和地球化學分析為基礎，明確吉木薩爾二疊系蘆草溝組頁巖油儲層特征、控制因素、含油性與潤濕性等特征，以期對頁巖油的研究和勘探開發有一定幫助。

1 區域地質概況

吉木薩爾凹陷是中石炭統褶皺基底上發展起來的一個西斷東超的箕狀凹陷，由西向東表現為一個逐漸抬升的斜坡[14]，面積約為1 200 km2。蘆草溝組處于單斜背景，整個凹陷均有分布，厚度大于200 m的地區面積達806 km2，鉆遇油氣顯示層段埋深一般為3 000～4 000 m。蘆草溝組巖石粒級普遍較細，巖石類型以紋層狀湖相碳酸鹽(云、灰)巖、泥巖、(粉、極細、細砂)砂巖及粉細砂、泥、白云石、方解石等富集層及混雜的過渡性巖類為主。烴源巖條件好，有機質豐度高，泥巖TOC平均達6%，源巖已進入低成熟-成熟階段。富泥質的優質烴源巖與富粉細砂及云質的儲集巖具源儲一體，呈大面積互層狀疊置分布，橫向展布較穩定，具典型頁巖油特征[15]，且埋藏適中，為近期建產的現實目標和重要的頁巖油研究及勘探領域(圖1)。

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頂面構造Fig.1 Top structure map of the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

2 儲層基本特征

2.1 儲層沉積相特征

根據巖石微量元素資料分析(表1)，吉木薩爾凹陷蘆草溝組沉積時湖水鹽度較高，為缺氧的還原環境，有利于有機質富集和準同生白云巖化[16]。一般來說，淡水沉積物中Sr/Ba值小于1,而鹽湖(海相)沉積物中Sr/Ba值大于1[17]；鹽湖(海相) 沉積物中B/Ga值一般大于4.5，V/(V+Ni)值在(0.6～0.82)為水體分層不強的還原環境，Th/U 值在 0～2 指示缺氧還原環境[18]。

蘆草溝組巖石中存在大量咸化湖泊及缺氧還原環境的標志，指示蘆草溝組形成于咸化湖盆的沉積環境及還原的地質背景。J173井蘆草溝組發育含石膏假晶的泥晶云巖，后期石膏被硅質交代，殘留石膏假晶。

地層中黃鐵礦較發育，常可見團塊狀、斑狀、針狀、草莓狀分布的黃鐵礦[19](圖2)。

綜上所述，吉木薩爾凹陷中二疊統蘆草溝組形成于持續沉降的咸化湖盆沉積環境[20]。巖石粒級普遍較細，發育同生、準同生期云化作用形成的白云石。平面上，受古地貌、湖水鹽度、湖水面的變化及湖水深度的影響，巖石中碳酸鹽與泥、粉細砂呈此消彼長[21]。由于受盆地周圍河流、波浪、沿岸流等作用，主要發育兩大沉積相類型，咸化湖泊相和三角洲相，發育碎屑灘、碳酸鹽巖顆粒灘、混合灘、壩及三角洲前緣水下分流河道、遠砂壩、席狀砂等沉積微相類型[22]。

2.2 儲層巖石學特征

吉木薩爾二疊系蘆草溝組主要發育一套暗色含云質的細粒沉積巖，為沉積于咸化湖泊中，受機械沉積作用、化學沉積作用等控制的粉細砂、泥、碳酸鹽的混積巖[23]，巖石類型主要包括灰色泥巖、巖屑長石粉細砂巖、云屑砂巖、砂屑云巖、粉砂質白云巖、泥晶白云巖及(含)云質粉細砂巖(圖3)，其中粉細砂巖、砂屑云巖與白云質粉砂巖為最主要的儲集巖。由于受準同生及調整白云石化等作用，巖石中普遍發育泥晶、微晶白云石，巖石中碎屑粒徑普遍較細，粉細砂、泥質及云質等混積特征明顯，富集層多呈互層狀分布，為一套典型的源儲一體的頁巖油儲層[24]。

表1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組微量元素含量比值Table 1 Ratios of trace element the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

圖2 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組咸化湖盆環境沉積特征Fig.2 Sedimentary characteristics of saline lacustrine basins in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.含石膏假晶泥晶云巖，J173井，埋深3 082.76 m，巖石薄片(+)；b.微泥晶云巖,發育白云石晶間溶孔J174井 ,埋深3 119.23 m,巖石薄片；c.含粉砂質微泥晶云巖,J36井，埋深4 212.7 m,巖石薄片(-)；d.含黃鐵礦含粉砂質泥巖，發育斑狀及針狀黃鐵礦，J174井，埋深3 227.98 m，巖石薄片(-)；e.含粉砂質云質泥巖,含黃鐵礦,J174井，埋深3 327.64 m，巖石薄片(-)；f.草莓狀黃鐵礦集 合體，J174井，埋深3 152.98 m，掃描電鏡照片

圖3 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組主要巖石類型Fig.3 The main rock types of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.含粉砂質泥晶云巖，J174井，埋深3 119.12～3 119.44 m，巖心照片；a′.為a的巖石薄片(+)；b.含泥云質粉砂巖，J174井，埋深3 264.55～3 264.70 m，巖心照片；b′.為b的巖石薄片(+)；c.砂屑云巖，J174井，埋深3 114.8 m，巖心照片；c′.為c的巖石薄片(+)

根據巖石薄片及掃描電鏡鑒定結果統計，該區巖石中礦物成分可達12種，各種組分在垂向上變化較大，粘土礦物含量較低，普遍含碳酸鹽，礦物類型主要為白云石、石英和斜長石，含量為20%～25%，主要以泥微晶白云石、云灰屑、方解石、白云石膠結物及交代產物形式產出。碎屑顆粒磨圓度主要為次棱角狀，分選較差，以顆粒支撐為主，接觸方式主要為線-點狀、點-線狀接觸。膠結類型以壓嵌式-孔隙式為主，壓嵌式次之。

2.3 儲層物性特征

根據巖心覆壓孔滲分析數據，吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組上儲層段覆壓孔隙度為5.27%～19.84%，平均10.84%，覆壓滲透率為0.000 4 ×10-3～1.950×10-3μm2，平均0.014×10-3μm2；蘆草溝組下儲層段覆壓孔隙度為5.64%～20.72%，平均11.2%，覆壓滲透率為0.002×10-3～2.764×10-3μm2，平均0.009×10-3μm2(表2)。說明蘆草溝組巖石物性差，儲層非常致密。

表2 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組孔隙度與滲透率Table 2 Statistics of porosity and permeability in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

2.4 儲集空間類型及特征

根據巖石薄片、鑄體薄片與掃描電鏡等分析研究，吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層孔隙可分為原生孔隙、次生孔隙及裂縫三大類，以粒間溶孔與晶間微孔(包括晶間孔及晶間溶孔)為主、剩余粒間孔次之、裂縫少量。

2.4.1 原生孔隙

剩余粒間孔：是在沉積作用之后經過機械壓實、各種膠結作用后殘余的粒間孔隙[25]，孔隙邊緣清楚，顆粒輪廓清晰，顆粒表面沒有受到明顯的溶蝕且粒間干凈，粒間膠結物晶體的外邊緣平整清晰[26]，殘余的原生粒間孔，是比較理想的儲集空間，多呈三角、四邊形，大小和分布較均勻[27](圖4a，b)，主要發育在粉細砂巖，云屑(云質)粉細砂巖及泥質粉砂巖中，砂屑云巖中也可見到，通常被自生礦物部分充填，是儲層中重要的孔隙類型之一。

生物格架孔：主要來源于硅藻化石，包括圓篩狀和鞭狀兩種硅藻化石[28]，其圓孔狀和微縫狀的孔隙與其他類型的孔、縫有效連通，成為儲集空間的一部分(圖4d)。

2.4.2 次生孔隙

顆粒溶孔：據鏡下觀察，顆粒溶孔分為粒內溶孔和鑄膜孔兩類，主要為砂屑、礫屑、鮞粒、長石碎屑、巖屑、生物體腔等發生部分或整個溶蝕，孔隙形態不規則，大小、分布不均勻，普遍發育在儲層中的大部分巖性中，是儲層中最主要的孔隙類型，在微晶云巖、云質粉細砂巖中較常見(圖4a，b，c，e)。

晶間孔：礦物晶體在沉淀及重結晶等作用過程中形成的晶體之間的孔隙，蘆草溝組晶間孔種類較多，常見的有白云石晶間孔、鈉長石晶間孔、方解石晶間孔及黃鐵礦晶間孔等(圖4f，g，h，i)，其孔徑一般較小，多為納米級微孔；蘆草溝組頁巖油儲層中白云石晶間孔較發育，白云石晶粒間孔隙，主要是準同生期后泥晶灰質向微晶、細晶轉化的過程中體積逐漸減小而形成的孔隙[29]，主要發育在泥粉晶云巖、微晶云巖、云質粉細砂巖等細粒巖石中，是儲層中云質巖的主要孔隙類型之一。

基質溶孔：主要是粉、細砂巖粒間雜基被部分溶蝕形成，分布在下儲層段儲層中。

2.4.3 裂縫

吉木薩爾凹陷蘆草溝組裂縫包括成巖壓裂縫和構造縫兩種類型，前者形狀一般不規則，且多為碳酸鹽礦物充填，受成巖壓溶作用的影響形成的壓溶縫(縫合線)[30]，主要發育在泥晶云巖中；而后者一般較為平直，少有自生礦物的充填，部分后期被充填、半充填，或被部分溶蝕(圖4j，k，l)，砂質泥巖、云質泥巖中較發育，部分為高角度縫。

3 儲層控制因素

通過對各種資料綜合分析，認為蘆草溝組頁巖油儲層發育主要受沉積相、巖性、有機碳含量及成巖作用等多重因素的影響。

3.1 沉積環境與沉積相對儲層物性的影響

蘆草溝組沉積時期，氣候干旱炎熱，湖盆水體較深，水動力較弱，鹽度高，水體咸化，湖盆底部為一個還原環境[31-32]，有利于有機質富集和準同生白云巖化，沉積類型控制砂體的發育、展布及儲層物性的變化[33]。

吉木薩爾凹陷蘆草溝組發育上下兩套儲層段(表3)， 蘆草溝組上段沉積相類型主要為淺湖相、濱淺湖相、濱湖相夾云泥坪相(圖5a)，平面上依次向東展布，主要巖性為內碎屑沉積的砂屑云巖、巖屑長石粉砂巖、云屑砂巖；中部主要為濱淺湖相沉積，儲層巖性以云質粉砂巖為主，夾薄層狀砂屑云巖，西部J30井附近發育淺湖沉積，主要儲層巖性為云質粉砂巖，其中白云石含量較少，砂體單層厚度較薄。儲層累計厚度13.4～43.0 m，平均為33 m。

蘆草溝組下段沉積相類型主要為為三角洲前緣、淺湖、淺湖夾半深湖和半深湖沉積(圖5b)。巖性主要為三角洲遠砂壩與席狀砂的云質粉砂巖。凹陷的北部、東部、南部淺湖相云質粉砂巖發育；而凹陷西部半深湖相較為發育，其烴源-儲層配置關系較好，有利于烴源巖的發育[34]。儲層累計厚度主要在17.5～67.5 m，平均為42.8 m。總體上，由凹陷邊緣向凹陷中部、由凹陷西南部向凹陷東南部儲層段發育程度有增厚的趨勢。

圖4 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組主要儲集空間類型Fig.4 The main reservoir space types of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.剩余粒間孔及顆粒溶孔較發育,部分長石及泥晶云質砂屑具溶蝕現象，J174井，埋深3 114.86 m，砂質砂屑云巖，(-)藍色鑄體，；b.剩余粒間孔及粒間溶孔較發育，J174井，埋深3 112.09 m，砂屑云巖，(-)藍色鑄體；c.溶蝕孔發育，J25井，埋深3 411.05 m，含粉砂質微晶云巖，具示底構造，溶蝕孔中被鈉長石、方沸石、方解石半充填，(-)巖石薄片；d.生物格架孔，J174井，埋深3 177.34 m，灰質粉砂巖，(-)藍色鑄體，；e.顆粒溶孔即鑄模孔較發育，部分長石及泥晶云巖巖屑具溶蝕現象，J174井，埋深3 143.30 m，云屑砂巖，(-)藍色鑄體，；f.方解石晶間溶孔，方解石斑塊中晶間溶孔發育，晶間溶孔中被瀝青質充填，J174井，埋深3 320.44 m，紋層狀含灰質含粉砂質云質泥巖，(-)巖石薄片，；g.鈉長石晶間孔，有機酸作用形成的溶蝕孔被自生鈉長石半充填，發育鈉長石晶間孔，J174井，埋深3 121.7 m，含泥質云質粉砂巖，(+)巖石薄片，；h.白云石晶間孔，泥晶白云石呈自形松散堆積，白云石晶間孔發育，J174井，埋深3 255.1 m，泥晶白云巖，掃描電鏡；i.晶間孔發育，粒狀石英與沸石類礦物、球狀黃鐵礦集合體中晶間孔發育，J174井，埋深3 155.32 m，白云質泥巖，掃描電鏡；j.含粉砂質碳質泥巖，裂縫中見褐黃色原油，J174井，埋深3 152.54 m，巖石薄片(-)；k.含粉砂云質泥巖，發育微裂縫，沿微裂縫具溶蝕現象，發育溶縫，J176井,埋深3 027.29 m，巖石薄片(+)；l.應力作用下產生的微裂縫，沿微裂縫具溶蝕現象，發育溶縫，J174井，埋深 3 121.97 m，微晶云巖，巖石薄片(+)

圖5 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組沉積相Fig.5 Sedimentary facies of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.二疊系蘆草溝組上儲層段(P2l2)；b.二疊系蘆草溝組下儲層段(P2l1)

3.2 巖性對儲層物性的影響

物源是形成儲層最基本的物質基礎，對儲層儲集性有直接影響[35]。研究表明，吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層物源主要來自周邊的古隆起，由于成巖演化過程中受咸化湖水及烴源巖演化的影響，成巖作用十分復雜，造成蘆草溝組巖性變化較大[36]，組成巖石的礦物成分較多。不同巖性儲集性能不同，分析吉木薩爾凹陷目的層15口取心井1023塊巖心常規孔滲數據，表明粉細砂巖、云質粉砂巖及砂屑云巖儲集性能相對較好(圖6)，孔隙度多大于10%，為主要的甜點儲集巖類型。統計巖石薄片、X-衍射等資料，發現巖石中礦物成分普遍含有白云石，白云石含量與儲層物性呈正相關關系。巖石中較高的白云石含量，可提高巖石的脆性，有利于進行大規模儲層改造[37]。

3.3 有機碳含量對儲層物性的影響

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層中部分層段含有大量泥巖，泥巖有機質豐度也是影響儲層物性的影響因素之一。有機碳含量對儲層物性的影響主要體現在有機質的分布狀態[38]，孔隙度同TOC呈正相關關系(圖7)，有機碳含量越高，儲層孔隙度越高，頁巖油儲層孔隙度與TOC大部分均在10%的范圍內。通過對吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層巖心、鑄體薄片和掃描電鏡觀察，儲層中有機質含量較高的一般是紋層狀灰巖、灰質泥巖及塊狀泥巖，其有機質演化孔也較為發育，在儲層中有機質內部及邊緣發育少量微裂縫，這既可能是由于干酪根生烴消耗有機成分而產生的孔縫[39]，也有可能是生烴消耗水分產生的收縮孔縫[40]，還可能是生烴增壓而產生的孔縫等[41]。另外，有機質與其相鄰的礦物之間也會產生生烴成因的孔縫，其成因可能與有機質收縮或生烴增壓作用有關[42]。

圖6 吉木薩爾凹陷蘆草溝組各類巖石常規孔隙度與滲透率關系直方圖Fig.6 A histogram showing the relationship between conventional porosity and permeability in the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

圖7 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組孔隙度與TOC的關系Fig.7 Correlation between porosity and TOC in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

3.4 成巖作用對儲層物性的影響

蘆草溝組頁巖油儲層成巖作用復雜、類型多樣，其中壓實作用、膠結作用和溶蝕作用，對儲層物性和孔隙發育影響顯著。

壓實作用主要發生在成巖早期，中等偏強，蘆草溝組深度與孔隙度的關系表明，隨著埋藏深度的增加，孔隙度略有減小，說明壓實作用對儲層物性有一定的破壞作用，溶蝕作用對儲層物性有較強的改造作用，在3 400～3 600 m左右，存在次生孔隙發育帶(圖8)。

蘆草溝組儲層中膠結物類型豐富，膠結物種類主要包括沸石類、碳酸鹽類、硅質類和粘土類等幾種類型，含量最多的為方解石、白云石和方沸石等碳酸鹽膠結物。膠結物的類型和含量與頁巖油儲層物性關系比較密切，對儲層物性的影響比較大，直接關系到儲層形成過程中孔隙度大小和數量狀況[43]。膠結作用往往是破壞性成巖作用，但是早期膠結作用為后期儲層物性的改善提供了物質基礎。此外，這些膠結物在埋藏達到一定深度后，在合適的孔隙流體、環境介質及成巖溫度作用下，將發生溶蝕作用，使得儲層的次生孔縫增加，提高了巖石的孔滲條件[44]。但是也有部分儲集巖中碳酸鹽膠結物含量較高，充填了大量粒間孔隙，造成儲層物性急劇變差[45]。

圖8 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組孔隙度與埋深的關系Fig.8 Porosity vs.burial depth of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲集層中的溶蝕作用比較發育。對所研究的樣本進行鏡下觀察和掃描電鏡分析發現，大量的溶蝕孔隙在溶蝕過程中出現，該儲層的儲集性能被大大提高。儲層中發生溶蝕作用和溶蝕孔隙的物質種類較多，包括以石英、長石顆粒等為主的碎屑顆粒發生溶蝕分解，以沸石、方解石、白云石為主的膠結物發生溶蝕分解，形成大量微、納米級晶間孔；另有少量的云母溶孔、方解石溶孔的生成，以及微、泥晶的白云石、硅質、鈉長石對剩余粒間孔及早期溶孔進行充填、分割，將造成孔隙吼道的堵塞[46]，使微、毫米級孔隙孔徑大大縮小，對儲集層物性產生不利影響。

3.5 裂縫發育程度

裂縫的發育程度對儲層儲滲性能有重要的影響：一方面可溝通裂縫周圍各種孔隙，為溶孔、溶洞的發育提供通道條件，提高儲集性能，另一方面，可改善儲層滲流能力，有效提高油氣產能[47]。通過對吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層巖心觀察、鑄體薄片觀察和成像測井觀察，發現構造縫相對較少發育，只有在J34井和J174井構造縫密度相對較大，大于0.7條/m，其他井位構造縫較少發育，裂縫密度小于0.5條/m；天然裂縫也不發育，兩向應力差大，不利于形成復雜縫網。

4 儲層含油特征

4.1 原油賦存特征

研究表明，蘆草溝組優質成熟烴源巖與致密儲層成互層狀直接接觸，源儲緊臨，含油性受源巖與云質巖分布控制，具有縱向上整體含油、平面上大面積連續分布的特點[48]。實鉆證實，蘆草溝組巖性為黑灰色泥巖與細粒沉積物互層，油氣顯示極其豐富，巖屑見大段連續熒光，取心普遍見原油外滲。J174井蘆草溝組鉆井取心32筒，進尺246.01 m，心長245.41 m，收獲率99.8%，油跡以上含油級別心長52.19 m，占巖心總長度的21.3%(表4)，其余具連續、大段熒光顯示，揭示了蘆草溝組良好的含油性。蘆草溝組儲層含油性受巖性和物性的影響明顯，蘆草溝組儲層含油性相對較好的巖性是白云巖、白云質粉砂巖、砂屑白云巖和粉砂巖等，相對較差的一般為泥巖。此外，物性好的儲層含油性好于物性差的儲層[49]。

圖9為J176井和J34井49個密閉取心樣品分析得到的孔隙度與含油飽和度交會圖，含油飽和度和孔隙度呈半對數相關關系，孔隙度越大，含油飽和度越高，物性對含油性有明顯的控制作用。

表4 蘆草溝組不同含油級別的巖心長度及比例Table 4 The length and recovery ratios of cores at various oil-bearing levels in the Lucaogou Formation

圖9 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組孫隙度(Φ)與含油飽和度(So)的關系Fig.9 Correlation of porosity(Φ) and oil saturation(So) in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

通過巖心觀察、巖石薄片、掃描電鏡與含油飽和度聯測分析，發現頁巖油儲層主要存在的賦存形態為油膜(圖10)，巖心普遍含油，具明顯油浸特征，含油量較大，油膜賦存于被敲開的新鮮粒間孔中，呈不規則粘連長條狀；微觀上，云質巖巖樣新鮮斷面掃描電鏡觀察，巖石中發育大量的微晶狀鈉長石、石英、白云石等礦物晶間孔，晶間孔多被油膜包裹；通過間斷性觀察，發現晶間孔中被油膜充填及包裹的現象隨時間的延長有增加的趨勢，被油膜包裹及充填的孔隙比例增加，早期充填和包裹的油膜主要發育在納米級晶間孔，隨時間的推移，微米級的孔隙也逐漸被充填。

為了進一步了解油膜的特征，通過場發射掃描電鏡分析發現油膜主要賦存于粒間孔和微裂縫，賦存空間相對較大，粒間孔平面尺寸主要為(0.18～0.8 μm)×(0.18～0.8 μm)，油膜形狀不規則，粒間孔或微裂縫的形狀控制了油膜的賦存規模，油膜主要呈浸染粘連狀形態賦存于粒間孔或微裂縫中[50](圖11a，b)；由于掃描電鏡受放大倍數的限制，油膜厚度無法測量，可觀察到油膜厚度較均勻，在部分礦物晶體表面斷續分布，并有脫落和疊置的現象。不同的礦物晶體及同一礦物不同的晶面，粘附油膜的能力存在差異[51]。

圖10 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層油膜特征Fig.10 Characteristics of oil film in shale oil reservoirs in the Lucaogou Formation,Jimusaer saga-a″.J174井,埋深3 274.15 m，含云質含泥質極細粒粉砂巖，納米級微孔中充填有油膜，掃描電鏡；b-b″.J174井，埋深3 285.90 m,含云質含泥質粉粒極細砂巖，納米級微孔中充填有油膜，掃描電鏡

圖11 吉木薩爾凹陷蘆草溝組納米級微孔中油膜特征Fig.11 Oil film characteristics of nano-scale micro-pores in the Lucaogou Formation，Jimusaer saga.含泥質含云質極細粒粉砂巖，巖石中除發育微米級剩余粒間孔及粒間溶孔外，見大量納米級微粒石英及鈉長石晶間孔及晶間溶孔，納米級微孔被油膜充填包裹，J174井，埋深3 274.15 m，場發射掃描電鏡；b.灰質粉砂巖，納米級晶內溶孔表面吸附有油膜，J30井，埋深4 043.35 m，場發射掃描電鏡；c.含云質極細粒粉砂巖，納米級微孔較發育，微孔中被油膜充填包裹，J174井，埋深3 274.0 m，氬離子拋光場發射掃描電鏡；d.含泥質粉砂質云巖，納米級微孔中的油膜，J31井，埋深2 897.90 m，氬離子拋光場 發射掃描電鏡

利用氬離子拋光場發射掃描電鏡分析發現，低真空條件下，隨著時間的延長和溫度的升高，油分子擴散的能力增強，納米孔中油膜的厚度在均勻增厚，當油膜厚度增加到約35 nm以后，不同部位油膜厚度開始變化，油膜的厚度有受重力、表面張力等影響的跡象；很有可能納米孔中的油膜，在一定條件下，隨著油膜厚度的增加，吸附油可轉化為游離油[52]，之間界限大約油膜厚度在35 nm左右(圖11c，d)；在一定溫度和壓力差條件下，蘆草溝組云質巖頁巖油中吸附油可轉化為游離油，場發射掃描電鏡分析表明，可流動的游離油要求的喉道半徑下限至少為35 nm。

綜上所述，樣品的宏觀觀察和微觀掃描電鏡圖片以及含油飽和度分析均表明吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層具有良好的含油性，這為本地區頁巖油的勘探與開發奠定了良好的基礎。

4.2 潤濕性

潤濕作用支配著油、氣、水在地層巖石孔隙中的微觀分布，巖石潤濕現象指當不相混合的兩相流體(如油、水)與巖石相接觸時，其中的一相沿著巖石表面鋪開[53]，能沿巖石表面鋪開的一相稱為潤濕相。

選取了J31井和J174井共7塊樣品，采用Amott自吸實驗法進行潤濕性測量，測量結果如表5所示。7塊樣品實驗結果潤濕性指數在-1～0.074，根據判別標準吉木薩爾蘆草溝組儲層的潤濕性以中性為主，部分達到親油。

進一步分析發現，頁巖油儲層巖心的親油特性表現為白云巖>泥巖>粉細砂巖；實驗中還發現：蘆草溝組頁巖油儲層巖心滲吸過程中，毛管壓力起支配作用，孔喉越細小，毛管壓力滲吸作用則越強[54]。

為了驗證不同含油飽和度條件下儲層的潤濕性，選擇J31井不同含油級別的6塊巖心樣品進行了飽和度和潤濕性的配套測量。實驗結果見表6，含油性較好的巖心具有中性到弱親油的潤濕性特征，含油性較差的巖心既有親水的潤濕性特征。

儲層的潤濕性測試結果表明，蘆草溝組主要的含油儲層潤濕性以中性為主，部分弱親油，且有含油飽和度越高，相對潤濕指數越小，親油性越強的特點[55]。

為了觀察儲層的潤濕性的微觀分布特征，應用場發射掃描電鏡技術對儲層孔吼表面賦存的流體性質進行了觀測。首先，選擇保存好的含油性好的樣品樣品取樣。而后，選新鮮的、有代表性的斷面進行氬離子拋光和鍍膜處理，完成樣品制備。最后，按照逐步加大放大倍數，實現先整體，后局部的解剖過程，完成孔喉表面流體性質及變化規律的觀察，從而評價儲層的微觀潤濕性。圖12為J31井 2 897.90 m 砂屑云巖一組場發射掃描電鏡的圖片。圖12a為氬離子拋光部分巖心樣品的場發射掃描電鏡圖片。圖12b為局部放大照片，照片顯示粒間孔、粒間溶孔及粒內溶孔發育。其中，粒間溶孔可達幾十微米。進一步放大到3 570倍，如圖12c，發現較大孔喉的孔壁普遍被油膜覆蓋，具有明顯的油潤濕的特點，相對較小孔喉孔隙壁無油膜發育。進一步放大(圖12d)發現，微米級孔隙的孔隙壁普遍具油膜發育，油膜厚度35 nm左右，相對較小的納米級孔隙油膜發育程度不明顯。也就是說，場發射掃描電鏡發現了“大孔親油、含油，小孔親水、含水”的儲層微觀潤濕性特征。多井、多塊樣品場發射掃描電鏡證實這一微觀潤濕性現象。綜上所述儲層巖石的潤濕性可以在一定程度上影響儲層的含油性。

表5 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層潤濕性測試結果Table 5 Experimental results of the wettability in the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

表6 吉木薩爾凹陷J31井蘆草溝組樣品潤濕性測試結果Table 6 Experimental results showing the wettability of samples from Well J31 in the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

圖12 吉木薩爾凹陷J31井蘆草溝組儲層(埋深2 897.90 m)潤濕性微觀分布特征Fig.12 Micro-scale distribution characteristics of the wettability of the Lucaogou reservoir (depth: 2897.90m) in Well J31,Jimusaer saga.巖樣新鮮斷面氬離子拋光的環境掃描電鏡；b.環境掃描電鏡；c.部分孔隙油膜發育，環境掃描電鏡；d.油膜的發育特征，環境掃描電鏡

5 結論

1) 吉木薩爾凹陷蘆草溝組總體為一套細粒沉積，其儲層巖性主要為粉細砂巖、云屑砂巖、砂屑云巖及(含)云質粉細砂巖；儲層物性差，非常致密，具有頁巖油儲層特征；儲層孔隙類型以粒間溶孔與晶間微孔(包括晶間孔及晶間溶孔)為主、剩余粒間孔次之、裂縫少量。

2) 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層發育主要受沉積相、巖性、有機碳含量及成巖作用等的影響。其中淺湖相與三角洲前緣相儲層物性較好；粉細砂巖、云質粉細砂巖及砂屑云巖儲集性能相對較好，白云石含量與儲層物性呈正相關關系；有機碳含量越高，儲層孔隙度越高；成巖作用是影響頁巖油儲層納米級微孔發育及儲集物性的重要因素。

3) 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層物性對含油性有明顯的控制作用，云質巖中油膜發育；儲層巖石的潤濕性可以在一定程度上影響儲層的含油性，蘆草溝儲層的潤濕性以中性為主，部分達到親油；含油性較好的巖心具有中性到弱親油的潤濕性特征，含油性較差的巖心既有親水的潤濕性特征；場發射掃描電鏡發現了“大孔親油、含油，小孔親水、含水”的儲層微觀潤濕性特征。表明吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層具有良好的含油性，這為本地區頁巖油的勘探與開發奠定了良好的基礎。