成藏動(dòng)力對(duì)頁(yè)巖油氣聚集的影響

關(guān)鍵詞蘆草溝組;成藏動(dòng)力;紋層結(jié)構(gòu);甜點(diǎn);儲(chǔ)集空間

第一作者簡(jiǎn)介，男，1998年出生，碩士研究生，油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)，E-mail：linyipeng163@163.com

通信作者 韓登林，男，教授，E-mail：handl@yangtzeu.edu.cn

中圖分類號(hào)P618.13文獻(xiàn)標(biāo)志碼A

DOI：10.14027/j.issn.1000-0550.2023.068

CSTR： 32268.14/j.cjxb.62-1038.2023.068

0 引言

近年來(lái)，頁(yè)巖油已經(jīng)成為非常規(guī)油氣資源中的熱門領(lǐng)域。準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁(yè)巖油在國(guó)內(nèi)非常規(guī)油氣資源量中優(yōu)勢(shì)明顯，已探明儲(chǔ)量 2.546×10⁷t ，擁有良好的勘探開(kāi)發(fā)潛力。吉木薩爾凹陷蘆草溝組為陸相咸化湖細(xì)粒沉積，主要發(fā)育粉砂質(zhì)云巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥晶云巖等巖石類型[2-3]，其在形成機(jī)制、儲(chǔ)集性能等方面與常規(guī)油氣儲(chǔ)層有著很大的區(qū)別，體現(xiàn)在垂向上巖性變化較快，即：烴源巖頻繁與富含粉砂質(zhì)、泥晶白云石等組分的儲(chǔ)集巖互層5，微米級(jí)別下就會(huì)出現(xiàn)強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，使得有關(guān)研究區(qū)頁(yè)巖油甜點(diǎn)形成機(jī)制方面的探究存在較大困難。勘探實(shí)踐表明，陸相頁(yè)巖廣泛發(fā)育紋層結(jié)構(gòu)，并且其發(fā)育程度與油氣富集程度之間存在關(guān)聯(lián)性[0-12]。然而前人的研究多集中于對(duì)研究區(qū)沉積環(huán)境、儲(chǔ)集空間類型及特征、源巖品質(zhì)等方面的探討，在紋層結(jié)構(gòu)對(duì)頁(yè)巖油氣聚集的影響方面研究相對(duì)較少[5，13-16]

與常規(guī)油氣藏不同，細(xì)粒沉積本身會(huì)阻礙油氣的運(yùn)移，并且浮力對(duì)油氣成藏的影響會(huì)被其他作用力減弱，幾乎對(duì)油氣成藏沒(méi)有貢獻(xiàn)。目前研究層段雖總體上呈現(xiàn)源內(nèi)滯留的地質(zhì)特性，但仍存在短距離二次運(yùn)移的致密油特征。因此，明確研究層段成藏動(dòng)力的形成機(jī)制，對(duì)頁(yè)巖油“甜點(diǎn)”的精確預(yù)測(cè)及后續(xù)高效開(kāi)發(fā)有著十分重要的影響。近年來(lái)，一些學(xué)者探討了非常規(guī)儲(chǔ)層的成藏動(dòng)力，源儲(chǔ)壓差這一概念逐漸在相關(guān)研究中被提出。目前多數(shù)學(xué)者認(rèn)為源儲(chǔ)壓差是非常規(guī)油氣成藏的主要?jiǎng)恿Γ鏧uetal.利用等效深度法與流體包裹體壓力恢復(fù)相結(jié)合得出成藏期的源儲(chǔ)壓差，分析出源儲(chǔ)壓差是鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段湖相致密油的成藏動(dòng)力；喬俊程運(yùn)用等效深度法計(jì)算源、儲(chǔ)地層間剩余壓力之差論證了源儲(chǔ)壓差是控制鄂爾多斯盆地上古生界氣水展布的動(dòng)力因素；Laoetal.2采取流體包裹體古壓力恢復(fù)的方式，發(fā)現(xiàn)沙三段烴源巖與沙四段儲(chǔ)集層之間存在古壓力差，有利于油氣克服阻力等因素向源巖下部的儲(chǔ)集層中運(yùn)聚。總之，前人雖然闡述了源儲(chǔ)壓差形成機(jī)理及其對(duì)非常規(guī)油氣成藏的重要性[20-25]，但是源儲(chǔ)壓差對(duì)不同紋層結(jié)構(gòu)發(fā)育程度頁(yè)巖儲(chǔ)層油氣富集的控制機(jī)制，尚未得到系統(tǒng)揭示。

本次研究中，利用鑄體薄片、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡（FE-SEM）、二維大視域多尺度組合電鏡成像（Maps）等測(cè)試多尺度表征儲(chǔ)集巖儲(chǔ)集空間特征，利用總有機(jī)碳（TOC）、巖石熱解（Rock-Eval）等測(cè)試手段進(jìn)行甜點(diǎn)段生烴潛力評(píng)價(jià)。在此基礎(chǔ)上，借鑒前人對(duì)成藏動(dòng)力恢復(fù)的研究，采用等效深度法與流體包裹體古壓力恢復(fù)相結(jié)合的方式對(duì)研究層段成藏動(dòng)力進(jìn)行恢復(fù)。首先對(duì)研究層段流體包裹體特征進(jìn)行觀察，利用所獲得信息模擬恢復(fù)出成藏期儲(chǔ)集巖壓力，再結(jié)合等效深度法公式計(jì)算得到成藏動(dòng)力一源儲(chǔ)壓差，從而揭示儲(chǔ)集巖紋層結(jié)構(gòu)發(fā)育程度與甜點(diǎn)段油氣富集效果的內(nèi)在關(guān)聯(lián)，為頁(yè)巖油的勘探開(kāi)發(fā)提供理論參考。

1地質(zhì)背景

吉木薩爾凹陷是我國(guó)重要的陸相頁(yè)巖油產(chǎn)地，位于準(zhǔn)噶爾盆地東部隆起帶西南部，是一個(gè)西斷東超的箕狀凹陷4。該凹陷頁(yè)巖油的主要產(chǎn)層為二疊系蘆草溝組 （P₂l） ，分為蘆一段 （P₂l₁） ）蘆二段 （P₂l₂） ，巖性以泥、頁(yè)巖，粉砂巖、細(xì)砂巖及碳酸鹽巖為主，部分存在火山碎屑巖，同時(shí)兼具混積特征，下甜點(diǎn)相比于上甜點(diǎn)水體較深，地層厚度大，巖性以云質(zhì)粉砂巖為主，上甜點(diǎn)發(fā)育濱湖、淺湖相沉積，巖性以砂屑云巖、白云質(zhì)粉砂巖為主（圖1）[，5，14，6，2628]。良好的沉積環(huán)境有利于有機(jī)質(zhì)的富集，使得蘆草溝組曾一度被認(rèn)為是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖層。吉木薩爾凹陷蘆草溝組勘探開(kāi)發(fā)過(guò)程中的成功實(shí)踐，使得研究區(qū)受到了眾多學(xué)者的關(guān)注[29-30]

2樣品與分析方法

本研究對(duì)J10025井蘆草溝組甜點(diǎn)段108塊樣品進(jìn)行測(cè)試。為了方便研究將樣品按照巖心上相鄰紋層間厚度劃分為三種類型，分別為紋層狀（ ∠1cm） ）、層狀 （1～10cm 、塊狀 gt;10cm. （圖2），其中紋層狀樣品60塊，層狀樣品31塊和塊狀樣品17塊。并對(duì)樣品進(jìn)行包括TOC測(cè)試、鑄體薄片鑒定、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡觀察等。據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)一步對(duì)不同類型儲(chǔ)集巖樣品進(jìn)行二維大視域多尺度組合電鏡成像（Maps）、流體包裹體和激光共聚焦等實(shí)驗(yàn)并結(jié)合測(cè)井含油飽和度等資料，獲取不同類型儲(chǔ)集巖樣品的孔喉發(fā)育特征及成藏期古壓力特征。

2.1 有機(jī)地球化學(xué)分析

利用LECOCS-230碳硫分析儀按照GB/T19145—2003標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行巖石TOC分析，根據(jù)總有機(jī)碳測(cè)試結(jié)果選取部分適宜樣品粉末樣進(jìn)行巖石熱解實(shí)驗(yàn)。巖石熱解實(shí)驗(yàn)利用Rock-Eval6設(shè)備按照GB/T18602—2012標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試，以便獲得游離液態(tài)烴 （S₁） 、裂解烴（S₂） 、最高熱解峰溫（ （T_max） 等數(shù)據(jù)。

2.2 儲(chǔ)集空間定量表征

儲(chǔ)集空間表征實(shí)驗(yàn)均在長(zhǎng)江大學(xué)測(cè)試分析。樣品經(jīng)過(guò)鑄體制片后，利用LEICADM4P偏光顯微鏡對(duì)樣品進(jìn)行巖性識(shí)別和孔隙發(fā)育程度等方面的觀察；并采用HeliosNanoLab660進(jìn)行了FE-SEM、Maps的測(cè)試，測(cè)試視域?yàn)?800μm×800μm ，分辨率達(dá)到 10nm ，可以對(duì)儲(chǔ)集空間發(fā)育程度、礦物顆粒間及顆粒內(nèi)孔隙特征、孔喉半徑等方面進(jìn)行觀察（圖3）。

2.3 成藏期次及動(dòng)力恢復(fù)

本研究借助流體包裹體顯微形態(tài)及熒光特征對(duì)流體包裹體成因和類型進(jìn)行區(qū)分；并測(cè)量與烴類包裹體同時(shí)期形成鹽水包裹體的均一溫度，根據(jù)其頻率分布情況在埋藏一熱演化史圖件上的投點(diǎn)恢復(fù)研究區(qū)成藏期次；配合激光共聚焦測(cè)量氣液比等參數(shù)進(jìn)行流體包裹體PVTx古壓力模擬獲得主成藏期儲(chǔ)集巖壓力大小。流體包裹體相關(guān)測(cè)試均在中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（武漢）構(gòu)造與油氣資源教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室完成。其中，使用Maya 2000Pro 光譜儀進(jìn)行流體包裹體顯微形態(tài)觀察及熒光測(cè)試，紫外光激發(fā)波長(zhǎng)介于330～380μm ，室內(nèi)溫度 20% ；鹽水包裹體顯微測(cè)溫實(shí)驗(yàn)儀器為THMS600液氮型冷/熱臺(tái)，溫度誤差為±0.1C 。

烴源巖成藏時(shí)期壓力恢復(fù)是本研究的重要內(nèi)容，雖然目前地層壓力恢復(fù)的方法很多，但能夠真實(shí)反映生烴時(shí)期烴源巖壓力的方法并不常見(jiàn)。本文借助等效深度法恢復(fù)欠壓實(shí)泥巖段古埋深壓力[3，即正常壓實(shí)段泥巖聲波測(cè)井曲線與欠壓實(shí)地層聲波曲線上具有相同孔隙度和有效應(yīng)力的深度為等效深度[32]（圖4），該深度的孔隙壓力可表示為：

式中： P_z 為欠壓實(shí)泥巖的孔隙壓力， Pa;ρ_r 為埋藏深度與等效深度間的巖層平均密度， kg/m³ ;g為重力加速度， m/s²;Z 為欠壓實(shí)泥巖的埋深， m;ρ_v 為地層水密度， kg/m³;C 為正常壓實(shí)泥巖的壓實(shí)系數(shù)， m^?Δ 為欠（a）泥質(zhì)粉砂巖，紋層狀，J10025井，3541.64m，P2L；（b）泥質(zhì)粉砂巖，紋層狀，J10025井， 3541.64m，P₂l₂ ，為（a）中顯微照片，單偏光，粉砂質(zhì)和黏土質(zhì)局部富集呈條帶狀；（c）含泥粉砂質(zhì)云巖，層狀，J10025井，3687.47 m，P₂l₁ ；（d）含泥粉砂質(zhì)云巖，層狀，J10025井，3687.47 m，P₂l₁ ，為（c）中顯微照片，單偏光，可見(jiàn)泥晶白云石與粉砂質(zhì)局部富集形成條帶狀互層;（e）泥晶粉砂質(zhì)白云巖，塊狀，J10025井 3692.01m，P₂l₂ 巖心表面紋層結(jié)構(gòu)不發(fā)育；（f）泥晶粉砂質(zhì)白云巖，塊狀，J10025井，3692.01m，P2L，泥晶級(jí)白云石和粉砂質(zhì)顆粒分散分布，單偏光

Fig.2Microscopic characteristics of diferent types of reservoirrock coresand castthin sections

Fig.4Schematic diagram of calculation of formation pressure using the equivalent depth method （modified from references[32-33]）

壓實(shí)泥巖的聲波時(shí)差， μs/m;Δt₀ 為地表的原始聲波時(shí)差， μs/m ;由于J10025井缺失正常壓實(shí)段泥巖聲波時(shí)差資料，故本文中 C，Δt₀ 等參數(shù)來(lái)自于前人的研究，即C取 $0 . 0 0 0 4 ， ＼Delta t _ { 0 } { = } 6 3 1 . 6 2 ～ { ＼mu ＼mathrm { s / m } } ^ { [ 3 3 ] } 。$

頁(yè)巖油源儲(chǔ)位置較近，致使源、儲(chǔ)古埋深相差較小，烴源巖壓力可以用等效深度法直接表示，故本研究定義烴源巖與儲(chǔ)集巖之間的壓力之差代表源儲(chǔ)壓差。借助等效深度法所反映的是保留在源巖孔隙中的壓力，而研究區(qū)良好的烴源巖成藏期生烴增壓形成的裂縫相對(duì)發(fā)育[15.34，使得烴源巖產(chǎn)生壓力難以進(jìn)行定量，從而影響對(duì)成藏時(shí)期烴源巖壓力的判斷。由于巖石壓實(shí)作用的不可逆性，測(cè)井曲線反映地層處于最大埋深時(shí)的壓實(shí)狀態(tài)，進(jìn)而等效深度法計(jì)算出的壓力即為地層處于最大埋深時(shí)期的烴源巖壓力，由此油氣成藏時(shí)期所處埋深的烴源巖壓力可用最大埋深時(shí)的地層壓力來(lái)衡定。

3 測(cè)試結(jié)果

3.1有機(jī)地球化學(xué)特征

測(cè)試結(jié)果顯示，研究區(qū)樣品TOC含量多大于2% ，生烴潛力 （S₁+S₂） 范圍介于 6.66～64.64mg/g ，熱解峰溫 （T_max） 范圍介于429 C～450°C ，鏡質(zhì)體反射率（R_o） 介于 0.6%～1.6%^[35] 。在 T_max -HI圖版投點(diǎn)，發(fā)現(xiàn)干酪根類型以 I～I(xiàn)I₁ 型干酪根為主，整體處于低熟一成熟階段，表明研究區(qū)有機(jī)質(zhì)豐度較高，具有良好的生烴潛力（圖5）。

3.2 儲(chǔ)集空間特征

研究區(qū)儲(chǔ)集空間類型包括粒間孔隙、粒內(nèi)溶孔、微裂縫、黏土礦物晶間孔及少量有機(jī)質(zhì)孔（圖6，原生孔隙受埋藏過(guò)程中壓實(shí)作用影響消耗殆盡，以致現(xiàn)今觀察到的孔隙類型基本為溶蝕作用造成的次生孔隙（圖6a＼～h）。通過(guò)鑄體薄片觀察發(fā)現(xiàn)，甜點(diǎn)段紋層結(jié)構(gòu)較為發(fā)育，以粉砂質(zhì)和泥質(zhì)互層式紋層為主（圖6i＼～j）。富含長(zhǎng)石及砂屑等易溶組分的粉砂巖、云巖等巖石類型樣品中溶蝕孔隙相對(duì)發(fā)育，還能觀察到裂縫的存在（圖6k）。其他樣品孔隙多不發(fā)育，孔隙孤立且局部集中分布，甚至在薄片中觀察不到孔隙（圖6b）。掃描電鏡觀察到巖石顆粒表面大量的不規(guī)則溶蝕孔隙，具有一定的連通性，還存在一些粒間孔隙，但多被有機(jī)質(zhì)和黏土礦物等充填（圖6l＼～p）。通過(guò)Maps觀察統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，相較基質(zhì)孔而言，有機(jī)質(zhì)孔不發(fā)育（圖7a），這種差異性可能與烴源巖的成熟度及干酪根類型等存在關(guān)聯(lián)[35，37-38]

利用Maps進(jìn)行大視域微、納米孔隙結(jié)合測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，不同類型儲(chǔ)集巖儲(chǔ)集性能和含油性（圖7b＼～d）存在差異。以白云巖儲(chǔ)層為例，利用Avizo軟件對(duì)二維視域中孔隙進(jìn)行分割提取，發(fā)現(xiàn)紋層狀儲(chǔ)集巖孔隙度分布范圍介于 2.19%～10.20% ，平均為6.20% ，層狀儲(chǔ)集巖孔隙度分布范圍介于 3.72% 8.42% ，平均為 6.07% ，塊狀儲(chǔ)集巖孔隙度分布范圍介于 4.76%～5.52% ，平均為 5.14% ，可見(jiàn)紋層狀儲(chǔ)集巖具有較高的孔隙度，這與樣品所對(duì)應(yīng)測(cè)井含油飽和度（圖7c）和孔隙度數(shù)據(jù)（圖7d）反應(yīng)出的不同類型儲(chǔ)集巖物性趨勢(shì)特征相吻合。紋層結(jié)構(gòu)發(fā)育程度不同，儲(chǔ)集巖孔隙半徑大小及區(qū)間也存在差異，可以發(fā)現(xiàn)紋層狀儲(chǔ)集巖孔喉半徑范圍極大（表1），白云巖在孔隙半徑主要集中在 20～50nm （圖7b），紋層狀白云巖在這一孔隙半徑區(qū)間的分布頻率要優(yōu)于層狀白云巖和塊狀白云巖（表1、圖7b）;Zouetal.通過(guò)實(shí)驗(yàn)分析認(rèn)為頁(yè)巖油流動(dòng)孔喉下限為 20nm ，說(shuō)明紋層結(jié)構(gòu)發(fā)育程度是研究區(qū)油氣富集的影響因素之一。

3.3 成藏期次及古壓力恢復(fù)

3.3.1包裹體巖相學(xué)分析

流體包裹體主要在石英顆粒內(nèi)裂紋中廣泛富

（a）含砂屑粉砂質(zhì)白云巖，J10025井， 3690.64m，P₂l₁ ，砂屑及長(zhǎng)石組分溶蝕，藍(lán)色鑄體，單偏光；（b）粉砂質(zhì)泥巖，J10025井， 3672.8m，P₂l₁ ，局部粉砂質(zhì)遭受溶蝕，形成粒內(nèi)溶孔，藍(lán)色鑄體，單偏光；（c）細(xì)粒級(jí)巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，塊狀，J10025井 3549.63m，P₂l₁ ，長(zhǎng)石、砂屑組分被溶蝕，以粒間孔隙為主，藍(lán)色鑄體，單偏光；（d）硅巖，J10025井3 680.84m ，PI，長(zhǎng)石顆粒溶蝕強(qiáng)烈，粒間孔隙發(fā)育，掃描電鏡；（e）泥晶白云巖，J10025井，3547.92m，P2L，顆粒表面粒內(nèi)孔隙較為發(fā)育，掃描電鏡；（f）含泥粉砂質(zhì)泥晶白云巖，J10025井， 3554.34m，I 2，局部顆粒溶蝕作用強(qiáng)烈，掃描電鏡； Π（Π_g） 泥質(zhì)粉砂巖，J10025井， 3536.78m， P2L，為圖（i）中粉砂質(zhì)溶蝕，藍(lán)色鑄體，單偏光；（h）含云泥質(zhì)粗粉砂巖，J10025井，3 551.69 m，P₂l₂ ，為圖（j）中長(zhǎng)石溶蝕，藍(lán)色鑄體，單偏光；（i）泥質(zhì)粉砂巖，J10025井，3536.78 m，P₂l₂ ，粉砂質(zhì)與泥質(zhì)互層，藍(lán)色鑄體，單偏光；（j）含云泥質(zhì)粗粉砂巖，J10025井， 3551.69m ，P2L，泥質(zhì)和泥晶白云石與粉砂質(zhì)定向排列形成條帶狀互層，藍(lán)色鑄體，單偏光；（k）泥質(zhì)白云巖，J10025井， 3692.62m，P₂l₁ 泥晶白云石顆粒周圍存在裂縫，藍(lán)色鑄體，單偏光;（1）粉砂質(zhì)凝灰?guī)r，J10025井， 3528.01m，P₂l₂ ，顆粒自形程度較好，局部粒間孔隙發(fā)育，大部分孔隙間被黏土礦物充填，掃描電鏡； （m） 細(xì)粒級(jí)巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，J10025井 ，3549.63m P₂l₂ ，粒間孔隙發(fā)育，部分石英顆粒次生加大，孔隙多被硅質(zhì)充填，掃描電鏡; Π（Π_n） 泥質(zhì)粉砂巖，J10025井 ，3534.64m，P₂l₂ ，顆粒間微孔隙發(fā)育，多被片狀黏土礦物充填，掃描電鏡;（o）含粉砂白云巖，J10025井 ，3688.84m，P₂l₁ ，少量有機(jī)質(zhì)表面存在孔隙，掃描電鏡；（p）泥晶含粉砂白云巖，J10025井，3544.61 m，P₂l₁ ，黏土礦物充填在顆粒間且存在大量黏土礦物晶間孔隙，掃描電鏡集，直徑相對(duì)較小，以 2～20μm 為主，多數(shù)小于 6μm 以次生成因?yàn)橹鳎喑尸F(xiàn)條狀、似橢圓、似三角狀等形態(tài)，以氣液兩相烴類包裹體為主（圖8）。

烴類包裹體顏色及最大強(qiáng)度波長(zhǎng) （λ_max） 和紅/綠商 （Q_650/500） 能夠指示主成藏期油氣熱演化特征。隨著原油成熟度增高，組分中飽芳比增加，熒光顏色出現(xiàn)藍(lán)移。紅/綠商（Q值）為熒光強(qiáng)度在 650nm 和500nm 處的比值，其依賴于熒光光譜參數(shù)來(lái)反映成熟度的特性4。研究區(qū)烴類熒光顏色以黃色為主，部分存在黃綠色、藍(lán)綠色， Q_650/500=0.25～2.08 ， λ_max=441～ 635nm ，體現(xiàn)出油氣成藏時(shí)期成熟度偏低（圖8c，f，i）。

3.3.2油氣充注期次及儲(chǔ)集巖成藏期壓力恢復(fù)

前人多采用流體包裹體均一溫度分布與埋藏—熱演化史結(jié)合的方法來(lái)判斷油氣成藏期次[41-42]。與烴類包裹體同期形成的鹽水包裹體均一溫度范圍為： 60°C～140°C ，多集中于 140^°C （圖 9a ）。在埋藏一熱演化史圖上投點(diǎn)發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)發(fā)生了兩期油氣充注，一期晚三疊世，二期早侏羅世至白堊世時(shí)期，結(jié)合前文包裹體巖相學(xué)特征，表明以低熟油充注為主（圖9b）。

成藏期儲(chǔ)集巖壓力的恢復(fù)依賴于烴類包裹體的均一溫度（Thom）以及激光共聚焦顯微鏡沿Z軸方向分層對(duì)氣液比的精確測(cè)定[43-44]。利用VTFLINC軟件模擬出的P-T相圖和等容線中數(shù)據(jù)獲取油氣成藏時(shí)期的儲(chǔ)集巖壓力[45]。測(cè)算結(jié)果表明，研究區(qū)儲(chǔ)集巖成藏期壓力介于 18.57～48.16MPa ，壓力系數(shù)介于0.72＼～2.17，平均為1.55，體現(xiàn)了成藏期儲(chǔ)集巖內(nèi)部較高的壓力（表2）。在埋藏一熱演化史圖上體現(xiàn)第一期油氣成藏儲(chǔ)集巖壓力系數(shù)介于1.30＼～1.52，平均為1.41，第二期儲(chǔ)集巖壓力系數(shù)介于0.72＼～2.17，平均為1.57，第二期早侏羅世至晚白堊世比第一期晚三疊世儲(chǔ)集巖壓力高，說(shuō)明早侏羅世至晚白堊世時(shí)期為研究區(qū)主成藏期。

4討論

4.1優(yōu)質(zhì)烴源巖的生排烴過(guò)程是控制頁(yè)巖油氣聚集的關(guān)鍵因素

目前大多數(shù)學(xué)者認(rèn)為泥巖欠壓實(shí)、烴源巖生烴增壓、水熱膨脹增壓、黏土礦物脫水增壓等是油氣成藏的動(dòng)力來(lái)源[32。研究區(qū)的成藏動(dòng)力主要來(lái)源于地層的欠壓實(shí)作用，烴類生成和黏土礦物轉(zhuǎn)化，其中欠壓實(shí)和烴類生成為主要成因[33]

非常規(guī)儲(chǔ)集巖孔喉半徑小，毛細(xì)管力可能是主要阻力。隨著蘆草溝組埋深不斷增加，泥巖欠壓實(shí)程度加劇，烴源巖生烴速率增大，促使烴源巖和儲(chǔ)集層之間的壓力逐漸增大，源、儲(chǔ)間呈現(xiàn)一種非平衡狀態(tài)進(jìn)而形成源儲(chǔ)壓差。由于烴源巖產(chǎn)生的超壓最終總要向壓力較低的低滲透空間和疏導(dǎo)通道中運(yùn)聚，所以當(dāng)壓力增加到與毛細(xì)管阻力相同時(shí)，可突破致密儲(chǔ)層，烴源巖產(chǎn)生的油氣將源源不斷運(yùn)移至儲(chǔ)集巖中聚集（圖10a）。

地球化學(xué)數(shù)據(jù)結(jié)果表明研究區(qū)優(yōu)質(zhì)烴源巖廣布，生烴時(shí)期烴源巖中密度較高的干酪根會(huì)向密度較低的烴類轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致孔隙流體體積膨脹，形成較強(qiáng)的烴源巖壓力。前人對(duì)吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖進(jìn)行生烴體積膨脹率計(jì)算發(fā)現(xiàn)，當(dāng) R 處于 0.8% ）1.0% 階段，TOC為 3% 的烴源巖生烴膨脹引起的體積膨脹率可達(dá)到 15.30%～34.99%^[47] 。研究區(qū)TOC含量大于 3% 的烴源巖較多，且現(xiàn)今仍處于生油階段（圖5），表明生烴增壓作用對(duì)研究區(qū)源儲(chǔ)壓差的形成有積極的作用。

泥巖欠壓實(shí)作用與生烴增壓過(guò)程隨著地層埋深的增加出現(xiàn)時(shí)空疊置，形成較強(qiáng)的烴源巖壓力，這種時(shí)空疊置使得成藏動(dòng)力也發(fā)生變化（圖9b）。從包裹體捕獲壓力隨地質(zhì)年齡的變化（圖9、圖10b）可以看出，晚三疊世時(shí)期由于快速埋深，使得早先存在的原生粒間孔隙被破壞，儲(chǔ)集巖內(nèi)部壓力開(kāi)始增加，后期由于構(gòu)造抬升作用生烴被迫終止。早侏羅世開(kāi)始由于地層埋深再次加大，提供了有利于烴源巖生烴的溫壓條件，廣布的優(yōu)質(zhì)烴源巖再次開(kāi)始生烴，形成源儲(chǔ)壓差推動(dòng)大量有機(jī)酸溶蝕改造儲(chǔ)集空間，使得該時(shí)期儲(chǔ)集巖仍具有較好的物性，有利油氣的聚集（圖11a）。白堊世至今，雖然烴源巖仍處于生烴時(shí)期，但是壓實(shí)作用持續(xù)破壞孔隙，與此同時(shí)累積至該時(shí)期大規(guī)模的溶蝕改造為黏土礦物轉(zhuǎn)化、長(zhǎng)石溶蝕等成巖作用提供了契機(jī)，促進(jìn)了顆粒間膠結(jié)物的形成，以致于源儲(chǔ)壓差無(wú)法驅(qū)動(dòng)烴類物質(zhì)進(jìn)入臨近孔隙中，最終只能滯留在源、儲(chǔ)內(nèi)部空間形成頁(yè)巖油藏（圖11b）。

4.2良好的源儲(chǔ)關(guān)系有利于油氣的運(yùn)聚

研究區(qū)巖性為細(xì)粒混積巖，源儲(chǔ)關(guān)系的劃分比較困難。本研究利用巖心觀察和鑄體薄片等手段進(jìn)行巖性識(shí)別，結(jié)合樣品總有機(jī)碳數(shù)據(jù)對(duì)甜點(diǎn)段源、儲(chǔ)進(jìn)行劃分。將J10025井甜點(diǎn)段T0C含量大于 2% 縱向厚度連續(xù)，巖心觀察含油性低且薄片下泥質(zhì)含量超過(guò) 50% 的巖石樣品劃分為烴源巖。根據(jù)儲(chǔ)集巖厚度占所劃定源儲(chǔ)組合體系中厚度比例進(jìn)行劃分：源夾儲(chǔ)型小于 40% ，源儲(chǔ)互層型為 40%～60% ，儲(chǔ)夾源型大于 60% （圖12）。

由于源儲(chǔ)壓差的推動(dòng)作用，油氣更容易由壓力高值區(qū)的烴源巖向壓力較低的儲(chǔ)集巖中運(yùn)移。而儲(chǔ)集性能好的儲(chǔ)集空間壓力較低，有利于形成較大源儲(chǔ)壓差促進(jìn)油氣向臨近儲(chǔ)集空間中運(yùn)移。根據(jù)薄片及測(cè)并數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)不同源儲(chǔ)組合類型儲(chǔ)集空間及含油飽和度存在差異，儲(chǔ)夾源型最好，源儲(chǔ)互層型其次，源夾儲(chǔ)型最差（表3）。源夾儲(chǔ)型很容易在油氣成藏時(shí)期使臨近儲(chǔ)集空間中壓力快速升高，導(dǎo)致這種源儲(chǔ)組合不利于油氣運(yùn)聚。研究區(qū)以源儲(chǔ)互層型組合為主，相比于源夾儲(chǔ)型和儲(chǔ)夾源型，源、儲(chǔ)距離較近增大了源、儲(chǔ)間接觸面積，有利于烴源巖高效排烴從而促進(jìn)研究區(qū)頁(yè)巖油資源的富集。

表3吉木薩爾凹陷J10025井蘆草溝組不同源儲(chǔ)組合儲(chǔ)集空間差異

4.3源儲(chǔ)壓差與紋層結(jié)構(gòu)相互配合造成甜點(diǎn)段含油性存在差異

研究區(qū)下甜點(diǎn)源巖品質(zhì)及儲(chǔ)集物性要優(yōu)于上甜點(diǎn)（圖5、7b＼～d），但不可否認(rèn)的是，不同類型甜點(diǎn)儲(chǔ)集物性差異并不明顯，表明造成不同類型甜點(diǎn)含油性差異的根本原因在于，擁有更好源巖品質(zhì)的下甜點(diǎn)在烴源巖生烴時(shí)期產(chǎn)生原油膨脹力更加充足，形成了相比于上甜點(diǎn)更強(qiáng)的源儲(chǔ)壓差。在源儲(chǔ)壓差的作用下，使得原本難以作為儲(chǔ)集空間的孔隙也富集油氣，降低了成藏物性下限。當(dāng)源儲(chǔ)壓差達(dá)到巖石破裂壓力時(shí)產(chǎn)生裂縫（圖6k），有利于油氣中有機(jī)酸運(yùn)移，進(jìn)而溶蝕改造儲(chǔ)集空間造成上、下甜點(diǎn)的含油性差異（圖7c）。

不同類型儲(chǔ)集巖成藏動(dòng)力測(cè)試結(jié)果表明，紋層結(jié)構(gòu)發(fā)育的紋層狀儲(chǔ)集巖成藏動(dòng)力優(yōu)于層狀儲(chǔ)集巖（圖13a）。烴源巖生烴產(chǎn)生的原油膨脹力暫時(shí)無(wú)法驅(qū)動(dòng)油氣進(jìn)入研究區(qū)這類低孔滲的儲(chǔ)層中。由于研究區(qū)塊狀儲(chǔ)集巖顆粒內(nèi)流體包裹體極小，以致難以進(jìn)行測(cè)溫及壓力恢復(fù)，所以只能通過(guò)對(duì)具備觀察流體包裹體條件類型的樣品進(jìn)行研究。因?yàn)榫邆溆^測(cè)條件的塊狀樣品存在粒間溶蝕孔隙，在具備同一生、排烴能力的烴源巖供烴條件下，塊狀樣品由于發(fā)育粒間溶蝕孔隙，儲(chǔ)集性能好，造成油氣成藏時(shí)期源儲(chǔ)壓差相比于儲(chǔ)集性能較弱的樣品大，使得形成的油氣先行選擇運(yùn)移到孔滲較好的儲(chǔ)集空間。同理，利用Maps結(jié)合測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)紋層狀儲(chǔ)集巖相比于其他兩種類型儲(chǔ)集巖在儲(chǔ)集性能方面更具優(yōu)勢(shì)，因此在油氣成藏時(shí)期紋層狀儲(chǔ)集巖會(huì)有更多的油氣聚集。

紋層結(jié)構(gòu)間成巖作用對(duì)油氣富集存在影響，結(jié)合圖13b可以看出，三種源儲(chǔ)組合成藏動(dòng)力和含油飽和度存在著正相關(guān)關(guān)系。研究區(qū)宏觀上以源儲(chǔ)互層式組合為主（4.2章節(jié)），在薄片尺度下可以發(fā)現(xiàn)除塊狀儲(chǔ)集巖外，常見(jiàn)次一級(jí)微觀層面上粉砂質(zhì)和泥質(zhì)互層的現(xiàn)象，并且粉砂質(zhì)中有明顯的溶蝕現(xiàn)象（圖6g＼～j）。這說(shuō)明紋層間形成了從微觀到宏觀層面上源儲(chǔ)的大面積緊鄰接觸，有利于成藏時(shí)期在源儲(chǔ)壓差的作用下油氣向互層單元中的儲(chǔ)集空間運(yùn)移；而在研究層段內(nèi)湖相頁(yè)巖發(fā)育紋層結(jié)構(gòu)可能是研究區(qū)甜點(diǎn)段遍布油氣顯示的重要原因。

5結(jié)論

（1）不同類型儲(chǔ)集巖儲(chǔ)集空間存在差異，紋層狀儲(chǔ)集巖相比于層狀和塊狀儲(chǔ)集巖內(nèi)部紋層結(jié)構(gòu)密度更高，以粉砂質(zhì)和富有機(jī)質(zhì)泥質(zhì)互層型紋層結(jié)構(gòu)為主。生烴階段粉砂質(zhì)臨近的富有機(jī)質(zhì)紋層產(chǎn)生有機(jī)酸溶蝕粉砂質(zhì)中易溶組分，進(jìn)而改造粉砂質(zhì)內(nèi)部?jī)?chǔ)集空間，有利于油氣的聚集，紋層狀儲(chǔ)集巖內(nèi)部層間溶蝕改造是造成不同類型儲(chǔ)集巖儲(chǔ)集性能差異的主控因素。

（2）研究區(qū)廣泛發(fā)育的 優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴形成了 3.83～30.57MPa 源儲(chǔ)壓差，促進(jìn)油氣向研究區(qū)微納米孔隙中運(yùn)移，使甜點(diǎn)段儲(chǔ)集空間優(yōu)越的紋層狀儲(chǔ)集巖含油性更好，是研究區(qū)“甜點(diǎn)\"形成的主控因素。

（3）研究區(qū)紋層狀及層狀儲(chǔ)集巖內(nèi)部發(fā)育不同程度的粉砂質(zhì)和泥質(zhì)互層式紋層結(jié)構(gòu)，其構(gòu)建了次一級(jí)微觀源儲(chǔ)互層式組合，有利于油氣運(yùn)聚。不同類型儲(chǔ)集巖內(nèi)部互層結(jié)構(gòu)發(fā)育程度差異致使宏觀尺度上紋層狀儲(chǔ)集巖油氣富集程度優(yōu)于層狀和塊狀儲(chǔ)集巖。

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Abstract：[Objective]The pressure differences between source and reservoir rocks is notonlythe driving force for unconventional oilandgasaccumulation，butalso indispensablekeycontent inthe studyof thegenesisof shaleoil sweet spots.Inaddition，laminar structures are widely developed incontinental shale，and the degree of development results in differences in the accumulation dynamics of reservoir rocks，which affctthe accumulationof shaleoil and gas.However，there are relativelyfew studies on theaccumulation dynamics ofshaleoil.The sweetspot section of the Permia Lucaogou Formation in the Jimusar Sag was taken as the research object，and the intrinsic relationship betwen the development degree of laminar structure and shale oil and gas accumulation was revealed from the perspective of accumulation dynamics.[Methods] Through the evaluation of source rocks，classfication of petrographic types and characterization of pores，etc.，the characteristics of the source rocks，diferent types of reservoir rocks， and source-reservoir assemblages inthe study area were obtained.Usingthe equivalent depth methodandfluid inclusion simulation，the pressure difference between source and reservoir rocks during theaccumulation period was recovered，and theaccumulation dynamics of different types of reservoirrocks were obtained.[Results]The results show thatthe study area is dominated by source-reservoir interbeddedcombinations，and the hydrocarbon generationof high-quality source rocks creates a strong source-reservoir pressure difference between the source and reservoir，promoting thecontinuous migrationofoil and gas to adjacentreservoir spaces.Interbedded siltyandargillaceous laminae are widely developed in the reservoir rocks，which constitute alarge area offrequent contact between the source and reservoir.Thedegreeof developmentresults in differences in the accumulation dynamicsof different types ofreservoir rocks，thelaminarreservoir has developed laminar structure，andthe migration distance ofoilandgas is shortened; thus，it has strongeraccumulation power andoil-bearing properties.Conclusions]The interaction between the pressure difference betweensource and reservoir rocks and the laminar structure causes the diference in the accumulation effectof oil and gas inthe reservoirrocks，andthe developmentoflaminarreservoirrocks inthelowersweet spot is afavorable area for studying oil and gas migration and accumulation in the shale sweet spot.

Key words： Lucaogou Formation；accumulation dynamics； laminar structure；sweet spot;reservoir space