吉木萨尔凹陷芦草沟组储层特征及主控因素

张治恒，田继军，韩长城，张文文，邓守伟，孙国祥

（1.新疆大学地质与矿业工程学院，乌鲁木齐 830047；2 中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院，吉林松原 138099）

0 引言

现阶段常规油气资源日益减少，所以寻找接替资源显得尤为重要［1］，随着页岩油气研究和勘探开发技术的不断进步，页岩油得到世界各国油气勘探的关注［2］。我国页岩油气资源量丰富，据统计，可采页岩油资源量大约为397.5 亿t，主要分布在松辽、准噶尔、鄂尔多斯和渤海湾等盆地，其中准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油勘探成效显著［3-6］。马克等［7］认为芦草沟组为典型的咸化湖相混合沉积，广泛发育混积岩；邵雨等［8］认为吉木萨尔凹陷整体为一个咸化湖盆；马铨峥等［9］认为在咸化湖盆沉积背景下，芦草沟组致密储层主要发育晶间孔、溶孔、微裂缝等；王剑等［10］认为芦草沟组储层在形成过程中受酸碱成岩环境交替影响；查明等［11］通过对凹陷西部钻井取样研究后认为，沉积作用对芦草沟组储层亦有较大影响。然而这些研究多集中于凹陷中西部地区，对全区认识尚不够全面，且芦草沟组岩性多变，矿物类型多样。目前关于该区不同岩石类型中发育的储集空间主控因素以及储层致密化过程尚待进一步揭示。

本次研究基于薄片观察并结合X 射线衍射、扫描电镜、压汞等一系列测试分析，对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储集层展开综合研究，明确其储层主控因素和致密化过程，以期为吉木萨尔凹陷芦草沟组储层致密化研究提供一定依据。

1 区域地质概况

图1 吉木萨尔凹陷芦草沟组构造位置（a）及地层发育（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column（b）of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，是一个西断东超的箕状凹陷，北以吉木萨尔断裂为界，南以三台断裂为界，西以老庄湾断裂和西地断裂为界，向东逐渐过渡至古西凸起，凹陷内构造平缓，总面积为1 500 km2［8］（图1）。凹陷内地层发育较为齐全，二叠系自下而上发育将军庙组（P2j）、芦草沟组（P2l）和梧桐沟组（P3wt），其中芦草沟组是页岩油开发的主要目的层系，其岩性复杂，主要以粉细砂岩、泥岩、碳酸盐岩及白云石、方解石等富集和混杂的过渡性岩类为主，其中泥岩、白云质泥岩和灰泥岩有机质含量高，生烃潜力大，是盆地内品质较好的烃源岩。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组储层岩石类型多样［12-15］，岩石矿物组分复杂且含量差别较大，对研究区内26个样品进行X 射线衍射分析，结果表明，芦草沟组岩石矿物组分主要有石英（质量分数27.9%）、斜长石（质量分数22.6%）、白云石、铁白云石（质量分数分别为13.6%，7.5%）、黏土矿物（质量分数16.7%）等（表1）。

吉木萨尔凹陷岩石类型多样，发育泥岩、泥质粉砂岩、白云质粉砂岩、砂屑白云岩、粉砂屑白云岩、砂砾岩等［参见图1（b）］。根据岩心观察，芦草沟组岩石类型复杂，岩性与粒度垂向变化快［图2（a）—（c）］。根据荧光薄片、铸体薄片资料对研究区内芦草沟组岩性进行识别和分类，可将芦草沟组岩性分为混合细粒岩、碎屑岩和碳酸盐岩等［图2（d）—（h）］，其中混合细粒岩由碳酸盐岩（52.5%～64.8%）和碎屑岩（35.2%～47.5%）组成。受火山运动影响，碎屑岩包括火山碎屑岩和普通碎屑岩；碳酸盐岩发育最为普遍，其中白云岩、灰岩等较发育，这些岩石粒度较细，粒径多小于0.35 mm，粒度分布面积频率图呈现较明显的双峰型，部分呈现出以双峰为主，多级次峰并存的特征，表明大部分为粉砂级和细砂级，少部分为粗砂级，极少部分为砂砾级。镜下显示，芦草沟组岩石颗粒磨圆度以棱角状为主，颗粒支撑，点—线接触方式，杂基成分主要为泥质和高岭石、水云母等黏土矿物，胶结物为碳酸盐岩和黏土矿物，胶结类型以孔隙-压嵌型胶结为主，部分为基底型和压嵌型胶结，成分成熟度和结构成熟度较低，说明其沉积物未经过长距离的搬运和较强的流水改造，具有近物源沉积特征。

表1 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层全岩分析Table 1 Whole rock analysis of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

图2 吉木萨尔凹陷芦草沟组岩性类别（a）砂岩与泥岩互层，吉10025 井，3 614.3 m；（b）泥岩与粉砂岩互层，含少量细砂岩，吉36-4 井，4 363.0 m；（c）灰质粉砂岩夹白云质泥岩及泥岩混积层序，吉36-4 井，4 353.4 m；（d）纹层状混合细粒岩，纹层平直，吉36-4 井，4 370.8 m；（e）块状云质泥岩，碎屑颗粒呈团块状分布，吉36-4 井，4 340.4 m；（f）纹层状白云质粉砂岩，可见石英碎屑条带/泥质纹层间互，吉36-4 井，4 340.0 m；（g）纹层状泥质白云岩，纹层平直，局部透镜状，吉36-4 井，4 353.3 m；（h）铸体薄片，沉凝灰岩，吉174 井，3 241.9 mFig.2 Lithologies of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

2.2 物性特征

对吉木萨尔凹陷芦草沟组72 个样品进行物性分析，结果表明，芦草沟组储层孔隙度为1.2%～20.4%，平均为7.34%，渗透率为0.01～0.80 mD，平均为0.08 mD。由此可见，芦草沟组储层整体物性条件较差，储层致密化程度高，常规气测孔渗和覆压孔渗关系显示其孔渗相关性较好，在一定程度上说明该储层受微裂缝影响较小，且微裂缝在储层中发育较少（图3）。

2.3 储集空间类型及特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组储层面孔率较低，为0.001%～8.020%，平均为0.210%，原生孔隙、次生孔隙并存。次生孔隙是芦草沟组储层的主要储集空间，包括次生溶孔、晶间孔、微裂缝等，此外还包括少量成岩微裂缝和生物体腔孔；芦草沟组原生孔隙则主要包括剩余粒间孔和原生粒间孔，受成岩作用影响，原生粒间孔被过度改造，剩余粒间孔成为主要孔隙类型。

2.3.1 次生孔隙

图3 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层孔隙度与渗透率关系Fig.3 Relationship between reservoir permeability and porosity of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

（1）次生溶孔。次生溶孔是吉木萨尔凹陷芦草沟组储层的主要孔隙类型，据镜下观察显示，次生溶孔在不同储层岩性中均有发育。长石受有机酸和CO2等酸性流体强烈溶蚀，形成次生溶孔，是研究区致密储层最为显著的成岩作用［图4（a）］。此外，储层中也发育不稳定矿物如白云石、方解石、岩屑溶蚀形成的晶间溶孔等［图4（b）—（c）］，这些孔隙一般被后期生成的铁白云石、铁方解石、硅质胶结等充填，使得孔隙度降低。

（2）晶间孔。芦草沟组矿物晶间孔类型较多，常见发育于方解石、白云石、黄铁矿等矿物之间，其中白云石晶间孔和方解石晶间孔发育最为普遍［图4（d）—（e）］，常呈不规则孔状，且孔径较小，一般为几μm，扫描电镜下显示这些孔大都不连通，且含量低，所以不作为有效储集空间类型。

（3）微裂缝。芦草沟组储层微裂缝主要发育成岩缝，而构造缝和异常高压缝较少，成岩缝多被碳酸盐岩矿物充填［图4（g）—（f）］。

图4 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层空间类型（a）长石岩屑砂岩，粒内溶蚀孔较发育，J37 井，2 845.1 m；（b）细晶灰岩，方解石晶间孔，J37 井，2 848.5 m；（c）陆屑粉晶云岩，白云石晶间溶孔，J174 井，3 144.8 m；（d）陆屑云岩，白云石晶间孔发育，J174 井，埋深3 282.1 m；（e）砂屑粉晶云岩，基质油浸现象，方解石晶间孔发育，J174 井，3 172.6 m；（f）云质长石粉砂岩，压溶缝中充填褐色沥青质，J174 井，3 227.0 m；（g）灰绿色泥质粉砂岩，压溶作用形成的缝合线，J10025 井，3 618.1 m；（h）粗粉粒砂岩，剩余粒间孔和粒内溶孔发育，J25 井，3 408.0 m；（i）极细粒砂岩，剩余粒间孔发育，J31 井，2 725.3 mFig.4 Reservoir space types of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

2.3.2 原生孔隙

镜下观察显示，吉木萨尔凹陷芦草沟组储层原生孔隙包括沉积之后未被胶结物、杂基填隙物充填的原始骨架颗粒间孔隙及有机质与骨架颗粒间的孔隙，还包括经机械压实、各种胶结作用和充填后的剩余粒间孔隙［图4（h）—（i）］。这些孔隙边界比较清晰，形状和分布不均匀，主要发育在粉细砂岩、云质/灰质粉细砂岩、泥质以及泥质粉细砂岩中。

3 储层主控因素

3.1 沉积作用对储层物性的影响

吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积相主体为湖相和三角洲相［8，16］（图5）。不同的沉积相对应不同的岩性和物性（图6）。①在凹陷边缘地带，主要分布三角洲前缘相，以粉细砂岩为主，因其近物源、杂基含量高、分选性差，大部分孔隙以原生粒间孔和剩余粒间孔为主，长石等不稳定矿物组分较多，常被酸性流体溶蚀形成溶蚀孔，物性好，孔隙度平均为10.58%，渗透率平均为0.094 mD，是最为有利的储层；②向凹陷中部地区转变为浅湖相，泥质细粒沉积物增多，整体物性不及边缘地带，但在碱性环境下浅湖中的云屑砂岩、云岩等粒间溶孔较为发育，同时长石等也会发生溶蚀而改善储层物性条件，使得浅湖相孔渗条件仅次于三角洲前缘相，平均孔隙度为7.25%，渗透率平均为0.062 mD。③半深湖相以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩为主，孔渗条件相对较差，孔隙度平均为5.4%，渗透率平均为0.054 mD。深湖相多以泥岩为主，孔渗条件差，孔隙度平均为1.8%，渗透率平均为0.006 5 mD。

图5 吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积相Fig.5 Sedimentary facies o Lucaogou Formation in Jimsar Sag

图6 吉木萨尔凹陷芦草沟组不同沉积相物性参数Fig.6 Physical parameters of different sedimentary facies of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3.2 成岩作用对储层物性的影响

成岩作用控制着储层的孔隙演化及垂向分带性，决定着储集性能的好坏，是储层形成和发育的必经阶段［17-19］。吉木萨尔凹陷芦草沟组储层在成岩过程中主要经历了压实作用、溶蚀作用和胶结作用等，这在很大程度上改变了储层的物性条件。

3.2.1 压实作用

根据9 口钻井的89 个样品重矿物含量鉴定结果，吉木萨尔凹陷芦草沟组重矿物“ZTR”指数区间为0.01～0.52，平均值为0.31，说明其成分成熟度较低。较低的成分成熟度和结构成熟度导致芦草沟组储层抗压能力弱，受压实作用影响较大。储层中大量的孔隙遭到破坏，物性条件变差。由于成岩作用叠加着强烈的压实作用，在镜下可看到黏土矿物、炭质、有机质、岩屑顺着应力最小方向呈半定向—定向排列［图7（a）—（b）］，岩石矿物颗粒也由原始点接触逐渐转变为点—线接触。

3.2.2 胶结作用

（1）碳酸盐胶结作用。研究区27 口井141 个样品的岩石薄片鉴定结果表明，碳酸盐胶结普遍发育，主要为方解石、（含）铁方解石和（铁）白云石，质量分数为1%～32%，平均为7.22%。根据矿物学和成岩序列，将研究区碳酸盐胶结物类型划分为3期。①泥晶、微晶碳酸盐通过沉淀，形成早期泥晶方解石、微晶白云石胶结物，一般见岩屑、陆屑胶结于泥晶方解石中；②中期为细晶方解石胶结，胶结物常呈斑块状分布，并交代个别碎屑颗粒［图7（c）］，也见呈嵌晶式填充在粒间孔隙中；③晚期黏土矿物、云母产生的Fe2+和Mg2+，结合到方解石或白云石的晶格中，形成含铁碳酸盐矿物，常见铁白云石和铁方解石呈细小晶粒分布于砂质间，或充填于溶蚀孔内［图7（d）］。

图7 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层成岩作用（a）炭质、有机质顺层呈定向分布，J174 井，3 161.75 m，含云质陆屑砂屑泥晶灰岩；（b）伊/蒙混层矿物与片状伊利石定向排列，J30 井，4 048.35 m，灰质泥岩；（c）方解石胶结物呈斑块状分布，J115 井，1 345.65 m，砂砾岩；（d）少量菱铁矿团粒，溶蚀孔中半—全充填方解石和铁白云石，J32 井，3 566.69 m，粉砂质泥岩；（e）黏土矿物主要见有粒间充填的书页状、蠕虫状高岭石，J001 井，1 662.07 m，砂砾岩；（f）定向片状伊利石与方解石晶粒，J30 井，4 056.02 m，白云质灰岩；（g）石英次生加大现象明显，J172 井，2 927.9 m，灰质粉砂岩；（h）溶蚀孔中充填的沸石类矿物与粒状石英，J174 井，3 275.43 m，灰质粉砂岩；（i）长石碎屑的溶蚀现象与钙质球粒，J15 井，2 283.56 m，亮晶鲕粒砂屑灰岩Fig.7 Diagenesis characteristics of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

（2）黏土矿物胶结作用。全岩分析显示，芦草沟组黏土矿物质量分数较低（15.16%），其成分主要为蒙皂石、伊利石、高岭石、绿泥石和伊/蒙混层。黏土矿物中含量较高的为伊/蒙混层（30.79%）和蒙皂石（26.85%），最低的为高岭石（图8）。受后期碱性环境影响高岭石逐渐转变为伊利石，扫描电镜下呈书页状集合体，或以蠕虫状紧密充填于粒间孔中［图7（e）］；伊利石是成岩晚期阶段产物，主要以片状、丝片状分布在基质或充填于粒内溶孔中［图7（f）］。伊/蒙混层的含量较高，以不规则形式产出，大部分伊/蒙混层形成后填充在粒间孔隙中，占据喉道，对储层的孔隙结构及物性破坏作用较强。

图8 吉木萨尔凹陷芦草沟组黏土矿物含量Fig.8 Clay mineral content of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

（3）硅质胶结作用。研究区芦草沟组储层硅质胶结普遍发育，主要以石英次生加大胶结的形式出现［图7（g）］，长石碎屑在溶解过程中产生了大量的SiO2，从而为石英次生加大提供了足够的物质来源，因此常伴随长石碎屑的溶蚀现象。储层中还发育部分自形自生石英晶粒［图7（h）］，这些石英晶粒可充填于粒间孔或溶蚀孔中，占据孔喉，堵塞喉道，使储层变得致密，一定程度上不利于储层发育。无论石英次生加大，还是石英自生晶粒充填孔喉，都会破坏原有孔喉系统，阻塞孔喉，对储层物性形成一定影响，导致储集性能下降。

3.2.3 溶蚀作用

吉木萨尔凹陷芦草沟组溶蚀作用的发生和溶蚀孔的形成主要与生排烃作用、黏土矿物转化作用有关。烃源岩有机质在成熟期因脱羧作用会产生大量的有机酸和CO2，使孔隙流体pH 值降低，促使成岩环境转变为弱酸性—酸性［20］。此外，研究区伊蒙/绿蒙混层所占黏土矿物比例大，这些混层在成岩转化过程中也产生部分无机酸，在这些酸性流体作用下，长石、岩屑等会产生大量次生溶孔，从而改善储层孔渗条件。在扫描电镜下可见长石碎屑边缘或内部受到不同程度的溶蚀作用影响，形成粒间/粒内溶蚀孔［图7（i）］。

3.2.4 成岩阶段划分

根据王剑等［28］的研究结果，结合镜下矿物分布及演化特征、溶蚀作用、颗粒接触关系、孔隙类型、有机质成熟度等，依据石油天然气行业标准［21］，对吉木萨尔凹陷芦草沟组成岩阶段进行划分（图9）。镜下薄片鉴定显示，芦草沟组砂岩颗粒间接触方式以点—线接触为主，在扫描电镜下可见石英次生加大，可观察到自生石英晶体，部分长石溶蚀且向钠长石转化；全岩分析显示黏土矿物以伊利石、绿泥石、伊/蒙混层为主，高岭石含量较低，镜质体反射率（Ro）为0.60～1.08。综合以上各种指标，可判断吉木萨尔凹陷芦草沟组砂岩普遍进入中成岩阶段A 期。

图9 吉木萨尔凹陷芦草沟组成岩演化序列（据文献［22］修改）Fig.9 Diagenetic evolution sequence of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

4 储层致密化及油气充注之间的关系

依据镜下观察矿物组分变化及成岩特征研究，建立了吉木萨尔凹陷芦草沟组储层致密化过程（图10）。芦草沟组岩屑含量高，岩石粒度细小且分选性中等，磨圆度差，因此在成岩早期因受上覆地层压力便快速进入压实阶段，使得储层致密化，这种持续压实作用会一直贯穿整个成岩过程。利用Trask 公式进行储层孔隙演化定量计算，求得吉木萨尔凹陷芦草沟组储层原始孔隙度为50%左右。

图10 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层分阶段致密化过程Fig.10 Reservoir densification process of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

受火山物质和热液影响，准同生期蒸发湖相的特征决定了其成岩早期水体为弱碱性，由于矿物组分结构成熟度和成分成熟度较低，导致早期沉积物受压实作用影响较大，原生孔隙含量相对减少，压实作用成为早期储层致密化的主要原因。同时受碱性环境影响，方沸石等火山物质转化物形成［参见图7（h）］，石英等硅质矿物及铝硅酸盐矿物发生碱性溶蚀，形成络合离子，这种络合离子在碱性环境中较为稳定，在酸性环境中易于沉淀［23］。由于压实作用，在第一阶段储层平均孔隙度减小为20%左右，此时孔渗较大，为低熟油气正常充注过程［24］。

当进入生烃阶段，有机质开始产生有机酸，使得流体pH 值降低，成岩环境转为弱酸—酸性环境。随着埋深增加，压实作用持续进行，此时长石等矿物开始被溶蚀［参见图7（i）］，黏土矿物开始转化［参见图7（e）］，长石溶孔开始大量形成，但同时酸性环境中析出的SiO2有利于石英颗粒形成次生加大，石英颗粒间也由点接触转为点—线接触。由于硅质胶结作用和早期形成络合离子的沉淀，大量粒间孔和长石溶孔被堵塞、填充、消失，使得储层致密化，在第二阶段储层孔隙度进一步减小为15% 左右。这一阶段烃源岩逐渐演化至成熟并开始大量排烃，为油气边致密边成藏过程。

由于有机酸和碳酸的消耗，成岩环境由酸性开始转变为偏碱性或碱性。在碱性环境下，持续压实作用依然进行，高岭石、蒙皂石等黏土矿物开始转变为伊利石，并常以弯曲片状充填于粒内溶孔中，同时自生石英晶粒开始发育，这些石英晶粒填充在粒间孔或溶蚀孔中，占据孔喉，堵塞喉道，此外，碱性介质条件下析出的（含）铁方解石、（含）铁白云石细小晶粒分布于砂质间，或充填于溶蚀孔内，阻塞孔隙［图7（d）］，使储层进一步致密化，第三阶段致密化孔隙度减小为7%左右。在此阶段致密储层已经形成，储层物性变差，但生烃所产生的地层压力为致密油聚集提供持续动力，属于中成熟油的持续充注阶段。

5 结论

（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组发育碎屑岩、碳酸盐岩、混合细粒岩等，主要组成矿物为石英、斜长石、白云石和铁白云石、黏土矿物等，其中石英和长石是主要矿物成分，白云石和黏土矿物含量次之。

（2）吉木萨尔凹陷芦草沟组储层孔隙类型主要为原生孔隙和次生孔隙，其中次生孔隙又包括次生溶孔、晶间孔和微裂缝等，原生孔隙则包括原生粒间孔和剩余粒间孔，整体表现为低孔、低渗的特征。

（3）吉木萨尔凹陷芦草沟组三角洲前缘相及浅湖相以粉细砂岩、云岩为主，孔、渗较好，半深湖相、深湖相以泥岩为主，物性较差。芦草沟组经历的成岩作用主要有压实作用、溶蚀作用和胶结作用，其中压实作用和胶结作用使储层大量原始孔隙遭到破坏；长石、岩屑及矿物等溶蚀产生的次生溶蚀孔一定程度上有效地改善了储层物性。综合成岩阶段各种划分指标，判断研究区芦草沟组砂岩普遍达到中成岩A 期。

（4）吉木萨尔凹陷芦草沟组储层共经历3 次致密化阶段，早期压实作用是储层致密化的主要原因，这一阶段为常规油藏过程；中期持续压实作用和硅质胶结作用使储层致密化，为油气边致密边成藏过程；后期压实作用和碳酸盐岩、黏土矿物胶结共同作用于储层，使储层进一步致密化，对应中成熟油的持续充注阶段。