二连盆地额仁淖尔凹陷下白垩统云质岩致密油储层特征与成因

魏 巍 朱筱敏 朱世发 何明薇 吴健平 王名巍 吕思翰

（1 中国石油大学（北京）地球科学学院；2 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；3中国石油华北油田公司勘探开发研究院；4中国石油大庆油田公司第三采油厂电力大队）

二连盆地额仁淖尔凹陷下白垩统云质岩致密油储层特征与成因

魏 巍1,2朱筱敏2朱世发1,2何明薇1,2吴健平3王名巍3吕思翰4

（1 中国石油大学（北京）地球科学学院；2 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；3中国石油华北油田公司勘探开发研究院；4中国石油大庆油田公司第三采油厂电力大队）

为了研究二连盆地额仁淖尔凹陷下白垩统阿尔善组富含油气的湖相云质岩储层成因，在分析沉积构造及火山活动等地质背景基础上，通过岩心观察、薄片鉴定、物性压汞分析，以及碳、氧同位素等地球化学手段，系统研究云质岩致密油储层岩石学特征、成因、分布及储集空间特征，并初步讨论致密油储层勘探潜力。研究结果表明，云质岩包括云质沉凝灰岩、云质泥岩和云质粉砂岩，孔隙度主要为 1%～15%，渗透率主要为 0.008～2.8mD，属于低—超低孔、特低—超低渗储层，储集空间主要为晶间孔和微裂缝。云质岩中的白云石具有半自形—它形、泥—粉晶结构，高碳同位素值（-1.50‰～5.20‰）及高 V/Ni值（1.57～4.56）特征，沉积于陆相半咸水—咸水蒸发环境。云质泥岩和云质沉凝灰岩中白云石具有较高的碳、氧同位素，白云石晶体存在于凝灰质及泥质杂基中，其形成主要与产甲烷生成作用相关。云质粉砂岩中白云石具有较低的碳、氧同位素，受埋藏深度和有机质生烃作用影响。云质岩中 Mg2+一方面来自于凹陷中深部大理岩和花岗岩，另一方面来自于火山物质及长石颗粒水解蚀变。此外，云质岩形成过程中，火山喷发导致湖中生物大量死亡，使有机质赋存，促使湖中甲烷菌生成，提供白云石形成的动力条件，促进早期白云石形成。后期盆内烃源岩的生排烃作用，使云质岩晶间孔及微裂缝中储集油气，为致密油储集提供有利场所。

云质岩；白云石成因；致密油；下白垩统；额仁淖尔凹陷；二连盆地

在新理论、新技术的创新推动下，非常规油气勘探开发不断获得重大突破，已成为全球油气供应的重要组成部分[1-3]。致密油作为非常规油气的主要类型之一，成为继页岩气之后的又一热点[4-5]。致密油主要赋存于致密砂岩、泥灰岩、白云岩等非常规储层中[2,6]。目前，北美是致密油资源开发最多和最成功的地区[7]。中国致密油资源潜力也很大，在准噶尔盆地乌—夏地区、吉木萨尔凹陷，以及鄂尔多斯盆地等分布广泛[2,5,8-12]，具有良好的勘探前景[13-14]。

近年来，在二连盆地多个凹陷下白垩统湖相地层中发现一套云质岩，该层段不仅是全区重要的地层对比标志层，还是有效的致密油储层[15-18]。这套云质岩在多个凹陷油气显示活跃并获得油气突破，如阿南凹陷阿 27 井、阿 408 井等云质岩段获得工业油流[17-18]。二连盆地湖相云质岩作为一种特殊岩性致密油储层，逐渐受到重视，成为重点勘探目标。然而，有关这套湖相云质岩的研究主要限于近 10 年[18]，且集中于勘探程度较高的阿南凹陷和巴音都兰凹陷。近两年，二连盆地额仁淖尔凹陷下白垩统阿尔善组云质岩钻遇井普遍见油气显示，目前已有5口井见低产油流，如淖 23 井、淖 35 井等。本文针对额仁淖尔凹陷阿尔善组湖相云质岩，精细描述 34 口井 468.77m 岩心，取样 246块，制作并观察铸体薄片、扫描电镜，分析 X 射线衍射、碳、氧同位素及微量元素，研究云质岩岩石类型、储层特征及形成机理，初步探讨云质岩对致密油的控制，为寻找云质岩储层的发育规律、预测优质储层的分布和油气勘探提供科学的理论依据及研究思路。

1 区域地质概况

二连盆地位于内蒙古自治区中部，东起大兴安岭，西到乌拉特中后联合旗一带，南界为阴山北麓，北至中蒙边界，总面积逾 10×104km2，是中国陆上大型沉积盆地之一。二连盆地是中生代后期在海西褶皱基底和侏罗系残留盆地基础上，由50多个经正断层强烈拉伸、裂陷而成的中、小型凹陷组成的盆地群，具有分割性强、单个凹陷规模小的特征。额仁淖尔凹陷位于二连盆地乌兰察布凹陷西北部，靠近中蒙边境地区，面积为 1800km2，其形成和演化受中—新生代构造背景和古生界基底性质及结构等边界条件的共同制约，形成了中生代陆相拉张型不对称双断凹陷。白垩纪早期，由于地壳拉张，发育了赛乌苏和淖西两条边界断裂，沉积了巨厚的下白垩统，形成了双断式沉积凹陷。由于两条边界断裂下降盘相对滑动向凹陷中心挤压作用，在凹陷中心形成了与凹陷走向一致的中央隆起带，构成了额仁淖尔凹陷“两洼一隆”的构造格局。额仁淖尔凹陷可分为淖西洼槽、淖东洼槽、中央地堑带、北部斜坡带和额南断裂带5个次极构造单元（图1），致密油主要发育于淖东洼槽[19]。

图1 二连盆地额仁淖尔凹陷区域构造图

额仁淖尔凹陷主要沉积下白垩统和新生界，下白垩统自下而上发育阿尔善组（K1ba）、腾格尔组（K1bt）和赛汉塔拉组（K1s），对应着 4 个构造阶段：断陷初期、断陷扩张期、断坳过渡期和坳陷期[20-21]（图2）。阿尔善组沉积早期（阿一段、阿二段沉积期）为断陷初期，仅分布在淖东洼槽一带，其直接上覆于古生界基底。该沉积期为断陷湖盆发育初期，物源匮乏、可容空间迅速扩张、湖水快速推进，形成了以泥质为主的细粒沉积物和以半深湖相地层为主体的沉积格局。阿尔善组沉积后期（阿三段、阿四段沉积期）和腾格尔组沉积期为断陷扩张期，湖盆迅速扩张，断裂大量发育，形成了淖东和中央地堑两个沉积洼槽。阿四段为一套细粒富含碳酸盐的湖相地层，也是本文研究的重点层位。这个时期形成的湖相泥岩由于后期埋深适度，热演化程度较高，也是凹陷重要的有效烃源岩。赛汉塔拉组沉积期为断坳过渡期，断陷活动停止，凹陷进入湖盆回返后的坳陷沉积阶段，上部地层遭受剥蚀，构造基本定型。新生代为坳陷期，断层基本停止活动，沉积厚度薄。

2 云质岩地质特征

2.1 储层岩石学特征

前人研究、岩心和薄片观察表明，额仁淖尔凹陷阿四段发育一套特殊岩性的细粒云质岩段，主要是陆源碎屑、凝灰质、碳酸盐之间的过渡类岩石。细粒云质岩岩石类型主要划分为云质沉凝灰岩、云质泥岩和云质粉砂岩3种。

2.1.1 云质沉凝灰岩

X射线衍射分析表明，云质沉凝灰岩白云石含量为15%～50%，平均为27%；方解石含量为0～35%，平均为 9%；黏土矿物含量为 10%～40%，平均为22%。云质沉凝灰岩岩心表面可见碳酸盐颗粒呈斑点 状（图3a）、 团块 状 或雪 花 状（图3b） 分 布。薄片观察可见两类白云石：①白云石晶体主要为半自形—它形、微—粉晶结构，以集合体形式呈不规则团块状分布于黏土杂基中，团块大小不一，处于100～500μm 之间（图4a、b）。局部可见白云石交代长石、碎屑等（图4a、b）；②白云石晶体主要为半自形、粉晶结构，交代凝灰质杂基和硅质颗粒，晚于方解石胶结物（图4b）。

2.1.2 云质泥岩

图2 额仁淖尔凹陷综合柱状图

X射线衍射分析表明，云质泥岩白云石含量为15%～36%，平均为 22.5%；方解石含量为 0～11%，平均为 6.4%；黏土矿物含量为 15%～32%，平均为27%。云质泥岩岩心主要呈纹层状，具浅灰色云质纹层或者波状层理（图3c）。由薄片观察可见，纹层主要为泥—粉晶白云石，与暗色黏土纹层交替互层出现（图4c、d）。此外，薄片中可见零星晶屑或岩屑，粒径大小不一，10～100μm 均有分布，局部见白云石和黏土纹层围绕岩屑沉淀。当白云石条带较薄时，纹层厚约 10μm，云质条带以泥晶白云石为主；而当白云石条带较厚时，纹层厚约 50μm，条带中颗粒粒度偏大，以亮晶白云石为主，并混有少量泥—粉晶石英、长石颗粒。

图3 额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩储层岩心照片（a）淖 29 井，1242.89m，云质沉凝灰岩；（b）淖 120 井，1754m，云质沉凝灰岩；（c）淖 30 井，1553.35m，云质泥岩；（d）淖 98 井，330m，云质粉砂岩

图4 额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩储层薄片特征(a）淖 126 井，1664.69m，云质沉凝灰岩，不规则微—粉晶白云石交代凝灰质；(b）淖 126 井，1665.1m，云质沉凝灰岩，不规则微—粉晶白云石交代凝灰质，晶形好的微晶白云石交代方解石；（c）淖98井，322.28m，云质泥岩，不规则泥—粉晶白云石顺层分布；（d）淖 98 井，320.6m，云质泥岩，不规则泥—粉晶白云石顺层分布；（e）淖 36 井，1649.7m，云质粉砂岩；（f）淖 23 井，1615m，云质粉砂岩

2.1.3 云质粉砂岩

岩心观察表明，云质粉砂岩呈浅灰色，多具波状层理（图3d）。薄片观察和 X 射线衍射分析表明，云质粉砂岩碎屑组分主要为石英、长石和岩屑，石英含量平均为22%；长石含量平均为 30%，以斜长石为主，占长石总量 85%；岩屑含量平均为 15%，其组分复杂，以中基性喷出岩岩屑为主，如玄武岩岩屑等，此外常见花岗岩岩屑及变质岩岩屑。填隙物包括碳酸盐胶结物和杂基，碳酸盐主要以胶结物形式充填粒间孔隙并交代碎屑矿物（图4e、f）。云质粉砂岩白云石主要呈微—细晶结构，晶形较好，含量为13%～36%，平均为 23.4%；方解石含量为 0～15%，平均为 6.5%；杂基主要为黏土矿物，其次为凝灰质矿物。

3 储层储集空间及物性特征

通过铸体薄片和扫描电镜资料的分析，额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩储集性能较差，大孔喉发育较少，储集空间主要为晶间孔和微裂缝，其次为粒内溶孔和粒间溶孔。

晶间孔在额仁淖尔凹陷细粒云质岩（云质泥岩和云质沉凝灰岩）储层中广泛发育，孔隙形态呈不规则港湾状、树枝状，孔径大小不一，绝大部分孔径为2～10μm。局部见较大的晶间孔，孔径约 100μm，主要为方解石或白云石晶间孔（图5a、b），也可见较大的晶间孔被黄铁矿和沥青充填（图5c）。当晶间孔与微裂缝连通时，对储层的渗透率有一定改善作用。粒内溶孔和粒间溶孔主要指云质岩中颗粒内部或边缘由于选择性溶蚀作用所形成的孔隙，主要发育在云质粉砂岩中，表现为长石、岩屑及碳酸盐胶结物溶蚀（图5d、e）；溶蚀孔隙形态不规则，呈长条状和港湾状，局部由于强烈溶蚀作用形成铸模孔或与裂缝连通，从而改善储层孔渗性（图5f）。

除了孔隙，额仁淖尔凹陷云质岩中还发育大量的微裂缝，主要为构造破裂缝，形态常呈辫状或发丝状，缝宽约 1～5mm，缝长 1～10cm 不等。由构造应力发育的缝隙，将相对孤立分布的孔隙连通起来，提高了细粒云质岩储层的连通性。此外，部分微裂缝被方解石、硅质等成岩矿物及沥青充填，也可见裂缝中富含残留油。由此可见，微裂缝是烃类重要的运移通道及储集空间，有利于油气的运移和储集。

额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩储层物性数据分析结果表明，孔隙度主要分布在1%～15%，平均为8.6%；渗 透 率 主 要 为 0.008～2.8mD， 平 均 为 0.8mD， 属于低—超低孔、特低—超低渗储层。然而，不同岩石类型的储层物性差异较大。云质粉砂岩平均孔隙度为10.5%，平均渗透率为 1.6mD；云质沉凝灰岩平均孔隙度为 9.85%，平均渗透率为 0.34mD；云质泥岩平均孔隙度为 2.5%，平均渗透率为 0.01mD（表1）。其中，云质粉砂岩物性相对较好，这可能是由于粉砂质的分选、磨圆及抗压实能力均好于凝灰质，后期的溶蚀作用也较凝灰质强。云质沉凝灰岩和云质泥岩的储集空间主要为晶间孔和微裂缝，可能与其发生的白云石化作用有关，岩石脆性加大，微裂缝发育。

4 烃源岩特征

额仁淖尔凹陷阿尔善组上部是主要烃源岩段，厚度处于200～300m之间，最大厚度为526m（如淖7井），呈南北向展布[19]。该时期也是火山喷发期，火山灰落入湖盆，使藻类大量快速产生，破坏水体环境，导致湖中生物大量死亡并保存于湖底，从而形成了阿尔善组内部的富有机质纹层沉积（图4d）。烃源岩有机碳含量在 1.06%～2.97% 之间，氯仿沥青“A”含量平均为 0.1255%，生烃潜力指数（S1+S2）为 7.29～17.2 mg/g。结合前人研究结果，烃源岩生烃下限 TOC 为1.2%，烃源岩干酪根类型为Ⅱ型，大部分烃源岩氢指 数（IH） 处 于 50～800mg/g[19,22]， 最 大 热 解 温 度（Tmax） 低 于 440 ℃，Ro处 于 0.5%～1.1%[19,22]。 综合判断，阿四段烃源岩生烃性能较好，目前已经处于低成熟—成熟阶段，有利于烃源岩生排烃，为致密油的形成提供有利条件。

图5 额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩储层孔隙特征（a）淖 29 井，1242.35m，云质沉凝灰岩，晶间孔；（b）淖 78x 井，云质沉凝灰岩 882.44m，晶间孔；（c）淖 120 井，1754.61m，云质沉凝灰岩，残余晶间孔；（d）淖 120 井，1754m，云质沉凝灰岩，粒内溶孔；（e）淖 36 井，1649.7m，云质粉砂岩，溶蚀孔隙；（f）淖 120 井，1754m，云质沉凝灰岩，晶间孔、裂缝

表1 额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩储层物性及储集空间特征

5 云质岩成因机理

5.1 湖盆沉积环境

额仁淖尔凹陷下白垩统阿尔善组云质岩储层的发育和规模受控于沉积环境和沉积相。阿尔善组沉积期，淖尔凹陷东部边界赛乌苏断层活动强烈[19,23]， 湖 盆 急 剧 扩 张， 凹 陷 的 水 体 基 本 连 通， 形成了淖尔凹陷的广泛湖泊。通过地球化学指标可以判 断沉积环境， 如微量元素中 V/Ni＞ 1 代表陆相环境，现代海水中白云岩的微量元素 Sr含量大于1000μg/g，与蒸发盐有关的超盐水白云岩 Sr含量为 400～500μg/g[24-27]。11 块云质岩样品的微量元素测试分析表明，额仁淖尔凹陷云质岩的 V/Ni值分布在 1.57～4.56 之间，平均为 2.68；Sr 含量分布在135.52～947μg/g 之间，平均为 418μg/g，反映阿尔善组沉积期为陆相半咸水—咸水蒸发环境。

Keith 曾 提 出 了 一 个 用 碳 氧 同 位 素 系 数（Z）来划分海相和淡水相碳酸盐岩，Z的经验公式为[28]：Z=2.048×(δ13C+50)+0.498×(δ18O+50)。当Z≥ 120 时，碳酸盐胶结物形成于咸水介质；当Z<120 时， 为 淡 水 介 质。 根 据 研 究 区 16 块 云质岩样品的碳、氧同位素结果，云质岩的Z值为117.36～134.02，平均值为 124（表2），反映阿尔善组沉积时期湖水盐度较高，为半咸水湖环境。结合沉积特征和构造背景，额仁淖尔凹陷阿尔善组沉积期气候炎热、蒸发作用较强、湖水盐度偏高，形成半咸化—咸化湖盆，有利于早期白云石和方解石沉淀。

表2 额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩碳、氧同位素特征

5.2 云质岩成因

额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩岩石类型种类多，但细粒云质岩中白云石整体属于自形—它形、泥—粉晶结构，晶形差，推测白云石可能是在阴、阳离子供给充分的条件下由低温快速成核作用形成的。富含泥—粉晶白云石的云质岩与富含有机质的泥岩共生，呈互层状，并且在云质岩和相邻泥岩中可见大量粉末状黄铁矿，表明云质岩形成于强还原环境[29]。碳、氧稳定同位素已被广泛应用于碳酸盐岩成岩地质流体性质和流体来源的研究之中，是良好的成因流体示踪手段[30-32]。前人研究表明 , 海相碳酸盐岩的δ13C 值在 0～3‰内变化，湖相碳酸盐岩的δ13C 值处于 -2‰～6‰之间 , 与大气水有关的碳酸盐岩的δ13C 值在 -1‰～-5‰之间，而 埋 藏时 期 受有机 质生烃影响的有机碳的δ13C 值较低，约为 -20‰[33-36]。此外，与微生物作用相关的同位素主要有两类：①与硫酸盐还原作用、甲烷厌氧氧化作用及嗜盐喜氧菌的有氧呼吸作用有关的碳酸盐矿物（方解石和白云石）碳同位素值总体呈现强烈负偏的特征，处于 -25‰～ 0之间[37-39]；②与产烷带甲烷生成作用相关的白云石碳同位素值则多为正偏，处于 0～15‰之间[40-41]。额仁淖尔凹陷云质泥岩和云质沉凝灰岩中白云石具有较高的碳、氧同位素值，δ13C 值在 -1.50‰～5.20‰之间，平 均 为 1.68 ‰ ;δ18O 值 在 -17.10 ‰～-7.90 ‰ 之间，平均为 -12.50‰（图6、表2），推测与产烷带微生物代谢活动引起的甲烷生成作用有关；然而云质粉砂岩中白云石具有较低的碳、氧同位素值，δ13C值 在 1.00 ‰～1.80 ‰ 之 间， 平 均 为 1.40 ‰ ;δ18O 值在 -19.80‰～-15.30‰之间，平均为 -17.60‰（图6，表2），主要位于有机质生烃作用相关的白云石的稳定同位素值范围内，受埋藏深度有机质生烃作用影响。

利用氧同位素温度计推算自生碳酸盐矿物的沉淀温度是储层成岩作用研究中一种比较成熟的方 法[42-44]， 经 验 公 式 为，t=16.9-4.38Δ+0.1Δ2，式 中：t 为 碳 酸 盐 沉 积 温 度（ ℃）；Δ=δc-δw,δc为 25℃样品与纯磷酸反应时产生 CO2的δ18O 值，δw为 25℃时所测试样品形成时与海水平衡的 CO2的δ18O 值，结合盆地经纬度和古气候特征，本文δw选 取 3.2 ‰[36]。 根 据 氧 同 位 素 值， 应 用 上 述 公式计算白云石形成温度，结果表明，额仁淖尔凹陷云质岩中白云石的形成温度主要分布在3个区间，50～70℃、80～90℃和100～110℃（图7）。低温白云石主要分布在云质泥岩中，较高温白云石主要分布在云质沉凝灰岩中，而高温白云石主要分布在云质粉砂岩中。结合不同岩性的白云石岩石学特征，推断研究区云质沉凝灰岩和云质泥岩中晶形较差的微—粉晶白云石主要形成于浅埋藏环境，可能与产烷带微生物代谢活动引起的甲烷生成作用有关；云质中晶形较好的白云石主要形成于深埋藏环境，形成温度在 90℃和 110℃，与有机质生烃作用有关[34]。

图6 额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩碳、氧同位素特征

图7 额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩中碳酸盐胶结物形成温度（氧同位素计算）

白云石化的另一个关键是要有充足的 Mg2+，一般海水中有足够的 Mg2+，但湖相白云石的形成往往没有充足的 Mg2+流体来源。结合区域地质特征及云质岩岩石学、地球化学特征，推测额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩 Mg2+来源主要有以下几种：①阿尔善组沉积时期气候炎热、湖水盐度高，蒸发作用强，促使咸化湖沉积物中含有充足的 CO32-、Ca2+、Mg2+，促进白云石形成[45-48]；②额仁淖尔凹陷基岩主要为大理岩和花岗岩，富含 Ca2+和 Mg2+，且淖东洼槽处于断裂带上，阿尔善组沉积期断裂活动，深层地下富Mg2+流体沿断层上涌，增加地层孔隙水的 Mg2+含量；③阿尔善组沉积时期是火山活动期，地层中云质岩与凝灰岩共生，火山玻璃物质发生水解蚀变为蒙脱石、长石和石英，蒙脱石转化为伊利石、长石水解蚀变可析出大量的 Ca2+和 Mg2+。在沉积早期，沉积物比较疏松，孔隙水流通性较好，地层水中大量的 Ca2+和Mg2+与 CO2、CO32-结 合， 有 利 于 形 成 准 同 生 成 因的云质泥岩和云质沉凝灰岩,该成因的白云石以颗粒细小、泥—粉晶及晶形差为特点（图4a 至 d）。但是由于后期强烈的成岩交代作用和白云石化作用，破坏了波纹层状云质岩的原有形态，波纹层状云质岩被改造成团块状、丝絮状云质岩，白云石晶体变大（图3a、b 和图4a 至 c）。

6 云质岩致密油储层的勘探潜力

额仁淖尔凹陷阿尔善组顶部以云质泥岩、云质粉砂岩和云质沉凝灰岩互层为主体，是致密油的主要勘探目的层。云质岩分布较广，主要分布在淖东洼槽一带，面积为 247km2，最大厚度位于淖 80 井区，大于225m。此外，云质岩储层油气显示活跃，钻遇井普遍见到油气显示，淖 29 井显示井段长 40m，显示级别较高，以油迹和油斑为主（图8），其中云质粉砂岩和云质沉凝灰岩含油级别相对更高。试油资料显示，目前已有5口井试油见低8产油流，其中4口井为常规试油，未压裂，日产油 0.002～0.4t。岩心和薄片观察、原油生产特点表明，阿尔善组云质岩具有基质和裂缝双重含油的特点，含油性好的储层多集中在晶间孔或裂缝发育段。

整体上，额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩发育典型的源—储共生型致密油藏，主要位于阿尔善组上部。此外，与云质岩相邻的烃源岩段，生烃指标好（图8），其原因可能与云质岩段富含火山灰有关。火山喷发期，火山灰落入湖盆后，菌藻类低等水生生物勃发，引起湖中生物大量死亡，有机质大量赋存，导致与云质岩共生的烃源岩生油性能较高。随着埋深增加，烃源岩中有机质成熟释放出大量含有机酸、CO2等酸性流体直接进入相邻的云质岩储层，或沿研究区主断裂及其派生的断裂进入云质岩储层，溶蚀云质岩中白云石、方解石和长石等矿物产生孔隙。随着高丰度烃源岩的生排烃，大量油气近源运移至相邻的云质岩储集空间，为致密油储集提供有利条件。

7 结论

（1）额仁淖尔凹陷阿尔善组发育一套细粒云质岩储层，包括云质沉凝灰岩、云质泥岩和云质粉砂岩。云质岩储层的储集性能较差，大孔喉发育较少，孔隙度主要为 1%～15%，渗透率主要为 0.008～2.8 mD，属于低—超低孔、特低—超低渗储层。云质粉砂岩物性相对较好，主要储集空间为溶蚀孔，云质沉凝灰岩和云质泥岩的储集空间主要为晶间孔和裂缝。

图8 淖 29 井阿尔善组云质岩烃源岩丰度和储层岩石学特征

（2）云质岩中白云石具有半自形—它形、泥—粉 晶 结 构，V/Ni平 均 值 为 2.68，Sr 平 均 含 量 为418μg/g，推断阿尔善组沉积期为陆相半咸水—咸水蒸发环境。研究区云质泥岩和云质沉凝灰岩中白云石具有较高的碳、氧同位素，白云石晶体结构较差，存在于凝灰质及泥质杂基中，推测其形成与产甲烷菌的代谢活动引起的甲烷生成作用相关；云质粉砂岩中白云石具有较低的碳、氧同位素，晶体结构较好，推测受有机质生烃作用影响。云质岩中 Mg2+的来源一方面与凹陷中大理岩、花岗岩有关，富含 Ca2+和Mg2+，断裂活动导致深层地下富 Mg2+流体沿断层上涌进入目的层；另一方面与火山灰有关，火山玻璃物质及长石颗粒发生水解蚀变释放大量的 Ca2+和Mg2+，促进白云石沉淀。

（3）额仁淖尔凹陷阿尔善组云质岩及相邻的泥岩互层，分布在淖东洼槽的半深湖—深湖区，构成致密油主要勘探目的层。阿尔善组沉积期，火山喷发出大量火山灰落入湖盆后，菌藻类低等水生生物勃发，破坏湖泊生态环境，从而引起湖中生物大量死亡，导致强还原环境下有机质大量赋存，烃源岩生烃性能高。烃源岩中有机质生烃释放大量有机酸，溶蚀云质岩中白云石、方解石和长石等矿物产生溶孔。随着烃源岩的生排烃作用，大量油气近源运移或沿裂缝运移至相邻的云质岩储层，从而形成源—储共生型云质岩致密油藏。

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Characteristics and origin of the Lower Cretaceous dolomitic tight oil reservoir in Erenaor sag, Erlian Basin

Wei Wei1,2, Zhu Xiaomin1,2, Zhu Shifa1,2, He Mingwei1,2, Wu Jianping3, Wang Mingwei3, Lü Sihan4
(1 College of Geosciences, China University of Petroleum; 2 State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum; 3 Research Institute of Petroleum Exploration and Development, CNPC Huabei Oilfi eld Company; 4 Power Group, CNPC Daqing Oilfi eld No.3 Oil Production Company)

In order to understand the origin of dolomitic tight oil reservoir of the Lower Cretaceous Arshan Formation in the Erenoar sag, the Erlian Basin, on the basis of sedimentary structure and volcanic activity analysis, the core observation, thin section identifi cation and physical mercury analysis as well as geochemical analysis such as carbon and oxygen isotope were employed to systematically investigate the petrology, origin, distribution and reservoir space of dolomitic tight oil reservoir and to preliminarily discuss the exploration potential of this kind of reservoir. The research results show that the reservoir is mainly composed of dolomitic tuffi te, dolomitic mudstone and dolomitic siltstone, with the porosity of 1%–5% and the permeability of 0.008–2.8 mD, suggesting as low–ultra low porosity and extra low–ultra low permeability type reservoir. The reservoir space comprises inter-crystalline pores and micro-fractures. The dolomite in the dolomitic rock is usually hypidiomorphic-allotriomorphic and micrite-powder crystal, with high carbon isotope (from -1.50‰ to 5.20‰) and high V/Ni (from 1.57 to 4.56), indicating terrestrial brackish-brine evaporating environment. The dolomite in the dolomitic mudstone and tuffi te contains high carbon and oxygen isotopes, and the dolomite crystals exist in the tuffaceous and argillaceous matrix, mainly related to CH4generation. The dolomite in the dolomitic siltstone contains low carbon and oxygen isotopes, which is infl uenced by burial depth and hydrocarbon generation. The Mg2+in the dolomitic rock came from the deep marble and granite, and also from the volcanic matter and the hydrolytic alteration of feldspar grain. In addition, during the development of dolomitic rock, the volcano eruption triggered the mass mortality of the lake organism, making organic matters endowed to facilitate the cultivation of methanogens bacteria, which provided the dynamic conditions for the dolomite growth during the early stage. The hydrocarbon generation and expulsion of the source rocks during the late stage enabled the oil and gas to preserve in the inter-crystalline pores and micro-fractures, providing good storage space for tight oil.

t: dolomitic rock, origin of dolomite, tight oil, Lower Cretaceous, Erenoar sag, Erlian Basin

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.03.009

国家自然科学基金项目“陆相坳陷湖盆浅水三角洲地震沉积学模型”（41272133）；中国石油华北油田公司项目“二连盆地特殊岩类储集层特征及其成因机制研究”（HBYT-YJY-2014-JS-307）。

魏巍（1988-），女，黑龙江大庆人，在读博士，从事储层沉积和成岩研究工作。地址：北京市昌平区府学路 18 号中国石油大学（北京），邮政编码：102249。E-mail：hunqiu8854@gmail.com

2016-03-16；修改日期：2017-04-06

TE112.23

A