准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏特征与形成主控因素

霍 进，支东明，郑孟林，唐 勇，王霞田，常秋生，郭旭光，丁 靖，何文军，鲍海娟，高 阳

(1.中国石油 新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000)

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷位于盆地东部隆起的南部，是一个西、南、北部均受断裂控制的多期叠合凹陷，呈不规则的多边形，面积约1 278 km2(图1)。凹陷内自下而上沉积石炭系—新生界，发育石炭系、中二叠统芦草沟组2套烃源岩，并已在石炭系、中二叠统芦草沟组和上二叠统梧桐沟组发现了工业油气[1-2]。其中，芦草沟组为大面积分布的页岩油藏[3]，井控储量达到11亿吨，是我国陆相咸化湖盆页岩油的一个典型实例，目前正在建设我国首个国家级陆相页岩油示范区[4]。因此对其开展石油地质研究具有重要意义，不仅可以直接指导下步勘探，而且对其他陆相咸化湖盆页岩油的勘探和研究也具有普遍参考价值。

图1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷地质概况

早期前人依据致密油的勘探理念，对吉木萨尔凹陷的芦草沟组进行了探索，取得了丰富成果[5-7]，其中烃源岩、储层研究较多[7-9]，并逐渐揭示出芦草沟组具有典型的页岩油源储一体特征；随后对页岩油的聚集机理[3]、页岩储层[10-11]以及页岩的岩石力学特性[12]进行了研究，但对于页岩油藏的分布、特征及形成主要控制因素的研究相对薄弱。鉴于此，为不断加深对这套页岩油藏的认识，丰富发展陆相页岩油地质理论，笔者根据最新勘探资料和相关测试数据，在页岩油藏解剖的基础上，对其形成主控因素进行了综合分析。

1 地质背景

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组现今埋深800～5 200 m，构造相对简单，整体表现为由西南向北东翘倾的单斜构造(图1)。芦草沟组厚度0～350 m，整体呈“西南厚，北东薄”的特征，地层向东南、东及东北方向减薄较快，向西北部减薄较缓。在岩性上，芦草沟组是一套由化学沉积作用和机械沉积作用综合影响下形成的细粒混积岩，纵向上呈薄互层状，可根据岩心和FMI测井资料识别出3类主要岩性：页岩、碳酸盐岩和粉、细砂岩。这些细粒混积岩单层薄、岩性多样、纵向变化快，如以全目的层井段取心的吉174井为例，厚度246.21 m，共发育了968层54种岩性，单层厚度在0.01～2.25 m，平均0.25 m，毫米级层理发育。

2 页岩油藏特征

2.1 页岩油分布特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油有利勘探面积将近1 000 km2，表现出整体含油的富烃凹陷特征，钻井控制富集区面积约500 km2。垂向上，页岩油在芦草沟组全井段多层系分布，有效甜点层主要为白云质粉、细砂岩、岩屑长石粉、细砂岩、灰色砂屑白云岩，单层厚度一般1～2 m[6]，不发育边底水，沿斜坡向凹陷区连续分布，纵向上页岩油在芦草沟组一段上/下层组上部、二段上/下层组上部富集，形成2大甜点段(图2)，甜点段厚度分别为8～26 m和12～40 m。

以芦草沟组全取心井吉174井为例，全目的层井段显示丰富，其中油浸级岩心1.40 m，油斑级岩心13.07 m，油迹级岩心21.16 m。含油层集中在上、下甜点段：(1)上甜点段包括4个含油层段，存在14个含油层，自上而下，第一含油段主要岩性为砂屑白云岩、泥晶白云岩，有效厚度约2.2 m，其中油斑级岩心厚约0.8 m，油迹级岩心厚约1.4 m；第二含油段岩性主要为砂屑白云岩和少量泥晶白云岩，油迹级岩心厚度约1.5 m；第三含油段岩性主要为白云质粉砂岩，油迹级岩心厚度约2 m；第四含油段含油性最好，主要岩性为白云质粉砂岩和少量泥晶白云岩，有效厚度约3 m，其中油浸级岩心厚约0.5 m，油斑级岩心厚约2.5 m。(2)下甜点段可划分出3段含油层以及多个含油薄层，含油的岩性主要为白云质粉砂岩以及少量泥晶白云岩，自上而下，第一含油段底部含油性最好，可达油浸级，有效厚度约8.5 m，其中油浸级岩心厚约1 m，油斑级岩心厚约3.5 m，油迹级岩心厚约4 m；第二含油段有效厚度约4 m，其中油斑级岩心厚约2 m，油迹级岩心厚约2 m；第三含油段有效厚度约4 m，其中油斑级岩心厚约2 m，油迹级岩心厚约2 m。

钻井资料精细对比显示(图2)，芦草沟组含油层横向连续可对比，油层之间发育页岩、白云质页岩隔层，隔层段和页岩油富集层段的有机质丰度都高，具有典型的源储一体特征。甜点对应大孔多、含油性好、饱和度高，上、下甜点的含油饱和度达到90%左右。

图2 准噶尔盆地吉36—吉31井芦草沟组页岩油层对比剖面

2.2 页岩油原油性质特征

2.3 温压场特征

吉木萨尔凹陷内断裂构造总体不发育，芦草沟组自沉积后经历了三叠纪—新生代不同方式的翘倾构造作用[3]，使得凹陷边缘遭受不同程度的剥蚀，整体被上二叠统—新近系覆盖[3]。目前发现的页岩油区主要在凹陷东部的斜坡部位，地层埋藏深度在2 180～ 4 300 m。在吉172井(埋深2 904 m)至吉28井(3 118 m)以西，吉35井(3 970 m)至吉28(3 118 m)井以南的区域地层压力系数在1.2以上；在吉 36 井—吉251井—吉32井地区异常压力系数在1.4以上；在吉31井、吉22井及以东地区属于正常压力。纵向上，在西部的凹陷部位，芦草沟组各小层段均存在异常高压并被隔层分隔，各层压力异常存在差异，分布不均，具有层控特征，横向上向斜坡区逐渐过渡为正常压力。

地层温度也随着埋深变浅，由西部的109.05 ℃(吉36井)减至东部斜坡区的70.27 ℃(吉23井)；下甜点的地层温度总体要高于上甜点，并且都处于石油生成的温度范围之内(60～150 ℃)。

因此，页岩油油区在凹陷西部为高温高压区，东部为常温常压区，这与前述的原油特征具有很好的对应关系。

2.4 页岩油赋存特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油在页岩孔隙内存在游离和吸附2种状态[13]。具体而言，白云岩(泥晶、微晶)、页岩富含有机质，孔隙度在4.5%～11%，渗透率在(0.01～0.1)×10-3μm2，平均毛管半径在0.03～0.18 μm，总有机碳含量平均为4.72%，平均生烃潜量为20.37 mg/g，在生烃、排烃增压过程中，有机孔、纹层面、页理面是原位排烃和原位聚集的主要介质，以微—纳米孔喉为主。相比而言，甜点层段以砂屑白云岩、岩屑长石粉砂岩、白云质粉砂岩为主，孔隙度在8.0%～15.0%，渗透率在(0.06～0.3)×10-3μm2，平均毛管半径在0.06～0.36 μm，总有机碳含量在0.82%～1.42%，生烃潜量在1.82～4.15 mg/g，以游离态原油为主，少量吸附态，以微米孔、微纳米孔为主，孔喉连通性好。

游离态页岩油主要赋存在溶孔、残余粒间孔等储集空间，吸附态页岩油主要赋存在页理缝、有机质微孔与晶间孔中。而且有意义的是，实验发现，纳米级孔隙中的吸附油在一定条件下可流动，如随温压条件的改变，纳米孔中的滞留油可转化为游离油。在低真空条件下，随着时间的延长和温度的升高，纳米孔中油膜的厚度在增厚，向大孔流动，无显示的岩心滴酸后出现油斑，铸体薄片放置一段时间后，出现彩色油晕。

3 页岩油成藏主控因素

3.1 烃源岩品质控制页岩油的分布与原油特征

吉木萨尔凹陷页岩油分布有利区与芦草沟组一段、二段的烃源岩分布具有很好的一致性(图3)。具体而言，芦草沟组一段烃源岩在凹陷区TOC含量整体都在1%以上，特别是页岩油分布区的烃源岩TOC含量都在4%以上，反映了其对页岩油成藏的控制。(1)芦草沟组一段存在好和较差质量的烃源岩层，一段上部烃源岩品质优于下部。上部约一半样品的TOC含量大于2%，平均值为2.86%，近一半的样品生烃潜量大于10 mg/g，平均值为9.84 mg/g。(2)芦草沟组二段总有机碳分布在0.84%～13.86%之间，页岩油分布区烃源岩TOC含量都在3.5%以上，生烃潜量分布在5.14～254.43 mg/g 之间，大部分样品氯仿沥青“A”含量大于0.1%。其中，二段上部的烃源岩质量最好，约90%的样品总有机碳含量大于2%，平均值为4.59%，生烃潜量平均值为24.43 mg/g。吉32井和吉174井附近的烃源岩有机质丰度最高，超过4.5%，至凹陷的边缘，有机质丰度逐渐变低，氯仿沥青“A”的变化特征和TOC的变化基本一致。

图3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷烃源岩厚度与页岩油分布有利区叠合图

如前所述，芦草沟组上甜点体和下甜点体的原油性质有差异，认为与腐泥组的藻质体和无定形体含量丰富程度有关[14]。按照沉积地层纵向详细采样，用干酪根的H/C原子比和O/C 原子比交会图确定干酪根类型，二段上层组主要为Ⅰ和Ⅱ型干酪根，而二段下层组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型干酪根都存在，岩石薄片中见含粉砂质碳质泥岩和含碳质粉砂质泥岩(图4)。相比而言，一段上、下层组都是Ⅰ、Ⅱ干酪根。考虑到上甜点层的原油与上段烃源岩有很好的亲缘关系，下甜点与下段的烃源岩具有很好的亲缘关系[15]，邻近层烃源岩的抽提物生物标志物具有一致性[16]，因此，芦草沟组上、下甜点油质差别与生烃母质干酪根类型关系密切。

图4 准噶尔盆地芦草沟组二段碳质泥岩有机岩石学特征

3.2 沉积微相控制页岩油的分布层位

芦草沟组属于咸化湖相沉积[17-18]，典型特点包括地层薄、韵律性强、碎屑岩与碳酸盐岩混积、黏土矿物含量低，可见浅水成因沉积构造等[18]。在此沉积背景下，不同沉积微相微观孔隙结构差异大，并且控制着页岩油的分布[19-20]。具体而言，芦草沟组上甜点主要沉积相类型为浅湖相、滨浅湖相、滨湖相夹云泥坪相，主要岩性为砂屑白云岩和白云质粉砂岩，物性较好，是页岩油主要赋存岩性。中部地区主要为滨浅湖相沉积，以白云质粉砂岩为主，夹薄层状砂屑白云岩；西部地区吉30井附近发育浅湖相沉积，主要岩性为白云质粉砂岩，其中白云石含量较少，砂体单层厚度薄，与烃源岩呈互层发育，含油性好[21-22]。

相比而言，芦草沟组下甜点沉积相类型主要为浅湖相夹半深湖相。其中，浅湖相白云质粉砂岩是页岩油甜点发育的优势相带。凹陷的北部、东部、南部地区浅湖相白云质粉砂岩发育，而凹陷西部地区半深湖相较为发育，凹陷中部地区的浅湖相夹半深湖相沉积区具有较好的勘探潜力。

3.3 页岩的岩性与物性控制页岩油的富集甜点

页岩油游离烃的富集甜点与岩性和岩石物性存在密切关系，具体表现在甜点体岩性以白云质粉、细砂岩、砂屑白云岩、岩屑长石粉、细砂岩为主，被泥晶白云岩和白云质页岩、页岩分隔。根据岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜等研究，发现芦草沟组页岩油甜点体的储集空间主要为原生和次生孔隙，以溶孔、剩余粒间孔、页理缝为主，见缝合线[9-10，19]，微裂缝欠发育。页岩油孔隙以微米孔、微纳米孔为主，粉、细砂岩好于砂屑白云岩。上甜点体覆压孔隙度为5.27%～19.84%，平均10.84%，覆压渗透率为(0.000 4～1.950)×10-3μm2，平均0.014×10-3μm2；下甜点体覆压孔隙度为5.64%～20.72%，平均11.2%，覆压渗透率为(0.002～2.764)×10-3μm2，平均0.009×10-3μm2[10]。

3.4 烃源岩热演化控制地层压力与原油性质

吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩自西向东埋藏深度逐渐变小，镜质体反射率(Ro)自西部的1.3%向东逐渐变为0.6%(图5)。随有机质成熟度逐渐降低，原油密度、黏度等随之增大，地层异常压力也由超压地层过渡为常压地层，规律非常显著。

图5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩成熟度(Ro)等值线与原油黏度等值线叠合

吉木萨尔凹陷的芦草沟组在经历了晚二叠世前的隆升剥蚀后，整体被埋藏[1，3]，虽然后期经历了侏罗系沉积前、白垩系沉积前和古近系沉积前的隆升剥蚀，但凹陷内的芦草沟组烃源岩始终没有暴露到地表[3]。烃源岩经历了漫长的热解生油[20]，这个阶段烃源岩的自由水已经逐步脱出，难以形成油气运移的水动力条件。此时，干酪根转化成烃等作用产生的流体不断充填到烃源岩的孔隙中，增加了烃源岩的流体压力，成为了烃源岩向外排液的主要动力。实验表明，当芦草沟组优质烃源岩有机质丰度为3%时，Ro从0.8%增至1.0%，生烃作用引起的体积膨胀率约为15.30%～34.99%，形成油气运移动力。具体而言，凹陷区随地层埋深的增加，地温梯度逐渐升高，富有机质纹层的页岩生烃起始时间要早于斜坡区，生烃窗时间相对较长，具备足够的烃类运移动力；相比而言，斜坡区进入生烃窗时间相对较晚，生成的原油没有像凹陷区那样具有运移的动力，所以主体在层内的孔隙中聚集，从而造成滞留的原油密度较凹陷区大。

烃源岩早期生成的烃类以吸附态附着在富有机质纹层的生油母质表面，随着烃源岩生烃作用的持续增强，烃类在干酪根有机质网络内发生扩散、解吸与汇聚作用。当排烃动力超过毛细管阻力时，液态烃通过微—纳米级孔隙、微层理面、微裂缝与宏观孔—缝构成的输导体系网络向周缘扩散，并在微—纳级孔喉系统与页理缝等储集空间内原位滞留或就近成藏[3]。

4 结论

(1)准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油在芦草沟组全井段多层系分布，烃源岩层是生油层也是储层，原油主要赋存在微—纳米孔隙中，大面积连续分布，存在上、下2个富集甜点层，上甜点层原油密度、黏度、初馏点较下甜点层原油小，含蜡量、凝固点较高。平面上，自西向东随着芦草沟组埋藏变浅，原油性质从凹陷中部向边缘变差，原油黏度增大，地层压力由凹陷区的超压逐渐过渡为常压。

(2)吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油的聚集受烃源岩品质、成熟度、沉积微相、岩性、物性等多因素控制。上、下甜点体原油品质的差异与烃源岩的生烃母质类型不同及成熟度差异密切相关。凹陷区进入生油时间早于斜坡区，成熟度差异是斜坡区与凹陷区原油性质存在差异的重要原因。