吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地质特征及有利区分布

孙旭光， 哈斯叶提·叶斯博拉提， 闫小龙， 郑斌， 刘斌， 张军

(中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院， 克拉玛依 834000)

2008年美国在Willison盆地Bakken组致密油获得规模性开发，至2019年致密油的产量快速增加至4×108t，占美国原油总产量60%以上，显示了致密油开发的巨大前景，也随之在全球范围内掀起了致密油气勘探开发的热潮，现已成为非常规油气勘探开发的重点领域[1-2]。中国针对致密油气的勘探与开发相对较晚，早期对致密储层的勘探虽获得一定的油气显示，但并未实现商业性开发，随着致密油气勘探开发理论的引入，中国先后在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地及四川盆地发现大规模致密油藏，并成功开发，岩性包括致密砂岩、致密碳酸盐岩及火山碎屑岩等。

致密油气藏的形成要求具有烃源岩处于生油窗、源-储互层或紧邻、储层孔渗低、未经过大规模长距离运移等条件[3-5]。一般而言，致密储层渗透率在1 mD以下，油气在储层中运移困难[6]，因此，致密油气藏没有明显的圈闭界线[7-8]，同时也为致密油的开发带来一定的困难，目前针对致密油藏的开发依赖于大规模水平井网络、直井缝网压裂、水平井体积压裂等手段。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组作为中国最古老的陆相液态烃页岩层系之一[9]，针对凹陷致密油的勘探开始于20世纪50年代，封猛[10]指出芦草沟组岩石颗粒粒径小，储层多为泥岩与碳酸盐岩薄互层产出；张治恒等[11]指出原生粒间孔和次生溶孔是主要储集空间；王圣柱[12]指出芦草沟组为路源碎屑与碳酸盐岩混合沉积的产物；李书琴等[13]指出芦草沟组主要发育浅湖-半深湖混合滩及云坪沉积；刘占国等[14]针对致密油藏分布岩性认为咸化湖泊碳酸盐岩和浅湖滩坝砂岩中致密油的勘探潜力最大，具有“源储一体、薄层叠置、整体含油、连续分布”的特点[15-18]。随着水平井及大规模水平井体积压裂技术的进步，有效提高了致密油藏的开发效率[19]。正是由于这种不连续分布的特征加大了致密油甜点评价的难度。

因此，现通过区内大量钻、测井及实验测试资料，在前人研究的基础上，从致密油“源-储”条件着手分析，对芦草沟烃源岩总有机碳(total organic carbon，TOC)含量、成熟度、储集岩石类型、孔隙结构等地质特征进行致密油“烃源、储层”双甜点阐述，结合研究区致密油成藏埋深下限，建立有利区分类评价标准，划分有利区，以期为该地区下一阶段的致密油勘探与开发提供一定的地质参考。

1 区域地质概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起的西南部，是一个沉积于前二叠纪褶皱基底，为具有西断东超的箕状凹陷，凹陷北部以吉木萨尔断裂为界与沙奇凸起相接、西部以青1井南1号断裂及西地断裂为界与北三台凸起相接，南部以三台断裂及后堡子断裂为界与阜康断裂带相邻，东部由斜坡过渡到古西凸起，形成尖灭，整体表现为半环带状单斜构造(图1)。

图1 吉木萨尔凹陷顶面构造及断裂分布Fig.1 Top structure and fault distribution of Jimusar Sag

凹陷范围内芦草沟组普遍发育，与上覆梧桐沟组和下伏井子沟组均呈不整合接触，地层埋深在800～5 100 m，厚度介于200～300 m。根据沉积旋回及岩性组合差异，芦草沟组可以分为芦草沟组二段(P2l2)和芦草沟组一段(P2l1)。芦草沟组形成于咸化湖盆沉积环境，以半深湖-浅湖相沉积为主，局部发育滨浅湖或滩坝，中下部有少量的三角洲前缘远砂坝或席状砂，岩石类型主要由泥岩、碳酸盐岩、粉砂岩、细砂岩、白云石及方解石等富集层混杂而成，具有沉积粒度细、单层厚度薄、源-储互层发育的特点。芦草沟组形成后受多期构造运动的影响，其中燕山及喜山运动的强烈挤压造成地层的大幅度抬升，对现今构造格局及断裂分布具有决定作用，凹陷北部及南东部以逆断层发育为主，中部发育少量南北走向的正断层。

2 烃源岩分类

2.1 烃源岩特征

烃源岩是致密油气藏形成的基础，对致密油形成、分布及聚集等方面都起着至关重要的作用[20]，烃源岩品质直接影响储层含油性及开发潜力。烃源岩有机质类型、丰度、热演化程度、厚度及平面分布均会影响致密油气藏的质量。芦草沟组烃源岩类型包括泥岩、砂质泥岩、灰质泥岩和云质泥岩4种，具有整体厚度大、分布面积广的特点，其中厚度在200 m以上的面积在800 km2以上。芦一段烃源岩以灰质泥岩与砂质泥岩为主，有机质干酪根类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型及Ⅱ2型三种，芦二段烃源岩以纯泥岩与云质泥岩发育为主，干酪根类型包括Ⅰ型及Ⅱ1型，成熟度直接影响有机质生烃潜力，有机质热史模拟结果显示芦草沟组烃源岩有机质成熟度介于0.55%～1.35%，处于中-低成熟阶段，对于低成熟烃源岩而言，地层埋藏越浅，有机质成熟度越低。平面上，有机质成熟度由西向东逐渐降低(图2)。

通过对研究区包括J251、J174井在内的10口井共236个不同岩性样品TOC含量、氯仿沥青“A”及生烃潜力分析测试(表1)，4类烃源岩TOC含量跨度较大，最高含量均在10%以上，平均含量在3%以上。有机质含量表现为纯泥岩>灰质泥岩>砂质泥岩>云质泥岩。纯泥岩与灰质泥岩的热解生烃潜量均值达到17 mg/g以上，明显高于云质泥岩与砂质泥岩。灰质泥岩的氯仿沥青“A”含量较其他两类泥岩明显偏高，超过1%，纯泥岩与云质泥岩氯仿沥青“A”含量亦达到了较高水平。对比陆相烃源岩有机质丰度评价标准，芦草沟组烃源岩达到了较好-优质水平。其中灰质泥岩与纯泥岩生烃潜力更高。

图2 芦草沟组烃源岩成熟度等值线图Fig.2 Contour map of Ro in Lucaogou Formation

表1 芦草沟组烃源岩的有机质丰度统计表Table 1 Organic matter abundance statistics of Lucaogou Formation source rocks

2.2 烃源岩甜点及分布

针对吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油烃源岩等级评价中，以生烃潜量为评价标准，利用烃源岩热模拟数据建立烃源岩产烃量Q与成熟度Ro的关系式为

Q=1 867Ro2-2 458Ro+1 079.5

(1)

根据式(1)计算，当Ro为0.8%时，有机质的生烃量为308 mg/g，生烃效率为30.8%。根据有机质成熟度平面分布(图2)，有机质成熟度多在0.8%以上，因此，对烃源岩分机评价主要依据TOC含量进行。

根据准噶尔盆地二叠系烃源岩有机碳恢复系数，制定Ⅰ类烃源岩TOC含量下限值为3.5%，Ⅱ类烃源岩TOC含量下限值为2.0%，Ⅲ类烃源岩TOC含量下限值为1%，并以此为标准，对芦草沟组一段及二段烃源岩进行分级评价，得到芦草沟组一段及二段烃源岩有利区分布(图3)。

芦草沟组二段Ⅰ类烃源岩沿J33-J34-J174-J31-J23井区呈扇形展布及J36井区以西和西地断裂以东呈椭圆形展布区域，分布区面积为440 km2，Ⅱ类烃源岩平面上环绕连接两个大的Ⅰ类分布区，分布面积为318.5 km2；Ⅲ类烃源岩沿Ⅱ类区边缘呈条带状展布区，面积为96.2 km2。

芦草沟组一段以Ⅰ类烃源岩发育为主，面积为828.4 km2，Ⅱ类烃源岩吉35井区以西和J1井南1号断裂以东区域内发育呈条带状分布，面积为233.8 km2，Ⅲ类烃源岩主要分布在凹陷东部斜坡边缘的J29-J27-J6井区一带，面积为28.9 km2。结合芦草沟组一段及二段Ⅰ类烃源岩分布，凹陷范围内70%以上面积达到Ⅰ类标准，显示了芦草沟组优越的生烃潜力。

3 储层发育特征

3.1 储层岩石学特征

岩石薄片分析结果显示储层岩石类型包括白云质粉砂岩、砂屑云岩、微细晶白云岩三类，其中白云质粉砂岩发育分布最广，占储层总数的80%以上，砂屑云岩、微-细晶白云岩储层单层厚度小，通常以薄层夹于白云质粉砂岩中。

根据不同岩类储层的储集性能及含油性差异，优质储层的发育主要在粉砂岩与白云岩的过渡性岩类中，如白云质粉砂岩和粉砂质白云岩的储层物性及含油性优于泥晶白云岩与粉砂岩。

白云质粉砂岩是研究区最主要的储集岩类型，通常与云质泥岩互层产出，岩心含油性观察结果显示白云质粉砂岩的含油性最高可达油浸级别。泥晶白云岩呈浅灰色或灰褐色，集中发育于芦草沟组二段储层，主要由泥粉晶白云石以及少量方解石、钠长石、石英组成，储层含油性略差，可见油斑或油迹。主要以薄夹层产出，单层厚度通常在1 m以下，也是该段储层的重要岩性。砂屑白云岩呈浅灰色，主要由砂屑和充填于砂屑间的钠长石、石英组成，储层孔渗性及含油性良好。

3.2 储层孔隙结构

芦草沟组储集岩主要发育残余粒间孔、溶蚀孔及微裂缝三种类型的储集空间，其中溶蚀孔作为最重要的储集空间，其发育程度受岩石类型影响，也是影响储层孔隙结构的关键。

J174井芦一段及二段储层孔渗性测试结果显示(表2)，芦二段储层孔隙度介于12.7%～16.1%，平均为12.69%，渗透率介于0.036～2.254 mD，平均为0.443 mD，渗透率多在1 mD以下，渗透率的异常增加与储集岩微裂缝的发育直接相关，孔吼半径介于0.29～0.92 μm，平均为0.52 μm。芦草沟组一段储层孔隙度介于4.4%～13.4%，平均为9.34%，渗透率介于0.003～0.078 mD，平均为0.03 mD，孔吼半径介于0.08～0.66 μm，平均为0.25 μm。

储层高压压汞实验测试结果显示毛管压力曲线整体呈细歪度特征(图4)，储层孔隙结构变化较大，以微细孔喉为主，亦发育一定量的常规孔吼，纳米级孔隙含量占储集空间的65%以上，进汞饱和度可达90%以上，孔喉连通性好，为典型的低孔-特低渗储层。

对比不同岩性亚压汞曲线及物性差异，其中岩屑长石粉-细砂岩物性优于云屑砂岩，云屑砂岩物性优于砂屑云岩。对比芦草沟组一段、二段储层孔隙度、渗透率、孔吼半径等特征参数，芦二段储层孔隙半径主要集中在100～150 μm，喉道半径主要分布在0.1 μm以下，芦一段储层孔隙半径主要集中在75～136 μm，喉道半径主要分布在0.1 μm以下, 表明芦一段及芦二段储层具有排驱压力、中值压力低、毛管半径大的特点，芦二段储层性质优于一段。

图3 芦草沟组烃源岩分类评价及平面分布图Fig.3 Classification, evaluation and plane distribution of source rocks in Lucaogou Formation

表2 J174井芦草沟组一段、二段储层孔渗性分析结果Table 2 The porosity and permeability analysis results of the first and second members of Lucaogou Formation in well J174

通过储层孔隙度地震属性对应关系，上“甜点体”均方根振幅属性和甜点体优势孔隙度有较好的相关性，下“甜点体”弧长属性与甜点体优势孔隙度有较好的相关性，利用地震属性刻画，通过非线性回归技术对储层孔隙度平面分布进行预测，得到上、下储层孔隙度分布平面图如图5、图6所示。结果显示，上、下甜点体高孔带主要发育在凹陷南部，其中上甜点体高孔带在J30-J32-J171-J31井区分布(图5)；下甜点高孔带主要发育在J32-J251-J174井区(图6)。

3.3 优质储层厚度

在烃源供应充足的情况下，规模性油气藏的形成要求储层具有一定的厚度，同时考虑到现行的储层开发经济下限，只有当储层厚度达到下限厚度时才具备经济开采价值[21-24]。作为“源-储”一体、频繁互层的细粒沉积岩，纵向上岩性变化快，跨度大，且不同岩性储层厚度差异明显，因此，寻找储层甜点区分布成为致密油前期探勘的关键。

图4 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层压汞曲线Fig.4 Reservoir formation mercury curve of Lucaogou Formation in Jimusar Sag

图5 上甜点体累计厚度大于12 m储层最大孔隙分布图Fig.5 Maximum pore distribution of upper sweet spots with cumulative thickness greater than 12 m

图6 下甜点体累计厚度大于12 m储层最大孔隙分布图Fig.6 Maximum pore distribution of lower sweet spots with cumulative thickness greater than 12 m

以岩心观察储层厚度为基础，采用井震结合的方式统计优质储层厚度，将纵向上若干相邻发育的甜点作为优质储层段，得到芦一段及二段有效储层厚度平面分布图，芦二段储层甜点主要分布在凹陷的中部，沿J30-J32-J174-J31井区一线有效厚度较大，其中厚度在5 m以上的区域达到593 km2，在J32-J174-J37井区储层厚度最大，多在16 m以上(图7)。芦草沟组一段储层甜点全凹陷都有分布，厚度在5 m以上的区域为1 086 km2，以J36-J251-J174井区为中心向四周不对称减薄，凹陷南部厚度相对较大，有效厚度多在16 m以上(图8)。

4 勘探有利区优选

吉木萨尔凹陷芦草沟组断裂发育较少，且多为逆断层，封闭性良好，这对致密油的封闭作用有利，前期勘探结果显示，致密油的分布主要与烃源岩及储集岩的性能相关，因此，在进行勘探有利区优选地质因素主要考虑“烃源”及“储集”条件，选取TOC含量、埋藏深度、孔隙度及有效厚度建立有利区有限评价体系。

图7 芦草沟组上甜点体有效厚度图Fig.7 Effective thickness of upper dessert bodies of Lucaogou Formation

图8 芦草沟组下甜点体有效厚度图Fig.8 Effective thickness of lower dessert bodies of Lucaogou Formation

4.1 TOC含量

充足的油气供给是油藏形成的必要条件[10]，TOC含量决定了生烃物质的丰富程度。储层低孔低渗的特点使得油气的充注相对困难，通常要求烃源岩与储层紧密接触，同时要求烃源岩具有较高的TOC含量及较大的生排烃强度才能实现油气的近距离充注成藏。对于芦草沟组致密储层油气成藏有机质含量下限及评价下限参考常规油气藏的TOC含量(0.5%)标准及国内典型致密油藏TOC含量(1%)，研究区烃源岩TOC含量分布在0.21%～13.86%，在烃源岩分类研究的基础上，结合研究区致密油现有单井效益产量需要油气资源供应，分别选取Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类烃源岩TOC含量下限为3.5%、2.0%及1.0%。

4.2 埋藏埋深

排烃门限控油气理论指出只有地层达到一定的埋藏深度，达到生烃门限后有机质才开始向烃类转化[25-28]，即成熟度大于0.5%。

地层埋藏过浅，有机质成熟度低，有机质烃类转化效率低，地层埋藏过深，会造成开发成本的增加，因此，对于致密油有利勘探区的优选，首先要确定致密油成藏埋深下限，不同地区埋深下限存在一定的差异，芦草沟组成藏深度下限的标定主要参考稳定区构造泥岩类的荧光显示，不同岩性的烃源岩开始成熟排烃的深度不同，推测与有机质的干酪根类型有关，根据现场录井显示，埋藏深度在2 242 m以下的泥岩都见荧光显示，其中J23井在2 292 m开始见荧光显示，灰质泥岩中有机碳生排烃对成熟度要求更低，其中J18井、J24井灰黑色灰质泥岩在埋藏2 100 m左右时已开始成熟排烃，因此，J23井开始成熟排烃的深度(2 292 m)可作为致密油成藏深度的下限，结合实际试油及生产情况，以地温梯度为标准，对深度下限做相应增加，取2 500 m为最小埋深。

4.3 孔隙度

有效储层孔隙度下限值主要通过样品驱油试验获取，根据岩心样品洗油试验结果表明，当储层渗透性良好时，孔隙度在5%以上的储层孔隙空间内的油气是可以被驱动开采的，因此研究过程中取孔隙度5%作为Ⅲ类储层孔隙度下限值。同时，随着孔隙度的增加，储层渗流能力及抗压性也会随之增加。

J174井覆压(34.6 MPa)和常压样品联测孔渗数据分析结果显示(图9)，高孔隙度条件下孔隙空间、渗透率保持能力较强，即与在常压条件下相比，孔隙度、渗透率在覆压条件的减小率较少。当常压孔隙度大于12%时，覆压孔隙度减小幅度小于5%，83%样品覆压渗透率减小幅度小于50%；当常压孔隙度大于8%时，91%样品覆压孔隙度减小幅度小于10%，57%样品覆压渗透率减小幅度小于50%。因此在本次研究中，分别选取孔隙度12%及8%作为Ⅰ类、Ⅱ类储层孔隙度的下限值。

图9 吉174井常压孔渗与覆压孔渗保持率关系图Fig.9 The relationship between normal pressure porosity and permeability and overburden pressure porosity and permeability retention rate in Well Ji174

4.4 储层厚度

国内外勘探实践结果显示，致密储层的开发具有更高的经济及技术成本，特别是对于单层厚度小的非连续储层，开发成本会变得更高，因此，对于致密油藏的有效开发要求优质储层的厚度达到一定的下限，才能获得经济效益，根据前文所述芦草沟组一段、二段甜点厚度差异及平面分布，结合储层孔隙度、含油饱和度、体积系数等参数，对三类储层经济价值甜点的最低厚度进行分类，其中一类储层甜点孔隙度及含油饱和度高，确定Ⅰ类甜点区经济厚度下限为4 m，Ⅱ类和Ⅲ类甜点区储层孔隙度较低，含油饱和度低，经济厚度下限分别为6 m和12 m。

综合上述烃源岩和储层甜点的分类结果，选取TOC、埋深、孔隙度、厚度等参数，建立吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油有利区划分标准(表3)，划分出了3类勘探有利区。芦草沟组二段Ⅰ类有利区面积113.2 km2，集中分布在“甜点体”东南部J32-H-J25-J32-J22井区，横向展布轴线与南部临近的三台断裂近于平行，Ⅱ类有利区面积186.9 km2，分布范围较广，在凹陷东部主要环绕Ⅰ类区外围发育，Ⅲ类分布范围较小，面积为42.7 km2，主要相互孤立，呈零星分布(图10)；芦草沟组一段Ⅰ类有利区面积110.8 km2，集中发育在凹陷中南部的J251-J32-J174井区，形状不规则，Ⅱ类有利区分布范围较广，发育区涵盖整个凹陷的东南部，面积369.3 km2，Ⅲ类有利区面积193.6 km2，主要分布于Ⅱ类区的西北边界，呈不规则带状向外扩展，并于二类区中零星发育(图11)。

表3 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油有利区划分标准Table 3 Criteria for the classification of favorable areas for tight oil in the Lucaogou Formation in the Jimusar Sag

5 结论

(1)芦草沟组烃源岩有机质干酪根类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主，TOC含量整体介于0.16～13.86%，平均含量在3.0%以上，灰质泥岩平均含量为3.79%。成熟度介于0.55%～1.35%，主体分布在0.8%以上，具有东低西高的特点，分布范围广，厚度大，芦草沟组一段储层甜点层厚度大于芦草沟组一段，灰质泥岩与纯泥岩生烃潜力高。

(2)储层岩石类型包括白云质粉砂岩、砂屑云岩、微细晶白云岩，优质储层主要发育于过渡性岩类型中，白云质粉砂岩是最主要的储层岩石类型。孔隙结构以微细孔喉发育为主，为典型的低孔特低渗储层，孔喉连通性好，储层孔渗相关性良好。

(3)结合烃源、储层及致密油成藏深度下限，划分上芦草沟组一段及二段有利勘探区，其中芦草沟组二段Ⅰ类有利区集中分布在凹陷东南部J32-H-J25-J32-J22井区，芦草沟组一段Ⅰ类有利区分布在凹陷中南部J251-J32-J174井区。

图10 吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点体”致密油有利区分布图Fig.10 Distribution map of favorable areas for tight oil in the upper “sweet spots” of the Lucaogou Formation in the Jimusar Sag

图11 吉木萨尔凹陷芦草沟组下“甜点体”致密油有利区分布图Fig.11 Distribution map of favorable areas for tight oil in the lower “sweet spots” of the Lucaogou Formation in the Jimusar Sag