準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷陸相頁巖油地質(zhì)特征與聚集機(jī)理

支東明，唐 勇，楊智峰，3，郭旭光，鄭孟林， 萬 敏，黃立良

(1.中國石油 新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000； 2.中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油 新疆油田分公司 博士后工作站，新疆 克拉瑪依 834000)

準(zhǔn)噶爾盆地位于中國西北部，大地構(gòu)造上處于哈薩克斯坦板塊的東部，是西伯利亞板塊、塔里木板塊和哈薩克斯坦板塊的交匯部位，周緣被北天山造山帶、西準(zhǔn)噶爾造山帶、克拉美麗造山帶所圍限，為大型的多期含油氣疊合盆地，油氣資源豐富，目前已經(jīng)在石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系與新近系等都發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣。盆地內(nèi)存在石炭系、二疊系、侏羅系等多套優(yōu)質(zhì)烴源巖，中-下二疊統(tǒng)是盆地內(nèi)最為重要的烴源巖層系。2011年在盆地的吉木薩爾凹陷和瑪湖凹陷的中-下二疊統(tǒng)烴源巖層系內(nèi)發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣流，引起了勘探家的高度重視，以致密油的勘探思路進(jìn)行了有益的勘探研究工作[1]，并取得了豐富的成果，在構(gòu)造背景[1-2]、沉積環(huán)境[3-4]、烴源巖[5]、致密油儲(chǔ)層與“甜點(diǎn)”預(yù)測(cè)[6-8]、油氣運(yùn)聚機(jī)理[9-10]、油氣成藏規(guī)律[11-14]等方面進(jìn)行了大量的研究，并認(rèn)識(shí)到蘆草溝組存在上、下兩個(gè)甜點(diǎn)含油富集層。隨著油氣勘探的深入，特別是吉174井對(duì)蘆草溝組全井段取心，逐漸認(rèn)識(shí)到了其巖石組成主要為內(nèi)源和外源成因的混積巖，巖層呈厘米級(jí)薄層、互層狀，韻律性強(qiáng)，并具有全層系含油的特征，與鄂爾多斯盆地三疊系的致密油存在明顯差異[15]，具有典型的頁巖油特征。本文依據(jù)地震、測(cè)井、鉆錄井、樣品實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)等，應(yīng)用頁巖油的勘探理念，對(duì)吉木薩爾凹陷的頁巖油地質(zhì)特征與聚集機(jī)理進(jìn)行了研究，以期指導(dǎo)下一步勘探。

1 地質(zhì)背景

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部，是盆地一級(jí)構(gòu)造單元東部隆起上的一個(gè)次級(jí)凹陷、南、西、北存在向凹陷的逆沖斷裂(圖1a)，南以三臺(tái)斷裂與博格達(dá)山前構(gòu)造帶相鄰，西以西地?cái)嗔选⑶?井南1號(hào)斷裂與北三臺(tái)凸起相接，北以吉木薩爾斷裂與沙奇凸起相隔，東與古城西凸起呈過渡關(guān)系，平面上呈不規(guī)則的多邊形，面積約1 278 km2，現(xiàn)今具有典型西斷東超的箕狀結(jié)構(gòu)特征。

該區(qū)自下而上發(fā)育石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系和新近系。石炭系是準(zhǔn)噶爾盆地第一套蓋層，為濱淺海、海陸交互相泥巖、炭質(zhì)泥巖和火山巖建造，也是該區(qū)第一套烴源巖賦存層系。二疊系自下而上發(fā)育中二疊統(tǒng)井井子溝組、蘆草溝組和上二疊統(tǒng)梧桐溝組。井井子溝組具有明顯的南厚北薄、西厚東薄的特征，為一套灰黃色、灰綠色砂巖、泥巖為主的建造。蘆草溝組與井井子溝組整合接觸，地層最厚區(qū)域在凹陷中部(圖1b)，主體厚度為100～320 m，向周緣減薄，縱向上分為兩段(圖1c)，主要為一套頁巖、薄層砂質(zhì)云巖和云質(zhì)粉砂巖，是凹陷內(nèi)最主要的烴源巖，也是頁巖油賦存層系。目前在蘆草溝組和上覆梧桐溝組發(fā)現(xiàn)的原油均來自于該套烴源巖。

上二疊統(tǒng)梧桐溝組不整合在中二疊統(tǒng)及石炭系之上，為一套礫巖、泥質(zhì)礫巖、砂巖、泥巖建造，表現(xiàn)為向周緣凸起區(qū)減薄的拗陷沉積，最厚在凹陷中部的吉17井西，厚度為340 m，將中二疊統(tǒng)蘆草溝組覆蓋。三疊系主要為一套泥巖、粉細(xì)砂巖建造，在凹陷西南部厚在1 000 m，向東、北減薄尖滅，表現(xiàn)出了向東、北的翹傾特征，與下伏上二疊統(tǒng)為整合接觸。侏羅系為一套含煤碎屑巖系，不整合覆蓋在三疊系、二疊系及石炭系之上，將凹陷整體埋藏，凹陷東部沉積最厚在1 500 m，西部在500～700 m，顯示了凹陷的東西翹傾作用。白堊系局限分布在吉木薩爾凹陷以西地區(qū)，不整合于侏羅系之上，西部殘余厚度400 m，在凹陷中部剝蝕尖滅。古近系主要分布于南緣斷褶帶地區(qū)，新近系廣泛分布，不整合覆蓋在白堊系、侏羅系、二疊系、石炭系等不同層位之上。

綜上所述，吉木薩爾凹陷自中二疊統(tǒng)蘆草溝組沉積后，經(jīng)歷了三疊紀(jì)、侏羅紀(jì)、白堊紀(jì)和新生代不同方式的翹傾構(gòu)造作用，凹陷邊緣遭受過不同程度的剝蝕，整體被上覆上二疊統(tǒng)-新近系埋藏，主體部位埋藏深度在3 000～4 500 m，東部邊緣最淺在800 m左右，西部最深在5 200 m左右。

2 頁巖油地質(zhì)特征

2.1 混積巖石特征

蘆草溝組主要為一套沉積于咸化湖泊中，受機(jī)械沉積、化學(xué)沉積及生物沉積等作用下的粉細(xì)砂巖、泥巖、碳酸鹽巖的混積巖[12]，普遍發(fā)育泥晶、微晶白云石，碎屑粒徑普遍較細(xì)，粉細(xì)砂、泥質(zhì)及碳酸鹽富集層多呈互層狀分布。巖石類型主要為粉細(xì)砂巖類、泥巖類、碳酸鹽巖類。粉細(xì)砂巖類包括云質(zhì)粉細(xì)砂巖、巖屑長石粉細(xì)砂巖和云屑粉細(xì)砂巖，碳酸鹽巖類主要為白云巖類，主要為砂屑白云巖、粉細(xì)砂質(zhì)白云巖、泥微晶白云巖?？v向上粉細(xì)砂巖、頁巖、砂屑白云巖、泥微晶白云巖的單層厚度都在厘米級(jí)(圖2)，呈明顯的韻律性。蘆草溝組具有礦物成份復(fù)雜、巖性縱向變化快、巖層厚度薄等特征。在成巖演化過程中，巖石具有不均勻的硅化、方解石化、云化、沸石化、黃鐵礦化及鈉長石化等，使得巖石礦物成分復(fù)雜，巖性變化多樣。

圖1 吉木薩爾凹陷區(qū)域構(gòu)造位置與蘆草溝組特征Fig.1 The location and stratigraphic features of the Lucaogou Formation in Jimusaer saga.吉木薩爾凹陷構(gòu)造位置圖；b.吉木薩爾凹陷蘆草溝組厚度等值線圖；c.吉木薩爾凹陷地層綜合柱狀圖

2.2 源儲(chǔ)一體特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油具有典型的自生自儲(chǔ)特點(diǎn)，其烴源巖層也是儲(chǔ)層[16]。烴源巖厚度大，其中蘆草溝組一段厚度普遍大于100 m、二段厚度普遍大于50 m(圖3),優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)層分別在兩段的上部,也是有機(jī)碳含量高的層段[17]。烴源巖包括泥質(zhì)巖類、白云巖類和灰?guī)r類3種類型，不論何類巖性，其總有機(jī)碳含量和生烴潛力均較高，有機(jī)質(zhì)豐度高，以Ⅰ型與Ⅱ1型為主，其中泥巖類有機(jī)質(zhì)豐度最高，屬于好-優(yōu)質(zhì)的生油巖；其次為白云巖類，屬于好的生油巖；灰?guī)r屬于中等-好的生油巖，粉砂巖類主要為差的生油巖(表1)。研究區(qū)24口井236塊樣品有機(jī)碳含量分析的結(jié)果表明，多數(shù)烴源巖樣品的有機(jī)碳含量大于1.0%，平均TOC為3.24%；生烴潛量(S1+S2)多大于6.0 mg/g；熱解最高峰溫Tmax值分布在428～459 ℃，Ro為0.66%～1.63%，烴源巖處于低成熟-成熟演化階段。

圖2 吉木薩爾凹陷吉174井蘆草溝組頁巖油巖心及FMI測(cè)井特征Fig.2 FMI image logging and core characteristics of the Lucaogou Formation in Well Ji174,Jimusaer saga. 3 m井段內(nèi)巖性剖面及測(cè)井響應(yīng)；b.泥質(zhì)粉砂巖，含白云石與方解石呈互層產(chǎn)出，吉174井，埋深3 162.02 m，單偏光；c.云質(zhì)粉砂巖與有 機(jī)質(zhì)紋層互層分布，吉174井，埋深3 261.23 m，單偏光；d.富有機(jī)質(zhì)紋層與云質(zhì)粉砂泥巖互層分布，吉174井，埋深3 152.54 m，單偏光

蘆草溝組不同巖性以呈薄互層狀間互分布，單層厚度多厘米級(jí)，細(xì)粒沉積，多為白云巖和碎屑巖的過渡性巖類(圖2a—d)，存在粉砂巖類與泥巖類和白云巖類與泥巖類兩類源儲(chǔ)巖性組合類型。粉砂巖與泥巖組合又可細(xì)分為厚層粉砂巖夾薄層泥巖、厚層泥巖夾薄層粉砂巖及粉砂巖與泥巖互層3種組合類型。上段主要為粉砂巖類、白云巖類與泥巖互層組合，泥地比接近80%，發(fā)育大套優(yōu)質(zhì)烴源巖，具有砂泥頻繁互層沉積、巖性復(fù)雜多樣與單層厚度變化較大的特征。下段主要為粉砂巖與泥巖組合類型，泥地比接近90.3%。

圖3 吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖厚度Fig.3 Isopach of Lucaogou source rocks in Jimusaer saga.蘆二段；b.蘆一段

地區(qū)巖石類型有機(jī)碳含量/%氯仿瀝青“A”含量/%生烴潛量/(mg·g-1)有機(jī)質(zhì)類型Ro/%成熟度烴源巖評(píng)價(jià)吉木薩爾凹陷蘆草溝組泥巖類3.83(117)0.27(125)17.95(117)I型、Ⅱ1型、Ⅱ2型、Ⅲ型白云巖類2.64(34)0.24(8)11.70(34)I型、Ⅱ1型、Ⅱ2型灰?guī)r類2.40(40)0.23(40)10.33(40)I型、Ⅱ1型、Ⅱ2型粉砂巖類0.75(56)1.33(54)Ⅱ2型、Ⅲ型0.66～1.63低成熟-高成熟好-優(yōu)質(zhì)中等-好中等-好差-非吉174井蘆草溝組烴源巖3.39(108)0.27(45)17.28(40)Ⅱ1型0.78～0.96低成熟-高成熟優(yōu)質(zhì)

注：3.83(117)代表平均值(樣品個(gè)數(shù))。

依據(jù)巖心、核磁共振測(cè)井、鑄體薄片與場(chǎng)發(fā)射掃描電子顯微鏡分析的結(jié)果，蘆草溝組除發(fā)育毫米級(jí)與微米級(jí)孔隙外，還發(fā)育了大量的納米級(jí)孔隙[11]，具備頁巖油儲(chǔ)層的特征(圖5a—c)。儲(chǔ)集空間類型可以分為原生殘余粒間孔、次生粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔、晶間孔和微裂縫5種主要孔隙類型。毫米級(jí)-微米級(jí)的粒間溶孔發(fā)育、剩余粒間孔次之、并發(fā)育少量微裂縫與納米級(jí)的晶間孔(圖5d—j)。粒間溶孔主要為鈉長石溶蝕孔隙，常見鈉長石溶蝕形成的港灣狀與鋸齒狀結(jié)構(gòu)，而白云石溶蝕較弱，孔隙徑為2～10 μm，連通性較好。粒內(nèi)溶孔主要為砂屑或巖屑內(nèi)的溶蝕孔隙，孔徑1～20 μm不等，局部可達(dá)幾百μm，連通性差。晶間溶孔與晶內(nèi)溶孔為泥微晶白云巖與石英溶孔，晶間溶孔孔徑為0.75～1 μm，局部可達(dá)5～10 μm。

蘆草溝組巖石實(shí)測(cè)覆壓孔隙度分布區(qū)間為6%～16%，覆壓滲透率小于0.1×10-3μm，具有中、低孔-低滲、特低滲的特征。其中云質(zhì)粉細(xì)砂巖物性最好，孔隙度為11.9%，滲透率為0.076×10-3μm2；泥晶-微晶云巖物性較差，孔隙度為9.2%，滲透率為0.032×10-3μm2(圖4)。

圖4 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲(chǔ)集物性直方圖Fig.4 The histogram showing the reservoir properties of the Lucaogou Formation in Jimusaer saga.云質(zhì)粉細(xì)砂巖孔隙度特征；b.云屑粉細(xì)砂巖孔隙度特征；c.砂屑云巖孔隙度特征；d.泥晶-微晶孔隙度特征；e.云質(zhì)粉細(xì)砂巖滲透率特征； f.云屑粉細(xì)砂巖滲透率特征； g.砂屑云巖滲透率特征； h.泥晶-微晶滲透率特征

圖5 吉木薩爾凹陷蘆草溝組孔隙結(jié)構(gòu)特征Fig.5 Pore structure characteristics of the Lucaogou Formation in Jimusaer saga.“甜點(diǎn)段”核磁共振孔隙分布直方圖，微米孔隙與納米孔隙共存；b.烴源巖層段核磁共振孔隙分布直方圖，納米孔隙發(fā)育；c.巖心表面孔隙發(fā)育 ，吉174井，埋深3 116.47 m，毫米級(jí)孔隙，巖心照片； d.巖心表面孔隙發(fā)育，吉174井，埋深3 123.35 m，毫米級(jí)孔隙，巖心照片； e.云質(zhì)粉砂巖，粒間孔隙，吉174井，埋深3 274.75 m，微米級(jí)孔隙，鑄體薄片；f.砂屑溶孔，吉174井，埋深3 114.86 m，微米級(jí)孔隙，鑄體薄片；g.基質(zhì)溶蝕孔隙，吉174井，埋深3 112.09 m，微米級(jí)孔隙，掃描電鏡； h.晶間孔，吉174井，埋深3 121.38 m，納米級(jí)孔隙，掃描電鏡；i.粘土礦物顆粒晶間孔隙，吉174 井，埋深3 048.04 m，納米級(jí)孔隙，掃描電鏡；j.有機(jī)質(zhì)孔，吉174井，埋深3 333.02 m，納米級(jí)孔隙，掃描電鏡

樣品實(shí)驗(yàn)結(jié)果證實(shí)蘆草溝組頁巖油的自生自儲(chǔ)特征。采集低成熟度的粉砂巖樣品進(jìn)行熱模擬試驗(yàn)，收集殘留油，計(jì)算成烴轉(zhuǎn)化率，根據(jù)模擬實(shí)驗(yàn)的成烴轉(zhuǎn)化率和實(shí)測(cè)的TOC進(jìn)行生烴量計(jì)算，并與儲(chǔ)集量進(jìn)行對(duì)比，按照含油飽和度60%計(jì)算，自源量約占三分之一。

2.3 含油特征

蘆草溝組具有整體含油連片分布特征，全井段均見熒光顯示，氣測(cè)異常明顯，縱向上發(fā)育上、下兩套頁巖油富集“甜點(diǎn)體”，全區(qū)分布穩(wěn)定、含油飽和度高。吉174井全井取心245.41 m，油跡以上含油級(jí)別心長52.19 m，占巖心總長度的21.3%，其余具連續(xù)、大段熒光顯示。吉31井2 715.17～2 897.59 m井段進(jìn)行含油飽和度測(cè)定，25個(gè)樣品的含油飽和度在87.8%～97.7%，整體含油性較好。對(duì)吉174和吉31井蘆草溝組含油性與巖性統(tǒng)計(jì)，碳酸鹽巖和砂質(zhì)巖類巖性含油性較好，泥質(zhì)巖類含油性較差。綜合巖心宏觀觀察、鏡下微觀分析、常規(guī)與核磁共振測(cè)井響應(yīng)特征、錄井油氣顯示等資料的研究，孔隙度大于12%的“甜點(diǎn)”，平均含油飽和度為84%，孔隙度為8%～12%的“甜點(diǎn)”，平均含油飽和度為65%。

蘆草溝組存在上、下兩大原油富集“甜點(diǎn)體”發(fā)育段，上“甜點(diǎn)體”厚度約為41m，主要分布在凹陷的中部，面積為640 km2，其優(yōu)勢(shì)巖性為云屑粉細(xì)砂巖，其次為顆粒云巖、粉細(xì)砂巖與泥微晶云巖。下“甜點(diǎn)體”全凹陷都有分布，面積達(dá)1 096 km2，凹陷南部厚度相對(duì)較大。下“甜點(diǎn)體”優(yōu)勢(shì)巖性為粉細(xì)砂巖、云屑粉細(xì)砂巖，其次為泥微晶云巖，砂質(zhì)泥巖與云質(zhì)泥巖。

平面上蘆草溝組原油性質(zhì)從凹陷中部向邊緣變差，下“甜點(diǎn)體”原油粘度大于上“甜點(diǎn)體”。上“甜點(diǎn)體”平均地面原油密度為0.88 g/cm3，50 ℃粘度為50.27 mPa·s，地層原油粘度10.58 mPa·s。下“甜點(diǎn)體”平均地面原油密度0.90 g/cm3，50 ℃粘度為123.23 mPa·s。

3 頁巖油聚集機(jī)理

3.1 頁巖油賦存巖層潤濕性

蘆草溝組沉積物顆粒間有機(jī)質(zhì)早期生成的原油被吸附于礦物顆粒的表面，形成油膜或賦存于納米級(jí)晶間孔隙中，生烴作用促使巖石顆粒的潤濕性向親油性轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致巖石整體表現(xiàn)為親油特性。巖心樣品接觸角測(cè)試實(shí)驗(yàn)表明巖石為親油潤濕特性，滲吸測(cè)試實(shí)驗(yàn)測(cè)得巖心含油飽和度為40.30%～51.20%，自吸水排氣實(shí)驗(yàn)中，巖心含水飽和度為4.55%～6.30%。頁巖巖心樣品中白云巖類的親油性優(yōu)于粉細(xì)砂巖，泥巖的親油性較差，這與蘆草溝組頁巖油富集層段的優(yōu)勢(shì)巖性具有一致性。

3.2 頁巖油聚集動(dòng)力

依據(jù)巖心樣品的實(shí)測(cè)壓汞數(shù)據(jù)，建立孔隙度與排替壓力之間的關(guān)系，換算得到油藏條件下的毛細(xì)管阻力?？紫抖扰c排替壓力呈現(xiàn)較好的指數(shù)關(guān)系，隨著孔隙度的增加，巖石排替壓力呈指數(shù)減小。頁巖油排替壓力隨著巖石孔隙度的增大而減小，油藏狀態(tài)下所受毛細(xì)管阻力也明顯降低。當(dāng)巖石孔隙度小于10%的情況下，排替壓力一般超過2 MPa，油藏狀態(tài)下所受到的毛細(xì)管阻力大于0.25 MPa。蘆草溝組現(xiàn)今鏡質(zhì)體反射率Ro分布區(qū)間為0.66%～1.63%。生烴動(dòng)力學(xué)模擬實(shí)驗(yàn)表明，當(dāng)Ro為1.00%～1.30%時(shí)，烴源巖主體處于生油高峰階段，這個(gè)階段烴源巖的自由水已經(jīng)脫出且生氣量明顯增加，難以形成油氣運(yùn)移的水動(dòng)力條件(圖6a，b)。此時(shí)，粘土礦物脫水及干酪根轉(zhuǎn)化成烴等作用產(chǎn)生的流體將不斷地補(bǔ)給到烴源巖中的孔隙中，增加了烴源巖的流體壓力，成為了烴源巖向外排液的主要?jiǎng)恿?。在富含有機(jī)碳的源巖層系內(nèi)，隨著持續(xù)的生油過程，干酪根降解產(chǎn)生的巨大膨脹力將驅(qū)動(dòng)石油以活塞式向周緣擴(kuò)散，形成連續(xù)的石油聚集。

3.3 輸導(dǎo)體系與頁巖油賦存狀態(tài)

蘆草溝組發(fā)育層理縫[9]、構(gòu)造裂縫[18]、壓溶縫合線[12]與微納米級(jí)孔喉系統(tǒng)等是可動(dòng)油運(yùn)移通道和儲(chǔ)集空間[11]。蘆草溝組下段泥巖中的垂向裂縫和白云質(zhì)粉砂巖中發(fā)育的順層層理縫與溶蝕縫為頁巖油良好的運(yùn)移通道(圖7a，b)。廣泛發(fā)育的納米級(jí)孔喉系統(tǒng)[11]是大面積連續(xù)或準(zhǔn)連續(xù)型油氣聚集的根本特征，決定了油氣呈連續(xù)或準(zhǔn)連續(xù)分布。熒光顯微鏡與掃描電鏡觀察結(jié)果顯示巖層中孔隙結(jié)構(gòu)普遍較復(fù)雜，孔隙連通性相對(duì)較好，大部分溶孔、殘余粒間孔及微孔隙中均有熒光顯示(圖7c，d)。

頁巖油的賦存形式具有多樣性，包括吸附態(tài)、游離態(tài)及溶解態(tài)[19]。蘆草溝組沉積物顆粒較細(xì)，富含有機(jī)質(zhì)，液態(tài)石油主要存在吸附態(tài)與游離態(tài)兩種賦存形式。泥頁巖層段中烴源巖干酪根與礦物顆粒表面的烴類主要為吸附態(tài)。偏光顯微鏡下可見部分液態(tài)烴直接呈侵染狀吸附在富有機(jī)質(zhì)紋層的干酪根表面(圖7e)，場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡可以清楚的觀察到巖層中發(fā)育的納米級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)，大多數(shù)頁巖油以油膜的形式呈吸附態(tài)賦存在礦物顆粒的晶間孔內(nèi)(圖7f—i)。烴源巖 “干酪根網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)”及泥晶云巖、粉晶云巖、云質(zhì)泥巖與砂質(zhì)泥巖的晶間孔為頁巖油提供了有利的賦存空間。蘆草溝組“甜點(diǎn)”段內(nèi)礦物溶蝕孔、剩余粒間孔及微裂縫中的烴類主要為游離態(tài)。蘆草溝組具有生烴能力的泥巖、碳酸巖、粉細(xì)砂巖與微裂縫中普遍具有較強(qiáng)的熒光(圖7j)，結(jié)合激光共聚焦掃描顯微鏡可見礦物顆粒之間的剩余油(圖7k，l)。低真空條件下，隨著時(shí)間的延長和溫度的升高，納米孔中油膜的厚度逐漸增厚，向大孔流動(dòng)，頁巖油相態(tài)可由吸附態(tài)轉(zhuǎn)化為游離態(tài)。

圖6 吉木薩爾凹陷吉15井蘆草溝組Ⅱ1型干酪根生烴動(dòng)力學(xué)特征Fig.6 Kinetic characteristics of hydrocarbon-generation of the TypeⅡ1 kerogen samples from the Lucaogou Formation in Well Ji15,Jimusaer saga.總生油量模擬,Ro為1.00%～1.30%，生油量為209mg/g，達(dá)到峰值；b.總生氣量模擬,Ro為1.00%～1.30%，生氣量為40 mg/g，生氣量明顯增加

圖7 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲(chǔ)集空間特征及賦存狀態(tài)Fig.7 Reservoir space characteristics and occurrence states of shale oil in the Lucaogou Formation,Jimusaer saga.構(gòu)造縫，油氣沿構(gòu)造縫外滲，吉36井，埋深4 215.73 m，巖心照片； b.溶蝕縫，油氣沿溶蝕縫外滲，吉36井，埋深4 217.32 m，巖心照片； c.泥晶砂屑云巖，溶孔含油，吉174井，埋深3 115.31 m，巖心照片； d.溶孔熒光顯示，吉174井，埋深3 115.31 m，熒光； e.富有機(jī)質(zhì)泥質(zhì)紋層，含油氣顯示，吉174井，埋深3 182.33 m，熒光；f.含云質(zhì)泥質(zhì)粉砂巖，納米級(jí)微孔周圍油膜包裹，吉25井，埋深3 411.06 m，場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡； g.含泥質(zhì)粉砂質(zhì)云巖，納米孔被油膜包裹，吉31井，埋深2 897.92 m，場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡； h.云質(zhì)泥巖，白云石晶間溶孔被油膜包裹，吉34井，埋深3 115.41 m，場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡； i.灰質(zhì)粉砂巖，方解石晶間孔被油膜包裹，吉30井，埋深3 044.84 m，場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡；j.基質(zhì)與為裂縫中均含油，吉174井，埋深3 121.74 m，單偏光； k.賦存于粒間孔隙中的頁巖油，吉36 井，埋深4 135.51 m，單偏光；l.賦存于粒間孔隙中的頁巖油，粉紅色為頁巖油，吉36井，埋深4 135.51 m，激光共聚焦

3.4 滯留排烴、原位聚集

蘆草溝組“甜點(diǎn)段”云質(zhì)巖與其相鄰的泥頁巖地化參數(shù)對(duì)比的結(jié)果顯示，“甜點(diǎn)段”云質(zhì)巖氯仿瀝青“A”含量與可溶有機(jī)質(zhì)含量明顯較高，而殘余有機(jī)碳含量普遍較低；泥頁巖層段內(nèi)部殘余有機(jī)碳含量相對(duì)穩(wěn)定且數(shù)值較高，其頂部與底部含量逐漸降低，氯仿瀝青“A”含量與可溶有機(jī)質(zhì)含量均較低(圖8)。地化參數(shù)特征表明，“甜點(diǎn)體”內(nèi)的頁巖油主要來自于相鄰烴源巖，烴源巖內(nèi)部存在液態(tài)滯留烴，部分烴類殘留在頁巖層系內(nèi)部。游離態(tài)頁巖油主要賦存在溶孔、剩余粒間孔與微孔等儲(chǔ)集空間，吸附態(tài)頁巖油主要賦存在頁理縫、有機(jī)質(zhì)微孔與晶間孔中。

隨著地層埋藏深度的增加，地溫梯度逐漸升高，富有機(jī)質(zhì)紋層的頁巖開始生烴。早期生成的烴類以吸附態(tài)附著在富有機(jī)質(zhì)紋層的生油母質(zhì)表面，隨著烴源巖生烴作用的持續(xù)增強(qiáng)，烴類在干酪根有機(jī)質(zhì)網(wǎng)絡(luò)內(nèi)發(fā)生擴(kuò)散、解析與匯聚作用。當(dāng)排烴動(dòng)力超過毛細(xì)管阻力時(shí)，液態(tài)烴通過微納米級(jí)孔隙、微層理面、微裂縫與宏觀孔-縫構(gòu)成的輸導(dǎo)體系網(wǎng)絡(luò)向周緣擴(kuò)散充注，并在微納級(jí)孔喉系統(tǒng)與微裂縫等儲(chǔ)集空間內(nèi)原位滯留或就近成藏。

4 結(jié)論

1) 吉木薩爾凹陷蘆草溝組巖性復(fù)雜，是粉細(xì)砂巖、泥巖、碳酸鹽巖的混積巖，礦物成份復(fù)雜、巖性縱向變化快，巖層厚度薄且具有韻律性，富含有機(jī)質(zhì)，是優(yōu)質(zhì)的生油層，也是儲(chǔ)集層，具有典型的“源儲(chǔ)一體”特征。

2) 蘆草溝組發(fā)育粉砂巖類與泥巖類及白云巖類與泥巖類兩類源儲(chǔ)一體巖性組合，縱向上全層段含油，上、下兩段富集，全區(qū)分布穩(wěn)定、含油飽和度高，具有整體含油、連片分布的特征。

3) 生烴增壓是頁巖油運(yùn)聚的主要?jiǎng)恿?，微納米孔喉、層理縫與構(gòu)造裂縫形成頁巖油的有利儲(chǔ)集空間與滲流通道，整體為源內(nèi)或近源聚集，并以游離態(tài)和吸附態(tài)賦存于蘆草溝組巖層中。