2022, Vol. 34
2. 新疆大学 地质与矿业工程学院，乌鲁木齐 830047
2. College of Geology and Mining Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830047, China
页岩油以其“源储一体、原位聚集、规模资源”等特性逐渐成为常规油气的重大接替资源，随着新技术、新理论的发展，国内外页岩油勘探开发均已取得重大的突破[1-4]。“甜点”是指在成熟烃源岩发育背景下，优质页岩油储层的发育段，可改造形成较高开发效益的层段，具有“源储共生”的特征[5-8]。近年来，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油勘探开发取得了长足的进展，但对其“甜点”储层孔隙类型、成因及其分布的认识不足仍制约着储层品质和开发效果[9-12]。为了解决这一问题，诸多学者从地质学与地球物理学方面进行了相关研究[13-14]。地质学方面，王然等[15]认为芦草沟组页岩油“甜点”的优势岩性主要是岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑白云岩，储集空间为溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、裂缝；鲍海娟等[16]认为芦草沟组页岩油在纵向上形成了白云质砂岩（下“甜点”）-泥岩、白云质泥岩-白云质砂岩、砂质白云岩（上“甜点”）-泥岩、白云质泥岩的组合；方巧等[17]认为影响“甜点”储层物性的主控因素为成岩作用和微裂缝发育特征；操应长等[18]认为“甜点”的不同储集空间及物性特征是多种成岩作用复合影响所致。地球物理学方面，董岩等[19]提出了基于地震波形指示的页岩油“甜点”高分辨率预测技术；吴俊军等[20]通过叠后地震反演确定芦草沟组页岩油上“甜点”的范围；贾曙光等[21]开展叠前和叠后地震反演预测页岩油“甜点”，形成了页岩油“甜点”地震预测方法。然而，现有研究多是集中对储层孔隙类型和“甜点”预测分析，对其形成机制的研究仍较为薄弱。
综合利用岩心、X射线衍射、扫描电镜、铸体薄片和孔渗测试等资料对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油上、下“甜点”储层物性特征和储集空间类型进行分析，从宏观沉积环境和微观成岩作用的角度讨论上、下“甜点”储层差异及形成机制；以测井、地震资料预测“甜点”的分布，以期为该区域下一步优质页岩油勘探提供参考。
1 地质概况依准噶尔盆地构造单元划分，吉木萨尔凹陷位于东部隆起区，属二级构造单元[11]，经历了海西、印支、燕山、喜山多期次构造运动[22-23]，各期构造运动在凹陷内部以沉降为主，现今周缘被沙奇凸起、古西凸起、阜康断裂带、北三台凸起所环绕，边界明显。凹陷西部构造埋深较大，向东地层逐渐抬升变浅，呈西断东超的单斜形态，面积约1 278 km2[24-26]（图 1a）。芦草沟组沉积厚度为100~350 m，是一套陆相咸化湖盆沉积，岩石粒度较细，根据测井资料及岩性特征，自下而上将二叠系芦草沟组分为芦一段（P2l1）和芦二段（P2l2），其中芦一段以细粒碎屑岩为主，碳酸盐岩和含泥质岩类较少，芦二段岩性在纵向上互层频繁，碳酸盐岩增多，混积岩类较发育。下“甜点”位于芦一段，上“甜点”位于芦二段（图 1b），经钻井试油均见工业油流[27]。芦草沟组岩石类型以泥岩、碳酸盐岩、粉-细砂岩及多组分混积岩为主，其中储层主要为粉砂岩、砂质白云岩、泥质白云岩、白云质砂岩和白云质泥岩。
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下载原图 图 1 吉木萨尔凹陷构造纲要图（a）及二叠系芦草沟组地层划分（b） Fig. 1 Structural outline of Jimsar Sag(a)and stratigraphic column of Permian Lucaogou Formation(b) |
吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下“甜点”岩性复杂且存在差异[28-31]。对70个样品进行镜下分析发现，上“甜点”岩石类型主要为砂质白云岩、泥质白云岩、微晶白云岩、白云质粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂岩，厚度占比依次为29%，19%，9%，9%，9% 和6%；下“甜点”岩石类型主要为泥质白云岩、白云质泥岩、白云质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩和微晶白云岩，厚度占比依次为30%，19%，15%，11%，9% 和8%。上“甜点”白云岩含量高于下“甜点”。
通过对3口井204个样品进行X射线衍射分析发现，吉木萨尔凹陷芦草沟组整体呈正韵律沉积特征，沉积环境持续变化，纵向上矿物组分差异明显，其中方解石含量自下而上呈现出持续降低的特征；白云石含量则呈持续增高的趋势；长英质矿物和黏土矿物在“甜点”发育段占比明显区别于其他层段。整体而言，上“甜点”石英、长石以及白云石含量高于下“甜点”，黏土矿物、方解石含量低于下“甜点”；下“甜点”TOC含量高于上“甜点”（图 2）。
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下载原图 图 2 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组不同组分质量分数垂向分布特征 Fig. 2 Vertical distribution characteristics of different components mass fraction of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
通过分析研究区芦草沟组70个样品的物性参数可知，上“甜点”孔隙度为4.2%~18.3%，均值为9.4%，渗透率为0.000 1~0.100 0 mD，均值为0.063 7 mD；下“甜点”孔隙度为4.2%~18.3%，均值为9.3%，渗透率为0.001 0~1.000 0 mD，均值为0.023 1 mD。上“甜点” 56% 以上的样品孔隙度大于7.0%，所有样品渗透率小于0.100 0 mD（图 3a），下“甜点”79% 以上的样品孔隙度大于7.0%，但超过95% 的样品渗透率不足0.100 0 mD（图 3b）。此外，岩性不同，孔隙度和渗透率也表现出较弱相关性（表 1），符合吉木萨尔凹陷多源混积、非均质性强的页岩油储层特征[32-34]。
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下载原图 图 3 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组“甜点”孔渗分布 Fig. 3 Porosity and permeability distribution of sweet spots of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
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下载CSV 表 1 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组“甜点”岩性及物性统计 Table 1 Lithologies and physical properties of sweet spots of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
研究区芦草沟组储层面孔率较低，为0.16%~ 7.78%，均值为0.53%，原生孔隙和次生孔隙并存。通过薄片及扫描电镜分析发现，储层发育原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔、微裂缝等，以粒间溶孔、粒内溶孔为主。在镜下可见剩余粒间孔和溶蚀孔并存（图 4a），证明原生孔隙受成岩作用影响被破坏；粒间溶孔发育的程度受溶蚀作用的影响，残余粒间孔被溶蚀扩大，形成了许多分布不均匀的粒间溶孔（图 4b）；粒内溶孔常发育在长石和白云石等不稳定的矿物中，受酸性流体溶蚀，一般形成条带状溶孔，对储层贡献较大（图 4a），多见于上“甜点”段；芦草沟组储层中多发育白云石晶间孔和方解石晶间孔，孔径较小，连通性较差（图 4c，4d）；微裂缝主要受成岩作用的影响，受构造活动影响较小（图 4e-4g），裂缝中后期充填有方解石、白云石（图 4f），镜下可见沥青物质充填其中（图 4h），证明其可作为烃类物质运移的通道。此外，储层也发育因矿物溶蚀形成的白云石、方解石、高岭石晶间溶孔和因砂岩粒间杂基被溶蚀形成的基质溶孔（图 4i），但这些孔径一般较小且连通性差，溶蚀程度弱，对储层的贡献较小。
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下载原图 图 4 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层空间类型 （a）含泥细粒砂岩，剩余粒间孔及粒内溶孔，吉33井，P2l1，3 668.97 m；（b）细粒长石岩屑砂岩，残余粒间孔被溶蚀成了多个溶蚀孔，吉8井，P2l2，1 568.6 m，面孔率约5.00%；（c）陆屑白云岩，白云石晶间孔，泥晶白云石呈自形松散堆积，吉174井，P2l1，3 282.14 m；（d）基质中的方解石晶粒与晶间溶孔，吉174井，P2l2，3 172.58 m；（e）灰绿色泥质粉砂岩，压溶作用形成的缝合线，J10025井，P2l1，3 618.1 m；（f）泥晶白云石呈条带状分布，构造缝具荧光显示，吉174井，P2l1，3 285.29 m；（g）泥灰质粉砂岩，微裂缝发育，吉251井，P2l1，3 770.06 m；（h）泥晶白云岩，云质极细粒砂岩，多条纵横交错分布的裂缝，充填褐色沥青质、方解石及钠长石，吉32井，P2l2，3 565.49 m；（i）泥晶砂屑白云岩，方解石晶间溶孔，吉9井，P2l2，1 765.67 m Fig. 4 Reservoir space types of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
页岩油“甜点”通常具备相对较优的物性条件和储集空间，对页岩油含油性和可开采性具有重要的地质意义。通过对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组宏观沉积体系以及微观岩石学分析，认为其“甜点”发育受多重因素的影响，沉积微相在宏观上控制着“甜点”的发育和分布；成岩过程中的压实、胶结以及溶蚀作用不同程度改变了储层物性条件；生烃和构造作用也是影响储层发育的重要因素。
3.1 沉积微相对“甜点”物性的影响对研究区39口井的岩石类型、颜色、岩性组合、测井曲线和沉积构造等沉积相标志进行综合分析，共识别出三角洲相和咸化湖泊相2种沉积相类型，三角洲前缘、滨湖、浅湖、半深湖和深湖5种沉积亚相，近岸坝、远岸坝、近岸滩、远岸滩、浅湖泥、半深湖泥、深湖泥、云坪及分流河道等9种沉积微相（图 5）。
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下载原图 图 5 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组沉积微相划分 Fig. 5 Sedimentary microfacies division of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
芦草沟组沉积时期，水平面的频繁变化造成沉积相带呈环状分布[26]，整体上呈现由敞流湖盆逐渐变为闭流湖盆，上“甜点”段水体更加咸化的特点[13, 26]。在上“甜点”沉积期，从凹陷边缘到中心，远岸滩、远岸坝逐渐过渡为浅湖泥、半深湖泥及深湖泥微相（图 6a），研究区南部主要发育滩坝沉积，规模和影响范围小于下“甜点”。在下“甜点”沉积期，形成了呈北东向展布的以滩坝相、咸化湖泊相和三角洲相为主的沉积环境（图 6b）。
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下载原图 图 6 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组上（a）、下（b）“甜点”沉积微相 Fig. 6 Sedimentary microfacies of the upper(a)and the lower(b)sweets spots of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
不同的微相类型发育不同岩性组合，储层物性也有所差异[35]，如表 2所列，近岸滩和远岸滩微相对应的物性最好，其次为远岸坝和云坪，半深湖泥则明显物性较差；下“甜点”整体物性较好，比上“甜点”分布范围大。此外，沉积微相还影响后期成岩作用和生烃排酸等过程[12]。靠近凹陷边界，沉积环境主要以滩坝相为主，离物源更近，原生粒间孔和剩余粒间孔较发育，平均孔隙度为5.4%~12.4%，平均渗透率为0.054 0~0.114 0 mD，是有利于优质储层形成的环境。靠近凹陷中部，以浅水环境为主，细粒沉积物增多，物性也相对降低，平均孔隙度为1.8%~7.3%，平均渗透率为0.007 0~0.062 0 mD，但其烃源岩配置好，有利于烃源岩的发育。
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下载CSV 表 2 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组沉积微相物性参数统计 Table 2 Physical property parameters of sedimentary microfacies of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
除沉积环境对储层物性的影响之外，研究区芦草沟组“甜点”还受到压实作用、胶结作用和溶蚀作用的共同影响。
（1）压实作用：芦草沟组压实减孔率与地层埋深成正相关（图 7），石英、长石等刚性颗粒含量随深度的增加逐渐减少（参见图 2），抗压实能力降低。镜下可见炭质、有机质、伊利石顺层定向分布（图 8a，8b），矿物颗粒接触关系也受此影响，储层孔隙受到严重破坏，下“甜点”沉积环境以云坪及远岸滩为主，碳酸盐岩含量高于上“甜点”，压实作用对下“甜点”物性的改变尤为明显。
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下载原图 图 7 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组不同成岩作用对孔隙度的影响（据文献[13]修改） Fig. 7 Effects of different diagenesis on porosity of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
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下载原图 图 8 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层成岩作用 （a）含云质泥晶灰岩，炭质、有机质顺层定向分布，吉174井，P2l2，3 161.75 m；（b）深灰色泥岩，石英碎屑与定向片状伊利石，吉174，P2l2，3 146.19 m；（c）灰色灰质粉砂岩，见有粒表生长的不规则片状绿泥石与方解石，孔隙不发育，连通性差，吉174井，P2l2，3 178.80 m；（d）深灰色白云质灰岩，定向片状伊利石，吉30井，P2l2，4 050.02 m；（e）深灰色泥岩，基质中的方解石晶粒与不规则伊/蒙混层矿物，吉174井，P2l2，3 186.76 m；（f）灰色泥灰岩，见基质中的油浸现象，溶孔中见白云石、石英充填，孔隙不发育，见基质溶孔与纳米级微孔，连通性差，吉174井，P2l2，3 139.70 m；（g）泥晶白云岩，发育龟裂缝，沿裂缝发育溶蚀孔、溶蚀缝，孔、缝被沸石、钠长石、硅质充填、半充填，溶蚀孔、缝中具荧光显示，吉174井，P2l2，3 121.38 m；（h）长石碎屑的溶蚀现象，吉15井，P2l2，2 350.90 m；（i）粒间紧密充填的高岭石与伊/蒙混层矿物的混生，吉17井，P2l2，3 048.55 m Fig. 8 Diagenesis of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
（2）胶结作用：芦草沟组碳酸盐胶结物主要包括方解石和白云石（图 8c），其形成温度具有2个明显的区间，分别为69.63~91.73 ℃和99.63~122.89 ℃[36]，说明芦草沟组发生了2期碳酸盐胶结。第Ⅰ期碳酸盐胶结造成约60%的减孔率，由于发生于早成岩期，以碱性环境为主，快速的压实埋深使泥岩排出碱性咸化湖地层水，导致岩层中Ca2+浓度升高[37-39]，胶结作用加强，大量原生孔隙被碳酸盐胶结物充填。第Ⅱ期碳酸盐胶结物形成于中成岩阶段[40]，由于烃源岩生烃作用导致大量有机酸生成[41]，沉积环境过渡为弱碱性，难以提供碳酸盐大量胶结的物质基础。由于上“甜点”沉积期水体比下“甜点”更加咸化，上“甜点”碳酸盐胶结物含量高于下“甜点”。
芦草沟组黏土矿物胶结也普遍发育，伊利石以势能最低的方式定向分布于基质或溶孔内（图 8d）；伊/蒙混层在储层中以不规则形式产出，填充于基质或粒间孔隙中（图 8e），破坏了孔隙结构，降低了储层物性。
（3）溶蚀作用：晚侏罗世末期和晚白垩世末期是芦草沟组烃源岩的2个主要排烃期[28]，存在2期大规模有机酸排酸期，对应2期溶蚀作用。第Ⅰ期有机酸溶蚀长石，紧邻的排烃期会使得溶蚀孔隙被有机质所充填（图 8f，8g）；第Ⅱ期溶蚀作用发生于晚白垩世，以未充填溶蚀孔为特征（图 8h）；第Ⅰ期溶蚀作用增孔率略大于第Ⅱ期。溶蚀作用是芦草沟组“甜点”形成的重要成岩过程，有机质在成熟过程中释放大量有机酸和CO2，降低了孔隙流体的pH值[42]，促进了溶蚀作用的发生，扫描电镜下可见长石碎屑边缘的溶蚀现象（图 8h）。此外，由于受黏土矿物转化过程产生无机酸的影响[43]，高岭石晶体间也形成了少量晶间溶孔（图 8i）。芦草沟组矿物溶蚀的先后顺序为凝灰质组分、长石、方解石和白云石[13]。随着碱性流体pH值的降低，溶蚀作用由弱变强，因此就会导致溶蚀高峰形成较晚，储层质量得到改善的时间也较晚。
综合不同成岩作用的影响分析（图 9）认为，早成岩期碱性环境下地层埋深快速增大，压实作用和胶结作用导致孔隙度迅速减小，后经生烃排酸中和，在中成岩期弱碱性环境下溶蚀作用增强，形成大量溶蚀孔，改善了储层性质。芦草沟组上、下“甜点”孔隙度的演化规律由强压实-较强胶结-弱溶蚀-再胶结的成岩作用规律所控制。
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下载原图 图 9 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储集层孔隙演化特征（据文献[40]修改） Fig. 9 Pore evolution characteristics of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
原始孔隙度的计算公式[44]为
| $ {\mathit{\Phi}}_{0}=20.9+\frac{22.91}{S_{{\rm{o}}}} $ | (1) |
式中：So为特拉斯克分选系数，So = P25/P75，在粒度概率累积曲线可以求得，P25和P75分别为粒度概率累积曲线上25% 和75% 处对应的颗粒直径，mm。
由上式计算得出上、下“甜点”的原始孔隙度分别为24.6%和25.9%，经压实和胶结作用减孔过程和溶蚀作用增孔过程后，平均孔隙度变为9.4%和9.3%。
4 “甜点”分布预测 4.1 测井响应特征吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组共发育上、下2套“甜点”，在对芦草沟组测井响应特征和波阻抗特征进行分析的基础上，总结了“甜点”岩性及其常规测井曲线的响应特征（图 10），上“甜点”岩性自然伽马（GR）、深侧向电阻率（RLLD）为高值，且曲线呈尖峰状；下“甜点”岩性GR呈中值，RLLD值明显升高。核磁孔隙度能直观反映储层物性[45]，可作为识别“甜点”的敏感参数，核磁孔隙度高于5.5% 与“甜点”有较高的对应关系[19]，综合含油气性分析发现物性越好，含油性越好（图 11）。
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下载原图 图 10 吉木萨尔凹陷吉174井二叠系芦草沟组“甜点”测井曲线响应特征 Fig. 10 Logging response characteristics of sweet spots of Permian Lucaogou Formation of well J174 in Jimsar Sag |
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下载原图 图 11 吉木萨尔凹陷吉174井二叠系芦草沟组核磁孔隙度与纵波阻抗交会图 Fig. 11 Cross plot of NMR porosity and P-wave impedance of Permian Lucaogou Formation of well J174 in Jimsar Sag |
在反演剖面上，中高阻抗特征即为“甜点”的反映，如图 12所示，P2l2与P2l1的“甜点”横向分布较稳定、厚度大，上“甜点”向北在吉15井附近遭受剥蚀，向南在吉5井附近遭受剥蚀，主要在凹陷中东部发育，南北不发育，下“甜点”在凹陷内均有分布。
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下载原图 图 12 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组过吉5—吉15井芦草沟组地震反演剖面 Fig. 12 Seismic inversion section of Permian Lucaogou Formation across well J5 to well J15 in Jimsar Sag |
本次研究统计了80口钻井资料，结合测井响应、波阻抗特征分析与沉积相展布，绘制了吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下“甜点”厚度图。上“甜点”主要分布在凹陷东斜坡处，北部在吉36-12井-吉36- 6井-吉35井-吉15井-吉151井-吉20井一线遭受剥蚀，南部在吉5井-吉45井一线遭受剥蚀，厚度大于15 m的上“甜点”呈近东西向宽缓带状分布，在吉174井附近上“甜点”厚度达40 m以上，吉23井达45 m以上，西部吉页1井厚度为38 m，总体来说，凹陷中心最厚，向凹陷边缘逐渐变薄（图 13a）。下“甜点”在全凹陷均有分布，厚度大于25 m的下“甜点”呈近东西向宽缓带状分布，厚度向北、向南缓慢减小，向东快速减小，其中吉页1井下“甜点”厚度最厚可达73 m。总体而言，凹陷西部厚于东部，南部厚于北部（图 13b）。
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下载原图 图 13 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组上（a）、下（b）“甜点”厚度图 Fig. 13 Thickness map of the upper(a)and the lower(b)sweet spots of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”岩性主要为砂质白云岩、泥质白云岩及白云质粉砂岩。下“甜点”岩性主要为泥质白云岩、白云质粉砂岩、粉砂岩及白云质泥岩，上“甜点”石英、长石以及白云石含量高于下“甜点”，黏土矿物、方解石含量低于下“甜点”。储层具有原生孔和次生孔并生，次生孔为主的特点，也可见微裂缝发育。次生孔包括粒内溶孔、粒间溶孔、基质溶孔和矿物晶间溶孔，其中又以粒内溶孔和粒间溶孔最常见、占比最大。
（2）吉木萨尔凹陷芦草沟组滩坝微相和云坪微相以粉细砂岩、云质岩类为主，物性较以泥岩为主的半深湖泥微相更优。压实作用和胶结作用封堵了储层原始孔隙，溶蚀作用对改善储层物性有一定效果，是形成“甜点”的重要成岩过程。压实作用的减孔率略高于胶结作用，上“甜点”碳酸盐胶结物含量高于下“甜点”。
（3）吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”具有“高自然伽马-高电阻率”的特征，测井曲线呈尖峰状；下“甜点”具有“中自然伽马-高电阻率”的特征；核磁孔隙度可作为研究区储层评价分类和“甜点”识别的敏感参数，核磁孔隙度高于5.5% 与“甜点”有较好的对应关系；“甜点”在地震反演上表现为中高阻抗特征。
（4）吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”主要分布在凹陷中东部，厚度由凹陷中心向边缘逐渐减小；下“甜点”在全凹陷均有分布，呈西厚东薄，南厚北薄分布趋势。
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