近10年来，国内外致密油勘探开发均取得了重要进展，致密油已成为非常规石油中最现实的勘探开发领域^[1-4]。国外在致密油储层微观孔隙结构研究方面起步较早，开发了多种微观测试技术和方法，并形成了新的理论体系，而国内的相关研究才刚刚起步^[5]。溶蚀孔隙作为致密油储层中重要的一类储集空间，可极大地改善储层储渗条件，研究其空间分布对致密油勘探开发具有重要意义。但是，以往国内学者对溶蚀孔隙的研究多集中于常规砂岩或碳酸盐岩储层，重点关注了常规砂岩储层中长石和岩屑等铝硅酸盐颗粒以及碳酸盐胶结物的溶蚀作用，以及碳酸盐岩储层溶蚀孔隙特征及形成机理^[6-8]，而对传统认识中的“非储层”即致密油储层溶蚀孔隙的研究则相对较少。我国致密油以陆相致密油为主，当前鄂尔多斯盆地长7致密油、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、松辽盆地扶余油层致密油等勘探开发程度均较高，累计建成产能超过百万吨。其中，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油具有“咸化湖细粒沉积，源储一体频繁互层，储渗空间复杂多样，原油高黏度、低流度，单井产量差异大、递减快”等特点^[9-11]，决定了其储层评价和产能预测难度均较大。因此，正确认识溶蚀孔隙的形成和分布，对于“甜点”的识别、预测，以及井位优选和井网部署都尤为重要。

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东南部，东邻古西凸起，南抵阜康断裂带，西接北三台凸起，北部与沙奇凸起相邻，整体为一箕状凹陷，东高西低^[12-13]，面积为1 278 km²。目的层位二叠系芦草沟组可分为芦草沟组二段（P₂ l₂）和一段（P₂ l₁），在全凹陷均有分布，厚度为200~350 m。沉积环境主要为咸化湖相沉积环境，发育砂屑云岩、云质粉砂岩、云屑砂岩等多种储层岩石类型，纵向上源储一体、频繁互层分布^[13]。储层覆压孔隙度平均为11%，基质渗透率小于0.1 mD的样品占总样品数的90%以上，主力层原始含油饱和度多大于80%，原油具有密度、黏度及凝固点高，流度低的特点^[14]。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层储渗空间整体具有“多成因、多尺度孔缝耦合共存”的特点，发育的孔隙类型有原生孔隙和次生孔隙两大类，前者主要为残余粒间孔，后者包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间溶孔及基质溶孔等多种类型，孔隙尺度以微米级和纳米级为主（图 1），毫米级较少。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层多尺度孔隙共存 Fig. 1 Characteristics of pores of tight oil reservoirs of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

岩心、铸体薄片和扫描电镜观察以及物性测试等均揭示研究区芦草沟组致密油储层中各类溶蚀孔隙发育，有效地改善了储层储渗条件。溶蚀孔隙发育程度高的部位，孔喉分布呈双峰特征（图 2），孔隙度（图 3）与基质渗透率均较高，属于致密储层中的物性“甜点”。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层不同孔、渗样品孔喉分布 Fig. 2 Characteristics of the pores and throats of tight oil reservoirs of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层深度-孔隙度关系 Fig. 3 Relationship between depth and porosity of tight oil reservoirs of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

根据铸体薄片和岩心观察结果，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层溶蚀孔隙发育程度较高，占总孔隙的65%^[15]，镜下可观察到少量残余粒间孔，而粒间溶孔、粒内溶孔及晶间溶孔等次生溶蚀孔隙多见。研究区储层岩石类型包括陆源碎屑岩、内源沉积岩、火山碎屑岩，这3种岩石类型储层中均有溶蚀孔隙发育（图 4）。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层不同类型溶蚀孔隙 Fig. 4 Dissolved pores of tight oil reservoirs of Lucaogou Formation in Jimsar Sag （a）粒间溶孔，云质粉砂岩，J251井，3 602.00 m；（b）粒间溶孔，J174井，3 143.32 m，铸体薄片，单偏光；（c）长石溶孔，J172井，2 929.45 m，铸体薄片，单偏光；（d）铸模孔，J25井，3 318.95 m，铸体薄片，单偏光；（e）晶间溶孔，灰质云岩，J303井，2 589.00 m；（f）晶间溶孔，J174井，3 134.79 m，铸体薄片，单偏光；（g）鲕粒灰岩溶孔，J174井，3 177.40 m，铸体薄片，单偏光；（h）生物灰岩溶孔，J174井，3 165.32 m，铸体薄片，单偏光；（i）基质溶孔，沉凝灰岩，J174井，3 262.59 m；（j）基质溶孔，J174井，3 155.95 m，铸体薄片，单偏光；（k）基质溶孔，J174井，3 121.38 m，铸体薄片，单偏光；（l）基质溶孔，J174井，3 152.46 m，铸体薄片，单偏光

陆源碎屑岩储层中常见发育于各类粉砂岩中的溶蚀孔隙，在镜下可见粒间溶孔、粒内溶孔、胶结物溶孔及铸模孔[图 4（a）~（d）]，其中以长石、石英及岩屑颗粒间的粒间孔隙遭受溶蚀后形成的粒间溶孔较为多见，且大多保持了原生粒间孔的形态，但局部表现为港湾状、锯齿状溶蚀及溶蚀扩大特征[图 4（b）]。

内源沉积岩储层在镜下可见晶间溶孔、鲕粒间及鲕粒内溶孔、生物碎屑间溶孔等溶蚀孔隙[图 4（e）~（h）]，其中晶间溶孔最为发育。晶间溶孔有3种常见的发育及分布特征：一是细晶或粉晶白云岩中，晶间溶孔在较大视域范围内较均匀分布，这种晶间溶孔孔径小，但数量多[图 4（f）]；二是视域范围内局部发育孔径较大的晶间溶孔，但分布零散、连片性差；三是沿微裂缝发育晶间溶孔，整体呈条带状分布。

火山碎屑岩储层中常见以沉凝灰岩为代表的基质溶孔，在镜下可见均匀分布的蜂窝状溶孔、超大溶孔等类型[图 4（i）~（l）]。

对7口井167个铸体薄片的观察表明，粒间溶孔、晶间溶孔发育程度相对较高，分别占42%和37%，粒内溶孔发育程度中等，约占9%，其他类型溶孔如胶结物溶孔、铸模孔、鲕粒内溶孔、生物碎屑间溶孔及沉凝灰岩基质溶孔发育程度相对较低，分别占2%~3%。

前人在溶蚀孔隙形成机理方面取得了很多重要的认识^[16-18]，目前普遍认为溶蚀孔隙的形成机制主要有大气淡水淋滤、碳酸水溶液引起的溶解、有机质成熟释放有机酸引起的溶解以及黏土矿物转化释放酸性水引起的溶解等。溶解作用是否发生及其发生的强度取决于内部和外部两方面影响因素，前者主要指储层中易溶组分的种类、含量及分布，后者包括溶解液、溶解液运移通道、温度、压力及保存条件^[19]。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层岩石组分复杂多样，有陆源碎屑、内源沉积物、火山碎屑3类沉积物质来源，矿物组分包括石英、钾长石、斜长石、白云石、方解石、黄铁矿及黏土矿物等，整体上长石类、碳酸盐岩类易溶矿物组分含量高（体积分数平均达66.7%，表 1）、类型多，具备溶解作用发生、溶蚀孔隙形成的基本条件。

表 1(Table 1)

表 1 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层矿物类型及含量 Table 1 The mineral types and content of tight oil reservoirs of Lucaogou Formation in Jimsar Sag % 矿物类型 平均体积分数 石英 19.7 钾长石 4.0 斜长石 30.1 白云石 22.4 方解石 10.2 黄铁矿 0.8 方沸石 0.5 赤铁矿 0.1 黏土矿物 12.2

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溶蚀作用发生所需的溶解液一般有CO₂溶于大气水或地下潜水形成的酸性水、有机质成熟过程中释放的有机酸、有机酸高温下离解出CO₂溶于水形成的碳酸、黏土矿物转化形成的酸性水等^[20-22]。吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩自晚三叠世开始进入生油阶段（对应镜质体反射率为0.5%），并在中侏罗世进入大量生烃阶段（对应镜质体反射率为0.7%）^[23]，至中侏罗世晚期在烃源岩生成液态烃之前干酪根脱去含氧官能团，形成水溶性有机酸（如甲酸、乙酸、丙酸和草酸），达到有机酸产酸高峰期。这些水溶性有机酸是溶解液的主要来源，其次是有机酸在高温下离解出CO₂溶于水形成的碳酸。

存在易溶组分和溶解液，不等于就一定能发生溶解作用并形成溶蚀孔隙，只有在具备较好的溶解液运移通道条件下，溶解液运移至易溶组分富集部位，与易溶组分发生溶解和物质交换，并能将溶解的物质携带出储集体，才能形成真正意义上的溶蚀孔隙。

研究表明，芦草沟组致密油储层中可作为溶解液运移通道的介质共有3类，一是储层基质喉道，二是储层构造缝、层理缝等天然裂缝，三是碳酸盐岩储层中的晶间孔隙及解理。芦草沟组致密油源储薄互层共生，有机质成熟过程中形成的有机酸等溶解液可就近沿基质孔喉、天然裂缝、晶间孔隙及解理直接运移至紧邻的储层中，在一定程度上弥补了储层致密、溶解液运移能力有限的不足。

在埋藏过程中随着地层温度的升高，烃源岩中的有机质将产生大量的有机酸（如甲酸、乙酸、丙酸和草酸）和酚类，而地层温度在80~120 ℃是有机质产酸的一个高峰期，也是溶蚀作用最强烈的时期。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油主要有2期成藏^[24-25]：第1期是早侏罗世—晚白垩世（距今约140 Ma），早侏罗世包裹体均一温度为50~70 ℃，晚白垩世剥蚀抬升，此时芦草沟组烃源岩温压条件已达到生油门限，构造抬升使其生烃过程停滞，但已基本达到有机质产酸高峰；第2期是晚白垩世至今（距今约50 Ma），晚白垩世—古近纪包裹体均一温度为120 ℃左右，芦草沟组烃源岩演化程度增高，重新进入生油门限并二次生油，在此过程中伴随着有机酸的大量生成，现今烃源岩主体仍处于低成熟—成熟阶段。

吉木萨尔凹陷芦草沟组处于斜坡构造背景，燕山运动之后的构造运动对其影响不大^[23]，未经历强烈构造抬升、暴露地表的表生成岩阶段，有利于溶蚀孔隙的保存，具体表现在2个方面：一是侏罗纪末期芦草沟组部分烃源岩进入成熟演化阶段，油气充注后，可抑制地层水的流动，阻碍胶结物的来源，进而抑制成岩作用的进行；二是后期随着埋藏作用的进行，在原油的裂解、水热增压及泥岩欠压实等作用下，易形成压力封存箱（现今平均地层压力系数为1.27），对方解石、白云石、石英等的自生和次生加大均有明显的抑制作用，有利于溶蚀孔隙的保存。

综上所述，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层溶蚀孔隙发育的有利影响因素首先是长石类、碳酸盐岩类易溶矿物组分类型多、含量高，具备了溶蚀孔隙形成的有利条件，其次是成藏演化过程中有机酸、溶解液通道、温压条件及保存条件构成了较好的时空耦合关系，使得溶解作用顺利发生，大量溶蚀孔隙得以形成和保存。然而，芦草沟组致密油储层中基质喉道细小（喉道半径小于50 nm的喉道占51%）、天然裂缝发育程度低（裂缝线密度为0.1~ 0.3条/m）则在一定程度上限制了溶蚀孔隙大范围连片发育。

吉木萨尔凹陷芦草沟组二段主要发育3套有效储层，储层主要岩石类型为云屑砂岩、岩屑长石粉细砂岩和砂屑云岩。铸体薄片和岩心观察结果表明，岩屑长石粉细砂岩粒度相对较粗、孔隙结构较好，其上、下烃源岩品质较优，因此溶蚀孔隙发育程度最高、物性最好，而云屑砂岩和砂屑云岩溶蚀孔隙发育程度则相对较低（表 2）。目前钻井揭示和地震有效储层预测结果也证实，芦草沟组二段中部岩屑长石粉细砂岩储层厚度相对较大（平均为6 m左右）、平面分布较为稳定（图 5），是下一步勘探开发的重点层位。

表 2(Table 2)

表 2 吉木萨尔凹陷芦草沟组二段主要储层孔隙度分布 Table 2 The porosity distribution in the main reservoir rocks of the second member of Lucaogou Formation in Jimsar Sag % 储层岩石类型 孔隙度 最大值 最小值 平均值 砂屑云岩 14.0 6.0 7.9 岩屑长石粉细砂岩 16.6 7.5 11.2 云屑砂岩 12.3 5.9 8.2

下载CSV 表 2 吉木萨尔凹陷芦草沟组二段主要储层孔隙度分布 Table 2 The porosity distribution in the main reservoir rocks of the second member of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 吉木萨尔凹陷芦草沟组二段有效储层分布 Fig. 5 The effective reservoir distribution of the second member of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层沉积环境为咸化湖相沉积环境，受湖平面、古气候、古盐度、构造运动等多重因素控制，其储层为陆源碎屑沉积、内源化学沉积及火山碎屑沉积等多源同期混合沉积而形成，整体石英、长石、白云石和方解石含量之和高于其他陆相致密油储层，具有可溶性矿物含量高、易溶蚀，有利于形成优势储层，脆性矿物含量高、脆性好，有利于储层改造的优势，且源储一体，易于形成类似于Bakken式的源内型储层。由此得到启示，在致密油烃源岩、埋深和油品性质等条件基本一致的情况下，积极寻找咸化湖盆沉积背景下的致密油，预计将更易找到溶蚀程度高、物性好，且有利于压裂改造的相对优质储层，从而获得较高的单井初产和累产，进而实现规模效益开发。

（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层岩石类型包括陆源碎屑岩、内源沉积岩、火山碎屑岩，这3种岩石类型储层中均有溶蚀孔隙发育，且发育程度整体较高，铸体薄片镜下观察各类溶蚀孔隙占总孔隙的65%。

（2）吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油储层易溶矿物组分含量高、类型多，成藏演化过程中有机酸为主要的溶解液，裂缝、喉道、晶间孔隙及解理共存并形成了有效的溶解液运移通道，温压条件及保存条件较好，因此，内部及外部因素的时空耦合决定了该区发育有多种类型的溶蚀孔隙。

（3）吉木萨尔凹陷芦草沟组二段中部的岩屑长石粉细砂岩段，溶蚀孔隙发育程度高、厚度相对较大、平面分布较为稳定，是下一步致密油勘探开发的重点层位。

（4）积极寻找咸化湖盆沉积背景下的致密油，将更易找到物性、可压裂性相对较好的优质储层，有利于提高单井初产和累产，对推动实现我国致密油规模效益开发具有重要意义。