吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层特征及含油性

许 琳，常秋生，杨成克，陶亲娥，王仕莉，费李莹，徐士陆

(1.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； 2.中国石油 新疆油田分公司 实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；3.河北省煤田地质局 物测地质队，河北 邢台 054000)

近年来，页岩油已成为非常规石油勘探开发的重要类型，已在全球能源结构中占据重要地位[1-2]。中国页岩油资源丰富，但目前勘探开发仍处在探索阶段[3]。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是该盆地优质烃源岩层系之一，已发现近十亿吨的页岩油。研究表明，该凹陷页岩油分布范围广，埋深浅(2 300～4 600 m)，厚度大(200～350 m)，含油显示好，源储一体。储层岩性致密、颗粒细，普遍含白云石[4]。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油勘探在近年来取得许多进展及成果，多口钻井获得了工业油流，因具备丰富的油气资源和巨大的勘探潜力而受到高度关注。

前人对吉木萨尔凹陷芦草沟组的岩石类型、沉积特征和烃源岩评价等方面开展了大量研究[5-13]，但有关储层的研究工作比较初步，没有对储层成因和油气赋存规律进行深入的研究，这限制了成藏规律的认识与勘探部署工作。有鉴于此，本文力图基于典型钻探井岩心观察、薄片分析、扫描电镜观测、物性测试和地球化学分析为基础，明确吉木萨尔二叠系芦草沟组页岩油储层特征、控制因素、含油性与润湿性等特征，以期对页岩油的研究和勘探开发有一定帮助。

1 区域地质概况

吉木萨尔凹陷是中石炭统褶皱基底上发展起来的一个西断东超的箕状凹陷，由西向东表现为一个逐渐抬升的斜坡[14]，面积约为1 200 km2。芦草沟组处于单斜背景，整个凹陷均有分布，厚度大于200 m的地区面积达806 km2，钻遇油气显示层段埋深一般为3 000～4 000 m。芦草沟组岩石粒级普遍较细，岩石类型以纹层状湖相碳酸盐(云、灰)岩、泥岩、(粉、极细、细砂)砂岩及粉细砂、泥、白云石、方解石等富集层及混杂的过渡性岩类为主。烃源岩条件好，有机质丰度高，泥岩TOC平均达6%，源岩已进入低成熟-成熟阶段。富泥质的优质烃源岩与富粉细砂及云质的储集岩具源储一体，呈大面积互层状叠置分布，横向展布较稳定，具典型页岩油特征[15]，且埋藏适中，为近期建产的现实目标和重要的页岩油研究及勘探领域(图1)。

图1 吉木萨尔凹陷芦草沟组顶面构造Fig.1 Top structure map of the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

2 储层基本特征

2.1 储层沉积相特征

根据岩石微量元素资料分析(表1)，吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积时湖水盐度较高，为缺氧的还原环境，有利于有机质富集和准同生白云岩化[16]。一般来说，淡水沉积物中Sr/Ba值小于1,而盐湖(海相)沉积物中Sr/Ba值大于1[17]；盐湖(海相) 沉积物中B/Ga值一般大于4.5，V/(V+Ni)值在(0.6～0.82)为水体分层不强的还原环境，Th/U 值在 0～2 指示缺氧还原环境[18]。

芦草沟组岩石中存在大量咸化湖泊及缺氧还原环境的标志，指示芦草沟组形成于咸化湖盆的沉积环境及还原的地质背景。J173井芦草沟组发育含石膏假晶的泥晶云岩，后期石膏被硅质交代，残留石膏假晶。

地层中黄铁矿较发育，常可见团块状、斑状、针状、草莓状分布的黄铁矿[19](图2)。

综上所述，吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组形成于持续沉降的咸化湖盆沉积环境[20]。岩石粒级普遍较细，发育同生、准同生期云化作用形成的白云石。平面上，受古地貌、湖水盐度、湖水面的变化及湖水深度的影响，岩石中碳酸盐与泥、粉细砂呈此消彼长[21]。由于受盆地周围河流、波浪、沿岸流等作用，主要发育两大沉积相类型，咸化湖泊相和三角洲相，发育碎屑滩、碳酸盐岩颗粒滩、混合滩、坝及三角洲前缘水下分流河道、远砂坝、席状砂等沉积微相类型[22]。

2.2 储层岩石学特征

吉木萨尔二叠系芦草沟组主要发育一套暗色含云质的细粒沉积岩，为沉积于咸化湖泊中，受机械沉积作用、化学沉积作用等控制的粉细砂、泥、碳酸盐的混积岩[23]，岩石类型主要包括灰色泥岩、岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩、砂屑云岩、粉砂质白云岩、泥晶白云岩及(含)云质粉细砂岩(图3)，其中粉细砂岩、砂屑云岩与白云质粉砂岩为最主要的储集岩。由于受准同生及调整白云石化等作用，岩石中普遍发育泥晶、微晶白云石，岩石中碎屑粒径普遍较细，粉细砂、泥质及云质等混积特征明显，富集层多呈互层状分布，为一套典型的源储一体的页岩油储层[24]。

表1 吉木萨尔凹陷芦草沟组微量元素含量比值Table 1 Ratios of trace element the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

图2 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组咸化湖盆环境沉积特征Fig.2 Sedimentary characteristics of saline lacustrine basins in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.含石膏假晶泥晶云岩，J173井，埋深3 082.76 m，岩石薄片(+)；b.微泥晶云岩,发育白云石晶间溶孔J174井 ,埋深3 119.23 m,岩石薄片；c.含粉砂质微泥晶云岩,J36井，埋深4 212.7 m,岩石薄片(-)；d.含黄铁矿含粉砂质泥岩，发育斑状及针状黄铁矿，J174井，埋深3 227.98 m，岩石薄片(-)；e.含粉砂质云质泥岩,含黄铁矿,J174井，埋深3 327.64 m，岩石薄片(-)；f.草莓状黄铁矿集 合体，J174井，埋深3 152.98 m，扫描电镜照片

图3 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组主要岩石类型Fig.3 The main rock types of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.含粉砂质泥晶云岩，J174井，埋深3 119.12～3 119.44 m，岩心照片；a′.为a的岩石薄片(+)；b.含泥云质粉砂岩，J174井，埋深3 264.55～3 264.70 m，岩心照片；b′.为b的岩石薄片(+)；c.砂屑云岩，J174井，埋深3 114.8 m，岩心照片；c′.为c的岩石薄片(+)

根据岩石薄片及扫描电镜鉴定结果统计，该区岩石中矿物成分可达12种，各种组分在垂向上变化较大，粘土矿物含量较低，普遍含碳酸盐，矿物类型主要为白云石、石英和斜长石，含量为20%～25%，主要以泥微晶白云石、云灰屑、方解石、白云石胶结物及交代产物形式产出。碎屑颗粒磨圆度主要为次棱角状，分选较差，以颗粒支撑为主，接触方式主要为线-点状、点-线状接触。胶结类型以压嵌式-孔隙式为主，压嵌式次之。

2.3 储层物性特征

根据岩心覆压孔渗分析数据，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组上储层段覆压孔隙度为5.27%～19.84%，平均10.84%，覆压渗透率为0.000 4 ×10-3～1.950×10-3μm2，平均0.014×10-3μm2；芦草沟组下储层段覆压孔隙度为5.64%～20.72%，平均11.2%，覆压渗透率为0.002×10-3～2.764×10-3μm2，平均0.009×10-3μm2(表2)。说明芦草沟组岩石物性差，储层非常致密。

表2 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组孔隙度与渗透率Table 2 Statistics of porosity and permeability in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

2.4 储集空间类型及特征

根据岩石薄片、铸体薄片与扫描电镜等分析研究，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储层孔隙可分为原生孔隙、次生孔隙及裂缝三大类，以粒间溶孔与晶间微孔(包括晶间孔及晶间溶孔)为主、剩余粒间孔次之、裂缝少量。

2.4.1 原生孔隙

剩余粒间孔：是在沉积作用之后经过机械压实、各种胶结作用后残余的粒间孔隙[25]，孔隙边缘清楚，颗粒轮廓清晰，颗粒表面没有受到明显的溶蚀且粒间干净，粒间胶结物晶体的外边缘平整清晰[26]，残余的原生粒间孔，是比较理想的储集空间，多呈三角、四边形，大小和分布较均匀[27](图4a，b)，主要发育在粉细砂岩，云屑(云质)粉细砂岩及泥质粉砂岩中，砂屑云岩中也可见到，通常被自生矿物部分充填，是储层中重要的孔隙类型之一。

生物格架孔：主要来源于硅藻化石，包括圆筛状和鞭状两种硅藻化石[28]，其圆孔状和微缝状的孔隙与其他类型的孔、缝有效连通，成为储集空间的一部分(图4d)。

2.4.2 次生孔隙

颗粒溶孔：据镜下观察，颗粒溶孔分为粒内溶孔和铸膜孔两类，主要为砂屑、砾屑、鲕粒、长石碎屑、岩屑、生物体腔等发生部分或整个溶蚀，孔隙形态不规则，大小、分布不均匀，普遍发育在储层中的大部分岩性中，是储层中最主要的孔隙类型，在微晶云岩、云质粉细砂岩中较常见(图4a，b，c，e)。

晶间孔：矿物晶体在沉淀及重结晶等作用过程中形成的晶体之间的孔隙，芦草沟组晶间孔种类较多，常见的有白云石晶间孔、钠长石晶间孔、方解石晶间孔及黄铁矿晶间孔等(图4f，g，h，i)，其孔径一般较小，多为纳米级微孔；芦草沟组页岩油储层中白云石晶间孔较发育，白云石晶粒间孔隙，主要是准同生期后泥晶灰质向微晶、细晶转化的过程中体积逐渐减小而形成的孔隙[29]，主要发育在泥粉晶云岩、微晶云岩、云质粉细砂岩等细粒岩石中，是储层中云质岩的主要孔隙类型之一。

基质溶孔：主要是粉、细砂岩粒间杂基被部分溶蚀形成，分布在下储层段储层中。

2.4.3 裂缝

吉木萨尔凹陷芦草沟组裂缝包括成岩压裂缝和构造缝两种类型，前者形状一般不规则，且多为碳酸盐矿物充填，受成岩压溶作用的影响形成的压溶缝(缝合线)[30]，主要发育在泥晶云岩中；而后者一般较为平直，少有自生矿物的充填，部分后期被充填、半充填，或被部分溶蚀(图4j，k，l)，砂质泥岩、云质泥岩中较发育，部分为高角度缝。

3 储层控制因素

通过对各种资料综合分析，认为芦草沟组页岩油储层发育主要受沉积相、岩性、有机碳含量及成岩作用等多重因素的影响。

3.1 沉积环境与沉积相对储层物性的影响

芦草沟组沉积时期，气候干旱炎热，湖盆水体较深，水动力较弱，盐度高，水体咸化，湖盆底部为一个还原环境[31-32]，有利于有机质富集和准同生白云岩化，沉积类型控制砂体的发育、展布及储层物性的变化[33]。

吉木萨尔凹陷芦草沟组发育上下两套储层段(表3)， 芦草沟组上段沉积相类型主要为浅湖相、滨浅湖相、滨湖相夹云泥坪相(图5a)，平面上依次向东展布，主要岩性为内碎屑沉积的砂屑云岩、岩屑长石粉砂岩、云屑砂岩；中部主要为滨浅湖相沉积，储层岩性以云质粉砂岩为主，夹薄层状砂屑云岩，西部J30井附近发育浅湖沉积，主要储层岩性为云质粉砂岩，其中白云石含量较少，砂体单层厚度较薄。储层累计厚度13.4～43.0 m，平均为33 m。

芦草沟组下段沉积相类型主要为为三角洲前缘、浅湖、浅湖夹半深湖和半深湖沉积(图5b)。岩性主要为三角洲远砂坝与席状砂的云质粉砂岩。凹陷的北部、东部、南部浅湖相云质粉砂岩发育；而凹陷西部半深湖相较为发育，其烃源-储层配置关系较好，有利于烃源岩的发育[34]。储层累计厚度主要在17.5～67.5 m，平均为42.8 m。总体上，由凹陷边缘向凹陷中部、由凹陷西南部向凹陷东南部储层段发育程度有增厚的趋势。

图4 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组主要储集空间类型Fig.4 The main reservoir space types of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.剩余粒间孔及颗粒溶孔较发育,部分长石及泥晶云质砂屑具溶蚀现象，J174井，埋深3 114.86 m，砂质砂屑云岩，(-)蓝色铸体，；b.剩余粒间孔及粒间溶孔较发育，J174井，埋深3 112.09 m，砂屑云岩，(-)蓝色铸体；c.溶蚀孔发育，J25井，埋深3 411.05 m，含粉砂质微晶云岩，具示底构造，溶蚀孔中被钠长石、方沸石、方解石半充填，(-)岩石薄片；d.生物格架孔，J174井，埋深3 177.34 m，灰质粉砂岩，(-)蓝色铸体，；e.颗粒溶孔即铸模孔较发育，部分长石及泥晶云岩岩屑具溶蚀现象，J174井，埋深3 143.30 m，云屑砂岩，(-)蓝色铸体，；f.方解石晶间溶孔，方解石斑块中晶间溶孔发育，晶间溶孔中被沥青质充填，J174井，埋深3 320.44 m，纹层状含灰质含粉砂质云质泥岩，(-)岩石薄片，；g.钠长石晶间孔，有机酸作用形成的溶蚀孔被自生钠长石半充填，发育钠长石晶间孔，J174井，埋深3 121.7 m，含泥质云质粉砂岩，(+)岩石薄片，；h.白云石晶间孔，泥晶白云石呈自形松散堆积，白云石晶间孔发育，J174井，埋深3 255.1 m，泥晶白云岩，扫描电镜；i.晶间孔发育，粒状石英与沸石类矿物、球状黄铁矿集合体中晶间孔发育，J174井，埋深3 155.32 m，白云质泥岩，扫描电镜；j.含粉砂质碳质泥岩，裂缝中见褐黄色原油，J174井，埋深3 152.54 m，岩石薄片(-)；k.含粉砂云质泥岩，发育微裂缝，沿微裂缝具溶蚀现象，发育溶缝，J176井,埋深3 027.29 m，岩石薄片(+)；l.应力作用下产生的微裂缝，沿微裂缝具溶蚀现象，发育溶缝，J174井，埋深 3 121.97 m，微晶云岩，岩石薄片(+)

图5 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组沉积相Fig.5 Sedimentary facies of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer saga.二叠系芦草沟组上储层段(P2l2)；b.二叠系芦草沟组下储层段(P2l1)

3.2 岩性对储层物性的影响

物源是形成储层最基本的物质基础，对储层储集性有直接影响[35]。研究表明，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层物源主要来自周边的古隆起，由于成岩演化过程中受咸化湖水及烃源岩演化的影响，成岩作用十分复杂，造成芦草沟组岩性变化较大[36]，组成岩石的矿物成分较多。不同岩性储集性能不同，分析吉木萨尔凹陷目的层15口取心井1023块岩心常规孔渗数据，表明粉细砂岩、云质粉砂岩及砂屑云岩储集性能相对较好(图6)，孔隙度多大于10%，为主要的甜点储集岩类型。统计岩石薄片、X-衍射等资料，发现岩石中矿物成分普遍含有白云石，白云石含量与储层物性呈正相关关系。岩石中较高的白云石含量，可提高岩石的脆性，有利于进行大规模储层改造[37]。

3.3 有机碳含量对储层物性的影响

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层中部分层段含有大量泥岩，泥岩有机质丰度也是影响储层物性的影响因素之一。有机碳含量对储层物性的影响主要体现在有机质的分布状态[38]，孔隙度同TOC呈正相关关系(图7)，有机碳含量越高，储层孔隙度越高，页岩油储层孔隙度与TOC大部分均在10%的范围内。通过对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层岩心、铸体薄片和扫描电镜观察，储层中有机质含量较高的一般是纹层状灰岩、灰质泥岩及块状泥岩，其有机质演化孔也较为发育，在储层中有机质内部及边缘发育少量微裂缝，这既可能是由于干酪根生烃消耗有机成分而产生的孔缝[39]，也有可能是生烃消耗水分产生的收缩孔缝[40]，还可能是生烃增压而产生的孔缝等[41]。另外，有机质与其相邻的矿物之间也会产生生烃成因的孔缝，其成因可能与有机质收缩或生烃增压作用有关[42]。

图6 吉木萨尔凹陷芦草沟组各类岩石常规孔隙度与渗透率关系直方图Fig.6 A histogram showing the relationship between conventional porosity and permeability in the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

图7 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组孔隙度与TOC的关系Fig.7 Correlation between porosity and TOC in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

3.4 成岩作用对储层物性的影响

芦草沟组页岩油储层成岩作用复杂、类型多样，其中压实作用、胶结作用和溶蚀作用，对储层物性和孔隙发育影响显著。

压实作用主要发生在成岩早期，中等偏强，芦草沟组深度与孔隙度的关系表明，随着埋藏深度的增加，孔隙度略有减小，说明压实作用对储层物性有一定的破坏作用，溶蚀作用对储层物性有较强的改造作用，在3 400～3 600 m左右，存在次生孔隙发育带(图8)。

芦草沟组储层中胶结物类型丰富，胶结物种类主要包括沸石类、碳酸盐类、硅质类和粘土类等几种类型，含量最多的为方解石、白云石和方沸石等碳酸盐胶结物。胶结物的类型和含量与页岩油储层物性关系比较密切，对储层物性的影响比较大，直接关系到储层形成过程中孔隙度大小和数量状况[43]。胶结作用往往是破坏性成岩作用，但是早期胶结作用为后期储层物性的改善提供了物质基础。此外，这些胶结物在埋藏达到一定深度后，在合适的孔隙流体、环境介质及成岩温度作用下，将发生溶蚀作用，使得储层的次生孔缝增加，提高了岩石的孔渗条件[44]。但是也有部分储集岩中碳酸盐胶结物含量较高，充填了大量粒间孔隙，造成储层物性急剧变差[45]。

图8 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组孔隙度与埋深的关系Fig.8 Porosity vs.burial depth of the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储集层中的溶蚀作用比较发育。对所研究的样本进行镜下观察和扫描电镜分析发现，大量的溶蚀孔隙在溶蚀过程中出现，该储层的储集性能被大大提高。储层中发生溶蚀作用和溶蚀孔隙的物质种类较多，包括以石英、长石颗粒等为主的碎屑颗粒发生溶蚀分解，以沸石、方解石、白云石为主的胶结物发生溶蚀分解，形成大量微、纳米级晶间孔；另有少量的云母溶孔、方解石溶孔的生成，以及微、泥晶的白云石、硅质、钠长石对剩余粒间孔及早期溶孔进行充填、分割，将造成孔隙吼道的堵塞[46]，使微、毫米级孔隙孔径大大缩小，对储集层物性产生不利影响。

3.5 裂缝发育程度

裂缝的发育程度对储层储渗性能有重要的影响：一方面可沟通裂缝周围各种孔隙，为溶孔、溶洞的发育提供通道条件，提高储集性能，另一方面，可改善储层渗流能力，有效提高油气产能[47]。通过对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油储层岩心观察、铸体薄片观察和成像测井观察，发现构造缝相对较少发育，只有在J34井和J174井构造缝密度相对较大，大于0.7条/m，其他井位构造缝较少发育，裂缝密度小于0.5条/m；天然裂缝也不发育，两向应力差大，不利于形成复杂缝网。

4 储层含油特征

4.1 原油赋存特征

研究表明，芦草沟组优质成熟烃源岩与致密储层成互层状直接接触，源储紧临，含油性受源岩与云质岩分布控制，具有纵向上整体含油、平面上大面积连续分布的特点[48]。实钻证实，芦草沟组岩性为黑灰色泥岩与细粒沉积物互层，油气显示极其丰富，岩屑见大段连续荧光，取心普遍见原油外渗。J174井芦草沟组钻井取心32筒，进尺246.01 m，心长245.41 m，收获率99.8%，油迹以上含油级别心长52.19 m，占岩心总长度的21.3%(表4)，其余具连续、大段荧光显示，揭示了芦草沟组良好的含油性。芦草沟组储层含油性受岩性和物性的影响明显，芦草沟组储层含油性相对较好的岩性是白云岩、白云质粉砂岩、砂屑白云岩和粉砂岩等，相对较差的一般为泥岩。此外，物性好的储层含油性好于物性差的储层[49]。

图9为J176井和J34井49个密闭取心样品分析得到的孔隙度与含油饱和度交会图，含油饱和度和孔隙度呈半对数相关关系，孔隙度越大，含油饱和度越高，物性对含油性有明显的控制作用。

表4 芦草沟组不同含油级别的岩心长度及比例Table 4 The length and recovery ratios of cores at various oil-bearing levels in the Lucaogou Formation

图9 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组孙隙度(Φ)与含油饱和度(So)的关系Fig.9 Correlation of porosity(Φ) and oil saturation(So) in the Permian Lucaogou Formation,Jimusaer sag

通过岩心观察、岩石薄片、扫描电镜与含油饱和度联测分析，发现页岩油储层主要存在的赋存形态为油膜(图10)，岩心普遍含油，具明显油浸特征，含油量较大，油膜赋存于被敲开的新鲜粒间孔中，呈不规则粘连长条状；微观上，云质岩岩样新鲜断面扫描电镜观察，岩石中发育大量的微晶状钠长石、石英、白云石等矿物晶间孔，晶间孔多被油膜包裹；通过间断性观察，发现晶间孔中被油膜充填及包裹的现象随时间的延长有增加的趋势，被油膜包裹及充填的孔隙比例增加，早期充填和包裹的油膜主要发育在纳米级晶间孔，随时间的推移，微米级的孔隙也逐渐被充填。

为了进一步了解油膜的特征，通过场发射扫描电镜分析发现油膜主要赋存于粒间孔和微裂缝，赋存空间相对较大，粒间孔平面尺寸主要为(0.18～0.8 μm)×(0.18～0.8 μm)，油膜形状不规则，粒间孔或微裂缝的形状控制了油膜的赋存规模，油膜主要呈浸染粘连状形态赋存于粒间孔或微裂缝中[50](图11a，b)；由于扫描电镜受放大倍数的限制，油膜厚度无法测量，可观察到油膜厚度较均匀，在部分矿物晶体表面断续分布，并有脱落和叠置的现象。不同的矿物晶体及同一矿物不同的晶面，粘附油膜的能力存在差异[51]。

图10 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层油膜特征Fig.10 Characteristics of oil film in shale oil reservoirs in the Lucaogou Formation,Jimusaer saga-a″.J174井,埋深3 274.15 m，含云质含泥质极细粒粉砂岩，纳米级微孔中充填有油膜，扫描电镜；b-b″.J174井，埋深3 285.90 m,含云质含泥质粉粒极细砂岩，纳米级微孔中充填有油膜，扫描电镜

图11 吉木萨尔凹陷芦草沟组纳米级微孔中油膜特征Fig.11 Oil film characteristics of nano-scale micro-pores in the Lucaogou Formation，Jimusaer saga.含泥质含云质极细粒粉砂岩，岩石中除发育微米级剩余粒间孔及粒间溶孔外，见大量纳米级微粒石英及钠长石晶间孔及晶间溶孔，纳米级微孔被油膜充填包裹，J174井，埋深3 274.15 m，场发射扫描电镜；b.灰质粉砂岩，纳米级晶内溶孔表面吸附有油膜，J30井，埋深4 043.35 m，场发射扫描电镜；c.含云质极细粒粉砂岩，纳米级微孔较发育，微孔中被油膜充填包裹，J174井，埋深3 274.0 m，氩离子抛光场发射扫描电镜；d.含泥质粉砂质云岩，纳米级微孔中的油膜，J31井，埋深2 897.90 m，氩离子抛光场 发射扫描电镜

利用氩离子抛光场发射扫描电镜分析发现，低真空条件下，随着时间的延长和温度的升高，油分子扩散的能力增强，纳米孔中油膜的厚度在均匀增厚，当油膜厚度增加到约35 nm以后，不同部位油膜厚度开始变化，油膜的厚度有受重力、表面张力等影响的迹象；很有可能纳米孔中的油膜，在一定条件下，随着油膜厚度的增加，吸附油可转化为游离油[52]，之间界限大约油膜厚度在35 nm左右(图11c，d)；在一定温度和压力差条件下，芦草沟组云质岩页岩油中吸附油可转化为游离油，场发射扫描电镜分析表明，可流动的游离油要求的喉道半径下限至少为35 nm。

综上所述，样品的宏观观察和微观扫描电镜图片以及含油饱和度分析均表明吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层具有良好的含油性，这为本地区页岩油的勘探与开发奠定了良好的基础。

4.2 润湿性

润湿作用支配着油、气、水在地层岩石孔隙中的微观分布，岩石润湿现象指当不相混合的两相流体(如油、水)与岩石相接触时，其中的一相沿着岩石表面铺开[53]，能沿岩石表面铺开的一相称为润湿相。

选取了J31井和J174井共7块样品，采用Amott自吸实验法进行润湿性测量，测量结果如表5所示。7块样品实验结果润湿性指数在-1～0.074，根据判别标准吉木萨尔芦草沟组储层的润湿性以中性为主，部分达到亲油。

进一步分析发现，页岩油储层岩心的亲油特性表现为白云岩>泥岩>粉细砂岩；实验中还发现：芦草沟组页岩油储层岩心渗吸过程中，毛管压力起支配作用，孔喉越细小，毛管压力渗吸作用则越强[54]。

为了验证不同含油饱和度条件下储层的润湿性，选择J31井不同含油级别的6块岩心样品进行了饱和度和润湿性的配套测量。实验结果见表6，含油性较好的岩心具有中性到弱亲油的润湿性特征，含油性较差的岩心既有亲水的润湿性特征。

储层的润湿性测试结果表明，芦草沟组主要的含油储层润湿性以中性为主，部分弱亲油，且有含油饱和度越高，相对润湿指数越小，亲油性越强的特点[55]。

为了观察储层的润湿性的微观分布特征，应用场发射扫描电镜技术对储层孔吼表面赋存的流体性质进行了观测。首先，选择保存好的含油性好的样品样品取样。而后，选新鲜的、有代表性的断面进行氩离子抛光和镀膜处理，完成样品制备。最后，按照逐步加大放大倍数，实现先整体，后局部的解剖过程，完成孔喉表面流体性质及变化规律的观察，从而评价储层的微观润湿性。图12为J31井 2 897.90 m 砂屑云岩一组场发射扫描电镜的图片。图12a为氩离子抛光部分岩心样品的场发射扫描电镜图片。图12b为局部放大照片，照片显示粒间孔、粒间溶孔及粒内溶孔发育。其中，粒间溶孔可达几十微米。进一步放大到3 570倍，如图12c，发现较大孔喉的孔壁普遍被油膜覆盖，具有明显的油润湿的特点，相对较小孔喉孔隙壁无油膜发育。进一步放大(图12d)发现，微米级孔隙的孔隙壁普遍具油膜发育，油膜厚度35 nm左右，相对较小的纳米级孔隙油膜发育程度不明显。也就是说，场发射扫描电镜发现了“大孔亲油、含油，小孔亲水、含水”的储层微观润湿性特征。多井、多块样品场发射扫描电镜证实这一微观润湿性现象。综上所述储层岩石的润湿性可以在一定程度上影响储层的含油性。

表5 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层润湿性测试结果Table 5 Experimental results of the wettability in the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

表6 吉木萨尔凹陷J31井芦草沟组样品润湿性测试结果Table 6 Experimental results showing the wettability of samples from Well J31 in the Lucaogou Formation,Jimusaer sag

图12 吉木萨尔凹陷J31井芦草沟组储层(埋深2 897.90 m)润湿性微观分布特征Fig.12 Micro-scale distribution characteristics of the wettability of the Lucaogou reservoir (depth: 2897.90m) in Well J31,Jimusaer saga.岩样新鲜断面氩离子抛光的环境扫描电镜；b.环境扫描电镜；c.部分孔隙油膜发育，环境扫描电镜；d.油膜的发育特征，环境扫描电镜

5 结论

1) 吉木萨尔凹陷芦草沟组总体为一套细粒沉积，其储层岩性主要为粉细砂岩、云屑砂岩、砂屑云岩及(含)云质粉细砂岩；储层物性差，非常致密，具有页岩油储层特征；储层孔隙类型以粒间溶孔与晶间微孔(包括晶间孔及晶间溶孔)为主、剩余粒间孔次之、裂缝少量。

2) 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层发育主要受沉积相、岩性、有机碳含量及成岩作用等的影响。其中浅湖相与三角洲前缘相储层物性较好；粉细砂岩、云质粉细砂岩及砂屑云岩储集性能相对较好，白云石含量与储层物性呈正相关关系；有机碳含量越高，储层孔隙度越高；成岩作用是影响页岩油储层纳米级微孔发育及储集物性的重要因素。

3) 吉木萨尔凹陷芦草沟组储层物性对含油性有明显的控制作用，云质岩中油膜发育；储层岩石的润湿性可以在一定程度上影响储层的含油性，芦草沟储层的润湿性以中性为主，部分达到亲油；含油性较好的岩心具有中性到弱亲油的润湿性特征，含油性较差的岩心既有亲水的润湿性特征；场发射扫描电镜发现了“大孔亲油、含油，小孔亲水、含水”的储层微观润湿性特征。表明吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层具有良好的含油性，这为本地区页岩油的勘探与开发奠定了良好的基础。