吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层演化特征及差异性评价

彭寿昌，查小军，雷祥辉，费繁旭，徐东升，高 阳

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；2.复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室，重庆 401331)

0 引 言

近年来，国内外非常规油气资源勘探开发的步伐不断加快，页岩油作为一种重要的油气资源而受到广大学者的高度关注[1]。准噶尔盆地是中国陆相大型含油气盆地之一，页岩油气资源丰富，在吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油勘探中取得了重大突破[2]：邹才能等[3]利用场发射扫描电子显微镜与纳米CT重构技术首次发现小于1 μm的油气纳米孔；汪贺等[4]通过扫描电镜图像分析、气体吸附实验以及X-CT三维数值重建模拟孔隙结构，提高了纳米级微观孔喉结构的表征精度；Slat等[5]采用纳米CT扫描技术将Barnett页岩孔隙分为粒间孔、粒内孔及微裂隙等；Sok等[6]通过Micro-CT扫描成像等三维重构技术对页岩储层进行数值模拟表征。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油作为中国页岩油研究的热点之一，受到诸多地质学者的关注，但相关研究主要集中在芦草沟组岩石类型、孔隙结构、沉积特征的描述等方面[7-10]，而对页岩油储层演化特征及储层差异性的研究较为薄弱。在前人的研究基础上，通过镜下薄片鉴定、全岩X-衍射实验及高压压汞实验对吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层特征进行研究，探讨上“甜点”段页岩储层发育的主控因素，对比分析不同岩性储集层的测井响应特征，并从物性、孔喉结构以及测井响应特征方面对不同岩性储层进行差异性分析，以期对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油勘探及开发提供有利依据。

1 区域地质概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起带的西南部，是在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[11](图1)，整个凹陷均有油气分布，且厚度较大，面积约为1 278 km2。芦草沟组整体上表现为源储一体、近源成藏、大面积连续分布等特征，具备形成致密油的良好条件[12]。目前，全区完钻水平井30余口，直井40余口，全区日产油为388.4 t/d，累计产油22.92×104t，2018年产油为4.5×104t/a。其中，芦草沟组上“甜点”储层段厚度较大，试油见油率高，为有利勘探开发层段，此次研究的实验样品选自吉木萨尔二叠系芦草沟组，目标层位为吉木萨尔二叠系芦草沟组页岩油上“甜点”段(P2l2)。

图1 吉木萨尔芦草沟组顶面构造

2 储层特征

2.1 储层岩石学特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层在成岩演化过程中，受咸化湖水和火山作用的影响，岩性复杂多变，矿物成分多样[13]。岩心观察、岩石薄片鉴定、扫描电镜以及全岩X-衍射实验表明，页岩油储层上“甜点”段岩石类型主要为砂屑云岩、长石岩屑砂岩、云质砂岩和砂质泥岩(图2)，偶见灰色泥岩发育。其中，砂屑云岩、长石岩屑砂岩与云质砂岩为主要储集层。常见石英、斜长石、钾长石、白云石、方解石等多种岩石矿物组分，同时还发育多种自生矿物，如碳酸盐岩类、硅酸盐岩类、黄铁矿等。其中，长石平均含量为35.13%，石英平均含量为20.39%，白云石平均含量为19.66%，方解石平均含量为8.99%，而黏土矿物的平均含量相对较低，平均含量为8.55%。上“甜点”段岩石矿物组分相对含量在30 m深度范围内存在较大差异，并且在纵向分布上频繁发生变化，表明上“甜点”段岩石类型及其组合规律复杂多变，同时反映了吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层发育一套粉细砂、泥及碳酸盐岩混合沉积的混积岩。

图2 吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段主要岩石类型

2.2 储层物性特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层整体孔渗相关性较差，反映了芦草沟组上“甜点”段页岩油储层孔渗关系复杂。芦草沟组上段孔隙度为0.49%～21.80%，主要集中分布在6.00%～20.00%，平均为11.91%；渗透率为0.001～1.240 mD，主要集中分布在0.001～0.020 mD，平均为0.270 mD。

上述研究表明芦草沟组上“甜点”段页岩油储层岩石物性差，为致密储层，整体上表现为低孔低渗的储层物性特征。

2.3 储集空间类型

吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段页岩油储层储集空间类型多样，主要为原生孔隙和次生孔隙，局部可见少量微裂缝发育。原生孔隙主要为剩余粒间孔，孔隙边界清晰，颗粒之间未被杂基和胶结物充填，是储层中重要的储集空间之一；次生孔隙主要由溶蚀作用产生，可见长石粒内溶孔、钠长石晶间孔、白云石晶间孔、粒内杂基和岩屑粒内等溶孔，普遍发育于储层的大部分岩性中，是储层中最主要的孔隙类型；研究区局部可观察到微裂缝，但相对不发育，偶见由粒间杂基缩水产生的收缩缝以及压实作用产生的颗粒内裂缝。

通过大量样品统计发现，吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层主要发育4类储集空间，即剩余粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和微裂缝，晶间孔和溶蚀孔较为发育，剩余粒间孔和微裂缝次之，有机孔发育程度相对较低(图3)。

图3 吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层储集空间类型

3 页岩油储层成因机理

3.1 储层发育控制因素

3.1.1 沉积环境

沉积物在不同沉积环境和沉积相带下的发育特征有所不同，主要表现在沉积物的分选性、磨圆度、粒度等各项指标差异上，从而直接影响储集层的发育特征[14]。吉木萨尔芦草沟组沉积时期发育一套咸化湖泊—扇三角洲沉积体系，其中，二叠系芦草沟组页岩油上“甜点”段P2l2主要发育于凹陷东斜坡，厚度为13.4～43.0 m，平均为33.0 m，沉积类型主要为浅湖相、滨浅湖相、滨湖相夹云泥坪相，沉积了一套咸化湖泊准同生白云岩化的混积岩。同时，上“甜点”段在沉积时期经历了一次局部水退—水进的过程，导致物源供给差异较大，水体发生变化，岩性复杂多变。

3.1.2 岩石类型

吉木萨尔凹陷芦草沟组的沉积物源主要来源于周边的古隆起，受不同成岩作用的影响，页岩油储层岩性复杂，矿物成分及含量多变，与其他盆地细粒沉积岩类致密油储层存在明显差异，长石岩屑砂岩、云质粉砂岩和砂屑云岩是上“甜点”段的主要岩石类型，储集性能较好。

3.1.3 成岩作用

吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层在埋藏成岩过程中成岩作用类型复杂多样，对储层物性和孔隙发育影响最大的是压实作用、溶蚀作用、胶结作用和交代作用。岩石薄片镜下特征和扫描电镜研究表明，研究区储层岩石矿物组分复杂，胶结物类型多样，以方解石胶结、白云石胶结、硅质胶结和黏土矿物胶结为主，部分碳酸盐胶结物充填于粒间孔隙，导致储层物性变差[15]。同时，在镜下观察发现大多数长石、方解石、白云石等矿物均发生溶蚀分解，溶蚀现象普遍存在，大量微米、纳米级孔隙发育，提高了储集性能(图3)。

3.1.4 裂缝

裂缝的存在能直接影响储层中油气的富集规律及开发效果。岩心观察和铸体薄片观察发现，研究区构造裂缝的发育相对较少，裂缝密度普遍较小，仅J174、J34井的构造缝密度相对较大，偶见少量层间收缩缝和溶蚀孔缝。因此，研究区裂缝发育程度较低，难以形成复杂缝网。

3.2 页岩油储层演化

3.2.1 成岩作用类型

3.2.1.1 压实作用

研究区总体上表现为颗粒间点-线接触，压实作用中等。泥晶云岩组分单一，呈块状结构，压实作用相对较强，部分微孔隙发育，而灰质云岩中的条带状、团块状的长英质矿物在压实作用之后呈定向性排列。随着碎屑组分石英的含量增加，孔隙度有所增加，压实作用减弱，云质粉砂岩中矿物颗粒呈明显的线接触，砂质云岩的压实强度中等，磨圆较差，颗粒间主要以线接触为主。

3.2.1.2 溶蚀作用

在酸碱流体交替溶蚀改造作用下，研究区具有明显的溶蚀现象，其中以长石溶蚀最为显著，储层物性得到极大地改善。通过镜下观察，砂屑云岩和灰质云岩中的石英、长石矿物颗粒表面或边缘均发生了不同程度的溶蚀现象，白云石晶间孔隙较为发育，被有机质充填，长英质矿物定向分布，见少量铁白云石晶粒均匀分布，粒间微孔呈定向分布(图4a)。云质砂岩的溶蚀作用较为强烈，岩石内的显微晶状黏土矿物、长英质矿物及显微粒状白云石矿物相间分布，粒间微孔(缝)具有定向性，大多数孔隙常被有机质充填(图4b)。

3.2.1.3 胶结作用

不同岩性的胶结物类型存在较大差异，研究区发育大量白云石、方解石、自生石英、自生钠长石和黏土矿物，主要以方解石胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结为主。其中，砂屑云岩胶结作用明显，主要表现为亮晶方解石和黄铁矿晶体集合体呈团块状分布。云质粉砂岩主要以方解石或铁白云石胶结为主，黄铁矿晶体及方解石集合体呈团粒状及斑块状分布，局部可见长石颗粒溶蚀土化，表面相对较脏(图4c)。长石岩屑砂岩颗粒呈点-线接触，胶结类型多为孔隙式-接触式胶结，可见方解石晶体被挤压于碎屑颗粒之间以胶结物形式产出，黄铁矿晶体集合体呈圆粒状充填于粒间孔隙中(图4d)。

3.2.1.4 交代作用

交代作用主要表现为方解石、铁白云石、黏土矿物等交代长石碎屑颗粒或杂基，不同岩性表现特征存在较大差异。通过铸体薄片观察可知，研究区方解石交代长石碎屑强烈，局部可见长石加大，多数长石碎屑沿解理缝被方解石交代，呈长石假象(图4e)。长石岩屑砂岩部分斜长石铁白云石化严重，局部可见粒间充填于白云质和黏土杂基(图4f)。长石砂岩主要表现为颗粒斜长石被黏土矿物交代，部分泥岩碎屑绿泥石化，可见长石、石英次生加大现象。

图4 吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层不同成岩作用特征

3.2.2 成岩演化阶段及孔隙演化

通过上述储层特征的研究可知，研究区剩余原生粒间孔隙逐渐减少，溶蚀孔和晶间孔发育，局部可见少量微裂缝发育，泥晶云岩和砂质云岩的机械压实作用较弱，颗粒之间主要以点-线接触为主，剩余粒间孔、粒内溶孔和粒间溶孔为主要的孔隙类型，长石岩屑砂岩和碳酸盐类的压溶现象明显，长石溶孔相对发育，可见亮晶方解石。通过岩石颗粒接触方式和孔隙类型大致推断出研究区处于早成岩B—中成岩A晚期。

结合镜质体反射率Ro、最大热解峰温Tmax和有机质荧光特征等各项资料，综合分析研究区的埋藏深度和自生矿物分布。结果表明，研究区目的层段埋藏深度约为3 150～3 460 m，早成岩阶段碎屑颗粒呈点状接触，剩余粒间孔隙较为发育，直至中成岩A期，碎屑颗粒主要以点-线接触为主，次生孔隙发育。研究区目的层段的镜质体反射率Ro为0.53%～0.96%，最大热解峰温Tmax为436～460 ℃，有机质荧光多呈绿色、浅黄色。根据J174井的薄片鉴定、全岩X-衍射实验和电子探针资料分析结果可知，碎屑长石、石英颗粒溶蚀明显，矿物成分复杂，方沸石具有溶蚀现象，可见连晶式-亮晶方解石胶结，局部方解石化、铁白云石化严重。依照碎屑岩成岩阶段划分标准，结合岩石类型、成岩作用及孔隙结构特征的研究结果，认为吉木萨尔凹陷芦草沟组上“甜点”段主要处于早成岩阶段和中成岩阶段A期。

在成岩作用类型及成岩阶段划分的研究基础上，综合分析研究区的成岩演化序列，并定性分析孔隙演化模式。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层早成岩早期剩余粒间孔隙发育，颗粒主要是以点-线接触为主，石英、长石颗粒碱性溶蚀。由于早期生烃排放出大量酸性流体，促进了长石、碳酸盐矿物溶蚀，有利于次生孔隙形成，压实作用逐渐受到抑制。直至中成岩A早期，亮晶方解石呈连晶式结构，长石、方解石化严重，方解石、铁白云石胶结作用强烈，溶蚀孔隙发育。中成岩A晚期大多数斜长石被方解石、铁白云石和黏土矿物交代，部分泥岩碎屑绿泥石化，石英加大现象明显(图5)。

图5 吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层成岩序列及孔隙演化模式

4 储层差异性评价

4.1 储层评价依据

综合上述研究可知，吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层控制因素包括沉积环境、岩石类型、成岩作用等，沉积环境和岩石类型是优质储层发育的基础，成岩作用是促进储层物性的分异，而裂缝能对储层物性进行改善。此次研究针对不同岩性储集层物性、孔喉结构和测井响应特征等方面进行对比分析，比较不同岩性储集层之间的差异。

4.2 储层差异性分析

根据不同岩石样品的孔渗数据和孔喉结构参数统计结果，结合J174井的测井响应特征(图6)，最终对3类主要储集层(长石岩屑砂岩、云质粉砂岩和砂屑云岩)物性、孔喉结构参数和各项测井值进行对比分析(表1)。

表1 不同岩性储集层物性、孔隙结构参数及测井响应差异

图6 J174井测井解释综合柱状图

总体来看，不同岩性孔隙结构差异较大，长石岩屑砂岩类最好，砂屑云岩次之，云质砂岩相对较差，但云质砂岩的储集性能比砂屑云岩的更好。粉砂岩、云岩类呈低伽马、低中子、高密度特征，其中云岩的密度较粉砂岩的密度更高，砂屑云岩呈高阻、云质砂岩呈中低阻、长石岩屑砂岩呈低阻特征。

5 结 论

(1) 吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层主要发育浅湖—半深湖沉积体系，受准同生及调整白云石化等作用的影响，储层岩性多变，矿物成分复杂，成岩作用较为复杂。岩石类型主要为砂屑云岩、长石岩屑砂岩、云质砂岩、粉砂质云岩及灰色泥岩，储层物性相对较差，整体上表现为低孔低渗，溶蚀孔和晶间孔为芦草沟组上“甜点”段的有利储集空间。

(2) 吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段页岩油储层发育的主要控制因素包括沉积环境、岩石类型、成岩作用及裂缝。其中沉积环境决定岩石分布范围，影响早期孔隙的发育，砂屑云岩、长石岩屑砂岩与云质砂岩为主要岩石类型，储集性能相对较好，构造裂缝发育程度较低，难以形成复杂缝网，压实作用在成岩早期制约储层孔隙的发育，而溶蚀作用决定次生孔隙的形成，提高了储集性能。

(3) 吉木萨尔芦草沟组页岩油储层主要处于早成岩B期—中成岩A期，早成岩阶段剩余粒间孔隙发育，石英、长石颗粒部分碱性溶蚀，由于早期生烃排放大量酸性流体，长石、碳酸盐矿物溶蚀，压实作用受到抑制；直至中成岩阶段，亮晶方解石呈连晶式结构，长石、方解石化严重，部分方解石、铁白云石发生胶结作用现象，大多数斜长石被方解石、铁白云石和黏土矿物交代，部分泥岩碎屑绿泥石化，石英加大现象明显。

(4) 吉木萨尔芦草沟组上“甜点”段不同岩性储集层孔隙结构差异较大，其中长石岩屑砂岩类孔隙结构最好，云质砂岩相对较差，但云质砂岩的储集性能比砂屑云岩好。