霍 進(jìn)，支東明，鄭孟林，唐 勇，王霞田，常秋生，郭旭光，丁 靖，何文軍，鮑海娟，高 陽(yáng)

(1.中國(guó)石油 新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國(guó)石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷位于盆地東部隆起的南部，是一個(gè)西、南、北部均受斷裂控制的多期疊合凹陷，呈不規(guī)則的多邊形，面積約1 278 km2(圖1)。凹陷內(nèi)自下而上沉積石炭系—新生界，發(fā)育石炭系、中二疊統(tǒng)蘆草溝組2套烴源巖，并已在石炭系、中二疊統(tǒng)蘆草溝組和上二疊統(tǒng)梧桐溝組發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣[1-2]。其中，蘆草溝組為大面積分布的頁(yè)巖油藏[3]，井控儲(chǔ)量達(dá)到11億噸，是我國(guó)陸相咸化湖盆頁(yè)巖油的一個(gè)典型實(shí)例，目前正在建設(shè)我國(guó)首個(gè)國(guó)家級(jí)陸相頁(yè)巖油示范區(qū)[4]。因此對(duì)其開展石油地質(zhì)研究具有重要意義，不僅可以直接指導(dǎo)下步勘探，而且對(duì)其他陸相咸化湖盆頁(yè)巖油的勘探和研究也具有普遍參考價(jià)值。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷地質(zhì)概況

早期前人依據(jù)致密油的勘探理念，對(duì)吉木薩爾凹陷的蘆草溝組進(jìn)行了探索，取得了豐富成果[5-7]，其中烴源巖、儲(chǔ)層研究較多[7-9]，并逐漸揭示出蘆草溝組具有典型的頁(yè)巖油源儲(chǔ)一體特征；隨后對(duì)頁(yè)巖油的聚集機(jī)理[3]、頁(yè)巖儲(chǔ)層[10-11]以及頁(yè)巖的巖石力學(xué)特性[12]進(jìn)行了研究，但對(duì)于頁(yè)巖油藏的分布、特征及形成主要控制因素的研究相對(duì)薄弱。鑒于此，為不斷加深對(duì)這套頁(yè)巖油藏的認(rèn)識(shí)，豐富發(fā)展陸相頁(yè)巖油地質(zhì)理論，筆者根據(jù)最新勘探資料和相關(guān)測(cè)試數(shù)據(jù)，在頁(yè)巖油藏解剖的基礎(chǔ)上，對(duì)其形成主控因素進(jìn)行了綜合分析。

1 地質(zhì)背景

準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組現(xiàn)今埋深800～5 200 m，構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，整體表現(xiàn)為由西南向北東翹傾的單斜構(gòu)造(圖1)。蘆草溝組厚度0～350 m，整體呈“西南厚，北東薄”的特征，地層向東南、東及東北方向減薄較快，向西北部減薄較緩。在巖性上，蘆草溝組是一套由化學(xué)沉積作用和機(jī)械沉積作用綜合影響下形成的細(xì)?；旆e巖，縱向上呈薄互層狀，可根據(jù)巖心和FMI測(cè)井資料識(shí)別出3類主要巖性：頁(yè)巖、碳酸鹽巖和粉、細(xì)砂巖。這些細(xì)?；旆e巖單層薄、巖性多樣、縱向變化快，如以全目的層井段取心的吉174井為例，厚度246.21 m，共發(fā)育了968層54種巖性，單層厚度在0.01～2.25 m，平均0.25 m，毫米級(jí)層理發(fā)育。

2 頁(yè)巖油藏特征

2.1 頁(yè)巖油分布特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油有利勘探面積將近1 000 km2，表現(xiàn)出整體含油的富烴凹陷特征，鉆井控制富集區(qū)面積約500 km2。垂向上，頁(yè)巖油在蘆草溝組全井段多層系分布，有效甜點(diǎn)層主要為白云質(zhì)粉、細(xì)砂巖、巖屑長(zhǎng)石粉、細(xì)砂巖、灰色砂屑白云巖，單層厚度一般1～2 m[6]，不發(fā)育邊底水，沿斜坡向凹陷區(qū)連續(xù)分布，縱向上頁(yè)巖油在蘆草溝組一段上/下層組上部、二段上/下層組上部富集，形成2大甜點(diǎn)段(圖2)，甜點(diǎn)段厚度分別為8～26 m和12～40 m。

以蘆草溝組全取心井吉174井為例，全目的層井段顯示豐富，其中油浸級(jí)巖心1.40 m，油斑級(jí)巖心13.07 m，油跡級(jí)巖心21.16 m。含油層集中在上、下甜點(diǎn)段：(1)上甜點(diǎn)段包括4個(gè)含油層段，存在14個(gè)含油層，自上而下，第一含油段主要巖性為砂屑白云巖、泥晶白云巖，有效厚度約2.2 m，其中油斑級(jí)巖心厚約0.8 m，油跡級(jí)巖心厚約1.4 m；第二含油段巖性主要為砂屑白云巖和少量泥晶白云巖，油跡級(jí)巖心厚度約1.5 m；第三含油段巖性主要為白云質(zhì)粉砂巖，油跡級(jí)巖心厚度約2 m；第四含油段含油性最好，主要巖性為白云質(zhì)粉砂巖和少量泥晶白云巖，有效厚度約3 m，其中油浸級(jí)巖心厚約0.5 m，油斑級(jí)巖心厚約2.5 m。(2)下甜點(diǎn)段可劃分出3段含油層以及多個(gè)含油薄層，含油的巖性主要為白云質(zhì)粉砂巖以及少量泥晶白云巖，自上而下，第一含油段底部含油性最好，可達(dá)油浸級(jí)，有效厚度約8.5 m，其中油浸級(jí)巖心厚約1 m，油斑級(jí)巖心厚約3.5 m，油跡級(jí)巖心厚約4 m；第二含油段有效厚度約4 m，其中油斑級(jí)巖心厚約2 m，油跡級(jí)巖心厚約2 m；第三含油段有效厚度約4 m，其中油斑級(jí)巖心厚約2 m，油跡級(jí)巖心厚約2 m。

鉆井資料精細(xì)對(duì)比顯示(圖2)，蘆草溝組含油層橫向連續(xù)可對(duì)比，油層之間發(fā)育頁(yè)巖、白云質(zhì)頁(yè)巖隔層，隔層段和頁(yè)巖油富集層段的有機(jī)質(zhì)豐度都高，具有典型的源儲(chǔ)一體特征。甜點(diǎn)對(duì)應(yīng)大孔多、含油性好、飽和度高，上、下甜點(diǎn)的含油飽和度達(dá)到90%左右。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地吉36—吉31井蘆草溝組頁(yè)巖油層對(duì)比剖面

2.2 頁(yè)巖油原油性質(zhì)特征

2.3 溫壓場(chǎng)特征

吉木薩爾凹陷內(nèi)斷裂構(gòu)造總體不發(fā)育，蘆草溝組自沉積后經(jīng)歷了三疊紀(jì)—新生代不同方式的翹傾構(gòu)造作用[3]，使得凹陷邊緣遭受不同程度的剝蝕，整體被上二疊統(tǒng)—新近系覆蓋[3]。目前發(fā)現(xiàn)的頁(yè)巖油區(qū)主要在凹陷東部的斜坡部位，地層埋藏深度在2 180～ 4 300 m。在吉172井(埋深2 904 m)至吉28井(3 118 m)以西，吉35井(3 970 m)至吉28(3 118 m)井以南的區(qū)域地層壓力系數(shù)在1.2以上；在吉 36 井—吉251井—吉32井地區(qū)異常壓力系數(shù)在1.4以上；在吉31井、吉22井及以東地區(qū)屬于正常壓力。縱向上，在西部的凹陷部位，蘆草溝組各小層段均存在異常高壓并被隔層分隔，各層壓力異常存在差異，分布不均，具有層控特征，橫向上向斜坡區(qū)逐漸過(guò)渡為正常壓力。

地層溫度也隨著埋深變淺，由西部的109.05 ℃(吉36井)減至東部斜坡區(qū)的70.27 ℃(吉23井)；下甜點(diǎn)的地層溫度總體要高于上甜點(diǎn)，并且都處于石油生成的溫度范圍之內(nèi)(60～150 ℃)。

因此，頁(yè)巖油油區(qū)在凹陷西部為高溫高壓區(qū)，東部為常溫常壓區(qū)，這與前述的原油特征具有很好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。

2.4 頁(yè)巖油賦存特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油在頁(yè)巖孔隙內(nèi)存在游離和吸附2種狀態(tài)[13]。具體而言，白云巖(泥晶、微晶)、頁(yè)巖富含有機(jī)質(zhì)，孔隙度在4.5%～11%，滲透率在(0.01～0.1)×10-3μm2，平均毛管半徑在0.03～0.18 μm，總有機(jī)碳含量平均為4.72%，平均生烴潛量為20.37 mg/g，在生烴、排烴增壓過(guò)程中，有機(jī)孔、紋層面、頁(yè)理面是原位排烴和原位聚集的主要介質(zhì)，以微—納米孔喉為主。相比而言，甜點(diǎn)層段以砂屑白云巖、巖屑長(zhǎng)石粉砂巖、白云質(zhì)粉砂巖為主，孔隙度在8.0%～15.0%，滲透率在(0.06～0.3)×10-3μm2，平均毛管半徑在0.06～0.36 μm，總有機(jī)碳含量在0.82%～1.42%，生烴潛量在1.82～4.15 mg/g，以游離態(tài)原油為主，少量吸附態(tài)，以微米孔、微納米孔為主，孔喉連通性好。

游離態(tài)頁(yè)巖油主要賦存在溶孔、殘余粒間孔等儲(chǔ)集空間，吸附態(tài)頁(yè)巖油主要賦存在頁(yè)理縫、有機(jī)質(zhì)微孔與晶間孔中。而且有意義的是，實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，納米級(jí)孔隙中的吸附油在一定條件下可流動(dòng)，如隨溫壓條件的改變，納米孔中的滯留油可轉(zhuǎn)化為游離油。在低真空條件下，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)和溫度的升高，納米孔中油膜的厚度在增厚，向大孔流動(dòng)，無(wú)顯示的巖心滴酸后出現(xiàn)油斑，鑄體薄片放置一段時(shí)間后，出現(xiàn)彩色油暈。

3 頁(yè)巖油成藏主控因素

3.1 烴源巖品質(zhì)控制頁(yè)巖油的分布與原油特征

吉木薩爾凹陷頁(yè)巖油分布有利區(qū)與蘆草溝組一段、二段的烴源巖分布具有很好的一致性(圖3)。具體而言，蘆草溝組一段烴源巖在凹陷區(qū)TOC含量整體都在1%以上，特別是頁(yè)巖油分布區(qū)的烴源巖TOC含量都在4%以上，反映了其對(duì)頁(yè)巖油成藏的控制。(1)蘆草溝組一段存在好和較差質(zhì)量的烴源巖層，一段上部烴源巖品質(zhì)優(yōu)于下部。上部約一半樣品的TOC含量大于2%，平均值為2.86%，近一半的樣品生烴潛量大于10 mg/g，平均值為9.84 mg/g。(2)蘆草溝組二段總有機(jī)碳分布在0.84%～13.86%之間，頁(yè)巖油分布區(qū)烴源巖TOC含量都在3.5%以上，生烴潛量分布在5.14～254.43 mg/g 之間，大部分樣品氯仿瀝青“A”含量大于0.1%。其中，二段上部的烴源巖質(zhì)量最好，約90%的樣品總有機(jī)碳含量大于2%，平均值為4.59%，生烴潛量平均值為24.43 mg/g。吉32井和吉174井附近的烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度最高，超過(guò)4.5%，至凹陷的邊緣，有機(jī)質(zhì)豐度逐漸變低，氯仿瀝青“A”的變化特征和TOC的變化基本一致。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷烴源巖厚度與頁(yè)巖油分布有利區(qū)疊合圖

如前所述，蘆草溝組上甜點(diǎn)體和下甜點(diǎn)體的原油性質(zhì)有差異，認(rèn)為與腐泥組的藻質(zhì)體和無(wú)定形體含量豐富程度有關(guān)[14]。按照沉積地層縱向詳細(xì)采樣，用干酪根的H/C原子比和O/C 原子比交會(huì)圖確定干酪根類型，二段上層組主要為Ⅰ和Ⅱ型干酪根，而二段下層組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型干酪根都存在，巖石薄片中見含粉砂質(zhì)碳質(zhì)泥巖和含碳質(zhì)粉砂質(zhì)泥巖(圖4)。相比而言，一段上、下層組都是Ⅰ、Ⅱ干酪根?？紤]到上甜點(diǎn)層的原油與上段烴源巖有很好的親緣關(guān)系，下甜點(diǎn)與下段的烴源巖具有很好的親緣關(guān)系[15]，鄰近層烴源巖的抽提物生物標(biāo)志物具有一致性[16]，因此，蘆草溝組上、下甜點(diǎn)油質(zhì)差別與生烴母質(zhì)干酪根類型關(guān)系密切。

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地蘆草溝組二段碳質(zhì)泥巖有機(jī)巖石學(xué)特征

3.2 沉積微相控制頁(yè)巖油的分布層位

蘆草溝組屬于咸化湖相沉積[17-18]，典型特點(diǎn)包括地層薄、韻律性強(qiáng)、碎屑巖與碳酸鹽巖混積、黏土礦物含量低，可見淺水成因沉積構(gòu)造等[18]。在此沉積背景下，不同沉積微相微觀孔隙結(jié)構(gòu)差異大，并且控制著頁(yè)巖油的分布[19-20]。具體而言，蘆草溝組上甜點(diǎn)主要沉積相類型為淺湖相、濱淺湖相、濱湖相夾云泥坪相，主要巖性為砂屑白云巖和白云質(zhì)粉砂巖，物性較好，是頁(yè)巖油主要賦存巖性。中部地區(qū)主要為濱淺湖相沉積，以白云質(zhì)粉砂巖為主，夾薄層狀砂屑白云巖；西部地區(qū)吉30井附近發(fā)育淺湖相沉積，主要巖性為白云質(zhì)粉砂巖，其中白云石含量較少，砂體單層厚度薄，與烴源巖呈互層發(fā)育，含油性好[21-22]。

相比而言，蘆草溝組下甜點(diǎn)沉積相類型主要為淺湖相夾半深湖相。其中，淺湖相白云質(zhì)粉砂巖是頁(yè)巖油甜點(diǎn)發(fā)育的優(yōu)勢(shì)相帶。凹陷的北部、東部、南部地區(qū)淺湖相白云質(zhì)粉砂巖發(fā)育，而凹陷西部地區(qū)半深湖相較為發(fā)育，凹陷中部地區(qū)的淺湖相夾半深湖相沉積區(qū)具有較好的勘探潛力。

3.3 頁(yè)巖的巖性與物性控制頁(yè)巖油的富集甜點(diǎn)

頁(yè)巖油游離烴的富集甜點(diǎn)與巖性和巖石物性存在密切關(guān)系，具體表現(xiàn)在甜點(diǎn)體巖性以白云質(zhì)粉、細(xì)砂巖、砂屑白云巖、巖屑長(zhǎng)石粉、細(xì)砂巖為主，被泥晶白云巖和白云質(zhì)頁(yè)巖、頁(yè)巖分隔。根據(jù)巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等研究，發(fā)現(xiàn)蘆草溝組頁(yè)巖油甜點(diǎn)體的儲(chǔ)集空間主要為原生和次生孔隙，以溶孔、剩余粒間孔、頁(yè)理縫為主，見縫合線[9-10，19]，微裂縫欠發(fā)育。頁(yè)巖油孔隙以微米孔、微納米孔為主，粉、細(xì)砂巖好于砂屑白云巖。上甜點(diǎn)體覆壓孔隙度為5.27%～19.84%，平均10.84%，覆壓滲透率為(0.000 4～1.950)×10-3μm2，平均0.014×10-3μm2；下甜點(diǎn)體覆壓孔隙度為5.64%～20.72%，平均11.2%，覆壓滲透率為(0.002～2.764)×10-3μm2，平均0.009×10-3μm2[10]。

3.4 烴源巖熱演化控制地層壓力與原油性質(zhì)

吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖自西向東埋藏深度逐漸變小，鏡質(zhì)體反射率(Ro)自西部的1.3%向東逐漸變?yōu)?.6%(圖5)。隨有機(jī)質(zhì)成熟度逐漸降低，原油密度、黏度等隨之增大，地層異常壓力也由超壓地層過(guò)渡為常壓地層，規(guī)律非常顯著。

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖成熟度(Ro)等值線與原油黏度等值線疊合

吉木薩爾凹陷的蘆草溝組在經(jīng)歷了晚二疊世前的隆升剝蝕后，整體被埋藏[1，3]，雖然后期經(jīng)歷了侏羅系沉積前、白堊系沉積前和古近系沉積前的隆升剝蝕，但凹陷內(nèi)的蘆草溝組烴源巖始終沒有暴露到地表[3]。烴源巖經(jīng)歷了漫長(zhǎng)的熱解生油[20]，這個(gè)階段烴源巖的自由水已經(jīng)逐步脫出，難以形成油氣運(yùn)移的水動(dòng)力條件。此時(shí)，干酪根轉(zhuǎn)化成烴等作用產(chǎn)生的流體不斷充填到烴源巖的孔隙中，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Α?shí)驗(yàn)表明，當(dāng)蘆草溝組優(yōu)質(zhì)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度為3%時(shí)，Ro從0.8%增至1.0%，生烴作用引起的體積膨脹率約為15.30%～34.99%，形成油氣運(yùn)移動(dòng)力。具體而言，凹陷區(qū)隨地層埋深的增加，地溫梯度逐漸升高，富有機(jī)質(zhì)紋層的頁(yè)巖生烴起始時(shí)間要早于斜坡區(qū)，生烴窗時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)，具備足夠的烴類運(yùn)移動(dòng)力；相比而言，斜坡區(qū)進(jìn)入生烴窗時(shí)間相對(duì)較晚，生成的原油沒有像凹陷區(qū)那樣具有運(yùn)移的動(dòng)力，所以主體在層內(nèi)的孔隙中聚集，從而造成滯留的原油密度較凹陷區(qū)大。

烴源巖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、解吸與匯聚作用。當(dāng)排烴動(dòng)力超過(guò)毛細(xì)管阻力時(shí)，液態(tài)烴通過(guò)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，并在微—納級(jí)孔喉系統(tǒng)與頁(yè)理縫等儲(chǔ)集空間內(nèi)原位滯留或就近成藏[3]。

4 結(jié)論

(1)準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷頁(yè)巖油在蘆草溝組全井段多層系分布，烴源巖層是生油層也是儲(chǔ)層，原油主要賦存在微—納米孔隙中，大面積連續(xù)分布，存在上、下2個(gè)富集甜點(diǎn)層，上甜點(diǎn)層原油密度、黏度、初餾點(diǎn)較下甜點(diǎn)層原油小，含蠟量、凝固點(diǎn)較高。平面上，自西向東隨著蘆草溝組埋藏變淺，原油性質(zhì)從凹陷中部向邊緣變差，原油黏度增大，地層壓力由凹陷區(qū)的超壓逐漸過(guò)渡為常壓。

(2)吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油的聚集受烴源巖品質(zhì)、成熟度、沉積微相、巖性、物性等多因素控制。上、下甜點(diǎn)體原油品質(zhì)的差異與烴源巖的生烴母質(zhì)類型不同及成熟度差異密切相關(guān)。凹陷區(qū)進(jìn)入生油時(shí)間早于斜坡區(qū)，成熟度差異是斜坡區(qū)與凹陷區(qū)原油性質(zhì)存在差異的重要原因。