張治恒，田繼軍，韓長城，張文文，鄧守偉，孫國祥

（1.新疆大學地質(zhì)與礦業(yè)工程學院，烏魯木齊 830047；2 中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院，吉林松原 138099）

0 引言

現(xiàn)階段常規(guī)油氣資源日益減少，所以尋找接替資源顯得尤為重要［1］，隨著頁巖油氣研究和勘探開發(fā)技術的不斷進步，頁巖油得到世界各國油氣勘探的關注［2］。我國頁巖油氣資源量豐富，據(jù)統(tǒng)計，可采頁巖油資源量大約為397.5 億t，主要分布在松遼、準噶爾、鄂爾多斯和渤海灣等盆地，其中準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油勘探成效顯著［3-6］。馬克等［7］認為蘆草溝組為典型的咸化湖相混合沉積，廣泛發(fā)育混積巖；邵雨等［8］認為吉木薩爾凹陷整體為一個咸化湖盆；馬銓崢等［9］認為在咸化湖盆沉積背景下，蘆草溝組致密儲層主要發(fā)育晶間孔、溶孔、微裂縫等；王劍等［10］認為蘆草溝組儲層在形成過程中受酸堿成巖環(huán)境交替影響；查明等［11］通過對凹陷西部鉆井取樣研究后認為，沉積作用對蘆草溝組儲層亦有較大影響。然而這些研究多集中于凹陷中西部地區(qū)，對全區(qū)認識尚不夠全面，且蘆草溝組巖性多變，礦物類型多樣。目前關于該區(qū)不同巖石類型中發(fā)育的儲集空間主控因素以及儲層致密化過程尚待進一步揭示。

本次研究基于薄片觀察并結合X 射線衍射、掃描電鏡、壓汞等一系列測試分析，對準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲集層展開綜合研究，明確其儲層主控因素和致密化過程，以期為吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層致密化研究提供一定依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組構造位置（a）及地層發(fā)育（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column（b）of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地東部，是一個西斷東超的箕狀凹陷，北以吉木薩爾斷裂為界，南以三臺斷裂為界，西以老莊灣斷裂和西地斷裂為界，向東逐漸過渡至古西凸起，凹陷內(nèi)構造平緩，總面積為1 500 km2［8］（圖1）。凹陷內(nèi)地層發(fā)育較為齊全，二疊系自下而上發(fā)育將軍廟組（P2j）、蘆草溝組（P2l）和梧桐溝組（P3wt），其中蘆草溝組是頁巖油開發(fā)的主要目的層系，其巖性復雜，主要以粉細砂巖、泥巖、碳酸鹽巖及白云石、方解石等富集和混雜的過渡性巖類為主，其中泥巖、白云質(zhì)泥巖和灰泥巖有機質(zhì)含量高，生烴潛力大，是盆地內(nèi)品質(zhì)較好的烴源巖。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層巖石類型多樣［12-15］，巖石礦物組分復雜且含量差別較大，對研究區(qū)內(nèi)26個樣品進行X 射線衍射分析，結果表明，蘆草溝組巖石礦物組分主要有石英（質(zhì)量分數(shù)27.9%）、斜長石（質(zhì)量分數(shù)22.6%）、白云石、鐵白云石（質(zhì)量分數(shù)分別為13.6%，7.5%）、黏土礦物（質(zhì)量分數(shù)16.7%）等（表1）。

吉木薩爾凹陷巖石類型多樣，發(fā)育泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、白云質(zhì)粉砂巖、砂屑白云巖、粉砂屑白云巖、砂礫巖等［參見圖1（b）］。根據(jù)巖心觀察，蘆草溝組巖石類型復雜，巖性與粒度垂向變化快［圖2（a）—（c）］。根據(jù)熒光薄片、鑄體薄片資料對研究區(qū)內(nèi)蘆草溝組巖性進行識別和分類，可將蘆草溝組巖性分為混合細粒巖、碎屑巖和碳酸鹽巖等［圖2（d）—（h）］，其中混合細粒巖由碳酸鹽巖（52.5%～64.8%）和碎屑巖（35.2%～47.5%）組成。受火山運動影響，碎屑巖包括火山碎屑巖和普通碎屑巖；碳酸鹽巖發(fā)育最為普遍，其中白云巖、灰?guī)r等較發(fā)育，這些巖石粒度較細，粒徑多小于0.35 mm，粒度分布面積頻率圖呈現(xiàn)較明顯的雙峰型，部分呈現(xiàn)出以雙峰為主，多級次峰并存的特征，表明大部分為粉砂級和細砂級，少部分為粗砂級，極少部分為砂礫級。鏡下顯示，蘆草溝組巖石顆粒磨圓度以棱角狀為主，顆粒支撐，點—線接觸方式，雜基成分主要為泥質(zhì)和高嶺石、水云母等黏土礦物，膠結物為碳酸鹽巖和黏土礦物，膠結類型以孔隙-壓嵌型膠結為主，部分為基底型和壓嵌型膠結，成分成熟度和結構成熟度較低，說明其沉積物未經(jīng)過長距離的搬運和較強的流水改造，具有近物源沉積特征。

表1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層全巖分析Table 1 Whole rock analysis of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖2 吉木薩爾凹陷蘆草溝組巖性類別（a）砂巖與泥巖互層，吉10025 井，3 614.3 m；（b）泥巖與粉砂巖互層，含少量細砂巖，吉36-4 井，4 363.0 m；（c）灰質(zhì)粉砂巖夾白云質(zhì)泥巖及泥巖混積層序，吉36-4 井，4 353.4 m；（d）紋層狀混合細粒巖，紋層平直，吉36-4 井，4 370.8 m；（e）塊狀云質(zhì)泥巖，碎屑顆粒呈團塊狀分布，吉36-4 井，4 340.4 m；（f）紋層狀白云質(zhì)粉砂巖，可見石英碎屑條帶/泥質(zhì)紋層間互，吉36-4 井，4 340.0 m；（g）紋層狀泥質(zhì)白云巖，紋層平直，局部透鏡狀，吉36-4 井，4 353.3 m；（h）鑄體薄片，沉凝灰?guī)r，吉174 井，3 241.9 mFig.2 Lithologies of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

2.2 物性特征

對吉木薩爾凹陷蘆草溝組72 個樣品進行物性分析，結果表明，蘆草溝組儲層孔隙度為1.2%～20.4%，平均為7.34%，滲透率為0.01～0.80 mD，平均為0.08 mD。由此可見，蘆草溝組儲層整體物性條件較差，儲層致密化程度高，常規(guī)氣測孔滲和覆壓孔滲關系顯示其孔滲相關性較好，在一定程度上說明該儲層受微裂縫影響較小，且微裂縫在儲層中發(fā)育較少（圖3）。

2.3 儲集空間類型及特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層面孔率較低，為0.001%～8.020%，平均為0.210%，原生孔隙、次生孔隙并存。次生孔隙是蘆草溝組儲層的主要儲集空間，包括次生溶孔、晶間孔、微裂縫等，此外還包括少量成巖微裂縫和生物體腔孔；蘆草溝組原生孔隙則主要包括剩余粒間孔和原生粒間孔，受成巖作用影響，原生粒間孔被過度改造，剩余粒間孔成為主要孔隙類型。

2.3.1 次生孔隙

圖3 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層孔隙度與滲透率關系Fig.3 Relationship between reservoir permeability and porosity of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

（1）次生溶孔。次生溶孔是吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層的主要孔隙類型，據(jù)鏡下觀察顯示，次生溶孔在不同儲層巖性中均有發(fā)育。長石受有機酸和CO2等酸性流體強烈溶蝕，形成次生溶孔，是研究區(qū)致密儲層最為顯著的成巖作用［圖4（a）］。此外，儲層中也發(fā)育不穩(wěn)定礦物如白云石、方解石、巖屑溶蝕形成的晶間溶孔等［圖4（b）—（c）］，這些孔隙一般被后期生成的鐵白云石、鐵方解石、硅質(zhì)膠結等充填，使得孔隙度降低。

（2）晶間孔。蘆草溝組礦物晶間孔類型較多，常見發(fā)育于方解石、白云石、黃鐵礦等礦物之間，其中白云石晶間孔和方解石晶間孔發(fā)育最為普遍［圖4（d）—（e）］，常呈不規(guī)則孔狀，且孔徑較小，一般為幾μm，掃描電鏡下顯示這些孔大都不連通，且含量低，所以不作為有效儲集空間類型。

（3）微裂縫。蘆草溝組儲層微裂縫主要發(fā)育成巖縫，而構造縫和異常高壓縫較少，成巖縫多被碳酸鹽巖礦物充填［圖4（g）—（f）］。

圖4 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層空間類型（a）長石巖屑砂巖，粒內(nèi)溶蝕孔較發(fā)育，J37 井，2 845.1 m；（b）細晶灰?guī)r，方解石晶間孔，J37 井，2 848.5 m；（c）陸屑粉晶云巖，白云石晶間溶孔，J174 井，3 144.8 m；（d）陸屑云巖，白云石晶間孔發(fā)育，J174 井，埋深3 282.1 m；（e）砂屑粉晶云巖，基質(zhì)油浸現(xiàn)象，方解石晶間孔發(fā)育，J174 井，3 172.6 m；（f）云質(zhì)長石粉砂巖，壓溶縫中充填褐色瀝青質(zhì)，J174 井，3 227.0 m；（g）灰綠色泥質(zhì)粉砂巖，壓溶作用形成的縫合線，J10025 井，3 618.1 m；（h）粗粉粒砂巖，剩余粒間孔和粒內(nèi)溶孔發(fā)育，J25 井，3 408.0 m；（i）極細粒砂巖，剩余粒間孔發(fā)育，J31 井，2 725.3 mFig.4 Reservoir space types of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

2.3.2 原生孔隙

鏡下觀察顯示，吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層原生孔隙包括沉積之后未被膠結物、雜基填隙物充填的原始骨架顆粒間孔隙及有機質(zhì)與骨架顆粒間的孔隙，還包括經(jīng)機械壓實、各種膠結作用和充填后的剩余粒間孔隙［圖4（h）—（i）］。這些孔隙邊界比較清晰，形狀和分布不均勻，主要發(fā)育在粉細砂巖、云質(zhì)/灰質(zhì)粉細砂巖、泥質(zhì)以及泥質(zhì)粉細砂巖中。

3 儲層主控因素

3.1 沉積作用對儲層物性的影響

吉木薩爾凹陷蘆草溝組沉積相主體為湖相和三角洲相［8，16］（圖5）。不同的沉積相對應不同的巖性和物性（圖6）。①在凹陷邊緣地帶，主要分布三角洲前緣相，以粉細砂巖為主，因其近物源、雜基含量高、分選性差，大部分孔隙以原生粒間孔和剩余粒間孔為主，長石等不穩(wěn)定礦物組分較多，常被酸性流體溶蝕形成溶蝕孔，物性好，孔隙度平均為10.58%，滲透率平均為0.094 mD，是最為有利的儲層；②向凹陷中部地區(qū)轉變?yōu)闇\湖相，泥質(zhì)細粒沉積物增多，整體物性不及邊緣地帶，但在堿性環(huán)境下淺湖中的云屑砂巖、云巖等粒間溶孔較為發(fā)育，同時長石等也會發(fā)生溶蝕而改善儲層物性條件，使得淺湖相孔滲條件僅次于三角洲前緣相，平均孔隙度為7.25%，滲透率平均為0.062 mD。③半深湖相以泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥巖為主，孔滲條件相對較差，孔隙度平均為5.4%，滲透率平均為0.054 mD。深湖相多以泥巖為主，孔滲條件差，孔隙度平均為1.8%，滲透率平均為0.006 5 mD。

圖5 吉木薩爾凹陷蘆草溝組沉積相Fig.5 Sedimentary facies o Lucaogou Formation in Jimsar Sag

圖6 吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同沉積相物性參數(shù)Fig.6 Physical parameters of different sedimentary facies of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3.2 成巖作用對儲層物性的影響

成巖作用控制著儲層的孔隙演化及垂向分帶性，決定著儲集性能的好壞，是儲層形成和發(fā)育的必經(jīng)階段［17-19］。吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層在成巖過程中主要經(jīng)歷了壓實作用、溶蝕作用和膠結作用等，這在很大程度上改變了儲層的物性條件。

3.2.1 壓實作用

根據(jù)9 口鉆井的89 個樣品重礦物含量鑒定結果，吉木薩爾凹陷蘆草溝組重礦物“ZTR”指數(shù)區(qū)間為0.01～0.52，平均值為0.31，說明其成分成熟度較低。較低的成分成熟度和結構成熟度導致蘆草溝組儲層抗壓能力弱，受壓實作用影響較大。儲層中大量的孔隙遭到破壞，物性條件變差。由于成巖作用疊加著強烈的壓實作用，在鏡下可看到黏土礦物、炭質(zhì)、有機質(zhì)、巖屑順著應力最小方向呈半定向—定向排列［圖7（a）—（b）］，巖石礦物顆粒也由原始點接觸逐漸轉變?yōu)辄c—線接觸。

3.2.2 膠結作用

（1）碳酸鹽膠結作用。研究區(qū)27 口井141 個樣品的巖石薄片鑒定結果表明，碳酸鹽膠結普遍發(fā)育，主要為方解石、（含）鐵方解石和（鐵）白云石，質(zhì)量分數(shù)為1%～32%，平均為7.22%。根據(jù)礦物學和成巖序列，將研究區(qū)碳酸鹽膠結物類型劃分為3期。①泥晶、微晶碳酸鹽通過沉淀，形成早期泥晶方解石、微晶白云石膠結物，一般見巖屑、陸屑膠結于泥晶方解石中；②中期為細晶方解石膠結，膠結物常呈斑塊狀分布，并交代個別碎屑顆粒［圖7（c）］，也見呈嵌晶式填充在粒間孔隙中；③晚期黏土礦物、云母產(chǎn)生的Fe2+和Mg2+，結合到方解石或白云石的晶格中，形成含鐵碳酸鹽礦物，常見鐵白云石和鐵方解石呈細小晶粒分布于砂質(zhì)間，或充填于溶蝕孔內(nèi)［圖7（d）］。

圖7 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層成巖作用（a）炭質(zhì)、有機質(zhì)順層呈定向分布，J174 井，3 161.75 m，含云質(zhì)陸屑砂屑泥晶灰?guī)r；（b）伊/蒙混層礦物與片狀伊利石定向排列，J30 井，4 048.35 m，灰質(zhì)泥巖；（c）方解石膠結物呈斑塊狀分布，J115 井，1 345.65 m，砂礫巖；（d）少量菱鐵礦團粒，溶蝕孔中半—全充填方解石和鐵白云石，J32 井，3 566.69 m，粉砂質(zhì)泥巖；（e）黏土礦物主要見有粒間充填的書頁狀、蠕蟲狀高嶺石，J001 井，1 662.07 m，砂礫巖；（f）定向片狀伊利石與方解石晶粒，J30 井，4 056.02 m，白云質(zhì)灰?guī)r；（g）石英次生加大現(xiàn)象明顯，J172 井，2 927.9 m，灰質(zhì)粉砂巖；（h）溶蝕孔中充填的沸石類礦物與粒狀石英，J174 井，3 275.43 m，灰質(zhì)粉砂巖；（i）長石碎屑的溶蝕現(xiàn)象與鈣質(zhì)球粒，J15 井，2 283.56 m，亮晶鮞粒砂屑灰?guī)rFig.7 Diagenesis characteristics of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

（2）黏土礦物膠結作用。全巖分析顯示，蘆草溝組黏土礦物質(zhì)量分數(shù)較低（15.16%），其成分主要為蒙皂石、伊利石、高嶺石、綠泥石和伊/蒙混層。黏土礦物中含量較高的為伊/蒙混層（30.79%）和蒙皂石（26.85%），最低的為高嶺石（圖8）。受后期堿性環(huán)境影響高嶺石逐漸轉變?yōu)橐晾?，掃描電鏡下呈書頁狀集合體，或以蠕蟲狀緊密充填于粒間孔中［圖7（e）］；伊利石是成巖晚期階段產(chǎn)物，主要以片狀、絲片狀分布在基質(zhì)或充填于粒內(nèi)溶孔中［圖7（f）］。伊/蒙混層的含量較高，以不規(guī)則形式產(chǎn)出，大部分伊/蒙混層形成后填充在粒間孔隙中，占據(jù)喉道，對儲層的孔隙結構及物性破壞作用較強。

圖8 吉木薩爾凹陷蘆草溝組黏土礦物含量Fig.8 Clay mineral content of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

（3）硅質(zhì)膠結作用。研究區(qū)蘆草溝組儲層硅質(zhì)膠結普遍發(fā)育，主要以石英次生加大膠結的形式出現(xiàn)［圖7（g）］，長石碎屑在溶解過程中產(chǎn)生了大量的SiO2，從而為石英次生加大提供了足夠的物質(zhì)來源，因此常伴隨長石碎屑的溶蝕現(xiàn)象。儲層中還發(fā)育部分自形自生石英晶粒［圖7（h）］，這些石英晶?？沙涮钣诹ｉg孔或溶蝕孔中，占據(jù)孔喉，堵塞喉道，使儲層變得致密，一定程度上不利于儲層發(fā)育。無論石英次生加大，還是石英自生晶粒充填孔喉，都會破壞原有孔喉系統(tǒng)，阻塞孔喉，對儲層物性形成一定影響，導致儲集性能下降。

3.2.3 溶蝕作用

吉木薩爾凹陷蘆草溝組溶蝕作用的發(fā)生和溶蝕孔的形成主要與生排烴作用、黏土礦物轉化作用有關。烴源巖有機質(zhì)在成熟期因脫羧作用會產(chǎn)生大量的有機酸和CO2，使孔隙流體pH 值降低，促使成巖環(huán)境轉變?yōu)槿跛嵝浴嵝裕?0］。此外，研究區(qū)伊蒙/綠蒙混層所占黏土礦物比例大，這些混層在成巖轉化過程中也產(chǎn)生部分無機酸，在這些酸性流體作用下，長石、巖屑等會產(chǎn)生大量次生溶孔，從而改善儲層孔滲條件。在掃描電鏡下可見長石碎屑邊緣或內(nèi)部受到不同程度的溶蝕作用影響，形成粒間/粒內(nèi)溶蝕孔［圖7（i）］。

3.2.4 成巖階段劃分

根據(jù)王劍等［28］的研究結果，結合鏡下礦物分布及演化特征、溶蝕作用、顆粒接觸關系、孔隙類型、有機質(zhì)成熟度等，依據(jù)石油天然氣行業(yè)標準［21］，對吉木薩爾凹陷蘆草溝組成巖階段進行劃分（圖9）。鏡下薄片鑒定顯示，蘆草溝組砂巖顆粒間接觸方式以點—線接觸為主，在掃描電鏡下可見石英次生加大，可觀察到自生石英晶體，部分長石溶蝕且向鈉長石轉化；全巖分析顯示黏土礦物以伊利石、綠泥石、伊/蒙混層為主，高嶺石含量較低，鏡質(zhì)體反射率（Ro）為0.60～1.08。綜合以上各種指標，可判斷吉木薩爾凹陷蘆草溝組砂巖普遍進入中成巖階段A 期。

圖9 吉木薩爾凹陷蘆草溝組成巖演化序列（據(jù)文獻［22］修改）Fig.9 Diagenetic evolution sequence of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

4 儲層致密化及油氣充注之間的關系

依據(jù)鏡下觀察礦物組分變化及成巖特征研究，建立了吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層致密化過程（圖10）。蘆草溝組巖屑含量高，巖石粒度細小且分選性中等，磨圓度差，因此在成巖早期因受上覆地層壓力便快速進入壓實階段，使得儲層致密化，這種持續(xù)壓實作用會一直貫穿整個成巖過程。利用Trask 公式進行儲層孔隙演化定量計算，求得吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層原始孔隙度為50%左右。

圖10 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層分階段致密化過程Fig.10 Reservoir densification process of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

受火山物質(zhì)和熱液影響，準同生期蒸發(fā)湖相的特征決定了其成巖早期水體為弱堿性，由于礦物組分結構成熟度和成分成熟度較低，導致早期沉積物受壓實作用影響較大，原生孔隙含量相對減少，壓實作用成為早期儲層致密化的主要原因。同時受堿性環(huán)境影響，方沸石等火山物質(zhì)轉化物形成［參見圖7（h）］，石英等硅質(zhì)礦物及鋁硅酸鹽礦物發(fā)生堿性溶蝕，形成絡合離子，這種絡合離子在堿性環(huán)境中較為穩(wěn)定，在酸性環(huán)境中易于沉淀［23］。由于壓實作用，在第一階段儲層平均孔隙度減小為20%左右，此時孔滲較大，為低熟油氣正常充注過程［24］。

當進入生烴階段，有機質(zhì)開始產(chǎn)生有機酸，使得流體pH 值降低，成巖環(huán)境轉為弱酸—酸性環(huán)境。隨著埋深增加，壓實作用持續(xù)進行，此時長石等礦物開始被溶蝕［參見圖7（i）］，黏土礦物開始轉化［參見圖7（e）］，長石溶孔開始大量形成，但同時酸性環(huán)境中析出的SiO2有利于石英顆粒形成次生加大，石英顆粒間也由點接觸轉為點—線接觸。由于硅質(zhì)膠結作用和早期形成絡合離子的沉淀，大量粒間孔和長石溶孔被堵塞、填充、消失，使得儲層致密化，在第二階段儲層孔隙度進一步減小為15% 左右。這一階段烴源巖逐漸演化至成熟并開始大量排烴，為油氣邊致密邊成藏過程。

由于有機酸和碳酸的消耗，成巖環(huán)境由酸性開始轉變?yōu)槠珘A性或堿性。在堿性環(huán)境下，持續(xù)壓實作用依然進行，高嶺石、蒙皂石等黏土礦物開始轉變?yōu)橐晾?，并常以彎曲片狀充填于粒?nèi)溶孔中，同時自生石英晶粒開始發(fā)育，這些石英晶粒填充在粒間孔或溶蝕孔中，占據(jù)孔喉，堵塞喉道，此外，堿性介質(zhì)條件下析出的（含）鐵方解石、（含）鐵白云石細小晶粒分布于砂質(zhì)間，或充填于溶蝕孔內(nèi)，阻塞孔隙［圖7（d）］，使儲層進一步致密化，第三階段致密化孔隙度減小為7%左右。在此階段致密儲層已經(jīng)形成，儲層物性變差，但生烴所產(chǎn)生的地層壓力為致密油聚集提供持續(xù)動力，屬于中成熟油的持續(xù)充注階段。

5 結論

（1）吉木薩爾凹陷蘆草溝組發(fā)育碎屑巖、碳酸鹽巖、混合細粒巖等，主要組成礦物為石英、斜長石、白云石和鐵白云石、黏土礦物等，其中石英和長石是主要礦物成分，白云石和黏土礦物含量次之。

（2）吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層孔隙類型主要為原生孔隙和次生孔隙，其中次生孔隙又包括次生溶孔、晶間孔和微裂縫等，原生孔隙則包括原生粒間孔和剩余粒間孔，整體表現(xiàn)為低孔、低滲的特征。

（3）吉木薩爾凹陷蘆草溝組三角洲前緣相及淺湖相以粉細砂巖、云巖為主，孔、滲較好，半深湖相、深湖相以泥巖為主，物性較差。蘆草溝組經(jīng)歷的成巖作用主要有壓實作用、溶蝕作用和膠結作用，其中壓實作用和膠結作用使儲層大量原始孔隙遭到破壞；長石、巖屑及礦物等溶蝕產(chǎn)生的次生溶蝕孔一定程度上有效地改善了儲層物性。綜合成巖階段各種劃分指標，判斷研究區(qū)蘆草溝組砂巖普遍達到中成巖A 期。

（4）吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層共經(jīng)歷3 次致密化階段，早期壓實作用是儲層致密化的主要原因，這一階段為常規(guī)油藏過程；中期持續(xù)壓實作用和硅質(zhì)膠結作用使儲層致密化，為油氣邊致密邊成藏過程；后期壓實作用和碳酸鹽巖、黏土礦物膠結共同作用于儲層，使儲層進一步致密化，對應中成熟油的持續(xù)充注階段。