王林生，葉義平，覃建華，高 陽，鄧 遠，2，李映艷，肖佃師

［1. 中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依 834000； 2. 中國石油新疆油田分公司博士后工作站，新疆克拉瑪依834000；3. 中國石油大學（華東）深層油氣重點實驗室，山東青島266580］

吉木薩爾凹陷位于新疆油田準噶爾盆地東緣，為一個東高西低、東陡西緩的單斜，區(qū)內斷層不發(fā)育［1-2］。該凹陷內二疊系蘆草溝組為一套半深湖相-濱淺湖相夾云泥坪和云砂坪的沉積［2］，發(fā)育大套泥頁巖夾薄層粉砂巖、白云巖及它們之間過渡巖性的組合，在該套泥頁巖層系中已鉆遇多口高產(chǎn)工業(yè)油流井，并實現(xiàn)頁巖油的成功商業(yè)開發(fā)，對中國頁巖油的勘探開發(fā)具有重要示范作用［3-4］。然而，蘆草溝組頁巖油層系內巖性復雜多樣，儲層及含油性非均質性強［5-6］，這給頁巖油分類評價及地質甜點預測帶來了極大挑戰(zhàn)［7］。前人對吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油層系的巖性、沉積、成藏和測井評價等開展了大量研究［5-7］，而缺乏從微觀尺度上對頁巖油層系內物性及含油性的非均質性進行系統(tǒng)表征，沒有揭示優(yōu)質儲層的發(fā)育影響機制及分布規(guī)律。頁巖油儲層的物性、含油性及可動性均受微觀孔隙結構的控制［8-10］，因此本研究在巖心觀察的基礎上，應用掃描電鏡、壓汞和核磁共振等手段，分析吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層的微觀孔隙非均質性，揭示孔隙發(fā)育及含油性影響機制，建立油層分類評價標準，以期指導蘆草溝組頁巖油油層分類評價及甜點預測。

1 實驗測試手段及樣品特征

1.1 微觀孔隙結構表征手段

微觀孔隙結構表征主要研究巖石的孔隙類型、形狀、大小分布及連通關系等內容［11-12］。對于納米級孔喉占主導的頁巖或致密油氣儲層，微觀孔隙結構表征是評價其儲集能力及優(yōu)質儲層成因的關鍵，其包括直接法和間接法兩類［11］。直接法包括掃描電鏡和微米CT 等手段，可直觀觀察樣品的孔隙類型和大小分布；間接法主要包括低溫氣體吸附、高壓壓汞和低場核磁共振3 種手段［10-14］，各方法均存在一定優(yōu)缺點，多技術聯(lián)合是非常規(guī)儲層孔喉結構表征常用手段［12-14］。

前人研究表明，蘆草溝組頁巖油儲層孔隙分布范圍大，但微孔（半徑＜2 nm）含量低［7］、比表面積小，所以低溫氣體吸附不適用，主要優(yōu)選壓汞和核磁共振方法，聯(lián)合場發(fā)射掃描電鏡進行頁巖油儲層的微觀孔隙結構表征。其中壓汞的最大壓力設置為116 MPa，利用Washburn 公式計算得到孔喉大小分布［15］；測試物性后，進行烘干、飽和水和離心狀態(tài)下核磁共振測試，參數(shù)均選用CPMG 脈沖序列，0.1 ms 回波間隔及6 s 等待時間，離心轉速為10 000 r/min。核磁共振測量后，樣品進行場發(fā)射掃描電鏡、鑄體薄片和X衍射等實驗，分析樣品的孔隙類型、巖性及礦物組成等。

1.2 樣品特征

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖層系既有細粒機械沉積，又有化學沉積，巖性復雜多變，垂向頻繁交互［16］。整體上巖性包括泥巖類、粉砂巖類和碳酸鹽巖類3 種（圖1），其中泥巖可細分為粉砂質泥巖、白云質泥巖和炭質泥巖；粉砂巖類可細分為極細粒粉砂巖、泥晶云質粉砂巖、灰質粉砂巖和云屑粉砂巖；碳酸鹽巖類可分為泥晶白云巖、粉砂質白云巖和砂屑云巖等。

圖1 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組典型巖性鑄體薄片照片F(xiàn)ig.1 Micrographs showing casting thin sections of typical lithologies in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

為系統(tǒng)揭示蘆草溝組頁巖油儲層微觀孔隙結構及含油性影響因素，在收集前期巖性、物性和含油性（巖心含油飽和度檢測）等測試資料基礎上，優(yōu)選巖心樣品32 個，覆蓋主要巖性及含油性，部分樣品信息見表1。樣品平行于層理面鉆取，避免巖性非均質性對測量結果的影響，在二氯甲烷溶劑中洗油20 d，再分別進行物性、XRD、掃描電鏡、壓汞和核磁共振測試，系統(tǒng)研究頁巖油儲層的孔隙結構特征及發(fā)育機制?？紫抖群蜐B透率利用PoroPDP-200 覆壓孔滲測量儀測量，相對誤差控制在0.5 %～20.0 %，測試結果與前期變化范圍基本一致［5，17-19］，蘆草溝組頁巖油儲層整體屬于低孔-特低滲類儲層［17］，孔隙度分布范圍為0.8%～16.1%，均值為8.5%，滲透率主要小于0.100×10-3μm2（表1），均值為0.032×10-3μm2，孔隙度和滲透率間呈現(xiàn)較弱的正相關，主要與復雜的孔隙結構有關。巖石礦物組分多樣（表1），以長石、石英和白云石為主，其次為粘土礦物和方解石，黃鐵礦和螢石等含量較低。頁巖油儲層中普遍含有機質，總有機碳（TOC）含量均值為3.57%，屬于好-最好烴源巖范疇，但成熟度較低［6］；受源-儲緊鄰及生烴增壓的影響，頁巖油儲層普遍表現(xiàn)出較高含油飽和度（均值達70%），巖心觀察含油級別明顯受物性控制［17］，熒光顯示樣品的孔隙度通常低于5%，油跡或油斑樣品通常低于12%，而油浸或富含油樣品的物性最好，孔隙度通常大于12%（表1）。

表1 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層樣品信息Table 1 Data of shale oil samples from the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

2 微觀孔隙結構表征及儲層分類

2.1 孔隙類型

基于鑄體薄片和場發(fā)射掃描電鏡（圖1，圖2），在吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層中識別出殘留粒間孔、晶間孔、溶蝕孔（包括粒間溶蝕孔和粒內溶蝕孔）和有機孔等多種類型孔隙，其中粒內溶蝕孔、粒間溶蝕孔和晶間孔最發(fā)育。殘留粒間孔為原始粒間孔的殘余部分，通常半徑大于1 μm（圖1f，圖2a，b），但數(shù)量少、分布分散，主要發(fā)育在粉砂或云屑等粗粒含量較多的頁巖油儲層中（圖1a，f），殘留粒間孔越發(fā)育，說明巖石抗壓實能力越強［20］。溶蝕孔是不穩(wěn)定組分（長石、白云石和巖屑等）遇到酸性流體后發(fā)生溶蝕形成［20］，蘆草溝組長石和白云石含量高，溶蝕孔非常發(fā)育（圖1e，圖2），是該區(qū)頁巖油儲層最主要的孔隙類型，其中粒內溶蝕孔是長石顆粒內部產(chǎn)生溶蝕，孔隙呈蜂窩狀密集分布，單個溶蝕孔通常半徑小于1 μm（圖2c，d）；粒間溶蝕孔是從顆粒間開始溶蝕，延伸至顆粒內部，呈不規(guī)則港灣狀（圖2a，c），通常與殘留粒間孔相伴生。晶間孔為巖石中晶體（石英、白云石和粘土）之間的孔隙，也是頁巖油儲層較重要的一種孔隙類型；單個晶間孔較小，但通常連片密集分布（圖2f，g）。另外，蘆草溝組頁巖油儲層中TOC含量較高，但蜂窩狀有機孔不發(fā)育，零星可見較大的有機孔和邊緣收縮縫（圖2h），這與蘆草溝組成熟度偏低（大部分樣品鏡質體反射率Ro＜1.0%）有關［17］，蜂窩狀有機孔在Ro大于1.5%后才開始大量出現(xiàn)［21］。微裂縫也局部可見，單個延伸長度可達幾百個微米（圖2i），對頁巖油儲集空間貢獻有限，但極大提高滲透性。

圖2 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層孔隙掃描電鏡特征Fig.2 Pore characteristics of shale oil reservoirs of the Permian Lucaogou Formation under SEM，Jimsar Sag，Junggar Basin

蘆草溝組頁巖油層系內巖性復雜，孔隙發(fā)育類型差異較大。細粒粉砂巖以殘留粒間孔和溶蝕孔為主（圖1c），與粉砂顆粒發(fā)育和長石含量高密切相關；灰質粉砂巖以晶間孔和溶蝕孔為主（圖2e）；在碳酸鹽巖類儲層中，砂屑白云巖孔隙以殘留粒間孔和溶蝕孔為主（圖2a），而泥晶白云巖以白云石晶間孔為主（圖2g），局部可見溶蝕成因縫；在泥巖中，殘留粒間孔零星可見，長石溶蝕孔、粘土和白云石晶間孔為主要孔隙類型（圖2d，h）；云質粉砂巖儲層孔隙類型相對單一（圖2c，f），以溶蝕孔為主，當白云石含量增多，晶間孔也逐漸發(fā)育；粉砂質白云巖儲層中不同類型孔隙均發(fā)育（圖2b），單一類型孔隙分布呈條帶狀（圖1a）。

2.2 基于壓汞法的孔喉結構表征及分類

圖3 展示了蘆草溝組樣品壓汞曲線，樣品間孔喉大小及連通性差異明顯。樣品的排驅壓力變化范圍大，從0.7～30.0 MPa 均有分布，說明孔喉變化范圍大。樣品的最大進汞飽和度差異較小，分布范圍為55 %～95 %，平均值為80 %，說明大部分頁巖油儲層的儲集空間均被半徑大于6 nm孔喉溝通。

孔喉結構與孔隙類型發(fā)育程度密切相關，因此基于孔喉結構可指導儲層分類。結合壓汞形態(tài)和鏡下孔隙類型識別結果，可將蘆草溝組頁巖儲層的孔喉組合類型劃分為5 種：粒間孔型、溶蝕孔型、晶間孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型。粒間孔型（圖3），如9-H 號樣品和12-H 號樣品等，殘留粒間孔和粒間溶蝕孔發(fā)育（圖1f，圖2a），壓汞曲線呈下凹形，在較低壓力范圍內有大量進汞，指示大孔-細喉孔喉連通模式［11］；溶蝕孔型，如30-H 號樣品和34 號樣品，以溶蝕孔最發(fā)育（圖1f，圖2c），壓汞曲線呈斜率較緩的直線形，排驅壓力中等，在較窄壓力區(qū)間內發(fā)生大量進汞，孔喉分選最好，這與蜂窩狀溶蝕孔發(fā)育相關，表現(xiàn)為短導管狀連通模式［22］；晶間孔型（圖3），如11 號樣品和5-H號樣品等，以晶間孔最發(fā)育（圖2g），壓汞曲線為上凸形，具有最大的排驅壓力，孔喉分選最差，無明顯孔喉區(qū)分［11］。粒間-溶蝕-晶間孔型（圖3），如15-H 號樣品和39號樣品等，為上述3類的混合，壓汞曲線為斜率較陡的直線形，排驅壓力小，但孔喉分選差，不同類型孔喉組合均發(fā)育，多分布在紋層發(fā)育的頁巖油儲層中，比如粉砂質白云巖（圖1a，圖2b）；溶蝕-晶間孔型，如9號樣品和J43-95 號樣品，溶蝕孔和晶間孔較發(fā)育（圖1d，圖2d，圖2e），壓汞形態(tài)與粒間-溶蝕-晶間孔型或溶蝕孔型相似（圖3a），但排驅壓力明顯增大。從退汞效率來看，粒間孔型最高，其次為溶蝕孔型，粒間-溶蝕-晶間孔型次之，晶間孔型最?。▓D3a），指示孔喉連通性逐漸變差。

圖3 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組不同類型頁巖油儲層壓汞曲線特征（a）及孔喉大小分布（b）Fig.3 Mercury intrusion curves（a）and pore?throat size distribution（b）of shale oil reservoirs of diverse oil?bearing properties in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

不同類型儲層孔喉分布也呈現(xiàn)規(guī)律性變化（圖3b）。隨儲層類型變差，孔喉分布逐漸變小，粒間孔型儲層孔喉半徑主峰多位于0.100～1.000 μm，溶蝕孔型主峰位于0.050～0.070 μm，晶間孔主峰小于0.010 μm，溶蝕-晶間孔型多呈單峰分布，主峰位于0.020～0.040 μm，粒間-溶蝕-晶間孔型多呈雙峰分布，主峰分別位于0.025 μm 和0.200 μm，分別與溶蝕-晶間孔型和粒間孔型主峰重疊。結合儲層類型和孔喉分布特征，以半徑40 nm和150 nm為界，可將孔喉區(qū)間大致分為晶間孔發(fā)育區(qū)、溶蝕孔發(fā)育區(qū)和粒間孔發(fā)育區(qū)。半徑小于40 nm孔喉區(qū)域以晶間孔為主，40～150 nm 為溶蝕孔發(fā)育區(qū)，大于150 nm 為粒間孔發(fā)育區(qū)；整體上孔喉越小，粘土晶間孔越發(fā)育，隨孔喉增大，溶蝕孔和粒間孔的比例增加。

儲層類型與巖性具有較好對應關系（表1），其中粒間孔型主要分布在粉細砂巖、砂屑白云巖和云屑砂巖中，巖石顆粒偏粗，殘留粒間孔發(fā)育；粒間-溶蝕-晶間孔型儲層分布在含灰泥質粉砂巖以及粉砂質白云巖中，主要與不同組分（泥級、粉砂和白云石等）呈塊狀或紋層狀混積有關；溶蝕孔型分布在含云質粉砂巖或粉砂質泥巖中，粒度偏細，但長石含量較高；溶蝕-晶間孔型儲層分布在灰質粉砂巖、云質粉砂巖、云質泥巖和含粉砂質白云巖中，通常與方解石和白云石含量增多、長石含量降低有關；晶間孔型儲層主要分布在泥質白云巖、灰質粉砂巖和泥巖中。

2.3 基于核磁共振的孔隙分布及可動性表征

低場核磁共振通過測量巖石中氫核的馳豫時間（T2），揭示流體賦存孔隙的分布及可動性［12-13］。蘆草溝組樣品的T2譜（飽和水狀態(tài)）具有明顯差異（圖4），具有單峰或雙峰兩種形態(tài)：單峰態(tài)多發(fā)育在泥巖或碳酸鹽巖類等偏細巖性中（圖4；表1），可對應晶間孔型、溶蝕-晶間孔型、溶蝕孔型，以及粒間-溶蝕-晶間孔型4類儲層，其中晶間孔型樣品（3 號樣品）的分布范圍最窄，主體分布小于1 ms，而溶蝕-晶間孔型（10 號樣品）的分布范圍變寬，主體分布小于10 ms（主峰位于1 ms附近）；對于粒間-溶蝕-晶間孔型（39號樣品）和溶蝕孔型（30-H 號樣品）樣品，T2分布范圍進一步變寬，大于10 ms 比例增多，峰值通常大于1 ms，整體上隨儲層類型變好，T2分布范圍增大，較大孔比例增多，這與掃描電鏡及壓汞結果一致。雙峰態(tài)多分布在粉砂或云屑等粗顆粒含量較多巖性中（圖4；表1），如（含灰）粉-細砂巖、云屑粉砂巖和砂屑白云巖等，主要對應粒間孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型，以及溶蝕-晶間孔型3類儲層，T2譜左峰和右峰分離明顯，主峰分別位于1 ms 和10～100 ms，隨儲層類型變差，從粒間孔型（圖4h）到粒間-溶蝕-晶間孔型（圖4g）再到溶蝕-晶間孔型（圖4f），右峰（對應較大孔隙）幅度逐漸降低，且主峰向10 ms 靠近，揭示較大孔含量降低，這與方解石膠結物破壞粒間孔或交代長石溶蝕孔密切相關［23-24］（圖1d，圖2e）。

圖4 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油儲層T2分布Fig.4 T2 spectrum of shale oil reservoirs in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

本研究選用模擬地層水作為飽和流體，結合離心實驗來反映水的可動性及孔隙連通性，在一定程度上也反映原油充注的難易程度及豐度。水的可動性受孔喉組合類型控制（表1；圖4），粒間孔型儲層可動比例均值約為69 %，其次為溶蝕孔型和粒間-溶蝕-晶間孔型儲層，均值分別為54%和49%，晶間孔型最差（均值為24 %）（表1）。樣品的可動流體賦存孔徑分布也有差別：粒間孔型和粒間-溶蝕-晶間孔型儲層的可動流體主要賦存在較大孔隙中，“大孔優(yōu)先可動”現(xiàn)象明顯（圖4g—i），這與大孔-細喉型連通模式有關，與較大喉道溝通的儲集空間通常較大，流動性最好。對于溶蝕孔型等其他類型儲層，可動流體賦存特征分為兩類，一類是在不同孔隙區(qū)間內均勻分布，“大孔優(yōu)先可動”現(xiàn)象不明顯（圖4a，b，d），主要分布在泥巖和云質細粉砂巖等偏細巖性中，與短導管狀孔喉連通模式有關［22］；另一類具有“大孔優(yōu)先可動”現(xiàn)象（圖4e，f），主要發(fā)育在含灰粉砂巖和泥質粉砂巖等偏粗巖性中。

孔喉組合類型影響頁巖油儲層的物性和可動性，控制儲層品質的優(yōu)劣。粒間孔型儲層物性及可動性最好，是最佳儲層類型，其次為溶蝕孔型儲層，孔喉分選好，粒間-溶蝕-晶間孔型儲層品質也較好，孔喉較大、分選稍差；晶間孔型儲層品質最差，孔喉最小。

3 頁巖油儲層孔隙發(fā)育影響機制及分布規(guī)律

根據(jù)粒度和礦物成分等將蘆草溝組巖石組分劃分為偏粗組分（包括粉砂碎屑和砂屑白云石，粒徑＞30 μm）、偏泥組分（泥級碎屑為主，成分為石英和長石）、白云石（泥晶）和膠結物（方解石和粘土礦物）4種，組分差異影響成巖作用過程中的孔隙演化，決定孔隙發(fā)育類型及儲層品質，同時組分差異受沉積環(huán)境控制。因此，揭示頁巖油儲層組分差異對孔隙發(fā)育的影響機制，對于優(yōu)質儲層成因認識及分布規(guī)律預測非常重要。

3.1 孔隙發(fā)育影響機制

蘆草溝組頁巖油儲層孔隙發(fā)育受偏粗組分、適量白云石和低膠結物3者含量共同控制，具體表現(xiàn)為：

1）偏粗組分含量是決定優(yōu)質儲層發(fā)育的物質基礎。偏粗組分包括粉砂顆粒（粒徑＞30 μm）和砂屑白云石，巖石中粉砂顆粒越多，長石礦物越高（表1）。長石和白云石在酸性環(huán)境下易溶蝕［5］，這意味著偏粗組分為溶蝕孔隙發(fā)育提供了物質基礎；由于顆粒粒度大、抗壓?？啄芰姡?0］，在壓實過程中殘留粒間孔也易于保存，為酸性流體進入及溶蝕產(chǎn)物的及時排出提供良好通道。因此偏粗組分越發(fā)育，殘留粒間孔及溶蝕孔越發(fā)育，孔喉半徑越大（圖5），儲層品質越好。偏粗組分含量與沉積環(huán)境密切相關，濱岸砂壩和遠砂壩等微相靠近物源，粉砂顆粒等組分含量明顯高于席狀砂和淺湖等微相，更利于優(yōu)質儲層的形成。

圖5 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組粉砂顆粒、白云石含量與孔喉半徑關系Fig.5 Relationship between silty grain，dolomite content and pore?throat radius in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

2）適量白云石含量能有效改善儲層品質。隨泥晶白云石增多，孔隙度外包絡呈現(xiàn)“增加—減小—穩(wěn)定”的變化趨勢（圖6），白云石含量在7%～20%時對應孔隙度最大，超過40 %時，孔隙度趨于穩(wěn)定。這可能歸因于兩方面：一是白云石脆性強，適量白云石含量（7%～20%）可增加巖石抗壓性［1］，有效抑制壓實作用對孔隙空間的破壞；二是白云石多形成于較深水環(huán)境［16］，含適量白云石的儲層（如云質粉砂巖）緊鄰源巖或一體，容易發(fā)生大面積溶蝕［25-26］（圖1e，圖2c），改善儲集空間。當白云石含量較低時（＜7%），白云石對孔隙空間的改善作用有限，而白云石含量較多時（＞20 %），盡管巖石脆性礦物增多，但偏粗組分（如粉砂顆粒）含量變少，晶間孔比例增多，孔隙空間變小。另外，與粉砂巖相比，（含）云質粉砂巖的方解石含量偏低（表1），在孔隙度和孔喉半徑等參數(shù)上的變化范圍小（表1），非均質性變弱。

圖6 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組白云石含量與孔隙度關系Fig.6 Correlation between dolomite content and porosity in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

3）膠結物含量對頁巖油儲層品質具有消極作用。膠結物包括方解石和粘土礦物，其中方解石對粉細砂巖影響較大，其呈鑲嵌狀充填在顆粒間（圖1d）或交代長石礦物（圖2e），降低孔隙空間［23］；粘土礦物的影響體現(xiàn)在兩方面：一是其與偏泥組分呈正相關，泥巖類粘土含量最高（表1），物性最差；二是粘土膠結多呈發(fā)絲狀分布在孔隙或喉道內（圖2c，f），分割孔隙或堵塞喉道［27］，導致物性變差。

3.2 優(yōu)質儲層空間分布規(guī)律

沉積環(huán)境決定了蘆草溝組巖石組分的分布，控制優(yōu)質儲層的發(fā)育規(guī)律。粉砂組分主要來自陸源輸入，隨搬運距離增加，粒度減小，長石含量降低（表1），因此“近物源”是粉砂顆粒發(fā)育的關鍵，比如遠砂壩和濱岸砂壩等微相均利于優(yōu)質儲層的發(fā)育［2］；“高能環(huán)境”也是優(yōu)質儲層發(fā)育的重要因素，水動力增強，可改善粉砂顆粒的分選性，將泥級組分搬運至更遠處沉積，也可使之前未固結的白云巖搬運后再沉積（比如形成砂屑白云巖）［2］，因此云砂坪等微相也利于形成優(yōu)質儲層；同時，“古凹”控制優(yōu)質儲層的發(fā)育規(guī)模，在整體咸湖背景下，古凹水深相對大，形成適量白云石［16］，減小方解石膠結，還為有機質富集提供場所，形成良好源-儲配置，利于溶蝕孔隙形成，改善儲層品質。因此，“近物源、高能環(huán)境及古凹背景”共同控制優(yōu)質儲層的展布。蘆草溝組優(yōu)質儲層均緊鄰物源發(fā)育，隨物源距離增加，儲層類型變差（圖7）；與蘆草溝組二段（蘆二段）二亞段相比，蘆草溝組一段（蘆一段）二亞段沉積時期古凹范圍更廣，粒間孔型儲層更發(fā)育。

圖7 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組物源、古地貌與優(yōu)質儲層空間展布Fig.7 Provenance，paleogeomorphology and spatial distribution of high?quality reservoirs of the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

4 含油性影響因素及分級評價

4.1 含油性影響因素

蘆草溝組頁巖油含油性受源-儲配置關系的影響。根據(jù)烴源巖和儲層評價結果，將源-儲組合劃分為3類：鄰源-厚儲型、源-儲互層型和源-儲一體型，其中鄰源厚儲型是指大套儲層段（厚度＞3 m）內不發(fā)育有效烴源巖［6］，主要靠鄰源供烴，含油性受源巖品質、儲層物性和厚度的共同影響。該類型主要發(fā)育在蘆二段二亞段2 號層中，儲層類型以粒間孔型和粒間-溶蝕-晶間孔型為主，物性較好，但含油性豐度變化快；源-儲互層型指薄儲層與有效源巖互層發(fā)育，自生生烴為輔、鄰源供烴為主，含油性主要受儲層物性影響，含油性非均質性弱，該類型主要發(fā)育在蘆一段二亞段1—3號層中，儲層以溶蝕孔型為主，其次為粒間孔型；源-儲一體型主要針對純泥巖類或泥晶白云巖類，含油性較好，但儲層類型以溶蝕-晶間孔型和晶間孔型為主，物性及孔喉最差。圖8 展示了不同組合模式下含油性與物性間關系，隨物性增加，巖心含油飽和度整體呈增大趨勢，但分布分散。尤其是鄰源-厚儲組合，在較高物性時，含油性也表現(xiàn)出較強非均質性。在相同物性條件下，鄰源-厚儲組合的含油豐度明顯低于其他組合（圖8）。

圖8 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組不同源-儲組合模式下含油性與物性關系Fig.8 Correlation between oil?bearing property and physical property under different source?reservoir configurations in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

在相同源-儲組合模式下，頁巖儲層含油性受孔喉結構的控制。統(tǒng)計源-儲互層或一體組合下不同含油級別樣品孔喉頻率分布（圖9），富含油和油浸級別的樣品，對應最大的孔喉分布，孔喉分布范圍寬，粒間孔和溶蝕孔發(fā)育比例超60 %，孔喉連通性好，巖石中水可動性好，在較低壓差下即可被油替換，含油豐度高；而隨含油級別降低（油斑或油跡），孔喉明顯變小，分布范圍變窄，溶蝕孔和晶間孔為主，含油豐度中等；對于熒光樣品，孔喉分布最小，分選差，以粘土和白云石晶間孔及少量溶蝕孔組成，溶蝕孔占比低于10 %，原油充注難度加大，含油豐度低。因此，孔喉分布明顯決定著頁巖油儲層的含油豐度（圖9），確定孔喉半徑15 nm 和70 nm 為熒光、油跡/油斑、油浸/富含油樣品的分界線，表明地下原油能充注到孔喉半徑大于15 nm 的空間中，當孔喉半徑大于70 nm時，頁巖油儲層的含油豐度明顯變好，儲層可動性也明顯增強（圖4）。

圖9 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組不同含油級別樣品孔喉半徑頻率分布Fig.9 Distribution frequency of pore throats of samples different in oil?bearing levels in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

4.2 含油性分級評價

頁巖油單井試油產(chǎn)能差異較大，試油產(chǎn)能與含油性關系密切，因此急需基于含油性建立頁巖油油層分類標準，指導頁巖油油層分類及甜點優(yōu)選。蘆草溝組表征含油性的實驗數(shù)據(jù)主要包括熒光薄片（含油級別）、檢測含水飽和度和熱解等。巖心含油飽和度與含油級別具有明顯相關性，含油飽和度越高、含油級別明顯變好，說明實驗結果較為可靠。因此主要借助含油級別、檢測飽和度實驗結果，結合含油性和孔喉半徑間關系，進行蘆草溝組油層分類評價。根據(jù)孔喉半徑與含油飽和度間關系（圖10a），確定孔喉半徑均值15，30 和70 nm 是含油性明顯變化的3 個拐點，對應含油飽和度分別為40%，53%和70%。以此為界，在孔隙度和含油飽和度分布圖中，確定孔隙度界線分別為11 %，6.5 %和5 %（圖10b），進而將油層劃分為無效、Ⅲ類、Ⅱ類和I 類油層，對應含油級別以熒光+無顯示、熒光+油跡、油跡+油斑、油浸+富含油為主。

圖10 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組孔喉半徑與含油飽和度關系（a）及油層分類（b）Fig.10 Relationship between pore?throat radius and oil saturation（a），and a chart showing oil layer classification of the Permian Lu?caogou Formation（b），Jimsar Sag，Junggar Basin

不同類型油層產(chǎn)能及穩(wěn)產(chǎn)期含水率具有明顯差異（圖11），驗證了油層分類的合理性。Ⅰ類油層試油產(chǎn)能均大于0.7 t/（d·m），穩(wěn)產(chǎn)期含水率多小于30 %，開發(fā)效果最佳；Ⅱ類油層產(chǎn)能明顯降低，含水率分布在25%～60%；Ⅲ類油層產(chǎn)能普遍低于0.2 t/d，含水率最高（＞90%），開發(fā)效果最差。

圖11 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組不同類型油層產(chǎn)能與含水率關系Fig.11 Correlation of productivity and water cut for different types of oil layers in the Permian Lucaogou Formation，Jimsar Sag，Junggar Basin

油層甜點與優(yōu)質儲層分布具有較好繼承性。Ⅰ類油層孔喉半徑多大于70 nm，以粒間孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型儲層為主，主要對應粉細砂巖、含云質粉砂巖、粉砂質白云巖和砂屑白云巖等巖性；Ⅱ類油層孔喉半徑均值在30～70 nm，以溶蝕孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型儲層為主，主要對應白云質粉砂巖、泥質粉砂巖等；Ⅲ類油層孔喉半徑均值在15～30 nm，以溶蝕-晶間孔型儲層為主，對應泥質粉砂巖、粉砂質泥巖、含灰粉砂巖等。蘆一段二亞段優(yōu)質儲層發(fā)育，源-儲互層或一體，儲層含油豐度高，油層甜點發(fā)育規(guī)模大，為該區(qū)頁巖油重點開發(fā)層系。

5 結論

1）基于孔喉組合類型，將蘆草溝組頁巖儲層劃分為粒間孔型、溶蝕孔型、晶間孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型5類，粒間孔型的物性及可動性最好，分布在粉細砂巖和砂屑白云巖等巖性，其次為溶蝕孔型和粒間-溶蝕-晶間孔型，分布于云質粉砂巖和泥質粉砂巖中，溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲層物性及可動型最差，分布于泥巖類、泥質白云巖和灰質粉砂巖中。

2）較多的偏粗組份、適中白云石含量（5 %～20%）和低膠結物含量是蘆草溝組優(yōu)質儲層形成的必要條件，優(yōu)質儲層主要發(fā)育在近物源和高能沉積環(huán)境下，且古凹控制優(yōu)質儲層的發(fā)育規(guī)模。

3）蘆草溝組頁巖油含油性受源-儲組合類型控制，源-儲互層或一體型含油性明顯好于鄰源-厚儲型；相同源-儲組合模式下，孔喉分布決定著頁巖油儲層的含油豐度及可動性，15 nm 可作為頁巖油儲層充注的孔喉半徑下限，當孔喉半徑均值大于70 nm 時，含油級別以油浸和富含油為主。

4）基于孔喉結構及含油性關系，建立蘆草溝組頁巖油油層分類評價標準，與試油結果相關性好；蘆一段二亞段優(yōu)質儲層發(fā)育規(guī)模大，源-儲互層或一體型，含油豐度高，Ⅰ類油層更為發(fā)育。