引用本文
王剑, 周路, 刘金, 张欣吉, 张帆, 张宝真. 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组酸碱交替成岩作用特征及对页岩储集层的影响[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(5): 898-912.
WANG Jian, ZHOU Lu, LIU Jin, ZHANG Xinji, ZHANG Fan, ZHANG Baozhen. Acid-base alternation diagenesis and its influence on shale reservoirs in the Permian Lucaogou Formation, Jimusar Sag, Junggar Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(5): 898-912.  
Doi: 10.11698/PED.2020.05.05
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准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组酸碱交替成岩作用特征及对页岩储集层的影响
王剑1,2, 周路1,3, 刘金2, 张欣吉4, 张帆4, 张宝真5
1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都 610500
2.中国石油新疆油田公司实验检测研究院,新疆克拉玛依 834000
3.西南石油大学地球科学与技术学院,成都 610500
4.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000
5.中国石油新疆油田公司风城作业区,新疆克拉玛依 834000

联系作者简介：周路（1962-）,男,四川武胜人,博士,西南石油大学地球科学与技术学院教授,主要从事地震资料解释、地震岩性与储集层预测等方面研究。地址：四川省成都市新都区西南石油大学地球科学与技术学院,邮政编码：610500。E-mail：zhoulu9@126.com

第一作者简介：王剑（1984-）,男,湖北当阳人,现为西南石油大学在读博士,中国石油新疆油田公司实验检测研究院工程师,主要从事油气地质、沉积储集层、地质实验等方面的研究。地址：新疆克拉玛依市准噶尔路29号,中国石油新疆油田公司实验检测研究院,邮政编码：834000。E-mail：wangjian_2605@126.com

收稿日期: 2019-10-13
基金项目: 国家科技重大专项（2017ZX05008-004-008）; 中国石油股份有限公司科技重大专项（2017E-0401）
摘要

基于普通薄片、铸体薄片镜下观察与鉴定,结合X衍射、扫描电镜与电子探针等测试分析,对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层的成岩作用及成岩相进行综合研究。结果表明,吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组沉积期具有碱性与酸性成岩作用交替出现的特点。页岩储集层孔隙演化受机械压实作用及酸碱交替成岩作用的双重影响,经历了碱性压实减孔-增孔段、酸性溶蚀增孔段、碱性溶蚀增孔-减孔段共3个阶段,分别发育3个次生孔隙发育带。页岩储集层划分为含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相、含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相、泥晶藻云岩晶间孔相3种成岩相,其中含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相与含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相分布范围大、孔隙结构好、含油程度高,为优质储集层发育的成岩相。研究成果为芦草沟组页岩储集层的深入认识及勘探开发提供了基础。图12表3参51

关键词: 酸碱交替成岩作用; 孔隙演化; 页岩油; 页岩储集层; 二叠系芦草沟组; 吉木萨尔凹陷; 准噶尔盆地
中图分类号:TE122.3 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2020)05-0898-15
Acid-base alternation diagenesis and its influence on shale reservoirs in the Permian Lucaogou Formation, Jimusar Sag, Junggar Basin, NW China
WANG Jian1,2, ZHOU Lu1,3, LIU Jin2, ZHANG Xinji4, ZHANG Fan4, ZHANG Baozhen5
1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
2. Research Institute of Experiment and Detection, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China
3. School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
4. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China
5. Fengcheng Oilfield Operation Area, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 834000, China
Abstract

The diagenesis and diagenetic facies of shale reservoirs in Lucaogou Formation of Jimusar Sag were studied by means of microscopic observation and identification of ordinary thin sections and cast thin sections, X-ray diffraction, scanning electron microscope and electron probe tests. The results show that alkaline and acidic diagenetic processes occurred alternately during the deposition of Permian Lucaogou Formation in Jimusaer Sag. The evolution of porosity in the shale reservoirs was influenced by compaction and alternate alkaline and acidic diagenetic processes jointly, and has gone through three stages, namely, stage of porosity reduction and increase caused by alkaline compaction, stage of porosity increase caused by acid dissolution, and stage of porosity increase and reduction caused by alkaline dissolution. Correspondingly, three secondary pore zones developed in Lucaogou Formation. The shale reservoirs are divided into three diagenetic facies: tuff residual intergranular pore-dissolution pore facies, tuff organic micrite dolomite mixed pore facies, and micrite alga-dolomite intercrystalline pore facies. With wide distribution, good pore structure and high oil content, the first two facies are diagenetic facies of favorable reservoirs in Lucaogou Formation. The research results provide a basis for better understanding and exploration and development of the Lucaogou Formation shale reservoirs.

Keyword: acid-base alternation diagenesis; porosity evolution; shale oil; shale reservoir; Permian Lucaogou Formation; Jimusaer Sag; Junggar Basin
0 引言

准噶尔盆地吉木萨尔页岩油的勘探开发总体经历了探索发现、试验、总结突破、扩大规模等4个阶段。2011年9月吉25井在二叠系芦草沟组二段3 403~3 425 m井段压裂后抽汲平均日产油11.86 m3。后续部署了一系列勘探评价井（吉23、吉28、吉30、吉173、吉174等井）试油均获油流, 从而发现了吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油。经过9年“ 水平井+体积压裂” 试验开发、“ 直井+常规压裂” 试验开发、优化试验开发的曲折尝试, 按照常规油藏容积法计算有利区井控储量为11.12× 108 t, 开启了中国西部大型页岩油勘探开发的新篇章。由于页岩储集层具有连续分布、低孔低渗、非均质性强等特点, 开发过程中单井产量差异大, 连续生产能力弱, 因此如何预测和寻找甜点位置, 提高单井产量, 是实现页岩油经济有效开发的现实手段。

页岩油甜点储集层的分布及质量好坏与沉积微相、成岩作用等地质条件密切相关。页岩储集层受到多种成岩作用持续性影响, 成岩作用之间的叠加、改造对页岩孔隙及自身油气封闭聚集具有重大影响[1]。成岩环境中不同酸碱度流体对于储集层的影响存在显著区别。由于酸性溶蚀孔易于发生且分布广泛, 长石、碳酸盐、沸石等矿物在酸性环境下不稳定, 容易被无机-有机的酸性介质溶蚀。随着成岩作用研究的深入, 碱性成岩作用逐渐受到学者们的重视, 研究发现长石在一定碱性介质条件下同样可以发生溶蚀, 石英直接溶解现象及其相关理论的完善, 确定了含油气盆地碱性成岩作用的存在[2, 3, 4, 5]。湖盆中成岩流体随着成岩过程的进行而发生不断变化, 酸性、碱性成岩环境的多重交替可形成多个孔隙发育带, 并对储集层物性起到明显改善作用[6]。

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层成岩作用前期研究进展较为缓慢[7]。本文通过多种实验手段, 对芦草沟组页岩储集层进行系统的成岩作用研究, 并探讨酸碱交替成岩过程对页岩储集层孔隙演化及储集层性能的影响。

1 地质概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部, 是盆地二级构造单元东部隆起上的一个次级凹陷, 南、西、北以向凹陷的逆冲断裂为边界（见图1a）, 平面上呈不规则的多边形, 现今具有典型箕状结构特征（见图1c）。二叠系芦草沟组形成于陆内裂谷背景下的咸化湖盆环境, 同时受到火山喷发作用及热液活动的综合影响[8, 9, 10], 为半深湖— 深湖相湖相细粒混合沉积岩[11, 12, 13, 14, 15, 16]。

图1 吉木萨尔凹陷芦草沟组厚度等值线图（a）、地层综合柱状图（b）及连井地震剖面图（c）

芦草沟组自下而上分为一段（P2l1）和二段（P2l2）, 发育上、下两个“ 甜点” 段（见图1b）, 甜点段均获得工业油流[7]。芦草沟组二段上部地层为上“ 甜点” 储集层分布层段, 是吉木萨尔凹陷芦草沟组最重要的一套储集层, 岩性主要为（含）凝灰质砂屑云岩、（含）凝灰质长石岩屑粉细砂岩、（含）凝灰质云屑砂岩夹灰色泥岩、云质泥岩。芦草沟组一段上部为下“ 甜点” 储集层分布层段, 岩性主要为（含）凝灰质云质粉砂岩、（含）凝灰质泥质粉砂岩及灰色泥岩。

2 储集层基本特征

根据岩心描述及薄片鉴定结果, 芦草沟组厚度薄、纵向非均质性强, 以细粒混合沉积岩为主（见图1b）。全岩X衍射分析结果表明, 储集层矿物主要有石英、长石、碳酸盐类矿物及黏土矿物, 岩性主要为碎屑岩、凝灰岩及碳酸盐岩[17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24]。薄片鉴定结果显示“ 甜点” 岩性主要有（含）凝灰质砂屑云岩、（含）凝灰质云屑砂岩、（含）凝灰质云质粉砂岩、（含）凝灰质泥微晶藻云岩、（含）凝灰质岩屑长石粉细砂岩。

岩石实测分析结果显示, 芦草沟组储集层覆压孔隙度主体为6%~16%, 覆压渗透率主体小于0.1× 10-3um2, 储集层具有中— 低孔、低渗— 特低渗的特征, 孔- 渗相关性较差, 具有典型的页岩储集层物性特征（见图2）。吉174井铸体薄片及物性分析结果表明, 芦草沟组页岩油储集层上甜点段主体孔隙度为2.25%~18.80%, 平均孔隙度11.26%（见图1b）, 孔隙类型以剩余粒间孔、溶蚀孔、白云石晶间孔为主（见图3a— 图3c）; 下甜点段主体孔隙度为1.85%~20.60%, 平均孔隙度9.85%（见图1b）, 孔隙类型以溶蚀孔、剩余粒间孔及白云石晶间孔为主（见图3d）。总体上, 储集层具有复杂的孔隙结构和较强的非均质性, 孔隙尺度以微米级和纳米级为主, 毫米级较少[25, 26]。

图2 芦草沟组储集层覆压孔隙度与覆压渗透率关系图

图3 芦草沟组岩石自生矿物与孔隙特征
（a）吉174井, 3 114.86 m, 剩余粒间孔, 铸体薄片; （b）吉174井, 3 134.79 m, 白云岩晶间孔, 铸体薄片; （c）吉174井, 3 182.43 m, 砂屑溶孔, 铸体薄片; （d）吉10025井, 3 560. 29 m, 剩余粒间孔与粒内溶孔, 铸体薄片; （e）吉302井, 2 868.01~2 868.35 m, 可见方解石脉及透镜体, 岩心照片; （f）吉30井, 4 144.30 m, 细晶铁白云石, 染色后呈蓝色; （g）吉174井, 3 204.10 m, 方解石-白云石-含铁白云石生长顺序, 背散射电子像; （h）吉174井, 3 202.30 m, 方沸石, 正交偏光; （i）吉305井, 3 542.40 m, 粒间充填的油发白色荧光, 荧光薄片

3 成岩作用特征
3.1 碱性成岩作用

碱性成岩作用是指在碱性成岩流体环境中的一系列成岩反应。大量碱性自生矿物及碱性地球化学特征表明研究区页岩储集层在成岩过程中确实存在过碱性成岩环境。受沉积环境及孔隙水性质影响, 研究区总体是以碱性成岩环境为背景的一种成岩作用类型, 碱性成岩作用特征现象主要有石英溶蚀、碳酸盐胶结交代、钠长石和方沸石沉淀等。

3.1.1 碱性环境自生矿物

3.1.1.1 碳酸盐类矿物

碳酸盐类矿物对pH值十分敏感, 偏碱性— 碱性环境下易于沉淀（pH值大于8）, 而在酸性环境中发生溶解[6]。因此碱性环境是这些矿物沉淀和稳定存在的必要条件。

研究区碳酸盐类矿物主要有方解石、白云石、（含）铁白云石（见图3e、图3f、图4a— 图4c、表1）。在碱性介质条件下, 碳酸盐交代作用强烈, 主要表现为方解石交代长石、白云石交代方解石、白云石交代长石、含铁白云石交代方解石等。根据矿物交代关系及矿物生长顺序, 碳酸盐结晶顺序依次为方解石-白云石-铁白云石-含铁白云石（见图3g）。这种现象说明孔隙水中Mg2+、Fe2+浓度出现过从弱到强再到弱的循环过程, 证明研究区适合碳酸盐沉淀的碱性环境多期频繁出现。相关研究表明芦草沟组白云石、方解石具富Sr特征, 且87Sr/86Sr与地幔中87Sr/86Sr值非常接近, 可能受热液或火山物质影响[9, 27]。

图4 芦草沟组酸碱成岩作用
（a）吉33井, 3 663.21 m, 方解石胶结, 单偏光; （b）吉30井, 4 052.46 m, 白云石胶结, 正交光; （c）吉41井, 3 917.10 m, 白云石晶体, 场发射扫描电镜; （d）吉174井, 3 202.30 m, 深灰色为方沸石, 灰白色为铁白云石, 亮点为菱铁矿, 背散射电子相; （e）吉10012井, 3 176.70 m, 自生钠长石晶体, 场发射扫描电镜; （f）吉10025井, 3 491.85 m, 蜂巢状伊/蒙混层矿物, 场发射扫描电镜; （g）吉10025井, 3 482.46 m, 片状伊利石, 场发射扫描电镜; （h）吉174井, 3 202.00 m, 石英颗粒边缘不规则港湾溶蚀, 反射光; （i）吉10025井, 3 462.15 m, 长石粒内溶孔, 场发射扫描电镜

表1 芦草沟组储集层矿物电子探针分析结果

通过包裹体测温分析, 碳酸盐矿物包裹体均一温度具有65~90 ℃和98~124 ℃两个分布区间, 表明研究区应发生过两期较大的碳酸盐矿物胶结事件。

3.1.1.2 方沸石

方沸石是富钠的硅酸盐矿物, 发育于碱性湖盆或热液及火山物质影响的碱性水体中[28]。在形成环境上, 有利于沸石沉淀的条件是高盐度, 碱性介质条件（高pH值）, 富含Ca2+、Na+、K+离子, 除此之外也需要适当的二氧化碳分压[6, 29]。由于沸石在酸性环境中不能稳定存在, 因此沸石类矿物是碱性沉积和成岩环境的良好指示矿物。

单偏光下方沸石呈粒状, 正交光下呈全消光特征（见图3h）。在成分背散射图像中方沸石呈深灰色, 颗粒边缘均表现为受酸性溶蚀作用而形成不规则港湾状, 呈点-线接触或漂浮状（见图4d）。电子探针分析结果表明芦草沟组方沸石Si/Al值为2.51~2.73, 一般认为高硅方沸石由硅质火山玻璃与碱性水反应生成, Si/Al值为2.7左右[30]（见表2）。因此研究区方沸石与早成岩期火山碎屑蚀变相关。

表2 芦草沟组储集层方沸石电子探针分析结果

3.1.1.3 自生钠长石

钠长石为斜长石固溶体系列中极为纯净的端元组分。成岩过程中钠长石的形成方式主要有：①由离子交代作用导致长石碎屑的钠长石化; ②长石碎屑边缘钠长石次生生长; ③与长石碎屑溶解伴生的新生钠长石[31]。这3种钠长石形成方式均需要碱性的成岩流体环境方能实现。

通过铸体薄片及扫描电镜观察分析, 在碱性介质条件下, 研究区各井段均发育自生钠长石胶结。扫描电镜下自生钠长石多呈板状的自形晶体, 表面干净, 简单双晶较为明显, 呈柱状沿长石铸模孔边缘垂直分布（见图4e）。电子探针和X射线衍射分析表明, 溶蚀的长石均为碱性长石。

3.1.1.4 黏土矿物

通过403块样品的全岩X射线衍射分析, 芦草沟组页岩储集层黏土矿物整体含量较低（平均12.5%）。黏土矿物X射线衍射结果表明, 芦草沟组黏土矿物类型以伊/蒙混层和绿/蒙混层为主, 相对含量分别为40.3%和27.6%, 高岭石含量极少, 相对含量仅有0.5%（见图5a、表3）。伊/蒙混层比主要为70%~100%, 绿/蒙混层比主要为20%~40%（见图5b）。

图5 芦草沟组黏土矿物组成图（a）和伊/蒙混层比分布图（b）

表3 芦草沟组储集层黏土矿物X衍射分析结果

自生高岭石形成于酸性介质条件下, 而蒙脱石、伊/蒙混层矿物是在碱性介质中形成的黏土矿物, 且多为火山物质蚀变而来（见图4f）。在碱性介质条件下, 当孔隙水中富含K+离子时, 在一定温度下蒙脱石转变为伊利石或由长石直接转变为伊利石; 而在孔隙水中富含Mg2+、Fe2+离子时, 在碱性介质条件下可直接沉淀出绿泥石, 也可由蒙脱石经过绿/蒙混层最终转变为绿泥石等。伊利石形成于富K+离子的弱碱性孔隙水中或在成岩过程中由其他矿物转变而来, 如高岭石在富含K+离子偏碱性或碱性溶液中逐渐转变为伊利石。因此, 伊利石的出现指示着弱碱性— 碱性环境的存在[6]（见图4g）。

3.1.2 石英溶蚀

前人研究认为硅质是存在直接溶解的[32]。当pH值小于9时, SiO2基本不发生溶解; 当pH值大于9时, SiO2则开始发生溶解, 同时, 随着pH值的升高, SiO2的溶解度也相应的增高。所以, SiO2只有在酸性或弱碱性的环境下才能够沉淀。而石英溶蚀表明成岩过程中曾经有碱性流体的存在, 并对储集层具有一定改造。通过对反射光岩石薄片和扫描电镜观察分析, 石英碱性溶蚀主要表现为颗粒边缘被溶蚀呈不规则港湾状或表面受溶蚀呈蜂窝状（见图4h）。

3.2 酸性成岩作用

研究区酸性成岩作用主要以长石酸性溶蚀为主, 伴随少量碳酸盐溶蚀。有机质达到成熟阶段形成的碳酸及有机酸是研究区酸性流体的主要来源[33]。受两期有机质成熟排出的碳酸及有机酸影响, 储集层中长石晶屑受溶蚀作用影响显著, 在铸体薄片下, 长石晶屑表面或边缘均不同程度受溶蚀影响形成溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、铸模孔（见图3d、图4i）。扫描电镜下, 长石的酸性溶蚀主要沿解理进行, 并有沿解理逐渐扩大溶蚀的产状。方解石在岩石中一般呈连晶式胶结产出或充填裂缝状产出, 溶蚀痕迹不明显, 仅在局部斑状白云岩层段中见方解石颗粒受溶蚀影响。

4 酸碱交替成岩演化特征及对储集层的影响
4.1 储集层成岩阶段

研究区芦草沟组埋藏深度为2 500~4 000 m, 烃源岩Ro值为0.70%~1.30%（平均0.78%）, 热解最高峰温Tmax为428~459 ℃（平均值为440 ℃）, 依据中华人民共和国石油天然气行业标准[34], 芦草沟组页岩储集层目前主体处于中成岩阶段A期[35, 36]（见图6）。

图6 芦草沟组储集层成岩阶段划分

4.2 酸碱交替成岩演化特征

芦草沟组沉积期湖水具有碱性特征, 储集层中Sr/Ba平均值为1.43, B/Ga平均值为7.75, Th/U平均值为1.61[36, 37], 白云石中δ 13C和δ 18O值均较高且较稳定[38, 39, 40]。造成沉积水体呈碱性的原因可能有3种：①二叠纪准噶尔盆地火山活动较强[37], 形成的凝灰物质中碱性长石、中基性凝灰质等物质含量高, 这些物质水解释放出Na+、K+、Mg2+、Fe2+造成碱性沉积环境; ②热液活动带来大量碱性物质; ③盆地周缘火山物质的风化淋滤形成碱性阳离子和Mg2+、Fe2+由河流带入到湖盆中。

沉积期碱性咸化湖盆水体性质决定了准同生期— 早成岩A期地层水具有碱性特征, 主要成岩作用有石膏、白云石、方解石沉淀, 长石、石英碱性溶蚀。盆地斜坡区白云石、方解石这类碳酸盐矿物δ 13C值为6.8‰ ~9.7‰ , 平均8.3‰ , 高于湖相原生碳酸盐岩[41], 因此为受到火山物质或热液影响的准同生期蒸发湖相成因[42]。此外, 在盆地深洼区, 微生物成因也是白云石重要的形成机制。

早成岩B晚期— 中成岩A早期, 受埋藏热效应及凝灰质热催化加烃作用, 有机质低熟生油, 且伴随产生的CO2及有机酸使长石及碳酸盐矿物发生溶蚀。此阶段为酸性成岩作用时期。

中成岩A晚期, 由于有机酸和碳酸对长石等矿物的溶蚀, 其自身也受到消耗, 使孔隙水介质逐渐由酸性向弱碱性转变, 再次进入碱性成岩环境。此阶段形成的白云石为埋藏成因, 具有含铁特征, 发生（含）铁白云石胶结, （含）铁白云石交代方解石现象。此外还有伊利石沉淀, 石英次生加大边溶蚀等一系列碱性成岩作用特征。

以上现象说明芦草沟组页岩储集层存在酸碱交替成岩特征, 且以碱性成岩为主体, 酸性溶蚀主要发育在早成岩期后（见图6）。

4.3 对储集层孔隙演化的影响

除沉积条件外, 成岩作用也是影响储集层物性及孔隙演化的重要因素, 其中压实、溶蚀和胶结是最重要的3个因素。与传统的酸性成岩作用不同, 成岩环境主体为碱性环境时, 储集层一般经过酸性、碱性成岩环境的多重交替, 最终对储集层物性起到明显改善作用[6]。受矿物组成、结构等因素影响, 不同岩石最终形成的孔隙类型及孔隙大小具有差异性。结合埋藏史、成岩作用及其对孔隙影响, 研究区芦草沟组储集层孔隙演化模式表现为碱性压实减孔-增孔段、酸性溶蚀增孔段、碱性溶蚀增孔-减孔段等3个阶段（见图7）。

图7 芦草沟组储集层孔隙演化特征（P2+3— 中上二叠统; T— 三叠系; J1— 下侏罗统; J2+3— 中上侏罗统; K1— 下白垩统; K2— 上白垩统; E— 古近系; N— 新近系; Q— 第四系）

碱性压实减孔-增孔段, 发生于晚二叠世早期— 晚三叠世（距今200~220 Ma）的早成岩A期— 早成岩B期。基于储集层成岩作用分段古孔隙度演化定量模拟方法, 沉积初始孔隙度为50%~55%, 地层持续沉降, 距今200 Ma（三叠纪晚期）孔隙度因为机械压实减小到20%左右（见图7）。通过对研究区重点井吉174井全岩X射线衍射结果统计发现, 芦草沟组页岩储集层上、下甜点段凝灰质含量较非甜点段高。含凝灰质长石岩屑粉细砂岩发育层段, 受沉积环境及碱性流体影响, 石英按（1）式发生碱性溶蚀。碱性环境利于石英等硅质矿物及铝硅酸盐矿物的溶蚀及迁移, 硅、铝元素以带负电的有机络合离子形式搬运。这种络合离子在碱性液体中稳定, 在酸性液体中易于沉淀[43]。在机械压实减孔和碱性溶蚀增孔的作用下, 孔隙大小较正常压实曲线发育好（见图7）。

SiO2+OH-=HSiO3-（1）

而在含凝灰质-含有机质泥晶白云岩、泥晶藻云岩发育层段, 储集层孔隙类型中原生孔隙含量相对较少, 晶间孔发育。由于储集层中方解石的胶结及岩石骨架中白云石晶体的增多, 抗压实能力较强。

酸性溶蚀增孔段, 发生于早侏罗世— 早白垩世末期（距今100~200 Ma）的中成岩A早期, 芦草沟组页岩储集层孔隙度进一步减小至10%（见图7）。吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩自晚三叠世开始进入生油阶段（Ro值为0.5%）, 并在中侏罗世进入大量生烃阶段（Ro值为0.7%）[44]。至中侏罗世晚期在烃源岩生成液态烃之前, 干酪根脱去含氧官能团形成水溶性有机酸（如甲酸、乙酸、丙酸和草酸）, 达到有机酸产酸高峰期。芦草沟组酸性流体主要来源于有机酸, 其次是有机酸在高温下离解出CO2溶于水形成的碳酸[45]。含凝灰质长石岩屑粉细砂岩及含凝灰质-含有机质泥晶白云岩中凝灰质中的碱性长石按（2）式发生大量溶蚀, 具有增孔的特征。随着凝灰质的增加, 次生溶孔发育。

2KAlSi3O8+2H++H2O=Al2Si2O5(OH)4+4SiO2+2K+ （2）

碱性溶蚀增孔-减孔段, 发生在早白垩世晚期（距今100 Ma）— 现今的中成岩A阶段, 芦草沟组致密储集层孔隙度减小至9%。由于有机酸和碳酸的消耗, 成岩环境由酸性开始转变为偏碱性或碱性。在碱性介质条件下, 孔隙中沉淀析出（含）铁方解石、（含）铁白云石, 孔隙减少。碱性环境下凝灰质中的细小石英颗粒发生溶蚀。凝灰质中含有较多的碱性长石, 碱性长石与酸性溶蚀的产物高岭石反应形成伊利石及伊/蒙混层矿物[46]。储集层岩石在压实-胶结减孔的同时具有碱性溶蚀增孔的特征。现阶段储集层主体处于中成岩A期, 以长石晶屑溶蚀形成次生孔隙及白云岩晶间孔为主。物性分析数据显示, 储集层总体平均孔隙度为5%~12%（见图7）。

在酸碱交替成岩环境下, 研究区芦草沟组存在3个次生孔隙发育带, 在2 415~2 655 m深度发育碱性压实减孔-增孔次生孔隙发育带, 在3 115~3 870 m深度发育酸性溶蚀增孔次生孔隙发育带, 在4 015~4 280 m深度发育碱性溶蚀增孔-减孔次生孔隙发育带, 但本阶段受较强压实作用, 孔隙度较小（见图8）。

图8 芦草沟组储集层次生孔隙发育带

4.4 对储集层物性的影响

铸体薄片、扫描电镜及高压压汞实验结果显示, 原生粒间孔隙孔径为1~30 µ m, 粒间溶蚀孔隙孔径为10~50 µ m（大者可达100 µ m）, 粒内溶孔孔径为5~20 µ m, 晶间孔孔径为100~1 000 nm, 主要见于白云岩和白云质粉（细）砂岩中。含凝灰质长石岩屑粉细砂岩孔隙主体分布在0.036~5.000 µ m, 微米级孔比例达77%, 亚微米级孔隙占20%, 纳米级孔隙仅为3%, 这类岩石孔隙结构近似于常规粉细砂岩储集层, 岩石中抗压实矿物（石英、长石）含量较高, 孔隙主体以剩余粒间孔及酸性溶蚀孔隙为主（见图9、图10）。含凝灰质-含有机质泥晶白云岩孔隙类型有凝灰质溶蚀孔及白云石晶间孔, 孔隙大小分布范围较广, 以亚微米级孔隙为主, 占比达79%, 且这类岩石中有较高的滞留烃含量[35]。含凝灰质-含有机质泥晶白云岩孔隙特征是碱性成岩作用及酸性成岩作用交替改造的结果, 碱性溶蚀提高了岩石整体抗压实能力, 保存了孔隙, 为后期的酸性溶蚀提供了通道（见图9、图10）。泥晶藻云岩孔隙以晶间孔为主, 孔隙尺寸以亚微米级为主, 占比为90%, 微米级孔隙含量较少, 占比仅为5%, 显示了相对较差的孔隙结构, 相较于含凝灰质-含有机质泥晶白云岩, 微米级溶蚀孔隙较少, 这与此类岩石中酸性溶蚀物质含量较少, 酸性成岩作用改造不强相关（见图9、图10）。

图9 芦草沟组岩石高压压汞曲线特征

图10 芦草沟组不同岩相孔隙大小分布特征

5 成岩相及有利储集层预测
5.1 成岩相特征

成岩相是决定碎屑岩储集层储集性能及其油气富集的核心要素, 代表成岩环境和成岩矿物的综合[7, 47], 成岩相的准确评价可有效预测有利储集体及成岩圈闭。国内外学者对于成岩相的认识与划分存在不同[7], 主要体现在成岩相的内涵和命名上, 但多数都涉及到了成岩作用及其产物等内容。按照将生油岩类型及优势孔隙类型相结合的思路, 将芦草沟组页岩储集层成岩相划分为含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相、含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相、泥晶藻云岩晶间孔相3种类型。受岩性差异影响, 研究区不同岩相表现出不同的成岩作用特征。

5.1.1 含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相

在凝灰质含量较高的粉— 细砂岩中, 碱性长石、石英晶屑含量较高, 粒度多以泥— 细粉砂级为主, 这些降落型火山物质由于重力作用或风携带进入湖盆[48]。由于经过较少的搬运磨圆, 晶屑多呈尖棱角状, 颗粒支撑, 点-线、线接触为主。孔隙类型以剩余粒间孔、粒间溶孔、长石粒内溶孔和凝灰质溶蚀孔为主。剩余粒间孔多呈三角形、四边形, 大小和分布较均匀（见图11a、图11b）。

图11 芦草沟组页岩储集层岩相特征
（a）吉174井, 3 114.00 m, 含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相, 单偏光; （b）吉174井, 3 121.58 m, 剩余粒间孔, 单偏光; （c）吉251井, 3 130.76 m, 长石粒内溶孔, 扫描电镜; （d）吉30井, 4 054.76 m, 含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相, 灰白色及灰黑色为凝灰质碎屑, 正交光; （e）吉41井, 3 917.10 m, 白云石晶间孔与喉道, 扫描电镜; （f）吉41井, 3 917.10 m, 有机质孔, 扫描电镜; （g）吉174井, 3 227.51 m, 泥晶藻云岩晶间孔相, 荧光薄片; （h）吉174井, 3 269.74 m, 微纳米孔, 氩离子抛光+场发射扫描电镜; （i）吉174井, 3 143.66 m, 纳米孔与孔壁油膜, 氩离子抛光+场发射扫描电镜

成岩作用发生在碱性介质条件下, 石英及长石晶屑均发生溶蚀, 导致储集层中石英、长石晶屑边缘多呈不规则港湾状, 产生大量次生溶孔, 为油的储集提供了较好的空间（见图3i）; 早期碱性成岩环境中, 碱性长石、石英得到不同程度的溶蚀, 增加了孔隙体积。晚期碱性成岩环境中油的生成并进入剩余粒间孔中, 抑制了机械压实作用的进行, 保护了储集层孔隙。成岩作用发生在酸性介质条件下, 储集层流体的酸碱度受有机酸控制, 长石晶屑、凝灰质发生不同程度溶蚀（见图11c）。因此, 此类成岩相是受酸碱溶蚀作用影响的建设性成岩相。

5.1.2 含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相

此类成岩相的特点是凝灰质与含有机质泥晶白云岩不同比例混合, 包括凝灰质泥晶白云岩和含凝灰质泥晶白云岩（见图11d）。此类成岩相生油机理与传统模式不同, 当凝灰物质和含有机质的白云质岩混合时, 凝灰质中的微量元素对烃源岩的生烃有催化作用, 其中含有的较高热流值的放射性U、Th、K元素, 使地层温度升高进而促进烃源岩热演化[49], 凝灰物质对有机质的成熟起到重要促进作用[9]。在芦草沟组火山物质多的层段Ro值在0.8%以上, Tmax值在440 ℃以上, 达到了油气成熟的界限。而在火山物质少的层位, Ro值和Tmax值都未达到烃源岩成熟的标准。此外, 火山物质含量多的层位中C29α α α 20S/（S+R）均值为0.49, C29α β β /(α α α +α β β )均值为0.32, 也反映有机质达到成熟。因此在火山活动的热催化下, 成岩早期有机质即可进入低成熟期。有机酸的形成导致晶屑溶蚀, 次生孔隙含量增加, 生成的油气不仅储集于粒间孔隙和溶蚀孔中, 而且白云岩自身富含晶间孔, 同样可以储油, 在扫描电镜中发现泥晶白云岩中有较多的晶间孔和有机质孔（见图11e、图11f）。

在该类成岩相中, 有一种含油性很好的泥晶白云岩-微生物白云岩[50, 51], 孔隙主体为微纳米级晶间孔, 岩石孔隙度为3.89%~8.26%, 渗透率为（0.101 2~0.371 9）× 10-3 μ m2, 虽然物性较差, 但平面、垂向上分布多且岩性均一, 因此含油性较好。在有机质边缘见有“ 港湾状” 分解与油的生成特征, 油在晶间孔边缘呈薄膜状或在孔隙中呈充填状, 因此是一套具自生自储特征的有效储集体。

5.1.3 泥晶藻云岩晶间孔相

早期碱性介质条件下, 受湖盆中热液及凝灰质影响, 咸化湖盆中藻类勃发为有机质大量生成及沉积提供了条件。由于湖盆底部层卤水不易与空气接触, 因此有机质得以较好保存。

泥晶藻云岩晶间孔相主体分布于深湖相, 是盆地内主要的烃源岩类型[51], 有机孔、藻纹层面、裂缝是原位排烃和原位成藏的主要介质（见图11g）。孔隙类型主要以白云石晶间孔为主, 岩石致密, 其物性虽然在研究区最差, 但含油性较好, 具有自生自储特征（见图11h、图11i）。

研究区源储一体油层多属于含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相, 其次为泥晶藻云岩晶间孔相。由于有机质的大量发育和保存需要, 平面上含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相与泥晶藻云岩晶间孔相多分布于基性凝灰质含量较高的半深湖— 深湖相。由于湖平面周期性的频繁升降, 含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相这类粒度相对较粗的岩相在沉积湖盆中呈广覆式分布。

5.2 有利储集层预测

成岩相的分布对孔隙结构具有控制作用, 对储集层开发具有重要指示意义。研究区各井段中不仅上、下含油层段所含凝灰质、微生物白云岩及藻纹层含量比非含油层段高, 且凝灰质与微生物白云岩混合程度也好于非含油层段, 因此上、下含油层段物性、含油性均好于非含油层段, 统计结果显示凝灰质含量与溶蚀作用有较好的正相关性。

以吉174井为例, 含油饱和度大于50%的层多集中于上、下含油层段中, 所对应的成岩相多以含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相与含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相为主。这两类成岩相垂向上呈间互状组合出现, 多发育于凝灰质含量高的上、下含油层段。

芦草沟组为咸化湖相沉积, 岩性变化表现为两个旋回。上、下甜点对应着两个湖盆咸化高峰段, 从下甜点到上甜点, 湖盆封闭, 水体变浅, 盐度变高。平面上芦草沟组二段含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相分布在凹陷南部及中部, 是上甜点段主要的岩相类型。钻遇含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相的油井试油效果好, 吉172-H井压裂15级试油产量达56.32 t/d。含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相分布于凹陷东部, 吉23井酸压后产能为0.24 t/d（见图12a）。芦草沟组一段整体为浅湖相、浅湖相夹半深湖相、半深湖沉积。岩相主体为含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相, 吉36-H井压裂20级产量达20.2 t/d（见图12b）。泥晶藻云岩晶间孔相在芦草沟组一段、二段主要分布于吉174井附近, 为深湖相沉积, 油井产量相对较低。

图12 芦草沟组二段（上甜点）(a)与芦草沟组一段（下甜点）(b)岩相分布平面图

整体来看, 含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相与凝灰质-含有机质泥晶白云岩（或微生物白云岩）混合孔隙相为研究区孔渗相关性最好的成岩相, 其饱和度中值压力低, 出油效率高, 为芦草沟组优质成岩相带。

6 结论

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储集层以原生粒间孔、碱性溶蚀孔隙、酸性溶蚀孔隙为主要孔隙类型。含凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相以原生粒间孔和酸、碱溶蚀孔隙为主。含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相以酸性溶蚀孔隙和碱性环境下白云石晶间孔为主。泥晶藻云岩晶间孔相以碱性环境下白云石晶间孔为主。

页岩储集层孔隙演化受机械压实作用、酸碱交替成岩作用综合控制, 分别经历了碱性压实减孔-增孔段、酸性溶蚀增孔段和碱性溶蚀增孔-减孔段共3个阶段。储集层发育3个次生孔隙发育带：2 500 m深度发育碱性压实减孔-增孔次生孔隙发育带; 3 250~3 750 m深度段发育酸性溶蚀增孔次生孔隙发育带; 4 100~4 200 m深度段发育碱性溶蚀增孔-减孔次生孔隙发育带。

凝灰质剩余粒间孔-溶蚀孔相具有分布面积广、孔隙结构好的特点, 含凝灰质-含有机质泥晶白云岩混合孔隙相具有含油性及溶蚀孔隙含量高的特点, 两者为优质“ 甜点” 发育的成岩相。

编辑 王晖

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