致密油充注成藏机理、运聚成藏过程及成藏模拟是当前油气地质领域研究的重点问题之一(Loucks et al., 2009; 陶士振等，2011; 邹才能等，2011; 郭迎春等，2016).国外以静态物理描述性研究为主，主要采用纳米实验技术进行物理模拟，采用CT扫描成像技术进行储层岩石孔隙结构的物理重构(Loucks et al., 2009)，国内也做了大量的物理实验和致密数值模拟研究工作(陶士振等，2011; 邹才能等，2011).致密油成藏机理比较复杂，其成藏过程很难用传统的油气成藏地质理论解释，早期的“向斜成藏理论”认为，在成熟烃源岩分布范围内，油、气、水经过高压排烃进入低-超低渗透储层后，由于分子结合状态与渗流特点不同，导致气、水优先运移，而油珠则在运移中滞留、聚集形成了大面积连续的油藏(吴河勇等，2015).在致密油概念被提出后(贾承造等，2012)，研究者们认为源储互层型的致密油属于自生自储，运聚成藏是初次运移的结果，而源储紧邻型致密油是一种过渡型油藏，介于初次运移和二次运移之间，是“膨胀力”驱动的结果(郭秋麟等，2013).由此可见，致密油运聚成藏过程研究存在很多难点，如致密储层内油气的生排运聚动力条件、致密储层内流体的相态特征与渗流特征、“甜点”的形成条件与赋存特征等，需要进一步的研究与探讨.

准噶尔盆地中二叠统芦草沟组致密油发现于20世纪80年代中期(贾承造等，2012)，该组地层在吉木萨尔凹陷全区分布，既是该凹陷最主要的烃源岩，又是致密油产层，厚度大于200 m的有利区面积达806 km².芦草沟组致密油主力产层的岩性为湖泊中心和扇间区的粉砂质白云岩、白云质粉砂岩和泥质白云岩等，夹持在泥岩和油页岩之间，储层物性致密，属典型的致密储层.该类低渗透致密储层物性特征呈现非均一性，致密油的分布富集也呈现明显的非均一性.本文以吉木萨尔芦草沟组致密油储层为例，通过对储层物性特征的分析，以及致密储层原油充注物理模拟实验结果所反映的成藏机理分析，研究芦草沟组致密储层原油充注成藏过程.

1.   吉木萨尔芦草沟组致密储集层特征

1.1   研究区概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部隆起西南端(图 1)，是在中石炭统褶皱基底上发育的西断东超箕状凹陷.二叠系芦草沟组致密油储集层主要为一套咸化湖盆白云岩与碎屑岩过渡的云质岩沉积，整体属于陆缘近海湖泊沉积(程付启等，2012; 吴凯等，2013; 胡洪彬等，2014).主力产层的岩性为湖泊中心和扇间区的粉砂质白云岩、白云质粉砂岩和泥质白云岩等，夹持在泥岩和油页岩之间.单层厚度为0.5~2.0 m，累计厚度为20~60 m，油气显示丰富，岩屑见大段连续荧光，取心普遍见原油外渗，表现出源-储一体、大面积含油的特征，含油面积为100~1 000 km².

图  1  吉木萨尔凹陷芦草沟组试油成果

Fig.  1.  Result of yielding tests for Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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1.2   岩石学特征

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组整体属于陆缘近海湖泊沉积，普遍具有石膏晶体和古鳕鱼鱼鳞化石等咸化沉积标志(王屿涛，1998)，为一套咸化湖盆白云岩与碎屑岩过渡的云质岩沉积(王宜林等，2002)，即一套由灰黑色泥岩、粉细砂岩、白云岩、白云石化岩类和油页岩组成的云质岩类地层，露头区最大厚度可达985 m.

芦草沟组致密油主力产层段以碎屑白云岩、白云质粉砂岩和泥晶白云岩等为主，夹持在泥岩和油页岩之间，岩石薄片鉴定显示其发育溶蚀孔、剩余粒间孔等.致密储层云质岩类不同的岩石类型具有不同的矿物组成，碎屑白云岩主要由砂屑和充填于砂屑间的钠长石、石英组成，泥晶白云岩主要由形成于准同生云泥坪水下环境的泥粉晶白云石及少量方解石、钠长石、石英组成，白云质粉砂岩形成于相对还原的成岩阶段，主要由钠长石、粉晶白云石、钾长石等组成，具钙质或泥质胶结，粒间溶孔发育(郑民等，2016).

1.3   孔渗物性特征

根据110块具荧光显示级别以上样品测定，芦草沟组有效孔隙度为0.2%~17.2%，主体为2%~8%，平均值为3.54%；渗透率为0.002 1×10^-3~2.6×10^-3 μm²，主体为0.05×10^-3~0.4×10^-3 μm²，平均值为0.089×10^-3 μm²(图 2).按致密油储层地质评价的标准(贾承造等，2012)，属于典型的致密油储层，并且存在上、下两套主力储层，俗称上、下甜点.上甜点体储层以云质粉砂岩、云屑砂岩、砂屑云岩为主，覆压孔隙度平均值为9.4%，覆压渗透率平均值为0.063 7×10^-3 μm²，致密油分布面积为536 km².下甜点体储层以粉砂岩为主，储层物性为中高孔、低渗，覆压孔隙度平均值为9.34%，覆压渗透率平均值为0.023 1×10^-3 μm²，厚度大于20 m的面积为871 km²，平均厚度为34.8 m(张义杰等，2007; 周鹏，2014).

图  2  吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层物性分布直方图

Fig.  2.  Histograms about the characteristics in permeability (a) and porosity (b) of the tight reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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1.4   孔隙结构与连通性

周鹏(2014)研究认为吉木萨尔凹陷芦草沟组储层孔隙形态多样，形状不规则，孔径差异较大，最大孔喉半径为63.36~0.16 μm，中值半径平均值为0.068 9 μm，整体以微孔隙为主.岩心样品压汞测试分析结果显示，主要有两种喉道类型(图 3)：一种压汞曲线平台略明显，整体表现为分选性较好、略细歪度(图 3a)，最大进汞饱和度大于80%，说明孔喉分选较好，为微喉道，这种喉道数量相对较少，多出现于溶蚀强烈的样品中；另一种压汞曲线几乎无平台特征，整体表现为中等歪度(图 3b)，为细喉道，但孔喉分选差，最大进汞饱和度低于80%，该类喉道数量相对较多，多出现于粒度很细的泥晶白云岩中以及部分未见溶蚀的沉凝灰岩当中.两种喉道类型退汞效率都偏低，第一种孔隙喉道半径太低，而第二种孔喉结构不均匀，微观非均质性较强，孔渗相对较差.

图  3  研究区芦草沟组储层毛细管压力曲线及喉道类型

Fig.  3.  Curves acquired in the tests for capillary pressure and types of throats existed in the pore system of tight reservoir of Lucaogou Formation in the study area

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1.5   储集空间类型

芦草沟组储集空间类型可划分为原生孔隙、次生孔隙、裂缝3大类，并可进一步细分.(1)原生孔隙主要包括粒间孔隙和微孔隙，粒间孔隙孔径一般为1~30 μm，微孔隙孔径一般为200 nm~1 μm.(2)次生孔隙包括粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔和溶洞.粒间溶孔主要为钠长石溶蚀孔隙，孔径多在10~50 μm之间，大者可达100 μm以上，局部粒间溶孔内可见自生石英；粒内溶孔一般较细小，孔径一般为5~20 μm，大者可达500 μm；晶间孔主要为碳酸盐岩矿物(重)结晶作用产生，如白云石晶体间，孔径一般为100 nm~1 μm；溶洞是由溶蚀作用形成，一般大于2 mm，主要发育在泥晶白云岩、砂屑白云岩等中.(3)裂缝是各种应力作用下岩石破裂而产生的，主要包括构造缝和成岩缝.构造缝可见于各类岩石之中，成岩缝常见于烃源岩类岩石之中，也可见于泥质粉砂岩等之中.

根据对吉174井、吉251井、吉31井、吉36井(图 1)等重点取心井153件样品不同储集空间类型相对含量的统计，粒间溶孔、粒内溶孔、粒间孔对致密储层有效储集空间的贡献最大(图 4)，说明芦草沟组致密储层以后期改造的次生孔隙为主，原生粒间孔占比22%，是有效补充.

图  4  吉木萨尔芦草沟组储集空间类型分布

Fig.  4.  Distributional characteristics in pore volumes contributed by different pore types existed in the tight reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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2.   芦草沟组致密储层成藏条件

2.1   源储组合类型与致密油成藏

吉木萨尔凹陷芦草沟组可划分为5小段，即上部泥(页)岩段(A段)、上部致密储层段(B段)、中部泥(页)岩段(C+D段)、下部致密储层段(E段)和下部泥(页)岩段(F段).从试油结果和钻井岩心含油性上看，芦草沟组致密油主要分布在芦草沟组二段下部(P₂l²)和芦草沟组一段下部(P₁l²)上、下两个甜点体.上、下甜点体厚度在平面分布上有一定差异.上甜点体分布范围较小，主要分布在凹陷中东部，在凹陷边缘缺失，厚度中心位于吉32、吉174、吉171井附近，最大厚度可以达到45 m左右，向四周逐渐减薄.下甜点体在整个凹陷范围内分布较为稳定，大致呈南厚北薄、西厚东薄的趋势.

2.1.1   纹层理的发育对排烃(成藏)的控制作用

吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩中，页岩和碳酸盐质页岩累计厚度约占总厚度的43%(以吉174井为例)，较易沿纹层理发生顺层破裂(Vernik and Landis, 1996)，因此普遍发育纹层理(缝)，纹层一般为数个毫米，甚至几百个微米，纹层理(缝)中可见富含油条带.页岩和碳酸盐质页岩局部见不规则高角度微裂缝；而碳酸盐质泥岩和泥岩、粉砂质泥岩普遍发育纹层理缝和构造微裂缝，局部见有缝合线.芦草沟组页岩和碳酸盐质页岩中水平层理缝的发育，以及缝中可见的富含油条带，说明已经存在石油的生成和排出过程，局部不规则状高角度微裂缝与水平层理缝相配合，更好地促进石油的排出.

2.1.2   岩性组合与排烃(成藏)特征

陈中红与查明(2011)研究认为，砂泥交互越频繁，排烃效率越高.从芦草沟组源储组合类型来看，整体上具有三夹二的源储互层组合特征，但在上、下两个致密储层段的源储组合又以大段泥岩和泥包砂(碳酸盐岩)型为主，砂包泥型和砂泥互层型也均有发育(图 5).泥包砂型砂岩的孔渗特征相比泥岩要好，油气在孔渗较好的夹砂层聚集.砂泥互层型有利于烃源岩充分排烃，形成大面积叠合连片分布的油气聚集.从多口典型井统计结果来看，储集岩单层厚度普遍较薄，一般为50~100 cm，最厚约为200 cm，并以夹层形式赋存于泥(页)岩之中.而泥质粉(细)砂岩、白云质粉(细)砂岩和砂屑白云岩岩类(储集岩)累计厚度约为39 m，约占总厚度的16%.

图  5  吉木萨尔凹陷芦草沟组源储组合分类

Fig.  5.  Classification of main types in the combination of source rock and reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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2.1.3   核磁测井资料分析与含油饱和度特征

核磁测井解释结果显示，有效孔隙度小的地层其可动油含油饱和度相对较大，在有效孔隙度大的地层，由于可动水和束缚流体含量的增加，可动油含油饱和度相对较小.在有效孔隙度大的地层中，油水混合，没有明显分界面，但整体上还是地层上部含油饱和度高，说明浮力对油气的分布有一定的控制作用.有效孔隙度小而可动油含油饱和度高的地层可以分为两类：一类是泥岩，由于生烃作用改变了地层的润湿性，油气把地层中的水驱替出去，或地层水参与生烃被消耗了；另一类是在砂岩中，从测井解释上看油水关系复杂，没有明显的油水界面.

孔渗特征与含油饱和度成反比，而与可动油饱和度成正比.吉23井、吉171井、吉174井核磁共振测井解释及录井资料均表明不同岩性荧光显示普遍，全井段含油，其含油性与储集层物性关系最为密切(匡立春等，2014).但不同岩性及孔渗特征的地层中含油饱和度具有较大的差别，孔渗好的地层其含油饱和度相对较低，但可动油所占有效孔隙度大，而孔渗差，尤其是可动流体孔隙度小的地层，其含油饱和度普遍较高，但可动油绝对含量少.邱振(2014)研究认为含油量与储层孔渗性还是有较好的相关关系，孔渗好的地层里能更有效地储集油气资源.

2.2   温压条件与原油性质

2.2.1   温压条件

吉木萨尔芦草沟组存在异常高压，可能是由有机质生烃增压造成，芦草沟组的纯泥岩、砂质泥岩、灰质泥岩和云质泥岩均具有生烃能力(王成云等，2014)，而且芦草沟组致密油层压力随源岩成熟度的增加，逐渐由常压向异常高压过渡，呈现为东部常压，中部高压异常，西部凹陷中心异常高压，压力系数最高可达1.5以上.

准噶尔盆地准东地区平均地温梯度约为2.6 ℃/100 m，相对比较低，其中南部山前带的地温梯度最低，平均地温梯度为2.2 ℃/100 m，属于低温带(刘震等，2012).吉木萨尔致密油甜点区主要分布在2 309~4 960 m之间，随着埋藏深度的增加，温度升高，油气运移的阻力随之变小，促进了油气的聚集.按吉木萨尔凹陷地表温度15 ℃、地表恒温带300 m、地温梯度2.2 ℃/100 m进行计算，区域温度范围为59.2~117.5 ℃，温度变化范围非常大，相差一倍以上.温差变化对油气的运移和富集有较大影响.

2.2.2   原油性质

吉木萨尔致密油原油性质上表现为低成熟三高特征，油质较差，即原油密度高，约0.88~0.93 g/cm³；凝固点高，在4~44 ℃之间；粘度较高，为44~552 mPa·s(50 ℃).原油性质表明，吉木萨尔芦草沟组致密油的成藏可能存在两种情况：(1)致密前成藏或边成藏边致密；(2)轻质原油成藏后发生稠化作用.只有这两种情况能解释该研究区油质较差与致密油成藏的现象.

3.   致密油充注成藏机理

3.1   致密储层充注成藏动力学机制

致密储层中石油的充注过程不同于常规油气成藏，需要更多地分析研究其成藏阻力与突破阻力的动力作用机制，并探讨突破阻力成藏的可能性.致密油气的运聚成藏，必须在一定外力驱动下方能实现油气的运移，过剩压力、浮力、毛细管力都是重要的动力条件，在不同的阶段以某一动力条件为主，在综合动力条件的影响下实现油气运移(胡洪彬等，2014).剩余压力是低渗透致密储层油气运移的主要动力，主要由临近的烃源岩在大量生烃期间产生，并在幕式排烃过程中传递到储层中(吴凯等，2013).

吸附力、粘滞力是致密储层原油运移阻力中的两种主要阻力.吸附作用力使油气在源岩或运载层中滞留，降低运移通道的有效截面及孔喉半径，运移难度增加.粘滞力是油气在地下岩石孔隙中流动时所受的内部摩擦力，增加了石油在致密储层中渗流的难度(程付启等，2012).

毛细管力是致密油运聚成藏过程中非常重要的一种作用力，具有可转换角色的特征，既是油气向外排运的阻力，也是油气成藏的动力.毛细管压力差一般存在两种情况下，其一为压实作用下围岩孔喉半径(r)与孤立砂体孔喉半径(R)之间的高级差别导致二者之间存在毛细管压力差，其二为岩性油气藏大孔隙砂岩与小孔隙泥岩的接触带之间存在毛细管压力差.在毛细管压力差作用下，油气从孔喉较小的泥岩中进入孔喉较大的砂岩透镜体中.砂、泥岩接触面上的毛细管压力差(F1)可以表达为(庞雄奇等，2007)：

式中：F1为毛细管压力差，Pa；δ为界面张力，N/m；θ为流体与岩石之间的湿润角，(°)；r和R分别为泥岩和砂岩的孔喉半径，μm.

从公式可以看出，毛细管压力差与岩石的界面张力、流体与岩石之间的润湿角、源岩层内的喉道半径以及砂岩透镜体内的孔喉半径等相关(庞雄奇等，2007).毛细管力在水润湿条件下对石油的充注起阻碍作用，低渗透致密砂岩储层的毛细管作用力非常大，油气很难在“自重”影响下以浮力形式实现自动运移(陈冬霞等，2004).而当源岩内产生了足以饱和源岩残留需要的油气，以及砂泥接触界面之上的致密储层内已经存在油润湿环境，毛细管力将成为动力，对油气排运起积极作用.

3.2   致密储层渗流特征与含油饱和度增长特征

对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组真实岩心进行石油单相和两相运移和聚集模拟实验研究.实验测试结果显示，石油低速非达西渗流主要有两个影响因素，即渗透率和粘度.渗透率越小，通过致密储层孔隙的流体流速会越慢，且启动压力梯度越大.相同渗透率情况下，原油粘度越大，通过致密储层孔隙的流体流速会越慢.启动压力梯度与临界压力梯度是滞留区、非线性渗流区、拟线性渗流区的视流度分区界限，可以依据流体的视流度及平均孔隙半径与压力梯度的关系来判断致密储层中石油的流动状态.

以充注模拟试验为基础，利用“压差-流量法”研究芦草沟组致密储层中石油两相流含油饱和度增长曲线特征，当驱替压力增大到一定程度时，石油占据了储集岩的大部分孔隙，此时就算压力进一步增大，含油饱和度也不会有明显增大，即达到最大含油饱和度.在致密岩心石油运移模拟实验中，通过改变驱替压力模拟石油驱替地层水的过程，既可以通过观测不同驱替压力下的含油饱和度来分析致密储层的孔隙结构，又可以通过分析不同孔隙结构的含油饱和度来判断致密储层石油聚集的影响因素.本次实验样品的含油饱和度增长过程分成3种类型(郑民等，2016)：跳跃增长型、快速增长型、平稳增长型.3种增长方式中快速增长型样品所达到的最大含油饱和度最高，在60%~70%之间；其次为平稳增长型，最大含油饱和度在50%~60%之间；跳跃增长型最低，最大含油饱和度在45%以下.含油饱和度的3种增长方式说明，不同孔渗条件的岩心样品具有不同的含油饱和度及增长方式.孔隙度较大且孔喉尺寸相对单一的岩心样品油气充注最快速，并且能够达到较高的含油饱和度.孔喉尺寸分散，非均质性较强的岩心样品原油充注过程需要逐级突破其阻力，而且受非均质性影响其含油饱和度充注程度较低.渗透率对含油饱和度影响相对较小，其作用主要体现在启动压力梯度或临界压力梯度上，一旦从压力梯度上获得突破，含油饱和度的大小就主要取决于孔隙度和孔喉连通性.此外，渗透率的作用还体现在对不同粘度原油的选择性上，粘度较小的原油，渗透率与原油饱和度呈正相关关系，而油质较差的情况下充注困难，其相关关系不明显.

致密储层含油饱和度达到30%以上就可以达到聚集成藏的标准(张晓红，2014).以含油饱和度30%、35%、40%为界，做出低渗透储层中视流度和平均孔隙半径与压力梯度的拟合曲线.拟合曲线显示，含油饱和度30%时视流度、平均孔隙半径与压力梯度的拟合线，与临界压力梯度线吻合，而启动压力梯度线所代表的含油饱和度远未达到30%的最低成藏要求(郑民等，2016).说明吉木萨尔致密储层含油饱和度要达到30%的成藏下限，需要突破临界压力梯度从而进入拟线性渗流区域，这样才能够继续充注以达到更高的含油饱和度.

3.3   致密油成藏机理

油气突破了启动压力梯度并充注进入储层后，并没有改变岩石的水润湿条件，在低压力下参与渗流的孔隙喉道少，岩心断面上的渗流截面小，且原油突破启动压力梯度后进入致密储层，受毛细管阻力影响占据了孔隙空间并堵塞了部分孔隙喉道，在没有达到拟线性流动状态前，实际上对后续的充注起到了一定的阻碍作用.理论上讲，非线性渗流曲线呈上凹形，下末端点与横轴相交即启动压力梯度，随后的过程中上末端点切线与横轴交点(拟启动压力梯度)越来越大，即油气充注的难度越来越大，只有当突破了临界压力梯度之后，其难度系数才最终确定下来.陈中红与查明(2011)研究认为，随着驱动压力增加，参与渗流的喉道数量增加，岩心断面上的渗流截面增大.当到达临界压力梯度，其斜率不再发生变化，此时油气充注的难度最终确定下来，压力梯度增加，流速也相应地线性增加.此时，即使压力梯度不再发生变化，也能够保持相对较高的流速进行油气充注.突破了30%的含油饱和度成藏下限之后，含油饱和度会随着流速的增加或者固定流速的持续充注，从而达到某一较高的含油饱和度，即最大含油饱和度.

真正的致密储层，如果没有构造运动、构造裂缝等外部条件的帮助，很难实现油气的先致密后成藏.因此，在上覆地层厚度逐渐加大、压力逐渐增高的情况下，地层压力驱替排水造成地层压实胶结，同时水流动过程中也会发生矿物质的次生加大胶结，从而导致地层越来越致密，含油饱和度越来越高.也就是说，原油在成岩早期与高孔渗阶段的浮力作用下克服毛细管压力正常成藏，在成藏过程中储集层经历了持续压实致密过程，在后期低渗条件下，烃源岩主生烃期生成的原油在浮力和源储压差共同作用下克服毛细管力运移，形成低渗透-致密岩性油藏，低渗透岩性油藏不断致密化形成现今低渗透-致密岩性油藏(郭彦如等，2012).

4.   致密油充注成藏过程分析

4.1   成岩阶段与成藏期储集层临界物性

本文根据碎屑岩成岩阶段划分规范(中国石油勘探开发研究院，2003)，运用包裹体均一温度、镜质体反射率(Ro)、自生油层组矿物的成分、形态、产状、生成顺序和组合特征等确定研究区的成岩阶段，总体来看吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层成岩阶段可划分为早成岩A期、早成岩B期和中成岩A期共三个阶段(图 6).①早成岩A期：晚二叠世早期(260 Ma)及之前，芦草沟组有机质处于未成熟阶段，成熟度Ro小于0.35%，最大热解峰温T_max小于430 ℃，岩石弱固结-半固结，原生粒间孔发育；砂岩中一般未见石英加大，长石溶解较少.②早成岩阶段B期：晚二叠世早期至晚三叠世时期(260~220 Ma)，芦草沟组有机质处于未熟-半成熟阶段，镜质体反射率Ro为0.35%~0.5%，由于压实作用及碳酸盐类等矿物的交结作用，岩石由半固结到固结，孔隙类型以原生孔隙为主，并可见少量次生孔隙；③中成岩阶段A期：晚三叠世至今(220~0 Ma)，芦草沟组有机质低成熟-成熟，镜质体反射率Ro为0.5%~1.3%，细砂岩颗粒间方解石充填，部分方解石为交代而成(图 6a，6b，6c，6d).

图  6  吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层成岩演化阶段与成岩作用分析

Fig.  6.  Analytic diagram about the stage and the corresponding observed phenomenon in diagenetic effect in the tight reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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薄片鉴定结果显示，方解石晶体粗大，连晶状分布，部分碎屑颗粒见方解石强烈交代，有的颗粒已成残骸(图 6a，6b).泥晶云岩晶体大小一般为10~20 μm，部分呈半自形晶，见砂屑.安山质凝灰岩多呈斑状、条带状、碎屑状不均匀分布，包括一些长石、石英晶屑，一部分可能为层状的凝灰岩白云石化残余，一部分为溶蚀孔缝的充填.碎屑状炭质零星分布，局部见泥晶菱铁矿条带、斑状聚集(图 6c)，见沸石充填的微裂缝和有机质充填的缝合线(图 6d).砂岩中可见晚期含铁碳酸盐类胶结物，特别是铁白云石，常呈粉晶-细晶，以交代、加大或胶结形式出现，还可见其他自生矿物如钠长石、浊沸石、片沸石、方沸石等，长石、岩屑等碎屑颗粒及碳酸盐胶结物常被溶解，孔隙类型除部分保留的原生孔隙外，以次生孔隙为主.

笔者基于吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层埋藏史、热史和芦草沟组烃源岩产烃率曲线，开展了芦草沟组烃源岩生烃史模拟研究.结果表明，芦草沟组烃源岩自晚三叠世(对应R_o=0.5%)开始进入生油窗，并在中侏罗世(对应R_o=0.7%)进入大量生烃阶段，至今仍处于生油阶段.故可认为自中侏罗世(对应R_o=0.7%)以来芦草沟组烃源岩持续生烃.而大量烃类包裹体研究表明，吉木萨尔凹陷主要有两期成藏，一期在侏罗纪，包裹体均一温度在50~70 ℃；第二期是在白垩纪-古近纪，包裹体均一温度在120 ℃左右(曾军等，2005; 杨和山等，2012).

早侏罗世时期，芦草沟组致密储层处于中成岩阶段A期的早期，成岩作用主要表现为压实作用和胶结作用，岩石在逐渐致密化过程中，孔隙类型以原生孔隙为主，表现为高孔渗条件下的低熟油早期充注；中侏罗世至今，芦草沟组致密储层处于中成岩阶段A期的晚期，烃源岩持续生烃所产生的压力能够为石油在致密储层中持续充注提供持续动力，并为致密油成藏提供大量石油供应.而芦草沟组具有“源储共生”的赋存特征，大大增加了源储接触面积，保证了石油在致密储层中的有效充注.芦草沟组致密油具有持续充注的成藏特征(图 7).

图  7  吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层充注期次及成藏

Fig.  7.  Characteristics in infilling periods and oil accumulation occurred in the tight reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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4.2   渗流特征的转化与致密油运移特征

Н.àменский.(1955)研究认为，致密储层具有独特的孔隙结构和输运性质，导致在致密储层中的石油流动呈现强烈的非达西流特征.主成藏期砂岩古孔隙度的大小决定了油气是否能够充注，主成藏期砂岩古孔隙度如果大于成藏期临界孔隙度就会发生石油充注，否则不能充注.因此，恢复主成藏期砂岩的孔隙度是成藏机理研究的重要内容.基于储集层成岩作用的分段古孔隙度演化定量模拟方法可以较好地恢复地质历史中砂岩孔隙度(郭彦如等，2012)，为致密油运聚富集规律研究奠定基础.

储层致密程度与储层物性关系密切，由于影响储层渗透率的因素很多也很复杂，因此本次研究根据地史过程中孔隙度演化曲线来确定储层致密时间.本文针对芦草沟组上、下两段致密储层岩石类型，其中泥质粉(细)砂岩、白云质粉(细)砂岩和砂屑白云岩(含粉砂质白云岩)分别占储层总厚度的39%、46%和15%，建立纯泥岩、粉砂岩和云岩孔隙度演化模型，再结合储层厚度所占比例，评价出能够表征芦草沟组致密储层的孔隙度演化模型.芦草沟组致密储层(图 8)演化经历了以下过程：距今272 Ma时开始沉积，沉积初始孔隙度为52%；地层持续沉降，在距今200 Ma(三叠纪晚期)时，埋深达到1 700 m，孔隙度因为机械压实减小到17.5%；距今200~100 Ma(早白垩世末期)时，芦草沟组致密储层孔隙度进一步减小至10%，在距今100~0 Ma，芦草沟组致密储层孔隙度减小至9%.

图  8  吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层孔隙演化史

Fig.  8.  History in the evolutive process of pore system of the tight reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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综上可知，现今低渗透率致密储集层在主成藏期具有高孔高渗的特点，10%~17.5%的孔隙度远大于油气充注的临界孔隙度7%的下限.郭平等(2009)研究认为原油在孔隙度大于7%的储层中可以在浮力作用下以达西流形式运移.在油气大量充注的晚侏罗世、早白垩世中期，储集层具备高孔渗条件，油气发生多期充注.但由于受到储层非均质性作用影响，原油对水的驱替以及原油运移聚集的规律性不明显，储层中仍然有大量的水层存在，油水关系呈现复杂特征，这一特征为后续成岩作用提供了条件.进入早白垩世晚期，持续产生机械压实和胶结成岩作用，储集层不断致密化，至早白垩世末低渗透致密储集层形成.晚白垩世开始至今，地层沉降幅度不大，成岩作用停留在中成岩A期，储集层保持了早白垩世末的低渗透致密特征.

4.3   成岩-成储-成藏的阶段性演化

笔者根据成岩演化、孔隙演化、充注成藏期次等多因素的综合分析得出，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层成岩-成储-成藏过程存在耦合关系，其致密油成藏演化可分为三个阶段(图 9)：第一个阶段为早期储层中-高孔渗条件下低熟油气的充注阶段(晚三叠世之前)；第二个阶段为边致密边成藏及改变岩石表面为油润湿性阶段(晚三叠世至早白垩世末期)；第三个阶段为芦草沟组致密层中成熟油的持续充注阶段(早白垩世末期至今).前两个阶段，石油在芦草沟组储层中运移的动力主要为浮力，而阻力为毛细管力，此时动力大于阻力，石油属于达西流流动性质；第三个阶段由于油润湿性的存在，毛细管力成为了动力，石油以非达西流方式充注.

图  9  吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层成藏阶段分析

Fig.  9.  Result of analysis for the key stages of tight reservoir forming and oil accumulation of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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(1) 早期储层中/高孔渗条件下低熟油气的充注阶段(晚三叠世之前).芦草沟组致密储层处于早成岩B期时，粉砂岩颗粒间为点状接触，孔隙度和渗透率都较大，油气属于低熟油气，驱动力为浮力，符合达西定律，为正常的油气充注过程.早期充注的油气对储集层孔隙度具有建设性的作用，烃类注入储集层后，改变孔隙水的化学组成，导致孔隙水中无机离子浓度降低，并通过改变pH值或通过烃类流体部分替换孔隙水而阻碍了矿物与离子之间的质量传递，从而抑制自生矿物的形成以及矿物的交代和转化、胶结、重结晶等成岩作用过程，使深部储集层减少了自生矿物的充填，保持较好的储集性能(门相勇等，2006).

(2) 边致密边成藏及改变岩石表面为油润湿性阶段(晚三叠世至早白垩世末期).该时期烃源岩逐渐演化至成熟阶段，开始大量生排烃，古孔隙度大于致密储层孔隙度10%的上限，油气以达西流方式正常充注成藏.由于烃类侵位作用使得后期成岩过程中残余油改变储层润湿性，岩石表面性质由水润湿性倾向于油润湿性，为晚期致密储层条件下油气持续充注奠定了基础.

(3) 芦草沟组致密层中成熟油的持续充注阶段(早白垩世末期至今).在早白垩世末期至现今，芦草沟组致密储层已经形成，随着机械压实和胶结成岩作用进行，砂岩物性逐渐变差，油气充注量减少，但之前形成的油润湿性质的优势运移通道为致密储层油气继续充注提供了条件.此时，油气运移的动力为“源储共生”的烃源岩生烃增压和毛细管压力差两个方面.油润湿性使得毛细管力由阻力转化为了动力.原油的持续充注弥补了油藏长期保存的损失部分，邱振(2014)研究认为，现今致密储层内原油主要由早期充注的低熟油和后期持续充注的成熟油组成.

4.4   致密油资源评价

在致密储层特征、充注成藏机理和成藏条件分析基础上，依托中国石油第四次油气资源评价项目，笔者系统评价了吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油资源潜力，根据研究区致密油研究现状及勘探程度，优选EUR类比法、小面元容积法以及容积法开展评价工作.EUR法评价致密油资源为量11.26×10⁸ t，小面元法评价结果为12.01×10⁸ t，容积法评价结果为15.45×10⁸ t，特尔菲综合评价结果为12.40×10⁸ t.其中上甜点体致密油分布面积约为567 km²，其地质资源量约为4.45×10⁸ t，资源丰度可达78×10⁴ t/km²；下甜点体致密油分布面积约为1 095 km²，其地质资源量约为7.95×10⁸ t，资源丰度可达72.6×10⁴ t/km².上甜点B段致密油主要分布在吉木萨尔凹陷的东南部，资源丰度高值区主要分布在吉31井位置，其次为吉32井位置；下甜点E段致密油在全凹陷均有分布，资源丰度分布从南向北具有低-高-低-高波状起伏的分布规律，高值区呈东西向分布在凹陷的中南部，低值区呈东西向分布在凹陷的中北部，向东部逐渐尖灭(图 10).

图  10  吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油资源丰度分布

a.上甜点体(B段)致密油资源丰度；b.下甜点体(E段)致密油资源丰度

Fig.  10.  Characteristics of the horizontal distribution about the abundance of tight oil of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

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5.   结论

(1) 芦草沟组烃源岩自晚三叠世(对应Ro=0.5%)开始进入生油窗，并在中侏罗世(对应Ro=0.7%)进入大量生烃阶段，至今仍处于生油阶段.大量烃类包裹体研究表明，吉木萨尔凹陷主要有两期成藏，一期在侏罗纪，包裹体均一温度在50~70 ℃；第二期是在白垩纪-古近纪，包裹体均一温度在120 ℃左右.

(2) 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层成岩阶段可划分3个阶段：①早成岩A期：晚二叠世早期(260 Ma)及之前，芦草沟组有机质处于未成熟阶段，成熟度R_o小于0.35，岩石弱固结-半固结，原生粒间孔发育.②早成岩B期：晚二叠世早期至晚三叠世时期(260~220 Ma)，芦草沟组有机质处于未熟-半成熟阶段，镜质体反射率R_o为0.35%~0.5%，岩石由半固结到固结，孔隙类型以原生孔隙为主，并可见少量次生孔隙；③中成岩A期：晚三叠世至今(220~0 Ma)，芦草沟组有机质低成熟-成熟，镜质体反射率R_o为0.5%~1.3%，细砂岩颗粒间方解石充填.

(3) 油气总在动力与阻力差值最大的孔隙喉道获得突破，并进行运移成藏.芦草沟组致密油成藏明显分为三个阶段：第一个阶段为早期储层中-高孔渗条件下低熟油气的充注阶段(晚三叠世之前)；第二个阶段为边致密边成藏及改变岩石表面为油润湿性阶段(晚三叠世至早白垩世末期)，毛细管力在油润湿性环境下由运移阻力转变为运移动力，达到边致密边成藏的效果；第三个阶段为芦草沟组致密层中成熟油的持续充注阶段(早白垩世末期至今).

(4) 吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点体(B段)致密油分布面积约为567 km²，其地质资源量约为4.45×10⁸ t，资源丰度可达78×10⁴ t/km²；下甜点体(E段)致密油分布面积约为1 095 km²，其地质资源量约为7.95×10⁸ t，资源丰度可达72.6×10⁴ t/km².