准噶尔盆地博格达地区在中二叠统为半深湖—深湖沉积，广泛发育厚层黑色泥页岩、油页岩，是一套重要的烃源岩层系，具有广阔的勘探开发潜力^[1-3]。阜康断裂带已钻的奇1井、新吉参1井、准页1井及准页4井均有良好的油气显示，具有工业开采价值的油气资源约50×10⁸ t^[1]。学者在该地区已做了大量研究，汪新伟等^[4]、方世虎等^[5]对博格达山的构造演化特征进行了研究，恢复了其构造演化史；林会喜等^[6]根据阜康断裂带芦草沟组地层的埋深、盖层、断裂发育程度等情况将研究区划分为构造稳定区、凹陷区、冲断改造区和地表出露区等4类保存评价单元；郑铎^[7]和张林等^[8]对该区烃源岩进行了评价，认为博格达山前带二叠系芦草沟组发育一套丰度中等—高、有机质类型以Ⅰ—Ⅱ₁型为主的优质烃源岩，已达到成熟阶段，具有较高的生烃潜力；王越等^[9]、张逊等^[10]、徐希旺^[11]等对研究区沉积演化、储层特征等方面进行了大量的研究，但受博格达山隆起影响，该区构造条件复杂，针对芦草沟组页岩油成藏主控因素、成藏模式的研究相对较少。

继“圈闭学说”后，“连续型油气聚集”理论的提出奠定了非常规油气勘探开发的基础^[12]。页岩油作为重要的非常规油气资源，连续型聚集主要取决于优质烃源岩层、大面积储集层和源储共生等3个关键要素^[12]。通过岩心观察、地球化学分析测试、扫描电镜、铸体薄片等数据分析，对研究区芦草沟组页岩油成藏条件、成藏主控因素进行分析，明确研究区页岩油成藏模式，以期为下一步的油气勘探提供理论依据。

阜康断裂带位于准噶尔盆地东南缘博格达山北麓山前冲断带(图 1a)，呈近东西向展布，自古生代以来，受海西、印支、燕山及喜马拉雅构造运动的影响^[13]，主要经历了多个构造演化阶段^[4]。中石炭世博格达地区表现为弧后拉张阶段，形成陆内裂谷盆地，发育海相火山岩^[14]；至晚石炭世由于周缘板块的碰撞，洋盆开始闭合，博格达地区处于海相陆源裂谷盆地期，其北侧发育浅水碳酸盐岩台地^{[4, 14-15]}。早二叠世博格达地区为碰撞后伸展阶段的大陆裂谷盆地，进入海相向陆相沉积的转换阶段，发育以玄武岩、玄武—安山岩为主的双峰模式火山岩及陆相碎屑岩，表现为水进—水退的沉积过程^{[5, 10, 15]}；中二叠世为裂谷期后的伸展坳陷阶段，海水逐渐退去，主要发育湖泊、扇三角洲和辫状河三角洲等3种沉积相，沉积大量泥页岩和油页岩^{[5, 15-16]}；晚二叠世—早三叠世为小型前陆盆地阶段，西博格达裂谷后坳陷深水湖盆逐渐萎缩，西博格达山逐渐隆起，部分地区中二叠统地层发生剥蚀，沉积相逐渐转变为河流、三角洲相沉积^{[5, 10, 14]}；在晚三叠世末由于印支运动的影响，博格达山再次隆升接受强烈剥蚀；早—中侏罗世受到张性作用的影响，博格达地区表现为弱伸展盆地阶段，再次接受沉积^{[5, 10, 14]}；晚侏罗世由于燕山运动的影响，博格达地区经历了夷平(K₁)—再次隆升(K₂)—夷平(E)—急剧隆升(N₁)—加速隆升(N₂-Q)的演化阶段^{[5, 10, 14]}。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地阜康断裂带构造位置(a)及大龙口剖面二叠系芦草沟组岩性地层综合柱状图(b) Fig. 1 Structural location of Fukang fault zone(a)and stratigraphic column of Permian Lucaogou Formation in Dalongkou section(b), Junggar Basin

阜康断裂带形成于晚二叠世博格达山隆起时期，其断裂组合主要是由大型的区域性断裂如阜康断裂、三工河断裂、妖魔山断裂以及发育的伴生断裂等层间的小型断裂组合而成。这些断裂整体上为东西走向的南倾逆断裂，在博格达山前呈弧状展布^[17]，同时整个阜康断裂带还发育非常明显的叠瓦状构造^[18]。研究区在芦草沟组时期整体为咸化湖盆沉积环境，物源供给主要来自断裂带北侧的吉南古凸起和东侧的古西凸起^{[1, 9-10]}，主要发育泥页岩、云灰质粉砂岩、云灰质泥岩、粉砂岩等(图 1b)。多口钻井均显示芦草沟组油气潜力巨大，博参1井芦草沟组揭示烃源岩累计厚度为997 m，井深160~1 000 m连续见油迹，其中富含油显示层段厚度为360 m，解释油层、差油层10层共23 m；萨探1井，钻井过程油气显示活跃，在二叠系井井子沟组、芦草沟组、梧桐沟组、三叠系韭菜园组和侏罗系八道湾组均钻遇油气显示^[19]。

从准噶尔盆地阜康断裂带野外剖面及钻井采集样品46件：奇1井15件、新吉参1井8件、小龙口剖面11件、大龙口剖面12件。对46件样品进行岩石热解、TOC含量、氯仿沥青“A”测试，对23件钻井样品进行R_o测试，并从中分别挑选10件、19件进行显微组分鉴定和干酪根稳定碳同位素分析，明确了研究区烃源岩地球化学特征。

利用有机碳含量、氯仿沥青“A”和生烃潜量(S₁+S₂)等3项指标评价研究区烃源岩有机质丰度。奇1井TOC质量分数为2.09%~6.83%，平均为4.09%；氯仿沥青“A”质量分数为0.12%~0.38%，平均为0.22%；S₁+S₂值为9.78~56.51 mg/g，平均为27.88 mg/g。新吉参1井TOC质量分数为0.28%~1.44%，平均为0.74%；氯仿沥青“A”质量分数为0.03%~0.10%，平均为0.05%；S₁+ S₂值为0.38~1.52 mg/g，平均为0.65 mg/g。小龙口剖面TOC质量分数为0.79%~8.44%，平均为4.19%；氯仿沥青“A”质量分数为0.01%~0.08%，平均为0.04%；S₁+S₂值为0.29~40.63 mg/g，平均为15.97 mg/g。大龙口剖面TOC质量分数为1.23%~14.50%，平均为5.56%；氯仿沥青“A”质量分数为0.05%~0.92%，平均为0.18%；S₁+S₂值为3.83~99.81 mg/g，平均为29.11 mg/g。

对不同采样位置烃源岩的有机质丰度指标进行统计，并绘制有机碳质量分数与生烃潜量交汇图版(图 2)，根据《烃源岩地球化学标准》^[20]，奇1井TOC质量分数均大于2%，60% 的样品生烃潜量大于20 mg/g，为好—优质的烃源岩；大龙口剖面83.3% 的样品TOC质量分数大于2%，16.6% 的样品生烃潜量和50% 的样品氯仿沥青“A”均处于一般烃源岩水平，其余均在好—优质烃源岩的范围；小龙口剖面部分样品为一般—好烃源岩，其余为好—优质烃源岩；新吉参1井有机质丰度相对较差，可能因新吉参1井埋深较大，成熟度较高，残余有机质潜力较小。综上所述，研究区烃源岩TOC平均为3.65%，氯仿沥青“A”平均为0.2%，S₁ +S₂平均为18.40 mg/g，整体上可达到好—优质烃源岩的标准。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组烃源岩有机质丰度评价 Fig. 2 Evaluation of organic matter abundance of source rocks of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

HI指数与T_max交会图版常用来判断有机质类型，但受成熟度影响，常规地球化学参数可能失效，因此，对部分样品进行了显微组分测试和干酪根稳定碳同位素分析。显微组分鉴定结果显示，研究区芦草沟组烃源岩以腐泥质、壳质组为主，镜质组次之，惰质组含量较低，根据类型指数判断，主要为Ⅱ₁型干酪根，可见Ⅰ型、Ⅱ₂型干酪根(表 1)。烃源岩中的稳定碳同位素组成主要来源于原始生物母质，且不受成熟度的影响，常被用来判别有机质类型^[21]。前期研究表明，干酪根碳同位素小于-30‰为Ⅰ型有机质；-30‰~-28‰为Ⅱ₁型有机质；-28‰~-26‰为Ⅱ₂型有机质；大于-26‰为Ⅲ型有机质^[22]。研究区芦草沟组干酪根碳同位素值为-33.627‰~-29.401‰，平均为-30.910‰。综上所述，阜康断裂带的烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组干酪根显微组分鉴定及类型划分 Table 1 Identification and classification of kerogen macerals of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin 编号 岩性 φ(腐泥组)/% φ(壳质组)/% φ(镜质组)/% φ(惰质组)/% 类型指数 类型 XJC1-1 深灰色泥岩 59 28 12 1 63.3 Ⅱ1 XJC1-2 深灰色泥岩 53 32 14 1  57.7 Ⅱ1 XJC1-3 灰色泥岩 66 22 11 1 67.9 Ⅱ1 XJC1-4 深灰色泥岩 77 15 7 1 78.2 Ⅱ1 XJC1-5 深灰色泥岩 61 27 11 1 66.0 Ⅱ1 XJC1-6 灰色泥岩 69 21 9 1 71.3 Ⅱ1 XJC1-7 灰色泥岩 64 25 10 1 68.0 Ⅱ1 Q1-1 灰色泥岩 58 28 13 1 61.4 Ⅱ1 Q1-2 深灰色泥岩 7 80 12 1 37.8 Ⅱ2 Q1-3 深灰色泥岩 91 0 8 1 84.0 Ⅰ

下载CSV 表 1 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组干酪根显微组分鉴定及类型划分 Table 1 Identification and classification of kerogen macerals of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

对23件钻井样品进行镜质体反射率测试，结合热解参数T_max对研究区烃源岩成熟度进行评价。奇1井15件样品R_o值为0.76%~0.84%，平均为0.80%，处于低成熟—成熟阶段，新吉参1井8件样品R_o值为1.37%~1.41%，平均为1.39%，处于高成熟阶段(图 3a)。奇1井采样深度为2 218~2 728 m，新吉参1井采样深度为4 148.5~4 241.3 m，两井和单井之间均呈现出深度增加成熟度随之增加的趋势。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组烃源岩成熟度评价 Fig. 3 Evaluation of source rock maturity of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

新吉参1井T_max值为465.0~479.0 ℃，大于455.0 ℃，指示高成熟阶段；奇1井T_max值为431.7~444.8 ℃，60% 的样品处于低成熟阶段，40.0% 的样品处于成熟阶段，结果与R_o指标相互印证，小龙口和大龙口样品均处于低成熟—成熟阶段(图 3b)。研究区烃源岩热演化程度已经超过生烃门限，处于大规模生烃阶段(图 3c)。

综上所述，研究区芦草沟组烃源岩有机质丰度高，有机质类型为Ⅰ型、Ⅱ₁型，R_o值为0.76%~1.41%，平均为1.10%，目前已经达到生油高峰阶段，是一套好—优质的烃源岩。

对采集的样品进行X射线衍射分析、薄片观察及扫描电镜观察，对新吉参1井(8件)、大龙口(12件)的样品进行孔渗测试。

X射线衍射全岩矿物分析显示，主要矿物为石英、长石、方解石、白云石和黏土。石英质量分数为7.00%~52.94%，平均为21.95%；钾长石质量分数为0~19.16%，平均为8.00%；斜长石质量分数为0 ~48.02%，平均为18.35%；方解石质量分数为0~45.00%，平均为4.16%；白云石质量分数为3.97%~82.94%，平均为30.51%；黏土质量分数为1.91%~80.00%，平均为15.11%。结果表明，研究区芦草沟组储层岩石种类多样、矿物组分复杂、含量差异较大。其中，脆性矿物(石英、长石、碳酸盐类等)质量分数平均为82.96%，有利于后期储层压裂改造。

根据X射线衍射结果，结合铸体薄片、荧光薄片等资料分析，研究区岩石类型主要为泥页岩类、粉砂岩类和碳酸盐岩等三大类(图 4)。其中，泥页岩类主要为黏土质页岩(图 5a)，粉砂岩类可细分为粉砂岩、泥质粉砂岩、云灰质粉砂岩(图 5b—5d)，碳酸盐岩包括粉砂质云灰岩、灰云岩(图 5e—5f)。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组岩石质量分数三角图(据文献[25]修改) Ⅰ1. 黏土质页岩；Ⅰ2. 粉砂质页岩；Ⅰ3. 灰质页岩；Ⅱ. 混合质页岩；Ⅲ1. 粉砂岩；Ⅲ2. 泥质粉砂岩；Ⅲ3. 云灰质粉砂岩；Ⅳ1. 云灰岩；Ⅳ2. 泥质云灰岩；Ⅳ3. 粉砂质云灰岩。 Fig. 4 Triangular diagram rock composition of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油储层主要岩性铸体薄片 (a)灰色泥岩，泥质结构，奇1井，2 532.71 m；(b)灰色粉砂岩，粉砂质结构，新吉参1井，4 798.32 m；(c)灰色泥质粉砂岩，泥质粉砂质结构，奇1井，2 478.64 m；(d)灰色灰质粉砂岩，灰质粉砂质结构，奇1井，2 458.35 m；(e)灰色粉砂质白云岩，粉砂质微晶云质结构，新吉参1井，4 706.61 m；(f)褐灰色白云岩，泥晶结构，发育微裂缝，奇1井，2 476.57 m。 Fig. 5 Casting thin sections of main lithologies of shale oil reservoirs of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

对研究区芦草沟组岩石样品进行孔隙度、渗透率测试，新吉参1井孔隙度为0.61%~6.20%，平均为1.69%，渗透率为0.13~0.26 mD，平均为0.21 mD；大龙口剖面孔隙度为4.55%~13.67%，平均为9.03%，渗透率为0.02~0.36 mD，平均为0.16 mD；水西沟剖面孔隙度为0.20%~13.15%，平均为4.65%，渗透率为0.04~2.69 mD，平均为0.89 mD。根据储层分类评价标准^[26]，阜康断裂带芦草沟组储层孔隙度为0.20%~13.67%，平均为5.12%；渗透率为0.02~2.69 mD，平均为0.42 mD，为一套低孔—特低孔、特低渗储层。

通过岩心观察、野外剖面、铸体薄片、扫描电镜等数据分析了研究区储层空间类型及特征，研究发现，阜康断裂带芦草沟组储集空间包括裂缝和孔隙2种^[27-28]。根据成因，裂缝可划分为构造缝、层理缝和溶蚀缝。阜康断裂带断裂发育、构造复杂，产生了大量的裂缝，主要发育在断裂附近。博参1井岩心发育高角度裂缝(图 6a)，缝内充填了大量油质沥青，西大龙口剖面的样品也发育有构造缝和层理缝(图 6b)；铸体薄片、扫描电镜下也可观察到泥页岩中的层理缝(图 6c)和白云石溶蚀产生的不规则缝。在低孔—特低孔、特低渗的页岩储层中，裂缝发育起着至关重要的作用，不仅是油气渗流的通道和重要的储集空间，亦可以改善储层的物性参数^[29]；而且在压裂过程中，裂缝的发育有利于形成规模更大、连通性更好的人工裂缝体系，便于后期开发。因此裂缝的发育程度也是页岩油甜点预测的重要指标。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油储层孔隙类型 (a)泥岩，发育高角度裂缝，缝内含油，博参1井，241.11 m，岩心；(b)纹层状页岩，发育层理缝和构造裂缝，大龙口剖面，野外岩心照片；(c)泥岩，层理缝，奇1井，2 616.23 m，扫描电镜；(d)泥质粉砂岩，伊蒙混层(I/S)矿物粒间孔，奇1井，2 462.00 m，扫描电镜；(e)灰质粉砂岩，白云石(Dol)与黏土矿物之间粒间孔，大龙口剖面，扫描电镜；(f)灰质泥岩，方解石(Cal)晶间孔，新吉参1井，4 651.13 m，扫描电镜；(g)灰质粉砂岩，石英(Qtz)、绿泥石(Chl)晶间孔，新吉参1井，4 841.89 m，扫描电镜；(h)灰质泥岩，发育绿泥石(Chl)晶间孔、晶间溶孔，奇1井，2 743.29 m，扫描电镜；(i)灰质泥岩，白云石晶间溶孔，奇1井，2 724.84 m，扫描电镜；(j)泥质细砂岩，高岭石(Kao)粒间溶孔，奇1井，2 464.56 m，扫描电镜；(k)泥岩，伊蒙混层(I/S)矿物粒内溶孔，准页4井，3 084.50 m，扫描电镜；(l)泥岩，有机质孔，水西沟剖面，扫描电镜。 Fig. 6 Pore types of shale oil reservoirs of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

研究区芦草沟组岩石类型多样，发育了多种孔隙类型，包括粒间孔、晶间孔、溶蚀孔及有机质孔。粒间孔主要发育在芦二段下部的粉砂岩、云质粉砂岩中，也发育在黏土矿物间(图 6d)、白云石与黏土矿物间(图 6e)，还常存于碎屑矿物间^[10]，孔径一般为1~50 μm，具有一定的连通性。晶间孔主要发育于芦一段泥晶云岩中，包括方解石晶间孔、石英晶间孔、黏土矿物晶间孔，是研究区芦草沟组重要的储集空间。新吉参1井芦一段灰质泥岩中分布的方解石晶粒之间可见晶间孔(图 6f)，孔径为2~40 μm，该井灰质粉砂岩中可以观察到石英晶间孔(图 6g)；奇1井芦一段泥岩中的片状绿泥石间发育有黏土矿物晶间孔(图 6h)，连通性较好。研究区烃源岩已经进入生烃高峰期，生烃过程产生的有机酸对黏土矿物、白云石等进行溶蚀，产生大量溶蚀孔，包括晶间溶孔、粒内溶孔、粒间溶孔，是研究区最主要的储集空间。在奇1井灰质泥岩中，绿泥石和白云石晶体被溶蚀产生了黏土矿物晶间溶孔(图 6h)和白云石晶间溶孔(图 6i)；黏土矿物中可观察到粒间溶孔(图 6j)和粒内溶孔(图 6k)。水西沟剖面的泥岩中发育大量有机质孔(图 6l)，多呈圆状、椭圆状或串珠状，孔径一般为0.1~3.0 μm。

综上所述，研究区芦草沟组储层为一套低孔—特低孔、特低渗储层，岩石类型复杂，脆性矿物含量高，孔隙类型多样，不仅发育常规的粒间孔、晶间孔、溶蚀孔及有机质孔，在复杂的构造活动影响下还发育大量的微裂缝和高角度裂缝，高含量的脆性矿物及裂缝发育有利于后期储层的压裂增产。

优质烃源岩是页岩油成藏的关键，但形成优质页岩油还需具备一定规模的烃源岩。准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组属于咸化湖盆，研究证实，在中二叠世芦草沟组时期阜康断裂带位于湖盆中心，具有快速持续稳定的沉积条件，湖水深度大，属于半深湖—深湖沉积相，其水体环境为缺氧环境，形成了大量的页岩和暗色泥岩(图 7)^[30-31]，为阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油规模发育提供了优质烃源岩。芦草沟组整段泥页岩厚度最大可超过800 m，其岩层整体表现为北薄南厚的特征。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组泥页岩厚度分布(据文献[8]修改) Fig. 7 Thickness distribution of shale of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

前述研究显示，研究区的烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，整体上可达到好—优质烃源岩的标准，且热演化程度已经超过生烃门限，处于大规模生烃阶段，展布面积大，为页岩油成藏奠定了物质基础。

吉木萨尔油气勘探已初具成效，经过对比发现阜康断裂带芦草沟组优势岩相的岩性以白云质为主，主要成分是砂质白云岩、泥质白云岩、白云质粉砂岩、白云质泥岩^{[4, 10]}，为了明确优势储层的位置，进行优势岩性展布调查工作至关重要。研究发现，可以利用不同岩性波阻抗的差异性进行地震波阻抗反演来明确优势岩性的平面展布特征。

阜康断裂带具有与吉木萨尔凹陷相似的沉积环境和地层埋深，因此通过对吉木萨尔凹陷地区吉173、吉17等11口井的泥岩、砂岩和白云岩不同岩性的波阻抗进行统计，绘制波阻抗和电阻率交会图(图 8)，泥岩波阻抗为5 000~8 000 m/s·g/cm³，砂岩波阻抗为8 500~11 000 m/s·g/cm³，白云岩波阻抗为11 000~13 000 m/s·g/cm³。根据芦草沟组纵波阻抗与电阻率交会图，可以确定出优势岩相波阻抗大于8 900 m/s·g/cm³。通过对阜康断裂上盘波阻抗反演(图 9)，可推算出优质云质岩分布面积可达733 km²，且成片分布，连续性强，主要集中在西部地区，通过各井区波阻抗对比可知西部云质岩较发育的地区为新吉参1—博参1井区。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组波阻抗与电阻率交会图 Fig. 8 Cross plot of wave impedance and resistivity of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag, Junggar Basin

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地阜康断裂带波阻抗反演平面图 Fig. 9 Wave impedance inversion plan of Fukang fault zone, Junggar Basin

通过对阜康断裂带芦草沟组页岩油成藏条件、主控因素的分析，结合源储关系、储集层类型，可将芦草沟组页岩油藏划分为源储紧邻的夹层型页岩油藏(图 10a—10c)和源储一体的基质型页岩油藏(图 10d—10f)。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油源储关系典型剖面 Fig. 10 Typical profile of shale oil source-reservoir relationship of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

夹层型页岩油藏通常发育在前三角洲—半深湖相，岩性主要为深灰色泥岩、云灰质泥岩夹薄层粉砂岩、细砂岩，其中页岩储集空间类型以微孔隙、微裂缝为主，又可称之为泥岩夹砂岩型油藏。泥页岩中有机质所产生的烃类在压力的作用下，发生渗流作用，进行短距离运移，赋存于致密砂岩中，源岩与储层紧密相邻，属于源储紧邻型油藏，储集空间以无机矿物之间的微米级孔隙为主。研究区大龙口剖面芦一段、新吉参1井芦二段均可见该类型油藏(图 10b—10c)，泥页岩与粉砂岩、泥质粉砂岩、白云质粉砂岩互层分布，储层厚度与烃源岩相当，甚至大于烃源岩厚度，产生的油气通过短距离运输存储在粉砂岩储层。

基质型页岩油藏发育的沉积环境属于深湖相，水体较深，岩性主要为灰黑色泥岩、云灰质泥岩、泥质云灰岩、灰色白云岩，其储集空间以微裂隙、微裂缝、有机质溶孔、矿物溶孔为主，又可称之为页岩夹云岩型油藏。该类型油藏具有连续成藏的特征：碳酸盐岩分布面积大、泥质含量高；烃源岩既是生油岩、也是储层，是典型的源储一体型油藏。研究区小龙口剖面芦二段、奇1井芦一段均发现此类油藏(图 10e—10f)，泥页岩、云灰质泥岩夹薄层白云质灰岩、泥质白云岩互层分布。薄夹层厚度较小，为0.5~4.5 m，其厚度与总地层厚度比值小于30%，产生的烃类大都在烃源岩层系原位储存，少量通过微裂缝等运移至薄夹层。

同其他地区相比，除了形成源储一体型页岩油藏，研究区部分区域烃源岩与致密砂岩紧密相邻形成夹层型页岩油藏。阜康断裂带的大型逆冲构造及咸化湖盆沉积环境控制了芦草沟组泥页岩的空间展布，构造运动产生了大量构造缝，且优质云质岩较丰富，由此形成了阜康断裂带“源储紧邻的夹层型”与“源储一体的基质型”共存的页岩油富集模式(图 11)。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油成藏模式 Fig. 11 Shale oil accumulation model of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

页岩油作为重要的非常规油气资源，连续型聚集程度主要取决于优质烃源岩层、大面积储集层和源储共生等3个关键要素^[12]。在对阜康断裂带成藏条件分析的基础上，以烃源岩分布、烃源岩品质、优势储层分布为标准，优选出2个有利区(图 12)，可作为下一步勘探开发的重点区域。第1个有利区位于大龙口地区，泥页岩厚度为400~800 m，TOC质量分数为1.23%~14.50%，平均值为5.56%，S₁+ S₂值平均为29.11 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.181%，可达到优质烃源岩评价标准。同时，大龙口地区脆性矿物(石英+长石+碳酸盐类)的质量分数超过80%，断裂发育(参见图 1a)，有利于裂缝的发育，是页岩油开采的有利地区。第2个有利区位于小龙口剖面—奇1井地区，泥页岩厚度大于600 m，TOC质量分数为0.28%~8.44%，平均值为3.33%，S₁+S₂值为0.29~56.51 mg/g，平均为17.62 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.122%，可达到好—优质烃源岩评价标准。同时，该地区黏土矿物质量分数平均为7.16%，石英质量分数平均为23.05%，长石质量分数平均为37.90%，碳酸盐矿物质量分数为28.99%，脆性矿物质量分数平均值高达89.94%，综上，此区可作为下一步勘探开发重点区域。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 准噶尔盆地阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油有利区预测 注：底图为泥页岩厚度分布图；TOC等值线据文献[8]修改；云质岩分布范围据图 9修改。 Fig. 12 Prediction of favorable areas for shale oil of Permian Lucaogou Formation in Fukang fault zone, Junggar Basin

(1) 阜康断裂带二叠系芦草沟组烃源岩有机质丰度高，有机质类型主要为Ⅱ₁型，正处于成熟—高成熟阶段，为一套好—优质烃源岩。

(2) 阜康断裂带二叠系芦草沟组储层主要为一套低孔—特低孔、特低渗储层；储层岩石类型复杂，是以泥页岩、粉砂岩、碳酸盐岩为主的一套混积岩，脆性矿物含量平均值高达82.96%；不仅发育常规的粒间孔、晶间孔、溶蚀孔及有机质孔，在复杂的构造活动影响下还发育大量的微裂缝和高角度裂缝，为页岩油存储提供了储集空间。

(3) 优质源岩、优势储层的分布以及有利的源储关系控制了阜康断裂带二叠系芦草沟组页岩油富集成藏，形成了“源储紧邻的夹层型”与“源储一体的基质型”共存的页岩油富集模式；大龙口地区、小龙口—奇1井地区可作为下一步勘探开发的重点区域。