致密油和页岩油是源储共生层系中、已深入到“生油灶”内部的石油聚集^[1-3]。本文中，致密油是指储集在覆压基质空气渗透率小于或等于0.1mD（空气渗透率小于或等于1mD）的致密砂岩、致密碳酸盐岩、混积岩等储层中的石油^[4]；页岩油是指成熟烃源岩已生成并滞留在页岩地层中的石油聚集，页岩既是生油岩，又是储集岩，石油基本未运移，属原地滞留石油资源^[4]。致密油与页岩油均无明显圈闭界限，地质特征与常规石油明显不同，单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业石油产量，这些措施包括直井缝网压裂、水平井体积压裂等^[4]。目前，致密油已依靠水平井体积压裂实现规模工业开采，裂缝型页岩油及部分凝析页岩油也可进行工业开采，孔隙型页岩油是页岩油资源的主体，其工业开采的条件更严苛，仍处于探索阶段。

页岩层系内致密油、页岩油已成为继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的新热点^[1-22]。当前，全球页岩层系致密油、页岩油勘探开发的重点在北美和中国，北美已实现规模勘探开发，中国正处于工业先期探索阶段。北美海相页岩层系液态烃主要分布在泥盆系、石炭系和白垩系，寒武系、奥陶系、二叠系、侏罗系、中新统等也有分布，以古生界、中生界页岩层系为主^[9-13]；北美热演化成熟度指标R_o介于0.9%~1.5%的海相页岩分布面积大，地层展布稳定，属超压系统，以轻质油—凝析油为主，赋存丰富的可动用致密油、页岩油资源^[5-12]。中国致密油、页岩油主要赋存于湖相盆地中，广泛分布于鄂尔多斯盆地延长组、松辽盆地白垩系、准噶尔盆地二叠系、三塘湖盆地二叠系、渤海湾盆地沙河街组、柴达木盆地古近系—新近系、四川盆地侏罗系以及酒西盆地白垩系等页岩层系，以中—新生界页岩层系为主^{[2-4, 16-18]}；中国陆相页岩层系R_o多介于0.5%~1.0%，具有地层非均质性强、地层压力多变、流体品质多变等特殊性，勘探开发面临诸多挑战^[2-4]。

准噶尔盆地东部二叠系芦草沟组是中国最为古老的陆相液态烃页岩层系之一，是近海咸化湖盆混积岩沉积^[14-15]，具有源储一体、薄层叠置、厚度较大、整体含油、连续分布的典型特征，近年来针对芦草沟组页岩层系，采用水平井体积压裂等技术，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油取得重大进展，发现规模整装、连续分布的上、下两个“甜点段”^[23-25]。本文基于准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩层系实际地质资料，分析页岩层系致密油、页岩油的地质特征，研究致密油、页岩油“甜点区”分布控制因素和资源潜力，可为揭示陆相近海咸化湖盆致密油、页岩油形成分布规律提供有益借鉴。

吉木萨尔凹陷为准噶尔盆地东部隆起的二级构造，位于东部隆起的西南部，面积约为1300km²，其边界特征明显，西以西地断裂与北三台凸起相接，北以吉木萨尔断裂与沙奇凸起毗邻，南面则以三台断裂和后堡子断裂与阜康断裂带相接，向东为一个缓慢抬升的斜坡，逐渐过渡到古西凸起上。吉木萨尔凹陷现今平面构造相对简单，为半环带状单斜（图 1a），它是在中石炭统褶皱基底上发育的一个西断东超的箕状凹陷（图 1b）。吉木萨尔凹陷先后经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动。

图 1

图 1 准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷芦草沟组地质概况图 (a)芦草沟组顶面埋深等值线图；(b)东西向过井地震剖面图；(c)芦草沟组厚度等值线图

准噶尔盆地形成于海西期，早二叠世晚期，盆地南缘残存的博格达海槽开始闭合造山，形成博格达山前中二叠世早期的前陆型箕状坳陷，吉木萨尔凹陷与博格达山前凹陷、阜康凹陷水体相连，沉积了一套南厚北薄的火山—磨拉石建造。中二叠世晚期，吉木萨尔凹陷封闭，并作为一个相对独立的沉积单元接受芦草沟组（P₂l）的湖泊相沉积，成为吉木萨尔凹陷的主力烃源岩层，地层厚度一般为100~300m（图 1c）。三叠纪末期的印支运动使吉木萨尔凹陷东部的古西凸起强烈上升，造成吉木萨尔凹陷东斜坡三叠系、二叠系遭受不同程度的剥蚀，侏罗系与下伏地层不整合接触。燕山期准噶尔盆地构造活动频繁，具有强烈的振荡性，燕山运动在吉木萨尔凹陷有3幕，活动都较强烈，是吉木萨尔凹陷及周边地区的主要改造期。侏罗纪末期的燕山运动Ⅱ幕使沙奇凸起快速强烈隆升，吉木萨尔断裂强烈活动，凹陷内侏罗系遭受严重剥蚀。至白垩纪时独立的凹陷格局消失，受燕山运动Ⅲ幕的影响，吉木萨尔凹陷东南部逐渐抬升，白垩系遭受不同程度的剥蚀。新近纪—第四纪的喜马拉雅期，南北向强大挤压应力使北天山快速、大幅度隆升，并向盆地腹部冲断，阜康断裂带下盘发育类似于前陆盆地前渊的冲断型箕状凹陷，而东部的古西凸起隆升缓慢，吉木萨尔凹陷自南向北新近系和第四系整体呈楔状，地层向东逐渐减薄。

吉木萨尔凹陷自20世纪50年代勘探至今，已先后上钻预探井或评价井数十口，所钻探井基本均集中在东斜坡区，目的层以二叠系梧桐沟组(P₃wt)为主。现已陆续发现数个二叠系梧桐沟组油藏以及石炭系、侏罗系八道湾组油藏。已钻井均钻揭了二叠系芦草沟组，部分井甚至在石炭系完钻，多数井在芦草沟组见不同程度油气显示。为进一步扩大吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系勘探成果，2010年以来，陆续在该凹陷东斜坡区上钻了以梧桐沟组为主要目的层的预探井或评价井10余口，均钻至芦草沟组，各井钻揭芦草沟组厚度不等，以芦草沟组为目的层的吉23井、吉25井分别钻揭芦草沟组220m、160m（未穿），其余井以梧桐沟组为目的层，钻揭芦草沟组40~60m不等。2010年后所钻探井均在芦草沟组见不同程度油气显示，针对“上、下甜点段”致密油共钻探井26口，已试油16口，其中干井1口，含油井3口，低产油流井2口，工业油流井9口，油气显示井9口，其中2012年在“上甜点段”钻探的吉172-H水平井，初期产量为77.8t/d。最近两年新实施的2口水平井和4口直井，试验新的开发方式，获得了重大进展，推动了规模储量发现。二叠系芦草沟组页岩层系突破的关键是实施了水平井钻探、细分段体积压裂等地层改造措施，揭示了芦草沟组致密油、页岩油良好的发展前景。

吉木萨尔凹陷芦草沟组形成于残留海封闭后的咸化湖盆沉积环境，为一套岩性较细的浅湖—深湖相沉积^[14-18]。受构造、气候、沉积物供给等因素影响，芦草沟组沉积时期湖盆处于深水、浅水不断变换的环境，在吉木萨尔凹陷内形成广泛发育的泥晶白云岩、粉砂岩和混积岩。吉木萨尔凹陷芦草沟组与下伏井井子沟组及上覆梧桐沟组均呈不整合接触关系，湖盆北部地区遭受强烈剥蚀，上部地层剥蚀殆尽。整体上，随着陆源输入的周期变化，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组具有2.5个三级旋回，进一步根据测井响应特征、有机质丰度与孔隙度，可以划分成6个地层单元（图 2）。

图 2

图 2 吉木萨尔凹陷J174井芦草沟组测井解释综合柱状图

依据古生物、特征矿物、元素地球化学特征并结合古地理背景分析，准噶尔盆地东部为陆缘近海湖泊环境，间歇性的海水注入使湖水迅速咸化造成非海相生物群体死亡，利于生物有机质富集而形成优质烃源岩和油页岩。

P₂l₆对应第一个三级旋回的低位体系域，该阶段水体盐度较低，气候温暖，生产力较低，整体为浅湖相沉积，主要发育灰质泥岩，TOC较低。

P₂l₅对应第一个三级旋回的湖侵+高位体系域早期，以浅湖相为主，气温明显升高，水体分层加强，有机质保存条件改善，TOC较高，主体为白云质泥岩，夹泥质粉砂岩和泥页岩。凹陷北部发育小型浅水三角洲，西南部和东南部发育较大面积白云质粉砂岩。该阶段水体盐度明显升高，气候炎热，生产力较高，水体略微加深（图 3）。

图 3

图 3 吉木萨尔凹陷P2l5沉积相图

P₂l₄对应第一个三级旋回的高位体系域中后期，属于三角洲建设沉积，主体发育泥质粉砂岩，孔隙度较高。该阶段气候炎热，水体加深，水体盐度有所降低，可能与海水活动的减弱有关。

P₂l₃对应第二个三级旋回的湖侵体系域，该阶段水体进一步加深，低位体系域已不明显，地层主要为泥页岩、白云质泥岩，夹泥质粉砂岩，TOC较低，可能由陆源稀释作用造成，该阶段气温开始降低，转为温暖多雨的气候，盐度进一步降低。凹陷南部保留小范围浅水三角洲砂岩沉积，北部、西南部和东南部出现大范围半深湖—深湖相沉积。

P₂l₂对应第二个三级旋回的高位体系域，水体继续加深，凹陷以半深湖沉积为主，深湖相范围进一步扩大，主体沉积为泥页岩、白云质泥岩，夹泥质粉砂岩，TOC较高。凹陷东北部和西南部发育小范围三角洲砂岩和白云质粉砂岩。该阶段气候已经完全转为温暖，盐度降低到微咸水程度，生产力很高。

P₂l₁对应最后半个三级旋回，属于湖侵体系域，该阶段水体进一步加深，凹陷以半深湖—深湖相沉积为主，发育大套黑色泥页岩，夹白云岩、石灰岩和泥质粉砂岩，TOC较高，孔隙度较高。该沉积期气候重新转为炎热，盐度也明显升高，推测可能受到海水的影响，凹陷所在区域由于后期抬升遭受严重剥蚀，P₂l₁只在凹陷中心有保留。

二叠系芦草沟组为吉木萨尔凹陷最主要的烃源岩，目前已钻探井大多钻遇该套烃源岩，岩性主要为一套灰黑色泥岩、白云质泥岩，其生油岩厚度大、面积广，厚度大于200m的有利区面积达800km²。干酪根碳同位素值主要分布在-28‰~-24‰之间，以Ⅱ型为主。泥页岩及有机碳含量大于1.5%的碳酸盐岩有机质主要以藻类、腐泥组及壳质组为主，镜质组和惰质组相对较少，有机质类型较好；砂质岩类及有机碳含量小于1.5%的碳酸盐岩中有机质主要以镜质组和惰质组为主，有机质类型较差。

吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩烃指数大多大于350mg/g，有机质类型以Ⅱ型为主。芦草沟组烃源岩主要处于成熟阶段，R_o主体介于0.6%~1.1%，R_o值自东向西增加。热演化史模拟显示，芦草沟组在侏罗纪末期开始进入生油阶段，白垩纪—现今逐步进入生油、排油高峰期。对于凹陷中部的芦草沟组，三叠纪末期埋深达低成熟油气生排烃门限，侏罗纪末为低成熟油主要生排烃期，白垩纪—古近纪处于成熟油排烃高峰（图 4）。目前勘探结果发现，埋藏较浅的原油成熟度相对较低，埋藏相对深的原油成熟度较高，油质相对较好，表明越靠近凹陷中部，油气充注量越大。

图 4

图 4 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组埋藏史、热演化史图

沉积相研究表明，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组物源主要来自周边的古隆起。芦草沟组为一套岩性较细的浅湖—深湖相沉积，整体上表现为一湖侵过程，岩性上细下粗，在凹陷西南部靠近西地断裂处埋深最大，向东、东北和西北方向逐渐抬高。整个凹陷芦草沟组呈南厚北薄、西厚东薄的趋势，平均厚度约为200~350m，最大厚度可达500m。

吉木萨尔凹陷东斜坡区二叠系芦草沟组储层普遍致密，局部发育溶孔型与裂缝型两类较好储层，储集物性与岩性及溶蚀、裂缝发育程度有关。利用岩心、岩石薄片、常规测井、成像测井和核磁共振测井资料，对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组岩性进行识别和定名，建立岩性识别图版。芦草沟组主要发育5种岩石类型：碳酸盐质泥岩、硅质泥岩、碳酸盐岩、碳酸盐质砂岩、硅质砂岩（图 5）。其中碳酸盐质泥岩包括白云质泥岩和灰质泥岩，都以纹层结构为主要特征，有机碳含量较高；碳酸盐岩包括白云岩和石灰岩，石灰岩较少，白云岩通常为块状构造；碳酸盐质砂岩包括白云质砂岩和灰质砂岩，灰质砂岩较少，白云质砂岩主要为块状构造，物性较好；硅质泥岩和硅质砂岩都以块状构造为主。从矿物三角图可以看出，5种岩石类型的黏土矿物含量都较低。硅质砂岩和碳酸盐质砂岩的长石和石英含量较高，是有利的致密油潜在储层；碳酸盐质泥岩的碳酸盐矿物和黏土矿物含量相对较高，且有机质丰富，是有利的页岩油潜在储层。

图 5

图 5 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组烃源岩岩石类型图

吉木萨尔凹陷芦草沟组5种主要岩石类型纵向上交错分布，物性较差，孔隙度介于2%~22%，主体小于10%，空气渗透率介于0.0001~20mD（图 6）。碳酸盐质泥岩孔隙度介于1.5%~12.6%，主体小于8%，空气渗透率主体小于0.1mD，主要发育黏土矿物粒内孔，连通孔喉直径主体介于7~100nm。硅质泥岩孔隙度介于1.4%~10.0%，主体小于8%，空气渗透率主体小于0.1mD，主要发育黏土矿物粒内孔，连通孔喉直径主体介于7~75nm。碳酸盐岩孔隙度介于1.3%~22.3%，主体小于15%，空气渗透率主体小于0.1mD，粒间孔、粒内溶蚀孔较发育，连通孔喉直径主体介于25~140nm。碳酸盐质砂岩孔隙度介于1.4%~18.4%，主体小于15%，空气渗透率主体小于0.1mD，粒间孔、粒内溶蚀孔较发育，连通孔喉直径主体介于18~650nm。硅质砂岩孔隙度介于1.9%~17.0%，主体小于15%，空气渗透率主体小于0.1mD，粒间孔、粒内原生孔较发育，连通孔喉直径主体介于178~2900nm。总体看，有利储层排序为碳酸盐质砂岩、硅质砂岩、碳酸盐岩、碳酸盐质泥岩、硅质泥岩。

图 6

图 6 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组物性交会图

吉木萨尔凹陷芦草沟组11个地面原油样品分析，原油密度介于0.8824~0.9256g/cm³，平均为0.8971g/cm³；50℃黏度为55.2~551.8mPa·s，平均为165.2mPa·s；凝固点介于4~36℃，平均为18.5℃。相对而言，上部系统原油密度低，平均为0.8882g/cm³，50℃黏度平均为73.26mPa·s，凝固点高，平均为24.85℃，原油抽提组分饱和烃含量高；下部系统原油密度高，平均为0.9127g/cm³，50℃黏度平均为326.12mPa·s，凝固点高，平均为7.5℃，原油抽提组分芳香烃含量高。芦草沟组致密油藏原油性质偏重的原因，并非生物降解作用所致，主要是由低—中等的热演化程度、藻质体和无定形体为主的烃源岩母质类型及源储一体近距离运移的成藏模式造成的^[26-27]。

吉木萨尔凹陷芦草沟组赋存丰富的致密油、页岩油资源，资源规模主要受烃源岩成熟度、富有机质页岩厚度、高孔隙度致密储层厚度等控制。

致密油、页岩油含油资源量（G_o）采用容积法计算，公式为：

式中  A——面积，m²；

H——高度，m；

ϕ——有效孔隙度，%；

S_o——含油饱和度，%；

B_o——体积膨胀系数，取值为1。

芦草沟组各层致密油、页岩油主要资源评价参数及结果见表 1。

表 1

表 1 芦草沟组各分层致密油、页岩油主要地质参数及资源量计算结果 地层 资源类型 厚度/m 孔隙度/% 含油饱和度/% 面积/km2 技术可采资源量/ 108t 备注 P2l1 致密油 $ \frac{{0 \sim {{140}^*}}}{{50}} $ $ \frac{{1 \sim 21}}{8} $ $ \frac{{5 \sim 93}}{{62}} $ 600 0.43 上甜点段 P2l2 页岩油 $ \frac{{0 \sim 60}}{{40}} $ $ \frac{{1 \sim 14}}{6} $ $ \frac{{7 \sim 96}}{{66}} $ 1100 0.51 P2l3 致密油 $\frac{{0 \sim 75}}{{43}} $ $ \frac{{2 \sim 12}}{7} $ $ \frac{{19 \sim 86}}{{55}}$ 1100 0.21 P2l4 致密油 $ \frac{{0 \sim 53}}{{28}}$ $ \frac{{3 \sim 16}}{9} $ $ \frac{{6 \sim 86}}{{63}} $ 1100 0.15 下甜点段 P2l5 页岩油 $ \frac{{0 \sim 97}}{{53}} $ $ \frac{{1 \sim 15}}{7} $ $\frac{{9 \sim 97}}{{69}} $ 1100 0.59 P2l6 致密油 $ \frac{{0 \sim 37}}{{22}} $ $ \frac{{2 \sim 11}}{6} $ $ \frac{{7 \sim 82}}{{55}} $ 1100 0.12 总计 — — — — 2.01 *$ \frac{{最小值 \sim 最大值}}{平均值}。$

表 1 芦草沟组各分层致密油、页岩油主要地质参数及资源量计算结果

垂向上，吉木萨尔凹陷致密油主要有两个主力段，上段以P₂l₁为主（“上甜点段”），下段以P₂l₄为主（“下甜点段”）。若按照5%的采收率计算，吉木萨尔凹陷致密油技术可采资源量约0.91×10⁸t，其中“上甜点段”为0.43×10⁸m³，“下甜点段”为0.15×10⁸t（表 1）。

平面上，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油资源丰度最大为14.0m³/m²，主要分布在J32井附近埋深3500m上下的凹陷中心部位，全区致密油资源丰度平均为1.7m³/m²，其中“下甜点段”很高，平均达到1.3m³/m²。

垂向上，吉木萨尔凹陷页岩油也主要有两个主力段，上段以P₂l₂为主（“上甜点段”），下段以P₂l₅为主（“下甜点段”）。若按照3%的采收率计算，吉木萨尔凹陷页岩油技术可采资源量约为1.10×10⁸t，其中“上甜点段”为0.51×10⁸m³，“下甜点段”为0.59×10⁸t（表 1）。

平面上，吉木萨尔凹陷芦草沟组上部（P₂l₂）页岩油资源丰度最大为3.1m³/m²，位于深部J32井以西4300~4500m，全区页岩油资源丰度平均为0.5m³/m²，凹陷中部丰度相对较高；芦草沟组下部（P₂l₅）页岩油资源丰度最大为3.8m³/m²，全区页岩油资源丰度平均为0.8m³/m²，高丰度位于凹陷中部。

综合评价吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、页岩油资源分布：芦草沟组“上甜点段”集中分布在凹陷中部J015井—J174井—J30井一线（图 7）；芦草沟组“下甜点段”在凹陷自东南向西，大面积连续分布（图 8）。

图 7

图 7 吉木萨尔凹陷芦草沟组“上甜点段”致密油、页岩油资源丰度 Ⅰ类区资源丰度大于2.5m3/m2；Ⅱ类区资源丰度为1.25~2.5m3/m2

图 8

图 8 吉木萨尔凹陷芦草沟组“下甜点段”致密油、页岩油资源丰度 Ⅰ类区资源丰度大于3.0m3/m2；Ⅱ类区资源丰度为1.5~3.0m3/m2

(1）吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩层系为近海湖盆富有机质沉积，发育上、下两个含油系统，具有源储一体、薄层叠置、厚度较大、整体含油、连续分布特征。烃源岩主要发育在P₂l₂和P₂l₅，岩性主要为碳酸盐质泥岩和硅质泥岩，有机碳含量多大于4%，Ⅱ型干酪根为主，R_o介于0.6%~1.1%，具规模生烃能力；储层普遍较致密，岩性主要为碳酸盐岩、碳酸盐质砂岩、硅质砂岩，孔隙度主体介于6%~12%，空气渗透率小于0.1mD，连通孔喉直径主体介于几十至几百纳米，具规模储油能力；页岩层系以常压—弱超压为主，流体流动性较差。

(2）经评价，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油、页岩油资源丰富，致密油技术可采资源量为0.91×10⁸t，致密油“甜点区”主要分布于凹陷中部；页岩油技术可采资源量为1.10×10⁸t，页岩油“甜点区”也主要分布于凹陷中部。

本文撰写过程中得到了邹才能、胡素云、刘玉章、莫伟坚、员争荣、翁定为、赵忠英、张昕、余杰、钟理理、Simon Falser、邵雨、雷德文、贾希玉等领导和专家的大力支持和帮助，在此一并致谢！