吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油是我国咸化湖盆混积型页岩油的典型代表，在历经十余年的曲折探索历程后，业已实现技术、产量、效益突破，在步入规模开发阶段的同时，呈现出广阔的持续勘探前景与开发潜力^[1-3]。鉴于芦草沟组细粒混积层系具备上、下两套相对独立的含油气系统，源储一体，满凹含油，确立“三源”（陆源碎屑、内源化学、火山物质）混积页岩油的地质“甜点”分类评价标准、实现“甜点”空间分布的精准预测成为落实有利建产区的迫切需求和首要任务^[4-6]。

受岩石组构以及后期成岩演化的综合影响，混积页岩油储层多尺度多成因孔隙类型多样，孔径分布尺度大，储集性能的影响机制复杂^[7-10]，各类型孔隙在不同孔径区间内占比差异显著，致使页岩油储层孔隙结构特征非均质性极强^[11-14]。深入理解不同岩相储层差异及成岩演化制约下微观孔—缝系统形成演化过程，对混积页岩油储层储集能力、原油可动性评价至关重要^[14-20]。然而，针对吉木萨尔凹陷芦草沟组成岩相类型判识研究相对薄弱，制约了对混积页岩油层系成岩—成储机制和微观富油效应的认识^[21-22]。

本文借助铸体薄片、扫描电镜、能谱扫描等直观观测手段结合高压压汞和氮气吸附等间接表征手段对研究区芦草沟组不同成岩相孔隙结构特征进行研究，着重探讨差异成岩作用下储层孔隙类型、孔径分布特征及孔隙结构非均质性特征。以成岩相类型为抓手，明确不同成岩相的微观储集空间非均质性特征，揭示混积页岩油储层差异化成岩—成储机理和“甜点”储层成因机制。研究成果有助于丰富咸化湖盆混积页岩油富集成藏理论内涵，服务于吉木萨尔凹陷页岩油建产区高效勘探开发。

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东南部^[15]，东部与古西凸起毗邻，西部与北三台凸起接壤，南部受控于阜康断裂带，北部则与沙奇凸起相接（图 1）。总面积约为1278km²，整体为一个西断东超的箕状凹陷^[14]。吉木萨尔凹陷是在中石炭统基底上形成的多旋回沉积盆地，在经历多期构造运动作用下形成了现今的构造格局。第一期为海西运动期，海西运动始于中石炭世，一直持续到二叠纪晚期，这一阶段断裂活动强烈，属于裂谷—断陷盆地阶段。晚石炭世至二叠纪（300—250Ma），准噶尔盆地经历了强烈的构造活动，引发了剧烈的火山运动。第二期为印支—燕山运动Ⅱ幕运动期，印支运动始于三叠纪，一直延续到侏罗纪晚期。经历上一阶段的构造演化，盆地断裂活动逐渐平息，但断层仍是控制盆地沉积的主要因素，属于断—坳转换期。第三期为燕山运动Ⅲ幕期，燕山运动始于侏罗纪，止于古近纪，盆地内断裂活动落下帷幕，盆地演化进入坳陷期。第四期为喜马拉雅期，喜马拉雅运动始于新近纪，为再生前陆盆地阶段^[16]。

图 1

图 1 研究区区域构造位置及地层发育特征图 Fig. 1 Regional structural location and stratigraphic characteristics in the study area （a）吉木萨尔凹陷构造位置；（b）吉木萨尔凹陷芦草沟组地层发育特征

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是咸化湖背景下沉积的多源细粒混积岩。芦草沟组沉积过程中水体旋回变化频繁，常发育砂泥薄互层。岩石组分以机械沉积的陆源碎屑和化学沉积作用形成的碳酸盐类为主，研究区芦草沟组岩石类型多样。前人将芦草沟组整体划分为上下两部分，芦二段（P₂l₂）沉积期水体较深，沉积了以云质泥岩、云质粉砂岩、泥质粉砂岩和白云岩为主的岩层。芦一段（P₂l₁）沉积期水体再次变深，因此主要发育泥岩、粉砂质泥岩和云质泥岩等细粒岩石，内部夹少量泥质粉砂岩层。

依据全岩矿物分析，研究区芦草沟组混积页岩油储层岩石矿物成分多样，且样品间矿物成分组成具有较大差异。本研究遵循均匀分布的原则，共采集了21块样品进行了矿物学分析。整体以长石、石英、碳酸盐矿物为主，并含少量黄铁矿，个别样品菱铁矿和菱镁矿含量较高。研究区芦草沟组含有大量长石，平均为17.7%，以斜长石为主。长石颗粒主要源于物源区的陆源碎屑，少部分存在于火山碎屑中。白云石含量在不同样品间呈现明显差异，最高可达69%（图 2），而部分样品存在不含白云石的情况，这反映了碳酸盐矿物含量的非均质性。石英颗粒主要是由物源区母岩搬运而来，少部分是成岩过程中形成的自生石英，样品间含量参差，含量介于4.6%~42.6%。黏土矿物含量整体偏低，为0~23.1%，平均含量为6.6%。黏土矿物类型多样，整体看来，伊利石含量居于首位，伊/蒙混层次之，两者呈现此消彼长的态势，平均含量为20.7%。此外芦草沟组也普遍发育绿泥石和绿/蒙混层。

图 2

图 2 吉木萨尔凹陷芦草沟组混积页岩油储层全岩矿物组成图 Fig. 2 Bulk rock mineral composition of diamictic shale oil reservoir in Lucaogou Formation in Jimsar Sag

芦草沟组为多物源控制下的混积岩，因此矿物组分多样、含量差异明显。这导致矿物以不同含量、不同类别自由组合形成的岩相类型多，研究区芦草沟组发育的主要岩相有以下6种：

（1）长英质粉砂岩，多发育于水动力相对较强的浅水区，岩心上常见波浪作用下形成的槽状交错层理（图 3a）。其中长石含量较高，石英平均含量次之。碳酸盐类以方解石为主，黏土几乎不发育（图 3b）。长石颗粒单偏光下表面污浊（图 3b）。其中长英质矿物含量超过75%，碳酸盐矿物和黏土矿物含量小于25%。

图 3

图 3 吉木萨尔凹陷芦草沟组主要岩相类型及特征图 Fig. 3 Main lithofacies types and characteristics in Lucaogou Formation in Jimsar Sag （a）长英质粉砂岩岩心；（b）长英质粉砂岩单偏光下发育特征；（c, d）岩屑云质粉砂岩岩心；（e）岩屑云质粉砂岩单偏光下发育特征；（f）云质粉砂岩岩心；（g）云质粉砂岩单偏光下发育特征；（h）砂屑云岩岩心；（i）砂屑云岩单偏光下发育特征；（j）泥晶云岩岩心；（k）泥晶云岩单偏光下发育特征；（l）云质黏土岩岩心；（m）云质黏土岩单偏光下发育特征

（2）岩屑云质粉砂岩，砂屑主要为长石、石英，中粒状，粒度在0.25~0.5mm之间，含量小于25%。与云质粉砂岩相比，砂屑含量较多。岩心可见水平波状层理和小型交错层理（图 3c、d）。铸体薄片观察发现，岩石粒度较粗，砂屑、白云石与长英质杂乱分布，发育溶蚀孔与粒间孔（图 3e）。其中长英质矿物含量超过50%，黏土矿物含量小于25%。

（3）云质粉砂岩，同样属于过渡性岩相，矿物组分与（砂屑）云质粉砂岩大致相似。可观察到小型交错层理和浪成波状层理（图 3f）。通常发育于泥岩夹层内，形成明显的明暗相间条纹（图 3g）。夹持于泥岩条带间的云质粉砂岩通常溶蚀孔隙发育，是酸性流体在粉砂岩层中流动溶蚀易溶组分的结果^{[12, 23]}。

（4）砂屑云岩，岩石粒度较细，发育平行层理（图 3h）。砂屑云岩成分相对单一，以白云石为主，石英与长石含量次之，分别为13.5%和13.8%。铸体薄片观察发现砂屑团块间被亮晶白云石胶结。孔隙空间发育较差（图 3i）。

（5）泥晶云岩，成分单一，白云石含量超过70%，石英、长石及方解石含量之和大约为17%。岩心观察泥晶云岩常呈块状层理（图 3j）。铸体薄片观察粒度较细，部分样品方解石胶结较为强烈（图 3k）。无明显可见孔，不利于油气储存。碳酸盐矿物含量超过50%，黏土矿物含量小于25%。

（6）云质黏土岩，岩心整体呈灰黑色块状（图 3l）。铸体薄片显示内部层理发育，压实程度大，见缝合线接触（图 3m）。碳酸盐矿物含量超过50%，黏土矿物含量在15%~50%之间。

本文借助铸体薄片、FE-SEM等直观观测手段和XRD矿物分析等间接手段，对研究区芦草沟组成岩作用类型进行识别，并结合前人研究成果及目的层环境等综合阐释成岩作用的动力机制、矿物转化等。

压实作用是造成研究区芦草沟组储层减孔的重要原因。受矿物组分影响，不同岩相压实作用程度存在差别。泥晶云岩压实作用强烈，可见明显缝合线（图 4a）。长英（粉砂）岩、（砂屑）云质粉砂岩和云质粉砂岩，因内部长石、石英和白云石等脆性矿物含量较高，抗压实能力强，颗粒间呈线接触—凹凸接触，塑性矿物在压实作用过程中受力弯曲变形（图 4b—d），整体表现为中等—较强压实^[16]。

图 4

图 4 吉木萨尔凹陷芦草沟组混积页岩油储层压实作用特征图 Fig. 4 Compaction characteristics of diamictic shale oil reservoir in Lucaogou Formation in Jimsar Sag （a）J13-2井，3023.20m，泥晶云岩，缝合线；（b）J25-12井，3485.21m，长英（粉砂）岩，颗粒间呈线接触—凹凸接触；（c）J13-2井，3331.70m，云质粉砂岩，颗粒间呈线接触；（d）J05-2井，3122.14m，砂屑云质粉砂岩，塑性颗粒压实变形

芦草沟组处于酸碱交替的成岩环境，弱碱性—碱性的成岩环境易于碳酸盐矿物的沉淀^[19]。根据XRD分析以及镜下观察发现，方解石、白云石和铁白云石是主要的碳酸盐胶结物类型。方解石胶结物含量为1%~35%，平均含量为8.65%（图 5a)，方解石胶结在云质粉砂岩中最为发育，泥晶云岩中较发育（图 5b），除以孔隙充填形式胶结碎屑颗粒外，还可见交代长石颗粒（图 5b）。白云石扫描电镜下呈半自形—自形（图 5c），铁白云石和（含）铁白云石胶结物大量出现（图 5c、d）。

图 5

图 5 吉木萨尔凹陷芦草沟组混积页岩油储层碳酸盐胶结作用特征图 Fig. 5 Carbonate cementation characteristics of diamictic shale oil reservoir in Lucaogou Formation in Jimsar Sag （a）芦草沟组碳酸盐胶结物含量统计图；（b）J10025井，3541.72m，云质粉砂岩，方解石孔隙式胶结，单偏光；（c）J10016井，3319.22m，砂屑云岩，白云石胶结；（d）对应（c）中白云石部位能谱特征

石英次生加大在所有岩相中均有发育，泥晶云岩和砂屑云岩中发育较少。可见加大边发育较差，仅沿石英与其他矿物颗粒的狭小边缘生长（图 6a—d），对储层储集能力的下降影响相对较小。整个成岩过程中只发生了一期硅质胶结作用^[16], 因此只发育窄的次生加大边^[25-26]。

图 6

图 6 吉木萨尔凹陷芦草沟组混积页岩油储层胶结作用特征图 Fig. 6 Cementation characteristics of diamictic shale oil reservoir in Lucaogou Formation in Jimsar Sag （a）J10025井，3651.98m，粒间充填的黏土矿物；（b）J10025井，3541.72m，绿泥石胶结；（c）J10012井，2927.9m，云质粉砂岩，石英次生加大；（d）J10025井，3651.98m，粒间充填的黏土矿物；（e）J10025井，3541.72m，绿泥石胶结；（f）J10014井，3390.37m，片状绿泥石；（g）J23井，2319.3m，球状绿泥石；（h）J301井，2698.07m，蠕虫状高岭石；（i）J23井，2203.61m，蠕虫状高岭石

混积页岩油储层黏土矿物类型丰富，矿物颗粒间可见黏土矿物充填，并伴随发育黏土矿物层间缝（图 6d）。绿泥石胶结是主要黏土胶结类型，从胶结方式来看，绿泥石以薄膜形态附着于碎屑颗粒表面，即绿泥石膜；还以块状形态呈孔隙式胶结（图 6h、i），有片状和绒球状两种形状（图 6f、g）。研究区高岭石或与丝片状伊利石共生或单独胶结（图 6e、f）。

溶蚀作用是页岩油储层储集性能改善的关键。研究区芦草沟组以长石溶蚀最为常见，长石在酸性流体作用下，部分溶蚀形成粒内溶孔或全部溶蚀形成溶模孔（图 7a、c、d）。同时，部分溶孔内见短柱状自生钠长石，少量溶蚀孔被原油充填，说明长石先后发生两期溶蚀作用。凝灰质组分的溶蚀与有机质成熟过程中排出的有机酸密切相关^[23]（图 7b）。研究区芦草沟组砂屑云岩中可见白云石溶蚀形成的溶蚀晶间孔（图 7f）。当孔隙流体达到更高的酸性时^[19]，白云石才会溶蚀，因此研究区芦草沟组白云石溶蚀作用较为罕见。石英颗粒边缘呈港湾状溶蚀(图 7e）^[24-25]。

图 7

图 7 吉木萨尔凹陷芦草沟组溶蚀作用特征图 Fig. 7 Dissolution characteristics of Lucaogou Formation shale in Jimsar Sag （a）J10025井，3583.47m，长石颗粒几乎被完全溶蚀；（b）J10025井，3583.47m，凝灰质溶蚀形成溶蚀孔隙；（c）J10025井，3572.9m，钾长石定向溶蚀形成粒内溶孔；（d）对应（c）中钾长石部位能谱特征；（e）J10025井，3583.47m，石英颗粒边缘呈港湾状溶蚀；（f）J10012井，3179.93m，白云石溶蚀形成的溶蚀孔

综合运用XRD、铸体薄片和扫描电镜等多种方法，以关键成岩作用类型及其特征组构为依据，将研究区芦草沟组混积页岩油储层划分5类成岩相（表 1）。

表 1

表 1 吉木萨尔凹陷芦草沟组成岩相类型及成岩作用特征表 Table 1 Diagenetic facies and diagenesis characteristics Lucaogou Formation shale in Jimsar Sag 成岩相类型 凝灰质长石溶蚀相 混合胶结溶蚀相 绿泥石薄膜相 碳酸盐胶结相 混合胶结致密相 岩石类型 长英(粉砂)岩、云质粉砂岩、(砂屑)云质粉砂岩 长英(粉砂)岩、云质粉砂岩、(砂屑)云质粉砂岩、砂屑云岩 云质粉砂岩、(砂屑)云质粉砂岩 砂屑云岩、泥晶云岩 云质粉砂岩、(砂屑)云质粉砂岩、云质黏土岩 主要成岩作用 压实作用、长石溶蚀、凝灰质溶蚀 压实作用、长石溶蚀、方解石胶结、绿泥石胶结 压实作用、绿泥石胶结 压实作用、方解石胶结、白云石胶结、铁白云石胶结 压实作用、伊/蒙混层、石英次生加大、方解石胶结 次要成岩作用 石英次生加大、方解石胶结、自生钠长石 石英次生加大、自生钠长石、白云石胶结、铁白云石胶结、伊/蒙混层胶结 石英次生加大、伊/蒙混层胶结、长石溶蚀 伊/蒙混层胶结、黄铁矿胶结、碳酸盐溶蚀 白云石胶结、黄铁矿胶结 颗粒接触关系 线接触 线接触 线接触 凹凸—线接触 凹凸—线接触 铸体薄片特征

表 1 吉木萨尔凹陷芦草沟组成岩相类型及成岩作用特征表 Table 1 Diagenetic facies and diagenesis characteristics Lucaogou Formation shale in Jimsar Sag

凝灰质长石溶蚀相在整个成岩过程中以长石、凝灰质溶蚀作用为主，胶结作用较弱，极少见方解石胶结、交代作用，石英次生加大普遍存在（表 1）。多发育于长英（粉砂）岩、云质粉砂岩和（砂屑）云质粉砂岩中，后期的溶蚀作用使得储层质量得到极大提高，是吉木萨尔凹陷芦草沟组最为有利的成岩相。

芦草沟组矿物组分多样，又呈酸碱交替的成岩环境，使得过渡类岩相的成岩过程极为复杂。混合胶结溶蚀相是胶结与溶蚀共存的一类成岩相，通过扫描电镜观测和铸体薄片鉴定表明，胶结作用以方解石胶结为主，颗粒边缘绿泥石膜也相对发育，并伴有普遍存在的较窄的石英次生加大边（表 1）。但由于内部长石、凝灰质等易溶组分相对较多，内部溶蚀作用也较为强烈（表 1）。混合胶结溶蚀相主要发育在云质粉砂岩和（砂屑）云质粉砂岩等过渡类岩相储层中。因此，混合胶结溶蚀相也是研究区芦草沟组有利的成岩相。

绿泥石薄膜相以绿泥石胶结作用为主，长石溶蚀为辅，兼有少量硅质胶结（表 1）。通过结合FE-SEM和铸体薄片鉴定表明，芦草沟组混积页岩油储层中绿泥石薄膜有利于储层原生孔隙的保存。绿泥石薄膜粒间孔主要发育于云质粉砂岩和（砂屑）云质粉砂岩为主的层段，储集空间较前两种成岩相相比相对有限。绿泥石薄膜相的储集空间以残余粒间孔为主（图 6g），发育少量长石溶蚀孔，绿泥石通常呈不规则片状附着于颗粒表面，一定程度上抵抗压实作用对储层的破坏，使得储层保留了小部分原生粒间孔，是研究区芦草沟组较为有利的成岩相。

碳酸盐胶结相以方解石、白云石和铁白云石等碳酸盐胶结作用为主，胶结程度较高，充填于白云石晶体间的伊/蒙混层进一步减少孔隙空间，因此储层孔隙不发育（表 1）。同时，偶见黄铁矿与黏土矿物相伴生充填白云石晶间孔。与前三种成岩相相比，碳酸盐胶结相受压实作用明显增强，出现明显的缝合线。仅极少部分白云石发生溶蚀形成溶蚀孔。碳酸盐胶结相主要发育于砂屑云岩和泥晶云岩中，孔隙相对欠发育，通常不作为研究区芦草沟组的有利储层。

混合胶结致密相多发育于云质黏土岩中，少部分发育在云质粉砂岩和（砂屑）云质粉砂岩中。混合胶结致密相黏土矿物含量高。铸体薄片下未见可见孔，扫描电镜下纳米级孔隙同样不发育（表 1）。因此，混合胶结致密相发育层段在研究区芦草沟组通常不作为有利储层，而以隔、夹层的形式存在。

凝灰质长石溶蚀相和混合胶结溶蚀相中，小于20nm的孔隙不发育，20~1000nm的孔隙提供了大部分孔体积，50~500nm的孔隙提供大部分比表面积。绿泥石薄膜相、碳酸盐胶结相和混合胶结致密相中，0~100nm孔径的孔隙贡献了超90%的孔体积，比表面积则主要由孔径介于0~10nm的孔隙提供（图 8）。

图 8

图 8 吉木萨尔凹陷芦草沟组不同成岩相高压压汞曲线及孔径分布特征图 Fig. 8 High pressure mercury injection curve and pore size distribution characteristics of various diagenetic facies of Lucaogou Formation shale in Jimsar Sag （a—e）高压压汞曲线特征; （f—j）压汞孔径分布特征; （k—o）压汞比表面积分布特征

芦草沟组混积页岩油储层差异化的成岩作用导致了孔隙结构的差异。本节选取氮气吸附的BJH模型表征50nm以下的孔径分布特征，大于50nm的部分则由高压压汞表征。

用基于N₂吸附数据的BJH模型对不同成岩相小于200nm的孔隙的孔体积及比表面积分布特征进行表征。凝灰质长石溶蚀相样品孔体积随孔径变化曲线在30~80nm内存在一个宽缓的单峰，主要由较大孔径的孔隙提供孔体积（图 9f）。比表面积变化曲线变化形态与孔体积变化曲线相似, 在40nm左右存在峰值。混合胶结溶蚀相在孔径20~60nm内存在峰值，随后孔体积也随孔径的增加逐渐减小。比表面积在0~10nm间存在窄高峰。绿泥石薄膜相和碳酸盐胶结相孔体积随孔径的变化率曲线呈“指数”递减模式，孔隙分布不均匀（图 9h、m）。混合胶结致密相在0~40nm孔径内存在一个“矮小”的峰值（图 9j）。绿泥石薄膜相和碳酸盐胶结相在15nm之后比表面积快速减小，直至为零（图 9）。

图 9

图 9 吉木萨尔凹陷芦草沟组不同成岩相孔体积和比表面积分布特征图 Fig. 9 Pore size and surface area to volume ratio distribution characteristics of various diagenetic facies of Lucaogou Formation shale in Jimsar Sag （a—e）不同成岩相氮气吸附—脱附曲线特征; （f—j）不同成岩相低温氮气孔体积随孔径变化率曲线; （k—o）不同成岩相低温氮气比表面积随孔径变化率曲线

凝灰质长石溶蚀相以成岩作用中成岩期发生的长石、凝灰质溶蚀为主。长石溶蚀作用强烈，形成大量溶蚀孔隙，是研究区芦草沟组最为有利的成岩相。硅质胶结作用也较为发育。方解石胶结物含量整体偏低，对储层整体的胶结程度较弱。自生钠长石沿长石溶蚀孔隙边缘向内生长，长石溶蚀为自生钠长石的出现提供离子，以溶蚀孔为主（图 10）。

图 10

图 10 吉木萨尔凹陷芦草沟组不同成岩相孔径分布对比特征图 Fig. 10 Comparison of pore size distribution of various diagenetic facies of Lucaogou Formation shale in Jimsar Sag

混合胶结溶蚀相胶结作用类型多样，且含量相对较高，以方解石胶结为主。方解石通常呈孔隙式胶结，白云石、绿泥石等胶结物也使得原生孔隙空间遭到破坏。较高含量的长石在酸性流体作用下开始溶蚀，但由于部分长石颗粒被胶结物包裹，无法与酸性流体发生化学反应，因此长石溶蚀程度低于凝灰质长石溶蚀相。

绿泥石薄膜相呈薄膜状附着于颗粒表面，一方面减小孔喉半径，另一方面保护储层部分原生孔隙。早成岩期硅质胶结开始，整体发育较弱。中成岩期部分未被绿泥石膜胶结的长石先后发生两次溶蚀。绿泥石薄膜相以绿泥石胶结为主，极少量长石溶蚀。绿泥石胶结的长石先后发生两次溶蚀，伊/蒙混层胶结物也在这一时期出现，发育相对较少。因此，绿泥石薄膜相以残余粒间孔为主。

碳酸盐胶结相自埋藏开始在压实作用下储集空间迅速减小，因此发育少量的黄铁矿晶间孔（图 10）。极少部分白云石在酸性成岩流体作用下发生溶蚀作用，形成晶间溶蚀孔^[29-30]。碳酸盐胶结相胶结作用较强，储集空间不发育，以白云石晶间微孔为主，少部分白云石溶蚀形成晶间溶孔（图 10）。

混合胶结致密相以压实—胶结作用为主，受强压实作用影响。石英颗粒边缘开始次生加大，亮晶白云石进一步胶结，使得储层孔隙空间损失严重。成岩后期，伊/蒙混层和黄铁矿使得储层致密化程度加剧。混合胶结致密相在多种胶结作用与强压实的叠加作用下，储集空间不发育，储集能力低，孔隙发育差（图 10）。

研究不同成岩相孔隙体积及比表面积主要发育孔隙区间发现：凝灰质长石溶蚀相总孔体积最大，其中中孔体积占比超60%，大孔次之，小孔占比极少，15nm之后比表面积快速减小；混合胶结溶蚀相总孔体积次之，其中中孔体积占比最大，小孔次之，大孔最少，主要分布于50~400nm范围内，对总孔体积起重要作用，而10~100nm的孔隙贡献主要的比表面积；绿泥石薄膜相总孔体积位列第三，其中，小孔占比最大，大孔次之，中孔几乎不贡献孔体积，孔径介于2~50nm，20~50nm的孔隙贡献大部分孔体积；碳酸盐胶结相和混合胶结致密相孔体积明显少于前三类成岩相，大孔体积与小孔体积的占比大致参半。比表面积方面，绿泥石薄膜相明显高于其余四类成岩相，混合胶结致密相次之，碳酸盐胶结相第三，以上三类成岩相小孔比表面积占据绝对优势。凝灰质长石溶蚀相与混合胶结溶蚀相相比，比表面积明显低于以上三类（图 9）。

研究区芦草沟组长英质含量与样品面孔率及孔隙度有较好的正相关关系（图 11a、b），这主要是由于长石、石英等刚性矿物颗粒抗压实能力强^[26-32]。长英质含量高的储层抗压实的能力相对较强，因此在压实作用下岩石颗粒呈点、线状接触，有利于保留粒间孔^[32-33]。而成分较为单一的泥晶云页岩层段和塑性含量高的云质黏土页岩层段压实程度高，泥晶云页岩储层内部可见缝合线，原生孔隙基本在压实作用下消亡（图 12）。

图 11

图 11 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层不同矿物组成与孔喉特征关系图 Fig. 11 Relationship between various mineral compositions and pore characteristics of Lucaogou Formation shale oil reservoir in Jimsar Sag

图 12

图 12 混积页岩油储层不同成岩相类型差异化微观成储模式图 Fig. 12 Differential micro reservoir formation patterns of diamictic shale oil reservoir with

芦草沟组胶结类型多样，以碳酸盐胶结和绿泥石薄膜为主。碳酸盐含量高的样品累计进汞量相对较低，表明芦草沟组页岩油储层储集能力明显受控于碳酸盐胶结作用强度；同样，根据铸体薄片观察发现样品面孔率与碳酸盐含量也呈明显的负相关关系（图 11e、i）；而碳酸盐胶结物含量与样品平均孔喉直径无明显相关性（图 11g）。芦草沟组碳酸盐胶结物通常呈孔隙式胶结，从而造成储层储集空间急剧下降，储集能力明显变差。绿泥石含量与累计进汞量间呈较好的正相关关系，面孔率随绿泥石含量的增加整体呈增大的趋势（图 11f、j）。而绿泥石含量与平均孔喉直径呈较弱的负相关关系（图 11h）。这主要是因为绿泥石薄膜附存于颗粒表面，极大地减小了孔喉半径，但另一方面绿泥石膜在一定程度上起到抗压实的作用，使得储层发育大量残余粒间孔隙^[33-35]（图 12）。

溶蚀作用是芦草沟组储层后期改造的重要成岩作用。通过分析长石溶蚀面孔率与总面孔率间的相关性分析^[32-33]，芦草沟组总面孔率与长石溶蚀面孔率具有良好的正相关关系，累计进汞量也随着长石溶蚀率的增大呈增大趋势（图 11c、d）。这表明长石溶蚀使储层发育了大量次生孔隙，提高储层储集能力。溶蚀作用作为改造的重要途径，在极大程度上控制了储层的优劣。溶蚀作用强的储层次生溶蚀孔发育，面孔率与总孔体积因此也越大。此外，溶蚀作用强的储层溶蚀孔常与次生粒间孔贯通，因此平均孔径也相对更大。溶蚀程度强的储层储集能力也相应越好，因此常作为有利储层（图 11）。

凝灰质长石溶蚀相随着成岩演化过程中弱胶结和强溶蚀作用，溶蚀孔发育，面孔率较大。混合胶结溶蚀相中多种胶结作用与长石溶蚀相互叠加，以长石溶蚀孔、残余粒间孔为主。混合胶结溶蚀相孔隙空间略次于凝灰质长石溶蚀相，胶结作用类型多样，且含量相对较高。绿泥石薄膜相，孔径相对较小（图 12），以绿泥石、方解石的中等胶结减孔为主。碳酸盐胶结相和混合胶结致密相胶结作用较强，储集能力低，形成晶间溶蚀孔。混合胶结致密相在压实作用和胶结作用的综合破坏下，储集能力低，孔隙发育差（图 12）。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油上甜点段（芦二段）主要发育混合胶结溶蚀相、碳酸盐胶结相和混合胶结致密相，下甜点段（芦一段）主要发育混合胶结溶蚀相、绿泥石薄膜相和混合胶结致密相。凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相、绿泥石薄膜相均可以为油气聚集提供有利空间，扩大了芦草沟组的甜点规模。碳酸盐胶结相和混合胶结致密相难以形成良好的储层（图 12）。

（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组成岩作用类型多样，溶蚀作用极大改善了芦草沟组页岩油储层物性。以关键成岩作用类型及其特征组构为依据，划分出5种成岩相：凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相、绿泥石薄膜相、碳酸盐胶结相和混合胶结致密相。

（2）差异成岩作用对芦草沟组页岩油储层孔隙结构特征产生巨大影响。凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相、绿泥石薄膜相均为优质的成岩相，以溶蚀为主，少量碳酸盐和硅质胶结作用。凝灰质长石溶蚀相以强溶蚀为主，以溶蚀孔为主，少量碳酸盐和硅质胶结作用，非均质性最低。混合胶结溶蚀相以较强溶蚀作用中等胶结作用为主，主要发育溶蚀孔和残余粒间孔组合。绿泥石薄膜相为中等程度绿泥石胶结与弱溶蚀组合叠加，以孔径偏小的残余粒间孔为主。碳酸盐胶结相成岩作用则在整个演化过程中经历了白云石、铁白云石等碳酸盐胶结，以及强压实减孔。混合胶结致密相以压实作用为主，各类胶结作用中等。

（3）凝灰质长石溶蚀相在有机酸作用下，粒间溶孔或溶模孔比例大增，为目的层最优质的成岩相类型。混合胶结溶蚀相以方解石胶结为主，加之较高含量的长石受控于酸性流体的溶蚀，发育溶蚀孔—残余粒间孔孔隙组合；绿泥石薄膜相中绿泥石呈薄膜状附着于颗粒表面，对原生孔隙形成有效保护；碳酸盐胶结相胶结作用强，但晶间溶孔一定程度发育；混合胶结致密相受控于压实—胶结作用综合改造，各类孔隙空间均不发育。在明确优质成岩相（凝灰质长石溶蚀相、混合胶结溶蚀相、绿泥石薄膜相）成储机理基础上，构建了混积页岩油储层不同成岩相类型差异化微观成储模式。