吉木萨尔凹陷是准噶尔盆地近几年证实的重要含油气凹陷之一，其中的芦草沟组既发育烃源岩，又发育储集层，形成典型的自生自储油气系统。芦草沟组致密油发现于20世纪80年代中期^[1]。2011年吉25井在芦草沟组试油，获得日产油11.86 m^3[2]。之后陆续钻多口探井获工业油流^[1]。前人对芦草沟组的岩性和沉积环境进行了较多研究^[3-5]，基本都认为芦草沟组主要发育湖泊背景下的细碎屑岩夹碳酸盐岩沉积，见少量油页岩层，含有鱼、叶肢介、双壳类等化石。在这种碳酸盐矿物分布较为普遍的细粒沉积背景上，储集层普遍致密，具备形成致密油的潜力^{[2, 6]}。近年来，有关其他地区致密油的地质研究与成藏特征分析已开展了较多的工作^[7-8]。本文主要通过原油类型分布与烃源岩、储集层的分布关系及油气运移特征探讨吉木萨尔凹陷芦草沟组的致密油成藏特征与成藏模式。

1 地质概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，是于石炭系褶皱基底发展起来的一个西断东超的箕状断陷^[9](图 1左)。凹陷基底大体为西倾的单斜背景，二叠系向东超覆沉积，凹陷北部、西部与南部均为断裂边界^[3]。凹陷内除缺失上白垩统外，其他地层均有沉积，主力烃源岩和储集层主要发育于二叠系芦草沟组(P₂l)，凹陷内发现的油气主要与该套烃源岩有关^[10-14]。芦草沟组整合于将军庙组(P₂j)之上，不整合于梧桐沟组(P₃wt)之下。已有钻井揭示的岩芯显示，芦草沟组岩性复杂，多为过渡性岩类，主要分为碎屑岩类和碳酸盐类，碎屑岩类以泥岩和粉砂岩为主。碳酸盐岩类以白云岩为主，灰岩较少，并且主要为薄层^[3-4]。泥岩类以大段厚层和夹层的形式分布在芦草沟组。据岩性组合差异，二叠系芦草沟组分为上、下两段(P₂l₂、P₂l₁)，上段和下段又各分为2个岩性组合段。由上到下分为P₂l₂¹、P₂l₂²、P₂l₁¹与P₂l₁²，其岩性分别主要为灰色泥岩、灰色含云质砂岩、灰色含云质泥岩和灰色含云质砂岩(图 1右)。砂岩和碳酸盐岩类主要为储集层，总体致密，分布稳定，但非均质性极强，与烃源岩大面积垂向叠合，具有形成源内致密油的良好地质条件。

2 样品与实验

本次共采集岩芯样品93块，全部进行了有机碳(TOC)含量与热解(Rock-Eval)分析，对其中12个不同岩性样品增加了抽提后TOC与热解分析。对53块泥岩样品进行了可溶有机质抽提、族组分分离和饱和烃GC-MS分析。采集了芦草沟组18个原油样品，其中上、下段分别有10个和8个，对原油样品进行了族组分分离与定量以及饱和烃GC-MS分析。岩石TOC含量主要在Leco CS-230碳硫分析仪上测定。热解(Rock-Eval)分析在OGE-Ⅱ型岩石热解分析仪(中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心研发)上进行，主要参数包括最高热解峰温T_max(℃)、S₁(mg HC/g岩石)和S₂(mg HC/g岩石)。氯仿沥青与族组分主要分别按照SY/T 5118—2005和SY/T 5119—2008标准在中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室完成。饱和烃GC-MS在新疆油田分公司实验检测研究院用Agilent 7890-5975c气相色谱质谱联用仪完成。此外，有部分TOC、热解、可溶有机质抽提与分离数据、饱和烃GC-MS分析资料、储集层物性分析数据、铸体薄片分析资料、镜质体反射率(R_o/%)与有机显微组分数据等主要收集于新疆油田实验检测研究院和科研开发研究院。

3 烃源岩有机地化特征与成烃条件

吉木萨尔凹陷芦草沟组为三角洲相—半咸水湖相沉积，具丰富的水生生物及藻类有机质输入^[3]。芦草沟组岩石的有机质丰度普遍较高，TOC含量最高接近20%，热解S₁+S₂最高超过90 mg HC/g岩石。由于芦草沟组普遍发育碳酸盐岩—碎屑岩过渡岩性，不同岩性均含有一定量的有机质(图 2)，绝大部分泥岩类样品TOC含量超过1%，S₁+S₂大于6 mg HC/g岩石，90%的样品达到好—极好烃源岩；粉砂岩类TOC含量最高为10%，S₁+S₂最高接近80 mg HC/g岩石；白云岩样品TOC含量最高接近16%，S₁+S₂最高超过90 mg HC/g岩石，50%以上达到好—极好烃源岩；灰岩类样品TOC含量最高接近8%，S₁+S₂最高超过60 mg HC/g岩石，显示95%以上样品为好—极好烃源岩(图 2)。此外，不同岩性的氯仿沥青“A”含量也普遍较高，显示了好—极好烃源岩(图 3)。但在TOC含量较低时，一些较高氯仿沥青“A”含量的样品应该有运移烃的影响(图 3)。

由于灰岩、白云岩与砂岩类本身主要为储层，其有机质丰度更易受到运移烃的影响。根据不同岩石抽提前、后的TOC与热解分析结果，抽提后各样品的热解S₁都显著地降低了，表明岩石中已生成的烃大部分都被可溶有机质抽提了，残余的极少。这样，抽提之后的岩石就主要应为残余固体有机质。根据抽提前、后样品TOC含量与热解S₂值对比(图 4B)来看，除一个灰岩样品在抽提前TOC含量为0.58%、抽提后TOC含量降低至0.11%而降低幅度较大外，其他岩性的样品抽提后TOC和热解S₁值有不同程度的降低(图 4A，B)。这种特征表明不同岩性都不同程度地含有固体有机质，具有原始生烃能力，但泥岩的有机质丰度和生烃潜力最高(图 2，4)。研究区目的层不同岩性普遍含有有机质主要应与芦草沟组的混合沉积特征有关^[3]，其岩石普遍含有碳酸盐矿物，既有盆外物质供应，亦有盆内物质(包括碳酸盐、有机质等)，所以，泥岩类之外的碳酸盐岩类与砂岩类中也含有盆内形成的有机质。

烃源岩有机显微组分中的腐泥组和壳质组多富氢组分，生烃潜力高，镜质组与惰质组生烃潜力低。有机岩石学分析表明，芦草沟组泥质岩有机显微组分以腐泥组和壳质组为主，大部分样品含量达60%以上；惰质组含量总体极低，均小于10%，仅芦草沟组上段有个别样品含量为20%左右。可见，有机显微组分相对含量显示吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩的总体生烃潜力较高。芦草沟组烃源岩干酪根类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型，具有较好的倾油特征，生气能力较弱(图 5)。芦草沟组烃源岩镜质体反射率(R_o/%)实测数据分布在0.7%~1%之间，热解T_max值分布在435℃~455℃之间，显示烃源岩总体处于成熟生油阶段，具备形成液态石油聚集的条件。

4 储层岩性与储集特征

芦草沟组储集岩主要为粉细砂岩类与碳酸盐岩类。其中的碳酸盐岩孔隙度在1.1%~17%之间，主要都低于10%；渗透率介于(0.004~16)×10^-3 μm²之间，有2个高值分别为90.1×10^-3 μm²和335×10^-3μm²。砂岩类的孔隙度分布在1.9%~20%之间，有63%的样品低于10%；渗透率主要在(0.03~4)×10^-3 μm²之间，仅1个样品较高(27×10^-3 μm²)。另外，泥岩类的测试孔隙度介于0.3%~18%之间，82%的样品低于10%，渗透率在(0.013~9)×10^-3 μm²之间，仅两个样品分别为12.1×10^-3 μm²和106×10^-3 μm²(图 6)。可见，芦草沟组储集层物性总体为低孔低渗—致密特征，其中有些样品的渗透率较高，主要应与微裂缝存在有关。储集层的含油性与物性存在密切关系，泥岩类物性较差，因致密而含油性差，含油级别主要为荧光级别，难以作为有效储集层(图 7)。含油性较好的层段主要为物性相对较好的砂岩和白云岩段(图 7)。

芦草沟组储层孔隙类型包括原生孔隙、次生孔隙及裂缝三大类。由于碳酸盐矿物的存在和复杂的成岩作用过程，原生孔隙已经很少，主要为与溶蚀作用、应力作用有关的溶蚀孔隙和裂缝，溶蚀孔隙最为发育(图 8)。储集岩的储集空间类型总体以粒内溶孔和粒间溶孔为主，但不同岩性储层的储集空间类型分布略有不同。白云岩主要以粒间溶孔为主，溶孔相对含量将近70%，其次是粒内溶孔，其他孔隙类型约占10%；粉砂岩孔隙空间类型与白云岩相似，但剩余粒间孔含量约占10%左右。泥岩主要以粒内溶孔为主，约为60%，其次是粒间溶孔，占26.3%，另外还有极少量的剩余粒间孔、收缩孔、粒膜孔、收缩缝；灰岩中的粒内溶孔约占37.5%，粒间溶孔约占25%，半充填缝、体腔孔和晶间孔含量均超过10%(图 9)。

5 原油成因类型及其分布特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组原油密度主要分布0.871 4~0.919 3 g/cm³之间，黏度主要分布在35.2~419.5 mPa·s之间，以中—重质油为主。原油族组成中以饱和烃为主，分布在43.59%~80.98%之间；芳香烃含量在11.66%~19.25%之间；非烃+沥青质含量分布在5.76%~31.34%之间。原油饱和烃中的正构烷烃呈单峰型，主峰碳分布为nC₂₃或nC₂₅，Pr/Ph值略大于1，具有较高丰度的β-胡萝卜烷，说明生成烃类的源岩形成干旱的弱氧化—弱还原环境。原油萜烷组成中，三环萜烷丰度低，γ-蜡烷含量高，反映沉积水体具有一定盐度。规则甾烷ααα-20R-C₂₇、ααα-20R-C₂₈、ααα-20R-C₂₉呈“/”型分布。重排甾烷含量较少。原油αββ/(αββ+ααα)-C₂₉甾烷分布在0.12~0.34之间，20S/(20S+20R)-C₂₉甾烷分布0.16~0.46之间，表明原油总体成熟度不高。

主要依据甾、萜烷生物标志化合物组成等将原油分为A、B两类(图 10)。其主要差别在于A类原油正构烷烃相对更丰富，并呈单峰型分布，主峰碳为nC₂₃，与正构烷烃相比，有相对较低的异构烷烃Pr、Ph等含量，β-胡萝卜烷含量中等；藿烷组成中，三环萜烷C₂₀、C₂₁、C₂₃含量相对较低，相比之下B类原油的上述化合物含量相对较高。A类原油总体有一定含量的Ts，而B类则几乎看不到Ts，但有相对较高含量的Tm。两类原油的伽马蜡烷含量接近，孕甾烷、升孕甾烷含量均较低，规则甾烷ααα-20R-C₂₇、ααα-20R-C₂₈、ααα-20R-C₂₉均呈上升型分布，但A类原油的ααα-20R-C₂₇相对要高(图 10)。此外，根据多口钻井的统计，A类与B类原油的密度分别分布在0.871 4~0.899 1 g/cm³和0.894 5~0.919 3 g/cm³之间，均值分别为0.889 0 g/cm³和0.909 9 g/cm³。可见，芦草沟组下部的B类原油密度高于上部A类原油密度。A类原油族组成中的饱和烃相对含量高于B类，而胶质与沥青质含量则相对要低。通过与烃源岩对比发现，A类原油主要与芦草沟组上段(P₂l₂)烃源岩有很好的亲缘关系，与芦草沟组下段(P₂l₁)相似性差(图 10)；B类原油主要与芦草沟组下段(P₂l₁)泥岩有很好的亲缘关系，而与芦草沟组上段(P₂l₂)相似性差(图 10)。

依据不同钻井芦草沟组的原油类型分布(图 11)来看，A类原油主要分布在芦草沟组上段，B类原油主要分布在芦草沟组下段。这与不同类型原油主要来自邻近层段的烃源岩的油源对比结果是一致的，具有显著的近源自生自储、成层性分布特征。

6 源储配置关系与致密油运聚模式

根据钻井揭示的岩性组合来看，芦草沟组上段泥岩发育，存在大套的优质烃源岩。储集层岩性主要为粉砂岩类和白云岩类，单层厚度差异较大，粉砂岩类平均厚度为15.30 m，白云岩类平均厚度为8.34 m。其中，杂色含泥粉砂岩单层厚度最厚，约6~7 m，发育程度不同。源储组合形式主要表现为泥包砂(大套的白云质泥岩中夹有薄层的粉砂岩)、砂包泥(在相对厚层的粉砂岩中夹有薄层的泥岩)和砂泥互层(粉砂岩与泥岩不等厚互层)三种。剖面上，芦草沟组上段岩性组合全区基本稳定分布，向东由于沉积相带变化，砂体厚度减薄，砂屑白云岩、白云质砂屑砂岩不发育；芦草沟组下段钻穿的井较少，以厚层粉砂岩夹薄层泥岩、粉砂岩与泥岩互层为优势组合(图 12)。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油垂向运移距离较短，常规的油气运移效应不明显。岩芯观察发现，泥岩层段含油性差，但是泥岩水平纹层面往往有较好的含油性，主要与水平纹层的渗透性高于泥岩基质有关，泥岩中生成的烃类会在层界面上汇聚并水平调整运移(图 13)。相邻近的岩层由于渗透性差异，含油性也明显不同，渗透性好的部位含油性好。裂缝面也经常观察到明显的含油特征，可见有残留的沥青。岩石发育的少量碳酸盐岩缝合线也可以作为油气运移路径(图 13)。可见，芦草沟组岩石层面、裂缝、相对渗透性层以及缝合线等都可以作为油气运移的通道。

芦草沟组致密油层与烃源岩呈互层或呈烃源岩内夹层型，以从烃源岩到储层的直接排烃为主，储集层本身所含的有机质也可生成部分油气真正自生自储。从源岩中生成的烃类以生烃增压为动力，以孔喉为通道，直接进入相邻的致密储集层。虽然致密储层孔喉较小，排烃速率低，但是由于源储大面积稳定接触以及储集层有机质的生烃，致密油的聚集量亦是可观的。源储互层或夹层型致密油聚集量与源岩生排油量、互层的厚度和孔隙度有关。综合芦草沟组上段与下段原油特征差异可以看出，芦草沟组具有明显的就近自生自储的层控成藏特征(图 14)。

7 结论与认识

(1) 岩石可溶有机质抽提前、后的有机地化分析表明准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组咸水湖相沉积中不同岩性的岩石都不同程度地含有原始有机质，母质类型好，普遍具倾油特征，主要处于成熟生油阶段，其中的泥岩有机质丰度和生烃潜力最高，为主力烃源岩。

(2) 岩性、物性与含油性分析表明储集岩主要为粉细砂岩类与碳酸盐岩类，总体为低孔低渗—致密特征，储集层的含油性与物性存在密切关系。

(3) 岩性空间配置关系显示源—储配置具有互层和泥包砂特征，具备形成致密油聚集的基本条件。

(4) 芦草沟组上、下段的原油物性与地化特征差异显著，油源对比表明它们主要来自邻近层段烃源岩。综合分析认为吉木萨尔凹陷内芦草沟组总体具有就近运移、自生自储的层控成藏模式。