Reservoir characteristics and genesis of shale oil "sweet spots" in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
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摘要: 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层系岩性复杂，非均质性强，“甜点体”形成规律是制约地质理论研究和勘探开发的一个关键难题。通过岩心观察、薄片鉴定和含油性分析，针对“甜点体”地质特征进行了表征，分析了影响产能的地质因素，确定了可动油孔隙的形成机理。吉木萨尔凹陷芦草沟组“甜点体”的岩性主要为岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑云岩，孔隙度为5.75%~11.9%，渗透率为（0.02~1.26）×10-3 μm2，其中岩屑长石粉细砂岩的孔喉贡献率最大，“甜点体”的储集空间为溶蚀粒间（内）孔、裂缝；页岩油产能的大小受控于可动油孔隙的分布以及岩石组分中泥质、石英质和白云质的含量，可动油孔隙是在同生—准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀联合作用下形成的，层理缝沟通溶孔是控制渗透率大小的关键因素。储层成岩过程中储集空间耦合生排烃作用最终形成“甜点体”，其形成的沉积环境为受波浪作用较强的云坪、混合坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积。该发现可对同成因类型页岩油的勘探和开发提供指导。Abstract: The shale oil layers of the Lucaogou Formation in the Jimsar Sag of Junggar Basin have complex lithology and strong heterogeneity. The formation of "sweet spots" is a key problem restricting exploration and development. Through core observation, thin section analysis and oil-bearing capacity analysis, the geological features of the "sweet spots" were characterized, the geological factors affecting productivity were analyzed, and the formation mechanism of movable oil pores was determined. The lithology of "sweet spots" of the Lucaogou Formation in the Jimsar Sag is mainly lithic feldspar fine sandstone, dolomitic sandstone and gypsum dolomite, with a porosity of 5.75%-11.9% and a permeability of (0.02-1.26)×10-3 μm2, of which the lithic feldspar fine sandstone made the largest contribution to pore throats. Intergranular (intragranular) pores and fractures provide storage space for "sweet spots". Shale oil yield is controlled by the pore distribution for movable oil and the contents of argillaceous, quartz and dolomite. The movable oil pores are formed under the combined action of syngenetic and quasi-syngenetic leaching and acid fluid burial dissolution. The key factor to control permeability is the connection of dissolved pores by bedding cracks. In the process of reservoir diagenesis, the coupling of hydrocarbon generation and expulsion in the reservoir space will eventually form a "sweet spot", mainly in environments such as dolomitic flat, mixed flat, lakeside beach sand and carbonate shoal which are strongly influenced by waves. This discovery can provide guidance for the exploration and development of shale oil of the same genetic type.
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Key words:
- movable oil pores /
- dissolution /
- sweet spots /
- shale oil /
- Lucaogou Formation /
- Jimsar Sag /
- Junggar Basin
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准噶尔盆地吉木萨尔凹陷位于盆地东部，是一个整体呈东北高、西南低的箕状凹陷，面积约为1 278 km2[1]。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油是我国陆相页岩油的一个典型代表，资源丰富，油层厚度大，整个凹陷均有分布，其中厚度大于200 m的地区面积达806km2[2]，钻遇油气显示层段埋深一般为3 000~4 000 m，2019年已落实规模储量10×108 t。芦草沟组页岩油层系多源混积、岩石类型多样、孔隙结构复杂，造成了储层“甜点”发育规律研究的困难[3-5]。前人主要对储层基本特征、沉积相演化及岩石学特征等开展了研究[6-9]。本文分析“甜点体”的岩性、物性、孔隙结构和含油性等特征，在此基础上研究可动油孔隙的形成机理。
1. 页岩油“甜点体”基本特征
吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油层系岩石成分复杂、矿物组分多，储集层岩性主要有粉砂岩、白云岩和泥岩3大类[10]；富含油“甜点体”主要集中在岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩、砂屑云岩和云质粉砂岩等4种类型，优势岩性主要为岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑云岩。
1.1 物性特征
通过对20口取心井1 120块岩心常规孔渗数据分析，实测“甜点体”平均孔隙度为5.75%~11.9%，平均渗透率为(0.02~1.26)×10-3 μm2(表 1)。“甜点体”总体具有中低孔—特低渗的特征，60%以上的样品孔隙度大于6%，孔隙度较高，但75%以上的样品实测渗透率小于0.1×10-3 μm2(图 1)，不同岩性的孔隙度和渗透率相关性较差，具有典型的页岩油储层特征[11-13]
表 1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”各类岩石孔隙度和渗透率统计Table 1. Porosity and permeability of various rocks of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin参数 岩屑长石粉细砂岩 泥质粉砂岩 云屑砂岩 粉砂质泥岩 泥岩 云质泥岩 砂屑云岩 粉砂质云岩 泥质云岩 白云岩 平均孔隙度/% 11.90 7.36 10.08 7.18 5.75 6.42 9.67 7.35 5.89 7.89 平均渗透率/10-3 μm2 0.51 0.04 0.12 0.06 0.06 0.02 0.42 0.60 0.09 1.26 
图 1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”孔渗分布Figure 1. Distribution of porosity and permeability of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin芦草沟组页岩油储层不同岩性物性差别较大，结合测井解释数据，针对“甜点体”优势岩性，预测了“甜点体”不同岩性孔隙度的平面分布(图 2)。岩屑长石粉细砂岩平均孔隙度为13.46%，云屑砂岩平均孔隙度为9.12%，砂屑云岩平均孔隙度为9.08%，岩屑长石粉细砂岩平均孔隙度最高。
图 2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”不同岩性孔隙度平面分布Figure 2. Porosity of different lithologies of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin1.2 孔隙结构特征
芦草沟组页岩油“甜点体”孔隙类型多，形态多样，形状不规则，孔径差异较大[14-15]，最大孔隙半径为18.38~2.3μm，中值半径平均为0.14μm，整体产能建设以微—纳米级孔隙为主(图 3)。通过高压压汞和核磁共振技术实现了孔喉全尺度及孔喉中可动流体的展布刻画[16](图 4)。具体而言，用核磁来定量计算出孔喉的半径，同时建立页岩油孔喉全尺度图谱，定量评价孔喉分布及动用特征。通过高压压汞实验发现半径为4.5~36 nm的孔喉约占全孔喉的70%，半径为大于36 nm的孔隙约占全孔喉的30%。其中，半径为300 nm以上孔喉易动用，是当前产能主要贡献者，属于优先开发的孔喉类型；半径为100~300 nm孔喉较难动用，是提高采收率的关键，属于需要攻克的孔喉类型；半径为50~100 nm孔喉难动用，是大幅提高产能的关键；半径50 nm以下孔喉无法动用，该类孔喉占比达90%的储层，不具开发价值(表 2)。因此，页岩油“甜点体”具备开发潜力的孔喉半径要大于100 nm[17]。
图 3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”孔隙半径和高压压汞毛管压力曲线Figure 3. Pore radius and capillary pressure curves of high pressure mercury injection of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”压汞毛管半径与T2谱关系Figure 4. Relationship between capillary radius and T2 spectrum of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin表 2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”优势岩性不同孔喉半径的孔隙贡献Table 2. Pore contribution of different pore throat radius of dominant lithology of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin% 岩性 不同孔喉半径孔隙的占比和对产能的贡献 >300 nm 100~300 nm 50~100 nm < 50 nm 占比 贡献 占比 贡献 占比 贡献 占比 贡献 岩屑长石粉细砂岩 20 90 22 9 20 1 38 0 云屑砂岩 25 76 17 18 18 6 40 0 砂屑云岩 10 95 11 4 19 1 60 0 由表 2可见，岩屑长石粉细砂岩孔喉半径大于100 nm的孔隙占比42%，小于50 nm的占比38%；云屑砂岩孔喉半径大于100 nm孔隙占比42%，小于50 nm的占比40%；砂屑云岩孔喉半径大于100 nm的孔隙占比21%，小于50 nm的占比60%。由此可知，岩屑长石粉细砂岩可动用产能最高，云屑砂岩次之，砂屑云岩最差。
1.3 储集空间类型及特征
依据“甜点体”岩性特征、铸体薄片及扫描电镜资料分析，芦草沟组页岩油孔隙类型主要为剩余粒间孔、溶蚀粒间孔及溶蚀粒内孔(图 5)，存在部分垂直、斜交及网状微裂缝。这些微裂缝主要是层理缝(纹层缝)与构造缝，它们将溶蚀孔隙之间连通起来，对页岩油的含油性有重要影响。
图 5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”孔隙空间特征a.吉174井(3275.2 m)，“甜点体”上部，白云质粉砂岩，扫描电镜图像，粒间溶孔发育，孔径多小于10 μm；b.吉174井(3 152.6 m)，“甜点体”下部，白云质粉砂岩，扫描电镜图像，粒间/粒内溶孔发育，粒内溶孔较小，孔径多小于10 μm；c.吉174井(3 279.8 m)，泥晶白云岩，正交偏光，层理缝发育Figure 5. Pore space characteristics of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin1.4 “甜点体”含油性分布特征
综合目前生产现状以及测井解释含油饱和度的分析数值，对“甜点体”优势岩性的含油饱和度平面分布进行了预测(图 6)。“甜点体”不同优势岩性平均含油饱和度差异不大，均在70%左右，生产情况表明岩屑长石粉细砂岩含油性较好，局部含油饱和度可达90%，开发效果好，对产能贡献较大；其他优势岩性总体含油饱和度差异不大，对产能的贡献稍小。分析认为，这是因为砂屑云岩和云屑砂岩中孔隙发育，岩屑长石粉细砂岩中裂缝发育，裂缝发育程度对渗透率有重要影响，同时也表明渗透率对含油性具有控制作用。
图 6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”不同岩性含油饱和度平面分布Figure 6. Oil saturation of different lithologies of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin2. 页岩油产能控制因素
页岩油“甜点体”品质是决定产能的核心因素，“甜点体”品质与可动流体孔隙度、可动油饱和度、岩石组分和可压性密切相关[18-19]。根据30多口出油井地质特征的分析，发现制约产能建设的主要因素有2个：可动流体孔隙度和岩石组分。其中，可动流体孔隙度直接影响可动油丰度，从而影响产能；岩石组分中泥质含量、石英含量和白云石的含量，都是通过影响可动孔隙的大小来影响产能。因此，石英质和云质含量高、有机酸溶蚀作用强、泥质含量低、孔喉结构好，则可动流体孔隙度发育，可动油含量高，“甜点体”品质较好。
2.1 可动流体孔隙度是影响产能的核心因素
对芦草沟组页岩油来说，含油饱和度并不等于可动油饱和度，可动油饱和度与原油是吸附还是游离状态密切相关。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油具有大孔亲油含油、小孔亲水含水的特征，游离油是水平井体积压裂开发主要动用部分，本质上影响原油状态的是孔隙大小和结构，大孔喉是产能建设的关键因素。根据核磁测井解释分析，可动流体孔隙度对应核磁弛豫时间大于35 ms，进而用弛豫时间来表征可动流体孔隙度的大小，发现可动流体孔隙与实际产油量成很好的线性关系(图 7)。
图 7 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油可动流体孔隙度测井表征与产能关系Figure 7. Logging characterization of movable fluid porosity and productivity of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin2.2 岩石组分间接影响产能大小
可动流体孔隙大小与矿物、元素含量有较好的相关性。泥质含量与含油饱和度呈负相关，泥质含量高的岩石黏土矿物会增加，黏土矿物吸水膨胀会破坏孔隙结构，同时降低含油饱和度(图 8)；石英和白云石含量较高的岩石易于形成大孔和裂缝，其含量越高孔隙度越大(图 9)。岩石矿物中白云岩的含量与物性呈正相关，白云岩脆性较高有利于储层改造，提高产量[20]。同时工程破裂试验也证实，砂屑云岩、云质砂岩、微晶云岩具有较好脆性，易形成复杂裂缝；粉细砂岩、泥晶云岩具有中等脆性；泥岩、碳质泥岩脆性较差。
图 8 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油泥质含量与含油饱和度对比Figure 8. Mud content vs. oil saturation of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 9 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩石英和白云石含量与可动孔隙交会图Figure 9. Quartz and dolomite contents vs. movable pores of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin3. 页岩油可动流体孔隙发育机理
吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”在埋藏压实过程中随着孔隙水的排出，孔隙度会急剧降低，理论上很难形成有效储层，但岩心实测部分白云岩储层孔隙度可达20.4%，这说明成岩过程中溶蚀和构造运动对物性具有重要影响。从孔隙结构特征可以看出，可动流体孔隙主要受两方面因素的影响：裂缝和溶孔的发育程度。
3.1 溶蚀孔隙成因机理
根据页岩油“甜点体”扫描电镜和岩心资料分析，可以认为影响可动流体孔隙发育的溶蚀作用有两种关键机制：同生—准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀作用，且埋藏溶蚀是最主要的溶孔成因机制。溶蚀作用发生条件又主要受沉积环境和烃源岩生排烃过程双重影响。
3.1.1 同生—准同生淋滤作用
在湖平面附近，成岩过程中岩石在受到湖水波浪及富含CO2的大气淡水淋滤作用下，岩石中碳酸盐成分会被溶蚀，这种溶蚀大多发生在颗粒间和颗粒内，所以一般以发育粒间溶孔和粒内溶孔为主要特征；发生在滨浅湖相的沉积环境中，水体较浅，受湖水周期性影响。由于砂屑白云岩粒间溶蚀往往比较彻底，难以见到胶结物残余以及胶结物残余溶蚀证据，但从背散射照片上砂屑白云岩的砂屑边部被钠长石质包壳所包裹的现象，侧面证明溶蚀作用发生于同生—准同生期的淋滤作用，而成岩期主要以钠长石胶结为主(图 10a)。
图 10 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩溶蚀孔隙、裂缝与含油性关系a.泥晶灰质云岩，受表生淋滤作用影响，同生、准同生云化作用形成的泥晶白云岩，沿微裂缝及其周围发生去云化作用，并发生溶蚀作用，形成少量溶蚀孔，吉23井2 320.08 m岩石薄片(-)混合液染色；b.钠长石化及钠长石充填作用，有机酸作用形成的溶蚀孔被自生钠长石半充填, 发育钠长石晶间孔，钠长石对部分泥质及粉砂具交代作用，吉174井，3 121.1 m，含泥质云质粉砂岩(+)岩石薄片；c.溶蚀孔隙发育，层理缝沟通溶孔，进一步增加裂缝强度，顺层理缝含油饱和度高Figure 10. Dissolved pores and cracks vs. oil-bearing capacity of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin3.1.2 含油气流体参与下的埋藏溶蚀作用
芦草沟组页岩油“甜点体”为自生自储油藏类型，有机质含量丰富，有机质热演化过程中会排出大量富含有机酸的溶液，主要通过岩石中的微裂缝、页理和晶间微孔发生侧向与垂向运移，同时对方解石、白云石及长石等矿物进行溶蚀，并将溶蚀产物带出。长石溶解能力随pH值降低而增强[21]，随温度升高而加强[22]。故随着埋藏深度的增加、有机酸的生成和运移，使得长石、白云石进一步溶蚀，从而形成大量次生溶孔和溶缝(图 10b)。值得注意的是白云岩储层实测孔隙度平均值高达17.1%，但其渗透率约仅0.029×10-3 μm2，且各样品实测渗透率的差别也较大，说明溶蚀作用能够形成大量溶孔，但这些溶孔连通性较差，喉道半径较细，从而导致其渗透率较低。
3.2 层理缝成因机理
溶蚀作用是影响孔隙度的核心因素，而渗透率是影响可动流体孔隙度的核心因素，这跟裂缝的发育有重要关系。裂缝包括构造裂缝和层理缝，其中构造裂缝的发育受构造因素的控制，局部发育；而层理缝受沉积环境的影响，广泛发育，因此主要分析层理缝的形成机理。
层理缝的形成主要发生在成岩过程中，不同水动力条件下携带沉积物在岩石矿物、颗粒大小、结构组分等方面会有一定的差异性[23]，因此会形成岩层界面，即为层理面，在受到顺层理方向的压力作用下，上下层理产生压力差，岩石易沿层理面裂开形成层理缝。比较常见的层理有水平层理、平行层理和波状层理，主要由于水动力不同造成。有些层理缝虽然在构造作用下规模较小，但在油气的充注过程中，伴随大量酸性液体进入层理缝，溶蚀作用会进一步加剧层理缝的规模，同时也对溶蚀孔有连通作用，对可动孔隙的贡献较大。在实际的岩心观察中可见，层理缝发育的岩心含油级别均在油斑级以上，同时沿缝溶孔也较发育(图 10c)。长石岩屑粉细砂岩层理缝发育，造成可动流体孔隙度较高，这也是该层含油性较高的主要原因。
3.3 流体—储集空间耦合过程
不同地区、不同构造岩相带具有不同的沉积类型和沉降模式，储层储集空间的形成受到成岩作用、压实作用和溶蚀作用的影响。从油气生排烃史、压力和温度的变化，以及成岩作用中储集空间的演化等方面进行综合研究，分析流体—储集空间的耦合。
早成岩A阶段原生孔隙发育，随着埋深、压力和温度的进一步增大，到早成岩B阶段岩石由半固结向固结状态转化，原生孔隙大幅减少，碳酸盐胶结物大量形成；中成岩A阶段烃源岩开始成熟生烃，这时有机酸流体增加，原生孔隙持续减少，溶蚀孔隙开始增加。随着烃类不断向孔隙注入，地层压力也逐渐从正常压力向异常高压转变。在生烃达到一定程度时，一般发生在中成岩B阶段，溶蚀粒间孔和溶蚀粒内孔大量发育，碳酸盐类物质溶蚀达到一定程度时，会有一定碳酸盐交代作用发生，这种胶结物的出现会使溶蚀作用减弱，孔隙体积略有降低。吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油埋深在2 500~4 500 m左右，因此有局部浅层地区页岩油还没有达到中成岩B阶段；随着油气的不断充注，碳酸盐的胶结作用和溶蚀作用持续进行，相互作用，相互影响(图 11)。
图 11 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩生烃充注和储集空间耦合过程Figure 11. Coupled process of hydrocarbon generation, expulsion and reservoir space of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin如前所述，影响页岩油“甜点体”可动油丰度分布的主要因素是可动流体孔隙度的分布，而影响可动流体孔隙度大小的主要因素是溶蚀孔隙、裂缝的发育程度以及岩石中泥质、石英和白云石含量，因此沉积环境对可动油丰度分布起决定性影响。吉木萨尔凹陷芦草沟组主体发育三角洲、半深湖—深湖泥质、深水重力流、云坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积[24]，“甜点体”内具有高长英质、高碳酸盐、低黏土的岩性特点及层理发育的结构特点，其主要沉积环境为受波浪作用较强的云坪、混合坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积。
4. 结论
(1) 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”的优势岩性为岩屑长石粉细砂岩、云屑砂岩和砂屑云岩；孔隙度为5.75%~11.9%，渗透率为(0.02~1.26)×10-3 μm2；半径大于100 nm的孔喉是当前产能建设的主要目标，而岩屑长石粉细砂岩的孔喉贡献率最大。“甜点体”的储集空间包括溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、裂缝；溶蚀孔隙控制孔隙度的大小，裂缝的发育程度对渗透率有重要影响。
(2) 影响页岩油“甜点体”产能的主要地质因素是可动流体孔隙的分布及岩石组分中泥质、石英质和白云质的含量。可动流体孔隙是在同生—准同生淋滤作用和酸性流体埋藏溶蚀综合作用下形成的，层理缝沟通溶孔是控制渗透率大小的关键因素。溶蚀孔隙受生烃过程和沉积环境的影响，控制渗透率的层理缝主要受沉积环境的影响。
(3) 油气充注和成岩过程相互作用影响了页岩油“甜点体”储集空间的分布，而影响“甜点体”产能建设的主要因素是溶蚀孔和裂缝的发育，这两者很大程度受当时沉积环境的影响。“甜点体”主要发育的沉积环境为受波浪作用较强的云坪、混合坪、滨湖滩砂和碳酸盐岩浅滩沉积。
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图 1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”孔渗分布
Figure 1. Distribution of porosity and permeability of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”不同岩性孔隙度平面分布
Figure 2. Porosity of different lithologies of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”孔隙半径和高压压汞毛管压力曲线
Figure 3. Pore radius and capillary pressure curves of high pressure mercury injection of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 4 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”压汞毛管半径与T2谱关系
Figure 4. Relationship between capillary radius and T2 spectrum of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 5 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”孔隙空间特征
a.吉174井(3275.2 m)，“甜点体”上部，白云质粉砂岩，扫描电镜图像，粒间溶孔发育，孔径多小于10 μm；b.吉174井(3 152.6 m)，“甜点体”下部，白云质粉砂岩，扫描电镜图像，粒间/粒内溶孔发育，粒内溶孔较小，孔径多小于10 μm；c.吉174井(3 279.8 m)，泥晶白云岩，正交偏光，层理缝发育
Figure 5. Pore space characteristics of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 6 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”不同岩性含油饱和度平面分布
Figure 6. Oil saturation of different lithologies of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 7 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油可动流体孔隙度测井表征与产能关系
Figure 7. Logging characterization of movable fluid porosity and productivity of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 8 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油泥质含量与含油饱和度对比
Figure 8. Mud content vs. oil saturation of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 9 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩石英和白云石含量与可动孔隙交会图
Figure 9. Quartz and dolomite contents vs. movable pores of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 10 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩溶蚀孔隙、裂缝与含油性关系
a.泥晶灰质云岩，受表生淋滤作用影响，同生、准同生云化作用形成的泥晶白云岩，沿微裂缝及其周围发生去云化作用，并发生溶蚀作用，形成少量溶蚀孔，吉23井2 320.08 m岩石薄片(-)混合液染色；b.钠长石化及钠长石充填作用，有机酸作用形成的溶蚀孔被自生钠长石半充填, 发育钠长石晶间孔，钠长石对部分泥质及粉砂具交代作用，吉174井，3 121.1 m，含泥质云质粉砂岩(+)岩石薄片；c.溶蚀孔隙发育，层理缝沟通溶孔，进一步增加裂缝强度，顺层理缝含油饱和度高
Figure 10. Dissolved pores and cracks vs. oil-bearing capacity of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
图 11 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩生烃充注和储集空间耦合过程
Figure 11. Coupled process of hydrocarbon generation, expulsion and reservoir space of shale in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
表 1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”各类岩石孔隙度和渗透率统计
Table 1. Porosity and permeability of various rocks of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
参数 岩屑长石粉细砂岩 泥质粉砂岩 云屑砂岩 粉砂质泥岩 泥岩 云质泥岩 砂屑云岩 粉砂质云岩 泥质云岩 白云岩 平均孔隙度/% 11.90 7.36 10.08 7.18 5.75 6.42 9.67 7.35 5.89 7.89 平均渗透率/10-3 μm2 0.51 0.04 0.12 0.06 0.06 0.02 0.42 0.60 0.09 1.26 
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表 2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油“甜点体”优势岩性不同孔喉半径的孔隙贡献
Table 2. Pore contribution of different pore throat radius of dominant lithology of "sweet spots" of shale oil in Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin
% 岩性 不同孔喉半径孔隙的占比和对产能的贡献 >300 nm 100~300 nm 50~100 nm < 50 nm 占比 贡献 占比 贡献 占比 贡献 占比 贡献 岩屑长石粉细砂岩 20 90 22 9 20 1 38 0 云屑砂岩 25 76 17 18 18 6 40 0 砂屑云岩 10 95 11 4 19 1 60 0
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