匡立春，王霞田，郭旭光，常秋生，贾希玉

（1.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油地质特征与勘探实践

匡立春1，王霞田2，郭旭光2，常秋生2，贾希玉2

（1.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

吉木萨尔凹陷形成于海西运动晚期，燕山运动期改造作用较强，定型于喜马拉雅运动期，现今为西断东超的箕状凹陷。中二叠统芦草沟组全凹陷分布，以咸化浅湖—深湖相沉积为主，是一套优质的烃源岩，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型的混合型，目前处于成熟阶段。与其他地区致密油对比，芦草沟组致密油“甜点”具有单层薄、纵向上跨度大的特点，有两段“甜点”发育相对集中段。“甜点”储层以白云质粉细砂岩为主，覆压孔隙度平均10.8%，覆压渗透率为0.001～0.6 mD，以微细溶蚀孔为主。

准噶尔盆地；吉木萨尔凹陷；二叠系；芦草沟组；致密油；地质特征；勘探实践

被石油工业誉为“黑金”［1］的致密油在中国主要含油气盆地均有分布，在鄂尔多斯盆地三叠系延长组、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地中—下侏罗统、松辽盆地白垩系青山口组—泉头组，都有丰富的致密油资源，具有良好的勘探开发前景［2-6］。2012年以来，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组的致密油勘探取得重大突破，在致密油的地质特征和勘探实践等方面取得一些新认识，文中对此进行阐述，以期对不同地区致密油的研究和勘探开发有所帮助。

1　区域地质条件

1.1构造演化

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（图1），面积约1 300 km2，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。

图1　吉木萨尔凹陷构造位置

吉木萨尔凹陷现今平面构造相对简单，为半环带状单斜（图2），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3）。研究区先后经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动。

准噶尔盆地形成于海西运动期，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的湖泊相沉积，成为研究区的主力烃源岩层。

图2　吉木萨尔凹陷芦草沟组顶界构造

图3　吉木萨尔凹陷东西向地震地质解释剖面（剖面位置见图2）

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。

燕山运动期准噶尔盆地构造活动频繁，具有强烈的振荡性，燕山运动在研究区有三幕，活动都强烈，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。

图4　吉木萨尔凹陷芦草沟组厚度分布

新近纪—第四纪的喜马拉雅运动期，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，使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。

1.2芦草沟组地层展布及分层

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组的分布具有纵向跨度大，平面分布广的特点，在全凹陷均有分布，厚度多大于200 m，最大厚度可达350 m（图4）。

对位于吉木萨尔凹陷内的吉174井在芦草沟组进行了全井段取心，通过对其岩性、电性和核磁测井特征等的系统分析，建立了凹陷内芦草沟组划分的方案。芦草沟组可划分为两段（P2l2和P2l1）四层组（P2l12，P2l22，P2l11和P2l21），其岩性、电性、核磁特征见表1.

表1　吉木萨尔凹陷芦草沟组岩电特征对比

2　芦草沟组致密油地质特征

2.1岩石学特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组岩性主要为一套沉积于咸化湖泊中，受机械沉积作用、化学沉积作用及生物沉积作用等影响形成的粉细砂岩、泥岩和碳酸盐岩的混积岩。

由于受准同生期调整白云岩化作用影响，岩石中普遍发育泥晶、微晶白云石，岩石中碎屑粒径普遍较细，粉细砂岩、泥岩与碳酸盐岩富集层多呈互层状分布［7］。岩石类型主要为粉细砂岩类、泥岩类、碳酸盐岩类，粉细砂岩类包括白云质粉细砂岩、岩屑长石粉细砂岩和白云屑粉细砂岩；碳酸盐岩类以白云岩为主，主要为砂屑白云岩、粉细砂质白云岩、泥微晶白云岩（图5）。其中碳酸盐（质）岩类，即白云（灰）岩类及白云（灰）质岩类出现的频次高达74.15%，反映出吉木萨尔凹陷芦草沟组整体上碳酸盐矿物含量较高，脆性较好，有利于进行大规模改造。

2.2“甜点”及其分布

所谓“甜点”，是指在相对低孔低渗的背景下，物性相对较好、含油性较佳的储集层段。吉木萨尔凹陷芦草沟组已钻探井均见大段连续的油气显示，并发育储层物性相对较好的井段，具有致密油“甜点”特征。“甜点”储层的岩性、电性和核磁特征纵向上变化快，“甜点”储层与非“甜点”储层之间在岩性、电性和核磁特征等方面差异较小，在具体划分时，不能严格按照“甜点”的标准实施，因此依据相对优质储层段整体的岩性、电性和核磁特征，将较集中发育多个“甜点”储层段合为一个“甜点体”。吉木萨尔凹陷芦草沟组发育2套“甜点体”，即上“甜点体”和下“甜点体”。

“甜点体”横向展布较为稳定。每个“甜点”中发育多种岩性，且多呈互层状，每个“甜点体”优势岩性较为明显（表2）。

吉木萨尔凹陷芦草沟组“甜点体”以外的“非甜点体”，优势岩性主要为白云质泥岩、粉砂质泥岩、泥岩等，“非甜点体”中也发育储集性能相对较好的白云屑砂岩、砂屑白云岩、粉细砂岩等岩性，只是厚度较薄、集中程度较差。

2.3沉积相特征

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［8］，为一套岩性较细的浅湖—深湖相沉积，主物源在南部，深湖相的典型沉积构造有含有碳酸盐岩细条带的纹层状泥岩及厘米级的浊流沉积。其中“甜点”储层以浅湖—半深湖相沉积为主，局部为滨浅湖或滩坝（如生屑滩、砂屑滩或砂质浅滩），中下部有少量的三角洲前缘远砂坝或席状砂。储层粒级普遍较细，由于受盆地周围河流、波浪、沿岸流等作用，发育三角洲前缘及滨岸沙坝、滨浅湖滩坝等沉积。

芦草沟组上“甜点体”储层以水平层理为主，岩性主要为（滨）浅湖滩坝的岩屑长石粉细砂岩、岩屑砂岩、砂屑云岩与半深湖亚相的泥岩、泥质白云岩互层，白云岩常见溶蚀孔洞及裂隙较其他层段滩坝厚度较大、分布相对集中。下“甜点体”储层总体上碳酸盐岩含量较少，砂岩的分布相对较多，发育小型交错层理、波状层理及水平层理，为三角洲前缘远砂坝或席状砂及滨浅湖内碎屑滩坝夹半深湖白云质泥岩、泥质白云岩。

图5　吉木萨尔凹陷芦草沟组“甜点”主要岩石类型及孔隙特征

表2　吉174井上、下“甜点体”储层特征

湖平面的变化控制“甜点”储层的空间分布。例如吉174井上、下“甜点体”储层都是在湖退过程中形成的，与湖进形成的烃源岩组成了很好的空间配置关系，有利于形成致密油油藏。

2.4烃源岩特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组优质成熟烃源岩全凹陷分布（图4），岩性主要为灰黑色泥岩、白云质泥岩，有机质丰度高，类型以Ⅰ型与Ⅱ1型为主，凹陷主体部位达到成熟阶段，属生烃条件较好的烃源岩。吉174井芦草沟组有机地球化学系统分析表明：芦草沟组烃源岩的平均总有机碳含量4.6%，平均生烃潜力15.5 mg/g，镜质体反射率为0.78%～0.98%，随着深度的增加烃源岩成熟度的增加趋势较明显，表明烃源岩已进入成熟阶段，在凹陷深处烃源岩的成熟度会更高。烃源岩样品的热解峰温为436～460℃，反映出烃源岩进入成熟演化阶段。

芦草沟组原油性质总体上表现为低成熟的“三高”特征：较高原油密度（0.88～0.91 g/cm3）、较高原油凝固点（15～44℃）、较高黏度。热史模拟结果表明，芦草沟组在侏罗纪末期开始进入生油阶段，在白垩纪—现今进入生油、排油高峰期，这种持续排烃过程有利于致密储层成藏。同时埋深对烃源岩热演化程度有明显控制作用，越靠近凹陷中心，油气生成量和充注强度越高，含油性也就越好。目前勘探结果发现，埋深较浅的吉23井原油的成熟度相对较低，埋深相对深的井原油成熟度较高，油质相对较好。

2.5物性特征

芦草沟组“甜点体”储层总体表现为中低孔、特低渗特征（图6）。上“甜点体”储层52块覆压孔渗样品平均孔隙度为9.5%，下“甜点体”储层45块覆压孔渗样品平均孔隙度为12.1%，总样品平均孔隙度为10.8%，渗透率主要为0.001～0.6 mD，下“甜点体”的物性略好于上“甜点体”。覆压孔隙度和渗透率为模拟地层条件下的孔隙度和渗透率，实验中覆压用围压34.6 MPa.储层以微孔为主，大尺寸的纳米孔和微米孔为油气储集的主体。上“甜点体”储层储集空间以剩余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔为主，少量裂缝；下“甜点体”以溶蚀孔、晶间孔为主，少量裂缝。岩心观察和FMI（地层微电阻率扫描成像）显示，储层的顺层溶蚀现象明显，溶蚀孔顺层发育，初步分析认为酸溶是形成次生溶孔的主要因素，具有一定碳酸盐岩含量的粉细砂岩溶蚀孔最为发育。从目前样品资料分析，芦草沟组物性受埋深影响较小。

图6　吉木萨尔凹陷芦草沟组覆压孔渗关系

综上所述，二叠系芦草沟组整体处于咸化湖泊沉积环境，主要由碎屑岩和碳酸盐岩两大类岩性组成，粒度细，单层薄；发育优质厚层烃源岩；发育上、下“甜点体”，“甜点体”优势岩性不一，沉积微相和孔隙类型存在差异，“甜点体”储层表现为中低孔、特低渗特征，以微细溶蚀孔为主。

3　芦草沟组致密油勘探实践

3.1优选“甜点”，实施关键井

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组油气勘探大致可分3个阶段：①2010年以前常规油气勘探阶段，按常规油气藏对待，芦草沟组很少试油；②2010—2011年致密油勘探起步阶段（致密油与“甜点”理念形成阶段），针对芦草沟组优质烃源岩厚度大、分布广等特征，确定其为盆地的致密油重点勘探领域，用致密油理念对老井进行油层重新识别、优选试油井段、选用针对性的储层改造措施，吉25井等3口老井在芦草沟组恢复试油都获得商业油流；③2012年至今，致密油主攻突破阶段。

2011年通过井震结合识别和预测出吉木萨尔凹陷芦草沟组发育上、下2套“甜点体”，且下“甜点体”分布范围大于上“甜点体”，吉25井等仅对上部“甜点”进行试油，下段厚层段尚未探索。通过吉25井等的单井储层分析、试油资料分析、纵向储集层段分析和连井平面对比，优选“甜点”区，部署实施关键井—吉174井。吉174井钻穿二叠系芦草沟组，并对芦草沟组进行全井段取心、多系列测井，取全取准了各项资料。吉174井的钻探证实上、下2套“甜点体”储层的存在，并都有较好的含油性。全面、系统地选取各项资料为后续研究发挥了决定性作用。

3.2夯实基础研究，建立地质资料“铁柱子”

吉174井在芦草沟组连续取心258 m，完成厘米级岩心精细描述；进行多参数连测实验，实验分析总数达到5 000余块次；在常规测井的基础上，实施了自然伽马能谱、微电阻率成像测井、核磁共振、多极子阵列声波、元素俘获能谱等针对致密油的测井系列。

以多参数连测配套实验资料为基础，开展岩性、物性、含油性、脆性、敏感性、烃源岩特性、地应力与岩石机械特性的关系研究，建立相应的测井评价与表征技术，建立致密油研究地质资料“铁柱子”。研究表明：①岩性控制物性，白云质粉细砂岩、砂屑白云岩、岩屑长石粉细砂岩物性好；②物性控制含油性，物性越好，含油级别越高；③岩性控制脆性，储层的脆性好于围岩；④岩性控制敏感性，碳酸盐岩含量越高，黏土含量越低，敏感性越弱；⑤岩性控制烃源岩特性，储层本身具有生油能力，储层被烃源岩包裹，源储一体；⑥储层的破裂压力低于泥岩，地层的闭合应力相对较高。

3.3体积压裂效果显著

在明确“甜点体”展布及岩石力学特征的前提条件下，钻井方案中引入“储层改造最优化”思路，根据水平井压裂裂缝延展及铺砂最佳方式，优化水平井井眼轨迹设计，确保了“甜点体”改造最优化。吉172_H井水平段长1 233 m，“甜点”钻遇率100%，解释油层1 151 m，油层钻遇率为93%.

采用水平井分段多簇体积压裂的思路，以近井带形成复杂裂缝、远井地带造长缝的工艺技术，增大渗流面积，实现“甜点体”内各含油层的体积改造，最大限度提高原油产量。吉172_H井水平段长1 233 m，压裂15级，总用压裂液16 030.7 m3，总加砂1 798 m3，施工排量8 m3/min，其单井压裂加砂规模创国内第一。施工期间进行电法监测，分析认为吉172_H水平井分压15级时，有8级形成了复杂裂缝。

对吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系芦草沟组致密油，本着勘探—评价—开发一体化原则，勘探上实行分步实施，专层专探，先后部署了多口以芦草沟组为目的层的直井和水平井，直井、水平井多段体积压裂获得高产。

4　结论

（1）对比致密油地质特征，吉木萨尔凹陷芦草沟组与国内外其他典型致密油区在构造背景、源储关系、成藏类型上具有相似性。吉木萨尔凹陷芦草沟组处于单斜背景，烃源岩和云质岩类致密“甜点”储层厚度均较大，横向连续性好，展布稳定，无明显圈闭界限，纵向上源储一体，平面上分布面积大，具有广覆式分布的致密油特征。

（2）在地层的岩石学、甜点的纵横向分布特征及沉积环境、原油性质等方面，吉木萨尔凹陷芦草沟组有其自生的特殊性。芦草沟组为沉积于咸化湖相的粉细砂岩、泥岩和碳酸盐岩的混积岩，单个甜点厚度薄、纵向分布跨度大、横向非均质性强，原油差品质。

（3）在吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油勘探中摆脱常规油气勘探思路，实施关键井、建立七性关系，以致密油理念为指导，按照“新老井结合，直井控面，水平井提产”部署原则，实施直井和水平井共十几口，优选老井恢复试油，采用直井多层及分层压裂、水平井体积压裂等适宜技术进行储层改造，试油井都获工业或低产油流，证实了上、下“甜点体”的存在及预测范围的可靠性，吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油获得勘探的重大突破。

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Geological Characteristics and Exploration Practice of Tight Oil of Lucaogou Formation in Jimsar Sag

KUANG Lichun1，WANG Xiatian2，GUO Xuguang2，CHANG Qiusheng2，JIA Xiyu2
（1.XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.Research Institute of Exploration and Development，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

The Jimsar sag is formed in the late Hercynian period，transformed strongly in Yanshanian period，and shaped in Himalayan pe⁃riod.Today it’s a halfgraben⁃like sag with fault in the west and overlap in the east.The Middle Permian Lucaogou formation distributs in the whole sag with the major sedimentary assemblage of saline shallow lake and deep lake facies.High⁃quality hydrocarbon source rocks are in the Lucaogou formation，and the organic matter type is mainly the mixed organic matter of TypeⅠand TypeⅡ1during mature stage. Compared with the tight oil in other regions，sweet spots of tight oil in Lucaogou formation have characteristics of thin monolayers and large vertical span with two concentrated sections of them.For sweet spots reservoir，the predominant lithology is dolomitic fine⁃silty sandstone，the porosity of core in net confining stress averages 10.8%，the permeability of it ranges from 0.001 mD to 0.6 mD，being dominated by dis⁃solved micropores.

Junggar basin；Jimsar sag；Permian；Lucaogou formation；tight oil；geological characteristic；exploration practice

TE121.3

A

1001-3873（2015）06-0629-06

10.7657/XJPG20150601

2015-06-11

2015-08-06

匡立春（1962-），男，山东五莲人，教授级高级工程师，博士，油气勘探、测井地质学，（E-mail）klc@petrochina.com.cn.