孫旭光， 哈斯葉提·葉斯博拉提， 閆小龍， 鄭斌， 劉斌， 張軍

(中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院， 克拉瑪依 834000)

2008年美國在Willison盆地Bakken組致密油獲得規(guī)模性開發(fā)，至2019年致密油的產(chǎn)量快速增加至4×108t，占美國原油總產(chǎn)量60%以上，顯示了致密油開發(fā)的巨大前景，也隨之在全球范圍內(nèi)掀起了致密油氣勘探開發(fā)的熱潮，現(xiàn)已成為非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的重點領(lǐng)域[1-2]。中國針對致密油氣的勘探與開發(fā)相對較晚，早期對致密儲層的勘探雖獲得一定的油氣顯示，但并未實現(xiàn)商業(yè)性開發(fā)，隨著致密油氣勘探開發(fā)理論的引入，中國先后在鄂爾多斯盆地、準噶爾盆地及四川盆地發(fā)現(xiàn)大規(guī)模致密油藏，并成功開發(fā)，巖性包括致密砂巖、致密碳酸鹽巖及火山碎屑巖等。

致密油氣藏的形成要求具有烴源巖處于生油窗、源-儲互層或緊鄰、儲層孔滲低、未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移等條件[3-5]。一般而言，致密儲層滲透率在1 mD以下，油氣在儲層中運移困難[6]，因此，致密油氣藏沒有明顯的圈閉界線[7-8]，同時也為致密油的開發(fā)帶來一定的困難，目前針對致密油藏的開發(fā)依賴于大規(guī)模水平井網(wǎng)絡(luò)、直井縫網(wǎng)壓裂、水平井體積壓裂等手段。

準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組作為中國最古老的陸相液態(tài)烴頁巖層系之一[9]，針對凹陷致密油的勘探開始于20世紀50年代，封猛[10]指出蘆草溝組巖石顆粒粒徑小，儲層多為泥巖與碳酸鹽巖薄互層產(chǎn)出；張治恒等[11]指出原生粒間孔和次生溶孔是主要儲集空間；王圣柱[12]指出蘆草溝組為路源碎屑與碳酸鹽巖混合沉積的產(chǎn)物；李書琴等[13]指出蘆草溝組主要發(fā)育淺湖-半深湖混合灘及云坪沉積；劉占國等[14]針對致密油藏分布巖性認為咸化湖泊碳酸鹽巖和淺湖灘壩砂巖中致密油的勘探潛力最大，具有“源儲一體、薄層疊置、整體含油、連續(xù)分布”的特點[15-18]。隨著水平井及大規(guī)模水平井體積壓裂技術(shù)的進步，有效提高了致密油藏的開發(fā)效率[19]。正是由于這種不連續(xù)分布的特征加大了致密油甜點評價的難度。

因此，現(xiàn)通過區(qū)內(nèi)大量鉆、測井及實驗測試資料，在前人研究的基礎(chǔ)上，從致密油“源-儲”條件著手分析，對蘆草溝烴源巖總有機碳(total organic carbon，TOC)含量、成熟度、儲集巖石類型、孔隙結(jié)構(gòu)等地質(zhì)特征進行致密油“烴源、儲層”雙甜點闡述，結(jié)合研究區(qū)致密油成藏埋深下限，建立有利區(qū)分類評價標準，劃分有利區(qū)，以期為該地區(qū)下一階段的致密油勘探與開發(fā)提供一定的地質(zhì)參考。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地東部隆起的西南部，是一個沉積于前二疊紀褶皺基底，為具有西斷東超的箕狀凹陷，凹陷北部以吉木薩爾斷裂為界與沙奇凸起相接、西部以青1井南1號斷裂及西地斷裂為界與北三臺凸起相接，南部以三臺斷裂及后堡子斷裂為界與阜康斷裂帶相鄰，東部由斜坡過渡到古西凸起，形成尖滅，整體表現(xiàn)為半環(huán)帶狀單斜構(gòu)造(圖1)。

圖1 吉木薩爾凹陷頂面構(gòu)造及斷裂分布Fig.1 Top structure and fault distribution of Jimusar Sag

凹陷范圍內(nèi)蘆草溝組普遍發(fā)育，與上覆梧桐溝組和下伏井子溝組均呈不整合接觸，地層埋深在800～5 100 m，厚度介于200～300 m。根據(jù)沉積旋回及巖性組合差異，蘆草溝組可以分為蘆草溝組二段(P2l2)和蘆草溝組一段(P2l1)。蘆草溝組形成于咸化湖盆沉積環(huán)境，以半深湖-淺湖相沉積為主，局部發(fā)育濱淺湖或灘壩，中下部有少量的三角洲前緣遠砂壩或席狀砂，巖石類型主要由泥巖、碳酸鹽巖、粉砂巖、細砂巖、白云石及方解石等富集層混雜而成，具有沉積粒度細、單層厚度薄、源-儲互層發(fā)育的特點。蘆草溝組形成后受多期構(gòu)造運動的影響，其中燕山及喜山運動的強烈擠壓造成地層的大幅度抬升，對現(xiàn)今構(gòu)造格局及斷裂分布具有決定作用，凹陷北部及南東部以逆斷層發(fā)育為主，中部發(fā)育少量南北走向的正斷層。

2 烴源巖分類

2.1 烴源巖特征

烴源巖是致密油氣藏形成的基礎(chǔ)，對致密油形成、分布及聚集等方面都起著至關(guān)重要的作用[20]，烴源巖品質(zhì)直接影響儲層含油性及開發(fā)潛力。烴源巖有機質(zhì)類型、豐度、熱演化程度、厚度及平面分布均會影響致密油氣藏的質(zhì)量。蘆草溝組烴源巖類型包括泥巖、砂質(zhì)泥巖、灰質(zhì)泥巖和云質(zhì)泥巖4種，具有整體厚度大、分布面積廣的特點，其中厚度在200 m以上的面積在800 km2以上。蘆一段烴源巖以灰質(zhì)泥巖與砂質(zhì)泥巖為主，有機質(zhì)干酪根類型包括Ⅰ型、Ⅱ1型及Ⅱ2型三種，蘆二段烴源巖以純泥巖與云質(zhì)泥巖發(fā)育為主，干酪根類型包括Ⅰ型及Ⅱ1型，成熟度直接影響有機質(zhì)生烴潛力，有機質(zhì)熱史模擬結(jié)果顯示蘆草溝組烴源巖有機質(zhì)成熟度介于0.55%～1.35%，處于中-低成熟階段，對于低成熟烴源巖而言，地層埋藏越淺，有機質(zhì)成熟度越低。平面上，有機質(zhì)成熟度由西向東逐漸降低(圖2)。

通過對研究區(qū)包括J251、J174井在內(nèi)的10口井共236個不同巖性樣品TOC含量、氯仿瀝青“A”及生烴潛力分析測試(表1)，4類烴源巖TOC含量跨度較大，最高含量均在10%以上，平均含量在3%以上。有機質(zhì)含量表現(xiàn)為純泥巖>灰質(zhì)泥巖>砂質(zhì)泥巖>云質(zhì)泥巖。純泥巖與灰質(zhì)泥巖的熱解生烴潛量均值達到17 mg/g以上，明顯高于云質(zhì)泥巖與砂質(zhì)泥巖?；屹|(zhì)泥巖的氯仿瀝青“A”含量較其他兩類泥巖明顯偏高，超過1%，純泥巖與云質(zhì)泥巖氯仿瀝青“A”含量亦達到了較高水平。對比陸相烴源巖有機質(zhì)豐度評價標準，蘆草溝組烴源巖達到了較好-優(yōu)質(zhì)水平。其中灰質(zhì)泥巖與純泥巖生烴潛力更高。

圖2 蘆草溝組烴源巖成熟度等值線圖Fig.2 Contour map of Ro in Lucaogou Formation

表1 蘆草溝組烴源巖的有機質(zhì)豐度統(tǒng)計表Table 1 Organic matter abundance statistics of Lucaogou Formation source rocks

2.2 烴源巖甜點及分布

針對吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油烴源巖等級評價中，以生烴潛量為評價標準，利用烴源巖熱模擬數(shù)據(jù)建立烴源巖產(chǎn)烴量Q與成熟度Ro的關(guān)系式為

Q=1 867Ro2-2 458Ro+1 079.5

(1)

根據(jù)式(1)計算，當Ro為0.8%時，有機質(zhì)的生烴量為308 mg/g，生烴效率為30.8%。根據(jù)有機質(zhì)成熟度平面分布(圖2)，有機質(zhì)成熟度多在0.8%以上，因此，對烴源巖分機評價主要依據(jù)TOC含量進行。

根據(jù)準噶爾盆地二疊系烴源巖有機碳恢復(fù)系數(shù)，制定Ⅰ類烴源巖TOC含量下限值為3.5%，Ⅱ類烴源巖TOC含量下限值為2.0%，Ⅲ類烴源巖TOC含量下限值為1%，并以此為標準，對蘆草溝組一段及二段烴源巖進行分級評價，得到蘆草溝組一段及二段烴源巖有利區(qū)分布(圖3)。

蘆草溝組二段Ⅰ類烴源巖沿J33-J34-J174-J31-J23井區(qū)呈扇形展布及J36井區(qū)以西和西地斷裂以東呈橢圓形展布區(qū)域，分布區(qū)面積為440 km2，Ⅱ類烴源巖平面上環(huán)繞連接兩個大的Ⅰ類分布區(qū)，分布面積為318.5 km2；Ⅲ類烴源巖沿Ⅱ類區(qū)邊緣呈條帶狀展布區(qū)，面積為96.2 km2。

蘆草溝組一段以Ⅰ類烴源巖發(fā)育為主，面積為828.4 km2，Ⅱ類烴源巖吉35井區(qū)以西和J1井南1號斷裂以東區(qū)域內(nèi)發(fā)育呈條帶狀分布，面積為233.8 km2，Ⅲ類烴源巖主要分布在凹陷東部斜坡邊緣的J29-J27-J6井區(qū)一帶，面積為28.9 km2。結(jié)合蘆草溝組一段及二段Ⅰ類烴源巖分布，凹陷范圍內(nèi)70%以上面積達到Ⅰ類標準，顯示了蘆草溝組優(yōu)越的生烴潛力。

3 儲層發(fā)育特征

3.1 儲層巖石學(xué)特征

巖石薄片分析結(jié)果顯示儲層巖石類型包括白云質(zhì)粉砂巖、砂屑云巖、微細晶白云巖三類，其中白云質(zhì)粉砂巖發(fā)育分布最廣，占儲層總數(shù)的80%以上，砂屑云巖、微-細晶白云巖儲層單層厚度小，通常以薄層夾于白云質(zhì)粉砂巖中。

根據(jù)不同巖類儲層的儲集性能及含油性差異，優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育主要在粉砂巖與白云巖的過渡性巖類中，如白云質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)白云巖的儲層物性及含油性優(yōu)于泥晶白云巖與粉砂巖。

白云質(zhì)粉砂巖是研究區(qū)最主要的儲集巖類型，通常與云質(zhì)泥巖互層產(chǎn)出，巖心含油性觀察結(jié)果顯示白云質(zhì)粉砂巖的含油性最高可達油浸級別。泥晶白云巖呈淺灰色或灰褐色，集中發(fā)育于蘆草溝組二段儲層，主要由泥粉晶白云石以及少量方解石、鈉長石、石英組成，儲層含油性略差，可見油斑或油跡。主要以薄夾層產(chǎn)出，單層厚度通常在1 m以下，也是該段儲層的重要巖性。砂屑白云巖呈淺灰色，主要由砂屑和充填于砂屑間的鈉長石、石英組成，儲層孔滲性及含油性良好。

3.2 儲層孔隙結(jié)構(gòu)

蘆草溝組儲集巖主要發(fā)育殘余粒間孔、溶蝕孔及微裂縫三種類型的儲集空間，其中溶蝕孔作為最重要的儲集空間，其發(fā)育程度受巖石類型影響，也是影響儲層孔隙結(jié)構(gòu)的關(guān)鍵。

J174井蘆一段及二段儲層孔滲性測試結(jié)果顯示(表2)，蘆二段儲層孔隙度介于12.7%～16.1%，平均為12.69%，滲透率介于0.036～2.254 mD，平均為0.443 mD，滲透率多在1 mD以下，滲透率的異常增加與儲集巖微裂縫的發(fā)育直接相關(guān)，孔吼半徑介于0.29～0.92 μm，平均為0.52 μm。蘆草溝組一段儲層孔隙度介于4.4%～13.4%，平均為9.34%，滲透率介于0.003～0.078 mD，平均為0.03 mD，孔吼半徑介于0.08～0.66 μm，平均為0.25 μm。

儲層高壓壓汞實驗測試結(jié)果顯示毛管壓力曲線整體呈細歪度特征(圖4)，儲層孔隙結(jié)構(gòu)變化較大，以微細孔喉為主，亦發(fā)育一定量的常規(guī)孔吼，納米級孔隙含量占儲集空間的65%以上，進汞飽和度可達90%以上，孔喉連通性好，為典型的低孔-特低滲儲層。

對比不同巖性亞壓汞曲線及物性差異，其中巖屑長石粉-細砂巖物性優(yōu)于云屑砂巖，云屑砂巖物性優(yōu)于砂屑云巖。對比蘆草溝組一段、二段儲層孔隙度、滲透率、孔吼半徑等特征參數(shù)，蘆二段儲層孔隙半徑主要集中在100～150 μm，喉道半徑主要分布在0.1 μm以下，蘆一段儲層孔隙半徑主要集中在75～136 μm，喉道半徑主要分布在0.1 μm以下, 表明蘆一段及蘆二段儲層具有排驅(qū)壓力、中值壓力低、毛管半徑大的特點，蘆二段儲層性質(zhì)優(yōu)于一段。

圖3 蘆草溝組烴源巖分類評價及平面分布圖Fig.3 Classification, evaluation and plane distribution of source rocks in Lucaogou Formation

表2 J174井蘆草溝組一段、二段儲層孔滲性分析結(jié)果Table 2 The porosity and permeability analysis results of the first and second members of Lucaogou Formation in well J174

通過儲層孔隙度地震屬性對應(yīng)關(guān)系，上“甜點體”均方根振幅屬性和甜點體優(yōu)勢孔隙度有較好的相關(guān)性，下“甜點體”弧長屬性與甜點體優(yōu)勢孔隙度有較好的相關(guān)性，利用地震屬性刻畫，通過非線性回歸技術(shù)對儲層孔隙度平面分布進行預(yù)測，得到上、下儲層孔隙度分布平面圖如圖5、圖6所示。結(jié)果顯示，上、下甜點體高孔帶主要發(fā)育在凹陷南部，其中上甜點體高孔帶在J30-J32-J171-J31井區(qū)分布(圖5)；下甜點高孔帶主要發(fā)育在J32-J251-J174井區(qū)(圖6)。

3.3 優(yōu)質(zhì)儲層厚度

在烴源供應(yīng)充足的情況下，規(guī)模性油氣藏的形成要求儲層具有一定的厚度，同時考慮到現(xiàn)行的儲層開發(fā)經(jīng)濟下限，只有當儲層厚度達到下限厚度時才具備經(jīng)濟開采價值[21-24]。作為“源-儲”一體、頻繁互層的細粒沉積巖，縱向上巖性變化快，跨度大，且不同巖性儲層厚度差異明顯，因此，尋找儲層甜點區(qū)分布成為致密油前期探勘的關(guān)鍵。

圖4 吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲層壓汞曲線Fig.4 Reservoir formation mercury curve of Lucaogou Formation in Jimusar Sag

圖5 上甜點體累計厚度大于12 m儲層最大孔隙分布圖Fig.5 Maximum pore distribution of upper sweet spots with cumulative thickness greater than 12 m

圖6 下甜點體累計厚度大于12 m儲層最大孔隙分布圖Fig.6 Maximum pore distribution of lower sweet spots with cumulative thickness greater than 12 m

以巖心觀察儲層厚度為基礎(chǔ)，采用井震結(jié)合的方式統(tǒng)計優(yōu)質(zhì)儲層厚度，將縱向上若干相鄰發(fā)育的甜點作為優(yōu)質(zhì)儲層段，得到蘆一段及二段有效儲層厚度平面分布圖，蘆二段儲層甜點主要分布在凹陷的中部，沿J30-J32-J174-J31井區(qū)一線有效厚度較大，其中厚度在5 m以上的區(qū)域達到593 km2，在J32-J174-J37井區(qū)儲層厚度最大，多在16 m以上(圖7)。蘆草溝組一段儲層甜點全凹陷都有分布，厚度在5 m以上的區(qū)域為1 086 km2，以J36-J251-J174井區(qū)為中心向四周不對稱減薄，凹陷南部厚度相對較大，有效厚度多在16 m以上(圖8)。

4 勘探有利區(qū)優(yōu)選

吉木薩爾凹陷蘆草溝組斷裂發(fā)育較少，且多為逆斷層，封閉性良好，這對致密油的封閉作用有利，前期勘探結(jié)果顯示，致密油的分布主要與烴源巖及儲集巖的性能相關(guān)，因此，在進行勘探有利區(qū)優(yōu)選地質(zhì)因素主要考慮“烴源”及“儲集”條件，選取TOC含量、埋藏深度、孔隙度及有效厚度建立有利區(qū)有限評價體系。

圖7 蘆草溝組上甜點體有效厚度圖Fig.7 Effective thickness of upper dessert bodies of Lucaogou Formation

圖8 蘆草溝組下甜點體有效厚度圖Fig.8 Effective thickness of lower dessert bodies of Lucaogou Formation

4.1 TOC含量

充足的油氣供給是油藏形成的必要條件[10]，TOC含量決定了生烴物質(zhì)的豐富程度。儲層低孔低滲的特點使得油氣的充注相對困難，通常要求烴源巖與儲層緊密接觸，同時要求烴源巖具有較高的TOC含量及較大的生排烴強度才能實現(xiàn)油氣的近距離充注成藏。對于蘆草溝組致密儲層油氣成藏有機質(zhì)含量下限及評價下限參考常規(guī)油氣藏的TOC含量(0.5%)標準及國內(nèi)典型致密油藏TOC含量(1%)，研究區(qū)烴源巖TOC含量分布在0.21%～13.86%，在烴源巖分類研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合研究區(qū)致密油現(xiàn)有單井效益產(chǎn)量需要油氣資源供應(yīng)，分別選?、瘛ⅱ?、Ⅲ類烴源巖TOC含量下限為3.5%、2.0%及1.0%。

4.2 埋藏埋深

排烴門限控油氣理論指出只有地層達到一定的埋藏深度，達到生烴門限后有機質(zhì)才開始向烴類轉(zhuǎn)化[25-28]，即成熟度大于0.5%。

地層埋藏過淺，有機質(zhì)成熟度低，有機質(zhì)烴類轉(zhuǎn)化效率低，地層埋藏過深，會造成開發(fā)成本的增加，因此，對于致密油有利勘探區(qū)的優(yōu)選，首先要確定致密油成藏埋深下限，不同地區(qū)埋深下限存在一定的差異，蘆草溝組成藏深度下限的標定主要參考穩(wěn)定區(qū)構(gòu)造泥巖類的熒光顯示，不同巖性的烴源巖開始成熟排烴的深度不同，推測與有機質(zhì)的干酪根類型有關(guān)，根據(jù)現(xiàn)場錄井顯示，埋藏深度在2 242 m以下的泥巖都見熒光顯示，其中J23井在2 292 m開始見熒光顯示，灰質(zhì)泥巖中有機碳生排烴對成熟度要求更低，其中J18井、J24井灰黑色灰質(zhì)泥巖在埋藏2 100 m左右時已開始成熟排烴，因此，J23井開始成熟排烴的深度(2 292 m)可作為致密油成藏深度的下限，結(jié)合實際試油及生產(chǎn)情況，以地溫梯度為標準，對深度下限做相應(yīng)增加，取2 500 m為最小埋深。

4.3 孔隙度

有效儲層孔隙度下限值主要通過樣品驅(qū)油試驗獲取，根據(jù)巖心樣品洗油試驗結(jié)果表明，當儲層滲透性良好時，孔隙度在5%以上的儲層孔隙空間內(nèi)的油氣是可以被驅(qū)動開采的，因此研究過程中取孔隙度5%作為Ⅲ類儲層孔隙度下限值。同時，隨著孔隙度的增加，儲層滲流能力及抗壓性也會隨之增加。

J174井覆壓(34.6 MPa)和常壓樣品聯(lián)測孔滲數(shù)據(jù)分析結(jié)果顯示(圖9)，高孔隙度條件下孔隙空間、滲透率保持能力較強，即與在常壓條件下相比，孔隙度、滲透率在覆壓條件的減小率較少。當常壓孔隙度大于12%時，覆壓孔隙度減小幅度小于5%，83%樣品覆壓滲透率減小幅度小于50%；當常壓孔隙度大于8%時，91%樣品覆壓孔隙度減小幅度小于10%，57%樣品覆壓滲透率減小幅度小于50%。因此在本次研究中，分別選取孔隙度12%及8%作為Ⅰ類、Ⅱ類儲層孔隙度的下限值。

圖9 吉174井常壓孔滲與覆壓孔滲保持率關(guān)系圖Fig.9 The relationship between normal pressure porosity and permeability and overburden pressure porosity and permeability retention rate in Well Ji174

4.4 儲層厚度

國內(nèi)外勘探實踐結(jié)果顯示，致密儲層的開發(fā)具有更高的經(jīng)濟及技術(shù)成本，特別是對于單層厚度小的非連續(xù)儲層，開發(fā)成本會變得更高，因此，對于致密油藏的有效開發(fā)要求優(yōu)質(zhì)儲層的厚度達到一定的下限，才能獲得經(jīng)濟效益，根據(jù)前文所述蘆草溝組一段、二段甜點厚度差異及平面分布，結(jié)合儲層孔隙度、含油飽和度、體積系數(shù)等參數(shù)，對三類儲層經(jīng)濟價值甜點的最低厚度進行分類，其中一類儲層甜點孔隙度及含油飽和度高，確定Ⅰ類甜點區(qū)經(jīng)濟厚度下限為4 m，Ⅱ類和Ⅲ類甜點區(qū)儲層孔隙度較低，含油飽和度低，經(jīng)濟厚度下限分別為6 m和12 m。

綜合上述烴源巖和儲層甜點的分類結(jié)果，選取TOC、埋深、孔隙度、厚度等參數(shù)，建立吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油有利區(qū)劃分標準(表3)，劃分出了3類勘探有利區(qū)。蘆草溝組二段Ⅰ類有利區(qū)面積113.2 km2，集中分布在“甜點體”東南部J32-H-J25-J32-J22井區(qū)，橫向展布軸線與南部臨近的三臺斷裂近于平行，Ⅱ類有利區(qū)面積186.9 km2，分布范圍較廣，在凹陷東部主要環(huán)繞Ⅰ類區(qū)外圍發(fā)育，Ⅲ類分布范圍較小，面積為42.7 km2，主要相互孤立，呈零星分布(圖10)；蘆草溝組一段Ⅰ類有利區(qū)面積110.8 km2，集中發(fā)育在凹陷中南部的J251-J32-J174井區(qū)，形狀不規(guī)則，Ⅱ類有利區(qū)分布范圍較廣，發(fā)育區(qū)涵蓋整個凹陷的東南部，面積369.3 km2，Ⅲ類有利區(qū)面積193.6 km2，主要分布于Ⅱ類區(qū)的西北邊界，呈不規(guī)則帶狀向外擴展，并于二類區(qū)中零星發(fā)育(圖11)。

表3 吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油有利區(qū)劃分標準Table 3 Criteria for the classification of favorable areas for tight oil in the Lucaogou Formation in the Jimusar Sag

5 結(jié)論

(1)蘆草溝組烴源巖有機質(zhì)干酪根類型以Ⅰ型、Ⅱ1型為主，TOC含量整體介于0.16～13.86%，平均含量在3.0%以上，灰質(zhì)泥巖平均含量為3.79%。成熟度介于0.55%～1.35%，主體分布在0.8%以上，具有東低西高的特點，分布范圍廣，厚度大，蘆草溝組一段儲層甜點層厚度大于蘆草溝組一段，灰質(zhì)泥巖與純泥巖生烴潛力高。

(2)儲層巖石類型包括白云質(zhì)粉砂巖、砂屑云巖、微細晶白云巖，優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育于過渡性巖類型中，白云質(zhì)粉砂巖是最主要的儲層巖石類型。孔隙結(jié)構(gòu)以微細孔喉發(fā)育為主，為典型的低孔特低滲儲層，孔喉連通性好，儲層孔滲相關(guān)性良好。

(3)結(jié)合烴源、儲層及致密油成藏深度下限，劃分上蘆草溝組一段及二段有利勘探區(qū)，其中蘆草溝組二段Ⅰ類有利區(qū)集中分布在凹陷東南部J32-H-J25-J32-J22井區(qū)，蘆草溝組一段Ⅰ類有利區(qū)分布在凹陷中南部J251-J32-J174井區(qū)。

圖10 吉木薩爾凹陷蘆草溝組上“甜點體”致密油有利區(qū)分布圖Fig.10 Distribution map of favorable areas for tight oil in the upper “sweet spots” of the Lucaogou Formation in the Jimusar Sag

圖11 吉木薩爾凹陷蘆草溝組下“甜點體”致密油有利區(qū)分布圖Fig.11 Distribution map of favorable areas for tight oil in the lower “sweet spots” of the Lucaogou Formation in the Jimusar Sag