郭海平，吳承美，張金風(fēng)，徐田錄，肖佃師，郭雪燚

(1.中國石油 新疆油田分公司 吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆 吉木薩爾 831700；2.中國石油大學(xué)(華東)深層油氣重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東 青島 266580)

吉木薩爾凹陷蘆草溝組屬于混積型頁巖[1-3]，粉砂巖、碳酸鹽巖、白云質(zhì)粉砂巖等儲集層賦存的烴類是目前該區(qū)頁巖油開發(fā)的主體[4-5](圖1)。蘆草溝組巖性復(fù)雜，孔隙結(jié)構(gòu)多樣[6]；有機(jī)質(zhì)成熟度低，鏡質(zhì)體反射率小于1%；原油黏度大，重質(zhì)和中質(zhì)組分多[7-8]。頁巖油的可動性受孔喉結(jié)構(gòu)、含油性、原油黏度、賦存狀態(tài)、溫壓等因素的綜合影響[9]。而含油性和原油賦存特征受孔喉結(jié)構(gòu)的控制，原油重質(zhì)組分以充填狀分布在較小孔隙(孔徑小于300 nm)或呈薄膜狀分布在大孔(孔徑大于300 nm)孔壁上，流動性差；中質(zhì)組分主要分布在大孔中，可動性好[7-8]。因此，揭示不同巖相孔喉結(jié)構(gòu)及其對頁巖油賦存和可動性的影響[10-11]，是明確頁巖油流動規(guī)律及優(yōu)選甜點(diǎn)的關(guān)鍵。

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頂面構(gòu)造Fig.1.Top structure of the Lucaogou formation in the Jimsar sag

前人對吉木薩爾凹陷蘆草溝組儲集層孔喉結(jié)構(gòu)及頁巖油賦存特征開展過系統(tǒng)研究[6-8，12]，通過離心-核磁共振、高壓壓汞等實(shí)驗(yàn)，厘清了蘆草溝組孔喉大小與頁巖油可動性的關(guān)系[8-9]。但實(shí)驗(yàn)未考慮覆壓影響，且用水作為實(shí)驗(yàn)流體[9]，對于評價蘆草溝組這類中性—偏親油潤濕巖石原油可動性時，誤差較大[7]。生產(chǎn)實(shí)踐也表明，頁巖油可動性還受地層水賦存狀態(tài)的影響[7，13]。驅(qū)替與核磁共振聯(lián)測實(shí)驗(yàn)是頁巖及其他致密儲集層中原油可動性評價的常用方法[14]，可考慮溫壓條件和地層流體性質(zhì)，盡量逼近地層條件下原油可動性，通過核磁共振還能揭示可動流體賦存孔徑的變化規(guī)律[11-14]。

本文利用驅(qū)替與核磁共振聯(lián)測實(shí)驗(yàn)裝置，充分考慮覆壓和地層流體的影響，對吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同巖相頁巖油開展可動性實(shí)驗(yàn)，建立孔喉分布與原油可動性的關(guān)系，厘定可動孔喉界限，探討頁巖油賦存形式對原油可動性的影響，以期為研究區(qū)頁巖油藏勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1 區(qū)域概況

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷東部，為西斷東超的箕狀凹陷[5，15]。中二疊統(tǒng)蘆草溝組為陸相咸化湖盆背景下的三角洲前緣—湖相沉積[16]，整體為一套厚層泥巖夾薄層粉砂巖、白云巖及過渡巖性的組合[4，12](圖1)，巖石多為有機(jī)質(zhì)、白云石、泥質(zhì)、粉砂顆粒等的混積，可細(xì)分為20 余種[4]，其中，粉—細(xì)砂巖、砂屑白云巖、白云質(zhì)粉砂巖等為優(yōu)勢巖性[17]。蘆草溝組儲集空間以納米級孔隙為主，裂縫不發(fā)育[12，15，17]，整體具低孔特低滲的特征，原油平均黏度為92.18 mPa·s[18]。

研究區(qū)蘆草溝組包括砂屑白云巖、長石砂巖、白云質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥晶白云巖、泥巖等。礦物成分以長石、石英及白云石為主，其中，長石含量最高，平均為47.0%；方解石和黏土礦物含量較低，平均分別為6.9%和4.7%。樣品孔隙度為4.00%～16.20%，平均為11.50%，滲透率為0.008～1.320 mD(表1)。根據(jù)礦物組成、粒度及巖性組合變化，將巖相劃分為6類：粉—細(xì)砂巖相、白云質(zhì)粉砂巖相、粉砂質(zhì)白云巖相、石灰質(zhì)砂巖相、泥質(zhì)白云巖相和泥巖相。其中，粉—細(xì)砂巖相包括粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、含內(nèi)碎屑粉砂巖等；白云質(zhì)粉砂巖相以白云質(zhì)粉砂巖為主；粉砂質(zhì)白云巖相包括砂屑白云巖和粉砂質(zhì)白云巖；泥質(zhì)白云巖相主要包括泥晶白云巖；泥巖相包括粉砂質(zhì)泥巖、白云質(zhì)泥巖、頁巖等。

表1 蘆草溝組混積巖儲集層樣品基本信息Table 1.Basic information of the samples from the mixed shale reservoirs in the Lucaogou formation

2 不同巖相儲集層孔喉結(jié)構(gòu)特征

為揭示孔喉結(jié)構(gòu)、可動性與巖相間的聯(lián)系，選取蘆草溝組13 塊巖心樣品，包括砂屑白云巖、長石砂巖、白云質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥晶白云巖、泥巖等，進(jìn)行氣測孔隙度、滲透率、鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞等實(shí)驗(yàn)，以獲取物性、巖性、孔喉結(jié)構(gòu)等參數(shù)(表1)。高壓壓汞和核磁共振實(shí)驗(yàn)分別參考行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5346—2005 和SY/T 6490—2014。

2.1 孔隙組合類型發(fā)育特征

參考文獻(xiàn)［12］的混積巖孔喉系統(tǒng)劃分方案，根據(jù)掃描電鏡及薄片觀察(圖2)，在蘆草溝組識別出5 類孔隙組合，包括粒間孔型、溶蝕孔型、晶間孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型。

圖2 蘆草溝組不同孔隙組合類型Fig.2.Pore combination types in the Lucaogou formation

在粒間孔型中，殘留粒間孔和粒間溶蝕孔對儲集空間貢獻(xiàn)最大(圖2a、圖2b)，兩者呈共存[17]，形態(tài)多為不規(guī)則多邊形，孔徑大于5.0 μm，該類型孔隙組合多發(fā)育在粉砂含量多且顆粒粗的巖石中(表1)。在溶蝕孔型中，大量粒內(nèi)溶蝕孔和粒間溶蝕孔貢獻(xiàn)主要儲集空間(圖2c、圖2d)，殘留粒間孔零星發(fā)育，粒內(nèi)溶蝕孔孔徑小于粒間溶蝕孔，多呈橢圓形，平面呈蜂窩狀，孔徑為0.5～2.0 μm，其形成與巖石粒度小、白云石和長石等易溶礦物[12]含量高有關(guān)；晶間孔型中，大量晶間孔和少量溶蝕孔貢獻(xiàn)主要空間(圖2e)，晶間孔形態(tài)呈不規(guī)則多邊形或狹長縫，孔徑多小于0.5 μm(圖2e)，比粒間孔小1～2 個數(shù)量級；粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型為多種孔隙組合的混合，常發(fā)育在紋層發(fā)育的混積巖中(圖2f、圖2g)，石灰質(zhì)或泥質(zhì)顆粒增多也可導(dǎo)致該類組合形成[12](圖2h、圖2i)。

2.2 孔喉結(jié)構(gòu)特征

利用壓汞實(shí)驗(yàn)表征不同類型混積巖儲集層的孔喉大小、連通性等(圖3a)。粒間孔型儲集層排驅(qū)壓力較低，其曲線形態(tài)為弱平臺形，進(jìn)汞飽和度和退汞效率(平均為37.6%)均較高，即孔喉大，連通性好，發(fā)育大孔細(xì)喉型連通模式[6]；溶蝕孔型儲集層排驅(qū)壓力中等，其曲線形態(tài)為平緩直線形，退汞效率中等(平均為22.4%)，在較窄的進(jìn)汞壓力區(qū)間內(nèi)，進(jìn)汞量快速增加，說明孔喉分選好，與溶蝕孔蜂窩狀分布和短導(dǎo)管狀連通模式有關(guān)[6]；晶間孔型排驅(qū)壓力高，其曲線形態(tài)為上凸形，退汞效率低(平均為15.7%)，孔喉小，連通性差；粒間-溶蝕-晶間孔型為粒間孔型、溶蝕孔型和晶間孔型的混合，具有較低排驅(qū)壓力、陡直線形態(tài)和較低退汞效率(平均為16.0%)的特征，孔喉分布范圍寬，分選較差，孔喉連通模式多樣；溶蝕-晶間孔型排驅(qū)壓力高，其曲線為緩直線形，退汞效率較低(平均為19.4%)，孔喉較小，分選和連通性稍差。

圖3 不同儲集層類型頁巖油樣品壓汞（a)及孔喉分布（b)Fig.3.(a)Mercury intrusion and(b)pore throat distribution of shale oil samples in different types of reservoirs

不同類型儲集層孔喉大小分布不同，粒間孔型儲集層孔喉分布峰值多大于0.2 μm；溶蝕孔型儲集層孔喉分布呈對稱單峰，峰值多為60～100 nm；晶間孔型儲集層的孔喉分布多為半個單峰，峰值約為10 nm；其他2 類組合的孔喉分布范圍廣，呈多峰分布，揭示多種類型孔喉并存(圖3b)。壓汞孔喉半徑分布反映喉道及其溝通的孔隙數(shù)量，小于掃描電鏡觀察的孔徑，兩者差距可用孔喉比反映，蘆草溝組樣品孔喉比為5～50，其中晶間孔型儲集層的最大，粒間孔型次之，溶蝕孔型最小。根據(jù)不同類型儲集層的孔喉分布特征，以35 nm 和150 nm 為界限，將孔喉區(qū)間劃分為3 部分(圖3b)，分別對應(yīng)晶間孔型、溶蝕孔型和粒間孔型儲集層發(fā)育區(qū)。

儲集層類型與巖相關(guān)系密切，粉—細(xì)砂巖相中粉砂顆粒多，長石含量高，粒間孔或粒間溶蝕孔發(fā)育，對應(yīng)粒間孔型儲集層；隨粉砂粒度變小，可發(fā)育溶蝕孔型儲集層；石灰質(zhì)砂巖相的方解石膠結(jié)物充填在粉砂顆粒間或交代長石，破壞粒間孔喉，形成粒間-溶蝕-晶間孔型和溶蝕-晶間孔型儲集層；白云質(zhì)粉砂巖相中溶蝕孔隙發(fā)育，粒間孔占比減小，多發(fā)育溶蝕孔型儲集層；泥巖相和泥質(zhì)白云巖相中粒間孔基本不發(fā)育，以溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層為主；砂質(zhì)白云巖相儲集層類型與白云石晶體大小及分布有關(guān)，當(dāng)砂屑含量高時，對應(yīng)粒間孔型儲集層，當(dāng)白云石和粉砂顆粒紋層狀混積時，對應(yīng)粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層。由此可見，粉砂顆粒、砂屑等粒度偏粗組分決定了儲集層類型，粉—細(xì)砂巖相、白云質(zhì)粉砂巖相和砂質(zhì)白云巖相孔喉最大，儲集層類型最佳。

3 頁巖油可動性特征

根據(jù)10 塊頁巖樣品的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖4)，隨驅(qū)替壓差增大，頁巖油可動比例快速增加，驅(qū)替壓力為1.0 MPa 時，可動比例為0～30.0%，平均為8.9%；驅(qū)替壓力為2.5 MPa 時，可動比例為16.3%；驅(qū)替壓力為5.0 MPa 和10.0 MPa 時，可動比例分別增至24.0%和30.0%?？蓜颖壤黠@受滲透率控制，滲透率越高，可動比例越大(表1、圖4)。根據(jù)驅(qū)替過程中可動比例變化特征，將頁巖油可動性劃分為低壓劇增型、先快后慢型和緩慢增加型3 類，對應(yīng)不同的儲集層類型和可動流體賦存特征。

圖4 頁巖油可動比例隨驅(qū)替壓力變化規(guī)律Fig.4.Variations of movable shale oil proportion with displacement pressure

3.1 低壓劇增型

在較小驅(qū)替壓力下，頁巖油可動比例急劇增大，至2.5 MPa 時，可動比例超50.0%，當(dāng)驅(qū)替壓力繼續(xù)增大時，可動比例增長幅度變平緩，至10.0 MPa時，可動比例基本趨于穩(wěn)定。該類樣品巖性多為砂屑白云巖和粉—細(xì)砂巖，滲透率大于0.080 mD，對應(yīng)粒間孔型儲集層。從可動流體賦存空間來看，1.0 MPa 時可動流體增量最大，孔喉分布范圍較廣，為20～1 000 nm，隨著驅(qū)替壓力增大，增量逐漸降低，孔喉分布范圍變化不大，曲線形態(tài)逐漸呈多峰。可動油賦存孔喉的主峰多位于200～400 nm，粒間孔喉(大于150 nm)貢獻(xiàn)了60.0%以上的可動量(圖5a)。

3.2 先快后慢型

當(dāng)驅(qū)替壓力增大且小于5.0 MPa時，可動增量逐漸增大，繼續(xù)增大壓力，可動增量逐漸減小。與低壓劇增型相比，該類型可動增量在5.0 MPa時達(dá)到最大，滲透率為0.018～0.080 mD，主要對應(yīng)溶蝕孔型或粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層。可動油賦存孔喉多為30～200 nm，主峰位于60～90 nm附近，隨壓力增加可動油孔徑變化不明顯，溶蝕孔喉(35～150 nm)貢獻(xiàn)了超70.0%的可動流體，大于150 nm孔喉貢獻(xiàn)量低于10.0%(圖5b)。

3.3 緩慢增加型

隨驅(qū)替壓力增大，可動比例逐漸增大，增至較高壓力時，可動比例增量降低趨勢不明顯，即增加壓力，可動油量繼續(xù)增加。該類型可動性最差，對應(yīng)樣品滲透率低于0.030 mD，主要為溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層，局部發(fā)育粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層。與前2 類相比，該類型儲集層的巖性和孔喉組合關(guān)系更復(fù)雜，賦存孔徑也有所不同。對于粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層，可動油賦存孔喉分布呈雙峰，主峰位于10 nm 和150 nm 附近，且右峰明顯高于左峰，說明粒間孔喉起主要貢獻(xiàn)作用(圖5c)；對于溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層，可動油賦存孔喉呈單峰，主峰位于30～60 nm，說明溶蝕孔喉和晶間孔喉共同起貢獻(xiàn)作用，溶蝕孔喉貢獻(xiàn)量稍高(圖5d)。

巖相對頁巖油可動性具有明顯控制作用。泥巖相、泥質(zhì)白云巖相和石灰質(zhì)砂巖相可動性最差，頁巖油可動性為緩慢增加型，驅(qū)替壓力為2.5 MPa時，平均可動比例為6.5%、3.9%和4.5%；其次為白云質(zhì)粉砂巖相，多為先快后慢型，驅(qū)替壓力為2.5 MPa 時，平均可動比例為17.3%；砂質(zhì)白云巖相可動性整體較好，但受白云石大小及分布形式的影響，非均質(zhì)性強(qiáng)，可動比例為10.7%～45.0%，平均為22.4%；粉—細(xì)砂巖相的可動性最好，多為低壓劇增型，2.5 MPa時平均可動比例為29.5%。因此，粉—細(xì)砂巖相可動性最好，其次為白云質(zhì)粉砂巖相和砂質(zhì)白云巖相，泥巖相、灰質(zhì)砂巖相和泥質(zhì)白云巖相可動性最差。

4 頁巖油可動性控制因素

4.1 孔喉大小與頁巖油可動性關(guān)系

為研究粒間孔型和溶蝕孔型樣品在2.5 MPa驅(qū)替壓力時及不同孔喉半徑下可動率分布，首先統(tǒng)計(jì)大孔到小孔計(jì)算累計(jì)可動油量和累計(jì)總含油量，再統(tǒng)計(jì)單個孔喉區(qū)間內(nèi)可動油量和總含油量，兩者比值為該孔喉區(qū)間內(nèi)頁巖油可動率。頁巖油可動率隨孔喉半徑增大呈規(guī)律變化(圖6)，孔喉半徑小于20 nm 時，可動率為0；孔喉半徑為20～60 nm 時，可動效率快速增加至穩(wěn)定；孔喉半徑為60～150 nm 時，可動率基本保持穩(wěn)定或緩慢增大；孔喉半徑大于150 nm 時，可動率快速增加?？蓜勇孰S孔喉變化規(guī)律受孔喉類型的影響，孔喉半徑為20～60 nm 時，隨孔喉變大，孔喉連通性快速改善，孔喉類型以晶間孔喉為主過渡為以溶蝕孔喉為主，因孔喉增大對連通性改善有限，所以可動效率呈先快速增大，后緩慢至穩(wěn)定；孔喉半徑為60～150 nm時仍以溶蝕孔喉為主，孔喉增大時，原油可動率緩慢增大；孔喉半徑為150 nm 時，逐漸過渡為粒間孔喉，隨孔喉增大，連通性明顯變好，可動率快速增加。綜上所述，孔喉類型控制頁巖油可動率，粒間孔型頁巖中原油的可動率最大，溶蝕孔型次之，晶間孔型最小，頁巖油可動孔喉下限為20 nm。

圖6 不同孔喉半徑2.5 MPa驅(qū)替壓力下可動效率分布Fig.6.Distribution curves of movable efficiency at the displacement pressure of 2.5 MPa under different pore-throat radii

4.2 頁巖油賦存特征與可動性關(guān)系

蘆草溝組原油重質(zhì)組分多，實(shí)際產(chǎn)出原油以中質(zhì)組分為主[2]，重質(zhì)組分在加熱條件下由吸附態(tài)變?yōu)橛坞x態(tài)才有可能被采出[7]。因此，頁巖油賦存特征也是可動性的影響因素之一。前人利用激光共聚焦、CT 掃描等手段，根據(jù)密閉取心樣品觀察不同原油組分賦存特征[19-20]，重質(zhì)組分通常分布在大孔孔壁或小孔中，而中質(zhì)組分的賦存孔徑通常大于300 nm[7]。以孔喉比7.5計(jì)算，則等效孔喉半徑為20 nm，表明孔喉小于20 nm的儲集空間中以重質(zhì)組分為主，可動性極差，這與之前得出的可動孔喉下限認(rèn)識基本一致。

巖相影響頁巖油儲集層品質(zhì)及源儲組合[4]，控制著頁巖油賦存特征。粉—細(xì)砂巖相通常屬于鄰源厚儲型，主要依靠相鄰烴源巖供烴[21]，運(yùn)移距離較長，儲集層內(nèi)中—輕質(zhì)組分多，且有機(jī)質(zhì)及白云石含量低，親油性弱[7]，吸附烴比例少，原油可動性好，比如上甜點(diǎn)2號層(層)，產(chǎn)出原油密度最小(0.884 6 g/cm3)，50 ℃下平均黏度為54.00 mPa·s；相比于粉—細(xì)砂巖相，石灰質(zhì)砂巖相的物性較差[12]，原油充注難度大，含油豐度低，可動性較差；白云質(zhì)粉砂巖相屬于源儲互層型，以鄰源供烴為主，自身生烴為輔[21]，運(yùn)移距離短，由于總有機(jī)碳含量和白云石含量較高，親油性強(qiáng)[7]，在白云石晶間孔或大孔孔壁上吸附的重質(zhì)組分偏多，含油豐度高，可動性好，產(chǎn)能高，原油黏度稍大于粉—細(xì)砂巖相，如下甜點(diǎn)2和3號層層和層)，產(chǎn)出原油平均密度為0.902 6 g/cm3，50 ℃下原油平均黏度為153.06 mPa·s；泥質(zhì)白云巖相和泥巖相屬于源儲一體型[21]，自身生烴為主，大量輕質(zhì)組分被排出充注到相鄰儲集層中，重質(zhì)組分滯留成藏，該類巖相重質(zhì)組分最多，吸附烴占比高，基本很難有產(chǎn)能。因此，依據(jù)頁巖油賦存特征、含油性及產(chǎn)能分析，粉—細(xì)砂巖相和白云質(zhì)粉砂巖相頁巖油的可動性最好，是最有利開發(fā)的巖相類型。

4.3 可動性定量評價及效果分析

通過上述分析，頁巖油可動性受孔隙結(jié)構(gòu)和頁巖油賦存形式的共同控制。根據(jù)本文實(shí)驗(yàn)結(jié)果，建立頁巖油可動性定量評價模型，可動比例與樣品孔喉半徑間關(guān)系可用下式來表達(dá)：

式中Pmo——可動油占比，%；

可動量用可動油孔隙度表示，為可動率、孔隙度和含油飽和度的乘積，其中，有效孔隙度、含油飽和度等可利用核磁共振測井獲得[22]，孔喉大小可利用壓汞標(biāo)定核磁共振測井獲得[23-25]。

根據(jù)試油結(jié)果統(tǒng)計(jì)(圖7)，無產(chǎn)能層段平均孔喉半徑多小于20 nm；米產(chǎn)能為0～0.50 t/d的層段孔喉半徑多為20～60 nm；米產(chǎn)能大于0.50 t/d 的層段平均孔喉半徑多大于60 nm。從單層試油產(chǎn)能來看，孔喉大小控制頁巖油的可動性。如J10035井上甜點(diǎn)層試油層段4.5 m，巖性為粉—細(xì)砂巖，孔喉半徑為8～65 nm，平均為45 nm，試油米產(chǎn)能為1.38 t/d，效果較差；層試油層段6.0 m，巖性為白云質(zhì)粉砂巖，平均孔喉半徑為159 nm，試油米產(chǎn)能為4.33 t/d。J10025 井下甜點(diǎn)層試油層段6.0 m，巖性為粉—細(xì)砂巖和白云質(zhì)粉砂巖，平均孔喉半徑為68 nm，試油米產(chǎn)能為3.44 t/d。

圖7 不同產(chǎn)能試油層段內(nèi)孔喉分布直方圖Fig.7.Histogram of pore-throat distribution in the tested intervals with different productivities

5 結(jié)論與認(rèn)識

(1)根據(jù)孔隙組合類型，將吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲集層劃分為5 類。其中，粒間孔型、溶蝕孔型、粒間-溶蝕-晶間孔型儲集層物性最好，分別主要發(fā)育在粉—細(xì)砂巖相、白云質(zhì)粉砂巖相和砂質(zhì)白云巖相中；泥質(zhì)白云巖相、石灰質(zhì)砂巖相和泥巖相發(fā)育溶蝕-晶間孔型和晶間孔型儲集層，物性較差。

(2)頁巖油可動比例變化有低壓劇增型、先快后慢型和緩慢增加型3 種類型，分別對應(yīng)粒間孔型、溶蝕孔型和其他類型儲集層，頁巖油可動性依次變差，可動流體賦存孔徑變小?？缀泶笮搸r油可動性控制明顯，可動孔喉下限為20 nm，可動性明顯改善孔喉界限為60 nm 和150 nm，試油產(chǎn)能與之具有良好對應(yīng)關(guān)系。

(3)孔喉結(jié)構(gòu)和頁巖油賦存特征共同影響頁巖油產(chǎn)出，粉—細(xì)砂巖相孔喉最大、重質(zhì)組分少，可動性最好；白云質(zhì)粉砂巖相孔喉大，重質(zhì)組分稍多，含油豐度高，可動性也較好；泥巖相或泥質(zhì)白云巖相孔喉小、重質(zhì)組分多，可動性最差。粉—細(xì)砂巖相和白云質(zhì)粉砂巖相是吉木薩爾凹陷蘆草溝組最有利的巖相類型。