曾治平，柳忠泉，赵乐强，李艳丽，王 超，高 平
（1.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015；
2.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083）
准噶尔盆地二叠系是石油勘探与开发的重要层系［1-3］，其不仅是常规油藏的主要烃源岩层［4］，也是非常规油藏（如页岩油、致密油）的重要储集层［5-7］。近年来，随着非常规油气勘探的不断深入，页岩油已成为非常规油气发展的重点领域［8-9］。目前，准噶尔盆地内部吉木萨尔凹陷中二叠统芦草沟组和玛湖凹陷下二叠统风城组的页岩油勘探已经取得了重大突破［10-11］，盆地边缘风城组页岩油勘探也取得了较大进展［12-14］。
准噶尔盆地西北缘是盆地主要的油气聚集区之一，目前已在乌夏地区发现了多个以二叠系为源岩的油气田，如乌尔禾、风城、夏子街等［15-16］。近年来，中国石化在哈拉阿拉特山（下文简称哈山）地区进行了广泛的油气勘探，并在哈浅6、哈山1、哈深斜1 等井二叠系风城组见到丰富的油气显示，其中哈浅6 井在云质页岩中试油，获得峰值日产油6.28 m3［5，12］，揭示了哈山地区风城组具有广阔的页岩油勘探前景。以往研究表明，准噶尔盆地西北缘风城组表现出相对复杂的岩性组合，属于混积岩，既发育碎屑岩，也发育有白云岩和火山岩［15-17］。以往对准噶尔盆地风城组页岩油储层的研究主要集中于盆地内部的玛湖凹陷［8-9，18］，哈山地区风城组页岩油勘探程度较低，亟待开展对其储层特征及控制因素的研究，而且风城组页岩油储层岩性多变，矿物类型与组成多样［9，12，18］。因此，综合岩石薄片观察、扫描电镜分析、有机地球化学测试、XRD分析和储层物性分析，对哈山地区风城组页岩油储层特征及其控制因素进行研究，以期为该区页岩油勘探生产部署和决策提供借鉴。
哈山地区位于准噶尔盆地西北缘，构造上隶属于哈-德（哈山—德伦山）构造带的西端，南部紧邻玛湖生烃凹陷，北以达尔布特断裂为界与和什托洛盖盆地相接，西部为扎伊尔山，整体呈北东—南西向展布，有效勘探面积约1 000 km2［5，12］（图1a）。早二叠世晚期（风城组沉积期），哈山地区经历了裂陷由鼎盛期至衰退期的整个过程，火山活动减弱，水体扩大加深，受水体蒸发和火山岩物质蚀变影响，形成咸化-还原-碱湖沉积水体环境，形成了碎屑岩-火山岩-云质岩混积，且呈此消彼长的特征［12］。风城组沉积早期为大范围湖侵期，广泛发育滨浅湖—半深湖沉积，且火山活动相对强烈，砂体不发育，云质岩在研究区内广泛发育［12-14］；
风城组沉积晚期，火山活动减弱，随着物源供应量的加大，扇体规模迅速扩大，碎屑岩广泛发育，云质岩展布范围明显减小［12］。总体上，风城组自下而上可分为风一段—风三段（图1b）：风一段主要发育湖泊相白云质粉砂岩、泥质白云岩、白云质泥岩、凝灰岩等细粒混积岩，底部常发育爆发相火山岩；
风二段主要发育湖泊相白云岩、泥质白云岩等混积岩，夹薄层爆发相火山岩；
风三段主要沉积碎屑岩，岩性较细，主要为灰白色、棕褐色泥质粉砂岩、泥岩等，夹薄层泥质白云岩，属于扇三角洲相沉积［12，14］。
图1 准噶尔盆地西北缘哈山地区构造位置（a）和哈深斜1 井二叠系风城组岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Tectonic location of Hashan area in northwestern margin of Junggar Basin（a）and lithostratigraphic column of Permian Fengcheng Formation of well Hashenxie 1（b）
2.1 岩性特征
选取准噶尔盆地西北缘哈山地区3 口钻井（哈浅6 井、哈山1 井和哈深斜1 井）风城组页岩样品共23 块，样品采集自外来推覆体下盘，涉及层位风一段、风二段和风三段，且均具有油气显示，在哈山地区具有一定的代表性。
哈山地区风城组页岩油储层岩性较为复杂，既发育碎屑岩，也发育碳酸盐岩和混积岩（图2）。碎屑岩页岩油储层岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩。其中，泥质粉砂岩和粉砂质泥岩主要矿物由棱角状石英、长石和岩屑等组成，碎屑颗粒之间以泥质胶结和钙质胶结为主（图2a，2b）；
泥岩中可以观察到粉砂岩透镜体结构，代表了水体较为动荡的环境，其中富黏土质层的泥岩基质中可见大量的有机质碎屑，而粉砂岩透镜体中的有机质碎片相对较少（图2c）；
此外，在泥岩中还可见多层粗晶方解石条带，隐约可见且平行于层理面（图2d），表明沉积环境较为复杂。
碳酸盐岩页岩油储层岩性主要为泥晶白云岩和泥质白云岩。其中，泥晶白云岩中的白云石颗粒较小，夹少量石英碎屑颗粒，有机质碎片散乱分布（图2e），在一定条件下，泥晶白云岩也可以发生重结晶，形成微晶—细晶白云岩，但有机质相对匮乏（图2f）；
泥质白云岩中相对富集有机质，通常以泥质条带形式分布，常可见有机质纹层呈韵律分布，且纹层中方解石较为发育，纹层之间可见棱角状碎屑颗粒（以石英和长石为主）（图2g），这种韵律特征可能与古气候韵律变化有关。此外，白云岩可在遭受强烈的硅化作用后形成硅质岩（图2h）。
图2 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组岩性特征Fig.2 Lithology characteristics of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
2.2 有机地球化学特征
对哈山地区风城组页岩的有机地球化学分析主要包括总有机碳（TOC）分析和岩石热解分析，分别采用LECO CS230 碳硫分析仪和OGE-Ⅱ型油气评价工作站进行分析测试。研究区风城组页岩的TOC值、热解参数S1，S2和Tmax值如表1 所列。
表1 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩基本信息、有机地球化学、矿物组成和孔隙度数据统计Table 1 Basic information，organic geochemistry，mineral compositions and porosity of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
哈山地区风城组页岩中的有机质通常呈碎片状或条带状分散赋存，有机质丰度较高，TOC值为0.12%～3.88%，平均为1.44%，约70% 样品的TOC值大于1.00%；
生烃潜量（S1+S2）为0.20～21.60 mg/g，平均为6.41 mg/g，约45% 样品的S1+S2值大于6.00 mg/g。根据陆相烃源岩评价标准［19］，哈山地区风城组页岩整体属于好—最好烃源岩（图3a）。
哈山地区风城组页岩氢指数（HI）为77.12～592.04 mg/g，平均为352.70 mg/g。根据热解参数HI类型明显略好于风一段页岩（图3b）。
图3 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组烃源岩评价图版Fig.3 Source rock evaluation charts of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
哈山地区风城组页岩Tmax值较低，为359～438°C，平均为420°C。根据热解参数HI与Tmax判别图版，研究区风城组页岩有机质处于未成熟阶段，少数进入成熟早期阶段（图3b）。研究区风城组页岩有机质成熟度较低，可能与该层系在哈山地区埋藏较浅有关，整体上推覆体下盘风城组页岩有机质成熟度略高。个别样品呈现出异常低的Tmax值，这可能与较低的S2有关。
2.3 矿物组成特征与岩相划分
哈山地区风城组全岩X-衍射（XRD）分析在Bruker D8 Advance 衍射仪上进行。研究区页岩矿物组分复杂多样，以石英、长石、方解石、白云石和黏土矿物为主。其中，石英、长石、方解石和白云石等脆性矿物质量分数大于50%；
黏土矿物质量分数为5.1%～27.1%，平均为15.3%；
黄铁矿质量分数变化较大，为2.1%～35.0%，平均为8.6%；
少数页岩样品见方沸石，其质量分数为3.4%～45.2%，个别页岩样品中的方沸石质量分数可达到45.2%。总体而言，研究区风城组页岩矿物组合具有典型的混合沉积的特征。
目前关于页岩岩相的分类与命名，基本上是采用XRD 矿物组分的三端元组分法，三端元分别为碳酸盐矿物（方解石和白云石）、长英质矿物（石英和长石）和黏土矿物［18，20］。由于哈山地区风城组页岩中含有数量不等的方沸石，且方沸石属于钠铝硅酸盐，是常见的似长石矿物，因此将方沸石划入长英质矿物端元。根据三端元组分法，将研究区风城组页岩划分为3 类岩相，即长英质页岩岩相、钙质页岩岩相和混积页岩岩相。其中，风一段页岩主要为长英质页岩和混积岩，而风二段页岩主要为钙质页岩，风三段页岩以混积岩和钙质页岩为主（图4）。
图4 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩矿物组成三角图Fig.4 Triangular diagram of mineral compositions of shale of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
3.1 孔隙度
页岩样品的孔隙度测试是采用岩心公司生产的HPP 孔隙度测量仪进行测定的。准噶尔盆地西北缘哈山地区风城组页岩孔隙度为0.30%～5.82%，平均为2.32%（参见表1），属于低孔储集层，且不同岩相页岩之间孔隙度的差异并不明显。
3.2 孔隙类型
根据岩心、岩石薄片以及扫描电镜观察，哈山地区风城组常见的孔隙类型包括无机孔、有机质孔和微裂缝等（图5、图6）。其中，无机孔较为发育，包括粒间孔和粒内孔；
有机质孔发育程度较低，但在部分有机质和油质沥青中仍可见数量不等的孔隙，分布极不均匀。总体而言，哈山地区风城组页岩油储集空间以无机孔和微裂缝为主。
图5 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩主要孔隙类型显微照片Fig.5 Micrographs showing major pore types of shale of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
3.2.1 无机孔
哈山地区风城组页岩油储层中的无机孔按照成因可以划分为粒间孔和粒内孔2 种类型。其中，粒间孔可以进一步划分为原生粒间孔和次生粒间孔；
粒内孔主要包括粒内溶蚀孔、黏土矿物层间格架孔和其他矿物粒内孔。
原生粒间孔是指沉积物在成岩过程中原生粒间孔隙遭受机械压实作用，导致孔隙体积缩小、连通性变差的一类孔隙。研究区风城组较为典型的原生粒间孔是长英质页岩中碎屑颗粒（如石英、长石）之间存在的残余孔隙，其形态多样，常被油质沥青所充填，呈近似流动状；
刚性颗粒边缘也容易残留原生粒间孔，可被油质沥青所充填或包裹（图5a）；
大量刚性颗粒（如石英）可以组成抗压实骨架，形成较大的粒间孔，但常被油质沥青所充填（图5b）。在少数样品中，还可见一些重矿物（如针状金红石）组成抗压实骨架，形成少量原生粒间孔，为页岩油赋存提供储集空间（图6a，6b）。此外，原生粒间孔在钙质页岩中也较为常见，特别是在细晶—微晶白云石晶间残留大量微米级的孔隙，其形态较规则，呈多边形状，常被油质沥青所充填（图6a）。
次生粒间孔是指在成岩过程中粒间孔隙或微裂缝遭受胶结充填作用，残留于胶结物内部的晶间孔。这种孔隙在研究区风城组泥质白云岩中较为常见，特别是在白云岩早期溶蚀孔洞中，亮晶白云石胶结物晶间残余有孔隙空间，后期部分被油质沥青充填（图5c），或被方解石胶结物和硅质胶结物充填（图5d，5e）；
部分早期的微裂缝经历后期硅质胶结作用后依然可以残存部分孔隙空间（图5f），或为页岩油初次运移提供通道（图6c）。
图6 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩主要孔隙类型扫描电镜照片Fig.6 SEM photographs showing major pore types of shale of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
粒内溶蚀孔主要由不稳定矿物发生溶蚀作用所形成，孔隙形状多样，大小不一，孔径分布范围广。研究区风城组页岩中的长石矿物和碳酸盐矿物为最主要的不稳定矿物，粒内溶蚀孔主要发育在这2 类矿物中。在长英质页岩中，长石类矿物经常遭受溶蚀作用，同时很容易被方解石所胶结充填（图5g），且长石溶蚀多沿解理缝进行，其粒内溶蚀孔呈长条状，其中较大孔隙被油质沥青所充填（图6c）；
部分长石颗粒仍然可见高岭石化，长石遭受溶蚀后形成大量的狭缝状孔隙和具有书页状的高岭石，部分孔隙被油质沥青所充填（图6d）。风城组页岩中碳酸盐矿物（如方解石和白云石）更容易遭受溶蚀作用，有机质生烃演化形成的有机酸可以对方解石和白云石颗粒进行不同程度的溶蚀，形成粒径大小不一的溶蚀孔，部分孔隙被油质沥青所充填（图6e）。
黏土矿物层间格架孔主要形成于黏土矿物集合体之中，孔隙多呈狭缝状，连通性相对较差，少量孔隙中充填油质沥青。总体上，这类孔隙在研究区风城组较为发育（图6f，6g）。其他矿物粒内孔主要发育在黄铁矿集合体内部，一般呈不规则的多边形或椭圆形，偶见被油质沥青局部充填（图6b）。
3.2.2 有机质孔
哈山地区风城组页岩中有机质较为发育，页岩中可见大量的有机质碎片，形状各异，多呈块状或条带状分布在页岩中，扫描电镜下这些有机质碎片中的孔隙发育情况较差，可能与有机质成熟度较低有关。部分有机质碎片中仍可见数量不等的孔隙发育，孔隙呈近圆状、椭圆状或不规则状等，有机质孔径从纳米级到微米级（图6h，6i）。有机质孔可根据其形貌和成因进一步划分为原生有机质孔和次生有机质孔。原生有机质孔属于有机质内部的组织结构孔隙，常呈规律分布，粒径不均一，以椭圆状居多，偶见孔隙被其他黏土矿物所充填（图6h）；
次生有机质孔与我国南方海相页岩中的有机质孔隙类似［21］，多呈不规则状，粒径多为纳米级，在整块有机质碎片中均有分布（图6i）。由于哈山地区风城组页岩有机质成熟度较低，且有机质初次裂解形成有机质孔可能发生在Ro＞0.5%的条件下［22-23］，但干酪根在早期生油过程中也可能形成有机质孔。总体而言，哈山地区风城组页岩中发育有一定数量的有机质孔，但其TOC值与孔隙度不具有相关性（图7），因此，其总体上对储集性能的贡献较小。
图7 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩孔隙度与TOC 值的关系Fig.7 Relationship between porosity and TOC of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
3.2.3 微裂缝
微裂缝是由于压实作用、收缩作用及各种构造应力作用等形成的细小裂隙。哈山地区风城组微裂缝一般呈直线或弯曲状，裂缝延伸较长，可以达到几十微米至几厘米（图5h 和图6j）。微裂缝中经常可见油质沥青赋存和运移，因此其不仅可以为页岩油的富集提供储集空间，还可以为油气运移提供通道，改善页岩油储层的渗流条件。
准噶尔盆地西北缘哈山地区风城组页岩油储层受多种因素的控制和制约，沉积相决定了岩石类型，成岩作用和构造活动决定了储层的改造程度。
4.1 沉积相
沉积相主要是通过控制沉积物的分选、磨圆、粒度和基质含量来影响储集岩的原生孔隙［8］。一般而言，颗粒大、分选和磨圆好、基质含量低的岩石孔渗条件好［8，24］。哈山地区风城组主要发育一套扇三角洲—浅湖—半深湖沉积体系，其中广泛发育的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥质白云岩为页岩油储层的主要储集岩石类型。
研究区风城组页岩作为“源储一体”的储集岩，不仅需要具有生烃能力，还需具备储集能力。沉积相对风城组页岩油富集的控制作用主要体现在以下2 个方面：①沉积相控制了页岩中有机质的富集程度；
②沉积相控制了页岩的矿物组成，从而控制了不同岩相页岩的发育范围［9］。随着向湖盆方向推进，碎屑物源供给逐渐减少，云质岩的发育程度逐渐增强，水体环境也逐渐趋于平静，有机质纹层逐渐增多，造成了远岸地区混积页岩长英质矿物逐渐减少，碳酸盐矿物逐渐增多，TOC值也逐渐升高。碳酸盐矿物的过度增加对有机质造成稀释作用，降低了页岩的TOC值（图8a，8b）。同时，随着向湖盆方向的推进，安静水体中的黏土矿物可能与有机质发生絮凝作用，从而造成了有机质的富集。值得注意的是，在平静水体中沉积的富碳酸盐页岩也具有较高的TOC值，这也造成TOC与黏土矿物含量的关系较为复杂（图8c）。
图8 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩不同矿物组分含量与TOC 值的关系Fig.8 Relationships between mineral compositions and TOC of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
哈山地区风城组页岩孔隙度与长英质矿物、碳酸盐矿物和黏土矿物含量的相关关系显示，孔隙度随着长英质矿物和黏土矿物含量的增加而呈现出上升趋势（图9a，9b），但并未表现出与碳酸盐矿物具有明确的相关性（图9c）。这主要是由于：①长英质矿物的增加会形成贫有机质的泥质粉砂岩，大量刚性颗粒可以形成抗压实骨架，进而形成大量的粒间孔；
②黏土矿物中发育大量的层间格架孔，对总孔隙度的贡献较大；
③页岩中的碳酸盐矿物可以提供大量的粒间孔和粒内孔，也可以造成广泛的钙质胶结，降低整体孔隙度，因此孔隙度与碳酸盐矿物含量之间的关系较为复杂。
图9 准噶尔盆地西北缘哈山地区二叠系风城组页岩孔隙度与不同矿物组分含量的关系Fig.9 Relationships between porosity and mineral compositions of Permian Fengcheng Formation in Hashan area，northwestern margin of Junggar Basin
4.2 成岩作用
哈山地区风城组页岩自沉积后经历了不同程度的成岩作用，烃源岩有机质演化处于未成熟阶段（Ro＜0.5%），因此风城组页岩油储层总体处于早成岩阶段，压实、胶结和溶蚀作用是影响储层物性的主要因素。
4.2.1 压实作用
压实作用是早成岩期储层孔隙度降低的主要因素［8-9］。在上覆地层压实作用下，哈山地区风城组岩石颗粒之间多呈线接触，甚至凹凸接触。压实作用通过缩小岩石颗粒之间的孔隙体积，使原始粒间孔遭受破坏，原生孔隙大大减少。
4.2.2 胶结作用
哈山地区风城组页岩中的胶结作用主要包括钙质胶结和硅质胶结，其胶结物填充了早期孔隙空间，使孔隙度大幅降低，从而导致储层物性变差。在长英质页岩和混积页岩中，碳酸盐矿物几乎在所有样品中都存在，岩石颗粒之间广泛发生钙质胶结，减少了沉积物的孔隙空间；
不稳定矿物（如长石）早期发生溶蚀以后，钙质胶结也会填充其溶蚀孔隙空间；
当泥岩中发育大量的碳酸盐岩时，会在泥岩中形成致密的碳酸盐岩条带，从而降低总孔隙度。在泥晶白云岩和泥质白云岩中，钙质胶结和硅质胶结表现得更加明显，其主要发生在早期形成的溶蚀孔洞中，以充填物的形式填充孔隙，个别样品中硅质胶结作用十分明显，形成硅质岩，大幅降低了页岩的总孔隙度。
4.2.3 溶蚀作用
哈山地区风城组页岩中溶蚀作用较为明显。溶蚀流体早期主要为下渗大气淡水，主要形成早期的溶蚀孔洞，且孔洞粒径较大；
晚期为有机质成熟过程中产生的有机酸，主要是对刚性颗粒进行不同程度的溶蚀，包括长石和碳酸盐矿物的溶蚀，孔隙粒径一般较小。溶蚀作用改善了页岩的储集物性，增加了总孔隙度。长石和碳酸盐矿物溶蚀孔中赋存油质沥青，也表明了溶蚀孔隙是页岩油的有效储集空间。
4.3 构造活动
哈山地区位处前陆冲断带，构造活动强烈，断裂发育，距离断裂的远近决定储层裂缝的发育程度，即越靠近断裂，裂缝发育程度越高。哈山地区风城组页岩岩心中常见微裂缝发育，微裂缝作为一种有效的油气运移通道，经常被油质沥青所充填，且明显可见页岩油顺着微裂缝向周缘孔隙中发生运移。以往研究表明，构造活动所产生的裂缝不仅可以改善储层储集空间，而且还可为后期的溶蚀作用提供流体运移的通道，形成裂缝-溶蚀孔体系［7］。例如，玛湖凹陷风城组云质储层裂缝和溶蚀孔配置关系较好，且常在靠近断裂带附近发现高产油气流井［8，25］。因此，后期构造活动对页岩油储层的改造，可以有效提高页岩油储层的孔渗条件。
（1）准噶尔盆地西北缘哈山地区风城组页岩油储层岩性较为复杂，主要包括长英质页岩、钙质页岩和混积页岩3 类，总体属于低孔储集层。风城组页岩整体属于好—最好烃源岩，有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，有机质主要处于未成熟阶段，部分进入成熟早期阶段，具有页岩油勘探潜力。哈山地区风城组埋深较大的地区，特别是推覆体下盘，页岩有机质成熟度越高，则越有利于页岩油的勘探。
（2）哈山地区风城组页岩油储层孔隙空间包括无机孔、有机质孔和微裂缝。其中，无机孔较为发育，包括原生粒间孔、次生粒间孔、粒内溶蚀孔、黏土矿物层间格架孔和其他矿物粒内孔；
有机质孔发育程度较低，但在部分有机质和油质沥青中仍可见数量不等的孔隙，分布极不均匀。页岩油储集空间总体以无机孔和微裂缝为主。
（3）哈山地区风城组页岩油储层发育受多种因素的控制和制约，主要包括沉积相、成岩作用和构造活动。其中，沉积相不仅决定了岩石类型，还控制了有机质的富集程度；
成岩作用决定了储层的改造程度，其中压实作用和胶结作用对储层物性具有负面影响，溶蚀作用可以大幅改善储集物性；
构造活动形成的微裂缝，不仅可以为页岩油的赋存提供储集空间，还可以为油气运移提供通道，进而改善页岩油储层的渗流条件。总而言之，在页岩有机质进入成熟阶段的背景下，寻找有利页岩油储层的关键在于寻找优势相带、溶蚀作用和构造活动叠合改造区。