天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 10: 1914 - 1928

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.001

非常规天然气

酒泉盆地青西凹陷下沟组富碳酸盐页岩岩相特征及页岩油富集有利岩相

  • 张晨曦 , 1, 2 ,
  • 姜福杰 , 1, 2 ,
  • 李涛 3 ,
  • 苑伯超 3 ,
  • 刘欣泽 3 ,
  • 樊晓琦 1, 2 ,
  • 郭婷玮 1, 2 ,
  • 胡亚超 1, 2 ,
  • 蒋浩杰 1, 2
展开
  • 1. 中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249
  • 2. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
  • 3. 中国石油玉门油田分公司勘探开发研究院，甘肃 酒泉 735019
姜福杰（1979-），男，黑龙江兰西人，博士，教授，主要从事油气成藏机理与分布规律研究.E-mail：.

张晨曦（1999-），男，河南南阳人，博士研究生，主要从事盆地分析与资源评价研究.E-mail：.

收稿日期: 2025-01-03

  修回日期: 2025-04-02

  网络出版日期: 2025-04-21

基金资助

中国石油天然气股份有限公司玉门油田分公司项目(KT2023JF23006)

收起

Lithofacies characteristics and favorable lithofacies for shale oil enrichment of carbonate-rich shale in Xiagou Formation， Qingxi Sag， Jiuquan Basin

  • Chenxi ZHANG , 1, 2 ,
  • Fujie JIANG , 1, 2 ,
  • Tao LI 3 ,
  • Bochao YUAN 3 ,
  • Xinze LIU 3 ,
  • Xiaoqi FAN 1, 2 ,
  • Tingwei GUO 1, 2 ,
  • Yachao HU 1, 2 ,
  • Haojie JIANG 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Yumen Oilfield Company，Jiuquan 735019，China

Received date: 2025-01-03

  Revised date: 2025-04-02

  Online published: 2025-04-21

Supported by

The Project of PetroChina Yumen Oilfield Company(KT2023JF23006)

Fold

摘要

为了建立岩相与页岩油富集的联系，寻找有利勘探目标，利用岩心观察、薄片鉴定、氩离子抛光扫描电镜、基础地球化学、XRD全岩分析及高压压汞等技术手段，建立了酒泉盆地青西凹陷下沟组页岩岩相分类方案，明确了下沟组主要岩相及各岩相的有机—无机岩石学、烃源岩质量、储集空间类型及含油性等特征。结果表明：下沟组页岩主要发育7类岩相，其中：①富有机质纹层状云质页岩、富有机质脉状云质页岩、富有机质斑点状云质页岩、含有机质块状云质页岩有机质纹层富集，发育网状裂缝，热液矿物含大量溶蚀孔，极大改善了储集渗流能力；②富有机质块状长英质页岩中发育大量钠长石粒间宏孔，储层有效孔隙及渗流能力强；③含有机质块状混合质页岩、含有机质含砾混合质页岩生烃潜力低，孔隙被黏土矿物堵塞，韧性提高，导致物性及可压裂性差。综合油气生成潜力、储集渗流性能、含油性及可动性、脆性等因素，认为富有机质块状长英质页岩、富有机质脉状云质页岩是当前页岩油勘探的最有利岩相。

关键词： 青西凹陷; 下沟组; 页岩油; 岩相特征; 有利岩相

本文引用格式

张晨曦 , 姜福杰 , 李涛 , 苑伯超 , 刘欣泽 , 樊晓琦 , 郭婷玮 , 胡亚超 , 蒋浩杰 . 酒泉盆地青西凹陷下沟组富碳酸盐页岩岩相特征及页岩油富集有利岩相[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(10) : 1914 -1928 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.001

Abstract

To establish the relationship between lithofacies and shale oil enrichment and to search for favorable exploration targets， a series of technical methods such as core observation， thin section identification， argon-ion scanning electron microscopy， basic geochemistry， XRD whole-rock analysis and high-pressure mercury injection were utilized. Based on these， a lithofacies classification scheme for the shale of Xiagou Formation in Qingxi Sag was established. Simultaneously， the main lithofacies of Xiagou Formation were identified， along with the characteristics of organic-inorganic petrology， source rock quality， reservoir space types and oil-bearing properties of each lithofacies. The results show that the shale of Xiagou Formation mainly develops seven types of lithofacies， among which： （1） Organic-rich laminated dolomitic shale， organic-rich vein dolomitic shale， organic-rich spotted dolomitic shale， and organic-bearing massive dolomitic shale enrich organic laminae， develop networked fractures， and contain hydrothermal minerals with abundant dissolved pores， significantly enhancing reservoir permeability. （2） Organic-rich massive felsic shale contains abundant albite intergranular macropores， resulting in strong effective porosity and excellent reservoir permeability. （3） Organic-bearing massive mixed shale and organic-bearing gravel-bearing mixed shale demonstrate low hydrocarbon generation potential. Their pore systems are largely occluded by clay minerals， and increased ductility leads to unfavorable reservoir properties and poor fractur ability. Based on an integrated evaluation of hydrocarbon generation potential， reservoir permeability， oil content and mobility， and brittleness， organic-rich massive felsic shale and organic-rich veined dolomitic shale are identified as the most favorable lithofacies for current shale oil exploration.

Key words： Qingxi Sag; Xiagou Formation; Shale oil; Lithofacies characteristic; Favorable lithofacies

0 引言

随着油气勘探理念的不断创新，页岩油已成为21世纪全球非常规油气勘探开发的重点，美国“页岩革命”的成功表明页岩油的规模效益开发具有可行性［1-2］。中国发育多套湖相页岩层系，例如渤海湾盆地古近系、鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地白垩系及准噶尔盆地二叠系等，页岩厚度大、展布广，“十三五”评价指出中国页岩油地质资源量达283×108 t［2-9］。湖相页岩油盆地根据水体盐度可分为淡水湖盆和咸化湖盆，其中咸化湖盆水体盐度高、环境相对稳定、含氧量低的特点有利于倾油有机母质的发育和有机质的富集与保存，进而形成优质烃源岩［10-11］，为其丰富的页岩油资源奠定物质基础。目前咸化湖盆页岩油已在渤海湾盆地济阳坳陷、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷获得勘探突破并形成规模产量［12-13］，有望成为中国页岩油增储上产的主力军。
国外海相页岩通常考虑矿物组成、结构、层理及生物活动遗迹等因素进行岩相划分［14-17］。相比之下，中国多数咸化湖盆沉积环境规模小，对物源、气候、构造的敏感响应导致了页岩复杂的物质组成和沉积构造，进而影响其烃源岩特性、物性、含油性和可压性等［3，18-20］。因此，国内陆相页岩岩相划分通常考虑颜色、岩矿组成、沉积构造及有机质含量等特征［21-25］。开展页岩岩相分类，明确不同岩相基本地质特征、储集能力及与页岩油富集的联系，对于页岩油勘探工作具有重要的理论和实践价值。
酒泉盆地是中国重要含油气盆地之一，已进入常规油气精细勘探阶段。其中青西凹陷青南次凹是盆地主要的生烃凹陷和富油凹陷，常规油气探明储量丰度达1.05×106 t/km2［26］。凹陷烃源岩集中发育于下白垩统赤金堡组、下沟组和中沟组，其中赤金堡组和下沟组是2套主力烃源层系。目前，下沟组已在沉积环境、储层条件、地质地球化学特征等方面取得一定认识［27-31］。青西凹陷下沟组烃源岩厚度大，生烃母质以藻类体、孢子体为主，属Ⅱ1型，有机质丰度、生烃潜力达到优质烃源岩标准并已进入成熟演化阶段，同时下沟组泥云岩致密储层提供一定的储集空间和自封闭性，具备页岩油形成的地质条件［32］。新一轮油气资源评价结果显示酒泉盆地页岩油地质资源量达1.37×108 t［3，33-34］，然而，前人［35-37］大多将下沟组当作烃源岩、致密储层进行研究，导致页岩相关工作匮乏［34］，制约了页岩油的勘探开发。2022年，中国石油玉门油田分公司在青西凹陷部署了页岩油探井——LY1H井，针对下白垩统系统取心，含油显示良好，展现出良好的页岩油潜力，该探井对于开辟油气勘探新领域具有重要意义。笔者在LY1H井岩心分析的基础上，根据沉积构造—矿物组成对下沟组页岩岩相进行分类，综合地质、地球化学及储层多方面系统剖析不同岩相页岩的烃源岩特性、物性、含油性、可动性及脆性差异，优选出页岩油富集有利岩相，为研究区页岩油甜点地质评价提供参考。

1 区域地质概况

酒泉盆地由酒西坳陷、酒东坳陷和嘉峪关隆起组成，总面积达2.2×104 km2，是中国西部重要的含油气盆地。酒西坳陷面积约为2 700 km2，坳陷西端的青西凹陷夹于南部祁连山逆掩推覆带和北部阿尔金走滑断裂带之间，为一不对称箕状凹陷，现今面积约为650 km2［38］。在燕山运动和喜马拉雅运动影响下，下白垩统沉积期凹陷内形成“两凹夹一隆”的次级构造格局及一系列断裂（图1）［39］。
图1 研究区位置及LY1H井下沟组地层柱状图（修改自文献［26］）

Fig.1 Location of the study area and stratigraphic column of Xiagou Formation in Well LY1H （modified from Ref. ［26］）

下白垩统沉积期湖泊具有微咸化—半咸化特征，水体呈偏碱性—碱性［27］，气候在潮湿、半干旱之间频繁更替，由此发育了一套以碳酸盐矿物为主的半深湖—深湖亚相富有机质细粒沉积体系。广泛发育赤金堡组（K1 c）、下沟组（K1 g）和中沟组（K1 z）3套巨厚烃源岩。盆地的短暂抬升与地层剥蚀导致赤金堡组和下沟组呈不整合接触，2套地层湖侵泥岩较厚，下沟组最厚超1 200 m，至中沟组泥岩厚度减薄［40］。LY1H井下沟组埋深4 007~5 225 m，厚1 218 m，自下而上分为K1 g 0、K1 g 1、K1 g 2和K1 g 3共4段［29-30，41］。本文研究取样层位涵盖K1 c、K1 g 0、K1 g 1和K1 g 2段（图1）。

2 下沟组页岩岩相分类及特征

2.1　矿物组成特征

LY1H井下沟组矿物组成复杂，可见白云石、铁白云石、方解石、石英、钠长石、菱铁矿、黄铁矿、黏土矿物以及方沸石、重晶石等热液矿物。碳酸盐矿物含量为8.3%~94.8%，以白云石和铁白云石为主，均值分别为36.2%和29%，方解石含量均值为15.4%；长英质矿物含量为0.7%~61.6%，主要为钠长石，平均含量为16.5%，石英和钾长石含量较少，占比分别为5%和4.5%；黏土矿物含量为0~48.6%，平均为16.1%。黏土矿物含量从深至浅呈现出明显的分段性（图2）。K1 c组沉积期水体浅，陆源输入量大，黏土矿物、石英、长石含量较高；K1 g 0和K1 g 1段铁白云石、白云石占主导地位，并且发育钠长石、重晶石、方沸石，反映出干旱气候及活跃的热液活动；至K1 g 2段陆源输入作用增强同时水深增加，黏土矿物含量增多，碳酸盐矿物含量减少。
图2 LY1H井赤金堡组—下沟组页岩矿物组成

Fig.2 Mineral composition of shale in Chijinpu-Xiagou formations from Well LY1H

2.2　沉积构造

通过岩心和薄片观察到块状构造和纹层构造（图3）。块状构造（单层厚度10 cm）垂直面平整，矿物粒度均一且空间分布均匀；纹层构造由数个厚度小于1 mm的单层水平叠置而成，纹层多平直或微曲。纹层按成分可分为4类：碳酸盐矿物纹层，硅质纹层、黏土纹层和有机质纹层。其中碳酸盐纹层厚0.01~0.5 mm，由泥晶白云石/铁白云石、长石组成，单偏光下呈亮灰色；硅质纹层厚0.01~0.25 mm，富含泥级—粉砂级钠长石，镜下呈暗灰色；黏土纹层厚0.01~0.2 mm，呈深褐色，与有机质纹层伴生；有机质纹层薄于0.01 mm，黑色（图3中a2、a3）。半深湖区常见以碳酸盐纹层为主体，硅质纹层、黏土纹层和有机质纹层次要发育的“二元纹层”结构，指示整体稳定分层、高盐度、强还原的水体环境和阶段性河流输入［28，31］。
图3 青西凹陷下白垩统下沟组页岩岩相类型

Fig.3 Lithofacies classification of Lower Cretaceous Xiagou Formation shale in Qingxi Sag

除常见的沉积构造外，研究区发育独特的“脉状”（图3中b1）、“斑点状”（图3中c1）和“含砾”（图3中g1）构造。“脉状”和“斑点状”构造是由热液矿物组成的单矿物或复矿物集合体，这些热液矿物来自青西凹陷丰富的热液活动，以脉体或斑点的形式结晶于下白垩统页岩储层中［27，29，42］；“含砾”构造由碎屑物质砾石、火山物质砾石组成，由偶发性浊流沉积将凹陷周缘砾石带入下沟组沉积物中。

2.3　岩相分类

矿物组成是岩相分类的基础，蕴含了物质来源和水介质条件信息，并控制着页岩的储集空间［43］；青西凹陷下沟组页岩与渤海湾盆地沧东凹陷孔店组、准噶尔盆地玛湖凹陷风城组均为咸化湖盆沉积背景，具有相似的高碳酸盐矿物含量、低黏土矿物含量特征。参考孔店组和风城组“长英质—黏土质—碳酸盐质三端元各自以含量50%为界”的岩相分类方案［44-45］，将下沟组页岩初步划分为白云质页岩、长英质页岩、混合质页岩和黏土质页岩4类岩相。白云质页岩占样品总数的70%以上，其次为混合质页岩和长英质页岩，黏土质页岩极少［图4（a）］。
图4 青西凹陷赤金堡组—下沟组页岩岩相划分

Fig.4 Lithofacies division of Chijinpu-Xiagou formations shale in Qingxi Sag

沉积构造反映了水动力条件和气候变化，造成页岩渗流特性和可压性差异，此外气候和事件性沉积作用产生的特殊沉积构造对成储亦有重要影响，划分岩相时不容忽视［图4（b）］；下沟组页岩有机质显微组分主要为腐泥组和壳质组，是良好的生油母质，有机质含量控制着页岩油的资源潜力和富集程度［26］。在页岩油资源分级评价中湖相页岩有机质丰度界限通常在1%和2%附近［24，43，46］，下沟组样品I H（氢指数）随TOC的增大呈现先增加后稳定的趋势，I H开始增加和达到稳定的拐点TOC值分别为1%和2%。因此认为TOC值大于2%为富有机质页岩，介于1%~2%之间为含有机质页岩，低于1%为贫有机页岩。
以前文所述4类岩相为基础，发现纹层状、脉状、斑点状构造主要在云质页岩中发育（图5），含砾构造在混合质页岩中发育，块状构造普遍发育，云质页岩TOC值多数高于1%，混合质页岩和长英质页岩TOC值多为1%~2%。最终在青西凹陷下沟组划分出7类主要岩相，定名和数量占比分别为：富有机质纹层状云质页岩（19%）、富有机质脉状云质页岩（16%）、富有机质斑点状云质页岩（11%）、含有机质块状云质页岩（27%）、富有机质块状长英质页岩（8%）、含有机质块状混合质页岩（11%）和含有机质含砾混合质页岩（6%）。
图5 云质页岩中不同沉积构造扫描电镜背散射成像、X射线荧光扫描

（a）纹层状云质页岩，4-43，4 460.02 m；（b）脉状云质页岩，16-57，4 694.39 m；（c）斑点状云质页岩，14-2，4 657.34 m；（d）块状云质页岩，16-62，4 695.34 m。图中元素符号及名称：Na：钠；Mg：镁；Si：硅；K：钾；Ca：钙；Fe：铁；Al：铝；O：氧

Fig.5 BSE images and XRF mapping of different sedimentary structures in dolomitic shale

3 主要岩相基本特征及储集层特征

3.1　云质页岩相

3.1.1　富有机质纹层状云质页岩

富有机质纹层状云质页岩广泛发育于K1 g 0—K1 g 2段。呈黑色，发育水平层理缝（图3中a1）。矿物组成以白云石和铁白云石为主，含量集中分布于55%~73%之间，最高达90%；黏土矿物含量为10%~18%，长英质矿物为11%~33%。TOC值分布于1.7%~4.7%之间，均值为2.7%。I H值为303~463 mg/g，均值为381 mg/g，有机质富集程度高且生烃潜力大；S 1（游离烃含量）值和氯仿沥青“A”含量分别为0.9~3.1 mg/g和0.3%~0.6%，均值分别为2.2 mg/g和0.4%。
该岩相孔隙度为1.6%~6.4%，平均为3.2%，渗透率为（0.000 4~0.007 9）×10-3 μm2，以宏孔为主（表1）。由于不同类型纹层间力学性质存在差异，导致该岩相层理缝十分发育，常沿富有机质黏土层与其他纹层的接触面延伸，在取心过程中易分离而呈“薄饼状”。高压压汞的进汞曲线在达到0.1 MPa以前迅速升高（图6），说明孔喉半径7.5 μm的孔隙是主要的储集空间，与镜下观察到层间缝开度多在5~20 μm之间相吻合（图7）；其次为碳酸盐矿物晶间孔、晶内孔，这些原本孤立的孔隙虽然被裂缝沟通，但进入其中的汞难以顺利退出，因此退汞残余汞饱和度较高。薄片中可见未被充填的垂直缝和斜交缝（图3中a3），起到沟通层间缝的重要作用，场发射扫描电镜中观察到微裂缝中充填沥青，结合纳米CT孔隙结构三维模型，表明微裂缝是该岩相的主要储集空间。
表1 青西凹陷下沟组不同岩相孔隙结构参数

Table 1 Pore structure parameters of different lithofacies in Xiagou Formation, Qingxi Sag

样品编号 岩相

总孔隙体积

/（mg/g）

 孔隙体积/（mg/g） 孔隙体积占比/%

平均孔径

/nm

微孔 介孔 宏孔 微孔 介孔 宏孔
17-36 富有机质块状长英质页岩 0.139 0 0.015 7 0.046 0 0.077 3 11.27 33.12 55.61 56.15
10-26 富有机质脉状云质页岩 0.196 7 0.009 5 0.030 4 0.156 8 4.84 15.46 79.70 110.26
10-38 0.076 5 0.003 7 0.018 5 0.054 3 4.86 24.14 71.00 102.38
23-8 含有机质块状云质页岩 0.119 4 0.006 0 0.064 8 0.048 6 5.00 54.31 40.69 42.63
19-83 0.205 3 0.007 5 0.160 9 0.037 0 3.64 78.35 18.01 23.03
22-57 0.133 3 0.005 6 0.094 8 0.032 9 4.17 71.13 24.70 31.81
10-36 富有机质斑点状云质页岩 0.097 9 0.007 1 0.039 0 0.051 9 7.23 39.79 52.98 66.28
14-46 0.171 3 0.047 8 0.068 5 0.055 1 28.73 39.97 32.14 38.34
20-11 富有机质纹层状云质页岩 0.060 2 0.005 4 0.025 0 0.029 8 8.92 41.50 49.58 71.25
14-2 含有机质块状混合质页岩 0.130 2 0.006 6 0.068 5 0.055 1 7.12 49.28 43.60 49.70
24-55 含有机质含砾混合质页岩 0.197 2 0.002 4 0.087 2 0.107 7 1.22 44.19 54.58 40.80
图6 青西凹陷下沟组主要岩相高压压汞进汞—退汞曲线

Fig.6 High-pressure mercury injection-withdrawal curves of major lithofacies in Xiagou Formation， Qingxi Sag

图7 青西凹陷下沟组主要岩相储层特征

Fig.7 Reservoir characteristics of principal lithofacies in Xiagou Formation， Qingxi Sag

3.1.2　富有机质脉状云质页岩相

该岩相集中发育于K1 g 1段顶部。在灰黑色岩心表面可观察到不规则分布的白色矿物呈网脉状或条带状产出，脉体宽度20 μm~1 cm不等（图3中b1）。镜下观察到脉体常与纹层结构伴生且呈顺层分布或穿插接触关系，穿插接触部分的纹层出现强烈的软变形构造，呈挠曲状（图3中b2）。脉体部分主要由铁白云石、钠长石、方沸石及重晶石等镶嵌接触组成。碳酸盐矿物含量集中分布于67%~85%之间，最高达95%。TOC值集中分布于2.1%~3.2%之间，均值为2.7%，I H值为403~535 mg/g，均值为459 mg/g；S 1值和氯仿沥青“A”含量分别为2.6~5.9 mg/g和0.4%~0.8%，均值分别为4.7 mg/g和0.6%。
孔隙度可达2.7%~9.1%，平均为5.2%，渗透率为（0.002~0.04）×10-3 μm2，以宏孔为主。岩心性脆易碎裂，电镜下观察到纹层、脉体内部发育直径10 μm的晶内孔/粒内孔，有机质纹层内部偶见蜂窝状有机质孔，直径2 μm左右，沿脉体与纹层的接触面易发育微裂缝，开度最大可达0.3 mm。脉体中的热液矿物发育晶间孔，脉体内部发育大量构造微裂缝，不仅沟通了孔隙，而且与层理缝连通交错形成裂缝网络。进汞曲线的汞饱和度在进汞压力达到10 MPa后基本不再变化，样品中孔隙直径150 nm的孔隙占比很低；退汞曲线斜率大，表明孔隙连通性优越。密集发育的孔隙—裂缝网络是该岩相物性好的重要原因。

3.1.3　富有机质斑点状云质页岩相

该岩相发育于K1 g 0段顶端和K1 g 1段，岩心表面白色斑点密集分布（图3中c1），不同样品间斑点直径差异较大。可观察到斑点最大直径在4 mm左右，最小100 μm左右。斑点主要为粒度大于10 μm的半自形—自形铁白云石、钠长石、方沸石及重晶石，呈镶嵌状或堆晶结构（图3中c3），矿物粒径大于基质中的泥晶白云石、方解石。斑点与富有机质纹层关系密切，纹层因斑点的存在呈现软变形构造（图3中c2）。TOC值集中分布于1.7%~4.2%之间，均值为2.8%， I H值为245~547 mg/g，均值为377 mg/g；S 1值和氯仿沥青“A”含量分别为1.9~4.2 mg/g和0.4%~1.3%，均值分别为3.0 mg/g和0.6%。
富有机质斑点状云质页岩相孔隙度为2.8%~4.5%，平均为3.8%，平均渗透率为0.007×10-3 μm2，主要含介孔和宏孔。样品宏观裂缝欠发育，含少量顺层微裂缝。孔隙度随斑点直径的增大而升高，在热液矿物晶体内和晶体间均发育大量孔隙，特别是堆晶结构的斑点中晶间溶蚀孔密集大量发育，直径可达10 μm至数百微米；其次是晶内溶蚀孔，但孔径普遍小于10 μm。压汞曲线表明此类样品中15 nm、20~60 μm左右的孔隙体积占比最大。这些孔隙可能与斑点遭有机质层排出的有机酸溶蚀有关。孔隙间相互连通，在空间上呈层状分布，与斑点发育位置关系密切（图7）。

3.1.4　含有机质块状云质页岩相

该岩相在K1 g 0—K1 g 2段普遍发育，深灰色块状构造，均匀致密，网状裂缝发育（图3中d1）。总体以泥晶—微晶铁白云石与白云石为主，其次为钠长石及少量陆源石英、黏土矿物与有机质混合而成（图3中d2），局部见黄铁矿。黏土呈条带状，有定向性，多与有机质伴生（图3中d3）。有机母质为分散状结构镜质体、孢子体。有机质含量显著降低，TOC值分布于0.9%~2.5%之间，均值为1.8%，I H值为136~419 mg/g，均值为223 mg/g；S 1值和氯仿沥青“A”含量分别为0.8~5.6 mg/g和0.3%~0.8%，均值分别为3.0 mg/g和0.5 %。
该岩相孔隙度为1.9%~5.2%，平均为3.1%，主要发育介孔。铸体薄片下仅能观察到少量相对较大的晶间孔/粒间孔，直径为10~30 μm；大部分孔隙属于晶内孔/粒内孔，直径多小于1 μm；不发育有机质孔隙，偶在有机质内部和边缘发现微裂缝。进汞曲线的汞饱和度在10~70 MPa区间迅速提高了40%，表明孔喉直径在20~150 nm的孔隙体积占比最高，为该岩相最主要的储集空间。退汞曲线平缓，渗透率为（0.001~0.004）×10-3 μm2，平均仅为0.002×10-3 μm2，表明这些孔隙之间互相孤立，连通性差，样品中存在水平和垂直裂缝时可明显改善孔隙的连通性（图7）。

3.2　长英质页岩相

该岩相以富有机质块状长英质页岩为特征，在K1 g 0段顶部、K1 g 1段中部及K1 g 2段底部较发育，以夹层形式分布于页岩地层中。岩心为深灰色（图3中e1），断面质感粗糙。整体均匀致密，可见网状裂缝，岩心表面原油渗出。长英质矿物含量为52%~75%，以粒径小于0.5 mm的钠长石、石英为主（图3中e2）；其次为泥晶—微晶铁白云石、白云石，占比为25%~41%，黏土含量仅为2%。TOC值在1.6%~3.2%之间，平均为2.2%；I H值为172~312 mg/g，均值为247 mg/g；S 1值和氯仿沥青“A”含量在所有岩相中最高，分别为3.1~6.3 mg/g和0.7%~1.3%，均值分别为4.9 mg/g和1.0%。
平均孔隙度和渗透率分别为5.2%和0.014×10-3 μm2，以宏孔为主。此类岩相的突出特征是钠长石颗粒间和颗粒内发育大量溶孔，直径大于1 μm，最大可达80 μm，孔隙规模大且数量多，在空间中均匀密集分布（图7），是储集能力良好的主要原因。较高的退汞效率和渗透率表明孔隙间连通性好。

3.3　混合质页岩相

3.3.1　含有机质块状混合质页岩相

该岩相发育于K1 g 0、K1 g 2段。岩心深灰色，裂缝发育程度低（图3中f1）。矿物粒径小、粒度均一，泥晶—微晶碳酸盐矿物含量为25%~40%、粉砂级碎屑矿物含量为29%~40%、黏土矿物含量为23%~44%。黏土矿物大量聚集呈团块状、或点状分散分布（图3中f2），多为伊利石、伊/蒙混层。此外，密集发育的层状黄铁矿与黏土、有机质共生，表明沉积水体安静、处于强还原环境。有机质呈条状、块状填充于颗粒间（图3中f3），含量分布在0.5%~3.5%之间，平均为1.7%；I H值为68~263 mg/g，均值为148 mg/g；S 1和氯仿沥青“A”含量分别为0.7~2.2 mg/g和0.2%~0.5%，均值分别为1.5 mg/g和0.3%。
平均孔隙度为3.4%，渗透率为0.004×10-3 μm2，介孔为主。铸体薄片中孔隙不明显，仅发育少量未被充填的微裂缝，开度1~5 μm。电镜下进一步观察发现大量丝片状伊利石生长于颗粒表面、充填于颗粒间，将孔隙分割成许多三角形小孔隙（图7）。微裂缝、黏土矿物晶间孔和矿物内部孔隙是主要孔隙类型。最大汞饱和度仅为24%，除微裂缝外，仅有少量微米孔隙零星分布，多数属纳米级孔隙。

3.3.2　含有机质含砾混合质页岩相

该岩相外表深灰色至灰黑色，呈块状构造，见于K1 g 0段顶部、K1 c层顶部及底部。岩心表面可见密集无定向排布的砾石，粒径0.1 mm~1 cm不等，多数呈圆状、次圆状（图3中g1）。根据物质成分差异将砾石分为火山碎屑砾石和硅质碎屑砾石。TOC值在0.7%~1.9%之间，平均为1.2%； I H值为56~138 mg/g，均值为101 mg/g；S 1值和氯仿沥青“A”含量分别为1.4~2.1 mg/g和0.2%~0.4%，均值分别为1.7 mg/g和0.3%。
在硅质碎屑和火山碎屑内部均可见孔隙，硅质碎屑中孔隙密集发育但规模仅为数十纳米，火山碎屑发育收缩孔、溶蚀孔，直径普遍在10~100 μm之间。此外，砾石中可见少量微裂缝，起到一定沟通作用。该岩相中虽然发育大孔隙，但仅发育在火山碎屑砾石中，且受其数量和尺寸限制。主要的孔隙类型为黏土晶间孔，基质矿物、硅质碎屑砾石内部孔，孔隙直径集中分布在20~40 nm之间。孔隙三维分布与砾石发育位置密切相关，在空间上具有强非均质性（图7），且退汞效率低，孔隙连通性差。
综上所述，富有机质纹层状云质页岩、富有机质脉状云质页岩和富有机质斑点状云质页岩中均发育以碳酸盐纹层为主的“二元纹层”结构，具备良好的生烃潜力和含油性。其中富有机质纹层状云质页岩、富有机质脉状云质页岩以微裂缝为主要储集空间，富有机质斑点状云质页岩的斑点内含大量晶间溶孔，以介孔、宏孔为主；含有机质块状云质页岩非均质性强，以晶内介孔为主；富有机质块状长英质页岩具有“低生烃能力，高含油性，粒间溶蚀宏孔发育”的特点；含有机质块状混合质页岩和含有机质含砾混合质页岩以介孔为主，生烃能力低且含油性差。

4 页岩油富集优势岩相

确定页岩油富集的优势岩相是识别页岩油潜力层段的重要基础，优势岩相的判识需要综合考虑烃源岩品质、储层品质、含油性及工程品质［47］，涉及的评价参数众多，且不同地区不同层段地质特征存在差异，需要具体分析。
有机质是油气生成的基础，包括有机质丰度、类型和热演化程度。LY1H井下沟组页岩深度处于4 000~5 000 m之间，T max值集中在440~445 ℃之间，整体处于开始生油—生油高峰阶段。青西凹陷中—东部半深湖—深湖相地区是下沟组高有机碳含量区域［26］，该地区以沉积碳酸盐矿物为主，云质页岩相TOC值高于长英质页岩和混合质页岩（图8）；同时，湖盆在温暖气候时藻类勃发，深湖区安静、还原性水体有利于优质生烃母质的富集与保存，形成富有机质纹层，因此脉状构造、斑点构造和纹层构造I H值显著高于块状构造和含砾构造［图8（b）］。兼具高碳酸盐含量、有机质纹层2项优势的富有机质脉状云质页岩相、富有机质斑点状云质页岩相及富有机质纹层状云质页岩相有机质丰度高、生烃潜力大，为最优质烃源岩相。
图8 青西凹陷下沟组主要岩相生烃潜力

Fig.8 Hydrocarbon generation potential of principal lithofacies in Xiagou Formation， Qingxi Sag

当油气源充足的情况下，页岩的储集空间越大，容纳烃类能力越强［48］。同时，孔隙尺寸通过影响页岩油赋存状态进而控制可动性，富含微裂缝、宏孔的页岩储层游离油含量较高，吸附油含量随介孔、微孔数量的增多而增高［49］。晚燕山末期和喜马拉雅期强烈的构造活动使青西凹陷发育大型褶皱和断层，派生的裂缝在下沟组发展出大量微裂缝。一方面，这些构造微裂缝普遍开度较大，且充填程度低，是油气主要储集空间和良好的运移通道；另一方面，微裂缝可沟通孔隙、层间缝形成孔—缝网络体系，扩大了有效连通的孔隙空间。富有机质块状长英质页岩、富有机质脉状云质页岩孔隙度相对较高，宏孔占比超50%，平均孔径大于50 nm，孔缝系统发育，储集条件优越，为优质储层岩相；斑点直径较大的斑点状云质页岩，孔隙度、宏孔占比及平均孔径也可达到较高水平（表1），同样可作为优质储层岩相。
国内在对页岩含油性进行定量评价时重点采用残留烃“S 1”，该参数可以最直接反映单位岩石中所含烃类质量，参考混积型页岩油富集层系评价标准［47］，认为当S 12 mg/g时页岩含油量高。同时，还需采用OSI（含油饱和度指数，OSI=S 1/TOC×100，mg烃/gTOC）判断页岩油的可动程度［50］，OSI值大于100 mg烃/gTOC时，表明页岩中的油已满足自身有机质的吸附，多余的油以游离态存在于矿物孔隙中，OSI值越高说明越具页岩油开发潜力。综合含油量及可动性，富有机质块状长英质页岩、富有机质脉状云质页岩、含有机质块状云质页岩及富有机质斑点状云质页岩含油性明显更优（图9）。
图9 青西凹陷下沟组页岩岩相含油量及可动性对比

Fig.9 Oil content and mobility comparison among shale lithofacies in Xiagou Formation， Qingxi Sag

脆性矿物占比越高，页岩脆性通常更好，有利于储层的压裂改造。高黏土含量通常会堵塞颗粒间孔隙、提高页岩韧性，抑制微米孔隙、微裂缝发育，使储层质量大幅降低。富有机质纹层状云质页岩、富有机质脉状云质页岩、富有机质斑点状云质页岩和富有机质块状长英质页岩脆性矿物含量高、微裂缝发育，几乎不发育夹层，有助于水平井压裂形成复杂缝网，是工程品质角度的优势岩相。
虽然富有机质块状长英质页岩的低生烃潜力与最高的S 1和OSI之间存在矛盾（图9），但考虑到陆相页岩油的“微运移”效应，结合其内部发育大量溶蚀孔、微裂缝以及孔隙中赋存的轻质油（图3中e3浅蓝色部分），判断其含有微运移进入的烃类。富有机质脉状云质页岩正处于大量生油阶段，且发育的孔缝网络有利于烃类的滞留（图3中b3浅蓝色部分）。因此，富有机质块状长英质页岩、富有机质脉状云质页岩相游离烃含量高、可动性强、储集空间足够且渗流性好、可压裂性好，是目前勘探开发的最有利岩相。

5 结论

（1）通过岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜观察、高压压汞及地球化学等多种测试手段，发现酒泉盆地青西凹陷下沟组页岩矿物组成以铁白云石、白云石、钠长石、方解石为主，其次为石英、钾长石、黏土矿物及黄铁矿等。发育纹层状、块状构造及热液、重力流作用下的脉状、斑点状、含砾等特殊沉积构造。
（2）以矿物组成、沉积构造（包含特殊沉积构造）为依据将青西凹陷下沟组页岩划分为7类主要岩相：①富有机质纹层状云质页岩；②富有机质脉状云质页岩；③富有机质斑点状云质页岩；④含有机质块状云质页岩；⑤富有机质块状长英质页岩；⑥含有机质块状混合质页岩；⑦含有机质含砾混合质页岩。
（3）富有机质纹层状云质页岩、富有机质脉状云质页岩、富有机质斑点状云质页岩有机质纹层富集，生烃潜力高于块状和含砾构造的岩相，层理缝和构造微裂缝构成网状裂缝，热液矿物发育大量溶蚀孔，极大改善了储集渗流能力；富有机质块状长英质页岩中发育大量钠长石粒间孔，且宏孔数量多，储层有效孔隙及渗流能力强；含有机质块状混合质页岩、含有机质含砾混合质页岩中的粒间孔被黏土矿物堵塞，韧性提高，物性及可压裂性差。综合油气生成潜力、储集渗流性能、含油性及可动性、脆性等因素，认为富有机质块状长英质页岩、富有机质脉状云质页岩是当前页岩油勘探的最有利岩相。

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