0 引言
随着油气勘探技术的不断提升以及勘探认识的不断深化，非常规页岩油气的开发利用已成为世界各国应对能源紧缺问题的重要举措［1-6］。我国东部、西南部、西北部多个陆相湖盆广泛发育页岩层系，油气资源潜力巨大，加大对页岩油气的勘探开发对国家能源安全保障具有重要战略意义［7-9］。近年来我国在页岩油勘探开发领域已取得了许多实质性重要发现和突破，在鄂尔多斯、松辽、渤海湾和准噶尔等盆地多个探区完成了规模建产［10-15］。准噶尔盆地作为我国西北地区重要的含油气盆地之一，目前已建成吉木萨尔凹陷芦草沟组和玛湖凹陷风城组2个页岩油示范区 ［13，16-18］，彰显了其二叠系巨大的页岩油资源潜力。位于准东沙奇凸起以北的石树沟凹陷二叠系平地泉组与吉木萨尔凹陷芦草沟组沉积于同一时期，且同样在咸水沉积背景，发育高有机质丰度的优质烃源岩，是准噶尔盆地页岩油气进一步勘探开发的重要区域［19-23］。
前人主要针对石树沟凹陷平地泉组烃源岩的沉积背景、生烃潜力及优质烃源岩分布特征做了研究，明确了平地泉组在相对干旱和盐碱湖相背景下，沉积了高有机质丰度的腐泥型烃源岩［19-21，24-25］。张志杰等［20］、樊婷婷等［26］、李红等［27］认为平地泉组的高方沸石含量，指示了烃源岩沉积时期受到了火山物质的供给，使其有机质更为富集。支东明等［28］、袁波等［29］通过烃源岩地质、地球化学特征评价，认为优质烃源岩主要分布在石树沟凹陷的南部，平二段烃源岩生烃潜力优于平一段［20，30］。这些研究明确了石树沟凹陷平地泉组具备大规模优质烃源岩发育的沉积条件，页岩油资源潜力巨大，但却仅限于对烃源岩的分析。在石树沟凹陷平地泉组页岩油勘探开发不断取得新成果的背景下，尤其在石树1井区多口井已取得良好试、产油结果后，源储组合特征研究的不足已在很大程度上制约了其页岩油的勘探进程。因此，针对平地泉组源储组合特征的研究是揭示这一地区页岩油富集规律的基础，同时也可为其页岩油进一步勘探开发提供理论指导。石树沟凹陷平二段具有完备的测井、录井、取心、试油及各项分析测试资料，可以为源储组合特征研究提供最直接、准确的信息。本文依据石树沟凹陷平二段岩性组合特征划分了源储组合类型，明确了不同源储组合的烃源岩特征、储集层特征及含油性特征差异，并将源储组合分布特征与生产资料相结合，最终确定了页岩油勘探有利区，以期为石树沟凹陷平地泉组及具有相似沉积背景地层的页岩油勘探与开发提供借鉴。
1 地质概况
准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区西北部，是我国西部重要的含油气盆地［31-33］。石树沟凹陷处在盆地东部隆起区的西北部，勘探面积约为1 200 km2［图1（a）］。海西构造晚期，受造山运动后应力松弛的影响，在克拉美丽山前形成沉降中心，奠定了石树沟凹陷的构造形态［19，34-35］。印支—燕山—喜马拉雅构造期，博格达山的快速隆起和克拉美丽山前断裂的走滑运动，产生了强烈的北东—南西向挤压应力，石树沟凹陷及其东西两侧的沙帐断褶带和黄草湖凸起等多个次级构造单元由此形成［36-38］［图1（b）］。平地泉组自上而下可划分为平三段、平二段和平一段［13，19］，平三段顶界以中高伽马、高密度以及中电阻为界与梧桐沟组区分开来，整体表现为中伽马、高密度、中电阻特征；平二段顶界以高电阻、低密度为界与平三段区分开来，整体表现为中高伽马、低密度、高电阻特征，其中顶部高电阻为区域标志层；平一段顶界以高密度、中电阻为界与平二段区分开来，底界与井井子沟组以齿状中低伽马、中低电阻区分，整体表现为中高伽马、高密度、中电阻特征。石树沟凹陷平地泉组整体上发育咸化湖盆背景下的湖泊三角洲相沉积，平一段为三角洲前缘沉积亚相，主要发育灰黑色白云质泥岩、灰黑色泥质白云，中间夹杂薄层泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩；平二段发育前三角洲、滨浅湖和半深湖沉积亚相，其灰黑色白云质泥岩、灰黑色泥岩、黑色页岩和砂岩、粉砂岩互层沉积；平三段主要为三角洲前缘沉积亚相，主要发育粉、细砂岩，夹杂薄层泥岩和白云质泥岩沉积，可见凝灰质组分［图1（c）］［19，24］。
2 源储组合类型划分及特征
2.1 源储组合类型划分
图2 石树沟凹陷平二段烃源岩和储集层岩心照片（a）石树4井，2 568.05 m，灰黑色泥岩；（b）石树1-1井，2 426.05 m，黑色页岩；（c）石树7井，2 840.69 m，灰色白云质泥岩；（d）石树4井，2 589.68 m，泥质白云岩；（e）石树4井，2 588.17 m，泥质粉砂岩；（f）石树1-1井，2 401.67 m，粉砂岩 Fig.2 Core photographs of source rocks and reservoir rocks of the second member of Pingdiquan Formation in Shishugou Sag |
在明确研究区主要烃源岩和储集层岩性的基础上，依据岩性组合特征差异将石树沟凹陷平二段源储组合划分为6种类型。Ⅰ型源储组合主要发育厚层的砂岩，其中夹杂薄层泥岩，具有砂包泥的特征（图3），其砂岩占比达到了总地层的70%以上，泥岩占比一般在30%以下，同时白云岩和黑色页岩不发育，但砂、泥岩中大多含有一定量的白云质成分（表1）。Ⅱ型源储组合的特征表现为发育中厚层砂岩，夹杂薄层泥岩、黑色页岩和泥质白云岩，整体上也具有砂包泥的特征，但其砂体单层厚度及发育程度都明显弱于Ⅰ型源储组合（图3），砂岩厚度占比达到了60%以上，泥岩占比低于30%（表1）。Ⅲ型源储组合的特征表现为发育中薄层砂岩和中薄层泥岩，整体上具有砂泥岩互层的特征（图3），其砂岩占比一般在30%~70%之间，黑色页岩不发育，白云质含量低（表1）。Ⅳ型源储组合的特征也具有砂泥岩互层的特征（图3），砂岩占比一般在30%~60%之间，发育薄层黑色页岩和薄层白云岩（表1）。Ⅴ型和Ⅵ型源储组合都表现出厚层泥岩中夹杂薄层砂岩的特征，砂岩占比往往低于30%，二者的主要区别为Ⅴ型源储组合中黑色页岩不发育而Ⅵ型源储组合中灰黑色页岩极为发育（图3，表1）。
图3 石树沟凹陷平二段源储组合类型Fig.3 Types diagram of source-reservoir combination of the second member of Pingdiquan Formation in Shishugou Sag |
表1 石树沟凹陷平二段不同源储组合类型划分依据Table 1 Classification criteria for different source-reservoir combination types of the second member of Pingdiquan Formation in Shishugou Sag |
| 源储组合类型 | 砂体结构 | 砂岩占比 | 黑色页岩是否发育 | 碳酸盐 矿物含量 | 实例井 |
|---|---|---|---|---|---|
| Ⅰ型 | 中厚层 | >70% | 不发育 | 10%~25% | 大2，大4 |
| Ⅱ型 | 中厚层 | >60% | 发育 | >25% | 石树103，石树1-1 |
| Ⅲ型 | 中薄层 | 30%~70% | 不发育 | 10%~25% | 大6，大8 |
| Ⅳ型 | 中薄层 | 30%~60% | 发育 | 10%~25% | 树探1，石树5 |
| V型 | 薄层 | <30% | 不发育 | <10% | 大7，石树3 |
| VI型 | 薄层 | <30% | 发育 | <10% | 石树4，石树3 |
2.2 烃源岩生烃潜力特征
为明确烃源岩的生烃潜力，此次从有机质丰度、类型和成熟度3个方面进行不同源储组合中烃源岩的地球化学特征研究［43-45］。此次烃源岩研究的样品主要采集了石树4、石树1、石树103、石树2、石树2-2、石树5和石树6井平二段的85个样品，各井采集的样品数分别为48、10、8、1、4、8和6个。依据源储组合类型的不同，可将85个烃源岩样品划分为6部分，Ⅰ型到Ⅵ型源储组合中的烃源岩样品个数分别为1、11、4、5、16和48个。6种源储组合中的烃源岩生烃潜力具有明显差异，Ⅰ型源储组合中的烃源岩有机碳含量（TOC）为2.20%；生烃潜力（S 1+S 2）值为5.36 mg/g；氢指数（I H）为191 mg/g，生烃潜力弱（图4，图5）。Ⅱ型源储组合中的烃源岩有机碳含量（TOC）介于0.47%~14.90%之间，均值为3.31%；生烃潜力（S 1+S 2）值分布于0.88~88.76 mg/g之间，均值为16.89 mg/g；氢指数（I H）在97~678 mg/g之间，均值为272 mg/g，虽然整体生烃潜力也较弱，但受黑色页岩发育的影响，部分样品的生烃潜力较强（图4，图5）。Ⅲ型源储组合中的烃源岩有机碳含量（TOC）介于4.10%~10.80%之间，均值为7.58%；生烃潜力（S 1+S 2）值分布于22.20~63.63 mg/g之间，均值为47.45 mg/g；氢指数（I H）在319~691 mg/g之间，均值为545 mg/g，生烃潜力较强（图4，图5），受样品数较少的影响，其烃源岩地球化学指标均值虚高。Ⅳ型源储组合中的烃源岩有机碳含量（TOC）介于0.56%~11.90%之间，均值为6.09%；生烃潜力（S 1+S 2）值分布于1.87~80.90 mg/g之间，均值为36.38 mg/g；氢指数（I H）在106~724 mg/g之间，均值为459 mg/g，生烃潜力较强（图4，图5）。Ⅴ型源储组合中的烃源岩有机碳含量（TOC）介于0.21%~11.40%之间，均值为5.98%；生烃潜力（S 1+S 2）值分布于0.35~83.57 mg/g之间，均值为36.89 mg/g；氢指数（I H）在95~752 mg/g之间，均值为474 mg/g，生烃潜力较强（图4，图5）。Ⅵ型源储组合中的烃源岩有机碳含量（TOC）介于0.79%~19.30%之间，均值为6.55%；生烃潜力（S 1+S 2）值分布于1.59~103.65 mg/g之间，均值为40.31 mg/g；氢指数（I H）在90~802 mg/g之间，均值为516 mg/g，生烃潜力强（图4，图5）。
综上所述，石树沟凹陷平二段烃源岩基本都已达成熟阶段，不同源储组合中烃源岩生烃潜力差异明显。Ⅵ型源储组合中的烃源岩生烃潜力最强，其次为Ⅲ型、Ⅳ型和Ⅴ型源储组合中的烃源岩，生烃潜力较强，Ⅱ型源储组合中的烃源岩生烃潜力整体较弱，但部分烃源岩的生烃能力较强，Ⅰ型源储组合中的烃源岩生烃潜力最弱。
2.3 储集层物性特征
2.4 含油性特征
研究区6种源储组合的测井解释、取心显示和试油结果表明，不同源储组合的含油性特征具有明显差异。
含油性最好的为Ⅱ型和Ⅵ型源储组合，具有试油结果所确定的油层，日产油量分别为2.5 m3和4.9 m3；而Ⅰ型和Ⅲ型源储组合的含油性较差，试油结果显示主要为水层；Ⅳ型和Ⅴ型源储组合中都缺乏试油资料，但Ⅳ型源储组合中的取心具有荧光—油斑含油级别的显示，且具有测井解释的油层，含油性较好，而Ⅴ型源储组合中的测井解释主要为干层，含油性较差（图8）。
综合上述研究，总结了6种源储组合的特征差异。Ⅰ型源储组合烃源岩生烃潜力弱，主要为特低孔—特低渗储集层，含油性较差；Ⅱ型源储组合烃源岩整体生烃潜力较弱，但部分烃源岩生烃潜力较强，也主要发育特低孔—特低渗储集层，含油性好；Ⅲ型源储组合烃源岩生烃潜力较强，主要为特低孔—特低渗和致密储集层，含油性较差；Ⅳ型源储组合烃源岩生烃潜力较强，主要为特低孔—特低渗和致密储集层，含油性较好；Ⅴ型源储组合烃源岩生烃潜力较强，主要为致密储集层，含油性差；Ⅵ型源储组合烃源岩生烃潜力强，主要为致密储集层，含油性好（图9）。
3 源储组合分布特征及勘探有利区
3.1 源储组合分布特征
石树沟凹陷平二段顶部和中下部源储组合分布特征差异明显。平二段顶部源储组合类型变化规律相对简单，受北部扇体发育的影响，大6井主要为Ⅲ型源储组合，而大2井处于扇体内部，其Ⅰ型和Ⅲ型源储组合都发育，而往南各井都为砂体不发育的Ⅴ型和Ⅵ型源储组合， 经历了Ⅰ型、Ⅲ型到最后Ⅴ型和Ⅵ型源储组合的变化（图10）。整体上主要为Ⅴ型这类富泥贫砂且黑色页岩不发育的源储组合类型，而Ⅰ型、Ⅲ型和Ⅵ型源储组合发育范围都较为局限。而平二段中下部的源储组合变化规律相对复杂，不仅北部富砂的源储组合类型展布范围变大，南部也出现了富砂的源储组合类型，含黑色页岩源储组合类型的频繁发育也与顶部表现出了明显的不同。由此可见，平二段中下部沉积时期，不仅北部扇体的物源供给变强，南部的扇体也具一定的物源供给，形成了凹陷北部和南部都为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类相对富砂的源储组合类型，而中部为Ⅵ类这种富泥的源储组合类型，同时除了北部的大6井和大2井以外，其余各井都为发育黑色页岩的源储组合类型。整体上源储组合由北往南经历了由Ⅲ型到Ⅰ型再到Ⅱ型源储组合的变化后，又发育一个完整的Ⅱ型、Ⅳ型到Ⅵ型源储组合序列，最终又变为Ⅳ型源储组合。综上，石树沟凹陷平二段顶部以黑色页岩不发育的Ⅰ型、Ⅲ型及Ⅴ型源储组合为主，呈现出随砂岩占比降低，由Ⅰ型向Ⅲ型、最终过渡为Ⅴ型的完整演化序列；该序列中Ⅲ型源储组合分布极有限，反映沿物源方向砂岩占比呈快速衰减特征。平二段中下部则以黑色页岩发育的Ⅱ型、Ⅳ型及Ⅵ型源储组合为主体，同样表现为随砂岩占比降低，由Ⅱ型向Ⅳ型、最终演化为Ⅵ型的变化规律，且砂岩占比亦呈急剧下降趋势。与顶部相比，平二段中下部黑色页岩与砂体发育程度均更高，源储配置条件更优，源储组合类型亦更具优势。
3.2 页岩油勘探有利区
不同源储组合类型由于其油气成藏条件的差异性导致其在产能和试油结果上都存在较大差异，依据石树沟凹陷平二段的产量数据和试油结果与源储组合类型分布特征相结合，可明确源储组合对页岩油的控制作用。
研究区平二段6口井的产能特征显示：产量最差的为大2井，压裂23 m仅有2.1 m3的日产水量；其次为石树103井，压裂1 439 m后具有35 m3的日产水量。其余的石树011井、石树101井、石树102井和石树6井都具有相应的日产油量，采油效果最好的为石树011井，仅压裂5 m便具有2.5 m3的日产油量；其次为石树101井，压裂37.2 m具有4.9 m3的日产油量；石树102井和石树6井都为水平井，压裂段都超过了1 000 m，其日产油量分别为14.5 m3和3.6 m3（表2）。具有产油量的采油层主要位于具有黑色页岩发育的Ⅱ型和Ⅵ型源储组合中，Ⅰ型源储组合虽然也有采油层，但不具有产油量，主要属于水层。
表2 石树沟凹陷平二段不同源储组合产能特征Table 2 Productivity characteristics of various source-rock and reservoir combinations of the second member of Pingdiquan Formation in Shishugou Sag |
| 井号 | 层位 | 措施类型 | 日产油/（m3/d） | 日产水/（m3/d） | 累产油/t | 累产水/m3 | 源储组合类型 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 石树011 | P2 p 2 | 压裂 | 2.5 | 3.8 | 29.63 | 313.26 | Ⅱ | |
| 石树101 | P2 p 2 | 压裂 | 4.9 | 17.43 | 463.2 | 2 621.7 | Ⅵ | |
| 石树102H | P2 p 2 | 压裂 | 14.5 | 33.96 | 337.1 | 4 915.4 | Ⅱ | |
| 大2 | P2 p 2 | 压裂 | 0.0 | 2.1 | Ⅰ | |||
| 石树103H | P2 p 2 | 压裂 | 0.0 | 35.00 | 5 050.5 | Ⅱ | ||
| 石树6H | P2 p 2 | 压裂 | 3.6 | 26.62 | 262 | 6 366.7 | Ⅵ |
东西向连井剖面图显示，在平二段顶部的以Ⅴ型源储组合为主的区域没有产层，而主要的产层主要分布在以Ⅱ型源储组合为主的平二段中下部，具有较多的油水产量（图11）。同时虽然石树104井并无产量数据，但其相邻井石树011井却是产能效果最佳的，由此认为两井之间的平二段中下部Ⅳ型源储组合中应当也具有一定的油赋存。从源储组合与特征叠合剖面可见，在研究区平二段中下部的Ⅱ型、Ⅳ型源储组合发育位置为油藏有利分布层，这2种源储组合中既有良好的砂岩储集层条件可以作为油气富集的场所，也发育黑色页岩这一极为优质的烃源岩以满足油气供给，再结合其上部覆盖的一层以Ⅴ型这一整体偏向于致密的源储组合类型的岩层可作为良好的遮挡盖层，可形成极为良好的油气富集。
受沉积条件的影响，石树沟凹陷平二段6种源储组合类型的平面分布特征规律明显。Ⅴ型源储组合展布范围最广，在石树沟凹陷的南部、北部和中部都有所发育，这类源储组合主要形成于砂体发育薄弱且黑色页岩不发育的环境下，是凹陷内最为常见的源储组合类型。其次为Ⅵ型源储组合，主要分布在凹陷的中西部区域，其形成条件与Ⅵ型源储组合相比，具备了黑色页岩发育条件。其余4类源储组合类型都发育于凹陷内西北部和东南部两处扇体发育位置，西北部的大4井和大2井位置处于西北部物源供给最为强烈的地区，形成了砂厚泥薄的地层沉积特征，因而发育了小范围的Ⅰ型源储组合，这种源储组合在东南部地层尖灭处也有小规模发育。Ⅱ型源储组合仅在研究区的西北部大2井的下方小规模发育，这主要与该源储组合形成条件的苛刻相关，通常在以砂岩为主的沉积地层中其沉积环境不适宜黑色页岩的形成，因此此种成藏条件的形成需要极为特殊的沉积背景。Ⅲ 型和Ⅳ 型源储组合则主要发育于双向物源扇体的边缘带，Ⅳ 型源储组合主要分布在凹陷的东南部，而Ⅲ 型源储组合在西北部和东南部均具有一定发育（图12）。研究区源储组合的分布主要受物源供给和黑色页岩发育条件的控制，形成了这种沿物源方向依次发育Ⅰ型和Ⅱ型、Ⅲ型和Ⅳ型以及Ⅴ型和Ⅵ型源储组合，而各类界限主要受到沉积环境和古地理条件控制。
石树沟凹陷平二段采油井分布集中，主要位于在凹陷西部边界断层交界区域。油产量较高的井大多分布在Ⅱ型、Ⅳ型和Ⅵ型源储组合中，而没有黑色页岩发育的Ⅰ型、Ⅲ型和Ⅴ型源储组合发育区域采油井分布较少，且以产水为主，如大2井仅有2.1 m3的日产水量。同时，取心和录井显示中，Ⅰ型、Ⅲ型和Ⅴ型源储组合分布区域含油显示较少，而在Ⅱ型和Ⅳ型源储组合分布区域可见油斑级别显示，Ⅵ型源储组合区域主要为荧光级别显示，也可见少量油斑级别显示。由此可见，具有一定砂体发育的源储组合是油气富集的有利区，而黑色页岩发育是源储组合中富集油气的重要影响因素（图12）。最易于油气富集的源储组合类型为Ⅱ型、Ⅳ型和与之相邻的Ⅵ型源储组合，它们既靠近物源，具有良好的储集层发育条件，同时存在黑色页岩发育，供烃充足，且其上部大多还存在一套以Ⅴ型源储组合为主的封闭性盖层，形成良好的生储盖组合。而同样具有砂体发育的Ⅰ型和Ⅲ型源储组合的整体油藏条件却并不好，一方面，这些组合中无黑色页岩发育，烃源供给先天不足；另一方面，其上部地层亦主要为这些源储组合类型，难以形成有效封盖，导致无法形成良好的油气聚集。而Ⅴ型源储组合和远离物源的Ⅵ型源储组合由于没有良好的储集层条件而无法形成有效的油气富集条件。综合源储组合分布特征的差异，认为除了现今产油区以外，凹陷南部分布的Ⅳ型源储组合也应该为油气分布有利区，可作为下一步勘探开发工作的目标。
4 结论
（1）依据岩性组合特征差异，在准东石树沟凹陷平二段划分出6种源储组合类型，不同源储组合之间的烃源岩生烃特征、储集层物性特征和含油性特征具有明显的差异，其中含油性较好的为具有黑色页岩发育的Ⅱ型、Ⅳ型和Ⅵ型源储组合。
（2）平二段6种源储组合类型在平面和剖面上呈有序分布，不同源储组合空间叠置关系与源储组合自身油气富集条件的差异共同控制油气的分布。研究区Ⅱ型、Ⅳ型和与之相邻的Ⅵ型源储组合既有良好的源储配置关系，上部还发育Ⅴ型源储组合这一良好的盖层条件，产能较好。而Ⅲ型源储组合虽然也具有良好的源储配置关系，但其上部不发育盖层，导致含油性不好。
（3）结合研究区不同源储组合产能的差异及其平面分布特征，认为进一步的有利勘探方向为凹陷南部Ⅳ型源储组合发育位置。
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