0 引言
页岩油气作为非常规油气的又一重大突破领域，在我国的四川、鄂尔多斯、松辽和准噶尔等盆地已取得了可观成果，展现出了巨大的潜力［1-6］。近年来，国内外学者针对不同地区页岩油资源潜力、地质特征、成因机理、评价分类及甜点储层特征等开展了大量研究，研究表明：我国陆相盆地广泛发育页岩油，但由于我国不同盆地构造性质各异，受盆地构造控制的沉积演化明显不同，页岩油烃源岩和甜点储层特征差异明显，进而导致油藏特征的显著不同［7-19］。甜点储层为储层内的优质储层部分，是页岩油勘探开发最有利的位置，是整体低渗背景中相对高渗的位置［20］。在不同盆地中页岩油研究发现：溶蚀作用对页岩油甜点储层的形成均具有重要作用［21-24］，但截至目前对页岩油甜点储层中溶蚀作用的研究相对薄弱，有学者探讨了溶蚀作用在页岩油甜点储层形成中的积极作用，但仍停留于常规油气储层的溶蚀作用的研究思路，将储层和烃源岩作为独立的系统，只研究储层本身与溶蚀作用的关系，而对与储层相互依存、互相影响的烃源岩考虑较少［24］。鉴于此，本文以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为研究对象，以典型井录井资料、测井资料、岩心资料、分析化验资料为基础，探讨溶蚀作用在页岩油甜点储层中的作用，及页岩油储层与常规油气储层中溶蚀作用的差异。本文研究所取得的成果不仅可以为该凹陷的勘探开发提供理论依据，同时也为其他地区页岩油储层的研究提供借鉴，也可以丰富我国陆相非常规油气勘探开发理论体系。
1 区域地质概况
吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东南部，边界特征明显，四周为古西凸起、沙奇凸起、北三台凸起、阜康断裂带所环绕，面积约为1 278 km2，整体为一个西断东超的箕状凹陷，向东为一个逐渐抬升的斜坡［图1（a）］。
2 页岩油甜点储层特征
2.1 岩石类型
吉木萨尔凹陷芦草沟组形成于咸化湖盆，受机械沉积、化学沉积及生物沉积作用共同控制，形成了以陆源碎屑岩和碳酸盐岩为主要岩性的一套地层［图1（b）］，组分上具有典型的混积特征［29］，常表现为泥晶或粒屑碳酸盐、泥质和陆源碎屑不同比例的混合沉积。储层岩性可以划分为粉细砂岩类、泥岩类和碳酸盐岩类3种主要类型，各大类岩性可划分为多种岩性亚类，粉细砂岩类常包括泥质粉砂岩、云质粉砂岩、云屑粉砂岩等，碳酸盐岩类主要为白云岩类，可识别出砂屑云岩、泥晶云岩、砂质云岩和泥质云岩等，泥岩类常包括泥岩、砂质泥岩、云质泥岩等多种类型［8］。纵向上各类粉细砂岩、泥岩和碳酸盐岩储层单层厚度都在厘米级，且储层相互叠置，频繁变化，表明该套地层形成时的环境动荡，不稳定，主要表现为水深、气候、物源供给及盐度的频繁变化，导致整段岩石厚度薄，平面上分布不稳定。泥岩、粉细砂岩、碳酸盐岩均可以成为有效甜点储层。
2.2 储集空间类型及可动流体赋存特征
地下流体（油、气、水）分布于不同类型储集空间中，依据其赋存状态，可以分为可动流体和束缚流体。可动油是未来开发可动用的储量，决定了开发产能及经济效益，是页岩油甜点储层的重要资源基础。地下流体在不同类型储集空间中具有不同的赋存状态，赋存可动油的储集空间是页岩油甜点储层形成的必备条件。
芦草沟组页岩油储层中发育可以通过铸体薄片观察到的孔径较大的次生溶孔、粒间孔［图2（a）—图2（c）］，以及通过扫描电镜才可以观察到的孔径较小的各种微孔［图2（d）］。铸体薄片中可以观察到的孔隙孔径大为微米孔，扫描电镜识别的各种微孔孔径小，多为纳米孔。核磁共振测井可以精确地反映出钻井地层剖面中不同深度储层中流体的类型及赋存状态，铸体薄片中面孔率反映了储层中微米孔的含量。本文研究，将井剖面中核磁测井可动流体特征相似的连续井深段划分为同一甜点储层单元，并求取该储层单元内铸体薄片的面孔率和可动流体的算术平均值。不同储层单元平均面孔率与可动流体（可动水和可动油之和）、可动油的相关性图表明（图3）：面孔率与可动流体之间具有高的相关性，说明可动流体含量主要受微米级孔隙含量的控制，指示可动流体赋存于以微米孔为骨架的孔隙系统中，而可动油与面孔率的相关性稍低，主要是由于可动油的含量不仅受微米级孔隙含量的控制，也受到成藏动力大小的影响，图3中可动油与面孔率的相关性图可进一步分解为图4中3个独立的成藏单元中可动油与面孔率的相关性图，每一个成藏单元的斜率基本一致，而与X轴的截距差异明显，X轴截距的差异主要是由成藏动力造成的，页岩油依据其烃源岩的质量可以划分为不同的成藏单元，不同成藏单元中物性差异大的储层可以具有相同的可动油含量，导致该种差异的原因与不同成藏单元烃源岩的质量有关，众所周知，烃源岩质量与储层质量常呈负相关，好的烃源岩，形成于安静的环境中，伴生的储层质量较差，成藏时可形成较大超压，成藏动力强，有效储层物性下限低，差的烃源岩，形成环境较动荡，伴生储层质量较好，成藏时形成的超压较小，成藏动力稍弱，有效储层的物性下限较高，上述特征说明了页岩油具有源内超压成藏的特征，分解为不同成藏单元的可动油含量与面孔率间也具有很高的相关性，表明不同成藏单元中微米级孔隙对可动油分布具有明显控制作用，同时图3中也可以看到，可动流体含量明显高于面孔率，可动油含量明显低于面孔率，表明可动油主要赋存于微米孔中但没有完全充满微米孔隙，而可动水则主要赋存于可动油未填满的微米孔和与微米孔连通的纳米孔中。岩心观察表明：页岩油储层中存在大量可动油，储层取出地表后可动油发生大量逸散［图5（a）］，荧光薄片中微米孔隙孔壁附近可观察到少量残余原油，纳米级晶间孔中未见原油踪迹［图5（b），图5（c）］，研究表明：可动油主要赋存于微米孔之中。综上所述，在页岩油储层中，微米孔是可动油的主要储集场所，而纳米孔对可动油的贡献小，因此，微米孔隙是形成页岩油甜点储层的必备条件。据铸体薄片观察统计：页岩油储层中微米孔主要为次生溶孔［图2（a），图2（b）］，少量粒间孔［图2（c）］，邱振等［30］研究成果亦表明，该区微米级储集空间主要为溶蚀孔隙，粒间孔隙含量较低。因此，溶蚀微米孔是可动油的主要赋存空间，溶蚀作用是形成甜点储层的关键。
图2 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层孔隙特征（a）陆源易溶组分溶蚀形成溶孔，泥晶白云石未溶蚀，吉174井， 3 164.93 m，（—），蓝色铸体； （b）粉砂质云泥岩，孤立的陆源易溶组分溶蚀形成溶孔，吉174井，3 210.69 m，（—），蓝色铸体；（c）极细粒砂岩，颗粒间原生粒间孔与溶孔共同发育，吉31井，2 722.73 m，（—），蓝色铸体；（d）泥晶云岩，泥晶白云石间形成大量晶间孔，吉31井，2 859.70 m（SEM） Fig.2 Pore characteristics of shale oil reservoir of Lucaogou Formation，Jimsar Sag |
图3 芦草沟组页岩油甜点储层面孔率与可动流体、可动油关系Fig.3 The correlation between plane porosity and movable fluid，movable oil of shale oil sweet-pot reservoir of Lucaogou Formation |
图4 芦草沟组页岩油不同成藏单元储层面孔率与可动油相关性Fig.4 The correlation between plane porosity and movable of reservoir in reservoir-forming units of shale oil of Lucaogou Formation |
图5 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点储层段原油赋存特征（a）云质粉砂岩，页岩油储层中存在大量可动油且在岩心取出地表后可动油发生快速逸散，吉301井，2 766.06 ~2 766.22 m，从左至右分别为岩心出筒、出筒24小时和出筒48 h含油产状；（b）含云泥质极细粒粉砂岩，较大的溶蚀孔中残余少量原油，吉174井，3 283.09 m（FM），红色箭头处为残余原油；（c）亮晶陆屑砂屑云岩，较大溶孔中残余少量原油，吉301井，2 759.82 m（FM），红色箭头处为残余原油 Fig.5 The oil occurrence in shale oil sweet-pot reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
2.3 甜点储层类型划分
微米孔隙为页岩油甜点储层主要赋存场所，将微米孔隙作为划分甜点储层的主要标准。根据储层中次生溶孔和粒间孔的产状和组合特征，将芦草沟组甜点储层分为3种类型：孤立溶孔型、连续溶孔型和连续混合孔型（图6）。其中孤立溶孔型储层主要产于陆屑泥晶云（灰）岩、粒屑云（灰）岩和含粉砂泥岩中，其主要特征为较大的溶蚀孔隙孤立的分布于岩石之中，且较大的溶孔间没有明显的孔缝连通［图6（a）］；连续溶孔型储层主要分布于泥质粉砂岩和粉砂质泥岩之中，其主要特征为分布于泥质粉砂岩或粉砂质泥岩中的砂岩条带或砂岩透镜体，泥质杂基含量高，原生孔隙不发育，后期溶蚀作用导致砂岩中易溶组分发生溶蚀，形成连续分布的粒内溶孔和铸模孔［图6（b），图6（c）］；连续混合孔型储层主要发育于粉细砂岩中，其主要特征为砂岩中泥质含量较低，残余少量原生粒间孔，为有机酸提供了渗流通道，当后期有机酸进入储层后，沿着残余粒间孔的孔隙系统，形成各种溶蚀孔，该类储层储集空间为残余粒间孔和次生溶孔的混合，多呈连续分布［图6（d）］。通过500多块样品铸体薄片观察统计发现，芦草沟组页岩油储层主要以孤立溶孔型和连续溶孔型为主，连续混合孔型储层较少。
图6 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点储层分类（a）泥晶云岩，长石颗粒溶蚀形成孤立溶孔，吉174井，3 155.95 m，红色箭头处为长石完全溶蚀形成铸模孔，黄色箭头处为长石部分溶蚀形成粒内溶孔，蓝色铸体，（—）；（b）泥质粉砂岩，砂质透镜体中的连续溶孔，吉31井，2 718.15 m，红色箭头处为长石溶蚀形成的铸模孔，黄色箭头处为长石溶蚀形成粒内溶孔，蓝色铸体，（—）；（c）云质粉砂岩，砂质条带中的连续溶孔，吉174井，3 261.23 m，红色箭头处为铸模孔，黄色箭头处为粒内溶孔，蓝色铸体，（—）；（d）细极细粒砂岩，混合孔，吉174井，3 143.30 m，红色箭头处为铸模孔，黄色箭头处为粒内溶孔，蓝色箭头处为粒间孔，蓝色铸体，（—） Fig.6 The types of shale oil sweet-pot reservoir of Lucaogou Formation in Jimsar Sag |
2.4 不同类型甜点储层物性特征
芦草沟组页岩油储层孔渗相关性图（图7）表明：该图以曲线①为界可以分为明显不同的2部分，曲线右侧为储层孔渗的主值分布区，孔渗相关性好，在曲线左侧，为孔渗值的零星分布区，孔渗相关性差，在曲线①上可以找到2个明显的拐点A和B，通过上述2个拐点可以将曲线右侧区域分为4个部分，在拐点A之上为区域Ⅰ，其主要特征为孔隙度变化不明显的情况下渗透率迅速增加，表明该区域储层孔隙结构主要以连通的微米级孔隙为主，当孔隙度增加时，常表现为喉道宽度和喉道数目的增加，导致渗透率的明显增加，在拐点B之下为区域Ⅲ和Ⅳ，其主要特征为孔隙度明显增加的情况下渗透率变化不明显，主要是由于区域Ⅲ和Ⅳ储层孔隙结构以纳米孔为主，在区域Ⅳ中，随着纳米级孔隙的增多，孔隙连通性变好，但孔喉网络仍为纳米级孔隙，渗透率增加不明显，在区域Ⅲ中开始出现少量的微米级孔隙，导致孔隙度的显著倍增，但是微米孔隙多呈孤立出现，孔喉系统仍为纳米级，就出现了孔隙度倍增而渗透率变化不明显的情况，拐点A和拐点B之间为区域Ⅱ，其主要特征为储层孔隙结构为纳米孔和微米孔的混合，微米孔在孔喉网络中开始占有一定的比例，随着微米孔的增加，渗透率相应增大。综上可知，区域Ⅰ孔隙结构以微米孔连续分布为特征，代表了连续混合孔型储层，区域Ⅱ孔隙结构特征是纳米孔的孔喉网络中微米孔局部连续分布，代表了连续溶孔型储层，区域Ⅲ孔隙结构特征是纳米孔的孔喉网络中微米孔孤立分布，代表了孤立溶孔型储层，区域Ⅳ孔隙结构为纳米孔，为无效储层。
3 页岩油储层源内溶蚀作用
3.1 源内溶蚀作用及其特征
3.1.1 源内溶蚀作用
溶蚀作用为成岩作用的一种类型，主要受温压条件和成岩流体性质的影响，前人［31］研究发现该地区发育有酸性流体和碱性流体控制的溶蚀作用，作者通过大量铸体薄片及扫描电镜观察发现，该地区虽然存在碱性溶蚀作用，但是其对储层改造作用较小，而控制储层甜点发育的主要因素为酸性条件下的溶蚀作用，这与烃源岩成熟阶段的排酸作用密切相关。因此，本文主要论述对储层甜点起主导控制作用的酸性溶蚀作用。前人［32-34］研究表明，深埋条件下，烃源岩热演化过程中形成的有机酸是储层发生溶蚀作用的主要流体介质。芦草沟组作为烃源岩层，是页岩油储层和其上下常规砂岩储层的有机酸提供者，因此，页岩油储层和常规砂岩储层中的有机酸为同源，可近似看作同一成岩流体介质，而在溶蚀作用发生期，页岩油系统内为密闭的超压条件，而常规砂岩储层内为开放的常压条件，页岩油储层与常规砂岩储层具有不同的成岩环境，因此，页岩油储层与常规砂岩储层的溶蚀作用存在明显的差异。本文将烃源岩层系中储层即页岩油储层发生的溶蚀作用定义为源内溶蚀作用，烃源岩层外部常规砂岩储层发生的溶蚀作用定义为源外溶蚀作用。
3.1.2 源内溶蚀作用特征
芦草沟组页岩油储层发育源内溶蚀作用，上覆于芦草沟组之上的梧桐沟组碎屑岩储层发育源外溶蚀作用。铸体薄片观察发现，梧桐沟组碎屑岩储层与芦草沟组页岩油储层的储集空间均以孔隙为主，但2种储层的孔隙类型及组合特征具有明显的差异，梧桐沟组碎屑岩储层储集空间主要为原生粒间孔，少量粒内溶孔，偶见铸模孔和粒间溶孔，且粒内溶孔、铸模孔的发育位置与粒间孔具有高度的相关性［图9（a），图9（b）］，芦草沟组页岩油储层储集空间主要为粒内溶孔和铸模孔，少量粒间孔，不同类型页岩油储层的孔隙组合特征具有一定的差异，孤立溶孔型储层储集空间主要为铸模孔，其次为粒内溶孔［图6（a）］，连续溶孔型储层储集空间主要为粒内溶孔，其次为铸模孔［图6（b），图6（c）］，连续混合型储层储集空间主要为粒内溶孔和铸模孔，其次为粒间溶孔［图6（d）］。源外溶蚀作用和源内溶蚀作用在发生溶蚀的组分上也有一定的差异，源外溶蚀作用的溶蚀组分主要为易溶的陆源碎屑和碳酸盐矿物［图9（c），图9（d）］，源内溶蚀作用溶蚀组分为易溶的陆源碎屑，未见碳酸盐矿物溶蚀［图6（a）］。易溶的陆源碎屑为铝硅酸盐矿物，前人研究表明：在酸性条件下，有机酸可以与铝硅酸盐和碳酸盐发生溶蚀反应，但更易与铝硅酸盐发生溶蚀反应［35-36］。
图9 吉木萨尔凹陷梧桐沟组碎屑岩储层孔隙特征（a）中粒岩屑砂岩，粒间孔发育，见少量铸模孔，吉26井，1 600.63 m，红色箭头处为与粒间孔连通处发育的长石铸模孔，蓝色铸体，（—）；（b）中粒岩屑砂岩，粒间孔发育，见少量粒内溶孔，吉26井，1 617.08 m，黄色箭头处为与粒间孔连通处发育的长石粒内溶孔，蓝色铸体，（—）；（c）粗粒岩屑砂岩，粒间方解石胶结物溶蚀形成粒间溶孔，吉174井，3 070.47 m，绿色箭头处为粒间溶孔，蓝色铸体，（—）；（d）粗粒岩屑砂岩，粒间泥晶白云石溶蚀形成粒间溶孔，吉26井，1 632.12 m，绿色箭头处为粒间溶孔，蓝色铸体，（—） Fig.9 Pore characteristics of clastic reservoir of Wutonggou Formation in Jimsar Sag |
3.2 源内溶蚀作用的动力机制
储层中发生溶蚀作用形成溶孔需要2个必备条件：第一是发生溶蚀作用的溶剂，深埋条件下为有机酸；第二是流体可以循环，方可产生大规模的溶蚀作用。烃源岩外常规砂岩储层中溶蚀作用是基于有机酸在原生孔隙组成的连通孔喉系统中流动，由浮力驱动并发生循环的动力机制，若储层原生孔隙不发育，有机酸不能进入其中发生循环，不能产生次生溶孔。芦草沟组页岩油储层，主要由泥质、陆源碎屑和泥晶或粒屑碳酸盐混积而成，杂基含量高，原生孔隙不发育，且储层纵向岩性频繁变化，横向分布范围小，连通性差，储层常处于泥岩的包裹之中。如果有机酸是按照源外溶蚀作用的机制进行，即使有机酸可以进入储层中，浮力作用也不能驱动有机酸进行循环，不能发生大规模的溶蚀。但是芦草沟组储层中大量溶蚀孔的存在表明：存在另外一种机制的溶蚀作用，导致这种原生孔隙不发育且连通性差的储层发生了大规模溶蚀。前人［34，37］在成藏研究中发现了流体封存箱的广泛存在，烃类生成而形成的异常高压是其主要的成因之一，芦草沟组具备形成流体封存箱的条件，在页岩油烃源岩热演化过程中，烃源岩为一个密闭的封存箱，产生大量的有机酸和烃类不能有效的排出烃源岩之外，导致烃源岩封存箱内流体压力增高而产生超压，而烃源岩中的砂质条带、砂岩透镜体和碳酸盐岩等储层相对于泥岩，属于相对高渗介质，且上述岩石不能形成有机酸和烃类，流体压力相对较低，因此，在烃源岩和储层之间产生压力梯度，在压力梯度驱动下，有机酸源源不断进入其中，储层进入溶蚀作用阶段，当烃源岩内流体压力过高，超过岩石的应力极限，烃源岩会发生破裂，产生微裂缝，烃源岩中有机酸和烃类排出，烃源岩内流体压力降低，储层流体压力开始高于烃源岩，储层与烃源岩间压力梯度发生反转，在压力梯度的驱动下储层中的流体被排出，储层中溶蚀作用停止，进入流体排出阶段，待烃源岩中微裂缝闭合，有机酸重新进入储层之中，重新开始溶蚀作用。综上所述，常规砂岩储层溶蚀作用是浮力驱动的连续性溶蚀，页岩油储层的溶蚀作用是在压力驱动下发生的不连续溶蚀，即幕式溶蚀。因此，页岩油储层溶蚀作用明显不同于常规砂岩溶蚀作用，为幕式超压充注溶蚀。
3.3 源内溶蚀作用的控制因素
3.3.1 CO2分压
铸体薄片观察发现：芦草沟组页岩油储层中发生溶蚀作用的矿物为陆源碎屑中的长石和岩屑中的易溶组分，而酸性不稳定矿物方解石和白云石几乎没有发生溶蚀，尤其是在碳酸盐矿物和碎屑矿物共生的岩石中，均是易溶陆源碎屑发生溶蚀，而碳酸盐矿物不发生溶蚀［图6（a）］。控制碳酸盐矿物溶蚀与否的重要因素是CO2分压，在有机酸溶蚀碳酸盐矿物的化学反应式中可以看出［式（1） ］［38］，有机酸溶蚀碳酸盐矿物会形成CO2，根据有气态物质参加的化学反应平衡原理，当 CO 2的浓度达到并超过上述反应平衡常数所要求的数量，使系统压力达到并超过某一临界值时，该化学反应就会趋于停止并开始向反方向进行，碳酸盐矿物就得以在砂岩中保存下来。由于页岩油储层的溶蚀作用发生于烃源岩的封存箱内，在烃源岩热演化过程中，伴随着有机酸和烃类的形成，会形成大量的CO2，且随着热演化程度的不断升高，CO2含量逐步增加，导致页岩油储层的CO 2浓度也会升高，致使碳酸盐矿物不发生溶蚀而被保存下来。
XCO3+2H++R2-=XR+H2O+CO2↑
3.3.2 碎屑颗粒产状
芦草沟组页岩油储层具有典型的混积特征，各类储层中均混有不同含量的陆源碎屑，陆源碎屑呈不同的产状在各类岩石中产出，分别为零星散布的陆源颗粒、砂岩透镜体和砂岩条带。陆源碎屑颗粒的产状，控制了次生溶孔的产状。呈零星状分布的陆源颗粒，有机酸与易溶的颗粒接触，产生孤立的溶孔［图6（a）］；在砂岩透镜体中，陆源碎屑颗粒间充填泥质杂基，原生孔隙不发育，有机酸在压力驱动下进入泥质杂基的微细孔喉系统，在与易溶组分接触处发生溶蚀，且由于形成的溶孔较泥质杂基的微细孔喉具有更小的阻力，因此，有机酸更易在已形成的溶孔中汇聚，从而形成连续性溶孔［图6（b）］；在砂岩条带中，当其泥质杂基含量高时，原生孔隙不发育，可以形成连续性溶孔［图6（c）］，其成因机制与砂岩透镜体一致，当泥质含量较低，原生孔隙部分发育，有机酸在压力驱动下进入砂岩内，沿原生孔隙系统流动，溶孔多发育在原生孔隙连通性好的部位，溶孔与原生孔隙共同构成连续混合孔［图6（d）］。
3.4 源内溶蚀作用模式
在芦草沟组烃源岩热演化的油气大量形成期（80~120 ℃），有机质开始转化形成大量有机酸和烃类，且有机酸含量远远大于烃类［33］，导致烃源岩内流体压力不断增加［图10（a）］；页岩油储层和烃源岩处于同一封存箱内，烃源岩由于有机酸和烃类的不断产生形成超压，而页岩油中的砂岩和碳酸盐岩储层中有机质匮乏，不能产生有机酸和烃类，导致页岩油储层仍处于常压状态，因此在烃源岩和页岩油储层之间会产生逐渐增强的压力梯度，在压力梯度的驱动下，有机酸不断进入其中，当有机酸与易溶颗粒接触，发生溶蚀，形成有机络合物［图10（b）］；由于有机质不断转化形成有机酸和烃类，烃源岩内流体压力持续不断增高，导致烃源岩和储层之间始终存在压力梯度，有机酸源源不断的进入储层中，但是随着储层中压力不断增大，烃源岩和储层间压力梯度会逐渐变小，注入储层中的有机酸量会逐渐变小，且随着易溶矿物的不断溶蚀，有机络合物的浓度不断增大，直至有机酸的注入与有机物络合物浓度增加达到平衡，溶蚀作用停止［图10（c）］；当烃源岩内流体压力增加到超过岩石的应力极限，烃源岩内产生微裂缝系统，有机酸和烃类沿着微裂缝系统排出烃源岩外，而储层中的流体压力开始高于烃源岩，压力梯度发生反转，导致溶有大量易溶组分的有机络合物在压力驱动下排出储层，进入微裂缝系统，并被带出烃源岩外，进入源外储层之中［图10（d）］。当烃源岩内流体压力降低，微裂缝闭合，有机质继续转化形成新的有机酸和烃类，烃源岩与储层之间形成新的压力梯度，有机酸重新进入储层中，开始新的溶蚀。
4 讨论
页岩油储层中现存的一些现象表明页岩油储层中发生的溶蚀作用明显区别于常规碎屑岩储层中发生的溶蚀作用，例如在由陆源碎屑和碳酸盐矿物形成的混积岩储层中，只有陆源碎屑的溶蚀而无碳酸盐矿物的溶蚀，表明溶蚀作用发生于一个相对封闭的环境中，即页岩油的封存箱内。而页岩油储层由于富含泥质杂基，原生粒间孔不发育，但仍发育大量的连续性溶孔，而此种类型储层在常规碎屑岩储层中并不会形成大量的溶孔，表明页岩油储层中溶蚀作用的机制明显不同于常规碎屑岩储层，即控制溶蚀作用的有机酸在常规碎屑岩储层中，主要通过浮力在粒间孔组成的孔隙系统中进行运聚，与易溶矿物反应，形成次生溶孔，而在页岩油储层中，粒间孔不发育，有机酸在压力的驱动下，进入泥质杂基的微细孔喉系统进行运聚，与易溶组分发生溶蚀，且由于形成的溶孔较泥质杂基的微细孔喉具有更小的阻力，因此，有机酸更易在已形成的溶孔中汇聚，从而形成连续性溶孔。上述现象均表明页岩油储层中发生的溶蚀作用为发生于密闭环境中、以压力为驱动力的一种明显区别于常规碎屑岩储层的溶蚀作用。
5 结论
（1）准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储层中可动油主要赋存于微米孔隙中，微米孔隙是形成甜点储层的必备条件。依据微米孔隙的产状和组合特征，将甜点储层划分为孤立溶孔型、连续溶孔型和连续混合孔型3种类型，其中连续混合孔型物性好于连续溶孔型储层，连续溶孔型储层物性好于孤立溶孔型储层。
（2）芦草沟组页岩油储层微米孔隙主要为次生溶孔，是形成甜点储层的关键，溶蚀孔隙形成机理为源内溶蚀作用，其驱动力为流体封存箱内超压形成的压力梯度，且溶蚀过程不连续，具有幕式特征，明显不同于源外常规油气储层溶蚀作用的动力机制。
（3）CO2分压和碎屑颗粒产状是控制源内溶蚀作用的2个重要因素，CO2分压通过影响溶蚀作用化学反应的方向，控制发生溶蚀作用的矿物类型，碎屑颗粒是溶蚀作用的物质基础，其产状决定了次生溶孔的分布特征，进而控制甜点储层的类型。
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