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准噶尔盆地玛湖凹陷油气十分富集（邹才能等，2023；冯有良等，2023）。早期风城组源内油气勘探主要以致密油为目标，碱性矿物富集段荧光显示明显（田孝如等，2019）。随着勘探不断深入，除与风城组烃源岩互层的砂砾岩、云质岩、火山岩等其他类型致密油藏被发现外（张国印等，2015；庞宏等，2015；唐勇等，2022，2023），源储一体的细粒混积岩成为当下页岩油关注的重要层段，是继致密油藏同属的风城组源岩含油气系统又一重要储层类型（匡立春等，2012；支东明等，2021）。研究区细粒混积岩（粉砂级以下碎屑与内源矿物伴生沉积）厚度大、自生自储特征明显（何文军等，2023）。MY1井细粒混积岩总厚为262.3 m，主要分布于风二段、风三段，页岩油荧光显示主要集中在白云石与长英质矿物细粒混积层，碱性矿物分散分布，其荧光显示不明显，这与致密油赋存特征显著不同（田孝如等，2019；杨智峰等，2021；宋永等，2022；金之钧等，2022；李嘉蕊等，2023）。因此，有必要针对蕴藏页岩油的细粒混积岩进行深入分析。目前，众多学者对风城组储层类型及孔隙结构方面开展大量研究（许琳等，2019；赵研等，2020；雷海艳等，2022a，2022b），前人依据页理发育程度以及白云石矿物富集形态，描述细粒混积岩为混积页岩、纹层-似纹层混积泥岩、树根-网状混积泥岩、雪花-星点状混积泥岩共四种类型，对比了储层孔隙类型及压汞曲线特征（许琳等，2019；雷海艳等，2022a；曾志平等，2023；何文军等，2023）。但针对粉砂岩、泥页岩等细粒混积岩储层的岩相类型未进行系统划分，并且对每种类型储层的全孔径储集空间大小、比表面积分布、孔-缝储集系统连通性缺乏深入分析，碱湖环境沉积-成岩作用对优势岩相的控储机制研究不足（冯有良等，2011；孟涛等，2017；张志杰等，2018；邓远等，2019；操应长等，2021；刘占国等，2021；张世铭等，2022；赵喆等，2024）。因此，本文以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油细粒混积岩储层为研究对象，基于岩芯粒级观察、沉积构造及全岩矿物组成，系统划分页岩储层岩相类型，通过大面积视域拼接场发射高分辨率图像（FE-SEM）、结合高压压汞与低温氮气吸附实验表征储层微观结构，并探究沉积-成岩作用对优势岩相的控储机制，为页岩油甜点精细识别及下一步勘探部署提供借鉴。
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1 地质背景与勘探现状
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准噶尔盆地是一叠合盆地，形成于晚泥盆世—早石炭世的岛弧增生复合基底之上且在晚石炭世—第四纪发育的陆相沉积环境，面积约为13.4×104 km2。盆地内部隆坳相间，可划分为6个二级构造单元：乌伦谷和中央坳陷、陆梁隆起、西部隆起、东部隆起、北天山山前冲断带（图1a）（冯有良等，2023；唐勇等，2023）。玛湖凹陷位于中央坳陷带西北部，面积约为6800 km2（唐勇等，2023），是盆地最重要的生烃凹陷之一。该凹陷西部以乌夏断裂带、克百断裂带与西部隆起为界，北部与英西凹陷相接，由东至南分别以夏盐凸起、达巴松凸起、中拐凸起为界与三南凹陷、盆1井西凹陷相邻（图1b）。
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玛湖凹陷风城组位于下二叠统上部。风城组的上覆地层为夏街子组，下伏地层为佳木河组，彼此不整合接触（图1c）。风城组沉积时期，碱湖沉积环境、早期火山活动频发、气候干旱炎热，发育一套以泥页岩、白云质岩、粉砂岩为主的盐碱化湖盆混合沉积，自下而上分为风一段（P1f1）、风二段（P1f2）、风三段（P1f3），总厚度为200~1400 m。风一段为湖侵沉积，中下部为火山岩、凝灰岩，顶部为泥岩、白云质泥岩互层；风二段为高位沉积，形成一套泥岩、白云质泥岩夹白云质粉砂岩、泥质白云岩，其间夹多套盐岩；风三段为湖退沉积，中下部为白云质泥岩，上部为粉砂岩、白云质粉砂岩、泥质粉砂岩、夹杂色粉砂质泥岩、灰色泥岩。
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图1 玛湖凹陷风城组综合地质图（据唐勇等，2023修改）
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Fig.1 Comprehensive geological map of Fengcheng Formation in Mahu sag (modified from Tang Yong et al., 2023)
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（a）—玛湖凹陷构造位置图；（b）—玛湖凹陷风城组厚度等值线图；（c）—风城组岩性柱状图
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(a) —structure location map of Mahu sag; (b) —thickness contour map of Fengcheng Formation in Mahu sag; (c) —lithologic column of Fengcheng Formation
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风城组是盆地重要烃源层之一，也是陆相页岩油勘探主力层系（雷海艳等，2022a；冯有良等，2023）。风二段沉积期，玛湖凹陷北部湖底扇缘-深湖亚相形成大范围粉砂质、白云质富有机质页岩，埋深小于5500 m，目前已实施的MY1、MY1H、MY2等多口页岩油探井均获得工业油流，证实玛湖凹陷页岩油良好的勘探前景（唐勇等，2023；何文军等，2023）。
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2 样品与实验方法
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样品采自准噶尔盆地玛湖凹陷MY1、MY2、XY1、MY1H等4口井，主要为风一段、风二段、风三段，深度3857.6~5106.8 m的泥质、粉砂质、灰云质等细粒混积岩，共27块。
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（1）全岩矿物组成（XRD）定量分析：将样品磨成200目大小的粉末，分离出黏土矿物，使用X射线衍射仪SmartLab，室温20~25℃，根据出峰的位置与强度测定岩石中不同矿物组分含量。
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（2）场发射高分辨率成像（FE-SEM）：不同于常规储层，页岩储层微纳米孔隙发育，需要借助高分辨率环境扫描电镜（FE-SEM）直观观察，通过大面积视域拼接实现全尺度储集空间表征（朱如凯等，2016；白斌等，2023）。首先，将样品处理成规格为10 mm×10 mm×2 mm的长方体薄块样，每块样品都使用氩离子抛光仪进行表面光滑处理，接着使用FEI-Helios 650、FEI-Apreo扫描电镜观察样品表面，识别页岩矿物类型、分布及孔隙类型、大小、形态等特征。
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（3）高压压汞与低温氮气吸附实验分析：主要通过流体侵入的方法定量测试储层孔隙结构，详细流程见黄振凯等（2013）和原园（2016）。高压压汞采用仪器POREMASTER GT60，块状岩样规格为10 mm×10 mm×10 mm，探测范围较广，纳米级微孔至微米级宏孔均能识别。低温氮气吸附采用仪器Autosorb IQ，测试温度77 K，脱气温度110℃、时间10 h，所需岩样为磨成60目的粉末，可探测100 nm之内的孔隙空间。通过高压压汞与低温氮气吸附相结合的方法，实现对风城组页岩油储层全孔径评价。关于这两种实验获得的孔径分布的拼接方法一直备受关注，通常采用交点作为分割点，或者根据变化趋势融合，实现两种尺度孔径拼接，目前还不存在较为统一的严格的标准和方法（王民等，2018；Zhang Jingya et al.，2020）。本文主要根据氮气吸附、高压压汞的探测范围，结合研究区储层特征，小于80 nm孔径保留氮气吸附实验结果，80 nm~10 μm部分选取高压压汞实验数据，分割点附近采用插值的方法进行连接，形成较为平滑的中间连接段，由此建立页岩储层纳米-微米全孔径分布曲线。
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3 页岩油储层岩相类型
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3.1 岩石矿物组成及有机质特征
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玛湖凹陷风城组页岩油储层矿物组成较复杂，长英质和灰云质含量普遍较高、黏土矿物与有机质含量较少。长英质含量变化较大，为4.3%~93.0%（均值47.3%），主要为石英与斜长石；碳酸盐矿物含量在1.0%~94.5%（均值34.1%）之间，主要为白云石；黏土矿物含量为0~56.3%，均值4.8%，超过80%的样品不含黏土矿物（图2）；此外含有少量黄铁矿以及碳酸钠钙石、苏打石、硅朋钠石等碱性矿物。样品有机质含量（TOC）分布于0.10%~3.76%之间，平均为0.76%。其中，TOC小于1%的样品占76.7%，1%~2%占15.1%，大于2%占0.5%。尽管有机质含量较低，但有机质类型好（I~II1型为主，富藻类和底栖生物）且处于成熟生油阶段（Ro为0.50%~1.36%）有机质转化率较高，因此风城组页岩油物质基础充足（田孝如等，2019）。
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图2 玛湖凹陷风城组页岩甜点储层矿物组成三角图（据何文军等，2023）
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Fig.2 Triangular plot illustrating the mineral composition of dessert shale reservoirs in Fengcheng Formation of Mahu sag (after He Wenjun et al., 2023)
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3.2 岩相类型
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基于颗粒粒度-沉积构造-矿物组成“三层次”特征，玛湖凹陷风城组页岩油储层可划分为四种岩相类型：层状含云粉砂岩、纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩和层状长英质灰云岩（图3、4）。结合风城组岩相特征，本文定义层理厚度大于1 cm为层状，小于1 cm为纹层状，粒径4~62.5 μm的碎屑颗粒超过50%岩性定名为粉砂岩，粒径小于4 μm的碎屑颗粒或黏土矿物含量超过50%且发育页理定名为页岩，泥晶—粉晶白云石等碳酸盐矿物含量超过50%定名为灰云岩。
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层状含云粉砂岩，以灰褐色—灰色为主，颗粒粒径主要为粉砂屑，较致密，长英质矿物含量超过50%，与灰白色云质成分条带状互层分布。有机质含量低，TOC值一般小于1%。石英和长石含量较高，为54.0%~87.5%；白云石与方解石含量次之，相对含量为12.2%~46.1%，碳酸盐矿物中以白云石含量为主体；黏土矿物含量较少。该岩相在研究区分布广泛，多分布于MY1、FN7、MY2等井附近。
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纹层状长英质页岩，多为灰色—灰黑色，碎屑颗粒以长英质和黏土矿物为主，粒径小于4 μm，部分达粉砂粒级，页理十分发育。有机质含量相对于其他岩相较高，TOC一般为1.50%~2.55%。石英和长石含量较高，为43.2%~56.3%；黏土矿物含量较高，为25.0%~37.7%；碳酸盐矿物较低，相对含量为6.0%~31.9%。长英质与黏土质纹层明暗相间分布，白云石、碳钠钙石等矿物分散分布。该类岩相在研究区分布较广泛，主要分布在XY1、FN1、MY2、MY1等井区。
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图3 玛湖凹陷风城组页岩油储层手标本、薄片及矿物组成特征
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Fig.3 Shale reservoir specimens, thin sections, and mineral compositions from Fengcheng Formation of Mahu sag
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（a）、（e）—MY1井，4695.75 m，层状含云粉砂岩，长英质与灰白色云质条带互层分布，（a）手标本，（e）单偏光；（b）、（f）—MY2井，3857.60 m，纹层状长英质页岩，发育长英质纹层，（b）手标本，（f）单偏光；（c）、（g）—MY1井，4592.40 m，纹层状灰云质页岩，发育灰云质纹层，（c）手标本，（g）单偏光；（d）、（h）—XY1井， 5108.40 m，层状长英质灰云岩，长英质矿物与泥晶—粉晶碳酸盐矿物层状分布，（d）手标本，（h）单偏光；（i）~（l）—分别为层状含云粉砂岩、纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩、层状长英质灰云岩的长英质、黏土矿物、碳酸盐相对组成
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（a），（e）—well MY1，4695.75 m，stratified dolomitic siltstone，interstratified distribution of felsic minerals and gray-white dolomitic bands，（a）hand specimen，（e）optical photomicrograph under polarized light;（b），（f）—well MY2，3857.60 m，lamellar felsic shale，felsic laminae developed，（b）hand specimen，（f）optical photomicrograph under polarized light;（c），（g）—well MY1，4592.40 m，lamellar lime-dolomite shale，lime-dolomite laminae developed，（c）hand specimen，（g）optical photomicrograph under polarized light;（d），（h）—well XY1井，5108.40 m，stratified felsic-lime dolomite，felsic minerals and micritic carbonate minerals are distributed in layers，（d）hand specimen，（h）optical photomicrograph under polarized light;（i）~（l）—composition of felsic，clay mineral and carbonate in stratified dolomitic siltstone，lamellar felsic shale，lamellar lime-dolomite shale and stratified felsic-lime dolomite，respectively
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图4 玛湖凹陷风城组页岩油储层储集空间类型
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Fig.4 Pore space types of shale oil reservoirs in Fengcheng Formation of Mahu sag
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层状含云粉砂岩：（a）—MY1井，4754.86 m，场发射高分辨成像，石英晶间孔，保留较好的孔隙连通性；（b）—MY1H井，4528.30 m，单偏光薄片，石英颗粒溶蚀作用形成粒内溶孔；（c）—MY1井，4707.92 m，单偏光薄片，硅朋钠石、碳钠镁石粒内溶孔发育，沿解理发育溶蚀缝；（d）—MY1井，4754.86 m，单偏光薄片，溶蚀缝顺层分布。纹层状长英质页岩：（e）—XY1井，5106.8 m，场发射扫描电镜，发育圆球形的滑石溶蚀孔、孔隙中被石英微晶充填形成的晶间孔、有机质孔孤立分布；（f）—XY1井，5106.8 m，单偏光薄片，层间长英质颗粒被完全溶蚀；（g）—XY1井，5101.4 m，单偏光薄片，石英颗粒完全溶蚀，形成与粒间原生孔隙连通的铸模孔；（h）—XY1井，5106.8 m，单偏光薄片，溶蚀缝顺层发育。纹层状灰云质页岩：（i）—MY1井，4766.32 m，场发射扫描电镜，发育残余粒间孔、长石粒内溶孔；（j）—MY1井，4766.32 m，单偏光薄片，方解石发育粒间溶孔、粒内溶孔；（k）—MY1井，4766.32 m，单偏光薄片，方解石发育粒内溶孔；（l）—MY1井，4771.45 m，正交偏光薄片，碳钠钙石等碱性矿物发生不规则溶蚀。层状长英质灰云岩：（m）—MY1井，4710.30 m，灰白色为方解石，灰黑色为石英颗粒，残余粒间孔隙发育；（n）—MY1井，4710.30 m，单偏光薄片，白云石矿物被溶蚀形成粒内溶蚀孔隙；（o）—MY1井，4767.20 m，单偏光薄片，溶蚀缝沿纹层发育；（p）—MY1井，4738.88 m，正交偏光，微裂缝沿着碱性矿物之间的粒缘发育
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Stratified dolomitic siltstone: (a) —well MY1, 4754.86 m, FE-SEM, intercrystalline pores within quartz with high connectivity; (b) —well MY1H, 4528.30 m, optical photomicrograph under polarized light, quartz particles dissolution forms the dissolution pores; (c) —well MY1, 4707.92 m, optical photomicrograph under polarized light, dissolution pores developed inner grains of reedmergnerite and eitelite, and dissolution joints developed along the cleavage; (d) —well MY1, 4754.86 m, optical photomicrograph under polarized light, dissolution fractures are distributed along the layers. Lamellar felsic shale: (e) —well XY1, 5106.8 m, FE-SEM, spherical talc dissolution pores, intercrystalline pores were distributed between quartz microcrystals and isolated organic pores also developed; (f) —well XY1, 5106.8 m, optical photomicrograph under polarized light, interlayer felsic particles are completely dissolved; (g) —well XY1, 5101.4 m, optical photomicrograph under polarized light, the quartz particles dissolve completely, forming mold holes connected with the primary pores between the grains; (h) —well XY1, 5106.8 m, optical photomicrograph under polarized light, dissolution fractures are distributed along the layers. Lamellar lime-dolomite shale: (i) —well MY1, 4766.32 m, FE-SEM, residual intergranular pores and intragranular dissolution pores within feldspar were developed; (j) —well MY1, 4766.32 m, optical photomicrograph under polarized light, calcite develops intergranular pores and intragranular pores; (k) —well MY1, 4766.32 m, optical photomicrograph under polarized light, calcite develops intragranular pores; (l) —well l MY1, 4771.45 m, optical photomicrograph under cross-polarized light, shortite and other alkalineminerals are irregularly dissolved. Stratified felsic-lime dolomite: (m) —well MY1, 4710.30 m, the gray-white is calcite, the gray-black is quartz particles, and the residual intergranular pores developed; (n) —well MY1, 4710.30 m, optical photomicrograph under polarized light, dolomite minerals are dissolved to form intragranular dissolved pores; (o) —well MY1, 4767.20 m, optical photomicrograph under polarized light, dissolution fractures develop along the laminae; (p) —well MY1, 4738.88 m, optical photomicrograph under cross-polarized light, microcracks develop along the grain margins between alkaline minerals
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纹层状灰云质页岩，为灰黑色—黑色，碎屑颗粒粒径较小，难以辨认，大部分颗粒小于4 μm，纹层较发育。有机质含量较低，为0.22%~0.80%。石英和长石含量较高，一般为50.0%~79.7%，颗粒粒径以泥级为主，部分粉砂级。白云石与方解石含量次之，相对含量为20.3%~49.9%。储层样品几乎不含黏土矿物。泥级长英质矿物与碳酸盐矿物呈纹层状分布。该类岩相主要分布在MY2、MY1、XY1等井区。
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层状长英质灰云岩，以灰色—灰白色为主，颗粒粒径小于62.5 μm，以泥晶—粉晶为主。有机质含量变化较大，TOC为0.38%~2.49%，高TOC层段与盐碱湖藻类化石相关。碳酸盐矿物含量最高，相对含量为51.7%~68.3%，白云石是主要矿物。石英和长石含量次之，为34.0%~48.3%。黏土矿物含量极少，大部分样品不含有黏土矿物。长英质矿物与泥晶—粉晶碳酸盐矿物呈层状分布。该类岩相主要分布在XY1、MY1井区。
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4 页岩油储层特征及优势岩相类型
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4.1 储集空间类型
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风城组页岩油储层以长英质陆源碎屑、凝灰质火山碎屑、白云石及碱性矿物等内源矿物为主要物质组成，沉积物粒度较细，埋藏深度大，储集空间历经成岩作用时间较长，原生孔隙不易保存（冯有良等，2023），多为微纳米次生孔。基于手标本、荧光薄片、氩离子抛光、场发射扫描电镜系统观察，风城组储集空间类型主要包括：残余粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和微裂缝。前三种主要为孔隙型储集空间，微裂缝按成因细分为构造缝、层理缝、溶蚀缝。不同岩相类型因矿物组成不同，发育优势孔隙类型存在差别。
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层状含云粉砂岩主要发育石英微晶晶间孔、长英质与碳钠钙石等矿物被溶蚀形成的粒间溶孔与粒内溶孔，少量粒间残余孔，伴生大量的溶蚀缝与构造缝（图4a~d）。场发射扫描电镜照片显示，沉积物中普遍含有凝灰质火山物质，火山玻璃的脱玻化及重结晶作用可形成丰富的晶间孔。石英微晶晶间孔间连通性较好，晶间孔的存在弥补了因埋藏压实和云质胶结作用对孔隙造成的损失。碱湖沉积环境使石英、凝灰质组分溶解度增加，形成溶蚀孔缝；随着埋藏深度增加，有机酸的溶蚀作用可形成长石粒内溶孔、碱性矿物粒间溶孔。长英质与碳酸盐矿物刚性颗粒发育，具有较强的脆性，易于形成构造微裂缝与溶蚀缝。
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纹层状长英质页岩，以有机质含量较高、黏土矿物优势和纹层状沉积构造明显区别于其他岩相，储集空间主要为滑石与云母等矿物溶蚀孔、石英晶间孔、有机质孔、长石粒内孔、石英与蚀变云母形成粒间残余孔、溶蚀缝（图4e~h）。以滑石沿收缩缝溶蚀形成球形的溶蚀孔隙、云母蚀变形成的粒间溶孔为主要类型，其间被方解石与石英微晶充填，保留许多晶间孔隙；因深埋作用，有机质成熟度较高，发育有机质孔，呈椭圆状孤立分布。埋藏过程中在长英质颗粒支撑下，残余粒间孔得以保存。有机酸与岩石发生酸碱反应，形成长石粒内溶孔。同时，溶蚀缝顺层发育，连接部分顺层面分布的有机质孔、粒间残余孔，孔缝储集空间连通一般。
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纹层状灰云质页岩，具有泥级长英质颗粒、凝灰质基质、灰云质内碎屑混积特征，储集空间类型主要为长石粒内溶孔、粒间残余孔、铁白云石粒内溶孔、硅朋钠石与碳钠钙石等碱性矿物溶蚀孔（图4i~l）。有机孔发育较少，大部分为无机矿物孔隙，且孔隙连通较差。因构造作用产生的微裂缝，连接孤立分布的粒内溶孔、少量有机孔，局部渗透性得以改善。
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层状长英质灰云岩，灰云质内碎屑化学沉淀矿物含量超过50%，孔隙总体发育程度较差，孔隙类型多样，包括残余粒间孔、白云石与长石粒内溶孔、碳钠镁石等碱性矿物粒内溶孔、岩屑中发育有溶蚀作用产生铸模孔（图4m~p）。其中，粒间残余孔、碳酸盐矿物溶蚀孔是主要类型，但孔隙普遍较小，基质孔隙发育较差。溶蚀缝顺层发育（图4o），或分布于碱性矿物溶蚀颗粒周缘（图4p），连通程度较局限。
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4.2 全孔径分布特征
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本文采用低温氮气吸附、高压压汞实验进行孔径分布拼接，揭示储层孔隙与天然微裂缝全孔径特征。储层全孔径分布均以孔隙直径为横坐标，纵坐标以不同微分形式表征孔隙体积大小和孔隙数量两种分布情况。分布曲线以dV/dlgD为纵坐标（V为孔隙体积，D为孔隙直径），表示孔隙体积分布情况；分布曲线以dV/dD为纵坐标，反映孔隙数量分布情况。基于国际理论化学与应用化学联合会（IUPAC）的孔隙分类方法（Rouquerol，1994；Chen Lei，2019），结合页岩微裂缝发育特征（王民等，2018；单祥等，2022；何文军等，2023），研究区孔缝大小可划分为：微孔（小于2 nm）、中孔（2~50 nm）、宏孔（50 nm~5 μm）、微裂缝（5~10 μm）。
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风城组四种岩相全孔径分布较宽，从纳米孔至微米缝均发育。除层状长英质灰云岩相孔隙体积发育较差外，其余岩相孔隙体积分布普遍呈现双峰特征，主要存在10~80 nm与8~10 μm两处峰值（图5a、c、e、g），与镜下观察的孔/缝储集空间相对应。孔隙数量分布曲线均较孔隙体积峰值左移，直径小于10 nm的纳米孔数量众多（图5b、d、f、h）；直径70~80 nm的宏孔数量有限，但孔隙体积分布曲线峰值最高，该部分孔对孔隙体积的贡献最明显。
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不同岩相全孔径分布特征存在不同。层状含云粉砂岩与纹层状长英质页岩孔隙体积分布曲线包络面积最大，储集空间总体积最发育，均值分别为1.81 cm3/g、1.32 cm3/g；宏孔（50 nm~5 μm）体积发育较好，分别为0.51 cm3/g、0.34 cm3/g；宏孔占比分别为28.43%、25.62%。层状灰云质页岩储集性次之，总孔隙体积及宏孔体积分别为0.49 cm3/g、0.13 cm3/g，宏孔占比为25.87%，体积分布特征同样存在双峰特征，但曲线幅度明显偏低，总孔隙体积绝对值较小；孔隙数量分布曲线幅度明显低于前两种岩相，5~10 nm峰值显示以小孔为主，推测为长石、白云石与碳钠钙石等矿物形成微小粒内溶孔数量较多导致。层状长英质灰云岩孔隙体积发育最差，分布曲线幅度低于0.01 cm3/g，总孔隙体积及宏孔体积分别为0.41 cm3/g、0.08 cm3/g；孔隙数量分布曲线在纳米级微孔部分出现微弱的峰值，这与云质含量高且以星点状、雪花状充填孔隙导致储层致密化有关（冯有良等，2023；何文军等，2023）。
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图5 玛湖凹陷风城组四种岩相全孔径分布特征
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Fig.5 Full-aperture pore size distribution for four lithofacies in Fengcheng Formation of Mahu sag
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（a）、（c）、（e）、（g）—孔隙体积分布；（b）、（d）、（f）、（h）—孔隙数量分布
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(a) , (c) , (e) , (g) —volume distribution of pores; (b) , (d) , (f) , (h) —number distribution of pores
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4.3 比表面积分布特征
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比表面积是评价泥页岩孔隙结构的参数之一，对页岩油赋存具有重要影响。众多研究表明，泥页岩比表面积主要来自微小孔隙贡献，相比之下，微裂缝比表面积几乎不发育（黄振凯等，2013；孟涛等，2017）。本文基于氮气吸附数据，通过BET模型计算，获得页岩油储层比表面积参数。结果表明，四类岩相比表面积主要来自小于10 nm的纳米孔的贡献（图6）。层状含云粉砂岩、纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩、层状长英质灰云岩比表面积分别为7.21 m2/g、6.14 m2/g、2.14 m2/g、2.06 m2/g，四种岩相比表面积递减，微小孔隙对比表面积贡献最大，与孔隙数量分布趋势相似，表明风城组页岩油储层以微小孔隙为主，纳米级孔隙对页岩油储层的孔隙数量与比表面积均存在主体贡献。层状含云粉砂岩与纹层状长英质页岩总体积最发育、宏孔体积占比最大，比表面积也较大，原因在于该两类储层发育数量众多的微小孔，同时发育部分宏孔。小于10 nm的微小孔隙数量多，这部分孔对比表面积贡献超过50%，但孔隙体积主要来自更大的宏孔的贡献，而这部分孔数量不多，孔径较大，对内比表面积贡献较少。因此，对于孔隙体积较发育的粉砂岩，由于云质的充填作用发育数量众多的微小孔隙，提升了岩相的比表面积，形成数量众多的微小孔-少量宏孔“双峰”基质储集空间特征。
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比表面积分布峰值特征反映，层状含云粉砂岩、纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩均出现2~5 nm、7~10 nm两个比表面积峰值。前两种岩相在大于10 nm孔隙中也存在一定的比表面积；纹层状灰云质页岩大于10 nm孔隙比表面积发育较差。层状长英质灰云岩比表面积分布简单，孔隙发育有限，总比表面积最小，主体来自5~10 nm孔隙贡献，该类岩相孔隙数量有限，且以微小孔隙为主，导致孔隙体积与比表面积均较低。
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4.4 储集系统发育特征对比
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储集系统特征是指页岩孔-缝体系及其赋存矿物、有机质发育特征。本文主要通过场发射扫描电镜系统观察，识别风城组不同岩相的储集系统差异。基于场发射扫描电镜图像的系统拍摄，经大面积视域（600 μm×550 μm）拼接，提取孔隙及裂缝对应的低密度深色灰度值，识别涵盖存在非连通的总孔隙信息。与一般的电镜图像不同，大面积视域拼接的扫描电镜图像是在兼顾分辨率与样品尺度的基础上识别孔隙结构（朱如凯等，2016；王民等，2018），避免了人为因素造成统计结果失真。前人采用大面积视域统计的方法识别了湖相页岩10 nm~10 μm的孔隙尺度（王民等，2018）。前文中，低温氮气吸附与压汞实验是通过流体的浸入识别连通孔隙。扫描电镜大视域拼接揭示的是储层二维孔隙形态特征。由于扫描电镜岩片切割方向及涵盖非连通孔隙信息等原因，致使氮气吸附-压汞孔径分布与FE-SEM图像相似性一般，但双峰特征及四类岩相储集系统的相对差异可以被识别（表1）。结果表明，层状含云粉砂岩、纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩、层状长英质灰云岩四种岩相的平均面孔率分别为：5.29%、4.94%、2.16%、1.84%，孔隙连通性减小，储集性依次降低（表1）。
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图6 玛湖凹陷风城组四种岩相类型的储层比表面积分布特征
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Fig.6 Specific surface area distribution for four lithofacies types in Fengcheng Formation of Mahu sag
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横坐标为孔隙直径，纵坐标dS/dlgD为孔隙比表面积S对孔隙直径D的对数值作微分; 图中曲线表示比表面积分布情况
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Horizontal coordinate is indictive of pore diameter, and vertical coordinate dS/dlgD shows differential value of pore diameter D to specific surface area S; curves represent the distribution of the specific surface area
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不同岩相的主要矿物组成及优势孔隙空间存在不同。层状含云粉砂岩以晶间孔、粒间溶孔与粒内溶孔为主，主要赋存于长英质碎屑及石英微晶矿物中，网状分布的孔隙中赋存大量灰黑色油膜，孔隙空间连通性较好，宏孔最发育，渗透性最好，是风城组储集性最好的储层类型。纹层状长英质页岩以粒间残余孔、溶蚀孔、晶间孔为主，主要赋存在滑石与云母、长石、黏土矿物中，孔隙连通性较好，同时孤立的有机质孔发育，多分布在有机质与无机矿物界面处，与溶蚀孔缝形成较好的储集系统。纹层状灰云质页岩粒间残余孔、粒内溶孔，主要赋存在铁白云石、长石、以及硅朋钠石与碳钠钙石等碱性矿物中，有机质孔发育较少，大部分为无机矿物孔隙，显示较差的连通性。层状长英质灰云岩，残余粒间孔、溶蚀孔为主，赋存在白云石与长石、碳钠镁石等碱性矿物中，但大部分孔隙较小，连通性较低，储集性较差（雷海艳等，2022a；唐勇等，2023）。
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四种岩相中，长石与自生硅质矿物有利于页岩油赋存空间的形成。统计长石、自生硅质矿物（扣除陆源碎屑平均值，据Zhao Jianhua et al.，2017；Chen Xianglin et al.，2022）、碳酸盐矿物含量与储层平均孔径的关系，显示长石、自生硅质矿物含量与平均孔径正相关，表明长英质矿物利于孔隙发育，而碳酸盐矿物含量与平均孔径呈负相关，一定程度上显示了云质减孔特征（图7）。图7中出现的两个平均孔径异常高点，来源于XY1、MY2两块样品，因含有部分由长石、凝灰质蚀变的黏土矿物形成的局部保留了部分孔径较大的晶间孔所致。场发射扫描电镜特征进一步证实，长英质矿物含量相对较高的层状含云粉砂岩，自生石英微晶晶间孔十分丰富，长石溶孔也较发育，长英质矿物微观孔隙中油膜赋存显著（图8），自生硅质矿物形成的孔隙是页岩油的优势赋存空间。其次，长英质矿物存在骨架支撑作用，可以抵抗深埋过程中部分压实应力，使部分晶间孔、溶蚀孔得以保存。此外长英质脆性矿物易于形成构造微裂缝，加之碱湖环境利于石英溶蚀成孔成缝，与基质晶间孔连接，从而提高了储集空间连通性。综合各岩相的孔隙类型、全孔径体积、比表面积、储集系统、孔径与矿物之间关系，揭示层状含云粉砂岩是玛湖凹陷风城组页岩油优势岩相。
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5 优势岩相储集系统控制因素
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（1）细粒重力流沉积作用保障了高孔渗粉砂质沉积物向深湖输入。玛湖凹陷风城组发育于早二叠世湖盆断陷期，在碱湖环境下发育的一套扇三角洲-湖底扇-深湖沉积，其湖底扇缘发育了细粒混合事件层和富含有机质页岩（冯有良等，2023）。这套细粒混合事件层和页岩油储集性受沉积作用过程与沉积相带制约。通过岩芯系统观察及前人研究，在火山活动、深层热液、湖平面、古气候复杂因素影响下，风城组发育湖底扇近端（扇根—扇中）、湖底扇远端、深湖沉积（冯有良等，2023）。其中，湖底扇远端分为近端扇缘、远端扇缘亚相，形成层状含云粉砂岩与纹层状灰云质页岩相的岩相组合，长英质矿物组成相对较高，控制页岩油储层主要分布相带。重力流把粗粒和细粒的粉砂质沉积物从浅湖搬运到深湖，形成富长英质粉砂岩“甜点”储层。近端扇缘和远端扇缘在浊流沉积作用下，形成层状含云粉砂岩，孔隙度最高可达1.5%，渗透率小于0.1×10-3 μm2，是页岩油优势岩相。细粒重力流沉积作用为深湖高孔渗粉砂质沉积提供物质和动力来源（冯有良等，2023）。
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（2）碱湖环境硅质的溶蚀与重结晶、成缝作用塑造晶间孔-溶蚀缝优势储集空间。成岩作用决定储层发育及最终特征。基于薄片及高分辨率电镜系列观察，风城组页岩油储层孔缝发育主要受成岩作用与成缝作用控制，其中，成岩作用包括：压实作用、胶结作用、溶蚀作用。风城组现今埋藏深度超过4500 m，历经早成岩期与中成岩期两个主要阶段（图9）。依据MY1井埋藏史图分析认为（郭佩等，2023），早二叠世末期，风城组快速沉积深埋，此时处于早成岩阶段；早三叠世以及晚侏罗世盆地整体抬升后，从白垩纪开始，盆地持续深埋，这一阶段为中成岩阶段。早成岩期压实作用明显，少量的粒间残余孔主要发育在脆性矿物附近。风城组沉积早期，方解石同生-浅埋藏白云石化作用（冯有良等，2023）以及断裂附近热液作用形成碳钠钙石（形成于52℃，深度约为1000 m成岩环境；据赵研等，2020），基质孔隙因白云石及碱性矿物的充填发生早期致密化，但因层理缝的形成，使储集空间在一定程度上得以改善。早期碱性沉积环境，石英与火山物质溶解度呈指数级增加而发生溶蚀作用，为后期自生石英的形成提供硅质来源（雷海艳等，2022b）；随着埋藏加深，含硅质矿物流体中析出丰富的石英微晶，发育众多连通较好的晶间孔隙，保留了因压实作用减少的部分孔隙。随着晚二叠世、晚中侏罗世的两期深埋，有机酸的产生及深部断裂碱性流体的影响，碳酸盐矿物发生溶蚀，长英质与云质矿物连接处形成凹凸分布的压溶缝。到中成岩早期，在100℃高温环境，深部热液后期埋藏至少3000 m条件下，氯碳钠镁石交代碳钠钙石后，硅硼钠石交代天然碱、碳钠钙石和氯碳钠镁石等矿物，使其共生并呈条带状或团簇状分布（赵研等，2020）。中成岩期，有机质成熟度超过1.0%，产生大量有机酸，对硅朋钠石的溶蚀作用形成了粒间溶孔、粒内溶孔。早成岩晚期—中成岩期间，溶蚀缝与构造缝相继发育，形成不同的孔缝储集空间。
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图7 玛湖凹陷风城组四类岩相长石（a）、自生硅质矿物（b）、碳酸盐矿物（c）含量与储层平均孔径的关系图
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Fig.7 Relationship between felsic minerals (a) , authigenic siliceous minerals (b) , carbonate minerals (c) and average pore diameter of reservoirs in Fengcheng Formation of Mahu sag
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图8 玛湖凹陷风城组长英质矿物中孔隙发育及油膜赋存的场发射高分辨率成像照片
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Fig.8 Pore development and oil film occurrence in felsic minerals observed by FE-SEM in Fengcheng Formation of Mahu sag
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（a）—MY1井，4754.86 m，自生石英微晶晶间孔油膜显著；（b）—MY1井，4754.86 m，钾长石的钠长石化，长石粒内溶孔油膜赋存
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(a) —well MY1, 4754.86 m, oil film within intergranular pores of authigenic quartz microcrystals occurred significantly; (b) —well MY1, 4754.86 m, albitization of feldspar and oil film within dissolved intragranular pores of feldspar developed
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沉积-成岩共同作用，形成了以长英质粉砂颗粒为主的层状含云粉砂岩页岩油储层优势岩相。细粒重力流作用输送粉砂质组分，碱湖环境火山物质脱玻化作用、石英溶蚀提供自生硅质来源，成岩过程中酸性条件石英析出形成丰富自生石英晶间孔，有机酸作用使长石粒内溶孔、碱性矿物溶蚀孔及颗粒间压溶缝得以形成，塑造了层状含云粉砂岩孔-缝储集系统。纹层状长英质页岩以黏土矿物为主，云质含量较少，火山物质组分以及中成岩期长石溶蚀形成大量硅质来源及黏土矿物，同时滑石沿收缩缝溶蚀形成球形的溶蚀孔隙、云母蚀变形成粒间溶孔，晚期构造缝发育较局限。纹层状灰云质页岩与层状长英质灰云岩以少黏土、多云质组分与碱性矿物为主要特征，在活跃的构造运动及火山频发的背景下，准同生及埋藏白云石化作用形成的白云石矿物难以成块状、层状化学沉淀，而是呈雪花状分散分布，混积充填在孔隙中导致该类储层致密化。
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图9 玛湖凹陷风城组四种岩相的成岩－成缝演化模式图（据郭佩等，2023略改）
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Fig.9 Diagenesis－fracture evolution models for four lithofacies in Fengeheng Formation of Mahu sag（modified from Guo Pei et al．，2023）
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层状含云粉砂岩：（a），（e）—MY1井， 4754.86 m，（a）单偏光，（e）场发射扫描电镜；纹层状长英质页岩：（b），（f）一XY1井， 5106.80 m，（b）单偏光，（f）场发射扫描电镜；纹层状灰云质页岩：（c）， （g）—MY1井， 4771.45 m，（c）单偏光，（g）场发射扫描电镜；层状长英质灰云岩：（d）—MY1井， 4799.29 m，单偏光，（h）—MY1井， 4710.30 m，场发射扫描电镜
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Stratified dolomitic siltstone：（a），（e）－well MY1， 4754.86 m，（a）optical photomicrograph under polarized light，（e）FE－SEM；lamellar felsic shale：（b），（f）－well XY1， 5106.80 m，（b）optical photomicrograph under polarized light，（f）FE－SEM；lamellar lime－dolomite shale：（c），（g）－well MY1， 4771.45 m，（c）optical photomicrograph under polarized light，（g）FE－SEM；stratified felsic－lime dolomite：（d）－well MY 1， 4799.29 m，optical photomicrograph under polarized light，（h）－well MY1， 4710.30 m，FE－SEM
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6 结论
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（1）玛湖凹陷风城组页岩油储层具有细粒混积特征，依据颗粒粒度-沉积构造-矿物组成“三层次”特征，将风城组页岩油储层划分为四种岩相类型：层状含云粉砂岩、纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩、层状长英质灰云岩。
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（2）四种岩相储集性不同，以层状含云粉砂岩为优势岩相。层状含云粉砂岩以石英微晶晶间孔、粒间溶孔与粒内溶孔为主要孔隙类型，孔隙连通较好，全孔径总孔体积最大，储集性最好；纹层状长英质页岩以云母、滑石收缩缝球形溶蚀孔为主，储集性次之；纹层状灰云质页岩以长石粒内溶孔为主，孔隙较少；层状长英质灰云岩以粒间残余孔为主，储集性最差。风城组岩相储集空间与长英质矿物含量呈正相关，与云质矿物含量呈负相关。
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（3）风城组优势岩相成储过程受沉积-成岩作用控制明显：细粒重力流沉积作用有利于高孔渗粉砂质沉积物向深湖输送；成岩作用塑造多类型储层孔-缝储集空间差异演化，碱湖条件下硅质的溶蚀与析出为石英微晶晶间孔的形成提供有利条件。
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致谢：中国石油新疆油田有限公司勘探开发研究院协助取样、整理基础资料，表示诚挚感谢！
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摘要
页岩油储层特征是甜点识别的重要方面。本文以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组为例，以划分岩相类型为基础，通过高压压汞和低温氮气吸附实验定量评价储层全孔径结构，基于沉积-成岩作用分析揭示其形成机制。研究表明，风城组页岩油储层可划分为：层状含云粉砂岩、纹层状长英质页岩、纹层状灰云质页岩和层状长英质灰云岩四种岩相类型。层状含云粉砂岩，全孔径储集空间、宏孔体积均最大，分别为1.81 cm3/g、0.51 cm3/g，发育微晶石英晶间孔、长石与碱性矿物溶蚀孔，伴生大量溶蚀缝与构造缝，孔-缝连通性最好；纹层状长英质页岩，全孔径总体积、宏孔体积分别为1.32 cm3/g、0.34 cm3/g，以滑石与云母等矿物球形溶蚀孔、有机质孔为主要类型，溶蚀缝局部发育，孔-缝连通性一般；纹层状灰云质页岩与层状长英质灰云岩发育粒内孔、残余粒间孔、溶蚀孔，均以小孔为主，前者总体积、宏孔体积分别为0.49 cm3/g、0.13 cm3/g，后者相应为0.41 cm3/g、0.08 cm3/g，孔-缝连通均较差。风城组岩相储集空间与长英质矿物含量呈正相关，与云质矿物含量呈负相关，层状含云粉砂岩为优势岩相，其形成受控于沉积-成岩作用：细粒重力流沉积作用保障了高孔渗粉砂质沉积物向深湖输入；碱湖环境硅质的溶蚀、重结晶与成缝作用塑造晶间孔-溶蚀缝优质储集空间。研究结果为类似湖盆页岩油甜点评价提供借鉴。
Abstract
The complexity of shale oil reservoirs within alkaline lacustrine basins complicates the accurate identification of desserts. This study focuses on the Fengcheng Formation in Mahu sag of China's Junggar basin. We carried out lithofacies typing, evaluated full-aperture reservoir space systems using high-pressure mercury injection and low-temperature nitrogen adsorption experiments, and analyzed sedimentation and diagenesis to understand reservoir formation mechanisms. Our results reveal four distinct lithofacies types in the Fengcheng Formation: stratified dolomitic siltstone, lamellar felsic shale, lamellar lime-dolomite shale, and stratified felsic-lime dolomite. Stratified dolomitic siltstone exhibits the largest full-aperture reservoir space (1.81 cm3/g) and the highest macropore volume (0.51 cm3/g). Its porosity is attributed to primary intercrystalline pores within microcrystalline quartz, dissolution pores in feldspar and alkaline minerals, and a significant number of dissolution and structural fractures, resulting in excellent pore-fracture connectivity among these four lithofacies types. Lamellar felsic shale, with a full-aperture reservoir space of 1.32 cm3/g and a macropore volume of 0.34 cm3/g, primarily forms spherical dissolution pores in talc and mica, as well as organic pores. Locally dissolved fractures contribute to moderate pore-fracture connectivity. Both Lamellar lime-dolomite shale and stratified felsic-lime dolomite exhibit intragranular pores, residual intergranular pores, and small-diameter dissolution pores. The former has a total pore volume of 0.49 cm3/g and a macropore volume of 0.13 cm3/g, while the latter has values of 0.41 cm3/g and 0.08 cm3/g, respectively. Both two types of lithofacies display poor pore-fracture connectivity. The average pore diameter in these reservoirs positively correlates with felsic mineral content and negatively correlates with dolomite content. Consequently, stratified dolomitic siltstone is identified as the dominant lithofacies. The formation of shale oil reservoirs in this setting is controlled by sedimentation and diagenesis. Fine-grained gravity flow sedimentation delivers highly porous silty sediments into the deep lake environment. Subsequent dissolution, recrystallization of silicon within the alkaline lake, and fracture formation create the excellent storage space observed in intercrystalline pore and dissolved fracture. These findings provide valuable insights for evaluating shale oil desserts in similar geological settings.
Keywords
Mahu sag ； shale oil reservoir ； micro structure ； dominant lithofacies ； formation mechanism
