馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖儲層微觀孔隙特征及地質意義

郭小波，黃志龍，柳 波，陳 旋，張文丹，陳 晨，王麗麗，孫美麗

(1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249;2.東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶 163318;3.中國石油吐哈油田分公司，新疆哈密 839009)

隨著中國對油氣資源需求的不斷加大，蘊藏在致密儲層中的非常規油氣開始受到高度重視，繼頁巖氣之后，頁巖油、致密油、致密砂巖氣又成為油氣勘探中又一戰略性突破領域[1－3]。新疆三塘湖盆地馬朗凹陷二疊系蘆草溝組二段泥頁巖的地球化學分析顯示，其有機質豐度高，有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，成熟度(Ro/%)介于0.5%～0.9%，已經開始大量生烴，整體上為一套優質烴源巖，同時其也是致密儲集層。因此，該含油泥頁巖層系可統稱為頁巖油或源內致密油。在該區現已有5口井獲得了工業油流[4]。泥頁巖作為致密儲層，具有典型的“自生自儲”特征，其納米—微米級的儲集空間表征，是深入研究富烴機理、孔滲特征等的重要基礎。為此，本文以馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖為例，首次采用微米—納米CT、比表面及孔徑分析等數字巖心技術，對蘆草溝組泥頁巖儲層微觀地質特征進行研究，以期為頁巖油富集機理的研究與勘探開發提供科學依據。

1 樣品與實驗

本次研究主要選取馬朗凹陷蘆草溝組二段泥頁巖樣品。脈沖滲透率測試顯示，樣品基質滲透率極低，介于 0.158 4×10－6～0.964 0×10－6μm2，平均為 0.467 1 ×10－6μm2，屬于典型的低滲透儲層。國際純化學和應用化學聯合會(IUAPC)將微觀孔隙分為3類，即微孔(直徑＜2 nm)，介孔(直徑 2 ～50 nm)和宏孔(直徑 ＞50 nm)[5]，這3類微觀孔隙在研究區泥頁巖儲層中均有發育。泥頁巖儲層微觀孔隙定性研究技術有掃描電鏡、原子力顯微鏡、CT掃描等，前兩種技術目前應用廣泛，但存在對泥頁巖有損傷，易造成一些人為儲集空間，不能呈現微觀孔隙三維空間分布特征等缺陷。CT掃描技術即計算機斷層成像技術(Computed Tomography)，是近年才發展起來的數字巖心技術，是基于X射線的全方位、無損傷巖石掃描成像功能，可對同一樣品進行微米—納米CT的多尺度掃描成像，獲取不同尺度下致密儲層微觀孔隙結構的特征切片，再通過數字合成技術得到三維立體圖像。其具有能清晰展示所測樣品的內部結構關系及物質組成，揭示巖石納米級三維孔隙結構特征等功能[6－7]，是致密儲層微觀孔隙結構研究的理想技術。本次微觀孔隙CT掃描研究，采用臺灣生產的 Xradia－Micro－NanoCT－200掃描儀，在溫度差不超過2℃、無塵環境下，對樣品進行二維切片掃描，進而合成三維立體圖像和動畫。

泥頁巖微觀孔隙特征定量分析技術主要有壓汞技術、氣體吸附技術。由于測試原理的差異，氣體吸附法對微孔和介孔的分析精度較高，對宏孔的分析精度較低，而壓汞法只對宏孔的分析精度較高，二者結合，可對致密儲層微觀孔隙結構進行較全面的定量描述[8－9]。考慮到微孔對頁巖油的富集意義不大，本次采用的氮氣吸附孔徑分析儀的理論檢測精度為0.35 nm，分析數據主要體現介孔特征。氮氣吸附孔徑分析試驗采用美國生產的全自動比表面及孔徑分析儀(型號:ASAP2020M)，檢測精度為比表面積0.000 1 m2/g，比孔容0.000 1 mL·g－1。實驗在恒溫條件下進行，最終得到等溫吸附線和脫附線，選用多點BET模型，通過線性回歸得到樣品的比表面積、比孔容等數據[10]。

2 泥頁巖儲層微觀特征

2.1 泥頁巖微觀儲集空間類型

馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖中微觀儲集空間類型多樣，成因也各有差異，大多為納米—微米級的微孔隙和微裂縫[11]。蘆草溝組泥頁巖有機質豐度高，有機質孔隙發育，一般為親油性質，是泥頁巖中重要的儲集空間類型[11－12]。前期研究發現的有機質孔多為有機質生烴殘留孔隙，呈凹坑狀分布(見圖1A)，本次還發現有機質中存在原生的有機質孔，是有機質自身結構造成的，可呈管束狀，長度可達500 μm 以上，孔隙寬度約10 μm，能譜分析元素主要為碳(見圖1B，C)。本研究采用CT多尺度掃描，從三維立體角度展現富有機質泥頁巖儲層中各類孔隙的結構與空間展布。微米CT研究發現，有機質在發育大量分散、孤立微孔隙的同時，也發育呈管束狀的微米級大孔隙，且連通性好(見圖1D)，與圖1B所示原生型有機質孔相似。馬朗凹陷蘆草溝組發育富有機質紋層巖，主要由淺色白云質泥巖與富有機質暗色泥巖組成，儲層物性較好，含油級別高，是富集頁巖油的主要巖石類型之一。由實驗樣品的微米CT掃描三維圖像中可見，有機質與無機礦物呈層狀分布，在二者的接觸面處，微孔隙密集且連片分布(見圖1E)。這些界面處連片發育的孔隙，在微觀尺度上，可為烴源巖向臨近的無機礦物儲層以非幕式排運液態烴提供通道，同時也可使層面間具備儲烴和流體滲流能力。這是紋層巖作為頁巖油有利儲層的微觀機制。這些微孔隙的大小多在納米級別，也有孔隙達到微米級別。研究認為，烴源巖中烴類分子、瀝青質、鏈烷烴和甲烷的形成演化呈現一種連續譜的特征，分子直徑大小自瀝青質的10 nm變化到甲烷的0.38 nm[6]。由此可見，泥頁巖儲層中大多數孔隙對烴類的賦存是有效的。

圖1 馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖中微孔、微縫特征Fig.1 Micro－pore and micro－crack in Lucaogou Formation shale in Malang Sag

納米CT顆粒分割圖像中可見微裂縫和粒間微孔隙，粒間微孔隙屬于殘留的原生孔隙(見圖1F)。泥頁巖儲層的微觀孔隙分布具有明顯的非均質性，不同位置的微孔隙大小、形態、豐度存在差異，這種微觀差異會影響致密儲集空間的連通性和儲層的滲透性。納米CT孔隙連通性分析表明，微裂縫的連通性好，具有溝通微孔隙、改善滲透性的能力;其他呈孤立狀的納米孔隙連通性較差，但處于烴源巖內部，具有一定的儲烴能力;集中分布的微孔隙可相互疊置，表現出較好的連通性(見圖1G)。在無損傷條件下，CT掃描展現了泥頁巖儲層內部微孔隙的結構與分布，可見有相當部分的微孔隙是封閉的、不連通的，這會使一般技術下測得的孔隙度值偏低。此外，蘆草溝組泥頁巖中還發育碳酸鹽巖溶蝕孔、長石溶蝕孔、白云石晶間孔、黃鐵礦晶間孔等[11，13]，連同微裂縫、有機質孔共同組成了泥頁巖的儲集空間。

2.2 泥頁巖儲集空間的結構特征

2.2.1 宏孔的結構特征 壓汞數據顯示，蘆草溝組泥頁巖孔喉直徑平均值最大為911 nm，宏孔的體積百分數為68.1%(見圖2)。由此可見，蘆草溝組泥頁巖中，宏孔所占的比例很大。同時，孔隙結構以微孔、細喉、細歪度、分選差為主要特征。

圖2 馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖孔隙直徑分布Fig.2 Pore diameter distribution of Lucaogou Formation shale in Malang Sag

2.2.2 介孔結構特征 對蘆草溝組13件泥頁巖樣品進行氮氣等溫吸附法實驗，得到吸附－脫附曲線。實驗中，隨著相對壓力的增加，氮氣逐漸吸附于泥頁巖孔隙內壁，之后壓力降低，出現解吸。不同微孔隙的形態和結構不同，吸附－脫附過程不同，在吸附－脫附曲線上形成的形態也不同。因此，可以通過吸附－脫附曲線的形態對泥頁巖樣品的孔隙結構進行研究。若吸附線沒出現吸附飽和狀態，表明樣品中有較大的孔隙存在;形成吸附回線，表明孔隙呈開放狀態;回線越明顯，吸附線上升速率越大，表明孔隙的開放程度也就越高[10，14]。

本次分析的樣品都沒出現吸附飽和狀態，表明樣品中均有較大孔隙的存在。根據曲線特征，可將實驗樣品分為3類，典型曲線形態見圖3。Ⅰ類主要為蘆草溝組二段中部的樣品，吸附回線明顯，上升速率整體較高，表明孔隙開放程度較高;Ⅱ類主要為蘆草溝組二段上部的樣品，吸附回線出現于相對壓力(P/P0)高值段，吸附曲線上升速率較大，表明介孔中直徑較大的孔隙開放程度相對比較高;Ⅲ類主要為蘆草溝組二段下部的樣品，吸附回線不明顯，雖然開始出現回線的相對分壓較Ⅰ類低，但吸附曲線平緩且上升速率低，最大吸附量也較低，表明樣品中缺少大孔隙，且開放程度低。脈沖滲透率平均值顯示，Ⅰ類樣品為0.564 ×10－6μm2，Ⅱ類樣品為 0.378 ×10－6μm2，Ⅲ類樣品為0.312×10－6μm2。由此可見，隨埋深增加，孔隙的開放程度先變好，后變差;埋深較大時，較大孔隙存在的概率降低，甚至消失。同時，介孔開放程度與泥頁巖滲透性具有相同的變化規律，說明介孔的形態與分布應是影響泥頁巖儲層滲透性的重要微觀因素。所以，以Ⅰ類樣品為代表的蘆草溝組二段中部泥頁巖儲層，微孔隙發育條件最好，巖石基質滲透性也相對最好。

3 礦物成分對儲層微觀性質的影響

3.1 儲層物性與礦物組成

對90件蘆草溝組泥頁巖樣品進行X衍射分析，其礦物有石英、鉀長石、斜長石、方解石、白云石、黏土、黃鐵礦和方沸石。其中，碳酸鹽巖量最高，質量百分含量分布在8.0% ～74.0%，平均為34.1%(白云石平均質量百分含量為25.4%，方解石平均質量百分含量為15.7%);石英質量百分含量次之，在10.0% ～62.0%，平均為31.1%;黏土礦物質量百分含量在4.0% ～38.0%，平均為14.6%;多數樣品含有斜長石(質量百分含量2.0% ～29.0%)、鉀長石(質量百分含量1.0% ～25.0%)，少量樣品檢測到黃鐵礦和方沸石。黏土礦物組分中，沒有蒙脫石，伊利石或伊/蒙混層占主導，伊利石質量百分含量最高為96%，平均為34.5%，伊/蒙混層質量百分含量為4% ～100%，平均為52.3%。由此可見，蘆草溝組二段泥頁巖脆性礦物含量高，塑性礦物含量低，儲層的脆性和可改造性強。

圖3 馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖典型樣品等溫吸附曲線Fig.3 The typical isothermal adsorption curve of Lucaogou Formation shale samples in Malang Sag

3.2 礦物成分對比表面積和比孔容的影響

根據等溫吸附－脫附曲線，通過多點BET模型計算表明，蘆草溝組泥頁巖比表面積介于0.26～2.68 m2·g－1，平均為 1.34 m2·g－1;總比孔容介于2.665 ×10－3～ 9.878 ×10－3mL·g－1，平均為6.608×10－3mL·g－1;介孔直徑介于 3.98 ～83.41 nm，平均為27.85 nm。比表面積是指單位質量物料所具有的總面積，比表面積越大，表明物料的吸附能力越強。在泥頁巖儲層中，其表示礦物對烴類的吸附能力，比表面積越大，越不利于烴類的滲流，使頁巖油的可采性降低。比孔容是指單位質量物料中孔隙的容積，與比表面積結合可反映微觀孔隙的大小與分布。比表面積和微觀孔隙分布受泥頁巖中礦物組成及含量的影響。

分析顯示，黏土礦物與比表面積呈正相關，與比孔容關系不明顯(見圖4A)，但整體關系表明，黏土礦物主要是有利于分散狀、小直徑孔隙的形成，從而增大比表面積，增強儲層的吸附能力。碳酸鹽巖和長石的含量均與巖樣比表面積呈負相關，而比孔容與碳酸鹽巖正相關(見圖4B，C)，與長石關系不明確(見圖4C)。這表明，碳酸鹽巖和長石的存在有利于分布集中、直徑較大的孔隙的形成(比如次生溶蝕孔隙)，這與掃描電鏡下觀察到的結果一致。而石英含量與比表面積呈正相關，與比孔容關系不確定(見圖4D)。單一礦物對比孔容的影響均不明顯，這正是泥頁巖儲集空間類型多樣、影響因素復雜的體現。但石英含量會增加巖石比表面積，表現為增強儲層對烴類的吸附能力，降低其流動性，這與傳統認識存在一定差異。初步分析，這可能與蘆草溝組泥頁巖中自生微晶石英的形成有關。

通過掃描電鏡可觀察到，蘆草溝組泥頁巖中存在一定數量的自生微晶石英，晶形一般較好，大小分布在5～30 μm，充填于孔隙之中或者鑲嵌于其他礦物之上，可孤立分布，也可集中分布(見圖5)。從自生石英的分布形態分析，自生微晶石英充填于儲層的大孔隙，形成微小孔隙，或自生石英以孤立狀分布，這應是造成隨石英含量增加泥頁巖比表面積增大的主要原因。

Thybegr(2010)和Metwally(2012)分別通過實驗研究表明，泥頁巖成巖過程中黏土礦物轉化，尤其是蒙脫石向伊利石轉化會釋放大量的二氧化硅，并可在泥頁巖內部就地沉淀，形成自生微晶石英，增強泥頁巖的脆性[15－16]。蘆草溝組泥頁巖中黏土礦物含量相對較低，其形成的自生石英數量也有限。馬朗凹陷蘆草溝組作為兩套火山巖系(上覆條湖組與下伏卡拉岡組)之間的一套近海陸相湖盆沉積[17－18]，其沉積物不免會受到火山活動、地幔熱流體的影響。以此推測，大量出現的自生微晶石英還應有深部熱液成因或其他成因。雖然自生石英可充填于泥頁巖孔隙，阻塞喉道，但同時具有增強泥頁巖脆性、有助于形成微裂縫等作用。分析表明，石英含量與泥頁巖總孔隙度具有良好的正相關關系(見圖6)。泥頁巖中自生石英的定量分析還存在較大困難，但據此綜合分析，石英或者自生石英對泥頁巖有利儲層形成的建設性作用強于破壞性作用。

圖4 馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖比孔容、比表面積與礦物的關系Fig.4 Relationships of specific pore volume，specific surface and minerals of Lucaogou Formation shale in Malang Sag

4 儲層微觀特征研究的地質意義

蘆草溝組泥頁巖油藏，不同于傳統的泥巖裂縫性油藏，其儲層宏觀裂縫不發育，儲集空間以微孔隙和微裂縫為主;其也不同于含氣泥頁巖儲層，頁巖氣可以擴散方式在納米級微孔隙中發生滲流[19]，由于油的高密度、低流動性等特征，對儲層微觀性質的要求較高。泥頁巖儲層中，頁巖油可以游離態、吸附態和溶解態存在。由于賦存形式的多樣性，使得馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖錄井含油級別較高，油跡、油斑普遍存在，但勘探實際表明，錄井顯示好，并不都預示著是頁巖油的有利儲層發育段。小孔隙直徑、大比表面積的儲層，容易對烴類形成分子篩效應，不利于烴類的滲流。以當前的開發技術，賦存于連通性較好、較大的微孔隙或微裂縫中的游離態頁巖油才最有意義。通過以上分析可知，馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖儲層可歸納為以下特征:①黏土礦物含量低。作為增加泥頁巖比表面積和增強儲層塑性的主要礦物，其含量較低，使得泥頁巖吸附能力降低，儲層脆性加強，有利于游離態頁巖油的賦存。②泥頁巖儲層中孔隙類型多樣，宏孔占較大比例，介孔也可具有相對較好的連通性。同時，蘆草溝組泥頁巖主生烴段的泥頁巖具有較強的生烴能力，會使連通性較差的微孔隙也成為有效的儲油空間，在自然裂縫或人工裂縫的溝通下可具備滲流能力，成為可采資源。③碳酸鹽巖、長石等有利于直徑較大、分布集中的孔隙形成，石英(包含自生石英)對提高儲層物性、可改造性具有明顯的建設性作用。這3種礦物在蘆草溝組泥頁巖中含量高，有效地改善了泥頁巖的儲集性能。基于以上泥頁巖儲層的微觀地質條件，馬朗凹陷蘆草溝組有利于游離態頁巖油的賦存與滲流，這是建成頁巖油產能的重要因素。因此，在頁巖油勘探開發中，需充分考慮泥頁巖儲層的微觀地質條件，這也是影響頁巖油富集與可采能力的重要因素。

圖5 馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖中自生微晶石英Fig.5 Authigenic microcrystalline quartz in in Lucaogou Formation shale in Malang Sag

圖6 馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖中石英含量與孔隙度關系Fig.6 Relationships of porosity and quartz content of Lucaogou Formation shale

5 結論

1)采用CT多尺度掃描技術對馬朗凹陷蘆草溝組泥頁巖進行三維刻畫，表明其儲層中微孔隙分布具有較強的空間非均質性;無機礦物和有機質中均可發育較大孔隙;納米孔隙通過連片分布、相互疊置或被微裂縫溝通，可具有相對較好的連通性。

2)蘆草溝組泥頁巖儲層以發育宏孔為主;隨埋深增加，介孔的開放程度先變好，后變差，與巖石滲透性變化規律一致;介孔既是泥頁巖儲集空間的重要組成部分，其結構形態也是影響儲層滲透性的重要微觀因素。

3)蘆草溝組泥頁巖中碳酸鹽巖、石英、長石含量高，碳酸鹽巖、長石有利于集中分布的大孔隙形成，石英(包含自生石英)可增強巖石脆性形成微裂縫、抵抗壓實作用等，對儲層物性具有積極作用;蘆草溝組泥頁巖儲層具有較低的比表面積;較大的微孔隙發育且連通性較好，使其有利于游離態頁巖油的富集，并建成產能。

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