江汉盆地潜江凹陷盐间页岩油储层不同岩相微观储集特征——以古近系潜江组三段4亚段10韵律为例

徐二社，陶国亮，李志明，吴世强，张文涛，饶 丹

(1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏 无锡 214126；3.国家能源页岩油研发中心，江苏 无锡 214126；4.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126； 5.中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，武汉 430223)

自2005年以来，美国在海相地层中开展的页岩油勘探开发取得一系列重大突破，2018年页岩油产量已经超过其原油总产量的一半，已显现出巨大的勘探开发前景。页岩油气革命给美国能源独立奠定了坚实的基础，改变了世界能源格局[1-6]。我国新生代沉积盆地富有机质泥页岩分布广泛，蕴藏着巨大的页岩油资源，是现实的拓展领域[7-12]。其中，江汉盆地通过老井复查初步明确潜江凹陷盐间层系页岩油潜力大，盆地内共有128口钻井在古近系泥页岩层系中见到油气显示，其中有3口井初始日产量超过千吨[13-14]。勘探成果表明，潜江凹陷盐间页岩层系是我国陆相页岩层系中含油性最好的层系之一。

1 地质概况

潜江凹陷位于江汉盆地中部，面积2 530 km2，北部以潜北控凹断层为界，分别与荆门、汉水地堑、乐乡关地垒及永隆河隆起相邻；南以通海口断层分界；东西两侧分别与岳口低凸起和丫角—新沟低凸起呈斜坡过渡。构造上潜江凹陷为东西向平缓，北部陡、南部缓的箕状，深度较大，构成湖盆的汇水中心[14]。沉积相上由西向东呈现出盐度逐渐增大的现象，可划分为砂泥岩相区、咸淡过渡区和盐发育区[14，22](图1)。潜江组沉积时期发育了一套厚达5 000 m的盐系地层，纵向上发育193套盐间韵律层[23]。盐间地层为一套由碳酸盐、硫酸盐、泥质等多种成分混杂、互层组成的富有机质细粒沉积岩，一般厚度5～10 m，单层最厚38 m。潜江组纵向上可分为4段，即潜一段(Eq1)、潜二段(Eq2)、潜三段(Eq3)和潜四段(Eq4)。3个最大湖泛面为富有机质页岩发育时期，其中潜二段有机质成熟度偏低，潜三下段和潜四下段是页岩油勘探最有利层段。

图1 江汉盆地潜江凹陷区域构造、沉积相及取样位置[14]Fig.1 Regional structures, sedimentary facies and sample locations of Qianjiang Sag, Jianghan Basin

2 矿物组成与岩相划分

图2 江汉盆地潜江凹陷W99井韵律综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic chart of rhythm in well W99, Qianjiang Sag, Jianghan Basin

图3 江汉盆地潜江凹陷W99井韵律样品岩相分类Fig.3 Classification diagram of rhythm samples in well W99, Qianjiang Sag, Jianghan Basin

3 盐间页岩油储层微观孔、缝类型

目前，国内外学者对非常规储层孔缝类型的划分具有不同的方案[24-25]，其中LOUCKS的划分方案[24]——粒间孔隙、粒内孔隙及裂缝孔隙最为常见。本文综合前人的研究成果[21-23]，在岩心观察、新鲜断面氩离子抛光扫描电镜观察等基础上，按照不同岩相，对不同尺度下的盐间页岩油储层进行观察，划分出成岩缝、构造缝、晶间孔、晶间溶孔等。其中裂缝(微裂缝)在上述不同岩相中均有发育；而孔隙类型则与不同岩相的矿物组成密切相关。

3.1 裂缝(微裂缝)

通过岩心观察发现，盐间不同岩相均大量存在顺层发育的水平层理缝，其中上部在纹层状泥质白云岩相中最为发育，通常可达1～2 mm宽，常有液态烃充填(图4a)；下部可见钙芒硝充填的垂直及斜交缝，且有油迹显示(图4b)。扫描电镜下观察，纹层状泥质白云岩相、纹层状云、灰质泥岩相多见微裂缝及层理缝，主要为沉积形成的层理缝及后期构造活动引起的微裂缝，多为微米级以上(图4c，d)。其中极其发育的层理缝，为主要的储集空间和运移通道[23]。

图4 江汉盆地潜江凹陷潜江组盐间地层微裂缝、层理缝发育概况Fig.4 Development of micro-fractures and bedding fractures of inter-salt strata in Qianjiang Formation, Qianjiang Sag, Jianghan Basin

3.2 不同岩相的主要孔隙类型

基于铸体薄片、新鲜断面及氩离子抛光扫描电镜观察可知，纹层状泥质白云岩相白云石晶间孔隙最为发育，多呈三角形或不规则状，可见油膜，未充填的孔径尺寸为微米级，被沥青所充填的残余孔隙，尺寸在数百纳米—微米级，孔隙连通性好，为有效孔隙(图5a)；白云石晶间溶孔较为常见，尺寸为微米级，白云石晶粒周缘呈参差不齐状，溶蚀程度剧烈时，其溶蚀体积多倍于周围晶粒(图5b)。纹层状云(灰)质泥岩相黏土矿物晶间孔隙最为发育，多为片状伊利石晶间孔，孔隙呈片状或不规则状，通常在数百纳米级(图5c)；碎屑矿物中的火山碎屑也常见沸石类矿物溶蚀孔及层状火山凝灰溶孔，其尺寸一般可达微米级(图5d)；白云石、方解石晶间孔较为发育，但发育程度弱于纹层状泥质白云岩相。钙芒硝充填纹层状云质泥岩相主要发育黏土矿物晶间孔、白云石晶间孔，但由于钙芒硝的次生充填，基质孔隙被堵塞，偶有裂缝发育(图5e，f)。

图5 江汉盆地潜江凹陷盐间潜江组页岩不同岩相主要的孔隙类型Fig.5 Main pore types of different lithofacies of inter-salt shale in Qianjiang Formation, Qianjiang Sag, Jianghan Basin

总之，纹层状泥质白云岩相层理缝最为发育，其白云石晶间孔、晶间溶孔尺寸多在微米级以上，连通性好，可见油膜覆盖；纹层状云(灰)质泥岩相次之，以数百纳米的黏土矿物晶间孔为主；钙芒硝充填纹层状云质泥岩相，与纹层状云质泥岩相孔隙类型一样，差异在于基质孔隙堵塞，可将此岩相视为纹层状云质泥岩相中储集条件较差的一种。

4 不同岩相与孔缝发育的关系

4.1 全孔径分布特征(高压压汞—低温液氮吸附)

页岩油气储层孔隙尺寸的分类通常采用IUPAC(国际理论与应用化学协会)孔隙分类方法[26]。气体吸附法与压汞法均可以测得页岩油气储层孔隙大小分布，可有效地反映储层样品的非均质性。气体吸附法可以有效反映页岩油气储层中微—介孔的分布，压汞法可以反映页岩油气储层中宏孔的信息。针对两种方法的优缺点，微孔(0～2 nm)、介孔(2～50 nm)采用吸附数据，宏孔(>50 nm)则采用压汞数据，其测试分析过程参照《页岩全孔径分布的测定 压汞—吸附联合法：NB/T 14008—2015》。同时基于前人对不同岩性孔径分布的研究[27]以及扫描电镜下观察到的孔、缝尺寸，在IUPAC孔隙分类方法基础上，再将宏孔划分为50～100 nm、100～500 nm及>500 nm三段，以便于展现不同岩相孔隙演化规律。

结合上述扫描电镜等所定性观察到的不同岩相主要孔隙类型可知，钙芒硝充填纹层状云质泥岩相由于基质孔隙堵塞，仅剩部分未充填黏土矿物晶间孔，孔径分布呈单峰型，介孔比例可达85%(图6a)。纹层状云质泥岩相孔径分布呈双峰型，主要发育介孔，比例约为55%，主要由黏土矿物晶间孔、火山灰溶蚀孔贡献；宏孔大于500 nm段比例达20%以上，主要由白云石晶间孔、部分层理缝贡献(图6b)。纹层状灰质泥岩相孔径分布呈双峰型，主要发育微—介孔，比例达50%以上，其中介孔、宏孔50～100 nm段比例相对较高，主要由黏土矿物晶间孔、方解石晶间孔贡献(图6c)。纹层状泥质白云岩相孔径分布呈单峰型，主要发育宏孔(>50 nm)，比例可达90%以上，且主要集中于100～500 nm段，主要由白云石晶间孔、溶蚀孔贡献；宏孔大于500 nm段有一定比例，约为30%，主要为极其发育的层理缝所贡献(图6d)。

因此，随着岩相的变化(钙芒硝充填纹层状云质泥岩相—纹层状云、灰质泥岩相—纹层状泥质白云岩相)，所发育孔隙尺寸由小变大，孔隙结构由“以介孔为主”转变为“以宏孔为主”，且宏孔100～500 nm段比例逐渐变大。其中纹层状泥质白云岩相孔隙结构以宏孔为主，孔径最大，为最优岩相。

4.2 微米CT三维表征

CT扫描三维重构可以有效地研究页岩油气储层内部的结构[28-34]，并可通过三维数据体得到很好的展示。在数字岩心技术的基础上，可以求得孔径分布、孔喉分布及其计算孔隙度等参数。同时潜江组页岩油储层微裂缝发育，岩心碎裂化严重，柱塞难以钻取，常规物性测试误差大，三维重构及其计算结果可以作为很好的补充和参考。由此，在上述定量表征的基础上，将上述主要岩相系列进行CT三维表征。实验所用的CT设备为美国通用电气公司(GE)生产的纳米焦点CT。该设备最大管电压为180 kV，能够分析的样品直径最大约为2.5 cm。样品为1 mm左右时最小的体元像素尺寸(分辨率)为0.5 μm。针对研究区不同岩相层理缝发育且泥质含量较高、CT圆柱取心困难，同时考虑页岩油储层所需要的研究尺度，本次岩石样品采用2 mm圆柱样，像素分辨率为1 μm。

由微米CT三维重构及计算结果(表1、图7)可知，CT 计算孔隙度与岩性密切相关，纹层状泥质白云岩相孔隙度最大，可达13.3%；纹层状灰质泥岩相与纹层状云质泥岩相相差不大，为3.5%左右；钙芒硝充填纹层状云质泥岩相最小，仅3.2%。纹层状泥质白云岩相主体孔隙直径100～400 μm、主体孔喉直径1～4 μm，平均孔喉长度为8.49 μm，三维重构体上显示为孔隙发育密集，喉道连通性最优(连通的喉道最多)，为最佳岩相(图7a-b)；纹层状灰质泥岩相与纹层状云质泥岩相次之，主体孔隙直径4～40 μm、主体孔喉直径0.8～4 μm，孔隙分布呈层状，喉道连通性较好(图7c-f)；钙芒硝充填纹层状云质泥岩相对最差，主体孔隙直径4～20 μm、主体孔喉直径0.8～2 μm，三维重构体显示孔隙分布较为孤立，孔隙连通性差(连通的喉道零星分布)(图7g-h)。

由此，盐间页岩油储层孔隙发育主要受岩性、岩相控制，钙芒硝纹层状云质泥岩相—纹层状云、灰质泥岩相—纹层状泥质白云岩相孔隙发育程度依次增强。纹层状泥质白云岩相孔隙发育密集，孔径最大，喉道连通性最优。

图6 江汉盆地潜江凹陷盐间潜江组页岩不同岩相全孔径分布特征宏孔(直径大于50 nm)为压汞法；微孔—介孔(0～50 nm)为吸附法Fig.6 Pore diameter distribution characteristics of different lithofacies of inter-salt shale in Qianjiang Formation, Qianjiang Sag, Jianghan Basin

表1 江汉盆地潜江凹陷W99井韵律不同岩相微米CT分析计算结果

图7 江汉盆地潜江凹陷W99井韵律不同岩相微米CT三维重构图Fig.7 3D reconstruction of different lithofacies with micro CT from rhythm in well W99, Qianjiang Sag, Jianghan Basin

5 不同岩相与含油性的关系

国内外学者基于热解实验的普遍性及可操作性，通常以热解参数S1来代替游离烃含量以进行页岩含油潜力分析[35-40]。LOPATIN[35]、JARVIE[36]提出以含油饱和指数(OSI)(S1与TOC的比值)以表征页岩含油潜力的大小，现已被国内外学者广泛采用。若页岩油层段OSI值大于100 mg/g时，则认为出现油跨越，可被认定为页岩油的有利段[39]。

潜江组盐间页岩油纵向上来看(图2),由上至下四类岩相均存在一定的油跨越现象。盐间地层整体含油性好。基于上述微观储集特征可知，上部纹层状泥质白云岩相岩性均一，孔隙中宏孔发育，孔隙连通性最佳，含油性更加稳定(S1值最高，可达26.0mg/g)；纹层状云、灰质泥岩相次之；底部钙芒硝充填纹层状云质泥岩相最差，稳定性不佳，呈尖刺状。

总之，潜江组页岩油储层孔隙发育类似于常规油藏，主要受岩性、岩相控制，并决定其储集物性，纹层状结构具有积极的作用。纹层状泥质白云岩相孔隙最为发育，以宏孔为主，孔隙连通性最优，含油性最佳，为盐间页岩油储层中的优势岩相；同时其可压性矿物——白云石含量最高，可作为盐间页岩油勘探中的“甜点”。

6 结论

(1)潜江组盐间页岩油储层主要的矿物成分为碳酸盐类、碎屑矿物及硫酸盐矿物，其岩相主要有纹层状泥质白云岩相、纹层状云质泥岩相、纹层状灰质泥岩相和钙芒硝充填纹层状云质泥岩相。

(2)潜江组盐间地层中裂缝(层理缝)在不同岩相中均有发育。主要孔隙类型有白云石晶间孔、白云石晶间溶蚀孔、黏土矿物晶间孔等，其中纹层状泥质白云岩晶间孔、晶间溶孔最为发育，孔隙尺寸最大。

(3)随着岩相的变化(钙芒硝充填纹层状云质泥岩相—纹层状云、灰质泥岩相—纹层状泥质白云岩相)，所发育孔隙尺寸由小变大，孔隙结构由“以介孔为主”转变为“以宏孔为主”，且宏孔100～500 nm段所占比例逐渐变大。结合三维重构可知，盐间页岩油储层孔隙发育主要受岩性、岩相控制，钙芒硝纹层状云质泥岩相—纹层状云、灰质泥岩相—纹层状泥质白云岩相孔隙发育程度依次增强。

(4)纹层状泥质白云岩相孔隙最为发育，且以宏孔为主，孔隙连通性最优，含油性最佳，为盐间页岩油储层中的优势岩相，同时可压性矿物——白云石含量最高，为盐间页岩油最有利的勘探目标。