临兴区块上古生界煤系页岩孔隙结构多尺度定性–定量综合表征

刘 成，丁万贵，张 健，陈 鑫，吴 鹏，柳雪青，李洋冰，马立涛，胡维强，孔 为，李 勇

临兴区块上古生界煤系页岩孔隙结构多尺度定性–定量综合表征

刘 成1,2，丁万贵3，张 健4，陈 鑫1,2，吴 鹏3，柳雪青1,2，李洋冰1,2，马立涛1,2，胡维强1,2，孔 为1,2，李 勇5

(1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2. 中海油能源发展股份有限公司非常规勘探开发重点实验室，天津 300452；3. 中联煤层气股份有限公司，北京 100011；4. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；5. 中国矿业大学(北京) 地球科学与测绘工程学院，北京 100083)

为了揭示鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩微观孔隙结构特征及其主控因素，丰富对该区块海陆过渡相煤系页岩孔隙发育特征与孔隙结构的认识，对临兴地区页岩进行扫描电镜、高压压汞和液氮吸附分析以表征微观孔隙结构特征，同时结合孔隙率、TOC含量、岩石矿物含量、黏土相对含量、有机质成熟度测试结果对页岩孔隙结构发育主控因素进行研究。结果表明：研究区页岩发育粒内孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂缝，有机质内部偶见孔隙、可见微裂隙，与矿物伴生时周边发育微裂隙；页岩总孔容介于0.001 46～0.010 81 mL/g，介孔占比81.9%，比表面积介于0.35～ 3.65 m2/g，孔径分布以单峰型为主，分布范围主要在200 nm以内，主峰孔径在45 nm左右，本溪组、太原组页岩孔隙连通性优于山西组，太原组宏孔占比优于本溪组、山西组；页岩总有机碳含量对页岩孔隙发育的影响复杂，对宏孔发育具有一定的积极作用，脆性矿物含量对总孔、介孔发育有积极作用，黏土矿物含量对总孔和介孔发育起消极作用，其中，脆性矿物和黏土矿物通过影响介孔的发育来控制页岩中孔隙的发育程度。基于页岩孔隙结构多尺度定性–定量表征及其控制因素研究对临兴区块海陆过渡相页岩气资源量评价、甜点优选与开发具有重要指导意义，丰富了对海陆过渡相页岩储层的地质认识。

页岩；孔隙结构；孔径分布；压汞；液氮吸附；临兴区块

中国的页岩气资源潜力巨大，探明页岩气可采储量近2万亿m3[1]。学者们对南方海相页岩开展了地质和开发条件评价研究[2-6]，其中四川盆地及其周缘五峰组–龙马溪组已实现经济开采[7]，近年来，业界逐渐关注海陆过渡相和陆相泥页岩的天然气资源[8-11]，探井中发现页岩气显示[7]。戴金星等[12]研究指出鄂尔多斯盆地石炭–二叠系煤系泥页岩气藏是促进中国天然气发展再上新台阶的新领域，估算认为鄂尔多斯盆地煤系泥页岩气资源量为7万亿m3。

页岩作为页岩气资源评价的重要储层，广泛发育纳米级孔隙，其孔隙结构类型及发育特征影响泥页岩储层的储集性能，是页岩气资源潜力评价的重要参数。在孔隙结构表征方面，通常从定性和定量两个方面进行评价，利用多种方法对储集层进行孔隙结构的多尺度表征，研究手段主要基于高分辨率扫描电镜，结合氩离子抛光、纳米CT扫描、聚焦离子束，对页岩孔隙形貌、孔隙类型进行描述，或通过高压压汞、低温液氮吸附、二氧化碳吸附测试定量表征页岩孔径分布情况[13]。

近年来，许多学者基于场发射扫描电镜等观察孔隙形貌特征来识别海陆过渡相页岩多种孔隙类型[10,14-16]。采用高压压汞、低温液氮吸附和二氧化碳吸附等手段对页岩孔隙结构进行定量表征已经成为常用方法。前人[2,8,14-15]采用上述手段分别对上扬子海相龙马溪组页岩、鄂尔多斯盆地东北部临兴–神府地区山西组页岩、黔北地区龙潭组海陆过渡相泥页岩、柴达木盆地东缘上石炭统海陆过渡相页岩进行孔隙结构表征。

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东缘，是非常规天然气勘探开发的热点区域，发育石炭–二叠系海陆过渡相地层本溪组、太原组、山西组[17]，该套地层泥页岩常作为气源岩[18]，为页岩气资源勘探开发的重点层位。对该套泥页岩储层孔隙结构进行综合研究将为后期页岩气资源量评价、甜点优选与开发提供重要参考。

笔者以临兴区块晚古生代本溪组–太原组–山西组煤系泥页岩为研究对象，通过场发射扫描电子显微镜(含氩离子抛光)、高压压汞、低温液氮吸附等测试手段，结合各自实验测试优势孔径段，对页岩形貌产状特征进行定性–半定量描述，对孔隙大小分布进行全尺度定量化测定，讨论孔隙发育特征的控制因素，以期为研究区页岩气层优选提供参考。

1 样品采集与实验方法

1.1 样品采集

页岩样品来自鄂尔多斯盆地东缘临兴区块上古生界上石炭统本溪组、下二叠统太原组、山西组。研究区构造位置为伊陕斜坡和晋西挠褶带的过渡带，总体为单斜构造，致密砂岩、泥岩、煤互层发育，区域内发育稳定，自东向西地层埋深逐渐加大，山西组–太原组–本溪组为主要含煤地层，主要发育于海陆过渡相的沉积环境，泥页岩储层发育(图1)。分别在本溪组、太原组和山西组采样分析，首先开展孔隙率、TOC含量、全岩X衍射和黏土矿物含量分析、有机质成熟度等基础测试分析。相关实验均按国家标准开展，结果见表1。实验样品孔隙率介于0.4%～2.9%，平均为1.9%，镜质体随机反射率ran介于0.92%～1.10%，平均为1.04%，已经达到成熟阶段，有机碳质量分数介于1.68%～4.47%，平均为2.90%，有机质丰度高。

图1 区域构造与岩性柱状图

表1 样品信息

1.2 实验方法

本次研究为获得不同尺度孔隙的分布特征，采用高压压汞实验、低温液氮吸附实验对煤系页岩中不同尺度的孔隙进行测试，采用场发射扫描电镜进行微观孔隙特征观察，采用衍射仪对页岩黏土矿物类型及含量进行测试，各项实验均在中海油能源发展股份有限公司非常规实验中心进行。

1.2.1 高压压汞实验

本次实验采用AutoPore Ⅳ 9500全自动压汞仪，最大压力228 MPa，孔径测量范围5 nm～ 1 000 μm。基于Washburn公式测定不同压力下注入煤孔隙中的汞体积，得到汞压力与注入汞体积之间的关系曲线，再由曲线分析获得相关孔隙数据。

1.2.2 低温液氮吸附实验

低温液氮吸附实验使用ASAP2460全自动比表面积及孔径分析仪开展样品测试分析，样品在–195.8℃液氮浴中进行。氮分子能量降低，在范德华力作用下被固体表面吸附，达到动态平衡，比表面积测试范围在0.01 m2/g以上，孔径测试范围在0.35～500 nm。

1.2.3 场发射扫描电镜实验

页岩样品制备时，采用Ilion 697对页岩样品进行氩离子抛光，抛光时间2 h左右，样品抛光面喷涂很薄的金层或碳层，以增加页岩表面的导电性。处理后的页岩样品采用FEI Quanta FEG450型场发射扫描电镜观察孔隙特征，可观察的最小孔径为2 nm，选择二次电子探头和背散射电子探头相结合，二次电子探头主要负责观察矿物形态，背散射电子探头主要负责观察孔隙。

1.2.4 X衍射实验

采用D/max-2600型X射线衍射仪进行页岩样品黏土矿物类型及相对含量测试。首先清洗样品，将清洗并干燥后的样品粉碎至粒径小于1 mm；粉碎后的样品用蒸馏水浸泡12 h，期间进行不定时搅拌，黏土悬浮后，每8 h用虹吸管吸取一次粒径小于2 μm的悬浮液，虹吸4次后将抽出的黏土悬浮液沉淀2～3 d，去掉上部清液，剩余液体进行离心；将离心后的黏土加蒸馏水调配成悬浮液，用移液管吸取悬浮液滴于载玻片上，将载玻片放于水平玻璃板上在无尘的环境下自然风干后上机分析。

2 实验结果与分析讨论

2.1 孔隙形貌定性－半定量观测

2.1.1 孔隙形貌特征

氩离子抛光–场发射扫描电镜实验发现，样品中有机质较为发育，呈块状、条带状、浸染状、不规则状填充于孔隙或顺层分布于裂隙中，有机质内部偶见孔隙(图2a、图2b)，局部发育纳米级孔(图2c)，孔径分布介于7～833 nm，呈泡状、多角形状，可见微裂隙，块状有机质包裹黄铁矿和碎屑矿物，或与黄铁矿等伴生，有机质内部孔隙整体不发育，但周边发育微裂隙(图2b、图2d)，容易形成连通的孔隙网络，且有机质存在较强的吸附性，使得沿有机质分布的孔裂隙成为页岩气重要的储集空间。太原组、本溪组有机质孔裂隙发育程度要优于山西组(图2a—图2d，表2)。

样品中碎屑矿物溶蚀孔隙发育，呈楔状、凹坑状、多角形状、蜂窝状等多种形态(图2e—图2f，表2)，有的呈分散状分布于基质中，有的与裂隙连通，有的长石发生溶蚀后形成粒内孔隙，纳米级孔隙发育，孔隙排列一般没有明显规律(图2f)，镜下还可见黏土矿物集合体充填孔隙(图2g)，溶蚀孔孔径介于9 nm～3 μm(多大于200 nm)，主要分布于50 nm以内(图2h)。山西组、太原组溶蚀孔较为发育，本溪组溶蚀孔少见。

样品粒内孔隙发育，主要包括矿物粒内孔(含粒内微裂缝和溶蚀粒内孔)、黏土矿物晶间孔、黏土矿物层间缝(图2e、图2g—图2k，表2)，呈拉长形、多角形状、蜂窝状和凹坑状，孔径介于9～767 nm。黄铁矿粒内孔多成蜂窝状分布，各个孔隙彼此独立，因黄铁矿多与有机质伴生，因此此类孔隙可作为页岩气的储集空间。黏土矿物晶间孔孔隙形态不规则，孔隙之间具有一定的连通性，且黏土矿物与有机质混生(图2k)，黏土矿物晶间孔、层间缝是良好的储集空间和气体微观渗流通道，孔隙发育程度和连通性取决于黏土矿物集合形态，在山西组–太原组–本溪组各个层段均较为发育。

另外，样品粒间孔也较为发育，主要发育于矿物颗粒接触处(图2g、图2l)、有机质边缘(图2b、图2f、图2i)，孔隙形态呈近圆形、多角形、拉长形，多数为原生孔隙，分布较为分散，排列一般无规律，粒间孔孔径介于17～671 nm。孔隙之间具有一定的连通性，为天然气流动提供了微观运移通道，提高了储层渗流能力。

除孔隙发育外，微裂缝较为发育，常见于矿物颗粒边缘(图2b、图2d、图2g)、颗粒内部(图2f、图2j、图2k、图2l)、有机质内部(图2f)，呈锯齿状、片状、弯曲状、X形、Y形，裂缝延伸良好，裂隙宽度主要介于10～500 nm，长度为微米级。微裂缝是页岩气重要的渗流通道，是连接微裂缝与宏观裂缝的桥梁。裂缝的发育程度是评价储层优劣的重要指标之一。扫描电镜观察表明，样品中裂缝形态多样，裂缝延伸长度很少横跨整个切片表面，该类微裂缝的发育使储层可压裂性好，能够形成裂缝网络，既能成为天然气的储集空间，也能增加储层的渗透性。

(a) 太原组，有机质和黄铁矿伴生，发育较多有机质孔；(b) 本溪组，偶见有机质内部发育少量微孔隙；(c) 本溪组，发育有机质孔；(d) 山西组，块状有机质包裹黄铁矿(Pr)和碎屑矿物，周边发育微裂隙；(e) 太原组，偶见团块状有机质和闪锌矿(Sp)伴生，有机质孔较发育；(f) 太原组，块状有机质内部孔隙不发育，见少量碎屑矿物溶蚀孔隙；(g) 山西组，钠长石(Ab)等颗粒溶蚀形成粒内孔隙，高岭石(K)等黏土矿物发育晶间孔隙；(h) 山西组，碎屑矿物溶蚀孔隙部分被黏土矿物充填；(i) 山西组，黏土矿物发育晶间孔；(j) 山西组，有机质包裹闪锌矿(Sp)，发育少量晶间孔；(k) 山西组，有机质与黏土矿物混生；(l) 山西组，有机质包裹粒状黄铁矿，黄铁矿部分碎裂；(m) 图d对应点黄铁矿能谱图；(n) 图e对应点闪锌矿能谱图

表2 孔隙类型发育特征及图像分析结果

2.1.2 与南方海相页岩比对

以南方海相五峰组–龙马溪组、牛蹄塘组、荷塘组为比对研究对象。多数学者研究表明，南方海相页岩有机孔发育[2,5,19-25]，五峰组–龙马溪组有机质纳米孔发育，形貌多样，孔径多数小于100 nm；牛蹄塘组页岩和荷塘组页岩有机质孔较为发育，多为纳米级孔隙，孔径分布于300 nm以内，但部分有机质内孔隙发育。相较于海相页岩，临兴区块本溪组–太原组–山西组页岩有机质孔隙发育程度低，孔径较大。

与研究区较为类似，南方海相页岩溶蚀孔隙较为发育[2,5,19-21,23,25]，主要分布于脆性矿物和部分黏土矿物内，纳米级、微米级孔隙均有发育；粒内孔多发育于黏土矿物、黄铁矿集合体和部分脆性矿物内[2,5,20-21,23]，含碎屑矿物内部溶蚀孔隙，多数为纳米级孔隙，黄铁矿集合体和部分脆性矿物粒内孔隙彼此独立性较强；粒间孔发育于矿物颗粒接触处、有机质与矿物颗粒接触的周缘，孔径或孔隙宽度多为纳米级[2,5,19,23,25]；微裂缝发育于矿物颗粒内部、碎屑颗粒边缘、有机质内部和黏土层间缝[2,5,19-21]，缝宽几十纳米至数百纳米不等，长度多为微米级。

2.2 页岩孔隙定量表征

通过场发射扫描电镜观察，海陆过渡相山西组–本溪组页岩储层孔隙类型多样，孔隙网络复杂，呈现出多种孔隙类型组合的特征。考虑到电镜观察范围的局限性，仅能定性–定量表征孔隙，在扫描电镜研究的基础上，利用高压压汞、低温液氮吸附实验，实现对页岩孔径多尺度表征。

页岩孔隙结构复杂，孔径分布范围较广，页岩孔径划分方案较多。霍多特提出将煤孔隙系统划分为4类：微孔(<10 nm)、小孔(10～100 nm)、中孔(100～1000 nm)及大孔(＞1000 nm)[26]；IUPAC提出将多孔介质孔隙划分为3类：微孔(<2 nm)、介孔(2～50 nm)和宏孔(>50 nm)[27]；R. G. Loucks等[28]依据北美Barnett页岩储层研究，将页岩孔隙划分为2类：纳米孔(<0.75 μm)、微米孔(>0.75 μm)；卢双防等[29]将页岩油储层孔隙分为4类：微孔喉(<25 nm)、小孔喉(25～100 nm)、中孔喉(100～1000 nm)、大孔喉(>1 000 nm)。页岩以纳米级孔隙为主，IUPAC提出的孔隙划分方案对于定量评价页岩的孔径分布适用性较好，目前在海相、陆相和海陆过渡相页岩储层孔隙分类评价中被广泛采用[2,8,11,30-32]。

2.2.1 高压压汞测试分析

高压压汞实验显示，不同页岩样品进汞–退汞曲线形成回滞曲线(图3)。根据滞后环宽度以及进/退汞体积差不同，对样品的孔隙特征进行分析，将样品孔隙大致分为3种类型。

图3 样品进退汞曲线类型

Ⅰ类孔隙以9、11号样品为代表，均位于太原组，进汞量大，进汞饱和度介于71.3%～72.0%，平均为71.6%，进汞–退汞曲线滞后环较小，进退汞体积差较大，进汞曲线呈现出近“S”形，退汞曲线呈逐渐下降趋势，退汞效率介于27.2%～29.9%，平均为28.6%，表明孔隙中发育开放孔、半开放孔，孔隙分布特征表现为单峰态，孔隙连通性好。

Ⅱ类孔隙以7、16、17和18号样品为代表，7号位于太原组，16、17和18号位于本溪组，进汞量一般，进汞饱和度介于54.2%～71.1%，平均为58.9%，进汞–退汞曲线滞后环较小，进退汞体积差较大，进汞曲线呈现出近“S”形、反“S”形叠置的现象，退汞曲线呈逐渐下降趋势，退汞效率介于31.5%～35.0%，平均为33.1%，表明发育一定的半开放孔，孔隙分布存在多峰现象，孔隙连通性较好。

Ⅲ类孔隙以1、2、4号样品为代表，均位于山西组，进汞量大，进汞饱和度介于69.6%～70.9%，平均为70.2%，进汞–退汞曲线滞后环宽大，进退汞体积差较大，进汞曲线呈近“S”形，退汞曲线呈反近“S”形，退汞效率介于22.6%～23.9%，平均23.2%，退汞曲线中间段退汞速率快，排驱压力介于5.5～20.7 MPa，平均为13.3 MPa，表明孔隙中墨水瓶孔发育，多尺度孔径孔隙发育，孔隙结构复杂、连通性差。

高压压汞阶段进汞量与孔径分布曲线可以表征页岩介孔和宏孔的分布情况(图4)，不同孔径阶段进汞量分布图呈单峰或双峰状态，孔径分布集中在4～300 nm，主峰分布于10～40 nm，孔隙喉道峰值均表现为以介孔为主的“单峰型”和“双峰型”特征，“双峰型”包括16、17、18号样品，其余样品为“单峰型”。

图4 压汞实验孔径分布

高压压汞测试结果表明(表3)，宏孔孔容大小依次为太原组>山西组>本溪组。

2.2.2 低温液氮吸附测试分析

依据页岩样品的相对压力和氮气吸附–脱附量绘制等温线，判断其孔隙结构特征，根据BET法计算样品比表面积，采用BJH法计算样品孔径分布。

本溪组–太原组–山西组各页岩样品低温氮吸附–脱附曲线略有差别(图5)。吸附曲线整体呈近反“S”形，根据等温吸附线的BET分类，曲线形态为Ⅱ型吸附类型，曲线形态前段略向上凸，为单分子层吸附向多分子层吸附过渡阶段，中段平缓上升，为多分子层吸附阶段，后段急剧上升，相对压力接近1时，样品仍未达到饱和吸附状态，表明样品在吸附过程中发生了毛细孔凝聚现象，含有一定量的大孔隙。

表3 本溪组–太原组–山西组页岩孔隙结构参数

图5 页岩的低温氮气吸附–解吸等温线

样品吸附曲线与脱附曲线在较高相对压力阶段(/0>0.4)不重合，形成滞后回线。根据IUPAC推荐分类，吸附回线可分为4类。根据曲线特征，本溪组–太原组–山西组页岩脱附曲线特征接近于H3型，兼有H4型曲线特征，呈现出多种孔隙形态叠加的特征。前人研究[3,19-20]认为，因毛细管凝聚现象的存在，开放孔能产生滞后回线，半开放孔不能产生滞后回线，另一种特殊形态–墨水瓶孔能产生滞后回线，且脱附曲线存在一个急剧下降的拐点。从滞后回线来看，各样品在相对压力0.4～0.5范围内均存在拐点，表明墨水瓶孔在样品中发育较普遍，随着埋深增加，曲线整体呈现出滞后环逐渐变小、脱附曲线拐点下降幅度变小的趋势，表明开放孔(平行壁狭缝状、无定型)、半开放孔(楔形、板状、圆锥)发育程度增加，墨水瓶孔发育程度下降。

据BET法计算比表面积(表3)可知，页岩样品比表面积大小依次为本溪组>山西组>太原组。

据BJH法计算孔径，结果表明，平均孔径大小依次为山西组>太原组>本溪组。页岩中孔隙形态多样，形状不规则，孔隙大小各不相同，可通过不同孔径的孔隙体积分布进行表征。图6为BJH法计算得到的孔径分布图，不同压力阶段孔容分布存在4个峰：1 nm左右、8～10 nm、28～50 nm和107～115 nm，主峰为28～50 nm，表明该孔径范围内孔隙体积占比最大。比较压汞法测试与液氮吸附法测试结果可知，孔径分布存在较大范围的重叠。

图6 液氮吸附BJH模型孔径分布

从微孔孔容、介孔孔容分布来看(表3)，山西组、太原组、本溪组页岩中孔隙孔容差异不大，孔隙分布以介孔为主。

2.2.3 全尺度孔径分布联合表征

高压压汞和低温氮吸附两种手段对微米级孔隙、纳米级孔隙可进行多尺度、较全面的定量表征，但因两种手段计算方法不同，定量表征结果存在叠加现象，对两种方法表征孔隙分布的最优结果进行叠加分析，宏孔(孔径大于50 nm)孔隙参数测试采用高压压汞实验手段，介孔(2～50 nm)与微孔(<2 nm)孔隙参数测试采用低温液氮吸附实验手段。联合高压压汞、液氮吸附手段多尺度孔隙表征分布(图7)表明，孔径分布以单峰型为主，主峰孔径在45 nm左右，孔径分布在200 nm以内，层位越深，孔径分布范围越小。从3种孔隙类型来看，介孔对孔容的贡献最大，占比可达81.9%，微孔对孔容贡献最小(表3)。由此可见，介孔是页岩中气体赋存的主要场所。

2.3 孔隙发育主控因素

前人研究表明[2,8,19]，页岩孔隙结构发育情况与总有机碳含量(TOC)、脆性矿物含量、黏土矿物含量及类型密切相关。总有机碳含量与页岩孔隙率关系相对复杂(图8a)，二者线性相关性系数低，脆性矿物发育对页岩孔隙率起到了贡献作用，这与脆性矿物发育粒间孔、晶间孔、溶蚀孔相关，黏土矿物与孔隙率呈负相关性，这与黏土矿物充填大孔隙或裂缝导致孔隙体积下降有关。

图7 压汞–液氮吸附手段联合表征孔径的多尺度分布

图8 页岩不同尺度孔隙发育程度与主控因素相关关系

海相页岩有机质孔发育，孔隙发育程度与总有机碳含量往往呈正相关关系[33]。然而，研究区本溪组–太原组–山西组海陆过渡相页岩成熟度较低，镜质体随机反射率ran介于0.92%～1.10%(表1)，孔隙类型多样，导致总有机碳含量与孔容的相关性相对复杂，与海相页岩不同。页岩的总孔容与总有机碳含量呈一定的正相关关系(图8b)，与介孔、微孔相关性不明显，这与页岩中有机质孔隙发育程度低、微裂缝发育以及有机质周边裂缝发育的情况一致(图2b、图2d)。

不同的矿物类型对孔隙发育的控制作用各异，脆性矿物与黏土矿物作为页岩中主要的矿物成分，对孔隙发育具有不同的影响。脆性矿物对孔裂隙的形成具有建设作用，能够促进孔隙发育。脆性矿物含量与总孔容、介孔孔容呈线性正相关关系(图8c)，与微孔、宏孔无相关性，这与脆性矿物中发育粒内孔隙、粒间孔隙发育相关，脆性矿物对宏孔或裂缝的形成没有明显的贡献，这与扫描电镜下观察的裂缝发育情况一致。

黏土矿物含量越高，总孔容越小，黏土矿物含量与介孔呈线性负相关关系(图8d)。然而，不同的黏土矿物组分对孔隙发育影响各异。从黏土矿物类型及含量来看，岩石中发育伊/蒙混层，未见绿/蒙混层，成岩过程中只发生了伊利石化，在此过程中往往促进了长石溶解，形成孔隙。黏土矿物对孔隙的充填作用又导致了孔隙体积下降(图2g)。因此，黏土矿物种类不同，对孔隙体积的影响复杂。

3 结论

a. 临兴区块页岩中发育粒内孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂缝，有机质较为发育，有机质内部偶见孔隙、可见微裂隙，与矿物伴生时周边发育微裂隙，孔隙类型复杂，孔裂隙形态多样。山西组、太原组溶蚀孔较为发育，本溪组溶蚀孔少见。

b. 研究区页岩样品的总孔容介于1.46×10–3～ 10.81×10–3mL/g，介孔占比81.9%，是页岩中气体赋存的主要场所，比表面积介于0.35～3.65 m2/g，页岩微观孔隙呈现出多种孔隙形态叠加的特征，随着埋深增加，开放孔、半开放孔发育程度增加，墨水瓶孔发育程度下降，孔径分布以单峰型为主，主峰孔径在45 nm左右，孔径主要分布范围在200 nm以内，层位越深，孔径分布范围越小。本溪组、太原组页岩孔隙连通性优于山西组，太原组宏孔占比优于本溪组、山西组。

c. 对不同尺度孔隙发育主控因素进行分析可知，总有机碳含量对页岩孔隙发育的影响复杂，脆性矿物含量对页岩的总孔容、介孔发育有积极作用，黏土矿物含量对孔隙发育的影响复杂，对介孔发育起消极作用。脆性矿物和黏土矿物主要通过影响介孔的发育来影响页岩中孔隙的发育程度。

[1] 邹才能，赵群，丛连铸，等. 中国页岩气的开发进展、开发潜力及发展前景[J]. 天然气工业，2021，41(1)：1–14.

ZOU Caineng，ZHAO Qun，CONG Lianzhu，et al. Development progress，potential and prospect of shale gas in China[J]. Natural Gas Industry，2021，41(1)：1–14.

[2] 朱炎铭，王阳，陈尚斌，等. 页岩储层孔隙结构多尺度定性–定量综合表征：以上扬子海相龙马溪组为例[J]. 地学前缘，2016，23(1)：154–163.

ZHU Yanming，WANG Yang，CHEN Shangbin，et al. Qualitative–quantitative multiscale characterization of pore structures in shale reservoirs：A case study of Longmaxi Formation in the Upper Yangtze area[J]. Earth Science Frontiers，2016，23(1)：154–163.

[3] 陈尚斌，朱炎铭，王红岩，等. 川南龙马溪组页岩气储层纳米孔隙结构特征及其成藏意义[J]. 煤炭学报，2012，37(3)：438–444.

CHEN Shangbin，ZHU Yanming，WANG Hongyan，et al. Structure characteristics and accumulation significance of nanopores in Longmaxi shale gas reservoir in the southern Sichuan Basin[J]. Journal of China Coal Society，2012，37(3)：438–444.

[4] 陈尚斌，夏筱红，秦勇，等. 川南富集区龙马溪组页岩气储层孔隙结构分类[J]. 煤炭学报，2013，38(5)：760–765.

CHEN Shangbin，XIA Xiaohong，QIN Yong，et al. Classification of pore structures in shale gas reservoir at the Longmaxi Formation in the south of Sichuan Basin[J]. Journal of China Coal Society，2013，38(5)：760–765.

[5] 赵迪斐. 川东下古生界五峰组–龙马溪组页岩储层孔隙结构精细表征[D]. 徐州：中国矿业大学，2020.

ZHAO Difei. Quantitative characterization of pore structure of shale reservoirs in the Lower Paleozoic Wufeng–Longmaxi Formation of the east Sichuan area[D]. Xuzhou：China University of Mining & Technology，2020.

[6] 付常青，朱炎铭，陈尚斌，等. 渝东北地区WX2井页岩气赋存特征及其勘探指示意义[J]. 高校地质学报，2016，22(4)：679–689.

FU Changqing，ZHU Yanming，CHEN Shangbin，et al. Shale gas occurrence characteristics and exploration significance of WX2 well in the northeast Chongqing[J]. Geological Journal of China Universities，2016，22(4)：679–689.

[7] 戴金星，董大忠，倪云燕，等. 中国页岩气地质和地球化学研究的若干问题[J]. 天然气地球科学，2020，31(6)：745–760.

DAI Jinxing，DONG Dazhong，NI Yunyan，et al. Some essential geological and geochemical issues about shale gas research in China[J]. Natural Gas Geoscience，2020，31(6)：745–760.

[8] 薛纯琦，吴建光，钟建华，等. 海陆交互相与陆相页岩储层差异性特征：以鄂尔多斯盆地东北部临兴—神府工区山西组为例[J]. 中南大学学报(自然科学版)，2020，51(4)：998–1011.

XUE Chunqi，WU Jianguang，ZHONG Jianhua，et al. Characteristics of reservoir variability of transitional and continental shale，Shanxi Formation，Linxing and Shenfu area，northeastern Ordos Basin[J]. Journal of Central South University(Science and Technology)，2020，51(4)：998–1011.

[9] WANG Weilin，DONG Li，TAN Chengqian，et al. Developmental characteristics and dominant factors of fractures in marine–continental transitional facies tight sandstone reservoirs in heavily deformed areas：A case study[J]. Arabian Journal of Geosciences，2020，13：473.

[10] GE Taoyuan，PAN Jienan，WANG Kai，et al. Heterogeneity of pore structure of Late Paleozoic transitional facies coal-bearing shale in the southern North China and its main controlling factors[J]. Marine and Petroleum Geology，2020，122：104710.

[11] 俞雨溪，罗晓容，雷裕红，等．陆相页岩孔隙结构特征研究：以鄂尔多斯盆地延长组页岩为例[J]. 天然气地球科学，2016，27(4)：716–726.

YU Yuxi，LUO Xiaorong，LEI Yuhong，et al. Characterization of lacustrine shale pore structure：An example from the Upper-Triassic Yanchang Formation，Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience，2016，27(4)：716–726.

[12] 戴金星，倪云燕，董大忠，等. “十四五”是中国天然气工业大发展期：对中国“十四五”天然气勘探开发的一些建议[J].天然气地球科学，2021，32(1)：1–16.

DAI Jinxing，NI Yunyan，DONG Dazhong，et al. 2021–2025 is a period of great development of China’s natural gas industry：Suggestions on the exploration and development of natural gas during the 14th Five-Year Plan in China[J]. Natural Gas Geoscience，2021，32(1)：1–16.

[13] 宋岩，李卓，姜振学，等. 非常规油气地质研究进展与发展趋势[J]. 石油勘探与开发，2017，44(4)：638–648.

SONG Yan，LI Zhuo，JIANG Zhenxue，et al. Progress and development trend of unconventional oil and gas geological research[J]. Petroleum Exploration and Development，2017，44(4)： 638–648.

[14] 邓恩德，易同生，颜智华，等. 海陆过渡相页岩气聚集条件及勘探潜力研究：以黔北地区金沙参1井龙潭组为例[J]. 中国矿业大学学报，2020，49(6)：1166–1181.

DENG Ende，YI Tongsheng，YAN Zhihua，et al. Accumulation condition and shale gas potential of the marine-terrestrial transitional facies：A case study of Jinshacan 1 well of Longtan Formation in northern Guizhou[J]. Journal of China University of Mining & Technology，2020，49(6)：1166–1181.

[15] 刘世明，唐书恒，霍婷，等. 柴达木盆地东缘上石炭统泥页岩孔隙结构及分形特征[J]. 天然气地球科学，2020，31(8)：1069–1081.

LIU Shiming，TANG Shuheng，HUO Ting，et al. Pore structure and fractal characteristics of the Upper Carboniferous shale，eastern Qaidam Basin[J]. Natural Gas Geoscience，2020，31(8)：1069–1081.

[16] 赵帮胜，李荣西，覃小丽，等. 鄂尔多斯盆地中部上古生界山西组页岩储层特征[J]. 沉积学报，2019，37(6)：1140–1151.

ZHAO Bangsheng，LI Rongxi，QIN Xiaoli，et al. Characteristics of shale reservoirs in the Upper Paleozoic Shanxi Formation，central Ordos Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica，2019，37(6)：1140–1151.

[17] 胡维强，李洋冰，陈鑫，等. 鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界天然气成因及来源[J]. 天然气地球科学，2020，31(1)：26–36.

HU Weiqiang，LI Yangbing，CHEN Xin，et al. Origin and source of natural gas in the Upper Paleozoic in Linxing area，Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience，2020，31(1)：26–36.

[18] 傅宁，杨树春，贺清，等．鄂尔多斯盆地东缘临兴–神府区块致密砂岩气高效成藏条件[J]. 石油学报，2016，37(增刊1)：111–121.

FU Ning，YANG Shuchun，HE Qing，et al. High-efficiency reservoir formation conditions of tight sandstone gas in Linxing-Shenfu blocks on the east margin of Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica，2016，37(Sup.1)：111–121.

[19] 杨峰，宁正福，孔德涛，等．高压压汞法和氮气吸附法分析页岩孔隙结构[J]. 天然气地球科学，2013，24(3)：450–455.

YANG Feng，NING Zhengfu，KONG Detao，et al. Pore structure of shales from high pressure mercury injection and nitrogen adsorption method[J]. Natural Gas Geoscience，2013，24(3)：450–455.

[20] 魏祥峰，刘若冰，张廷山，等．页岩气储层微观孔隙结构特征及发育控制因素：以川南–黔北XX地区龙马溪组为例[J]. 天然气地球科学，2013，24(5)：1048–1059.

WEI Xiangfeng，LIU Ruobing，ZHANG Tingshan，et al. Micro-pores structure characteristics and development control factors of shale gas reservoir：A case of Longmaxi Formation in XX area of southern Sichuan and northern Guizhou[J]. Natural Gas Geoscience，2013，24(5)：1048–1059.

[21] 邹才能，朱如凯，白斌，等．中国油气储层中纳米孔首次发现及其科学价值[J]. 岩石学报，2011，27(6)：1857–1864.

ZOU Caineng，ZHU Rukai，BAI Bin，et al. First discovery of nano-pore throat in oil and gas reservoir in China and its scientific value[J]. Acta Petrologica Sinica，2011，27(6)：1857–1864.

[22] 孙雷，高玉琼，潘毅，等．页岩纳米孔隙表面分形特征及其影响因素[J]. 西南石油大学学报(自然科学版)，2017，39(6)：85–91.

SUN Lei，GAO Yuqiong，PAN Yi，et al. Surface fractal characteristics and their influence on shale nanopores[J]. Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition)，2017，39(6)：85–91.

[23] 付常青，朱炎铭，陈尚斌．浙西荷塘组页岩孔隙结构及分形特征研究[J]. 中国矿业大学学报，2016，45(1)：77–86.

FU Changqing，ZHU Yanming，CHEN Shangbin. Pore structure and fractal features of Hetang Formation shale in western Zhejiang[J]. Journal of China University of Mining & Technology，2016，45(1)：77–86.

[24] 吴艳艳，高玉巧，陈云燕，等. 渝东南地区五峰–龙马溪组页岩气储层孔缝发育特征及其地质意义[J]. 油气藏评价与开发，2021，11(1)：62–71.

WU Yanyan，GAO Yuqiao，CHEN Yunyan，et al. Characteristics and geological significance of pore and fracture of shale gas reservoirs in Wufeng-Longmaxi Formation，southeastern Chongqing[J]. Reservoir Evaluation and Development，2021，11(1)：62–71.

[25] 马勇，钟宁宁，程礼军，等. 渝东南两套富有机质页岩的孔隙结构特征：来自FIB-SEM的新启示[J]. 石油实验地质，2015，37(1)：109–116.

MA Yong，ZHONG Ningning，CHENG Lijun，et al. Pore structure of two organic-rich shales in southeastern Chongqing area：Insight from Focused Ion Beam Scanning Electron Microscope(FIB-SEM)[J]. Petroleum Geology & Experiment，2015，37(1)：109–116.

[26] 傅雪海，秦勇，韦重韬. 煤层气地质学[M]. 徐州：中国矿业大学出版社，2007.

FU Xuehai，QIN Yong，WEI Chongtao. Coalbed methane geology[M]. Xuzhou：China University of Mining and Technology Press，2007.

[27] ROUQUEROL J，AVNIR D，FAIRBRIDGE C W，et al. Recommendations for the characterization of porous solids(Technical Report)[J]. Pure and Applied Chemistry，1994，66(8)：1739–1758.

[28] LOUCKS R G，REED R M，RUPPEL S C，et al. Morphology，genesis，and distribution of nanometer-scale pores in siliceous mudstones of the Mississippian Barnett Shale[J]. Journal of Sedimentary Research，2009，79(12)：848–861.

[29] 卢双舫，李俊乾，张鹏飞，等．页岩油储集层微观孔喉分类与分级评价[J]. 石油勘探与开发，2018，45(3)：436–444.

LU Shuangfang，LI Junqian，ZHANG Pengfei，et al. Classification of microscopic pore-throats and the grading evaluation on shale oil reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development，2018，45(3)：436–444.

[30] 于炳松. 页岩气储层孔隙分类与表征[J]. 地学前缘，2013，20(4)：211–220.

YU Bingsong. Classification and characterization of gas shale pore system[J]. Earth Science Frontiers，2013，20(4)：211–220.

[31] 郗兆栋，唐书恒，李俊，等. 沁水盆地中东部海陆过渡相页岩孔隙结构及分形特征[J]. 天然气地球科学，2017，28(3)：366–376.

XI Zhaodong，TANG Shuheng，LI Jun，et al. Investigation of pore structure and fractal characteristics of marine-continental transitional shale in the east-central of Qinshui Basin[J]. Natural Gas Geoscience，2017，28(3)：366–376.

[32] 姜振学，唐相路，李卓，等. 中国典型海相和陆相页岩储层孔隙结构及含气性[M]. 北京：科学出版社，2018.

JIANG Zhenxue，TANG Xianglu，LI Zhuo，et al. Pore structure and gas content of typical marine and continental shale reservoirs in China[M]. Beijing：Science Press，2018.

[33] 张慧，林伯伟，卞建玲，等. 富有机质海相与陆相页岩的对比研究：以南方早古生代和华北石炭–二叠纪页岩为例[J]. 煤田地质与勘探，2018，46(6)：88–95.

ZHANG Hui，LIN Bowei，BIAN Jianling，et al. Comparative study on organic–rich marine and continental shale：The case of Lower Paleozoic in south China and Carboniferous-Permian shale in North China[J]. Coal Geology & Exploration，2018，46(6)：88–95.

Qualitative-quantitative multi scale characteristics of shale pore structure from Upper Paleozoic coal-measures in Linxing area

LIU Cheng1,2, DING Wangui3, ZHANG Jian4, CHEN Xin1,2, WU Peng3, LIU Xueqing1,2, LI Yangbing1,2, MA Litao1,2, HU Weiqiang1,2, KONG Wei1,2, LI Yong5

(1. CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co., Tianjin 300452, China; 2. CNOOC Energy Technology & Services Limited Key Laboratory for Exploration & Development of Unconventional Resources, Tianjin 300452, China; 3. China United Coalbed Methane Company Limited, Beijing 100011, China; 4. CNOOC Research Institute Company Limited, Beijing 100028, China; 5. College of Geoscience and Surveying Engineering, China University of Mining and Technology(Beijing), Beijing 100083, China)

In order to reveal the micro-pore structure characteristics of marine-continental transitional shale and its main controlling factors in the eastern margin of Ordos Basin, and to enrich the understanding of pore development characteristics and pore structure of marine-continental transitional coal-bearing shale in the block, scanning electron microscope, high-pressure mercury injection and liquid nitrogen adsorption analysis were used to characterize the micro-pore structure characteristics of shale in Linxing area. Furthermore, porosity, total content of organic carbon, mineral content, clay relative content and organic matter maturity were tested to study the main controlling factors of development of shale pore structure. The results show that there are intra-granular pores, intergranular pores, dissolution pores and micro-cracks developed in the shale. There are occasional pores and micro-cracks in the organic matter, when it is associated with minerals, micro-cracks develop around the shale. The total pore volume of shale is between 0.001 46 mL/g and 0.010 81 mL/g, the mesoporous proportion is 81.9%, and the specific surface area is between 0.35-3.65 m2/g in the study area. The pore size distribution is dominated by single peak type, the distribution range is mainly within 200 nm, and the main peak pore size is about 45 nm. The pore connectivity of shale in Benxi Formation and Taiyuan Formation is better than that Shanxi Formation, the macro-pore ratio of shale in Taiyuan Formation is better than that in Benxi Formation and Shanxi Formation. The total organic carbon content has a complex effect on the development of shale pore, but it has a positive effect on macro-pore development. The brittle mineral content of shale have positive effect on total pore and mesoporous development, while the clay mineral content has negative effects on mesoporous development. Brittle mineral and clay mineral control the development degree of pores in shale mainly by affecting the development of mesoporous pores. The study of qualitative-quantitative multi-scale characterization of shale pore structure and its controlling factors has important guiding significance for the evaluation, sweet spot optimization and development of marine-continental transitional shale gas resources in Linxing area, and enrich the geological understanding of marine-continental transitional shale reservoir.

shale; pore structure; pore size distribution; mercury injection; liquid nitrogen adsorption; Linxing area

语音讲解

P618.13

A

1001-1986(2021)06-0046-12

2021-05-21；

2021-10-18

国家自然科学基金面上项目(42072194)；国家科技重大专项项目(2016ZX05066)

刘成，1988年生，男，安徽六安人，硕士研究生，工程师，从事非常规油气勘探开发实验研究工作. E-mail：liucheng14@cnooc.com.cn

丁万贵，1969年生，男，吉林松原人，工程师，从事非常规油气开发生产管理与研究工作. E-mail：dingwg2@cnooc.com.cn

刘成，丁万贵，张健，等. 临兴区块上古生界煤系页岩孔隙结构多尺度定性–定量综合表征[J]. 煤田地质与勘探，2021，49(6)：46–57. doi: 10.3969/j.issn.1001-1986.2021.06.005

LIU Cheng，DING Wangui，ZHANG Jian，et al. Qualitative-quantitative multi scale characteristics of shale pore structure from Upper Paleozoic coal-measures in Linxing area[J]. Coal Geology & Exploration，2021，49(6)：46–57. doi: 10.3969/j.issn.1001-1986.2021.06.005

移动阅读

(责任编辑 范章群)