第四系弱成岩泥页岩孔隙结构及物性特征

唐相路，姜振学，邵泽宇，侯泽生，贺世杰，刘晓雪，王昱超

1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2. 中国石油 青海油田分公司 勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202

第四系弱成岩泥页岩在全球各大沉积盆地广泛发育。我国青藏高原的柴达木盆地发育世界上极为典型的规模最大且最为年轻的第四系生物气田，是青藏地区主力产气区和效益支柱，2020年产气54亿立方米[1-5]。柴达木盆地砂岩层生物气藏规模大，探明地质资源量超6 000亿立方米，其中涩北和台南为主力产区，已连续11年保持在年产50亿立方米以上[6]，但稳产压力巨大，亟需寻找新的接替领域。第四系弱成岩泥页岩生物气资源潜力巨大，作为全新勘探领域，已证实构造主体区具备开发价值，一旦取得突破，将彻底改变青藏高原地区天然气供应格局。第四系弱成岩泥页岩作为储层研究较少，通常被当作砂岩气藏的盖层来研究[7-9]，因此，目前对第四系弱成岩泥页岩储层的认识不足，特别是对泥页岩的孔隙结构和物性特征尚未开展系统研究，制约了对泥页岩生物气藏的资源潜力和开发价值的正确评估。通过选取柴达木盆地三湖地区典型的第四系弱成岩泥页岩层段样品(图1)，开展了泥页岩储层孔隙形貌、孔径分布、岩心孔渗、覆压孔渗和气水相对渗透率等方面的系统研究，揭示了第四系弱成岩泥页岩孔隙结构和物性特征，丰富和完善了泥页岩生物气成藏地质理论，有利于指导柴达木盆地及国内其他地区泥页岩生物气藏的勘探部署。

图1 柴达木盆地区域构造及地层发育特征

1 实验方法

第四系弱成岩泥页岩疏松易碎，岩心样品在钻井现场直接放入冰柜冷冻，采用线切割方法获得冷冻岩心的柱塞样。全岩矿物和黏土矿物采用D8AA25型X射线衍射仪进行分析检测，全岩矿物样品粉碎研磨至40 μm粒级以下，采用背压法制成压片，上机获取3°～45°衍射谱图，根据标准中相应公式及矿物K值，计算各种矿物含量数据。黏土矿物相对含量分析将样品粉碎至1 mm粒级浸泡分散，提取小于5 μm(砂岩)、2 μm(泥岩)颗粒制成自然片，上机获取2.5°～15°(2θ角)衍射谱图，根据标准中公式计算得到黏土矿物相对含量数据。利用OLYMPUS偏光显微镜对岩石薄片观察分析。采用ZEISS Crossbeam 540型扫描电镜对抛光样品和未抛光样品的矿物成分、孔隙结构特征进行观察。采用AutoPore Ⅲ 9410型压汞仪测定样品的进汞曲线，分析样品孔径分布特征。利用UltraPore-200氦孔隙度仪测定样品孔隙度，其原理是根据波义尔定律P1V1=P2V2，已知P1、V1，测定P2，可算出V2[10]。采用CMS-300孔渗测定仪测定渗透率，其原理是根据气体一维达西渗流定律，测定岩样两端的压差和气体流量，即可利用达西公式计算出岩样的渗透率[11]。覆压孔渗的上覆岩压分别为3，8，12，14，16，18，20 MPa。气水相对渗透率测试采用非稳态恒压气驱水。该方法以一维两相渗流理论和气体状态方程为基础，将岩心饱和地层水后装入岩心夹持器，进行恒压差气驱，计量不同时刻驱出的水量和气量，直到驱不出水为止。然后根据记录的数据，计算出岩样的气、水相对渗透率和对应的含水饱和度，并绘制气—水相对渗透率曲线。

2 矿物岩石学特征

第四系弱成岩泥页岩矿物组成以石英、长石和黏土矿物为主，碳酸盐矿物含量较低。石英+长石含量平均达47%，黏土矿物含量平均为34%，碳酸盐矿物含量仅有19%。根据石英+长石、碳酸盐矿物、黏土矿物三端元将第四系弱成岩泥页岩划分为4种岩相，分别为黏土质页岩、长英质页岩、碳酸盐质页岩和混合质页岩(图2)。第四系弱成岩泥页岩包含黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩3种类型，以长英质页岩为主。此矿物组成与四川盆地龙马溪组海相页岩[12-15]相近，与鄂尔多斯盆地延长组[16-20]和准噶尔盆地芦草沟组[21-23]等陆相页岩差异较大。第四系弱成岩泥页岩黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，高岭石和绿泥石含量较低。伊利石含量平均为48%，伊蒙混层含量平均为32%，高岭石含量平均为8%，绿泥石含量平均为12%。由于第四系泥页岩处于弱成岩阶段，伊利石可能主要为长石和云母风化分解原始沉积或沉积后再结晶形成[24]。

图2 第四系弱成岩泥页岩矿物组成三角图

岩心和薄片观察表明，黏土质页岩以深灰色、灰色为主，发育水平层理，层理厚度通常为1～3 mm。炭质及炭屑普遍存在，炭质多与泥质相混，呈条片状顺层分布。镜下矿物颗粒细小，无法分辨矿物组成。混合质页岩以灰色为主，也发育水平层理，厚度通常在1～3 mm。镜下可见石英、长石等粗颗粒，多呈悬浮状分布在细粒的泥质之中。长英质页岩以灰色为主，层理发育不明显，镜下石英、长石、方解石等粗颗粒清晰可见。

3 孔隙结构特征

3.1 孔隙形貌特征

孔隙结构包括岩石中孔隙的几何形状、大小、分布、组成、内壁粗糙程度、相互连通状况、孔隙类型等全部孔隙特性及构成方式[25]。受光学显微镜分辨率影响，第四系弱成岩泥页岩在光学显微镜下较难观察到孔隙(图3)。因此，需要通过分辨率更高的扫描电镜进行观察。根据扫描电镜观察表明，第四系弱成岩泥页岩在大视域下表现为十分致密，全貌观察较均质(图4a)，但通过局部放大，可以清晰地观察到大量的微—纳米级孔隙。发育的孔隙类型有粒间孔、脆性矿物粒内孔、黏土矿物粒内孔、有机质孔等。粒间孔是第四系弱成岩泥页岩发育的最主要的类型，主要发育在黏土矿物和脆性矿物之间，通常呈片状，粒径普遍小于5 μm，局部粒间孔可达10～20 μm，孔隙连通性较好(图4b)。脆性矿物粒内孔主要为石英、长石及碳酸盐矿物粒内发育的孔隙，由于成岩作用弱，这类孔隙主要是原生孔隙，以纳米级孔隙为主(图4b)。黏土矿物粒间孔在第四系弱成岩泥页岩中十分发育，主要为板片状，以纳米级孔隙为主(图4c)。有机质孔发育较少，仅在个别有机质内发育，呈椭圆形，粒径在几十纳米(图4d)。对未抛光样品的观察可见，矿物颗粒呈松散状分布，发育有以石英、长石为主的球状颗粒和以黏土矿物为主的片状颗粒，孔隙十分发育(图4e，4f)。

图3 第四系弱成岩泥页岩3种岩相岩心及镜下照片

通过对抛光样品孔隙提取，可以获得第四系弱成岩泥页岩各类孔隙的孔径分布特征。粒间孔、脆性矿物粒内孔和黏土矿物粒内孔的孔径分布都十分宽泛，纳米级孔隙和微米级孔隙均有发育(图4g)。粒间孔主要分布在400～2 000 nm，孔径在三类孔隙中最大。脆性矿物粒内孔存在两个峰值，分别为100～200 nm和1 500～2 000 nm，但以40～300 nm之间的纳米孔为主。黏土矿物粒内孔主要孔径发育在20～300 nm，以纳米级孔隙为主。由此可见，第四系弱成岩泥页岩孔隙分布区间与国内其他盆地的泥页岩显著不同。四川盆地龙马溪组页岩孔径主要分布在几百纳米，明显小于第四系弱成岩泥页岩[26]。主要原因为第四系弱成岩泥页岩埋藏比较浅，通常小于2 000 m，而龙马溪组页岩地质历史最大埋深通常超过6 000 m，较浅的埋深和弱的成岩作用，导致第四系泥页岩孔隙以原生孔隙为主，孔径较大[27]。

图4 第四系弱成岩泥页岩扫描电镜照片及面孔率分布特征

3.2 孔隙参数特征

孔隙参数主要包括组成岩石内孔隙半径或直径的大小、分布范围以及不同孔径孔隙的数量或者是不同孔径所含有的孔隙体积，常见的参数有分选系数、歪度、孔隙半径等[25]。压汞曲线可以反映孔隙结构特征，黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩的进汞曲线形态差异显著(图5)。黏土质页岩毛管压力曲线平缓段较大，但远离横坐标，孔隙半径较小(介于0.10～0.31 μm，平均0.17 μm)，排驱压力较大(介于1.07～4.28 MPa，平均2.67 MPa)，分选系数相比较小(介于0.07～0.60，平均0.24)，孔隙喉道分布相对均匀，孔隙分布类型多数为单峰偏细孔径。储层的渗透率一般小于10×10-3μm2。对气藏而言，此类储层自封闭能力较好。混合质页岩毛管压力曲线中间段较陡，孔隙半径变化范围大(介于0.42～1.34 μm)，平均值中等(平均0.93 μm)，歪度偏粗，排驱压力小(介于0.16～0.64 MPa，平均0.47 MPa)，孔隙分布类型多数为双峰与多形式。储层的渗透率变化较大，从十几到几百毫达西。长英质页岩毛管压力曲线平缓段靠近横坐标，孔隙半径相对较大(介于3.76～8.14 μm，平均5.60 μm)，粗歪度较大，排驱压力小(介于0.06～0.10 MPa，平均0.07 MPa)，孔径分布类型对应于单峰偏粗孔径，储层的渗透性好，此类储层自封闭能力较差。

利用进汞曲线建立的孔径分布比较直观，从曲线上可以观察到组成岩石孔隙分布特征[28]。黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩的孔径分布范围不同，峰态也不同，有单峰、双峰与混合峰(图5)。黏土质页岩属于单峰形态，孔径分布范围比较集中，孔径分布向更小的孔隙半径变化，优势孔隙半径分布在0.03～0.20 μm。最大连通孔径小，导致排替压力高，渗透率也相对较低(表1)。混合质页岩基本上属于双峰结构，孔径分布范围较广，一般在0.06～5 μm。长英质页岩孔径分布基本上属于单峰形态，孔隙分布的范围大，最大主峰一般在0.4～10 μm之间，偏向粗孔径一侧。最大连通孔径较大，导致排替压力较小，渗透率相对较高。结合扫描电镜观察可知，黏土质页岩孔径偏小，主要原因为该类岩相由黏土矿物粒内孔提供了主要的孔隙，而黏土矿物粒内孔主要以纳米级孔隙为主。长英质页岩孔径偏大，主要因为该类岩相中石英、长石等脆性矿物提供了大量的微米级孔隙。混合质页岩孔径介于黏土质页岩和长英质页岩之间，微米级孔隙和纳米级孔隙均有发育。因此，矿物组成的变化显著地控制了第四系弱成岩泥页岩孔隙结构的变化。

图5 第四系弱成岩泥页岩进汞曲线及孔径分布

表1 第四系弱成岩泥页岩孔隙结构参数特征

4 储层物性特征

4.1 岩心孔渗特征

第四系弱成岩泥页岩孔隙度普遍偏高，均大于5%，显著高于国内典型的页岩油气储层，甚至超过四川盆地筇竹寺组页岩孔隙度的10倍[29]。因此，第四系弱成岩泥页岩储集空间极高，为天然气储集提供了十分有利的条件。黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩的孔隙度也有所差异，其中黏土质页岩孔隙度最小，峰值介于15%～20%。其次是混合质页岩，孔隙度峰值介于20%～25%。长英质页岩孔隙度最高，峰值介于25%～30%(图6)。第四系弱成岩泥页岩渗透率也偏高，普遍大于0.1×10-3μm2，与国内典型页岩油气储层渗透率明显不同[29]。通过对黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩的渗透率对比可知，黏土质页岩渗透率最小，峰值介于(0.1～1)×10-3μm2。混合质页岩和长英质页岩渗透率峰值相同，均介于(1～10)×10-3μm2。此外，由于第四系弱成岩泥页岩渗透率偏高，导致天然气的保存条件变差，不利于天然气的封存。

第四系弱成岩泥页岩的水平渗透率与垂直渗透率存在显著差异，同一深度的样品水平渗透率明显高于垂直渗透率，通常接近高1个数量级(图6c)。第四系泥页岩沉积于深湖、半深湖的静水环境中，季节性的水体变化和物源供应，决定了泥页岩成层沉积，形成明显或不明显的纹层[30]。这类纹层形成的薄弱面决定了顺层方向孔隙连通性更好，因此水平渗透率也更高。此外，地层埋深也对渗透率有影响。随着埋深的增加，三类岩相的渗透率均有所降低。

图6 第四系弱成岩泥页岩孔隙度和渗透率分布特征

4.2 覆压孔渗特征

通过分析物性参数在储层条件下的变化特征，能够更加准确地核实储层的储量，掌握储层条件下岩石渗流特征，对天然气勘探开发更具有现实意义[31]。地层上覆压力可以改变第四系弱成岩泥页岩的孔渗大小。同一岩石在地下和地表的孔隙度与渗透率会明显不同。对第四系弱成岩泥页岩三类岩相的覆压孔渗测试表明，地层上覆压力可以降低岩石孔隙度，随上覆压力的增加孔隙度不断减小，特别是黏土质页岩的降低幅度更大，最大压力点(20 MPa)相对于初始压力点(3 MPa)孔隙度从17.1%～19.7%降低为13.3%～14.6%(图7a)。孔隙度减少了3.8%～5.1%，平均减少4.5%，相当于减少了原孔隙度的22%～26%，平均减少了原孔隙度的1/4。通过不同上覆压力下的渗透率变化可以看出，随着上覆压力的增大，渗透率下降，在低压阶段(初始变化阶段)，随着上覆压力的增大，渗透率急剧下降。最大压力点(20 MPa)相对于初始压力点(3 MPa)混合质页岩渗透率从(2.54～9.09)×10-3μm2降低为(0.59～1.54)×10-3μm2(图7b)。减少了(1.95～7.55)×10-3μm2，相当于减少了原渗透率的77%～84%。因此，上覆压力对渗透率的影响很大，渗透率对压力十分敏感。

图7 第四系弱成岩泥页岩孔隙度和渗透率与上覆压力的关系

4.3 气水相对渗透率特征

通过相对渗透率描述两相流体在储层中的渗流特征[32]。黏土质页岩曲线上两相交点相渗为4%，长英质页岩曲线上两相交点略高，相渗为10%，交点处的含气饱和度为15%(图8)。混合质页岩曲线上两相交点最高，相渗为20%，交点处的含气饱和度为20%。从曲线形态上，混合质页岩和长英质页岩的水相对渗透率下降迅速，气相对渗透率上升也快。驱替后的残余水饱和度较高，为40.7%～69.5%，平均58.7%，其中长英质页岩残余水饱和度最高。气驱水实验测得的相渗曲线均表现出气水两相共流区小，两相共流区内的气、水相对渗透率低，相渗曲线相交点的含气饱和度下限均小于40%。这主要是由于黏土膨胀，减小了有效孔隙空间，降低了气、水流动性。

图8 第四系弱成岩泥页岩气水相对渗透率曲线

5 结论

(1)第四系弱成岩泥页岩矿物组成以石英、长石和黏土矿物为主，碳酸盐矿物含量较低，发育黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩3种类型，以长英质页岩为主。第四系弱成岩泥页岩黏土矿物以伊利石和伊蒙混层为主，高岭石和绿泥石含量较低。黏土质页岩以深灰色、灰色为主，发育水平层理，通常为1～3 mm。混合质页岩以灰色为主，石英、长石等粗颗粒多呈悬浮状分布在细粒的泥质之中。长英质页岩以灰色为主，层理发育不明显。

(2)第四系弱成岩泥页岩发育大量的微—纳米级孔隙，孔隙类型有粒间孔、脆性矿物粒内孔、黏土矿物粒内孔、有机质孔等。粒间孔是最主要的类型，分布在400～2 000 nm，孔径在三类孔隙中最大。黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩的孔径分布范围不同，有单峰、双峰与混合峰。较浅的埋深和弱的成岩作用导致第四系泥页岩孔隙以原生孔隙为主。矿物组成的变化显著地控制了第四系弱成岩泥页岩孔隙结构的变化。

(3)第四系弱成岩泥页岩孔隙度普遍偏高，均大于10%，为天然气储集提供了十分有利的条件。第四系弱成岩泥页岩渗透率也偏高，普遍大于0.1×10-3μm2，导致天然气的保存条件变差。第四系弱成岩泥页岩的水平渗透率明显高于垂直渗透率，通常接近高1个数量级。随着埋深的增加，渗透率有所降低。上覆压力可将孔隙度降低1/4，渗透率减少77%～84%。两相共流区内的气、水相对渗透率低，相渗曲线相交点的含气饱和度下限均小于40%。