玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层孔隙结构及分类评价

雷海艳，郭 佩，孟 颖，齐 婧，刘 金，张 娟，刘 淼，郑 雨

（1.新疆页岩油勘探开发重点实验室，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000；3.成都理工大学沉积地质研究院，成都 610059；4.成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610059）

0 引言

随着常规油气供给能力的下降，非常规油气的地位逐步提高［1］，特别是在2005 年美国页岩油气革命的推动下，页岩油气已成为当下油气勘探的热点［2-3］。准噶尔盆地玛湖凹陷下二叠统风城组是盆地西北缘的主力烃源岩［4］，同时也是准噶尔盆地页岩油勘探的主要层位，吸引众多地质学者的关注。张志杰等［5］对玛湖凹陷风城组的沉积演化进行了研究，认为风城组沉积演化主要受古气候、火山活动两大因素控制，可分为5 个阶段，其中前4 个阶段湖盆逐渐咸化、碱化，而从第5 阶段起开始淡化；曹剑等［6］对风城组烃源岩成烃特征进行了研究，发现风城组烃源岩有机质丰度高、类型好、生烃能力强，丰富藻类有机质和微生物的存在使得烃源岩可以长期生烃；宇振昆等［7］认为玛湖凹陷风城组发育原岩-气候-水岩反应的多因素影响的碱性成岩模式，这种模式对油气藏的保存具有非常重要的贡献；许琳等［8］通过岩心观察以及岩石薄片、扫描电镜、X 射线衍射等实验测试发现沉积环境与沉积相、岩石类型、有机碳含量、碱性矿物含量、成岩作用及裂缝是控制玛湖凹陷风城组页岩油储层发育的主要因素；支东明等［9］认为受烃源岩热演化及生排烃过程和多类型储集层的控制，玛湖凹陷风城组呈现成熟常规油藏—中高成熟致密油—中高成熟页岩油的有序共生特征，存在源储一体、源储紧邻、源储分离等3类成藏模式。

页岩油储层具有低孔、特低渗以及可动性差等特征，如何优选出高品质的储集层是能否进行商业性开发页岩油的关键［10］。储层孔隙结构控制着页岩油储层的孔渗以及可动性，是优选页岩油甜点的重要依据［11］。储层微观孔隙结构的研究通常利用扫描电镜观察微纳米孔隙特征，凭借高压压汞、恒速压汞、低温液氮吸附以及核磁共振等测试方法研究微观孔喉分布特征［12］，并借用数学分形理论刻画孔隙结构的非均质性。薛冰等［13］利用氩离子抛光—场发射扫描电子显微镜以及低温液氮吸附测试对黔西北龙马溪组页岩油储层孔隙结构进行了研究，识别了页岩油储层中存在的7 种孔隙类型，并发现微孔和中孔贡献了主要的孔比表面，并且有机碳含量是纳米孔隙发育的主控因素；Li 等［14］利用高压压汞测试以及分形理论对鄂尔多斯盆地镇原地区长7 致密油储层孔隙结构进行了研究，认为喉道的数量和孔喉比控制着储层的含油性。

笔者以玛湖凹陷风城组页岩油储层为研究对象，从玛页1 井4 580～4 858 m 共278 m 泥页岩段中取样，采用X 射线衍射、场发射扫描电镜、高压压汞、孔渗测试等手段对储层样品进行测试分析，揭示页岩油储层的主要矿物组成、储集空间类型、物性、孔隙结构特征以及各孔隙结构参数之间的关系，并依此对储层进行综合分类评价，以期对玛湖凹陷风城组页岩油勘探开发提供借鉴。

1 地质概况

准噶尔盆地是中国西北地区的一个著名大型叠合含油气盆地［15］，其下二叠统风城组是中国乃至全球著名的湖相优质烃源岩，是盆地西北缘百里油区形成的重要物质基础。玛湖凹陷位于盆地西北部（图1），西部以乌夏断裂带、克百断裂带和中拐凸起为界，东部以石英滩起、英西凹陷、三个泉凸起、夏盐凸起和达巴松凸起为界，总面积约为5 200 km2。玛湖凹陷发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系以及第四系地层，大层系之间多为不整合接触［4］。本次研究的目的层位风城组属于下二叠统，上覆地层为夏子街组，下伏地层为佳木河组，三者均呈不整合接触［16］。风城组厚度为150～1 800 m，埋深在2 600～6 500 m［4］。

风城组具有陆源碎屑、火山碎屑以及内生碳酸盐岩—蒸发岩混合沉积-成岩的特点，形成了多种类型的储集岩石，包括扇三角洲沉积体系的砂—砾岩，湖相体系的云质粉砂岩、云质泥岩、灰质岩和云质岩类，以及火山喷发的火山岩和火山碎屑岩。其中湖相云质粉砂岩、云质泥岩和泥质岩类有机质丰度高，其油浸、油斑级别岩心的累积厚度较大，含油气性较好，属于油页岩范畴［9］。风城组油页岩主要分布在玛湖凹陷—斜坡区的较大范围内，具有典型的源储一体特征。根据单井统计的细粒沉积厚度与属性结果预测，玛湖凹陷内油页岩平面分布广，累计厚度大（100～1 500 m），能够形成以碱湖烃源岩为源灶、储量规模可观的页岩油。

风城组沉积时期，玛湖凹陷为一个非对称的沉积湖盆，包含一个碱湖中心、一个西南陡坡边缘和数个缓坡边缘。其中玛页1 井所在的东北边缘区，为一个广阔大缓坡，古沉积边界非现今盆山边界，而是远在现今哈拉阿拉特山以北。根据风城组地层厚度，研究区乌夏地区可进一步划分为沉积中心区，以风南5 井和艾克1 井为代表，沉积厚层碱盐和盐质泥岩，厚度达1 000 m；陡坡过渡区，以风南1 井和风南14 井为代表，沉积云质泥岩、灰质泥岩、硅质泥岩、白云岩和硅硼钠石岩等，厚度为500～1 000 m；缓坡区，以风5 井和夏72 井为代表，沉积灰质泥岩、硅质泥岩以及泥岩，厚度400～500 m。其中玛页1 井（图2）位于宽缓斜坡区，该井风城组厚约450 m，埋深为4 500～4 950 m；风一段中下部以火山岩、凝灰岩和砂砾岩为主，属常规油气开发段；风一段顶部、风二段和风三段主体以泥岩、云质岩和硅质岩等细粒沉积岩为主，粗碎屑岩较少，为湖—沼相沉积，属页岩油开发段。

2 岩石学特征

玛湖凹陷风城组页岩油储层以薄层状或块状云质、粉砂质、钙质或硅质泥岩（图3a）为主，且泥岩中常发育大量白云石（图3b）、方解石（图3c，3d）、及硅质条带、团块或斑块（图3e）。云质泥岩中白云石主要呈单晶分散于泥岩基质中（图3f），粒径在20～100 μm 均有分布。硅质泥岩中主要含不定形石英，亦分散于泥岩基质中（图3g），呈集合体出现。粉砂质泥岩常常呈薄层状出现，富粉砂层和贫粉砂层交替出现，富粉砂层中白云石往往较贫粉砂层的白云石含量高（图3h）。

玛页1 井页岩油储层显著的特征是黏土矿物含量较低，大部分样品的黏土矿物质量分数为1%～3%，少数达4%（表1）。风城组页岩油储层的黏土矿物含量远低于我国东部其他湖相泥页岩中的黏土矿物（20%～50%），且黏土矿物的主要类型为伊利石和伊蒙混层。除黏土矿物外，其他硅酸盐矿物主要是钾长石和钠长石，并不含火山灰早期蚀变的沸石类矿物。风城组页岩油储层的石英质量分数为64%，大部分在20%～40%，平均含量高于其他咸化湖盆的泥页岩。长石总质量分数为15%～55%，大部分在20%～40%。碳酸盐矿物在风城组页岩油储层中普遍存在，其质量分数为10%～30%，以白云石或铁白云石为主，方解石质量分数普遍小于10%。

3 物性特征

页岩油储层的物性远小于常规碎屑岩储层乃至致密砂岩储层。鄂尔多斯盆地延长组7 段发育著名的致密油砂岩储层，其孔隙度为7.6%～14.2%，渗透率为0.030～0.407 mD［17］。根据106 块泥页岩储层物性测试结果看，玛湖凹陷页岩油储层孔隙度为0.4%～17.7%，大多小于3.0%（图4a）；渗透率最大为2.90 mD，大多小于0.03 mD（图4b）。

储层孔隙度和渗透率一般具有较好的相关性［18］，且不同粒度储层的孔渗关系各不相同［19］。研究区风城组页岩油储层孔渗相关性弱（图5），存在分区性：当孔隙度大于3%时，孔渗表现出较好的相关性；但当孔隙度小于3%时，孔渗的相关性极弱。风城组页岩油储层存在分区性的原因在于当孔隙度大于3%时，储层储集空间主要为微米级孔隙，如粒间孔、基质溶孔等，且孔隙间具有较好的连通性，因此孔渗相关性较好；而当孔隙度小于3%时，储层储集空间主要为纳米级孔隙，如晶内溶孔、黏土矿物晶间孔等，这些纳米级孔隙使得储层孔隙结构变得异常复杂［20］，进而造成孔渗相关性弱［21］。

4 孔隙结构特征

4.1 微观孔隙类型

风城组页岩油储层粒度小，且被长英质矿物致密胶结，因此在常规薄片上很难观测到孔隙的发育情况。此次孔隙类型观测研究主要依据场发射扫描电镜。玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层孔隙类型主要包括粒间孔、基质溶孔、粒内溶孔、晶间孔、晶内溶孔以及微裂缝等，其中以基质溶孔和晶间孔最为发育。粒间孔主要指泥页岩中颗粒之间的原生孔隙，孔径相对较大，为微米级孔隙，多呈三角形或不规则多边形，孔径为2～5 μm（图6a）；基质溶孔主要指泥页岩中基质发生溶蚀形成的孔隙，同样为微米级孔隙，孔隙形状受易溶组分分布影响，多呈不规则形状，孔径为8～20 μm（图6b）；粒内溶孔主要指泥页岩中颗粒内部发生溶蚀形成的孔隙，研究区多见长石粒内溶孔，形状多为不规则圆状，孔径相对较小，多为0.1～3.0 μm（图6c）；微裂缝主要指泥页岩中脆性颗粒或晶体内部破裂形成的裂隙，多呈长条状（图6d）。

除碎屑矿物外，风城组页岩油储层自生矿物较为发育，占岩石的50%以上。自生矿物主要包括碳酸盐岩矿物和自生长英质矿物。晶内溶孔主要指泥页岩内自生矿物发生溶蚀形成的孔隙，主要是碳酸盐矿物（白云石、方解石）晶体发育晶内溶孔，形状多为不规则圆形，孔径小，多为0.1～1.0 μm（图6e），硅硼钠石晶体中亦有发育（图6f）。晶间孔主要指自生矿物晶体间的孔隙，风城组页岩油储层最为发育的是自生石英晶间孔（图6g），沸石、黄铁矿晶体、白云石、方解石之间亦发育晶间孔。晶间孔孔径相对较大，多为0.1～2.0 μm，形状多呈不规则多边形（图6h）。

这几类孔隙中，基质溶孔及粒内溶孔的孔径明显大于晶间孔隙及晶内溶孔，对孔隙度贡献更大。粒内溶孔和晶内溶孔，多孤立分布，连通性差，而粒间孔隙以及晶间孔隙之间连通性相对较好，对渗透率的贡献更大。微裂缝可以连通各类孔隙，特别是原本孤立的溶孔，极大地改善了储层的渗透性。

4.2 孔隙结构参数特征

对106 块页岩油储层样品压汞数据（表2）分析可知，样品孔隙体积小，为0.04～2.00 cm3，平均为0.25 cm3；均值系数在12.36～14.30，平均为13.95；分选系数为2.07～3.05，平均为2.44；偏态为0.32～1.12，平均为0.97；峰态为1.10～2.03，平均为1.25；变异系数为0.15～0.24，平均为0.17；最大进汞饱和度低，为17.84%～74.56%，平均为37.23%，其中86%的样品最大进汞饱和度没有超过50.00%。退汞效率低，为7.78%～53.10%，平均仅为25.73%。由于大部分样品最大进汞饱和度没有超过50.00%，所以暂不统计中值压力和中值半径。

表2 玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层孔隙结构参数Table 2 Pore structure parameters of shale oil reservoirs of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag

4.3 孔隙结构参数关系

为探讨页岩油储层孔隙结构参数之间的联系，采用SPSS 聚类分析软件对孔隙度、渗透率、孔隙体积、峰态、孔喉体积比、均值系数、偏态、分选系数、变异系数、最大进汞饱和度以及退汞效率等11 个储层物性和孔隙结构参数（图7）进行分析。

根据分析结果可以看出，这11 个参数可以明显分为3 组。第1 组为孔隙度、孔隙体积、峰态、最大进汞饱和度以及孔喉体积比。孔隙体积与岩心柱样品体积之比即为孔隙度，所以孔隙度与孔隙体积联系密切毋庸置疑（图8a）。峰态越大，反映粗孔段范围越大［19］，也就意味着粗孔的孔径和数量相对较大，因此孔隙度和最大进汞饱和度越高（图8b，8c）。孔喉体积比可以反映喉道的体积和数量，从树状图上看，孔喉体积比和孔隙度以及最大进汞饱和度存在一定的联系，但根据孔喉体积比与孔隙度以及最大进汞饱和度的散点图可以看出，他们之间的联系非常微弱，R2不到0.05（图8d，8e）。

第2 组是均值系数和偏态这2 个独立的参数，他们之间的相关性也很弱（图8f）。均值系数表征的是储油孔隙介质每一个喉道半径与最大喉道半径的偏离程度［19］，由于页岩油储层孔隙类型多且不同类型孔隙孔径差异大，因此均值系数并不能反映储层的物性和孔隙结构。偏态是衡量孔隙喉道大小分布不对称性的参数，与储层的物性和孔隙结构的相关性小。

第3 组是分选系数、变异系数、渗透率以及退汞效率。分选系数是指孔喉大小分布的均一程度，变异系数同样可以反映孔喉的分选程度，因此这2个参数呈现较高的相关性（图8g）。相同孔隙度情况下，样品孔喉分布越均质，渗透率越高［14］，因此变异系数和分选系数与渗透率存在一定的相关性（图8h，8i），但相关性较弱。退汞效率与分选系数、变异系数以及渗透率的相关性都非常弱（图7、图8j，8k）。

与其他常规砂岩储层显著不同的是，页岩油储层中表征孔喉连通性特征的参数孔喉体积比和最大含油饱和度之间相关性非常弱以及表征孔喉分布特征的参数分选系数和变异系数与渗透率的相关性弱。例如，东营凹陷沙三中亚段砂岩储层的变异系数和分选系数与渗透率的相关性都在80%以上［22］。造成这种页岩油储层和常规砂岩储层微观孔隙结构特征显著不同的原因在于泥页岩粒度小，自生矿物非常发育，具有大量的纳米孔喉［23］，使得孔隙结构异常复杂。

5 页岩油储层分类及评价

孔隙结构的差异是引起储层物性差异的根本因素，结合各类孔隙结构参数进行储层分类评价也是储层综合评价的主要内容之一［24］。最大进汞饱和度以及退汞效率可近似看作储层原始含油饱和度以及采收率［14］，因此对于实际勘探开发具有较好的指示意义。此次研究依据最大进汞饱和度、退汞效率以及压汞曲线的形态特征等，将页岩油储层分为3 类（表3、图9）。

Ⅰ类储层：该类储层孔隙度为0.90%～17.70%，平均为5.62%；渗透率小于2.900 mD；毛管半径主要为0.008 9～0.036 0 μm；分选系数为2.11～3.05，平均为2.45；最大进汞饱和度较高，大多大于50%；但退汞效率较低，大多低于35.0%，平均为23.6%；进汞曲线较为陡峭（图9a）。扫描电镜观察发现，储层发育相对较多的粒间孔、基质溶孔，且孔径较大，多在4 μm以上。

Ⅱ类储层：该类储层孔隙度为0.70%～9.60%，平均为2.16%；渗透率小于1.190 mD；毛管半径大多为0.004 5～0.018 0 μm；分选系数为2.07～2.96，平均为2.40；最大进汞饱和度中等，为30%～50%，曲线较为陡峭；其中按退汞效率的大小，可以进一步分为2 个亚类，第一亚类（ⅡA类）退汞效率较高，一般高于30%，退汞曲线为反“S”型（图9b）；第二亚类（ⅡB类）退汞效率较低，一般低于30%，退汞曲线近于陡峭的直线（图9c）。Ⅱ类储层主要发育自生石英晶间孔，含少量粒内溶孔、粒间孔和基质溶孔等，孔径相比Ⅰ类储层小，多在6 μm 以下。ⅡA类储层与ⅡB类储层的区别在于ⅡA类储层孔隙之间的连通性相对更好。

Ⅲ类储层：该类储层孔隙度为0.40%～2.00%，平均为0.86%；渗透率小于0.031 mD，并且大部分样品渗透率小于0.011 mD；毛管半径大多小于0.004 5 μm；分选系数为2.36～2.64，平均为2.51；最大进汞饱和度低，大多低于30%；退汞效率差异较大，为10.29%～53.10%，但由于总进汞量小，退汞效率高的样品实际退汞量也不大，退汞曲线仍近似于陡峭的直线（图9d）。Ⅲ类储层主要发育自生石英晶间孔等，几乎不发育粒间溶孔和基质溶孔，孔径较小，多在2 μm 以下。

一般而言，孔隙结构好的储层毛管半径大，分选系数相对较小，储层孔隙度和渗透率高，最大进汞饱和度高，退汞量大，因而原始含油饱和度高，采油量大；但由于退汞效率为退汞量与最大进汞饱和度之比，所以孔隙结构好的储层虽然最大进汞饱和度高、退汞量大，但退汞效率却中等，因而采收率中等。Ⅰ类页岩油储层整体上含油性最好，原始含油饱和度在50%以上，虽然采收率较低，平均为23.6%，但由于丰富的原油储量，仍能采出大量的页岩油。Ⅱ类页岩油储层含油性不如Ⅰ类页岩油储层，原始含油饱和度为30%～50%，虽然采收率相对较高，平均为24.2%，但由于原油储量较低，其页岩油产出量远不如Ⅰ类页岩油储层。Ⅲ类页岩油储层含油性最差，原始含油饱和度小于30%，原油储量低，基本没有开采价值。

另外，结合不同孔隙结构类型的页岩油储层特征可以看出，总体上孔隙结构优良、油气勘探开发前景较好的储层一般具有较高的物性，但Ⅰ类和Ⅱ类储层物性具有较大范围的重叠，同样也说明了一些物性好的页岩油储层油气勘探开发前景并不一定好。扫描电镜观察发现，这些储层通常含有较多的孤立孔隙，例如粒内溶孔和晶内溶孔等，孔隙连通性差。因此，物性好且内部孔隙连通性好的页岩油储层才具有较好的油气勘探开发前景。

6 结论

（1）准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层以薄层状或块状云质、粉砂质、钙质或硅质泥岩为主，且泥岩中常发育大量白云石、方解石、及硅质条带、团块或斑块。孔隙类型主要有粒间孔、基质溶孔、粒内溶孔、晶间孔、晶内溶孔以及微裂缝等；基质溶孔及粒内溶孔的孔径明显大于晶间孔隙及晶内溶孔，而基质溶孔以及晶间孔隙之间连通性相对较好。

（2）玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层物性极差，当孔隙度大于3% 时，孔渗表现出较好的相关性；但当孔隙度小于3%时，孔渗的相关性极弱。与常规砂岩储层不同，玛湖凹陷二叠系风城组页岩油储层孔喉体积比与最大进汞饱和度相关性很弱，分选系数和变异系数与渗透率的相关性弱。

（3）玛湖凹陷二叠系风城组Ⅰ类页岩油储层原始含油饱和度高，虽然采收率较低但仍有较好的勘探开发前景；Ⅱ类页岩油储层原始含油饱和度中等，虽然采收率相对较高但勘探开发前景不如Ⅰ类页岩油储层；Ⅲ类页岩油储层原始含油饱和度最低，基本没有开采价值。因此，物性好且内部孔隙连通性好的页岩油储层才具有较好的油气勘探开发前景。