鄂尔多斯盆地南部长73页岩层系储层特征及主控因素

李 庆，李江山，卢 浩，齐奉强，何 羽，安可钦，李隆禹，张厚民，伍 岳

(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.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249;3. 中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

页岩油气目前已成为全球非常规油气勘探开发的亮点领域，也是未来油气资源的潜力所在[1-2]。在过去的几十年，针对页岩层系沉积、储层等特征及成因的研究也成为非常规油气地质领域研究的热点[3-5]。页岩层系成分复杂，既包含物理沉积的粉砂和黏土矿物、与生物有关的有机质，也包含化学沉积的碳酸盐矿物及火山沉积的火山灰等[6]。页岩层系的矿物组成、岩石结构、沉积构造等往往表现为较强的非均质性及差异性，如中国南方古生界海相“页岩”以石英、黏土矿物为主[7-8]；中国东部陆湖相“页岩”则以碳酸盐、黏土矿物、粉砂及有机质为主，碳酸盐矿物平均含量甚至超过50%[9-10]；西部地区页岩和砂质、凝灰质物质形成混积纹层[11]。

针对页岩层系岩相的分类方案及标准，前人提出了不同的观点，包括按照组分分类，如姜在兴等[6]提出三端元分类，以细粒沉积岩的主要组分粉砂、黏土和碳酸盐为三端元，以各自含量50%为界分为4大类；根据颜色和沉积构造分类，如Yang Hua等人根据颜色和沉积构造，将泥岩分为黑色页岩和黑色块状泥岩[12]；根据岩石的物理性质、生物改造特征、化学成分特征等进行分类，如Li等将上扬子五峰组—龙马溪组的页岩划分为7种岩相类型[4]。由此可见，不同地区的页岩层系具有不同的成分组成以及岩石结构、沉积构造等特征，相应的不同岩相具有不同的成因及储层质量特征，因此有必要分具体区域对页岩进行岩相的划分进而研究其成因及储层特征。

针对页岩层系的孔隙类型前人也做了大量研究，如Loucks等2012年认为泥页岩孔隙可分为有机孔、粒间孔、粒内孔和裂缝4大类，其中粒间孔包括颗粒间孔隙、黏土晶体之间的孔隙等，粒内孔包括草莓状黄铁矿粒内孔、化石内部孔、黏土集合体粒内孔和铸模孔等[13]。对于页岩孔隙大小的分类，一般根据国际理论和应用化学学会(IUPAC)标准将孔隙分为微孔(<2 nm)、介孔(2～50 nm)和宏孔(>50 nm)[14]。对于页岩孔隙结构的研究也从单一方法发展至多种实验测试方法相结合的综合研究[15-17]。不同页岩岩相的差异性(成分、结构、有机质含量、沉积构造等)会进一步影响页岩储层的孔隙类型、孔隙发育程度、储层物性及脆性等，使页岩层系的储层质量表现出很强的非均质性。页岩层系储层质量的控制因素多且复杂，影响页岩层系储层质量的因素包括无机因素(矿物成分、粒度、岩相类型、成岩作用等)和有机因素(TOC含量、有机质类型、成熟度、成烃作用等)[18-20]。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段具有资源量巨大的页岩油气资源，庆城10亿吨级页岩油已进入规模开发阶段[21-22]。付金华等根据砂岩与泥岩的配置关系、比例及单砂体厚度等将长7段页岩油分为三种类型：多期砂岩叠置发育型(I类)、含砂岩夹层泥页岩型(II类)、页理型(III类)[22-23]。多期砂岩叠置发育型(I类)及含砂岩夹层泥页岩型(II类)页岩油，主要分布在长71及长72亚段，目前已经实现工业开采。页理型(III类)页岩油主要发育在长73的页岩层系，其勘探开发潜力巨大，是未来增储上产的重要接替目标。

图1 鄂尔多斯盆地研究区位置及上三叠统延长组地层特征(据文献[25]修改)Fig.1 Location of the study area and stratigraphy of the Upper Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin (modified after reference[25])(a)鄂尔多斯盆地构造单元及研究区位置；(b)鄂尔多斯盆地延长组地层特征

鄂尔多斯盆地长73亚段的页岩层系较长71及长72亚段地层的砂岩含量减少，以页岩为主，但其页岩的有机质含量、成熟度以及矿物含量变化大，并且盆地南部的页岩中富含凝灰物质，发育凝灰岩夹层，体现出较强的非均质性[24-25]。目前对于鄂尔多斯盆地南部长73亚段页岩层系的岩相类型、特征以及不同岩相的孔隙结构差异及主控因素尚不明确，储集性能的主控因素和差异机理研究相对薄弱。

本文综合利用岩心、薄片、有机地球化学、扫描电镜、高压压汞、气体等温吸附等分析技术手段，对鄂尔多斯盆地南部长73页岩层系的岩相进行系统划分，对比不同岩相的储集空间及孔隙结构差异，探讨有效孔隙网络及主控因素，以期为下一步长73亚段III型页岩油的甜点评价及预测提供地质依据。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地位于中国中西部地区，总面积约37万km2，盆地为总体呈南北向延伸的长方形(图1(a))[26]。鄂尔多斯盆地边缘被活动的褶皱山系和地堑系所环绕，基底是太古宇和下元古界的变质岩系，内部结构简单，构造平缓，沉降稳定，整体西降东升，西低东高，每公里坡降不足1°。盆地内部构造相对简单，二级构造不发育，常发育以鼻状褶曲为主的三级构造，共有6个构造单元，包括伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、晋西挠褶带、天环坳陷、陕北斜坡等[27-28]。

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层形成于盆地快速沉降期, 经历了湖盆坳陷、扩张和强烈坳陷，随后湖盆回返抬升，最终萎缩并消亡的整个过程,是盆地内重要的生油与储集层系[29]。鄂尔多斯盆地南部延长组厚度在700～1 000 m之间，与上下地层均为平行不整合接触[30]。根据沉积旋回、电性、岩性和古生物沉积组合等特征，延长组从下到上可细分为长10至长1共10个段(图1(b))，其中长7段又可细分为长71、长72、长73三个亚段[31-32]。

图2 研究区长7段页岩有机地球化学特征Fig.2 Geochemical characteristics of Chang 7 shale in the study area

本文研究区位于鄂尔多斯盆地西南部的泾河油田，位于天环向斜、伊陕斜坡、渭北隆起的交界处。 泾河油田总体构造形态为由南东向北西缓倾的单斜构造，构造比较简单，地层平缓；面积约为3 013 km2(图1(a))，研究层位主要为长73亚段。长73亚段沉积时期，湖平面快速上升，达到鼎盛时期，三角洲体系显著向岸迁移，湖泊内部局部发育重力流，湖泊中心沉积岩性以深灰色、灰黑色泥岩页岩为主，夹杂少量薄层粉砂岩及凝灰岩，俗称“张家滩页岩”，其奠定了陆相湖盆生油的基础[33]。

2 有机地球化学特征

2.1 有机质丰度

泾河地区长7段烃源岩厚度集中于20～100 m,中部最厚，南东最薄。长73下部页岩(张家滩页岩段)TOC含量为4.72%～31.65%，平均20.04%；生烃潜量(S1+S2)值为33.38～195.49 mg/g，平均33.38 mg/g(图2(a)和(b))。长73上部页岩TOC含量为2.46%，生烃潜量为10.98 mg/g。根据SY/T 5735-1995行业标准，长73下部(张家滩页岩段)页岩主要为极好烃源岩级别；长73上部烃源岩分布于好-极好级别，有机质丰度低于长73下部页岩；长72和长71页岩的有机质丰度在好-差级别范围内均有分布。长73下部(张家滩页岩段)烃源岩丰度最好，长72和长71烃源岩丰度相对较差。

2.2 有机质类型

长73下部(张家滩页岩段)烃源岩氢指数373.38～787.41 mg/g，平均523.38 mg/g；降解率(D) 32.22%～66.55%，平均值47.26%；长73上部烃源岩氢指数426.89 mg/g，降解率(D) 36.96%(图2(c)和(d))。根据氢指数(HI)-最高峰温(Tmax)和降解率(D)-最高峰温(Tmax)交汇图(图2(c)和(d))可以看出，研究区长73下部(张家滩页岩段)烃源岩有机质类型分布于Ⅰ-Ⅱ1型，以Ⅰ型为主，长73上部烃源岩有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型；长72烃源岩有机质类型分布于Ⅱ1-Ⅱ2型，其中Ⅱ2型占较大比例；长71烃源岩有机质类型分布范围较广，Ⅰ-Ⅱ2型均有分布，但以Ⅱ2型为主。

2.3 有机质成熟度

长73下部(张家滩页岩段)烃源岩最高峰温Tmax值为431～447 ℃，平均442 ℃；长73上部烃源岩Tmax值为438 ℃；长72烃源岩Tmax值为440～444 ℃，平均442 ℃；长71烃源岩Tmax值为434～443 ℃，平均440 ℃(图2(c)和(d))。由此可见，泾河地区长73下部(张家滩页岩段)有机质成熟度分布于未成熟-成熟阶段，主要为成熟阶段；长73上部有机质成熟度分布于低成熟阶段；长72有机质成熟度主要为成熟-低成熟阶段；长71有机质成熟度则从成熟至未成熟阶段均有分布，其平均值属于低成熟阶段。

3 岩相类型及特征

3.1 岩相分类

针对页岩层系岩相的分类方案及标准，前人提出过不同的观点，包括根据岩石的组分分类，根据颜色和沉积构造分类，根据岩石的物理性质分类等[4,6,12]。研究区长73亚段主要发育页岩和凝灰岩两种岩性，少量发育粉砂岩。结合研究区特点，本文综合岩石的组分、粒度、TOC含量三方面对岩相进行划分。

首先根据岩石中火山碎屑物质及正常沉积物质含量的不同，将岩石分为正常碎屑岩和火山碎屑岩(主要为凝灰岩)两大类。按照粒度大小正常碎屑岩可分为页岩(粒径小于0.005 mm的颗粒占比大于50%)及粉砂岩(粒径为0.005～0.1 mm的颗粒占比大于50%)两种岩性(表1)。其中，粉砂岩在研究区的含量较少，不再进一步划分。页岩和凝灰岩在长73亚段发育较多，且非均质性较强，根据各自特点再继续细分。

页岩的总有机碳(TOC)含量及矿物含量具有较大的差异。TOC含量的差异会影响储集空间及生烃潜力[5,34]，矿物含量的差异亦对页岩的储集性能及可压裂性具有重要的影响[35]。研究区页岩矿物成分主要为石英、长石、黄铁矿、黏土矿物、碳酸盐及少量其它矿物(图3)。石英、黄铁矿和部分长石为脆性矿物，有利于储层形成储集空间和后期压裂开采，对储层性能有重要影响；黏土矿物、云母为塑性矿物，对后期储层储集空间具有破坏作用，不利于后期储层的压裂开采。故页岩的岩相可根据TOC及矿物的含量进一步划分。对页岩采用TOC、塑性矿物(黏土矿物+云母，主要为黏土质矿物)、刚性矿物(石英+长石+黄铁矿，主要为硅质矿物)三端元方案可将其划分为5类(表1)：高有机质硅质页岩(TOC>6%,R(石英+长石+黄铁矿)/(黏土矿物+云母)>1)、高有机质黏土质页岩(TOC>6%,R(石英+长石+黄铁矿)/(黏土矿物+云母)<1]、中有机质硅质页岩(2%1)、中有机质黏土质页岩(2%

表1 岩相划分依据及方案

图3 研究区长73亚段各岩相矿物组成Fig.3 Mineral composition of the various lithofacies of Chang 73 sub-member in the study area

研究区火山碎屑岩主要为凝灰岩，粒径小于0.01 mm的颗粒占比50%以上，主要含玻屑及晶屑，几乎不含岩屑。针对本地区凝灰岩，本文采用晶屑、玻屑两端元进行分类(表1)，分析结果显示区内主要发育玻屑凝灰岩(玻屑含量>75%，晶屑含量<25%)和晶屑质玻屑凝灰岩(玻屑含量>50%，25%<晶屑含量<50%)。

根据上述粒度、TOC和矿物成分分析结果，长73细粒岩可分为8种岩相类型：高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩、中有机质硅质页岩、中有机质黏土质页岩、低有机质页岩、粉砂岩、玻屑凝灰岩和晶屑质玻屑凝灰岩。

3.2 不同类型岩相特征

高有机质硅质页岩：黑色，纹层发育，以有机质纹层为主(图4(a))，其次为黏土纹层及凝灰岩纹层。矿物含量以石英为主(11.3%～44.3%，平均30.1%)，并含有大量黄铁矿(6.7%～23.1%，平均15.3%)(图3)。有机质含量高，平均为17.37%，热解分析显示其母质类型以Ⅰ型为主。

高有机质黏土质页岩：黑色，发育明暗相间的纹层，纹层以黏土和有机质的混合纹层为主(图4(b))，其次为凝灰岩纹层。矿物以黏土矿物为主(59.4%～75.3%，平均67.4%)，并含较多黄铁矿(0～17.8%，平均8.9%)(图3)。有机质含量高，平均为 13.75%，热解分析显示其母质类型为Ⅰ-Ⅱ1型。

中有机质硅质页岩：灰黑色，含砂的黏土纹层与富有机质纹层薄互层(图4(c))。矿物以长石(33%～46.7%，平均37.6%)和黏土质矿物(36%～48.3%，平均40%)为主，含少量黄铁矿(0～2%，平均0.7%)(图3)。有机质含量中等，平均为3.51%，热解分析显示其母质类型为Ⅰ-Ⅱ1型。

中有机质黏土质页岩：灰黑色，纹层不明显，并夹杂晶屑/粉砂(图4(d))。矿物类型以黏土质矿物为主(47.1%～54%，平均50.4%)，含少量黄铁矿(0～1.7%，平均值为0.7%)(图3)。有机质含量中等，平均为3.73%，热解分析显示其母质类型以Ⅱ1型为主。

低有机质页岩：含有黏土纹层和富砂纹层(图4(e))。矿物类型以黏土矿物为主(25.8%～64.9%，平均47.1%)，几乎不含黄铁矿(图3)。TOC含量较低，平均为0.88%，热解分析显示其母质类型为Ⅱ1-Ⅱ2型。

粉砂岩：灰色，以长石砂岩为主，石英、长石和黏土质矿物含量分别为24.4%、27.6%和37.7%(图3)；砂岩成分成熟度较低。平均粒径为0.029 mm，磨圆以次棱角状-次圆状为主，分选中等(图4(f))。

图4 研究区页岩层系不同岩相镜下特征Fig.4 Microscopic characteristics of different lithofacies of the shale reservoirs in the study area(a)高有机质硅质页岩，JH4井,1 453.62 m,(+);(b)高有机质黏土质页岩，JH4井,1 454.76 m,(-); (c)中有机质硅质页岩，LH2井,929.82 m,(-);(d)中有机质黏土质页岩，JH4井,1 434.59 m,(-); (e)低有机质页岩，JH4井,1 430.1 m,(+); (f)粉砂岩,JH4井,1 449.57 m,(-); (g)凝灰岩与页岩频繁互层，彬1井,1 442.46 m;(h)玻屑凝灰岩，彬1井,1 444.94 m，(-)；(i)晶屑质玻屑凝灰岩，彬1井,1 442.46 m,(-)

玻屑凝灰岩：浅灰色，玻屑含量大于75%，玻屑形态多样，呈鸡骨状、不规则状等，正交光下全消光(图4(h))。黏土矿物(18.1%～47.7%，平均24.1%)、石英(2.3%～45.4%，平均21.1%)和长石(0～32.7%，平均18.7%)含量较多，并含有部分沸石(0～28.4%，平均14.4%)(图3)。张家滩页岩内部凝灰岩厚度一般小于10 cm，与页岩频繁互层(图4(g))。

晶屑质玻屑凝灰岩：灰色，玻屑含量大于50%，晶屑含量介于25%～50%之间。晶屑以石英、长石为主，形状不规则，表面具有不规则的裂纹(图4(i))。矿物类型以石英(平均37.4%)、黏土质矿物(36.7%)和长石(21.6%)为主(图3)。晶屑质玻屑凝灰岩往往在张家滩页岩内部呈夹层出现。

对长73亚段各岩相的发育程度进行统计(以彬1井取心段为例)，研究区长73亚段高有机质硅质页岩最发育(占45.66%)，其次为玻屑凝灰岩(占27.33%)及高有机质黏土质页岩(19.47%)，而中有机质硅质页岩(占2.2%)、中有机质黏土质页岩(占1.75%)、低有机质页岩(占0.55%)和晶屑质玻屑凝灰岩(占3.04%)含量较低(图5)。

图5 研究区不同岩相比例Fig.5 Proportions of the different lithofacies in the study area1.高有机质硅质页岩；2.高有机质黏土质页岩；3.中有机质硅质页岩；4.中有机质黏土质页岩；5.低有机质页岩；6.玻屑凝灰岩；7. 晶屑质玻屑凝灰岩

4 储层特征

4.1 储集空间类型

4.1.1 矿物基质孔隙

4.1.1.1 粒间孔

镜下观察结果显示研究区粒间孔主要位于长石、石英及一些其他矿物之间，形状主要为不规则状(图6(a))。页岩粒间孔直径从30 nm到8 μm，凝灰岩中粒间孔直径较页岩稍大，从70 nm到10 μm皆有分布(图7)。粒间孔存在两种成因，一种为颗粒沉积时保留至今的原生孔隙，另一种为沉积之后的颗粒或其间物质发生蚀变而形成[36-37]，如研究区凝灰岩后期经过脱玻化作用形成大量粉砂级-泥级自生矿物，而矿物间发育脱玻化作用形成粒间孔[24]。

图6 不同孔隙类型微观特征Fig.6 Microscopic characteristics of the different reservoir space types(a)粒间孔，扫描电镜，彬1井，1 436.74 m; (b)粒内孔，扫描电镜，JH4井,1 452.5 m; (c)晶间孔，扫描电镜，LH2井,970.99 m; (d)特大溶孔，彬1井, 1 433.76 m, (-)；(e)有机质孔，扫描电镜,JH4井,1 454.76 m；(f)有机质边缘孔，扫描电镜，JH4井,1 452.5 m; (g)构造缝，JH4, 1 454.19 m, (-)；(h)成岩缝，彬1井,1 433.85 m,(-); (i)晶面裂缝，彬1井，1 437.96 m,(+)

4.1.1.2 粒内孔

研究区页岩和凝灰岩皆存在粒内孔，粒内孔主要位于长石和石英矿物颗粒内部，形状为椭圆形、方形以及不规则状(图6(b))。页岩粒内孔长9 nm到1.5 μm，凝灰岩粒内孔长10 nm到2 μm(图7)。粒内孔成因也有原生与次生两种成因，其中原生粒内孔为矿物颗粒在自身生长的过程中形成，次生粒内孔为矿物颗粒在沉积后受到溶蚀形成。

图7 页岩层系主要岩相的孔隙发育差异Fig.7 Difference in pore development for the different lithofacies in the shale reservoirs

4.1.1.3 晶间孔

研究区晶间孔主要为黄铁矿晶间孔及黏土矿物晶间孔。研究区黄铁矿晶间孔无定形，直径一般为9～200 nm，可达1 μm，相当一部分孔隙被有机质充填(图6(c))；黏土矿物晶间孔形状多为窄缝状，长20 nm到1.3 μm，部分孔隙被有机质充填。

4.1.1.4 特大溶蚀孔

特大溶蚀孔指孔径超过相邻颗粒直径的孔隙，发现于凝灰岩储集空间中(图6(d))，特大溶蚀孔形状不规则，孔径一般不小于100 μm。发现特大溶蚀孔的薄片上有较多黑色油迹，孔隙中常有有机质残余，表明此类孔隙是有机酸溶蚀的产物。

4.1.2 有机质相关孔隙

4.1.2.1 有机质孔

有机质孔隙是由于固体干酪根转为烃类流体而在干酪根内部形成的孔隙。研究区页岩中有机质的丰度虽然高，但成熟度不高，处于未成熟-成熟阶段，故有机质孔隙并不发育。镜下可见一些长条状等有机质孔隙，长15～600 nm(图6(e),图7)，这种长条状的有机质孔隙指示其在较低成熟条件下形成[38-39]。

4.1.2.2 有机质边缘孔隙

由于有机质与矿物物理性质的差异，在有机质与矿物接触的边缘往往容易形成有机质边缘孔隙[20]。研究区有机质边缘孔隙形状为长条状和不规则状(图6(f))，页岩有机质边缘孔隙缝宽20～450 nm，凝灰岩有机质边缘孔隙缝宽90 nm至1 μm(图7)。

4.1.3 裂缝

4.1.3.1 构造缝

构造缝是由于岩石受外力作用破裂而产生的裂缝，其规模除与外力强度有关外，还与沉积构造、有机质丰度、岩性与矿物组成等相关[40]。研究区构造缝在各岩相中皆有发育，凝灰岩中构造缝较页岩更为发育(图6(g))。凝灰岩中构造缝主要为高角度缝，而页岩中低角度构造缝较为发育。

4.1.3.2 成岩缝

成岩缝是在胶结作用、黏土矿物蚀变转化和压实作用等成岩作用过程中形成的裂缝[41]。研究区成岩缝以层理缝为主(图6(h))，主要发育在页岩纹层间。凝灰岩中也有层理发育，进而发育层理缝。

4.1.3.3 晶面裂缝

研究区晶面裂缝见于凝灰岩晶屑表面，其形状为不规则长缝状，常交互成网状(图6(i))，其含量与晶屑含量密不可分。晶面裂缝与火山活动相关。岩浆爆发式喷出时释放的剧烈能量，使岩浆中析出或早期形成的晶屑外形扭曲不规则，内部裂缝交错纵横[24]。

4.1.3.4 粒边缝

粒边缝见于凝灰岩的晶屑及页岩中的颗粒与周边基质接触处，形状多为不规则长缝状(图6(j))。粒边缝是由于颗粒与周围基质成分及物理性质差异所形成，后期进一步受到流体的溶蚀改造而扩大[42]。

利用扫描电镜，结合Imageproplus等软件对不同类型孔隙的形状、大小、丰度与面孔率进行统计，针对不同岩相孔隙特征进行分析，进而得到主要岩相孔隙发育的差异特征(图7)。对比结果表明，凝灰岩相总面孔率较高(1.7%)，孔隙类型以粒间孔为主，粒内孔、晶间孔和有机质边缘孔丰度低；高有机质硅质页岩总面孔率为0.61%，孔隙类型以粒间孔、晶间孔和有机质边缘孔为主，粒内孔和有机质孔丰度低；高有机质黏土质页岩总面孔率为0.39%，孔隙类型以粒间孔和晶间孔为主，粒内孔、有机质孔和有机质边缘孔的丰度中等。孔隙分析结果表明，凝灰岩岩相孔隙发育程度好于高有机质硅质页岩岩相，也好于高有机质黏土质页岩岩相。

4.2 孔隙结构及物性特征

4.2.1 孔隙结构特征

4.2.1.1 氮气吸附特征

氮气吸附方法是利用氮气进行吸附填充孔隙从而间接得到孔隙空间特征的方法，其在研究固体纳米级孔隙时精度较高[43]。根据等温吸附曲线特征及理论计算方程可得到页岩层系各岩相的孔隙结构特征[44-45]。各岩相等温吸附曲线特征以IV型为主(图8)，即以中孔毛细凝聚为主，且在压力接近最大值时并未出现饱和，表明各岩相的孔隙为一套从分子级到相对无限大的连续完整孔隙系统[46]。其中高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩和凝灰岩迟滞回线以H3型为主(图8(a)—(c))，即以中孔毛细凝聚为主，发育片状颗粒堆叠形成的非刚性聚集体的槽状孔(无序的层状孔、狭窄的楔状孔隙)；中有机质黏土质页岩与低有机质页岩迟滞回线兼具H2和H3的特征(图8(d)和(e))，表明该岩相既发育细径和墨水瓶孔隙(柱状和球状孔隙)，又发育片状颗粒堆叠形成的非刚性聚集体的槽状孔(无序的层状孔、狭窄的楔状孔隙)。

图8 页岩层系不同岩相氮气吸附曲线特征Fig.8 Characteristics of nitrogen adsorption curves for the different lithofacies in the shale reservoirs

采用密度泛函理论(DFT法)可获得孔隙体积及孔径分布[45]。结果表明，泾河地区低有机质页岩介孔含量高，凝灰岩、中有机质黏土质页岩、高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩介孔含量依次降低(图8(f))。

4.2.1.2 高压压汞特征

研究区页岩高压压汞曲线整体呈细歪度，中间进汞段相对平缓，毛细管压力大约在10 MPa时开始大量进汞，排驱压力均较高(图9)。凝灰岩的毛细管压力曲线相对页岩偏粗歪度，毛细管压力在1 MPa左右时开始大量进汞，表明凝灰岩较页岩有较大的孔喉孔径和具有更宽范围的孔径分布(图9(e))。凝灰岩岩相孔喉平均直径明显大于其它岩相，排驱压力最小，最大进汞饱和度最大，最大退出效率为63.55%，说明凝灰岩岩相孔隙较大，以宏孔为主，孔隙连通性最佳，但流体排出效果不好。低有机质页岩孔喉平均直径最小，排驱压力最大，表明低有机质页岩岩相整体孔隙偏小，不如其它岩相(图9(d))。而高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩和中有机质黏土质页岩孔喉平均直径和排驱压力相似，以介孔为主，孔隙大小介于凝灰岩岩相和低有机质页岩岩相之间(图9)。

图9 页岩层系不同岩相高压压汞曲线特征Fig.9 Characteristics of high pressure mercury injection curves for the different lithofacies in the shale reservoirs

高压压汞可以用来评价宏孔含量特征，通常采用宏孔比孔容来衡量，即各岩相每克含有多少容量的宏孔体积(图9(f))。凝灰岩平均宏孔比孔容最大(0.022 1 mL/g)，其次为高有机质黏土质页岩(0.002 7 mL/g)和高有机质硅质页岩(0.002 5 mL/g)，中有机质黏土质页岩宏孔比孔容为0.001 6 mL/g，低有机质页岩宏孔比孔容最低(0.001 3 mL/g)。

4.2.1.3 联合孔容孔径分析

氮气吸附法主要测定孔径小于100 nm的孔隙[47]；而高压压汞法测定的孔隙直径范围从3 nm至120 μm，通常对宏孔测定较准确，但对介孔测定不全面、不准确[48]。因此联合氮气吸附法及高压压汞法可以有效地、全面地定量表征页岩层系储层的孔隙结构特征[49-50]。本文综合氮气吸附和高压压汞实验联合评价各岩相孔容和孔径特征，其中介孔(孔径2～50 nm)比孔容与孔径分布采用氮气吸附数据，宏孔(孔径>50 nm)比孔容及孔径分布采用高压压汞数据。

图10 页岩层系不同岩相联合孔径分布特征Fig.10 Joint pore size distribution characteristics for the different lithofacies in the shale reservoir

高有机质硅质页岩介孔孔径集中在6～20 nm之间，宏孔孔径在50～110 nm相对集中；高有机质黏土质页岩介孔孔径主要集中于5～30 nm，且具有多峰特征，宏孔孔径主要集中于50～110 nm；中有机质黏土质页岩介孔孔径集中于3～10 nm，宏孔孔径>50 nm的孔隙出现概率逐渐降低，集中段不明显；低有机质页岩介孔孔径主要集中于3～6 nm，宏孔孔径>50 nm的孔隙出现概率逐渐降低，集中段不明显；凝灰岩介孔孔径主要集中于6～10 nm和30～50 nm，宏孔出现概率整体随孔径增大而减小，但部分样品的宏孔孔径在50～600 nm相对集中(图10)。

整体上，凝灰岩以宏孔为主，且宏孔含量相比其它岩相最高；高有机质硅质页岩宏孔含量稍多于介孔含量，但不如凝灰岩宏孔含量高；高有机质黏土质页岩以宏孔为主，含量与高有机质硅质页岩相似；中有机质黏土质页岩以介孔为主，宏孔含量相对高有机质黏土质页岩宏孔含量较少；低有机质页岩以介孔为主，介孔含量相比其它岩相高，宏孔含量相对其它岩相小(图10(f))。

4.2.2 物性特征

研究区各岩相中，凝灰岩平均孔隙度最高，为7.19%；其次为高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩、中有机质黏土质页岩和低有机质页岩，其平均值依次为4.01%、3.58%、2.56%和2.34%。凝灰岩平均渗透率最高(0.127 mD，1 mD=10-3μm2)，其次为高有机质硅质页岩(0.004 3 mD)。总体来看，各岩相中凝灰岩孔隙度及渗透率最好，其次为高有机质硅质页岩和高有机质黏土质页岩(图11)。

5 有效孔隙及主控因素

5.1 有效孔隙

岩石热解产物有S1、S2和S3，其中S1代表样品的残余游离烃，S2代表热解烃，S3代表干酪根热解过程中形成的CO2含量。残余游离烃S1能够反映原始储层含油量的高低，其值越高，代表含油量相对越高，故可用S1含量多少代表页岩储层有效孔隙的含油能力[51]。通过宏孔及介孔与游离油(S1)的相关性分析，可以看出页岩及凝灰岩中S1含量与宏孔含量皆呈正相关，而与介孔含量无相关性，或者呈负相关(图12)，说明宏孔为主要的储油空间，游离油主要储存于宏孔中。故宏孔含量可以代表页岩层系储层有效储集游离油的能力，对研究区宏孔发育影响因素的研究可反映研究区储层有效储集性能的影响因素。

图11 页岩层系不同岩相孔隙度及渗透率特征(1 mD=10-3 μm2)Fig.11 Porosity and permeability characteristics for the different lithofacies in the shale reservoirs (1 mD=10-3 μm2)

5.2 储层质量主控因素

5.2.1 有机质对储层质量的影响

泾河地区页岩中富含有机质，而凝灰岩中有机质含量较少。页岩宏孔含量受有机质含量的影响明显。页岩宏孔比孔容与有机质含量呈较好的正相关性(图13(a))，有机质含量越高，宏孔的含量及孔隙的平均孔径越大。由于有机质与矿物颗粒间形成有机质边缘缝、有机酸溶蚀矿物形成溶蚀孔以及有机质生烃演化可形成有机质孔，使储层的孔隙更发育、物性更好。

5.2.2 矿物组分对储层质量的影响

图12 宏孔及介孔比孔容与S1交汇图Fig.12 Crossplots of macropore and mesopore specific pore volume versus S1

5.2.2.1 页岩储层

页岩宏孔比孔容与黄铁矿含量呈较好的正相关(图13(b))。长7段沉积环境为还原性，有机质以及周边沉积物含有较多铁质矿物，在还原环境下结晶聚集形成黄铁矿。黄铁矿颗粒之间存在较多的晶间孔，可形成大于50 nm的宏孔；且黄铁矿常与有机质伴生，易发育有机质边缘缝等孔隙。页岩宏孔比孔容与石英、长石、碳酸盐、黏土矿物之间的相关性不明显(图13(c)—(e))，推测是由于页岩宏孔的控制因素较多，导致其与每种矿物的相关性不强，整体上宏孔比孔容与硅质/黏土质比值呈微弱正相关关系(图13(f))。

图13 页岩及凝灰岩宏孔比孔容与各组分交汇图Fig.13 Crossplots of macro-pore specific pore volume versus components of shale and tuff(a)—(f)页岩；(g)—(i)凝灰岩

5.2.2.2 凝灰岩

凝灰岩宏孔含量的影响因素较多，如物态、矿物成分等。凝灰岩物态有晶屑、玻屑和岩屑，研究区以玻屑为主，少量晶屑。晶屑矿物常伴随有晶面缝、粒边缝，晶屑含量越高，晶面缝和粒边缝越多；而玻屑在成岩过程中会发生脱玻化作用，形成脱玻化孔。凝灰岩宏孔比孔容与石英矿物含量呈较好的正相关(图13(g))，与长石、黏土矿物之间相关性差(图13(h)和(i))。凝灰岩中火山玻璃物质在成岩过程中发生脱玻化作用，玻璃质变为新的矿物，会形成大量细小的微晶石英，并且相对原始颗粒来说体积缩小，在石英颗粒之间形成脱玻化孔[37]。脱玻化作用形成的粒间孔(脱玻化孔)在研究区凝灰岩储层中较为常见(图6(a))，脱玻化孔可进一步被溶蚀，形成扩大的溶蚀粒间孔[24]。自生石英含量高代表脱玻化作用强，孔隙也更发育，表明组分对凝灰岩储层物性有较强的控制作用。

5.2.3 岩相对储层质量的影响

从上文分析可知，不同岩相的孔隙类型、孔径、孔隙结构、宏孔的比孔容、孔隙度及渗透率等皆有较大的差异。各岩相宏孔含量从高到低依次为：凝灰岩、高有机质黏土质页岩、高有机质硅质页岩、中有机质黏土质页岩、低有机质页岩。凝灰岩的孔隙度及渗透率也是各岩相中最高的，其次为高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩，其他岩相的孔隙度及渗透率则较差。可见岩相是控制宏孔含量发育的主控因素，凝灰岩、高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩是有利于宏孔发育的岩相，尤其是凝灰岩，地层中凝灰岩占比越高，宏孔含量越高。

6 结 论

(1)根据粒度、TOC含量和矿物成分将研究区细粒岩分为高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩、中有机质硅质页岩、中有机质黏土质页岩、低有机质页岩、玻屑凝灰岩、晶屑质玻屑凝灰岩和粉砂岩8种类型，其中高有机质硅质页岩、高有机质黏土质页岩和凝灰岩较为发育。

(2)长73下部(张家滩页岩段)烃源岩丰度以极好烃源岩级别为主，有机质类型分布于Ⅰ-Ⅱ1型，其中以Ⅰ型为主，有机质成熟度分布于未成熟-成熟阶段；长73上部烃源岩质量差于长73下部。

(3)根据产状将储集空间分为矿物基质孔隙(粒间孔、粒内孔、晶间孔、特大溶蚀孔)、有机质相关孔隙(有机质孔、有机质边缘孔隙)以及裂缝(构造缝、成岩缝、晶面裂缝、粒边缝)。凝灰岩以粒间孔为主，高有机质页岩主要发育粒间孔、晶间孔和有机质边缘缝等。各岩相等温吸附曲线特征以IV型为主，迟滞回线以H3型为主。凝灰岩介孔比孔容和宏孔比孔容均高于高有机质硅质页岩和高有机质黏土质页岩。宏孔是储集游离油的有效孔隙。

(4)储集性能受岩相、有机质含量和矿物组成控制。凝灰岩孔隙度及平均宏孔比孔容最高，其次为高有机质硅质页岩和高有机质黏土质页岩，而低有机质页岩宏孔比孔容最小，介孔比孔容大。有机质、黄铁矿的含量高，则页岩宏孔比孔容大，储层质量好；凝灰岩中石英含量与宏孔比孔容呈正相关，指示凝灰岩脱玻化有利于储层质量的改善。