川中地区侏罗系自流井组大安寨段黑色页岩孔隙微观特征及主控因素

祝海华，陈琳，曹正林，王明磊，洪海涛，李育聪，张芮，张少敏，朱光仪，曾旭，杨巍

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

页岩油是指赋存于富有机质页岩层系中的石油，一般无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺和技术措施才能获得工业石油产量［1-3］，微观储渗空间对研究页岩油的储集和流动特征至关重要［4-5］。

中国页岩油储层形成于中新生界陆相湖盆，发育陆源、内碎屑以及混积岩/沉凝灰岩3种类型页岩层系［6-9］。由于湖相环境变化大，页岩层系不同岩性频繁互层，导致页岩油储层微观孔隙结构及孔隙发育主控因素复杂。如准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩层系中粒度较粗的砂屑云岩、长石岩屑粉-细砂岩和云质粉砂岩孔隙结构、孔隙度好于泥页岩［6］；鄂尔多斯盆地长7段页岩层系中粉砂岩纹层越发育，刚性碎屑的粒度越大储层孔隙度就越高，孔径也越大［7］。松辽盆地北部青山口组一段页岩油储层孔隙度则相反，泥页岩孔隙度高于粉砂岩纹层和介壳层，有机质生烃则进一步促进了深埋期的增孔效应［8］。四川盆地侏罗系自流井组大安寨段沉积环境独特，为一套清水湖盆泥页岩与介壳生物灰岩沉积，缺乏粗粒碎屑的注入，沉积环境及岩性组合与国内其他陆相页岩油存在较大差异，对其孔隙、物性特征及控制因素的研究薄弱。

大安寨段页岩层系有机地化、含油性指标均较好［10-15］，但近年来针对大安寨段页岩油钻探井的测试产量均较低，有利层段优选仍面临挑战。本文以川中地区大安寨段页岩层系为研究对象，利用薄片、物性、荧光、XRD、电镜、吸附等测试数据，开展页岩油储层微观孔隙类型及特征、主控因素以及不同孔隙油相赋存差异研究，从储层微观特征及含油性差异的角度为大安寨段页岩油有利层段的优选提供更多的参考依据。

1 地质背景

受印支运动影响，晚三叠世开始四川盆地由海相环境转变为陆相环境，进入侏罗纪红色盆地演化阶段，四周被龙门山古陆、大巴山古陆、康滇古陆所包围。早侏罗世大安寨时期主要发育内陆清水湖相沉积，该时期是盆地侏罗系自流井组3次湖侵中规模最大、范围最广的一次。半深湖-深湖相区分布于川中一带，由于远离物源区，缺乏陆源注入，水体盐度低且安静，发育大量淡水介壳类生物，沉积了一套大范围展布的介屑灰岩和深灰-黑色泥页岩地层［16-17］。根据地层岩性、电性特征可进一步将大安寨段自上而下划分为大一、大二和大三3个亚段（图1），其中大三亚段为湖盆水进扩展期，大二亚段为最大水进期，页岩最为发育，大一亚段为湖盆水退萎缩期。由于湖盆水深振荡，介壳灰岩和页岩往往频繁互层，形成较为复杂的岩性组合。

2 样品与实验方法

本次研究分别选取了四川盆地R1井和L1井大安寨段28块页岩油储层样品（图1），开展XRD、有机碳、岩石热解、物性、扫描电镜、显微荧光和吸附实验。岩心柱样品首先利用氦孔隙度自动测定仪和气体渗透率测定仪进行孔隙度、渗透率分析，之后取少量样品开展有机碳和热解实验，获取有机碳和热解参数。取部分样品磨成粉末样，进行XRD全岩分析，确定页岩矿物类型及其含量，然后进行低温氮气吸附实验，获取页岩样品的吸附-脱附曲线和孔隙结构参数。样品同时磨制成普通薄片，进行单偏光和显微荧光分析，获取烃类的微观赋存特征。观察时获取同视域的单偏光照片和荧光照片，对荧光照片进行图像处理，提取有荧光部分，并与单偏光照片叠合，准确获取烃类的微观分布特征。选取样品典型切面，利用三离子束切割仪对样品表面进行氩离子抛光处理，之后在场发射电镜中进行微观孔隙观察，获取高真空背散射孔隙照片。对获取的电镜照片进行二值化处理并提取孔隙，统计孔隙孔径等参数。

图1 四川盆地构造区划图（a）及R1井大安寨段岩性柱状图（b）Fig.1 Tectonic map showing the Sichuan Basin（a）with a lithologic column revealing its Da’anzhai Member in Well R1（b）

3 结果

3.1 页岩矿物类型

研究区大安寨段远离物源，富含介壳而缺少粗粒陆源碎屑。根据介壳含量可将大安寨段页岩油储层划分为页岩、含介壳页岩、泥质介壳灰岩和介壳灰岩。电镜及薄片观察显示粘土矿物、方解石、石英、长石、黄铁矿是大安寨页岩中最常见矿物。XRD分析结果显示大安寨段页岩油储层中粘土矿物含量最高，为16.0 %～57.0 %，平均40.5 %；粘土矿物类型以伊利石、伊/蒙混层为主。其次为石英和碳酸盐矿物，其中石英含量6%～48%，平均34.4%，主要类型包括碎屑石英和交代介壳的自生石英；碳酸盐矿物含量0～77 %，平均17.0 %，以介壳方解石为主。长石和黄铁矿含量低，其中长石含量0.9%～12.3%，平均4.9%，以斜长石为主，黄铁矿含量0～7.0 %，平均2.4 %，多呈星散状或莓球状分布。三端元划分图上，大安寨段页岩主体为混合质、粘土质页岩，少量粉砂岩和碳酸盐岩（介壳灰岩、泥质介壳灰岩）（图2）。

图2 川中地区R1和L1井侏罗系大安寨段页岩油储层三端元岩相划分Fig.2 Lithofacies division of the Da’anzhai shale oil reservoirs revealed by wells R1 and L1 in central Sichuan Basin

3.2 储集空间类型及特征

大安寨段页岩油储集空间可分为裂缝和孔隙，孔隙可进一步划分为无机孔隙和有机孔隙（表1），共3类14亚类，各类储集空间特征分述如下。

表1 川中地区大安寨段储层储集空间分类Table 1 Reservoir space classification of the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin

1）裂缝，按成因可进一步划分为7亚类（表1；图3），其中页理缝分布于平行排列的片状粘土矿物间（图3a，b）；壳缘缝和解理缝与介壳方解石受力错动相关，当介壳与基质错动时形成壳缘缝（图3j），介壳玻纤状方解石晶体错动则形成平行壳缘的解理缝，当介壳重结晶时形成垂直壳缘解理缝，两者交错可以形成局部网状缝（图3e—g）。成岩过程中有机酸沿解理发生溶蚀形成解理溶蚀扩大缝（图3h）。碎屑粒缘缝分布于相对粗粒的碎屑边缘（图3i），主要为石英碎屑。水平缝多见于页岩中，方解石完全充填（图3e，d），缝高数微米至数厘米，压溶缝则是在机械压实和化学溶蚀共同作用下形成（图3k）。

图3 川中地区R1和L1井大安寨段页岩油储层典型裂缝照片Fig.3 Images showing typical fractures in the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin（wells R1 and L1）

2）无机孔隙，根据成因及分布位置划分为6个亚类，其中介壳方解石晶间孔分布于介壳内部（图4a），介壳重结晶过程中形成，孔隙呈多边形，边缘平直规则，孔径较大，单孔孔径71 %大于400 nm。介壳重结晶过程中可能伴随溶蚀作用，形成介壳方解石晶间溶孔，孔隙边缘平滑圆度好（图4b）。自生方解石晶间孔隙指方解石胶结物的晶体间孔隙（图4c），自生方解石多分布于介壳之间或介壳形成的早期遮蔽空间中。成岩过程中介壳方解石易被石英交代，自生石英则可以形成石英晶间孔隙（图4d）。粘土晶间孔最为常见，分布于片状粘土矿物间（图4e），片状，孔径小但数量丰富，孔径5～550 nm，峰值50～99 nm，提供主要储集空间。黄铁矿晶间孔隙指自生黄铁矿晶间的孔隙（图4f），被有机质充填或半充填，分布不均匀，局部可连通，这类现象在页岩气储层中也较为常见［18-20］。

3）有机质孔，分布于无定形沥青质体中（图4g，h），发育程度偏低，干酪根中少见孔隙。有机质孔隙具有孔小、孔圆特征，单孔孔径主体分布在5～300 nm，峰值55～99 nm。

图4 川中地区R1井大安寨段页岩油储层典型孔隙类型SEM照片Fig.4 SEM images showing typical pore types in the Da'anzhai shale oil reservoirs（Well R1），central Sichuan Basin

3.3 储层物性特征

大安寨段页岩油储层氦气孔隙度分布于0.3%～10.5%，平均4.7%，渗透率（0.001～31.895）×10-3µm2，平均0.889×10-3µm2，孔隙度-渗透率相关性较好（图5）。不同岩性储层的物性差异较大（图6），页岩孔隙度最高，平均5.69%，有荧光特征的介壳灰岩孔隙度平均4.45%，介壳灰岩平均3.27%，泥质粉砂岩最低，平均2.76%。物性的差异也说明介壳灰岩中虽然微裂缝发育，介壳相关孔隙孔径大，但裂缝及介壳方解石孔隙的体积较小，页岩中粘土晶间孔隙小，但数量多累计体积大。孔隙度随现今埋藏深度增加有下降趋势。如L1井，埋藏深度3 473.78～3 554.61 m，孔隙度0.31%～10.50%，平均4.11%，而R1井，埋藏深度2 410.43～2 493.85 m，孔隙度0.74%～18.23%，平均5.01%。

图5 川中地区R1和L1井大安寨段页岩油储层孔-渗关系Fig.5 Scatter plots showing the relationship of porosity with permeability of the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin

图6 川中地区R1和L1井大安寨段不同岩性孔隙度分布统计Fig.6 Statistical diagram showing the porosity distribution of different lithologies in the Da'anzhai Member，central Sichuan Basin

3.4 氮气吸附特征

氮气吸附可以测量孔径为0.35～400.00 nm的孔隙，提供样品介孔（2～50 nm）和宏孔（>50 nm）信息。大安寨段页岩油储层页岩N2吸附等温线呈反“S”型（图7），与IUPAC（国际纯粹与应用化学联合会）提出的Ⅳ型等温曲线相似，即低压［0

0.35）等温线随着压力升高而快速上升，无平台段，表明样品中可能存在更大的宏孔而未被氮气充填。

图7 川中地区大安寨段页岩油储层典型岩性样品N2吸附曲线Fig.7 N2 adsorption curves of typical samples with different lithologies from the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin a.粘土质页岩；b.介壳质页岩；c.介壳灰岩

在相对压力（p/p0）中等段，介孔发育引起吸附-脱附曲线之间发生迟滞现象，根据行业标准（GB/T 21650.3—2011），迟滞环形态介于H3与H4型之间，吸附分支在饱和蒸气压附近变陡，脱附分支在中等压力处变陡，反应了一种具有平行壁的狭缝状毛细管孔特征，表明样品中的孔隙形态主要为片状粘土和刚性颗粒组成的狭缝状孔，与扫描电镜分析结论一致。介壳灰岩或含泥介壳灰岩N2吸附等温线与Ⅲ型等温曲线相似，低压区吸附量极少，在饱和蒸气压附近变陡，曲线无拐点，表现出非常低的吸附能力，孔隙体积和比表面积小，与物性测试结果一致。

3.5 含油性

页岩含油性的评价参数包括游离烃含量（S1）、氯仿沥青“A”含量以及OSI（S1/TOC）。L1井和R1井大安寨段页岩样品统计显示，S1分布于0.03～3.22 mg/g，平均0.85 mg/g，热解烃（S2）为0.22～9.98 mg/g，平均4.54 mg/g，OSI指 数 为10.52～299.68 mg/g，平 均84.35 mg/g。一般认为OSI大于100 mg/g时指示具有良好的页岩油生产潜力［21］，R1井含油性较好的层段厚约10 m，纵向上，含油性较高层段一般分布于大安寨段中部厚层页岩中，且往往超压（图8）。

图8 川中地区R1井大安寨段含油指标和测井压力系数纵向分布Fig.8 Vertical distribution of oil content index and logging pressure coefficient in the Da'anzhai Member（Well R1），central Sichuan Basin

本次研究对显微荧光照片进行荧光提取并与单偏光图像叠合，以直观揭示岩石中石油烃类分布与岩石结构、构造、孔隙之间的关系（图9）。大安寨段页岩层系显微荧光具有如下特征。①介壳：发光、部分发光或全发光，部分发光时发光位置为介壳边缘，荧光发光强度中-亮，黄绿色，表现为油质沥青特征；②粘土基质：黄绿色光，发光强度普遍暗，甚至不发光；③页理/微裂缝：发光，强度和颜色与介壳相似，单一页理呈水平连续或断续分布，受压实作用影响局部弯曲，多组页理平行排列，常被垂直/斜交层面的介壳阻断；④方解石充填水平裂缝：发光强度中等，方解石被烃类侵染，整体发光。

图9 川中地区R1井大安寨段页岩油储层显微荧光特征照片Fig.9 Micro‑fluorescence characteristics of the Da'anzhai shale oil reservoirs（Well R1），central Sichuan Basin

4 讨论

4.1 岩石组分对孔隙发育的影响

岩石组分与页岩孔隙发育程度密切相关［22-23］。本次以及前人物性数据统计均显示大安寨段页岩平均孔隙度高于含介壳页岩和介壳灰岩［24］，孔隙度、孔体积及比表面积与粘土含量呈正相关，与碳酸盐含量负相关（图10），说明粘土晶间孔隙贡献了主要的储集空间，介壳方解石晶间孔隙虽然孔径大，但数量少，总体积较小，因此粘土及方解石含量是物性的主要控制因素。这与国内典型页岩油储层存在明显差异，如吉木萨尔凹陷芦草沟组粒度粗、碳酸盐矿物含量较高的长石岩屑粉细砂岩、砂屑云岩、云质粉砂岩物性均好于泥页岩［6］，鄂尔多斯盆地长7段页岩层系中粉砂岩孔隙度最高，发育粉砂岩纹层的页岩次之，不发育粉砂岩的页岩的孔隙孔径小，孔隙度低［7］。

有机质含量与岩心孔隙度、氮气吸附孔体积及比表面积相关性均较差（图10），对大安寨段页岩物性影响小。主要原因与有机质的热成熟度有关，一般认为随着成熟度增加，有机孔隙逐渐增加［25］，特别是在过成熟生气阶段，随着烃类排出干酪根，有机孔隙最为常见［26］，研究区大安寨段页岩目前处于高成熟生油阶段（镜质体反射率Ro小于1.2 %），尚未进入大量有机孔发育阶段，加之有机质的吸附和溶胀作用［27］，使得有机孔发育程度低。

图10 川中地区R1井大安寨段TOC及矿物含量与孔隙度、孔体积及比表面积关系散点图Fig.10 Scatter plots showing the relationship of organic matter and mineral contents with porosity，pore volume and specific surface of the Da'anzhai Member（Well R1），central Sichuan Basin

4.2 成岩作用对孔隙发育的影响

原始泥岩孔隙度可达70%，但沉积之后会快速埋藏压实而变致密，流体流动不畅，导致大部分的成岩作用，尤其是胶结作用发生在成岩早期［28］，因此压实作用是页岩孔隙损失的最主要因素，埋藏更深的L1井大安寨段孔隙度（平均4.11%）要明显小于更浅的R1井（平均5.01%）。

当压实过程中靠近渗透层的泥页岩快速排水致密时，泥页岩中部的孔隙流体不能随压实及时排出，孔隙体积不能随压力变大而变少，将出现地层中部异常高压和高孔特征，即欠压实或不均衡压实现象，欠压实在年轻盆地中较为发育，多出现于2~3 km埋深范围［29-30］。超压段存在高孔隙度异常是不均衡压实形成的关键证据［29］，大安寨段中部夹层较少的页岩段压力系数和孔隙度高于上、下段的介壳灰岩、页岩段，如R1井，页岩中部的2 454.36～2 461.80 m深处压力系数平均1.16，孔隙度5 %～10 %，平均7.79 %，页岩上部和下部孔隙度、压力系数均逐渐降低，说明不均衡压实作用对大安寨段页岩孔隙的纵向差异分布具有明显控制作用（图6）。此外，埋藏过程中的生烃增压也可能促进了超压的形成，如R1井下部压力系数较高段（深度2 463～2 470 m）有机质含量较高，含油性较好。

4.3 孔隙含油性差异及其对储层优选的启示

综上所述，大安寨段页岩层系孔隙系统具有双重介质特征：介壳发育孔径较大孔隙，与多方向解理共同组成网状孔缝系统，基质粘土片状孔隙孔径小，与页理缝组成水平孔缝系统，渗流能力明显差异于介壳孔缝系统（图11）。孔隙结构差异导致大安寨段页岩层系的孔径和孔体积具有负相关性，并进一步导致了油相微观赋存和流动的强非均质性，表现为：

图11 川中地区大安寨段页岩油储层介壳与粘土基质“双重”孔缝系统模式Fig.11 Model diagram of“dual”pore‑fracture systems consisting of shell calcite and clay matrix in the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin

1）S1和OSI等含油性参数较高层段一般为富有机质的页岩层段，介壳夹层或纹层少，孔隙度高，孔隙主要由粘土矿物贡献，但这类页岩中粘土孔隙的显微荧光强度明显弱于页理缝和介壳方解石/石英晶间孔隙，说明粘土孔隙虽然孔体积大，但由于孔径小，单孔隙含油量低，荧光显示弱且不易流动。

2）介壳方解石/石英晶间孔隙以及页理缝虽然对储集空间的贡献小于粘土孔隙，但由于孔径更大，烃类富集程度更高，显微荧光明显强于粘土基质。页理缝对烃类的微观富集具有明显的控制作用，表现为页理缝发育时，其周围介壳往往孔隙发育、荧光强，距离页理缝较远的介壳往往局部发荧光或不发光（图7），说明油气生成之后优先进入页理缝进行微观运移，并在附近介壳方解石孔缝系统中富集。

通常页岩含油性评价参数主要为热解S1、氯仿沥青“A”含量、OSI等［1］，可动性评价参数主要为气油比（GOR）、可采油指数（POI）、束缚油指数（AI）、原油密度粘度等［1，3，24，27，31-32］。但这类评价参数主要关注流体本身的性质，未考虑页岩储集空间大小对烃类微观赋存和流动的影响。对于原油来说，沿孔道壁易富集原油中的极性物质和重质成分，而越靠近孔道中轴部位，其数量就越少。从孔道壁界面处原油的高粘度，朝着孔道中轴的方向，逐步过渡到体相原油的低粘度［33］，因此孔隙越小，原油表现出的流动能力就会越差。

由于孔径与孔体积呈负相关特征，基于孔隙度/孔体积的物性评价指标并不能准确反映页岩油储层的质量，基于含油量确定的页岩油富油层段其石油不一定能顺利采出，这也导致近两年针对大安寨段高有机质含量或高含油性页岩段实施的水平井压裂效果并不理想，因此建议把孔径和页理/微裂缝发育程度也作为大安寨段页岩油有利层段优选的关键参数。

5 结论

1）川中大安寨段黑色页岩主要矿物类型包括粘土矿物、方解石、石英、长石和黄铁矿。发育裂缝及孔隙等14类储集空间，裂缝类型以介壳解理缝、解理溶蚀扩大缝、壳缘缝、页理缝、水平缝为主，孔隙类型以粘土孔隙为主，其次为介壳方解石及自生石英晶间孔，少量有机质孔、黄铁矿晶间孔。孔隙度受控于粘土和方解石含量以及欠压实程度。

2）大安寨段页岩油储层介壳与粘土基质发育“双重”孔缝系统：介壳方解石中发育孔径较大的孔隙，与多方向解理缝共同组成网状孔缝系统，基质粘土片状孔隙孔径小，与页理缝组成水平孔缝系统，渗流能力差于介壳方解石的孔缝系统，孔隙结构差异导致大安寨段页岩层系的孔径和孔体积具有负相关性。

3）大安寨段油相微观赋存具有较强微观非均质性，富有机质页岩段含油性（S1，OSI）好，但显微荧光弱，油相分散分布于粘土矿物的微小孔隙中，流动性差；孔径更大、流动性更好的介壳方解石/石英晶间孔隙以及微裂缝中烃类更富集，显微荧光强。

4）微裂缝对烃类的微观富集至关重要。油气生成之后优先进入页理缝进行微观运移，并在页理缝附近的介壳方解石孔缝系统中富集，而距离页理缝较远的介壳孔隙含油性变差。在开展页岩油有利储层优选时，除考虑含油性、物性外，还应将孔径和微裂缝发育程度作为关键参数。

致谢：本文受中国石油-西南石油大学创新联合体科技合作项目（2020CX050103）、国家自然科学基金项目（4177021173）资助，同时评审专家提出了建设性意见，在此一并表示感谢。