东营凹陷古近系泥页岩孔隙结构特征及连通性

张林彦，包友书，习成威

（1.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015；2.中国地质大学 地球科学与资源学院，北京 100083）

页岩油是一种重要的非常规油气资源[1-3]，中国东部陆相盆地中蕴含着大量的页岩油资源[4-6]。但页岩油不同于页岩气，油的流动性远远低于气的流动性，因此，页岩储集层特征对页岩油研究显得尤为重要，一方面影响页岩对油的储集能力，另一方面，影响页岩油的可流动性。

目前对泥页岩孔隙结构进行量化研究的方法包括图像法(包括CT图像、原子力显微镜、小角散射和FIB-SEM图像等)、压汞法、核磁共振法、低温气体吸附法（包括氮气吸附法和二氧化碳吸附法）等[7-11]。但各种方法都存在一定的局限性，如图像法量化研究泥页岩储集层孔隙结构时，如果视域相对较大，则难以获得微小孔隙的图像，如果可以获得微小孔隙图像，则难以将微小视域的图像模型外推到整个储集层；核磁共振法可以通过测定横向弛豫时间来测定孔径分布范围，但却不能确定这些孔径中哪些为连通孔，哪些为不连通孔；低温气体吸附法的局限是测定的孔径范围一般小于100 nm，而且做吸附实验前，首先要将样品粉碎至一定颗粒，而样品粉碎过程中，既会损失掉原来的较大孔隙或裂缝的信息，又导致新孔隙或微裂缝的产生；压汞法根据汞注入量和注入汞所需的压力确定孔隙度及孔径分布特征，实际测定的是汞所能够注入的孔隙，即连通孔隙。如果以GRI法测定的孔隙度近似看作为总孔隙度，对同样的样品进行GRI孔隙度和高压压汞法联合测试，则可以量化研究泥页岩中不同级别喉道（对应着不同的压汞压力）的连通情况。目前的高压压汞法最高压汞压力可超过410 MPa，压汞压入的最小孔径可达到3.6 nm[12-13].考虑到孔径小于2.0 nm孔隙对总体储存空间及页岩油整体渗流性能的影响较小，因此认为，对于页岩储集层结构研究，可以用高压压汞法。本文将高压压汞法与GRI法相结合，来研究东营凹陷泥页岩的孔隙结构特征及连通性。

1 样品及实验方法

1.1 研究区地质概况

东营凹陷为中国渤海湾盆地济阳坳陷的一个次级构造单元，凹陷长轴近东西向，北部近东西向和北东—南西向边界断层断裂活动强，控制了整个凹陷的沉积演化，使该凹陷总体上呈现“北断南超、北深南浅”的箕状结构。东营凹陷古近系页岩主要发育在沙河街组沙四段（Es4）、沙三段（Es3）和沙一段（Es1）。由于沙一段埋深相对较浅，演化程度低，并且东营凹陷已发现油气大都来自于沙四段和沙三段，这些广泛发育的泥页岩内也蕴含着大量的页岩油气资源[5-6，14]。因此，本次将沙四段和沙三段作为研究对象。

1.2 实验样品

选取了东营凹陷古近系沙河街组沙三段和沙四段的3种典型泥页岩样品，分别为滨浅湖—半深湖相块状泥岩、半深湖—深湖相层状页岩和半深湖—深湖相纹层状页岩，样品来自于东营凹陷博兴洼陷的樊页1井和樊120井、牛庄洼陷的牛页1井和利津洼陷的利页1井（表1）。所有泥页岩样品有机质成熟度均处于生油窗范围内，并具有生成和储存页岩油气的潜在可能[15-19]。

1.3 实验方法

将样品分为2份，一份用于测定泥页岩总孔隙度（GRI孔隙度）；另一份用于高压压汞分析以测定泥页岩压汞压入孔隙度、孔径分布以及不同压力（对应不同孔隙直径）压入的孔隙度。

表1 东营凹陷沙三段和沙四段3种典型泥页岩孔隙连通性分析样品信息

1.3.1 总孔隙度测定

总孔隙度采用GRI孔隙度测定方法，将样品分为两部分，一部分用于测定泥页岩样品的整体密度（ρb）。首先利用天平称量一定量泥页岩样品，再将称重后的泥页岩样品浸入汞中，以测定样品的体积，根据样品质量和体积确定出样品的整体密度[13，20]。

另一部分样品用于测定岩石颗粒密度（ρg，去除水和油之后的固体颗粒密度）。将样品粉碎至590～840 μm，称取一定量泥页岩样品，记录质量m1，再利用二氯甲烷试剂进行索氏抽提，抽提出内部的液态有机质，抽提后的样品放置在烘箱中去除样品中的水，在105℃下烘干至恒重，记录质量m2.将恒重后的样品在孔隙率仪上，利用氦气介质，测定样品的颗粒密度[13，20]。

计算样品的总孔隙度：

式中 ϕT——样品的总孔隙度，%；

m1，m2——分别为索氏抽提前和抽提并烘干后的样品质量，g；

ρb，ρg——分别为样品的整体密度和颗粒密度，g/cm3.

1.3.2 高压压汞分析

将柱塞状泥页岩样品放置在索氏抽提仪中抽提出液体有机质后，再放置在烘箱中105℃烘干至恒重，以去除水。以高压压汞仪进行压汞实验，先将压汞仪及岩心内部抽真空，再注入汞至一定压力，在每一个压力点压力平衡后，记录平衡压力和汞注入量，再升高压力至下一个压力点，压力由真空开始逐步升高至410 MPa.根据各个平衡压力点压力和对应的汞注入量，计算压汞压入孔隙度和孔径分布。

2 实验结果与探讨

2.1 总孔隙度差异

不同岩性泥页岩的总孔隙度测定结果如图1所示，纹层状页岩孔隙度最高，为10.2%～17.7%，平均为13.4%；层状页岩孔隙度次之，为5.9%～11.2%，平均为7.9%；而块状泥岩孔隙度最低，为2.7%～4.5%，平均仅为3.9%.不同岩性的孔隙度差异与沉积环境差异或结构差异有关。在滨浅湖—半深湖块状泥岩中，有机质、黏土矿物及碳酸盐矿物大多呈分散状分布，并且存在着生物扰动构造（图2a）；而在纹层状页岩中，有机质、碳酸盐矿物多以富集条带状分布，在不同矿物之间存在接触面，这些接触面可作为流体保存的有利储存空间，而在部分纹层状页岩内，存在着大量重结晶矿物，包括重结晶的白云石、铁白云石、方解石和铁方解石等（图2b），这些重结晶矿物对开启缝隙具有支撑作用，并且矿物之间也存在一定量的粒间孔；而层状页岩的层理发育情况则介于块状泥岩和纹层状页岩之间（图2c）。

图1 东营凹陷不同岩性泥页岩总孔隙度测定结果

图2 东营凹陷不同岩性泥页岩显微结构

2.2 有效孔隙孔径分布特征差异

根据各个压力点的压汞平衡压力和汞的压入量，可以绘制出不同岩性泥页岩样品的有效孔隙（可压入汞的孔隙）总体孔径分布图。图3为3种泥页岩的典型孔径分布图，3种泥页岩孔径分布存在较大差异：块状泥岩以小孔径的孔隙为主，其主峰孔径一般小于10.0 nm；而纹层状页岩孔径分布最宽，为3.6～10000.0nm，主峰孔径大于10.0nm，孔径小于10.0nm的孔隙所占比例相对较低；层状页岩的孔径分布介于块状泥岩和纹层状页岩之间，其主峰孔径一般在10.0nm左右，孔径小于10.0 nm的孔隙所占比例低于块状泥岩，孔径大于100.0 nm的孔隙比例低于纹层状页岩。

图3 东营凹陷不同岩性泥页岩高压压汞孔径分布曲线

2.3 各孔径范围孔隙对有效孔隙度的贡献

根据样品的各个压汞压力下压入汞的量，可以计算出样品在各孔径范围内的孔隙对有效孔隙度的贡献。

计算结果表明，不同岩性的有效孔隙度的主体贡献孔径不同。块状泥岩中，对有效孔隙度贡献最大的是孔径小于10.0 nm的孔隙，一般占总有效孔隙的57.96%～99.64%，平均为78.14%，其贡献的有效孔隙度一般为0.8%～2.4%，平均为1.6%；孔径10.0～30.0 nm的孔隙对总有效孔隙度的贡献相对较低，其所占总有效孔隙的比例为0.36%～39.90%，平均为18.42%，贡献的有效孔隙度为0～1.0%；而孔径大于30.0 nm的孔隙仅在2个样品中发育，分别占总有效孔隙的0.97%和16.22%，贡献的有效孔隙度分别为0.03%和0.34%；各块状泥岩样品中均不存在孔径大于100.0 nm的孔隙（图4a，图4b）。

对于层状页岩，孔径小于10.0 nm孔隙占总有效孔隙的比例为30.10%～71.80%，平均为46.60%，其贡献的有效孔隙度为1.4%～4.0%，平均为2.7%；孔径10.0～30.0 nm的孔隙占总有效孔隙的比例为19.40%～51.60%，平均为41.30%，其孔隙度为0.4%～4.8%，平均为2.7%；孔径30.0～100.0 nm的孔隙占总有效孔隙的比例为6.50%～14.50%，平均为9.34%，其贡献的有效孔隙度为0.2%～0.8%，平均为0.6%；孔径大于100.0 nm的孔隙占总有效孔隙的0～6.10%，平均为2.14%，贡献的有效孔隙度为0～0.4%，平均为0.2%（图4c，图4d）。

对于纹层状页岩，孔径小于10.0 nm孔隙占总有效孔隙的11.50～58.20%，平均占28.42%，其贡献的有效孔隙度为1.7%～3.7%，平均为2.8%；孔径10.0～30.0 nm的孔隙占总有效孔隙的32.60%～55.20%，平均为40.47%，其贡献的有效孔隙度为2.1%～6.8%，平均为4.7%；孔径30.0～100.0 nm的孔隙占总有总效孔隙的7.00%～29.10%，平均为18.52%，贡献的有效孔隙度为0.4%～4.3%，平均为2.3%.孔径大于100.0 nm的孔隙占总有效孔隙的2.20%～20.90%，平均为12.60%，其贡献的有效孔隙度为0.1%～3.2%，平均为1.6%（图4e，图4f）。

图4 东营凹陷不同岩性泥页岩各个孔径范围孔隙对有效孔隙度的贡献

2.4 不同岩性泥页岩孔隙连通情况

以GRI孔隙度测定法测定的孔隙度为总孔隙度，以高压压汞实验压入汞的量计算的孔隙度为有效孔隙度，以有效孔隙度与总孔隙度的比值作为孔隙连通率。在不同的压力下，对应着不同的喉道直径，压入汞的量不同，孔隙连通率也不同，因此定义特定直径喉道（对应特定的压汞压力）的孔隙连通率为

式中 Cd——直径为d的喉道的孔隙连通率，%；

ϕd——压汞压至直径为d的喉道时，所压入的有效孔隙度，%；

ϕT——总孔隙度，%.

图5 东营凹陷不同岩性泥页岩各级别喉道连通孔隙率

根据（2）式分别计算3.6 nm，10.0 nm，30.0 nm和100.0 nm喉道的孔隙连通率（图5）。不同岩性泥页岩的孔隙连通率均随着喉道直径的变大而降低，喉道越小，其孔隙连通率越高。对于不同岩性的泥页岩，同一孔径喉道的孔隙连通率差异较大。总体上，块状泥岩的孔隙连通率低于层状页岩的孔隙连通率，层状页岩的孔隙连通率低于纹层状页岩的孔隙连通率。如块状泥岩3.6 nm喉道的孔隙连通率为25.6%～65.4%；层状页岩3.6 nm喉道的孔隙连通率为63.3%～88.6%；而纹层状页岩的则为62.2%～100.0%.块状泥岩中，10.0 nm喉道的孔隙连通率为0.1%～23.6%，层状页岩的10.0 nm喉道的孔隙连通率为17.8%～51.6%，而纹层状页岩的10.0 nm喉道的孔隙连通率则为26.0%～83.2%.块状泥岩30.0 nm喉道孔隙连通率为0～8.5%，层状页岩30.0 nm喉道孔隙连通率为5.6%～13.4%，而纹层状页岩则为5.7%～47.4%.块状泥岩100.0 nm以上喉道的孔隙连通率为0，而层状页岩和纹层状页岩则分别为0～5.1%和1.4%～19.7%.

2.5 孔隙结构特征与岩性关系

各种岩性泥页岩的孔隙结构特征参数（包括总孔隙度、有效孔隙度、孔径分布范围和孔隙连通率等）均与泥页岩本身结构有关。

滨浅湖—半深湖块状泥岩中，黏土矿物、有机质和碳酸盐矿物以分散形式分布，而不稳定的碳酸盐矿物容易在内部发生溶解、迁移及沉淀，更易于充填于沉积原生孔隙而导致孔隙度降低，并且连通性较差。另外，由于沉积水体相对较浅，水体相对富氧，一般存在着生物扰动作用，不利于沉积有机质的保存，深埋后，生烃能力较差，也不利于溶蚀碳酸盐矿物的有机酸等酸性流体的形成。

对于半深湖—深湖相纹层状页岩，沉积时形成相对富集的碳酸盐纹层、富集有机质的黏土矿物纹层（图2b）等，由于不同纹层之间存在力学性质差异，因此，在不均衡应力作用下，容易在纹层之间形成层间缝。另外，由于纹层状页岩一般具有较高的有机质丰度及较强的生烃能力，在生烃演化过程中，有机质收缩易于形成次生孔隙，而生成的烃类流体占据孔隙空间会减缓页岩的成岩作用，而保持相对较高的孔隙度。另外，纹层状页岩纹层间流体活动相对活跃，容易导致矿物的溶蚀或重结晶，有利于溶蚀孔及重结晶矿物晶间孔的形成（图2c见重结晶铁白云石）。总之，纹层状页岩的特征结构有利于形成较高的孔隙度，连通性更好。对于层状页岩，则处于块状泥岩和纹层状页岩之间，其孔隙度和孔隙连通性也介于上述两者之间。

鉴于纹层状页岩和层状页岩一般具有较高的总孔隙度和有效孔隙度，并且具有较好的连通性，因此，在东营凹陷古近系页岩油气勘探中，应将处于生油气窗阶段的纹层状页岩和层状页岩作为页岩油气的主要的勘探目标。

3 结论

（1）建立了总孔隙度测定与高压压汞分析相结合的研究方法，该方法可以量化研究泥页岩储集层孔隙结构及连通性。

（2）计算了东营凹陷古近系沙河街组不同岩性泥页岩孔隙结构及孔隙连通性，在总孔隙度、孔径分布范围、孔隙连通性等方面，东营凹陷古近系纹层状页岩优于层状页岩，优于块状泥岩。

（3）东营凹陷古近系不同岩性泥页岩的孔隙结构特征差异与沉积岩相和成岩作用有关，块状泥岩原生及同生孔隙较低，且不利于次生孔隙的形成，纹层状页岩和层状页岩则有利原生孔隙的保存和次生孔隙的形成。

（4）东营凹陷古近系纹层状页岩和层状页岩一般具有较高的总孔隙度和较好的连通性，应将处于生油气窗阶段的纹层状页岩和层状页岩作为主要的页岩油气勘探目标。

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