四川盆地不同成熟度下志留统龙马溪组页岩有机孔特征

仰云峰，鲍 芳，腾格尔，潘安阳，申宝剑

(1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.中国地质调查局 油气资源调查中心，北京 100083)

富有机质页岩层系中，纳米级有机质孔隙在页岩孔隙系统中具有重要意义，互相连通的有机质孔隙网络是油气储存空间与储层渗透性能的重要控制因素[1-4]。有机质热成熟度上升引起裂解生烃作用是有机质孔隙形成的直接诱因[1，5-10]，干酪根裂解生烃、次生沥青裂解生烃以及原油二次裂解均是形成有机质孔隙的途径[5]。有机质孔隙发育主要受有机质含量、类型与热成熟度控制。下志留统龙马溪组页岩有机质含量与孔隙度成正相关[11-13]，南方下寒武统页岩、北美Barnett页岩和Marcellus页岩也具有相同特征[2-3，11]。但是，两者的正相关关系只在一定有机碳含量范围内成立，当有机碳含量很高时，页岩中含有的大量有机质使得页岩组构更易于压实，导致有机质孔隙不易保存[2]。

不是所有的有机质内部都发育孔隙[6]。有机显微组分作为有机质孔隙发育的载体，具有多样的孔隙发育特征。在一些高过成熟度富有机质页岩中，发育次生孔隙的有机质颗粒与不发育次生孔隙的有机质颗粒共存[2，7]。无形态沥青发育良好的有机质孔隙，而结构干酪根保留很少的有机质孔隙[8，14-17]。焦沥青中发育的大量纳米孔隙由生油窗内生成的沥青二次裂解所形成[8]。生油窗页岩中的固体沥青也可以存在次生孔隙[18]。生油高峰期的La Luna组富含固体沥青页岩就比邻近贫固体沥青页岩发育更多的微孔[14]。不同成熟度的New Albany页岩中Tasmanites碎片(结构干酪根)均无有机质孔隙[15]，而未熟—成熟阶段的Kimmeridge页岩中所有有机显微组分都存在有机质孔隙，且大小与形态相似，与干酪根热裂解生烃无关[19]。

虽然对于有机显微组分是否产生次生孔隙、何时产生存在不同认识，但不同类型的有机显微组分其孔隙形成与演化规律不同毋庸置疑。针对不同成熟度New Albany页岩(VRo分别为0.55%，0.80%，1.42%)有机质孔隙发育研究表明，随成熟度升高，显微组分类型严格控制次生有机质孔隙的形成与演化，原生有机质与次生有机质具有不同的孔隙演化特征[16]。原生显微组分中镜质组和惰质组基本不发育次生孔隙，与成熟度无关；类脂组随着生烃演化会产生次生孔隙。次生显微组分(固体沥青)随着成熟度升高会产生大量纳米孔隙，是富有机质页岩有机质孔隙发育的主要载体[1-3，5-7]。

既然有机质孔隙起源于干酪根裂解生烃，那么只有当有机质进入生油高峰时(VRo≥0.6%)才会产生大量次生孔隙[1，14，18]。但是，前人研究[8]未在处于生油高峰期的Barnett页岩和Posidonia页岩固体沥青中发现有机质孔隙，因此认为只有成熟度达到1.3%以上才能形成有机质孔隙网络。事实上，生油高峰期干酪根生成的大量油和沥青排入同时形成的有机质孔隙中，掩盖其存在，在扫描电镜下无法区分。溶剂萃取实验已经证实抽提后的页岩发育很好的有机质孔隙[4，20-21]。与有机质孔隙开始产生的门限相比，其消亡门限更受关注。基于Eagle Ford页岩研究提出的孔隙度演化模型[22]显示基质孔隙度随埋深增加而逐渐单调减小，有机质孔隙度大概在2 800 m深度开始发育，随埋深增加先快速增大再缓慢增大，总体单调增大。基于FE-SEM的有机质孔隙度研究绝大多数只针对成熟度小于2.0%的页岩，确实证实有机质孔隙度随成熟度升高而增大[1，6，8，14]。但是，Woodford页岩(VRo=0.51%～6.36%)FE-SEM研究未获得同上认识，而呈现有机质孔隙度先增加后减小的特征[7]。当有机质成熟度大于2.0%以后，有机质孔隙度总体上随成熟度升高而降低[11]。成熟度达到3.0%时，中国南方下古生界页岩有机质孔隙开始减少，大于3.5%时大量减少[23]。

本文选取四川盆地一组笔石反射率1.28%～4.87%的龙马溪组页岩，采用光学显微镜与场发射扫描电镜两种手段，开展有机显微组分识别与有机质孔隙可视化表征，重点阐明：(1)龙马溪组页岩不同显微组分有机质孔隙发育特征；(2)不同显微组分有机质孔隙随成熟度的演化规律。

1 样品与方法

1.1 页岩样品

本文所采用的一组(共13块)龙马溪组页岩样品均来自四川盆地。CMB，CHP和DBY等3块样品取自露头，挖掘距地表约30 cm的块状样品，且样品制备时取其中心部位，以尽量保证其新鲜度；其余10块样品均来自页岩气钻井岩心，考虑到样品的对比性，均取自龙马溪组下部富有机质页岩层段，其中3个样品(YC1，GD1，N208)取样位置略微偏上。样品矿物成分以石英为主，黏土矿物次之，其他矿物含量很少。MY1样品反映川南靠近黔中隆起浅水陆棚相沉积的矿物组成特征[24]，矿物成分以方解石和白云石为主(表1)。

为了更好地了解龙马溪组页岩有机显微组分类型，对四川盆地涪陵页岩气田焦页2井龙一段不同深度页岩样品进行光学显微镜观察。焦页2井龙一段属深水陆棚沉积，具有高有机碳含量、高硅质含量的特征，有机碳含量与硅质矿物含量具有正相关关系，自生石英矿物主要来源于生物硅质在成岩过程中的溶解与再沉淀作用。

表1 四川盆地龙马溪组页岩样品基本参数

1.2 有机岩石学

块状样品(W5 cm×H1 cm)垂直层理切开，一半用于有机碳含量和全岩矿物组成分析，另一半再切成两块，分别用于有机岩石学分析和扫描电镜观察。用于有机岩石学分析的块状样品经P800、P1200和P2000水砂纸三次打磨、抛光后置于电子干燥箱中备用。

龙马溪组页岩固体沥青存在多种来源，且绝大多数颗粒细小，而笔石有机质系原地沉积且颗粒较大，镜下易识别。笔石反射率比固体沥青反射率更可信[25]，因此本文以实测笔石随机反射率(GRo/%)作为龙马溪组页岩成熟度参数(图1)。考虑到基于笔石反射率的等效镜质体反射率换算仍未形成共识，因此未进行换算。经反射率为1.72%，3.17%和5.21%三种标准物质校正后的MSP200显微分光光度计用于测量油浸条件下笔石随机反射率。每一块样品按相同的规则检测内含所有笔石颗粒的随机反射率，取平均值代表样品的热成熟度参数。有机显微组分分析由澳大利亚联邦科学与工业研究组织地球化学与有机岩石学实验室完成。

图1 四川盆地龙马溪组页岩笔石随机反射率分布

1.3 场发射扫描电镜(FE-SEM)观察

用于扫描电镜观察的块状样品固定在专用基座上，借助徕卡EM TXP精研一体机对样品进行15，9，2，0.5 μm连续打磨，之后样品转移至徕卡EM RES102离子减薄仪中采用离子束抛光3 h。制备后的样品不做额外镀膜处理置于电子干燥箱中备用。

FEI Helios Nanolab 650场发射扫描电镜用于龙马溪组页岩有机质孔隙结构观察，扫描电镜工作距离3～4 mm，采用2.0 kV加速电压采集图像。为了清晰反映有机质孔隙的形貌特征，所有视域采集二次电子(SE)图像[6]。每一个扫描视域分别记录5 000×、10 000×、30 000×、100 000×四个放大倍数的图像，像素分辨率分别为54，27，9，2.7 nm，允许提供可信的计算与解释的最小孔径为10 nm。每个样品挑选两张具代表性的100 000×图像用于计算有机质孔隙度，采用Avizon 9.0.1软件进行有机质孔隙度定量。基于SEM图像测量孔隙度的原理是统计相同灰度的像素点数量，为了避免像素灰度重叠造成的误差，采用人工统计，像素分辨率决定了只能够统计孔径10 nm及以上的孔隙。

2 结果与讨论

2.1 有机显微组分

四川盆地龙马溪组页岩的有机显微组分主要由大量固体沥青、少量动物碎屑和微量类脂组组成。焦页2井龙一段页岩有机显微组分含量随深度增加表现为先增加后减少的特征，在龙马溪组最底部达到最大值，与有机碳含量变化特征一致。固体沥青是最主要的有机显微组分类型，不同深度页岩中的含量均超过95%，具有与有机碳含量一致的变化特征，说明固体沥青是总有机碳的主要来源(表2)。

固体沥青主要以孔隙充填或细小颗粒分散在矿物基质中，更小的有机质颗粒(<2 μm)在传统光学显微镜下无法分辨。龙马溪组页岩同时作为烃源层和储层经历漫长的地质过程，决定了其中固体沥青来源的复杂多样。作为烃源岩，固体沥青可能在有机质未成熟时就以黏性流体从原始有机质中被挤压到邻近矿物基质中[26]，或直接占据母源有机质空间，再经历后期生烃演化。干酪根成熟生烃阶段，油倾干酪根(尤其是藻类体和沥青质体)的原位初次热降解同样可以产生固体沥青，同时生成大量液态烃类。作为储层，残留在龙马溪组页岩孔隙中的液态烃类在经历了超过200 °C[27]的高温蚀变后，液态烃类热裂解生成天然气与固体沥青[28]。

从固体沥青形成时间与油气生成时间两者关系来看，龙马溪组页岩固体沥青可以是前油沥青或后油沥青。前油沥青通常呈现团状[29]，来源于无形态有机质或藻类体母质，可能保留原始母质的形态[16]。由于细粒沉积物原生粒间孔隙在干酪根开始生烃之前已经被压实和胶结作用所破坏，残余孔隙度几乎可以忽略，较大的有机质颗粒(>10 μm)极大可能是生烃前形成的前油沥青。随着埋深加大(>1 000 m)，生物硅溶解再沉淀和蒙脱石伊利石化形成次生粒间孔隙，干酪根生烃产生的油和沥青充填这些孔隙，继续经历深埋压实作用[30]，加之油倾干酪根和原油生烃转化率高[28，31]，最终充填于粒间孔隙中的油和沥青形成甲烷气和后油沥青，深埋背景下残留的后油沥青颗粒非常微小，在扫描电镜下显得尤为清楚(图2)。

光学显微镜下难以分辨的微小有机质颗粒(<2 μm)，也有学者认为可能是微粒体[12]。对于龙马溪组页岩而言，微粒体可能来源于沥青质体生烃残留的次生惰性物质。然而，微小有机质颗粒在扫描电镜下并未显示微粒体的形貌特征(圆形颗粒)，而是充填于矿物骨架孔或是黏土矿物晶格孔之中(图2b2，c2)，这些微小有机质颗粒可能为原油裂解生烃残留的固体沥青。

龙马溪组页岩中动物碎屑有机质主要为笔石，光学显微镜下看到的笔石有机质通常呈细长条状碎片，无荧光，质地均匀[32]。镜下可见的笔石有机质显微结构通常有对称的周皮壁和内部的共通沟，周皮壁厚薄不同，共通沟内部常发育有黄铁矿莓球。当周皮壁的皮层组织较厚时，薄层状皮质结构清晰可见。龙马溪组页岩中笔石有机质的这些显微结构特征与其他研究地区的笔石有机质具有很好的可对比性。

龙马溪组页岩含有稀少的类脂组分，在垂直岩石层理的截面上，它们平行层理呈细条状分布，厚度仅数个μm，长度约20～30 μm。从形貌和分布特征分析，这些类脂有机质可能来源于富含植物素质的藻类体(结构藻类体或层状藻类体)经历热降解之后而形成。由于龙马溪组页岩普遍处于过成熟阶段[32]，各类有机质演化特征趋于收敛，类脂组分的识别确实存在一些不确定因素，但此类显微组分含量很少(表2)，不影响整体的识别结果。

表2 四川盆地涪陵页岩气田焦页2井龙马溪组页岩有机显微组分组成特征

图2 四川盆地龙马溪组页岩后油沥青微观结构显微照片

a1，a2.CMB；b1，b2.YC1；c1，c2.CHP；d1，d2.DBY；e1，e2.GD1；f1，f2.WY35；g1，g2.N208；h1，h2.YY1；i1，i2.PY1；j1，j2.LY1；

k1，k2.JY41；l1，l2.YZ1；m1，m2.MY1

Fig.2 Microphotographs of microstructure of post-oil bitumen in Longmaxi shale, Sichuan Basin

2.2 热成熟度

13个龙马溪组页岩样品实测笔石随机反射率介于1.28%～4.87%，其中4个样品小于2.5%(图1)。川东北地区龙马溪组页岩热成熟度最低，川东盆缘带龙马溪组页岩热成熟度较高，向东西两侧有减小趋势，向盆内递减较快。

笔石反射率与镜质体反射率之间具有正相关关系，一般认为干酪根成熟生油阶段(VRo=0.5%～1.3%)对应的笔石反射率值大约为0.7%～1.7%[33]，高成熟阶段与过成熟阶段的分界大约为笔石反射率值2.5%。那么，川东北地区龙马溪组页岩整体处于成熟生油—高成熟生湿气阶段；其他地区龙马溪组页岩整体处于过成熟阶段，以生成热成因干气为特点。

2.3 有机显微组分孔隙发育与演化

2.3.1 笔石有机质

上奥陶统—下志留统页岩层理面上裸眼观察到笔石化石，是龙马溪组页岩中最主要的结构有机质。尽管龙马溪组页岩达到成熟—过成熟阶段，但在场发射扫描电镜下笔石结构有机质内不发育孔隙(图3)。处于高过成熟阶段的龙马溪组页岩笔石有机质内缺乏有机质孔隙[17]，识别出含有生物结构孔隙和生物组织孔隙，进一步指出孔隙分布不仅与笔石体组构密切相关，还取决于样品制备的切面方向，垂直层理的光面上笔石有机质内部孔隙较不发育[34]。

笔石有机质不发育孔隙，说明其基本不具备生烃能力，符合笔石有机质的原始化学组成为胶原蛋白类生物聚合物的认识[35-36]。但是对笔石化石的研究揭示其有机质含芳香族和脂肪族结构[35，37]，可能是成岩过程中由脂类原位聚合作用[37]，或外部地质聚合物交代作用[35]所形成，脂类物质的存在使得笔石化石具有一定的生烃潜力[38]。因此，笔石体纺锤层间海绵状孔隙可能是脂类物质生烃所产生，生长在笔石体内的黄铁矿莓球饱含有机质证明早期干酪根成熟生成大量脂类物质，后期热降解产生许多纳米孔隙(图3e2)，而生物孔隙可能只存在于笔石体某些组织之中。基于对笔石有机质微观结构的大量观察，认为其基本不发育有机质孔隙。

2.3.2 固体沥青

前述固体沥青分为前油沥青和后油沥青，在FE-SEM下根据沥青颗粒形态及与矿物颗粒的相对尺度进行区分。组成龙马溪组页岩的矿物颗粒大小集中在8～32 μm[17]，充填于这些矿物颗粒之间的后油沥青颗粒大小只有几个μm(图2)。富含有机质的龙马溪组下部页岩几乎所有的矿物骨架孔和黏土矿物晶格孔之中都充填有后油沥青，黄铁矿莓球晶间孔之中也充填有后油沥青，往上的龙马溪组页岩有机质含量越来越少，越来越多的黏土矿物晶格和黄铁矿莓球晶间孔隙为空隙，说明龙马溪组不同层位晚期生气能力存在较大差别。下部页岩自生石英来源于成岩早期溶解的生物硅(来源于放射虫[39])的再沉淀作用[40]，石英颗粒大小仅几个μm，早期生成的液态烃(油和沥青)脱离生烃母质运聚至这些石英矿物之间而终止了硅质继续沉淀(图2c，d，f，h～j，l)。黏土矿物以片状伊利石为主且易压实，晶格孔比骨架孔更小，在蒙脱石向伊利石成岩转变时，常伴有自生石英矿物的形成[41]。蒙脱石向伊利石成岩转变与有机质开始生烃在地质时间上的耦合关系[15]，导致生成的烃类(油和沥青)在运移时往往充填于自生矿物颗粒间孔隙，形成自生矿物与有机质混合在一起的现象(图2b，g，k)。大量黄铁矿莓球的存在说明龙马溪组下部页岩沉积于有利于有机质保存的缺氧环境，同时沉积过程中形成的黄铁矿莓球为早期生成的液态烃提供了储集空间。MY1页岩主要由白云石和方解石矿物组成(表1)，白云石颗粒小于50 μm，骨架孔隙中存在大量有机质(表1，图2m，主要为充填固体沥青)，说明在成岩阶段不管是方解石白云化还是白云石原生沉淀，富镁流体在基质孔隙中是可以自由流动的，当页岩进入生油窗有机质生成大量液态烃类，液态烃类排入基质孔隙驱替富镁流体，阻止了白云石的生成，保留了现有面貌。

图3 四川盆地龙马溪组页岩笔石有机质微观结构显微照片

龙马溪组页岩FE-SEM观察发现，后油沥青孔隙演化与有机质热成熟度息息相关。成熟生油阶段，扫描电镜下后油沥青基本不发育孔隙(图2a)，成熟度较高的YC1样品偶尔发育零星微小有机质孔隙，直径小于30 nm(图2b)，说明生油高峰期(VRo≥0.6%)有机质开始发育大量次生孔隙[1，14，18]，干酪根生成的油和沥青充填了多数有机质孔隙[20]，溶剂萃取后的Woodford页岩有机质发育良好的孔隙[4]，暗示成熟生油阶段有机质孔隙远胜于扫描电镜能够观察到的孔隙，而且这些孔隙相互连通成为烃类运移的重要通道。

高成熟阶段CHP和DBY页岩样品后油沥青孔隙度显著高于YC1样品，后油沥青孔隙均以海绵状为主，数量丰富但孔径偏小，一般不超过100 nm，成熟度较高的DBY样品具有更高的有机质孔隙度和更复杂的海绵状孔隙结构(图2c，d)。以上观察结果说明，随着成熟度增加，龙马溪组页岩有机质孔隙度表现出单调增大的趋势。

过成熟阶段样品后油沥青均发育良好的孔隙(图2e-m)，孔隙发育程度明显胜于成熟—高成熟早中期页岩(CMB，YC1，CHP)。虽然页岩热成熟度范围较大(GRo=2.49%～4.87%)，但是扫描电镜定性观察表明有机质孔隙度随着热成熟度增加未发生明显变化。后油沥青有机质孔隙具有海绵状和气泡状两种类型，海绵状孔隙是所有页岩的主要类型，气泡状孔隙只存在于少数页岩中(GD1，N208)。海绵状孔隙发育密集但孔径较小，一般不超过200 nm，集中在50 nm以下，来源于较高成熟度条件下气态烃类生成阶段[8]。扫描电镜观察发现，充填于自生石英颗粒间的后油沥青发育更小孔径的海绵状孔隙，且孔隙圆度较好；而充填于黏土矿物间的后油沥青发育孔隙相对较大的海绵状孔隙，且孔隙圆度差。黏土矿物对有机质热降解的催化作用促进了有机质生烃转化效率[42]，形成更大的孔隙，但黏土矿物自身不具备足够的力学性能支撑地层压实作用，导致孔隙遭受损害。相反，气泡状孔隙发育稀疏但孔径较大，一般大于100 nm，最大可达1 μm，集中在300～500 nm(图3b1)。Barnett和Woodford硅质泥岩模拟实验证实生烃初期无形态有机质生成气泡状孔隙，随着热成熟度升高，气泡状孔隙消失，在生烃高峰—早期原油裂解时期，有机质内海绵状孔隙开始大量发育[43]。值得注意的是，龙马溪组页岩中含气泡状孔隙的有机质只分布于碎屑石英或长石颗粒骨架孔中(图3b1)，这些刚性矿物可能为气泡状孔隙的保持提供了保障。热成熟度升高，含气泡状孔隙的有机质继续发育海绵状孔隙(图3b2)，在有机质内形成复杂的孔隙网络。因此，气泡状孔隙和海绵状孔隙可能形成于不同的生烃时期。

虽然龙马溪组页岩前油沥青含量较少，但颗粒较大，介于10～50 μm。前油沥青孔隙演化同样受到热成熟度的控制，但与后油沥青相比，前油沥青产生次生孔隙的时期晚于后油沥青，这可能与两者不同的生成机理导致化学组成差异有关[26]。成熟生油阶段前油沥青没有产生孔隙，而同时期后油沥青发育微小孔隙(图4a2)。高—过成熟阶段，后油沥青普遍发育孔隙，以海绵状孔隙结构为主，其中CHP，YY1，JY41，YZ1和MY1(图4b，g-j)样品在扫描电镜下孔径集中，具单峰分布特征，N208(图4f)样品孔径呈单峰分布但少数孔隙较大，DBY和WY35(图4c，e)样品孔径明显具有双峰分布特征，可能形成于不同的生烃阶段。GD1(图4d)前油沥青孔隙呈狭缝状，根据有机质颗粒内部隐含的均匀椭圆状细微结构特征推断狭缝状孔隙可能与微生物降解作用有关，图4f2中个别大孔隙也可能是上述原因所造成。此类前油沥青有机质孔隙孔径特征可能取决于母质特征(生物结构和化学组成)，而与成熟度无关。值得指出的是，前油沥青有机质孔隙孔径分布特征可能与产生前油沥青的原始有机质具有密切联系，成熟度因素居次要位置。

2.4 有机质孔隙度

固体沥青是构成龙马溪组页岩有机质的绝对优势组分(表2)，而后油沥青是固体沥青的主要存在形式，因此后油沥青有机质孔隙度基本代表了龙马溪组页岩的有机质孔隙度。结合页岩的有机碳含量(表1)和固体沥青含量数据，基于扫描电镜图像计算的固体沥青有机质孔隙度可以换算为页岩的有机质孔隙度。需要注意的是扫描电镜有机质孔隙度只统计了孔径10 nm以上的孔隙，而龙马溪组页岩以中孔和微孔为主，平均孔径小于10 nm[12，13]，川东南地区龙马溪组页岩微孔占总孔体积的12%～48%[44]。因此，实际有机质孔隙度需要修正10 nm以下孔隙。表3统计了不同成熟度龙马溪组页岩扫描电镜有机质孔隙度和页岩有机质孔隙度数据。

图4 四川盆地龙马溪组页岩前油沥青微观结构显微照片

成熟—高成熟早中期(GRo<2.3%)，有机质孔隙度很低，对页岩孔隙度贡献很小；高成熟晚期—过成熟阶段(GRo>2.3%)，有机质孔隙大量发育，后油沥青孔隙度介于15%～35%(图5a)，是龙马溪组页岩有机质孔隙度发育的主要阶段。有机质孔隙度与有机碳含量密切相关，有机碳含量较低的页岩(如GD1，N208)有机质孔隙度小于1.0%，富有机质页岩(除PY1，MY1)有机质孔隙度普遍大于2.0%(图5b)。考虑微孔对有机质孔隙度的贡献，富有机质页岩(除PY1，MY1)有机质孔隙度普遍大于3.0%(表3)，对于平均孔隙度为5%～6%的龙马溪组富有机质页岩来说，有机质孔隙度的贡献达50%以上。

PY1位于桑柘坪向斜，龙马溪组从深凹向两侧以单斜形式出露地表，距今约145 Ma开始，龙马溪组处于持续抬升过程，构造抬升时间和残余构造样式使得龙马溪组页岩保存条件差，页岩气逸散导致现今地层压力系数低[45-48]，对龙马溪组页岩孔隙产生强烈破坏作用。MY1热成熟度处于过成熟后期(GRo>4.5%)，有机质孔隙度剧烈减小，可能与有机质炭化作用[49]有关，因此对于笔石反射率大于4.5%的地区，龙马溪组页岩气勘探需要慎重。

3 结论

(1)四川盆地龙马溪组页岩有机显微组分由大量固体沥青、少量动物碎屑和微量类脂组组成，固体沥青含量占总有机质的95%以上。考虑细粒沉积物成岩和有机质生烃演化，结合固体沥青赋存形态，可将固体沥青区分为前油沥青和后油沥青，且后油沥青含量占绝对优势。

表3 四川盆地龙马溪组页岩固体沥青扫描电镜有机质孔隙度与计算有机质孔隙度数据

注：含孔有机质含量=w(TOC)×0.95/[w(TOC)/1.25+(100-w(TOC))/2.7]；有机质孔隙度1=SEM有机质孔隙度×含孔有机质含量/100，有机质孔隙度2=有机质孔隙度1/0.65。

图5 四川盆地龙马溪组页岩有机质孔隙度与热成熟度关系

(2)龙马溪组页岩笔石有机质本质上不发育有机质孔隙。成岩过程中由脂类原位聚合或外部地质聚合物交代使得笔石化石具有一定的生烃潜力，导致局部发育有机质孔隙。

(3)龙马溪组页岩固体沥青有机质孔隙具有海绵状和气泡状两种类型，海绵状孔隙是所有页岩的主要类型。海绵状孔隙发育密集但孔径较小，气泡状孔隙发育稀疏但孔径较大。这些有机质孔隙来源于有机质生烃作用，气泡状孔隙可能形成于早期生油和沥青阶段，海绵状孔隙形成于中晚期生气阶段。有机质孔隙形态与其接触的矿物类型有紧密联系。

(4)龙马溪组页岩固体沥青孔隙演化与热成熟度密切相关。总体上，随着热成熟度增加，有机质孔隙越来越发育。高成熟晚期—过成熟早期(2.3%4.5%)，有机质炭化会对页岩孔隙产生强烈破坏作用，从而提升页岩气勘探风险。