江汉盆地潜江凹陷盐间潜34油组储层微观结构特征及与物性的关系

徐文明，蒋启贵，2，刘伟新，2，陶国亮，2，张文涛，2，钱门辉，2，曹婷婷，2，鲍云杰，2，李志明,2

(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.中国石油化工集团公司 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126)

1 研究概况

潜江凹陷位于江汉盆地中部，是盆地中基底最深、沉降速率最快的凹陷，也是主要的成盐中心和最重要的富烃凹陷[1-2]；古近系主要为湖相沉积，暗色页岩主要发育在深湖—半深湖区，与凹陷沉积、沉降中心叠合，后经历多期构造演化，形成多凹共生的特点。潜江组沉积时期，受潜北断层控制，临近潜北断层的蚌湖向斜为沉降中心，地层向东、西、南抬升，厚度逐渐减薄，呈现北深南浅、北陡南缓、东西平缓的箕状深凹陷[3]。潜江凹陷在高盐度、强蒸发、封闭、潮湿与干旱气候交替环境下沉积了巨厚的潜江组盐系地层，主要为碎屑岩和化学岩，纵向上共发育193个Ⅲ级盐韵律层，累计厚度达2 000 m以上，其中上、下盐岩之间夹持一套泥岩、云质页岩、钙芒硝岩地层，一般厚度5～12 m，最厚达20 m。盐间地层经历了从咸化—淡化—咸化的过程，纵向上由盐韵律和盐间的砂岩、泥岩、碳酸盐岩频繁交互[4-5]；沉积序列自下往上表现为盐岩—钙芒硝岩—白云岩—泥岩—砂岩—泥岩—白云岩—钙芒硝岩—盐岩，形成了上、下盐岩遮挡的自生自储的多层状盐间页岩油藏[6-7]。

潜江组沉积期发育的由盐层夹持的富含有机质细粒沉积岩韵律层，是潜江凹陷重点的页岩油勘探开发层系，蚌页油1、2井均位于潜江凹陷蚌湖向斜南部斜坡带(图1)。蚌页油1井目标是评价热演化程度较高的潜34油组10韵律层页岩油产能，蚌页油2 井主探目的层为潜34油组10韵律层和潜4下段页岩油[8]。

图1 江汉盆地潜江凹陷潜34油组有利区分布和蚌页油1、2井位置

前人对潜江凹陷潜3、4段盐间页岩油录井和钻井技术[4，8-11]以及页岩储层不同岩相微观储集特征开展了较多的研究[12-16]，但对潜江组页岩矿物组成的变化、矿物含量和分布形式以及对储层物性的影响研究较少。本文采用X衍射矿物定量、薄片、扫描电镜、压汞及氮气吸附、FIB三维孔隙重构等手段，研究潜江凹陷蚌湖向斜蚌页油1、2井潜34油组页岩储层的矿物组成和微孔隙结构，探讨不同岩性基质矿物组成、分布形式、微观结构特征及对页岩油储层物性的影响。

2 潜34油组页岩油储层矿物组成

盐间页岩油储层矿物按其来源或成因可分为三类：机械沉积的如石英、长石及黏土矿物等陆源碎屑矿物，化学沉积的白云石、方解石等碳酸盐矿物，及因盐度变化以盐矿物为主的石盐、钙芒硝和硬石膏等盐类矿物。一般认为在临近盐层(石膏层或钙芒硝盐层)时石膏及钙芒硝含量会增加，导致页岩油储层中盐矿物分布的非均质性。石盐、石膏或硬石膏、钙芒硝等盐矿物，常结晶较大，晶形完好，或充填于裂缝，或呈集合斑块状分布，或以较大的晶体分散于泥质云岩基质中，这些盐的成因，与页岩油储层基质矿物白云石、方解石等碳酸盐矿物以及石英、长石、黏土等陆源碎屑矿物的成因及沉积方式不同[17-18]。在利用X衍射进行岩石分类时，需要考虑盐类矿物对全岩X衍射矿物定量的影响，需要按照页岩基质组成矿物如黏土、碳酸盐含量的多少进行盐间页岩油储层岩性分类，再按钙芒硝、石膏等的含量高低将其细分为钙芒硝云质泥岩、钙芒硝泥质云岩、硬石膏泥质云岩等岩石类型。

X衍射全岩分析结果显示，蚌页油1井潜34油组石盐含量相对较低，一般小于1.5%，变化较小；石膏与硬石膏含量一般小于2.0%，变化也较小；但钙芒硝盐矿物含量变化较大，在1%～37%之间(图2)，少量出现天青石矿物。蚌页油2井潜34油组石盐、石膏与硬石膏含量较低，其矿物组成与蚌页油1井基本相似。根据X衍射全岩矿物分析，可将潜江凹陷盐间页岩油储层简单划分为云质泥岩、泥质云岩及含泥云岩三大类(表1)。云质泥岩黏土矿物含量较高(大于30%或更高)，方解石及白云石等碳酸盐含量较低(约20%～40%)；泥质云岩黏土矿物含量较低(约20%～30%)，方解石及白云石等碳酸盐含量较高(接近或大于40%～50%)，白云石含量较高，一般多大于40%；含泥云岩黏土矿物总量一般低于20%，少量样品接近或低于10%，白云石含量较高。

表1 江汉盆地潜江凹陷蚌页油1、2井页岩油储层全岩X衍射及物性分析

图2 江汉盆地潜江凹陷蚌页油1井潜34油组页岩储层矿物分布

3 潜34油组页岩油储层微观结构

潜江组盐间页岩油储层岩性多样，不同学者对岩相的划分各不相同[13，16]。本文结合X衍射矿物定量及薄片、电镜分析，按矿物组成、结构特征把页岩储层简单划分为黏土含量高的云质泥岩、黏土含量低的泥质云岩及黏土较少的含泥云岩，并采用薄片鉴定、常规扫描电镜及氩离子抛光高分辨率扫描电镜、聚焦离子束FIB三维孔隙重构等手段[19-20]，对3种不同岩性页岩油储层的孔、缝结构进行分析。

3.1 潜34油组页岩油储层微观结构特征

云质泥岩黏土含量较高，薄片下呈明显微纹层条结构，基质部分由泥质云岩纹层、黏土纹层及其互层组成，平行纹层方向的纹层缝较为发育，常见油迹显示，局部见细的盐脉顺层分布(图3a，b)。纹层之间常夹有较均质以微晶白云石矿物多、黏土较少的泥质云岩纹层(图3b)，黏土较多的纹层部分常表现为有机质与黏土粘合状纹层(图3b)。扫描电镜分析显示微细纹层发育，具明显定向结构，纹层具有2种分布形式：一种以纹层状云质泥岩为主，较多黏土夹白云石，黏土明显定向性(图3c)；另一种为较自形的薄层状白云石矿物条带，纹层厚度约0.5～1 mm，层理缝较常见，缝宽在5 μm左右(图3d)。粒间微孔中有较多的黏土充填，粒状矿物周围见较多黏土包裹，微孔隙以残留的粒间孔及黏土片间孔为主，形态呈狭长状、压扁拉长状，定向明显，宽度常见于100～300 nm之间(图3c)，以缝—缝孔隙结构为主。

泥质云岩黏土矿物含量略减少，白云石等碳酸盐矿物增加，薄片下显示致密块状结构，纹层结构不发育；白云石呈极细的微晶状，黏土常沿白云石粒间孔隙充填，粒间见较多的油浸(图3e,f)。扫描电镜下黏土含量明显减少，充填于晶间或粒间孔隙，白云石等碳酸盐矿物明显增多，低倍下常表现为致密块状结构，微晶结构；放大后黏土片状分布于白云石晶体之间，略具定向性，白云石常呈较自形的菱面状晶体，少量方解石(图3g,h)。粒间微孔常见，但有较多的黏土充填微孔隙，黏土片间孔发育，显示为孔—缝结构(图3h)。

含泥云岩黏土较少，以白云石等碳酸盐矿物为主，薄片下显示均匀致密块状结构(图3i)，白云石呈极细的微晶状，见较少的黏土白云石晶间孔隙充填，并见较多的油浸(图3j)。扫描电镜低倍下含泥云岩呈均匀致密块状，微晶结构(图3k)；放大后呈晶粒结构，白云石常呈较自形的菱面状晶体，少量方解石，黏土含量极少，常在白云石晶间分布(图3l)。微孔发育，以等轴状、多变形晶间微孔为主，孔径约100～500 nm，见少量溶蚀孔，在晶间微孔的基础上，对白云石等碳酸盐矿物的溶解叠加，孔隙结构显示为孔—孔结构。

当钙芒硝含量增加或较多时，常形成钙芒硝泥质云岩、钙芒硝云质泥岩等。薄片下显示钙芒硝半自形状或分散状分布于泥质云岩基质中，或呈团块状、斑块状或薄层状分布，与泥质云岩等基质之间接触界面较为清晰(图3m)。扫描电镜显示主要由两部分组成，以泥质云岩为主的基质部分，颗粒极细，致密块状，黏土、白云石等矿物为主，具定向性，微孔隙主要以粒间微孔为主；另一部分为钙芒硝盐，常与天青石共生，以较大的晶体镶嵌状或分散状分布，或薄层状分布。钙芒硝及天青石晶体内部常见较多自形的石英及长石矿物(图3n,o)，显示在盐的结晶时包裹了石英、长石等陆源矿物。钙芒硝较多时微孔隙常不发育，孔隙度也较低，这与钙芒硝晶体特征及基质孔隙填充有关。

图3 江汉盆地潜江凹陷盐间潜34油组页岩油储层微观结构

3.2 潜34油组页岩油储层微孔隙类型

页岩储层微孔隙分析国内外已有较多的报道，主要应用扫描电镜、氩离子抛光扫描电镜、纳米CT扫描及FIB聚焦离子束三维孔隙重构开展储层微孔隙分布、类型、连通性分析[21-25]。本文综合运用扫描电镜、氩离子抛光高分辨率扫描电镜及FIB双束扫描电镜对潜34页岩油储层微孔隙进行刻画，把盐间页岩储层微孔隙类型主要归纳为粒(晶)间孔、粒(晶)内孔、粒缘隙和纹层缝4种微孔隙构型。盐间潜34油组页岩油储层以粒间、晶间孔隙为主，次为粒(晶)内微孔，叠加少量溶蚀孔隙等；晶间隙、粒缘隙较为发育，构成页岩油的连通网络；微纹层缝虽然较常见，但在埋藏条件下处于闭合状态。

(1)粒(晶)间微孔。云质泥岩由于有较多的黏土及陆源碎屑输入，粒间微孔隙中常有较多的黏土充填，使得微孔隙孔径变小，多呈扁平状或狭长状形态(图3c,d)；粒间充填的黏土中片间孔较发育，孔径相对较小(图4a)。泥质云岩或含泥云岩以晶间微孔为主，孔隙较发育，以多边形等轴状为多，连通性较好(图3h,l和图4c)。

(2)粒(晶)内孔隙多见于粒间充填的黏土片间孔，或长石、石膏、钙芒硝晶体内部的解理缝等孔隙(图4a，b，f)。

(3)粒缘缝隙常见于泥质云岩或云质泥岩中碎屑颗粒或白云石等碳酸盐颗粒边缘，起到储层微孔隙的连通作用，方解石、白云石晶体边缘较常见，构成页岩油的主要连通网络(图4d，e)。

图4 江汉盆地潜江凹陷盐间页岩油储层微孔隙与连通性氩离子抛光、注合金扫描电镜分析

(4)纹层缝或页理缝较为常见，与纹层结构较发育、生物扰动(有机质)、微侵蚀面、微波纹面、微沉积界面相关，纹层缝宽度约在5～6 μm之间。层理缝两壁呈对称状，认为在埋藏条件下处于闭合状态(图3c，d)。

此外，有少量的次生溶孔。碳酸盐矿物如方解石、白云石晶体的溶解形成的溶蚀孔隙，有利于晶间微孔的叠加与扩大，碳酸盐矿物晶体内部也可形成针状溶孔(图4 b，c，e)，但针状溶孔对有效储集空间的贡献较小；其次是盐矿物如钙芒硝、石膏等的溶解形成的孔隙，这些孔隙常表现为强的非均质性(图3o)。

3.3 潜34油组页岩油储层孔隙结构连通性分析

熔融合金注入及氩离子抛光扫描电镜分析进一步揭示了页岩储层中微孔隙连通特征[26]。如前所述，受页岩矿物组成、结构及岩性的影响，潜34油组页岩油储层不同岩性连通性明显不同。黏土较少的含泥云岩显示晶粒结构，晶间微孔发育，孔径较大，连通性较好，表现为孔—孔相连(图3l，图4c，图5)。黏土较多的泥质云岩粒间孔隙中有较多的黏土充填，围绕白云石晶体或碎屑颗粒边缘粒缘隙较常见，形成粒间微孔之间的连通网络，显示为孔—缝相连(图3h，图4b)。黏土更多的云质泥岩颗粒之间微孔隙基本为黏土充填，黏土矿物内部的微孔隙主要以片状缝隙为主，颗粒之间粒缘隙发育(图4a)，形成以粒缘隙为主的连通网络，显示为缝—缝相连。

图5 江汉盆地潜江凹陷页岩油储层FIB三维孔隙结构分析

FIB三维孔隙重构结果也显示，页岩油储层微观结构呈明显非均质性，泥质云岩为主的部分微孔隙较发育，以粒间微孔为主，连通性较好，具有孔—孔相连的特点(图5)。

4 盐间潜34油组页岩油储层物性

如前所述，盐间页岩油储层岩性多样、储层微相类型多、结构非均质性强，石盐、石膏、钙芒硝等盐矿物及基质矿物如石英、长石等碎屑矿物、碳酸盐矿物类型多及含量变化大，受岩性、岩相、结构、矿物的共同控制，不同岩石类型孔隙度变化大[16]。此外盐矿物(如钙芒硝盐)的存在、结构非均质性(如微纹层)的存在对孔隙度的影响也很大。

4.1 盐间潜34油组页岩油储层孔隙度

蚌页油1井页岩油储层常规柱孔隙度变化较大(约为1%～13%)，当黏土含量高时(如云质泥岩等储层)常规柱孔隙度较低，一般小于3%，当黏土含量较低、碳酸盐矿物含量较高时(如泥质云岩、含泥云岩)显示高的常规柱孔隙度(约为3%～13%)(表1)。这表明矿物组成与结构的非均质性，是造成孔隙度变化较大的原因。

盐间页岩油储层常规柱孔隙度除与页岩油储层矿物、微纹层结构非均质性相关外，还与钙芒硝含量呈明显的负相关性(表1，图6)，即钙芒硝含量高时常规柱孔隙度明显偏低。这种页岩油储层孔隙度变化的规律可能与钙芒硝形成时的沉积环境有关，如蒸发环境下钙芒硝等矿物大量析出[27-28]，同时有较多的黏土矿物等陆源矿物充填，造成孔隙度变小，电镜分析也显示钙芒硝等矿物周围存在较多的片状黏土。另外钙芒硝矿物晶体较大而孔隙不发育，这或与盐矿物晶体粒间孔隙充填有关(图3n)。

图6 江汉盆地潜江凹陷蚌页油1井潜34油组储层钙芒硝含量与孔隙度的关系

页岩油储层压汞分析显示，含泥云岩、泥质云岩具有较高的孔隙度(大多为10%～16%)，而云质泥岩孔隙度较低，大多小于5%。压汞孔隙度与常规柱孔隙度具有较好的一致性(图7)，压汞孔隙度一般大于常规柱孔隙度，同时变化幅度相对较小。由于压汞孔隙度测定的样品体积较小(颗粒一般为0.5 cm)，基本消除了页岩油储层微纹层缝及大颗粒盐矿物的影响，因此更能反映页岩储层基质孔隙特点。

图7 江汉盆地潜江凹陷蚌页油1井潜34油组储层不同岩性常规与压汞孔隙度对比

4.2 潜34油组页岩油储层最大连通喉道

压汞与氮气吸附分析是页岩储层孔径分析与孔体积定量最有效的方法[19-20,29],在一定初始压力下连续进汞时的孔隙直径可视作页岩储层最大连通喉道。压汞分析显示，蚌页油1井页岩储层孔隙最大连通半径为8～98 nm，中值半径为4～60 nm(表1,图8)。其中，云质泥岩最大连通喉道较小，一般直径在22～42 nm之间；泥质云岩最大连通喉道直径大多在16～158 nm之间，变化稍大；黏土含量较低的含泥云岩最大连通喉道最大，直径在158～196 nm之间，连通性较好。页岩油储层不同岩性的中值半径与最大连通半径具有相似的变化规律(图8)，两者与页岩油储层岩性、矿物组成和结构密切相关。

图8 江汉盆地潜江凹陷蚌页油1井潜34油组储层压汞分析最大连通半径与中值半径

4.3 潜34油组页岩油储层孔体积分布

压汞与氮气吸附联合分析显示，页岩油储层不同岩性的微孔体积数量差异明显。云质泥岩的孔体积大多由直径20～50 nm的孔隙组成，泥质云岩以直径20～80 nm的孔隙体积为主，含泥云岩以直径80～180 nm的大孔体积为主(图9)，含泥云岩大孔体积所占比例较大(图9c)，具有最好的储集空间。

图9 江汉盆地潜江凹陷蚌页油1井潜34油组储层孔体积分布

4.4 潜34油组页岩油储层最小连通喉道

蚌页油1井盐间潜34油组观察到最小连通喉道直径为5.732 nm(图4e)；蚌页油2井页岩油储层样品注伍德合金微孔隙及连通性分析识别出最小连通喉道直径可至2.6 nm(图4f)，统计结果显示，最小连通喉道直径主要集中在10～20 nm之间(图10)，以10 nm左右最为常见，形成页岩油储层的连通网络。

图10 江汉盆地潜江凹陷蚌页油2井页岩储层注伍德合金氩离子抛光扫描电镜连通喉道分析

5 结论

(1)潜江凹陷盐间页岩油储层基质岩性按黏土、白云石含量高低，划分为云质泥岩、泥质云岩及含泥云岩三大类。储层主要有粒(晶)间孔、粒(晶)内孔、粒缘隙和纹层缝4种孔隙类型。含泥云岩以白云石晶间微孔为主；泥质云岩粒(晶)间微孔常被黏土充填，而以残余粒间孔及粒间充填黏土片间孔为主；另有少量白云石或钙芒硝的溶蚀形成针状溶孔，或叠加矿物边缘的溶蚀孔等。晶间隙、粒缘隙较为发育，构成页岩油的连通网络，层理缝较常见，但在埋藏条件下认为处于闭合状态。

(2)潜江凹陷页岩油储层微观结构变化大，微孔隙形貌差异明显。云质泥岩具明显的定向排列结构，粒间孔隙因较多的黏土充填而以狭长状、压扁拉长状残留孔隙、黏土颗粒内部片状孔隙为主，孔隙度低，孔径小，连通喉道窄。泥质云岩具弱定向结构，粒间微孔隙有较多的黏土充填，狭长形或多边形粒间孔均有存在，孔隙度、孔径、连通喉道介于云质泥岩与含泥云岩之间。含泥云岩以均匀晶粒结构、等轴状、多边形晶间微孔为主，孔隙度高，孔径大，连通喉道大。

(3)不同岩性储层的微孔体积数量差异明显。云质泥岩孔径较小，微孔隙体积以直径20～50 nm的微孔为主；泥质云岩孔径变大，微孔隙体积以直径20～80 nm的微孔为主；含泥云岩微孔隙体积以直径80～180 nm之间的大孔为主，这与页岩油储层不同岩性孔隙构型特征相一致。

(4)不同岩性的最大连通喉道变化较大，云质泥岩最大连通喉道直径在22～42 nm 之间；泥质云岩在16～158 nm之间，变化稍大；含泥云岩在158～196 nm之间。储层最小连通喉道直径主要集中在10～20 nm，10 nm左右最为常见，构成了盐间页岩油储层有效连通网络。对应不同的岩性，云质泥岩、泥质云岩、含泥云岩分别具有“缝—缝相连、孔—缝相连、孔—孔相连”的孔隙连通形式。