松辽盆地北部白垩系嫩江组低熟页岩原位渗透率随温度变化演化特征

何文渊，蒙启安，林铁锋，王瑞，刘鑫，马生明，李昕，杨帆，孙国昕

（1.大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163712；2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；3.黑龙江省致密油与泥页岩油成藏研究重点实验室，黑龙江大庆 163712）

0 引言

中国陆相页岩油资源丰富，开发和利用页岩油等非常规资源是实现中国“能源独立”的重要方向[1]。依据成熟度，页岩油分为低熟页岩油和中高成熟页岩油，低熟页岩油以重质油、沥青和尚未转化的有机质为主，需地下原位加热转化方能获得经济产量[2]。低熟页岩油的原位转化加热方式主要包括电加热、流体加热、辐射加热等[3-4]，其中荷兰壳牌公司提出的电加热 ICP（In-situ Conversion Process）原位开采方法被认为是目前最为成熟的技术之一。

地层条件下，温度-压力（轴压和围压）约束的原位渗透率是评价低熟页岩原位改质效果的重要参数，也是目前低熟页岩油原位转化的研究趋势[5]。研究表明，渗透率的演变受控于温度、压力、干酪根类型和有机质成熟度[6]。Mohnhoff等[6]研究了30 MPa限压下流体萃取对未熟—成熟—过熟页岩烃类组分及渗透率的影响，发现渗透率随成熟度的增大先升后降，认为生油窗期液态烃对孔裂隙的填充造成成熟页岩渗透率降低，但流体萃取后3类页岩渗透率提升了17.0～26.6倍。Eseme等[7]考察了单轴高温作用（8 MPa、室温至350 ℃）下油页岩孔隙度、比表面积和渗透率的变化规律，通过岩石物理和地球化学分析手段得出高温压实作用后油类产物的排出增加了岩石孔隙度，而裂隙渗透率是控制液态烃产出的主要通道。但是上述研究温度较低，且与页岩地下三轴（轴压-围压）应力的原位状态有所区别。基于此，Wang等[8]基于高温高压三轴渗透系统研究了抚顺未熟页岩室温至600 ℃平行层理和垂直层理方向原位渗透率随温度的演变规律及其各向异性，发现应力约束下平行层理方向渗透率先升后降而后急剧上升，并在350 ℃达到最低值，而垂直层理方向渗透率逐步增加，且渗透率各向异性于450 ℃达到最低。联合显微CT和压汞结果，他们认为温度作用下热破裂是平行层理方向渗透率的主控因素，而大孔的连通性决定了油页岩垂直层理方向渗透率的演变规律。Zhao等[9]采用高温三轴渗透系统模拟了轴压5 MPa和围压6 MPa下抚顺未熟页岩平行层理方向原位渗透率随温度的变化特征，发现350 ℃是渗透率的阈值温度，认为热破裂和固体有机质的热解控制了渗透率的演化特征，但未考虑油气产出规律对渗透率的影响。不同成熟度页岩的孔隙演化模式及其特征有所差异[10-12]，而低熟页岩热解的油气产出特征是决定页岩孔隙结构变化的本质因素[13-15]。因此，低熟页岩原位转化过程中的油气产出和孔隙结构特征是控制不同类型低熟页岩原位渗透率演化的关键要素。综合上述研究，需联合温压共控下低熟页岩热解过程中油气产出和孔隙结构的变化特征，系统分析温度和三轴应力作用下低熟页岩原位渗透率的演化特征。

松辽盆地北部白垩系嫩江组低熟页岩油资源潜力巨大，是有规模的重大战略资源接替领域，一旦取得理论技术新突破，有望为大庆油田增储建产带来积极变化[16-17]。国内外研究学者针对松辽盆地嫩江组低熟页岩集中开展有机地球化学、富集分布规律及沉积古环境的研究[18-19]。此外，柳波等[17]基于生烃动力学和和热传导模型，通过数值模拟方法预测了松辽盆地南部中央坳陷区嫩江组低熟页岩电加热原位改质油气资源量，仿真结果得出加热第5年末嫩江组一段（简称嫩一段）原位改质油气资源量可达245.02×108t，嫩江组二段（简称嫩二段）为 65.89×108t，表现出较高的资源潜力。但是，总体而言，针对电加热转化方式下嫩江组低熟页岩原位渗透率的研究鲜有报道。因此，需要开展电加热模式下松辽盆地嫩江组低熟页岩原位渗透率的实验研究，为大庆油田低熟页岩油原位转化开采的制订方案提供理论依据。

针对上述理论认识和实践需求等问题，考虑到平行层理方向相比垂直层理方向渗透率的优势性[6,20]，笔者以松辽盆地北部嫩江组页岩岩心为研究对象，基于电加热转化模式，采用温度-三轴应力联合的渗透测试系统测定温度-三轴应力作用下低熟页岩平行层理方向的渗透率。鉴于三轴渗透测试系统油气采集的局限性，本文通过封闭体系高压釜电传导热解模拟实验分析单轴应力状态下低熟页岩随温度的油气产出特征，并使用扫描电镜（SEM）观察页岩微观结构、孔裂隙形态、类型和尺寸随温度的变化特征，进而分析油气产出和孔隙结构对原位渗透率演化的影响。

1 松辽盆地北部嫩江组低熟页岩分布特征

松辽盆地位于中国东北部，面积约26×104km2，是具有下断上坳结构并以中生界为主的大型陆相沉积盆地。由北向南，依据构造分布特征，划分出6个构造区，其中中央坳陷区是油气的主要勘探区。盆地坳陷层发育了两套分布面积广、厚度大的泥页岩沉积，分别为白垩系青山口组和嫩江组，其中嫩江组泥页岩成熟度较低，整体为0.35%～0.78%，为本次研究的目的层位。嫩一段和嫩二段暗色页岩分布面积超过9.0×104km2，其中嫩二段暗色页岩在中央坳陷区厚度超过160 m，嫩一段暗色页岩在古龙凹陷、朝阳沟阶地厚度超过100 m。

松辽盆地北部嫩江组发育 3套高总有机碳含量的低熟页岩油甜点层，分别为嫩二段底部、嫩一段中部及嫩一段底部甜点层，均具有中央坳陷区较厚，向盆地边缘逐渐减薄的规律，其中嫩二段底部甜点层分布最稳定，品质最优。嫩二段底部甜点层分布范围广，TOC值整体大于4%，中央坳陷区大于5%，齐家古龙凹陷南部至朝阳沟阶地平均超过 5.5%（见图 1a），厚度大于10 m的甜点层分布在中央坳陷区主体位置，面积为16 273 km2（见图1b）。

图1 松辽盆地北部嫩二段底部低熟页岩油甜点层TOC（a）和厚度（b）分布图

2 样品与实验

2.1 样品特征

基于嫩江组低熟页岩分布特征，以中央坳陷区嫩二段底部的S15井岩心（见图1）为研究对象，岩性为灰黑色页岩，岩心样品的井段深度为880.67 m。依据GB/T 19145—2003[21]，采用CS-230碳硫分析仪测定了样品总有机碳（TOC）。依据GB/T 18602—2012[22]，采用Rock-Eval 6 plus进行岩石热解分析，获取最大热解温度（Tmax）、游离烃（S1）和热解烃（S2）含量。基于TOC值和S2值计算样品氢指数（HI）。根据SY/T 5124—2012[23]和 SY/T 6414—2014[24]行业标准分别测定了样品最大镜质体反射率（Ro,max）和全岩显微组分含量。参照 SY/T 5163—2018[25]标准测定了页岩全岩和黏土矿物含量。

实验结果表明，样品TOC值为11.05%，属于富有机质页岩。样品Ro,max值为0.536%，Tmax值为438 ℃，说明页岩样品属于低熟烃源岩[18]。根据Farhaduzzaman等[26]和 Hakimi等[27]研究成果绘制了 Tmax-HI关系图（见图 2a），表明样品的干酪根类型为Ⅰ型。TOC-S2油气潜力划分图[27]（见图2b）显示样品处于Ⅰ型生油有利区，表现出较高的生油潜力。全岩显微组分显示采集样品以腐泥组为主（76%），壳质组、镜质组和惰质组含量均少于 10%。腐泥组内层状藻类体居多，次为结构藻类体（见图 2c），因此提供了较高的生油潜力。上述特征说明采集样品为Ⅰ型干酪根且藻类体为主的腐泥型低熟页岩，与Jia等[18]报道结果一致。页岩矿物组成以石英和黏土矿物为主，含量分别为 42.1%和 42.8%，黄铁矿含量低，仅为 4.7%，黏土矿物主要由伊蒙混层组成，次为伊利石，绿泥石含量最低。

图2 低熟页岩有机地球化学指示图和全岩显微组分图

2.2 原位渗透率测定实验

采用实时高温三轴岩石稳态法渗透测试系统测定样品平行层理方向不同热解温度的原位渗透率。实验前，采用线切割机顺平行层理方向制备直径50 mm、高度100 mm的标准圆柱。依据样品深度，按照0.98 MPa/100 m静水压力梯度，实验选取的轴压和围压分别为 8 MPa和10 MPa，设定热解温度为300～500 ℃，除375 ℃设定温度，其余温度间隔为50 ℃，共计6个温度。实验时，以 20 ℃/min的加热速率升温到 6个设定的热解温度。采用高纯氮气（99.99%）测定了0.5～3.0 MPa（间隔为0.5 MPa）孔隙压力作用下的渗透率。原位渗透率测试的样品为连续性加热，每当一个设定温度测试完，继续测定下一个温度下不同孔隙压作用的原位渗透率。需要指出，样品热解过程中排出的油气影响了渗透率的测定，为避免上述问题，待油气产物排尽后进行恒温恒压的原位渗透率测试。稳态法渗透率基于达西定律测试，计算公式如下：

需要指出，松辽盆地北部低熟页岩因沉积、构造等地质因素在有机地球化学、岩性组合等方面存在差异。因此，采集样品并不能代表整个松辽盆地北部低熟页岩原位渗透率的演化特征，但目标样品的实验结果可以为该区低熟页岩油的原位开采提供借鉴。

2.3 低熟页岩电加热模拟实验

电加热实验设备为无锡石油地质研究所实验研究中心的 DK-Ⅲ型热压模拟仪，实验选取封闭体系的高压釜作为反应容器。依据原位渗透率压力设定，轴压设置为8 MPa。实验前将岩心加工成粒径约1 cm的碎块并充分混合均匀（见图 3a、图 3b）。从混合样品里选取5个位置进行TOC值和S2值的测定判断样品非均质性的影响（见图3c）。图3表明，5个位置样品TOC值范围为 10.98%～11.65%（平均为 11.13%），S2值范围为87.47～92.95 mg/g（平均为88.68 mg/g），氢指数HI值为796.3～798.6 mg/g。结果表明，参数波动很小，可以忽略非均质性的影响。依据设定的6个热解温度，将制备好的样品等分成 6组平行样，每组样品质量约60 g。将加工好的样品置于高压釜，封闭高压釜，设定轴向压力后，抽真空排除装置中的空气。实验升温速率为20 ℃/min，每个目标温度点恒温加热72 h。热解实验期间，通过排水集气法明确生气量。实验结束后，待反应釜压力降至空气压力后，收集排出油于装有氯仿的磨口瓶内，并采用氯仿清洗排烃管道内的液态烃，两者之和定义为排出油量[28]。依据SY/T 5118—2005标准[29]，采用氯仿溶剂抽提热解后的固体残渣，氯仿抽提量定义为残留油量。排出油和残留油合称总油。参照SY/T 5119—2016标准[30]采用柱色层分离方法将排出油和残留油划分为饱和烃、芳烃、非烃和沥青质 4种组分。将不同热解后的低熟页岩半焦产物保存于密封的玻璃安瓿，以备后续SEM实验测试。需要说明：受仪器制约，无法加载围压，实施了单轴应力状态下低熟页岩的热解模拟实验，实验结果一定程度上反映了应力-温度耦合作用下低熟页岩的油气产出特征[31]。

图3 不同位置点样品的TOC和S2参数对比

2.4 扫描电镜实验

扫描电镜（SEM）实验仪器为高分辨率的 FEI Helios Nanolab 600i场发射扫描（FE-SEM）/聚焦离子束（FIB）“双束”扫描仪。实验前，使用Leica EM TXP精研一体机切割样品，制备成边长5～7 mm，高小于2 mm的薄片，随后通过Leica RES 102 离子抛光仪进行表面氩离子束抛光4 h，保证样品抛光面的平整性。采用EMITECH K950X镀膜仪对抛光样品镀碳层，增加样品表面的导电能力。随后将样品置于SEM真空腔体内，实验过程中工作模式为高真空。通过SEM的背散射电子像（BSEM），区分样品内无机与有机成分的差异，由低倍至高倍逐步观察样品矿物及有机质随温度的变化特征。为了降低样品非均质性的影响，每个温度点都采用2～3个样品进行观测。

3 实验结果与地质认识

3.1 原位渗透率随温度的变化特征

图 4绘制了不同孔隙压力下平行层理方向原位渗透率随热解温度的变化曲线。实验温度范围内，渗透率为（0.000 2～2.364 0）×10-3μm2，与 Ghanizadeh 等[32]和Zhao等[9]所得渗透率范围一致。图4表明温度低于400 ℃时渗透率很低，为（0.000 2～0.072 0）×10-3μm2，高于 400 ℃时渗透率明显改善，孔隙压力为0.5 MPa下，500 ℃时渗透率高达2.364×10-3μm2。同一温度条件下，渗透率随孔隙压力的增大而减小，Wang等[8]也发现类似的现象，他们将其归因于克林伯格效应作用的结果，同等温度和地应力条件，高温低渗储集层的孔隙压越低，克林伯格滑脱效应越明显，渗透率越高[32-33]。

图4 不同孔隙压力下的平行层理渗透率随热解温度的变化曲线

依据曲线变化特征，实验温度范围内渗透率演化划分为4个阶段：①第1阶段，300 ℃时，渗透率为（0.004～0.012）×10-3μm2，350 ℃时，渗透率提升至（0.015～0.072）×10-3μm2，升高了 4～7倍。②第2阶段，350～375 ℃时，渗透率下幅显著，实验温度为375 ℃时渗透率降低了 1个数量级，几乎接近于零。Wang等[8]和Zhao等[9]的研究结果发现抚顺油页岩渗透率几乎降低为零的温度为350 ℃。区别于本文湖相沉积的低熟页岩，抚顺油页岩形成于陆相煤系，陆源有机质含量增多，干酪根为Ⅱ型。上述地球化学特征的差异可能造成渗透率演化对温度的差异响应[6,14]。③第3阶段，375～450 ℃时，渗透率稳定上升，450 ℃时渗透率提升至（0.119～0.391）×10-3μm2。④第4阶段，450～500 ℃时，渗透率急剧上升，增长了近1个数量级，孔隙压力为 0.5～3.0 MPa，500 ℃时渗透率已高于 1.7×10-3μm2。

3.2 低熟页岩热解油气产出特征

表 1统计了低熟页岩不同温度下排出油、残留油和排出气的产率数据。表 2统计了排出油和残留油各自的族组成含量。表 1表明排出油、残留油和总油产率均随温度升高呈现先升后降的变化规律，三者的产油高峰均为375 ℃。具体为：300 ℃时油产率低，为83.94 mg/g，300～350 ℃时产量上升了7.7倍，375 ℃时产油率最高，为682.06 mg/g，450～500 ℃产率迅速下降至9.37 mg/g。实验温度范围，300～375 ℃时残留油和排出油产率分别为46.24～427.60 mg/g和37.70～254.46 mg/g，且残留油产率高于排出油产率，400 ℃时两者对等，450～500 ℃时相反，该规律与马中良等[31]报道结果一致。表 1表明生气量随着温度的升高一直增大，且温度高于400 ℃时气体大量生成。依据Easy Ro模型[34]计算了对应温度下样品的镜质体反射率（见表1）。结合有机质演化过程，依据前人研究成果[14]，样品的油气生成分为 4个阶段：300 ℃处于沥青生成阶段、300～400 ℃处于生油窗阶段、400～450 ℃处于生油窗末端至湿气生成阶段、450～500 ℃处于干气阶段，分别对应于低熟、成熟—高成熟、过成熟和高过成熟阶段。

表1 不同热解温度下的油气产率统计表

表2 不同温度下排出油和残留油族组成统计表

沥青生成阶段干酪根转化为沥青，排出油和残留油族组成中极性组分（沥青质+非烃）含量较高，黏度高、不易流动而残留于基质内[6]，而样品中相对较高的饱和烃含量可能来自于样品内原先残留的可溶有机质[28]。随温度升高至350 ℃，排出油中饱和烃和芳烃含量显著升高，分别增长了11.47倍和6.59倍，至375 ℃，处于生油窗高峰期，两者含量持续升高，说明沥青持续转化为饱和烃和芳烃含量较高的液态烃[35]。375 ℃残留油含量最高，其族组成中沥青质和芳烃含量最大，分别为14.59，14.51 mg/g。上述现象可能归因于单轴压力（静岩压力）的限制和液态烃的赋存状态。马忠良等[31]研究表明，烃源岩热模拟实验中压实作用延缓了干酪根向油的转化。Wu等[36]发现 12.5～62.5 MPa静岩压力促进干酪根的初次裂解（生成沥青），同时弱化液态烃的排出。Schwark等[37]研究表明液态烃的赋存状态影响了页岩的排烃特征，他们发现成熟页岩里液态烃多以吸附态赋存于孔隙、干酪根和黏土表面而难以排出，以高黏土含量的富有机质页岩尤为显著。Mohnhoff等[6]基于页岩流体萃取实验发现液态烃需经溶解—扩散—流动通道逐步排出，且成熟页岩中高含量的多环芳烃多吸附于孤立和可达性较差的纳米级孔隙内，增加了产出难度。综合前人研究成果，本文采用的单轴压力为 8 MPa，该压力一定程度上促进了干酪根的沥青化，减缓了沥青向油的转化速率，导致生成的液态烃中富含沥青质和芳烃，而芳烃和沥青质黏度较大，可能吸附于干酪根或黏土表面，亦或赋存于孔喉窄小的纳米孔隙内而不易排出，造成温度为375 ℃的残留油高含量。

400 ℃对应生油窗末期，所有液态烃类组分含量下降，残留油中沥青质含量降幅尤为显著，由14.59 mg/g下降至4.49 mg/g，而气体产率升高了2倍，液态烃裂解生气，湿气生成阶段开始[38]。温度为 400～500 ℃时，排出油和残留油族组成含量急剧下降，油裂解大量生气，气态烃产率显著增加，由13.80 mL/g增长至76.51 mL/g。不同温度排出油、残留油以及族组成的分布反映了低熟页岩热演化的生排烃过程，控制了孔隙的发育特征和流体运移通道[6,10]，对渗透率的演化有着关键性的影响。

3.3 孔隙结构变化特征

25 ℃常温下，原始样品结构致密（见图 5a），有机质含量较高，有机质状态与海相页岩类似[14,39]，主要有 4种：①团块状，内部常包括石英、黄铁矿等矿物，边界清晰（见图5a），对比光学全岩显微组分，属于结构藻类体；②条带状，内部矿物很少，呈扁状、狭长形，边界清晰，组分主要为层状藻类体（见图5b）；③有机质-矿物复合体（见图 5a），是主要的有机质赋存类型，与矿物界限不清，矿物多为黏土；④散块状，零星随机分布，边界清晰，成分可能是镜质组、惰质组等碎片（见图 5a）。部分有机质内部形成深浅不一、似圆形的生烃孔隙（见图 5b），孔隙尺寸处于纳米级别，说明嫩江组页岩发生过微弱的排烃，符合低熟特征。长石多呈角砾状、块状，内部局部发现溶蚀孔（见图 5a）。云母发育晶内顺层裂隙，宽度为0.1～2.0 μm。

图5 25～350 ℃热解温度下嫩二段低熟页岩的微观结构

300 ℃对应沥青生成阶段，出现明显的破裂面（见图5c），Ko等[14]认为是样品快速冷却后收缩形成，但依据Wang等[8]研究成果，本文认为是由于有机质与矿物的热膨胀各向异性，导致有机质、矿物边缘以及两者相互交界处发生热破裂，孔缝宽度约为1～2 μm。黏土矿物内部高温失水出现收缩裂缝[40]（见图 5d）。有机质-矿物复合体内部出现大小不等的似圆形的生烃孔隙，直径约0.1～1.0 μm（见图5d）。其余赋存形态的有机质没有发生明显的生烃，印证了300 ℃时生烃量小的结果（见表 1）。该阶段主要是热破裂和少量的生烃孔隙。

350 ℃热破裂程度加大（见图5e），但干酪根内不同类型的有机组分随温度升高表现出优先热解顺序。①包裹矿物的团块状有机质热解不强烈（见图5f），内部包裹矿物边缘的有机质体积收缩，形成微裂缝，局部部位形成大小不一、孤立分布的气孔和狭长型孔缝，孔缝边缘处充填液态烃，该类型有机质形成的孔裂隙连通性弱。相反，团块状的纯有机质热解后，内部出现形态各异、大小不等的气孔，气孔直径多为1～5 μm（见图5g）。②尺寸大的条带状有机质热解后形成宽度大于1 μm的裂隙（最宽可达25 μm），裂隙延伸长，具有一定的贯通性（见图5h），红色线圈内显示裂隙内固体有机质排烃后形成色泽暗淡的焦沥青（见图5h），裂隙边缘部位可见似奶油花状的液态烃。需要指出，SEM样品进行氩离子抛光时，表面会产生一定的温度（30 ℃左右），造成残留或物理吸附于样品基质内的液态烃沿着已有的裂隙、孔隙等优势通道排出。尺寸较小的条带状有机质内部形成椭圆形、圆形的气孔（见图 5h）。③有机质-矿物复合体内部有机质热解后体积减少，转化程度强，只与矿物交界处残留一层薄壁（见图5i）。这种类型有机质热解后形成的孔隙，孔隙骨架多为矿物，直径为纳米级（小于1 μm），产状上转变为矿物粒间孔[12,41]（见图5i），是该温度段主要的有机孔隙类型。这些孔隙在矿物颗粒的支撑下形成尺寸为纳米级的连通网络。④散块状有机质未生烃，不发育孔隙（见图5f），与Ko等[14]研究结果一致。上述结果显示350 ℃时层状藻类体优先热解生烃，而结构藻类体延迟，表现出有机组分对温度热解的差异响应，验证了前人的研究成果[10,12,42]，其原因可能与其组分的化学结构有关[7,35]，需进一步研究。该阶段生烃孔隙增多，伴随条带状有机质热解形成几至十几微米宽度的裂隙。孔隙类型主要是有机成因的矿物粒间孔，但孔隙直径多小于1 μm。

温度为375 ℃时，热破裂裂隙宽度变窄，有机质转化生油明显，氩离子抛光过程中，有机质转化生成的液态烃迁移至样品表面（见图 6a—图 6c）。不同状态的有机质孔隙特征如下：①团块状有机质生烃后形成颗粒大小不一的焦沥青，焦沥青之间组合成泥粒级别的“纳米球粒集合体”。纳米球粒粒度小，粒间间距窄，粒间尺寸均小于1 μm，颗粒边缘或内部充填液态烃（见图 6b）。②对于有机质-矿物复合体，有机质热解后形成的孔隙之间充填大量的液态烃（见图6c），堵塞孔喉，连通性下降。③散块状有机质，一部分排烃后生成孤立的、扁平状的纳米孔隙，一部分依然未生烃（见图 6c）。整体而言，相比 350 ℃，同等放大倍数下，有机质热解后页岩基质变得致密，孔隙度下降。结合前人研究成果，分析原因可能如下：①有机质的塑性变形。相比矿物颗粒，干酪根随温度增加发生塑化，挤压孔裂隙，降低孔隙度[20]。②吸附溶胀。如3.2节分析，375 ℃时生成的液态烃会吸附于残留有机质、黏土和孔隙表面，引发吸附溶胀，压缩孔裂隙空间，降低了孔隙连通性，Wu等[43]也报道了一致的结论。上述结构的变化导致页岩基质内保留了较高的残留油含量（见表1）。

图6 375～500 ℃热解温度下嫩二段低熟页岩的微观结构

区别于温度为375 ℃的情况，400 ℃情况下焦沥青周围虽附着液态烃，但与矿物颗粒相混合形成粒间孔，扩大了孔隙尺寸，形成了有效渗流通道，改善了孔隙连通性（见图 6d、图 6e），散块状有机质在高温热应力作用下形成微米级热破裂孔缝（见图6e）。450 ℃时进入干气阶段，有机成因的矿物粒间孔发育，尺寸由生油窗期的纳米级孔隙转变成微米级孔隙（见图6f），散块状有机质热破裂宽度加大（见图6g）。500 ℃时孔隙系统趋于稳定，孔隙之间相互连通，造成黏土、石英、长石等不同矿物之间形成相互连通的微米级孔裂隙网络系统（见图6h、图6i），形成了优势渗流通道。一部分散块状有机质生烃后局部破裂形成连通的微裂隙，一部分形成蜂窝状孔隙（见图6i）。需要指出，虽然X射线衍射（XRD）结果显示随温度升高黏土矿物发生伊利石化（见表3），但与Ko等[14]观察结果一致，实验温度范围内，矿物对微米级孔隙结构的演变影响不大，主要是有机质热解形成的有机成因孔隙。

表3 不同温度下黏土矿物相对含量

3.4 原位渗透率的演化机制

温度-三轴应力作用下，原位渗透率是温度、压力和有机质热解耦合作用的结果，而不同成熟阶段有机质热解形成的有机孔隙及其类型、液态烃含量及其族组成影响了渗透率的演化过程。依据上述分析，原位渗透率的演化机制分为以下几个阶段。

第1阶段：温度为25～300 ℃时。自然状态下低熟页岩致密，微米级孔隙不发育。随温度升高，有机质和矿物受热膨胀作用不均匀热变形产生热破裂[9,44]，形成宽度大于1 μm的裂隙，一定程度上提高了储集层渗透率。此外，黏土矿物中的层间水发生高温脱水作用，形成收缩裂缝[40]，有利于渗透率的提升。

第2阶段：温度为 300～350 ℃时，有机质-矿物复合体中的层状藻类体强烈裂解，形成以矿物为骨架的纳米级连通孔隙网络，而条带状的层状藻类体热解后可以形成局部贯通的裂隙通道，这些渗流通道提高了页岩渗透率。然而，生成的液态烃以黏度稠、流动性低的沥青质为主，在受到围压和轴压应力的约束下，液态烃更易滞留于孔隙内堵塞孔喉。另外，结构藻类体基本未生烃，条带状有机质热解不完全，导致不同状态有机质热解形成的通道空间上相互独立而互不连通。上述因素导致渗透率提高程度有限。

第3阶段：350～375 ℃时，对应生油窗中期，不同类型的有机质强烈裂解生油，但渗透率急剧下降。综合实验结果，原因如下：①该温度段残留油组分内分子量较大、黏度较稠的芳烃和沥青质含量提高了1.44倍。依据前人研究结果[6,37]，这些烃类产物更容易吸附或赋存于孔隙、干酪根和黏土矿物表面而难以排出。吸附或溶解于固体基质内的液态烃会引发吸附溶胀效应[43]，压缩孔裂隙等渗流通道。②该温度段固体基质受热膨胀作用软化而横向变形，但热膨胀引起的变形和位移在原位条件下受到围压应力的约束，横向上阻碍了页岩的位移，导致在固体基质内部产生附加膨胀热应力[44]，挤压渗流通道。同时，有机质热解生成的气体压力低，在围压约束下，反向作用于固体基质，压缩孔裂隙。Saif等[45]使用数字体积相关技术对油页岩热解过程中微裂缝的动态演化进行了量化，发现小裂缝的受压闭合是由局部压应力造成的，与本文结果一致。③轴向应力下，压实作用降低了热解裂缝的张开程度。上述因素恶化了原位条件下低熟页岩的渗流能力。值得注意的是，3.2节显示温度为375 ℃时排出油产率所占比例为37.31%，说明具备一定的渗流能力，但需要说明：①电加热模拟实验是在单轴应力下进行的，无围压的限制，不会受附加膨胀热应力的影响，液态烃可以从侧向孔隙通道渗出；②电加热模拟实验样品是大小约1 cm的小碎块组合的，在轴向压力压实作用下虽形成柱状体，但颗粒间的孔隙度可能大于原始状态的圆柱体岩心。因此，原位三轴应力约束下，残留油产量可能更高，渗透率也明显下降。

第4阶段：温度为375～450 ℃时，渗透率稳定增加。在此温度段，油产量持续下降，气态烃产量持续增加，有机质转化后其占据的空间转变为骨架为矿物的粒间孔隙，并与热破裂形成的裂缝相互连接，空间上形成相互连通的微米级孔裂隙网络系统，渗透率增强。该温度段，伊利石由375 ℃的34%增加到450 ℃的75%（见表3），高温高压作用显著促进了黏土矿物伊蒙混层向伊利石的转化，造成岩石可压性强度升高[43]，减弱了轴向压力对孔隙结构的压实作用。同时，液态烃产量的下降减弱了基质溶胀，而气体含量的增加逐步加大了页岩内部压力，减缓了围岩应力和附加热膨胀应力的限制。上述因素促进渗透率持续增加。

第5阶段：温度为450～500 ℃时，渗透率显著增加。此温度段孔隙结构维持稳定，但有机质热解生成的大量气体显著增加了页岩内部压力，打开了垂直于页岩层理的裂缝。实验卸载后可以发现样品内部不同层理方向的裂缝，合并形成相互交错的裂隙网络（见图7）。同时，黏土矿物的伊利石化依然明显（见表3），可压性强度也随之增大。这种情形更加削弱了周围应力的限制，页岩渗透率显著提升。

图7 原位渗透率测试卸载后样品图像

4 结论

在温度和三轴应力共控实验条件下，松辽盆地北部白垩系嫩江组二段低熟页岩样品的原位渗透率随温度呈现先升后降又升的变化趋势，温度为375 ℃时，渗透率达到最低，温度大于400 ℃时，渗透率持续升高。同一温度，渗透率随孔隙压的增大而减小。

随着温度的升高，总油、排出油和残留油产率先升后降，温度为350～400 ℃时为产油高峰，排油峰值温度为375 ℃。温度高于400 ℃时，油产率显著下降，生气率急剧上升。生油窗阶段，残留油含量明显高于排出油，族组成显示液态烃以吸附态赋存。

SEM结果揭示，300～500 ℃温度范围内页岩孔隙变化模式为：①300 ℃处于沥青生成期，生成直径1～2 μm的热破裂孔缝及少量生烃孔隙。②350 ℃对应生油窗早期—中期，层状藻类体优先热解形成有机孔隙，其中以有机-矿物复合体生烃形成的纳米级孔隙（孔径多小于1 μm）为主，产状上为矿物粒间孔，次为条带状有机质转化生烃后形成的孔径大于1 μm的微米级孔缝和气孔。以结构藻类体为主的团块状有机质生烃弱，形成孤立的气孔或孔缝。③375 ℃对应生油窗高峰期，有机成因形成的矿物粒间孔为主，次为结构藻类体热解后焦沥青颗粒之间的孔隙，孔隙直径小于1 μm。上述孔隙多被液态烃充填。④400～500 ℃对应生油窗末期—干气期，有机成因的矿物粒间孔形成相互交错连通的孔隙网络，部分散块状有机质生烃形成蜂窝状孔隙。

轴压和围压约束下，原位渗透性的演化划分为 5个阶段：温度为25～300 ℃时渗透率缓慢增加、300～350 ℃时渗透率明显升高、350～375 ℃时渗透率显著下降、375～450 ℃时渗透率稳定增加、450～500 ℃时渗透率显著增加。5个阶段内有机质热解形成的烃含量及其族组成、孔隙结构特征和周围应力的耦合作用是原位渗透率演化的主控因素。

符号注释：

K——渗透率，m2；L——样品长度，m；p1——进口压力，Pa；p0——大气压，Pa；p2——出口压力，Pa；Q0——单位时间的流量，m3/s；Ro,max——最大镜质体反射率，%；S——样品截面积，m2；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；Tmax——最大热解温度，℃；μ——气体动力黏度，Pa·s。