張家灣地區(qū)長7頁巖生烴潛力及孔隙結(jié)構(gòu)特征

唐建云，張 剛，樊宏偉，劉見通，2，陳玉寶

1.克拉瑪依職業(yè)技術(shù)學院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大學（北京）克拉瑪依校區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；3.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西 榆林 719000；4.延長油田股份有限公司，陜西 延安 716005

引 言

直羅油田張家灣地區(qū)位于素有“聚寶盆”之稱的鄂爾多斯盆地南緣，區(qū)內(nèi)構(gòu)造較為簡單，地層平緩（地層傾角 α ≤1°，坡降 λ=5～8 m/km），局部地區(qū)發(fā)育鼻狀褶皺[1-4（]圖1）。研究區(qū)三疊系延長組長2、長6油層組及侏羅系延安組為直羅油田的主力產(chǎn)油層系，而目前勘探開發(fā)已接近中后期，資源面臨枯竭，急需尋求新的資源接替層系。令人可喜的是，近年來在盆地南緣勘探實踐過程中，尤其是研究區(qū)所轄區(qū)域內(nèi)發(fā)現(xiàn)了最具資源潛力的長7油頁巖產(chǎn)出層位，而且已有25口井獲工業(yè)性油流，這表明該區(qū)域下組合長7油層組砂巖和頁巖也具有較大的勘探潛力，有望成為研究區(qū)長2、長6油層組的接替勘探層系。

圖1 研究區(qū)地理位置圖Fig.1 The graphical locations of study area

截至目前，國內(nèi)不少學者已經(jīng)在該區(qū)域開展了相關(guān)研究，如李玉宏等曾對銅川-延安地區(qū)油頁巖及油氣資源進行過研究，認為該區(qū)油頁巖資源具有大型—特大型油頁巖礦床遠景[5]。徐勇等也對鄂爾多斯盆地東南部延長組長7段頁巖孔隙特征與吸附能力進行過深入的研究，認為研究區(qū)長7段頁巖發(fā)育納米級孔隙，并且具有較好的吸附能力[6]。這些研究結(jié)果對鄂爾多斯盆地南緣非常規(guī)油氣勘探起到了積極的作用，但作為盆地南緣的直羅油田張家灣地區(qū)“新”發(fā)現(xiàn)的長7頁巖生烴潛力如何？作為該地區(qū)的一種非常規(guī)儲層有什么特征？常規(guī)的儲層評價是否適合于該地區(qū)的頁巖儲層？這些問題的深入研究，勢必對該地區(qū)乃至盆地南緣的勘探開發(fā)起到借鑒作用。

因此，筆者深入盆地南緣，通過對研究區(qū)長7油層組頁巖進行系統(tǒng)采樣，對所采樣品進行了掃描電鏡、氬離子拋光、地球化學分析測試工作，旨在摸清直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7頁巖生烴潛力及儲層特征，以期對油田的下一步勘探部署和盆地南緣非常規(guī)油氣勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

1 頁巖特征

1.1 巖石學特征

研究區(qū)長7頁巖段巖性多為黑色、灰黑色油頁巖，夾暗色泥巖、碳質(zhì)泥巖、粉砂巖、鐵質(zhì)泥巖和粉砂質(zhì)泥巖。其中粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖主要呈紋層、條帶或夾層狀發(fā)育。

（1）碎屑成分：主要為石英、長石、云母，含少量火山巖、片巖和板巖等巖屑，可見植物碎片、炭屑、和有機質(zhì)，黃鐵礦、菱鐵礦少量發(fā)育。

（2）礦物組成：黏土礦物含量最高，平均含量約45.0%～50.0%，其次是石英和長石，平均含量分別約為28.0%和20.0%，黃鐵礦含量平均約3.0%，方解石和白云石含量分別約為1.8%和1.5%，菱鐵礦及其他約1.0%。黏土礦物以伊/蒙混層為主，約占黏土礦物總含量的55.0%，其次為伊利石，約占黏土礦物總含量的25.0%，綠泥石也較常見，平均含量約16.0%，高嶺石少見，含量一般不足4.0%，蒙脫石發(fā)育。

1.2 頁巖分布特征

對研究區(qū)140口井的長7油組頁巖進行了識別，分析了長7頁巖的頂面埋深及厚度展布特征，并繪制了研究區(qū)長7頁巖累計厚度圖。

平面上：研究區(qū)長7油層頁巖頂面埋深變化較大，一般在750～1 750 m，頂面埋深總體由西北向東南方向明顯變淺，南西往北東方向頁巖頂面埋深逐漸變淺，但變淺幅度相對較小。研究區(qū)西部頁巖頂面埋深最大，一般大于1 300 m，研究區(qū)東部頁巖頂面埋深一般小于1 200 m；研究區(qū)長7油組頁巖的累計厚度變化較大，最厚達110.0 m以上，最薄不足30.0 m，主要在60.0～100.0 m。厚度中心分布在老集-王莊臺一帶，呈北西-南東向展布，厚度大于80.0 m。研究區(qū)東南部直羅鎮(zhèn)-張村驛鎮(zhèn)頁巖厚度相對較薄，一般小于50.0 m（圖2）。

縱向上：研究區(qū)頁巖的發(fā)育特征也存在差異。研究區(qū)中、西部區(qū)域，長、長及長均發(fā)育大段頁巖（頁巖中砂質(zhì)和粉砂質(zhì)夾層較少），累計厚度分別為96.3、103.4 m，（圖3），而東部地區(qū)僅長發(fā)育頁巖（頁巖中發(fā)育較多粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖夾層），頁巖累計厚度分別僅為22.9、33.5 m，（圖4）。

圖2 研究區(qū)長7頁巖累計厚度分布圖Fig.2 The distribution of cumulative thickness of shale in Chang 7 of study area

圖3 研究區(qū)西部地區(qū)長7頁巖發(fā)育特征Fig.3 The characteristic of shale of Chang 7 in west area

圖4 研究區(qū)東部地區(qū)長7頁巖發(fā)育特征Fig.4 The characteristic of shale of Chang 7 in east area

長7段是鄂爾多斯盆地的主要生油巖層，已被國內(nèi)多數(shù)研究者認可，該段為一套深湖-半深湖沉積，沉積厚度大，整體呈北西—東南向展布，在耀縣、彬縣、黃龍和宜川等地區(qū)缺失，最厚部分主要分布在姬塬—華池—富縣區(qū)帶。此次在研究區(qū)新發(fā)現(xiàn)的長7油層組頁巖位于盆地的南緣地帶，其展布形態(tài)與盆地腹地油頁巖具有很好的相似性，雖然厚度變化較大，但無疑拓寬了原有生油巖層的分布范圍，對盆地南緣的勘探開發(fā)具有重要的指示意義。

2 油頁巖地球化學特征及評價

通常采用有機質(zhì)類型、有機碳含量、生烴潛量、氯仿瀝青“A”含量、成熟度等地球化學指標作為烴源巖生烴潛力的主要依據(jù)[7]。本研究在巖石Rockeval分析、索氏抽提的基礎(chǔ)上，對研究區(qū)所采樣品進行了上述指標的分析。

2.1 油頁巖地球化學特征

2.1.1 有機質(zhì)類型

通常情況下，不同類型的有機質(zhì)其化學組成和結(jié)構(gòu)存在較大的差異，因而在其生烴能力、生烴門限值、生烴路徑以及最終產(chǎn)物也有所差別。陸源有機質(zhì)豐富的干酪根主要生成石蠟基石油，而海洋、湖泊原地有機質(zhì)豐富的干酪根主要生成環(huán)烷基石油[8-9]。此外，油氣的大規(guī)模生成不僅取決于有機質(zhì)含量，而更取決于烴源巖中有機質(zhì)類型。因此，分析烴源巖中有機質(zhì)類型對于剖析研究區(qū)長7頁巖油氣具有重要的意義。通常采用熱解參數(shù)（Tmax、降解率、氫指數(shù)）來劃分烴源巖的母質(zhì)類型，主要是由于在低熟至中等成熟階段演化程度和巖石熱解參數(shù)存在一定的正相關(guān)性[10-12]。因此，對于研究區(qū)長7烴源巖的有機質(zhì)類型亦采用熱解參數(shù)來加以分析研究。

對研究區(qū)長7油層組5口井近15個烴源巖進行測試分析后制作的Tmax-氫指數(shù)、Tmax-降解率圖版（圖5，圖6）可知，研究區(qū)長7烴源巖測試分析值多數(shù)位于I型、II1型有機質(zhì)區(qū)，而部分落于II2型有機質(zhì)區(qū)（主要是頁巖樣品不同于常規(guī)的烴源巖樣品，尤其是氫指數(shù)方面總體呈現(xiàn)較低值，氫指數(shù)HI小于300.0 mg/g，加之已有相當部分有機質(zhì)轉(zhuǎn)化成油氣并排出源巖之外，從而導致其氫指數(shù)HI更低，進而影響基于上述參數(shù)的有機質(zhì)類型判別）。因此，綜合認為直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖樣品有機質(zhì)類型以I型—II1型為主。

圖5 Tmax和氫指數(shù)（HI）有機質(zhì)類型劃分圖Fig.5 The division of organic matter types by Tmaxand Hydrogen Index(HI)

圖6 Tmax和降解率有機質(zhì)類型劃分圖Fig.6 The division of organic matter types by Tmaxand degradation rate

2.1.2 有機質(zhì)豐度

目前，常采用總有機碳含量（TOC）、巖石熱解參數(shù)生烴潛量（S1＋S2）、氯仿瀝青“A”等最方便、最直觀的指標來評價頁巖的有機質(zhì)豐度[7-10]。

（1）總有機碳含量（TOC）

所謂總有機碳含量是指單位重量巖石中有機碳的重量，它可表明烴源巖中含有機質(zhì)的豐富程度，它是烴源巖有機質(zhì)豐度評價的重要指標，也是衡量生烴強度和生烴量的重要參數(shù)[10-12]。

由于地質(zhì)歷史條件下烴源巖中部分有機質(zhì)已經(jīng)轉(zhuǎn)化成了油氣并排出，因而現(xiàn)今實驗條件下所測定的總有機碳含量其實質(zhì)是殘余總有機碳含量。

從研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內(nèi)總有機碳含量實驗測定結(jié)果（圖7）可以看出，長7烴源巖有機碳含量在1.00%～12.00%，最大值在2.00%～8.00%（一般大于3.00%，最高可達20.00%），平均4.95%。

因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖屬富含有機質(zhì)烴源巖。

圖7 研究區(qū)頁巖總有機碳百分含量分布圖Fig.7 The distribution of total organic carbon content of shale in the study area

（2）生烴潛量（S1+S2）

所謂生烴潛量（S1+S2）是指賦存在烴源巖孔隙中的可溶烴（S1）和熱解烴（S2）之和，是反映烴源巖生成烴類的潛在能力的重要參數(shù)之一。其中，S1為巖石中原始可溶烴量，亦可以理解為頁巖中的可動油，是頁巖油評價的重要參數(shù)，該數(shù)值可在烴源巖熱解實驗升溫過程中獲得[13]。

根據(jù)研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內(nèi)生烴潛量（S1+S2）測定結(jié)果，可溶烴（S1）含量主要在1.00～10.00 mg/g，最高達 10.90 mg/g，平均約 4.54 mg/g。熱解烴（S2）含量主要在 2.00～16.00 mg/g，最高達 54.70 mg/g，平均 10.50 mg/g。生烴潛量（S1+S2）在 4.00～28.00 mg/g，峰值 12.00～20.00 mg/g，最大達 63.90 mg/g（圖8），因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖生烴潛力較大，且可動油含量較高。

（3）氯仿瀝青“A”

所謂氯仿瀝青“A”是指未經(jīng)酸處理的烴源巖，在進行氯仿抽提操作后，提取出來的殘余在烴源巖樣品中且能溶于有機溶劑的有機質(zhì)，它也代表頁巖中的可動油，亦是頁巖油評價的重要參數(shù)之一[8-14]。一般而言，有機質(zhì)類型越好，有機碳含量越高則可溶有機質(zhì)含量也越高。對于有機質(zhì)類型相同的烴源巖而言，可溶有機質(zhì)的含量及其族組分中的烴類物質(zhì)在不同演化階段亦有所不同，演化程度在生油窗內(nèi)時的含量要高于未熟和過熟演化階段。

根據(jù)研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內(nèi)氯仿瀝青“A”測定結(jié)果：研究區(qū)長7烴源巖的氯仿瀝青“A”百分含量在0.31%～1.72%，峰值為0.60%～0.80%，平均0.73%（圖9）。

因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖氯仿瀝青“A”含量較高，油頁巖中可動油含量也較高。

圖8 研究區(qū)頁巖生烴潛量（S1+S2）分布圖Fig.8 The distribution of shale hydrocarbon potential(S1+S2)in the study area

圖9 研究區(qū)長7烴源巖氯仿瀝青“A”分布圖Fig.9 Distribution of the chloroform asphalt“A”of shale in study area

（4）氫指數(shù)（HI）

所謂氫指數(shù)（HI）是指烴源巖的熱解烴量S2與該樣品總有機碳含量的比值，它可以與其他參數(shù)結(jié)合用來劃分有機質(zhì)類型，確定生油巖演化程度，評價生油巖中有機質(zhì)豐度和估算生油量等[7-14]。

根據(jù)研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內(nèi)氫指數(shù)測定結(jié)果，研究區(qū)長7油頁巖的氫指數(shù)主要在100.00～300.00 mg/g，峰值 160.00～ 200.00 mg/g，平均為194.10 mg/g，長7烴源巖氫指數(shù)一般小于250.00 mg/g（圖 10）。

因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖剩余生油潛力中等。

圖10 研究區(qū)長7烴源巖氫指數(shù)分布圖Fig.10 Distribution of the Hydrogen Index of shale in study area

2.1.3 有機質(zhì)成熟度

有機質(zhì)成熟度是評價烴源巖的主要指標之一，通常將干酪根鏡質(zhì)體反射率（Ro）作為研究干酪根熱演化階段和有機質(zhì)成熟度的重要參數(shù)，這是由于Ro是溫度T和有效加熱時間t的函數(shù)，并具有不可逆這一特性，且熱變質(zhì)作用與鏡質(zhì)體反射率Ro存在一定的正相關(guān)性[7-16]。此外，Price等曾對鏡質(zhì)體受到液態(tài)烴浸染后,導致反射率異常偏低做過深入研究與討論[17]。因此，為了全面準確地評價有機質(zhì)成熟度，往往選擇與熱演化程度有良好相關(guān)性的Tmax，作為鏡質(zhì)體反射率的補充。

根據(jù)研究區(qū)所采油頁巖樣品干酪根的鏡質(zhì)體反射率（Ro）測試結(jié)果可知，①研究區(qū)長7油頁巖干酪根的鏡質(zhì)體反射率變化范圍較大，最小約0.65%，最大約1.10%。結(jié)合前人關(guān)于研究區(qū)及臨區(qū)長7頁巖干酪根鏡質(zhì)體反射率的研究成果，研究區(qū)頁巖有機質(zhì)的鏡質(zhì)體反射率應主要在0.70%～1.20%。②長7烴源巖的Tmax在430.0～470.0°C，主要為440.0～465.0°C（圖11）；轉(zhuǎn)化率（S1（/S1+S2））主要在0.20～0.40，部分在 0.40～0.60。

從目前全盆地長7烴源巖測試結(jié)果宏觀統(tǒng)計來看，長7頁巖有機質(zhì)成熟度總體較低，油質(zhì)瀝青發(fā)育，油質(zhì)瀝青的反射率比鏡質(zhì)體反射率要低。

綜上所述，直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖正處于生油高峰，部分已經(jīng)進入生濕氣帶，非常有利于頁巖油的形成。

圖11 研究區(qū)長7烴源巖Tmax分布圖Fig.11 The distribution of the Tmaxof shale in study area

盆地腹部多年勘探實踐表明，長7段油頁巖形成于水體較深、鹽度不高、水體分層不明顯、還原的沉積環(huán)境，有機質(zhì)主要來自低等生物和藻類，干酪根類型為I型、II1型，有機質(zhì)含量高-極高，有機碳含量主要分布于6.00%～14.00%，最高可達40.00%以上，平均為13.75%，殘余氯仿瀝青“A”大都在 0.600%～1.200%，最高超過1.200%，平均為0.896%，熱解生烴潛量主要分布于 10.00～60.00 mg/g，最高可達 100.00 mg/g以上，平均生烴潛量43.58 mg/g，其中，油頁巖（有機碳含量一般大于10.00%）累計厚度大于10 m分布面積多集中在志丹—吳起—華池一帶。長7段成熟度不高，普遍在0.70%～1.00%，最高演化至1.16%，正處于大量生油高峰階段。

盆地南緣所采樣品實驗結(jié)果表明，研究區(qū)長7段油頁巖有機碳含量（4組138個樣品）主要在1.00%～12.00%，平均4.97%，屬富含有機質(zhì)烴源巖；生烴潛量（S1+S2）（4組 138個樣品）主要在4.00～28.00 mg/g，生烴潛力較大，可動油含量較高；氯仿瀝青“A”百分含量（4組36個樣品）在0.31%～1.72%，平均0.73%，含量較高，表明頁巖中可動油含量較高；氫指數(shù)主要在100.00～300.00 mg/g，平均194.10mg/g，剩余生油潛力中等。長7烴源巖的Tmax在 430.0～470.0°C，主要為 440.0～465.0°C；烴源巖的成熟度（Ro）主要在0.70%～1.20%，正處于生油高峰；有機質(zhì)類型以I型和II1型為主；屬于好烴源巖。

通過盆地腹部和南緣油頁巖地球化學特征對比認為：研究區(qū)油頁巖與盆地腹部油頁巖在地球化學特征方面具有許多“相似性”，均具有“生烴潛力較大、可動油含量較高、正處于生油高峰”的特點，無論是腹地還是南緣發(fā)現(xiàn)的油頁巖有機質(zhì)類型大多以I型和II1型為主；均屬于好烴源巖。

2.2 頁巖評價

烴源巖的生烴能力取決于其有機質(zhì)類型、有機質(zhì)豐度、熱演化程度、厚度和分布范圍等。一般來說，烴源巖有機質(zhì)類型越好、有機質(zhì)豐度越高，其生烴潛力就越大。其中，有機質(zhì)的類型、豐度和演化程度主要反映其生烴能力，解決的是“質(zhì)”的問題，熱演化越高，則表明實際的生烴能力比潛在的生烴能力越大。烴源巖的厚度和分布是反映烴源巖的空間分布特征，是反映能否提供充足的油氣，解決的是“量”的問題[7-14]。

根據(jù)王鐵冠等提出的中國陸相烴源巖的評價標準（表1），并結(jié)合本次室內(nèi)實驗測試結(jié)果（表2）綜合評價，認為直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖是極好的烴源巖[18]。

據(jù)盧雙舫等關(guān)于頁巖分級劃分方案（表3）[19]，利用有機碳含量-氯仿瀝青“A”、有機碳含量-可溶烴S1之間的相互關(guān)系進行綜合評價（表4），認為直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖儲層為I類富集型。

表1 中國陸相烴源巖有機質(zhì)豐度評價標準Tab.1 Assessment criteria for organic abundance of terrestrial hydrocarbon source rocks in China

表2 研究區(qū)長7油頁巖有機質(zhì)豐度表Tab.2 The table of the abundance of organic matter of Chang 7 shale in study area

表3 頁巖分級劃分方案Tab.3 The shale classification scheme

表4 研究區(qū)長7油頁巖有機質(zhì)豐度參數(shù)樣本比例統(tǒng)計表Tab.4 The statistical tables showing the proportion of samples of organic abundance parameters of Chang 7 shale in study area

3 頁巖孔隙結(jié)構(gòu)特征

頁巖儲層屬于非常規(guī)儲層嗎?常規(guī)的測試手段很難對其孔隙特征加以研究，本文主要采用FE-SEM掃描電鏡觀測技術(shù)及氬離子拋光等技術(shù)，對頁巖中發(fā)育的儲集空間類型和孔隙特征進行觀察和定量分析[20-25]。

3.1 頁巖儲集空間類型

據(jù)研究區(qū)5口探井近35塊樣品長7頁巖分析測試結(jié)果：研究區(qū)孔隙類型以碎屑顆粒粒間孔、晶間孔、粒間溶蝕孔、粒內(nèi)溶蝕孔等類型為主，其次可見一些有機質(zhì)孔。

（1）粒間孔：頁巖儲層中的粒間孔可分為兩類：第一類是殘余粒間孔，是由于相對較大的長石、石英或巖屑等碎屑顆粒之間相互接觸支持而形成的(圖12a）；第二類為粒間孔，是由于黏土類碎屑在剛性顆粒的遮擋作用和壓力影作用下而形成的（圖12b）。這些同沉積的填隙物所受壓實作用相對較弱，堆積較疏松，發(fā)育狹縫狀、三角狀、多角狀的孔隙空間且孔徑較大。粒間孔的孔徑變化范圍大，從十幾納米到十幾微米不等，第一類孔隙要比第二類孔隙的孔徑大。

圖12 研究區(qū)長7頁巖鑄體薄片和掃描電鏡照片F(xiàn)ig.12 Photos of cast section and SEM of the Chang 7 reservoir of shale in study area

（2）溶蝕孔：由于頁巖中易溶組分如長石等含量較高，而且長7頁巖本身就是優(yōu)質(zhì)烴源巖，生烴時會產(chǎn)生大量有機酸，因此，溶蝕孔非常發(fā)育。溶蝕孔包括沿長石、方解石等易溶顆粒邊緣溶蝕形成的粒間溶蝕孔以及顆粒內(nèi)部溶蝕的粒內(nèi)溶蝕孔。當溶蝕作用比較強烈時，長石顆粒等基本被完全溶蝕，只剩下顆粒輪廓或骨架，溶蝕孔隙是頁巖油氣重要的儲集空間（圖12c）。

（3）晶間孔：有些較大的粒間孔、或者溶蝕孔，會被后期自生石英、長石、黏土礦物等充填，這些次生的礦物中也會發(fā)育大量剩余粒間孔、晶間孔。在成巖過程中，充填于孔隙之中的次生黏土礦物，如伊利石、伊蒙混層、綠泥石等會形成較多的晶間孔（圖12d），分布于碎屑顆粒間或溶蝕孔隙中的自生石英、長石膠結(jié)物、碳酸鹽膠結(jié)物等自生礦物的晶體間會有較多晶間孔。此外，長7頁巖中還發(fā)育有草莓狀黃鐵礦集合體晶間孔（圖12e）、化石腔體孔等（圖12f），黃鐵礦集合體晶間孔也是頁巖油氣重要的儲集空間之一。

（4）有機質(zhì)生烴孔：由于長7頁巖是優(yōu)質(zhì)烴源巖，其中發(fā)育眾多有機質(zhì)，即干酪根，這些干酪根在轉(zhuǎn)化成油氣后會形成眾多的有機質(zhì)生烴孔（圖12h）?？紫兜男螒B(tài)為近圓形、橢圓形、三角形、多邊形和不規(guī)則狀，孔徑一般在幾納米到幾百納米。有機質(zhì)生烴孔常成群發(fā)育，相互連接，形成復雜的孔隙網(wǎng)絡。

（5）微裂隙：裂縫在研究區(qū)頁巖中十分發(fā)育，利用熒光薄片進行觀察和分析，認為裂縫中充填的瀝青主要有3種類型：第一類是熒光顯示褐色或黑色，或無熒光的碳質(zhì)瀝青或膠質(zhì)瀝青，第二類是熒光顯示黃色、黃橙色的油質(zhì)瀝青，第三類是是熒光顯示藍白色的油質(zhì)瀝青（圖12i、圖12j）。這些微裂縫是頁巖油氣重要的儲集空間。

3.2 頁巖孔徑及孔隙度

3.2.1 頁巖孔徑

利用掃描電鏡等技術(shù)對研究區(qū)4組長7頁巖樣品的孔隙進行了實驗檢測，孔徑-頻率統(tǒng)計結(jié)果表明，（1）研究區(qū)長7頁巖的孔徑變化范圍較大，主要呈現(xiàn)出“四段式”分布，其中：頁巖的孔隙以孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的65%；0.1≤φ＜0.5μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的20%；0.5≤φ＜1.0μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的10%；φ≥1.0μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的5%；（2）依據(jù)王香增等關(guān)于鄂爾多斯盆地延長組陸相頁巖孔隙類型劃分方案[22]，分析認為研究區(qū)長7頁巖儲層孔隙孔徑具有“微米級致密型孔隙特征”。樣品具體測試及統(tǒng)計分析如下。

（1）頁巖樣品A中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的 35.60%，0.1≤φ＜0.5μm 的孔隙約占 45.50%，0.5≤φ＜1.0μm 的孔隙約占 14.40%，φ≥1.0μm 的孔隙約占 4.50%（圖 13a）。

（2）頁巖樣品B中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的 39.40%，0.1≤φ＜0.5μm 的孔隙約占 33.60%，0.5≤φ＜1.0μm 的孔隙約占 24.60%，φ≥1.0μm 的孔隙約占 2.40%（圖 13b）。

（3）頁巖樣品C中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙的54.40%，0.1≤φ＜0.5μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的22.90%，0.5≤φ＜1.0μm的孔隙約占20.30%，φ≥1.0μm 的孔隙約占 2.40%（圖 13c）。

圖13 研究區(qū)長7頁巖儲層孔徑分布特征Fig.13 The distribution characteristics of pore size of shale in Chang 7 of study area

（4）頁巖樣品D中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數(shù)量的 44.70%，0.1≤φ＜0.5μm 的孔隙約占 32.70%，0.5≤φ＜1.0μm 的孔隙約占 18.80%，φ≥1.0μm的孔隙約占2.80%（圖13d）。

3.2.2 頁巖孔隙度

常規(guī)儲層的物性特征如孔隙度，可用恒速壓汞法來加以測試，然而，這種方法對于孔隙度和孔喉細小的頁巖往往不適用。本次室內(nèi)實驗測定工作采用氦氣氣體膨脹法測試研究區(qū)長7頁巖頁巖儲層的孔隙度[26-29]。

眾所周知，理想氣體狀態(tài)方程是描述理想氣體在處于平衡態(tài)時，壓強、體積、物質(zhì)的量、溫度間關(guān)系的狀態(tài)方程，其方程為pV=nRT?；谶@一原理，可利用近理想氣體測定頁巖樣品骨架體積，并進行骨架密度測試。

首先，把待測定樣品放入已知體積的雙腔鋼制氦氣孔隙度測試儀中；其次，將氦氣在等溫條件下，從一室注入到已知體積壓力樣品室，直到雙腔鋼制兩室的壓力不再變化，達到平衡狀態(tài)；最后，根據(jù)等溫條件下新的平衡壓力計算頁巖骨架體積Vg。

式中：

Vg—樣品的骨架體積，m3；

Vc—樣品室容積，m3；

Vr—基準室容積，m3；

Vv—兩室間閥門從關(guān)閉到開啟的體積變化量，m3；

p1—初始狀態(tài)基準室的絕對壓力，MPa；

pa—初始狀態(tài)樣品室的絕對大氣壓力，MPa；

p2—最終兩室絕對平衡壓力，MPa。

在測試之前準確稱量樣品質(zhì)量，即可得到樣品的骨架密度，根據(jù)式（2）計算頁巖孔隙度φ1

式中：

φ1—頁巖孔隙度，%；

ρg—骨架密度，g/cm3；

Vb—表觀體積，m3；

ρb—表觀體積密度，g/cm3。

測試結(jié)果表明，直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖孔隙度變化范圍較大，最小孔隙度約0.40%，最大可達5.36%，主要孔隙度在0.50%～2.00%，平均約1.90%。

通過對比盆地腹部油頁巖勘探開發(fā)數(shù)據(jù)[25-29]并結(jié)合研究區(qū)所采樣品（4組138個樣品）的實驗分析數(shù)據(jù)，認為研究區(qū)長7段以黑色、灰黑色油頁巖為主，夾紋層粉砂質(zhì)泥巖和粉砂巖，物性較差，孔隙度一般為4%～10%，在砂層主體部位可達10%～12%，滲透率一般為0.1～0.3 mD，高者可達0.3～1.0 mD。廣泛發(fā)育的微米級孔隙構(gòu)成了致密儲層的有效儲集空間，儲層孔隙類型以長石溶孔、晶間孔、殘余粒間孔、有機質(zhì)生烴孔為主，發(fā)育微裂縫。頁巖的孔隙以孔徑小于0.5μm的孔隙為主，占總孔隙數(shù)量的75%以上，儲層喉道半徑主要分布于100～750 nm，部分相對較大喉道連通性較好，是頁巖油氣良好的滲流通道，微裂縫則進一步改善了儲集空間。

4 結(jié) 論

（1）研究區(qū)延長組長7段頁巖沉積期屬于淺湖-深湖相沉積；巖性以黑色、灰黑色油頁巖為主，夾紋層粉砂質(zhì)泥巖和粉砂巖，頁巖厚度主要在60～100 m；頁巖厚度在平面上和縱向上差異性，具有“北西厚、南東薄”的特征。

（2）研究區(qū)延長組長7段烴源巖有機碳含量主要在 1.00%～12.00%，平均 4.97%；生烴潛量（S1+S2）主要在 4～28 mg/g；氯仿瀝青“A”百分含量在0.31%～1.72%，平均0.73%；氫指數(shù)主要在100.0～300.0 mg/g，平均為194.1 mg/g；長7烴源巖的Tmax在 430～470°C，主要為440～465°C；烴源巖的成熟度（Ro）主要在0.7%～1.2%；有機質(zhì)類型以I型和II1型為主。研究區(qū)油頁巖與盆地腹部油頁巖在地球化學特征方面具有許多“相似性”，均具有“生烴潛力較大、可動油含量較高、正處于生油高峰”的特點。

（3）研究區(qū)延長組長7段頁巖儲層的孔隙度變化范圍較大，主要分布在0.5%～2.0%，平均約1.9%，屬超低孔非常規(guī)儲層。長7頁巖孔隙類型以殘余粒間孔、晶間孔、溶蝕孔和有機質(zhì)生烴孔為主；頁巖孔隙以孔徑以小于0.5μm的孔隙為主，其次為0.5～1.0μm孔隙；儲層喉道半徑主要分布于100～750 nm，部分相對較大喉道連通性較好，是頁巖油氣良好的滲流通道，微裂縫則進一步改善了儲集空間。