隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征及成因機(jī)制

文志剛，羅雨舒，劉江艷，趙春雨，李士祥，田偉超，樊云鵬，高和婷

（1.油氣地球化學(xué)與環(huán)境湖北省重點實驗室（長江大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院），武漢 430100；2.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室（長江大學(xué)），武漢 430100；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；4.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽 745100）

0 引言

頁巖油作為我國重要的戰(zhàn)略性接替資源，目前已在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、渤海灣及松遼等盆地取得了重大突破。鄂爾多斯盆地是我國最大的油氣生產(chǎn)基地，非常規(guī)油氣資源豐富，利用“甜點區(qū)”分布預(yù)測法評價其三疊系延長組長7 段頁巖油原始資源總量可達(dá)42.3×108t［1］。根據(jù)付金華等［2］對盆地長7 段頁巖油類型的劃分，其長71亞段和長72亞段主要發(fā)育夾層型頁巖油，并呈吸附和游離態(tài)賦存于生油層系內(nèi)的砂巖與泥質(zhì)砂巖中，源儲共生使得油氣近源高壓充注，勘探潛力巨大。截至2021 年底，在盆地中部慶城油田發(fā)現(xiàn)的頁巖油累計探明儲量已達(dá)10.52×108t［3-4］。長7 段頁巖油高效勘探開發(fā)的重點在于選準(zhǔn)“甜點段”和“甜點區(qū)”，但該頁巖油儲層致密，廣泛發(fā)育微米—納米級孔隙，孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，具有極低的孔隙度、滲透率和極強(qiáng)的非均質(zhì)性，導(dǎo)致“甜點”預(yù)測難度大［5-6］。因此，亟需精細(xì)表征長7 段頁巖油儲層的微觀孔喉結(jié)構(gòu)。

以往對隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層的研究主要集中在烴源巖生排烴、儲層特征、沉積相與成巖作用、成藏機(jī)理等宏觀方面［7-10］，微觀上主要借助鑄體薄片、掃描電鏡、壓汞實驗等常規(guī)手段進(jìn)行儲層孔隙類型的研究［11-12］，缺少高精度且更全面的微觀孔隙結(jié)構(gòu)表征研究。目前，國內(nèi)外部分學(xué)者采取多技術(shù)-多尺度實驗技術(shù)手段（場發(fā)射掃描電鏡FESEM、微/納米CT、高壓壓汞HPMI、低溫氮?dú)馕絃TNA、核磁共振NMR 等）進(jìn)行定性、定量描述和表征致密儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征的研究［13-14］。例如采用HPMI和LTNA 實驗對四川盆地牛蹄塘組頁巖孔隙結(jié)構(gòu)特征的全面分析［15］，利用納米CT 重構(gòu)法研究頁巖儲層的孔隙分布［16］以及同時借助了FESEM，HPMI，LTNA 和NMR 實驗全面表征瑪湖凹陷砂巖儲層全孔徑分布［17］。以往有學(xué)者借助鑄體薄片、掃描電鏡、陰極發(fā)光等一系列手段綜合分析了隴東地區(qū)延長組儲層成巖作用類型及成巖演化序列［18-19］，但缺少將成巖作用特征與儲層孔隙結(jié)構(gòu)相聯(lián)系的研究。以隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層為例，綜合運(yùn)用鑄體薄片、FESEM，HPMI，LTNA 及NMR 等技術(shù)，全面表征其微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，并進(jìn)一步探討不同頁巖油樣品的優(yōu)勢成巖作用及其對孔隙結(jié)構(gòu)的影響，以期為該區(qū)頁巖油“甜點區(qū)”的識別及勘探提供理論依據(jù)和參考。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是一個穩(wěn)定沉降、坳陷遷移、構(gòu)造簡單的多旋回疊合含油氣盆地，橫跨陜、甘、寧、蒙及晉五?。?0-21］。自晚三疊世以來，盆地發(fā)育典型的以河流-湖泊相為特征的陸源碎屑沉積體系，依據(jù)沉積旋回可將上三疊統(tǒng)延長組自下而上劃分為長10—長1 共10 個油層組，完整記錄了一套大型淡水湖泊從形成到消亡的過程［22-24］。長7 油層組為湖盆發(fā)育的鼎盛期，湖水深，水域廣，深湖—半深湖區(qū)大面積出現(xiàn)，并發(fā)育了一套以黑色頁巖和暗色泥巖為主的富有機(jī)質(zhì)生油巖系［24-25］。根據(jù)標(biāo)志層和巖性變化規(guī)律可將長7 油層組劃分為長73、長72和長71等3個沉積旋回序列，其中長73亞段以灰黑色頁巖和暗色泥巖為主，是優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育的主要層段；長72亞段和長71亞段主要發(fā)育重力流沉積砂體，在垂向上與烴源巖互層共生，油氣近源高壓充注使得砂巖薄夾層的含油飽和度較高，為長慶油田頁巖油規(guī)?？碧介_發(fā)的主要目標(biāo)［5］。隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，構(gòu)造上橫跨天環(huán)坳陷與伊陜斜坡（圖1a），局部發(fā)育小型鼻狀隆起，總面積約為5×104km2［18，26］。本次研究的目地層主要為發(fā)育重力流沉積砂體的長72亞段和長71亞段（圖1b）。

2 儲層巖石學(xué)與物性特征

2.1 巖石學(xué)特征

對隴東地區(qū)長7 段儲層221 塊巖石薄片的統(tǒng)計結(jié)果顯示，該區(qū)主要發(fā)育長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，可見少量的長石砂巖和巖屑砂巖（圖2）。其中砂巖以石英和長石為主要的礦物組分，體積分?jǐn)?shù)分別為51.4%和24.2%，巖屑以白云巖、千枚巖、隱晶巖、噴發(fā)巖、石英巖以及板巖為主，體積分?jǐn)?shù)分別為6.4%，4.2%，2.5%，1.8%，1.7%和1.6%。此外，隴東地區(qū)長7 段儲層砂巖填隙物以黏土礦物為主，平均體積分?jǐn)?shù)為11.7%，膠結(jié)物含量相對較低，平均體積分?jǐn)?shù)為4.3%。其中，黏土礦物以水云母（體積分?jǐn)?shù)為11.5%）為主，含少量綠泥石，體積分?jǐn)?shù)為0.2%，高嶺石整體不發(fā)育；碳酸鹽膠結(jié)物主要由鐵白云石和鐵方解石組成，體積分?jǐn)?shù)分別為1.9%和0.9%；硅質(zhì)膠結(jié)物的體積分?jǐn)?shù)僅為0.6%。長7 段儲層砂巖粒度分布不均，分選中等，磨圓大多為次圓—次棱角狀，顆粒間以線接觸為主，局部可見點—線接觸，膠結(jié)類型主要為孔隙型。

圖2 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層巖石類型三角圖Fig.2 Triangular diagram of sandstone composition of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

2.2 物性特征

通過對隴東地區(qū)221 塊巖心樣品物性的分析得出，該區(qū)長7 段頁巖油儲層孔隙度主要為6.00%～10.00%，平均為7.55%，其中特低孔數(shù)量最多，占比為76.9%，其次為超低孔和低孔，占比分別為12.2%和11.3%（圖3a）；樣品滲透率主要為0.050～0.200 mD，平均為0.149 mD（圖3b）。由此可見，研究區(qū)長7 段頁巖油儲層屬于典型的特低孔、超低滲儲層。

圖3 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層孔隙度（a）和滲透率（b）分布特征Fig.3 Distribution characteristics of porosity（a）and permeability（b）of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

3 孔隙類型與孔隙結(jié)構(gòu)

3.1 孔隙類型

隴東地區(qū)221 塊巖心樣品的鑄體薄片及掃描電鏡觀察結(jié)果顯示，長7 段頁巖油儲層孔隙類型多樣但均不太發(fā)育，主要有溶蝕孔、殘余粒間孔及少量的構(gòu)造縫（圖4），整體面孔率較低。鑄體薄片面孔率統(tǒng)計結(jié)果顯示，研究區(qū)長7 段頁巖油儲層微米級孔隙面孔率較低，一般小于6.00%，平均為1.22%。其中，殘余粒間孔面孔率一般小于2.00%，平均為0.36%；溶蝕孔面孔率一般小于4.00%，平均為0.83%，溶蝕孔中長石溶孔的占比較高，平均面孔率達(dá)到0.65%。

隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層內(nèi)發(fā)育的溶蝕孔隙主要包括長石粒內(nèi)溶孔、巖屑溶孔和鑄模孔。長石粒內(nèi)溶孔為儲層內(nèi)長石顆粒遭受溶蝕作用時沿礦物解理形成的一類次生孔隙（圖4a，4b）；若長石顆粒被完全溶蝕，則會形成孔徑較大的鑄模孔（圖4c）。此外，研究區(qū)長7 段頁巖油儲層還發(fā)育呈蜂窩狀的巖屑溶孔，但其連通性相對較差（圖4b）。利用Imagine-J 軟件標(biāo)定長石溶孔孔徑分布范圍，以樣品L6和L11 為例，長石溶孔孔徑為0.1～100.0 μm（圖5）。

圖4 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層主要儲集空間類型及殘余粒間孔孔徑標(biāo)定Fig.4 Main reservoir space types and residual intergranular pore size calibration of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

圖5 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層長石溶孔鏡下特征及孔徑分布Fig.5 Microscopic characteristics and pore size distribution of feldspar dissolved pores of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

研究區(qū)殘余粒間孔主要是由原生孔隙經(jīng)壓實和膠結(jié)作用而形成，通常與顆粒邊緣呈平整接觸，是該區(qū)儲層內(nèi)發(fā)育較少的一類孔隙（圖4d—4f），通過掃描電鏡測定，其孔徑主要為1～50 μm。部分巖樣發(fā)育有黏土晶間孔，此類孔隙主要形成于一些自生黏土礦物（主要是伊利石）晶體之間（圖6a—6c），具有一定的連通性。通過Imagine-J 軟件對其孔徑進(jìn)行標(biāo)定，多為500 nm 以下的納米級孔隙（圖6d—6f）。除此之外，研究區(qū)長7 段頁巖油儲層內(nèi)還發(fā)育有少量的構(gòu)造縫，裂縫開度大多大于5 μm，且延伸較長，有的甚至達(dá)到了十幾微米（圖4c）。

圖6 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層黏土晶間孔鏡下特征及孔徑分布Fig.6 Microscopic characteristics and pore size distribution of clay intergranular pores of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

3.2 孔喉結(jié)構(gòu)特征

借助HPMI 實驗可獲得隴東地區(qū)孔喉分布特征，該實驗采用AutoPore Ⅳ9500 高壓壓汞儀，測試中進(jìn)汞壓力為0.138～200.600 MPa，巖石表面張力σ為0.48 N/m，汞潤濕角θ為140°。進(jìn)汞曲線形態(tài)一般可分為初始上升段、中部平穩(wěn)段及末端上翹段，根據(jù)曲線形態(tài)可判斷樣品各孔喉段的發(fā)育情況及孔喉連通性的好壞［28］。實驗結(jié)果顯示，隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層最大進(jìn)汞飽和度為33.22%～84.35%，平均為64.71%，排驅(qū)壓力為0.67～27.54 MPa，平均為5.54 MPa，退汞效率大多低于40%，平均孔喉半徑為0.008～0.163 μm。各樣品在壓汞曲線圖上表現(xiàn)差異明顯：從樣品L8 到樣品L23（沿箭頭方向），隨著樣品物性逐漸變差，其進(jìn)汞曲線形態(tài)由“下凹平長”狀逐漸變?yōu)椤吧贤剐敝薄睜睿▓D7a），同時樣品孔喉半徑分布范圍逐漸變窄，分布頻率峰值逐漸左移（圖7b），由此可見，隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)。

圖7 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層典型樣品高壓壓汞曲線（a）與孔喉分布特征（b）Fig.7 High-pressure mercury injection curves（a）and pore-throat distribution characteristics（b）of typical samples from Triassic Chang7 shale oil reservoir in Longdong area

3.3 孔徑分布特征

采取LTNA 和NMR 這2 項實驗對隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層的孔徑分布特征進(jìn)行了研究。其中，LTNA 實驗采用ASAP 2460 等溫吸附儀，在溫度為77.3 K（液氮溫度）、相對壓力為0.010～0.095的條件下，以氮?dú)鉃槲浇橘|(zhì)測定樣品的氮?dú)馕搅浚纱丝煞謩e獲得樣品的氮?dú)馕?脫附等溫線、比表面積與孔質(zhì)量體積的關(guān)系及孔徑分布特征［29］。研究區(qū)典型樣品氮?dú)馕?脫附等溫線（圖8）顯示，各樣品的等溫線形態(tài)均呈反“S”型，屬于典型的Ⅳ型等溫線［30］。此類型等溫線在相對壓力增大到一定值后，因吸附質(zhì)發(fā)生毛細(xì)管凝聚，吸附量會急劇增大而出現(xiàn)滯回環(huán)［29］。依據(jù)IUPAC 對等溫線滯回環(huán)的分類，研究區(qū)儲層的氮?dú)馕綔丨h(huán)類型大多屬于H3型，同時發(fā)育少量的近H2型滯回環(huán)。張大智［31］對徐家圍子斷陷沙河子組中氮?dú)馕綄嶒灥姆治霰砻?，通過滯回環(huán)的形狀可以判斷致密砂巖的孔隙形態(tài)類型。通過觀察L4，L14，L6，L30，L37 和L45 這6 個樣品的滯回環(huán)形態(tài)，發(fā)現(xiàn)樣品L4 和L14的滯回環(huán)較寬，且脫附曲線在拐點處急劇下降（圖8a，8b），此類形態(tài)一般發(fā)生在墨水瓶形孔隙中，即細(xì)頸粗孔型孔隙［32］；相比之下，后4 個樣品L6，L30，L37和L45（屬于H3型）的滯回環(huán)均較窄，且脫附曲線在相對壓力為0.8 附近呈現(xiàn)出明顯的下凹狀（圖8c—8f），此類形態(tài)在兩端開口的平行板狀孔隙中最為常見。由此表明，隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層孔徑小于200 nm 的孔隙多表現(xiàn)為開放型的平行板狀與狹縫形，同時發(fā)育少量墨水瓶形孔隙，這與在掃描電鏡下觀察到的黏土晶間孔形態(tài)相一致；此外，從H2型到H3型滯回環(huán)，儲層內(nèi)狹縫形孔隙的占比也在逐漸增大。

圖8 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層低溫氮吸附-脫附曲線Fig.8 Low temperature nitrogen adsorption-desorption isotherms of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

BET 法是Brunauert，Emmett 和Teller 等3 人在Langnuir 法的基礎(chǔ)上研究多分子層吸附而得出的理論方法，在氮?dú)馕綄嶒炛?，可利用該方法計算孔隙的比表面積［31-32］。根據(jù)計算結(jié)果，隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層BET 比表面積主要為0.92～6.43 m2/g，平均為3.16 m2/g，與張大智［31］測得的松遼盆地徐家圍子斷陷沙河子組致密儲層砂巖的比表面積（平均值為4.01 m2/g）相比略小。此外，通過BJH 模型［33］計算得到的總孔質(zhì)量體積與平均孔徑分別為0.004 3～0.017 3 mL/g 和6.44～20.65 nm，平均值分別為0.010 0 mL/g 和11.07 nm，據(jù)此繪制了隴東地區(qū)長7段頁巖油儲層典型巖心樣品的BJH孔徑分布圖（圖9）。研究區(qū)長7 段頁巖油儲層樣品孔徑小于200 nm 的孔隙較為發(fā)育，以孔徑為20～100 nm 的孔隙為主，且不同物性樣品的BJH 孔徑分布差異不大。

圖9 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層典型樣品氮?dú)馕紹JH 孔徑與孔質(zhì)量體積分布Fig.9 Pore size and mass volume distribution of nitrogen adsorption BJH of typical samples fromTriassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

NMR 是一項根據(jù)致密儲層中不同組分和結(jié)構(gòu)特征的弛豫過程不同，通過觀測信號的強(qiáng)度變化，利用帶有核磁性的原子與外磁場的相互作用引起的共振現(xiàn)象來檢測孔喉結(jié)構(gòu)與充填物質(zhì)的技術(shù)手段，即不同大小的孔徑對應(yīng)不同的T2值［13，17］，因此借助NMR 技術(shù)可測得樣品內(nèi)部的孔隙結(jié)構(gòu)［34］。該實驗采用MesoMR 23-060 H-I 型低磁場核磁共振巖心分析儀，將樣品洗油后在溫度110 ℃下烘干，而后在飽和壓力為17 MPa、飽和地層水質(zhì)量濃度為77.8 g/L 的條件下，進(jìn)行了36 h 的飽和模擬，最后檢測飽和水樣品的T2譜。研究區(qū)長7 段頁巖油儲層典型樣品的NMRT2譜呈現(xiàn)出左峰、右峰和中峰3種形態(tài)。從樣品L14 到樣品L8（沿箭頭方向），隨著物性的逐漸變好，其T2譜峰型也逐漸由左峰型（樣品L14，L25，L47）變?yōu)橹蟹逍停悠稬45），再到右峰型（樣品L39，L4，L6，L8）（圖10a）。

NMR可檢測到幾乎全部尺寸孔隙中流體產(chǎn)生的核磁信號，觀察發(fā)現(xiàn)核磁左峰與LTNA 孔徑分布在形態(tài)上具有相似性，因此聯(lián)合LTNA 與NMR 實驗，可對頁巖油儲層孔隙進(jìn)行全孔徑表征，Tian等［35］也提出了相似的方法來標(biāo)定核磁全孔徑分布，因此可通過LTNA 孔徑分布將NMRT2譜轉(zhuǎn)化為核磁全孔徑分布。隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層典型樣品的核磁全孔徑分布圖顯示，該區(qū)頁巖油樣品的孔徑大部分小于30 μm，且隨著樣品物性的變好，較大尺寸孔隙（大于200 nm）的占比也在逐漸增大（圖10b）。

圖10 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層典型樣品NMR T2譜圖（a）及核磁全孔徑分布（b）Fig.10 NMR T2 spectra（a）and NMR full pore size distribution（b）of typical samples from Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

4 成巖演化

隴東地區(qū)沉積物隨著埋深的增大，其機(jī)械壓實作用增強(qiáng)（圖11）。由于高含量塑性巖屑及低含量剛性礦物的存在，儲層抗壓實能力弱，在鏡下可觀察到大量云母等塑性巖屑的變形以及石英、長石等剛性顆粒破裂的現(xiàn)象，碎屑顆粒發(fā)生重排且排列緊密，即儲層受到壓實作用影響較大。此時，由壓實作用造成的平均孔隙度損失率高達(dá)21.25%，使得原生孔隙大幅減少。在此過程中，Ca2+和CO32-不斷釋放并進(jìn)入到砂巖儲層中，在堿性成巖環(huán)境下，出現(xiàn)了早期方解石膠結(jié)。在溫度和壓力不斷增大的情況下，儲層中的云母發(fā)生水化，火山凝灰物質(zhì)在偏堿性環(huán)境下容易發(fā)生水解蝕變，使得研究區(qū)成巖環(huán)境堿性增強(qiáng)，黏土礦物（以伊蒙混層、伊利石及綠泥石為主）開始沉淀和轉(zhuǎn)化。這些膠結(jié)物的發(fā)育不僅不利于次生孔隙的形成，甚至將孔隙和喉道堵塞，大大降低了儲層孔隙度。在鏡下觀察到以鐵方解石和鐵白云石為主的碳酸鹽膠結(jié)物充填于顆?？紫吨g，黏土礦物（以伊蒙混層、伊利石、綠泥石為主）膠結(jié)物含量相對較低，硅質(zhì)膠結(jié)物最少，主要表現(xiàn)為石英的次生加大，在這一階段由膠結(jié)作用導(dǎo)致的平均孔隙度損失率為10.02%。

圖11 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層埋藏—成巖演化模式（埋藏史據(jù)文獻(xiàn)［36］修改）Fig.11 Burial and diagenetic evolution model of Triassic Chang 7 shale oil reservoir in Longdong area

隴東地區(qū)普遍發(fā)育的長石和巖屑也為溶蝕孔的形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)，對儲層物性具有一定程度的改善，但溶蝕作用增加的孔隙度僅為1.49%。鐵方解石/白云石交代充填于長石溶孔，表明其膠結(jié)晚于長石溶孔的形成。結(jié)合鐘大康等［19］、陳威振等［37］、龐軍剛等［38］對隴東地區(qū)延長組成巖演化序列的分析，研究區(qū)長7 段頁巖油儲層成巖演化序列主要表現(xiàn)為：壓實作用→石英次生加大→綠泥石、伊利石、方解石膠結(jié)→長石、巖屑、方解石溶蝕→鐵方解石、鐵白云石膠結(jié)交代。因此，可將隴東地區(qū)長7段頁巖油儲層的成巖演化細(xì)分為4 種序列（圖11），并分別以樣品L33、樣品L14、樣品L4 和樣品L6 為例對每種成巖序列進(jìn)行分析討論（圖12）。

圖12 隴東地區(qū)三疊系長7 段頁巖油儲層典型樣品鑄體薄片、壓汞曲線及孔徑分布特征Fig.12 Cast thin sections，mercury injection curves and pore size distribution of typical samples from Triassic Chang 7 oil reservoir in Longdong area

成巖序列1：以樣品L33 為例，其巖屑與雜基成分含量較高，在鏡下可觀察到大量塑性巖屑變形及顆粒間普遍的線型接觸現(xiàn)象，幾乎觀察不到孔隙，為典型的機(jī)械壓實作用的結(jié)果（圖12a）。該樣品的孔隙度和滲透率分別為5.77%和0.008 mD，排驅(qū)壓力為5.48 MPa，最大進(jìn)汞飽和度為52.54%（圖12e），孔徑主要小于100 nm（圖12i），表明該成巖序列主要發(fā)育納米級孔隙，且儲層品質(zhì)較差。

成巖序列2：該序列雖然在成巖早期也經(jīng)歷了較強(qiáng)的壓實作用，但后期的強(qiáng)膠結(jié)作用在整個成巖演化過程中占據(jù)了主導(dǎo)地位，大量碳酸鹽膠結(jié)物充填在原生孔隙中。以樣品L14 為例，在鏡下可觀察到大量的碳酸鹽礦物膠結(jié)和交代現(xiàn)象，這是由其高含量的碳酸鹽膠結(jié)物（20.0%）所致，且顆粒間呈點—線接觸（圖12b）。該樣品的孔隙度和滲透率極低，分別為3.43%和0.012 mD，進(jìn)汞飽和度為42.29%，排驅(qū)壓力較低，為2.72 MPa（圖12f），這主要是因為有微裂縫的存在，孔徑主要小于300 nm（圖12j），儲層品質(zhì)最差。

成巖序列3：該序列在遭受較強(qiáng)壓實作用和弱膠結(jié)作用的同時，還經(jīng)歷了弱溶蝕作用。以樣品L4為例，鏡下可觀察到少量的長石溶孔，其面孔率為1.0%，總面孔率達(dá)3.5%（圖12c），孔隙度和滲透率均較高，分別為8.29%和0.061 mD，排驅(qū)壓力較低，為2.04 MPa，進(jìn)汞飽和度較高，為74.02%（圖12g）。其核磁全孔徑分布圖中出現(xiàn)了2 個峰（左峰在30 nm左右，右峰在2 μm 左右），且右峰略高，顯示其孔徑主要為0.01～10.00 μm（圖12k），表明該成巖序列形成的儲層孔隙結(jié)構(gòu)以較大孔隙為主，同時伴隨發(fā)育大量納米級孔隙，形成的儲層品質(zhì)較好。

成巖序列4：該序列在儲層成巖演化過程中經(jīng)歷了較強(qiáng)—強(qiáng)的長石和巖屑溶蝕作用，這也是儲層次生孔隙形成的一大主要因素。以樣品L6 為例，其溶孔面孔率為3.0%，總面孔率達(dá)6.0%，鏡下可觀察到大量長石溶孔，甚至還發(fā)育了較少的殘余粒間孔（圖12d），孔隙度和滲透率均較高，分別為9.87%和0.065 mD，排驅(qū)壓力低，為1.34 MPa，進(jìn)汞飽和度高，為76.59%（圖12h）?？讖街饕獮?～10 μm（圖12l），與成巖序列3 的核磁全孔徑譜圖相似，同樣出現(xiàn)了2 個峰，但左峰幅度較低，表明該樣品以發(fā)育較大尺度孔隙為主，與前3 個序列相比，形成的儲層品質(zhì)最好。

綜上所述，在實際勘探中應(yīng)將成巖序列4 形成的儲層作為頁巖油開采的首選目標(biāo)儲層，其次是由成巖序列3形成的儲層，而成巖序列1和成巖序列2形成的儲層不具有勘探開發(fā)價值。

5 結(jié)論

（1）鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層孔隙整體面孔率較低，孔隙類型有長石溶孔、巖屑溶孔、殘余粒間孔、黏土晶間孔及少量微裂縫。其中，長石溶孔與殘余粒間孔以微米級孔隙為主，部分長石溶孔發(fā)育微米—納米級孔隙，而黏土晶間孔以納米級孔隙為主。

（2）隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層整體排驅(qū)壓力較高，進(jìn)汞飽和度較低，喉道半徑以納米級為主，儲層中孔徑為200 nm 以下的孔隙多呈開放型的平行板狀與狹縫形，同時發(fā)育少量的墨水瓶形孔隙。

（3）聯(lián)合LTNA 與NMR 標(biāo)定的隴東地區(qū)長7段頁巖油儲層孔徑主要小于30 μm，且隨著樣品物性變好，儲層內(nèi)較大尺寸孔隙的占比也在逐漸增大。

（4）隴東地區(qū)長7 段頁巖油儲層主要經(jīng)歷了壓實作用、碳酸鹽膠結(jié)交代作用及長石和巖屑的溶蝕作用。根據(jù)不同樣品經(jīng)歷的不同優(yōu)勢成巖作用，可將長7 段頁巖油儲層的成巖演化過程細(xì)分為4 種序列：強(qiáng)壓實作用主導(dǎo)，強(qiáng)膠結(jié)作用主導(dǎo)，較強(qiáng)壓實、弱膠結(jié)和弱溶蝕共同作用，較強(qiáng)溶蝕作用主導(dǎo)。從膠結(jié)作用主導(dǎo)的樣品到溶蝕作用主導(dǎo)的樣品，其儲層的品質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)均逐漸變好。