不同岩相类型微观孔隙特征及影响因素研究:以前梨园及濮卫洼陷页岩为例

朱旭亮; 胡望水; 李令喜; 徐云龙; 袁波; 王德波; 柴华; 汪成霖; 何平

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506527

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (25) :10767-10782 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506527

石油、天然气工业

不同岩相类型微观孔隙特征及影响因素研究:以前梨园及濮卫洼陷页岩为例

朱旭亮 ¹ ,
胡望水 ¹^,^* ,
李令喜 ² ,
徐云龙 ² ,
袁波 ² ,
王德波 ² ,
柴华 ³ ,
汪成霖 ³ ,
何平 ³

作者信息 +

Microscopic Pore Characteristics and Influencing Factors of Different Lithofacies Types: Shales in Qianliyuan and Puwei Subsags

ZHU Xu-liang ¹ ,
HU Wang-shui ¹^,^* ,
LI Ling-xi ² ,
XU Yun-long ² ,
YUAN Bo ² ,
WANG De-bo ² ,
CHAI Hua ³ ,
WANG Cheng-lin ³ ,
HE Ping ³

Author information +

文章历史 +

摘要

针对单一技术对孔隙表征的尺度局限性、定性结构定量数据难以兼顾的问题,以渤海湾盆地东濮凹陷沙河街组三段页岩为对象,运用多尺度CT数字岩心、高压压汞及低温氮气吸附技术,从微米到纳米级别、二维参数到三维结构的全尺度系统表征了主要岩相(富有机质块状钙质页岩、含有机质纹层状黏土-长英质/钙质混合页岩、含有机质纹层状黏土质页岩)的孔隙特征。考虑到不同尺度下的微观孔隙特征会影响储层的各类物性,结合岩相对比结果,明确了不同岩相类型的储层微观孔隙特征差异并探讨了影响该地区孔隙发育的因素。结果表明:黏土-钙质混合页岩孔喉连通性最优,钙质页岩孔隙度最高;氮气吸附微孔孔径以3.8~4.0 nm微孔为主导,压汞实验表明中-宏孔受深层压实作用发育较差,数字岩心中大于3 000 nm的孔径主要集中在1 000~10 000 nm,其中以黏土-长英质混合页岩孔喉半径发育较好;沙三段孔隙发育受矿物组成、孔喉协调性及纹层类型和界面特征影响。研究结果揭示了沙三段不同岩相间微观孔隙特征及孔隙发育的影响因素,为陆相页岩油高效勘探开发提供了科学依据。

Abstract

In view of the scale limitations of pore characterization by a single technology and the difficulty in integrating qualitative, structural and quantitative data, the shale in the third member of the Shahejie Formation in the Dongpu Depression, Bohai Bay Basin was taken as the research object, the pore characteristics of the main rock facies (organic-rich massive calcareous shale, organic-containing lamellar clay-feldspar/calcareous mixed shale, and organic-containing lamellar clay shale) were systematically characterized from the micrometer to nanometer scale and from two-dimensional parameters to three-dimensional structures by using multi-scale CT digital core, high-pressure mercury intrusion and low-temperature nitrogen adsorption techniques. Considering that the microscopic pore characteristics at different scales can affect various physical properties of the reservoir, combined with the relative comparison results of rocks, the differences in the microscopic pore characteristics of reservoirs of different lithofacies types were clarified and the factors influencing pore development in this area were explored. The results show as follows. The clay-calcareous mixed shale has the best pore throat connectivity, and the porosity of calcareous shale is the highest. The pore diameters of nitrogen adsorption micro-pores are mainly dominated by those in the range of 3.8 nm to 4.0 nm.. The mercury pressure experiment shows that the meso-macropores are poorly developed due to deep compaction. The pore diameters larger than 3 000 nm in the digital core are mainly concentrated in the range of 1 000 nm to 10 000 nm, among which the throat radius of the clayey-feldspar mixed shale pores is well developed. The pore development of the third member of the Shahejie Formation is influenced by the mineral composition, pore-throat harmony, as well as the type of grain layer and interface characteristics. The results reveal the micro-pore characteristics of different rock phases in the third member of the Shahejie Formation and the influencing factors of pore development, providing a scientific basis for the efficient exploration and development of continental shale oil.

Graphical abstract

关键词

东濮凹陷 / 沙河街组 / 岩相 / 孔隙特征 / 孔喉结构 / 矿物组成

Key words

Dongpu Sag / Shahejie Formation / lithofacies / pore characteristics / pore-throat structure / mineral composition

引用本文

引用格式 ▾

朱旭亮, 胡望水, 李令喜, 徐云龙, 袁波, 王德波, 柴华, 汪成霖, 何平. 不同岩相类型微观孔隙特征及影响因素研究:以前梨园及濮卫洼陷页岩为例[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(25): 10767-10782 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506527

ZHU Xu-liang, HU Wang-shui, LI Ling-xi, XU Yun-long, YUAN Bo, WANG De-bo, CHAI Hua, WANG Cheng-lin, HE Ping. Microscopic Pore Characteristics and Influencing Factors of Different Lithofacies Types: Shales in Qianliyuan and Puwei Subsags[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(25): 10767-10782 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506527

登录浏览全文

4963

注册一个新账户忘记密码

中国陆相页岩油气资源潜力巨大,渤海湾、松辽及鄂尔多斯等主要含油气盆地页岩油气已经取得重大突破^[1-3],东濮凹陷位于渤海湾盆地的西南端,已经历40余年的勘探,已探明石油地质储量6.01亿t,天然气地质储量1 388亿m³^[4-5],该地区储层孔隙以纳米-微米级为主,非均质性较强,岩性横向变化剧烈。微观孔隙结构特征是油气储层的“灵魂”,直接决定了油气的储集能力、渗流效率、开采难度及最终采收率^[6-9]。文献[10-11]对该地区孔隙发育特征多集中于单一实验,对于不同尺度下的微观孔隙特征研究较为独立、笼统,不能直观展示不同尺度下微观孔隙结构差异对储层物性带来的影响。此外,单一实验技术往往受限于表征尺度或参数类型,难以全面揭示孔隙系统的复杂性。例如,CT 扫描三维数字岩心重构(three-dimensional digital core reconstruction via CT scanning)虽能直观呈现孔隙三维形貌,却在微小孔隙的定量精度上存在局限^[12-13];高压压汞实验擅长表征中-大尺度孔喉的动态渗流参数,却无法捕捉纳米级微孔的精细结构^[14];氮气吸附实验可实现微-介孔的高精度分析,却缺乏对孔隙宏观连通性的刻画能力^[15]。因此,构建多技术融合的研究体系,实现不同尺度孔隙特征的互补表征,是当前岩心微观孔隙结构研究的关键。

Schmitt等^[16]采用高压压汞和氮气吸附技术对岩石孔隙进行了系统研究,将两种技术的孔径分布进行融合表征。Gou等^[17]利用二氧化碳吸附、氮气吸附、微纳米CT技术将获得的孔隙大小分布拼接,得到了页岩全孔径分布特征。柳青兵等^[18]通过协同表征多尺度孔径孔喉结构的方法,联合高压压汞和微米CT获得了白云岩孔隙结构全孔径表征。

前人对研究区孔隙的研究多依赖单一实验技术,各尺度孔隙表征相互独立,难以实现全尺度孔隙结构的系统刻画与参数衔接,无法精准揭示孔隙结构对储层物性的耦合影响。现将CT数字岩心技术、高压压汞实验与氮气吸附实验有机结合,通过“宏观-介观-微观”的多尺度递进表征思路,以CT三维孔隙网络为基础框架,整合高压压汞的中-宏孔喉定量数据与氮气吸附的微-介孔精细参数,构建全尺度孔隙结构定量模型;建立以CT三维孔隙网络为主的宏观拓扑约束,让3种不同实验原理的结果符合孔隙结构的物理逻辑,使其相互匹配验证,构建多尺度、多维度的联合表征体系;通过样品同步预处理、实验参数针对性优化及多维度数据交叉匹配验证,有效弥补单一技术的不足,全面解析岩心不同尺度下的孔隙孔径分布、形态特征、连通性及表面性质;以渤海湾盆地东濮凹陷沙三下亚段页岩为例,对不同岩相类型的微观孔隙特征加以研究,探讨影响该地区孔隙发育的因素。从而为揭示储层流体赋存机制、优化开发技术参数提供可靠的微观结构依据。

1 区域地质概况

东濮凹陷地处鲁西南与豫东北交界,呈北东向展布,是渤海湾重要的新生代富含油气、以盐岩发育为特色的次级断陷湖盆,如图1所示^[19-20]。构造上处于华北地台的东南部[图1(a)]。其形成主要受控于郯庐断裂带西支及其伴生断裂的活动,是渤海湾新生代裂谷系的重要组成部分。凹陷西邻内黄隆起,东接鲁西隆起,南隔兰考凸起与开封坳陷相邻,北部与临清坳陷相连。凹陷形成始于古近纪的裂陷作用,经历了孔店组沉积期、沙河街组沉积期和东营组沉积期等阶段。发育前梨园、濮卫及前杜固等洼陷^[21-23]。研究区沙河街组是一套重要的油气勘探层系,自下而上分为沙四段(Es₄)、沙三段(Es₃)、沙二段(Es₂)和沙一段(Es₁)[图1(b)]。沙三中亚段沉积期盐度较高,为咸水-超咸水的沉积环境,整体处于还原环境,沙三下亚段(Es^L)主体属于半深湖-深湖沉积,是细粒沉积岩集中发育层段。该层段细粒沉积岩性以陆源碎屑岩、碳酸盐岩、混积岩为主^[24-26]。

2 实验技术与样品制备

氮气吸附、数字岩心和高压压汞三种实验技术有不同侧重,数字岩心技术解决宏观孔隙的三维结构与连通性问题,高压压汞解决大孔孔径的定量分布问题,氮气吸附解决纳米孔的精细结构与表面特性问题。三者结合可实现从2 nm微孔至数百微米裂隙的全尺度孔隙结构覆盖。通过CT三维孔隙模型确定宏孔的连通性框架,为后续高压压汞(中-宏孔)与氮气吸附(微-介孔)的孔径分布提供宏观拓扑约束。CT扫描能呈现孔隙在三维空间的整体分布、大孔喉的连通路径、孔隙与矿物的空间关系以及孔隙网络的连接方式(如单个孔隙连通的喉道数量、配位数和孔隙的连通区域大小)^[27],通过CT三维孔隙微观特征为后续高压压汞和氮气吸附的实验数据匹配验证。合理的实验顺序和样品设计是数据可靠性的前提,为遵循“互不干扰、同一样品、参数匹配”原则,选取自东濮凹陷沙河街组沙三段WD1井和W457HF井全直径岩心样品、25 mm柱塞岩心样品进行三项实验。确保三项实验数据结果满足可对比、可重复的要求。样品选取深度为沙三段4 133.95~4 158.54 m和沙三段3 676.90~3 716.06 m,共17个样品。其中高压压汞采用AutoPore Ⅳ-9500全自动压汞仪;氮气吸附采用全自动气体吸附仪ASAP 2460;CT扫描针对全直径样品采用型号Geoscan-1000、功率75 W的仪器,25 mm柱塞样采用型号nanoVoxel-3000、功率120 W的仪器。对于10个全直径样品扫描分辨率为50.02 μm;25 mm柱塞岩心样品共7个,扫描分辨率为9.5 μm。具体流程如图2所示。

3 岩性特征

3.1 矿物组成

X射线衍射实验是一种定量检测全岩矿物组分类型及含量的有效实验方法^[28],通过对沙三段研究区243块样品的X射线衍射分析结果统计(图3)可知,沙三段主要发育黏土和碳酸盐矿物,含量平均值分别为38.84%和37.27%,长英质矿物次之,为20.87%。其中碳酸盐矿物以方解石含量为主,平均值为25.73%,长英质矿物中石英含量平均值为13.13%,长石含量较少。总体上沙三段优势矿物以黏土矿物为主,碳酸盐矿物次之,长英质矿物发育最差。

3.2 岩石相类型

国内外学者对页岩岩相的划分主要根据岩石的颜色、沉积构造、矿物成分、总有机碳质量分数、力学性质等因素^[29]。作为源储一体的页岩,矿物组成和沉积构造都具有成因意义,而有机质丰度是评价沉积岩的重要要素^[30-33],其岩相的划分要充分考虑这些特点。东濮凹陷页岩矿物类型多,优势矿物不明显,以黏土、碳酸盐、长英质矿物混合沉积为特征。为此,依据三端元长英质矿物、碳酸盐矿物、黏土质矿物质量分数,以单组分质量分数25%、50%和75%为界,结合全岩矿物三端元分区命名方案^[34],将沉积构造分为3类:纹层状(层厚<0.5 cm)、层状(层厚为0.5~2 cm)和块状(层厚>2 cm)三种构造类型,有机质丰度以总有机碳含量(total organic carbon,TOC)2%为界,大于2%的定义为富有机质,小于2%为含有机质。综合矿物组成、沉积构造和有机质丰度3方面的分类,建立了页岩岩相的划分方案(图4),岩相的命名规则为“有机质丰度+沉积构造+矿物组成+相”,并按照沉积构造进行岩相类型的划分。

根据“岩石组分、沉积构造和有机质丰度”三要素三端元岩相划分方案,对研究区276块样品进行统计归类,将其分为9种岩相。通过矿物成分-沉积构造-TOC含量三端元三角图可知,东濮凹陷沙三中、沙三下亚段主要岩相类型为黏土-钙质混合岩、黏土质页岩、钙质页岩、黏土-长英质混合页岩(图4)。

3.3 孔隙类型

页岩孔隙是指页岩中颗粒间、颗粒内和充填物内的空隙,是页岩油的储集空间,其体积和结构决定了页岩储集能力的大小和页岩油的赋存状态。通过对东濮凹陷前梨园地区沙三段页岩油储层的电镜薄片和铸体薄片分析,沙三段页岩油储层孔隙类型按成因分为原生孔隙、次生孔隙和微裂缝。其中发育的孔隙类型是以有机孔为主的粒间原生孔、晶间孔、粒间溶孔及顺层微裂缝(图5)。研究区页岩储层中发育较多方解石晶间微孔,同时具有一定程度的连通性。溶蚀孔隙的形成,是因为烃源岩达成熟阶段后生成的酸性流体与砂岩中不稳定组分发生溶蚀作用而形成的一种孔隙,沙三段发育有部分的粒间溶孔,主要是方解石、长石、岩屑和黏土矿物产生的粒间微溶孔。

3.3.1 富有机质块状钙质页岩

富有机质块状钙质页岩多为浅灰色,块状构造较发育,该岩相纹层主要由方解石晶体集合体呈泥晶结构,粒状方解石晶体之间呈紧密镶嵌状接触[图5(a)],夹杂片丝状黏土矿物及暗色泥质条纹与浅色微晶级方解石集合体组成。片状黏土矿物与泥晶方解石晶体混杂,呈泥晶-鳞片状结构,见微溶孔。泥质为暗色条纹,其中含微晶级石英颗粒,浅色为微晶级方解石集合体,见微裂缝,多沿纹层接触面方向分布[图5(b)、图5(c)]。方解石含量大于50%,黏土含量小于25%,石英和长石含量小于10%,有机质含量一般大于2%。

3.3.2 含有机质纹层状黏土-长英质混合页岩

含有机质纹层状黏土-长英质混合页岩多为灰黑色,纹层较发育,主要发育黏土矿物溶蚀孔和少量原生孔隙,含有粉砂级石英颗粒,泥质呈层状分布,少量灰质充填颗粒间[图5(d)~图5(f)]。石英长石含量大于40%,黏土矿物含量25%~50%,方解石含量小于10%,有机质含量低。岩石中发育粒间溶孔及少量原生孔隙,粉砂级石英颗粒,黏土质呈层状分布。

3.3.3 含有机质纹层状黏土-钙质混合页岩

含有机质纹层状黏土-钙质混合页岩多为黑灰色,储集空间主要为石盐颗粒晶间孔、黏土矿物晶间孔、黏土矿物顺层缝,该岩相纹层主要由钙质薄层与黏土质薄层、钙质薄层与黏土钙质薄层及钙质薄层与岩盐薄层构成,不同岩性纹层接触面收缩缝及钙质纹层中发育少量构造微裂缝,矿物成分以方解石和黏土为主[图5(g)~图5(i)],其中黏土矿物含量25%~50%,方解石含量大于25%,石英和长石含量较低,有机质含量低,百分含量一般小于2%。

3.3.4 含有机质纹层状黏土质页岩

含有机质纹层状黏土质页岩多呈深灰色,水平层理发育明显,储集空间主要为方解石颗粒晶间孔、黏土矿物晶间孔、方解石颗粒间微溶孔,其中含浅色微、粉晶级石英颗粒,顺层分布,二者形成纹层。见微裂缝,多沿纹层接触面方向分布[图5(j)~图5(l)]。黏土含量大于50%,石英和长石含量大于20%,方解石含量小于20%,有机质含量低。岩石结构致密,发育少量不规则微裂缝。

4 不同岩相CT扫描三维孔隙特征

微纳米CT扫描可以突破传统二维切片或表面观察的局限,以高分辨率、无损的方式还原样品内部的三维微观孔隙结构,从而获得孔径分布特征、连通性特征、孔喉特征以及孔隙度等参数^[35]。全直径CT扫描结果表明,沙三段孔隙直径分布呈阶梯式逐级减少;孔径体积贡献以50~100 μm和100~200 μm的孔径为主,表示主要储集空间是50~100 μm范围的孔径[图6(a)、图6(b)]。通过分析9.5 μm样品并按照不同岩相类型统计发现,黏土-钙质混合页岩和黏土质页岩储层孔径主要介于10~50 μm,在孔径体积贡献上以10~100 μm为主;黏土-长英质混合页岩孔径主要介于10~100 μm,以50~100 μm的孔径作为主要的储集空间;钙质页岩储层孔径主要介于50~100 μm,10~50 μm孔径次之,储集空间以50~100 μm的孔径为主导。当储层孔径大于300 μm时,各岩相中对孔隙体积均有显著贡献[图6(c)、图6(d)],这表示沙三段微裂缝可能较发育。

三维数字岩心作为一种能够直观显示岩心样品内部微观孔隙空间的技术手段,不仅可以构建孔隙空间三维可视化模型,而且能够获取与之相对应的定量化孔隙度参数^[36]。研究区孔隙度主要受岩相类型和微裂缝影响,微裂缝的发育能够形成较好的储集体。钙质页岩内部发育孔洞,局部孔隙较多,上下部充填条带状钙质,孔隙尤为发育,存在明显突起,孔隙度达到8.68%[图7(a)];黏土-钙质混合页岩曲线波动较强烈,中下部发育顺层缝和构造缝处孔隙变化显著[图7(b)];黏土质页岩整体幅度变化不大,说明孔隙发育较均匀[图7(c)];黏土-长英质混合页岩上部发育低角度顺层微裂缝,整体变化不大[图7(d)]。总体上看,4种岩相在孔隙度曲线上存在明显起伏,这是由于储层纵向的非均质性。

连通率能够反映储层孔隙之间的连通情况,利用CT孔隙模型进行球棒模拟,定量表征孔隙的连通性并建立储层三维连通性模型来直观展现孔隙连通情况(图8),多尺度孔径下,沙三段黏土-钙质混合页岩孔喉连通性最好,连通率为20.21%;局部发育微裂缝使其连通率较高;钙质页岩连通率次之,连通情况主要受脆性矿物影响;黏土质页岩连通率为8.69%,连通性最差,大部分孔洞孤立分散存在;黏土-长英质混合页岩连通率差异大,局部孔洞发育,存在部分连通。

将CT岩心处理后的样品数据运用最大球算法计算后获得的孔隙和喉道半径特征按照不同岩相类型划分后发现^[37],黏土-钙质混合页岩1~9 μm小孔喉相对其他岩相占比较少,主体喉道半径分布范围较大,从而减少了流动阻力,使流体更容易通过。钙质页岩、黏土-长英质混合页岩次之,黏土质页岩最差。同时孔隙半径主要集中在4~31 μm,该区间占比为70.63%,孔隙半径大于16 μm的分布占比情况与喉道半径一致[图9(a)、图9(b)]。

根据连通率与喉道半径和孔隙半径的相关性分析图可知,连通率与喉道和孔隙半径呈现较强的正相关性,说明孔喉大小能够影响储层物性,而喉道半径曲线相对孔隙半径的斜率较大,表明连通率主要由喉道半径控制[图9(c)、图9(d)]。

5 孔径联合分析

由于页岩油储层较常规储层致密,常规微米CT表征技术的实验精度往往不能满足多孔径表征需求^[38-40]。因此以高精度高压压汞技术作为辅助手段进行联合表征。高压压汞技术利用汞对固体材料的非润湿特性,通过阶梯式升压迫使汞渗入材料孔隙,同步记录压力-注汞量数据,结合毛管压力方程定量解析孔隙结构特征,其检测范围可覆盖微米至纳米级^[41],通过该实验,得到研究区沙三段主要岩石相的高压压汞孔隙结构参数,结果如表1所示。

由表1可以看出,沙三段页岩孔隙度为1.27%~3.62%,渗透率为0.074~1.110 mD,平均孔隙半径为0.03~0.1 μm,排驱压力为4.116~11.004 MPa,最终剩余汞饱和度略有差异,以黏土质页岩汞含量剩余较多,黏土-钙质混合页岩剩余较少,说明前者样品在降压后,汞难以从微小孔隙或喉道中退出,这表明该样品孔隙结构较为复杂。此外,连通性较差,孤立孔隙多,喉道形成流动瓶颈,导致流体不易流动;而后者孔隙结构相对简单,喉道较粗且孔喉比低,汞易于排出,连通性好。

毛管压力曲线一般可分为三段:初始段、中间平缓段和末端上翘段,曲线表现出两头陡、中间缓^[42]。沙三段的样品中,黏土质页岩相在低压阶段汞体积较大,表明大孔相对较发育。但退汞曲线显示剩余汞含量最多,说明有大量汞滞留在孔隙内。其余三种岩相进汞曲线形态较一致,退汞曲线中剩余汞含量均在20%以下。

目的层页岩压汞曲线形态分为两种类型。黏土质页岩为第一种曲线类型,该类型只有初始进汞段和末端上翘段,呈现细歪度,说明孔喉以细孔喉为主(图10)。进汞量仅为32.84%,说明主要孔喉半径分布在小于4 nm的区间内(最大进汞压力对应的半径为4 nm),且总体连通性较差;退汞效率为56.35%,说明大于4 nm的连通孔隙墨水瓶型孔隙较少,渗透率峰位仅为63 nm,峰值为79.45%,说明整体运移能力较差。排驱压力较高(11.004 MPa),分选系数仅为2.708,说明孔喉分布集中,黏土质页岩样品总体孔喉连通性差,孔喉分布较为集中,有一定运移能力,但整体孔隙结构差。

二类压汞曲线形态为只有初始段与中间段,沙三段其他三种岩相样品均为此类形态(图10),中间主进汞段呈一定坡度且长,与进横坐标轴(汞饱和度)成一定角度。进汞量大,平均大于40%,说明大于4 nm的孔喉连通性较好。整体退汞效率较高,平均值达到60.25%,说明连通孔隙墨水瓶型孔隙较少,有利于油气的运移。分选系数较大平均值为2.47,孔喉分布峰位(平均4 nm)与平均孔喉半径(平均53 nm)差值较大,说明孔喉分布较为分散,呈现为微孔与中孔、大孔串联组合。总体二类曲线孔喉连通性较好,孔喉分布较为分散,有一定的气体运移能力。但整体孔隙结构较差。

为全面研究岩心微观孔隙特征,将氮气吸附、高压压汞和数字岩心3种实验所测得孔喉半径进行联合分析,在不同孔径的精细表征上,3种实验各有侧重。低温氮气吸附主要表征2~100 nm内介孔与宏孔部分,高压压汞实验主要表征1×10⁴~2×10⁴ nm内的孔径,数字岩心则主要表征大于1 μm的孔径。通过数据归一化、尺度匹配及曲线拼接,整合为跨纳米到微米量级的连续孔径分布曲线。

将高压压汞所表征的不同孔径对应的进汞量换算成与低温氮气吸附实验关系一致的孔体积,将原始进汞体积换算为与氮气吸附一致的孔体积,公式如式(1)所示。

(1)${\mathit{V}}_{\mathrm{c}\mathrm{o}\mathrm{r}\mathrm{e}}=\frac{{\mathit{V}}_{\mathrm{H}\mathrm{g}}\times 1000}{\mathit{m}}$

式(1)中:V_core为孔体积,mm³/g;V_Hg为进汞体积,mL;m为样品质量,g。

针对数字岩心表征的孔径则采用最大球算法计算孔径概率分布,其原理是在孔隙空间中填充一系列互不重叠的最大球体,通过球体的大小和分布来描述孔隙与喉道的几何特征。具体公式如式(2)所示。

(2)$\mathit{f}\left({\mathit{r}}_{\mathit{k}}\right)=\frac{\mathit{N}\left({\mathit{r}}_{\mathit{k}}\right)}{{\mathit{N}}_{\mathrm{t}\mathrm{o}\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{l}}}$

式(2)中:ƒ(r_k)为计算某一孔隙半径区间r_k对应的频率;N(r_k)为半径落在r_k区间内的孔隙数量;N_total为识别出的总孔隙数量。

用式(3)将离散频率转化为连续的概率密度p(r),用于绘制光滑的孔隙半径分布曲线,表达式为

(3)$\mathit{p}\left(\mathit{r}\right)=\frac{1}{{\mathit{N}}_{\mathrm{t}\mathrm{o}\mathrm{t}\mathrm{a}\mathrm{l}}\mathrm{\Delta }\mathit{r}}\frac{\mathrm{d}\mathit{N}\left(\mathit{r}\right)}{\mathrm{d}\mathit{r}}$

式(3)中:Δr为半径区间的宽度;$\frac{\mathrm{d}\mathit{N}\left(\mathit{r}\right)}{\mathrm{d}\mathit{r}}$为孔隙数量随半径的变化率。通过式(1)~式(3)实现量纲统一。

对于纳米级别的页岩孔径从小到大可分为微孔(<10 nm)、中孔(10~50 nm)和宏孔(>50 nm)。

在页岩储层纳米级孔隙网络中,孔径小于50 nm的微孔与中孔占据孔体积的绝对主导地位,构成了吸附气与存储气的核心阵地。目前,微孔与中孔孔径分布主要采用低温氮气吸附法检测,大孔孔径分布采用高压压汞法测试;对于 1 μm 以上孔隙,则基于数字岩心二值化孔隙图像,通过最大球算法表征其孔径分布特征。

在不同孔径的精细表征上,3种实验各有侧重。CT数字岩心技术虽能直观呈现孔隙三维形貌,但在微小孔隙的定量精度上存在局限;高压压汞实验擅长表征中-大尺度孔喉的动态渗流参数,可是无法捕捉纳米级微孔的精细结构;氮气吸附实验可实现微-介孔的高精度分析,却缺乏对孔隙宏观连通性的刻画能力。因此,构建多技术融合的研究体系,可以实现不同尺度孔隙特征的互补表征。需要说明的是,在氮气吸附、高压压汞和数字岩心的孔径分布均出现了重合区间,不存在绝对的“以哪个为准”,核心原因是3种实验的测量原理、对象侧重和误差来源完全不同,它们本质上是从不同维度描述孔喉系统。

由氮气吸附孔体积与孔径分布图(图11)可以看出微-中孔区间内4个样品数据曲线的分布情况:①钙质页岩相,双峰型,主波峰分别在3.8~3.9 nm处,次波峰在50 nm处;②其余岩相为单峰型,波峰分布在3.8~3.9 nm处。上述分析表明,各岩相微孔分布曲线主要在3.8~3.9 nm出现波峰,钙质页岩相样品点后置峰出现在50 nm处。从图11中可以看出,微孔主要集中在3.2~4.0 nm,对孔体积的贡献最大。

对高压压汞数据加以计算分析后,高压压汞与氮气吸附、数字岩心存在区间重叠情况,连接了微孔与宏孔,提供了中间区间数据。研究区各岩石相宏孔分布图在50~100 nm并未出现明显的波峰,反映出宏孔发育一般,与氮气吸附得到的数据基本吻合。在3×10³~50×10³ nm孔径,随孔径减小孔体积呈现增长趋势,宏孔分布逐渐增多。在大于3×10³ nm时,宏孔的孔体积较小,说明大于3×10³ nm的宏孔欠发育。其原因可能是地层埋深较大,孔径受到了较强的压实作用。

在数字岩心的孔径表征方面,通过最大球算法计算后可以获得大于3×10³ nm孔径的概率分布情况。在大于3 000 nm的孔径范围,数字岩心与高压压汞出现一定的重叠区间,不过,由于两者测量原理不同,两者的曲线形态并无明显的逻辑关系,故数字岩心仅作为区间互补来展示大于3×10³ nm的孔径分布情况。图11中显示黏土-长英质混合页岩样品孔喉半径分布较好,黏土-钙质混合页岩和钙质页岩次之,黏土质页岩最差。

6 泥页岩储层孔隙发育特征的影响因素讨论

6.1 岩石组成

高脆性矿物含量除了有助于页岩压裂外,还具备较强的抵御压实能力,凭借颗粒的支撑效果,能够保护周围塑性矿物所形成的孔隙^[43],石英颗粒作为刚性支撑体,能够抵抗压实作用,保留原始粒间孔,同时具备一定抗溶蚀能力,其长石等伴生矿物溶蚀后形成的次生孔也进一步为孔隙发育提供了良好贡献。黏土矿物对孔隙的影响具有双重性:含量高时通常会带来高比表面积,还可形成层间微孔隙,同时也会堵塞页岩中的部分孔隙,降低其连通性^[44]。故石英与黏土矿物的不同比例会对孔隙结构发育造成影响,将孔渗与石英与黏土的比值加以统计并绘制相关性散点图可以发现,随着石英与黏土的比例增大,渗透率与孔隙度呈明显的正相关关系[图12(a)、图12(b)]。黏土矿物和碳酸盐矿物含量的差异对沙三段泥页岩孔隙发育也有很大影响,前人对东濮凹陷泥页岩的研究表明^[20],纹层状黏土岩相及黏土质细粒混合岩相拥有较多的储集空间类型,但它们的储集空间相对较小,研究区沉积物黏土矿物和碳酸盐岩矿物含量高,平均孔径与碳酸盐矿物含量呈正相关,与黏土矿物含量呈负相关,表明具有一定储集能力,但孔径相对较低。BET(Brunauer-Emmett-Teller)比表面积与碳酸盐矿物含量呈负相关,与黏土矿物含量呈正相关,说明储层以黏土相关的纳米孔为主导,宏观孔隙不发育。

6.2 孔隙的连通性

孔隙连通性是孔隙结构的核心属性之一,它不仅是孔隙发育的结果,更是孔隙能否发挥疏导作用的关键控制因素,并反过来影响孔隙在后期成岩过程中的进一步演化^[45]。通过绘制孔喉比、退汞效率和配位数与连通性相关性图发现(图13),研究区孔喉比较低[图13(a)],均小于3,并呈现较好的正相关性,说明喉道与孔隙搭配较协调,流动阻力小,连通率高,避免了孔隙大但喉道过小导致的孤孔,这与上文孔隙和喉道半径与连通性的关系相一致。退汞效率所对应的连通率大部分集中在15%~40%[图13(b)],说明部分喉道狭窄或迂曲,汞被孤立孔隙捕获退出时受阻,连通性较差,但呈现明显的正相关关系,表明退汞效率直接反映了孔隙的有效连通程度。配位数与连通性的散点图显示良好的正相关性[图13(c)],说明配位数越高,孔隙间连通路径越多,网络冗余度越高,局部喉道堵塞时流体可绕行,大幅提升连通鲁棒性。三者均呈现较好的正相关关系,说明孔喉比、退汞效率和配位数对孔隙连通性能够起到一定的制约作用,从而对孔隙的后续发育产生影响。

6.3 纹层对孔隙的影响

纹层是沉积岩中毫米至厘米级的薄层层理构造,其成分、结构及排列方式的差异,会直接或间接影响孔隙度^[46-47]。以下从纹层的核心特征出发,分析其对孔隙度的影响。沙三段W457HF井和WD1井页岩孔隙一般受控于纹层的成分差异、结构特征以及界面特征。

6.3.1 纹层成分类型的影响

不同类型的纹层对于孔隙发育的影响较为明显,图14中按照纹层成分可以划分为钙质纹层、泥质纹层以及复合纹层3种。钙质页岩相以钙质纹层为主,主要是由黏土矿物层与富碳酸盐钙层交替组成,形成明暗交替的层理。钙质纹层主要由碳酸盐颗粒组成,该纹层原生粒间孔隙较发育,容易受到溶蚀作用影响,从而增加孔隙的发育程度。钙质纹层对孔隙发育的影响较为明显,其孔隙度平均值达5.90%;泥质纹层主要是由黏土颗粒组成,黏土颗粒比表面积大、易形成泥质胶结物,且在压实作用下会发生一定程度的定向排列,导致黏土颗粒间的微孔隙被强烈压缩,孔隙度普遍较低,平均值为4.40%;复合纹层主要是由黏土矿物与碳酸盐颗粒或者长石石英混合形成,对孔隙发育的影响较为复杂,一方面碳酸盐颗粒可以提供溶蚀孔增大孔隙,长石石英等脆性矿物能够在构造应力下形成微裂缝,提升孔隙连通性;另一方面黏土颗粒若胶结程度较高,可能形成致密隔夹层堵塞孔隙,故该纹层对孔隙的影响是多方面的,需要进一步研究。

6.3.2 纹层界面特征的影响

纹层之间的界面是成岩作用的活跃带,界面处的物质差异会导致胶结、溶蚀、交代等作用在此集中发生,进而改变孔隙的发育特征。按照界面特征可以分为突变界面和渐变界面,突变界面处的颗粒大小差异会形成孔隙梯度,例如砂质层的粒间孔隙大,泥质层的孔隙小,流体易在界面处聚集,同时,界面处的黏土层会使蒙脱石向伊利石转化,产生的黏土矿物会充填砂层孔隙,形成界面胶结带,导致局部孔隙度陡降;渐变界面颗粒粒径从粗到细逐渐变化,孔隙也呈渐变分布,无明显的流体聚集带,胶结、溶蚀更均匀,渐变界面处的颗粒嵌合更紧密,原生孔隙的保留率更高,孔隙度变化平缓。

7 结论

(1)东濮凹陷沙三段泥页岩岩相类型以富有机质块状钙质页岩、含有机质纹层状黏土-长英质混合页岩、含有机质纹层状黏土-钙质混合页岩和含有机质纹层状黏土质页岩为主,矿物含量以黏土矿物和碳酸盐矿物占比较多,长英质矿物较少。发育的孔隙类型是以有机孔为主的粒间原生孔、晶间孔、粒间溶孔及顺层微裂缝。

(2)根据CT三维岩心实验,沙三段黏土-钙质混合页岩孔喉连通性最好,钙质页岩连通率次之;在孔隙度上,4种岩相孔隙度略有差异,主要是由于储层纵向上的非均质性,其中钙质页岩孔隙度较高,黏土-长英质混合页岩最差。高压压汞资料显示,沙三段各岩相孔隙微观结构特征差异较为显著,黏土-钙质混合页岩孔喉较粗,排驱压力最低、剩余汞饱和度最低、退汞效率较高,但渗透率仅为0.074 mD,推测大孔喉多但喉道数量少。钙质页岩孔喉规模大、渗透率最高,但退汞效率仅为63.60%,说明孔喉发育较好,但连通性一般。东濮凹陷沙三段微孔发育主要集中在3.80~4.00 nm,中孔在50 nm左右,宏孔发育较差。

(3)沙三段泥页岩孔隙发育特征主要受岩石矿物组成、孔隙连通性以及纹层特征的影响。石英、黏土矿物及碳酸盐矿物的含量共同制约着储层孔隙度、渗透率、BET比表面积和孔径的大小。而孔喉比、退汞效率以及配位数协同控制着孔隙的连通性。此外,纹层类型和纹层的界面特征也是影响沙三段孔隙发育的重要因素。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

[1]	李梦莹, 朱如凯, 胡素云. 海外陆相页岩油地质特征与资源潜力[J]. 岩性油气藏, 2022, 34(1): 163-174.

[2]	Li Mengying, Zhu Rukai, Hu Suyun. Geological characteristics and resource potential of overseas continental shale oil[J]. Lithologic Reservoirs, 2022, 34(1): 163-174.

[3]	刘心蕊, 吴世强, 陈凤玲, 等. 江汉盆地潜江凹陷潜江组盐间页岩油储层特征研究: 以潜山34-10韵律为例[J]. 石油实验地质, 2021, 43(2): 268-275.

[4]	Liu Xinrui, Wu Shiqiang, Chen Fengling, et al. Study on reservoir characteristics of inter-salt shale oil in Qianjiang Formation of Qianjiang Sag, Jianghan Basin: taking Qianshan 34-10 rhythm as an example[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2021, 43(2): 268-275.

[5]	王优先. 陆相页岩油成藏地质条件及富集高产主控因素: 以泌阳凹陷为例[J]. 断块油气田, 2015, 22(5): 588-593.

[6]	Wang Youxian. Geological conditions for continental shale oil accumulation and main controlling factors for enrichment and high production: taking the Biyang Sag as an example[J]. Fault-Block Oil and Gas Field, 2015, 22(5): 588-593.

[7]	付锁堂, 金之钧, 付金华, 等. 鄂尔多斯盆地延长组7段从致密油到页岩油认识的转变及勘探开发意义[J]. 石油学报, 2021, 42(5): 561-569.

[8]	Fu Suotang, Jin Zhijun, Fu Jinhua, et al. The transformation of understanding from tight oil to shale oil in member 7 of Yanchang Formation, Ordos Basin and its significance for exploration and development[J]. Acta Petrolei Sinica, 2021, 42(5): 561-569.

[9]	徐田武, 张洪安. 富油凹陷油气分布规律与勘探潜力分析: 以东濮凹陷为例[J]. 地学前缘, 2024, 31(6): 368-380.

[10]	Xu Tianwu, Zhang Hong’an. Analysis of oil and gas distribution laws and exploration potential in oil-rich sags: taking the Dongpu Sag as an example[J]. Geoscience Frontiers, 2024, 31(6): 368-380.

[11]	赵文智, 朱如凯, 刘伟, 等. 我国陆相中高熟页岩油富集条件与分布特征[J]. 地学前缘, 2023, 30(1): 116-127.

[12]	Zhao Wenzhi, Zhu Rukai, Liu Wei, et al. Enrichment conditions and distribution characteristics of continental medium-high mature shale oil in China[J]. Geoscience Frontiers, 2023, 30(1): 116-127.

[13]	陈晨, 姜在兴, 孔祥鑫, 等. 潜江凹陷潜江组盐间细粒岩沉积特征及其对页岩含油性的控制[J]. 地学前缘, 2021, 28(5): 421-435.

[14]	Chen Chen, Jiang Zaixing, Kong Xiangxin, et al. Sedimentary characteristics of inter-salt fine-grained rocks in Qianjiang Formation of Qianjiang Sag and their control on shale oil-bearing property[J]. Geoscience Frontiers, 2021, 28(5): 421-435.

[15]	吴晓智, 柳庄小雪, 王建, 等. 我国油气资源潜力、分布及重点勘探领域[J]. 地学前缘, 2022, 29(6): 146-155.

[16]	Wu Xiaozhi, Liu Zhuangxiaoxue, Wang Jian, et al. Potential, distribution and key exploration areas of oil and gas resources in China[J]. Geoscience Frontiers, 2022, 29(6): 146-155.

[17]	Liang C, Cao Y C, Jiang Z X, et al. Shale oil potential of lacustrine black shale in the eocene Dongying Depression: implications for geochemistry and reservoir characteristics[J]. AAPG Bulletin, 2017, 101(11): 1835-1858.

[18]	黄宇琪, 张金川, 张鹏, 等. 东濮凹陷北部沙三段泥页岩微观储集空间特征及其主控因素[J]. 山东科技大学学报(自然科学版), 2016, 35(3): 8-16.

[19]

Huang Yuqi, Zhang Jinchuan, Zhang Peng, et al. Microscopic reservoir space characteristics of Mud Shale in the third member of the Shahejie Formation in the northern Dongpu Sag and its main controlling factors[J]. Journal of Shandong University of Science and Technology(Natural Science), 2016, 35(3): 8-16.

[20]	邵新荷, 庞雄奇, 胡涛, 等. 渤海湾盆地东濮凹陷沙三段泥页岩储层孔隙微观特征及其对油气滞留的意义[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(1): 67-77.

[21]	Shao Xinhe, Pang Xiongqi, Hu Tao, et al. Microscopic pore characteristics of shale reservoirs in the 3rd member of the Shahejie Formation, Dongpu Sag, Bohai Bay Basin and their significance for hydrocarbon retention[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(1): 67-77.

[22]	杨旋, 赵毅, 田泽宇, 等. 基于CT技术的沥青混合料微细观结构研究进展[J]. 应用化工, 2022, 51(1): 256-262.

[23]	Yang Xuan, Zhao Yi, Tian Zeyu, et al. Advances in microstructure study on asphalt mixtures by using CT technology[J]. Applied Chemical Industry, 2022, 51(1): 256-262.

[24]	Yu W, Wang L H, Wang J Q, et al. Investigating microstructure of Longmaxi shale in Shizhu area, Sichuan Basin, by optical microscopy, scanning electron microscopy and micro-computed tomography[J]. Nuclear Science and Techniques, 2017, 28(11): 163.

[25]	郝绵柱, 姜振学, 聂舟, 等. 深层页岩储层孔隙连通性发育特征及其控制因素--以川南地区龙马溪组为例[J]. 断块油气田, 2022, 29(6): 761-768.

[26]	Hao Mianzhu, Jiang Zhenxue, Nie Zhou, et al. Development characteristics of pore connectivity in deep shale reservoirs and its controlling factors: a case study of Longmaxi Formation in southern Sichuan Basin[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2022, 29(6): 761-768.

[27]	张琴, 邱振, 高万里, 等. 页岩不同组分吸附特征及其页岩气勘探意义: 以川南龙马溪组和鄂东缘山西组为例[J]. 科学技术与工程, 2025, 25(30): 12854-12864.

[28]

Zhang Qin, Qiu Zhen, Gao Wanli, et al. Adsorption characteristics of different components of shale and their implications for shale gas exploration: a case study of the Longmaxi Formation in southern Sichuan and the Shanxi Formation in the eastern margin of Hubei[J]. Science Technology and Engineering, 2025, 25(30): 12854-12864.

[29]	Schmitt M, Fernandes C P, Neto J C, et al. Characterization of pore systems in seal rocks using nitrogen gas adsorption combined with mercury injection capillary pressure techniques[J]. Marine and Petroleum Geology, 2013, 39(1): 138-149.

[30]	Gou Q, Xu S, Hao F, et al. Full-scale pores and micro-fracture characterization using FESEM, gas adsorption, nano-CT and micro-CT: a case study of the Silurian Longmaxi Formation shale in the Fuling area, Sichuan Basin, China[J]. Fuel, 2019, 253: 167-179.

[31]	柳青兵, 蔡忠贤, 薛玉芳, 等. 塔里木盆地柯坪周缘地区肖尔布拉克组白云岩孔隙结构全孔径表征[J]. 科学技术与工程, 2022, 22(13): 5213-5221.

[32]	Liu Qingbing, Cai Zhongxian, Xue Yufang, et al. Full-pore-size characterization of dolomite pore structure in the Keping peripheral area of Tarim Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2022, 22(13): 5213-5221.

[33]	徐云龙, 张洪安, 李继东, 等. 渤海湾盆地东濮凹陷陆相页岩层系储集特征及其主控因素[J]. 断块油气田, 2022, 29(6): 729-735.

[34]	Xu Yunlong, Zhang Hong’an, Li Jidong, et al. Reservoir characteristics and main controlling factors of continental shale series in Dongpu Sag, Bohai Bay Basin[J]. Fault-Block Oil and Gas Field, 2022, 29(6): 729-735.

[35]	彭君, 孙宁亮, 鹿坤, 等. 东濮凹陷古近系沙河街组页岩油储层岩石学及微观孔隙结构特征[J]. 地学前缘, 2023, 30(4): 128-141.

[36]	Peng Jun, Sun Ningliang, Lu Kun, et al. Petrological and microscopic pore structure characteristics of shale oil reservoirs in paleogene Shahejie Formation, Dongpu Sag[J]. Geoscience Frontiers, 2023, 30(4): 128-141.

[37]	王羽君, 靳亚勤, 郭金兰. 构造-沉积耦合格架下深层砂体展布及储层特征--以东濮凹陷古近系沙三段中亚段为例[J]. 科学技术与工程, 2023, 23(5): 1912-1922.

[38]	Wang Yujun, Jin Yaqin, Guo Jinlan. Distribution and reservoir characteristics of deep sand bodies under the tectonic-sedimentary coupling framework: a case study of the middle sub member of the Paleogene Es³ Member in Dongpu Sag[J]. Science Technology and Engineering, 2023, 23(5): 1912-1922.

[39]	余海波, 程秀申, 漆家福, 等. 东濮凹陷古近纪断裂活动对沉积的控制作用[J]. 岩性油气藏, 2019, 31(5): 12-23.

[40]	Yu Haibo, Cheng Xiushen, Qi Jiafu, et al. Control of paleogene fault activities on sedimentation in Dongpu Sag[J]. Lithologic Reservoirs, 2019, 31(5): 12-23.

[41]	徐翰. 渤海湾盆地东濮凹陷形成与演化的数值模拟与构造分析[D]. 北京: 中国地质大学(北京), 2018.

[42]	Xu Han. Numerical simulation and tectonic analysis of formation and evolution of Dongpu Sag, Bohai Bay Basin[D]. Beijing: China University of Geosciences, Beijing, 2018.

[43]	徐田武, 张洪安, 李继东, 等. 渤海湾盆地东濮凹陷盐湖相成烃成藏特征[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(2): 248-261.

[44]	Xu Tianwu, Zhang Hong’an, Li Jidong, et al. Hydrocarbon generation and accumulation characteristics of salt lake facies in Dongpu Sag, Bohai Bay Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(2): 248-261.

[45]	李被, 刘池洋, 黄雷, 等. 东濮凹陷北部沙河街组三段中亚段沉积环境分析[J]. 现代地质, 2018, 32(2): 227-239.

[46]	Li Bei, Liu Chiyang, Huang Lei, et al. Sedimentary environment analysis of the middle submember of the third member of Shahejie Formation in northern Dongpu Sag[J]. Geoscience, 2018, 32(2): 227-239.

[47]	靳亚勤, 杨栋栋, 蒋飞虎, 等. 东濮凹陷碎屑岩沉积充填特征及变化对构造活动的响应[J]. 科学技术与工程, 2019, 19(29): 83-89.

[48]	Jin Yaqin, Yang Dongdong, Jiang Feihu, et al. Sedimentary filling characteristics of clastic rocks in Dongpu Sag and their response to tectonic activities[J]. Science Technology and Engineering, 2019, 19(29): 83-89.

[49]	徐雯硕, 梁利喜, 缑健儒, 等. 基于微CT扫描的砂砾岩孔隙结构表征[J]. 科学技术与工程, 2025, 25(3): 999-1007.

[50]	Xu Wenshuo, Liang Lixi, Gou Jianru, et al. Pore structure characterization of glutenite based on micro-CT scanning[J]. Science Technology and Engineering, 2025, 25(3): 999-1007.

[51]	王涛, 蒋裕强, 杨长城, 等. 四川盆地天府气区须四段致密砂岩储层孔隙结构及流体可动性[J]. 科学技术与工程, 2025, 25(12): 4900-4912.

[52]	Wang Tao, Jiang Yuqiang, Yang Changcheng, et al. Pore structure and fluid mobility of tight sandstone reservoirs in the 4th Member of Xujiahe Formation, Tianfu Gas Area, Sichuan Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2025, 25(12): 4900-4912.

[53]	张顺, 刘惠民, 陈世悦, 等. 中国东部断陷湖盆细粒沉积岩岩相划分方案探讨-以渤海湾盆地南部古近系细粒沉积岩为例[J]. 地质学报, 2017, 91(5): 1108-1119.

[54]

Zhang Shun, Liu Huimin, Chen Shiyue, et al. Discussion on lithofacies classification scheme of fine-grained sedimentary rocks in faulted lacustrine basins of eastern China: a case study of paleogene fine-grained sedimentary rocks in southern Bohai Bay Basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2017, 91(5): 1108-1119.

[55]	冉波, 刘树根, 孙玮, 等. 四川盆地及周缘下古生界五峰组-龙马溪组页岩岩相分类[J]. 地学前缘, 2016, 23(2): 96-107.

[56]	Ran Bo, Liu Shugen, Sun Wei, et al. Lithofacies classification of shales of the Lower Paleozoic Wufeng-Longmaxi Formations in the Sichuan Basin and its surrounding areas, China[J]. Earth Science Frontiers, 2016, 23(2): 96-107.

[57]	蒋裕强, 宋益滔, 漆麟, 等. 中国海相页岩岩相精细划分及测井预测: 以四川盆地南部威远地区龙马溪组为例[J]. 地学前缘, 2016, 23(1): 107-118.

[58]	Jiang Yuqiang, Song Yitao, Qi Lin, et al. Fine lithofacies of China’s marine shale and its logging prediction: a case study of the Lower Silurian Longmaxi marine shale in Weiyuan area, southern Sichuan Basin, China[J]. Earth Science Frontiers, 2016, 23(1): 107-118.

[59]	赵建华, 金之钧, 金振奎, 等. 四川盆地五峰组-龙马溪组页岩岩相类型与沉积环境[J]. 石油学报, 2016, 37(5): 572-586.

[60]	Zhao Jianhua, Jin Zhijun, Jin Zhenkui, et al. Lithofacies types and sedimentary environment of shale in Wufeng-Longmaxi Formation, Sichuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(5): 572-586.

[61]	马义权, 杜学斌, 刘惠民, 等. 东营凹陷沙四上亚段陆相页岩岩相特征、成因及演化[J]. 地球科学, 2017, 42(7): 1195-1208.

[62]	Ma Yiquan, Du Xuebin, Liu Huimin, et al. Characteristics, depositional processes, and evolution of shale lithofacies of the upper submember of E₂s₄ in the Dongying Depression[J]. Earth Science, 2017, 42(7): 1195-1208.

[63]	刘忠宝, 刘光祥, 胡宗全, 等. 陆相页岩层系岩相类型、组合特征及其油气勘探意义--以四川盆地中下侏罗统为例[J]. 天然气工业, 2019, 39(12): 10-21.

[64]	Liu Zhongbao, Liu Guangxiang, Hu Zongquan, et al. Lithofacies types, assemblage characteristics of continental shale series and their significance for oil and gas exploration: a case study of middle-lower Jurassic in Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2019, 39(12): 10-21.

[65]	张启燕, 刘晓, 史维鑫, 等. 基于微米CT和扫描电镜的碳酸盐岩微观结构特征分析[J]. 科学技术与工程, 2022, 22(34): 15043-15051.

[66]	Zhang Qiyan, Liu Xiao, Shi Weixin, et al. Microstructural characteristics analysis of carbonate rocks based on micro-CT and scanning electron microscopy[J]. Science Technology and Engineering, 2022, 22(34): 15043-15051.

[67]	赵建鹏, 崔利凯, 陈惠, 等. 基于CT扫描数字岩心的岩石微观结构定量表征方法[J]. 现代地质, 2020, 34(6): 1205-1213.

[68]	Zhao Jianpeng, Cui Likai, Chen Hui, et al. Quantitative characterization method of rock microstructure based on CT scanning digital core[J]. Geoscience, 2020, 34(6): 1205-1213.

[69]	解朝阳, 张巍, 姚东方, 等. 基于最大球算法定量表征土体空间孔隙网络[J]. 工程地质学报, 2020, 28(1): 60-68.

[70]	Xie Chaoyang, Zhang Wei, Yao Dongfang, et al. Quantitative characterization of soil spatial pore network based on maximum ball algorithm[J]. Journal of Engineering Geology, 2020, 28(1): 60-68.

[71]	高树生, 胡志明, 刘华勋, 等. 不同岩性储层的微观孔隙特征[J]. 石油学报, 2016, 37(2): 248-256.

[72]	Gao Shusheng, Hu Zhiming, Liu Huaxun, et al. Microscopicpore characteristics of different lithological reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(2): 248-256.

[73]	马云峰, 赵建国, 孙龙, 等. 应力作用下气藏水体微观赋存特征及渗流规律: 以鄂尔多斯盆地神木气田二叠系盒8段致密储层为例[J]. 石油实验地质, 2023, 45(3): 466-473.

[74]

Ma Yunfeng, Zhao Jianguo, Sun Long, et al. Microscopic occurrence characteristics and seepage law of water bodies in gas reservoir under stress: a case study of tight reservoirs in the eighth member of Permian Shihezi Formation, Shenmu Gas Field, Ordos Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2023, 45(3): 466-473.

[75]	姜在兴, 张文昭, 梁超, 等. 页岩油储层基本特征及评价要素[J]. 石油学报, 2014, 35(1): 184-196.

[76]	Jiang Zaixing, Zhang Wenzhao, Liang Chao, et al. Characteristics and evaluation elements of shale oil reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(1): 184-196.

[77]	王羽君, 赵晓东, 周伯玉, 等. 基于高压压汞-恒速压汞的低渗砂岩储层孔隙结构评价[J]. 断块油气田, 2022, 29(6): 824-830.

[78]	Wang Yujun, Zhao Xiaodong, Zhou Boyu, et al. Evaluation of pore structure in low permeability sandstone reservoir based on high pressure-constant velocity mercury injection[J]. Fault-Block Oil and Gas Field, 2022, 29(6): 824-830.

[79]	杜金虎, 汪泽成, 邹才能, 等. 上扬子克拉通内裂陷的发现及对安岳特大型气田形成的控制作用[J]. 石油学报, 2016, 37(1): 116.

[80]	Du Jinhu, Wang Zecheng, Zou Caineng, et al. Discovery of intra-cratonic rift in the Upper Yangtze andits control effect on the formation of Anyue Giant Gas Field[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(1): 116.

[81]	Wang Q T, Lu H, Wang T L, et al. Pore characterization of lower silurian shale gas reservoirsin the middle Yangtze Region, central China[J]. Marineand Petroleum Geology, 2018, 89: 14-26.

[82]	Wang Q T, Wang T L, Liu W P, et al. Relationships among composition, porosity and permeability of Longmaxi shale reservoir in the Weiyuan Block, Sichuan Basin, China[J]. Marine and Petroleum Geology, 2019, 102: 33-47.

[83]	王章飞, 方辉煌, 桑树勋, 等. 两淮煤田低渗煤层孔隙结构三维可视化表征及其连通性[J]. 科学技术与工程, 2024, 24(26): 11195-11207.

[84]	Wang Zhangfei, Fang Huihuang, Sang Shuxun, et al. Three-dimensional visualization of pore structure of low permeability coal seam in Liang-Huai Coal Field and its connectivity[J]. Science Technology and Engineering, 2024, 24(26): 11195-11207.

[85]	魏祥峰, 刘若冰, 张廷山, 等. 页岩气储层微观孔隙结构特征及发育控制因素--以川南-黔北XX地区龙马溪组为例[J]. 天然气地球科学, 2013, 24(5): 1048-1059.

[86]	Wei Xiangfeng, Liu Ruobing, Zhang Tingshan, et al. Microscopic pore structure characteristics and development controlling factors of shale gas reservoirs: a case study of Longmaxi Formation in XX area, southern Sichuan-northern Guizhou[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(5): 1048-1059.

[87]	胡辉庭, 马勇, 张遂安, 等. 页岩裂缝和基质渗透率各向异性特征及影响因素[J]. 科学技术与工程, 2023, 23(24): 10252-10263.

[88]	Hu Huiting, Ma Yong, Zhang Sui’an, et al. Anisotropic characteristics and influencing factors of fractures and matrix permeability in shale[J]. Science Technology and Engineering, 2023, 23(24): 10252-10263.

基金资助

国家自然科学基金(41340030)

PDF (53211KB)

访问

被引

详细

导航

Received	Published	Revised
2025-09-09	2026-09-08	2026-02-06
Online Date
2026-09-18

摘要