張記剛，杜 猛，陳 超，秦 明，賈寧洪，呂偉峰，丁振華，向 勇

（1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油大學（北京）機械與儲運工程學院，北京 102249；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；4.中國石油勘探開發(fā)研究院提高采收率國家重點實驗室，北京 100083）

0 引言

頁巖油氣是指在富有機質頁巖層段中富集生成的油氣資源，其有效開發(fā)一直是一個世界性難題［1-3］。據(jù)最新勘探進展顯示，中國頁巖油可采儲量為397.4×108t，廣泛分布于渤海灣、松遼、鄂爾多斯等區(qū)域，在我國石油增儲上產(chǎn)中占有較高地位。近年來，以凹陷區(qū)成藏為理論依據(jù)發(fā)現(xiàn)的吉木薩爾頁巖油藏，已成為中國頁巖油研究的熱點之一，受到國內(nèi)外學者廣泛關注，其儲量規(guī)模高達10×108t，為國家級頁巖油示范區(qū)，預計2025 年建設產(chǎn)能200×104t［4-5］。吉木薩爾頁巖儲層儲集空間以低孔低滲的納米微孔喉為主，孔隙類型因其復雜的連通性及后期成巖作用而差異較大，非均質性較強。影響頁巖油高效開發(fā)的主要因素常表現(xiàn)為孔隙結構特性及油氣賦存機制［6-8］，因此，開展吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲層孔隙結構特征研究，對于提高油藏采收率、改善油氣勘探開發(fā)工藝具有重要意義。

常規(guī)的儲層孔隙結構的表征方法有掃描電鏡、鑄體薄片和壓汞等［9-10］，非常規(guī)方法通常有醫(yī)用CT、微米CT、納米CT、FE 電鏡、FIB 電鏡和氣體吸附法等［11-12］。隨著高分辨率CT 技術的不斷革新，數(shù)字巖心無損探測技術通過X 射線衰減成像建立孔網(wǎng)三維模型，從而可開展孔隙可視化定量表征。賈寧洪等［13］利用納米CT 和MAPS 技術識別干酪根納米級孔隙，完成巖樣孔隙度精密測量，建立了無損孔隙度測量新方法；Bijoyendra 等［14］、Golab 等［15］結合高精度掃描電鏡及微米CT 建立煤巖三維孔隙結構；王朋飛等［16］以微米CT 技術和數(shù)字巖心對頁巖微觀孔隙結構特征進行研究；Lyu 等［17］利用礦物成像方法（QEMSCAN）和微米CT 分析了儲層基質內(nèi)孔隙應力敏感成因與井間壓力傳播機制的關系。

綜合上述研究成果可看出利用CT 技術可開展巖心可視化無損表征研究，受CT 掃描精度及孔網(wǎng)重建方法的影響，孔隙模型重建過程中存在閾值分割孔隙度損失、模型過于理想化等問題。此外大多研究集中于碳酸鹽巖、砂礫巖儲層的巖石類型、巖性劃分等，研究方法相對傳統(tǒng)，僅對部分特定尺度孔徑適用，對于頁巖納米孔隙的研究仍處于定性觀察階段，微納米級孔隙定量表征研究較少。以吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖為研究對象，采用高分辨率CT掃描樣品，定量表征巖樣的微米級孔隙結構，通過二維圖像采集系統(tǒng)分析頁巖儲層的非均質孔喉結構特性，同時建立頁巖三維可視化數(shù)字巖心研究孔隙在巖石骨架中的展布，以不同顏色標定孔隙連通性，結合微圖像拼接技術對基質納米孔隙進行定量分析，以期為吉木薩爾頁巖油藏勘探開發(fā)提供指導。

1 地質概況

準噶爾盆地是石炭世—第四紀晚期的大型陸相盆地，位于我國西北部，總面積為13 533 km2。吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地的東部隆起，經(jīng)歷多期構造演化后形成了現(xiàn)今的構造格局（圖1）。該區(qū)域西高東低，北鄰沙奇凸起和吉木薩爾斷裂帶，西鄰西地斷裂和北三臺凸起，東鄰帳北斷褶帶和古西凸起，南面與三臺斷裂及吉南凸起相鄰，南北間距約50 km，東西間距約60 km，總體構造格局為單斜“箕狀”二級構造單元，面積約1 300 km2［18-19］，是油氣運移和聚集的有利區(qū)域。吉木薩爾凹陷自下而上發(fā)育層系為石炭系的松喀爾蘇組、巴塔瑪依內(nèi)山組，二疊系的烏拉泊組、井井子溝組、蘆草溝組、梧桐溝組，三疊系的韭菜園子組、燒房溝組、克拉瑪依組，侏羅系的八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組、齊古組，白堊系的吐谷魯群，古近系、新近系和第四系［18-19］。二疊系自上而下依次為梧桐溝組（P3wt）、蘆草溝組（P2l）、井井子溝組（P2j）、烏拉泊組（P2wl），地層構造比較完整且層系間為部分不整合接觸。本次研究層系蘆草溝組是頁巖油開發(fā)的主要目的層系，有機質含量高，生烴潛力大，是盆地內(nèi)品質較好的烴源巖，厚度為200～350 m，其巖性復雜，主要為灰色白云質泥巖、黑色泥巖以及白云巖。根據(jù)巖性分類及物性演化規(guī)律，將蘆草溝組自下而上劃分為蘆一段和蘆二段；根據(jù)巖心含油情況及物性分析，蘆草溝組由2 個“甜點體”組成，層厚分別達43 m 和38 m［20-21］，上甜點整體巖性為云質砂巖及黑色泥質砂巖，下甜點巖性主要為云質粉細砂巖。

圖1 吉木薩爾凹陷構造單元（a）及地層劃分（b）（據(jù)文獻［19］修改）Fig.1 Structural units（a）and strata division（b）of Jimsar Sag

2 物性特征與孔隙類型

選取吉木薩爾凹陷157 塊頁巖樣品開展物性分析測試，結果顯示其孔隙度為2.3%～15.9%，平均為7.6%；滲透率為0.01～2.00 mD，分布于0.01～1.00 mD 的樣品超過80%，平均為0.37 mD，為“低孔-特低滲”型致密頁巖儲層。巖樣孔隙度增大時，滲透率無明顯變化規(guī)律，孔滲交會相關性不強（圖2），部分樣品局部發(fā)育微裂縫，滲透率可達1.8 mD，表明頁巖儲層裂縫的存在對儲層起到一定改造作用。此外，頁巖儲集層喉道偏細，儲層孔隙若無法連通，則成為無效孔隙，巖心溶蝕孔或微裂隙發(fā)育可使頁巖儲集層中無效孔隙得以連通，發(fā)育成有效的儲集空間。研究區(qū)頁巖致密化程度高且所處地層較深，白云石壓實等改造作用使得該儲層滲透率和孔隙度均較低，孔喉形成的組合極其復雜，滲透率變異系數(shù)為0.5 以上，平均為1.7 左右，儲層具有較強非均質性。通過孔滲交會圖可看出孔隙度和滲透率無明顯線性關系，分布較為散亂，孔隙度相似的巖樣滲透率可表現(xiàn)為數(shù)量級差別，間接反映了頁巖連通性較為復雜。蘆草溝組頁巖油原油密度為0.86～0.92 g/cm3，儲層溫度條件下黏度為10.4 mPa·s，凝固點為23 ℃，蠟的質量分數(shù)10.84%，初餾點為126.7 ℃，非烴和瀝青質含量較高，以輕質油和中質油為主。

圖2 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組滲透率和孔隙度交會圖Fig.2 Cross plot of permeability and porosity of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

根據(jù)巖石薄片資料對該區(qū)樣品巖性進行判別，觀察結果顯示蘆草溝組巖性可分為混合極細粒粉砂巖、碳酸鹽巖和碎屑巖等（圖3a—3c）。極細砂的體積分數(shù)為30%；砂質成分石英和燧石細碎屑的體積分數(shù)為15%；長石的體積分數(shù)為60%，以斜長石和鈉長石為主，具明顯雙晶，蝕變較深，絹云母化，個別泥化強烈，磨圓度為次圓—次棱狀，顆粒間接觸方式多為點-線式，顆粒偏細且分選性一般。粒徑多小于0.34 mm，粒度分布圖譜普遍為明顯雙峰型。巖屑成分以中酸性噴出巖屑為主，填隙物以雜基為主，成分主要為網(wǎng)狀泥質和高嶺石、水云母等黏土礦物，見雛晶狀絹云母聚集分布；高嶺石呈團塊狀富集，方解石以粉晶為主，星點狀分布；白云石自形程度較高，以粉晶為主，分散分布。顆粒間可觀察到碳酸鹽巖及黏土等膠結礦物，巖層間表現(xiàn)為孔隙-壓嵌式膠結。該區(qū)塊巖石總面孔率約為4%，原生孔隙顆粒輪廓較為清晰，粒間與顆粒表面無明顯次生加大和溶蝕現(xiàn)象，其直徑可達幾十微米，由于原生孔隙間含有填充物且孔隙數(shù)量占比較小，對儲層有效孔隙度的貢獻相對較小。次生孔隙是主要儲集空間，主要包括膠結物或鈉長石溶蝕過程中形成的溶孔，碳酸鹽溶蝕發(fā)育程度較高，其次為雜基和長石，盡管次生孔隙孔徑極小，由于其在巖石中廣泛發(fā)育，對儲層孔隙度的貢獻最大。此外還包括少量生物體腔孔和成巖微裂縫，微裂縫發(fā)育程度較低，對儲層孔隙度的貢獻最?。▓D3d—3f）。巖心碎屑均被油質瀝青浸染，炭質體積分數(shù)約為3%，呈針狀、條紋狀定向分布，有機質殘體呈條帶狀富集（圖3g），粒間彌漫條紋狀黑褐色、藍白色及少量亮黃色油質，炭質瀝青分布集中（圖3h，3i），含油性好，利于開采。

圖3 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖儲層巖石薄片特征（a）藍色為白云石，黑色為主炭質，J10024 井，3 499.2 m；（b）極細粒粉砂狀結構，砂質層粒間溶孔發(fā)育，J10022 井，3 642.6 m；（c）極細粒粉砂質結構，碎屑分選中等，J10014 井，3 485.9 m；（d）粒間溶孔及殘余粒間孔發(fā)育，顆粒溶蝕顯著，J10024 井，3 642.9 m；（e）粒間溶孔、雜基微孔，J10012 井，3 499.5 m；（f）顆粒溶孔，炭質呈針簇狀，J10011 井，3 643.8 m；（g）極細粒粉砂狀，炭質呈條帶狀富集，J10016 井，3 493.7 m；（h）粒間彌漫褐黃色炭質，J10014 井，3 395.7 m，熒光薄片；（i）粒間彌漫藍白色油質，見部分黑褐色炭質，J10024 井，3 642.4 m，熒光薄片F(xiàn)ig.3 Characteristics of rock thin sections of shale reservoirs of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3 孔隙結構特征

3.1 孔喉雙峰態(tài)展布特征

孔喉尺度分析對于評價儲層滲流特性至關重要，高壓壓汞因其較高的進汞壓力可準確測定小孔喉的孔徑。吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組巖樣高壓壓汞實驗結果（表1）顯示，頁巖儲層毛管壓力曲線表現(xiàn)為略粗歪度特性，進汞達到飽和時中值壓力較高，可達17.521～65.836 MPa，曲線平臺部分較窄，表明孔喉分選較差（圖4）。根據(jù)毛管壓力曲線特征，可將樣品分為2 類。Ⅰ類樣品（J1 和M1）平均排驅壓力為4.26 MPa，低于Ⅱ類樣品（J2 和M2）的平均排驅壓力6.41 MPa，Ⅰ類樣品毛管壓力曲線閾壓較低，表明其孔隙半徑較大。2 類樣品退汞效率均較低，平均為33.51%，表明孔隙與喉道差異大，汞在壓力減至極低時仍大量殘留于巖心中，孔喉非均質性較強，賈敏效應較強，與上述物性分析結論一致。由最終退汞效率可得出同一汞飽和度時對應的毛管壓力，據(jù)此可推斷蘆草溝組地層流體動用時啟動壓力梯度較大。由高壓壓汞測試得到的孔喉分布占比及滲透率累計貢獻率可知，研究區(qū)頁巖儲層孔喉半徑呈雙峰分布，跨度大，可劃分3 個數(shù)量級，納米—亞微米級為細尺度孔喉，粗尺度孔喉主要為亞微米—微米級，由于所處地層較深，廣泛發(fā)育納米級孔喉。Ⅰ類樣品孔喉以亞微米—微米級孔喉為主（圖4a），對滲流起主要貢獻的孔徑集中在0.15～1.75 μm；Ⅱ類樣品孔喉主要為納米級（圖4b），對滲流起主要貢獻的孔徑集中在0.12～1.27 μm，表明頁巖油儲層滲透率主要由亞微米—微米級孔喉所貢獻。研究區(qū)樣品的核磁共振測試結果顯示，壓汞測試孔喉分布與核磁T2譜孔徑轉化結果具有較強的相關性（圖4c，4d），表現(xiàn)出明顯的雙峰特性。Ⅱ類樣品相對于Ⅰ類樣品發(fā)育較多的納米級孔喉（0.005～0.150 μm），根據(jù)核磁孔徑轉化可得其對應核磁T2值為0.020～1.350 ms，右峰相較左峰較低。結合2 類樣品較高的排驅壓力（4.154～6.874 MPa），表明儲層孔喉半徑極小，納米級孔喉是蘆草溝組頁巖儲層重要孔喉體系，極其細小的喉道導致了儲層較低的滲透率。

圖4 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品壓汞數(shù)據(jù)與T2譜孔徑轉換擬合曲線Fig.4 Fitting curves of high pressure mercury injection and NMR T2spectrum pore diameter conversion of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

表1 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品高壓壓汞實驗結果Table 1 Experimental results of high pressure mercury injection of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

進行高壓壓汞測試時，發(fā)現(xiàn)小孔喉對與其連通的大孔隙存在屏蔽效應，因而對大孔徑的測量不夠準確。恒速壓汞具有較小的進汞速度，每一進汞時刻都可認為是準靜態(tài)，可以識別孔隙與喉道。蘆草溝組恒速壓汞實驗結果（圖5）表明Ⅰ類樣品孔隙半徑大多為120～150 μm，主峰在135 μm 左右；Ⅱ類樣品孔隙半徑大多為80～120 μm，主峰在100 μm左右。由于恒速壓汞測試進汞壓力較低，僅為6.19 MPa，最大精度為0.1 μm，測試結果顯示2 類樣品喉道半徑均分布在0.1 μm 以下。2 類樣品均具有較大的孔喉半徑比，Ⅰ類樣品孔喉比為360～480，平均為450；Ⅱ類樣品孔喉比為420～650，平均為570，表明頁巖儲層具有較強非均質性，存在“大孔細喉”的孔喉分布特征。

圖5 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品孔喉半徑分布特征Fig.5 Pore-throat radius distribution of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3.2 微米級孔隙結構表征

3.2.1 CT 掃描實驗

對吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖樣品開展醫(yī)用CT 掃描實驗，空間分辨率為0.1875 mm/像素，共6×128 張圖片，像素尺寸為0.2 mm×0.2 mm×1.25 mm，（管電壓120 kV，管電流130 mA，掃描層厚1.25 mm，掃描層間隔5.00 mm，每層掃描時間0.5 s，圖像重建時間0.167 s（512×512矩陣）。采用單層掃描方式，最終獲得二維孔隙結構特征灰度圖像（圖6），灰度圖像體素的灰度值與礦物組分有關，高灰度值常表示巖石骨架，低灰度值表示巖心孔隙。CT 灰度圖顯示樣品的孔隙分布極不均勻，顆粒間結合緊密，2類樣品均存在明顯傾斜小角度層理，呈明暗交互的紋層排布，主要由沉積物源礦物組分差異引起的，巖心薄片上少見沿層理定向排列的微裂隙，基本沿層理走向延伸（圖6a，6f），對頁巖油排采貢獻較低。

受醫(yī)用CT 分辨率的限制，無法觀察到微米級的孔隙和裂縫，以2 μm/像素對樣品開展微米CT掃描。掃描結果顯示該區(qū)塊主要儲集空間包括數(shù)量逐漸減少的原生孔隙，主要類型為由于壓實等構造作用使微細顆粒嵌入而發(fā)育的原生粒間孔和殘余粒間孔；因成巖階段溶蝕而發(fā)育的次生孔隙，包括次生溶孔、晶間孔、局部微裂縫等；局部發(fā)育微裂縫，主要是由粒間溶蝕或后期構造擠壓而形成，這些微裂隙、原生孔隙和次生孔隙可構成相互連通的滲流網(wǎng)絡系統(tǒng)，提高儲層滲透性。2 類樣品巖性差異明顯，儲集空間類型也有所區(qū)別，其中，Ⅰ類樣品J1主要發(fā)育粒間孔、溶孔、晶間孔等，黑色孔隙遍布整個巖石界面（圖6g，6h）；Ⅱ類樣品J2 以晶間孔、粒內(nèi)孔、層間縫等為主（圖6i），高亮的高密度礦物貫穿整個巖石骨架；其他樣品主要發(fā)育晶間縫、微裂隙、晶內(nèi)孔，粒間孔較少。

圖6 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品CT 掃描二維灰度圖像（a）小角度層理構造，J10024 井，3 642.7 m；（b）顆粒結合致密，J10022 井，3 542.6 m；（c）藍色為粒間孔隙，強非均質性，J10021 井，3 442.3 m；（d）明暗交互的紋層排布，J10022 井，3 522.8 m；（e）見高亮礦物，J10024 井，3 445.78 m；（f）片狀孔隙富集，J10014 井，3 562.8 m；（g）粒間孔、溶孔，J10024 井，3 499.2 m；（h）黑色粒間孔隙發(fā)育，J10024 井，3 499.2 m；（i）粒內(nèi)孔，高亮礦物發(fā)育，J10022 井，3 642.6 mFig.6 Two-dimensional grayscale images of CT scan of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3.2.2 圖像處理

CT 掃描時系統(tǒng)自身機械振動會導致CT 圖像存在噪點，降噪濾波處理常用來改善圖像的質量及精度，通常采用高斯濾波、中值濾波及均值濾波等對圖像進行降噪處理［22-23］。對3 種方法比較后選擇中值濾波算法進行本次圖像降噪處理，中值濾波既可以去除噪聲的同時保護圖像邊緣，通過使孤立噪聲點消除獲得較好的圖像復原效果，為頁巖孔隙圖像分割奠定基礎。通過降噪處理、亮度調整后的CT圖像，圖像噪點明顯減少（圖7）。

圖7 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品CT 圖片降噪處理Fig.7 Noise reduction of CT images of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

將CT 灰度圖導入Avizo 三維可視化軟件，開展人機交互閾值分割，以便更好地區(qū)分巖石骨架與孔隙。由于頁巖巖性致密，巖心除孔隙外還分布高密度礦物，通過對孔隙、高密度礦物、基質進行單獨分割并提取，以保證頁巖三維重建孔隙結構與實際巖心的一致性。閾值的確定是基于巖心實測孔隙度和肉眼觀察2 種方式。以J1樣品為例，首先在實驗室利用孔隙度測量儀（型號PORG—200）對圓柱頁巖樣品進行孔隙度的測定，測定結果顯示該巖樣的孔隙度為16.4%；再選取不同大小的閾值分割圖像，并在人機交互系統(tǒng)中實時觀測不同閾值對應的巖樣孔隙分割結果，通過多次分割調整，當閾值大小適中時其對應的孔隙度與實測孔隙度較為一致，可得到分割后的二值化CT圖像（圖8），其中藍色的區(qū)域代表孔隙，紅色表示高密度礦物，黃色表示致密基質。

圖8 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品閾值分割圖像（a）樣品灰度圖像；（b）二值化CT 圖像，藍色區(qū)域為孔隙；（c）二值化CT 圖像，紅色為高密度礦物；（d）二值化CT 圖像，黃色為致密基質Fig.8 Threshold segmentation of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3.2.3 三維孔隙結構網(wǎng)絡模型重建

通過CT 處理軟件將二維灰度圖像逐一重組，可獲得與二維切面圖具有較強相關性的三維灰度圖（圖9a—9g）。結合Avizo 三維可視化軟件將藍色區(qū)域分割為孔隙空間（圖9b，9h），紅色部分劃分為高密度礦物（圖9c，9i），如黃鐵礦，石英等，黃色區(qū)域分割為基質部分（圖9d，9j），建立頁巖孔隙結構的三維數(shù)字巖心（圖9e，9k），由此可清晰觀察到巖樣孔隙在巖石骨架中的展布。蘆草溝組頁巖儲層三維孔隙圖像顯示，巖樣孔隙類型以長條狀、連續(xù)片狀或孤立狀為主，前者具有良好的連通性，而孤立狀微孔主要由巖樣中未連通的孤立體組成。Ⅰ類樣品中存在大量片狀或條帶狀孔隙，這是由于樣品中發(fā)育較多殘余粒間孔和溶蝕微孔，且粒間溶孔通常從顆粒邊部向中心溶蝕，主要成因為：①不穩(wěn)定礦物（碳酸鹽、長石和巖屑）的可溶性部位在遇有機酸和CO2等酸性物質時發(fā)生的選擇性溶蝕；②早期大氣淡水溶蝕過程中晶體內(nèi)部溶蝕及白云質砂屑之間膠結物溶蝕，如泥質溶孔，沸石溶孔等；③儲層形成過程中顆粒間微孔受到的壓實作用不足，孔隙被部分充填后殘留的粒間孔，在頁巖中廣泛存在，其孔徑可達微米級。Ⅱ類樣品連片狀孔隙較少而孤立孔隙較多，其主要與晶間孔及粒內(nèi)溶孔較為發(fā)育有關，其中方解石晶間孔及白云石晶間孔發(fā)育最為普遍，主要成因為：①白云石等準同生期沉積后泥晶灰質向細晶、微晶轉化過程中，體積逐漸變小，晶體呈格架狀接觸形成，連通性較差，可作為局部儲集空間；②長石、方解石等碳酸鹽礦物內(nèi)部的粒內(nèi)溶蝕作用形成的粒內(nèi)溶孔，多呈橢圓形、小球狀，孔徑較小，一般為微米級。此外，可觀察到頁巖樣品三維孔隙重構圖像存在部分富集帶或分散帶，其中富集帶為巖樣內(nèi)部溶蝕孔與粒間孔相互連通所致，常表現(xiàn)為連續(xù)帶狀分布；孔隙分散帶主要表現(xiàn)為孤立狀，與無機礦物晶間孔和粒內(nèi)微孔有關。樣品的孔滲物性越差時非均質性越明顯，該結論與現(xiàn)有對頁巖孔喉特性的研究一致。

從本質上講，總孔隙中連通孔隙所占比例在一定程度上等效于有效孔隙占總孔隙的比例?？缀磉B通性可采用圖像標記算法進行標定，通過將相鄰的孔隙體標記為相同孔隙簇，可有效提取連通孔隙并對其開展定性及定量分析。三維數(shù)字巖心首張切片與末張切片若存在同一標記，定義該孔隙為連通孔隙，否則視作孤立孔隙［24］，采用不同顏色劃分不同孔隙簇（圖9f，9l）。研究區(qū)頁巖連通孔隙主要呈片狀或條帶狀，Ⅰ類樣品J1 具有較多的連通孔隙，連續(xù)片狀微米級孔隙延展性和連通性均很好，大多數(shù)呈團簇狀、長塊狀分布，實測孔隙度為16.4%，滲透率為0.129 mD；Ⅱ類樣品J2 基質較為致密，高亮的高密度礦物呈長條狀分布，孔隙展布主要為孤立條狀孔隙簇，盡管孔隙簇具有較大尺寸，但整體上連通性不佳，多為無效孔隙，實測樣品孔隙度為10.9%，滲透率僅為0.025 mD?？紫哆B通性結果顯示樣品連通性比孔隙尺寸對滲流影響更大，特別是粒內(nèi)溶蝕微孔及粒間孔集中發(fā)育才可具有更好的連通性。

圖9 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品數(shù)字巖心三維重構及孔喉連通性分析（a）—（f）Ⅰ類樣品J1 片帶狀富集粒間孔隙發(fā)育，J10024 井，3 499.2 m；（g）—（l）Ⅱ類樣品J2 孤立狀分散式溶蝕孔隙發(fā)育，J10022 井，3 642.6 mFig.9 Three-dimensional reconstruction of digital core and pore throat connectivity of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3.2.4 微米級三維孔喉參數(shù)定量表征

采用“最大球”算法從數(shù)字巖心圖像中提取巖樣三維連通孔喉結構網(wǎng)絡模型［25-26］，該模型為一種等價孔隙空間拓撲結構且有效包含孔隙幾何特征的孔喉模型，該模型簡化了數(shù)字巖心的同時保留了孔隙分布特性。選取任意孔隙像素點為中心，并以此中心點為球心向四周膨脹，遇相鄰骨架即停止，該球體內(nèi)所有球的集合定義為最大球，球串之間相對較大的球體稱為孔隙，連接2 個大球之間的狹長球體則為喉道，從而將數(shù)字巖心簡化為以孔隙和喉道為組成單元的孔隙網(wǎng)絡模型。通過統(tǒng)計分析模型孔喉半徑、形狀因子等參數(shù)，可完成巖樣微觀孔喉結構的定量表征。

根據(jù)孔隙網(wǎng)絡模型的孔喉參數(shù)分析結果（表2、圖10）可知，2 類樣品孔隙半徑大多為4.50～12.50 μm，平均孔隙半徑具有一定差異性，Ⅰ類樣品J1平均孔隙半徑為20.22 μm，Ⅱ類樣品J2 平均孔隙半徑為12.29 μm。Ⅰ類樣品物性較好，孔隙較為發(fā)育，Ⅰ類樣品孔隙半徑均值和峰值都比Ⅱ類樣品大（圖10a）。喉道作為主要流通通道，2 類樣品喉道半徑大多為1.3～5.1 μm，Ⅰ類樣品平均喉道半徑為4.62 μm，而Ⅱ類樣品平均喉道半徑為2.76 μm，Ⅱ類樣品較大的孔隙較少，喉道起主要控制作用（圖10b），這與壓汞實驗測試結果及連通性識別結果相一致。此外，從圖中可發(fā)現(xiàn)2 類樣品的平均孔隙形狀因子及喉道形狀因子均在0.048 0 左右（圖10c，10d），這說明孔隙和喉道截面形狀多為三角形。2 類樣品喉道長度分布差異較?。▓D10e），大多為5～15 μm，峰值為6～10 μm，Ⅰ類樣品平均配位數(shù)多為1 或2（圖10f），而Ⅱ類樣品平均配位數(shù)大多為1，表明Ⅱ類樣品儲集層孔隙連通性較差，巖心滲透率較低。

圖10 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品孔喉結構參數(shù)分布Fig.10 Distribution of pore throat structure parameters of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

表2 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品孔喉結構參數(shù)Table 2 Parameters of pore throat structure of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

3.3 納米級孔隙結構表征及含油特性

3.3.1 基質礦物分布特征

CT 掃描結果難以識別蘆草溝組頁巖樣品基質內(nèi)的納米孔喉，利用QEMSCAN 礦物分析系統(tǒng)結合MAPS 技術對樣品礦物組成及微細孔隙開展研究。研究區(qū)樣品主要礦物成分為石英和長石，可見白云石、黃鐵礦、方解石等高密度礦物，MAPS 全局視域圖中可見基質內(nèi)部納米級—亞微米級孔道，致密基質內(nèi)納米級礦物晶間孔類型多樣，尺寸多小于1 μm，可達幾十納米，其形態(tài)表現(xiàn)為不規(guī)則的小球狀及狹條狀，多嵌于顆粒間隙物表層和礦物晶體內(nèi)，可能與礦物顆粒結構缺失及溶解效應相關。顆粒礦物主要是微米級別，顆粒粒徑主要為0.02～0.05 mm，顆粒之間疏松地填充泥質，富有基質中發(fā)育大量微納米有機質孔、粒內(nèi)孔及膠結物微孔隙，孔徑為0.015～5.000 μm，可以看出Ⅰ類樣品存在較明顯的孔隙，儲集空間優(yōu)于Ⅱ類樣品。2 類樣品黏土體積分數(shù)均為7%～8%，Ⅰ類樣品黏土礦物以伊利石、綠蒙混層為主，早期的強壓實和膠結作用會破壞粒間孔隙，綠泥石層具有抗壓實作用，可對孔隙起到一定保護作用，伊蒙混層礦物主要形成黏土礦物晶間孔，孔徑為納米—亞微米級（0.3～4.0 μm）；Ⅱ類樣品黏土礦物主要為蒙脫石，顆粒接觸緊密，長石、方解石脆性礦物含量大于黏土含量，具有較大的壓裂改造空間，粒間黃鐵礦含量相對較高，宏觀尺度的溶蝕孔較少（圖11）。

3.3.2 微納米孔徑全尺度展布及含油特征

將壓汞測試結果與微米CT 孔喉參數(shù)進行擬合可得到蘆草溝組頁巖樣品全尺度孔徑分布曲線，可看出研究區(qū)頁巖儲層孔隙尺度及類型多樣，整體上具有跨尺度的特性，由于2 類樣品存在部分殘余粒間孔隙，這些孔隙孔徑多大于100 μm，而納米級孔隙多為晶間微孔及粒內(nèi)溶孔，孔徑多為十幾至幾百納米。綜上可看出納米級孔隙在頁巖基質儲層中分布較廣，對于油氣儲存及滲流可產(chǎn)生一定作用，但單一納米孔隙類型難以連通，不足以形成有效的流動通道；頁巖油氣勘探應著重關注亞微米—微米級孔喉，該類孔喉數(shù)量較大，且對滲透率產(chǎn)生重要影響。此外，結合激光共聚焦剩余油實驗可知吉木薩爾頁巖油賦存形式主要為管條狀、填充狀及細膜狀。圖中灰白色表示顆粒礦物，藍色和綠色表示輕質組分，紅色表示重質油組分，可見“大孔”中原油以薄膜狀賦存于礦物表面或孔隙邊緣壁上，“小孔”中原油以充填狀賦存，具“大孔細膜狀、小孔填充狀”的賦存特征，納米級微孔普遍含油，且原油多以吸附狀態(tài)分布于納米級微孔中。剩余油三維重建圖像顯示在頁巖微納米孔隙中，隨著含油飽和度增高，油膜厚度越大，小孔充填狀含油比例越高，呈現(xiàn)小孔原油向大孔運移趨勢，重質組分附著于顆粒表面、粒間孔等大孔隙或納米級小孔中，流動性較差；輕質組分主要賦存于粒內(nèi)溶孔等亞微米級小孔隙中，流動性較強（圖12），大量納米級含油孔隙的存在驗證了基質內(nèi)發(fā)育納米級孔隙的觀點［27-28］。綜合數(shù)字巖心孔隙結構定量表征結果及含油性分析，建議將膠結作用弱、顆粒礦物含量高的混積型儲集層作為蘆草溝組下一步勘探開發(fā)的“甜點”地帶，該“甜點”體的微納米孔隙普遍含油，喉道類型主要為孔隙縮小型，孔徑大多為0.1～2.0 μm。因此，微納米孔隙的有效動用是頁巖油接下來提高采收率的重要方向之一。

圖12 吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲層樣品微納米孔徑全尺度分布及原油賦存孔徑分布Fig.12 Full-scale distribution of micro-nano pores and distribution of crude oil occurrence of reservoir samples of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag

4 結論

（1）吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組孔喉發(fā)育差異明顯，孔喉展布主要為連續(xù)帶狀及孤立狀，連通孔隙主要以富集式帶狀分布，這是由于巖樣內(nèi)部溶孔與粒間孔相互連通所致；非連通孔隙主要以分散式孤立狀分布，與粒內(nèi)溶孔及晶間孔有關；數(shù)字巖心可視化分析表明較差的孔隙連通性導致了儲層較低的滲透率。

（2）研究區(qū)微米級孔隙半徑大多為4.5～12.5 μm，喉道半徑大多為1.3～5.1 μm，其峰值為3 μm 左右，喉道長度為5～15 μm，孔喉配位數(shù)大多為1～3，孔隙和喉道截面大多為三角形，反映了孔隙結構較強的非均質性，在物性較差的樣品中表現(xiàn)更明顯。

（3）吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖樣品致密基質內(nèi)納米級礦物晶間孔類型多樣，多嵌于顆粒間隙物表層及礦物晶體內(nèi)，孔徑為0.015～5.000 μm，單一孔隙類型無法獨立構成滲流通道，整體連通性較差。輕質組分主要賦存于粒內(nèi)溶孔等亞微米級小孔隙中，流動性較強；重質組分附著于顆粒表面、粒間孔等大孔隙及納米級小孔隙中，流動性較差，納米級孔隙普遍含油且原油多以吸附狀態(tài)賦存。研究區(qū)儲層孔喉尺度分布廣泛，儲層巖石發(fā)育大量納米級孔喉，亞微米—微米級孔喉對滲流貢獻較大。