黄振凯，黎茂稳，郑伦举，陶国亮，李志明，蒋启贵，钱门辉，曹婷婷，李双建，沃玉进，孙冬胜

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)

近些年来，页岩油、气等非常规油气已逐步成为全球重要的资源与战略接替[1-3]。北美地区已成功勘探开发的页岩油气资源主要源自其广泛分布的古生界、中生界海相页岩层系[4-7]。与北美相比，中国陆相页岩层系虽发育和分布较为广泛，但在盆地规模、构造特征及沉积特征等方面都存在明显差别[1]。随着我国页岩油气等非常规油气资源勘探开发的不断深入，在松辽盆地白垩系[8-12]、渤海湾盆地古近系[13-17]、鄂尔多斯盆地三叠系[18-22]、准噶尔盆地二叠系[23-24]、江汉盆地古近系[25-27]、四川盆地侏罗系[28]等陆相泥页岩地层中获得了一定的研究认识和进展，显示出较好的页岩油气资源潜力和勘探前景。

渤海湾盆地东营凹陷是我国较早开展陆相页岩油勘探的地区之一[29-31]，通过老井复查、部署页岩油专探井及兼探井等工作，在该区古近系沙河街组三段下亚段、沙四上亚段两套泥页岩层系中见到油气显示。虽然在部分专探井、兼探井中获得了一定的工业油气流，但也有部分井的勘探开发效果不是很理想。这也说明当前除工程技术与方法的问题之外，页岩油这类非常规油气资源在泥页岩层系中的赋存机理等地质问题尚未有完全清晰的认识。泥页岩层系中的孔隙空间是页岩油、气重要的赋存之处，也是其赋存机理研究中重点关注的问题之一。近些年来，随着相关实验分析技术的发展，在不同尺度储集空间定性和定量表征技术及储集空间发育特征和演化规律等方面，已经取得了一定的研究进展和成果[13-14，18，32-35]。但对于孔隙空间的形成和演化过程中的机理与机制问题，尚未有明确的认识和解答，因此本文希望通过开展相关研究工作，为上述问题的解答提供一定的思路和帮助。

1 研究样品与实验方法

研究选取东营凹陷2条自然演化剖面的实际烃源岩样品及1个作为模拟实验样品的未熟—低成熟烃源岩。其中未熟—低成熟烃源岩样品采自东营凹陷南斜坡；自然演化剖面样品由构造高部位向低部位采集(由地层埋深较浅的南斜坡开始，向地层埋深逐渐加深的利津洼陷和博兴洼陷方向)(图1)。样品层位以沙三下亚段与沙四上亚段为主。其中模拟实验样品的有机碳(TOC)含量为3.52%，氢指数为572 mg/g，全岩反射率(Ro)为0.36%，有机质组分以腐泥组为主，属于Ⅰ型—Ⅱ1型有机质，X衍射结果显示其碳酸盐矿物含量大致在30%～40%。

图1 渤海湾盆地东营凹陷取样井位分布

烃源岩演化模拟实验使用中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所的半开放体系地层孔隙热压生排烃模拟实验仪。根据研究区烃源岩沉积埋藏史，确定模拟实验温度、覆压条件和排烃门限值。整个模拟实验设定10个温度点(270,280,300,310,320,330,340,360,380,400 ℃)，不同温度点对应的计算埋深大致在2 850～5 300 m，流体压力设定在37～90 MPa，上覆地层压力大致在64～125 MPa。

自然演化剖面样品和模拟实验各阶段得到的岩石样品在进行洗油处理后，粉碎至20目左右，并加热烘干。使用无锡石油地质研究所的JWBK-22型孔分布及比表面测定仪和高压压汞孔径分析仪，进行孔隙定量分析，并获得不同尺寸孔隙(其中大孔为大于50 nm的孔隙，介孔为2～50 nm的孔隙，微孔为小于2 nm的孔隙)孔容的变化特征。

2 实验结果初步认识与讨论

2.1 模拟实验条件下孔隙演化特征

模拟实验得到的不同演化阶段的岩石孔隙定量分析结果(图2)表明，岩石孔容的变化特征显示出一定的规律性。随着泥页岩热演化程度不断升高，总孔容、大孔、介孔具有相似的演化规律，均呈现降低—升高—降低—缓慢升高—缓慢下降的趋势；微孔孔容的变化整体不大。由该结果来看，大孔和介孔对于岩石孔隙孔容的变化影响较大，二者可能是岩石总孔隙度的主要贡献者。

图2 模拟实验条件下泥页岩中不同尺度孔隙的孔容变化特征

从泥页岩中不同尺度孔隙所占比例特征(图3)发现，介孔与微孔所占比例的演化规律与大孔相反，即随着泥页岩热演化程度的不断升高以及成岩作用和压实作用的不断进行，介孔与微孔所占比例都经历了升高—缓慢降低—升高—缓慢降低的过程；而在此过程中大孔所占比例经历了降低—升高—降低—缓慢升高的过程。例如在270 ℃向330 ℃演化过程中，随着成岩作用和压实作用的进行，岩石中的孔隙被不断压缩变小，其可能的过程是大孔向介孔转化，介孔向微孔转化。这就可能导致岩石中大孔所占百分比逐渐降低，而微孔和介孔所占百分比逐渐上升，说明介、微孔与大孔之间存在一定的转化关系。

图3 模拟实验条件下泥页岩中不同尺度孔隙占比变化特征

需要注意的是，如果是在岩石正常压实的地质条件下，其孔容变化特征等应该显示出持续降低的趋势。那么是什么原因导致岩石在300～310 ℃和340～360 ℃区间出现2次明显的孔容降低又升高的现象呢？在这个过程当中，岩石经历了什么样的地质作用呢？本文将结合模拟实验条件下泥页岩的成烃演化特征进行讨论和解释。

2.2 模拟实验条件下成烃演化特征

模拟实验中不同类型烃类的产率特征(图4)表明，模拟实验温度在300～310 ℃时，泥页岩进入生油窗；340～360 ℃时，泥页岩进入生气窗。在这2个温度范围中，油和气的产率都呈现逐渐增加的态势。前人研究表明，泥页岩在生烃(生油、气)过程中会产生明显的生烃增压[36-38]，导致孔隙膨胀，进而导致孔容大幅增加。此外，泥页岩在进入生油窗时，有机质脱羧基作用生成较多CO2(图5)，同时含硫有机质也会伴有一定量的脱硫作用。上述作用过程中形成的CO2和H2S遇水形成碳酸、酚酸等[39-45]，对泥页岩中的不稳定矿物组分产生一定溶蚀作用，生成次生溶蚀孔隙及重结晶晶间孔等，进而导致岩石孔容大幅增加，有效提高岩石孔隙度。

图4 模拟实验条件下泥页岩成烃演化特征

图5 模拟实验条件下泥页岩中气油比变化特征

综合前文讨论，可对模拟实验过程中岩石孔容的变化特征进行如下解释(图6)：

图6 模拟实验条件下湖相烃源岩微纳米级孔隙演化特征

(1)在未成熟—低成熟阶段，即Ro在0.41%～0.70%左右时，成岩作用程度较弱，岩石孔隙变化主要受机械压实作用(模拟实验中为设备所施加的压力)。由于上覆地层压力不断升高，岩石中的排水作用不断增强，岩石孔隙会不断降低，导致岩石孔容由大变小，大孔、介孔及微孔均呈现不同程度的降低。在此阶段中岩石的黏土矿物层间孔隙和微裂缝等为主要的孔缝类型。

(2)在成熟阶段，当Ro在0.70%～0.80%左右时，泥页岩中的有机质开始向烃类转化，早期的脱羧基、脱硫基作用产生的CO2和H2S遇水形成的弱酸，会对泥页岩中的碳酸盐岩矿物进行溶蚀，产生一定的溶蚀孔隙；同时，生烃过程中的生烃增压作用、黏土矿物脱水及转化作用、水热增压作用等，也会使得泥页岩中产生大量能够作为烃类储集空间或排驱通道的微孔隙和微裂缝，进而使得岩石的总孔容大幅增加。当Ro在0.80%～0.90%左右时，随着泥页岩中烃类的不断生成，在满足岩石储集空间的容留和自身矿物的吸附后，烃类开始逐渐向外排驱，使得岩石中的孔、缝系统内压力得到释放，内部压力无法支撑孔隙继续保存，持续的压实作用会使孔容再次降低。当Ro在0.90%～1.30%左右时，泥页岩中开始不断生成大量气体，持续的生烃作用会使得岩石中孔、缝系统压力不断增加，导致已经被压缩的孔隙再次被不断增大。此外，高温条件下矿物晶型的变化也可能产生一定量的晶间孔隙。上述过程导致岩石中再次产生大量孔隙和微裂缝，这也使得在此阶段岩石的总孔容呈现一个再次升高的特征。这里需要注意的是，除了上述有机质生烃过程中导致的孔隙变化外，伴随成岩过程中的黏土矿物转化(蒙脱石及伊/蒙混层矿物会转化为伊利石)和碳酸盐矿物的重结晶作用，均会产生一定的微孔隙[2]。

(3)在高—过成熟阶段，即Ro大于1.30%左右时，泥页岩层系的有机质以生气作用为主。随着生气作用的不断进行，岩石储集空间中的气体含量达到饱和后，现有的储集空间无法承受现有的气体压力，导致孔隙破裂，产生的孔隙和裂缝会使得气态烃有效排驱。随着气态烃的不断排出，岩石中孔、缝系统内压力得到释放后再次被压实，使得岩石总孔容再次降低。

上述解释是基于模拟实验的角度，对岩石孔隙的演化特征进行初步认识，其准确性需要通过实际地质条件下的成烃和孔隙演化特征进行验证。

2.3 地质条件下泥页岩成烃及孔隙演化特征

研究表明，东营凹陷沙四上亚段烃源岩的生油门限在2 500 m左右，沙三下亚段烃源岩的生油门限在3 000 m左右。两套烃源岩在地层埋深超过3 500 m以后开始大量生气[46-48]。

两套烃源岩不同埋深实际地质剖面样品孔隙定量表征(图7)表明，其孔容变化规律基本相似，即在生油门限附近，岩石孔容经历了降低—升高—降低的变化趋势；进入生气阶段后，岩石孔容再次升高。这一规律与前文模拟实验得到的认识基本一致，反映出机械压实、有机质生油(气)、排油(气)等地质作用对孔隙变化影响的相似性。但需要注意的是，由于受实际地质样品埋深影响，现有样品仅反映出烃源岩进入生气阶段之前的孔容变化特征，但基于前文的模拟实验结果与实际地质样品孔容定量表征结果，笔者推测实际烃源岩样品在高—过成熟阶段的孔容变化特征应该与模拟实验结果相似。

图7 渤海湾盆地东营凹陷沙三下亚段与沙四上亚段实际地质剖面样品孔容变化特征

3 地质启示

结合图3和图4显示的泥页岩演化全过程中的烃类生成和不同尺寸类型孔隙的变化特征，推断在实际地质条件下，烃源岩处于未熟—低成熟阶段(模拟实验温度大致在300 ℃以前)产生的未熟—低熟油、生物气等油气资源，可能主要储集于大孔和介孔之中；成熟—高成熟阶段(模拟实验温度在300～380 ℃左右)产生的重质油、轻质油、凝析油等主要储集在介孔和大孔之中。上述2个阶段中的孔隙对应的可能是纳—微米级以上的孔隙、裂缝和缝洞。在高—过成熟阶段(模拟实验温度高于380 ℃)产生的页岩气等主要储集于介孔和少量大孔之中，其对应的可能是微—纳米级孔隙和微裂缝等。上述讨论主要是针对泥页岩这类岩石类型，当然如果泥页岩层系中含有一定的物性较好的非源岩夹层(如砂岩、碳酸盐岩夹层等)，其内部也会有利于各类油气资源的保存和富集。

基于前文讨论认为，泥页岩层系中除物性较好的非源岩夹层有利于页岩油气赋存外，赋存在泥页岩中的页岩油，考虑到其润湿性和流动性，可能主要赋存在孔体积较大的大孔或介孔(孔隙—微裂缝等)之中，这种类型的储集空间对于页岩油有效工程开发可能更具实际意义，而微孔很难通过工程措施增加其连通性，因此开发有效性较差；赋存在泥页岩层系中的页岩气主要是高演化产物，可能主要赋存在介孔(2～50 nm)级别的微—纳米级孔隙和微裂缝中，这种类型的储集空间对于勘探开发有效性更具实际意义，而微孔的开发有效性可能同样较差。

4 结论

(1)烃源岩演化的整个过程中，模拟实验和实际地质样品中不同尺度孔隙孔容变化规律基本相似，大孔和介孔对岩石孔隙变化的影响较大，二者应该是岩石总孔隙度的主要贡献者，且大孔、介孔与微孔之间存在一定的转化关系。成岩演化、构造变化等作用是导致孔隙发生变化的主要外部因素，生烃—排烃过程是内在因素。

(2)通过对比模拟实验与实际地质样品的孔隙定量结果，认为处于不同演化阶段的烃源岩形成的烃类产物所赋存的孔隙空间及大小(规模)存在一定差异，这个认识对于明确泥页岩层系中不同演化阶段对应的常规与非常规油气资源的赋存机理具有积极意义。