祝海華，陳琳，曹正林，王明磊，洪海濤，李育聰，張芮，張少敏，朱光儀，曾旭，楊巍

（1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；2.中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610041；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

頁巖油是指賦存于富有機(jī)質(zhì)頁巖層系中的石油，一般無自然產(chǎn)能或低于工業(yè)石油產(chǎn)量下限，需采用特殊工藝和技術(shù)措施才能獲得工業(yè)石油產(chǎn)量［1-3］，微觀儲滲空間對研究頁巖油的儲集和流動特征至關(guān)重要［4-5］。

中國頁巖油儲層形成于中新生界陸相湖盆，發(fā)育陸源、內(nèi)碎屑以及混積巖/沉凝灰?guī)r3種類型頁巖層系［6-9］。由于湖相環(huán)境變化大，頁巖層系不同巖性頻繁互層，導(dǎo)致頁巖油儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)及孔隙發(fā)育主控因素復(fù)雜。如準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖層系中粒度較粗的砂屑云巖、長石巖屑粉-細(xì)砂巖和云質(zhì)粉砂巖孔隙結(jié)構(gòu)、孔隙度好于泥頁巖［6］；鄂爾多斯盆地長7段頁巖層系中粉砂巖紋層越發(fā)育，剛性碎屑的粒度越大儲層孔隙度就越高，孔徑也越大［7］。松遼盆地北部青山口組一段頁巖油儲層孔隙度則相反，泥頁巖孔隙度高于粉砂巖紋層和介殼層，有機(jī)質(zhì)生烴則進(jìn)一步促進(jìn)了深埋期的增孔效應(yīng)［8］。四川盆地侏羅系自流井組大安寨段沉積環(huán)境獨特，為一套清水湖盆泥頁巖與介殼生物灰?guī)r沉積，缺乏粗粒碎屑的注入，沉積環(huán)境及巖性組合與國內(nèi)其他陸相頁巖油存在較大差異，對其孔隙、物性特征及控制因素的研究薄弱。

大安寨段頁巖層系有機(jī)地化、含油性指標(biāo)均較好［10-15］，但近年來針對大安寨段頁巖油鉆探井的測試產(chǎn)量均較低，有利層段優(yōu)選仍面臨挑戰(zhàn)。本文以川中地區(qū)大安寨段頁巖層系為研究對象，利用薄片、物性、熒光、XRD、電鏡、吸附等測試數(shù)據(jù)，開展頁巖油儲層微觀孔隙類型及特征、主控因素以及不同孔隙油相賦存差異研究，從儲層微觀特征及含油性差異的角度為大安寨段頁巖油有利層段的優(yōu)選提供更多的參考依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

受印支運動影響，晚三疊世開始四川盆地由海相環(huán)境轉(zhuǎn)變?yōu)殛懴喹h(huán)境，進(jìn)入侏羅紀(jì)紅色盆地演化階段，四周被龍門山古陸、大巴山古陸、康滇古陸所包圍。早侏羅世大安寨時期主要發(fā)育內(nèi)陸清水湖相沉積，該時期是盆地侏羅系自流井組3次湖侵中規(guī)模最大、范圍最廣的一次。半深湖-深湖相區(qū)分布于川中一帶，由于遠(yuǎn)離物源區(qū)，缺乏陸源注入，水體鹽度低且安靜，發(fā)育大量淡水介殼類生物，沉積了一套大范圍展布的介屑灰?guī)r和深灰-黑色泥頁巖地層［16-17］。根據(jù)地層巖性、電性特征可進(jìn)一步將大安寨段自上而下劃分為大一、大二和大三3個亞段（圖1），其中大三亞段為湖盆水進(jìn)擴(kuò)展期，大二亞段為最大水進(jìn)期，頁巖最為發(fā)育，大一亞段為湖盆水退萎縮期。由于湖盆水深振蕩，介殼灰?guī)r和頁巖往往頻繁互層，形成較為復(fù)雜的巖性組合。

2 樣品與實驗方法

本次研究分別選取了四川盆地R1井和L1井大安寨段28塊頁巖油儲層樣品（圖1），開展XRD、有機(jī)碳、巖石熱解、物性、掃描電鏡、顯微熒光和吸附實驗。巖心柱樣品首先利用氦孔隙度自動測定儀和氣體滲透率測定儀進(jìn)行孔隙度、滲透率分析，之后取少量樣品開展有機(jī)碳和熱解實驗，獲取有機(jī)碳和熱解參數(shù)。取部分樣品磨成粉末樣，進(jìn)行XRD全巖分析，確定頁巖礦物類型及其含量，然后進(jìn)行低溫氮氣吸附實驗，獲取頁巖樣品的吸附-脫附曲線和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)。樣品同時磨制成普通薄片，進(jìn)行單偏光和顯微熒光分析，獲取烴類的微觀賦存特征。觀察時獲取同視域的單偏光照片和熒光照片，對熒光照片進(jìn)行圖像處理，提取有熒光部分，并與單偏光照片疊合，準(zhǔn)確獲取烴類的微觀分布特征。選取樣品典型切面，利用三離子束切割儀對樣品表面進(jìn)行氬離子拋光處理，之后在場發(fā)射電鏡中進(jìn)行微觀孔隙觀察，獲取高真空背散射孔隙照片。對獲取的電鏡照片進(jìn)行二值化處理并提取孔隙，統(tǒng)計孔隙孔徑等參數(shù)。

圖1 四川盆地構(gòu)造區(qū)劃圖（a）及R1井大安寨段巖性柱狀圖（b）Fig.1 Tectonic map showing the Sichuan Basin（a）with a lithologic column revealing its Da’anzhai Member in Well R1（b）

3 結(jié)果

3.1 頁巖礦物類型

研究區(qū)大安寨段遠(yuǎn)離物源，富含介殼而缺少粗粒陸源碎屑。根據(jù)介殼含量可將大安寨段頁巖油儲層劃分為頁巖、含介殼頁巖、泥質(zhì)介殼灰?guī)r和介殼灰?guī)r。電鏡及薄片觀察顯示粘土礦物、方解石、石英、長石、黃鐵礦是大安寨頁巖中最常見礦物。XRD分析結(jié)果顯示大安寨段頁巖油儲層中粘土礦物含量最高，為16.0 %～57.0 %，平均40.5 %；粘土礦物類型以伊利石、伊/蒙混層為主。其次為石英和碳酸鹽礦物，其中石英含量6%～48%，平均34.4%，主要類型包括碎屑石英和交代介殼的自生石英；碳酸鹽礦物含量0～77 %，平均17.0 %，以介殼方解石為主。長石和黃鐵礦含量低，其中長石含量0.9%～12.3%，平均4.9%，以斜長石為主，黃鐵礦含量0～7.0 %，平均2.4 %，多呈星散狀或莓球狀分布。三端元劃分圖上，大安寨段頁巖主體為混合質(zhì)、粘土質(zhì)頁巖，少量粉砂巖和碳酸鹽巖（介殼灰?guī)r、泥質(zhì)介殼灰?guī)r）（圖2）。

圖2 川中地區(qū)R1和L1井侏羅系大安寨段頁巖油儲層三端元巖相劃分Fig.2 Lithofacies division of the Da’anzhai shale oil reservoirs revealed by wells R1 and L1 in central Sichuan Basin

3.2 儲集空間類型及特征

大安寨段頁巖油儲集空間可分為裂縫和孔隙，孔隙可進(jìn)一步劃分為無機(jī)孔隙和有機(jī)孔隙（表1），共3類14亞類，各類儲集空間特征分述如下。

表1 川中地區(qū)大安寨段儲層儲集空間分類Table 1 Reservoir space classification of the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin

1）裂縫，按成因可進(jìn)一步劃分為7亞類（表1；圖3），其中頁理縫分布于平行排列的片狀粘土礦物間（圖3a，b）；殼緣縫和解理縫與介殼方解石受力錯動相關(guān)，當(dāng)介殼與基質(zhì)錯動時形成殼緣縫（圖3j），介殼玻纖狀方解石晶體錯動則形成平行殼緣的解理縫，當(dāng)介殼重結(jié)晶時形成垂直殼緣解理縫，兩者交錯可以形成局部網(wǎng)狀縫（圖3e—g）。成巖過程中有機(jī)酸沿解理發(fā)生溶蝕形成解理溶蝕擴(kuò)大縫（圖3h）。碎屑粒緣縫分布于相對粗粒的碎屑邊緣（圖3i），主要為石英碎屑。水平縫多見于頁巖中，方解石完全充填（圖3e，d），縫高數(shù)微米至數(shù)厘米，壓溶縫則是在機(jī)械壓實和化學(xué)溶蝕共同作用下形成（圖3k）。

圖3 川中地區(qū)R1和L1井大安寨段頁巖油儲層典型裂縫照片F(xiàn)ig.3 Images showing typical fractures in the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin（wells R1 and L1）

2）無機(jī)孔隙，根據(jù)成因及分布位置劃分為6個亞類，其中介殼方解石晶間孔分布于介殼內(nèi)部（圖4a），介殼重結(jié)晶過程中形成，孔隙呈多邊形，邊緣平直規(guī)則，孔徑較大，單孔孔徑71 %大于400 nm。介殼重結(jié)晶過程中可能伴隨溶蝕作用，形成介殼方解石晶間溶孔，孔隙邊緣平滑圓度好（圖4b）。自生方解石晶間孔隙指方解石膠結(jié)物的晶體間孔隙（圖4c），自生方解石多分布于介殼之間或介殼形成的早期遮蔽空間中。成巖過程中介殼方解石易被石英交代，自生石英則可以形成石英晶間孔隙（圖4d）。粘土晶間孔最為常見，分布于片狀粘土礦物間（圖4e），片狀，孔徑小但數(shù)量豐富，孔徑5～550 nm，峰值50～99 nm，提供主要儲集空間。黃鐵礦晶間孔隙指自生黃鐵礦晶間的孔隙（圖4f），被有機(jī)質(zhì)充填或半充填，分布不均勻，局部可連通，這類現(xiàn)象在頁巖氣儲層中也較為常見［18-20］。

3）有機(jī)質(zhì)孔，分布于無定形瀝青質(zhì)體中（圖4g，h），發(fā)育程度偏低，干酪根中少見孔隙。有機(jī)質(zhì)孔隙具有孔小、孔圓特征，單孔孔徑主體分布在5～300 nm，峰值55～99 nm。

圖4 川中地區(qū)R1井大安寨段頁巖油儲層典型孔隙類型SEM照片F(xiàn)ig.4 SEM images showing typical pore types in the Da'anzhai shale oil reservoirs（Well R1），central Sichuan Basin

3.3 儲層物性特征

大安寨段頁巖油儲層氦氣孔隙度分布于0.3%～10.5%，平均4.7%，滲透率（0.001～31.895）×10-3μm2，平均0.889×10-3μm2，孔隙度-滲透率相關(guān)性較好（圖5）。不同巖性儲層的物性差異較大（圖6），頁巖孔隙度最高，平均5.69%，有熒光特征的介殼灰?guī)r孔隙度平均4.45%，介殼灰?guī)r平均3.27%，泥質(zhì)粉砂巖最低，平均2.76%。物性的差異也說明介殼灰?guī)r中雖然微裂縫發(fā)育，介殼相關(guān)孔隙孔徑大，但裂縫及介殼方解石孔隙的體積較小，頁巖中粘土晶間孔隙小，但數(shù)量多累計體積大?？紫抖入S現(xiàn)今埋藏深度增加有下降趨勢。如L1井，埋藏深度3 473.78～3 554.61 m，孔隙度0.31%～10.50%，平均4.11%，而R1井，埋藏深度2 410.43～2 493.85 m，孔隙度0.74%～18.23%，平均5.01%。

圖5 川中地區(qū)R1和L1井大安寨段頁巖油儲層孔-滲關(guān)系Fig.5 Scatter plots showing the relationship of porosity with permeability of the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin

圖6 川中地區(qū)R1和L1井大安寨段不同巖性孔隙度分布統(tǒng)計Fig.6 Statistical diagram showing the porosity distribution of different lithologies in the Da'anzhai Member，central Sichuan Basin

3.4 氮氣吸附特征

氮氣吸附可以測量孔徑為0.35～400.00 nm的孔隙，提供樣品介孔（2～50 nm）和宏孔（>50 nm）信息。大安寨段頁巖油儲層頁巖N2吸附等溫線呈反“S”型（圖7），與IUPAC（國際純粹與應(yīng)用化學(xué)聯(lián)合會）提出的Ⅳ型等溫曲線相似，即低壓［0

0.35）等溫線隨著壓力升高而快速上升，無平臺段，表明樣品中可能存在更大的宏孔而未被氮氣充填。

圖7 川中地區(qū)大安寨段頁巖油儲層典型巖性樣品N2吸附曲線Fig.7 N2 adsorption curves of typical samples with different lithologies from the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin a.粘土質(zhì)頁巖；b.介殼質(zhì)頁巖；c.介殼灰?guī)r

在相對壓力（p/p0）中等段，介孔發(fā)育引起吸附-脫附曲線之間發(fā)生遲滯現(xiàn)象，根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（GB/T 21650.3—2011），遲滯環(huán)形態(tài)介于H3與H4型之間，吸附分支在飽和蒸氣壓附近變陡，脫附分支在中等壓力處變陡，反應(yīng)了一種具有平行壁的狹縫狀毛細(xì)管孔特征，表明樣品中的孔隙形態(tài)主要為片狀粘土和剛性顆粒組成的狹縫狀孔，與掃描電鏡分析結(jié)論一致。介殼灰?guī)r或含泥介殼灰?guī)rN2吸附等溫線與Ⅲ型等溫曲線相似，低壓區(qū)吸附量極少，在飽和蒸氣壓附近變陡，曲線無拐點，表現(xiàn)出非常低的吸附能力，孔隙體積和比表面積小，與物性測試結(jié)果一致。

3.5 含油性

頁巖含油性的評價參數(shù)包括游離烴含量（S1）、氯仿瀝青“A”含量以及OSI（S1/TOC）。L1井和R1井大安寨段頁巖樣品統(tǒng)計顯示，S1分布于0.03～3.22 mg/g，平均0.85 mg/g，熱解烴（S2）為0.22～9.98 mg/g，平均4.54 mg/g，OSI指 數(shù) 為10.52～299.68 mg/g，平 均84.35 mg/g。一般認(rèn)為OSI大于100 mg/g時指示具有良好的頁巖油生產(chǎn)潛力［21］，R1井含油性較好的層段厚約10 m，縱向上，含油性較高層段一般分布于大安寨段中部厚層頁巖中，且往往超壓（圖8）。

圖8 川中地區(qū)R1井大安寨段含油指標(biāo)和測井壓力系數(shù)縱向分布Fig.8 Vertical distribution of oil content index and logging pressure coefficient in the Da'anzhai Member（Well R1），central Sichuan Basin

本次研究對顯微熒光照片進(jìn)行熒光提取并與單偏光圖像疊合，以直觀揭示巖石中石油烴類分布與巖石結(jié)構(gòu)、構(gòu)造、孔隙之間的關(guān)系（圖9）。大安寨段頁巖層系顯微熒光具有如下特征。①介殼：發(fā)光、部分發(fā)光或全發(fā)光，部分發(fā)光時發(fā)光位置為介殼邊緣，熒光發(fā)光強(qiáng)度中-亮，黃綠色，表現(xiàn)為油質(zhì)瀝青特征；②粘土基質(zhì)：黃綠色光，發(fā)光強(qiáng)度普遍暗，甚至不發(fā)光；③頁理/微裂縫：發(fā)光，強(qiáng)度和顏色與介殼相似，單一頁理呈水平連續(xù)或斷續(xù)分布，受壓實作用影響局部彎曲，多組頁理平行排列，常被垂直/斜交層面的介殼阻斷；④方解石充填水平裂縫：發(fā)光強(qiáng)度中等，方解石被烴類侵染，整體發(fā)光。

圖9 川中地區(qū)R1井大安寨段頁巖油儲層顯微熒光特征照片F(xiàn)ig.9 Micro?fluorescence characteristics of the Da'anzhai shale oil reservoirs（Well R1），central Sichuan Basin

4 討論

4.1 巖石組分對孔隙發(fā)育的影響

巖石組分與頁巖孔隙發(fā)育程度密切相關(guān)［22-23］。本次以及前人物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計均顯示大安寨段頁巖平均孔隙度高于含介殼頁巖和介殼灰?guī)r［24］，孔隙度、孔體積及比表面積與粘土含量呈正相關(guān)，與碳酸鹽含量負(fù)相關(guān)（圖10），說明粘土晶間孔隙貢獻(xiàn)了主要的儲集空間，介殼方解石晶間孔隙雖然孔徑大，但數(shù)量少，總體積較小，因此粘土及方解石含量是物性的主要控制因素。這與國內(nèi)典型頁巖油儲層存在明顯差異，如吉木薩爾凹陷蘆草溝組粒度粗、碳酸鹽礦物含量較高的長石巖屑粉細(xì)砂巖、砂屑云巖、云質(zhì)粉砂巖物性均好于泥頁巖［6］，鄂爾多斯盆地長7段頁巖層系中粉砂巖孔隙度最高，發(fā)育粉砂巖紋層的頁巖次之，不發(fā)育粉砂巖的頁巖的孔隙孔徑小，孔隙度低［7］。

有機(jī)質(zhì)含量與巖心孔隙度、氮氣吸附孔體積及比表面積相關(guān)性均較差（圖10），對大安寨段頁巖物性影響小。主要原因與有機(jī)質(zhì)的熱成熟度有關(guān)，一般認(rèn)為隨著成熟度增加，有機(jī)孔隙逐漸增加［25］，特別是在過成熟生氣階段，隨著烴類排出干酪根，有機(jī)孔隙最為常見［26］，研究區(qū)大安寨段頁巖目前處于高成熟生油階段（鏡質(zhì)體反射率Ro小于1.2 %），尚未進(jìn)入大量有機(jī)孔發(fā)育階段，加之有機(jī)質(zhì)的吸附和溶脹作用［27］，使得有機(jī)孔發(fā)育程度低。

圖10 川中地區(qū)R1井大安寨段TOC及礦物含量與孔隙度、孔體積及比表面積關(guān)系散點圖Fig.10 Scatter plots showing the relationship of organic matter and mineral contents with porosity，pore volume and specific surface of the Da'anzhai Member（Well R1），central Sichuan Basin

4.2 成巖作用對孔隙發(fā)育的影響

原始泥巖孔隙度可達(dá)70%，但沉積之后會快速埋藏壓實而變致密，流體流動不暢，導(dǎo)致大部分的成巖作用，尤其是膠結(jié)作用發(fā)生在成巖早期［28］，因此壓實作用是頁巖孔隙損失的最主要因素，埋藏更深的L1井大安寨段孔隙度（平均4.11%）要明顯小于更淺的R1井（平均5.01%）。

當(dāng)壓實過程中靠近滲透層的泥頁巖快速排水致密時，泥頁巖中部的孔隙流體不能隨壓實及時排出，孔隙體積不能隨壓力變大而變少，將出現(xiàn)地層中部異常高壓和高孔特征，即欠壓實或不均衡壓實現(xiàn)象，欠壓實在年輕盆地中較為發(fā)育，多出現(xiàn)于2~3 km埋深范圍［29-30］。超壓段存在高孔隙度異常是不均衡壓實形成的關(guān)鍵證據(jù)［29］，大安寨段中部夾層較少的頁巖段壓力系數(shù)和孔隙度高于上、下段的介殼灰?guī)r、頁巖段，如R1井，頁巖中部的2 454.36～2 461.80 m深處壓力系數(shù)平均1.16，孔隙度5 %～10 %，平均7.79 %，頁巖上部和下部孔隙度、壓力系數(shù)均逐漸降低，說明不均衡壓實作用對大安寨段頁巖孔隙的縱向差異分布具有明顯控制作用（圖6）。此外，埋藏過程中的生烴增壓也可能促進(jìn)了超壓的形成，如R1井下部壓力系數(shù)較高段（深度2 463～2 470 m）有機(jī)質(zhì)含量較高，含油性較好。

4.3 孔隙含油性差異及其對儲層優(yōu)選的啟示

綜上所述，大安寨段頁巖層系孔隙系統(tǒng)具有雙重介質(zhì)特征：介殼發(fā)育孔徑較大孔隙，與多方向解理共同組成網(wǎng)狀孔縫系統(tǒng)，基質(zhì)粘土片狀孔隙孔徑小，與頁理縫組成水平孔縫系統(tǒng)，滲流能力明顯差異于介殼孔縫系統(tǒng)（圖11）。孔隙結(jié)構(gòu)差異導(dǎo)致大安寨段頁巖層系的孔徑和孔體積具有負(fù)相關(guān)性，并進(jìn)一步導(dǎo)致了油相微觀賦存和流動的強(qiáng)非均質(zhì)性，表現(xiàn)為：

圖11 川中地區(qū)大安寨段頁巖油儲層介殼與粘土基質(zhì)“雙重”孔縫系統(tǒng)模式Fig.11 Model diagram of“dual”pore?fracture systems consisting of shell calcite and clay matrix in the Da'anzhai shale oil reservoirs，central Sichuan Basin

1）S1和OSI等含油性參數(shù)較高層段一般為富有機(jī)質(zhì)的頁巖層段，介殼夾層或紋層少，孔隙度高，孔隙主要由粘土礦物貢獻(xiàn)，但這類頁巖中粘土孔隙的顯微熒光強(qiáng)度明顯弱于頁理縫和介殼方解石/石英晶間孔隙，說明粘土孔隙雖然孔體積大，但由于孔徑小，單孔隙含油量低，熒光顯示弱且不易流動。

2）介殼方解石/石英晶間孔隙以及頁理縫雖然對儲集空間的貢獻(xiàn)小于粘土孔隙，但由于孔徑更大，烴類富集程度更高，顯微熒光明顯強(qiáng)于粘土基質(zhì)。頁理縫對烴類的微觀富集具有明顯的控制作用，表現(xiàn)為頁理縫發(fā)育時，其周圍介殼往往孔隙發(fā)育、熒光強(qiáng)，距離頁理縫較遠(yuǎn)的介殼往往局部發(fā)熒光或不發(fā)光（圖7），說明油氣生成之后優(yōu)先進(jìn)入頁理縫進(jìn)行微觀運移，并在附近介殼方解石孔縫系統(tǒng)中富集。

通常頁巖含油性評價參數(shù)主要為熱解S1、氯仿瀝青“A”含量、OSI等［1］，可動性評價參數(shù)主要為氣油比（GOR）、可采油指數(shù)（POI）、束縛油指數(shù)（AI）、原油密度粘度等［1，3，24，27，31-32］。但這類評價參數(shù)主要關(guān)注流體本身的性質(zhì)，未考慮頁巖儲集空間大小對烴類微觀賦存和流動的影響。對于原油來說，沿孔道壁易富集原油中的極性物質(zhì)和重質(zhì)成分，而越靠近孔道中軸部位，其數(shù)量就越少。從孔道壁界面處原油的高粘度，朝著孔道中軸的方向，逐步過渡到體相原油的低粘度［33］，因此孔隙越小，原油表現(xiàn)出的流動能力就會越差。

由于孔徑與孔體積呈負(fù)相關(guān)特征，基于孔隙度/孔體積的物性評價指標(biāo)并不能準(zhǔn)確反映頁巖油儲層的質(zhì)量，基于含油量確定的頁巖油富油層段其石油不一定能順利采出，這也導(dǎo)致近兩年針對大安寨段高有機(jī)質(zhì)含量或高含油性頁巖段實施的水平井壓裂效果并不理想，因此建議把孔徑和頁理/微裂縫發(fā)育程度也作為大安寨段頁巖油有利層段優(yōu)選的關(guān)鍵參數(shù)。

5 結(jié)論

1）川中大安寨段黑色頁巖主要礦物類型包括粘土礦物、方解石、石英、長石和黃鐵礦。發(fā)育裂縫及孔隙等14類儲集空間，裂縫類型以介殼解理縫、解理溶蝕擴(kuò)大縫、殼緣縫、頁理縫、水平縫為主，孔隙類型以粘土孔隙為主，其次為介殼方解石及自生石英晶間孔，少量有機(jī)質(zhì)孔、黃鐵礦晶間孔?？紫抖仁芸赜谡惩梁头浇馐恳约扒穳簩嵆潭?。

2）大安寨段頁巖油儲層介殼與粘土基質(zhì)發(fā)育“雙重”孔縫系統(tǒng)：介殼方解石中發(fā)育孔徑較大的孔隙，與多方向解理縫共同組成網(wǎng)狀孔縫系統(tǒng)，基質(zhì)粘土片狀孔隙孔徑小，與頁理縫組成水平孔縫系統(tǒng)，滲流能力差于介殼方解石的孔縫系統(tǒng)，孔隙結(jié)構(gòu)差異導(dǎo)致大安寨段頁巖層系的孔徑和孔體積具有負(fù)相關(guān)性。

3）大安寨段油相微觀賦存具有較強(qiáng)微觀非均質(zhì)性，富有機(jī)質(zhì)頁巖段含油性（S1，OSI）好，但顯微熒光弱，油相分散分布于粘土礦物的微小孔隙中，流動性差；孔徑更大、流動性更好的介殼方解石/石英晶間孔隙以及微裂縫中烴類更富集，顯微熒光強(qiáng)。

4）微裂縫對烴類的微觀富集至關(guān)重要。油氣生成之后優(yōu)先進(jìn)入頁理縫進(jìn)行微觀運移，并在頁理縫附近的介殼方解石孔縫系統(tǒng)中富集，而距離頁理縫較遠(yuǎn)的介殼孔隙含油性變差。在開展頁巖油有利儲層優(yōu)選時，除考慮含油性、物性外，還應(yīng)將孔徑和微裂縫發(fā)育程度作為關(guān)鍵參數(shù)。

致謝：本文受中國石油-西南石油大學(xué)創(chuàng)新聯(lián)合體科技合作項目（2020CX050103）、國家自然科學(xué)基金項目（4177021173）資助，同時評審專家提出了建設(shè)性意見，在此一并表示感謝。