沈瑞，覃建華，熊偉，高陽，何吉祥，楊航，張曉祎，郭和坤，周洪濤

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京，100083；2.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；3.中國科學院大學 工程科學學院，北京，100049)

常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)程度高，剩余資源日益減少，以致密油、頁巖油為代表的非常規(guī)油氣資源快速興起，成為中國石油行業(yè)增儲上產(chǎn)的重要接替領(lǐng)域[1]。頁巖油(廣義)是指原油未能完全排出而滯留于泥頁巖地層中或僅經(jīng)過極短的距離運移聚集而形成的石油，因此，頁巖油屬于典型的自生自儲型原地聚集油氣類型[2-4]。頁巖油賦存的主體介質(zhì)是曾經(jīng)有過生油歷史或現(xiàn)今仍處于生油狀態(tài)的泥頁巖地層，也包括泥頁巖地層中可能夾有的致密砂巖、碳酸鹽巖甚至火山巖等薄層[5]。頁巖油儲層具有復(fù)雜的油層物理特征，包括各種復(fù)雜的巖性、礦物組成、有機質(zhì)組成、細小的孔隙形態(tài)和天然裂縫系統(tǒng)，這些特征都嚴重影響著流體物性，頁巖油儲層孔喉結(jié)構(gòu)表征是明確流體賦存與動用的基礎(chǔ)[6-9]。

頁巖儲層孔隙表征方法主要有圖像分析法、流體侵入法和無干擾法。圖像分析法包括透射電子顯微鏡(TEM)、掃描電子顯微鏡(SEM)及聚焦離子束電子顯微鏡(FIB-SEM)[10]。流體侵入法通過向樣品中注入流體來測量樣品中連通的孔隙，主要包括：高壓壓汞法(MICP)、N2與CO2吸附法及He比重法等[11-17]。無干擾法可以對樣品進行無損的研究，主要包括核磁共振(NMR)、小角中子散射(SANS)及計算機斷層掃描成像(CT)等[18-22]。但是采用任何一種方法同時獲得可見表面圖像和全尺度孔徑分布仍然是一個挑戰(zhàn)[23-29]。

圖像分析法主要對巖心表面特征進行直觀觀察，可以直接觀測孔隙的真實情況，結(jié)合統(tǒng)計學方法還能獲取孔隙度和孔徑分布等定量信息[30]。近年來，基于力學原理的原子力顯微鏡(AFM)也逐漸加入圖像分析法系列之中[31-34]。制造工藝和軟件方面的發(fā)展使原子力顯微鏡的應(yīng)用更加廣泛。BINNING于1986年發(fā)明的原子力顯微鏡屬于一種新的圖像分析方法，與傳統(tǒng)儀器相比，原子力顯微鏡在探測巖石的納米尺度孔隙結(jié)構(gòu)方面具有優(yōu)越性，因為它不僅限于二維成像，而且可以提供高分辨率的三維成像。同時，通過AFM 圖像處理，也可以進行定量分析，這使原子力顯微鏡成為納米技術(shù)領(lǐng)域最強大的分析工具之一。原子力顯微鏡已廣泛應(yīng)用于分子生物學[35-36]、材料科學[37-38]和電化學[39]等領(lǐng)域，它可以在表面形貌成像的同時提供機械和結(jié)構(gòu)性能信息[40-41]。原子力顯微鏡最早應(yīng)用在煤的孔隙結(jié)構(gòu)表征中，2015年后逐漸應(yīng)用于頁巖氣儲層樣品分析[42]。

無干擾法中的小角中子散射技術(shù)近年來也逐漸應(yīng)用到頁巖樣品孔徑分析中，小角中子散射可以在不同溫度下無損地檢測樣品，同時測量樣品中的連通孔隙和閉合孔隙，測量精度較高[43]。小角中子散射技術(shù)可以測量多孔介質(zhì)的孔徑分布，但測試范圍相對較小，僅為1～100 nm[44-46]。結(jié)合低溫氮吸附和高壓壓汞等技術(shù)，可以研究多孔介質(zhì)的全尺度孔徑分布特征，研究不同類型儲層中微孔、中孔及大孔對總孔隙體積的貢獻規(guī)律[47]。

核磁共振技術(shù)主要通過橫向弛豫時間T2、縱向弛豫時間T1以及擴散系數(shù)D的信號強度和變化，快速分析儲層巖石的微觀特征和流體變化[48-51]。二維D-T2核磁共振測量通常用于估算常規(guī)巖石的飽和度和潤濕性，但是在納米孔擴散系數(shù)的測量以及干酪根信號的檢測中存在一些困難[52-53]。二維T1-T2信號在液體和固體之間響應(yīng)存在差異，可以應(yīng)用其識別氫組分同時還可以識別有機質(zhì)的成熟度[54]。瀝青、干酪根、有機孔、非可動油和可動油等組分信息在T1/T2分布圖上有明顯不同[55-61]。

吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲層縱向上發(fā)育多個薄層，最小可達厘米級。云質(zhì)泥巖、粉砂巖、砂屑云巖和泥巖以互層方式分布[62-64]。采用原子力顯微鏡對新疆吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)進行三維形貌觀察和定量分析。通過所建立的小角中子散射-高壓壓汞聯(lián)合測試法，開展頁巖油儲層樣品的全尺度孔徑分布特征定量分析。采用二維核磁研究云質(zhì)泥巖和粉砂巖的原油賦存特征，分析頁巖油儲層中烴源巖和儲集巖流體賦存特征，以全面認識吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲層中烴源巖和儲集巖的孔隙結(jié)構(gòu)、孔徑分布以及流體賦存特征，為進一步研究頁巖油滲流機理提供實驗參考。

1 油藏概況

1.1 區(qū)域地質(zhì)簡況

吉木薩爾蘆草溝組頁巖油藏位于我國新疆維吾爾自治區(qū)準噶爾盆地東部吉木薩爾凹陷，距烏魯木齊市150 km。構(gòu)造穩(wěn)定，為東高西低的單斜，主體部位地層傾角為3°～5°，斷裂不發(fā)育，如圖1所示。根據(jù)物性與含油性，蘆草溝組縱向有2個油層集中發(fā)育段，定義為“上、下甜點體”，內(nèi)部發(fā)育多個薄油層，縱向上單層平均厚度為0.32 m。甜點儲層總有機碳質(zhì)量分數(shù)總體大于1%，且與源巖互層，儲集巖與烴源巖配置關(guān)系較好。云質(zhì)泥巖為主要烴源巖，粉砂巖為主要滲流通道。

圖1 取樣位置示意圖Fig.1 Schematic diagram of sampling position

孔隙度、滲透率、全巖分析、掃描電鏡實驗樣品取自吉174井和吉303井。原子力顯微鏡、小角中子散射、高壓壓汞、T1-T2二維核磁實驗樣品均取自吉10024井。

1.2 巖心含油特征

吉木薩爾蘆草溝組頁巖油藏甜點段的含油性較好，以吉303井第5筒巖心為例，取心井段深度為2 588.36～2 596.33 m，進尺7.97 m，收獲率100%，巖心照片如圖2所示。圖2中巖心的巖性、含油性和長度如表1所示。在該筒巖心中，富含油級別巖心長度為1.79 m，油浸級別巖心長度為2.33 m，油斑級別巖心長度為3.38 m，油跡級別巖心長度為0.27 m，熒光級別巖心長度為0.20 m。富含油和油浸級別的巖性主要為粉砂巖(表1)。

表1 吉303 井第5筒巖心巖性與含油性統(tǒng)計Table 1 Lithology and oil bearing statistics of the 5th cylinder core of Well J303

圖2 吉303井第5筒巖心照片F(xiàn)ig.2 Photo of the 5th cylinder core of Well J303

1.3 實驗樣品

1.3.1 區(qū)域孔滲特征

吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲層中粉砂巖和砂屑云巖的滲透率和孔隙度具有一定正相關(guān)性，粉砂巖的滲透率和孔隙度呈弱指數(shù)關(guān)系，在相同孔隙度下，粉砂巖滲透率比砂屑云巖的滲透率高。泥巖類的滲透率和孔隙度沒有明顯關(guān)系，約60%的泥巖孔隙度低于6%，如圖3所示?？紫抖?、滲透率較高的泥巖類通常是具有一定比例的粉砂質(zhì)或白云質(zhì)。

圖3 滲透率與孔隙度關(guān)系Fig.3 Relationship between permeability and porosity

1.3.2 巖礦特征

泥巖的黏土礦物質(zhì)量分數(shù)較高，質(zhì)量分數(shù)在25%以上。長石、石英、白云石質(zhì)量分數(shù)接近，為20.6%～23.9%，平均質(zhì)量分數(shù)為21.6%，是主要組成礦物。

粉砂巖的長石質(zhì)量分數(shù)較高，質(zhì)量分數(shù)超過30%，平均質(zhì)量分數(shù)為36.5%。石英質(zhì)量分數(shù)為10%～34%，平均質(zhì)量分數(shù)為16.8%。白云石平均質(zhì)量分數(shù)為18%，黏土礦物質(zhì)量分數(shù)較低，平均質(zhì)量分數(shù)為13.7%。

砂屑云巖的白云石平均質(zhì)量分數(shù)為28.6%，為主要礦物成分，石英質(zhì)量分數(shù)相對較高，為10%～30%，平均質(zhì)量分數(shù)為22.8%。長石平均質(zhì)量分數(shù)為20.3%。

甜點區(qū)的粉砂巖和砂屑云巖的脆性較好，黏土礦物質(zhì)量分數(shù)相對較低，微觀局部上的巖礦分布極為復(fù)雜，長石、石英、白云石等脆性礦物分布范圍較大，易于產(chǎn)生縫網(wǎng)，如圖4所示。

圖4 局部QEMSCAN圖片F(xiàn)ig.4 Partial QESCAN picture

1.3.3 孔隙類型

粉砂巖發(fā)育粒間孔、溶蝕孔和晶間孔為主。粒間孔是粉砂巖的主力孔隙類型，包括原生粒間孔和剩余粒間孔。2個碎屑之間的線形孔隙一般稱為喉道，3個及以上碎屑顆粒之間的孔隙稱為粒間孔，粉砂巖的粒間孔直徑以幾十微米為主，成巖過程中，粒間孔會被充填物充填，充填物再被溶蝕等現(xiàn)象，如圖5(a)和圖5(b)所示。溶蝕孔是粉砂巖僅次于粒間孔的主要孔隙類型。長石的溶蝕孔常沿解理發(fā)育，具有很強的方向性。長石的溶蝕孔屬于粒內(nèi)孔的類型之一，孔徑從納米級至微米級不等，如圖5(c)所示。晶間孔一般是由自生礦物晶體支撐的孔隙，屬于次生孔隙。伊利石、綠泥石和伊蒙混層礦物晶間孔多呈蜂窩狀，自生石英、高嶺石、方解石和白云石的晶間孔以片狀、不規(guī)則多邊形為主。晶間孔的孔徑從納米級至微米級，往往與晶體顆粒尺寸呈正比，如圖5(d)～(g)所示。有機質(zhì)孔的形狀通常為不規(guī)則橢圓形，如圖5(h)所示。自生礦物晶間孔和粒間孔的連通性較好，為油氣儲集和滲流的主要空間。

圖5 吉174井典型巖心樣品的SEM圖Fig.5 SEM of typical core samples of Well J174

2 實驗方法

2.1 原子力顯微鏡

采用牛津儀器Jupiter XR 型原子力顯微鏡(AFM)對頁巖油儲層樣品納米級孔隙結(jié)構(gòu)研究。原子力顯微鏡實驗之前，將待測頁巖油儲層樣品制成直徑為25 mm、長度為5 mm 的薄柱狀樣，首先，采用研磨拋光機對柱狀樣的待掃描面和背面分別進行精磨和拋光，再用0.005 mm 砂紙對待掃描面進行進一步拋光，最后采用氬離子拋光處理樣品表面，使其盡可能光滑，粗糙度足夠小，以適合AFM測試[65]。

2.1.1 AFM原理

Jupiter XR型AFM的X/Y方向的掃描范圍可達100 μm×100 μm(長×寬)，Z方向掃描范圍達12 μm，X/Y傳感器噪聲＜150 pm，Z傳感器噪聲＜35 pm。采用輕敲模式進行掃描成像，保證了測量數(shù)據(jù)的準確性和可重復(fù)性。在該模式下，由靠近懸臂梁的壓電陶瓷驅(qū)動懸臂梁進行機械振蕩。在成像之前，驅(qū)動頻率在較寬的范圍內(nèi)掃描以獲得懸臂梁的本征共振頻率。然后將驅(qū)動頻率設(shè)置為或接近該共振頻率。光學探測器探測懸臂梁的振蕩運動，控制器測量振動的振幅以及相位，產(chǎn)生非常接近正弦波的信號。隨探針逐漸接近表面，其振幅逐漸減小。這種Z線性傾斜的振幅很適合反饋信號。如果在掃描過程中，表面突然向上傾斜，振蕩振幅將減小，反饋將驅(qū)動Z壓電陶瓷上升，直到振幅回到設(shè)定值，從而獲得材料的3D形貌信息，原理如圖6所示，同時獲得相位圖可以反映材料的軟硬黏彈性質(zhì)。

圖6 輕敲模式成像原理Fig.6 Principle of tap mode imaging

2.1.2 AFM分析方法

Gwyddion 軟件是一個專業(yè)的圖像處理軟件，主要用于AFM 圖像中表面特征、孔隙和晶粒的統(tǒng)計分析[66]。將AFM圖像導(dǎo)入Gwyddion軟件后，用灰度計識別并記錄樣品表面高度，計算出樣品的表面粗糙度和孔隙結(jié)構(gòu)。

利用納米分析軟件對樣品中的納米孔隙進行了識別和定量分析。對所研究樣品在512像素×512像素掃描點內(nèi)的AFM 圖像進行了斷面分析、方位分析和顆粒分析。得到了納米孔的結(jié)構(gòu)參數(shù)(包括孔數(shù)、孔寬、周長、孔長、孔隙率和孔徑)的統(tǒng)計分布。此外，在分析樣品的表面粗糙度時，有幾個代表性的應(yīng)選擇參數(shù)。Gwyddion 為用戶提供了4 個評估表面特性的參數(shù)：平均粗糙度(Ra)、均方根粗糙度(Rq)、表面傾斜度(Rsk)和峰度系數(shù)(Rku)。

表面粗糙度參數(shù)包括算術(shù)平均表面粗糙度(Ra)和均方根粗糙度(Rq)。前者被廣泛用作描述多孔材料表面粗糙度的參數(shù)。它被定義為表面粗糙度一個采樣長度上與平均線的平均絕對偏差：

式中：Nx和Ny分別表示x軸和y軸上的點數(shù)；z(i，j)為測量點(i，j)的高度；zmean為AFM 圖像所有測量點的平均高度。均方根粗糙度(Rq)表示表面高度分布的標準偏差，定義為

表面傾斜度(Rsk)反映了樣品表面粗糙度的完整性，方程如下：

峰度系數(shù)用來表示試樣表面高度分布的波形特征。若該值為零，則表明高度分布為正態(tài)分布。正值表示波形達到峰值，表明試樣的表面高度大量分布在平均值附近；負值表示波形是平的，表示試樣表面高度平坦，方程為

2.2 小角中子散射與壓汞全尺度孔徑分布聯(lián)合測試

小角中子散射實驗是在中國散裂中子源(CSNS)的小角中子散射譜儀上完成的，其入射中子的波長為1×10-10～10×10-10m，樣品與探測器之間的距離為4 m，每個樣品的測試時間約為120 min，樣品長×寬×高為10 mm×10 mm×1 mm。

2.2.1 小角中子散射原理

中子散射是衍射方法的一種，已經(jīng)在材料學中得到大量應(yīng)用。中子通過短程核反應(yīng)發(fā)生相互作用穿透性強，但又不會因發(fā)熱導(dǎo)致樣品損壞，所以可以很好地探究樣品的體積結(jié)構(gòu)。中子的波長與原子的波長相當，中子的能量與材料中的正常模式能量相當，所以可以很好地研究固態(tài)和液態(tài)材料動力學。由于中子與氫和氘的相互作用差別很大，因此，氘標記法是中子散射中的一種經(jīng)典方法，主要體現(xiàn)為在非氘化環(huán)境中使用氘化分子，氫和氘的中子相干散射長度差異較大，有助于增強特定結(jié)構(gòu)特征的對比。

小角散射本質(zhì)上是由散射長度密度(SLD)變化造成的，小角中子散射技術(shù)(SANS)是通過分析長波長中子穿過樣品后發(fā)生在小角度范圍內(nèi)(散射角2θ≤5°)的中子散射強度來研究樣品微觀結(jié)構(gòu)的測量技術(shù)(圖7)，圖中，K1和K2分別為入射和散射波矢，nm-1；Q為散射矢量，nm-1。當中子束通過結(jié)晶物質(zhì)時，產(chǎn)生衍射現(xiàn)象必須滿足布拉格條件：

圖7 小角中子散射實驗原理示意圖Fig.7 Schematic diagram of small angle neutron scattering experiment

式中：λ為中子束波長，nm；d為平行原子的面間距，nm；n為波長倍數(shù)，取整數(shù)。通過IGRO Pro軟件對原始SANS 數(shù)據(jù)進行一維化[67]，使用PRIN‐SAS軟件對數(shù)據(jù)進行分析[68]。

2.2.2 高壓壓汞原理

高壓壓汞實驗由美國Quantachrome 儀器公司生產(chǎn)的Poresmaster 壓汞儀完成。壓汞法(MICP)是依靠外加壓力使汞克服表面張力進入孔來測定孔徑分布的方法。外加壓力增大，可使汞進入更小的孔，進入孔的汞量也就更多。汞對一般固體不潤濕，欲使汞進入孔需施加外壓，外壓越大，汞能進入的孔半徑越小。測量不同外壓下進入孔中汞的量即可知相應(yīng)孔大小的孔體積。所用高壓壓汞最大壓力為413 MPa，可測孔隙直徑范圍3.2～9 500 000 nm。

采用Washburn 方程計算所述頁巖樣品孔徑不小于3.2 nm的孔徑分布數(shù)據(jù)，如下式所示：

式中：ΔP為作用在液面的壓力，Pa；γ為液體的表面張力，Pa；α為浸潤液體接觸角，(°)；R為孔隙半徑，m。汞的表面張力γ=0.48 N/m，而汞與各類物質(zhì)間的接觸角θ為135°～150°，通常取平均值140°，故式(7)可簡化為

以小角中子散射和高壓壓汞測試為實驗基礎(chǔ)，對同一個樣品分割成2 部分分別進行SANS 和MICP 測試，SANS 測試得到孔徑不大于100 nm 的比孔容分布，而MICP 測試得到的是孔徑不小于3.4 nm的比孔容分布，考慮到壓汞法在測試納米級孔隙時受進汞飽和度過低的影響，使測試的納米級孔隙不全，另外，高壓有可能產(chǎn)生次生的孔隙，導(dǎo)致測試結(jié)果不準確。因此，采用SANS測試孔徑不大于100 nm的比孔容分布，MICP測試孔徑大于100 nm 的比孔容分布，然后將二者拼接，獲得全尺度孔徑的比孔容分布，形成一種定量認識頁巖儲層巖心全尺度孔徑分布研究方法[69]。

2.3 核磁共振儀原理和主要參數(shù)

牛津儀器有限公司生產(chǎn)的GeoSpec2+/53 型核磁共振巖樣分析儀包括控制系統(tǒng)、永磁體、核磁探頭。主要測試參數(shù)為：磁場強度470×10-4T，氫共振頻率2.0 MHz，磁場均勻度小于1×10-4，磁場均勻度范圍直徑為52 mm、高度為50 mm 的圓柱體，磁體工作溫度為35～40 ℃，φ25 mm 核磁探頭最小回波時間60 μs，可以產(chǎn)生穩(wěn)定的內(nèi)部磁場。

T1-T2二維核磁共振測量是在牛津儀器有限公司配備φ25 mm核磁探頭的GeoSpec2+/53巖心分析儀上進行。T1-T2二維圖由反演恢復(fù)序列和CPMG序列確定。在可動油T1-T2二維核磁共振測試時，GeoSpec2+/53 型核磁共振巖樣分析儀測試參數(shù)如下：回波間隔時間60 μs，這是該設(shè)備用于盡可能多地測量短弛豫時間分量的最小值。為提高信噪比，掃描30 個循環(huán)，每個循環(huán)掃描次數(shù)設(shè)置為16次。

核磁共振二維T1-T2圖譜的x軸和y軸分別為T2和T1弛豫時間。此外，地圖中的顏色表示給定T1和T2坐標下的氫強度。第二部分是主圖在相關(guān)圖左側(cè)和底部的T1和T2軸上的投影，表示一維T1和T2分布。在二維T1-T2圖上，可以利用T1和T2的比值來識別頁巖樣品中的氫組分，如水、油和固體有機物等，如圖8所示[70]。

圖8 不同類型流體在T1-T2圖譜中位置示意圖Fig.8 Schematic diagram of position of different types of fluids inT1-T2 map

3 結(jié)果和討論

3.1 AFM面孔分布特征

借助光學顯微鏡，觀察長×寬為500 μm×500 μm的大尺度區(qū)域，然后掃描每個樣品上長×寬為50 μm×50 μm的區(qū)域，以定量表征納米孔。

三維樣貌圖直觀地顯示了樣品表面的高低起伏狀態(tài)，泥巖的色度范圍比粉砂巖和砂屑云巖的范圍大，說明泥巖表面存在較大的孔隙。泥巖表面發(fā)育大量錐狀的黏土礦物，孔隙發(fā)育程度較低，由于含有白云巖和長英質(zhì)，存在個別大孔，但與之連通的喉道較少，整體上泥巖的連通性較差。粉砂巖以板狀孔隙或楔形孔隙為主，孔隙尺度較大，寬度為1～5 μm，長度為5～20 μm，相互之間連通性較強，表面較為粗糙。砂屑云巖以近圓柱形孔隙或錐形孔隙為主，孔隙尺度較大，孔隙之間由大量喉道連通，表面較為粗糙，如圖9所示。

圖9 頁巖油儲層不同巖性樣品的三維樣貌Fig.9 Three dimensional appearance of different lithologic samples of shale oil reservoir

圖10中左上角的二維FFT 圖中點越亮表示圖像灰度梯度越大，點越暗表示圖像灰度梯度越小。圖像通過二維FFT 變換后，不同亮度的顏色表明圖像灰度梯度，可以定性認為點越亮表示圖像灰度梯度越大，即粒度相差較大，分選較差的特征；點越暗表示圖像灰度梯度越小，即粒度相差較小，分選較好的特征。圖像通過二維FFT 變換后的圖譜亮點形狀可以在一定程度上反映各向異性問題，亮點形狀越接近圓形，說明各向異性較弱，亮點形狀越接近橢圓形，則說明各向異性相對較強。泥巖亮點較少、且亮點形成的面積接近圓形，表明頁巖視野所在平面上的粒度相差較小，且相對各向異性較弱。粉砂巖和砂屑云巖亮點相對較多，且呈明顯的橢圓形，表明視野所在平面上的粒度相對各向異性較強。從表面形貌圖中也可以看出，雖然泥巖的存在較大尺度的孔隙，但孔隙較為分散，且很少有喉道與之配位，連通性較差。

圖11所示為圖10中對角線方向斷面的表面形態(tài)，由圖11可見：斷面的表面起伏清晰直觀，斷面曲線的波谷代表孔隙產(chǎn)狀。

圖10 表面形貌和二維FFT圖Fig.10 Surface morphology and two-dimensional FFT diagram

圖11 樣品截面分析Fig.11 Sample section analysis

巖石表面粗糙度反映了孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜程度，并可以分析孔隙表面對流體的作用力程度，如果巖石孔隙表面越粗糙，孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，對其中流體的流動阻力就越大，反映在宏觀滲流參數(shù)上就是迂曲度越大，滲透率越低。

泥巖、砂屑云巖和粉砂巖3種巖性的算術(shù)平均粗糙度和均方根粗糙度較為接近，泥巖的粗糙度最大，砂屑云巖的粗糙度次之，粉砂巖的粗糙度最小。泥巖樣品和砂屑云巖樣品的Ra和Rq分別比粉砂巖樣品的Ra和Rq大，表明泥巖樣品和砂屑云巖樣品的表面粗糙度變化程度比粉砂巖樣品的高。

泥巖、云屑砂巖及粉砂巖的黏土礦物質(zhì)量分數(shù)分別為16%，13%及10%，吉木薩爾頁巖油儲層巖石的粗糙度與黏土礦物質(zhì)量分數(shù)呈正比。粉砂巖樣品的Rsk為正值，表示表面波谷多于波峰，而泥巖和砂屑云巖樣品的Rsk為負值，表示波谷少于波峰。3 個樣品的Rku為4.488～8.184，說明3 種巖性樣品的孔隙分布較為集中，如表2所示。

表2 表面粗糙度統(tǒng)計分析Table 2 Statistical analysis of surface roughness

3.2 全尺度孔徑分布曲線形態(tài)

S6819，S6820 和S6857 樣品為粉砂巖，M6822，M6856，M6858，M6859和M6860樣品為云質(zhì)泥巖或粉砂巖。吉木薩爾頁巖油儲層巖心的孔徑分布主要分為遞減型和波浪型孔徑分布曲線，分別如圖12和圖13所示。粉砂巖的孔徑分布為波浪型，大多數(shù)孔隙直徑小于500 nm。粉砂質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖的孔徑分布為遞減型，其大多數(shù)孔隙直徑小于80 nm。S6819，S6820和S6857樣品的孔隙度分別為14.1%，15.4%和11.4%，平均孔隙度為13.6%；而M6822，M6856，M6858，M6859 和M6860 樣品的孔隙度分別為8.6%，10.4%，6.0%，9.3%和4.5%，平均孔隙度為7.8%。結(jié)果表明波浪型孔徑分布樣品平均孔隙度約為遞減型孔徑分布樣品的1.7 倍，宏孔的孔容更大、平均孔徑更大，所以粉砂巖是頁巖油賦存和滲流的主要空間。

圖12 遞減型孔徑分布曲線Fig.12 Decreasing pore size distribution curve

圖13 波浪型孔徑分布曲線Fig.13 Wave type pore size distribution curve

對于傳統(tǒng)的低溫氮吸附-高壓壓汞全尺度孔徑分布測試法，所制備樣品的尺度相差較大，低溫氮吸附所測的樣品需要制成粒徑0.15～2.80 mm 的顆粒樣品，而高壓壓汞所測樣品通常為直徑2.5 cm，高度約為1 cm 的圓柱狀或等體積的長方體，0.15～2.80 mm的顆粒樣品有可能破壞孔徑50～100 nm 之間的孔隙，導(dǎo)致該部分孔隙對應(yīng)的孔微分數(shù)值明顯比小角中子散射所測數(shù)值低[69]。小角中子散射所測樣品制備成長×寬×高為1 cm×1 cm×0.1 cm的片狀樣品，與高壓壓汞的樣品尺度較為接近，而且可以在同一塊巖心上選出物性相近的2個部分，分別制成符合小角中子散射和高壓壓汞要求的樣品，所測的孔徑分布曲線拼合效果更好，更加適用于頁巖油層樣品。

定義孔徑[0.1，100) nm 的孔隙為納米級孔隙，孔徑[100，1 000) nm 為亞微米級孔隙，孔徑[1，1 000) μm為微米級體系。S6819和S6820樣品屬于波浪型孔徑樣品，其納米級孔隙孔容平均為10.60 mm3/g，亞微米級孔隙孔容平均為59.91 mm3/g，波浪型樣品除具有亞微米尺度的孔隙空間分布大的特征之外，還具有少量微米級孔隙空間。M6822，M6856 和M6858 樣品屬于遞減型孔徑樣品，幾乎不存在微米級孔隙，納米級孔隙孔容平均為21.60 mm3/g，亞微米級孔隙孔容平均為16.650 mm3/g，體現(xiàn)出隨著孔隙尺度的增加，相應(yīng)的孔隙空間減小的特征，如表3所示。

表3 不同尺度級別孔隙的孔容Table 3 Pore volume of pores with different scales mm3/g

圖14所示為不同尺度級別孔隙所占比例。由圖14可見：從不同級別孔隙平均占比來看，波浪型樣品中約84%的孔隙空間為亞微米級孔隙貢獻，微米級孔隙占比約為1%，納米級孔隙占比約為15%。遞減型樣品中約為60%的孔隙空間為納米級孔隙貢獻，其余約40%為亞微米孔隙貢獻。

圖14 不同尺度級別孔隙所占比例Fig.14 Proportion of pores at different scales

3.3 T1-T2二維核磁共振可動油飽和度

選取2塊未洗油的云質(zhì)泥巖樣品和2塊未洗油的粉砂巖樣品，這4個樣品距從井中取出時間已超過2 a，相對密度小、黏度低的輕質(zhì)油揮發(fā)。為方便評價可動用性，假設(shè)揮發(fā)部分為油，對該狀態(tài)下的巖心進行一次二維T1-T2測試，記為目前狀態(tài)；然后將4個樣品放入中間容器中抽真空，并對樣品飽和原油加壓，即將已揮發(fā)的可動油部分補充完整，記為飽和狀態(tài)，再進行第二次二維T1-T2測試。通過對比目前和飽和2 個狀態(tài)下的二維T1-T2圖譜，分析原油的賦存和動用特征。

核磁共振二維T1-T2圖譜由2 部分組成，主要部分是藍色背景的T1-T2相關(guān)圖，通過圖15～18 所示樣品飽和前、后的二維T1-T2核磁譜可以直觀識別流體的種類以及有機質(zhì)的類型，大部分樣品測到重瀝青、束縛油和可動油信號。

目前狀態(tài)二維T1-T2核磁譜表明云質(zhì)泥巖樣品中存在干酪根和瀝青信號，并發(fā)育中小尺度的有機質(zhì)孔隙，如圖15和圖16所示。由圖15和圖16可知：抽真空飽和油后，T1/T2在2～10 之間出現(xiàn)信號，表明該部分為中等尺度孔隙中的游離油，同時，在干酪根和瀝青質(zhì)處的二維T1-T2核磁信號量也有一定程度的增強，有機質(zhì)和原油同為非極性分子，潤濕性表現(xiàn)為親油，原油在范德華力作用下會賦存于小尺度的有機質(zhì)孔中，圖15和圖16中所示該部分油可視為可動油。云質(zhì)泥巖的可動油飽和度平均為15.6%。

圖15 M1號云質(zhì)泥巖2個狀態(tài)對應(yīng)的T1-T2譜圖Fig.15 T1-T2 spectra corresponding to two states of M1 dolomitic mudstone

圖16 M2號云質(zhì)泥巖2狀態(tài)對應(yīng)的T1-T2譜圖Fig.16 T1-T2 spectra corresponding to two states of M2 dolarenite dolomitic mudstone

由圖17和圖18可知：粉砂巖的目前狀態(tài)二維T1-T2核磁譜則不存在干酪根和瀝青信號，在中小尺度孔隙中存在束縛水和剩余油信號。抽真空飽和油后，T1-T2核磁譜出現(xiàn)大量可動油信號，主要賦存于大孔隙中，粉砂巖可動油飽和度平均為53.8%。

圖17 S1號粉砂巖2個狀態(tài)對應(yīng)的T1-T2譜圖Fig.17 T1-T2 spectra corresponding to two states of S1 siltstone dolomitic mudstone

圖18 S2號粉砂巖2個狀態(tài)對應(yīng)的T1-T2譜圖Fig.18 T1-T2 spectra corresponding to two states of S2 siltstone dolomitic mudstone

通過圖15～18 所示的二維核磁結(jié)果也可以看出，烴源巖和儲集巖中流體賦存特征顯著不同，這也證明了吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲層在縱向上確實存在很多微觀“生儲蓋”組合，云質(zhì)泥巖生烴后排烴，原油在排烴壓力作用下運移至鄰近的粉細砂巖和砂屑云巖中，再遇到鄰近作為蓋層的泥巖，則停止運移形成油氣聚集。

該方法是針對缺乏原始含油飽和度數(shù)據(jù)的樣品建立的。對于作為烴源巖的云質(zhì)泥巖，其含油飽和度較高，本身處于欠水狀態(tài)[71-73]，恢復(fù)的原始含油飽和度誤差相對較小。對于粉砂巖，大多數(shù)處于束縛水狀態(tài)，恢復(fù)的原始含油飽和度誤差也相對較小。但對于孔隙中含有可動水的粉砂巖樣品，恢復(fù)的原始含油飽和度誤差則相對較大。

4 結(jié)論

1) 小角中子散射、壓汞聯(lián)合測試是一種有效的全尺度孔徑表征方法。2種方法所測樣品均為厘米級，樣品制備過程中無孔隙破壞或孔隙增生現(xiàn)象，減少了氣體吸附法所測樣品在顆粒制備過程中可能產(chǎn)生的誤差。

2) 吉木薩爾蘆草溝組頁巖油儲層巖樣孔徑分布主要分為2種類型：遞減型孔徑分布和波浪型孔徑分布。波浪型樣品中約84%的孔隙空間為亞微米級孔隙。遞減型樣品中約為60%的孔隙空間為納米級孔隙。遞減型主要以粉砂質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖為主，其大多數(shù)孔隙直徑小于80 nm。粉細砂巖類和砂屑云巖類多為波浪型，大多數(shù)孔隙直徑小于500 nm，其宏孔孔容和平均孔徑更大。粉砂巖含有狹縫狀或楔形粒間孔隙。砂屑云巖中含有粒間孔和粒內(nèi)溶孔。

3) 吉木薩爾蘆草溝組頁巖儲層中作為烴源巖的云質(zhì)泥巖樣品中存在干酪根和瀝青信號，并發(fā)育中小尺度的有機質(zhì)孔隙，可動油飽和度平均為15.6%。粉砂巖是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的成巖相，也是水平井靶體目的層。