引言

随着非常规油气资源受到越来越多的关注和重视，对陆相盆地泥页岩层系油气资源的理论研究、储层评价、勘探开发实践已陆续展开^[1-6]。页岩油储层的微观结构研究是储层评价的基础性研究之一，内容包括储集空间类型、形态、组合关系及连通性等。泥页岩储集空间多以微米和纳米级孔隙为主，非均质性强，微观孔隙结构是决定孔渗关系和流体赋存运移的关键因素^[7-10]。国内外学者采用场发射扫描电子显微镜、氩离子抛光、X-射线衍射、背散射电子成像、环境扫描电子显微镜、低温氮气吸附等多种技术手段相结合的方式表征复杂泥页岩的微纳米级孔隙网格，取得了许多创新性成果^[11-16]。渤海湾盆地东营凹陷是中国东部最富油的凹陷之一，页岩油主要源自古近系沙河街组E$s_3^x$和E$s_4^s$泥页岩层段，钻遇的100余口探井泥页岩层段见油气显示，10余口井获工业油气流，展现出较好的页岩油开发潜力。前人对东营凹陷页岩油储层的生烃条件、成岩环境、储集条件、流体可动性等方面进行了研究^[17-20]，但页岩油储层微观结构特征缺乏必要的定量研究。

本文以渤海湾盆地东营凹陷樊页1井、利页1井和牛页1井沙河街组页岩油储层作为对象，在氩离子抛光-场发射环境扫描电镜观察基础上，结合高分辨率背散射电子图像孔隙参数分析，定性描述并定量表征了东营凹陷页岩油储层的孔隙类型、孔径分布及其对孔隙发育的贡献，为陆相盆地页岩油储层勘探开发提供科学依据。

1 区域概况

东营凹陷为渤海湾盆地的三级构造单元，是在古生界基岩上经构造运动发育起来的断陷-拗陷湖盆，面积5 700 km²。凹陷四周被鲁西、陈家庄、青坨子、滨县和青城凸起围绕，受盆地断裂活动和中央隆起带的抬升影响，凹陷被分割成牛庄、博兴、利津和民丰等4个洼陷(图 1)。古近系E$s_3^{\rm x}$和E$s_4^{\rm s}$泥页岩分别发育于盆地的断陷鼎盛期和加速期，是东营凹陷的主要烃源层^[21-23]。

根据樊页1井、利页1井和牛页1井3口取芯井岩芯观察、薄片鉴定及X-衍射全岩矿物分析资料，沙三段和沙四段为泥岩和灰岩的过渡岩性，以灰质泥岩、泥质灰岩和含灰泥岩为主，夹少量白云岩薄层(图 2)。黏土矿物主要为伊利石，伊/蒙混层次之。物性分析孔隙度为0.62%$\sim$14.90%，渗透率一般在0.10$\sim$42.51 mD，渗透性较高的岩样多为裂缝发育。有机质含量为1%$\sim$6%，镜质体反射率($R_{\rm o}$)在0.75%$\sim$0.93%，处于成熟阶段的优质烃源岩。

2 实验分析方法

18块样品采自3口取芯井沙河街组E$s_4^{\rm s}$和E$s_3^{\rm x}$烃源岩层段，其中灰质泥岩7块，含泥灰泥岩3块、泥质灰岩2块，另外薄夹层的泥质白云岩和含泥白云岩各3块。样品断面通过聚焦离束进行抛光处理。采用QUANTA FEG 250场发射环境扫描电子显微镜，结合背散射电子衍射成像和X-射线能谱分析系统，实现微纳米级孔隙结构特征的高分辨率((1$\sim$2)$\times$10⁴倍)背散射电子图像孔隙观察。选取样品的典型区域按顺序连续采集16个视域并拼接得到一个较大区域的分析图像，可有效避免单个视域过小引起的代表性差等问题(图 3a)。将不同类型孔隙进行人工识别并用不同颜色加以圈定区分，再利用图像处理软件定量计算出各单一孔隙的面积和孔径大小等参数，测量孔径范围为3 nm$\sim$10 µm (图 3b)。这里测量的孔隙孔径为孔隙的长轴长度，单位统一为nm。利用这些分析测试结果，提出东营凹陷页岩油层段储集空间类型，定量计算不同岩性的孔隙类型的面孔率贡献，确认不同孔径的孔隙面孔率贡献。测试研究均在油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)完成。

3 页岩油微观孔隙类型

东营凹陷沙三段和沙四段页岩油储层孔隙类型主要包括粒间孔、溶蚀孔、晶间孔和晶内孔等4种类型(图 4)。另外，不同程度发育有层间微裂缝和成岩收缩缝。

(1) 粒间孔

粒间孔主要为泥质碎片间微孔、泥质碎片与陆源碎屑间微孔或微隙等(图 4a)，受泥质碎片形态和接触关系影响，粒间孔形态各异。泥质含量较高的样品粒间孔发育，具有较高的面孔率。

(2) 溶蚀孔

溶蚀孔主要是碳酸盐岩等不稳定矿物边缘发生化学溶解形成的粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔(图 4b)，与有机质生烃过程有关。方解石或白云石含量较高的样品溶蚀孔发育，孔径一般较大，面孔率较高。

(3) 晶间孔和晶内孔

晶间孔主要是草莓状黄铁矿晶间孔、黏土矿物晶间孔和方解石或白云石晶间孔(图 4c，图 4d)。主要发育在泥质中的黄铁矿含量很少，提供的面孔率较低。白云岩中的白云石晶间微孔较发育，数量多同时面孔率较高。

晶内孔是指矿物晶体内部的微小孔隙，主要发育白云石晶内孔和方解石晶内孔(图 4e，图 4f)。晶内孔的孔径分布不均，孔径较小，面孔率最低。

4 页岩油储层面孔率贡献分析

利用高分辨率扫描电镜图像统计出的微孔隙类型和孔隙面积大小，计算的面孔率和岩样孔隙度分析结果具有较好的可对比性，说明微观孔隙结构可以反映岩样的孔隙发育特征。因此，可进一步分析不同岩性各孔隙类型的面孔率贡献和不同孔径大小孔隙的面孔率贡献。

4.1 不同岩性的孔隙类型及其面孔率贡献

不同岩性的页岩油层段具有不同的孔隙类型和面孔率，定量统计表明，泥质含量较高的样品泥质粒间孔发育，具有较高的面孔率贡献，方解石溶蚀孔对面孔率有一定贡献，而方解石晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。含泥白云岩薄夹层中，白云石晶间孔的面孔率贡献最大，其次为白云石溶蚀孔。整体上，白云岩类面孔率高于灰质泥岩，灰质泥岩面孔率高于含灰泥岩，泥质灰岩面孔隙率最低。

4.1.1 灰质泥岩

7个灰质泥岩样品扫描电镜定量分析总面孔率为6.11%$\sim$11.42%，平均为8.54%。主要储集空间为泥质粒间孔，数量占27.63%$\sim$92.95%，泥质粒间孔提供的面孔率为2.32%$\sim$9.31%，平均为5.46%。次要储集空间为方解石溶蚀孔，数量占0.33%$\sim$72.37%，溶蚀孔提供的面孔率为0.47%$\sim$6.79%，平均为3.00%。

4.1.2 含灰泥岩

3个含灰泥岩样品扫描电镜定量分析总面孔率为6.18%$\sim$8.30%，平均6.97%。含灰泥岩主要储集空间为泥质粒间孔，数量占87.07%$\sim$93.05%，粒间孔提供的面孔率为3.67%$\sim$5.73%，平均4.40%。次要储集空间为方解石溶蚀孔，数量占6.54%$\sim$7.62%，面孔率为0.45%$\sim$3.75%，平均面孔率2.26%。发育少量的晶间孔和晶内孔。

4.1.3 泥质灰岩

2个泥质灰岩样品扫描电镜定量分析总面孔率分别为6.13%和4.82%。灰质泥岩主要储集空间为泥质粒间孔，孔隙百分比分别为88.39%和51.51%，提供的面孔率分别为3.10%和1.28%。数量较少的溶蚀孔提供的面孔率可达2.31%和3.28%。方解石晶间孔和晶内孔的总数量分别为10.28%和35.66%，提供的面孔率均小于0.80%。

4.1.4 泥质白云岩

3个泥质白云岩样品扫描电镜定量分析总面孔率为6.69%$\sim$15.16%，平均11.04%。泥质白云岩主要储集空间为泥质粒间孔，数量占62.39%$\sim$89.34%，粒间孔提供的面孔率为2.55%$\sim$ 12.90%，平均7.16%。次要储集空间为白云石溶蚀孔和晶间孔，平均数量分别占3.09%和6.65%，平均面孔率分别为1.92%和1.88%。

4.1.5 含泥白云岩

3个含泥白云岩样品扫描电镜定量分析总面孔率为7.95%$\sim$10.06%，平均9.32%。含泥白云岩主要储集空间为白云石晶间孔，数量占10.88%$\sim$ 98.39%，晶间孔提供的面孔率为7.10%$\sim$ 9.34%，平均8.35%。次要储集空间为白云石溶蚀孔，数量占1.61%$\sim$3.29%，面孔率为0.26%$\sim$1.45%，平均0.85%。发育少量的粒间孔和晶内孔。

4.2 不同岩性的孔径分布及其孔隙面积贡献

利用扫描电镜识别的岩样微观孔隙类型图像，处理获得了每个单一孔隙的孔径及其面积大小，统计了页岩油层段典型岩性不同孔径的孔隙数量和孔隙面积百分比分布(图 5)。页岩油储层孔隙主要由孔径小于6 µm的纳米级和微米级孔隙组成，数量上纳米级孔隙占绝对优势，孔隙数量随孔径增大呈指数式急剧下降。但是，孔隙面积主要由在数量上不占优势的微米级孔隙提供，即页岩油层段的主要储集空间应该属于微米级孔隙。

4.2.1 灰质泥岩

根据7个灰质泥岩样品34 804个孔隙的孔径及孔隙面积资料统计(图 5a)，孔隙孔径小于200 nm的数量占45.21%，但孔隙面积贡献仅为2.68%。孔径小于1 000 nm的孔隙数量占91.89%，孔隙面积贡献仅为27.89%。孔隙孔径大于1 000 nm的数量只占8.11%，孔隙面积贡献为72.11%。孔径大于3 000 nm的孔隙数量只占1.06%，孔隙面积贡献为41.25%。显然，灰质泥岩孔隙面积贡献主要由大于1 000 nm的微米级孔隙所提供。

4.2.2 含灰泥岩

根据3个含灰泥岩样品13 217个孔隙的不同孔径孔隙数量及其孔隙面积分布统计(图 5b)，孔径小于200 nm的孔隙数量占54.06%，孔隙面积贡献仅7.14%。孔径小于1 000 nm的孔隙数量占97.62%，孔隙面积贡献为41.4%。孔径大于1 000 nm的孔隙数量只占2.38%，但孔隙面积贡献为58.60%。孔径大于3 000 nm的孔隙数量只占0.20%，孔隙面积贡献为35.1%。因此，含灰泥岩孔隙面积贡献也主要由大于1 000 nm的微米级孔隙所提供。

4.2.3 泥质灰岩

根据2个含灰泥岩样品5 881个孔隙的不同孔径孔隙数量及其孔隙面积分布统计(图 5c)，孔径小于200 nm的孔隙数量占64.17%，孔隙面积贡献仅为8.00%。孔径小于1 000 nm的孔隙数量占97.69%，但孔隙面积贡献仅为49.14%。而孔径大于1 000 nm的孔隙数量只占2.94%，但孔隙面积贡献为55.21%。

4.2.4 泥质白云岩

根据3个泥质白云岩样品7 898个孔隙的不同孔径孔隙数量及其孔隙面积分布统计(图 5d)，孔径小于200 nm的孔隙数量占51.5%，孔隙面积贡献仅0.87%。孔径小于1 000 nm的孔隙数量占88.71%，孔隙面积贡献为7.73%。孔径大于1 000 nm的孔隙数量只占11.29%，但孔隙面积贡献为92.27%。孔径大于4 000 nm的孔隙数量只占3.55%，孔隙面积贡献为70.67%。因此，泥质白云岩孔隙面积贡献主要由大于1 000 nm的微米级孔隙所提供。

4.2.5 含泥白云岩

根据3个泥质白云岩样品12 558个孔隙的不同孔径孔隙数量及其孔隙面积分布统计，孔径小于200 nm的孔隙数量占39.82%，孔隙面积贡献仅0.82%。孔径小于1 000 nm的孔隙数量占81.41%，孔隙面积贡献为8.18%。孔径大于1 000 nm的孔隙数量只占18.59%，但孔隙面积贡献为91.92%。孔径大于4 000 nm的孔隙数量只占3.37%，孔隙面积贡献为66.30%。

5 结论

(1) 渤海湾盆地东营凹陷沙三段和沙四段页岩油层段为泥岩和灰岩的过渡岩性，以灰质泥岩、泥质灰岩和含灰泥岩为主，夹少量白云岩薄层。页岩油孔隙类型主要包括粒间孔和溶蚀孔、晶间孔和晶内孔等，不同程度地发育层间微裂缝和成岩收缩缝。

(2) 页岩油层段的储层孔隙主要由泥质部分提供，泥质含量较高的样品泥质粒间孔提供的面孔率贡献最大，溶蚀孔对面孔率有一定贡献，晶间孔和晶内孔的面孔率贡献最低。含泥白云岩薄夹层中，白云石晶间孔的面孔率贡献最大，其次为白云石溶蚀孔。泥质白云岩和含泥白云岩夹层的面孔率最高，灰质泥岩面孔率高于含灰泥岩，泥质灰岩面孔隙率最低。

(3) 页岩油储层孔隙的孔径属于纳米级和微米级，纳米级孔隙数量占绝对优势，储层孔隙面积主要由在数量上不占优势的微米级孔隙提供，即页岩油层段的主要储集空间属于微米级孔隙。