唐建云，張 剛，樊宏偉，劉見通，2，陳玉寶

1.克拉瑪依職業(yè)技術學院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大學（北京）克拉瑪依校區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000；3.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西 榆林 719000；4.延長油田股份有限公司，陜西 延安 716005

引 言

直羅油田張家灣地區(qū)位于素有“聚寶盆”之稱的鄂爾多斯盆地南緣，區(qū)內構造較為簡單，地層平緩（地層傾角 α ≤1°，坡降 λ=5～8 m/km），局部地區(qū)發(fā)育鼻狀褶皺[1-4（]圖1）。研究區(qū)三疊系延長組長2、長6油層組及侏羅系延安組為直羅油田的主力產油層系，而目前勘探開發(fā)已接近中后期，資源面臨枯竭，急需尋求新的資源接替層系。令人可喜的是，近年來在盆地南緣勘探實踐過程中，尤其是研究區(qū)所轄區(qū)域內發(fā)現了最具資源潛力的長7油頁巖產出層位，而且已有25口井獲工業(yè)性油流，這表明該區(qū)域下組合長7油層組砂巖和頁巖也具有較大的勘探潛力，有望成為研究區(qū)長2、長6油層組的接替勘探層系。

圖1 研究區(qū)地理位置圖Fig.1 The graphical locations of study area

截至目前，國內不少學者已經在該區(qū)域開展了相關研究，如李玉宏等曾對銅川-延安地區(qū)油頁巖及油氣資源進行過研究，認為該區(qū)油頁巖資源具有大型—特大型油頁巖礦床遠景[5]。徐勇等也對鄂爾多斯盆地東南部延長組長7段頁巖孔隙特征與吸附能力進行過深入的研究，認為研究區(qū)長7段頁巖發(fā)育納米級孔隙，并且具有較好的吸附能力[6]。這些研究結果對鄂爾多斯盆地南緣非常規(guī)油氣勘探起到了積極的作用，但作為盆地南緣的直羅油田張家灣地區(qū)“新”發(fā)現的長7頁巖生烴潛力如何？作為該地區(qū)的一種非常規(guī)儲層有什么特征？常規(guī)的儲層評價是否適合于該地區(qū)的頁巖儲層？這些問題的深入研究，勢必對該地區(qū)乃至盆地南緣的勘探開發(fā)起到借鑒作用。

因此，筆者深入盆地南緣，通過對研究區(qū)長7油層組頁巖進行系統(tǒng)采樣，對所采樣品進行了掃描電鏡、氬離子拋光、地球化學分析測試工作，旨在摸清直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7頁巖生烴潛力及儲層特征，以期對油田的下一步勘探部署和盆地南緣非常規(guī)油氣勘探提供地質依據。

1 頁巖特征

1.1 巖石學特征

研究區(qū)長7頁巖段巖性多為黑色、灰黑色油頁巖，夾暗色泥巖、碳質泥巖、粉砂巖、鐵質泥巖和粉砂質泥巖。其中粉砂巖、泥質粉砂巖主要呈紋層、條帶或夾層狀發(fā)育。

（1）碎屑成分：主要為石英、長石、云母，含少量火山巖、片巖和板巖等巖屑，可見植物碎片、炭屑、和有機質，黃鐵礦、菱鐵礦少量發(fā)育。

（2）礦物組成：黏土礦物含量最高，平均含量約45.0%～50.0%，其次是石英和長石，平均含量分別約為28.0%和20.0%，黃鐵礦含量平均約3.0%，方解石和白云石含量分別約為1.8%和1.5%，菱鐵礦及其他約1.0%。黏土礦物以伊/蒙混層為主，約占黏土礦物總含量的55.0%，其次為伊利石，約占黏土礦物總含量的25.0%，綠泥石也較常見，平均含量約16.0%，高嶺石少見，含量一般不足4.0%，蒙脫石發(fā)育。

1.2 頁巖分布特征

對研究區(qū)140口井的長7油組頁巖進行了識別，分析了長7頁巖的頂面埋深及厚度展布特征，并繪制了研究區(qū)長7頁巖累計厚度圖。

平面上：研究區(qū)長7油層頁巖頂面埋深變化較大，一般在750～1 750 m，頂面埋深總體由西北向東南方向明顯變淺，南西往北東方向頁巖頂面埋深逐漸變淺，但變淺幅度相對較小。研究區(qū)西部頁巖頂面埋深最大，一般大于1 300 m，研究區(qū)東部頁巖頂面埋深一般小于1 200 m；研究區(qū)長7油組頁巖的累計厚度變化較大，最厚達110.0 m以上，最薄不足30.0 m，主要在60.0～100.0 m。厚度中心分布在老集-王莊臺一帶，呈北西-南東向展布，厚度大于80.0 m。研究區(qū)東南部直羅鎮(zhèn)-張村驛鎮(zhèn)頁巖厚度相對較薄，一般小于50.0 m（圖2）。

縱向上：研究區(qū)頁巖的發(fā)育特征也存在差異。研究區(qū)中、西部區(qū)域，長、長及長均發(fā)育大段頁巖（頁巖中砂質和粉砂質夾層較少），累計厚度分別為96.3、103.4 m，（圖3），而東部地區(qū)僅長發(fā)育頁巖（頁巖中發(fā)育較多粉砂巖、泥質粉砂巖夾層），頁巖累計厚度分別僅為22.9、33.5 m，（圖4）。

圖2 研究區(qū)長7頁巖累計厚度分布圖Fig.2 The distribution of cumulative thickness of shale in Chang 7 of study area

圖3 研究區(qū)西部地區(qū)長7頁巖發(fā)育特征Fig.3 The characteristic of shale of Chang 7 in west area

圖4 研究區(qū)東部地區(qū)長7頁巖發(fā)育特征Fig.4 The characteristic of shale of Chang 7 in east area

長7段是鄂爾多斯盆地的主要生油巖層，已被國內多數研究者認可，該段為一套深湖-半深湖沉積，沉積厚度大，整體呈北西—東南向展布，在耀縣、彬縣、黃龍和宜川等地區(qū)缺失，最厚部分主要分布在姬塬—華池—富縣區(qū)帶。此次在研究區(qū)新發(fā)現的長7油層組頁巖位于盆地的南緣地帶，其展布形態(tài)與盆地腹地油頁巖具有很好的相似性，雖然厚度變化較大，但無疑拓寬了原有生油巖層的分布范圍，對盆地南緣的勘探開發(fā)具有重要的指示意義。

2 油頁巖地球化學特征及評價

通常采用有機質類型、有機碳含量、生烴潛量、氯仿瀝青“A”含量、成熟度等地球化學指標作為烴源巖生烴潛力的主要依據[7]。本研究在巖石Rockeval分析、索氏抽提的基礎上，對研究區(qū)所采樣品進行了上述指標的分析。

2.1 油頁巖地球化學特征

2.1.1 有機質類型

通常情況下，不同類型的有機質其化學組成和結構存在較大的差異，因而在其生烴能力、生烴門限值、生烴路徑以及最終產物也有所差別。陸源有機質豐富的干酪根主要生成石蠟基石油，而海洋、湖泊原地有機質豐富的干酪根主要生成環(huán)烷基石油[8-9]。此外，油氣的大規(guī)模生成不僅取決于有機質含量，而更取決于烴源巖中有機質類型。因此，分析烴源巖中有機質類型對于剖析研究區(qū)長7頁巖油氣具有重要的意義。通常采用熱解參數（Tmax、降解率、氫指數）來劃分烴源巖的母質類型，主要是由于在低熟至中等成熟階段演化程度和巖石熱解參數存在一定的正相關性[10-12]。因此，對于研究區(qū)長7烴源巖的有機質類型亦采用熱解參數來加以分析研究。

對研究區(qū)長7油層組5口井近15個烴源巖進行測試分析后制作的Tmax-氫指數、Tmax-降解率圖版（圖5，圖6）可知，研究區(qū)長7烴源巖測試分析值多數位于I型、II1型有機質區(qū)，而部分落于II2型有機質區(qū)（主要是頁巖樣品不同于常規(guī)的烴源巖樣品，尤其是氫指數方面總體呈現較低值，氫指數HI小于300.0 mg/g，加之已有相當部分有機質轉化成油氣并排出源巖之外，從而導致其氫指數HI更低，進而影響基于上述參數的有機質類型判別）。因此，綜合認為直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖樣品有機質類型以I型—II1型為主。

圖5 Tmax和氫指數（HI）有機質類型劃分圖Fig.5 The division of organic matter types by Tmaxand Hydrogen Index(HI)

圖6 Tmax和降解率有機質類型劃分圖Fig.6 The division of organic matter types by Tmaxand degradation rate

2.1.2 有機質豐度

目前，常采用總有機碳含量（TOC）、巖石熱解參數生烴潛量（S1＋S2）、氯仿瀝青“A”等最方便、最直觀的指標來評價頁巖的有機質豐度[7-10]。

（1）總有機碳含量（TOC）

所謂總有機碳含量是指單位重量巖石中有機碳的重量，它可表明烴源巖中含有機質的豐富程度，它是烴源巖有機質豐度評價的重要指標，也是衡量生烴強度和生烴量的重要參數[10-12]。

由于地質歷史條件下烴源巖中部分有機質已經轉化成了油氣并排出，因而現今實驗條件下所測定的總有機碳含量其實質是殘余總有機碳含量。

從研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內總有機碳含量實驗測定結果（圖7）可以看出，長7烴源巖有機碳含量在1.00%～12.00%，最大值在2.00%～8.00%（一般大于3.00%，最高可達20.00%），平均4.95%。

因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖屬富含有機質烴源巖。

圖7 研究區(qū)頁巖總有機碳百分含量分布圖Fig.7 The distribution of total organic carbon content of shale in the study area

（2）生烴潛量（S1+S2）

所謂生烴潛量（S1+S2）是指賦存在烴源巖孔隙中的可溶烴（S1）和熱解烴（S2）之和，是反映烴源巖生成烴類的潛在能力的重要參數之一。其中，S1為巖石中原始可溶烴量，亦可以理解為頁巖中的可動油，是頁巖油評價的重要參數，該數值可在烴源巖熱解實驗升溫過程中獲得[13]。

根據研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內生烴潛量（S1+S2）測定結果，可溶烴（S1）含量主要在1.00～10.00 mg/g，最高達 10.90 mg/g，平均約 4.54 mg/g。熱解烴（S2）含量主要在 2.00～16.00 mg/g，最高達 54.70 mg/g，平均 10.50 mg/g。生烴潛量（S1+S2）在 4.00～28.00 mg/g，峰值 12.00～20.00 mg/g，最大達 63.90 mg/g（圖8），因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖生烴潛力較大，且可動油含量較高。

（3）氯仿瀝青“A”

所謂氯仿瀝青“A”是指未經酸處理的烴源巖，在進行氯仿抽提操作后，提取出來的殘余在烴源巖樣品中且能溶于有機溶劑的有機質，它也代表頁巖中的可動油，亦是頁巖油評價的重要參數之一[8-14]。一般而言，有機質類型越好，有機碳含量越高則可溶有機質含量也越高。對于有機質類型相同的烴源巖而言，可溶有機質的含量及其族組分中的烴類物質在不同演化階段亦有所不同，演化程度在生油窗內時的含量要高于未熟和過熟演化階段。

根據研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內氯仿瀝青“A”測定結果：研究區(qū)長7烴源巖的氯仿瀝青“A”百分含量在0.31%～1.72%，峰值為0.60%～0.80%，平均0.73%（圖9）。

因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖氯仿瀝青“A”含量較高，油頁巖中可動油含量也較高。

圖8 研究區(qū)頁巖生烴潛量（S1+S2）分布圖Fig.8 The distribution of shale hydrocarbon potential(S1+S2)in the study area

圖9 研究區(qū)長7烴源巖氯仿瀝青“A”分布圖Fig.9 Distribution of the chloroform asphalt“A”of shale in study area

（4）氫指數（HI）

所謂氫指數（HI）是指烴源巖的熱解烴量S2與該樣品總有機碳含量的比值，它可以與其他參數結合用來劃分有機質類型，確定生油巖演化程度，評價生油巖中有機質豐度和估算生油量等[7-14]。

根據研究區(qū)所采烴源巖樣品的室內氫指數測定結果，研究區(qū)長7油頁巖的氫指數主要在100.00～300.00 mg/g，峰值 160.00～ 200.00 mg/g，平均為194.10 mg/g，長7烴源巖氫指數一般小于250.00 mg/g（圖 10）。

因此，可判定直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖剩余生油潛力中等。

圖10 研究區(qū)長7烴源巖氫指數分布圖Fig.10 Distribution of the Hydrogen Index of shale in study area

2.1.3 有機質成熟度

有機質成熟度是評價烴源巖的主要指標之一，通常將干酪根鏡質體反射率（Ro）作為研究干酪根熱演化階段和有機質成熟度的重要參數，這是由于Ro是溫度T和有效加熱時間t的函數，并具有不可逆這一特性，且熱變質作用與鏡質體反射率Ro存在一定的正相關性[7-16]。此外，Price等曾對鏡質體受到液態(tài)烴浸染后,導致反射率異常偏低做過深入研究與討論[17]。因此，為了全面準確地評價有機質成熟度，往往選擇與熱演化程度有良好相關性的Tmax，作為鏡質體反射率的補充。

根據研究區(qū)所采油頁巖樣品干酪根的鏡質體反射率（Ro）測試結果可知，①研究區(qū)長7油頁巖干酪根的鏡質體反射率變化范圍較大，最小約0.65%，最大約1.10%。結合前人關于研究區(qū)及臨區(qū)長7頁巖干酪根鏡質體反射率的研究成果，研究區(qū)頁巖有機質的鏡質體反射率應主要在0.70%～1.20%。②長7烴源巖的Tmax在430.0～470.0°C，主要為440.0～465.0°C（圖11）；轉化率（S1（/S1+S2））主要在0.20～0.40，部分在 0.40～0.60。

從目前全盆地長7烴源巖測試結果宏觀統(tǒng)計來看，長7頁巖有機質成熟度總體較低，油質瀝青發(fā)育，油質瀝青的反射率比鏡質體反射率要低。

綜上所述，直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖正處于生油高峰，部分已經進入生濕氣帶，非常有利于頁巖油的形成。

圖11 研究區(qū)長7烴源巖Tmax分布圖Fig.11 The distribution of the Tmaxof shale in study area

盆地腹部多年勘探實踐表明，長7段油頁巖形成于水體較深、鹽度不高、水體分層不明顯、還原的沉積環(huán)境，有機質主要來自低等生物和藻類，干酪根類型為I型、II1型，有機質含量高-極高，有機碳含量主要分布于6.00%～14.00%，最高可達40.00%以上，平均為13.75%，殘余氯仿瀝青“A”大都在 0.600%～1.200%，最高超過1.200%，平均為0.896%，熱解生烴潛量主要分布于 10.00～60.00 mg/g，最高可達 100.00 mg/g以上，平均生烴潛量43.58 mg/g，其中，油頁巖（有機碳含量一般大于10.00%）累計厚度大于10 m分布面積多集中在志丹—吳起—華池一帶。長7段成熟度不高，普遍在0.70%～1.00%，最高演化至1.16%，正處于大量生油高峰階段。

盆地南緣所采樣品實驗結果表明，研究區(qū)長7段油頁巖有機碳含量（4組138個樣品）主要在1.00%～12.00%，平均4.97%，屬富含有機質烴源巖；生烴潛量（S1+S2）（4組 138個樣品）主要在4.00～28.00 mg/g，生烴潛力較大，可動油含量較高；氯仿瀝青“A”百分含量（4組36個樣品）在0.31%～1.72%，平均0.73%，含量較高，表明頁巖中可動油含量較高；氫指數主要在100.00～300.00 mg/g，平均194.10mg/g，剩余生油潛力中等。長7烴源巖的Tmax在 430.0～470.0°C，主要為 440.0～465.0°C；烴源巖的成熟度（Ro）主要在0.70%～1.20%，正處于生油高峰；有機質類型以I型和II1型為主；屬于好烴源巖。

通過盆地腹部和南緣油頁巖地球化學特征對比認為：研究區(qū)油頁巖與盆地腹部油頁巖在地球化學特征方面具有許多“相似性”，均具有“生烴潛力較大、可動油含量較高、正處于生油高峰”的特點，無論是腹地還是南緣發(fā)現的油頁巖有機質類型大多以I型和II1型為主；均屬于好烴源巖。

2.2 頁巖評價

烴源巖的生烴能力取決于其有機質類型、有機質豐度、熱演化程度、厚度和分布范圍等。一般來說，烴源巖有機質類型越好、有機質豐度越高，其生烴潛力就越大。其中，有機質的類型、豐度和演化程度主要反映其生烴能力，解決的是“質”的問題，熱演化越高，則表明實際的生烴能力比潛在的生烴能力越大。烴源巖的厚度和分布是反映烴源巖的空間分布特征，是反映能否提供充足的油氣，解決的是“量”的問題[7-14]。

根據王鐵冠等提出的中國陸相烴源巖的評價標準（表1），并結合本次室內實驗測試結果（表2）綜合評價，認為直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖是極好的烴源巖[18]。

據盧雙舫等關于頁巖分級劃分方案（表3）[19]，利用有機碳含量-氯仿瀝青“A”、有機碳含量-可溶烴S1之間的相互關系進行綜合評價（表4），認為直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖儲層為I類富集型。

表1 中國陸相烴源巖有機質豐度評價標準Tab.1 Assessment criteria for organic abundance of terrestrial hydrocarbon source rocks in China

表2 研究區(qū)長7油頁巖有機質豐度表Tab.2 The table of the abundance of organic matter of Chang 7 shale in study area

表3 頁巖分級劃分方案Tab.3 The shale classification scheme

表4 研究區(qū)長7油頁巖有機質豐度參數樣本比例統(tǒng)計表Tab.4 The statistical tables showing the proportion of samples of organic abundance parameters of Chang 7 shale in study area

3 頁巖孔隙結構特征

頁巖儲層屬于非常規(guī)儲層嗎?常規(guī)的測試手段很難對其孔隙特征加以研究，本文主要采用FE-SEM掃描電鏡觀測技術及氬離子拋光等技術，對頁巖中發(fā)育的儲集空間類型和孔隙特征進行觀察和定量分析[20-25]。

3.1 頁巖儲集空間類型

據研究區(qū)5口探井近35塊樣品長7頁巖分析測試結果：研究區(qū)孔隙類型以碎屑顆粒粒間孔、晶間孔、粒間溶蝕孔、粒內溶蝕孔等類型為主，其次可見一些有機質孔。

（1）粒間孔：頁巖儲層中的粒間孔可分為兩類：第一類是殘余粒間孔，是由于相對較大的長石、石英或巖屑等碎屑顆粒之間相互接觸支持而形成的(圖12a）；第二類為粒間孔，是由于黏土類碎屑在剛性顆粒的遮擋作用和壓力影作用下而形成的（圖12b）。這些同沉積的填隙物所受壓實作用相對較弱，堆積較疏松，發(fā)育狹縫狀、三角狀、多角狀的孔隙空間且孔徑較大。粒間孔的孔徑變化范圍大，從十幾納米到十幾微米不等，第一類孔隙要比第二類孔隙的孔徑大。

圖12 研究區(qū)長7頁巖鑄體薄片和掃描電鏡照片Fig.12 Photos of cast section and SEM of the Chang 7 reservoir of shale in study area

（2）溶蝕孔：由于頁巖中易溶組分如長石等含量較高，而且長7頁巖本身就是優(yōu)質烴源巖，生烴時會產生大量有機酸，因此，溶蝕孔非常發(fā)育。溶蝕孔包括沿長石、方解石等易溶顆粒邊緣溶蝕形成的粒間溶蝕孔以及顆粒內部溶蝕的粒內溶蝕孔。當溶蝕作用比較強烈時，長石顆粒等基本被完全溶蝕，只剩下顆粒輪廓或骨架，溶蝕孔隙是頁巖油氣重要的儲集空間（圖12c）。

（3）晶間孔：有些較大的粒間孔、或者溶蝕孔，會被后期自生石英、長石、黏土礦物等充填，這些次生的礦物中也會發(fā)育大量剩余粒間孔、晶間孔。在成巖過程中，充填于孔隙之中的次生黏土礦物，如伊利石、伊蒙混層、綠泥石等會形成較多的晶間孔（圖12d），分布于碎屑顆粒間或溶蝕孔隙中的自生石英、長石膠結物、碳酸鹽膠結物等自生礦物的晶體間會有較多晶間孔。此外，長7頁巖中還發(fā)育有草莓狀黃鐵礦集合體晶間孔（圖12e）、化石腔體孔等（圖12f），黃鐵礦集合體晶間孔也是頁巖油氣重要的儲集空間之一。

（4）有機質生烴孔：由于長7頁巖是優(yōu)質烴源巖，其中發(fā)育眾多有機質，即干酪根，這些干酪根在轉化成油氣后會形成眾多的有機質生烴孔（圖12h）?？紫兜男螒B(tài)為近圓形、橢圓形、三角形、多邊形和不規(guī)則狀，孔徑一般在幾納米到幾百納米。有機質生烴孔常成群發(fā)育，相互連接，形成復雜的孔隙網絡。

（5）微裂隙：裂縫在研究區(qū)頁巖中十分發(fā)育，利用熒光薄片進行觀察和分析，認為裂縫中充填的瀝青主要有3種類型：第一類是熒光顯示褐色或黑色，或無熒光的碳質瀝青或膠質瀝青，第二類是熒光顯示黃色、黃橙色的油質瀝青，第三類是是熒光顯示藍白色的油質瀝青（圖12i、圖12j）。這些微裂縫是頁巖油氣重要的儲集空間。

3.2 頁巖孔徑及孔隙度

3.2.1 頁巖孔徑

利用掃描電鏡等技術對研究區(qū)4組長7頁巖樣品的孔隙進行了實驗檢測，孔徑-頻率統(tǒng)計結果表明，（1）研究區(qū)長7頁巖的孔徑變化范圍較大，主要呈現出“四段式”分布，其中：頁巖的孔隙以孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數量的65%；0.1≤φ＜0.5μm的孔隙約占總孔隙數量的20%；0.5≤φ＜1.0μm的孔隙約占總孔隙數量的10%；φ≥1.0μm的孔隙約占總孔隙數量的5%；（2）依據王香增等關于鄂爾多斯盆地延長組陸相頁巖孔隙類型劃分方案[22]，分析認為研究區(qū)長7頁巖儲層孔隙孔徑具有“微米級致密型孔隙特征”。樣品具體測試及統(tǒng)計分析如下。

（1）頁巖樣品A中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數量的 35.60%，0.1≤φ＜0.5μm 的孔隙約占 45.50%，0.5≤φ＜1.0μm 的孔隙約占 14.40%，φ≥1.0μm 的孔隙約占 4.50%（圖 13a）。

（2）頁巖樣品B中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數量的 39.40%，0.1≤φ＜0.5μm 的孔隙約占 33.60%，0.5≤φ＜1.0μm 的孔隙約占 24.60%，φ≥1.0μm 的孔隙約占 2.40%（圖 13b）。

（3）頁巖樣品C中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙的54.40%，0.1≤φ＜0.5μm的孔隙約占總孔隙數量的22.90%，0.5≤φ＜1.0μm的孔隙約占20.30%，φ≥1.0μm 的孔隙約占 2.40%（圖 13c）。

圖13 研究區(qū)長7頁巖儲層孔徑分布特征Fig.13 The distribution characteristics of pore size of shale in Chang 7 of study area

（4）頁巖樣品D中，孔徑φ＜0.1μm的孔隙約占總孔隙數量的 44.70%，0.1≤φ＜0.5μm 的孔隙約占 32.70%，0.5≤φ＜1.0μm 的孔隙約占 18.80%，φ≥1.0μm的孔隙約占2.80%（圖13d）。

3.2.2 頁巖孔隙度

常規(guī)儲層的物性特征如孔隙度，可用恒速壓汞法來加以測試，然而，這種方法對于孔隙度和孔喉細小的頁巖往往不適用。本次室內實驗測定工作采用氦氣氣體膨脹法測試研究區(qū)長7頁巖頁巖儲層的孔隙度[26-29]。

眾所周知，理想氣體狀態(tài)方程是描述理想氣體在處于平衡態(tài)時，壓強、體積、物質的量、溫度間關系的狀態(tài)方程，其方程為pV=nRT?；谶@一原理，可利用近理想氣體測定頁巖樣品骨架體積，并進行骨架密度測試。

首先，把待測定樣品放入已知體積的雙腔鋼制氦氣孔隙度測試儀中；其次，將氦氣在等溫條件下，從一室注入到已知體積壓力樣品室，直到雙腔鋼制兩室的壓力不再變化，達到平衡狀態(tài)；最后，根據等溫條件下新的平衡壓力計算頁巖骨架體積Vg。

式中：

Vg—樣品的骨架體積，m3；

Vc—樣品室容積，m3；

Vr—基準室容積，m3；

Vv—兩室間閥門從關閉到開啟的體積變化量，m3；

p1—初始狀態(tài)基準室的絕對壓力，MPa；

pa—初始狀態(tài)樣品室的絕對大氣壓力，MPa；

p2—最終兩室絕對平衡壓力，MPa。

在測試之前準確稱量樣品質量，即可得到樣品的骨架密度，根據式（2）計算頁巖孔隙度φ1

式中：

φ1—頁巖孔隙度，%；

ρg—骨架密度，g/cm3；

Vb—表觀體積，m3；

ρb—表觀體積密度，g/cm3。

測試結果表明，直羅油田張家灣地區(qū)延長組長7油頁巖孔隙度變化范圍較大，最小孔隙度約0.40%，最大可達5.36%，主要孔隙度在0.50%～2.00%，平均約1.90%。

通過對比盆地腹部油頁巖勘探開發(fā)數據[25-29]并結合研究區(qū)所采樣品（4組138個樣品）的實驗分析數據，認為研究區(qū)長7段以黑色、灰黑色油頁巖為主，夾紋層粉砂質泥巖和粉砂巖，物性較差，孔隙度一般為4%～10%，在砂層主體部位可達10%～12%，滲透率一般為0.1～0.3 mD，高者可達0.3～1.0 mD。廣泛發(fā)育的微米級孔隙構成了致密儲層的有效儲集空間，儲層孔隙類型以長石溶孔、晶間孔、殘余粒間孔、有機質生烴孔為主，發(fā)育微裂縫。頁巖的孔隙以孔徑小于0.5μm的孔隙為主，占總孔隙數量的75%以上，儲層喉道半徑主要分布于100～750 nm，部分相對較大喉道連通性較好，是頁巖油氣良好的滲流通道，微裂縫則進一步改善了儲集空間。

4 結 論

（1）研究區(qū)延長組長7段頁巖沉積期屬于淺湖-深湖相沉積；巖性以黑色、灰黑色油頁巖為主，夾紋層粉砂質泥巖和粉砂巖，頁巖厚度主要在60～100 m；頁巖厚度在平面上和縱向上差異性，具有“北西厚、南東薄”的特征。

（2）研究區(qū)延長組長7段烴源巖有機碳含量主要在 1.00%～12.00%，平均 4.97%；生烴潛量（S1+S2）主要在 4～28 mg/g；氯仿瀝青“A”百分含量在0.31%～1.72%，平均0.73%；氫指數主要在100.0～300.0 mg/g，平均為194.1 mg/g；長7烴源巖的Tmax在 430～470°C，主要為440～465°C；烴源巖的成熟度（Ro）主要在0.7%～1.2%；有機質類型以I型和II1型為主。研究區(qū)油頁巖與盆地腹部油頁巖在地球化學特征方面具有許多“相似性”，均具有“生烴潛力較大、可動油含量較高、正處于生油高峰”的特點。

（3）研究區(qū)延長組長7段頁巖儲層的孔隙度變化范圍較大，主要分布在0.5%～2.0%，平均約1.9%，屬超低孔非常規(guī)儲層。長7頁巖孔隙類型以殘余粒間孔、晶間孔、溶蝕孔和有機質生烴孔為主；頁巖孔隙以孔徑以小于0.5μm的孔隙為主，其次為0.5～1.0μm孔隙；儲層喉道半徑主要分布于100～750 nm，部分相對較大喉道連通性較好，是頁巖油氣良好的滲流通道，微裂縫則進一步改善了儲集空間。