雷海艷，郭 佩，孟 穎，齊 婧，劉 金，張 娟，劉 淼，鄭 雨

（1.新疆頁巖油勘探開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油新疆油田分公司實(shí)驗(yàn)檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000；3.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，成都 610059；4.成都理工大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610059）

0 引言

隨著常規(guī)油氣供給能力的下降，非常規(guī)油氣的地位逐步提高［1］，特別是在2005 年美國頁巖油氣革命的推動下，頁巖油氣已成為當(dāng)下油氣勘探的熱點(diǎn)［2-3］。準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷下二疊統(tǒng)風(fēng)城組是盆地西北緣的主力烴源巖［4］，同時(shí)也是準(zhǔn)噶爾盆地頁巖油勘探的主要層位，吸引眾多地質(zhì)學(xué)者的關(guān)注。張志杰等［5］對瑪湖凹陷風(fēng)城組的沉積演化進(jìn)行了研究，認(rèn)為風(fēng)城組沉積演化主要受古氣候、火山活動兩大因素控制，可分為5 個階段，其中前4 個階段湖盆逐漸咸化、堿化，而從第5 階段起開始淡化；曹劍等［6］對風(fēng)城組烴源巖成烴特征進(jìn)行了研究，發(fā)現(xiàn)風(fēng)城組烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好、生烴能力強(qiáng)，豐富藻類有機(jī)質(zhì)和微生物的存在使得烴源巖可以長期生烴；宇振昆等［7］認(rèn)為瑪湖凹陷風(fēng)城組發(fā)育原巖-氣候-水巖反應(yīng)的多因素影響的堿性成巖模式，這種模式對油氣藏的保存具有非常重要的貢獻(xiàn)；許琳等［8］通過巖心觀察以及巖石薄片、掃描電鏡、X 射線衍射等實(shí)驗(yàn)測試發(fā)現(xiàn)沉積環(huán)境與沉積相、巖石類型、有機(jī)碳含量、堿性礦物含量、成巖作用及裂縫是控制瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油儲層發(fā)育的主要因素；支東明等［9］認(rèn)為受烴源巖熱演化及生排烴過程和多類型儲集層的控制，瑪湖凹陷風(fēng)城組呈現(xiàn)成熟常規(guī)油藏—中高成熟致密油—中高成熟頁巖油的有序共生特征，存在源儲一體、源儲緊鄰、源儲分離等3類成藏模式。

頁巖油儲層具有低孔、特低滲以及可動性差等特征，如何優(yōu)選出高品質(zhì)的儲集層是能否進(jìn)行商業(yè)性開發(fā)頁巖油的關(guān)鍵［10］。儲層孔隙結(jié)構(gòu)控制著頁巖油儲層的孔滲以及可動性，是優(yōu)選頁巖油甜點(diǎn)的重要依據(jù)［11］。儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的研究通常利用掃描電鏡觀察微納米孔隙特征，憑借高壓壓汞、恒速壓汞、低溫液氮吸附以及核磁共振等測試方法研究微觀孔喉分布特征［12］，并借用數(shù)學(xué)分形理論刻畫孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性。薛冰等［13］利用氬離子拋光—場發(fā)射掃描電子顯微鏡以及低溫液氮吸附測試對黔西北龍馬溪組頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了研究，識別了頁巖油儲層中存在的7 種孔隙類型，并發(fā)現(xiàn)微孔和中孔貢獻(xiàn)了主要的孔比表面，并且有機(jī)碳含量是納米孔隙發(fā)育的主控因素；Li 等［14］利用高壓壓汞測試以及分形理論對鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)原地區(qū)長7 致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了研究，認(rèn)為喉道的數(shù)量和孔喉比控制著儲層的含油性。

筆者以瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油儲層為研究對象，從瑪頁1 井4 580～4 858 m 共278 m 泥頁巖段中取樣，采用X 射線衍射、場發(fā)射掃描電鏡、高壓壓汞、孔滲測試等手段對儲層樣品進(jìn)行測試分析，揭示頁巖油儲層的主要礦物組成、儲集空間類型、物性、孔隙結(jié)構(gòu)特征以及各孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)之間的關(guān)系，并依此對儲層進(jìn)行綜合分類評價(jià)，以期對瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油勘探開發(fā)提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地是中國西北地區(qū)的一個著名大型疊合含油氣盆地［15］，其下二疊統(tǒng)風(fēng)城組是中國乃至全球著名的湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖，是盆地西北緣百里油區(qū)形成的重要物質(zhì)基礎(chǔ)?，敽枷菸挥谂璧匚鞅辈浚▓D1），西部以烏夏斷裂帶、克百斷裂帶和中拐凸起為界，東部以石英灘起、英西凹陷、三個泉凸起、夏鹽凸起和達(dá)巴松凸起為界，總面積約為5 200 km2?，敽枷莅l(fā)育石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系、新近系以及第四系地層，大層系之間多為不整合接觸［4］。本次研究的目的層位風(fēng)城組屬于下二疊統(tǒng)，上覆地層為夏子街組，下伏地層為佳木河組，三者均呈不整合接觸［16］。風(fēng)城組厚度為150～1 800 m，埋深在2 600～6 500 m［4］。

風(fēng)城組具有陸源碎屑、火山碎屑以及內(nèi)生碳酸鹽巖—蒸發(fā)巖混合沉積-成巖的特點(diǎn)，形成了多種類型的儲集巖石，包括扇三角洲沉積體系的砂—礫巖，湖相體系的云質(zhì)粉砂巖、云質(zhì)泥巖、灰質(zhì)巖和云質(zhì)巖類，以及火山噴發(fā)的火山巖和火山碎屑巖。其中湖相云質(zhì)粉砂巖、云質(zhì)泥巖和泥質(zhì)巖類有機(jī)質(zhì)豐度高，其油浸、油斑級別巖心的累積厚度較大，含油氣性較好，屬于油頁巖范疇［9］。風(fēng)城組油頁巖主要分布在瑪湖凹陷—斜坡區(qū)的較大范圍內(nèi)，具有典型的源儲一體特征。根據(jù)單井統(tǒng)計(jì)的細(xì)粒沉積厚度與屬性結(jié)果預(yù)測，瑪湖凹陷內(nèi)油頁巖平面分布廣，累計(jì)厚度大（100～1 500 m），能夠形成以堿湖烴源巖為源灶、儲量規(guī)?？捎^的頁巖油。

風(fēng)城組沉積時(shí)期，瑪湖凹陷為一個非對稱的沉積湖盆，包含一個堿湖中心、一個西南陡坡邊緣和數(shù)個緩坡邊緣。其中瑪頁1 井所在的東北邊緣區(qū)，為一個廣闊大緩坡，古沉積邊界非現(xiàn)今盆山邊界，而是遠(yuǎn)在現(xiàn)今哈拉阿拉特山以北。根據(jù)風(fēng)城組地層厚度，研究區(qū)烏夏地區(qū)可進(jìn)一步劃分為沉積中心區(qū)，以風(fēng)南5 井和艾克1 井為代表，沉積厚層堿鹽和鹽質(zhì)泥巖，厚度達(dá)1 000 m；陡坡過渡區(qū)，以風(fēng)南1 井和風(fēng)南14 井為代表，沉積云質(zhì)泥巖、灰質(zhì)泥巖、硅質(zhì)泥巖、白云巖和硅硼鈉石巖等，厚度為500～1 000 m；緩坡區(qū)，以風(fēng)5 井和夏72 井為代表，沉積灰質(zhì)泥巖、硅質(zhì)泥巖以及泥巖，厚度400～500 m。其中瑪頁1 井（圖2）位于寬緩斜坡區(qū)，該井風(fēng)城組厚約450 m，埋深為4 500～4 950 m；風(fēng)一段中下部以火山巖、凝灰?guī)r和砂礫巖為主，屬常規(guī)油氣開發(fā)段；風(fēng)一段頂部、風(fēng)二段和風(fēng)三段主體以泥巖、云質(zhì)巖和硅質(zhì)巖等細(xì)粒沉積巖為主，粗碎屑巖較少，為湖—沼相沉積，屬頁巖油開發(fā)段。

2 巖石學(xué)特征

瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油儲層以薄層狀或塊狀云質(zhì)、粉砂質(zhì)、鈣質(zhì)或硅質(zhì)泥巖（圖3a）為主，且泥巖中常發(fā)育大量白云石（圖3b）、方解石（圖3c，3d）、及硅質(zhì)條帶、團(tuán)塊或斑塊（圖3e）。云質(zhì)泥巖中白云石主要呈單晶分散于泥巖基質(zhì)中（圖3f），粒徑在20～100 μm 均有分布。硅質(zhì)泥巖中主要含不定形石英，亦分散于泥巖基質(zhì)中（圖3g），呈集合體出現(xiàn)。粉砂質(zhì)泥巖常常呈薄層狀出現(xiàn)，富粉砂層和貧粉砂層交替出現(xiàn)，富粉砂層中白云石往往較貧粉砂層的白云石含量高（圖3h）。

瑪頁1 井頁巖油儲層顯著的特征是黏土礦物含量較低，大部分樣品的黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%～3%，少數(shù)達(dá)4%（表1）。風(fēng)城組頁巖油儲層的黏土礦物含量遠(yuǎn)低于我國東部其他湖相泥頁巖中的黏土礦物（20%～50%），且黏土礦物的主要類型為伊利石和伊蒙混層。除黏土礦物外，其他硅酸鹽礦物主要是鉀長石和鈉長石，并不含火山灰早期蝕變的沸石類礦物。風(fēng)城組頁巖油儲層的石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)為64%，大部分在20%～40%，平均含量高于其他咸化湖盆的泥頁巖。長石總質(zhì)量分?jǐn)?shù)為15%～55%，大部分在20%～40%。碳酸鹽礦物在風(fēng)城組頁巖油儲層中普遍存在，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%～30%，以白云石或鐵白云石為主，方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)普遍小于10%。

3 物性特征

頁巖油儲層的物性遠(yuǎn)小于常規(guī)碎屑巖儲層乃至致密砂巖儲層。鄂爾多斯盆地延長組7 段發(fā)育著名的致密油砂巖儲層，其孔隙度為7.6%～14.2%，滲透率為0.030～0.407 mD［17］。根據(jù)106 塊泥頁巖儲層物性測試結(jié)果看，瑪湖凹陷頁巖油儲層孔隙度為0.4%～17.7%，大多小于3.0%（圖4a）；滲透率最大為2.90 mD，大多小于0.03 mD（圖4b）。

儲層孔隙度和滲透率一般具有較好的相關(guān)性［18］，且不同粒度儲層的孔滲關(guān)系各不相同［19］。研究區(qū)風(fēng)城組頁巖油儲層孔滲相關(guān)性弱（圖5），存在分區(qū)性：當(dāng)孔隙度大于3%時(shí)，孔滲表現(xiàn)出較好的相關(guān)性；但當(dāng)孔隙度小于3%時(shí)，孔滲的相關(guān)性極弱。風(fēng)城組頁巖油儲層存在分區(qū)性的原因在于當(dāng)孔隙度大于3%時(shí)，儲層儲集空間主要為微米級孔隙，如粒間孔、基質(zhì)溶孔等，且孔隙間具有較好的連通性，因此孔滲相關(guān)性較好；而當(dāng)孔隙度小于3%時(shí)，儲層儲集空間主要為納米級孔隙，如晶內(nèi)溶孔、黏土礦物晶間孔等，這些納米級孔隙使得儲層孔隙結(jié)構(gòu)變得異常復(fù)雜［20］，進(jìn)而造成孔滲相關(guān)性弱［21］。

4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

4.1 微觀孔隙類型

風(fēng)城組頁巖油儲層粒度小，且被長英質(zhì)礦物致密膠結(jié)，因此在常規(guī)薄片上很難觀測到孔隙的發(fā)育情況。此次孔隙類型觀測研究主要依據(jù)場發(fā)射掃描電鏡?，敽枷荻B系風(fēng)城組頁巖油儲層孔隙類型主要包括粒間孔、基質(zhì)溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、晶內(nèi)溶孔以及微裂縫等，其中以基質(zhì)溶孔和晶間孔最為發(fā)育。粒間孔主要指泥頁巖中顆粒之間的原生孔隙，孔徑相對較大，為微米級孔隙，多呈三角形或不規(guī)則多邊形，孔徑為2～5 μm（圖6a）；基質(zhì)溶孔主要指泥頁巖中基質(zhì)發(fā)生溶蝕形成的孔隙，同樣為微米級孔隙，孔隙形狀受易溶組分分布影響，多呈不規(guī)則形狀，孔徑為8～20 μm（圖6b）；粒內(nèi)溶孔主要指泥頁巖中顆粒內(nèi)部發(fā)生溶蝕形成的孔隙，研究區(qū)多見長石粒內(nèi)溶孔，形狀多為不規(guī)則圓狀，孔徑相對較小，多為0.1～3.0 μm（圖6c）；微裂縫主要指泥頁巖中脆性顆?；蚓w內(nèi)部破裂形成的裂隙，多呈長條狀（圖6d）。

除碎屑礦物外，風(fēng)城組頁巖油儲層自生礦物較為發(fā)育，占巖石的50%以上。自生礦物主要包括碳酸鹽巖礦物和自生長英質(zhì)礦物。晶內(nèi)溶孔主要指泥頁巖內(nèi)自生礦物發(fā)生溶蝕形成的孔隙，主要是碳酸鹽礦物（白云石、方解石）晶體發(fā)育晶內(nèi)溶孔，形狀多為不規(guī)則圓形，孔徑小，多為0.1～1.0 μm（圖6e），硅硼鈉石晶體中亦有發(fā)育（圖6f）。晶間孔主要指自生礦物晶體間的孔隙，風(fēng)城組頁巖油儲層最為發(fā)育的是自生石英晶間孔（圖6g），沸石、黃鐵礦晶體、白云石、方解石之間亦發(fā)育晶間孔。晶間孔孔徑相對較大，多為0.1～2.0 μm，形狀多呈不規(guī)則多邊形（圖6h）。

這幾類孔隙中，基質(zhì)溶孔及粒內(nèi)溶孔的孔徑明顯大于晶間孔隙及晶內(nèi)溶孔，對孔隙度貢獻(xiàn)更大。粒內(nèi)溶孔和晶內(nèi)溶孔，多孤立分布，連通性差，而粒間孔隙以及晶間孔隙之間連通性相對較好，對滲透率的貢獻(xiàn)更大。微裂縫可以連通各類孔隙，特別是原本孤立的溶孔，極大地改善了儲層的滲透性。

4.2 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)特征

對106 塊頁巖油儲層樣品壓汞數(shù)據(jù)（表2）分析可知，樣品孔隙體積小，為0.04～2.00 cm3，平均為0.25 cm3；均值系數(shù)在12.36～14.30，平均為13.95；分選系數(shù)為2.07～3.05，平均為2.44；偏態(tài)為0.32～1.12，平均為0.97；峰態(tài)為1.10～2.03，平均為1.25；變異系數(shù)為0.15～0.24，平均為0.17；最大進(jìn)汞飽和度低，為17.84%～74.56%，平均為37.23%，其中86%的樣品最大進(jìn)汞飽和度沒有超過50.00%。退汞效率低，為7.78%～53.10%，平均僅為25.73%。由于大部分樣品最大進(jìn)汞飽和度沒有超過50.00%，所以暫不統(tǒng)計(jì)中值壓力和中值半徑。

表2 瑪湖凹陷二疊系風(fēng)城組頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)Table 2 Pore structure parameters of shale oil reservoirs of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag

4.3 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)關(guān)系

為探討頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)之間的聯(lián)系，采用SPSS 聚類分析軟件對孔隙度、滲透率、孔隙體積、峰態(tài)、孔喉體積比、均值系數(shù)、偏態(tài)、分選系數(shù)、變異系數(shù)、最大進(jìn)汞飽和度以及退汞效率等11 個儲層物性和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)（圖7）進(jìn)行分析。

根據(jù)分析結(jié)果可以看出，這11 個參數(shù)可以明顯分為3 組。第1 組為孔隙度、孔隙體積、峰態(tài)、最大進(jìn)汞飽和度以及孔喉體積比?？紫扼w積與巖心柱樣品體積之比即為孔隙度，所以孔隙度與孔隙體積聯(lián)系密切毋庸置疑（圖8a）。峰態(tài)越大，反映粗孔段范圍越大［19］，也就意味著粗孔的孔徑和數(shù)量相對較大，因此孔隙度和最大進(jìn)汞飽和度越高（圖8b，8c）?？缀眢w積比可以反映喉道的體積和數(shù)量，從樹狀圖上看，孔喉體積比和孔隙度以及最大進(jìn)汞飽和度存在一定的聯(lián)系，但根據(jù)孔喉體積比與孔隙度以及最大進(jìn)汞飽和度的散點(diǎn)圖可以看出，他們之間的聯(lián)系非常微弱，R2不到0.05（圖8d，8e）。

第2 組是均值系數(shù)和偏態(tài)這2 個獨(dú)立的參數(shù)，他們之間的相關(guān)性也很弱（圖8f）。均值系數(shù)表征的是儲油孔隙介質(zhì)每一個喉道半徑與最大喉道半徑的偏離程度［19］，由于頁巖油儲層孔隙類型多且不同類型孔隙孔徑差異大，因此均值系數(shù)并不能反映儲層的物性和孔隙結(jié)構(gòu)。偏態(tài)是衡量孔隙喉道大小分布不對稱性的參數(shù)，與儲層的物性和孔隙結(jié)構(gòu)的相關(guān)性小。

第3 組是分選系數(shù)、變異系數(shù)、滲透率以及退汞效率。分選系數(shù)是指孔喉大小分布的均一程度，變異系數(shù)同樣可以反映孔喉的分選程度，因此這2個參數(shù)呈現(xiàn)較高的相關(guān)性（圖8g）。相同孔隙度情況下，樣品孔喉分布越均質(zhì)，滲透率越高［14］，因此變異系數(shù)和分選系數(shù)與滲透率存在一定的相關(guān)性（圖8h，8i），但相關(guān)性較弱。退汞效率與分選系數(shù)、變異系數(shù)以及滲透率的相關(guān)性都非常弱（圖7、圖8j，8k）。

與其他常規(guī)砂巖儲層顯著不同的是，頁巖油儲層中表征孔喉連通性特征的參數(shù)孔喉體積比和最大含油飽和度之間相關(guān)性非常弱以及表征孔喉分布特征的參數(shù)分選系數(shù)和變異系數(shù)與滲透率的相關(guān)性弱。例如，東營凹陷沙三中亞段砂巖儲層的變異系數(shù)和分選系數(shù)與滲透率的相關(guān)性都在80%以上［22］。造成這種頁巖油儲層和常規(guī)砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征顯著不同的原因在于泥頁巖粒度小，自生礦物非常發(fā)育，具有大量的納米孔喉［23］，使得孔隙結(jié)構(gòu)異常復(fù)雜。

5 頁巖油儲層分類及評價(jià)

孔隙結(jié)構(gòu)的差異是引起儲層物性差異的根本因素，結(jié)合各類孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行儲層分類評價(jià)也是儲層綜合評價(jià)的主要內(nèi)容之一［24］。最大進(jìn)汞飽和度以及退汞效率可近似看作儲層原始含油飽和度以及采收率［14］，因此對于實(shí)際勘探開發(fā)具有較好的指示意義。此次研究依據(jù)最大進(jìn)汞飽和度、退汞效率以及壓汞曲線的形態(tài)特征等，將頁巖油儲層分為3 類（表3、圖9）。

Ⅰ類儲層：該類儲層孔隙度為0.90%～17.70%，平均為5.62%；滲透率小于2.900 mD；毛管半徑主要為0.008 9～0.036 0 μm；分選系數(shù)為2.11～3.05，平均為2.45；最大進(jìn)汞飽和度較高，大多大于50%；但退汞效率較低，大多低于35.0%，平均為23.6%；進(jìn)汞曲線較為陡峭（圖9a）。掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，儲層發(fā)育相對較多的粒間孔、基質(zhì)溶孔，且孔徑較大，多在4 μm以上。

Ⅱ類儲層：該類儲層孔隙度為0.70%～9.60%，平均為2.16%；滲透率小于1.190 mD；毛管半徑大多為0.004 5～0.018 0 μm；分選系數(shù)為2.07～2.96，平均為2.40；最大進(jìn)汞飽和度中等，為30%～50%，曲線較為陡峭；其中按退汞效率的大小，可以進(jìn)一步分為2 個亞類，第一亞類（ⅡA類）退汞效率較高，一般高于30%，退汞曲線為反“S”型（圖9b）；第二亞類（ⅡB類）退汞效率較低，一般低于30%，退汞曲線近于陡峭的直線（圖9c）。Ⅱ類儲層主要發(fā)育自生石英晶間孔，含少量粒內(nèi)溶孔、粒間孔和基質(zhì)溶孔等，孔徑相比Ⅰ類儲層小，多在6 μm 以下。ⅡA類儲層與ⅡB類儲層的區(qū)別在于ⅡA類儲層孔隙之間的連通性相對更好。

Ⅲ類儲層：該類儲層孔隙度為0.40%～2.00%，平均為0.86%；滲透率小于0.031 mD，并且大部分樣品滲透率小于0.011 mD；毛管半徑大多小于0.004 5 μm；分選系數(shù)為2.36～2.64，平均為2.51；最大進(jìn)汞飽和度低，大多低于30%；退汞效率差異較大，為10.29%～53.10%，但由于總進(jìn)汞量小，退汞效率高的樣品實(shí)際退汞量也不大，退汞曲線仍近似于陡峭的直線（圖9d）。Ⅲ類儲層主要發(fā)育自生石英晶間孔等，幾乎不發(fā)育粒間溶孔和基質(zhì)溶孔，孔徑較小，多在2 μm 以下。

一般而言，孔隙結(jié)構(gòu)好的儲層毛管半徑大，分選系數(shù)相對較小，儲層孔隙度和滲透率高，最大進(jìn)汞飽和度高，退汞量大，因而原始含油飽和度高，采油量大；但由于退汞效率為退汞量與最大進(jìn)汞飽和度之比，所以孔隙結(jié)構(gòu)好的儲層雖然最大進(jìn)汞飽和度高、退汞量大，但退汞效率卻中等，因而采收率中等。Ⅰ類頁巖油儲層整體上含油性最好，原始含油飽和度在50%以上，雖然采收率較低，平均為23.6%，但由于豐富的原油儲量，仍能采出大量的頁巖油。Ⅱ類頁巖油儲層含油性不如Ⅰ類頁巖油儲層，原始含油飽和度為30%～50%，雖然采收率相對較高，平均為24.2%，但由于原油儲量較低，其頁巖油產(chǎn)出量遠(yuǎn)不如Ⅰ類頁巖油儲層。Ⅲ類頁巖油儲層含油性最差，原始含油飽和度小于30%，原油儲量低，基本沒有開采價(jià)值。

另外，結(jié)合不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的頁巖油儲層特征可以看出，總體上孔隙結(jié)構(gòu)優(yōu)良、油氣勘探開發(fā)前景較好的儲層一般具有較高的物性，但Ⅰ類和Ⅱ類儲層物性具有較大范圍的重疊，同樣也說明了一些物性好的頁巖油儲層油氣勘探開發(fā)前景并不一定好。掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，這些儲層通常含有較多的孤立孔隙，例如粒內(nèi)溶孔和晶內(nèi)溶孔等，孔隙連通性差。因此，物性好且內(nèi)部孔隙連通性好的頁巖油儲層才具有較好的油氣勘探開發(fā)前景。

6 結(jié)論

（1）準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷二疊系風(fēng)城組頁巖油儲層以薄層狀或塊狀云質(zhì)、粉砂質(zhì)、鈣質(zhì)或硅質(zhì)泥巖為主，且泥巖中常發(fā)育大量白云石、方解石、及硅質(zhì)條帶、團(tuán)塊或斑塊?？紫额愋椭饕辛ｉg孔、基質(zhì)溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、晶內(nèi)溶孔以及微裂縫等；基質(zhì)溶孔及粒內(nèi)溶孔的孔徑明顯大于晶間孔隙及晶內(nèi)溶孔，而基質(zhì)溶孔以及晶間孔隙之間連通性相對較好。

（2）瑪湖凹陷二疊系風(fēng)城組頁巖油儲層物性極差，當(dāng)孔隙度大于3% 時(shí)，孔滲表現(xiàn)出較好的相關(guān)性；但當(dāng)孔隙度小于3%時(shí)，孔滲的相關(guān)性極弱。與常規(guī)砂巖儲層不同，瑪湖凹陷二疊系風(fēng)城組頁巖油儲層孔喉體積比與最大進(jìn)汞飽和度相關(guān)性很弱，分選系數(shù)和變異系數(shù)與滲透率的相關(guān)性弱。

（3）瑪湖凹陷二疊系風(fēng)城組Ⅰ類頁巖油儲層原始含油飽和度高，雖然采收率較低但仍有較好的勘探開發(fā)前景；Ⅱ類頁巖油儲層原始含油飽和度中等，雖然采收率相對較高但勘探開發(fā)前景不如Ⅰ類頁巖油儲層；Ⅲ類頁巖油儲層原始含油飽和度最低，基本沒有開采價(jià)值。因此，物性好且內(nèi)部孔隙連通性好的頁巖油儲層才具有較好的油氣勘探開發(fā)前景。