页岩油作为一种非常规石油资源，是当前全球非常规石油发展的亮点领域，也是未来石油发展的潜力所在^［1-4］。我国鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（长7段）发育典型源内非常规页岩油，资源量大，其可采资源量可达40.5×10⁸ t。付金华等^［5-6］按照长7段深水沉积中砂岩与泥页岩的配置关系、砂地比及单砂体厚度等地质特征，将页岩油划分为多期砂岩叠置发育型（Ⅰ类）、含砂岩夹层泥页岩型（Ⅱ类）、页理型（Ⅲ类）3种类型，目前长7段Ⅰ类页岩油已有探明储量11.5×10⁸ t，其中，庆城地区10.5×10⁸ t，陕北新安边地区1.0×10⁸ t。鄂尔多斯盆地近年页岩油的研究主要集中在湖盆长7段重力流沉积的陇东地区，经过多年的探索在理论和技术上均取得了巨大成功和突破。目前，庆城地区10亿吨级大油田已经进入了规模开发阶段^［5］。陕北地区长7 段中部、东部三角洲前缘水下分流河道砂体发育，西部长7末期重力流沉积发育，易形成多期砂岩叠置型（I类）页岩油。随着该区页岩油勘探的不断深入，发现其勘探开发潜力巨大，可以成为鄂尔多斯盆地未来原油增储上产的重要接替目标，因而开展该区页岩油地质研究意义重大。

页岩油主要赋存于粒间孔、晶间孔和有机质孔内，其微孔（Φ<2 nm）、中孔（2<Φ<50 nm）及宏孔（Φ>50 nm）均为微米—纳米级别^［3］，不同孔隙内赋存着不同有机质烃类。因此，准确地、定量地表征储层孔隙大小、喉道结构等微观孔喉特征是页岩油储层研究的重点和难点。目前，陕北地区长7段的相关油气地质研究主要集中在烃源岩类型及特征、沉积相类型及砂体空间分布、资源潜力分析等宏观方面^［3-6］，而其储层的微观孔隙特征及物性变化、主控因素等研究程度与湖盆中心区域相比相对偏弱，极大地限制了陕北地区长7段Ⅰ类页岩油勘探开发区域的拓展。本文利用扫描电镜、高压压汞、微米CT、聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）等分析技术手段，重点对陕北地区长7段Ⅰ类页岩油储层微观特征进行详细刻画，并研究了储层的成岩作用、孔隙演化、孔隙类型等特征，讨论了压实和溶蚀作用特征及其对孔隙的影响，多角度分析了研究区长7段Ⅰ类页岩油储层物性的控制因素，以期为陕北地区长7段Ⅰ类页岩油甜点评价及预测提供地质评价参数依据，补充和丰富鄂尔多斯盆地长7段Ⅰ类页岩油勘探开发理论。

鄂尔多斯盆地大地构造处于中国东部构造域与西部构造域接合部位，根据现今盆地构造形态及演化历史，可划分为西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起及渭北隆起6个二级构造单元（图1）。盆地内大部分油气主要分布于伊陕斜坡^［5-7］。晚三叠世延长期沉积了一套厚千余米的黄绿色、灰绿色砂岩夹灰色泥岩、暗褐色泥岩和黑色页岩的河流相—三角洲相—湖泊相地层。自下而上可划分为长10—长1 共10个段^［7］。其中长7段根据沉积旋回从下至上进一步划分为长7₃、长7₂和长7₁共3个亚段，长7₃期水体最深，主要发育一套半深湖—深湖相沉积，沉积了延长组最主要的一套烃源岩^［8］。长7₂期和长7₁期主要以半深湖—深湖相沉积为主，向物源方向三角洲沉积发育。整个长7段碎屑岩沉积受五大物源（东北物源、西南物源、西北物源、西部物源及南部物源）控制，其中东北物源和西南物源影响范围大^［7］。

研究区北起定边，南至志丹，西抵盐池大水坑，东达安塞招安，区域构造位于伊陕斜坡构造单元中西部（图1）。受湖盆地形“南陡北缓^［8］”的展布格局影响，长7₃期Ⅰ类页岩油主要分布在东部吴起、志丹、安塞地区，为三角洲前缘相沉积；长7₂期湖水变浅，东北物源控制三角洲前缘沉积在新安边及以东地区发育，为Ⅰ类页岩油有利成藏区；长7₁期随着湖水进一步变浅，东北物源控制三角洲前缘沉积可以延伸到湖心处，并在湖底低洼处或坡折带底部堆积大量重力流沉积（姬塬地区长7₁亚段砂体发育主要成因）。此时由新安边向东全部为三角洲前缘沉积，水下分流河道大面积发育^{［5-7，9-12］}，因此长7₁期陕北Ⅰ类页岩油普遍发育。

研究区446口井长7段1 317 块样品的薄片资料统计表明，储层岩石类型以长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩（图2，图3）。包括重力流沉积发育的姬塬地区碎屑成分都具高长石、低石英的东北物源特征，这也是与高石英、低长石的西南物源控制下的庆城地区页岩油储层最大的差异^［13］（图3）。研究区长石含量为20%~60%，平均含量为40.5%，石英含量为10%~50%，平均为25.20%，岩屑含量为8%~27%，平均为19.2%，岩屑类型以云母、石英岩、喷发岩为主，次为千枚岩、板岩、片岩、隐晶岩及少量泥岩和粉砂岩岩屑，其中变质岩岩屑含量为6.9%，火成岩岩屑含量为3.2%，沉积岩屑含量极少为0.5%。填隙物平均质量分数为14.8%，不同区块差异明显，姬塬地区处于半深湖—深湖环境，以杂基为主，主要为伊利石，其次为铁方解石、铁白云石；新安边和吴起—安塞地区处于滨浅湖环境，为三角前缘沉积，以胶结物为主，主要为铁方解石，其次是伊利石、绿泥石，含少量浊沸石（表1）。

研究区长７段储层砂体粒度细，以细砂为主，占比为80%~85%，平均粒度Φ值在2.8~3.29之间，特别西部姬塬地区以细砂和粉砂为主，大多数样品不含中砂（表2）。杂基、云母类塑性矿物含量高［图4（a）］，又与黑色页岩、暗色泥岩和凝灰岩夹层互层共生，因此其埋藏成岩过程与长6段、长8段存在差异，主要表现为压实作用更强烈，胶结作用更发育，溶蚀普遍。

根据BEARD等^［14］大球体颗粒原始孔隙度计算公式［式（1）］，对研究区长７段砂岩进行了原始孔隙度计算，与现今粒间体积对比，发现压实作用使姬塬地区长7段砂岩原始孔隙平均损失达53%，新安边地区砂岩平均损失达48%，姬塬地区相对新安边原始孔隙损失较大的原因是姬塬地区长7段埋深大于新安边地区，而长7段相较相邻长8段、长6段压实作用更为强烈，原始孔隙损失较大主要原因是储层砂岩粒径更小，云母等塑性矿物含量更高。强压实造成储层碎屑颗粒紧密排列、以线或凹凸接触为主［图4（a）］，极大降低了储层孔隙度，同时也增加了孔隙复杂程度，降低了储层渗透率，是研究区储层致密的最主要原因。

式中：Ф₀为砂体原始孔隙度，%；S₀为特拉斯科分选系数。

研究区胶结类型主要为碳酸盐胶结和黏土矿物胶结，其次为硅质胶结和长石质胶结，此外还发育少量黄铁矿胶结等。胶结作用发育、胶结物大量充填堵塞孔隙，不仅导致粒间孔隙度降低，更增加了孔隙复杂程度，是研究区储层品质下降的又一重要因素。

研究区长7段碳酸盐胶结物比较普遍，质量分数变化大，在0~46%之间，西部姬塬地区平均为4.7%，新安边、吴起、安塞地区平均为5.8%，胶结物类型以铁方解石为主，平均质量分数为4.8%，其次为铁白云石，平均质量分数为1.3%，次为方解石，平均质量分数为0.5%，少量白云石、菱铁矿胶结。从形成先后可分为早、晚2期，早期主要以孔隙充填物形式由孔隙水中沉淀形成，或以连晶式胶结［图4（b），图4（c）］，使碎屑颗粒漂浮在胶结物中，多表现为钙质夹层，常将较厚的油藏分割成多个小油藏^［15］；晚期有充填长石颗粒溶蚀孔的，也有呈分散状充填在油气充注后剩余的粒间孔中的，铸体薄片表现为碎屑颗粒和后期充填铁方解石被油气侵染后的绿泥石隔开［图4（d）］。

研究区另一类普遍存在的胶结作用是黏土矿物胶结，主要为伊利石和绿泥石胶结。伊利石胶结主要发育在水体较深环境，随水深增加，杂基含量增多，伊利石含量相应增加，姬塬地区平均质量分数为7.4%，新安边、吴起地区含量较低，平均质量分数为3.6%。电镜下常呈蜂窝状、丝缕状、搭桥状、变形片状，祝海华等^［16］、黄思静等^［17］认为伊利石不同的产状说明其具有多期成因，平贴颗粒表面的片状伊利石可能为他生成因，充填于孔隙中片状伊利石，可能与白云母水化有关，根部为片状而边部丝缕状的伊利石［图4（g）］为早期片状伊利石，在埋藏期易发生转化或重结晶，蜂窝状伊利石具蒙脱石转化特征［图4（h）］，此外钠长石化、杂基蚀变也常产生伊利石。

绿泥石主要以2种形式存在：一种是以薄膜包裹碎屑颗粒［图4（f），图4（l）］；另一种是以自形晶体充填孔隙或喉道［图4（f）］。电镜下绿泥石多呈针叶状或叶片状，聚合体常呈玫瑰花状或绒球状，常与伊利石、高岭石、自生石英晶粒共生。姚泾利等^［18］认为以孔隙衬边或颗粒环边形式出现的绿泥石主要形成于强水动力条件下，为较粗碎屑颗粒吸附黏土粉尘成膜，后经含铁离子流体作用形成绿泥石膜。自形绿泥石主要为弱碱性孔隙流体作用下钾长石蚀变而成。研究区绿泥石以薄膜状为主，分布于三角洲前缘沉积发育的新安边、吴起和安塞地区，质量分数在0~18%之间，平均为3.2%，绿泥石膜大量存在增加砂岩储层的抗压能力，另外绿泥石膜隔断孔隙水，阻止颗粒继续自生加大，对后期胶结有一定抑制，利于原生孔隙的保存^［19-21］。

由于陕北地区长7段储层普遍长石含量高，又与烃源岩接触紧密，长石溶蚀发育［图5（b），图5（e）］，溶蚀孔面孔率在0~4%之间，平均为0.92%。随着储层与烃源岩接触程度以及烃源岩品质等因素差异，溶蚀作用存在不均匀分布特征，姬塬地区长7₁亚段、吴起—安塞地区长7₃亚段储层靠近优质烃源岩时溶蚀孔最发育，在总面孔率中的比重超过一半，溶蚀孔面孔率平均为1.2%。由于研究区主要为长石砂岩，加之早期压实作用强而胶结作用弱，因此溶蚀作用主要出现在长石颗粒中，其次为岩屑、杂基和碳酸盐胶结物。被溶蚀的长石往往具有港湾状边缘，溶蚀程度高时可呈残骸状，电镜下表现为窗格状和残骸状，形成铸模孔和粒内溶孔。

由于储层孔隙结构是影响油气资源开采的主要因素，因而明确页岩油储层的孔隙结构特征是研究页岩油效益开发的关键，但是页岩油储层异常致密，平均面孔率小于3%，储层孔隙微小，主要为微纳米级别^［3］，结构复杂。使用常规储层孔隙测试技术完全表征难度较大，要加强致密储层微观—超微观孔隙结构的研究必须采用高精度实验技术。所以本文研究在利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞技术分析外，还增加使用了聚焦离子束场发射扫描电镜技术和微米CT技术，从高精度、多维度2个方面来分析研究区储层孔喉特征，主要包括孔隙类型，孔喉大小及分布，孔喉空间的集合形态、孔喉间的连通性等。

长７段孔隙按照成因可分为原生和次生两大类。原生孔隙为压实及胶结之后残余的粒间孔隙；次生孔隙包括粒内溶孔、粒缘溶孔、完全溶蚀的铸模孔以及粒间胶结物和杂基溶孔，黏土矿物晶间微孔，长石等矿物中的微裂缝。

铸体薄片和扫描电镜、离子束电镜等高分辨率测试结果表明，储层孔隙类型主要为粒间孔和溶孔，偶见晶间孔和微裂隙（表3）。平均面孔率为2.17%，其中溶蚀孔面孔率为1.02%，残余粒间孔为1.15%。分析发现沉积类型以及与烃源岩的接触程度控制着储层孔隙类型，不同区块储层孔隙类型存在明显差异：三角洲前缘粒间孔超半，如新安边、吴起—安塞地区长7₂亚段、长7₁亚段；紧邻优质烃源岩，溶蚀孔最发育，如姬塬地区长7₁亚段溶蚀孔超过总孔隙60%。

通过图像孔隙度、普通扫描电镜可观察的孔隙半径多在2~50 μm之间，孔隙类型主要以粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔为主。通过聚焦离子束场发射扫描电镜技术，发现碎屑颗粒溶蚀孔孔径多在0.2~3.0 μm之间，黏土矿物片体间孔为纳米级孔，平均值为72 nm。陕北地区页岩油储层孔隙按大小可分为4种类型，其中大孔半径大于20 μm，主要有粒间孔和铸模孔；中孔半径在10~20 μm之间，主要有粒间孔、较大的粒内溶孔和岩屑溶孔；微小孔半径在0.5~10 μm之间，主要有残余粒间孔、粒内溶孔、岩屑或杂基溶孔、晶间孔及微裂隙等；纳米孔半径小于0.5 μm，主要有微溶孔、晶间孔、晶内孔等。姬塬地区大、中孔隙主要为铸模孔和较大的粒内溶孔，新安边，吴起及安塞地区主要为粒间孔，且占总孔隙比例高。

孔喉特征是储层的一种立体特征，为实现精准表征页岩油储层，在二维平面研究基础上，选取代表性样品利用微米 CT扫描重构岩石样品的三维孔隙系统，发现水下分流河道储层孔隙个数为3 000~5 000个，孔隙半径在2.0~40 μm之间，最大配位数为10，平均孔隙配位数为1，喉道个数一般为1 500~2 000个，喉道半径为0.5~13 μm；重力流的砂质碎屑沉积储层，孔隙个数为7 000~9 000个，孔隙半径为1.5~20 μm，最大配位数为20，平均孔隙配位数为1.6，喉道个数一般为6 000~8 000个，喉道半径为0.3~7 μm［图6（a），图6（c）］。储层主要为微纳米级喉道连通微米级孔隙而形成众多簇状复杂孔喉单元［图6（b），图6（d）］。根据鄂尔多斯盆地庆城地区长7段Ⅰ类页岩油的勘探经验，研究区长7段的水下分流河道储层和砂质碎屑流储层均具有Ⅰ类页岩油勘探开发的条件，均为勘探有利储层。

压汞技术是储层孔喉结构研究的重要手段，所得的毛细管压力曲线表征了岩石可连通孔喉大小及分布，对致密储层评价尤为重要。通过对陕北地区长7段储层多个岩心样品进行压汞测试，发现研究区孔喉半径主要分布在0.04~1.0 μm之间，储层由微米孔隙和微米—纳米喉道形成。

压汞曲线表现为3种特征（图7）。第一类相对较低排驱压力、中值压力，平均喉道半径大于0.2 μm，进汞饱和度和退汞效率高，平均进汞饱和度超过88%，退汞效率为29%；第二类低排驱压力，高中值压力，孔隙半径分布为双峰型，平均喉道半径为0.1~0.2 μm，进汞饱和度和退汞效率仍然较高；第三类排驱压力和中值压力两者都高，孔喉分选系数小，平均喉道半径小于0.1 μm。姬塬地区主要为第一、三类，当储层渗透率相对偏低时表现为第三类，第一、三类都具有较小分选系数，说明重力流沉积物储层有效喉道半径分布范围窄。新安边、吴起—安塞地区三角洲沉积的水下分流河道储层3类都存在，部分渗透率相对较高的储层，压汞曲线表现为第二类特征，说明有效喉道半径分布范围较宽。同庆城地区页岩油储层相比，陕北地区排驱压力相对低，退汞效率高，中值压力相近，表明陕北地区储层偏粗喉道占比高，连通性好（表4）。

岩心物性数据表明陕北地区长7段孔隙度主要分布在3.0%~13.0%之间，渗透率分布在（0.02~0.30）×10^-3 μm²之间。其中，长7₃亚段平均孔隙度为7.0%，平均渗透率为0.19×10^-3 μm²；长7₂亚段平均孔隙度为6.7%，平均渗透率为0.14×10^-3 μm²，长7₁亚段平均孔隙度为7.3%，平均渗透率为0.16×10^-3 μm²。相较庆城地区长7段（平均孔隙度为8.3%，平均渗透率0.10×10^-3 μm²），孔隙度低，渗透率偏高（图8）。

通过分析发现产生上述差异的主要原因有2个方面：一是陇东地区烃源岩不仅发育，且品质高，因而储层有机酸溶蚀作用强，溶蚀孔发育，相比陕北地区，孔喉尺寸虽偏小，但数量多，总体孔隙度高于陕北地区；另一方面通过对重力流和三角洲沉积砂体水平和垂向渗透率测试发现，重力流沉积砂体，两向渗透率差异小，平均为0.1×10^-3 μm²，重力流沉积砂体K_h/K_v=1.02，φ_h/φ_v=0.90；三角洲沉积砂体，平均垂向渗透率为0.04×10^-3 μm²，水平向为0.24×10^-3 μm²，K_h/K_v=5.93；φ_h/φ_v=0.99（图9）。由此可见砂体层理增加了三角洲沉积类型砂体渗透率。因而以重力流为主的陇东地区相较三角洲发育的陕北地区储层物性表现出相对高的孔隙度、低的渗透率。

虽然陕北地区长7段页岩油储层整体物性差，但在强溶蚀作用的姬塬地区，绿泥石膜胶结作用强的水下分流河道沉积发育区，局部储层物性得以改善，形成了相对高渗储层。平面上长7₃亚段主要集中在吴起地区，长7₂亚段在新安边地区，长7₁亚段在姬塬、新安边、吴起和安塞地区均有分布，总面积约为5 000 km²。

通过对陕北地区构造作用、沉积作用和长7段储层成岩演化过程分析，发现储层物性变差的主要原因有以下4个方面：①陕北地区长7段沉积期水深面广，水动力弱，沉积物粒度细，砂体以细砂和粉砂为主、杂基含量高，砂体原始孔隙及喉道就偏小，加之黏土矿物充填孔隙使得长7段砂岩喉道更加细小，渗透能力更差。②通过埋藏史分析（图10），三叠系延长组沉积之后快速埋深，侏罗纪末期已埋深至1 600~1 900 ｍ，后又发生一期快速埋藏，深度达2 500~2 900 ｍ，埋藏过程一直持续到早白垩世晚期。加之长7段砂岩粒度细，云母等塑性组分含量高，最终导致强烈的压实作用，强烈压实作用使储层渗透能力和孔隙大量损失，经计算压实作用损失孔隙度为18%~20%。③大量的铸体薄片和扫描电镜观察，发现陕北地区砂岩胶结作用普遍且强烈，特别是黏土和碳酸盐矿物胶结，根据胶结物含量计算胶结损失孔隙达10%。虽然绿泥石膜具有减少碎屑颗粒次生加大，保护粒间孔作用，但作用有限。④研究区长7段页岩油储层在姬塬地区主要为形成于长7₁期的重力流砂岩，下部暗色泥岩和黑色页岩沉积发育；新安边、吴起和安塞地区随着沉积旋回，暗色泥岩与水下分流河道砂体互层共生，烃源岩主要为暗色泥岩。烃源岩在成熟过程中排出的大量酸性水直接进入相邻砂体中进行溶蚀改造，加之陕北地区长石含量较高，普遍存在的溶蚀作用使得长７段砂岩溶孔发育，经计算溶蚀增孔可达2%，这也是陕北长７段储层在经历强烈压实和胶结之后孔隙度仍能保持7%左右的主要原因。

（1）鄂尔多斯盆地陕北地区长７段Ⅰ类页岩油储层孔隙类型主要为粒间孔和溶孔，偶见晶间孔和微裂隙，长7段页岩油储层孔隙以微米孔为主，直径多在4~100 μm之间，喉道半径多在0.3~13 μm之间，其孔喉为微米—纳米级与微米级喉道连通形成的众多簇状孔喉单元；孔隙度分布在3.0%~13.0%之间，平均为7.0%，渗透率分布在（0.02~0.30）×10^-3 μm²之间，平均为0.15×10^-3 μm²。

（2）陕北地区长７段Ⅰ类页岩油储层平均粒径Φ值在2.8~3.29之间，储层岩石类型主要为长石砂岩为主，填隙物含量主要为铁方解石、伊利石和绿泥石，其储层粒度细、塑性组分含量高、早期压实作用强烈、 黏土矿物和碳酸盐胶结强烈是造成其孔隙减孔的主要因素，而溶蚀作用和绿泥石膜的保护作用具有一定的增孔效应。

（3）陕北地区长7段Ⅰ类页岩油储层姬塬地区优于新安边和吴起—安塞地区，砂质碎屑流储层优于水下分流河道储层，与庆城地区类比研究区孔隙度差但渗透率高，研究区长7段具有Ⅰ类页岩油勘探开发的潜力。