ISSN 1672-9854
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Marine Origin Petroleum Geology >

2025 , Vol. 30 >Issue 6: 563 - 574

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2025.06.003

Heterogeneity and geological significance of shale pores of the Permian Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough, Sichuan Basin

  • YUAN Lexin , 1, 2, 3 ,
  • XU Zhiming , 1, 2, 3 ,
  • SUN Haofei 4 ,
  • LU Jungang 1, 2, 3 ,
  • YIN Xiangdong 1, 2, 3
Expand
  • 1 School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University
  • 2 State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation
  • 3 Sichuan Provincial Key Laboratory of Natural Gas Geology
  • 4 Research Institute of Exploration & Development of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company
XU Zhiming，Associate Professor, focus on oil and gas geochemical research. Add: No. 8 Xindu Avenue, Xindu District, Chengdu, Sichuan 610500, China. E-mail:

YUAN Lexin, Master degree candidate, focus on unconventional oil and gas geology. Add: No. 8 Xindu Avenue, Xindu District, Chengdu, Sichuan 610500, China. E-mail:

Received date: 2025-02-20

  Revised date: 2025-05-15

  Online published: 2026-01-02

Fold

Abstract

Taking the marine shale of the Permian Wujiaping Formation in the Kaijiang-Liangping Trough, Sichuan Basin as the research object, this study quantitatively characterizes the pore structure characteristics of different shale lithofacies through experimental analyses such as X-ray diffraction (XRD), gas adsorption, and high-pressure mercury intrusion (HPMI). Based on equations like V-S and FHH, the fractal dimensions of shale pores are calculated to reveal the pore heterogeneity characteristics of shale reservoirs. Furthermore, the influencing factors and geological significance of pore development heterogeneity in different lithofacies are clarified. The results show that: (1) The lower part of the Wujiaping Formation consists of argillaceous shale, which transitions upward into mixed shale and eventually evolves into siliceous shale in the upper section. Correspondingly, the dominant pore types shift progressively from clay mineral intercrystalline pores to dissolution pores, brittle mineral intercrystalline pores, and organic matter pores. (2) The pores of siliceous shale are dominated by nanoscale organic pores, and their development characteristics are controlled by the distribution morphology and abundance differences of organic matter, showing significant heterogeneity. This results in the highest fractal dimension of micropores in siliceous shales. The mixed shale primarily contains mesopore-scale intercrystalline and dissolution pores, with pore development strongly influenced by diagenetic processes and exhibiting a discrete distribution, leading to the highest fractal dimension of mesopores in this lithofacies. Clay minerals are prone to deformation due to compaction, which makes argillaceous shale highly heterogeneous at the macropore-scale. (3) The TOC content has the greatest influence on the mesopore fractal dimension of siliceous shale, while the macropore fractal dimension increases with the increase of clay mineral content. Comprehensive analysis suggests that highly to moderately organic-rich siliceous shale has the highest overall fractal dimension and strongest adsorption effect on shale gas, making it the dominant lithofacies of the Wujiaping Formation in the Kaijiang-Liangping Trough.

Key words： shale; pore structure; heterogeneity; fractal dimension; Wujiaping Formation; Kaijiang-Liangping Trough

Cite this article

YUAN Lexin , XU Zhiming , SUN Haofei , LU Jungang , YIN Xiangdong . Heterogeneity and geological significance of shale pores of the Permian Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough, Sichuan Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2025 , 30(6) : 563 -574 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2025.06.003

0 前言

页岩气资源的开发推动了世界能源行业诸多重大转变。2022年中国页岩气产量达240×108 m3，已然成为中国天然气增储上产的重要接替领域[1-3]。中国迄今仅四川盆地及邻区的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组实现了页岩气的规模开发[1]，其他层系的勘探程度仍较低。近几年，四川盆地开江—梁平海槽内的雷页1井测试获日产气42.7×104 m3，罐36井直井压裂日产气1.2×104 m3 [4]，证实二叠系具有良好的页岩气勘探潜力，为四川盆地页岩气勘探开发的重要层系。
页岩孔隙是页岩气储集与运移的重要场所，其结构特征是页岩气富集和开发的关键影响因素之一[5]。因此，对页岩储层孔隙结构特征的研究具有重要意义。与常规储层相比，页岩储层非均质性强，孔喉窄小、孔隙连通网络复杂[6-7]。页岩微观孔隙非均质性影响气体的赋存状态、运移路径及其储气能力，其定量表征对深入理解页岩储层微观孔隙结构及其影响因素具有重要作用[8-9]。研究表明，分形维数适用于表征页岩储层孔隙结构的复杂程度和非均质性，可作为连接微观孔隙特征与吸附能力的桥梁[10]。分形维数可基于压汞法、图像分析法、小角度散射法和气体吸附法等方法的测定结果计算[11-12]，其中气体吸附法以气体分子作为分析介质，揭示纳米尺度孔隙的分形特征[13-14]。
针对四川盆地开江—梁平海槽的吴家坪组页岩，以往的研究成果大多聚焦于岩石学、沉积特征等方面[7,9]，对于该层系页岩微观孔隙的非均质性研究相对较少。本文以位于开江—梁平海槽的D1井的二叠系吴家坪组海相页岩为研究对象，采用场发射扫描电镜定性观察页岩孔隙类型，通过气体吸附等实验结果定量分析孔径分布特征，利用孔隙分形理论探讨不同尺度下页岩孔隙结构的非均质性特征，并结合TOC、矿物组分等特征明确不同岩相的页岩孔隙发育非均质性影响因素及其地质意义，以期为开江—梁平海槽页岩储层优选提供依据。

1 区域地质概况

四川盆地位于扬子地台西北侧，是一个经历多期构造演化的叠合盆地[15-17]。晚二叠世早期，四川盆地因受到峨眉地裂运动和北部勉略洋扩张的影响，其构造分异特征明显，呈现出西南高、东北低的构造格局[18]。这个时期川北地区为开阔台地—台地边缘的构造-沉积环境，随着克拉通盆地内拉张作用的增强，形成开江—梁平海槽（图1a）[19]。该海槽为北西—南东向展布的一个深水沉积区[20]，两侧呈不对称发育，延伸至梁平附近消失[21-22]。这一阶段海槽经历了海侵、海退的频繁波动，由内部向周缘依次发育深水陆棚、斜坡及生物碎屑滩（图1b）。
图1 四川盆地开江—梁平海槽地质背景

Fig. 1 Geological background of the Kaijiang-Liangping Trough in Sichuan Basin

二叠系吴家坪组以继承性沉积为主，发育深水陆棚相页岩，海平面频繁波动导致岩性及矿物组成存在明显差异。吴家坪组厚度介于50~140 m，由下往上共划分为3段（图1c）：吴一段的岩性以泥岩和页岩互层为特征，并发育大段火山岩；吴二段发育大段石灰岩和页岩；吴三段主要发育页岩和泥晶灰岩，且纵向岩相变化频繁。吴家坪组页岩的累计厚度约为22.4 m。

2 页岩储层地质特征

2.1 页岩有机地球化学特征

本次研究选取D1井44块样品进行总有机碳含量（TOC）测试。结果表明，吴家坪组页岩TOC介于0.1%~15.8%，平均值为5.4%。其中，TOC>2%的页岩占比达70.5%，TOC>4%的页岩占比为54.5%。纵向上，不同层段页岩TOC表现出明显的非均质性（图2）：吴一段页岩TOC最低，大部分小于2%；吴二段页岩TOC次之；吴三段页岩TOC大于等于6%的超过半数。吴三段页岩TOC范围为2.92%~15.80%，平均值为8.40%，为富有机质页岩层段。
图2 开江—梁平海槽吴家坪组不同层段TOC直方图

Fig. 2 Histogram of TOC in different layers of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

D1井吴家坪组8块页岩样品的镜质组反射率（Ro）介于2.48%~3.00%，平均值为2.71%（图3a），表明吴家坪组页岩成熟度高，处于生干气阶段。选用13块样品的干酪根碳同位素组成（δ13C）识别吴家坪组有机质类型（图3b）。吴一段、吴二段沉积期为斜坡相带的浅水沉积环境，有机质类型以Ⅲ型为主；吴三段沉积期水体加深发育深水陆棚相，有机质类型向Ⅱ1-Ⅱ2型过渡。
图3 开江—梁平海槽吴家坪组不同层段Ro及干酪根碳同位素组成

Fig. 3 Ro and δ13C of kerogen in different layers of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

2.2 页岩岩相划分

通过岩相划分可以区别页岩矿物组分、有机碳含量等属性[23-24]，有利岩相及其岩相组合类型是页岩气富集的物质基础。根据XRD实验数据分析，开江—梁平海槽吴家坪组页岩矿物组分纵向上变化频繁，具有明显的非均质性。石英、方解石质量分数与黏土矿物质量分数由下至上呈现出此消彼长的趋势，吴一段到吴三段页岩岩相由黏土质页岩向混合质页岩及硅质页岩过渡。吴一段页岩主要发育黏土矿物，含量介于62.7%~96.6%、平均值为87.5%，石英含量次之，方解石含量普遍<0.1%；吴二段页岩的黏土矿物平均含量降至47.5%，石英平均含量上升至22.1%；吴三段页岩矿物组合则呈现根本性转变，石英成为主要成分，含量介于9.3%~72.1%、平均值为41.7%，并伴随长石和方解石含量的增长。
本文基于石英+长石、碳酸盐矿物和黏土矿物3种矿物含量，建立页岩岩相判识图版[25]，将研究区吴家坪组页岩划分为4大类岩相（图4a），分别为硅质页岩、黏土质页岩、混合质页岩和钙质页岩。研究区页岩以硅质页岩、黏土质页岩和混合质页岩这3类岩相为主。硅质页岩在显微镜下可见大量硅质生物碎屑，如骨针、放射虫等（图5a），且具有由放射虫层与凝灰质层间隔组成的不等距纹层。黏土质页岩在镜下呈土黄色—黄褐色（图5b），微裂缝交错发育。混合质页岩中主要为硅质矿物和钙质矿物（图5c），呈条带状，且条带内发育被石英和方解石充填的微裂缝。钙质页岩中发育0.05~0.1 mm的圆球状放射虫，并被方解石完全交代，少量保留硅质外壳（图5d）。
图4 开江—梁平海槽吴家坪组页岩岩相划分及TOC分布

Fig. 4 Lithofacies classification and TOC distribution of shale of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

图5 开江—梁平海槽吴家坪组页岩显微照片

Fig. 5 Microscopic photos of shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

由于各类页岩岩相的TOC存在差异（图4b），因此需要结合总有机碳含量进一步精确划分岩相。根据TOC划分出4类岩相，分别为贫有机质页岩（TOC<2%）、中等有机质页岩（2%≤TOC<4%）、富有机质页岩（4%≤TOC<6%）和极富有机质页岩（TOC ≥6%）。综合矿物含量和TOC岩相划分标准，开江—梁平海槽吴家坪组页岩被划分为12种主要岩相类型：极富有机质硅质页岩、极富有机质黏土质页岩和极富有机质混合质页岩，富有机质硅质页岩、富有机质黏土质页岩和富有机质混合质页岩，中等有机质硅质页岩、中等有机质黏土质页岩和中等有机质混合质页岩，贫有机质硅质页岩、贫有机质黏土质页岩和贫有机质混合质页岩。其中极富有机质硅质页岩、富有机质硅质页岩和极富有机质混合质页岩为研究区主要岩相类型。

3 页岩孔隙结构表征

3.1 孔隙结构类型及形态

根据前文对页岩岩相的划分，明确了研究区吴家坪组主要发育硅质页岩、混合质页岩和黏土质页岩3大类岩相，因此本文后续只针对这3类岩相进行研究和讨论。通过扫描电镜观察研究区页岩储层的孔隙形态，并根据前人提出的孔隙类型划分方案进行分类[26-27]。以硅质页岩发育为主的吴三段的孔隙类型主要为有机质孔，同时含有溶蚀孔等无机孔隙。以混合质页岩发育为主的吴二段的孔隙类型主要为溶蚀孔和晶间孔。而吴一段的黏土质页岩以聚集型黏土矿物孔为主，并可见微裂缝发育。
有机质孔是吴家坪组硅质页岩的主要储集空间（图6a，6b），其发育特征受控于有机质分布的差异而呈现出显著非均质性。研究区页岩有机质分布以条带状和团块状为主（图6c），其次为草莓状黄铁矿间隙的絮状有机质及顺层纹层状有机质（图6d）。其中在团块状有机质内发育蜂窝状有机质孔，孔径达500 nm（图6b），其保存良好得益于刚性矿物的支撑作用。混合质页岩的储集空间以粒间溶孔为主，丰富的方解石、黄铁矿等易溶矿物被有机酸溶解形成孔隙，其形状通常呈不规则的棱角状（图6e）。
图6 开江—梁平海槽吴家坪组页岩扫描电镜特征

Fig. 6 SEM characteristics of shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

吴家坪组页岩粒间孔由脆性矿物颗粒相互支撑形成（图6f，6g），孔径差异显著,为游离气的主要聚集空间。黏土矿物晶间孔形成于片状黏土矿物之间（图6h），具有不规则形状且集中连片发育的特征。研究区微裂缝主要为构造成因缝（图6i）及有机质收缩缝（图6c），前者普遍细长且后期常被碳酸盐矿物、石英等充填，后者与有机质生烃强度或有机质大小相关。

3.2 孔隙结构特征

对研究区吴家坪组页岩样品进行二氧化碳吸附、氮气吸附和高压压汞测试，以期得到页岩全孔径分布特征。根据不同孔径范围选用不同理论方法解释孔径特征，非局部密度泛函理论（DFT）用于解释微孔（<2 nm）和较小介孔（2~30 nm），Barrett-Joyner-Halenda（BJH）方法一般用于解释介孔（2~50 nm）[28]。但由于BJH方法是基于宏观热力学建立的，会因孔壁电位相关的限制效应影响吸附行为进而明显低估尺寸小于10 nm的孔隙[29]，因此为了获得更加精确的页岩全孔径分布特征，本文采用DFT理论方法基于二氧化碳吸附数据解释小于1.5 nm孔径，基于氮气吸附数据分别利用DFT和BJH模型解释1.5~10 nm和10~100 nm之间的孔径，大于100 nm的孔径数据利用高压压汞实验结果进行解释。
结果表明：硅质页岩和混合质页岩孔隙的孔径主要分布在0.5~0.6 nm、0.8 nm、1.2~1.4 nm、2.5~3.5 nm、4~5 nm、10 nm以及>100 nm的范围；而黏土质页岩孔隙孔径峰值相对较少，主要分布在5~6 nm、3 nm、11~12 nm以及>100 nm范围（图7）。硅质页岩和混合质页岩孔径分布范围非常广泛，其中硅质页岩孔径>100 nm的孔隙更加发育，而混合质页岩孔隙孔径的主要峰值处在1 nm左右，反映了不同岩相页岩孔隙结构的复杂性。
图7 开江—梁平海槽吴家坪组不同岩相页岩全孔径表征

Fig. 7 Full-aperture characterization of different lithofacies shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

根据11块样品的测试结果统计页岩微孔（<2 nm）、介孔（2~50 nm）和宏孔（≥50 nm）的孔体积分布。页岩微孔体积分布在0.010 6~0.033 6 cm3/g之间，体积占比范围为17.274%~49.220%；页岩介孔体积分布在0.003 6~0.028 0 cm3/g之间，体积占比范围为5.18%~53.33%；宏孔体积分布在0.006 1~0.049 4 cm3/g之间，体积占比范围为10.72%~64.67%。由此可见，页岩不同类型孔隙的孔体积具有较强非均质性。同时，页岩孔体积相对比例也存在明显非均质性。由于不同孔隙类型对孔体积均有不同程度的贡献，并且不同页岩岩相之间的差别在于不同尺度孔径的孔隙对总孔体积的贡献率不同（表1），因此通过统计不同岩相页岩的不同类型孔隙体积，分析页岩孔隙结构的非均质性。统计结果表明：硅质页岩和黏土质页岩以宏孔贡献最大，但前者微孔和介孔贡献相差不大，后者介孔贡献更突出；而混合质页岩中微孔贡献最大，其次为宏孔。
表1 开江—梁平海槽吴家坪组不同岩相页岩不同尺度孔隙的孔体积及其相对比例

Table 1 Pore volume and relative proportion of different scale pores in different lithofacies shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

孔隙类型 孔体积/（cm3·g-1） 孔体积相对比例/%
硅质页岩 混合质页岩 黏土质页岩 硅质页岩 混合质页岩 黏土质页岩
微孔 0.018 2 0.032 6 0.016 4 26.34 41.80 27.51
介孔 0.014 8 0.018 1 0.020 7 21.51 21.27 35.37
宏孔 0.036 2 0.029 5 0.024 0 52.15 36.93 37.12

注：孔体积数据是平均值，其中硅质页岩3块样品，混合质页岩2块样品，黏土质页岩6块样品。

4 储层孔隙非均质性特征

4.1 分形维数

页岩储层孔隙结构复杂，孔径分布范围为纳米级到微米级。为获得更加精确的孔隙结构信息，并且充分发挥不同实验方法在不同尺度孔径范围内的优势，本文采用低压二氧化碳吸附、低压氮气吸附和高压压汞实验结果分别表征微孔、介孔和宏孔的结构特征。而分形维数可用来定量表征页岩孔隙结构复杂程度和非均质性，数值增大反映孔隙表面或结构复杂程度升高[30]。鉴于单一模型的局限性，采用不同模型计算不同孔径范围的分形维数。

4.1.1 微孔分形特征

基于Volume-Specific Surface Area（V-S）模型对二氧化碳吸附数据进行分析的解析，定量表征孔径小于1.5 nm的微孔分形维数。V-S模型计算公式[31]如下：
l n V = 3 D C l n S + C                                                                                  
式中：V为吸附量，cm3/g；S为累计比表面积，m2/g；C为常数；DC为微孔的分形维数。研究区页岩微孔的分形维数拟合方程的相关系数R2均在0.9以上（图8， 表2），验证了模型的可靠性。计算得到硅质页岩、混合质页岩和黏土质页岩的微孔分形维数平均值分别为2.299 8、2.213 9和2.411 6，指示混合质页岩的微孔结构最简单，而黏土质页岩的微孔非均质性最强。
图8 开江—梁平海槽吴家坪组不同岩相页岩微孔分形维数拟合曲线

Fig. 8 Fractal dimension fitting curves of micropores in different lithofacies shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

表2 开江—梁平海槽吴家坪组不同岩相页岩微孔分形维数

Table 2 Fractal dimensions of micropores in different lithofacies shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

样品编号 岩相 深度/m R2 DC
D-1 硅质页岩 4 332.30 0.990 9 2.324 7
D-2 4 337.25 0.990 1 2.523 3
D-3 4 339.17 0.990 0 2.051 4
D-4 混合质页岩 4 340.27 0.991 1 2.187 7
D-5 4 341.35 0.992 4 2.240 1
D-6 黏土质页岩 4 367.40 0.991 8 2.628 8
D-7 4 368.43 0.982 5 2.219 8
D-8 4 369.85 0.989 7 2.277 9
D-9 4 366.85 0.988 4 2.209 0

注：R为微孔分形维数拟合曲线的相关系数；DC为微孔的分形维数。

4.1.2 介孔分形特征

基于氮气吸附数据的Frenkel-Halsey-Hill（FHH）模型修正后具有基于两种理论的计算公式[32-34]，结合海相页岩研究成果[7]，优选适用性更强的计算公式：
l n V = D N - 3 l n l n P 0 / P + C                                                                  
式中：V为在相对压力P/P0时氮气吸附的气体体积，cm3/g；P为气体吸附平衡压力，MPa；P0为气体饱和蒸气压力，MPa；DN为介孔分形维数，无量纲； C为常数。
将页岩样品的氮气吸附实验所测得的吸附数据以P/P0=0.5为界限，根据公式（2）作分段拟合曲线（图9），据此定义低压区（P/P0介于0~0.5）分形维数DN1表征孔隙表面不规则程度和粗糙度，高压区（P/P0介于0.5~1.0）分形维数DN2表征孔隙空间复杂程度和非均质性[35]。实验数据显示（表3），硅质页岩为DN2平均值最大的岩相，结合扫描电镜孔隙发育特征分析，硅质页岩发育大量不规则状的有机质孔，其边界粗糙导致强非均质性。混合质页岩为DN1平均值最大的岩相，因其含有大量易被有机酸溶蚀的碳酸盐矿物，从而增加了孔隙表面的复杂程度。
图9 开江—梁平海槽吴家坪组不同岩相页岩介孔与宏孔的分形维数拟合曲线

Fig. 9 Fractal dimension fitting curves of mesopores and macropors in different lithofacies shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

表3 开江—梁平海槽吴家坪组不同岩相页岩介孔与宏孔的分形维数

Table 3 Fractal dimensions of mesopores and macropors in different lithofacies shales of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

样品
编号		 岩相 深度/m 介 孔 宏 孔
0<P/P0<0.5 0.5<P/P0<1.0 PC<1.0 MPa PC>1.0 MPa
R12 DN1 R22 DN2 R12 DHg1 R22 DHg2
D-1 硅质
页岩		 4 332.30 0.976 6 2.682 2 0.914 4 2.882 6 0.986 7 2.220 0 0.996 5 2.741 4
D-2 4 337.25 0.977 9 2.683 2 0.922 1 2.873 9 0.908 0 2.320 1 0.938 1 2.451 9
D-3 4 339.17 0.979 5 2.694 7 0.906 6 2.893 2 0.987 3 2.227 7 0.961 7 2.659 5
D-4 混合质
页岩		 4 340.27 0.983 3 2.682 1 0.924 0 2.882 6 0.928 5 2.243 9 0.939 6 2.344 8
D-5 4 341.35 0.986 6 2.697 3 0.968 7 2.881 5 0.991 0 2.174 1 0.990 0 2.706 1
D-6 黏土质
页岩		 4 367.40 0.999 1 2.608 2 0.976 4 2.755 3 0.913 1 2.177 0 0.965 5 2.747 6
D-7 4 368.43 0.999 1 2.622 3 0.949 3 2.792 8 0.982 5 2.228 3 0.947 1 2.540 8
D-8 4 369.85 0.998 5 2.624 2 0.924 5 2.809 9 0.989 7 2.355 8 0.965 9 2.803 0
D-9 4 366.85 0.996 2 2.640 4 0.931 4 2.803 4 0.979 5 2.281 8 0.996 6 2.512 1

注：P为气体吸附平衡压力，MPa；P0为气体饱和蒸气压力，MPa；PC为任意孔径对应的毛细管压力，MPa；R1、R2为分形维数拟合曲线的相关系数；DN1表征介孔表面不规则程度和粗糙度；DN2表征介孔空间复杂程度和非均质性；DHg1表征宏孔连通性；DHg2表征宏孔结构异质性。

4.1.3 宏孔分形特征

基于毛细管力与孔径之间的负相关关系[36]，高压压汞分形模型通过进汞饱和度与毛细管力建立宏孔分形维数计算公式：
l g S H g = - 2 - D H g l g α - 2 - D l g P C                                            
式中：SHg为进汞饱和度，%；PC为任意孔径对应的毛细管压力，MPa；DHg为宏孔分形维数，无量纲；α为常数。
受限于微孔检查误差以及岩样形变现象，本文DHg只用于表征宏孔分形特征。吴家坪组页岩出现两段式分形特征（图9），低压段（PC<1.0 MPa）DHg1表征孔隙连通性，高压段（PC>1.0 MPa）DHg2指示孔隙结构异质性。实验数据显示（表3），黏土质页岩DHg1值最大，结合扫描电镜观察，黏土矿物呈片状发育，层间缝在孔隙间形成有效沟通，由此造成该类页岩的强非均质性。硅质页岩和黏土质页岩的DHg2值相差不大，且均大于混合质页岩，揭示硅质矿物与黏土矿物均会影响宏孔结构的发育。
综上所述，多尺度分形维数分析揭示了岩相控制孔隙发育的特征：硅质页岩介孔和宏孔分形维数呈现出最强的孔隙结构异质性，对应其有机质孔的复杂程度主要体现在多期次演化及蜂窝状或不规则椭圆状的差异上；混合质页岩介孔表面分形维数为最大值，表征其孔隙表面复杂程度最高，体现溶蚀孔发育的不规则特性；黏土质页岩则在微孔和宏孔中表现为强非均质性，反映塑性黏土矿物层间孔缝对多尺度孔隙结构均产生不同程度的影响。

4.2 页岩孔隙非均质性影响因素

页岩中有机质和无机矿物组分对页岩孔隙发育具有较强的影响作用。为明确开江—梁平海槽吴家坪组页岩孔隙分形维数与其总有机碳含量及矿物组分之间的关系，对各因素与不同孔径范围内的孔隙分形维数进行相关性分析。由于研究区页岩的主要矿物类型在硅质矿物和黏土矿物之间变化，因此孔隙非均质性影响因素分析仅针对硅质页岩和黏土质页岩展开。结果表明不同岩相的TOC及矿物组分对不同孔径孔隙对应的分形维数存在不同程度的影响作用（图10）。
图10 开江—梁平海槽吴家坪组页岩孔隙分形维数影响因素矩阵图

Fig. 10 Matrix diagram of influencing factors on shale pores fractal dimensions of Wujiaping Formation in Kaijiang-Liangping Trough

相关性分析表明：TOC在硅质页岩中与DN1、DN2值相关系数为0.94和0.97，与DHg1值相关系数为0.45；而在黏土质页岩中TOC仅与宏孔分形维数呈正相关，相关系数为0.56。硅质页岩孔隙分形维数随着TOC的增加明显增大，是因为页岩有机质中发育大量的有机质孔，而有机质孔以不规则形状为主，且孔隙表面粗糙，增强了其非均质性；黏土质页岩中的有机质多与黏土矿物形成“复合体”，导致生成的有机质更易于压实[37]，造成有机质孔体积变小。此外，有机质在生烃过程中产生的有机酸对粒间孔、粒内孔以及溶蚀缝的发育起到促进作用，导致宏孔体积增大，因此有机碳含量对研究区页岩宏孔的发育具有积极作用。
不同矿物组分对不同尺度孔隙分形维数的影响也不尽相同。硅质页岩中碳酸盐矿物与DN1、DN2值相关系数分别为0.61和0.64，这可能是因为碳酸盐矿物易形成的不规则的溶蚀孔隙，增强了孔隙非均质性特征。石英与不同尺度孔隙的分形维数均无明显相关性，表明石英因其自身具有更强的刚性，在沉积过程中能够有效保护孔隙结构的完整性，避免了孔隙在演化过程中变得更复杂。在硅质页岩中黏土矿物与DN1、DN2、DHg1值呈负相关，相关系数分别为-0.58、-0.55、-0.76；黏土质页岩中黏土矿物与DN1、DN2值相关系数为-0.96和-0.73。黏土矿物具有更好的延展性，导致孔隙在成岩过程中遭受压实作用而被挤压变形甚至消失，因此随着黏土矿物含量的增加，分形维数呈降低的现象。两种岩相中黏土矿物与DHg2值均呈现正相关，其原因为：当孔径大于2 μm时，较大的宏孔结构可能在沉积过程中发生形变，导致其孔隙表面形状变得不规则；同时，黏土矿物易充填在大孔隙中，使得孔喉分布变得复杂，增强了较大孔隙的非均质性；此外，宏孔中黏土矿物之间的相互转化可形成孔隙，使得分形维数DHg2值与黏土矿物具有一定正相关性。

5 地质意义

页岩微观孔隙结构对气体渗流和吸附过程起到控制作用[38]，复杂的孔隙结构影响页岩对气体的吸附。分形维数特征不仅可以反映页岩储集空间的非均质性，同时对页岩气评价具有一定的地质意义。页岩孔隙分形维数与甲烷吸附能力呈正相关[8]。
本文的研究表明，整体上硅质页岩孔隙的分形维数最大，而且硅质页岩孔隙分形维数与TOC呈正比，因此极富有机质硅质页岩的分形维数最大，富有机质硅质页岩次之。分形维数越高表明其孔隙结构的非均质性越强，且分形维数的增加也意味着孔隙比表面积的增加[8,39]，从而具有更多的可吸附空间。此外，孔隙结构的复杂程度影响气体扩散速率，分形维数越高表示气体运移路径越长，即孔隙结构越复杂，气体越易在储层中滞留[40]。同时，研究区页岩为海相深层页岩，其硅质多为生物成因[41]。高硅质矿物含量的页岩通常具有高有机质丰度，有机质在热演化过程中不断进行生烃排烃，进而在极富—富有机质页岩中形成丰富且非均质性强的孔隙网络。
由此可见，开江—梁平海槽吴家坪组页岩具有明显的非均质性，不仅表现在不同层段矿物组分的差异，还体现在不同岩相之间孔隙类型、孔径分布及分形特征的差异上。页岩孔隙非均质性影响因素复杂多样，成岩作用、矿物组分、有机碳含量等均对分形特征起到不同程度的控制作用。通过分析不同页岩岩相品质，综合不同尺度孔隙分形维数，得到研究区优势岩相主要分布在吴三段的极富—富有机质硅质页岩层段（图1c）。高有机质丰度为页岩气提供了充足的物质来源，同时高分形维数所表征的强非均质性和高比表面积为页岩气提供了良好的吸附空间。

6 结论

（1）开江—梁平海槽吴家坪组页岩矿物组分含量变化频繁，具有明显的非均质性。纵向上，由下至上呈现出石英和方解石含量逐渐增加、黏土矿物含量相对减少的此消彼长的变化趋势，从吴一段到吴三段页岩岩相由黏土质页岩向混合质页岩及硅质页岩过渡。
（2）吴家坪组页岩储层发育丰富的纳米级孔隙，不同岩相页岩孔隙结构非均质性强。页岩孔隙的孔径分布具有多峰特征，硅质页岩和混合质页岩的孔径主要分布在0.5~0.6 nm、0.8 nm、1.2~1.4 nm、2.5~3.5 nm、4~5 nm、10 nm以及>100 nm范围。
（3）吴家坪组页岩孔隙具有多重分形特征，通过二氧化碳吸附V-S模型、氮气吸附FHH模型以及高压压汞实验的分形理论计算获得不同孔径范围的分形维数。不同岩相之间的分形维数各有差异，其中硅质页岩的各类分形维数整体最大，说明此类页岩的孔隙发育程度复杂、非均质性强。
（4）硅质页岩中有机碳含量与DN1、DN2、DHg1呈正相关，碳酸盐矿物含量与DN1、DN2呈正相关。而黏土质页岩中有机碳含量仅与宏孔分形维数正相关，黏土矿物含量与DN1、DN2、DHg1值呈负相关。这两种岩相中DHg2值与黏土矿物含量均呈现正相关，与石英含量无明显相关性。页岩孔隙结构发育越复杂、孔隙表面越粗糙，则越有利于页岩气的富集。结合TOC和矿物组分对页岩孔隙分形维数的影响，综合认为极富—富有机质的硅质页岩为优势岩相。

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