深层页岩气储层孔隙特征研究进展——以四川盆地下古生界海相页岩层系为例

孔隙结构对于深层页岩气储层中异常高压的保持乃至页岩气的保存与富集均具有一定的指示作用,是事关深层页岩气能否保存与富集的重要研究内容。为此,通过调研和分析国外深层页岩气储层孔隙特征,对比四川盆地深层、超深层页岩孔隙的最新研究成果,系统分析了深层页岩气储层孔隙的非均质性和连通性,进一步明确了超压对深层页岩油气储层孔隙结构的影响,总结了近年来深层页岩气储层孔隙特征研究成果。研究结果表明：①典型深层、超深层页岩中的微孔段、介孔—大孔段孔隙具有多重分形的特征,多重分形谱相关参数α_5––α₅₊值与多重分形维数相关参数H指数分别对深层页岩储层孔隙的非均质性及连通性具有较好的指示作用;②四川盆地下古生界页岩储层孔隙的连通性、非均质性与埋藏深度不具有明显的相关性,但受页岩总有机碳含量、矿物含量、有机质成熟度等因素的影响则较大;③高上覆地层压力所带来的机械压实作用对超深层页岩的影响显著,但其对深层页岩的孔径、孔隙形态等参数以及介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积等特征比值的影响则较为有限;④页岩层系超压能够在一定程度上抵消上覆地层压力对孔隙（特别是微孔）的机械压实作用,可以延缓甚至改变孔隙度随埋藏深度加深而下降以及孔隙形状系数随埋藏深度加深而减小的趋势,对于页岩气的保存与富集具有积极意义;⑤深层页岩中固体沥青孔隙形状系数与其所处封闭流体系统超压特征具有中度相关性。     

川东北地区二叠系大隆组深层页岩气储层孔隙结构及其分形特征

页岩储层特性是影响页岩气富集和开采的关键因素之一。四川盆地北部发育的上二叠统大隆组是重要的海相优质烃源岩,而针对川东北地区大隆组页岩储层的研究还有待深入。以川东北地区大隆组深层页岩为研究对象,利用高分辨率场发射扫描电镜、二氧化碳吸附、氮吸附及高压压汞等技术,开展大隆组深层页岩储层不同孔径孔隙结构的定性—定量研究,并运用基于二氧化碳吸附的V-S模型、氮吸附的FHH模型和高压压汞的分形几何模型对不同孔径的孔隙进行分形拟合,表征页岩孔隙结构的复杂程度和非均质性特征。结果表明,川东北地区大隆组深层页岩储层发育丰富的纳米级有机孔和少量的无机孔,有机孔发育特征随有机质显微组分不同和分布形式差异而显示强的非均质性。大隆组深层页岩孔隙结构与龙马溪组深层页岩相似,以介孔和微孔为主,占总孔体积的90%以上;页岩孔隙结构主要受有机质丰度的影响。分形特征研究结果显示,深层页岩宏孔非均质性强于介孔和微孔。其原因可能为深层页岩微孔孔径较小,分布集中,成因单一,受成岩作用影响较小,孔隙结构较为简单,具有较小分形维数;而宏孔孔径较大,分布范围较广,成因多样,易受成岩作用影响,表现出强非均质性。深层页岩微孔—介孔因其丰...     

四川盆地深层页岩储层孔喉特征——以自贡地区自201井龙马溪组为例

四川盆地蜀南地区深层页岩气分布广泛,具有良好的勘探前景,已成为页岩气勘探开发重要的接替领域,但目前缺乏系统成果,特别是对深层页岩储层的认识亟待深化。研究选取蜀南自贡地区第一口深层页岩气评价井——自201井龙马溪组为研究对象,系统开展CO_2吸附、N_2吸附及高压压汞实验,实现孔隙的全孔径表征,阐明深层页岩储层的孔喉特征及其主控因素。研究结果表明,研究区龙马溪组页岩孔体积呈多峰分布的特点,主要峰值位于0.5～0.6nm之间、2.0～3.0nm之间和10～30nm之间;微孔、中孔和宏孔对体积贡献比例分别为39.1%、45.1%和15.8%;比表面积贡献比例分别为74%、25.9%和0.04%。有机质丰度与石英含量是影响深层龙马溪组页岩孔隙发育的关键因素,直接决定了微孔和中孔的孔隙体积与比表面积。相关认识对丰富研究区深层页岩气富集规律具有重要的指导意义。     

准噶尔盆地二叠系风二段凝灰岩储层孔隙多重分形特征

凝灰岩储层作为致密油气储层的一种,其微纳米孔隙对油气的储存有着较大的影响。为明确准噶尔盆地哈山地区二叠系风二段凝灰岩储层孔隙结构及非均质性特征,选取哈山地区哈11井6块凝灰岩样品,采用总有机碳含量测定、全岩矿物组分分析,通过CO2和N2吸附实验对凝灰岩储层孔隙结构进行表征,结合多重分形理论,分析孔隙的非均质性及连通性。结果表明：所选凝灰岩样品TOC平均为0.931%,矿物组分以长石、石英、黏土矿物以及白云石为主。微孔主要发育0.33～0.38,0.50～0.68及0.72～0.86 nm3个孔径区间内的孔隙,介-宏孔主要发育2.94～16.09 nm孔径区间内的孔隙。广义分形维数（Dq）随着q的增大而减小,奇异分形谱呈凸起的非对称抛物线状,凝灰岩储层孔隙具有多重分形特征。微孔（0～2 nm）具有较小的奇异谱谱宽（Δα）和较大的Hurst指数（H）,而介-宏孔（2～100 nm）具有较大的Δα值和较小的H值,表明微孔具有较好的均质性和连通性。介-宏孔的非均质性受孔体积的影响,随着孔体积的增大,孔隙非均质性增强,连通性降低。TOC和矿物组分对孔隙非均质性含量和连通性均有不同程度的影响,TO...     

松辽盆地长岭断陷沙河子组页岩孔径多重分形特征与岩相的关系

为了分析不同页岩岩相孔径分布的非均质特征及其影响因素,采用CO₂与N₂吸附实验分别对长岭断陷沙河子组页岩的8种岩相进行了孔隙结构表征,并运用多重分形理论研究孔径分布非均质性。结果表明：对于微孔,富有机质黏土质页岩具有最大的孔体积和比表面积,富有机质混合质页岩具有最小的孔体积和比表面积;对于中—宏孔,富有机质混合质页岩具有最大的孔体积,含有机质黏土质页岩具有最小的孔体积和比表面积。随着q的增大,气体吸附曲线的广义分形维数Dq减小,多重分形奇异谱函数α-f（α）呈现连续分布,表明页岩孔径分布具有多重分形特征;在微孔中,富有机质硅质页岩孔径离散程度最弱,富有机质混合质页岩孔隙非均质性最强;在中—宏孔中,富有机质硅质页岩具有孔隙非均质性最强、孔径分布离散程度最弱的特点;微孔与中—宏孔相比,整体非均质性较低;根据偏最小二乘回归法分析结果,不同岩石组分对于岩相的影响存在显著差异,其中TOC含量是影响孔隙非均质性的主要因素。该研究成果可从多重分形理论角度揭示不同岩相的孔径分布特征差异,为松辽盆地长岭断陷沙河子组页岩储层开发提供依据。     

基于分形理论的页岩储层微观孔隙结构评价

页岩储层微观孔隙结构评价对页岩气勘探开发具有重要的意义,为了更有效地研究页岩储层微观孔隙结构特征,利用高压压汞实验结合分形理论对孔隙结构进行分析。高压压汞结果显示岩样孔径主要分布在3~18nm范围内,岩样孔隙以微孔和过渡孔为主,微孔和过渡孔提供了大部分孔体积。岩样比表面积主要由微孔贡献,微孔和过渡孔提供了页岩气主要的吸附空间。分形维数分析结果表明:页岩岩样的分形分布可明显的分为2段,过渡孔、中孔和大孔的分形维数接近3,说明该部分孔隙非均质性强,体现出较强的分形特征;微孔的分形维数小于1,分析原因可能是压汞实验仅可以描述微孔的一部分,对孔径3nm的微孔描述不到,因此对微孔的孔隙结构评价不够全面,使分形维数的计算结果超出理论范围。     

四川盆地深层海相页岩气赋存机理与勘探潜力

深层—超深层页岩气是四川盆地天然气增储上产的战略接替领域。基于志留系页岩气的大量勘探开发实践、实验测试资料和前瞻性研究成果,探讨了深层海相页岩气的赋存状态与聚集机制,指出了四川盆地深层页岩气的有利勘探区。页岩的纳米孔喉系统决定了其内部聚集的天然气呈现吸附态,主要以单分子层在微孔—介孔中吸附聚集。页岩吸附气量除受控于孔、缝的比表面积,还受TOC含量、温度、压力和含水性的影响。深层高温条件下,页岩储层的最大吸附气量较低,随着温度降低页岩的吸附能力增强,最大吸附气量也逐渐增加。页岩气在深层超压条件下主要以游离气赋存,呈超临界状态高密度聚集,游离气含量受储集空间及孔喉结构、埋藏深度、地层温度和压力、超临界流体性质以及页岩含水性等诸多因素综合影响。在抬升过程中,因构造改造的强度、时间和方式不同,页岩气的赋存相态转化及散失机制不同。其中,抬升幅度小且改造强度弱时,页岩气层仍保持深层"游离气为主,超压富气"的特性;抬升至中—浅层时,受断裂开启、剥蚀露头和页岩自封闭性降低等游离气散失机制影响,页岩气层的含气量和游离气量降低、吸附气占比增加,因此,远离剥蚀区、大断裂带的深埋藏区是深层页岩气的最有利富集区。四川盆地内部构造相对稳定,深层海相页岩气普遍保持着"早期滞留,超压富气"的成藏特征,优选宜宾—泸州地区、綦江—涪陵地区、永川—大足地区和垫江—梁平地区为有利勘探区。     

四川盆地深层页岩储层孔喉特征

四川盆地蜀南地区深层页岩气分布广泛,具有良好的勘探前景,已成为页岩气勘探开发重要的接替领域,但目前缺乏系统成果,特别是对深层页岩储层的认识亟待深化。研究选取蜀南自贡地区第一口深层页岩气评价井——自201井龙马溪组为研究对象,系统开展CO₂吸附、N₂吸附及高压压汞实验,实现孔隙的全孔径表征,阐明深层页岩储层的孔喉特征及其主控因素。研究结果表明,研究区龙马溪组页岩孔体积呈多峰分布的特点,主要峰值位于0.5~0.6nm之间、2.0~3.0nm之间和10~30nm之间;微孔、中孔和宏孔对体积贡献比例分别为39.1%、45.1%和15.8%;比表面积贡献比例分别为74%、25.9%和0.04%。有机质丰度与石英含量是影响深层龙马溪组页岩孔隙发育的关键因素,直接决定了微孔和中孔的孔隙体积与比表面积。相关认识对丰富研究区深层页岩气富集规律具有重要的指导意义。     

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明，地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响，以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例，依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料，研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明：①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制，孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用，总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好；②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著，而对硅质页岩的影响则较低；③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好；④盆内深层页岩气泄压程度低，保存条件优越，储层物性普遍优于盆缘常压—超压区，富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能；⑤盆缘常压区泄压程度较高，富黏土质页岩储集性能降低，封盖性增强，并逐渐演化为直接盖层。     

压力演化对页岩气储层的控制作用——以四川盆地五峰组—龙马溪组为例

中国南方海相页岩气勘探开发的实践表明,地层压力对于页岩气的保存及勘探开发具有重要的影响。为了进一步明确压力演化对页岩气储层演化的影响,以四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为例,依据岩相、物性、孔隙结构、包裹体分析与页岩微观特征等资料,研究了压力演化对页岩气储层的控制作用。研究结果表明:①页岩气储层物性与孔隙结构受岩相、埋深与压力演化的共同控制,孔隙压力超压对埋藏压实具有抑制作用,总体上有利于页岩有机孔的保持和物性向好;②泄压期次与泄压强度影响了五峰组—龙马溪组不同岩相页岩的差异演化对高应力敏感性黏土质页岩的影响尤为显著,而对硅质页岩的影响则较低;③区域抬升与泄压时期晚、泄压时期短和泄压强度低最有利于有机孔的保持和页岩气储层物性向好;④盆内深层页岩气泄压程度低,保存条件优越,储层物性普遍优于盆缘常压—超压区,富有机质硅质页岩与黏土质页岩均具有较好的储集性能;⑤盆缘常压区泄压程度较高,富黏土质页岩储集性能降低,封盖性增强,并逐渐演化为直接盖层。     

挤压应力对川东渝南龙马溪组页岩孔隙的影响

湘西渝南隔槽式褶皱向川东隔挡式褶皱推进,地层具有递进衰减变形的特征,所受挤压应力逐渐衰减。为探究挤压力强弱对页岩孔隙的影响程度,应用高压压汞法和低温液氮法测定了川东渝南不同地区的龙马溪组页岩样品的孔隙特征。研究结果表明：强烈的挤压应力会加剧孔隙压实及黏土矿物转化,对大孔及微裂隙的破坏明显;挤压应力造成地层隆升,导致页岩地层受热生烃时间产生差异,微孔、介孔发育受影响;滑脱面和储层超压在一定程度上加剧或缓冲挤压应力对页岩储层的破坏。受挤压应力改造后的页岩储层能较好控制油气的扩散及渗流,且微、介孔的发育可为页岩气吸附提供大量空间,影响页岩气的赋存富集。该研究有效结合中上扬子地台构造应力学特征及页岩储层特征,为研究南方海相页岩的赋存富集提供了科学依据。     

中上扬子区海相页岩气储层孔隙结构非均质性特征

页岩气储层存在从纳米尺度到宏观尺度的非均质性。采用多种实验数据,分析中上扬子地区筇竹寺组与龙马溪组页岩气储层孔隙结构与微观非均质性、孔隙演化规律及影响因素。研究认为,筇竹寺组与龙马溪组属良好页岩气发育层位,黑色页岩厚度一般分别大于100m和50m。筇竹寺组孔隙度、总孔容和孔比表面积等孔隙结构参数均低于龙马溪组,差异性较大。龙马溪组以微孔—过渡孔占绝对优势;孔隙结构参数变异系数及核磁共振弛豫时间T2特征均表明筇竹寺组非均质性更强;最利于储气的微孔不稳定,较少存在渗流型孔隙,各级孔隙间连通性弱;龙马溪组微孔稳定,具渗流型孔隙,连通性好。高成熟度利于有效孔隙形成,有机酸可促进溶蚀孔发育,机械压实作用造成粒内孔和粒间孔减少,黏土矿物通过自身形态转变和层间水排出影响孔隙。储层所受多期构造应力场相似,形成张性和剪性裂隙网,增加储集空间、连通性和渗透性;物质成分及其成岩演化是孔隙结构主要内因,也是孔隙演化本质,孔裂隙显著受TOC和石英等物质影响;TOC和石英含量与总孔容和孔比表面积呈正线性关系,黏土矿物含量与之呈负线性关系。     

四川盆地深层—超深层天然气勘探进展与展望

四川盆地深层—超深层天然气勘探近年来虽然取得了重大突破,但天然气整体探明率仍然较低。为了进一步明确四川盆地深层—超深层天然气的勘探前景,对先期在常规天然气领域发现的普光、元坝、安岳、龙岗等大型礁滩气田(藏)与该盆地南部丁山、东溪深层非常规天然气——页岩气勘探突破进行了系统深入地研究与分析。研究结果表明:①对于常规天然气领域的深层—超深层礁滩气藏来讲,大型高能相带是控制规模性礁滩储层发育的基础,储层原始孔隙度高,早成岩期大气淡水溶蚀、白云岩化、不整合岩溶、"孔缝耦合"则主要控制次生孔隙的发育,热液流体对储层的贡献具有双面性,烃类早期充注等保持性成岩作用则使得早期孔隙得以保存至今,大型天然气成藏多具有"近源富集、相态转化、动态调整"的特点,持续保存是关键;②对于非常规天然气领域的深层—超深层页岩气藏来讲,页岩气普遍具有"高地层压力、高孔隙度、高含气量"的"超压富气"特征,"石英抗压保孔"和"储层流体超压"是深层优质页岩高孔隙度发育的关键,晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持"高地层压力、高含气量"的主要原因。结论认为,四川盆地深层—超深层常规与非常规天然气勘探潜力巨大;深层—超深层天然气地质目标识别与"甜点"预测以及高温高压工程工艺等核心技术的进步,是深层—超深层天然气高效勘探的前提和保障。     

川南ZX向斜五峰组——龙马溪组页岩孔隙特征及差异性

文中选取四川盆地南缘ZX向斜五峰组—龙马溪组下段页岩样品进行研究,系统分析了其纳米孔隙结构特征和产生差异性的主要影响因素,根据Frenkel-Halsey-Hill模型计算了页岩孔隙的分形维数。结果表明：页岩孔隙的比表面积主要受控于微孔和介孔,孔体积主要受控于介孔和宏孔,随着埋深增加,比表面积明显增大;总有机碳质量分数（TOC）与比表面积和孔体积呈正相关性,镜质组反射率（Ro）对纳米孔隙发育有积极影响,钙质硅质混合页岩的分形维数较大。总体上,TOC和Ro是影响页岩纳米孔隙发育的主要因素,钙质硅质混合页岩具有更复杂的孔隙结构,是有利于开发的优质储层。     

基于氩气吸附的页岩纳米级孔隙结构特征

为了研究页岩储层微观孔隙结构特征,以川南地区龙马溪组页岩为研究对象,应用场发射扫描电镜（FE-SEM）定性描述页岩镜下孔隙形态及确定其类型,创新使用低温氩气（Ar）吸附实验测量页岩样品的比表面积、孔体积以及孔径分布,实现了页岩小于100 nm（纳米级）孔隙的连续测量,并根据FrenkelHalsey-Hill（FHH）模型研究了页岩孔隙结构的分形特征,探讨了有机质对页岩孔隙结构及分形特征的影响。结果表明：川南地区龙马溪组页岩储层主要发育有机质孔、粒间孔及粒内孔,并以有机质孔为主。Ar吸附等温线表明,纳米级孔隙以狭缝型为主,孔径主体分布在10 nm以下的微孔和介孔中,呈“三峰”特征,微孔主要集中在0.6～0.9 nm以及1.8～2.0 nm,介孔主要集中在4.0～5.0 nm。纳米级孔隙分形维数为2.55～2.64,表现出较强的非均质性。有机碳（TOC）含量控制了页岩纳米级孔隙的发育,TOC含量的增加使得页岩中微孔及其所占比例增高,分形维数增大,孔隙结构趋于复杂,有利于页岩储层吸附能力的增强。该研究成果对川南地区龙马溪组页岩储层纳米级孔隙结构特征研究具有重要意义。     

威远构造W 202井区龙马溪组页岩气储层微观孔隙结构特征

为深入探究川西南威远构造W 202井区龙马溪组页岩气储层微观孔隙结构特征,利用页岩储层岩心样品,开展岩石物性、低温氮气吸附、高压压汞、场发射扫描电镜等实验,通过分类描述页岩孔隙空间类型,对微孔隙、介孔隙、宏孔隙与比表面积、孔体积分布特征进行分析。研究结果表明,龙马溪组页岩气储层微观孔隙结构对含气性具有明显的控制作用,吸附气储集能力主要受微孔隙控制,游离气储集能力主要受介孔隙和宏孔隙控制,富有机质硅质页岩和富有机质黏土质页岩的岩相组合有利于页岩气的生成与保存。结合孔隙结构特征、储集条件和物性、有机质含量、吸附能力特征参数,建立分类评价方法,确认龙马溪组底部页岩以有机质孔为主,孔隙连通性好,吸附能力强,为最优质储层,不仅为预测页岩气藏地质和工程甜点打下基础,也为页岩气开发设计方案调整提供了依据。     

山西河东煤田中—南部煤系页岩气储层微观特征

为探讨山西河东煤田中—南部海陆过渡相煤系页岩气储层微观特征,表征储层孔隙结构参数发育特征及影响因素,应用扫描电镜并结合氩离子抛光技术对储层各类孔隙形貌特征进行直观观察研究;借助高压压汞、低温液氮吸附实验测试对泥页岩储层孔径分布、孔体积和比表面积进行间接表征;通过单因素拟合分析及SPSS多因素综合分析表征孔隙结构参数的影响因素。结果表明,页岩中主要发育有机质孔、粒间孔、粒内孔和微裂隙4类孔隙,孔隙形态以四周开放的平行板状孔,细颈广体孔和墨水瓶孔为主,孔隙连通性较好;孔径多为纳米尺度,以微孔和介孔为主,储层孔体积和比表面积发育主要由微孔和介孔贡献;孔体积和比表面积与黏土矿物含量、TOC和R_O呈正相关关系,与脆性矿物含量呈负相关关系;黏土矿物和脆性矿物中,孔体积和比表面积与伊利石、绿泥石、伊/蒙间层和斜长石含量呈正相关关系,与石英、钾长石和高岭石含量为负相关关系。研究结果精细表征了河东煤田中—南部山西组、太原组和下石盒子组煤系页岩气储层微观特征及影响因素,对于河东煤田中—南部地区煤系页岩气资源勘探开发具有一定理论指导意义。     

陆相页岩储层孔隙分形特征——以四川盆地三叠系须家河组为例

基于氮气等温吸附、高压压汞测试结果,研究四川盆地三叠系须家河组陆相页岩孔隙结构的分形特征。分析结果表明:须家河组页岩孔隙结构复杂,基质孔隙以纳米级孔隙为主,孔径分布在2~100nm之间;须家河组页岩孔隙具有显著分形特征,分形维数在2.6~2.75之间,平均值为2.66;须家河组页岩分形维数与有机碳含量、微孔孔隙体积、比表面积正相关,与矿物含量相关性不强;页岩分形维数随热演化程度增加具有“先降后增再降”阶段性变化特征。探索性提出页岩优质储层孔隙分形维数分布范围在2.6~2.8之间,为我国陆相页岩储层定量表征及页岩气有利区评价提供新思路和手段。     

四川盆地平桥地区五峰——龙马溪组页岩微观孔隙特征研究

基于氩离子抛光扫描电镜、吸附脱附实验等方法,对四川盆地平桥地区五峰组-龙马溪组下部页岩微观孔隙进行了研究。结果表明,富有机质的硅质页岩和碳质页岩微观孔隙以有机孔和微裂缝为主;孔隙结构相对复杂,孔隙形态丰富,孔径范围较大。吸附脱附实验显示,该页岩既有狭窄的平行板片状孔、少量的锥形平板孔和楔形孔,孔隙连通性相对差,又有规则开放圆孔与一端开口的墨水瓶状孔,孔隙开放性、连通性相对好。氩离子抛光扫描电镜法测量有机孔以细介孔为主且偏向微孔;吸附法测量比表面积为9～32.6 m^2/g,平均18.0 m^2/g,值偏低,BET法孔径为3.23～4.35 nm,BJH法孔容平均0.016 5 cm^3/g,以细介孔为主,且偏向微孔界线。综合分析认为,研究区页岩储层微观孔隙以细介孔为主,且介孔和微孔贡献了绝大部分的比表面积。     

页岩气储层特征及含气性主控因素——以湘西北保靖地区龙马溪组为例

湘西北保靖地区龙马溪组富有机质泥页岩是重要的页岩气勘探层位。为研究其页岩气储层特征和气体赋存规律,利用矿物组分、有机地球化学、物性、含气性、等温吸附、扫描电镜和Nano-CT扫描等测试资料,并结合野外地质调查,分析和探讨了龙马溪组岩相特征、储层特征及储层含气性主控因素。结果表明:龙马溪组发育3种岩相,分别为炭质-粉砂质泥页岩相、炭质泥页岩相、含炭泥质粉砂岩相;储层孔隙类型主要包括粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、化石孔、有机质孔和微裂缝,其中裂缝类型主要为构造缝和成岩缝;孔隙按孔径大小可分为微孔、介孔和宏孔,介孔占总孔容的比重最大,其次是微孔,宏孔最少。综合分析认为:微孔孔容、页岩比表面积与甲烷最大吸附量呈正相关性,受控于页岩有机质含量(TOC);微裂缝与页岩含气量也呈正相关性,说明微裂缝的发育程度对页岩含气性具有影响作用。利用Nano-CT扫描结果,认为绝大部分气体流动空间位于有机质孔隙以及微裂缝中。TOC和微裂缝的发育程度是该区龙马溪组页岩气富集的主控因素。