鄂尔多斯盆地东南部延长组长7段富有机质页岩孔隙特征

为研究鄂尔多斯盆地长7段陆相富有机质页岩孔隙发育特征,采用覆压孔隙度测量、脉冲衰减渗透率测量、低温氮气吸附实验等结合氩离子抛光—扫描电镜成像分析,对页岩孔隙发育特征进行深入研究。结果表明,页岩储层孔隙主要为纳米量级,少量黏土矿物粒间孔可达微米级别;孔隙类型主要有粒间孔、黄铁矿微球粒晶间孔、粒内孔、有机孔及少量微裂缝,其中黏土矿物粒间孔最发育,有机孔相对较少;页岩孔径分布复杂,含有大量的中孔(2~50nm)、大孔(50nm)及少量的微孔(0~2nm),中孔和大孔是孔隙体积的主要贡献者,微孔和细中孔(2~10nm)是比表面积的主要贡献者;样品渗透率变化幅度大,与页岩中裂缝的发育程度及孔隙结构有关。     

松辽盆地北部青一段泥页岩储集特征及孔隙演化

松辽盆地青一段是泥页岩油勘探重点层段。利用泥页岩物性分析、氩离子抛光和场发射电镜观察探讨该套泥页岩物性特征及孔隙类型,根据成熟度演化、生烃转化、有机酸含量与孔隙度的变化关系分析了泥页岩孔隙演化特征。研究结果表明:青一段泥页岩孔隙度较高、渗透率很低,总孔隙度平均为7. 94%,基质渗透率平均为1. 16×10~(-8)μm~2;孔隙类型有粒间孔、晶间孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝;有机质孔为藻类生烃后残留孔隙,孔隙呈长条形和不规则形状,直径多为20～400 nm,有机质孔形成于Ro为0. 7%以后,大量形成对应的Ro为0. 9%～1. 2%,在Ro为1. 2%时孔隙度达2. 7%;当埋深小于2 000 m时青一段泥页岩孔隙度随埋深增加而减小,当埋深大于2 000 m时孔隙度出现2个异常峰值,孔隙度的增大主要因为有机酸溶蚀和藻类生烃作用;根据孔隙度与埋深关系,预测了齐家—古龙凹陷为泥页岩油有利勘探区。研究成果可为松辽盆地泥页岩油勘探和评价提供依据。     

川东南彭水地区龙马溪组页岩孔隙结构特征

以单井分析评价为基础,运用氩离子抛光—扫描电镜对川东南彭水地区龙马溪组页岩的孔隙类型进行研究,将研究区层段页岩孔隙分为六大类(包括微裂缝、粒间孔、晶间孔、粒内孔、有机质孔隙和生物化石内孔隙);孔径大小及分布用液氮吸附法及高压压汞法测定,并对两种方法测得的孔径分布结果进行归一化,得到了目的层段页岩孔径的连续分布情况:2~10nm范围内的介孔最为发育。对脆性矿物含量、黏土矿物含量、有机质丰度和类型、成岩作用以及保存条件等5类影响研究区龙马溪组页岩孔隙结构的因素进行了探讨,分析结果显示有机质丰度为彭水地区龙马溪组页岩孔隙结构的主导内在因素。     

不同极性溶剂萃取对泥页岩孔隙结构的影响

页岩的孔隙类型与孔隙结构直接影响着气体的赋存和产出。为了研究泥页岩中可溶有机质对孔隙结构的影响,按照正己烷、二氯甲烷、四氢呋喃的顺序依次对泥页岩中不同极性可溶有机质进行分离与抽提,利用场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）和低温氮气吸附实验,对比分析了原始样品和萃余物的孔隙结构特征,探讨了不同极性溶剂萃取对泥页岩孔隙结构的影响。结果表明：随着有机溶剂极性的增强,泥页岩中的可溶有机质依次按照饱和烃、芳香烃和非烃组分顺序溶出;原始样品的孔隙主要为粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝4种类型,可溶有机质溶出后,孔隙形态更为不规则,出现更多溶蚀孔,部分粒间孔被脱落黏土矿物碎屑充填;溶剂极性增强,滞后圈的面积减小,BJH孔体积和平均孔径增加,BET比表面积变化不明显;可溶有机质的溶出对泥页岩具有"增孔"和"扩孔"作用,孔径≤2 nm的孔隙含量增加,孔径>2 nm的孔隙含量减少;2~10 nm孔径范围内孔体积和孔比表面积的百分含量减小,10~30 nm孔径范围内变化不明显,30~50 nm孔径范围内明显增加;对孔隙形态的改造过程为：瓶身与瓶颈的孔径比相对较大的"墨水瓶"孔→瓶身与瓶颈的孔径比相对较小的"墨水瓶"孔→楔形孔→平行板状孔。     

页岩气储层孔隙特征差异及其对含气量影响

运用氩离子抛光+扫描电镜和氮气吸附法对渝东南地区龙马溪组的24个页岩样品和川东南地区须家河组10个页岩样品孔隙进行测试,探讨页岩的孔隙特征差异及其对含气量的影响。研究发现,其孔隙类型主要包括有机质孔、矿物粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、矿物层间解理缝和微裂缝等;孔隙形态多为不规则,多呈开放状态;孔隙结构较复杂,纳米级有机质孔丰富,主孔位于2~10 nm。须家河组页岩样品以无机中大孔和微裂隙为主。有机质孔发育差异原因可能是由页岩的有机质类型本身化学分子性质差异造成,也可能是具有催化生气作用的无机矿物或元素与有机质赋存关系差异造成。数理统计结果显示,孔隙类型并不是含气量大小的主控因素,TOC是页岩气藏最本质因素。须家河组页岩中孔隙结构主要受无机矿物影响;龙马溪组页岩样品的TOC是比表面积和孔径为2~10 nm孔发育的本质因素,提供页岩气主要的储存空间。伊利石是孔径为2~10 nm孔发育的重要影响因素,也是提供页岩气存储空间的重要物质。     

鄂尔多斯盆地北部EY-1井太原组黑色泥页岩孔隙特征

为了研究鄂尔多斯盆地北部页岩气赋存条件,应用氩离子剖光扫描电子显微镜、压汞、低温N2吸附解吸等方法,对鄂尔多斯北部EY-1井太原组黑色泥页岩微观孔隙类型及特征进行研究。结果表明:泥页岩样品中主要发育有机质孔、粒内孔、黄铁矿晶间孔、粒间孔、溶蚀孔和微裂隙等孔隙类型。其中,微裂隙长度为0.5~3.0 mm,缝宽1~10μm,连通性较好。高压压汞测得孔隙度平均为0.916 04%,孔径主要集中于微孔和过渡孔,上部的页岩孔隙连通性明显好于下部;用DFT法测得的样品内部孔径小于100 nm,分布呈现双峰,过渡孔较为发育。研究获得的页岩孔隙特征,为鄂尔多斯北部太原组页岩气赋存和储集规律研究提供了重要的参考依据。     

鄂尔多斯盆地东缘煤系伴生泥页岩孔隙特征及主控因素

鄂尔多斯盆地东缘煤系伴生泥页岩广泛发育,页岩气资源潜力大,加强该区泥页岩孔隙特征研究对实现煤层气、页岩气合探共采具有重要意义。通过对研究区山西组、太原组泥页岩样品进行系统的SEM观察、孔渗测试、低温液氮吸附实验、有机地球化学测试及X-射线衍射矿物分析,详细分析了泥页岩孔隙发育特征及主控因素。研究表明:泥页岩中发育的孔隙类型主要有粒间孔、晶间孔、铸模孔、次生溶蚀孔和有机质孔,微裂缝主要发育在脆性矿物晶体间、晶体内和黏土矿物颗粒间,宽度一般为数十纳米;泥页岩孔隙度为1.05%~1.59%,渗透率为(0.001~0.142)×10~(-3)μm~2,山西组泥页岩孔渗性略好于太原组;孔隙以微孔和中孔为主,中孔提供了主要的吸附空间,孔隙形态以开放透气型孔隙为主;有机碳含量、有机质成熟度和无机矿物是影响泥页岩孔隙发育的主要因素,有机碳含量增加,有效孔隙减少,因为成熟度较低时,有机质生成的残留烃可能堵塞了部分较小孔隙;黏土矿物内部及颗粒之间、晶层之间可形成大量微孔及中孔,增加了储集空间,石英矿物可形成较大孔隙和裂缝,改善了泥页岩的渗透性。     

不同极性溶剂萃取对泥页岩孔隙结构的影响

页岩的孔隙类型与孔隙结构直接影响着气体的赋存和产出。为了研究泥页岩中可溶有机质对孔隙结构的影响，按照正己烷、二氯甲烷、四氢呋喃的顺序依次对泥页岩中不同极性可溶有机质进行分离与抽提，利用场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）和低温氮气吸附实验，对比分析了原始样品和萃余物的孔隙结构特征，探讨了不同极性溶剂萃取对泥页岩孔隙结构的影响。结果表明：随着有机溶剂极性的增强，泥页岩中的可溶有机质依次按照饱和烃、芳香烃和非烃组分顺序溶出；原始样品的孔隙主要为粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝4种类型，可溶有机质溶出后，孔隙形态更为不规则，出现更多溶蚀孔，部分粒间孔被脱落黏土矿物碎屑充填；溶剂极性增强，滞后圈的面积减小，BJH孔体积和平均孔径增加，BET比表面积变化不明显；可溶有机质的溶出对泥页岩具有"增孔"和"扩孔"作用，孔径≤2 nm的孔隙含量增加，孔径>2 nm的孔隙含量减少；2~10 nm孔径范围内孔体积和孔比表面积的百分含量减小，10~30 nm孔径范围内变化不明显，30~50 nm孔径范围内明显增加；对孔隙形态的改造过程为：瓶身与瓶颈的孔径比相对较大的"墨水瓶"孔→瓶身与瓶颈的孔径比相对较小的"墨水瓶"孔→楔形孔→平行板状孔。     

通化盆地下白垩统亨通山组泥页岩储层特征

通化盆地下白垩统亨通山组油气显示好,具有良好的常规和非常规油气勘探前景,但目前缺乏系统总结,特别是对亨通山组泥页岩储层特征的认识尚未开展。以通化盆地首次钻遇油气显示的通地1井岩心为研究对象 ,系统开展了X?射线衍射、扫描电镜、液氮吸附等分析测试。研究结果表明：通化盆地亨通山组泥页岩脆性矿物含量为58.2%,石英脆度为35.4%,有利于压裂改造;孔隙类型主要为有机质孔、微裂缝、粒内孔和粒间孔,其中粒内溶蚀孔最为发育,粒间孔次之;泥页岩孔径分布较复杂,主要分布在2~60nm之间,以中孔为主,其次为微孔和大孔;中孔提供了90.87%的孔隙体积和85.74%的比表面积,是页岩气赋存的主要载体。对影响亨通山组泥页岩孔隙结构的因素进行了探讨,认为有机质丰度和显微组分对该地区孔隙的影响较为明显。     

湘西北地区志留纪早期龙马溪组页岩储层孔隙结构特征

为揭示湘西北地区志留纪早期龙马溪组页岩孔隙结构特征,以桃地2井龙马溪组页岩样品为例,通过场发射扫描电镜(FE-SEM)、X射线衍射分析(XRD)、碳硫分析(CS)及低温低压N₂/CO₂吸附实验,明确了龙马溪组页岩储层的矿物组分、有机质富集程度及孔隙发育情况。研究表明：1)研究区内页岩TOC为0.22%～3.63%,平均值为1.52%,矿物组分以石英、长石为主,黏土矿物和碳酸盐矿物含量低,部分层位黄铁矿较发育;2)微孔的发育程度主要受有机质含量控制,有机质类型及其成熟度会影响微孔孔径分布;3)孔径为2～40 nm的中孔主要来自有机质孔,黏土矿物贡献较小,其他矿物组分贡献很小;而孔径>40 nm的中孔受有机质和黏土矿物的影响较小,推测可能是粒间孔和微裂缝等非特定组分因素的作用开始增强。该研究成果有望能为湘西北地区页岩气勘探开发提供依据。     

四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及其控制因素

页岩储层岩石的孔隙结构是影响页岩气藏储集能力和页岩气开采效果的主要因素。为此以四川盆地焦石坝地区下志留统龙马溪组页岩为研究对象,运用氩离子抛光扫描电镜技术、低温氮气吸附脱附法和高压压汞实验对该区页岩储层的微观孔隙结构进行了系统研究。结果表明:①焦石坝地区龙马溪组页岩孔径主要为纳米级,孔隙类型可分为有机质孔、无机孔(粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔)、微裂缝(矿物颗粒内构造缝、层间滑动缝、成岩收缩缝、有机质演化异常压力缝),以有机质孔和黏土矿物粒间孔为主,其中有机质孔分布最为广泛;②TOC与有机质孔含量存在着明显的正相关性,在底部优质泥页岩段(TOC2%)有机质孔最为发育,含量高达50%;③微观孔隙结构复杂,多呈开放形态,以两端开口的圆筒状孔及四边开放的平行板状孔为主,孔径大小主要分布在2~30nm,以中孔为主。在此基础上,分析了该区页岩储层微观孔隙结构的控制因素,结论认为,有机质丰度和热演化程度为其主控因素,黏土矿物含量对其影响相对不明显。     

鄂尔多斯盆地东南部延长组长7段页岩孔隙特征与吸附能力

为了深入研究鄂尔多斯盆地东南部延长组长7段页岩孔隙特征与吸附能力,选取8个岩心样品进行氩离子抛光—场发射扫描电镜、低温氮气吸附及等温吸附等实验。结果表明:该段页岩主要发育粒间孔、粒内孔、黄铁矿晶间孔、有机质孔及微裂缝等5种微观孔隙类型;BET比表面积为1.166~6.964 m2/g,孔体积为0.004 8~0.024 2 cm3/g,平均孔径为8.812~17.882 nm。等温吸附实验模拟了长7段实际温压条件下的页岩吸附量,其最大吸附量为2.0~4.0 mg/g。长7段页岩孔隙以中孔为主,大孔和微孔次之,纳米级孔隙发育,具有较好的吸附能力,可为进一步开展页岩气资源评价提供理论依据。     

南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙特征及控制因素

泥页岩孔隙特征研究是评估页岩气储集能力和评价页岩气开采可行性的关键一步。以南华北盆地MY1井下二叠统山西组和太原组泥页岩样品为研究对象,通过场发射扫描电镜（FE?SEM）、低温氮气吸附、X?射线衍射、等温吸附、有机碳（TOC）含量和镜质体反射率（R_O）等实验手段,对南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙特征及其控制因素进行了研究。结果表明：南华北盆地下二叠统泥页岩孔隙类型包括粒间孔、晶间孔、有机孔、黏土矿物聚合孔、矿物颗粒表面溶孔和微裂缝,其中黄铁矿粒间孔和黏土矿物聚合孔、有机-黏土矿物复合孔和有机质收缩缝比较发育,表面溶孔不发育;孔体积在0.004 0~0.052 8 cm³/g之间,平均值为0.019 6 cm³/g,比表面积在1.198 9~26.525 7 m²/g之间,平均值为9.506 2 m²/g。平均孔径在2.35~14.38 nm之间,平均值为8.68 nm。泥页岩孔体积和比表面积同步增加,但不同孔径段孔隙对孔体积和比表面积贡献有差异,比表面积主要由孔径小于10 nm的孔隙贡献,而孔径主要由孔径大于10 nm的孔隙贡献,孔体积和比表面积随孔径的增量曲线呈单峰分布。有机质含量和矿物类型及其含量共同制约着孔隙的发育。     

贵州遵义黔XY 1井龙马溪组页岩孔隙特征及主控因素

以贵州省遵义市黔XY 1井龙马溪组1 029.91~1 140.4 m深度范围的22个完整的全井段取心页岩样品作为研究对象,将场发射扫描电镜及PerGeos数字岩心分析系统联用,借助有机质含量及成熟度、矿物成分能谱分析测试数据,对其孔隙发育特征及主控因素进行定性及定量分析。黔XY 1井龙马溪组页岩有机质丰度较高,处于高-过成熟阶段,主要发育无机矿物孔、有机质孔及微裂缝3类孔隙,其中无机矿物孔包括粒间、粒内、晶间、铸模及溶蚀孔,微裂缝包括构造微裂缝、成岩收缩缝、有机质生排烃缝及人为裂缝。影响页岩孔隙发育的主控因素为有机质含量、有机质热演化程度及埋藏深度。     

涪陵页岩气田平桥区块页岩气储层有机质孔发育特征

涪陵页岩气田二期产建区的平桥区块上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组一段（龙一段）海相富有机质页岩中纳米级有机质孔较发育,是页岩气储层的重要孔隙类型。利用氩离子抛光-场发射扫描电镜（FE-SEM）技术和Image-Pro Plus统计软件以及气体物理吸附实验,对平桥区块JY-B井五峰组和龙一段不同小层的14块页岩岩心样品进行了有机质孔形状、数量、孔径分布的观察和统计,并对有机质面孔率进行了计算。利用FE-SEM观察发现五峰组页岩样品有机质孔形状以边缘收缩的多角形为主,龙一段下部页岩样品有机质孔形状多呈不规则椭圆形和近圆形,龙一段上部页岩有机质孔多呈压扁状椭圆形、不规则近圆形和长条形;页岩样品中有机质孔的孔径主要为5~600 nm,有机质孔的主体孔径在5~30 nm,龙一段页岩样品孔径在100~600 nm的有机质孔数量相对较多;五峰组（1小层）和龙一段下部3小层页岩样品平均单颗粒有机质面孔率相对最大,其次是龙一段上部7和8小层;五峰组和龙一段下部与上部页岩样品有机质面孔率与TOC具有不同的正相关关系。采用气体吸附实验得到页岩样品中0.3~10 nm孔隙的累积孔容与TOC呈良好的线性正相关关系,表明这部分孔隙中的有机质孔占有重要地位。3套页岩层段有机质孔发育特征及差异性与页岩有机碳含量、矿物组成和构造挤压改造等因素有关。     

昭通示范区龙马溪组页岩气高产储层微观孔隙结构定量表征

以昭通示范区龙马溪组页岩气高产储层为研究对象,通过场发射扫描电镜,氮气吸附实验,XRD衍射,核磁共振实验,纳米CT扫描技术和Image J图像处理软件,对页岩气高产储层微观孔隙结构进行定量表征。研究结果表明,页岩气高产储层的岩石类型以富含有机质的灰黑—黑色页岩为主,孔隙度大于2%,渗透率大于0.01×10~(-3)μm~2,孔隙类型以有机质孔为主,孔隙连通性好,其次为粒间孔,粒内孔和少量微裂缝,孔隙半径分布在5～50 nm之间,三类孔隙结构在孔隙类型,TOC含量和孔径分布方面各有差异,其中Ⅰ类孔隙结构主要为机质孔,TOC含量高,储层质量好。Ⅱ类孔隙有机质含量中等,主要是由有机质和黏土矿物提供的微孔-介孔构成;Ⅲ类孔隙有机质含量低,主要是由黏土矿物提供的部分微孔和介孔构成。     

低熟湖相页岩内运移固体有机质和有机质孔特征——以鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩为例

富有机质页岩中的有机质孔是页岩储层中重要的孔隙类型,有机质孔的数量、孔径大小和分布特征对页岩油气的吸附和储集能力、储层渗透性、页岩油气赋存状态和含量均具有重要的影响。利用氩离子抛光和场发射扫描电镜分析等技术分析了鄂尔多斯盆地东南部延长组长7油层组页岩中的固体有机质和不同有机质中有机质孔的发育特征。结果表明,延长组长7油层组页岩的成熟度较低（R_o为0.62%~0.85%）,固体有机质中的有机质孔比较发育,有机质孔的分布和发育程度具有明显的非均一性。运移固体有机质常充填于粒间孔、黄铁矿集合体粒内孔、溶蚀孔中,运移固体有机质中有机质孔较发育,孔径相对较大,孔隙数量多,而近似平行层理定向富集的干酪根中有机质孔数量相对较少或不发育。有机质孔的孔径主要介于6~60 nm、占总数的84.9%,多数有机质孔的孔径小于30 nm,孔径大于100 nm的孔隙仅占总数的6.1%,最大孔径可达1 μm以上,不同样品的有机质孔孔径分布特征存在一定的差异。固体有机质的类型及其与无机矿物间的关系对页岩中有机质孔的发育程度具有重要的影响,运移固体有机质含量越高,有机质孔越发育。     

鄂尔多斯盆地延长组长7油层组页岩-致密砂岩储层孔缝特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组是富有机质页岩和致密砂岩共生发育的富油层位,富有机质页岩既是生油层又是储层,并为致密砂岩提供油源。揭示页岩储层和致密砂岩储层之间的孔缝特征,对认识页岩油和致密油赋存空间和运移机理具有重要意义。综合岩心描述、场发射扫描电镜、激光共聚焦显微镜、核磁共振实验、高压压汞和低温吸附实验等手段,定性描述和定量表征相结合,刻画了富有机质泥页岩和致密砂岩储层中的孔隙类型和孔径大小。富有机质泥页岩孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔,页岩中孔隙的孔径范围总体分布在50 nm以下。页岩中的裂缝包括水平缝、低角度缝、高角度缝和近直立缝。致密砂岩储层孔隙类型包括剩余原生粒间孔、晶间孔和次生孔,且次生孔是主要的孔隙类型。致密砂岩孔隙直径多在2 μm以上,孔喉半径多集中在73.5 nm以下,但对渗透率起贡献作用的孔喉半径区间为73.5~735 nm,致密砂岩中同样发育微裂缝和高角度裂缝。页岩和致密砂岩孔隙的形成和演化均受沉积作用和成岩作用的影响,成岩作用流体和烃类流体的运移和充注将页岩和致密砂岩构成了有机整体。延长组长7油层组页岩-致密砂岩系统中存在3类孔缝网络和石油运移路径：①页岩内纳米-微米级孔隙-裂缝网络,形成页岩油的存储空间和石油源内运移的路径;②致密砂岩内纳米级喉道和微米级孔隙的孔隙网络系统,形成致密油的存储空间;③页岩和致密砂岩间差异孔喉结构-微裂缝-裂缝孔喉网络系统,构成源内石油向源外运移的路径。     

渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组页岩油储集层微米—纳米级孔隙体系表征

针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组典型(块状、纹层状、层状)灰质泥页岩样品的微米—纳米级孔隙体系结构特征进行了系统研究。利用高压压汞法(MICP)检测多个连通孔隙体系,同时表征其孔隙度、渗透率和孔道迂曲度;采用不同样品(粒径500~841μm GRI(美国应用天然气研究所)标准的颗粒,边长1 cm的立方体,直径2.54 cm、高度2~3 cm的岩心柱),通过低压气体物理吸附、基质渗透率测定、高压压汞分析、氦气孔隙度测定、非稳态脉冲渗透率测定等分析方法测定泥页岩的孔渗参数。高压压汞法测得泥页岩样品平均孔隙度为(6.31±1.64)%,基质渗透率在(27.4±31.1)×10~(-9)μm~2,基于体积法的中值孔喉直径为(8.20±3.01)nm,孔隙主要分布在孔喉直径5 nm区域,孔喉比随着孔隙直径的减小而降低。具有层理的泥页岩样品的渗透率是泥页岩基质渗透率的近20倍。泥页岩纳米级(孔喉直径为2.8~10.0 nm)孔隙体系的几何迂曲度高达8.44,说明具有较差的孔隙连通性和输导流体的能力,会影响泥页岩油气的保存和开采。     

川南—黔北地区下古生界页岩孔隙发育特征

采用场发射扫描电镜成像方法对川南—黔北地区下古生界筇竹寺组、五峰组—龙马溪组富有机质页岩的微观孔隙类型、孔隙大小、孔隙形态与分布特征及微裂缝发育特征进行了研究。结果表明:按形成方式的不同,可将孔隙划分为粒间孔、有机质孔、溶蚀孔和微裂缝4种主要类型;有机质孔发育广泛,对孔隙总体积贡献较大,有利于储层中吸附气的赋存;溶蚀孔零星分布,但孔径可达微米级,对孔隙总体积贡献较大;粒间孔发育相对较少,对孔隙总体积贡献相对较小;页岩中发育的微裂缝,可有效连通其他类型的孔隙,有利于页岩气的储存和渗流。对研究区样品矿物成分的分析表明,其矿物成分以石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物为主,脆性矿物含量相对较高,平均体积分数为54.9%,有利于对页岩储层的压裂改造。