页岩油指页岩层系(包含其中的致密碳酸盐岩和碎屑岩夹层)中的石油^[1]。亚微米级孔隙(100~1 000 nm)是页岩油的重要储集空间^[2-3]。扫描电镜可用来观测亚微米甚至纳米级孔隙，但难以观测含油性。尽管用能谱可分析组分，但束斑为1~3 μm，分辨率仍较低^[4]，且不能区分轻质组分(主要指轻质油，含饱和烃和芳烃)和重质组分(包括重质油、胶质沥青质和生烃母质)。常规荧光显微镜的分辨率低，不能观测亚微米孔隙的含油性。页岩油勘探开发亟需一种新的孔隙含油性观测技术。

激光扫描共聚焦显微镜(Laser Scanning Confocal Microscope，LSCM)采用共轭聚焦技术，可进行二维和三维扫描与成像, 可放大5 000~10 000倍^[5]，因而可进行亚微米级观测。其在石油地质领域的应用主要包括孔隙结构^[6-16]、化石的显微构造^[17-21]、烃源岩有机质^[6]、油层水淹状况^[20]、乳化油^{[7, 20]}和油包裹体^[22-28]等。在孔隙结构方面，前人^{[3-7, 9]}用荧光剂加入环氧树脂, 并将其注入已洗油的样品，进而制成铸体薄片，通过荧光扫描进行孔隙观测。但是，当孔喉小于2 μm或岩石渗透率低于0.1×10^-3 μm²时，环氧树脂难以注入^{[3, 7]}，因此，该方法未充分发挥激光扫描共聚焦显微镜的高分辨优势，不能观察亚微米孔隙，且不能观测含油性。对含油岩石薄片进行激光共聚焦扫描，利用荧光信号可观测含油性，且可区分轻、重质组分^[29]。然而，现有方法不能消除矿物所发荧光的干扰^{[20, 29]}，在荧光矿物较为发育的情况下，会得出错误的结果。

针对上述问题，2013年以来我们与德国卡尔蔡司(Carl Zeiss)公司合作，修改了激光扫描共聚焦显微镜的光路配置，使之能够同步检测反射光和多种波长的荧光信号，提高了观测分辨率并消除了发荧光矿物的干扰，实现了亚微米级孔隙及其含油性的直接观测。在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷的应用中，发现轻、重质组分含量及其比值的分布具有显著的非均一性。轻、重质组分含量及其比值是页岩油勘探开发所需的重要信息，应用改造了的激光扫描共聚焦显微镜和反射光—荧光联合扫描方法，对页岩中的轻、重质组分含量及其比值进行系统观测与研究，可为页岩油勘探开发提供重要的基础依据。

1.   仪器条件与观测方法

激光扫描共聚焦显微镜主要分为反射光和荧光观测两类，分别用于材料和生命科学领域。而在石油地质领域，只有通过反射光和多重荧光同步扫描，才能较好地观测岩石孔隙及其含油性。为此，对卡尔蔡司公司激光扫描共聚焦显微镜(型号：LSM 700)中的主分光器(MBS)及检测器(PMT₁和PMT₂)的前置滤光片配置进行了调整，使之能够同时进行亚微米级的反射光和多重荧光扫描。改造后的设备既可对薄片样品进行反射光单一扫描，观测微米—亚微米孔隙，又可进行反射光和荧光的多重同步扫描，观测微米—亚微米级孔隙的含油性。

1.1   亚微米孔隙单一观测

亚微米级孔隙观测需较高的分辨率，应选用倍数较高的物镜(如100倍)、波长较短的激光光源(如405 nm)和较小的孔径(0.3 AU)，根据需要，还可提高扫描区域的放大参数。采用一个检测器(PMT)接收反射光，即短波部分(如405~420 nm)，同时滤掉长波荧光(如420~700 nm)；反射光远强于荧光，没滤掉的少量短波荧光被较强的反射光压制，因此，以这种方式获得的图像为反射光图像。图像尺寸可设置为1 024×1 024像素。为确保亚微米级观测的图像质量，需对激光强度、扫描增益和扫描速率进行优化，三维逐层扫描的纵向间隔可设置为小于0.2 μm。矿物的表面具有较强的反射，而孔隙的反射光较弱或无反射，且其反射位置低于抛光面，因此利用反射光的强度图像和三维显微“地形图”可鉴定孔隙(图 1)。

图  1  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉33井3 667.8 m岩心样品的反射光扫描图

绿色表示样品表面的强反射光，黑色为弱反射光或无反射

Figure  1.  Reflected light scanning photographs of core samples at the depth of 3 667.8 m from well Ji 33, Jimsar Sag, Junggar Basin

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图 1a为反射光扫描的强度图，绿色显示样品表面的强反射，反映岩石的矿物；黑色表示弱反射或无反射，可反映孔隙。但是，如果岩石中存在弱反射物质，仅用强度图判断可能会得出错误的结论，因此，需用反射光扫描的显微“地形图”进一步确认。如前所述，激光扫描共聚焦显微技术可记录强、弱反射光的三维空间位置，孔隙在反射光“地形图”中表现为“洼陷”。图 1b是图 1a的显微“地形图”，两者看起来差异较大，但实际视域和分辨率相同。用“地形图”进一步确认孔隙后，针对图 1a所示的孔隙，可用地质显微图像分析软件(如OLYCIA g3)进行定量分析。打开激光共聚焦扫描的反射光强度图，用拾色工具和二值化工具进行分割，提取孔隙的分布区域；利用软件功能，对孔隙的分布区域进行统计，可得到亚微米级分辨率的面孔率。

原油和胶质沥青质的反射光远比矿物的反射光弱，且在抛光片中以“洼地”的形式存在。用上述方法统计出的孔隙，包括了原油、胶质和沥青质占据的孔隙。因此，采用这种孔隙观测方式，不需要事先抽提岩石样品中的原油、胶质和沥青质。

1.2   亚微米孔隙与含油性联合观测

观测亚微米级孔隙与含油性时，需进行反射光—荧光联合扫描，用2个检测器(PMT)分别接收反射光(如405~420 nm)和荧光(如420~700 nm) 信号。根据反射光和荧光信号的强度与清晰度，分别调节相应通道的激光强度和扫描增益，使扫描图像能清晰反映孔隙和有机组分(包括原油、胶质、沥青质和生烃母质)。

但是，碳酸盐矿物有时也发荧光，对观测轻、重质组分构成干扰。用反射光信号覆盖荧光信号，可消除矿物所发荧光的干扰。如图 2a所示，荧光显微镜下碳酸盐胶结物发黄色荧光，孔隙中的原油发蓝色荧光。应用激光扫描共聚焦显微镜进行了反射光—荧光联合扫描，结果分别示于图 2b和图 2c。将反射光和荧光信号叠置，反射光信号覆盖了矿物所发的荧光信号，从而消除了矿物所发荧光的干扰(图 2d)。其原因是，矿物对光的反射位置普遍高于其发荧光的位置，且反射光的信号远强于荧光信号。反射光的波长比荧光短，因此，反射光扫描图像的分辨率高于荧光扫描图像。在反射光—荧光叠置图中，用反射光图像限定荧光的显示边界，还可在一定程度上提高荧光扫描结果的分辨率。

图  2  松辽盆地英32井1 813.85 m钙质粉砂岩的紫外荧光照片和反射光—荧光双通道扫描结果

Figure  2.  Ultra-violet fluorescence photographs and dual-channel reflected-fluorescent light scanning results of calcareous siltstone at the depth of 1 813.85 m in well Ying 32, Songliao Basin

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在反射光和荧光联合扫描中，为获得较高的分辨率，除选择高放大倍数的物镜外，也可调节扫描区域的放大参数，进行高分辨扫描。图 3a显示荧光显微镜观测的照片，受分辨率的限制，不能观测亚微米级孔隙及其含油性。用激光扫描共聚焦显微镜观测，放大5 000倍后，亚微米级孔隙的形状、边界及其中的原油已清晰可见(图 3b和3c)。图 3b中标出的原油在图 3a中发黄白色荧光，属于原油或油质沥青的荧光显示。

图  3  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉251井3 598.22 m钙质页岩样品的荧光显微镜照片和激光扫描共聚焦反射光—荧光联合扫描图

Figure  3.  Fluorescence microscopic photograph and combined laser scanning confocal reflected light-fluorescent light photographs of calcareous shale samples at the depth of 3 598.22 m in well Ji 251, Jimsar Sag, Junggar Basin

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值得注意的是，薄片样品的制备也十分重要。如果胶水发荧光，势必对观测构成干扰。因此，在制备过程中，须选用不发荧光的胶水，并经过严格的荧光测试，以排除胶水荧光的干扰。

页岩亚微米孔隙中的重质油，若不改质，难以开采，而轻质油(轻质组分)较易开采。因此，页岩孔隙中轻质组分与重质组分(重质油、胶质、沥青质和生烃母质)的含量及其比值，对于页岩油勘探开发而言十分重要。藻类体是重要的生烃母质，这里归入重质组分。页岩油发出的荧光可反映原油的成熟度和密度。随着成熟度的提高，较小的二、三环芳香烃(如萘)增多，较大的四、五环芳香烃(如芘)减少，油质由重变轻，荧光颜色发生蓝移，即褐色—橙色—黄色—蓝色—亮蓝色^[30]。胶质、沥青质和生烃母质(包括藻类体)发出的荧光以褐色和橙色为主。我们研究过原油荧光与成熟度的关系，进一步证明用不同波长的荧光可区分轻、重质组分^[30]。前人^{[29, 31]}通过反复实验，以488 nm和633 nm双波长激光激发样品，分别接收500~600 nm和650~750 nm波段的荧光信号，实现了重质组分和轻质组分的观测。

鉴于短波激光可激发出长波荧光，因此，仅用短波激光激发，分别接收长、短波荧光，也可观测重质组分和轻质组分。要区分轻质组分和重质组分，需先确定两者的荧光波长界线。本文应用高分辨微束荧光光谱仪(型号：Horiba iHR320)对吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩进行了微米级原位测试(图 4)。该光谱仪装配有3个光栅、一个单色器和CCD检测器。荧光光谱的测试范围为400~700 nm。基于测试的荧光光谱，可获得主峰波长(λ_max)和红绿商(Q_650/500)^[30]。这2个参数可较好地反映前文所述的“蓝移”或“红移”。表 1列出了吉41井页岩样品的荧光参数。图 5中，吉41井的样品呈现出2个点群：其一，主峰波长较短且红绿商偏低，主要发蓝色荧光(图 4a)，为轻质组分；其二，主峰波长较长且红绿商偏高，主要发橙色荧光(图 4b)，是重质组分。两者之间的界限为560 nm。该界线与松辽盆地轻、重质组分的划分界限^[29]有一定差异，可能是因为这2个盆地的生烃母质不完全相同，热演化历史不同。

图  4  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组吉41井样品轻质组分和重质组分微束荧光测试区(红色圆圈)

Figure  4.  Micro-beam fluorescence test positions (red circle) of light and heavy components in Lucaogou Formation samples from well Ji 41, Jimsar Sag, Junggar Basin

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表  1  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉41井芦草沟组一段页岩样品的荧光光谱参数

Table  1.  Fluorescence spectrum parameters of shale samples from the first member of Lucaogou Formation in well Ji 41, Jimsar Sag, Junggar Basin

样点号	深度/m	λmax/nm	Q650/500		样点号	深度/m	λmax/nm	Q650/500
1	3 917.00	477	0.26		12	3 920.00	528	0.52
2	3 917.00	581	1.38		13	3 920.00	586	1.27
3	3 920.00	602	1.65		14	3 920.00	613	1.78
4	3 920.00	533	0.48		15	3 927.00	589	1.31
5	3 920.00	543	0.59		16	3 927.00	595	1.47
6	3 920.00	599	1.69		17	3 927.00	594	1.55
7	3 920.00	514	0.31		18	4 057.44	480	0.24
8	3 920.00	491	0.43		19	4 073.00	589	1.37
9	3 920.00	479	0.35		20	4 073.00	478	0.27
10	3 920.00	516	0.46		21	4 079.00	477	0.24
11	3 920.00	493	0.42

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图  5  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩样品荧光主峰波长(λ_max)与红绿商(Q_650/500)的交会图

Figure  5.  Cross-plots of the fluorescence main peak wavelength (λ_max) and red-green entropy (Q_650/500) of shale samples from Lucaogou Formation, Jimsar Sag, Junggar Basin

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反射光—双荧光扫描需要设置2个通道：通道1的检测器仍接收反射光；通道2的2个检测器(PMT₁和PMT₂)分别接收短波(如420或490~560 nm)和长波(如560~700 nm)荧光信号。荧光信号一般较弱，对长、短波荧光分别扫描，信号更弱。为实现亚微米级观测，在确保分辨率的基础上，可适当调大针孔。然后，根据样品的反射光和荧光强度，分别调节2个通道的激光强度和扫描增益，使图像清晰，并避免“过曝光”和“曝光不足”。最后设置纵向扫描的间隔，页岩亚微米孔隙及其含油性观测的扫描间隔一般小于0.2 μm。完成逐层扫描后，叠合反射光和长、短波2种荧光信号，得到孔隙、重质组分和轻质组分的特征(图 6)。叠合后的荧光显示范围(图 6d)小于叠置前(图 6b)，矿物所发荧光的干扰也已被排除。

图  6  准噶尔盆地玛页1井4 911.05 m岩心样品反射光—荧光双通道扫描图

Figure  6.  Dual-channel scanning photographs of reflected light and fluorescence light in core samples at the depth of 4 911.05 m in well Maye 1, Junggar Basin

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轻质组分(图 6d中的绿色部分)、重质组分(图 6d中的黄色和橙色部分)的定量分析，也用地质显微图像分析软件(如OLYCIA g3)进行处理。打开激光共聚焦扫描的反射光—荧光叠合图，用拾色工具和二值化工具进行分割，分别提取轻质组分和重质组分的分布区域。利用软件功能，对不同组分的分布区域进行统计，得到轻、重质组分的含量，并由此计算轻/重比。研究中发现，同一样品、不同视域的轻、重质组分含量变化较大，轻/重比的变化更加剧烈。为此，需测试多个视域，先计算多个观测视域中轻、重质组分含量的平均值，然后再计算均值的比值，暂称轻重均值比。

通常，微米级孔隙需用偏光显微镜观察铸体薄片(参见石油天然气行业标准SY/T 6103)，而含油性用荧光显微镜观察荧光薄片(石油天然气行业标准SY/T 5614)。用激光扫描共聚焦显微镜对荧光薄片进行反射光—荧光联合扫描，可同时观测微米—亚微米级孔隙与含油性，观测效率较高。

2.   在页岩油研究中的应用

自2010年以来，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油的勘探取得了突破^[32-33]，并在我国首次实现了工业化规模开发，井控甜点段资源量为11.1×10⁸ t，将建成我国首个百万吨级页岩油生产基地。轻质组分含量和轻重均值比是页岩油勘探开发所需的重要信息，观测与研究其分布规律，可为进一步提高页岩油勘探开发成效提供重要依据。

吉木萨尔凹陷是在中石炭统褶皱基底上发展起来的一个西断东超箕状凹陷，其西、北与南部边界均为断裂，沉降中心位于凹陷西部。芦草沟组顶面构造为一西倾单斜(图 7)。页岩油储层的岩石类型主要为砂质、云质和泥质岩等^[34-36]。芦草沟组发育上下两套甜点体^[37-38]。下甜点体主要分布在芦草沟组一段二砂组，该砂组进一步分为上、中、下3个组合。吉41井位于凹陷中部，上组合深度为4 027~4 042 m；中组合深度为4 042~4 068 m；下组合深度为4 068~4 094 m(图 8)。该井中、下组合水平井段(4 234.5~5 234.0 m)已获工业油流，日产原油39.2 t。为进一步查明获得较高产量的原因，在中组合采集样品4件，下组合4件(图 8)。样品的岩性为粉砂质泥岩、白云质泥岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。

图  7  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷勘探成果

Figure  7.  Exploration achievements in Jimsar Sag, Junggar Basin

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图  8  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉41井芦草沟组一段二砂组测井与激光扫描共聚焦显微镜观测结果综合图

总组分=轻质组分+重质组分

Figure  8.  Composite diagram of observation results from logging and laser scanning confocal microscopy in the second sand group, the first member of Lucaogou Formation, from well Ji 41, Jimsar Sag, Junggar Basin

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在图 9和图 10中，用绿色表示轻质组分(发短波荧光)，红色表示很重的重质组分(发长波荧光)；黄色和橙色为绿色和红色的混合色，反映较重的原油。图 9显示，多数样品的重质组分(黄、橙、红色)与轻质组分(绿色)之间尚未完全互溶。吉41井4 053.65 m处的样品中，轻质组分相对较少，主要分布于较小的孔隙(< 5 μm)，呈星点状(图 9a)。但是，在图 10中，轻质组分也呈斑块状分布；重质组分较多，在较大孔隙(>5 μm)和较小孔隙中均有分布，以斑块状和星点状为主(图 9和图 10)。

图  9  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉41井4 053.65 m粉砂质泥岩岩心样品中原油赋存状态激光共聚焦扫描图

黄、橙、红色反映重质组分，绿色反映轻质组分

Figure  9.  Laser confocal scanning photographs of crude oil occurrence state in core samples of silty mudstone at the depth of 4 053.65 m from well Ji 41, Jimsar Sag, Junggar Basin

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图  10  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉41井典型样品的反射光—荧光联合扫描叠置图

Figure  10.  Superimposed photographs of combined reflected light-fluorenscent light scanning on typical samples from well Ji 41, Jimsar Sag, Junggar Basin

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在同一样品不同视域之间，轻、重质组分的含量与轻/重比变化较大，轻质组分含量的最小值和最大值之间相差5倍以上，轻/重比最小值和最大值之间相差可达4倍以上(表 2)。为获得代表性数据，每个样品均观测了5个视域，取其平均值为观测结果。鉴于比值的相对误差约是含量误差的两倍，且变化强烈，本文先计算含量的平均值，然后再计算均值的比值，即轻重均值比。

表  2  准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉41井4 053.65 m粉砂质泥岩轻、重质组分含量、总组分含量和轻重均值比

Table  2.  Light and heavy components content, total components content and average ratio of light/heavy of silty mudstone at the depth of 4 053.65 m in well Ji 41, Jimsar Sag, Junggar Basin

区域	轻质组分/%	重质组分/%	总组分/%	轻重比
视域1	1.06	0.93	1.99	1.14
视域2	0.30	0.61	0.92	0.49
视域3	0.31	0.55	0.86	0.57
视域4	0.20	0.55	0.75	0.37
视域5	0.69	0.40	1.09	1.74
平均	0.51	0.61	1.12
轻重均值比		0.85

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芦草沟组页岩中的生烃母质以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，成熟度R_o为0.6%~1.1%，平均约0.9%^[23]。在吉41井区，芦一段二砂组的成熟度R_o约为1.0%。该套页岩的轻质组分平均含量为0.63%(0.00%~1.87%)，重质组分平均含量为0.78%(0.10%~2.96%)，轻重均值比为0.80(0.00~3.14)。轻、重质组分含量和轻重均值比在纵向上变化较大(图 8)。吉41井4 055 m处(中组合)的砂层，总组分含量较高，但轻质组分和轻重均值比都低，页岩油的可动性差，在不进行改质的情况下，难以开采。但是，在中组合和下组合的界面附近(图 8)，轻质组分含量较高，轻重均值比很高(3.14)，就油质而言，可动性较强，有利于获得较高的产量。随埋藏进一步加深，有机质成熟度会略有升高，但轻质组分却明显降低(图 8)。因此，有机质成熟度不是控制轻质组分及轻重比分布的唯一因素，在页岩层系内部，运移会改变轻质组分以及轻重均值比值原有的分布特征。提高激光扫描共聚焦显微镜观测的样品密度，结合其他地质、地球化学资料，系统观测与研究轻质组分的分布规律与主控因素，能为页岩油勘探开发提供重要依据。

3.   认识与结论

(1) 激光扫描共聚焦显微镜具有较高的分辨率，通过修改其光路配置，可进行反射光和双荧光联合扫描。将反射光和荧光联合扫描生成的强度图叠置，可直接获取微米—亚微米级孔隙及其含油性信息，并消除矿物所发荧光的干扰。这种方法弥补了常规手段(扫描电镜、偏光和荧光显微镜)不能有效观测亚微米孔隙含油性的不足，而且可同时观测孔隙与含油性，观测效率较高。

(2) 吉木萨尔凹陷吉41井芦草沟组下甜点的页岩油在中、下组合多呈不规则形状、斑块状和星点状；轻质组分(荧光波长400~560 nm)的平均含量为0.63%，重质组分(荧光波长560~700 nm)的平均含量为0.78%，轻重均值比的平均值为0.80。轻质和重质组分的分布具有显著的非均一性，在中、下组合的界面附近，轻质组分较为富集，应是该井获得较高产量的一个重要原因。

(3) 页岩中轻、重质组分含量和轻重均值比对于页岩油勘探开发十分重要，但其分布具有较强的非均一性。系统观测、研究轻、重质组分和轻重均值比的主控因素与分布规律，可为页岩油勘探开发提供重要依据。