黄军平，黄正良，刘立航，李相博，胡海燕，郭玮，郑泽宇
(1.中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃 兰州，730020；
2.中国石油集团油藏描述重点实验室，甘肃 兰州，730020；
3.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安，710018；
4.长江大学 油气地球化学与环境湖北省重点实验室，湖北 武汉，430100；
5.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 昌平，102249)
我国南方海相五峰—龙马溪组页岩中发现工业气流，建立了涪陵、长宁—威远等国家页岩气示范区[1-5]。自生、自储、吸附和大规模聚集是页岩气的主要成藏规律。鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地之一，非常规油气资源量丰富，盆地西缘奥陶系乌拉力克组发育较厚的页岩地层，乌拉力克组具有较好的生烃能力和潜力，为鄂尔多斯盆地下古生界一套主力烃源岩，为非常规油气发育的潜力层位。近年来，在部分地区的乌拉力克组进行工业测试，9口探井获得日产不足1万m3的低产气流，忠4 井获得日产4 万m3的工业气流，忠平1井获得日产26万m3的高产气流[6-8]。
页岩储层孔隙类型多样，包括有机孔和无机孔，且以纳米级孔隙为主；
孔隙控制页岩储集能力和页岩气的赋存形式，是页岩气勘探和开发、有利区选取、资源评估、生产方案制定的重要依据[4,6,9-15]。国内外研究页岩储层孔隙的方法主要可分为两大类，一类是利用光学显微镜、透射电子显微镜(TEM)和扫描电子显微镜(SEM)等微区观察技术对泥页岩中的孔隙进行直接观察[4-14]；
另一类是利用气体吸附，高压压汞和小角、超小角散射等试验方法对页岩样品进行定量分析，以获得泥页岩中孔隙信息的间接测量法[15-17]。本文作者主要采用CO2及N2吸附、高压压汞方法联合表征忠平1井乌拉力克组页岩样品全尺度孔隙，研究其孔体积、孔径分布与比表面积，提高对乌拉力克组页岩储层的认识，为乌拉力克组页岩气勘探和开发提供参考。
鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，主体面积大约25 万km2，中部相对稳定，边缘经历强烈的构造活动，因而盆地边缘构造复杂。根据盆地现今构造形态、基底性质，划分为伊盟隆起、西缘断褶带、天环凹陷、伊陕斜坡、渭北隆起和晋西挠褶带(图1)。中—晚奥陶世时期，鄂尔多斯盆地本部隆升，缺失中—上奥陶统，因而，中—上奥陶统地层仅发育于盆地西缘和南缘，且地层发育较全，自下而上依次为育乌拉力克组、拉什仲组、公乌素组、蛇山组[8]。乌拉力克组页岩主要分布于盆地西缘，长约600 km，宽为50～200 km，面积大约为5万km2，乌拉力克组主要发育盆地相、广海斜坡相、陆棚相，厚度可达1 200 m，高产页岩气主要出自底部20～50 m 范围内[7-9]。鄂尔多斯盆地西缘乌拉力克组整体上以黑色页岩为主，该组为含丰富笔石化石的薄层-极薄层页岩，在个别区域乌拉力克组黑色页岩中还夹有含砂质页岩和含灰质泥岩。
图1 研究区域概况图及地层柱状图Fig.1 Overview map of study area and stratigraphic section
样品取自鄂尔多斯盆地西缘获得日产26 万m3天然气的忠平1井乌拉力克组，乌拉力克组地层埋深为4 165～4 281 m，属于深层页岩，页岩厚度为116 m，有机质类型属于I-Ⅱ1型，其中以I型(即腐泥型)干酪根为主，镜质体反射率平均为1.86%[7-9]。本次从下至上采集乌拉力克组样品，基于岩石的宏观沉积和构造的变化，尽力覆盖整个乌拉力克组地层和岩性，以增强样品的代表性和可靠性。实测页岩样品总有机碳质量分数(w(TOC))为0.71%～1.01%，平均为0.88%，总有机碳丰度低，与付锁堂等[7-9]的测试结果一致；
热解峰温Tmax、残余烃质量分数S1和热解烃质量分数S2详见表1。氦气膨胀法测试页岩样品孔隙度为2.9%～5.5%，平均为3.9%；
乌拉力克组页岩主要由石英、黏土及碳酸盐岩矿物组成，含一定量长石、黄铁矿等(表1)。其中石英质量分数为26.1%～67.1%，平均为46.3%；
黏土矿物质量分数为19.5%～44.1%，平均为31.4%；
方解石质量分数为1.2%～17.0%，平均6.4%，白云石质量分数为1.5%～13.0%，平均为7.7%；
长石质量分数为0%～13.5%，平均为8.5%；
黄铁矿质量分数为0～1.7%，平均为1.1%。
高压压汞法实验采用Autopore IV 9510 全自动压汞仪，最大工作压力为413 MPa，孔径测量范围为0.03～1 000 μm，进汞量测量精度为0.1 cm3。将页岩样品切割成体积为1 cm3左右的小立方体，然后在105 ℃下进行烘干8 h，去除样品中的自由水和吸附水，然后将样品进行抽真空处理。测试过程严格按照GB/T 21650.1—2008标准进行实验。
低温N2和CO2吸附法主要采用美国康塔公司生产的Autosorb-IQ3型比表面积和孔径分析仪。实验样品颗粒为180～250 μm，在进行氮吸附分析测试之前，为了除去页岩样品中残留的吸附水和挥发性物质，所有样品在105 ℃下烘干8 h 后，称取适量样品，在脱气站中以105 ℃的温度真空脱气12 h 以上。随后在液氮环境77 K 下以纯度为99.999%的高纯氮气为吸附质，完成氮气等温吸附-脱附实验，测得不同相对压力下样品的氮气吸附量和脱附量。页岩样品的比表面积计算选用BET 方程，孔径分布采用DFT 模型计算。测试过程严格按照GB/T 21650.2—2008标准进行。
低压CO2吸附法和低温N2吸附法预处理条件和原理一样。区别低压CO2吸附实验测试将吸附质换为纯度大于99.999%的高纯二氧化碳，在273 K条件下测定不同分压的二氧化碳吸附等温线。孔径分布采用DFT 模型计算，测试过程严格按照GB/T 21650.3—2008标准进行。
水平衡样品处理过程：将页岩样品进行粉碎180～250 μm，在105 ℃干燥箱中烘干，干燥过程持续8 h；
干燥后的样品在称质量前，置于湿度小于0.1%的装有无水氯化钙的真空干燥箱内，冷却至接近室温，然后将样品取出，用电子天平称质并记录；
再将样品放入盛有K2SO4饱和溶液(代表湿度98%)平衡水装置中进行吸水实验，48 h 后将样品取出称质量并记录样品吸水后质量；
重复此过程，在不同吸水时间段内称质量直至样品质量不再增加，即为吸水达到平衡；
然后迅速将样品放置比表面及孔径分析仪上进行实验。
首先将样品粉碎至0.15 mm 以下并称质量100 g 左右，放入酸反应容器内；
然后用盐酸除去使碳酸盐岩矿物，除去酸液，用蒸馏水洗涤至弱酸性，除去清液；
加入6 mol/L 盐酸及质量分数为40%的氢氟酸，在60～70 ℃下搅拌2 h，除去酸液，用1 mol/L 盐酸洗涤3 次，除去清液；
再按每克样品加入6～8 mL盐酸的比例，将浓度为6 mol/L盐酸加入样品中，于60～70 ℃搅拌1 h，除去酸液后，用1 mol/L 盐酸洗涤3 次，除去清液。按比例在搅拌下依次加入浓度为6 mol/L 盐酸及质量分数为40%氢氟酸再次处理样品，搅拌4 h，重复上述操作。最后，再用蒸馏水洗涤至弱酸性，除去清液。将所得干酪根置于离心管内，加入密度2.0～2.l g/mL的重液，用振荡器处理，使其在重液中充分分散。在离心机中用转速2 000～3 000 r/min 离心20 min，待分层后取出上部干酪根，收集装瓶后置于电冰箱内密封备用。操作过程严格按照GB/T 19144—2010“沉积岩中干酪根分离方法”标准进行操作。
按照孔径可以将页岩中孔隙分为微孔((0，2]nm)、介孔((2，50]nm)和宏孔((50，+∞) nm)，这些孔径很难采用单一方法全部表征，需要多种方法联合测试。现在有多种试验方法测试页岩孔径分布，如CO2与N2吸附法、压汞法、核磁共振法、小角散射法等[2,9-17]，然而，仍然没有一种方法可以用来表征页岩所有孔径的孔隙。本文主要采用CO2吸附实验表征微孔、N2吸附实验表征介孔、高压压汞表征宏孔的方法联合表征乌拉力克组页岩孔隙。
3.1 CO2吸附表征页岩孔径
通过CO2吸附实验可以表征页岩微孔孔体积、孔径分布和比表面积，如图2所示。由图2可以看出：根据国际纯粹与应用化学联合会(IUPAC)对等温吸附曲线的分类标准，研究区页岩等温吸附曲线为I 型，其CO2最大吸附量为0.96～1.39 cm3/g，平均为1.11 cm3/g(图2)。基于CO2吸附量，应用DFT(density functional theory)模型表征微孔孔体积、孔径分布和比表面积，如图3所示。由图3可知：孔体积分布呈现三峰，峰值孔径范围分布在0.30～0.37 nm，0.41～0.62 nm 和0.79～0.85 nm，当孔径大于0.90 nm时，孔隙随孔径增大孔体积逐渐减小，样品之间差别不大，从趋势上看与海相页岩龙马溪组也比较接近(图3(a))；
累积微孔孔体积最大的是W4 样品的0.004 74 cm3/g，最小的是W7样品的0.003 04 cm3/g，而两者的w(TOC)几乎相等，W4 样品的w(TOC)为0.86%，W7 样品的w(TOC)为0.87%，说明w(TOC)不是导致两者微孔差异的主要因素，这与龙马溪组页岩不同。比表面积分布同样呈现三峰特征，与孔体积分布峰值分布范围基本一致。
图3 二氧化碳吸附表征孔径分布和孔体积Fig.3 Pore size distribution and pore volume from CO2 adsorption experiment
3.2 N2吸附表征页岩孔径
低温低压N2吸附实验主要用以表征介孔孔径。根据IUPAC 划分标准，研究区样品氮气等温吸附曲线为IV 型吸附曲线。氮气吸附曲线可根据相对压力划分为3 段：在低相对压力段(0＜P/P0＜0.2)，为单分子层吸附，随相对压力增大，吸附量增大；
在中相对压力(0.2＜P/P0＜0.8)段，为多分子层吸附，随相对压力增大，吸附量缓慢增大，吸附曲线近似为一条直线；
在高相对压力(P/P0＞0.8)段，随相对压力增大，吸附量迅速增大，发生毛细管凝聚(图4)。当相对压力低于0.50 时，吸附曲线与脱附曲线基本重合，当相对压力大于0.50 时，脱附曲线在吸附曲线上方形成滞后环，通过分析滞后环的形态可以判断页岩孔隙结构类型。乌拉力克组页岩样品滞后环类型为H3 型，滞后环相对较小，且在相对压力小于0.45 时，吸附与脱附曲线基本重合，这反映了研究区页岩样品孔隙结构以平行板状孔隙为主。
图4 N2吸附曲线Fig.4 Curves of N2 adsorption
根据N2吸附量通过DFT 模型计算孔径分布、孔体积和比表面积如图5所示。由图5可知：7 个样品的孔径分布峰值均在7 nm 附近，存在多个次一级峰值，总体来看，孔径大于7 nm 的孔隙孔体积随孔径增大而减小(图5(a))；
对于累积孔体积，W2样品最高，为0.016 8 cm3/g，W7样品最低，为0.011 9 cm3/g(图5(b))；
对于N2吸附的比表面积，W7 样品最低，为5.77 cm2/g，W2 样品最高为12.89 cm2/g，两者的w(TOC)相差较小，黏土矿物质量分数样品W2明显比样品W7的高。
图5 N2吸附表征页岩孔隙数据Fig.5 Pore data from N2 adsorption experiment
3.3 压汞表征页岩孔径
页岩中存在孔径大于50 nm的孔隙，这些孔隙不宜采用CO2和N2吸附实验测试，故通常采用压汞实验方法测试，由于页岩以纳米级孔隙为主，需要极高压力才能将液体汞注入，本次实验压力最高为400 MPa。实验数据如图6所示，由图6可知：当注入压力低于10 MPa 时，只有少量汞注入，在压力达到30 MPa 后，W2，W3 和W6 样品汞注入量快速增加，在压力达到100 MPa后，W1，W4，W5和W7样品汞饱和度快速增加。这些进汞效率差异表明样品孔隙直径差别较大，退汞曲线显示退汞率较低，表明孔隙连通性较差；
根据压汞实验数据获得孔径与累积孔体积分布图，小于50 nm孔径的孔隙较少，W3和W4样品甚至没有测试到直径小于90 nm 的孔隙，当孔隙直径大于100 nm 时，所有样品的累积孔体积快速增大，说明页岩中存在一定量直径较大的孔隙。
图6 页岩样品高压压汞实验结果Fig.6 Results of shale samples from mercury injection by high pressure
3.4 页岩全孔径表征
对CO2和N2吸附法、高压压汞法实验数据进行有效融合和取舍来表征页岩孔隙，基本方法是CO2吸附法主要用来表征微孔，氮气吸附主要表征介孔，高压压汞表征宏孔。CO2和N2吸附数据体表征孔径重叠部分用不同权重加权平均法处理，即越靠近CO2吸附的数据权重越高，越靠近氮气吸附的数据权重越高，同一个数据点两者权重之和为100%；
压汞法采用小柱测试，氮气吸附采用孔径180～250 μm 的粉碎样品，由于两者采用样品状态不同，故不适合采用加权平均方法，只取压汞数据表征的宏孔部分数据。页岩比表面积在孔径4 nm处开始减小，至10 nm处降低接近0；
孔体积从28～32 nm孔径处开始减小。
将3种实验结果综合，乌拉力克组页岩中微孔孔体积为0.003 04～0.004 74 cm3/g，平均为0.003 72 cm3/g，在页岩总孔体积平均占比为20%；
介孔孔体积为0.010 35～0.013 83 cm3/g，平均为0.011 86 cm3/g，平均占总孔隙的比例为63%；
宏孔孔体积为0.001 30～0.005 20 cm3/g，平均为0.003 33 cm3/g，占总孔隙的18%(图7(a)、图7(b)，图8(a)，表2)，孔径小于10 nm的孔隙孔体积为0.007 75～0.011 49 cm3/g，平均为0.009 24 cm3/g，平均占总孔隙的比例为49%；
dV/dD表示孔隙体积的变化率，结果显示直径小于1 nm和大于100 nm的孔隙的孔体积变化率较大，非均质较强(图7(a)、(b)，图8(a)，表2)。页岩比表面积为14.47～21.81 cm2/g，平均为17.40 cm2/g(微孔占67.92%，介孔占31.93%，宏孔占0.15%)，其中直径小于10 nm的孔隙平均占比92.23%。dS/dD表示比表面积变化率，结果显示直径小于1 nm 的孔隙比表面积变化率较大(图7(c)、(d)，图8(b)，表2)。忠平1井乌拉力克组页岩介孔比例低于焦石坝龙马溪组页岩的平均值67%，微孔比例高于焦石坝龙马溪组页岩的平均值16%，宏孔比例高于焦石坝龙马溪组页岩的平均值10%[5,8]，乌拉力克组页岩孔隙类型比例明显与焦石坝龙马溪组页岩不同[5,8]。奥陶系乌拉力克组页岩和志留系龙马溪组页岩两者有机质类型主要为I型和Ⅱ1型，有机质类型的影响可以排除，乌拉力克组页岩宏孔比例比龙马溪组页岩的宏孔比例高，可能有2个原因：一是乌拉力克组页岩成熟度低于龙马溪组页岩，忠平1井乌拉力克组镜质体反射率为1.85%，处于高成熟阶段，而龙马溪组页岩等效镜质体反射率大约为3.30%[4-5]；
二是乌拉力克组页岩w(TOC)远比龙马溪组页岩的w(TOC)小，本次测试忠平1井乌拉力克组页岩样品w(TOC)低于1.10%，平均为0.87%，而龙马溪组w(TOC) 最高可达4.99%，平均为2.51%[4-5]。
图7 乌拉力克组页岩全孔径孔隙累计孔体积、比表面积以及变化图Fig.7 Cumulative pore volume,surface area and variable rate in Wulalike Formation shale
图8 乌拉力克组页岩各类孔隙孔体积与比表面积分布Fig.8 Pore volume and surface area ratios of all kinds of pores in Wulalike Formation shale
表2 页岩孔隙与表面积一览表Table 2 Shale sample pore volume and specific surface area
近年来，一些学者应用分形维数表征多孔介质的流动能力与孔隙分布情况，为多孔介质孔隙结构的精细表征提供了可靠手段，分形维数可用于表征物质空间填充程度、结构复杂性，进而刻画岩石的微观孔隙结构[18-21]。下面主要应用CO2和N2吸附数据表征多孔介质页岩的分形参数，进而精细刻画页岩孔隙的微观特征。
4.1 微孔分形维数
微孔分形维数是由JARONIEC 依据AVNIR 和PFEIFER 所提出的孔尺度分布函数所推导，得出了微孔的分形维数计算公式[19,22-23]：
式中：J( )x为孔尺度分布函数；
x为孔隙半径，nm；
Dm为微孔分形维数；
C为常数。其中，J(x)的计算公式为[18,20]
式中：Г为伽马函数；
ρ为伽马分布的尺度参数，kJ·mol；
ν为形状参数，量纲一的量；
z为特征能函数。ρ和ν可通过微孔全吸附方程拟合获得。
乌拉力克组页岩样品微孔分形维数及其参数见表3。从表3可看出：ρ变化较小，为14.06～15.93 kJ·mol，平均为15.03 kJ·mol，ν分布在2.47～3.29，平均为2.89。根据式(1)，对J(x)与x取对数作如图9所示，对其拟合公式及相关系数进行统计，由图9和表3可知：相关系数均大于0.97，可认为微孔分形模型拟合效果良好，乌拉力克组页岩孔隙非均质性可以应用微孔分形理论表征。乌拉力克组分形维数Dm为2.29～2.66，平均为2.48。
表3 乌拉力克组页岩微孔分形参数Table 3 Fraction dimension parameters of micropore in Wulalike Formation shale
图9 乌拉力克组页岩微孔分形曲线Fig.9 Fraction curves of micropore of Wulalike Formation shale
4.2 介孔分形维数
FHH 分形模型由AVNIR 和JARONIEC 提出，是目前用于氮气吸附数据分形较广的模型[19-23]，其公式如下：
式中：V为气体吸附量；
P0为气体饱和蒸汽压；
P为平衡压力；
D为分形维数。
若页岩介孔遵循分形规律，则lnV与ln[ln(P0/P)]存在线性关系。乌拉力克组部分页岩样品介孔分形曲线如图10所示。由图10可知：当相对压力大于0.45 时形成滞后环，可以明显看出FHH 分形维数曲线在0.45处呈现两段式：当相对压力小于0.50时，主要为氮气分子在页岩孔隙表面发生单分子层或多分子层吸附，分形维数用D1表示；
当相对压力大于0.50 时，主要发生毛细管凝聚，分形维数用D2表示。乌拉力克组页岩分形维数D1为1.313 4～1.509 3，平均为1.437 4；
分形维数D2为2.735 4～2.787 1，平均为2.763 2。乌拉力克组页岩分形维数拟合相关系数均大于0.9，表明具有良好的相关性。
图10 乌拉力克组部分页岩样品FHH分形曲线Fig.10 FHH faction demension curves in Wulalike Formation shale
5.1 矿物组分对孔隙结构的影响
页岩组分包括有机质、石英、长石、碳酸盐岩矿物、黏土矿物等，这些组分对页岩孔隙发育有着重要影响。图11所示为乌拉力克组页岩组分与孔隙结构关系。由图11可知：龙马溪组页岩TOC 与页岩比表面积、孔体积的相关性较大，随TOC 质量分数增大，比表面积与孔体积逐渐增大[5,16,18,24]。虽然同为海相页岩，但是，乌拉力克组页岩TOC 质量分数低，TOC 质量分数与乌拉力克组页岩孔体积、比表面积相关性较小，这可能与乌拉力克组成熟度较低和有机碳质量分数较少有关；
石英质量分数与乌拉力克组页岩孔隙结构呈现负相关，可能与石英矿物的胶结作用破坏孔隙结构和陆源石英来源有关，龙马溪组页岩中石英质量分数与孔体积、比表面积呈正相关，原因是石英主要来源于生物，属于生物硅[25-27]；
黏土矿物是页岩中重要的矿物组成，乌拉力克组页岩孔隙结构与黏土矿物质量分数呈现正相关性，可能与乌拉力克组页岩黏土矿物中主要发育粒间孔、粒内孔有关，说明乌拉力克组页岩中无机孔为主要孔隙，与龙马溪组不同(以有机孔为主)[5]；
长石质量分数与乌拉力克组页岩比表面积与孔体积同样也呈现正相关(图11(d))，这可能与有机质生烃、排烃过程中，产生有机酸溶蚀长石矿物形成溶蚀孔有关[6-7]。
图11 乌拉力克组页岩组分与孔隙结构关系Fig.11 Correction of composition and pore volume and surface area in Wulalike Formation shale
5.2 分形维数影响因素
如前文所述，主要分形维参数包括微孔分形维数Dm、介孔分形维数D1和D2，其中Dm表征微孔非均质性与复杂性，D1代表孔隙表面的粗糙度，D2表征孔隙的非均质性[21-22]。微孔分形维数Dm与孔隙结构的相关性较弱，但总体上与孔隙比表面积与孔体积呈负相关性，这与熊益华等[19]的结论相似；
在低压段，D1与孔隙的比表面积及孔体积没有明显的相关性，而在高压段，D2则与孔隙的比表面积及孔体积呈正相关(图12(a)～(f))，说明3种分形维数中，分形维数D2与孔隙结构的相关性较好，可以有效地评价乌拉力克组页岩储层的非均质性。因此，探究分形维数D2的影响因素，对于研究乌拉力克组页岩储层的非均质性具有一定意义。
图12 乌拉力克组页岩分形维数与孔隙结构关系Fig.12 Correction of fraction dimension and pore structure in Wulalike Formation shale
乌拉力克组页岩分形维数D2与TOC 质量分数呈负相关(图13(a))，乌拉力克组页岩TOC 质量分数低，有机孔少，部分有机质及沥青发生塑性变形堵塞页岩孔隙，导致孔隙数目下降，分形维数降低；
D2与石英质量分数呈负相关(图13(b))，乌拉克力组页岩TOC 质量分数与石英质量分数相关性小，认为其石英质量分数大部分来自陆源碎屑及黏土矿物的转化，石英硬度高，具有良好的抗压实能力，可保护页岩内部的孔隙抵抗压实作用的破坏，且大量研究表明，在黏土矿物与石英颗粒接触区域，会形成大量的粒间孔隙。这些与石英相关的粒间孔隙增强了页岩储层的均质性，从而降低了分形维数[27]；
D2与黏土矿物质量分数呈弱相关(图13(c))，黏土矿物存在层状结构，层与层之间相互堆叠，形成大量的黏土矿物层间孔(粒内孔)，这些孔隙比较相似，不会增强储层非均质性；
D2与长石质量分数呈正相关(图13(d))，其原因可能是有机质热降解过程中形成的有机酸与长石矿物发生溶蚀反应，形成溶蚀孔，造成孔隙结构非均质性变强，分形维数增大。
图13 乌拉力克组页岩组分与分形维数关系图Fig.13 Correction of composition and pore volume and fraction dimension in Wulalike Formation shale
5.3 沥青和水分对孔隙的影响
正如前文所述，页岩除了矿物组分，还包含有机质、水分等。有机质还可进一步细分出可溶沥青，即可以用有机溶剂抽提出来的部分。为研究这些成分对页岩孔隙结构的影响，本次研究采用方法：1) 对乌拉力克组W5号样品进行抽提，然后进行CO2和N2吸附实验；
2) 应用W5样品制备干酪根样品，然后对制备的干酪根进行CO2和N2吸附实验，探讨有机质对孔体积和比表面积的影响以及制备过程对样品孔隙的影响。
图14所示为页岩W5样品、抽提过的W5和制备的干酪根孔体积和比表面积对比。表4所示为样品W5、W5(抽)、干酪根与水平衡样品CO2和N2吸附数据一览表。由图14和表5可知：乌拉力克组页岩抽提后比未抽提的页岩样品CO2吸附数据相差较小，几乎未发生变化，从累积孔体积和比表面积结果来看，抽提前和抽提后均未增加；
N2吸附数据显示抽提后孔体积从0.012 9 cm3/g增至0.014 8 cm3/g，增加了14.73%，比表面积增加了30.59%，说明可溶沥青占据一定量小孔隙，页岩比表面积中92%以上由小于10 nm的孔隙提供，CO2吸附数据显示微孔孔体积和比表面均未明显增加，因此，可以推测可溶沥青主要分布在直径为2～10 nm 的孔隙中。用W5 页岩样品制备的干酪根与W5 页岩样品相比，其孔体积和比表面积分别增加5.47倍和6.47倍，一方面是因为制备干酪根是有机质大幅增加的过程，大幅增加孔体积和比表面与有机质大幅增加有关，另一方面，干酪根与页岩相比，CO2吸附获得的微孔孔径分布趋势极为相似，只是孔体积增加，而N2吸附数据显示，页岩样品W5孔径高于10 nm 孔体积呈下降趋势，而干酪根孔径高于10 nm以上孔体积大幅增加，推测是制备干酪根过程中酸性流体溶蚀矿物组分产生溶蚀孔的缘故。
页岩沉积于水体之中，孔隙中含有一定的水分，在后期埋藏与成岩过程中水分不断排出孔隙，然而页岩中仍含有一定量的水分，探讨这些水分对孔体积、比表面积的影响对于理解页岩气富集机理、赋存形式具有一定意义[4,28-30]。为研究水分对页岩孔隙的影响，采用K2SO4溶液将W5页岩样品和抽提过的W5样品进行水平衡处理，然后分别进行CO2和N2吸附实验，对比两者在孔体积和比表面积的变化，进而探讨水分对页岩孔隙的影响，如图15所示。
由图15可知：水平衡后W5页岩样品孔体积从0.016 8 cm3/g 降至0.012 8 cm3/g，降幅达23.81%，比表面积从17.02 cm2/g 降至13.30 cm2/g，降幅为21.86%；
对于抽提过的W5样品，与水平衡样品相比，干样孔体积降低0.001 9 cm3/g，降幅为11.23%，比表面积降低2.84 cm2/g，降幅为15.20%。由此可以发现页岩中同时存在可溶沥青和水分时，孔体积和比表面积降幅达21%以上；
抽提过的样品做水平衡实验，孔体积和比表面积只减少11%，只有沥青和水分共存时的一半左右，水和可溶沥青可能存在相互作用，加重孔隙堵塞，产生这种现象的机理尚不清楚，需要进一步探索和探讨。
1) 乌拉力克组页岩孔隙直径变化大，从0.3 nm 到10 μm 孔隙均有发育，微孔体积平均为0.003 72 cm3/g，介孔体积平均为0.011 86 cm3/g，宏孔体积平均为0.003 33 cm3/g；
介孔平均占总孔隙的62%，微孔和宏孔分别为20%和18%，因此，页岩中以介孔为主。
2) 页岩比表面积为14.47～21.81 cm2/g，平均为17.41 cm2/g，其中微孔占67.92%，介孔占31.93%，宏孔占0.15%。直径小于10 nm 的孔隙平均占比为92.23%。
3) 乌拉力克组页岩微孔分形维数Dm为2.29～2.66，平均为2.48，介孔分形维数D1为1.31～1.51，平均为1.44；
介孔分形维数D2为2.74～2.79，平均为2.76，分形维数D2可以有效表征页岩储层非均质性，且与石英、长石、黏土矿物质量分数等相关性好，与实验数据一致。
4) 页岩的比表面积与孔体积主要受黏土矿物与长石质量分数的控制与影响，与TOC、石英质量分数相关性不明显。
5) 水分和可溶沥青均可降低孔体积和比表面积；
水分和沥青共存时会大幅降低页岩孔体积与比表面积，去除可溶沥青后，水分减少孔体积和比表面积的幅度约降低一半。