2020, Vol. 29
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2. 中石化石油工程设计有限公司, 山东 东营 257061
2. Sinopec Petroleum Engineering Corporation, Dongying 257061, Shandong Province, China
近年来四川盆地页岩气勘探开发是我国非常规油气勘探的热点与重点领域，相继形成涪陵、长宁-威远等页岩气商业开发基地，同时持续加大了对四川、重庆、贵州等区域页岩气勘查力度[1-5].在渝东南秀水与彭水地区开展了秀页1井、渝页1井和彭页1井等钻探工作，发现下志留统龙马溪组泥页岩具备分布广、厚度大、有机质含量高，生烃潜力强等优越的油气地质条件[6-7].彭水地区目前研究成果主要集中于区域构造活动、地层分布特征、岩相古地理与沉积环境和地球化学特征、成藏条件等方面[6, 8-9]，对彭页1井井区内龙马溪组泥页岩岩矿特征、储层孔隙类型、物性、含气性及其控制因素方面研究相对薄弱[10]，因此，本文结合钻井第一手资料、全岩分析、薄片与扫描电镜观察、核磁共振与氮气吸附等实验结果，对井区内储层特征与含气性进行系统研究，为该区后期进一步勘探提供一定的地质依据.
1 区域地质概况研究区位于渝东南地区，构造位置上东邻雪峰山隆起，西北与四川盆地相接，隶属中上扬子板块[11]，与扬子地台的区域构造演化具有一致性，多期构造运动改造叠加，造成了扬子地台复杂的构造形态.加里东运动期，受康滇古陆和龙门山海涟隆升作用影响，研究区整体抬升且呈现西高东低、隆拗相间的构造格局，构造形迹沿北东向分布，可划分为利川复向斜、中央复背斜2个次级构造单元(图 1).该区主要发育寒武系、奥陶系、志留系以及二叠系，其他地层缺失.下古生界东部沉积水体较深，多为深水海湾沉积环境，且沉积物供给充足，沉积了两套黑色泥岩，即下寒武统牛蹄塘组广海陆盆-半深海相富有机质黑色碳质泥页岩和下志留统龙马溪组富有机质、富含笔石的黑色泥页岩，均具有厚度大(40~120 m)、埋藏浅和裂缝发育等特点，是目前我国南方页岩气开发的主要目的层段.区内彭页1井钻井深度2525 m，龙马溪组泥页岩厚度达80 m，但地层埋藏相对较深[11](图 2).
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图 1 研究区构造简图 Fig.1 Tectonic sketch map of the study area 1-彭页1井（PY-1 well); 2-构造单元（tectonic unit); 3-省界(provincial boundary) |
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图 2 彭页1井沉积地层特征 Fig.2 Sedimentary sequence in PY-1 well 1-泥质灰岩（argillaceous limestone); 2-鲕状灰岩（oolitic limestone); 3-砂质泥岩（sandy mudstone); 4-泥页岩（mud shale); 5-泥岩(mudstone) |
彭页1井龙马溪组泥页岩主要为灰黑色、黑色泥岩和砂质泥岩，含有大量笔石化石，水平层理发育.全岩与显微组分揭示黑色页岩段含有石英、钾长石、斜长石、方解石、白云石、黏土矿物以及少量黄铁矿矿物，其中，石英含量占40%~66%，平均47.64%.钾长石和斜长石1%~23%，平均12%.方解石和白云石3%~20%，平均9%.黏土矿物14%~45%，平均28.54%.脆性矿物以石英为主，占脆性矿物总量的70%，其次为长石，碳酸盐矿物(图 3)，整体上脆性矿物占全岩的69%.本区泥页岩与美国Barnett泥页岩矿物组分相似，从岩石学角度应属于优质储层(图 4).黏土矿物主要有伊利石、伊蒙混层、绿泥石(图 5)，其中以伊利石为主，约占65.1%，伊蒙混层占21.2%，绿泥石占13.7%.伊利石含量高导致该区泥页岩吸附能力强.
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图 3 龙马溪组泥页岩脆性矿物含量图 Fig.3 Brittle mineral content in the shale of Longmaxi Formation 1-石英(quartz); 2-钾长石（potash feldspar); 3-斜长石（plagioclase); 4-方解石（calcite); 5 -白云石（dolomite) |
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图 4 龙马溪组与美国Barnett页岩矿物成分图 Fig.4 Mineral compositions of Longmaxi Formation and American Barnett shale 1-彭页1井页岩(PY-1 shale); 2-Barnett页岩(Barnett shale) |
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图 5 龙马溪组泥页岩黏土矿物含量图 Fig.5 Clay mineral content in the shale of Longmaxi Formation 1-伊利石（illite); 2-伊蒙混层（illite-montmorillonite mixed layer); 3-绿泥石(chlorite) |
根据彭页1井测井曲线、全烃含量以及有机地化数据分析，确定龙马溪组下部2050~2158 m为有利含气泥页岩层段，共计108 m.黑色页岩有机质类型以Ⅱ2型为主，次为Ⅱ1干酪根，其中，腐泥组55%~78%，平均67.7%.惰质组22%~45%，平均32.3%(图 6). TOC含量中等偏好，含量1%~5%，平均1.84%.有机质成熟度Ro较高，主要分布于2.5%~4.4%，属于过成熟阶段，处于热裂解生气阶段.从地球化学指标可见，该层段属于优质烃源岩，生烃潜力大.
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图 6 龙马溪组黑色页岩显微组分 Fig.6 Micro-components of the black shale of Longmaxi Formation |
泥页岩作为非常规储集层，有别于砂岩储层，主要表现为微米级、纳米级微孔隙，且孔隙类型多样.鉴于研究区海相富有机质泥页岩储集空间的特殊性，本次研究应用了常规的扫描电镜、氩离子抛光场发射扫描电镜、CT扫描等手段对其孔隙结构形态进行观察和描述.同时，根据Loucks等[12]提出的页岩孔隙分类方案，将该区龙马溪组泥页岩微观孔隙划分为有机质孔、无机矿物孔及微裂隙3大类，其中，有机孔主要包括有机质孔隙和生物化石内孔隙.无机孔主要包括粒间孔、晶间孔、粒内溶蚀孔、黏土矿物层间孔，粒间孔所占比最大，近50%，且不同孔隙类型、孔隙结构与分布特征差异较大，多为微米级、纳米级，孔径呈双峰分布，即2~80 nm和20 000~126 000 nm两个峰值区，反映了彭页1井区龙马溪组页岩介孔、微孔、宏孔和微裂隙都有发育，其中介孔是孔隙的主要贡献者，约占74%.
3.1 有机质孔有机质孔是泥页岩有机质内部由于生烃后有机质体积缩小及气体排出而形成的孔隙.彭页1井龙马溪组泥页岩有机质孔孔隙形态类型多样，主要有不规则多边形孔、圆形椭圆形孔、复杂网脉状孔和线状串珠状孔，孔径几纳米至几百纳米，分布非均质强，往往暗色有机质富集区有机质孔发育(图 7)，其发育形态、规模直接影响着页岩气赋存于富集程度.
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图 7 龙马溪组泥页岩有机质孔隙类型及特征图 Fig.7 Pore types and characteristics of organic matter in the shale of Longmaxi Formation a-不规则多边形孔(irregular polygonal pore); b-圆形贿圆形孔，最大孔径745.43 nm (round/oval pore with maximum diameter of 745.43 nm); c-复杂网脉状孔(complex net-vein pore); d-线状串珠状孔(linear and moniliform pore) |
粒间孔是泥页岩沉积时，不同矿物或同种矿物颗粒之间互相支撑形成的原生孔隙.彭页1井龙马溪组泥页岩发育石英、长石、碳酸盐岩屑、黏土矿物以及黄铁矿等颗粒支撑形成的粒间孔，孔隙形态多样，可见三角形、多边形等(图 8a、d)以及黄铁矿与有机质边缘形成呈包裹式共存的粒间孔，孔径约260 nm(图 8e).通常，粒间孔不仅颗粒间连通，也可连通有机质孔形成孔喉状网络体系，增强渗透效果[13].同时，薄片状高岭石、伊利石等黏土矿物层间易发育狭长型粒间孔(图 8b)，延伸长度差异较大，其与黏土矿物结晶程度与颗粒大小有关，孔隙连通性一般较差.
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图 8 龙马溪组泥页岩无机质孔类型及特征 Fig.8 Pore types and characteristics of inorganic matter in the shale of Longmaxi Formation a-碎屑粒间孔，孔径约12.07μm (detrital intergranular pore with diameter about 12.07μm); b-黏土矿物层间粒间孔，孔径约4.41μm (intergranular pore of clay mineral with diameter about 4.41 μm); c-碎屑粒内孔，孔径约3.61μm (detrital intragranular pore with diameter about 3.61μm); d-碎屑粒间孔，最大孔径4.49μm (detrital intergranular pore with maximum diameter of 4.49μm); e-有机质与黄铁矿间粒间孔，孔径约262 nm (intergranular pore between organic matter and pyrite with diameter about 262 nm); f-碎屑粒内孔（detrital intragranular pore) |
粒内孔多为不稳定矿物或岩屑经溶蚀作用而形成的粒内溶蚀孔，通常碳酸盐岩矿物、岩屑、长石、钙质化石等遇到有机酸极易发生溶蚀作用.该井龙马溪组页岩段粒内孔较发育，孔隙形态多为长条形、近圆形，孔径大小不一，几十纳米至几微米均可见(图 8c、f)，零散孤立分布，孔隙间连通性较差，但由于粒内孔多赋存于脆性矿物和岩屑内，受人工压裂作用易形成诱导裂缝，进而沟通粒内孔，形成复杂渗流通道.
3.2.3 晶间孔彭页1井龙马溪组页岩中见草莓状、球状黄铁矿，有时晶体间堆积不紧密，可形成晶间孔，孔径几十纳米至几百纳米，连通性差，且不为该层段的主要孔隙类型.
3.3 微裂隙彭页1井龙马溪组泥页岩样品发育大量微裂缝，其宽度与延伸长度分布范围较大，宽度可达几纳米至几百纳米，长度可达几微米，局部被石英、方解石和沥青充填.根据微裂缝发育位置与成因，可进一步划分为黏土矿物成岩收缩缝(图 9a：长约54.74 μm，宽约1.31 μm)、构造微裂缝(图 9b：长5.55 μm，宽169.11 nm)、矿物结晶微裂缝以及有机质收缩缝，黏土矿物成岩收缩缝.矿物结晶缝多发育于颗粒内部，延伸长度较短，主要受颗粒大小决定.而构造微裂缝与有机质收缩缝，在颗粒内部和边缘均可发育，平直窄长分布，长度可达80 μm.微裂缝不仅是页岩气的储集空间，同时其连通不同类型的孔隙，形成立体网络状渗流空间，是页岩气重要的运移通道.
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图 9 龙马溪组泥页岩微裂缝类型 Fig.9 Microfissure types and characteristics of shale in Longmaxi Formation a-成岩收缩缝（diagenetic contraction fracture); b-构造微裂隙(structural microfracture) |
核磁共振是通过磁场强度来对岩石孔隙内流体的核磁信号进行检测，以获取流体的T2谱分布，其T2弛豫时间与岩石有效孔隙半径、分布特征和比表面积存在着一定关系，弛豫时间可间接反映孔径大小，T2数值越小其对应的孔隙半径越小，反之越大.对彭页1井6块岩样进行核磁共振试验，结果显示，该井龙马溪组页岩的T2谱多呈宽间距双峰形态，左峰幅度高，右峰幅度低，反映出该层段以微小孔为主，也发育少量中大孔和微裂隙.以6号样品为例，微小孔的峰主要分布在T2=0.5~6.5 ms之间，其典型特点是离心前后的2个T2谱差别较小.中大孔的峰主要分布在T2=15~115 ms之间，其峰值一般较微小孔峰要小，该峰的典型特点是离心后谱峰消失.裂缝/微裂缝峰主要分布在T2 > 350 ms段，该峰仅见于部分裂缝/微裂缝发育的样品，且该峰经离心实验后会消失(图 10).
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图 10 龙马溪组泥页岩样品核磁共振孔隙结构特征 Fig.10 Pore structure characteristics of the shale of Longmaxi Formation by NMR 1-饱和状态（saturation state); 2- 200 psi离心后（200 psi centrifugal) |
泥页岩储层多为特低孔、特低渗的物性特征，主要发育纳米-微米级孔隙，孔隙类型与结构复杂，其储层物性好坏直接决定其聚集和后期开发效果.通常孔隙度好坏决定油气赋存能力，渗透性好坏控制油气产能.彭页1井孔隙度为1.67%~3.17%，平均2.43%，主要集中在2%~3%，占80%左右(图 11)，垂向上主要分布于2 075~2 160 m之间.通过高压压汞和N2吸附实验可知，该层段泥页岩呈突降型压汞曲线，发育细颈瓶孔隙，微孔与中孔、大孔及裂缝串联配置，孔喉细小，连通性差，非均质性强[14].泥页岩渗透率分布在0.000515~0.01245 mD之间，主要集中在0.005~0.01 mD，约占70%，平均0.00604 mD(图 12).孔隙度与渗透率呈正相关关系(图 13)，相关系数达到0.841，渗透率与石英含量也呈一定正相关性(图 14).与北美商业开采的页岩储层孔隙度、渗透率相比，该井孔隙度偏小，渗透率处于中等水平.
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图 11 龙马溪组泥页岩孔隙度频率分布图 Fig.11 Porosity frequency histogram for the shale of Longmaxi Formation |
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图 12 龙马溪组泥页岩渗透率频率分布图 Fig.12 Permeability frequency histogram for the shale of Longmaxi Formation |
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图 13 孔隙度与渗透率的正相关性 Fig.13 Positive correlation between porosity and permeability |
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图 14 泥页岩石英含量与渗透率的正相关性 Fig.14 Positive correlation between quartz content and permeability |
页岩含气量是评价页岩气资源潜力与衡量页岩气目标区是否具有经济开采价值的重要指标.彭页1井现场气测录井显示，龙马溪组下部有机碳含量大于2%的层段中，2113~2158 m段全烃含量比较明显，为含气页岩的有效层段，气测显示均表现为高全烃、高甲烷异常，曲线为箱形，局部为锯齿状，气测值与气层相近或略高. 26块页岩样品现场含气量解析结果显示，龙马溪组页岩总解析气量为0.19~2.46 m3/t，平均为1.15 m3/t，与美国Barnett页岩的含气量(8.49~9.91 m3/t)、焦石坝焦页1井含气量(1.52~8.85 m3/t)相比，彭页1井龙马溪组含气量偏低.
另外，选取6块岩样分别在40、50、60、70和80℃恒温不同压力下进行等温吸附实验，结果显示在80℃、压力12 MPa下，饱和吸附量(VL)为1.03~3.91 m3/t，平均2.59 m3/t，低于焦页1井饱和吸附量(平均3.19 m3/t)，但高于渝页1井饱和吸附量(1.98 m3/t).这主要受构造抬升和有机质含量影响.由于渝页1井龙马溪组构造抬升较高，上覆地层剥蚀严重，导致吸附气发生解吸作用所散失.同时吸附气含量与有机碳含量呈正相关性，吸附气量随有机碳含量的增加而增加.
6 含气性控制因素探讨页岩气以吸附态和游离态两种形式赋存于页岩中，前者主要以吸附气形式吸附在有机质表面，后者以游离气形式赋存在页岩孔隙中.本次研究针对彭页1井龙马溪组页岩有机质丰度、成熟度、脆性矿物、黏土矿物、储层物性等参数对含气性的影响进行分析，认为该井区石英、碳酸盐岩、伊利石、有机质丰度及孔隙物性是控制页岩含气性的主要因素.
6.1 有机质丰度彭页1井有机质丰度与总含气量、吸附气量均呈正相关性，相关系数高，有机碳含量越好，含气量越高(图 15~17)，这也与Rose等学者认识一致，有机质含量是页岩含气量的主控因素.有机质成熟度与吸附气量呈较好的正相关性，与总含气量呈负相关性，是由于页岩热演化程度提高，可形成大量有机质孔，增加了有机孔体积，进而使页岩吸附能力提高，但同时热演化程度越高，成岩作用越强，次生矿物转化、胶结物增多，使原有的粒间孔减少以及大量的有机质排烃，导致页岩游离气减少，进而使总含气量减少.
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图 15 总有机碳含量与总含气量的正相关性 Fig.15 Positive correlation between TOC and total gas content |
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图 16 总有机碳含量与吸附气量的正相关性 Fig.16 Positive correlation between TOC and adsorbed gas content |
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图 17 龙马溪组不同TOC页岩与吸附气含量特征 Fig.17 Adsorbed gas content in shales with different TOC of Longmaxi Formation 1-TOC=0.46；2-TOC=0.96；3-TOC=1.95；4-TOC=2.85；5-TOC=3.52 |
研究认为储层物性直接控制含气量大小.彭页1井泥岩储层孔隙度与总含气量和吸附气量均呈现一定的正相关性，表明孔隙比表面积和孔体积增大为游离气和吸附气提供了有利赋存和吸附场所.裂缝的发育程度与含气量的大小有一定的正相关性，裂缝不仅能提高泥页岩的含气量，也为后期开发提供保障.
6.3 脆性矿物该井区脆性矿物石英含量与总气含量和吸附气量均呈一定正相关性.分析认为在龙马溪组沉积时，彭水-南川地区为深海陆棚沉积环境，水体比较深，距离物源区较远，石英主要由缓慢沉降的SiO2和一些有机硅生物死亡形成的，有利于有机质的富集，增大了吸附气含量，同时由于石英含量的增加提高了岩石的脆性，导致裂缝发育，更有利于游离气体的赋存.
碳酸盐岩矿物含量与总气含量和吸附气量均呈一定负相关性，由于碳酸盐岩矿物会减弱页岩吸附甲烷的能力，并且该区碳酸盐岩矿物多为页岩沉积后演化过程中形成的，主要充填于原生孔隙和裂缝中，因胶结作用增强导致孔隙度降低，使游离气的储存空间减少.
6.4 黏土矿物通常黏土矿物成分的比表面积大，有利于改善页岩的吸附能力，但黏土矿物成分不同，吸附作用差异较大.本区黏土矿物总量与含气量相关性不明显，但不同类型黏土矿物含量对含气量的影响差异显著，伊利石含量与总含气量及吸附气量均呈正相关性，伊利石含量越高，比表面积增大，吸附气含量越高.同时，也可反映泥页岩热演化程度高，大部分蒙脱石转变成伊利石，并在转化过程中，体积减小而产生微孔隙进一步提高泥页岩的储集空间，提高含气量.而伊蒙混层和绿泥石均与总含气量及吸附气量呈一定的负相关性.
7 结论与认识(1) 全岩及显微组分揭示，彭页1井区龙马溪组黑色泥页岩中脆性矿物含量高，有利于后期压裂改造，黏土矿物中以伊利石为主，有利于增强泥页岩的吸附作用.根据彭页1井测井曲线，全烃含量及有机地球化学数据分析，有机质类型为II2型，TOC含量中等偏好，成熟度较高，属于过成熟阶段，生烃潜力大.
(2) 利用扫描电镜、氩离子抛光发射扫描电镜及CT扫描镜定性观察，彭页1井区龙马溪组泥页岩广泛发育纳米级-微米级孔隙，孔隙类型复杂，且非均质性强，孔隙度集中在2%~3%，渗透率主要集中在0.005~0.01 mD，与北美商业开采的储层相比，孔隙度偏小，渗透率中等.
(3) 核磁共振结果显示，彭页1井龙马溪组页岩T2谱呈宽间距双峰形态，左峰幅度高，右峰幅度低，根据T2谱与孔径大小的关系，说明龙马溪组页岩微小孔为主，也发育少量中大孔和微裂隙.
(4) 现场含气量解析及等温吸附实验结果表明，彭页1井区含气性中等-偏低，实验样品数据拟合结果显示，有机质丰度及储层物性是影响含气量的主控因素.
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