0 引言

渝东南盆缘转换带五峰组—龙马溪组页岩是目前国内实现商业开发的页岩层段，自下而上包括两个完整的沉积旋回，可分为3段^[1-3]。其中，龙一段属于半深水—深水陆棚沉积环境，从下到上发育硅质陆棚、粉砂质陆棚及泥质陆棚微相^[4-5]。据岩性组合、电性特征、生物化石和地球化学特征等，龙一段自下而上可划分为3亚段①—⑨小层，其中下部硅质陆棚微相①—⑤小层优质页岩是勘探开发主力层系，厚度约为30 m。

渝东南页岩气勘探开发实践表明，各压裂段产气不均，穿层层位对产量影响大，根据南川区块SY1井产液剖面，26%的水平段贡献了产气量的72%，其中①—②小层对页岩气贡献大，每百米日产气量8 533 m³。因此，不同小层产气量差异较大的原因值得从页岩储层的角度进行精细对比研究。一般来讲，渝东南地区页岩气保存条件越好，压力系数越高，试气产量越高，实测岩心的总含气量和游离气占比均较高。而游离气含量与页岩的储集空间，尤其与有机孔大小、发育规模和连通性等密切相关^[6-9]，因此，探索页岩储层有机孔发育特征与含气量、压力系数的关系至关重要。大量扫描电镜分析结果表明：不同小层有机孔发育特征存在差异，①—②小层有机孔孔径小，但孔隙发育的密集程度高；③—⑤小层有机孔孔径变大，但孔隙发育的密集程度相对较低。对于同一口井，①—⑤小层整体为一个压力系统，每一小层页岩w(TOC)、R_o(镜质体反射率)、矿物组成基本相当，可能存在多个亚压力体系，不同亚压力体系导致各小层有机孔隙的差异，从而造成水平井穿行不同轨迹而导致产量差异很大。

因此，本文以渝东南盆缘转换带五峰组—龙马溪组①—⑤小层优质页岩为主要研究对象，对其压力体系与有机孔发育关系进行系统研究，以期对认识渝东南地区页岩气富集规律、优选水平井穿层层段，以及下一步五峰组—龙马溪组页岩的多层系立体开发提供技术指导。

渝东南盆缘转换带位于重庆市与贵州省交界处，构造上位于雪峰推覆带与四川盆地之间的武陵褶皱带^[10-12]。该地区历经加里东期、海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造，从南东向北西，由一系列北东向复背斜和复向斜相间构成^[13]。区内地层层系发育较全，基底为前震旦系板溪群浅变质岩，局部缺失泥盆系，全区缺失石炭系、白垩系、第三系，从震旦系至侏罗系其他沉积地层总厚度近万米。该地区页岩气勘探开发的目的层为上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，主要分布于残留向斜，部分位于斜坡和背斜^[14]。

本文样品均来自中国石油化工股份有限公司华东油气分公司彭水—武隆—南川区块的探井岩心，由东向西主要包括B井、A井、D井和C井(图 1)等4口页岩气井，层位为龙马溪组底部和五峰组上部的优质页岩段。A井位于四川盆地以东的武隆—利川复向斜，具有复向斜和复背斜相间分布的特征^[15-16]，压力系数为1.08；B井位于桑拓坪向斜东南部，具有核部宽缓、翼部较陡的特征^[17]，压力系数为1.09；C井位于东胜背斜的南部，呈NNE走向，北部与平桥背斜通过鞍部连为一体^[18-20]，压力系数为1.20；D井位于平桥背斜南部，地层向南北两端倾伏，南部较北部略微宽缓^[21]，压力系数为1.31。岩心岩性均为黑色硅质页岩，含气量为2.16~3.03 cm³/g，孔隙度为3.68%~4.88%，w(TOC)为3.00%~4.11%，φ(石英)为45.3%~54.0 %，φ(黏土矿物)为25.3%~32.7%(表 1)。

图 1 彭水—武隆—南川区块4口页岩气探井分布图 Fig. 1 Distribution map of four shale gas exploration wells in Pengshui-Wulong-Nanchuan block

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文中所有的实验分析工作均在中国石油化工股份有限公司华东油气分公司非常规油气资源实验中心完成，样品现场含气量测试采用无压阻微压损型页岩解吸气连续组分自动测试仪，w (TOC)测试采用美国力可CS-230型碳硫测定仪，镜质体反射率采用德国蔡司MY9000数字煤岩分析仪，岩石矿物组成测试采用日本理学Ultima IV组合型多功能水平X-射线衍射仪。为研究页岩有机孔发育特征及定量表征，采用了美国麦克ASAP2020全自动比表面积及微孔物理吸附分析仪开展液氮吸附实验，并采用德国蔡司SIGMA热场发射扫描电子显微镜(SEM)进行观察分析。采用TAW-2000岩石三轴试验机开展力学实验研究页岩岩石力学性质与有机孔发育特征的关系。

为了便于对比研究，本文按照统一的地层划分标准，将样品所在的优质页岩段从下到上划分为5个小层(①—⑤)，在后文的表述中均以小层为单位进行对比分析。

4口井R_o的范围为2.57%~3.01%，均处于过成熟阶段，有机质孔隙均较发育。从单井纵向上的整体规律来看，主要表现为：①—②小层孔隙孔径小，孔隙分布密集；③—⑤小层随着深度的变浅，孔隙孔径逐渐变大，但孔隙分布逐渐稀疏(图 2)。

4口页岩气井五小层SEM结果，红色矩形部分为统计区，红色填充的为有机质孔隙，未填充的为有机质基质。 图 2 4口页岩气井五小层有机孔发育特征 Fig. 2 Characteristics of organic pore development in five small formations of four shale gas wells

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为了更准确地分析4口井有机质孔隙发育程度随深度的变化特征，对大量扫描电镜照片进行图像处理分析，定量地表征了每口井每个小层中有机孔发育的程度，主要运用平均孔直径、孔隙密度和形状因子等参数。由于每口井每个层位主要发育的有机孔类型略有不同，为了直观真实地反映有机孔的发育程度，选取的图片样本为每口井每个层位中有机质发育最广泛的有机孔类型，且有机质中不包裹或伴生其他矿物。为了保证图像处理的精确度，每口井所使用扫描电镜照片采用了统一的放大倍数和分辨率，且只对有机质进行处理，不包括其他矿物或无机孔隙(图 2)。平均孔直径为统计区内所有孔隙的孔径平均值；孔隙密度为统计区单位面积孔隙的个数，单位为个/μm²；形状因子为统计区内所有孔隙的形状因子平均值，其表征的是孔隙的圆度，值越接近于1，表明孔内隙形状越趋近于圆形。

A井优质页岩段压力系数为1.08，属于常压页岩气井。优质页岩厚度为37.0 m，含气量为2.16 cm³/g，w(TOC)为4.11%，孔隙度为4.88%，φ(石英)为54.0%，有机孔较为发育。图像处理的结果表明：除第①小层外，②—⑤小层随着深度变浅，平均孔直径逐渐变大，而孔隙密度逐渐变小；除第①小层孔隙圆度最高外，②—⑤小层的孔隙圆度随着深度变浅逐渐变大(图 3a)，这也符合随着深度变浅，孔直径逐渐变大，同时孔隙圆度也明显变化的规律。

图 3 4口井扫描电镜图像处理参数 Fig. 3 Scanning electron microscope image processing parameters of four wells

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B井优质页岩段压力系数为1.09，属于常压页岩气井。优质页岩厚度为35.5 m，含气量为3.03 cm³/g，w(TOC)为3.13%，孔隙度为4.50%，φ(石英)为45.3%，有机孔较为发育。图像处理的结果表明：平均孔直径与孔隙密度在纵向上有一定的变化规律；除第①小层外，②—⑤小层随着深度的变浅，孔直径逐渐变大，而孔隙密度逐渐变小；而圆度并没有明显的变化趋势，其中圆度最大的层位为第②小层，圆度最小的层位为第①小层(图 3b)。

C井优质页岩段压力系数为1.20，属于超压页岩气井。优质页岩厚度为30.0 m，含气量为2.94 cm³/g，w(TOC)为3.00%，孔隙度为4.47%，φ(石英)为49.2%，有机孔较为发育。图像处理的结果表明：平均孔直径的变化规律不明显，③—⑤小层随深度的变浅逐渐变大；而孔隙密度整体上随深度的增加有逐渐增加的趋势；孔隙圆度的变化趋势不明显，第②小层的孔隙圆度为该井的最小值(图 3c)。

D井优质页岩段压力系数为1.31，属于超压页岩气井。优质页岩厚度为35.0 m，含气量为3.00 cm³/g，w(TOC)为3.40%，孔隙度为3.68%，φ(石英)为50.4%，有机孔较为发育。图像处理的结果表明：平均孔直径的变化规律不明显，整体上③—⑤小层高于①—②小层；第②小层的孔隙密度明显高于其他小层；孔隙圆度均较高，超过0.92，③—⑤小层随深度变浅逐渐变圆的趋势(图 3d)。

前人^[22]研究表明，页岩有机质热演化过程中，有机质的生烃作用是页岩有机孔发育的内在动力，而上覆地层压力和围压是影响孔隙的外部因素，将页岩有机孔演化规律总结为以下4个阶段：1)热演化初期，生烃作用起主导，有机孔逐步出现，呈现圆度高且随机分布的特征；2)热演化中期，孔径逐渐增大，孔隙逐步连通，形成孔隙网络；3)热演化晚期，生烃作用减弱，内在动力逐渐丧失，总体积达到峰值后压实作用逐渐成为主导；4)热演化后期，压实作用成为主导，有机质因生烃作用结束导致自身抗压能力下降，同时上覆地层压力增加，使孔隙被压扁, 圆度降低，并不断分割变小直至最后消失。

图 4a是平均孔直径与孔隙密度的相关性分析，整体上呈现出负相关性，即说明孔隙孔径在逐渐变大的过程中，孔隙密度逐渐在变小。图 4b是形状因子与孔隙密度的相关性分析，整体上虽没有呈现明显的负相关性，但从趋势上来看，圆度越高，孔隙密度越低。即有机孔隙密集发育的层位，其孔径和圆度越低。前文中提到，五峰组—龙马溪组页岩①—②小层的有机孔隙具有孔径小、圆度低但孔隙密度大的特点，而③—⑤小层则表现为孔径大、圆度高但孔隙密度相对偏低的特点，说明随着压实作用的加强，孔隙会逐渐被压扁导致圆度降低，进而逐渐分裂成更多的孔径较小且圆度更低的孔隙。

图 4 孔隙密度分别与平均孔直径和形状因子的相关性分析 Fig. 4 Correlation analysis of pore density with shape factor and average pore diameter

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从页岩有机孔演化规律来看，当内在动力逐渐丧失后，压实作用(上覆地层压力)成为主导，而压力系数(孔隙内流体压力的具体表现)的差异必然会导致页岩孔隙发育特征的差异。综合分析前文中扫描电镜照片图像处理的实验结果发现，压力系数与有机孔的形状因子有着较好的正相关性。由图 5可见，A井、B井、C井和D井的压力系数从1.08逐渐升至1.31，与之对应的形状因子平均值也逐渐从0.85升至0.94。说明随着压力系数的增加，孔隙内流体压力更大，能够对孔隙进行更好的支撑作用，保证孔隙不会因为上覆地层压力而造成变形，表现为孔隙的形状因子更大。因此，对于孔隙的保存，更高的孔隙内流体压力有着更积极的影响。

图 5 4口井压力系数与平均形状因子 Fig. 5 Pressure coefficient and average shape factor of four wells

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页岩孔隙体积分形维数非均质性强，属于典型的多孔介质，用传统的欧式几何原理很难对其进行定量研究。越来越多的学者^[23-25]开始使用分形几何描述来表征页岩孔隙的空间展布特征和结构，这种方法能够有效的定量化描述页岩中孔隙结构复杂程度。目前，页岩孔隙分形学几何的数据来源主要有液氮吸附、高压压汞及扫描电镜等，本文是以液氮吸附实验的体积分维模型对4口页岩井气井进行分形分析。针对页岩孔隙孔径最主要的范围为小于100 nm的孔隙，目前使用的分形维数模型主要有热力学方法、分形BET模型和分形FHH模型，而其中FHH模型被证明是计算页岩储层吸附孔隙分形维数最有效的方法^[26]，公式如下：

(1)

式中：p为平衡压力，MPa；p₀代表甲烷气体的饱和压力，MPa；V为在平衡压力p下的吸附气体的体积，cm³/g；C代表常数；A为ln V与ln(ln(p₀/p))的双对数曲线的斜率。

页岩孔隙的体积分形维数为A+3，分形维数的大小可反映页岩的表面粗糙程度和非均质性:当分形维数接近2时，多孔隙固体表面趋于平滑，非均质性不强；当分形维数接近3时，表面趋于粗糙，非均质性强^[27]。从液氮吸附实验得到等温吸附-脱附回线来看，大多数样品的吸附曲线和脱附回线是在p/p₀>0.45后出现明显的不重合。根据分形维数的计算原则，本文选取了p/p₀>0.45的吸附数据来计算分形维数^[28-29]。

计算结果表明，该区4口页岩气井的分形维数范围在2.81~2.90之间，整体表面粗糙，非均质性强。但随着深度增加，其分形维数仍存在细微的差别。前文页岩孔隙演化的规律表明，页岩孔隙发育是一个“从无到有，从小到大，而又从大到小”的过程，在孔隙演化过程中会出现一个拐点，拐点是孔隙体积的最大值，拐点后孔隙会逐渐减小。从图 6可看出孔隙体积分形维数随深度的变化特点：除个别异常点外，4口井均呈现出抛物线特点，随着深度的变化会出现拐点，即孔隙复杂程度会受上覆地层压力的影响。同时随着4口井压力系数逐渐升高，拐点出现的位置从第④小层逐渐推移至第①小层，说明压力系数越高，孔隙内流体压力越高，越能够抵抗上覆地层的压力，因此拐点会向着更深的层位推移。这种趋势也从侧面反映出压力系数对页岩的孔隙保存有着非常积极的作用。

图 6 4口井页岩液氮吸附实验的孔隙体积分形维数 Fig. 6 Fractal dimension of pore volume in liquid nitrogen adsorption experiments of shale from four wells

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彭水—武隆—平桥—东胜几个区块的统计结果表明，压力系数在1.08~1.09的常压区(武隆A井和彭水B井)②—⑤小层平均孔直径随着深度的增加逐渐变小，孔隙密度则随着深度的增加逐渐增多(图 3a, b)。说明常压区由于压力系数偏低，孔隙被上覆地层压力压扁而分裂成更多的小孔，导致平均孔直径与深度呈负相关性，孔隙密度与深度呈正相关性。而压力系数为1.20~1.31的超压区(东胜C井和平桥D井)则并未表现出上述变化规律，东胜和平桥地区平均孔直径在局部③—⑤小层有一定变化规律，但两者却呈现出截然相反的特点，东胜地区平均孔直径随深度的增加而变小，平桥地区则完全相反；同时东胜地区孔隙密度整体上有随着深度的增加逐渐增大的趋势，而平桥地区除第②小层孔隙密度较高外，其他小层的变化不大(图 3c, d)。说明当压力系数逐渐增加至超压阶段后，孔隙内流体压力逐渐增加，对孔隙的支撑作用逐渐显著，使得上覆地层压力对孔隙的影响逐渐减弱。因此，相对于超压区，上覆地层的压力对常压区孔隙发育差异有着更为重要的影响。而①小层则表现出明显不同于②—⑤小层的规律，可能与观音桥段的存在密切相关。

观音桥段是一套发育在奥陶系五峰组顶部的介壳相泥质灰岩地层，主要分布于云南省东北角、四川省东南角、贵州省北部及重庆东南部等。岩性多为泥质灰岩或灰质泥岩，含介壳类生物化石，在研究区内厚度一般为30~50 cm，与上覆志留系龙马溪组黑色页岩整合接触，局部地区会出现地层缺失^[30]。

为了研究观音桥段对孔隙发育差异的影响，通过形状因子可以观察到一些现象：在发育有观音桥段的地区，第②小层的形状因子是最小值，在不发育观音桥段的地区，第②小层的形状因子是最大值(图 7)。因此，观音桥段的存在对孔隙发育的差异有重要的影响。

a.武隆地区A井，发育观音桥段；b.彭水地区B井，无观音桥段；c.东胜地区C井，发育观音桥段；d.平桥地区D井，无观音桥段。 图 7 观音桥段对页岩有机孔发育的影响 Fig. 7 Effect of Guanyinqiao Section on the development of shale organic pores

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三轴力学实验的结果表明，观音桥段的存在对岩石力学性质有显著的影响。从图 8可见：无观音桥段的彭水地区B井②小层岩石的抗压强度仅为156.80 MPa，是其①—⑤小层的最小值；而发育有观音桥段的东胜地区C井②小层岩石的抗压强度高达298.80 MPa，是其①—⑤小层的最大值。因此，观音桥段的存在使得岩石的抗压强度变大，这种变化可能是间接导致孔隙形状因子发生变化的原因。

a.彭水地区B井，无观音桥段；b.东胜地区C井，发育观音桥段。 图 8 B井和C井的抗压强度及其与形状因子的相关性图 Fig. 8 Compressive strength of Well B and Well C and their correlation with shape factor

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将彭水地区和东胜地区的形状因子和抗压强度做相关性分析(图 8)，结果表明：除个别异常点外，抗压强度与形状因子呈负相关性，即抗压强度越大，形状因子越小。岩石的抗压强度是指在无侧束状态下所能承受的最大压力。不同岩石抗压强度不同的原因是：在同样压力下，抗压强度大的岩石其形变量要大于抗压强度小的，即抗压强度大的岩石更容易发生形变。而对于岩石来讲，形变的主要部位发生在孔隙，这是岩石抗压强度越大而孔隙形状因子却越低的主要原因。

因此，观音桥段的出现表明该区原始沉积环境存在差异，导致岩石岩性和力学性质发生变化，对孔隙发育特征会造成两个方面的影响：除了上文中提到会导致第②小层本身形状因子降低外，还会在空间上形成一种压力隔断，引起了上下压力系数的差异，形成不同的亚压力体系，从而导致了纵向上孔隙特征的变化规律发生差异。因此，笔者根据孔隙平均孔直径、孔隙密度及形状因子，将4口井在纵向上划分为几个亚压力体系，其中彭水地区可分为①和②—⑤小层2个亚压力体系，武隆地区可分为①和②—⑤小层2个亚压力体系，东胜地区可分为①—②小层、③—⑤小层两个亚压力体系，平桥地区可分为①小层、②小层和③—⑤小层3个亚压力体系。

1) 从页岩有机孔演化规律来看，当内在动力逐渐丧失后，压实作用(上覆地层压力)成为主导，而压力系数(孔隙内流体压力的具体表现)的差异必然会带来页岩孔隙发育特征的差异。

2) 扫描电镜图像处理和液氮吸附实验孔隙体积分形维数的结果表明，4口井随着压力系数的增加，孔隙形状因子也随之增加。说明由于孔隙内流体压力更大，能够对孔隙进行更好的支撑作用，保证孔隙不会因为上覆地层压力而造成变形，使得孔隙能够得到更好的保存。

3) 对于常压区，上覆地层的压力对孔隙发育差异有着更为重要的影响。而①小层则表现出明显不同于②—⑤小层的规律，可能与观音桥段的存在密切相关。

4) 观音桥段的存在会使得岩石的抗压强度变大，抗压强度大的岩石更容易发生形变。而对于岩石来讲，形变的主要部位发生在孔隙，这也是岩石抗压强度越大而孔隙形状因子却越低的主要原因。