页岩气是一种清洁高效的能源资源，具有自生、自储、自封闭的特性。近几年，我国高度重视页岩气的勘探开发，特别是在四川盆地页岩气的勘探工作取得了突破性进展^[1]，不同学者对四川盆地页岩成藏地质条件^[2]、富集规律^[3]、页岩气资源评价方法^[4]等方面进行了系统性的研究。随着南方海相页岩气开发工作的不断推进^[5]，发现在四川盆地周边地区也具有形成页岩气的地质条件和开发潜能，例如，鄂西地区页岩气的研究正逐渐引起广泛关注^[6-8]。王秀平等^[9]对鄂西鹤峰地区二叠系黑色页岩岩性特征及成因研究，认为页岩的形成主要受台盆相缺氧还原环境的控制。曹涛涛等^[10]认为鄂西利川地区上二叠统吴家坪组硅质页岩有机碳含量高（质量分数为3.07%~11.29%），有机质成熟度适中，以Ⅱ型干酪根为主，孔隙类型主要为有机质孔，并与涪陵地区龙马溪组页岩具有很好的可比性。许露露等^[11]报道鄂西鹤峰大隆组页岩厚度稳定，以黑色炭质及炭硅质岩为主，沉积于水体较深的浅海外陆棚相沉积环境，页岩脆性矿物含量高，有机质成熟度达到过成熟阶段，评价页岩气的潜在资源量为1 654.8亿m³。吴勘等^[8]将鄂西建始二叠系孤峰组页岩孔隙类型分为5个大类9个小类，主要为有机质孔和天然裂缝，但未对该区进行详细的有机地球化学特征及含气性评价。

目前，鄂西地区大隆组页岩气研究还处于初级阶段。利用湖北省地质调查院提供的地质背景资料和取自勘查井页岩样品的分析测试资料，研究大隆组黑色页岩的储层特征、有机地球化学特征及含气性等成藏条件，以期为鄂西地区二叠系页岩气的勘探开发提供依据。

鄂西建始区块属于扬子板块中部湘鄂西褶皱断裂带，毗邻四川盆地东缘。区内地层二叠系茅口组至三叠系大冶组三段均有发育，而二叠系大隆组黑色页岩属海陆过渡相，厚度为44.07 m。该套页岩的厚度较大，埋深适中，具有良好的页岩气成藏地质条件，是本次页岩气藏地质调查的目的层。在晋宁运动形成的结晶基底基础上，该区历经了扬子地块盖层发展和多期构造改造的过程，地表所展现的构造形迹主要是印支期及燕山期的产物。

本次研究的Y井位于花果坪复向斜—中央复背斜过渡带北东段（图 1）。早期东西向的龙潭坪背斜由于受后期北东—北北东向构造改造，褶皱西端与北东向褶皱的过渡带在Y井西侧呈“S”型展布，总体处于龙潭坪背斜南翼西段。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 研究区位置及区域构造特征（据文献[9]修改） Fig. 1 Location and regional tectonic characteristics of the study area

采用D8-FOCUS型X射线衍射仪进行页岩矿物组成分析。选用SU8010型超高分辨场发射扫描电镜表征页岩孔隙结构。页岩总有机碳含量（TOC）、镜质组反射率（R_o）、渗透率及有效孔隙度的测试分别采用碳硫分析仪、配有油浸物镜和光度计的显微镜以及覆压孔渗测定仪。甲烷等温吸附实验所用仪器为Rubotherm Isosorp HP Static Ⅲ型磁悬浮天平高压气体等温吸附/解吸仪，实验温度为30 ℃。采用Autosorb-iQ全自动比表面和孔径分布分析仪表征页岩的孔隙和比表面积，试样在300 ℃高温抽真空3 h、高纯氮气（纯度＞99.999%）、77.35 K温度条件下测定不同相对压力下的氮气吸附量，用BET方程计算页岩样品的比表面积。

页岩气在岩石中的赋存方式有3种，包括吸附于干酪根、黏土矿物表面的吸附气，页岩孔隙或天然微裂缝的游离气，干酪根及石油中以溶解态存在的溶解气。由此可知，优质烃源岩的页岩能否形成具有商业开采价值的气藏，主要受其吸附能力和储集空间特性（孔隙、裂缝发育程度）的控制^[12]，而矿物组成中石英等脆性矿物控制着裂缝的发育程度，直接决定着页岩的渗流通道和储集空间^[13]。因而，页岩矿物成分、储集空间类型和储层物性对页岩气资源潜力评价具有重要意义。

鄂西建始地区大隆组黑色页岩主要为含炭生物屑硅质岩、含炭含粉砂水云母黏土岩、含炭含生物屑粉—微晶灰岩和炭质含生物屑灰泥岩。表 1为10块不同采样深度页岩的全岩X射线衍射定性和定量分析结果。

表 1(Table 1)

表 1 不同采样深度页岩的矿物组成 Table 1 Mineral composition of shales at different depths 样品编号 采样深度/m φ（矿物）/ % 黏土矿物（伊利石） 石英 长石 方解石 白云石 黄铁矿 炭质 Y-6 694.4 10.0 30.0 8.0 35.0 0 6.0 11.0 Y-8 697.1 14.0 40.0 10.0 19.0 0 6.0 11.0 Y-10 700.3 4.0 21.0 11.0 55.0 1.0 2.0 6.0 Y-11 704.2 5.0 35.0 19.0 29.0 1.0 4.0 7.0 Y-13 708.7 6.5 60.0 16.0 3.5 1.0 5.0 8.0 Y-14 711.1 33.0 41.0 12.0 4.0 0 1.0 9.0 Y-16 714.8 10.0 42.0 15.0 8.0 3.0 7.0 15.0 Y-17 717.0 10.0 33.0 12.0 15.0 10.0 7.0 13.0 Y-18 720.4 11.0 54.0 8.0 9.0 1.0 6.0 11.0 Y-19 722.1 19.0 47.0 8.0 3.0 0 10.0 13.0

下载CSV 表 1 不同采样深度页岩的矿物组成 Table 1 Mineral composition of shales at different depths

由表 1可知，大隆组黑色页岩矿物组分以石英、长石、方解石等脆性矿物为主，总体积分数为58.0%~90.0%，平均为77.4%，黏土矿物以伊利石为主，其体积分数为4%~33%，平均为12.3%。泥页岩中矿物组成与含量会影响页岩气的压裂、开采效果^[14]。表 2为含页岩气储层分类标准，可知研究区大隆组页岩中脆性矿物含量较高，整体表现为脆性矿物含量远高于黏土矿物含量，具有可压裂性。这与同样处于鄂西鹤峰地区的大隆组页岩的矿物组成相近，后者黑色页岩矿物组成中脆性矿物体积分数平均为81.4%，达到高级别^[11]。

表 2(Table 2)

表 2 含页岩气储层分类标准[15]及页岩样品统计结果 Table 2 Classification standards of shale gas reservoirs and test results of shale samples 分类 脆性矿物评价标准a/% 样品所占比例/ % 孔隙度评价标准b / % 样品所占比例/ % 渗透率评价标准c /mD 样品所占比例/ % 高 40 ≤ a < 50 60 b ≥ 10.0 0 100 ≤ c < 500 0 中 30 ≤ a < 40 40 5.0≤b < 10.0 0 10≤c < 100 0 低 a < 30 0 2.0≤ b < 5.0 0 1 ≤c < 10 0 特低 - 0 b < 2.0 100 c < 1 100

下载CSV 表 2 含页岩气储层分类标准[15]及页岩样品统计结果 Table 2 Classification standards of shale gas reservoirs and test results of shale samples

页岩的孔隙发育程度对页岩气的聚集和产出具有至关重要的作用，主要发育微、纳米级孔隙是页岩与常规储层的一个重要区别^[16]。页岩中发育不同类型的孔隙，分类方法较多^[17-24]。Loucks等^[21]将泥页岩的孔隙分为粒间孔隙、粒内孔隙和有机质孔。Slatt等^[22]按照成因将页岩中的纳米级孔隙划分6种类型。孙超等^[23]、张顺等^[24]从储集空间的成因，将页岩孔隙分为无机成因孔（矿物粒间孔、原生晶间孔、成岩晶间孔和溶蚀孔等）和有机成因孔等。

图 2为研究区大隆组富有机质页岩样品的扫描电镜图像，黑色页岩中存在大量有机质孔[图 2（a）—（d）]和矿物溶蚀孔[图 2（e）—（g）]，还有少量黄铁矿晶间孔[图 2（h）]和粒内孔[图 2（i）]，多数孔径在2 μm以下。SEM图像显示，大隆组页岩有机质发育，矿物主要呈块状、片状、颗粒状分布，孔隙发育程度较低，孔隙间连通性差。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 Y井大隆组页岩孔隙发育特征 （a）有机质孔，0.035~0.271 μm，694.4 m；（b）有机质孔，0.170~1.331 1 μm，711.1 m；（c）有机质孔，0.179~0.691 μm，717.0 m；（d）矿物溶蚀孔和有机质内孔，0.243~1.648 μm，704.2 m；（e）矿物溶蚀孔，0.067~0.943 μm，714.8 m；（f）矿物溶蚀孔，0.250~1.399 μm，714.8 m；（g）矿物溶蚀孔，0.239~2.738 μm，704.2 m；（h）有机质，矿物溶蚀孔和黄铁矿晶间孔，0.122~2.276 μm，720.4 m；（i）黄铁矿粒内孔，0.260~1.380 μm，722.1 m Fig. 2 Porosity evolution of shales of Dalong Formation in well Y

为表征页岩样品的微观孔隙，采用Autosorb-iQ全自动比表面和孔径分布分析仪对大隆组页岩样品进行低温N₂吸附脱附实验。图 3为研究区大隆组Y-14（采自711.1 m）和Y-19（采自722.1 m）2块页岩样品的氮气吸附脱附等温曲线。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 大隆组页岩样品氮气吸附脱附等温曲线 Fig. 3 Nitrogen absorption/desorption isothermal curves of shales of Dalong Formation

由图 3可知，在相对压力p/p₀ ≤ 0.05时，曲线上升缓慢；在高压段p/p₀＞0.05时，曲线呈快速上升趋势；当p/p₀接近1时，吸附量没有达到吸附饱和，符合Ⅱ型等温吸附曲线特征。可知在相对压力较小时，页岩表面主要为单分子层吸附或微孔填充；在相对压力较大时，N₂在页岩表面发生毛细凝聚作用。2块页岩吸附与脱附曲线在p/p₀＞0.04时均出现明显的滞后环，属于类型B，表明页岩中相应孔隙类型为互通的微裂隙和四周开放的平行板孔。实验结论与陈生蓉等^[25]的研究成果一致。结合SEM图（图 2），表明本区大隆组页岩中存在微孔、大孔及微裂隙。

大尺度范围内的定量描述采用氮气吸附与脱附实验对页岩孔径进行（图 4）。鄂西建始地区Y-14和Y-19井大隆组页岩样品的平均孔径分别为10.87 nm和8.741 nm，比表面积分别为27.98 m²/g和26.54 m²/g，比表面积测定值较Clarkson等^[26]测试的加拿大西部页岩的测试值（2.32~3.05 m²/g）大很多，优于四川盆地页岩的测试值（5.06~19.32 m²/g）^[27]。Y-14和Y-19井大隆组页岩样品微孔体积分别为0.055 0 cm³/g和0.038 7 cm³/g，其结果与川南龙马溪组页岩的孔体积（0.022 1~0.033 7 cm³/g）^[28]相当，表明研究区页岩孔隙发育良好，纳米孔隙较丰富，为页岩气吸附提供了基础空间。由图 4可知，大孔对页岩孔体积的贡献更大，宏孔和微裂缝等大孔是页岩孔体积增加的主要因素，而页岩中的微裂缝和宏孔有利于页岩气的运移。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 大隆组页岩样品的孔径分布 Fig. 4 Pore size distribution of shale samples of Dalong Formation

低孔、特低渗致密的物性特征是页岩不同于砂岩、碳酸盐等常规储层的特性之一。据统计，美国页岩的孔隙度为4.22%~6.51%，平均渗透率为0.049 mD^[29]。页岩孔隙度影响着游离态页岩气的含量，当页岩层中具有较大孔隙时，主要以游离气储集在孔隙裂缝中。孔隙越小，游离气含量相对越少，页岩气多以吸附形式存在。

物性测试结果表明本区大隆组页岩颗粒致密、细小，具有特低孔特性。10块页岩样品密度为1.98~ 2.82 g/cm³，有效孔隙度为0.65% ~2.79%，平均值为1.17%，大部分小于2.0%。依据表 2含页岩气储层分类标准分级，属于特低孔范围，页岩样品渗透率为0.000 8~0.462 1 mD，均小于1 mD（表 3），为特低渗储集层。与美国页岩的孔渗参数^[21]相比，建始大隆组页岩属特低孔、特低渗页岩气储集层。

表 3(Table 3)

表 3 页岩样品的岩石物性测试结果 Table 3 Rock physical parameters of shale samples 样品编号 岩性 孔隙度/% 渗透率/mD 真密度/(g.cm-3) Y-6 含炭泥岩 1.10 0.002 6 2.82 Y-8 含炭泥岩 1.07 0.001 0 2.19 Y-10 含炭泥岩 0.65 0.462 1 2.70 Y-11 含炭泥岩 1.84 0.001 3 2.70 Y-13 含炭泥岩 1.07 0.004 5 2.76 Y-14 含炭泥岩 2.79 0.004 4 2.26 Y-16 含炭粉砂质泥岩 0.95 0.001 0 2.36 Y-17 粉砂质泥岩 0.78 0.001 2 1.98 Y-18 含炭粉砂质泥岩 1.20 0.001 1 2.71 Y-19 含炭粉砂质泥岩 1.29 0.000 8 2.45

下载CSV 表 3 页岩样品的岩石物性测试结果 Table 3 Rock physical parameters of shale samples

不同来源有机质形成的干酪根，其性质和生烃潜能存在很大差别^[30-31]。因此，对页岩有机质类型的判断是客观认识烃源岩性质和生烃条件的基础。为有效辨别目标层黑色页岩的有机质类型，综合干酪根显微组分信息评价有机质类型。

干酪根镜检结果表明鄂西建始地区大隆组页岩有机质类型总体表现为Ⅱ型干酪根，其显微组分中以腐泥组为主，体积分数为5%~88%，平均为61.3%；其次为镜质组、惰质组，有机质类型以腐质腐泥型（Ⅱ₁型）、少量腐泥腐殖型（Ⅱ₂型）和腐殖型（Ⅲ型）（表 4）。一般认为，Ⅰ型和Ⅱ型干酪根以生油为主，Ⅲ型干酪根以生气为主，但美国页岩气盆地页岩干酪根主要为Ⅰ型和Ⅱ型，少量为Ⅲ型，且均有数量可观的气生成，表明干酪根类型并不是决定产气量的关键因素^[32]。

表 4(Table 4)

表 4 大隆组页岩干酪根显微组分和Ro值 Table 4 Organic matter component and Ro value of shale of Dalong Formation 样品编号 φ（腐泥组）/ % φ（壳质组）/ % φ（镜质组）/ % φ（惰质组）/ % 类型 Ro/% Y-6 10 — 70 20 Ⅲ 3.09 Y-10 60 — 32 8 Ⅱ2 3.00 Y-11 85 — 11 4 Ⅱ1 3.16 Y-13 5 — 80 15 Ⅲ 3.21 Y-14 65 — 25 10 Ⅱ2 3.32 Y-16 88 — 8 4 Ⅱ1 3.34 Y-17 72 — 21 7 Ⅱ1 3.37 Y-18 80 — 14 6 Ⅱ1 3.27 Y-19 87 — 8 5 Ⅱ1 3.68

下载CSV 表 4 大隆组页岩干酪根显微组分和Ro值 Table 4 Organic matter component and Ro value of shale of Dalong Formation

TOC是烃源岩丰度评价的重要指标，可近似代表岩石原始有机质丰度。大隆组黑色页岩TOC质量分数为1.62%~13.6%，平均值为8.76%，随采样深度呈缓慢增加趋势[图 5（a）]。TOC质量分数大于4%的样品占样品总数的100%，主要为7%~ 12%[图 5（b）]，表明研究区大隆组页岩有机质丰度高，具有形成页岩气的良好物质基础。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 不同深度页岩TOC含量（a）及TOC分布（b） Fig. 5 TOC content(a)and distribution(b)of shale samples at different depths

有机质成熟度是确定有机质生油、生气的关键因素。中国南方黑色页岩成熟阶段划分标准如表 5所列。研究区大隆组9块页岩样品的有机质成熟度数据显示，黑色页岩样品的镜质体反射率R_o值为3.00%~3.68%，平均值为3.27%。依据表 5划分标准，本区大隆组页岩成熟度为3%~4%，主体处于过成熟晚期阶段。

表 5(Table 5)

表 5 中国南方黑色页岩成熟阶段划分标准[33] Table 5 Criteria for division of thermal maturity stages of dark shale in southern China 成熟阶段 Ro/% 成烃阶段 未熟期 < 0.5 生物气 成熟 0.5 ~1.3 成油期 髙成熟 1.3 ~2.0 凝析油-湿气 过成熟早期 2.0 ~3.0 干气 过成熟晚期 3.0 ~4.0 干气 变质期 > 4.0 生烃终止

下载CSV 表 5 中国南方黑色页岩成熟阶段划分标准[33] Table 5 Criteria for division of thermal maturity stages of dark shale in southern China

采用现场解析法获得页岩含气量显示：研究区大隆组6块页岩样品现场解析质量体积为0.688~ 2.924 m³/t，平均值为2.213 m³/t，总质量体积为0.741~ 3.703 m³/t，平均值2.714 m³/t（表 6），均高于美国泥页岩质量体积底限（0.5~1.0 m³/t）^[34]，结合页岩有机值丰度及成熟度数据判断本区页岩气具有较好的开采价值。

表 6(Table 6)

表 6 大隆组页岩样品含气性测试结果 Table 6 Gas test results of shales of Dalong Formation 样品编号 v(现场解析气）/(m3·t-1) v(总含气)/ (m3·t-1) 最大吸附量VL/(m3·t-1) PL/MPa Y-10 0.688 0.741 5.79 15.96 Y-11 2.793 3.703 4.72 1.16 Y-14 2.097 2.560 4.74 2.10 Y-16 1.950 2.511 15.44 28.46 Y-18 2.824 3.212 6.44 4.75 Y-19 2.924 3.555 6.40 4.65

下载CSV 表 6 大隆组页岩样品含气性测试结果 Table 6 Gas test results of shales of Dalong Formation

表 6列出甲烷等温吸附实验测得页岩样品的最大吸附量（V_L）及对应的兰氏压力（P_L），V_L值为4.72~15.44 m³/t，平均值为7.14 m³/t，表明本区大隆组页岩的吸附能力总体较强。通过与现场解析气含量对比，页岩的理论最大吸附量与现场解析气含量不是严格的正相关，即甲烷等温吸附实验最大吸附量高，其现场解析气含量不一定高，这与页岩所处沉积环境、岩性及地层压力有关。

页岩储层参数与含气量具有明显的相关性，矿物组成、孔隙度、有机碳含量、成熟度等对页岩气成藏富集有不同程度的影响^[1]。

由前述研究可知大隆组优质页岩储层具有特低孔隙度的特征，但孔隙度与吸附气含量之间存在明显的正相关关系[图 6（a）]，页岩吸附气含量随孔隙度的增加而增大。大隆组黑色页岩以含炭泥岩和含炭粉砂质泥岩为主，石英含量较高，储层脆性指数较大，有利于产生微裂缝，含气量与石英含量之间呈弱的正相关关系[图 6（c）]，而与黏土矿物含量相关性不明显[图 6（b）]。崔楠等^[35]认为石英的硬度大，孔隙结构在长期的构造运动中可以完好保存，而黏土矿物因剧烈的构造挤压导致孔隙结构被破坏，降低了对页岩气的吸附能力。[图 6（d）]显示页岩R_o与吸附气含量的总体相关性较小，呈弱的正相关关系，与张木辰等^[34]的报道相似，有机质成熟度的提高促进有机组分纳米级孔隙的产生，从而增加页岩气的储集空间^[36]，但程鹏等^[37]指出成熟度过大可能不利于页岩气的富集。谭淋耘等^[38]报道页岩有机质含量是页岩气成藏最重要的控制因素，决定着页岩生气的物质基础。大隆组页岩实测TOC含量与含气量呈明显的正相关关系，吸附气含量随着有机碳含量的增加而增大，拟合系数0.748 8，表明有机碳含量对页岩气藏影响显著[图 6（e）]。在温度一定的情况下，页岩气吸附气量随着压力的增加而增大[图 6（f）]。因此，较高的TOC含量为大隆组页岩生气提供了物质基础，储层孔隙度为页岩气的富集提供了存储空间，两者均是建始地区大隆组页岩气富集的有利因素，且较高的脆性矿物含量为页岩气的开采压裂提供了有利条件。另外，大隆组页岩厚度为44.07 m，埋深在700 m左右，属于中浅层埋深，有利于页岩气的保存与开采。大隆组页岩上覆地层为大冶组的泥质岩和碳酸盐岩，下伏地层为二叠系下窑组灰岩等，岩性较致密，封盖性较好，各层系的孔隙率和渗透率均较低，具有优越的顶板和底板封闭条件，有利于该区页岩气的保存。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 页岩吸附气含量与孔隙度（a），黏土矿物（b），石英（c），TOC（d），Ro（e），压力（f）的关系图 Fig. 6 Relationships of shale gas content with porosity(a), clay mineral content(b), quartz content(c), TOC content(d), Ro value(e)and pressure(f)

综合页岩储层特征以及有机地球化学特征的分析结果，鄂西建始地区大隆组页岩具有良好的页岩气生烃、储集和保存条件，具有较好的勘探开发价值。

（1）鄂西建始地区大隆组页岩有机质类型以Ⅱ型干酪根为主，有机碳含量高、热演化程度高，具有形成页岩气的良好物质基础。

（2）鄂西建始地区大隆组页岩储集空间多样，主要为矿物溶蚀孔和有机质孔，多数孔径在2 μm以下，孔隙间的连通性差，属特低孔、特低渗页岩气储层。

（3）鄂西建始地区大隆组页岩具有较强的吸附能力，页岩总含气质量体积为0.741~3.703 m³/t，平均值为2.714 m³/t，具有很好的开采价值。页岩吸附气含量与有机碳含量、孔隙度均呈较明显的正相关关系，与石英含量、有机成熟度均呈弱的正相关关系。

（4）鄂西建始地区大隆组页岩中石英等脆性矿物含量较高，表明大隆组页岩储集层具有可压性，有利于后期的压裂开采。