2019, Vol. 31
表 1(Table 1)
川南地区五峰组—龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及主控因素
引用本文
郑珊珊, 刘洛夫, 汪洋, 等. 川南地区五峰组—龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及主控因素. 岩性油气藏, 2019, 31(3): 55-65, doi: 10.12108/yxyqc.20190307. 
ZHENG S S, LIU L F, WANG Y, et al. Characteristics of microscopic pore structures and main controlling factors of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin. Lithologic Reservoirs, 2019, 31(3): 55-65, doi: 10.12108/yxyqc.20190307.
川南地区五峰组—龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及主控因素
1. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249;
2. 中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心, 北京 102249
2. 中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心, 北京 102249
摘要: 为研究川南地区五峰组-龙马溪组页岩储层的孔隙结构特征及主控因素，对9口取心井的页岩样品开展了有机地球化学、X射线衍射全岩矿物含量及黏土矿物相对含量分析、氩离子抛光扫描电镜观察、高压压汞测试和气体（CO2和N2）等温吸附实验等研究。结果表明：①页岩总有机碳（TOC）质量分数平均为2.42%，等效镜质体反射率（Ro）平均为2.83%，有机质处于过成熟阶段；黏土矿物以伊/蒙混层-伊利石-绿泥石组合为主，处于晚成岩阶段。②页岩的平均孔隙度为2.49%，孔径主要为2.6~39.8 nm，以细颈墨水瓶状和狭缝孔为主；饱和吸附气质量体积为0.014 7~0.032 2 cm3/g，总孔隙比表面积为19.49~40.68 m2/g，介孔和宏孔为页岩气的储集提供了主要储集空间，微孔对孔隙的比表面积贡献较大。③TOC，Ro和黏土矿物相对含量等均对微孔和介孔的比表面积具有一定的控制作用，黏土矿物层间孔的发育程度对介孔和宏孔的孔隙体积具有一定的影响，脆性矿物含量与微孔、介孔、宏孔的孔隙体积均呈负相关关系。该研究成果对川南地区寻找优质储层和页岩气富集区均具有指导作用。
关键词:
页岩气
微观孔隙结构
有机质
五峰组-龙马溪组
川南地区
Characteristics of microscopic pore structures and main controlling factors of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin
ZHENG Shanshan1,2
, LIU Luofu1,2
, WANG Yang1,2, LUO Zehua1,2, WANG Ximeng1,2, SHENG Yue1,2, XU Tong1,2, WANG Bohan1
, LIU Luofu1,2, WANG Yang1,2, LUO Zehua1,2, WANG Ximeng1,2, SHENG Yue1,2, XU Tong1,2, WANG Bohan1
1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China;
2. Basin and Reservoir Research Center, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
2. Basin and Reservoir Research Center, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
Abstract: To study the pore structure characteristics and main controlling factors of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin, the organic geochemistry, X-ray diffraction analysis of whole rock mineral content and clay mineral content, scanning electron microscopy of argon ion polishing, high pressure mercury injection test and gas (CO2 and N2) isothermal adsorption experiments were carried out on shale samples from nine coring wells. The results show that:(1) The average TOC mass fraction of shale is 2.42%, the average vitrinite reflectance (Ro) is 2.83%, and the organic matter is in over-mature stage. The clay minerals of shale are mainly composed of mixed-layer minerals of illite and montmorillonite, illite and chlorite, so it is in the late diagenetic stage. (2) The average porosity of shale is 2.49%, and pore size is mainly 2.6-39.8 nm, with bottle-shaped and slit holes of fine-necked ink. The mass volume of saturated absorbed gas is 0.0147-0.0322 cm3/g, and the specific surface area of total pores is 19.49-40.68 m2/g. Mesopores and macropores provide the main reservoir space for shale gas reservoir, while micropores contribute greatly to the pore surface area. (3) TOC content, degree of thermal evolution and clay mineral content all have a certain controlling effect on specific surface area of micropores and mesopores, the development degree of interlayer pore has an effect on the mesopore and macropore volume, and the content of brittle minerals is negatively correlated with the volume of micropore, mesopore and macropore. The study results have a guiding role in searching for high-quality reservoirs and shale gas enrichment areas in the southern Sichuan Basin.
Key words:
shale gas
microscopic pore structure
organic matter
Wufeng-Longmaxi Formation
southern Sichuan Basin
0 引言
2.2 基于高压压汞实验定量表征页岩孔隙结构
2.3 基于N2吸附法定量表征页岩孔隙结构
2.4 基于CO2吸附法定量表征页岩孔隙结构
2.5 全孔径定量表征孔隙结构
2.6 微观孔隙结构的主控因素
2.6.2 矿物组分
3 结论
四川盆地南部长宁-威远地区目前已完钻探井约130口，探明页岩气地质储量1 635.31亿m3，其中五峰组-龙马溪组海相页岩是页岩气勘探开发的重要层位[1]。自Wang等[2]、Sondergeld等[3]和Curtis等[4]采用氩离子抛光扫描电镜技术证实页岩中存在大量的纳米孔隙以来，页岩储集空间结构特征精细描述及成藏机理逐渐被研究和认识。邹才能等[5]在四川盆地南部寒武系和志留系页岩气储层中首次发现纳米级孔隙，标志着我国页岩纳米级孔隙研究的开始。王玉满等[6]、陈尚斌等[7]、吉利明等[8]、于炳松[9]、郭旭升等[10]、李贤庆等[11]、朱汉卿等[12]从不同角度对页岩孔隙类型及吸附性能做了研究，认为微观孔隙结构特征对页岩气的形成和富集均具有重要作用。
由于页岩储层的非均质性较强，采用分形维数定量表征孔隙表面粗糙程度和非均质性具有一定的作用[13-15]，常规气体吸附法和高压压汞实验不能合理表征页岩孔隙全孔径分布特征[7, 10-12, 16-17]。川南地区五峰组-龙马溪组页岩的全孔径研究相对较少[18-19]，对页岩孔隙发育控制因素看法不一[10, 20-21]。采用氩离子抛光-扫描电镜技术对页岩孔隙形态特征进行定性-半定量描述，根据国际理论与应用化学联合会（IUPAC）按孔径大小将孔隙划分为：微孔（孔径 < 2 nm）、介孔（孔径2~50 nm）、宏孔（孔径> 50 nm），页岩孔径分布特征采用气体（CO2和N2）等温吸附和高压压汞实验分析获得，进而全孔径定量表征页岩孔体积和比表面积，并探讨页岩孔隙发育主控因素，以期加强对川南地区五峰组-龙马溪组页岩气富集规律的认识。
1 样品与方法四川盆地位于上扬子板块的西北部，是长期发育于特提斯构造域内的古生代-中新生代海陆相复杂含油气盆地[22]。震旦纪以来，四川盆地经过多期构造作用的改造，北部由大巴山和米仓山环绕，东部发育湘黔鄂冲断带，南部与峨眉山-大凉山冲断带相邻，西部由龙门山环绕[23]。受加里东晚期构造抬升的影响，研究区地层剥蚀严重，在乐山-龙女寺古隆起核部奥陶系已被剥蚀殆尽[24]。晚奥陶世开始在盆地中西部形成川中隆起，早志留世造山作用强烈，盆地发育局限陆棚环境，在川中和川南广大范围内缺失志留系[25]。研究区位于四川盆地南部，勘探面积为8.8万km2，包括长宁、威远、宜宾、泸州和永川等地区（图 1）。目的层位五峰组-龙马溪组页岩发育黑色炭质页岩，短粗笔石较发育，见块状黄铁矿，分布范围较广，厚度较大，埋藏深度为2 490~4 500 m，是页岩气勘探开发的有利层位。
|
下载eps/tif图 图 1 川南地区位置及五峰组—龙马溪组页岩分布特征 Fig. 1 Location of southern Sichuan Basin and distribution characteristics of Wufeng-Longmaxi Formation shale |
针对川南地区五峰组-龙马溪组12块页岩样品进行有机地球化学分析、孔隙度测定和岩石矿物组分分析，结果表明页岩总有机碳含量（TOC）较高，质量分数为1.13%~3.59%，平均为2.42%。镜质体反射率（Ro）为2.37%~3.68%，平均为2.83%，处于过成熟阶段（表 1）。页岩孔隙度小于10%，不同地区受地质条件影响呈现不同范围，平均值为2.49%。页岩X射线衍射全岩矿物组成及黏土矿物含量分析显示，其脆性矿物（石英+长石+黄铁矿+其他）和黏土矿物含量均较高，脆性矿物质量分数平均为42.55%，其中石英含量最高，其次发育斜长石和钾长石。碳酸盐矿物（方解石和白云石）质量分数介于6.14%~33.08%，平均为18.48%。黏土矿物质量分数平均为38.97%，以伊/蒙混层-伊利石-绿泥石组合为特征，不含蒙脱石，伊/蒙混层相对含量最高，平均占黏土矿物总质量的54.84%，其次是伊利石，平均占黏土矿物总质量的38.97%，伊/蒙混层比为5%~10%（表 1），表明川南地区五峰组-龙马溪组页岩成岩演化处于晚成岩阶段。
|
下载CSV 表 1 川南地区五峰组—龙马溪组页岩样品参数 Table 1 Parameters of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
总有机碳含量测定是使用LECO CS-230型碳硫分析仪依据《GB/T 5116-2003沉积岩中总有机碳的测定》标准在中国石油大学（北京）国家重点实验室完成，镜质体反射率实验是在长江大学使用MPV-SP显微光度计依据《SY/T 5124-2012沉积岩中镜质体反射率测定方法》完成的，X射线全岩及黏土衍射实验采用D8 DISCOVER型X射线衍射仪依据《SY/T 5163-2010沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》在中国石油大学（北京）国家重点实验室完成，并测定样品的碎屑矿物和黏土矿物含量，而孔隙度的测定主要采用QKYZN型孔隙度分析仪完成，另外借助VEGALSH Ⅱ型普通扫描电镜及Quanta 200 F型氩离子抛光-场发射扫描电镜，对页岩微观孔隙类型及形态特征进行精细描述。高压压汞实验采用Pore Master GT60全自动孔隙压汞仪依据《GB/T21650-1-2008压汞法和气体吸附法测定固体材料孔径分布和孔隙度》完成，分析宏孔的孔容、比表面积及孔径分布特征，而CO2和N2等温吸附实验则应用NOVA4200 e比表面积及孔径分析仪依据《GB/T19587-2004气体吸附BET法测定固态物质比表面积》完成，结合DFT理论模型获得微孔和介孔的孔容、比表面积及孔径分布，进而表征页岩样品不同孔径范围内的孔隙结构特征。
2 结果与讨论 2.1 孔隙类型页岩气主要以吸附气、游离气和少部分溶解气的形式赋存于页岩孔隙中[26]。页岩中大量发育的微观孔隙也是页岩气运移主要通道，并且影响页岩储气性能[27]。划分页岩孔隙类型，并精细描述包括孔隙的几何形状、大小、分布及其连通性在内的孔隙结构特征，对认识页岩气富集机理具有重要意义。
在油气生成过程中，随着成岩演化的进行，有机质生烃热演化作用产生大量次生孔隙，常呈蜂窝状、椭圆状、片麻状或不规则形态[28-29]。蒲泊伶等[30]以川南地区下古生界海相页岩为研究对象，发现有机孔主要以分散状分布在矿物颗粒中。选取研究区N213，Z201，Z202，L202和L204等5口井部分深度段页岩样品，应用氩离子抛光-场发射扫描电镜（Ar-FESEM）观察页岩储集空间结构特征，发现川南地区五峰组-龙马溪组页岩中发育有机孔、黏土矿物层间孔、矿物颗粒边缘孔、溶蚀孔、草莓状黄铁矿晶间孔和微裂缝等多种孔隙类型。其中，有机孔多呈蜂窝状分散在矿物基质中[图 2（a）]，孔径为20~200 nm，是页岩气主要的储集空间类型。随着埋藏深度的增加，压实作用逐渐增强，黏土矿物发生脱水作用后出现层间孔，大小形状不一，多呈长条状或扁豆状[图 2（b）]。不规则伊/蒙混层发育较广泛，由于蒙脱石多呈鳞片状，脱水作用后黏土矿物片间孔出现微孔隙，多呈蜂窝状、半蜂窝状、棉絮状等，部分孔隙被有机质充填[图 2（c）]，孔径多分布在5~50 nm，为页岩气储集提供了空间。页岩石英、长石和方解石边缘易形成微孔隙，形态多为不规则状、串珠状或分散状[图 2（d），（e）]。片状黏土矿物颗粒随着成岩演化过程的进行，逐渐开始发生塑性变形，粒间孔因被充填而减少，而草莓状黄铁矿晶间孔常见于富有机质页岩层段[w（TOC）> 2%]，黄铁矿颗粒呈菱面体晶形，集合体以球粒聚集形式存在[图 2（f）]，偶见有机质充填。酸性水介质导致不稳定矿物（长石和方解石等）发生溶蚀作用，使得黏土矿物颗粒内部出现溶蚀孔隙，形状常呈港湾状、蜂窝状或分散状等[图 2（g），（h）]，孔径为0.2~ 1.0 μm。微裂缝的形成受构造应力作用影响，形状近乎平直，孔径为0.03~1.00 μm[图 2（i）]。五峰组-龙马溪组页岩以黏土矿物层间孔和有机孔为主，刚性颗粒边缘可见溶蚀孔，表明在埋藏成岩过程中，孔隙发育对页岩气储集和保存均具有重要意义。
|
下载eps/tif图 图 2 川南地区五峰组—龙马溪组页岩微观特征 （a）黑色页岩，有机孔（蜂窝状）较发育，2 490.50 m，N213井，龙马溪组，FE-SEM；（b）黑色页岩，黏土矿物层间孔较发育，4 355.38 m，Z201井，龙马溪组，FE-SEM；（c）黑色页岩，黏土矿物压实变形，有机质与黏土边缘收缩缝较发育，4 327.30 m，L202井，五峰组，FESEM；（d）黑色页岩，长石颗粒边缘孔，4 355.38 m，Z201井，龙马溪组，FE-SEM；（e）黑色页岩，方解石颗粒边缘孔，4 355.38 m，Z201井，龙马溪组，FE-SEM；（f）黑色页岩，草莓状黄铁矿晶间孔（部分被有机质充填），3 872.50 m，Z202井，龙马溪组，FE-SEM；（g）黑色页岩，方解石边缘溶蚀孔，3 872.50 m，Z202井，龙马溪组，FE-SEM；（h）黑色页岩，长石边缘溶孔，3 795.00 m，L204井，龙马溪组，FE-SEM；（i）黑色页岩，构造微裂缝，3 795.00 m，L204井，龙马溪组，FE-SEM Fig. 2 Microscopic features of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
当非润湿相的汞在注入页岩岩样时，由于需要克服一定的毛管压力，不同压力下孔径的分布特征存在差异，采用Washburn方程可以得到每一进汞压力对应的孔隙半径，因此不同孔径条件下进汞量的大小可以反映孔隙体积特征，而岩石界面张力大小可以改变带电电荷和可电离表面电解液之间的接触角，根据Young-Dupré方程计算接触角，进而得到页岩各个孔径的比表面积[31-32]。从图 3可看出，毛管压力曲线整体居中分布，中间主进汞段较平缓，最大进汞压力为209.2 MPa。样品孔隙可分为2种类型，第1种类型以X007，X009，X010，X011和X012页岩样品为代表，在低压段进汞量较大，说明页岩孔隙连通性较好，孔喉直径较大。第2种类型以X001，X002，X003，X004，X005，X006和X008页岩样品为代表，在高压段进汞量较大，表明页岩孔喉直径范围较小，孔隙连通性较差。
|
下载eps/tif图 图 3 川南地区五峰组—龙马溪组页岩毛细管压力曲线 Fig. 3 Capillary pressure curves of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
N2等温吸附法可用于表征页岩介孔孔径分布特征，考虑到Langmuir等温方程和BET理论的缺陷，采用非线性密度泛涵理论[33]结合DFT理论模型对页岩孔隙结构参数进行表征。结果表明，川南地区五峰组-龙马溪组页岩N2等温吸附线整体为S型，在低压段（P/P0=0~0.1）吸附曲线呈向上凸形状，表明N2在页岩表面单分子层发生物理吸附充填微孔隙。中压段（P/P0= 0.3~0.8）吸附曲线几乎平直，吸附量增加极其微小，可能由多分子间的物理吸附导致。当相对压力大于0.8时，吸附曲线呈下凹形状，一旦突破压力极值，吸附量就开始迅速增加，当到达高压段（P/P0 = 0.9~1.0）时，等温吸附曲线开始呈上凹形状，吸附量持续增加，直到相对压力接近于1（饱和蒸汽压），才开始出现脱附现象（图 4）。由于在相对压力较高的部分（P/P0 > 0.4），吸附-脱附曲线出现不重合现象，其与IUPAC分类中H2和H3型滞后环类似，表明页岩主要发育细颈墨水瓶状和狭缝状2种形状的孔隙。当热演化程度相似，总有机碳含量不同时，有机质产生大量微孔，总吸附量明显随着总有机碳含量的增加而增加，滞后环随之增大。
|
下载eps/tif图 图 4 川南地区五峰组—龙马溪组页岩N2吸附—脱附曲线 Fig. 4 Nitrogen adsorption-desorption curves of WufengLongmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
采用CO2气体吸附法对页岩微孔发育情况进行研究，发现页岩的吸附曲线与IUPAC定义的Ⅰ型等温吸附线基本一致，当相对压力小于0.03时，相对压力越大，吸附气质量体积就越大，最大吸附气质量体积为1.163 8~2.320 1 cm3/g（图 5）。热演化程度基本相同，总有机碳含量增加，吸附量也随之增加（参见表 1），说明有机碳含量和相对压力对页岩吸附气具有促进作用。页岩孔体积和比表面积随孔径变化的曲线形态基本相似，呈现三峰特征，峰值孔径分别为0.33~0.40 nm，0.43~0.65 nm和0.72~0.86 nm（图 6），因此认为微孔的孔体积和比表面积主要由孔径为0.33~0.40 nm，0.43~0.65 nm和0.72~0.86 nm的孔隙提供。
|
下载eps/tif图 图 5 川南地区五峰组—龙马溪组页岩的CO2等温吸附曲线 Fig. 5 Carbon dioxide adsorption curves of WufengLongmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
|
下载eps/tif图 图 6 川南地区五峰组—龙马溪组页岩孔隙质量体积（a）和比表面积（b）随孔径的变化率分布曲线 Fig. 6 Distribution curves of pore mass volume (a) and specific surface area (b) with the pore diameter of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
为更加全面地表征页岩孔径分布，对页岩孔隙结构进行全孔径表征，将高压压汞法、N2吸附法和CO2吸附法等3种实验方法相结合，其孔体积和比表面积分布特征如图 7所示，微孔孔径集中在0.5~ 0.6 nm，介孔孔径集中在10~20 nm，宏孔孔径集中在1~10 µm，说明介孔和宏孔提供主要的孔体积。页岩孔隙比表面积主要由微孔提供，小于0.9 nm的孔隙占主导，可能由大量发育的有机孔导致，随孔径增大比表面积整体呈减小趋势，介孔提供少量比表面积。由表 2可知，页岩总孔体积介于0.014 7~ 0.032 2 mL/g，平均为0.024 7 mL/g，总孔隙比表面积介于19.49~40.68 m2/g，平均为29.04 m2/g。其中介孔孔体积约为0.013 5 mL/g，占总孔体积的54.21%，微孔孔体积约为0.006 2 mL/g，占总孔体积的25.37%，而宏孔孔体积为0.005 0 mL/g，占总孔体积的20.42%，表明介孔对页岩孔体积贡献较大，其次为微孔，宏孔贡献率最小。微孔比表面积平均为19.73 m2/g，占总孔隙比表面的67.97%，介孔比表面积平均为9.27 m2/g，占总孔隙比表面积的31.89%，宏孔的比表面积只有0.04 m2/g，占总孔隙比表面积的0.14%，表明微孔对孔隙比表面积贡献较大，介孔次之，宏孔对孔隙比表面积贡献基本可以忽略不计。
|
下载eps/tif图 图 7 川南地区五峰组—龙马溪组页岩孔体积和比表面积全孔径分布 Fig. 7 Whole-aperture distribution of pore volume and specific surface area of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
|
|
下载CSV 表 2 川南地区五峰组—龙马溪组页岩孔体积和比表面积统计 Table 2 Statistics of pore volume and specific surface area of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
页岩储层孔隙结构特征受沉积环境、成岩演化和构造作用等多种因素的共同控制[34]。有机碳含量是控制页岩纳米级孔隙体积及其比表面积的主要内在因素[35]，热演化程度、黏土矿物含量、脆性矿物含量、含水率、温度和压力等因素也都不同程度地控制着页岩孔隙发育[10, 20-21, 36-38]。考虑到页岩孔隙的大小是页岩气富集和保存重要的储集空间，有机质特征和矿物特征对川南地区五峰组-龙马溪组页岩有机孔隙和无机孔隙结构具有控制作用。
2.6.1 有机质特征川南地区五峰组-龙马溪组页岩总孔体积和比表面积与热演化程度之间关系如图 8所示，可能受页岩矿物成分、含水量等多因素影响，当Ro介于2.0%~3.0%时，有机质进入高温生气阶段，已经生成的液态烃和重质气态烃将发生强烈的裂解作用，甲烷气体膨胀，总孔体积和比表面积明显呈上升趋势。当Ro大于3.0%时，由于有机质裂解阶段和生气阶段基本结束，受温度和压力影响，开始形成固体沥青或石墨等炭化作用产物，堵塞原来已有的孔隙，导致总孔体积和比表面积均随热演化程度的增加呈下降趋势。
|
下载eps/tif图 图 8 川南地区五峰组—龙马溪组页岩总孔体积和比表面积与热演化程度的关系 Fig. 8 Relationships of thermal evolution degree with total pore volume and specific surface area of WufengLongmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
在埋藏成岩过程中，有机质是控制页岩吸附性能的主要内在因素[39]，有机碳含量越高，气体吸附量越大，表明TOC含量对页岩孔隙发育贡献较大[40-41]。图 9中页岩TOC含量与微孔孔体积和比表面积具有较好的正相关关系（相关系数分别为0.555 0和0.638 3），与介孔孔体积和比表面积相关性较差，与宏孔相关性不明显，表明富有机质页岩对微孔和介孔孔体积的发育贡献较大，而对宏孔的贡献较小。TOC含量对页岩总孔体积和比表面积均具有一定的控制作用。
|
下载eps/tif图 图 9 川南地区五峰组—龙马溪组页岩孔体积和比表面积与TOC含量的关系 Fig. 9 Relationships of TOC content with pore volume and specific surface area of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
为排除TOC含量对矿物组分研究的干扰，借鉴前人经验[42]，将页岩孔体积和比表面积对TOC进行归一化处理后，发现微孔和介孔的比表面积随黏土矿物含量的增加而增加（相关系数分别为0.690 0，0.582 5），宏孔比微孔的比表面积小3个数量级[表 2，图 10（a）]，宏孔孔隙结构参数几乎不受黏土矿物含量变化的影响，表明微孔和介孔对孔隙比表面积贡献较大。伊利石含量变化反映页岩成岩演化过程[41]，其增加有利于层间粒内孔隙发育[图 2（b）]，且孔径多为2~100 nm。当孔隙水富K+，成岩环境偏碱性时，蒙脱石开始向伊利石转化，伊利石以丝条状分布在矿物颗粒中，而产生大量微孔隙[43-45]，故随伊利石含量的增加页岩微孔和介孔比表面积显著增加，宏孔基本不发生变化[图 10（b）]。在埋藏成岩过程中，脆性矿物相对黏土矿物具有良好的刚性格架，增加了页岩的抗压实能力，但若遇到强烈挤压作用，可能会发生破裂导致产生微裂缝，结果表明脆性矿物含量与微孔、介孔、宏孔孔体积均呈负相关关系[图 10（c）]。由于石英矿物对微米级孔隙或成岩微裂缝均具有重要的控制作用，对纳米级微孔和介孔的控制作用远远小于有机质和黏土矿物含量的控制作用，石英含量越高，微孔和介孔的比表面积和孔体积反而减小[图 10（d）]。
|
下载eps/tif图 图 10 川南地区五峰组—龙马溪组页岩孔体积和比表面积与矿物含量的关系 Fig. 10 Relationships of mineral content with pore volume and specific surface area of Wufeng-Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin |
（1）川南地区五峰组-龙马溪组页岩的孔隙度平均为2.49%，发育多种纳米级孔隙，以有机孔为主，受压实、胶结及溶蚀等成岩作用影响，孔隙大小形态不同，孔隙结构复杂，发育黏土矿物层间孔、黏土矿物片间孔、刚性颗粒边缘孔、草莓状黄铁矿晶间孔、溶蚀孔和微裂缝等孔隙类型，为页岩气富集提供了有利场所。页岩平均孔径主要介于2.6~ 39.8 nm，以细颈墨水瓶状和狭缝孔为主。总孔体积为0.014 7~0.032 2 mL/g，总孔隙比表面积为19.49~ 40.68 m2/g，孔径为10~20 nm的介孔和孔径为1~ 10 μm的宏孔提供了主要的孔体积，而孔径小于0.9 nm的微孔对孔隙的比表面积贡献较大。
（2）页岩微观孔隙结构全孔径表征可知，介孔和宏孔主要提供孔体积，微孔和介孔对比表面积贡献较大，高压压汞实验表明孔径为0.2~10.0 μm的宏孔对孔体积贡献较大，N2吸附法反映比表面积主要由孔径为1.5~1.6 nm的微孔提供，CO2吸附法得到微孔的孔体积和比表面积主要由孔径分别为0.33~0.40 nm，0.43~0.65 nm和0.72~0.86 nm的孔隙提供。
（3）页岩微孔孔体积和比表面积与TOC均呈正相关关系，适中的热演化程度（Ro为2.0%~3.0%）有利于页岩孔隙发育。黏土矿物含量越高，越有利于介孔和宏孔孔体积的增加，同时也有利于微孔和介孔比表面积的增加，而伊利石含量对孔隙发育影响相对不是很明显。脆性矿物含量的增加，微孔、介孔、宏孔的孔体积和比表面积反而减少，表明脆性矿物对页岩孔隙的控制作用比有机质和黏土矿物的控制作用小。
参考文献
| [1] |
邹才能, 董大忠, 王玉满, 等. 中国页岩气特征、挑战及前景(二). 石油勘探与开发, 2016, 43(2): 166-178. ZOU C N, DONG D Z, WANG Y M, et al. Shale gas in China:Characteristics, challenges and prospects(Ⅱ). Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(2): 166-178. |
| [2] |
WANGF P, REED R M. Pore networks and fluid flow in gas shales. SPE 124253, 2009.
|
| [3] |
SONDERGELD C H, AMBROSE R J, RAI C S, et al. Microstructural studies of gas shales. SPE 131771, 2010.
|
| [4] |
CURTIS M E, AMBROSE R J, SONDERGELD C H. Structural characterization of gas shales on the micro-and nano-scales. SPE 137693, 2010.
|
| [5] |
邹才能, 朱如凯, 白斌, 等. 中国油气储层中纳米孔首次发现及其科学价值. 岩石学报, 2011, 27(6): 1857-1864. ZOU C N, ZHU R K, BAI B, et al. First discovery of nano-pore throat in oil and gas reservoir in China and its scientific value. Acta Petrologica Sinica, 2011, 27(6): 1857-1864. |
| [6] |
王玉满, 董大忠, 李建忠, 等. 川南下志留统龙马溪组页岩气储层特征. 石油学报, 2012, 33(4): 551-561. WANG Y M, DONG D Z, LI J Z, et al. Reservoir characteristics of shale gas in Longmaxi Formation of the Lower Silurian, Southern Sichuan. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(4): 551-561. |
| [7] |
陈尚斌, 朱炎铭, 王红岩, 等. 川南龙马溪组页岩气储层纳米孔隙结构特征及其成藏意义. 煤炭学报, 2012, 37(3): 438-444. CHEN S B, ZHU Y M, WANG H Y, et al. Structure characteristics and accumulation significance of nano-pores in Longmaxi shale gas reservoir in the Southern Sichuan Basin. Journal of China Coal Society, 2012, 37(3): 438-444. |
| [8] |
吉利明, 邱军利, 夏燕青, 等. 常见黏土矿物电镜扫描微孔隙特征与甲烷吸附性. 石油学报, 2012, 33(2): 249-256. JI L M, QIU J L, XIA Y Q, et al. Micro-pore characteristics and methane adsorption properties of common clay minerals by electron microscope scanning. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(2): 249-256. |
| [9] |
于炳松. 页岩气储层孔隙分类与表征. 地学前缘, 2013, 20(4): 211-220. YU B S. Classification and characterization of gas shale pore system. Earth Science Frontiers, 2013, 20(4): 211-220. |
| [10] |
郭旭升, 李宇平, 刘若冰, 等. 四川盆地焦石坝地区龙马溪组页岩微观孔隙结构特征及其控制因素. 天然气工业, 2014, 34(6): 9-16. GUO X S, LI Y P, LIU R B, et al. Characteristics and controlling factors of micro-pore structures of Longmaxi shale play in the Jiaoshiba area, Sichuan Basin. Natural Gas Industry, 2014, 34(6): 9-16. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2014.06.002 |
| [11] |
李贤庆, 王元, 郭曼, 等. 川南地区下古生界页岩气储层孔隙特征研究. 天然气地球科学, 2015, 26(8): 1464-1471. LI X Q, WANG Y, GUO M, et al. Pore characteristics of shale gas reservoirs from the Lower Paleozoic in the south of Sichuan Basin. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(8): 1464-1471. |
| [12] |
朱汉卿, 贾爱林, 位云生, 等. 蜀南地区富有机质页岩孔隙结构及超临界甲烷吸附能力. 石油学报, 2018, 39(4): 391-401. ZHU H Q, JIA A L, WEI Y S, et al. Pore structure and supercritical methane sorption capacity of organic-rich shales in southern Sichuan Basin. Acta Petrolei Sinica, 2018, 39(4): 391-401. |
| [13] |
胡琳, 朱炎铭, 陈尚斌, 等. 蜀南双河龙马溪组页岩孔隙结构的分形特征. 新疆石油地质, 2013, 34(1): 79-82. HU L, ZHU Y M, CHEN S B, et al. Fractal characteristics of shale pore structure of Longmaxi Formation in Shuanghe area in southern Sichuan. Xinjiang Petroleum Geology, 2013, 34(1): 79-82. |
| [14] |
陈居凯, 朱炎铭, 崔兆帮, 等. 川南龙马溪组页岩孔隙结构综合表征及其分形特征. 岩性油气藏, 2018, 30(1): 55-62. CHEN J K, ZHU Y M, CUI Z B, et al. Pore structure and fractal characteristics of Longmaxi shale in the southern Sichuan Basin. Lithologic Reservoirs, 2018, 30(1): 55-62. DOI:10.3969/j.issn.1673-8926.2018.01.006 |
| [15] |
杨峰, 宁正福, 王庆, 等. 页岩纳米孔隙分形特征. 天然气地球科学, 2014, 25(4): 618-623. YANG F, NING Z F, WANG Q, et al. Fractal characteristics of nanopore in shales. Natural Gas Geoscience, 2014, 25(4): 618-623. |
| [16] |
孙文峰, 李玮, 董智煜, 等. 页岩孔隙结构表征方法新探索. 岩性油气藏, 2017, 29(2): 125-130. SUN W F, LI W, DONG Z Y, et al. A new approach to the characterization of shale pore structure. Lithologic Reservoirs, 2017, 29(2): 125-130. DOI:10.3969/j.issn.1673-8926.2017.02.015 |
| [17] |
赵佩, 李贤庆, 田兴旺, 等. 川南地区龙马溪组页岩气储层微孔隙结构特征. 天然气地球科学, 2014, 25(6): 947-956. ZHAO P, LI X Q, TIAN X W, et al. Study on micropore structure characteristics of Longmaxi Formation shale gas reservoirs in the Southern Sichuan Basin. Natural Gas Geoscience, 2014, 25(6): 947-956. |
| [18] |
姜振学, 唐相路, 李卓, 等. 川东南地区龙马溪组页岩孔隙结构全孔径表征及其对含气性的控制. 地学前缘, 2016, 23(2): 126-134. JIANG Z X, TANG X L, LI Z, et al. The whole-aperture pore structure characteristics and its effect on gas content of the Longmaxi Formation shale in the Southeastern Sichuan Basin. Earth Science Frontiers, 2016, 23(2): 126-134. |
| [19] |
孙寅森, 郭少斌. 基于图像分析技术的页岩微观孔隙特征定性及定量表征. 地球科学进展, 2016, 31(7): 751-763. SUN Y S, GUO S B. Qualitative and quantitative characterization of shale microscopic pore characteristics based on image analysis technology. Advances in Earth Science, 2016, 31(7): 751-763. |
| [20] |
李可, 王兴志, 张馨艺, 等. 四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩储层特征及影响因素. 岩性油气藏, 2016, 28(5): 52-58. LI K, WANG X Z, ZHANG X Y, et al. Shale reservoir characteristics and influencing factors of the Lower Silurian Longmaxi Formation in the eastern Sichuan Basin. Lithologic Reservoirs, 2016, 28(5): 52-58. DOI:10.3969/j.issn.1673-8926.2016.05.006 |
| [21] |
纪文明, 宋岩, 姜振学, 等. 四川盆地东南部龙马溪组页岩微-纳米孔隙结构特征及控制因素. 石油学报, 2016, 37(2): 182-195. JI W M, SONG Y, JIANG Z X, et al. Micro-nano pore structure characteristics and its control factors of shale in Longmaxi Formation, Southeastern Sichuan Basin. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(2): 182-195. |
| [22] |
刘树根, 邓宾, 李智武, 等. 盆山结构与油气分布:以四川盆地为例. 岩石学报, 2011, 27(3): 621-635. LIU S G, DENG B, LI Z W, et al. The texture of sedimentary basin-organic belt system and its influence on oil/gas distribution:a case study from Sichuan Basin. Acta Petrologica Sinica, 2011, 27(3): 621-635. |
| [23] |
刘树根, 秦川, 孙玮, 等. 四川盆地震旦系灯影组油气四中心耦合成藏过程. 岩石学报, 2012, 28(3): 879-888. LIU S G, QIN C, SUN W, et al. The coupling formation process of four centers of hydrocarbon in Sinian Dengying Formation of Sichuan Basin. Acta Petrologica Sinica, 2012, 28(3): 879-888. |
| [24] |
杨威, 谢武仁, 魏国齐, 等. 四川盆地寒武纪-奥陶纪层序岩相古地理、有利储层展布与勘探区带. 石油学报, 2012, 33(增刊2): 21-34. YANG W, XIE W R, WEI G Q, et al. Sequence lithofacies paleogeography, favorable reservoir distribution and exploration zones of the Cambrian and Ordovician in Sichuan Basin, China. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(Suppl 2): 21-34. |
| [25] |
郭英海, 李壮福, 李大华, 等. 四川地区早志留世岩相古地理. 古地理学报, 2004, 6(1): 20-29. GUO Y H, LI Z F, LI D H, et al. Lithofacies palaeogeography of the Early Silurian in Sichuan area. Journal of Palaeogeography, 2004, 6(1): 20-29. DOI:10.3969/j.issn.1671-1505.2004.01.003 |
| [26] |
张金川, 金之钧, 袁明生. 页岩气成藏机理和分布. 天然气工业, 2004, 24(7): 15-18. ZHANG J C, JIN Z J, YUAN M S. Reservoiring mechanism of shale gas and its distribution. Natural Gas Industry, 2004, 24(7): 15-18. DOI:10.3321/j.issn:1000-0976.2004.07.005 |
| [27] |
LOUCKSR G, REED R M, RUPPEL S C, et al. Morphology, genesis, and distribution of nanometer-scale pores in siliceous mudstones of the Mississippian Barnett shale. Journal of Sedimentary Research, 2009, 79(12): 848-861. DOI:10.2110/jsr.2009.092 |
| [28] |
JARVIE D M, HILL R J, RUBLE T E, et al. Unconventional shale-gas systems: the Mississippian Barnett shale of northcentral Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): 475-499. http://www.researchgate.net/publication/240743975_Unconventional_shale-gas_systems_The_Mississippian_Barnett_Shale_of_north-central_Texas_as_one_model
|
| [29] |
MODICA C J, LAPIERRE S G. Estimation of kerogen porosity in source rocks as a function of thermal transformation:Example from the Mowry shale in the Powder River Basin of Wyoming. AAPG Bulletin, 2012, 96(1): 87-108. DOI:10.1306/04111110201 |
| [30] |
蒲泊伶, 董大忠, 吴松涛, 等. 川南地区下古生界海相页岩微观储集空间类型. 中国石油大学学报(自然科学版), 2014, 38(4): 19-25. PU B L, DONG D Z, WU S T, et al. Microscopic space types of Lower Paleozoic marine shale in the Southern Sichuan Basin. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2014, 38(4): 19-25. DOI:10.3969/j.issn.1673-5005.2014.04.003 |
| [31] |
崔景伟, 邹才能, 朱如凯, 等. 页岩孔隙研究新进展. 地球科学进展, 2012, 27(12): 1319-1325. CUI J W, ZOU C N, ZHU R K, et al. New advances in shale porosity research. Advances in Earth Sciences, 2012, 27(12): 1319-1325. |
| [32] |
DRUMMOND C, ISRAELACHVILI J. Surface forces and wettability. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2002, 33(1): 123-133. |
| [33] |
GASPARIK M, GHANIZADEH A, BERTIER P, et al. High pressure methane sorption isotherms of black shales from the Netherlands. Energy & Fuels, 2012, 26(8): 4995-5004. |
| [34] |
KUILA U, PRASAD M. Specific surface area and pore-size distribution in clays and shales. Geophysical Prospecting, 2013, 61(2): 341-362. DOI:10.1111/gpr.2013.61.issue-2 |
| [35] |
韩双彪, 张金川, 杨超, 等. 渝东南下寒武页岩纳米级孔隙特征及其储气性能. 煤炭学报, 2013, 38(6): 1038-1043. HAN S B, ZHANG J C, YANG C, et al. The characteristics of nanoscale pore and its gas storage capability in the Lower Cambrian shale of southeast Chongqing. Journal of China Coal Society, 2013, 38(6): 1038-1043. |
| [36] |
张廷山, 杨洋, 龚其森, 等. 四川盆地南部早古生代海相页岩微观孔隙特征及发育控制因素. 地质学报, 2014, 88(9): 1728-1740. ZHANG T S, YANG Y, GONG Q S, et al. Characteristics and mechanisms of the micro-pores in the early Palaeozoic marine shale, southern Sichuan Basin. Acta Geologica Sinica, 2014, 88(9): 1728-1740. |
| [37] |
史洪亮, 杨克明, 王同. 川西坳陷须五段致密砂岩与泥页岩储层特征及控制因素. 岩性油气藏, 2017, 29(4): 38-46. SHI H L, YANG K M, WANG T. Characteristics and controlling factors of tight sandstone and shale reservoirs of the fifth member of Xujiahe Formation in the Western Sichuan Depression. Lithologic Reservoirs, 2017, 29(4): 38-46. DOI:10.3969/j.issn.1673-8926.2017.04.005 |
| [38] |
张士万, 孟志勇, 郭战峰, 等. 涪陵地区龙马溪组页岩储层特征及其发育主控因素. 天然气工业, 2014, 34(12): 16-24. ZHANG S W, MENG Z Y, GUO Z F, et al. Characteristics and major controlling factors of shale reservoirs in the Longmaxi Formation, Fuling area, Sichuan Basin. Natural Gas Industry, 2014, 34(12): 16-24. DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2014.12.002 |
| [39] |
余川, 周洵, 方光建, 等. 地层温压条件下页岩吸附性能变化特征:以渝东北地区龙马溪组为例. 岩性油气藏, 2018, 30(6): 10-17. YU C, ZHOU X, FANG G J, et al. Adsorptivity of shale under the formation temperature and pressure:a case of Longmaxi Formation in northeastern Chongqing. Lithologic Reservoirs, 2018, 30(6): 10-17. |
| [40] |
CHALMERS G R L, BUSTIN R M. The organic matter distribution and methane capacity of the Lower Cretaceous strata of northeastern British Columbia, Canada. International Journal of Coal Geology, 2007, 70(1/3): 223-239. |
| [41] |
朱炎铭, 王阳, 陈尚斌, 等. 页岩储层孔隙结构多尺度定性-定量综合表征:以上扬子海相龙马溪组为例. 地学前缘, 2016, 23(1): 154-163. ZHU Y M, WANG Y, CHEN S B, et al. Qualitative-quantitative multiscale characterization of pore structures in shale reservoirs:a case study of Longmaxi Formation in the Upper Yangtze area. Earth Science Frontiers, 2016, 23(1): 154-163. |
| [42] |
CHALMERS C R L, BUSTIN R M, POWER I M. Characterization of gas shale pore systems by porosimetry, pycnometry, surface area, and field emission scanning electron microscopy/transmission electron microscopy image analyses:Examples from the Barnett, Woodford, Haynesville, Marcellus, and Doig units. AAPG Bulletin, 2012, 96(6): 1099-1119. DOI:10.1306/10171111052 |
| [43] |
栾国强, 董春梅, 马存飞, 等. 基于热模拟实验的富有机质泥页岩成岩作用及演化特征. 沉积学报, 2016, 34(6): 1208-1216. LUAN G Q, DONG C M, MA C F, et al. Pyrolysis simulation experiment study on diagenesis and evolution of organic-rich shale. Acta Sedimentologica Sinica, 2016, 34(6): 1208-1216. |
| [44] |
王秀平, 牟传龙, 王启宇, 等. 川南及邻区龙马溪组黑色岩系成岩作用. 石油学报, 2015, 36(9): 1035-1047. WANG X P, MOU C L, WANG Q Y, et al. Diagenesis of black shale in Longmaxi Formation, southern Sichuan Basin and its periphery. Acta Petrolei Sinica, 2015, 36(9): 1035-1047. |
| [45] |
董春梅, 马存飞, 栾国强, 等. 泥页岩热模拟实验及成岩演化模式. 沉积学报, 2015, 33(5): 1053-1061. DONG C M, MA C F, LUAN G Q, et al. Pyrolysis simulation experiment and diagenesis evolution pattern of shale. Acta Sedimentologica Sinica, 2015, 33(5): 1053-1061. |