岩石学报  2013, Vol. 29 Issue (3): 1073-1086   PDF    
引用本文
陈文玲, 周文, 罗平, 邓虎成, 李沁, 单蕊, 戚明辉. 2013. 四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究. 岩石学报, 29(3): 1073-1086  
CHEN WL, ZHOU W, LUO P, DENG HC, LI Q, SHAN R and QI MH. 2013. Analysis of the shale gas reservoir in the Lower Silurian Longmaxi Formation, Changxin 1 well, Southeast Sichuan Basin, China. Acta Petrologica Sinica, 29(3): 1073-1086(in Chinese with English abstract)   
四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究
陈文玲1,2, 周文1, 罗平3, 邓虎成1,2, 李沁1,2, 单蕊4, 戚明辉5     
1. 油气藏地质及开发工程国家重点试验室，成都理工大学，成都 610059;
2. 成都理工大学能源学院，成都 610059;
3. 中国石油勘探开发研究院塔里木分院，北京 100083;
4. 中国煤炭科工集团西安研究院，西安 710077;
5. 四川省科源工程技术测试中心，成都 610091
2012-06-21 收稿; 2013-01-26 改回.
基金项目: 本文受国家基础研究(863) 项目(SQ2011SF08B01954) 和国土资源部项目(2009QYXQ15-07-06) 联合资助
第一作者简介: 陈文玲，女，1987年生，博士生，油气田开发地质专业，E-mail：cwl851@163.com
通讯作者: 周文，男，1962年生，博士，教授，油气田开发工程专业，E-mail: zhouw62@cdut.edu.cn
摘要: 四川盆地东南部地区长宁构造长芯1井下志留统龙马溪组泥(页) 岩，厚度约147m。该套泥(页) 岩组合以纹层状泥(页) 岩、纹层状含灰质泥(页) 岩、纹层状粉砂质泥(页) 岩为主，见钙质结核及黄铁矿条带。龙马溪组底部30m以富有机质的黑色纹层状泥(页) 岩为主, 其石英、长石和黄铁矿总量平均51.9%，粘土矿物含量平均24.7%，方解石和白云石含量平均23.4%，与美国典型页岩储层有相似性。总有机碳含量底部为3.9%~6.7%，上部为1.0%~2.1%。龙马溪组页岩岩心平均孔隙度为5.68%，平均渗透率为5.96×10-3μm2，与孔隙度成明显正相关。扫描电镜下龙马溪组泥(页) 岩微孔隙主要包括矿物晶间(溶) 孔、晶间隙、晶内孔, 有机质内微孔和微裂缝等。根据压汞分析，泥(页) 岩孔喉中值半径最大为33nm，平均为10nm。研究表明，长芯1井龙马溪组海相页岩气储层微孔隙发育的受控因素有岩性、成岩演化程度和有机质发育特征等。富有机质泥(页) 岩的物性好于粉砂质泥(页) 岩和钙质泥(页) 岩；成岩阶段晚期，矿物组合发生变化，蒙脱石向伊利石转变，形成新的微孔隙，增加了储层孔隙度；TOC是控制龙马溪组页岩气储层的主要内在因素，也是提供页岩气储存空间的重要物质。
关键词: 龙马溪组     页岩气     储层特征     长芯1井     四川盆地    
Analysis of the shale gas reservoir in the Lower Silurian Longmaxi Formation, Changxin 1 well, Southeast Sichuan Basin, China
CHEN WenLing1,2, ZHOU Wen1, LUO Ping3, DENG HuCheng1,2, LI Qin1,2, SHAN Rui4, QI MingHui5     
1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;
2. College of Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;
3. Tarim Basin Branch, RIPED of PetroChina, Beijing 100083, China;
4. Xi'an Research Institute of China Coal Technology & Engineering Group Corp, Xi'an 710077, China;
5. Keyuan Engineering Technical Test Center of Sichuan Province, Chengdu 610091, China
Abstract: The shale thickness in the Longmaxi Formation, Lower Silurian is approximately 147m in Changxin 1 well, Changning structure, southeastern region of the Sichuan Basin. Longmaxi Formation lithofacies include laminated mudstone /shale, laminated lime mudstone/ shale, laminated and silty mudstone /shale, alcareous concretions and pyrite band. The bottom 30m of which is organic-rich laminated mudstone /shale, whose quartz, feldspar and pyrite average content is 51.9%, the clay mineral average content is 24.7% and the calcite and dolomite average content is 23.4%, which is similar with the typical American shale reservoirs. The average porosity of Changxin 1well is 5.68% and the average permeability is 5.96×10-3μm2. They are positively correlated. The micropores in the shale observed in the SEM are dominated the minerals intergranular (dissolution) pores, intergranular gaps, intragranular pores, the organic matter micro-pores and micro-fractures. Based on the Mercury intrusion porosimetry, The max of the radius of the pore throat is 33nm, the average is 10nm. The study shows that the development of micro-pores of marine shale gas reservoir in the Longmaxi Formation in Changxin 1 well are controlled by lithology, diagenetic evolution and the characteristic of organic matter. The organic-rich shale porosity is better than the organic-lean shale, silty shale and calcareous mudstone/shale. In the late diagenetic stage, arrangement of clay minerals is changed, the montmorillonite changes to illite, which forms new micro-pores to increase the porosity. TOC is one of the main factors to control the shale gas reservoir in the Longmaxi Formation and also is the important material to provide the storage space to shale gas.
Key words: Longmaxi Formation     Shale gas     Reservoir characteristics     Changxin 1 well     Sichuan basin    
1 引言

页岩气是一种新型的、丰富的非常规资源。四川盆地在龙马溪组沉积早期，大规模海侵、构造调整和局部沉降的综合作用造成局部为深水盆地沉积，在底部沉积富有机质的黑色页岩，为志留系含气系统的主要烃源岩。四川盆地下志留统龙马溪组一般厚65~516m (刘树根等，2011)，其有机质丰富高、演化程度高、生烃量大，是一套页岩气藏形成的最有利层位(陈波和皮定成，2009；王社教等，2009；董大忠等，2009；蒲泊伶，2008；周文等，2010；刘树根等，2011；陈尚斌等，2011)。

中国石油勘探开发研究院于2008年11月在四川盆地长宁构造钻探的页岩气井浅井--长芯1井。钻遇地层有为下志留统龙马溪组底部和上奥陶统五峰组、宝塔组，厚度大于150m (王社教等，2009)(图 1)。本文通过对长芯1井的岩心观察，采用常规薄片鉴定、扫描电镜、物性测试、X衍射矿物分析、压汞分析、有机碳测试等实验方法，从矿物组合、成岩演化程度、有机质类型及丰度及有机质热演化程度等方面初步探讨了该套页岩气储层的特征及微孔隙形成机理。

图 1 长芯1井区域位置图及龙马溪组泥(页) 岩储层综合柱状图 Fig. 1 Regional location and lithology comprehensive profile in the Lower Silurian Longmaxi Formation of Changxin 1 well in Sichuan Basin
2 岩性特征 2.1 岩石学特征

通过长芯1井的岩心观察和常规薄片鉴定，龙马溪组岩石主要类型有纹层状泥(页) 岩、纹层状(含) 灰质泥(页) 岩、纹层状(含) 云质泥(页) 岩、纹层状碳酸盐泥(页) 岩，纹层状粉砂质泥(页) 岩。纹层由泥级的石英、长石、粘土、有机质、粉砂级的石英、长石、交代成因的方解石、白云石及黄铁矿(局部，少) 含量不等而形成(表 1)。笔石含量丰富，笔石形态大多呈细、长与短、粗状产出，密集分布于泥岩层面上，其含量从地层底部向上呈逐渐减少趋势。龙马溪组下部(113~147m) 主要为黑色纹层状泥(页) 岩、(含) 粉砂页岩夹纹层状碳酸盐泥(页) 岩(图 2)，见粉末状和斑块状黄铁矿，发育水平层理，为典型的深水陆棚沉积(王社教等，2009)。

表 1 长芯1井龙马溪组岩石岩性特征 Table 1 Lithologic characteristics in the Longmaxi Formation cores from Changxin 1 well

图 2 长芯1井龙马溪组镜下鉴定特征 (a)-纹层状泥(页) 岩，亮色部分为泥级石英、长石、云母片等，(-)，76.6m；(b)-纹层状含灰质泥(页) 岩，方解石被茜素红染成红色，(-)，129.1m；(c)-纹层状云质泥(页) 岩，白云质显示为高级白，(+)，44.8m；(d)-纹层状碳酸盐泥(页) 岩，方解石和白云石总量约30%，(+)，27.7m；(e)-纹层状粉砂质泥(页) 岩，亮色部分为粉砂级石英、长石、云母片等，(-)，23.6m；(f)-角砾状纹层状泥(页) 岩，部分裂缝开启，部分裂缝被方解石充填，(-)，138.2m；(g)-方解石脉，方解石含量约85%，中间有一层硅质，(+)，122m；(h)-黄铁矿条带，与裂缝伴生，方解石充填，反光，(-)，69.7m Fig. 2 Lithologic characteristics in the Longmaxi Formation in the microscope in Changxin 1 well (a)-laminated mudstone (shale), the bright part are mud level feldspar, quartz and mica, (-), 76.6m; (b)-laminated limy mudstone (shale), calcite is dyed red by alizarin red, (-), 129.1m; (c)-laminated dolomitic mudstone (shale), dolomitic shows senior white, (+), 44.8m; (d)-laminated carbonate mudstone (shale), the total amount of calcite and dolomite are about 30%, (+), 27.7m; (e)-laminated silty mudstone (shale), the bright part are silty level feldspar, quartz and mica, (-), 23.6m; (f)-brecciated laminated mudstone (shale), part of the cracks are filled with calcite, (-), 138.2m; (g)-calcite veins, calcite is about 85%, there is a siliceous layer in the middle, (+), 122m; (h)-pyrite bands, associated with the calcite filled cracks, (-), 69.7m
2.2 矿物学特征

根据中国石油华北油田勘探开发研究院沉积实验室粘土矿物及全岩X射线衍射分析，长芯1井龙马溪组岩石的粘土矿物含量平均为40%(15%~75%)；石英、长石和黄铁矿平均含量分别为34%(30%~70%)、4.7%(1%~5%)；碳酸盐含量平均为18%(5%~30%)(图 3、表 2)。美国主要页岩气产层的石英含量为28%~52%(以生物、成岩石英为主)，碳酸盐岩含量为4%~16%，脆性矿物总含量为46%~60%(刘树根等，2011)。龙马溪组底部30m段以黑色纹层状(含) 灰质泥(页) 岩和黑色纹层状泥(页) 岩为主，该富有机质泥(页) 岩的粘土矿物含量平均为24.7%，石英、长石和黄铁矿平均总含量为51.9%(石英为44.2%)，碳酸盐平均含量为23.4%，与美国典型页岩具有可比性(表 2)。粘土矿物伊利石相对含量平均为60%(37%~75%)，绿泥石相对含量平均为11.2%(1%~23%)，伊蒙混层相对含量平均为28.4%(12%~49%)，其中蒙脱石平均为12%(10%~15%)。粘土矿物以伊利石为主，伊蒙混层中非膨胀型伊利石含量大于80%，有序的混层粘土代替了无序的混层粘土，长芯1井龙马溪组泥(页) 岩已进入晚成岩阶段(马力等，2004)。

图 3 长芯1井与国外海相页岩储层矿物成分条形图和三角图 Fig. 3 Mineralogic composition bar chart and triangular chart of marine shale in Changxin 1 well

表 2 长芯1井龙马溪组X衍射矿物含量表 Table 2 Mineral content chart of the X-ray diffraction analysis in the Longmaxi Formation in Changxin 1 well
3 有机地化特征 3.1 有机质类型与丰度

四川盆地龙马溪组干酪根类型具有Ⅰ-Ⅱ1型干酪根的特点，泥(页) 岩的干酪根δ13C值-32.04‰~-28.78‰，平均为-30.23‰(王顺玉等，2000)。根据显微组分特征，长芯1井龙马溪组底部页岩的干酪根类型是Ⅰ型，腐泥质含量68.7%~77.4%，平均73.58%；藻粒体含量7.7%~11.2%，平均9.53%；碳沥青含量2.4%~6.8%，平均4%；微粒体含量4.6%~9.4%，平均6.65%；动物体含量2.1%~11.6%，平均7.76%(表 3)。长芯1井龙马溪组泥页岩生油岩热解分析结果(王社教等，2009)，其最高热解峰温Tmax在448~600℃之间，Tmax>450℃，有机质热演化已到干气阶段。

表 3 长芯1井龙马溪组岩石显微组分特征(据王社教等，2009) Table 3 The characteristics of macerals of Longmaxi Formation in Changxin 1 well (after Wang et al., 2009)

长芯1井龙马溪组泥(页) 岩的残余有机碳平均含量2.46%(1.04%~6.7%)，下部(约30m厚) 的残余有机碳值明显增大，平均5.17%(3.95%~6.7%)，为富有机质泥(页) 岩段(罗跃等，2010)(图 4)。

图 4 四川盆地龙马溪组泥(页) 岩有机碳含量(TOC) 纵向分布图(兴文剖面据罗跃等，2010) Fig. 4 TOC distribution of Longmaxi Formation in Changxin 1 well, Dingshan 1 well, Xingwen profile and Shizhu well (Xingwen profile after Luo et al., 2010)
3.2 含气量与有机质关系

有机质热演化过程中，无论是Ⅰ型、Ⅱ型干酪根还是Ⅲ型干酪根，在热演化程度较高时，都可以生成大量天然气，不同类型干酪根的化学组成和结构特征不同，因而不同阶段产气率会有较大变化(赵文智，2006)，油基干酪根(即Ⅰ/Ⅱ型、Ⅱ型和ⅡS型) 比气基干酪根(Ⅲ型) 更容易产生干酪根烃类气体(Kotarba et al., 2009)。深埋藏作用会导致早期部分张开缝愈合，使游离态天然气含量相对较少，导致水溶态天然气含量增加(王允诚，2002)。页岩的吸附能力通常与页岩的总有机碳含量、有机质热演化程度、储层温度、地层压力、页岩原始含水量和天然气组分等因素有关，其中有机碳含量和地层压力是最主要的影响因素(Shirley，2001)。长芯1井的含气量与有机碳含量(TOC) 及有机质成熟度(Ro) 显示出一定的正相关性(图 5)。

图 5 长芯1井龙马溪组含气量与有机碳含量(TOC) 和有机质成熟度(Ro) 关系图 Fig. 5 Cross plot of the gas content and TOC, Ro in Longmaxi Formation in Changxin 1 well
4 储层特征 4.1 储层微观孔隙特征

泥(页) 岩中含有大量的孔隙和裂缝，可作为天然气储层(Loucks et al., 2007, 2009)。许多研究者把泥(页) 岩中的孔隙分为有机孔隙和无机孔隙(Reed and Loucks, 2007; Jarvie et al., 2007; Roger and Neal, 2011)。无机孔隙指基质孔隙(包括裂缝)、矿物间隙和无机矿物粒内孔隙。有机孔隙为有机质内部的孔隙，是由固体干酪根转化为烃类流体而在干酪根内部形成的孔隙(Reed and Loucks, 2007; Jarvie et al., 2007; Ross and Bustin, 2007)。

根据孔隙尺寸可将泥(页) 岩中的孔隙分为2种类型：微孔隙(d＞0.75μm) 和纳米级孔隙(d＜0.75μm)(Loucks et al., 2007)。微孔可进一步分为原生粒间孔和次生粒内孔两类，大部分的化石原生粒间孔通常被碳酸盐类、硅质和/或黄铁矿充填。但在埋藏成岩过程中，碳酸盐类、石英、长石等部分或全部遭受溶蚀，特别高镁方解石或文石壳体溶蚀形成次生微孔隙。

根据中国石油勘探开发研究院油气储层国家重点实验室的扫描电镜测试，长芯1井龙马溪组黑色泥(页) 岩可见多种类型微孔隙：方解石、白云石和石英晶间微孔隙和云母片间微孔隙，孔隙直径多 < 2μm (图 6a)；粘土矿物如伊利石和伊蒙混层间絮凝引起的微孔隙，孔隙直径宽 < 1μm (图 6b)；方解石、白云岩和石英长石晶内溶孔，孔隙直径0.01~2μm (图 6c)；有机质内溶孔和有机质与矿物间微孔(图 6d)。龙马溪组页岩中微裂缝发育，裂缝宽5~40μm，发育在粘土矿物与脆性矿物之间(图 6e) 和伊利石矿物层间(图 6f)。

图 6 长芯1井龙马溪组微孔隙和微裂缝扫描电镜(SEM) 特征 Fig. 6 Micropores and microfractures (SEM) in the Longmaxi Formation shale at Changxin 1 well
4.2 孔隙结构特征

储集岩的孔隙结构实质上是岩石的微观物理性质，是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及相互连通关系(王允诚，2002)。泥(页) 岩的孔喉半径范围一般在0.005~0.1μm之间，最小的孔喉半径与沥青质分子大小相当，是水和甲烷分子的10倍以上(Philip, 2011a, b; Camp, 2011)。根据成都理工大学油气藏地质及开发工程重点实验室的压汞法测试，长芯1井龙马溪组的排驱压力(Pd) 在10.15~75.91MPa之间、饱和度中值压力(Pc50) 在31.5~194.2MPa之间、岩石最大连通孔喉半径(Rd) 在0.011~0.0741μm之间、孔喉中值半径(Rc50) < 0.0038~0.0257μm之间、均值(X) 在15.03~16.74之间、分选系数(σ) 在0.49~1.59之间、孔喉歪度(Sk) 在-2.7~-0.03之间、变异系数(C) 在0.03~0.93之间、孔喉半径大于0.075μm的孔喉体积百分数(V0.075) 在0~9.94%之间、最小非汞饱和度(Smin) 均值在19.8%~54.0%之间。龙马溪组黑色泥(页) 岩总体表现为细孔喉、分选好，细歪度的微孔微喉型孔隙结构。长芯1井龙马溪组泥(页) 岩最大喉道半径平均为0.033μm，孔喉中值半径平均为0.010μm，与美国页岩的孔喉半径范围(0.005~0.1μm) 有相似性。

按下列标准简单的对长芯1井龙马溪组泥(页) 岩的毛管压力曲线进行了分类：(1)Pd < 20MPa，Pc50：30~70MPa；(2)Pd：20~40MPa，Pc50：70~150MPa；(3)Pd>40MPa，Pc50：100~200MPa (图 7、表 4)。三类毛管压力曲线全段均有分布。1类压汞曲线的平均孔隙度为7.15%(4.54%~10.64%)；2类压汞曲线的平均孔隙度为6.03%(3.62%~8.82%)；3类压汞曲线的孔隙度平均为4.86%(2.44%~7.24%)。根据孔喉频率分布图，龙马溪组泥(页) 岩主要孔喉半径为≤0.0038μm的纳米级孔喉，1类压汞曲线平均占28%，2类平均占37%，3类平均占45%。实验表明，≤0.0038μm甚至更小的纳米级孔喉的增加，提高了页岩气储层的排驱压力，降低了总孔隙度。

图 7 长芯1井龙马溪组泥(页) 岩毛管压力曲线图 Fig. 7 Capillary pressure Curve in Longmaxi Formation in Changxin 1 well

表 4 长芯1井龙马溪组泥(页) 岩孔隙结构参数统计表 Table 4 Statistic parameters of pore structure of shale in Longmaxi Formation in Changxin 1 Well
4.3 孔隙度、渗透率特征

根据成都理工大学油气藏地质及开发工程重点实验室的酒精法测试孔隙度和气体法测试渗透率，长芯1井龙马溪组孔隙度值平均为5.68% (1.92%~10.64%)；渗透率值(K) 平均为5.96×10-3μm2(0.00074~32.37×10-3μm2)，其中K < 0.1×10-3μm2占38.9%，K≥1×10-3μm2占61.1%。微裂缝的存在提高了岩石的渗流能力，含裂缝渗透率在2.36×10-3μm2~32.37×10-3μm2之间(图 8)。长芯1井泥(页) 岩的孔隙度和密度为明显的负相关，孔隙度的增加降低了样品密度，孔隙度和渗透率为正相关，不含裂缝的样品的相关系数可达0.945。

图 8 长芯1井龙马溪组孔隙度、渗透率分布直方图 Fig. 8 Porosity and permeability distribution histogram in Longmaxi Formation in Changxin 1 well
5 页岩气储层形成机理探讨

页岩储层的沉积环境、岩性、矿物含量、成岩作用、有机质丰度和成熟度等对页岩气储层有着至关重要的影响。影响泥(页) 岩孔隙度大小的主要因素有：岩性、粒级、粘土矿物的类型；厚度；地层压力；有机质；重结晶作用及粘土矿物的转化(刘宝珺等，1992)。

5.1 岩性及成岩演化与微孔隙的关系

以残余有机碳含量TOC=2%为界限，把长芯1井龙马溪组海相泥(页) 岩划分为富有机质泥(页) 岩和普通泥(页) 岩。根据不同岩性与孔隙度关系结果，长芯1井龙马溪组富有机质泥(页) 岩储层段比泥(页) 岩有更高的孔隙度，而(含) 钙质泥(页) 岩的孔隙度比泥(页) 岩的小(刘宝珺和张锦泉, 1992) (图 9)。

图 9 长芯1井龙马溪组孔隙度与岩性关系图 Fig. 9 Shale porosity and lithology diagram in Longmaxi Formation in Changxin 1 well

泥(页) 岩中粘土矿物与石英和方解石相比，具有较多的微孔隙和较大的比表面积(Ross and Bust, 2008)。从图 10看出，长芯1井上部的孔隙度与粘土矿物含量和伊利石含量为正相关，而下部的孔隙度与粘土矿物含量和伊利石含量无明显关系(图 10)。粘土矿物中发育晶间孔和晶间隙，在成岩阶段晚期，随着蒙脱石转化为伊利石，伊利石片状矿物中发育微裂隙，增加了孔隙空间，提高了储层的孔隙度。长芯1井上部的泥(页) 岩储层孔隙度平均为5.98%，粘土矿物平均含量为44.9%，TOC平均含量为1.4% (1.04%~2.05%)；下部富有机质泥(页) 岩储层的孔隙度平均为6.24%，粘土矿物平均含量为25.9%，TOC平均含量5.33% (3.95%~6.7%)。龙马溪组上部的粘土矿物含量相对下部粘土矿物较多，有机质含量相对下部较少。上部的主要储集空间类型以粘土矿物(主要是伊利石矿物) 晶间孔和晶间隙为主，有机质孔隙不发育，因此上部的孔隙度受粘土矿物含量及类型的控制。

图 10 长芯1井龙马溪组孔隙度与岩性关系图 Fig. 10 Cross plot of the shale porosity and clay mineral content diagram in Longmaxi Formation in Changxin 1 well
5.2 有机质丰度与微孔隙的关系

有机质颗粒内纳米级孔隙富集和形成与有机质的成熟生烃相关，主要是由于生成液体或气体聚积生成气泡而成(Loucks et al., 2009)。页岩在成熟度(Ro) < 0.8%时，干酪根的孔隙很少或者几乎没有(Loucks et al., 2009)，孔隙度随着干酪根的热分解过程和烃类的生成而增大(Reed and Loucks, 2007)，有机质即使处于高成熟阶段，甚至已经到了生气窗，干酪根内部大量的开放孔隙仍能保存，并多以球形的纳米级孔隙保存(Loucks et al., 2009；Clarkson et al., 2012; Chalmers et al., 2012)。因此在有机质在生烃演化过程中，有利于改善页岩的储集物性。

泥页岩孔隙以有机质生烃形成的有机孔隙为主，而这种孔隙与有机质的烃转化率呈正相关关系，泥页岩烃转化率越高、有机孔隙度越大。如果页岩有机质质量百分含量为7%，则体积百分含量为14%，若35%的有机质发生转化，则页岩孔隙能够增加4.9%(Jarvie et al., 2007)。Barnett页岩有机质颗粒三维排列特征对页岩的渗透性具有重要影响，如果有机质少、呈分散状将导致页岩几乎无渗透能力(Loucks et al., 2009)。长芯1井龙马溪组上部泥(页) 岩储层的孔隙度与TOC无明显关系，而下部泥(页) 岩储层的孔隙度与TOC存在较好的正相关性(图 11)。长芯1井龙马溪组上部泥(页) 岩储层的TOC含量较低(1.04%~2.05%)，下部的TOC含量较高(3.95%~6.7%)。有机质较多，发育的有机质内微孔较多，增加了储层的储集空间，提高孔隙度。由此表明，TOC是控制龙马溪组页岩气储层的主要内在因素，也是提供页岩气储存空间的重要物质。

图 11 长芯1井龙马溪组孔隙度与残余有机碳含量关系图 Fig. 11 Cross plot of the shale porosity and TOC in Longmaxi Formation in Changxin 1 well
6 结论

(1) 长芯1井龙马溪组泥(页) 岩为海相深水陆棚沉积，岩石类型以黑色纹层状泥(页) 岩、纹层状粉砂质泥(页) 岩和纹层状碳酸盐质(灰质或云质) 泥(页) 岩为主，笔石发育。

(2) 长芯1井龙马溪组泥(页) 岩以晶间微孔、晶内溶孔和微裂缝为主，其次为构造缝和溶蚀孔洞。微米级孔隙一般在1~3μm，微裂缝多为伊利石层裂开缝或粘土矿物和石英等脆性矿物之间裂开微缝，缝宽一般5~20μm。最大喉道半径平均为0.033μm，孔喉中值半径平均为0.010μm，与美国页岩的孔喉半径范围(0.005~0.1μm) 有相似性。储层孔隙结构属微孔微喉型，孔喉分选好，细歪度，最大孔喉半径平均为0.033μm，主要孔喉半径为0.0038μm。储层为低孔低渗型，孔隙度范围1.92%~10.64%，平均5.68%；渗透率范围0.00074~32.368×10-3μm2，平均5.96×10-3μm2。

(3) 长芯1井龙马溪组泥(页) 岩的干酪根类型以为Ⅰ型为主。长芯1井龙马溪组泥(页) 岩的总有机碳平均含量2.46%(1.04%~6.7%)，底部约30m厚的富有机质泥(页) 岩段的总有机碳值平均5.17%(3.95%~6.7%)。页岩的吸附含气量与页岩的总有机碳含量、有机质热演化程度呈正相关。

(4) 长芯1井龙马溪组海相页岩气储层微孔隙发育的受控因素有岩性、成岩演化程度、有机质发育特征等。①岩性：富有机质泥(页) 岩的物性好于普通泥(页) 岩和(含) 钙质泥(页) 岩；②成岩演化程度：成岩阶段晚期，蒙脱石向伊利石转变，矿物组合发生变化，粘土矿物以伊利石为主，形成了新的微孔隙，增加了储层的孔隙度；③有机质：对于有机质含量较高的下部层段(TOC>2%)，有机质含量的增多，使有机孔隙增加，提高储层的孔隙度，因此TOC是控制龙马溪组页岩气储层的主要内在因素，也是提供页岩气储存空间的重要物质。

致谢 感谢中国石油勘探开发研究院的董大忠老师、程克明老师提供的相关资料，杨式升老师对薄片鉴定的指导。感谢成都理工大学能源学院单钰铭老师在实验上的帮助，宋金民老师在现场取芯中的帮助。
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