四川盆地下志留统龙马溪组页岩纳米孔隙发育特征及主控因素

梁 峰，邱峋晰，戴 赟，张 琴，卢 斌，陈 鹏，马 超，漆 麟,胡 曦

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.四川页岩气勘探开发有限责任公司，成都 610051；3.中国石油集团 川庆钻探工程有限公司 地质勘探开发研究院，成都 610051)

中国南方海相页岩气资源丰富，主要分布于上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组(以下简称“五峰组—龙马溪组”)和下寒武统筇竹寺组及其相应层位(牛蹄塘组/水井沱组)的富有机质页岩中[1-7]。五峰组—龙马溪组页岩是沉积于奥陶纪晚期—志留纪早期的一套广泛分布于中上扬子地区的黑色富有机质笔石页岩[8]，其中五峰组厚度一般为3～5 m，基本不超过10 m[9]，龙马溪组富有机质页岩(富气页岩)一般不超过20～50 m[10-12]，是目前我国唯一获得商业气流的层系；开发区主要分布在焦石坝、长宁和威远等区块[13-16]。四川盆地不同区域页岩气的产量差异较大，除沉积构造和保存条件外，本文从页岩储层的微观特征研究入手，尝试从储集空间的角度解释不同构造区域五峰组—龙马溪组页岩勘探开发效果产生差异的原因，以期指导我国页岩气有利区的优选及评价。

1 样品和方法

1.1 样品位置及特征

1.2 分析方法

本文重点采用氮气吸附脱附法和场发射扫描电镜对页岩的孔隙特征进行分析。氮气吸附法能够对整块样品小于200 nm的孔隙进行孔径分布的分析，能够宏观地把握整块样品的孔径分布范围，初步掌握孔隙的形态特征。场发射扫描电镜以图形化的形式确定页岩不同物质中孔隙的类型及形态，但由于所观察到的视域受限，往往只能观察到样品中比较小的部分。

样品孔隙结构参数包括孔体积和孔径尺寸的分布，上述参数主要通过液氮吸附测试获取。分别选取自然样和处理样各2～3 g，在110 ℃下烘干5 h，以去除样品内水及易挥发性杂质；再对样品在120 ℃下进行抽真空2 h，而后使用N2对样品进行回填并开始检测，通过不同条件下获得的吸附和脱附等温线求取相应的孔径分布。样品的孔径尺寸分布和孔容分布采用Barett-Joyner-Halenda(BJH)模型对吸附等温线进行计算，并用Faas方法进行校正。

使用干金刚砂纸研磨约1 cm2的页岩样品以形成水平表面，然后用氩离子对样品进行抛光；抛光后，样品应涂上碳以提供导电表面层，将每个样品放入FEI Helios NanoLab 650 DualBeam FIB-SEM用于成像。SEM对新研磨的页岩表面进行原位成像，分辨率可到2.5 nm，工作电压为2 kV，工作距离为4 mm。氮气吸附和FIB-SEM实验均在国家能源页岩气研发(实验)中心完成。

图1 四川盆地构造分区及龙马溪组页岩样品钻井位置分布

2 实验结果

2.1 氮气吸附结果

页岩样品的总孔体积和TOC呈非常好正相关关系，相关系数R2在0.59～0.93之间。笔者同时也分析了孔隙发育程度与矿物含量之间的关系，并未发现较好的相关性，可见，孔隙发育程度主要受有机质含量控制，与前人研究结果一致[19-20]。但值得注意的是，不同层位页岩样品孔隙发育控制因素可能存在差异。虽然页岩孔隙的发育程度与TOC呈正相关关系，但不同地区孔隙的发育程度与TOC的关系存在差异(图2)。W202井页岩样品斜率最高，样品孔隙最发育；其他地区样品孔隙发育程度的斜率相当，孔隙发育程度N201井优于JY1井，而B201和WX2井孔隙发育程度较差。W202、N201和YJ1井相关系数较高，均超过0.9，WX2和B201井相关系数在0.6左右。

2.2 不同孔径孔隙发育特征

研究发现，不同孔径的孔隙变化规律与总孔体积变化规律并不一致。根据N2吸附脱附实验数据，将孔隙划分为3类，分别为小孔(<10nm)、中孔(10～50 nm)和大孔(>50 nm)(其总孔体积分别用小孔体积、中孔体积和大孔体积表示)，以方便分析不同孔径孔隙的变化规律。不同孔径的孔体积与TOC相关关系可以分为3类：①不同孔径孔体积与TOC呈正相关关系(图3a，b)。W202井页岩样品不同孔径孔体积与TOC关系斜率一致，表明页岩有机质孔隙保存良好；而N201井页岩样品小孔和中孔斜率一致，大孔斜率下降，表明大孔已经遭到一定程度的破坏。②小孔、中孔体积与TOC呈正相关关系，大孔体积与TOC呈先增大后减小的趋势(图3c,d)。YJ1井和B201井页岩样品小孔和中孔的发育程度明显不如W202和N201井，小孔体积与TOC的斜率高于中孔体积，大孔体积与TOC呈现先增大后减小的趋势，大孔受到的破坏作用最强，中孔次之，表明该区域页岩孔隙发育程度明显不如W202井和N201井。③小孔、中孔体积与TOC呈正相关关系，大孔体积与TOC呈负相关关系(图3e)。WX2井页岩样品小孔和中孔体积与TOC呈正相关关系，大孔体积与TOC呈负相关关系，表明页岩孔隙破坏程度更高。

图2 四川盆地不同地区龙马溪组页岩样品总孔体积与TOC相关关系

图3 四川盆地不同地区龙马溪组页岩样品不同孔径的孔体积与TOC的关系

3 讨论与认识

针对页岩中有机质孔隙演化研究表明，在页岩达到成熟、过成熟演化阶段以后，页岩中的有机质孔隙随成熟度的增大而呈现出增大、增多的趋势[21-23]。中上扬子地区2套海相页岩目前均处于过成熟阶段，EqVRo普遍大于2.0%[4,24-25]，页岩中有机质内总孔体积应随TOC的增高而呈增大趋势。但如上所述，不同构造背景条件下页岩中不同孔径孔隙体积的变化规律还是存在一定的差异，具体原因分析如下。

3.1 页岩孔隙破坏实验

CUI等[26-27]通过对下马岭组低成熟海相页岩样品开展高温高压热模拟实验，实验设定样品所处的实验温度和围压呈逐步提高趋势，以研究页岩孔隙随围压及成熟度增高的演化特征。实验结果表明，随着热模拟温度及围压的增高，页岩中的小孔、中孔及总孔体积呈现增大趋势，大孔体积随温度升高呈先增大后减小趋势，当模拟温度达到500 ℃、围压60 MPa时，页岩中的大孔体积开始下降，上述实验结果直接证实了海相页岩在高围压的情况下页岩孔隙可能被压实。

3.2 孔隙大小及岩石骨架对孔隙影响

页岩中的孔隙越大，越容易在外力作用下被破坏[28]。由上文分析可知，大部分地区总孔体积和不同孔径的孔体积随TOC的增大而呈增大趋势，但也有不同的规律。随着页岩中有机质孔发育程度变差，页岩大孔体积与TOC回归曲线斜率先开始下降，出现总孔体积随TOC增大而减小的趋势，之后中孔体积与TOC回归曲线斜率开始下降(图3)，表明页岩中孔隙的孔径越大，越容易被破坏。

此外，当岩石中有机质含量超过一定值时，抗压强度较弱的有机质所占体积过大，会导致岩石矿物骨架更易于被地层压力或构造应力破坏，不利于有机质孔的保存[21,29-30]。如YJ1井高TOC页岩样品的有机质重量分数为8%和8.9%，体积分数为16.9%和17.4%(页岩以Ⅰ型干酪根为主，有机质密度按1.2 g/cm3估算，岩石骨架以石英为主，密度按2.8 g/cm3估算)，过高的有机质体积(低抗压强度)占比降低了页岩中矿物骨架的支撑能力，致使高TOC页岩骨架结构在同等围压的条件下首先遭到破坏。同样，页岩样品中含有硬度较大矿物成分时，页岩骨架的抗压强度会增加[31]，相对有利于页岩中孔隙的保存。W202井和N201井所处的构造保存条件及压力系数基本相当，但W202井页岩样品孔隙发育程度较N201井好，其主要原因就是其石英矿物含量高，黏土矿物含量低(表1)，具有更加坚硬的岩石骨架，致使有机质孔隙得以更好保存。

总之，页岩有机质孔孔径越大，页岩骨架支撑作用越弱，页岩孔隙越容易被破坏。

3.3 构造条件与地层压力对孔隙的影响

W202、N201井所处位置构造宽缓(图5a，b)，构造挤压应力相对较小，页岩气保存条件较好，地层压力系数均高于1.5。YJ1、B201和WX2井所处位置受到构造挤压作用强，尤其是WX2井，位于南大巴山构造带，构造挤压作用强烈(图5a，c，d)，致使页岩气的保存条件受到影响，虽然储层中天然气仍以甲烷为主，但地层压力均属常压气藏，压力系数在1.0左右。

压力系数较高的W202和N201井页岩中孔隙最发育，其有机质孔孔径大，数量多；而压力系数较低的YJ1、B201和WX2井样品孔隙发育程度明显变差，其孔径大小、孔隙数量的发育情况明显不如W202和N201井(图6)。

除受沉积条件影响外，页岩储层所处的构造保存条件是影响页岩孔隙发育的主控因素。究其原因主要有以下2种：①强烈的构造挤压对页岩储层产生较大的挤压应力，页岩储层首先发生弹性压缩，直至岩石骨架被破坏，页岩孔隙发育程度变差；② 构造挤压作用较强的区域一般断层较发育，保存条件差，页岩气的散失会降低页岩孔隙内部的压力，压力系数变小，致使孔隙内外的压力平衡被打破，在外部压力的作用下，页岩储层孔隙更易被压缩或破坏。

表1 四川盆地W202井和N201井龙马溪组页岩样品矿物组成

图5 四川盆地不同钻井所处构造位置

图6 四川盆地不同构造区域龙马溪组典型页岩有机质孔扫描电镜图片

图7 四川盆地不同压力构造区域龙马溪组典型页岩有机质孔演化模式

总之，区域构造条件越复杂，地层压力系数越低，越不利于页岩中孔隙的保存。

3.4 页岩孔隙演化模式

页岩中有机质内孔隙随着页岩性质和构造位置的不同，其孔隙演化阶段亦存在差异。本文初步将四川盆地龙马溪组页岩有机质孔隙演化划分为2个阶段：①有机质孔隙极发育阶段(图7a)。此阶段不同孔径孔体积及总孔体积与TOC呈正相关关系，页岩中的有机质孔隙总孔体积处于最大阶段或达到最大阶段后，有机质孔开始弹性压缩阶段，但尚未破坏骨架颗粒支撑结构。此阶段页岩中孔隙发育情况较好，利于页岩气的富集，如长宁、威远地区。②有机质孔隙破坏阶段(图7b)。不同孔径孔体积被压缩，页岩中较大的孔隙和具有较高TOC的页岩中孔隙由于骨架支撑结构被部分破坏而首先被压缩，如WX2、YJ1和B201井。由图7可见，个体较大的有机质代表页岩抗压能力较弱的样品(有机质含量高样品)，会最早受到影响，由于矿物骨架支撑作用相对较弱，其有机质内孔隙会先于较小有机质(有机质相对较低的样品)被压缩或破坏。可以推断，随着页岩外部应力的进一步加大和页岩孔隙内气体压力的减小，较小的孔隙会被进一步压缩破坏，直至孔隙完全消失。

综上所述，位于盆地内超压区的页岩孔隙发育程度明显优于位于盆地边缘常压区域的页岩，不同区域的孔隙演化阶段不同，这亦是盆地超压区页岩气井产量较高的原因之一。

4 结论

(1)四川盆地及周边地区页岩孔隙发育程度存在差异，不同区域页岩的总孔体积与TOC呈良好正相关关系，总孔体积主要受有机碳含量的控制。

(2)不同构造区域页岩小孔体积、中孔体积、大孔体积和总孔体积随TOC的增大呈现出不同的趋势，体现页岩孔隙演化阶段的不同。

(3)四川盆地龙马溪组页岩有机质孔隙演化分为2个阶段：①有机质孔隙极发育阶段；②有机质孔隙破坏阶段。

(4)页岩孔隙在高压情况下可能被压实，其压实程度与有机质孔孔径、岩石骨架结构、有机质含量、区域构造条件和压力系数密切相关；除沉积条件影响外，受构造运动影响小且压力系数较高的区域为孔隙发育有利区。