深层页岩气储层孔隙特征研究进展——以四川盆地下古生界海相页岩层系为例

刘树根 焦 堃 张金川 叶玥豪 谢国梁 邓 宾冉 波 李智武 吴 娟 李金玺 刘文平 罗 超

1.西华大学 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学 3.成都理工大学能源学院4.自然资源部页岩气资源战略评价重点实验室·中国地质大学（北京） 5.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地下古生界海相页岩普遍经历了复杂的构造演化过程，受深埋藏、强隆升、强剥蚀、强变形作用影响[1]，大部分富有机质海相页岩现今埋藏于深层（3 500 m以深）或超深层（6 000 m以深）。据统计，四川盆地下志留统龙马溪组底界埋深小于3 500 m的面积约为6.3×104km2，埋深大于3 500 m的面积为12.8×104km2，深层面积是中浅层的2倍[2-4]。该盆地下寒武统筇竹寺组底界埋深普遍大于3 500 m，最深超过10 000 m[1,5]。勘探与开发实践表明，四川盆地龙马溪组与筇竹寺组页岩都具备强生烃能力[6-8]，下古生界海相页岩对该盆地常规与非常规天然气均有重要贡献[9]，当前的观点认为筇竹寺组主要为常规油气藏烃源岩[10-11]，而龙马溪组则主要为页岩气产层[12]。据中国石油西南油气田公司页岩气研究院估算，川南地区龙马溪组埋深4 500 m以浅面积为1.7×104km2，页岩气资源量为9.3×1012m3，其中，埋深介于3 500～4 500 m的深层页岩气资源量占该地区页岩气总资源量的近90%，埋深介于4 000～4 500 m的深层页岩气资源量占地区页岩气总资源量的约60%。中国石化在四川盆地及周边地区的焦石坝、丁山、南川、永川等页岩气区块内均探获了深层页岩气储层[13-15]，并已在丁页2HF、威页1HF和永页1HF等井获得了商业页岩气流。随着我国向地球深部进军战略的稳步推进及油气增储上产、维护国家能源安全的迫切需求，四川盆地下古生界深层、超深层富有机质页岩气越来越受到重视。北美地区页岩气主要产层的埋藏深度很少超过3 500 m，深层页岩气仅在 Haynesville、Eagle Ford、Cana Woodford等 区块得到了商业开发[16-19]。据统计，美国埋藏深度超过4 100 m的深层页岩气井压裂后的产气量相对较低，单井钻井及压裂成本均超过1亿元人民币，难以实现资源经济有效动用[20]。因此，深层页岩气勘探与开发方面可资借鉴的经验较少。

富有机质页岩中异常高压的形成、演化及保持对于其作为常规油气藏烃源岩或者页岩气储层的潜力均具有重要的研究与实践价值[21-27]。对于处于高成熟、过成熟热演化阶段的四川盆地下古生界深层、超深层富有机质页岩层系而言，异常高压（超压）的保持与演化是深层页岩气勘探与开发过程中最重要的科学与实践问题之一[28-35]。甲烷的生成与运移是古老富有机质页岩层系中异常高压形成与演化的重要原因，其在页岩层系天然裂缝和孔隙中常以游离方式存在，在有机质和黏土矿物表面以吸附方式存在，在干酪根和沥青质中以溶解方式存在[36]，甲烷的3种赋存形式之间处于动态平衡状态。当外部条件变化时，上述平衡状态会被打破，游离气、吸附气及溶解气的比例会发生变化，随页岩气储层特征的不同，甲烷可保存或发生渗流与运移[37]。焦石坝区块龙马溪组页岩中有机质和黏土矿物是甲烷吸附的主要对象，其贡献率介于28.6%～67.6%[38]；页岩的甲烷吸附能力在埋深介于900～1 800 m时达到最大值，此后随温度和压力（深度）的增大，页岩的甲烷吸附能力降低，游离气占比增加[39]。深层页岩气储层中孔隙、裂缝为游离气提供了储集场所，并且孔隙结构对于深层页岩气储层中异常高压的保持乃至页岩气的保存与富集均具有一定的指示作用，是事关深层页岩气能否保存与富集的重要研究内容。为此，笔者以四川盆地下古生界海相页岩层系为例，利用扫描电镜、低压N2吸附、低压CO2吸附及多重分形相关计算手段，开展了深层页岩气储层纳米孔隙相关特征参数、非均质性及连通性等方面的研究，探讨了超压对深层页岩气储层孔隙结构的影响规律，以期进一步扩充深层页岩气保存与富集研究的思路与方法、为深层页岩气的勘探开发提供支撑。

1 深层页岩气储层纳米孔隙特征

四川盆地丁山等地区深层页岩气勘探开发实践亦表明，部分深层页岩气井初始产气量与中浅层页岩气井差异较小，但生产后期递减速度和单井评估的最终可采储量（Estimated Ultimate Recovery，简称EUR）差异较大，深层页岩气井普遍具有产量递减快、经济效益相对较差的特点[4,40]。深埋藏和强隆升作用及其对应的温度压力变化会对页岩气赋存状态（特别是吸附态与游离态）产生重大影响：①埋深增大（温度上升）会促成页岩有机质的热成熟度上升与大量热成因气的生成[41]，随着埋藏深度增加，吸附气的比例降低，游离气的比例增高；②强隆升作用会因上覆地层压力减小令页岩层系中发育更多的裂缝，从而影响页岩气的保存与富集[1,42]。焦石坝区块龙马溪组中浅层页岩的研究结果表明，龙马溪组中浅层页岩的甲烷生成量远大于其甲烷吸附量，页岩层系中有大量的游离气存在[38]，这部分游离气的保存或逸散对页岩气潜力具有重大影响。对深层页岩气储层而言，高游离气比例及高上覆地层压力的双重作用，令页岩气在储层中的保存难度更大[43]。北美地区深层页岩气仅在Haynesville、Eagle Ford、Cana Woodford等得到商业开发[17-20,44]。因此，国外针对深层页岩储层特征开展的工作相对较少，针对深层、超深层页岩孔隙、裂缝特征开展的研究工作主要集中于我国四川盆地[45-49]。通过对北美典型深层页岩气储层特征进行统计发现（表1），Haynesville、Woodford、Eagle Ford、Bossier等深层页岩气储层的热成熟度均未达到高成熟、过成熟阶段，部分层系还处于生油窗附近。深层页岩气储层的总孔隙度、介孔+大孔的体积、微孔体积、平均孔径等参数对比中浅层页岩气储层区别不明显，甚至还要略高一些。对于已处高成熟、过成熟热演化阶段的四川盆地下古生界深层页岩来说，研究其储层特征，对于研究深埋藏和强隆升作用下高演化富有机质页岩层系中页岩气的保存与富集具有重要意义。根据页岩甲烷吸附能力随温度和压力的变化规律，在深层页岩气储层中需更加重视游离气的储集空间[51]。

四川盆地下古生界页岩中纳米孔隙的形态受孔隙赋存位置（孔隙类型）、有机质显微组分类型、埋藏深度、有机质热成熟度及孔隙尺寸等因素综合控制[52]，埋藏深度（上覆地层压力）是影响四川盆地深层页岩气储层孔隙形态的主要因素之一。对四川盆地中浅层、深层及超深层页岩储层特征的对比研究发现，高上覆地层压力带来的机械压实作用对页岩中微孔（小于2 nm）、介孔（2～50 nm）及大孔（大于50 nm）的影响存在差异，微孔往往更易受到压实作用的影响。随着埋藏深度的增大，上覆地层压力亦具明显增大趋势，一定程度上会导致页岩微孔的比表面积、体积往“均一化”方向发展，但超压利于微孔发育与保存，可能会改变微孔减少的趋势；而介孔的比表面积、体积、总孔隙体积等参数可能会由于页岩成分、超压状态等特征而呈现出显著差异[53-54]。对四川盆地不同埋藏深度的龙马溪组及筇竹寺组页岩的N2吸附实验表明，微孔体积、介孔体积、微孔比表面积、介孔比表面积与页岩成分、埋藏深度等不具明显相关性或者仅具有弱相关性[54]，但介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积与埋藏深度具中—强相关性（图1）。从具体数值来看，超深层页岩介孔体积/微孔体积和介孔比表面积/微孔比表面积两个比值较中浅层、深层页岩大一个数量级；但深层页岩的这两个特征比值与中浅层相近或稍高，且其数值之间波动较大，可能是受到了不同样品所在层系超压特征差异的影响。

表1 北美地区典型深层页岩气储层特征统计表

图1 四川盆地深层页岩介孔与微孔的体积比、比表面积比与埋藏深度的关系图

位于川东北地区通南巴构造带马路背构造的马深1井龙马溪组、五峰组及筇竹寺组超深层页岩孔隙的场发射扫描电镜（FESEM）图像观察与定量分析结果表明，与埋藏深度密切相关的机械压实作用会压缩页岩中的纳米孔隙，使其孔径缩小；另一方面，压实作用会改变孔隙的形态，使得近圆形的孔隙逐渐消失，使孔隙形态向狭长—裂缝形演化[46,55]。从已有研究成果来看，高上覆地层压力带来的压实作用对超深层页岩影响显著，但对深层页岩可能作用有限。一方面，部分深层页岩依然保留着较大的孔径与较规则的孔隙形态（图2）；另一方面，深层页岩的介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积波动较大。勘探开发实践表明，孔径较大、孔隙形态较为规则的深层页岩层系往往有着较大的地层压力系数和较好的开发效果[56]。因此，深层、超深层页岩中孔隙特征可能指示其内部超压状态的保持情况，其相关关系研究尚需更多的数据支撑。

图2 四川盆地不同埋藏深度的页岩中有机质孔FESEM照片

2 深层页岩气储层孔隙的非均质性与连通性

页岩孔隙的非均质性和连通性的表征有助于研究页岩气在储层中的渗流和运移过程。据已有研究成果，海相页岩中孔径的分布并非均质分布，孔隙的形态也并非简单的欧几里得图形[57-59]。部分研究结果表明，页岩中发育的纳米至微米级孔隙具有分形特征，其分形维数和页岩的有机碳含量和矿物组成密切相关[60]，并基于此建立了分形维数和渗透率的关系[61]。然而，更多的研究结果表明，单一的分形维数在表征孔径分布方面存在着较大的不足。北美Bakken页岩及土壤科学研究结果表明，页岩、土壤等多孔介质的孔径分布具有多重分形特征[62-65]。多重分形是具有不同分形行为子集合组成的非均质分布的奇异集合[66]，是单分形或一维分形在复杂自然事物上运用的延伸。

盒计数法是目前国内外常用的计算分形维数的实用方法，具有操作简单、精确性和适用性好的特点。利用盒计数法对四川盆地不同埋藏深度页岩的CO2和N2吸附数据进行处理，分析其多重分形特征，表征其孔隙结构非均质性和连通性。CO2和N2吸附实验数据分别用于微孔段、介孔—大孔段的多重分形特征分析。研究结果发现，四川盆地典型的中浅层、深层及超深层页岩中的微孔段、介孔—大孔段孔隙具多重分形特征。初步研究结果显示，在获取的多重分形谱（表2）和多重分形维数（表3）的诸多参数中，多重分形谱相关参数中的α5--α5+值与多重分形维数相关参数中的H指数分别对深层页岩的非均质性及连通性具有较好的指示作用[62-63,67]。H指数反映了正自相关性程度，通常可以用来表征孔隙的连通性。H指数一般介于0～1，数值越大表明孔隙连通性越好，反之，孔隙连通性越差。

表2 足202井五峰组—龙马溪组深层页岩N2吸附数据的多重分形谱表

表3 足202井五峰组—龙马溪组深层页岩N2吸附数据的多重分形维数表

图3 四川盆地下古生界页岩孔隙α5--α5+值、H指数与埋藏深度关系图

四川盆地不同埋藏深度龙马溪组页岩的α5--α5+值与H指数的对比结果发现，其H指数、α5--α5+值与埋藏深度未显示出明显的相关性（图3），但明显受页岩总有机碳含量（TOC）、矿物含量及有机质热成熟度等因素的影响（表4）。典型井龙马溪组页岩在同一埋藏深度下变化较大的H指数与α5--α5+值也显示，即使在同一埋藏深度下页岩的连通性、非均质性也存在较大差异。整体上筇竹寺组页岩的H指数（介孔—大孔连通性）随埋藏深度变深呈增加趋势，并且页岩的H指数在地表及埋深在8 000 m处趋于集中分布，而在其他埋深段呈现分散状分布（图3）。页岩层系中超压维持较好的金页1井、金石1井以及磨溪9井筇竹寺组页岩的连通性和非均质性均偏低，表明具有较低连通性和非均质性的页岩，可能更有利于超压的保持。总体来看，四川盆地下古生界页岩的连通性、非均质性与埋藏深度不具明显相关性，主要受页岩TOC含量、矿物含量及有机质热成熟度等因素的影响。

3 超压对深层页岩气储层孔隙结构的影响

地层超压（本文中超压指地层压力系数大于1.5，高压指地层压力系数介于1.2～1.5）是页岩气富集高产的重要条件，超压通常意味着良好的页岩气保存条件[68-73]。深层页岩气储层中高游离气比例带来的超压发育与保持等特征的变化及其对于页岩气保存与富集机理的影响，是深层页岩气区别于中浅层页岩气的核心科学问题。目前对于页岩气储层超压的研究主要在以下3个方面开展：①地层超压特征与页岩气保存条件。这类研究主要是通过页岩气含气量（或页岩气产量）与地层压力系数的相关性分析，发现页岩层系超压对于页岩气保存与富集具有重要意义，认为超压是页岩气保存条件好的先决条件之一[68-73]。但页岩中超压形成的原因较多，超压并不意味着初期页岩气的富集，部分超压井产能较低亦说明了单纯基于压力系数去表征页岩气保存可能不够全面。②页岩中超压形成与破坏机制[24,74-76]。目前认为，欠压实作用、构造挤压作用、断层作用、烃类生成和烃类热裂解、蒙脱石向伊利石转化、水热增压作用等是造成泥页岩层系异常高压的主要因素。李双建等[75]研究认为四川盆地志留系页岩气超压形成的机制主要是烃源岩生烃作用造成的流体膨胀，晚期构造抬升的时间、多期应力场的叠加改造和高角度裂缝发育程度是影响页岩气超压形成后压力保持的控制因素。③超压与成岩作用[77-83]。该方面的研究多集中于热演化程度较低的页岩，Duan等[77]对我国莺歌海盆地研究发现，超压可以有效延缓泥岩的机械压实和胶结作用，从而令孔隙得以更好保存。总体而言，国内外针对超压与页岩孔隙结构耦合关系及超压对于孔隙保存的控制作用的研究较少，近年来由于深层页岩气勘探与开发需求取得了一些进展，主要集中以下两个方面。

表4 川深1井筇竹寺组页岩微孔非均质性、连通性与页岩矿物成分相关分析数据表

3.1 超压对页岩孔隙度、孔径的影响

通过对比超压井（川深1井）及常压井（马深1井）超深层筇竹寺组页岩的孔隙特征，分析高上覆地层压力造成的机械压实对页岩孔隙度与孔径的影响。从FESEM图像的PCAS（Pores and Cracks Analysis System）软件定量分析结果来看（表5），川深1井筇竹寺组页岩中有机质孔隙比例占优，有机质孔的面孔率占总面孔率的60%～90%；马深1井页岩以矿物基质孔隙为主，矿物基质孔隙的面孔率可占总面孔率的95%以上。总体而言，川深1井筇竹寺组页岩的面孔率高于马深1井，并且有机质孔隙、矿物基质孔隙的形状系数均大于马深1井。从概率熵来看，马深1井页岩中有机质孔的数值更低，其有机质孔排列比川深1井更具方向性。从图像学定量分析的结果来看，川深1井页岩地层超压，页岩中的有机质孔形态保存较好；马深1井页岩地层常压，页岩中的有机质孔保存较差，孔隙组成以矿物基质孔为主，并且黏土矿物粒间孔很少见，反映了其受到强烈的压实作用影响。为了最大限度消除页岩TOC含量、矿物组分对于页岩孔隙结构的影响，选取TOC含量接近2.0%、石英含量介于40%～70%、黏土矿物含量介于20%～30%的川深1井和马深1井页岩样品进行N2吸附实验，发现马深1井（常压）页岩的平均孔径、介孔比表面积/微孔比表面积、介孔体积/微孔体积等参数均大于川深1井（超压），川深1井页岩在微孔比表面积和微孔体积均明显高于马深1井，川深1井超压页岩中的微孔较马深1井常压页岩的微孔更为发育（图4）。通过研究发现，超压可以部分抵消上覆地层压力对于微孔的机械压实作用，有利于甲烷在其中的保存。

表5 筇竹寺组页岩孔隙发育情况表

图4 川深1井与马深1井页岩N2吸附参数对比图

四川盆地典型页岩气井富有机质页岩层段（甜点段）孔隙度与埋藏深度的研究成果表明：①常压条件下页岩孔隙度与现今埋深呈明显的负相关性，即埋藏深度越大，孔隙度越低；②超压条件下，二者不具明显相关性。相近埋藏深度下，四川盆地超压页岩孔隙度明显比常压偏大（图5-a）。基于FESEM图像PCAS软件计算的页岩总面孔率也显示，相近埋藏深度下超压页岩的面孔率明显高于常压页岩（图5-b）。综上所述，页岩层系超压可以部分抵消上覆地层压力对于孔隙（特别是微孔）的机械压实作用，延缓甚至改变孔隙度（面孔率）随埋藏深度加深而下降的趋势，有利于页岩气的保存。

图5 四川盆地优质页岩段孔隙度、面孔率与埋藏深度的关系图（部分数据引自本文参考文献[76]）

3.2 超压对固体沥青孔隙形态的影响

页岩以微纳米级孔隙为主的孔隙组成带来的高毛细管压力是微小封闭流体系统（微孔超压）存在的基础，若干个微小封闭流体系统可能相互连通形成独立的压力封存箱。由于强非均质性与低渗流能力，页岩层系特别是深层、超深层页岩层系中可能存在若干个相互不连通的压力体系。除孔隙压力、有效应力等关键参数，页岩中封闭流体系统中超压保持及流体的渗流行为与其孔隙的连通性及孔隙尺寸密切相关。在超压的形成与演化过程中，有效应力和孔隙压力的变化会导致页岩中的孔隙形态、大小等特征发生一系列变化[54,84]。

烃类物质的热裂解主要发生于高—过成熟热演化阶段。这一阶段液态烃裂解生气占主导地位[85-86]，固体沥青孔隙大量生成的阶段与甲烷大量生成的阶段吻合[87]。由于具有高孔隙度及较大的比表面积，固体沥青对于游离气、吸附气乃至溶解气的储集均有重要贡献，是甲烷在页岩中最为重要的储集空间之一[88]。同时，固体沥青作为下古生界页岩成熟度测试载体，其反射率及激光拉曼特征光谱直接反映其热演化程度[89-90]。

页岩中孔隙的形态受孔隙赋存位置（孔隙类型）、有机质显微组分类型、上覆地层压力、有机质热成熟度及孔隙尺寸等因素综合控制[54]。固体沥青中的孔隙分布于单一显微组分当中，孔隙类型属有机质孔，孔隙成因与烃类物质的热裂解密切相关，成因类型单一，并且固体沥青孔隙（热成因孔）初始形态稳定，以近圆形和椭圆形为主[55,91-92]。在以上因素当中，其孔隙形态很可能只受到上覆地层压力的影响。通常来说，埋藏深度的不断增加会令上覆地层压力不断增大，页岩层系需要很大的孔隙压力才能够保持超压状态，否则地层有效应力大于地层破裂压力则会导致孔隙压力周期性渗漏[93-95]或连续渗漏。对于高成熟度富有机质页岩来说，渗漏的主体极有可能是甲烷气体，而有机质孔是甲烷在页岩中最为重要的储集空间之一[96-97]，页岩层系渗漏的甲烷很可能是储存于固体沥青孔隙之中[98]。目前仍保存有大量甲烷气体的固体沥青孔隙很可能由于其很高的孔隙压力而保持其近圆形或椭圆形的原始形态[99]；而甲烷气体已全部或部分泄露的固体沥青孔隙则会靠缩小孔隙体积或充填其他流体从而增大孔隙压力不至于被全部压扁塌陷，在非均匀的地层应力条件下，往往会造成孔隙的变形[54,100]。从理论上而言，固体沥青孔隙形态具备表征微小封闭流体系统超压状态的可能性。

利用光片/薄片鉴定、激光拉曼光谱及FESEM等手段对多口井龙马溪组页岩中的藻类体与固体沥青纳米孔隙进行对比发现，固体沥青中孔隙形态通常比藻类体更加规则[54]，其原因很可能是固体沥青中孔隙组成以热成因孔为主，而藻类体大量形态各异的原生孔拉低了形状系数[54]。由于固体沥青形成时间更晚，其受到的后期成岩作用的影响通常比藻类体等其他显微组分更小，固体沥青热成因孔更易保持其原始形态。对四川盆地及周缘地区马深1井、盐志1井、东页深1井、丁页5井、合201井、足202井、宁西202井、洞201井等不同构造位置的典型井页岩中固体沥青孔隙的形状系数与页岩气含气量之间的相关性分析表明（图6），在埋藏深度大于2 500 m时，页岩中固体沥青孔隙形态与页岩含气量呈较好的线性正相关（R2=0.62），间接反映其所在（微小）封闭流体系统的压力状态。因此，深层—超深层页岩中固体沥青的微观结构很可能与其所处的（微小）封闭流体系统的压力状态相关，但其机理及相关程度等问题尚需更多研究。

图6 四川盆地典型井页岩固体沥青孔隙形状系数与含气量的相关分析图

4 结论

通过分析总结国内外深层页岩气储层孔隙特征，研究、对比四川盆地深层—超深层页岩孔隙特征的研究成果，总结四川盆地深层下古生界页岩气储层孔隙特征研究进展主要体现在以下几个方面：

1）高上覆地层压力带来的压实作用对超深层页岩影响显著，但对深层页岩作用有限，部分深层页岩依然保留着较大的孔径与较规则的孔隙形态，同时深层页岩的介孔体积/微孔体积、介孔比表面积/微孔比表面积波动较大。

2）四川盆地下古生界页岩孔隙的连通性、非均质性与埋藏深度不具明显相关性，主要受页岩TOC含量、矿物含量及有机质热成熟度等因素的影响。

3）页岩层系超压能够在一定程度上抵消上覆地层压力对于孔隙（特别是微孔）的机械压实作用，延缓甚至改变孔隙度（面孔率）随埋藏深度加深而下降，以及孔隙形状系数随埋藏深度加深而减小（形态变得不规则）的趋势，对页岩气的保存与富集具积极意义。

4）深层页岩中固体沥青孔隙形状系数与其所处封闭流体系统超压特征具中度相关性。