沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩气储层孔隙特征和孔隙结构

张金晴，李贤庆，张博翔，张学庆，杨经纬，于振锋

(1.中国矿业大学(北京) 煤炭资源与安全开采国家重点实验室，北京 100083；2.中国矿业大学(北京) 地球科学与测绘工程学院，北京 100083；3.山西燃气集团蓝焰煤层气工程研究有限责任公司，山西 晋城 048006)

0 引 言

北美页岩气的成功商业化开发，引发全球页岩气革命，使得页岩气研究成为能源领域的热点[1-3]。目前我国已成为世界第二大页岩气生产国，页岩气是我国天然气工业发展的新动力[4]。作为一种重要的非常规天然气资源，加快页岩气资源评价、勘探与开发利用，对于缓解巨大的能源压力及保障国家能源安全具有现实意义[5]。

经过十多年勘探实践，我国已在中—上扬子板块的四川盆地及周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩地层的勘探中取得重大突破，探明了涪陵、长宁、威远、昭通等多个千亿立方米储量的页岩气田[6-7]。海相页岩气储层研究相对成熟，形成了以有机碳含量、地球化学参数为核心，扫描电镜、N2和CO2气体吸附—脱附、高压压汞、小角散射和核磁共振等实验相结合的储层研究方法[8-10]。然而，海相页岩气地质勘探理论及开发技术并不完全适用于煤系页岩气，当前煤系页岩气勘探评价与开发还处于探索阶段。我国煤系页岩气资源量巨大，主要围绕鄂尔多斯盆地石炭-二叠系、沁水盆地石炭-二叠系、四川盆地上二叠统龙潭组等的煤系地层，展开了煤系页岩气地质研究，加快了对煤系页岩气储层特征、有利区评价与优选的研究进程[11-17]。煤系页岩多与煤层及致密砂岩互层，往往具有优质页岩厚度小、连续性差、含气量变化大、脆性一般等页岩气富集地质特征[18]。随着煤系页岩气地质研究及资源勘探开发工作的不断深入，诸多研究[19-24]表明，煤系页岩孔隙结构不但影响气体的赋存状态，而且也影响煤系页岩气的储集性能，正确认识煤系页岩气储层孔隙特征可以为煤系页岩含气性评价和勘探开发提供重要的参考依据。

沁水盆地上古生界海陆过渡相煤系页岩较为发育，其页岩气资源潜力及勘探开发前景受到关注，国内学者对该盆地石炭-二叠系煤系页岩气的储层特征和孔隙结构已有一定研究[25-31]。CHENG等[25]分析了沁水盆地阳泉区块煤系页岩不同微米孔隙中孔隙水的分布与赋存阶段差异；闫高原等[26]在高压压汞实验的基础上利用SIERPINSKI模型对煤系页岩孔隙结构进行了分形处理；李阳阳等[27]、田忠斌等[28]、袁余洋等[29]、曹磊等[30]评价了沁水盆地煤系页岩孔隙微观特征和孔隙结构及其影响因素；马如英等[31]对沁水盆地海陆过渡相页岩储层微观孔隙特征及含气性进行了研究，认为孔隙特征和孔隙结构影响着页岩气的储存和富集。但是，针对沁水盆地中部的武乡区块，开展海陆过渡相煤系页岩气储层孔隙特征与孔隙结构研究尚少。因此，笔者以沁水盆地武乡区块三口井的岩心样品为基础，联合采用扫描电镜、高压压汞法、低温N2和 CO2气体吸附法、微米CT扫描、核磁共振等实验方法，对沁水盆地武乡区块上古生界海陆过渡相煤系页岩气储层的孔隙微观特征和孔隙结构及其连通性进行研究，以期为沁水盆地煤系页岩气储层性质评价与成藏有利区分析提供基础资料和科学依据。

1 地质概况

沁水盆地位于华北地台中部的山西省东南部(图1(a))，是一近南北向的大型复式向斜构造盆地[32-33]，盆地四周皆为隆起，北邻五台山隆起，南靠中条山隆起，东接太行山隆起，西部为吕梁山隆起和霍山隆起[34]。晚古生代以前，沁水盆地整体处于构造稳定阶段，之后受印支运动的影响，盆地开始形成。燕山运动使盆地受到强烈的挤压作用，并初步形成向斜构造[34]。新生代以来，在喜马拉雅运动的影响下，沁水盆地经历了多期构造拉张、挤压作用，最终形成了现今的构造格局[35]。沁水盆地晚石炭-早二叠世处于海陆过渡相环境，以三角洲、潮坪、碳酸盐台地沉积为主，发育多套海陆过渡相富有机质页岩，由下至上依次为本溪组、太原组、山西组和石盒子组[36]。

图1 沁水盆地区域构造(a)、武乡区块取样井分布(b)与研究区地层柱状图(c)Fig.1 Regional structure of Qinshui Basin(a), well location map of the Wuxiang Block(b), and stratigraphic histogram of the study area(c)

武乡区块位于沁水盆地中南部沁水复合斜坡中段东侧，研究区断裂较为发育，断层走向以NE向和NNE向为主，上古生界含煤地层主要沉积于上石炭统太原组和下二叠统山西组(图1(a)、 (b))。太原组主要发育泥页岩、砂岩、石灰岩和煤层组成的障壁海岸和碳酸盐岩台地体系。山西组以河流-三角洲沼泽沉积为主，含砂岩和煤层，还有3～5套厚度为30～40 m的泥页岩。山西组泥岩厚度为12～82 m，平均为36 m，太原组泥岩厚度为46～122 m，平均79 m[37]。

2 样品与实验方法

本文研究样品采自沁水盆地武乡区块W18、W27、W28三口钻井，选取上古生界石炭-二叠系煤系地层的山西组和太原组黑色、灰黑色泥页岩及炭质泥岩12块，取样井位置见图1(b)，均为煤系泥页岩和炭质泥岩的井下岩心样品，其埋深范围为1 502.3～1 900.6 m，自然伽马曲线为锯齿状，主要集中在98～155API之间，电阻率高低交错，密度主要分布在1.86～2.75 g/cm3之间，声波时差分布在215～285 μs/m之间，岩性观察为黑色粉砂质泥岩、灰黑色泥岩、炭质泥岩、黑色泥岩、灰黑色粉砂质泥岩[37-38](图1(c))。

对上述采集的沁水盆地武乡区块山西组和太原组煤系泥页岩样品，进行有机碳、岩石热解、X射线衍射(XRD)、普通扫描电镜(SEM)、场发射扫描电镜(FE-SEM)、微米CT扫描、高压压汞、低温N2吸附、低温CO2吸附和核磁共振(NMR)进行实验分析测试，均是按照国家及行业推荐的标准和实验规范完成的。

使用LECOCS-230型碳硫分析仪，依照《沉积岩中总有机碳的测定》(GB/T19145-2003)进行有机碳含量(TOC)测定；使用OGE-Ⅱ型油气评价仪，依照《岩石热解分析》(GB/T18602-2012)进行Rock-eval热解分析；使用RIGAK-D/Max2500PC衍射分析仪，参照行业标准《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》(SY/T5163-2010)进行X射线衍射实验；使用Quanta 200F型扫描电子显微镜，按照石油与天然气行业标准(SY/T 5162-2014)进行FE-SEM实验；使用Pore Master GT60仪，依据国家标准(GB/T211650.3-2011)进行高压压汞实验，宏孔孔容应用Washburn方程计算获得；使用Quantachrome NOVA4200e比表面积分析仪，参照国家标准《压汞法和气体吸附法测定固体材料孔径分布和孔隙度》(GB/T21650.3-2011)和《气体吸附BET法测定固态物质比表面积》(GB/T19587-2017)进行低温N2和CO2吸附-脱附实验；N2吸附-脱附实验数据用于表征介孔的孔隙结构参数，介孔的孔容和比表面积分析分别依据BJH(Barrett-Joyner-Halenda)和BET(Brunauer-Emmett-Teller)模型进行；CO2吸附-脱附实验数据用于表征微孔的孔隙结构参数，微孔的孔容和比表面积依据密度泛函理论(DFT)模型进行分析。使用Nanovoxe13502E型3D计算机断层扫描系统进行微米CT实验，采用苏州纽迈公司生产的Meso MR23/12-060H-I型核磁共振仪进行核磁共振实验。

3 实验结果与讨论

3.1 矿物组成和有机质特征

沁水盆地武乡区块W18、W27、W28三口井煤系页岩样品的基本地球化学特征如表1所示。可以看出，沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品中矿物含量主要是以石英、黏土矿物为主。在全岩矿物组成中，黏土矿物、石英、碳酸盐矿物以及其它矿物含量分别占22.0%～54.2%(平均为35.0%)、34.2%～63.0%(平均为53.5%)、0.0～23.1%(平均为5.0%)、2.1%～11.1%(平均为6.5%)。

由表1可见，沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品有机碳(TOC)含量分布在0.29%～8.36%之间(平均为3.66%)；表征煤系页岩成熟度的镜质体反射率Ro分布于2.33%～2.63%之间(平均为2.49%)。因此，沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩有机质丰度总体较高，热演化程度处于过成熟阶段，有利于生成页岩气。

3.2 孔隙微观特征

页岩孔隙是页岩气藏中气体的储存空间[39-40]。孔隙的微观特征很大程度上决定着页岩气储集性能[41-42]。本文采用自然断面-扫描电镜、氩离子抛光-场发射扫描电镜，对沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品进行了详细的镜下观察分析。扫描电镜分析表明，沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品中发育多种类型的微观孔隙，孔隙形态常呈不规则状、棱角状、椭圆形及狭缝形，常见发育于矿物基质的无机孔隙，如粒间孔(图2(d))和粒内孔(图2(b)、 (d))，部分样品可以见到黄铁矿晶间孔(图2(b))。在氩离子抛光-场发射扫描电镜下、自然断面-扫描电镜下，均可见较多的微裂缝(图2(a)、 (e)、 (g)、 (h))，主要发育于矿物基质中，易受压实作用、溶解作用和矿物相变等成岩作用控制。页岩样品中可以见到形态各异的微裂缝，主要为外力作用下形成的外生裂隙及颗粒间裂隙。有机质孔是指发育于页岩有机质内部的一种孔隙，形态多为圆形、椭圆形，在沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品中偶见(图2(c)、 (f))，总体不发育，与川南地区龙马溪组页岩[24]、皖南地区古生界页岩相比[43]，有机质孔数量明显低。上述武乡区块煤系页岩孔隙特征，有别于田忠斌等[28]对沁水盆地中东部海陆过渡相页岩中孔隙比较发育片状黏土矿物粒间孔及有机质孔的认识。

表1 沁水盆地武乡区块煤系页岩样品的基本地球化学特征

不同类型孔隙在页岩中所占比例不同[15-24]，利用网格统计法对沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩孔隙类型进行扫描电镜下孔隙半定量分析。从表2和图3中可以看出，粒间孔与粒内孔占据了研究区煤系页岩孔隙的主体部分，其中粒间孔所占比例为49%～67%，均值为57%，粒内孔所占比例为13%～41%，均值为27%，微裂缝所占比例为7%～20%，均值为14%。沁水盆地武乡区块煤系页岩粒内孔孔径介于50～730 nm之间，粒间孔孔径介于50～630 nm之间，微裂缝宽度为30～510 nm，有机质孔孔径介于30～370 nm之间。总体而言，沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品发育大量的粒间孔和粒内孔，较多的微裂缝和少量的有机质孔，为海陆过渡相煤系页岩气的赋存提供了储集空间。

3.3 孔隙结构特征

3.3.1 孔容和比表面积分布特征

依据国际理论与应用化学联合会(IUPAC)对孔隙的分类标准[42]，联合运用高压压汞、低温N2和CO2吸附实验，可以对页岩样品中不同孔径的孔隙(微孔<2 nm、介孔2～50 nm、宏孔>50 nm)进行定量表征[43-45]。由表3可知，沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品孔隙的总孔容和总比表面积分别为0.021 9～0.073 5 mL/g、11.94～46.83 m2/g，平均各为0.039 9 mL/g、29.16 m2/g，微孔、介孔和宏孔各自所占的孔容和比表面积平均值分别为0.007 2 mL/g、0.022 1 mL/g、0.010 6 mL/g以及15.13 m2/g、13.35 m2/g、0.68 m2/g；煤系页岩样品的孔径分布在24.22～63.13 nm范围，平均值为35.96 nm。再结合微孔、介孔和宏孔在总孔容和总比表面积中所占的比例(图4)，研究区介孔(2～50 nm)是对孔容和比表面积的主要贡献者，微孔(<2 nm)占据的孔容虽然较少，但是却提供了较多的比表面积，对页岩气储集起到重要作用，而宏孔(>50 nm)孔容虽然较大，但是其对比表面积的贡献很少。综合来讲，研究区上古生界煤系页岩中介孔和微孔是孔容和比表面积的主要贡献者。沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩的孔容和比表面积分布特征与田忠斌等[28]对沁水盆地中东部海陆过渡相页岩孔隙结构特征有所差异，即有机质纳米孔以微孔为主，有机质孔的发育程度控制着孔容与比表面积的大小。

图2 沁水盆地武乡区块煤系页岩样品孔隙特征扫描电镜图像(a)-(d)为氩离子抛光-场发射扫描电镜下图像；(e)-(h)为自然断面-扫描电镜下图像Fig.2 Image analysis of scanning electron microscopy from coal-bearing shale samples in the Wuxiang Block, Qinshui Basin(a) W28-07，微裂缝，1 748.5 m；(b) W18-08，黄铁矿晶间孔，1 614.4 m；(c) W28-07，有机质孔，1 748.5 m；(d) W28-07，粒间孔和粒内孔，1 748.5 m；(e) W18-11，微裂缝，1 652.7 m；(f) W28-02，有机质孔，1 738.2 m；(g)W18-11，微裂缝，1 652.7 m；(h) W28-19，微裂缝，1 900.6 m

表2 沁水盆地武乡区块煤系页岩中不同类型孔隙发育程度

图3 沁水盆地武乡区块煤系页岩中不同孔隙所占比例Fig.3 Proportions of different pores of coal-bearing shale in the Wuxiang Block, Qinshui Basin

表3 沁水盆地武乡区块煤系页岩样品孔隙结构特征

图4 沁水盆地武乡区块煤系页岩孔隙孔容和比表面积分布图Fig.4 Distribution of pore volume and specific area of the coal-bearing shale in the Wuxiang Block, Qinshui Basin

3.3.2 孔径分布特征

在高压压汞实验中，采用Warshburn方程可以获得宏孔孔径分布特征。图5中随着宏孔的孔径在不同区间内的变化，其孔容的变化曲线也存在差别，在10～100 nm的孔径范围中，宏孔孔容随着孔径的减小而减小，在10～20 nm孔径变化率更快，100～10 000 nm表现得更为平缓。

图5 不同孔径对宏孔孔容变化率分布表征(高压压汞法) Fig.5 Characterization of macropore volume change rate distribution with different pore diameters (high pressure mercury intrusion method)

图6 沁水盆地武乡区块煤系页岩样品N2吸附-脱附曲线Fig.6 N2 adsorption-desorption isotherms of the coal-bearing shale samples in the Wuxiang Block, Qinshui Basin

介孔孔隙结构的分布特征通常可以用N2吸附-脱附曲线来表征(图6)。根据IUPAC[42]中对回滞环的分类，结合研究区煤系页岩样品的N2吸附-脱附曲线形态可以将其分为2种类型。沁水盆地武乡区块山西组煤系页岩样品中W18-3和W18-11曲线中的滞后环是介于H2和H3型形态之间，说明山西组煤系页岩孔形态多为楔形-狭缝型和墨水瓶型；太原组煤系页岩样品的曲线不仅吸附量低于山西组，且在相对压力0～0.8范围内几乎呈一条水平线，只有在接近1.0时吸附量才迅速增加，说明太原组煤系页岩样品中的微孔和介孔也较为发育，且存在一定量的宏孔。图7显示了介孔孔容和比表面积随孔径的变化率。不管是孔容亦或是比表面积均在孔径为2～50 nm范围内形成单峰，超过50 nm后，孔容与比表面积均处于低值，所以2～50 nm范围内的介孔是孔容和比表面积的主要贡献者。

利用CO2气体吸附实验对沁水盆地武乡区块煤系页岩微孔进行定量表征，在IUPAC[42]定义的多种等温吸附曲线中，研究区上古生界煤系页岩样品的CO2吸附曲线(图8)类似于其中的I型等温吸附曲线。当相对压力小于0.01时，不管是山西组煤系页岩，还是太原组煤系页岩，样品的CO2吸附曲线斜率都较大，说明CO2吸附量的增加趋势在这个范围是逐渐加快的。而当相对压力大于0.01时，CO2吸附量增加相对变缓。图9中随着微孔孔径变化，其孔容和比表面积也会出现不同程度的变化，不管是孔容或是比表面积为0.45～0.60 nm和0.80～0.85 nm这两个区间内，随孔径的变化率均达到峰值，说明这两个区间范围内的孔隙为微孔提供了主要的孔容和比表面积。

图7 不同孔径对孔容和比表面积的变化率分布表征(N2吸附法)Fig.7 Characterization of the change rate distribution of pore volume and specific surface area with different pore diameters (N2 adsorption method)

图8 沁水盆地武乡区块煤系页岩样品CO2吸附曲线Fig.8 CO2 adsorption curve of the coal-bearing shale samples in the Wuxiang Block, Qinshui Basin

图9 不同孔径对孔容和比表面积的变化率分布表征(CO2吸附法)Fig.9 Characterization of the change rate distribution of pore volume and specific surface area with different pore diameters (CO2 adsorption method)

基于上述的高压压汞、低温N2和CO2吸附实验结果，对沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩中孔隙的全孔径分布进行综合表征。由于孔径范围跨度较大，不同范围内的孔径分布特征也并不相同[21,45]，并与北美Anadarko盆地Woodford海相页岩、Fort Worth盆地Barnett海相页岩和Appalachian盆地Marcellus海相页岩[39,41]进行比较。由图10可知，沁水盆地武乡区块煤系页岩样品中孔隙的全孔径分布有三个峰值，分别位于0.65～0.75 nm、1.15～1.25 nm和2～50 nm区间内，前两个区间表征的是微孔孔径，最后一个区间表征的是介孔孔径，说明微孔与介孔为纳米孔隙的主要贡献者。研究区上古生界煤系页岩孔隙全孔径分布中微孔、介孔孔径峰值均略高于沁水盆地阳泉区块太原组煤系页岩[27]。宏孔孔容主要分布在73～150 nm范围内。北美Barnett海相页岩和Marcellus海相页岩孔隙的平均孔径明显大于研究区煤系页岩孔隙的平均孔径，分析原因可能是由于页岩有机质类型和热演化程度存在差异所致。

图10 沁水盆地武乡区块煤系页岩全孔径分布及其与北美页岩比较Fig.10 Full pore size distribution of the coal-bearing shale in the Wuxiang Block, Qinshui Basin and its comparison with North American shale

3.3.3 孔隙连通性

图11 沁水盆地武乡区块煤系页岩孔喉半径分布特征及孔隙配位数Fig.11 Distribution characteristics of pore roar radius and pore coordination number of coal-bearing shale in the Wuxiang Block, Qinshui Basin

通过微米CT扫描实验对页岩孔隙连通性进行表征，其中孔喉在孔隙连通性中起到重要作用。如图11所示，沁水盆地武乡区块上古生界太原组和山西组煤系页岩样品中孔隙喉道半径均以0.5～1.5 μm的小喉道为主。其中山西组煤系页岩样品配位数主要为4～6，即大多数孔隙连接4～6个喉道；太原组煤系页岩样品配位数主要为2～4，即大多数孔隙连接2～4个喉道。通常用页岩样品中相互连通的总孔容除以所有孔隙的孔容之和[44]，便可以求出该页岩样品的孔隙连通率。沁水盆地武乡区块山西组和太原组煤系页岩样品的孔隙连通率分别是61.20%、59.41%，对应的孔容比例之和分别是82.82%、75.30%，山西组和太原组煤系页岩样品中平均配位数大于1的高配位数孔隙分布在大于5.5 μm的半径区间内。不难看出，山西组煤系页岩样品的孔隙连通性要好于太原组煤系页岩样品，页岩样品中的高配位数孔隙数量和所占孔容越多，孔隙连通性就越好，两者呈正相关关系。

通过核磁共振实验，对沁水盆地武乡区块山西组和太原组煤系页岩样品也进行了孔隙分析(图12)。结合T2谱形态和样品的孔隙比例，山西组煤系页岩样品T2谱的归一化曲线位于图12中右侧，其微孔孔隙比例为21.32%，介孔孔隙比例为50.75%，宏孔孔隙比例为27.93%，指示具有相对较好的连通性和储集空间，代表孔隙结构较好；太原组煤系页岩样品的归一化曲线位于图12中左侧，微孔和介孔比例较高，宏孔比例较低，指示具有相对较差的连通性和储集空间，代表孔隙结构稍差。

图12 沁水盆地武乡区块煤系页岩样品T2谱归一化累积曲线Fig.12 Normalized accumulation curve of T2 spectrum of coal-bearing shale in the Wuxiang Block, Qinshui Basin

微米CT三维重构后每一种颜色代表这部分的孔隙是相互连通的(图13)，可以看出沁水盆地武乡区块山西组煤系页岩样品喉道比太原组煤系页岩样品多，表明该区山西组煤系页岩样品孔隙连通性比太原组煤系页岩要好，这与核磁共振的T2谱归一化累积曲线表征相一致。因此，基于微米CT扫描实验与核磁共振实验联合表征，研究区山西组煤系页岩孔隙连通性比太原组煤系页岩要好。

图13 沁水盆地武乡区块山西组和太原组煤系页岩样品三维重构喉道分布图Fig.13 Distribution map of 3D reconstruction of coal-bearing shale samples from Shanxi Formation and Taiyuan Formation in the Wuxiang Block, Qinshui Basin

4 结 论

(1)沁水盆地武乡区块海陆过渡相上古生界煤系页岩储层发育多种类型微观孔隙，常见粒间孔、粒内孔，微裂缝较多，有机质孔总体不发育，孔隙形态多呈不规则状、棱角状、椭圆形及狭缝形，为煤系页岩气赋存与储集提供了储集空间。

(2)沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩样品总孔容分布在0.021 9～0.073 5 mL/g之间，平均值为0.039 9 mL/g；总比表面积分布在11.94～46.83 m2/g之间，平均为29.16 m2/g；其中介孔占据了主要的孔容，微孔和介孔占据了主要的比表面积，表明介孔和微孔是该区煤系页岩气储集的主要载体。

(3)沁水盆地武乡区块上古生界煤系页岩中孔径为0.65～0.75 nm、1.15～1.25 nm和73～150 nm的纳米孔隙占据了大部分孔容；山西组煤系页岩样品的孔隙连通性要好于太原组煤系页岩，且高配位数孔隙体系所占总孔容的一半以上，有利于提高储层孔隙的连通性。