1. 前言
川东南五峰–龙马溪组属于海相沉积环境，岩性以碳质页岩、钙质页岩、硅质页岩等为主。研究区地层分布广，沉积厚度大，资源丰富、地质条件优越，是今后很长一段时间内中国页岩气勘探开发的重点。同时国内学者采用多种技术手段开展了五峰–龙马溪组黑色页岩针对性的理论研究与实践工作，如薄片、扫面电镜、氩离子–抛光扫描电镜、CT扫描等直接法和高压压汞法、低温氮气吸附法和核磁共振法等间接法表征泥页岩储层孔隙结构特征，这些方法获得的孔隙范围各有差异，取得了一系列重要认识。
但是由于研究区页岩孔隙结构复杂，孔隙类型多样，地层中既含有微米级别的裂缝，又发育着大量的纳米孔隙。页岩中丰富的纳米–微米孔隙及其表面积构成了页岩气赋存的主要空间，影响孔隙中游离气和吸附气含量及其流动能力。因此，研究页岩储层孔隙结构对页岩气资源评价和成藏机理研究有着非常重要的意义。本文在详细研究中扬子地区泥页岩的构造沉积特征、岩相特征、有机地化特征、矿物成分组成等基本地质特征的基础上，基于低温氮气吸附实验，进一步探索不同页岩样品的成分组成及纳米级孔隙结构差异的影响因素。
2. 区域地质背景
中、上扬子地区整体经历了多旋回构造运动，尤其是印支期后的强烈改造在中、上扬子及周缘形成了构造展布各异、变形强度与期次明显不同的多个褶皱–冲断带。四川盆地周缘主要包括四个构造带 [1]，分别为：I) 龙门山前陆褶皱–冲断带；II) 米仓山–南大巴山褶皱–冲断带；III) 川东–鄂西–雪峰山基底拆离带；IV) 川南–黔中–黔南褶皱–冲断带(图1)。
Figure 1. Geographical map of southeast Sichuan and sampling points
图1. 川东南地区及采样点地理位置图
本次研究区位于四川盆地东南缘的川东南构造带与武陵褶皱带之间，构造形态以NE向复向斜和复背斜相间分布为主 [2]。三组相对紧闭的背斜带夹三组核部宽缓而翼部相对陡立的向斜带，呈NNE向展布。同时在背斜构造发育一系列NNE向或近NW向断裂构造，是受NWW向、SEE向压应力条件下的产物。南川–彭水区块东、西横跨中、上扬子地台，即中扬子地块湘鄂西褶皱带和上扬子地块四川盆地东南缘(局部)两个不同的二级构造单元。这两个二级构造单元主要经历了加里东造陆运动、印支运动、燕山旋回和喜山旋回的盆地叠加改造，最终形成了现今构造格局。
3. 页岩储层特征
3.1. 页岩展布特征
川东南地区在晚奥陶–志留纪时期经历了一个缓慢海进、海退的沉积旋回，由盆内向盆缘，整套地层沉积速率增大，厚度也随之增大 [3]。如焦页1井志留系厚986.3 m，隆页1井志留系厚1017.5 m，彭页1井志留系厚1391 m (图2)。五峰–龙马溪组厚度在不同地区，亦有较大变化，如图所示，彭页1井钻遇五峰–龙马溪组405 m，隆页1井钻遇五峰–龙马溪组220 m，焦页1井钻遇五峰–龙马溪组228.3 m。
页岩是页岩气生成和储集的重要物质基础，其中优质页岩的厚度大小是页岩气资源潜力评价的重要影响因素 [4]。川东南地区五峰–龙马溪组下部含气泥页岩段主要发育五种岩石类型，自下而上分别为灰黑色富碳含粘土硅质页岩、灰黑色高碳粘土质硅质页岩、灰黑色低碳粘土质粉砂页岩、灰黑色低/中碳粉砂质粘土页岩和灰黑色(低碳)粉砂质粘土页岩。页岩有机质均发育较好，黄铁矿较为发育，发育水平纹层，表明彭水地区五峰–龙马溪组主要为安静、还原的深水沉积特征。
Figure 2. Comparison chart of the formation of Jiao page 1 well—Long page 1 well—Peng page 1 well
图2. 焦页1井–隆页1井–彭页1井地层对比图
3.2. 储层物性特征
由于研究区目的层段沉积时代老，古埋藏深度大、成岩作用强，造成泥页岩储层致密、物性较差，主要以低孔隙、特低渗、多微孔、小孔径为主要特征 [5]。为了更好地反映研究区页岩储层的性质，针对川东南地区15块取心样品进行孔隙度和渗透率分析(图3)，认为研究区孔隙度、渗透率具有很好的相关性，研究区页岩样品有效孔隙度主要介于2.62%~7.12%，平均为4.729%；渗透率主要介于0.0094 × 10−3~0.0868 × 10−3 μm2，平均为0.0312 × 10−3 μm2。孔隙度 > 6%，占70%以上，渗透率 > 0.01 × 10−3 μm2占80%以上，为典型的非常规储层；根据孔隙度和渗透率参数的划分标准，能够形成有效页岩气藏的有效孔隙度和渗透率值得下限分别为1%和0.001 × 10−3 μm2，在此基础上，分析研究区样品的物性特征可以发现研究区泥页岩储层是典型的低孔低渗型储集层，具备形成页岩气成藏的条件 [6] [7]。
Figure 3. Porosity and permeability distribution of shale samples from Wufeng-Longmaxi formation in northeast Sichuan
图3. 川东北地区五峰–龙马溪组页岩样品孔隙度和渗透率分布图
3.3. 矿物组成特征
利用X-衍射全岩分析实验得出的页岩样品矿物成分组成图(图4)。结果显示，样品中石英的相对含量较高，主要在41.4%~87.6%之间，除石英矿物外，粘土矿物和长石的含量最多，分别为0.9%~16.1%和29.5%~42.1%。川东南地区五峰–龙马溪组泥页岩储层矿物成分非均质性较为明显，且矿物组分类型较为复杂，不同目的层段的差异性较为明显，这主要与研究区的目的层段经历的不同海相沉积环境有关。实际应用中其矿物组成与含量变化较大。若石英等脆性矿物含量高、膨胀性粘土矿物含量较少则利于后期压裂改造和裂缝的形成。
Figure 4. Mineral composition map of Wufeng-Longmaxi formation in northeast Sichuan
图4. 川东北地区五峰–龙马溪组页岩矿物组分图
4. 页岩地化特征
4.1. 有机质丰度
川东南地区晚奥陶世五峰组及早志留世龙马溪组下段沉积期为海侵沉积体系域下滞留盆地相沉积，后期滞留盆地相逐步转化为浅海陆棚相和滨浅海相，先前的强还原环境随之向弱氧化–还原环境和氧化环境过渡，有机质丰度由下往上逐渐降低的变化反映了这一点 [8]。优质烃源岩主要发育于五峰组–龙马溪组下部层段，有机质丰度较高，有机碳含量普遍大于2%。图5为川东南地区五峰–龙马溪组页岩样品所测得的TOC含量分布图。测定结果显示，TOC的范围为2.83%~6.59%，平均值为4.145%。表明五峰–龙马溪组整体上TOC值相对较高，均大于2%，是页岩气“甜点”的标准，具有页岩气勘探开发的潜力。
Figure 5. Distribution of TOC content in shale of Wufeng-Longmaxi formation in southeast Sichuan
图5. 川东南五峰–龙马溪组页岩TOC含量分布图
4.2. 有机质类型
研究区泥页岩中有机质类型是衡量有机质生烃能力的重要参数，研究区有机质演化过程中可以产生的大量天然气，其目的层段五峰–龙马溪组泥页岩有机质类型绝大多数属于腐泥型(Ⅰ型)和腐殖–腐泥型(Ⅱ1型)，这主要是由于研究区干酪根类型不同，所形成的有机质孔隙的大小和数量差异较大(表1)。由于研究区海相泥页岩处于高–过成熟阶段，因此要判断研究区五峰–龙马溪组泥页岩有机质干酪根类型，最有效的手段是根据干酪根显微组分镜下鉴定和干酪根稳定同位素能反映原始母质特征 [9]。
由于川东南地区上奥陶统五峰组–下志留统龙马溪组源岩热演化程度较高，通过源岩氢指数与Tmax的关系很难判断其有机质类型 [10]。表1为五峰–龙马溪组页岩气参数井源岩干酪根显微组分鉴定结果表，通过对研究区内五峰–龙马溪组岩心样品进行显微组分鉴定页岩样品腐泥组含量介于78.92%~98.92%之间，平均为94.91%，动物有机碎屑体含量介于1.26%~21.09%之间，平均为4.604%，1号~11号惰质组含量介于0%~3.02%之间，平均为0.92%，无壳质组、镜质组，类型系数介于88.94~99.41之间，平均96.595，为Ⅰ型干酪根。而12号~15号样品腐泥组无定形含量介于68%~72%之间，平均为69%，惰质组含量介于28%~34%之间，平均为31%，为II1型干酪根。干酪根显微组分鉴定结果表明总体上，川东南地区五峰–龙马溪组页岩的有机质类型主要以I型–II1型为主，属腐泥型和腐殖–腐泥型干酪根。
Table 1. Wufeng-Longmaxi Formation shale gas parameter Kerogen microcomponent identification results table
表1. 五峰–龙马溪组页岩气参数井源岩干酪根显微组分鉴定结果表
4.3. 有机质成熟度
前人研究表明，我国南方海相页岩主要有地层年代久远、地层埋深较高等特点，且研究区有机质热演化程度较高，干酪根以腐泥型和腐殖–腐泥型为主 [11]。有机质主要表现为海洋浮游生物和菌藻类低等生物，缺乏高等植物来源的镜质体。同时，采用等效沥青反射率转换为等效镜质体反射率的方法是评价烃源岩热成熟度的有效指标。图6为研究区目的层段五峰–龙马溪组泥页岩有机质成熟度分析直方图。通过分析直方图发现，研究区的Ro值介于2.83%~5.69%，平均值为4.085%，为高–过多成熟阶段。实验结果显示，Ro主体大于3%，最高达5.69%，根据海相烃源岩热演化阶段划分标准(表2)，研究区目的层在地质历史时期经历了较高的热演化程度，正处于热演化生干气阶段。
Table 2. Criteria for classifying the thermal evolutionary stages of marine source rocks
表2. 海相烃源岩热演化阶段划分标准
Figure 6. Ro distribution of shale samples from Wufeng-Longmaxi formation in southeast Sichuan
图6. 川东南地区五峰–龙马溪组页岩样品Ro分布图
5. 储集空间特征
5.1. 孔隙结构特征
为进一步刻画研究区页岩的孔隙结构特征，本文选择低温氮气吸附实验，以高纯度氮气作为吸附介质，在临界温度−195.8℃条件下，测定不同相对压力下的泥页岩样品氮气吸附量，得到的氮气吸附–脱附曲线，用于刻画孔隙的孔径和比表面积 [12]。实验前选取工区3块典型高成熟页岩样品，在150℃下真空脱气12 h，以脱去孔隙表面吸附的空气和水分，然后通过实验分别得到不同粒径页岩样品的氮气吸附和脱附曲线，分析样品的孔隙类型及特征。
图7为样品A、B、C基于低温氮气吸附实验测得的吸附–脱附曲线。实验结果表明不同粒径样品所刻画的回滞环形态略有差别，且所有样品的回滞环吸附和脱附过程并不完全重合但整体上形状相似，呈反“S”型。且随着相对压力的逐渐减大，所刻画的回滞环形态差异也逐渐增大，同时对应吸附分支曲线越陡，吸附量越大，说明被包裹的样品孔隙随着样品碾碎而逐渐暴露，越来越多的大孔隙能与颗粒表面有效沟通，而被氮气充填 [13]。在相对压力较小时(0~0.4)，样品A、B、C的吸附–脱附曲线均呈稳定上升的形态，而在相对压力约为0.4~0.5范围内吸附和脱附曲线出现一个较大的拐点。根据IUPAC建立的回滞环分类标准，页岩样品A主要以细颈广体的墨水瓶孔为主，代表页岩样品中微孔的含量较多；样品B代表四周开放的平行板状孔，代表页岩样品中中孔的含量较多；样品C主要为不透气的封闭性孔，与样品A相似，表明页岩样品中微孔的含量较多，表明样品A与样品C的样品有机质含量相对较高。
表3为基于低温氮气吸附实验测得的样品A、B、C的比表面积和微孔、中孔和宏孔的特征。利用BET模型和DFT模型对样品进行计算，可以获得比表面积和孔体积 [14]。从表中分析可以发现微孔和介孔是页岩储层孔体积分布的主体。样品A和样品C为细颈广体的墨水瓶孔和不透气的封闭性孔，表明页岩样品中微孔的含量较多，在总孔体积的占比明显较大，同时比表面积也随微孔的增大而增大，表明比表面积和总孔体积受页岩样品中微孔的的影响较大。样品B为四周开放的平行板状孔，代表页岩样品中中孔的含量较多，进一步分析可知BET比表面积和DFT总孔孔体积呈较好正相关性，即随比表面积增大孔体积逐渐增大，因此研究区目的层段中发育着大量的微孔和介孔，又发育着一定量的宏孔，且微孔是页岩储层中的重要储集空间，对页岩气的赋存具有重要的影响。
Figure 7. Characteristic diagram of adsorption-desorption distribution curve of sample A, B and C
图7. 样品A、B、C吸附–脱附分布曲线特征图
Table 3. Calculation results of shale sample specific surface area and pore size distribution experiment
表3. 页岩样品比表面积和孔径分布实验计算结果
5.2. 孔隙差异分析
图8为基于低温氮气吸附实验获得的样品比表面积和孔体积与TOC含量呈的关系图。实验结果表明不同样品孔体积与TOC含量呈正相关关系，同时不同样品的比表面积随TOC含量的增加而增加，表明页岩有机质含量越高，在有机质生烃过程中就会产生更多的有机质孔，随着页岩热演化程度增加，内部的有机质化学成分和结构改变，进而发生碳化，有机质碳化会造成微观孔隙结构的变化，进而造成其孔隙体积及比表面积的增大 [15]。表明有机质含量(TOC)是在一定程度上控制泥页岩储层微米–纳米级孔隙体积大小及其比表面积，并且控制着微孔和介孔的发育。
矿物成分组成是影响储层孔隙发育的又一重要因素，对微观孔隙的发育起着重要作用。图9表明低温氮气吸附实验测得不同尺度样品的孔隙结构与脆性矿物(以石英为主)和黏土矿物关系图。结果显示川东南地区五峰–龙马溪组页岩样品的孔体积与脆性矿物(以石英为主)成良好的正相关关系，与黏土矿物则呈负相关关系；同时比表面积与脆性矿物呈正相关，与黏土矿物呈负相关。这主要是由于研究区页岩样品已达到成熟演化阶段，有机质在大量生烃过程中经常会出现有机酸伴生，而随着泥页岩脆性矿物含量的不断增多，样品中的长石、方解石、白云石等脆性矿物则更加容易被溶解，进一步生成次生溶蚀孔隙，这些次生溶蚀孔比较小，多属于微孔和中孔，从而导致储层中泥页岩的孔体积及比表面积也随之增大。而地层中的黏土矿物到了成岩作用晚期阶段，随着含量的增加，地层中蒙脱石的转化也开始逐渐增多，导致其孔体积及比表面积也随之减少 [16]。另外，泥页岩中黏土矿区含量较高的孔隙更为集中，矿物间粒度较小，胶结作用复杂，遇水易膨胀堵塞孔隙并容易受黏土矿物结晶作用影响，进而导致其孔体积和比表面积降低。
Figure 8. Relationship between pore volume, specific surface area and TOC content of shale samples
图8. 页岩样品孔体积、比表面积与TOC含量的关系图
Figure 9. Mineral content and pore structure parameters of shale samples
图9. 页岩样品矿物含量与孔隙结构参数图
6. 结论
1) 研究区具有优质的页岩层段，由盆内向盆缘，整套地层沉积速率增大，厚度也随之增大。造成泥页岩储层致密、物性较差，主要以低孔隙、特低渗、多微孔、小孔径为主要特征。
2) 研究区整体上TOC值相对较高，有机质类型以I型–II型为主，属腐泥型和腐殖–腐泥型干酪根。Ro主体大于3%，最高达5.69%，表明研究区经历了较高的热演化程度，正处于热演化生干气阶段。
3) 低温氮气吸附实验结果表明，研究区储层发育大量微孔和介孔，又发育一定量宏孔，且微孔是页岩储层中的重要储集空间，对页岩气的赋存具有重要的影响。
4) TOC含量和矿物成分是影响储层孔隙发育的重要因素，对微观孔隙的发育起着重要作用。其中比表面积和孔体积与TOC含量和脆性矿物呈正相关，与黏土矿物呈负相关。