川南地区龙马溪组页岩气储层微孔隙结构特征
四川盆地五峰—龙马溪组页岩储层形成机理
四川盆地五峰—龙马溪组页岩储层形成机理通过对四川盆地五峰-龙马溪组典型井和剖面优质黑色页岩岩石学、矿物学、地球化学、多尺度孔隙结构等对比研究,取得以下结论和认识:(1)四川盆地五峰-龙马溪组优质黑色页岩(TOC>2.0%)空间展布受隆坳格局控制,坳陷中心沉积厚度大,向古隆起方向减薄。
威远和长宁地区优质黑色页岩沉积于黔中隆起和川中隆起之间的坳陷区,主要岩性为黑色钙质页岩、黑色粉砂质页岩和少量黑色硅质页岩;焦石坝地区优质黑色页岩沉积于川中隆起和雪峰隆起之间的坳陷区,主要岩性为黑色硅质页岩和黑色粉砂质页岩。
(2)五峰-龙马溪组黑色页岩矿物组分、时空展布和厚度上存在差异:长宁和威远地区碳酸盐矿物含量相对较高,焦石坝地区石英含量相对较高,且焦石坝地区石英和TOC具有很好的相关系,而威远和长宁地区石英和TOC不具有明显的相关系;威远地区优质黑色页岩主要分布在龙马溪组中下段,厚度在25m左右,五峰组不发育,长宁和焦石坝地区优质黑色页岩主要分布在五峰组和龙马溪组下段,厚度分别为30m左右和40m左右。
造成这个差异的主要原因是古隆起迁移引起的沉积中心的迁移。
(3)四川盆地及周缘五峰-龙马溪组沉积时期古隆起的发育与迁移对上扬子五峰-龙马溪组沉积期海盆沉积格局产生重要影响,在綦江地区还形成一个水下隆起,导致不同地区五峰-龙马溪组优质黑页岩地球化学特征显示古生产力、氧化还原条件、水体滞留程度和埋藏效率差异较大,威远地区的初级生产力、氧化还原环境和埋藏效率比长宁和焦石坝地区差,但水体滞留程度比长宁和焦石坝地区强。
这些差异导致不同地区有机质页岩的富集方式不同:威远地区富有机质页岩富集的模式主要是水体滞留导致底层水体缺氧,有机质的埋藏效率增加;焦石坝地区富有机质页岩的富集模式为半开放-开放水体生物繁盛与深水底层水体缺氧,从而影响富有机质页岩的富集;长宁地区位于两者的过渡区。
(4)五峰-龙马溪组黑色页岩主要发育有机质孔、无机孔和裂缝空隙类型,其中有机质孔为主要的孔隙类型。
焦石坝地区龙马溪组页岩有机质孔隙特征
焦石坝地区龙马溪组页岩有机质孔隙特征黄仁春;倪楷【摘要】页岩气作为非常规天然气，其载体页岩为低孔低渗的致密岩，天然气在致密的页岩中的赋存形式、储存场所及富集机理一直是地质家们研究的问题。
对川东南焦石坝龙马溪组富有机质页岩储层研究过程中，发现页岩中除了常规储层中常见的孔隙类型外，有机质颗粒内孔隙发育程度很高。
通过扫描电镜观察、氮气吸附以及大量测试分析资料综合研究认为，焦石坝龙马溪组富有机质泥页岩富含无机孔隙和有机孔隙，有机孔隙是页岩中优势孔隙类型，发育程度具有非均质性，形态多样，平面上通常为泡泡状、似椭圆状、港湾状及其他不规则形状，孔径范围2～900 nm不等。
另外，有机质微小的孔隙、粗糙的表面特性，为吸附甲烷提供了比表面积，其亲油（气）的特性使其优先吸附、储集天然气，对页岩气富集起了重要作用。
【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2014(000)003【总页数】4页(P15-18)【关键词】四川;东南;焦石坝;页岩气;孔隙特征;有机质孔隙;富集【作者】黄仁春;倪楷【作者单位】中国石化勘探南方分公司研究院，四川成都 610041;中国石化勘探南方分公司研究院，四川成都 610041【正文语种】中文0 引言页岩一直以来都只是作为一种烃源岩来研究的，很少有人把它作为储层来研究，南方海相龙马溪组页岩气层中发现了微米级到纳米级孔隙，其类型除了与常规储层相似的粒间孔、晶间孔、溶蚀孔等孔隙外，还发现了大量的黏土矿物孔和有机质孔，这两类孔隙几乎是页岩中所特有的，黏土矿物孔和有机质孔在页岩孔隙中占主导地位。
关于有机质孔隙的详细研究在国内还比较少，本文的目的就是研究焦石坝地区龙马溪组页岩中普遍发育存在的有机质孔隙的形态、大小、发育程度等特征及影响因素，希望起到抛砖引玉的作用，从而促进国内页岩气研究的发展。
1 龙马溪组页岩中孔隙类型氩离子束抛光扫描电子显微镜技术是对泥页岩孔隙进行高分辨率观察的重要手段，主要针对纳米级孔隙（直径小于10 μm）进行研究，通过大量SEM图像观察（图1），在焦石坝龙马溪组页岩中识别出晶间孔、溶蚀孔、流体包裹体内孔以及黏土矿物孔、有机质孔隙等孔隙类型。
四川盆地及周边地区五峰组—龙马溪组页岩有机质特征、沉积环境和含气性研究
四川盆地及周边地区五峰组—龙马溪组页岩有机质特征、沉积环境和含气性研究四川盆地是中国页岩气勘探开发的重点区域,发育四套古生界泥页岩,具有厚度大、分布广和有机质丰度高的特点。
本研究在四川盆地及周边地区选择了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩三个新鲜露头剖面和一个钻井剖面,共采集样品314件。
在综合研究五峰组—龙马溪组高-过成熟页岩有机地球化学特征的基础上,进行了有机质类型和丰度的恢复评价；通过有机质碳同位素特征和元素地球化学特征,分析了控制五峰组—龙马溪组页岩有机质丰度的影响因素,提出了优质烃源岩的形成模式；结合页岩有机质丰度、孔隙特征、矿物组成和区域构造特征与含气性的关系,讨论了五峰组—龙马溪组页岩含气性的控制因素,并对四川盆地该套页岩成藏有利区进行了预测。
取得了以下主要认识：(1)四川盆地五峰组—龙马溪组页岩残余有机质丰度表现为在五峰组及龙马溪组的底部较高,并在五峰组与龙马溪组界线处出现最高值,向上逐渐变小并趋于稳定,为典型大陆架沉积环境下的有机质变化特征。
有机质类型为Ⅰ型,母质来源主要为藻类等低等水生生物。
该套页岩有机质热演化进入高过成熟阶段,Ro基本都大于2.0%。
页岩有机质丰度恢复前后差异显著,恢复后原始有机质含量(TOC0)是残余有机质含量(TOC)的1.65倍；底部高有机质页岩层段的厚度成倍增加,石柱地区五峰组—龙马溪组页岩各层段的原始有机质含量均大于2%。
(2)沉积水体的氧化还原条件控制了四川盆地五峰组—龙马溪组页岩的有机质富集。
五峰组—龙马溪组底部富有机质页岩(TOC>2.0%)主要沉积于强还原条件的静海深水环境。
早志留世龙马溪晚期,构造抬升引起的海平面下降导致了陆源碎屑物质输入增多和水体溶解氧含量增加,致使龙马溪组中上部页岩有机碳含量降低。
四川盆地五峰组—龙马溪组页岩发育模式为“深水陆棚—水底缺氧”模式。
五峰期到龙马溪早期围绕川中古隆起和黔中古隆起分布的川南深水陆棚、川东深水陆棚和川北深水陆棚区,海水较深。
分析页岩气储层孔隙分类与表征
分析页岩气储层孔隙分类与表征页岩气储层孔隙类型及特征，对页岩气储层的勘察和开发，有着非常重要的作用和意义，运用统计方法及压汞曲线分析方法，对页岩气储层孔隙压裂改造中的一些影响，进行相应的了解和分析，这样才能有效提升相关行业良好的经济效益。
因此，文章以川南页岩气储层为例，对页岩气储层孔隙的特征以及改造等相关内容，进行了简要的分析和阐述，主旨就是为其相关行业的发展，给予一定的支持。
标签：川南页岩气储层；孔隙分类；改造分析川南页岩气储层组主要是由矿物晶粒、孔隙、胶结物等組成，地质结构长期的变化和运动，对川南页岩气储层的孔隙和裂隙等方面产生了显著的影响。
其次，在川南页岩气储层研究的过程中，对于孔隙而言，通过利用显微观察法、射线探测法、及气体吸附、流体贯入法等手段，对川南页岩气储层孔隙与其他区块的不同、相同之处，进行有效的分析。
另外，在川南页岩气储层孔隙分析的过程中，可以根据该区块与其他区块储层的相同和不同之处，对页岩气储层孔隙压裂改造中所造成的影响进行分析，这样对该行业的发展是非常有利的。
1 川南页岩气储层孔隙与其他区块不同、相同之处的分析由于川南页岩气储层所处的位置、埋深、成藏条件等与其它区块的孔隙和结构存在着很大程度上的不同。
因此，本段内容就其与其他区块的相同和不同之处，进行了简要的分析和阐述：1.1 孔隙度在页岩气储层孔隙度分析的过程中，主要是根据游离气含量，以及页岩渗透性等方面，确定川南页岩气储层孔隙度的大小。
同时，在页岩气储层孔隙度分析的过程中，其中含有的微细孔隙在一定的条件下，可以保证页岩气储层的长期赋存。
另外，在页岩气储层孔隙度分析和研究的过程中，一般情况下孔隙度为：1.71%-12.75%，根据所分布的情况来说，孔隙度>4.0%占据总比例的41.2%。
另外，页岩气储层孔隙与美国页岩气储层孔隙度相比，美国页岩气储层孔隙度为3%-14%，其等级为中等。
同时，埋深对孔隙度也有较大的影响，随着埋深的增加，孔隙度呈逐渐减小的趋势。
水化作用下页岩微观孔隙结构的动态表征 —— 以四川盆地长宁地区龙马溪组页岩为例
摘要:为了研究真实压裂环境下水化作用对页岩孔隙结构的影响，选取四川盆地长宁地区下志留统龙马溪组页岩样品，在90 ℃储层温度下开展了页岩压裂液自吸及水化实验；采用扫描电镜、低温N2 吸附、高压压汞、CT 扫描等实验手段，对比了水化0 d、5 d、10 d、20 d 时页岩样品颗粒形态、孔径、比表面积等孔隙结构参数的宏观演变过程，并且对页岩孔隙结构变化的原因进行了剖析；开展单黏土矿物（蒙脱石、伊利石）水化实验，对比单黏土矿物的水化特征，进而从机理上研究了水化对页岩微观结构的影响。
研究结果表明：①黏土矿物水化可以促进页岩层理面间微裂缝的产生，由于水化诱导裂缝尺度较小，分布较为密集，微观上能局部相互连通，从而对页岩储层物性有明显的改善作用；②随水化时间延长，微裂缝由延伸扩展到趋于闭合，孔隙体积先增大后减小，并在水化5 d时达到最大值；③黏土矿物水化膨胀相对于水化应力变化的滞后性是导致页岩微观结构变化的主要原因，并且伊利石的水化膨胀体积小于蒙脱石；④无机阳离子可以抑制黏土矿物水化，K+、Na+、Ca2+的抑制效果依次变差。
结论认为，水化作用可以提高页岩储层的渗透率，研究区龙马溪组页岩储层压裂后的合理焖井时间推荐为5 d，而对于蒙脱石含量较高的页岩气储层则可以适当延长焖井时间。
关键词:水化作用；页岩气储集层；黏土矿物；微观孔隙结构；水化应力；焖井时间；早志留世龙马溪期；四川盆地；长宁地区0 引言为了提高页岩气井的产量，需要在水力压裂过程中形成更多的裂缝，以沟通更大体积的有利储层[1-3]。
而压裂液与页岩的水化反应会使页岩岩石结构发生宏观、细观与微观变化[4]。
当这两者发生化学反应后，页岩矿物成分将改变，从而降低岩石颗粒骨架的胶结强度；同时，由于孔隙压力增大，在微裂缝尖端会产生应力集中，使页岩的微观孔隙结构发生改变。
因此，研究水力压裂过程中页岩储层多尺度微观孔隙结构的变化规律，可以为页岩气井压裂施工方案的优化提供理论支撑。
川东南地区龙马溪组烃源岩特征及分布
川东南地区龙马溪组烃源岩特征及分布本文研究认为川东南下志留统龙马溪组黑色岩系沉积厚度大、有机质碳含量高，有机质类型好、具有形成大中型气田的烃源条件，如果遇到良好的储集层，就很有可能在研究区形成工业性气藏. 通过对龙马溪组～五峰组烃源岩特征及分布的研究，预测了两套烃源岩有利地区，龙马溪组～五峰组烃源岩有利区带有两个中心，一个分布在习水-綦江一带，另一个沿石柱-南川-武隆-道真一带分布。
标签：川南志留系龙马溪组沉积特征烃源条件就目前对研究区域研究资料得出，龙马溪组～五峰组烃源岩厚度大，有机质丰度高，对裂缝性油气藏及页岩气具有重要意义，预示了川东南地区龙马溪组～五峰组具有良好的烃源条件。
1研究区域沉积背景早志留世龙马溪沉积期继奥陶系五峰期开阔海沉积后经历一次沉积旋回的海退期，形成东南浅水泥质陆棚，向西部与东北部海水变深，形成深水泥质陆棚，继奥陶系五峰期开阔海沉积后演变为封闭还原的海湾环境，发育了下古生界的两套优质泥质烃源岩。
研究认为牛蹄塘组烃源岩厚度分布在20～140 米之间，烃源岩沉积中心位于自贡—宜宾—泸州一带，牛蹄塘组岩性特征由黑色炭质页岩、灰黑色砂质页岩组成，底部见球形含磷结核，发育水平层理，见三叶虫化石；龙马溪组～五峰组在研究区内有两个烃源岩发育中心，一个在永川—合川—泸州一带，泥质烃源岩厚度分布200～400米之间，合川地区烃源岩厚度最大达到400 米，另一个在石柱—武隆—南川一带，泥质烃源岩厚度在200～300米之间，武隆地区厚度最大，达到300米，龙马溪组～五峰组岩性特征比较稳定，都由黑色炭质页岩组成，局部含硅质、钙质成分，发育大量笔石化石，局部地区形成笔石页岩层。
其中深水泥质陆棚相发育黑色炭质页岩、黑色页岩为海相泥质烃源岩的主要发育区。
2研究区龙马溪组及五峰组沉积特征晚奥陶世五峰期至早志留世龙马溪期，是川东南地区构造挤压最强烈的时期，都匀运动在这一时期强烈作用，构造抬升作用使得康滇古陆在西南方向持续扩大，盆地西北方向的龙门山古陆也进一步发展，扩大至内江—南充—阆中一带，在盆地中部形成川中古隆起，而盆地南缘黔中古隆起也逐渐扩大。
四川盆地东部地区下志留统龙马溪组页岩储层特征
四川盆地东部地区下志留统龙马溪组页岩储层特征刘树根;马文辛;LUBA Jansa;黄文明;曾祥亮;张长俊【摘要】四川盆地是中国西南部重要的舍油气盆地,在东部和南部地区下志留统龙马溪组页岩广泛发育.在川东南、鄂西渝东地区的勘探井中志留系具有良好的气显示.研究区龙马溪组厚65 -516m,底部为一套海侵沉积的富含笔石的黑色页岩,龙马溪纽向上和向东砂质和钙质含量增加,演变为浅水陆棚沉积.龙马溪组主要由层状-非层状泥／页岩、白云质粉砂岩、层状钙质泥／页岩、泥质粉砂岩、层状.非层状粉砂质泥／页岩、粉·细粒砂岩、钙质结核、富含有机质非层状页岩8种岩相组成.总有机碳含量(TOC)为0.2％～6.7％.有机质以Ⅱ型干酪根为主,R0为2.4％ - 3.6％.页岩中石英矿物含量在2% -93%,主要呈纹层状或分散状分布,主要为陆源碎屑外源成因.龙马溪组页岩岩心孔隙度为0.58% -0.67%.渗透率为0.Ol×10 -3μm2～0.93×10-3μm2.扫描电镜下龙马溪组页岩微孔隙度为2%左右,主要包括晶间孔和粒内孔,孔隙直径为lOOnm～50μm.页岩储层的形成机理主要为有利矿物组合、成岩作用和有机质热裂解作用.龙马溪组与美国Barnett页岩具有一定差异,主要表现在龙马溪组页岩埋藏较深、热演化程度较高、含气量较低、储层较致密、以陆源成因石英为主.对于评价下志留统龙马溪组页岩气勘探前景而言,今后须重点加强针对龙马溪组底部黑色硅质岩系石英成因、成熟度、埋藏史、含气量等方面的研究,以及进行详细的古地貌和古环境恢复.%The Sichuan basin is an oil-bearing and gas-rich basin with extensive development of the Lower Silurian Longmaxi Formation shale in southwestern China. The gas shows in the shale were identified in exploration wells mainly located between southeastern Sichuan basin and western Hubei-eastern Chongqing. The thickness of the Silurian Longmaxi Formation shale ranges from 65 to 516m. The base ofthe Longmaxi Formation shale is graptolite-rich transgressive black shale. Its thickness increases eastward in the study area, similarly as the sand content in the formation, with the latter also increasing stratigraphically upward. The Longmaxi Formation is comprised by eight lithofacies, including laminated and nonlaminated mudstone/shale, dolomitic siltstone, laminated lime mudstone/shale, argillaceous siltstone, laminated and nonlaminated silty mudstone/shale, fine grained silty sandstone, calcareous concretions and nonlaminated shale enriched organic matter. Longmaxi Formation contains 0. 2% to 6. 7% of organic carbon (TOC). The organic matter is overmature, with Ro 2.4% ~3.6% and dominated by type II-kerogen. Quartz silt, which is the second important component of the shale gas reservoir quality, occurs as laminae and/or disseminated and varies from 2% -93% in the shale. The size of quartz silt ranges from 0. 03 to 0. 05 mm, with terrigenous origin. Porosity measured on core samplesof the shale from the Longmaxi Formation in exploratory wells ranges from 0. 58% to 0.67%. The microporosity observed in the thin sections of the shale is about 2%, and dominated by the intercrystal and intragranular pores, with the pore size ranging from 100nm to 50μm. The formation mechanism of the shale reservoirs includes favorable mineral composition, diagenesis and thermal cracking of organic component There are some differences between Longmaxi Formation shale and Barnett shale in USA. The former is burial deeper, higher degree of thermal evolution, lower gas content, denser, more quartz of terrigenous origin. The prevailing low content of organic matter and highly variable quartz content in theLongmaxi Formation shale suggests there are only marginal conditions for exploration of shale gas resource. However, the high variability in both the content of TOC and quartz in the shale indicates that locally, particularly in the southeastern part of the basin, favorable conditions for shale gas may have developed. More detailed paleogeographic, burial history, gas content and quartz origin studies are needed to better access shale-gas potential of the Silurian Longmaxi Formation shale.【期刊名称】《岩石学报》【年(卷),期】2011(027)008【总页数】14页(P2239-2252)【关键词】下志留统;龙马溪组;页岩气;储层特征;四川盆地东部【作者】刘树根;马文辛;LUBA Jansa;黄文明;曾祥亮;张长俊【作者单位】油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都理工大学,成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都理工大学,成都610059;Geological Survey of Canada-Atlantic, Dartmouth. N.S. & Earth Science Department, Dalhousie University, Halifax, Nova Scotia B3H3J4;地质勘探开发研究院,中国石油川庆钻探工程有限公司,成都61005l;油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都理工大学,成都610059;油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都理工大学,成都610059【正文语种】中文【中图分类】P534.4;P618.12页岩气是一种非常规气藏，具有典型的自生自储、近原地成藏富集的特点(Curtis,2002; 张金川等,2004,2008; Boyer et al.,2009; Hill et al.,2007; Jarvie et al.,2004,2007; Jarvie,2008; 刘树根等,2009)。
滇东北龙马溪组页岩储层微观孔隙特征1
滇东北龙马溪组页岩储层微观孔隙特征1摘要：为查明滇东北龙马溪组页岩储层微观孔隙特征，应用扫描电镜、氮气吸附实验、高压压汞实验等，从定性定量两方面研究页岩样品的孔隙类型、微孔形态、连通性、孔径分布及比表面积。
结果表明：龙马溪组页岩储层主要发育有机质生烃孔、粒内孔、粒间孔及微裂缝等5种孔隙类型，其中有机质生烃孔和矿物粒间孔最为发育；孔隙结构以两端都开放的圆柱形孔和平板孔等开放透气孔为主，含少量不透气孔影响页岩气的渗流；孔径主要集中在过渡孔和微孔，贡献了大部分的孔比表面积，为页岩储层的主要孔隙类型。
关键词：滇东北；龙马溪组；孔隙结构；扫描电镜；氮气吸附；高压压汞页岩作为非常规油气页岩气的储集体，具有低孔、低渗的特点，页岩储集条件是页岩气富集的主控因素之一，其孔隙特征研究一直受到国内外学者的广泛关注[1-4]。
为深入研究滇东北龙马溪组页岩的微观孔隙特征，本文运用扫描电镜、氮气吸附实验、高压压汞实验等，定性描述页岩孔隙类型和孔隙形态，定量表征孔径、孔体积及孔比表面积，对孔隙类型和特征进行分类和成因分析，探讨页岩微观孔隙对页岩气储集的影响，以指导滇东北地区页岩气下一步的勘探和开发工作。
1区域地质背景及样品采集近年来，随着昭通-镇雄页岩气示范区页岩气勘探取得突破性进展[5-6]，整个滇东北页岩气研究进入快速勘探开发阶段。
目前，滇东北龙马溪组已成为全省页岩气勘探开发的主战场，本次样品采集主要来自于昭通永善和大关地区。
研究区地处云岭高原与四川盆地的结合部，位于滇东北冲断褶皱带内，有利于页岩气的保存（图1）。
区内下志留统龙马溪组页岩厚度在15-50m之间，最大可达80m，埋藏深度主要在1000～2500 m变化。
早志留世龙马溪期，区内逐渐形成一个闭塞的海湾环境，沉积一套厚度较大含钙质、粉砂质碳质页岩，是目前最具商业开发潜力的页岩层位。
图1 滇东北龙马溪组页岩沉积地层分布图2页岩孔隙类型及特征运用氩离子扫描电子显微镜技术发现龙马溪组页岩中存在多种类型的微-纳米级孔缝[7-8]，以有机质生烃孔、粒内孔、粒间孔及微裂缝为主，其中，有机质生烃孔、粘土矿物层间孔、颗粒粒间孔发育较好，为页岩气提供了良好的储集空间。
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ｄｏｉ：１０．１１７６４／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７２－１９２６．２０１４．０６．０９４７非常规天然气
收稿日期：２０１３－１１－０６；修回日期：２０１４－０３－２２．
基金项目：国家重点基础研究计划（“９７３”）课题（编号：２０１２ＣＢ２１４７０２）；教育部高等学校博士学科点基金项目（编号：２０１１００２３１１００１７）；
国
家科技重大专项（编号：２０１１ＺＸ０５００７－００２）联合资助．
作者简介：赵佩（１９８９－），女，湖北仙桃人，硕士研究生，主要从事页岩气地质、地球化学研究．Ｅ－ｍａｉｌ：ｚｐ２６８２＠ｑｑ．ｃｏｍ．
通讯作者：李贤庆（１９６７－），男，浙江富阳人，教授，博士生导师，主要从事煤油气地质、有机地球化学、有机岩石学方面的研究和教学工作．
Ｅ－ｍａｉｌ：ｌｉｘｑ＠ｃｕｍｔｂ．ｅｄｕ．ｃｎ．
川南地区龙马溪组页岩气储层微孔隙结构特征赵 佩１，２，李贤庆１，２，田兴旺１，２，苏桂萍１，２，张明扬１，２
，
郭 曼１，２，董泽亮１，２，孙萌萌１，２，王飞宇３，４
（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．中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京１０２２４９；４．中国石油大学（北京）地球科学学院，北京１０２２４９）
摘要：应用扫描电子显微镜、高压压汞法、Ｎ
２和ＣＯ２
气体吸附法，对川南地区下志留统龙马溪组海
相页岩气储层孔隙微观特征和孔隙结构进行了研究，探讨了页岩孔隙发育的主要影响因素。结果表明，川南地区龙马溪组海相页岩样品中发育多种类型微观孔隙，常见有黏土矿物粒间孔、黄铁矿晶间孔、碳酸盐颗粒溶蚀孔、生物碎屑粒内孔、颗粒边缘溶蚀孔和有机质孔；龙马溪组富有机质页岩发育大量的微米—纳米级孔隙，为页岩气赋存提供了储集空间。龙马溪组页岩样品中孔隙以微孔和介孔为主，宏孔较少；孔隙结构形态主要为平板狭缝型孔、圆柱孔和混合型孔，孔径为０．４～
１ｎｍ、３～２０ｎｍ；微孔和介孔占孔隙总体积的７８．１７％，占比表面积的８３．９２％，是龙马溪组页岩储
气空间的主要贡献者。页岩有机碳含量、成熟度和矿物成分含量均会影响川南地区龙马溪组海相页岩孔隙的发育，总体上页岩孔隙体积随有机碳含量增加而增大；页岩孔隙度随成熟度增加而降低；黏土矿物和脆性矿物含量对页岩孔隙发育也有一定的影响。关键词：页岩气储层；孔隙特征；海相页岩；气体吸附；龙马溪组；川南地区中图分类号：ＴＥ１２２．２ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７２－１９２６（２０１４）０６－０９４７－１０
引用格式：Ｚｈａｏ Ｐｅｉ，Ｌｉ Ｘｉａｎｑｉｎｇ，Ｔｉａｎ Ｘｉｎｇｗａｎｇ，ｅｔ ａｌ．Ｓｔｕｄｙ ｏｎ ｍｉｃｒｏｐｏｒｅ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ－
ｔｉｃｓ ｏｆ Ｌｏｎｇｍａｘｉ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｓｈａｌｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓｏｕｔｈｅｒｎ Ｓｉｃｈｕａｎ Ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ ＧａｓＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１４，２５（６）：９４７－９５６．［赵佩，李贤庆，田兴旺，等．川南地区龙马溪组页岩气储层微孔隙结构特征［Ｊ］．天然气地球科学，２０１４，２５（６）：９４７－９５６．］
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引言
中国南方扬子地区广泛分布着下古生界海相地层，发育寒武系、奥陶系、志留系多套海相泥页岩层，其中四川盆地南部（简称“川南”）地区是中国石油下古生界海相页岩气勘探开发的重要示范区。页岩既是烃源层，又是页岩气自生自储、原地成藏的储集层［１－２］。页岩储层孔隙特征和孔隙结构是影响页岩气藏储集性能和页岩气商业性开采的重要因素［３－５］。川南地区下志留统龙马溪组海相页岩具有厚度大、分布稳定、热演化程度高和含气性良好的特点，被认为是该区海相页岩气勘探开发的首选目标层［６－７］。
近年来，国外在海相页岩孔隙方面作了较多工作［３－５，８－１１］，
但国内对下古生界海相页岩储层微孔隙
特征及结构研究较少［１２－１４］。国内外学者［１５－１９］对页岩的孔隙特征研究已采用了不同的实验方法，但并
第２５卷第６期２０１４年６月天然气地球科学ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＶｏｌ．２５Ｎｏ．６Ｊｕｎ． ２０１４不能比较全面地展现页岩气储层的储集空间性能。本文综合运用扫描电子显微镜、高压压汞法和气体吸附法，对川南地区下志留统龙马溪组海相页岩气储层的微观孔隙特征和孔隙结构进行研究，并探讨页岩孔隙发育的主要影响因素，为川南地区页岩气储层评价提供基础资料，以期为该区海相页岩气勘探与商业性开发提供依据。１ 样品与实验本文研究样品采自川南地区下志留统龙马溪组（Ｓ１ｌ）海相地层的Ｙ２０１井、Ｙ２０３井（图１），均为井下岩心页岩样品，其埋深范围为２ １００～２ ５２０ｍ，为还原环境下陆棚相沉积形成的海相页岩，岩性观察为黑色页岩、炭质页岩、硅质页岩和灰质页岩。图１ 研究区位置和取样井位分布Ｆｉｇ．１ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｍａｐ ｏｆ ｓｔｕｄｙ ａｒｅａ ｗｉｔｈ ｓａｍｐｌｉｎｇ ｗｅｌｌ 表１列出了川南地区Ｙ２０１井、Ｙ２０３井龙马溪组海相页岩样品的矿物成分含量和基本地球化学特征。可以看出，川南地区龙马溪组（Ｓ１ｌ）页岩样品的矿物成分主要为黏土、石英和碳酸盐矿物，在全岩矿物组成中，黏土、石英和碳酸盐矿物含量分别占１６．６％～４３．５％（平均为３３．６％）、６．６％～４１．４％（平均为２４．２％）和１４．６％～７５．９％（平均为３２．５％），长石等其他矿物含量占０．９％～１７．９％（平均为９．７％）。川南地区龙马溪组页岩有机碳（ＴＯＣ）含量分布在０．１５％～５．００％之间（平均为１．５６％），多数页岩样品的有机碳含量大于１．０％，并且龙马溪组下部页岩的有机碳含量明显较上部页岩要高；龙马溪组页岩热演化程度普遍高，实测的海相镜质体反射率（Ｒｏｍ）值分布在２．３４％～３．０２％之间（平均为２．７４％
）。因此，川南地区龙马溪组页岩
样品有机质丰度总体较高，处于过成熟阶段。根据川南地区下志留统龙马溪组页岩分布和有机质特征，重点选取富有机质页岩样品，进行了孔隙特征研究方面的实验分析测试，包括普通扫描电子显微镜、氩离子抛光扫描电子显微镜、高压压汞法、氮气（Ｎ２）吸附法和二氧化碳（ＣＯ
２
）吸附法，使用仪
器为ＶＥＧＡＬＳＨ扫描电子显微镜、ＰｏｒｅＭａｓｔｅｒ
ＧＴ６０压汞仪、ＮＯＶＡ ４ ２００ｅ比表面及孔隙分析仪等，这些实验分析测试均是按照国家、行业推荐的标准和实验规范完成的。
２
实验结果与讨论
２．１
页岩孔隙微观特征
页岩孔隙是页岩气藏中气体的储存空间［１－２］。
孔隙的微观特征很大程度上决定着页岩气储集性能［３－５］。据国外页岩气研究，
海相页岩内部矿物颗粒
间和有机质中发育大量的微米—纳米级孔隙，是页岩气储集与运移的主要通道，对提高页岩储气性能起到了重要作用［８－１０］。
本文研究采用普通扫描电镜、氩离子抛光扫描电镜，对川南地区下志留统龙马溪组海相页岩样品进行了详细地镜下观察分析，发现龙马溪组富有机质页岩样品的矿物质、有机质中发育大量的微米—纳米级孔隙，常见粒间孔、粒内孔和有机质孔（图２）。分析表明，川南地区龙马溪组页岩发育多种类
型的微观孔隙。在普通扫描电镜下，常观察到矿物颗粒间压缩、包裹形成的孔隙［图２（ａ
）］、有机质孔
［图２（ｂ）］、生物碎屑粒内孔［图２（ｃ）］、碳酸盐颗粒
溶蚀孔［图２
（ｄ），图２（ｅ）］、颗粒边缘溶蚀孔［图
２
（ｆ）］。在氩离子抛光扫描电镜下，常见有较多的黄
铁矿晶间孔隙、碳酸盐矿物颗粒粒内孔隙、有机质孔隙［图２
（ｇ），图２（ｈ），图２（ｉ）］，这些均是页岩气赋存
的储集空间［２０－２１］。进一步分析表明，
川南地区龙马
溪组页岩样品中孔隙大小主要是纳米—微米级孔隙：基质孔隙一般小于２
μｍ，以０．１～１μｍ
孔隙为
主；有机质孔隙的孔径多为１０～３００ｎｍ
，孔隙形态
以圆形、椭圆形、不规则状为主，孔与孔之间有一定的连通性，这与北美地区商业性开发的Ｂａｒｎｅｔｔ页岩具有相似的特征。这些微米—纳米级孔隙是赋存页岩气的载体。总体而言，川南地区龙马溪组页岩样品中发育大量的微米—纳米级孔隙，为海相页岩气的赋存富集提供了良好的储集空间。
８４９ 天 然 气 地 球 科 学Ｖｏｌ．２５ 表１ 川南地区龙马溪组海相页岩样品的矿物成分含量和基本地球化学特征Ｔａｂｌｅ １ Ｔｈｅ ｃｏｎｔｅｎｔｓ ｏｆ ｍｉｎｅｒａｌ ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ａｎｄ ｇｅｎｅｒａｌ ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆ ｔｈｅ Ｌｏｎｇｍａｘｉ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｍａｒｉｎｅ ｓｈａｌｅ ｓａｍｐｌｅｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓｏｕｔｈｅｒｎ Ｓｉｃｈｕａｎ Ｂａｓｉｎ
井号样品号埋深／ｍ
石英含量／％碳酸盐矿物含量／％黏土矿物含量／％其他矿物含量／％有机碳含量
（ＴＯＣ）／％
海相镜质体反射率（Ｒ
Ｏｍ
）／％
Ｙ２０３－０１ ２ １００．６ １７．４ ３５．１ ３４．１ １３．４ ０．１５ ２．７１Ｙ２０３－０２ ２ １１７．０ １９．１ ３７．４ ３０．４ １３．１ ０．２０ ２．７８Ｙ２０３－０６ ２ １５６．２ ２０．１ ３７．３ ３７．５ ５．１ ０．２０ ２．８０Ｙ２０３－０９ ２ ２０７．０ １４．７ ４５．２ ３２．５ ７．６ ０．３４ ２．７５Ｙ２０３－１１ ２ ２２２．１ ６．６ ７５．９ １６．６ ０．９ ０．２１ ２．７９Ｙ２０３－１３ ２ ２６０．０ １０．１ ６４．５ ２２．０ ３．４ １．３５ ２．７７Ｙ２０３－１４ ２ ２６８．６ １７．３ ４４．７ ３２．７ ５．３ １．１１ ２．７１Ｙ２０３井Ｙ２０３－１６ ２ ２９２．０ １９．４ ３０．９ ４４．９ ４．８ ０．７５ ２．９２Ｙ２０３－１８ ２ ３１６．１ ２３．６ ２５．１ ４３．３ ８．０ １．０３ ２．８１Ｙ２０３－１９ ２ ３４０．５ ２９．９ １７．１ ４０．５ １２．５ １．４１ ２．９０Ｙ２０３－２０ ２ ３４６．８ ３２．１ １６．２ ３３．６ １８．１ ０．８６ ２．９１Ｙ２０３－２１ ２ ３６１．８ ２６．８ ２２．５ ４０．６ １０．１ １．５０ ３．０２Ｙ２０３－２２ ２ ３７９．９ ２８．５ ３３．７ ２９．３ ８．５ ４．３８ ２．９８
Ｙ２０１井Ｙ２０１－１ ２ ４８０．２ ２３．６ ２２．３ ３６．２ １７．９ １．３８ ２．４９Ｙ２０１－２ ２ ４８３．７ ３２．９ １８．２ ３１．３ １７．６ １．１３ ２．５９Ｙ２０１－３ ２ ４９３．０ ２９．９ １５．４ ４３．５ １１．２ １．６５ ２．５７Ｙ２０１－４ ２ ５００．２ ３６．２ １４．６ ４０．７ ８．５ ２．３６ ２．３４Ｙ２０１－５ ２ ５０７．５ ２９．７ ３３．８ ２７．７ ８．８ ５．００ ２．６０Ｙ２０１－６ ２ ５１６．９ ４１．４ ２７．１ ２２．１ ９．４ ４．５６ ２．６５