泥页岩储层有机孔隙定量评价研究

吴逸豪，卢双舫，陈方文，肖 红，苑丹丹

(1.中国石油大学，山东 青岛 266580;2.中国石油华北油田分公司，河北 任丘 062552)

泥页岩储层有机孔隙定量评价研究

吴逸豪1，卢双舫1，陈方文1，肖 红2，苑丹丹1

(1.中国石油大学，山东 青岛 266580;2.中国石油华北油田分公司，河北 任丘 062552)

泥页岩储层因其超低孔、超低渗和富含有机质以及其中页岩气赋存方式特殊等特点，使得泥页岩储层与常规砂岩储层的评价存在显著差别。为了对泥页岩中有机孔隙进行定量评价，以渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩为例，借助扫描电镜、化学动力学模型计算等技术和方法，分析泥页岩中的有机孔隙度。研究表明:渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩主要发育有机质孔隙和生物化石内孔隙2类有机孔隙;龙马溪组泥页岩有机孔隙的直径为0.01～5.00 μm，以微孔、中孔为主;龙马溪组泥页岩有机孔隙度范围为0.05%～1.59%，平均值为0.71%，该层段泥页岩有机孔隙度偏低。

有机孔隙;扫描电镜;化学动力学;富有机质泥页岩;龙马溪组;渝东南地区

0 引言

在全球常规油气资源供需矛盾日益突出的大背景下，北美地区页岩气藏的成功开发极大地调动了地质工作者对非常规油气勘探的积极性，全球页岩气资源可能相当于煤层甲烷气和致密砂岩气的总和［1］，而勘探分析表明中国也具有巨大的页岩油气资源潜力［2-3］。

在页岩气的聚集与勘探开发中，页岩储层的岩石学特征(脆性矿物含量)、微—纳米级孔隙、有机碳含量以及有机质成熟度等都起着至关重要的作用。页岩中的纳米级孔隙主要为有机质颗粒，是由于生烃所形成的有机孔隙［4］。众多学者对有机质成烃过程所产生的有机孔隙进行研究，认为有机质成烃所形成的纳米孔隙对页岩气的储集空间具有重要贡献［5］。Jarvie等研究认为，Powder River盆地Mowry页岩中原始有机碳含量为6%的II型烃源岩样品成熟度Ro达到1.2%时，有机孔隙度约为5.0%［5］。Ambrose等认为纳米级别的有机孔隙对比表面积贡献相对较大，对赋存吸附态页岩气具有重要作用［6］。有机孔隙孔径为几个纳米到几十个纳米左右［7］，利用常规的压汞和核磁共振等间接测试方法无法准确、有效地测量页岩中的有机孔隙。鉴于页岩有机孔隙对页岩气储集空间的重要性，有必要对页岩的有机孔隙进行评价研究。以渝东南地区下志留统龙马溪组页岩为例，尝试通过扫描电镜以及化学动力学模型计算来对泥页岩有机孔隙进行定量评价。

1 工区概况

渝东南地区地理位置位于重庆地区东南部，东部、南部和北部分别为湖南省、贵州省和湖北省。渝东南地区位于武陵褶皱带—湘鄂西冲断带，东临雪峰山隆起，西北部与四川盆地相接，面积为1.98 ×104km2，在大地构造上属于扬子板块［8］。

渝东南地区主要出露地层为寒武系、奥陶系、志留系及二叠系，其他层系缺失。该地区广泛发育下古生界海相页岩，上奥陶统五峰组和龙马溪组底部为灰黑色炭质页岩，中部为灰色粉砂质泥页岩和灰黑色泥岩，属于深水陆棚相沉积环境;上部沉积灰色泥质灰岩、页岩和粉砂质泥岩，属于浅水陆棚相沉积环境。上奥陶统五峰组、龙马溪组底部的灰黑色炭质页岩和中部的灰黑色泥岩是页岩气开发的目的层段，厚度约为30～100 m。区块内的彭页1井位于重庆市彭水苗族土家族自治县桑柘镇石板水村，是为了测试上奥陶统五峰组及下志留统龙马溪组的页岩及硅质页岩的成藏条件及含气性，进而整体推动中国南方页岩气勘探进程而部署的一口参数井。彭页1井龙马溪组页岩厚度约为70 m;有机碳范围为0.27%～4.25%，平均为1.90%;有机质类型为Ⅱ1—Ⅰ型［9］;由沥青质反射率换算的镜质体反射率Ro［10］范围为1.90%～3.09%，平均为2.62%。

2 有机孔隙类型

2.1 有机质孔隙

有机质孔隙主要是页岩有机质颗粒中的纳米级孔隙，以有机质生烃作用形成的孔隙为主。据Jarvie等人研究，有机质含量为7%的页岩在生烃演化过程中，消耗35%的有机碳可使页岩孔隙度增加4.9%，有机微孔的直径一般为0.01～1.00 μm。彭页1井龙马溪组7个深度点的泥页岩样品FIB抛光—SEM成像结果显示有机孔隙比较发育。图1a、b为彭页1井五峰组—龙马溪组泥页岩岩心样品经Ar离子抛光扫描电镜实验拍摄到的有机质粒内孔，可以看到，有机质孔隙相对比较发育，粒径一般为纳米级的。由于有机质孔隙分布于有机质颗粒内部，因此，有机质孔隙的大小直接受控于泥页岩有机碳含量和热演化程度。泥页岩中有机碳含量一般在10%以下，有机质颗粒是间断性分布的，单个有机质颗粒中的有机质孔隙连通性可能比较好，但整体上有机质孔隙连通性较差。

图1 彭页1井龙马溪组泥页岩主要有机孔隙类型

2.2 生物化石内孔隙

生物化石内孔隙主要为生物遗体化石中未被矿物充填的孔隙，可以为页岩气的储集提供空间。研究区目的层段的泥页岩属于志留系海相沉积，笔石化石较发育，主要发育有直笔石、锯笔石、尖笔石和耙笔石，整体上生物化石的数量有限，使得该类型孔隙对泥页岩整体的孔隙度贡献有限。图1c、d分别为彭页1井龙马溪组泥页岩岩石薄片观察到的笔石生物化石、四川龙马溪组泥页岩硅藻体腔孔。这些生物化石内孔隙在泥页岩中呈分散状态单个分布，连通性较差，对孔隙度的贡献有限。

3 有机孔隙定量评价

3.1 扫描电镜定量评价有机孔隙

假设在泥页岩有机部分中有机孔隙是均匀分布的，任意一个截面上有机孔隙的面积与视域中有机部分的面积比值是相等或相近(即孔面率相等或相近)。可以由同一深度的若干张Ar离子抛光薄片中的有机孔隙面积(Ar离子抛光薄片能够较好地反映泥页岩中有机颗粒上的有机孔隙)与视域中有机颗粒面积之比值的平均值近似推导该深度点的有机孔隙度。由此，建立页岩有机孔隙评价模型(公式如下):

式中:φorganic为页岩有机孔隙度，%;Sorganic为照片视域(扫描电镜或Ar离子抛光薄片)中有机部分的面积，m2;Sφorganic为照片视域内有机部分中的孔隙面积，m2;w(TOC)为页岩中有机碳质量百分数，%;ρrock为页岩密度，kg/m3;ρorganic为页岩中有机部分密度，约为1 200 kg/m3;n为统计照片的张数。

图2a、b为采用Ar离子抛光扫描电镜照片分析研究区样品点的有机孔隙度结果。由图2可知:①彭页1井的有机质孔隙多呈圆形、椭圆形或不规则状，且有机质孔发育存在明显的非均质性和成群性，其原因可能是有机质孔隙不仅受热演化程度的控制，还可能受有机质的物质组成差别的影响，或者因为孔隙发育的有机质是干酪根，孔隙不发育的有机质是沥青质;②彭页1井在2 156.70 m处样品的有机孔隙面孔率为 3.20%，w(TOC)为4.12%，有机孔隙度为0.29%，有机质孔隙以微孔为主，这类孔隙对孔隙度的贡献最大;③彭页1井在2 079.99 m处样品的有机孔隙面孔率为28.07%，w(TOC)为 1.45%，有机孔隙度为0.90%，有机质孔隙以微、中孔为主，这2类孔隙(微孔、中孔)对孔隙度的贡献最大。

图2 彭页1井龙马溪组泥页岩有机孔隙直径频率分布

3.2 化学动力学法计算有机孔隙度

利用化学动力学法计算有机质成烃转化率F(Ro)，并恢复原始有机碳TOC0和原始氢指数IH0，按照物质平衡原理计算由生烃所形成的有机孔隙度φorganic，计算公式如下:

式中:TOC0为泥页岩原始有机碳，%;IH0为泥页岩原始氢指数;F(Ro)为烃源岩成烃转化率;ρkerogen为干酪根密度，kg/m3;P为有机孔隙压缩系数，取0.4。

其中，有机孔隙压缩系数P的取值是通过扫描电镜的有机孔隙孔径r及短、长轴长度a、b的统计结果计算而来。

关于化学动力学模型的建立以及有机质原始丰度和生烃潜力的恢复，很多专家学者都曾有过研究，具体过程就不在此赘述。

然而，单纯依靠化学动力学法计算得出的有机孔隙度值相对比较大，其原因可能是未充分考虑岩石在成岩作用中发生的一系列变化，如压实、胶结作用等。为使计算结果准确度更高，假定在不同的深度段，成岩作用对于孔隙度影响相同，就可以利用Ar离子抛光—扫描电镜法统计有机孔隙的面孔率，进而求取有机孔隙度，对化学动力学法计算的孔隙度来进行等比例校对，可以得到更多相对可靠的有机孔隙度数据，方便对有机孔隙度进行分析。如图2，对有机颗粒中不同孔径的有机孔隙分布频率进行统计，拟合出肉眼无法识别的孔隙相对较小的有机孔隙分布频率，进而通过有机孔隙面孔率求取孔隙度。然后，再利用该孔隙度值校正生烃动力学计算的目的层段有机孔隙度值。

对研究区块的泥页岩有机孔隙压缩系数和有机面孔率进行校正，校正前后结果对比如图3。校正前目的层段有机孔隙度为0.39%～4.47%，平均为1.85%;校正后目的层段有机孔隙度为0.05%～1.59%，平均为0.71%。经过校正处理并计算，得到彭页1井龙马溪组浅水陆棚相有机孔隙为0.052 0%～0.083 0%，平均为0.061 6%;深水—半深水陆棚相有机孔隙为0.198%～1.589%，平均为0.720%;五峰组深水—半深水陆棚相有机孔隙范围为0.122%～1.710%，平均为1.200%。整体上从下至上逐渐降低。

图3 彭页1井龙马溪—五峰组泥页岩有机孔隙面孔率校正

4 结论

(1)渝东南地区下志留统龙马溪组泥页岩样品普遍致密，主要有机质孔隙和生物化石内部孔隙2类有机孔隙。

(2)龙马溪组泥页岩有机孔隙直径一般为0.01～5.00 μm，主要为0～60 nm，微孔隙相对比较发育。

(3)通过扫描电镜和化学动力学模型计算，求得龙马溪组泥页岩有机孔隙度为0.05%～1.59%，平均为0.71%，有机孔隙度值偏低。

［1］John B，Curtis.Fractured shale-gas systems［J］.AAPG Bulletin，2002，86(11):1921-1938.

［2］卢双舫，黄文彪，陈方文，等.页岩油气资源分级评价标准探讨［J］.石油勘探与开发，2012，39(2):249-256.

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［5］Jarvie DM，Hill RJ，Ruble TE，etal.Unconventional shale -gas systems:The MississippianBarnett Shale of northcentral Texas as one model［J］.AAPG Bulletin，2007，91 (4):475-499.

［6］Ambrose R J，Hartman R C，Diaz-Campos M，et al.New pore-scale considerations for shale gas in place calculations［C］//Society of Petroleum Engineers Unconventional Gas Conference.Pittsburgh，Pennsylvania，February 23-25，2010，SPE Paper，131772，2010.

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编辑张 雁

TE122.2

A

1006-6535(2015)05-0065-04

20150420;改回日期:20150804

国家自然科学基金“页岩的成储机理及页岩油的可流动性研究——以松辽盆地、济阳坳陷为例”(41330313)及“页岩气储层孔隙微观特征及其定量表征研究”(41302101)

吴逸豪(1991-)，男，2013年毕业于中国石油大学(华东)地质学专业，现为该校地质资源与地质工程专业在读硕士研究生，主要研究方向为非常规油气储层研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.013