川南筇竹寺组页岩储集空间类型及发育影响因素

董晓霞, 熊　亮

(中石化西南油气分公司　勘探开发研究院，成都　610041)



川南筇竹寺组页岩储集空间类型及发育影响因素

董晓霞, 熊亮

(中石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都610041)

摘要：川南地区下寒武统筇竹寺组是我国南方下古生界海相页岩气重要目的层系，由于时代较老、演化程度较高、埋深较大，勘探程度及成效均不及龙马溪组，对其储层特征的研究远不够深入，随着近期在井研-犍为地区取得重大突破，展示了筇竹寺组良好的勘探前景。为探明筇竹寺组页岩主要储集空间类型及对页岩气储集的不同贡献，以钻井资料为基础，依据多种分析测试方法，对川南地区筇竹寺组海相页岩孔隙类型与分布、孔隙定量表征进行研究，并探讨了页岩中微观储集空间的成因及发育影响因素。结果表明，川南下寒武统筇竹寺组页岩微观储集空间分为有机孔、无机孔和微裂缝3大类，主体以粘土矿物层间无机孔为主，富有机质页岩段有机孔发育比例明显增高，孔隙类型与分布特征的差异主要受TOC、Ro和成岩作用的控制。

关键词：微观储集空间； 有机质孔隙； 页岩气； 筇竹寺组； 川南地区

0引言

川南地区下寒武统筇竹寺组(也称牛蹄塘组、九老洞组、水井沱组、郭家坝组)是我国南方海相页岩气勘探重要目的层系之一。前人通过开展页岩气资源调查与选区评价，对于该层系在页岩气基本形成条件等方面开展了一些研究，并取得了一定的成果认识：川南地区筇竹寺组暗色页岩主要形成于中—深水陆棚微相，纵向上发育两套富有机质页岩(TOC>1%)，厚度为20 m～200 m，自贡—宜宾地区是重要生烃凹陷中心区，TOC为 1%～5%，Ro普遍大于3%，有机质热演化程度偏高，含气量在1.02 m3/t～4.69 m3/t之间，页岩基质孔隙和裂缝发育，资源潜力大[1-7]。由于勘探程度低、钻井及取心较少，实验分析资料欠缺，针对筇竹寺组页岩气储层相关方面的研究，不管是深度还是精细程度都远不及上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组。

这里以川南井研—犍为地区筇竹寺组实钻资料为基础，对页岩主要储集空间类型、分布及发育影响因素进行研究和探讨，以探明不同成因类型孔隙对页岩气储集的作用，为储层评价提供依据。

1页岩储集空间类型及特征

基于川南地区JY1井岩石薄片观察、氩离子抛光扫描电镜观察，结合X衍射全岩分析、X衍射粘土矿物分析、脉冲孔渗及比表面积孔径分布测定结果，参考前人对页岩孔隙类型的分类及对筇竹寺组储层的研究[8-13]，认为川南筇竹寺组页岩储集空间可归纳为有机质孔隙、无机质孔隙和微裂缝三大类(表1)。

表1川南筇竹寺组页岩微观储集空间类型评价(据蒲泊伶修改，2014)

Tab.1Evaluation of microscopic space types of Qiongzhusi shale in southern Sichuan basin(modified from Po Boling,2014)

孔隙类型特征描述影响因素孔隙规模及孔径对储层贡献有机质孔有机质因热解和热裂解发生大量生排烃而形成的微孔,呈蜂窝状、线状、串珠状及复杂网状有机质含量、热演化程度50nm～400nm发育普遍无机质孔粘土矿物层间孔片状粘土矿物堆积中发育,呈狭缝形孔或楔形孔沉积作用、成岩演化作用50nm～700nm发育普遍脆性矿物粒间孔沉积时颗粒支撑,多为不规则状、串珠状或分散状沉积作用、成岩演化作用0.2μm～1.7μm发育较少,连通性差粒内溶蚀孔矿物易溶部分溶蚀形成,多呈孤立港湾状、蜂窝状或分散状随有机酸的产生而增多0.4μm～2.8μm发育较多,连通性差黄铁矿晶间孔黄铁矿晶间微孔,多呈分散状分布与黄铁矿的沉积有关100nm～800nm发育较少,连通性差微裂缝构造微缝构造应力造成的岩石破裂,走向与构造应力方向有关构造作用0.4μm～2μm发育较多、连通性好溶蚀缝流体沿微裂缝流动过程中,两侧围岩中易溶组分溶蚀后形成,多为港湾状溶蚀作用0.2μm～0.5μm发育较少、连通性好成岩收缩缝成岩过程中脱水、干裂或重结晶随埋深和成岩演化作用发而增多0μm～0.2μm发育较少、连通性差

1.1有机质孔隙

有机质孔隙发育普遍，是筇竹寺组页岩储层极为重要的储集空间。大多以分散状分布在矿物颗粒中，如黄铁矿晶间(图1(a)、图(b))、粘土矿物层间(图1(c))，呈蜂窝状、线状、串珠状及复杂网状等，孔径大体分布在50 nm～400 nm。

图1　川南地区筇竹寺组页岩微观孔隙类型Fig．1　Microscopic pore types of Qiongzhusi shale in southern Sichuan basin(a)JY1井,3 291.1 m,黄铁矿晶间充填有机质内孔隙；(b)JY1井,3 291.1 m,黄铁矿晶间孔、有机质孔；(c)JY1井,3 300.3 m,粘土矿物层间孔、有机质微孔；(d)JY1井, 3 306.9 m,粘土矿物层间孔；(e)JY1井, 3 415.2 m,脆性矿物粒间孔；(f)JY1井, 3 525.3 m,粒内溶蚀孔

1.2无机质孔隙

无机质孔隙类型多样，主要可归纳为粘土矿物层间孔、脆性矿物粒间孔、粒内溶蚀孔及黄铁矿晶间孔。

1.2.1粘土矿物层间孔

粘土矿物层间孔发育较为普遍，主要发育于片状粘土矿物堆积中。扫描电镜观察统计，孔径为50 nm～700 nm，相互连通性较好。井研-犍为地区筇竹寺组粘土矿物主要为伊利石(43%)，其次为伊/蒙混层(37%)，绿泥石和高岭石含量最少。伊利石多呈现为薄层片状或纤维状，片层或纤维状伊利石之间易发育狭缝形孔、条形孔、楔形孔(图2(c)、图2(d))，孔径为50 nm～700 nm，有的区域可见粘土矿物层间孔与有机质孔伴生、连通，在某种程度上起到了微裂缝的效果。

粘土矿物的比表面积大于石英矿物，孔隙越发育，气体的吸附能力就越强[14]。由此可见，粘土矿物层间孔储集作用好，是筇竹寺组页岩重要的储集空间。

图2　川南地区筇竹寺组页岩微裂缝类型Fig．2　Microcrack types of Qiongzhusi shale in southern Sichuan basin(a)JY1井,3 407.4 m,微裂缝及粘土矿物晶间孔；(b)JY1井,3 294.1 m,构造微缝；(c)JY1井,3 303.7 m,成岩收缩缝；(d)JY1井,3 578.4 m,溶蚀缝

1.2.2脆性矿物粒间孔

脆性矿物粒间孔主要发育在脆性矿物如石英、长石、方解石等颗粒周围，多呈不规则状、分散状(图1(e))，其孔径分布范围较大，在0.2 μm ～1.7 μm之间，主要受矿物颗粒大小及压实程度的影响。在页岩储层中，脆性矿物颗粒间未被充填的粒间孔随着压实和成岩作用增强而减少。井研-犍为地区筇竹寺组脆性矿物含量较高，但主体呈分散状镶嵌于黏土矿物中，脆性矿物颗粒极少相互接触，脆性矿物粒间孔较少。筇竹寺组页岩成岩阶段高、演化程度高，受压实及压溶作用影响，脆性矿物粒间孔急剧减小甚至消失。

1.2.3粒内溶蚀孔

粒内溶蚀孔发育在颗粒内部(图1(f))，多呈孤立港湾状、蜂窝状或分散状。是酸性水介质条件下不稳定矿物(长石、方解石)的易溶部位发生溶蚀作用而形成，孔隙直径为0.4 μm ～2.8 μm。连通性差，通过压裂改造也很难将大多数孔连接起来。

1.2.4黄铁矿晶间孔

海相页岩中黄铁矿发育普遍，多以单晶状、莓球状集合体出现。在富有机质页岩段黄铁矿尤其发育，莓球状集合体紧密排列的晶体间存在较多的微孔隙，孔径为100 nm～800 nm。筇竹寺组页岩中黄铁矿发育，但黄铁矿晶间孔发育较少，晶间多充填有机质，镜下见少量发育在黄铁矿集合体内部的晶间孔(图1(b))，多与粘土矿物晶间孔伴生、连通。海相页岩中黄铁矿占比虽然不高，但其对页岩气的储集有较大的积极作用。

1.3微裂缝

微裂缝发育，可归纳为构造微缝、成岩收缩缝和溶蚀缝3种，以构造微缝为主。构造微缝受构造作用控制形成，延伸规模较大，缝宽变化较大，在0.4 μm～2 μm，裂缝面比较平整规则(图2(a)、图2(b))，总体较非构造缝规模大，连通性好。成岩收缩缝和溶蚀缝的形成主要与沉积作用、成岩演化作用有关，在地层压力、脱水、干裂或重结晶作用下，粘土矿物易脱水形成成岩收缩缝，其规模一般较小，缝宽为0 μm ～0.2 μm，形状不规则(图2(c))。溶蚀缝在样品中观测较少，主要表现为沿颗粒边缘形成的蛇曲状微裂缝(图2(d))。

2基质孔隙定量表征

井研—犍为地区筇竹寺组上富有机质页岩段岩心实测孔隙度平均为2.92 %、最大为5.53 %。王道富[11]等通过对威远筇竹寺组储层分析研究，建立了页岩三层岩石物理模型，并求取了川南筇竹寺组不同岩石单位质量孔隙体积VBri、VClay、VTOC参数值(分别为0.000 2 m3/t、0.022 m3/t、0.069 m3/t)，表明川南筇竹寺组孔隙构成以粘土矿物层间孔隙和有机质孔隙为主体。借鉴其模型及参数测算JY1井筇竹寺组上亚段黑色页岩基质孔隙构成，结果显示，有机质孔隙占4.1%～33.9%(平均为11.4%)，粘土矿物层间孔隙占66.1%～95.9%(平均为87.6%)，脆性矿物孔隙占0.2%～2.2%(平均为1.1%)。孔隙构成以有机质孔和粘土矿物层间孔隙为主(图3)。

图3　JY1井筇竹寺组黑色页岩段孔隙度百分比构成图Fig．3　Porosity composition of Qiongzhusi 　　　　black shale in well JY1

氮气吸附法孔径分布结果表明：川南地区筇竹寺组页岩孔径分布以2 nm～50 nm的中孔为主，占54.9%；其次为>50 nm的大孔，占31.1%；<2 nm的微孔最少，占14%(图4)。从不同样品的孔径分布折线图来看(图5)，①、②号样品TOC>1%，实测孔隙度分别为2.3%、4.7%，孔径分布上来看以2 nm～10 nm为主，其次为10 nm～50 nm，两者合计占66.6%～74.8%；③～⑦号样品TOC<0.5%，实测孔隙度0.7%～2.2%，总体较①、②号样品小，孔径分布上来看以10 nm～50 nm为主，其次为50 nm～101 nm，两者合计占59.1%～75.7%。对比来看，TOC含量高的样品，有机质孔隙更发育，但孔径以2 nm～50 nm的中孔为主，而以粘土矿物层间孔隙占主体的样品，孔径分布上以10 nm～101 nm的中-大孔为主。

图4　JY1井筇竹寺组页岩DFT孔径分布直方图Fig．4　DFT pore size distribution histogram of Qiongzhusi shale in well JY1

图5　JY1井筇竹寺组页岩不同孔径分布折线图Fig．5　Different pore size distribution line chart of Qiongzhusi shale in well JY1

同时，氮气吸附曲线均具有吸附回线，表明孔隙形态呈开放状态，对比国际纯化学与应用化学联合会(IUPAC)所归纳的4类吸附回线类型[15]：尺寸和排列都十分规则的孔结构常得到 H1 型回线，主要由微孔组成的样品中会产生H4 型回线，无规则孔结构的样品中主要产生 H2 和H3 回线。井研—犍为地区筇竹寺组孔隙结构较复杂，大部分样品的吸附等温线属于H2、H3型，具有一定的无规则孔结构特征，以平行壁狭缝型毛细孔和两端都开放的圆柱形孔等开放型孔为主，同时部分样品在吸附回线上有一类明显的标志，既解吸分支有一个急剧下降的拐点，这种现象是由 “墨水瓶孔”引起的(图6)。

图6　JY1井筇竹寺组页岩氮气等温吸附线Fig．6　Nitrogen adsorption isotherms of Qiongzhusi shale in well JY1

3孔隙发育影响因素探讨

通过对川南地区筇竹寺组页岩基质孔隙类型研究及其构成计算，结合页岩地化条件分析，认为控制筇竹寺组页岩孔隙发育的因素主要有TOC、热演化程度、成岩作用三个方面。

1)孔隙度与页岩TOC含量呈正相关关系。有机质在高过成熟阶段可产生大量孔隙，在富有机质页岩总孔隙度中占比一般可以达到6%～33%，在优质页岩总孔隙中占比则更高。通过岩心实测结果统计发现(图7)，页岩段孔隙度与TOC含量呈正相关关系，页岩孔隙度随着TOC含量增大而增大，在富含有机质页岩段特征尤其明显。

图7　JY1井筇竹寺组页岩孔隙度与TOC关系Fig．7　Relationship of porosity and TOC of Qiongzhusi shale in Well JY1

图8　富有机质页岩纳米孔隙结构随成熟度的变化图[16]Fig．8　The variation of nano pore structure with the maturity of organic rich shale[16]

2)孔隙结构与热演化程度有着明显的正相关关系。研究发现，富含有机质的泥页岩在生烃阶段孔隙度往往比其他泥页岩孔隙度大，这与大量生烃阶段形成的超压、有机质纳米孔以及有机酸引起的溶蚀作用有关。有机质纳米孔是干酪根向油气的热转化过程中在有机体内残留的纳米级孔隙。程鹏等[16]对富有机质页岩进行了纳米孔隙结构随成熟度变化的热模实验分析，结果表明，当热演化程度介于0.7%～3.5%，孔隙结构与热演化程度有着明显的正相关关系(图8)。另据研究，海相页岩有机质孔隙并非总是随着Ro增大而持续增加，当Ro超过3.5 %以后，有机质可能出现碳化，同时有机质孔隙出现明显的塌陷和充填现象，边界模糊不清或呈弧形，导致孔径变小，有机质孔隙度降低[17]。川南地区JY1井筇竹寺组富有机质页岩实测Ro为2.64%～2.86%，演化程度偏高，但还未有明显碳化的迹象，生烃过程形成的有机质纳米孔隙是本区页岩重要的储集空间，所占比例最高可达33.9%。TOC富集的页岩样品(井深3 300.3 m)实测孔隙度为4.68%，具有较高的比表面积和孔体积，比表面积为27.2 m2/g，孔体积为0.021 8 cm3/g。与四川盆地南缘紧邻的黔中隆起北缘金沙岩孔镇牛蹄塘组位于高演化程度区，钻井实测黑色页岩Ro平均3.11%、最高为5.28%，由于演化程度过高，有机质孔比例较低，比表面及孔体积明显降低，比表面积为13.4 m2/g ～15.9m2/g，孔体体积为0.016 2 cm3/g ～0.017 7 cm3/g[18]。

3)成岩演化作用对页岩储层微观孔隙结构有较大影响作用。川南地区JY1井筇竹寺组粘土矿物孔隙所占比例大。X衍射粘土分析结果表明，粘土中伊利石的含量最高，平均为43%；其次为伊/蒙混层，平均为37%；绿泥石和高岭石含量最少，高而稳定的伊利石含量表明筇竹寺组成岩作用已经历晚成岩作用阶段，成岩作用强[19-20]，导致粘土矿物中大孔隙减少(图9)，页岩内连通性孔隙体积少，进而导致基质孔隙度降低。另一方面，成岩作用受热演化程度控制，随着演化程度不断增高，成岩作用加强，粘土矿物组成发生转化，首先具有很大比表面积的蒙脱石相继转化为间层矿物，随着演化程度的增加间层矿物含量逐渐减少最终全部转化为比表面积和孔体积均较小的伊利石或绿泥石。从JY1井实验分析数据来看，该区筇竹寺组粘土矿物中伊/蒙混层平均为37%，含量仍相对较高，为粘土矿物微孔隙提供了较大的比表面积，也提高了页岩的比表面积和孔体积。

图9　JY1井筇竹寺组页岩平均孔径与绿泥石含量、伊蒙混层含量关系Fig．9　Relationship of mean pore size and the content of chlorite and illite mixed layer of Qiongzhusi shale in Well JY1

综合来看，TOC、热演化程度是影响川南筇竹寺组孔隙发育的主控因素。

4结论

1)川南地区筇竹寺组页岩储集空间可归纳为有机质孔隙、无机质孔隙和微裂缝三大类。孔隙构成以有机质孔和粘土矿物层间孔隙为主，在JY1井所占比例平均分别为11.4%、87.6%。

2)筇竹寺组页岩孔隙发育主要受TOC、热演化程度、成岩作用三个方面的影响。TOC含量越高，有机质孔隙越发育，基质孔隙度越高(优质页岩段TOC为3.44%的样品实测孔隙度可达4.68%)；孔隙结构与热演化程度有着明显的正相关关系，热演化程度较高，实测Ro为2.64%～2.86%，有机质孔发育，所占比例最高可达33.9%；粘土矿物中伊利石的含量高(平均为43%)，表明已经历晚成岩作用阶段，成岩作用强，导致粘土矿物中大孔隙减少，基质孔隙度降低，但含量相关较高的伊/蒙混层(37%)为本区的粘土矿物微孔隙提供了较大的比表面积和孔体积。

综合分析，TOC、热演化程度是影响川南筇竹寺组孔隙发育的主控因素。

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收稿日期：2016-02-24改回日期：2016-04-18

基金项目:四川省科技计划项目(2015SZ0001)

作者简介：董晓霞(1983-)，女，硕士，工程师，从事四川盆地非常规油气勘探与综合地质研究工作，E-mail:fly_dong520@163.com。

文章编号：1001-1749(2016)03-0415-08

中图分类号：P 578.7

文献标志码：A

DOI：10.3969/j.issn.1001-1749.2016.03.19

Microscopic space types and its influencing factors of the lower Cambrian Qiongzhusi shale, southern Sichuan basin

DONG Xiao-xia, XIONG Liang

(Exploration & Production Institute of Southwest Petroleum Branch Company,SINOPEC,Chengdu610041，China)

Abstract:The lower Cambrian Qiongzhusi shale in the southern Sichuan basin is the main target of the exploration of the Paleozoic marine shale gas in South China. But, the study of the characteristics of its reservoir space is far less than that in Longmaxi shale,due to irs because of the more complicated development condition and lower degree of exploration. Several major new shale gas discoveries have been made recently in the Jingyan-Qianwei area of the Sichuan basin, which proved the bright prospects of shale gas exploration. To ascertain the contribution of different pores to shale gas reservoir，pore types，size and distribution of Qiongzhusi shale in southern Sichuan basin were studied using a variety of analytical testing methods to drilling data. Pore space characteristics and influencing factors were discussed．The results show that lower Cambrian Qiongzhusi shale reservoir space can be divided into three main types，including organic pores，inorganic pores and micro-fractures. Interlayer pores between clay minerals are mainly developed, while organic pores development improved significantly in the organic-rich shale. Pore types are mainly controlled by organic richness, thermal maturity and diagenetic evolution．

Key words:microscopic space types; organic pores; shale gas; Qiongzhusi formation; southern Sichuan basin