四川盆地深层海相页岩地质特征及其含气量主控因素分析

王恩泽，郭彤楼，刘波，董晓霞，张南希，王同

(1.北京大学 地球与空间科学学院，北京，100871；2.中国石油化工股份有限公司 西南油气分公司，四川 成都，610041)

近年来，随着油气勘探开发技术的快速发展，页岩含油气逐渐成为了未来石油勘探与开发的最主要能源[1-9]。我国页岩气工业化勘探虽然起步晚于北美，但也在短时间内取得了举世瞩目的勘探成就[1]，截至2020年底，全球共有4个国家实现页岩气工业化开采，我国就是其中之一，年度产量达200×108m3[10]。在诸多含油气盆地和层系中，四川盆地中浅层(2 000～3 500 m)的海相五峰—龙马溪组页岩是我国目前最主要的勘探开发层系之一[10]。随着勘探开发程度以及对能源需求提升，深层(深度介于3 500～4 500 m)海相页岩油气勘探是必然趋势[11-13]。研究表明，四川盆地南部深层龙马溪组页岩气资源量约为16.3×1012m3，占区域总资源量的84%，深层海相页岩气勘探潜力巨大。然而，目前对于深层海相页岩含油气系统的研究仍然较少，对深层海相页岩物性和含气量的主控因素、与中浅层海相页岩气地质特征及含气量的差异不清楚。为此，本文作者通过四川盆地东南部林滩场构造最新探井资料，系统阐明深层海相页岩气层地质特征，识别不同的岩相，探讨深层海相页岩气藏物性和含气量的主控因素，建立含气量定量预测模型，对比深层与中浅层海相页岩气层系地质特征及含气量差别，以便深化对深层海相页岩气系统的认识，并为未来相关页岩气勘探和开发提供理论支持。

1 区域地质概况

四川盆地是我国天然气资源最丰富，勘探潜力最大的含油气盆地之一，面积约为18×104km2[14-15]。龙马溪组页岩是盆地目前页岩气最主要的产层，其在盆地内厚度分布在50～600 m 之间，深度范围为2 000～7 000 m，主体岩性为粉砂岩、灰黑色和黑色页岩，页岩、粉砂岩互层。龙马溪组页岩目前普遍进入成熟—高(过)成熟阶段，等效镜质体反射率为2.0%～3.6%[16]。研究区为四川盆地东南部林滩场构造(图1(a))，区域构造上位于川东南隔挡式断褶带与黔北坳陷的交汇处，受川东南构造演化的影响，主体发育NE 和NW 向断裂，其中NE 向断裂多为基底高角度逆冲断裂[17]。LA井位于林滩常构造南部，整体处于构造平缓部位，龙马溪组一段(龙一段)埋深较大(大于4 000 m)，主要为黑色页岩。根据深度和岩性特征，将龙一段进一步细分为上、中、下亚段，龙一下亚段可见薄层灰黑色钙质页岩(图2(c))。

图1 研究区位置及LA井龙一段测井综合柱状图Fig.1 Location of study area and LA well and strata column of the first member of Longmaxi Formation

2 深层海相页岩气层地质特征

2.1 岩相划分标准及方法

不同岩相往往反映了差异的沉积环境，进而导致不同的含气地质特征[10]。虽然人们对页岩岩相研究起步较早[18]，但目前仍然处于探索阶段[19-20]，尚未形成统一标准。前人从不同角度提出了诸多岩相划分方法，如：HAN 等[21]从矿物成分的角度对五峰—龙马溪组页岩对岩相进行了划分；在HAN 等[21]基础上，ZHANG 等[22]加入有机碳质量分数作为岩相划分的参数之一，对龙马溪组页岩的岩相重新进行了划分；武瑾等[23]采用了类似方法对鄂尔多斯盆地二叠系山西组页岩岩相进行了划分。实践证明，虽然划分标准有所不同，但均可有效区分不同沉积环境下页岩岩相，是页岩地质特征精细化研究的重要手段。

本文借鉴前人岩相划分的方法和思路，采用矿物类型和有机质丰度对龙一段的岩相进行识别和划分(图2)，在矿物学三端元划分方法的基础上，选取TOC质量分数为2%作为富有机质和贫有机质的界限[24]，进而对岩相进行精细化划分。

图2 页岩岩相划分标准示意图(据文献[23]修改)Fig.2 Lithofacies classification standard of shale in this paper (modified from Ref.[23])

2.2 矿物质量分数

XRD 是表征页岩矿物质量分数最常用且有效的手段。研究区龙一段不同类型矿物质量分数有明显差异。黏土矿物质量分数最高，分布范围为1%～62%，均值为44%。其次为硅质矿物(28%～72%，均值为40%)，其中，石英的质量分数较高(21%～67%，均值为32%)，长石类矿物以斜长石为主(3%～14%，均值为8%)，钾长石质量分数较低。钙质矿物质量分数较低(4%～31%，均值为13%)，其中以方解石为主(4%～17%，均值为10%)。

研究区龙一段深层海相页岩岩石学三角图如图3所示[24]。根据不同矿物质量分数，研究区共可识别出3 类页岩，分别为硅质页岩(S)，混合质页岩(M)和黏土页岩(C)。

图3 林滩场构造LA井龙马溪组页岩矿物质量分数三角图(据文献[24]修改)Fig.3 Ternary diagram of mineral composition of Longmaxi shale of LA well in the Lintanchang Area(modified from Ref.[24])

2.3 有机质丰度

有机质丰度是决定油气藏资源潜力最主要的因素之一[25-26]，研究区深层龙一段TOC 丰度分布范围为0.65%～6.43%，均值为2.45%，显示出较大差异。在矿物质量分数分类的基础上，不同类型页岩的TOC 丰度有明显不同(图4)。硅质页岩的TOC 丰度明显比混合和黏土页岩的高，均值为5.4%；混合页岩的TOC 丰度比硅质页岩的低，均值为3.0%；而黏土页岩的有机质丰度最低，均值仅为1.3%。根据前人标准，本文以TOC 为2%作为有机质丰度划分的边界值，由此可以进一步区分出4类岩相，分别为富有机质硅质页岩(RS)、富有机质混合页岩(RM)、贫有机质混合页岩(LM)和贫有机质黏土页岩(LC)。

图4 林滩场构造LA井龙马溪组页岩不同岩相页岩TOC丰度箱型图Fig.4 Box plot showing the TOC contents of different lithofacies of Longmaxi shale of LA well in the Lintanchang Area

2.4 物性特征

页岩物性决定页岩储集性能，是评价优质资源甜点区的重要参数[27-30]。研究区深层龙一段孔隙度分布范围为0.52%～10.81%，均值为3.75%。不同岩相页岩孔隙度有明显不同，其中，RS 页岩孔隙度最高，均值为8.62%，其次为RM 页岩，孔隙度均值为7.31%。LM 和CM 页岩的孔隙度均值分别为2.61%和2.08%，明显比前2种页岩的低。

2.5 孔隙形貌和类型定性表征

为了更好地研究区深层海相页岩孔隙类型，本文采取前人对页岩孔隙的分类方法[18]，将页岩孔隙分为3 种类型：有机质孔(OM 孔隙)、骨架颗粒相关孔隙(FM 孔隙)和黏土矿物相关孔(CM 孔隙)。研究区龙一段页岩FE—SEM扫描电镜结果如图5所示。

通过SEM 观察，不同岩相页岩的孔隙类型有明显差异。对于RS 和RM 页岩而言，OM 孔在有机质中大量分布，孔隙形状多样，呈多边形状和不规则状，孔径分布范围较大，从几十纳米到上百纳米不等，可见部分孔隙连片的情况(图5(a)和图5(d))。同时，FM 和CM 孔隙在2 类岩相中也可以观察到。FM孔主要以粒内溶孔的形式存在，孔隙形状不规则，孔径相对较小，一般为几十纳米，且一般孤立存在(图5(b))。CM 孔隙主要为黏土矿物之间出现的晶间孔(图5(c))和黏土矿物与骨架颗粒边缘或者黏土矿物之间的边缘缝(图5(f))。对于LM和LC页岩，其FM和CM孔隙与RS和RM页岩孔隙发育情况较相似(图5(h)，(i)，(k)，(m))，而OM 孔隙的发育程度明显较差，仅有少量孤立的OM 孔发育(图5(g)，(j))，反映 出LM 和LC 页岩TOC 丰度远比RS 和RM 页岩相的低，导致OM 孔产生的物质基础有差距，单位有机质孔隙发育情况较差。

图5 林滩场构造LA井龙马溪组页岩SEM图Fig.5 SEM images of Longmaxi shale of LA well in the Lintanchang Area

2.6 孔隙结构定量表征

N2吸附是目前定量表征孔隙结构的最主要手段之一[31]。研究区样品N2吸附曲线和孔径分布如图6所示。根据IUPAC 提出的N2吸附等温线分类方案，研究区龙一段页岩属于典型的IV 型逆S 型曲线(图6)[24]。在相对压力(P/P0)较低时，吸附量变化缓慢，表明样品中存在微孔。当相对压力(P/P0)进一步提升到0.4～0.5 时，吸附和脱附曲线开始分离形成迟滞环；当相对压力继续提高时，氮气吸附量上升明显，表明页岩样品中存在一定数量的中孔和较大孔隙。研究区页岩迟滞环属于H2和H3混合型的迟滞环，指示存在墨水瓶、狭缝状以及平行板状孔隙。

图6 林滩场构造LA井龙马溪组页岩氮气吸附曲线及孔隙分布(据文献[24]修改)Fig.6 Typical Nitrogen adsorption curves and pore distribution of Longmaxi shale of LA well in Lintanchang Area

另外，研究区页岩样品微分孔容和孔径的分布表明，样品中的孔主要以孔径为2～5 nm 的纳米孔为主，孔径大于10 nm的孔隙在整体孔隙系统中占比较小。

研究区页岩比表面积和孔体积分布如图7所示。从图7可见：孔体积分布范围为0.85～2.22 cm3/(100 g)，均值为1.45 cm3/(100 g)；比表面积分布范围为7.59～31.86 m2/g，均值为16.41 m2/g。整体而言，比表面积和孔体积呈现较好的正相关性，不同岩相页岩的孔体积和比表面积差异明显，RS页岩和RM页岩的比表面积和孔体积明显比LM和LC页岩的高。

图7 林滩场构造LA井龙马溪组页岩孔隙体积-比表面积分布散点图Fig.7 Plot of pore volume and specific surface area of Longmaxi shale of LA well in the Lintanchang Area

3 讨论

3.1 深层海相页岩储层分形特征

分形理论最初由MANDELBROT 等[32]提出，用来描述物品的自相似性，自PFEIFERPER等[33]报道储层孔隙网络具有分形性质之后，分形理论被广泛应用于表征储层孔隙网络的自相似性和复杂性。一般而言，多孔介质的分形维数在2～3之间[34]；当分形维数接近2时，孔隙网络自相似性强，孔隙形状规则；当分形维数接近3时，孔隙网络自相似性弱，孔隙形状不规则。因此，分形维数是一个连接孔隙结构和常规储层参数的有效指标[35-37]。

目前，诸多孔隙定量表征的手段都可以与分形理论相结合。对于N2吸附，分形维数的计算式见式(1)和式(2)[37]。

式中：V为P压力下氮气气体的吸附体积；V0为单个分子层的体积；P0为气体饱和压力；P为平衡压强；C为常数；K为相对于的斜率；D为样品的分形维数；K为式(1)中直线斜率。依据式(1)，理论上，当孔隙网络呈现分形特征时，和应当呈现线性相关性，因此，可以求取式(1)中的直线斜率K。而样品的分形维数即可通过式(2)计算得出。

通过式(1)和式(2)，计算研究区深层海相页岩的分形维数，其计算结果和孔隙结构参数如表1所示。

表1 四川盆地东南缘林滩场构造LA井深层龙马溪组页岩储层物性、孔隙结构参数及分形维数特征Table 1 Physical properties,pore structure parameters,and fractal dimension features of Longmaxi shale of LA well in the Lintanchang Area in the southeast of the Sichuan Basin

总体而言，研究区页岩样品分形维数分布较集中，分布范围为2.66～2.78，说明由于OM 孔、FM 孔和CM 孔多种类型并存，导致储层的孔隙网络较复杂，与前面SEM 观察结果较一致；同时，不同岩相页岩分形维数也有所区别，如RS 和RM页岩的分形维数较大，为2.77～2.78，而LM 和LC页岩分形维数均值分别为2.72 和2.71，表明由于OM孔发育情况的差异，导致孔隙结构复杂程度不同。对于RS和RM页岩而言，由于OM孔较发育，一些连片发育的OM孔会彼此接触结合，进而形成孔径较大的OM孔(图5(a))；对于LM和LC页岩而言，OM孔发育情况较差，孔隙结构主要表现为孤立的OM，FM 和CM 孔，很少形成连片大孔的情况，因此，样品分形维数更低。

3.2 页岩物性和孔隙结构参数影响因素

由于页岩具有自生自储的特点，其物性和孔隙结构参数对于表征页岩气储集性能和资源潜力有着重要的指示作用。为了分析研究区深层海相页岩物性和孔隙结构参数的主控因素，对比分析不同影响因素(TOC 丰度、石英质量分数、黏土矿物质量分数和分形维数)与物性、孔隙结构参数之间的关系，见图8。

图8 林滩场构造LA井龙马溪组页岩物性与孔隙参数相关性分析图Fig.8 Correlation analysis of physical properties and pore structure parameters of Longmaxi shale of LA well in the Lintanchang Area

孔隙度、孔隙体积与比表面积与TOC 丰度相关分析显示，海相页岩TOC 丰度是物性和孔隙结构参数(孔体积和比表面积)的主要控制因素之一，这表明OM孔在孔隙系统中占有主导地位，对页岩物性贡献较大；较高的TOC 丰度可以为OM 孔的形成提供物质基础，控制作用明显。石英质量分数对页岩物性和孔隙结构参数也有重要影响，主要体现在2个方面：1) 较高的石英质量分数可以提升储层的抗压实能力，使页岩中有机质转化和成岩演化过程中产生的OM 孔和CM 孔能较好地保存；2) 前人研究认为龙马溪组页岩的硅质普遍来源于生物硅[14]，因此，较高的石英质量分数往往指示了较强的古生产力，可见，较高的石英质量分数往往伴随着较高的TOC丰度。

与石英质量分数相反，黏土矿物的质量分数与孔隙度、比表面积以及孔体积均呈现有较明显的负相关性关系。这主要是因为：1) 黏土矿物因自身性质对压实作用的抵抗力较弱，较高的黏土矿物质量分数不利于页岩演化过程中产生的孔隙保存；2) 对龙马溪组页岩而言，高质量分数的黏土矿物往往指示了较大的陆源碎屑输入量，输入的陆源碎屑在一定程度上会稀释有机质，降低页岩的TOC 丰度，进而影响OM 孔的形成。因此，黏土矿物质量分数对于页岩的物性和孔隙结构表现出负相关性关系。

分形维数和储层的物性以及孔隙结构具有较明显的正相关性。如前所述，储层的分形维数主要受孔隙网络复杂程度的影响，当OM 孔较发育时，储层孔隙网络更复杂，分形维数较高；当OM孔发育情况较差时，储层网络较为均质，分形维数较低。因此，分形维数整体上与储层物性及孔隙结构参数具有较明显的正相关性关系，这与LIU等[38]的部分研究结果一致，即分形维数和孔隙结构参数具有正相关关系；本文结果与LIU等[38]的研究结果区别在于：本文结果表明分形维数与孔隙度呈现正相关关系，而前人研究为负相关关系。究其原因是本文样品主要以微孔为主，宏孔对于物性和孔隙结构参数的影响较小，而LIU等[38]的研究样品内宏孔占比更高，因此呈现不同的规律。总体而言，针对不同孔隙结构的样品，需就分形维数对物性和孔隙结构参数的作用进行具体分析。

3.3 页岩含气量影响因素

页岩的含气量是考量页岩资源潜力最直接的指标，研究区不同影响因素和含气量的相关性关系如图9所示。从图9可见：整体上，含气量和TOC 丰度以及孔隙度均具有非常明显的正相关性关系(图9(a)和图9(b))，考虑到孔隙度和TOC 丰度相关联，可以认为有机质丰度是决定研究区深层海相页岩含气量最主要因素，这与前人对于中浅层海相页岩气系统的研究结果一致。

另外，页岩中的水对于含气量也有着不可忽略的影响。研究区页岩的含水饱和度和含气量呈现较弱的负相关关系(图9(c))。其主要是由于在实际地质条件下，页岩储层中均含有一定数量的水，储层中的水以充填或吸附的状态赋存在孔隙中，而当孔隙存在水时，水分子会和甲烷分子竞争吸附位点，从而导致页岩对甲烷的吸附能力下降[39]。

图9 林滩场构造LA井龙马溪组页岩含气量主控因素Fig.9 Gas content correlation analysis of Longmaxi shale of LA well in the Lintanchang Area

为了更准确地定量表征不同影响因素对含气量的控制作用，本文通过SPSS软件对含气量和地质因素进行多元回归分析，分析多变量对含气量的影响效果[2]，并构建针对研究区深层海相页岩的含气量预测模型：

式中：Q为页岩样品含气量；φ为孔隙度；Sw为含水饱和度；w(TOC)为TOC丰度。

式(3)中，不同因素前系数的绝对值代表影响因素的比重，系数的正负分别表示影响因素为建设性因素和破坏性因素。据式(3)可知，TOC 丰度是最主要的正向因素，而含水量虽然对于含气量有负面影响，但是其影响远小于TOC 丰度和孔隙度产生的影响。针对本研究区，RS 和RM 页岩是最有利的岩相，具有较高含气量和较强的潜在勘探潜力。

3.4 深层与浅层海相页岩气系统地质特征对比

为了揭示深层和中浅层海相页岩气系统含气地质特征的差异性，选择四川盆地不同压力系统区探井进行对比分析，结果如表2所示[24,40]。

压力系数是页岩气层系保存条件的综合体现。前人研究认为，相比中浅层海相页岩气系统，深层页岩气系统的压力系数明显更高[11]。以林滩场构造为例，LA 井龙一段深度普遍大于4000 m，压力系数约为1.6[17,24]，明显比同一地区深度在3 000 m 左右的LB 井的压力系数高(约为1.0)[17,24]。从表2可见：页岩含气量、孔隙度随着压力系数的增加呈现明显上升趋势。为了进一步探讨压力系数对于页岩含气量的影响，选取四川盆地南部不同压力系数的探井进行对比，并提出TOC指数(含气量与TOC丰度之比)和孔隙度指数(含气量与孔隙度之比)这2 个评价指标，以消除TOC 丰度和孔隙度差异对于含气量的影响。这2个指数越大，表明单位TOC丰度(孔隙度)提供的含气量越大。对比不同压力系数探井的单位TOC 含气指数和单位孔隙度含气指数，结果如图10所示[40]。从图10可见：随着压力系数增大，TOC 指数和孔隙度指数呈现明显增大的趋势(图10(a)和图10(b))，3 口井(PA，JA 和LA)的TOC 指数均值分别为0.88，2.19 和3.05；孔隙度指数均值分别为0.80，1.38 和1.81，表明随着埋藏深度增加，保存条件变好，压力系数增大，含气量明显升高。因此，相比于中浅层页岩气系统，深层海相页岩气系统具有更广阔的资源前景。然而，需强调的是，四川盆地深层页岩热演化程度存在差异。王玉满等[41]提出海相页岩镜质体反射率(Ro)大于3.5%时会出现有机质碳化，使有机质孔数量大幅度降低。因此，在深层页岩气勘探过程中，也应注意热演化成熟度不可过高。

表2 四川盆地不同压力系统探井地质特征及含气量对比Table 2 Comparison of geological features and gas content under different pressure system of Sichuan Basin

图10 不同压力系数下TOC指数和孔隙度指数分布图(JA和PA井数据来自文献[40])Fig.10 TOC content and porosity indexes distribution under different pressure coefficients of Sichuan Basin(data of JA and PA wells from Ref.[40])

4 结论

1) 依据矿物类型和有机质丰度对四川盆地东南部深层海相龙马溪组页岩进行评价分类，识别出4类岩相，即富有机质硅质页岩(RS)、富有机质混合页岩(RM)、贫有机质混合页岩(LM)和贫有机质黏土页岩(LC)。

2) 深层海相页岩中发育3种类型的孔隙，分别为有机质孔(OM 孔隙)、骨架颗粒相关孔隙(FM 孔隙)和黏土矿物相关孔(CM 孔隙)。不同岩相页岩FM 和CM 孔隙发育程度相近。4 种岩相页岩物性和孔隙结构参数差异主要由OM 孔隙发育差异引起。由于OM 孔隙较发育，RS 和RM 页岩的孔隙结构较LM和LC页岩的孔隙结构更复杂。

3) TOC 丰度是深层海相页岩物性、孔隙结构参数和含气量的主要控制因素，TOC 丰度越高，OM 孔隙越发育，页岩物性、孔隙结构参数越好，含气量越高。研究区RS 和RM 页岩是最有利的页岩岩相，具有较高的含气量和较强的勘探潜力。

4) 提出了TOC 指数、孔隙度指数这2 个指标以评价不同压力系数页岩的含气量。埋深增加，压力系数越高，这2个指数越高，表明相比于中浅层页岩气系统，深层海相页岩气系统可能具有更广阔的资源开发前景。