鄂西地区二叠系大隆组含气页岩岩相类型及储层特征

摘要：为研究鄂西地区上二叠统大隆组含气页岩岩相类型和储层特征，本文以鄂西地区恩施市恩地2井钻井岩心为研究对象，利用X射线衍射全岩矿物分析（XRD）、总有机碳（TOC）质量分数测定、镜质体反射率（Ro）测定、干酪根镜检、场发射扫描电镜（FE-SEM）观察、CO2和N2吸附实验、页岩含气量测定、微量元素测定等方法开展精细研究。结果显示：鄂西地区二叠系大隆组主要发育的岩相类型包括硅质岩相、黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相，其中黏土质硅质岩相是大隆组有机碳质量分数最高的岩相类型；大隆组页岩孔隙类型多样，微孔和介孔贡献了页岩主要的孔隙体积和孔比表面积；高有机碳和高黏土矿物有利于页岩气的聚集和页岩中微小孔隙（孔径＜50 nm）系统的建立，微孔和介孔中的吸附气是总含气量的重要组成部分。以含气量和有机碳质量分数为指标建立鄂西二叠系大隆组页岩评价标准，黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相为Ⅱ1类优势岩相类型，硅质岩为Ⅱ2类页岩气优势岩相类型，恩地2井1 241.0～1 250.4 m井段为页岩气“甜点段”。页岩微量元素和有机碳质量分数关系表明大隆组高有机质含量是高古生产力和水体还原环境的共同结果，其中高古生产力是有机质富集的主要原因。

关键词：鄂西地区；大隆组；页岩岩相；孔隙结构；含气性；储层

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230076

中图分类号：P586

文献标志码：A

Supported by the National Natrual Science

Foundation of China（42130803） and the Science and Research Project of Hubei Geological Bureau （KJ202316，KJ202314）

Lithofacies Types and Reservoir Characteristics of Gas-Bearing Shale of Permian Dalong Formation in Western Hubei

Xie Tong1， Chen Wei1， Pan Shiyang2， Shi Wanzhong3，4， Wang Yi1， Zhang Yanlin1， Duan Ke1，

Ren Zhijun1

1. Hubei Geological Survey， Wuhan 430034，China

2. Hubei Geological Research Laboratory， Wuhan 430034，China

3. School of Earth Resources， China University of Geosciences， Wuhan 430074， China

4. Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources （China University of Geosciences）， Ministry of Education， "Wuhan 430074， China

Abstract： To study the lithofacies types and reservoir characteristics of gas-bearing shale in the Upper Permian Dalong Formation in western Hubei area， the drilling cores of Endi 2 Well were taken as the research object and analyzed by whole rock X-ray diffraction， organic carbon content， vitrinite reflectance， kerogen microscopy， field emission scanning electron microscopy， carbon dioxide and nitrogen physical adsorption experiments， shale gas content and trace elements. The results show that the main lithofacies types of the Permian Dalong Formation in western Hubei include siliceous rocks， clayey siliceous rocks and mixed siliceous rocks， and the clayey siliceous lithofacies has the highest average organic carbon content. The shale of Dalong Formation has multiple pore types. Micropores and mesopores contribute to the main pore volume and specific surface area of shale. High organic carbon and clay mineral content are conducive to the accumulation of shale gas and the establishment of micro-pore system （pore size lt; 50 nm） in shale， and the adsorbed gas in micropores and mesopores is an important part of the total gas content. This paper established the evaluation criteria of Permian Dalong Formation shale in western Hubei based on gas content and TOC. The results show that clayey siliceous lithofacies and mixed siliceous lithofacies are Ⅱ1 class advantageous lithofacies types， siliceous lithofacies are Ⅱ2 class advantageous lithofacies types， and the 1 241.01 250.4 m section of Endi 2 Well is the “sweet section” of shale gas. The relationship between trace elements and organic carbon content of shale shows that the high organic matter content of Dalong Formation is the joint result of high productivity and water reduction environment， and the high ancient productivity is the main reason for the enrichment of organic matter.

Key words： western Hubei area; Dalong Formation; shale lithofacies; pore structure; gas-bearing property;reservoir

0 引言

中国是美国之外最大的页岩气生产国，近10年来，国内石油公司在四川盆地及其邻区实现了页岩气的有效开发和利用[1]。鄂西地区紧邻四川盆地，近些年多家企事业单位在宜昌、恩施等地区开展了针对震旦系—侏罗系多套页岩层系的调查评价工作，并在寒武系牛蹄塘组、志留系龙马溪组和二叠系大隆组获得了页岩气发现[23]。湖北省二叠系页岩气研究起步较晚，人们对其认识较薄弱，目前仅2019年和2021年在湖北恩施地区先后实施的恩地1井和恩地2井在二叠系大隆组获得了显著的页岩气发现[45]，2021年中国石化在湖北利川红星地区钻探的HY1井，在二叠系页岩获得了日产气8.9×104" m3[6]，页岩气试采效果显著。这不仅打破了中国南方页岩气“一层独辉”的局面，也为鄂西地区二叠系页岩气的勘探开发奠定了基础。

页岩岩相研究是页岩气勘探开发的基础，岩相主要受沉积环境的控制，其划分方案多样，大多以矿物组分为基础，进而引入有机质丰度、沉积构造、古生物等因素进行综合分类，不同类型的岩相储层特征具有差异性，岩相研究对于优质储层划分具有指导意义[710]。页岩气主要以吸附态或者游离态赋存于页岩储层孔隙中，具有自生自储、源储一体的特点[1]。页岩储层研究是页岩气勘探与开发的核心问题，主要包括有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度、岩石矿物成分、储集物性特征等多个方面[11]，全面多角度研究页岩储层，总结页岩气富集机理，是页岩气高效勘探的必要手段。

前人对于鄂西地区二叠系大隆组富有机质页岩岩相类型和储层综合研究较少，大多成果仅以地层露头剖面资料为基础，露头样品风化程度较高，测试结果不准确，且缺少关键的含气量数据，对下一步勘探开发指导意义不足。恩地2井位于鄂西地区恩施市，在1 204 ～1 256 m井段钻遇二叠系大隆组富有机质页岩，并获取了完整的岩心。恩地2井大隆组平均含气量为3.0 m3/t，最大含气量达到5.9 m3/t，截至2022年，恩地2井是鄂西地区解吸含气量最高的页岩气调查井。本文以恩地2井岩心为研究对象，先利用岩心观察、偏光显微镜观察、X射线衍射全岩矿物分析（XRD）等方法对大隆组地层岩相进行研究，然后采用总有机碳（TOC）质量分数测定、镜质体反射率（Ro）测定、场发射扫描电镜（FE-SEM）观察、岩石孔隙度测定、岩石渗透率测定、CO2和N2吸附实验、页岩含气量测定等手段，分析大隆组储层特征及优势岩相类型，最后根据岩石地球化学特征，探讨大隆组有机质富集机理，并开展该钻井页岩岩相划分、储层特征研究，确定优势岩相，以期对后续鄂西地区二叠系页岩气开发提供参考。

1 地质背景

研究区位于湖北省西南部地区（图1a），构造上属于中扬子区，西邻四川盆地，东南接江南雪峰推覆隆起带。侏罗纪末期的燕山褶皱运动造成了全区的强烈变形，形成了以北东向和北北东向为主的褶皱和断裂构造[13]。恩地2井位于花果坪复向斜带西部、白杨坪—椒园向斜带中段，受白杨坪—椒园向斜东侧大青山逆冲断层影响，该向斜呈现为西侧宽缓、东侧较紧闭的形态（图1b）。已部署的二维地震剖面显示，该区二叠系大隆组地震同相轴振幅较强且连续分布，未表现出明显的构造变形和破碎特征，可认为该区大隆组页岩构造保存条件较好。

晚二叠世，古特提斯洋打开，中上扬子区发生了大规模的陆内裂陷，研究区西侧发育开江—梁平海槽，研究区内发育城口—鄂西海槽（图1c）。在构造拉张作用背景下，城口—鄂西海槽一直保持到二叠纪末期[1314]，该裂陷槽主要分布在重庆奉节—湖北恩施—湖南张家界一带，走向为南南东—北北西方向。晚二叠世在裂陷槽内沉积了深水盆地相的黑色富含硅质和碳质的泥页岩，裂陷槽两侧主要沉积了碳酸盐岩台地相的灰色厚层含生物屑灰岩，利川地区局部沉积呈点状或条带状分布的生物礁灰岩。

2 样品采集及测试方法

恩地2井位于晚二叠世裂陷槽内沉积区，大隆组发育了富有机质页岩，从测井曲线（图2）可见深色泥岩段自然伽马表现为异常高值，深侧向和浅侧向电阻率值偏低；灰岩段自然伽马值偏低，深侧向和浅侧向电阻率较高，其中1 215.0 ～1 256.0 m井段获得页岩含气量较高，本次研究实验样品主要来自恩地2井大隆组含气层段。共完成120件岩心样品总有机碳含量测定、X射线衍射全岩矿物分析；34件样品干酪根显微组分分析；26样品件镜质体反射率测定；6件样品氩离子抛光场发射扫描电镜观察；7件样品二氧化碳和氮气吸附实验用于孔隙结构分析；23件页岩现场含气量测定实验；35件样品微量元素分析，样品位置如图2所示。

页岩X射线衍射全岩矿物分析，依据《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》（SY/T 5163—2018）[15]，在电压40 kV、电流40 mA的条件下，采用理学SmartLab SE型X射线衍射仪进行。有机碳质量分数测定，依据《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2022）[16]，采用日本岛津TOCL CPH SM5000总有机碳分析仪进行。干酪根显微组分测试，依据《透射光—荧光干酪根显微组分鉴定及类型划分方法》（SY/T 5125—2014）[17]，采用DMLD 型显微镜进行。镜质体反射率（Ro）测试，依据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》（SY/T 5124—2012）[18]，采用德国Leica MPM80体视显微镜进行。场发射扫描电镜观察采用EVO LS 15扫描电子显微镜系统，依据《油气储层砂岩样品扫描电子显微镜分析方法》（GB/T 18295—2001）[19]进行。低温低压二氧化碳和氮气吸附测试均采用Quantachrome仪器公司的Autosorb IQ3全自动比表面吸附仪，二氧化碳吸附测试以二氧化碳为吸附质，测定相对压力在0～0.03区间内对应的气体吸附量，应用DFT（density functional theory）模型处理数据，主要分析微孔孔隙体积和微孔比表面积；氮气吸附测试在液氮温度（-195.8 ℃）下测定氮气在不同压力下的吸附量和脱附量，应用BJH（Barret-Joyner-Halenda）模型计算孔隙体积及比表面积等相应参数。页岩微量元素分析，依据《硅酸盐岩石化学分析方法：第30部分： 44个元素量测定》（GB/T 14506.30—2010）[20]，采用电感耦合等离子体质谱仪进行。以上样品测试均在武汉新生纪科技有限公司完成。

页岩含气量测定采用重庆地质矿产研究院生产的页岩含气量测定仪，岩心从井口取出后首先放置在密封的钢制解吸罐内，然后用软管连接解吸罐和含气量测定仪，收集岩心逸出的气体并计算气体体积，再根据页岩起始解吸速率和损失气时间计算损失气量。本次采用的页岩总含气量为解吸气和损失气之和。该实验在钻井现场自然环境下完成，最终得到的气体体积均换算为标准状态（20 ℃，101.325 kPa）下的体积。

3 矿物特征与岩相划分

3.1 矿物组分

恩地2井大隆组页岩矿物组分以石英、黏土矿物、斜长石、方解石、白云石、黄铁矿和赤铁矿为主，个别样品检测出少量钾长石、菱铁矿、铁白云石和硬石膏。扫描电镜下石英通常呈不规则的多边形，偶见微裂缝发育，矿物粒径普遍介于1～10 μm之间，边缘呈次圆—次棱角状，能谱分析主要元素为O和Si（图3a、b）；黏土矿物大多呈条带状或絮状，具有成层性和较好的晶型结构，能谱分析主要元素为O、Al和Si（图3c、d）；白云石一般呈较规则的四边形，矿物粒径为1～20 μm，矿物内和矿物边缘常发育溶蚀孔洞，能谱分析主要元素为O、Mg和Ca（图3e、f）；方解石多呈不规则的多边形，矿物粒径为1～10 μm，矿物内常发育大小不一的溶蚀孔洞，能谱分析主要元素为C、O和Ca（图3g、h）。

由各矿物体积分数统计结果可知：石英体积分数为9.7%～87.2%，是大隆组页岩最主要的矿物成分，平均体积分数高达56.8%；黏土矿物体积分数为4.7%～80.0%，平均体积分数可达20.9%；斜长石体积分数为0.9%～22.9%，平均体积分数为6.5%；方解石体积分数为0.2%～38.4%，平均体积分数为7.3%；白云石体积分数为0.2%～48.6%，平均体积分数为3.9%；黄铁矿体积分数为0.8%～14.7%，平均体积分数为3.8%。由矿物组分分析结果可知，大隆组富有机质页岩层段是一套以石英和黏土矿物为主的硅质泥页岩。

3.2 岩相划分方案

富有机质页岩大多形成于凝缩段，一般具有非均质性较强的特点，划分页岩岩相类型对于预测储层“甜点段”有着重要的意义。国内外学者[2124]在页岩岩相划分方面所采用的方法还未形成统一标准，根据不同区域不同地层页岩特征，划分依据包括矿物成分、沉积结构、有机质丰度和生物特征等。国内学者[2526]已对扬子地区志留系龙马溪组页岩开展了较深入的页岩岩相划分研究，主要采用三端元图解划分岩相。鄂西地区晚二叠世主要沉积了黑色灰黑色薄层状含碳硅质泥岩，发育水平层理，钻井岩心和野外露头均未见到典型的沉积构造特征层段差异性，因此本次研究以硅酸盐矿物（石英+长石）、碳酸盐岩矿物（方解石+白云石）、黏土矿物三端元图解划分大隆组页岩岩相，共划分出4个岩相组合（大类）和16个岩相（类），具体划分方案见表1。

3.3 岩相特征

按照岩相划分方案[2324]分类统计恩地2井大隆组页岩岩相类型，结果（表1）显示大隆组富有机质页岩层段主要岩相组合为硅酸盐岩类，包括硅质岩相（S）、黏土质硅质岩相（S1）和混合质硅质岩相（S2），三者体积分数分别为35.8%、23.3%和21.7%。其他岩相组合多以夹层形式发育于大隆组地层中，单层厚度一般小于5 cm，钙质硅质岩相（S3）、如硅质黏土岩相（CM3）、黏土质硅质混合岩相（M2）、钙质硅质混合岩相（M3）等。相较于湖北宜昌和重庆涪陵地区龙马溪组页岩[2728]（图4a）和美国典型页岩[29]矿物组成（图4b）特征，恩地2井大隆组硅酸盐矿物体积分数较高，大隆组富有机质页岩硅酸盐矿物（石英+长石）体积分数普遍超过50%（表1），碳酸盐矿物和黏土矿物体积分数较少。

根据岩相垂向分布特征，可将恩地2井大隆组富有机质页岩层段划分为5个岩相组合段（图2、表2）。如表2所示：第②岩相组合段内岩性为灰色含生物屑粉晶灰岩，不含气，本文不作详细讨论；①③④⑤组合段内硅质岩相、黏土质硅质岩相、混合质硅质岩相为主要岩相类型，对这三种岩相特征详细阐述如下。

3.3.1 硅质岩相

该岩相类型在恩地2井大隆组第①和第④岩相组合段（1 252.8～1 255.2 m，1 230.0～1 241.0 m）岩相占比较高（表2）。该岩相中石英平均体积分数为75.2%，长石平均体积分数为4.7%，方解石平均体积分数为3.9%，白云石平均体积分数为2.0%，黄铁矿平均体积分数为3.1%，黏土矿物平均体积分数为11.1%。该岩相类型岩心为黑色（图5a），发育水平层理，见少量深灰色钙质纹层，局部见数条高角度裂隙（图5b），裂隙宽度一般不超过3 mm，均被方解石完全充填，岩心硬度大，较脆，大多沿层理面和高角度裂隙碎裂成数厘米的小块。镜下观察石英多呈不定形隐晶质结构，部分为微晶结构，可见大量圆状椭圆状硅质放射虫（图5c），反映出生物硅是大隆组硅质来源之一。

3.3.2 黏土质硅质岩相

该岩相在恩地2井大隆组第③岩相组合段（1 241.0～1 250.4 m）岩相占比最高（表2、图5d）。该岩相中石英平均体积分数为48.2%，长石平均体积分数为9.2%，方解石平均体积分数为3.0%，白云石平均体积分数为2.4%，黄铁矿平均体积分数为6.6%，黏土矿物平均体积分数为30.6%。该岩相岩心为黑色—灰黑色，水平层理较发育，发育星点状黄铁矿或透镜状黄铁矿集合体（图5e），局部见腕足生物碎片，放射虫富集层（单层1～5 cm）较发育，局部发育高角度裂缝和层理缝，被方解石完全充填，该段岩心硬度和脆性较硅质岩相明显减小，岩心较完整。镜下黏土质通常表现为深色鳞片状或网状分布（图5f）。

3.3.3 混合质硅质岩相

该岩相在恩地2井大隆组第③和第⑤岩相组合段（1 241.1～1 250.4 m，1 213.5～1 230.0 m）岩相占比较高（表2）。该岩相类型石英平均体积分数为58.7%，长石平均体积分数为7.4%，方解石平均体积分数为10.3%，白云石平均体积分数为4.0%，黄铁矿平均体积分数为4.8%，黏土矿物平均体积分数为14.8%。该岩相岩心为黑色—灰黑色（图5g），发育水平层理（图5h），夹较多灰质夹层，夹层中见生物屑（图5i），发育高角度裂隙和层理缝，被方解石完全充填。该井段岩相类型多，纵向变化快。镜下方解石通常为泥晶微晶结构，层理清晰，部分样品中见腕足生物化石碎片顺层分布，并被方解石交代。

4 储层特征

4.1 有机地球化学特征

4.1.1 有机质类型

在生物显微镜下将恩地2井大隆组页岩干酪根样品放大400～600倍进行观察，可见干酪根主要由棉絮状、团粒状腐泥组无定形体和少量无结构镜质体组成（图6）。测得Ⅰ型干酪根样品26件，类型指数[17]平均值为89.5，Ⅱ1型干酪根样品8件，类型指数平均值为77.5；说明研究区大隆组有机质主要来源于藻类、海洋浮游生物和少量孢子等，生烃潜力较大。大隆组页岩岩心和镜下观察均发现大量硅质放射虫等生物化石，表明大隆组具较高的初级生产力。前人[30]研究表明无定形有机质内常形成孔隙且面孔率高，是优质的页岩孔隙类型。

4.1.2 总有机碳质量分数

鄂西地区二叠系大隆组富有机质页岩具有有机碳质量分数显著高于扬子地区其他海相页岩层系的特点，前人[31]在湖北建始、恩施、鹤峰一带采集的页岩样品有机碳质量分数大多超过4%。恩地2井大隆组有机碳质量分数介于1.5%～19.5%之间，平均值为8.9%，其中在1 239.0 ～1 254.0 m井段，平均有机碳质量分数高达10.9%。综合分析页岩不同矿物组分和有机碳质量分数之间的关系（图7）可知：w（硅酸盐矿物）在0～60%区间与w（TOC）呈正相关关系，w（硅酸盐矿物）在60%～100%区间与w（TOC）呈负相关关系（图7a）；w（黏土矿物）在0～30%区间与w（TOC）呈正相关关系，w（黏土矿物）在40%～100%区间与w（TOC）呈负相关关系（图7b）；w（碳酸盐岩矿物）与w（TOC）之间未显示出明显的相关性（图7c）。虽然硅酸盐矿物和黏土矿物在不同体积分数区间表现出与w（TOC）不同的相关性，但w（硅酸盐矿物）在0～40%和w（黏土矿物）在40%～100%区间样品占比较小，可认为不具有统计学意义。主体数据投影位置显示，大隆组页岩w（TOC）与w（硅酸盐矿物）呈弱负相关关系，与w（黏土矿物）呈较明显的正相关关系。统计得出大隆组w（TOC）最高的岩相是黏土质硅质岩（图7d），即w（硅酸盐矿物）约60%，w（黏土矿物）约30%，w（碳酸盐岩矿物）小于5%的岩相类型;可见任何一种单一矿物类型高度富集均不利于有机质的富集。

4.1.3 有机质成熟度

镜质体反射率测定结果显示，恩地2井大隆组页岩Ro为

2.53%～2.79%，处于过成熟阶段早期，干酪根已经进入裂解生干气阶段；与四川盆地志留系龙马溪组Ro值（平均值为2.1%～3.0%）相近[32]，过成熟阶段是较有利于页岩气成藏的成熟度阶段。

4.2 孔隙结构

扫描电镜观察表明，大隆组富有机质页岩发育的孔隙类型包括粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝等，其中粒内孔主要包括溶蚀孔、黏土矿物层间孔和黄铁矿晶间孔，各孔隙类型特征如表3和图8所示，其中粒间孔和有机质孔是大隆组富有机质页岩分布最广的孔隙类型。大隆组石英、方解石等脆性矿物体积分数较高，矿物间常形成大小不一的粒间孔，尤其是以石英为主的硅质矿物形成的刚性孔隙骨架，

刚性孔隙骨架

可以减少在成岩过程中孔隙被压实改造。大隆组页岩有机质体积分数高，大多与黄铁矿和黏土矿物交织共生，主要呈条带状或破碎状充填在矿物粒间或裂缝内，当Ro≥0.6%时，因生烃热演化过程中的有机质消耗和成分收缩，有机质内常发育孔隙，有机质孔是大隆组泥页岩最主要的孔隙类型。观察发现大隆组的有机质大多难以辨别其生物的原始结构，因此大隆组页岩中的有机质孔隙属于次生有机质孔隙，是有机质热演化和烃类排出机制致使有机质内形成椭圆形麻点状或撕裂状的孔隙。大隆组有机质孔孔径分布在1～200 nm之间，大量的微孔和介孔均形成于有机质孔内，增加了气体吸附比表面积，且其油性表面更有利于烃类气体的吸附[33]。

恩地2井大隆组页岩氮气、二氧化碳吸附实验结果（表4）显示页岩中微孔（孔径＜2 nm）、介孔（2nm≤孔径lt;50 nm）和宏孔（≥50 nm）均有发育，孔隙体积和孔比表面积均表现出由大隆组顶至底逐渐增大的趋势。大隆组页岩孔隙中介孔是页岩孔隙总体积的主要贡献者，计算得知平均贡献为69%，微孔平均贡献为23%，宏孔平均贡献为8%（图9a）；微孔是页岩孔隙总比表面积的主要贡献者，计算得知平均贡献为60%，介孔平均贡献为39%，宏孔平均贡献小于1%（图9b）。

统计各孔隙参数与矿物成分之间的关系（图10）发现，恩地2井大隆组页岩BET比表面积，微孔和介孔的孔隙体积、孔比表面积均与黏土矿物体积分数呈正相关（图10a、b、c、e、f），并与碳酸盐岩矿物和硅酸盐矿物呈负相关，而宏孔的孔隙体积和孔比表面积与各矿物组成无明显的相关性（图10d、g）。统计孔隙参数与w（TOC）的关系发现，页岩微孔、介孔孔隙体积与w（TOC）呈明显正相关性，页岩BET比表面积、微孔比表面积、介孔比表面积与w（TOC）均呈明显的正相关性，而宏孔的孔隙体积和孔比表面积均未与w（TOC）表现出明显的相关性（图10h、i）。以上结果表明，微孔和介孔是大隆组页岩气最主要的赋存空间类型，页岩中黏土矿物和有机碳的富集有利于页岩在成岩与生烃演化过程中微孔和介孔的形成。吸附态是页岩气聚集的主要方式之一，当页岩气吸附在孔隙表面，由于其特殊的物理状态，不容易在构造演化中流失，微孔和介孔这种纳米级孔隙可为页岩气的储集提供大量的可吸附表面，是页岩优质的储集孔隙类型，因此微孔和介孔的发育程度是判断页岩储集条件的重要标准之一。

4.3 含气性

资料[34]显示，湖北恩施地区地温梯度约1.8 ℃/hm。

本次页岩含气量测定实验共经过两个温度的解吸阶段，分别为38 ℃（地温阶段）和90 ℃（高温阶段）（图11，表5）。

38 ℃为模拟钻井大隆组地层温度（即地温阶段），此阶段解吸速度用于计算含气量测定实验开始前页岩气损失气量;90 ℃高温加热是为了加速页岩气的解吸附过程，以满足钻探工程进度要求。含气量测定实验开始后，当地温阶段单小时收集气体体积小于50×10-3 m3时，则开始高温解吸阶段;当高温解吸阶段单小时收集气体体积小于5×10-3 m3时，则结束整个含气量测定实验。

该实验现场得到了岩心初始气体解吸附速度、损失时间、解吸附时间、解吸附气量和岩心质量等数据。

先利用初始气体解吸附速率和损失时间计算出损失气量，再用损失气量加岩心解吸附气量，最后结合岩心样品质量计算出单位质量岩心含气量，含气量单位为m3/t。

页岩气解吸附遵循由宏孔至微孔、由游离气至吸附气的过程[3536]。损失气时间和地温阶段解吸初期，释放的气体主要是页岩中裂缝和连通性较好的宏孔中的游离气；地温阶段解吸中期主要是页岩宏孔、微裂隙和少量介孔中的游离气和吸附气；高温解吸阶段是本次实验的关键阶段，释放的气体主要来自介孔和微孔的吸附气，该阶段是一个漫长的气体扩散释放过程，高温可以降低页岩的吸附量，加速解吸附过程[35]。本次解吸实验高温阶段解吸气量可以反映出页岩小孔径内的吸附气量，统计可知，恩地2井大隆组高温阶段解吸气含量占总含气量比例平均为53%，高温解吸气占比与黏土矿物体积分数、w（TOC）和含气量均表现正相关性（图12a、b）；证明大隆组微孔和介孔中的吸附气是总含气量的重要组成部分，高体积分数的黏土矿物和有机质有利于大隆组微小孔隙系统的建立。恩地2井在1 215.0～1 253.0 m层段岩心含气量介于1.6～5.9 m3/t之间，平均值为3.0 m3/t，总含气量与w（TOC）呈较明显的正相关关系（图12c）。结合全岩X射线衍射矿物数据分析，恩地2井大隆组总含气量与黏土矿物体积分数呈正相关关系，与硅酸盐矿物呈负相关关系，与碳酸盐矿物没有较明显的相关性（图12d）；也可说明黏土矿物是研究区大隆组页岩气富集的关键矿物类型。

5 页岩气富集优势岩相

国内外目前大多观点[3，8，2728]认为，形成具有商业开采价值的页岩气基本条件包括高含气量、高有机质丰度、较高热成熟度和高硅质矿物。鄂西地区大隆组页岩Ro介于2.2%～2.8%之间，总体处于过成熟阶段早期，是较有利于页岩气成藏的成熟度阶段。恩地2井矿物组分数据显示，恩施地区大隆组含气层段页岩硅质含量高，硅酸盐矿物体积分数平均达到66%。因此页岩成熟度和硅质矿物体积分数为本次评价的常量指标，页岩含气量和有机碳质量分数是评价主要参考的变量指标。

页岩含气量是判断页岩的是否具有经济开采价值的最有效、最直接的指标。北美已商业开发的页岩气层含气量主要为1～9 m3/t，中国南方页岩气田志留系龙马溪组海相页岩的含气量为2～3 m3/t[28]，鄂西地区目前已实施的10余口针对二叠系的页岩气地质调查井现场解吸含气量为1～6 m3/t，大多为2～4 m3/t。国内外油气田常用标准[27， 37]认为Ⅰ类优势岩相的页岩含气量＞4 m3/t，Ⅱ类优质岩相的页岩含气量为2～4 m3/t。恩地2井页岩含气量测定实验中有3个样品含气量超过4 m3/t，其中2个样品岩相类型为混合质硅质岩，1个样品岩相类型为黏土质硅质岩，其余岩相类型样品平均含气量均未超过4 m3/t；为了进一步划分，将含气量介于3～4 m3/t之间定义为Ⅱ1类优质岩相，含气量介于2～3 m3/t之间的定义为Ⅱ2类优质岩相。

国内外学者根据不同地区和不同层位页岩气勘探开发实践总结出了不同的有机碳质量分数评价标准，目前大多学者认为具有商业开采潜力的页岩气藏w（TOC）应不小于2%[28]，如果页岩的有效厚度较小，则商业开采的w（TOC）下限应进一步提高。鄂西地区二叠系大隆组页岩有机碳质量分数高，有效页岩层段相对较薄（＜30 m），由图12c可知恩地2井总含气量与w（TOC）呈正相关，当页岩样品w（TOC）超过10%，页岩含气量显著增加，平均可达3.7 m3/t，w（TOC）小于10%的页岩样品，平均含气量为2.4 m3/t，w（TOC）小于4%的页岩样品，平均含气量仅为1.9 m3/t；因此本次评价认为湖北恩施地区大隆组Ⅰ类优势岩相的页岩w（TOC）应大于10%，Ⅱ类优质岩相的页岩w（TOC）分布在4%～10%之间，其中4%～7%为Ⅱ2类，7%～10%为Ⅱ1类。统计结果（表6）显示：恩地2井大隆组黏土质硅质岩相w（TOC）平均为12.6%，达到Ⅰ类优势岩相标准；混合质硅质岩相和硅质岩相w（TOC）平均分别为9.0%和7.4%，均达到Ⅱ1类优势岩相标准。

选取w（TOC）和总含气量指标评价下限作为综合评价结果，认为鄂西恩施地区二叠系大隆组黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相属于Ⅱ1类页岩气优势岩相，硅质岩相属于Ⅱ2类页岩气优势岩相类型，黏土质硅质岩有机碳质量分数较混合质硅质岩更高；因此黏土质硅质岩相为鄂西恩施地区二叠系大隆组页岩气富集最优质岩相类型。恩地2井黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相占比最高的井段位于1 241.0 ～1 250.4 m，该井段灰岩夹层少，大隆组富有机质页岩w（TOC）平均为11.1%，含气量平均为3.5 m3/t，最大可达5.9 m3/t，是湖北恩施地区大隆组页岩气最有利的层段，亦可称为“甜点段”。确定页岩储层“甜点段”对于页岩气的高效开发至关重要。

6 有机质富集机理探讨

含气量是判断页岩是否经济可采的关键指标[27]。综合本次研究的各项数据，认为湖北恩施地区二叠系大隆组w（TOC）直接影响含气量（图10a），w（TOC）是评判鄂西地区大隆组页岩优劣最有效的指标之一;因此大隆组有机碳富集机理是值得我们探讨的方向，包括影响大隆组页岩有机碳富集的主要因素是高古生产力还是缺氧环境，以及高有机碳质量分数是否与富硅质的特性相关等。前人[3840]对中扬子地区晚二叠世硅质成因看法各异，通过元素地球化学特征分析，得出的结论主要包括生物成因、热液成因、上升流成因等。

笔者认为恩施地区二叠系大隆组高硅质的形成主要与峨眉山地幔柱活动和相伴生的热液活动相关；鄂西恩施地区晚二叠世位于裂陷槽内部，硅质岩沉积于碳酸盐岩补偿界面之下，海底热液携带富硅的营养物质上涌，致使该时期藻类、放射虫等硅质生物繁盛，在大隆组岩心上可以观察到富硅质放射虫的条带；海水富硅是晚二叠世硅质生物繁盛和大隆组页岩富硅的根本原因，也是硅质生物繁盛的主要原因，恩地2井大隆组硅酸盐矿物体积分数与w（TOC）并未呈明显的正相关关系，反而部分极高硅酸盐矿物体积分数样品有机碳质量分数较低，因此笔者认为大隆组有机质富集与硅质事件无直接关系。

沉积环境控制着页岩有机碳质量分数，鄂西大隆组页岩沉积在台地坳陷地区缺（贫）氧而富硫的还原环境中，构造运动伴随的上升流提供大量的富硅营养物质，缺氧的环境有利于有机质的保存，陆源碎屑含量整体较低[38， 41]。恩地2井大隆组有机质类型主要为Ⅰ型干酪根，镜下观察为弥散状的无定形体，扫描电镜下可以观察到有机质填充在石英、方解石等矿物间，并与层状黏土矿物交互共生。研究[27]表明，黏土矿物对有机质具有较强的吸附作用，恩地2井大隆组w（TOC）与黏土矿物体积分数呈正相关关系，证明了高黏土矿物体积分数有利于有机质的吸附和保存。

古生产力反映了单位水体面积产生有机质的速度[42]，依据大隆组微量元素分析结果，可探讨其沉积环境和古生产力水平。Ni、Zn和Cu通常会以硫化物的形式保存在沉积物中，其质量分数可作为评价初级生产力的替代指标[43]。

恩地2井大隆组中，Ni、Zn和Cu质量分数反映该组中古生产力由底至顶逐渐降低，其中在1 230.0 ～1 250.0 m井段较高。

U、Mo、V等元素在还原条件下的水体中容易沉积下来，因此其元素质量分数可用来指示水体的氧化还原环境[44]。另外一些元素的比值也常作为水体的氧化还原指标，如V/（V+Ni）、V/Cr、U/Th和Ni/Co值[4547]，具体来讲：V/（V+Ni）＜0.46指示水体处于氧化环境，V/（V+Ni）＞0.60指示水体处于缺氧环境，V/（V+Ni）在0.46～0.60之间指示水体处于次氧化环境；当V/Cr＞4.25时，指示水体缺氧，当V/Cr介于2.00～4.25之间时指示水体贫氧环境；U/Th＞1.25时指示还原环境，U/Th＜0.75时指示氧化环境；当Ni/Co＜5时，指示氧化环境，Ni/Co值介于5～7之间时，指示贫氧环境，当Ni/Co≥7时，指示缺氧环境。分析大隆组各氧化还原指标值垂向变化特征（表7，图13），其中V/（V+Ni）与U/Th值显示大隆组富有机质页岩段完全处于缺氧的还原环境，仅在局部指示为氧化还原环境；而V/Cr、Ni/Co值显示大隆组主体处于缺氧的还原环境，但在部分层段存在间歇性氧化还原环境和氧化环境水体。

结合有机碳质量分数数据分析，恩地2井大隆组w（TOC）与古生产力指标Ni、Zn和Cu元素质量分数均表现为正相关性（图14a）；w（TOC）与氧化还原指标V、Mo和Ni/Co（图14b、c）指示的还原性呈正相关关系，与U、V/Cr和U/Th值指示的水体还原性呈负相关关系，与V/（V+Ni）值无明显相关性。因此认为该区大隆组高有机质含量是高生产力和水体还原环境的共同结果，其中高生产力是有机质富集的更重要原因。

大隆组中下段（1 239.0 ～1 255.0 m）岩心可以观察到较多灰绿色斑脱岩夹层，夹层单层厚度1～3 mm，研究区二叠世晚期受到峨眉山火山事件影响[4850]，火山灰带来大量的营养物质，使得该时期初级生产力提高，水体耗氧量增大以及大规模的海侵，导致底层水体处于缺氧的还原环境，有机质伴随着的黏土矿物较好地保存下来。

图例同图2。

7 结论

1）鄂西地区上二叠统大隆组富有机质页岩以硅质岩相、黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相为主，大隆组有机质类型主要为Ⅰ型，有机碳质量分数高，w（TOC）平均为8.9%，Ro为2.53% ～2.79%，处于裂解生干气阶段。以总含气量和w（TOC）建立鄂西二叠系大隆组页岩评价标准，恩地2井大隆组页岩主要属于页岩气Ⅱ类优势岩相，黏土质硅质岩相和混合质硅质岩相平均含气量分布在3.0～4.0 m3/t之间，平均w（TOC）大于7.0%，为Ⅱ1类优势岩相类型，硅质岩平均含气量分布在2.0～3.0 m3/t之间，平均w（TOC）大于4%，为Ⅱ2类页岩气优势岩相类型，

恩地2井Ⅱ1类优势岩相主要分布在井深1 241.0～1 250.4 m段，该段为大隆组页岩气“甜点段”。

2）大隆组孔隙类型主要包括粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂隙，孔径由数纳米至数微米均有分布。介孔是大隆组页岩孔隙体积的主要贡献者，微孔是孔比表面积的主要贡献者。高有机碳质量分数和高黏土矿物体积分数有利于页岩中微小（孔径＜50 nm）孔隙系统的建立，微孔和介孔中的吸附气是总含气量的重要组成部分，大隆组高含气量页岩具有高黏土矿物体积分数和高有机碳质量分数的特征。

3）鄂西地区二叠系大隆组高硅质含量特征可能与峨眉山地幔柱活动和相伴生的热液活动相关，硅质热液和上升流是硅质生物繁盛和大隆组页岩富硅的根本原因，硅质含量与大隆组页岩有机质富集无明显相关性。大隆组硅质页岩高有机质含量是高生产力和水体还原环境的共同结果，高古生产力是有机质富集的更重要原因。构造演化过程中，大隆组富硅质页岩中脆性矿物组成的刚性格架可以减少有机质在压实作用和构造挤压作用下孔隙的闭合。因此鄂西地区大隆组优质页岩储层是有利的沉积环境以及后期成岩演化综合作用的结果。

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