天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 7: 1274 - 1288

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.006

非常规天然气

常压页岩储层优势岩相孔隙结构表征及其影响因素——以川东南林滩场五峰组—龙马溪组为例

  • 李勇 , 1 ,
  • 何建华 , 1, 2 ,
  • 邓虎成 1, 2 ,
  • 马若龙 1 ,
  • 王琨瑜 1 ,
  • 李瑞雪 1, 2 ,
  • 赵雅绮 1 ,
  • 唐建明 3 ,
  • 陈鑫豪 1
展开
  • 1. 成都理工大学能源学院，四川 成都 610059
  • 2. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），四川 成都 610059
  • 3. 中国石化西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041
何建华（1990-），男，湖北荆州人，副研究员，主要从事非常规油气储层天然裂缝成因机制与定量表征、地应力场精细描述研究.E-mail： .

李勇（1999-），男，四川资阳人，硕士研究生，主要从事非常规油气储层评价研究. E-mail： .

收稿日期: 2023-01-07

  修回日期: 2023-02-27

  网络出版日期: 2023-07-13

收起

Pore structure characterization and its influencing factors in favorable lithofacies of normal pressure shale reservoirs： Case study of Wufeng-Longmaxi formations in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

  • Yong LI , 1 ,
  • Jianhua HE , 1, 2 ,
  • Hucheng DENG 1, 2 ,
  • Ruolong MA 1 ,
  • Kunyu WANG 1 ,
  • Ruixue LI 1, 2 ,
  • Yaqi ZHAO 1 ,
  • Jianming TANG 3 ,
  • Xinhao CHEN 1
Expand
  • 1. College of Energy，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 3. Exploration ＆ Production Research Institute，Southwest Petroleum Company，SINOPEC，Chengdu 610041，China

Received date: 2023-01-07

  Revised date: 2023-02-27

  Online published: 2023-07-13

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42072182)

the China Sichuan Provincial Science and Technology Department Key Seedling Project(2022JDRC0103)

Sichuan Province Outstanding Young Science and Technology Talents Project(2020JDJQ0058)

Fold

摘要

为明确常压页岩储层优势岩相孔隙结构特征及其主控因素。以川东南林滩场五峰组—龙马溪组海相页岩为例，定量表征了不同岩相的孔隙结构，并分析其主控因素及含气量差异性。结果表明：林滩场五峰组—龙马溪组岩相可划分为富有机质硅质页岩相（S⁃H）、富有机质混合页岩相（M⁃H）、贫有机质黏土质页岩相（C⁃L）和贫有机质混合页岩相（M⁃L）；4类岩相孔隙主要为墨水瓶状或狭缝状，林滩场南部孔隙分布以介孔为主，北部则以微孔和介孔为主，S⁃H和M⁃H岩相的连通性优于C⁃L和M⁃L岩相；S⁃H和M⁃H岩相孔隙主要受控于有机质，其次为脆性矿物含量，C⁃L和M⁃L岩相孔隙主要受控于有机质和黏土矿物含量；裂缝是影响孔隙参数的重要外因，林滩场北部页岩储层纵向上的含气性优于南部，推测是由内部极其发育的裂缝所导致。分析认为裂缝导致的气藏调整、孔隙泄压是造成林滩场南北地区孔隙参数、含气量、产量差异的重要原因，后续应注重裂缝和断层对其产能的综合影响。

关键词： 川东南; 林滩场地区; 五峰组—龙马溪组页岩; 孔隙特征; 常压页岩储层; 优势岩相

本文引用格式

李勇 , 何建华 , 邓虎成 , 马若龙 , 王琨瑜 , 李瑞雪 , 赵雅绮 , 唐建明 , 陈鑫豪 . 常压页岩储层优势岩相孔隙结构表征及其影响因素——以川东南林滩场五峰组—龙马溪组为例[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(7) : 1274 -1288 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.006

Abstract

In order to clarify the pore structure properties and key controlling factors of dominant lithofacies in normal pressure shale reservoirs， by taking the marine shale reservoirs of Wufeng-Longmaxi formations in Lintanchang area， southeastern Sichuan as an example， the pore structure of different lithofacies was quantitatively characterized， and their key controlling factors and gas content differences were analyzed. The findings show that the lithofacies of Lintanchang area can be classified as organic-rich siliceous shale facies （S-H）， organic-rich mixed shale facies （M-H）， organic-poor argillaceous shale facies （C-L）， and organic-poor mixed shale facies （M-L）； Ink bottles or slit shaped make up the main pore morphology of the four different types of pores shape. Mesopores dominate the pore distribution in the southern portion of Lintanchang area， whereas micropores and mesopores dominate the northern portion. S-H and M-H lithofacies have a higher connection than C-L and M-L lithofacies do； Organic matter， followed by brittle mineral content， are the main factors on the pore development of S-H and M-H lithofacies. Organic matter and clay mineral composition primarily control the pores of C-L and M-L lithofacies； Fracture is an another important factor affecting pores， and shale reservoirs in the north of the Lintanchang area have higher vertical gas content than those in the south， which is presumed to be caused by fractures. We believe that the gas reservoir adjustment and pore pressure relief caused by fractures are important factors for the differences in pore parameters， gas content and production between the north and south part of Lintanchang area. Subsequent attention should be paid to the comprehensive impact of fractures and faults on its productivity.

Key words： Southeast Sichuan Basin; Lintanchang area; Wufeng-Longmaxi formations shale：Pore characteri-zation; Normal pressure shale reservoirs; Favorable shale lithofacies

0 引言

四川盆地页岩气资源丰富，盆内及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩分布广泛，页岩气累计探明地质储量已超过2×1012 m3［1］。近年来盆内涪陵、威远、长宁、昭通、威荣、永川地区的页岩气已实现商业开发。而四川盆地周缘更多复杂构造带以常压页岩气藏为主［2］，页岩气勘探开发也从盆内向盆缘（外），高压向常压发展［3］，且部分地区取得常压页岩气勘探突破［2，4］。林滩场已钻LY1井、LY3井实测地层压力系数分别为1.08、1.10，单井最大产能分别为4.27×104 m³/d、17.19×104 m³/d。一方面展示了常压页岩储层良好的页岩气资源潜力；另一方面也反映了常压页岩储层之间的差异性。近年来随着对页岩气资源开发利用的重视，研究页岩微观孔隙结构特征已成为一项重要的基础工作［5-8］。研究表明TOC、石英等脆性矿物是控制孔隙发育的关键因素［9-11］，黏土矿物也对孔隙发育有一定影响［12-13］。但针对常压页岩储层优势岩相的孔隙特征及主控因素缺乏系统研究，且常压页岩储层之间含气性差异缺少对比分析。
本文以林滩场探井五峰组—龙马溪组页岩储层为研究对象，采用场发射扫描电镜（FE-SEM）、低压氮气吸附、聚焦离子束电镜扫描（FIB-SEM）、有机地球化学、全岩矿物组分分析以及裂缝脉体激光拉曼测试等实验，分析了该地区不同岩相的孔隙结构、主控因素以及含气性差异。研究有利于深入认识常压页岩储层孔隙特征及其控制因素，加深对于常压页岩储层页岩气富集规律的认识，可以为川东南盆缘页岩气的高效勘探开发提供借鉴。

1 地质背景

川东南自晚中、新生代以来受多期构造运动叠加影响，发生多期褶皱、隆升构造运动继而形成了现今的山前带构造、盆内的隔挡式褶皱等［14-15］。林滩场构造位于泸州—赤水构造叠加带［图1（a）］，受盆缘的齐岳山构造带影响形成了叠瓦逆冲推覆断背斜。构造整体表现为NE—SW向展布的长轴背斜，主要发育NE和NW向断裂，NE向断裂多为基底卷入式高角度逆冲断裂［图1（b）］。其东南与桑木场构造之间以断洼相隔、背斜两冀发育逆断层，组合成冲起构造，两冀地层相对较陡。背斜南、北2个倾没端地层相对平缓。平面上自北西向南东可分为斜坡带、褶皱带和冲断剥蚀带，剖面上具有“双滑脱层＋基底逆冲断层”的结构特征［图1（b）］，滑脱层对构造变形具有明显的控制作用［15］。
图1 川东南区域地质及过林滩场剖面

Fig.1 Regional geology map and cross-section map of Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

川东南基底之上沉积了8 000~12 000 m厚的地层，古生代—中三叠世为海相沉积，晚三叠世—始新世为陆相沉积［16］。现今林滩场背斜两端地表出露侏罗系，构造高部位以二叠系和三叠系为主，五峰组—龙马溪组沉积期为深水陆棚相，沉积了一套黑色富有机质海相页岩层，地层厚度稳定，分布介于80~106 m之间。根据岩性组合、电性特征，纵向上可将五峰组—龙一段划分为9个小层（图2）。
图2 川东南林滩场五峰组—龙马溪组页岩矿物组成与岩相特征综合柱状图

（a）LY1井；（b）LY3井

Fig.2 Mineral composition and shale lithofacies histogram of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

2 样品及实验方法

实验测试样品来自川东南林滩场探井LY1井和LY3井（图2）。裂缝密度数据来源于2口井的岩心观测。
有机地球化学实验使用LecoCS-230分析仪进行测试，实验温度为25 ℃，相对湿度为60%。X射线衍射使用Panalytical X’PertPRO MPD X射线衍射仪进行分析，扫描速度为2 °/min，测试角度为5°~90°。采用NanoFab ORION显微镜对研磨和氩离子抛光后的样品观察，实验温度为24 ℃，相对湿度为35%。N2吸附实验在Micromeritics Tristar II 3020表面积分析仪完成。使用的聚焦离子束电镜为Helios 650 型双束电镜，其适用于各类岩心的3D扫描成像，并建立三维网络模型。流体包裹体测温使用THMSG600冷热台及冷热控制系统，冷热台矫正后温度误差为±0.1℃，观察并记录包裹体完全均一和包裹体冰块完全融化时的温度；激光拉曼光谱分析测试采用LabRAMHR800显微激光拉曼光谱仪进行，用氖灯对所测甲烷包裹体的拉曼散射峰结果进行校正，最后结合包裹体显微测温和激光拉曼分析计算含甲烷流体捕获压力［17-18］。

3 结果

3.1　岩相类型及特征

3.1.1　页岩矿物组成及岩相划分

XRD测试结果显示研究区五峰组—龙马溪组①—⑧小层主要矿物为黏土矿物、石英、长石以及方解石（图2）。其中LY1井平均含量分别为40%、35%、7.13%、8.83%［图2（a）］， LY3井平均含量分别为46%、30%、8%、9%［图2（b）］；而黄铁矿和白云石含量较少，且白云石在纵向上有较强的非均质性，两者主要分布于①—②小层。黏土矿物含量自上而下呈递减趋势，但在LY3井的④—⑧小层中含量变化较为稳定，石英主要集中在①—③小层。
目前常用的页岩岩相划分方案主要基于矿物三端元和TOC含量［11，19-22］。林滩场地区主要发育有硅质页岩（S）、混合页岩（M）和黏土质页岩（C）［图3（a）］。五峰组—龙马溪组页岩中TOC含量在2%以上为高有机质丰度（H），1%~2%为中等有机质丰度（M），<1%为低有机质丰度（L）［19］，S、M、C页岩的TOC统计结果显示C页岩和部分M页岩的平均TOC值小于1%，为贫有机质［图3（b）］，LY3井中两者平均TOC值略大于1%，但显著性检验表明LY3井与LY1井的C岩相和M岩相的P值大于0.05，则TOC小于1%和略大于1%并没有显著性差异［图3（b）］。因此，对于LY3井中TOC值略大于1%部分仍然可作为贫有机质看待。另一部分M页岩和S页岩TOC值均大于2%，为富有机质［图3（b）］。综上，研究区页岩相可划分为富有机质硅质页岩相（S-H）、富有机质混合页岩相（M-H）、贫有机质混合页岩相（M-L）及贫有机质黏土质页岩相（C-L）。
图3 川东南林滩场五峰组—龙马溪组页岩岩相划分结果

（a）川东南林滩场页岩矿物三端元图；（b）川东南林滩场不同岩相TOC统计图（“*P≤0.05”有统计差异）

Fig.3 The lithofacies division results of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

3.2　孔隙结构特征

3.2.1　孔隙类型

根据前人［23-24］的孔隙分类方案，林滩场孔隙类型包括有机质孔隙、粒内孔隙、粒间孔隙以及微裂缝。林滩场地区有机孔形态以扁平椭圆状、线状或不规则角状为主，少部分椭圆状或线状有机孔长轴在1 μm左右，镜下观察的孔径在数百纳米间，部分有机质孔隙形成于石英、黄铁矿粒间孔中充填的有机质中［图4（a）—图4（e）］。位于④小层之上的C-L岩相和M-L岩相中的有机孔隙发育程度明显不及①—③小层的S岩相和M-H岩相［图4（a）—图4（e）］。粒内孔隙主要包括在方解石、白云石等矿物溶蚀孔以及草莓状黄铁矿晶间粒内孔，它们形状通常呈椭圆状或不规则棱角状，长度在镜下具有数十到数百纳米［图4（f），图4（g）］。由于结构致密同时部分形成的粒间孔被有机质填充，粒间孔隙在扫描电镜下与其两者相比较少，主要形成于方解石、黄铁矿及黏土矿物间［图4（f），图4（i）］。微裂缝主要为黏土矿物粒内微裂缝，以及接触边缘的粒缘微裂缝［图4（j），图4（k），图4（f）］，在脆性矿物中可见到受外力作用影响形成的粒内微裂缝［图4（l）］，微裂缝普遍细长，长度在数微米间。
图4 川东南林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩扫描电镜图

（a）S-H岩相，有机质孔隙密集发育，LY3井，4 132.34 m；（b）S-H岩相，充填草莓状黄铁矿晶间孔的有机质发育孔隙，LY3井，4 132.34 m；（c）S-H岩相，充填石英微晶间孔隙的有机质发育线状有机质孔隙，具有明显的被压实特征，LY3井，4 127.01 m；（d）C-L岩相，条带状有机质发育稀疏孔隙，LY3井，4 110.61 m；（e）M-L岩相，有机质发育少量孔隙，LY3井，4 101.85 m；（f）M-H岩相，微粒状方解石发育溶蚀孔和片状黏土矿物发育层间缝，LY3井，4 117.88 m；（g）S-H岩相，自形微粒状白云石发育溶蚀孔，LY3井，4 132.34 m，（h）C-L岩相，草莓状黄铁矿发育晶间孔，LY3井，4 115.91 m；（i）M-L岩相，有机质充填矿物粒间孔缝，LY1井，3 001.48 m；（j）S-H岩相，伊/蒙混层集合体发育粒缘微裂缝，LY3井，4 127.01 m；（k）M-H岩相，片状伊利石、绿泥石集合体相间分布发育粒间微裂缝，LY3，4 119.41 m；（l）S-H岩相，方解石碎屑发育溶蚀孔、粒内微裂缝以及粒缘缝，有机质充填粒间孔缝，LY1井，3 017.22 m

Fig.4 The FE-SEM of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

3.2.2　孔隙结构特征

林滩场页岩的吸附—回滞曲线为Ⅳ型曲线，呈倒“S”型，具有典型的介孔特征，且S-H、M-H岩相与C-L、M-L岩相的吸附量具有较大的差异［图5（a）］，四者吸附量分别为19.2 cm3/g、17.1 cm3/g、9.1 cm3/g、8.4 cm3/g。在较低的相对压力下（<0.5），4种页岩相的吸附量上升平缓指示微孔发育，当相对压力到达0.8时，4种岩相的吸附量快速增加指示存在宏孔。在相对压力较高时（>0.5），脱附曲线与吸附曲线之间形成回滞环，同时脱附曲线均具有拐点。根据IUPAC分类，回滞环主要为H2型兼具H3型特征［图5（a）］。因此，研究区页岩孔隙形态主要为墨水瓶状或狭缝型孔隙。
图5 N2吸附表征孔隙结构

（a）川东南林滩场不同岩相的N2吸附曲线；（b）川东南林滩场不同岩相孔体积变化率分布；（c）川东南林滩场不同岩相比表面积变化率分布

Fig.5 Pore structure characterized by N2 adsorption

LY1井和LY3井孔径分布曲线呈单峰特征［图5（b），图5（c）］，其中LY3井孔径主要分布于3~5 nm之间，且4种岩相的分布特征相似；LY1井孔径主要分布于1~4 nm之间，但不同岩相的分布具有较大差异。LY1井孔体积以微孔和介孔为主，其次为宏孔，平均占比分别为41.7%、47.1%、11.2%，比表面积主要为微孔和介孔，平均占比分别为54.1%和44.5%；LY3井孔体积主要以介孔和宏孔为主，平均占比分别为66.5%、31.1%，比表面积则以介孔为主，平均占比为88.8%（表1，表2）。S-H岩相和M-H岩相的孔体积、比表面积均大于C-L岩相和M-L岩相，但C-L岩相和M-L岩相的孔体积和比表面积在纵向上有更好的均一性（表1，表2）。
表1 川东南林滩场LY1井孔体积和比表面积

Table 1 Pore volume and specific surface area of Well LY1 in Litanchang area, Southeast Sichuan Basin

样品

编号

 深度/m 孔体积/（cm3/g） 比表面积/（cm2/g） 岩相
微孔 中孔 宏孔 微孔 中孔 宏孔
LY1-1 2 958.73 0.001 96 0.003 27 0.002 33 0.44 0.44 0.059 M-L
LY1-2 2 960.94 0.002 44 0.002 50 0.000 74 0.60 0.60 0.019 C-L
LY1-3 2 962.82 0.002 40 0.002 39 0.000 84 0.51 0.51 0.022 M-L
LY1-4 2 965.03 0.002 49 0.002 74 0.000 95 0.56 0.57 0.025 C-L
LY1-5 2 967.13 0.002 97 0.003 57 0.000 69 0.25 1.00 0.019 C-L
LY1-6 2 969.18 0.002 65 0.002 93 0.000 99 0.64 0.71 0.026 C-L
LY1-7 2 971.09 0.001 98 0.002 29 0.000 98 0.57 0.45 0.025 M-L
LY1-8 2 973.40 0.002 57 0.002 52 0.000 63 0.63 0.64 0.016 M-L
LY1-9 2 975.38 0.002 64 0.002 39 0.000 59 0.66 0.59 0.019 C-L
LY1-10 2 977.45 0.002 65 0.002 45 0.000 54 0.69 0.62 0.017 C-L
LY1-11 2 979.02 0.002 75 0.002 99 0.000 58 0.49 0.76 0.017 C-L
LY1-12 2 980.54 0.003 15 0.003 08 0.000 53 0.35 0.84 0.018 C-L
LY1-13 2 982.45 0.002 77 0.003 14 0.000 67 0.56 0.80 0.019 M-L
LY1-14 2 984.38 0.002 77 0.003 21 0.000 79 0.39 0.83 0.023 C-L
LY1-15 2 986.19 0.002 78 0.003 05 0.000 61 0.44 0.81 0.019 M-L
LY1-16 2 987.88 0.002 86 0.003 00 0.000 62 0.29 0.86 0.019 C-L
LY1-17 2 989.85 0.002 68 0.003 00 0.000 61 0.52 0.76 0.018 C-L
LY1-18 2 991.94 0.002 83 0.002 87 0.001 12 0.65 0.61 0.031 C-L
LY1-19 2 995.38 0.003 41 0.003 81 0.000 78 0.34 1.07 0.021 M-L
LY1-20 2 997.09 0.002 89 0.002 80 0.000 78 0.60 0.68 0.02 C-L
LY1-21 2 999.45 0.003 29 0.002 72 0.000 84 0.67 0.68 0.022 M-L
LY1-22 3 001.32 0.003 15 0.004 47 0.001 27 0.79 0.83 0.036 S-H
LY1-23 3 003.09 0.004 04 0.003 82 0.001 06 1.60 0.89 0.028 C-L
LY1-24 3 004.81 0.002 30 0.002 12 0.000 68 0.61 0.39 0.021 C-L
LY1-25 3 006.79 0.006 13 0.006 18 0.000 82 6.12 1.69 0.023 M-H
LY1-26 3 008.49 0.006 08 0.005 94 0.001 59 6.88 1.47 0.044 M-H
LY1-27 3 009.76 0.006 39 0.008 32 0.000 77 6.90 2.68 0.023 M-H
LY1-28 3 012.14 0.005 59 0.005 43 0.000 92 5.92 1.46 0.025 M-H
LY1-29 3 013.74 0.005 57 0.006 12 0.000 99 5.81 1.70 0.027 M-H
LY1-30 3 015.40 0.006 14 0.007 91 0.001 66 6.64 2.06 0.046 S-H
LY1-31 3 017.19 0.006 14 0.006 64 0.001 13 6.47 1.98 0.031 M-H
LY1-32 3 021.06 0.008 23 0.014 43 0.004 47 9.33 3.81 0.11 M-H
LY1-33 3 022.80 0.007 16 0.009 95 0.002 37 7.76 2.54 0.067 S-H
LY1-34 3 024.84 0.009 35 0.015 76 0.001 15 9.76 3.96 0.035 S-H
LY1-35 3 026.56 0.005 91 0.008 08 0.000 48 5.63 1.86 0.019 M-H
LY1-36 3 027.62 0.005 46 0.009 60 0.000 83 5.44 2.43 0.023 M-H
表2 川东南林滩场LY3井孔体积和比表面积

Table 2 Pore volume and specific surface area of Well LY3 in Lintanchang area, Southeast Sichuan Basin

样品

编号

 深度/m 孔体积/（cm3/g） 比表面积/（cm2/g） 岩相
微孔 中孔 宏孔 微孔 中孔 宏孔
LY3-1 4 132.34 0.000 50 0.015 3 0.003 6 1.45 19.03 0.21 S-H
LY3-2 4 131.49 0.000 40 0.012 8 0.003 8 1.16 15.76 0.22 M-H
LY3-3 4 130.70 0.000 40 0.013 4 0.004 0 1.16 15.08 0.21 S-H
LY3-4 4 130.19 0.000 50 0.015 5 0.003 3 1.70 20.44 0.22 S-H
LY3-5 4 128.79 0.000 40 0.015 1 0.004 2 0.41 7.05 0.91 M-H
LY3-6 4 128.06 0.000 50 0.016 9 0.004 8 0.24 20.75 1.09 S-H
LY3-7 4 127.01 0.000 42 0.013 2 0.005 3 0.86 18.05 0.24 S-H
LY3-8 4 125.91 0.000 45 0.014 7 0.006 2 1.10 18.87 0.15 M-H
LY3-9 4 125.31 0.000 41 0.014 5 0.007 6 1.25 17.11 0.12 M-H
LY3-10 4 124.25 0.000 50 0.014 7 0.006 2 1.44 19.66 0.16 M-H
LY3-11 4 123.41 0.000 54 0.015 1 0.006 0 1.49 21.23 0.30 M-H
LY3-12 4 122.17 0.000 51 0.014 4 0.007 1 1.50 18.60 0.47 M-H
LY3-13 4 121.50 0.000 51 0.013 6 0.007 6 1.44 19.09 0.50 M-H
LY3-14 4 120.42 0.000 41 0.011 2 0.006 4 1.22 14.42 0.15 M-H
LY3-15 4 119.41 0.000 40 0.011 6 0.005 7 1.42 16.69 0.38 M-H
LY3-16 4 118.64 0.000 50 0.011 6 0.006 0 0.94 5.76 0.48 M-H
LY3-17 4 116.87 0.000 30 0.008 9 0.005 0 0.95 10.78 0.28 M-L
LY3-18 4 114.89 0.000 40 0.011 2 0.007 0 1.15 14.46 0.46 C-L
LY3-19 4 114.24 0.000 40 0.011 1 0.007 7 0.85 5.16 0.60 C-L
LY3-20 4 113.16 0.000 40 0.009 7 0.005 6 0.74 4.55 0.43 M-L
LY3-21 4 112.69 0.000 40 0.011 0 0.006 8 0.83 5.17 0.54 M-L
LY3-22 4 111.09 0.000 40 0.010 1 0.004 8 1.17 13.13 0.28 C-L
LY3-23 4 110.61 0.000 40 0.009 4 0.004 4 1.12 12.75 0.26 C-L
LY3-24 4 108.99 0.000 30 0.008 8 0.003 9 1.08 11.99 0.24 C-L
LY3-25 4 108.04 0.000 40 0.009 8 0.004 8 1.12 12.58 0.28 C-L
LY3-26 4 106.91 0.000 30 0.007 3 0.003 6 0.82 9.15 0.23 M-L
LY3-27 4 106.42 0.000 30 0.008 1 0.004 9 1.12 10.60 0.29 C-L
LY3-28 4 104.59 0.000 30 0.007 4 0.003 2 0.85 9.28 0.21 C-L
LY3-29 4 103.37 0.000 20 0.005 3 0.003 2 0.42 2.54 0.23 C-L
LY3-30 4 102.59 0.000 20 0.006 8 0.003 3 0.69 8.13 0.22 C-L
LY3-31 4 101.04 0.000 30 0.007 2 0.003 5 0.84 8.94 0.23 C-L
LY3-32 4 096.99 0.000 20 0.007 0 0.003 7 0.67 8.08 0.37 M-L
LY3-33 4 091.63 0.000 20 0.005 6 0.002 7 0.48 2.80 0.21 C-L
LY3-34 4 081.72 0.000 30 0.006 1 0.003 2 0.89 9.18 0.21 C-L
LY3-35 4 077.77 0.000 30 0.006 1 0.003 0 0.80 9.03 0.21 C-L
LY3-36 4 065.85 0.000 20 0.005 6 0.004 0 0.69 8.15 0.21 C-L

3.3　孔隙连通性

针对不同页岩岩相样品，分别采用离子束分割处理为孔隙、有机质和石英—黏土矿物（灰度接近难以区分）。样品处理后的有机质和孔隙三维特征形态分布具有相似性且与石英黏土矿物分布没有明显的关系，表明研究区页岩内的孔隙主要形成于有机质中（图6）。有机质孔隙参数提取结果显示C-L岩相样品中有机质占比高达72.2 %，但其有机质内孔隙度仅为4.4 %。而S-H岩相和M-H岩相中有机质占比虽明显低于C-L岩相和M-L岩相，但两者的有机质孔隙度则远高于C-L岩相和M-L岩相。此外考虑到S-H、M-H岩相中有机质的占比，它们的孔隙连通性总体上优于C-L岩相和M-L岩相，如S-H岩相样品孔隙连通率高达72.9%（表3），而M-L岩相中有着较高占比的有机质，但孔隙几乎不连通，且该样品孔隙分布也更为离散（图6）。
图6 川东南林滩场地区五峰组—龙马溪组页岩图像分割处理结果

（a）C-L岩相，LY1井，2 987.93 m；（b）M-L岩相，LY1井，3 024.78 m；（c）M-H岩相，LY1井，3 019.01 m；（d）S-H岩相，LY1井，3 022.81 m（从左至右依次为：有机质、孔隙分布、石英和黏土矿物、孔隙网络提取结果）

Fig.6 Image segmentation results of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

表3 川东南林滩场五峰组—龙马溪组页岩有机质参数提取结果

Table 3 Extraction results of organic matter parameters of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area Southeast Sichuan Basin

岩相 有机质/% 有机质内孔隙度/% 连通孔隙度/% 孔隙连通状况 孔隙连通率/%
C-L 72.2 4.4 2.97 XYZ 67.5
M-L 23.38 6.69 0 / 0
M-H 15.49 8.72 4.34 XYZ 49.77
S-H 18.6 9.01 6.57 Z 72.9

注：“/”表示不连通

4 孔隙结构的影响因素

4.1　有机质

林滩场地区TOC与孔隙度呈强正相关（R 2=0.92），表明有机孔对孔隙空间起主要贡献作用。因此，有机孔可作为孔隙代表［图7（a），图7（d）］。随着TOC的增加，孔体积和比表面积也随之增加［图7（b），图7（c），图7（e），图7（f）］，孔隙连通性也呈现增加趋势（表1）。TOC的增加也增加了孤立的有机孔相互结合的可能性，进而增加了孔隙结构的复杂性［图4（a），图4（c）］。值得注意的是，LY3井中部分S-H岩相和M-H岩相偏离了拟合直线［图7（b），图7（c）］，而LY1井中C-L岩相和M-L岩相的TOC与孔隙度没有明显关系，其孔隙度也普遍高于LY3井同类岩相［图7（e），图7（f），图2］。
图7 川东南林滩场五峰组—龙马溪组页岩TOC与孔隙参数之间的关系

Fig.7 Correlation of TOC with pore parameters of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area，Southeast Sichuan Basin

有机孔的发育还取决于有机质类型和热成熟度［25］，不同类型有机质的生烃潜力不同，有机质孔隙发育程度也存在差异［26］。林滩场有机质主要为由动物、低等水生浮游生物和藻类所形成的腐泥型干酪根，为Ⅰ型有机质（表4），而Ⅰ型有机质由于富含氢和类脂质组分，可使干酪根发育孔隙同时又使沥青裂解生成富含孔隙的固体沥青［25］。此外，热成熟度对次生有机孔隙的发育至关重要。相关研究表明，当R O值大于0.6 %时，有机孔的发育程度随热成熟度的增加而增加；当R O值大于2.5%时，有机孔发育程度随热成熟度的增强而降低；当R O值达到4.0%时，有机孔逐渐消亡［24-25，27］。林滩场地区R O值介于2.27%~2.54%之间（图8），分布范围大致位于拐点，对应孔隙度峰值区。随着R O的增加，可能生成更多的热成因孔隙，因此孔隙结构参数也呈增加趋势（图8）。
表4 LY1井干酪根显微组分分析

Table 4 Kerogen maceral analysis table of Well LY1

层位 小层 深度/m 腐泥组/% 镜质组/% 壳质组/% 类型指数 干酪根类型
龙马溪组 ③ 3 015.27 96 4 / 93 Ⅰ
龙马溪组 ③ 3 019.13 95 5 / 91.3 Ⅰ
龙马溪组 ③ 3 022.91 95 5 / 91.3 Ⅰ
五峰组 ① 3 027.77 94 6 / 89.5 Ⅰ

注：“/”表示无数据

图8 川东南林滩场五峰组—龙马溪组页岩R O与孔隙参数之间的关系

Fig.8 Correlation between R O and pore parameters of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

4.2　矿物组成及含量

脆性矿物主要为硅质和钙质矿物，林滩场地区矿物组成主要为脆性矿物和黏土矿物，两者成反比趋势（图2）。脆性矿物与黏土矿物对孔隙应呈现为相反影响，因此本文主要讨论脆性矿物对孔隙影响。整体而言，脆性矿物与孔隙度呈较好的正相关（R 2>0.61）且孔体积和比表面积同样随脆性矿物的增加而呈现增加的趋势（图9）。脆性矿物中有相当比例的石英，林滩场地区石英主要来源于生物硅［11］。因此由于硅质生物的沉积，TOC与石英含量密切相关，较高的石英含量也指示了较高的TOC，以间接的方式提高了有机质孔的比例。此外，由于脆性矿物具有较强的抗压实能力，其组成的刚性骨架以及次生的脆性矿物颗粒能够在一定程度上抵抗上覆地层的压实，保护孔隙免受破坏［28］。
图9 川东南林滩场五峰组—龙马溪组页岩脆性矿物含量与孔隙参数之间的关系

Fig.9 Correlation between brittle mineral content and pore parameters of Wufeng-Longmaxi formations shale in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

然而在C-L、M-L岩相中，增加趋势则显著的减弱（图9）。LY1井中C-L岩相和M-L岩相的脆性矿物和孔隙参数并没有明显的正相关或负相关趋势。结合前文分析，其孔隙也不受TOC影响［图7（d）］。因此，C-L岩相和M-L岩相孔隙应是由有机孔、黏土矿物和脆性矿物相关的无机孔缝系统以不规则比例组成。LY3井中C-L岩相的脆性矿物与孔隙参数呈微弱的负相关趋势，意味着黏土矿物相关的孔缝系统提供了一定的贡献，FE-SEM下也能见到与黏土矿物相关的孔缝。LY3井的M-L岩相由于样本量较少且与脆性矿物没有明显的关系，推测其孔隙组成可能与LY1井的M-L岩相相似。在LY3井中，M-H岩相和S-H岩相的部分样品来自于①小层，尽管其脆性矿物含量均大于70%，但孔体积未有明显地增加，而相应的①小层裂缝却极其发育［图10（b）—图10（e）］，推测孔体积和比表面积可能受其影响。
图10 川东南林滩场钻井岩心裂缝照片

（a）LY1井①小层岩心照片；（b）LY3井①小层照片，裂缝发育；（c）层间剪切缝，内部被块状方解石脉体充填，LY3井，4 134.1 m；（d）裂缝呈网状互相切割，具有柔皱破碎现象， LY3井，4 133.1 m；（e）高角度的剪切缝被层间剪切缝错断，裂缝均充填方解石，LY3井，4 132.9 m；（f）层间剪切缝，缝面见擦痕和阶步，LY1井，3 027.6 m

Fig.10 Fracturte characteristics of core in Lintanchang area， Southeast Sichuan Basin

4.3　孔隙泄压

LY3井和LY1井的部分S-H岩相样本尽管有着更高的TOC含量、脆性矿物含量，但孔体积和比表面积低于M-H岩相。且LY3井的S-H岩相孔隙参数偏离预期使得与TOC和矿物组分相关性均要弱于LY1井［图7（b），图7（c）］。对比LY1井，LY3井底部发育规模较大的层间剪切和高角度剪切缝且具有柔皱破碎现象。LY3井①小层裂缝方解石脉体中含甲烷流体捕获压力介于56.7~108.25 MPa之间。LY3井至少泄压67.4 MPa，而LY1井至少泄压45.82 MPa，前者泄压幅度远大于后者（图10）。因此，晚期强烈的构造挤压导致位于LY3井部位的五峰组页岩气逸散量可能强于LY1井。超压对压实具有抑制作用有利于孔隙的保存，如盆内地层超压井的孔隙形态通常具有圆度高、形态完整的特征（如YY1井、JY1井）［29］。尽管LY1井和LY3井均存在有超压阶段（图11），但晚期页岩气逸散导致的强泄压使得已形成的有机孔遭受挤压，孔隙参数偏离预期值［图7（b），图7（c）］。位于五峰组的有机孔形态呈现为椭圆形、扁平或不规则状的特征，也显示遭受了后期压实，连通性变差。对比JY1井，其孔隙连通性是研究区的1~2倍［30-31］。
图11 川东南地区不同井的地层压力演化

Fig.11 Pressure evolution of different wells in Southeast Sichuan Basin

5 含气量差异性分析

LY1井与LY3井均属常压气藏，但产量、含气量具有较大差异。LY1井④—⑦小层的含气量大于2 cm3/g，且纵向具有较好的均一性，含气性优于LY3井。如前所述，LY1井C-L岩相和M-L岩相的孔隙与TOC无明显关系，且C-L岩相和M-L岩相的含气量高于部分M-H、S-H岩相。LY3井4类岩相的含气量与TOC和孔隙度均呈强正相关（R 2 >0.85），C-L岩相和M-L岩相含气量则远低于LY1井（图12）。显然LY1井C-L岩相和M-L岩相的含气量来自于外源输入，2类岩相主要位于④—⑦小层，而LY1井④—⑦小层的岩心裂缝密度高于LY3井。此外，地震相干属性和曲率分析也表明LY1井的裂缝密度大于LY3井［3］。因此，LY1井④—⑦小层的页岩气通过①—③小层的裂缝输入，进而导致纵向上的含气量差异较小，且裂缝改善了LY1井④—⑦小层的孔隙度。LY3井①小层裂缝密度则要大于LY1井，因此位于LY3井的五峰组泄压强于LY1井，向上的裂缝密度不及LY1井，对页岩储层影响较小。LY1井产量远低于LY3井可能由于受临近断层影响导致气藏持续性供应不足，同时不同的改造方式也会对其产量产生影响。因此，林滩场北部地区并不是“先天不足”，受后期裂缝影响导致气藏调整。后期勘探应考虑断层和裂缝的综合影响，位于②、③小层的M-H岩相和S-H岩相应为优质储层。
图12 川东南林滩场五峰组—龙马溪组页岩TOC、孔隙度与含气量之间的关系

Fig.12 Correlation between TOC， porosity and gas content of Wufeng-Longmaxi formations shale in Litanchang area， Southeast Sichuan Basin

6 结论

（1）川东南林滩场五峰组—龙马溪组优势页岩岩相可划分为富有机质硅质页岩相（S-H）、富有机质混合页岩相（M-H）、贫有机质混合页岩相（M-L）、贫有机质黏土质页岩相（C-L）；4类岩相孔径分布具有单峰特征，孔隙形态呈墨水瓶状或狭缝型孔隙；LY3井中介孔是孔体积和比表面积主要贡献者，LY1井中微孔和介孔则是主要贡献者。
（2）4类岩相孔隙主要受控于有机质，其次为脆性矿物，后者影响S-H、M-H岩相，黏土矿物则对C-L、M-L岩相存在影响；裂缝是导致孔隙改变的重要外因，林滩场南部五峰组S-H岩相受裂缝影响导致气藏泄压从而使得孔体积和比表面积偏离预期值，而林滩场北部C-L、M-L岩相孔隙受裂缝影响使孔隙得以改善。
（3）LY1井的C-L、M-L岩相高含气为页岩气经裂缝调整至此；林滩场北部地区页岩气藏并非“先天不足”，后期勘探应注意断层和裂缝的综合影响，②—③小层的S-H、M-H岩相属于优质储层。

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