Natural Gas Geoscience >

2019 , Vol. 30 >Issue 9: 1349 - 1361

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.004

Pore-throat characteristics of deep shale gas reservoirs in south of Sichuan Basin: Case study of Longmaxi Formation in Well Z201 of Zigong area

  • Meng⁃qi Zhang , 1, 2 ,
  • Cai⁃neng Zou 2 ,
  • Ping Guan 1 ,
  • Da⁃zhong Dong 2 ,
  • Sha⁃sha Sun 2 ,
  • Zhen⁃sheng Shi 2 ,
  • Zhi⁃xin Li 2 ,
  • Zi⁃qi Feng , 3 ,
  • Lilamaocaidan 4
Expand
  • 1. School of earth and Space Sciences, Peking University, Beijing 100871, China
  • 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China
  • 3. China University of Petroleum，Qingdao 266580，China
  • 4. Gas Production Plant No. 1, PetroChina Qinghai Oilfield Company, Golmud 816000, China

Received date: 2019-01-31

  Revised date: 2019-05-08

  Online published: 2019-10-14

Fold

Highlights

The deep shale gas in south of the Sichuan Basin has a wide distribution and has good prospects for exploration. It has become an important replacement area for shale gas exploration and development, but it lacks systematic features at present, especially the understanding of deep shale reservoirs needs to be deepened. This paper selects the first deep shale gas evaluation well in Zigong area of southern Sichuan Province - the Longmaoxi Formation from the Well 201 as the research object. Based on the experiments of CO2, N2 adsorption, high pressure mercury injection, the whole-aperture pore throat characteristics of the deep shale gas reservoirs, the pore throat characteristics of deep shale reservoirs and their main controlling factors have been elucidated. The pore volume of the deep shale in the Longmaxi Formation of the study area is characterized by multi-peak distribution. The main peaks are located at 0.5-0.6nm, 2.0-3.0nm and 10-30nm. Preferably, the pore volume percentage of micropores, mesopores and macropores is 39.1%, 45.1% and 15.8%, respectively. The mesopores and micropores provide the main surface area. The micropores occupy an absolute advantage, the pore surface area of micropores, mesopores and macropores is 74%, 25.9% and 0.04%, respectively. The organic matter abundance and quartz content are the key factors affecting the pore development of the deep Longmaxi Formation shale, which directly determines the pore volume and specific surface area of the micropores and mesopores. Relevant knowledge has important guiding significance for enriching the law of deep shale gas enrichment in the study area.

Cite this article

Meng⁃qi Zhang , Cai⁃neng Zou , Ping Guan , Da⁃zhong Dong , Sha⁃sha Sun , Zhen⁃sheng Shi , Zhi⁃xin Li , Zi⁃qi Feng , Lilamaocaidan . Pore-throat characteristics of deep shale gas reservoirs in south of Sichuan Basin: Case study of Longmaxi Formation in Well Z201 of Zigong area[J]. Natural Gas Geoscience, 2019 , 30(9) : 1349 -1361 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.004

0 引言

四川盆地分布着5个国家页岩气开发示范区，即盆地西南部的威远—自贡、南部的富顺—永川、南缘的长宁、滇黔的北昭通和渝东南的涪陵[1]。自2010年开始，随着对不同构造背景下的页岩气富集规律的深入总结认识，以及大规模水平压裂技术的逐渐成熟，四川盆地在3 500m以浅和超压地区的五峰组（O3 w）—龙马溪组（S1 l）（后简称为龙马溪组）海相页岩气的勘探开发接连取得巨大成功[2,3,4,5,6,7]。页岩气产量从2012年的2 500×104m3到2017年跃至90.25×108m3，累计探明页岩气地质储量接近1×1012m3,到2018年全国页岩气产量突破102.7×108m3，其中威远和长宁地区产量为32.31×108m3、昭通地区产量为10.39×108m3、涪陵气田为60×108m3[8,9,10]，页岩气勘探开发呈现出良好态势。
随着钻井成本的降低和开发技术的发展，勘探家与学术界逐渐将视野转到了资源潜力巨大的3 500m以深的深层页岩气[11]。北美地区深层页岩气已在Eagle Ford、Haynesville和Woodford等区块得以商业开发[12,13,14,15]，页岩气井的最大垂深可达4 877m。但目前我国仅形成了针对3 500m以浅页岩气开发行之有效的完钻井及水平压裂技术，当页岩埋深超过3 500m后，此套技术效果大大减弱，例如涪陵气田随随深度增加，单井动态储量显著减少，一般在深度超过3 000m时小于0.5×108m3，在深度大于3 500m时，单井天然气产量一般小于1×104m3[7,16]。由于成本过高，我国深层页岩气远未达到经济开发的水平[17]。
由于我国地质条件复杂多样，3 500m以浅的页岩气区规模不大，龙马溪组页岩普遍埋深大于3 500m[5,6]。深层页岩主要分布在自贡—荣昌（1 530~3 700m），富顺—永川（3 000~4 500m）和涪陵气田西部地区（2 300~4 000m）[5,6]，其中，埋藏深度在3 500~4 500m之间的页岩分布面积约为5.5×104km2，仅南方地区在该深度区间的可采资源量达3.0×1012 m3[17]，而4 500m以深的页岩分布面积可达7.3×104 km2，资源潜力巨大[7,11]。随着优快钻井和高效低成本压裂技术的发展，深层页岩气发展前景良好[18,19]。因此，作为深层页岩气规模建产的有利区域，自贡地区龙马溪组页岩气储集空间和赋存状态备受重视。
尽管深埋藏和过高的成熟度可能不利于页岩孔隙的发育，后者的结构和形态主要受有机质的热演化程度、黏土矿物组成以及成岩作用的控制[4]，但已有研究表明，页岩气“甜点段”不会明显受限于深度的影响，在脆性矿物含量较高且地质应力差异较大的地区，深度下限可能达到4 500~5 000m[7]。本文选择页岩气重点评价井——自201井为研究对象，通过系统岩心观察描述，在分析页岩样品地球化学、矿物组成等特征的基础上，分别采用低压N2和CO2吸附法，以及高压压汞等分析测试，探讨了深层富有机质页岩微—纳米级孔喉特征，以期为该地区优选页岩气的有利勘探区提供一定的参考。

1 地质概况

1.1　沉积及构造特征

晚奥陶世—早志留世为中国南方挤压强烈的时期，盆地以西在古特提斯洋持续俯冲作用下，四川盆地所在的上扬子克拉通盆地范围进一步缩小，使得早—中奥陶世具有广海特征的海域转变为被水下隆起所围限的局限海域[4,5]。自贡地区位于川中水下古隆起南侧，随着后者的进一步隆升，在中等深度海平面下闭塞和缺氧的深水陆棚环境内，形成了分布广、沉积厚度大的低能、低沉积速率的海相页岩地层，并发育了完整序列的龙马溪组黑色富笔石页岩[3,6,20,21]。自贡地区五峰组—龙马溪组一段主要为深水陆棚沉积，分为2个沉积亚相（图1），为弱还原—还原环境，其内存在深水富有机质陆棚和深水泥质陆棚等2种微相沉积。但由于受川中古陆和次一级的水下古隆起的影响，该地区页岩层段发育程度差异明显，向东南方向的以自202井—威205井为核部的北东—南西向展布的自贡低隆，造成地层减薄甚至缺失[22,23,24]。
图1 四川盆地南部自贡地区地质概图

Fig.1 Geology and sampling location of the Zigong area, southern Sichuan Basin

自201井地处自贡市荣县双石镇，构造位置位于四川盆地川中隆起区的川西南低陡褶带的威远构造南翼（图1），区域整体表现为由北西向南、东方向倾斜的宽缓单斜构造，地层平缓，倾角小，断裂不发育[4,5,18]。自201井发育了15 m 的优质页岩层段，以高硅质矿物含量（57%~79%，平均为67%），高有机碳TOC含量（2.3%~3.5%，平均为5%）和超压为特征（压力系数为1.0~2.0，平均为1.5）[25,26]。相比于中浅层地区如涪陵气田，自201井的龙马溪组页岩气石英含量稍低、碳酸盐矿物和黏土矿物含量增加[11,27]。

1.2　地层分层特征

根据陈旭等[26]所研究的笔石带分布特征，本文研究将龙马溪组由下到上划分为龙一段和龙二段2个层段（图1），且龙一段底部龙马溪组页岩为主要目标层段，龙一段岩性主要为黑色钙质页岩、硅质页岩，页理比较发育，区域分布稳定[24,25]。龙一段根据岩性分布、层序地层特征和电性特征自下而上划分为龙一1亚段和龙一2亚段（图1），龙一1亚段以富有机质的黑色炭质、硅质页岩为主，底部黄铁矿较发育，厚度约为40m，其中优质富有机质页岩储层超过15m。进一步结合龙一1亚段的岩石学特征、沉积构造特征、古生物和电性特征将其由下至上进一步划分为龙一1 1、龙一1 2、龙一1 3和龙一1 4共4个小层（图1）[24,25]。

1.3　页岩分布及勘探现状

自贡地区页岩气分布广泛，行政辖区被页岩储层基本覆盖，页岩气资源理论储量约为2.5ⅹ1012m3，主要涉及富顺—永川、威远、井研—犍为3个矿权区。富顺—永川区块涉及富顺地区；威远区块涉及荣县大部分地区，大致范围为东至成佳，西至铁厂，北至墨林，南至古文；井研—犍为区块涉及荣县与乐山市交界地区。中石油区块约占93%、中石化区块约占4.5%、空白区块约占2.5%[28]。据中石油西南油气田公司页岩气产量及井工作量规划，“十三五”后4年，中石油将在自贡新建页岩气平台29个、新钻井143口、新投产井81口，目前中石油西南油气田已部署5口页岩气评价井，其中自201井于2017年测试获天然气14.0×104m3/d,自202井于2018年10月顺利投产，成为自贡采气作业区首口页岩气井[18,19]。

2 样品信息与实验方法

2.1　样品选择

本文实验样品来自评价井——自201井的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩。该井发育完整的笔石化石演化序列，共9个生物代[25,26]。为保证全面表征自201井的页岩气储集空间，自下而上均匀采集了9个样品，涵盖了龙马溪组底部的页岩段及顶部的页岩段。

2.2　实验方法

根据国际理论和应用化学联合会（IUPAC）孔隙分类标准，孔隙按孔径大小分为微孔（<2.0nm）、中孔（2.0~50.0nm）和宏孔（>50.0nm）[29]，实验方法包括高压压汞、低压N2和CO2吸附实验来分析页岩微观孔喉特征[29]。

2.2.1　高压压汞实验

本文实验在北京理化分析测试中心完成，实验仪器为AutoPoreⅣ9520全自动压汞仪，孔径量程为3nm~1 000μm，压力范围为0.2~60 000psia（1psia=0.006 89MPa），进退汞体积精度小于0.1μL。页岩样品制成直径2.5cm的岩心柱，干燥脱水24h及真空处理后放入压汞仪，在一定范围内由小到大施加压力，得到对应于不同压力的孔径大小的累积分布曲线[30,31]。页岩的微纳米孔隙发育且非均质性强，进入50nm以下孔隙时，压力过高造成孔隙的坍缩变形影响实验的精确性[32]。高压压汞曲线形态可以反映页岩孔隙的发育特征，并表征孔径超过30nm的孔隙，由于退汞终止压力为大气压力14.7psia，只能高于此压力终止，因此退汞曲线均终止于14.7psia。

2.2.2　N2吸附实验

本文实验在北京理化分析测试中心完成，所用仪器为ASAP 2460 四站式全自动快速比表面积与孔隙分析仪，其孔径的测量范围为0.35~100nm，最小相对压力为4×10-5。将页岩样品制成40目粉末烘干6h，取1~2g粉末在100℃真空脱气8h，置于液氮中，依照吸―脱附曲线的类型可以确定孔隙形态，并选择相应的计算模型，得到孔隙体积和比表面积随孔径的分布[32,33,34,35]。

2.2.3　CO2吸附实验

本文CO2吸附实验在北京理化分析测试中心完成，所用仪器为ASAP 2460，将块状页岩样品适量粉碎至40目，取1~2g的样品烘干后进行CO2吸附测试[29]。CO2吸附法的实验条件和解释的理论理论模型与N2吸附不同，由于CO2气体可进入0.35nm的孔隙，一般用于分析页岩微孔（<2nm）的分布特征[32]。

2.2.4　矿物组成及有机地球化学

本文研究分别在北京核工业地质研究院和中国石油勘探开发研究院廊坊院区完成矿物组成和TOC含量分析（表1）。矿物组成实验仪器为帕纳科公司X-射线衍射仪（XRD），将样品研磨至200目，在40kV电压，40mA电流测试条件下进行实验。有机地球化学使用CS-344型碳硫分析仪测试，精度为±0.5%。
表1 自201井龙子溪组页岩样品地球化学参数和矿物组成特征

Table 1 Lithofacies characteritsics of the Longmaxi Formaiton shale of the Well Z201

井位 深度/m 层位 TOC/% 矿物组成/%
石英 斜长石 碳酸盐 黄铁矿 黏土矿物
自201 3 564.80 龙二段 2.69 25.5 37.1 3.3 34.1
3 569.50 龙二段 1.96 50.1 4.1 4.8 41
3 660.00 龙一1 3小层 1.79 29.6 4.5 15.9 2.5 47.5
3 663.50 龙一1 2小层 2.30 34.2 10.5 9.1 46.2
3 665.00 龙一1 2小层 8.16 69.4 12.2 18.4
3 668.09 龙一1 1小层 3.81 42.4 34 23.6
3 667.20 龙一1 2小层 7.22 78.5 3.4 18.1
3 674.00 五峰组 2.49 28.3 23.5 5.9 42.3
3 678.30 五峰组 4.24 23.8 64.2 12

3 实验结果

3.1　页岩矿物组成

研究区深层龙马溪组页岩的矿物组成和TOC含量具有非均质性。矿物组成以石英、黏土矿物和碳酸盐矿物为主，其中石英含量介于23.8%~78.5%之间，平均为42.4%，硅质矿物集中于龙一1 1小层；黏土矿物含量介于12.0%~47.5%之间，平均为31.5%，黏土矿物集中于龙一1 2和龙一1 3小层；碳酸盐岩矿物含量介于3.4%~64.2%之间，平均为22.6%。TOC含量介于1.79%~8.16%之间，平均为3.85%，高的TOC丰度为有机质孔隙发育提供良好的物质基础（表1）。
自201井深层龙马溪组页岩矿物组成的非均质性在矿物组成三端元图上更加明显（图2），数据点相对分散，主要呈混合质页岩相（M）组合特征，包括含灰/硅混合质页岩相(M-1)，含黏土/硅混合质页岩相(M-2)，以及混合硅质页岩相(S-2)和含黏土硅质页岩相(S-2)。复杂的岩相组合与五峰组—龙马溪组下段沉积期自贡地区存在的以自202井—威205井为核部的北东—南西向展布的自贡低隆有关，沉积环境发生变化，在隆起区发育碳酸盐岩矿物。
图2 四川盆地南部自贡地区页岩矿物组成三端元图解（修改自文献[26]）

注：S:硅质页岩相; S-1:含灰硅质页岩相; S-2：混合硅质页岩相; S-3:含黏土硅质页岩相；C:灰质页岩相; C-1含硅灰质页岩相; C-2:混合灰质页岩相; C-3:含黏土灰质页岩相；M:混合质页岩相; M-1:含灰/硅混合质页岩相; M-2:含黏土/硅混合质页岩相; M-3:含黏土/灰混合质页岩相；CM:黏土质页岩相; CM-1:含硅黏土质页岩相; CM-2:混合黏土质页岩相; CM-3:含灰黏土质页岩相

Fig.2 The mineral composition of Longmaxi Formation shale in the Zigong area, southern Sichuan Basin (modified after Ref. [26])

有机质丰度与深层龙马溪组页岩的矿物组成具有明显的相关性，TOC含量与石英含量呈一定正相关性[图3（a）]。龙马溪组上部石英含量平均含量不足35%，主要来自陆源且与纹层发育相对应[21]，高石英含量集中在龙一1 1小层，多位生物成因硅或有机硅，且发育有丰富的放射虫、硅质海绵等化石，与以往的研究结果一致[23,30]；另一方面，TOC含量与黏土矿物含量的负相关性明显，黏土矿物可能不利于自201井区有机质孔隙的发育[图3（b）]。
图3 自201井龙马溪组页岩TOC含量与石英（a）和黏土矿物（b）关系

Fig. 3 Relationship between TOC content of shale and the quartz (a) and clay minerals (b) in the Longmaxi Formation of the Well Z201

3.2　高压压汞法表征页岩孔喉特征

通过自201井深层龙马溪组页岩样品的进汞—退汞曲线可得（图4），各小层页岩样品的进—退汞曲线形态相似。压力较低时（P<10.16psia；1psia=0.006 89MPa），进汞量与压力呈正相关，而压力在10.16psia 左右时增速变慢，在这一压力范围内大于27μm 的孔隙占发育主体；当压力介于（10.16~2 002.8）psia之间时的进汞量很少，因此该压力范围的孔隙基本不发育；当压力超过2 002.8psia时进汞量开始增长，接近最大压力值时依然存在进汞量，表明这时一定数量小于6nm的孔隙存在于页岩中，但高压压汞实验精度已达上限。
图4 自201井龙马溪组深层页岩储层进汞—退汞曲线

Fig.4 Injection-withdrawal curves of the Longmaxi Formation shale of Well Z201

通过数学处理方法Smoothed dV/dD Pore Volume，即体积变化对孔径变化的微分，凸显出孔隙体积随孔径的变化率。自201井深层龙马溪组页岩孔体积变化率可知，当孔径大于65.2nm时，孔隙体积几乎没有变化率，随着压力增大，在孔径介于65.2~17nm之间的阶段，变化率开始缓慢增加，在17~6.2nm之间，孔体积的变化率快速增加，说明此孔径区间的孔隙提供了较多的孔体积，且由于达到测试精度，按照趋势，孔径<6.2nm的孔径同样会提供一定数量的孔体积（图5）。同时，深层页岩有机碳含量与变化率呈正相关，如TOC含量为8.16%和7.22%的2个样品孔体积随孔径的变化率明显更高，最高达到0.75μm-1·mL/g，说明有机质孔隙对于孔隙体积的贡献相对较大（图5）。
图5 基于高压压汞法的自201井深层龙马溪组页岩孔体积变化率

Fig.5 Pore volume change rate of the Longmaxi Formation shale in Well Z201 based on the high pressure mercury intrusion method

3.3　N2吸附实验的页岩孔隙分布特征

依据IUPAC新的划分标准[36,37]，自201井深层龙马溪组页岩的吸附等温线呈Ⅱ类吸附曲线与Ⅳ（a）类吸附曲线的特征（图6），外形呈反“S”形态。脱附曲线均存在脱附迟滞现象，与吸附曲线形成的滞后环形态可以反映页岩孔径分布和孔隙形态特征[17,38]。自201井区页岩的滞后环形态具有H2型、H3型和H4型标准滞后环叠加的特征，呈现复杂孔隙网络结构的多孔介质，包含细颈广体的墨水瓶状孔隙、层状狭缝形孔隙和平行壁的裂隙状孔隙（图6）。
图6 四川盆地自201井龙马溪组页岩N2吸附―脱附等温曲线

Fig.6 N2 adsorption-desorption isotherms of Longmaxi Formation shale in Well Z201, Sichuan Basin

N2 吸附实验结果表明，随孔径的增大，孔隙体积的变化率整体上逐渐降低，孔隙体积主要在孔径为2~16nm的范围内变化（图7）。说明页岩中的孔体积主要是由孔径分布在2~16nm之间的孔隙所贡献，尤其在2~6nm之间为贡献的峰值。
图7 基于N2吸附实验的自201井深层龙马溪组页岩孔体积变化率

Fig.7 Pore volume change rate of the Longmaxi Forma-tion shale in Well Z201 based on the N2 adsorption method

3.4　CO2吸附实验的页岩孔隙分布特征

自201井深层龙马溪组页岩的CO2吸附量与TOC含量整体呈明显的正相关性（图8）。来自顶部龙二段的样品如（3 569.5m；3 564.8m）与底部龙一1 1小层深度相差近100m，由于矿物组成方面的差异性，其CO2吸附量明显较低。
图8 四川盆地自201井龙马溪组页岩CO2吸附曲线

Fig.8 CO2 adsorption isotherms of Longmaxi Formation shale in Well Z201, Sichuan Basin

基于CO2吸附法的龙马溪页岩孔体积变化率多呈明显双峰特征（图9），峰值孔径范围为0.40~0.70nm与0.77~0.87nm，表明微孔隙的体积主要是由以上孔径范围内的孔隙提供。
图9 基于CO2吸附法的页岩孔隙体积变化率和比表面变化率分布曲线

Fig.9 Pore volume change rate of the Longmaxi Formation shale in Zigong area based on the CO2 adsorption method

4 页岩孔隙全孔径分布特征

低压N2、CO2吸附法及高压压汞实验对蜀南深层页岩的孔隙特征进行分段表征，能够减少实验方法限制造成的误差，得到更加准确的表征数据，由此获得页岩的全孔径分布特征。根据3种不同测试方法对不同孔隙的表征范围及精度，微孔（<2nm）选用低压CO2吸附数据，中孔（2~50nm）选用低压N2吸附数据，宏孔（>50nm）选用高压压汞数据，系统获得自201井深层龙马溪组页岩的全孔径孔喉特征，并定量评价不同类型孔隙对孔体积和孔比表面积的贡献比例（图10），可知：自201井龙马溪组深层页岩储层的孔体积在微孔、中孔和宏孔中都比较发育，深度和TOC含量不同的样品，孔体积分布特征不同，呈多峰的分布特征（图11）。孔体积的普遍峰值主要集中在0.5~0.6nm之间、2.0~3.0nm之间和10~30nm之间，其对孔体积的贡献率远远高于其他范围的孔径。
图10 自201井深层龙马溪组页岩不同孔隙比例（样品序号见表2）

Fig.10 Proportion of pore size of the Longmaxi Formation shale in the Well Z201

图11 四川盆地南部自201井龙马溪组深层页岩孔体积的全孔径分布特征

Fig.11 Whole-aperture distribution of pore volume of the Longmaxi Formation shale in the Well Z201, southern Sichuan Basin

值得注意的是，在中浅层页岩孔隙研究中，孔体积分布特征并不稳定，微孔、中孔、宏孔均有可能占据主导地位[17,30,37]，而自201井深层页岩样品中，中孔在每组样品中均贡献了最大的孔体积，占据着主导地位。此外，TOC含量高的2个样品（TOC值为8.16%；TOC值为7.22%）的中孔体积远远高于其他样品，各峰值均高于其他样品并在5.0~6.0nm出现次大峰值。
由表2可知，自201井龙马溪组深层页岩孔隙体积在0.014~0.041mL/g之间，平均为0.025mL/g，平均微孔体积占总孔体积的比例约为39.1%，中孔占比最大平均约为45.1%，宏孔体积所占比例相对较小，平均为15.8%。因此，中孔对页岩孔体积的贡献率最高，微孔次之，宏孔体积贡献率最低。
表2 自201井龙马溪组页岩孔隙结构参数

Table 2 Pore structure parameters of pore size of the Longmaxi Formation shale in the Well Z201

序号 深度/m TOC/% 孔体积比例/% 孔体积/（mL/g） 孔比表面积比例/% 孔比表面/（m2/g）
微孔 中孔 宏孔 微孔 中孔 宏孔
平均值 3.85 39.1 45.1 15.8 0.025 74.0 25.9 0.0 13.282
1 3 564.80 2.69 41.0 45.1 14.0 0.021 74.6 25.4 0.0 11.594
2 3 569.50 1.96 39.5 43.8 16.6 0.014 78.2 21.7 0.2 7.748
3 3 660.00 1.79 33.4 37.0 29.6 0.022 77.4 22.5 0.1 10.454
4 3 663.50 2.30 41.8 43.6 14.6 0.020 74.7 25.3 0.0 11.167
5 3 665.00 8.16 41.4 51.6 7.0 0.037 71.1 28.9 0.0 21.185
6 3 668.09 3.81 35.4 52.7 11.8 0.025 71.7 28.3 0.0 13.052
7 3 667.20 7.22 37.8 47.7 14.5 0.041 71.5 28.5 0.0 21.623
8 3 674.00 2.49 41.6 39.4 18.9 0.020 72.3 27.7 0.0 11.300
9 3 678.30 4.24 39.5 45.4 15.1 0.022 75.0 25.0 0.0 11.413
由图12可知，微孔提供了自201井龙马溪组深层页岩孔隙主要的比表面积，其中介于0.4~0.7nm之间峰值的微孔占绝对主导地位，孔径介于2.0~3.0nm之间的中孔也能提供一定比表面积，而宏孔由于孔径的数量级过大，其比表面积可忽略不计。随着孔径增大，比表面积整体明显呈降低趋势，同时，TOC含量高的2个样品（TOC为8.16%；TOC为7.22%）微孔的比表面积同样远远高于其他样品，说明孔体积以及孔隙比表面积主要受有机质丰度的控制。
图12 自201井龙马溪组深层页岩比表面积的全孔径分布特征

Fig.12 Whole-aperture distribution of surface area of the Longmaxi Formation shale in the Well Z201,southern Sichuan Basin

由表2可知，自201井龙马溪组页岩的总比表面积介于7.748~21.623m2/g之间，平均为13.282m2/g，其中微孔的比表面积所占总比表面积最大，平均为74%，中孔所占比表面积为25.9%，而宏孔的比表面积仅占0.04%，因此，微孔提供给页岩储层最多的比表面积，中孔次之，宏孔最低。

5 深层页岩储层孔隙的影响因素

自201井页岩储层主要受控于TOC含量、矿物组成、构造演化相关的温度压力等因素，本文主要讨论了TOC含量、石英含量对自201井区深层页岩储层不同类型孔隙的孔隙体积与孔隙比表面的影响。
从图13可以看出，TOC含量与微孔的孔隙体积、比表面积呈明显正相关，相关系数分别为0.916 7和0.905 9；其与中孔的孔隙体积、比表面积同样呈正相关，相关系数分别为0.919 7和0.904 5；但与宏孔的孔隙体积和比表面积相关性不明显。石英含量与微孔和中孔的孔隙体积、比表面积均呈正相关，但与宏孔的孔隙体积与比表面积相关性较差。有机质丰度与石英含量是影响深层龙马溪组页岩孔隙发育的关键因素，直接决定了微孔和中孔的孔隙体积与比表面积。
图13 自201井TOC与石英含量和不同类型孔隙的孔体积与比表面关系

Fig.13 Ralationship between TOC，quartz content and pore volume、specific surface area of different types of pores in Well Z201

图14扫描电镜照片中，图14（a）来自3号样品，TOC含量为1.79%，石英含量为29.6%；图14（b）―图14（d）来自7号样品，TOC含量为7.22%，石英含量78.5%。与7号样品TOC及石英含量较高的样品对比，3号样品不仅视域内有机质含量少，而且宏孔级别的有机质孔及有机质和矿物间的粒间孔都不发育。而7号样品有机质与石英脉体[图14（b）]及矿物颗粒[主要为石英颗粒与黄铁矿，图14(c)]接触形成的微裂缝及粒间孔发育良好；在强压实作用下，石英颗粒破碎挤压进有机质内形成较多微孔―中孔级别的粒间孔[图14（b）―图14（d）]。
图14 自201井龙马溪组页岩孔隙扫描电镜特征

Fig.14 Scanning electron microscope(SEM) pictures of the Longmaxi Formation shale in the Well Z201

由此推测，自贡地区深层龙马溪组页岩埋深大，有机质孔受上覆地层压实作用影响强烈。当有机质丰度与脆性矿物含量较高时，质地坚硬的石英及黄铁矿等矿物挤压接触有机质形成粒间孔、粒内溶孔等次生孔隙及微裂缝。有机质与硅质矿物之间复杂的接触方式进一步增大了微孔及中孔的孔隙体积及比表面积（图13，图14）。

6 结论

（1）蜀南自201井区深层页岩微孔、中孔和宏孔均比较发育且以中孔为主，主要峰值孔径分别为0.5~0.6nm、2.0~3.0nm和10~30nm；其中，微孔提供了30%的孔体积，中孔为51%，宏孔为19%。微孔和中孔提供了主要比表面积，微孔占据绝对优势。微孔平均提供74%的比表面积，中孔为26%，宏孔为0.04%。
（2）有机质丰度与石英含量均会影响自201井区深层龙马溪组页岩储层的孔隙发育，与自201井龙马溪组页岩储层微孔及中孔的孔隙体积、比表面积呈现良好的正相关性，而与宏孔的孔隙体积与比表面积相关性不明显。
（3）有机质丰度与石英含量是影响深层龙马溪组页岩孔隙发育的关键因素。有机质孔受压实作用影响发育不明显，但其与硅质矿物之间复杂的接触方式有利于形成粒间孔、粒内溶孔等次生孔隙及微裂缝，并增大微孔及中孔的孔隙体积及比表面积。

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