Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 6: 871 - 887

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.01.002

Micro reservoir structure characteristic and its influencing factors of Lower Cambrian shale in northern Shennongjia area， northwestern Hubei， China

  • Teng SONG , 1, 2 ,
  • Shu-jing BAO , 2 ,
  • Ke CHEN 2 ,
  • Zhi ZHOU 2 ,
  • Hao-han LI 2 ,
  • Yu-xue LEI 3 ,
  • Ke DUAN 4
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 2. Oil and Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China
  • 3. Sichuan Institute of Coal Field Geological Engineering Exploration and Designing，Chengdu 610000，China
  • 4. Hubei Geological Survey，Wuhan 430034，China

Received date: 2020-12-09

  Revised date: 2020-12-31

  Online published: 2021-05-24

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2016ZX05034)

the Project of China Geological Survey(DD20190081)

Fold

Highlights

Thick layers of dark shale are developed in Shennongjia area of northwestern Hubei Province in the Early Cambrian， which has good geological conditions for shale gas occurrence. However， there are few investigations and studies， and the reservoir characteristics and controlling factors are still not clear. Based on the shale gas field investigation in this area， core and outcrop samples were systematically collected to carry out analysis and test. After defining basic evaluation parameters， micro reservoir space type and feature identification， micro pore structure quantitative characterization were carried out， and the influencing factors of reservoir performance were analyzed. The research results show that： The shale has unique mineral composition characteristics and dominant lithofacies， and has fairly good hydrocarbon generating material base， which is in the over mature stage； The rock is quite dense， the apparent porosity and permeability are very low， and the micro reservoir space is mainly composed of nano inorganic pores， organic pores and micro fractures； Micropores with pore diameter less than 10 nm have large specific surface area and complex pore structure， which are the main space for natural gas adsorption and storage. The results show that： Different minerals have different effects on the pore development of shale， organic matter is the main component of micropores， and organic matter plays a construction role mainly by compounding with inorganic minerals such as quartz and pyrite； Slope type shale has the best reservoir and adsorption capacity， followed by deep water type and platform type； Organic matter pore is damaged to a certain extent， but still has a certain degree of damage and reservoir capacity； Different types of microfractures play different roles in shale gas preservation， and dissolution fractures mainly play a destructive role； Poor gas bearing capacity of the most abundant organic matter section is related to the underdevelopment of organic matter pores in siliceous shale facies under the background of overheated evolution.

Cite this article

Teng SONG , Shu-jing BAO , Ke CHEN , Zhi ZHOU , Hao-han LI , Yu-xue LEI , Ke DUAN . Micro reservoir structure characteristic and its influencing factors of Lower Cambrian shale in northern Shennongjia area， northwestern Hubei， China[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(6) : 871 -887 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.01.002

0 引言

我国扬子地区古生界广泛发育下寒武统、上奥陶统—下志留统、上二叠统等多套富有机质页岩［1-3］。其中上奥陶统—下志留统五峰组—龙马溪组是当前页岩气开发的主力层系，已在四川盆地及其周缘的涪陵、长宁、威远、昭通等地区建成页岩气生产基地［4-10］。下寒武统富有机质泥页岩具有分布面积广、连续厚度大、有机碳含量高、有机质类型好的特点，资源禀赋可与五峰组—龙马溪组相媲美［11-15］，在川南［13］、鄂西［16-18］、黔南［19］、黔东北［20］、陕南［21］等地区见气流或含气显示，尚未建成工业产能，成藏富集机理仍不明确。在鄂西宜昌、陕南镇巴—南郑等地区开展的下寒武统页岩气调查研究表明，中、晚古代—中生代的古隆起活动会影响上覆泥页岩的埋藏演化，特别是以花岗岩为主体的刚性基底，能够产生“隔热保整”作用，有利于页岩气的成藏和富集［16］。位于湖北省西北部的神农架古隆起周缘地区广泛分布下寒武统厚层暗色泥页岩，是值得关注的页岩气调查区。
目前主流的泥页岩微观储集结构评价方法有定性（图像分析法）和定量（流体介质注入法）2类。前者主要借助扫描电子显微镜（SEM）、透射电子显微镜（TEM）、原子力显微镜（AFM）等微区观察设备进行微观结构高分辨率识别、分类和描述［22］；后者是利用氮气、二氧化碳、汞等作为介质注入储层，依据BET、BJH、D-R等理论，定量计算孔隙结构参数。近年来，越来越多的新技术被用于泥页岩微观储集结构评价，如背散射电子显微镜、核磁共振、CT三维成像等［22-23］。
有机质、矿物组分、热演化、构造强度等因素是影响泥页岩微观储集特征的重要因素，常表现出多解性。如一般情况下，有机质含量增加有利于有机质孔的发育和泥页岩微观结构的改善［24-25］；但在某些有机质含量极高（大于5%）的情况下，泥页岩有机质孔反而不发育，有机质含量增加会导致储集性能变差［26-28］；某些泥页岩的储集性能甚至与有机质含量无关［29-30］。矿物组分的影响作用则更为复杂。因此，对泥页岩微观储集特征影响因素分析要具体而论，不能一而概之，应针对特定地质条件具体分析。

1 地质概况

神农架古隆起位于中扬子板块北缘，北邻秦岭—大别山造山带，南接秭归盆地和黄陵隆起，是一个长轴近东—西向的近椭圆形穹隆，主构造活动期为印支中晚期—燕山早期［31］（图1）。古隆起核部出露中元古界神农架群，为一套白云岩为主的海相碳酸盐岩、火山碎屑岩及凝灰岩组合［31-32］。周缘出露古生界，寒武系在北、东两翼出露面积大。区域断裂主要有城口—房县断裂、阳日断裂、新华断裂和九湖断裂等。
图1 区域地质简图及采样点分布特征

主要断裂名称：F1为城口—房县断裂；F2为阳日断裂；F3为新华断裂；F4为九湖断裂

Fig.1 Regional geological map and sampling point distribution

研究区早寒武世发生了快速海侵，在初始碳酸盐岩台地之上沉积了一套暗色泥页岩，主要发育在牛蹄塘组及石牌组底部。
受古台地地貌起伏和频繁变化的海平面影响，该套泥页岩岩性变化频繁，沉积相类型多样，整体表现为台地、斜坡和深水相的混杂，可识别出4个三级层序，均由海侵体系域（TST）和高位体系域（HST）组成（图2）。
图2 EHD-1井下寒武统综合柱状图

Fig.2 Comprehensive column of Lower Cambrian，Well EHD-1

2 样品采集与测试

样品来自研究区内2口钻井（EHD-1井、SD-1井）及野外露头，采样位置见图1。测试项目包括岩石薄片、有机碳含量、沥青反射率、干酪根组分及碳同位素、全岩—黏土矿物X-射线衍射、氦气孔隙度等。采用氩离子抛光—场发射扫描电镜（AIP-FESEM）进行泥页岩微观储集结构的定性分析，仪器型号为Zeiss Sigma 300，检测依据为《SY/T 5162— 2014 岩石样品扫描电子显微镜分析方法》。采用低温氮气吸附法进行泥页岩微观储集结构的定量分析，仪器型号为 Quantachrome Autosorb IQ全自动气体吸附系统，检测依据为《ST/T6154—1995岩石比表面和孔径分布测定：静态氮吸附容量法》。所有测试在长江大学地球化学实验室和四川科源工程技术测试中心交叉独立完成，数据真实，可相互印证。

3 储层基本地质特征

3.1　岩石矿物特征

牛蹄塘组暗色泥页岩厚20~150 m，主要为碳质泥岩、含碳钙质泥岩、含碳粉砂质泥岩，具有层理结构；石英含量为1.0%~77.0%，平均为33.2%，主要为陆源碎屑硅，局部发育生物硅；长石含量最高为30%，平均为8.9%，主要为斜长石；碳酸盐矿物含量高，最高为98%，平均为18.4%，以方解石为主；黏土矿物含量最高为57.7%，平均为24.9%，以伊利石为主，其次为绿泥石；黄铁矿含量普遍较高，最高为9.7%，平均为2.6%；局部含有硬石膏、重晶石、方沸石、金红石等矿物。裂缝较发育，多呈网状、丝状，充填方解石或沥青。石牌组暗色泥页岩厚40~50 m，岩性主要为含碳粉砂质泥岩、含碳泥质灰岩、含碳泥质白云岩。下寒武统泥页岩整体具有高碳酸盐矿物、高陆源碎屑矿物（长石+石英）、低黏土矿物的“两高一低”矿物组成特点（表1）。
表1 下寒武统泥页岩主要矿物含量统计

Table 1 Statistical table of main mineral contents of Lower Cambrian shale

层位

（样品数）

石英

/%

长石

/%

碳酸盐矿物

/%

黏土矿物

/%

黄铁矿

/%

牛蹄塘组

(143)

 1.0 ~ 77.0 33.2 0 ~ 30.0 8.9 0 ~ 98.0 18.4 0 ~ 57.7 24.9 0 ~ 9.7 2.6

石牌组

（6）

 23.8 ~ 65.4 40.9 3.6 ~ 21.0 5.8 2.0 ~ 57.5 32.1 8.0 ~ 31.6 16.1 0 ~ 17.0 3.7

注： 1.0 ~ 77.0 33.2= 最 低 值 - 最 高 值 平 均 值

3.2　岩相特征

采用陆源矿物（石英+长石）—碳酸盐矿物—黏土矿物三端元图解法进行岩相划分［33］，共识别出3类11种岩相（图3）。优势岩相共6种，依次为：混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）、含黏土/硅混合质页岩相（M-2）、混合质页岩相（M）、含灰/硅混合质页岩相（M-1）和混合灰质页岩相（C-2）。
图3 下寒武统泥页岩岩相分布三端元图

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

Fig.3 Three terminal element diagram of lithofacies distribution of Lower Cambrian shale

3.3　有机地球化学特征

干酪根组分以腐泥组为主，平均含量为81.8%，主要为无定形体，碳同位素（δ13CPDB）值范围为-32.21‰~-28.46‰，综合判断为I型（腐泥型）—II1型（混合型），以I型为主，生烃物质基础较好。牛蹄塘组有机碳含量为0.20%~5.75%，平均为2.05%，表现为中等有机质丰度、中等生烃能力。石牌组底部有机碳含量为0.07%~1.37%，平均为0.65%，具备一定的生烃能力。通过沥青反射率折算［34］的等效镜质体发射率R O值普遍大于3%，处于过成熟阶段。其中牛蹄塘组岩心样品等效R O值为2.90%~3.62%，平均为3.18%；露头样品等效R O值为2.29%~4.87%，平均为3.92%。石牌组底部岩心等效R O值为2.90%~3.28%，平均为3.13%。

3.4　孔隙度与渗透率

泥页岩表观致密，岩心样品氦气孔隙度为0.08%~8.04%，平均为0.5%；基质渗透率为（0.59~9.21）×10-3 μm2，平均为2.8×10-3 μm2。

4 微观储集空间类型及特征

泥页岩微观储集空间以纳米—微米级孔隙和裂缝为主要表现形式，其成因、形态、结构、复杂程度决定了泥页岩的储集性能和气体的赋存状态。综合前人［35-39］分类方案和地区特点，对研究区下寒武统泥页岩微观储集空间进行了识别和分类。

4.1　无机质孔

4.1.1　残余粒间孔

为原生粒间孔经成岩压实、胶结作用后残留形成，多分布在石英、方解石、黄铁矿等脆性颗粒间，形态多为不规则多边形、三角形、狭缝形居多；孔径分布范围大，从数纳米到数百纳米不等，非均质性强，具有一定连通性；充填物多为岩屑、微晶矿物或有机质［图4（a）］；发育程度好，尤其是在硅质页岩（S类）中。
图4 下寒武统泥页岩微观孔缝形态

(a) 方解石颗粒间发育粒间孔和粒缘缝，部分被有机质充填，内部发育少量有机质孔(×16 000)，石牌组，EHD-1井，深度1 453.40 m；(b) 片层状黏土矿物集合体发育层间缝孔，部分被有机质充填 (×30 000)，牛蹄塘组三段，EHD-1井，深度1 583.06 m；(c) 草莓状黄铁矿晶间孔，被有机质充填形成复合体，内部发育有机质孔(×15 000)，石牌组，EHD-1井，深度1 453.40 m；(d) 方解石颗粒内、颗粒间大量发育溶蚀孔，形状不规则，未充填，牛蹄塘组二段，学堂沟剖面；(e) 充填在粒间孔内的有机质发育微孔，可见黏土类矿物分布于有机质内部，牛蹄塘组三段，EHD-1井，深度1 583.2 m；(f) 微粒石英、片状伊利石、有机质形成复合体，内部密集发育有机质孔(×16 000)，牛蹄塘组一段，钱家包剖面；(g) 矿物颗粒之间呈凹凸接触，石英、钠长石等均发育溶蚀孔及粒缘缝（×2 400），牛蹄塘组一段，夏家湾剖面； (h) 填隙状有机质内有机质孔发育，边缘发育有机质收缩缝（×50 000），牛蹄塘组三段，木鱼镇南部剖面

Fig.4 Mircopore morphology of Lower Cambrian shale under scanning electron microscope

4.1.2　粒内孔

发育在矿物颗粒单体或集合体内部，包括黏土矿物内部的层间缝孔［图4（b）］、云母矿物颗粒内部的解理缝孔、草莓状黄铁矿集合体内晶间孔［图4（c）］等。黏土矿物层间缝孔受压实作用影响较大，形态多呈狭缝形或楔形，普遍具有定向性，长度可达数微米，宽数十到数百纳米，多发育在黏土质页岩（CM类）、混合质页岩（M类）中。草莓状黄铁矿集合体内部的晶间孔保存好，圆度高，孔径多为亚微米级，在各类岩相中普遍发育。上述2类孔隙多被有机质填充，是有机质赋存的重要载体。

4.1.3　溶蚀孔

多为次生成因，是矿物在成岩过程中被地下水、有机酸等流体溶蚀形成，大量发育在方解石、白云石、石英、长石等易溶矿物颗粒内，多呈离散状分布，形状不规则，连通性较差，多数未被充填［图4（d）］；孔径分布范围大，从十几纳米到数微米不等；发育程度好，尤其是在灰质页岩（C类）中。

4.2　有机质孔

4.2.1　单体孔

发育在干酪根或沥青内部的有机质孔，成因与干酪根降解生烃或液态烃裂解生气有关，多呈针孔状、星点状、蜂窝状分布，形状不规则，多呈扁平态，常具有定向性，粒径多小于100 nm［图4（a），图4（e）］。

4.2.2　复合体孔

可见有机质与黄铁矿［图4（c）］、黏土［图4（f）］、微晶石英等无机矿物形成复合体，内部发育有机质孔，孔径多为纳米级，黏土矿物复合体内的有机质孔常具有定向性；草莓状黄铁矿集合体内部的有机质孔较大，多为亚微米级。

4.3　微裂缝

裂缝可根据缝宽划分为宏裂缝（10 μm~2 cm）、微裂缝（1~10 μm）和微孔道（小于1 μm）3类［40］。本文主要对微裂缝（1~10 μm）进行研究，观察到以下类型。

4.3.1　构造缝

在局部构造应力作用下形成，又可分为张裂缝和剪裂缝。张裂缝走向多垂直于层面，边缘多呈不规则锯齿状。剪裂缝常表现为共轭“X”形，破裂面较光滑。多期构造缝常相互叠加，形成网状缝，后期多被方解石、沥青等充填。

4.3.2　成岩缝

包括层间页理缝、成岩收缩缝等类型。层间页理缝平行于页理纹层面，为页理间的力学薄弱面。成岩收缩缝即粒缘缝，多发育在无机矿物颗粒边缘［图4（g）］，数量多、连通性好，是重要的储集空间和渗流通道。

4.3.3　溶蚀缝

边缘形状不规则，常分布在矿物颗粒边缘或叠加在其他类型裂缝上，为流体沿薄弱面差异溶蚀形成，内部常残留溶蚀物。

4.3.4　有机质演化缝

一种是有机质在演化过程产生异常压力导致岩石局部破裂形成，多发育在有机质内部；另一种是有机质生烃后体积缩小形成，多发育在有机质与矿物颗粒接触的边缘［图4（h）］。

5 微观储集结构定量表征

采用低温氮气吸附法进行微观储集结构定量表征，可表征的最小孔径为0.35 nm，能够反映泥页岩的微观储集结构分布。本文参考十进制孔隙分类法［41］，结合研究需要，将孔径小于1 μm孔隙分为3类：微孔（孔径小于10 nm）、中孔（孔径介于10~100 nm）和大孔（孔径大于100 nm）。

5.1　孔隙类型及连通性

利用氮气吸附等温曲线类型［42-44］及“滞后环”形态［45-46］可判断泥页岩的孔隙类型及连通性。19个样品的曲线均符合BDDT分类的II型等温线特点，具有反“S”型形态特征［图5（a）］，表明发育包含微孔—中孔—大孔的完整孔隙系统。在相对压力（P/P 0）小于0.10时，吸附曲线略上凸，以单分子层吸附和微孔填充为主，吸附量小；相对压力介于0.10~0.45之间时，吸附曲线近似呈线性，吸附量增加缓慢，吸附由单分子层向多分子层过渡；相对压力介于0.45~0.85之间时，吸附曲线缓慢升高，为多分子层吸附阶段；相对压力高于0.85时，吸附曲线较陡，吸附量急剧增加，表明在较大孔隙中发生了毛细凝聚现象；相对压力接近饱和蒸汽压时，未出现饱和吸附现象，表明发育开阔孔隙或微裂缝。所有脱附曲线在相对压力为0.45~0.50时均出现吸附曲线和脱附曲线不重合的“滞后环”，表明发育纳米级狭缝槽状孔。“滞后环”类型以H3型为主，兼有H2型和H4型特征，表明主要发育四面开放的平行板状孔，孔隙连通性较好（对应H3型）；少量发育狭缝状孔（对应H4型）和细颈广体的墨水瓶孔（对应H2型），孔隙连通性较差。脱附曲线“滞后环”在中压段（相对压力为0.45~0.50）下降较快，表明页岩孔喉分选程度中等—好，孔隙与喉道直径相当。
图5 下寒武统泥页岩氮气等温吸附—脱吸曲线（a）及孔径分布曲线（b）

Fig.5 Nitrogen isothermal adsorption-desorption curve (a) and pore size distribution curve (b) of Lower Cambrian shale

5.2　孔隙结构参数

19个泥页岩样品BJH总孔体积介于0.005 1~0.024 6 cm³/g之间，均值为0.013 6 cm³/g；微孔、中孔、大孔占总孔隙体积比例均值分别为39.62%、46.36%、12.86%（表2），孔径小于100 nm的微孔和中孔体积占总孔体积比例超过87%，是气体储集的主要场所［图6（a）］。BET比表面积为1.97~14.98 m2/g，均值为6.93 m2/g；微孔、中孔、大孔对比表面积的贡献率均值分别为85.07%、14.29%、0.80%（表2），孔径小于10 nm的微孔对总比表面积贡献率超过85%［图6（b）］，对气体吸附起主要贡献。孔径分布曲线（dV/dD）呈单峰态，在4 nm左右变化率剧增［图5（b）］，表明孔径4 nm左右的孔隙占比最大。经统计，BJH最可占孔径为3.74~4.20 nm，均值为3.97 nm。
表2 下寒武统泥页岩氮气吸附孔隙体积和比表面积统计

Table 2 Statistics of nitrogen adsorption pore volume and specific surface area of Lower Cambrian shale

样号 BJH总孔隙体积/（cm³/g） 各孔径段孔隙的体积比/% BET比表面积/（m2/g） 各孔径段对比表面积的贡献率/% 最可几孔径 /nm
<10 nm 10~100 nm >100 nm <10 nm 10~100 nm >100 nm
H08 0.013 57 39.43 51.61 8.96 5.476 85.07 14.43 0.50 N/A
H16 0.022 56 42.64 44.50 12.86 9.897 86.04 13.17 0.79 N/A
H33 0.024 60 45.58 42.91 11.51 13.802 87.55 11.82 0.63 N/A
H51 0.005 11 37.20 44.95 17.85 2.531 85.74 13.04 1.22 N/A
H63 0.015 86 46.28 35.78 17.94 10.729 90.31 8.68 1.01 N/A
H72 0.006 64 62.46 25.94 11.60 5.761 94.17 5.26 0.57 N/A
H82 0.016 61 53.68 39.46 6.86 13.395 91.57 8.13 0.30 N/A
P104 0.007 63 17.06 55.50 27.43 2.571 67.49 29.70 2.82 3.970 7
P109 0.008 02 24.36 53.38 22.26 3.602 74.87 23.18 1.95 4.201
P110 0.015 24 36.16 47.88 15.95 11.610 83.30 15.70 1.00 3.969 7
P202 0.010 04 50.72 41.26 8.02 10.830 87.14 12.49 0.37 3.974 1
P205 0.016 78 44.83 39.96 15.21 12.460 87.97 11.23 0.80 3.962 7
P301 0.014 37 41.75 46.36 11.89 10.180 85.07 14.29 0.64 3.961 3
P304 0.009 09 39.62 49.31 11.08 6.930 82.94 16.45 0.61 3.743 9
P401 0.018 52 22.02 52.42 25.56 6.247 78.25 19.74 2.01 3.969 3
P403 0.010 70 23.96 64.68 11.37 6.292 71.50 27.51 0.99 3.965 4
P501 0.016 67 57.72 33.12 9.16 14.980 92.00 7.65 0.35 3.987 1
P502 0.007 46 22.25 49.36 28.39 1.971 75.72 21.84 2.44 3.966 9
P503 0.009 76 30.79 48.34 20.87 4.879 79.72 18.92 1.37 3.975 1
均值 0.013 57 39.62 46.36 12.86 6.930 85.07 14.29 0.80 3.969 5
图6 各孔径段对总孔体积（a）和比表面积（b）的贡献率

Fig.6 Contribution rate of each pore section to total pore volume (a) and specific surface area (b)

5.3　孔隙分形特征

基于Frenkel-Helsey-Hill（FHH）分形维数理论模型［47］进行了分形维数计算（表3）。以氮气等温吸附曲线“滞后环”出现的相对压力（P/P 0=0.45）为界，计算了不同级别孔隙的分形维数D 1、D 2。在低压下（0<P/P 0<0.45）下，吸附形式为单分子层吸附及微孔充填模式，气体吸附量主要由范德华力决定；在高压下（0.45<P/P 0<1.0），气固之间的范德华力随相对压力增大逐渐减小，毛细凝聚作用增强，吸附形式逐渐变为多分子层吸附；两段的界限孔隙直径可根据Kelvin方程求取。计算可得，研究区界限孔隙直径为2.39 nm，即低压（0<P/P 0<0.45）段曲线代表了直径0~2.39 nm孔隙的分形维度D 1，高压（0.45<P/P 0<1.0）段曲线代表了直径大于2.39 nm孔隙的分形维度D 2。
表3 下寒武统泥页岩分形维数统计

Table 3 Statistical table of fractal dimension of Lower Cambrian shale

样号

低压

（0<P/P 0<0.45）

高压

（0.45<P/P 0<1.0）

 岩相
K 1 D 1 R 1 2 K 2 D 2 R 2 2
H08 -0.486 2.514 0.992 -0.303 2.697 0.999 M-1
H16 -0.452 2.548 0.994 -0.284 2.716 0.998 M-2
H33 -0.422 2.578 0.988 -0.253 2.747 0.996 S-2
H51 -0.384 2.616 0.985 -0.281 2.719 0.999 S-3
H63 -0.360 2.640 0.987 -0.228 2.772 0.999 M-2
H72 -0.376 2.624 0.984 -0.180 2.820 0.994 S-3
H82 -0.342 2.658 0.982 -0.202 2.798 0.996 S-2
P104 -0.424 2.576 0.972 -0.367 2.633 0.995 M
P109 -0.420 2.580 0.969 -0.308 2.692 0.993 C-1
P110 -0.414 2.586 0.965 -0.225 2.775 0.999 M
P202 -0.435 2.565 0.977 -0.162 2.838 0.975 M
P205 -0.424 2.576 0.966 -0.211 2.789 0.997 M
P301 -0.445 2.555 0.966 -0.233 2.767 0.998 S-2
P304 -0.435 2.565 0.970 -0.219 2.781 0.997 S-2
P401 -0.462 2.538 0.960 -0.345 2.655 0.987 M
P403 -0.401 2.599 0.946 -0.282 2.718 0.992 S-3
P501 -0.415 2.585 0.988 -0.175 2.825 0.990 M-2
P502 -0.515 2.485 0.985 -0.385 2.615 0.996 C
P503 -0.469 2.531 0.960 -0.294 2.706 0.998 M-1
分形维度的值一般介于2~3之间，其大小与孔隙表面不规则程度有关，分形维数越大表明孔隙结构复杂性越高、非均质性越强［48］。19个样品的低压分形维度D 1介于2.485~2.658之间，平均为2.576；高压分形维度D 2介于2.615~2.838之间，均值为2.747。高压分形维度D 2均高于低压分形维度D 1，表明孔径大于2.39 nm的孔隙非均质性更强，孔隙结构更加复杂，对烃类吸附起主要作用。

6 影响因素分析

6.1　岩石组分的影响

对5种岩石组分（有机质、石英、黏土、碳酸盐、黄铁矿）开展了分析。

6.1.1　岩石组分与储集特征的关系

从图7中可以得出以下认识：①孔隙度与渗透率无明显相关性［图7（a）］；②岩石矿物组分与孔隙度无明显相关性［图7（b）］；③总孔隙体积、总比表面积与石英、黏土、黄铁矿含量正相关，与碳酸盐含量负相关，与TOC相关性不明显［图7（c），图7（d）］；④在排除有机质的影响后（TOC归一化），石英、黄铁矿与孔隙结构参数的正相关性大幅下降，黏土矿物的正相关性增加［图7（e），图7（f）］。
图7 岩石组分与物性参数相关性

(a) 孔渗相关性；(b) 孔隙度与组分相关性；(c) 氮气吸附总孔体积与组分相关性；(d) 氮气吸附比表面积与组分相关性；(e) 单位质量有机碳氮气吸附总孔体积与组分相关性；(f) 单位质量有机碳氮气吸附比表面积与组分相关性

Fig.7 Correlation between rock composition and physical parameters

由此可见：①该套泥页岩的表观物性参数之间不具有成因联系，微裂缝对物性的影响不容忽视；②储集空间的形成、控制因素复杂，单一组分无明显控制作用；③石英、黏土、黄铁矿对储集空间起建设作用，碳酸盐矿物对储集空间主要起破坏作用；④有机质孔对储集空间的影响主要通过与石英、黄铁矿等矿物的复合发挥作用，形成的无机矿物—有机质复合体是重要的储集空间；⑤黏土矿物内发育大量粒内孔、缝，是除上述复合体外重要的储集空间。

6.1.2　岩石组分与孔隙级别的关系

从图8中可以得出以下认识：①有机质、石英等组分与微孔正相关性好［图8（a）—图8（d）］；②黏土矿物与各级孔隙相关性均不强［图8（e），图8（f）］；③碳酸盐与中孔和大孔正相关性好，与微孔负相关性好［图8（g），图8（h）］；④黄铁矿与各级孔隙体积相关性均不强［图8（i）］，但与微孔比表面积正相关性较好［图8（j）］。
图8 岩石组分与各级孔隙相关性

(a)各级孔径对总孔体积的贡献率与有机碳含量相关性；(b)各级孔径对比表面积的贡献率与有机碳含量相关性；(c)各级孔径对总孔体积的贡献率与石英矿物含量相关性；(d)各级孔径对比表面积的贡献率与石英矿物含量相关性；(e)各级孔径对总孔体积的贡献率与黏土矿物含量相关性；(f)各级孔径对比表面积的贡献率与黏土矿物含量相关性；(g)各级孔径对总孔体积的贡献率与碳酸盐矿物含量相关性；(h)各级孔径对比表面积的贡献率与碳酸盐矿物含量相关性；(i)各级孔径对总孔体积的贡献率与黄铁矿矿物含量相关性；(j)各级孔径对比表面积的贡献率与黄铁矿矿物含量相关性

Fig.8 Correlation between rock composition and pore size

由此可见：①有机质和石英提供的孔隙主要为微孔；②黏土矿物提供的孔隙孔径范围较大，非均质性强；③碳酸盐矿物主要提供中孔和大孔，对微孔起破坏作用，可能与后期溶蚀作用有关；④黄铁矿—有机质复合体内的晶间孔和有机质孔发育较好。

6.1.3　孔隙级别、岩石组分与分形维度的关系

从图9中可以得出以下认识：①分形维度与微孔呈正相关［图9（a）］，与中孔、大孔负相关性强［图9（b）］；②分形维度与有机质、石英正相关性好［图9（c）］，与黏土、黄铁矿无明显相关性［图9（d）］，与碳酸盐负相关［图9（d）］。
图9 分形维度与孔径及岩石组分相关性

(a) 各级孔径对总孔体积的贡献率与分形维度相关性；(b) 各级孔径对比表面积的贡献率与分形维度相关性；(c) 分形维度与有机碳含量、石英矿物含量相关性；(d) 分形维度与黄铁矿、黏土和碳酸盐矿物含量相关性

Fig.9 Correlation between fractal dimension and pore size and rock composition

由此可见：①孔隙结构复杂度主要来自石英和有机质提供的微孔，中孔、大孔主要起削弱作用；②碳酸盐矿物对孔隙结构复杂度主要起削弱作用，溶蚀孔隙无益于储集性能的提升。

6.2　岩相与沉积环境的影响

6.2.1　岩相与储集性能的关系

统计发现（表4，图10）：①各类岩相微孔对总比表面积的贡献均超过70%；②微孔丰度最大的岩相是含黏土/硅混合质页岩相（M-2），其次是混合硅质页岩相（S-2）和含黏土硅质页岩相（S-3），灰质页岩类（C、C-1）最低；③灰质页岩类（C、C-1）大孔丰度最高，其次是混合页岩类（M、M-1、M-2），硅质页岩类（S-2、S-3）最低；④含黏土/硅混合质页岩相（M-2）、混合硅质页岩相（S-2）和含黏土硅质页岩相（S-3）的分形维度高，灰质页岩类（C、C-2）的分形维度低。
表4 各类岩相孔隙构成比例及分形维度统计

Table 4 Statistical table of pore composition proportion and fractal dimension of various lithofacies

岩相 各孔径段孔隙的体积比/% 各孔径段对比表面积的贡献率/%

分形维度

（D 2）

微孔

（<10 nm）

中孔

（10~100 nm）

大孔

（>100 nm）

 微孔 （<10 nm）

中孔

（10~100 nm）

大孔

（>100 nm）
C 22.25 49.36 28.39 75.72 21.84 2.44 2.615
C-1 24.36 53.38 22.26 74.87 23.18 1.95 2.692
M 34.16 47.40 18.44 80.83 17.77 1.40 2.738
M-1 35.11 49.97 14.91 82.39 16.67 0.94 2.702
M-2 48.88 37.80 13.32 89.45 9.83 0.71 2.771
S-2 45.16 44.51 10.33 86.78 12.67 0.55 2.773
S-3 41.20 45.19 13.61 83.81 15.27 0.93 2.752
图10 各类岩相中各孔径段对总孔体积的贡献率（a）和对比表面积的贡献率（b）

Fig.10 Contribution rate of each pore size segment to total pore volume (a) and relative surface area (b) in various lithofacies

由此可见：①微孔是泥页岩中气体吸附和储集的主要空间；②含黏土/硅混合质页岩相（M-2）微孔丰度最高，孔隙复杂程度高，吸附性能最好；③混合硅质页岩相（S-2）和含黏土硅质页岩相（S-3）次之；④灰质页岩类（C、C-1）微孔丰度最低、大孔数量最多，孔隙复杂程度低，吸附性能最差。

6.2.2　沉积环境与储集空间类型、储集性能的关系

观察统计表明，研究区下寒武统泥页岩主要发育3种类型的微观储集空间类型组合（表5）：①深水型，主力岩相为混合硅质页岩相（S-2），硅质含量高，微晶生物硅发育，主要发育由单种或多种矿物形成的粒间孔和粒缘缝，受成岩压实作用影响较大，有机质多呈沥青态分散充填在粒间孔内，内部有机质孔离散分布且孔径较小；②斜坡型，主力岩相为含黏土硅质页岩相（S-3）、含黏土/硅混合质页岩相（M-2）和混合质页岩相（M），黏土矿物含量较高，黏土层间孔、粒缘缝普遍发育，有机质多与黏土矿物形成复合体，内部发育狭长状有机质孔；③台地型，主力岩相为含灰/硅混合质页岩相（M-1）和混合灰质页岩相（C-2），溶蚀孔、缝大量发育，有机质多与草莓状黄铁矿形成复合体或散布在粒间孔内，内部发育有机质孔。
表5 下寒武统泥页岩的3种微观储集空间类型组合及储集性能参数

Table 5 Three types of micro reservoir space combination and reservoir performance parameters of Lower Cambrian shale

类型 矿物组合 岩相类型 主力储集空间类型 有机质主要赋存形态

平均比表面积

/（m2/g）

平均孔隙体积

/（10-3 cm3/g）
深水型 陆源碎屑石英+微晶生物石英

S

S-2

S-1

 粒间孔+粒缘缝+沥青孔 粒间孔内沥青 5.76 7.31
斜坡型 长英质+ 黏土矿物

S-3

M-2

M

 粒间孔+粒缘缝+有机质—黏土复合体内有机质孔 黏土—有机质复合体 10.73 15.86
台地型 长英质+碳酸盐矿物

M-1

C-1

C-2

C

 粒间孔+粒缘缝+溶蚀孔、缝+沥青内有机质孔 黄铁矿—有机质复合体，粒间孔内沥青 5.48 13.57
3 种类型中以斜坡型泥页岩储集性能最好；深水型次之，其主力孔隙粒间孔在成岩压实中被强烈改造，残留空间有限，有机质赋存受限，削弱了储集和吸附能力；台地型最差，虽然大量发育的溶蚀孔增加了孔隙体积 ，但对比表面积贡献不大。

6.3　热演化的影响

有机质孔主要来自干酪根降解和液态烃裂解，2种原因在时机和贡献上存在接力过程［49］。热模拟实验表明，在热演化程度较低时，有机质孔数量和体积随热演化程度升高而增加，泥页岩吸附性能趋于变好；在热演化程度较高时，有机质孔逐渐坍塌、压扁，泥页岩吸附能力变差［50］。高过成熟泥页岩（R O>2.0%）在演化过程中伴随着天然气碳同位素反转、孔隙表面润湿特征变化、储层电阻率变化、泥页岩储集性能变差等现象，均与液态烃裂解并逐渐枯竭、有机质孔大量减少有关［51］。由“好”变“差”转折的成熟度区间为2.0%~3.5%，与液态烃裂解的范围大致相当，与干酪根类型、有机质丰度、埋藏条件等有关。
研究区下寒武统泥页岩热成熟度普遍偏高，等效R O值均在3.0%以上，镜下可见大量沥青，未见液态烃，表明已经历了储集性能由“好”到“差”的转折，氮气吸附孔隙体积和比表面积随R O的增加趋于减小［图11（a），图11（b）］，总体处于有机质孔破坏阶段，表现为微孔的孔隙体积和比表面积随热成熟度增高而减小［图11（c），图11（d）］，中孔、大孔的孔隙体积和比表面积随热成熟度增高而增大［图11（c），图11（d）］，反映存在微孔坍塌、结合形成中孔和大孔的现象；可见有机质孔被压扁、长轴排列方向趋于一致的初步定向性特征［图4（e）］。从整体来看，泥页岩中有机质孔残留比例较大，表明仍具备有一定的储集能力。
图11 热成熟度与孔隙结构参数的相关性

(a) 等效镜质体反射率R O与单位质量有机碳氮气吸附总孔体积相关性；(b) 等效镜质体反射率R O与单位质量有机碳氮气吸附比表面积相关性；(c) 等效镜质体反射率R O与各孔径段对总孔体积的贡献率相关性；(d) 等效镜质体反射率R O与各孔径段对比表面积的贡献率相关性

Fig.11 Correlation between thermal maturity and pore structure parameters

6.4　微裂缝的影响

对泥页岩储集性能提升起主要贡献的是成岩缝（粒缘缝），是有机质赋存的重要空间，内部发育大量有机质孔。溶蚀孔缝多发育在不稳定矿物如方解石、白云石、石英、长石等矿物颗粒内或颗粒间，多数未见有机质充填，表明其形成于晚期，对气体储集和保存不利。

6.5　富有机质页岩段的储集性能

研究区寒武统泥页岩最富有机质段位于SQ1层序的海侵体系域（图2），具有厚度大（约30 m）、有机碳含量高（平均达2.87%）、硅质含量高（>60%）、岩石脆性好、生烃物质基础好的优点。但实钻结果表明，该段泥页岩整体物性差，平均孔隙度仅为1.45%，渗透率为0.539 7×10-3 μm2 ，测试含气性较差。在开展了上述储层微观储集结构特征研究后认为，该段的致密化和低含气与过演化背景下硅质页岩相有机质孔欠发育有关。该段泥页岩主力岩相为混合硅质页岩相（S-2）和含黏土硅质页岩相（S-3），主力储集空间为石英粒间孔、缝，在过演化背景下，粒间孔、缝被严重压实，残余空间有限，干酪根难以向外排烃，致使干酪根大量存留、液态烃裂解数量少，有机质孔数量少且缺乏二次生烃的基础；干酪根自身反而占据大量的储集空间，致使泥页岩整体致密。镜下观察结果印证了上述判断（图12）：该段泥页岩粒间残余孔隙较少，干酪根主要呈条带状分布在粒间孔内，内部有机质孔欠发育。
图12 富有机质段泥页岩内有机质孔发育情况

(a) 微粒状金红石、磷灰石、钠长石、石英等相间分布形成粒间孔，有机质呈填隙状；(b) 图（a）局部放大，有机质孔孤立、零星发育，数量较少

Fig.12 Development of organic matter pores in shale rich in organic matter

7 结论

（1）鄂西北神农架古隆起周缘发育厚层下寒武统暗色泥页岩，微观储集空间类型多样，孔隙连通性较好，结构复杂。
（2）岩石组分对储集特征的影响复杂多样。石英、黏土、黄铁矿对储集空间起建设作用；碳酸盐矿物对储集空间起破坏作用；有机质孔对储集空间的影响主要通过与石英、黄铁矿等矿物复合发挥作用，形成的无机矿物—有机质复合体是主要的储集空间。
（3）有机质和石英主要提供微孔；黏土矿物提供的孔隙非均质性强；碳酸盐矿物主要提供中孔和大孔，可能与后期溶蚀作用有关；黄铁矿对微孔比表面积有一定贡献。
（4）该套泥页岩主要发育的3种岩相组合中，斜坡型储集和吸附能力最佳，深水型次之，台地型最差；含黏土/硅混合质页岩相（M⁃2）中大量发育有机质微孔，储集和吸附能力最佳，混合硅质页岩相（S⁃2）和含黏土硅质页岩相（S⁃3）次之，灰质页岩类（C、C⁃1）中大量发育溶蚀孔缝，对储集和吸附能力提升不利。
（5）该套泥页岩有机质孔在过热演化条件下受到一定程度的破坏，但整体残留比例高，仍具备一定的储集能力。
（6）成岩缝对储集性能有建设作用，溶蚀缝主要发育在晚期，对储集和保存主要起破坏作用。
（7）最富机质段含气性差与过演化背景下硅质页岩相中有机质孔欠发育有关。

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