Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 8: 1247 - 1260

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.004

Shale gas exploration potential of Middle Ordovician Yanxi Formation in central-southern Hunan Province

  • Linghui CAI , 1, 2 ,
  • Ye YU , 1, 2 ,
  • Jianhua GUO 3 ,
  • Yanran HUANG 1, 2 ,
  • Yuancao GUO 1, 2
Expand
  • 1. Hunan Provincial Key Laboratory of Shale Gas Resource Utilization，Hunan University of Science and Technology，Xiangtan 411201，China
  • 2. School of Resource Environment and Safety Engineering，Hunan University of Science and Technology，Xiangtan 411201，China
  • 3. School of Geosciences and Info⁃physics，Central South University，Changsha 410083，China

Received date: 2021-04-10

  Revised date: 2021-05-21

  Online published: 2021-08-25

Supported by

The Natural Science Foundation of Hunan Province, China(2019JJ50151)

the Scientific Research Project of the Education Department of Hunan Province, China(18C0374)

Fold

Highlights

The Middle Ordovician Yanxi Formation is a newly discovered set of marine organic-rich shale formations in the central-southern area of Hunan Province. The exploration level of this set is relatively low， and the organic geochemical indicators and reservoir characteristics are not clear. It is generally believed that the conditions for the formation of shale gas are bad. However， according to the latest exploration results， the Lower Paleozoic in central and southern Hunan Province may be an area with the best shale gas accumulation conditions in the province. Therefore， this article takes the Lower Paleozoic Middle Ordovician Yanxi Formation black mud shale as the research object， collects and sorts out the geology， geophysics， and drilling data of the work area and adjacent areas， and uses field geological surveys and samples. Comprehensive research and evaluation of Yanxi Formation mud shale have been carried out by methods such as testing and analysis. The results show that the Middle Ordovician Yanxi Formation in central southern Hunan is dominated by deep-water shelf and deep-water basin deposits， with a wide distribution area and a thickness of 40-160 m. The type of organic kerogen is type I， the average organic carbon content is 2% to 3%and the average vitrinite reflectance is 3.35%. Brittle minerals are mainly quartz， feldspar， and pyrite， with a content greater than 50%. Pore types are mainly organic pores， mineral intergranular pores， intercrystalline pores and dissolution pores， and the porosity is 5.1%-13.6% and the permeability is （0.296-1.481）×10-5 μm2， which has good shale gas accumulation conditions. The average gas content of shale gas reaches 2.76 m3/t， indicating high exploration potential.

Cite this article

Linghui CAI , Ye YU , Jianhua GUO , Yanran HUANG , Yuancao GUO . Shale gas exploration potential of Middle Ordovician Yanxi Formation in central-southern Hunan Province[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(8) : 1247 -1260 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.004

0 引言

页岩气是一种典型的连续性大规模、低丰度的非常规天然气，主要以吸附态和游离态2种形式存在于页岩地层中，或赋存于干酪根和黏土矿物外表，表现为自生自储的原地成藏形式［1-2］。世界页岩气资源十分丰富，主要分布在北美、中亚和中国、拉丁美洲等地，其中，北美地区页岩气资源位居世界第一。美国是全球第一口页岩气井的诞生地，也是第一个实现页岩气商业性勘探开发的国家，2015年美国页岩气产能高达2 800×108 m3［3］。中国页岩气可开采储量居全球第一，页岩气产量居全球第三，现已在四川盆地及其周缘建成了涪陵、威远、长宁、昭通和富顺—永川等页岩气商业开发区［4-5］。据中国油气资源动态评估的最新结果，非常规天然气地质资源量（以页岩气、致密气和煤层气为主）接近全国常规天然气总地质资源量的2倍，2020年中国页岩气产量突破200×108 m3［6-8］。
湘中南地区下古生界一直被前人认为是一个变质基底。近几年的研究表明，湘中南地区下古生界的变质程度具有很强的非均质性，并非是一个均质的变质基底，在变质程度轻微的地区有利于油气的保存［9-10］。下古生界中奥陶统烟溪组普遍发育在湘中南地区，与四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组形成环境相同，都属于深水陆棚相或深水盆地相泥页岩沉积，初步估算湘中南地区上古生界及湘西北地区页岩气资源量将会超出10×1012 m3［11］。前人对湘中南地区烟溪组页岩沉积分布、有机地球化学指标、储集特征等开展了研究。李杰等［9］、刘辰生等［10］、罗文斌等［11］、郭永岩［12］通过研究页岩储层的地球化学特征，认为烟溪组页岩厚度大，有机碳含量高，确定了重点勘探区域。罗薇等［13］、陈广等［14］对中奥陶统烟溪组沉积环境及沉积演化特征进行分析，归纳了2种岩相组合，识别出4种沉积相类型，划分出2个沉积旋回。吴诗情等［15］分析讨论湘中地区烟溪组炭质页岩有机质富集规律，认为其是受浊流沉积物影响的“深水滞留盆地”模式。与美国商业开发的页岩产层相似，湘中南地区烟溪组页岩在埋藏深度、矿物组成、有机碳含量及物性特征等方面具有页岩气富集的良好条件，而优质页岩厚度、有机碳含量、孔缝发育水平以及含气性是控制该区页岩气富集的重要原因［15］。然而湘中南地区下古生界烟溪组页岩气目前勘探程度低，兼之研究区构造复杂、烃源岩高演化，页岩气勘探相对较复杂。为了降低勘探的风险，有必要针对富有机质泥页岩层段开展综合地质研究。本文综合使用钻井、野外采样、区域地质等诸多资料，在前人研究基础上，分析湘中南地区下古生界中奥陶统烟溪组页岩气基本地质特征，在高成熟、强改造型盆地中探索页岩气形成条件，以此为页岩气区块的优选和页岩气区块勘探提供重要依据和理论指导［16-18］。

1 区域地质概况

湘中南地区隶属于中扬子区域的华南板块中段，位于华南加里东褶皱带的西北部，雪峰东缘隆起带的西南缘，南接桂中坳陷［图1（a）］，主要由晚古生代地层组成，其间穿插有元古代—早古生代地层组成穹隆和短轴背斜，其上又叠加有中—新生代的构造盆地［9］。湘中南地区经历了加里东运动、印支运动、燕山运动、喜马拉雅运动和新构造运动5个大的构造演化阶段，形成了一个南北贯穿、向西突出的祁阳弧形褶皱带，具有“三隆两坳”的构造格局［10-12］。研究区由5个二级构造单元组成，从北至南依次为雪峰东缘隆起带、湘中坳陷（湘潭坳陷、伪山隆起、涟源凹陷、龙山凸起、邵阳凹陷、关帝庙凸起和零陵凹陷）、衡山隆起带（包括衡阳盆地）、湘东南坳陷（湘东凹陷、宁江凸起和道县凹陷）和华夏褶皱带［图1（a）］。
图1 研究区构造单元划分（a）及奥陶系地层概况（b）（据文献［12，15］，有修改）

Fig.1 Structural unit division diagram（a） and Ordovician stratigraphic situation（b） in the study area（modified from Refs.［12，15］）

奥陶系在湖南地区的沉积区分为湘西北、雪峰山、湘中和湘南—湘东南4个沉积分区［图1（b）］。湘西北分区在奥陶纪沉积了南津关组、分乡组、红花园组、宜冲桥组、温塘群和五峰组等地层，以发育碳酸盐岩台地相灰岩、生物屑灰岩和深水陆棚相炭质页岩、硅质岩为特征；雪峰山分区在奥陶纪沉积了马刀堉组、九溪组、舍人湾组、桃花石组、温塘群和五峰组等地层，以发育碳酸盐岩台地相灰岩、生物屑灰岩和浅水陆棚相泥页岩、粉—细砂岩为特征；湘中分区在奥陶纪沉积了白水溪组、桥亭子组、烟溪组和天马山组等地层，以发育深水盆地相、深水陆棚相炭质页岩和硅质岩及浅水陆棚相粉砂岩为特征；湘南—湘东南分区在奥陶纪发育的地层与湘中分区基本相同，仅底部爵山沟组命名不同，该时期沉积了深水陆棚相炭质页岩和硅质岩、浅水陆棚相粉—细砂岩和浊积岩［14］。
中奥陶统烟溪组主要发育在湘中分区和湘南—湘东南分区2个地区（湘中南地区），受华夏板块不断隆升和持续物源供给的影响，该时期在湘东南地区发育斜坡浊积岩，往西北至雪峰东缘隆起带依次发育深水斜坡相和深水盆地相。烟溪组沉积时受构造运动和局部岩体的影响，在不同地区沉积厚度有所不同，整体表现为东南厚、西北薄的特征［9］。烟溪组岩性主要为深灰色、黑色薄—中层状炭质页岩、硅质页岩，含少量粉—细砂岩，夹有多套硅质岩，富含笔石和黄铁矿结核［15］。

2 沉积相特征

2.1　岩性特征

研究区烟溪组分布广，厚度大，湘中南地区及其周缘残余厚度约为40~160 m，由北向南有增厚的趋势。岩性以硅质岩和炭质页岩为主，粉砂质页岩、粉砂岩和细砂岩等次之。
硅质岩呈黑色，氧化后表面一般呈灰褐色［图2（a）］，多以薄层状为主，单层厚度为2~10 cm，受海平面波动和沉积环境频繁变化的影响，硅质岩经常与炭质页岩呈薄互层沉积［图2（b）］；在野外，硅质岩对锤子的反弹力非常强，锤击声清脆、震手，与炭质页岩具有明显的区别；在室内高倍显微镜下，硅质岩主要由隐晶质玉髓和微细石英颗粒组成，呈稀疏分散分布，常含有保存比较完整的放射虫［图2（c）］，指示深水环境的沉积特征；硅质岩主要分布在烟溪组下段和上段，厚度一般为10~50 m，其中下段以硅质岩夹薄层炭质页岩或粉砂质页岩为主；上段以薄—中层状纯硅质岩沉积为主，在研究区南部较厚，向北、向东都呈减薄趋势。
图2 湘中南地区中奥陶统烟溪组岩石野外照片及显微照片

（a）硅质岩，棉花坪剖面；（b）硅质岩与炭质页岩互层，石牛乡剖面；（c）含放射虫硅质岩，显微照片，正交偏光，马杜桥剖面；（d）炭质页岩，破碎严重，烟溪镇剖面；（e）炭质页岩，局部揉皱严重，棉花坪剖面；（f）含笔石炭质页岩，马杜桥剖面；（g）炭质页岩，显微照片，正交偏光，棉花坪剖面；（h）粉砂质页岩，大桥村剖面；（i）粉砂质页岩显微照片，正交偏光，大桥村剖面；（j）泥质粉砂岩，浊积岩相，具复理石构造，马杜桥剖面；（k）槽模构造，浊积岩相，寺场坪剖面；（l）含泥质极细砂岩显微照片，浊积岩相，分选差—中等，次圆—次棱状，寺场坪剖面

Fig.2 Field photographs and micrographs of rocks of the Yanxi Formation of the Middle Ordovician in central-southern Hunan

炭质页岩以黑色薄层状为主，具有明显的页理构造［图2（d），图2（e）］，可见水平纹层，在层面上通常发育大量的笔石［图2（f）］，由于炭质页岩比较软，特别容易发生揉皱变形、破碎［图2（d），图2（e）］；炭质页岩在显微镜下呈炭泥质结构，泥质成分主要为云母质及碎屑杂基，炭质较均匀混杂，少量长石、石英等分布不均匀，发育较多的圆形、椭圆形气孔，多数被硅质充填，部分未充填［图2（g）］；炭质页岩主要分布在烟溪组中段，厚度一般为20~50 m，在研究区中南部较厚，为70 m，向北、向东逐渐减薄。
粉砂质页岩以灰色、灰绿色薄层状为主，具有明显的页理构造［图2（h）］，可见水平纹层，在野外用牙齿细嚼，有砂的感觉；粉砂质页岩显微薄片显示为碎屑结构，泥质主要为高岭土类及碎屑杂基，铁质浸染状分布，部分呈碎屑状，以细粉砂为主的砂质分布不均［图2（i）］；粉砂质页岩主要发育在烟溪组下段和下伏桥亭子组中，粉细砂具有明显的陆源碎屑来源，常与硅质岩上下接触，代表了相对浅水的沉积环境。
浊积岩以灰色、灰绿色中—厚层状为主，岩性主要为泥质粉砂岩和极细砂岩，中—粗砂岩较少，发育复理石构造［图2（j）］；底面通常发育沟模、槽模构造［图2（k）］，岩石颗粒以石英和长石为主，分选差—中等，磨圆度中等，为次圆—次棱角状［图2（l）］；浊积岩主要发育在研究区东部的烟溪组中上段和上覆天马山组，为浊积扇沉积。

2.2　岩相组合

根据不同岩石类型的有机组合及在空间上的接触关系，在烟溪组内识别出3类沉积岩相组合：
第一类是粉砂质页岩和硅质岩组合，包括纯硅质岩与粉砂质页岩组合（图3中的A1）和硅质岩夹炭质页岩与粉砂质页岩组合（图3中的A2），粉砂质页岩中粉细砂以陆源碎屑来源为主，硅质岩中硅以隐晶质玉髓和生物硅为主，极少含陆源碎屑硅，指示了浅水环境与深水环境的变化特征，主要为深水陆棚相和浅水陆棚相沉积环境，该组合主要发育在烟溪组下段。
图3 湘中南地区中奥陶统烟溪组岩石相组合类型

Fig.3 Lithofacies assemblage types of the Yanxi Formation of the Middle Ordovician in central-southern Hunan

第二类是炭质页岩与硅质岩组合，包括纯炭质页岩与纯硅质页岩组合（图3中的B1）、纯炭质页岩与硅质页岩夹炭质页岩组合（图3中的B2）、炭质页岩夹硅质岩与纯硅质页岩组合（图3中的B3）和炭质页岩夹硅质岩与硅质页岩夹炭质页岩组合（图3中的B4），炭质页岩主要是黑色炭泥质结构，发育水平纹层，主要发育于深水还原条件，而硅质岩通常含有极少量陆源碎屑硅，指示了炭质页岩比硅质岩沉积水体相对较深。因此，该组合表现为深水盆地相和深水陆棚相沉积环境，主要发育在烟溪组中上段和研究区中南部。
第三类是浊积岩相组合（图3中的C1），主要表现为粉—细砂岩夹微薄层泥页岩，通常具复理石结构，颗粒磨圆、分选都比较差，反映了具有重力流成因机制的浊积扇沉积特征；该组合主要发育在研究区东部的烟溪组中上段和上覆天马山组。

2.3　沉积相类型

湘中南地区中奥陶统烟溪组沉积类型丰富，经过野外露头剖面观察、岩石相组合分析及室内镜下显微照片鉴定等，主要识别出深水盆地、深水陆棚、浅水陆棚和浊积扇4种沉积相类型（图4）。深水陆棚相和深水盆地相沉积的黑色硅质岩、炭质页岩在烟溪组沉积时期分布范围最广，湘中南地区浊流沉积具有跨时长、规模大的特点，在烟溪组沉积时期主要分布在研究区东部［19］。
图4 湘中南地区马杜桥剖面奥陶系综合柱状图

Fig.4 Comprehensive histogram of the Ordovician system in Maduqiao section in central-southern Hunan

2.3.1　深水盆地相

中奥陶统烟溪组深水盆地相以黑色炭质页岩沉积为主，发育层段水体深，有机碳含量高，含气性好，受海平面波动影响，有时发育炭质页岩夹硅质岩沉积（图4）。该沉积相带由于水体较深，大量的诸如笔石类［图2（f）］的浮游生物与落淤的泥质碎屑沉积到海底得以保存下来，形成富有机质的炭质页岩。

2.3.2　深水陆棚相

深水陆棚相主要是黑色、灰黑色硅质岩沉积，夹有薄层炭质页岩、硅质页岩沉积（图4），发育层段水体相对较浅，有机碳含量低，含气性差，常含有硅化的放射虫化石［图2（c）］，岩石成分由隐晶质玉髓和微细石英颗粒组成，微细石英具有陆源碎屑岩的特征。

2.3.3　浅水陆棚相

浅水陆棚相为粉砂质页岩和粉砂岩沉积（图4），靠近物源区域，水体较浅，含砂量高，有机质丰度相对较低，储层物性相对较好。

2.3.4　浊积扇相

浊积扇相在湘中南地区广泛发育，沉积物贯穿整个奥陶系［12］，也是烟溪组沉积时期重要的沉积相类型之一。烟溪组沉积时期浊积扇主要发育在该组上段和研究区东南部的华夏褶皱带附近［图1（a）］。浊积扇岩性以粉—细砂岩为主，具复理石构造［图2（j），图4］，砂岩底部可见沟模、槽模［图2（h）］，岩石颗粒次圆—次棱状，分选差—中等［图2（l）］。

3 有机地球化学指标

3.1　有机质干酪根类型

有机质干酪根类型影响着气体的含量、成分以及赋存形式。干酪根类型不一样，它们的生烃潜力也有所差异。总体上，在海相沉积的页岩中，与Ⅱ型或Ⅲ型干酪根比起来，Ｉ型干酪根的生烃能力更强一些［11］。
用δ13C来划分高成熟烃源岩干酪根类型是一种有效的方法。湘中南地区富有机质页岩属于高成熟烃源岩，区内烟溪组黑色页岩样品干酪根δ13C值为-33.2‰~-30.1‰，普遍小于-29.0‰（表1）。依据前人建立的相关标准（Ⅰ型干酪根δ13C值为-24.5‰~-30.5‰；Ⅱ型干酪根δ13C值为-22.7‰~-24.5‰；Ⅲ型干酪根δ13C值为-20.4‰~-22.7‰）［20］，判断烟溪组页岩具有Ｉ型干酪根δ13C特征，生烃潜力很大，有机质类型主要为Ⅰ型。
表1 湘中南地区烟溪组烃源岩干酪根有机碳同位素δ13C值

Table 1 The δ13C value of kerogen organic carbon isotope of source rocks in Yanxi Formation in central-southern Hunan

取样位置 δ13C最小值 /‰ δ13C最大值 /‰ δ13C平均值 /‰ 有机质 类型
马杜桥 -31.8 -31.4 -31.6 Ｉ型
大水田 -30.7 -30.1 -30.4 Ｉ型
长塘乡 -31.6 -30.8 -31.2 Ｉ型
四明山 -31.8 -31.2 -31.5 Ｉ型
石牛乡 -32.9 -31.9 -32.4 Ｉ型
黄石坪 -33.2 -30.9 -32.0 Ｉ型

3.2　有机质丰度

评估页岩有机质丰度主要是看总有机碳含量（TOC），其对天然气的吸附能力及页岩有机质孔隙的发育水平有决定性作用，是页岩气能否聚集的关键指标［12］。
有机碳含量除了对页岩的颜色、密度、放射性、含硫量及抗风化能力等物理化学性质有影响，最为关键的是控制着页岩含气量并影响其储气能力，页岩含气量随着TOC含量的增加而升高，两者之间呈正相关关系［17］。美国页岩气盆地产气页岩段的TOC含量大多高于2.0%。所以，国外主要把2.0%当作有经济价值页岩气勘探目标的总有机碳含量的下限值［21］，国内研究也表明总有机碳含量超过2.0%的页岩层系具有页岩气工业价值［18］。通过对研究区内的样品进行TOC含量测定，结果得出：湘中南地区烟溪组样品中有机碳含量最高可达7.57%，主要分布在1%~4%之间（图5），平均为2.10%，总体上烟溪组页岩TOC含量偏高，为优质烃源岩。
图5 湘中南地区烟溪组TOC分布

Fig.5 TOC distribution map of Yanxi Formation in central-southern Hunan

3.3　有机质成熟度

有机质的热演化水平与区域构造、地层和岩体热事件有很大关系。湘中南地区构造运动发生频繁，构造改造与叠加作用强烈，对页岩气藏的改造与破坏作用也十分剧烈，不具备良好的地层埋深与储存条件，热演化水平普遍偏高。
湘中南地区主要经历了加里东运动、安源运动、燕山运动等，由于构造沉降往往造成具有广泛分布的不整合面，所以很多区域的深埋时间比较短或深度比较浅，由此导致热演化程度有明显差异性［19］。前人通过热模拟实验发现沥青反射率（R Ob）与镜质体反射率具有类似的热演化特征，证明R Ob和R O有线性关系［22］。研究区内采集样品的沥青反射率结果显示，R Ob值介于2.27%~5.46%之间，平均值为4.62%，依据R Ob与R O之间的线性关系进行换算，得出烟溪组页岩R O值普遍较高，R O值介于1.85%~3.83%之间，平均为3.35%，页岩的热演化程度比前人预计的低很多，勘探潜力很大，在页岩气有利区优选范围内［23-24］。

4 烟溪组页岩储层特征

4.1　矿物特征

烟溪组页岩岩性以深灰到黑色薄至厚层状硅质页岩、硅质岩、页岩互层为主，部分地区含少量砂岩，其单层厚度较小［15］。烟溪组黑色页岩的主要成分为二氧化硅（SiO2）和三氧化二铝（Al2O3），其中，SiO2与Al2O3的质量分数总和介于76.26%~97.12%之间。
通过对研究区烟溪组79个样品进行X-射线衍射全岩分析结果得出，石英、黏土矿物是页岩最主要的矿物组成部分，其次是方解石、斜长石等［图6（a）］。在脆性矿物（石英+长石+黄铁矿）中，石英含量最高，大多占总量一半以上，最高可达到80%，平均为55%；长石含量相对较低，一般不超过13%，最低只有1%左右；黄铁矿含量在不同地区有所不同。黏土矿物含量可高达52%，平均为30%，与四川盆地志留系龙马溪组的黏土矿物含量相当［25］。在黏土矿物中，伊利石含量最高可达95%，伊/蒙混层矿物含量次之，介于5%~55%之间，绿泥石含量最少，一般为10%左右，不含蒙脱石［图6（b）］。
图6 湘中南地区烟溪组页岩矿物组成统计图

（a）页岩矿物组成统计；（b）黏土矿物组成统计

Fig.6 Statistical map of the mineral composition of the Yanxi Formation shale in central-southern Hunan

综上所述，烟溪组页岩富含脆性矿物以及适量的黏土矿物，有较好的储层物性条件［12］，说明研究目的层有利于页岩气的开采和储集空间的发育，具备开发优势。

4.2　页岩储集空间类型

页岩气的储集空间主要有孔隙与微裂隙［26］。根据孔隙的成因、孔隙大小、形态等特征，对湘中南地区烟溪组页岩孔隙进行了分类。通过岩石样品薄片鉴定、扫描电子显微镜与氩离子抛光—场发射扫描电镜观察，烟溪组孔隙类型可分为有机孔隙、无机孔隙和构造缝3种类型。无机孔隙又分为粒间孔、粒内孔、晶间孔和溶蚀孔。其中，粒间孔多见于矿物颗粒聚合物中；粒内孔多发育于伊利石等矿物颗粒内部；晶间孔多见于矿物颗粒或胶结物晶体接触处；溶蚀孔多见于石英、长石等化学性质不稳定的矿物中（图7）。构造缝包括层间页理缝、层面滑移缝、成岩收缩缝和有机质演化异常压裂缝［27］。
图7 烟溪组页岩孔隙类型扫描电镜照片

(a)有机质孔，祁东马杜桥地表样品；(b)粒间孔，祁东马杜桥地表样品；(c)晶间孔，宁远棉花坪地表样品；(d)溶蚀孔，祁东马杜桥地表样品

Fig.7 SEM photo of pore types in Yanxi Formation shale

由场发射实验结果发现，烟溪组页岩主要发育有机质孔隙和矿物质残留粒间孔隙。有机质孔隙的形态多为圆形和椭圆形，直径一般为数十至数百纳米［图8（a）］；残留粒间孔隙形态和矿物颗粒形态有关，形态多以不规则型为主，宽度一般为数十纳米至数微米，长度一般为数至数十微米［图8（a），图8（b）］。
图8 烟溪组页岩孔隙类型抛光扫描电镜照片

（a）马杜桥样品;（b）石牛乡样品

Fig.8 SEM photo of polished pore types of shale in Yanxi Formation

总体上，烟溪组页岩受地质构造应力作用影响大，大多数原生孔隙都被破坏，主要为次生孔隙，构造裂缝较为发育，地表观测样品中有机孔隙面孔率较低。

4.3　页岩物性特征

储层物性是储层评价的重要参数之一，包括有效孔隙度和渗透率，前者对页岩中游离气含量的多少有决定作用，泥页岩中大量细小的孔隙为页岩气提供了潜在的吸附位置能够储存气体，从而影响页岩气的赋存形态；后者反映页岩有效孔隙度以及孔喉连通性［28］。
通过对烟溪组12个页岩样品进行压汞—氮吸附联合测定，使用国际理论化学与应用化学学会（IUPAC）孔隙大小分类（表2）［29］，检测到其最小孔径<3 nm，孔径范围主要是在4~40 nm和60~100 nm之间，中孔所占孔隙体积较大，为39.6%~74.2%，平均值为60.3%；大孔所占孔隙体积次之，为25.8%~60.4%，平均值为39.7%，说明烟溪组页岩主要为中孔和大孔（图9）。对马杜桥（MDQ）、大水田（DST）、长塘乡（CTX）以及石牛乡（SNX）等地的样品进行覆压孔渗测定（图10），得出研究区烟溪组页岩孔隙度为5.1%~13.6%；渗透率为（0.296~1.481）×10-5 μm2，平均值为0.494×10-5 μm2。
表2 IUPAC孔隙大小分类标准

Table 2 IUPAC pore size classification standard

孔宽/nm 孔隙类型 压汞压力/MPa
<2 微孔 624
2~50 中孔 >25
>50 大孔 <25
图9 烟溪组页岩孔隙度分布

Fig.9 Porosity distribution map of Yanxi Formation shale

图10 研究区烟溪组页岩覆压孔渗曲线拟合图

K为渗透率，10-3 μm2；φ为孔隙度，%；x为孔隙压力，MPa

Fig.10 Fitting graph of shale overburden porosity and permeability curve in Yanxi Formation in the study area

四川盆地龙马溪组孔隙度超过0.77%，最高为11.90%，平均值为6.99%，渗透率为（0.099~0.790）×10-5 μm2。总体来看，烟溪组页岩孔隙度—渗透率特征与四川盆地龙马溪组较为相似［30］，烟溪组页岩孔隙度和渗透率均满足页岩开发标准（孔隙度>1%，渗透率>0.001×10-3 μm2），属于物性很好的储层［31］。

5 页岩含气性

页岩含气量即每吨页岩中溶解气、吸附气与游离气的总含量折算到常温、标准大气压条件下的气体总量［32］。生烃量与排烃量的差值即为页岩含气量。有机质的类型、TOC以及成熟度主要影响着页岩生烃量；排烃门限的高低决定了页岩的排烃量［33］。
国内外在有机碳对页岩吸附气量的控制作用方面做了大量研究。国外学者ROSS等［34］发现TOC含量较高的硅质或钙质页岩中能存储较多的吸附态页岩气，研究数据表明岩石样品的甲烷吸附能力与TOC含量之间呈正相关性，即页岩对气体的吸附能力会随着TOC含量的升高而增强。因此，TOC含量是影响页岩吸附气能力的一个关键因素［35］。此外，泥页岩中存在的孔隙形成了大量的内表面积，对页岩气有很强的吸附能力，有利于页岩气的存储，较好的孔隙发育条件和较发达的孔隙系统往往具有好的页岩气储集条件［36］。
研究区烟溪组甲烷吸附量与TOC含量之间也呈正相关性（图11）。页岩的孔隙结构和吸附性能受TOC含量控制，从而影响页岩的含气性［37］。因此，TOC含量是研究区页岩含气性的主控因素。
图11 烟溪组页岩含气量（吸附气量）与TOC关系

Fig.11 The relationship between gas content （adsorbed gas content） and TOC of Yanxi Formation shale

根据研究区烟溪组样品的 TOC含量和矿物组成数据（表3），从研究区页岩样品中分别选取5块具有代表性的样品进行等温吸附实验（图12）。其中页岩样品为MDQ-4、MDQ-9、MDQ-11、MDQ-13和MDQ-15。结果表明湘中南地区烟溪组吸附气质量体积介于0.71~6.24 m3/t之间，均值达到2.76 m3/t，页岩气含气量较高，具有良好的页岩气勘探前景。
表3 烟溪组样品TOC含量与矿物组成数据

Table 3 Data table of TOC content and mineral composition of samples from Yanxi Formation

样品

编号

TOC

/%

石英

/%

黏土矿物

/%

碳

/%

长石

/%

黄铁矿

/%

方解石

/%
MDQ-1 1.45 38.3 45.3 5.6 10.8 0 0
MDQ-2 1.26 45.5 30.6 4.9 9 0 10
MDQ-3 0.57 70.7 0 7 13.5 0 8.7
MDQ-4 2.01 43 19.4 4.5 30 3.1 0
MDQ-5 2.67 60 15.1 5.5 10.1 0 9.2
MDQ-6 1.56 47.7 23.4 4.4 17.1 0 7.3
MDQ-7 3.55 41.5 30 3.9 11 7.1 6.3
MDQ-8 2.72 39.5 35.3 3.1 13.9 8.2 0
MDQ-9 3.3 50.3 30.1 4.4 9.1 6.1 0
MDQ-10 2.92 34.5 15.8 2.9 43 3.6 0
MDQ-11 2.5 51.6 19.5 5 10.2 4.5 9.1
MDQ-12 2.73 57.1 14.9 9 10.6 0 8.4
MDQ-13 1.61 50.6 22.4 5.6 9.5 3.2 8.8
MDQ-14 2.2 40.2 29.9 3.3 15.2 3.2 7.1
MDQ-15 2.94 43.5 28.6 3.6 14 2.7 7.5
MDQ-16 0.52 52.5 22.5 4.3 9.3 3.5 7.9
图12 湘中南地区烟溪组页岩等温吸附曲线

Fig.12 The adsorption isotherm curve of Yanxi Formation shale in central-southern Hunan

6 结论

（1）奥陶系烟溪组在湘中南地区普遍分布，有粉砂质页岩与硅质岩组合、炭质页岩与硅质岩组合和浊积岩相组合3类沉积岩相组合以及深水盆地、深水陆棚、浅水陆棚、浊积扇4种沉积相类型，主要为深水陆棚相、深水盆地相沉积。
（2）研究区烟溪组炭质页岩沉积厚度大，干酪根类型主要是Ⅰ型，TOC含量普遍偏高，平均高于2.00%，属于优质烃源岩，成熟度较高，具有较好的页岩气成藏条件。
（3）从页岩气的基本地质特征（如有机地球化学、储层物性及含气性等）来看，烟溪组页岩脆性矿物质量分数高，孔隙发育较好，渗透率—孔隙度高，孔隙度与TOC具有一定正相关性，和已产气的龙马溪组相当，页岩气吸附能力强，具备较好的储层物性条件。
（4）研究区烟溪组泥页岩的甲烷等温吸附量大于0.71 m3/t，最高为6.24 m3/t，均值达到2.76 m3/t，具有较高的含气量，表明湘中南地区中奥陶统烟溪组有较好的页岩气勘探潜力。

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