Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 6: 860 - 872

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.01.018

Micro reservoir space characteristics and significance of deep shale gas in Wufeng-Longmaxi formations in Weirong area， South Sichuan

  • Liang XIONG , 1 ,
  • Zhenheng YANG , 2, 3, 4, 5 ,
  • Baojian SHEN 2, 3, 4, 5 ,
  • Longfei LU 2, 3, 4, 5 ,
  • Limin WEI 1 ,
  • Ruyue WANG 6 ,
  • Heqing PANG 1
Expand
  • 1. Research Institute of Exploration and Development，SINOPEC Southwest China Oil and Gas Company，Chengdu 610041，China
  • 2. Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，RIPEP，SINOPEC，Wuxi 214126，China
  • 3. SINOPEC Key Laboratory of Petroleum Accumulation Mechanisms，Wuxi 214126，China
  • 4. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Accumulation Mechanism and Effective Development，Wuxi 214126，China
  • 5. The State Energy Research and Development Center of Shale Oil，Wuxi 214126，China
  • 6. Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China

Received date: 2022-01-06

  Revised date: 2022-01-27

  Online published: 2022-06-28

Supported by

The China Major National Science and Technology Projects(2015ZX05061001)

the Major Projects of National Natural Science Foundation of China(41690133)

the Key Projects of National Natural Science Foundation of China(U1663202)

Key Project of SINOPEC ministry of science and Technology(P21042-1)

Fold

Highlights

Taking Well W， a typical coring well of Wufeng-Longmaxi formations in Weirong area， south Sichuan as the research object， based on core observation， thin section， argon ion polishing， scanning electron microscope， X-diffraction， organic geochemistry， tight physical properties and pore structure， the development characteristics and controlling factors of shale reservoir in the study area are discussed. The research shows that： （1） The shale of Wufeng-Longmaxi formations in Weirong area is mainly calcareous silicon rich carbonaceous shale， calciferous siliceous shale and calcium containing silicon rich carbonaceous shale. The organic matter type is type I， which is in the over mature stage. The black shale is characterized by medium to high organic carbon content， with an average clay mineral content of 40.0%， an average quartz content of 34.7% and an average carbonate mineral content of 18.2%. The mineral content of carbonate rock is relatively high. （2） The shale of Wufeng-Longmaxi formations in the study area is generally a low porosity and low permeability reservoir， mainly developing organic pores， interlayer pores （fractures） of clay minerals， inter-granular pores of pyrite， feldspar alteration pores （fractures） and grain edge fractures （pore） equal reservoir space. （3） The average value of micropores in Wufeng-Longmaxi formations is 0.009 73 mL/g， the average value of mesopores is 0.018 00 mL/g， and the average value of macropores is 0.003 77 mL/g. The reservoir space is mainly composed of micropores and mesopores. Organic matter is the main contributor to micropores， mesopores and specific surface area， and quartz minerals are the main contributor to macropores. Micropores and mesopores develop together， and they are specific surface area. Macropores are different from micropores and mesopores on the basis of development materials， and the contribution of macropore to relative surface area is limited. （4） From top to bottom， the proportion of organic pores increases gradually. At the bottom of Wufeng-Longmaxi formations， the proportion of organic pores can reach 76.73%， with an average of 55.73%. In the upper part of the sampling section， inorganic pores are relatively developed， accounting for an average of more than 80%. The main contributor of organic pores is organic matter， and the main contributor of inorganic pores is clay minerals. （5）Under the deep high temperature and high pressure conditions of Wufeng-Longmaxi formations in South Sichuan， it can develop and maintain organic rich shale reservoir and high-quality shale reservoir. The contribution of carbonate minerals to shale reservoir space is limited. Finding thick organic rich shale will still be the key to shale gas dessert.

Cite this article

Liang XIONG , Zhenheng YANG , Baojian SHEN , Longfei LU , Limin WEI , Ruyue WANG , Heqing PANG . Micro reservoir space characteristics and significance of deep shale gas in Wufeng-Longmaxi formations in Weirong area， South Sichuan[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(6) : 860 -872 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.01.018

0 引言

四川盆地及其周缘地区是我国最早发现页岩气的地区，被认为是最具潜力的页岩气勘探地区［1-4］。其中川东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富页岩（主体埋深≤3 500 m）沉积长期处于深水陆棚的环境，富有机质页岩厚度大，有机碳丰度高，演化程度适中，页岩脆性矿物丰富，发育多种类型纳米孔—微裂缝，加之该地区构造变形较弱，埋深适中，保存条件较好，是研究的热点地区，国内外学者在沉积构造、有机地球化学、矿物组成、成藏条件、成岩作用及储层微观孔隙结构方面做了大量的研究［5-19］。但是，川南五峰组—龙马溪组页岩主体埋深≥3 500 m，针对该地区五峰组—龙马溪组页岩储集空间发育特征及意义研究尚不充分。深层高温高压条件下，是否发育并保持优质页岩储层还尚未明确？从川东南向川南，五峰组—龙马溪组页岩沉积相存在较大差异，在川南地区，发育含钙富黏土页岩深水陆棚微相和钙质黏土页岩深水陆棚微相［20］，碳酸盐矿物含量相对川东南地区明显增加，其对页岩微观储集空间的影响研究相对较少。以川南威荣地区典型深层页岩气取心井W井为研究对象，通过岩心观察、干酪根镜检、地球化学分析、矿物组成、氩离子抛光扫描电镜、孔渗分析、氮气吸附—脱附分析孔隙结构等测试，探讨该地区五峰组—龙马溪组微观储集空间发育特征及意义，目的是为该地区储层评价提供基础支撑，以期为川南深层页岩气勘探开发提供科学依据。

1 区域地质特征

四川盆地位于扬子地台西北缘，四周被龙门山、米仓山、大巴山等造山带所围，威荣地区构造位置隶属于四川盆地二级构造单元川西南坳陷北部威远构造带南缘［21-23］［图1（a）］。川南地区在晚奥陶世—早志留世处于深水沉积环境，深水陆棚沉积广泛分布，其沉积域受川中古隆起、黔中古隆起、雪峰古隆起围限，沉积中心位于蜀南自贡—泸州—永川—隆昌一带，沉积了一套以黑色笔石页岩为主，含粉砂质钙质页岩、泥质粉砂岩夹条带状黄铁矿的地层。研究区威荣地区长期处于深水陆棚相，五峰组—龙马溪组底部主要为灰质富硅炭质页岩、含灰富硅炭质页岩及深灰色—灰黑色炭质页岩［图1（b）］，五峰组—龙马溪组富有机质泥页岩厚度约近百米，是威荣地区页岩气勘探的主要目标层系，W井位于该地区中部，是一口以五峰组—龙马溪组富有机质页岩为目的层的取心井（图1）。
图1 研究井区沉积特征（a）和取样点分布(b)

Fig.1 Sedimentary characteristics(a) and sampling sites distribution(b) in the study well area

2 样品与实验方法

样品全部来自于W井取心段岩心，取样位置见图1，共获取31块页岩样品的完整数据（图1）。
本文实验主要在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所完成，有机碳测试依据《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2003），测试仪器为美国leco公司CS200型碳硫分析仪；沥青反射率测试依据《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），采用DM4500P偏光荧光显微镜测试；全岩矿物X射线衍射分析依据《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—2010），采用德国BRUKER D8 ADVANCE，X射线衍射仪；物性分析测试依据《岩心分析方法》（GB/T 29172—2012），孔隙度测试仪器为中国海安县石油科研仪器有限公司QK-98气体孔隙度测定仪，渗透率测试仪器为无锡惠奥GDS-90F气体渗透率测定仪；微孔、介孔、宏孔和比表面积分析依据《压汞法和气体吸附法测定固体材料孔径分布和孔隙度第2部分：气体吸附法分析介孔和宏孔》（GB/T 21650.2—2008），采用北京精微高博科学技术有限公司JWBK-200C型氮气吸附脱附分析仪。

3 矿物组成及有机质特征

3.1　岩性及矿物组分特征

W井五峰组—龙马溪组一段主要为呈薄层或块状暗色或黑色细颗粒的沉积岩，在化学成分、矿物组成、古生物、结构和沉积构造上类型多样。主要发育富黏土页岩、含钙富黏土页岩、钙质黏土页岩、硅质黏土页岩、富硅生物页岩和黏土质硅质页岩（图2）。全岩X射线衍射矿物成分分析表明，五峰组—龙马溪组一段页岩矿物成分比较复杂，含黏土、石英、碳酸盐矿物、钾长石、斜长石、黄铁矿和硬石膏等矿物。其中石英矿物含量介于18.0%~69.0%之间，平均为34.7%，随着深度的增加，石英矿物含量逐渐增加，五峰组—龙马溪组底部石英含量最高，脆性相对较强。黏土矿物介于18.0%~61.0%之间，平均为40.0%。较之焦石坝地区五峰组—龙马溪组页岩，该取心井碳酸盐矿物含量相对较高，介于2.0%~51.0%之间，平均为18.2%；斜长石介于1.0%~10%之间，平均为3.13%；黄铁矿介于1%~5%之间，平均为3.39%，另外含有少量的硬石膏等矿物（表1）。
图2 W井龙马溪组底部黑色灰质富硅炭质页岩

(a)第1回次，富黏土页岩；(b) 第2回次，含钙富黏土页岩；(c)第3回次，钙质黏土页岩；(d)第4回次，硅质黏土页；(e)第5回次富硅生物页岩；(f)第6回次，黏土质硅质页岩

Fig. 2 Black calcareous silicon rich carbonaceous shale at the bottom of Longmaxi Formation in Well W

表1 W井取心段页岩样品有机地球化学及矿物含量实验数据

Table 1 Experimental data of organic geochemistry and mineral content of shale samples in coring section of Well W

序号

TOC

/%

 小层 层位

R b

/%

石英

/%

 黏土矿物/% 碳酸盐 矿物/%

斜长石

/%

黄铁矿

/%

硬石膏

/%

孔隙度

/%

 渗透率 /（10-3 μm2） 微孔/（mL/g） 介孔/（mL/g） 宏孔/（mL/g）

比表面积

/（m2/g）
W1 0.08 ⑧ 龙马溪组 / 39 52 3 4 1 1 3.27 0.28 0.004 0.010 0.002 10.84
W2 0.39 ⑧ 龙马溪组 / 28 61 2 4 4 1 3.91 0.81 0.005 0.014 0.003 12.78
W3 0.37 ⑦ 龙马溪组 / 34 57 3 3 2 1 4.05 0.75 0.005 0.014 0.003 13.46
W4 1.06 ⑥ 龙马溪组 / 35 50 5 4 5 1 6.88 0.47 0.007 0.016 0.005 17.97
W5 1.49 ⑤ 龙马溪组 2.75 35 52 5 4 3 1 7.68 0.05 0.008 0.018 0.004 19.93
W6 1.23 ⑤ 龙马溪组 / 31 55 7 4 2 1 6.07 0.55 0.008 0.018 0.003 20.44
W7 1.37 ⑤ 龙马溪组 / 36 53 4 3 2 1 7.27 0.00 0.008 0.019 0.006 20.69
W8 1.52 ④ 龙马溪组 / 36 47 11 3 2 1 7.27 0.04 0.009 0.018 0.005 21.91
W9 2.33 ④ 龙马溪组 / 34 51 6 3 4 1 9.76 0.06 0.011 0.022 0.003 27.67
W10 2.30 ④ 龙马溪组 / 24 35 35 3 3 0 6.78 0.87 0.011 0.021 0.004 27.53
W11 1.78 ③ 龙马溪组 / 27 32 36 2 2 1 6.43 0.34 0.013 0.030 0.003 34.30
W12 1.65 ③ 龙马溪组 / 18 54 21 3 4 0 6.35 0.88 0.014 0.025 0.004 33.74
W13 2.21 ③ 龙马溪组 / 27 38 29 3 3 0 7.62 0.28 0.011 0.020 0.003 27.23
W14 2.80 ③ 龙马溪组 / 32 36 25 3 4 0 7.22 0.16 0.010 0.016 0.005 23.98
W15 2.33 ③ 龙马溪组 / 29 34 33 2 2 0 7.41 2.00 0.011 0.018 0.003 27.52
W16 1.94 ③ 龙马溪组 / 21 34 39 1 4 1 6.28 1.99 0.009 0.015 0.005 21.85
W17 3.58 ③ 龙马溪组 / 31 48 13 2 5 1 8.50 2.01 0.013 0.020 0.003 31.01
W18 3.03 ③ 龙马溪组 / 42 42 8 3 4 1 8.14 11.60 0.011 0.018 0.005 25.94
W19 1.70 ③ 龙马溪组 / 35 48 6 6 5 0 6.51 0.21 0.008 0.014 0.004 18.88
W20 2.20 ③ 龙马溪组 / 35 40 15 6 3 1 6.94 0.00 0.009 0.015 0.004 21.95
W21 1.71 ③ 龙马溪组 / 28 41 24 4 2 1 5.57 0.01 0.008 0.016 0.003 20.45
W22 2.31 ③ 龙马溪组 / 31 37 21 6 4 1 6.93 0.01 0.009 0.016 0.003 21.91
W23 2.34 ③ 龙马溪组 2.89 44 34 9 10 3 0 6.64 0.13 0.010 0.016 0.003 23.34
W24 6.04 ③ 龙马溪组 / 69 19 6 1 5 0 7.25 0.00 0.013 0.023 0.006 29.74
W25 3.93 ③ 龙马溪组 / 60 24 9 2 5 0 6.71 0.00 0.009 0.016 0.005 21.34
W26 4.47 ② 龙马溪组 / 36 35 23 1 5 0 7.46 0.05 0.011 0.019 0.004 27.20
W27 4.57 ② 龙马溪组 / 31 30 32 1 6 0 7.31 0.01 0.012 0.019 0.003 27.93
W28 4.41 ② 龙马溪组 / 24 30 41 2 3 0 9.77 0.02 0.013 0.017 0.002 29.95
W29 5.35 ② 龙马溪组 / 57 22 18 1 2 0 7.00 0.22 0.015 0.021 0.002 35.63
W30 1.43 ② 龙马溪组 / 27 18 51 1 3 0 3.11 0.00 0.004 0.010 0.004 10.66
W31 3.34 ① 五峰组 2.93 42 30 23 2 3 0 7.75 2.91 0.011 0.023 0.006 26.61

3.2　有机质特征

总体上，W井五峰组—龙马溪组一段TOC值介于0.08%~6.04%之间，平均为2.43%，以中—高有机碳含量为主，TOC值主要分布在2.0%~4.0%之间，大于1.0%的样品占总样品的90.3%，大于2.0%的样品占总样品的51.6%（表1）。实验分析结果显示W井干酪根镜下以无定形腐泥、藻类体的腐泥组为主（图3），腐泥组占比在95%以上，干酪根指数在90%以上，为典型Ⅰ型腐泥型干酪根。W井纵向上R b值基本相当，根据测得的3个沥青反射率数据，最大值为2.93%，最小值为2.75%，均值为2.86%，换算成R O值约为2.1%。分析结果表明该区目的层页岩处于高成熟阶段，页岩生烃以干气为主。
图3 W井页岩样品干酪根显微组分照片（有机质主体以无定形体、藻类体为主）

（a）—(b) 3 828.82 m，腐泥无定形体占95%，浮游藻类体占5%；(c)—(d) 3 842.93 m，腐泥无定形体占94%，浮游藻类体占6%；（e）—（f） 3 850.84 m，腐泥无定形体占68%，浮游藻类体占32%

Fig.3 Photos of kerogen macerals of shale samples in Well W(organic matter is mainly amorphous and algae)

4 微观储集空间特征

4.1　物性特征

W井31块页岩样品物性实验分析数据统计表明，五峰组—龙马溪组一段页岩储层孔隙度介于3.11%~9.77%之间，平均为6.76%，孔隙度基本符合正态分布［图4（a）］，渗透率介于（0.000 11~11.600 00）×10-3 μm2之间，平均值为0.861 49×10-3 μm2，渗透率符合左偏态分布［图4（b）］。
图4 W井页岩样品物性实验数据

Fig.4 Experimental data of physical properties of shale samples in Well W

孔隙度和渗透率没有明显的相关关系，这与其他页岩储层具有一致性［24-26］。孔隙度和有机碳含量具有相关关系［图5（a）］，与其他矿物组成关系不明显，渗透率与有机碳含量［图4（b）］和其他矿物组成无明显关系，这反映了渗透率控制因素的复杂性。
图5 W井页岩样品有机碳与孔隙度(a)和渗透率(b)的关系

Fig. 5 Relationship between organic carbon and porosity(a) and permeability(b) of shale samples in Well W

4.2　微观孔隙类型

在氩离子抛光扫描电镜下，可以观察到有机孔、黏土矿物层间孔（缝）、黄铁矿晶间孔、长石蚀变孔（缝）以及石英边缘缝（孔）等储集空间类型（图6）。观察到大量以微孔和介孔为主的基质孔，大于50 nm的宏孔发育相对较少，其中微—纳米孔隙（缝）与介孔（缝）主要赋存在有机质内部及黏土层间，在草莓状黄铁矿颗粒晶间内部可以观察到微—纳米孔隙和介孔，另外，在长石的内部可以观察到一些蚀变孔（缝），在石英颗粒边缘和黏土层间观察到宏孔（缝）的存在，孔（缝）宽在100~200 nm之间，值得强调的是，观察到的大量有机孔主要发育在五峰组—龙马溪组底部富有机质层段，与有机质发育密切相关。
图6 W井页岩储集空间微观特征

（a） 有机质内部发育的微—纳米孔隙、介孔特征；(b) 有机质内部发育的微—纳米孔隙、介孔特征(局部放大)；(c )黏土层间的微—纳米孔（缝）、介孔（缝）及宏孔（缝）；(d) 黏土层间的微—纳米孔（缝）和介孔（缝）；(e)黄铁矿晶间孔；（f）长石内部蚀变孔（缝）；(g)石英及有机质边缘宏孔（缝）；(h)石英颗粒粒缘孔（缝）

Fig. 6 Microscopic characteristics of shale reservoir space in Well W

根据IUPAC对N2吸附—脱附曲线的分类［27-29］，W井页岩样品N2吸附—脱附曲线大致属于Ⅳ型，吸附气量大，大部分大于10 cm3/g，典型特征是等温线的吸附分支与等温线的脱附分支不一致，可以观察到迟滞回环（图7）。其孔隙结构类型特征为发育以开放性的透气孔为主，包括两端开口圆简形孔及四边开放的平行板孔，夹杂少部分的一端封闭的不透气孔（圆简形孔、平行板状孔等），主要发育以纳米级、微米级孔隙为主，夹杂少量大孔［27，30］。这与氩离子抛光扫描电镜观察的结果具有一致性，体现了一种多元复合复杂的孔隙结构类型。
图7 W井页岩典型样品N2吸附—脱附曲线

（a）3 779.08 m，TOC值为0.08%；(b)3 812.78 m，TOC值为1.37%；(c)3 839.17 m，TOC值为1.7%；(d)3 848.46 m，TOC值为5.35%

Fig.7 N2 adsorption-desorption curve of shale typical sample in Well W

4.3　微孔—介孔—宏孔及比表面积特征

4.3.1　微孔—介孔—宏孔发育特征

通过开展低压氮气吸附实验分析定量研究孔隙结构特征表明，研究区五峰组—龙马溪组一段微孔最小值为0.004 35 mL/g，最大值为0.015 22 mL/g，平均值为0.009 73 mL/g；介孔最小值为0.009 59 mL/g，最大值为0.030 43 mL/g，平均为0.018 00mL/g；宏孔最小值为0.002 07 mL/g，最大值为0.004 67 mL/g，平均为0.003 77mL/g，该地区五峰组—龙马溪组一段页岩储集空间主要以微孔和介孔为主，宏孔对储集空间的贡献度有限（图8）。比表面积介于10.659~35.629 m2/g之间，平均为23.689 m2/g，具有较大的比表面积，有利于气体的吸附。
图8 W井页岩样品微孔、介孔和宏孔发育柱状图

Fig.8 Histogram of micropore, mesopore and macropore development of shale samples in Well W

微孔、介孔和宏孔及其他参数（TOC、石英、黏土、碳酸盐矿物、长石、黄铁矿、硬石膏）相关关系研究表明，与微孔呈显著相关的参数有TOC［图9（a）］，其他参数与微孔关系不明，说明有机质是微孔的主要贡献者之一。另外，介孔与TOC具有明显的相关关系［图9（b）］，说明有机质同时也是介孔的主要贡献者；与宏孔呈显著相关的参数是石英含量［图9（c）］，说明石英矿物是宏孔的主要贡献物质。另外，TOC与比表面积呈显著相关关系，这说明在适度的页岩有机质成熟度下，富有机质页岩裂解后残余有机质孔隙越多，比表面积越大［图9（d）］。
图9 微孔、介孔和宏孔及其控制因素相关性

Fig.9 Correlation of micropores, mesopores and macropores and their control factors

4.3.2　微孔—介孔—宏孔及比表面积相互关系

研究表明，微孔和介孔具有显著正相关关系［图10（a）］，这种显著相关关系说明微孔与介孔协同发育，微孔主要的物质贡献者是有机质，值得强调的是，有机质同时也是介孔的主要贡献者，揭示了微孔与介孔协同发育于有机质内部。宏孔与微孔、介孔和比表面积都不具显著正相关关系（图10），与宏孔呈显著相关关系的参数主要为石英，是宏孔的主要贡献者，这与镜下观察得石英颗粒存在的边缘宏缝具有一致性（表2）。与比表面积呈显著相关关系的参数主要是微孔［图10（b）］，其次是介孔［图10（c）］，宏孔与比表面积无相关性［图10（d）］，这说明富有机质页岩具有较多的微孔和介孔，同时具有相对较高的比表面积。简言之，研究区目的层页岩微孔与介孔协同发育，在孔径尺寸上，微孔和介孔是比表面积的主要贡献者，在物质组成上，TOC是比表面积的主要贡献者。
图10 微孔、介孔、宏孔和比表面面积及其相关关系

Fig. 10 Micropore, mesopore, macropore and specific surface area and their correlation

表2 W井页岩样品无机孔与有机孔发育特征

Table 2 Development characteristics of inorganic and organic pores of shale samples in Well W

序号 TOC/% 有机孔/% 孔隙度/% 有机孔/% 无机孔/% 有机孔占比/% 无机孔占比/%
W1 0.08 0.08 3.27 0.08 3.19 2.46 97.54
W2 0.39 0.39 3.91 0.39 3.52 10.01 89.99
W3 0.37 0.37 4.05 0.37 3.68 9.17 90.83
W4 1.06 1.06 6.88 1.06 5.82 15.47 84.53
W5 1.49 1.50 7.68 1.50 6.18 19.48 80.52
W6 1.23 1.23 6.07 1.23 4.84 20.34 79.66
W7 1.37 1.38 7.27 1.38 5.89 18.92 81.08
W8 1.52 1.53 7.27 1.53 5.74 20.99 79.01
W9 2.33 2.34 9.76 2.34 7.42 23.97 76.03
W10 2.30 2.31 6.78 2.31 4.47 34.06 65.94
W11 1.78 1.79 6.43 1.79 4.64 27.79 72.21
W12 1.65 1.66 6.35 1.66 4.69 26.09 73.91
W13 2.21 2.22 7.62 2.22 5.40 29.12 70.88
W14 2.80 2.81 7.22 2.81 4.41 38.94 61.06
W15 2.33 2.34 7.41 2.34 5.07 31.57 68.43
W16 1.94 1.95 6.28 1.95 4.33 31.02 68.98
W17 3.58 3.59 8.50 3.59 4.91 42.29 57.71
W18 3.03 3.04 8.14 3.04 5.10 37.37 62.63
W19 1.70 1.71 6.51 1.71 4.80 26.22 73.78
W20 2.20 2.21 6.94 2.21 4.73 31.83 68.17
W21 1.71 1.72 5.57 1.72 3.85 30.82 69.18
W22 2.31 2.32 6.93 2.32 4.61 33.47 66.53
W23 2.34 2.35 6.64 2.35 4.29 35.38 64.62
W24 6.04 6.06 7.25 6.06 1.19 83.64 16.36
W25 3.93 3.95 6.71 3.95 2.76 58.80 41.20
W26 4.47 4.49 7.46 4.49 2.97 60.16 39.84
W27 4.57 4.59 7.31 4.59 2.72 62.77 37.23
W28 4.41 4.43 9.77 4.43 5.34 45.32 54.68
W29 5.35 5.37 7.00 5.37 1.63 76.73 23.27
W30 1.43 1.44 3.11 1.44 1.67 46.16 53.84
W31 3.34 3.35 7.75 3.35 4.40 43.27 56.73

4.4　有机孔及无机孔发育特征

据表1数据，基于SPSS16.0软件，以孔隙度为因变量，以TOC、石英、黏土和碳酸盐矿物等因素为自变量，采用逐步回归法，进行多元线性回归，拟合孔隙度的最佳模型，并由此计算有机孔隙与无机孔隙的含量（表2），研究表明，W井有机孔最小值为0.08%，位于取心段的最上面，有机孔占比仅为2.46%；有机孔最大值为5.37%，位于龙马溪组底部，有机孔占比为76.73%。自上而下，有机孔及占比逐渐增大，在五峰组—龙马溪组底部有机孔占比最大，平均可达55.73%。在取样段的上部，无机孔较为发育，无机孔占比最高平均可达80%以上。
有机孔和无机孔控制因素研究表明，有机孔占比主要和TOC相关［图11（a）］，前文已经提到，在五峰组—龙马溪组底部富有机质层段，氩离子抛光扫描电镜下，可以观察到有机质发育大量的有机孔（图7）。另外，无机孔隙主要和黏土矿物相关［图11（b）］，说明黏土矿物贡献了大部分的无机孔，在氩离子抛光扫描电镜下，我们也观察到大量与黏土矿物相关的孔（缝）的存在。
图11 有机孔和无机孔及其与TOC和黏土矿物的相关关系

Fig.11 Organic and inorganic pores and their correlation with TOC and clay mineral

5 启示及意义

（1）以川南地区W井为例，与中浅层川东南焦石坝JY1井进行对比（图12）研究表明，川南五峰组—龙马溪组深层页岩能够发育并保持高孔（提供游离气储集空间）、大比表面积（提供吸附气储集空间）和高渗（提供流动性）富有机质页岩储层，反映出川南广大地区五峰组—龙马溪组深层高温高压条件下，能够发育并保持优质页岩储层，该区域资源前景十分广阔。
图12 川南地区W井与川东南地区JY1井页岩孔隙度(a)、比表面积(b)和渗透率(c)对比

Fig. 12 Comparison of shale porosity(a), specific surface area(b) and permeability(c) between Wells W and JY1

（2）川南地区，发育含钙富黏土页岩深水陆棚微相和钙质黏土页岩深水陆棚微相，碳酸盐矿物含量相对较高，但是，W井碳酸盐矿物对页岩储集空间的贡献有限，在W井研究中，碳酸盐矿物与孔隙度缺乏明显的相关性（图13），其基质孔隙主要是有机孔和黏土矿物孔。W井五峰组—龙马溪组一段页岩储集空间主要以微孔和介孔为主，有机质同时是微孔、介孔和比表面积的的主要贡献者。综上所述，在川南地区，有机质在游离气储集空间和吸附气储集空间的形成方面具有重要的意义，因此，厚层富有机质页岩仍将是页岩形成气甜点层的关键。
图13 W井碳酸盐矿物含量与孔隙度(a)和渗透率(b)的关系

Fig. 13 Relationship between carbonate mineral content and porosity(a) and permeability(b) of Well W

6 结论

（1）川南威荣地区W井主要发育富黏土页岩、含钙富黏土页岩、钙质黏土页岩、硅质黏土页岩、富硅生物页岩和黏土质硅质页岩，五峰组—龙马溪组页岩有机质类型以I型为主，处于过成熟阶段，TOC含量以中—高有机碳含量为主，黏土矿物含量平均为40.0%，碳酸盐矿物平均为18.2%，石英平均为34.7%，含有少量斜长石、黄铁矿和硬石膏等矿物。
（2）W井五峰组—龙马溪组一段页岩储层孔隙度平均为6.76%，渗透率平均为0.861 49×10-3 μm2，主要发育有机孔、黏土矿物层间孔（缝）、黄铁矿晶间孔、长石蚀变孔（缝）和颗粒边缘缝（孔）等储集空间。该地区五峰组—龙马溪组一段页岩储集空间主要以微孔和介孔为主，有机质同时是微孔、介孔和比表面积的的主要贡献者，石英矿物是宏孔的主要贡献物质。通过微孔、介孔、宏孔及比表面积相关关系分析表明，微孔与介孔协同发育，二者是比表面积的主要贡献者，宏孔与微孔、介孔在发育物质基础上并不相同，宏孔对比表面积的贡献有限。研究区W井龙马溪组页岩上部以无机孔发育为主，下部以有机孔发育为主。
（3）川南广大地区五峰组—龙马溪组深层高温高压条件下，能够发育并保持高孔、大比表面积和高渗富有机质页岩储层，该区域资源前景广阔。碳酸盐矿物对页岩储集空间的贡献有限，其基质孔隙主要是有机孔和黏土矿物孔，在川南地区，有机质对游离气和吸附气储集空间均具有重要的意义，厚层富有机质页岩是页岩气甜点层的关键。

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