Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 8: 1226 - 1239

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.008

Physical properties and gas-bearing properties of marine shale gas reservoirs in the Lower Carboniferous Jiusi Formation-Xiangbai Formation in Well Longcan 1, Weining area, Northwest Guizhou

  • Dianying GENG , 1 ,
  • Zhaobiao YANG , 1 ,
  • Geng LI 1 ,
  • Tongsheng YI 2 ,
  • Bingren JIANG 2 ,
  • Jun JIN 2
Expand
  • 1. Key Laboratory of Coalbed Methane Resources and Accumulation Process of the Ministry of Education，China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008，China
  • 2. Guizhou Coalbed Methane and Shale Gas Engineering Technology Research Center，Guiyang 550009，China

Received date: 2022-01-26

  Revised date: 2022-02-17

  Online published: 2022-08-16

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41772155)

the China National Science and Technology Major Project(2016ZX05044-002)

the Investigation and Evaluation of Coal Measures Gas in Western Guizhou Province(2018-01)

Fold

Highlights

The Jiusi-Xiangbai formations of Lower Carboniferous in northwest Guizhou are important marine shale series. In order to further strengthen the basic geological survey of shale gas in Guizhou, the geological theory of shale gas with Guizhou characteristics is formed. In this paper, the exploration and development potential of shale in Jiusi-Xiangbai formations of Well Longcan 1 in Longjie Syncline of Weining is evaluated by petrology, geochemistry, reservoir physical properties and gas bearing test. The results show that: (1) The shale thickness of Xiangbai Formation is 74.76-255.6 m, the organic carbon content is medium (average，2.01%), and the thermal evolution degree is high (R O,max average，2.54% ); the microscopic components were mainly in the shell group ( average 43. 31 % ), followed by the sapropel group ( average，38.08 % ). Types of organic matter are II1 and II2. (2)The clay mineral content is relatively high (with an average mass fraction of 45.4%), followed by quartz (with an average mass fraction of 38.08%), and the brittleness index is overall high. (3)The porosity is medium ( average，4.77%), and the range of NMR permeability is large, ranging at (0.079 7-4.63)×10-6 μm2, with an average of 1.32×10-6 μm2, belonging to low permeability reservoirs; microcracks, intragranular pores, intergranular pores and organic pores are mainly developed; pore specific surface area (average 14.387 m2/g) and total pore volume ( average 0.016 76 cm3/g) are large, mainly mesoporous, average pore size is 3.79 - 8.45 nm, average 5.89 nm. (4)The gas content of the Jiusi-Xiangbai formations are moderate, up to 1.48 m3/t. It is found that TOC is the main factor affecting the gas content of mud shale. It is positively correlated with TOC and R O. In line with the conditions for industrial development, and a comprehensive comparison with the characteristics of shale reservoirs at home and abroad, it is believed that the dark shale of the Jiusi-Xiangbai formations have medium abundance of organic matter, high thermal evolution degree, high brittleness index, multiple mesoporous, and good exploration and development potential.

Cite this article

Dianying GENG , Zhaobiao YANG , Geng LI , Tongsheng YI , Bingren JIANG , Jun JIN . Physical properties and gas-bearing properties of marine shale gas reservoirs in the Lower Carboniferous Jiusi Formation-Xiangbai Formation in Well Longcan 1, Weining area, Northwest Guizhou[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(8) : 1226 -1239 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.008

0 引言

页岩气是一种清洁、高效，以游离态和吸附态同时存在于泥页岩中的非常规天然气［1］。虽然相较于美国、俄罗斯，中国页岩气研究起步较晚，但时至今日，中国“页岩气革命”也已经取得巨大的进步 ［2］，由海相发展到陆相和海陆过渡相，多种页岩油气储层地质条件被研究，多个“甜点区”被勘探开发，如四川盆地涪陵地区龙马溪组和筇竹寺组、鄂尔多斯盆地东缘地区已成为我国页岩气资源开发主体 ［3-7］。
我国地域辽阔，资源丰富，页岩气资源分布远不止在鄂尔多斯盆地与四川盆地，经过多年的勘探研究，发现贵州省部分地区层位页岩气资源开发潜力较好 ［8-14］，近年来对贵州省页岩气进行勘探开发，取得了丰硕的成果，虽然基本了解省内部分页岩气储层的沉积环境、构造特征及地球化学特征［8-11］，如牛蹄塘组、龙马溪组、五峰组，并为贵州地区的页岩气开发提供了依据；但贵州省地质条件复杂，页岩气资源赋存在不同层位，并分布在贵州各个地区，有学者根据黑色泥页岩分布范围和厚度，将贵州页岩气烃源岩划分出下寒武统牛蹄塘组、下志留统龙马溪组、奥陶系五峰组、二叠系栖霞组—龙潭组和石炭系旧司组等7个主要层位［11-12］；其他层位页岩气也是贵州页岩气的重要开发层段，如旧司组—祥摆组、龙潭组，但在近年的研究中较少，缺乏相应地区页岩层段储层特征的详细论述和刻画，含气性特征及影响因素也尚不明确，导致旧司组—祥摆组层段页岩气勘探潜力尚不清晰，增大了资源评价及有利区优选的难度。鉴于此，对威宁地区旧司组—祥摆组进行细致化的研究，填补贵州威宁地区页岩气勘探开发依据的空白，能够使得贵州页岩气地质更加透明化和全面化。目前对于非常规页岩储层，页岩孔隙类型还尚未有统一的分类标准。根据孔隙的产状及岩石颗粒的关系，LOUCKS等 ［13］将基质孔隙划分为粒间孔隙、粒内孔隙和有机质孔隙3类。薛冰等［14］在前者的研究基础上，将孔隙划分为基质孔隙和裂缝孔隙（微裂缝）两大类，基质孔隙分为无机孔（粒间孔、粒内孔、晶间孔、溶蚀孔、化石孔）和有机孔（有机质孔）。于炳松［15］在将孔隙划分为粒间孔、粒内孔和有机质孔的基础上，根据发育孔隙的颗粒属性及其与颗粒间的相互关系，将3类孔隙再进行亚类划分为12种。页岩储层中的孔隙类型、孔隙结构及其连通性是页岩气储层评价的关键，直接影响页岩气资源的勘探评价和开发［16-18］。
本文通过对黔西北威宁龙街地区龙参1井的钻井岩心样品进行测试分析，对有机质页岩有机质丰度、热演化程度（R O）、孔隙度、孔隙类型、矿物组分、含气量等方面进行研究，明确黔西北威宁地区海相页岩储层物性及含气性特征，为贵州地区煤系泥页岩储层评价与优选开发提供科学依据，进一步形成贵州特色页岩气地质理论，这对于了解贵州及乃至中国页岩气勘探利用形势和前景具有重要意义。

1 地质背景

龙街镇位于贵州省西北部，隶属贵州省毕节市威宁彝族回族苗族自治县，位于威宁县西北部，距县城61 km。工作区及邻区位于迤那镇背斜东侧，石门断层东南侧，哈喇河向斜西北侧（图1）。区内构造复杂程度属中等，整个工作区构造形态为向斜构造为主，发育次一级背斜构造，以龙街向斜为主，在主体向斜的基础上，发育次一级的四方井背斜。
图1 龙街区块岩相古地理图、构造纲要图和龙参1井煤系地层柱状图 ［16，18］

Fig.1 Lithofacies palaeogeography map， tectonic outline map of Longjie block and coal measure strata columnar map of Well Longcan 1 ［16，18］

在贵州省内，下石炭统旧司组—祥摆组主要发育在黔西北地区，自早石炭世，由南东向北西发生海侵，在大塘期海侵规模达到最大［12，16-17］，威宁地区龙街向斜龙参1井祥摆组底深1 180 m，祥摆组在黔西北地区发育滨海—浅海陆棚相，保存了部分深水陆棚沉积，使页岩发育更加优质。旧司组—祥摆组地层厚度偏大，岩性多样，祥摆组纵向上可见灰黑色泥页岩与灰色、灰黑色砂岩、煤频繁交替出现，煤层/煤线共12层，旧司组—祥摆组均发育水平层理，均产出化石遗迹。

2 样品获取及测试方法

本文选取威宁地区龙参1井样品，采自古生界石炭系下统旧司组下段、祥摆组页岩岩心，主要为深灰色、黑灰色泥页岩和炭质泥页岩，采样深度601~1 180 m，在贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心严格按照国家标准开展总有机碳测定、干酪根显微组分鉴定及类型划分、X射线衍射、核磁共振、比表面积、等温吸附、含气量测试等实验分析测试，基于大量实验测试数据统计、对比分析得出威宁龙街镇地区页岩气储层及含气性特征。
依据《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T19145—2003），使用碳硫分析仪（型号CS230）测定泥页岩TOC含量；干酪根显微组分鉴定及类型划分实验采用Leica DM4P DFC450C显微镜按照《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）进行测试；储集空间特征使用MecroMR23-060H-I核磁共振仪得到部分页岩样品的渗透率和孔隙度，分别依据《岩样核磁共振参数实验室测量规范》（SY/T 6490—2014）和《岩石毛管压力曲线的测定》（GB/T 29171—2012）测试；X射线衍射实验在X’pert powder 型X射线衍射分析仪上进行，过程严格按照《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—2018）完成；孔隙喉道发育情况可根据比表面积实验分析得出，实验在比表面及孔径分析仪依据《气体吸附BET法测定固态物质》（GB/T 19587—2017）进行测试；等温吸附实验在磁悬浮天平重量法等温吸附仪上进行，依据《页岩甲烷等温吸附测定重量法》（NB/T 10117—2018）测试。82个样品含气量通过解析罐密闭封装解析测试得出。

3 储层特征及含气性特征

3.1　储层垂向展布

旧司组—祥摆组在黔西北地区作为良好的煤系层段，根据龙参1井的岩心资料以及地层岩性组合方式可将旧司组—祥摆组页岩简单分为旧司组与祥摆组，旧司组埋深为395.65~779.79 m，厚度为384.14 m，灰色石英砂岩，灰岩与粉砂质泥岩互层发育，泥页岩多在埋深600~690 m处发育，累计厚度为74.98 m，在埋深563.3~611 m处泥页岩较为发育，厚度近50 m，泥页岩共占旧司组厚度19.51%；其中龙参1井在祥摆组钻探过程中遇到良好的含气显示，故测试样品多来源于祥摆组，旧司组—祥摆组之间存在中厚层灰岩，可将祥摆组分为上、下2段，上段岩性以泥页岩、灰岩、细砂岩互层为主；下段多为泥页岩、灰岩、煤互层的煤系储层，祥摆组埋深为779.79~1 170.84 m，祥摆组厚度为391.05 m，暗色泥页岩累计厚度为128.25 m，占总厚度的32.28%，旧司组—祥摆组页岩厚度均远大于符合商业性开发需要的50 m［19］。
在黔西北威宁地区，断层发育，褶皱起伏强烈，祥摆组底界埋深变化在0~4 500 m之间［20］，多数向斜祥摆组底界埋深均大于1 500 m。旧司组厚度变化在200~1 000 m之间，在威宁草海—雪山镇一带厚度可达900 m以上，向东西两侧迅速减薄直至尖灭。在威宁、水城一带多发育深色富有机质页岩，厚度变化较大，范围介于50.0~185.5 m之间，威宁六硐桥为黔北地区旧司组页岩沉积中心［16］，厚度达到最大，为185.5 m，沿北东、南西2个方向厚度逐渐变薄［12］。

3.2　有机地球化学特征

3.2.1　有机质丰度

龙参1井旧司组页岩TOC含量介于0.756%~1.09%之间，平均为0.864%（图2），祥摆组页岩TOC含量介于0.773%~8.94%之间，平均为2.01%，其中主要分布在<1%和1%~2%共2个范围，TOC含量介于1%~2%之间的泥页岩占比为48.1%。由图2可看出，垂向上，旧司组与祥摆组上部TOC与深度相关性不明显，下部TOC与埋深呈正相关关系，上下段有机质含量非均质性较强，主要与旧司组—祥摆组沉积环境不同导致各种岩性频繁交替有关。在祥摆组下部TOC含量相对较高，或与煤层或煤线之间夹的炭质泥岩有关。聂海宽等［19］认为，具有工业价值的页岩气藏，TOC平均含量应大于1%，祥摆组页岩符合对于这一工业价值标准。
图2 龙参1井泥页岩有机质丰度与深度分布规律

Fig.2 Distribution regularity of organic matter abundance and depth in mud shale of Well Longcan 1

3.2.2　成熟度

龙参1井镜质组反射率测试结果表明（图3），旧司组泥页岩成熟度（R O，max）介于1.14%~1.43%之间，平均为1.28%，祥摆组页岩成熟度介于1.56%~2.99%之间，平均可达2.54%，R O，max含量大于2.0%的占样品的88.24%。祥摆组页岩成熟度与埋深之间呈明显的正相关关系，热演化程度随埋深的增加逐渐增加，参照中国南方富有机质页岩成熟阶段划分标准［19］，页岩处于高—过成熟度阶段，且以过成熟为主。祥摆组页岩总体上富有机质泥页岩以生干气为主［21］，为旧司组—祥摆组页岩储层提供了气源保障。
图3 旧司组—祥摆组R O，max与深度关系

Fig.3 Relationship between R O，max and depth of Jiusi Formation and Xiangbai Formation

3.2.3　有机质类型和显微组分

根据干酪根光学分析测试数据如下，龙参1井旧司组—祥摆组页岩干酪根类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，以Ⅱ型干酪根为主（图4），存在Ⅲ型和Ⅰ型。页岩干酪根碳同位素δ13C值为-40.0‰~-15.1‰，平均为-28.2‰，指示有机质以Ⅱ1型为主。有机显微组分以壳质组为主，含量介于33%~53%之间，平均为42.5%；腐泥组（介于15%~54%之间，平均为38.69%）和镜质组（介于10%~32%之间，平均为17.13%）次之；惰质组含量最少，含量介于1%~3%之间，平均为1.69%。下段Ⅱ2型干酪根主要陆源有机质沉积为主，多为低等植物，以生气为主，上段Ⅱ1型干酪根为水生生物发育沉积的有机质，以生油为主。水生生物多形成腐泥组，陆源高等植物形成壳质组、镜质组和惰质组。在一定的埋藏条件下，腐泥组与壳质组相较于镜质组具有较强的生气能力［20］，腐泥组母质来源主要是藻类等的强烈菌解产物［22］。腐泥组在祥摆组由下至上发生明显的增加，主要是由于由滨海—沼泽向深水陆棚相转变有关，菌藻类增多，降解能力加强。将黔西北龙街旧司组—祥摆组显微组分与黔北龙潭组及北美和四川盆地页岩气商业开发页岩显微组分相比可发现，黔西北旧司组—祥摆组和昭通龙马溪组泥页岩显微组分以腐泥组和壳质组为主，而黔北龙潭组页岩显微组分主体上为惰质组和镜质组，国外Barnett页岩大多数样品中显微组分主要为壳质组和腐泥组，但存在少部分样品中惰质组较高。
图4 不同地区泥页岩显微组分三角图［21］

Fig.4 Triangulation of mud shale macerals in different areas ［21］

3.3　页岩储层矿物组成及脆性

3.3.1　矿物组分

旧司组—祥摆组矿物组分中黏土含量较高［图5，图6（a）］，质量分数介于29.11%~81.87%之间，平均为45.4%；石英次之，质量分数介于16.69%~68.87%之间，平均为38.08%。除黏土矿物和石英外，龙街旧司组—祥摆组页岩中还夹有少量菱铁矿（介于0.44%~3.63%之间，平均为1.12%）、黄铁矿（介于0.65%~4.16%之间，平均为1.26%）、碳酸盐矿物（平均为17%）等。黏土矿物和石英在垂向上表现出明显的非均质性，主要与由滨海—沼泽转为深水陆棚相有关［12，23］，在滨海—沼泽相，受陆源注入物质及海水运动影响，石英含量较多，黏土矿物含量也较多，而后转为深水陆棚相后，受陆源注入物质影响较小，黏土矿物会略微减小，碳酸盐矿物逐渐增多。旧司组—祥摆组页岩矿物组分以黏土矿物和石英为主，与昭通地区龙马溪组矿物组分类似，相较于川东涪陵地区和黔北龙潭组页岩，石英含量高、碳酸盐矿物含量低、黏土含量相当，与北美Barnett页岩相比碳酸盐矿物和黏土矿物含量相当，但旧司组—祥摆组具有较高石英含量，开发条件相对具有优势。
图5 龙参1井祥摆组其他地区泥页岩矿物组分三角图 ［21］

Fig.5 Triangulation of mineral composition of mud shale in other areas of Xiangbai Formation in Well Longcan 1 ［21］

图6 龙参1井祥摆组矿物组分(a)、黏土矿物(b)含量图

Fig.6 Mineral composition(a) and clay mineral content(b) of Xiangbai Formation in Well Longcan 1

对样品黏土矿物组分分析显示［图6（b）］，伊利石为主要黏土矿物，其质量分数介于18%~67%之间，平均为44.27%；伊/蒙混层次之，质量分数介于22%~54%之间，平均为33.53%；还含有少量高岭石，质量分数为2%~29%，平均为13.4%；绿泥石最少，最高含量为16%。垂向上，自下而上伊利石和伊/蒙混层含量增多，而高岭石含量减少，在岩石的成岩作用下，蒙脱石、高岭石会逐渐向伊利石、绿泥石转化 ［24］。
由于高岭石生长环境要求pH值较低的酸性环境，而伊利石和蒙脱石需要pH值较高的碱性环境生长 ［24］，说明在祥摆组形成时期，滨海—沼泽环境下形成的薄煤层提供了酸性环境，而后沉积环境向深水陆棚相变化，沉积环境也同时由酸性水介质向碱性水介质变化。

3.3.2　力学性质

通过研究泥页岩矿物组成来了解储层的力学性质，以达到评价泥页岩储层的可改造性，一般用脆性指数予以量化。目前，多用力学性质、矿物组成、测井响应3种方法计算储层脆性指数［25-26］。
龙参1井样品较破碎，取样难度相对较大，对龙参1井主要页岩储层开展了岩石自然力学实验（表1）。砂泥岩储层单轴抗压强度为27.4 ~56.5 MPa，弹性模量在（24.2~27.4）×103 MPa之间，抗拉强度在1.35~3.85 MPa之间。
表1 龙参1井祥摆组力学参数

Table 1 Mechanical parameters of Xiangbai Formation in Well Longcan 1

深度/m 变形参数 脆性指数/% 抗拉强度/MPa 单轴抗压强度 /MPa

抗压/拉

强度比值

弹性模量/（103 MPa） 泊松比
877.71~877.81 / / / 2.51 / /
974.41~974.51 24.2 0.26 44.16 / 34 /
986.46~986.71 / / / 1.72 / /
994.46~994.66 试件断裂 试件断裂 / / / /
1 004.76~1 004.96 / / / 2.54 / /
1 035.09~1 035.29 / / / 1.62 27.4 16.91
1 082.49~1 082.59 / / / 1.35 / /
2.96
1 016.46~1 016.76 27.4 0.24 53.85 3.45 56.5 16.38
2.79 20.25
3.84 14.71
3.85 14.68
1 032.79~1 032.99 26.8 0.24 52.75 / 56 /
1 164.64~1 164.80 24.8 0.25 47.18 1.43 29.2 20.42
脆性在岩石力学中，被认为是岩石受力后产生很小变形时发生破坏的性质，根据岩石的各类力学参数，可利用泊松比、弹性模量、抗压强度和抗拉强度等几个参数定量表征脆性，从而得出脆性指数。本文使用基于弹性模量和泊松比的定量脆性表征方法探讨旧司组—祥摆组页岩储层可改造性。
RICKMAN等 ［26］提出一种基于弹性模量和泊松比的脆性指数计算方法，具体公式如下：
B E = E - E m i n E m a x - E m i n × 100  
B υ = υ m a x - υ υ m a x - υ m i n × 100
B = B E + B υ 2
式中： υ为岩石的泊松比，无量纲；E为岩石的弹性模量，GPa；E max、E min分别为测试样品弹性模量的最大值、最小值，GPa；υ max、υ min分别为测试样品泊松比的最大值、最小值，无量纲；BE 、Bυ 分别为弹性模量和泊松比计算的脆性指数，%；B为岩石脆性指数，%。
根据计算得出，脆性指数介于53.85%~44.16%之间，平均为49.485%，脆性较好，基于Rickman脆性计算方法，页岩脆性遵循弹性模量越高、泊松比越低，则脆性越高的规律，结合矿物组成计算的脆性指数 ［18］，祥摆组脆性指数介于17.13%~61.16%之间，平均为48.02%，2种方法计算结果接近。进一步分析，页岩脆性矿物（石英、长石、黄铁矿和碳酸盐矿物）平均含量可达60%，可压裂性较好，参照中国南方富有机质页岩成熟阶段划分标准［19］，研究区祥摆组页岩储层脆性较好，有利于开发。

3.4　储集空间类型及特征

3.4.1　孔隙类型与形态特征

根据扫描电镜结果来看（图7），可以看出祥摆组煤系页岩样品中有微裂缝、粒间孔、粒内孔和有机质孔。微裂缝的形成同时受到外因与内因的影响，外因主要与微沉积构造或后期的成岩作用造成的应力变化有关，而内因主要取决于页岩储层的矿物学特征，由于旧司组—祥摆组的黏土含量较高，随着储层深度的增加和地下水逐渐变为碱性，黏土矿物发生脱水转化析出大量的层间水，在层间形成大量的微裂缝［图7（a）—图7（c）］，其延伸方向各异，形态复杂，在扫描电镜下观察微裂隙宽度多小于350 nm ［23］，使得页岩储层有较强的渗流能力，能够有效增加煤系页岩储层的各向异性和横向上的孔渗性［14-15］。粒间孔常见于矿物颗粒之间［图7（f）—图7（h）］，明显观测到黄铁矿呈草莓状或结核状分布，黄铁矿多在强还原环境下产生 ［27］。粒内孔发育在颗粒的内部［图7（i）］，多与粒间孔一起组成孔隙网络，极大地提高页岩的渗流能力。随着埋深的增加，有机质孔隙在烃热成熟过程中形成，有机质会在生成烃类气体过程中会随着成熟度的升高体积逐渐变小 ［13］，并在内部逐渐形成微孔，多为气孔［图7（d），图7（e）］，气孔主要分布在有机质内部和表面，多呈现出圆形、椭圆形和不规则状离散化分布，有机气孔在祥摆组相对较为发育，在样品中均有发现。
图7 祥摆组煤系页岩孔隙类型

Fig.7 Pore types of coal measure shale in Xiangbai Formation

3.4.2　孔隙结构特征

页岩BET比表面积介于11.8~16.85 m2/g之间，平均为14.387 m2/g；BJH总孔体积介于0.001 9~0.023 9 cm3/g之间，平均为0.016 76 cm3/g；平均孔径介于3.79~6.760 6 nm之间，平均为5.518 6 nm（图8）。旧司组—祥摆组页岩储层整体呈现出中比表面积、中总孔体积、平均孔径较小的特点，微观孔隙结构复杂，多呈开放形态，孔径大小主要分布在2~30 nm之间，这表明样品中介孔发育良好，提供大部分的比表面积，介孔成为孔体积的主要贡献者。核磁共振样品统计结果显示（表2），祥摆组页岩的核磁共振实验核磁孔隙度范围为2.42%~7.25%，平均为4.77%；渗透率值跨度较大，范围介于（0.079 7~4.63）×10-6 μm2之间，平均为1.322 7×10-6 μm2，各层段泥页岩的渗透率差值较大，相差2个数量级，由此反映了不同深度下泥页岩的各向异性较大，祥摆组页岩核磁共振渗透率与孔隙度有相对较好的相关性，随着岩心孔隙度的增加，核磁渗透率有增加的趋势。
图8 旧司组—祥摆组页岩比表面积和孔体积

Fig.8 Specific surface area and pore volume of shale in Jiusi-Xiangbai formations

表2 旧司组—祥摆组页岩核磁参数

Table 2 Nuclear magnetic parameters of shale in Jiusi-Xiangbai formations

样品

编号

深度

/m

 核磁孔隙度/% 自由流体饱和度% 束缚流体饱和度/% 核磁渗透率（Coates模型） /（10-3 μm2）
LC1-8 962.76 5.74 16.69 83.31 0.004 36
LC1-10 974.51 7.25 9.54 90.46 0.003 07
LC1-19 1 053.2 3.68 17.45 82.55 0.000 819
LC1-22 1 099.6 2.42 13.19 86.81 0.000 079 1

3.5　含气性特征

3.5.1　含气量

页岩储层中的天然气以游离气的形式存在于有机质（干酪根）和较大的矿物孔隙和天然裂缝中，同时也以吸附气的形式存在于有机质中。
如图9所示，旧司组—祥摆组含气量为0.13~1.49 m3/t，平均为0.53 m3/t，祥摆组含气量总体上随埋深的增加呈先增大后减小再微弱波动上升趋势；下段随埋深的增加，含气量增加呈波动变化趋势。根据伽马测井曲线形态（图10），旧司组—祥摆组伽马曲线形态多为锥形和指形，在页岩含气评价方法中 ［28］，将旧司组—祥摆组含气类型属于薄互层含气与煤岩含气。祥摆组下段含气量与上段含气量相比较，下段有所增加，部分学者将含气量≥0.5 m3/t作为页岩气开发层段优选指标下限值 ［18］，祥摆组下段总体满足条件，拥有开发潜力。
图9 旧司组—祥摆组含气量

Fig.9 Gas content of Jiusi-Xiangbai formations

图10 龙参1井祥摆组页岩储层评价综合柱状图

Fig.10 Comprehensive histogram of shale reservoir evaluation of Xiangbai Formation in Well Longcan 1

3.5.2　等温吸附

等温吸附实验显示，在45 ℃条件下（表3，图11），祥摆组页岩样品吸附能力中等，V L值介于0.67~1.68 m3/t之间，平均为1.22 m3/t，兰氏体积随埋深增加而呈现出逐渐增加的趋势，其中在808.4 m处样品LC1-1出现异常增高，其主要原因为岩石总孔体积相对增大，使得吸附能力增加。P L值介于3.95~4.8 MPa之间，平均为4.43 MPa，兰氏压力随埋深增加而呈现缓慢减小的趋势。
表3 龙参1井旧司组—祥摆组页岩孔隙结构参数及Langmuir数据

Table 3 Shale pore structure parameters and Langmuir data of Jiusi-Xiangbai formations in Well Longcan 1

样品编号

BET比表面积

/（m2/g）

BJH总孔体积

/（cm3/g）

平均孔直径

/（nm）

V L

/（m3/t）

P L

/（MPa）
LC1-1 15.47 0.019 6 5.542 6 1.36 4.79
LC1-2 11.8 0.007 1 3.786 2
LC1-3 15.83 0.001 9 6.760 6 0.83 4.80
LC1-4 14.67 0.015 6 5.058 7
LC1-5 13.24 0.018 6 5.615 3 0.97 4.26
LC1-6 15.76 0.023 9 6.053 4
LC1-7 13.82 0.020 5 6.053 5 0.67 4.27
LC1-17 12.52 0.016 9 5.538 7
LC1-18 15.03 0.018 8 5.101 9 1.63 4.28
LC1-20 13.27 0.018 5 5.600 0 1.68 3.95
LC1-27 16.85 0.023 0 5.594 2 1.59 4.23
图11 旧司组—祥摆组煤系页岩等温吸附曲线

Fig.11 Isothermal adsorption curve of Jiusi-Xiangbai formations coal measure shale

4 讨论

4.1　国内外页岩气储层参数对比

由图12与上述内容可知，研究区旧司组—祥摆组页岩各储层参数与北美和川南海相页岩相比，北美地区页岩层系具有大面积连续分布，中—高厚度的特征 ［29］，国内泥页岩稍显劣势，旧司组—祥摆组页岩泥砂互层较多，累计厚度较大；旧司组—祥摆组页岩与Barnett页岩、龙马溪组和龙潭组页岩TOC含量变化范围相似，具有工业开发潜力；页岩成熟度范围变化较大，在0.4%~4.0%之间，但总体均处于有机质的成熟—过成熟阶段，属于产气高峰期，由此可见，旧司组—祥摆组页岩符合海相页岩气高成熟度的特点；国内外海相页岩有机显微组分以壳质组和腐泥组为主，且干酪根多为Ⅰ型干酪根和Ⅱ型干酪根，其来源主要为海洋湖泊藻类沉积物，拥有较高的氢含量，以偏生油为主，部分为Ⅲ型干酪根，以偏生气为主 ［21］；祥摆组页岩与Barnett页岩和龙马溪组页岩孔径均为纳米级，但前者以粒间孔为主且多发育微裂缝，大多被方解石充填，后者以有机质孔和黏土矿物粒间孔为主 ［30］；与龙潭组泥页岩黏土含量具有相似性 ［21］，变化较大，存在黏土矿物异常高值区，与龙马溪组页岩脆性指数相似，脆性指数适中；旧司组—祥摆组页岩黏土矿物含量高，石英含量高，碳酸盐类矿物较少。
图12 研究区与国内外页岩气储层参数一般属性图比较（数据来源于文献［21］）

Fig.12 Comparison of general attribute map of shale gas reservoir parameters between the study area and domestic and foreign countries （the data are from Ref.［21］）

就中国页岩气储层而言，旧司组—祥摆组TOC含量中等、热成熟度较高、微裂缝和粒间孔为主、微孔低渗、脆性指数中等的特征，具有较好的页岩气勘探潜力。

4.2　孔隙特征与含气性的影响因素

4.2.1　有机质丰度

有机质含量和类型是影响有机质孔隙发育和丰度的重要因素。研究认为Ⅱ型干酪根比Ⅲ型干酪根更倾向于有机质孔的发育 ［31］。由图13可知，TOC含量与Langmuir体积有良好的线性正相关关系，说明有机质对吸附气体有重要作用，有机质不仅是页岩甲烷吸附能力的主要贡献者，而且可在成熟过程中形成有机孔，增加泥页岩基质的储气空间不易使其在后期运移和构造作用中逸散，有利于页岩气的聚集保存 ［32］。由图14、图15可知，有机质丰度与总孔体积、总孔体积与比表面积均具有良好的相关关系，表明有机质丰度生烃演化过程中，有机质孔隙的贡献使得页岩储层孔隙体积得以增加，而总孔体积的增多在一定程度上影响储层比表面积，而在小孔隙储层中，页岩孔体积、比表面积越大，对页岩气的吸附聚集越有利［33］。且在威宁周缘晴页2井的研究中［34］，也发现TOC对含气量有一定的影响。
图13 兰氏体积与TOC相关关系

Fig.13 The relationship between Langmuir's Rankine volume and TOC

图14 TOC与BJH总孔体积相关关系

Fig.14 Correlation between TOC and BJH total pore volume

图15 BJH总孔体积与BET比表面积的关系

Fig.15 Relationship between BJH total pore volume and BET specific surface area

4.2.2　矿物组分

孔隙形态多样，形态与矿物组成关系密切，黏土颗粒与云母中多发现片状孔隙，而孔隙的形状会影响孔体积与孔比表面积，进而影响页岩储层的含气性［31］；石英对页岩含气量会有一定影响 ［35］。石英含量对有机质的含量及成熟度均有影响，进而对含气量纵向变化产生影响，石英含量和TOC及R O呈正相关关系（图16，图17）。石英对气体含量的积极影响有两方面：一方面，石英与TOC含量呈正相关关系，推测部分石英可能为生物成因石英［18］，表明TOC含量随石英含量增高，使得有机质孔隙增多，热演化程度越高，对页岩气的富集越有利［34］；另一方面，石英对原生孔隙具有一定的保护作用［32］。
图16 TOC与石英含量的相关关系

Fig.16 Correlation between TOC and quartz content

图17 石英含量与R O的相关关系

Fig.17 Correlation between quartz content and R O

4.3　页岩气勘探潜力

黔西北威宁地区龙参1井旧司组—祥摆组页岩样品与国内焦石坝地区储层含气量相比，品质略有不足，但结合周缘地区井位样品来看 ［12，16］，旧司组—祥摆组在威宁地区储层受古环境频繁变化影响，使其在空间范围内储层参数会略有不同，作为潜在的页岩新层系，其资源量丰富，且有机质含量与成熟度属于中等偏上水平，总体来说，旧司组—祥摆组页岩具较大的勘探潜力。旧司组总体品质低于祥摆组，如含气量，后期勘探及有利区选取可重点关注祥摆组页岩储层，且需要考虑祥摆组页岩、砂岩和薄煤层互层情况，可选择合层开采，而旧司组在整个黔西北平面分布中部分地区含气量较高，也具有一定的勘探价值。

5 结论

黔西北下石炭统旧司组—祥摆组是一套重要的海相页岩层系。以黔西北威宁龙街向斜龙参1井为例，分析了旧司组—祥摆组储集层物性和含气性特征，得到以下结论：
（1）旧司组—祥摆组页岩厚度介于74.76~255.6 m之间，有机碳含量中等（平均为2.01%）、热演化程度较高（R O，max值平均为2.54%）；显微组分以壳质组（平均为43.31%）为主，腐泥组（平均为38.08%）次之；有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型。
（2）黏土矿物含量较多（质量分数平均为45.4%），石英次之（质量分数平均为38.08%），脆性指数整体较高；孔隙度中等（平均为4.77%），核磁渗透率范围跨度较大，介于（0.079 7~4.63）×10-6 μm2之间，平均为1.32×10-6 μm2，属低渗储层；主要发育微裂缝、粒内孔、粒间孔和有机质孔；孔隙比表面积（平均为14.387 m2/g）和总孔体积（平均为0.016 76 cm3/g）较大，以介孔为主，平均孔径介于3.79~8.45 nm之间，平均为5.89 nm。属低孔低渗储层。
（3）旧司组—祥摆组含气量中等，最高达1.48 m3/t，平均为0.53 m3/t， 符合商业开发条件，TOC是泥页岩含气性的主要影响因素，发现TOC与兰氏体积、总孔体积呈良好的正相关关系，石英与TOC、R O呈正相关关系。与国内外页岩综合对比认为，旧司组—祥摆组深色页岩有机质丰度中等，热演化程度较高，脆性指数高，多介孔，有较好的探勘开发潜力。

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