Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 1: 133 - 148

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.004

Organic matter pore-forming characteristic differences in complex lithofacies types of Longmaxi shales from southern Sichuan Basin

  • Wei LIN , 1, 2, 3 ,
  • Wei GUO 4 ,
  • Jizhen ZHANG , 5 ,
  • Mingtao LI 2, 3
Expand
  • 1. School of Geosciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 2. Institute of Digital Geology and Energy，Linyi University，Linyi 276000，China
  • 3. School of Resources and Environment （College of Carbon Neutrality），Linyi University，Linyi 276000，China
  • 4. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 5. College of Resources and Environment，Yangtze University，Wuhan 430100，China

Received date: 2023-02-13

  Revised date: 2023-07-16

  Online published: 2024-01-10

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42202141)

the Natural Science Foundation of Hubei Province, China(2021CFB182)

Fold

Abstract

Abundant shale gas resources are stored in marine Longmaxi Formation in Sichuan Basin， large-scale commercial development has been achieved， and significant progress has been made in the study of shale gas accumulation theory. However， shale reservoir shows the characteristics of multiple lithofacies types， rapid vertical and horizontal changes， and strong heterogeneity， which restricts the precise evaluation of reservoir and the effective evaluation of resources. The characterization of micro-pore development characteristics of shale is the key to reservoir evaluation and optimization. Especially， as an important space for the occurrence and enrichment of shale gas， it is of great significance to clarify the differences of pore development characteristics of shale organic matter in different lithofacies. In order to deal with the energy challenge， the exploration and development of shale gas resources has gradually moved from medium and shallow layer to deep and ultra deep layer. Sichuan Basin is rich in deep shale gas resources， however， the research on the geological theory of shale gas accumulation is weak， which restricts the progress of deep shale gas exploration. In this paper， Longmaxi Formation shale in Luzhou block in southern Sichuan is selected as the research object. Based on X-ray diffraction mineral analysis and cast thin section identification， six lithofacies including siliceous shale， clay shale， calcium silicon mixed shale， mixed shale， siliceous rock and siliceous calcareous shale are identified in small layers from 1 to 3 of S1 l 1 1 sub-member. Results show that there are great differences in micro reservoir characteristics of different lithofacies types. In addition， based on the full view mosaic scanning （MAPS） technology， organic matter and organic matter pores are effectively extracted for fine characterization， and it is found that there are significant differences in the development characteristics of shale organic matter pore forming efficiency， organic matter pore face ratio， roundness and aspect ratio of different lithofacies types. It is pointed out that siliceous shale has high organic matter pore forming efficiency， high porosity of organic matter pores， and good organic matter pore roundness， and high gas content and brittleness index， which are the favorable lithofacies types for shale gas occurrence and enrichment. The secondary favorable lithofacies are clay-bearing siliceous shale and siliceous shale， whereas calcareous shale facies is a disadvantaged type of lithofacies. The research results can provide scientific theoretical basis and support for effective reservoir evaluation and optimization， prediction of shale gas enrichment areas and exploration and development deployment.

Key words： Southern Sichuan Basin; Deep shale gas; Longmaxi Formation; Lithofacies; Organic matter pores

Cite this article

Wei LIN , Wei GUO , Jizhen ZHANG , Mingtao LI . Organic matter pore-forming characteristic differences in complex lithofacies types of Longmaxi shales from southern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(1) : 133 -148 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.07.004

0 引言

为应对全球范围内能源短缺和经济快速发展带来的巨大能源需求，页岩气作为现实的非常规油气资源，受到世界各国普遍关注。我国页岩气资源丰富，位居世界前列［1-3］。页岩气资源具有清洁无污染，可采周期长的优点，大力推进非常规页岩气资源勘探开发对保障我国能源安全，助力“碳达峰、碳中和”目标的实现具有重要意义。近年来，我国在海相龙马溪组页岩气资源勘探和开发领域取得重大进展［4-5］。随着理论研究不断推进，诸多学者发现龙马溪组页岩储层非均质性较强，纵横向岩相类型变化较快，为有利储集段的精细评价分析、有利层段优选和资源量的有效评估均带来挑战［6-8］。因此，精细划分并评价页岩岩相类型是研究页岩非均质性特征的关键，对于优势页岩层段及“甜点区”优选评价、资源量有效评估及勘探开发部署具有重要意义。另外，相关学者在探索有机质成孔特征方面，发现有机质孔隙类型复杂多样，形态变化大，尺度跨度不均，这可能受控于复杂多样的页岩岩相类型［9-10］。有机质是页岩生烃母质，有机质孔隙是页岩气赋存的直接场所，有机质孔隙的发育直接影响页岩气的生成和赋存、富集［10-13］。勘探实践表明，有机质孔隙是页岩油气储层中主要的孔隙类型，是页岩气富集的一项关键要素［14-15］。随着页岩气勘探由中浅层向深层、超深层延伸，由海相向陆相、海陆过渡相拓展，学者们发现不同岩性、不同地区、不同深度下页岩储层发育特征差异较大，究其原因认为有机质孔隙发育差异是重要主控因素［13-18］。由于页岩不同岩相基质组分差异较大，在成岩演化和有机质生烃演化双重影响下，将使得不同岩相有机质的成孔规律呈现较大差异，影响页岩储层精细评价及资源量有效评估，直接制约页岩气勘探开发部署。厘清复杂岩相类型页岩储层微观有机质成孔特征及差异，对于页岩储集机制分析及页岩气富集成藏理论研究意义重大。
“岩相”概念的提出始于20世纪中叶，其基于岩石颜色、粒度、矿物组分等物性特征差异进行划分。目前对于海相页岩岩相的划分标准仍未统一，许多学者围绕页岩岩相进行了相关方面的探索研究，主要基于页岩纹层发育特征、有机质含量及矿物组成特征进行划分［19-27］，也有学者尝试基于测井信息来构建岩相相应特征进行分析研究［28-29］。如LOUCKS等［19］针对北美Barnett页岩进行研究，将其分为非层状—层状硅质泥岩、层状黏土质钙质泥岩、骨架泥质泥粒灰岩等岩相类型。赵建华等［22］基于矿物学、岩石组构、生物组成及沉积构造的不同，将页岩岩相划分为硅质页岩、粉砂质页岩、黏土质页岩、灰质页岩、含介壳灰岩泥质/泥灰岩、粉砂岩—细砂岩和斑脱岩等7种类型。JIANG等［23］指出粉砂质、灰质页岩和粉砂质白云岩是海相龙马溪组页岩气勘探的优质岩相类型。 ZHANG等［27］结合有机质丰度指出富有机质硅质页岩、中等有机质混合页岩和贫有机质黏土质页岩3种岩相广泛分布于川南地区龙马溪组海相页岩。
本文研究以川南地区泸州区块龙马溪组一段（龙一段）页岩气储层为研究对象，明确储层基础地质情况，有效划分页岩岩相类型，系统研究不同岩相类型特征，精细对比不同岩相类型页岩之间微观储集特征差异，查明不同小层页岩优势岩相类型，深入刻画表征不同岩相孔隙结构，重点探讨不同岩相有机质差异性成孔规律，为更有效评估深层页岩气储层条件、优选有利区、指导勘探开发部署提供科学指导。

1 地质背景

四川盆地周缘被龙门山褶皱带、米仓山隆起、大巴山褶皱带、大相岭、大娄山等系列构造带环绕，经历加里东运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等多期运动的叠加改造，盆地内部可划分为6个次级构造单元［28-31］（图 1）。泸州区块位于川中平缓褶皱带南斜坡、川西南低陡褶皱带东缘和川南低陡褶皱带北缘相交会地带，由北往南发育雁行排列的梳状背斜构造，东北部靠近构造转换带（图 1），现今处于构造相对稳定地带，页岩储层空间展布稳定，利于页岩气的富集保存。
图1 四川盆地构造区位及研究区位置分布

Fig.1 The tectonic division zones of Sichuan Basin and location of the study area

五峰组—龙马溪组自下而上主要发育深水陆棚和浅水陆棚2套沉积［23-26］。泸州区块在五峰组—龙马溪组沉积时期位于深水陆棚沉积中心［32-34］，沉积厚度多为500~650 m，远高于长宁、 威远区块同期沉积厚度（190~450 m），为有机质的富集保存提供了有利条件，利于页岩气的赋存富集。龙马溪组自下而上可划分为龙一段和龙二段，其中龙一段包括下部的龙一1亚段和上部的龙一2亚段。龙一1亚段从下往上分为龙一1 1、龙一1 2、龙一1 3和龙一1 4共计4个小层（简称1小层、2小层、3小层、4小层），主要发育黑色、灰黑色薄层状页岩或块状页岩。前人研究发现龙一段不同小层之间的含气量差异较大，即便是同一小层不同深度段含气量变化显著，推测主要由于页岩非均质较强，不同岩相微观储集特征差异较大，制约储层精细评价研究及优选［35-38］。因此，厘清不同岩相页岩微观储集特征及有机质成孔规律差异，对于揭示龙马溪组不同小层页岩差异性赋气机理具有重要意义。

2 页岩岩相类型组成

2.1　页岩岩相划分方案

近年来，多开展小范围区块、密集取心层段页岩岩相的精细对比研究，为满足页岩气资源评价和勘探开发的需要，其分类方案突出页岩作为烃源岩的有效性、储层的储集性及可压裂性特征，并提出了页岩矿物成分含量三端元分类方案，开展页岩岩相划分和命名［34-39］。以硅质、碳酸盐、黏土矿物组分为三角单元，主要以其成分含量按25%、50%、75%为界限进行分类，三端元的页岩岩相划分方案可简易区分地层中矿物含量和沉积环境，并且对不同岩相的储层特征具有较好的启示意义［34-39］。本文研究在参照前人［34］对三角单元划分黏土质页岩相、硅质页岩相、钙质页岩相和混合质页岩相4类基础岩相的基础上，为将不同小层页岩的优势岩相进行有效区分，结合研究区龙马溪组页岩矿物组分特征，进一步结合矿物含量值域或阈值变化，划分出10大类岩相，如表1和图2所示，包括黏土岩、黏土质页岩、混合页岩、含钙硅混合页岩、含黏土硅质页岩、硅质页岩、硅质岩、含黏土钙质页岩、钙质页岩、碳酸盐岩。
表1 海相龙马溪组页岩岩相类型划分方案（三角单元分类据文献[39]）

Table 1 Lithofacies classification scheme of marine Longmaxi Formation shale（classification of triangular units according to Ref.[39]）

序号 岩相类型 岩石矿物组分质量分数/%
硅质矿物 碳酸盐矿物 黏土矿物
1 黏土岩 <25 <25 >75
2 黏土质页岩 <50 <50 50~75
3 混合页岩 <50 <50 25~50
4 含钙硅混合页岩 25~50 25~50 <25
5 含黏土硅质页岩 50~75 <25 25~50
6 硅质页岩 50~75 <50 <25
7 硅质岩 >75 <25 <25
8 含黏土钙质页岩 <25 50~75 25~50
9 钙质页岩 <50 50~75 <25
10 碳酸盐岩 <25 >75 <25
图2 龙一1亚段1~3小层页岩岩相类型划分

（a）基于XRD矿物分析结果； （b）基于薄片鉴定结果

Fig.2 Lithofacies classification of shale in 1-3 small layers of S1 l 1 1 member

目前，国内外学者对岩相类型划分主要开展薄片分析及X射线衍射（XRD）矿物实验，不同的学者研究结果之间因实验方法的不同，导致结果分析及成果认识的可对比性较弱。因此，有必要开展2种方法之间结果的综合对比评价，本文研究采集了405块川南地区龙马溪组一段1~3小层页岩岩心样品，同时开展XRD矿物实验和薄片分析，以期为不同研究方法下研究结果的对比分析评价提供科学借鉴和依据。

2.2　龙一段1~3小层页岩岩相组合

本文研究样品采自泸州一带5口钻井（L201、L202、L203、L205、L207，采样井位详见图1）龙马溪组一段岩心共405块，样品选取时采取了单井3小层顶部至1小层底部等间距密集取样的方式，3小层、2小层、1小层采样数量分别为134块、214块、57块。基于405块页岩样品XRD矿物分析结果分析认为，3小层以含黏土硅质页岩为主；碳酸盐矿物含量较低，显示沉积环境相对较浅；2小层以含钙硅混合页岩和硅质页岩为主；碳酸盐、黏土矿物含量变化较大，显示沉积旋回变化显著； 1小层以硅质页岩为主；石英、碳酸盐矿物含量总体较为稳定，黏土矿物含量较低，显示较深且稳定的沉积环境（图2）。从矿物学特征取得的对沉积环境的认识与前人基本一致［22，40-41］。
基于薄片鉴定分析获取的矿物组成特征与基于矿物分析实验获取的认识总体较为一致（图2），薄片鉴定在微构造、生物化石、颗粒粒度分析方面具有直观优势；但存在少部分数据点离散的情况，导致分析结果存在偏差。这种现象产生的原因主要由于薄片鉴定分析样品非均质性强，薄片观测结果受到观察视域、代表性受限，以及人为定量主观性强等因素制约，使得岩性分类结果较为离散。
龙一1亚段1~3小层发育硅质页岩、含黏土页岩、含钙硅混合页岩、混合页岩、硅质岩及硅质—钙质页岩6种岩相（图3），分别占51.2%、20.1%、16.1%、5.9%、5.5%、1.2%，以硅质页岩为主要岩相类型。龙一1亚段1小层主要发育2种岩相，以硅质页岩（91.7%）为主导，涵盖少量硅质岩（8.3%）；龙一1亚段2小层岩相类型较复杂，涵盖6种岩相，以硅质页岩（27.6%）、含钙硅混合页岩（32.8%）为主，另外发育少量含黏土硅质页岩（6.7%）、混合页岩（4.5%）、钙质页岩（1.5%）、硅质岩（0.7%）；龙一1亚段3小层也涵盖6种岩相，主要发育4种岩相，以含黏土硅质页岩（50.0%）为主，其次为硅质页岩（21.4%）、硅质岩（11.9%）和混合页岩（10.7%），另外发育少量含钙硅混合页岩（4.8%）、钙质页岩（1.2%）。
图3 龙一1亚段1~3小层页岩岩相类型组合对比

Fig.3 Correlation of shale lithofacies types of shale in 1-3 small layers of S1 l 1 1 sub-member

2.3　不同岩相类型页岩储集微观差异特征

2.3.1　硅质页岩

该岩相类型是研究区龙一1亚段1~3小层页岩中最为发育的岩相类型，总体占51.2%，累计厚度约为16 m。如图4（a）—图4（d）所示，该类页岩呈明显层状，页理发育，岩心观察表现为水平层理，见砂质条带发育；全岩X射线衍射分析得到该类岩石碎屑矿物含量较高，石英平均含量为46.71%，长石平均含量为4.14%，方解石平均含量为9.73%，白云石平均含量为8.93%，黏土矿物平均含量为22.92%；对应有机质含量TOC值均大于4%，有机质类型以Ⅰ型为主，有机质一般与泥质浸染分布。普通薄片镜下观察该类岩石颗粒具有明显的定性排列，碎屑矿物颗粒十分密集，粒径在0.02~0.03 mm之间，方解石主要以泥晶混于泥质中；岩石构造类型以纹层发育为主，纹层厚度为0.02~0.30 mm，一般呈平直状，包括粉砂纹层、有机质纹层，说明该类岩石沉积于弱水动力的深水环境，这为有机质的富集与保存提供了良好的条件［22，40-41］。薄片观察该类型岩相石英、长石含量占50%以上，发育硅质生屑、见粉砂质纹层发育，见胶体絮凝的富粉砂小漂粒，见微晶白云石方解石交代硅质生屑小碎屑，发育硅质放射虫、海绵骨针，该类成分可形成富硅富有机质团粒，有效降低有机质氧化速率，利于有机质保存，利于页岩气富集成藏［42-45］。另外，石英与有机质相互耦合，外力作用下利于形成滑脱缝，压裂过程可形成有效渗流通道，利于页岩气井高产、稳产［39- 40］。
图4 龙一1亚段不同岩相类型页岩微观薄片观测图像

（a）—（d）硅质页岩；（e）—（h）含黏土硅质页岩；（i）—（l）含钙硅混合页岩；（m）—（p）混合页岩；（q）—（t）硅质岩；（u）—（x）钙质页岩

Fig. 4 Observation image of microscopic thin section of different lithofacies types of S1 l 1 1 shales

2.3.2　含黏土硅质页岩

该岩相类型是研究区龙一1亚段1~3小层页岩中仅次于硅质页岩的岩相类型，占比20.1%，累计厚度约为6.3 m。岩心观察该岩类主要为灰黑色—黑色，中层状构造，发育水平层理。如图4（e）—图4（h）所示，含黏土硅质页岩矿物成分以石英为主，平均为 44.78%，其次为黏土矿物，平均含量为23.11%；该类岩石样品具有较高的碳酸盐矿物含量，平均为 28%，其中白云石最高可达28%。薄片下观察可见碎屑颗粒（石英、长石）粒径主要在0.01~0.02 mm之间，方解石以泥晶为主混于泥质中，白云石显示为亮晶颗粒，晶粒大小在0.03~0.05 mm之间；下部样品可见纹层发育，有机质多呈团块状或与泥质侵染分布。薄片观察该类型岩相细粉砂占10%、泥占90%，多发育水平纹层，纹层厚度多介于0.25~4 mm之间。

2.3.3　含钙硅混合页岩

该岩相类型是研究区目标层位页岩中稍低于含黏土硅质页岩的岩相类型，占比16.1%，累计厚度约5.0 m。岩心观察见明显水平层理，有斜交层面裂缝发育。如图4（i）—图4（l） 所示，含钙硅混合页岩矿物成分以黏土矿物为主，平均含量为44.93%，其次石英为32.43%；薄片下观察泥质组分主要为隐晶/微晶的黏土矿物集合体，粒径均<0.005 mm，石英等碎屑颗粒粒径在0.02 mm 左右，一般以星点状或沿纹层状构造分布，方解石等碳酸盐矿物镜下不明显，主要以泥晶级存在；有机质含量较高，主要呈斑点状分布，可见微裂缝发育。薄片观察该类型岩相细粉砂占30%、泥占70%，波状纹层，见胶体絮凝的富粉砂小漂粒，可见微晶白云石方解石交代硅质生屑小碎屑。基质富有机质而透光性差。裂缝充填沥青、方解石及水白云母。

2.3.4　混合页岩

该岩相类型是研究区目标层位页岩中发育相对较少的岩相类型，占比5.9%，累计厚度约1.8 m。如图4（m）—图4（p）所示，混合页岩薄片观察该类型岩相发育水平纹层，单个薄层具低角度收敛及发散上超，反映絮凝状泥浆流的床砂搬运作用。沿纹层方向见胶体絮凝的富泥质的小透镜体及富凝灰质黄铁矿的粉砂小漂粒。可见零星骨针。

2.3.5　硅质岩

该岩相类型在研究目标层位页岩中发育也较少，占比5.5%，累计厚度约1.7 m。如图4（q）—图4（t）所示，硅质岩薄片观察该类型岩相常发育近水平纹层。粉砂成分为石英、岩屑及云母等。泥基质由两部分组成，见胶体絮凝的富粉砂贫有机质的小漂粒、零星莓状黄铁矿化硅质生屑、生物印模及骨针。

2.3.6　钙质页岩

该岩相类型是研究区目标层位页岩中发育最少的岩相类型，占比仅为1.2%，累计厚度约0.4 m。如图4（u）—图4（x）所示，钙质页岩薄片观察该类型岩相具水平纹层，单个薄层具微波状，沿层面见胶体絮凝的富泥小漂粒透镜体；炭化的放射虫壳表的海绵状脱落残片及放射虫；页理缝充填沥青及水白云母。

3 不同岩相类型页岩储集空间特征

3.1　不同岩相类型页岩有机质孔隙差异性特征

诸多学者采用FE-SEM技术定性、半定量观测表征页岩储层微观孔隙形貌学特征及展布规律，但受限于视域选择少、视域代表性弱的问题，单一视域或者少量图像的分析结果往往受人为主观性影响较大，极大降低统计学意义［12， 25， 33］。而大视域拼接扫描电镜技术（MAPS）克服了扫描电镜视域的局限性，使得该方法所获取的对微观孔隙的表征结果更具有代表性和统计学意义，并且在大视域的条件下，基于大视域拼接的扫描电镜技术通过采集数千张相互邻接的矩阵排列的小型扫描电镜图像，再利用图像处理技术拼接起来，能够将数字图像像素扩大到50 000×50 000以上，可以尽可能全面地标定与各类矿物相关的孔隙，以达到将孔隙类型精细划分并定量表征的目的。本文研究中，基于MAPS技术，每个样品可获得数千张连续扫描的电镜照片，改进了常规扫描电镜图像直接观测法的视域代表性问题，可有效减小表征误差，精细化表征深层页岩储层孔隙发育特征。首先，基于数千张连续扫描的高分辨率电镜图像，结合页岩矿物组分和有机质灰度差异，可以利用Image J图像分析软件将有机质率先提取出来。然后，基于孔隙灰度值接近255的特征，调节图像阈值，获得有机质孔隙的二值化图像。对有机质孔隙进行形貌学特征的提取，可获得有机质孔隙数目、大小、圆度、面孔率、有机质成孔率等参数。其中，有机质面孔率为有机质孔隙面积占拼接之后的MAPS整个图片视域中的百分含量，定量表征有机质孔在页岩储层中发育情况；有机质成孔率为有机质内部孔隙面积占有机质面积的百分含量，定量表征有机质孔在有机质中发育情况。圆度表示孔隙形态接近圆形的程度，介于0~1之间，越接近于1反映形态越接近于圆形。圆度的定量计算方法参照陈建湟等［46］基于数字图像处理的矿物颗粒磨圆度的方法。二维电镜图像中，有机质灰度值（多介于180~220之间）要显著高于矿物组分（<150），而孔隙灰度值较高（接近255，多大于250）。有鉴于此，首先基于灰度值差异将有机质单独提取出来，其余部分为矿物组分，然后再分别对有机质和矿物组分视域内孔隙进行单独提取，进而可将有机孔隙和无机孔隙有效区分。

3.1.1　硅质页岩

硅质页岩中有机质成孔率较高，平均为9.42%；有机质面孔率较高，平均为1.32%； 孔径范围介于4.3~784 nm之间，平均为56.4 nm，以微孔、介孔为主，占比约56%；有机质孔隙圆度较好，以圆形和椭圆形为主，圆度值总体介于0.02~1.0之间，平均为0.72，主频区间介于0.6~0.8之间，其中圆度>0.60的孔隙占比达63%；长宽比总体介于1.0~12.3之间，平均值为1.12，反映出绝大部分有机质孔隙形态较为规则［图5（a）—图5（c），图6（a）］。硅质成分通常与有机碳含量呈正相关关系［43-44］，TOC含量越高，有机质孔隙越发育，页岩气吸附比表面积越大，更利于气体的赋存富集［18， 34， 37］。
图5 龙一1亚段不同岩相类型页岩有机质孔隙结构特征

（a）—（c）硅质页岩； （d）—（f）含黏土硅质页岩； （g）—（i）含钙硅混合页岩； （j）—（l）混合页岩； （m）—（o）硅质岩； （p）—（r）钙质页岩

Fig.5 Organic matter pore structure characteristics of the different lithofacies types of S1 l 1 1 shales

图6 龙一1亚段不同岩相类型页岩微观扫描电镜图像及有机质孔隙二值化信息提取

（a）硅质页岩，3 742.86~3 743.11 m；（b）含黏土硅质页岩，龙一1亚段3小层，3 734.85~3 735.07 m；（c）含钙硅混合页岩，龙一1亚段2小层，3 741.79~3 742.06 m；（d）混合页岩，龙一1亚段3小层，3 735.53~3 735.62 m；（e）硅质岩，龙一1亚段3小层，3 733.17~3 733.53 m；（f）钙质页岩，龙一1亚段2小层，3 737.51~3 737.86 m

Fig.6 Microscopic SEM image observation of shale and binary information extraction of organic matter pore in the different lithofacies types of S1 l 1 1 shales

3.1.2　含黏土硅质页岩

含黏土硅质页岩中有机质成孔率良好，平均为8.83%，使得有机质面孔率也较高，平均为1.14%；有机质孔隙圆度良好，总体介于0.01~1.0之间（平均为0.58），仍以圆形和椭圆形为主，但同时发育大量半月形、弧形、弓形和葫芦形孔隙，圆度主频范围介于0.4~0.6之间，显示圆度处于中间混合态特征，0.3~0.7的孔隙占比达57.7%；有机质孔易形变，长宽比为1.0~18.5，平均为22，形变程度显著高于硅质页岩；有机质孔径分布大且松，孔径范围介于2.3~730 nm之间，平均为76.8 nm，以微介孔（<50 nm）为主，占比达54%，总体孔径稍高于硅质页岩［图5（d）—图5（f），图6（b）］。厚层黏土类页岩主要受陆源碎屑物质供给作用影响，细粒悬浮颗粒物经稳定沉积形成黏土质富集［44，46］。黏土质成分多发育介孔和宏孔，同时利于页岩的赋存和渗流，该类岩相是涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩的优势岩相［17，47-50］。

3.1.3　含钙硅混合页岩

含钙硅混合页岩有机质成孔率显著低于硅质页岩和含黏土硅质页岩，平均为4.68%。有机质面孔率也显著降低，平均为0.85%；有机质孔隙圆度呈现双峰型分布特征，以圆形和椭圆形为主，同时兼有大量半月形、弧形、弓形和葫芦形孔隙，圆度总体介于0.04~1.0之间，平均为0.71，圆度>0.7的有机质孔隙占比达74.3%；部分有机质孔产生形变，孔隙长宽比为1.0~13.4，平均为1.38，形变程度稍高于硅质页岩，但低于含黏土硅质页岩；有机质孔径尺度相对较小，孔径范围介于2.1~30.4 nm之间，以介孔为主，占比达65%，总体孔径显著低于硅质页岩和含黏土硅质页岩［图5（g）—图5（i），图6（c）］。目前认为温暖干净浅水低能环境是钙质成分富集的主要原因［48-50］。

3.1.4　混合页岩

混合页岩的有机质成孔率低于硅质页岩和含黏土硅质页岩，但高于钙硅混合页岩、硅质岩和钙质页岩，平均成孔率为6.74%。有机质面孔率显著低于硅质页岩和含黏土硅质页岩，平均为0.94%。有机质孔隙圆度呈现双峰型分布特征，以圆形和椭圆形为主，同时兼有大量半月形、弧形、弓形和葫芦形孔隙，圆度总体介于0.01~1.0之间，平均为0.65，圆度>0.6的有机质孔隙占比达60%。部分有机质孔产生形变，孔隙长宽比为1.0~16.7，平均为1.74，形变程度稍高于硅质页岩，但低于含黏土硅质页岩；有机质孔径尺度呈现特殊的三峰型分布特征，3个峰位尺度区间分别介于<60 nm、180~300 nm、420~500 nm，孔径范围总体介于1.8~686 nm之间，以微介孔为主，占比达53.5%，总体孔径显著低于硅质页岩和含黏土硅质页岩［图5（j）—图5（l），图6（d）］。前人研究发现混合质页岩组分基质比例不同［51］，含气性差异较大，或与其不同组分内部孔隙组成、占比及孔径尺度不同有直接关联。

3.1.5　硅质岩

硅质岩的有机质成孔率低于硅质页岩和含黏土硅质页岩，平均成孔率为4.82%。有机质孔隙圆度呈现双峰型分布特征，以圆形和椭圆形为主，同时兼有大量半月形、弧形、弓形和葫芦形孔隙，圆度总体介于0.01~1.0之间，平均为0.67，圆度>0.6的有机质孔隙占比达 52%。部分有机质孔产生形变，孔隙长宽比为1.0~12.4，平均为1.32，形变程度稍高于硅质页岩，但低于含黏土硅质页岩。有机质孔径尺度相对较小，孔径范围介于2.1~515 nm之间，左峰型孔径分布特征，以微介孔为主，占比达42.3%，总体孔径低于硅质页岩和含黏土硅质页岩［图5（m）—图5（o），图6（e）］。前人研究发现［40］川南地区龙马溪组硅质成分主要来源于生物成因，有机质对生物成因硅具有良好的保护作用，而硅质成分的富集提高了储层的抗压能力，利于孔隙形态及结构的保存。

3.1.6　钙质页岩

钙质页岩有机质孔发育特征与硅质页岩较为相似。钙质页岩有机质孔圆度呈现双峰型特征分布，双峰圆度区间分布于0.2~0.4和0.6~0.7之间，圆度总体介于0.04~1.0之间，平均为0.68，反映该类页岩有机质孔形态以圆形和椭圆形为主，同时兼有大量半月形、弧形、弓形和葫芦形孔隙。部分有机质孔产生形变，孔隙长宽比为1.0~11.4，平均为1.28，形变程度稍高于硅质页岩，但低于含黏土硅质页岩。前人研究发现，四川盆地龙马溪组页岩横向上受控于海相沉积环境影响，从川东北到川东南地区钙质矿物含量有增高的趋势［44］，钙质组分成岩演化中迁移转化，使得孔隙形貌特征复杂。该类页岩有机质孔的孔径尺度总体低于硅质页岩和含黏土硅质页岩有机质孔径尺度相对较小，孔径范围介于1.7~627 nm之间，左峰型孔径分布特征，以微介孔为主，占比达42.2%［图5（p）—图5（r），图6（f）］，微、介孔的发育可提供更多的比表面积［51-53］，利于页岩气的吸附赋存。

3.2　各类岩相页岩有机质孔隙特征综合对比

如图7所示，泸州区块深层龙马溪组不同类型岩相页岩有机质孔发育特征存在较大差异。各类岩相页岩有机质面孔率：硅质页岩>硅质岩>钙质页岩>含黏土硅质页岩>含钙硅混合页岩>混合页岩，有机质平均面孔率依次为1.32%、1.28%、1.24%、1.14%、0.94%、0.85%。有机质成孔率：硅质页岩>含黏土硅质页岩>混合页岩>硅质岩>含钙硅混合页岩>钙质页岩，有机质平均成孔率依次为9.42%、8.83%、6.74%、4.82%、4.68%、4.34%。有机质孔孔径：含黏土硅质页岩>硅质页岩>混合页岩>硅质岩>钙质页岩>含钙硅混合页岩，有机质孔平均孔径依次为76.8 nm、56.4 nm、52.5 nm、48.6 nm、42.2 nm、30.4 nm。有机质孔平均圆度：硅质页岩>钙质页岩>硅质岩>混合页岩>含钙硅混合页岩>含黏土硅质页岩，有机质孔平均圆度依次为0.72、0.71、0.68、0.67、0.65、0.58。有机质孔长宽比：含黏土硅质页岩>混合页岩>含钙硅混合页岩>硅质岩>钙质页岩>硅质页岩，有机质孔平均长宽比依次为2.2、1.74、1.38、1.32、1.28、1.12。
图7 研究区多口井不同类型岩相页岩有机质孔发育特征综合对比

Fig.7 Comprehensive comparison of organic matter pore development characteristics of different types of lithofacies shale from multiple wells in the study area

前人研究指出龙马溪组页岩孔隙发育主要受有机质丰度的控制［51］，但高有机质丰度页岩仍存在孔隙度较低的现象，有学者推测是由于压实作用造成的［52］，但该推测难以解释深层页岩有机质孔隙仍较丰富的现象。本文研究发现由于龙马溪组不同小层页岩的优势岩相不同（图3，表2），使得各小层微观孔隙结构差异较大，直接影响页岩气赋存、富集差异。本文研究通过系统剖析龙马溪组不同小层页岩岩相类型及微观有机质发育特征差异，总结出不同小层页岩微观有机质孔隙发育特征差异，结果如表2所示。结果显示，龙一1亚段不同小层有机质孔隙发育特征存有较大差异：1小层有机孔多且密，以微介孔为主，占比约60%，孔隙均匀，连通性较好；圆度较高，以圆形椭圆形为主，形变程度相对较小；2小层有机孔小且密，孔径较小，连通性差，圆度最高，以圆形椭圆形为主，形变程度相对较小；3小层有机孔大且松，孔径较大，连通性良好，圆度最低，易形变。综上所述，不同岩相类型页岩有机质成孔率差异较大，且微观有机质孔隙结构及形貌学特征存在显著不同，致使不同岩相页岩赋气能力存在差异，不能简单地将有机质丰度高低作为评价含气性强弱的关键性指标，富有机质页岩低成孔率下并不能形成有效页岩气赋存空间，需要进一步分析有效孔隙发育情况及赋气规律。
表2 川南地区龙马溪组不同小层页岩微观有机质孔隙发育特征

Table 2 Micro-organic matter pore development characteristics of shale in different sub-layers of Longmaxi Formation in southern Sichuan

层段 优势岩相 面孔率/% 成孔率/% 孔径分布/ nm 圆度 长宽比
1小层 硅质页岩 最高（0.87~1.78）/1.26 最高（6.3~12.5）/9.24 （6.3~680）/54.9 较高（0.19~1.0）/0.64 低（1.0~5.7）/1.7
2小层

硅质页岩、

含钙硅混合页岩

 低（0.45~1.03）/0.72 低（1.2~7.3）/4.24 （3.8~403）/16.9 最高（0.18~1.0）/0.71 较低（1.0~4.45）/1.61
3小层

含黏土硅质页岩、

硅质页岩

 较高（0.54~1.57）/1.15 较高（5.6~11.7）/8.82 （4.7~730）/84.3 较低（0.08~1.0）/0.57 较高（1.0~12.5）/2.05

注：（0.87~1.78）/1.26=（最小值—最大值）/平均值

3.3　不同岩相页岩储集空间差异性综合特征对比

不同岩相页岩微观储集空间特征差异较大，直接影响储层发育特征（表3）。含硅质组分的页岩岩相，其有机质孔隙面孔率显著高于含黏土质组分的页岩岩相，硅质页岩>硅质岩>钙质页岩>含黏土硅质页岩>含钙硅混合页岩>混合页岩。硅质页岩及含黏土硅质页岩的有机质更易于发育有机质孔隙，有机质成孔率相对较高，平均分别为9.07%和8.89%。不同岩相页岩的有机质孔隙发育孔径尺度范围存在差异，含黏土硅质页岩、硅质页岩有机质孔隙的孔径尺度相对较大，平均分别为75.73 nm和62.92 nm。有机质孔隙作为页岩气最主要储集空间，不同岩相页岩之间仍存在较大差异，导致总孔隙度特征并不能精细反映页岩储集性能的优劣，使得前人研究发现存在有机质丰度高、总孔隙度高的页岩其含气性却偏低的现象，或与非优势岩相有机质含量高但成孔率低、总孔隙高但有机质孔隙含量少密切相关，因此未来在开展页岩储层评价时需要在有效划分岩相类型的基础上，精细分析可有效赋存富集页岩气的微观储集空间发育特征，较大的有机质孔隙差异性特征可致使不同岩相页岩含气性、脆性存在明显差异。
表3 川南地区龙马溪组不同岩相页岩储层发育特征对比

Table 3 Comparison of development characteristics of shale reservoirs in different lithofacies of Longmaxi Formation in southern Sichuan region

岩相 有机质孔面孔率/% 有机质成孔率/% 有机质孔平均孔径/nm 含气量/（cm3/t） 脆性指数 总孔隙度/%
硅质页岩 （0.87~1.81）/1.45 （6.55~12.14）/9.07 （38.75~88.55）/62.92 （2.46~4.45）/3.46 （0.60~0.84）/0.70 （2.54~5.37）/4.24
含黏土硅质页岩 （1.02~1.32）/1.17 （8.43~9.36）/8.89 （72.50~78.96）/75.73 （2.20~3.50）/2.85 （0.32~0.44）/0.38 （6.40~7.84）/7.12
含钙硅混合页岩 （0.59~1.10）/0.85 （2.99~5.28）/4.07 （21.25~35.63）/28.24 （1.43~3.23）/2.19 （0.57~0.71）/0.63 （4.05~6.62）/5.49
混合页岩 （0.76~1.05）/0.92 （5.44~7.53）/6.61 （44.17~58.13）/51.59 （0.90~3.50）/2.05 （0.36~0.68）/0.50 （4.74~6.21）/5.61
硅质岩 （1.12~1.38）/1.26 （3.86~5.42）/4.68 （37.71~50.63）/43.28 （1.92~3.11）/2.35 （0.71~0.82）/0.76 （4.75~5.13）/4.94
钙质页岩 （1.17~1.29）/1.23 （4.16~4.58）/4.37 （39.17~43.33）/41.25 （0.76~0.95）/0.86 （0.63~0.68）/0.66 （4.34~4.76）/4.55

注：（6.55~12.14）/9.07＝（最小值—最大值）/平均值

页岩含气性及可压性是页岩气储层评价的重要内容，含气量及脆性指数是页岩气储层评价的关键指标参数，对页岩气成藏理论研究及勘探有利区优选意义重大［54］。不同岩相类型页岩含气量、脆性指数等特征存在较大差异。如图8所示，硅质页岩含气量相对较高，介于2.46~4.45 m3/t之间，平均为3.46 m3/t；钙质页岩含气量相对较低，介于0.76~0.95 m3/t之间，平均为0.86 m3/t。总体而言，有机质面孔率与含气量呈正相关关系，显示有机质孔隙愈发育，可为页岩气的赋存富集提供更有利空间。硅质岩及硅质页岩脆性指数相对较高，分别介于0.71~0.82（平均为0.76）和0.60~0.84之间（平均为0.76）之间；富含黏土质组分的混合页岩和含黏土硅质页岩，脆性指数相对较低，分别介于0.36~0.68（平均为0.50）和0.32~0.44（平均为0.38）之间。有机质孔隙的富集一定程度上利于脆性发育，推测由于有机质与脆性矿物同沉积发育［16， 53］，有机质孔隙愈发育，反映脆性矿物愈加富集，导致脆性指数相对较高。由此可见，硅质页岩是研究区页岩气富集及勘探开发可压性改造最有利岩相类型。
图8 不同类型岩相页岩有机质孔发育与脆性及含气性关系

Fig.8 Relationship between the development of organic matter pores with the brittleness and gas bearing properties in different types of lithofacies shale

4 结论

（1） 川南地区泸州区块龙一1亚段1~3小层主要发育硅质页岩、含黏土页岩、含钙硅混合页岩、混合页岩、硅质岩及钙质页岩6种岩相类型。1小层以硅质页岩为主，石英、碳酸盐含量总体较为稳定，黏土含量较低；2小层以硅质页岩、含钙硅混合页岩为主，碳酸盐、黏土矿物含量旋回性变化较大；3小层以含黏土硅质页岩为主。
（2） 不同岩相类型页岩中有机质成孔率、有机质面孔率、圆度、长宽比等微观孔隙结构差异较大，致使不同岩相页岩赋气能力存在差异，直接影响不同小层页岩赋气特征，不宜简单地将有机质丰度高低作为评价含气性强弱的关键性指标。
（3） 有机质孔隙的富集一定程度上利于脆性及含气性的提高，硅质页岩有机质成孔率高、有机质孔隙圆度较高，含气量及脆性指数相对较高，是页岩气赋存富集最有利岩相类型；黏土硅质页岩及硅质岩，为次级优势岩相类型，而钙质页岩相为非优势岩相类型。

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