Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 1: 25 - 41

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.07.001

Gas-bearing characteristics and main controlling factors of deep shale in Longmaxi Formation in Weirong area， Sichuan Basin

  • Xinxuan CUI , 1, 2 ,
  • Xiongqi PANG , 1, 2 ,
  • Min LI 3, 4, 5 ,
  • Liyin BAO 1, 2 ,
  • Zhencheng ZHAO 1, 2 ,
  • Yuxuan CHEN 1, 2 ,
  • Ziying ZHANG 1, 2 ,
  • Hao LIN 1, 2 ,
  • Shasha HUI 1, 2 ,
  • Haolin YAN 1, 2
Expand
  • 1. China National Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 3. National Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanism and Efficient Development，Beijing 102206，China
  • 4. SINOPEC Shale Oil & Gas Exploration and Development Key Laboratory，Beijing 102206，China
  • 5. Petroleum Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 102206，China

Received date: 2024-03-17

  Revised date: 2024-07-02

  Online published: 2024-07-15

Supported by

The Scientific Research and Technology Development Project of CNPC(2021DJ0101)

Fold

Abstract

Significant breakthroughs were made in the exploration and development of the Weirong area. Taking the Longmaxi shale as the object， we analyzed its gas-bearing characteristics and main controlling factors by means of XRD and on-site gas content test. The results are as follows： the area develops low-carbon-carbon rich shale， which is at the high-over-mature stage. The average total gas content is 2.78 m3/t， and the present desorption gas is mainly free gas， with an average of 2.25 m3/t， and the average adsorption gas is 0.53 m3/t. Carbon-rich mixed siliceous shale is the dominant lithology. There is a positive correlation between the TOC content， pore structure， and their respective gas contents， and at the same time the TOC content affects the pore structure， so that the TOC content is the main controlling factor. Therefore， TOC content is the main controlling factor and pore structure is the direct factor. Clay content is negatively correlated with gas content， and R O content is positively correlated with gas content.

Key words： Silurian; Longmaxi Formation; Deep shale; Gas-bearing properties; Main controlling factors

Cite this article

Xinxuan CUI , Xiongqi PANG , Min LI , Liyin BAO , Zhencheng ZHAO , Yuxuan CHEN , Ziying ZHANG , Hao LIN , Shasha HUI , Haolin YAN . Gas-bearing characteristics and main controlling factors of deep shale in Longmaxi Formation in Weirong area， Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(1) : 25 -41 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.07.001

0 引言

四川盆地威荣页岩气田属于龙马溪组深层高压气田，地质资源丰富，通过试验攻关，在威荣地区取得突破，如威荣页岩气田A2井测试获气26.01×104 m3/d（埋深为3 831 m）、威荣WY23-1井测试获气2.60×105 m3/d（埋深为3 925 m），开发潜力巨大［1-2］。目前已启动了威荣深层页岩气田一期10×108 m3产能建设，二期产能建设正稳步进行［3］。威荣地区龙马溪组页岩具有“高TOC含量、高孔隙度、高含气量、高储量密度”的特征，同时具有气藏埋深大、储层描述与评价难度大、优质储层厚度薄、超压及储层裂缝不发育5个显著的特点［4］。研究区总体呈“两凹一凸”的构造特征，属深层、常温、超压、弹性气驱、超低渗、干气及自生自储式连续型页岩气藏。HUANG等［5］研究提出了页岩气“二元富集”规律、“源—盖控藏”富集机制及“建造—改造”评价等理论。虽然前人［6-16］针对该地区的储层特征、有机地球化学特征、微观储集空间、成藏富集机理、沉积相特征及含气量评价等方面做了大量工作。然而，大量研究侧重于有机地球化学特征、沉积相特征、微观孔隙空间及成藏条件等与深层页岩气之间的联系，对深层页岩气中的游离气和吸附气特征缺乏统一认识，对游离气与吸附气和储层特征之间的联系认识不足，制约了对该地区页岩储层含气潜力及富集规律的全面认识。因此，本文针对威荣地区龙马溪组海相页岩，利用X射线衍射分析、低温氮气吸附和甲烷等温吸附等实验，并结合现场解析的结果，表征深层页岩孔隙结构特征并对威荣地区深层页岩含气性进行定性—定量分析，进一步探讨深层页岩吸附气、游离气的含气性的主控因素，以期为威荣地区下志留统龙马溪组页岩气勘探提供科学依据。

1 地质概况

四川盆地地处中国南部的扬子板块内，周围紧邻米仓山、巫山以及湘鄂西山地［16］。川南研究区地处四川盆地东南缘，先后受到加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动以及喜马拉雅运动等地壳运动的影响，使其形成现今以NE—SW向为主的斜坡、向斜、背斜等多样式分布的构造形态［17-19］。印支期及燕山—喜马拉雅期构造活动使局部埋藏深度相对较浅的龙马溪组遭受严重剥蚀［20］，而隆起之间的凹陷带埋藏深度大，保存条件好，同时受全球海侵的影响，地台内部古隆起围限的区域则变为大面积低能、欠补偿且缺氧的深水陆棚沉积环境［19-20］。
本文研究区威荣页岩气田位于四川省内江市威远县和自贡市荣县等地［21-22］，埋深介于3 750~3 860 m之间，为深层页岩气田（图1）。威荣区块位于四川盆地油气聚集带内，地处川西南坳陷北部及威远构造带南缘，区域构造上位于川西南低褶构造带［21］，研究层系为下志留统龙马溪组。龙马溪组处于晚期高位体系域发育期，海平面持续下降，沉积环境为半深水陆棚相。龙马溪组页岩主要发育灰黑色、深灰色页岩，层厚介于20~100 m之间，其中泥质含量较高的地方发育一套灰色页岩系［22-23］。
图1 四川盆地威荣地区构造位置（a）、取样位置（b）与地层柱状图（c）

Fig.1 Tectonic position （a）， sampling location （b） and stratigraphic histogram （c） of Weirong area， Sichuan Basin

2 实验和数据处理方法

2.1　实验样品

本文实验样品取自威荣地区WY23井下志留统龙马溪组页岩，埋深为3 750~3 860 m，样品数共计60件。针对收集的样品，开展了总有机碳（TOC）含量测定、X射线衍射分析、镜质体反射率（R O）测定、低温氮气吸附实验、甲烷等温吸附实验及现场解析实验。

2.2　实验方法

2.2.1　总有机碳TOC、X射线衍射及镜质体反射率R O测试实验

TOC含量的测定依据国家标准《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2003），共测试42块样品。具体步骤为：首先将样品粉碎成粉末至0.2 mm，将0.1 g的粉末用充分稀释的盐酸处理以除去碳酸盐，然后洗涤并干燥，再用CS200碳硫分析仪测量总有机碳（TOC）含量。X射线衍射（XRD）实验分析参考行业标准《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）执行，共测试60块样品。步骤为：制备晶粒尺寸为40 μm的样品粉末，在D/max 2500衍射仪上使用Co Kα辐射进行。衍射光束在样品粉末中以2°（2θ）/min的速率扫描在3°∼85°（2θ）范围内［24］，通过估计频谱图中指定峰的面积来确定相对矿物百分比［25］。镜质体反射率R O含量测定执行石油天然气行业标准《沉积岩中镜质体反射率测定方法》（SY/T 5124—2012），共测试20块样品。先将样品粉碎后制成粒径在20~40目之间的颗粒，将其与环氧树脂混合，待凝固后压片抛光，再使用50倍油浸物镜对页岩样品中海相镜质体进行镜下观测。

2.2.2　低温氮气吸附实验

氮气吸附脱附分析执行国家标准《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大孔》（GB/T 21650.2—2008），样品数量总计20件，将粒度为0.25 mm的粉末样品在378.15 K真空环境中干燥和脱气12 h以上。然后将制备的样品在77 K的恒温下暴露于氮气中。吸附等温线的相对压力从0.000 01增加至0.99。相反，脱附等温线与压力降低。然后使用Barrett-Joyner-Halenda（BJH）和Brunauer-Emmett-Teller（BET）模型从吸附—解析等温线计算孔径分布、孔体积和孔表面积。

2.2.3　甲烷等温吸附实验

等温吸附实验参照国家标准《页岩甲烷等温吸附测定方法 第1部分：容积法》（GB/T 35210.1—2017）执行，共测试29块样品，样品磨成直径为0.25 mm的粉末。采用重量法测定甲烷过量吸附等温线［26］。主要步骤如下：首先，以氮气为流体，用阿基米德法测量吸附池的质量和体积。其次，将样品粉碎成60~80目粉末，并将这些粉末样品在110 ℃下干燥和脱气8 h，以有效去除水分和杂质气体。第三，将粉末样品放入吸附池后，以氦气为流体测定其质量和颗粒体积。最后，以纯度为99.99%的甲烷为吸附剂，在温度为383.15 K、压力为0.5~30 MPa 的16个压力点下测量甲烷过量吸附等温线。

2.2.4　现场解析实验

现场解析法直接测定了43个页岩样品的含气量。刚从井口取出的岩心被迅速放入解析罐进行页岩气自然解析。页岩气解析时，前3 h采用泥浆循环温度，模拟岩心取样过程中的气体解析。之后的6~8 h温度设定为110 °C，在此温度下，残余气体被忽略。观察并记录不同时间的解析气体量。当高精度流量计的读数变化不超过0.1 cm3时，气体解析结束。损失的气体体积通过USBM方法恢复。测量的解析气体体积和计算的损失气体体积相加即为气体总含量。

3 结果

3.1　页岩矿物组成及有机地球化学特征

对威荣地区42块下志留统龙马溪组页岩样品进行全岩X射线衍射实验。实验表明：研究区龙马溪组页岩矿物组分分为3种：硅质矿物、碳酸盐矿物及黏土矿物，可见少量黄铁矿（图2）。其中黏土矿物质量分数为15.6%~64.9%，平均为42.0%。硅质矿物中主要为石英和长石。石英质量分数为18.0%~68.9%，平均为33.9%；长石含量较低，平均为3.1%；碳酸盐矿物主要为方解石和白云石，质量分数为2.0%~53.0%，平均为17.9%；黄铁矿质量分数为1%~7.2%，平均为3.2%。对研究区黏土矿物组成进行X射线衍射实验分析，结果显示，龙马溪组的黏土矿物主要为伊/蒙混层，相对质量分数平均为49.19%，伊利石相对质量分数为40.24%，绿泥石和高岭石含量较少，分别是9.05%和1.51%。
图2 威荣地区龙马溪组页岩全岩矿物组成分布（a）及黏土矿物组成分布（b）

Fig.2 Mineral composition（a） and clay mineral composition（b） of the whole shale rock of Longmaxi Formation in Weirong area

此外，选取42块样品对龙马溪组页岩总有机碳（TOC）含量进行实验分析，同时选取8块页岩样品对镜质体反射率（R O）进行实验分析（图3）。结果显示，龙马溪组页岩有机质丰度差异较大，TOC值介于0.06%~6.04%之间，平均为2.15%。其中TOC值介于1%~2%之间的样品占样品总数的40.2%，大于2%的样品占样品总数的47.8%，即大多数样品为中碳（TOC=1.0%~2.0%）—富碳（TOC=2.0%~4.0%）页岩。有机质成熟度R O值在1.95%~2.93%之间，平均为2.85%，表明研究区处于高成熟—过成熟早期阶段。
图3 威荣地区龙马溪组页岩总有机碳（TOC）含量频率分布（a）及镜质体反射率（R O）频率分布（b）

Fig.3 Frequency distribution of total organic carbon （TOC） content （a） and vitrinite reflectance （R O） frequency distribution （b） of shale in Longmaxi Formation in Weirong area

3.2　岩相划分类型及特征

研究表明，页岩的有机质丰度是预测其油气勘探潜力的关键指标［27-29］。各岩相有机碳含量及矿物成分的不同，造成了它们在生烃、储集性能和岩石力学性质上的差别［28］。由于有机碳含量是评价油气藏品质的重要指标，可以直观表征页岩储层的生烃能力及含气性［29］，而且页岩矿物可以对页岩进行脆性评价［30］。所以在此基础上，本文采用“TOC含量+矿物组分”两者综合命名法，以反映各个岩相的有机地球化学特征和生气能力。研究表明，具备经济开采价值的海相页岩TOC含量下限值设置在2%较为合理［31-32］，由此可得下列岩相划分原则：
首先，以黏土矿物含量—碳酸盐矿物含量—硅质矿物含量作为三端元，对矿物含量进行划分，再将页岩样品矿物组分含量投点到岩相划分三端元图中［33］，结果显示，威荣地区岩相主要为富硅黏土质页岩（CM-1）、含黏土/硅混合质页岩（M-2）、含黏土硅质页岩（S-3）以及混合硅质页岩（S-2），再根据TOC含量，以2%为临界值分为TOC值大于2%的富碳页岩和TOC值小于2%的低碳页岩［31］，进而再次进行三端元图矿物组分含量投点，结果显示（图4），低碳页岩主要分布于硅质矿物含量相对较低的富硅黏土质页岩和含黏土/硅混合质页岩的范围，富碳页岩主要分布于硅质含量相对较高的含黏土硅质页岩相和混合硅质页岩内，部分富碳页岩也存在于含黏土/硅混合质页岩中。综合分析划分出低碳富硅黏土质页岩、低碳含黏土/硅混合质页岩、富碳含黏土/硅混合质页岩、富碳含黏土硅质页岩、富碳混合硅质页岩（图4），各岩相的黏土矿物含量、TOC含量及R O值见表1。
图4 威荣地区下志留系龙马溪组页岩矿物组成三端元图解

Fig.4 Diagram of the three-terminal element composition of shale minerals in the Lower Silurian Longmaxi Formation in Weirong area

表1 威荣地区龙马溪组各岩相矿物含量、TOC含量及R O平均值

Table 1 The lithofacies mineral content, TOC content and average value of R O in Longmaxi Formation in Weirong area

岩相类型 含量/% TOC/% R O/%
黏土矿物 伊/蒙混层 伊利石 绿泥石 高岭石 石英
低碳富硅黏土质页岩 55.65 42.24 39.63 16.68 2.00 35.20 0.67 2.66
低碳含黏土/硅混合质页岩 45.31 45.54 41.21 5.37 1.52 31.80 1.44 2.78
富碳含黏土/硅混合质页岩 40.29 47.27 42.10 4.90 1.85 32.36 2.33 2.80
富碳含黏土硅质页岩 38.83 51.20 42.00 4.90 2.00 58.00 3.23 2.92
富碳混合硅质页岩 21.64 52.28 40.96 5.13 1.90 65.27 4.19 3.03

3.3　含气性特征

3.3.1　孔隙结构特征

低温氮气吸附实验可以有效表征研究区孔隙结构特征，实验测试得出，随着压力的增大，氮气吸附量逐渐增大，表现为3个阶段：①在相对压力上升至0.45的这个过程中，吸附曲线呈平缓上升的趋势且具有略微向上的弧形形态，在相对压力达到临界值0.45时，随着相对压力增大，单分子层饱和后逐渐转化为多分子层吸附；②在相对压力介于0.45~0.9之间时，脱附曲线存在脱附迟滞的现象，脱附和吸附曲线逐渐分离，形成迟滞环；③在相对压力由0.9向1过渡时，吸附曲线迅速变陡，相对压力接近1.0，出现气体分子凝聚现象（图5）。
图5 研究区龙马溪组不同岩相氮气吸附曲线

Fig.5 Nitrogen adsorption curves of different lithofacies in the Longmaxi Formation in the study area

各样品低温氮气吸附曲线在形态上均大致呈“反S”型，依据IUPAC提出的低温吸附曲线分类方案认为，低碳富硅黏土质页岩、低碳含黏土/硅混合质页岩及富碳含黏土/硅混合质页岩氮气吸附回滞环曲线类型为H4型，表明微孔、中孔同时存在；富碳含黏土硅质页岩氮气吸附回滞环曲线类型为H3、H2（b）混合型，表明样品为墨水瓶状和狭缝状孔隙形态；富碳混合硅质页岩氮气吸附回滞环曲线类型为H2型，表明主要为墨水瓶状孔隙。
不同岩相页岩之间各项孔隙结构参数同样存在差异（表2），由BET方程计算出龙马溪组页岩总体比表面积为9.575~37.011 m2/g，平均为24.037 m2/g，总体孔体积为0.017~0.046 cm3/g，平均为0.035 cm3/g。其中，低碳富硅黏土质页岩的比表面积为9.575~19.925 m2/g，平均为14.742 m2/g，孔体积为0.017~0.030 cm3/g，平均为0.024 cm3/g，平均孔径为9.381 nm；低碳含黏土/硅混合质页岩的比表面积为20.435~20.687 m2/g，平均为20.527 m2/g，孔体积为0.027~0.033 cm3/g，平均为0.030 cm3/g， 平均孔径为9.048 nm；富碳含黏土/硅混合质页岩的比表面积为21.910~21.954 m2/g，平均为21.937 m2/g，孔体积为0.028~0.029 cm3/g，平均为0.028 cm3/g，平均孔径为8.243 nm；富碳含黏土硅质页岩的比表面积为23.342~32.619 m2/g，平均为29.082 m2/g，孔体积为0.016~0.041 cm3/g，平均为0.036 cm3/g，平均孔径为8.283 nm；富碳混合硅质页岩的比表面积为25.943~37.011 m2/g，平均为31.197 m2/g，孔体积为0.034~0.046 cm3/g，平均为0.040 cm3/g，平均孔径为7.623 nm。此外，低碳富硅黏土质页岩、低碳含黏土/硅混合质页岩、富碳含黏土/硅混合质页岩、富碳含黏土硅质页岩及富碳混合硅质页岩平均最大N2吸附量分别为10.542 cm3/g、14.781 cm3/g，16.687 cm3/g、20.746 cm3/g及22.563 cm3/g。
表2 威荣地区龙马溪组不同页岩岩相孔隙结构参数

Table 2 Pore structure parameters of different shale lithofacies formations in Longmaxi Formation in Weirong area

岩相类型 样品编号 井深/m 孔体积/（cm3/g） 比表面积/（m2/g） 平均孔径/nm
低碳富硅黏土质页岩 WY23-1-4 3 792.6 0.017 9.575 10.324
WY23-1-7 3 787.6 0.022 12.781 8.770
WY23-1-9 3 791.5 0.022 13.460 9.234
WY23-2-7 3 805.9 0.030 19.925 8.883
WY23-2-4 3 801.2 0.028 17.970 9.674
低碳含黏土/硅混合质页岩 WY23-3-1 3 811.4 0.029 20.435 10.225
WY23-3-2 3 812.8 0.033 20.687 9.286
WY23-5-6 3 841.0 0.027 20.450 7.622
富碳含黏土/硅混合质页岩 WY23-5-5 3 840.5 0.028 21.954 8.854
WY23-5-7 3 851.5 0.029 21.910 7.640
富碳含黏土硅质页岩 WY23-4-10 3 850.0 0.041 32.619 9.709
WY23-4-13 3 832.4 0.039 31.827 7.588
WY23-5-2 3 846.5 0.020 31.010 7.122
WY23-5-8 3 842.9 0.016 23.342 7.406
WY23-6-12 3 850.8 0.023 26.610 9.625
富碳混合硅质页岩 WY23-3-4 3 815.9 0.036 27.666 7.106
WY23-4-8 3 828.8 0.046 37.011 8.077
WY23-5-3 3 837.8 0.034 25.943 8.537
WY23-6-1 3 853.9 0.042 29.738 8.761
WY23-6-8 3 858.5 0.038 35.629 5.632

3.3.2　含气特征

威荣地区威23井钻井取心42块页岩样品，整体上现场解析气量为0.08~1.26 m3/t，平均为0.67 m3/t，总含气量介于0.27~5.32 m3/t之间，平均为2.70 m3/t。其中解析气量和总含气量从低碳富硅黏土质页岩到富碳混合质页岩表现出不断增大的特征（图6）。其中，低碳富硅黏土质页岩解析气量为0.14~0.48 m3/t，平均为0.29 m3/t，总含气量为0.38~1.74 m3/t，平均为1.04 m3/t。低碳含黏土/硅混合质页岩解析气量为0.5~0.62 m3/t，平均为0.53 m3/t，总含气量为2.11~2.34 m3/t，平均为2.23 m3/t。富碳含黏土/硅混合质页岩解析气量为0.65~0.72 m3/t，平均为0.68 m3/t，总含气量为2.11~2.34 m3/t，平均为2.59 m3/t。富碳含黏土硅质页岩解析气量为0.69~1.01 m3/t，平均为0.89 m3/t，总含气量为2.59~4.38 m3/t，平均为3.82 m3/t。富碳混合硅质页岩解析气量为0.67~1.26 m3/t，平均为0.97 m3/t，总含气量为2.9~5.32 m3/t，平均为4.19 m3/t。从页岩含气量来看，富碳混合质页岩与富碳含黏土硅质页岩有较好的页岩含气量和勘探潜力。
图6 威荣地区龙马溪组不同岩相平均含气量

Fig.6 Average gas content of different lithofacies in Longmaxi Formation in Weirong area

根据现场解析过程和原理，易于建立解析含气量与天然气赋存状态之间的关系。由相关公式［33］采用“三段法”对不同阶段获得的页岩气比值计算获得游离气与吸附气相对比值——游吸比。
K= a + b b + c
式（1）中：K为游吸比；a为损失气含量，m3/t；b为解析气含量，m3/t；c为残余气含量，m3/t
整体上看研究区页岩游吸比介于2.71~4.90之间，平均为3.90，现场解析吸附气含量为0.10~1.02 m3/t，平均为0.54 m3/t，游离气含量为0.28~4.31 m3/t，平均为2.15 m3/t。不同岩相计算结果见表3，低碳富硅黏土质页岩的游吸比平均为3.62，游离气含量平均为0.85 m3/t，吸附气含量平均为0.23 m3/t；低碳含黏土/硅混合质页岩的游吸比平均为3.73，游离气含量平均为1.64 m3/t，吸附气含量平均为0.44 m3/t；富碳含黏土/硅混合质页岩的游吸比平均为3.74，游离气含量平均为1.92 m3/t，吸附气含量平均为0.51 m3/t；富碳含黏土硅质页岩的游吸比平均为4.06，游离气含量平均为3.04 m3/t，吸附气含量平均为0.74 m3/t；富碳混合硅质页岩的游吸比平均为4.20，游离气含量平均为3.31 m3/t，吸附气含量平均为0.78 m3/t。游吸比可以表征页岩气的赋存状态，游吸比越高，页岩气越易被采出。根据页岩气勘探开发技术表明，在同一地质条件下，游离气的含量越高，对页岩气开采越有利。富碳混合硅质页岩游吸比最高，游离气含量最高，最有利于开采，富碳含黏土硅质页岩次之。
表3 威荣地区龙马溪组不同岩相现场解析气量及游吸比

Table 3 The amount of desorbed gas and the ratio of free gas to adsorbed gas in different lithofacies of Longmaxi Formation in Weirong area

岩相类型 样品编号

总含气量

/（m3/t）

解析气

/（m3/t）

损失气

/（m3/t）

吸附气

/（m3/t）

游离气

/（m3/t）

 游吸比（K）
低碳富硅黏土质页岩 WY23-1-4 0.46 0.22 0.24 0.18 0.76 4.27
WY23-1-7 0.63 0.14 0.49 0.10 0.28 2.71
WY23-1-9 0.89 0.17 0.72 0.14 0.52 3.88
WY23-2-7 2.22 0.48 1.74 0.36 1.30 3.61
WY23-2-4 1.66 0.46 1.2 0.38 1.36 3.60
低碳含黏土/硅混合质页岩 WY23-3-1 2.29 0.5 1.79 0.45 1.89 4.25
WY23-3-2 2.36 0.57 1.79 0.45 1.66 3.68
WY23-5-6 2.24 0.62 1.62 0.49 1.75 3.61
富碳含黏土/硅混合质页岩 WY23-5-5 2.18 0.65 1.53 0.54 1.94 3.59
WY23-5-7 2.7 0.72 1.98 0.57 2.13 3.75
富碳含黏土硅质页岩 WY23-4-10 4.33 0.96 3.37 0.79 3.54 4.51
WY23-4-13 4.22 0.91 3.31 0.75 3.47 4.64
WY23-5-2 2.76 0.89 1.87 0.65 2.07 3.20
WY23-5-8 2.59 0.69 1.9 0.54 2.05 3.75
WY23-6-12 4.82 1.01 3.81 0.97 4.04 4.18
富碳混合硅质页岩 WY23-3-4 3.36 0.75 2.61 0.56 2.72 4.90
WY23-4-8 4.43 0.96 3.47 0.79 3.64 4.61
WY23-5-3 2.07 0.67 1.4 0.56 1.60 3.87
WY23-6-1 5.32 1.26 4.06 1.02 4.30 4.22
WY23-6-8 5.24 1.19 4.05 0.97 4.27 4.40
针对该地区的吸附气含量，通过甲烷等温吸附实验来表征甲烷分子在不同岩相储层的储存性质，并以其所含气体的含量作为评价指标。绝对吸附量为页岩孔隙内真实吸附赋存的甲烷量，不同压力条件下，利用Langmuir单分子层吸附方程，计算出在测量温度和最大压力的理论最大吸附量——Langmuir体积（V L）（m3/t）、Langmuir体积的一半的气体被吸附至表面时的压力——（P L）（MPa）以及气体吸附体积——V（m3/t），对拟合处理并得出甲烷的绝对吸附气量，绘制等温吸附曲线（图7）。
V= ( V L · P L ) / ( P + P L )
图7 研究区龙马溪组不同岩相甲烷等温吸附曲线

Fig.7 Isothermal adsorption curves of methane in different lithofacies of Longmaxi Formation in the study area

基于高压甲烷等温吸附实验获取的页岩样品甲烷绝对吸附量表现出，随压力的增大吸附量先迅速增大后缓慢增长最后趋于平缓的趋势，且可划分为3个阶段：①在0~10 MPa的压力范围内，甲烷绝对吸附量随压力的增大而迅速增加；②在10~15 MPa的压力范围内，甲烷绝对吸附量随压力的增大而缓慢增加；③在15~35 MPa的压力范围内，甲烷绝对吸附量随压力的增大而逐渐达到饱和，趋于平缓。整体看Langmuir体积在2.29~4.03 m3/t之间，平均为3.31 m3/t，其中，低碳富硅黏土质页岩的Langmuir体积为2.29~2.75 m3/t，平均为2.47 m3/t；低碳含黏土/硅混合质页岩的Langmuir体积为2.66~2.98 m3/t，平均为2.67 m3/t；富碳含黏土/硅混合质页岩的Langmuir体积平均为3.12 m3/t；富碳含黏土硅质页岩的Langmuir体积为2.84~4.23 m3/t，平均为3.71 m3/t；富碳混合硅质页岩的Langmuir体积为3.62~5.01 m3/t，平均为4.20 m3/t。岩相差异所带来的甲烷绝对吸附量差距较为明显。整体来看，富碳混合硅质页岩的甲烷吸附量高于其他页岩，说明该岩相页岩的吸附性较强，页岩气富集程度较高，有利于页岩气的开采。

4 讨论

4.1　 TOC含量对含气量的影响

TOC含量是衡量页岩气储层品质的重要参数，对含气量起决定性作用，它既为烃源岩生烃的物质基础，又体现着甲烷气体的储集能力［26］。研究区龙马溪组页岩岩心样品实测有机碳含量（TOC含量）介于0%~5%之间，岩相上有机碳含量具有一定的差异性。
从整体来看（图8），威荣地区龙马溪组页岩TOC含量与总含气量表现出正相关性，同时这种正相关性较强，决定系数R 2=0.75，页岩总含气量随总有机碳质量分数的增加而增大；基于现场解析结果显示，TOC含量与游离气含量表现出正相关性，决定系数R 2=0.73，游离气含量随TOC含量的增加而增大；TOC含量与现场解析吸附气含量呈正相关，决定系数R 2=0.80，等温吸附实验结果显示，TOC含量与Langmuir体积呈正相关性，决定系数R 2=0.67，表明吸附气含量随TOC含量的增加而增大。
图8 研究区龙马溪组TOC含量与含气量关系

Fig.8 Relationship between TOC content and gas content in Longmaxi Formation in the study area

“生烃—孔隙—储气”成藏理论已被广泛认可，其主要观点是：在热演化过程中，有机质持续形成孔隙，尤其是热解生烃作用形成的微米—纳米级孔隙，为页岩气的赋存提供了有利条件［34-36］。在页岩生烃的过程中，生成的气体首先会吸附在有机质孔隙的表面［37］，当吸附在有机孔表面的气体达到可容纳的最大值后，然后多余的气体以渗流的方式［38］，在压力差的作用下以游离气的状态运移并在其余的孔隙内储集［39］。因此大幅增加了页岩储层的孔隙度，为游离气提供了存储空间，有机质含量越高，孔隙度不断增加，游离气含量不断增多。
有机质是页岩气生成的物质基础，具有很强的吸附能力。有机质分解生成的液态烃，随着热演化程度的增高进一步裂解生成质量更轻的烃类气体物质，出现大量微孔，导致比表面积增大，甲烷吸附位点增多，页岩气的吸附量增高，同时有机质具有亲油性的特点，能够有效吸附气体，吸附气的含气量随总有机碳质量分数的增加而增大。在演化的初期阶段高含量的有机碳中存在大量无定形和非结构化的基质沥青，这增加了烃类气体在其内部的溶解，从而导致吸附气量随着TOC含量的增加而增加［40］。
整体上看，研究区页岩兰氏体积V L与现场解析吸附量和TOC含量呈正相关关系，结果一致，但存在较大差异（图9）。例如，对于有机质含量较少（低于2%）的低碳富硅黏土质页岩，其TOC含量与兰氏体积的相关性较弱，R 2=0.26，与现场解析吸附气量的相关性较弱，R 2=0.29，相关性不明显，当有机质含量大于2%时，如富碳混合硅质页岩，其TOC含量与兰氏体积的相关性强R 2=0.86，与现场解析吸附气量的相关性强R 2可达0.89，可见随着有机质含量的增加，与吸附性的相关性逐渐增强。原因可能为有机碳含量较少的岩相中，TOC并不是吸附气储集的主要因素，而是由多种因素综合控制。此外，有机质能够为甲烷吸附提供载体，其产生的有机质孔隙，为甲烷气体提供更大的吸附点位，页岩吸附气含量随之增加。
图9 不同岩相的TOC含量与兰氏体积和现场解析吸附气量的关系

Fig.9 Relationship between TOC content and Rannell volume and field desorption gas volume of different lithofacies

4.2　矿物组分对含气量的影响

研究区页岩中主要的矿物组分包括黏土矿物、石英、方解石、白云石和黄铁矿等，对页岩储层含气性具有重要影响。结果表明（图10），研究区黏土矿物含量与总含气量呈负相关性，R 2=0.63，与游离气含量呈负相关，R 2=0.61，与现场解析吸附气含量呈负相关性，R 2=0.69。
图10 研究区龙马溪组黏土矿物含量与含气量关系

Fig.10 Relationship between clay mineral content and gas content in Longmaxi Formation in the study area

研究认为黏土矿物在页岩中多以稳定的有机质黏土复合体的形式出现［38］，呈片状、板状及絮状，该形态有利于在生烃时催化有机质，进而形成有机质孔隙，对含气量有积极作用。其内部结构使孔隙比表面积大幅增加，提高吸附气存储能力，随黏土质量分数的增加，含气量呈增加趋势。除此之外，由于黏土矿物为塑性矿物，产生的无机孔容易受围岩的外力作用发生变形［39］，黏土矿物质量分数过高使页岩受到压实作用，使孔隙空间缩小，从而导致含气量减小。此外，由于埋深增大黏土矿物中蒙脱石发生脱水作用，层间水分子被释放，形成了黏土矿物层间孔，提供了一定的孔隙空间，又由于内部应力发生变化，进而导致收缩裂缝的产生。而在此期间，黏土矿物中被释放出来的Si、Ca和其他元素发生重结晶、风化作用等，形成了自生矿物或新的黏土矿物，最终充填到孔隙中。因此，造成了含气量随黏土矿物的增加而减小的趋势［40］。
黏土矿物X射线衍射分析显示（图11），黏土矿物主要有伊/蒙混层、伊利石、绿泥石、高岭石等。伊/蒙混层与总含气量呈弱正相关性，R 2为0.23，与吸附气、游离气均呈弱相关性，R 2分别为0.31、0.21；伊利石、高岭石与各含气量均无明显相关性，其贡献可以忽略。而绿泥石与总含气量呈负相关性，R 2=0.57，与现场解析吸附气、游离气含量亦呈负相关性，R 2分别为0.54、0.68。原因为绿泥石层状结构紧密平行排列，只有局部板片之间可见个别狭缝状孔隙［41］，又由于内部孔隙不发育，且胶结复杂，矿物粒度小，具有一定吸水性，遇水膨胀以至堵塞孔隙，进而阻碍了页岩气的赋存。此外，蒙脱石向绿泥石发生转化的过程中，Si、Ca和其他元素形成新的自生矿物或黏土矿物堵塞孔隙空间［42-45］。
图11 不同黏土矿物与总含气量的关系（a）及绿泥石与含气量关系（b）

Fig.11 Relationship between different clay minerals vs. total gas content （a） and chlorite vs. gas content （b）

研究区整体的石英含量与各含气量之间均无明显相关性［图12（a）］，当石英含量较少时对含气量的贡献并不明显，但是当石英含量≥40.0%时，石英含量与各含气量呈正相关性，相关性R 2均在0.42左右，原因一方面为石英与生物成因硅有密切关系，高石英含量的页岩通常具有较高的有机质含量，从而更加发育微纳米级别尺寸较小的有机孔；另一方面石英为刚性颗粒，具有抗压强度高、弹性模量高、泊松比低的高脆性岩石力学特性，化学上相对稳定，在页岩埋藏过程中抗压实作用较强，可起支撑作用，抵消部分压实作用的影响，有利于原生矿物孔隙的保存［46］。此外，石英分为碎屑石英与微晶石英，颗粒较大的碎屑石英为游离气赋存提供了空间，颗粒较小的微晶石英可充填原始粒间孔，增加微孔体积与比表面积，增大了吸附点位。因此，石英质量分数越高，页岩孔隙度相对越大，在充足气源供给的前提下，吸附气与游离气含气量越大。
图12 石英含量与含气量关系（a）及碳酸盐矿物与含气量关系（b）

Fig.12 Quartz content vs. total gas content （a） and carbonate minerals vs. gas content （b）

研究区页岩碳酸盐矿物质量分数较低，与总含气量呈弱正相关性［图12（b）］，相关性R 2均在0.25左右，与现场解析吸附气含量和游离气含量均呈弱相关性，R 2分别为0.26和0.25，在一定程度上影响了含气性，碳酸盐矿物能够形成刚性骨架支撑孔隙，同时方解石在生烃成岩过程中产生溶蚀孔隙，一定程度上增加了孔隙度。研究区广泛发育黄铁矿，多以草莓状复合体出现，但其与含气量并无明显相关性。

4.3　孔隙结构对含气量的影响

海相页岩的微观孔隙结构与CH4吸附量和游离气之间有着紧密关系。页岩孔隙的比表面积决定着吸附气含量，页岩的孔体积决定了游离气含量。孔喉半径与吸附气含量和游离气含量紧密相连［47］。
龙马溪组页岩使用低温氮气吸附法测得威荣地区龙马溪组页岩岩样的平均总孔隙体积和平均总比表面积分别是0.032 5 cm3/g和24.08 m2/g。比表面积与吸附气含量呈较好的正相关关系［图13（a）］。比表面积与绝对吸附气量之间呈正相关，R 2达0.76，比表面积与现场解析吸附气量呈正相关，R 2=0.71，比表面积与游离气含量之间相关性较弱，R 2=0.49。孔体积与游离气含量之间亦有较好的相关性［图13（b）］。孔体积与游离气含量呈正相关，R 2=0.76，与现场解析吸附气含量、绝对吸附气含量相关性较弱，R 2分别为0.53、0.51。结果表明吸附气含量随着比表面积及孔体积的增加而增加，孔隙体积也为页岩气的吸附提供了空间，孔径与吸附质分子直径越接近，孔壁间吸附势发生叠加，吸附质所受吸附剂的吸附势能越大［48］，因此吸附量也同时受孔隙体积控制。游离气含量与比表面积呈弱的正相关性，与孔隙体积呈较强的正相关性，表明孔体积增大，一定程度上利于游离气的赋存。
图13 比表面积与含气量关系（a）和孔体积与含气量关系（b）

Fig.13 Specific surface area versus gas content （a） and pore volume versus gas content （b）

微孔孔隙的孔壁间距离更近，近孔壁使甲烷分子之间的范德华力场发生重叠，致使微小孔径孔隙吸附势强度较大［48-49］。龙马溪组页岩发育有机孔和黏土矿物等无机孔，为甲烷分子提供了较多的吸附点位，极大地增加了页岩吸附能力。微孔提供的比表面积最大，宏孔提供的比表面积最小，贡献率最低，对研究区页岩吸附气含量未起到关键作用［50］。
此外，孔体积和比表面积与TOC含量呈正相关关系，R 2分别为0.66和0.59（图14）。深层页岩在生烃过程中可常形成大量孔隙，大幅增加了孔体积，为页岩气的赋存提供了储存空间，有利于游离气的存储；有机质微孔隙提供页岩绝大多数比表面积，增大吸附气赋存空间，进而能够有效吸附气体［51-52］。所以TOC含量为含气性的主要控制因素，TOC含量影响孔隙发育，进而影响含气量的多少，孔隙结构为直接因素。
图14 TOC与孔体积（a）和比表面积（b）之间的关系

Fig.14 Relationship between TOC and pore volume（a） and specific surface area（b）

4.4　热成熟度对含气量的影响

镜质体反射率（R O）是用于描述有机物热演化程度的重要参数。在不同的热演化阶段，有机质的生烃作用和产物特征不同，这直接关系到油气藏的勘探潜力［53］。对威荣地区龙马溪组有利页岩层段样品进行分析，该套深色页岩R O值普遍大于2.0%，已经进入到深部高温生气阶段［54］。
结合镜质体反射率R O与含气量的关系分析得出（图15），龙马溪组成熟度与总含气量呈正相关关系，R 2=0.73；与绝对吸附气含量呈正相关关系，R 2=0.68；与游离气含量呈正相关关系，R 2=0.68。结果表明，随着页岩热演化程度的增高，烃类吸附能力及游离气赋存能力增强。原因在于当页岩进入深部高温生气阶段（热成熟度R O大于2%）后，其孔隙内滞留的轻质液态烃及可溶沥青在高温下继续裂解，腐泥无定型的有机质开始大量裂解释放气体，有机质在生成甲烷的过程中体积变大，形成了有机孔和微裂缝，另外干酪根开始裂解形成有机质微孔与介孔，此时生成大量的纳米孔隙，从而导致页岩微孔—介孔体积大幅增加，进而使游离气含量增加。此外，一方面在有机质演化过程中，随着有机质含量增加，产生了大量的有机质孔隙，为游离气和吸附气提供了储集和赋存空间。另一方面在酸性水介质的溶蚀作用下，形成了粒内溶孔，在一定程度上为吸附页岩气提供了更多的吸附点位，进而提高了可吸附气含量［55-56］。
图15 热演化成熟度R O与含气量关系

Fig.15 Relationship between thermal evolution maturity R O and gas content

4.5　其他因素对含气量的影响

除上述影响因素之外，还有其他因素也影响着含气量。前人［57-58］研究表明，温度和压力对含气量产生重要影响。压力一定时，同一岩样的吸附量会随着温度的升高会随之降低。这是由于在温度相对较低时，页岩对气体的吸附主要为放热的物理性吸附，温度对解析起活化作用。温度的升高促使气体分子发生剧烈热运动，因此游离气含量增加而吸附气含量减少［59］。
压力的增加可以有效降低气体分子吸附所需要的结合能，从而使其更易于被固态介质吸收［60］。ROSS等［61］研究证实页岩岩样湿度越大，吸附能力越小。主要是因为脱水作用使黏土矿物比表面积增大，为气体提供了吸附点位，进而使页岩吸附能力增强。因此，岩样湿度一定程度上影响着页岩吸附气含量。此外，含水率在影响着页岩含气量。随着含水饱和度的增加，含水量增多，使水分占据了更多的孔隙空间，导致游离气的和吸附气储存的纳米级空间减少［62-63］。

5 结论

（1）四川盆地威荣地区下志留统龙马溪组具有富有机碳（TOC平均为2.29%），高热演化程度（R O值平均为2.85%）的特征，页岩矿物类型主要为黏土矿物、石英，其次为碳酸盐矿物，黄铁矿和长石仅少量发育，具有页岩气形成的物质基础。
（2）研究区整体的现场解析气量平均为0.67 m3/t，总含气量平均为2.70 m3/t。由公式计算得出，游吸比平均为3.90，现场解析吸附气含量平均为0.54 m3/t，游离气含量平均为2.15 m3/t，等温吸附实验得出最大绝对吸附气含量在2.29~4.03 m3/t之间，平均为3.31 m3/t。从页岩含气量来看，富碳混合硅质页岩与富碳含黏土硅质页岩有较好的页岩含气量和勘探潜力，利于页岩气开采。
（3）TOC含量是影响页岩含气性的主要因素，与含气量的正相关性最强，其次为孔隙结构，比表面积与吸附气含量正相关性较强，孔体积与游离气含量相关性较强。岩相组分对含气量的影响较复杂，随着黏土矿物含量的增加，含气量先增大后减小，整体呈负相关，石英与含气量之间无明显相关性。热成熟度与含气量之间呈正相关。此外，随温度的增加吸附气含量有所减少，压力越大，吸附气含量越大，含水饱和度增加，页岩含气量降低。

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