Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 4: 701 - 712

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.09.008

Differences in microscopic pore structures and main controlling factors of different sedimentary microfacies of deep shale reservoir： Case study of Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area， South Sichuan Basin

  • Zhe LI ,
  • Hui ZHAO ,
  • Haotian HAN ,
  • Guoxiang SUN ,
  • Qi ZHOU ,
  • Si GE ,
  • Xiaosong WANG
Expand
  • Exploration and Development Research Institute of Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan 138000，China

Received date: 2024-07-08

  Revised date: 2024-09-11

  Online published: 2024-09-18

Supported by

The PetroChina Key Applied Science and Technology Project(2023ZZ21)

Fold

Abstract

Pore structure characteristics are the main factor affecting shale reservoir， and its qualitative and quantitative characterization and main controlling factors are key issues in shale reservoir research. In order to explore the differences in microscopic pore structures and main controlling factors of different sedimentary microfacies of deep shale reservoir， this paper selects the Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area in southern Sichuan Basin as an example， based on systematic experiments such as core， thin section， scanning electron microscopy observations， X-ray diffraction analysis， organic geochemical analysis， N2/CO2 adsorption， high-pressure mercury injection， the vertical heterogeneity of pore structure in the O3 w-S1 l 1 shale reservoir is analyzed. The research results indicate that the sedimentary microfacies of the O3 w-S1 l 1 shale reservoir in the study area can be divided into three categories from bottom to top： strong reducing， high carbon， calcium-rich， and silicon rich deep-water continental shelves （microfacies ①）， weak reducing-medium carbon-calcium containing-silicon mud mixed-deep water continental shelves （microfacies ②）， and weak reducing-weak oxidizing-low carbon-siliceous mud-semi deep water continental shelves （microfacies ③）； among the three types of microfacies， macropores are mainly inorganic pores， while mesopores and micropores are mainly organic pores. Mesopores and micropores are also the main pore types that control the volume and specific surface area of shale pores； the development degree of different pore types varies among the three microfacies； mesopores and micropores are the most important pore type that controls reservoir physical properties and gas content； TOC and the content of clay minerals are the key factors affecting the pore structure of deep shale. Quartz has a slightly weaker controlling effect on nanoscale pores， while carbonate minerals have no significant controlling effect on nanoscale pores； the characteristics of high TOC， low clay minerals， and high brittleness minerals in microfacies ① determine that it is the most commercially valuable lithofacies for mining. The relevant conclusions can provide guidance for enriching the high-yield patterns of deep shale gas enrichment.

Key words： Microscopic pore structures; Deep shale reservoir; Wufeng-Longmaxi formations; Sichuan Basin; Zigong area

Cite this article

Zhe LI , Hui ZHAO , Haotian HAN , Guoxiang SUN , Qi ZHOU , Si GE , Xiaosong WANG . Differences in microscopic pore structures and main controlling factors of different sedimentary microfacies of deep shale reservoir： Case study of Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area， South Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(4) : 701 -712 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.09.008

0 引言

四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是海相页岩气勘探开发的主力层系，威远—长宁等一批中浅层页岩气田（埋深<3 500 m）已率先实现了商业开发，深层页岩气（埋深≥3 500 m，资源量为中浅层的2倍）已成为页岩气增储上产的主要领域［1-4］。相比中浅层，深层页岩储层具有埋深大、地层温度和压力高、孔隙结构复杂、断裂和天然裂缝发育、地应力高及难以充分压裂改造等特点，单井生产表现出初产高、产气量和压力递减快及最终可采储量低等特点，地质、工程、经济甜点落实难度大，大规模工业化开发面临极大挑战［5-6］。
已有研究表明，页岩储层孔隙结构受沉积、成岩、成烃等作用共同控制，是影响页岩储层物性、含气性、产能的主要因素［4，7］。在孔隙结构方面，目前研究主要侧重于区块之间的横向比较［8-10］，研究手段比较单一、往往突出各类实验的数据分析而淡化了纵向沉积环境差异对孔隙结构的控制作用［2，11-13］。在岩相划分方面，学者基于矿物三端元、“氧化还原环境+TOC+矿物组分”等方法划分了10余种岩相，岩相划分过细，不利于生产实践应用［14-15］。整体来看，目前针对深层页岩储层在不同沉积环境下孔隙结构的对比研究相对较少［8-17］。因此，本文应用自贡地区五峰组—龙马溪组系统取心井——Z301井的岩心及测井资料，通过改进的“氧化还原环境+TOC+矿物组分”的岩相划分方法将五峰组—龙一段自下向上划分为3种沉积微相，并且在矿物组成特征、有机地球化学特征、扫描电镜矿物定量分析（QEMSCAN）、场发射扫描电镜（ FE-SEM）等图像分析技术应用的基础上，联合N2/CO2吸附、高压压汞等流体注入实验方法，通过全孔径孔隙结构的定量精细表征，探讨了深层页岩不同沉积微相的孔隙结构差异及主控因素，以期为深层页岩气的高效勘探和效益开发提供一定参考。

1 区域地质背景

四川盆地位于扬子准地台西北缘，根据构造特征可划分为川北低缓构造带、川中平缓构造带等6个构造分区（图1）。自贡地区Z301井区构造上处于川西南低褶构造带东部，平面上表现为北东—南西向“垒堑相间”的构造特征，自北向南发育多个宽缓向斜，五峰组—龙马溪组埋深主要分布在3 500~4 200 m之间。在五峰组—龙马溪组沉积时期，受广西运动形成的“三隆夹一坳”（川中古隆起、黔北古隆起和雪峰古隆起及其夹持的陆内坳陷）的古地理格局的影响，研究区位于深水—浅水陆棚沉积中心，其地层厚度（500~600 m）及优质页岩储层厚度（40~60 m）总体大于古地形位于水下斜坡的威远区块，与泸州区块相当［18-20］。通过岩性、电性、沉积构造、古生物和沉积旋回等特征，龙马溪组自下而上可划分为龙马溪组一段（龙一段）和龙马溪组二段（龙二段），其中龙一段分为2个亚段（龙一1亚段、龙一2亚段），龙一1亚段细化为4个小层（龙一1 1小层—龙一1 4小层）（图 1）［21-22］。
图1 自贡地区Z301井区构造位置、地层划分及系统实验取样点分布

Fig.1 Structural location， stratigraphic division and distribution of sampling points for systematic experiments of Well block Z301 of Zigong area

2 样品与实验

本文研究分析的实验样品取自Z301井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组下部开发层段，取心井段为3 910~3 980 m，按照1~2个/1 m的取样原则开展岩石薄片鉴定、总有机碳含量、全岩及黏土X衍射分析等常规实验。同时，为全面表征不同沉积微相页岩储层物质组成及孔隙结构差异，针对五峰组上部及龙一段优选9个样品（取样位置见图 1）开展扫描电镜矿物定量分析（QEMSCAN）、场发射扫描电镜（FE-SEM）及N2/CO2吸附、高压压汞等一系列配套实验。样品基本地球化学、矿物组分等地质特征参数如表1所示。本文实验主要由数岩科技股份有限公司岩心实验室完成，总有机碳含量测定是使用德国耶拿MultiN/C3100总有机碳分析仪依据国家标准《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2022）完成，全岩及黏土X衍射实验是使用日本理学SmartLab X射线分析衍射仪依据行业标准《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—2018）完成，借助布鲁克能谱仪EDSQ80detector及AMICS矿物分析软件、日立FlexSEM1000II台式电镜、美国赛默飞Helios G4 PFIB CXe/5CX场发射扫描电镜、LEICA EM TIC 3X氩离子抛光仪对页岩储层物质组成及微观孔隙结构进行精细描述。N2/CO2等温吸附实验采用美国麦克ASAP2460多站扩展式比表面与孔隙度分析仪依据国家标准《页岩甲烷等温吸附测定方法》（GB∕T 35210.2—2020）完成，高压压汞实验采用美国麦克AutoPore Ⅳ 9500压汞仪依据国家标准《岩石毛管压力曲线的测定》（GB/T 29171—2012）完成，同时应用BET、NL-DFT等理论模型获得微孔、介孔、宏孔的孔容、比表面积分布，进而定量评价不同孔径范围内的孔隙结构特征。
表1 自贡地区Z301井样品基本地球化学、矿物组分等地质特征参数

Table 1 Basic geochemical and mineral composition geological characteristic parameters of the sample in Well Z301 of Zigong area

样品编号 深度/m 层位

TOC

/%

 矿物含量/%
石英 长石 方解石 白云石 黄铁矿 黏土矿物
YP1 3 974.22 五峰组 4.86 58.2 4.0 11.1 2.0 1.5 23.2
YP2 3 973.84 龙一1 1 4.88 59.3 4.8 10.8 2.2 2.7 20.2
YP3 3 970.71 龙一1 2 5.38 66.7 3.4 3.8 11.2 4.5 10.4
YP4 3 967.05 龙一1 3 4.09 54.9 2.4 3.6 9.0 5.9 24.2
YP5 3 965.01 龙一1 4 2.08 39.3 7.5 4.3 10.5 2.5 35.9
YP6 3 962.39 龙一1 4 2.03 34.2 6.5 2.1 22.8 1.2 33.2
YP7 3 952.99 龙一1 4 2.99 33.8 4.7 5.7 10.0 4.6 41.2
YP8 3 945.85 龙一1 4 3.49 29.2 6.4 6.6 15.6 1.8 40.4
YP9 3 919.69 龙一2 1.42 37.6 8.0 3.0 3.2 1.7 46.5

3 沉积微相划分

川南五峰组—龙一段主要为深水—半深水陆棚沉积［23］，从自贡地区五峰组—龙一段页岩矿物组成、TOC、微量元素、储层物性及含气性等实验数据来看，纵向上整体表现为“三段式”分布特征，总体反映3种不同的沉积环境。参考前人微相划分方案及标准，本文采用改进的“氧化还原环境+TOC+矿物组分”的岩相划分方法［22］，依据TOC、U/Th及硅质含量/黏土矿物含量等特征，将五峰组—龙一段自下向上划分为3种沉积微相：强还原高碳含钙富硅深水陆棚（微相①）、弱还原中碳含钙硅泥混合质深水陆棚（微相②）、弱还原—弱氧化低碳硅质泥质半深水陆棚（微相③）（表2，图2）。
表2 自贡地区Z301井区五峰组—龙一段页岩沉积相划分简表

Table 2 A brief table of shale sedimentary facies division from Wufeng-Longmaxi formations of Well block Z301 of Zigong area

层位 矿物含量/% U/Th

TOC

/%

硅质含量

/黏土矿物含量

 沉积相
硅质矿物 碳酸盐矿物 黏土矿物 相 亚相 微相
龙一2

40~50

硅质

 <10

40~50

泥质

0.15~1.25

弱还原—弱氧化

<2.0

低碳

<1占90%

硅质泥质

 陆棚

半深水

陆棚

 弱还原—弱氧化低碳硅质泥质半深水陆棚
龙一1 4

30~50

硅质

10~25

含钙

30~50

泥质

0.5~1.25

弱还原

2.0~4.0

中碳

<1占50%

硅质泥质

>1占50%

泥质硅质

深水

陆棚

 弱还原中碳含钙硅泥混合质深水陆棚

五峰组—

龙一1 3

≥50

富硅

10~30

含钙

 <30

1.25~2

强还原

≥4.0

高碳

 >1占100% 强还原高碳含钙富硅深水陆棚
图2 自贡地区Z301井五峰组—龙一段沉积相综合柱状图

Fig.2 Composite columnar section of sedimentary facies from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

3.1　强还原高碳含钙富硅深水陆棚

微相①发育在五峰组—龙一1 3小层：TOC含量介于4.09%~6.74%之间，平均为5.42%。矿物组成总体以硅质矿物为主，石英含量介于41.4%~66.7%之间，平均为51.0%，长石含量介于0.6%~5.3%之间，平均为3.2%；碳酸盐矿物含量介于13.1%~31.5%之间，平均为28.2%；黏土矿物含量介于6.2%~23.5%之间，平均为16.4%；黄铁矿含量介于2.7%~14.8%之间，平均为6.1%；脆性矿物（主要为硅质和碳酸盐矿物）含量介于69.9%~85.1%之间，平均为76.9%。岩心及镜下观察可见：岩石主要由石英组成；石英呈粒状杂乱分布，磨圆度和分选性差，隐晶质、微晶结构为主，其含量与有机质含量相关性较好，多为生物成因的自生石英［16］，颗粒间隙主要被有机质等填充；黏土含量相对较少；黄铁矿含量相对较多；层理最为发育，层理密度介于160~600 条/m之间，平均为320 条/m；U/Th值通常大于1.25。这些特征均反映此层段沉积时期水体最深、水动力最弱、沉积速率最慢、还原性最强、安静且远离陆缘供给的深水沉积环境。

3.2　弱还原中碳含钙硅泥混合质深水陆棚

微相②发育在龙一1 4小层：TOC含量介于2.03%~3.49%之间，平均为2.89%；矿物组成总体以黏土矿物、硅质矿物为主，石英含量介于29.2%~39.3%之间，平均为34.0%，长石含量介于4.7%~7.5%之间，平均为5.6%；碳酸盐矿物含量介于14.8%~24.9%之间，平均为19.4%；黏土矿物含量介于33.2%~47.5%之间，平均为39.9%；黄铁矿含量介于1.2%~8.2%之间，平均为3.3%；脆性矿物含量介于54.2%~65.6%之间，平均为59.8%。岩心及镜下观察可见：岩石主要由石英及伊利石组成；纹层状石英与富泥炭质纹层形成明暗相间的纹层构造，石英颗粒呈次棱—次圆状，其含量与有机质含量相关性变差，呈现一定的陆源输入特征［16］，颗粒间隙主要被伊利石、有机质填充；黏土矿物含量相对较多，与硅质矿物含量大致相当；黄铁矿含量相对较少；层理较为发育，层理密度介于120~480 条/m之间，平均为240 条/m；U/Th值通常介于0.50~1.57之间。这些特征均反映出此层段沉积时期水体较深、水动力较弱、沉积速率较慢、还原性弱、存在一定陆源供给的深水沉积环境。

3.3　弱还原—弱氧化低碳硅质泥质半深水陆棚

微相③发育在龙一2亚段：TOC含量集中分布于0.39%~1.74%之间，平均为1.15%；矿物组成总体以黏土矿物、硅质矿物为主，石英含量介于34.0%~48.9%之间，平均为38.9%，长石含量介于4.6%~8.9%之间，平均为6.5%；碳酸盐矿物含量介于1.0%~8.4%之间，平均为4.4%；黏土矿物含量介于40.4%~53.9%之间，平均为48.6%；黄铁矿含量介于1.0%~7.5%之间，平均为2.8%；脆性矿物含量介于40.8%~53.8%之间，平均为47.1%。岩心及镜下观察可见：岩石主要由伊利石、石英组成；石英呈不连续分布，颗粒呈次棱—次圆状，其含量与有机质含量无相关性，陆源输入特征更加明显；黏土矿物含量进一步增加，总体大于硅质矿物含量；黄铁矿含量进一步减少；层理发育程度略有减小，层理密度介于120~320 条/m之间，平均为220 条/m；U/Th值通常介于0.22~0.93之间。这些特征均反映出此层段沉积时期水体较浅、水动力较强、沉积速率较快、还原性较弱、陆源供给进一步加强的半深水沉积环境。

4 不同沉积微相页岩孔隙结构特征

孔隙结构主要包括孔径、孔容、孔比表面积及孔隙连通性等方面，直接决定储层物性及含气性，其表征方法主要包括定性观察描述（场发射扫描电镜等直接成像技术）和定量计算（高压压汞、低压氮气及二氧化碳吸附等流体注入方法）［24］。按照IUPAC的孔隙分类方案，孔隙按孔径大小分为微孔（<2 nm）、介孔（2~50 nm）、宏孔（>50 nm）3种类型［17］。

4.1　孔隙结构镜下特征

扫描电镜是观察孔隙大小、形态、分布最直接的观察方式，但是受分辨率限制，场发射扫描电镜最多只能观察到介孔及以上级别的孔隙，难以开展微孔（<2 nm）形态及分布特征研究［25］。本文研究利用氩离子抛光后的场发射扫描电镜（FE-SEM）观察结果，对研究区五峰组—龙一1亚段3类沉积微相页岩储集空间进行大量的系统性观察（图3），认为该套页岩储层储集空间（介孔、宏孔级别孔隙）主要发育有机孔、无机孔2类孔隙类型。
图3 自贡地区Z301井五峰组—龙一段页岩FE-SEM镜下矿物与微观孔隙结构特征

Fig.3 Characteristics of mineral and microscopic pore structure under FE-SEM from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

有机孔为发育在有机质内部的孔隙，其发育特征（孔径、规模等）与有机质丰度、矿物组成、热演化程度等密切相关［26］。研究区五峰组—龙一1亚段3类微相均发育有机孔，其常呈团块状、条带状伴生发育在矿物（主要为石英、黏土矿物、黄铁矿）颗粒间，孔隙形态以蜂窝状、椭圆形居多，孔隙大小差异较大（可识别的有机孔孔径为40~460 nm）。
从微相①过渡到微相③，随着有机碳含量的减少和黏土矿物含量的增加，有机孔发育程度明显减少［图3（a），图3（b），图3（d），图3（e），图3（g），图3（h）］。无机孔主要为白云石、方解石粒内溶蚀孔，以宏孔（孔径>80 nm）为主，粒间孔、晶间孔发育较少，多被有机质、黏土矿物等充填。从微相①过渡到微相③，由于白云石、方解石含量总体占比较小，无机孔发育程度未见明显变化［图3（c），图3（f），图3（i）］。

4.2　孔隙结构定量表征

在流体注入实验中，由于实验条件、分子属性、优势探测范围等方面存在一定的差别，一般使用二氧化碳吸附、氮气吸附、高压压汞实验数据分别表征微孔、介孔、宏孔［17］。本文采用二氧化碳吸附—氮气吸附—高压压汞联测实验对页岩储层进行全孔径的孔隙结构精细表征，定量评价不同沉积微相下不同类型孔隙对孔体积、孔比表面积的贡献比例。由表3数据可知，页岩总孔体积介于0.018 2~0.030 5 mL/g之间，平均为0.026 1 mL/g，其中介孔体积占总孔体积的比例（平均为71.89%）最大，微孔体积所占比例（平均为23.51%）相对较小，宏孔体积所占比例（平均为4.60%）最小；总孔比表面积介于16.19~36.96 m2/g之间，平均为29.16 m2/g，其中介孔比表面积占总孔比表面积的比例（平均为52.22%）最大，微孔体积所占比例（平均为47.72%）相对较小，宏孔体积所占比例（平均为0.06%）最小。页岩总孔体积、总孔比表面积与TOC含量关系密切，从底部微相①（TOC≥4.0%）过渡到上部微相③（TOC<2.0%），页岩总孔体积、总孔比表面积随着TOC含量的减少而减少，其中：微相①内页岩样品总孔体积介于0.028 2~0.030 5 mL/g之间，平均为0.029 4 mL/g，介孔占比（平均为70.81%）>微孔占比（平均为25.92%）>宏孔占比（平均为3.27%）；总孔比表面积介于31.72~36.96 m2/g之间，平均为34.44 m2/g，微孔占比（平均为51.16%）>介孔占比（平均为48.80%）>宏孔占比（平均为0.04%）；微相②内页岩样品总孔体积介于0.021 4~0.028 3 mL/g之间，平均为0.024 8 mL/g，介孔占比（平均为72.68%）>微孔占比（平均为22.85%）>宏孔占比（平均为4.47%）；总孔比表面积介于23.14~30.27 m2/g之间，平均为27.13 m2/g，介孔占比（平均为53.91%）>微孔占比（平均为46.04%）>宏孔占比（平均为0.05%）；微相③内页岩样品总孔体积为0.018 2 mL/g，介孔占比（平均为73.07%）>微孔占比（平均为16.48%）>宏孔占比（平均为10.45%）；总孔比表面积为16.19 m2/g，介孔占比（平均为59.16%）>微孔占比（平均为40.75%）>宏孔占比（平均为0.09%）。在不同微相中，介孔、微孔均是控制页岩孔体积和比表面积的主要孔隙类型，介孔对页岩孔体积的贡献最高且贡献了近一半的孔比表面积，微孔对页岩孔体积的贡献次之且贡献了近一半的孔比表面积，宏孔对页岩孔体积的贡献最小且对孔比表面积几乎没有贡献，这与前述孔隙结构镜下特征（受扫描电镜分辨率限制）相差较大，也与中浅层页岩的孔隙结构有很大差异［27］。同时，从微孔、介孔、宏孔在3种微相中的孔体积大小及孔体积占比关系（图4）来看，不同孔隙类型在3类微相中的相对发育程度存在一定差异：微孔在微相①中孔体积最大且其相对发育程度最高，从微相①过渡到微相③，微孔孔体积及其相对发育程度均依次降低；介孔在微相①中孔体积最大但其相对发育程度最低，从微相①过渡到微相③，介孔孔体积依次降低，但其相对发育程度依次升高；宏孔在微相①中孔体积最小且其相对发育程度最低，从微相①过渡到微相③，宏孔孔体积及其相对发育程度均依次升高。
表3 自贡地区Z301井五峰—龙马溪组页岩孔隙结构参数

Table 3 Pore structure parameters from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

微相 样品编号 深度/m TOC/% 孔体积/（mL/g） 孔体积占比/% 孔比表面积/（m2/g） 比表面积占比/%
微孔 介孔 宏孔 总孔 微孔 介孔 宏孔 微孔 介孔 宏孔 总孔 微孔 介孔 宏孔
① YP1 3 974.22 4.86 0.007 0.022 7 0.000 8 0.030 5 23.72 73.75 2.53 16.83 16.76 0.01 33.60 50.09 49.88 0.03
YP2 3 973.84 4.88 0.007 0.021 5 0.001 2 0.029 7 23.82 72.12 4.06 16.43 15.28 0.01 31.72 51.79 48.17 0.04
YP3 3 970.71 5.38 0.009 0.019 2 0.000 8 0.029 0 31.28 66.00 2.72 21.11 15.83 0.02 36.96 57.12 42.82 0.06
YP4 3 967.05 4.09 0.007 0.020 1 0.001 1 0.028 2 24.86 71.38 3.76 16.18 19.27 0.02 35.47 45.62 54.32 0.06
平均值 4.80 0.008 0.020 9 0.001 0 0.029 4 25.92 70.81 3.27 17.64 16.79 0.02 34.44 51.16 48.80 0.05
② YP5 3 965.01 2.08 0.005 0.015 3 0.001 1 0.021 4 21.90 72.86 5.24 10.5 12.63 0.01 23.14 45.37 54.57 0.06
YP6 3 962.39 2.03 0.005 0.016 0.001 3 0.022 3 23.14 71.17 5.69 12.09 13.08 0.01 25.18 48.01 51.95 0.04
YP7 3 952.99 2.99 0.006 0.020 1 0.000 9 0.027 0 21.63 74.94 3.43 13.55 16.34 0.02 29.91 45.3 54.64 0.06
YP8 3 945.85 3.49 0.007 0.020 3 0.001 0.028 3 24.74 71.73 3.53 13.76 16.5 0.01 30.27 45.47 54.49 0.04
平均值 2.65 0.006 0.017 9 0.001 1 0.024 8 22.85 72.68 4.47 12.48 14.64 0.01 27.13 46.04 53.91 0.05
③ YP9 3 919.69 1.42 0.003 0.013 3 0.001 9 0.018 2 16.48 73.07 10.45 6.60 9.58 0.01 16.19 40.75 59.16 0.09
平均值 1.42 0.003 0.013 3 0.001 9 0.018 2 16.48 73.07 10.45 6.60 9.58 0.01 16.19 40.75 59.16 0.09
平均值 0.006 0.018 7 0.001 1 0.026 1 23.51 71.89 4.60 14.12 15.03 0.01 29.16 47.72 52.22 0.05
图4 自贡地区Z301井不同孔隙类型在3种微相中的孔体积大小及孔体积占比分布直方图

Fig.4 Histograms of pore volume size and pore volume proportion distribution of different pore types in three microphases from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

5 深层页岩储层孔隙结构及优质储层的主控因素

5.1　孔隙结构对储层物性、含气性的控制作用

从渗透率与不同类型孔隙的孔体积的关系图（图5）可以看出，渗透率与介孔、微孔+介孔、介孔+宏孔、总孔的孔体积的相关性比较好，与微孔、宏孔、微孔+宏孔的相关性不明显，表明微孔虽然对页岩孔体积的贡献居中，但由于微孔孔径小且相互孤立，其发育程度对渗透率的影响较小；宏孔虽然孔径大，由于其对页岩孔体积的贡献最小，且多孤立存在，没有起到连通其他孔隙的作用，其发育程度对渗透率的影响亦较小；而介孔处于微孔和宏孔之间的过渡孔隙类型，同时作为孔体积的主要贡献者，可以起到连通其他类型孔隙的桥梁作用，通过介孔与介孔之间的连通或介孔与其他类型孔隙的连通来提高页岩储层有效储集空间及渗流能力，进而影响储层含气性。3类微相中微孔、介孔孔体积与储层物性、含气性关系密切：微相①内页岩微孔、介孔孔体积最大，物性及含气性最好，其孔隙度介于5.24%~10.50%之间，平均为7.06%，渗透率介于（0.009 17~0.022 03）×10-3 μm2之间，平均为0.015 76×10-3 μm2，总含气量介于7.50~11.90 m3/t之间，平均为9.50 m3/t；微相②内页岩微孔、介孔孔体积居中，物性及含气性较好，其孔隙度介于3.62%~6.80%之间，平均为5.52%，渗透率介于（0.005 63~0.019 31）×10-3 μm2之间，平均为0.009 68×10-3 μm2，总含气量介于1.73~7.62 m3/t之间，平均5.28 m3/t；微相③内页岩微孔、介孔孔体积最小，物性及含气性最差，其孔隙度介于3.39%~5.30%之间，平均为4.23%，渗透率介于（0.000 16~0.008 95）×10-3 μm2之间，平均为0.001 30×10-3 μm2，总含气量介于0.61~1.52 m3/t之间，平均为1.12 m3/t（图2）。可以看出，在深层页岩储层中，微孔、介孔是控制储层物性、含气性最主要的孔隙类型。
图5 自贡地区Z301井不同类型孔隙的孔体积与渗透率关系

Fig.5 The relationship between pore volume of different types of pores and permeability from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

5.2　 TOC含量对页岩孔隙结构的影响

从TOC含量与不同类型孔隙的孔体积与比表面积关系图（图6）可以看出，TOC含量与微孔、介孔、总孔的孔体积、比表面积呈明显的正相关性（相关系数以大于0.7为主），与宏孔孔体积、比表面积相关性较差，表明微孔、介孔主要为发育在有机质中的有机孔，宏孔主要为无机孔；TOC能显著控制页岩储层有机孔（主要为微孔、介孔）的发育程度，进而影响总孔的孔体积、比表面积。从微相①过渡到微相③，TOC含量的断阶式减少不利于页岩储层孔隙的发育。
图6 自贡地区Z301井TOC含量与不同类型孔隙的孔体积、比表面积关系

Fig.6 The relationship between TOC content and pore volume and specific surface area of different types of pores from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

5.3　页岩矿物组成对页岩孔隙结构的影响

微孔、总孔孔体积和比表面积与黏土矿物含量的负相关性较好（相关系数主要介于0.5~0.7之间），而介孔、宏孔的孔体积、比表面积随黏土矿物含量的相关性相对较差（图7），主要原因是研究区页岩处于高成岩演化阶段，黏土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主，在特定成岩环境下，蒙脱石向伊利石转化过程中会产生大量黏土矿物晶间孔（以介孔、宏孔为主），贡献了大部分的无机孔［17，23］，从而在一定程度上补偿了因黏土矿物堵塞一部分介孔、宏孔造成的孔隙损失。从微相①到微相③黏土矿物含量增加的过程，实际上反映了沉积水体逐渐变浅、还原环境逐渐减弱、有机质含量逐渐变小、陆源供给逐渐加强的沉积演变过程。总体上，从微相①过渡到微相③，黏土矿物含量的增加不利于页岩储层孔隙的发育。
图7 自贡地区Z301井黏土矿物含量与不同类型孔隙的孔体积、比表面积关系

Fig.7 The relationship between the content of clay minerals and pore volume and specific surface area of different types of pores from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

相比于有机质和黏土矿物，石英对纳米级孔隙的控制作用稍弱（图8），可以看出，微孔、介孔、总孔的孔体积、比表面积与石英含量呈弱正相关（相关系数介于0.2~0.5之间），镜下观察可见石英与黄铁矿等形成的刚性支撑格架有利于原生粒间孔隙的保存，粒间孔虽多被有机质、黏土矿物等充填，但形成的有机质—黏土矿物复合体内有机孔（以微孔、介孔为主）发育程度高。总体上，从微相①过渡到微相③，石英含量的减少不利于页岩储层孔隙的发育。
图8 自贡地区Z301井石英含量与不同类型孔隙的孔体积、比表面积关系

Fig.8 The relationship between the content of quartz and pore volume and specific surface area of different types of pores from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

碳酸盐矿物对纳米级孔隙无明显控制作用。从图9可以看出，碳酸盐矿物与不同类型孔隙的孔体积、比表面积均无相关性（相关系数以小于0.1为主），镜下观察可以看到碳酸盐矿物内部形成的粒内孔多为孤立宏孔［图3（c），图3（f），图3（i）］，其含量变化对以微孔、介孔为主要孔隙类型的页岩储层的孔隙结构来说几乎没有影响。总体上，从微相①过渡到微相③，碳酸盐矿物含量的变化对页岩储层孔隙的发育没有影响。
图9 自贡地区Z301井碳酸盐含量与不同类型孔隙的孔体积、比表面积关系

Fig.9 The relationship between the content of carbonate minerals and pore volume and specific surface area of different types of pores from Wufeng-Longmaxi formations in Well Z301 of Zigong area

总体来看，TOC、黏土矿物、石英含量均会影响自贡地区Z301井区深层页岩孔隙结构，其中，TOC及黏土矿物含量是影响深层页岩孔隙结构的关键因素。受区域构造运动、沉积环境、物源供给等因素影响［26］，微相①内页岩高有机碳（提供生烃和储集的物质基础）、高孔隙度（为游离气提供储集空间）、高比表面积（为吸附气提供储集空间）为页岩储层提供了优越的物质基础和赋存空间；页岩高渗透率（提供高流动性）、高脆性矿物含量（提供高可压性［14，28］）有利于页岩储层充分压裂改造和页岩气高效开采，保证了页岩储层高含气性和高产。从微相①到微相③，随着沉积水体的不断变浅和沉积环境由缺氧的强还原环境向贫氧的弱还原—弱氧化环境的演化，有机质的保存条件逐渐变差，有机碳含量呈断阶式降低，同时伴随着黏土矿物含量逐渐增加、脆性矿物含量逐渐降低这些不利因素，导致储层物性、含气性、可压性均依次降低，商业开采价值亦依次减小。微相①“高TOC、低黏土矿物、高脆性矿物”特征决定了其是最具有商业开采价值的岩相。

6 结论

（1）四川盆地自贡地区Z301井区五峰组—龙一段页岩矿物组成、TOC、微量元素、储层物性及含气性纵向上整体表现为“三段式”分布特征。采用“氧化还原环境+TOC+矿物组分”的岩相划分方法，五峰组—龙一段页岩沉积微相总体可细化为三大类：强还原高碳含钙富硅深水陆棚、弱还原中碳含钙硅泥混合质深水陆棚、弱还原—弱氧化低碳硅质泥质半深水陆棚。
（2）氩离子抛光后的场发射扫描电镜观察结果表明，自贡地区Z301井区五峰组—龙一段页岩储层储集空间主要发育有机孔、无机孔2类孔隙类型。从微相①过渡到微相③，随着有机碳含量的减少和黏土矿物含量的增加，有机孔发育程度明显减少，无机孔发育程度未见明显变化。
（3）在3类微相中，宏孔主要为无机孔，微孔、介孔主要为有机孔，同时也是控制页岩孔体积和比表面积的主要孔隙类型。不同孔隙类型在3类微相中的发育程度存在一定差异：从底部微相①过渡到上部微相③，微孔孔体积及其相对发育程度均依次降低，介孔孔体积依次降低但其相对发育程度依次升高，宏孔孔体积及其相对发育程度均依次升高。
（4）孔隙结构对深层页岩储层物性、含气性具有明显控制作用。介孔作为孔体积的主要贡献者和连通其他类型孔隙的桥梁，微孔、介孔是控制储层物性、含气性最主要的孔隙类型。
（5）TOC、黏土矿物含量是影响深层页岩孔隙结构的关键因素，石英对纳米级孔隙的控制作用稍弱，碳酸盐矿物对纳米级孔隙无明显控制作用。微相①“高TOC、低黏土矿物、高脆性矿物”特征决定了其是最具有商业开采价值的岩相。从微相①过渡到微相③，黏土矿物含量依次增加，有机碳、脆性矿物含量依次降低，导致储层物性、含气性、可压性均依次降低，商业开采价值亦依次减小。

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