2024, Vol. 36
2. 中国地质大学 教育部构造与油气资源重点实验室, 武汉 430074;
3. 中国石油大庆油田公司 成都勘探开发研究院, 成都 610041;
4. 中国地质调查局 油气资源调查中心, 北京 100029
,
SHI Wanzhong1,2
,
ZHANG Xiaoming1,2,
XU Xiaofeng1,2,
LIU Yuzuo1,2,
BAI Luheng1,2,
YANG Yang3,
CHEN Xianglin4
2. Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources, Ministry of Education, China University of Geosciences, Wuhan 430074, China;
3. Chengdu Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Daqing Oilfield Company, Chengdu 610041, China;
4. Oil and Gas Survey Center, China Geological Survey, Beijing 100029, China
近年来，四川盆地龙马溪组页岩气与鄂尔多斯盆地延长组页岩气的研究均取得了重大进展，且均已获得商业突破[1-2]。石炭系页岩作为中国南方页岩气潜在的有利储集层之一，勘探开发仍处于初步探索阶段。贵州省石炭系页岩气远景资源量占总资源量的10%，资源潜力巨大[3]，且已在黔水地1井、紫页1井等多口钻井获得较好的气测显示，展现出良好的勘探前景[4-5]。与传统天然气藏不同，页岩气储层主要发育纳米级孔隙和微裂缝[6]，孔缝的发育对页岩气的赋存、解吸和迁移具有重要影响[7-8]。众多学者[9-14]在不同尺度、不同分辨率条件下对页岩孔隙结构进行了表征，分析了页岩在不同构造条件和不同演化过程中孔隙形态、孔径大小、孔体积和孔比表面积分布以及连通性等方面的差异性。目前针对黔南地区石炭系打屋坝组页岩的研究较少，仅从岩相差异的角度对孔隙结构特征进行了表征，并认为含黏土灰质页岩相中有机质孔与黏土矿物层间孔形成的复合孔最有利于页岩气的赋存[15]，对于微观尺度下吸附气和游离气的赋存情况认识还不够深入。黔南地区经历了多期次构造运动，构造条件复杂，以垭紫罗断裂带为代表的断层广泛发育[16-17]，从而对该地区页岩含气性的准确评价提出了挑战。以往学者[18-19]已从矿物组成特征、有机地化特征以及孔隙结构等方面大量探讨了影响页岩气含量的因素，部分学者[20-21]也通过研究页岩储层的地层水条件、顶底板条件、压力系数以及构造变形与演化等方面对页岩气保存条件进行了分析，进而评价页岩的含气性。目前针对黔南这一构造复杂区页岩储层含气性的研究甚少，对其保存条件的研究也仅为定性分析，所以开展页岩气保存条件的定量研究对评价复杂构造背景下的页岩含气性尤为重要。
针对黔南地区打屋坝组海相页岩，结合铸体薄片和场发射扫描电镜观察、全岩X射线衍射分析、N2和CO2等温吸附实验等方法，精细表征页岩微观孔隙结构特征并利用保存指数定性-定量分析黔南地区页岩气的保存条件，进而评价页岩的含气性，以期为黔南地区石炭系打屋坝组页岩气勘探提供科学依据。
1 地质概况贵州构造位于华南地区扬子地块和江南造山带之上[22]，构造活动强烈，先后经历了武陵期、加里东期、海西期、印支期、燕山期及喜山期等多期构造发育阶段，并记录了紫云运动、黔桂运动等多期构造运动[23-24]。根据不同的构造变形和地球物理特征差异，将贵州构造分为赤水克拉通盆地、黔北隆起区、六盘水裂陷槽、威宁隆起区、兴义隆起区、南盘江盆地、黔南坳陷区、榕江加里东褶皱区共8个四级构造单元（图 1a），研究区主体位于以六盘水断裂槽、南盘江盆地和黔南坳陷区为中心的贵州南部地区。区内垭紫罗断裂带构造复杂，其西北段发育垭都—蟒洞断层、六盘水北断层、威宁断层和六盘水断层等4条深断层，其中六盘水北断层和威宁断层向东南延伸至东南段发育紫云断层[17]（图 1b）。
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下载原图 图 1 黔南地区构造单元划分（a）、断层分布（b）及岩性地层综合柱状图（c）（据文献[17]修改） Fig. 1 Tectonic unit division(a), fault distribution(b)and stratigraphic column(c)of southern Guizhou |
研究区地层发育完整，下古生界至新生界均有出露，大面积出露二叠系和石炭系。下石炭统打屋坝组主要发育深灰—灰黑色泥岩、泥页岩，根据岩性、古生物和电性等方面的差异将打屋坝组自下而上分为4段（图 1c）。打一段主要发育黑色页岩，夹少量深灰—灰黑色粉砂质泥岩，页理较发育；打二段主要发育深灰色细砂岩、泥质灰岩，夹少量灰黑色页岩；打三段主要发育灰黑色页岩，夹少量灰色薄层细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩，可见黄铁矿；打四段主要发育深灰色灰质页岩、粉砂岩，夹少量泥质灰岩。
2 页岩矿物组成及有机地化特征选取黔南地区打屋坝组页岩样品共计35块，依据标准SY/T 5163—2018[25]，在电压为40 kV、电流为40 mA的条件下，采用SmartLab SE型X射线衍射仪进行全岩X射线衍射实验。结果显示，研究区打屋坝组页岩矿物类型主要为碳酸盐矿物、黏土矿物以及石英，此外还发育少量黄铁矿和长石。其中碳酸盐矿物质量分数为14.4%~86.0%，平均为65.63%；黏土矿物质量分数为5.0%~55.9%，平均为18.91%；石英含量相对较低，质量分数为4.0%~28.8%，平均为12.99%；黄铁矿质量分数为0~6.2%，平均为2.06%；长石平均质量分数仅为0.41%。对黏土矿物组成进行分析，发现伊蒙混层是打屋坝组页岩黏土矿物的主体，相对质量分数平均为43.77%；其次是伊利石、绿泥石、高岭石及绿蒙混层，相对质量分数分别为35.80%，11.37%，5.93% 及3.13%。
依据微观矿物组分，以硅质矿物-碳酸盐矿物-黏土矿物三端元图解对研究区岩相类型进行合理划分。研究区打屋坝组页岩储层主要发育灰质页岩相和灰/泥混合质页岩相，含硅泥质页岩相少量发育，其他岩相类型几乎不发育（图 2）。灰质页岩相以灰色、深灰色为主，发育高角度微裂缝，断面可见方解石胶结，部分岩心可见揉褶现象（图 3a—3c）；灰/泥混合质页岩相以灰黑色为主，部分岩心可见黄铁矿零星分布（图 3d）；含硅泥质页岩相以灰黑色为主，溶蚀孔缝发育，部分被方解石充填（图 3e）。
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下载原图 图 2 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩矿物组成三端元图解 CM. 泥岩；CM-1. 含硅泥质页岩；CM-2. 泥质页岩；CM-3. 含灰泥质页岩；S. 硅岩；S-1. 含灰硅质页岩；S-2. 硅质页岩；S-3. 含泥硅质页岩；C. 灰岩；C-1. 含硅灰质页岩；C-2. 灰质页岩；C-3. 含泥灰质页岩；M. 混合质页岩；M-1. 灰/硅混合质页岩；M-2. 硅/泥混合质页岩；M-3. 灰/泥混合质页岩。 Fig. 2 Three terminal element diagram of shale mineral composition of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
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下载原图 图 3 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩主要岩相岩心特征 （a）灰质页岩相，见高角度断层面，被方解石胶结，1 656.40~1 656.50 m；（b）含泥灰质页岩相，见揉褶现象，1 472.70~1 472.85 m；（c）灰岩相、含泥灰质页岩相，裂缝中可见方解石脉，1 469.60~1 470.75 m；（d）灰/泥混合质页岩相，见黄铁矿零星分布，1 539.90~1 539.95 m；（e）含硅泥质页岩相，发育溶蚀孔缝，部分被方解石充填，1 650.30~1 650.55 m。 Fig. 3 Core characteristics of main lithofacies of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
选取研究区27块页岩样品，采用Leco CS-344硫碳分析仪对打屋坝组页岩总有机碳（TOC）含量进行分析测试；同时采用德国Leica MPM-80体视显微镜对其中的8块页岩样品进行页岩镜质体反射率（Ro）分析测试。测试数据分析结果表明，打屋坝组页岩有机质丰度整体偏低，TOC值为0~2%，平均为1.60%；Ro为1.82%~3.9%，处于高成熟—过成熟早期阶段。采用类型指数（TI）对黔南地区干酪根类型进行划分，研究区打屋坝组页岩主要为Ⅱ型混合型干酪根，Ⅲ型腐殖型和Ⅰ型腐泥型干酪根发育较少。
3 页岩储层孔隙结构和含气性特征 3.1 页岩微观孔隙类型孔隙类型和孔隙结构特征是影响页岩储层物性的主要因素，从QSD1井1 468.00~1 933.40 m段选取6块样品，采用Hitachi S-8000扫描电镜观察并分析页岩孔隙类型及孔隙发育情况。根据页岩孔隙形态、发育位置及成因，黔南地区打屋坝组页岩可分为无机质孔隙、有机质孔隙和微裂缝。其中，无机质孔隙大量发育，有机质孔隙和微裂缝次发育。
3.1.1 有机质孔隙有机质孔隙是指有机质在热成熟过程中因生烃作用而发育于有机质颗粒内部或与周围矿物相接触的孔隙，与热演化程度以及烃类的运移密切相关[8, 26-27]。研究区页岩有机质孔隙发育相对较少，多呈狭缝状、蜂窝状及气泡状分布，孔径从数十纳米到数百纳米不等，孔隙连通性较好，有利于页岩气的吸附与赋存（图 4）。Fishman等[28]、Qiu等[29]的研究认为页岩矿物组成对有机质孔隙的保存具有重要影响。富硅质页岩硬度高，在硅质矿物颗粒的支撑下，有机质孔隙得到有效保存；黏土矿物含量高的页岩由于硬度相对较低，有机质孔隙在压实过程中易被破坏，造成孔隙坍塌，易形成狭缝状的有机质孔隙。页岩矿物组分显示，研究区打屋坝组黏土矿物含量较四川盆地龙马溪组页岩中黏土矿物含量高，硅质含量低，矿物组分的差异性导致打屋坝组页岩和龙马溪组页岩有机质孔隙的保存条件具有较大差异，进而导致有机质孔隙的形态具有一定差异。
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下载原图 图 4 黔南地区QSD1井下石炭统打屋坝组页岩有机质孔隙发育特征 （a）有机质内部孔大量发育，呈蜂窝状分布，1 648.10 m；（b）有机质边缘孔，多呈狭缝状分布，1 656.50 m；（c）有机质内部孔和边缘孔，多呈气泡状和狭缝状分布，1 656.50 m。 Fig. 4 Organic pores of shale samples of Lower Carboniferous Dawuba Formation of well QSD1 in southern Guizhou |
无机质孔隙是指发育和分布于页岩储层中与石英、长石等无机矿物密切相关的孔隙。研究区打屋坝组页岩无机质孔隙包括粒间孔和粒内孔2种类型。其中，粒间孔多为次生粒间孔，孔径为5~200 nm，以狭缝状、椭圆状及不规则形状发育于脆性矿物颗粒周缘，孔隙边缘不规则，部分粒间孔具备溶蚀港湾边缘（图 5a）。粒间孔是无机质孔隙的主体部分，对页岩气的储集和运移具有重要影响。粒内孔主要指以孤立状分布于矿物颗粒内部的孔隙，打屋坝组页岩的粒内孔主要包括草莓状黄铁矿晶间孔及长石、方解石、白云石矿物颗粒溶蚀孔，通常呈近圆状，少数呈四边形或不规则形状，孔径主要为纳米级，偶见微米级粒内溶蚀孔（图 5b，5c）。相较于粒间孔，粒内孔相对独立分布，与外界连通极少，对页岩气的储集和运移影响较小。
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下载原图 图 5 黔南地区QSD1井下石炭统打屋坝组页岩无机质孔隙发育特征 （a）粒间孔，孔隙边缘较为平整清晰，1 660.20 m；（b）草莓状黄铁矿晶间孔；1 660.2 m；（c）粒内孔，呈四边形或不规则形状，边界平整，1682.25 m。 Fig. 5 Inorganic pores of shale samples of Lower Carboniferous Dawuba Formation of well QSD1 in southern Guizhou |
研究区打屋坝组页岩微裂缝较为发育，主要受压实作用、压溶作用以及构造挤压作用控制[30-31]。打屋坝组页岩多发育矿物晶粒溶蚀缝、黏土矿物层间缝及粒内微裂缝，缝宽为5~100 nm，缝长可达1~5 μm。矿物晶粒溶蚀缝多分布于石英、长石等碎屑颗粒边缘，具一定弧度，宽度不均（图 6a）；黏土矿物层间缝顺层间结构分布，多形成于成岩作用阶段黏土矿物的脱水转化，缝面平直，具有一定的连续性（图 6b）；粒内微裂缝缝面直、曲度小，一般在应力作用下沿解理面发生刚性破裂而形成（图 6c）。微裂缝对于页岩气的富集与保存具有双重作用，作为页岩的储集空间和渗流通道，微裂缝适当的发育有利于储层的改善，过度发育则可能导致页岩气的保存条件变差，使页岩气发生逸散[32]。
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下载原图 图 6 黔南地区QSD1井下石炭统打屋坝组页岩微裂缝发育特征 （a）矿物晶粒溶蚀缝，具一定弧度，1 687.40 m；（b）黏土矿物收缩缝大量发育，蠕虫状分布，1 931.25 m；（c）粒内缝和溶蚀缝，延伸长，1 931.25 m。 Fig. 6 Microfractures of shale samples of Lower Carboniferous Dawuba Formation of well QSD1 in southern Guizhou |
页岩的孔隙结构可影响页岩气的赋存状态，进而对页岩的含气性产生重要影响[9, 33]。从QSD1井1 468.0~1 933.4 m段选取9块样品开展N2和CO2等温吸附实验，实验均采用ASAP 2460型比表面积和孔径分布分析仪。CO2吸附测试以CO2为吸附质，测定相对压力为0~0.03时的气体吸附量，应用DFT模型处理数据，分析微孔孔体积和微孔比表面积；N2吸附测试在液氮（77.3 K）温度下测定N2在不同压力下的吸附量和脱附量，应用BJH模型计算孔体积和比表面积等参数（表 1）。依据2种实验方法表征的孔径范围及精度有所不同，宏孔、介孔选取N2吸附实验表征，微孔选取CO2吸附实验数据表征，由此获得页岩样品的孔径分布特征。
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下载CSV 表 1 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩样品的孔隙结构参数 Table 1 Pore structure parameters of shale samples of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
CO2吸附实验主要用来表征页岩孔隙小于2 nm的微孔孔隙结构参数。由图 7a可看出，在相对压力由0增加到0.035的过程中，所有样品的吸附量均迅速增加。研究区打屋坝组页岩对CO2的吸附能力较强，吸附量为0.48~1.56 cm3/g，平均为0.96 cm3/g。基于DFT模型计算得出打屋坝组页岩微孔（孔径 < 2 nm）孔隙体积为（0.43~1.88）×10-3 cm3/g，平均为1.10×10-3 cm3/g，微孔比表面积为1.049~5.498 m2/g，平均为3.289 m2/g（表 1）。由图 8可看出，打屋坝组页岩孔径分布较为复杂，孔径分布曲线具有多个不同的峰值，但整体上集中于0.45~0.70 nm和0.80~0.90 nm这2个大峰值区间内。
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下载原图 图 7 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩CO2吸附曲线（a）和N2吸附-脱附曲线（b） Fig. 7 CO2 adsorption isotherms (a) and N2 adsorption-desorption isotherms (b) of shale samples of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
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下载原图 图 8 基于CO2吸附法的页岩孔体积变化率分布（a）和比表面积变化率分布（b） Fig. 8 Shale pore volume (a) and surface area (b) change rates based on CO2 adsorption method |
N2吸附实验主要用来表征页岩孔隙大于2 nm的孔隙结构参数。研究区打屋坝组页岩样品的N2吸附-解吸等温线显示，随着压力的增大，N2吸附量逐渐增大。当相对压力大于0.45时，所有页岩样品的脱附曲线均存在脱附迟滞现象，脱附曲线和吸附曲线分离，形成明显的迟滞环（图 7b）。依据IUPAC对迟滞环的分类，打屋坝组页岩孔隙主要为H2型和H4型的混合，主要表现为吸附曲线在相对压力小于0.9时缓慢上升，而在相对压力为0.9~1.0时快速上升，表明打屋坝组页岩孔隙主要由墨水瓶状孔和平行壁裂隙状孔组成[34]。
打屋坝组页岩对N2的吸附能力较强，吸附量为6.40~14.52 cm3/g，平均值为10.77 cm3/g（图 7b）。根据BJH模型计算介孔（孔径为2~50 nm）和宏孔（孔径>50 nm）的孔体积和孔比表面积，打屋坝组页岩介孔孔体积为（4.28~10.26）×10-3 cm3/g，平均为7.47×10-3 cm3/g，介孔比表面积为1.69~4.61 m2/g，平均为3.13 m2/g；宏孔孔体积为（3.17~6.94）×10-3 cm3/g，平均为4.67×10-3 cm3/g，宏孔比表面积为0.12~0.26 m2/g，平均为0.17 m2/g（表 1）。由图 9可看出，打屋坝组页岩具有2个峰值孔径区间，分别为2.0~2.4 nm和6.0~8.0 nm。
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下载原图 图 9 基于N2吸附法的页岩孔体积变化率分布（a）和比表面积变化率分布（b） Fig. 9 Shale pore volume (a) and surface area (b) change rates based on N2 adsorption method |
由图 10可看出，研究区打屋坝组页岩介孔的孔体积平均为7.52×10-3 cm3/g，占比为56.87%，其次为宏孔和微孔，孔体积平均为4.59×10-3 cm3/g和1.10×10-3 cm3/g，占比分别为35.05%和8.08%。介孔对打屋坝组页岩孔体积的贡献最大，其次是宏孔，微孔的贡献率最小。
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下载原图 图 10 黔南地区下石炭统打屋坝页岩孔体积（a）和比表面积（b）比例分布 Fig. 10 Proportional distribution of pore volume (a) and surface area (b) of shale of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
打屋坝组页岩孔隙比表面积主要由微孔提供，比表面积平均为3.29 m2/g，占总比表面积的49.94%；介孔的比表面积平均为3.13 m2/g，占比为47.50%；宏孔的比表面积平均为0.17 m2/g，占比仅为2.56%。微孔对打屋坝组页岩孔隙比表面积的贡献最大，介孔次之，宏孔的贡献率最小。
3.3 页岩含气性特征黔南地区打屋坝组页岩气质量体积为0.21~4.84 m3/t，平均值为1.02 m3/t。含气质量体积为0~1 m3/t的样品频率达43.90%；含气质量体积为1~2 m3/t的样品频率为35.77%。含气质量体积大于等于2 m3/t的样品频率仅为20.33%（图 11a）。研究区打屋坝组页岩含气量整体偏小，但不同地区仍具有明显差异。QSD1井含气质量体积为0.21~1.13 m3/t，平均为0.51 m3/t；ZY1井含气质量体积为0.07~1.68 m3/t，平均为0.56 m3/t；DY1井含气质量体积为0.22~4.84 m3/t，平均为1.55 m3/t；CY1井含气质量体积为0.11~2.84 m3/t，平均为1.47 m3/t（图 11b）。从页岩含气量来看，DY1井和CY1井含气性好于QSD1井和ZY1井。
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下载原图 图 11 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩实测含气量特征 Fig. 11 Gas content characteristics of shales of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
基于甲烷等温吸附实验，考虑到TOC含量[35]、含水饱和度以及温压条件[36]对甲烷吸附能力的影响，在Langmuir模型[37]基础上对上述参数进行校正后计算吸附气含量。利用Ambrose等[38]和张晓明等[36]提出的游离气计算模型计算游离气含量，对黔南地区打屋坝组页岩含气性结构进行表征（表 2）。QSD1井和ZY1井实际含气量均低于拟合吸附气含量，CY1井和DY1井实际含气量均高于拟合吸附气含量，但低于拟合总含气量。研究区内页岩气吸附气含量占比约52.3%，相比游离气含量更具有优势[39]。
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下载CSV 表 2 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩含气结构 Table 2 Shale gas-bearing structures of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
黔南地区打屋坝组页岩有机质热演化和生烃过程中发育大量纳米级微孔隙，对页岩孔体积和比表面积具有重要贡献。打屋坝组页岩有机地化分析结果显示，该地区TOC值为0~2%，平均为1.60%，Ro值为1.82%~3.9%，处于高成熟—过成熟早期阶段。页岩TOC含量仅与微孔的比表面积和孔体积具有一定的正相关性，而与介孔和宏孔的比表面积和孔体积无明显的相关性，表明有机质对研究区打屋坝组页岩微孔的发育具有一定的积极作用（图 12）。
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下载原图 图 12 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩样品孔隙结构参数与TOC的关系 Fig. 12 Correlation between pore structure parameters and TOC content of shale samples of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
黏土矿物是页岩重要的矿物组分，与黏土矿物相关的孔体积和比表面积为页岩气的储存和吸附提供了大量空间[40]。研究区黏土矿物含量与总比表面积和总孔体积均呈较好的正相关关系，相关系数分别为0.755 8和0.625 7，即黏土矿物含量高的页岩具有较大的孔体积和比表面积。黏土矿物含量与微孔的孔体积和比表面积的正相关性最好，与介孔的孔体积和比表面积的正相关性次之，但二者相关系数差距较小，均强于与宏孔的孔体积和比表面积的正相关性，说明研究区打屋坝组页岩中黏土矿物对微孔和介孔的发育具有控制作用。不同的黏土矿物由于晶体结构的差异，比表面积存在一定的差别。蒙脱石由于具有颗粒外表面积和层间结构提供的内表面积，因而比表面积显著高于其他类型的黏土矿物。矿物组分显示，打屋坝组页岩黏土矿物组分主要为伊蒙混层，占黏土矿物总量的43.77%，对页岩比表面积具有较明显的控制作用（图 13a，13b）。
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下载原图 图 13 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩样品孔隙结构参数与矿物组成的关系 Fig. 13 Correlation between pore structure parameters and mineral composition of shale samples of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
页岩的脆性矿物组分对孔隙结构具有一定影响。研究区打屋坝组页岩脆性矿物含量与总比表面积和总孔体积均呈负相关，相关系数分别为0.754 2和0.622 7，不同尺度下的孔比表面积和孔体积随脆性矿物含量的增加而减小（图 13c，13d），这与上述黏土矿物含量与孔比表面积和孔体积的关系正好相反。研究表明，页岩中脆性矿物含量的增加会导致有机质和黏土矿物含量的减少，进一步导致页岩中孔隙欠发育[41]。过高的脆性矿物含量在一定程度上抑制了页岩孔隙的发育，而黏土矿物对页岩孔隙的发育具有建设性作用，因此黏土矿物和脆性矿物共同控制着打屋坝组页岩孔隙结构的发育。
4.2 含气性影响因素黔南地区页岩含气量整体偏低，平均为1.02 m3/t，不同钻井之间含气量差异明显。DY1井和CY1井的页岩含气量相对较高，含气质量体积平均值分别为1.55 m3/t和1.47 m3/t，QSD1井和ZY1井的页岩含气量相对较低，含气质量体积平均值分别为0.51 m3/t和0.56 m3/t。
4.2.1 保存条件对页岩含气性的影响保存条件是影响页岩气富集的关键因素。QSD1井、ZY1井、CY1井和DY1井实测含气量均低于参数校正后计算的理论含气量，说明该地区页岩气在地质历史时期经历了大量的散失。黔南地区非均质性极强的构造变形广泛发育，主干断裂主要以拉张型、挤压型和滑移型等类型出现，断层断距变化大，倾角大，断层面陡，延伸长，这为游离气的逸散提供了客观条件。
基于黔南地区打屋坝组页岩的特点，结合多期构造背景下的隆升剥蚀、断裂发育以及岩浆活动与改造等因素，通过分级赋值计算得出断裂指数、倾角指数、地层指数[42]（表 3、图 14a—14c）。基于上述3个指数的矢量分布数据，采用连乘方法计算得出保存指数（P）（图 14d）。叠加地震震中和温泉热液矿点数据，通过权重分级，对黔南地区下石炭统保存指数进行有效等级划分。当0 ≤ P＜0.1时，定义为保存条件极差；当0.1 ≤ P＜0.3时，定义为保存条件差；当0.3 ≤ P＜0.5时，定义为保存条件较差；当0.5 ≤ P＜0.7时，定义为保存条件较好；当0.7 ≤ P＜1.0时，定义为保存条件好（图 15）。
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下载CSV 表 3 黔南地区下石炭统页岩气保存条件评价参数 Table 3 Evaluation parameters of shale gas preservation conditions of Lower Carboniferous in southern Guizhou |
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下载原图 图 14 黔南地区下石炭统页岩气评价指数分布图版 Fig. 14 Evaluation index chart of shale gas of Lower Carboniferous in southern Guizhou |
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下载原图 图 15 黔南地区下石炭统页岩气保存条件 Fig. 15 Preservation conditions of shale gas of Lower Carboniferous in southern Guizhou |
黔南地区下石炭统保存指数普遍小于0.7，受垭紫罗大断裂的控制，保存条件沿垂直断裂带向两侧区域由极差逐渐变为较好。QSD1井和ZY1井位于保存条件极差区域，DY1井和CY1井位于保存条件较差区域。QSD1井和ZY1井实测含气量低于拟合吸附气含量，CY1井和DY1井实测含气量大于拟合吸附气含量，但小于拟合总含气量。在保存条件极差区域，页岩游离气沿裂缝、断层等通道发生逸散后，由于地层泄压，吸附气发生解析形成游离态继续逸散；在保存条件较差区域，游离气仅发生一定程度逸散，吸附气得以适当保存。保存条件的差异导致QSD1井和ZY1井页岩气的逸散程度大于DY1井和CY1井，最终导致QSD1井和ZY1井的页岩含气量低于DY1井和CY1井（图 15）。
4.2.2 孔隙结构对页岩含气性的影响页岩气主要以吸附态和游离态2种形式赋存于泥页岩孔隙中。其中，吸附气通常指因分子间范德华力和库仑力吸附于有机质和矿物表面的页岩气分子，游离气指分子间无作用力且具有一定流动性而赋存于孔隙中的页岩气分子[43]。吸附气含量主要受控于页岩孔隙的比表面积，游离气含量主要受控于页岩的孔体积。黔南地区打屋坝组页岩吸附气含量与比表面积呈较好的正相关关系，相关系数（R2）达0.810 2。其中微孔比表面积与吸附气含量相关性最好，相关系数为0.817 0；介孔比表面积与吸附气含量呈较好的正相关关系，相关系数为0.768 1；宏孔比表面积与吸附气含量相关性最弱，相关系数为0.347 3（图 16a）。随着页岩孔径的增大，比表面积与吸附气含量的相关性逐渐变差，打屋坝组页岩大量发育的有机质微孔和黏土矿物介孔由于比表面积较大，能够提供较多的甲烷分子吸附点位[44]，对吸附气含量具有较强的控制作用，而宏孔因其能够提供的比表面积十分有限，对研究区页岩吸附气含量不具有决定性作用。
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下载原图 图 16 黔南地区下石炭统打屋坝组页岩孔隙结构参数与吸附气含量（a）和游离气含量（b）的关系 Fig. 16 Relationships of pore structure parameters with adsorbed gas content(a)and free gas content(b)of Lower Carboniferous Dawuba Formation in southern Guizhou |
黔南地区打屋坝组页岩游离气含量与孔体积也具有较好的正相关关系，相关系数达0.815 0。其中微孔孔体积与游离气含量相关性一般，相关系数为0.539 9；介孔孔体积与游离气含量具有较好的正相关关系，相关系数为0.698 9；宏孔孔体积与游离气含量正相关性最好，相关系数达0.846 5，反映出具有较大孔径的介孔和宏孔是游离气赋存的主体（图 16b）。游离气含量随着页岩孔径的增大，二者的相关性逐渐变好。甲烷分子通常以单层吸附或双层吸附的形式赋存于微孔中，由于微孔孔径小于2 nm，提供的孔体积很小，几乎不存在游离态的甲烷分子。随着孔径的增大，打屋坝组页岩中以溶蚀孔和粒间孔为主的介孔和宏孔提供的孔体积增大，导致游离态甲烷分子赋存的空间变大，游离气的含量增大。上述实验结果表明，黔南地区打屋坝组页岩的微孔是吸附气赋存的主体，宏孔是游离气赋存的主体，而介孔是吸附气和游离气混合赋存的主体，对2种类型的气体均有较大影响。
5 结论（1）黔南地区下石炭统打屋坝组页岩矿物类型主要为碳酸盐矿物、黏土矿物及石英，黄铁矿和长石仅少量发育。页岩岩相类型以灰质页岩相和灰/泥混合质页岩相为主，含硅泥质页岩相少量发育，其他岩相类型几乎不发育。
（2）研究区打屋坝组页岩孔隙类型多样，可划分为无机质孔隙、有机质孔隙和微裂缝3种类型，其中无机质孔隙大量发育，有机质孔隙和微裂缝次发育。打屋坝组页岩孔径分布呈多峰态，以0.45~0.70 nm和0.80~0.90 nm的微孔及2.0~2.4 nm和6.0~8.0 nm的低值介孔为主；介孔对孔体积的贡献最大，宏孔次之，微孔的贡献率最小；微孔对比表面积的贡献最大，介孔次之，宏孔的贡献率最小。TOC含量和矿物组分是影响研究区打屋坝组页岩孔隙结构的主要因素，TOC含量和黏土矿物含量对孔隙的发育具有积极作用，脆性矿物含量在一定程度上不利于孔隙的发育。
（3）研究区打屋坝组页岩吸附气含量与微孔比表面积的正相关性最好，介孔、宏孔次之；游离气含量与宏孔孔体积的正相关性最好，介孔、微孔次之。打屋坝组页岩微孔是吸附气赋存的主体，宏孔是游离气赋存的主体，而介孔是吸附气和游离气混合赋存的主体。
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