页岩气作为一种典型的自生自储非常规天然气^[1-3]，因其分布范围广，资源量巨大，已成为油气勘探的重要领域。随着美国页岩气勘探开发的成功^[4]，近几年中国南方海相页岩气勘探有了实质性的进展，如四川威远与长宁、重庆礁石坝等地区相继发现了页岩气田。目前，南方海相页岩气勘探由盆地内向盆地外、由地质构造相对简单区域向构造复杂区域逐步深入。湘西北保靖地区地处四川盆地东南外围地带，经历多期次强烈构造运动，褶皱断裂构造非常发育^[5]，页岩气保存条件复杂，地层剥蚀严重。研究区背斜出露寒武系、奥陶系；志留系主要发育马蹄寨向斜和八面山向斜，龙马溪组有效勘探面积较小。虽然勘探地质条件复杂，但多口探井在龙马溪组都见到了良好的气显示，表明该区具有良好的页岩气勘探潜力。国内学者对湘西北地区龙马溪组沉积环境、页岩气成藏地质条件、页岩孔隙特征及有利区预测等方面做过一些工作^[6-10]，但保靖地区前期缺乏探井资料，页岩气地质研究程度较低，尤其对储层研究较少。因此，笔者通过野外地质调查和岩心观察，结合所采样品的实验测试结果，对龙马溪组页岩气储层发育特征进行研究，分析含气性控制因素，以期为该区页岩气下一步勘探提供依据。

保靖页岩气探矿权区位于中扬子准地台湘鄂西隔槽式冲断褶皱带，横跨宜都-鹤峰复背斜和桑植-石门复向斜，东南部为保靖慈利断裂带，此断裂带规模较大，整体走向NE70°左右，全长超过230 km^[11]，由多条近平行、不同级别或不同规模的断层组成。该区发育震旦系—三叠系，缺失石炭系。页岩气勘探的主要目标为马蹄寨野竹坪向斜，主力层位为下志留统龙马溪组，为一套黑色笔石页岩相，发育水平纹层，常见黄铁矿粉末集合体和黄铁矿结核，笔石化石极为丰富，指示其沉积背景为还原环境，为滞留深水盆地沉积相^[12]。

保靖地区龙马溪组主要由3种岩相组成，分别为炭质-粉砂质泥页岩相、炭质泥页岩相、含炭泥质粉砂岩相（图 1）。其中，炭质-粉砂质泥页岩相主要由炭质（体积分数为28%）、泥质（体积分数为35%）、粉砂级碎屑颗粒（体积分数为35%）及黄铁矿晶体（体积分数为2%）构成，呈粉砂-鳞片状结构，炭质分布不均匀，碎屑颗粒主要为石英、长石及方解石晶屑；炭质泥页岩相主要由炭质（体积分数为77%）、泥质（体积分数为15%）及少量粉砂级碎屑颗粒（体积分数为8%）构成，呈泥晶-鳞片状结构，炭质与泥质混杂分布，粉砂级碎屑颗粒成分主要为石英及长石，岩石微裂缝发育，呈网格状，裂缝宽窄不一，多被方解石晶体及白云石晶体充填；含炭泥质粉砂岩相由炭质（体积分数为15%）、泥质（体积分数为30%）、粉砂级碎屑颗粒（体积分数为55%）构成，呈粉砂结构，碎屑颗粒成分主要为石英、长石及方解石晶屑，泥质与炭质混杂充填于碎屑颗粒之间，可见少量裂缝，部分被方解石充填。其中，龙马溪组炭质泥页岩相为该区页岩气储层，厚度为11~ 17 m。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 BY-3井龙马溪组综合柱状图 Fig. 1 Comprehensive stratigraphic column of the Lower Silurian Longmaxi Formation in well BY-3

保靖地区龙马溪组5口探井46块炭质泥页岩样品的X射线衍射测试结果表明，页岩气储层矿物以石英和黏土矿物为主。石英体积分数为38.9%~ 44.9%，钾长石体积分数为1.9%~4.6%，斜长石体积分数为7.14%~9.80%，方解石体积分数为0.68%~ 6.70%，白云石体积分数为0.74%~5.70%，黄铁矿体积分数为2.18%~5.0%。黏土矿物体积分数为32.80%~45.02%，平均为38.91%。

黏土矿物以伊/蒙混层、伊利石和绿泥石为主，含少量高岭石。黏土矿物的纵向分布特征为：随埋深增加，成岩作用加强，伊利石和绿泥石含量均增加，其中伊利石与伊/蒙混层含量随深度的增加呈现出此消彼长的变化趋势，相应的伊/蒙混层层间比在降低，并逐步向伊利石过渡（图 1）。

通过对保靖地区龙马溪组5口探井43块炭质泥页岩样品的化验分析，表明页岩有机质干酪根类型以Ⅰ型为主，含少量Ⅱ₁型干酪根；TOC的质量分数为2.13%~2.67%，平均为2.36%，R_o为2.21%~ 3.25%，平均为2.56%，具有较好的生烃潜力。

保靖地区龙马溪组5口探井34块炭质泥页岩样品的孔隙度和渗透率测试结果显示，龙马溪组储层孔隙度为0.67%~2.54%，平均为1.4%；渗透率为0.002 6~0.416 7 mD，平均为0.093 7 mD。总体为一套特低孔、超低渗储层。

页岩气储层中存在微米、纳米级孔，使得页岩气体不仅以游离状态储存和富集于大孔中，还以吸附状态储存和富集于微孔表面^[13]；大孔有利于气体的渗流，而微孔则有利于气体的聚集。结合镜下、岩心和野外露头观察发现，龙马溪组页岩储层的孔隙类型主要为粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、化石孔、有机质孔和裂缝。

（1）粒间孔。粒间孔是各种矿物及岩屑颗粒经压实作用后保存下来的剩余孔^[14]。粒间孔形态多样，如脆性矿物和岩屑支撑的孔多呈三角形、多边形[图 2（a）]，絮状黏土矿物集合体多呈线型孔隙。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 龙马溪组储层孔隙显微特征 Fig. 2 Microscopic characteristics of pores of Longmaxi shale gas reservoir （a）矿物颗粒粒间孔；（b）石英表面溶蚀孔；（c）方解石颗粒中的溶蚀孔；（d）黄铁矿颗粒晶间孔；（e）自形石英晶间孔；（f）化石孔（藻类体）；（g）“蜂窝”状有机质孔隙；（h）有机质孔隙

（2）溶蚀孔。在地质演化过程中，随着埋深的增加和成岩作用的增强，当成岩流体的化学性质与岩石中各组分不能达到一种化学平衡时，不稳定矿物经溶蚀作用而形成溶蚀孔^[15]。保靖地区龙马溪组在石英、碳酸盐矿物中常见溶蚀孔[图 2（b）、图 2（c）]，孔径为几十纳米到几百纳米。

（3）晶间孔。在环境稳定和介质条件适当的情况下，矿物结晶可形成晶间微孔^[16]。保靖地区龙马溪组储层晶间孔常见于黄铁矿晶体间[图 2（d）]，晶体大小多为微米—纳米级，孔径多为纳米级，局部连通，部分被有机质充填。此外，在部分石英晶粒中也可见到晶间孔[图 2（e）]。

（4）化石孔。生物化石孔主要指生物遗体化石中未被矿物充填的孔隙^[17]。页岩中含有较多的古生物化石，形态各异，在化石骨架和体腔内部发育孔隙，孔径较大，达微米级，连通性较好，有助于气体的运移与赋存。在保靖地区龙马溪组可见藻类体呈碎屑状，大小为几十微米，形状各异，有的表面可见纹饰，有的已被降解成模糊状，其内部可见生物孔，孔径多为纳米级[图 2（f）]。

（5）有质机孔。在保靖地区龙马溪组有机质内部发育有大量的微小孔，多呈片麻状、蜂窝状等[图 2（g）、图 2（h）]，孔径多为几纳米到几十纳米。相关研究表明，有机质R_o达到0.6%时，则发育有机质孔^[18]；随着热演化程度的增强，有机质内部热解生烃残留形成有机质孔^[9]。有机质孔结构复杂、比表面积丰富，气体可呈吸附状态赋存于有机质表面。

（6）裂缝。它是页岩气重要的储集空间和运移通道，对页岩气的聚集、保存、勘探开发起重要作用。保靖地区龙马溪组储层发育有不同尺度的裂缝系统，按成因可将其分为构造型裂缝和成岩缝。构造型裂缝按其与层面的关系又可分为低角度裂缝、高角度裂缝和垂直缝；按力学性质可分为剪切缝和张裂缝[图 3（a）~（c）]。成岩缝可见岩石页理缝[图 3（d）]。构造型裂缝在平面上主要表现为4组不同方向的节理缝[图 3（e），图 3（f）]，裂缝长度为0.02 m至10 m，其中NNW向2号节理缝[图 3（g）]最为发育，NNW向3号节理缝[图 3（g）]和NWW向1号节理缝[图 3（g）]较发育，SW向4号节理缝（图 3）发育最少。镜下鉴定可知，裂缝发育的长度和缝宽差别较大，为微米级到纳米级，以纳米级超微裂缝为主。构造型裂缝主要为方解石、硅质充填的充填缝和无充填的开启缝[图 4（a）~（d）]，局部可见滑脱缝[图 4（e）~（f）]；成岩缝类型多样，主要表现为有机质边缘溶蚀缝、矿物边缘溶蚀缝和黏土矿物脱水收缩缝[图 4（g）~（i）]等，具有良好的开启性。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 龙马溪组储层宏观裂缝发育特征 Fig. 3 The development characteristics of macro-fractures of Longmaxi shale gas reservoir （a）低角度滑脱缝和垂直张裂缝；（b）高角度剪切缝；（c）水平剪切缝；（d）页理缝；（e）野外露头节理缝（1号，2号，3号）；（f）野外露头节理缝（2号，3号，4号）；（g）节理缝走向玫瑰花图

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 龙马溪组储层微观裂缝发育特征 Fig. 4 The micro-fractures characteristics of Longmaxi shale gas reservoir （a）构造缝被硅质充填（+）；（b）构造缝被方解石充填（+）；（c）无充填构造缝（-）；（d）构造缝切穿矿物颗粒；（e）滑脱面，擦痕清晰，矿物质已成碎粒或糜棱质，层面上多见磨擦面上应力释放后形成的收缩滑脱缝；（f）滑脱缝，为照片（e）红框标记区放大；（g）有机质边缘溶蚀缝；（h）方解石边缘溶蚀缝；（i）黏土矿物脱水收缩缝

保靖地区龙马溪组页岩氮吸附试验结果显示，BET比表面积为8.14~18.90 m²/g，平均为11.51 m²/g；平均孔径为2.56~3.47 nm，平均为3.11 nm。依据国际理论和应用化学协会（IUPAC）关于孔隙大小的划分标准（1994），将其分为微孔（＜2 nm），介孔（2~ 50 nm）和宏孔（＞50 nm）^[19]。龙马溪组储层页岩微孔孔容平均为1.68×10^-3 cm³/g，约占总孔容的31.47%；介孔孔容平均为2. 914×10^-3 cm³/g，约占总孔容的53.83%；宏孔孔容平均为0.794×10^-3 cm³/g，约占总孔容的14.65%（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 龙马溪组储层孔容统计结果 Table 1 Statistics of pore volume of Longmaxi shale gas reservoir 样品编号 孔容（/cm·3·g-1）, ×10-3 孔容比例/% 微孔 介孔 宏孔 总孔容 微孔 介孔 宏孔 6-2 1.433 3.443 0.908 5.784 24.8 59.5 15.7 6-3 2.069 3.116 0.873 6.058 34.2 51.4 14.4 6-4 1.533 1.988 0.502 4.023 38.1 49.4 12.5 7-1 1.553 2.600 0.741 4.894 31.7 53.1 15.1 7-2 1.506 2.967 0.859 5.332 28.2 55.6 16.1 7-3 1.987 3.372 0.883 6.242 31.8 54.0 14.1 平均值 1.680 2.914 0.794 5.389 31.47 53.83 14.65

下载CSV 表 1 龙马溪组储层孔容统计结果 Table 1 Statistics of pore volume of Longmaxi shale gas reservoir

现场岩心含气性解析实验结果表明，该区龙马溪组储层页岩气的总质量体积为0.66~4.51 cm³/g，平均为2.21 cm³/g，显示出良好的含气性。气体赋存状态以吸附气为主，游离气含量较少。

页岩甲烷等温吸附实验所测得的甲烷最大吸附量与孔容、比表面积相关性拟合结果表明，吸附量与微孔孔容具有较好的正相关性，与宏孔和介孔的关系不明显[图 5（a）]；吸附量与比表面积具有较好正相关性[图 5（b）]。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 龙马溪组储层甲烷吸附量与孔容（a）和比表面积（b）的关系 Fig. 5 Relationships of methane adsorption capacity with pore volume(a)and BET surface area(b) of Longmaxi shale reservoir

通过对储层TOC与孔容、比表面积相关性分析发现，TOC与微孔孔容具有较好的正相关性，与介孔和宏孔的关系不明显[图 6（a）]；比表面积与TOC具有明显的正相关性[图 6（b）]。由此可知，页岩甲烷吸附性能主要受控于TOC。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 龙马溪组储层孔容（a）和BET比表面积（b）与TOC的关系 Fig. 6 Relationships of TOC content with pore volume(a)and BET surface area(b)of Longmaxi shale gas reservoir

前人资料表明^[20]，泥页岩裂缝发育程度对其含性具有重要的影响作用。泥页岩裂缝的发育程可以通过应力敏感性实验来反映，并用计算应力感性系数来表征。本次实验在对岩心进行单轴压至裂隙闭合的过程中，采用超声探头沿样品直方向记录随应力变化所获得的波速。利用波速随应力增加的趋势得到每块样品的应力敏感性系数，从而获得天然裂缝发育程度参数。应力敏感性系数与气测全烃值、含气量之间的相关性，揭示了龙马溪组储层的应力敏感性，即裂缝的发育程度与含气量的变化趋势具有很好的正相关性[图 7（a）~（b）]，说明裂缝对页岩含气性具有影响作用。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 全烃值、含气量与应力感应系数的关系 Fig. 7 Relationships of stress sensitivity coefficient with total hydrocarbon value(a)and gas content(b) of Longmaxi shale gas reservoir

目前，利用Nano-CT技术可获得较高分辨率的多孔介质微观孔隙三维图像^[21]，并能建立不同尺度下孔喉三维空间模型，实现孔喉连通性评价研究^[22]。Nano-CT扫描结果显示，页岩各组分分布很不均匀[图 8（a）]，孔隙分布也不均匀，非均质性强，绝大部分气体流动空间处于有机质孔以及微裂缝中[图 8（b）]。有机质内部孔隙连通性好[图 8（c）~（d）]，微裂缝数量多，局部集中发育，并形成网状微裂缝[图 8（d）]，显示具有较好的连通性，进一步说明了有机质含量与微裂缝发育的程度是本区页岩气富集的主控因素。

图 8

Fig. 8

下载eps/tif图 图 8 Nano-CT纳米尺度页岩内孔隙分布三维重构图 Fig. 8 Nano-CT 3D reconstructed image of pores distribution in nanometer scale shale

前人研究指出^[23-25]，裂缝的形成主要与有机质生烃、岩石脆性、地层孔隙压力、各向异性的水平压力、褶皱和断裂等因素有关。久凯等^[26]在对黔北地区页岩储层裂缝的研究中发现，裂缝发育区多处于断裂带的末端、拐点处、不同走向断裂带相交处和相同走向的断层夹持带等应力集中部位。在保靖地区龙马溪组，断裂构造发育，下一步可深入研究断裂演化及与裂缝的关系，结合页岩生、排烃演化史，拓宽页岩气有利区的寻找范围。

（1）保靖地区龙马溪组页岩气储层厚度为11~17 m，具有机质丰度高（平均TOC质量分数为2.36%）、热演化程度适中（R_o为2.21%~3.25%）等特征，具备页岩气形成的物质基础。储层脆性矿物含量较高，易于后期的压裂改造。

（2）龙马溪组页岩气储层具有特低孔、超低渗特征；储层孔隙类型包括粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、化石孔、有机质孔和微裂缝，裂缝类型主要包括4组走向的构造缝和以页理缝、黏土矿物脱水收缩缝、矿物边缘溶蚀缝和有机质边缘溶蚀缝为主的成岩缝；孔容分布以介孔和微孔为主，宏孔最少。

（3）龙马溪组储层含气性较好，页岩气的赋存以吸附气为主。微孔孔容、页岩比表面积与甲烷最大吸附量呈正相关性，受控于页岩TOC；含气量与微裂缝发育程度呈正相关性；页岩Nano-CT扫描结果表明，绝大部分气体流动空间位于有机质孔隙以及微裂缝中。有机质含量和微裂缝的发育程度是本区页岩气富集的主控因素。

（4）结合本区储层特征和地质背景，建议进一步研究区内断裂演化及与页岩储层裂缝的关系，揭示页岩生、排烃演化史，拓宽页岩气有利区的寻找范围。