聂海宽 何治亮 刘光祥 杜 伟 王濡岳 张光荣

1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室 2.中国石油化工集团有限公司页岩油气勘探开发重点实验室3.中国石化石油勘探开发研究院 4.中国石油化工股份有限公司科技部 5.中国地质大学（北京）能源学院

0 引言

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩是四川盆地及其周缘页岩气勘探开发的重点层系[1]，现已建成涪陵、威荣、长宁、昭通和太阳等页岩气商业开发区[2-5]。储层作为页岩气研究的重要内容一直备受关注，目前已明确了页岩气储层的孔隙类型主要包括有机孔、矿物质孔和微裂缝[6-7]，并认识到有机质孔是页岩气赋存的主要空间，也是页岩气藏区别于其他类型气藏的主要特征之一[8-10]；在页岩矿物组成研究方面，明确了页岩的主要矿物类型[11]，认识到生物成因硅的存在，并探讨了生物成因硅对页岩总有机碳含量（TOC）[12-13]和页岩储层发育[14]的控制作用；在孔隙形成演化历史[15]、页岩气储层表征方法[16-17]、脆性评价[18]、不同类型孔隙对含气性控制[19-20]等方面也取得了重要认识。尽管如此，目前对于页岩岩石类型对储集空间类型和特征的控制、矿物成岩演化对页岩气储层发育的控制等的认识仍然不够充分明晰，导致页岩气优质储层的成因机制不够明确，制约了对页岩气优质储层的评价和预测。

为此，笔者针对四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩气储层研究中存在的理论问题和页岩气储层评价中的技术问题，通过岩石学、矿物学和有机地球化学分析，结合盆地模拟和页岩气勘探开发实践，分析了四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组有机质孔隙演化历史和矿物成岩演化过程，探讨了页岩气优质储层的类型和成因机制，明确了页岩气优质储层的发育层段，以期有助于该盆地页岩气优质储层的评价和预测。

1 地质背景

图1 四川盆地及其周缘下志留统龙马溪组沉积相和主要页岩气田分布图

四川盆地为一个在上扬子克拉通基础上发展起来的叠合盆地，在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组沉积时期主要发育浅水陆棚相和深水陆棚相沉积，受古隆起和水下高地的影响，页岩岩石类型在区域上有较大差异（图1）。五峰组沉积时期，四川盆地南部和鄂西—渝东地区发育深水陆棚，岩石类型主要为硅质页岩、含灰硅质页岩和黏土质页岩等，在靠近古隆起的浅水陆棚岩石类型主要为灰质页岩、含灰硅质页岩、粉砂质页岩和粉砂岩等，厚度一般小于10 m[21]；五峰组顶部的观音桥段为浅水沉积，岩石类型主要为富含赫南特贝的石灰岩、泥质灰岩和灰质泥岩等，厚度仅为几十厘米，部分地区甚至缺失；龙马溪组深水陆棚相沉积的页岩岩石类型为硅质页岩、含灰硅质页岩、黏土质页岩、含灰黏土质页岩和粉砂质页岩等，其中LM1—LM4笔石带页岩的最大厚度超过20 m[21]，页岩厚度与目前已发现页岩气藏具有良好的对应关系[22-23]。五峰组—龙马溪组笔石带的划分在四川盆地页岩气勘探中起到精细刻画地层的作用[24]，笔者对五峰组—龙马溪组页岩各笔石带的名称仍使用陈旭等[25-26]的笔石带划分表中的代码。

2 页岩岩石类型特征

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、含灰硅质页岩、含黏土硅质页岩、黏土质页岩、含灰黏土质页岩、粉砂质页岩、泥质粉砂岩、灰质页岩和含介壳泥质灰岩/灰质页岩等，目前勘探开发的页岩岩石类型主要为硅质页岩、含灰硅质页岩和黏土质页岩，其中硅质页岩是川东、川东南和川东北地区主要勘探开发的页岩岩石类型，含灰硅质页岩是川南和川中地区主要勘探开发的页岩岩石类型，黏土质页岩主要为焦石坝背斜页岩气勘探开发探索的岩石类型。

2.1 硅质页岩

五峰组—龙马溪组底部硅质页岩的平均石英含量大于50%，平均黏土矿物含量小于40%，碳酸盐矿物含量小于10%，抗压实能力强，形成漂浮接触的颗粒支撑结构。孔隙类型以硅质格架内的有机质孔为主，以黏土矿物间的有机质孔为辅，并包含少量矿物质孔和微裂缝，具有良好的储集性能（图2-a、表1）。成烃生物以多细胞藻类为主，是有机孔发育的主要载体[27]。多细胞藻类有明显的生物形貌特征，继承了原始生物的结构，发育的有机质孔隙的孔径多为数百纳米，个别可达2 μm，面孔率介于50%～80%[28]。此类页岩主要发育在川东、川东南和川东北地区五峰组—下志留统底部，在等时地层格架下主要分布在WF2—LM4笔石带。

图2 不同页岩岩石类型的主要矿物组合特征和孔隙类型照片

表1 不同页岩岩石类型主要参数对比表

2.2 含灰硅质页岩

含灰硅质页岩的石英含量一般介于40%～50%，黏土矿物含量多介于25%～30%，碳酸盐含量介于10%～20%，抗压实能力较强，形成以点接触和线接触为主的颗粒支撑结构。孔隙类型以硅质格架和黏土格架内的有机质孔为主，发育部分溶蚀孔隙（图2-b，表1）。与硅质页岩类似，含灰硅质页岩的有机质孔主要发育在多细胞藻类中[29]。此类页岩主要发育在川南威远、长宁和昭通地区的五峰组至下志留统底部，在等时地层格架下主要分布在WF2—LM4笔石带。

2.3 黏土质页岩

黏土质页岩的平均石英含量小于35%，黏土矿物含量多介于40%～55%，碳酸盐矿物含量小于10%，黏土矿物和碳酸盐矿物总含量较高，抗压实能力较弱，形成以线接触和凹凸接触为主的颗粒支撑结构，孔隙类型以脆性矿物和黏土格架内的有机质孔为主（图2-c，表1）。有机质孔主要为单细胞藻类的排列间隙[28]，孔径介于100～200 nm，面孔率介于5%～10%。沥青载体的有机质孔发育差，具随机、零星、孤立的分布特征，孔径介于500 nm～3 μm，面孔率介于5%～10%。此类页岩主要发育在焦石坝背斜龙马溪组一段上部，在等时地层格架下主要分布在LM5—LM8笔石带。

以四川盆地主要页岩气探井的五峰组—龙马溪组底部页岩（WF2—LM5）笔石带为统计对象，其中WF2—LM4笔石带（含灰）硅质页岩孔隙度较高，在川东地区盆内超压页岩气藏硅质页岩的孔隙度介于5%～8%，平均值为4.8%，水平渗透率介于0.001～0.010 mD；盆外常压页岩气藏硅质页岩的孔隙度介于3%～6%，平均值为4.1%，水平渗透率介于0.010～6.000 mD。LM5笔石带黏土质页岩的孔隙度介于2%～7%，在川东地区JY1井和NY1井普遍小于5%，在川南地区WY1井和YY1井普遍大于5%，水平渗透率介于0.010～0.100 mD。该笔石带盆外常压页岩气藏的孔隙度小于盆内超压页岩气藏。在川南地区WY1井和YY1井中龙马溪组孔隙度略大于川东地区JY1井和NY1井，主要是前者碳酸盐矿物含量高、溶蚀孔隙发育所致（图3）。

图3 四川盆地五峰组—龙马溪组底部页岩主要储层参数连井图

3 有机质孔的演化历史

在有机质孔演化方面，国内外许多学者进行了页岩的成烃演化模拟，并通过观察不同成熟度（Ro）页岩的扫描电镜微观特征来研究有机质孔的发育情况[30-32]。随成熟度增加，有机质生成孔隙。一般认为，Ro＞0.7%时，有机孔开始生成，但这一时期的有机质孔主要为干酪根生排烃所形成，由于Ro较低，原油尚赋存在干酪根内部[32-33]，因此，可观察到的有机质孔数量有限；Ro＞1.2%时[33-34]，干酪根和页岩内残留的原油均进入大量生气阶段，有机质孔大量发育，由于天然气为气态并较易排出，在扫描电镜观察过程中可见到大量有机质孔（图4）。

图4 不同成熟度的页岩有机质孔演化历史与模式图

在热模拟实验中，由于压实作用较难实现，多数模拟实验并未考虑压实作用的影响和矿物成岩作用对有机质孔发育的控制作用。实际上，在地下页岩埋藏过程中由于强烈的压实作用，JY1井五峰组—龙马溪组页岩的埋藏史和热模拟结果显示，Ro从0.6%升至1.5%，埋深增加至5 000 m，页岩急剧压实，孔隙度降低至5%（图5）。基于前人大量热模拟实验结果[30-32,34]，通过对盆地模拟与镜下有机质孔观察综合分析，认为有机质孔的发育和保存需要刚性格架支撑和保护，刚性格架的坚固程度，决定了有机质孔的保存程度，反之，无论干酪根还是沥青，其中的有机质孔都可能被完全压实破坏，形成无孔的条带状有机质。

4 主要矿物及其成岩序列

图5 涪陵页岩气田JY1井孔隙度演化图

矿物组成及其成岩演化对页岩气储层类型和特征具有重要控制作用，控制着矿物质孔的类型、形态、孔隙度和渗透率等[35]。受成岩作用的控制，各类孔隙有不同的演化史，孔隙特征各不相同，具有很强的非均质性[36]。从无机孔隙演化的角度，对成岩作用和孔隙演化进行匹配，可将成岩作用划分为溶蚀作用、黏土矿物脱水作用等建设性成岩作用和压实作用、胶结作用等破坏性成岩作用[37]。五峰组—龙马溪组页岩的主要矿物为石英、黄铁矿、碳酸盐矿物和黏土矿物等，笔者主要讨论这4种主要矿物的演化及其对孔隙形成的控制。

4.1 石英

五峰组—龙马溪组页岩的石英主要包括碎屑石英和生物成因石英，后者是主要硅质类型。根据蛋白石A→蛋白石CT→石英的演化历史[38]、氧同位素特征[39]、微晶石英的形成温度60～70 ℃[40]，综合分析认为五峰组—龙马溪组生物成因硅主要在早成岩A期生成、最晚至早成岩B期形成，早于烃源岩生油高峰期（图6）。在纵向上，WF2—LM4笔石带页岩的生物成因硅含量介于22%～50%。

4.2 黄铁矿

黄铁矿的类型主要包括草莓状单体及集合体、自形晶体及集合体、他形晶体及集合体、交代结构等，黄铁矿含量介于2%～10%，平均值为5%，其中草莓状黄铁矿含量最高。草莓状黄铁矿是同沉积时期和成岩早期作用的产物，多与生物成因硅共生且被生物成因硅胶结，综合分析认为草莓状黄铁矿主要形成于同生成岩阶段和早成岩阶段（图6），早于烃源岩最大生油期。

4.3 碳酸盐矿物

与碳酸盐矿物有关的成岩作用主要包括早期碳酸盐矿物胶结和晚期碳酸盐矿物胶结。早期碳酸盐矿物胶结形成于同生、早成岩阶段（图6），主要表现为纹层状、微晶方解石充填粒间孔隙，颗粒形状不规则，局部方解石呈基底式胶结。晚期碳酸盐矿物胶结形成的时间晚于中成岩阶段早期（图6），以交代或次生加大的形式发育，主要是铁白云石交代白云石，颗粒自形程度好；次生加大铁白云石在川东地区一般不发育溶蚀孔，在威远、永川地区溶蚀作用强烈，溶蚀孔较发育。

4.4 黏土矿物

黏土矿物主要包括伊利石、伊蒙混层和少量的蒙脱石、绿泥石等，黏土矿物孔隙主要为发育在伊利石和伊/蒙混层的黏土矿物片间的少量孔隙，对页岩气储层孔隙度的贡献较小。

生物成因硅多以微晶聚集体的形式和少量草莓状黄铁矿作为胶结物充填在原生晶间和晶内孔隙中，和陆源碎屑石英一起形成刚性的、三维连通的颗粒支撑格架，抗压实能力强，从而有效地抑制了压实作用，且形成时间早于干酪根最大生油时期，保存大量原生孔隙。早期碳酸盐矿物胶结的形成时间略早于生物成因硅，由于其抗压实作用弱，易形成接触胶结或镶嵌胶结，但在原油最大生气期之前，由于大量有机酸的生成，这一类碳酸盐矿物发生溶蚀，形成一定量的溶蚀孔隙，对原油的残留起到积极作用[41]。在碳酸盐矿物含量低的层段，亦能形成生物成因硅—陆缘碎屑硅联合形成的支撑格架，如永川地区YY1井五峰组含灰硅质页岩（图2-b）。颗粒支撑格架的形成时间（生物成因硅的量）和坚固程度控制了干酪根的保存程度和原油残留量，对页岩气优质储层的形成至关重要。

5 页岩气优质储层

5.1 优质储层形成机制

页岩地层在埋藏过程中经历了无机和有机成岩作用的共同改造，无机作用主要为压实作用、胶结作用、溶蚀作用和交代作用，有机成岩作用为有机质的生烃演化，二者相互影响。基于页岩岩石类型特征、有机质类型和有机质孔的演化史[27-32]以及矿物类型和主要矿物的成岩演化序列综合分析，认为WF2—LM4笔石带（五峰组—龙马溪组底部）硅质页岩和含灰硅质页岩为优质储层，其成因机制可以概括为“多藻控烃源、生硅控格架、协同演化控储层”。

5.1.1 多藻控烃源

WF2—LM4笔石带硅质页岩的成烃生物以多细胞藻类为主、单细胞藻类为辅（图7），多细胞藻类有较强的生烃能力和生成有机质孔的能力[13]，丰富的多细胞藻类决定了该页岩段具有较高的TOC，生成较多的有机质孔，并形成三维连通的孔隙网络，有利于页岩气的赋存和产出。

5.1.2 生硅控格架

图6 涪陵页岩气田JY1井五峰组—龙马溪组页岩成岩序列图

图7 涪陵页岩气田JY1井单细胞藻类和多细胞藻类照片

WF2—LM4笔石带硅质页岩中生物成因硅的含量最高可达50%，呈微晶聚集体的形式充填在陆缘碎屑硅中间[14]，虽然降低了页岩的原生孔隙，但起到抗压实的作用。大量生物成因硅和少量草莓状黄铁矿与碎屑石英一起形成颗粒支撑格架，具有较强的抗压实能力，保存了大量原始生孔隙，保证了干酪根的保存程度、充足的原油残留量和天然气裂解量，也为有机孔的保存提供了有效的格架保护，避免了其由于强烈压实作用塌陷失孔。

5.1.3 协同演化控储层

WF2—LM4笔石带硅质页岩中多细胞藻类与生物成因硅具有良好的匹配关系，同时具备了丰富的多细胞藻类和具有强抗压实能力的颗粒支撑格架，由于颗粒支撑格架的形成时间早于干酪根的最大生油期，在生油窗期，生成的原油在干酪根赋存或从干酪根中排出并运移到相邻的粒间和粒内的矿物质孔隙中，在油裂解阶段，天然气生成与有机孔的形成具有协同性和继承性，这些因素共同决定了该段硅质页岩具有较高的有机质孔发育能力和储气能力。在威远和永川地区的含灰硅质页岩中，由于含有一定比例的碳酸盐矿物，抗压实能力弱，优质储层发育的有利层段为低碳酸盐矿物含量层段。硅质页岩中有机质孔孔隙度介于4.4%～6.4%，约占总孔隙度（6%～8%）的55%～80%。

黏土质页岩主要发育在LM5—LM8笔石带，具有生物成因硅含量低、黏土矿物含量高等特征，由于黏土矿物抗压实能力弱，在原油最大生油期之前，未形成类似WF2—LM4笔石带硅质页岩中由生物成因硅、黄铁矿和碎屑石英组成的颗粒支撑格架，原生孔隙保存较少，干酪根压实严重且原油残留少。LM5及以上笔石带黏土质页岩的成烃生物以单细胞藻类为主，单细胞藻类的生烃能力和生成有机质孔的能力较低。黏土质页岩中有机质孔隙度介于0.4%～3.5%，约占总孔隙度（4%～6%）的6%～58%。

WF2—LM4笔石带硅质页岩、黏土质页岩在最大生气时期生成大量有机质孔，总孔隙度较大；而LM5及其以上笔石带黏土质页岩在大量生气阶段有机质孔发育差，总孔隙度亦较低，导致两段页岩总孔隙度差异较大，后者成为非优质页岩气储层。LM5及其以上笔石带黏土质页岩在长宁和威远地区多为直接盖层，但在背斜构造页岩地层中，由于背斜核部的拉张膨胀和黏土矿物中伊利石含量的增加，增加了页岩中黏土矿物晶间孔，总孔隙度也略有增加，对页岩气赋存和产出有利，如涪陵页岩气田焦石坝背斜高部位LM5—LM8笔石带黏土质页岩气藏具有一定的勘探开发潜力。

5.2 典型地区优质储层的差异

在焦石坝、彭水和武隆等深水陆棚沉积区，五峰组—龙马溪组底部页岩（WF2—LM4笔石带页岩）碳酸盐矿物含量低，在同生成岩阶段和早成岩阶段生物成因硅和黄铁矿大量生成，并与陆源碎屑石英一起早于干酪根最大生油期形成颗粒支撑格架，保存了大量的原生孔隙，为干酪根和原油提供了大量赋存空间，保证了后期较多的页岩气和有机质孔的生成，已被涪陵页岩气田的勘探开发所证实。

彭水地区和武隆地区由于抬升时间较早，遭受表生成岩作用改造，页岩气散失较早，储层也遭受一定程度的改造，在彭水地区可见碳酸盐矿物溶蚀孔，说明遭受大气淡水淋滤作用较强，但由于碳酸盐矿物含量较低，溶蚀作用不强，并未形成碳酸盐矿物溶蚀进一步加剧大气淡水淋滤的“恶性循环”。五峰组—龙马溪组底部硅质页岩厚度较大，形成的页岩优质储层亦较厚，有一定的抗破坏能力，但由于抬升导致的裂缝开启且裂缝封闭时间较晚，页岩气散失时间较长[42]，导致现今成常压状态，但仍具备一定储气和产气能力，为常压页岩气藏，如武隆向斜LY1井累计生产页岩气0.3h108m3（截至2019年12月，累计生产4 年），预测最终累计采气量（EUR）大于0.5h108m3。

平桥地区、丁山地区和南川地区处于深水沉积区边缘，虽然早期胶结物生物成因硅和黄铁矿与川东地区具有类似的演化特征，但由于五峰组—龙马溪组底部优质页岩层段（WF2—LM4笔石带）的厚度较薄（JY8井厚度为12 m，JY1井厚度为25 m），单井测试产量一般较高，但EUR较低（JY8井的预测EUR为0.5h108m3，低于JY1井的预测EUR为1.2h108m3），整体开发效果略差。

与焦石坝背斜WF2—LM4硅质页岩比，威荣、永川等地区的页岩层段生物成因硅含量略低，碳酸盐矿物含量略高，刚性矿物主要为陆缘碎屑石英和碳酸盐矿物，碳酸盐矿物的抗压实能力弱，加之在成岩早期黏土矿物和碳酸盐矿物生成，页岩胶结程度强，原生粒间孔隙保存有限，页岩生油期提供的赋存空间较少，滞留液态烃较少，后期裂解的天然气量和有机质孔发育数量亦较少。因此，页岩气勘探要寻找低碳酸盐矿物、高生物硅含量的层段。虽然该地区五峰组—龙马溪组底部优质页岩的厚度（WF2—LM4笔石带含灰硅质页岩）比JY1井薄（WY1井小于5 m，YY1井为16 m），但由于位于四川盆地内，保存条件较好，该地区页岩气井的测试产量均较高，但最终产量不高。如，WY1井和YY1井投产4年的累计产量分别为0.25h108m3和0.38h108m3。

6 结论

1）页岩岩石类型和矿物成岩演化对页岩气储层储集空间类型、特征和储层演化具有重要的控制作用，生物成因硅在早成岩阶段形成，有利于页岩优质储层的形成，其中硅质页岩、含灰硅质页岩的有机质孔隙最为发育，储集能力也最强，是目前勘探开发的主要页岩岩石类型。

2）WF2—LM4笔石带（五峰组—龙马溪组底部）硅质页岩和含灰硅质页岩具有“多藻控烃源、生硅控格架、协同演化控储层”的优质储层成因机制：①多藻控烃源：以多细胞藻类为主的成烃生物，控制了生烃量和有机质孔生成量；②生硅控格架：大量生物成因硅、少量草莓状黄铁矿与陆源碎屑石英一起形成颗粒支撑格架，保存了大量原生孔隙，并保证了原油残留量和天然气裂解量，也为有机孔的保存提供了有效的保护格架；③协同演化控储层：多细胞藻类与生物成因硅良好的匹配和演化关系，决定了较高的有机质孔发育能力和赋气能力。

3）五峰组—龙马溪组的页岩气勘探开发应寻找WF2—LM4笔石带中硅质页岩、含灰硅质页岩厚度大的优质储层较发育的地区。同时，还需考虑保存条件的影响，优选保存条件较好的地区。

致谢：文章中引用了中国石化石油勘探开发研究院、中国石化勘探分公司、中国石化江汉油田分公司和中国石化华东油气分公司等单位的宝贵资料，在此深表谢意！