石油勘探与开发
764 2013年12月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.40 No.6 文章编号：1000-0747(2013)06-0764-05 DOI: 10.11698/PED.2013.06.19
过成熟海相页岩孔隙度演化特征和游离气量
王飞宇1, 2，关晶1，冯伟平1，包林燕1
（1. 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室；2. 中国石油大学（北京）地球科学学院）
基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目（2012CB214705-04）；国家油气
重大专项（2008ZX05007-001）；国家自然科学基金项目（41372147）
摘要：采用He-Hg法和场发射扫描电镜法分析四川盆地南部下寒武统和上奥陶统—下志留统黑色页岩孔隙度，讨论过成熟阶段页岩孔隙度与有机质成熟度、有机质丰度及游离气量之间的关系。在过成熟阶段（R o值大于2.0%），TOC 值小于5%时，页岩孔隙度与TOC值存在正相关关系，但当TOC值大于5%后，页岩孔隙度随TOC值增高增加幅度有限。过成熟阶段页岩孔隙度总体随有机质成熟度的升高而降低。页岩游离气量是页岩气成功开发的关键因素，游离气量主要取决于页岩孔隙度和含气饱和度。高TO
C页岩具更高的页岩孔隙度和含气饱和度，四川盆地南部下志留统龙马溪组TOC值较高，R o值为2.0%～2.3%，富有机质页岩孔隙度和含气饱和度均高于下寒武统富有机质页岩，游离气含量高，故获得高产。图6参20
关键词：海相页岩；孔隙度；游离气；过成熟；四川盆地
中图分类号：TE122.1 文献标识码：A
Evolution of overmature marine shale porosity and implication to the free gas volume
Wang Feiyu1,2, Guan Jing1, Feng Weiping1, Bao Linyan1
(1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
2. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)
Abstract:The porosities of the Lower Cambrian shale and Upper Ordovician-Lower Silurian marine shale from the Sichuan Basin were analyzed using He-Hg porosimetry and field-emission scanning electron microscopy, to discuss the relationship of porosity to the organic matter maturity, total organi
c carbon (TOC) and free gas volume. Overmature (R o greater than 2%) shale samples with a TOC less than 5% display a positive correlation between TOC and porosity, but samples with a TOC greater than 5% display a limited increa in porosity with increasing TOC. The porosity of shale decreas generally with increasing maturity in the overmature stage. The free gas in porosity is the key factor for successful development of shale gas, and free gas volumes are controlled by porosity and gas saturation.
Higher TOC shale has higher porosity and gas saturation. The Lower Silurian Longmaxi Formation shale has a higher TOC, R o ranging from 2.0% to 2.3%, its porosity and gas saturation are significantly higher than the Lower Cambrian shale. The high free gas volume results in high production in the Lower Silurian Longmaxi Formation shale pay.
Key words:marine shale; porosity; free gas; overmature; Sichuan Basin
0 引言
页岩原地气量决定其勘探开发价值，页岩气主要有3种赋存形式：孔隙中游离气（压缩气）、吸附气、油和水中溶解气，游离气量主控因素为页岩孔隙度及其含气饱和度，吸附气量主控因素为页岩中有机质数量、内在水量和有机质成熟度，溶解气量主控因素为页岩中残留油的数量[1-5]，温度和压力条件
影响这3种状态气体的量及其相互转化。页岩气研究初期，认为吸附是烃源岩中天然气赋存的主要形式，随着勘探和研究的深入，发现绝大多数可开发的页岩气为游离气，类似于常规储集层，游离气量直接控制页岩气开发的初始产量和最终可采气量。Barnett页岩气开发核心区中游离气占总原地气量的比例一般在40%以上，Haynesville 页岩中游离气占总原地气量的比例在60%以上[2,6]。大量页岩气开采层产量曲线证明采出的页岩气主要为游离气。对加拿大Montney页岩的分析表明，虽然其吸附气占原地气量的23%，但吸附气仅占其初始产量的2%、最终可采量的6%，吸附气对产量的贡献主要表现在页岩气开发晚期[7]。因此系统深入分析页岩孔隙度对准确评价和预测页岩含气量和可采气量至关重要。
四川盆地南部下寒武统筇竹寺组黑色页岩和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组黑色页岩是中国近年页岩气勘探的重点，这两套黑色页岩勘探层主体上处
2013年12月王飞宇等：过成熟海相页岩孔隙度演化特征和游离气量 765
于过成熟阶段（R o值大于2.0%）[8-13]，这一区域已钻探页岩气井数十口，既有日产数十万立方米的高产井，也有日产数千立方米的低产井。本文采用He-Hg法和扫描电镜分析法对四川盆地南部下寒武统和上奥陶统—下志留统黑色页岩孔隙度进行了分析，讨论过成熟阶段页岩孔隙度与有机成熟度、有机质丰度及游离气量之间的关系。
1 样品及地质背景
页岩样品采自四川盆地南部威远和长宁两个页岩气勘探区块（见图1）。威远区块页岩勘探层为下寒武统筇竹寺组，其厚度平均为450 m，但TOC值大于1%的富有机质层段厚度仅为30～40 m，位于筇竹寺组底部，向上TOC值降低。威远区块页岩样品采自威001井区，筇竹寺组黑色页岩镜状体反射率为2.4%～2.6%，干酪根H、C原子比为0.32～0.38，判断其等效镜质体反射率为2.5%～2.8%[14]。
图1 研究区位置及采样点位置图
长宁区块主要发育两个高有机质丰度页岩勘探层，即上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组黑色页岩、下寒武统筇竹寺组黑色页岩，本文分析样品主要采自长芯1井和邻近露头区、宁201井和宁208井龙马溪组及筇竹寺组页岩（见图1）。龙马溪组TOC值大于2%的富有机质页岩层段位于地层底部，厚约30～50 m。长宁区块下志留统龙马溪组页岩镜状体反射率为1.9%～2.3%，富有机质页岩干酪根H、C原子比为0.42～0.48，判断其等效镜质体反射率为2.0%～2.3%[15]。
2 页岩孔隙度测定
常规储集层一般采用饱和煤油法和压汞法分析孔隙度，页岩较为致密，其孔隙度分析方法类似于煤。He-Hg法是分析煤孔隙度的常规方法[16]，其原理为：由于He分子直径仅为0.2 nm，能充满煤的全部孔隙，而Hg在不加压条件下不能进入煤孔隙，因此煤孔隙度可由下式得出：
φ=(ρHe−ρHg)/ρHe×100%
式中φ——孔隙度，%；ρHe、ρHg——利用He和Hg 测定的煤密度，g/cm3。
泥岩或页岩孔隙度测定原理与煤相同，目前页岩气资源工业评价中泥页岩孔隙度数据主要采用He-Hg 法测出。本文采用Luffel等提出的泥页岩孔隙度测定方法（GRI法）[17]，采用泥页岩破碎岩样，用氦
置换法和汞置换法测定孔隙度。泥页岩薄片经常规抛光后进一步用Gatan氩离子减薄仪离子抛光，在场发射扫描电子显微镜下观察分析，电镜观察方式包括背散射电子成像和二次电子成像，数字化图像导入Trinity 3D 软件中分析页岩样品面孔率、孔隙直径和孔径分布。
3 实验结果及讨论
图2列出了上述样品He-Hg法孔隙度随成熟度的变化情况，同时还列出了美国泥盆系Marcellus页岩和Woodford页岩He-Hg法孔隙度数据[7]。图3列出了3个不同成熟度区间页岩样品（加拿大Montney页岩，镜质体反射率为1.5%～1.8%；四川盆地南部志留系龙马溪组页岩，主要取自长芯1井，镜质体反射率为2.0%～2.3%；威001井和宁201井筇竹寺组页岩，等效镜质体反射率为 2.5%～3.1%）孔隙度与TOC关系。各成熟度区间样品经历的温度差别最大约为5～
图2 富有机质海相页岩孔隙度随成熟度变化
图3 海相页岩孔隙度与总有机碳含量、有机质成熟度关系
766 石油勘探与开发・学术讨论
Vol. 40 No.6
6 ℃，按镜状体反射率与温度关系计算，该条件下高—过成熟阶段（R o 值大于1.2%）镜质体反射率差值最大不超过0.3%；同一井中样品深度差异不超过160 m ，威001井和宁201井同层段黑色页岩可近似作为相同成熟度。作为对比的加拿大下三叠统Montney 海相页岩孔隙度数据由Terra Tek 公司分析测得[7]。 3.1 页岩孔隙度与有机质丰度关系
由图3可见，在高—过成熟阶段，相同成熟度（区间）的页岩其孔隙度总体随TOC 增高而增高，但TOC 值大于5%后页岩孔隙度随TOC 增高增加幅度有限。页岩孔隙度与TOC 值存在正相关关系的主要原因有：
①页岩中有机质孔隙度比矿物基质孔隙度高，电镜分析表明龙马溪组富有机质页岩中有机质孔隙度可达15%～40%（见图4）；②不同TOC 区间泥岩的岩石组构存在差别，对于TOC 值大于5%后页岩孔隙度随TOC 增高增幅有限的现象，笔者认为可能与有机质孔隙保存条件有关，最近Milliken 等[18]对两口探井Marcellus 页岩样品有机质孔隙体系定量分析表明，Marcellus 页岩孔隙度并非随TOC 增高而单调增高，在TOC 值大于5.6%后，页岩孔隙度甚至出现随TOC 值增高而降低的现象，Milliken 亦认为富有机质页岩（TOC 值大于5.6%）岩石组构更易于压实，不利于有机质孔隙保存。
（a ）长芯1井龙马溪组页岩，取样深度123 m ，TOC 值4.5%，等效R o 值为2.15%；（b ）图a 经Trinity 3D 定量处理后有机质孔隙分布，有机质面孔率为25.6%，最小可识别孔径约12 nm ，孔径范围12～380 nm ；（c ）威001井下寒武统筇竹寺组黑色页岩，取样深度3 260 m ，TOC 值1.5%，等效
R o 值为2.9%；
（d ）图c 经Trinity 3D 处理结果，有机质面孔率为5.2%，孔径范围为12～80 nm 图4 过成熟页岩典型有机质中孔隙扫描电镜图像（扫描电镜放大倍数为100 000）
3.2 页岩孔隙度与有机质成熟度关系
由图2、图3可见，页岩孔隙度总体随有机质成熟度的升高而降低。由图3可见3个成熟度区间的海相页岩的孔隙度，在相同TOC 值（2%～3%）情况下，随R o 值从1.5%升高到3.0%，页岩孔隙度总体呈降低趋势：R o 值为 1.5%～1.8%的Montney 页岩孔隙度为10%～12%，R o 值为2.0%～2.3%的龙马溪组页岩孔隙度为5%～7%，至R o 值为2.5%～3.1%的下寒武统页岩，
孔隙度仅为2%～3%。R o 值为1.5%～3.1%时，即使是相同成熟度区间，页岩孔隙度亦变化较大，这可能与页岩有机质含量、矿物组成、岩石组构等因素有关。
笔者对四川盆地南部和周边35个过成熟寒武系和志留系页岩进行有机质孔隙电子显微图像统计分析，
发现R o 值为 2.0%～2.5%的页岩中有机质孔隙常见且直径较大，达数十至数百纳米；而R o 值大于3.0%的海相页岩中有机质孔隙发育很差，且有机质孔隙直径变
2013年12月 王飞宇 等：过成熟海相页岩孔隙度演化特征和游离气量 767
小，很少见到大于100 nm 的孔隙（见图4）。 3.3 页岩有机质孔隙度演化模型
Jarvie 等[19]提出，有机质孔隙随有机质成熟生烃作用增强而单调增加，另一方面，页岩生气量随成熟度增高而增加，Jarvie 的观点说明页岩有机质成熟度越高，其生气量越大，有机质孔隙越发育，对页岩气勘探越有利，这一观点在国内得到广泛引用。Cander [20]根据对Eagle Ford 页岩的研究提出了页岩孔隙度演化模型（见图5a ）：页岩基质孔隙度随埋深增加而降低，当埋深大于3 000 m
时，基质孔隙度仍随埋深增加而缓慢降低，但这一阶段有机质开始生烃，页岩中有机质孔隙度明显增加（见图5a ）。但笔者对样品分析后发现：页岩有机质孔隙度并非随有机质成熟度升高而单调增加，页岩有机质孔隙度在生气阶段（R o 值在1.3%～2.0%）总体上随有机质成熟度升高而增加，但当R o 值大于2.0%以后，有机质孔隙度总体上随深度增加而降低（见图5b ）。另外，页岩中有机质孔隙度很大程度上受孔隙保存条件控制，黏土富集区有机质孔隙度明显低于方解石和硅质矿物富集区。
图5 页岩孔隙度演化概念模型（图5a 据文献[20]）
3.4 页岩孔隙度与游离气量关系
致密砂岩和页岩的含气饱和度与孔隙度之间均存在正相关关系，但含气饱和度数值存在差异。图6为两类致密储集层孔隙度与含气饱和度之间的关系曲线，对于致密砂岩（以苏里格气田盒8段砂岩为例），孔隙度为5%时含水饱和度为50%，孔隙度为3%时含水饱和度约为74%（见图6a ）。页岩孔隙度较致密砂岩低，但页岩具更高的含气饱和度，含水饱和度也更低。以Montney 页岩为例，页岩孔隙度为5%时含气饱和度可达70%～90%，孔隙度大于2%的页岩其含气饱和度均在50%以上，但孔隙度为1%的页岩其含气饱和度已降至35%左右（见图6b ）。无论是致密砂岩还是页岩，如果孔隙度过低，则含水饱和度高，不产气（可能含气，但气体因渗透率太低不能产出）或产气量低。页岩有机质孔隙中充满天然气[17]，高TOC 页岩其孔隙度高，其含气饱和度也高，故富有机质页岩层段产气量高。
根据泥页岩孔隙度和含气饱和度，参考温度、压力条件可计算出游离气量[15]，例如埋深3 000 m 的天然气密度约为220 kg/m 3，假设天然气饱和度为60%，则孔隙度为1%的页岩中游离气含量可达0.76 m 3/t 。
图6 致密砂岩和页岩孔隙度（φ）与含水饱和度（S w ）关系
768 石油勘探与开发・学术讨论Vol. 40 No.6
四川盆地南部下志留统龙马溪组富有机质页岩孔隙度的典型值为6%（见图3），含气饱和度为80%～90%，则埋深3 000 m时游离气量为6.0～6.8 m3/t。四川盆地南部下寒武统富有机质页岩孔隙度的典
型值为 2.5%（见图3），含气饱和度为50%～60%，则埋深3 000 m 时游离气量为1.2～2.3 m3/t。可见，页岩孔隙度不同导致页岩中游离气量产生重大差异，这也在一定程度上解释了目前四川盆地长宁、威远等区块五峰组—龙马溪组黑色页岩勘探层获得高产而筇竹寺组页岩勘探层产量相对较低的原因。
4 结论
在过成熟阶段，TOC值小于5%时，页岩孔隙度与TOC值存在正相关关系，但当TOC值大于5%后，页岩孔隙度随TOC值增高增加幅度有限，原因在于TOC 值大于5%时富有机质页岩岩石组构更易于压实，不利于有机质孔隙保存。页岩埋藏和成熟过程中基质孔隙度总体呈降低趋势，而有机质孔隙度在生气阶段先随镜质体反射率增加而增加，但当镜质体反射率大于2.0%后，总体上趋于降低。高TOC页岩具更高的页岩孔隙度和含气饱和度，四川盆地南部下志留统龙马溪组TOC值较高，R o值为2.0%～2.3%，富有机质页岩孔隙度和含气饱和度均高于下寒武统富有机质页岩，含气性好，故获得高产。
参考文献：
[1] US Energy Information Administration. World shale gas resources:
An initial asssment of 14 regions outside the United States[R].
Washington D C: U S Energy Information Administration, 2011. [2] Bowker K A. Barnett shale gas production, Fort Worth Basin: Issues
and discussion[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): 523-533.
[3] Wang F P, Reed R M, John A, et al. Pore networks and flow in gas
shale [R]. SPE 124253, 2009.
[4] 王飞宇, 贺志勇, 孟晓辉, 等. 综合有机成熟、吸附和PVT模拟预
测页岩气量: 以Barnett页岩和四川盆地志留系页岩为例[M]. 北
京: 石油工业出版社, 2010: 167-178.
Wang Feiyu, He Zhiyong, Meng Xiaohui, et al. Integrated organic maturation, absorption and PVT modeling to predict original gas in place of shale: Ca studies of Barnett shale and the Silurian shale from Sichuan Basin[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2010: 167-178.
[5] 王飞宇, 贺志勇, 孟晓辉, 等. 页岩气赋存形式和初始原地气量
(OGIP)预测技术[J]. 天然气地球科学, 2011, 22(3): 1-10.
Wang Feiyu, He Zhiyong, Meng Xiaohui, et al. Occurrence of shale gas and prediction of original gas in-place (OGIP)[J]. Natural Gas Geoscience, 2011, 22(3): 1-10.
[6] Brittenham M D. Unconventional discovery thinking in resource
plays: Haynesville trend, North Louisiana[R]. Search and Discovery Article 110136, 2010.
[7] Hart Energy, Rearch & Consulting Group. Global shale gas study[R].
Houston: Hart Energy, Rearch & Consulting Group, 2011: 158. [8] 李建忠, 董大忠, 陈更生, 等. 中国页岩气资源前景与战略地位
[J]. 天然气工业, 2009, 29(5): 112-116.
Li Jianzhong, Dong Dazhong, Chen Gengsheng, et al. Prospects and
strategic position of shale gas resources in China[J]. Natural Gas
Industry, 2009, 29(5): 112-116.
[9] 邹才能, 杨智, 陶士振, 等. 纳米油气与源储共生型油气聚集[J].
石油勘探与开发, 2012, 39(1): 13-26.
Zou Caineng, Yang Zhi, Tao Shizhen, et al. Nano-hydrocarbon and
the accumulation in coexisting source and rervoir[J]. Petroleum
Exploration and Development, 2012, 39(1): 13-26.
[10] 梁超, 姜在兴, 杨镱婷, 等. 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩岩
相及储集空间特征[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(6): 691-698.
Liang Chao, Jiang Zaixing, Yang Yiting, et al. Characteristics of
shale lithofacies and rervoir space of the Wufeng–Longmaxi
Formation, Sichuan Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(6): 691-698.
[11] 黄昌武. 中国首个页岩气合作开发项目开钻[J]. 石油勘探与开发,
2011, 38(1): 96.
Huang Changwu. Chine first shale gas cooperation development
project spuds in[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011,
38(1): 96.
[12] 黄金亮, 邹才能, 李建忠, 等. 川南下寒武统筇竹寺组页岩气形
成条件及资源潜力[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(1): 69-75.
Huang Jinliang, Zou Caineng, Li Jianzhong, et al. Shale gas
generation and potential of the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in Southern Sichuan Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(1): 69-75.
[13] 贾承造, 郑民, 张永峰. 中国非常规油气资源与勘探开发前景[J].
石油勘探与开发, 2012, 39(2): 129-136.
Jia Chengzao, Zheng Min, Zhang Yongfeng. Unconventional hydrocarbon
resources in China and the prospect of exploration and development[J].
Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(2): 129-136. [14] 王飞宇, 陈敬轶, 高岗, 等. 源于宏观藻类的镜状体反射率: 前泥盆
纪海相地层成熟度标尺[J]. 石油勘探与开发, 2010, 37(2): 250-256.
Wang Feiyu, Chen Jingyi, Gao Gang, et al. Reflectance of macroalgae-derived vitrinite-like macerals: An organic maturity
indicator for pre-Devonian marine strata[J]. Petroleum Exploration
and Development, 2010, 37(2): 250-256.
[15] 陈新军, 包书景, 侯读杰, 等. 页岩气资源评价方法与关键参数
探讨[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(5): 566-571.
Chen Xinjun, Bao Shujing, Hou Dujie, et al. Methods and key
parameters of shale gas resources evaluation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(
5): 566-571.
[16] Krevelen V. Coal: typology, chemistry, physics, constitution[M].
Amsterdam: Elvier Scientific Publishing Company, 1981.
[17] Luffel D L, Guidry F K. New core analysis method for measuring
rervoir rock properties of Devonian shale[J]. Journal of Petroleum
Technology, 1992, 11: 1184-1190.
[18] Milliken K L, Rudnicki M, David N, et al. Organic matter-hosted
pore system, Marcellus Formation (Devonian), Pennsylvania[J].
AAPG Bulletin, 2013, 97(2): 177-200.
[19] Jarvie D M, Hill R J, Ruble T E, et al. Unconventional shale-gas
systems: The Mississippian Barnett shale of north-central Texas as
one model for thermogenic shale-gas asssment[J]. AAPG Bulletin,
2007, 91(4): 475-499.
[20] Cander H. Sweet spots in shale gas and liquids plays: Prediction of
fluid composition and rervoir pressure[R]. Search and Discovery
Article 40936, 2012.
第一作者简介：王飞宇（1963-），男，浙江黄岩人，中国石油大学（北京）教授，主要从事油气地质和地球化学方面的研究。地址：北京市昌平区，中国石油大学（北京）地球科学学院，邮政编码：102249。E-mail: fywang@cup.edu
收稿日期：2013-03-18修回日期：2013-09-28
（编辑黄昌武绘图刘方方）
