0 前言
中国的页岩气地质资源量大，具有分布面积广、类型多的特点。目前，海相页岩气已在四川盆地及周缘的奥陶系五峰组—志留系龙马溪组、寒武系筇竹寺组、二叠系大隆组—吴家坪组，鄂尔多斯盆地奥陶系乌拉力克组取得勘探突破；海陆过渡相页岩气已在鄂尔多斯盆地二叠系山西组—太原组取得勘探突破；陆相页岩气已在鄂尔多斯盆地三叠系延长组，松辽盆地白垩系沙河子组—营城组，四川盆地侏罗系凉高山组（千佛崖组）、自流井组取得勘探突破[1]。经近十多年来勘探开发理论和技术的不断创新和实践，页岩气产量从2013年的2×108 m3持续上升至现今的260×108 m3[2]，页岩气可采资源量可达31.6×1012 m3[3]。目前，我国超95%的页岩气产量和形成商业规模开发的页岩气主要来源于四川盆地及周缘地区的中、浅层[4-5]，但是埋藏深度大于4 500 m的深层—超深层页岩气资源同样具有广阔的勘探开发前景。例如，川东北地区开江—梁平海槽二叠系陆棚相的超深层页岩气资源量可超过5×1012 m3[6]。2023年，以雷页1井为代表的深层页岩气风险探井在二叠系大隆组取得突破，首次验证了向该层系深层进军的可行性。随后，国内超深层页岩气水平井（铁北1侧井）在同一层系再获重大突破，进一步证实了普光地区二叠系4 500~5 500 m段页岩气的良好勘探前景。资源评价显示，该区段页岩气资源量达4 460×108 m3。这些突破不仅引起了国内各大油公司的广泛关注[2]，也使大隆组成为研究区实现千亿立方米天然气增储目标的主攻方向和战略选择[2,7]。
四川盆地普光地区二叠系大隆组一段整体处于川东北地区开江—梁平海槽深水陆棚亚相沉积环境，发育一套埋深大的优质页岩储层，该套储层具有高TOC、高脆性矿物含量、高孔隙度和高含气量的地质特点。富碳、多孔和超压的耦合作用赋予了研究区页岩气富集的优越条件。然而，多期构造运动和海平面升降的背景，加剧了大隆组的沉积分异作用，导致地层的沉积环境多变、埋藏深度大、热演化程度高，相应的岩性/岩相类型变得复杂多样，不同岩相的储集空间受有机质生烃和成岩作用改造差别各异[2,7]，导致研究区超深层页岩气储集空间特征及控制因素尚不明确，有利岩相难以确定，严重制约后续勘探有利层段和靶区的选取。因此，本文借助川东北普光地区大隆组不同岩相储层的岩心样品，明确不同岩相的储集空间类型、孔隙结构发育特征及孔裂隙成因，探讨不同岩相储层的孔隙结构主控因素，以期为后续识别和预测超深层页岩气优质储层、甜点分布提供科学依据和理论支撑。
1 区域地质概况
四川盆地东北部受多期构造伸展、拉张以及海平面升降的影响，在上二叠统吴家坪组沉积期，形成了城口—鄂西海槽、斜坡，开江—梁平海槽、开阔台地，以及武胜—蓬溪台洼的台盆分异雏形。大隆组/长兴组(同时异相）时期，构造-沉积分异作用更加显著，最终形成了平面上典型的“两隆夹三洼”的沉积格局（图1a）。普光地区位于台地—陆棚转换带，西临开江—梁平海槽，下寒武统、下志留统及上二叠统的富有机质页岩为区内主要烃源岩，上二叠统大隆组/长兴组与下三叠统飞仙关组为常规油气主要储层，在下三叠统的嘉陵江组和中三叠统雷口坡组中普遍发育的膏岩层为区内优质区域盖层[8]。二叠系气藏在平面上主要集中分布于开江—梁平海槽区域，该区域呈U形展布特征，西部较东部更深；垂向上页岩气主要富集于大隆组一段、吴家坪组二段和茅口组三段（图1b）。深度小于5 000 m的页岩气主要分布于东部高陡斜坡构造带[9]，深度大于5 000 m的超深层页岩气位于向斜区，该领域面积占比约为90%[2]。大隆组一段处于深水陆棚相，整体发育灰黑色硅质页岩、含灰硅质页岩并夹少量薄层泥质灰岩的一套沉积组合。
本次研究用于岩石学、地球化学分析以及孔隙结构表征实验的岩石样品均来自普光地区3口重点勘探井：铁北1侧井、雷页1井和杨柳1井（位置如图1a所示），这3口井依次位于铁山构造、雷音铺构造和双石庙构造，取心层位均为大隆组一段。
2 岩相及孔隙系统
2.1 岩相类型划分
卢双舫等[14]基于TOC与游离烃(S1)之间存在明显的“三段性”关系，认为S1处于稳定高值，反映有机质生成的烃量已达到饱和，多余的烃已排出；S1处于稳定低值，表明生烃量尚未满足页岩内部滞留的需要；S1处于上述两者之间的上升段，指示页岩内部含烃量还在增加，还未达到饱和。由此将泥页岩有机质丰度类型划分为富有机质、高有机质和低有机质，但不同地区的划分界限存在差异。本次研究中，普光地区大隆组泥页岩TOC以8%和2%作为分界线（图2a），将TOC<2%定义为低有机质，2%≤TOC<8%定义为高有机质，TOC≥8%定义为富有机质，其中低有机质的界限与美国在页岩气评价中所设定的商业开发资源下限一致[15]。通过对比不同的钻井资料可知（图2b），铁北1侧井的大隆组页岩样品的富有机质占比（41.1%）明显高于雷页1井和杨柳1井，雷页1井以高有机质页岩为主（50%），杨柳1井整体发育低有机质页岩，占比高达73.33%。
基于67块岩心手标本和36张镜下薄片观察，大隆组在垂向上表现出岩性、颜色、构造的变化快且类型多等特征，页岩层理较发育，以“硅/灰质-黏土质”二元纹层/层状组合样式构成为主。其中，将单层厚度小于1 mm且在岩心样品和薄片视域中的占比超过50%的定义为纹层状页岩（图3a—3d），将单层厚度介于1 mm~1 cm且在岩心样品和薄片视域中的占比超过50%的定义为层状页岩（图3e—3h）。页岩中矿物颗粒沿层理方向展布，常见硅/灰质与黏土以薄互层样式交替叠置沉积，多发育层理缝。而将整体层理不发育（或单层厚度大于1 cm）的泥岩定义为块状泥岩。块状泥岩基本不发育层理缝，刚性颗粒间多呈点接触或无接触，其孔隙多被黏土矿物充填（图3i—3l）[16-17]。
表1 四川盆地普光地区大隆组不同井全岩矿物含量Table 1 Whole-rock mineral content in different wells of the Dalong Formation in Puguang area, Sichuan Basin |
| 井名 | 样品数 | 全岩矿物含量/% | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 石英 | 长石 | 方解石 | 白云石 | 黄铁矿 | 黏土矿物 | 其他矿物 | ||
| 杨柳1井 | 33 | 3.50~35.60 （22.42） | 4.10~22.10 （14.08） | 3.10~87.80 （28.92） | 0~12.00 （4.10） | 0~8.10 （3.06） | 0.95~40.50 （26.53） | 0~6.82 （0.86） |
| 雷页1井 | 87 | 1.60~93.20 （38.48） | 0~14.10 （4.88） | 5.00~92.60 （37.03） | 0~79.70 （9.55） | 0~20.40 （3.29） | 0~33.10 （5.92） | 0~16.50 （0.46） |
| 铁北1侧井 | 122 | 0.60~90.40（29.21） | 0~23.20 （9.03） | 0~94.60 （27.19） | 0~57.70 （2.70） | 0.30~18.00 （5.69） | 0.38~88.10 （24.31） | 0.31~17.99 （5.87） |
注：表中数据的表示含义为最小值~最大值（平均值）。 |
前人基于泥页岩矿物组分划分岩相，常以50%矿物含量为阈值确定主岩名称，即可划分出硅质页岩、灰质页岩、黏土质页岩和混合质页岩[2,7,10-13]。在此基础上，本文进一步按照“有机质丰度+沉积构造+矿物组分”进行页岩岩相类型命名和划分（图5a）；同时，考虑到研究区岩性种类复杂多样，需要在该划分方案的基础上进行调整。不论页岩岩石构造和矿物组分如何，研究区低有机质（TOC<2%）页岩的孔隙度均呈低值，因此本次研究将低有机质页岩作为单独一类岩相进行命名。基于上述方案和原则，将研究区大隆组页岩划分为了7种页岩岩相类型（图5b），其中低有机质页岩、富有机质纹层状硅质页岩、高有机质层状混合质页岩和高有机质层状灰质页岩为主要的4种岩相。
2.2 孔隙系统划分
根据高压压汞实验得到的进汞曲线通常可指示岩石孔喉的分布特征，同时也控制着页岩气的渗流规律。卢双舫等[21]和Wang等[22]利用Laplace-Washburn方程对进汞曲线上的3个“拐点”计算，明确了济阳坳陷沙河街组中—低成熟页岩和川东北地区凉高山组中—高成熟页岩的孔隙分级系统，并验证了计算结果的合理性。同样地，本次研究也借助该方法对研究区样品的进汞曲线的“拐点”进行孔隙系统划分，其对应的孔喉直径分别约为6 nm、30 nm、400 nm（图6），即在普光地区大隆组页岩中，将孔喉直径<6 nm定义为微孔，6 nm≤孔喉直径<30 nm定义为小孔，30 nm≤孔喉直径<400 nm定义为中孔，孔喉直径≥400 nm定为大孔+微裂缝。
2.3 孔径分布特征
孔体积、不同尺度孔体积占比和孔隙度等参数对揭示页岩储集性具有重要意义[21,24]。通过103块样品的孔隙结构表征实验获得的不同岩相的有关参数由表2所示：富有机质纹层状硅质页岩孔体积平均值为0.034 cm3/g，中孔+大孔+微裂缝孔体积占比平均值为15.11%，孔隙度平均值为5.97%；高有机质层状混合质页岩孔体积平均值为0.025 cm3/g，中孔+大孔+微裂缝孔体积占比平均值为7.78%，孔隙度平均值为3.80%；高有机质层状灰质页岩孔体积平均值为0.024 cm3/g，中孔+大孔+微裂缝孔体积占比平均值为5.82%，孔隙度平均值为3.56%；低有机质页岩孔体积平均值为0.015 cm3/g，中孔+大孔+微裂缝孔体积占比平均值为4.90%，孔隙度平均值为1.73%。整体上，富有机质纹层状硅质页岩较其他岩相表现出更好的储集性，高有机质层状混合质页岩次之。
表2 四川盆地普光地区大隆组岩样的TOC和孔隙结构参数Table 2 TOC and pore structure parameters of the Dalong Formation rock samples in Puguang area, Sichuan Basin |
| 岩相 | 样品数 | TOC/% | 孔体积/ (cm3•g-1) | 微孔体积 占比/% | 小孔体积 占比/% | 中孔体积 占比/% | 大孔+微裂缝 体积占比/% | 孔隙度/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 富有机质纹层状硅质页岩 | 23 | 7.52~17.95 （11.63） | 0.020~0.046 （0.034） | 48.01~68.51 （61.10） | 16.49~36.57 （23.93） | 3.30~16.82 （8.21） | 4.12~10.25 （6.90） | 3.50~7.59 （5.97） |
| 高有机质层状 混合质页岩 | 21 | 1.96~7.52 （5.13） | 0.014~0.035 （0.025） | 60.51~77.09 （66.20） | 15.44~34.54 （26.02） | 0.03~10.54 （2.63） | 0.52~10.35 （5.15） | 2.58~5.50 （3.80） |
| 高有机质层状 灰质页岩 | 19 | 2.67~7.90 （4.93） | 0.017~0.032 （0.024） | 51.96~72.43 （61.56） | 21.03~43.31 （32.62） | 0.17~5.09 （1.73） | 0.66~6.58 （4.09） | 2.32~4.86 （3.56） |
| 低有机质页岩 | 40 | 0.04~1.96 （0.79） | 0.005~0.025 （0.015） | 42.12~83.45 （66.68） | 9.67~52.62 （28.41） | 1.70~8.61 （4.90） | 0 | 0.42~3.47 （1.73） |
注：表中数据的表示含义为最小值~最大值（平均值）。孔喉直径<6 nm的为微孔，6 nm≤孔喉直径<30 nm的为小孔，30 nm≤孔喉直径<400 nm 的为中孔，孔喉直径≥400 nm的为大孔+微裂缝。 |
3 不同岩相储集空间特征
3.1 储集空间类型
有机质内部孔和有机质-基质孔分别指发育于有机质内部的孔隙（图8a）和有机质与无机矿物构成的孔隙（图8b）。在有机质生烃阶段，干酪根分子的脂族链桥和杂环官能团发生断裂，不同分子数的烃类被释放，形成的有机质孔即为排烃孔[25]。有的有机质孔呈近圆形，反映干酪根裂解生成的烃类物质偏重（图8a）。在烃类的界面张力作用下，干酪根表面形成的排烃孔边缘光滑，这种形状的有机质孔连通性往往较差。部分有机质与黄铁矿接触时，可能会加速有机质生烃和分解，可形成边缘粗糙、形状不规则的有机质孔（图8b）[26]；有的重质烃附着于黏土矿物晶体表面，在超压环境下可较大程度保持蜂窝状有机质孔的形态，防止因地层构造挤压而变形，这种形状的有机质孔壁表面会变得粗糙，易于产生较大的比表面积和改善孔隙连通性，有利于页岩气的赋存[27]。
微裂缝在形态上呈长度大、宽度小、延展性好的特点，具有油气输导和聚集能力。研究区大隆组页岩可见层理缝（图8i）、刚性颗粒边缘缝（图8j）、刚性颗粒内部缝（图8k）和有机质收缩缝（图8l）。其中，层理缝、刚性颗粒边缘缝和刚性颗粒内部缝属于构造缝。层理缝常沿页理面剥裂，发育范围通常较大，有利于页岩储层的可压裂性[28]。粒度较大的刚性矿物间多为颗粒边缘缝或内部缝（图8j—8k），这类微裂缝的形成大多数受构造作用影响，刚性颗粒因具有高杨氏模量和低泊松比属性，容易被挤压破裂，在矿物边缘或内部产生微裂缝[29]。此外，少量发育的有机质收缩缝可能是由生烃能力差或固体沥青从地下取样至地表后，因温压的降低使得有机质收缩成缝。
3.2 主要岩相的孔裂隙特征及差异性
受沉积环境多变的影响，研究区成岩相类型复杂多样，导致不同岩相间的孔裂隙微观结构存在显著差异（图9）。
高有机质层状混合质页岩相较于富有机质纹层状硅质页岩，其TOC较低（表2），但有机质孔也较为发育，多见有机质与黏土矿物接触沉积所构成的有机质-黏土复合体，两者空间上通过以范德华力为主的非键相互作用吸附相连[30]。受两者之间相互作用的影响，黏土在吸附有机质时发生离子交换反应，催化有机质生烃，在过成熟演化阶段形成大量的蜂窝状有机质孔（图9e）。另外，黏土矿物还会在一定程度上对有机质被地层水氧化和生物降解起到保护作用[31-32]。相应地，有机质生烃亦会保护黏土相关孔被压实[31]，同时生烃释放的有机酸作用于灰质矿物中可形成大量的溶蚀孔（图9f）。该岩相多以硅质和灰质颗粒构成的粒间孔（图9g）为主，常见层理缝且局部存在有机质充填（图9h），具有较好的保存优势。整体上，受TOC和层理缝发育频率较低的影响，孔隙尺度较富有机质纹层状硅质页岩要小，大孔和微裂缝体积占比偏低（图10b，表2，表3）。
表3 四川盆地普光地区大隆组页岩主要岩相储集空间特征Table 3 Characteristics of reservoir space in the major lithofacies of the Dalong Formation shale in Puguang are, Sichuan Basin |
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通过对比研究区4种主要岩相的孔隙度、孔体积可知（图11），富有机质纹层状硅质页岩整体较其他岩相具有更高的孔隙度和孔体积。根据岩心、镜下薄片和扫描电镜分析（图3，图9），富有机质纹层状硅质页岩的纹层发育、页理缝发育频率高。除此之外，由于该岩相TOC相对较高，过成熟阶段有机质生气增压、增孔能力强，亦在一定程度上防止了原生孔隙被挤压破坏[33]。由于高有机质层状混合质页岩和高有机质层状灰质页岩的TOC相对较低，但含量较高的刚性颗粒形成的支撑骨架可较好地保护残余原生孔隙（图9），因此其孔隙度和孔体积虽低于富有机质纹层状硅质页岩[11,23]，但依然可保持较高的孔隙度和孔体积。低有机质页岩的孔隙度、孔体积最低，石英等颗粒间呈缝合线接触、凹凸接触关系，有时存在明显的灰质或硅质胶结作用，整体致密，导致储集性差，不利于页岩气富集（图9o—9p，表3）。
4 孔隙发育的影响和控制因素
4.1 有机质生烃对孔隙的影响
有机质热成熟演化对孔裂隙形成具有极大的促进作用，具体体现在次生有机质孔的尺度、形态、数量、发育程度等特征上[11,34]。这些特征的差异性导致页岩油气储集能力的不同。研究区大隆组热成熟度整体处于高—过成熟阶段，且成熟度存在一定差异：雷页1井Ro介于2.02%~2.22%，平均值为2.16%；铁北1侧井Ro介于2.62%~2.89%，平均值为2.75%；杨柳1井Ro介于2.95%~3.48%，平均值为3.28%。在Ro<3.0%时，有机质孔发育规模随成熟度增加持续扩大，尺度和数量持续增多，孔隙边缘粗糙并形成大规模的蜂窝状有机质孔（图12a—12b）。值得一提的是，在此过程中，黄铁矿可提高与其接触的有机质的生烃能力，形成更多数量的有机质孔（图12a）。这是由于有机质与黄铁矿接触时，黄铁矿会降低干酪根裂解所需的活化能，提高其裂解效率[22]，易于成孔。在Ro>3.0%时，随着成熟度的进一步增加，有机质分子结构不断发生芳构化和缩聚反应，分子排列从无序趋向高度有序，导致相应的有机质孔持续收缩闭合。除此之外，受杨柳1井大隆组页岩整体TOC较低的影响，其有机质孔隙数量和尺度较雷页1井和铁北1侧井小（图12c），部分有机质甚至完全碳化，表面几乎不见孔隙（图12d）。
4.2 有机质与矿物含量对孔隙的控制作用
通过对比研究区大隆组岩样的TOC与孔隙度、孔体积和中大孔+微裂缝体积占比可知（图13a—13c），TOC与孔隙度、孔体积、中大孔+微裂缝体积占比表现出较好的正相关趋势。其原因在于研究区大隆组岩样处于高—过成熟演化阶段，大部分有机质发生降解而被消耗，生成大规模的油气和有机质孔，使得不同尺度的孔体积增大，直至有机质持续降解达到最大转化率，使得原先低热成熟阶段的小尺度有机质孔不断扩大，中大孔+微裂缝体积占比增大，进而提供更大的储集空间。有意思的是，北美地区巴肯页岩与研究区不同，TOC与孔隙度表现出了一定的负相关性[35]。其原因可能是，对于过高TOC但成熟度较低的巴肯页岩，大多数有机质尚未发生降解或自身不具备有效生烃能力，又因有机质本身具有塑性、易变形的特点，封堵孔隙而导致孔隙度减小[35]。
随着大隆组页岩硅质矿物含量的增加，相应地孔隙度、孔体积、中大孔+微裂缝体积占比亦表现出一定的正相关趋势（图13d—13f）。这一现象不难理解，硅质矿物主要为石英和长石等刚性矿物，这类刚性颗粒往往粒度大且硬度高，具备较强的支撑性和化学惰性，可更好地保存原生孔隙。除此之外，硅质矿物往往以单晶颗粒形式存在，之间会形成相对简单、开阔的大尺度的粒间孔隙[12]。相反地，黏土矿物含量与孔隙度和孔体积呈较弱的负相关趋势，与中大孔+微裂缝体积占比的负相关趋势不明显（图13g—13i）。其原因在于黏土矿物作为塑性矿物，自身支撑性差，物性性质不稳定，受到挤压后很容易变形，导致孔隙度和孔体积减小。除此之外，黏土矿物化学性质活跃，通过自身黏土矿物的沉淀和转化封堵孔隙，例如成岩过程中伊/蒙混层在埋藏加深、温度升高时会转化为晶体形态更复杂的伊利石，同时释放二氧化硅和水分封堵孔隙，缩小储集空间[36]。
4.3 成岩作用对孔隙的影响
4.3.1 压实作用
4.3.2 溶蚀作用
矿物溶蚀可明显改善页岩的孔裂隙结构，其中有机质生烃排酸产生的溶蚀作用可有效增大孔隙。溶蚀的强度主要取决于热演化过程中有机质生成的有机酸含量及其消耗程度。有机酸属性为强水溶性，其成分主要为醋酸，可对方解石、长石等易溶矿物进行溶解（图9b, 9f, 9j），使得矿物表面形成一定规模的小尺度溶蚀孔，进而改善孔隙连通性[37]。有机酸在不同岩相中的生成量和消耗量并不一致。基于研究区干酪根类型主要为腐泥组和偏腐泥混合型[7]，根据图9可知，酸性溶蚀程度主要受TOC影响，在富有机质纹层状硅质页岩中最为明显，高有机质层状混合质页岩和高有机质层状灰质页岩次之，在低有机质页岩中不明显。
4.3.3 胶结作用
5 结论
（1）四川盆地普光地区大隆组页岩主要发育石英、方解石、黏土矿物等矿物类型，基于“有机质丰度+沉积构造+矿物组分”将大隆组页岩划分为4种主要岩相类型：富有机质纹层状硅质页岩、高有机质层状混合质页岩、高有机质层状灰质页岩和低有机质页岩。
（2）普光地区大隆组页岩共发育8种储集空间类型，包括有机质内部孔、有机质-基质孔、刚性颗粒粒间孔、黄铁矿晶间孔、溶蚀孔、黏土矿物粒内孔、构造缝、有机质收缩缝。富有机质纹层状硅质页岩相较于其他岩相发育更大尺度和更多数量的有机质孔、溶蚀孔和微裂缝，具有更高的孔隙度、孔体积和中大孔+微裂缝体积占比；低有机质页岩的有机质孔和微裂缝欠发育，无机孔多为孤立分布。
（3）在高成熟热演化阶段，大部分有机质发生降解而被消耗，生成大规模的油气和有机质孔，同时含量高的刚性硅质矿物（长石、石英）不仅自身可提供相对简单、开阔的大尺度的粒间孔，也受有机酸溶蚀作用释放更多的储集空间。因此，随TOC、硅质含量的增加，相应的页岩孔隙度、孔体积和中大孔+微裂缝体积占比呈增大趋势。
