引用本文
付永红, 蒋裕强, 董大忠, 胡钦红, 雷治安, 彭浩, 谷一凡, 马韶光, 王子萌, 尹兴平, 王占磊. 渝西区块页岩气储集层微观孔-缝配置类型及其地质意义[J]. 石油勘探与开发, 2021,48(5): 916-927.
FU Yonghong, JIANG Yuqiang, DONG Dazhong, HU Qinhong, LEI Zhi#cod#x02019;an, PENG Hao, GU Yifan, MA Shaoguang, WANG Zimeng, YIN Xingping, WANG Zhanlei. Microscopic pore-fracture configuration and gas-filled mechanism of shale reservoirs in the western Chongqing area, Sichuan Basin, China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2021,48(5): 916-927.  
Doi: 10.11698/PED.2021.05.04
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渝西区块页岩气储集层微观孔-缝配置类型及其地质意义
付永红1,2, 蒋裕强1,2,3, 董大忠4, 胡钦红5, 雷治安6, 彭浩7, 谷一凡1,2, 马韶光7, 王子萌1, 尹兴平1, 王占磊1
1.西南石油大学地球与科学技术学院,成都610500
2.中国石油非常规重点实验室储层评价实验室,成都610500
3.页岩气资源与环境四川省协同创新中心,成都610500
4.中国石油勘探开发研究院,北京100083
5.德州大学阿灵顿分校地球与环境科学学院,美国德克萨斯96019
6.重庆页岩气勘探开发有限公司,重庆401120
7.中国石油西南油气田公司开发事业部,成都610051
联系作者简介：谷一凡（1990-）,男,河北任丘人,博士,西南石油大学讲师,主要从事储集层地质学方面研究。地址∶四川省成都市新都区,西南石油大学地球科学与技术学院,邮政编码∶610500。E-mail: xnsygyf@126.com

第一作者简介：付永红（1990-）,男,四川宜宾人,博士,西南石油大学助理研究员,主要从事非常规油气地质学方面研究。地址∶四川省成都市新都区,西南石油大学地球科学与技术学院,邮政编码∶610500。E-mail: fyh_swpu@163.com

收稿日期: 2021-02-06 修回日期: 2021-08-30
基金项目: 中国石油-西南石油大学创新联合体项目二课题一专题四“复杂地质条件下川南深层/昭通中浅层海相页岩气赋存机制及控制因素研究”（2020CX020104）; 高等学校学科创新引智计划（111计划）“深层海相页岩气高校开发学科创新引智基地”（D18016）; 页岩气资源与环境四川省协同创新中心“页岩不连通孔隙特征及其对勘探开发的影响”（SEC-2018-03）
摘要

以渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩储集层为研究对象,开展氩离子抛光扫描电镜及饱和不同润湿介质核磁共振实验,结合图像处理技术与现场解吸结果,分析微观孔-缝配置类型及其对页岩气赋存机制的影响。结果表明：①储集空间包括有机孔、无机孔和微裂缝,微裂缝发育特征的井间差异明显,有机孔发育程度与毗邻微裂缝的距离成反比,而无机孔则正好相反;②依据有机孔、微裂缝发育类型、程度及相互接触关系,将孔-缝配置类型划分为4类;③根据饱和油、水核磁 T2谱差异构建并计算孔-缝配置的评价参数,其值越小,孔-缝配置越好;④孔-缝配置好的页岩储集层具有有机孔发育、孔隙度高、渗透率高、含气性高的特点,而孔-缝配置差的页岩则表现为微裂缝相对发育,增强了天然气输导能力,导致孔隙度和含气性偏低;⑤基于孔-缝配置类型,从有机质生烃、微裂缝提供运移通道的角度出发,建立3类页岩气微观赋存模式。图8表3参38

关键词: 页岩储集层; 微观孔-缝配置; 品质参数; 含气特征; 页岩气; 上奥陶统五峰组; 下志留统龙马溪组; 四川盆地
中图分类号:TE121 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2021)05-0916-12
Microscopic pore-fracture configuration and gas-filled mechanism of shale reservoirs in the western Chongqing area, Sichuan Basin, China
FU Yonghong1,2, JIANG Yuqiang1,2,3, DONG Dazhong4, HU Qinhong5, LEI Zhi’an6, PENG Hao7, GU Yifan1,2, MA Shaoguang7, WANG Zimeng1, YIN Xingping1, WANG Zhanlei1
1. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
2. Reservoir Evaluation Laboratory of Unconventional Key Laboratory of CNPC, Chengdu 610500, China
3. Sichuan Collaborative Innovation Center for Shale Gas Resources and Environment, Chengdu 610500, China
4. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China
5. Department of Earth and Environmental Sciences, University of Texas at Arlington, Arlington, TX 76019, USA
6. Chongqing Shale Gas Exploration and Development Company Limited, Chongqing 401120, China
7. Development Division of PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company, Chengdu 610051, China
Abstract

Taking the Upper Ordovician Wufeng Formation to Lower Silurian Longmaxi Formation shale reservoirs in western Chongqing area as the study target, the argon ion polishing scanning electron microscope and nuclear magnetic resonance (NMR) experiments of different saturated wetting media were carried out. Based on the image processing technology and the results of gas desorption, the pore-fracture configuration of the shale reservoirs and its influence on gas-filled mechanism were analyzed. (1) The reservoir space includes organic pores, inorganic pores and micro-fractures and there are obvious differences between wells in the development characteristics of micro-fractures; the organic pores adjacent to the micro-fractures are poorly developed, while the inorganic pores are well preserved. (2) According to the type, development degree and contact relationship of organic pore and micro-fracture, the pore-fracture configuration of the shale reservoir is divided into four types. (3) Based on the differences in NMR T2 spectra of shale samples saturated with oil and water, an evaluation parameter of pore-fracture configuration was constructed and calculated. The smaller the parameter, the better the pore-fracture configuration is. (4) The shale reservoir with good pore-fracture configuration has well-developed organic pores, high porosity, high permeability and high gas content, while the shale reservoir with poor pore-fracture configuration has micro-fractures developed, which improves the natural gas conductivity and leads to low porosity and gas content of the reservoir. (5) Based on pore-fracture configuration, from the perspective of organic matter generating hydrocarbon, micro-fracture providing migration channel, three types of micro gas-filled models of shale gas were established.

Keyword: shale reservoir; microscopic pore-fracture configuration; quality parameter; gas bearing characteristics; shale gas; Upper Ordovician Wufeng Formation; Lower Silurian Longmaxi Formation; Sichuan Basin
0 引言

四川盆地上奥陶统五峰组— 下志留统龙马溪组页岩气勘探开发历经10余年, 基本实现了3 500 m以浅的工业化生产, 年产量近200× 108 m3[1, 2]。盆地内埋深介于3 500~4 500 m的五峰组— 龙马溪组页岩有利区面积约为1.6× 104 km2, 地质资源量达9.6× 1012 m3, 占中国南方页岩气资源的50%[3]。深层页岩气已成为“ 十四五” 天然气勘探开发的重点目标。深层页岩气发展的难点聚焦在页岩储集性研究, 近年来储集空间研究主要集中在有机孔发育程度[4, 5, 6]和连通性[7, 8]、矿物组分及有机-无机成岩演化、“ 生-储” 匹配和构造作用等对储集空间的影响[9, 10, 11, 12, 13, 14], 对有机孔、微裂缝的研究则相对独立, 未注重两者配置关系。有机质和矿物组分在持续埋藏与成岩过程中, 伴随温度、压力增加及后期调整协同演化, 有机孔、微裂缝占比也随之变化, 进而影响页岩气赋存、富集和开采。达到过成熟阶段后, 页岩气富集过程中, 通过微裂缝短距离运移再富集[15, 16], 有机孔由于内部压力变化而出现形态演化, 无机孔由于矿物支撑而变化较小, 因而本文研究的孔-缝配置主要针对有机孔与微裂缝的相互关系。选取渝西区块五峰组— 龙马溪组一段1亚段（简称龙一1亚段）深层页岩储集层为研究对象, 系统分析微观孔、缝发育特征, 开展微观孔-缝配置品质评价, 探讨不同孔-缝配置类型的含气性特征, 在此基础上结合无机孔发育特征, 构建页岩气微观赋存模式, 以期丰富页岩气富集机理, 为“ 甜点段” 优选提供理论依据。

1 地质背景与样品分析
1.1 地质背景

研究区位于四川盆地东南部, 平面上构造呈带状分布（见图1a）, 整体表现为北东— 南西向“ 堑垒相间” 的构造特征[17, 18]。区内五峰组— 龙一1亚段黑色页岩连片分布, 厚度为38~72 m, 埋深均超过3 500 m, 以黑色、灰黑色薄层状页岩或粉砂质页岩为主, 纹层发育[19], 其中龙一1亚段可细分为龙一11小层— 龙一14小层（见图1b）。

图1 研究区地理位置（a）及地层柱状图（b）（GR— 自然伽马; TOC— 总有机碳含量）

1.2 实验样品与分析

实验样品取自Z201、Z202、Z203、Z205、Z206、Z207、Z208等井五峰组— 龙一1亚段高自然伽马值的位置, 有利于分析有机孔、微裂缝发育特征。每口井选取7~8个平行样用于氩离子抛光扫描电镜（SEM）和核磁共振实验, 宏观基本参数已提前测试, 如有机质含量、矿物组分、孔隙度、含气量等。其中, 含气量为现场解吸测试结果。高有机质含量、高孔隙度、高含气性储集层主要分布于五峰组顶部、龙一11小层和龙一13小层。整体上, 自下而上石英含量逐渐减少, 黏土含量逐渐增加（见图1b）。

SEM实验样品取自核磁共振实验柱塞样末端。在进行镜下观察与照片拍摄时, 选取4个矩形区域, 每个区域拍摄9张图片, 即每个样品至少连续采集36张, 拼接为长10 μ m、宽8 μ m的矩形照片, 能够更客观地反映出样品的孔隙信息。通过Image J图像处理软件统计分析孔隙面孔率、孔隙大小、裂缝缝宽、裂缝面孔率等参数, 为微观孔-缝配置类型的建立提供数据支撑。由于页岩储集层孔隙系统复杂, 润湿性差异明显, 此次柱塞样核磁T2（横向弛豫时间）谱测试采用饱和不同润湿性介质的水（质量分数为20 000× 10-6的氯化钾溶液）和油（正十二烷）, 进而分析页岩有机孔、无机孔、微裂缝的相对占比。饱和压力为25 MPa, 回波间隔设定为0.06 ms, 回波个数设定为12 000个, 累加采样次数设定为128次, 等待时间设置为3 000 ms。

2 页岩储集层微观孔-缝特征
2.1 储集空间类型

多期热演化和成岩作用形成了页岩储集层复杂的孔-缝系统, 储集大量天然气[20]。由于成因多样, 页岩储集层孔隙分类方案并未统一。为便于分析孔隙和微裂缝特征, 综合国内外页岩储集层孔隙系统分类方案[21, 22, 23], 结合SEM结果, 将页岩储集空间类型划分为有机孔、无机孔和微裂缝。

2.1.1 有机孔

依据发育位置和形态可将有机孔划分为迁移有机质中的有机孔、原始有机质中的海绵状有机孔和固体干酪根中的孤立有机孔[12]。迁移有机质为干酪根降解生气阶段生成的液态烃产物运移充注于残余的粒间孔、粒内孔而形成[13]。迁移有机质中有机孔在研究区内最常见, 呈“ 大面积分布的圆孔状” （见图2a）。热演化过程中, 迁移有机质裂解产生天然气形成的超压导致矿物边缘形成生烃增压缝, 有机质中的天然气会运移至裂缝中保存, 导致裂缝旁边的有机质局部不发育有机孔（见图2b）, 也会因构造或压实影响造成有机孔变形（见图2c）。原始有机质为生烃演化过程中滞留在原地的原始干酪根, 个体较大, 多呈圆形、椭圆或长条状（见图2d）。前人认为原始有机质中有机孔数量多但孔径小, 难以形成泡状孔隙[24]。然而研究区原始有机质中也发育连通的大孔（见图2d）, 造成该现象的原因可能为原始有机质分布面积大, 热演化微观排烃效率较低。

图2 渝西区块五峰组— 龙一1亚段页岩储集层有机孔、无机孔、微裂缝发育特征
（a）Z208井, 4 366.05 m, 有机质中分布大量圆孔状有机孔; （b）Z201井, 4 356.77 m, 裂缝旁边的有机质部分不发育有机孔; （c）Z205井, 4 270.20 m, 构造或压实作用导致有机孔变形; （d）Z206井, 4 268.64 m, 有机质中发育连通“ 大孔” ; （e）Z201井, 4 359.60 m, 溶蚀粒间孔; （f）Z205井, 3 327.59 m, 粒内溶孔; （g）Z202井, 3 890.50 m, 黄铁矿内部发育大量晶间孔; （h）Z205井, 3 346.12 m, 有机质与矿物接触边缘形成微裂缝; （i）Z203井, 4 105.07 m, 弯曲状溶蚀缝; （j）Z208井, 4 366.05 m, 压实作用形成微裂缝; （k）Z201井, 4 359.60 m, 迁移有机质条带中见有机孔发育; （l）Z201井, 4 362.58 m, 与微裂缝相连的迁移有机质中不发育有机孔

2.1.2 无机孔

研究区五峰组— 龙一1亚段页岩埋深较大, 压实作用较强, 粒间孔多伴随溶蚀作用。黏土、长石、白云石、方解石等矿物易在成岩过程中转化或溶蚀形成溶蚀粒间孔（见图2e）和粒内溶孔（见图2f）。此外, 黄铁矿内部发育大量晶间孔（见图2g）, 局部存在有机质充填。片状黏土颗粒聚集发生脱水, 在黏土矿物集合体层间发育平行线状、簇状或“ 纸房状” 等不规则的孔隙特征（见图2h）。局部位置受构造或压实作用影响, 颗粒出现破碎后嵌入邻近有机质中, 并形成大量粒间孔（见图2h）。总体来看, 粒间孔多为不规则状, 孔径较大; 粒内孔呈圆孔孤立状, 孔径较小。

2.1.3 微裂缝

微裂缝不仅提供储集空间, 还能有效提高渗透率。五峰组— 龙一1亚段页岩除发育生烃增压缝外（见图2b）, 还发育溶蚀缝、构造缝、压实缝、有机质边缘缝和成岩收缩缝等。溶蚀缝是地层流体对不稳定矿物溶蚀后形成的次生微裂缝, 常发育在不稳定矿物边缘, 多为弯曲状或不规则凹坑状（见图2i）。受构造作用影响, 局部矿物受到挤压破碎, 可错断有机质, 使其内部天然气得以释放, 导致有机孔“ 消亡” （见图2h）。该类微裂缝多为参差不齐的线状, 延伸较长, 通常贯穿整个视域。压实作用也是形成微裂缝的原因之一, 主要由于脆性矿物难以承受上覆压力而破碎。该类微裂缝发育范围较局限, 仅发育在某些矿物边缘或内部（见图2j）, 可增大天然气运移几率。同时有机质与矿物接触边缘也可形成较长的微裂缝（见图2h）。有学者认为该类有机质为原始有机质或固体沥青, 在热演化过程中生烃能力较差而不发育有机孔[25]。然而, 在黏土矿物成岩收缩缝发育邻近但不相连的迁移有机质条带中可见有机孔发育（见图2k）, 与微裂缝相连的迁移有机质中不发育有机孔（见图2l）。原因可能是微裂缝与有机质相连, 热演化过程中, 天然气可沿微裂缝运移至其他的“ 低势区” 储集。由此可见, 有机质与刚性矿物之间的大型微裂缝可能连通其他无机孔, 使页岩气从有机孔运移出去后无法形成有机孔内“ 高压” , 导致有机孔变小、变形或“ 消亡” 。作为迁移有机质主要来源, 原始有机质在生油阶段排烃顺利, 后期裂解生气阶段无法形成泡状有机孔。在大面积分布的原始有机质中排烃受限, 裂解生气过程中其内部有机质便会形成泡状、相互连通的有机孔。因此, 微裂缝对有机孔的形态、分布具有较大影响。

2.2 微观孔-缝配置类型

2.2.1 微观孔-缝配置类型划分

孔、缝占比统计结果表明（见表1）, Z201、Z203、Z206、Z208等井有机孔占比大于48%, 微裂缝占比平均值小于20%; 而Z202、Z205、Z207等井无机孔和微裂缝占比高。微裂缝发育程度较低的Z201、Z203、Z208等井有机孔发育程度高, 多为圆孔状。Z202、Z205、Z207等井微裂缝发育程度高, 有机孔形态出现变形或不发育有机孔, 表明微裂缝影响页岩储集层有机孔形态、大小及发育规模。

表1 典型井1小层SEM面孔率占比统计表

孔隙类型占比井间差异较大, 构造作用可能是造成这一差异的宏观影响因素[16], 但微观影响因素尚未取得深入认识。通常情况下, 压力系数越高, 孔隙内压力越大, 越能够抵消上覆压力而有利于有机孔保存, 有机孔多为圆孔状、蜂窝状; 压力系数越小, 孔隙内压力越小, 有机孔变小、变形甚至消亡[26]。因此有机孔形态是随着地质条件的变化而动态调整。在动态调整过程中, 页岩气可能出现短距离再次运移[15], 最终达到新的平衡状态而富集。页岩气运移出有机孔后, 有机孔内压力变小, 会影响孔隙形态和大小。将有机质作为一个页岩气微观富集且已达到平衡的独立单元, 不考虑微裂缝发育的情况下, 上覆地层压力（pf）、矿物承压（pw）和孔隙内压（po）的关系控制着有机孔的形态与大小。当pf等于pw与po之和时, 有机孔形态表现为圆孔状; 当pf小于pw与po之和时, 有机孔形态表现为圆孔融合出现“ 孔中孔” ; 当pf大于pw与po之和时, 有机孔变形、变小。如果发育大量的微裂缝与有机孔相连, 有机孔内的页岩气将通过微裂缝运移至其他空间储集, 使孔隙内压减小, 导致原有平衡被破坏, 也会使有机孔出现不同程度的变形。因此, 通过有机孔与微裂缝相互关系, 可在一定程度上反映孔隙结构的优越性。

2.2.2 微观孔-缝配置类型

页岩储集层致密、渗透性差, 有机质热演化排烃后易形成异常高压[27], 孔-缝配置关系直接影响页岩气在储集层中的富集。若页岩储集层存在大量的微裂缝, 天然气会从有机孔发育的“ 高压区” 向微裂缝发育或微裂缝连通无机孔的“ 低压区” 运移, 导致有机质“ 微观泄压” , 造成有机质孔形态多样、微裂缝开启程度各异。从有机质微观生烃与排烃的角度出发, 系统分析有机孔与微裂缝配置关系, 有助于认识页岩储集层中天然气富集规律。

依据有机孔发育程度、微裂缝发育类型及相互接触关系, 将研究区页岩储集层孔-缝配置划分为孔-生烃增压缝接触型、孔-无机成岩缝分离型、构造微裂缝接触型和有机质边缘缝接触型等4种类型（见表2）。其中, 依据无机成岩缝类型, 孔-无机成岩缝分离型又可细分为孔-黏土片间缝分离型、孔-矿物溶蚀缝分离型和孔-压实破裂缝分离型（见表2、图3）。孔-生烃增压缝接触型有机孔发育, 面孔率最高, 孔径为20~200 nm, 微裂缝面孔率约18%, 发育较局限（见图3a）。孔-无机成岩缝分离型微裂缝与有机质接触不充分, 使邻近微裂缝的局部区域有机孔隙泄压而变小（见图3b— 图3d）。构造微裂缝接触型和有机质边缘缝接触型受构造或成岩作用影响, 颗粒内部或有机质边缘出现大量微裂缝且延伸较长, 增强页岩储集层的渗流能力, 引起有机孔“ 泄压” , 使有机孔变形、变小或消亡（见图3e、图3f）, 导致有机孔面孔率较低, 微裂缝面孔率较高。

表2 不同孔-缝配置类型的有机孔、微裂缝特征描述

图3 渝西区块页岩储集层不同孔-缝配置类型示意图
（a）孔-生烃增压缝接触型; （b）孔-黏土片间缝分离型; （c）孔-矿物溶蚀缝分离型; （d）孔-压实破裂缝分离型; （e）构造微裂缝接触型; （f）有机质边缘缝接触型

2.3 不同孔-缝配置类型的定量评价

页岩储集层中发育多种孔-缝配置类型, 由于SEM分析受实验人员和样品选择的影响较大[28], 定量评价不同孔-缝配置类型可能受到限制。本文根据饱和不同润湿性介质（油或水）核磁T2谱差异, 确定有机孔、微裂缝的占比, 定量评价不同孔-缝配置类型。

不同孔-缝配置类型的核磁T2谱形态特征存在明显差异, 尤其是饱和油T2谱（见图4）。各类型饱和油与饱和水T2谱均不同, 主要是受有机孔、无机孔、微裂缝发育程度差异的影响[29, 30]。前人提出微裂缝弛豫时间较长[31], 通常大于100 ms的谱峰对应微裂缝响应, 小于100 ms的谱峰对应孔隙响应, 有机孔倾向于油润湿, 无机孔倾向于水润湿[32, 33]。页岩储集层中与有机质相关的微裂缝和与矿物相的关微裂缝分别对应不同核磁T2谱, 可通过饱和不同润湿性介质核磁T2谱区分出有机孔、与有机质相关的微裂缝、与无机矿物相关的微裂缝。

图4 渝西区块页岩储集层不同孔-缝配置类型饱和油、水核磁T2谱
（a）孔-生烃增压缝接触型; （b）孔-黏土片间缝分离型; （c）孔-矿物溶蚀缝分离型; （d）孔-压实破裂缝分离型; （e）构造微裂缝接触型; （f）有机质边缘缝接触型

孔-生烃增压缝接触型的泡状有机孔发育, 微裂缝发育有限, 饱和油T2谱为双峰型, 孔隙响应集中在0.01~10.00 ms, 大于100 ms的微裂缝响应较弱（见图4a）。孔-无机成岩缝分离型的微裂缝较发育, 有机孔局部受到影响, 饱和油T2谱峰面积普遍小于饱和水, 微裂缝响应较强（见图4b— 图4d）。构造微裂缝接触型受构造微裂缝影响, 有机孔变形、变小, 增加大量粒间孔, 使饱和油、饱和水响应均呈单峰型, 饱和油弛豫时间集中在0.01~1.00 ms; 孔隙非均质性弱, T2谱峰未间断（见图4e）。有机质边缘缝接触型的微裂缝发育于有机质边缘, 影响有机孔发育, T2谱呈单峰型, 大于100 ms的微裂缝表现为饱和油响应特征（见图4f）。由此可见, 不同孔-缝配置类型的有机孔、微裂缝类型存在差异, 使T2谱峰呈不同响应特征。

有机孔越发育, 页岩储集空间越大, 储集层品质越好[34]。生烃增压缝可增加储集空间, 有利于天然气赋存, 但发育程度较低。有机质边缘缝和构造微裂缝均会造成有机孔变形或消亡, 不利于有机孔发育。因此, 油润湿微裂缝所占孔隙度（ϕ of）与油润湿孔隙所占孔隙度（ϕ op）之比可反映有机孔与微裂缝的配置关系, 其值越大越不利于天然气运移。同理, 水润湿微裂缝所占孔隙度（ϕ wf）与水润湿孔隙所占孔隙度（ϕ wp）之比可反映无机孔与微裂缝的配置关系, 其值越大越有利于天然气运移。根据此分析提出孔-缝配置评价参数Q（见（1）式）, 其值越大, 孔-缝配置越差。Q值小于40%, 孔-缝配置较好; Q值为40%~60%, 配置中等; Q值大于60%, 配置较差。其中, ϕ of与ϕ op之比、ϕ wf与ϕ wp之比可通过饱和油、饱和水核磁T2谱进行计算（见（2）、（3）式）。

$Q=\frac{{{{\phi }_{\text{of}}}}/{{{\phi }_{\text{op}}}}\; }{{{{\phi }_{\text{of}}}}/{{{\phi }_{\text{op}}}+{{{\phi }_{\text{wf}}}}/{{{\phi }_{\text{wp}}}}\; }\; }\times 100%$ （1）

$\frac{{{\phi }_{\text{of}}}}{{{\phi }_{\text{op}}}}=\frac{\int_{10}^{{{T}_{2\max }}}{{{T}_{2\text{o}}}}}{\int_{{{T}_{2\min }}}^{10}{{{T}_{2\text{o}}}}}\times 100%$ （2）

$\frac{{{\phi }_{\text{wf}}}}{{{\phi }_{\text{wp}}}}=\frac{\int_{10}^{{{T}_{2\max }}}{{{T}_{2\text{w}}}}}{\int_{{{T}_{2\min }}}^{10}{{{T}_{2\text{w}}}}}\times 100%$ （3）

孔-生烃增压缝接触型、孔-黏土片间缝分离型、孔-矿物溶蚀缝分离型的Q值均小于40%, 表明孔-缝配置较好; 孔-压实破裂缝分离型的Q值为40%~60%, 表明孔-缝配置中等; 构造微裂缝接触型和有机质边缘缝接触型的Q值均大于60%, 表明孔-缝配置较差（见表3）。

表3 不同类型孔-缝配置评价参数表
2.4 孔-缝配置实例分析

研究区位于高陡构造带, 地质条件复杂, 取样井分布在弥陀场向斜和蒲吕场向斜, 与断层的距离存在差异, 构造作用对孔-缝配置的影响存在差异。选取离断层较远的Z203井和离断层较近的Z205井[35]对比分析页岩储集层孔-缝配置的纵向分布特征（见图5）。

图5 Z203井（a）与Z205井（b）五峰组— 龙一1亚段页岩储集层孔-缝配置纵向分布特征

Z203井距离断层较远, 受构造影响较小, 孔隙和微裂缝的发育程度主要受矿物组成、成岩作用、热演化程度及地层压力系数的影响[12, 14, 26]。当热演化程度和成岩阶段相同时, 孔隙发育主要受总有机碳含量（TOC）和矿物组成的影响。五峰组顶部— 龙一11小层有机质和石英含量高, 黏土矿物含量低, 生烃能力强, 上覆压力可依靠石英和较高的孔隙内压抵消, 使有机孔发育程度高, 以孔-生烃增压缝接触型为主。龙一12小层TOC值相对较低, 长石含量增加, 孔隙内压相对减小, 主要依靠矿物承压抵抗上覆压力, 颗粒多破碎, 以孔-溶蚀缝分离型和孔压实破裂缝分离型为主。龙一13小层顶部和龙一14小层底部TOC值相对增高, 生烃能力增加, 局部出现孔-生烃增压缝接触型。龙一14小层上部由于TOC值快速降低, 黏土矿物含量增加, 易在有机质与黏土矿物接触位置形成大量的成岩收缩缝, 为有机质边缘缝接触型（见图5a）。

Z205井距离断层较近, 受构造作用影响较大, 微裂缝发育程度高, 使孔隙出现“ 泄压” 现象, 孔径变小。五峰组— 龙一12小层以构造微裂缝接触型为主, 龙一13— 龙一14小层孔-缝配置类型与Z203井相似（见图5b）。

对比Z203井和Z205井微观孔-缝配置类型的纵向分布特征发现, 构造作用影响小、品质好的孔-缝配置主要分布于五峰组顶部和龙一11小层, 其次为龙一13小层顶部和龙一14小层底部。构造作用影响大、品质较好的孔-缝配置主要分布于龙一13小层顶部和龙一14小层底部。因此, 页岩气井的立体开发可聚焦在龙一13小层顶部和龙一14小层底部页岩储集层。

3 孔-缝配置的地质意义
3.1 对页岩储集层物性与含气性的影响

除了工程施工影响外, 页岩储集层含气量和页岩气赋存状态直接影响生产效果, 是页岩气井高产稳产的关键[36]。含气量和赋存状态除了与TOC值、矿物组分、温度与压力条件相关外, 还与孔隙结构密切相关[37]。一般情况下, 孔隙结构优越的页岩储集层孔隙度、含气量和游离气含量均较高[1]。勘探开发实践证明, 研究区内页岩气高效产层集中在龙一11小层, 故本文重点分析该小层页岩储集层孔-缝配置对含气性的影响。

不同孔-缝配置类型中孔隙占比差异较大（见图6）。Z202、Z205、Z207等井的Q值较大, 孔-缝配置较差, 微裂缝发育, 易造成有机孔的变小、变形或消亡, 使页岩气出现短距离的运移, 导致储集层孔隙度变小和渗透率增加（见图6a、图6b）。Z201、Z203、Z208等井的Q值较小, 孔-缝配置好, 有机孔较发育, 但微裂缝延伸局限且缝宽相对较小, 自身封堵性较高, 易形成异常高压而有利于孔隙保存, 使储集层孔隙度增加和渗透率减小（见图6a、图6b）。

图6 孔-缝配置品质参数与物性、含气性关系
（a）孔-缝配置品质参数与孔隙度交会图; （b）孔-缝配置品质参数与渗透率交会图; （c）孔-缝配置品质参数与损失气占比交会图; （d）孔-缝配置品质参数与总含气量交会图; （e）孔-缝配置品质参数与加热前解吸气量交会图; （f）孔-缝配置品质参数与加热后解吸气量交会图

现场解吸实验先在60 ℃条件下进行解吸, 获取加热前解吸气量; 随后增加实验温度至90 ℃, 获取加热后解吸气量。在进行解吸实验前, 页岩气会快速逃逸出岩心, 这部分页岩气称为损失气（见图6c）。现场解吸完成后, 将岩心带回室内粉碎, 测试残余气含量。通过损失气、解吸气和残余气量计算总含气量。页岩储集层的含气性受孔隙度和孔隙结构影响[37], 孔隙度主要影响含气量, 孔隙结构主要影响解吸速率或赋存状态。页岩储集层Q值增加, 微裂缝发育程度增加, 有机孔孔径变小甚至消亡, 导致无机孔相对发育, 总孔隙度变小, 总含气量变小（见图6d）。由于有机孔的吸附能力较无机孔和微裂缝更强, 微裂缝和无机孔越发育的储集层页岩气越容易逸散。孔径较小的有机孔内页岩气解吸需要进一步加热, 最终使加热前的解吸气量与Q值呈负相关关系, 加热后的解吸气量与Q值呈正相关关系（见图6e、图6f）。

由此可见, 品质好的孔-缝配置, 储集层自身封堵性较好, 易形成异常高压, 有利于有机孔保存, 总孔隙度和总含气量均较高。品质差的孔-缝配置, 储集层微裂缝发育程度高, 渗透率增大, 页岩气出现短距离运移, 影响有机孔发育和页岩气保存, 总孔隙度和总含气量减小。

3.2 对页岩气微观富集差异性的影响

孔-缝配置在微观层面影响孔隙结构, 控制页岩气微观赋存模式, 进而在宏观层面影响页岩气富集。在漫长的页岩气富集过程中, 孔隙结构不断演化或调整, 页岩气赋存状态也随之转化而达到新“ 平衡状态” 。深入认识不同孔-缝配置关系页岩储集层微观富集差异, 有助于指导页岩气的勘探与开发。

随着页岩热演化程度的增加, 原始有机质逐渐减小, 迁移有机质逐渐增加, 部分粒间孔被填充, 裂解有机孔增加, 最终形成大量的页岩气储集于微观孔-缝系统[13]。研究区热演化程度、埋深近似的页岩储集层孔-缝配置差异显著, 说明其“ 孔-缝-气” 的相对平衡状态存在差异。在页岩气动态运移过程中, 有机质演化会出现“ 液态烃占位” , 持续热演化后生成大量的页岩气和气泡状有机孔, 必然存在页岩气向无机孔运移的现象[38]。若有机质周围的矿物封闭性好, 没有运移通道与之相连, 则无机孔储集页岩气的可能性较小; 若存在微裂缝与有机质相连, 页岩气便会运移至无机孔储集。因此, 在孔-缝配置基础上分析页岩气微观赋存机制需要考虑无机孔的发育特征。基于孔-缝配置类型, 从有机质生烃、微裂缝提供运移通道和储集空间的角度出发, 总结出研究区内发育有机孔-缝、有机无机孔-缝、无机孔-缝等3种页岩气微观赋存模式。

有机孔-缝模式是指伴随着热演化过程, 有机质内部出现大量气孔, 孔内压力增加, 天然气向孔外排出, 在矿物边缘形成生烃增压缝。由于上覆压力大, 矿物封堵性较好, 生烃增压缝小, 有机孔呈“ 圆孔状、大孔径” , 页岩气就近储集于孔径较大的泡状有机孔和生烃增压缝中, 整体处于相对“ 饱和” 的平衡状态（见图7a）, 对应孔-生烃增压缝接触型（见图3a）。由于储集层自身封堵性强, 没有大规模泄压, 孔隙内压较高, 压裂施工后页岩气能持续解吸, 可维持地层能量稳定。

图7 页岩气微观赋存模式
（a）有机孔-缝模式; （b）有机无机孔-缝模式; （c）无机孔-缝模式

有机无机孔-缝模式因上覆压力持续增大, 刚性矿物破碎、黏土矿物转化收缩、易溶矿物边缘溶蚀而形成大量微裂缝, 这些微裂缝与有机质间接接触（见图3b、图3c）或局部直接接触（见图3d）, 为页岩气运移提供通道, 使距离微裂缝较近的有机孔遭到“ 泄压” , 有机孔出现“ 变小、变形” , 对应孔-无机成岩缝分离型。页岩气储集于有机孔、与裂缝相连的无机孔和微裂缝, 整个系统处于相对“ 平衡” 状态（见图7b）。有机孔遭受局部泄压会导致变小、变形, 有机孔内页岩气开采难度增大。

无机孔-缝模式页岩储集层的地质条件较复杂, 发育大量构造微裂缝（见图3e）或有机质收缩缝（见图3f）, 微裂缝与有机孔相连, 使有机孔释压而消亡, 对应构造微裂缝接触型或有机质边缘缝接触型（见图3e、图3f）。页岩气储集于微裂缝和与之相连的无机孔中, 系统处于“ 欠饱和” 状态（见图7c）。由于微裂缝增大了储集层渗透率, 页岩气出现短距离运移, 可能出现“ 富气区” 转移, 压裂施工后往往初期产量高但递减迅速。

基于微观孔-缝配置类型的页岩气微观赋存模式, 可直观地反映出储集页岩气的孔-缝类型与空间位置, 对页岩气的开采具有指导意义。

3.3 对页岩气生产实践的影响

为阐述页岩气不同微观赋存模式对页岩气生产的影响, 选取Q值较大的Z202井和Q值较小的Z203井进行对比分析。两口井经过压裂施工后的总压裂体积相近, 表明压裂效果相当, 但由于微观赋气模式存在差异, 导致生产曲线迥然不同。Z202井孔-缝配置品质较差, 为无机孔-缝模式, 有机孔发育程度低, 有机质对页岩气吸附作用小, 缺少有机孔内储集页岩气部分, 生产曲线表现出初期产量高（19.46× 104 m3/d）、后期递减快的特点（见图8a）。Z203井孔-缝配置品质较好, 自身封堵性较好, 为有机孔-缝模式, 有机孔发育且孔径大, 有机孔内页岩气可持续解吸, 支撑地层能量稳定, 初期测试产量虽然较低（8.71× 104 m3/d）, 但稳产时间较长（见图8b）。因此, 对于Q值较小的有机孔-缝模式页岩储集层应加大平缓向斜的勘探开发力度, 对于Q值较大的无机孔-缝模式页岩储集层应加强“ 相对构造高部位” 的勘探实践。

图8 Z202井（a）和Z203井（b）生产曲线

4 结论

渝西区块五峰组— 龙一1亚段页岩储集层储集空间分为有机孔、无机孔和微裂缝。其中有机孔以迁移有机质中的蜂窝状有机孔为主, 无机孔以粒内孔为主, 微裂缝发育类型在井间差异明显。

依据有机孔和微裂缝发育类型、程度及相互接触关系, 将孔-缝配置类型划分为孔-生烃增压缝接触型、孔-无机成岩缝分离型、构造微裂缝接触型和有机质边缘缝接触型等4种类型。孔-生烃增压缝接触型、孔-无机成岩缝分离型以有机质孔为主, 微裂缝提供大量储集空间; 构造微裂缝接触型和有机边缘缝接触型以无机孔为主, 有机孔变小、变形甚至消亡。

根据饱和不同润湿性介质核磁T2谱差异定义定量评价页岩储集层孔-缝配置品质参数（Q）。孔-生烃增压缝接触型、孔-黏土片间缝分离型、孔-矿物溶蚀缝分离型的Q值小于40%, 品质较好; 孔-压实破裂缝分离型的Q值为40%~60%, 品质中等; 构造微裂缝接触型和有机质边缘缝接触型的Q值大于60%, 品质较差。基于孔-缝配置类型, 建立有机孔-缝、有机无机孔-缝、无机孔-缝等3种页岩气微观赋存模式, 对应孔-缝配置品质的优、中、差。

符号注释：

pf—上覆地层压力, MPa; po—孔隙内压, MPa; pw—矿物承压, MPa; Q—孔-缝配置关系品质参数, %; T2max—核磁响应的最大弛豫时间, ms; T2min—核磁响应的最小弛豫时间, ms; T2o—饱和油核磁响应弛豫时间, ms; T2w—饱和水核磁响应弛豫时间, ms; ϕ of—油润湿微裂缝所占孔隙度, %; ϕ op—油润湿孔隙所占孔隙度, %; ϕ wf—水润湿微裂缝所占孔隙度, %; ϕ wp—水润湿孔隙所占孔隙度, %。

（编辑 王晖）

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