海陆过渡相煤系页岩孔隙结构特征及其对含气性的影响

张吉振, 李贤庆, 邹晓艳, 谢增业, 张学庆, 李阳阳, 王飞宇

海陆过渡相煤系页岩孔隙结构特征及其对含气性的影响

张吉振1,2,3, 李贤庆1,4*, 邹晓艳1,4, 谢增业5, 张学庆1,4, 李阳阳1,4, 王飞宇6,7

(1. 中国矿业大学(北京) 煤炭资源与安全开采国家重点实验室, 北京 100083; 2. 长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室, 湖北 武汉 430100; 3. 长江大学资源与环境学院, 湖北 武汉 430100; 4. 中国矿业大学(北京) 地球科学与测绘工程学院, 北京 100083; 5. 中国石油勘探开发研究院天然气地质研究所, 河北 廊坊 065007; 6. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249; 7. 中国石油大学(北京) 地球科学学院, 北京 102249)

本次研究以四川盆地南部(川南地区)上二叠统龙潭组煤系页岩为例, 利用场发射扫描电镜(FE-SEM)对页岩孔隙进行定性观察分析, 联用高压压汞实验、N2与CO2吸附-脱附实验, 以及CH4等温吸附实验开展海陆过渡相煤系页岩全孔径孔隙结构特征的定量表征, 并探讨孔隙结构对含气性的影响。海陆过渡相煤系页岩粒间孔、粒内孔和有机质孔等基质孔隙较为发育, 微裂缝较少。孔隙形态以平板狭缝状和墨水瓶状为主, 具有较好的开放性特征。页岩全孔径孔容分布曲线呈两极化分布, 孔径小于30 nm和大于5 µm的孔隙大量发育。宏孔(>50 nm)、介孔(2～50 nm)和微孔(<2 nm)的孔容贡献率依次降低, 分别占42.2%、36.3%和21.4%。页岩孔比表面积分布曲线呈单峰型分布, 随着孔径增大, 孔比表面积减小, 微孔尤其是孔径值小于8 nm的孔隙提供较大的孔比表面积。微孔、介孔和宏孔的孔比表面积贡献率依次降低, 分别占72.7%、25.0%和2.3%。龙潭组页岩总含气量为2.61～6.02 m3/t, 其中吸附气比例占优势, 含量为1.88～4.70 m3/t, 受孔隙比表面积影响较强, 主要吸附于微孔和介孔中; 游离气含量为0.60～1.34 m3/t, 主要受孔隙体积影响, 主要赋存于宏孔中。

海陆过渡相; 煤系页岩; 孔隙结构; 含气性; 龙潭组; 四川盆地

0 引 言

继北美页岩气革命后, 全球页岩气资源勘探与开发领域取得重大进展, 中国成为继美国、加拿大之后第3个实现页岩气商业性开发的国家[1–6]。页岩气主要以吸附态和游离态赋存于页岩储层孔隙系统中[1,3,7,8]。微小尺度孔隙与页岩气吸附紧密相关, 较大孔隙及裂缝则利于页岩气渗流和运移[7–10]。页岩孔隙结构特征主要包括孔隙几何形态、尺寸大小、孔容、孔比表面积、孔隙度、空间展布和连通性等, 这些特征直接影响页岩气吸附、赋存和运移机理, 对页岩储集性能评价、有利储层优选和页岩气勘探开发均具有十分重要的意义[11–15]。

不同于常规油气储层, 页岩储层具有自生自储的典型特征, 其孔隙结构复杂多样, 孔隙尺度跨度较大, 常规储层分析方法不适用于页岩储层分析[11–15]。目前, 诸多分析技术方法应用于页岩孔隙研究, 主要包括定性分析技术和定量分析技术。普通扫描电镜(SEM)、场发射扫描电镜(FE-SEM)、透射电镜(TEM)、偏光显微镜(PLM)、原子力显微镜(AFM)、纳米电子计算机断层(CT)扫描等是目前较为常用的定性分析技术。定量分析技术又可以进一步分为高压压汞实验、N2和CO2气体吸附-脱附实验等流体注入技术, 以及小角散射(SANS)、超小角散射(USANS)和核磁共振(NMR)等非流体注入技术[16–26]。目前尚无对页岩气吸附量及游离气含量测定的国家标准和行业标准, 页岩气吸附量的计算和分析通常借鉴煤层气相关经验, 选用CH4等温吸附实验进行, 而游离气含量测算及分析通常通过孔体积和孔隙度来获取[27–31]。全面综合分析页岩孔隙结构特征对于吸附能力及页岩气富集、赋存规律研究具有重要的指导意义。

国际理论和应用化学联合会(IUPAC)对于孔隙尺度的分类标准在页岩孔隙研究领域广泛使用, 其将孔隙分为宏孔(>50.0 nm)、介孔(2.0～50.0 nm)和微孔(<2.0 nm)[32]。目前孔隙类型分类多采用Loucks.[33]提出的分类方案, 其将孔隙分为有机质孔、粒间孔、粒内孔和微裂缝。四川盆地是我国重要的油气资源供给盆地, 盆地内海相页岩层已经实现工业性开采突破, 相关理论研究成果较为丰富[12,27,34]。四川盆地海相页岩储层孔隙以微孔和介孔为主, 孔隙中主要以游离气赋存于介孔和宏孔中, 少许吸附态气体吸附在微孔内表面[27,34]。页岩储集空间的精细表征不仅是页岩气储层精确评价和资源量有效评估的核心内容, 也是开展页岩气富集高产机理研究, 以及页岩气资源调查和勘探有利区优选的关键性工作。海陆过渡相煤系页岩因其具有的成藏潜力和勘探前景近年来备受关注, 扬子地区龙潭组页岩显示出良好的生气潜力和勘探前景。然而, 由于缺乏海陆过渡相煤系页岩孔隙系统的精确表征, 使得目前的勘探活动有较大的盲目性, 严重制约了海陆过渡相煤系页岩有利储层优选和勘探开发进程[33–37]。

本次研究以四川盆地南部(川南地区)上二叠统龙潭组页岩为研究对象, 基于场发射扫描电镜定性观察龙潭组煤系页岩孔隙形貌特征、尺寸大小和空间展布情况, 通过高压压汞实验、低压N2和CO2吸附-脱附实验分别对宏孔、介孔和微孔的孔隙结构进行定量表征, 以获取全孔径孔隙结构特征信息, 并通过CH4等温吸附实验分析页岩气吸附能力, 进一步结合不同尺度孔容和孔比表面积对其的影响, 明晰全孔径尺度孔隙结构对于含气性的影响。

1 样品与实验方案

1.1 样品

样品采自川南地区长宁-兴文一带7口钻井, 处于川南低陡褶皱带构造单元, 采集层位为上二叠统龙潭组, 所有样品均为新鲜钻井岩芯样, 采样深度为600～1100 m (图1)。为有效反映不同岩矿组构的页岩孔隙发育情况, 在孔隙分析实验之前, 对样品进行总有机碳(TOC)含量、成熟度(o)、矿物组成和孔隙度等方面的测定, 挑选不同有机质丰度的12块页岩进行进一步孔隙分析实验。如表1所示, 龙潭组页岩样品TOC含量介于0.9%～8.1% (平均4.07%)之间,o值介于2.0%～2.4% (平均2.24%)之间, 处于高-过成熟阶段, 总孔隙度介于3.14%～7.46% (平均5.50%)之间, 黏土矿物丰富, 含量值为33.3%～75.1% (平均58.2%), 石英含量为6.2%～30.8% (平均19.7%)。场发射扫描电镜实验在中国石油大学(北京)完成, 高压压汞实验和气体吸附实验在北京市理化测试中心完成。

1.2 FE-SEM电镜观察实验

FE-SEM图像主要采用Quanta 200F型扫描电子显微镜来获取, 最大分辨率可高达1.2 nm。在FE-SEM电镜扫描之前, 所有样品都经过IB09010CP型号的离子截面抛光仪进行Ar离子研磨抛光, 形成光滑的表面, 然后在表面上镀一层10 nm厚的金膜来提高导电性, 使得成像更为清晰。实验分析按照石油与天然气行业标准SY/T 5162-2014进行。

1.3 高压压汞实验

高压压汞实验采用Pore Master GT60压汞仪依照国家标准GB/T 21650.3-2011进行, 进汞量随着压力递增而增加, 最大进汞压力为206.9 MPa, 可以测得孔隙区间范围介于7 nm 和100 µm之间, 进汞体积的测量精度可达0.1 mL。实验分析前需进行样品预处理, 将样品碎样至长(10 mm)×宽(10 mm)×高(15 mm)的柱体状。鉴于其测定范围的下限值为7 nm, 该实验技术主要用于测定宏孔的孔隙结构, 宏孔的孔隙结构参数表征仅采用高压压汞实验数据, 宏孔孔容应用Washburn方程计算获得[38–39]。

图1 研究区位置及构造特征、采样井分布与地层综合柱状图[34]

表1 川南地区龙潭组页岩样品基本参数

1.4 低温N2和CO2吸附-脱附实验

低温N2和CO2吸附-脱附实验采用Quantachrome NOVA4200e比表面积分析仪进行, 实验参照国家标准GB/T 21650.3–2011和GB/T19587–2017进行, 实验压力范围为0～101.3 kPa, N2和CO2吸附-脱附实验相对压力(/0)分别为0.001～0.995和0.0001～ 0.032。实验前, 样品被粉碎至颗粒粒径小于200 μm, 称量约120 g粉末样放入烤箱中以60 ℃烘干48 h。依据N2吸附-脱附实验结果, 介孔的孔隙结构参数表征仅采用N2吸附-脱附实验数据, 介孔的孔容和比表面积分析分别依据BJH (Barrett–Joyner–Halenda)和BET (Brunauer–Emmett–Teller)模型进行[18,26,38]; 微孔的孔隙结构参数表征仅采用CO2吸附-脱附实验数据, 微孔的孔容和比表面积依据密度泛函理论(DFT)模型进行分析[38–39]。

1.5 CH4等温吸附实验

页岩CH4等温吸附实验主要参照煤层气等温吸附实验相关国家标准GB/T19560-2008进行, 实验仪器采用IS-300等温吸附-脱附仪。实验前页岩样品需粉碎至60–80目(0.18～0.25 mm), 然后在烤箱中以60 ℃烘干48 h进行预处理。实验测试温度为恒温25 ℃, 湿度为35%, 实验测试压力最高可达近20 MPa,实验测试点12个, 每个测点的CH4吸附平衡时间在12 h以上, CH4浓度达99.999%, 实验结果利用Langmuir吸附模型进行拟合分析。

2 实验结果

2.1 微观孔隙类型

本次研究对页岩储层微观孔隙分类依照Loucks.[33]的分类方案(微孔, <2 nm; 介孔, 2～50 nm; 宏孔, >50 nm)进行。FE-SEM图像观察表明, 川南地区龙潭组页岩中粒间孔较为发育, 该类孔隙通常发育于碎屑矿物颗粒和自身矿物颗粒之间, 多呈三角形、多边形等棱角状或不规则形状, 孔径尺寸从几十纳米到几微米不等(图2a)。粒内孔在龙潭组页岩中常发育在黏土集合体和草莓状黄铁矿微球团中(图2b–图2d)。黄铁矿晶簇内通常发育粒内孔, 孔径通常较小, 多介于20～400 nm之间, 多为棱角状和次棱角状(图2b–图2c)。黏土矿物层中粒内孔的孔径通常小于500 nm, 通常形成于成岩演化过程中的较强压实作用, 也可形成于矿物颗粒的溶蚀作用, 该类孔隙形态较不规则, 孔径变化较大, 几十纳米至几微米均有发育(图2d)。

有机质孔发育于有机质团块内部, 在龙潭组页岩中也较为常见, 通常呈凹坑形、椭圆形、蜂窝状、球形、半月形和不规则形状, 边缘较为平滑且界限较为清晰, 通常发育为纳米级孔隙, 尺寸从几十纳米到几百纳米不等(图2e)。有机质孔主要成因于有机质热演化过程的生、排烃作用, 其发育直接受控于有机质丰度和成熟度, 与页岩气的形成和赋存紧密相关[7,18]。电镜图像观测中, 煤系页岩中有机质微观孔隙多发育于有机质丰度相对较高的样品中, 尤其在有机质和黏土含量均较高的样品中较为常见。微裂缝在龙潭组页岩中也有发育, 但整体较海相页岩储层少, 在有机质和黏土矿物之间通常由于有机质热演化过程的收缩作用形成裂缝, 而在成岩过程中随着黏土矿物的转化, 黏土矿物基质中的收缩作用形成的裂缝也较为常见, 这些裂缝通常具有锯齿状边缘, 常呈折线形、长条形和线形等形态, 缝宽一般不超过500 nm, 而长度最大可达几毫米(图2f)。

2.2 不同尺度孔隙结构定量表征

页岩孔隙发育从微孔至宏孔呈连续性分布特征, 由于测试技术自身的特性, 仅凭一种技术手段难以获取整个孔径范围内孔隙结构特征信息, 对不同尺度孔隙进行分段化测定分析可以充分发挥相应区间的技术手段的优势, 使得分析结果更加精细和精确。由于进汞压力较高时通常会破坏孔隙系统自身的结构, 使得结果不甚准确, 因此高压压汞实验通常用于表征宏孔结构特征, 尤其是微米级的孔隙及裂隙。

另外, 鉴于压汞实验在大于10 MPa (孔隙直径小于147 nm)时存在基质压缩效应, 在测定宏孔时会有误差, 因此对该部分实验数据进行校正。在外界压力条件下, N2和CO2分子通常先进入微孔, 然后再进入介孔中进行吸附, 而CO2分子通常形成单层吸附且在低温状态下具有极高饱和蒸汽压, 因此CO2吸附-脱附实验用于表征微孔发育特征, N2吸附-脱附实验应用于介孔孔隙结构分析研究, 以上3种流体测试实验结果如表2所示。虽然3种实验方法的机理以及数据处理理论都不同, 但研究对象一致, 均为页岩储层微观孔隙, 而且分别提高了宏孔、介孔和微孔的测试精度, 因此更加有利于分析页岩的全孔径分布特征, 该技术方法已经广泛应用于多尺度页岩孔隙结构研究[40–44]。不同技术测定孔隙范围有叠加的部分通过加权平均的方法进行处理以保证结果的连续性。

2.2.1 基于高压压汞实验的孔隙结构特征

由高压压汞实验测定的页岩总孔隙度介于3.14%～7.46%之间, 平均孔径介于18～225 nm之间(平均103 nm), 宏孔的孔容范围为0.003～0.022 cm3/g (平均0.014 cm3/g), 宏孔的比表面积范围为0.12～ 1.82 cm2/g (平均0.77 cm2/g) (表2)。在孔径分布曲线图中(图3), 页岩孔容在孔径区间低于30 nm和大于5 µm的范围内呈快速增长趋势, 反映出孔隙呈现两极化的富集分布情况, 在区间30 nm～5 µm范围内, 曲线呈现较为平缓的趋势, 反映在该区间范围内孔隙发育相对较少。

图2 川南地区龙潭组页岩典型微观孔隙特征FE-SEM 图像

表2 川南地区龙潭组页岩样品不同尺度孔隙结构参数

图3 基于龙潭组页岩样品高压压汞实验的孔径分布曲线

d–体积增量; dlg–以孔径为底的对数值的增量。

2.2.2 基于N2吸附实验的孔隙结构特征

通过对相应相对压力下的吸附和脱附气体体积进行定量分析, 得到吸附-脱附曲线。N2吸附-脱附实验结果如表2所示, 平均孔径为3.65～6.65 nm (平均4.94 nm), 介孔体积为0.009～0.018 cm3/g (平均0.012 cm3/g), 介孔比表面积为4.65～14.13 m2/g (平均7.78 m2/g)。不同形态的孔隙可形成不同的吸附曲线和滞回环类型。根据IUPAC分类标准, 吸附曲线总体可划分为6种类型(Ⅰ～Ⅶ型), 滞后环类型可划分为4种类型(H1～H4型)[40]。龙潭组页岩N2吸附-脱附曲线如图4所示, 曲线类型为Ⅳ型等温线, 反映介孔吸附-脱附特征, 回滞环类型兼具H2和H3类型共同特征, 反映平板狭缝状和墨水瓶状是孔隙发育的主要形态。据低压N2吸附-脱附实验绘制孔径分布曲线如图5所示, 图中孔隙孔容随孔径变化曲线呈现单峰分布特征, 峰值在4 nm左右, 最大累积孔隙体积达到0.022 cm3/g。

2.2.3 基于CO2吸附实验的孔隙结构特征

CO2吸附曲线如图6所示, 曲线类型属于Ⅰ型等温线, 反映孔径低于2 nm的开放型微孔大量发育。所有脱附等温线均与吸附等温线重合, 反映了低压环境下无毛细管凝聚现象。本次研究龙潭组样品中, 有机碳含量较高的样品一般具有更高的CO2吸附气量, 反映更大的微孔孔容, 表明微孔发育受TOC含量影响。基于低压CO2吸附数据, 平均孔径介于1.06 nm和1.71 nm之间(平均1.28 nm), 微孔的孔容范围介于0.003～0.014 cm3/g (平均0.007 cm3/g)之间, 孔比表面积范围介于10.50～46.49 m2/g (平均24.44 m2/g)之间。微孔孔径分布呈现多峰分布特征, 两个主峰位在0.45～0.50 nm和0.55～0.60 nm之间, 另外有1个小峰在0.35～0.40 nm范围附近(图7)。

图4 川南地区龙潭组页岩典型样品N2吸附-脱附曲线

N2吸附体积在标准温压下测得。

2.3 基于等温吸附实验的CH4吸附特征

丰富的有机质、黏土矿物和微观孔隙为页岩气的生成、吸附和储存提供了有利条件[10,17–19]。页岩含气量是资源潜力评价和页岩气有利勘探区优选的重要指标参数[10,17–19]。在一定的温压条件下, CH4等温吸附实验可测定页岩的最大CH4气体吸附量, 从而反映出页岩的最大气体吸附能力。如图8所示, 龙潭组页岩CH4等温吸附曲线在约16 MPa时渐近饱和, CH4最大吸附量介于1.88～4.70 m3/t之间, 平均3.07 m3/t。不同样品之间具有较大的差别, 主要由于页岩样品内部孔隙发育的富集程度、几何形貌和孔径分布特征均有差异。一般而言, 随着TOC含量的增加, CH4吸附能力增加。川南地区海陆过渡相煤系页岩的成熟度相差不大,o值为2.00%～2.40%, 均处于过成熟演化阶段, 成熟度对CH4吸附气量影响作用较小。而孔隙度与CH4等温吸附气含量的关系有直接联系, 孔隙度越大的页岩中, 孔隙的比表面积也较大, 从而将利于CH4气体的吸附, 增大CH4吸附气量。根据Ji.[41]提出的方法, 测算川南地区龙潭组页岩的总含气量介于2.61～6.02 m3/t之间, 达到了页岩气工业勘探的经验下限(一般为1.1 m3/t)[9–10]。

3 讨 论

3.1 页岩孔隙全孔径分布特征

本次研究中, 联用高压压汞实验、N2和CO2吸附-脱附实验, 分别对宏孔、介孔和微孔进行细致分析, 从而获取了页岩储层中自纳米级至微米级尺度的全孔径孔隙结构信息。总孔容即微孔、介孔和宏孔孔容计算值之和。从图9中可以看出微孔、介孔和宏孔在页岩孔隙系统中均较好发育, 3种尺度孔隙的孔容平均值分别为0.007 cm3/g、0.012 cm3/g和0.014cm3/g, 对总孔容的贡献分别为21.4%、36.3%和42.2% (表2, 图9)。川南地区龙潭组页岩储层全孔径孔隙的孔容分布曲线显示多峰分布, 主要高峰值分布在区间0.2～0.8 nm、0.1～1.0 μm和3～50 μm。另外, 龙潭组页岩的微孔、介孔和宏孔的比表面积平均值分别为24.44 m2/g、7.78 m2/g和0.77 m2/g, 分别占总比表面积的72.7%、25.0%和2.3% (表2, 图10)。国内外大多学者主要统计纳米级孔隙的发育情况, 尤其针对宏孔的界定范围不甚明确, 诸多学者仅采用N2吸附实验获取50～200 nm的孔隙作为宏孔范围进行研究, 其结果将显著低于高压压汞实验统计结果。本次研究针对纳米级孔隙体系分析结果表明, 微孔、介孔和低于1 μm的宏孔孔隙孔容占比分别为68.3%、32.5%和13.5%, 孔比表面积分别为96.6%、4.7%和0.5%。如图10所示, 随着孔径的增大, 页岩孔比表面积逐渐减小, 全孔径孔隙的孔比表面积分布曲线均呈现左单峰型分布, 主峰集中分布在0.8 nm孔径以下, 表明龙潭组页岩孔隙的比表面积主要由微孔提供, 尤其0.8 nm孔径以下的孔隙提供的比表面积占据主导地位。以上实验结果表明, 微孔和宏孔在很大程度上决定了页岩气的储气潜力, 微孔则通过主导孔隙比表面积的发育在页岩气吸附中起着关键作用。

图5 基于龙潭组页岩样品低压N2吸附-脱附实验的孔径分布曲线

d()表示对应孔径下的体积增量。

图6 川南地区龙潭组页岩典型样品CO2吸附-脱附曲线

CO2吸附体积在标准温压下测得。

3.2 孔隙结构对含气性的影响

如图11a所示, 页岩总孔体积和总含气量呈较好的正线性相关关系, 相关系数2为0.73, 其中微孔和总含气量相关性最强, 相关系数为0.90; 介孔与总含气量相关性相对弱些, 相关系数为0.69; 宏孔与总含气量相关性不明显。如图11b所示, 页岩总孔比表面积和总含气量呈较强的正线性相关关系, 相关系数高达0.95; 其中微孔比表面积与总含气量相关性最强, 相关系数为0.93; 介孔比表面积与与总含气量相关性次之, 相关系数为0.61; 宏孔比表面积与总含气量相关性较弱, 相关系数仅为0.35。以上实验结果表明, 海陆过渡相龙潭组煤系页岩气主要赋存于微孔和介孔中。

图7 基于龙潭组页岩样品低压CO2吸附-脱附实验的孔径分布曲线

d()表示对应孔径下的体积增量。

图8 川南地区龙潭组页岩样品CH4等温吸附曲线

如图11c所示, 吸附气含量与孔容呈正相关关系, 其中微孔孔容与吸附气含量呈较好的正相关关系, 相关系数为0.89; 介孔孔容与吸附气含量相关性次之, 相关系数为0.76; 而虽然宏孔尽管对孔容的贡献最大, 在总孔容中占比最高, 但其比表面积较小, 无法为气体吸附提供吸充足的吸附点位, 使得宏孔与吸附气含量也较差, 但宏孔的发育有利于游离气的赋存。以上结果反映微孔和介孔是吸附气的主要赋存场所。吸附气含量与孔比表面积显示出极强的相关性关系, 相关系数高达0.97, 反映出吸附气含量直接受控于孔隙比表面积; 所有尺度孔隙中, 微孔比表面积最大, 并且与吸附气含量相关性最强, 相关系数为0.93; 介孔比表面积与吸附气含量相关性次之, 相关系数为0.93; 宏孔比表面积与与吸附气含量相关性最弱, 相关系数为0.40。以上实验结果表明, 由于随着孔隙比表面积的增加, CH4分子吸附点位增加, 所吸附的CH4相对分子质量更多, 使得吸附气量更大, 随着孔径的增加, 页岩孔隙比表面积逐渐降低, 使得CH4分子主要吸附于比表面积较大的微孔和介孔中。

图9 川南地区龙潭组页岩孔容全孔径分布

图10 川南地区龙潭组页岩孔比表面积全孔径分布

由于微孔孔隙孔径介于2 nm以下, CH4分子(粒径0.414 nm), 微孔中CH4分子只能以单层吸附或双层吸附形式存在, 不存在游离态的CH4分子, 孔径越大, 可供游离态CH4分子活跃的空间越大, 游离气含量越高。如图11c和图11d所示, 页岩游离气量和总孔体积有较好的线性正相关关系, 相关系数达0.94, 但游离气含量与比表面积关系较差, 反映游离气含量主要受孔隙体积的影响, 比表面积对其影响较弱; 另外, 游离气含量与宏孔孔容关系较好, 相关系数为0.63, 与介孔的孔容关系较弱, 相关系数仅为0.18, 反映拥有较大孔径的宏孔是游离气赋存的主体, 利于页岩气渗流、运移。总体而言, 与海相页岩相比[27,42], 海陆过渡相煤系页岩总体孔径相对更大, 孔隙空间以介孔和宏孔为主, 对与游离气的渗流有利; 而两种类型的页岩中微孔的数量均较多, 具有较大的比表面积, 利于CH4气体吸附。海相页岩中, 介孔作为主导, 对游离气和吸附气的赋存均有较大影响, 是游离气和吸附气混合赋存的主体, 从而有利于后期页岩气资源的勘探开发; 而海陆过渡相煤系页岩中, 黏土矿物含量多, 不利压裂, 且微孔提供的比表面积较大, CH4气体多以吸附态进行赋存, 对于页岩气资源开发技术提出挑战。

4 结 论

(1) 海陆过渡相龙潭组煤系页岩孔隙类型多样, 粒间孔、粒内孔和有机质孔均较为发育, 这些基质孔隙孔径大小介于几纳米至几微米之间, 多为纳米级孔隙, 另外含有少量的微裂缝, 多为微米级孔隙。气体吸附实验表明这些孔隙多为开放型孔隙, 空间形态以平板狭缝状和墨水瓶状为主, 孔隙连通性良好。

(2) 龙潭组煤系页岩孔隙孔径尺度跨度较大, 孔体积以宏孔和介孔为主, 微孔虽然数量较多, 但由于自身体积较小, 总体孔容贡献率却相对较低, 3种类型孔隙的孔容贡献率分别为21.4%、36.3%和42.2%。孔比表面积随孔径增大而递减, 微孔提供最主要的比表面积, 其次为介孔, 宏孔的比表面积较低, 三者的比表面积贡献率分别为72.7%、25.0%和2.3%。而孔径低于1 µm的纳米级孔隙体系中, 3种类型孔隙孔容占比分别为68.3%、32.5%和13.5%, 孔比表面积占比分别为96.6%、4.7%和0.5%。

图11 不同尺度孔隙结构与页岩含气量的关系

(3) 龙潭组页岩孔隙在孔径小于30 nm和大于5 µm范围内大量发育, 具有较大体积空间, 在30 nm～ 5 µm区间范围孔隙发育较少, 其中介孔中孔径约4 nm孔隙较为发育, 而微孔中0.45～0.50 nm和0.55～0.60 nm两个孔径区间范围内的孔隙较为丰富。

(4) 页岩孔隙发育对页岩气含量具有较大影响, 孔容和孔比表面积的增加均利于总含气量的增加, 其中微孔和介孔是页岩气主要赋存空间。吸附气含量主要受控于比表面积的发育, 微孔和介孔具有较大比表面积, 是页岩中吸附气的富集主体; 游离气含量主要受控于孔体积的发育, 宏孔为游离气的赋存提供主要场所, 利于气体运移和渗流。尤其纳米级孔隙体系中, 微孔具有较高的孔容和比表面积, 是页岩气赋存的主体空间。高黏土矿物含量和吸附气含量, 将对煤系页岩气勘探与开发提出技术挑战。

笔者在此对匿名审稿专家提供了宝贵的意见和建议表示衷心的感谢！

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Pore structure characteristics of a marine-continental coal-bearing shale reservoir and its effect on the shale gas-containing property

ZHANG Ji-zhen1,2,3, LI Xian-qing1,4*, ZOU Xiao-yan1,4, XIE Zeng-ye5, ZHANG Xue-qing1,4, LI Yang-yang1,4and WANG Fei-yu6,7

1. State Key Laboratory of Coal Resources and Safe Mining, China University of Mining and Technology (Beijing), Beijing 100083, China; 2. Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources, Ministry of Education, Yangtze University, Wuhan 430100, China;3. College of Resources and Environment, Yangtze University, Wuhan 430100, China; 4. College of Geosciences and Surveying Engineering, China University of Technology (Beijing), Beijing 100083, China;5. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 6. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;7. College of Geosciences, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China

In this study, using Upper Permian Longtan shale as an example, shale pore morphology was qualitativelyobserved by FE-SEM, and the full-scale pore structure characteristics were quantitatively characterized by combining the high-pressure mercury injection test, N2, and CO2gas adsorption-desorption experiments. The impacts of these characteristics on the shale gas content were also clarified. The results indicated that the matrix pores were well developed including interparticle pores, intraparticle pores, and organic matter pores, whereas the microfractures in the Longtan shale were less developed than those in marine shales. Flat slits, slit pores, and ink-bottle pores with good open features were mainly developed in the Longtan shale. The pore volume distribution curves of full-scale pores presented a polarized distribution, thereby indicating that the pores with diameter ranges of <30 nm and >5 m were well developed. The contribution rate of macropores (>50 nm), mesopores (2–50 nm), and micropores (<2 nm) to the total pore volume decreased successively, accounting for 42.2%, 36.3%, and 21.4%, respectively. As the pore diameter increased, the pore specific surface area decreased. The micropores with a diameter smaller than 8 nm had a large contribution rate to the total pore specific surface area. The contribution rate of the pore specific surface area of micropores, mesopores, and macropores to the total pore specific surface area decreased successively, accounting for 72.7%, 25.0%, and 2.3%, respectively. The total gas content of the Longtan shale ranged from 2.61 m3/t to 6.02 m3/t. The adsorption gas content was predominant (1.88–4.70 m3/t), which dominated the specific surface area, followed by the free gas content of 0.60–1.34 m3/t, which was affected by pore volume and enriched in macropores.

marine-continental; coal-bearing shale; pore structure; shale gas content; Longtan Formation; Sichuan basin

P593; P618.11

A

0379-1726(2021)05-0478-14

10.19700/j.0379-1726.2021.05.004

2019-11-20;

2020-04-18;

2020-04-22

国家自然科学基金(U1810201, 41572125); 国家重点基础研究发展计划(2012CB214702); 湖北省科技厅自然科学基金(2020CFB370); 湖北省教育厅科研计划(Q20201310)

张吉振(1991–), 男, 讲师, 矿产普查与勘探专业。E-mail: ZJZcumtb@126.com

通讯作者(Corresponding author):LI Xian-qing, E-mail: Lixq@cumtb.edu.cn; Tel: +86-10-62331854-8131