渝西大安地区五峰组-龙马溪组深层页岩微观孔隙结构与含气性控制因素

doi:10.11743/ogg20250116

石油与天然气地质 ›› 2025, Vol. 46 ›› Issue (1): 230-245.doi: 10.11743/ogg20250116

渝西大安地区五峰组-龙马溪组深层页岩微观孔隙结构与含气性控制因素

王馨佩¹^,²(), 刘成林¹^,²(), 蒋立伟¹^,²^,³, 冯德浩¹^,², 邹辰³, 刘飞³, 李君军³, 贺昱搏¹^,², 董明祥¹^,², 焦鹏飞⁴

^1.中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室，北京 102249
^2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
^3.中国石油浙江油田分公司，浙江杭州 311100
^4.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

收稿日期:2024-07-21 修回日期:2024-09-18 出版日期:2025-02-28 发布日期:2025-03-03
通讯作者: 刘成林 E-mail:15258977986@163.com;liucl@cup.edu.cn
第一作者简介:王馨佩（2000—），女，硕士研究生，非常规油气地质。E-mail： 15258977986@163.com。
基金项目:
国家重点研发计划项目(2021YFA071900);重庆市自然科学基金创新发展联合基金项目(CSTB2024NSCQ-LZX0108);国家自然科学基金项目(41872127)

Pore microstructure and its controlling effects on gas content of deep shale reservoirs in the Wufeng-Longmaxi formations， Da'an area， western Chongqing

Xinpei WANG¹^,²(), Chenglin LIU¹^,²(), Liwei JIANG¹^,²^,³, Dehao FENG¹^,², Chen ZOU³, Fei LIU³, Junjun LI³, Yubo HE¹^,², Mingxiang DONG¹^,², Pengfei JIAO⁴

^1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
^2.College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
^3.Zhejiang Oilfield Company，PetroChina，Hangzhou，Zhejiang 311100，China
^4.Research Institute of Petroleum Exploration & Development，PetroChina，Beijing 100083，China

Received:2024-07-21 Revised:2024-09-18 Online:2025-02-28 Published:2025-03-03
Contact: Chenglin LIU E-mail:15258977986@163.com;liucl@cup.edu.cn

摘要/Abstract

摘要：

四川盆地渝西大安地区是五峰组-龙马溪组深层页岩气的勘探新区，具有良好的勘探前景，但页岩储层微观孔隙结构特征及其对含气性的控制作用仍不清楚，制约了页岩气勘探进程。基于扫描电镜、低温气体吸附及核磁共振实验分析测试资料，研究了五峰组-龙马溪组不同岩相深层页岩的孔隙结构特征及其对含气性差异的控制作用。研究结果表明：①大安地区深层页岩主要发育硅质页岩相、混合硅质页岩相、含黏土硅质页岩相和黏土质/硅质混合质页岩相，孔隙类型以有机质孔为主，发育晶间孔、溶蚀孔和黏土矿物层间孔，可见有机质充填缝、黏土矿物层间缝和构造应力缝。②深层页岩孔隙结构主要为介孔（2 ~ 50 nm）和宏孔（>50 nm）。TOC含量增加有利于微孔（<2 nm）和宏孔发育，硅质矿物含量增加促进宏孔发育，黏土矿物含量增加促进介孔发育。③深层页岩含气性与TOC、硅质矿物含量成正相关，宏孔体积增大页岩气含气量增加；高硅质含量的页岩相含气性最好，是深层页岩气富集的有利岩相。④中浅层页岩主要发育微孔和介孔，以吸附气为主。深层页岩主要发育介孔和宏孔，以游离气为主。深层页岩中宏孔的发育有利于游离气的储集，增加了深层页岩的含气量。

关键词: 孔隙结构, 含气性, 五峰组-龙马溪组, 深层页岩气, 大安地区, 四川盆地

Abstract:

The Da’an area， located in western Chongqing within the Sichuan Basin， serves as a promising new target for deep shale gas exploration in the Wufeng-Longmaxi formations. However， the pore microstructure characteristics of shale reservoirs in this area and their controlling effects on gas content are yet to be clarified， posing a challenge for shale gas exploration in depth. Using the analytical and test data from scanning electron microscopy （SEM）， low-temperature gas adsorption， and nuclear magnetic resonance （NMR） experiments， we investigate the features of pore microstructures of various lithofacies in deep shales in the Wufeng-Longmaxi formations， as well as their controlling effects on the differences in gas content. The results indicate the presence of four lithofacies in deep-seated shales in the Da’an area： siliceous shales， mixed siliceous shales， clayey siliceous shales， and mixed clayey-siliceous shales. Pores in the shales are dominated by organic pores， followed by intercrystalline pores， dissolution pores， and interlayer pores in clay minerals. Meanwhile， fractures also observed in the shales consist of organic matter-filled fractures， interlayer fractures in clay minerals， and tectonic stress-induced fractures. Primary pore structures in the deep-seated shales include mesopores （pore size ranging from 2 to 50 nm） and macropores （pore size greater than 50 nm）. An increased total organic carbon （TOC） content is conducive to the development of micropores （pore size less than 2 nm） and macropores. In contrast， the elevated content of siliceous and clay minerals foster the formation of macropores and mesopores， respectively. The gas content of the deep shales is positively correlated with the TOC content and the siliceous mineral content， so does the macropore volume to gas content. Shales with a high siliceous content manifest the optimal gas-bearing properties， establishing them as the favorable lithofacies for the enrichment of deep shale gas. Moderately shallow shales in the Da’an area primarily contain micropores and mesopores， with adsorbed gas predominating. In contrast， deep-seated shales in the area principally exhibit mesopores and macropores and the predominance of free gas. The well-developed macropores create favorable conditions for free gas preservation， thus increasing the gas content in the deep-seated shales.

Key words: pore structure, gas content, Wufeng-Longmaxi formations, deep shale gas, Da’an area, Sichuan Basin

中图分类号:

TE132.2

王馨佩,刘成林,蒋立伟,等. 渝西大安地区五峰组-龙马溪组深层页岩微观孔隙结构与含气性控制因素[J]. 石油与天然气地质, 2025, 46(1): 230-245. doi: 10.11743/ogg20250116 Xinpei WANG,Chenglin LIU,Liwei JIANG,et al. Pore microstructure and its controlling effects on gas content of deep shale reservoirs in the Wufeng-Longmaxi formations， Da'an area， western Chongqing[J]. Oil & Gas Geology, 2025, 46(1): 230-245. doi: 10.11743/ogg20250116

图/表 16

图1

表1

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参考文献 38

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样品编号	井号	深度/m	TOC/%	孔隙度/ %	全岩矿物组分含量/ %						黏土矿物组分相对含量/%			含气量/（m³/t）
样品编号	井号	深度/m	TOC/%	孔隙度/ %	黏土	石英	长石	方解石	白云石	黄铁矿	I/S	I	C	含气量/（m³/t）
DA-1	DA1	4 369.95	6.40	3.50	15.1	60.2	2.4	7.9	9.7	4.7	16	78	6	8.29
DA-2	DA1	4 373.45	7.50	8.71	13.1	72.5	2.1	4.0	5.4	2.9	—	—	—	11.68
DA-3	DA101	4 358.27	3.02	5.47	44.5	30.1	7.0	8.5	6.4	3.5	26	50	24	2.39
DA-4	DA101	4 360.13	3.35	5.34	45.0	32.9	7.0	5.0	5.7	4.4	—	—	—	2.88
DA-5	DA101	4 361.48	2.31	5.16	42.8	24.9	5.6	7.0	5.6	14.1	—	—	—	4.19
DA-6	DA101	4 362.78	2.37	4.29	35.3	34.9	11.4	6.8	7.7	3.9	34	49	17	5.14
DA-7	DA101	4 382.85	2.76	3.95	39.0	39.4	7.9	5.3	4.7	3.7	33	50	17	4.93
DA-8	DA101	4 384.92	4.13	5.07	33.8	46.7	5.1	3.8	3.8	6.8	—	—	—	4.53
DA-9	DA101	4 386.23	3.00	4.10	34.1	47.4	6.1	3.1	4.6	4.7	—	—	—	4.63
DA-10	DA101	4 387.67	3.08	4.15	33.0	48.8	5.9	4.4	2.9	5.0	—	—	—	6.10
DA-11	DA101	4 388.69	4.69	5.47	26.6	45.2	5.2	7.7	8.0	7.3	—	—	—	4.74
DA-12	DA101	4 389.89	4.23	2.41	31.4	50.0	4.6	4.2	4.8	5.0	—	—	—	4.10
DA-13	DA101	4 393.33	3.36	5.74	37.8	47.4	4.5	1.4	2.7	6.2	—	—	—	4.68
DA-14	DA101	4 395.50	4.86	7.12	14.0	73.2	1.4	2.4	6.2	2.8	22	65	13	8.54
DA-15	DA101	4 397.18	5.11	6.86	17.3	46.4	4.8	11.7	10.3	9.5	29	63	8	8.78
DA-16	DA101	4 399.58	5.41	5.98	16.4	68.9	2.5	3.6	5.5	3.1	25	61	14	9.59
DA-17	DA103	4 426.79	4.76	6.20	24.6	54.5	3.0	5.9	7.1	4.9	36	54	10	7.50
DA-18	DA103	4 430.20	5.82	5.62	19.6	49.7	4.7	8.5	13.1	4.4	33	58	9	8.28

页岩相	微观孔隙类型
	有机质孔		晶间孔		溶蚀孔		层间孔		微裂缝
	发育程度	孔径/nm	发育程度	孔径/nm	发育程度	孔径/nm	发育程度	孔径/nm	发育程度	长度/μm
黏土质/硅质混合质页岩相	+	5 ~ 400	+ + +	10 ~ 180	+	10 ~ 280	+ + +	1 ~ 350	+	1 ~ 5
含黏土硅质页岩相	+ +	10 ~ 450	+ +	15 ~ 200	+ +	20 ~ 300	+ +	2 ~ 340	+	1 ~ 10
混合硅质页岩相	+ + +	10 ~ 500	+ +	35 ~ 170	+ +	10 ~ 420	+ +	2 ~ 320	+ +	1 ~ 8
硅质页岩相	+ + +	20 ~ 550	+	10 ~ 220	+ + +	5 ~ 500	+	4 ~ 360	+ + +	1 ~ 12

样品编号	页岩相	孔隙比表面积/（m²/g）		孔隙体积/（cm³/g）				孔隙体积占比/%
样品编号	页岩相	DFT	BET	微孔	介孔	宏孔	总孔	微孔	介孔	宏孔
DA-1	S-2	16.81	26.44	0.003 41	0.027 20	0.021 02	0.051 63	6.60	52.68	40.71
DA-2	S-1	20.33	30.44	0.003 98	0.028 90	0.022 10	0.054 99	7.24	52.56	40.20
DA-3	M-4	18.51	29.03	0.003 71	0.035 94	0.002 68	0.042 33	8.77	84.90	6.33
DA-4	M-4	20.26	31.76	0.004 05	0.036 98	0.002 54	0.043 57	9.31	84.86	5.83
DA-5	M-4	16.29	25.47	0.003 22	0.034 54	0.002 42	0.040 19	8.00	85.96	6.03
DA-6	M-4	15.49	23.19	0.003 01	0.030 77	0.001 89	0.035 67	8.45	86.25	5.30
DA-7	M-4	16.94	25.92	0.003 37	0.032 52	0.002 40	0.038 29	8.81	84.93	6.27
DA-8	S-4	19.26	28.18	0.003 60	0.033 21	0.003 61	0.040 42	8.91	82.16	8.93
DA-9	S-4	16.88	25.48	0.003 32	0.031 24	0.003 52	0.038 08	8.73	82.02	9.25
DA-10	S-4	17.80	26.08	0.003 43	0.032 49	0.002 94	0.038 86	8.82	83.62	7.56
DA-11	S-4	17.99	25.51	0.003 73	0.028 04	0.009 66	0.041 44	9.01	67.67	23.32
DA-12	S-4	9.45	14.43	0.004 91	0.016 06	0.004 90	0.025 86	18.97	62.08	18.95
DA-13	S-4	17.93	27.82	0.003 63	0.034 79	0.003 06	0.041 48	8.76	83.87	7.37
DA-14	S-1	16.04	22.41	0.003 08	0.020 95	0.018 61	0.042 64	7.22	49.13	43.65
DA-15	S-2	25.15	21.19	0.004 77	0.021 89	0.017 65	0.044 30	10.76	49.42	39.83
DA-16	S-2	16.49	25.13	0.003 29	0.026 51	0.011 49	0.041 28	7.96	64.21	27.83
DA-17	S-4	19.11	26.34	0.003 97	0.025 52	0.009 55	0.039 03	10.16	65.37	24.47
DA-18	S-2	20.59	28.69	0.004 47	0.025 93	0.010 93	0.041 33	10.81	62.75	26.44

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渝西大安地区五峰组-龙马溪组深层页岩微观孔隙结构与含气性控制因素

Pore microstructure and its controlling effects on gas content of deep shale reservoirs in the Wufeng-Longmaxi formations， Da'an area， western Chongqing

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