Reservoir characteristics of marine-continental shale gas in Upper Permian Longtan Formation, western Guizhou province
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摘要: 为研究上二叠统龙潭组海陆交互相页岩气储层发育特征，基于黔西地区龙潭组参数井钻井资料，系统采集泥页岩样品，运用X-衍射分析、有机地化、扫描电镜、氮吸附、含气量测定及等温吸附等实验手段，开展储层特征研究。该区龙潭组泥页岩具有单层薄、层数多、总厚大的特点，矿物成分主要为黏土矿物和石英，黏土矿物含量较高；干酪根显微组分主体上为镜质组，均为Ⅲ型干酪根，有机碳含量整体上大于3.0%，镜质体反射率（Ro）平均为1.01%，有机质成熟度偏低；储层整体上为超低孔、超低渗，孔隙类型为粒间孔、粒内孔、有机质孔和微裂缝，发育大量纳米级孔隙，以中孔为主，主要为细颈广体的墨水瓶型孔和狭缝型孔，比表面积和总孔体积较大，孔隙分形维数大，相关系数高，表明泥页岩表面粗糙程度大，连通性差，非均质性强。泥页岩现场解吸总含气量较高，吸附性能较强，且互层的煤层含气量高，资源潜力较大；具备良好的页岩气发育地质条件和富集空间，可选取有效的储层改造技术进行合层开采。Abstract: The reservoir characteristics of marine-continental shale gas in the Upper Permian Longtan Formation in the western Guizhou province were studied using X-ray diffraction, organic geochemistry, scanning electron microscopy, nitrogen adsorption, gas content determination and isothermal adsorption analyses of shale samples from some characteristic wells. The shale in the Longtan Formation in the study area has a large overall thickness, but there are many layers and each layer is thin. The clay mineral content is the highest, followed by the quartz content. The vitrinite group is dominant in the kerogens, which are mainly of type Ⅲ. The TOC content is generally greater than 3.0%. The Ro value averages 1.01%, showing a relatively lower maturity, mainly at the gas generation peak. The reservoir has ultra-low porosity and ultra-low permeability. Intergranular, intragranular and organic pores as well as micro-fractures were observed. A large number of nano-scale pores and fractures were present. Meso-pores are dominant, shaped like narrow-necked and wide-body ink bottles or narrow pores. Large specific surface area, total pore volume, pore fractal dimension and correlation coefficient indicate that the shale has a rough surface, poor connectivity, and strong heterogeneity. The on-site analysis of shale finds high total gas content and strong adsorption, and the interbedded coal seams show high gas content, indicating a large resource potential. The geological conditions and enrichment space are favorable for shale gas in the study area, and effective reservoir reconstruction technology can be selected for coalbed mining.
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页岩气是一种典型的非常规天然气，自生自储，以吸附态和游离态为主要赋存方式[1-3]。受沉积环境和构造运动的影响，我国发育了3种类型页岩气，即海相、陆相和海陆交互相页岩气。目前，海相页岩气在四川长宁—威远、重庆涪陵、云南昭通等地区成功实现工业开发[4-8]；陆相页岩气也获得发现，在鄂尔多斯盆地延长组数十口页岩气井获得工业气流[9]。相较于海相和陆相页岩层系，海陆交互相泥页岩差异性较大，泥页岩表现为层数多、单层薄、累厚大的特点，且与砂、煤频繁交替出现[10-14]，暂时未取得工业开发突破。黔西地区晚二叠世沉积了一套分布范围广的海陆交互相龙潭组，前期实施的研究工作揭示该地区有良好的页岩气显示，但针对龙潭组海陆交互相页岩储层特征缺乏系统性的研究。本文选取该区龙潭组为研究对象，综合运用薄片鉴定、有机地化、X-射线衍射分析、扫描电镜、氮气吸脱附实验、现场解吸及等温吸附等实验测试结果，从泥页岩的岩性组合、矿物组成、有机地化、微观孔隙特征、含气性等方面系统分析泥页岩储层特征，以期丰富龙潭组海陆交互相页岩气发育地质理论，为研究区海陆交互相页岩气勘探开发提供理论依据。
1. 地质概况
黔西地区主体位于黔西南坳陷，构造特征主要为NE、NW向褶皱和断裂，褶皱类型以隔档式褶皱为主，断层以走向断层为主[15]。研究区沉积了一套分布范围广的海陆交互相龙潭组含煤地层，沉积环境主要为潟湖相、潮坪相及三角洲相(图 1)[16-19]。在此海陆交互相环境下沉积的龙潭组地层厚度普遍较大(150~300 m)，岩性多样，主要有泥页岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩及煤层，偶见细砂岩，夹菱铁矿、黄铁矿薄层；泥页岩表现为层数多、单层薄、累厚大的特点，泥页岩累计厚度约30~50 m，且可见泥页岩与砂、煤频繁交替出现；煤层层数较多，在开发页岩气的过程中可以兼顾考虑煤层气。
图 1 黔西地区区域地质背景及YV-2井岩性柱状图Figure 1. Regional geological background and lithology histogram of well YV-2 in western Guizhou province2. 样品采集及实验测试
由于野外露头样品风化较为强烈，不能真实反映泥页岩储层特征，本次研究的测试分析样品均采自黔西地区盘关向斜的HV-2井、JV-3井、YV-2井、YV-3井4口参数井岩心，样品主要为灰黑色—黑色含碳页岩、深灰色泥页岩和深灰色粉砂质泥岩。样品测试项目主要包括现场解吸、薄片鉴定、全岩及黏土矿物X-射线衍射分析、有机碳含量(TOC)、干酪根显微组分、镜质体反射率(Ro)、覆压孔渗、扫描电镜、氮气吸脱附实验、等温吸附等，所有测试是在中国石化华东油气分公司和贵州省煤田地质局实验室完成的，测试结果见表 1。
表 1 黔西地区龙潭组泥页岩测试样品基本情况Table 1. Information of shale test samples from Longtan Formation in western Guizhou province样品编号 井名 岩性 w(TOC)/% Ro/% 孔隙度/% 渗透率/10-3μm2 吸附气含量/(m3•t-1) PG-1 HV-2 深灰色粉砂质泥岩 1.23 0.94 PG-2 HV-2 黑色含碳泥岩 5.20 1.05 1.55 2.08 PG-3 HV-2 深灰色粉砂质泥岩 1.86 1.28 2.26 0.000 878 PG-4 HV-2 灰黑色泥岩 3.12 0.89 PG-5 JV-3 深灰色泥岩 4.41 0.92 0.67 0.000 322 2.45 PG-6 JV-3 灰黑色含碳页岩 7.99 0.90 3.09 PG-7 JV-3 深灰色页岩 2.08 0.87 7.15 - 3.51 PG-8 JV-3 黑色碳质页岩 8.64 1.02 PG-9 JV-3 黑色碳质页岩 5.86 0.99 3.02 0.000 447 PG-10 YV-2 深灰色粉砂质泥岩 3.88 1.09 3.39 0.001 065 PG-11 YV-2 灰黑色粉砂质泥岩 6.53 1.22 4.19 - 3.53 PG-12 YV-2 深灰色粉砂质泥岩 2.75 1.06 PG-13 YV-2 深灰色泥岩 3.91 1.12 PG-14 YV-2 深灰色泥岩 4.51 1.08 4.41 PG-15 YV-3 深灰色泥岩 3.67 1.04 PG-16 YV-3 深灰色粉砂质泥岩 4.19 1.09 PG-17 YV-3 灰黑色泥岩 2.90 0.68 2.95 PG-18 YV-3 深灰色粉砂质泥岩 3.15 0.96 3. 岩性组合及矿物组分
3.1 岩性组合特征
对黔西地区参数井的岩性组合特征分析发现，龙潭组岩性多样，主要包括深灰色—灰黑色粉砂质泥岩、灰黑色泥页岩、深灰色泥质粉砂岩、灰色粉砂岩、浅灰色细砂岩和煤等，且各种岩性交替频繁出现。其中JV-3井龙潭组地层总厚度为239.90 m，泥页岩累计厚83.62 m，占总厚度的34.86%；粉砂质泥岩累计厚36.79 m，占总厚度的15.34%。岩石学意义上的富含有机质的泥页岩、粉砂质泥岩可视为页岩气勘探开发意义上的岩性段，可以看出，龙潭组具备页岩气发育的良好条件。
铸体薄片鉴定镜下观测结果显示，样品PG-1深灰色粉砂质泥岩长石蚀变强，部分绿泥石化；填隙物以泥质为主，次为碳酸盐矿物，见方解石、菱铁矿(图 2a)，少量黄铁矿；孔隙整体不发育，见少量粒间溶孔，见少量海绿石(图 2b)，疑似少量植物碎片，碳化。样品PG-12深灰色粉砂质泥岩长石蚀变强，部分绿泥石化，角砾为硅质(图 2c)；填隙物以黏土矿物为主，局部高岭石富集，少量碳酸盐矿物、黄铁矿(图 2d)。
图 2 黔西地区龙潭组岩心样品铸体薄片鉴定Figure 2. Identification of casting thin section of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province3.2 矿物组成
泥页岩样品矿物成分以黏土矿物和石英为主，其次为长石、方解石、白云石、菱铁矿和黄铁矿(图 3a)。其中黏土矿物含量介于51.20%~68.98%，平均为59.29%，石英含量介于18.00%~37.59%，平均为27.02%，黏土矿物含量较高。黏土矿物成分主要为伊/蒙混层、高岭石、绿泥石，及少量伊利石(图 3b)，伊/蒙间层矿物含量较高，反映当时的沉积环境为贫氧的相对还原的环境，有利于有机质的保存与富集，给烃类气体的生成与富集提供了良好的环境。
图 3 黔西地区龙潭组岩心样品全岩及黏土矿物含量分布Figure 3. Percentage of total rock and clay mineral content of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province矿物的脆性特征能够反映页岩储层的可压裂性，泥页岩的矿物成分复杂多样，石英、长石、方解石、白云石等矿物均为脆性矿物，因此脆性指数(BRIT)可参考以下公式进行计算[20]：
BRIT=V石英 +V长石 +V碳酸塭矿物 V全部矿物 ×100% 式中：V石英、V长石、V碳酸盐矿物分别表示石英、长石、碳酸盐矿物的含量，V全部矿物表示全部矿物成分的含量之和。
研究区龙潭组岩心样品脆性指数介于31.02%~48.45%之间，平均为40.86%，脆性指数偏低。由于矿物成分中黏土矿物含量偏高，加大了储层后期开采压裂的难度，需要结合有效储层改造技术进行开发。
4. 有机地球化学特征
泥页岩的有机质类型、有机碳含量、镜质体反射率等有机地球化学参数是确定泥页岩生烃潜力的重要指标。
研究区岩心样品干酪根显微组分鉴定测试结果显示：腐泥组占2%~18%，平均为7.8%；壳质组占5%~46%，平均为21.4%；镜质组占27%~89%，平均为63.3%；惰质组占2%~15%，平均为7.5%，整体上表现为以镜质组为主，其次为壳质组。结合干酪根类型判别标准，可知主要为Ⅲ型干酪根，以偏生气为主。
国内外页岩气勘探实践表明[21-25]，页岩的TOC越高，具有越强的生烃潜力。我国页岩气有利选区中，TOC大于2.0%是具备页岩气发育的地质条件之一。相较于海相和陆相泥页岩，龙潭组海陆交互相含煤泥页岩有机质存在较大的差异性，表现出典型的富碳贫氢特征，生烃潜力较弱，故TOC评价标准不能使用海相和陆相泥页岩的标准，主要参考煤系泥页岩的烃源岩评价标准[26]，即TOC大于6.00%为很好级，3.00%~6.00%为好级，1.50%~3.00%为中级，0.75%~1.50%为差级，小于0.75%为非烃源岩。研究区龙潭组岩心样品TOC测试结果显示(图 4)，有机质丰度较高，TOC主体为大于3.0%，为好—很好级烃源岩。
图 4 黔西地区龙潭组泥页岩样品有机碳含量频率分布Figure 4. Frequency distribution of organic carbon content in shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province镜质体反射率(Ro)主要用来反映泥页岩有机质成熟度，不同的成熟阶段有机质生成的烃含量和状态有较大的差异。据不同类型有机质生气模式[27]，当Ro达到0.5%时Ⅲ型干酪根直接进入生气阶段。研究区龙潭组泥页岩样品Ro为0.68%~1.28%，平均1.01%，为干酪根成熟阶段，处于生气高峰期。
5. 储集空间特征
5.1 孔隙度和渗透率
泥页岩的微观孔隙特别发育。主要从微观孔隙类型、孔隙结构及孔隙的分形特征等方面研究泥页岩微观孔隙特征。微观孔隙的发育为烃类气体的富集保存提供大量的空间，对泥页岩储层的后期压裂改造也有着重要的影响[28-30]。研究区泥页岩的特低渗特性以及纳米级微观孔隙结构特征对揭示页岩气生烃机制和储气特征有着重要的理论和实践意义。研究区泥页岩孔隙度为0.53%~9.22%，平均为4.24%，主体上为超低孔，少量为特低孔；渗透率为(0.000238~0.011716)×10-3 μm2，平均为0.002 722×10-3 μm2，主体为超低渗，整体上表现为超低孔、超低渗储层，有利于页岩气的赋存。
通过分析黔西地区龙潭组泥页岩的孔隙度与TOC、黏土矿物含量、石英含量的相关性，研究有机质和矿物成分对孔隙度的贡献率。孔隙度与TOC无明显的相关性(图 5a)，说明泥页岩TOC含量的大小对孔隙度的影响不明显；孔隙度与黏土矿物含量呈较低的正相关性(图 5b)，龙潭组矿物成分中表现出明显的高黏土矿物含量，絮状黏土矿物间会形成大量的孔隙，对孔隙度大小具有一定的贡献；孔隙度与石英含量的大小相关性不明显(图 5c)。整体而言，黔西地区龙潭组泥页岩孔隙度与黏土矿物含量呈较低的正相关性，与TOC、石英含量无明显相关性。
图 5 黔西地区龙潭组泥页岩孔隙度与TOC及矿物成分的关系Figure 5. Relationship between shale porosity and TOC, mineral composition of Longtan Formation in western Guizhou province5.2 孔隙类型
近年来，国内外众多学者对页岩储层微观孔隙类型进行了研究，对孔隙类型的划分及成因进行了分析探讨[28-32]，其中孔隙分类方案最具代表性的有SLATT和O′BRIEN六分法。本文在结合前人研究成果的基础上，采用氩离子抛光场发射扫描电镜(FE-SEM)实验方法，对泥页岩样品进行微观孔隙分析，将研究区微观孔隙划分为粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4类(图 6)。
图 6 黔西地区龙潭组岩心样品微观孔隙类型及特征Figure 6. Pore types and characteristics of shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province粒间孔一般发育在矿物颗粒与矿物颗粒接触的位置，孔隙形状多样，主要有拉长型和多角形[32]。此次扫描电镜实验镜下可观察到大量的黏土矿物絮状物的粒间孔、矿物颗粒与矿物颗粒之间的粒间孔、矿物颗粒与有机质之间的粒间孔(图 6a-c)。粒内孔一般形成于矿物颗粒内部，孔隙形态多为不规则，成岩过程中矿物内部的粒内孔、草莓状黄铁矿晶体形成过程产生大量的晶间孔、矿物的溶蚀作用可以产生溶蚀孔，镜下可观察到草莓状黄铁矿晶间孔、溶蚀孔、矿物粒内孔(图 6a, d, f)。在成岩过程、后期改造及有机质生烃过程中可以形成微裂缝，镜下可观察到大量的微裂缝(图 6c, e, f)，丰富的微裂缝能够为油气的运移提供通道，有利于后期的改造。有机质在生成烃类气体的过程中会产生有机质气泡孔，镜下可观察到少量的有机质孔隙(图 6e)，这可能是由于龙潭组海陆交互相泥页岩干酪根的成分主要为结构稳定的镜质组和惰质组，不利于形成有机质孔[33]。
5.3 孔隙结构
5.3.1 孔隙吸附—脱附等温线
泥页岩微观孔隙特别发育，孔隙结构复杂多样，从纳米级孔隙到微裂缝均有发育。孔隙大小的分类方案非常多，笔者采用IUPAC(国际纯粹与应用化学联合会)的孔隙大小划分方案将孔隙分为3类[34]：孔隙直径小于2 nm为微孔，2~50 nm为中孔，大于50 nm为大孔。孔隙的大小与孔隙的吸附机理具有较强的相关性，通过泥页岩样品低温氮吸附实验获取吸附曲线和脱附曲线(图 7)。从图 7中可以看出，样品吸附等温线在形态上均呈反“S”型，各个样品的形态有些许差别。根据IUPAC对标准吸附等温线类型的划分[34]，测试的样品与Ⅳ型等温线相近，反映微观孔隙主要为中孔型。在低压(0＜P/P0＜0.1)时，吸附等温线上升缓慢且有向上凸的趋势，表现为单分子吸附或者微孔充填；在中等压力(0.1＜P/P0＜0.5)时，吸附等温线呈线性上升的趋势，表现为多分子层吸附特性；当压力较高(P/P0＞0.5)时，等温吸附曲线急剧上升，呈向下凹的形状，吸附曲线和脱附曲线不重合，形成滞后回线，滞后回线能够反映微观孔隙的形状。根据IUPAC对滞后回线标准类型的划分[34]，测试样品滞后回线主要为H2型(PG-2、PG-3、PG-9、PG-10)和H4型(PG-12、PG-13)。H2型滞后环宽大，孔隙主要为细颈广体的墨水瓶型孔，微孔较为发育，充当墨水瓶的“瓶颈”；H4型滞后环较为平缓狭长，孔隙主要为狭缝型孔。
图 7 黔西地区龙潭组岩心样品吸附—脱附曲线Figure 7. Adsorption and desorption curves of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province5.3.2 泥页岩孔径分布
运用BJH理论分析泥页岩样品的孔径分布特征。从孔径分布曲线图(图 8)中可以看出，峰值主要集中3.5~5.0 nm之间，说明孔径在该值范围内出现的概率最大，微观孔隙以中孔为主。泥页岩的比表面积采用BET方程计算，总孔体积采用BJH法计算获取，结果显示，比表面积为9.366~32.691 m2/g，平均为19.69 m2/g；总孔体积为0.005 41~0.024 40 m3/g，平均为0.012 46 m3/g(表 2)。龙潭组泥页岩大量发育的纳米级孔隙，能够极大地增加比表面积，为页岩气的赋存提供大量的空间。
图 8 黔西地区龙潭组岩心样品孔径分布Figure 8. Pore size distribution of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province表 2 黔西地区龙潭组岩心样品孔隙结构参数Table 2. Pore structure parameters of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province参数 PG-2 PG-3 PG-9 PG-10 PG-12 PG-13 比表面积/(m2•g-1) 9.366 11.285 32.691 11.764 31.183 21.879 总孔体积/(m3•g-1) 0.007 75 0.015 00 0.011 90 0.024 40 0.010 30 0.005 41 平均孔直径/nm 4.42 5.92 3.10 8.46 2.87 2.72 5.4 孔隙分形特征
泥页岩孔隙的分形特征研究主要基于气体吸脱附等温线进行计算的，方法多样，主要有分形BET模型法、热力学法和FHH(Frenkel-Halsey-Hill)分形理论数学模型法[35]。其中FHH计算简便、适用范围广，被广泛地运用于分形理论研究，FHH数学模型为：
lnV=(D−3)ln(lnP0P)+C 式中：D为分形维数；V为气体吸附量，cm3/g；P0为吸附气体的饱和蒸气压，MPa；P为系统平衡压力，MPa；C为常数。龙潭组岩心样品在相对压力介于0.45~0.50时吸附等温曲线和脱附等温曲线明显的不重合，出现滞后回线，因此以相对压力0.50为分界点，分相对压力较低(0＜P/P0＜0.5)和相对压力较高(0.5＜P/P0＜1.0)2个阶段计算分形维数(图 9)，相对压力较低和较高区间内计算出的分形维数分别为D1和D2。通过线性拟合发现，龙潭组岩心样品D1为2.668 9~2.925 6，平均为2.828 1，相关系数均在0.976以上；D2为2.568 8~2.863 7，平均为2.746 3，相关系数均在0.968以上，同一样品D1均大于D2，且分形维数值较为集中(表 3)。前人[16]研究结果显示，泥页岩分形维数D介于2~3之间，越接近3时岩石孔喉分选越差，孔隙表面越粗糙，孔隙结构也越复杂；越接近2时，岩石的孔隙结构就变得较为均匀。通过分形维数计算结果可以看出，龙潭组泥页岩孔隙表面粗糙程度较高，孔隙的连通性较差，储层非均质性较强。
图 9 黔西地区龙潭组泥页岩样品分形曲线Figure 9. Fractal curves of shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province表 3 基于氮气吸附法的泥页岩微观孔隙分形维数Table 3. Fractal dimensions of micro pores in shale based on nitrogen adsorption样品编号 D1拟合方程 D1 相关系数R2 D2拟合方程 D2 相关系数R2 PG-2 y=-0.164 4x+1.152 2.835 6 0.975 9 y =-0.232 6x+1.118 2 2.767 4 0.995 1 PG-3 y=-0.331 1x+0.76 2.668 9 0.982 9 y=-0.431 2x+0.659 9 2.568 8 0.999 7 PG-9 y=-0.103 6x+2.364 5 2.896 4 0.988 1 y=-0.159 7x+2.353 2 2.840 3 0.981 6 PG-10 y=-0.275 3x+1.911 2.724 7 0.978 9 y=-0.420 8x+1.822 2 2.579 2 0.995 6 PG-12 y=-0.082 9x+2.311 5 2.917 1 0.981 2 y=-0.141 7x+2.295 5 2.858 3 0.979 7 PG-13 y=-0.074 4x+1.946 2 2.925 6 0.993 2 y=-0.136 3x+1.937 2.863 7 0.967 9 6. 含气特征
泥页岩含气性参数是判断页岩气资源潜力最为重要的参数之一[36]，获取含气性参数的方法主要包括气测录井、现场解吸及等温吸附。其中气测录井一定程度上能够反映目的层段的含气性能；现场解吸实验是测量泥页岩含气量最直观的方法，通过模拟地层温度条件来反映泥页岩含气量，总含气量包括解吸、损失、残余三部分[37]；等温吸附实验主要是能够反映烃源岩的吸附能力，饱和吸附气量大小是一个最直观的指标。
对黔西地区参数井泥页岩样品进行现场解吸实验，经计算解吸气含量加回推损失气量以及实验测得残余气量，结果显示：HV-2井总含气量为1.33~3.25 m3/t，平均为2.29 m3/t；JV-3井总含气量为1.09~5.05 m3/t，平均2.67 m3/t；YV-2井总含气量为0.89~4.26 m3/t，平均2.34 m3/t；YV-3井总含气量为1.02~2.16 m3/t，平均1.36 m3/t。整体而言，研究区龙潭组泥页岩现场解吸总含气量较高。同时龙潭组发育有多套煤层，煤层的解吸气总含量为8.20~18.90 m3/t，平均16.15 m3/t，含气量高，在后期进行开采时可考虑进行“三气” (页岩气、煤层气、致密砂岩气)合采。
对研究区7块泥页岩岩心样品进行等温吸附实验，通过LANGMUIR等温吸附方程拟合计算可得页岩的饱和吸附气量，结果显示，饱和吸附量为2.08~4.41 m3/t，平均3.15 m3/t(图 10)，表现出泥页岩具有良好的吸附性能。
图 10 黔西地区龙潭组泥页岩样品甲烷吸附曲线Figure 10. Methane adsorption isotherms for shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province7. 结论
(1) 黔西地区龙潭组海陆交互相泥页岩具有单层薄、层数多、累厚大，且与砂岩、煤频繁交替出现的特点，矿物成分主要为黏土矿物和石英，黏土含量较高，平均为59.29%，黏土矿物成分主要为伊/蒙混层、高岭石和绿泥石，反映为有利于有机质保存的缺氧沉积环境。
(2) 龙潭组泥页岩总有机碳含量高，主体上TOC大于3.0%，为好—很好级烃源岩；干酪根显微组分鉴定测试结果显示整体上以镜质组为主，其次为壳质组，有机质类型均为Ⅲ型，以偏生气为主，Ro平均为1.01%，正处于干酪根生气高峰阶段。
(3) 孔隙度和渗透率非常低，孔隙类型主要为粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝；氮吸附实验揭示微观孔隙主要为细颈广体的墨水瓶型孔和狭缝型孔，微观孔隙孔径集中在3.5~5.0 nm，以中孔为主，比表面积平均为19.69 m2/g，总孔体积平均为0.012 46 m3/g；孔隙分形维数大，相关系数高，D1平均为2.828 1，D2平均为2.746 3，反映出泥页岩表面粗糙程度大，连通性差，非均质性强。
(4) 龙潭组泥页岩整体上表现出较好的含气性，现场解吸总含气量为0.89~5.05 m3/t，达到工业开发的标准，具有较好的资源潜力；泥页岩样品饱和吸附量平均为3.25 m3/t，具有良好的吸附性能。同时与泥页岩互层的煤层具较高的含气量，可考虑进行合层开采。
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图 1 黔西地区区域地质背景及YV-2井岩性柱状图
Figure 1. Regional geological background and lithology histogram of well YV-2 in western Guizhou province
图 2 黔西地区龙潭组岩心样品铸体薄片鉴定
Figure 2. Identification of casting thin section of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province
图 3 黔西地区龙潭组岩心样品全岩及黏土矿物含量分布
Figure 3. Percentage of total rock and clay mineral content of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province
图 4 黔西地区龙潭组泥页岩样品有机碳含量频率分布
Figure 4. Frequency distribution of organic carbon content in shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province
图 5 黔西地区龙潭组泥页岩孔隙度与TOC及矿物成分的关系
Figure 5. Relationship between shale porosity and TOC, mineral composition of Longtan Formation in western Guizhou province
图 6 黔西地区龙潭组岩心样品微观孔隙类型及特征
Figure 6. Pore types and characteristics of shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province
图 7 黔西地区龙潭组岩心样品吸附—脱附曲线
Figure 7. Adsorption and desorption curves of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province
图 8 黔西地区龙潭组岩心样品孔径分布
Figure 8. Pore size distribution of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province
图 9 黔西地区龙潭组泥页岩样品分形曲线
Figure 9. Fractal curves of shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province
图 10 黔西地区龙潭组泥页岩样品甲烷吸附曲线
Figure 10. Methane adsorption isotherms for shale samples from Longtan Formation in western Guizhou province
表 1 黔西地区龙潭组泥页岩测试样品基本情况
Table 1. Information of shale test samples from Longtan Formation in western Guizhou province
样品编号 井名 岩性 w(TOC)/% Ro/% 孔隙度/% 渗透率/10-3μm2 吸附气含量/(m3•t-1) PG-1 HV-2 深灰色粉砂质泥岩 1.23 0.94 PG-2 HV-2 黑色含碳泥岩 5.20 1.05 1.55 2.08 PG-3 HV-2 深灰色粉砂质泥岩 1.86 1.28 2.26 0.000 878 PG-4 HV-2 灰黑色泥岩 3.12 0.89 PG-5 JV-3 深灰色泥岩 4.41 0.92 0.67 0.000 322 2.45 PG-6 JV-3 灰黑色含碳页岩 7.99 0.90 3.09 PG-7 JV-3 深灰色页岩 2.08 0.87 7.15 - 3.51 PG-8 JV-3 黑色碳质页岩 8.64 1.02 PG-9 JV-3 黑色碳质页岩 5.86 0.99 3.02 0.000 447 PG-10 YV-2 深灰色粉砂质泥岩 3.88 1.09 3.39 0.001 065 PG-11 YV-2 灰黑色粉砂质泥岩 6.53 1.22 4.19 - 3.53 PG-12 YV-2 深灰色粉砂质泥岩 2.75 1.06 PG-13 YV-2 深灰色泥岩 3.91 1.12 PG-14 YV-2 深灰色泥岩 4.51 1.08 4.41 PG-15 YV-3 深灰色泥岩 3.67 1.04 PG-16 YV-3 深灰色粉砂质泥岩 4.19 1.09 PG-17 YV-3 灰黑色泥岩 2.90 0.68 2.95 PG-18 YV-3 深灰色粉砂质泥岩 3.15 0.96 
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表 2 黔西地区龙潭组岩心样品孔隙结构参数
Table 2. Pore structure parameters of core samples from Longtan Formation in western Guizhou province
参数 PG-2 PG-3 PG-9 PG-10 PG-12 PG-13 比表面积/(m2•g-1) 9.366 11.285 32.691 11.764 31.183 21.879 总孔体积/(m3•g-1) 0.007 75 0.015 00 0.011 90 0.024 40 0.010 30 0.005 41 平均孔直径/nm 4.42 5.92 3.10 8.46 2.87 2.72
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表 3 基于氮气吸附法的泥页岩微观孔隙分形维数
Table 3. Fractal dimensions of micro pores in shale based on nitrogen adsorption
样品编号 D1拟合方程 D1 相关系数R2 D2拟合方程 D2 相关系数R2 PG-2 y=-0.164 4x+1.152 2.835 6 0.975 9 y =-0.232 6x+1.118 2 2.767 4 0.995 1 PG-3 y=-0.331 1x+0.76 2.668 9 0.982 9 y=-0.431 2x+0.659 9 2.568 8 0.999 7 PG-9 y=-0.103 6x+2.364 5 2.896 4 0.988 1 y=-0.159 7x+2.353 2 2.840 3 0.981 6 PG-10 y=-0.275 3x+1.911 2.724 7 0.978 9 y=-0.420 8x+1.822 2 2.579 2 0.995 6 PG-12 y=-0.082 9x+2.311 5 2.917 1 0.981 2 y=-0.141 7x+2.295 5 2.858 3 0.979 7 PG-13 y=-0.074 4x+1.946 2 2.925 6 0.993 2 y=-0.136 3x+1.937 2.863 7 0.967 9
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