0 引 言
贵州省是我国南方主要的煤炭资源产地，上二叠统龙潭组是贵州省的主要含煤地层[1]，其中黔北煤田是贵州省主要煤炭产地之一，龙潭组分布广泛，大量的富有机质泥页岩发育于该地层中[2]，多年的煤炭与煤层气勘探工作证实龙潭煤系泥页岩具有较好的含气显示，是贵州省主要天然气气源岩与储层之一[3]。根据2013年贵州省自然资源厅《贵州省页岩气资源调查评价》结果，贵州省页岩气地质资源量在全国列第4位，达到9.22 万亿 m3，发育多套厚度大、分布范围广的含气页岩层系，其中上二叠统龙潭组地质资源量达到1.73 万亿 m3，占贵州省页岩气总量的19%。目前上二叠统龙潭组页岩气已经成为贵州天然气勘探的重要接替领域[4-5]。另据《贵州省页岩气资源调查评价》的子项目《黔西北地区页岩气资源调查评价》结果，黔西北期望75%页岩气地质资源量达到0.84 万亿 m3，其中黔北煤田的核心区域金沙-大方-黔西地区为黔西北地区上二叠统页岩气聚集发育的有利区，具有巨大的页岩气地质资源量。
尽管贵州省龙潭组经历了多期构造运动的改造破坏，是天然气成藏的不利因素[6-7]，但页岩气的吸附富集特征使得其具有较强的抗构造破坏能力[8-9]。且目前受高度构造破坏的美国东部盆地古生界地层现已成功实现了页岩气商业化开发，也直接证实了构造复杂地区页岩气大规模开发的可行性。因此对于页岩气这种自生自储的非常规天然气资源，其储层特征是当前阶段最为重要的页岩气富集主控因素之一[10-11]。
为此，以黔北煤田上二叠统龙潭组为研究对象，采集黔北煤田JC-1井岩心样品，对其富有机质泥页岩储层地质特征进行分析，并分析页岩气勘探潜力，为后续页岩气勘探开发提供依据。
1 研究区概况
黔北煤田位于贵州省西北部，属上扬子板块下的川中前陆盆地和扬子板块南部被动边缘褶冲带，主要包括四级构造单元毕节弧形构造区以及织金宽缓褶皱区的北部[1]。黔北煤田龙潭组是在茅口组滨海相碳酸盐岩地层之上发展起来的[3]，由西向东顺次发育三角洲平原、潟湖-潮坪、碳酸盐台地(图1)，平面上依次体现陆相-海陆过渡相-海相的沉积特点。
图1 黔北煤田龙潭组沉积相
Fig.1 Sedimentary facies map of Longtan Formation in Qianbei Coalfield
2 样品测试
2.1 样品采集
所测试样品均采集自黔北煤田JC-1井上二叠统龙潭组岩心，该井为2016年钻探的一口煤系气参数井，位于黔西北毕节市金沙县以西约10 km的林华井田，开孔于三叠系茅草铺组，钻遇夜郎组、长兴组，钻穿二叠系龙潭组完钻。该井揭示的龙潭组厚度130.2 m，岩性以泥质粉砂岩、泥岩、煤为主，含少量砂岩、灰岩、泥灰岩与铝土质泥岩。JC-1井进行了全井段取心与全井段常规测井，共采集样品200多个。通过对该井富有机质泥页岩主要储层地质特征进行分析，进而分析其页岩气勘探潜力(图2)。
图2 JC-1井储层综合柱状图
Fig.2 Histogram of well JC-1
2.2 测试仪器与测试方法
X射线衍射试验依据行业标准《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》(SY/T5163—2010)进行测试，测试仪器采用Xpert powder测试仪；总有机碳含量测试依据国标《沉积岩中总有机碳的测定》(GB/T 19145—2003)，测试仪器为CS230型碳硫分析仪；有机质成熟度测试依据《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T 5124—2012，测试仪器为Scope.A1型显微光度计；扫描电镜试验依据《微米级长度的扫描电镜测量方法通则》(GB/T 16594—2008)和《岩石样品扫描电子显微镜分析方法》(SY/T 5162—1997)，观测仪器为Tescan/OXFORD仪器；岩石力学测试依据《煤和岩石物理力学性质测定方法》(GB/T 23561—2009)，测试仪器为RTR-1000型力学测试系统。
3 JC-1井富有机质泥页岩储层特征
3.1 矿物组成
页岩的全岩矿物组分对页岩气储层优劣的影响主要体现在页岩的可压裂性上。页岩气储层低孔低渗的特点决定了其需要经过压裂改造并形成有效的人工裂缝才可以实现高效开采。脆性矿物含量越高的页岩，储层改造难度越低，越易获得高产气流。
根据该井59个泥页岩样品X射线衍射试验结果，龙潭组泥页岩矿物成分含量变化较大(图3)，总体以黏土矿物和石英为主，黏土矿物含量介于7.81%～77.78%，平均为44.20%；石英质量分数介于0～58.2%，平均为21.65%；再其次为黄铁矿，质量分数介于0～38.4%，平均为10.33%；此外还含有一定量的菱铁矿(平均含量3.6%)、白云石(平均含量4.9%)以及少量的长石(平均含量5.8%)和方解石(平均4.9%)。其中石英、长石、碳酸盐矿物为脆性矿物[12]，各脆性矿物含量合计5.96%～87.27%，平均为42.50%，显示岩石脆性较好[13]，适宜进行储层改造。
图3 JC-1井龙潭组泥页岩样品矿物成分
Fig.3 Mineral composition of shale samples of Longtan Formation from well JC-1
3.2 有机地球化学特征
3.2.1 有机质类型
有机质类型可以体现富有机质泥页岩中干酪根的物质起源，不同类型有机质对应着的不同的生烃能力与不同的生油气窗口的门限值，有机质类型是评价烃源岩资源潜力的一项重要参数。
本次有机质类型划分采用干酪根类型指数法。类型指数法是通过观察干酪根镜检照片并统计各显微组分之间的比例来判断干酪根类型。通过对JC-1井27件样品的干酪根显微组分进行观察统计，样品干酪根类型指数在-78～-38，根据干酪根类型判别标准[5]，所有受测试样品的有机质类型均属于Ⅲ型，Ⅲ型干酪根以生气为主[14]，干酪根类型有利于页岩气的生成。
3.2.2 有机质成熟度
有机质的成熟度决定了有机质中干酪根能否有效成烃以及其产物为何种烃类。有机质成熟度达到一定阈值才会开始大量生烃，在一定的成熟度区间内，页岩有机质成熟度越高越有利于烃类生成[15]。
受测试有机质成熟度样品共29件，测试结果统计分析显示，有96%的样品Ro落在2.0%～3.0%内(图4)。根据中国南方黑色页岩成熟阶段划分标准，Ro值在1.3%～2.0%的有机质成熟阶段为高成熟期，成烃阶段为生凝析油-湿气阶段；Ro值在2.0%～3.0%的有机质成熟阶段为过成熟早期，成烃阶段为生干气阶段。据此96%的样品处于过成熟早期生干气阶段，剩余4%处于高成熟生湿气阶段。JC-1井龙潭组泥页岩有机质成熟度显示其处于产气阶段。
图4 JC-1井Ro频率分布
Fig.4 Histogram of frequency of Ro
3.2.3 有机质丰度
有机质丰度是烃源岩评价的重要指标，其高低反映了烃源岩生烃母质的丰富程度。可以评价有机质丰度的参数一般有总有机碳含量(TOC)和地球化学丰度指标(如氯仿沥青A和岩石热解生烃潜量等)[16-17]。其中总有机碳含量是最基本的有机质丰度评价参数，同时由于受测试样品热演化程度显示显示96%已达到到过成熟早期阶段，因此样品中可溶的或者可热解的有机质几乎已经排出殆尽，故而地球化学丰度指标已经无法对有机质丰度进行有效评价[17]，因此本次仅以总有机碳含量评价有机质丰度。共37件泥页岩样品的总有机碳测试结果(图2)显示：JC-1井总有机碳含量位于0.56%～9.58%，平均3.97%，有36%的样品有机碳含量大于5.0%(图5)。参照斯伦贝谢公司页岩气藏有机碳含量评级标准，TOC值在2.0%～4.0%的烃源岩质量为好，TOC值在4.0%～12.0%的烃源岩质量为很好，JC-1井泥页岩为好-很好级烃源岩。
图5 JC-1井TOC频率分布
Fig.5 Histogram of frequency of TOC
3.3 微观孔隙特征
目前不同学者对于微观孔隙有着不同的分类方案，目前受认可比较广泛的分类有2种。一种是SLATT等[18]基于对Barnett 和Woodford 页岩的研究，将微观孔隙分为有机孔隙、微裂缝、黏土粒间孔、粪球粒内孔、碎屑内孔隙和颗粒内孔隙；另一种为LOUCKS[19]将页岩基质孔隙定义为粒间孔、粒内孔、有机质孔3类。
通过在SEM场发射扫描电镜下对JC-1井龙潭组泥页岩样品进行观察，认为LOUCKS分类对研究区海陆交互相页岩微观孔隙较为适用。JC-1井龙潭组泥页岩中微观孔隙类型主要包括粒内孔、粒间孔、有机质孔和微裂缝，其中粒间孔与粒内孔是受观察样品最主要的孔隙类型，同时还发育有一定量的微裂缝，有机质孔发育较少。整体而言，虽然有机质孔不甚发育，但较为发育的粒内孔、粒间孔和微裂缝可以为页岩气提供足够的储集空间。
1)粒间孔是矿物颗粒堆积时由颗粒相互支撑形成的孔隙，几何形态常呈拉长型和多角型。粒间孔主要是在黏土矿物、有机质等韧性矿物和石英、长石、黄铁矿等脆性矿物的矿物颗粒接触处形成[7]。在扫描电镜下，可以观察到矿物颗粒接触处粒间孔及伊/蒙间层矿物聚合体中的粒间孔。是本次试验观测到比较发育的孔隙类型之一(图6a—图6c)。
图6 JC-1井龙潭组泥页岩样品扫描电镜
Fig.6 SEM images of shale sample of Longtan Formation from well JC-1
2)粒内孔是矿物颗粒内部形成的孔隙类型，常呈不规则的几何形态。在成岩演化过程中，黏土矿物中的蒙脱石向伊利石转化过程中可形成大量的粒内孔。不稳定矿物如长石与碳酸盐岩矿物在在埋藏较深的情况下，也可在溶蚀作用下生成溶蚀粒内孔[20]。JC-1井龙潭组泥页岩中黏土矿物粒内孔是本次试验观测到比较发育的孔隙类型之一(图6d)。
3)有机质孔是生烃有机质在生烃后由于膨胀在有机质内形成的气泡孔。通过对扫描电镜观察发现，相比于有机质孔特别发育的海相泥页岩，JC-1井泥页岩样品仅可见到少量的有机质孔隙。这是由于样品干酪根类型全部为Ⅲ型，显微组分以镜质组和惰质组为主，其结构较为稳定，不易产生气泡结构[21](图6c—图6d)。
4)微裂缝是矿物在成岩过程中或有机质在生烃过程中形成的，通过扫描电镜观察，可以观察到样品有一定量的微裂缝发育，主要是矿物之间的裂缝和有机质收缩缝(图6e—图6f)。
3.4 泥页岩厚度
泥页岩厚度与体积也是页岩气储层评价的重要参考因素[22-23]。在其他储层地质条件相同的情况下，厚度更大、体积更大的泥页岩储层显然具有更大的生气总量与储集能力。同时对于页岩气储层，除了总厚度以外，有效页岩连续厚度也是重要的评价参数。根据《页岩气地质评价方法》(GB/T 31483—2015)所给定的中国陆上页岩气有利层段/区确定条件与下限标准，中国过渡相-湖沼相煤系页岩气有利层段有效页岩连续厚度应大于15 m。
根据JC-1井岩心编录结果，泥页岩、泥质粉砂岩与煤三者累计厚度达到龙潭组总厚度的84.58%(图7)。其中总厚度最大的为泥页岩，总厚达到48.03 m，占龙潭组总厚度的36.89%；厚度仅次于泥页岩的是泥质粉砂岩，总厚度达到45.58 m，占龙潭组总厚度的35.01%；煤层总厚度16.51 m，占龙潭组总厚度的12.68%。JC-1井泥页岩的有效连续厚度整体而言较薄，这主要是因为研究区龙潭组形成于沉积环境波动较大、变化频繁的海陆过渡相环境。在这种环境下形成了泥页岩、薄层细粒砂岩与煤岩频繁互层的沉积特征。根据统计，JC-1井有效页岩连续厚度大于15 m的有效连续厚度有利层段有2个(图2)，分别是683.71～702.32 m和764.65～783.82 m两个层段，其有效连续厚度分别为18.61 m与19.17 m，岩性为富有机质泥页岩夹少量薄煤层与薄层粉砂岩。
图7 JC-1井龙潭组岩性频率分布
Fig.7 Histogram of frequency of lithology
4 页岩气勘探潜力评价
页岩气勘探开发经过多年的发展，国内外已有多个成功对页岩气进行商业开发的区块与层位，将JC-1井龙潭组页岩气储层的各项参数指标与其相对比(表2)，可以看出黔北煤田龙潭组页岩气储层具有以下特点：①干酪根类型有利于生气，热演化程度适宜，有机质丰度较高，具有良好的生气能力；②孔隙类型多样，具有足够的页岩气储集能力；③脆性矿物含量较高，与北美产气页岩相当，适宜进行储层改造；④泥页岩厚度与圣胡安盆地Lewis页岩厚度接近，而Lewis页岩厚度是美国五个页岩气系统中最厚的[22]，因此认为研究区具有较为有利的泥页岩厚度，且根据前文所述具有2个有效页岩连续厚度大于15 m的连续厚度有利层段。
表2 页岩气储层参数对比
Table 2 Comparison of shale gas reservoir parameters
地区层位TOC含量/%Ro/%干酪根类型脆性矿物含量/%孔隙类型富有机质泥页岩厚度/m美国圣胡安盆地Lewis0.45～2.51.6～1.9Ⅲ10～60有机质孔、微裂缝61～91四川盆地[20]龙潭组0.8～35.77.51.96～2.402.22Ⅱ、Ⅲ22.2粒间孔、粒内孔、微裂缝20～120黔北煤田龙潭组(JC-1井)0.56～9.583.971.99～3.262.52Ⅲ5.96～87.2743.78粒间孔、粒内孔、微裂缝48.03
注：数据格式为
综合对比认为，黔北煤田龙潭组富有机质泥页岩具有良好的生气能力、良好的储集能力与良好的可压裂性，泥页岩累计厚度与有效连续厚度较大，因此具有有良好的页岩气勘探潜力。
5 结 论
1)研究区龙潭组岩性以泥岩、泥质粉砂岩、煤为主，含少量砂岩、灰岩、泥灰岩与铝土质泥岩。泥页岩矿物成分含量变化较大，以黏土矿物和石英为主，脆性矿物含量合计5.96%～87.27%，平均43.78%，岩石脆性较高，适宜进行储层改造。
2)样品有机质类型为Ⅲ型，有利于页岩气生成，总有机碳含量平均3.97%，有36%的样品有机碳含量大于5.00%；有96%的样品Ro落在2.00%～3.00%内。地球化学参数显示泥页岩样品具有有利的有机质类型、适宜的热演化程度和较高的有机碳含量，生气能力好。
3)具有粒间孔、粒内孔、微观裂缝等丰富多样的微观孔隙，为页岩气提供了良好的储集空间。
4)泥页岩总厚达到48.03 m，占龙潭组总厚度的36.89%，具有两个有效页岩连续厚度大于15 m的层段，页岩累计厚度与有效连续厚度较大。
5)黔北煤田龙潭煤系富有机质泥页同时具备良好的生气条件、良好的储集条件与良好的可压裂性，富有机质泥页岩累计厚度与有效连续厚度较大，具有有良好的页岩气勘探潜力。
[1] 易同生. 贵州省煤层气赋存特征[J]. 贵州地质,1997，14(4)：346-348.
YI Tongsheng. Occurrence of coalbed gas in Guizhou[J]. Guizhou Geology,1997，14(4)：346-348.
[2] 唐显贵.贵州省煤炭资源赋存规律[J].煤田地质与勘探,2012,40(5):1-5.
TANG Xiangui. Occurrence regularities of coal resources in Guizhou Province[J]. Coal Geology & Exploration,2012,40(5):1-5.
[3] 王国司,刘诗荣,邬炳钊.贵州西部煤层气资源勘探前景[J].天然气工业,2001，21(6):23-26，113.
WANG Guosi,LIU Shirong,WU Bingzhao. Exploration prospects for coalbed gas resource in west Guizhou[J]. Natural Gas Industry，2001,21(6):23-26，113.
[4] 邓恩德，姜秉仁，高 为，等. 黔西地区龙潭组煤系泥页岩孔隙结构及分形特征研究[J]. 煤炭科学技术,2020,48(8):184-190.
DENG Ende,JIANG Bingren,GAO Wei,et al. Study on pore structure and fractal characteristics of shale from coal measures of Longtan Formation in western Guizhou[J]. Coal Science and Technology,2020,48(8):184-190.
[5] 贾立龙，舒建生，姜在炳，等.黔西海陆过渡相煤系页岩气成藏条件及储层特征研究[J].煤炭科学技术,2021,49(10)：201-207.
JIA Lilong,SHU Jiansheng,JIANG Zaibing，et al.Study on formation conditions and reservoir characteristics of marine-terrigenous facies coal measures shale gas in western Guizhou[J].Coal Science and Technology，2021，49(10)：201-207.
[6] 王 佟,王庆伟,傅雪海.煤系非常规天然气的系统研究及其意义[J].煤田地质与勘探,2014,42 (1):24-27.
WANG Tong,WANG Qingwei,FU Xuehai. Research of the unconventional gas in coal measures[J]. Coal Geology & Exploration,2014,42 (1):24-27.
[7] 付娟娟,郭少斌,高全芳,等.沁水盆地煤系地层页岩气储层特征及评价[J].地学前缘,2016,23(2):167-175.
FU Juanjuan,GUO Shaobin,GAO Quanfang. Reservoir characteristics and enrichment conditions of shale gas in the Carboniferous-Permian coal-bearing formations of Qinshui Basin[J]. Earth Science Frontiers,2016,23(2):167-175.
[8] 梁建设,王存武,柳迎红,等.沁水盆地致密气成藏条件与勘探潜力研究[J].天然气地球科学,2014,25(10):1509-1519.
LIANG Jianshe,WANG Cunwu,LIU Yinghong. Study on the tight gas accumulation conditions and exploration potential in the Qinshui Basin[J]. Natural Gas Geoscience,2014,25(10):1509-1519.
[9] 杨 华,刘新社.鄂尔多斯盆地古生界煤成气勘探进展[J].石油勘探与开发,2014,41(2):129-137.
YANG Hua,LIU Xinshe. Progress of Paleozoic coal-derived gas exploration in Ordos Basin,West China[J]. Petroleum Exploration and Development,2014,41(2):129-137.
[10] 梁 冰,石迎爽,孙维吉,等. 中国煤系“三气”成藏特征及共采可能性[J]. 煤炭学报,2016,41(1):167-173.
LIANG Bing,SHI Yingshuang,SUN Weiji. Reservoir forming characteristics of "the three gases" in coal measure and the possibility of commingling in China[J]. Journal of China Coal Society,2016,41(1):167-173.
[11] 张金川,聂海宽,徐 波,等.四川盆地页岩气成藏地质条件[J].天然气工业,2008(2):151-156，179-180.
ZHANG Jinchuan,NIE Haikuan,XU Bo,et al. Geological condition of shale gas accumulation in Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry,2008(2):151-156，179-180.
[12] 钟 城,秦启荣,周吉羚,等.川东南丁山地区龙马溪组脆性评价[J].地质科技情报,2018,37(4):167-174.
ZHONG Cheng,QIN Qirong,ZHOU Jiling,et al. Brittleness evaluation of organic-rich shale in Longmaxi Formation in Dingshan Area,Southeastern Sichuan[J]. Bulletin of Geological Science and Technology,2018,37(4):167-174.
[13] 于 鹏,刘福义,王延忠,等.保靖页岩气区块储层可压性评价：以龙马溪组页岩为例[J].非常规油气,2018,5(5):96-103.
YU Peng,LIU Fuyi,WANG Yanzhong,et al.Evaluation on fracability of shale gas reservoir in Baojing Block：A Case of Longmaxi Formation[J]. Unconventional Oil & Gas,2018,5(05):96-103.
[14] 王瑞瑞，傅雪海，张宝鑫，等.煤系碳酸盐岩天然气勘探前景初探：以华北太原组为例[J].煤炭科学技术,2021,49(12)：138-149.
WANG Ruirui，FU Xuehai,ZHANG Baoxin，et al.Preliminary study on exploration prospect of carbonate gas in coal measures:a case study of Taiyuan Formation in North China[J].Coal Science and Technology，2021，49(12)：138-149.
[15] 方朝刚,殷启春,滕 龙,等.萍乐坳陷区中二叠统茅口组南港段页岩气基本特征：以ZK01井为例[J].科学技术与工程,2018,18(28):26-36.
FANG Chaogang,YIN Qichun,TENG Long,et al. Basic characteristics of the shale gas in the Nangang Part of the Maokou Formation of Middle Permian Series in Pingle Depression：Taking ZK01 Hole as an example[J]. Science Technology and Engineering,2018,18(28):26-36.
[16] MOHAMED H H,WAN H A,MOHAMED R S. Source rock characterization and oil generating potential of the Jurassic Madbi Formation,onshore East Shabowah oilfields,Republic of Yemen[J]. Organic Geochemistry,2010,41;513-521.
[17] 李 浩,任战利,陈西泮,等.陕北斜坡东部上古生界烃源岩地球化学特征[J].西北大学学报(自然科学版),2015,45(5):795-800.
LI Hao,REN Zhanli,CHEN Xipan,et al. Geochemical features of natural gas source rock in the Upper Paleozoic in the east part of North Shaanxi slope[J]. Journal of Northwest University(Natural Science Edition),2015,45(5):795-800.
[18] SLATT E M,O'BRIEN N R. Pore types in the burnett and woodford gas shales:Contribution to understanding gas storage and migration pathways in fine-grained rocks[J].AAPG Bulletin，2011，95(12) :2017-2030．
[19] LOUCKS R G,REED R M,RUPPEL S C,et al. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores[J]. AAPG Bulletin,2012. 96 (6) :1071-1098.
[20] 贾腾飞,王 猛,赵健光.沁水盆地石炭-二叠系煤系页岩气储层特征及生烃潜力分析:以山西省临汾市Y1井为例[J].科学技术与工程,2020,20(6):2169-2178.
JIA Tengfei,WANG Meng,ZHAO Jianguang. Physical characters of coal shale reservoirs and potential analysis of Qinshui Basin:an example from Y1 Well Linfen City,Shanxi Province[J]. Science Technology and Engineering,2020,20(6):2169-2178.
[21] 邓恩德,金 军,王 冉,等.黔北地区龙潭组海陆过渡相页岩微观孔隙特征及其储气性[J].科学技术与工程,2017,17(24):190-195.
DENG Ende,JIN jun,WANG Ran,et al. Characteristics of microscopic pore and gas storage on shale in permian Longtan Formation,Northern Guizhou[J]. Science Technology and Engineering,2017,17(24):190-195.
[22] 阎存章,董大忠,程克明,等. 页岩气地质与勘探开发实践丛书:北美地区页岩气勘探开发新进展[M].北京:石油工业出版社,2009:41-244.
[23] 张金川,徐 波,聂海宽,等.中国页岩气资源勘探潜力[J].天然气工业,2008，28(6):136-140，159-160.
ZHANG Jinchuan,XU Bo,NIE Haikuan,et al. Exploration potential of shale gas resources in China[J]. Natural Gas Industry,2008，28(6):136-140，159-160.
