楊威，蔡劍鋒，王乾右，崔政劼，崔哲，徐亮，李蘭，顧小敏，王井伶

1 中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249

2 中國石油大學(xué)(北京)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院,北京 102249

0 引言

我國海相頁巖氣資源潛力豐富，分布于寒武系以上多套地層。當前海相頁巖氣勘探開發(fā)主要集中于上揚子地區(qū)五峰—龍馬溪組海相頁巖。自2007 年首次實現(xiàn)頁巖氣開采以來，經(jīng)過近十年的勘探開發(fā)，已取得顯著成果。2019 年中石油西南油氣田公司寧209H10-2 井和長寧H25-7 井投入生產(chǎn)，使得我國頁巖氣日產(chǎn)量達到1.0×107m3。

不同于常規(guī)儲層，頁巖巖層由于自身致密性，天然氣在頁巖層內(nèi)運移能力有限。頁巖氣的聚集受控于生烴物質(zhì)基礎(chǔ)、儲集空間發(fā)育、蓋層的保存條件。高生烴潛力、有機質(zhì)類型良好的頁巖提供了充足氣源，普遍發(fā)育的微裂縫及孔隙系統(tǒng)構(gòu)成了豐富的儲集空間，封閉性良好的區(qū)域性蓋層為頁巖氣在儲集空間中的長期保存提供了保障[1-3]。其中，進行有機質(zhì)生烴與孔隙儲集體特征研究是保證頁巖氣高效聚集成藏的首要環(huán)節(jié)。

近年來大量學(xué)者在有機質(zhì)生烴與孔隙演化方面做了大量研究，主要認識到滯留于頁巖內(nèi)的原油接替干酪根裂解生氣，構(gòu)成生氣母質(zhì)接替，同時油氣生成和排出對有機質(zhì)孔隙發(fā)育具有促進作用[4-6]；頁巖由低成熟向高成熟階段演化過程中，孔徑整體增大，介孔發(fā)育程度增大，宏孔趨于減小[7-8]；頁巖低演化階段成巖作用和生烴作用會一定程度促進溶蝕孔發(fā)育，干酪根生氣期固體瀝青充填導(dǎo)致孔隙有所減少，原油裂解生氣過程產(chǎn)生大量次生有機質(zhì)孔[9-12]。然而前人的研究大多割裂了頁巖有機質(zhì)與有機質(zhì)孔的耦合成藏性，作為“自生自儲”的特殊儲集體，頁巖生烴過程中有機質(zhì)與有機質(zhì)孔的協(xié)同演化對頁巖氣富集成藏至關(guān)重要。

針對上述南方海相頁巖氣在生烴母質(zhì)類型、有機質(zhì)賦存狀態(tài)演化、“生—儲”匹配方面存在的問題，鑒于五峰—龍馬溪組頁巖有機質(zhì)成熟度普遍偏高，不存在低成熟樣品，因此筆者選取了河北下花園地區(qū)上青白口系下馬嶺組低成熟海相頁巖樣品設(shè)計高溫高壓生烴模擬實驗，同時進行四川盆地五峰—龍馬溪組海相頁巖樣品掃描電鏡分析。厘清了海相頁巖原油裂解生氣的成熟度下限，闡明了高演化階段有機質(zhì)形態(tài)與孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)演化規(guī)律，提出了“生—儲”耦合演化模式，闡明了“生—儲”耦合演化對頁巖氣富集成藏的作用效應(yīng)。

1 地質(zhì)背景

四川盆地位于上揚子地臺西北部，盆地外緣被多條褶皺帶所包圍，東北方向發(fā)育米倉山—大巴山斷裂帶，東南方向發(fā)育湘黔鄂斷裂帶，西北方向龍門山斷裂帶向盆內(nèi)不斷擠壓，西南方向發(fā)育峨眉山—涼山構(gòu)造帶(圖1a)。四川盆地經(jīng)歷了多期次構(gòu)造演化，海西期、印支晚期—燕山早期為兩次緩抬升構(gòu)造階段，喜馬拉雅早期受到太平洋板塊和印度洋板塊的雙向擠壓作用盆地整體開始快速隆升至地表，形成了現(xiàn)今隆凹相間的構(gòu)造格局[13-14]。盆地內(nèi)發(fā)育下寒武統(tǒng)牛蹄塘組和上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組兩套海相頁巖層系，其中五峰—龍馬溪組頁巖在盆內(nèi)及周緣地區(qū)廣泛發(fā)育，層厚50～200 m，埋藏深度普遍達3000 m以上，在部分地區(qū)如瀘州可達5000 m。頁巖巖性以硅質(zhì)頁巖、炭質(zhì)頁巖、鈣質(zhì)頁巖為主，上部發(fā)育少量粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥晶灰?guī)r夾層，筆石、有孔蟲、腕足類等古生物化石豐富。龍馬溪組底部為深水陸棚沉積，古生產(chǎn)力水平較高，盆內(nèi)水體滯留缺氧，具有良好的有機質(zhì)富集保存條件[15-16]。

圖1 四川盆地構(gòu)造圖(a)和下馬嶺組頁巖采樣位置圖(b)Fig. 1 Tectonic map of Sichuan Basin (a) and sampling position of the Xiamaling shale(b)

2 樣品與分析

五峰—龍馬溪組頁巖樣品取自于中石油西南油氣田分公司Z202、Y202、L204、H201 四口頁巖氣井，樣品分布層段集中于龍馬溪組下部龍一亞段，密閉取芯。頁巖有機碳含量分布在1.3%～6.1%，等效鏡質(zhì)體反射率分布在2.35%～3.6%，干酪根類型為Ⅰ型和Ⅱ1型，主要礦物成分為石英和黏土礦物(表1)。

實驗所用下馬嶺組海相頁巖樣品采自河北省張家口市下花園地區(qū)趙家山剖面露頭，經(jīng)實測下馬嶺組頁巖TOC=5.30%，RO=0.47%，有機質(zhì)類型為Ⅱ1型，頁巖礦物成分主要為石英和黏土礦物，石英含量60%以上[17]，經(jīng)與龍馬溪組頁巖詳細對比后(表1)，認為其具有與龍馬溪組頁巖大致相似的地質(zhì)地化特征，可用于模擬龍馬溪組海相頁巖的生烴演化過程。巖石殘留烴S1為0.33 mg·g-1，熱解烴S2為23.89 mg·g-1，氫指數(shù)HI為450.40 mg·g-1，生烴潛力良好。

高溫高壓生烴熱模擬實驗在中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所蘭州油氣資源研究中心測試完成，實驗所用儀器為LTYSMNY-1 型流體巖石相互作用模擬儀。實驗設(shè)置300℃、350℃、400℃、450℃、500℃、550℃六個溫度點，在90 分鐘內(nèi)快速升溫至預(yù)設(shè)溫度點，之后恒溫48 h。實驗為半開放體系，各溫度點對應(yīng)的埋深、靜巖壓力、流體壓力等基本參數(shù)如表2 所示。實驗主要操作流程如下：將50 g頁巖樣品制成直徑小于2.5 cm的小塊裝入樣品室，四周以粉末填充，輕微壓實；將封裝好樣品的反應(yīng)釜在箱體內(nèi)裝載完成；對實驗系統(tǒng)施以50 Mpa的流體壓力以檢查裝置的密封性，觀察壓力指示器變化，如基本穩(wěn)定則指示當前系統(tǒng)密閉性能良好可進行下一步操作；系統(tǒng)抽真空；打開升溫程序，待溫度上升至指定溫度點，緩慢施加流體壓力；實驗恒溫結(jié)束后，打開排液閥門，用排水法收集實驗生成氣體，并記錄氣體量；用二氯甲烷清洗附著在管道內(nèi)壁的輕烴，在氣液分離器中回收作為排出油，詳細實驗流程參見Sun[18]和Song[19]的相關(guān)研究；實驗殘留的固體殘渣回收進行鏡質(zhì)體反射率測試。

掃描電鏡分析(SEM)在中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所ZEISS型SEM上完成，儀器分辨率200 nm。樣品表面經(jīng)砂紙均勻打磨后，置于拋光儀中，用設(shè)置好工作參數(shù)的氬離子束轟擊樣品表面完成拋光；拋光好的樣品進行鍍金處理，然后用導(dǎo)電膠固定于樣品臺，在場發(fā)射環(huán)境下進行觀察。

Image J軟件具有強大的二位圖像采集、處理和分析能力，在頁巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)研究中廣泛應(yīng)用[20-22]。本研究中使用Image J軟件分析掃描電鏡圖像以獲取有機質(zhì)孔等效圓直徑、面孔率、周長面積比等孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)。

3 結(jié)果與討論

3.1 液態(tài)烴裂解生氣時機的判定

鏡質(zhì)體發(fā)射率實測結(jié)果顯示頁巖在300℃～550℃各溫度點下達到的成熟度RO分別為0.6%、1.3%、2.1%、2.9%、3.4%、3.9%(圖2c)。

生烴模擬實驗質(zhì)量產(chǎn)率顯示：在溫度處于300℃～350℃時，氣態(tài)烴產(chǎn)率處于較低值， 排出油產(chǎn)率快速升高， 至350℃達到峰值； 在350℃～470℃(RO: 1.2%～3.2%)區(qū)間內(nèi)，氣態(tài)烴產(chǎn)率迅速增大，最高產(chǎn)率達約300mg/g TOC；其中，在350℃～400℃(RO:1.2%～2.2%)排出油產(chǎn)率快速下降，400℃～470℃(RO: 2.2%～3.2%)排出油產(chǎn)率緩慢增加；溫度高于470℃時，烴氣產(chǎn)率緩慢下降(圖2a)，430℃～500℃烴氣產(chǎn)率處于相對高值，約達到最大產(chǎn)率的50%～100%，判定為烴氣產(chǎn)率高峰期。

甲烷與C2-5的烴氣產(chǎn)率在不同溫度區(qū)間變化規(guī)律不同。在低于400℃區(qū)間，相比甲烷，重?zé)N氣增長較快，主要源于在原油裂解生氣初期，液態(tài)烴主要發(fā)生長鏈變短鏈的反應(yīng)，以生成濕氣為主；溫度高于400℃以后，甲烷產(chǎn)率迅速增加，C2-5先緩慢增加后降低，溫度升高提高了體系能量，發(fā)生重?zé)N氣裂解成甲烷的反應(yīng)，甲烷產(chǎn)率快速增加。

油型氣與煤型氣混合，同型不同源或同源不同期氣體混合常引起氣體碳同位素倒轉(zhuǎn)[23]，以 Ⅰ 型有機質(zhì)為主的海相頁巖氣中碳同位素倒轉(zhuǎn)主要為同源不同期次混合形成。模擬實驗氣體碳同位素分析結(jié)果顯示300℃、350℃氣體呈δ13C2＞δ13C1的正碳同位素序列特征，400℃以后氣體碳同位素出現(xiàn)δ13C1＞δ13C2的負碳序列特征(圖2d)，海相頁巖氣碳同位素倒轉(zhuǎn)可能為早期干酪根氣與原油裂解氣混合形成，指示350℃～400℃(RO: 1.2%～2.0%)開始出現(xiàn)原油裂解生氣。

表1 下馬嶺組與龍馬溪組頁巖地質(zhì)地化特征對比Table 1 Comparison of geological and geochemical characteristics of Xiamaling shale and Longmaxi shale

表2 高溫高壓生烴熱模擬實驗基本參數(shù)Table 1 Parameters setting of hydrocarbon-generation simulation experiment under high-temperature and high-presure

趙文智等提出有機質(zhì)演化過程中存在干酪根與液態(tài)烴等生氣母質(zhì)接替過程，Ⅰ、Ⅱ 型干酪根主生氣期RO為1.1%～2.6%，原油主生氣期RO為1.5%～3.8%[4-5]。基于這種生氣模式，結(jié)合上述烴氣產(chǎn)率及碳同位素特征判定五峰—龍馬溪組海相頁巖原油裂解生氣成熟度下限RO為1.5%，生氣高峰期RO為2.5%～3.4%。

圖2 下馬嶺組泥頁巖生烴模擬實驗質(zhì)量產(chǎn)率變化及氣體碳同位素。(a)排出油和烴氣質(zhì)量產(chǎn)率；(b)甲烷～戊烷質(zhì)量產(chǎn)率；(c)等效RO與溫度關(guān)系；(d)氣體碳同位素特征Fig. 2 Plots of productivity per gram V.S. temperature and gas carbon isotope of the hydrocarbon-generation simulation experiment of Xiamaling marine shale (a) mass productivity of oil and gas; (b) mass productivity of C1-5; (c) relationship between Equal-RO and temperature; (d) characteristics of gas carbon isotope

3.2 有機質(zhì)形態(tài)演化

3.2.1 原始有機質(zhì)與遷移有機質(zhì)劃分

(1)原始有機質(zhì)

原始有機質(zhì)為生烴演化過程中滯留在原地的原始干酪根，其常具有古生物外形，一般個體較大，呈圓狀、橢圓或規(guī)則長條狀，其邊緣與無機礦物緊密接觸，少見邊緣收縮縫(圖3a)。原始有機質(zhì)內(nèi)部孔隙發(fā)育程度低，一般主要發(fā)育少量微孔，孔隙呈圓狀，有機質(zhì)內(nèi)部也可見到密集海綿狀孔隙。原始干酪根有機質(zhì)在生烴演化各階段皆可見到，反映了在頁巖氣成氣各個階段干酪根降解氣均有貢獻。

(2)遷移有機質(zhì)

遷移有機質(zhì)為干酪根降解生氣階段生成的液態(tài)烴產(chǎn)物運移充注于殘余的粒間孔、粒內(nèi)孔而形成，俗稱“焦瀝青”[24-26]。遷移有機質(zhì)相較于原始干酪根面積較小，常分散充注于頁巖無機孔隙內(nèi)，具有不規(guī)則外形，依據(jù)充注的儲集空間外形而呈現(xiàn)不同的形態(tài)，可充填于微裂縫中呈長條狀，充填于黏土礦物層間孔中呈層狀，充填于無機礦物粒間孔呈彎曲條帶狀(圖3b)。遷移有機質(zhì)外緣常具有向外延伸的細小“末梢”，推測為無機礦物受壓實作用形成的微裂縫被充填形成。遷移有機質(zhì)內(nèi)部有機質(zhì)孔較為發(fā)育，孔徑較大，一般為中宏孔，微孔也有發(fā)育，孔隙多為次圓狀至橢圓狀，連通性較好，部分可見大孔內(nèi)包裹小孔的情形出現(xiàn)。

3.2.2 生烴演化下有機質(zhì)發(fā)育差異

有機質(zhì)生烴演化過程中干酪根降解氣與原油裂解生氣在生氣時機上構(gòu)成接力過程，對應(yīng)于生氣母質(zhì)變化，不同演化階段五峰—龍馬溪組頁巖微觀有機質(zhì)發(fā)育特征必然存在差異。

基于SEM圖像中有機質(zhì)定性識別發(fā)現(xiàn)，較低成熟度階段，有機質(zhì)主要以團塊狀干酪根存在，面積較大，直徑可達2～10 μm，主要分布在礦物顆粒邊緣；較高成熟度階段，多見條狀彎曲有機質(zhì)，長寬比大，少數(shù)長條狀有機質(zhì)周圍可見團塊狀有機質(zhì)。

對于原始干酪根與遷移有機質(zhì)相對發(fā)育程度，本研究采用了一個統(tǒng)計學(xué)參數(shù)K進行定量表征，計算如下：

圖3 五峰—龍馬溪組頁巖中原始干酪根和遷移有機質(zhì)形態(tài)。(a)H201 井，RO=3.33%，遷移有機質(zhì)在干酪根周圍發(fā)育；(b)遷移有機質(zhì)局部放大圖Fig. 3 Original kerogen and migrated organic matter developed in the Wufeng-Longmaxi shale (a: H201,RO=3.33%,migrated organic matter developed around original kerogen; b: Partial enlarged of migrated organic matter)

式中，N遷移有機質(zhì)為SEM切片中遷移有機質(zhì)數(shù)量；N總有機質(zhì)為SEM下統(tǒng)計的總有機質(zhì)數(shù)量。

五峰—龍馬溪組頁巖統(tǒng)計的K值隨RO變化如圖4所示，K值整體上呈現(xiàn)隨RO增大逐漸增大的變化趨勢，在較低成熟度(RO＜2.5%)，遷移有機質(zhì)占比約為10%；成熟度較高(RO介于2.5%～3.0%)時，遷移有機質(zhì)所占比例明顯升高，達到40%～60%左右；至RO＞3.0%階段，遷移有機質(zhì)占比進一步升高，進而穩(wěn)定在一個峰值，約在80%～90%。

K值的演化與干酪根和液態(tài)烴接力生氣規(guī)律相吻合，隨著成熟度升高，五峰—龍馬溪組海相頁巖原始有機質(zhì)在總有機質(zhì)中數(shù)量占比不斷減小，遷移有機質(zhì)數(shù)量占比不斷增大，遷移液態(tài)烴成為主要的成氣母質(zhì)。

圖4 川南地區(qū)五峰—龍馬溪組頁巖K值與RO關(guān)系圖Fig. 4 Plots of statistical K value V.S. RO of Wufeng-Longmaxi shale of southern Sichuan Basin

3.3 孔隙演化

基于Loucks[27]的頁巖孔隙類型劃分方案，在五峰—龍馬溪組頁巖中共識別出無機礦物粒間孔、粒內(nèi)孔、黃鐵礦晶間孔、有機質(zhì)孔等四類孔隙(圖5)。為對微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征進行定量表征，采用Image J軟件對SEM圖像進行提取處理，定量統(tǒng)計了有機無機孔等效圓直徑(ECD)、有機質(zhì)面孔率、周長面積比(POA)等孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)。

3.3.1 粒間孔

粒間孔是指位于頁巖礦物顆粒或礦物晶體之間的孔隙，多為原生孔隙，與礦物顆粒大小、分布和沉積建造關(guān)系密切[28-29]。四川盆地五峰—龍馬溪組頁巖粒間孔較為發(fā)育，其中礦物顆粒粒間孔、黏土礦物層間孔、黃鐵礦晶間孔為常見的粒間孔類型。顆粒粒間孔多分布在礦物顆粒周緣，或礦物顆粒接觸處，此類孔隙成因一般為沉積期礦物顆粒之間不緊密堆積后期受到不均勻壓實作用引起，顆粒粒間孔在低成熟階段較為常見。黏土礦物層間孔主要為黏土礦物形成類似卡片支撐的絮狀物孔隙[30]，在低成熟度階段，提供了主要的孔隙空間，隨熱演化程度升高，逐漸被有機質(zhì)充填，多形成有機質(zhì)與黏土礦物相互交織的組合體結(jié)構(gòu)。五峰—龍馬溪組海相頁巖內(nèi)黃鐵礦晶間孔常被有機質(zhì)充填。

圖5 五峰—龍馬溪組海相頁巖發(fā)育孔隙類型。(a) L204 井，RO=2.63%，粒間孔；(b) Y202 井，RO=3.68%，粒內(nèi)孔未充填；(c) L204 井，RO=3.05%，遷移有機質(zhì)內(nèi)發(fā)育瀝青孔；(d) H201 井，RO=3.33%，有機質(zhì)內(nèi)發(fā)育較多瀝青孔；(e) L204 井，RO=2.81%，瀝青孔；(f) L204 井，RO=2.63%，團塊狀有機質(zhì)內(nèi)發(fā)育干酪根孔Fig. 5 Developed pore types of Wufeng-Longmaxi marine shale (a: L204,RO=2.63%,intergranular pore; b: Y202,RO=3.68%,intragranular pore not filled; c: L204,RO=3.05%,asphalt pore developed at migrated organic matter; d: H201,RO=3.33%,asphalt pore; e: L204,RO=2.81%,asphalt pore; f: L204,RO=2.63%,kerogen pore developed at massive organic matter)

3.3.2 粒內(nèi)孔

粒內(nèi)孔是指分布于頁巖礦物顆粒或礦物晶體內(nèi)部的孔隙，多為后期交代溶蝕作用形成的次生孔隙，少部分為原生孔隙[29]。四川盆地五峰—龍馬溪組頁巖粒內(nèi)孔主要包括碳酸鹽巖礦物粒內(nèi)溶孔。粒內(nèi)孔僅在少數(shù)碳酸鹽含量高的樣品中可見，孔隙為圓狀或次圓狀，孔徑較小，一般分布在0.1～1 μm，孔隙基本為孤立狀，連通性差。

3.3.3 有機質(zhì)孔

以賦存載體為劃分標準，海相頁巖有機質(zhì)孔分為原始干酪根孔和焦瀝青孔。結(jié)合下馬嶺組頁巖低成熟—成熟階段有機質(zhì)孔(圖6)與高—過成熟階段五峰—龍馬溪組頁巖有機質(zhì)孔孔隙特殊參數(shù)聯(lián)合分析，顯示生烴作用下干酪根孔與瀝青孔具有不同的演化特征。

(1)原始干酪根孔

原始干酪根孔為發(fā)育于原始有機質(zhì)內(nèi)部、干酪根降解生氣形成的次生孔隙。海相頁巖原始干酪根孔在不同有機質(zhì)內(nèi)發(fā)育程度具有不均一性，既可見到密集分布海綿孔，也可見零星分布的單微孔。

海相頁巖孔徑分布、孔隙形態(tài)隨生烴進行具有明顯的演變規(guī)律。在演化早期(RO＜1.25%)，等效圓直徑分布在5～50 nm，主流直徑分布在5～10 nm，孔徑較小，孔隙周長面積比小，指示孔隙為圓形；成熟度增大至1.25%～2.15%，孔隙等效圓直徑有所增大，中宏孔數(shù)量增多；RO介于2.15%～3.3%時，隨成熟度增加，干酪根孔等效圓直徑先增加后減小，孔徑在RO為2.8%左右達到最大，之后伴隨著干酪根生烴能力減弱孔隙發(fā)育程度變??；整個生烴過程中(RO介于1.2%～3.3%)，干酪根孔周長面積比基本保持增大的趨勢(圖7)，說明干酪根生烴演化過程中，孔隙形狀由規(guī)則圓狀逐漸轉(zhuǎn)為不規(guī)則橢圓狀。

(2)焦瀝青孔

焦瀝青孔以干氣窗階段生成的液態(tài)烴為賦存載體，形成于原油裂解生氣過程中，為次生孔隙，形狀多樣，常見有氣泡狀、狹長不規(guī)則狀、橢圓狀等[30-31]。氣泡狀焦瀝青孔為干氣窗階段生成的烴氣向外釋放排出形成[32-33]，一般在有機質(zhì)上均勻分布，孔隙之間相互孤立，連通性差；其他不規(guī)則有機質(zhì)孔為生烴演化過程中伴生的有機酸溶蝕有機質(zhì)所形成[34]，此類孔隙常具有較大孔徑，孔隙連通性一般較好，常見于高成熟熱演化階段。

成熟度較低時(RO＜2.1%)遷移有機質(zhì)上焦瀝青孔基本不發(fā)育；在RO介于2.1%～2.8%時，瀝青孔等效圓直徑明顯增大，分布區(qū)間由0～25 nm增至10～100 nm，微孔逐漸發(fā)育為中孔；RO介于2.8%～3.3%時，這一區(qū)間處于液態(tài)烴生氣高峰期內(nèi)，等效圓直徑(ECD)分布在10～200 nm，明顯大于RO＜2.8%階段，ECD指示孔徑先增大后減小，RO處于3.0%附近為孔徑變化拐點，其附近ECD分布范圍可增至25～200 nm，宏孔數(shù)量明顯增多，拐點之后，ECD減小至10～75 nm，孔隙發(fā)育程度有所減弱(圖8)。瀝青孔周長面積比整體上隨成熟度升高而增大，顯示孔隙形態(tài)逐漸趨于橢圓狀，為生烴和壓實共同作用的結(jié)果，孔隙發(fā)育程度增加導(dǎo)致中微孔被宏孔所合并，同時壓實作用增加使早期孔隙形變。

圖6 下馬嶺頁巖掃描電鏡孔隙統(tǒng)計示意圖(a,c,e為不同成熟度頁巖SEM圖像，b,d,f分別為對應(yīng)的孔隙提取示意圖)Fig. 6 Schematic diagram of pore statistics of Xiamaling shale(Fig. a,c,e are SEM images of shale with different RO,Fig. b,d,f are the corresponding pore extraction diagrams respectively)

3.4 海相頁巖生—儲耦合演化模式

Tissot經(jīng)典的油氣生成模式提出了油氣生成的宏觀作用機理[35]，本研究在前人對生烴階段劃分基礎(chǔ)上[35,36]，從微觀角度出發(fā)，提出了一種有機質(zhì)與有機質(zhì)孔耦合演化模式(圖9)：

(1)未成熟階段(RO＜0.5%)

圖7 典型海相頁巖原始干酪根孔等效圓直徑與周長面積比隨熱演化程度變化(a,b,f,g統(tǒng)計自下馬嶺組頁巖樣品；c,d,e,h,i,j統(tǒng)計自五峰—龍馬溪組頁巖樣品)Fig. 7 Evolution of ECD and POA of original kerogen pore with RO of typical marine shale(Fig. a,b,f,g are calculated from Xiamaling shale and Fig. c,d,e,h,i,are calculated from Wufeng-Longmaxi shale)

未成熟階段，頁巖埋藏深度小于500 m，溫度壓力達不到有機質(zhì)發(fā)生降解的外界條件。在這一階段，主要發(fā)生細菌生物還原作用生成生物氣及少量的未熟油，粒間孔和黏土礦物層間孔較為發(fā)育，未見有機質(zhì)孔。

(2)低成熟—成熟階段(RO介于0.5%～2.0%)

低成熟—成熟階段，頁巖埋藏深度淺，成巖壓實作用較弱，地層溫度壓力適中，原始干酪根開始降解生烴，內(nèi)部干酪根孔開始發(fā)育，以中微孔為主。在此階段，原始干酪根占主體，有機質(zhì)形態(tài)為團塊狀，隨著埋深增加，成熟度升高，原始干酪根在總有機質(zhì)中占比逐漸減少，遷移有機質(zhì)逐漸增多；干酪根孔孔徑增大，孔隙形態(tài)由圓狀逐漸向橢圓狀轉(zhuǎn)變，礦物粒間孔逐漸被充填。

圖8 典型海相頁巖焦瀝青孔等效圓直徑、周長面積比隨RO演變(a,e統(tǒng)計自下馬嶺組頁巖樣品， b,c,d,f,g,h統(tǒng)計自五峰—龍馬溪組頁巖樣品)Fig. 8 Evolution of ECD and POA of migrated organic matter with RO of typical marine shale(Fig. a,e are calculated from Xiamaling shale and Fig. b,c,d,f,g,h are calculated from Wufeng-Longmaxi shale)

(3)高—過成熟階段(RO介于2.0%～3.5%)

高成熟階段，埋深增加至2500 m以上，地層溫度、壓力進一步升高，有機質(zhì)由干酪根生氣轉(zhuǎn)為原油裂解生氣為主，遷移有機質(zhì)在總有機質(zhì)中數(shù)量占比逐漸上升，最終穩(wěn)定在80%～90%，有機質(zhì)形態(tài)為不規(guī)則長條狀，長寬比大。焦瀝青孔較干酪根孔更為發(fā)育，焦瀝青孔孔徑顯著增大，以中宏孔為主，孔隙形態(tài)趨于橢圓狀，干酪根孔為中微孔為主，發(fā)育程度較低。高成熟階段高溫高壓環(huán)境加速了液態(tài)烴有機質(zhì)大量裂解生氣，同時也加劇了有機質(zhì)內(nèi)部焦瀝青孔的變形崩塌。由于成巖壓實作用的加強，孔隙內(nèi)部流體壓力不足以支撐孔隙上下邊界地層壓力，部分孔徑較小的中微孔孔隙形態(tài)由圓狀、橢圓狀轉(zhuǎn)化為不規(guī)則長圓狀，孔徑較大的宏孔部分發(fā)生坍塌，與周圍小孔相互連通，形成了“大孔包含小孔”的特殊現(xiàn)象。頁巖成熟度繼續(xù)上升至3.5%以上時，有機質(zhì)發(fā)生炭化，有機質(zhì)孔大量減少甚至消失[37-38]。

海相頁巖“生—儲”耦合演化模式強調(diào)有機質(zhì)與有機質(zhì)孔在時空上的協(xié)同演化對頁巖氣富集成藏的效應(yīng)。生烴作用早期干氣窗階段，原始干酪根有機質(zhì)占主導(dǎo)地位，烴氣產(chǎn)率低，干酪根內(nèi)部較發(fā)育的溶蝕孔提供了主要儲集空間，無機礦物粒間孔、黃鐵礦晶間孔、黏土礦物層間孔殘余，未被充填，為液態(tài)烴遷移充注提供空隙。生烴作用后期生濕氣階段，頁巖有機質(zhì)主要以遷移有機質(zhì)形態(tài)賦存，烴氣產(chǎn)率高，廣泛賦存的遷移有機質(zhì)為焦瀝青孔提供了有利的孔隙載體，生氣高峰期內(nèi)大量發(fā)育的焦瀝青孔為原油裂解氣提供了充足的儲集空間，遷移有機質(zhì)與瀝青孔的有效耦合保證了川南地區(qū)頁巖氣的富集。

圖9 五峰—龍馬溪組海相頁巖生—儲耦合演化模式Fig. 9 Evolution model of coupled organic matter and organic matter pore of Wufeng-Longmaxi marine shale

4 結(jié)論

(1)五峰—龍馬溪組海相頁巖原始干酪根與遷移有機質(zhì)分別在生烴早期與生烴晚期充當主要的生氣母質(zhì)，經(jīng)烴氣產(chǎn)率與氣體碳同位素綜合判定，確定原油裂解生氣成熟度下限RO=1.5%，生氣高峰時期RO介于2.5%～3.4%。

(2)五峰—龍馬溪組海相頁巖遷移有機質(zhì)在總有機質(zhì)中數(shù)量占比不斷增大，原始干酪根不斷減少；海相頁巖焦瀝青孔隨演化程度升高孔隙發(fā)育程度升高，孔隙形態(tài)趨于不規(guī)則長圓狀，等效圓直徑指示孔徑增大，RO介于2.8%～3.5%為焦瀝青孔發(fā)育最佳時期；干酪根孔隨演化程度升高孔隙形態(tài)趨于橢圓狀，孔徑先增加后減小，孔隙發(fā)育期早于瀝青孔。

(3)有機質(zhì)與有機質(zhì)孔具有耦合演化效應(yīng)，低成熟階段，原始干酪根與干酪根孔耦合發(fā)育形成早期成藏有利期；高成熟階段，原油大量裂解生氣，焦瀝青孔良好發(fā)育，遷移有機質(zhì)與焦瀝青孔耦合保證了晚期海相頁巖氣高效富集成藏。