对牛蹄塘组黑色页岩有机碳含量进行了测定, 分析岩性为碳质页岩、碳质板岩、碳质硅质岩。实验结果显示TOC值为0.59%~13.05%, 均值3.75%。TOC值0.5%~4.0%的占总数54%, 大于4.0%的占总数46%。从图4可以看出, 其TOC值分布频数峰值集中于2%~4%之间, 由于局部煤化, 有机碳含量偏高, TOC值大于10%, 拉高了TOC值大于4.0%的比例值。从TOC平面分布图(图5)来看, TOC值在区域内有两个高值区: 一是湖北来风— 重庆黔江高值区, TOC值主要为5.0%~6.2%; 二是张家界— 沅陵高值区, TOC值主要为4.5%~7.0%。其余范围以这两个高值区为中心TOC值呈降低趋势。湘西北地区牛蹄塘组TOC值集中在3.0%~5.0%之间, 有机质含量高, 为优质烃源岩。而沅麻盆地向雪峰山南东缘整体上呈降低趋势。由于构造运动和热演化程度等因素影响, 部分地方其TOC值较大, 做量化处理。

图4

Fig.4

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	图4 牛蹄塘组黑色页岩有机碳含量柱状图Fig.4 The histogram of organic carbon content of Niutitang formation black shale

图5

Fig.5

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	图5 牛蹄塘组黑色页岩有机碳(TOC)等值线图Fig.5 The isogram of organic carbon content of Niutitang Formation black shale

有机质成熟度反映了烃源岩经历的热演化程度, 代表其经历的最高温度, 是评价页岩气成藏条件的重要参数之一。镜质体反射率(R_o)与有机质的成熟度有很好的对应关系。因此, 镜质组反射率作为有机质成熟度最可靠的指标来分析。研究区内的成熟度值普遍较高, 整体受到一定热演化作用和地质构造因素整体影响, 这与传统的天然气成藏有一定区别。

对牛蹄塘组黑色页岩进行等效镜质体反射率的试验分析, R_o范围在1.87%~4.00%之间, R_o均值3.05%, 大多为过成熟烃源岩。从R_o平面分布图6来看, R_o高值区主要在靠近湖北的鹤峰一带, 多大于3.80%。在石门— 桑植— 龙山以北R_o大多为2.80%~3.50%。整体的变化趋势为北西高、南东低, 区域60%范围R_o值为2.00%~3.00%, 在石门— 桑植复向斜北西R_o值多在3.00%以上。整体上牛蹄塘组成熟度处于过成熟阶段^{[10, 11, 12]}。

图6

Fig.6

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	图6 牛蹄塘组黑色页岩成熟度(Ro)等值线图Fig.6 The isogram of Ro of Niutitang Formation black shale

有机质类型的判定不仅可以更好地知道其生气潜力, 而且能更好地了解其物质来源。结合目前美国对页岩气的开发和利用来看, 开采利用的页岩气干酪根类型主要为Ⅰ 型和Ⅱ 型, 所以结合有机质类型的分析更能了解研究层位的优劣, 对于全面掌握其勘探开发前景有十分重要的作用。目前判别烃源岩有机质类型的方法主要有:有机质镜检法、干酪根元素分析法和干酪根碳同位素法, 此外还有红外光谱、生物标志物等。对牛蹄塘组黑色页岩主要采用有机质镜检法、碳同位素法以及族组分鉴定辅助分析。主要的划分标准见表1。

表1

Table 1

表1(Table 1)

表1 干酪根类型划分参数指标 Table 1 The standard of kerogen type 类别 干酪根类型 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 形态(扫描电镜) 絮状无定形 棱角状 显微组分(类型指数) > 80 80~0 < 0 碳同位素(δ 13CPDB/‰ ) < -28 -28~-25 > -25 族组分(饱/芳) > 3 3~1 ≤ 1

表1 干酪根类型划分参数指标 Table 1 The standard of kerogen type

对牛蹄塘组黑色页岩进行碳同位素测定(表2), 96%的样品δ ¹³C小于-28.0‰ , 平均值为-31.5‰ , 依据划分归属为I类干酪根。牛蹄塘组黑色泥页岩干酪根有机显微组成:腐泥组含量52%~91%, 平均73%; 惰质组9%~45%, 平均24%; 无壳质组和镜质组, 表明主要母质以菌藻类低等水生生物等有机质输入为主, 无高等植物混入, 有机质类型为Ⅰ 型。针对本组采集了样品进行的族组分分析测试显示(表2), 15个族组分样中, 除了2个样饱/芳比小于3外, 其余均大于3。饱/芳比最大可达26.00。所以整体上牛蹄塘组干酪根类型为Ⅰ 型, 部分为Ⅱ 型。基本与碳同位素和干酪根镜检结果一致^{[10, 11, 12, 13, 14]}, 牛蹄塘组含气页岩干酪根类型属于Ⅰ 型, 具有很高的生气潜力。

表2

Table 2

表2(Table 2)

表2 牛蹄塘组黑色页岩干酪根试验结果 Table 2 The kerogen testing results of Niutitang Formation black shale 腐泥组/% 壳质组/% 镜质组/% 惰质组/% 碳同位素值(δ 13C/‰ ) 范围 均值 范围 均值 范围 均值 52~91 73 - - 9~45 24 -34.2~-27.9 -31.5 族组成质量分数/10-2 饱/芳 饱和烃 芳香烃 非烃 沥青质 范围 均值 16.22~74.19 2.29~13.79 1.87~60.11 4.83~69.72 1.50~26.00 8.62

表2 牛蹄塘组黑色页岩干酪根试验结果 Table 2 The kerogen testing results of Niutitang Formation black shale

下寒武统牛蹄塘组黏土矿物主要为伊利石、绿泥石以及极少量高岭土和蒙皂石, 在黏土矿物中伊利石占40%~99%, 绿泥石占1%~23%。全岩分析中黏土总量为13%~43%, 平均为26%, 石英含量26%~81%, 平均为62%, 其次含有少量长石、方解石、白云石、黄铁矿。从图7可知牛蹄塘组矿物组成以脆性矿物为主^[15], 主要为石英、长石类硅质型矿物, 脆性矿物含量极高为33%~87%, 平均含量为68%, 对于储层改造水力压裂都是较好的条件。而页岩储层中黏土矿物的含量与吸附气含量具有一定的关系^{[13, 15]}。

图7

Fig.7

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	图7 牛蹄塘组矿物组成特征Fig.7 Mineral composition of Niutitang Formation black shale

湘西北地区海相优质烃源岩TOC 值与矿物含量似乎具有一定的相关性, 黏土矿物含量随TOC值增加呈降低的趋势(图8-a), 黏土矿物含量高, 对应的TOC 值相对低, 但黏土矿物的含量并不是无限下降的, 而是存在一定的谐和范围, 在本次样品中黏土含量的谐和平缓值在20%~30%之间; 而脆性矿物的含量随TOC值的增加呈上升趋势(图8-b), TOC 值高的样品, 脆性矿物含量也较高, 脆性矿物含量与TOC关系也存在一定的谐和平缓区间, 在这个区间其脆性矿物含量随TOC含量的增大维持在一个基本值附近, 变化不大, 图中脆性矿物含量平缓值在60%~80%之间。烃源岩TOC 值与矿物组成虽然共同受沉积环境等因素的影响, 但TOC 值与无机矿物含量之间不存在普遍的相关性, 在不同的沉积环境下可形成有机质丰度相近而矿物组成不同的烃源岩。

图8

Fig.8

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	图8 牛蹄塘组黏土矿物、脆性矿物含量与TOC关系图Fig.8 The diagram of Clay minerals, brittle mineral content and TOC of Niutitang Formation black shale

3.3.1 孔隙度

湘西北地区牛蹄塘组页岩孔隙度为0.3%~8.0%, 平均为3.3%, 具有比较有利于页岩气成藏的孔隙条件。对样品渗透率的测定表明, 所有样品的渗透率均极低, 都小于0.04× 10^-3μ m²。整体为低孔低渗类型, 符合页岩气常规开发条件。

3.3.2 孔隙结构

对湘西北牛蹄塘组黑色页岩进行氮气吸附-解吸附分析, 实验结果显示页岩BET比表面积为0.764 5~26.060 8 m²/g, 平均为7.992 9 m²/g; BJH累计比表面积0.366~19.43 m²/g, 均值为5.47 m²/g; BJH总孔体积为1.912~34.685 mm³/g, 平均为11.317 mm³/g; BJH吸附平均孔直径为4.36~46.44 nm, 平均为13.10 nm; BJH脱附平均孔直径为3.90~33.94 nm, 均值为9.39 nm。

牛蹄塘组页岩中孔径< 10 nm的微孔隙体积占总孔体积的比例为9.6%~66.8%, 平均为35.7%; 孔径介于10~50 nm之间的微孔隙体积占总孔体积的比例为17.0%~60.6%, 平均为42.5%; 孔径> 50 nm的微孔隙体积占总孔体积的比例为5.9%~43.4%, 平均为21.7%。微孔与介孔对页岩总孔体积的贡献相当。而对页岩的总孔面积而言, 孔径< 10 nm的微孔隙的孔表面积占页岩总孔表面的50.5%~96.1%, 平均为75.7%; 孔径介于10~50 nm之间的微孔隙孔表面积占总孔表面积的3.3%~45.9%, 平均为22.1%; 孔径> 50 nm的微孔隙孔表面积占总孔表面积的0.4%~11.1%, 平均为3.0%(图9)。孔体积和孔表面积的大小和所占比例大小, 影响页岩气的储集空间和附着位点, 是资源量的重要决定因素之一。

图9

Fig.9

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	图9 页岩孔径分布与孔体积、孔面积关系Fig.9 The relationship of shale pore-size and pore-volume, pore-area

3.3.3 扫描电镜特征

页岩基质孔隙和裂缝是页岩储层的主要储渗空间, 常见的孔隙包括粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔和胶结物内溶孔, 裂缝包括成岩裂缝、构造裂缝和构造-成岩裂缝。页岩样品的扫描电镜观察表明, 寒武纪牛蹄塘组页岩中微米级孔隙与裂隙发育, 这些微米级的孔隙和裂隙可以为页岩气提供储集空间和渗流通道。其中, 有机质气孔常呈单个气孔形态存在, 形状以圆形为主, 其次为椭圆状和港湾状(图10-a、b)。这些孔隙通常呈微米级, 却能提供极大的内表面积和吸附空间, 有利于甲烷吸附与储集, 并且也是黑色页岩产气的有力证据。另外, 页岩微裂缝和解理缝发育(图10-c、d), 裂缝可以大大提高页岩的孔隙度, 改善渗透能力, 同时提高了页岩气产率^{[11, 15]}

图10

Fig.10

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	图10 页岩中微孔隙、微裂隙扫描电镜特征Fig.10 The SEM characteristics of shale micRo-pores and micRo-cracks a. 呈蜂窝状泥晶间微孔隙, 组合孔隙20~30μ m, 单孔隙1~5μ m; b. 泥晶间孔隙— 微孔隙发育, 孔径10~15μ m; c. 微裂缝被硅质所胶结; d. 解理缝发育, 缝宽多< 2μ m, 长几十至百余微米, 微孔隙1~12μ m