Analysis of the shale gas reservoir in the Lower Silurian Longmaxi Formation, Changxin 1 well, Southeast Sichuan Basin, China
四川盆地长芯1井下志留统龙马溪组页岩气储层特征研究

四川盆地东南部地区长宁构造长芯1井下志留统龙马溪组泥(页)岩,厚度约147m。该套泥(页)岩组合以纹层状泥(页)岩、纹层状含灰质泥(页)岩、纹层状粉砂质泥(页)岩为主,见钙质结核及黄铁矿条带。龙马溪组底部30m以富有机质的黑色纹层状泥(页)岩为主,其石英、长石和黄铁矿总量平均51.9%,粘土矿物含量平均24.7%,方解石和白云石含量平均23.4%,与美国典型页岩储层有相似性。总有机碳含量底部为3.9%～6.7%,上部为1.0%～2.1%。龙马溪组页岩岩心平均孔隙度为5.68%,平均渗透率为5.96×10-3μm2,与孔隙度成明显正相关。扫描电镜下龙马溪组泥(页)岩微孔隙主要包括矿物晶间(溶)孔、晶间隙、晶内孔,有机质内微孔和微裂缝等。根据压汞分析,泥(页)岩孔喉中值半径最大为33nm,平均为10nm。研究表明,长芯1井龙马溪组海相页岩气储层微孔隙发育的受控因素有岩性、成岩演化程度和有机质发育特征等。富有机质泥(页)岩的物性好于粉砂质泥(页)岩和钙质泥(页)岩;成岩阶段晚期,矿物组合发生变化,蒙脱石向伊利石转变,形成新的微孔隙,增加了储层孔隙度;TOC是控制龙马溪组页岩气储层的主要内在因素,也是提供页岩气储存空间的重要物质。