四川盆地南部超深下寒武统富气页岩的原位气体（GIP）模型及其资源潜力

《Marine and Petroleum Geology》：Gas-in-place (GIP) model and resource potential of the ultra-deep Lower Cambrian gas-rich shales in the southern Sichuan Basin, China

页岩气吸附实验与地质模型研究。本研究以四川盆地Z201页岩气井为例，通过高温高压吸附实验和地质模型，分析下寒武统页岩的吸附参数与TOC、地压等关系，发现无机质吸附能力显著，预测该区页岩气资源量超2.52×1012立方米。

　　在中国南方的四川盆地内，深部和超深部寒武纪早期（称为DUDQ）页岩蕴藏着丰富的天然气资源。然而，由于这些页岩具有强烈的非均质性，使得对其含气量（Gas-in-Place, GIP）和资源潜力的准确预测变得复杂。为了更好地了解这些页岩的含气特性，研究团队聚焦于四川盆地南部第一口高产的DUDQ页岩气井Z201，对该井的寒武纪早期Qiongzhusi组Q1?亚段进行了详细的地质分析，并通过高温（60?150°C）和高压（0.01?35 MPa）的甲烷吸附实验，测量了其吸附参数。在此基础上，建立了地质GIP模型，以预测DUDQ页岩的天然气资源量。

研究发现，DUDQ页岩的最大绝对吸附量（n?）和吸附相甲烷密度（ρ_ads）分别在1.90?4.91 cm3/g和0.28?0.47 g/cm3之间。n?和ρ_ads均与总有机碳（TOC）含量和地层压力呈正相关，但与温度呈负相关。此外，DUDQ页岩中无机物（IM）的平均吸附能力为1.99 cm3/g，这一数值与高TOC含量共同构成了高GIP含量的主要因素。随着埋深的增加，地层温度和压力逐渐上升，但吸附气含量（n_ads）和总气含量（n_tot）的变化趋势呈现先增后减的特征，而自由气含量（n_free）则呈现出上升的趋势。同时，n_tot还受到TOC含量和有效孔隙度的影响。

DUDQ页岩气的勘探和开发潜力主要集中在四川盆地内部坳陷区的中央区域以及威远背斜的周边地带。这些区域的天然气资源量估计超过2.52×1012 m3，显示出良好的勘探前景。然而，由于DUDQ页岩的非均质性以及研究区域勘探开发程度有限，钻井数据和代表性页岩样本的获取仍存在一定的困难，这限制了直接方法在评估GIP含量中的应用。因此，研究团队采用了间接方法，基于地质和吸附参数建立了GIP模型，以实现对DUDQ页岩GIP含量和资源潜力的定量评估。

天然气的形成和储存过程受到多种因素的共同影响。在页岩内部，有机质（OM）的含量、矿物组成、孔隙结构以及含水饱和度是关键的内部因素。OM不仅能够生成大量天然气，还能形成有机质孔隙，从而提升页岩的储气能力。而高含量的石英和黏土矿物则有助于形成丰富的粒间和粒内孔隙，为天然气的储存和运移提供通道。此外，高孔隙度和低含水饱和度能够增强页岩的储气能力和气体饱和度，显著提升GIP含量。然而，随着埋深的增加，地层温度也相应上升，这会导致甲烷密度的下降，从而降低GIP含量。地层压力则是一个重要的外部参数，通常更高的压力意味着更大的储气潜力。

在外部因素方面，地质构造和流体活动，如热液作用，也对页岩气的分布和富集产生重要影响。例如，构造活动可以促进裂缝系统的形成，为天然气的运移和储存提供有利条件。而流体活动则可能改变页岩的矿物组成和孔隙结构，进而影响其储气能力。因此，综合考虑这些因素，才能更准确地评估页岩气的资源潜力。

目前，关于中浅层长.maxi组（LMX）页岩的GIP模型已有大量研究，并取得了显著进展。然而，由于DUDQ页岩在有机质来源、成熟度和沉积环境等方面与中浅层LMX页岩存在明显差异，因此适用于中浅层LMX页岩的评估和预测方法并不完全适用于DUDQ页岩。因此，对DUDQ页岩GIP含量的系统研究显得尤为重要。研究团队通过分析Z201井的原始样品，深入探讨了其地球化学特征、孔隙结构以及含气特性，并在此基础上构建了地质GIP模型，为DUDQ页岩气的资源评估和勘探提供了理论依据。

在具体的研究过程中，团队收集了Z201井的原始页岩样品，并对其进行了系统的分析。这些样品主要来自Q1?亚段，该亚段是DUDQ页岩中含气量最高的区间之一。通过实验和数据分析，团队揭示了DUDQ页岩的地球化学特征，包括其总有机碳含量和热成熟度。研究发现，DUDQ页岩的TOC含量范围为1.70?5.82%，平均值为3.60%，而其热成熟度（Raman成熟度）达到3.70%，表明该页岩处于过成熟阶段。这一阶段的页岩通常具有较高的有机质转化率，有利于天然气的生成和储存。此外，DUDQ页岩的矿物组成以黏土矿物为主，平均含量为48.3%，其次是长石和石英，平均含量分别为28.7%和48.3%。此外，页岩中还含有少量的方解石、白云石和黄铁矿。

在孔隙结构方面，DUDQ页岩的孔隙度和比表面积（SSA）对其储气能力具有重要影响。团队对这些参数进行了详细的测量和分析，发现其比表面积和孔隙体积（PV）与GIP含量呈正相关。这意味着，具有更高比表面积和孔隙体积的页岩能够储存更多的天然气。此外，孔隙结构的复杂性也对天然气的储存和运移产生影响。在过成熟阶段的页岩中，由于有机质的大量转化，其孔隙结构可能变得更加复杂，从而影响天然气的吸附和释放过程。

在天然气的储存方式方面，DUDQ页岩的含气量主要由吸附气和自由气两部分组成。吸附气是指天然气分子在页岩矿物表面的吸附现象，而自由气则是指存在于页岩孔隙中的天然气。由于DUDQ页岩处于过成熟阶段，其有机质孔隙可能已经减少，因此吸附气的贡献可能相对较大。然而，随着埋深的增加，地层温度和压力的变化可能会影响吸附气和自由气的分布比例。因此，准确评估这两种气的含量对于预测GIP含量至关重要。

研究还发现，吸附气的含量与温度呈负相关，这意味着随着温度的升高，吸附气的储存能力会下降。这一现象可能与甲烷分子在矿物表面的吸附行为有关。在高温条件下，甲烷分子的运动速度加快，从而降低了其在矿物表面的吸附能力。此外，地层压力对吸附气和自由气的含量也产生影响。随着压力的增加，吸附气的储存能力可能提升，而自由气的含量则可能受到压缩效应的影响。

通过实验和数据分析，研究团队还发现，DUDQ页岩的吸附能力显著高于其他类型的页岩。例如，其无机物的平均吸附能力为1.99 cm3/g，分别比贵州北部寒武纪页岩和寒武纪早期页岩高出1.76和3.69倍。这一结果表明，DUDQ页岩具有较高的吸附能力，这对于其天然气资源的评估具有重要意义。此外，吸附气的分布模式也显示出一定的规律性，这为未来页岩气的勘探和开发提供了重要的参考依据。

在实际应用中，建立准确的GIP模型对于页岩气的资源评估和勘探开发具有关键作用。目前，已有一些间接方法被用于评估页岩气的GIP含量，例如基于吸附潜力理论的超临界Dubinin–Radushkevich（SDR）模型和基于单层分子吸附理论的Langmuir模型。比较分析表明，SDR模型更适合用于评估过成熟阶段页岩的GIP含量。然而，由于DUDQ页岩的非均质性和勘探数据的有限性，建立适用于该地区的GIP模型仍面临一定挑战。

为了克服这些挑战，研究团队采用了一系列综合方法，包括地球化学分析、孔隙结构研究以及高精度的甲烷吸附实验。这些方法不仅有助于理解DUDQ页岩的储气特性，还为构建地质GIP模型提供了坚实的基础。此外，团队还结合了地质参数和吸附参数，建立了更加精确的GIP预测模型。这些模型能够更准确地反映DUDQ页岩的储气能力，并为未来的勘探和开发提供科学依据。

综上所述，DUDQ页岩的含气特性受到多种因素的共同影响，包括其地球化学特征、孔隙结构、吸附能力以及外部地质条件。通过系统的实验和数据分析，研究团队揭示了这些因素之间的相互作用，并建立了适用于DUDQ页岩的GIP模型。这一研究成果不仅有助于提升对DUDQ页岩气资源潜力的认识，还为未来页岩气的勘探和开发提供了重要的理论支持和实践指导。随着对DUDQ页岩研究的深入，预计将有更多的高产井被发现，从而推动中国页岩气资源的进一步开发和利用。