劉安然，巫曉兵，胡俊仁

川南海陸過渡相頁巖氣地質(zhì)特征及其意義——以石寶向斜為例

劉安然1,2，巫曉兵3，胡俊仁2,4

（1.成都理工大學(xué)，成都 610059；2.四川省能投礦業(yè)投資開發(fā)有限公司，成都 610023；3.西南石油大學(xué)，成都 610500; 4.四川頁巖氣勘探開發(fā)有限責(zé)任公司，成都 610051）

川南地區(qū)是我國頁巖氣資源最富集的區(qū)域，經(jīng)過十余年的系統(tǒng)性研究，已在下志留統(tǒng)龍馬溪組獲得頁巖氣勘探開發(fā)的成功。四川盆地發(fā)育多套富有機(jī)質(zhì)炭質(zhì)泥頁巖含氣層系，且具備較好的頁巖氣資源潛力。在綜合前人研究成果的基礎(chǔ)上，以川南地區(qū)石寶向斜上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖為研究對象，利用典型剖面和鉆井資料，結(jié)合巖心、露頭觀察和樣品分析測試結(jié)果，系統(tǒng)分析了沉積環(huán)境、炭質(zhì)泥頁巖分布、巖石學(xué)、地球化學(xué)指標(biāo)、儲集性參數(shù)、巖石力學(xué)、含氣性等特征，結(jié)果表明：該炭質(zhì)泥頁巖主要發(fā)育于分流間灣沉積，累計(jì)厚度超過50m，滿足頁巖氣成藏條件，具備良好的頁巖氣資源潛力，是未來關(guān)注的重要方向。

頁巖氣；海陸過渡相；龍?zhí)督M；川南地區(qū)

川南地區(qū)是我國頁巖氣資源最富集的區(qū)域，經(jīng)過十余年的系統(tǒng)性研究，已在下志留統(tǒng)龍馬溪組獲得頁巖氣勘探開發(fā)的成功。川南地區(qū)2018年頁巖氣產(chǎn)量已達(dá)51×1012m3，四川省“十三五”頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃至2020年，年產(chǎn)量將達(dá)到100×1012m3，主要產(chǎn)氣層位是下志留統(tǒng)龍馬溪組[1—3]。四川盆地主要發(fā)育六套炭質(zhì)泥頁巖含氣層系，按時代從老到新分別是：下寒武統(tǒng)筇竹寺組、上奧陶統(tǒng)五峰組、下志留統(tǒng)龍馬溪組、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、上三疊統(tǒng)須家河組和下侏羅統(tǒng)自流井組，其中筇竹寺組、五峰組、龍馬溪組為海相沉積，龍?zhí)督M為海陸過渡相沉積，須家河組、自流井組為陸相沉積[4-6]。經(jīng)前人研究證明，川南地區(qū)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M具備較好的頁巖氣勘探潛力[7-11]。本文以川南地區(qū)石寶向斜龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖為研究對象，在綜合前人研究成果的基礎(chǔ)上，利用典型剖面和鉆井資料，結(jié)合巖心、露頭觀察和樣品分析測試結(jié)果，系統(tǒng)分析了頁巖氣地質(zhì)特征，并進(jìn)一步探討了川南地區(qū)龍?zhí)督M海陸過渡相頁巖氣勘探意義。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于川南地區(qū)瀘州市古藺縣境內(nèi)，大地構(gòu)造位置屬揚(yáng)子地臺內(nèi)V級構(gòu)造單元—川黔婁山關(guān)斷褶帶北緣（圖1）。晚二疊時期，川南地區(qū)主要為潮坪-三角洲沉積相，位于威信-古藺-遵義一線，呈東西向發(fā)育同沉積時期最重要的一級構(gòu)造單元—黔北-川南隆起帶，它直接控制了川南地區(qū)的沉積相展布[12]。

圖1 川南地區(qū)構(gòu)造示意圖

圖2 川南地區(qū)龍?zhí)督M沉積相簡圖

受中二疊世末期一晚二疊世初期東吳運(yùn)動及川西地區(qū)峨眉山玄武巖活動影響，茅口組頂部發(fā)生風(fēng)化巖溶作用，川南地區(qū)龍?zhí)督M底部普遍缺失部分沉積。這一時期川南地區(qū)地勢西高東低，接受來自西部康滇古陸物源輸入，龍?zhí)督M為一受河流影響較大的三角洲過渡沉積相帶，總體自西向東呈由陸變海的古地理格局[13-14]，主要巖性組合為炭質(zhì)泥頁巖夾砂巖及煤層，地層厚度約20~120（圖2）。

圖3 下段炭質(zhì)泥頁巖與煤層互層

圖4 中段炭質(zhì)泥頁巖

2 沉積環(huán)境及炭質(zhì)泥頁巖分布

根據(jù)野外調(diào)查，選擇研究區(qū)內(nèi)柏香坳口剖面對川南地區(qū)龍?zhí)督M縱向沉積環(huán)境特征進(jìn)行分析。按照巖性、沉積構(gòu)造、古生物、地化特征、沉積旋回及相的空間配置等，龍?zhí)督M可分為下、中、上三段，其沉積環(huán)境特征如下：

下段與茅口組呈假整合接觸，厚5.9。下部為灰白色、灰色含黃鐵礦粘土巖，底部為灰褐色含角礫粘土巖，為風(fēng)化殼殘積物。上部發(fā)育炭質(zhì)泥頁巖與煤層，富含炭化植物葉片，整體為三角洲相，三角洲平原亞相，沼澤及分流間灣微相沉積（圖3）。

中段以深灰色薄層炭質(zhì)泥頁巖、泥巖夾煤層及粉砂巖為主，含硫鐵礦層，厚46m。下部以粉砂巖，泥質(zhì)粉砂巖為主夾薄層泥巖及炭質(zhì)泥頁巖，常見砂、泥互層波紋層理，為三角洲平原亞相，決口扇及分流間灣微相沉積；中上部為泥巖，炭質(zhì)泥頁巖夾粉砂巖及煤層，常見植物根、莖化石，為三角洲平原亞相，沼澤及分流間灣微相沉積（圖4）。

上段與上覆地層長興組灰?guī)r整合接觸，厚54m。下部以粉砂巖，泥質(zhì)粉砂巖為主夾薄層泥巖及炭質(zhì)泥頁巖，常見砂、泥互層波紋層理及沙紋層理，為三角洲平原亞相，決口扇、越岸沉積及分流間灣微相沉積；中上部為泥巖，炭質(zhì)泥頁巖夾粉砂巖及煤層，常見植物根、莖化石，為三角洲平原亞相，沼澤及分流間灣微相沉積。

受區(qū)域沉積演化及古地理背景控制，柏香坳口剖面龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖在縱向上分布較為分散，自下而上均有發(fā)育，但主要發(fā)育在中段與上段，且多以分流間灣沉積為主。龍?zhí)督M地層厚度約106，炭質(zhì)泥頁巖累計(jì)厚度超過50，上段炭質(zhì)泥頁巖厚度略高于中段，超過30（圖5）。

圖5 研究區(qū)柏香坳口剖面沉積特征

圖6 炭質(zhì)泥頁巖夾煤層SD-1井：1421.10~1425.90m

圖7 炭質(zhì)泥頁巖 SD1井：1469.12 m

3 頁巖氣地質(zhì)特征

3.1 巖石學(xué)特征

研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖隨炭質(zhì)含量增多，顏色從深灰色至黑色均有發(fā)育，部分炭質(zhì)泥頁巖中含有一定量粉砂。從巖芯、露頭上看，炭質(zhì)泥頁巖通常發(fā)育水平紋層（圖6），且可見黃鐵礦伴生；從顯微鏡下看，炭質(zhì)泥頁巖非均質(zhì)性很強(qiáng)，有機(jī)炭分布并不均勻（圖7）。通過對龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖全巖及粘土組分分析可以看出：

樣品中三端元礦物含量分布較分散（圖8）；礦物組分以粘土為主，混有石英、長石及碳酸鹽礦物（圖8D區(qū)），石英+長石的含量低于50%；少量樣品礦物組分以碳酸鹽礦物為主，混有少量粘土礦物及石英與長石（圖8B區(qū)）。

圖8 炭質(zhì)泥頁巖礦物組分三角圖

圖9 炭質(zhì)泥頁巖礦物組分含量構(gòu)成

圖10 炭質(zhì)泥頁巖脆性礦物含量統(tǒng)計(jì)

圖11 炭質(zhì)泥頁巖粘土礦物類型相對含量構(gòu)成

礦物含量以石英、粘土及菱鐵礦含量為主，普遍含有銳鈦礦；礦物組分在縱向上也無明顯規(guī)律（圖9）。從平均值來看，粘土礦物＞石英+長石＞碳酸鹽。

總的脆性礦物（石英+長石+碳酸鹽礦物）含量最小值為2.6%，最大值為92.4%，平均值為41.4%。脆性礦物含量多介于40%~50%（圖10）。粘土礦物以伊/蒙混層為主，其次為高嶺石，綠泥石與伊利石含量較少，偶見綠/蒙混層（圖11）。

粘土礦物組分中，高嶺石與綠泥石相對百分含量呈很好的正相關(guān)（相關(guān)系數(shù)：γ=0.7957），高嶺石與伊/蒙混層呈很好的負(fù)相關(guān)（相關(guān)系數(shù)：γ=-0.983 8）（圖12），綠泥石與伊/蒙混層也就同樣呈很好的負(fù)相關(guān)（相關(guān)系數(shù)：γ=-0.865 7）（圖13）。

伊/蒙混層比介于10~26之間，算術(shù)平均值為17，伊/蒙混層比與井深呈較好的負(fù)相關(guān)（相關(guān)系數(shù)：γ=-0.726 0）（圖14），分析可能是：埋藏越深，地溫越高，導(dǎo)致埋深大的有機(jī)質(zhì)比埋深淺的有機(jī)質(zhì)生烴時間要早，使得有機(jī)質(zhì)所賦存的泥巖提前處于K+離子相對缺乏的酸性成巖環(huán)境，從而抑制了伊利石的增加，最終表現(xiàn)為隨深度及溫度的增加，伊/蒙混層比反而減小。

圖12 高嶺石與綠泥石及伊/蒙混層相對含量相關(guān)性

圖13 綠泥石與伊/蒙混層相對含量相關(guān)性

圖14 伊/蒙混層比隨井深變化及相關(guān)性

圖15 炭質(zhì)泥頁巖有機(jī)炭含量分布

3.2 地球化學(xué)特征

3.2.1有機(jī)碳含量

研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖總體有機(jī)質(zhì)豐度較高。據(jù)57個樣品統(tǒng)計(jì)分析，TOC含量介于1.23%~33.7%之間，平均值8.29%（圖15）。

圖16 鏡質(zhì)體反射率Ro區(qū)間頻率分布

圖17 研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)頁巖孔隙度統(tǒng)計(jì)

3.2.2 有機(jī)質(zhì)類型

研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖干酪根碳同位素δ13C為-28‰～-23.5‰，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅲ型為主。富含有機(jī)顯微組分，鏡質(zhì)組含量占70.8%～98.60%，主要以無結(jié)構(gòu)鏡質(zhì)體中的基質(zhì)鏡質(zhì)體、均質(zhì)鏡質(zhì)體為主，有少量碎屑鏡質(zhì)體及微量的結(jié)構(gòu)鏡質(zhì)體；惰性組占有機(jī)顯微組較少部分，分別為1.40%～29.20%；未見殼質(zhì)組。

圖18 炭質(zhì)泥頁巖儲集空間類型

3.2.3 熱演化程度

研究區(qū)龍?zhí)督M12個炭質(zhì)泥頁巖樣品中354個測點(diǎn)的Ro測試分析結(jié)果表明：有機(jī)質(zhì)均處于高成熟度階段[15]，鏡質(zhì)體反射率 Ro介于2.11%～3.24%之間，算術(shù)平均值為2.68%，總體上以2.5%～2.9%為主（圖16），約占總測點(diǎn)數(shù)的83%。有機(jī)質(zhì)處于高熱演化程度，利于干氣的大量生成。

圖19 炭質(zhì)泥頁巖孔徑統(tǒng)計(jì)

3.3 儲集性特征

對研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖樣品的物性特征分析統(tǒng)計(jì)表明：

密度最小值為2.64m，最大值為2.69m，平均值為2.67m。

孔隙度最小值為0.68%，最大值為5.93%，平均值為3.25%（圖17）。研究區(qū)龍?zhí)督M19個炭質(zhì)泥頁巖樣品中，除2個樣品孔隙度剛處于中值區(qū)（5%≤Por＜10%）外，其余13個樣品孔隙度均處于低值區(qū)（2%≤Por＜5%）[15]。

炭質(zhì)泥頁巖內(nèi)儲集空間以納米-微米級孔、縫為主，其類型主要有礦物粒間、粒內(nèi)溶蝕孔縫、礦物粒間孔、微裂縫、有機(jī)質(zhì)孔等（圖18）?？讖阶钚?.027，最大22.516，平均1.406；以宏孔為主，約占97%（D≥50），少量中孔（2≤D＜50）；孔徑以小于0.3及1.0~4.0之間兩個區(qū)間為主（圖19）。

3.4 脆性特征

根據(jù)研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖巖心礦物成分計(jì)算頁巖脆性指數(shù)，公式如下：

結(jié)果表明，頁巖脆性指數(shù)介于0.59%-73.16%，平均值26.55%。測試樣品中，脆性指數(shù)介于5.0%-15%區(qū)間的居多（圖20），龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖整體脆性指數(shù)偏低。

3.5 含氣性特征

根據(jù)研究區(qū)SD-1井龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖巖心現(xiàn)場解析結(jié)果分析，炭質(zhì)泥頁巖含氣性較好：解吸氣含量介于0.40～3.38m/t，恢復(fù)損失氣含量介于0.03～2.20m/t，總含氣量在0.61～4.70m/t，平均總含氣量為2.16m/t，解吸氣含量大于1.0m/t的占比63%，總含氣量大于1.0m/t的占比72%（圖21）。

圖20 炭質(zhì)泥頁巖脆性指數(shù)統(tǒng)計(jì)

圖21 SD-1井龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖含氣量統(tǒng)計(jì)

4 結(jié)論

1）研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖主要發(fā)育于分流間灣沉積，累計(jì)厚度超過50。脆性礦物含量平均值41.4%（石英+長石＞碳酸鹽），整體脆性指數(shù)偏低，后期壓裂工藝需作針對性調(diào)整。粘土礦物組成以伊/蒙混層為主，其次為高嶺石，綠泥石與伊利石含量較少，偶見綠/蒙混層。

2）研究區(qū)龍?zhí)督M炭質(zhì)泥頁巖有機(jī)炭含量平均值8.29%，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅲ型為主，Ro平均值2.68%，有利于干氣大量生成。孔隙度平均值4.17%，儲集空間以納米-微米級孔、縫為主，有利于吸附氣賦存,微裂縫發(fā)育有利于壓裂形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。平均含氣量2.16m/t，以解析氣為主。

3）川南地區(qū)龍?zhí)督M分布廣、埋藏淺（較龍馬溪組），炭質(zhì)泥頁巖普遍發(fā)育且地質(zhì)特征滿足頁巖氣成藏條件，具備良好的頁巖氣勘探潛力。而龍?zhí)督M作為川南地區(qū)主要的含煤層系，加強(qiáng)頁巖氣、煤層氣綜合評價探勘，是未來關(guān)注的重要方向。

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Geological Features and Their Significance of Marine-Continental Transitional Facies Shale Gas Reservoir in South Sichuan

LIU An-ran1,2，WU Xiao-bing3，Hu Jun-ren2,4

(1-Chengdu University of Technology, Chengdu 610059;2-Sichuan Energy Investment Mining investment & development Co., Ltd., Chengdu 610023,China；3-Southwest Petroleum University, Chengdu 610500 4-Sichuan Shale gas Exploration & Development Co.,Ltd.,Chengdu 610051)

Organic-rich and gas-bearing carbonaceous shale with great potential for shale gas resource is well developed in the Sichuan basin. By the example of the Upper Permian Longtan Formation in the Shibao syncline, this paper holds a discussion about distribution, petrography, geochemistry, lithomechanics, sedimentary environment, reservoir parameters, gas-bearing property of the carbonaceous shale based on typical section and drilling data. The results show that the carbonaceous shale is an interdistributary bay deposit with a thickness of more than 50 m, average brittle mineral content of 41.4%, total organic carbon of 8.29%, average Ro of 2.68%, average porosity of 4.17% and average nitrogen of 2.16m3/t. From these it is concluded that the carbonaceous shalehas enormous potential for shale gas resources.

shale gas; marine-continental transitional facies; geological feature; Longtan Formation; south Sichuan

2019-02-16

劉安然（1986-），男，博士研究生，工程師，主要從事油氣地質(zhì)理論研究及非常規(guī)油氣勘探開發(fā)工作

P618, 13

A

1006-0995（2019）02-0252-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.02.015