四川盆地及其周缘五峰组--龙马溪组黑 色 页 岩 特 征

刘树根, 王世玉, 孙 玮, 冉 波, 杨 迪, 罗 超, 叶玥豪, 白志强, 邱嘉文, 张 旋

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，西安710075；3.中国石油西南油气田分公司 勘探开发研究院，成都610041)

四川盆地及其周缘五峰组--龙马溪组黑色页岩特征

刘树根1, 王世玉2, 孙 玮1, 冉 波1, 杨 迪1, 罗 超1, 叶玥豪1, 白志强1, 邱嘉文1, 张 旋3

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，西安710075；3.中国石油西南油气田分公司 勘探开发研究院，成都610041)

从源岩到储层的思路, 探讨了四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组沉积特征、储层特征及含气性特征。通过对野外露头样品进行地球化学分析、矿物学分析和等温吸附实验，表明五峰组-龙马溪组：①下段黑色页岩段沉积环境为深水陆棚；②岩性有硅质岩、黑色页岩、粉砂岩、生物灰岩及斑脱岩等5种；③下段黑色页岩段有效页岩厚度达到50 m，TOC质量分数平均值为3.81%，成熟度平均值为1.62%，脆性矿物中石英的质量分数平均值为54.94%，从底到顶石英含量与TOC含量成正相关；④微孔可分为粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝4类，最具油气意义的是有机质孔和黏土片间孔；⑤吸附量Langmuir体积参数介于1.52～3.01 cm3/g之间，均值为2.33 cm3/g，黑色页岩中的有机质微孔是控制含气量的主要因素。

四川盆地；五峰组-龙马溪组；黑色页岩；沉积环境；有机地球化学特征；储层特征；页岩气

页岩是指由粒径<0.003 9 mm的碎屑、黏土、有机质等组成具页状或薄层状层理、容易破碎的一类沉积岩[1，2]。黑色页岩作为烃源岩已被研究了很多年[3-6]，对中国黑色页岩的形成地质背景以及有机地球化学参数特征有了一定的了解，但对黑色页岩的形成机理、页岩储层及含气性等特征还处于探索阶段。近些年国内很多学者[7-10]对四川盆地上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩进行了重点研究，认为这套黑色页岩与美国Fort Worth盆地Barnett页岩在有效页岩厚度、有机质丰度等方面有很多相似点，但是含气量偏低，有机质类型主要为I型，有机质成熟度偏高，已经达到高成熟-过成熟阶段。

近年来，中国加大了对非常规天然气包括页岩气的勘探开发力度，并在资源量计算和核心选区优选、水平井压裂等技术创新、工业化实验区建设等方面取得重大发展。对四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组黑色页岩的勘探主要集中在川南地区、黔北地区、鄂西渝东地区及川北地区。众多探井(包括建深1井、五科1井、太13井、丁山1井及林1井等)在钻遇下志留统黑色页岩时气体显示较为明显。21世纪初，相继在上扬子地区开钻了长芯1井、渝页1井、威201井、金页1井等，其中渝页1井在钻探过程中，页岩中气体显示良好。尤其对四川盆地南缘志留系研究较多[11-14]，2010年蜀南地区威201直井在志留系龙马溪组获日产量>1×104m3的页岩气，2011年宁201-H1水平井在龙马溪组获日产15×104m3的页岩气，证实了四川盆地南缘龙马溪组页岩气资源丰富[2]。

本文基于四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组的野外露头资料及长芯1井、渝页1井、丁山1井、林1井的相关资料，对研究区分为川南、黔北、鄂西渝东及川北4个区块来对比研究。重点对野外露头样品进行X射线衍射全岩分析、地球化学参数测试、薄片鉴定、扫描电镜、比表面积及等温吸附实验，明确研究区五峰组-龙马溪组的沉积特征、地球化学特征、储层特征和页岩含气性主控因素，为研究区页岩气地质储量的评价提供可靠的参数以及为该区页岩气的勘探、开发提供地质资料。

1 区域地质背景

四川盆地作为中国三大克拉通盆地之一，从古老的震旦系至中生界白垩系都有油气显示和油气富集[15]。四川盆地构造运动比较频繁，尤其是晚三叠世以来构造运动的影响，使其形成了四周环山、中间为平原与丘陵地貌的构造格架[16-18]。盆地内部由于加里东期乐山-龙女寺古隆起抬升剥蚀的影响[19]，使得该古隆起核部地区从武胜龙女寺构造至西部龙门山大邑广大的范围内缺失志留系；但在周边山脉中由于地壳抬升剥蚀作用，使得志留系露出地表，剖面较佳，向川南、川东、川北地区龙马溪组残厚逐渐增大。

晚奥陶世(凯迪期晚期-赫南特期)，盆地受周边挤压作用，黔中古隆起及川中古隆起继续隆升，围限了上扬子海域，使其成为局限海盆；到早志留世，为古隆起发育的高峰阶段，此时陆地边缘处于高度挤压状态，造山运动强烈，造成川中隆起的范围不断扩大，与黔中隆起、武陵隆起、雪峰隆起及苗岭隆起基本相连，形成了滇黔桂最大的隆起带，使得四川盆地及其周缘沉积环境为由古隆起带包围的一个局限陆棚环境，岩相为页岩、碳质页岩相；隆起边缘主要发育潮坪-潟湖相，岩相多为粉砂质、砂质页岩相(图1)[20]。五峰组-龙马溪组下段黑色页岩发育，为深水陆棚相；龙马溪组上段粉砂岩较为发育，为浅水陆棚相。横向上岩相的差异主要受川中隆起、黔中隆起及一些小的水下隆起控制[21-24](图1)。

2 沉积特征

综合习水骑龙村、綦江观音桥、桐梓代家沟、秀山溶溪、城口观音堂等十几条上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组野外露头剖面，总结出研究区五峰组-龙马溪组共有5种主要岩性：黑色页岩、硅质岩、斑脱岩、粉砂岩及生物灰岩(表1)。其中黑色页岩中笔石化石丰富(图2-A,C)，多见于五峰组下段及龙马溪组下段；粉砂岩中也含有明显的笔石化石(图2-G)，主要发育于龙马溪组上段；生物灰岩发育在五峰组上段的观音桥段(图2-D)；斑脱岩(图2-E)与硅质岩(图2-F)主要发育在四川盆地北缘，如城口、镇巴地区。

表1 四川盆地及其周缘上奥陶统--下志留统地层系统和环境特征[25,26,29,34]

四川盆地及其周缘地区五峰组-龙马溪组为陆棚相沉积[25-29]，从底至顶可分为4段(表1)：①五峰组下段黑色页岩为深水陆棚亚相；②五峰组观音桥段生物灰岩为浅水陆棚亚相；③龙马溪组下段黑色页岩为深水陆棚亚相；④龙马溪组上段泥、灰岩“排骨地层”为浅水陆棚亚相[10,30]。具体特征描述如表2。

2.1 五峰组黑色页岩段

岩性主要为黑色页岩，碳质、钙质含量较高，四川盆地北缘见斑脱岩(图2-E)，笔石化石丰富，又可称为“笔石页岩”；有机碳丰度较高，TOC质量分数(wTOC)>2%；水平纹层发育(图3-G)，反映出该段沉积时水体比较安静；镜下可见到硅质放射虫(图3-C,D)，在一定程度上表明沉积水体较深。该段沉积环境为深水陆棚。

2.2 五峰组观音桥段

研究区五峰组上部的观音桥段普遍发育，厚度一般在0.3 m左右，在桐梓红花园附近最厚达6 m，wTOC一般小于2%。岩性为生物灰岩(图2-D)，以腕足类占优势，有少量腹足类、双壳类和珊瑚等[31,32]。綦江观音桥野外露头观测中见到很多双壳类化石，习水骑龙村剖面岩石样品在镜下也可看到很多介壳类、腕足类及海百合等生物，秀山溶溪剖面岩石样品在镜下还可见典型的浅水苔藓虫(图3-B)，这与贵州南缘的观音桥段中的浅水生物一致[33]，指示五峰组观音桥段为浅水陆棚沉积。

图1 四川盆地及其周缘晚奥陶世--早志留世古地理图

表2 四川盆地及周缘五峰组--龙马溪组岩相种类

图2 四川盆地及周缘五峰组--龙马溪组野外照片

图3 四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组薄片照片

2.3 龙马溪组下段黑色页岩段

岩性主要为黑色页岩(图2-A)、黑-灰色粉砂岩(图2-G)，厚度一般在50 m左右，笔石化石丰富，有机碳丰度较高，wTOC>2%。页岩厚度较薄，多发育纹层，粉砂岩中平行层理发育(图3-A)，常见黄铁矿结核，表明该期水体较深，处于缺氧还原环境，属于深水陆棚相沉积。

在五峰组和龙马溪组下段，在部分地区(如四川盆地北缘城口、镇巴，南缘的桐梓等地)可见到20多层的斑脱岩层[35]。斑脱岩是一种黏土岩，成分极其复杂，主要由火山喷发所产生的凝灰物质经沉积成岩及蚀变作用后形成，含有明显的锆石等重矿物[36]。野外露头上可以看到明显的水平层理(图2-E)、黄铁矿结核，镜下也表现出明显的纹层特征(图3-G)。

2.4 龙马溪组上段非黑色页岩段

岩性为粉砂岩、灰色薄层钙质页/泥岩夹钙质粉砂岩透镜体(图2-H)，生物仍以笔石为主，有机碳丰度低，wTOC一般小于1%。在粉砂岩中可见明显的钙质纹层(图3-E)，还可见到明显的侵蚀构造(图3-F)，具有明显的浅水沉积特征。

3 有机地球化学特征

3.1 有机质丰度

现今对黑色页岩有机质丰度的界定有几种不同的划分方法：①斯伦贝谢公司在确定有效黑色页岩厚度时，将wTOC>2.0%作为下限值，Devon能源公司也赞同这一标准；②哈利波顿公司将wTOC>1.5%作为划分有效黑色页岩的下限值, 而将wTOC>2.0%作为下限值与石油地球化学专家划分“好生油岩”的标准一致。

对四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组剖面纵向上的TOC值统计分析发现, 从底到顶五峰组下段黑色页岩段的wTOC值主要集中在3%～6%之间，平均为3.48%；龙马溪组下段黑色页岩段的wTOC值主要集中在1%～4%之间，平均值为3.43%；而龙马溪组上段非黑色页岩段的wTOC值主要集中在0.5%～1%之间，平均值为0.866%。总之,wTOC高值主要集中在五峰组黑色页岩段与龙马溪组底部黑色页岩段，五峰组wTOC值最大，龙马溪组黑色页岩段次之，龙马溪组非黑色页岩段最小。

为了系统分析研究区的有机碳在纵向和横向展布规律，编制了4条连井对比剖面：A-B剖面、C-D剖面、E-F剖面、G-H剖面(图1)。可以看出：(1)TOC含量较高的都分布在剖面底部，从底到顶，TOC含量有递减的趋势，wTOC>2%的黑色页岩厚度都在20 m左右。(2)A-B剖面(雷波磨石沟-长芯1井-YQ1井-叙永黑泥-浅5井-习水骑龙村-丁山1井-綦江观音桥)，平行于黔中隆起，形成2个沉积中心，以长芯1井(wTOC>2%的黑色页岩厚度达40 m)为代表的川南地区与以骑龙村(wTOC>2%的黑色页岩厚度达50 m)为代表的黔北地区。(3)C-D剖面(南川三泉-彭水鹿角-酉阳黑水-秀山溶溪)，显示4条剖面黑色页岩沉积厚度都在20 m左右，沉积环境相似。(4)E-F剖面(华蓥李子垭-三星1井-石柱漆辽-利川毛坝)，反映出在鄂西渝东地区，以石柱漆辽(wTOC>2%的黑色页岩厚度达110 m)为代表的沉积中心向西往川中隆起方向的华蓥李子垭沉积水体变浅，黑色页岩沉积厚度只有15 m，向东大致平行于黔中隆起的利川毛坝厚度为55 m，其与漆辽地区的厚度差异可能受来自于东部宜昌隆起的影响。(5)G-H剖面(旺苍双汇-南江桥亭-镇巴观音-城口双河-巫溪田坝)，大致平行于大巴山前缘，总体趋势是自西向东黑色页岩厚度逐渐变厚，城口桃园和巫溪田坝地区水体加深，沉积黑色页岩厚度突然增加，达到70 m，且wTOC值较高，平均约为4.0%，所以在大巴山前缘地区，城口桃园-巫溪田坝一线是当时黑色页岩沉积较厚区。

3.2 有机质成熟度及有机质类型

前人经过大量研究认为四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组埋藏较深，有机质演化程度较高，有机质镜质体反射率(Ro)介于2.4%～4%之间，一般为2.5%～4.6%，处于高成熟-过成熟阶段[2,13,37,38]。根据干酪根中δ13C测试值，将有机质分为4种类型，划分标准主要参考前人在四川盆地及周边获得的研究成果(表3)[39-41]。

表3 烃源岩干酪根碳同位素划分标准[39-41]

基于前人的研究成果[42]，一共统计了107件四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组样品，干酪根碳同位素分布于-30.83‰～-23.74‰(图4)，最大值与最小值相差7.09‰。其中δ13C≤-28‰的腐泥型干酪根样品数为64件，占样品总数的59.62%；-28‰<δ13C ≤-26.5‰的腐殖-腐泥型干酪样品数为33件，占样品总数的30.77%；-26.5‰<δ13C≤-24‰的腐泥-腐殖型干酪根样品数9件，占样品总数的8.65%；δ13C>-24‰的腐殖型干酪根样品1件，占样品总数的0.96%。wTOC≥0.4%的泥页岩样品，其干酪根碳同位素分布于-30.83‰～-27.68‰，平均为-29.14‰；在37件五峰组(18件)-龙马溪组(19件)样品中，干酪根碳同位素重于-28‰的样品仅4件。由此表明，五峰组-龙马溪组泥页岩有机质类型绝大多数属腐泥型(Ⅰ)，仅少数样品属腐殖-腐泥型(Ⅱ1)。

图4 四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组干酪根碳同位素分布[42]

4 储层特征

4.1 矿物组分

五峰组下段的岩性主要为灰黑-黑色硅质页岩、碳质页岩、粉砂质页岩及斑脱岩；上段的岩性为很薄的一层生物灰岩。龙马溪组岩性主要为一套浅水-深水陆棚相沉积，由深灰—黑色泥岩、富有机质(碳质)页岩、硅质页岩等组成；底部多为黑色碳泥质页岩，为深水陆棚沉积。四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组矿物组分的三元图解显示不同岩相中黏土、碳酸盐和其他矿物的含量(图5)，黑色页岩中碳酸盐含量较低，石英含量大于黏土含量；粉砂岩中黏土与石英的质量分数在30%～70%之间；硅质岩中石英的质量分数>70%。总之，黑色页岩及粉砂岩中脆性矿物含量较高。

图5 四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组矿物含量分布图

通过对四川盆地及周缘的多条剖面78个岩石样品进行了X射线衍射分析，分析其碳酸盐、黏土、石英(包括长石、黄铁矿、磷酸盐)的质量分数(图6。其中五峰组下段黑色页岩段14块样品，观音桥段生物灰岩段9块样品，龙马溪组下段黑色页岩段25块样品，龙马溪组上段非黑色页岩段30块样品)，发现黔北地区五峰组-龙马溪组从底到顶石英的质量分数逐渐降低，由五峰组下段的44.3%降至龙马溪组上段的27%；黏土矿物逐渐增加，五峰组下段为35%，龙马溪组下段黑色页岩段为40.1%，龙马溪组上段非黑色页岩段为53%。总之，岩石的矿物组分从底到顶表现为脆性矿物逐渐减少，而塑性矿物逐渐增多。

图6 四川盆地及周缘五峰组--龙马溪组X射线衍射全岩分析矿物含量对比图

另外，对研究区五峰组-龙马溪组中石英含量与TOC的相关性作了重点研究(图7)，发现：(1)在黑色页岩与粉砂岩中，随着石英含量的增加，TOC含量逐渐增加，相关系数R2=0.626 4。TOC含量与石英含量成正相关，有机质含量越高，脆性矿物含量越高，便于页岩气的压裂开采。(2)在硅质岩中，随着石英含量的增加，TOC值不增反降，相关系数R2=0.123 3，石英含量与TOC的含量相关性不大，脆性矿物含量相对越高，黏土矿物含量相对越少，造成有机质来源减少。

4.2 物性特征

4.2.1 宏观孔隙度特征

国内外很多学者认识到页岩并非没有孔隙，而是具有很多微孔[43,44]。Roger等提出了页岩微储层的概念[45]，或者称为纳米级储层。页岩中的孔隙虽然微小，但是并不是孤立的，而是由更加微小的孔喉相连接，其孔隙结构更加复杂，含有多种微观孔隙类型。

图7 五峰-龙马溪组中石英含量与残留有机碳含量的相关性

图8 黔北地区五峰组-龙马溪组孔隙度分布对比图

对黔北地区土河场、习水骑龙村、吼滩、綦江观音桥等野外露头剖面及重点探井丁山1井与林1井的五峰组-龙马溪组岩石样品孔隙度进行测试(共采集214件)，发现其孔隙度值多数低于2%，为致密性储层类型[38]。本文选取了习水骑龙村、綦江观音桥及桐梓代家沟3条野外露头的32个样品进行了孔隙度测试，将五峰组-龙马溪组从底到顶分为2段来研究，即黑色页岩段与非黑色页岩段。下部黑色页岩段孔隙度较低，主要集中在4%～8%，平均值为6.17%；上部非黑色页岩段孔隙度偏大，集中在5%～10%之间，平均值为6.63%。总体而言，黑色页岩的孔隙度小于非黑色页岩的孔隙度(图8)。结合四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组孔隙度研究结果，发现其孔隙度峰值集中在4%～8%之间(图9)，总体孔隙度较小，属于致密性储层。黔北地区野外露头样品的孔隙度偏高，可能与泥岩中发育大量的次生孔隙有关；也可能是由于露头样品经地层抬升至地面后，压力释放，弹性膨胀，并且经历地表的风化、淋滤作用，造成测出的孔隙度值偏高，与实际孔隙度有一定的偏差。

图9 四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组孔隙度百分含量直方图

4.2.2 比表面积特征

比表面积是单位质量的岩石外表面积与内表面积之和，比表面积的大小直接反映岩石孔隙结构的优劣。页岩中的显微孔隙结构(比表面积大)，有利于页岩气的吸附，但是不同的矿物具有不同的微观孔隙结构。石英比表面积相对较小，故具有较小的吸附能力；但石英含量的增加可提高岩石的脆性，又有利于裂缝的发育。黏土矿物由于有较大的矿物比表面积，有较强的吸附能力。

通过对四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组30块样品进行氮气吸附实验，分析得到：BET比表面积为10.75～30.101 m2/g，平均为20.459 m2/g。那么，岩石的比表面积与其对应的TOC含量有无相关性呢？统计得到(图10)：图10中方点为重庆彭水五峰组-龙马溪组钻孔岩石比表面积与TOC含量的相关性，相关系数相当高，R2=0.975 3[46]；圆点为五峰组-龙马溪组露头岩石比表面积与TOC含量的相关性，相关系数R2=0.472 5[12,47]。总体而言，岩石比表面积与TOC成正相关，表明了与有机碳紧密相关的有机质孔隙应该对比表面积有重要的贡献[48-50]。露头样品所测的比表面积明显要比钻孔岩心样品所测的比表面积大，可能是由于露头岩石受到后期风化作用所致。

图10 五峰-龙马溪组比表面积(BET)与残留有机碳含量的相关性

4.2.3 微观孔隙特征

四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组页岩埋藏较深，经历了复杂的后期改造，但该套页岩的微孔仍然具有较强的规律性。通过对四川盆地周缘五峰组-龙马溪组黑色页岩的20块样品进行扫描电镜观察，将五峰组-龙马溪组页岩微孔划分为粒间格架孔、黏土片间孔、粒缘孔、表生溶孔、莓球状黄铁矿粒内晶间孔、黏土粒内孔、成岩溶孔、有机质孔以及微裂隙等9类。其中，粒间格架孔、黏土片间孔、粒缘孔、表生溶孔属于粒间孔，莓球状黄铁矿粒内晶间孔、黏土粒内孔、成岩溶孔属于粒内孔(图11)[51]。

微孔发育主要在沉积阶段、成岩阶段以及表生阶段3个阶段。沉积阶段主要发育的微孔有黏土片间孔、黏土粒内孔以及莓球状黄铁矿粒内晶间孔，成岩阶段主要发育的微孔有微裂隙、有机质孔、成岩溶孔、粒缘孔以及粒间格架孔，表生阶段主要发育表生溶孔。

粒间格架孔的孔隙比较大，可达数百纳米到微米级别。因为是颗粒支撑，粒间格架孔的连通性相对其他类型的微孔较好。黏土片间孔在龙马溪组页岩中大量发育，数量众多，连通性虽不及粒间格架孔，但也较好。粒缘孔大小一般在数十至数百纳米，孔隙较大，但相互间连通性不好。黏土粒内孔大小一般是数百纳米，但相对孤立，连通性不好。成岩溶孔相对较大，数量也比较多，它主要形成于有机酸的溶蚀作用，所以与烃类的生成有一定联系，可以作为烃类的储集空间，但是此类孔隙连通性相对不好。莓球状黄铁矿粒内晶间孔也在某些样品中比较发育(图12-A,B,C)，单个莓球内部黄铁矿晶体之间孔隙发育，连通性较好，类似于粒间格架孔；但莓球之间连通性不太好。该类微孔与其他类型微孔的连通性也不太好(图12-A)，同时，有些莓球状黄铁矿样品中有明显的硅质空腔格架，这种格架能有利地支撑页岩微观孔隙的空间[52]。有机质孔在龙马溪组页岩中也是相当常见的一类微孔，有机质孔的特点是孔径小但数量庞大，相互之间的连通性也较好(图12-D)。在大量生烃之前，有机质孔几乎不发育，也就是所有的有机质孔几乎不受压实作用的限制，反而有机质孔的大量生成部分弥补了先前因压实作用而损失的孔隙度。微裂隙因为是沟通不同孔隙系统的重要通道，故其连通性很好，对于开采时的人工压裂意义巨大。综上，认为最具油气意义的是有机质孔和黏土片间孔(图13)。

图11 五峰-龙马溪组孔隙类型及其特征分析[51]

图12 电子显微镜下微观孔隙特征

图13 页岩含气量的主要控制因素

4.3 含气性特征

4.3.1 等温吸附数据分析

页岩含气量是指1 t页岩中包含的溶解气、吸附气及游离气的总和，折算到一个标准大气压、25℃条件下的气体总量[53]。目前对页岩含气量的研究集中在吸附气的测定，吸附气主要用等温甲烷气体吸附方法得到。微观孔隙及微裂缝等这些狭小空间为游离气的赋存、运移提供了必要的空间及通道；而吸附气主要吸附在页岩中的吸附能力相对较强的黏土矿物表面[2]。

四川盆地及周缘龙马溪组页岩含气量为0.3～5.09 m3/t，其中川南威远地区含气量为0.3～5.09 m3/t，均值为1.82 m3/t；长宁地区含气量为0.3～3.5 m3/t，均值为1.93 m3/t[2]。本次研究重点对黔北地区五峰组-龙马溪组黑色页岩的吸附气含量做了研究，以习水骑龙村剖面为主。黔北地区岩石样品在压力接近12 MPa时饱和吸附量介于1.52～2.77 m3/t之间，平均为1.95 m3/t； Langmuir体积(VL)最小为1.62 m3/t，最大为3.09 m3/t，平均值为2.13 m3/t。

另外, 对川南地区、鄂西渝东地区及四川盆地北缘地区五峰组-龙马溪组黑色页岩的吸附气含量也做了统计：川南地区以长芯1井10块黑色页岩样品的测试数据进行统计，VL为0.42～1.13 m3/t，平均值为0.637 m3/t[12]；鄂西渝东地区重点以渝页1井、秀山溶溪剖面五峰组-龙马溪组黑色页岩样品的测试数据分析：当压力为10.83 MPa时，VL为0.81～2.88 m3/t，平均值为1.66 m3/t；四川盆地北缘地区利用城口明中五峰组-龙马溪组剖面的数据，其VL为2.57 m3/t。

4.3.2 含气量纵向变化特征

本次研究对习水骑龙村五峰组-龙马溪组剖面与渝页1井在纵向上进行吸附体积与TOC含量对比(图14),得出如下认识：①沉积环境决定了TOC含量的多少。五峰组下部黑色页岩段与龙马溪组下部黑色页岩段属深水陆棚沉积，wTOC值比较高；而龙马溪组上部非黑色页岩段属浅水陆棚沉积，TOC含量相对变低。②深水陆棚黑色页岩的吸附体积明显高于浅水陆棚，深水陆棚岩石样品的吸附体积一般>2.5 m3/t，而浅水陆棚岩石样品的吸附体积比较小。③无论是露头样品还是井下样品，从底到顶，吸附体积呈递减趋势，同时与TOC含量呈正相关。

5 含气性主控因素探讨

国外众多学者的研究表明，如果黑色页岩作为优质储层，那么必须满足2个条件：①较高的TOC含量，质量分数一般大于2%；②较高含量的脆性矿物, 如石英、长石等。例如美国Barnett黑色页岩中脆性矿物(石英)的质量分数平均超过30%[2,54]。这是因为：①黑色页岩吸附量的多少与TOC成正比(图15)，这可能与有机质与黏土矿物的吸附作用有关；②石英等脆性矿物在压实作用下可以为气体的赋存空间提供支撑格架，另一方面脆性矿物(石英)可以提升页岩的造缝能力[52]。

5.1 吸附量与有机碳含量的关系

Ross等(2006)对加拿大东北部侏罗系 Gordondale 地层和Hickey等(2007)对Barnett页岩的研究发现：有机碳含量较高的硅质或钙质页岩中能存储较多的吸附态页岩气[55,56]。Lu等(1995)和Hill等(2002)通过系统实验研究得出有机碳含量与甲烷吸附能力之间存在良好的正相关性[57,58]，即有机碳含量越高，页岩吸附气体的能力就越强。

在有机碳对含气量(吸附气量)的控制作用方面，国内外做了大量研究。国外学者Ross等(2009)的研究数据证明岩石样品的甲烷吸附量与TOC呈正相关性[49]，R2=0.445；长宁双河与习水骑龙村剖面数据也反映出甲烷吸附量与TOC呈正相关，相关系数R2=0.397 3；渝页1井数据[59]显示吸附量与TOC成正相关，相关系数更高，R2=0.658 3。

图14 五峰组-龙马溪组黑色页岩Langmuir体积与TOC含量关系图

图16 习水骑龙村剖面不同孔隙直径的孔隙体积和比表面积分数分布[47]

图15 四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组TOC与含气量(吸附气量)之间的关系

研究区五峰组-龙马溪组甲烷吸附量与TOC也成正相关性，相关系数R2=0.503 2(图15)。因此, 可以得出有机碳含量是影响页岩吸附气能力的主要因素之一。

5.2 吸附量与孔隙结构的相关性

页岩气中游离相态气体的摩尔分数平均为50%，赋存于黑色页岩微观孔隙中，其中包括有机质纳米孔隙及微裂缝[2]；吸附相态气体的摩尔分数平均为50%，吸附在矿物颗粒、干酪根及孔隙表面[2,60]。因此，黑色页岩的微观孔隙构成在一定程度上控制着页岩气的吸附量。

本次研究重点对习水骑龙村剖面的样品进行了氮气吸附实验测试，从各孔径段孔体积与比表面积的比例可以明显看出, 不同大小孔隙的分布状况(图16)：(1)3～10 nm孔隙，孔隙的体积分数范围为50%～83%，平均值为71%，比表面积分数范围为86%～97%，平均值为94%。(2)>10 nm孔隙，孔隙的体积分数范围为17%～50%，比表面积则远远低于10 nm以下孔隙的比表面积大小。同时, 孔隙体积分数还展示出随着TOC含量的增加，<10 nm的孔隙所占体积分数也随之增加；反之，>10 nm的孔隙所占体积分数随之减少。通过页岩纳米孔隙体积、比表面积与孔径分布的关系，说明<10 nm的孔隙提供了主要的孔隙体积和比表面积。

TOC含量与吸附量成正相关性，而< 10 nm的孔隙为页岩提供了主要的孔隙体积和比表面积(图17)，同时微孔(<10 nm)的孔隙体积和比表面积与甲烷吸附量大小及TOC含量的正相关性也进一步证实了在四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组页岩中有机质微孔才是影响页岩气含气量的主要因素。

6 五峰组--龙马溪组页岩与北美主要页岩的特征对比

综合对比国内外页岩发育及页岩气富集的特征，包括地质、构造、沉积、矿物和地球化学等方面，五峰组-龙马溪组页岩具有其一般特征，但与北美典型页岩气相比却有较大区别(表4)：(1)北美富有机质页岩地层含较多灰岩段，生物化石丰富[61]；而研究区五峰组-龙马溪组富有机质页岩除黔中地区观音桥段发育较薄灰岩段外，其余全为硅质岩、碳质泥岩、粉砂质泥岩、钙质粉砂岩和泥质粉砂岩等。(2)发育盆地及构造影响不同。

表4 Barnett、 Marcellus和五峰组-龙马溪组页岩特征对比[61]

图17 孔隙(3～10 nm)与甲烷吸附量及TOC含量的相关性

北美富有机质页岩盆地为被显著的上冲断裂、构造陆核和前寒武纪隆起共同围限的不对称前陆盆地，主要受冲断和海槽等构造因素的影响[58]；而研究区五峰组-龙马溪组富有机质页岩盆地为被显著的古生代早期的和前寒武纪的古隆起共同围限的不对称前陆盆地，主要受古隆起及被动大陆边缘大陆裂解的影响。(3)矿物成分方面，研究区五峰组-龙马溪组富有机质页岩石英含量相对较高，碳酸盐矿物含量更低。(4)研究区五峰组-龙马溪组富有机质页岩有机质丰度总体比北美高，但成熟度也高得多。(5)研究区五峰组-龙马溪组富有机质页岩埋藏比北美更深，北美一般小于3 km，而四川盆地则一般大于2.5 km，且大多数大于3 km。(6)研究区五峰组-龙马溪组黑色页岩的含气量值为0.96～3.5 m3/t，平均达2.1 m3/t；北美深水前陆盆地密西西比系Barnett页岩含气量达8.49～9.91 m3/t。因此，五峰组-龙马溪组黑色页岩含气量与北美泥盆系的含气量相似，但与Barnett页岩相差较大。

7 结 论

a.五峰组-龙马溪组为陆棚相沉积，纵向上可分为4段：五峰组下段深水陆棚相、五峰组观音桥段浅水陆棚相、龙马溪组下部黑色页岩段深水陆棚相和龙马溪组上部非黑色页岩段浅水陆棚相。

b.岩相类型主要有5种：粉砂岩、黑色页岩、生物灰岩、硅质岩、斑脱岩。

c.有机质类型主要为Ⅰ型，少数地区为Ⅱ1型。

d.有机质丰度较高，黑色页岩TOC的质量分数在2.0%～8.0%。五峰组下段TOC的质量分数集中在3%～6%；龙马溪组下段TOC的质量分数集中在1%～4%之间，上段集中在0.5%～1%；平面上具川西南和黔北2个TOC高值区。

e.五峰组-龙马溪组从底到顶，石英含量逐渐减少、黏土矿物含量逐渐增加，龙马溪组碳酸盐含量往上逐渐增加。TOC含量与石英含量呈正相关性、与黏土含量呈负相关性。

f.五峰组-龙马溪组黑色页岩密度值介于2.16～2.65 g/cm3、孔隙度峰值在4%～8%，黑色页岩孔隙度小于非黑色页岩孔隙度。

g.五峰组-龙马溪组微孔可分为粒间孔、粒内孔、有机质孔及微裂缝等4类，最具油气意义的是有机质孔和黏土片间孔。

h.黑色页岩含气量(吸附气量)为1.17～4.36 cm3/g，均与TOC含量正相关，深水陆棚沉积页岩含气量明显高于浅水陆棚沉积的页岩；微观孔隙中纳米孔隙的比例与含气量(吸附气量)大小呈正相关；有机质微孔是控制五峰组-龙马溪组黑色页岩含气性特征的主控因素。

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LIU Shu-gen1, WANG Shi-yu2, SUN Wei1, RAN Bo1, YANG Di1, LUO Chao1, YE Yue-hao1, BAI Zhi-qiang1, QIU Jia-wen1, ZHANG Xuan3

1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;2.ResearchInstituteofYanchangPetroleum(Group)Co.Ltd,Xi’an710075,China;3.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofPetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu610041,China

This paper focuses on the analysis of the deposition features, reservoir characteristics and gas-bearing characteristics of the Upper Ordovician Wufeng Formation and Lower Silurian Longmaxi Formation in Sichuan Basin and its peripheral areas. The results of geochemical analysis, mineralogical analysis and isothermal adsorption experiment show that these features of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation are as follows. ① The sedimentary environment of Lower Longmaxi Formation is deep-water shelf; ② there are five kinds of lithologies, that is, siliceous rock, black shale, siltstone, biological limestone and bentonite; ③ the black shale in Lower Wufeng Formation-Longmaxi Formation is characterized by an effective thickness of >50 m, average mass fraction of organic carbon content (TOC) of 3.81%, average maturity of 1.62% and an average mass fraction of 54.94% for quartz mineral and there is a positive correlation between the content of TOC and the content of quartz mineral; ④ the micropores are divided into four categories including the intergranular pore, intragranular pore, organic matter pore and microfracture, and the organic matter pore and the hole between the clay tablets are favorable for the preservation of oil and gas; and ⑤ the Langmuir volume parameter is 1.52～3.01 cm3/g, with an average of 2.33 cm3/g, and organic matter pores in the black shale are the main controlling factors to control gas content.

Sichuan Basin; Wufeng Formation-Longmaxi Formation; black shale; sedimentary environment; organic geochemical characteristics; reservoir characteristics; shale gas

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.06.02

1671-9727(2013)06-0621-19

TE122.23; P588.22

A

2013-06-03

国土资源部油气专项(2009GYXQ15-06; 2009GYXQ15-10-2)

刘树根(1964-),男,博士,教授,博士生导师,从事油气成藏与构造地质研究, E-mail:lsg@cdut.edu.cn。