四川盆地东南部南川地区五峰组--龙马溪组页岩特征

陈泽明, 雍自权, 朱杰平, 叶新民, 王 浩, 赵 爽

(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.中国石油化工股份有限公司 华东分公司，南京 210011)

四川盆地东南部南川地区五峰组--龙马溪组页岩特征

陈泽明1, 雍自权1, 朱杰平2, 叶新民2, 王 浩1, 赵 爽1

(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.中国石油化工股份有限公司 华东分公司，南京 210011)

通过野外地质调查及样品的实验分析，研究了四川盆地东南部南川地区五峰组-龙马溪组页岩沉积相特征、有机地球化学特征、储层特征等。五峰组下段至上段由深水陆棚相过渡到浅水陆棚相，龙马溪组下段与上段同样表现为由深水陆棚相过渡到浅水陆棚相。页岩有机质类型主要为Ⅱ1型和Ⅱ2型，总有机碳含量(质量分数)介于0.22%～4.59%，热演化程度已达过成熟-高成熟阶段，Ro介于1.99%～2.74%。页岩中矿物组成主要以脆性矿物石英为主，黏土矿物次之。扫描电镜结果显示南川地区页岩发育了大量微孔隙，其中以溶蚀孔与有机质微孔居多，为页岩气的储集提供了空间。

南川地区；沉积相；有机地球化学；微孔隙；页岩；页岩气

南川地区属于黔北上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发的重要区域，但各单位仅对区域及周边地区页岩气资源及开发前景进行了初步的评价。本文通过对南川地区三泉和白龙湖等五峰组-龙溪组露头剖面页岩的沉积环境、岩石学、地球化学、孔隙微观结构特征等的研究，结合前人对页岩气的研究成果，总结了南川地区页岩特征，为页岩气的勘探开发提供依据。

1 区域地质概况

南川地区位于隔挡式-隔槽式构造过渡带，区内断层较少，但褶皱细密，垂直高差较大，地貌多样，可谓峰丛沟谷交错(图1)。南川三泉及邻区自西北向东南褶皱表现为由背斜狭窄紧闭、向斜宽缓的隔挡式褶皱为主向背斜宽阔箱状、向斜狭窄紧闭的隔槽式褶皱为主过渡。南川地区及邻区单个褶皱常呈弧形。南川区域及邻区的断裂是多个走向的断裂相互切割、联合和干扰下形成的，以北东向-北北东向及南北向断裂为主。北东向-北北东向及南北向断裂多发育于背斜，多为高角度上冲断层，断层延伸方向大体与背斜轴向一致。南川地区及邻区以挤压变形为主，兼有走滑的性质[1]。

南川地区地层跨越2个界6个系，其中志留系与三叠系分布最广，占全区总面积的50%以上，其次是奥陶系。按照岩性以及生物化石的不同，上奥陶统五峰组可分为下段的黑色碳质页岩、粉砂质页岩，厚度约为3～7 m；上段为钙质云岩或粉砂质页岩，曾名“观音桥段”。下志留统龙马溪组主要为一套笔石相地层，岩性变化较大，厚度约为238～407 m。龙马溪组下部黑色页岩为区域烃源岩，也是该区域页岩气勘探目的层。

2 沉积相类型与特征

三泉剖面与白龙湖剖面是南川地区五峰组-龙马溪组较典型的剖面，前者位于该区的东北部，后者位于该区的西南部(图1)。

白龙湖剖面出露完整。五峰组下段厚10.2 m，主要为黑色薄层碳质页岩，可见大量的笔石化石，风化表面有铁锈膜，镜下可见较多的放射虫(图2-A)，其沉积环境为安静、深水、缺氧的环境，属于深水陆棚相沉积；五峰组上段(观音桥段)厚3 m，主要为黑色粉砂质页岩，属于浅水陆棚相沉积。龙马溪组厚度共计324.4 m，据岩性的明显不同，可以将龙马溪组划分为下段和上段，下段厚103.9 m，主要为黑色页岩或黑色碳质页岩，夹有少许的粉砂，笔石化石丰富(图2-B)，沉积环境为还原环境，属于深水陆棚相沉积；上段则是以灰色、深灰色、黄灰色薄层钙质页岩为主(图2-C)，厚度为220.5 m。由下至上钙质逐渐增多，上部可见灰质结核(图2-D)，属于浅水陆棚相沉积。

图1 重庆南川地区区域地质简图

图2 南川地区五峰组-龙马溪组野外露头及镜下特征

三泉剖面是南川地区北东方向五峰组-龙马溪组具有代表性的剖面。五峰组下段厚9.9 m，主体为黑色薄层碳质页岩，镜下可见放射虫，属于深水陆棚相沉积；五峰组上段厚2.8 m，粉砂含量较之下段多，野外可见少许的灰褐色含灰质砂岩(图2-E)，未见深水沉积物，属于浅水陆棚相沉积。由于此剖面未见顶，不能很好地划分龙马溪组上下段，因此三泉剖面龙马溪组主体是黑色碳质页岩和黑色薄层页岩，可见黄铁矿与水平层理(图2-F)，其沉积环境为安静、深水、缺氧的环境，属于深水陆棚相沉积。

综上所述，南川地区晚奥陶世-早志留世时期临湘组-五峰组-龙马溪组沉积环境可划分为以下几种主要的沉积亚相：(1)临湘组是灰质浅水陆棚相沉积；(2)五峰组下部黑色页岩段为泥质深水陆棚相沉积；(3)五峰组上部泥质粉砂岩段沉积环境是浅水陆棚相；(4)龙马溪组下段为泥质深水陆棚沉积；(5)龙马溪组上段为灰泥质浅水陆棚沉积(喻磊等，2013)。沉积环境是深水—浅水这样一个渐变的过程，说明该地区在晚奥陶世-早志留世时期未经历强烈的构造作用(图3)。

图3 白龙湖与三泉剖面五峰组-龙马溪组沉积相柱状对比图

3 岩石学与地球化学特征

沉积物的岩石学、地球化学特征是页岩气富集的主要控制因素[2-4]，笔者主要论述该地区有机质类型、有机碳含量及其变化、有机质成熟度与岩石矿物组成等特点。

3.1 有机质类型

晚奥陶世-早志留世，川东鄂西地区主要处于浅海陆棚沉积环境，陆源植物还未大量出现，生物以水生生物为主，具有大量的浮游生物和菌藻类，尤以笔石占绝对优势，局部有放射虫和硅质海绵骨针，所以有机质类型应当以腐泥型干酪根为主[5]。

对实测剖面五峰组-龙马溪组的样品进行干酪根显微组分特征分析研究表明(表1)，奥陶系-志留系页岩干酪根类型是以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主要特征。显微组分中主要为壳质组，镜质组次之，惰质组和腐泥组含量较低。

表1 南川地区五峰组-龙马溪组岩石显微组分特征

图4 南川地区三泉剖面与白龙湖剖面五峰组-龙马溪组TOC含量直方图

3.2 有机碳含量及其变化

就储集空间而言，页岩气是在泥页岩的岩石颗粒、黏土矿物、有机质表面与微孔隙中储集，所以有机质含量不仅是影响页岩生烃量的主要因素，也是影响其吸附气量的重要因素[6]。

对三泉剖面五峰组-龙马溪组的18个样品进行分析(图4)，样品的有机碳质量分数(wTOC)值介于0.51%～4.55%，平均为1.71%；但五峰组与龙马溪组下段的黑色页岩段共8个样品的wTOC值为0.51%～4.55%，平均为2.58%。同样，对白龙湖剖面五峰组-龙马溪组的24个样品进行分析可知(图4)，样品wTOC值介于0.22%～4.59%，平均为1.45%；此剖面五峰组和龙马溪组下段黑色页岩段的6个样品wTOC值为2.96%～4.59%，平均为3.89%。五峰组下段、龙马溪组下段黑色页岩wTOC值普遍较高。

3.3 有机质成熟度

无论是Ⅰ型、Ⅱ型干酪根还是Ⅲ型干酪根，在热演化程度较高时，都可以生成大量天然气，只是不同类型干酪根的化学组成和结构特征不同，因而不同阶段产气率会有较大变化[7]。

三泉剖面与白龙湖剖面黑色页岩样品的Ro值约为1.99%～2.74%,tmax一般都在500℃，S1+S2都很低，有机质生烃都趋于结束，热演化程度高，应该在过成熟-高成熟阶段(表2)。威201井龙马溪组黑色页岩的镜质体反射率约为2.7%，属于过成熟页岩气；Barnett黑色页岩的镜质体反射率约为2%，属于高成熟页岩气；Antrim页岩的镜质体反射率为0.1%～0.6%，属于低成熟页岩气[8]。南川地区热演化程度高，应形成热成因页岩气藏。

表2 南川地区五峰组-龙马溪组岩样热解参数

3.4 岩石矿物组成

经过对南川地区三泉剖面与白龙湖剖面五峰组-龙马溪组黑色页岩段6个样品进行X射线衍射分析，将分析结果与Barnett深水泥岩相对比(图5)，可知该地区黑色页岩样品的脆性矿物组成与Barnett深水泥页岩相吻合性好，表现为石英长石矿物含量高、黏土含量较低，几乎没有碳酸盐矿物。脆性矿物含量高，有利于诱导裂缝与天然裂缝的产生，增加了页岩气的运输通道；少量的黏土矿物可以增加页岩气的吸附量，但含量过多的黏土矿物又会极大地降低岩层的脆性，给页岩气后期开发增加了难度。

图6 南川地区五峰组-龙马溪组黑色页岩的微孔隙

图5 南川地区三泉剖面与白龙湖剖面黑色页岩矿物组成三元图解

3.5 页岩微观孔隙

北美页岩发育粒间孔、粒内孔与有机质孔3种孔隙[9]。南川地区三泉剖面与白龙湖剖面样品经扫描电镜研究发现，五峰组-龙马溪组黑色页岩中发育大量的微孔缝，主要为溶蚀(微)孔、粒间微孔、粒内微孔、有机质孔及微裂缝等(图6)。溶蚀孔分为碳酸盐溶蚀孔与长石溶蚀孔，粒内微孔较小，孔径介于34.34～175.1 nm，粒间微孔直径介于258.6～385.2 nm；有机质孔大小介于415.9～1 384 nm，多数为几百纳米。

页岩的有机碳含量、有机质成熟度和矿物组成是页岩储层发育的三个最重要因素[8]。就有机碳含量而言，南川地区五峰组下段到上段的有机碳含量是变小的过程，龙马溪组下段至上段也同样是由大变小的过程。五峰组下段与龙马溪组下段沉积环境皆为深水陆棚，属于缺氧、还原环境，有机质富集，含量较高。页岩的矿物组成以石英居多，黏土含量次之，偶见方解石与黄铁矿等。镜质体反射率Ro>2%，意味着该地区有机质演化已经达到了高-过成熟的阶段(图7)。高成熟的页岩生成了较多的天然气，当天然气的量大于储集空间时，过大的压力可能会破坏页岩气的保存环境[10]。

图7 南川地区页岩参数关系图

根据南川地区地层出露、构造特征以及上述分析的黑色页岩厚度分布、地球化学特征和页岩的微观孔隙等参数，可对该地区进行有利勘探区域的优选，研究区西北部是页岩气勘探的有利区域(图1)。有利区域内的有效黑色页岩(wTOC>2%)厚度>40 m；脆性矿物石英含量较高，其质量分数通常大于40%；地表出露的地层为三叠系及以上地层；区内构造简单，断层极少，地貌高差小。

4 结 论

a.南川地区晚奥陶世-早志留世五峰组-龙马溪组同样遵循了扬子地区五峰组-龙马溪组海进到海退旋回的沉积环境，沉积相上表现为五峰组下段的深水陆棚相→五峰组上段的浅水陆棚相→龙马溪组下段的深水陆棚相→龙马溪组上段的浅水陆棚相。

b.南川地区五峰组、龙马溪组有机质类型主要是Ⅱ1型和Ⅱ2型。有机碳含量较低，三泉剖面样品wTOC值平均为1.71%，五峰组与龙马溪组下段黑色页岩wTOC相对较高，平均为2.58%；白龙湖剖面样品wTOC值平均为1.45%，五峰组与龙马溪组下段黑色页岩wTOC相对较高，平均为3.89%。黑色页岩段的有机质成熟度高，Ro值为1.99%～2.74%；三泉剖面与白龙湖剖面五峰组下段、龙马溪组下段黑色页岩脆性矿物组成的石英与长石含量高，黏土矿物少，几乎不含碳酸盐矿物；南川地区五峰组下段、龙马溪组下段黑色页岩发育了大量的微孔隙，其中溶蚀孔较常见，有利于页岩气的储集。

c.综合构造特征、沉积相、有机质类型、有机碳含量、有机质成熟度、矿物组成、孔隙结构以及地层出露等指标，优选出南川地区研究工区的西北部为页岩气的有利勘探区域。

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FeaturesofWufengFormationandLongmaxiFormationshaleinNanchuan,southeastofSichuan,China

CHEN Ze-ming1, YONG Zi-quan1, ZHU Jie-ping2, YE Xin-min2, WANG Hao1, ZHAO Shuang1

1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;2.EastChinaBranchofSINOPEC,Nanjing210011,China

Based on the geological survey in the field and the experimental analysis, this paper discusses the sedimentary characteristics, the organic geochemistry characteristics and the reservoir characteristics of the Wufeng Formation and Longmaxi Formation shale in Nanchuan area, Sichuan, China. The sedimentary facies from the lower segment to the upper segment of Wufeng Formation in Nanchuan area is the transition from the deep-water shelf to the shallow shelf, which is similar to Lower Silurian Longmaxi Formation. The organic matter in this area is dominated by Ⅱ1and Ⅱ2-kerogen. The total organic carbon content (TOC) range is 0.22%～4.59%, the thermal evolution degree is high-mature and even over-mature andRois 1.99%～2.74%. The mineral composition of the shale is mainly brittle minerals quartz, then followed by clay minerals. The results coming from scanning electron microscopy show that there develop a large number of micropores in the shale of Nanchuan and most of them are dissolution pores and organic microporous, provide favorable spaces for storing shale gas.

Nanchuan area; Wufeng Formation and Longmaxi Formation; sedimentary facies; organic geochemistry; micropore; shale gas

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.06.09

1671-9727(2013)06-0696-07

P588.22

A

2013-06-03

陈泽明(1989-),男,硕士研究生,研究方向：石油地质学, E-mail:370702847@qq.com。