川东南石林地区五峰组—龙马溪组黑色页岩特征

林 彤, 雍自权,2, 刘树根,2, 白志强, 王 浩

( 1. 成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059； 2. 成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059 )



川东南石林地区五峰组—龙马溪组黑色页岩特征

林 彤1, 雍自权1,2, 刘树根1,2, 白志强1, 王 浩1

( 1. 成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059； 2. 成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059 )

川东南石林地区五峰组—龙马溪组黑色页岩为四川盆地页岩气勘探重点地区重点层位，应用野外观察、镜下鉴定、化学测试等方法分析石林地区页岩特征.结果表明：川东南地区五峰组—龙马溪组主要为陆棚相黑色页岩、硅质泥页岩和粉砂质泥岩沉积，且黑色页岩段富含黄铁矿和笔石化石；以Ⅱ型干酪根为主， 有机碳质量分数大于2.0%，有机质成熟度大于2.0%，具备大量生气条件；脆性矿物质量分数大于50%，有利于人工造缝；储集空间类型丰富，以纳米级孔隙及微裂缝为主，测试孔隙度为2.5%.与焦石坝地区对比，川东南地区五峰组—龙马溪组黑色页岩整体表现为有机质质量分数高、成熟度高、页岩脆性好和生气能力强的特点，较有利于页岩气的形成和富集，为勘探远景有利区.

页岩； 沉积特征； 川东南； 石林地区； 五峰组； 龙马溪组

0 引言

20世纪90年代以来，油气勘探难度越来越大，油气勘探研究也逐渐由常规向非常规方向转变.美国页岩气的成功开发利用，使得页岩气资源在全世界受到广泛的重视.作为化石能源领域的一次重大革命，非常规油气的成功勘探与开发将使石油工业的生命周期有效延长[1].

在对页岩气藏的探索与准备阶段，作为陆相沉积为主的国家，中国的陆相页岩主要分布在鄂尔多斯盆地上三叠统长7段地层[2]，而更有利于页岩气生成与富集的海相页岩主要分布在南方地区.张金川、聂海宽[3-5]等在分析中国南方页岩气成藏条件的基础上，认为下寒武统和下志留统黑色页岩是四川盆地广泛发育的6套有效烃源岩中形成页岩气藏最有利的层系；王社教、黄文明等[6-8]在探讨整个四川盆地下志留统页岩气成藏条件的基础上发现，五峰组—龙马溪组黑色页岩分布范围广、厚度大、埋藏适中、有机碳质量分数高、生气能力强、处于高成熟—过成熟阶段，具有良好的页岩气勘探前景，因此五峰组—龙马溪组是非常好的页岩气研究层段.截至2014年5月，中国石化先后在涪陵页岩气田焦石坝区块钻探4口探井，均在五峰组—龙马溪组下段海相地层中发现良好的页岩气层，页岩气年产能达到10×108m3[9].中国深层海相页岩，尤其是中国南方地区下志留统龙马溪组黑色页岩勘探开发前景广阔.笔者分析涪陵气田西南方向的石林地区地表出露的五峰组—龙马溪组黑色页岩，探讨五峰组—龙马溪组黑色页岩整体特征.

1 地质概况

石林地区位于四川盆地东南缘，隶属重庆市南川区，五峰组—龙马溪组地层出露完整.在构造历史时期，四川盆地是一个特提斯构造域内长期发育、不断演化的古生代—中新生代复杂叠合盆地，具有早期沉降、晚期隆升，沉降期长、隆升期短等特点[10-11].在晚奥陶世—早志留世随着黔北和湘东大部分古陆的隆起[12]，上、中扬子地区发育川东北、川东鄂西、川西南3个深水陆棚区，黑色页岩主要分布于夹持在川中、黔中、江南(雪峰)三大古隆起之间不受都匀运动影响的半闭塞滞留环境[13-14](见图1).研究区五峰组—龙马溪组野外实测厚度为280～420 m，其中富有机质黑色页岩主要发育于五峰组—龙马溪组下段，厚度为60～150 m；到志留纪时，随着全球气候变暖，古生产力也逐渐降低[15]，有机质质量分数下降，普遍发育灰黑色页岩及粉砂质泥页岩.

图1 四川盆地及其周缘晚奥陶系五峰组沉积格架及石林地区地层分布Fig.1 Sedimentary structure trellis diagram of the Sichuan basin and nearby regions during the late Ordovician Wufeng intervalandsection locations in work area, Shilin, southwest of Sichuan basin

2 岩相类型

四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组为一套深水陆棚—浅水陆棚相沉积，常见的岩相类型为黑色页岩、粉砂岩、生物灰岩、硅质岩和斑脱岩[16].综合石林地区上奥陶统—下志留统野外露头剖面及镜下鉴定信息，五峰组—龙马溪组地层有3种主要岩相.

2.1 黑色页岩相

黑色页岩是石林地区五峰组—龙马溪组最重要的沉积类型，主要分布在五峰组—龙马溪组下段，以SH02剖面为例，黑色页岩段累积厚度可达120 m.研究层段黑色页岩页理发育，隐约可见水平层理，局部含粉砂质，龙马溪组底部黑色页岩段笔石化石丰富，且普遍发育典型的莓球状黄铁矿(见图2(a)、(b))，反映水体深且盆地隔绝性强、水体循环差的深水贫氧—缺氧环境[17].

2.2 硅质泥页岩相

该岩相主要集中在五峰组—龙马溪组下段，肉眼观察岩石具纹层状构造，局部可见顺层或斜切纹层的硅质细脉(见图2(c)).岩石内混有少量放射虫沉积(见图2(d))，呈点星状分布，体积分数为1%～2%.少量云母呈定向排列，可见较多的石英颗粒，分选好，粒度小，体积分数为16%～26%.放射虫是一类终生浮游、具有硅质骨骼的原生动物，它的出现反映一种安静、清洁、远离陆源碎屑及淡水补给的古海洋环境[18].

2.3 粉砂质泥页岩相

该类岩相主要由泥质、有机质和陆源粉砂(石英、云母)构成，常表现为纹层状构造，粉砂质纹层夹于泥岩，颜色较下段浅.泥质体积分数为60%～80%，粉砂颗粒体积分数为10%～20%，在实测剖面中，从龙马溪组下段上部开始向上粉砂质体积分数逐渐增多，直至小河坝组变为泥质粉砂岩，出现粉砂质纹层与泥质纹层互层(见图2(e)).龙马溪组粉砂质泥岩中含有有机质(见图2(f))及黄铁矿，共占体积分数的5%～8%，黄铁矿部分氧化为褐铁矿，少见云母，石英颗粒相对较多，分选较好，磨圆差.粉砂质的逐渐增加反映水位线下降、水深逐渐变浅的沉积环境.

图2 川东南石林地区SH02剖面五峰组—龙马溪组显微特征Fig.2 Microscope characteristic of Wufeng-Longmaxi foramation in Shilin SH02 section, southeast of Sichuan basin

3 有机地球化学特征

3.1 有机质丰度

岩石中有足够数量的有机质既是能够形成丰富油气的物质基础，又是决定岩石生烃能力大小的主要因素[19].有机碳质量分数是衡量岩石有机质丰度的重要指标，一般具有经济开采价值的页岩气远景区带的页岩总有机碳质量分数在2.0%以上[18].在石林地区9个野外剖面的五峰组—龙马溪组页岩层段选取222个样品，进行有机碳质量分数测试，其结果显示(见图3)：石林地区总有机碳质量分数较高，尤其是五峰组—龙马溪组底部黑色页岩段，远超过优质烃源岩评价标准界定的2.0%；至龙马溪组上段主要为粉砂质泥岩或灰色页岩，测试有机碳质量分数逐渐降低，远小于优质烃源岩评价标准界定的2.0%.川东南石林地区五峰组—龙马溪组底部黑色页岩有机碳质量分数较高，具有较大的产气潜力.

图3 川东南石林地区不同剖面五峰组—龙马溪组有机碳质量分数Fig.3 The comparison of TOC at each section of Wufeng-Longmaxi formation in Shilin, southeast of Sichuan basin

3.2 有机质类型

图4 石林地区五峰组—龙马溪组干酪根碳同位素分布Fig.4 The distribution of kerogen carbon isotope at Wufeng-Longmaxi formation in Shilin

有机碳质量分数(w(TOC))和镜质体反射率(Ro)是决定烃源岩生气潜力的关键因素，干酪根类型是评价有机质质量的主要指标[20].对石林地区12个剖面五峰组—龙马溪组共计25个样品进行镜检测试分析，显示剖面中五峰组—龙马溪组黑色页岩主要为壳质组，平均质量分数为53.37%；其次为镜质组，平均质量分数为33.69%；腐泥组较少，平均质量分数为12.24%.研究区干酪根类型以Ⅱ型为主，局部为Ⅲ型.此外,对研究区不同剖面的10个志留系样品进行干酪根δ13C值测试(见图4)，按照烃源岩干酪根碳同位素划分标准[16,21]分类原则,石林地区烃源岩干酪根类型多为Ⅱ～Ⅲ型，与镜检测试分析结果基本一致.石林地区五峰组—龙马溪组黑色页岩有机质类型主要为Ⅱ～Ⅲ型，有机质类型条件一般.

3.3 有机质成熟度

沉积岩中有机质丰度和类型是油气生成的物质基础，有机质成熟度是确定有机质能够生油、生气或判定有机质向烃类转化程度的关键指标，只有有机质达到一定热演化程度,才能开始大量生烃.四川盆地五峰组—龙马溪组总体埋藏较深，热演化程度较高.

对川东南石林地区各剖面的25个五峰组—龙马溪组样品进行有机地球化学分析测试镜质体反射率，石林地区烃源岩样品Ro大多数达到2.0%以上，其中XJG01-02D、SQ01-02D较低(见图5)，反映石林地区五峰组—龙马溪组热演化程度较高，属于高成熟晚期—以过成熟、生干气为主的阶段，能够大量生成天然气.

图5 石林地区样品镜质体反射率测试结果Fig.5 The test result of Ro in Shilin

4 泥页岩储层特征

4.1 岩石学特征

脆性矿物质量分数分析是确定岩石脆性的重要手段.页岩中石英、长石、碳酸盐等脆性矿物质量分数越高，伊利石、蒙脱石等黏土矿物质量分数越低，岩石的脆性越强，在外力的作用下越易形成天然裂缝和诱导性裂缝[22]，或者树状、网状结构缝，有利于天然气渗流和开采.具备商业性开发的页岩，一般脆性矿物质量分数高于40%，黏土矿物质量分数小于30%[19].

以石林地区的SH02剖面为例，对五峰组—龙马溪组3个典型页岩样品进行全岩分析测试，矿物质量分数见图6.黏土矿物质量分数为27.0%～57.0%，平均为45.0%；石英质量分数为26.0%～69.0%，平均为41.0%；长石质量分数为4.0%～8.0%，平均为6.0%；方解石质量分数为0.0%～7.0%，平均为4.0%；白云石质量分数为0.0%～4.0%，平均为3.0%；黄铁矿质量分数为0.0%～3.0%，平均为1.0%.其中，石英、长石、碳酸盐矿物质量分数总和平均达到54.0%；黏土矿物主要为伊—蒙混合成因的物质.另外，通过纵向对比剖面样品镜下特征发现，底部样品脆性矿物质量分数较高，由龙马溪组上段向上至小河坝组黏土矿物质量分数逐渐增加，石英、碳酸盐岩矿物质量分数降低.

图6 川东南石林地区SH02剖面五峰组—龙马溪组沉积特征Fig.6 Composite depositional characteristics of Shilin SH02 section, southeast of Sichuan basin

4.2 页岩储集空间特征

常规领域页岩主要作为烃源岩和盖层存在，在非常规领域页岩作为特低孔渗的储层，储层致密，孔隙类型多样，发育大量有利于页岩气吸附的微孔(孔隙直径≥0.75 μm)和纳米级孔隙(孔隙直径<0.75 μm)，包括颗粒间微孔、黏土片间微孔、颗粒溶孔、溶蚀杂基内孔、粒内溶蚀孔及有机质孔等.平均50%左右的页岩气储存在页岩基质孔隙中[23].

对川东南石林地区五峰组—龙马溪组下段样品进行扫描电镜分析，观察纳米级孔隙结构.分析测试采用FEI-QUANTAN 250 FEG扫描电子显微镜和OXFORD-INCA X-MAX 20 X射线能谱仪，测试环境温度为21 ℃，湿度为45%RH.测试的样品编号分别为SH02-02D、SH02-03D.识别的微孔隙类型包括溶蚀孔(见图7(a))、粒间微孔(见图7(b))、粒内微气孔(见图7(c))、黄铁矿粒内孔(见图2(b))、黏土矿物片理缝(见图7(d))、粒缘缝(见图7(e))及收缩缝(见图7(f)).其中溶蚀孔最为发育，还有长石等矿物的粒内溶蚀微孔、莓球状黄铁矿溶蚀的印模孔等.微裂缝主要有黏土矿物在一定条件下脱水缩合形成的收缩缝、矿物颗粒边缘的粒缘缝和黏土矿物的片理缝等.微裂缝的发育不仅为页岩气提供充足的储集空间，也为页岩气提供运移通道，更有效提高页岩产气量[24-25].

图7 川东南石林地区五峰组—龙马溪组黑色页岩储集空间扫描电镜特征

对川东南石林地区SH02剖面五峰组—龙马溪组的2个野外样品(SH02-02D、SH02-03D)进行孔隙度、密度测试，孔隙度分别为3.29%和1.76%.另外，对石林地区页岩气区块及邻区五峰组—龙马溪组其他28个野外样品进行孔隙度、密度测试，结果显示石林地区五峰组—龙马溪组页岩密度变化不大，集中在2.13～2.55 g/cm3之间，平均为2.34 g/cm3；孔隙度分布在1.02%～5.64%之间，平均为3.66 %，大部分集中在2.00%～5.00%之间(见图8)，测试页岩样品的密度和孔隙度具有一定的负相关关系.此外，所取样品整体孔隙度值显示偏高，这与露头泥页岩中发育大量的次生孔隙有关.

图8 石林地区五峰组—龙马溪组孔隙度特征Fig.8 Porosity characteristic of Wufeng-Longmaxi formation in Shilin

5 石林地区与焦石坝地区黑色页岩特征

受喜马拉雅期构造隆升作用的影响，在川东南附近桐梓—石林地区北东—南西向发生构造抬升，石林地区五峰组—龙马溪组地层被抬升至地表，焦石坝地区隆升至埋深3 000 m左右[26].川东南地区夹持于黔中古隆起与乐山—龙女寺古隆起之间，沿漆辽—桐梓一线，黑色页岩沉积中心与有机碳富集中心呈耦合特征(见图9).对比五峰组—龙马溪组在石林地区的野外地表露头特征与焦石坝地区地腹钻井资料[27-28]，由于沉积期地理位置接近，两者在沉积环境、沉积厚度、岩性和矿物组成等多方面具有相似性(见表1)；同时样品性质存在差异，形成不同特征：

表1 石林地区与焦石坝地区五峰组—龙马溪组黑色页岩特征

(1)有机质类型.石林地区多为Ⅱ型或Ⅲ型干酪根，以壳质组、镜质组为主，母质来源多为植物的孢子及各种凝胶体；焦石坝地区有机质品质较高，以Ⅰ型干酪根为主，腐泥组质量分数高，以藻类体和棉絮状腐泥无定形体为主，母质来源主要为浮游生物和菌藻类.

(2)孔隙度及孔隙类型.石林地区为地表露头信息，一方面由于地层抬升至地表后，压力释放，岩石发生弹性膨胀；另一方面受地表的风化、淋滤作用影响，露头样品多见溶蚀孔、粒内溶孔等孔径普遍大于50 nm的大孔且测试孔隙度值偏高.焦石坝地区五峰组—龙马溪组下部以2～900 nm的有机质孔为主，向上逐渐演变至以黏土矿物孔为主.

图9 川东南地区五峰组—龙马溪组页岩厚度特征Fig.9 Shale thickness of Wufeng-Longmaxi formation in southeast of Sichuan basin

6 结论

(1)川东南石林地区五峰组—龙马溪组野外实测厚度为280～420 m，主要发育深水陆棚相黑色页岩、硅质泥页岩及浅水陆棚相粉砂质泥页岩；五峰组—龙马溪组下部页岩脆性矿物质量分数高，平均为65.0%；测试有机碳质量分数平均为1.46%，有机质类型以Ⅱ型干酪根为主，有机质成熟度为2.43%；主要发育溶蚀孔、粒间微孔、粒内微气孔、黄铁矿粒内孔、黏土矿物片理缝、粒缘缝及收缩缝等7类微型储集空间，平均孔隙度约为3.66%，具备较大生烃潜力、较有利储存运移和压裂改造条件.

(2)与焦石坝地区具有较高的相似性，五峰组—龙马溪组发育深水陆棚—浅水陆棚相的富笔石黑色页岩、粉砂质泥页岩沉积,石林地区为地表露头区，断层发育、构造复杂，相较于焦石坝地区具有较差的保藏条件.

(3)由于沿桐梓—石林一线向东南方向五峰组—龙马溪组多被抬升至地表或剥蚀，该方向近四川盆地东南缘的五峰组—龙马溪组具有较浅的埋深条件、较厚的有效页岩厚度、较高的有机碳质量分数，更具备页岩气勘探价值.

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2015-03-19；编辑：刘丽丽

中国地质调查局基金项目(1212011220749)

林 彤(1990-)，女，硕士研究生，主要从事储层沉积学方面的研究.

雍自权,E-mail: yongzq@cdut.edu.cn

TE122.1

A

2095-4107(2015)03-0083-11

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.03.011