川南海陆过渡相页岩气地质特征及其意义——以石宝向斜为例

刘安然，巫晓兵，胡俊仁

川南海陆过渡相页岩气地质特征及其意义——以石宝向斜为例

刘安然1,2，巫晓兵3，胡俊仁2,4

（1.成都理工大学，成都 610059；2.四川省能投矿业投资开发有限公司，成都 610023；3.西南石油大学，成都 610500; 4.四川页岩气勘探开发有限责任公司，成都 610051）

川南地区是我国页岩气资源最富集的区域，经过十余年的系统性研究，已在下志留统龙马溪组获得页岩气勘探开发的成功。四川盆地发育多套富有机质炭质泥页岩含气层系，且具备较好的页岩气资源潜力。在综合前人研究成果的基础上，以川南地区石宝向斜上二叠统龙潭组炭质泥页岩为研究对象，利用典型剖面和钻井资料，结合岩心、露头观察和样品分析测试结果，系统分析了沉积环境、炭质泥页岩分布、岩石学、地球化学指标、储集性参数、岩石力学、含气性等特征，结果表明：该炭质泥页岩主要发育于分流间湾沉积，累计厚度超过50m，满足页岩气成藏条件，具备良好的页岩气资源潜力，是未来关注的重要方向。

页岩气；海陆过渡相；龙潭组；川南地区

川南地区是我国页岩气资源最富集的区域，经过十余年的系统性研究，已在下志留统龙马溪组获得页岩气勘探开发的成功。川南地区2018年页岩气产量已达51×1012m3，四川省“十三五”页岩气产业发展规划至2020年，年产量将达到100×1012m3，主要产气层位是下志留统龙马溪组[1—3]。四川盆地主要发育六套炭质泥页岩含气层系，按时代从老到新分别是：下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组、下志留统龙马溪组、上二叠统龙潭组、上三叠统须家河组和下侏罗统自流井组，其中筇竹寺组、五峰组、龙马溪组为海相沉积，龙潭组为海陆过渡相沉积，须家河组、自流井组为陆相沉积[4-6]。经前人研究证明，川南地区上二叠统龙潭组具备较好的页岩气勘探潜力[7-11]。本文以川南地区石宝向斜龙潭组炭质泥页岩为研究对象，在综合前人研究成果的基础上，利用典型剖面和钻井资料，结合岩心、露头观察和样品分析测试结果，系统分析了页岩气地质特征，并进一步探讨了川南地区龙潭组海陆过渡相页岩气勘探意义。

1 地质背景

研究区位于川南地区泸州市古蔺县境内，大地构造位置属扬子地台内V级构造单元—川黔娄山关断褶带北缘（图1）。晚二叠时期，川南地区主要为潮坪-三角洲沉积相，位于威信-古蔺-遵义一线，呈东西向发育同沉积时期最重要的一级构造单元—黔北-川南隆起带，它直接控制了川南地区的沉积相展布[12]。

图1 川南地区构造示意图

图2 川南地区龙潭组沉积相简图

受中二叠世末期一晚二叠世初期东吴运动及川西地区峨眉山玄武岩活动影响，茅口组顶部发生风化岩溶作用，川南地区龙潭组底部普遍缺失部分沉积。这一时期川南地区地势西高东低，接受来自西部康滇古陆物源输入，龙潭组为一受河流影响较大的三角洲过渡沉积相带，总体自西向东呈由陆变海的古地理格局[13-14]，主要岩性组合为炭质泥页岩夹砂岩及煤层，地层厚度约20~120（图2）。

图3 下段炭质泥页岩与煤层互层

图4 中段炭质泥页岩

2 沉积环境及炭质泥页岩分布

根据野外调查，选择研究区内柏香坳口剖面对川南地区龙潭组纵向沉积环境特征进行分析。按照岩性、沉积构造、古生物、地化特征、沉积旋回及相的空间配置等，龙潭组可分为下、中、上三段，其沉积环境特征如下：

下段与茅口组呈假整合接触，厚5.9。下部为灰白色、灰色含黄铁矿粘土岩，底部为灰褐色含角砾粘土岩，为风化壳残积物。上部发育炭质泥页岩与煤层，富含炭化植物叶片，整体为三角洲相，三角洲平原亚相，沼泽及分流间湾微相沉积（图3）。

中段以深灰色薄层炭质泥页岩、泥岩夹煤层及粉砂岩为主，含硫铁矿层，厚46m。下部以粉砂岩，泥质粉砂岩为主夹薄层泥岩及炭质泥页岩，常见砂、泥互层波纹层理，为三角洲平原亚相，决口扇及分流间湾微相沉积；中上部为泥岩，炭质泥页岩夹粉砂岩及煤层，常见植物根、茎化石，为三角洲平原亚相，沼泽及分流间湾微相沉积（图4）。

上段与上覆地层长兴组灰岩整合接触，厚54m。下部以粉砂岩，泥质粉砂岩为主夹薄层泥岩及炭质泥页岩，常见砂、泥互层波纹层理及沙纹层理，为三角洲平原亚相，决口扇、越岸沉积及分流间湾微相沉积；中上部为泥岩，炭质泥页岩夹粉砂岩及煤层，常见植物根、茎化石，为三角洲平原亚相，沼泽及分流间湾微相沉积。

受区域沉积演化及古地理背景控制，柏香坳口剖面龙潭组炭质泥页岩在纵向上分布较为分散，自下而上均有发育，但主要发育在中段与上段，且多以分流间湾沉积为主。龙潭组地层厚度约106，炭质泥页岩累计厚度超过50，上段炭质泥页岩厚度略高于中段，超过30（图5）。

图5 研究区柏香坳口剖面沉积特征

图6 炭质泥页岩夹煤层SD-1井：1421.10~1425.90m

图7 炭质泥页岩 SD1井：1469.12 m

3 页岩气地质特征

3.1 岩石学特征

研究区龙潭组炭质泥页岩随炭质含量增多，颜色从深灰色至黑色均有发育，部分炭质泥页岩中含有一定量粉砂。从岩芯、露头上看，炭质泥页岩通常发育水平纹层（图6），且可见黄铁矿伴生；从显微镜下看，炭质泥页岩非均质性很强，有机炭分布并不均匀（图7）。通过对龙潭组炭质泥页岩全岩及粘土组分分析可以看出：

样品中三端元矿物含量分布较分散（图8）；矿物组分以粘土为主，混有石英、长石及碳酸盐矿物（图8D区），石英+长石的含量低于50%；少量样品矿物组分以碳酸盐矿物为主，混有少量粘土矿物及石英与长石（图8B区）。

图8 炭质泥页岩矿物组分三角图

图9 炭质泥页岩矿物组分含量构成

图10 炭质泥页岩脆性矿物含量统计

图11 炭质泥页岩粘土矿物类型相对含量构成

矿物含量以石英、粘土及菱铁矿含量为主，普遍含有锐钛矿；矿物组分在纵向上也无明显规律（图9）。从平均值来看，粘土矿物＞石英+长石＞碳酸盐。

总的脆性矿物（石英+长石+碳酸盐矿物）含量最小值为2.6%，最大值为92.4%，平均值为41.4%。脆性矿物含量多介于40%~50%（图10）。粘土矿物以伊/蒙混层为主，其次为高岭石，绿泥石与伊利石含量较少，偶见绿/蒙混层（图11）。

粘土矿物组分中，高岭石与绿泥石相对百分含量呈很好的正相关（相关系数：γ=0.7957），高岭石与伊/蒙混层呈很好的负相关（相关系数：γ=-0.983 8）（图12），绿泥石与伊/蒙混层也就同样呈很好的负相关（相关系数：γ=-0.865 7）（图13）。

伊/蒙混层比介于10~26之间，算术平均值为17，伊/蒙混层比与井深呈较好的负相关（相关系数：γ=-0.726 0）（图14），分析可能是：埋藏越深，地温越高，导致埋深大的有机质比埋深浅的有机质生烃时间要早，使得有机质所赋存的泥岩提前处于K+离子相对缺乏的酸性成岩环境，从而抑制了伊利石的增加，最终表现为随深度及温度的增加，伊/蒙混层比反而减小。

图12 高岭石与绿泥石及伊/蒙混层相对含量相关性

图13 绿泥石与伊/蒙混层相对含量相关性

图14 伊/蒙混层比随井深变化及相关性

图15 炭质泥页岩有机炭含量分布

3.2 地球化学特征

3.2.1有机碳含量

研究区龙潭组炭质泥页岩总体有机质丰度较高。据57个样品统计分析，TOC含量介于1.23%~33.7%之间，平均值8.29%（图15）。

图16 镜质体反射率Ro区间频率分布

图17 研究区龙潭组炭质页岩孔隙度统计

3.2.2 有机质类型

研究区龙潭组炭质泥页岩干酪根碳同位素δ13C为-28‰～-23.5‰，有机质类型以Ⅲ型为主。富含有机显微组分，镜质组含量占70.8%～98.60%，主要以无结构镜质体中的基质镜质体、均质镜质体为主，有少量碎屑镜质体及微量的结构镜质体；惰性组占有机显微组较少部分，分别为1.40%～29.20%；未见壳质组。

图18 炭质泥页岩储集空间类型

3.2.3 热演化程度

研究区龙潭组12个炭质泥页岩样品中354个测点的Ro测试分析结果表明：有机质均处于高成熟度阶段[15]，镜质体反射率 Ro介于2.11%～3.24%之间，算术平均值为2.68%，总体上以2.5%～2.9%为主（图16），约占总测点数的83%。有机质处于高热演化程度，利于干气的大量生成。

图19 炭质泥页岩孔径统计

3.3 储集性特征

对研究区龙潭组炭质泥页岩样品的物性特征分析统计表明：

密度最小值为2.64m，最大值为2.69m，平均值为2.67m。

孔隙度最小值为0.68%，最大值为5.93%，平均值为3.25%（图17）。研究区龙潭组19个炭质泥页岩样品中，除2个样品孔隙度刚处于中值区（5%≤Por＜10%）外，其余13个样品孔隙度均处于低值区（2%≤Por＜5%）[15]。

炭质泥页岩内储集空间以纳米-微米级孔、缝为主，其类型主要有矿物粒间、粒内溶蚀孔缝、矿物粒间孔、微裂缝、有机质孔等（图18）。孔径最小0.027，最大22.516，平均1.406；以宏孔为主，约占97%（D≥50），少量中孔（2≤D＜50）；孔径以小于0.3及1.0~4.0之间两个区间为主（图19）。

3.4 脆性特征

根据研究区龙潭组炭质泥页岩岩心矿物成分计算页岩脆性指数，公式如下：

结果表明，页岩脆性指数介于0.59%-73.16%，平均值26.55%。测试样品中，脆性指数介于5.0%-15%区间的居多（图20），龙潭组炭质泥页岩整体脆性指数偏低。

3.5 含气性特征

根据研究区SD-1井龙潭组炭质泥页岩岩心现场解析结果分析，炭质泥页岩含气性较好：解吸气含量介于0.40～3.38m/t，恢复损失气含量介于0.03～2.20m/t，总含气量在0.61～4.70m/t，平均总含气量为2.16m/t，解吸气含量大于1.0m/t的占比63%，总含气量大于1.0m/t的占比72%（图21）。

图20 炭质泥页岩脆性指数统计

图21 SD-1井龙潭组炭质泥页岩含气量统计

4 结论

1）研究区龙潭组炭质泥页岩主要发育于分流间湾沉积，累计厚度超过50。脆性矿物含量平均值41.4%（石英+长石＞碳酸盐），整体脆性指数偏低，后期压裂工艺需作针对性调整。粘土矿物组成以伊/蒙混层为主，其次为高岭石，绿泥石与伊利石含量较少，偶见绿/蒙混层。

2）研究区龙潭组炭质泥页岩有机炭含量平均值8.29%，有机质类型以Ⅲ型为主，Ro平均值2.68%，有利于干气大量生成。孔隙度平均值4.17%，储集空间以纳米-微米级孔、缝为主，有利于吸附气赋存,微裂缝发育有利于压裂形成缝网系统。平均含气量2.16m/t，以解析气为主。

3）川南地区龙潭组分布广、埋藏浅（较龙马溪组），炭质泥页岩普遍发育且地质特征满足页岩气成藏条件，具备良好的页岩气勘探潜力。而龙潭组作为川南地区主要的含煤层系，加强页岩气、煤层气综合评价探勘，是未来关注的重要方向。

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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

刘安然（1986-），男，博士研究生，工程师，主要从事油气地质理论研究及非常规油气勘探开发工作

P618, 13

A

1006-0995（2019）02-0252-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.02.015