川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组页岩岩相特征

雷治安，曹玉，张海杰，刘达贵，吴萍，廖伟，罗彤彤，陈雷

川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组页岩岩相特征

雷治安1，曹玉2，张海杰1，刘达贵2，吴萍2，廖伟1，罗彤彤2，陈雷3

（1.重庆页岩气勘探开发有限责任公司，重庆 401121；2.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，成都 610051；3.西南石油大学地球科学与技术学院，成都，610500）

基于岩心、薄片以及分析测试数据，本文对川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组页岩岩相进行了研究。宏观上，研究区五峰组-龙马溪组发育5种宏观岩相——凝灰质页岩相、角砾页岩相、块状页岩相、纹层状页岩相、云质灰岩相。定量研究发现：川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组发育6大类岩相（硅岩相、硅质页岩相、混合页岩相、粘土质页岩相、粘土岩相以及灰质页岩相），11种小类岩相，其中研究区主要以富粘土硅质页岩相、混合硅质页岩相、粘土质/硅质页岩相以及富硅粘土质页岩相这四类岩相为主；通过TOC、含气量、孔隙度以及渗透率4个参数对不同页岩岩相进行研究发现：硅岩相是研究区页岩气勘探的最有利岩相，其次为硅质页岩类的含粘土硅质页岩相和混合硅质页岩相；粘土质/硅质页岩相和混合页岩相中等，最差的岩相为粘土质页岩相和粘土岩相。

岩相；五峰组-龙马溪组；页岩；川东南

岩相是一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合，它是沉积相的主要组成部分。对于海相页岩而言，前期研究普遍认为海相页岩岩相具有均一性，但随着研究的不断深入，越来越多的学者发现海相页岩的岩相具有明显的非均质性[1-5]。另外海相页岩的岩相非均质性直接影响气源、储集、赋存和保存条件并直接影响页岩气的勘探和开发[6-11]，因此研究海相页岩岩相特征对于找寻有利的页岩气勘探层段具有重要意义。本文以川东南包鸾地区的B201井为例，拟从宏观和定量两方面对川东南五峰组-龙马溪组海相页岩岩相进行研究，并明确不同岩相的储层参数特征，确定有利的页岩岩相。

1 区域地质背景

研究区位于重庆的涪陵包鸾地区。构造区划上，其总体处于四川盆地的东南缘，横跨川东高陡褶皱带和湘黔鄂冲断带，由一系列的NNE向的向斜和背斜组成。晚奥陶世末时期，由于都匀构造运动的影响导致黔中隆起和宜昌上升，同时江南雪峰隆起初步形成，在川中、黔中以及江南-雪峰三大古隆起的夹持下，在四川盆地的东北部、川东-鄂西以及川东南地区形成局限的陆棚沉积环境，沉积了一大套陆棚相的富有机质页岩（图1）。因此，总体上来看，龙马溪组时期上扬子地区形成了“三隆夹一坳”的半闭塞滞流海盆，该欠补偿的缺氧盆地为富有机质页岩的形成提供了极为有利的条件[12]。

图1 研究区位置图（据文献12、14、15修改）

在川东南地区，龙马溪组与下伏的五峰组呈整合接触，上部与石牛栏组、罗惹坪组及小河坝组呈整合接触，厚158～600m。龙马溪组主要为页岩沉积，其中下部由富含有机质的页岩组成，同时富含笔石，如[13]。上部主要由粉砂质泥岩、粉砂岩和泥灰岩组成。

2 宏观岩相特征

为了在宏观上先对页岩岩相进行研究，在本次研究中，从沉积学的角度根据岩心宏观特征、纹层及矿物对B201井五峰组-龙马溪组的宏观页岩岩相进行了研究，识别出了5种宏观岩相——凝灰质页岩相、角砾页岩相、块状页岩相、纹层状页岩相、云质灰岩相。

2.1 角砾页岩

该岩相主要以方解石和泥砾组成，裂缝大量发育，其基本均被方解石充填（图2），主要为断裂作用形成。该岩相主要发育于五峰组，龙马溪组未见发育。

图2 角砾页岩宏观及镜下特征

图3 云质灰岩宏观及镜下特征

图4 块状页岩宏观及镜下特征

2.2 云质灰岩

该岩相发育于五峰组顶部的观音桥段，为浅水碳酸盐岩沉积，成分以灰质和云质为主，粘土质成分较少，该岩相内可见一系列高角度裂缝发育，部分裂缝被方解石充填（图3）。

图5 纹层页岩宏观及镜下特征

2.3 块状页岩

该岩相为块状结构，岩心及镜下均不显纹层，岩心上可见大量黄铁矿结核以及黄铁矿纹层发育，同时偶见部分水平裂缝，其内部被方解石充填。镜下观察可见该岩相矿物成分主要为粘土颗粒以及硅质颗粒，有机质较为发育（图4）。该岩相在五峰组和龙马溪组内均有发育。

2.4 纹层状页岩

该岩相以发育水平纹层为特征，水平纹层以粘土纹层和粉砂质纹层互层为主，偶见黄铁矿纹层、方解石纹层（图5）。该类岩相在龙一1上部以上的地层较为常见。

2.5 凝灰质页岩

该类岩相在五峰组-龙一段均有发育，主要为火山灰作用混入页岩沉积中形成，在宏观岩心上偶见薄层凝灰质纹层，镜下可见纹层发育以及同生黄铁矿和凝灰质透镜体（图6）。

图6 凝灰质页岩宏观及镜下特征

3 定量岩相划分及其储层特征

宏观上的岩相研究可以对页岩的宏观沉积特征进行研究，但是为了对岩相进行定量研究，本次研究根据矿物成分定量对岩相进行研究，可将页岩划分出7大类岩相，16小类岩相（图7）。

根据矿物成分20%、50%和80%三个值，将页岩划分为硅岩、粘土岩、灰岩、硅质页岩、粘土质页岩、灰质页岩以及混合页岩7个大的岩相（图7）。在7大岩相识别的基础上进一步将岩相细分为16个小类，分别是硅岩相、含灰硅质页岩相、混合硅质页岩相、含粘土硅质页岩相、灰岩相、含粘土灰质页岩相、混合灰质页岩相、含硅灰质页岩相、粘土岩相、含灰粘土质页岩相、混合粘土质页岩相、含硅粘土质页岩相、粘土质/灰质页岩相、粘土质/硅质页岩相、混合质页岩相、灰质/硅质页岩相（图7）。

图7 页岩岩相划分三端元图及研究区岩相类型

川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组发育6大类岩相（硅岩相、硅质页岩相、混合页岩相、粘土质页岩相、粘土岩相以及灰质页岩相），11种小类岩相，其中研究区主要以富粘土硅质页岩相、混合硅质页岩相、粘土质/硅质页岩相以及富硅粘土质页岩相这四类岩相为主（图7）。

针对不同的岩相，本次研究对其不同的页岩气地质属性进行了研究，结果发现：硅岩的TOC含量介于3.03%～5.52%，平均值为4.01%；含气量介于1.43～1.94 cm3/g，平均值为1.71 cm3/g；孔隙度介于1.09%～1.71%，平均值为1.47%，渗透率为1.1×10-4~8.1×10-2mD，平均值为2×10-2mD。含粘土硅质页岩的TOC为0.11%～4.79%，平均值为2.36%；含气量为0.36～2.63 cm3/g，平均值为1.03 cm3/g；孔隙度介于0.38%～3.05%之间，平均值为1.53%，渗透率为7×10-6～2.1×10-1mD，平均值为2.3×10-2mD。混合硅质页岩的TOC含量为0.39%～5.65%,平均值为2.33%；含气量较低，介于0.31～1.93 cm3/g，平均值为1.0 cm3/g；孔隙度较高，介于0.41%~5.92%，平均值为1.64%；渗透率为1.8×10-5～1.5×10-1mD，平均值为9.5×10-3mD。含灰硅质页岩由于测试数据较少，其基本属性不清楚。粘土质/硅质页岩的TOC含量介于1.27%～2.45%，平均值为1.90；含气量介于0.56～1.62 cm3/g，平均值为1.02 cm3/g；孔隙度介于1.06%～2.76%，平均值为1.94%；渗透率为2.1×10-4～1.7×10-2mD，平均值为6.3×10-3mD。混合页岩的TOC介于0.5%～5.62%,平均值为1.53%；含气量为0.6～1.64 cm3/g，平均值为1.0 cm3/g；孔隙度介于1.03%～2.56%，平均值为1.72%；渗透率为1.6×10-3～1.0×10-2mD，平均值为4.5×10-3mD。含硅粘土质页岩的TOC含量介于0.64%～4.39%，平均值为1.36%；含气量为0.37～1.0 cm3/g，平均值为0.63 cm3/g；孔隙度为1.07%～2.97%,平均值为1.80%；渗透率为4.5×10-3～2.1×10-1mD，平均值为3.9×10-2mD。粘土岩的TOC含量介于0.55%～1.1%之间，平均值为0.83%；含气量为0.62 cm3/g；孔隙度介于1.59%～2.92%，平均值为2.26%；渗透率为7.3×10-3mD（表1）。

表1 川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组不同岩相的页岩气地质属性特征表

注：表中数值表示法为：最小值-最大值/平均值

总体来看，研究区硅岩是页岩气勘探的最有利岩相，其次为硅质页岩类的含粘土硅质页岩和混合硅质页岩；粘土质/硅质页岩和混合页岩中等，最差的岩相为粘土质页岩和粘土岩。

4 结论

通过岩心、薄片以及测试数据对川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组页岩岩心进行了研究，主要得出了如下结论：

1）宏观上，研究区五峰组-龙马溪组发育5种宏观岩相——凝灰质页岩相、角砾页岩相、块状页岩相、纹层状页岩相、云质灰岩相；

2）利用矿物成分的三端元进行岩相定量研究发现，川东南包鸾地区五峰组-龙马溪组发育6大类岩相（硅岩、硅质页岩、混合页岩、粘土质页岩、粘土岩以及灰质页岩），11种小类岩相，其中研究区主要以富粘土硅质页岩、混合硅质页岩、粘土质/硅质页岩以及富硅粘土质页岩这四类岩相为主；

3）通过TOC、含气量、孔隙度以及渗透率4个参数对不同页岩岩相进行研究发现：硅岩是研究区页岩气勘探的最有利岩相，其次为硅质页岩类的含粘土硅质页岩和混合硅质页岩；粘土质/硅质页岩和混合页岩中等，最差的岩相为粘土质页岩和粘土质页岩。

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Lithofacies of Shale of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Baoluan Region, Southeast Sichuan

LEI Zhi-an1CAO Yu2ZHANG Hai-jie1LIU Da-gui2WU Ping2LIAO Wei1LUO Tong-tong2CHEN Lei3

(1-Chongqing Shale gas exploration and Development Co. , Ltd., Chongqing 401121; 2- Institute of Geological Exploration and Development, Chuanqing Drilling Engineering Co. , Ltd., PetroChina, Chengdu 610051; 3-School of Earth Science and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500)

This paper has a discussion on lithofacies of shale of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Baoluan region, southeast Sichuan based on drill core, rock thin section observation and test data. Macroscopically, shale of the Wufeng Formation- Longmaxi Formation in the Baoluan region may be divided into 5 lithofacies such as tuffaceous shale facies, breccia shale facies, massive shale facies, laminated shale facies and dolomitic limestone facies. Quantitative study indicates that shale of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in the Baoluan region may be divided into 6 lithofacies such as silica-dominated shale facies, siliceous shale facies, mixed shale facies, argillaceous shale facies, clay-dominated shalefacies and lime shale faciesamong which clay-rich siliceous shale facies, mixed siliceous shale facies, argillaceous/siliceous shale facies and silica-rich argillaceous shale facies dominate. All lithofacies are evaluated by TOC content, total gas content, porosity and permeability. The results show that silica-dominated shale is the most potential shale for shale gas exploration, followed by siliceous shale (clay-rich siliceous shale and mixed siliceous shale), secondly the argillaceous/siliceous shale and mixed shale, the argillaceous shale and clay-dominated shale.

lithofacies; Wufeng-Longmaxi Formation; shale; southeast Sichuan

2020-10-10

雷治安（1967-），男，四川渠县人，高级工程师，主要从事页岩气地质勘探开发方面科研和管理工作

P618.12

A

1006-0995（2020）04-0556-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2020.04.006