渝西地区五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩岩相及储层特征

尹兴平，蒋裕强，2，付永红，2，张雪梅，雷治安，陈 超，张海杰

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；2.中国石油非常规重点实验室储层评价实验室，成都 610500；3.四川科宏石油天然气工程有限公司，成都 610056；4.重庆页岩气勘探开发有限责任公司，重庆 610213；5.四川长宁天然气开发有限责任公司，成都 610056）

0 引言

经过近10 年的努力，在四川盆地陆续建成了焦石坝、长宁—威远、昭通3 个国家页岩气示范基地，实现了3 500 m 以浅页岩气商业规模化开发［1］。至2015 年，我国已正式进入“海相页岩气规模化开采和海陆过渡相、陆相页岩气工业化开采实验”阶段［2］，并向深层海相页岩拓展。已在泸州、荣昌、渝西等地区取得了一系列突破，其中渝西地区Z202-H1 井和Z203 井分别获日产45.67 万m3和21.3 万m3的高产工业性气流［3-4］，展现出深层页岩气勘探开发的广阔前景。在泸州、荣昌、渝西等地区深层龙马溪组底部发育优质深水陆棚亚相黑色页岩，但其沉积微相存在显著不同，从而导致其岩相发育特征差异明显［5-7］。在页岩岩相划分与岩相特征方面，Allix等［8］以黏土矿物、碳酸盐岩与石英+长石为三端元对页岩进行岩相划分；Wang 等［9］在国内首次将岩相概念引入页岩研究，并根据有机质丰度与矿物组分确定页岩岩相；朱逸青等［10］以“矿物组分+沉积构造”的分类方案将川东地区页岩划分为7 种岩相；柳波等［11］以“有机质丰度+沉积构造+矿物组分”的分类方案对陆相页岩进行岩相划分。以上页岩岩相划分方案均是从页岩矿物组分、有机质丰度、沉积构造3 个方面开展岩相划分，在最有利的储层段（3～5 m）往往出现多类岩相，且岩相与储层特征关联性差，在实际生产过程中应用困难。

在薄片鉴定、矿物组分、TOC 含量、物性、含气性及微观特征等资料的基础上，结合实际生产应用，采用“TOC+矿物组分”的分类方案对岩相进行划分。通过开展不同岩相的储层品质评价和对比不同岩相的储层品质差异，分析页岩岩相及其对储层发育的影响，优选了有利于开发的页岩岩相，以期为优质页岩平面展布预测提供一定数据支撑，并对优选页岩储层“甜点”段、优化开发工艺、提高页岩气单井产能和实现页岩气高效开发提供依据。

1 区域概况

四川盆地分为川东南斜坡高陡构造区（包括川东高陡褶皱带和川南低陡褶皱带）、川中隆起低缓构造区和川西坳陷低陡构造区3 个构造区［12］。Z203 井位于川中隆起低缓构造区与川南低陡褶皱带之间的蒲吕场向斜，两侧发育西山背斜与西温泉背斜（图1）。钻井揭示上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段为一套深水陆棚相黑色富有机质页岩，为主要产气层段。由于受海平面升降旋回变化影响，龙一1亚段可以细分为龙共4 个小层（简称为1 小层、2 小层、3小层、4 小层）［4，13］。

图1 渝西地区Z203 井区构造背景与地层划分（据文献［4］修改）Fig.1 Structural setting and stratigraphic division of well block Z203 in western Chongqing

2 页岩岩相类型及其演化规律

2.1 页岩岩相划分的方法和方案

采用“TOC+矿物组分”的岩相划分方法（图2），是以TOC 表征储层的生气能力，以矿物组分反映页岩的可压裂性［14］。其具体步骤为：（1）将w（TOC）≥4%的页岩称为高碳类页岩，3%≤w（TOC）＜4%的页岩称为中碳类页岩，2%≤w（TOC）＜3%的页岩称为低碳类页岩；（2）将黏土矿物、碳酸盐矿物和（石英+长石）三者的含量作为三端元进行矿物组分岩相划分：①黏土矿物质量分数＞40% 为黏土质页岩相；②碳酸盐矿物质量分数≥90% 为灰岩相；（石英+长石）质量分数≥90%为硅质岩相；③以RQC［w（石英+长石）/w（碳酸盐矿物）］进行划分，可分为硅质页岩相（RQC≥3）、钙质-硅质页岩相（1/3≤RQC＜3）、钙质页岩相（RQC＜1/3）。

图2 渝西地区Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩岩相划分（据文献［14］修改）Fig.2 Lithofacies division of shale of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation in well Z203 in western Chongqing

将Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩划分为高碳硅质页岩（S1）、中碳硅质页岩（S2）、低碳硅质页岩（S3）、低碳钙质-硅质页岩（C-S3）、低碳黏土质页岩（M3）、特低碳黏土质页岩（M4）6 种岩相。

2.2 页岩岩相的组分和发育特征

（1）高碳硅质页岩（S1）。该岩相岩性主要为黑色硅质页岩。TOC 质量分数为4.1%～7.2%，平均值为5.7%；石英质量分数平均值为65.9%；碳酸盐矿物质量分数为3.1%～11.2%，平均值为8.4%；黏土矿物质量分数平均值为15.8%（表1）。岩心见纹层与厚层状黄铁矿发育，厚约1.5 cm［图3（a）］。镜下可见硅质颗粒明亮纯净，有机质呈层状富集，微裂缝发育［图4（a）］。

图3 渝西地区Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩主要岩相岩心特征（a）高碳硅质页岩，发育厚层状黄铁矿，纹层富集，1 小层，4 102.20～4 102.27 m；（b）中碳硅质页岩，纹层富集，3 小层，4 088.45～4 088.63 m；（c）中碳硅质页岩，薄层状黄铁矿沿层理发育，3 小层，4 085.61～4 085.86 m；（d）低碳硅质页岩，发育薄层状黄铁矿、斑点状黄铁矿与砂质结核，4 小层，4 073.15～4 073.40 m；（e）低碳钙质-硅质页岩，五峰组，4 110.85～4 111.05 m；（f）特低碳黏土质页岩，4 小层，4 065.27～4 065.40 mFig.3 Core characteristics of main shale lithofacies of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation of well Z203 in western Chongqing

（2）中碳硅质页岩（S2）。该岩相岩性以黑色含粉砂页岩及硅质页岩为主。TOC 质量分数平均为3.4%；石英质量分数为49.1%～69.8%，平均值为54.9%；碳酸盐矿物质量分数为3.0%～18.5%，平均值为16.3%；黏土矿物质量分数平均为18.5%（表1）。纹层富集，薄层状黄铁矿沿层理发育（厚约0.2 cm）［图3（b）—（c）］。镜下钙质粉砂颗粒含量相对较高，微裂缝发育［图4（b）］。

图4 渝西地区Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段主要岩相页岩镜下特征（a）高碳硅质页岩，有机质层状富集，裂缝发育，1 小层，4 102.22 m；（b）中碳硅质页岩，发育一条微裂缝，2 小层，4 094.45 m；（c）低碳硅质页岩，见黄铁矿结核，3 小层，4 076.80 m；（d）低碳钙质-硅质页岩，钙质粉砂颗粒，4 小层，4 076.07 m；（e）低碳黏土质页岩，见斑点状黄铁矿，4 小层，4 076.07 m；（f）特低碳黏土质页岩，发育泥质结核与泥质条带，4 小层，4 067.20 mFig.4 Microscopic characteristics of main shale lithofacies of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation of well Z203 in western Chongqing

表1 渝西地区Z203井五峰组—龙马溪组龙一1亚段主要岩相矿物组分统计Table 1 Mineral compositionstatistics of mainlithofacies of Wufeng Formation-lowerLong 1 submember of Longmaxi Formation of well Z203 in western Chongqing%

（3）低碳硅质页岩（S3）。该岩相岩性以黑灰色—灰黑色粉砂质页岩为主。TOC 质量分数平均为2.2%；石英质量分数为37.8%～68.8%，平均为51.3%，黏土质量分数相对较高，平均为25.6%（表1）。纹层较发育，见顺层理发育的薄层状黄铁矿、砂质结核［图3（d）］。镜下粉砂级颗粒较多，偶见黄铁矿结核［图4（c）］。

（4）低碳钙质-硅质页岩（C-S3）。该岩相岩性以灰黑色—黑灰色含钙粉砂质页岩及含粉砂页岩为主［图3（e）］。TOC 质量分数平均为2.3%，主要矿物成分为石英，碳酸盐矿物质量分数相对较高，平均为23.5%（表1）。镜下可见大量钙质细粉砂颗粒［图4（d）］。

（5）低碳黏土质页岩（M3）。该岩相岩性为灰黑色黏土质页岩。TOC 质量分数平均2.0%，黏土矿物质量分数为30.8%～50.2%，平均值为42.1%，石英平均质量分数为40.1%，碳酸盐质量分数平均为11.0%（表1）。镜下可见钙质粉砂与黄铁矿结核［图4（e）］。

（6）特低碳黏土质页岩（M4）。该岩相岩性为灰绿色—深灰色页岩及凝灰质页岩［图3（f）］。TOC质量分数平均仅为0.8%，黏土矿物质量分数为33.8%～59.5%，平均为47.9%，石英质量分数平均为38.8%（表1）。镜下可见泥质结核与泥质条带发育［图4（f）］。

2.3 页岩岩相演化特征

受气候变化、物源供给、海平面变化等多因素的综合控制，不同的岩相具有不同的矿物组分、有机质含量和沉积结构特征等，可以反映不同的沉积环境。上奥陶统五峰组主要发育中碳硅质页岩，碳酸盐含量较高，可见薄层状黄铁矿沿层理发育，反映了相对滞留的还原环境。龙马溪组自下而上依次发育高碳硅质页岩、中碳硅质页岩、低碳硅质页岩和特低碳黏土质页岩，有机质含量与石英含量逐渐降低，粉砂颗粒与黏土含量逐渐增加，至顶部岩心可见砂质结核和砂质条带，黄铁矿由下部呈厚层状发育逐渐过渡为上部星散状发育，龙一1亚段自下而上陆源碎屑输入逐渐增加，水动力条件逐渐增强，沉积水体逐渐变浅，沉积环境由强滞留强还原环境向弱还原环境转变（图5）。

图5 渝西地区Z203 井五峰组—龙一1亚段岩相纵向演化规律综合柱状图Fig.5 Vertical evolution of lithofacies of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation in well Z203 of western Chongqing

3 不同岩相的储层特征

3.1 有机质分布

TOC 含量与页岩储层的生气能力、含气性及储集空间等密切相关，是页岩气富集的物质基础［15-17］。高碳硅质页岩镜下显示其有机质主要呈条带状分布，条带厚度明显较其他岩相厚（［图6（a）］），氩离子抛光扫描电镜分析显示，有机质主要以定向条带状或团块状连片分布于刚性矿物间［图7（a）］，TOC质量分数大，平均值为5.7%［图8（a）］。中碳硅质页岩镜下有机质条带较少，且厚度小［图6（b）—（c）］，氩离子抛光扫描电镜分析显示，有机质主要呈分散状分布，局部出现团块［图7（d）］。低碳/特低碳黏土质页岩镜下显示为土黄色，见泥质结核和泥质条带［图6（e）—（f）］，氩离子抛光扫描电镜分析显示，有机质仅呈局部小团块状［图7（g）］。

图6 渝西地区Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段主要岩相页岩储层纹层发育特征（a）高碳硅质页岩，纹层发育，1 小层，4 099.84 m；（b）中碳硅质页岩，纹层富集，2 小层，4 098.22 m；（c）中碳硅质页岩，纹层发育，3 小层，4 085.27 m；（d）低碳硅质页岩，纹层较发育，4 小层，4 069.34 m；（e）低碳黏土页岩，纹层不发育，五峰组，4 109.78 m；（f）特低碳黏土质页岩，纹层欠发育，4 小层，4 058.72 mFig.6 Lamination characteristics of shale lithofacies of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation of well Z203 in western Chongqing

图7 渝西地区Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段主要岩相页岩储层微观特征（a）高碳硅质页岩，发育有机质孔与粒内溶孔，1 小层，4 101.07 m；（b）a 的局部放大，有机质孔发育；（c）b 的局部放大，有机质孔连通性好；（d）中碳硅质页岩，发育有机质孔、粒间孔与微裂缝，2 小层，4 081.23 m；（e）中碳硅质页岩，发育微裂缝与溶蚀孔，3 小层，4 081.23 m；（f）e 的局部放大，有机质孔发育；（g）低碳硅质页岩，发育微裂缝与粒间孔，4 小层，4 070.88 m；（h）低碳黏土质页岩，发育溶蚀孔、粒间孔及微裂缝，五峰组，4 109.78 m；（i）特低碳黏土质页岩，有机质孔孔径细小，4 小层，4 062.90 mFig.7 Pore development characteristics of main shale lithofacies of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation of well Z203 in western Chongqing

图8 渝西地区Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩主要岩相储层特征对比Fig.8 Comparison of main shale lithofacies characteristics of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation of well Z203 in western Chongqing

3.2 纹层结构

页岩纹层是页岩中可分辨的最小沉积单元，是影响页岩物性的主要因素之一［18］。通过薄片及岩心分析，高碳硅质页岩纹层发育程度较高，主要为泥纹层，纹层密度为5～10 条/cm，纹层厚度较大，为0.05～1.50 mm［图6（a）］；中碳硅质页岩粉砂纹层和泥纹层均发育，粉砂纹层以相对粗粒的石英或碳酸盐颗粒组成，泥纹层相对较少且厚度小，平均纹层密度为10.2 条/cm［图8（b）］，纹层厚度为0.05～1.00 mm［图6（b）—（c）］；低碳硅质页岩与中碳硅质页岩具有相似的纹层发育特征，但纹层密度较低［图6（d）］。低碳/特低碳黏土质页岩，纹层不发育，偶见不连续纹层或泥质条带［图6（e）—（f）］。

3.3 储集空间与物性特征

页岩储层储集空间类型及孔渗特征可影响页岩气的储集性能及产能，是进行页岩储层评价的基础［19-21］。有机质孔在页岩中具有重要意义，是页岩气赋存的重要场所，也是页岩储层储集空间研究的重点和热点。高碳硅质页岩有机质孔发育，以圆形和近圆形为主［图7（b）—（c）］，孔径通常大于100 nm［图7（b）］，连通性好［图7（c）］，孔隙度平均为5.29%［图8（c）］。中碳硅质页岩可见有机质与刚性矿物边缘的微裂缝及刚性颗粒内部的溶蚀孔隙［图7（e）］。团块状有机质中孔发育，但孔径偏小［图7（f）］，连通性略差，孔隙度平均为4.04%［图8（c）］。低碳硅质页岩有机质含量低，粒间孔与微裂缝发育，孔隙度平均为4.44%［图7（g）］。低碳/特低碳黏土质页岩偶见微裂缝发育，有机质孔与无机孔均欠发育［图7（h）—（i）］，孔隙度低，平均值分别为2.32%和2.49%。

页岩渗透率主要受微裂缝、纹层发育程度和孔隙连通性等因素影响。本次研究采用柱塞样分析渗透率，裂缝发育程度低，基本可视为基质渗透率，所以可排除裂缝对渗透率的影响。高碳硅质页岩孔隙较为发育［图7（c）］，纹层密度为5～10 条/cm，且纹层厚度大［图6（b）］，平均渗透率为0.032 mD。中碳硅质页岩孔隙发育程度差于高碳硅质页岩，但纹层密度＞10 条/cm，多为粉砂纹层和泥纹层交互出现，平均渗透率为0.051 mD。低碳硅质页岩即使具有较高的孔隙度，由于纹层密度低于中碳硅质页岩，渗透率仍较低［图8（d）］。低碳/特低碳黏土质页岩孔隙和纹层发育程度均较差，渗透率较小。

3.4 含气性特征

含气性是衡量页岩储层产能及经济开采价值不可或缺的指标［22-23］。通过现场解析结果分析表明，高碳硅质页岩总含气量最高，为6.32 cm3/g，中碳硅质页岩次之，含气量为4.5 cm3/g［图8（e）］。低碳硅质页岩与低碳钙质-硅质页岩有机质含量相当，但由于低碳硅质页岩孔隙度远大于低碳钙质-硅质页岩，导致含气量也相差较大，分别为4.09 cm3/g 和2.34 cm3/g［图8（e）］。

3.5 优质岩相页岩储层

结合研究区开发现状，根据有机碳含量、物性特征、含气量、脆性指数等指标来判别Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段黑色优势岩相页岩储层，以反映各岩相储层的资源潜力与可开发性。高碳硅质页岩泥纹层发育，石英含量高，连片分布有机质与其内部的连通有机质孔保存良好，脆性指数高［图8（f）］，使其不仅具有良好的有机质孔发育程度和较高的含气量，且渗流能力与可压裂性较强，利于页岩气的富集与开采，是最有利的页岩气勘探开发岩相。中碳硅质页岩与低碳硅质页岩粉砂纹层发育，有机质含量相对较低，有机质孔发育程度略差，生储能力稍差，但仍具有较强的渗流能力与可压裂性，为次有利页岩气开发岩相。其余岩相TOC 含量和石英含量低，黏土含量高，有机质孔发育程度差，含气量偏低，难以具备较好的商业开采价值。

4 优质岩相页岩储层发育主控因素

沉积环境对岩相的发育起决定性作用，通常用地球化学示踪方法来指示沉积环境。w（U）/w（Th），w（Si）/w（Si+Al+Fe），w（Fe）等分别是反映沉积氧化还原环境、物源信息和古水深的常用指标［24-26］。其中，w（U）/w（Th）＜0.75指示弱还原环境，0.75＜w（U）/w（Th）＜1.25 指示还原环境，w（U）/w（Th）＞1.25 指示强还原环境；w（Si）/w（Si+Al+Fe）越接近1，表明生物硅在物源中占比越大；w（Fe）则与古水深呈明显的负相关。通过w（U）/w（Th），w（Si）/w（Si+Al+Fe），w（Fe）等与TOC 含量的相关性分析可看出，3 个指标与TOC 含量的相关性均较好（图9），表明沉积环境是控制Z203 井有机质富集与保存的决定因素。

图9 渝西地区Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段w（U）/w（Th）（a），w（Fe）（b），w（Si）/w（Si+Al+Fe）（c）与TOC 含量的相关性Fig.9 Relationships of TOC content with w（U）/w（Th）（a），w（Fe）（b），w（Si）/w（Si+Al+Fe）（c）in lithofacies of Wufeng Formation-lower Long 1 submember of Longmaxi Formation of well Z203 in western Chongqing

高碳硅质页岩中w（U）/w（Th）＞1.25，Fe 含量最低，w（Si）/w（Si+Al+Fe）平均值接近0.9（图9），沉积环境为强滞留强还原环境，沉积水体最深，且物源主要为生物硅，有利于有机质富集与保存，TOC 含量与石英含量均较高。高碳硅质页岩沉积期生物繁盛，生物勃发形成的有机质呈层状沉积富集，形成厚度较大的泥质纹层和间隔性的粉砂纹层［27］。泥纹层增强了储层的渗流能力，抗压实作用强的石英颗粒有利于孔隙的保存。有利的沉积环境易形成高TOC 含量与优越的孔隙空间，分别为页岩气富集与保存提供了优越的物质基础和赋存场所，较高的渗透能力与脆性矿物含量为页岩储层的压裂开采创造了有利条件。

中碳硅质页岩与低碳硅质页岩中w（U）/w（Th）为0.51～0.95，Fe 含量较低，w（Si）/w（Si+Al+Fe）＞0.7（图9），沉积环境主要为滞留还原环境，沉积水体较深，生物硅含量较高，仍具有较好的有机质富集及保存条件。中碳硅质页岩与低碳硅质页岩沉积期，生物繁盛程度降低，有机质减少，碳酸盐矿物、生物骨骼等大粒径碎屑与泥级有机质间歇性沉积，使粉砂纹层和泥纹层频繁交互，其接触面为岩石力学薄弱面，易形成微裂缝，为良好的渗流通道，渗透率最大［图8（d）］。粉砂纹层中大粒径的石英与碳酸盐颗粒间有利于分散有机质保存，进而发育有机质孔；碳酸盐矿物易受溶蚀作用影响形成溶蚀孔。由此可见，中碳硅质页岩与低碳硅质页岩仍具有较高的孔隙度和良好的页岩气赋存条件。

低碳/特低碳黏土质页岩w（U）/w（Th）＜0.5，Fe含量最高，w（Si）/w（Si+Al+Fe）平均值为0.6 左右（图9），沉积环境为弱还原环境，沉积水体浅，生物硅减少，有机质富集及保存环境差，使该类岩相TOC含量与石英含量低，黏土含量高，脆性较低［图8（f）］。该类岩相TOC 含量、孔隙度、渗透率与可压裂性均较低，难以形成具有商业价值的页岩气储层。

5 结论

（1）依据“TOC+矿物组分”的岩相划分方法，Z203 井五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩主要发育6 类岩相，分别为高碳硅质页岩（S1）、中碳硅质页岩（S2）、低碳硅质页岩（S3）、低碳钙质-硅质页岩（C-S3）、低碳黏土质页岩（M3），特低碳黏土质页岩（M4）。

（2）综合分析有机碳含量、纹层结构、物性特征、含气量、脆性指数等特征优选了优势岩相。高碳硅质页岩发育较厚泥纹层和少量砂质纹层，有机质连片状分布，有机质孔孔径较大，孔隙度和含气量均较高，是最有利的页岩气勘探开发储层；中碳硅质页岩砂质纹层和泥纹层频繁交互，有机质分布出现分散状特征，孔隙孔径小，孔隙度和含气量略差，为次有利页岩气开发储层；低碳/特低碳黏土质页岩纹层不发育，渗透率、含气量与脆性指数均最低，开发潜力差。

（3）沉积环境差异决定了不同岩相页岩储层品质的优越性。强滞留强还原环境沉积水体最深，生物繁盛，具有优越的有机质富集与保存条件，使高碳硅质页岩储层具有富有机质泥纹层、高生物硅含量、连通有机质孔保存完好的特征；滞留还原环境沉积水体较深，还原性较强，具有较好的有机质富集及保存条件，形成的中碳硅质页岩储层表现为粉砂纹层与泥纹层频繁交互，无机孔发育，强渗流能力与可压裂性等特征；弱还原环境沉积水体浅，生物硅少，使低碳/特低碳黏土质页岩储层纹层不发育，黏土质量含量高，不利于有机质与孔隙保存。