四川盆地长宁西部地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段页岩岩相划分及意义

廖崇杰，陈 雷，郑 健，陈娅娜，金值民，李明隆，陈 鑫，谭秀成

1.天然气地质四川省重点实验室，成都 610500；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；3.中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室 西南石油大学研究分室，成都 610500；4.四川长宁天然气勘探开发有限责任公司，成都 610051；5.中国石油 杭州地质研究院，杭州 310023；6.中国石油 西南油气田公司勘探开发研究院，成都 610041

页岩作为有效的烃源岩和“自生自储”的非常规油气储层而备受广大学者关注[1-3]。四川盆地长宁区块作为首批“国家级页岩气示范区”自建产以来日产量已突破2 000×104m3。现阶段长宁地区的主要建产区位于建武向斜地区，随着天宫堂地区评价井获得40×104m3/d的产量，显示出长宁西部地区亦具有较大的页岩气潜力，而目前长宁西部地区研究仍相对薄弱。因此，对于长宁西部含气页岩岩相及其储层特征分析对该地区页岩气的勘探开发具有重大意义。

1940年俄罗斯地质学家EBERZIN将“岩相”概念引入地质学中[4]，自此岩相概念越发受到国内外地质学家的关注。WANG等[5]在国内首次将岩相概念引入页岩研究，并根据矿物组分和有机质丰度进行了岩相划分；李志明等[6]根据古生物组合划分出笔石页岩微相、放射虫页岩微相等；梁超等[7]以成分差异，通过岩心观察和显微镜下分析将五峰组—龙马溪组划分出5种岩相。根据国内外学者对于页岩岩相的研究，证明不同岩相具有不同的开发潜力[8-9]。因此，本次研究区页岩岩相科学精细的划分对于长宁地区页岩气增产上储具有重大意义。

本文采用硅质矿物—碳酸盐矿物—黏土矿物三端元图解，结合岩心观察及薄片观测，对四川盆地长宁西部地区五峰组—龙马溪组一段页岩岩相进行精细划分和特征描述，对比分析不同岩相的储层差异性，并根据TOC含量、孔隙度和含气性等数据，提取优势页岩岩相的关键参数，并依此建立研究区的优势岩相评价标准，确立研究区的优势岩相。最后基于沉积环境和成岩作用对岩相的形成主控因素进行分析。

1 区域地质概况

研究区位于长宁西部天宫堂地区，长宁区块在区域构造上属于上扬子板块西北缘的四川盆地，处于四川盆地的川南低缓背斜构造带的南部[10](图1a)。五峰组沉积前，受到都匀运动的影响，上扬子东部发生陆内坳陷沉降，在四川盆地南部方向形成黔中隆起、四川盆地东南方向出现雪峰山隆起和研究区北部的川中隆起，导致川东南地区形成局限的陆棚沉积环境[11]。这种“三隆夹一坳”的沉积格局使川东南、鄂西渝东地区从具有广海特征的海域转变为被隆起所围限的局限浅海，形成低能、缺氧的沉积环境。

图1 四川盆地长宁西部地区构造背景[14]及地层划分

2 岩相类型及特征

2.1 岩相划分原则、方法及方案

页岩岩相是页岩气研究的基础，岩相标志的选取应能反映岩石的沉积环境[13]。矿物组分不仅是造成岩石类型多样的根本因素，还指示岩石的发育环境[14]。因此，根据全岩衍射分析对研究区五峰组—龙一1亚段进行了岩相划分。通过硅质矿物(石英+长石)、碳酸盐矿物、黏土矿物的三端元划分方案(图2)，将页岩划分4种岩相组合和16种岩相[15]。

图2 四川盆地长宁西部地区页岩矿物组成三端元图解

2.2 岩相类型及其特征

基于研究区265个全岩衍射数据，研究区五峰组—龙一1亚段主要发育7种页岩岩相：硅质页岩相(S-1)、混合硅质页岩相(S-2)、含灰硅质页岩相(S-3)、含黏土硅质页岩相(S-4)、含灰/硅混合质页岩相(M-1)、混合质页岩相(M-2)以及含黏土/硅混合质页岩相(M-4)等(图2)。

2.2.1 硅质页岩相(S-1)

图3 四川盆地长宁西部地区五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩主要岩相岩心特征

图4 长宁西部地区五峰组—龙马溪组龙一1亚段页岩主要岩相镜下特征

2.2.2 混合硅质页岩相(S-2)

2.2.3 含灰硅质页岩相(S-3)

含灰硅质页岩相多以深灰色为主，该岩相碳酸盐矿物含量为25%～50%，硅质含量为50%～75%，黏土矿物含量低于25%。此类岩相常见黄铁矿和微裂缝(图3e)。该岩相在研究区龙一1亚段发育频率较低。

2.2.4 含黏土硅质页岩相(S-4)

2.2.5 含灰/硅混合质页岩相(M-1)

2.2.6 混合质页岩相(M-2)

混合质页岩相在岩心上呈现灰黑色(图3h)，硅质含量、黏土含量及碳酸盐矿物含量均介于25%～50%。混合质页岩相在研究区内发育频率较高，主要在龙一1亚段上部发育。

2.2.7 含黏土/硅混合质页岩相(M-4)

2.3 页岩岩相分布规律

图5 四川盆地长宁西部地区过Y1-Y2-Y4-Y5井的五峰组—龙马溪组岩相连井剖面

3 不同岩相储层特征

3.1 总有机碳含量

总有机碳含量(TOC)通常用作衡量页岩生烃的关键参数[17]，因此，寻找富有机质页岩岩相对于寻找优质页岩储层具有重要意义[18]。通过统计研究区不同岩相的TOC含量发现，在长宁西部地区硅质页岩相为TOC含量最具优势岩相，该岩相TOC含量为0.76%～7.80%，平均值为4.03%(图6a)，其中50%的样品TOC含量大于4%，85%的样品TOC含量大于2%(图6a)，显示出研究区该岩相的有机质较为富集，具有不错的页岩气潜力。其次含黏土/硅质混合质页岩相也有较高的TOC含量，介于1.66%～6.91%，平均值为3.11%(图6a)，该岩相有92%的样品TOC含量大于2%(图6a)，同样显示出具有较好的页岩气潜力。其余的混合硅质页岩相、含黏土硅质页岩相和含灰/硅混合质页岩相都具有大于2.6%的TOC平均含量，分别为2.85%，2.68%，2.77%。混合质页岩相具有相对较低的TOC含量，平均值仅为2.2%(图6a)，且所有样品TOC含量均小于4%(图6a)。

3.2 孔隙度

孔隙度是表征页岩储集能力的重要参数。页岩黏土矿物中存在的无机孔隙和有机质中存在的纳米级孔隙是页岩主要的储集空间[19]。本次使用柱塞岩样的液体饱和法对研究区五峰组—龙一1亚段的样品进行计算和统计，发现硅质页岩相平均孔隙度最高，为6.85%，其100%的样品孔隙度均大于6%(图6b)。其次为含黏土硅质页岩相，其平均孔隙度为5.31%，其中29%的样品有大于6%的孔隙度(图6b)，仅次于硅质页岩相。混合硅质页岩相、含灰硅质页岩相和含黏土/硅混合质页岩相平均孔隙度分别为4.76%，4.85%，4.73%(图6b)，这4种岩相平均孔隙度都极为接近5%，拥有较为优质的储层特征。

3.3 含气性

含气性作为评价研究区是否具有经济开采价值的关键参数对于页岩气的勘探开发具有重要意义[20]。根据测试数据统计，发现研究区五峰组—龙一1亚段硅质页岩相在含气性方面有较为优异的表现，平均含气量为2.22 m3/t，所有样品含气量分布在0.92～3.82 m3/t之间(图6c)，并且有17%的样品含气量大于3 m3/t，56%的样品含气量大于2 m3/t(图6c)，为研究区含气性最为优质的岩相。其次混合硅质页岩相、含灰硅质页岩相、含灰/硅混合质页岩相和含黏土/硅混合质页岩相分别有2.04，2.12，2.12，2.11 m3/t的含气性(图6c)，同为研究区含气性较高的岩相。

图6 四川盆地长宁西部地区五峰组—龙一1亚段主要岩相储层关键参数统计

3.4 优势页岩岩相划分

划分优势页岩岩相是研究区进行页岩气资源评估的关键指标[21]。综合矿物成分、TOC、孔隙度、含气性等指标并结合目前长宁地区的开发现状，对研究区五峰组—龙一1亚段发育的各类岩相储层品质进行综合评价(表1)。硅质页岩相在研究区具有高TOC含量、高孔隙度、高含气量的特征，为研究区的优质页岩岩相，其次含灰硅质页岩相、混合硅质页岩相、含灰/硅混合质页岩相和含黏土/硅混合质页岩相TOC含量、孔隙度稍低，含气量在2 m3/t左右，拥有一定的开采价值，为中等页岩岩相。其余岩相储层条件偏低，难以形成优质储层，为差的页岩岩相。

表1 四川盆地长宁西部地区五峰组—龙一1亚段页岩岩相主要特征对比

4 优势页岩岩相发育控制因素

4.1 沉积环境对岩相的影响

具有一定的有机质丰度是形成优质页岩岩相和页岩气富集的必要条件[22]。晚奥陶世—早志留世时期，深水陆棚相在川东南地区广泛分布[11]。同时由于“三隆夹一坳”的沉积格局致使研究区所在位置形成黑海式的水体分层模式，低等生物在海水上层大量繁殖的同时深水区因盐度过高形成了利于有机质保存的厌氧环境[23-25]，由于陆源物质输入变少，大量生物成因硅质沉积物在深水区形成硅质页岩[26]，从而导致研究区龙一1亚段底部形成了厚度大且展布稳定的富有机质硅质页岩岩相。而到龙一1亚段沉积晚期，上扬子板块四川地区受到强烈挤压而抬升，川中隆起、黔中隆起和雪峰山隆起逐步扩大成为物源区，古隆起的扩大导致物源输入供给丰富，同时研究区及其周缘附近地区海水逐渐变浅，深海区的缺氧环境逐渐遭到破坏[27]，沉积物硅质、灰质和黏土质混杂，沉积以混合质页岩相为主的岩相类型。

研究发现，更高的U/Th比通常代表水体更偏向于停滞缺氧的还原环境[26-27]。而通过对研究区的U/Th值和TOC含量的相关性研究发现，U/Th比值与TOC含量有明显的正相关性，这说明停滞缺氧的还原环境对于有机质的沉积和保存具有积极作用，这种沉积环境的不同直接决定了页岩的物质组成和结构(图7)。而通过对研究区五峰组—龙一1亚段TOC含量与含气量相关性研究表明，TOC与含气性呈正相关，相关系数R2可达0.58(图7)，由此龙一1亚段底部还原环境中所沉积的高TOC含量岩相较其他岩相具更优质的页岩气勘探潜力。

图7 四川盆地长宁西部地区五峰组—龙一1亚段页岩TOC含量与U/Th比、含气量、孔隙度的相关性

同时，在对于泥页岩的储层评价过程中，脆性指数是影响可压裂性的重要因素[20,29]，在我国通常使用(石英+长石+方解石+白云石)/(石英+长石+方解石+白云石+黏土矿物)来代表页岩脆性指数[30]，高脆性的硅质矿物拥有更高的杨氏模量、抗压强度和更低的泊松比，因此根据页岩的矿物组成分析得出研究区硅质页岩相、含灰/硅混合质页岩相和含灰硅质页岩相组合在页岩气开采方面更有优势。混合质页岩相和含黏土/硅混合质页岩相，具有次优的TOC、孔隙度和含气量，也具有一定的勘探价值。

4.2 成岩作用对储集空间的影响

成岩作用在页岩的储集空间形成过程中起着决定性的作用，而成岩作用又分为无机成岩作用和有机成岩作用[31]。

4.2.1 无机成岩作用

研究区对页岩储层影响最大的无机成岩作用是压实作用。页岩在进入沉积阶段后，在垂向载荷的作用下大量的矿物基质孔隙和原生有机质孔隙被压实，致使部分岩石孔隙受到损坏。而优质岩相页岩因富含硅质，而硅质矿物中的脆性石英颗粒具有较好的抗压实性，在沉积物发生压实作用时形成相互支撑的格架，能够有效保存矿物基质孔(图8a)，且硅质页岩中伴生大量黄铁矿，这些黄铁矿的粒间孔隙丰富了页岩的储集空间(图8b)。

图8 四川盆地长宁西部地区五峰组—龙一1亚段孔隙特征

4.2.2 有机成岩作用

随着埋深增大进入有机成岩作用，热演化程度升高，页岩中有机质成分和硅质矿物格架孔中的原油进入热裂解生气阶段，有机质中开始发育大量纳米级孔隙[32]。因此，更富有机质的岩相产出更丰富的有机质孔隙(图8c，d)。同时在对TOC和孔隙度进行相关性研究得出，TOC含量与孔隙度之间有明显相关性，相关系数R2可达0.50(图7)，说明研究区五峰组—龙一1亚段有机质孔隙是页岩孔隙的主要类型，更高TOC含量的岩相在研究区更占优势。

5 结论

(1)基于“矿物组分+三端元命名法”识别出研究区主要发育硅质页岩相(S-1)、混合硅质页岩相(S-2)、含灰硅质页岩相(S-3)、含黏土硅质页岩相(S-4)、含灰/硅混合质页岩相(M-1)、混合质页岩相(M-2)以及含黏土/硅混合质页岩相(M-4)7种岩相。

(2)基于不同岩相储层参数对比发现硅质岩相页岩为研究区最优质的页岩岩相，其具有高TOC、高孔隙度和高含气性，其次含灰硅质页岩相、混合硅质页岩相、含灰/硅合质页岩相和含黏土/硅混合质页岩相，具有中等的TOC、孔隙度和含气量，也具有一定的勘探价值。

(3)研究区五峰组—龙马溪组一1亚段优势岩相受到沉积环境和成岩作用的共同控制。沉积水体表层生物富集而底层贫氧低能的黑海式沉积环境对于有机质的沉积和保存起着积极作用。同时，水体表层富硅生物的沉积还为页岩提供了充足的生物硅质和有机质，在后期的成岩作用中这些硅质和有机质为页岩气的富集提供了充足的储集空间，并且更高的硅质矿物含量还能增强页岩气开发的可压裂性。

致谢：本文在撰写过程中，刘帅超、汤艳玲、卢家希和张照坤等给予了悉心指导和无私帮助，在此致以衷心的感谢！