川东地区龙潭组页岩岩性序列及勘探意义*

姚永君 肖高杰 范兴燕 胡国恒 黎 李王 欣 张 兵 杨 凯 肖 威

（1.中国石油西南油气田分公司重庆气矿 重庆 401147；2.中国石油勘探开发研究院 北京 100083；3.四川长宁天然气开发有限责任公司 成都 610057；4.成都理工大学 成都 610051）

目前，四川盆地海相地层龙马溪组页岩气的勘探开发取得了显著的成就，已建成商业化气田（邹才能等，2021）。部分学者开始将目光转向海陆过渡相地层——上二叠统龙潭组（周东升等，2012；董大忠等，2021）。据中石油4 次资评结果（李建忠等，2019），四川盆地龙潭组页岩资源量共4.88×1012m3，资源潜力大。研究和钻探实践表明：龙潭组页岩分布范围广，钻井油气显示活跃、TOC 高、生气潜力大、预测资源丰富，且川东地区位于勘探开发有利区，具备大面积成藏的地质条件，勘探潜力巨大。

国内学者对该区海相页岩岩相做了很多研究。学者通过“TOC 含量+矿物组成”，将页岩划分了13 种岩相（蒋玉强等，2016）；也有学者根据矿物成分、结构构造、TOC 含量以及生物化石特征划分9 种岩相类型（刘忠宝等，2017）；还有学者对筇竹寺组和龙马溪组页岩的主要岩相进行了对比分析（赵文智等，2016）。这些研究极大地促进了龙马溪组等海相页岩优势页岩储层的发现与研究（梁霄等，2021；袁余洋等，2021）。

但针对龙潭组页岩而言，由于川东地区沉积相变化快，龙潭组岩性纵横向变化大，岩性复杂，难以做到像龙马溪组一样通过矿物成分等进行岩相划分。前期学者多将目光聚焦于烃源岩页岩储层特征及沉积相的研究中（陈建平等，2018；刘虎等，2019），部分学者采用岩性组合对龙潭组进行研究，但往往只考虑泥页岩的3 种岩性组合：纯泥、泥包灰、泥包砂（郭炎和林良彪，2020），或只考虑龙潭组整体的3 种岩性组合类型：泥夹灰、砂泥灰互层、泥夹煤（何冶亮等，2021）。这些分类标准过于宽泛，不足以反映川东地区龙潭组不同时期的沉积状况，且未与页岩储层联系起来，不能明确勘探开发的到底是什么类型的页岩。因此，为了明确龙潭组龙潭一、二、三段富有机质页岩的分布及岩性组合结构特征，本次研究在岩石学特征研究基础上，利用泥地比、单岩石厚度对剖面结构进行划分，再综合TOC、孔隙度、脆性指数等页岩储层特征参数，明确龙潭组优势岩性组合分布规律，为后期页岩储层特征的进一步研究提供指导。

1 区域地质背景

川东地区系指四川盆地东部的部分区域（图1），隶属于川东高陡褶皱带，西起华蓥山，东至七跃山，南达南川—开隆一线，东北以万源断裂带与大巴山相接，是四川盆地稳定地块中相对活动的构造区（蒋裕强等，2010；邹玉涛等，2015；陆亚秋等，2021）。川东地区龙潭组包含海陆过渡相及海相，其中重庆—南川以南为一套海陆交互相含煤沉积，向北逐渐相变为浅海碳酸盐沉积（田景春等，2018；杨平等，2019）。

图1 研究区位置及部分资料点分布图Fig.1 Location of study area and distribution chart of partial data point

川东地区龙潭组沉积期间经历了3 次完整的海进、海退，地层沉积受沉积、构造影响，地层厚度为60～300 m 不等，呈西厚东薄、南北向厚薄相间特点；岩性多且杂、纵横向变化迅速；烃源岩的分布与品质等明显受到沉积相带的控制（曹清古等，2013）。自下而上划分为3 个三级层序（高健，2017；Lin et al.，2018）：龙潭一段、龙潭二段、龙潭三段。其底部以升隆侵蚀不整合面与茅口组分界，顶部与长兴组界面为整合面。龙潭一段主要为含煤地层，且底部多发育一套铝土质泥岩，在梁平、开州附近多为火山岩，向南发育凝灰质砂岩；龙潭二段主要发育灰岩、页岩，在重庆西南部为含煤地层，在梁平、开州附近发育深水沉积环境的硅质灰岩和硅质页岩；龙潭三段主要为灰岩段，顶部通常以一薄层页岩或深色灰岩与长兴组底部灰岩相接。

2 岩性组合类型及分布规律

因前期勘探开发注重二叠系碳酸岩页岩储层，对于龙潭组页岩取心较少，因此本次研究主要利用钻井、测井和野外地质剖面调查，在岩石学特征研究基础之上（表1），通过小层对比技术对不同井不同层段进行对比分析，以泥岩厚度与地层厚度的比值（简称泥地比）和单岩性厚度为主要划分标准，首次将川东地区龙潭组划分为7 种类型的岩性组合：火山岩型、泥页岩型、富泥夹灰型、灰泥互层型、富砂夹泥型、富灰夹泥型和致密灰岩型（图2）。根据不同类型的岩性组合划分标准（表2），对川东地区部分完钻井及露头资料点进行分类统计，利用统计结果在平面上绘制其分布范围，并编制平面分布及演化模式图（图4，图5，图6），对不同类型的岩性组合特征和分布范围进行了分析总结。

表1 川东地区龙潭组主要岩性岩石学特征及镜下、实物照片统计表Table 1 Petrological characteristics，microscopic photos and physical photos of main lithology of Longtan Formation

表2 岩性组合划分标准表Table 2 Classification criteria for lithological combinations

图2 川东地区龙潭组典型岩性组合a.火成岩型（QL24 井，龙潭一段）；b.泥页岩型（MX5 井，龙潭一段）；c.富泥含砂型（DT5 井，龙潭一段）；d.富泥含灰型（CZ1 井，龙潭二段）；e.灰泥互层型（MX3 井，龙潭一段）；f.富灰含泥型（TC1 井，龙潭二段）；g.致密灰岩型（PX1 井，龙潭二段）Fig.2 Typical lithological combinations of the Longtan Formation，eastern Sichuan

火成岩型：以发育大套火成岩（主要为玄武岩）为显著特征（图2a，图3a）。纵向上仅分布于龙潭一段，平面上发育于两个地区：宣汉—梁平一带与马槽坝一带（图4），发育玄武岩、辉绿岩、凝灰岩，以玄武岩为主，厚度大于10 m。

图4 龙潭一段岩性组合分布及演化模式Fig.4 Distribution and evolution model of lithology combination in section Longtan-1

泥页岩型：泥地比大于80%，基本为泥页岩，多夹薄煤层（图2b，图3b）。于龙潭一、二、三段均有分布。龙潭一、二段时期主要分布于合川—重庆一线以南（图4，图5），龙潭一段主要为页岩，夹薄层碳质页岩、铝土质泥岩、煤层等，龙潭二段主要为页岩夹多层厚1～2 m 的煤层，如重庆青峰山剖面。龙潭三段在SF1 井区局部分布（图6）。

图5 龙潭二段岩性组合分布及演化模式Fig.5 Distribution and evolution model of lithology combination in section Longtan-2

图6 龙潭三段岩性组合分布及演化模式Fig.6 Distribution and evolution model of lithology combination in section Longtan-3

富泥含砂型：泥地比为60%～80%，单层砂岩厚度基本小于10 m，呈泥夹砂状（图2c）。纵向上仅分布于龙潭一段，所含砂岩主要为凝灰质粉砂岩，以DT5 井为代表。

富泥含灰型：泥地比为60%～80%，单层灰岩厚度基本小于10 m，呈泥夹灰状（图2d，图3c）。纵向上主要分布于龙潭一、二段，龙潭三段零星发育。龙潭一段时期主要呈狭长带状分布于长寿—涪陵一带以及开州—万州以北（图4）。岩性以页岩为主，底部多含铝土质泥岩，间夹1～2 层煤，至万州附近CZ1 井中泥岩以碳质页岩和铝土质泥岩为主。龙潭二段时期，主要分布于梁平—万州—石柱一带（图5），岩性为泥页岩夹薄层灰岩、泥灰岩。龙潭三段时期几乎没有分布。

灰泥互层型：泥地比为40%～60%，为灰岩与泥页岩不等厚互层，呈千层饼结构（图2e，图3d）。龙潭三段分布最广，在重庆—南川以南（图5），自南向北页岩与灰岩单层层厚增加、层数减少。龙潭二段时期范围最小，于合川—重庆—南川一线与广安—长寿一线中间，呈长条状（图6），至重庆附近出现页岩灰质化、灰岩硅质化，再向北至合川附近出现灰岩泥质化、页岩呈大套连续沉积。龙潭一段时分布于广安—南川一线以北、渠县—长寿以南（图4），页岩与灰岩单层厚度较大、层数较少，下部多夹有煤层，区内FS1 井上部灰岩出现燧石化、局部硅质化，下部页岩部分碳化。

富灰含泥型：泥地比20%～40%，为中厚层灰岩夹泥页岩（图2f，图3e）。龙潭一段时期，主要分布于丰都—石柱—忠县一带。龙潭二段主要分布于达州地区及长寿一带（图5）。龙潭三段零星分布于研究区东北部和中部（图6），此时期多为灰岩与页岩互层，但页岩薄、灰岩厚，且中部或上部含有大套灰岩。

致密灰岩型：泥地比小于20%，以厚度＞10 m的大套灰岩为主，偶夹极薄层泥页岩（图2g，图3f）。纵向上分布于龙潭二段和龙潭三段。平面上龙潭二段时期，主要分布于两个区域（图5）：研究区中部涪陵—垫江一带，呈北西—南东向条带状，以及研究区东北部开州—云阳一线以北。龙潭三段时期，广泛发育于广安—重庆—涪陵以北大部分地区（图6），以纯灰岩为主，含薄层泥灰岩、燧石结核灰岩、硅质灰岩等。

3 优势岩性组合特征及勘探意义

海陆过渡相泥页岩在页岩储层物质组成和气体赋存机理等方面与海相页岩存在显著的差异（琚宜文等，2016）。海陆过渡相泥页岩地层表现为单层厚度薄、岩性变化快、有机碳含量较高、富含黏土矿物等特征（吴忠锐等，2019）。成熟度对于页岩气至关重要，当Ro 大于1.3%时以气为主，研究过程中利用14口井岩心及岩屑取样，根据沉积岩中镜质组反射率测定方法测定结果统计表明（表3），龙潭组页岩平均成熟度介于1.60%～3.11%之间，处于成熟—高成熟—过成熟阶段，达到了生气窗口，Ro 值均处在有利范围内。

表3 川东地区龙潭组Ro 实验结果统计表Table 3 Ro experimental results of the Longtan Formation，eastern Sichuan

结合海陆过渡相页岩储层的特点，并参照海相页岩储层评价标准，依据14 口井岩心及岩屑取样在常温常压条件下的实验分析结果，主要包括有机碳含量、含气性、孔隙度、脆性指数等地质与地化评价参数，结合测井评价将该区页岩储层进一步划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类（表4）。

表4 川东地区龙潭组页岩储层不同岩性组合特征参数及页岩储层分类统计表Table 4 Characteristic parameters of different kinds of lithology combination shale reservoir in the Longtan Formation，eastern Sichuan

3.1 泥地比

利用泥地比作为优势页岩储层评价标准，将岩性组合与页岩储层联系起来，在以大套灰岩为主的富灰含泥型与致密灰岩型组合中，泥页岩厚度往往比较小，甚至不含泥页岩，故不考虑这两种组合，富泥含砂型横向上仅分布于DT5、TD30 井及附近，平面上分布局限，达不到页岩气效益开发井控面积，亦不作为有利岩性组合。因此页岩有利页岩储层应在富泥型中寻找。

3.2 有机碳含量

大量研究表明，有机碳含量（TOC）与页岩气产气率之间存在正相关关系，由于页岩气“生储一体”，有机质丰度高的泥岩段生烃潜力大、产气多（Jarvie et al.，2004；Stra̧poć et al.，2010），川东地区龙潭组TOC 与含气量具有明显正相关（图7）。北美地区的页岩储层评价认为具有商业价值页岩气藏的TOC 应大于2.0% 。 国家标准（GB/T31483-2015）过渡相有利页岩储层下限为1.0%。综合评价Ⅰ类页岩储层：TOC 大于2%；Ⅱ类页岩储层：1%＜TOC＜2%。根据测井评价成果，研究区龙潭一段中富泥含灰型页岩TOC 介于2.41%～4.86%，平均值为3.36%，其中FT1 井平均值为3.41%，DT002-4 井为3.32%，整体TOC 含量较高。龙潭二段TOC 含量最高为泥页岩型，TOC 含量介于2.53%～4.55%之间，平均值为3.21%；富泥含灰型页岩TOC 含量亦高，介于1.69%～4.87% 之间，平均值可达3.02%。

图7 FT1 井含气量与TOC 关系图Fig.7 Relationship between TOC and gas content in well FT1

3.3 孔隙度

泥页岩中各种孔隙及裂隙是天然气的储集空间（Ross and Bustin，2008；吉利明等，2012；赵可英等，2015），根据国标GB/T 34483-2015 标准，页岩储层孔隙度下限为2%。与海相龙马溪组对比，涪陵页岩气田产气井孔隙度在3%～7%之间，浅层—深层页岩储层均具有较高孔隙度（吴忠锐等，2019）。研究区龙潭组页岩储层孔隙度（Φ）在2.79%～5.89%之间，与龙马溪组产气层孔隙度相近，通过综合研究，将Φ＞4%定为Ⅰ类页岩储层孔隙度标准，2%＜Φ＜4%定为Ⅱ类页岩储层孔隙度标准。结合完钻井测井评价，龙潭一段的富泥含灰型页岩、泥页岩型页岩的孔隙度均大于4%，平均值分别为4.09%、4.08%，灰—泥互层型为3.9%；龙潭二段中泥页岩型、灰泥互层型和富泥含灰型的孔隙度基本大于4%，平均为4.20%、4.03%、4.24%。其中FS1 井中龙潭二段泥页岩型孔隙度为3.81%，FT1 井龙潭二段泥页岩型孔隙度可达5.07%，显示出良好的页岩储层孔隙性能。孔隙度与TOC 含量成正相关关系，TOC 越高，有机质微孔越发育（图8）。

图8 孔隙度与TOC 关系图Fig.8 Relationship between TOC and porosity

3.4 含气性

页岩气主要的存在形式是游离气与吸附气。游离气可通过确定含气饱和度从而计算得出；吸附气的测量包括解吸、等温吸附模拟及测井方法。含气性直接关系到是否具有开发价值，我国海相页岩气评价采用的含气量下限大于2 m3/t。龙潭组页岩储层含气性测定比较少，XY1 井现场解析总含气量1.40～19.60 m3/t（王中鹏等，2015），测井评价龙潭组页岩储层总含气量3.5～5.2 m3/t，为高产页岩气层。对比调研结果，川东地区的FT1 井页岩段总含气量介于2.24～8.02 m3/t，平均为4.35 m3/t（图9），QL23 井含气量平均值为3.61 m3/t，综合评价将总含气量大于3 m3/t，定为Ⅰ类页岩储层含气性标准，含气量介于2～3 m3/t，定为Ⅱ类页岩储层含气性标准。综上，龙潭一段和龙潭二段不同岩性组合的页岩含气量均较高，显示出很好的含气能力。其中龙潭一段和龙潭二段泥页岩型含气量最高，达到了5.42 m3/t。

图9 FT1 井测井综合评价图Fig.9 Logging evaluation composite chart of well FT1

3.5 脆性指数

页岩储层具有低孔、低渗致密的物性特征，后期开采依赖于压裂，而岩石脆性特征则是影响压裂品质的主要因素，在很大程度上决定着压裂的难易程度和压裂缝的形态。页岩脆性越好，造缝能力越强，越易形成复杂的裂缝网络，改造效果越理想（付永强等，2011；罗鹏等，2013；翟刚毅等，2020）。脆性指数采用四川盆地龙马溪组、筇竹寺组等层位页岩储层（张晨晨等，2016）广泛应用的公式（1）计算：

式中，BI3脆性指数（%）；W石英石英含量（%）；W碳酸盐碳酸盐含量（%）；W黄铁矿为黄铁矿含量（%）；W为含黏土在内的矿物总量。

针对龙马溪组页岩研究很成熟，其中Ⅰ类有利页岩储层脆性指数大于50%，Ⅱ类页岩储层介于40%～50%之间（张晨晨等，2016）。与龙马溪组海相页岩相比，川东地区南部海陆过渡相页岩脆性矿物含量较低，黏土矿物含量较高；往北龙潭组海相因灰质含量高导致脆性矿物含量偏高，借鉴龙马溪组标准，结合本区特征进行划分：Ⅰ类页岩储层脆性指数大于60%，Ⅱ类页岩储层脆性指数45%～60%，Ⅲ类页岩储层脆性指数小于45%。通过研究区测井解释矿物组分，利用脆性指数公式计算，龙潭一段富泥含灰型页岩脆性指数介于30.3%～89.7%之间，平均68.6%，泥页岩型、灰—泥互层型页岩脆性指数介于11.4%～84.2%，平均60.2%；龙潭二段泥页岩型脆性指数介于53.4%～85.5%之间，平均71.6%。

综上所述，根据龙潭组页岩储层厚度、TOC、孔隙度、含气量、脆性指数等评判标准，川东地区龙潭组优势页岩储层段为龙潭一段、龙潭二段，龙潭三段因以灰质成分偏多的岩性组合，页岩发育差，不利于勘探开发。龙潭一段中，富泥含灰型、泥页岩型为Ⅰ类页岩储层；灰泥互层型为Ⅱ类页岩储层。龙潭二段中，泥页岩型为Ⅰ类页岩储层；富泥含灰型和灰泥互层型为Ⅱ类页岩储层。在平面上，龙潭一段中的富泥含灰型有利区主要分布在达州—开州区域和云阳附近区域，龙潭二段泥页岩型有利区主要集中在巴南—綦江一带，灰泥互层型有利区主要分布石柱—忠县—梁平—万州一带。

4 结 论

（1）在岩心观察、野外剖面实测和薄片鉴定的基础上，结合钻井的泥地比、单层岩性厚度，首次建立了7 种岩性组合类型，分别为：泥页岩型、富泥含砂型、富泥含灰型、灰泥互层型、富灰含泥型、致密灰岩型和火成岩型。

（2）纵向上龙潭一段到龙潭三段，致密灰岩型、富灰含泥型等灰质成分多的组合逐渐占主导地位，其中致密灰岩型仅在龙潭二段、龙潭三段发育，而富泥含砂型和火成岩型仅在龙潭一段少量发育。平面上，自南西向北东，龙潭一段南部以泥质成分居多的岩性组合为主，以北为以灰岩成分居多的岩性组合为主，泥页岩型、灰泥互层型、富泥含灰型依次呈东西向条带状发育；龙潭二段以泥质成分居多的岩性组合为主，南部合川—重庆以南发育泥页岩型，以北基本发育灰质型组合，如致密灰岩型、富灰含泥型，局部发育偏泥质组合，泥页岩型、灰泥互层型依次呈东西向条带状发育；龙潭三段南部为灰泥互层型，以北基本发育致密灰岩型，局部发育泥页岩型。

（3）根据岩性组合特征，综合泥地比、有机碳含量、含气性、孔隙度、脆性指数等地质与地化评价参数，划分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类页岩储层。龙潭一段中，富泥含灰型、泥页岩型为Ⅰ类页岩储层；灰泥互层型为Ⅱ类页岩储层。龙潭二段中，泥页岩型为Ⅰ类页岩储层；富泥含灰型和灰泥互层型为Ⅱ类页岩储层。在平面上，龙潭一段中的富泥含灰型有利区主要分布在达州—开州区域和云阳附近区域，龙潭二段泥页岩型有利区主要集中在巴南—綦江一带，灰泥互层型有利区主要分布石柱—忠县—梁平—万州一带。后期勘探开发应围绕这“2 个层段，3 种组合”进行。