川南海陸過渡相頁巖氣地質特征及其意義——以石寶向斜為例

劉安然，巫曉兵，胡俊仁

川南海陸過渡相頁巖氣地質特征及其意義——以石寶向斜為例

劉安然1,2，巫曉兵3，胡俊仁2,4

（1.成都理工大學，成都 610059；2.四川省能投礦業投資開發有限公司，成都 610023；3.西南石油大學，成都 610500; 4.四川頁巖氣勘探開發有限責任公司，成都 610051）

川南地區是我國頁巖氣資源最富集的區域，經過十余年的系統性研究，已在下志留統龍馬溪組獲得頁巖氣勘探開發的成功。四川盆地發育多套富有機質炭質泥頁巖含氣層系，且具備較好的頁巖氣資源潛力。在綜合前人研究成果的基礎上，以川南地區石寶向斜上二疊統龍潭組炭質泥頁巖為研究對象，利用典型剖面和鉆井資料，結合巖心、露頭觀察和樣品分析測試結果，系統分析了沉積環境、炭質泥頁巖分布、巖石學、地球化學指標、儲集性參數、巖石力學、含氣性等特征，結果表明：該炭質泥頁巖主要發育于分流間灣沉積，累計厚度超過50m，滿足頁巖氣成藏條件，具備良好的頁巖氣資源潛力，是未來關注的重要方向。

頁巖氣；海陸過渡相；龍潭組；川南地區

川南地區是我國頁巖氣資源最富集的區域，經過十余年的系統性研究，已在下志留統龍馬溪組獲得頁巖氣勘探開發的成功。川南地區2018年頁巖氣產量已達51×1012m3，四川省“十三五”頁巖氣產業發展規劃至2020年，年產量將達到100×1012m3，主要產氣層位是下志留統龍馬溪組[1—3]。四川盆地主要發育六套炭質泥頁巖含氣層系，按時代從老到新分別是：下寒武統筇竹寺組、上奧陶統五峰組、下志留統龍馬溪組、上二疊統龍潭組、上三疊統須家河組和下侏羅統自流井組，其中筇竹寺組、五峰組、龍馬溪組為海相沉積，龍潭組為海陸過渡相沉積，須家河組、自流井組為陸相沉積[4-6]。經前人研究證明，川南地區上二疊統龍潭組具備較好的頁巖氣勘探潛力[7-11]。本文以川南地區石寶向斜龍潭組炭質泥頁巖為研究對象，在綜合前人研究成果的基礎上，利用典型剖面和鉆井資料，結合巖心、露頭觀察和樣品分析測試結果，系統分析了頁巖氣地質特征，并進一步探討了川南地區龍潭組海陸過渡相頁巖氣勘探意義。

1 地質背景

研究區位于川南地區瀘州市古藺縣境內，大地構造位置屬揚子地臺內V級構造單元—川黔婁山關斷褶帶北緣（圖1）。晚二疊時期，川南地區主要為潮坪-三角洲沉積相，位于威信-古藺-遵義一線，呈東西向發育同沉積時期最重要的一級構造單元—黔北-川南隆起帶，它直接控制了川南地區的沉積相展布[12]。

圖1 川南地區構造示意圖

圖2 川南地區龍潭組沉積相簡圖

受中二疊世末期一晚二疊世初期東吳運動及川西地區峨眉山玄武巖活動影響，茅口組頂部發生風化巖溶作用，川南地區龍潭組底部普遍缺失部分沉積。這一時期川南地區地勢西高東低，接受來自西部康滇古陸物源輸入，龍潭組為一受河流影響較大的三角洲過渡沉積相帶，總體自西向東呈由陸變海的古地理格局[13-14]，主要巖性組合為炭質泥頁巖夾砂巖及煤層，地層厚度約20~120（圖2）。

圖3 下段炭質泥頁巖與煤層互層

圖4 中段炭質泥頁巖

2 沉積環境及炭質泥頁巖分布

根據野外調查，選擇研究區內柏香坳口剖面對川南地區龍潭組縱向沉積環境特征進行分析。按照巖性、沉積構造、古生物、地化特征、沉積旋回及相的空間配置等，龍潭組可分為下、中、上三段，其沉積環境特征如下：

下段與茅口組呈假整合接觸，厚5.9。下部為灰白色、灰色含黃鐵礦粘土巖，底部為灰褐色含角礫粘土巖，為風化殼殘積物。上部發育炭質泥頁巖與煤層，富含炭化植物葉片，整體為三角洲相，三角洲平原亞相，沼澤及分流間灣微相沉積（圖3）。

中段以深灰色薄層炭質泥頁巖、泥巖夾煤層及粉砂巖為主，含硫鐵礦層，厚46m。下部以粉砂巖，泥質粉砂巖為主夾薄層泥巖及炭質泥頁巖，常見砂、泥互層波紋層理，為三角洲平原亞相，決口扇及分流間灣微相沉積；中上部為泥巖，炭質泥頁巖夾粉砂巖及煤層，常見植物根、莖化石，為三角洲平原亞相，沼澤及分流間灣微相沉積（圖4）。

上段與上覆地層長興組灰巖整合接觸，厚54m。下部以粉砂巖，泥質粉砂巖為主夾薄層泥巖及炭質泥頁巖，常見砂、泥互層波紋層理及沙紋層理，為三角洲平原亞相，決口扇、越岸沉積及分流間灣微相沉積；中上部為泥巖，炭質泥頁巖夾粉砂巖及煤層，常見植物根、莖化石，為三角洲平原亞相，沼澤及分流間灣微相沉積。

受區域沉積演化及古地理背景控制，柏香坳口剖面龍潭組炭質泥頁巖在縱向上分布較為分散，自下而上均有發育，但主要發育在中段與上段，且多以分流間灣沉積為主。龍潭組地層厚度約106，炭質泥頁巖累計厚度超過50，上段炭質泥頁巖厚度略高于中段，超過30（圖5）。

圖5 研究區柏香坳口剖面沉積特征

圖6 炭質泥頁巖夾煤層SD-1井：1421.10~1425.90m

圖7 炭質泥頁巖 SD1井：1469.12 m

3 頁巖氣地質特征

3.1 巖石學特征

研究區龍潭組炭質泥頁巖隨炭質含量增多，顏色從深灰色至黑色均有發育，部分炭質泥頁巖中含有一定量粉砂。從巖芯、露頭上看，炭質泥頁巖通常發育水平紋層（圖6），且可見黃鐵礦伴生；從顯微鏡下看，炭質泥頁巖非均質性很強，有機炭分布并不均勻（圖7）。通過對龍潭組炭質泥頁巖全巖及粘土組分分析可以看出：

樣品中三端元礦物含量分布較分散（圖8）；礦物組分以粘土為主，混有石英、長石及碳酸鹽礦物（圖8D區），石英+長石的含量低于50%；少量樣品礦物組分以碳酸鹽礦物為主，混有少量粘土礦物及石英與長石（圖8B區）。

圖8 炭質泥頁巖礦物組分三角圖

圖9 炭質泥頁巖礦物組分含量構成

圖10 炭質泥頁巖脆性礦物含量統計

圖11 炭質泥頁巖粘土礦物類型相對含量構成

礦物含量以石英、粘土及菱鐵礦含量為主，普遍含有銳鈦礦；礦物組分在縱向上也無明顯規律（圖9）。從平均值來看，粘土礦物＞石英+長石＞碳酸鹽。

總的脆性礦物（石英+長石+碳酸鹽礦物）含量最小值為2.6%，最大值為92.4%，平均值為41.4%。脆性礦物含量多介于40%~50%（圖10）。粘土礦物以伊/蒙混層為主，其次為高嶺石，綠泥石與伊利石含量較少，偶見綠/蒙混層（圖11）。

粘土礦物組分中，高嶺石與綠泥石相對百分含量呈很好的正相關（相關系數：γ=0.7957），高嶺石與伊/蒙混層呈很好的負相關（相關系數：γ=-0.983 8）（圖12），綠泥石與伊/蒙混層也就同樣呈很好的負相關（相關系數：γ=-0.865 7）（圖13）。

伊/蒙混層比介于10~26之間，算術平均值為17，伊/蒙混層比與井深呈較好的負相關（相關系數：γ=-0.726 0）（圖14），分析可能是：埋藏越深，地溫越高，導致埋深大的有機質比埋深淺的有機質生烴時間要早，使得有機質所賦存的泥巖提前處于K+離子相對缺乏的酸性成巖環境，從而抑制了伊利石的增加，最終表現為隨深度及溫度的增加，伊/蒙混層比反而減小。

圖12 高嶺石與綠泥石及伊/蒙混層相對含量相關性

圖13 綠泥石與伊/蒙混層相對含量相關性

圖14 伊/蒙混層比隨井深變化及相關性

圖15 炭質泥頁巖有機炭含量分布

3.2 地球化學特征

3.2.1有機碳含量

研究區龍潭組炭質泥頁巖總體有機質豐度較高。據57個樣品統計分析，TOC含量介于1.23%~33.7%之間，平均值8.29%（圖15）。

圖16 鏡質體反射率Ro區間頻率分布

圖17 研究區龍潭組炭質頁巖孔隙度統計

3.2.2 有機質類型

研究區龍潭組炭質泥頁巖干酪根碳同位素δ13C為-28‰～-23.5‰，有機質類型以Ⅲ型為主。富含有機顯微組分，鏡質組含量占70.8%～98.60%，主要以無結構鏡質體中的基質鏡質體、均質鏡質體為主，有少量碎屑鏡質體及微量的結構鏡質體；惰性組占有機顯微組較少部分，分別為1.40%～29.20%；未見殼質組。

圖18 炭質泥頁巖儲集空間類型

3.2.3 熱演化程度

研究區龍潭組12個炭質泥頁巖樣品中354個測點的Ro測試分析結果表明：有機質均處于高成熟度階段[15]，鏡質體反射率 Ro介于2.11%～3.24%之間，算術平均值為2.68%，總體上以2.5%～2.9%為主（圖16），約占總測點數的83%。有機質處于高熱演化程度，利于干氣的大量生成。

圖19 炭質泥頁巖孔徑統計

3.3 儲集性特征

對研究區龍潭組炭質泥頁巖樣品的物性特征分析統計表明：

密度最小值為2.64m，最大值為2.69m，平均值為2.67m。

孔隙度最小值為0.68%，最大值為5.93%，平均值為3.25%（圖17）。研究區龍潭組19個炭質泥頁巖樣品中，除2個樣品孔隙度剛處于中值區（5%≤Por＜10%）外，其余13個樣品孔隙度均處于低值區（2%≤Por＜5%）[15]。

炭質泥頁巖內儲集空間以納米-微米級孔、縫為主，其類型主要有礦物粒間、粒內溶蝕孔縫、礦物粒間孔、微裂縫、有機質孔等（圖18）。孔徑最小0.027，最大22.516，平均1.406；以宏孔為主，約占97%（D≥50），少量中孔（2≤D＜50）；孔徑以小于0.3及1.0~4.0之間兩個區間為主（圖19）。

3.4 脆性特征

根據研究區龍潭組炭質泥頁巖巖心礦物成分計算頁巖脆性指數，公式如下：

結果表明，頁巖脆性指數介于0.59%-73.16%，平均值26.55%。測試樣品中，脆性指數介于5.0%-15%區間的居多（圖20），龍潭組炭質泥頁巖整體脆性指數偏低。

3.5 含氣性特征

根據研究區SD-1井龍潭組炭質泥頁巖巖心現場解析結果分析，炭質泥頁巖含氣性較好：解吸氣含量介于0.40～3.38m/t，恢復損失氣含量介于0.03～2.20m/t，總含氣量在0.61～4.70m/t，平均總含氣量為2.16m/t，解吸氣含量大于1.0m/t的占比63%，總含氣量大于1.0m/t的占比72%（圖21）。

圖20 炭質泥頁巖脆性指數統計

圖21 SD-1井龍潭組炭質泥頁巖含氣量統計

4 結論

1）研究區龍潭組炭質泥頁巖主要發育于分流間灣沉積，累計厚度超過50。脆性礦物含量平均值41.4%（石英+長石＞碳酸鹽），整體脆性指數偏低，后期壓裂工藝需作針對性調整。粘土礦物組成以伊/蒙混層為主，其次為高嶺石，綠泥石與伊利石含量較少，偶見綠/蒙混層。

2）研究區龍潭組炭質泥頁巖有機炭含量平均值8.29%，有機質類型以Ⅲ型為主，Ro平均值2.68%，有利于干氣大量生成。孔隙度平均值4.17%，儲集空間以納米-微米級孔、縫為主，有利于吸附氣賦存,微裂縫發育有利于壓裂形成縫網系統。平均含氣量2.16m/t，以解析氣為主。

3）川南地區龍潭組分布廣、埋藏淺（較龍馬溪組），炭質泥頁巖普遍發育且地質特征滿足頁巖氣成藏條件，具備良好的頁巖氣勘探潛力。而龍潭組作為川南地區主要的含煤層系，加強頁巖氣、煤層氣綜合評價探勘，是未來關注的重要方向。

[1]鄒才能，董大忠，王社教，等.中國頁巖氣形成機理、地質特征及資源潛力[J].石油勘探與開發，2010，37（6）：641-653.

[2]董大忠，程克明，王玉滿，等.中國上揚子地區下古生界頁巖氣形成條件及特征[J].石油與天然氣地質，2010，31（3）：288-299.

[3]馬新華. 四川盆地南部頁巖氣富集規律與規模有效開發探索[J].天然氣工業, 2018,38(10): 1-10

[4]黃籍中，陳盛吉，宋家榮，等. 四川盆地烴源體系與大中型氣田形成[J].中國科學（D輯：地球科學），1996（06）：504-510.

[5]王成善，陳洪德，壽建峰，等． 中國南方二疊紀層序地層劃分與對比［J］．沉積學報，1999，17( 4) : 499-509

[6]馬永生，陳洪德，王國力，等． 中國南方層序地層與古地理［M］．北京: 科學出版社，2009: 603

[7]張金川，聶海寬，徐波，等. 四川盆地頁巖氣成藏地質條件[J]。天然氣工業，2008(02)：151-156.

[8]張吉振, 李賢慶, 劉洋,等. 川南地區龍潭組頁巖氣成藏條件及有利區分析[J]. 中國煤炭地質, 2014(12):1-6.

[9]陳宗清.論四川盆地二疊系樂平統龍潭組頁巖氣勘探[J].天然氣技術與經濟，2011，5（2）：21-26．

[10]邵龍義，張鵬飛，等. 含煤巖系層序地層分析的新認識-兼論河北晚古生代層序地層格架[J]. 中國礦業大學學報，1999,28（1）：20～24.

[11]周東升，許林峰，潘繼平，等.揚子地塊上二疊統龍潭組頁巖氣勘探前景[J].天然氣工業，2012，32（12）：6-10.

[12]王小川，張玉成，潘潤群，等. 黔西川南滇東晚二疊世含煤地層沉積環境與聚煤規律[M]. 重慶：重慶大學出版社, 1996.

[13]高彩霞，向曉軍，李長林，等． 重慶地區晚二疊世煤系層序地層與聚煤作用［J］．煤田地質與勘探，2012，40( 4) : 20-24

[14]陳洪德，覃建雄，王成善，等． 中國南方二疊紀層序巖相古地理特征及演化［J］．沉積學報，1999，17( 4) : 510-521

[15]國土資源部，DZ/T 0254-2014，中華人民共和國地質礦產行業標準，北京：中國標準出版社，2014-6.

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

劉安然（1986-），男，博士研究生，工程師，主要從事油氣地質理論研究及非常規油氣勘探開發工作

P618, 13

A

1006-0995（2019）02-0252-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.02.015