川南地區二疊系龍潭組頁巖儲層特征及勘探潛力

楊躍明，張少敏，金 濤，明 盈，郭蕊瑩，王興志，韓璐媛

（1.中國石油西南油氣田分公司，成都 610051；2.中國石油西南油氣田分公司勘探開發研究院，成都 610041；3.頁巖氣評價與開采四川省重點實驗室，成都 610213；4.西南石油大學地球科學與技術學院，成都 610500）

0 引言

四川盆地是我國具有豐富天然氣資源的大型盆地，具有廣闊的勘探前景［1-3］。四川盆地發育多套烴源巖層系，包括下寒武統、下志留統、二疊系、上三疊統及下侏羅統等［4］，其中下寒武統、下志留統和下二疊統為海相烴源巖層系，上三疊統和下侏羅統為陸相烴源巖層系，上二疊統主要為海陸過渡相烴源巖層系。隨著勘探和研究的日益深入，越來越多的學者認為上二疊統烴源巖是四川盆地重要的氣源巖之一［5-6］。目前針對上二疊統龍潭組的研究主要集中在烴源巖的評價上，僅有少量涉及龍潭組海陸過渡相頁巖氣［7-9］。

與下寒武統和下志留統海相頁巖氣儲層相比，上二疊統海陸過渡相頁巖具有單層薄、累積厚度大、頻繁互層、有機質含量高、黏土含量高以及粒間孔、有機質孔和粒內孔發育等特征。海陸過渡相有機質孔隙發育程度相對偏低，以少量原始有機質結構孔隙、有機質內部生烴孔隙及有機質周緣孔隙為主，具有一定的非均質性。部分學者認為，影響泥頁巖孔隙發育的因素主要包括有機碳含量、成熟度、有機質類型及無機礦物類型等［10-12］。一般認為泥頁巖孔隙度隨有機碳含量的增加和成熟度的增高而增大，但也有學者提出不同觀點，認為在成熟度較低時，有機質生成的液態烴會堵塞部分孔隙，導致有效的連通孔隙減少［13-18］。目前，對海陸過渡相頁巖的研究尚處于起步階段，優質頁巖組合認識不清、優勢孔隙類型不明、孔隙內主要天然氣賦存狀態不清等問題亟待解決。

龍潭組為四川盆地上二疊統發育的一套海陸過渡相沉積體系，川南地區為龍潭組海陸過渡相含煤碎屑巖沉積區。鉆探結果表明，龍潭組泥頁巖具有強烈的鉆井氣測顯示，是頁巖氣、煤層氣、致密砂巖氣及火山巖氣藏勘探有利區，具有較好的勘探潛力。受開發現狀的制約，目前針對川南地區二疊系龍潭組開展的系統性地質研究較少，尤其是關于儲層特征方面的研究尚處于起步階段，作為一種新型海陸過渡相頁巖氣儲層類型，其儲層的儲集性能和資源潛力亟待系統性評價。因此，通過偏光顯微鏡鑒定、場發射掃描電鏡分析、X 射線衍射測試、有機碳含量測定及高壓壓汞分析等，從頁巖的礦物組分特征、儲集性能、有機地化特征及勘探潛力等方面對川南地區二疊系龍潭組頁巖儲層進行綜合研究，以期為川南地區龍潭組勘探提供地質依據。

1 地質概況

中二疊世末的東吳運動使四川盆地大部分地區整體抬升并暴露于海平面之上，受風化剝蝕作用改造的影響，康滇古陸進一步隆升、擴大，成為四川盆地上二疊統的主要物源區，古地勢為南西高、北東低。晚二疊世初，海平面開始間歇性上升，海侵由東至西、自北東向南西方向推進，在川中—川南地區廣泛沉積了一套陸相和海陸過渡相含煤地層（圖1a）。川南地區二疊系龍潭組為河泛平原和潮坪沉積，自下而上劃分為龍一段至龍三段。其中，龍一段厚度為25～55 m，巖性以砂巖和粉砂巖為主，含煤層；龍二段厚度為25～50 m，底部以砂巖為主，向上過渡為泥巖與煤層薄互層，中部發育一套砂巖，上部巖性主要為厚層泥巖夾粉砂巖和煤層，煤層厚度為1～3 m；龍三段厚度為25～35 m，底部發育砂巖，中上部巖性以泥巖為主夾煤層，煤層厚約2 m（圖1b）。

圖1 川南地區區域位置（a）與二疊系龍潭組巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Regional location of the study area（a）and stratigraphic column of Permian Longtan Formation（b）in southern Sichuan Basin

2 礦物組成特征

川南地區CLD1 井二疊系龍潭組樣品的X 射線全巖衍射分析結果顯示，其主要礦物為黏土礦物和石英，其次為菱鐵礦，含少量黃鐵礦、金紅石和長石等，偶見碳酸鹽礦物（圖2）。其中，黏土礦物質量分數為19.0%～88.0%，平均為58.0%；石英質量分數為0～33.0%，平均為14.2%，常呈粒狀，以陸源碎屑成因為主；菱鐵礦質量分數為0～61.0%，平均為10.6%，常呈不規則狀和微粒狀，邊緣呈參差狀與周圍礦物緊密接觸；黃鐵礦質量分數為0～10.0%，平均為1.2%，常呈微粒狀或連片狀；金紅石質量分數為0～14.0%，平均為5.3%，常呈格架狀或聚集成微粒狀集合體；長石主要為鉀長石，質量分數為0～3.0%，平均為0.5%。總體而言，研究區各樣品礦物組成及含量變化均較大，其中黏土礦物和石英為川南地區龍潭組儲集巖最主要的礦物組分，且黏土礦物含量明顯高于石英，碳酸鹽礦物含量差異較大，整體含量較低。

圖2 川南地區CLD1 井二疊系龍潭組全巖礦物組分特征桿狀圖Fig.2 Diagram showing whole-rock mineral composition characteristics of Permian Longtan Formation of well CLD1 in southern Sichuan Basin

3 儲層特征

3.1 儲集空間類型

根據川南地區二疊系龍潭組樣品薄片鑒定和掃描電鏡觀察結果，龍潭組泥頁巖及砂巖發育孔隙和裂縫，可細分為6 個小類，主要包括黏土礦物層間微裂縫和其他裂縫、粒內孔、粒間孔、晶間孔，含少量有機質孔，其中黏土礦物層間微裂縫廣泛發育（表1）。

表1 川南地區二疊系龍潭組儲層儲集空間類型Table 1 Reservoir space types of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

3.1.1 粒內孔

根據顆粒種類的差異，將研究區龍潭組泥頁巖中的粒內孔劃分為黃鐵礦粒內（溶）孔、菱鐵礦粒內孔、石英粒內孔及方解石粒內（溶）孔等。①黃鐵礦粒內（溶）孔主要發育于龍潭組底部的灰白色鋁土質泥巖中，部分孔隙為生物體腔殘余孔（圖3a），孔隙形態呈不規則多邊形，粒徑介于數十納米到數十微米，孔隙內部充填少量石英及黏土礦物等；②菱鐵礦粒內孔主要發育于川南地區龍潭組中上部與底部，孔隙形態呈三角狀或圓點狀，分布較為零散，粒徑介于數納米到數十納米（圖3b）；③石英粒內孔在川南地區龍潭組中上部較為少見，孔隙形態呈點狀，粒徑介于數納米到數十納米（圖3c）；④方解石粒內（溶）孔偶見于川南地區龍潭組上部砂巖中，孔隙形態呈點狀或短線狀，一般順解理發育，粒徑介于數納米到數十納米（圖3d）。

3.1.2 粒間孔、晶間孔

粒間孔主要是由塑性顆粒與剛性顆粒接觸、有機質收縮作用、溶蝕作用等形成，研究區龍潭組泥頁巖及砂巖中常見礦物與礦物、礦物與有機質之間未完全接觸而形成的孔隙。粒間孔和晶間孔常見于川南地區龍潭組，局部層段溶蝕孔隙極為發育，形狀不規則，溶蝕孔隙的邊緣呈不規則的港灣狀、鋸齒狀或蜂窩狀（圖3e），孔徑分布較廣，從數十納米到數十微米不等。礦物顆粒與有機質之間的粒間孔或收縮孔主要表現為黏土礦物與有機質之間未完全接觸形成的孔隙，在龍潭組整個層段不同程度發育，孔隙形態和大小隨有機質（圖3f）的形狀、大小而變化，邊緣平滑且規則，內部常無充填物。晶間孔多為黏土礦物晶間孔，常呈三角狀和楔狀，在黏土礦物富集段較為常見。

3.1.3 有機質孔

頁巖或砂巖中的有機質熱解生烴之后，殘留的有機質多以充填狀、碎塊狀賦存于礦物粒間孔縫中，形成有機質生烴孔。有機質孔單個呈圓點狀，少量呈蜂窩狀，孔徑可達數十到數百納米。川南地區龍潭組泥頁巖中有機質孔發育較少（圖3g）。

3.1.4 微裂縫

微裂縫主要為黏土礦物層間微裂縫、礦物破裂縫及構造縫等類型，多呈網狀發育。黏土礦物層間微裂縫的形成主要是由于地層埋深和地層溫度增加及地層水轉變為堿性，黏土礦物發生脫水轉化而析出大量層間水，從而在層間形成微裂隙。研究區龍潭組頁巖中共識別出2 種黏土礦物形成的層間微裂縫（圖3h，3i）：①高嶺石層間微裂縫，主要形成于鱗片狀高嶺石間，孔隙形態多呈平行板狀或楔狀，縫寬一般介于數納米到數微米，縫內充填菱鐵礦；②伊蒙混層層間微裂縫是研究層段最為發育的孔-縫類型，龍潭組不同巖性微裂縫的發育程度不同。伊利石-蒙脫石集合體間發育大量層間孔隙和裂縫，呈線狀或三角狀，縫寬一般為數納米到數百納米，連通性較好。

圖3 川南地區二疊系龍潭組儲集空間微觀特征Fig.3 Microscopic characteristics of reservoir space of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

3.2 儲集空間結構

川南地區龍潭組泥頁巖壓汞測試結果（圖4）顯示，壓汞曲線進汞飽和度均未達到20%，說明該類頁巖極為致密，滲透率小，汞很難被壓入孔隙中。進汞曲線平臺段位置靠上，整體斜率偏大，表明排驅壓力高，孔喉半徑小。分選系數為5.16，該值大于3，說明喉道分散。通過孔喉分布頻率可看出，孔隙分布狀態表現為以微孔為主，介孔次之，孔徑普遍小于73.5 nm，對滲透率貢獻較大的孔隙半徑約為1 μm。

圖4 川南地區二疊系龍潭組泥巖巖樣壓汞曲線及孔隙分布特征Fig.4 Mercury intrusion curves and pore distribution characteristics of mudstone samples of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

綜合分析樣品壓汞孔隙結構參數可知，研究區龍潭組頁巖孔隙和喉道半徑差異較大，孔隙分選較差，孔隙分布不均勻，比表面積較大。

核磁共振實驗結果（圖5）顯示，川南地區龍潭組不同巖性孔徑分布具有一定的差異性，炭質泥巖具有三峰介孔型孔徑分布特征，泥巖主要為雙峰介孔型，泥質粉砂巖則為雙峰介孔-宏孔型。

3.3 物性特征

川南地區CLC1 井龍潭組樣品氦氣法實驗研究結果顯示，炭質泥巖孔隙度為1.72%～4.90%，平均為4.08%；泥巖樣品僅有1 個，孔隙度為3.85%；粉砂質泥巖和粉砂巖孔隙度為5.03%～6.95%，普遍高于5.00%；煤巖孔隙度為10.59%～15.09%，平均為12.30%，普遍高于10.00%（圖6a）。

利用脈沖衰減法對川南地區龍潭組不同巖石類型進行的滲透率測試結果顯示，炭質泥巖樣品的滲透率為0.000 84～0.030 83 mD，平均為0.011 59 mD；泥巖樣品的滲透率為0.001 59 mD；粉砂質泥巖樣品的滲透率為0.040 82 mD；粉砂巖樣品的滲透率為0.002 20～0.005 33 mD，平均為0.003 77 mD；煤巖樣品的滲透率為0.002 10～0.005 20 mD，平均為0.003 50 mD（圖6b）。

圖6 川南地區CLC1 井二疊系龍潭組孔隙度和滲透率分布特征直方圖Fig.6 Histogram of porosity and permeability distribution characteristics of Permian Longtan Formation of well CLC1 in southern Sichuan Basin

研究區二疊系龍潭組炭質泥巖與志留系龍馬溪組海相頁巖的孔隙度總體差異較小，二者的平均孔隙度均大于4%；龍潭組泥巖孔隙度總體略小于龍馬溪組頁巖。龍馬溪組頁巖滲透率差異較大，其值為0.000 25～1.737 00 mD，龍潭組炭質泥巖和泥巖的滲透率為0.000 84～0.030 83 mD，相對于龍馬溪組頁巖，其滲透率值總體較差（表2）。總體而言，研究區龍潭組孔隙度特征與龍馬溪組相近，而滲透率則相對較差。

表2 川南地區二疊系龍潭組典型泥巖與志留系龍馬溪組頁巖物性與含氣性特征對比Table 2 Comparison of physical properties and gas-bearing capacity between typical mudstone of Permian Longtan Formation and shale of Silurian Longmaxi Formation in southern Sichuan Basin

3.4 含氣性特征

川南地區CLD1 井1 746.68～1 829.70 m 段龍潭組樣品（26 個）現場解析實驗分析結果顯示，總含氣質量體積為0.23～21.44 m3/t，平均為5.59 m3/t。其中，煤巖含氣量明顯高于其他巖性，總含氣質量體積為7.56～21.44 m3/t，平均為15.66 m3/t；泥巖總含氣質量體積為0.34～2.76 m3/t，平均為1.47 m3/t；炭質泥巖總含氣量比泥巖高，總含氣質量體積為1.78～9.77 m3/t，平均為4.88 m3/t；泥質粉砂巖、粉砂巖及細砂巖含氣量低，總含氣質量體積為0.23～1.02 m3/t，平均為0.60 m3/t（圖7）。總體而言，煤巖含氣量最高，炭質泥巖與泥巖次之，泥質粉砂巖、粉砂巖及細砂巖含氣量最低。

圖7 川南地區CLD1 井二疊系龍潭組現場解吸含氣量Fig.7 Field desorption gas content of Permian Longtan Formation of well CLD1 in southern Sichuan Basin

與川南地區海相頁巖氣相比，龍潭組炭質泥巖樣品總含氣量較高，且高于大多數龍馬溪組頁巖樣品；泥巖樣品總含氣量較低，且低于大多數龍馬溪組頁巖樣品。總體而言，研究區龍潭組炭質泥巖具有較好的含氣性特征，泥巖含氣性中等。

4 勘探潛力分析

4.1 烴源巖特征

4.1.1 有機質類型

干酪根顯微組分是顯微鏡下可識別的有機成分，一般將其分為腐泥組、殼質組、鏡質組和惰質組4 個組分，主要來源于植物和動物的各種組織、器官的殘余。烴源巖干酪根顯微組分的分布差異與物源和沉積環境有關。

根據川南地區CLD1 井龍潭組粉砂巖、泥巖、炭質泥巖干酪根顯微組分鑒定結果，龍潭組粉砂巖、泥巖、炭質泥巖有機質顯微組分中殼質組含量最高，體積分數為43.0%～82.0%，平均為63.6%，主要為腐殖無定形體；其次為鏡質組，體積分數為14.0%～47.0%，平均為29.3%，主要為正常鏡質體；惰質組體積分數為3.0%～12.0%，平均為6.9%，主要為絲質體；未檢測出腐泥組。通過類型指數（TI）綜合判斷其有機質類型主要為Ⅱ2—Ⅲ型。其中，泥巖類（泥頁巖、炭質泥巖、粉砂質泥巖）TI值為-23.75～26.80，大部分小于0，有機質類型主要為Ⅲ型，其次為Ⅱ2型；粉砂巖類（泥質粉砂巖、粉砂巖）TI值大部分大于0，有機質類型主要為Ⅱ2型（表3）。總體來說，泥巖類與粉砂巖類干酪根顯微組分差異較小，其干酪根主要來源于高等植物的殼質組分，具有一定的生烴潛力，這與以往研究［22］基本一致。

表3 川南地區二疊系龍潭組泥巖、炭質泥巖及粉砂巖干酪根顯微組分劃分Table 3 Classification of kerogen macerals of mudstone，carbonaceous mudstone and siltstone of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

4.1.2 有機質成熟度

有機質成熟度是烴源巖研究的一項重要內容，是表征有機質向油氣轉化的重要指標，干酪根的鏡質體反射率是表征有機質成熟度最直觀的參數。四川盆地龍潭組現今熱演化程度較高，多處于高—過成熟階段，其Ro值主要為1.6%～3.0%，已達到高成熟或過成熟階段，處于主生氣階段，有利于頁巖氣的形成。川南地區CLD1 井與CLC1 井泥巖Ro值平均約為2.8%。

4.1.3 有機質豐度

川南地區龍潭組主要為一套陸相含煤系地層，烴源巖主要包括暗色粉砂質泥巖、泥巖、炭質泥巖及煤巖。根據CLD1 井樣品統計結果，研究區龍潭組烴源巖TOC為0.20%～81.38%，平均為12.12%，且不同巖性TOC含量差異較大。其中，粉砂質泥巖TOC為0.47%～3.59%，平均為1.90%，總體含量偏低，呈雙峰型分布，峰值區間分別為0～1.5%與2.0%～4.0%（圖8a），TOC含量較高的樣品主要來自河漫灘與河漫沼澤，且常與泥巖、炭質泥巖呈互層狀分布；泥巖TOC為0.20%～27.54%，平均為3.89%，主要為0.50%～5.00%，少量泥巖TOC大于8.00%（圖8b）；炭質泥巖TOC為3.46%～34.16%，平均為12.71%，主要為10.00%～30.00%，最高可達34.16%（圖8c）；煤巖TOC為10.57%～81.38%，平均為48.31%，主要為40.00%～80.00%，平均可達48.31%（圖8d）。

圖8 川南地區CLD1 井二疊系龍潭組不同巖石類型TOC 含量分布直方圖Fig.8 Histogram of TOC content of different types of rocks of permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

4.2 有利勘探區

川南地區龍潭組泥頁巖含氣性較好，尤其是炭質泥巖，其含氣量可與龍馬溪組海相頁巖氣匹敵，表明該區具有良好的油氣富集成藏特征。川南地區龍潭組發育河漫平原沉積，泥炭沼澤微相是富有機質泥頁巖發育的有利相帶，主要分布在川南古藺—敘永地區和瀘縣地區（圖9）。此外，研究區還發育潮坪相。在此環境中沉積的龍潭組泥頁巖，本身具有良好的生烴物質基礎，且富有機質泥頁巖分布穩定，有機質類型以Ⅱ2—Ⅲ型為主，熱演化程度多處于高—過成熟階段，屬于生氣階段。同時，川南地區龍潭組埋深主要為2 000～4 500 m，與剝蝕區的距離超過3 km，且遠離Ⅰ級斷層，因此保存條件較好，具備良好的頁巖氣形成條件。鉆井結果顯示，在CLC1 井、CLD1 井和DYS1 井等多口井存在良好的天然氣顯示。總體而言，川南地區龍潭組頁巖氣埋深適中，物性較好，含氣性好，初步估算埋藏在4 500 m 之上的天然氣資源量約為2.4×1012m3，有利勘探區主要位于川南古藺—敘永地區。

圖9 四川盆地二疊系龍潭組沉積中期沉積相展布Fig.9 Sedimentary facies distribution in the middle stage of Permian Longtan Formation in Sichuan Basin

5 結論

（1）川南地區二疊系龍潭組礦物主要為石英和黏土礦物，其次是菱鐵礦，少量黃鐵礦、金紅石、長石、碳酸鹽等礦物。黏土礦物質量分數為19.0%～88.0%，平均為58.0%；石英質量分數為0～33.0%，平均為14.2%；菱鐵礦質量分數為0～61.0%，平均為10.6%。

（2）川南地區龍潭組泥頁巖與砂巖主要發育粒內孔、粒（緣）間孔、晶間孔，少量有機質孔，以及黏土礦物層間微裂縫和其他微裂縫，以黏土礦物層間微裂縫發育最為廣泛。孔隙分布表現為以微孔為主，介孔次之，孔徑普遍小于73.5 nm，孔隙分選較差，分布非均質性強，有利于頁巖氣的儲集。研究區煤巖含氣量最高，炭質泥巖與泥巖次之，泥質粉砂巖、粉砂巖與細砂巖含氣量最低。龍潭組孔隙度與總含氣量較好，滲透率較差，其中以炭質泥巖孔隙度、總含氣量最佳。

（3）川南地區龍潭組發育河漫平原沉積，泥炭沼澤微相是富有機質泥頁巖發育的有利相帶，主要分布在川南古藺—敘永地區和瀘縣地區。龍潭組泥頁巖本身具有良好的生烴物質基礎，富有機質泥頁巖分布穩定，有機質類型以Ⅱ2—Ⅲ型為主，熱演化程度多處于高—過成熟階段，屬于生氣階段，具備良好的頁巖氣形成條件，已在多口井鉆遇天然氣。川南地區龍潭組頁巖氣埋深適中，物性較高，含氣性好，初步估算埋藏在4 500 m 之上的天然氣資源量約為2.4×1012m3，有利勘探區主要位于川南古藺—敘永地區。