渝南地区龙马溪组下部富有机质页岩岩相类型及储层特征

曹地 陈雷 蔡家兰 王欣

摘   要： 以渝南地区龙马溪组下部富有机质页岩为研究对象，对岩相类型进行划分，对不同岩相下的储层品质进行系统分析。研究发现：渝南地区龙马溪组下部龙一1亚段发育9种页岩岩相，其中主要页岩岩相有4种，分别为混合硅质页岩、含粘土硅质页岩、含硅粘土质页岩和粘土质/硅质页岩;不同页岩岩相具有不同的储层特征，其中含粘土硅质页岩为最优势页岩岩相，集聚了高总有机碳含量（TOC）、高孔隙度、高含气性和高脆性等特征，其他三者为次优势页岩岩相。

关键词： 页岩岩相;龙马溪组;渝南地区;总有机碳含量（TOC）;含粘土硅质页岩

引言

随着页岩气勘探开发的不断深入，众学者[1-5]应用细粒沉积学对页岩非均质性进行研究，指出页岩并不是均一的整体，而是由不同的页岩岩相组成的，具有较强的非均质性[6-7]。岩相不仅包含沉积岩的岩性特征（如颜色、物质成分、结构构造和岩石类型组合）、生物特征（如生物群种属和生态）和地球物理化学特征（如岩石力学特征、有机质特征和含气性特征），也基于“环境是原因，相是结果”的理论，对沉积环境有指示意义，即不同的岩相受控于不同的综合沉积环境。根据实际生产研究需要，不同地区采用不同的页岩岩相划分方案。目前国外普遍根据矿物、构造、生物群和结构纹层等特征进行页岩岩相划分，在此基础上，国内把颜色、总有机碳含量（TOC）、特征矿物等纳入了划分方案，对页岩岩相类型进行进一步细化[8-13]。

四川盆地渝南地区龙马溪组海相页岩是我国页岩气勘探开发的重要层系。前人已经对这套地层的构造背景、沉积环境、孔隙结构、有机地化和资源潜力等方面进行了精细化的研究[14-19]，但受盆地内区域性沉积条件差异控制，不同地区页岩发育特征不同，在岩相划分方面也没有达成共识，亟待确定统一性的行业划分标准[10-13]。国外页岩气商业性研究已经证明不同的岩相具有不同的开发潜力，所以岩相的精细化科学划分对寻找勘探开发目的层和评价开发潜力具有重要意义。

本文在渝南地区龙马溪组下部富有机质页岩岩相类型划分的基础上，结合岩石学特征、有机地化特征和物性特征等参数，分析研究各岩相的储层性质差异，选出勘探开发中最具优势的页岩相。

1  地质概况与研究范围

四川盆地是一个在上扬子克拉通基础上自震旦纪经过多期构造运动形成的叠合型盆地[20]。在晚奥陶—早志留世全球范围海平面上升的背景下，受川中隆起、黔中隆起和雪峰隆起围限的影响，四川盆地内部由广海变为了被围限的局限海域，形成了大面积低能欠补偿、滞留还原的沉积环境[21]。

所研究的地区位于重庆以南、涪陵西南、丁山构造以北、大足以东一带，地理上属于川东高陡褶皱带向川南低陡褶皱带的过渡带，整体上位于页岩构造相对稳定的区域。本文的研究层段主要为下志留统龙马溪组下部龙一1亚段，该段地层富有机质页岩段主要为深水陆棚沉积，地层平面展布稳定，没有较大差异。

2  海相页岩岩相类型及特征

首先根据三种矿物含量（硅质矿物、碳酸盐矿物和粘土矿物）划分出硅质类页岩、灰质类页岩、粘土类页岩和混合类页岩4种大类页岩岩相;然后以10%、20%、50%和80%为分界点，最终将页岩岩相分为16种亚类页岩岩相（图1a）。将渝南地区龙马溪组富有机质页岩层段的测试数据投点至三端元图中，可见研究区龙一1亚段富有机质暗色页岩共发育9种页岩岩相（图1b），其中主要页岩岩相4种（占87.96%），分别为混合硅质页岩（S-2）、含粘土硅质页岩（S-3）、粘土质/硅质页岩（M-2）和含硅粘土质页岩（A-3）;次要岩相2种（占8.36%），分别为含灰硅质页岩（S-1）、混合灰质页岩（C-2）;偶见岩相3种（占3.68%），如图2所示。

2.1  混合硅质页岩（S-2）

该岩相硅质矿物（石英+长石）含量在47%～79%，平均值为63%;粘土矿物含量在10%～37%，平均值為20%;碳酸盐矿物含量最少，平均为17%。岩心上呈黑色或灰黑色，页理发育（图3a），可见笔石化石，偶见黄铁矿结核或条带（图3b）;镜下薄片显示岩相矿物主要为石英、炭质粘土和泥粉晶白云岩（图4c），显微级水平纹层发育（图4a），黄铁矿呈针柱状或零星分布，见硅质骨针，多为单轴双射（图4b）。

2.2  含粘土硅质页岩（S-3）

该岩相硅质矿物（石英+长石）含量在51%～79%，平均值为63%;粘土矿物含量在13%～48%，平均值为31%;碳酸盐矿物含量最少，平均为6%。岩心上呈黑色或灰黑色，页理发育（图3c），可见大量笔石杂乱分布（图3d）;镜下薄片显示岩相中粗粉砂和细粉砂均匀混杂，少量泥粉晶白云石分散分布，粉砂和白云石聚集呈平行纹层状和炭质粘土互成条带（图4e），见多量放射虫，壳壁为硅质，部分壳壁被黄铁矿交代（图4d）。

2.3  粘土质/硅质页岩（M-2）

该岩相硅质矿物（石英+长石）含量在35%～50%，平均值为45%;粘土矿物含量在33%～52%，平均值为45%;碳酸盐矿物含量最少，平均为9%。岩心上呈深灰色或黑色，块状构造，可见大量笔石杂乱分布（图3h），见黄铁矿透镜体发育（图3g）。镜下薄片显示岩相中大量炭质有机物浸染粘土，多量粉砂石英颗粒均匀分散分布，少量泥粉晶白云石，见波状不平行纹层发育，纹层厚度0.2～2.75 mm（图4h），偶见放射虫残片不均匀分布。

2.4  含硅粘土质页岩（A-3）

该岩相硅质矿物（石英+长石）含量在30%～51%，平均值为40%;粘土矿物含量在50%～65%，平均值为56%;碳酸盐矿物含量最少，平均为4%。岩心上呈深灰色或黑色，多为块状构造，偶见水平纹层，发育粉砂质透镜体和条带（图3e、图3f），见笔石化石。镜下薄片显示岩相中见波状不平行纹层发育，纹层厚度0.01～0.06 mm（图4f）;少量白云石多为粉晶呈星点状分布不均，云母细片和眉状炭质粘土沿纹层具定向性分布（图4g）;黄铁矿呈粉末状均匀分布（图4g）。

2.5  混合灰質页岩（M-3）

该岩相硅质矿物（石英+长石）含量在18%～47%，平均值为32%，岩心上呈深灰色或黑色，多为块状构造，偶见水平纹层，见少量笔石发育（图3i）。镜下薄片显示岩相中矿物主要为粉砂石英、泥粉晶白云岩和炭质粘土，粉砂和白云石聚集呈平行纹层状和炭质粘土互成条带;波状平行纹层发育，纹层厚度0.3～5.0 mm，纹层为云质粉砂岩与含粉砂云质粘土岩不等厚互层（图4i）。

3  主要岩相储层品质发育特征

如第2章所述，研究区龙一1亚段富有机质页岩共发育9种页岩岩相，主要页岩岩相分别为混合硅质页岩（S-2）、含粘土硅质页岩（S-3）、粘土质/硅质页岩（M-2）和含硅粘土质页岩（A-3），占总岩相的87.96%（图2），它们对研究区目的层段储层品质起主导作用。所以从总有机碳含量（TOC）、孔隙度、含气性和脆性四个方面，对4种主要页岩岩相的储层特征进行分析。

3.1  总有机碳含量（TOC）

不同页岩岩相总有机碳含量（TOC）存在较大差异，如图5a所示。其中混合硅质页岩（S-2）的TOC介于0.46%～6.23%，平均值为3.18%;含粘土硅质页岩（S-3）的TOC介于0.10%～7.73%，平均值为2.68%;含硅粘土质页岩（A-3）和粘土质/硅质页岩（M-2）的TOC较低，含硅粘土质页岩（A-3）的TOC介于0.13%～2.53%，平均值为1.52%;粘土质/硅质页岩（M-2）的TOC介于0.22%～2.99%之间，平均值为1.93%。

3.2  孔隙度

主要页岩岩相孔隙度差异不大，平均孔隙度整体大于4%，如图5b所示。其中含硅粘土质页岩（A-3）的孔隙度最大，介于3.12%～7.13%，平均孔隙度为5.23%;含粘土硅质页岩（S-3）和混合硅质页岩（S-2）次之，平均孔隙度分别为4.73%和4.51%;粘土质/硅质页岩（M-2）孔隙度最小，平均孔隙度为4.09%。

有机质微孔对页岩气的赋存和渗流有着重要意义，而发育有机质微孔的干酪根和焦沥青与页岩的TOC有着直接的联系[22]。页岩中TOC越高，有机质微孔发育的物质基础越充分，孔隙度也越大。测试数据显示，研究区不同页岩岩相孔隙度与TOC有良好的正相关性（图6），说明研究区主要页岩岩相中有机质微孔较为发育，且通过4种岩相进行对比发现，在相同的TOC变化范围内，含硅粘土质页岩（A-3）的孔隙度变化幅度最大，说明孔隙类型以有机孔为主。

3.3  含气性

在页岩气勘探开发过程中，含气性是衡量其是否具有经济开采价值和资源评估的重要参数[17]。测试数据（图5c）显示，含粘土硅质页岩（S-3）孔隙类型含气量相对较高，介于0.27～8.64 m3/t，平均值为3.14 m3/t;混合硅质页岩（S-2）和粘土质/硅质页岩（M-2）含气量较低，平均值分别为1.71 m3/t和2.03 m3/t;含硅粘土质页岩（A-3）因TOC最低，含气量也最低，仅为1.54 m3/t。

页岩中较高的有机质含量是大量生成页岩气的基础，TOC越大，页岩的生烃潜力越大。测试数据（图6、图7）显示，研究区不同页岩岩相含气性与TOC和孔隙度整体呈正相关性，即页岩岩相中TOC越大，孔隙度越大，含气性也越好。

3.4  脆性特征

页岩储层的脆性特征在页岩气勘探开发中具有重要意义。页岩脆性越高，越有利于后期储层改造，压裂效果越明显[23]。根据公式

计算得到的测试数据（图5d）显示，渝南地区页岩脆性和TOC具有较高一致性，脆性指数越大，页岩的TOC越高。渝南地区主要页岩岩相具有高脆性特征。混合硅质页岩（S-2）和含粘土硅质页岩（S-3）的脆性最大，混合硅质页岩（S-2）脆性指数为47%～79%，含粘土硅质页岩（S-3）脆性指数为51%～79%，二者平均脆性都是63%;粘土质/硅质页岩（M-2）的脆性相对较低，平均脆性为45%;含硅粘土质页岩（A-3）的脆性最低，平均脆性仅为40%。

4  优势页岩岩相判别

从“相控论”的角度出发，优势页岩岩相判别在页岩气勘探开发中具有重要意义，是衡量页岩是否具有经济开采价值和进行资源评估的关键指标[13]。结合目前四川盆地长宁、威远、焦石坝等大型页岩气田的开发现状，本文综合矿物成分、TOC、含气性、脆性和孔隙度4种参数，对渝南地区龙马溪组下部富有机质页岩岩相储层品质特征进行综合评价。在页岩气勘探开发中储层评价的基础上，综合研究区不同页岩岩相实际参数，确立了渝南地区页岩岩相储层评价标准。TOC、含气量、孔隙度和脆性指数分别以2%、2 m3/t、4.6%、50%为分界，将页岩岩相分为Ⅰ类（优势页岩岩相）和Ⅱ类（次优势页岩岩相）两种，并整合于表1。

数据分析显示，含粘土硅质页岩（S-3）具有高TOC、高含气性、高脆性、高孔隙度的储层特征，为渝南地区页岩气勘探优势页岩岩相。而混合硅质页岩、含硅粘土质页岩和粘土质/硅质页岩由于具有TOC、孔隙度或脆性较低等特征，其含气性相对较低，为渝南地区页岩气勘探次优势页岩岩相。

5  结论

（1）四川盆地渝南地区龙马溪组下部富有机质页岩发育9种页岩岩相，其中主要页岩岩相4种，分别为混合硅质页岩（S-2）、含粘土硅质页岩（S-3）、粘土质/硅质页岩（M-2）和含硅粘土质页岩（A-3）。

（2）含粘土硅质页岩（S-3）具有高TOC、高含气性、高脆性、高孔隙度的储层特征，为渝南地区页岩气勘探最优势页岩岩相，而混合硅质页岩、含硅粘土质页岩和粘土质/硅质页岩由于具有TOC、孔隙度或脆性较低等特征，其含气性相对较低，为渝南地区页岩气勘探次优势页岩岩相。

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