四川盆地南部泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩岩相划分及储层发育主控因素

李跃纲 周安富 谢 伟 邱峋晰 戴 赟胡 曦 程晓艳 蒋裕强 付永红 王子萌

1.中国石油西南油气田公司页岩气研究院 2.四川页岩气勘探开发有限责任公司 3.西南石油大学地球科学与技术学院

0 引言

岩相最初被称为沉积岩的岩性特征，后来进一步描述为在一定沉积环境中形成的基本岩石单元[1-2]。因此，页岩岩相是矿物组成和有机质富集程度的综合反映，不同岩相页岩的空间展布、物性特征、孔隙结构存在广泛的非均质性。对页岩岩相的全面描述涉及到矿物学、地球化学和油气潜力等特性[3]。国内外学者对于海相页岩的划分方案通常基于矿物三端元划分，即总黏土矿物含量、总硅质矿物含量和总碳酸盐矿物含量，此方案将页岩岩相分类为硅质页岩（S型，总硅质矿物含量大于50%）、泥质页岩（CM型，总黏土矿物含量大于50%）、钙质页岩（C型，总碳酸盐矿物含量大于50%）与混合页岩4大类，并进一步细分为16小类[4-7]。此外，部分方案考虑了总有机碳含量（TOC）的维度，此类方案在三端元方案的基础上，将页岩划分为低碳页岩相（TOC＜2%）、中碳页岩相（TOC介于2%～4%）与高碳页岩相（TOC＞4%），基于TOC不同，岩相可以得到进一步地补充和细分[8-9]。但考虑TOC的分类方案，存在纵向分布非均质性过强，横向分布连续性差等问题，在岩性变化剧烈的层段，往往出现频繁的岩相更迭现象，且过多的岩相种类与储层参数、孔隙结构的变化规律不符，也难以应用于实际的生产。此外，四川盆地南部泸州地区作为深层页岩气重要产气区之一，岩相与储层特征研究鲜见报道。针对性地开展泸州地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组龙一1亚段不同岩相页岩储层特征研究，有助于指导页岩气有利区优选，支撑深层页岩气的增储上产。

为此，在前人研究的基础上，笔者以矿物三端元方案为划分标准，对泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩岩相进行精细划分，开展不同岩相储层参数、孔隙结构的对比与表征，并讨论了不同沉积环境下页岩岩相的形成与展布规律，研究成果有利于深化对页岩气储层的认识，加强优势岩相层段的识别与划分，对页岩气的勘探开发具有一定意义。

1 区域地质概况

四川盆地属于扬子准台地的次级构造单元，其边界西南、东南以峨眉—瓦山块断带和川湘坳陷断褶带、娄山褶皱带为界，东北、西北分别以大巴山断褶带、龙门山断褶带为界。盆地内部可划分为川西低陡构造带、川北低缓构造带、川中平缓构造带、川西南低断褶构造带、川南低陡构造带和川东高陡构造带6个构造区（图1）。泸州地区位于川中平缓构造带、川西南低断褶构造带、川南低陡构造带交界处，主体位于川南低陡构造带（图1）。泸州地区由北向南发育梳状背斜构造，东北部发育多个低陡背斜，向斜构造较宽缓。钻井显示，五峰组和龙一1亚段沉积一套深水陆棚相的黑色页岩，由于先后经历多期构造演化旋回，依据岩性、测井曲线特征，将龙一1亚段自下而上细分为龙一1小层、龙一2小层、龙一3111小层和龙一14小层（图1）。

图1 研究区构造位置与L205井五峰组—龙一1亚段地层柱状图

2 样品与实验

笔者本次研究分析的12个实验样品取自研究区的五峰组—龙一1亚段，基本地质特征参数如表1所示。首先，将各样品用于薄片磨制和鉴定，并展开全岩—黏土矿物衍射、TOC、气体吸附、氩离子抛光扫描电镜等一系列配套实验。全岩—黏土矿物衍射和TOC测试操作步骤参考标准为《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》（SY/T 5163—2010）与《沉积岩中总有机碳的测定》（GB/T 19145—2003），实验仪器分别为Bruker D8 Advance X射线衍射仪与LECO CS230碳硫分析仪。场发射扫描电镜实验在西南石油大学地球科学与技术学院实验中心完成，仪器型号为FEI QUANTA 650FEG，所有的样品均被制成20 mm×20 mm×10 mm的矩形块状，并进行氩离子抛光和喷镀处理，以获得平整的抛光截面和平面样品，便于完成对样品内部结构微观特征的观察和分析。

表1 样品基本地质特征参数表

3 实验结果

3.1 岩相划分与组分

以L205井为例，采用三端元方案进行岩相划分（图2-a），以硅质含量（石英＋长石）、黏土矿物含量、碳酸盐矿物含量作为三端元，按照以下步骤进行岩相划分：①以硅质、碳酸盐矿物、黏土矿物含量50%为界，分别划出硅质岩相、钙质岩相和泥质岩相大类，3类矿物组分均未超过50%的，划分为混合岩相大类；②在硅质页岩相大类中，若硅质含量超过75%，则划分为硅质页岩相，同理可划分出泥质页岩相和钙质页岩相；③在硅质岩相大类中，若硅质含量介于50%～75%，黏土矿物或碳酸盐矿物含量大于25%时，则分别为含泥硅质页岩相和含钙硅质页岩相；黏土矿物或碳酸盐矿物含量都未超过25%时，划分为混合硅质页岩相。同理，钙质岩相和泥质岩相大类可做进一步划分[10-11]。根据该方案，L205井自下而上分别发育4类岩相：混合硅质页岩相（S2型）、含泥硅质页岩相（S3型）、混合页岩相（M型）和硅/泥混合页岩相（M2型）。不同的页岩岩相与矿物组分、TOC、沉积环境等特征密切相关。如图2-b所示，自下而上各样品石英含量、TOC与含气量逐渐变小，黏土矿物含量则逐渐增大，整体上呈现沉积水体变浅，还原环境逐渐变弱的趋势。

图2 泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩岩相划分与L205井地层综合柱状图

3.2 储层特征

3.2.1 混合硅质页岩相（S2型）

混合硅质页岩相（S2型）主要分布于五峰组—龙一11小层。岩性为黑色硅质页岩与富笔石硅质页岩，多为块状构造，可见厚层状的黄铁矿层及结核，顺层分布（图3-a）。薄片观察到该岩相有机质含量高，基质透光性差，有机质呈分散状或略呈层理状，硅质颗粒粒度较细，可见硅质颗粒定向分布（图3-b）。扫描电镜下该岩相有机质含量高，多为腐泥质、焦沥青有机质，有机孔发育，呈圆形或椭圆形，孔径普遍大于200 nm，石英、黄铁矿等脆性矿物含量高，石英起骨架支撑作用，可见加大边，保存较好（图3-c、d）。该类岩相储集条件较好，TOC介于3.47%～4.28%，平均值为3.89%；孔隙度介于4.49%～6.21%，平均值为5.56%；含气量介于20.49～23.17 m3/t，平均值为 21.80 m3/t（图 4）。

图3 泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩特征照片

3.2.2 含泥硅质页岩相（S3型）

含泥硅质页岩相（S3型）主要分布于龙一12小层—龙一13小层。岩性为灰黑色—黑色页岩与含粉砂页岩，纹层较为富集，见黄铁矿薄层及黄铁矿结核发育（图3-e）。薄片观察到该岩相有机质含量高，基质透光性较差，粉砂颗粒含量丰富，颗粒细小且分选均匀，粉砂颗粒与有机质呈明显的层状分布（图3-f）。扫描电镜下该类岩相有机质含量较高，多为焦沥青，有机孔较发育，呈椭圆形—不规则形，孔径普遍大于100 nm，无机孔隙也较发育，如黄铁矿粒间孔。脆性矿物如石英、黄铁矿含量高，石英矿物周围可见加大边，起骨架支撑作用，保存较好（图3-g、h）。该类岩相储集条件较好，TOC介于3.14%～4.97%，平均值为4.10%；孔隙度介于4.68%～7.01%，平均值为5.60%；含气量介于18.40～24.30 m3/t，平均值为20.90 m3/t（图4）。

图4 泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩储层特征图

3.2.3 混合页岩相（M型）

混合页岩相（M型）主要分布于龙一14小层。岩性为深灰色—黑灰色页岩，黄铁矿结核欠发育，纹层局部发育（图3-i）。薄片观察到该岩相中有机质含量较低，基质颜色较亮，纹层较发育，粉砂颗粒含量高且粒度较粗，钙质成分较多，有机质呈层状分布（图3-j）。扫描电镜下该类岩相有机质含量较低，多为块状的镜质体有机质，未见显著有机质孔隙发育，有机质内可见收缩缝（图3-k），方解石含量较高，内部溶蚀孔隙普遍发育（图3-l）。该类岩相储集条件较差，TOC介于1.55%～2.82%，平均值为2.18%；孔隙度介于2.91%～5.07%，平均值为4.30%，含气量介于6.24～15.70 m3/t，平均值为9.92 m3/t（图4）。

3.2.4 硅/泥混合页岩相（M2型）

硅/泥混合页岩相（M2型）主要分布于龙一41小层。岩性为深灰色—黑灰色页岩、凝灰质页岩，黄铁矿结核与纹层欠发育（图3-m）。薄片观察到该岩相的凝灰质页岩几乎不含有有机质，基质颜色多为黄褐色，纹层不发育，粉砂颗粒明显减少且分选差，可见泥质条带、泥质透镜体（图3-n）。扫描电镜下该类岩相有机质含量低，未见显著有机质孔隙发育，黏土矿物含量较高，可见黏土矿物层间缝和长石内部溶蚀孔等无机孔隙空间（图3-o、p）。该类岩相储集条件较差，TOC介于0.49%～2.79%，平均值为1.85%；孔隙度介于1.72%～5.43%，平均值为4.05%；含气量介于3.09～12.87 m3/t，平均值为8.36 m3/t（图4）。

3.3 孔隙结构特征

3.3.1 低压CO2、N2吸附与高压压汞

低压CO2吸附通常用于量化孔隙直径（以下简称孔径，r）小于2 nm的微孔[12-13]。各类岩相的吸附量顺序为：S3型＞S2型＞M2型＞M型（图5-a）。低压N2吸附通常用于量化孔径小于50 nm的介孔[14-16]。所有岩相的吸附曲线均存在滞后回线，形态均属于IUPAC分类的Ⅳ型吸附等温线[17]。其中S2型和S3型岩相为H2型滞后回线，吸附曲线随着相对压力的提高稳定上升，但在中值相对压力处附近的解吸曲线远比吸附曲线陡峭，形成较为宽大的滞后环，反映了细颈广体的墨水瓶孔等无定性孔隙，微孔发育，充当墨水瓶“瓶颈”。M2型和M型岩相为H3型滞后回线，随着相对压力的提高，吸附曲线和解吸曲线缓慢上升，在相对压力接近1时，吸附量迅速增加，形成的滞后环较小，表示四周开放的平行板孔。此外，S2型和S3型岩相的吸附量大于M型和M2型（图5-b）。高压压汞实验通常用于量化孔隙直径大于50 nm的大孔[18-21]，其中，S2型和M型岩相的汞侵入量较高，这两类曲线在压力达到100 MPa时，进汞量迅速上升，当压力下降时退汞曲线下降缓慢，汞残留量高，指示样品内部闭孔较多[22]。S3型和M2型岩相汞侵入量较低，进退汞曲线随压力变化缓慢变化，汞残留量较低，指示样品内部孔隙连通性较好（图 5-c）。

图5 泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩孔隙结构特征图

3.3.2 孔径分布与孔隙结构参数

依据DFT模型从CO2吸附和N2吸附实验中获取了不同岩相页岩样品的孔隙结构参数（如孔径分布、孔隙体积和孔隙比表面积）。将CO2吸附孔径分布（0.5～1.2 nm）、N2吸附孔径分布（2～30 nm）和高压压汞孔径分布（大于30 nm）合并得到全孔径分布（图6）。结果表明，所有的页岩样品孔径分布曲线均存在相似的特征，在1 nm和10 nm附近存在两个峰值，表明研究区页岩样品主要孔隙类型以微孔为主。此外，不同岩相样品的孔径分布略有区别，S2型岩相页岩小于100 nm的孔隙较为发育，M型岩相孔径分布在大于10 000 nm的孔径范围存在一个峰值。总体上，S2型和S3型岩相页岩的样品微孔和中孔发育程度略高，而M型岩相页岩发育更多的大孔。

图6 泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩孔径分布曲线图

基于DFT模型计算了微孔、中孔和大孔的孔隙体积（Vp）和比表面积占比，并按照岩相分类对比。在所有的岩相类别之中，中孔所占总孔隙体积介于53%～76%，远超微孔和大孔的总孔隙体积占比（图7-a）。其中S2型和S3型岩相页岩中孔孔隙体积占比最高，介于62%～76%，平均值为68%。M2型和M型岩相页岩中孔孔隙体积占比稍低，介于53%～64%，平均值为57%。除此之外，1号和4号样品（分别属于S2型和S3型）是仅有的2个微孔占比小于大孔占比的样品，同样佐证了S2型和S3型类岩相页岩微孔和中孔在所有孔隙类型中的优势地位。总体上，从S2型→S3型→M2型→M型，微孔和中孔体积占比不断降低，大孔占比不断升高。

图7 泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩孔隙体积和孔隙比表面积分布图

与孔隙体积占比不同，在所有岩相类型中，微孔的比表面积远超中孔和大孔（图7-b）。其中，其中S2型和S3型岩相页岩微孔比表面积占比最高，介于64%～67%，平均值为66%。M2型和M型岩相页岩中孔占比稍低，介于61%～65%，平均值为62%，微孔以15%～30%的占比，提供了超过60%的比表面积，表明微孔是比表面积的主要贡献者。总体上，微孔表面积均占据绝对性优势，但从S2型→S3型→M2型→M型，微孔和中孔的比表面积占比略有下降，大孔比表面积略有上升。

计算了各类岩相样品的全孔径分布的分形维数，结果如图8-a所示。不同岩相孔径分布的微孔、中孔和大孔的分形拟合曲线具有不同的斜率，表明页岩的各类孔隙的分形行为复杂，孔隙结构非均质性强。在所有的样品中，随着岩相从S2型→S3型→M型→M2型，微孔分形维数几乎没有变化（图8-b），而中孔和大孔的分形维数逐渐上升。其中，M型岩相页岩样品的大孔和中孔具有最高的分形维数，而S2型岩相页岩样品无论是哪一类孔隙分形维数都较小。分形维数的变化趋势表明，S2型岩相页岩样品中各类孔隙复杂程度较低，而M型岩相页岩样品各类孔隙复杂程度较高，可能与此类岩相中最高的大孔占比有关。

图8 泸州地区五峰组—龙一1亚段页岩样品分形拟合示意图

4 优质岩相发育主控因素

4.1 成岩构造环境

地球化学元素特征广泛应用于构造背景识别和物源追踪，已成为沉积环境分析的重要手段[23-24]。铝（Al）、钛（Ti）、铁（Fe）等元素性质较为稳定，其比值通常用于判别沉积环境。如图9-a所示，L205井 Al2O3/（Al2O3+Fe2O3）的比值介于 0.57 ～ 0.79，平均值为0.66，Fe2O3/TiO2的比值介于8.0～15.6，平均值为10.8，交会图的数据点均落在“大陆边缘沉积环境”的范围内，据此可认为研究区五峰组—龙一1亚段主体沉积环境为大陆边缘沉积环境。

图9 L205井五峰组—龙一1亚段沉积环境、古物源及古生产力综合分析图[23-24]

4.2 古物源

页岩储层中的Al元素主要来自于细粒沉积的陆源碎屑黏土矿物、钾长石和钠长石，Si元素则来源于陆源石英或生物硅，因此可以用SiO2/Al2O3来反映页岩储层的物源供给，陆壳中SiO2/Al2O3的比值为3.6，因此，当页岩储层中SiO2/Al2O3比值小于3.6时表明页岩储层以陆源供给为主，大于3.6则表明页岩储层中含有一定量的生物硅[25-26]。但是，该方法中陆壳SiO2/Al2O3比值并不能兼顾黏土矿物的转化[27]，因此选取了TOC小于1%的样品，计算了研究区SiO2/Al2O3比值为3.31，进而分析古物源。结合SiO2/Al2O3比值随深度变化的关系可以看出（图9-b），L205井五峰组至龙一13小层，SiO2/Al2O3比值远大于3.6，表明该层段页岩储层中硅质以生物成因硅为主；龙一14小层底部SiO2/Al2O3比值略大于3.6，表明该层段页岩储层中硅质为生物成因与陆源混合成因；临湘组和龙一14小层顶部SiO2/Al2O3比值小于3.6，表明该层段页岩储层硅质以陆源硅为主。

4.3 氧化还原环境

海洋中氧化和还原条件下的微量元素，根据其不同的特性通常分为两类[28-30]：第一类元素是在不同的氧化还原条件下，其化学价可变，例如锰（Mn）和碘（I），其中Mn在氧化条件下形成难溶的氧化物，I容易在氧化条件下被有机质吸附。第二类元素是在氧化条件下极易发生溶解，而在还原条件下难溶的铬（Cr）、钼（Mo）、铼（Re）、铀（U）、钒（V）、钴（Co）、铜（Cu）、镍（Ni）和锌（Zn）等元素，因此Gr、Mo、Re、U、V、Co、Cu、Ni和Zn等元素的富集，指示水体还原性的增强。一般认为U/Th，自生U、V/Cr和Ni/Co对氧化还原性的解释是最为可靠的，笔者本次研究分析了U/Th、V/Cr和Ni/Co随深度的变化特征，发现L205井的五峰组上部至龙一13小层处于强还原环境，龙一14小层自下而上还原性逐渐降低（图9-b）。

4.4 古生产力与古海平面

元素铈（Ce）的存在形式通常受到氧化还原条件的影响[31-32]，当靠近海水表面时，含氧量增加，在氧化条件下Ce3+被氧化为Ce4+，由于Ce4+难溶于水从而形成负异常，而在海水深部还原条件下，则形成正异常，因此通常利用Ce在垂向上的变化来评估海平面的升降。生物活动离不开Ba的存在，因此，Ba元素通常用于指示生产力的高低。此外，由于Al几乎不受成岩作用的影响，而Ba元素通常受到陆源碎屑的影响，导致生物Ba含量判断偏差，因此采用Ba/Al比值比单一的Ba元素更能代表古生产力的变化。如图9-b所示，L205井五峰组—龙一11小层达到第一个峰值，指示第一期海进，同时生产力指标Ba/Al也随着海进出现第一个峰值，随后在龙一12小层—龙一13小层出现第二次海进及生产力峰值，龙一14小层自下而上，海平面高度和生产力不断下降。

综上所述表明，岩相的垂向变化受沉积环境控制，优势岩相为S2型、S3型岩相。S2型、S3型岩相通常在高海平面、高生产力，强还原性的沉积环境下形成，M2型、M型岩相则对应在低海平面、低生产力，弱还原—氧化的沉积环境，如图9-c所示，S2型与S3型岩相具有更高的U/TH值和TOC，而M型和M2型岩相U/TH值和TOC较低。所以，在大陆边缘的整体沉积环境下，高生产力、生物成因物源是页岩储层优势岩相发育的物质基础，较高的古海平面和强还原环境则是其必要的沉积背景和保存条件。

5 结论

1）依据矿物三端元划分方案，将泸州地区五峰组—龙一1亚段自下而上划分为混合硅质页岩相、含泥硅质页岩相、混合页岩相以及硅/泥混合页岩相。其中，混合硅质页岩相和含泥硅质页岩相页岩TOC介于3.14%～4.97%，孔隙度介于4.49%～7.01%，含气量介于18.4～24.3 m3/t，具有优越的天然气勘探开发潜力。

2）混合硅质页岩相和含泥硅质页岩相有机孔更为发育，微孔和中孔的孔隙体积介于0.007～0.011 cm3/g，大孔孔孔隙体积介于0.001～0.002 cm3/g。硅/泥混合页岩相和混合页岩相页岩的无机孔和微裂缝更发育，微孔和中孔的孔隙体积介于0.004～0.006 cm3/g，大孔孔隙体积介于0.002～0.004 cm3/g，此外，主要的孔隙体积由中孔提供，主要的比表面积来自于微孔。

3）综合分析TOC、储层物性、孔隙结构等重要特征，混合硅质页岩相和含泥硅质页岩相为优质岩相，具有有机质含量高、有机孔平均孔径大，储层物性好，孔隙非均质性低等特点。依据地球化学元素特征，认为沉积环境是优势岩相发育和展布的主要控制因素，混合硅质页岩相和含泥硅质页岩相在高海平面、高生产力、强还原性的大陆边缘沉积环境下形成。