吴蓝宇，胡东风，陆永潮，刘若冰，刘晓峰

（1.中国地质大学（武汉）资源学院；2.中国石油化工股份有限公司勘探分公司）

四川盆地涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩优势岩相

吴蓝宇1，胡东风2，陆永潮1，刘若冰2，刘晓峰1

（1.中国地质大学（武汉）资源学院；2.中国石油化工股份有限公司勘探分公司）

以四川盆地涪陵气田主力产层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩为研究对象，利用改进的硅质矿物-碳酸盐矿物-黏土矿物三端元图解，对其页岩岩相类型进行精细划分。涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩主要发育8种岩相：硅质页岩相（S）、混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）、含灰/硅混合质页岩相（M-1）、含黏土/硅混合质页岩相（M-2）、混合质页岩相（M）、含硅黏土质页岩相（CM-1）和含黏土/灰混合质页岩相（M-3）。将优势岩相定义为页岩的含气量达到特定工业标准的岩相，结合研究区开发现状，划分出2类优势岩相，即含气量大于4.0 m3/t评为Ⅰ类（特优），含气量在2.0～4.0 m3/t评为Ⅱ类（优）。筛选出有机质丰度、硅质矿物含量、黏土矿物含量3项参数与含气量作相关性分析，建立了五峰组—龙马溪组一段页岩优势岩相的分级标准，确定了研究区混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）为Ⅰ类优势岩相，含黏土/硅混合质页岩相（M-2）为Ⅱ类优势岩相。页岩优势岩相分级标准可为其他区块页岩气评价提供参考。图5参31

页岩；优势岩相；奥陶系五峰组；志留系龙马溪组；涪陵气田；四川盆地

0 引言

作为中国第1个具备商业开发价值的大型整装页岩气田，四川盆地涪陵气田的发现，极大地推动了中国页岩气产业的发展。作为该页岩气田主力产层的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩含气厚度大，成熟度高，生烃能力强，油气显示活跃，具有较好的页岩气勘探开发前景，亦成为了目前学术界研究的热点[1-3]。页岩岩相研究经历了快速发展的历程：在页岩岩相划分依据方面，从强调矿物成分、古生物、结构构造到强调单一的矿物含量[4-5]；在研究方法上，从岩石学、地球化学的方法扩展到基于测井和地震等地球物理方法[6-8]；在页岩岩相类型划分方面，逐渐由原先的随机性转变为系统性和精细性[9]。尽管现阶段已认识到不同页岩岩相在矿物组成、有机质含量、含气量等方面存在显著差异，但对优势页岩岩相的划分尚缺乏明确的标准。本文利用改进的硅质矿物-碳酸盐矿物-黏土矿物三端元图解，结合岩心和薄片观测，对四川盆地东南部（川东南）地区五峰组—龙马溪组一段页岩岩相进行了精细划分与评价，并借鉴国内外页岩气勘探开发的最新成果，提取页岩优势岩相划分的关键参数，建立了页岩优势岩相评价标准。优势岩相分析成果可以为研究区页岩气有利勘探目标的预测提供依据，所提出的页岩优势岩相分级标准也可以为其他区块页岩气评价提供参考。

1 区域地质概况

涪陵气田位于四川盆地万县复向斜的南部与方斗山背斜带西侧的交会区域[1]（见图1）。该区作为四川盆地的一部分经历了加里东运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等多期运动的叠加改造，其中前3期以隆升遭受剥蚀为主，对志留系烃源岩的影响主要表现为延缓了有机质成熟演化；而燕山—喜马拉雅期是川东南地区构造形成、油气成藏的关键时期，涪陵气田所在区域表现为快速沉降—缓慢隆升剥蚀—快速隆升剥蚀的过程[10]。现今构造呈北东—南西走向，构造变形弱，深大断裂不发育，顶底板地层封堵性较好，空间展布稳定，有利于页岩气的保存。

研究区富含有机质（TOC>2.0%）的地层主要集中在上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组一段（简称龙一段）。五峰组—龙马溪组自下而上主要发育深水陆棚和浅水陆棚两套沉积[11]。从海侵体系域到高位体系域，保持了长时间的深水缺氧环境，为有机质富集、保存提供了有利场所，沉积了岩性较单一、细粒、厚度大、分布广泛、富含生物化石的富有机质泥页岩[12]。

图1 涪陵气田区域位置图[1]

五峰组—龙马溪组除四川盆地西部和中部地区缺失外，在盆地其余地区连续分布。其中五峰组主要发育黑色炭质泥岩，顶部可见厚约1 m的灰黑色灰质泥岩；龙马溪组主要发育灰色泥岩、含粉砂泥岩夹少量深灰色粉砂岩条带、深灰色—黑色炭质页岩[13]。主力含气段龙一段黑色炭质页岩在区内分布稳定，发育丰富的笔石化石，富含有机质。

2 五峰组—龙马溪组页岩岩相类型和特征

目前，不同学者对页岩岩相划分有着不同依据和分类方法，但总体可归为3类：①根据宏观沉积特征划分岩相，如以泥页岩结构、构造特征等为主要依据划分泥岩相和页岩相[14-15]；②根据矿物组成划分岩相[16]；③根据古生物组合划分岩相，如笔石页岩微相、放射虫页岩微相等[17]。其中根据第②类划分依据，结合有机质热演化程度和天然裂缝分布特征进行综合分析是识别页岩气有利区的重要手段[18-19]，因此，本次研究主要根据微观矿物组成对研究区五峰组—龙马溪组页岩岩相进行划分。

2.1 页岩岩相划分方案

在晚奥陶世和早志留世两次大规模海侵背景下沉积的五峰组与龙马溪组下部富有机质黑色页岩页理发育，在研究区广泛稳定分布。通过硅质矿物（石英+长石，QF）-碳酸盐矿物-黏土矿物三端元图解对研究区页岩进行分类，划分出4个岩相组合（大类）和16个岩相（类）（见图2a）。当硅质矿物含量大于50%时，为硅质页岩相组合；当碳酸盐矿物含量大于50%时，为灰质页岩相组合；当黏土矿物含量大于50%时，为黏土质页岩相组合；而当硅质、碳酸盐以及黏土矿物的含量均小于50%且大于25%时，为混合质页岩相组合。按三端元含量的25%、50%、75%可将上述4个页岩相组合进一步细分为16种页岩岩相（见图2a）。

图2 页岩矿物组成三端元图解（b图中数据来自文献[20]）

2.2 五峰组—龙马溪组页岩岩相特征

以涪陵气田A井、B井、C井为例，对研究区五峰组—龙马溪组黑色页岩岩相类型和特征进行分析。基于A井、B井、C井样品分析测试数据，将其硅质、碳酸盐以及黏土矿物的含量投影到三端元图内，据此可以看出研究区内主要发育8种岩相：硅质页岩相（S）、混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）、含灰/硅混合质页岩相（M-1）、含黏土/硅混合质页岩相（M-2）、混合质页岩相（M）、含硅黏土质页岩相（CM-1）、含黏土/灰混合质页岩相（M-3）。其中大部分样品分布在含黏土硅质页岩相（S-3）、含黏土/硅混合质页岩相（M-2）和含硅黏土质页岩相（CM-1）3个区域，只有4个岩样落在灰质页岩相组合区域内（见图2a）。同时，与国外典型页岩气区岩相分布特征对比（见图2b），本文研究区页岩矿物组成与国外主要产气盆地相当，具有极高的相似性，投影点大多落于硅质含量较高的区域。不同之处在于，在部分国外典型实例中，混合灰质页岩相所占的比例也较大。笔者深入解析了五峰组及龙一段页岩岩相类型，其基本特征阐述如下。

2.2.1 硅质页岩相（S）

该岩相主要发育于五峰组上部（见图3），岩相厚度比（单种岩相累计厚度占五峰组底部至龙一段顶部总岩相厚度的百分比）为1.54%。其中长石+石英平均含量为77.7%，黏土矿物与碳酸盐矿物含量均小于25%，TOC平均值为2.1%。该岩相为深黑色，页理发育，可见黄铁矿结核；镜下表现为石英颗粒均匀分布，白云石呈半自形晶分散分布，可观察到大量放射虫，放射虫含量约为12%，放射虫壳壁为硅质，部分壳壁被黄铁矿交代（见图4a）。硅质页岩相矿物成分较纯且含黄铁矿，表明其沉积环境为相对低能、缺氧的还原环境。

图3 涪陵气田A井页岩岩相综合柱状图（GR—自然伽马）

2.2.2 混合硅质页岩相（S-2）

该岩相为五峰组发育的主要岩相（见图3），岩相厚度比为2.89%。其中硅质矿物含量为74.2%，黏土矿物与碳酸盐矿物含量均小于25%，TOC平均值为4.50%。该岩相为深黑色，页理发育，可见大量双列笔石杂乱分布；镜下表现为大量石英呈均匀分布，粗颗粒石英与细颗粒石英相混，少量白云石零星分布，泥晶方解石呈块状聚集分布，少量片状矿物具定向性排列（见图4b）。

2.2.3 含黏土硅质页岩相（S-3）

该岩相主要分布于五峰组的局部以及龙一段下部的主力含气段（见图3），岩相厚度比约为24.22%。其中硅质矿物含量平均为51.58%，黏土矿物含量平均为29.21%，碳酸盐矿物含量小于25%，TOC平均值为3.01%。岩心上主要表现为黑色，页理发育，部分呈纹层状，可见黄铁矿结核；镜下表现为石英颗粒均匀分散分布，泥粉晶白云石呈零星分布；在含黏土硅质页岩相中观察到了大量的放射虫、骨针个体和残片，其中放射虫含量约为8%～26%，壳壁内为放射状玉髓，个体大小不一，均匀分布，发育多射骨针（见图4c）。推测其中的硅质主要为生物成因，并且生物硅主要来自于放射虫、骨针。此外，该岩相有机质含量较高，表明硅质对有机质的富集具有较大贡献，硅质来源可能与生物作用有关。

图4 涪陵气田A井五峰组—龙一段页岩岩相类型与特征

2.2.4 含灰/硅混合质页岩相（M-1）

该岩相主要发育于龙一段底部，以薄层的形式夹于其他类型的岩相内（见图3），岩相厚度比约为2.02%，其中长石+石英平均含量为45.2%，碳酸盐矿物含量平均为32.5%，黏土矿物含量小于25.0%，TOC平均值为2.97%。岩心上可观察到水平纹层发育，并可见钙质薄层和黄铁矿结核；镜下观察可见黏土、泥粉晶白云石、粉砂石英颗粒三者均匀分布，并可见针状、片状矿物具定向性（见图4d）。相对于硅质页岩相，由于含灰/硅混合质页岩相含有一定量的钙质，推测其沉积水体深度比硅质页岩相略浅，沉积水动力环境相对略强[21]。

2.2.5 含黏土/硅混合质页岩相（M-2）

该岩相主要发育于龙一段中部（见图3），而在龙一段上部和下部均以薄层的形式存在。该岩相厚度比约为40.49%。其中黏土矿物含量平均为43.28%，硅质矿物含量平均为39.29%，碳酸盐矿物含量小于25%，TOC平均为2.08%。在龙一段中部该岩相在岩心上主要表现为砂质条带发育且平行分布，发育笔石且具定向性；镜下观察水平纹层发育，纹层厚0.09～1.10 mm，纹层为云质与含粉砂炭质黏土岩不等厚互层；泥粉晶白云石分布不均；石英粉砂呈星点状较为均匀分布（见图4e）；在龙一段的下部以薄层形式产出时，岩心上主要表现为水平纹层发育且密集分布，浸水后可见明显的水平缝，镜下水平纹层发育。

2.2.6 混合质页岩相（M）

该岩相主要以薄层形式发育于龙一段下部以及龙一段中上部（见图3），岩相厚度比约为3.85%。其长石和石英含量、黏土矿物含量以及碳酸盐矿物含量均大于25%、小于50%，TOC平均为1.79%。岩心上观察到页理，裂隙发育，未充填或方解石半充填；镜下观察可见水平云质纹层发育，可见少量放射虫和海绵骨针，其中放射虫占0～6%，海绵骨针占0～5%，且放射虫多被白云石交代，海绵骨针多被黄铁矿交代（见图4f）。

2.2.7 含硅黏土质页岩相（CM-1）

该岩相主要发育于龙一段上部（见图3），其岩相厚度比约为23.72%。其中黏土矿物含量平均为56.53%，硅质矿物含量平均为34.52%，碳酸盐矿物含量小于25%，TOC平均值为1.59%。岩心上主要表现为页理发育，岩石脆性较低，可见耙笔石；镜下观察波状交错纹层发育，黏土和炭质黏土呈连晶分布，生物扰动和生物潜穴较多且分布不均（见图4g）。

2.2.8 含黏土/灰混合质页岩相（M-3）

该岩相仅发育于龙一段上部（见图3），以薄层状夹于含硅泥质页岩之中，厚度仅占总厚度的1.26%。其中黏土矿物含量平均为45.7%，碳酸盐矿物含量平均为30.9%，硅质矿物含量小于25%，TOC平均值为1.41%。岩心主要表现为页理发育，可见黄铁矿条带，为后期充填裂缝形成；镜下观察可见粉晶、泥晶白云石呈星点状较均匀分布，波状交错纹层发育，炭质黏土呈眉状定向排列，黏土呈透镜状定向排列，黏土和炭质黏土呈连晶分布（见图4h）。由此推测该岩相碳酸盐矿物含量高和TOC值低是由于较浅水的氧化环境所致。

不同类型的岩相指示了不同的沉积环境，五峰组主要发育混合硅质页岩相（S-2）、薄层硅质页岩相（S）和含黏土硅质页岩相（S-3），该期沉积了富含放射虫、富有机质页岩，黄铁矿的发育指示了缺氧的还原环境。龙一段下部岩相主要为含黏土硅质页岩相（S-3）、薄层混合质页岩相（M）、含灰/硅混合质页岩相（M-1）和含黏土/硅混合质页岩相（M-2）。该段发育大量放射虫、骨针揭示了海平面上升导致了营养物质，尤其是硅质的富集。黄铁矿结核的大量发育指示相对安静的深水还原环境，这种还原沉积环境为有机质的富集和保存提供了良好的条件。龙一段中部主要发育含黏土/硅混合质页岩相（M-2）和薄层含黏土硅质页岩相（S-3），该段页岩中的有机碳含量和硅质含量都开始降低，表明由之前较强的缺氧环境转变为弱还原环境。龙一段上部主要发育含硅黏土质页岩相（CM-1）和薄层含黏土/灰混合质页岩相（M-3），页岩中的有机碳含量和硅质含量均较低，表明其沉积环境以氧化—弱还原为主。

3 页岩优势岩相评价参数与标准

3.1 优势岩相判别参数

页岩含气量是衡量其是否具经济开采价值和进行资源评估的关键指标[22]，目前北美已商业开发的页岩气层含气量最高达9.91 m3/t，最低约为1.1 m3/t。在中国涪陵气田龙马溪组海相页岩中，已发现了大量具商业开发价值的页岩气，其含气量中值为2.5 m3/t[23]。根据当前国内外页岩气评价标准，本文将优势岩相定义为其中页岩的含气量达到特定工业标准的岩相[24]，即与“甜点段”对应的岩相。结合中国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田的开发现状，将优势岩相分为2类，含气量大于4.0 m3/t为Ⅰ类（特优），含气量在2.0～4.0 m3/t为Ⅱ类（优）。再将含气量与其他参数作相关性分析。

北美页岩气评价标准认为，形成工业价值页岩气的基本条件为：富有机质页岩必须具备较高的含气量、有机质丰度以及高热成熟度、高脆性和低黏土矿物含量等[25-26]。这些参数是页岩气核心区评价、优选的基本标准，亦可作为页岩岩相、“甜点段”优选的指标。根据研究区页岩岩相特点，笔者从页岩气富集控制因素分析入手，筛选出有机质丰度（TOC）、硅质矿物含量、黏土矿物含量3项关键参数与总含气量进行拟合（见图5），确定3项参数的取值范围，建立了一套适用于研究区五峰组—龙一段页岩优势岩相的分级标准。

图5 涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩含气量与TOC、硅质矿物含量、黏土矿物含量关系图（R—复相关系数）

3.1.1 有机碳含量（TOC）

北美石油地质专家在评定烃源岩等级时，一般将有效页岩TOC下限值确定为2.0%，以此作为“好生油岩”的标准[27]，而一些国内学者认为在中国高成熟度地区，TOC的下限值达到1.0%，页岩也具有较好的开采价值[28-29]。研究区五峰组—龙一段页岩TOC与含气量呈正相关，根据有机碳含量与含气量之间的相关性统计，qg=1.127 2 TOC+0.307 5（见图5c，qg为含气量）。由此可计算当含气量为4.0 m3/t时，所对应的有机碳含量为3.28%；当含气量为2.0 m3/t时，所对应的有机碳含量为1.50%。综上所述，研究区页岩优势岩相对应的有机质丰度标准可划分为2类，TOC大于3.0%为Ⅰ类，TOC在1.5%～3.0%为Ⅱ类。

另外，成熟度和有机质类型也是影响页岩含气性的重要因素，在讨论TOC与含气性的相关性时，也需要考虑成熟度和有机质类型的影响。由于资料所限，根据仅有的数据分析得出研究区主要目的层段页岩中有机质类型和成熟度与含气量有一定的正相关性，且两者差别不大，因此在此情况下重点分析TOC值对页岩含气性的影响较为合理。

3.1.2 硅质矿物含量

对比各页岩岩相硅质矿物含量与含气量之间相关性可知（见图5a），两者之间具有明显的正相关性。当硅质矿物含量大于40%时，部分岩相页岩含气量高于4.0 m3/t；当硅质矿物含量大于30%时，大多数页岩岩相含气量均大于2.0 m3/t。因此，笔者认为研究区页岩优势岩相对应的硅质矿物含量可划分为2类，即：硅质矿物含量大于40%为Ⅰ类；硅质矿物含量在30%～40%为Ⅱ类。地球化学及古生物资料显示，焦石坝地区五峰组—龙一段页岩中的硅质主要为生物成因（放射虫、海绵骨针），放射虫个体及其共生的藻类可形成较大的富硅、富有机质团粒，增大其在海水中的沉积速率，也更加有效地降低了有机质在水中被氧化的速率，在提高沉积物中硅质含量的同时，也增加了有机质的保存效率，这为页岩气的富集成藏及压裂开发提供了非常有利的条件[30]。国内部分学者也认为放射虫是古生代海洋高有机质生产力的主要贡献者之一[31]，由此推测硅质生物，尤其是放射虫的大量繁盛是龙一段沉积时期硅质与有机碳富集的重要决定性因素。

3.1.3 黏土矿物含量

相对页岩中其他成分，黏土矿物具有更强的吸附能力，但随黏土矿物含量增大，页岩中不易形成天然裂缝和诱导裂缝，降低脆性，影响压裂效果。在研究区内，大多数页岩岩相中的黏土矿物含量与含气量之间均呈明显的负相关性（见图5b）。当黏土矿物含量小于40%时，部分页岩岩相含气量高于4.0 m3/t；当黏土矿物含量小于50%时，大多数岩相的含气量均大于2.0 m3/t。因此，笔者认为研究区页岩优势岩相中黏土矿物含量亦可分为两类，即黏土矿物含量小于40%为Ⅰ类；黏土矿物含量在40%～50%为Ⅱ类。

3.2 优势岩相分级标准

笔者综合含气量、有机质含量、硅质矿物含量、黏土矿物含量这4项评价参数，划分出页岩优势岩相级别（见图3），即Ⅰ类：含气量大于4.0 m3/t、TOC大于3.0%、硅质矿物含量大于40%、黏土矿物含量小于40%；Ⅱ类：含气量为2.0～4.0 m3/t、TOC值为1.5%～3.0%、硅质矿物含量为30%～40%、黏土矿物含量在40%～50%。基于上述标准，确定了涪陵五峰组—龙一段Ⅰ类优势岩相为混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）；Ⅱ类为含黏土/硅混合质页岩相（M-2）。

4 结论

根据改进的硅质矿物-碳酸盐矿物-黏土矿物三端元图解，将五峰组—龙马溪组页岩划分为8类岩相：硅质页岩相（S）、混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）、含灰/硅混合质页岩相（M-1）、含黏土/硅混合质页岩相（M-2）、混合质页岩相（M）、含硅黏土质页岩相（CM-1）和含黏土/灰混合质页岩相（M-3）。优势岩相是指其页岩含气量达到特定工业标准的岩相，结合研究区开发现状，将优势岩相分为2类，即含气量大于4.0 m3/t为Ⅰ类（特优），含气量在2.0～4.0 m3/t为Ⅱ类（优）。参考国内外页岩气勘探开发情况，优选了有机碳含量、硅质矿物含量、黏土矿物含量3项关键参数与含气量作相关性分析，并界定了各参数的取值范围。建立了研究区五峰组—龙一段页岩优势岩相的分级标准，即Ⅰ类：含气量大于4.0 m3/t、TOC大于3.0%、硅质矿物含量大于40%、黏土矿物含量小于40%；Ⅱ类：含气量为2.0～4.0 m3/t、TOC为1.5%～3.0%、硅质矿物含量为30%～40%、黏土矿物含量为40%～50%，基于上述标准，确定了研究区Ⅰ类优势岩相为混合硅质页岩相（S-2）、含黏土硅质页岩相（S-3）；Ⅱ类为含黏土/硅混合质页岩相（M-2）。

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（编辑 黄昌武）

Advantageous shale lithofacies of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling gas field of Sichuan Basin,SW China

WU Lanyu1,HU Dongfeng2,LU Yongchao1,LIU Ruobing2,LIU Xiaofeng1
(1.Faculty of Earth Resources,China University of Geoscience (Wuhan),Wuhan 430074,China; 2.Sinopec Exploration Branch Company,Chengdu 610041,China)

The lithofacies types of Upper Ordovician Wufeng Formation-Lower Silurian Longmaxi Formation shale,the main producing layer in Fuling gas field,are classified in detail using the modified ternary diagram of siliceous minerals-carbonates minerals-clay minerals.There develop eight lithofacies in the Wufeng-Longmaxi shale:siliceous shale lithofacies (S),mixed siliceous shale lithofacies (S-2),clay-rich siliceous shale lithofacies (S-3),calcareous/siliceous mixed shale lithofacies (M-1),argillaceous/siliceous mixed shale lithofacies (M-2),mixed shale lithofacies (M),silica-rich argillaceous shale lithofacies (CM-1),and argillaceous/calcareous mixed shale lithofacies (M-3).The advantageous shale lithofacies is defined as lithofacies with gas content reaching a specific industrial standard.Based on the current development status of the study area,advantageous shale lithofacies is divided into two classes,namely,Class I with gas content of more than 4.0 m3/t (also known as extra superior),Class II with gas content of 2.0-4.0 m3/t (also known as superior).The correlation between the abundance of organic matter,the content of siliceous mineral,clay content and gas content has been analyzed to establish the classification criteria for advantageous shale lithofacies in the Wufeng-Longmaxi shale.The mixed siliceous shale lithofacies (S-2) and clay-rich siliceous shale lithofacies (S-3) have been identified as Class I advantageous shale lithofacies,and argillaceous/siliceous mixed shale lithofacies (M-2) as Class II.The classification criteria of advantageous shale lithofacies can provide reference for shale gas evaluation in other exploration areas.

shale; advantageous shale lithofacies; Ordovician Wufeng Formation; Silurian Longmaxi Formation; Fuling gas field; Sichuan Basin

国家重点基础研究发展计划（973）项目（SQ2013CB021013）

TE122.2

A

1000-0747(2016)02-0189-09

10.11698/PED.2016.02.04

吴蓝宇（1990-），女，江苏南京人，中国地质大学（武汉）在读博士研究生，主要从事层序地层与非常规油气地质方面的研究。地址：湖北省武汉市鲁磨路388号，中国地质大学（武汉）资源学院，邮政编码：430074。E-mail：472401404@qq.com

2015-06-18

2016-01-10