川东南上二叠统龙潭组泥页岩发育特征

2020-05-25林良彪

科学技术与工程 2020年10期

郭炎, 林良彪*

(1.成都理工大学气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610059;2.成都理工大学沉积地质研究院，成都 610059)

具有一定厚度的泥页岩是页岩气可能有利聚集的必备条件之一[1-2]，中国页岩气开发成功的地区，往往伴随着累计厚度大于30 m的泥页岩发育，最大泥页岩发育厚度可达245 m。

四川盆地古生界海相地层页岩气勘探开发成果显著，其中以龙马溪组为典型代表[3]，然而同样作为古生界海相地层的龙潭组却并没有引起足够的重视。近些年来，有不少学者针对龙潭组地层进行过相关研究，研究的焦点主要集中在沉积相与岩相古地理演化以及烃源岩的评价上[4]。在沉积格局方面，晚二叠世龙潭期，四川盆地的基本沉积格局为：由南西至北东，沉积环境由陆相向海相过渡。大量学者针对这一时期的岩相古地理变化做过研究，但划分的沉积相形式也不尽相同。在层序划分方面，林良彪等[5]从层序地层方向着手，将川东地区龙潭组划分为SQ1、SQ2、SQ3等3个三级层序及7个体系域，并据此编制了川东地区的岩相古地理图。在烃源岩方面，龙潭组烃源岩有机质含量高，干酪根以Ⅱ型为主，热演化程度基本上已达高-过成熟阶段，生烃强度大[6-7]。王顺玉等[8]在系统研究天然气组成以及碳同位素、储层沥青、凝析油轻烃组成等地化参数，并将其与可能烃源岩的相关地化特征对比，后认为卧龙河嘉陵江组天然气主要源自龙潭组煤系烃源岩。此外还有学者认为，普光、罗家寨、龙岗、元坝等气田长兴组-飞仙关组礁滩相储层中的天然气也主要来自龙潭组黑色泥页岩[9]。

由此可见，前人研究多集中在烃源岩储层和对沉积相的研究，而很少研究沉积相和泥页岩组合与厚度之间的关系。因此在前人研究的基础上，通过沉积相对岩性分布的影响，研究泥页岩岩性组合特征和泥页岩厚度特征，以期能为四川盆地东南部龙潭组泥页岩的研究提供新的资料。

1 区域地质特征

1.1 地层发育概况

研究区位于四川盆地东南部(图1)，包括川东高陡区和川南低陡区，其东为齐岳山大断裂，西为华蓥山大断裂，南北分别以娄山关断褶带及大巴山台缘断褶带为界。

研究区沉积了从震旦系到第四系的大部分地层，其中二叠统龙潭组作为本次研究的重点层段，为一套碳质页岩、暗色泥页岩为主的海陆过渡相含煤岩系。龙潭组在四川盆地东南部埋藏深度普遍小于4 000 m。

图1 四川盆地地质构造简图及研究区位置

1.2 区域构造特征

研究区经历了多期复杂构造运动，区内褶皱变形强烈，川东为高陡褶皱带，以NE-NNE高陡隔挡式褶皱为主，背斜紧凑，向斜宽缓，川南为低缓褶皱带，NNE向褶皱,相对平缓，向南呈帚状发散特征[10-13]。

研究区华蓥山大断裂自加里东期以来十分活跃，走向NE-SW，两盘下古生界地层存在差异，控制了后续的构造-沉积格局。齐岳山大断裂，形成于加里东期裂，呈NE走向。另外研究区还发育有次级断裂，控制局部构造的发育和变形。

2 层序地层特征

2.1 层序界面识别标志

层序界面识别是层序划分与对比的前提，层序界面包括层序底界面、初始海泛面及最大海泛面，其中层序底界面的识别是划分层序、确定层序类型的基础[14-15]。根据研究区龙潭组野外剖面、岩心分析、测井资料和地震剖面等综合分析，区内层序界面表现为升隆侵蚀不整合面、最大海泛面和岩性与岩相转换面。

升隆侵蚀不整合面以地层缺失、地球化学突变等作为典型标志，位于具火山事件作用面的龙潭组底部，野外剖面观察到的不整合面上表现为一套厚度很薄的黄灰色铝土质泥岩、黏土岩、碳质页岩，局部见煤系发育。造山升隆侵蚀不整合面与峨眉山玄武岩喷发有着密切关系，川滇地区形成的大面积玄武岩堆积，使得海域面积大规模退缩，造成川东地区大面积上升成陆。造山侵蚀不整合面具I型层序界面性质[图2(a)、图2(b)]。

图2 层序界面野外露头照片

I型层序界面之上发育低位体系域(LST),主要发育泥页岩和铝土质泥岩[图2(c)]。最大海泛面是层序中最大海侵所能达到的位置而形成的界面[15]，在海相地层中可据此界面将层序划分为海侵体系域(TST)[图2(d)]和高位体系域(HST)[图2(f)]，以黑色页岩、薄层硅质岩、硅质灰岩[图2(e)]为特征。

岩性与岩相转换面以沉积环境突变、岩性突变以及地球化学突变等为典型标志，此类界面在四川盆地东南部龙潭组广泛发育，海相沉积可以见到的转换有泥岩→灰岩、灰岩→泥岩、灰岩→硅质岩，海陆交互相还可见砂岩→泥岩的转化。此类界面主要见于龙潭组内部，结合测井曲线，可以确定具II型层序界面性质的界面。

图3 层序地层格架地层对比

2.2 层序地层格架

根据层序地层学基本原理及工作方法，并依据中国南方震旦系-中三叠统层序划分方案[16-17]，四川盆地东南部地区龙潭组分为4个层序界面，包括1个I型升隆侵蚀不整合界面和3个II型层序界面，I型不整合界面位于龙潭组底部、茅口组顶部，是中上二叠统的界线，II型层序界面2个位于龙潭组内部，1个为龙潭组顶部与长兴组的分界面[18,19]。

依据各层序界面产位置，可将龙潭组由底至顶依次划分为SQ1、SQ2、SQ3三级层序，SQ1层序由低位体系域、海侵体系域和高位体系域构成，而SQ2层序和SQ3层序则皆由海侵体系域和高位体系域构成。根据四川盆地东南部地区钻井资料，获得了层序地层格架，如图3所示。

3 沉积相与岩性组合特征

3.1 沉积相

随着川西南康滇古陆的上升扩大，四川盆地呈现南西高、北东低的古地理格局，自南西向北东由陆过渡为海，沉积相变明显，从河流相→沼泽相→潮坪相→浅水陆棚相→深水陆棚相(图4)[7]。受沉积相的控制，研究区自南西向北东，陆源碎屑不断减少，水体不断加深。

图4 晚二叠世龙潭期沉积相

3.2 岩性变化

在野外对龙潭组岩性进行了详细观测，发现岩性变化具有一定的规律，如图5所示。

在滨岸沼泽亚相发育区，主要为粉砂淤泥质低能海岸环境，泥页岩组合主要为泥包砂，以潮流作用为主，具有较宽阔的潮间带[20]。例如，丰都县南天湖镇作坊沟一带，岩性由粉砂岩、泥岩、煤层或煤线组成[图5(a)]。泥页岩厚度为0～110 m，与其他沉积相相比厚度最厚。

混积陆棚分为浅水和深水混积陆棚两部分，平面上主要分布于四川盆地东南部地区北部及东部。浅水混积陆棚岩性以灰岩和泥岩为主，同时可发育泥灰岩或灰质泥岩，且发育少量的燧石结核灰岩，如丰都县南天湖镇作坊沟一带[图5(c)]。深水混积陆棚沉积环境岩性以泥页岩、硅质页岩及硅质岩为主，间有薄层灰岩发育。混积陆棚发育区内泥页岩组合主要以泥包灰为主，泥页岩厚度为0～50 m。

龙潭组盆地相发育于城口-鄂西地区，岩性主要为薄层硅质灰岩、泥灰岩夹泥岩，泥岩碳质含量较高，易污手。沿层面可见生物碎屑分布，如菊石[图5(d)]等，指示深水沉积环境。

图5 沉积亚相岩性变化

龙潭组岩性组合纵向变化较为明显，受控于沉积环境。岩性组合上从泥包砂夹煤层→灰岩夹泥页岩→泥页岩夹灰岩，表现出煤层(线)逐渐减少，灰质和硅质含量逐渐增高的特点。

3.3 泥页岩岩性组合特征

根据龙潭组SQ1、SQ2、SQ3段泥页岩厚度，分别编制了SQ1、SQ2、SQ3段泥页岩岩石组合分布图(图6)。

图6 上二叠统龙潭组岩性组合图

SQ1段发育泥包灰、纯泥以及泥包砂组合。泥包砂组合主要发育于研究区西南部的南充-合川一线以西。泥包灰组合主要见于南充-合川一线以东研究区东北部区域，纯泥组合呈点状散布于其间，分布较局限[图6(a)]。

SQ2段发育泥包灰、纯泥以及泥包砂组合。泥包砂组合主要分布于研究区西南部，分布范围较广。泥包灰主要发育于合川以东的研究区东北部。纯泥组合发育较局限，散布于泥包灰组合及泥包砂组合区域，相对其两者，其分布面积较小[图6(b)]。

SQ3段发育泥包灰、纯泥以及泥包砂组合。泥包砂组合发育于南充-永川一线以西的研究区西南部，分布范围较前两段有所减小。泥包灰组合分布于通江-合川以东的线状狭长区域，纯泥组合主要见于西门1井、女基井、建深1井以及梁平县以北-大竹县以东区域，分布局限[图6(c)]。

4 泥页岩厚度分布特征

龙潭组SQ1、SQ2、SQ3段泥页岩有效厚度如(图7)。

图7 上二叠统龙潭组泥页岩厚度等值线图

SQ1段泥页岩厚度变化如[图7(a)]所示。研究区西南部泥页岩厚度较大，基本都在30 m以上，最厚处位于盘1井，为87.5 m，并以此为中心向外，厚度逐渐递减。而在研究区东北部，区域上存在两个高值，分别为天西2井71.5 m和天东3井49 m。东北部区域泥页岩厚度主体在20 m以上，相对西南部而言，其分布范围及高值区面积皆不及，较局限。

SQ2段泥页岩厚度变化如[图7(b)]所示。研究区西南部以资1井44 m-隆盛1井45 m一线为中心向外，泥页岩厚度逐步递减，其厚度基本分布在20 m以上。研究区东北部泥页岩厚度在金鸡1井52 m存在高值，其中厚度大于20 m的区域有限，大部分在20 m以下。

SQ3段泥页岩厚度变化如[图7(c)]所示。研究区西南部泥页岩厚度高值在女基井45 m，且厚度沿女基井-资1井一线向周围递减，但大多数大于30 m。研究区东北部泥页岩厚度总体较薄，仅川岳84井、华蓥溪口、梁6井附近区域泥页岩厚度在20 m以上，且以川岳84井最厚40 m。