川東地區龍潭組頁巖巖性序列及勘探意義*

姚永君 肖高杰 范興燕 胡國恒 黎 李王 欣 張 兵 楊 凱 肖 威

（1.中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦 重慶 401147；2.中國石油勘探開發研究院 北京 100083；3.四川長寧天然氣開發有限責任公司 成都 610057；4.成都理工大學 成都 610051）

目前，四川盆地海相地層龍馬溪組頁巖氣的勘探開發取得了顯著的成就，已建成商業化氣田（鄒才能等，2021）。部分學者開始將目光轉向海陸過渡相地層——上二疊統龍潭組（周東升等，2012；董大忠等，2021）。據中石油4 次資評結果（李建忠等，2019），四川盆地龍潭組頁巖資源量共4.88×1012m3，資源潛力大。研究和鉆探實踐表明：龍潭組頁巖分布范圍廣，鉆井油氣顯示活躍、TOC 高、生氣潛力大、預測資源豐富，且川東地區位于勘探開發有利區，具備大面積成藏的地質條件，勘探潛力巨大。

國內學者對該區海相頁巖巖相做了很多研究。學者通過“TOC 含量+礦物組成”，將頁巖劃分了13 種巖相（蔣玉強等，2016）；也有學者根據礦物成分、結構構造、TOC 含量以及生物化石特征劃分9 種巖相類型（劉忠寶等，2017）；還有學者對筇竹寺組和龍馬溪組頁巖的主要巖相進行了對比分析（趙文智等，2016）。這些研究極大地促進了龍馬溪組等海相頁巖優勢頁巖儲層的發現與研究（梁霄等，2021；袁余洋等，2021）。

但針對龍潭組頁巖而言，由于川東地區沉積相變化快，龍潭組巖性縱橫向變化大，巖性復雜，難以做到像龍馬溪組一樣通過礦物成分等進行巖相劃分。前期學者多將目光聚焦于烴源巖頁巖儲層特征及沉積相的研究中（陳建平等，2018；劉虎等，2019），部分學者采用巖性組合對龍潭組進行研究，但往往只考慮泥頁巖的3 種巖性組合：純泥、泥包灰、泥包砂（郭炎和林良彪，2020），或只考慮龍潭組整體的3 種巖性組合類型：泥夾灰、砂泥灰互層、泥夾煤（何冶亮等，2021）。這些分類標準過于寬泛，不足以反映川東地區龍潭組不同時期的沉積狀況，且未與頁巖儲層聯系起來，不能明確勘探開發的到底是什么類型的頁巖。因此，為了明確龍潭組龍潭一、二、三段富有機質頁巖的分布及巖性組合結構特征，本次研究在巖石學特征研究基礎上，利用泥地比、單巖石厚度對剖面結構進行劃分，再綜合TOC、孔隙度、脆性指數等頁巖儲層特征參數，明確龍潭組優勢巖性組合分布規律，為后期頁巖儲層特征的進一步研究提供指導。

1 區域地質背景

川東地區系指四川盆地東部的部分區域（圖1），隸屬于川東高陡褶皺帶，西起華鎣山，東至七躍山，南達南川—開隆一線，東北以萬源斷裂帶與大巴山相接，是四川盆地穩定地塊中相對活動的構造區（蔣裕強等，2010；鄒玉濤等，2015；陸亞秋等，2021）。川東地區龍潭組包含海陸過渡相及海相，其中重慶—南川以南為一套海陸交互相含煤沉積，向北逐漸相變為淺海碳酸鹽沉積（田景春等，2018；楊平等，2019）。

圖1 研究區位置及部分資料點分布圖Fig.1 Location of study area and distribution chart of partial data point

川東地區龍潭組沉積期間經歷了3 次完整的海進、海退，地層沉積受沉積、構造影響，地層厚度為60～300 m 不等，呈西厚東薄、南北向厚薄相間特點；巖性多且雜、縱橫向變化迅速；烴源巖的分布與品質等明顯受到沉積相帶的控制（曹清古等，2013）。自下而上劃分為3 個三級層序（高健，2017；Lin et al.，2018）：龍潭一段、龍潭二段、龍潭三段。其底部以升隆侵蝕不整合面與茅口組分界，頂部與長興組界面為整合面。龍潭一段主要為含煤地層，且底部多發育一套鋁土質泥巖，在梁平、開州附近多為火山巖，向南發育凝灰質砂巖；龍潭二段主要發育灰巖、頁巖，在重慶西南部為含煤地層，在梁平、開州附近發育深水沉積環境的硅質灰巖和硅質頁巖；龍潭三段主要為灰巖段，頂部通常以一薄層頁巖或深色灰巖與長興組底部灰巖相接。

2 巖性組合類型及分布規律

因前期勘探開發注重二疊系碳酸巖頁巖儲層，對于龍潭組頁巖取心較少，因此本次研究主要利用鉆井、測井和野外地質剖面調查，在巖石學特征研究基礎之上（表1），通過小層對比技術對不同井不同層段進行對比分析，以泥巖厚度與地層厚度的比值（簡稱泥地比）和單巖性厚度為主要劃分標準，首次將川東地區龍潭組劃分為7 種類型的巖性組合：火山巖型、泥頁巖型、富泥夾灰型、灰泥互層型、富砂夾泥型、富灰夾泥型和致密灰巖型（圖2）。根據不同類型的巖性組合劃分標準（表2），對川東地區部分完鉆井及露頭資料點進行分類統計，利用統計結果在平面上繪制其分布范圍，并編制平面分布及演化模式圖（圖4，圖5，圖6），對不同類型的巖性組合特征和分布范圍進行了分析總結。

表1 川東地區龍潭組主要巖性巖石學特征及鏡下、實物照片統計表Table 1 Petrological characteristics，microscopic photos and physical photos of main lithology of Longtan Formation

表2 巖性組合劃分標準表Table 2 Classification criteria for lithological combinations

圖2 川東地區龍潭組典型巖性組合a.火成巖型（QL24 井，龍潭一段）；b.泥頁巖型（MX5 井，龍潭一段）；c.富泥含砂型（DT5 井，龍潭一段）；d.富泥含灰型（CZ1 井，龍潭二段）；e.灰泥互層型（MX3 井，龍潭一段）；f.富灰含泥型（TC1 井，龍潭二段）；g.致密灰巖型（PX1 井，龍潭二段）Fig.2 Typical lithological combinations of the Longtan Formation，eastern Sichuan

火成巖型：以發育大套火成巖（主要為玄武巖）為顯著特征（圖2a，圖3a）?？v向上僅分布于龍潭一段，平面上發育于兩個地區：宣漢—梁平一帶與馬槽壩一帶（圖4），發育玄武巖、輝綠巖、凝灰巖，以玄武巖為主，厚度大于10 m。

圖4 龍潭一段巖性組合分布及演化模式Fig.4 Distribution and evolution model of lithology combination in section Longtan-1

泥頁巖型：泥地比大于80%，基本為泥頁巖，多夾薄煤層（圖2b，圖3b）。于龍潭一、二、三段均有分布。龍潭一、二段時期主要分布于合川—重慶一線以南（圖4，圖5），龍潭一段主要為頁巖，夾薄層碳質頁巖、鋁土質泥巖、煤層等，龍潭二段主要為頁巖夾多層厚1～2 m 的煤層，如重慶青峰山剖面。龍潭三段在SF1 井區局部分布（圖6）。

圖5 龍潭二段巖性組合分布及演化模式Fig.5 Distribution and evolution model of lithology combination in section Longtan-2

圖6 龍潭三段巖性組合分布及演化模式Fig.6 Distribution and evolution model of lithology combination in section Longtan-3

富泥含砂型：泥地比為60%～80%，單層砂巖厚度基本小于10 m，呈泥夾砂狀（圖2c）?？v向上僅分布于龍潭一段，所含砂巖主要為凝灰質粉砂巖，以DT5 井為代表。

富泥含灰型：泥地比為60%～80%，單層灰巖厚度基本小于10 m，呈泥夾灰狀（圖2d，圖3c）?？v向上主要分布于龍潭一、二段，龍潭三段零星發育。龍潭一段時期主要呈狹長帶狀分布于長壽—涪陵一帶以及開州—萬州以北（圖4）。巖性以頁巖為主，底部多含鋁土質泥巖，間夾1～2 層煤，至萬州附近CZ1 井中泥巖以碳質頁巖和鋁土質泥巖為主。龍潭二段時期，主要分布于梁平—萬州—石柱一帶（圖5），巖性為泥頁巖夾薄層灰巖、泥灰巖。龍潭三段時期幾乎沒有分布。

灰泥互層型：泥地比為40%～60%，為灰巖與泥頁巖不等厚互層，呈千層餅結構（圖2e，圖3d）。龍潭三段分布最廣，在重慶—南川以南（圖5），自南向北頁巖與灰巖單層層厚增加、層數減少。龍潭二段時期范圍最小，于合川—重慶—南川一線與廣安—長壽一線中間，呈長條狀（圖6），至重慶附近出現頁巖灰質化、灰巖硅質化，再向北至合川附近出現灰巖泥質化、頁巖呈大套連續沉積。龍潭一段時分布于廣安—南川一線以北、渠縣—長壽以南（圖4），頁巖與灰巖單層厚度較大、層數較少，下部多夾有煤層，區內FS1 井上部灰巖出現燧石化、局部硅質化，下部頁巖部分碳化。

富灰含泥型：泥地比20%～40%，為中厚層灰巖夾泥頁巖（圖2f，圖3e）。龍潭一段時期，主要分布于豐都—石柱—忠縣一帶。龍潭二段主要分布于達州地區及長壽一帶（圖5）。龍潭三段零星分布于研究區東北部和中部（圖6），此時期多為灰巖與頁巖互層，但頁巖薄、灰巖厚，且中部或上部含有大套灰巖。

致密灰巖型：泥地比小于20%，以厚度＞10 m的大套灰巖為主，偶夾極薄層泥頁巖（圖2g，圖3f）?？v向上分布于龍潭二段和龍潭三段。平面上龍潭二段時期，主要分布于兩個區域（圖5）：研究區中部涪陵—墊江一帶，呈北西—南東向條帶狀，以及研究區東北部開州—云陽一線以北。龍潭三段時期，廣泛發育于廣安—重慶—涪陵以北大部分地區（圖6），以純灰巖為主，含薄層泥灰巖、燧石結核灰巖、硅質灰巖等。

3 優勢巖性組合特征及勘探意義

海陸過渡相泥頁巖在頁巖儲層物質組成和氣體賦存機理等方面與海相頁巖存在顯著的差異（琚宜文等，2016）。海陸過渡相泥頁巖地層表現為單層厚度薄、巖性變化快、有機碳含量較高、富含黏土礦物等特征（吳忠銳等，2019）。成熟度對于頁巖氣至關重要，當Ro 大于1.3%時以氣為主，研究過程中利用14口井巖心及巖屑取樣，根據沉積巖中鏡質組反射率測定方法測定結果統計表明（表3），龍潭組頁巖平均成熟度介于1.60%～3.11%之間，處于成熟—高成熟—過成熟階段，達到了生氣窗口，Ro 值均處在有利范圍內。

表3 川東地區龍潭組Ro 實驗結果統計表Table 3 Ro experimental results of the Longtan Formation，eastern Sichuan

結合海陸過渡相頁巖儲層的特點，并參照海相頁巖儲層評價標準，依據14 口井巖心及巖屑取樣在常溫常壓條件下的實驗分析結果，主要包括有機碳含量、含氣性、孔隙度、脆性指數等地質與地化評價參數，結合測井評價將該區頁巖儲層進一步劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類（表4）。

表4 川東地區龍潭組頁巖儲層不同巖性組合特征參數及頁巖儲層分類統計表Table 4 Characteristic parameters of different kinds of lithology combination shale reservoir in the Longtan Formation，eastern Sichuan

3.1 泥地比

利用泥地比作為優勢頁巖儲層評價標準，將巖性組合與頁巖儲層聯系起來，在以大套灰巖為主的富灰含泥型與致密灰巖型組合中，泥頁巖厚度往往比較小，甚至不含泥頁巖，故不考慮這兩種組合，富泥含砂型橫向上僅分布于DT5、TD30 井及附近，平面上分布局限，達不到頁巖氣效益開發井控面積，亦不作為有利巖性組合。因此頁巖有利頁巖儲層應在富泥型中尋找。

3.2 有機碳含量

大量研究表明，有機碳含量（TOC）與頁巖氣產氣率之間存在正相關關系，由于頁巖氣“生儲一體”，有機質豐度高的泥巖段生烴潛力大、產氣多（Jarvie et al.，2004；Stra?po? et al.，2010），川東地區龍潭組TOC 與含氣量具有明顯正相關（圖7）。北美地區的頁巖儲層評價認為具有商業價值頁巖氣藏的TOC 應大于2.0% 。 國家標準（GB/T31483-2015）過渡相有利頁巖儲層下限為1.0%。綜合評價Ⅰ類頁巖儲層：TOC 大于2%；Ⅱ類頁巖儲層：1%＜TOC＜2%。根據測井評價成果，研究區龍潭一段中富泥含灰型頁巖TOC 介于2.41%～4.86%，平均值為3.36%，其中FT1 井平均值為3.41%，DT002-4 井為3.32%，整體TOC 含量較高。龍潭二段TOC 含量最高為泥頁巖型，TOC 含量介于2.53%～4.55%之間，平均值為3.21%；富泥含灰型頁巖TOC 含量亦高，介于1.69%～4.87% 之間，平均值可達3.02%。

圖7 FT1 井含氣量與TOC 關系圖Fig.7 Relationship between TOC and gas content in well FT1

3.3 孔隙度

泥頁巖中各種孔隙及裂隙是天然氣的儲集空間（Ross and Bustin，2008；吉利明等，2012；趙可英等，2015），根據國標GB/T 34483-2015 標準，頁巖儲層孔隙度下限為2%。與海相龍馬溪組對比，涪陵頁巖氣田產氣井孔隙度在3%～7%之間，淺層—深層頁巖儲層均具有較高孔隙度（吳忠銳等，2019）。研究區龍潭組頁巖儲層孔隙度（Φ）在2.79%～5.89%之間，與龍馬溪組產氣層孔隙度相近，通過綜合研究，將Φ＞4%定為Ⅰ類頁巖儲層孔隙度標準，2%＜Φ＜4%定為Ⅱ類頁巖儲層孔隙度標準。結合完鉆井測井評價，龍潭一段的富泥含灰型頁巖、泥頁巖型頁巖的孔隙度均大于4%，平均值分別為4.09%、4.08%，灰—泥互層型為3.9%；龍潭二段中泥頁巖型、灰泥互層型和富泥含灰型的孔隙度基本大于4%，平均為4.20%、4.03%、4.24%。其中FS1 井中龍潭二段泥頁巖型孔隙度為3.81%，FT1 井龍潭二段泥頁巖型孔隙度可達5.07%，顯示出良好的頁巖儲層孔隙性能?？紫抖扰cTOC 含量成正相關關系，TOC 越高，有機質微孔越發育（圖8）。

圖8 孔隙度與TOC 關系圖Fig.8 Relationship between TOC and porosity

3.4 含氣性

頁巖氣主要的存在形式是游離氣與吸附氣。游離氣可通過確定含氣飽和度從而計算得出；吸附氣的測量包括解吸、等溫吸附模擬及測井方法。含氣性直接關系到是否具有開發價值，我國海相頁巖氣評價采用的含氣量下限大于2 m3/t。龍潭組頁巖儲層含氣性測定比較少，XY1 井現場解析總含氣量1.40～19.60 m3/t（王中鵬等，2015），測井評價龍潭組頁巖儲層總含氣量3.5～5.2 m3/t，為高產頁巖氣層。對比調研結果，川東地區的FT1 井頁巖段總含氣量介于2.24～8.02 m3/t，平均為4.35 m3/t（圖9），QL23 井含氣量平均值為3.61 m3/t，綜合評價將總含氣量大于3 m3/t，定為Ⅰ類頁巖儲層含氣性標準，含氣量介于2～3 m3/t，定為Ⅱ類頁巖儲層含氣性標準。綜上，龍潭一段和龍潭二段不同巖性組合的頁巖含氣量均較高，顯示出很好的含氣能力。其中龍潭一段和龍潭二段泥頁巖型含氣量最高，達到了5.42 m3/t。

圖9 FT1 井測井綜合評價圖Fig.9 Logging evaluation composite chart of well FT1

3.5 脆性指數

頁巖儲層具有低孔、低滲致密的物性特征，后期開采依賴于壓裂，而巖石脆性特征則是影響壓裂品質的主要因素，在很大程度上決定著壓裂的難易程度和壓裂縫的形態。頁巖脆性越好，造縫能力越強，越易形成復雜的裂縫網絡，改造效果越理想（付永強等，2011；羅鵬等，2013；翟剛毅等，2020）。脆性指數采用四川盆地龍馬溪組、筇竹寺組等層位頁巖儲層（張晨晨等，2016）廣泛應用的公式（1）計算：

式中，BI3脆性指數（%）；W石英石英含量（%）；W碳酸鹽碳酸鹽含量（%）；W黃鐵礦為黃鐵礦含量（%）；W為含黏土在內的礦物總量。

針對龍馬溪組頁巖研究很成熟，其中Ⅰ類有利頁巖儲層脆性指數大于50%，Ⅱ類頁巖儲層介于40%～50%之間（張晨晨等，2016）。與龍馬溪組海相頁巖相比，川東地區南部海陸過渡相頁巖脆性礦物含量較低，黏土礦物含量較高；往北龍潭組海相因灰質含量高導致脆性礦物含量偏高，借鑒龍馬溪組標準，結合本區特征進行劃分：Ⅰ類頁巖儲層脆性指數大于60%，Ⅱ類頁巖儲層脆性指數45%～60%，Ⅲ類頁巖儲層脆性指數小于45%。通過研究區測井解釋礦物組分，利用脆性指數公式計算，龍潭一段富泥含灰型頁巖脆性指數介于30.3%～89.7%之間，平均68.6%，泥頁巖型、灰—泥互層型頁巖脆性指數介于11.4%～84.2%，平均60.2%；龍潭二段泥頁巖型脆性指數介于53.4%～85.5%之間，平均71.6%。

綜上所述，根據龍潭組頁巖儲層厚度、TOC、孔隙度、含氣量、脆性指數等評判標準，川東地區龍潭組優勢頁巖儲層段為龍潭一段、龍潭二段，龍潭三段因以灰質成分偏多的巖性組合，頁巖發育差，不利于勘探開發。龍潭一段中，富泥含灰型、泥頁巖型為Ⅰ類頁巖儲層；灰泥互層型為Ⅱ類頁巖儲層。龍潭二段中，泥頁巖型為Ⅰ類頁巖儲層；富泥含灰型和灰泥互層型為Ⅱ類頁巖儲層。在平面上，龍潭一段中的富泥含灰型有利區主要分布在達州—開州區域和云陽附近區域，龍潭二段泥頁巖型有利區主要集中在巴南—綦江一帶，灰泥互層型有利區主要分布石柱—忠縣—梁平—萬州一帶。

4 結 論

（1）在巖心觀察、野外剖面實測和薄片鑒定的基礎上，結合鉆井的泥地比、單層巖性厚度，首次建立了7 種巖性組合類型，分別為：泥頁巖型、富泥含砂型、富泥含灰型、灰泥互層型、富灰含泥型、致密灰巖型和火成巖型。

（2）縱向上龍潭一段到龍潭三段，致密灰巖型、富灰含泥型等灰質成分多的組合逐漸占主導地位，其中致密灰巖型僅在龍潭二段、龍潭三段發育，而富泥含砂型和火成巖型僅在龍潭一段少量發育。平面上，自南西向北東，龍潭一段南部以泥質成分居多的巖性組合為主，以北為以灰巖成分居多的巖性組合為主，泥頁巖型、灰泥互層型、富泥含灰型依次呈東西向條帶狀發育；龍潭二段以泥質成分居多的巖性組合為主，南部合川—重慶以南發育泥頁巖型，以北基本發育灰質型組合，如致密灰巖型、富灰含泥型，局部發育偏泥質組合，泥頁巖型、灰泥互層型依次呈東西向條帶狀發育；龍潭三段南部為灰泥互層型，以北基本發育致密灰巖型，局部發育泥頁巖型。

（3）根據巖性組合特征，綜合泥地比、有機碳含量、含氣性、孔隙度、脆性指數等地質與地化評價參數，劃分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類頁巖儲層。龍潭一段中，富泥含灰型、泥頁巖型為Ⅰ類頁巖儲層；灰泥互層型為Ⅱ類頁巖儲層。龍潭二段中，泥頁巖型為Ⅰ類頁巖儲層；富泥含灰型和灰泥互層型為Ⅱ類頁巖儲層。在平面上，龍潭一段中的富泥含灰型有利區主要分布在達州—開州區域和云陽附近區域，龍潭二段泥頁巖型有利區主要集中在巴南—綦江一帶，灰泥互層型有利區主要分布石柱—忠縣—梁平—萬州一帶。后期勘探開發應圍繞這“2 個層段，3 種組合”進行。