天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 4: 621 - 636

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.10.005

天然气地质学

川东地区上二叠统大隆组高富有机质黑色页岩沉积环境及有机质富集机理

  • 马小刚 , 1 ,
  • 叶玥豪 , 1 ,
  • 刘树根 1, 2 ,
  • 宋金民 1 ,
  • 汪华 3 ,
  • 杜安业 1 ,
  • 陈伟 1 ,
  • 李智武 1 ,
  • 戴鑫 3 ,
  • 明盈 3 ,
  • 肖懿 4
展开
  • 1. 成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059
  • 2. 西华大学，四川 成都 610039
  • 3. 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041
  • 4. 川庆钻探工程有限公司苏里格项目经理部，内蒙古 乌审旗 017300
叶玥豪（1986-），男，四川广安人，博士，讲师，主要从事石油与天然气地质学研究. E-mail：.

马小刚（2000-），男，甘肃定西人，硕士研究生，主要从事非常规油气地质研究. E-mail：.

收稿日期: 2024-07-01

  修回日期: 2024-10-17

  网络出版日期: 2024-11-04

收起

Sedimentary environment and organic matter enrichment mechanism of high-organic-rich black shale in the Upper Permian Dalong Formation in the eastern Sichuan Basin

  • Xiaogang MA , 1 ,
  • Yuehao YE , 1 ,
  • Shugen LIU 1, 2 ,
  • Jinmin SONG 1 ,
  • Hua WANG 3 ,
  • Anye DU 1 ,
  • Wei CHEN 1 ,
  • Zhiwu LI 1 ,
  • Xin DAI 3 ,
  • Ying MING 3 ,
  • Yi XIAO 4
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China
  • 2. Xihua University，Chengdu 610039，China
  • 3. Exploration and Development Research Institute，Southwest Oil & Gasfield Company，PetroChina，Chengdu 610041，China
  • 4. Sulige Project Management Department，Chuanqing Drilling Engineering Company Limited，Wushenqi 017300，China

Received date: 2024-07-01

  Revised date: 2024-10-17

  Online published: 2024-11-04

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(U2344209)

Fold

摘要

四川盆地大隆组地质特征横向变化较大，在川东地区发育一套海相黑色页岩，地层厚度较薄，平均TOC含量较高，其高富有机质黑色页岩有机质富集机制还不明确。选取川东地区FT1井大隆组为研究对象，通过岩石学、有机地球化学和无机地球化学方法，对川东地区大隆组黑色页岩的岩性特征、有机地球化学特征、沉积特征和古海洋环境进行研究，探讨其有机质富集机理。研究结果表明：①大隆组一段主要为灰黑色—黑色薄层硅质页岩、钙质页岩，钙质黑色页岩夹泥晶灰岩，发育水平层理，为深水陆棚相沉积；②大隆组黑色页岩TOC含量较高，分布在1.84%~9.4%之间，平均值为5.11%，干酪根显微组分以壳质组和镜质组为主，为Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根，达到高—过成熟；③无机地球化学特征显示大隆组黑色页岩沉积时期火山活动强烈，上升洋流发育，古生产力高，水体为局限厌氧—贫氧的硫化环境。认为高生产力和缺氧条件有利于上二叠统大隆组黑色页岩有机质富集，但二叠系大隆组高TOC黑色页岩富集主要受干酪根类型的控制。

关键词： 四川盆地; 大隆组; 黑色页岩; 古环境; 有机质富集

本文引用格式

马小刚 , 叶玥豪 , 刘树根 , 宋金民 , 汪华 , 杜安业 , 陈伟 , 李智武 , 戴鑫 , 明盈 , 肖懿 . 川东地区上二叠统大隆组高富有机质黑色页岩沉积环境及有机质富集机理[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(4) : 621 -636 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.10.005

Abstract

The geological characteristics of the Dalong Formation in the Sichuan Basin vary greatly horizontally. A set of marine black shales is developed in the eastern Sichuan Basin， with a thin stratigraphic thickness and a high average TOC content. The mechanism of organic matter enrichment in the high-organic-rich black shale is still unclear. Selecting the Dalong Formation of Well FT1 in the eastern Sichuan Basin as the research object， this study uses petrological， organic geochemical， and inorganic geochemical methods to investigate the lithological characteristics， organic geochemical characteristics， sedimentary characteristics， and ancient marine environment of the black shale in the Dalong Formation in the eastern Sichuan Basin， and to explore its organic matter enrichment mechanism. The research results indicate that： （1） The first member of the Dalong Formation is mainly composed of thin layers of gray-black siliceous shale and calcareous shale， with calcareous black shale interbedded with mud crystal limestone， exhibiting horizontal bedding， and deposited in deep-water shelf facies； （2） the TOC content of the black shale in the Dalong Formation is relatively high， ranging from 1.84% to 9.4%， with an average of 5.11%. The microscopic components of the kerogen are mainly composed of exinite and vitrinite groups， which are type II1-II2 kerogen， reaching high to over-mature stages. The inorganic geochemical characteristics show that during the sedimentation period of the Dalong Formation black shale， volcanic activity was strong， upwelling ocean currents were developed， ancient productivity was high， and the water body was a limited anaerobic oxygen-poor sulfide environment. It is believed that high productivity and anoxic conditions are conducive to the enrichment of organic matter in the black shale of the Upper Permian Dalong Formation， but the enrichment of high TOC black shale in the Permian Dalong Formation is mainly controlled by the type of kerogen.

Key words： Sichuan Basin; Dalong Formation; Black shale; Paleoenvironment; Organic matter enrichment

0 引言

四川盆地作为中国最早发现天然气的盆地之一，2023年页岩气产量超过了240×108 m3 ［1］，页岩气资源潜力丰富。在“碳达峰和碳中和”的战略背景下，作为清洁能源的页岩气在全球非常规油气资源领域发挥着越来越重要的作用，同时也是四川盆地油气勘探开发的重点研究对象［2-3］。但四川盆地除五峰组—龙马溪组之外的其他页岩层位目前尚未实现规模性商业开采，川东北地区上二叠统大隆组发育一套海相黑色页岩［4-6］，其特征与龙马溪组较为相似，显示具有较大的勘探前景。并且近两年，川东地区的探井HY1井、DY1井以及LY1井相继取得页岩气突破，测试气量分别为8.9×104 m3/d、32.06×104 m3/d和42.66×104 m3/d［1，7］，显示了四川盆地二叠系海相页岩气良好的勘探前景。
大隆组黑色页岩主要分布在四川盆地北部开江—梁平海槽内，被同时期海槽边缘的生物礁滩灰岩所包围，水体清澈、陆源碎屑物质输入少，且厚度与其同时期沉积的长兴组生物礁灰岩地层厚度明显减薄［4，8-10］，显示大隆组具有少陆源物源输入、欠补偿的沉积特征。川东北大隆组黑色页岩的有机质丰度较高，平均TOC值在7.84%~8.76%之间［1，11］，高于四川盆地海相页岩龙马溪组（泸州区块平均TOC值为3.36%，焦石坝平均TOC值为3.62%）和筇竹寺组（资201井平均TOC值为2.54%，威页1井平均TOC值为2.47%）［12-14］。而前人把页岩根据其有机质含量划分为：贫有机质页岩（TOC<0.5%）、低有机质页岩（1%≤TOC<2%）、富有机质页岩（2%≤TOC<3%）和高有机质页岩（TOC≥3.0%）［13，15-16］，大隆组页岩TOC值远高于3%，属于异常高有机质页岩。并且前人在对川西北和鄂西海槽大隆组有机质富集机制研究中认识略有差异，李牛等［17］认为川西北主要受缺氧环境、低沉积速率和高初级生产力共同影响；葛小瞳等［18］认为川西北大隆组有机质富集主控因素为高初级生产率；遇昊等［19］认为鄂西海槽大隆组有机质富集主控因素是水体缺氧而不是初级生产力；LIU等［20］通过研究古气候对鄂西大隆组页岩的有机质富集影响，建立了气候驱动下的有机质富集模式。但这些都未解释大隆组黑色页岩异常高有机质丰度的原因，也没有考虑不同类型的有机质在埋藏过程中保存的差异性。因此本文以川东地区FT1井大隆组为研究对象，通过岩石学分析、全岩矿物X射线衍射分析、有机地球化学分析及主微量元素分析，对古地理、古环境和显微组分等开展研究，探讨欠补偿条件下大隆组异常高有机质页岩的有机质富集机制，以及为四川盆地大隆组页岩勘探开发提供参考。

1 区域地质背景

川东地区隶属于川东高陡褶皱带，西以华蓥山断裂为界，东至川鄂边境的齐岳山断裂带，与川中隆起相邻，是四川盆地稳定地块中相对活动的构造区［9］。
中二叠世末期，四川盆地受峨眉地裂运动的影响［1，21-23］，发生构造沉积分异，在四川盆地北缘形成了开江—梁平海槽［24］，海槽两侧为碳酸盐岩台地，沉积生屑灰岩和生物礁灰岩，海槽内为深水陆棚，沉积黑色硅质页岩［25］。四川盆地上二叠统大隆组按岩性组合可以分为3段，岩性以泥晶灰岩、硅质、钙质页岩及硅质岩为主，川北地区厚度为20~60 m，底部深灰色钙质页岩与吴家坪组生屑灰岩、燧石团块灰岩呈整合接触，顶部灰色泥质灰岩与三叠系飞仙关组局部呈平行不整合接触［26］。FT1井位于开江梁平海槽东缘［图1（a）］，上二叠统自下而上依次发育吴家坪组和大隆组［图1（b）］，大隆组底部发育一套厚度为20 m左右的黑色页岩，深度在4 558~4 578 m之间，这为研究大隆组高富有机质黑色页岩的富集机制提供了良好的地质条件。
图1 研究区地质背景（据文献［36］修改）

（a）川东北地区上二叠统大隆组沉积相分布； （b）FT1井岩性地层综合柱状图； （c）四川盆地构造分区

Fig.1 Geological background of the research area（modified from Ref.［36］）

2 样品采集及测试方法

根据岩性特征和地层厚度，对大隆组黑色岩系进行系统采样，开展了总有机碳（TOC）含量测试、主微量元素分析和薄片分析等。有机碳含量（TOC）测试采用酸溶法，采用Leco CS230碳硫分析测试。有机碳同位素（δ13CPDB）测试采用酸洗法，使用MAT253稳定同位素质谱仪测试。镜质体反射率（R O）使用Leica DM4500P偏光显微镜分析。主量元素含量测试采用X荧光光谱分析法，采用Axios-Max X射线荧光光谱仪（XRF）分析，分析精度为0.1%~1%（RSD，即相对标准偏差）。微量元素含量使用电感耦合等离子质谱仪（ICP-MS）测试，分析精度高于5%（RSD）。全岩地球化学测试采用日本理学Rigaku XRD/Rigaku Ulti ma lV仪器进行分析测试。
本文使用元素富集因子（EFs）衡量微量元素富集程度，根据XEF =［（X/Al）sample/（X/A1）PAAS］［27］计算，其中X和Al表示元素X和Al的重量百分比值，下标Sample和PAAS分别表示研究中的样品和后太古宙澳大利亚页岩（PAAS）标准［28］。某元素生物成因浓度i xs可用公式i xs =i total-Al sample×（i/Al）PAAS ［29］表示，式中（i/Al）PAAS表示澳大利亚后太古页岩的i与Al比，Al sample表示研究样品中Al的重量百分比。通常，元素浓度以Al含量为标准归一化来减少陆源的稀释作用［27］。化学蚀变指数（CIA）通常用于评估陆源碎屑输入和风化条件［30-33］，公式为CIA=100×［Al2O3/（Al2O3+CaO*+Na2O+K2O）］，其中CaO*表示仅来自硅酸盐矿物中的CaO，可通过CaO*=min［X（CaO）－X（P2O5）×10/3，X（Na2O）］计算［32，34］，其中X表示相应氧化物的摩尔数。根据SHIELDS等［35］提出的公式计算铈（Ce）异常，即δCe=3CeN/（2LaN+NdN），其中N为归一化为PAAS的元素浓度［28］。

3 岩石学与矿物学特征

FT1井大隆组根据其岩性特征可以分为3段，其中一段和二段黑色页岩发育：大隆组一段沉积一套黑色薄层状硅质页岩［图2（a）］，炭质含量较高［图2（b）］，夹钙质页岩［图2（c）］，见大量硅质放射虫，部分被方解石交代［图2（d）］，还见大量介壳生物，部分硅化［图2（c）］，水平层理发育，展现出深水陆棚沉积。二段以深灰色钙质泥岩和泥质灰岩为主，底部发育浅灰色含生屑泥晶灰岩与灰黑色钙质页岩互层沉积旋回［图2（e），图2（f）］，向上变为中层状浅灰色泥晶灰岩［图2（g）］，可见少量方解石条带和被碳酸盐矿物充填的生物壳体［图2（h）］。镜下可见大量颗粒结构以及放射虫与钙球生屑［图2（i）］，发育水平层理与粒序层理［图2（f）］，局部可见缝合线构造［图2（g）］，展现出深—浅水陆棚过渡沉积。
图2 FT1井大隆组岩性特征

（a）FT1井，4 577.01~4 577.08 m，大隆组黑色硅质页岩，含方解石脉；（b）FT1井，4 573.96 m，大隆组黑色含钙质碳质泥岩（单偏光）；（c）FT1井，4 573.61~4 573.86 m，大隆组黑色含钙质页岩；（d）FT1井，4 577.64 m，大隆组深色含硅质生屑泥岩（单偏光）；（e）FT1井，4 576.68~4 576.91 m，大隆组灰色泥晶灰岩—黑色钙质页岩沉积旋回；（f）FT1井，4 558.77 m，大隆组黑色含钙质碳质泥岩（单偏光）；（g）FT1井，4 550.97~4 551.25 m，大隆组灰色泥晶灰岩，垂向缝合线构造；（h）FT1井，4 553.57 m，含生屑泥岩（单偏光）；（i）FT1井，4 560.49 m大隆组含硅质放射虫与钙球泥岩（正交偏光）

Fig.2 Lithological characteristics of the Dalong Formation，Well FT1

通过X射线衍射全岩矿物分析，FT1井大隆组黑色页岩主要矿物为石英和碳酸盐矿物，石英质量分数为2.1%~85.8%，平均值为40.44%；碳酸盐矿物质量分数为1.2%~97.9%，平均值为46.55%，主要成分为方解石和白云石；另还见黏土矿物、长石与黄铁矿，黏土矿物质量分数为0.1%~54.6%，平均值为6.61%；黄铁矿质量分数为0.1%~10.7%，平均值为3.24%；长石质量分数为0.1%~10.2%，平均值为3.12%［图3（a）］。FT1井大隆组黑色页岩矿物组分在垂向上也表现出一定差异性。从一段至二段，大隆组硅质矿物含量由平均53.2%逐渐减少至平均45.1%；黏土矿物由平均16.5%减少到平均1.5%；碳酸盐矿物由平均34.6%增加到平均53.4%（图3）。
图3 FT1井大隆组矿物特征

（a）矿物成分含量图；（b）TOC含量频数分布直方图；（c）干酪根碳同位素含量柱状图；（d）干酪根镜质体反射率柱状图

Fig.3 Mineral characteristics of the Dalong Formation，Well FT1

4 有机地球化学特征

大隆组黑色页岩干酪根碳同位素值介于-25‰~-29‰之间［图3（c）］，干酪根组分以壳质组和镜质组为主，干酪根TI指数在0%~80%之间，显示大隆组干酪根主要类型为Ⅱ1—Ⅱ2型。镜质体反射率R O值介于2.71%~2.92%之间，平均值为2.81%［图3（d）］，达到过成熟阶段。大隆组黑色页岩有机碳含量较高，一段TOC含量为3.85%~9.4%，平均值为6.38%，二段TOC含量为0.15%~6.25%，平均值为3.11%（表1）。总体上大隆组有较高的有机碳含量，呈向上逐渐降低趋势（图4）。
表1 FT1井大隆组元素地球化学特征

Table 1 Element geochemical characteristics of the Dalong Formation, Well FT1

指标 大隆组二段 大隆组一段
PD-1 PD-2 PD-3 PD-4 PD-5 PD-6 PD-7 PD-8 PD-9 PD-10 PD-11 PD-12 PD-13 PD-14 PD-15 PD-16 PD-17 PD-18
TOC/% 2.60 2.43 2.63 1.84 3.96 2.08 6.25 9.07 6.98 6.60 4.53 4.35 4.80 7.50 9.30 9.40 3.85 3.85
SiO2/% 15.24 70.12 32.91 51.46 33.85 46.11 29.65 59.06 42.57 40.30 57.40 57.16 56.04 43.97 56.80 52.17 54.35 53.99
Al2O3/% 0.37 2.84 2.52 4.64 2.42 1.68 1.67 5.14 7.01 7.39 10.11 11.08 10.27 7.33 10.85 8.18 5.11 5.27
CaO/% 48.37 12.00 34.05 18.28 33.43 22.74 32.20 6.30 11.30 16.66 4.82 7.67 8.32 18.52 7.56 1.69 3.33 3.46
Fe2O3/% 0.18 0.61 0.73 2.53 0.80 2.13 0.68 3.89 3.95 6.07 2.76 4.66 3.02 2.23 4.60 5.21 8.00 8.12
Mo/TOC 0.45 1.95 3.71 136.8 2.57 15.57 1.10 19.89 15.59 8.49 2.84 4.21 1.28 1.42 1.99 18.06 129.8 127.9
V/（V+Ni） 0.80 0.61 0.85 0.85 0.83 0.65 0.86 0.78 0.83 0.78 0.59 0.56 0.46 0.60 0.59 0.82 0.74 0.75
V/Cr 1.69 1.34 2.78 5.21 2.75 4.25 6.66 3.97 5.35 3.12 2.02 2.68 1.68 2.16 2.81 3.23 2.53 2.57
U/Th 6.28 2.20 8.53 4.08 9.19 5.38 3.69 2.45 3.30 2.39 2.00 1.26 0.62 0.98 1.13 9.06 7.61 9.33
δCe 0.55 0.63 0.65 0.69 0.66 0.80 0.80 0.86 0.87 0.90 1.00 0.88 0.93 0.81 0.97 1.00 0.86 0.95
CuXS/10-6 6.86 31.24 45.55 71.31 41.87 56.64 132.0 116.0 142.6 131.7 131.0 122.9 95.32 69.00 128.4 135.6 112.8 120.1
NiXS/10-6 5.88 28.96 54.02 142.4 56.78 196.9 51.60 312.5 263.8 347.4 336.8 275.6 295.4 123.6 251.3 428.8 512.2 489.6
Ni/Al 29.69 19.24 40.55 57.98 44.28 221.13 58.43 114.88 71.08 88.77 62.91 46.98 54.34 31.86 43.74 99.02 189.36 175.40
Zr/10-6 7.01 19.90 32.15 103.55 29.42 20.75 16.47 56.45 83.79 80.95 155.5 182.5 209.7 139.7 137.2 185.4 116.6 109.9
Hf/10-6 0.15 0.96 0.88 2.80 0.82 0.63 0.46 1.36 1.62 1.85 3.50 3.22 6.07 3.86 2.33 3.77 2.48 2.35
CIA 51.66 69.16 69.18 71.31 69.57 66.43 63.90 70.85 69.61 70.12 73.56 73.24 71.67 65.81 72.97 75.12 69.60 69.21
Sr/Ba 0.02 0.02 0.04 0.03 0.04 0.05 0.04 0.06 0.06 0.05 0.05 0.05 0.04 0.05 0.05 0.04 0.05 0.06
Ti/Al 0.16 0.03 0.06 0.06 0.06 0.07 0.07 0.05 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.06 0.05 0.07 0.06 0.06
ω（La）N/ω（Yb）N 0.50 0.56 0.58 0.79 0.66 0.64 0.74 0.60 0.46 0.46 0.30 0.47 0.48 0.44 0.58 0.28 0.44 0.45
图4 FT1井大隆组矿物含量综合柱状图

Fig.4 Comprehensive bar chart of mineral content in the Dalong Formation，Well FT1

5 无机地球化学特征

5.1　主量元素

主量元素SiO2、Al2O3和CaO基本对应着沉积岩中的石英或富含SiO2的脆性矿物、陆源碎屑物中的黏土矿物和碳酸盐矿物。FT1井大隆组一段含量较高的主量元素及其含量分别为SiO2（40.3%~59.06%，平均值为52.16%）、Al2O3（5.11%~11.08%，平均值为7.98%）、CaO（1.69%~18.52%，平均值为8.15%）；大隆组二段含量较高的主量元素及其含量分别为SiO2（15.24%~70.12%，平均值为39.91%）、Al2O3（0.37%~4.64%，平均值为2.31）、CaO（12%~48.37%，平均值为28.73%）（表1）。含量较少的主量元素有Fe2O3、K2O、MgO、MnO2、Na2O、P2O5、SO2、TiO2。

5.2　微量元素

FT1井大隆组一段的氧化还原敏感元素富集系数分别为VEF（3.1~36.0，平均值为17.4）、CrEF（2.0~19.4，平均值为7.9）、NiEF（5.8~34.4，平均值为16.2）、MoEF（11.3~1847.4，平均值为475.3）、UEF（3.1~53.5，平均值为19.0）、BaEF（0.58~1.19，平均值为0.75）；大隆组二段的氧化还原敏感元素富集系数分别为VEF（2.0~27.7，平均值为16.1）、CrEF（2.0~8.9，平均值为6.1）、NiEF（3.5~40.2，平均值为12.2）、MoEF（31.5~1025.3，平均值为244.3）、UEF（12.8~49.7，平均值为30.2）、BaEF（0.77~2.86，平均值为1.21）（图5）。V、Cr、Ni、Mo和U均为强富集。
图5 FT1井大隆组微量元素富集因子纵向变化

Fig.5 Vertical variation chart of trace element enrichment factors in the Dalong Formation，Well FT1

6 讨论

6.1　古地理格局

晚二叠世四川盆地受峨眉地裂运动的影响，四川盆地发生构造沉积分异，在盆地北缘形成了开江—梁平海槽，在拉张槽两侧发育宽缓的碳酸盐岩台地，沉积生屑灰岩和生物礁灰岩，在拉张槽内发育盆地—深水陆棚相，沉积黑色页岩［9-10，22］。海槽内的深水陆棚区宽度小于100 km，由槽外向槽内，富有机质页岩发育厚度逐渐增厚，厚度在10~50 m之间。由于拉张槽内外沉积相与沉积速率等的差异，拉张槽内外地层厚度差异较大，可根据地层厚度来反映古水深和构造格局［37］。北东—南西向剖面显示（图6），川东地区大隆组沉积厚度差异较大，特别是开江—梁平海槽内与海槽两侧大隆组一段和二段的厚度差异较大，开江—梁平海槽内FT1井、YA8井大隆组一段和二段为陆棚相沉积，海槽两侧TD32井、TX5井大隆组主要为开阔台地相沉积，上部发育生物礁滩。沉积格局显示FT1井下部为典型的深水欠补偿沉积，沉积发育硅质页岩、钙质页岩和炭质页岩，表明黑色页岩段沉积时水体较深（图6），为有机质的富集提供了必要条件。
图6 过FT1井北东—南西向大隆组地层对比

Fig.6 Cross well profile of the north-south Dalong Formation in the Well FT1

6.2　沉积速率

沉积速率是控制有机质富集的重要因素，沉积速率过快会导致有机质被无机矿物颗粒稀释，ω（La）N/ω（Yb）N值可定性评价沉积速率，如果沉积速率高，则稀土元素分化较弱，ω（La）N/ω（Yb）N值则更接近1［38-39］。FT1井大隆组一段ω（La）N/ω（Yb）N平均值为0.45，二段平均值为0.64（表1），显示FT1井黑色页岩段沉积速率相对较低，且一段沉积速率低于二段。过低的沉积速率使无机矿物对大隆组有机质稀释程度降低，有利于有机质富集。

6.3　古海洋环境

6.3.1　古氧化还原条件

氧化还原敏感元素（V、Cr、Mo、U）的同位素分馏效应与水体环境具有密切的关系，因此可以用氧化还原敏感元素研究古海水氧化还原条件［40-41］。在缺氧条件下，元素以硫化物的形式存在于沉积物中；在富氧条件下，元素以不稳定的高价化合物的形式存在，并从沉积物中迁移至海水［28，42］。因此，V、Cr、Mo、U的元素浓度及其比值可以作为古氧化还原条件的指标，如V/Cr、V/（V+Ni）、U/Th等［13，42］。Ce是变价元素中对古氧化还原条件最敏感的元素之一，也被用作还原古海平面的变化［43］。沉积物中Ce正异常（δCe>1）表示Ce元素富集，反映海水处于富氧的氧化环境；Ce负异常（δCe<1）主要是由于含金属的氧化物在沉淀过程中发生的亏损或分馏作用，反映海水处于厌氧的还原状态［43］。
FT1井大隆组一段V/（V+Ni）值为0.46~0.83，平均值为0.68；V/Cr值为1.68~5.35，平均值为2.92；U/Th值为0.62~9.33，平均值为3.65。二段V/（V+Ni）值为0.61~0.86，平均值为0.78；V/Cr值为1.34~6.66，平均值为3.53；U/Th值为2.2~9.19，平均值为5.62（图7）。FT1井大隆组黑色页岩具有明显的Ce负异常，δCe值为0.55~0.99，平均值为0.82（图7），指示其沉积时处于厌氧—缺氧环境。Ce的负异常程度可以指示海平面的变化［44］。大隆组一段δCe值为0.81~0.99；大隆组二段δCe值为0.55~0.8，二段Ce负异常程度明显高于一段，数据表明海平面在大隆组二段沉积时期明显下降，氧化程度增强。数据表明大隆组一段沉积时海平面较高，水体为缺氧环境，大隆组二段沉积时海平面降低，水体为贫氧环境。
图7 FT1井大隆组微量元素分布综合柱状图

Fig.7 Comprehensive bar chart of trace element distribution in the Dalong Formation，Well FT1

盆地的水体滞留程度对有机质富集和保存具有重要影响，局限水体往往更有利于有机质富集保存［45-46］，MoEF—UEF协变图和Mo—TOC协变图常被用于判别水体局限程度和氧化还原条件［47-49］。FT1井大隆组一段样品MoEF/UEF值都超过0.3倍SW，少量超过3倍SW，二段样品的MoEF/UEF值主要处于0.1倍SW和1倍SW之间［图8（a）］，表明大隆组一段沉积在缺氧—硫化的环境，二段页岩沉积在贫氧的环境下。Mo—TOC协变模式图显示，大隆组一段样品点大部分处于强滞留区域，二段大部分在弱滞留区［图8（b）］，指示大隆组一段水体滞留程度强，二段滞留程度显著降低。
图8 大隆组氧化还原条件判别图（据文献［46］修改）

（a）大隆组MoEF—UEF协变模式图； （b）大隆组Mo—TOC协变模式图

Fig.8 Discriminant diagram of oxidation-reduction conditions in Dalong Formation（modified from Ref.［46］）

综上，大隆组一段沉积时期扬子地区发生区域性海侵［50］，海平面显著升高，水体加深，底层水为局限厌氧硫化的还原条件，二段沉积时期海平面显著下降，水体变浅，局限性降低，底层水体由厌氧环境转变为贫氧环境，且一段还原程度明显高于二段，更有利于有机质的富集，也和实际情况较为吻合。

6.3.2　上升洋流

SWEERE等［51］对现代海洋环境中的富有机制沉积物微量元素浓度进行综合研究后认为，上升流发育的沿海区沉积物通常拥有低Co×Mn值（<0.4）和高Cd/Mo值（>0.1）。图9显示大隆组一段Cd/Mo值波动剧烈（0.03~0.84），Co×Mn值大都高于0.1，表明大隆组一段沉积时期上升流紊乱，沉积水体为局限环境，这可能与火山活动造成的气候变化对海洋环流的影响相关［20］。大隆组二段样品为低Co×Mn、高Cd/Mo（图9），表明大隆组二段沉积时上升流逐渐恢复到稳定的高水平状态，可能为该时期的海洋带来一定的营养物质，但增加海水物质交换，降低了水体的局限性［52］，不利于有机质的保存。
图9 FT1井大隆组上升流判别图（据文献［51］修改）

Fig.9 Upflow discrimination chart in the Dalong Formation，Well FT1（modified from Ref.［51］）

6.4　古气候条件

古气候条件在陆源物质输入、沉积物组成、海洋层化和有机质积累中发挥着重要的作用［53-54］。根据NESBITT等［55］提出的CIA判别指标，FT1井大隆组一段CIA值为65.81~75.12，平均值为71.07；二段CIA值为51.66~71.31，平均值为65.89（图7），说明大隆组页岩沉积时为中等化学风化作用下的温暖潮湿环境。
Sr通常来自干燥条件下的海水，而Ba的积累与细粒碎屑沉积物有关［55-57］。因此Sr/Ba值可用于重建古气候条件［58］。FT1井大隆组一段Sr/Ba值为0.04~0.06，平均值为0.05；二段Sr/Ba值为0.02~0.05，平均值为0.04（图7），表明大隆组沉积于潮湿的低盐度环境，一段风化作用强于二段。此外，Ga/Rb和K2O/Al2O3的比率也可以用来研究风化作用［59］，Ga/Rb与K2O/Al2O3的关系图反映了大隆组沉积时温暖潮湿的气候条件（图10）。即大隆组一段沉积期气候暖湿，风化作用中等，这种气候即保证了陆地植被和水体浮游生物的繁盛，促进有机质积累，又在一定程度上允许少量的陆源碎屑的输入［60］；到了大隆组二段沉积期，气候更加炎热湿润，植被生长加剧，阻挡陆源物质向海洋输入，使得大隆组二段陆源石英碎屑颗粒含量明显减少（图4），同时极低的黏土矿物含量也能证实陆源物质在此时期输入甚少（图3）。但总体来说，古气候条件对大隆组有机质富集起到有利作用。
图10 Ga/Rb与K2O/Al2O3比值古气候判别图

Fig.10 Paleoclimate discrimination map of Ga/Rb and K2O/Al2O3 ratio

6.5　火山活动

晚二叠世早期，峨眉地幔柱活动引起的峨眉山大火成岩省（LIPS）发生，火山活动持续影响了整个四川盆地晚二叠世的地层沉积［22］。LIPS一直持续到晚二叠世大隆组时期，火山活动喷发会产生大量的火山灰，火山灰落入水体中后迅速水解释放出许多对生物生长繁殖有益的元素，如Fe、Cu、P、Si等，增加表层水营养物质通量，利于浮游生物爆发生长，促进海洋生产力提高［61-63］；另外，火山活动可以释放大量的二氧化碳，大气CO2分压（ p C O 2）的增加可以直接提高初级生产力［64］。剧烈的火山活动喷出大量火山碎屑经过搬运后保存下来形成火山灰层，成为火山活动存在的直接证据，通过火山灰层的清晰度与厚度可判断出火山活动的强度［62，63，65］。FT1井大隆组黑色页岩一段发育4 cm厚的清晰火山灰层［图2（e）］，指示大隆组一段沉积时期火山活动剧烈。另外，火山物质中的稳定元素Zr和Hf常被用来确定火山灰沉积物的来源［66］。大隆组一段Zr、Hf含量高，Zr平均值为132.5×10-6，Hf平均值为2.9×10-6；二段Zr、Hf含量显著降低，Zr平均值为32.8×10-6，Hf平均值为1.0×10-6（表1），表明大隆组一段沉积时期火山活动剧烈，二段沉积时期火山活动减弱，火山可提供丰富的营养物质，增强其生产力，促进有机质的富集。

6.6　古生产力

页岩有机质富集需要海水保持较高的生产力水平，通常利用沉积物中的营养元素（如Ba、P、Cu、Ni）的丰度研究古生产力的变化［6，29，67］。
在缺氧环境下，Ba和P不适合作为生产力的有效指标［68］。Cu和Ni元素被浮游生物捕获后随着有机体或粪球粒等部分或完全降解释放到上覆水体中，当沉积环境中出现H2S时，Cu和Ni会进一步以硫化物形式保存在沉积物中，因此Cu和Ni能更好地反映缺氧条件下的初级生产力［27］。为消除陆源碎屑稀释带来的影响，本研究选取Cuxs和Nixs为古生产力主要指标。
FT1井大隆组一段页岩样品的Cuxs和Nixs平均值分别为118.67×10-6和330.64×10-6；二段Cuxs和Nixs值明显下降，平均值分别为55.07×10-6和76.65×10-6（图7）。由此可见，大隆组一段沉积时期初级生产力较高，而二段沉积时期初级生产力显著降低。综上，大隆组一段沉积期古生产力较高，二段古生产力降低。
大隆组一段沉积时期气候湿润，化学风化作用强，加速了营养物质向海洋的流动，同时强烈火山活动产生大量火山灰，火山灰带来了丰富的营养物质促使藻类、放射虫等浮游植物和浮游生物大量繁殖，提高了大隆组古生产力。大隆组二段沉积时期，随着火山活动的减弱，生产力显著降低。

7 有机质富集模式

海相页岩有机质的富集主要受控于古生产力的高低、沉积水体的氧化还原条件等关键因素。古生产力决定地层沉积过程中的有机碳通量，氧化还原环境决定有机质是否会在沉积过程中被大量氧化［38，44，57，60］。本文利用TOC值代表有机质富集程度，通过建立TOC与古生产力指标、古氧化还原环境参数之间的相关性分析，探讨川东地区大隆组有机质富集机制并建立富集模式。川东地区FT1井大隆组黑色页岩TOC与生产力指标Cuxs、Ni/Al具有明显的正相关关系，相关性中等［图11（c），图11（d）］，而TOC与氧化还原指标V/［V+Ni］、V/Cr呈弱相关性［图11（a），图11（b）］，表明高古生产力对大隆组有机质具有较强控制作用，而氧化还原条件对有机质控制作用较弱。
图11 TOC与氧化还原指数、生产力指数和陆源输入指数相关性

Fig.11 The correlation between TOC and redox index， productivity index， and terrestrial input index

有机质类型是有机质富集的重要影响因素。由于不同类型的有机质在沉积物保存过程中抗微生物和细菌分解的能力不同，造成最终TOC含量上的差异。Ⅰ型干酪根主要来源于藻类沉积物，具有高H/C比、低O/C比的特征，Ⅱ型干酪根含大量壳质组和惰质组，其H/C值低于Ⅰ型干酪根，碳分子链更长更复杂，在缺氧—贫氧条件下Ⅱ型干酪根抗微生物及细菌分解和氧化的更强，更易保存［69-71］。大隆组黑色页岩以Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根类型为主［图4（c）］，富含壳质组和惰质组，在缺氧—贫氧条件下不易分解，更易进入埋藏，有利于有机质保存。
大隆组一段沉积时期气候为暖湿型气候，沉积速率较慢，上升流强度弱。火山活动产生大量火山灰为大隆组带来了丰富的营养物质，促使藻类、放射虫等浮游生物和一些低等植物的大量繁殖，提高了大隆组古生产力，使得有机质大量埋藏。同时海平面上升导致FT1井水体加深，海水出现分层，底部水体滞留程度增强，达到强还原条件，加上一些低等植物碎片不易分解，使得有机质在此阶段大量富集和保存［图12（a）］。
图12 大隆组页岩有机质富集模式

Fig.12 Organic matter enrichment pattern diagram of Dalong Formation shale

大隆组二段沉积时期海平面降低，气候升温加湿，沉积速率加快，开始出现大量碳酸盐岩矿物沉积。火山活动减弱导致火山灰带来的营养物质大大减少，藻类、放射虫等浮游生物的繁盛降低，因此大隆组二段古生产力较低。上升流增强导致海水物质交换增加，盆地局限程度降低，同时区域海平面的下降，使盆地氧化程度增强，整体为贫氧—氧化环境，不利于有机质的大量富集和保存［图12（b）］。
大隆组三段沉积时期由于海平面进一步的下降，转为浅水陆棚—碳酸盐岩台地，沉积含生物碎屑灰岩和生物碎屑灰岩，黑色页岩不沉积［图12（c）］。

8 结论

（1）四川盆地东部地区FT1井大隆组富有机质页岩段岩性以硅质页岩和钙质页岩为主，且从下到上硅质含量减少，钙质含量增加，岩心和薄片上可见大量生物碎屑；矿物成分以碳酸盐矿物和石英为主，黏土矿物含量整体较少，为深水钙质陆棚相。
（2）FT1井大隆组黑色页岩TOC值为1.84%～9.4%，平均为5.11%，属于异常高有机质页岩，干酪根类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，干酪根组分主要以壳质组和镜质组为主，干酪根成熟度达到过成熟阶段。
（3）大隆组沉积时期环境以厌氧硫化的还原环境为主，中等风化程度的温暖潮湿型气候，盆地水体为中—强滞留局限海盆的沉积环境，上升洋流发育，为富有机质页岩的形成和保存提供了有利的沉积环境。
（4）大隆组沉积速率较慢，火山活动为大隆组提供了丰富的营养物质，使大隆组具有高生产力，控制了大隆组有机质的富集。受干酪根类型控制，Ⅱ型干酪根在保存中受微生物和细菌的分解活动影响较小，干酪根类型控制了大隆组高TOC黑色页岩有机质富集。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
杨雨，汪华，谢继容，等.页岩气勘探新领域：四川盆地开江—梁平海槽二叠系海相页岩气勘探突破及展望［J］.天然气工业，2023，43（11）：19-27.

YANG Y，WANG H，XIE J R，et al.Exploration breakthrough and prospect of Permian marine shale gas in the Kaijiang-Liangping Trough，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2023，43（11）：19-27.

2
管全中，董大忠，张华玲，等.富有机质页岩生物成因石英的类型及其耦合成储机制——以四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为例［J］.石油勘探与开发，2021，48（4）：700-709.

GUAN Q Z，DONG D Z，ZHANG H L，et al.Types of biogenic quartz and its coupling storage mechanism in organic-rich shales：A case study of the Upper Ordovician Wufeng Formation to Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin，SW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2021，48（4）：700-709.

3
邹才能，陈艳鹏，熊波，等.碳中和目标下中国新能源使命［J］.中国科学院院刊，2023，38（1）：48-58.

ZOU C N，CHEN Y P，XIONG B，et al.Mission of new energy under carbon neutrality goal in China［J］.Bulletin of Chinese Academy of Sciences，2023，38（1）：48-58.

4
王一刚，文应初，洪海涛，等.四川盆地及邻区上二叠统—下三叠统海槽的深水沉积特征［J］.石油与天然气地质，2006，27（5）：702-714.

WANG Y G，WEN Y C，HONG H T，et al.Petroleum geological characteristics of deep water deposits in Upper Permian-Lower Triassic trough in Sichuan Basin and adjacent areas［J］.Oil & Gas Geology，2006，27（5）：702-714.

5
梁狄刚，郭彤楼，陈建平，等.中国南方海相生烃成藏研究的若干新进展（一）南方四套区域性海相烃源岩的分布［J］.海相油气地质，2008，14（2）：1-19.

LIANG D G，GUO T L，CHEN J P，et al.Some progresses on studies of hydrocarbon generation and accumulation in marine sedimentary regions，southern China（Part 1）.Distribution of Four Suits of Regional Marine Source Rocks［J］.Marine Origin Petroleum Geology，2008，14（2）：1-19.

6
WEI H Y，CHEN D Z，WANG J G，et al.Organic accumulation in the Lower Chihsia Formation （Middle Permian） of South China：constraints from pyrite morphology and multiple geochemical proxies［J］.Palaeogeography， Palaeoclimatology， Palaeoecology，2012，353-355（3）：73-86.

7
王鹏威，刘忠宝，李雄，等.川东红星地区上二叠统吴家坪组页岩发育特征及其页岩气富集意义［J］.石油与天然气地质，2022，43（5）：1102-1114.

WANG P W，LIU Z B，LI X，et al.Development of the Upper Permian Wujiaping shale in Hongxing area，eastern Sichuan Basin，and its significance to shale gas enrichment［J］.Oil & Gas Geology，2022，43（5）：1102-1114.

8
王一刚，文应初，洪海涛，等.四川盆地开江—梁平海槽内发现大隆组［J］.天然气工业，2006，26（9）：32-36.

WANG Y G，WEN Y C，HONG H T，et al.Dalong Formation found in Kaijiang-Liangping Ocenic Trough in the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2006，26（9）：32-36.

9
刘树根，王一刚，孙玮，等.拉张槽对四川盆地海相油气分布的控制作用［J］.成都理工大学学报（自然科学版），2016，43（1）：1-23.

LIU S G，WANG Y G，SUN W，et al.Control of intracratonic sags on the hydrocarbon accumulations in the marine strata across the Sichuan Basin，China［J］.Journal of Chengdu University of Technology（Science & Technology Edition），2016，43（1）：1-23.

10
王明筏，文虎，倪楷，等.四川盆地北部大隆组页岩气地质条件及勘探潜力［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2023，45（1）：13-23.

WANG M F，WEN H，NI K，et al.Geological conditions and exploration potential of shale gas in Dalong Formation in northern Sichuan Basin［J］.Journal of Southwest Petroleum University（Science & Technology Edition），2023，45（1）：13-23.

11
胡德高，周林，包汉勇，等.川东红星地区HY1井二叠系页岩气勘探突破及意义［J］.石油学报，2023，44（2）：241-252.

HU D G，ZHOU L，BAO H Y，et al.Breakthrough and significance of Permian shale gas exploration of Well HY1 in Hongxing area，eastern Sichuan Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2023，44（2）：241-252.

12
聂海宽，李沛，党伟，等.四川盆地及周缘奥陶系—志留系深层页岩气富集特征与勘探方向［J］.石油勘探与开发，2022，49（4）：648-659.

NIE H K，LI P，DANG W，et al.Enrichment characteristics and exploration directions of deep shale gas of Ordovician-Silurian in the Sichuan Basin and its surrounding areas，China［J］.Petroleum Exploration and Development，2022，49（4）：648-659.

13
董大忠，梁峰，管全中，等.四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气优质储层发育模式及识别评价技术［J］.天然气工业，2022，42（8）：96-111.

DONG D Z，LIANG F，GUAN Q Z，et al.Development model and identification evaluation technology of Wufeng Longmaxi Formation quality shale gas reservoirs in the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2022，42（8）：96-111.

14
何骁，郑马嘉，刘勇，等.四川盆地“槽—隆”控制下的寒武系筇竹寺组页岩储层特征及其差异性成因［J］.石油与天然气地质，2024，45（2）：420-439.

HE X，ZHENG M Q，LIU Y，et al. Characteristics and differential origin of Qiongzhusi Formation shale reservoirs under the “aulacogen-uplift” tectonic setting，Sichuan Basin［J］.Oil & Gas Geology，2024，45（2）：420-439.

15
邱振，韦恒叶，刘翰林，等.异常高有机质沉积富集过程与元素地球化学特征［J］.石油与天然气地质，2021，42（4）：931-948.

QIU Z，WEI H Y，LIU H L，et al.Accumulation of sediments with extraordinary high organic matter content： Insight gained through geochemical characterization of indicative elements［J］.Oil & Gas Geology，2021，42（4）： 931-948.

16
刘翰林，邹才能，邱振，等.鄂尔多斯盆地延长组7段3亚段异常高有机质沉积富集因素［J］.石油学报，2022，43（11）：1520-1541.

LIU H L，ZOU C N，QIU Z，et al. Sedimentary enrichment factors of extraordinarily high organic matter in the submember 3 of Member 7 of Yanchang Formation，Ordos Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2022，43（11）：1520-1541.

17
李牛，胡超涌，马仲武，等.四川广元上寺剖面上二叠统大隆组优质烃源岩发育主控因素初探［J］.古地理学报，2011，13（3）：347-354.

LI N，HU C Y，MA Z W，et al.Main control factors of high quality hydrocarbon source rocks of the Upper Permian Dalong Formation at Shangsi section of Guangyuan，Sichuan Province［J］.Journal of Palaeogeography，2011，13（3）：347-354.

18
葛小瞳，汪远征，陈代钊，等.川东北地区二叠纪晚期古海洋环境与有机质富集［J］.沉积学报，2024，42（3）：757-773.

GE X T，WANG Y Z，CHEN D Z，et al.Marine redox environment and organic accumulation in NE Sichuan Basin during the Late Permian［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2024，42（3）：757-773.

19
遇昊，陈代钊，韦恒叶，等.鄂西地区上二叠乐平统大隆组硅质岩成因及有机质富集机理［J］.岩石学报，2012，28（3）：1017-1027.

YU H，CHEN D Z，WEI H Y，et al. Origin of bedded chert and organic matter accumulation in the Dalong Formation of Upper Permian in western Hubei Province［J］.Acta Petrologica Sinica， 2012，28（3）：1017-1027.

20
LIU W Q，ZHANG X X，QIAO Y，et al.Climate-driven paleoceanography change controls on petrology and organic matter accumulation in the Upper Permian Dalong Formation， western Hubei Province， southern China［J］.Sedimentary Geology，2022，440：106259.

21
张毅，郑书粲，高波，等.四川广元上寺剖面上二叠统大隆组有机质分布特征与富集因素［J］.地球科学，2017，42（6）：1008-1025.

ZHANG Y，ZHENG S C，GAO B，et al.Distribution characteristics and enrichment factors of organic matter in Upper Permian Dalong Formation of Shangsi section，Guangyuan，Sichuan Basin［J］.Earth Science，2017，42（6）：1008-1025.

22
罗志立，孙玮，韩建辉，等.峨眉地幔柱对中上扬子区二叠纪成藏条件影响的探讨［J］.地学前缘，2012，19（6）：144-154.

LUO Z L，SUN W，HAN J H，et al.Effect of Emei mantle plume on the conditions of Permian acumulation in Middle-Upper Yangtze Area［J］.Earth Science Frontiers，2012，19（6）：144-154.

23
赵宗举，周慧，陈轩，等.四川盆地及邻区二叠纪层序岩相古地理及有利勘探区带［J］.石油学报，2012，33（S2）：35-51.

ZHAO Z J，ZHOU H，CHEN X，et al.Sequence lithofacies paleogeography and favorable exploration zones of the Permian in Sichuan Basin and adjacent areas，China［J］.Acta Petrolei Sinica，2012，33（S2）：35-51.

24
何斌，徐义刚，肖龙，等.峨眉山地幔柱上升的沉积响应及其地质意义［J］.地质论评，2006，52（1）：30-37.

HE B，XU Y G，XIAO L，et al.Sedimentary responses to uplift of Emeishan mantle plume and its implications［J］.Geological Review，2006，52（1）：30-37.

25
肖威，张兵，姚永君，等.川东二叠系龙潭组页岩岩相特征与沉积环境［J］.岩性油气藏，2022，34（2）：152-162.

XIAO W，ZHANG B，YAO Y J，et al.Lithofacies and sedimentary environment of shale of Permian Longtan Formation in eastern Sichuan Basin［J］.Lithologic Reservoirs，2022，34（2）：152-162.

26
王威，石文斌，付小平，等.川北二叠系大隆组页岩气勘探潜力及方向［J］.石油实验地质，2020，42（6）：892-899.

WANG W，SHI W B，FU X P，et al. Shale gas exploration potential and target of Permian Dalong Formation in northern Sichuan［J］.Petroleum Geology & Experiment，2020，42（6）：892-899.

27
TRIBOVILLARD N，ALGEO T J，LYONS T，et al.Trace metals as paleoredox and paleoproductivity proxies：An update［J］.Chemical Geology，2006，232（1-2）：12-32.

28
RUDNICK R L，MCLENNAN S M，TAYLOR S R.Large ion lithophile elements in rocks from high-pressure granulite facies terrains［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1985，49（7）：1645-1655.

29
ALGEO T J，CHEN Z Q，FRAISER M L，et al.Terrestrial–marine teleconnections in the collapse and rebuilding of Early Triassic marine ecosystems［J］.Palaeogeography，Palaeoclimatology，Palaeoecology，2011，308（1）：1-11.

30
LIU S F，MI B B，FANG X Y，et al.A preliminary study of a sediment core drilled from the mud area on the inner shelf of the East China Sea：Implications for paleoclimatic changes during the fast transgression period （13kaB.P.8kaB.P.）［J］.Quaternary International，2017，441：35-50.

31
PRICE J R，VELBEL M A.Chemical weathering indices applied to weathering profiles developed on heterogeneous felsic metamorphic parent rocks［J］.Chemical Geology，2003，202（3）：397-416.

32
NESBITT H W，YOUNG G M.Early Proterozoic climates and plate motions inferred from major element chemistry of lutites［J］.Nature，1982，299（5885）：715-717.

33
CAI Q S，HU M Y，ZHANG B M，et al.Source of silica and its implications for organic matter enrichment in the Upper Ordovician-Lower Silurian black shale in western Hubei Province，China：Insights from geochemical and petrological analysis［J］.Petroleum Science，2022，19（1）：74-90.

34
MCLENNAN S M.Weathering and Global Denudation［J］.The Journal of Geology，1993，101（2）：295-303.

35
SHIELDS G，STILLE P.Diagenetic constraints on the use of cerium anomalies as palaeoseawater redox proxies：An isotopic and REE study of Cambrian phosphorites［J］.Chemical Geology，2001，175（1）：29-48.

36
HUANG H Y，HE D F，LI Y Q，et al.Late Permian tectono-sedimentary setting and basin evolution in the Upper Yangtze region，South China：Implications for the formation mechanism of intra-platform depressions［J］.Journal of Asian Earth Sciences，2021，205：104599.

37
施振生，周天琪，郭伟，等.海相页岩定量古地理编图及深水陆棚沉积微相划分——以川南泸州地区五峰组—龙马溪组龙一1 （1-4）小层为例［J］.沉积学报，2022，40（6）：1728-1744.

SHI Z S，ZHOU T Q，GUO W，et al.Quantitative Paleogeographic Mapping and sedimentary microfacies division in a deep-water marine shale shelf：Case study of Wufeng Formation-Longmaxi Formation shale，southern Sichuan Basin，China［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2022，40（6）：1728-1744.

38
IBACH L E J.Relationship between sedimentation rate and total organic carbon content in ancient marine sediments1［J］.AAPG Bulletin，1982，66（2）：170-188.

39
CHEN C，MU C L， ZHOU K K，et al.The geochemical characteristics and factors controlling the organic matter accumulation of the Late Ordovician-Early Silurian black shale in the Upper Yangtze Basin， South China［J］.Marine and Petroleum Geology，2016，76：159-175.

40
张天怡，黄士鹏，李贤庆，等.四川盆地下寒武统筇竹寺组沉积地球化学特征与有机质富集机制［J］.天然气地球科学，2024，35（4）：688-703.

ZHANG T Y，HUANG S P，LI X Q，et al. Sedimentary geochemical characteristies and organic matter enrichment of the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2024，35（4）：688-703.

41
ALGEO T J，MAYNARD J B.Trace-element behavior and redox facies in core shales of Upper Pennsylvanian Kansas-type cyclothems［J］.Chemical Geology，2004，206（3-4）：289-318.

42
LIU W Q，YAO J X，TONG J N，et al.Organic matter accumulation on the Dalong Formation （Upper Permian） in western Hubei，South China：Constraints from multiple geochemical proxies and pyrite morphology［J］.Palaeogeography，Palaeoclimatology，Palaeoecology，2019，514：677-689.

43
CAO J，WU M，CHEN Y，et al.Trace and rare earth element geochemistry of Jurassic mudstones in the northern Qaidam Basin，Northwest China［J］.Geochemistry，2012，72（3）：245-252.

44
GERMAN C R，ELDERFIELD H.Application of the Ce ano-maly as a paleoredox indicator：The ground rules［J］.Paleoceanography，1990，5（5）：823-833.

45
MEYER E E，BURGREEN B N，LACKEY H，et al.Evidence for basin restriction during syn-collisional basin formation in the Silurian Arisaig Group，Nova Scotia［J］.Chemical Geology，2008，256（1）：1-11.

46
ALGEO T J，LYONS T W.Mo-total organic carbon covariation in modern anoxic marine environments：Implications for analysis of paleoredox and paleohydrographic conditions［J］.Paleoceanography，2006，21（1）：1-23.

47
ALGEO T J，TRIBOVILLARD N.Environmental analysis of paleoceanographic systems based on molybdenum-uranium covariation［J］.Chemical Geology，2009，268（3）：211-225.

48
TRIBOVILLARD N，ALGEO T J，BAUDIN F，et al.Analysis of marine environmental conditions based onmolybdenum-uranium covariation—Applications to Mesozoic paleoceanography［J］.Chemical Geology，2012，324-325：46-58.

49
ALGEO T J，ROWE H.Paleoceanographic applications of trace-metal concentration data［J］.Chemical Geology，2012，324-325：6-18.

50
殷鸿福，童金南，丁梅华，等.扬子区晚二叠世—中三叠世海平面变化［J］.地球科学，1994，19（5）：627-632.

YIN H F，TONG J N，DING M H，et al.Late Permian-Middle Triassic sea level changes of Yangtze Platform［J］.Earth Science，1994，19（5）：627-632.

51
SWEERE T，VAN DEN BOORN S，DICKSON A J，et al.Definition of new trace-metal proxies for the controls on organic matter enrichment in marine sediments based on Mn，Co，Mo and Cd concentrations［J］.Chemical Geology，2016，441：235-245.

52
WINGUTH A M E，THOMAS E，WINGUTH C.Global decline in ocean ventilation，oxygenation，and productivity during the Paleocene-Eocene Thermal Maximum：Implications for the benthic extinction［J］.Geology，2012，40：263-266.

53
张水昌，张宝民，边立曾，等.中国海相烃源岩发育控制因素［J］.地学前缘，2005，12（3）：39-48.

ZHANG S C，ZHANG B M，BIAN L Z，et al.Development constraints of marine source rocks in China［J］.Earth Science Frontiers，2005，12（3）：39-48.

54
李丹龙，伏美燕，邓虎成，等.上扬子地区下寒武统牛蹄塘组富有机质页岩岩相及沉积环境分析——以贵州温水村剖面为例［J］.天然气地球科学，2023，34（3）：445-459.

LI D L，FU M Y，DENG H C，et al.Analysis of lithofacies and se-dimentary environment of shale deposited in shelf facies：A case study of the Wenshuicun section in Guizhou Province，South China［J］.Natural Gas Geoscience，2023，34（3）：445-459.

55
NESBITT H W，YOUNG G M.Early Proterozoic climates and plate motions inferred from major element chemistry of lutites［J］.Nature，1982，299：715-717.

56
ADEGOKE A K，ABDULLAH W H，HAKIMI M H，et al.Geo-chemical characterisation and organic matter enrichment of Upper Cretaceous Gongila shales from Chad（Bornu） Basin，northeastern Nigeria：Bioproductivity versus anoxia conditions［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2015，135：73-87.

57
DONER Z，KUMRAL M，DEMIREL I H，et al.Geochemical characteristics of the Silurian shales from the central Taurides，southern Turkey：Organic matter accumulation，preservation and depositional environment modeling［J］.Marine and Petroleum Geology，2019，102：155-175.

58
GRICE K，SCHOUTEN S，PETERS K E，et al.Molecular isotopic characterisation of hydrocarbon biomarkers in Palaeocene-Eocene evaporitic，lacustrine source rocks from the Jianghan Basin，China［J］.Organic Geochemistry，1998，29（5）：1745-1764.

59
ROY D K，ROSER B P.Climatic control on the composition of Carboniferous-Permian Gondwana sediments，Khalaspir Basin，Bangladesh［J］.Gondwana Research，2013，23（3）：1163-1171.

60
ALGEO T J，HENDERSON C M，TONG J，et al.Plankton and productivity during the Permian-Triassic boundary crisis： An analysis of organic carbon fluxes［J］.Global and Planetary Change，2013，105：52-67.

61
张文正，杨华，彭平安，等.晚三叠世火山活动对鄂尔多斯盆地长7优质烃源岩发育的影响［J］.地球化学，2009，38（6）：573-582.

ZHANG W Z，YANG H，PENG P A，et al.The influence of Late Triassic volcanism on the development of Chang 7 high grade hydrocarbon source rock in Ordos Basin［J］.Geochimica，2009，38（6）：573-582.

62
DU X B，JIA J X，ZHAO K，et al.Was the volcanism during the Ordovician-Silurian transition in South China actually global in extent？ Evidence from the distribution of volcanic ash beds in black shales［J］.Marine and Petroleum Geology，2021，123：104721.

63
谢浩然，梁超，吴靖，等.火山活动对沉积古环境及有机质富集的影响［J］.古地理学报，2023，25（4）：768-787.

XIE H R，LIANG C，WU J，et al.Impacts of volcanic activity on sedimentary palaeo-environment and organic matter enrichment［J］.Journal of Palaeogeography，2023，25（4）：768-787.

64
YANG X R，YAN D T，ZHANG B，et al.The impact of volcanic activity on the deposition of organic-rich shales： Evidence from carbon isotope and geochemical compositions［J］.Marine and Petroleum Geology，2021，128：105010.

65
YANG S C，HU W X，FAN J X，et al.New geochemical identification fingerprints of volcanism during the Ordovician-Silurian transition and its implications for biological and environmental evolution［J］.Earth-Science Reviews，2022，228：104016.

66
SPEARS D A.The origin of tonsteins， an overview， and links with seatearths， fireclays and fragmental clay rocks［J］.International Journal of Coal Geology，2012，94：22-31.

67
SCHOEPFER S D，SHEN J，WEI H，et al.Total organic carbon，organic phosphorus，and biogenic barium fluxes as proxies for paleomarine productivity［J］.Earth-Science Reviews，2015，149：23-52.

68
葛小瞳，汪远征，陈代钊，等.川东北地区二叠纪晚期古海洋环境与有机质富集［J］.沉积学报，2024，42（3）：757-773.

GE X T，WANG Y Z，CHEN D Z，et al.Marine redox environment and organic accumulation in NE Sichuan Basin during the Late Permian［J］.Acta Sedimentologica Sinica，2024，42（3）：757-773.

69
BASKIN D K， 刘全有. 利用干酪根H/C比评价烃源岩热成熟度与生烃潜力［J］. 天然气地球科学，2002，13（5-6）：41-49.

BASKIN D K，LIU Q Y.The H/C ratio of kerogen was used to evaluate the thermal maturity and hydrocarbon generation potential of source rocks［J］.Natural Gas Geoscience，2002，13（5-6）：41-49.

70
TISSOT B，DEROO G，HOOD A.Geochemical study of the Uinta Basin：formation of petroleum from the Green River formation［J］.Geochimica et Cosmochimica Acta，1978，42（10）：1469-1485.

71
SCHAEFER R G，WELTE D H，POOCH H.Geochemistry of low molecular weight hydrocarbons in two exploration wells of the Elmworth Gas Field （Western Canada Basin）［J］.Organic Geochemistry，1984，6：695-701.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司