四川盆地及其周缘典型地区龙潭组页岩岩相划分对比及特征

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2020.09.009

Abstract

Abstract:

There are many types of transitional facies shale， and the types of organic matter are complex. They are neither completely the same as continental nor completely the same as the characteristics of marine shale. Discussing transitional shale facies and their characteristics is a further understanding of shale gas storage space. This paper takes the Well M1 and Well DC1 shale of Permian Longtan Formation in the Sichuan Basin and its surrounding areas as the research objects ， combined with core observation， ordinary optical thin section observation， and argon ion polishing scanning electron microscope observation. The lithofacies are divided and compared and their characteristics are described. The results indicate that the shale lithofacies of the Longtan Formation in the typical areas of the Sichuan Basin and its periphery can be divided into five major categories according to the mineral content， which are clay shale facies， calcareous shale facies， siliceous shale facies， calcareous mixed shale facies， siliceous mixed shale facies. According to the abundance of organic matter， eight sub-categories are further divided into ultra-high organic matter siliceous shale facies， ultra-high organic matter siliceous mixed shale facies， ultra-high organic matter clay shale facies， high organic matter siliceous shale facies， high-organic clay shale facies， medium-organic calcareous shale facies， medium-organic clay shale facies and low-organic calcareous shale facies. Clay shale facies， siliceous shale facies and siliceous mixed shale lithofacies with high abundance of organic matter is favorable production zone， while calcareous and calcareous mixed shale facies with low abundance of organic matter is an unfavorable production zone. Clay shale facies is the most commonly developed lithofacies in shale facies. The abundance of organic matter in clay facies shale facies is higher than that of marine clay shale facies shale.

Key words: Transitional facies, Marine facies, Typical areas in the Sichuan Basin and its periphery, Longtan Formation, Shale facies, Characteristics of organic matter

CLC Number:

TE122.2

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Figures/Tables 16

Fig.1

Fig.2

Fig.3

Table 1

Table 2

Table 3

Table 4

Fig.4

Fig.5

Fig.6

Fig.7

Fig.8

Table 5

Table 6

Comparison of different lithofacies sedimentary environment, organic matter characteristics and pyrite content"

矿物含量分类（大类）	沉积相及井号	有机质丰度分类（小类）	有机显微组分特征	显微组分形态	黄铁矿含量	储层特征
黏土质页岩相	海相 M1井	中有机质黏土质页岩相	Ⅲ型，壳质组和镜质组为主，个体细碎	个体直径一般小于50 μm，结构不完整	普遍发育黄铁矿，与TOC呈正相关	主要发育矿物粒间孔，黏土矿物粒内孔，多为狭缝型，主要孔径在4 nm左右
		高有机质黏土质页岩相
		特高有机质黏土质页岩相
	海陆过渡相DC1井	特高有机质黏土质页岩相	Ⅲ型，惰质组和镜质组为主	个体较大，结构完整，一般大于50 μm	黄铁矿含量非均质性较强，与TOC关系不明显	主要发育矿物粒间孔，黏土矿物粒内孔，孔隙多为狭缝、墨水瓶型，分选差，主要为20 nm孔
	海陆过渡相DC1井	高有机质黏土质页岩相	Ⅲ型，惰质组和镜质组为主	个体较大，结构完整，一般大于50 μm	黄铁矿含量非均质性较强，与TOC关系不明显	主要发育矿物粒间孔，黏土矿物粒内孔，孔隙多为狭缝、墨水瓶型，分选差，主要为20 nm孔
硅质页岩相	海相M1井	特高有机质硅质页岩相	II型，壳质组和镜质组为主，少量腐泥组	个体直径一般小于50 μm，结构不完整	普遍发育黄铁矿，与TOC呈正相关	主要为矿物粒间孔，孔隙多为狭缝、墨水瓶型，主要为2 nm、4 nm孔
硅质页岩相	海陆过渡相DC1井	高有机质硅质页岩相	Ⅲ型，惰质组和镜质组为主	个体直径一般小于50 μm，结构不完整	黄铁矿含量非均质性较强，与TOC关系不明显	主要发育矿物粒间孔，孔隙多为狭缝、墨水瓶型，主要为20 nm孔
钙质页岩相	海相 M1井	低有机质钙质页岩相	Ⅲ型，惰质组和镜质组为主	个体直径一般小于50 μm，结构不完整	普遍发育黄铁矿，与TOC呈正相关	生物碎屑粒内孔，溶蚀孔，矿物粒间孔，孔隙为墨水瓶、圆柱形、板形，主要为10 nm孔
钙质混合页岩相	海相 M1井	中有机质钙质混合页岩相	Ⅲ型，惰质组和镜质组为主	个体较小，一般小于25 μm	普遍发育黄铁矿，与TOC呈正相关	生物碎屑粒内孔，溶蚀孔，矿物粒间孔，孔隙为墨水瓶、圆柱形、板形，主要为10 nm孔
硅质混合页岩相	海相 M1井	特高有机质硅质混合页岩相	Ⅲ型，惰质组和镜质组为主	个体较小，一般小于25 μm	普遍发育黄铁矿，与TOC呈正相关	矿物粒间孔、有机孔发育，狭缝和墨水瓶型，主要2 nm、4 nm孔

Table 6

Fig.9

Table 7

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井号	样品号	深度/m	矿物组成/%			矿物含量分类（大类）	TOC /%	TOC等级	有机质丰度分类（小类）
井号	样品号	深度/m	黏土矿物	石英+长石	碳酸盐矿物	矿物含量分类（大类）	TOC /%	TOC等级	有机质丰度分类（小类）
M1井	M2	4 941.5	36	19	40	钙质混合页岩相	1.41	中	中有机质钙质混合页岩相
	M5	4 944.4	16	54	22	硅质页岩相	9.88	特高	特高有机质硅质页岩相
	M9	4 949.2	38	47	10	硅质混合页岩相	9.22	特高	特高有机质硅质混合页岩相
	M11	4 951.2	25	61	10	硅质页岩相	2.01	高	高有机质硅质页岩相
	M15	4 955.7	22	12	63	钙质页岩相	0.37	低	低有机质钙质页岩相
	M16	4 956.8	65	12	15	黏土质页岩相	1.62	中	中有机质黏土质页岩相
	M19	4 959.4	55	20	3	黏土质页岩相	3.39	高	高有机质黏土质页岩相
	M20	4 960.4	67	17	4	黏土质页岩相	4.66	特高	特高有机质黏土质页岩相
	M21	4 962.3	58	34	0	黏土质页岩相	3.05	高	高有机质黏土质页岩相
DC1井	D1	632.6	55.3	33.1	0	黏土质页岩相	12.8	特高	特高有机质黏土质页岩相
	D2	671	25.3	74.7	0	煤	12.8	特高	煤
	D4	723.2	88.2	11.8	0	黏土质页岩相	7.15	特高	特高有机质黏土质页岩相
	D6	854.1	41.1	56.7	0	硅质页岩相	2.91	高	高有机质硅质页岩相
	D7	862.6	54.3	28.8	15.8	黏土质页岩相	2.91	高	高有机质黏土质页岩相
	D8	891.5	76.6	19.1	3.9	黏土质页岩相	5.32	特高	特高有机质黏土质页岩相
	D9	920.7	60.2	33.6	6.2	黏土质页岩相	2.72	高	高有机质黏土质页岩相
	D10	957.8	87.5	12.3	0.2	黏土质页岩相	18.5	特高	特高有机质黏土质页岩相

井号	编号	井深/m	岩性	黏土/%	石英/%	钾长石/%	斜长石/%	方解石/%	白云石/%	黄铁矿/%	菱铁矿/%	硬石膏/%
M1井	M2	4 941.5	灰色灰质页岩	36	16	/	3	11	29	3	1	1
	M5	4 944.4	灰黑色炭质页岩	21	45	/	3	20	6	4	1	/
	M9	4 949.2	灰黑色炭质页岩	38	43	/	4	6	4	3	/	2
	M11	4 951.2	灰黑色炭质页岩	25	59	/	2	8	2	4	/	/
	M15	4 955.7	灰色泥质页岩	22	11	/	1	4	59	3	/	/
	M16	4 956.8	灰黑色页岩	65	8	/	4	1	14	6	1	1
	M19	4 959.4	灰黑色页岩	55	20	/	/	1	2	19	3	/
	M20	4 960.4	灰黑色页岩	67	5	1	11	/	4	12	/	/
	M21	4 962.3	灰黑色含砂页岩	58	19	/	15	/	/	7	/	1
DC1井	D1	632.6	灰黑色含砂页岩	55.3	29.9	0.9	2.3	/	/	10.3	/	1.3
	D2	671	煤	25.3	74.7	/	/	/	/	/	/	/
	D4	723.2	黑色炭质页岩	88.2	11.8	/	/	/	/	/	/	/
	D6	854.1	灰黑色粉砂质页岩	41.1	41.9	0.6	14.2	/	/	2.2	/	/
	D7	862.6	黑色炭质页岩	54.3	19.4	1.2	8.2	/	15.8	1.1	/	/
	D8	891.5	黑色炭质页岩	76.6	15	2.2	1.9	3.9	/	0.4	/	/
	D9	920.7	灰黑色粉砂质页岩	60.2	23	0.8	9.8	6.2	/	/	/	/
	D10	957.8	黑色炭质页岩	87.5	11.9	0.4	/	0.2	/	/	/	/

井号	编号	井深/m	岩性	伊利石/%	高岭石/%	绿泥石/%	伊/蒙混层/%	绿/蒙混层/%	伊/蒙混层比/%
M1井	M2	4 941.5	灰色灰质页岩	58	1	/	41	/	35
	M5	4 944.4	灰黑色炭质页岩	58	1	1	40	/	35
	M9	4 949.2	灰黑色炭质页岩	62	/	/	38	/	30
	M11	4 951.2	灰黑色炭质页岩	55	1	1	43	/	35
	M15	4 955.7	灰色泥质页岩	56	/	/	44	/	30
	M16	4 956.8	灰黑色页岩	40	/	1	59	/	30
	M19	4 959.4	灰黑色页岩	2	2	7	5	84	35
	M20	4 960.4	灰黑色页岩	19	3	4	74	/	35
	M21	4 962.3	灰黑色含砂页岩	25	6	14	53	2	35
DC1井	D1	632.6	灰黑色含砂页岩	9	38	33	20	/	10
	D2	671	煤	29	38	32	/	/	/
	D4	723.2	黑色炭质页岩	3	43	16	38	/	10
	D6	854.1	灰黑色粉砂质页岩	4	6	21	69	/	25
	D7	862.6	黑色炭质页岩	4	5	15	76	/	25
	D8	891.5	黑色炭质页岩	3	9	13	75	/	25
	D9	920.7	灰黑色粉砂质页岩	1	15	35	49	/	25
	D10	957.8	黑色炭质页岩	/	64	36	/	/	/

井深/m	层位	岩性	腐泥组/%	壳质组/%	镜质组/%	惰质组/%	干酪根类型
4 942.6	龙潭组	黑色炭质页岩	—	40.57	58.81	0.63	Ⅲ
4 946.8	龙潭组	黑色炭质页岩	—	67.8	32.2	—	Ⅱ₂
4 949.15	龙潭组	黑色炭质页岩	0.32	70.83	28.21	0.64	Ⅱ₂
4 951.2	龙潭组	黑色炭质页岩	—	70.32	29.68	—	Ⅱ₂
4 952.1	龙潭组	黑色炭质页岩	0.93	75.69	23.38	—	Ⅱ₂
4 957.75	龙潭组	黑色页岩	0.63	22.88	73.98	2.51	Ⅲ
4 959.37	龙潭组	黑色页岩	0.33	3.96	93.4	2.31	Ⅲ
4 960.42	龙潭组	黑色页岩	0.31	33.96	65.11	0.62	Ⅲ
4 962.3	龙潭组	黑色页岩	—	30.19	68.24	1.57	Ⅲ
4 963.25	龙潭组	黑色页岩	—	21.73	76.36	1.92	Ⅲ

岩相	沉积相	孔隙类型	孔隙形态特征	孔径范围（峰值）	DFT孔隙体积	BET比表面积	孔径分布曲线特征	孔隙发育情况
特高有机质黏土质页岩相	海陆过渡相（DC1井）	矿物粒间孔、黏土矿物粒内孔，有机孔欠发育，有机质周缘孔缝较发育	狭缝型，墨水瓶型，喉道分选差	5 nm、 20 nm	0.018~0.03	8~25	双峰型	发育
高有机质黏土质页岩相	海陆过渡相（DC1井）	矿物粒间孔、黏土矿物粒内孔，有机孔欠发育，有机质周缘孔缝较发育	狭缝型，墨水瓶型，喉道分选差	20 nm	0.02~0.03	10~15	单峰型	较发育
黏土质页岩相	海相（M1井）	矿物粒间孔、黏土矿物粒内孔，有机孔欠发育	狭缝型	4 nm	0.02~0.035	8~15	单峰型	特高有机质黏土质页岩相最发育
高有机质硅质页岩相	海陆过渡相（DC1井）	矿物粒间孔，有机孔欠发育	狭缝型，墨水瓶型，喉道分选差	20 nm	0.02~0.03	10~15	单峰型	较发育
硅质页岩相	海相（M1井）	矿物粒间孔，有机孔较发育	狭缝和墨水瓶型	2 nm、4 nm	0.01~0.035	5~30	双峰型	特高有机质硅质页岩相最发育
硅质混合页岩相	海相（M1井）	矿物粒间孔，有机孔较发育	狭缝和墨水瓶型	2 nm、4 nm	0.025	22	双峰型	较发育
钙质混合页岩相	海相（M1井）	生物碎屑粒内孔，溶蚀孔，矿物粒间孔	墨水瓶型，圆柱型和板型	10 nm	0~0.04	0~15	单峰型	发育

Lithofacies division and comparison and characteristics of Longtan Formation shale in typical areas of Sichuan Basin and its surrounding

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岩相	有机质特征		储层特征		含气性
岩相	TOC	有机质类型	孔隙特征	孔隙分布特征	含气性
黏土质页岩相	有机质丰度变化很大，为0.1%~20%	Ⅲ型为主	中孔，平板狭缝型为主，黏土矿物孔，微裂缝为主，有机质孔少	孔径变化范围较大， 1%到10%	较为稳定，解析气1.5~2 m³/t
硅质页岩相	整体较为稳定，5%左右	Ⅲ型为主，部分II型	有机孔相对较为发育，主要发育矿物粒间孔，多为狭缝型，部分为圆型或椭圆型	孔径和沉积环境关系较为密切，海相的较为稳定3%左右，海陆过渡相变化较大为1%~10%	较为稳定，解析气1.5 m³/t左右
钙质页岩相	一般很低，1%以下	Ⅲ型为主	较多的溶蚀孔和生物碎屑孔，圆柱型和墨水瓶型	变化大，一般在有溶蚀孔样品中孔隙度高5%以上，其他为1%左右	较低，解析气1 m³/t以下
混合页岩相	一般较低，为1%~5%	Ⅲ型为主	其中有机质孔孔径较小，无机孔隙主要为黏土矿物晶间孔和碎屑颗粒原生粒间孔，狭缝型和墨水瓶型	孔径分布较为集中，3%左右比较普遍	较稳定，解析气1.3 m³/t

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