Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 10: 1675 - 1690

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.05.006

Shale lithofacies heterogeneity and the different of reservoir quality within sequence stratigraphic framework： Case study of Wufeng Formation-lower Longmaxi Formation in Changning area， South Sichuan Basin

  • Gaoxiang WANG , 1 ,
  • Shengxian ZHAO 1 ,
  • Lei CHEN , 2, 3 ,
  • Jian ZHANG 1 ,
  • Chenglin ZHANG 1 ,
  • Shusheng YUAN 1 ,
  • Jiangrong FENG 1 ,
  • Bo LI 1 ,
  • Xiucheng TAN 2, 3
Expand
  • 1. Shale Gas Research Institute under Southwest Oil ＆ Gasfield Branch Company，PetroChina，Chengdu 610051，China
  • 2. Sichuan Key Laboratory of Natural Gas Geology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 3. Research Division of Key Laboratory of Carbonate Reservoir，CNPC，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China

Received date: 2022-04-13

  Revised date: 2022-05-21

  Online published: 2022-09-28

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41602147)

the Science and Technology Cooperation Project of the CNPC-SWPU Innovation Alliance(2020CX020000)

Fold

Abstract

Based on well logs， well cores and chemical test data， the authors established a sequence stratigraphic framework for the Late Ordovician Wufeng Formation to the Early Silurian Longmaxi Formation in the Changning area of the Sichuan Basin. The shale lithofacies heterogeneity within sequence stratigraphic framework was studied in detail through core observation and drilling data analysis， the results are as follows： （1） The Wufeng Formation to the Lower Longmaxi Formation was interpreted as two 3rd sequences （SQ1 and SQ2）， and they are further divided into six parasequence groups. （2） Based on the lithofacies ternary diagram of siliceous minerals-carbonates minerals-clay minerals， six lithofacies in SQ1-SQ2 sequence were identified： mixed siliceous shale， argillaceous-rich siliceous shale， calcareous/siliceous mixed shale， mixed shale， argillaceous/siliceous mixed shale， calcareous-rich siliceous shale. The calcareous/siliceous mixed shale dominated in the SQ1-TST， while the SQ1-HST consisted of the calcareous/siliceous mixed shale and the calcareous-rich siliceous shale because of the high content of calcareous. The mixed siliceous shale dominated in the SQ2-TST due to the high siliceous content. In the early stage of the SQ2-HST， due to the increase of argillaceous content， argillaceous-rich siliceous shale was mainly developed. In the middle and late period of SQ2-HST， argillaceous/siliceous mixed shale is dominated because of the increase of calcareous and the high argillaceous content. （3） In the transgressive system tract of SQ1， the argillaceous -rich siliceous shale dominated in the study area， while mixed siliceous shale develops in the west and east， and the calcareous/siliceous mixed shale develops in the north. The highstand systems tract of SQ1 is characterized by the mixed shale in the study area， while the calcareous-rich siliceous shale develops in the west and east. The transgressive system tract of SQ2 is mainly composed of mixed siliceous shale， while the calcareous/siliceous mixed shale is dominated in the N16 well block in the south area， and the highstand systems tract of SQ2 is characterized by the argillaceous-rich siliceous shale. （4） The shale reservoir quality of different lithofacies is different in different sequence. In the transgressive system tract of SQ1， the mixed shale is characterized by high TOC， high gas content and high porosity， which is the best lithofacies type. The highstand systems tract of SQ1 is characterized by mixed shale and calcareous/siliceous mixed shale， the TOC content and gas content are both low. The mixed siliceous shale and mixed shale are characterized by high organic matter content， high porosity and high gas content in the transgressive system tract of SQ2， which are the best lithofacies types. The highstand systems tract of SQ2， almost all lithofacies have low TOC， low porosity and poor gas content.

Key words： Shale; Sequence stratigraphy; Reservoir quality; Lithofacies; Wufeng Formation; Longmaxi Formation

Cite this article

Gaoxiang WANG , Shengxian ZHAO , Lei CHEN , Jian ZHANG , Chenglin ZHANG , Shusheng YUAN , Jiangrong FENG , Bo LI , Xiucheng TAN . Shale lithofacies heterogeneity and the different of reservoir quality within sequence stratigraphic framework： Case study of Wufeng Formation-lower Longmaxi Formation in Changning area， South Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(10) : 1675 -1690 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.05.006

0 引言

我国非常规油气发展迅速，自2010年在四川盆地南部五峰组—龙马溪组首次发现页岩气工业气流之后，现今已逐步在四川盆地的涪陵、长宁—威远、昭通、富顺—永川等页岩气富集区成功建立了商业产能示范区［1-6］。近年来，我国页岩气产量屡创新高，2020年我国页岩气年产量突破200×108 m3，这预示着我国页岩气勘探开发前景越发广阔［7-13］。页岩含气性通常受到页岩储层厚度、矿物组成、有机质丰度及类型、热演化程度和岩相类型等多种因素影响。而且页岩虽然看似均一，但其岩相却存在较强的非均质性，这对页岩气的勘探开发及有效储层的预测带来很大难度。页岩岩相研究作为页岩气勘探开发的基础，众多学者［14-17］已经开展大量工作，虽然目前对于海相页岩的岩相划分及特征研究取得了较多认识，但岩相划分方案仍不统一。页岩岩相划分方案指标多样，多以岩石矿物组分为基础，利用三端元图解进行划分，随着相关研究的逐渐深入，目前岩相划分还引入有机质丰度、古生物类型和丰度、沉积构造及测井曲线变化规律等多因素指标进行综合判断［17-19］。已有部分学者对页岩岩相划分及其发育特征进行相关研究，但是在层序格架内进行页岩岩相非均质性及其储层品质差异性研究还尚未大量开展。层序的发育主要与海平面升降、陆源供给、构造活动及古气候等有关，层序格架直接影响到沉积响应特征，沉积响应特征也会随层序格架的变化而变化［20-21］。层序格架对页岩的发育特征和空间展布规律具有重要的控制作用，因此，本文以四川盆地南部长宁地区五峰组—龙马溪组一段（简称龙一段）为例，首先建立层序地层格架，然后在层序划分的基础上，利用矿物三端元图解对研究区五峰组—龙一段页岩岩相类型进行分类，阐明层序格架下页岩岩相非均质性特征，并讨论该地区页岩勘探开发最有利岩相，为四川盆地及周缘地区页岩有利岩相预测提供重要依据。

1 区域地质概况

长宁地区位于四川盆地南部，构造上位于川南低缓背斜构造带南部［22］。奥陶纪至志留纪过渡时期，华夏古陆与扬子地块发生碰撞作用，导致扬子板块内部发生构造变形，呈现西北高东南低的地势特征，西北部发生隆起，东南部向下挠曲，形成“凹隆相间”的古地貌格局，川南长宁地区五峰组—龙马溪组黑色页岩形成于东南缘深水环境中［23-25］，其龙马溪组页岩沉积厚度大，一般大于60 m［图1（a）］。
图1 四川盆地龙马溪组页岩沉积厚度展布（a） ［24］和五峰组—龙一段岩性柱状图（b）

Fig.1 The thickness contour of the Longmaxi Formation shale（a）［24］ and lithology column of Wufeng Formation to lower Longmaxi Formation（b） in the Sichuan Basin

研究区上奥陶统五峰组分布稳定，厚度介于2~16 m之间，由下部黑色富笔石页岩段和上部沉积灰黑色介壳灰岩的“观音桥段”组成［图1（b）］。下志留统龙马溪组划分为龙一段和龙二段，龙一段作为主要开发目的层主要沉积灰黑色—黑色页岩，夹粉砂质页岩、泥质粉砂岩［图1（b）］，笔石丰度高，一般大于30%。
结合野外露头、钻井岩心、测井曲线等指标，针对研究区五峰组—龙一段，识别出2个三级层序（SQ1、SQ2）。SQ1层序对应五峰组，由一个海侵体系域（TST）和一个高位体系域（HST）组成，海侵体系域（TST）对应五峰组黑色富笔石页岩，沉积物为黑色页岩，富含笔石，笔石个体一般较大且保存完好，GR曲线呈逐渐增大趋势，Th/U值呈指状低值，指示当时沉积水体为缺氧环境；高位体系域（HST）对应五峰组顶部观音桥段，厚度薄，一般小于1 m。该体系域沉积灰色介壳灰岩或者介壳泥灰岩，GR曲线呈骤降特征（图2）。
图2 川南长宁地区SQ1—SQ2层序（五峰组—龙一段）划分综合柱状图

Fig.2 The sequence division column of the SQ1-SQ2 （Wufeng Formation to lower Longmaxi Formation） in Changning area， South Sichuan Basin

SQ2层序对应龙一段，由一个海侵体系域（TST）和一个高位体系域（HST）组成。海侵体系域（TST）对应龙一段下部地层，岩性主要为富有机质黑色页岩，常见笔石、硅质放射虫等化石，笔石个体大且呈杂乱无规律排列，GR值较高，Th/U值为箱状低值（Th/U<2），指示当时沉积环境为缺氧条件。高位体系域（HST）对应龙一段上部地层，岩性主要为灰黑色页岩、粉砂质页岩，少见粉砂岩，笔石化石发育频率较低，个体较小且较破碎。Th/U值为锯齿状中高值（2<Th/U<7），指示当时沉积环境还原性减弱，氧化性增强（图2）。
在层序划分的基础上，进一步将SQ1—SQ2层序划分成6个准层序组，SQ1—TST、SQ1—HST和SQ2—TST分别对应1个准层序组，SQ2—HST识别出3个准层序组。由下至上分别命名为准层序组1、准层序组2、准层序组3、准层序组4、准层序组5和准层序组6（图2）。
准层序组1对应SQ1—TST时期。其硅质含量较高，变化范围为31.91%~58.48%，平均值为44.20%；碳酸盐矿物含量与黏土矿物含量变化范围分别为8.84%~38.48%、11.68%~29.94%，平均值分别为23.09%、18.78%。Th/U值偏低，呈底部高值中部上部低值的特征，变化范围为 0.65~5.59，平均值为1.55。
准层序组2对应SQ1—HST时期（即观音桥段），岩性为介壳泥灰岩，发育赫南特贝动物群。硅质含量变化范围为34.71%~56.30%，均值为45.10%；碳酸盐矿物和黏土矿物含量变化范围分别为21.87%~26.05%、7.73%~23.26%，平均值分别为23.62%、15.84%。Th/U值低且变化小，介于0.54~0.83之间，平均值为0.7。
准层序组3对应 SQ2—TST时期，岩性为黑色富笔石页岩、黑色硅质页岩。该时期硅质含量高，其最大值、最小值分别为64.60%、43.30%，平均值为55.54%；碳酸盐矿物和黏土矿物含量变化范围分别为3.84%~28.53%、10.42%~27.15%，平均值分别为13.95%、15.69%。Th/U值依然为低值，变化范围为0.37~1.08，平均值为0.77。
准层序组4属于SQ2—HST早期阶段，发育灰黑色页岩、灰色含粉砂页岩。其硅质含量高，介于43.01%~67.03%之间，平均值为53.13%；黏土矿物含量与下部3个准层序组相比呈明显增多趋势，变化范围为12.02%~36.66%，平均值为28.63%；碳酸盐矿物含量较低，介于0.01%~22.48%之间，平均值为5.90%。由深至浅，Th/U值呈逐渐增大趋势，变化范围为1.17~5.87，平均值为3.97。
准层序组5属于SQ2—HST中期阶段，岩性主要为灰色含粉砂页岩、粉砂质页岩及粉砂岩。该时期硅质含量仍然较高，介于28.31%~59.07%之间，平均值为46.78%；由下至上，碳酸盐矿物含量逐渐增多，变化范围介于0.03%~37.69%之间，平均值为14.20%；黏土矿物含量较高，介于16.74%~40.54%之间，平均值为26.99%。Th/U值为中高值，介于2.48~4.68之间，平均值为3.38。
准层序组6属于SQ2—HST 晚期阶段，岩性主要为灰色含粉砂页岩、粉砂质页岩及粉砂岩。其硅质含量很高，由下至上逐渐增多，变化范围为41.02%~84.19%，平均值为52.93%；碳酸盐矿物含量介于8.47%~23.57%之间，平均值为15.77%；黏土矿物含量介于0.33%~31.64%之间，平均值为22.93%。Th/U值为高值，最小值、最大值分别为3.77、8.16，平均值为5.41。

2 岩相划分方案

本文采用硅质矿物（石英+长石）—碳酸盐矿物—黏土矿物三端元图解的岩相划分方案［26］，划分出4个岩相组合和16个岩相。当硅质含量大于50%时，为硅质页岩相（S）；当碳酸盐矿物大于50%时，为灰质页岩相（C）；当黏土矿物大于50%时。为黏土质页岩相（CM）；而当三者含量均低于50%时，为混合质页岩相（M）。其中各个岩相组合细分如下：M-1为含灰/硅混合质页岩；M-2为混合质页岩；M-3为含黏土/灰混合质页岩；M-4为含黏土/硅混合质页岩；S-1为硅质页岩；S-2为混合硅质页岩；S-3为含灰硅质页岩；S-4为含黏土硅质页岩；C-1为灰质页岩；C-2为混合灰质页岩；C-3为含硅灰质页岩；C-4为含黏土灰质页岩；CM-1为黏土质页岩；CM-2为混合黏土质页岩；CM-3为含灰黏土质页岩；CM-4为含硅黏土质页岩。
基于长宁地区11口钻井样品分析测试数据，将其硅质、碳酸盐矿物及黏土矿物的含量投影于三端元图内（图3），可以看出川南长宁地区五峰组—龙一段主要发育硅质页岩相（S）、混合质页岩相（M）和灰质页岩相（C），黏土质页岩相组合（CM）发育较少，主要发育6种岩相，分别为混合硅质页岩（S-2）、含黏土硅质页岩（S-4）、含灰/硅混合质页岩（M-1）、混合质页岩（M-2）、含黏土/硅混合质页岩（M-4）和含硅灰质页岩（C-3）。
图3 川南长宁地区SQ1—SQ2层序（五峰组—龙一段）岩相三端元图解

M为混合质页岩相，其中M-1为含灰/硅混合质页岩，M-2为混合质页岩，M-3为含黏土/灰混合质页岩，M-4为含黏土/硅混合质页岩；S为硅质页岩相，其中S-1为硅质页岩，S-2为混合硅质页岩，S-3为含灰硅质页岩，S-4为含黏土硅质页岩；C为灰质页岩相，其中C-1为灰质页岩，C-2为混合灰质页岩，C-3为含硅灰质页岩，C-4为含黏土灰质页岩；CM为黏土质页岩相，其中CM-1为黏土质页岩，CM-2为混合黏土质页岩，CM-3为含灰黏土质页岩，CM-4为含硅黏土质页岩

Fig.3 The lithofacies triangular chart of the SQ1-SQ2 sequence （Wufeng Formation to lower Longmaxi Formation） in Changning area， South Sichuan Basin

SQ1层序主要发育硅质页岩相和混合质页岩相，以含黏土/硅混合质页岩（厚度占比为29.01%）、混合硅质页岩（厚度占比为29.24%）为主（图4）。其中TST时期以含灰/硅混合质页岩［图5（a），图5（b）］、混合质页岩［图5（c）］为主，也可见混合硅质页岩［图5（e）］和混合灰质页岩发育。HST时期碳酸盐矿物含量相对较高，以灰质页岩相为主，发育含硅灰质页岩［图5（g）］、混合灰质页岩［图5（d）］、含黏土硅质页岩［图5（f）］。
图4 川南长宁地区SQ1及SQ2层序岩相发育厚度频率柱状图

Fig.4 The lithofacies thickness frequency histogram of the SQ1 and SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

图5 川南长宁地区SQ1—SQ2层序页岩岩相类型与特征

（a）含灰/硅混合质页岩，发育斑脱岩和裂缝，SQ1—TST，2 354.70~2 354.93 m，N11井；（b）含灰/硅混合质页岩，发育斑脱岩和黄铁矿纹层，发育高角度裂缝，SQ1—TST，2 513.98~2 514.24 m，N15井；（c）混合质页岩，高角度裂缝发育，方解石充填，SQ1—TST，2 247.30~2 247.60 m，N10井；（d）混合灰质页岩，见生物碎屑，SQ1—HST，3 169.10~3 169.48 m，N9井；（e）混合硅质页岩，笔石个头粗大，杂乱排列，SQ1—TST，3 170.37~3 170.56 m，N9井；（f）含黏土硅质页岩，纹层发育，SQ1—HST，2 513.61 m，N15井；（g）含灰硅质页岩，生物碎屑十分发育，SQ1—HST，2 513.22 m，N15井；（h）含灰硅质页岩，方解石充填裂缝，SQ2—TST，2 232.78~2 232.24 m，N10井；（i）含黏土硅质页岩，纹层发育，SQ2—HST，2 146.28~2 146.50 m，N10井；（j）含黏土/硅混合质页岩，笔石不发育，见2 mm厚斑脱岩，SQ2—HST，2 504.20~2 504.36 m，N1井；（k）混合硅质页岩，见石英、方解石颗粒，SQ2—HST，2 500.41 m，N15井；（l）硅质页岩，见黄铁矿条带，SQ2—TST，2 508.68 m，N15井；（m）含黏土硅质页岩，见石英颗粒均匀分布，泥粉晶白云石方解石零星分布，SQ2—HST，2 493.98 m，N15井；（n）含黏土/硅混合质页岩，SQ2—HST，2 486.5 m，N15井；（o）含灰/硅混合质页岩，见生物碎屑，SQ2—TST，2 512.22 m，N15井；（p）混合质页岩，裂缝发育，SQ2—HST，2 491.59 m，N15井

Fig.5 The characteristics of the shale lithofacies of the SQ1-SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

SQ2层序岩相类型多样，硅质页岩相、混合质页岩相、灰质页岩相及黏土质页岩相均有发育，主要以含黏土/硅混合质页岩（厚度占比为36.71%）、含黏土硅质页岩（厚度占比为23.46%）为主（图4）。海进体系域（TST）时期硅质含量高，主要发育混合硅质页岩［图5（k）］、含灰硅质页岩［图5（h）］、含黏土硅质页岩［图5（i），图5（m）］、含灰/硅混合质页岩［图5（o）］，少见硅质页岩［图5（l）］。高位体系域（HST）时期主要混合质页岩相和灰质页岩相，黏土质页岩相发育相对较少，主要岩相类型为含黏土/硅混合质页岩［图5（j），图5（n）］和混合质页岩［图5（p）］。

3 岩相非均质性

3.1　岩相垂向非均质性

研究区岩相垂向非均质性明显，SQ1—SQ2层序由混合质页岩相逐渐变成硅质页岩相，再逐渐过渡成混合质页岩相。以N11井为例（图6），SQ1—TST时期发育混合质页岩相（78%）和硅质页岩相（22%），其中以含灰/硅混合质页岩为主（占比为45%），其次为混合质页岩（占比为26%），含黏土/硅混合质页岩占比为7%。SQ1—HST时期，发育含灰/硅混合质页岩相，该时期岩相发育单一且稳定。
图6 川南长宁地区N11井SQ1—SQ2层序（五峰组—龙一段）岩相垂向非均质特征

Fig.6 The heterogeneity of lithofacies in the SQ1-SQ2 sequence （Wufeng Formation to lower Longmaxi Formation） of Well N11 in Changning area， South Sichuan Basin

SQ2—TST时期，硅质含量明显增多，以硅质页岩相为主（占比为86%），稳定发育混合硅质页岩，混合质页岩相占比仅为11%。SQ2—HST早期（准层序组4），仍继承海进时期岩相发育特征，以硅质页岩相为主（占比为93%），但是该时期黏土含量增多，以含黏土硅质页岩为主（87%），混合硅质页岩仅占比6%，多以薄层形式夹于含黏土硅质页岩中。SQ2—HST中期（准层序组5）以混合质页岩相为主（占比为70%），该时期灰质含量增多，黏土含量跟准层序组4一样仍较高，含黏土/硅混合质页岩占44%，混合硅质页岩和混合质页岩均占16%，其次为含黏土硅质页岩（14%）和含灰/硅混合质页岩（10%）。SQ2—HST晚期（准层序组6），混合页岩相（占比为56%）与硅质页岩相（占比为44%）差别较小，硅质页岩相组合仅发育于准层序组6中晚期，与准层序组5类似，灰质和黏土含量较高，整体以含黏土/硅混合质页岩（占比为49%）为主（图6）。

3.2　岩相横向非均质性

由图7、图8可知，研究区五峰组—龙一段岩相垂向横向演化均具有明显差异。
图7 川南长宁地区Y2—Y1—N11—N3—N15井层序格架下岩相对比剖面

Fig.7 The lithofacies contrast profile under the sequence lattice of Wells Y2-Y1-N11-N3-N15 in Changning area， South Sichuan Basin

图8 川南长宁地区N16—N1—N9—N13—N10井层序格架下岩相对比剖面

Fig.8 The lithofacies contrast profile under the sequence lattice of Wells N16-N1-N9-N13-N10 in Changning area， South Sichuan Basin

SQ1层序研究区发育混合质页岩相。由西北至东南向，SQ1—TST时期地层厚度呈中部厚两侧薄的特征，岩相从西北向含黏土/硅混合质页岩逐渐变成中部含灰/硅混合质页岩，再向东部过渡为含黏土/硅混合质页岩。两侧地层较薄地区发育含黏土/硅混合质页岩；中部地层较厚地区发育含灰/硅混合质页岩、混合硅质页岩，以前者为主。SQ1—HST时期地层厚度变化稳定，发育含灰/硅混合质页岩，仅在西北部发育含黏土/硅混合质页岩。由中部至北方向，SQ1—TST时期厚度逐渐增厚，中部发育含黏土/硅混合质页岩，北部发育混合硅质页岩；SQ1—HST时期中部发育含灰/硅混合质页岩，北部发育含硅灰质页岩。
SQ2层序岩相发育类型多样，演变复杂，整体以混合质页岩相与硅质页岩相为主，仅在东部发育灰质页岩相。SQ2—TST时期，地层由西北至东南向呈逐渐增大趋势，岩相以混合硅质页岩为主，硅质含量较高，偶见含黏土/硅混合质页岩以薄层形式发育；由中部至北部该时期地层呈两边厚中间薄的趋势，稳定发育混合硅质页岩，仅在中部N16井发育含灰/硅混合页岩。SQ2—HST早期（准层序组4），由西北至东南向主要岩相由含黏土硅质页岩逐渐转变成含黏土/硅混合质页岩；由中部至北方向，准层序组4底部由含黏土/硅混合质页岩过渡成混合硅质页岩。SQ2—HST中期（准层序组5），由西南至东北向，黏土含量和灰质逐渐增多，硅质含量逐渐减少，岩相由含黏土硅质页岩、含黏土/硅混合质页岩逐渐转变成含灰/硅混合质页岩、含硅黏土质页岩和含硅灰质页岩；由中部至北方向，岩相由含黏土/硅混合质页岩为主逐渐转变为以含黏土硅质页岩为主。SQ2—HST晚期（准层序组6），由西南至东北向，岩相由含黏土/硅混合质页岩向含黏土硅质页岩转变，再向含硅灰质页岩过渡；由中部至北方向，含灰/硅混合质页岩逐渐减薄，至北部以混合质页岩为主。

3.3　岩相平面展布非均质性

长宁地区五峰组（SQ1层序）主要发育混合质页岩相。SQ1—TST时期以含灰/硅混合质页岩为主，西部Nx2井和东部N11井附近发育混合硅质页岩，中部发育含灰/硅混合质页岩，N15井区发育含硅灰质页岩［图9（a）］。SQ1—HST时期以混合硅质页岩为主，西北部Y2井区和中部N217井区发育含黏土/硅混合质页岩，西部Y1井区和中部N1井区主要以含灰/硅混合质页岩为主，东部N12井区主要发育含灰硅质页岩［图9（b）］。整体来看，SQ1层序在古地貌隆起区主要以硅质页岩类沉积为主，而在水体更深的低洼地区则以混合质页岩相为主。
图9 川南长宁地区SQ1—SQ2层序（五峰组—龙一段）页岩岩相展布图

（a）SQ1—TST时期；（b）SQ1—HST时期；（c）SQ2—TST时期；（d）SQ2—HST时期

Fig.9 The shale lithofacies distribution of SQ1-SQ2 sequence （Wufeng Formation to lower Longmaxi Formation） in Changning area， South Sichuan Basin

龙一段（SQ2层序）主要发育硅质页岩相，SQ2—TST时期以混合硅质页岩为主，中部N17井区发育含灰/硅混合质页岩［图9（c）］；SQ2—HST时期以含黏土硅质页岩为主，中部N17井区发育含黏土/硅混合质页岩［图9（d）］。

4 层序格架下岩相储层品质差异性

衡量页岩储层品质好坏的指标一般包括总有机碳含量（TOC）、孔隙度和含气量的大小［27-31］。TOC作为页岩气储层的重要参数，其对于页岩的生烃条件、有机孔的发育等均具有重要意义［27-28］；孔隙度是表征页岩储集能力大小的参数之一［29-30］，含气量是反映页岩气潜力的直接参数，其含量的高低均可作为评价页岩气潜力的重要指标［27，31］。针对研究区主要发育的6种岩相类型，通过对比分析不同岩相TOC、孔隙度及含气性的差异，进而确定研究区优质页岩岩相。

4.1　混合硅质页岩

研究区混合硅质页岩发育于SQ1—TST、SQ2—TST及SQ2—HST时期，SQ1—HST时期不发育。SQ1—TST时期，混合硅质页岩TOC值多数偏低（<2%），仅有27%的样品TOC值介于2%~4%之间；含气性较差，98%的样品含气量低于2 m3/t，孔隙度同样偏低，仅有10%的样品孔隙度大于2%。SQ2—TST时期，混合硅质页岩TOC值均大于2%，其中有39%的样品TOC值大于4%；含气性好，54%的样品含气量大于2 m3/t，其中39%样品含气量大于4 m3/t；孔隙度均大于4%，具有良好的储集性能。SQ2—HST时期，混合硅质页岩TOC值仍较高，含量高于2%的页岩样品占比为62%，其中TOC值大于4%占比为5%；含气性偏低，大多数低于2 m3/t，仅有1%页岩样品高于4 m3/t；孔隙度以大于4%为主，占比51%，小于2%的仅占7%（图10）。
图10 川南长宁地区SQ1—SQ2层序内混合硅质页岩储层差异饼状图

Fig.10 The pie chart of the reservoir differences of mixed siliceous shale of SQ1-SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

4.2　含黏土硅质页岩

含黏土硅质页岩只发育于SQ2层序高位体系域时期，SQ1层序与SQ2海侵体系域不发育。该岩相有机质含量均大于2%，其中大于4%的样品数量占比为21%；含气性以中高值为主，大于2 m3/t的页岩样品占比为72%，其中4%的样品含气量大于4 m3/t；孔隙度以大于4%为主，占比为64%，仅有4%的样品孔隙度低于2%（图11）。
图11 川南长宁地区SQ2层序内含黏土硅质页岩储层差异饼状图

Fig.11 The pie chart of the reservoir differences of argillaceous-rich siliceous shale of SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

4.3　混合质页岩

混合质页岩在SQ1—SQ2层序各时期均有发育。SQ1—TST时期，混合质页岩以高碳为特征，TOC值大于4%的占比高达86%，仅有7%的页岩样品TOC值低于2%；含气量偏高，大于4 m3/t的页岩样品占比为54%，低于2 m3/t的占比为14%；孔隙度以高值为特征，87%的混合质页岩样品孔隙度大于4%。SQ1—HST时期，混合质页岩TOC值均小于2%，含气量偏低，均低于4 m3/t，其中低于2 m3/t的页岩样品占比为33%，孔隙度偏高，均大于4%。SQ2—TST时期，混合质页岩有机质含量均大于2%，50%的页岩样品TOC值大于4%，含气量均大于2 m3/t，其中大于4 m3/t的页岩样品占比为50%，孔隙度均大于2%，高值孔隙度（孔隙度大于4%）占比为60%。SQ2—HST时期，混合质页岩有机质含量明显降低，所有样品TOC值均小于4%，其中低碳（TOC<2%）占主要部分，比例为79%；含气量也是呈明显降低的特征，所有样品含气量均小于4 m3/t，其中低含气量（含气量<2 m3/t）占比为61%；孔隙度亦有所降低，以低值为主，小于2%占比为71%（图12）。
图12 川南长宁地区SQ1—SQ2层序内混合质页岩储层差异饼状图

Fig.12 The pie chart of the reservoir differences of mixed shale of SQ1-SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

4.4　含黏土/硅混合质页岩

含黏土/硅混合质页岩在SQ1—SQ2层序均有发育。SQ1—TST时期，有机质含量偏低，以低碳（TOC<2%）为主，占比为60%，TOC值高于4%的页岩样品仅占11%；该时期混合质页岩含气量亦偏低，79%的样品含气量低于2 m3/t，21%页岩样品含气量介于2~4 m3/t之间；孔隙度以高值居多，孔隙度大于4%的样品数占比为79%，仅有11%的页岩样品孔隙度低于2%。SQ1—HST时期，含黏土/硅混合质页岩有机质含量偏低，以低于2%为主，仅有33%的样品有机质含量大于2%；含气量与有机质含量特征类似，以低值为主，小于2 m3/t的样品占比为67%；孔隙度偏低，所有样品均低于2%。SQ2—TST时期，含黏土/硅混合质页岩TOC值明显增高，所有值均大于2%，其中50%的样品有机质含量高于4%；含气量以中高值为主，大于2 m3/t的样品总共占比为64%，其中大于4 m3/t的页岩样品数量占比为14%；孔隙度以高值为特征，均大于4%。SQ2—HST时期，有机质含量明显降低，大多数低于2%（数量占比为78%），仅有3%的页岩样品有机质含量大于4%；含气量也呈相似特征，整体以低值为主，69%的页岩样品含气量低于2 m3/t，30%的页岩样品含气量介于2~4 m3/t之间，仅有1%的页岩样品含气量高于4 m3/t；孔隙度以中高值为主，仅有3%的页岩样品孔隙度低于2%，孔隙度高于4%的页岩样品数量占比为51%（图13）。
图13 川南长宁地区SQ1—SQ2层序内含黏土/硅混合质页岩储层差异饼状图

Fig.13 The pie chart of the reservoir differences of argillaceous/siliceous mixed shale of SQ1-SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

4.5　含灰/硅混合质页岩

含灰/硅混合质页岩在SQ1—SQ2均有发育。SQ1—TST时期，该岩相有机质含量以低值为主，小于2%的部分数量占比为58%，介于2%~4%之间的占比为18%，高于4%的页岩样品数量占比为24%；含气量普遍小于2 m3/t，24%的页岩样品含气量高于4 m3/t；孔隙度均大于2%，仅有24%的页岩样品孔隙度高于4%。SQ1—HST时期，有机质含量均低于4%，以中高值为主，高于2%的页岩样品数量占比为66%；含气量均亦是偏低，均低于4 m3/t，其中低于2 m3/t的页岩数量占比为33%；孔隙度以高值为主，所有样品孔隙度均大于2%，其中66%的页岩样品孔隙度高于4%。SQ2—TST时期，该岩相TOC值均大于2%，但是高值数量较少，均有19%的页岩样品TOC值高于4%；含气量与TOC呈类似特征，高含气量页岩数量占比较小，仅有13%，剩余页岩含气量均介于2~4 m3/t之间；孔隙度以高值为主，大于4%的页岩样品数量占比为69%。SQ2—HST时期，有机质含量明显降低，TOC值介于2%~4%之间的页岩样品数量仅占9%，其余均低于2%；含气量均低于4 m3/t，小于2 m3/t的页岩样品数量占比为50%；孔隙度也偏低，均低于4%，其中介于2%~4%之间和低于2%的页岩样品数量占比均为50%（图14）。
图14 川南长宁地区SQ1—SQ2层序内含灰/硅混合质页岩储层差异饼状图

Fig.14 The pie chart of the reservoir differences of calcareous/siliceous mixed shale of SQ1-SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

4.6　含硅灰质页岩

含硅灰质页岩仅发育于SQ2—HST时期，且主要发育于该时期晚期。该岩相有机质含量低，均低于2%；含气量相对较差，以低于2 m3/t为主（占比为74%），剩余26%的页岩样品含气量介于2~4 m3/t之间，没有高含气量出现；孔隙度偏低，89%的页岩样品孔隙度介于2%~4%之间，孔隙度低于2%的页岩样品数量占比为11%（图15）。
图15 川南长宁地区SQ2层序内含硅灰质页岩储层差异饼状图

Fig.15 The pie chart of the reservoir differences of siliceous-rich calcareous shale of SQ2 sequence in Changning area， South Sichuan Basin

SQ1海进时期，海平面不断增大，由于火山活动的加入，沉积环境为在深水陆棚背景下的强还原厌氧环境［23-25，32-34］，强还原静水环境下不适宜底栖生物生存，由于海平面快速上升，同时期生存的笔石等生物大量死亡，该时期主要发育混合质页岩、混合硅质页岩、含灰/硅混合质页岩及含黏土/硅混合质页岩，其中混合质页岩以高碳为特征，含气性好，孔隙度高，是储层品质较好的岩相类型。SQ1高位体系域时期，赫南特冰期导致全球海平面快速下降［35-36］，沉积环境转变为浅水沉积［36-37］，多发育浅水介壳类生物，岩相主要以混合质页岩和含灰/硅混合质页岩为主，其有机质含量较低，含气性较差。
SQ2—TST时期，冰川消融，气候回暖，海平面上升，沉积环境转变成深水缺氧沉积［36-37］，加之火山活动的参与［32-34］，大量笔石等生物在该时期死亡并沉积下来，该时期硅质含量增多，稳定发育混合硅质页岩，偶见混合质页岩、含灰/硅混合质页岩、含黏土/硅混合质页岩，以薄层形式发育，其中以混合硅质页岩和混合质页岩储层品质最佳，有机质含量高，孔隙度高，含气性好。SQ2—HST时期海平面开始下降，沉积环境还原性逐渐减弱，含氧性逐渐增强，陆源输入程度增强［37-38］，灰质和黏土矿物增多，硅质矿物减少，主要沉积含黏土硅质页岩，还可见混合质页岩、含黏土/硅混合质页岩、含灰/硅混合质页岩和含硅灰质页岩，该时期由于陆源稀释作用，所有岩相有机质含量均偏低，孔隙度偏低，含气性较差。

5 结论

（1）四川盆地川南长宁地区五峰组—龙一段可划分成2个三级层序（SQ1、SQ2），每个三级层序均由海进体系域和高位体系域构成，进一步将SQ1和SQ2划分成6个准层序组。
（2）基于硅质矿物—碳酸盐矿物—黏土矿物三角图解，发现川南长宁地区SQ1—SQ2层序（五峰组—龙一段）页岩主要发育混合硅质页岩、含黏土硅质页岩、含灰/硅混合质页岩、混合质页岩、含黏土/硅混合质页岩及含硅灰质页岩6种岩相类型。SQ1—TST时期以含灰/硅混合质页岩为主，HST时期灰质含量较高，发育含灰/硅混合质页岩和含灰硅质页岩。SQ2—TST时期，硅质含量增多，稳定发育混合硅质页岩。SQ2—HST早期，硅质含量仍较高，但是由于黏土含量增多，主要发育含黏土硅质页岩为主。SQ2—HST中晚期（准层序组5、准层序组6）时期灰质含量增多，黏土含量仍较高，主要发育含黏土/硅混合质页岩。
（3）研究区SQ1海进体系域时期主要发育含黏土/硅混合质页岩，在西部和东部发育混合硅质页岩，北部发育含灰/硅混合质页岩。SQ1高位体系域时期，全区以混合质页岩为主，东部发育含灰硅质页岩。SQ2海进体系域时期，主要为混合硅质页岩，南部N16井区主要发育含灰/硅混合质页岩，SQ2高位体系域时期以含黏土硅质页岩为主。
（4）不同层序不同岩相储层品质有差异，SQ1海进时期混合质页岩以高碳为特征，含气性好，孔隙度高，是储层品质较好的岩相类型；SQ1高位体系域时期，岩相主要以混合质页岩和含灰/硅混合质页岩为主，其有机质含量较低，含气性较差。SQ2—TST时期以混合硅质页岩和混合质页岩储层品质最佳，有机质含量高，孔隙度高，含气性好；SQ2—HST时期所有岩相有机质含量均偏低，孔隙度偏低，含气性较差。

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