引用本文

Zhao Shengxian,Yang Yueming,Zhang Jian,et al.Micro-layers division and fine reservoirs contrast of Lower Silurian Longmaxi Formation shale,Sichuan Basin,SW China[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(3):470-487.[赵圣贤，杨跃明，张鉴，等.四川盆地下志留统龙马溪组页岩小层划分与储层精细对比[J].天然气地球科学，2016,27(3):470-487.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.03.0470

四川盆地下志留统龙马溪组页岩小层划分与储层精细对比

赵圣贤^1，2 ，杨跃明^1，2，张鉴^1，2，王兰生³，王兴志⁴，罗超^1，2，田冲^1，2 

关键词： 四川盆地       下志留统龙马溪组       小层划分       沉积微相       储层精细对比       压裂效果应用      

中图分类号:TE121.3⁺4      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)03-0470-18

Micro-layers division and fine reservoirs contrast of Lower SilurianLongmaxi Formation shale,Sichuan Basin,SW China

Zhao Sheng-xian^1，2 ，Yang Yue-ming^1，2，Zhang Jian^1，2，Wang Lan-sheng³，Wang Xing-zhi⁴，Luo Chao^1，2，Tian Chong^1，2 

Key words： Sichuan Basin;       Lower Silurian Longmaxi Formation;       Micro-layers division;       Fine reservoirs contrast;       Fracture effects application;      

引言

中国页岩气从最初的评层选区到如今的大规模效益开发，已经逐步走上工业化和商业化之路^[1-4]；四川盆地下志留统龙马溪组海相页岩具有资源潜力大、地层厚度分布稳定、埋深适中等特点，是目前中国页岩气发展的主要产层^[5-8]。威远—长宁作为中国第一个国家级页岩气示范区^[2-8,9]，自建立以来，已累计完钻页岩气井95口，其中获得工业气井有32口，已累计产气约3×10⁸m³(截至2015年5月)。前期在长宁、威远地区水平井压裂效果认为，页岩储层非均质性强，同一个平台内靶体垂向距离仅数米其压裂测试产量差异大，如长宁水平井B2井与B3井耙体垂向距离4m，测试产量前者比后者高近13×10⁴m³，威远井区水平井E2井与E3井耙体垂距6m，测试产量前者高于后者近8×10⁴m³，除去钻井、压裂等工程和工艺上存在的客观不足及缺陷外，在静态地质层面上寻找产量差异影响因素，须对地质体精细刻画，开展页岩小层划分及储层精细对比。 笔者以长宁、威远及周缘18口龙马溪组页岩气井为研究对象，选取龙马溪组取心较为齐全的N3井、W3井作为典型井剖面，以地质评价手段为依据，重点对单井岩石特性(岩性、颜色、粒度)、沉积环境(构造特征、沉积微相)、古生物特征等研究，划分龙马溪组地层小层，并结合录井、测井、实验分析手段进行全盆地小层对比。开展龙马溪组小层沉积微相对比及储层精细对比研究，分析各小层沉积微相类别，探讨优质储层与压裂产量关系，以期为四川盆地龙马溪组页岩气下一步勘探开发提供方向和依据。

1 区域沉积特征

四川盆地位于上扬子台地西北缘，自震旦纪以来经历了多期的构造运动^[10-14]，晚奥陶世五峰期—早志留世龙马溪期为中国南方挤压最强烈的时期^[15-18]。晚奥陶世，盆地以西在古特提斯洋持续俯冲作用下使龙门山以西发生张裂^[19-22]，盆地以北的南秦岭洋向北俯冲消减，扬子陆块与华北陆块靠近^[23-25]，以东的华夏陆块进一步向北西推挤，黔中隆起出露水面，四川盆地所在的上扬子克拉通盆地范围随之进一步缩小，使得早—中奥陶世具有广海特征的海域转变为被(水下)隆起所围限的局限海域^[26-29]，沉积基底表现为东南高西北低特征，海域自东南向北逐渐变深^[12-16,17]。到早志留世龙马溪期，黔中隆起进一步扩大，以西与康滇古陆相连，以东雪峰水下古隆起雏形初现^[30-32]，加之川中水下古隆起进一步隆升，使得四川盆地及其周缘沉积环境为古隆起带半包围的局限陆表海(陆棚)环境^[1,2-14]，形成了一套全盆地分布广、沉积厚度大的低能、高沉积速率、古生物保存较完整的海相页岩地层（图1）。 长宁、威远地区位于四川盆地南部低缓构造带，前人^[10-12]普遍认为，长宁、威远地区在五峰期—龙马溪期总体表现为“一马平川”式的深水陆棚相沉积格

局，广泛发育一套富含有机质的炭质页岩，是页岩气勘探有利区及开发建产区。然而，随着勘探开发进程的深入，2个地区的岩相及岩石矿物组分差异较大，长宁和威远地区也存在龙马溪早、中、晚期不同的岩相特征及矿物组成。因此，开展小层划分对摸清长宁、威远地区沉积特征的差异性具有一定的现实意义。

2 龙马溪组顶、底界线确定

2.1 龙马溪组顶界线划分岩石学依据

四川盆地长宁地区龙马溪组与上覆石牛栏组地层整合接触^[32-34]，龙马溪组整体属于陆棚相沉积[图2(a)]，主要岩性以(泥)页岩为主，含钙质、粉砂质较重，含大量厌氧型笔石生物化石，少量浅水生物(腹足、三叶虫、棘皮等)，靠近龙马溪组顶界碎屑组分增加，岩性为灰质粉砂质页岩；石牛栏组整体属于碳酸盐台地相沉积^[34][图2(b)]，底界主要岩性以灰质粉砂岩与灰黑色泥岩不等厚互层，浅水的钙质成分增加，含大量浅水生物(腹足、棘屑等)。 威远地区龙马溪组与上覆地层下二叠统梁山组假整合接触^[9-12]。威远地区位于川中古隆起东南缘（图1），龙马溪期，威远及古隆起(水下)为陆棚相沉积，泥盆—石炭纪，威远以北的古隆起(水上)从龙马溪组—石炭系地层完全抬升剥蚀^[35-37]，剥蚀规模甚至持续到早二叠纪初期，威远地区及以东二叠系梁山组直接不整合覆盖于龙马溪组地层之上[图2(d)]；主要岩性以(泥)页岩为主，龙马溪组顶界含粉砂质成分重，岩性以灰色、灰绿色薄层粉砂质泥岩与泥质粉砂岩互层[图2(c)]；梁山组整体属于碳酸盐斜坡相沉积^[9]，底界主要岩性以炭质泥页岩为主，含煤线，梁山组在威远地区厚度2～6m，远离剥蚀区厚度增大；梁山组之上为栖霞组碳酸盐台地相，含大量浅水生物(腹足、棘屑等)。

2.2 龙马溪组底界线划分依据

四川盆地龙马溪组底界统一与上奥陶统五峰组地层整合接触^[9-15,16]，岩性界线为五峰组顶部的观音桥段介壳灰岩[图3(a)]。晚奥陶世五峰期水体上升，四川盆地沉积一套深水硅质页岩，含大量硅质生物(海绵骨针)和笔石，为深水陆棚相沉积；晚五峰期—早龙马溪期全球发生短暂间冰期^[38-18][图3(b)]，海水迅速下降，盆地内沉积一套以赫南特贝—达尔曼虫类浅水生物群为主的观音桥段泥灰岩；进入早龙马溪期，冰期结束，海水迅速增加，盆地受周缘持续推覆作用，使得龙马溪期广泛发育沉积一套富含有机质笔石页岩^[39,40]。通过N3井岩心观察，划分出8个笔石带，笔石含量丰富，种类多样。GR是划分五峰组与龙

马溪组界线最大的特征，笔者通过对N3井钻取岩心进行GR滚筒扫描，龙马溪组炭质页岩与观音桥段介壳灰岩对应的界线为GR最大指状尖峰下半幅点（表1），其上为龙马溪组炭质笔石页岩，其下为观音桥段介壳灰岩[图3(c)]。

3 龙马溪组内部“段”、“亚段”划分方案

3.1 龙马溪组“段”划分依据

龙马溪组内部为水体持续变浅的进积式沉积旋回^[14]，旋回内部有一次短时期水体缓慢下降到迅速抬升阶段，依据旋回分界将龙马溪组分为龙二段、龙一段2个次级反旋回[图4(a)]，岩性以龙二段底部灰黑色页岩与下伏龙一段黑色页岩—灰色粉砂质页岩相间的韵律层分界。长宁地区旋回变化特征较威远地区突出，较易分界；龙二段少见笔石，多以个体较小、破碎的单体笔石等发育，上部浅水腹足等生物发育，龙一段包含龙马溪组70%以上的笔石分布，种类多样，个体分异大。长宁地区GR在龙一段顶部为持续线性降低的钟型，到达分界线迅速突变抬升，之后又是一个持续线性降低的钟型特征[图4(b)]，而威远

地区特征不明显,威远地区DEN分界明显[图4(c)]，在龙一段顶部呈尖峰状震荡，进入龙二段突变增大。

3.2 龙马溪组“亚段”岩石学划分依据

龙马溪组龙一段为持续海退的进积式反旋回，依照次级旋回和岩性特征将其自上而下分为3个亚段（图5）。龙一₃亚段沉积旋回为高体系域逐渐海退的过程，出现大段砂泥质互层或夹层岩性组合，为粉砂质泥棚相沉积，沉积构造有风暴岩、钙质结核、平行层理等，笔石数量少；龙一₂亚段笔石数量最多，体型也较粗较完整；龙一₁亚段为一套富有机质黑色炭质页岩，发育大量形态各异的笔石群，为灰泥质深水陆棚相。岩性以龙一₂亚段底部深灰色页岩与下伏龙一₁亚段灰黑色页岩分界，界线在长宁地区不明显，在威远地区较为明显。

4 龙马溪组龙一₁亚段小层划分依据

龙一₁亚段靠近龙马溪组底部，是目前四川盆地页岩气主要目的产层^[8]，在勘探开发过程中产生的一系列地质、工程问题也集中于该亚段，以往对龙一₁亚段二分式(龙一^上₁、龙一^下₁)较为粗糙，难以满足目前页岩气进入大规模效益开发的实际需求，因此重点针对该亚段进行小层细分，从上往下依次划分为4层：龙一^d₁、龙一^c₁、龙一^b₁、龙一^a₁。

4.1 龙一^d₁小层

龙一^d₁小层与龙一^c₁小层岩性分界以龙一^d₁小层底部黑灰色粉砂质页岩与龙一^c₁小层顶部灰黑色钙质页岩分界，龙一^d₁小层内部为水体缓慢退去的反 旋回（图6），为灰质—粉砂质泥棚沉积，含少量泥质、

黄铁矿结核；笔石种类少，多以个体较小的耙笔石、单笔石发育，含少量个体较大的雕笔石、花瓣笔石、栅笔石等，且体型保存不完整；长宁地区由西向东厚度逐渐增大，在5～14m之间，威远厚度分布较稳定，在10～12m之间。GR在龙一^d₁小层内为低平型分布（图7），平均范围为120～150API；RT在龙一^d₁小层与龙一^c₁小层界线向上有个小幅度降低，平均在25HMM左右；AC在界线向上异常增大；DEN在界线处明显降低，进入龙一^d₁小层后逐渐增大，平均为2.56g/cm³；矿物组分中碳酸盐岩含量为4个小层最小，仅为25%，硅质含量及黏土含量高(40%)。

4.2 龙一^c₁小层

龙一^c₁小层与龙一^b₁小层岩性分界以龙一^b₁小层顶部黑色炭质页岩与龙一^c₁小层底部灰黑色粉砂质钙质泥页岩分界，龙一^c₁小层内部岩性以灰黑色灰质页岩为主，为水体缓慢退去的灰质泥棚沉积（图6），含钙质、黄铁矿结核；笔石种类和数量为4个小层最多，多以个体较大的雕笔石、栅笔石、双笔石等丰富，破碎程度高；通过对N3井龙一₁亚段镜下薄片粒度观察，龙一^c₁小层底部相对龙一^d₁小层顶部泥—粉砂级颗粒少，而泥级颗粒相对多，粉砂级保持不变（表2）；长宁地区龙一^c₁小层厚度由西向东变大，为6～16m之间，威远地区厚度均匀，在10～13m之间。GR在龙一^c₁与龙一^b₁界线处发生明显突变（图7），向上钟型降低30～60API，龙一^c₁小层内部呈箱型稳定分布，范围在140～180API，平均为160API；RT在龙一^c₁小层与龙一^b₁小层界线向上有个小幅度抬升，龙一^c₁小层顶部有一段小幅度振荡变化，威远特征不明显；AC在龙一^c₁小层与龙一^b₁小层界线向上明显降低；DEN在界线处明显抬升，进入龙一^c₁小层后逐渐增大，平均为2.56g/cm³；矿物组分中碳酸盐岩含量为4个小层最大，达10%～20%，黏土含量低，为30%。

4.3 龙一^b₁小层

龙一^b₁小层作为全区标志层，具有区域对比性好、分布稳定等特征。岩性为黑色炭质页岩，炭质泥棚沉积，长宁地区为水体持续缓慢升高的退积式正旋回，威远地区为高体系域水体快速升高后缓慢降低的进积式反旋回（图6）；含钙质结核，雕笔石、双笔石丰富，黄铁矿层理分布，笔石种类较多，个体保存完整；龙一^b₁小层顶部泥级颗粒进入龙一^c₁小层逐渐增多，证明龙一^b₁小层为水体缓慢增加的正旋回特征（表2）；长宁地区厚度分布稳定，在6～8m之间，威远地区由西向东逐渐增大。GR在龙一^b₁小层与龙一^a₁小层界线处发生明显突变（图7），向上漏斗型降增大，龙一^b₁小层GR形态类似陀螺型分布，范围为160～270API，平均为200API；RT在龙一^b₁小层内部小幅振荡降低，平均在16HMM左右；AC与GR类似；矿物组分中硅质矿物显著降低，普遍为40%，碳酸盐岩增大，为15%，黏土变化不大。

4.4 龙一^a₁小层

龙一^a₁小层位于龙马溪组底部，为水体缓慢降低的进积式反循环（图6），水体深度最大，岩性为黑色炭质灰质页岩，含钙质结核，为炭质泥棚沉积，雕笔石、栅笔石发育，笔石个体大、保存完整；泥级颗粒也高于龙一^b₁小层（表2）；与底界观音桥段岩性及生 物界线明显，与顶界龙一^b₁小层岩性不明显，区域厚

度分布较稳定，在10～13m之间分布。GR在龙一^a₁小层底部出现龙一^a₁亚段最高值（图7），向上钟型降低，范围为200～500API；龙一^a₁小层的RT在长宁地区向上小幅增加，平均在100HMM左右，威远地区向上小幅降低，平均在40HMM；AC在龙一^a₁小层为指状特征；DEN是划分龙一^a₁小层另一个重要依据，是龙一₁亚段内密度值最低的小层，呈反指状特征，在2.1～2.5g/cm³之间；矿物组分中碳酸盐岩在龙一^a₁小层特征明显，龙一^a₁小层向上含量急剧降低，在0～30%之间，硅质矿物在50%左右，黏土含量为20%，黄铁矿较多，为4%。

5 讨论

5.1 龙马溪组小层及五峰组沉积微相特征

在小层划分的基础上，依据沉积旋回、岩性组合 特征、古生物及电性特征，以典型单井剖面为标杆，选择长宁、威远及周缘17口井小层进行沉积微相划

分，并得出以下认识。 首先，初步证实了龙马溪组龙一₁亚段及五峰组沉积微相在纵横向的复杂性及多样性，打破了以往普遍认为长宁及威远为“一马平川”式深水陆棚相观点^[11,12-16]。笔者将沉积微相按由大到小分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级微相（表3），龙一₁亚段共有10类不同组合沉积微相，其中龙一^a₁小层有2～4类，以炭质泥棚级为主；龙一^b₁小层有1～3类，以炭质泥棚、灰质泥棚级为主；龙一^c₁小层有1～3类，以灰质泥棚、粉砂质泥棚级为主；龙一^d₁小层有2类，以粉砂质泥棚、灰质粉砂棚级为主；五峰组有2～3类，以介壳浅滩(观音桥段)、炭质泥棚、硅质泥棚级为主。 其次，长宁、威远及周缘地区沉积特征具有局部延展性好、区域延展性差等特点。长宁地区龙一^a₁、龙一^b₁小层以炭质泥棚级微相分布为主，相带分布 均匀，延展性好；龙一^c₁小层底部的粉砂质泥棚微相延展性好，相带分布较为均匀，中—上部的粉砂质泥棚、灰质泥棚级延展性较差，且分布非常不均；龙一^d₁小层以含灰质粉砂棚微相分布，分布较均匀（图8）；靠近古隆起的威远地区龙一^a₁、龙一^b₁小层以炭质泥棚级微相分布为主，由西向东远离古隆起，相带分布变厚，且延展性较差，以东的荷包场地区小层龙一^b₁ 中上部发育较宽的灰质泥棚级（图9）；龙一^c₁小层在威远地区以粉砂质泥棚级为主，延续性好，相带分布底宽—顶窄向东逐渐变为“底窄—顶宽”的互补特征，以东的荷包场—大足地区仅中部相带延续性好，顶底相带均变为浅水的灰质泥棚级；与c类似的，龙一^d₁小层在威远地区以粉砂质泥棚级延续分布，以东的荷包场变为灰质泥棚级，再往东的大足与威远地区一致。五峰组区域特征类似，均以顶部介壳浅滩相(＜0.5m)、底部的炭质泥棚级延展为主，威远靠近古隆起局部夹灰质泥棚级。 最后，四川盆地龙马溪组龙一^a₁、龙一^b₁小层及五峰组相比较龙一^c₁、龙一^d₁小层，水动力较低，沉积微相组合的延续性和稳定性好，优势相(炭质、硅质泥棚级)较发育，为龙马溪组最具沉积优越性的小层。

5.2 龙马溪组小层及五峰组储层精细对比

五峰组厚度与小层相当，顶部的观音桥段在0.5m以内，且五峰组存在与4小层类似的优势沉积相带，因此作为储层评价单元对其进行研究。笔者选取TOC、孔隙度、总含气量及泊—杨脆性指数作为四川盆地龙马溪组页岩储层4大评价参数，将页岩储层由好到差分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类，其中前2类属于优质页岩储层，后一类属于一般页岩储层（表4）。选取长宁、威远及周缘地区18口页岩气典型井，在实验数据标定测井基础上，以测井1m8个计数点对单井储层进行连续精细划分，储层最小单元0.5m(＜0.5m作为夹层不单独分类)，以期探讨4个小层及五峰组储层在纵横向分布特征。 龙一^d₁小层储层组合为Ⅲ类夹Ⅱ类薄层，靠近龙一^d₁小层底部以Ⅱ类储层为主，Ⅲ类储层纵向连续厚度较大，横向连续性较好，威远地区局部夹Ⅰ类薄层，龙一^d₁小层Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层比例约为1∶3∶6，属于一般页岩；龙一^c₁小层储层组合为Ⅱ类夹薄Ⅰ类储层，Ⅰ类储层多分布于龙一^c₁底部，Ⅱ类纵向厚度大，除ND8靠近剥蚀区含气量低储层以Ⅲ类为主外，Ⅱ类在横向上连续性好，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层比例约为3∶5∶2，属于优质页岩；龙一^b₁小层储层组合为Ⅰ类夹Ⅱ类薄层，Ⅰ类储层纵向连续厚度较大，横向连续性较好，荷包场地区相反，为Ⅱ类夹Ⅰ类薄层，总体而言，龙一^b₁小层Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层比例约为7∶2.5∶0.5，属于优质页岩；龙一^a₁小层储层组合为Ⅰ类夹Ⅱ类薄层，Ⅰ类储层纵向连续厚度较大，横向连续性较好，荷包场地区相反，为Ⅱ类夹Ⅰ、Ⅲ类薄层，总体而言，龙一^a₁小层Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层比例约为7.5∶2∶0.5，属于优质页岩。五峰组储层品质具有区域性差异，长宁地区以Ⅰ类储层为主，纵向连续厚度较大，横向连续性好，靠近底部灰岩(临湘组)其储层以Ⅱ类储层为主，五峰组Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层比例约为6∶3∶1，属于优质页岩；靠近古隆起的威远地区以Ⅲ类为主，纵横向连续性大， 夹薄Ⅱ类，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层比例约为1∶2∶7，属于一般页岩；威远以东地区储层品质变好，荷包场地区以Ⅱ类夹薄Ⅲ类为主，大足地区以Ⅰ类与Ⅱ类互层分布（图10,图11）。

5.3 储层精细评价与压裂效果的关系

通过长宁、威远地区典型水平井巷道分布及压裂测试效果分析认为，除去钻井、压裂等工程和工艺上存在的客观不足及缺陷外，在静态地质层面上，同一平台相同方向的水平井巷道在连续稳定的Ⅰ类储层中的压裂测试产量高于以Ⅱ、Ⅲ类储层为主的巷道（图12）。与此同时，结合沉积优势微相的认识，龙一^a₁、龙一^b₁小层以Ⅰ类连续储层为主，纵横向分布均较龙一^c₁、龙一^d₁小层稳定，炭质、硅质泥棚级相带延续性及分布也好于后两者，因此可以认为，水平井巷道位置越位于龙一^a₁、龙一^b₁小层，其压裂获气效果会比靠近龙一₁亚段顶部的龙一^c₁、龙一^d₁小层好；五峰组在长宁地区其储层品质与龙一^a₁、龙一^b₁小层具有可比性，预计其压裂效果好于威远地区五峰组。

6 结论

选取四川盆地龙马溪组典型单井剖面，以地质评价手段为依据重点对其岩石特性(岩性、颜色、粒度)、沉积环境(构造特征、沉积微相)、古生物特征等细致研究，结合电性及分析数据，对四川盆地18口页岩气井龙马溪组进行“段”、“亚段”“小层”划分。龙一₁亚段从上往下分为龙一^d₁、龙一^c₁、龙一^b₁、龙一^a₁4个小层，龙一^b₁小层为全区标志层，厚度稳定，约为7m，区域对比性好；龙一^a₁、龙一^c₁、龙一^d₁厚度相当(10～13m)。 将龙马溪组及五峰组页岩沉积微相按照Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ级分类，总结出10余种微相类别，说明五峰期到早龙马溪期沉积微环境复杂多变，龙一₁亚段内部龙一^a₁、龙一^b₁小层以炭质泥棚级、硅质泥棚级微相为主，相带宽，区域延续性好，属于优势沉积微相，龙一^c₁、龙一^d₁小层以灰质泥棚、粉砂质泥棚、含粉砂泥棚级微相为主，水体相对动荡，相带宽度变化大，区域连续性差；五峰组除去观音桥段的介壳浅滩(＜0.5m)，总体以硅质泥棚、炭质泥棚级的优势相为主，区域延续性好。 选取TOC、总含气量、孔隙度、泊—杨脆性指数将页岩气储层按好到差分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类，前两者属于优质页岩储层，后者为一般页岩储层。龙一^a₁、龙一^b₁小层以Ⅰ类储层为主，Ⅱ类次之，Ⅲ类几乎没有，且Ⅰ类储层纵横向连续性好，总体为优质页岩储层；龙一^c₁、龙一^d₁小层以Ⅲ类为主，Ⅰ、Ⅱ类较少，且连续性差，储层品质差，属于一般页岩。 结合典型页岩气水平井压裂效果，从静态地质层面认为，同一平台和方向水平井测试产量受储层分布及沉积优势相分布影响较大，巷道位于以连续Ⅰ类储层为主的龙一^a₁、龙一^b₁小层，以炭质页岩、硅质页岩级微相为主，其测试产量高于以Ⅲ类夹Ⅱ类储层为主的龙一^c₁、龙一^d₁小层。

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