四川盆地是我国具有丰富天然气资源的大型盆地，具有广阔的勘探前景^[1-3]。四川盆地发育多套烃源岩层系，包括下寒武统、下志留统、二叠系、上三叠统及下侏罗统等^[4]，其中下寒武统、下志留统和下二叠统为海相烃源岩层系，上三叠统和下侏罗统为陆相烃源岩层系，上二叠统主要为海陆过渡相烃源岩层系。随着勘探和研究的日益深入，越来越多的学者认为上二叠统烃源岩是四川盆地重要的气源岩之一^[5-6]。目前针对上二叠统龙潭组的研究主要集中在烃源岩的评价上，仅有少量涉及龙潭组海陆过渡相页岩气^[7-9]。

与下寒武统和下志留统海相页岩气储层相比，上二叠统海陆过渡相页岩具有单层薄、累积厚度大、频繁互层、有机质含量高、黏土含量高以及粒间孔、有机质孔和粒内孔发育等特征。海陆过渡相有机质孔隙发育程度相对偏低，以少量原始有机质结构孔隙、有机质内部生烃孔隙及有机质周缘孔隙为主，具有一定的非均质性。部分学者认为，影响泥页岩孔隙发育的因素主要包括有机碳含量、成熟度、有机质类型及无机矿物类型等^[10-12]。一般认为泥页岩孔隙度随有机碳含量的增加和成熟度的增高而增大，但也有学者提出不同观点，认为在成熟度较低时，有机质生成的液态烃会堵塞部分孔隙，导致有效的连通孔隙减少^[13-18]。目前，对海陆过渡相页岩的研究尚处于起步阶段，优质页岩组合认识不清、优势孔隙类型不明、孔隙内主要天然气赋存状态不清等问题亟待解决。

龙潭组为四川盆地上二叠统发育的一套海陆过渡相沉积体系，川南地区为龙潭组海陆过渡相含煤碎屑岩沉积区。钻探结果表明，龙潭组泥页岩具有强烈的钻井气测显示，是页岩气、煤层气、致密砂岩气及火山岩气藏勘探有利区，具有较好的勘探潜力。受开发现状的制约，目前针对川南地区二叠系龙潭组开展的系统性地质研究较少，尤其是关于储层特征方面的研究尚处于起步阶段，作为一种新型海陆过渡相页岩气储层类型，其储层的储集性能和资源潜力亟待系统性评价。因此，通过偏光显微镜鉴定、场发射扫描电镜分析、X射线衍射测试、有机碳含量测定及高压压汞分析等，从页岩的矿物组分特征、储集性能、有机地化特征及勘探潜力等方面对川南地区二叠系龙潭组页岩储层进行综合研究，以期为川南地区龙潭组勘探提供地质依据。

中二叠世末的东吴运动使四川盆地大部分地区整体抬升并暴露于海平面之上，受风化剥蚀作用改造的影响，康滇古陆进一步隆升、扩大，成为四川盆地上二叠统的主要物源区，古地势为南西高、北东低。晚二叠世初，海平面开始间歇性上升，海侵由东至西、自北东向南西方向推进，在川中—川南地区广泛沉积了一套陆相和海陆过渡相含煤地层（图 1a）。川南地区二叠系龙潭组为河泛平原和潮坪沉积，自下而上划分为龙一段至龙三段。其中，龙一段厚度为25~55 m，岩性以砂岩和粉砂岩为主，含煤层；龙二段厚度为25~50 m，底部以砂岩为主，向上过渡为泥岩与煤层薄互层，中部发育一套砂岩，上部岩性主要为厚层泥岩夹粉砂岩和煤层，煤层厚度为1~3 m；龙三段厚度为25~35 m，底部发育砂岩，中上部岩性以泥岩为主夹煤层，煤层厚约2 m（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 川南地区区域位置（a）与二叠系龙潭组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional location of the study area(a)and stratigraphic column of Permian Longtan Formation(b) in southern Sichuan Basin

川南地区CLD1井二叠系龙潭组样品的X射线全岩衍射分析结果显示，其主要矿物为黏土矿物和石英，其次为菱铁矿，含少量黄铁矿、金红石和长石等，偶见碳酸盐矿物（图 2）。其中，黏土矿物质量分数为19.0%~88.0%，平均为58.0%；石英质量分数为0~33.0%，平均为14.2%，常呈粒状，以陆源碎屑成因为主；菱铁矿质量分数为0~61.0%，平均为10.6%，常呈不规则状和微粒状，边缘呈参差状与周围矿物紧密接触；黄铁矿质量分数为0~10.0%，平均为1.2%，常呈微粒状或连片状；金红石质量分数为0~14.0%，平均为5.3%，常呈格架状或聚集成微粒状集合体；长石主要为钾长石，质量分数为0~3.0%，平均为0.5%。总体而言，研究区各样品矿物组成及含量变化均较大，其中黏土矿物和石英为川南地区龙潭组储集岩最主要的矿物组分，且黏土矿物含量明显高于石英，碳酸盐矿物含量差异较大，整体含量较低。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 川南地区CLD1井二叠系龙潭组全岩矿物组分特征杆状图 Fig. 2 Diagram showing whole-rock mineral composition characteristics of Permian Longtan Formation of well CLD1 in southern Sichuan Basin

根据川南地区二叠系龙潭组样品薄片鉴定和扫描电镜观察结果，龙潭组泥页岩及砂岩发育孔隙和裂缝，可细分为6个小类，主要包括黏土矿物层间微裂缝和其他裂缝、粒内孔、粒间孔、晶间孔，含少量有机质孔，其中黏土矿物层间微裂缝广泛发育（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 川南地区二叠系龙潭组储层储集空间类型 Table 1 Reservoir space types of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin 类型 种类 亚类 特征 频率 孔隙 粒内孔 黄铁矿结核内孔及长石、方解石和石英粒内孔等 孔隙形态呈点状、粒径跨度大 中 粒间孔 颗粒间的孔隙 多沿颗粒边缘或围绕颗粒发育 中—高 晶间孔 黏土矿物晶间孔 位于黏土矿物间，呈三角状、楔状 高 其他孔隙 有机质孔 单个呈圆点状、集合体呈蜂窝状 低 裂缝 黏土矿物层间微裂缝 高岭石、伊利石及伊蒙混层层间微裂缝 形态多呈片状或平行楔状 高 其他裂缝 矿物破裂缝、构造破裂缝 常沿薄弱面破裂 低

下载CSV 表 1 川南地区二叠系龙潭组储层储集空间类型 Table 1 Reservoir space types of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

根据颗粒种类的差异，将研究区龙潭组泥页岩中的粒内孔划分为黄铁矿粒内（溶）孔、菱铁矿粒内孔、石英粒内孔及方解石粒内（溶）孔等。①黄铁矿粒内（溶）孔主要发育于龙潭组底部的灰白色铝土质泥岩中，部分孔隙为生物体腔残余孔（图 3a），孔隙形态呈不规则多边形，粒径介于数十纳米到数十微米，孔隙内部充填少量石英及黏土矿物等；②菱铁矿粒内孔主要发育于川南地区龙潭组中上部与底部，孔隙形态呈三角状或圆点状，分布较为零散，粒径介于数纳米到数十纳米（图 3b）；③石英粒内孔在川南地区龙潭组中上部较为少见，孔隙形态呈点状，粒径介于数纳米到数十纳米（图 3c）；④方解石粒内（溶）孔偶见于川南地区龙潭组上部砂岩中，孔隙形态呈点状或短线状，一般顺解理发育，粒径介于数纳米到数十纳米（图 3d）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 川南地区二叠系龙潭组储集空间微观特征 （a）黄铁矿粒内孔，CLD1井，1 832.9 m；（b）菱铁矿粒内孔，CLC1井，1 091.2 m；（c）石英粒内孔和粒间孔，CLC1井，1 059.4 m；（d）方解石粒内（溶）孔，CLC1井，1 045.0 m；（e）黏土矿物和有机质之间的粒间孔缝，CLC1井，1 109.2 m；（f）黏土矿物和有机质之间的微裂缝，CLC1井，1 091.2 m；（g）有机质孔，CLC1井，1 091.2 m；（h）矿物颗粒之间发育的微裂缝，CLC1井，1 112.2 m；（i）高岭石层间微裂缝，CLC1井，1 087.3 m。 Fig. 3 Microscopic characteristics of reservoir space of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

粒间孔主要是由塑性颗粒与刚性颗粒接触、有机质收缩作用、溶蚀作用等形成，研究区龙潭组泥页岩及砂岩中常见矿物与矿物、矿物与有机质之间未完全接触而形成的孔隙。粒间孔和晶间孔常见于川南地区龙潭组，局部层段溶蚀孔隙极为发育，形状不规则，溶蚀孔隙的边缘呈不规则的港湾状、锯齿状或蜂窝状（图 3e），孔径分布较广，从数十纳米到数十微米不等。矿物颗粒与有机质之间的粒间孔或收缩孔主要表现为黏土矿物与有机质之间未完全接触形成的孔隙，在龙潭组整个层段不同程度发育，孔隙形态和大小随有机质（图 3f）的形状、大小而变化，边缘平滑且规则，内部常无充填物。晶间孔多为黏土矿物晶间孔，常呈三角状和楔状，在黏土矿物富集段较为常见。

页岩或砂岩中的有机质热解生烃之后，残留的有机质多以充填状、碎块状赋存于矿物粒间孔缝中，形成有机质生烃孔。有机质孔单个呈圆点状，少量呈蜂窝状，孔径可达数十到数百纳米。川南地区龙潭组泥页岩中有机质孔发育较少（图 3g）。

微裂缝主要为黏土矿物层间微裂缝、矿物破裂缝及构造缝等类型，多呈网状发育。黏土矿物层间微裂缝的形成主要是由于地层埋深和地层温度增加及地层水转变为碱性，黏土矿物发生脱水转化而析出大量层间水，从而在层间形成微裂隙。研究区龙潭组页岩中共识别出2种黏土矿物形成的层间微裂缝（图 3h，3i）：①高岭石层间微裂缝，主要形成于鳞片状高岭石间，孔隙形态多呈平行板状或楔状，缝宽一般介于数纳米到数微米，缝内充填菱铁矿；②伊蒙混层层间微裂缝是研究层段最为发育的孔-缝类型，龙潭组不同岩性微裂缝的发育程度不同。伊利石-蒙脱石集合体间发育大量层间孔隙和裂缝，呈线状或三角状，缝宽一般为数纳米到数百纳米，连通性较好。

川南地区龙潭组泥页岩压汞测试结果（图 4）显示，压汞曲线进汞饱和度均未达到20%，说明该类页岩极为致密，渗透率小，汞很难被压入孔隙中。进汞曲线平台段位置靠上，整体斜率偏大，表明排驱压力高，孔喉半径小。分选系数为5.16，该值大于3，说明喉道分散。通过孔喉分布频率可看出，孔隙分布状态表现为以微孔为主，介孔次之，孔径普遍小于73.5 nm，对渗透率贡献较大的孔隙半径约为1 μm。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 川南地区二叠系龙潭组泥岩岩样压汞曲线及孔隙分布特征 Fig. 4 Mercury intrusion curves and pore distribution characteristics of mudstone samples of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

综合分析样品压汞孔隙结构参数可知，研究区龙潭组页岩孔隙和喉道半径差异较大，孔隙分选较差，孔隙分布不均匀，比表面积较大。

核磁共振实验结果（图 5）显示，川南地区龙潭组不同岩性孔径分布具有一定的差异性，炭质泥岩具有三峰介孔型孔径分布特征，泥岩主要为双峰介孔型，泥质粉砂岩则为双峰介孔-宏孔型。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 川南地区二叠系龙潭组不同岩性核磁共振法孔隙分布特征 Fig. 5 NMR pore distribution of different lithofacies of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

川南地区CLC1井龙潭组样品氦气法实验研究结果显示，炭质泥岩孔隙度为1.72%~4.90%，平均为4.08%；泥岩样品仅有1个，孔隙度为3.85%；粉砂质泥岩和粉砂岩孔隙度为5.03%~6.95%，普遍高于5.00 %；煤岩孔隙度为10.59%~15.09%，平均为12.30%，普遍高于10.00 %（图 6a）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 川南地区CLC1井二叠系龙潭组孔隙度和渗透率分布特征直方图 Fig. 6 Histogram of porosity and permeability distribution characteristics of Permian Longtan Formation of well CLC1 in southern Sichuan Basin

利用脉冲衰减法对川南地区龙潭组不同岩石类型进行的渗透率测试结果显示，炭质泥岩样品的渗透率为0.000 84~0.030 83 mD，平均为0.011 59 mD；泥岩样品的渗透率为0.001 59 mD；粉砂质泥岩样品的渗透率为0.040 82 mD；粉砂岩样品的渗透率为0.002 20~0.005 33 mD，平均为0.003 77 mD；煤岩样品的渗透率为0.002 10~0.005 20 mD，平均为0.003 50 mD（图 6b）。

研究区二叠系龙潭组炭质泥岩与志留系龙马溪组海相页岩的孔隙度总体差异较小，二者的平均孔隙度均大于4%；龙潭组泥岩孔隙度总体略小于龙马溪组页岩。龙马溪组页岩渗透率差异较大，其值为0.000 25~1.737 00 mD，龙潭组炭质泥岩和泥岩的渗透率为0.000 84~0.030 83 mD，相对于龙马溪组页岩，其渗透率值总体较差（表 2）。总体而言，研究区龙潭组孔隙度特征与龙马溪组相近，而渗透率则相对较差。

表 2(Table 2)

表 2 川南地区二叠系龙潭组典型泥岩与志留系龙马溪组页岩物性与含气性特征对比 Table 2 Comparison of physical properties and gas-bearing capacity between typical mudstone of Permian Longtan Formation and shale of Silurian Longmaxi Formation in southern Sichuan Basin 层位 岩性 孔隙度/% 渗透率/mD v（气）/（m3·t-1） 数据来源 龙潭组 炭质泥岩 1.72~4.90（4.08） 0.000 84~0.030 83（0.011 59） 1.78~9.77（4.88） 本次研究 泥岩 3.85 0.001 59 0.34~2.76（1.47） 本次研究 龙马溪组 页岩 1.70~5.80（4.20） 0.000 25~1.737 00（0.421 00） 0.30~5.10（1.90） 文献[19] 深层页岩 3.59~6.10（4.81） 0.000 18~0.000 56（0.000 39） 4.10~7.90（7.08） 文献[20] 黑色页岩 0.70~4.12（2.19） 0.004 40~0.057 00（0.015 00） 0.78~1.70（1.19） 文献[21]   注：括号内为平均值。

下载CSV 表 2 川南地区二叠系龙潭组典型泥岩与志留系龙马溪组页岩物性与含气性特征对比 Table 2 Comparison of physical properties and gas-bearing capacity between typical mudstone of Permian Longtan Formation and shale of Silurian Longmaxi Formation in southern Sichuan Basin

川南地区CLD1井1 746.68~1 829.70 m段龙潭组样品（26个）现场解析实验分析结果显示，总含气质量体积为0.23~21.44 m³/t，平均为5.59 m³/t。其中，煤岩含气量明显高于其他岩性，总含气质量体积为7.56~21.44 m³/t，平均为15.66 m³/t；泥岩总含气质量体积为0.34~2.76 m³/t，平均为1.47 m³/t；炭质泥岩总含气量比泥岩高，总含气质量体积为1.78~9.77 m³/t，平均为4.88 m³/t；泥质粉砂岩、粉砂岩及细砂岩含气量低，总含气质量体积为0.23~1.02 m³/t，平均为0.60 m³/t（图 7）。总体而言，煤岩含气量最高，炭质泥岩与泥岩次之，泥质粉砂岩、粉砂岩及细砂岩含气量最低。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 川南地区CLD1井二叠系龙潭组现场解吸含气量 Fig. 7 Field desorption gas content of Permian Longtan Formation of well CLD1 in southern Sichuan Basin

与川南地区海相页岩气相比，龙潭组炭质泥岩样品总含气量较高，且高于大多数龙马溪组页岩样品；泥岩样品总含气量较低，且低于大多数龙马溪组页岩样品。总体而言，研究区龙潭组炭质泥岩具有较好的含气性特征，泥岩含气性中等。

干酪根显微组分是显微镜下可识别的有机成分，一般将其分为腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组4个组分，主要来源于植物和动物的各种组织、器官的残余。烃源岩干酪根显微组分的分布差异与物源和沉积环境有关。

根据川南地区CLD1井龙潭组粉砂岩、泥岩、炭质泥岩干酪根显微组分鉴定结果，龙潭组粉砂岩、泥岩、炭质泥岩有机质显微组分中壳质组含量最高，体积分数为43.0%~82.0%，平均为63.6%，主要为腐殖无定形体；其次为镜质组，体积分数为14.0%~47.0%，平均为29.3%，主要为正常镜质体；惰质组体积分数为3.0%~12.0%，平均为6.9%，主要为丝质体；未检测出腐泥组。通过类型指数（TI）综合判断其有机质类型主要为Ⅱ₂—Ⅲ型。其中，泥岩类（泥页岩、炭质泥岩、粉砂质泥岩）TI值为-23.75~26.80，大部分小于0，有机质类型主要为Ⅲ型，其次为Ⅱ₂型；粉砂岩类（泥质粉砂岩、粉砂岩）TI值大部分大于0，有机质类型主要为Ⅱ₂型（表 3）。总体来说，泥岩类与粉砂岩类干酪根显微组分差异较小，其干酪根主要来源于高等植物的壳质组分，具有一定的生烃潜力，这与以往研究^[22]基本一致。

表 3(Table 3)

表 3 川南地区二叠系龙潭组泥岩、炭质泥岩及粉砂岩干酪根显微组分划分 Table 3 Classification of kerogen macerals of mudstone, carbonaceous mudstone and siltstone of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin 岩性 样品数/个 φ（显微组分）/% 类型指数 类型 腐泥组 壳质组 镜质组 惰质组 泥页岩 12 — 46.0~80.0（60.1） 15.0~46.0（32.3） 3.0~12.0（7.7） -19.63~24.30（1.80） Ⅲ—Ⅱ2 炭质泥岩 3 — 71.0~82.0（75.3） 15.0~20.0（17.3） 3.0~9.0（7.0） 11.50~26.80（17.87） Ⅱ2 粉砂质泥岩 6 — 43.0~76.0（57.7） 14.0~47.0（34.3） 3.0~10.0（7.5） -23.75~20.50（-4.15） Ⅲ—Ⅱ2 泥质粉砂岩 7 — 53.0~81.0（69.0） 15.0~42.0（25.9） 4.0~7.0（5.1） -10.00~25.30（10.00） Ⅱ2型为主 粉砂岩 1 — 69.0 24.0 7.0 9.50 Ⅱ2   注：括号内为平均值。

下载CSV 表 3 川南地区二叠系龙潭组泥岩、炭质泥岩及粉砂岩干酪根显微组分划分 Table 3 Classification of kerogen macerals of mudstone, carbonaceous mudstone and siltstone of Permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

有机质成熟度是烃源岩研究的一项重要内容，是表征有机质向油气转化的重要指标，干酪根的镜质体反射率是表征有机质成熟度最直观的参数。四川盆地龙潭组现今热演化程度较高，多处于高—过成熟阶段，其R_o值主要为1.6%~3.0%，已达到高成熟或过成熟阶段，处于主生气阶段，有利于页岩气的形成。川南地区CLD1井与CLC1井泥岩R_o值平均约为2.8%。

川南地区龙潭组主要为一套陆相含煤系地层，烃源岩主要包括暗色粉砂质泥岩、泥岩、炭质泥岩及煤岩。根据CLD1井样品统计结果，研究区龙潭组烃源岩TOC为0.20%~81.38%，平均为12.12 %，且不同岩性TOC含量差异较大。其中，粉砂质泥岩TOC为0.47%~3.59%，平均为1.90%，总体含量偏低，呈双峰型分布，峰值区间分别为0~1.5% 与2.0%~4.0%（图 8a），TOC含量较高的样品主要来自河漫滩与河漫沼泽，且常与泥岩、炭质泥岩呈互层状分布；泥岩TOC为0.20%~27.54%，平均为3.89%，主要为0.50%~5.00%，少量泥岩TOC大于8.00%（图 8b）；炭质泥岩TOC为3.46%~34.16%，平均为12.71%，主要为10.00%~30.00%，最高可达34.16%（图 8c）；煤岩TOC为10.57%~81.38%，平均为48.31%，主要为40.00%~80.00%，平均可达48.31%（图 8d）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 川南地区CLD1井二叠系龙潭组不同岩石类型TOC含量分布直方图 Fig. 8 Histogram of TOC content of different types of rocks of permian Longtan Formation in southern Sichuan Basin

川南地区龙潭组泥页岩含气性较好，尤其是炭质泥岩，其含气量可与龙马溪组海相页岩气匹敌，表明该区具有良好的油气富集成藏特征。川南地区龙潭组发育河漫平原沉积，泥炭沼泽微相是富有机质泥页岩发育的有利相带，主要分布在川南古蔺—叙永地区和泸县地区（图 9）。此外，研究区还发育潮坪相。在此环境中沉积的龙潭组泥页岩，本身具有良好的生烃物质基础，且富有机质泥页岩分布稳定，有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，热演化程度多处于高—过成熟阶段，属于生气阶段。同时，川南地区龙潭组埋深主要为2 000~4 500 m，与剥蚀区的距离超过3 km，且远离Ⅰ级断层，因此保存条件较好，具备良好的页岩气形成条件。钻井结果显示，在CLC1井、CLD1井和DYS1井等多口井存在良好的天然气显示。总体而言，川南地区龙潭组页岩气埋深适中，物性较好，含气性好，初步估算埋藏在4 500 m之上的天然气资源量约为2.4×10¹² m³，有利勘探区主要位于川南古蔺—叙永地区。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 四川盆地二叠系龙潭组沉积中期沉积相展布 Fig. 9 Sedimentary facies distribution in the middle stage of Permian Longtan Formation in Sichuan Basin

（1）川南地区二叠系龙潭组矿物主要为石英和黏土矿物，其次是菱铁矿，少量黄铁矿、金红石、长石、碳酸盐等矿物。黏土矿物质量分数为19.0%~88.0%，平均为58.0%；石英质量分数为0~33.0%，平均为14.2%；菱铁矿质量分数为0~61.0%，平均为10.6%。

（2）川南地区龙潭组泥页岩与砂岩主要发育粒内孔、粒（缘）间孔、晶间孔，少量有机质孔，以及黏土矿物层间微裂缝和其他微裂缝，以黏土矿物层间微裂缝发育最为广泛。孔隙分布表现为以微孔为主，介孔次之，孔径普遍小于73.5 nm，孔隙分选较差，分布非均质性强，有利于页岩气的储集。研究区煤岩含气量最高，炭质泥岩与泥岩次之，泥质粉砂岩、粉砂岩与细砂岩含气量最低。龙潭组孔隙度与总含气量较好，渗透率较差，其中以炭质泥岩孔隙度、总含气量最佳。

（3）川南地区龙潭组发育河漫平原沉积，泥炭沼泽微相是富有机质泥页岩发育的有利相带，主要分布在川南古蔺—叙永地区和泸县地区。龙潭组泥页岩本身具有良好的生烃物质基础，富有机质泥页岩分布稳定，有机质类型以Ⅱ₂—Ⅲ型为主，热演化程度多处于高—过成熟阶段，属于生气阶段，具备良好的页岩气形成条件，已在多口井钻遇天然气。川南地区龙潭组页岩气埋深适中，物性较高，含气性好，初步估算埋藏在4 500 m之上的天然气资源量约为2.4×10¹² m³，有利勘探区主要位于川南古蔺—叙永地区。