2025, Vol. 37
2. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院 成都 610051;
3. 页岩气评价与开采四川省重点实验室 成都 610213;
4. 西南石油大学 地球科学与技术学院 成都 610500
,
LIU Yongyang2,3
,
ZHAO Shengxian2,3,
YIN Meixuan2,3,
LI Bo2,3,
CHEN Lei4,
WU Shuaicai4,
XIE Shengyang2,3
2. Shale Gas Research Institute of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610051, China;
3. Sichuan Key Laboratory of Shale Gas Evaluation and Exploitation, Chengdu 610213, China;
4. School of Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China
四川盆地及其周缘是目前中国最大的页岩气商业产区，其中涪陵、长宁、威远和昭通等中浅层页岩气区块已经取得显著成效，随着勘探的不断深入，深层页岩气正逐步成为中国未来页岩气勘探开发的主战场[1-3]。特别是泸州—渝西地区，该区域被认为是川南地区页岩气有利储层的沉积中心，其下志留统龙马溪组底界埋深为3 500~4 500 m，是当前四川盆地深层页岩气勘探开发的热点地区之一 [4-6]。以往学者研究表明，龙马溪组的沉积环境处于暖湿气候下的深水强还原环境，伴随着海平面快速上升的沉积条件[7-8]。在页岩气富集机制的研究中，学者们发现页岩气富集具有多机理的递变特征，其中有机质类型和含量、成熟度、裂缝与孔隙渗透性是页岩气差异富集的关键控制因素[9-10]。郭旭升[11]提出了复杂构造区海相页岩气的“二元富集”规律，邹才能等[12]构建了“构造型甜点”和“连续性甜点区”的富集模式，姜振学等[13]提出生、储、保的综合匹配控制着页岩气的成藏过程。以上理论为中国页岩气产业的快速发展提供了有力支持[14]。
尽管已有丰富的理论成果，龙马溪组沉积期的水下古地貌对优质页岩储层分布的影响仍未得到充分揭示。以往学者研究指出，水下古地貌是控制页岩物质分异和储层分布的重要因素，受气候、构造运动和基准面变化等影响[15]。特别是龙马溪组时期，陆棚环境中一系列水下隆起形成了显著的地貌差异，这对页岩储层的物质组成、岩相特征、孔隙发育及含气量产生了重要影响，最终决定了页岩气甜点区的分布[16-17]。例如，有学者基于地震、笔石带以及钻井等在靠近川中古陆的地区识别出了自贡水下低隆并分析了其对优质页岩储层品质和分布的影响[18]，还有学者通过地震和沉积资料重建了威远—自贡地区五峰期至龙马溪期的水下古地貌，提出了“一缓坡、一鼻隆、一台地、一中心”的地貌格局，并指出这一格局控制了优质页岩储层的形成与分布[19]。
目前，泸州—渝西地区龙马溪组页岩沉积时期的精细地貌特征及其对优质页岩储层分布的影响尚不明晰。结合全岩X射线衍射、岩心薄片、地震及钻井资料等进行分析，运用印模法恢复泸州—渝西地区龙马溪组沉积期的水下古地貌特征，深入研究其对优质页岩储层分布的控制机制，以期为深层龙马溪组页岩气的勘探开发提供理论依据。
1 地质概况泸州—渝西地区位于川中古隆起南斜坡和川东南坳褶带之间的川南低褶带（图 1a）[20-21]。自晚奥陶世起，受乐山—龙女寺古隆起及黔中古陆持续抬升的影响，四川盆地所处的上扬子克拉通盆地范围显著收缩，原本具有广阔海洋特征的区域转变为“三隆夹一坳”的局限海域环境[22-23]。这一变化导致川东南至泸州一带海域逐渐变深[24]。泸州—渝西地区正位于此沉积中心的深水陆棚环境中，五峰组至龙马溪组的沉积厚度为500~650 m，远高于长宁、威远区块五峰组—龙马溪组的沉积厚度（190~450 m）[25]。泸州—渝西地区五峰组—龙马溪组页岩埋深为3 500~4 500 m。
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下载原图 图 1 川南泸州—渝西地区区域位置（a）及奥陶系五峰组—志留系龙马溪组地层综合柱状图（b）（据文献[9]修改） Fig. 1 Location map (a) and stratigraphic column of Ordovician Wufeng Formation and Silurian Longmaxi Formation (b) in Luzhou-Yuxi area, southern Sichuan |
龙马溪组自下而上分为龙一段和龙二段（图 1b），依据沉积旋回和岩性特征自下而上可分为龙一 1亚段和龙一 2亚段。五峰组—龙一 1亚段是四川盆地目前商业页岩气井的主力产气层段，龙一 1亚段可进一步细分为龙一 11~龙一 17等7个小层，岩性主要为黑色炭质页岩、灰黑色粉砂质页岩、灰色页岩、砂质页岩、灰色介壳灰岩。
2 沉积期古地貌特征泸州—渝西地区五峰组底部页岩与下伏灰岩地层之间岩性变化较大，有较大的波阻抗差异，形成了强波峰反射；龙一 2亚段底部与龙一 1亚段顶部为1个次旋回的层序界面，地震反射界面上存在连续中-强波峰反射。研究区龙马溪组沉积前地貌为凹凸不平的隆凹格局，古地貌低处的沉积在填平补齐的作用下向古凸起方向填平（图 2）。
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下载原图 图 2 泸州—渝西地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组沉积前水下古地貌 Fig. 2 Submarine paleogeomorphology prior to the deposition of Ordovician Wufeng Formation and Silurian Longmaxi Formation, Luzhou-Yuxi area |
常见的水下古地貌恢复方法包括残留厚度和补偿厚度印模法、回剥和填平补齐法、沉积学分析法及层序地层学恢复法（高分辨率层序地层学方法）[26-27]。本次研究基于三维地震资料与钻井资料，选取龙一1亚段顶作为等时基准面，采用印模法恢复了龙马溪组页岩沉积时期的沉积古地貌形态。该研究方法基于补偿沉积原理，先确定上覆标志层，进而通过计算标志层与基准面之间的地层厚度，近似反映出水下古地貌的真实形态：地层厚度较小的区域对应古地貌的高地，厚度较大的区域则对应洼陷[27]。通过以上方法，不仅重建了该时期的古地貌，还能划分各沉积古地貌单元，明确水下古地貌对优质页岩储层分布地影响。选择研究区龙一 1亚段顶作为上覆标志层的原因包括：①在古地貌恢复区，龙一 1亚段晚期基本已经完成填平补齐的过程；②该层具备相对等时的特征，在工区内，龙一 2亚段与龙一 1亚段连续沉积，并在区域内稳定分布。
龙马溪组内部的岩性变化不大，因此本次研究未考虑地层去压实的步骤。根据印模法恢复的地震双程反射时间，可获得龙马溪组沉积时期的古地貌图。水下古地貌恢复证明研究区在龙马溪页岩沉积时期具有隆洼变化的特征，总体呈现“一隆起，一洼地，两缓坡”的水下地貌格局。基于水下地貌形态的变化，将研究区的地貌划分为水下低洼区、水下斜坡带和水下隆起区3个水下古地貌单元。
3 页岩岩石学及岩相特征沉积环境对页岩储层的形成和品质有着重要影响[28]。通过分析有机质的富集、页岩的矿物组成、纹层的发育以及孔隙结构等，可知沉积环境的变化直接决定了页岩储层的质量[29-30]。针对龙马溪组页岩的沉积环境，已有大量研究表明，该组沉积时期环境变化频繁，导致页岩储层在垂向上呈现出较强的非均质性。特别是龙一 11小层至龙一 13小层，由于海平面较高、缺氧还原的水体环境以及较少的陆源碎屑输入等多种因素的综合作用，使得这一段的页岩储层品质优于龙一 14小层至龙一 17小层[31-32]。
3.1 页岩矿物组成特征泸州—渝西地区龙马溪组页岩的全岩XRD分析表明，研究区龙马溪组页岩矿物组成主要包括硅质矿物（石英+长石）、碳酸盐矿物（方解石、白云石）、黏土矿物和黄铁矿等。其中，硅质矿物最为发育，平均质量分数为52.64%；其次为黏土矿物，平均质量分数为30.93%；碳酸盐矿物质量分数相对较低，为12.66%（图 3）。纵向上，以L213井为例，自下而上黏土矿物和黄铁矿增加，硅质矿物减少，碳酸盐矿物则表现为龙一 11小层至龙一 13小层含量较低，龙一 14小层至龙一 17小层含量较高。
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下载原图 图 3 泸州—渝西地区志留系龙马溪组页岩储层岩石学特征 注：S-1. 硅质页岩相；S-2. 混合硅质页岩相；S-3. 含灰硅质页岩相；S-4. 含黏土硅质页岩相；M-1. 含灰混合质页岩相；M-2. 混合质页岩相；M-3. 含黏土/灰混合质页岩相；M-4. 含黏土/硅混合质页岩相；C-1. 灰质页岩相；C-2. 混合灰质页岩相；C-3. 含硅灰质页岩相；C-4. 含黏土灰质页岩相；CM-1. 黏土质页岩相；CM-2. 含灰/硅黏土质页岩相；CM-3. 含灰黏土质页岩相；CM-4. 含硅黏土质页岩相。 Fig. 3 Petrological characteristics of shale reservoirs in Silurian Longmaxi Formation, Luzhou-Yuxi area |
偏光显微镜下，五峰组页岩可见大量放射虫呈层状分布，显示沉积水体较深（图 4a），龙一 11小层至龙一 13小层，石英颗粒粒度较小，均匀分布，可见硅质条带顺层分布，有机质含量高，TOC值为4.16%（图 4b）。龙一 14小层，发育硅质纹层，显示沉积过程中水动力相对较弱，可观察到裂缝发育，有机质含量较高，TOC值为3.10%（图 4c，4d）。龙一15小层，黏土质纹层发育，矿物颗粒粒度较大，顺层分布，有机质含量相对较低，TOC值为2.13%（图 4e）。龙一 17小层页岩，矿物颗粒粒度大，且发育钙质生物碎屑，还发现了生物扰动构造，指示了沉积水体的含氧量高、水体深度不大，有机质含量低，TOC值为1.60%（图 4f）。微观观察显示，龙马溪组自底部向上，反应了水体由深变浅的过程，而这一过程中水体变化改变了页岩的沉积环境，最终影响了页岩储层品质。
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下载原图 图 4 泸州—渝西地区志留系龙马溪组页岩典型微观现象 （a）有机质浸染状分布，顶部矿物颗粒粒度小，底部大量放射虫呈层状分布，五峰组，Z212井，4 260.69 m，单偏光；（b）颗粒粒度细呈分散分布，见条带状分布的硅质条带，TOC值为4.16%，1小层，Y101H56-1井，4 164.50 m，单偏光；（c）硅质纹层发育，粉砂混钙质条纹顺层分布，发育水平成岩缝，TOC值为3.10%，4小层，Y101H56-1井，4 137.36 m，单偏光；（d）硅质纹层发育，TOC值为3.10%，4小层，Y101H56-1井，4 137.36 m；（e）黏土质纹层发育，矿物颗粒顺层分布，TOC值为2.13%，5小层，Y101H56-1井，4 137.36 m，单偏光；（f）颗粒级纹层发育，钙质团块及颗粒发育，见生物扰动，茜素红染色，TOC值为1.60%，7小层，L213井，单偏光。 Fig. 4 Typical microscopic features of shale of Silurian Longmaxi Formation, Luzhou-Yuxi area |
岩相是页岩气地质研究的基础，其发育特征在一定程度上决定了页岩储层的品质。根据碳酸盐矿物—硅质矿物—黏土矿物三端元划分方案（图 3）[31]，研究区龙马溪组识别出了硅质页岩相（S-1）、混合硅质页岩相（S-2）、含灰硅质页岩相（S-3）、含黏土硅质页岩相（S-4）、含灰混合质页岩相（M-1）、混合质页岩相（M-2）、含黏土/硅混合质页岩相（M-4）、含硅黏土质页岩相（CM-4）、混合灰质页岩相（C-2）、含硅灰质页岩相（C-3）等10种页岩岩相类型，主要为硅质页岩相组合（S）和混合质页岩相组合（M）。
（1）硅质页岩相。硅质页岩相多发育在龙一 11小层和龙一 12小层，硅质含量高，平均质量分数为80.2%，碳酸盐矿物和黏土含量较低，有机质含量高，TOC平均值为5.5%，在显微镜下石英颗粒细小，且均匀分布，含硅质放射虫，偶见硅质纹层顺层分布，反应絮凝作用下的床砂搬运作用（图 4a，4b和图 5a）。
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下载原图 图 5 泸州—渝西地区典型岩相薄片及岩心特征 （a）石英颗粒细小，断续状的硅质纹层发育，富有机质，硅质页岩相，Y101H41-2井，4 122.83 m，单偏光；（b）方解石纹层发育，黄铁矿集合体顺层发育，混合硅质页岩相，L206井，4 032.40 m；（c）水平纹层发育，黄铁矿条带和黄铁矿集合体，直立缝发育，缝内充填部分黄铁矿颗粒，含黏土硅质页岩相，L206井，4 021.45 m；（d）水平纹层发育，黄铁矿纹层发育较多，见斜交缝，混合质页岩相，L206井，3 973.00 m；（e）三叶虫生物，含黏土/硅混合质页岩相，L206井，3 968.80 m；（f）泥质含量高，胶体凝絮的富泥质漂粒分布，含硅黏土质页岩相，Y101H41-2井，4 068.43 m，单偏光。 Fig. 5 Typical lithofacies thin sections and core characteristics of Luzhou-Yuxi area |
（2）混合硅质页岩相。混合硅质页岩相在龙一11小层至龙一 14小层均有发育，硅质含量较高，平均质量分数为61.2%，碳酸盐矿物和黏土矿物质量分数均约为20%，有机质含量相对较高，TOC平均值为4.2%，可见方解石纹层和泥质纹层发育（图 5b）。
（3）含黏土硅质页岩相。含黏土硅质页岩相在研究区内发育频率较高，肉眼观察多呈深灰色—黑色，可见水平纹层发育，并由高角度裂缝和黄铁矿集合体发育（图 5c）。
（4）混合质页岩相。混合质页岩相主要发育在龙一 14小层至龙一 17小层，在岩心上呈灰黑色，硅质、碳酸盐矿物及黏土矿物的质量分数均为25.0%~50.0%，有机质含量较低，TOC平均值为2.6%，泥纹层和方解石纹层均有发育，偶见黄铁矿条带（图 5d）。
（5）含黏土/硅混合质页岩相。含黏土/硅混合质页岩相主要发育在龙一 14小层至龙一 17小层，在岩心上呈灰黑色—黑色，硅质和黏土矿物含量较碳酸盐矿物多，纹层较发育，沉积水体较浅，适合生物生存，可见三叶虫和其他生物碎屑（图 4f，图 5e）。
（6）含硅黏土质页岩相。含硅黏土质页岩相多发育在龙一 16小层和龙一 17小层，泥质含量高，泥基质由泥级的脆性矿物及针状云母（约为40%）和黏土矿物（约为60%）组成（图 5f）。
4 控储作用水下古地貌的形成与演化是多种因素共同作用的结果，主要受海平面变化、构造活动、沉积物供给、古气候、地壳均衡作用及岩石类型等的综合控制[34-35]。水下古地貌形态决定了沉积物的来源、搬运路径和沉积充填过程[19]，这不仅影响优质页岩的分布，还对页岩气的勘探和开发产生重要影响[26]。具体而言，古地貌形态通过调控沉积环境、有机质富集、岩相及物性条件，进而影响优质页岩储层的形成和分布[27]。不同的水下地貌单元会导致水体环境、水动力条件的差异，从而影响页岩的物质组成，最终控制优质页岩储层的发育[15]。对比泸州—渝西地区龙马溪组内不同水下地貌单元的页岩储层参数，可知龙马溪组页岩储层的孔隙度、总含气量和总有机碳含量在不同地貌单元差异明显（图 6）。综合分析显示，水下隆起区的页岩储层质量明显优于水下斜坡带和低洼区，表明水下地貌形态对优质页岩储层的发育控制作用更明显。
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下载原图 图 6 泸州—渝西地区龙一 1亚段不同地貌单元页岩储层参数箱型图及交汇图 Fig. 6 Box plots and cross-plots of shale reservoir parameters for different geomorphic units in S1l11 of Luzhou-Yuxi area |
在水下隆起区，龙马溪组页岩储层的TOC值为3.03%~5.06%，平均值为4.25%；而在水下斜坡带，页岩的TOC值略低，为3.03%~3.58%，平均值为3.33%；水下低洼区的TOC含量与斜坡带相似，均低于水下隆起区，TOC值为2.85%~3.91%，平均值为3.40%（图 6a）。
平面上，研究区龙一 1亚段的7个小层的页岩TOC含量的分布具有明显的规律性和继承性，显示出中部地区发育2个北东—南西向条带状分布的高值带（图 7）。结合沉积水下古地貌得知这2个高值带位于斜坡高部位和水下隆起区。水下隆起区各井的龙一 11小层TOC值高，为4.35%~7.65%。水下斜坡带TOC值为3.87%~5.94%，其中斜坡高部位的TOC值较低部位高。水下低洼区1小层各井的TOC平均值为4.29%~6.25%，低于水下隆起区和斜坡高部位。水下隆起区各井的龙一 12小层TOC平均值高，为3.29%~5.16%。水下斜坡带页岩TOC值为2.09%~5.95%，水下低洼区页岩的TOC值相对较低，各井页岩的TOC值为3.39%~4.92%，与龙一 11小层呈现相同趋势。往上，龙一 13小层至龙一 17小层页岩的TOC分布呈现相同趋势，即水下隆起区和水下斜坡高部位页岩的TOC平均值高于水下低洼区。
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下载原图 图 7 泸州—渝西地区志留系龙马溪组龙一组龙一 1亚段各小层TOC平面分布特征 Fig. 7 TOC plan distribution of each sub-layer in Silurian Longmaxi Formation, |
总体上，水下隆起区的页岩储层孔隙度为4.81%~6.30%，平均值为5.46%；水下斜坡带的孔隙度略低，为3.34%~5.86%，平均值为4.66%；水下低洼区的孔隙度最低，为3.14%~6.32%，平均值为4.50%（图 6b）。
平面上，龙一 1亚段各小层的孔隙度分布具有明显的分区分带性和继承性（图 8）。各小层孔隙度呈现出北东—南西向的带状展布特征，高值区位于研究区的中部。结合古地貌分布特征可以看出，在水下隆起和水下斜坡带域各小层孔隙度相对较高，而在水下低洼区则相对较低。具体情况如下，在龙一 11小层，水下隆起区各井页岩的孔隙度为4.71%~6.30%；水下斜坡带各井的孔隙度为2.82%~6.46%；水下低洼区各井页岩的孔隙度则较低，为3.43%~5.68%。龙一 12小层的情况类似，水下隆起区各井页岩的孔隙度为4.61%~6.93%；水下斜坡带各井页岩的孔隙度为2.77%~6.58%；而水下低洼区页岩的平均孔隙度为3.81%~6.82%。在龙一 13小层，水下隆起区各井页岩的孔隙度为4.96%~6.67%；水下斜坡带各井页岩的孔隙度为3.25%~6.60%；水下低洼区各井页岩的孔隙度为4.26%~6.30%，其余小层也呈现出相同的分布规律。各小层页岩孔隙度平面分布与古地貌综合分析可知，水下隆起区和水下斜坡带页岩的储集物性优于水下低洼区。
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下载原图 图 8 泸州—渝西志留系龙马溪组各小层孔隙度分布特征 Fig. 8 Porosity distribution of each sub-layer in Silurian Longmaxi Formation, Luzhou-Yuxi area |
在水下隆起区，页岩储层的总含气量为1.70~7.62 m3/t，平均值为5.05 m3/t；水下斜坡带的总含气量为3.67~6.39 m3/t，平均值为4.95 m3/t，低于隆起区；水下低洼区的总含气量为1.28~6.39 m3/t，平均值为4.43 m3/（t 图 6c）。
结合古地貌和页岩总含气量平面分布特征（图 9），平面上，页岩总含气量的高值带同样呈现北东—南西向的条带状特征，且在水下隆起区和水下斜坡带的总含气量高于水下低洼区。水下隆起区各井的龙一 11小层总含气量高，为4.83~10.94 m3/t，而斜坡区各井的龙一 11小层总含气量为5.40~9.65 m3/t。水下低洼区各井的龙一 11小层总含气量低于水下隆起区和水下斜坡带，为3.69~7.88 m3/t。水下隆起区各井的龙一 12小层总含气量为4.07~10.12 m3/t，水下斜坡各井的龙一 12小层总含气量为3.42~9.15 m3/t。水下低洼区各井的龙一 12小层总含气量为4.23~6.94 m3/t。龙一 13小层至龙一 17小层在平面上均呈现相同规律。各小层的分布趋势表明，水下隆起区和斜坡区的总含气量显著高于低洼区，进一步验证了水下地貌形态对优质页岩储层的发育具有重要的控制作用。
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下载原图 图 9 泸州—渝西志留系龙马溪组各小层总含气量分布特征 Fig. 9 Distribution characteristics of total gas content of each sub-layer in Silurian Longmaxi Formation, Luzhou-Yuxi area |
分析认为，水下隆起区的储层参数（孔隙度、TOC含量和含气量）均明显优于斜坡区和低洼区，显示出孔隙度与含气量的正相关关系（图 6d），而TOC与孔隙度和含气量的相关性较弱（图 6e，6f）。尽管斜坡区和低洼区的TOC含量接近，但低洼区的孔隙度和含气量明显低于斜坡区，表明水下斜坡带的页岩储层品质优于低洼区。综上所述，古地貌形态在优质页岩储层的发育中起到了重要的控制作用。
4.4 页岩岩相展布特征通过统计龙马溪组不同页岩岩相的TOC含量（表 1），不同页岩岩相的TOC含量具有明显的差别，从不同页岩岩相的TOC饼状图（图 10）可以看出：在硅质岩相组合中，硅质页岩相的TOC含量大于4% 的比例为40%，混合硅质页岩相为36%，含灰硅质页岩相为42%，含黏土硅质页岩相为5%。相比之下，混合质页岩相组合中，含灰/硅混合质页岩相的TOC含量超过4% 的比例为29%，其他岩相则为零。显然，硅质页岩相组合的储层品质优于混合质页岩相组合。
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下载CSV 表 1 泸州—渝西地区龙马溪组页岩不同岩相的TOC含量统计表 Table 1 Statistics of TOC content in different shale lithofacies of Longmaxi Formation, Luzhou-Yuxi area |
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下载原图 图 10 泸州—渝西地区志留系龙马溪组不同地貌单元岩相发育对比图（位置见图 2） Fig. 10 Lithofacies development comparison of different geomorphic units in Silurian Longmaxi Formation, Luzhou-Yuxi area |
横向对比显示，页岩岩相的发育在不同地貌单元中表现出差异性（图 10）。整体上，整个地区龙一 1亚段时期以硅质页岩相组合和混合质页岩相组岩岩相的分布具有一定的差异性。其中，水下地貌隆起区以高品质的混合硅质页岩相和含黏土硅质页岩相为主，且硅质页岩相组合纵向连续发育；在水下低洼区和斜坡带，高品质的硅质页岩相组合主要发育于底部，且连续性较差，向上逐渐变为品质相对较差的混合质页岩相组合。对比分析显示，水下隆起区相对于水下低洼区和水下斜坡带更易沉积硅质矿物组分，形成硅质页岩相组合。因此，水下隆洼格局通过控制页岩矿物组分的分异，进而影响了页岩岩相的纵横向发育，最终影响了页岩储层的品质。
5 结论（1）泸州—渝西地区龙马溪组早期古地貌形态的恢复明确了研究区在五峰组—龙马溪组期间的“一隆、一洼、两缓坡”的水下古地貌格局，根据地貌特征可将其划分为水下隆起区、水下斜坡带和水下低洼区三个地貌单元。
（2）泸州—渝西地区龙马溪组页岩矿物组成成分以硅质矿物为主，其次为黏土矿物、碳酸盐矿物和黄铁矿。基于矿物组分三元识别出研究区主要发育硅质页岩相组合和混合质页岩相组合。其中，基于储层参数对比发现，硅质页岩相组合为研究区的优质岩相组合。
（3）水下隆洼格局对优质页岩的分布具有明显的控制作用，页岩高TOC含量、高孔隙度和高含气量分布区主要集中分布于水下地貌的隆起区及斜坡上部地区，高品质的硅质页岩相组合主要在水下隆起区连续分布。
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