中国页岩气资源潜力丰富，四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩气在中深层（埋深小于3 500 m）实现商业化、规模化开发后，川南地区已全面进入产能建设新阶段。近年来，深层页岩气（埋深为3 500~4 500 m）勘探开发技术取得重大进展，截至2023年底投产井1 426口，累计提交地质储量为2.44×10¹² m³，日产气量大于1 000×10⁴ m³，年产能力大于140×10¹² m³，已成为“十四五”中国页岩气上产规模阵地^[1-3]。四川盆地纵向主要发育6套烃源岩层，除五峰组—龙马溪组，寒武系筇竹寺组、二叠系吴家坪组同样也属于海相页岩，在盆地内大规模分布。上二叠统吴家坪组优质页岩的形成因素是关乎四川盆地页岩气稳产接替的重要科学问题之一^[4]。前期二叠系的天然气开发工作聚焦于礁滩气藏，针对页岩气潜力未开展专门工作，海槽演化对于黑色页岩沉积环境的控制作用并不十分清楚^[5]。随着中国页岩气高效开发纵深推进，四川盆地页岩气新层系勘探不断突破，研究工作持续深入，关于二叠系页岩的页岩气资源潜力、黑色页岩展布等认识取得了重要进展，中国石化在城口鄂西海槽红星地区和开江—梁平海槽普光地区针对二叠系页岩开展评价，实施了HY1井、LY1井等一批页岩气井，在吴家坪组、大隆组均获得页岩气发现和勘探突破^[6]。相比于五峰组—龙马溪组、筇竹寺组海相页岩，普遍认为二叠系海相页岩具有沉积相变频繁、非均质性强、页岩储层碳酸盐矿物及黏土矿物含量高等鲜明的细粒沉积特征，页岩气成藏条件复杂。这些成果和认识对指导南方二叠系海相页岩的勘探评价和战略选区具有指导意义。

为探索开江—梁平海槽上二叠统吴家坪组页岩气资源潜力，自2019年起，中国石油在四川盆地北部针对二叠系页岩气资源进行探索，在充分利用过路井取心、直井压裂获气后，优选川北地区开江—梁平海槽东段深水陆棚沉积区，部署实施了DY1井^[7]。DY1井钻揭大隆组、吴家坪组2套页岩的累积厚度为30 m，吴家坪组内3段地层均发育页岩，针对吴三段页岩，DY1井通过直改平压裂获气32.06×10⁴ m³/d，实现了四川盆地吴家坪组海相页岩的重大突破。D201井是针对吴三段页岩开展专层评价，获气56.27×10⁴ m³/d，创新了二叠系页岩气工业气井产量新高。当前DY1井生产已满一年，稳定日产气量6×10⁴ m³，累计产气量大于0.45×10⁸ m³，类比川南龙马溪组页岩气，DY1井稳产水平已与长宁地区相当。以四川盆地川东北地区钻井资料为基础，依据丰富的地球化学、岩石矿物等资料，从板块运动、海平面变化、古生产力、古地理环境等方面对吴家坪组优质页岩沉积要素进行剖析，重点开展沉积海槽演化对页岩沉积要素的控制作用研究，揭示优质页岩分布规律和沉积主控因素，以期为四川盆地二叠系页岩气下一步的勘探开发工作提供借鉴和参考。

二叠纪末—三叠纪初，受勉略洋扩张和峨眉地裂运动的影响，四川盆地北部处于伸展、拉张应力环境，在不同程度上影响了茅口组—大隆组/长兴组的沉积建造^[8]。此时扬子陆块整体均为陆表海环境，沉积岩相以台地相碳酸盐岩为主，往深海方向沉积页岩相（图 1a）。吴家坪组沉积时期，盆地内形成峨眉山玄武岩、川西南陆相宣威组、川中—川南海陆过渡相龙潭组、川北—川东海相吴家坪组的同期异相沉积，岩性自南向北依次为火山岩、陆相碎屑岩、过渡相含煤碎屑岩、海相碳酸盐岩及硅质页岩；在长兴期盆地内形成碳酸盐岩台地及台缘斜坡相长兴组、深水陆棚相大隆组的同期异相沉积，前者主要发育厚度为80~300 m不等的碳酸盐岩沉积（图 1b），在开江—梁平海槽两侧及川中、川南地区广泛分布，后者仅分布在开江—梁平海槽深水沉积区，岩性以灰黑色薄层硅质岩夹页岩为主，盆缘及盆外同期地层受城口—鄂西海槽控制。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 四川盆地上二叠统吴家坪组区域沉积相（a）、岩性地层综合柱状图（b）及层拉平海拔示意图（c） Fig. 1 Regional sedimentary facies of Upper Permian Wujiaping period (a), stratigraphic column (b) and elevation diagram of layer flattening (c), Sichuan Basin

开江—梁平海槽是控制二叠系海相页岩发育的关键。“海槽”在环境的概念上是指水深在最大波浪作用面（风暴浪底）之下的近线状展布的深水沉积区，其包括较陡的斜坡及平缓的盆底^[9-10]。开江—梁平海槽的雏形早期形成于茅二段沉积期，西南部峨眉山地幔柱隆升，东北部外缘勉略洋洋壳俯冲至秦岭地块下，使盆地整体处于伸展拉张应力环境，沿基底断裂薄弱带拉张发育广旺—开江、蓬溪—武胜二级次凹^[11]，开江—梁平海槽在拉张背景下基本成型，平面上呈U型展布，向西北广元方向开口，至东南方向梁平一带海槽收敛。在吴家坪组沉积期伴随拉张作用增强，沉积分异明显，海槽持续发育，形成深水沉积环境，呈西陡东缓的槽盆沉积格局（图 1c），整体沉积厚度由槽外向槽内减薄，斜坡区厚度居中，而页岩厚度槽内大于斜坡，槽外页岩发育极少。长兴组沉积期拉张裂陷活动进一步加剧，热液活动增强，构造沉积分异明显，是古裂陷发育的高峰期。至飞仙关组沉积时期，受印支运动影响，槽内开始填平补齐，盆地内深水沉积区急剧减少，向西北方向逐渐收缩，至飞四段沉积期填平补齐基本结束，全区演变为局限台地—台地蒸发岩沉积环境。

中二叠统沉积后，受东吴运动影响，四川盆地发生大规模海退，形成西南高东北低、西陆东海的古地理格局^[12]。在此基础上形成晚二叠世海侵沉积，此时正值南秦岭勉略洋开裂最盛之时，开江—梁平海槽延展到川东北地区^[13-14]，分布范围广，整个沉积期处于斜坡-陆棚相，沉积水体稳定，为还原环境，水生生物繁盛，有机质大量沉积，相对川中—川南潮坪-潟湖相贫氧—弱氧化环境，DY1井钻探证实槽内沉积吴家坪组、大隆组4套页岩（图 1b、表 1），内部岩性组合多样，非均质性强。

表 1(Table 1)

表 1 四川盆地开江—梁平海槽上二叠统4套页岩岩性及电性参数对比表 Table 1 Comparison of lithology and electrical parameters of four sets of Upper Permian shales in Sichuan Basin 地层 地层厚度/m 页岩厚度/m 沉积环境 岩性组合 GR/API 电阻率/（Ω·m） AC/（μs·m-1） DEN/（g·cm-3） 有效页岩储层厚度/m 大隆组 35.2 15.6 浅水陆棚 下部黑色页岩与上部灰岩 73.8 39.3 64.4 2.67 3.8 吴三段 26.0 15.4 深水陆棚 下部黑色页岩与上部深水灰岩 144.4 35.3 75.4 2.42 12.9 吴二段 26.3 9.7 浅水陆棚 下部炭质页岩和上部浅水灰岩 88.0 16.9 85.1 2.41 9.7 吴一段 17.2 6.2 海陆过渡相 下部铝土质泥岩与上部玄武岩 143.9 7.0 79.9 2.36 2.0

下载CSV 表 1 四川盆地开江—梁平海槽上二叠统4套页岩岩性及电性参数对比表 Table 1 Comparison of lithology and electrical parameters of four sets of Upper Permian shales in Sichuan Basin

根据岩石组成、电性特征将吴家坪组自下而上分为3段（表 1、图 2）。下部吴一段为王坡页岩段，主要为凝灰质砂质泥岩夹泥质砂岩，与上部玄武岩共同组成吴一段岩性（图 3a—3d）。茅口组沉积结束后，全区抬升进入暴露环境，沉积吴家坪组一段王坡页岩，DY1井岩性主要为凝灰质砂质泥岩夹黑灰色页岩、泥质砂岩和砾岩，上部为玄武岩与薄层凝灰岩，岩性组合复杂。王坡页岩作为上二叠统底界标志层，在盆地内广泛发育。薄片下见铝土质页岩、页岩、铝土岩的层内分布大量高等植物碎片，δ¹³C_org值升高，判断该套页岩发育在潟湖-沼泽相环境中，且页岩中有外生有机质的混入。吴二段为炭质页岩和浅水灰岩组合。王坡页岩沉积后，随着水体逐步加深，吴二段整体沉积环境由滨岸沼泽沉积向浅水陆棚相变化，下部为炭质页岩和页岩沉积（图 3e，3f），页岩内部发育互层状沉凝灰岩层，可能是峨眉山大火成岩省相关的酸性火山活动的产物。上部发育灰色粉晶灰岩、泥晶生屑灰岩（图 3g，3h），局部夹薄层泥岩或页岩。吴二段页岩以高有机碳含量为特征，但页岩中高黏土低硅质含量反映这一时期仍具有明显过渡相页岩特征，页岩段δ¹³C_org值具有小幅升高特征，除外源有机质输入因素，这一时期页岩中δ¹³C_org含量反应岩层受玄武岩和凝灰岩沉积的热蚀变作用影响^[15]。吴三段主要为黑色硅质页岩，夹少量深水灰岩（图 3i—3l）。大规模海侵前，小规模水体加深形成了吴三段下部黑色页岩，随后海槽两侧斜坡滑塌沉积了深水灰岩夹层，经历小规模变浅后，硅质页岩薄片下可见放射虫，海侵形成的深水陆棚相，海洋浮游生物的大量死亡堆积，形成δ¹³C_org值整体负漂的现象；上部为灰黑色泥质灰岩、灰质白云岩、含灰质页岩夹层和灰岩夹层，厚度为7.60 m，反映出水体开始动荡，水动力增强。上部大隆组为灰质页岩-页岩-灰质组合，是吴家坪海退后新一期海侵沉积产物。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 四川盆地开江—梁平海槽上二叠统海相页岩地层综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Upper Permian marine shale formation of Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 四川盆地开江—梁平海槽上二叠统海相页岩岩石类型及特征 （a）上部玄武岩岩心特征，4 373.00 m，吴一段；（b）上部玄武岩薄片特征，4 373.00 m，吴一段；（c）下部泥岩岩心特征，4 380.24 m，吴一段；（d）下部泥岩薄片特征，4 380.24 m，吴一段；（e）下部页岩岩心特征，4 366.05 m，吴二段；（f）下部页岩薄片特征，4 366.05 m，吴二段；（g）上部灰岩岩心特征，4 348.70 m，吴二段；（h）上部灰岩薄片特征，4 348.70 m，吴二段；（i）黑色页岩岩心特征，4 336.70 m，吴三段；（j）黑色页岩薄片特征，4 336.70 m，吴三段；（k）底部灰岩岩心特征，4 339.56 m，吴三段；（l）底部灰岩薄片特征，4 339.56 m，吴三段。 Fig. 3 Lithologic association types and characteristics of Upper Permian marine shale of Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

页岩的有机质丰度、类型和成熟度决定了其生烃能力、吸附能力与页岩气藏品质。岩心测试显示吴三段页岩TOC为0.15%~14.10%，多大于5.00%，平均为8.04%，干酪根显微组分以腐殖无定型体为主，体积分数为76%~81%，其次为腐泥无定型体和镜质体，体积分数之和为9%~10%，干酪根以Ⅰ型、Ⅱ₁型为主；干酪根碳同位素（δ¹³C）值为-27.3‰~-26.2‰。激光拉曼方法测试吴三段有机质的镜质体反射率（R_o）平均为2.94%，处于过成熟阶段，整体上吴三段有机质丰度高、类型好、生烃能力强。大隆组TOC为0.43%，吴二段TOC为2.72%，吴一段TOC为0.18%，大隆组与吴一段有机质类型以Ⅱ₁型为主，吴二段发育Ⅲ型干酪根。

页岩孔隙是页岩气赋存的主要场所，酒精法测试21件DY1井吴三段不规则样品的孔隙度为2.61%~9.47%，平均为5.78%，颗粒氦气法测试5件DY1井吴三段页岩样品的渗透率为（48~106）×10^-6 mD，平均为90×10^-6 mD。吴三段页岩内有机孔和无机孔均较发育，镜下常见干酪根与片状黏土矿物混合，形成长条状有机孔；有机质充填在矿物层间，支撑无机矿物成层，形成原始矿物格架，后期成岩过程中在方解石矿物边缘及表面和片状黏土矿物晶体内形成粒内孔与粒间孔。大隆组孔隙度平均为3.60%，吴二段孔隙度平均为9.11%，吴一段孔隙度平均为7.70%，三者均以无机孔为主，大隆组以石英与黏土粒间孔缝为主，吴二段以黏土矿物晶间孔、微裂缝为主，吴一段以微晶石英粒内孔、黏土矿物晶间孔为主。

页岩含气量是评价和优选页岩气靶体的重要指标，直接关系到页岩气井产量与产气特征。现场按照2 m/样次进行解析气量测定，测得吴三段解析气质量体积为0.94~1.45 m³/t，平均为1.12 m³/t，直线回归法计算总含气质量体积为7.36~16.16 m³/t，平均为10.39 m³/t。大隆组、吴二段、吴一段现场解析气质量体积均小于1 m³/t，大隆组页岩直线回归总含气质量体积为0.93 m³/t，吴二段页岩直线回归总含气质量体积为2.08 m³/t，吴一段页岩直线回归总含气质量体积为0.8 m³/t。其中吴三段页岩的含气性达到龙马溪组的1.5~2.0倍，这表明川东高陡构造地区页岩气的保存条件总体较好，大规模的Ⅰ级断层并未对向斜区页岩含气性造成破坏。在DY1井埋深为3 500~4 300 m，吴家坪组页岩的含气量变化很小，构造抬升引起的埋藏深度变化并未造成页岩气的大规模逸散丢失。

整体来看吴三段页岩具有“一薄四高”的特征，相比于龙马溪组、筇竹寺组海相页岩，除页岩沉积厚度，吴家坪组有机碳、孔隙度、含气量、脆性矿物等各项参数均处于优势水平。参照龙马溪组评价指标体系，将TOC≥3%、孔隙度≥4%、脆性矿物质量分数≥55%、含气质量体积≥3 m³/t作为二叠系优质页岩储集层的标准^[16-17]，根据龙马溪组前期勘探经验，优质页岩储层厚度与产量呈正相关关系，储层厚度下限为10 m，因此将优质页岩储层厚度大于10 m的区域作为二叠系页岩气核心建产区。

利用DY1井建立的测井模型对区域页岩展布特征开展分析，吴三段页岩主要发育于开江—梁平海槽内部及其周缘斜坡区。槽内水体深度自北西向南东水体变浅，由川北地区的宽阔海床逐渐收缩为川东地区的狭窄海湾，凝缩沉积了一套厚度稳定、脆性较高的硅质页岩（图 4）。首先按照1 m/样次的密度开展DY1井岩心测试，以岩心实验数据作为标定，参照龙马溪组评价标准，建立DY1井测井评价模型，开展二叠系4套页岩评价，评价结果显示吴三段页岩达到优质页岩水平，且其优质页岩连续厚度最大，测井解释优质页岩储层连续厚度为12.9 m，总有机碳（TOC）质量分数平均为7.6%，平均孔隙度为6.1%，平均含气质量体积为8.3 m³/t，硅质脆性矿物质量分数平均为73.7%，是上二叠统4套页岩中厚度大于10 m的优质页岩。对比龙马溪组和筇竹寺组参数，吴三段页岩是3套商业开发层系中TOC最高、孔隙度最大、脆性矿物含量最多的页岩，唯一显示出纵向页岩地层厚度较小，表现出“一薄四高”的特征。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴家坪组沉积相与优质页岩气储层连续厚度分布图 Fig. 4 Sedimentary facies of Permian Jiaping Formation and continuous thickness distribution map of Class Ⅰ shale gas reservoir of Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

通过矿物成分分析认为，DY1井吴三段页岩主要发育硅质页岩，岩心多见生物碎屑条带、凝灰岩条带发育，部分岩心可见灰质条带（图 5a—5e），碳酸盐矿物质量分数平均为16.6%，硅质矿物质量分数平均为69.2%，黏土矿物质量分数为8.0%。凝灰岩条带附近黑色页岩内见磷灰石分布（图 5g），与炭质纹层共同发育；生屑条带内放射虫和双壳类生物多见，与无机矿物在镜下表现出良好的成层性（图 5h）；灰质条带附近碳酸盐矿物粒径较大（图 5i），搭建起黏土矿物、有机质沉积的脆性矿物支撑格架。整体上吴三段页岩岩性纵向表现出较强的非均质性，且大多为同期沉积现象，表明优质页岩的富集主要是受控于沉积作用，以沉积水体及事件沉积的控制为主，部分位置可见水平缝被方解石流体充填，后期成岩流体改造作用暂不做讨论。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴三段页岩条带类型及微观特征 （a）凝灰岩条带岩心特征，4 337.20 m，；（b）生物碎屑条带岩心特征，4 335.18 m，；（c）灰质条带岩心特征，4 333.10 m；（d）凝灰岩条带薄片特征，凝灰岩层与页岩层分界明显，4 337.20 m；（e）生物碎屑条带薄片特征，镜下可见放射虫和双壳类，4 335.18 m；（f）灰质条带薄片特征，灰岩与页岩界线明显，以泥晶灰岩为主，染色效果明显，4 333.10 m；（g）凝灰岩条带扫描电镜特征，磷灰石发育，4 337.20 m；（h）炭质条带扫描电镜特征，有机质与无机矿物呈层状分布，4 335.18 m；（i）4灰质条带岩心特征，方解石颗粒较大，胶结作用强，4 333.10 m。 Fig. 5 Shale belt types and microscopic characteristics of Permian Wusan member of Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

水体缺氧还原是川北地区页岩有机质富集的首要因素。根据研究区放射虫、相序等沉积要素，以往研究认为上扬子地区中上二叠统贫氧水体深度小于300 m，无氧水体深度一般大于100 m，但尚未深至碳酸盐岩补偿深度^[18-19]，整体海槽内吴家坪组页岩沉积时期，相比于静海环境（Mo/U摩尔浓度比值S_W=7.9），吴家坪组Mo_EF-U_EF协变模式显示Mo/U值从0.3×S_W变化到3.0×S_W，吴三段页岩Mo/U值多数大于1.0×S_W，充分证明了吴家坪组页岩处于深水还原环境中，随着吴三段海侵规模的增大，水体中Mo元素的富集速率大于U元素，海水中高浓度的Mo元素在金红石等火山重矿物的作用下，转入沉积物的速率远大于U元素，大隆组页岩中的Mo/U比有所降低（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴家坪组页岩MoEF-UEF协变模式、Mo-TOC关系图 Fig. 6 Relationship diagram of Mo-U covariant patterns relationship between Mo and TOC in shale of Permian Wujiaping Formation, Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

在二叠纪沉积过程中，同生断裂广泛存在，沿断裂带出现明显的岩性、岩相与沉积厚度差异，伴随着火山活动或重力流作用，造成特有的古地理面貌^[20]，这一时期火山活动主要产物是玄武岩喷溢及晚二叠世中的凝灰岩夹层^[21]。研究区玄武岩主要分布在梁平附近，多见于吴一段，凝灰岩夹层在各段页岩中均有出现，在吴三段页岩中较为发育。吴三段页岩层中多见凝灰岩条带，部分蚀变为斑脱岩，沉凝灰岩发育，凝灰岩火山物质质量分数大于90%，是一种火山灰沉积后形成的蚀变程度较弱、具有凝灰结构的火山碎屑岩，沉凝灰岩是介于凝灰岩与陆源碎屑岩之间的类型，而斑脱岩则是火山物质在海水条件下发生水解、蚀变形成的黏土岩^[22]。DY1井吴三段页岩取心段内观察到16期凝灰岩条带（图 7），其中2条蚀变严重已成为斑脱岩，矿物成分显示黏土质量分数大于30%，岩心上观察到条带与页岩明显分离，上下界面被后期流体侵入，形成钙质条带。几乎凝灰岩条带均发生黄铁矿化，仅个别条带内零星出现，多呈条带状或团块状，在扫描电镜下呈草莓状和团块状，凝灰岩条带内黄铁矿数目明显多于页岩层，其大量出现可能与火山喷出的含硫物质有关。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴三段页岩凝灰岩发育厚度、频次及特征图 Fig. 7 Development thickness, frequency and characteristic of Permian tuff in Wusan member, Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basi

扫描电镜和全岩衍射实验均显示吴三段页岩中发育大量磷灰石。磷灰石与生物活动密切相关，生物的直接或间接作用均可形成磷灰石，而水体中充足的P元素是这一条件实现的前提^[23]。P的来源包含上升洋流、陆源输入和空源搬运3种，吴家坪组页岩元素证据显示，该沉积时期未见上升洋流（图 8），而DY1井远离陆源，且相比于北美页岩（NASC，P₂O₅的平均质量分数为0.13%）和龙马溪组页岩（P₂O₅的平均质量分数0.11%）来说，吴三段页岩的P₂O₅质量分数为0.51%，表现为高含P特征（图 9），说明P元素存在其他来源。根据对富有机质页岩和凝灰岩的元素分析，认为吴家坪组页岩形成磷灰石的磷元素主要来源于盆地周缘火山喷发带来的火山灰沉积物。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴家坪组页岩古生产力指标关系图 Fig. 8 Paleoproductivity indicators of Permian shale in Wujiaping Formation, Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 四川盆地开江—梁平海槽二叠系页岩元素富集特征 Fig. 9 Element enrichment characteristics of Permian shale in Wujiaping Formation, Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

火山活动对古沉积环境和生物演化均具有重要影响。影响富有机质页岩形成的首要条件是具有适宜的环境，温暖潮湿的气候与营养元素充足的水体是生物生存的基本要素。从现代火山活动的影响来看，数月至数年内火山活动形成的火山灰云会阻挡太阳辐射，造成地表气温下降^[24-25]。但在地质历史时期，瞬时高频的火山活动带来的是沉积环境的连锁反应，火山物质在风化过程中，产生的CO₂，CH₄等温室气体最终造成气温上升，导致冰川融化海平面上升，而冰川下伏熔融体或可由于岩石圈卸载再次形成火山爆发，循环往复，形成了页岩沉积所需的深水沉积环境。

控制高有机质的核心条件是初级生产力，火山活动对初级生产力的主要作用途径是P元素，P元素作为水体中生物繁衍的必须营养元素，会随生物遗体沉降而转移到沉积物中，是古生产力的直接指标。大规模的火山活动产生的火山灰蚀变向水体输入大量磷酸盐，释放出许多对生物繁殖有益的元素，如Fe，P，Si等，作为生命元素，P的输入会增加表层水体的营养物质通量，大大提高低营养物限制海域的储集生产力，表现为与TOC呈正相关关系。Si和N元素会一起被放射虫利用，出现繁盛现象，Fe元素浓度会大幅促进生产力增加。

从龙马溪组有机质富集的认识来看，深水的缺氧还原环境是高有机质保存的关键^[26]。除火山活动导致冰川融化海平面上升形成的深水环境含氧量低，一方面火山营养元素输入形成的浮游生物繁盛会大量消耗氧气，形成下部水体贫氧，同时火山灰飘落带来的有毒物质造成浮游生物死亡加剧，生物分解消耗中下部水体含氧量；另一方面火山活动释放的SO₂，H₂S等酸性气体，形成H₂SO₄，与HCl形成酸雨，造成水体硫化，加剧缺氧程度，增加水体还原性。因此，频繁的远源火山活动向水体不断输送火山灰，造成水体初级生产力持续升高（图 8），在深水硫化缺氧环境下，积累了大量原始有机质，形成了吴三段页岩的高有机质富集段。

页岩的孔隙演化经历了原始沉积作用和后生成岩改造作用2个阶段，主要讨论原始沉积阶段形成高孔隙的条件，即有机质、矿物组成等物质组分与高孔隙的关系。吴三段地层沉积期，槽内远离物源、欠补偿深水和火山物质输入的沉积条件决定了二叠系页岩富硅富碳的特征，在与龙马溪组相同埋深及成熟度条件的页岩相比，吴家坪组保存了现今高有机质、高孔隙度、多孔隙类型的页岩。吴三段页岩有机质孔发育，无机质孔欠发育，扫描电镜下干酪根常与片状黏土矿物混合，在热演化过程中形成长条状有机孔，油裂解形成的沥青充填在矿物粒间孔和裂缝中。吴三段形成的有机质孔占比达到80%，孔径在几纳米和数百纳米均有发育，以1~100 nm为主，发育少量200 nm的孔隙（图 10a—10c）；无机质孔主要为粒内溶蚀孔和矿物粒间孔，以100~500 nm为主，多处可见1~2 μm孔隙。粒间孔主要发育方解石矿物边缘与表面、黏土矿物片间孔隙，以及磷灰石、黄铁矿发育的大量粒间孔（图 10d），除方解石表面的溶蚀孔（图 10e），黄铁矿内还可见矿物颗粒溶蚀形成的铸模孔（图 10f）。此外，吴三段页岩微裂隙空间也较发育，宽数十纳米至数微米，具有较好的延伸性和开放性，矿物中的微裂缝、矿物边缘的差异收缩缝和破碎带缝等共同形成连通性较好的气体储集空间。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴家坪组页岩孔隙电镜特征图 （a）页岩有机质分布，DY1井，4 337.65 m，吴三段；（b）页岩有机质孔，DY1井，4 337.65 m，吴三段；（c）页岩有机质孔，DY1井，4 337.65 m，吴三段；（d）有机质孔、磷灰石粒间孔，DY1井，4 339.95 m，吴三段；（e）方解石粒内溶孔，DY1井，4 333.20 m，吴三段；（f）黄铁矿铸模孔及黏土矿物片间孔，DY1井，4 335.10 m，吴三段。 Fig. 10 Electron Microscopic Characteristics of Pores in Permian Wujiaping Formation Shale, Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

有机质孔发育依赖于有机质高度富集，在几何形态上与介孔具有较好的对应关系，其孔体积和面孔率均与TOC呈良好的正相关性。相比于龙马溪组页岩的藻类沉积物形成的Ⅰ型干酪根，二叠系页岩生物繁盛的多样性决定了生烃母质类型多样。吴家坪组页岩干酪根以Ⅰ型与Ⅱ₁型为主，吴一段页岩见Ⅰ，Ⅱ₂型干酪根，吴二段炭质页岩见Ⅲ型干酪根，吴三段页岩以Ⅱ₁型干酪根为主。Ⅱ₁型干酪根一方面以其腐泥无定型组分的高生气量为生烃作贡献，另一方面以腐殖无定型干酪根演化所形成的较大，比表面积大大增加储气空间^[27]。相比于龙马溪组，实验室等温吸附结果显示，二叠系海相页岩理论吸附能力达到7.30 m³/t，现场解析气质量体积为1.45 m³/t，直线回归法计算总含气质量体积为16.16 m³/t，是川南泸州龙马溪组优质页岩段含气量参数（川南高产井等温吸附理论值为4.2 m³/t，现场解析气质量体积为0.15~1.08 m³/t，直线回归总含气质量体积最大为0.42~3.57 m³/t）的1.5~2.0倍。吸附气的主要赋存载体是有机质表面纳米级孔隙和黏土矿物孔隙空间，吴三段黏土矿物含量成分较少，吸附气的主要赋存载体以吴三段页岩腐泥无定型干酪根为主，而Ⅱ₁型干酪根是所有有机质类型中对甲烷的吸附量最大的有机质类型，为吴三段页岩气提供了充足的原始吸附介质和储集空间。

吴三段的无机孔缝主要受控于矿物堆积方式，强烈的成层格架搭建，是后期经历压实作用后仍能保持高孔隙的根本原因。除页岩中常见的黄铁矿粒间孔、碳酸盐矿物溶蚀孔和少量黏土矿物的片间孔贡献，磷灰石贡献少量粒间孔，大量无机孔由石英等矿物受压实作用形成的粒间孔和边缘缝贡献。原始堆积时，吴家坪组“无机矿物—有机质—无机矿物”的堆积模式，使脆性矿物层与塑性有机质层相互支撑，在后期演化中保留高含烃孔隙结构^[28]。一方面有机质在机械破碎时成为无机孔缝中的塑性支撑体，有助于破碎孔隙的保存与储集空间供烃，塑性支撑体中的有机质往往与黄铁矿、黏土矿物和火山物质共生，黄铁矿和磷灰石在贡献粒间孔之外，同步促进演化过程中有机质富集与保存，黏土矿物的混入使破碎孔隙不至于被压的更紧密，起到支撑作用。另一方面脆性矿物层为有机质孔和黏土矿物孔等塑性孔搭建刚性格架，其中多以石英矿物为主，在压实过程中矿物大颗粒边缘破碎，形成的粒间孔和微裂缝增加了储集空间，层内有机质演化生烃为破碎带内的储集空间供烃，有效增加孔隙压力，形成超压地层。

二叠系页岩的富集得益于几项沉积因素的耦合（图 11），在事件频发背景下，火山活动不定期的营养元素输入，大大提高了初级生产力水平，岩心中大量生物碎屑可以充分证实这一点。在深水沉积形成的还原水体区域，原始有机质与无机矿物、火山灰等被共同沉淀下来，初级生产力消耗水体氧气造成环境更加还原、火山灰提供营养物质形成表层生产力更高，循环往复，无机矿物与有机质逐渐成层，形成了原始沉积的高TOC和孔隙格架。二叠纪生物的多样性使这一时期原始有机质同样具有多样性，吴三段的Ⅱ₁型干酪根主要是水体中的蓝藻、红藻等浮游生物所贡献，吴二段可见高等植物碎屑，混合型的有机质使有机孔发育尺度虽小，但数目可观，大大增强了页岩吸附能力，与无机孔缝一起为页岩气提供了原始储集空间。因此，在后期未经强烈构造改造的区域，二叠系页岩均具有高TOC、高孔隙度、高含气量的潜力，当优质页岩厚度达到商业开发下限时，即可快速形成可复制的建产区。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 四川盆地开江—梁平海槽二叠系吴家坪组页岩沉积演化模式图 Fig. 11 Evolutionary Model of Shale Sediments in Permian Wujiaping Formation, Kaijiang-Liangping trough in Sichuan Basin

要实现吴三段优质页岩储层的改造，最大的限制就是纵向可动用资源有限，研究区优质页岩连续厚度均大于10 m，但页岩累计厚度小，远小于川南地区页岩气主体开发区的龙马溪组页岩（约50 m），要实现吴三段页岩的建产首要面对的问题就是薄储层极限动用。储层特征及成因的分析明确了优质页岩的形成因素，对下一步的储层改造形成3点启示：①利用地震等手段精准刻画储集层，寻找页岩储集层压力高、含气量高、脆性高的地质工程甜点区/段；②通过铂金靶体高效钻入、高效储层改造构造最优地下连通体，基于储层纵向非均质性的特征，局部地区碳酸盐矿物含量较高，影响裂缝扩展，针对性开展“以横向换纵向”压裂模式，以扩大缝网横向延伸尺度实现最大资源量控制。

（1）构造演化形成的开江—梁平海槽，是上二叠统发育4套页岩的基础条件，槽内沉积的多套页岩，厚度大于槽外，岩性组合复杂，纵横向非均质性强，深水陆棚相形成相对稳定的富有机质页岩。吴三段为最优储层，岩性以硅质页岩为主，具有“一薄四高”的特征，在研究区稳定分布，主要发育在广元—梁平一带。

（2）吴三段高TOC主要受控于原始有机质富集程度高，火山活动的物质输入促进水体爆发高初级生产力，硫化环境和海平面上升共同形成的深水还原条件，是页岩有机质富集的关键；高孔隙度主要形成于原始页岩沉积组分与格架层理，脆性矿物层搭建格架并形成边缘粒间孔缝，塑性矿物层支撑格架并成烃成孔，Ⅱ₁型干酪根的强吸附能力与高生气量为吸附气提供储集条件，为矿物粒间孔和边缘缝供烃，形成吴三段高含气量页岩。

（3）吴三段页岩发育厚度不大，但均为优质页岩，具有高TOC、高孔隙度、高含气量，在未经强烈构造改造的川东广大区域，采用针对性压裂工艺实现高产稳产，证明这套页岩具有稳定的生产潜力，有望成为盆地实现页岩气增储上产的可靠接替领域，薄储层的精准预测与极限动用是实现二叠系页岩气效益开发的重点攻关方向。