作为国内首个进行商业开发的页岩气田，四川盆地涪陵气田的成功开发标志着我国页岩气勘探有了突破性的进展，主力气层五峰组—龙马溪组底部龙一段页岩也因此成为国内众多学者关注的焦点^[1-2]。涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩横向上由深水陆棚和浅水陆棚2种沉积亚相组成^[3]，由于沉积环境的变化，纵向上存在明显的岩性或岩相差异。目前，对该气田页岩储层非均质性的认识有限，无法满足页岩气高效开发时精准导向和有效改造的迫切需求，因此，对页岩岩相的精细划分及识别迫在眉睫。勘探初期，王志刚^[4]提出了应用测井曲线、储层物性参数和有机地球化学参数建立五峰组—龙马溪组底部龙一段页岩小层精细划分方法，优选出了具有页岩气勘探开发潜力的有利层系。开发过程中，多数学者认为页岩储层存在明显的非均质性，须开展页岩岩相划分研究，赵建华等^[5]根据五峰组—龙马溪组页岩的矿物成分、沉积构造和生物化石等特征，识别出硅质页岩、粉砂质页岩、黏土质页岩、灰质页岩等7种页岩岩相；朱逸青等^[6]和冉波等^[7]通过石英百分含量和纹层发育程度这2个核心指标，划分不同类型的页岩岩相；蒋裕强等^[8]为满足评价需求，在矿物含量基础上引入有机碳含量作为页岩岩相划分依据，并将目的层划分为富有机质和贫有机质等两大类页岩岩相。

不同学者的众多研究成果，对五峰组—龙马溪组底部页岩岩相的划分起到了积极作用。随着页岩气勘探开发精细程度的不断提高，目前的研究方法逐渐暴露出一些不足，如对页岩岩相的识别多依靠岩心等实验资料^[5-8]，而实际钻井过程中，取心井的数量极为有限，且岩矿实验在取样过程中受岩心完整程度和经济条件等诸多限制，单井纵向上的取样精度也可能过于离散，满足不了页岩储层精细评价的需求；再比如划分页岩岩相时，单一强调不同岩相之间矿物组分含量上的差异，导致岩相名字相同但有机碳含量和含气量等页岩品质评价的关键参数差异较大的现象发生^{[5, 9-10]}，这是因为在岩相分类过程中未考虑矿物组分的来源问题；除此之外，利用岩心资料进行岩相识别及划分，虽然结果真实可靠，但费用较高、资料获取时间较长，不利于推广及应用。

本次研究利用可系统评价全井段的ECS（Elemental Capture Spectroscopy Sonde）测井资料，分析页岩储层中主要矿物石英等硅质成分的来源；结合岩石薄片资料，对页岩储层的矿物组分进行精细界定，提出五峰组—龙马溪组底部龙一段页岩岩相的精细划分方案。在精细划分页岩岩相基础上，利用常规测井资料，分析不同页岩岩相的测井响应特征，通过测井交会图法建立页岩岩相测井识别图版，开展单井页岩岩相预测，以期提高研究区页岩岩相识别方法的实用性，为涪陵页岩气田下一步的精细勘探和高效开发提供参考。

涪陵气田位于四川盆地川东南构造区的川东褶皱带^[11]，地处万县复向斜南部与方斗山背斜带西侧2个构造单元的结合带。涪陵气田的主要构造单元为包鸾—焦石坝背斜带。该背斜构造走向总体为北东向，地层形态宽缓、平整，构造面积大；背斜主体断裂不发育，但西翼邻近吊水岩和天台场等断裂，东翼靠近大耳山西和石门等断裂，区域上呈现出被多条断层切割而复杂化的断背斜构造特征^[12]。涪陵气田的主力气层为五峰组—龙马溪组底部龙一段，该地层主要形成于晚奥陶世―早志留世龙马溪组沉积时期的全球海平面上升背景下，受周边“多隆（康滇古陆、龙门山古陆、黔中古陆）夹一凹”构造形态的影响，研究区主要处于稳定、安静的深水环境，进而形成了一套厚度稳定、分布广泛且富含生物化石的暗色泥页岩^[13]。

目前主要使用纹层、矿物、生物及颜色等4个核心判别参数来划分五峰组—龙马溪组页岩岩相，并根据矿物组分、结合有机质含量进行页岩综合分类预测页岩气有利区带。这一方法存在以下问题：①没有开展页岩储层中硅质成分来源问题分析，模糊了不同页岩岩相之间的界线；②页岩储层中的碎屑颗粒较小，层系较薄，受岩心资料较少的限制，难以开展精细岩相描述。因此，本次研究利用涪陵页岩气田主要探井（焦页11-4井）中由斯伦贝谢公司测定的ECS特殊测井资料开展页岩岩相精细描述工作。具体做法为：以ECS测定的地层矿物含量和测井计算的TOC含量为基础，结合岩心薄片资料，分析硅质成分来源，建立并优化矿物三端元图版，精细划分五峰组—龙马溪组底部龙一段页岩岩相。

涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩储层中含有大量石英等硅质成分，关于页岩储层中石英的来源，目前有生物成因、碎屑成因以及成岩次生成因等3种认识^[14-15]。张春明等^[16]和梁超等^[17]均认为，中国南方海相页岩中的石英主要为陆源输入，这和北美页岩中的硅质来源存在差异；秦建中等^[18]认为中上扬子地区海相页岩中的硅质成分主要为生物成因形成；张正顺等^[19]认为中国南方海相页岩中的石英主要为次生成因形成。本次研究认为页岩储层中硅质成因应根据硅质含量与TOC含量之间的关系分情况讨论。研究发现，页岩中生物成因的硅质成分与有机质含量存在明显的正相关关系^{[18, 20]}；由陆源碎屑输入的石英由于输入量较大，会限制水体内表层生物发育，导致有机质含量降低^[21]。结合李延钧等^[22]关于页岩有机质丰度的分级标准，将研究区以生物成因硅为主的页岩和以陆源碎屑石英输入为主的页岩统一用ECS资料计算TOC含量，并将优质储层的标准界定为TOC质量分数≥ 2%。以焦页11-4井为例，利用ECS测井资料绘制出该井页岩储层中硅质含量与TOC含量的关系图（图 1）。从图 1（a）可以看出，当页岩储层中TOC质量分数≥ 2%时，硅质含量和有机碳含量存在明显正相关关系；从图 1（b）可以看出，当页岩储层中TOC质量分数 < 2%时，硅质含量与TOC含量无明显相关关系。因此，当TOC质量分数≥ 2%时，页岩储层中的硅质成分来源主要为生物成因，当TOC质量分数 < 2%时，页岩储层中的硅质成分来源主要为陆源碎屑。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 涪陵气田焦页11-4井五峰组—龙马溪组页岩硅质含量与TOC含量关系 Fig. 1 Crossplots showing siliceous content and TOC content of Wufeng-Longmaxi Formation of well Jiaoye 11-4 in Fuling Gas Field

在页岩储层硅质成分来源分析基础上，利用黏土矿物含量、碳酸盐矿物含量和硅质/粉砂质含量建立页岩矿物组分三端元图版（图 2），对研究区页岩岩相进行分类。TOC质量分数≥ 2%时，三端元中石英端命名为硅质；TOC质量分数 < 2%时，三端元中石英端命名为粉砂质，避免了页岩储层中硅质质量分数为40%~60%时存在命名混淆的可能性，更好地体现了不同岩相间生气能力及开发潜力的差异，使页岩岩相的划分结果更具实用性。具体命名原则为：把质量分数> 50%的矿物组分定为页岩主成分；把质量分数为25%~50%的矿物组分定为页岩富含成分，以“富XX”的形式写在最前面；质量分数 < 25%的矿物组分不参与命名。当有2种矿物组分的质量分数均 < 25%时，命名为“混合型XX质页岩”；当有2种矿物质量分数为25%~50%时，命名为“富XX-XX混合页岩”，其中，含量高的放在后面。二者在投影图解上具有明显重叠区域，因此三端元图版法可以有效区分页岩储层中岩石矿物成分差异较小但TOC含量差异较大的岩相类型，说明该分类方法合理、有效。结合矿物薄片等室内实验资料，进一步对研究区五峰组—龙马溪组底部龙一段发育的8种主要页岩的岩相特征展开阐述。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 涪陵气田五峰组—龙马溪组页岩矿物含量三端元图版（据文献[9]修改） 1.硅质/粉砂质页岩；2.富钙质硅质/粉砂质页岩；3.混合型硅质/粉砂质页岩；4.富黏土硅质/粉砂混合页岩；5.富硅/粉砂钙质页岩；6.富钙硅质/粉砂质页岩；7.混合页岩；8.富黏土硅/粉砂混合页岩；9.富硅/粉砂黏土质页岩；10.钙质页岩；11.混合型钙质页岩；12.富黏土钙质页岩；13.富黏土-钙混合页岩；14.富钙黏土质页岩；15.混合型黏土质页岩；16.黏土质页岩 Fig. 2 Triangular diagram of shale mineral content of Wufeng-Longmaxi Formation in Fuling Gas Field

为深入解析涪陵气田五峰组—龙马溪组底部页岩的岩相类型和特征，将焦页11-4井的ECS特殊测井资料投影到已建立的矿物组分三端元图版上（图 3）。从图 3可以看出，研究区主要发育8种页岩岩相。TOC质量分数 < 2%的页岩储层主要发育混合页岩、富黏土-粉砂混合页岩、富黏土粉砂质页岩、富粉砂黏土质页岩等4种岩相[图 3（a）]；TOC质量分数≥ 2%的页岩储层主要发育硅质页岩、混合型硅质页岩、富黏土硅质页岩、富钙硅质页岩等4种岩相[图 3（b）]。TOC质量分数≥ 2%的页岩矿物含量投影点多处于高硅质含量区域，而TOC质量分数 < 2%的页岩矿物含量投影点从硅质/粉砂质页岩岩相组合区域明显向黏土质页岩岩相区域偏移。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 涪陵气田五峰组—龙马溪组焦页11-4井页岩岩相划分 Fig. 3 Shale lithofacies classification of WufengLongmaxi Formation of well Jiaoye 11-4 in Fuling Gas Field

该岩相主要发育在五峰组中部及龙马溪组龙一段底部（图 4），其总厚度占页岩总厚度（98.2 m）的5.5%，硅质平均质量分数为76.4%，碳酸盐矿物平均质量分数为5.5%，黏土矿物平均质量分数为14.9%，黄铁矿平均质量分数为3.2%，TOC质量分数为3.8%。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 涪陵气田焦页11-4井五峰组—龙马溪组页岩岩相综合柱状图 Fig. 4 Column showing shale lithofacies of Wufeng-Longmaxi Formation of well Jiaoye 11-4 in Fuling Gas Field

岩石薄片可见该岩相中发育的颗粒大小较为均匀；石英颗粒呈次棱—次圆状，多被黏土、炭质等交代或浸染，少量石英富集并呈条带状分布；可见明显生屑碎片，主要为硅质骨针、放射虫等生物碎屑；可见黄铁矿交代放射虫壁的现象[图 5（a）]。此外，由于生物碎屑发育，导致生物成因的硅质含量和TOC含量均较高。硅质页岩岩相具有高硅、高TOC和低黏土的两高一低特征，该岩相生气能力较强，同样脆性较好，有利于后期压裂改造，是页岩气勘探开发的有利岩相^[23]。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 涪陵气田焦页11-4井五峰组—龙马溪组页岩岩相特征（单偏光） （a）硅质页岩，可见放射虫等生物化石，存在黄铁矿交代放射虫壁现象，2 358.74 m；（b）混合型硅质页岩，具纹层结构，砂质纹层和炭质纹层互层，2 353.52 m；（c）富黏土硅质页岩，具不等厚纹层结构，存在生物扰动现象，2 343.37 m；（d）富钙硅质页岩，钙质生屑碎片和被碳酸盐交代的长石颗粒，2 356.51 m；（e）混合页岩，可见炭质黏土等组成的内碎屑，呈长条状、透镜状，2 361.39 m；（f）富黏土-粉砂混合页岩，粉砂质纹层发育，2 313.805 m；（g）富黏土粉砂质页岩，可见明显砂泥互层现象，2 303.93 m；（h）富粉砂黏土质页岩，不连续黏土纹层，2 265.83 m Fig. 5 Characteristics of shale lithofacies of Wufeng-Longmaxi Formation of well Jiaoye 11-4 in Fuling Gas Field

该岩相主要发育在五峰组上部及龙马溪组龙一段底部（图 4），其总厚度占页岩总厚度的10.0%，硅质平均质量分数为66.9%，碳酸盐矿物平均质量分数为10.1%，黏土矿物平均质量分数为19.7%，黄铁矿平均质量分数为3.3%，TOC平均质量分数为3.5%。

岩石薄片可见该岩相岩性较为均一；黏土、泥粉晶白云石、石英颗粒等3种矿物组分在镜下分布均匀；粗颗粒和细颗粒的石英混杂发育，颗粒分选较好，次棱—次圆状，边缘多被黏土、炭质等强烈交代及浸染；岩相具明显纹层构造，细而密，被炭质浸染的硅质纹层与黏土纹层间互成层，宽度基本相当，多为0.02~0.08 mm，密度约6条/cm[图 5（b）]。硅质页岩岩相与混合型硅质页岩岩相在五峰组中上部和龙一段底部间互发育，二者的硅质含量和TOC含量都较高，黏土矿物含量相对较低，属于良好可压性的页岩气富集岩相，为水平井钻井过程中的首选穿行岩相。

该岩相主要发育在五峰组底部及龙马溪组龙一段中下部（图 4），其总厚度占页岩总厚度的4.1%，硅质平均质量分数为60.4%，碳酸盐矿物平均质量分数为10.5%，黏土矿物平均质量分数为27.0%，黄铁矿平均质量分数为2.1%，TOC平均质量分数为3.0%。

岩石薄片可见石英和白云石颗粒呈星散状均匀分布；水平纹层极为发育，硅质纹层和炭质黏土纹层不等厚互层，密度约为18条/cm，纹层之间存在一定生物扰动现象；纹层结构的发育表明该岩相沉积方式以悬浮沉积为主[图 5（c）]。该岩相发育厚度较薄，虽然硅质含量和TOC含量均较高，但由于黏土矿物含量略高，因此将其作为页岩气开发的次优势岩相。

该岩相主要发育在五峰组和龙马溪组交界面的观音桥段，其总厚度占页岩总厚度的0.4%，硅质平均质量分数为53.4%，碳酸盐矿物平均质量分数为23.7%，黏土矿物平均质量分数为19.2%，黄铁矿平均质量分数为3.7%，TOC平均质量分数为3.4%。

岩石薄片可见海百合、介形虫、腕足等生物碎屑及一定量的陆源碎屑，可见被碳酸盐交代的长石颗粒和少量的钙质生屑碎片、石英颗粒和白云石散乱分布[图 5（d）]。富钙硅质页岩岩相虽然厚度较薄，但碳酸盐矿物含量高，从而导致应力较大，钻头穿行在该岩相内时易磨损，且在后期压裂改造过程中形成的水力裂缝也不易穿过该岩相^[24]。因此水平段设计的穿行轨迹大多穿行于该岩相下部，既满足穿行优势岩相的开发需求，又能利用水平井分段射孔技术向上射孔、尽可能穿透该岩相、保证人工裂缝纵向向上延伸、沟通上部优势岩相、有效提高后期压裂改造效果^[25]。

该岩相主要发育在五峰组底部，其总厚度占页岩总厚度的0.4%，粉砂质平均质量分数为40.9%，碳酸盐矿物平均质量分数为25.0%，黏土矿物平均质量分数为33.0%，黄铁矿平均质量分数为1.1%，TOC平均质量分数为1.5%。

与其他岩相相比，混合页岩岩石薄片中黄铁矿的含量明显偏低，黄铁矿含量的降低指示出沉积环境从较强的缺氧环境向弱还原环境的转变，还原环境不利于有机质的聚集和赋存^[26]。镜下可见明显波状纹层结构；炭质黏土及石英颗粒一起组成的内碎屑，呈长条状、透镜状等定向分布[图 5（e）]。总体而言，该岩相厚度较薄，同时具有低TOC、高黏土、高碳酸盐的两高一低特征，该岩相段生气潜力较差，且不利于压裂改造。

该岩相主要发育在龙一段中部，其总厚度占页岩总厚度的31.6%，粉砂质平均质量分数为45.5%，碳酸盐矿物平均质量分数为11.0%，黏土矿物平均质量分数为42.3%，黄铁矿平均质量分数为1.2%，TOC平均质量分数为1.7%。

岩石薄片可见石英及长石颗粒较均匀分布，呈次棱—次圆状，边缘被黏土、炭质等轻微交代、浸染；可见明显纹层结构，主要为微亮粉砂纹层和暗色黏土纹层互层，粉砂纹层宽度为0.02~0.40 mm，粉砂粒径小，多小于0.03 mm，岩石黏土纹层发育宽度较大，多大于0.40 mm[图 5（f）]。该岩相多以薄层形式存在，岩心上同样可以看到较为明显的砂质纹层。

该岩相主要发育在龙一段中部，其总厚度占页岩总厚度的25.8%，粉砂质平均质量分数为53.5%，碳酸盐矿物平均质量分数为10.6%，黏土矿物平均质量分数为33.9%，黄铁矿平均质量分数为2.0%，TOC平均质量分数为1.9%。

岩石薄片可见呈星点状散乱分布的石英和长石颗粒，石英和长石颗粒遭受炭质浸染的现象明显减弱；黄铁矿含量较少，呈粉末状；存在明显的水平纹层结构，以粉砂质纹层为主，宽度为0.05 ~0.40 mm之间，密度约为25条/cm [图 5（g）]。该岩相和富黏土-粉砂混合页岩岩相在龙一段中部呈互层状存在，共同构成了龙马溪组龙一段的中部层段，但二者黏土矿物含量偏高，TOC含量偏低，因此不宜作为目前页岩气开发的主力层位。

该岩相主要发育在龙一段上部，其总厚度占页岩总厚度的22.2%，粉砂质平均质量分数为41.5%，碳酸盐矿物平均质量分数为2.8%，黏土矿物平均质量分数为55.4%，黄铁矿平均质量分数为0.3%，TOC平均质量分数为1.2%。

岩石薄片揭示其成分多为石英及长石，颗粒呈次棱—次圆状；黄铁矿多呈粉末状和细粒状；黏土含量较高，经过长时间的压实作用呈现出定向分布的特征；常见黏土和极少量细粉砂一起形成泥内碎屑（占比约12%），并呈长条断续状顺层分布，形成纹层构造；有机质含量较低，多富集在黏土纹层之间[图 5（h）]。

岩相纵向上的差异性，指示了不同的沉积环境。五峰组中部和龙马溪组龙一段底部主要发育硅质页岩岩相组合，表明该岩相沉积环境主要为深海陆棚；镜下可观察到纹层结构，说明沉积水动力较弱，存在悬浮沉积的沉积形式^[27]。同时，可看到大量的生物化石和富集生物成因的硅质成分，说明生物沉积也是该时期重要的沉积形式^{[18, 28]}。龙马溪组龙一段中上部混合页岩岩相组合和粉砂质页岩岩相组合交互发育，并逐渐过渡到黏土质页岩岩相组合，表明该时期沉积环境从深水过渡到浅水，海平面不断下降，陆源供给量不断增多，安静的深水环境遭到破坏，因此有机质含量自下而上不断降低；此外，砂质纹层的发育表明该时期的沉积方式逐渐从生物及悬浮沉积向底流沉积转变^[29]。

通过ECS测井资料识别的页岩岩相虽然准确，但测井成本较高，不利于推广应用。因此，本次研究在分析不同页岩岩相常规测井响应特征之间差异的基础上，优选出对各种页岩岩相反映均较敏感的常规测井响应资料，建立页岩岩相常规测井资料识别图版，以提高页岩岩相常规测井识别方法的实用性。

不同页岩岩相之间的差异主要是由于有机质含量和矿物成分之间的差异造成的，而常规测井资料所反映的便是岩石构造和矿物成分信息，因此不同页岩岩相的常规测井响应特征之间也会存在一定的差异^[30]。结合气田勘探开发实践，认为涪陵气田的自然伽马（GR）、去铀伽马（KTH）、补偿密度（DEN）和中子孔隙度（CNL）等常规测井资料都对不同页岩岩相反映较为敏感，电阻率（R_t）和声波时差（AC）次之。结合区内焦页11-4井五峰组—龙马溪组页岩岩相划分结果（参见图 4），总结出该井不同页岩岩相之间自然伽马、去铀伽马、密度和中子孔隙度等常规测井曲线的响应特征（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 涪陵气田焦页11-4井五峰组—龙马溪组不同页岩岩相测井响应特征 Table 1 Logging response characteristics of different shale lithofacies of well Jiaoye 11-4 in Fuling Gas Field 岩相 测井响应特征 GR/API KTH/API CNL/ % DEN/（ g·cm-3） 范围 平均值 范围 平均值 范围 平均值 范围 平均值 硅质页岩 高GR，中低KTH，中低DEN和CNL 120.90~300.90 179.1 41.58~89.47 67.38 9.39~15.81 11.47 2.48~2.56 2.51 混合型硅质页岩 中GR和KTH，低DEN和CNL 164.72~356.11 201.54 53.02~99.38 80.26 9.88~13.81 11.78 2.47~2.61 2.54 富黏土硅质页岩 高GR，中KTH和DEN，中低CNL 140.37~211.81 192.3 78.49~145.61 96.13 11.61~19.87 13.85 2.54~2.61 2.57 富钙硅质页岩 中低GR和KTH，中DEN，低CNL 192.14~202.59 196.61 49.65~54.87 51.87 9.46~12.15 10.63 2.54~2.60 2.58 混合页岩 低GR，高KTH，中DEN，中高CNL 124.36~170.67 148.75 118.34~144.63 133.26 13.35~18.57 16.09 2.60~2.67 2.64 富黏土-粉砂混合页岩 中GR，中低KTH，中高DEN，中CNL 89.52~231.72 170.31 72.91~140.42 117.06 8.54~22.21 15.7 2.59~2.69 2.64 富黏土粉砂质页岩 中高GR，中KTH，中DEN和CNL 137.62~224.32 174.36 82.89~144.84 106.17 11.48~23.83 14.67 2.41~2.65 2.6 富粉砂黏土质页岩 中GR，中KTH，高DEN，高CNL 152.58~214.23 171.25 104.54~153.62 133.05 17.26~30.08 20.79 2.62~2.74 2.68

下载CSV 表 1 涪陵气田焦页11-4井五峰组—龙马溪组不同页岩岩相测井响应特征 Table 1 Logging response characteristics of different shale lithofacies of well Jiaoye 11-4 in Fuling Gas Field

常规测井响应特征分析结果表明：不同页岩岩相间去铀伽马和补偿密度参数存在明显差异。这是因为自然伽马测量的是地层中所有放射性元素的强度总和，研究区有机质含量高，导致地层中铀含量偏高并造成部分层段自然伽马测量值失真，而去铀伽马不受铀等放射性矿物影响，可以更好地反映储层中矿物的信息^[31]；补偿中子测井主要测量地层中的含氢量，该参数容易受页岩储层中富集的页岩气的影响，不利于页岩岩相识别^[32]。去铀伽马和补偿密度对页岩岩相矿物成分之间的差异反映灵敏，可以较好地反映研究区页岩岩相之间的差异，因此，可以应用测井交汇图法^[33]建立页岩去铀伽马和补偿密度测井的岩性交会识别图版（图 6）。从图 6可以看出，该图版可以较好地区分出TOC质量分数≥ 2%和TOC质量分数 < 2%的页岩岩相区域。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 涪陵气田焦页11-4井五峰组—龙马溪组页岩岩相测井识别图版 Fig. 6 Shale lithofacies logging identification plate of Wufeng-Longmaxi Formation of well Jiaoye 11-4 in Fuling Gas Field

TOC质量分数≥ 2%的岩相区包含硅质页岩-混合型硅质页岩岩相组合及混合型硅质页岩-富黏土硅质页岩岩相组合等2个岩相划分区域，其中硅质页岩-混合型硅质页岩岩相组合区是涪陵气田纵向上开发最有利区域，主要位于五峰组中上部和龙马溪组龙一段底部。从图 4可看出，硅质页岩和硅质混合型页岩在五峰组中上部和龙马溪组龙一段底部交替出现，这2种岩相的矿物成分和岩石结构等比较接近，在图版上有一定的重叠，依靠单一常规测井曲线很难将二者完全区分开来，因此，将这2种优势岩相划分到岩相组合区域；混合型硅质页岩和富黏土硅质页岩主要位于龙马溪组龙一段中下部，在页岩气开发过程中都属于较有利岩相，从图 4可看出，二者在龙马溪组中下部相邻分布，混合型硅质页岩和富黏土硅质页岩无论是在岩心上还是在镜下薄片上都难以区分，依靠单一常规测井曲线更不易区分，因此，也将这2种次优势岩相划为岩相组合区域。TOC质量分数≥ 2%的岩相类型中的富钙硅质页岩岩相主要位于五峰组顶部即观音桥段，厚度较薄且在图版中投影点稀疏，不利于划分区域，但是观音桥段在常规测井曲线上特征较明显，同时该层段在区域内分布稳定，不存在岩相识别困难。

TOC质量分数 < 2%的岩相区包含富黏土粉砂质页岩岩相、富黏土-粉砂混合页岩岩相、富粉砂黏土质页岩岩相、富黏土粉砂质页岩—富黏土-粉砂混合页岩岩相组合以及富黏土-粉砂混合页岩—富粉砂黏土质页岩岩相组合等5个岩相划分区域，其中富黏土粉砂质页岩岩相区、富黏土-粉砂混合页岩岩相区和富粉砂黏土质页岩岩相区的分界线较为清晰，能较好地区分这3种岩相类型。将富黏土粉砂质页岩—富黏土-粉砂混合页岩岩相以及富黏土-粉砂混合页岩—富粉砂黏土质页岩岩相这2个岩相组合区从图 4中进行复查，发现重叠区域分别位于龙马溪组龙一段中下部和上部岩相互层较为密集的层段，因此，在识别过程中，将重叠部分解释成岩相组合区域的划分方法符合实际情况。与硅质页岩岩相类似，TOC质量分数 < 2%的岩相类型中的混合页岩岩相，同样由于厚度较薄、投影点较少等原因，不便于在图版上划分岩相识别区域，但是该岩相位于五峰组和涧草沟组的分界面处，平面展布稳定，电性特征明显，不存在识别困难。

综上所述，该测井岩相划分图版对TOC质量分数 < 2%和TOC质量分数≥ 2%的岩相类型的划分结果与ECS岩相划分结果匹配程度较好，能准确地识别各岩相及岩相组合类型。

为了进一步验证测井交会图法岩相识别的准确性，利用焦页11-4井建立的岩相识别图版对焦页51-2井五峰组—龙马溪组龙一段开展岩相识别（图 7）。结果表明：利用测井交会岩相识别图版所识别出来的TOC质量分数 < 2%和TOC质量分数≥ 2%的页岩岩相与依据ECS测井资料精细划分的页岩岩相结果基本一致，且对开发过程中有利岩相类型发育层段的划分效果也比较理想，吻合度高。因此，与研究区具有类似地质条件的区域也可以利用该图版对页岩岩相进行划分，以指导后期开发。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 涪陵气田五峰组—龙马溪组底部焦页51-2井页岩岩相测井识别结果 Fig. 7 Shale lithofacies identification results by using logging data of Wufeng-Longmaxi Formation of well Jiaoye 51-2 in Fuling Gas Field

（1）当TOC质量分数≥ 2%时，涪陵气田五峰组—龙马溪组底部龙一段页岩中的硅质成分主要为生物成因；当TOC质量分数 < 2%时，页岩中的硅质成分主要为陆源碎屑成因。

（2）依据ECS测井资料进行的页岩中硅质成分来源分析及依据ECS测井资料建立的优化的矿物组分三端元图版，实现了页岩岩相的精细划分，避免了仅依靠矿物成分划分岩相而造成的命名混乱现象。ECS测井资料不仅能精细有效地识别页岩岩相，还能较好地表征不同页岩岩相之间含气性差异，满足页岩气勘探开发的需求。

（3）涪陵气田五峰组—龙马溪组底部龙一段页岩共发育8种岩相，其中硅质页岩、混合型硅质页岩、富黏土硅质页岩、富钙硅质页岩和混合页岩等5种岩相类型主要分布在五峰组和龙马溪组龙一段底部，富黏土-粉砂混合页岩、富黏土粉砂质页岩和富粉砂黏土质页岩等3种岩相类型主要分布在龙马溪组龙一段中上部。通过岩相特征分析，认为具有高硅质含量、高TOC含量特征的硅质页岩岩相和混合型硅质页岩岩相为开发过程中较有利的页岩岩相，富黏土硅质页岩岩相次之。

（4）根据不同页岩岩相常规测井响应特征，优选出了对页岩岩性反映相对敏感的去铀伽马和补偿密度测井曲线，并通过测井交会图法建立了涪陵气田五峰组—龙马溪组底部龙一段页岩岩相的测井识别图版。经单井验证预测，图版法与ECS测井资料划分的页岩岩相基本一致，识别结果合理，表明图版法具有较强的实用性，为涪陵气田页岩气进一步高效精细开发奠定了基础。