陕南西乡-镇巴地区龙马溪组页岩气成藏地质条件评价
长宁区块下志留统龙马溪组页岩储层测井评价方法应用
1引言长宁区域构造位置位于四川盆地与云贵高原结合部，川南古坳中隆低陡弯形带与娄山褶皱带之间，东受四川菱形盆地北东向边界向西南延伸影响，西受华蓥山断裂带演化控制，南受娄山褶皱带演化控制，北受川南低褶带构造演化影响，经历多期构造运动形成的现今构造体系。
区块内有建武向斜、罗场向斜、叙永向斜、乐义构造、长宁背斜构造等。
长宁背斜核部出露寒武系、志留系地层，两翼为二叠系-三叠系地层；长宁构造核部出露最老地层为下寒武系遇仙寺组地层，顶部区多出露二叠系。
其中长宁背斜构造龙马溪组地层稳定，区块西北部龙马溪组厚度和向斜核部厚度相对较大，厚度在360-450m。
长宁构造区域位置图1。
长宁区块实钻资料表明，龙马溪组下部为大套厚层黑色页岩，岩心见笔石化石、黄铁矿，页理较发育；龙马溪组上部为灰黑色页岩，深灰色灰质页岩，普遍含灰质，岩心见黄铁矿条纹，笔石化石，夹多层灰质粉砂岩，五峰组岩性主要为灰黑色页岩。
根据已钻井岩心全岩X 射线衍射分析矿物组分分析表明，龙马溪组岩石矿物组成以石英等脆性矿物为主，石英含量介于40%-60%；黏土矿物含量介于20%-45%，具有随埋深增加而逐渐降低的趋势，总体上，龙马溪组底部页岩具黏土含量与长石含量低、石英含量与碳酸盐岩含量较高的特征[1]。
该区龙马溪组优质页岩储层在3小层到1小层，厚度一般在20-40米，水平井箱体大都选择龙马溪组龙一12到龙一11段，厚度一般在4-6米左右。
长宁区块下志留统龙马溪组页岩储层测井评价方法应用摘要：长宁区块页岩气藏源储一体，区块构造下志留统龙马溪组底部优质页岩储层发育，基于实钻井测井资料总结了长宁区块龙马溪组页岩储层特征：①电性特征整体表现为“四高三低一扩一发育”的特征；②储层参数横向对比表明在长宁背斜中奥顶构造井游离气含量、总气含量最高，电阻率最高，长宁中奥顶构造南翼井石英长石含量最高，电阻率最低。
以实例阐述储层评价方法的应用：①用电阻率成像测井资料和阵列声波测井资料推断该区块龙马溪组地层地应力分布，最大主应力方向整体表现为区块西部井至东部井最大主应力在北西西-南东东向，区块北部井最大主应力在南西西-北东东向；②用核磁共振成果资料分析龙马溪组页岩储层孔径孔隙度大小分布，表明基质孔隙较发育，储层富含游离气特征明显；③用岩石力学参数结合电阻率成像资料进行页岩储层各向异性分析、可压裂性评价，在压裂设计上选择最小水平主应力较低的层段射孔，以利压裂缝开启和缝高控制；④应用储层测井资料响应特征和解释处理成果，综合评价页岩储层品质，依据甜点小层的划分标准划分优质甜点小层，以作为后期水平井开发的箱体。
川南地区龙马溪组页岩润湿性分析及影响讨论_刘向君
ｄｏｉ：１０．１１７６４／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７２－１９２６．２０１４．１０．１６４４非常规天然气收稿日期：２０１４－０２－１３；修回日期：２０１４－０３－２２．基金项目：国家自然科学基金项目“硬脆性泥页岩地层井周裂缝形态调控岩石力学基础研究”（编号：５１２７４１７２）；国家自然科学基金重点支持项目“页岩气低成本高效钻完井技术基础研究”（编号：Ｕ１２６２２０９）联合资助．作者简介：刘向君（１９６９－），女，四川成都人，教授，博士，主要从事岩石力学、岩石物理、非常规页岩气开发等方面的研究与教学工作．Ｅ－ｍａｉｌ：ｌｉｕｘｉａｎｇｊｕｎｓｗｐｉ＠１６３．ｃｏｍ．川南地区龙马溪组页岩润湿性分析及影响讨论刘向君，熊 健，梁利喜，罗 超，张安东（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１０５００）摘要：国内外大部分学者研究认为泥页岩表面润湿性为水湿，而页岩气藏中页岩岩石存在有机质影响，页岩表面润湿性表现比较复杂，因此选择四川盆地龙马溪组野外露头及井下岩心进行分析，通过开展一系列实验，研究分析了龙马溪组页岩润湿性，并从３个方面初步探索讨论了润湿性对页岩气藏的影响。
研究结果表明龙马溪组页岩表面既亲油又亲水，且页岩表面更倾向于油湿，页岩岩石孔隙表面处润湿性存在差异，出现非均匀润湿性即斑状润湿；页岩自吸吸水率、吸油率随时间增加而先上升后趋于稳定，页岩自吸吸水率大于自吸吸油率；页岩浸泡在水中水化应力随着时间增加而先呈上升后趋于稳定，而先浸泡白油后浸泡水中水化应力上升速度减慢；页岩硬度随浸泡时间增加、浸泡温度升高以及浸泡压力增大而呈下降趋势，其中浸泡白油中硬度下降幅度较小，而浸泡水中硬度下降幅度较大；页岩表面吸附特性与表面自由能有关，表面自由能随水接触角减小而增大，同时页岩表面亲油对气态烃有较强吸附能力；页岩表面亲水性易造成水锁，而表面亲油性可减轻水锁伤害，页岩气藏水锁伤害评价应考虑页岩表面既亲油又亲水特性影响；油基钻井液对页岩强度影响较小，而水基钻井液对页岩强度影响较大，易造成井壁失稳，水基钻井液体系优化需考虑抑制其水化作用。
川东南五峰-龙马溪组页岩储层特征分析
川东南五峰-龙马溪组页岩储层特征分析摘要：川东南地区五峰-龙马溪组是我国很长一段时间页岩气勘探开发的重点目的层段，由于工区目的层段页岩储层特征复杂，制约页岩气赋存状态和含气量评价，本文基于页岩展布特征、地化特征和矿物成分，分析评价川东南五峰-龙马溪组页岩储层特征。
为工区页岩气的产量评估、富集规律认识以及高效开发方案的实施提供重要的理论支撑。
研究表明，川东南地区五峰-龙马溪组页岩储层具有分布广、厚度大等特点，页岩有机质均发育较好，页岩气资源丰富、地质条件优越，TOC含量普遍大于2%，有机质类型主要以Ⅰ型-Ⅱ1型为主，属腐泥型和腐殖-腐泥型干酪根，热成熟度普遍介于2-3%之间，为生干气阶段，具有页岩气勘探开发的潜力。
且样品中石英等脆性矿物含量高、膨胀性粘土矿物含量较少则利于后期压裂改造和裂缝的形成。
关键词：川东南；五峰-龙马溪；页岩；矿物成分1.前言川东南地区五峰-龙马溪组，是我国南方海相地层最有利的页岩气勘探开发重点层系[1]。
工区位于上扬子板块，整体经历了多期旋回构造运动，在奥陶世时晚期，川东南地区受板块的强烈挤压发生大规模的海侵，使得研究区页岩沉积出大量的含笔石黑色页岩[2]。
寒武世时，研究区整体上经历了快速的海侵，此时盆地内以海相沉积为主，地层经历了连续沉积后，形成了浊流沉积盆地由于川东南地区盆内遭受构造改造作用时间较晚且改造程度较弱，志留系龙马溪组表现为超压地层，地层压力系数越高，页岩气保存条件优越，因此分析评价页岩气储层特征对页岩气赋存状态和含气量的评价具有重要的意义[3]。
2.页岩展布特征川东南地区在晚奥陶-志留纪时期经历了一个缓慢海进、海退的沉积旋回，由盆内向盆缘，整套地层沉积速率增大，厚度也随之增大[4]。
如焦页1井志留系厚986.3m，隆页1井志留系厚1017.5m，彭页1井志留系厚1391m。
五峰-龙马溪组厚度在不同地区，亦有较大变化，彭页1井钻遇五峰-龙马溪组405m，隆页1井钻遇五峰-龙马溪组220m，焦页1井钻遇五峰-龙马溪组228.3m。
中上扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气富集模式及有利区优选评价
中上扬子地区五峰组—龙马溪组页岩气富集模式及有利区优选评价本文以中上扬子地区五峰组—龙马溪组页岩为研究重点,以大量的露头、资料井和评价井资料为基础,结合大量的实验分析,系统分析了页岩的沉积及储层特征,明确了富有机质页岩沉积的主控因素,查明了影响页岩孔隙发育的控制因素,详细解剖了威远、长宁和巫溪地区页岩气藏特征,明确了页岩气富集主控因素,建立南方海相页岩气“甜点区”评价体系,并优选了页岩气的建产区,对我国中上扬子地区有利区、建产区的优选及评价具有一定的指导意义。
以笔石生物年代地层划分为标准,针对五峰组—龙马溪组重点剖面及钻井开展了系统的笔石生物地层划分工作。
以蜀南、黔渝和川东北地区为重点研究区域,明确了三个不同区域富有机质页岩沉积时间上的差异。
蜀南的威远地区富有机质页岩主要沉积于LM1-LM8,长宁地区主要沉积于WF2-LM4阶段,富有机质页岩沉积中心随时间向北逐渐推移。
黔渝地区富有机质页岩主要沉积于WF1-LM4阶段,厚度最大的区域主要分布于焦页1井及其周边区域,越靠近南部海岸线,富有机质页岩沉积结束的时间越早,但在北部的华蓥山地区富有机质页岩厚度较薄;川东北地区呈现整体抬升的趋势,其中巫溪地区是该地区的沉积中心,富有机质页岩沉积时间从WF2-LM9早期,厚度大。
总体而言,四川盆地富有机质页岩沉积存在两个厚度中心,富有机质页岩厚度较大的区域主要分布于富顺—永川和川东的武隆—石柱地区。
系统总结了中上扬子地区五峰组—龙马溪组页岩中孔隙特征,把页岩孔隙划分为有机质孔、粘土矿物间孔隙、草莓状黄铁矿晶间孔、溶蚀孔等,其中有机质孔隙是页岩气的主要储集空间,有机质是页岩孔隙度发育的主要控制因素之一。
通过对比不同层系(五峰组—龙马溪组和筇竹寺组页岩)、不同构造区域页岩孔隙发育特征,发现(1)页岩有机质内孔隙孔径越大,有机质含量越高,对页岩孔隙的保存越不利;(2)页岩最大古埋深越大,生烃能力开始下降的时间越早,越不利于页岩中孔隙的保存;(3)区域构造条件越复杂,保存条件越差,越不利于页岩中孔隙的保存。
浅谈志留统龙马溪组页岩储层特征
浅谈志留统龙马溪组页岩储层特征志留统龙马溪组页岩层位于中国华北地块的北部，是中国页岩气勘探开发的重要区域之一。
该区域页岩气资源丰富，具有较好的勘探开发前景。
本文将从岩性特征、孔隙结构、裂缝特征、地层构造等方面，对志留统龙马溪组页岩储层的特征进行探讨。
一、岩性特征志留统龙马溪组页岩整体岩性为页岩、板岩、泥页岩和黑色粉质页岩。
页岩层中石英含量较高，多为细晶石英，页岩中的粘土矿物以伊利石和泥质高岭石为主，同时还含有少量的长石矿物。
整体来看，岩性较为致密，无明显的泥碎屑结构。
页岩中的有机质含量较高，有机质丰度一般在2%-5%之间。
由于有机质的存在，页岩整体颜色呈现深灰色或黑色，呈现出一定的均一性。
二、孔隙结构龙马溪组页岩的孔隙结构主要包括一些微孔和裂缝孔隙。
微观来看，页岩中主要有细微的孔隙，孔隙直径一般在0.1-10微米之间，这些微孔主要由于石英颗粒间的间隙或黏土矿物颗粒空隙而形成。
裂缝孔隙也是页岩中的重要孔隙类型，主要分为水平裂缝和垂直裂缝两种。
裂缝孔隙在页岩中的分布较为普遍，裂缝的长度和宽度也较为适中。
虽然页岩的孔隙度并不高，但裂缝和微孔的存在为页岩的储层特性提供了一定的支持。
三、裂缝特征龙马溪组页岩的裂缝特征主要表现在产状、分布、密度和规模等方面。
页岩中产状裂缝较多，产状裂缝的分布具有一定的规律性，呈现出一定的层间分布特点。
裂缝的密度一般在0.5-2m/m2之间，裂缝的规模一般为毫米级或厘米级。
裂缝的发育程度也不一，有些裂缝成熟度较高，裂缝间的连接性较强，有利于气体的储集和运移；而有些裂缝则未发育完全，对页岩气的富集运移有一定的限制。
四、地层构造志留统龙马溪组页岩主要分布在北华北地块的断裂带附近，地层构造较为复杂。
在地层构造上，页岩主要受到古构造运动的影响，形成了多期次的构造变形。
这些复杂的构造特征对页岩的物性和储层特征有着一定的影响。
常见的构造特征包括褶皱、断裂、岩性变化和构造异常等。
古构造运动还导致了页岩层的非均质性增强，对页岩气的产出和富集起到了一定的作用。
浅谈志留统龙马溪组页岩储层特征
浅谈志留统龙马溪组页岩储层特征志留统龙马溪组页岩储层是中国南部页岩气勘探开发的重要区域之一，其页岩储层特征具有很高的研究价值。
本文将围绕着志留统龙马溪组页岩储层的岩石学特征、孔隙结构特征、裂缝特征、孔缝结构特征、岩石力学特征等方面进行深入分析，结合国内外研究成果，探讨其在页岩气勘探开发中的应用前景。
一、岩石学特征龙马溪组页岩主要由泥质成分和粘土矿物组成，岩石中主要有粘土矿物、碳酸盐、石英、长石、云母等。
其中氯硫铵、孔隙度和2.1 g/cm3以下的总有机碳含量相对较高。
页岩的成都原生组分主要有有机质和无机颗粒两大类。
其中有机质在页岩中主要以气态、液态和固态形式贮存。
有机质是储层形成的基础，是页岩储层主要的赋存空间。
龙马溪组页岩的岩石学特征主要表现为岩石组分较为复杂，富含有机质和粘土矿物，这些特征直接影响了储层的孔隙结构和裂缝特征。
二、孔隙结构特征龙马溪组页岩的孔隙结构特征是影响其储层有效储集性能的重要因素。
页岩储层的孔隙结构特征主要包括孔径、孔隙度、孔隙类型等。
孔径主要集中在纳米级别，多为微孔和超微孔，孔隙度一般在2%~6%之间。
页岩储层孔隙度较低但是孔隙结构复杂，有机质颗粒的微观结构和排列方式对孔隙结构起着决定性作用。
龙马溪组页岩储层的孔隙结构特征展现出孔隙度低、孔径细、孔隙类型多样等特点，这些特征使得页岩储层具有较高的渗透率和储层容量。
三、裂缝特征页岩储层的裂缝特征对页岩气的产能及勘探开发具有重要影响。
龙马溪组页岩裂缝主要有两类：一类是垂直于水平压力方向的裂缝，另一类是平行于水平压力方向的裂缝。
前者形成主要是受到水平压力的影响，后者则是在构造运动过程中形成的。
裂缝的产生与储层的岩石学成分、构造应力状态、成岩作用等因素有关，同时也受到构造运动、地质构造等因素的控制。
龙马溪组页岩裂缝特征的认识和研究对于页岩气勘探开发工作具有重要的意义。
页岩储层孔隙度低、孔径小，通常以孔隙和微裂缝的形式存在。
龙马溪组页岩储层的孔缝结构特征主要表现为孔隙度低、孔径细，同时具有复杂的孔缝结构，孔隙和裂缝发育度高，这些特征对页岩气的产能和产气效果具有重要影响。
南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价方法
南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价方法随着页岩气勘探的深入，页岩气储层测井评价已经变得至关重要。
其中，南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价是目前研究的热点之一。
本文将介绍南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价方法。
一、测井工具的选择对于南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价，需要选择能够评价岩石孔隙度、渗透率和有效厚度等参数的测井工具。
常用的测井工具包括自然伽马辐射仪、中子测井仪、声波测井仪、密度测井仪、测井电缆测试仪等。
此外，还需要结合地质条件，选择适当的测井工具。
二、测井仪器的精度校正为确保测井结果的准确性，应对测井工具进行精度校正。
校正能够消除测井数据中的实验误差和仪器固有误差，提高测井精度，减小评价误差。
三、岩石物性参数计算方法南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价需要计算一系列岩石物性参数，包括孔隙度、密度、渗透率、有效厚度等。
常用的计算方法有孔隙度计算法、密度计算法、中子测井测厚计算法、声波测井相速度计算法、电缆测试仪多点分析法等。
四、评价指标的确定为对南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层进行综合测井评价，应确定一系列评价指标。
常用的评价指标有孔隙度、渗透率、有效厚度、饱和度、地质储量等。
五、综合评价判别方法综合评价判别方法是根据评价指标得到的测井结果，对南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层进行综合评价的方法。
常用的评价方法有层位比较法、模式识别法、因子分析法等。
综上所述，南川区块五峰-龙马溪组页岩气储层测井评价方法是一个综合性的评价体系，需要选择合适的测井工具、精度校正、物性参数计算、评价指标的确定和综合评价判别方法等。
随着技术的不断提升和深入研究，页岩气勘探的发展前景将变得更加广阔。
长宁地区五峰组—龙马溪组页岩气地质特征研究
长宁地区五峰组—龙马溪组页岩气地质特征研究长宁地区五峰组—龙马溪组页岩气地质特征研究本论文以四川盆地南缘的长宁页岩气示范区及周边地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组地层为研究对象,充分利用野外露头、钻/测/录井资料、地球物理资料以及各类相关地球化学分析资料,以矿物学、沉积学、石油地质学、非常规油气地质学理论及相关最新研究成果为依据,较为深入地研究了长宁及周边地区五峰组—龙马溪组页岩的主要地质特征,探讨了地质特征与页岩气的关系,总结了有利于页岩气富集成藏的主要地质因素,其成果可为研究区及其周边地区页岩气的勘探及开发提供一定的理论依据及技术支撑。
五峰组—龙马溪组地层保存较完整,顶、底界线清楚,根据其岩性特征、测井曲线特征及古生物特征的差异,再结合海平面变化规律,将五峰组—龙马溪组中的龙马溪组分为上、下两段,地层展布呈现北厚南薄的特征;研究区沉积时处于受限的陆棚环境中,进一步划分内、外陆棚两个亚相及六种微相,其中外陆棚亚相中的泥棚和硅质泥棚微相最有利于页岩气的发育与富集。
有机质主类型主要为腐泥型(Ⅰ)与腐殖腐泥型(Ⅱ1)。
目的层TOC 值的分布范围为0.07～8.35%,平均值为1.4%,底部TOC均值最高;区内有机质成熟度均达到成熟/过成熟演化阶段。
研究区内富有机质页岩平均厚度超过20m,具有极佳的生烃潜力及优异的页岩气成藏条件。
矿物组分主要以石英、粘土矿物为主;下段地层石英含量高、脆性较好,这对于后期压裂开发更加有利;其储集空间以孔隙和裂缝为主,孔隙度分布在2～6%之间,渗透率分布在0.01～10Md 之间,属于典型低孔、特低渗储层;目的层底部含气量较高在1.849～2.175m3/t之间,平均为1.921m3/t,具有良好的开发价值。
通过对区域盖层以及构造背景等问题的分析表明,目的层在埋深、地层接触关系和有效页岩厚度等方面具有良好的条件,非常有利于页岩气的保存。
综合以上研究,明确了有利于页岩气富集的地质因素,认为远离陆源且水体较深的沉积环境控制了富有机质页岩的发育,是页岩气藏形成的基础条件;页岩本身低孔低渗但其内部微孔隙、微裂缝可以作为容纳页岩气储集空间;保存条件是能否形成优质页岩气藏的关键。
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陕南西乡-镇巴地区龙马溪组页岩气成藏地质条件评价谢青;许锋;王宁;许婷;黄薇【摘要】西乡-镇巴地区位于华南板块扬子陆块北缘,构造系统复杂,黑色页岩较发育,前人对其页岩研究较少.利用野外调研、钻测井及实验等方法,结合前人研究成果,以西乡-镇巴地区龙马溪组页岩为研究对象,对其烃源岩、储层特征及保存条件等进行了详细分析.研究结果表明:研究区页岩厚度大、分布广,烃源岩有机质丰度高、成熟度高,有机质类型主要为Ⅰ型干酪根,也有部分Ⅱ型.储层脆性矿物含量高,天然裂缝较多,粘土矿物含量相对少,主要为伊利石,其次为绿泥石和伊蒙混昆层;孔隙度、渗透率较低,属低孔、低渗储层.成岩作用类型主要有压实-压溶作用和有机质成熟作用.保存条件良好、埋深厚度大、岩性致密、封闭性较好.研究区龙马溪组具备较好的页岩气成藏地质条件.【期刊名称】《矿产勘查》【年(卷),期】2018(009)009【总页数】8页(P1675-1682)【关键词】页岩气藏;烃源岩;储集条件;龙马溪组;西乡-镇巴地区【作者】谢青;许锋;王宁;许婷;黄薇【作者单位】陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054;陕西省矿产地质调查中心,西安710068;陕西省地质调查院,西安710054【正文语种】中文【中图分类】P618.130 引言我国南方油气资源长期以来引人注目，也是我国页岩气取得重大突破的区域，备受地质学者或专家的重视，其主要原因就是因为南方地区发育有良好的下古生界海相页岩，具有形成大型油气田良好的物质基础（王博，2010）。
据前人研究，四川盆地页岩气主产层位主要有寒武系牛蹄塘组和志留系龙马溪组，且中石化在焦石坝实施的第一口页岩气井——焦页1井钻获高产页岩气，焦页1井开采层位即志留系的龙马溪组（王聚杰，2016）。
下寒武统页岩是四川盆地的主要烃源岩，其具有厚度大、分布广、成熟度高、品质高、生气潜力大的特点，是较好或好的生气烃源岩（李玉喜等，2009；吴陈君等，2014）。
依据前人对华南地区（主要为四川盆地）的研究，得到了大量有关页岩分布和生烃有机质特征的研究成果，与美国各盆地页岩气藏对比，四川盆地含气页岩具备较好的页岩气成藏条件（表1），普遍认为下古生界海相页岩是华南地区最主要的烃源岩，同时也具有页岩气勘探前景。
根据前人研究，西乡—镇巴地区具有生烃潜力的海相页岩主要有4套，即下寒武统黑色碳质页岩、上奥陶统—下志留统龙马溪组黑色笔石页岩（王博，2010），下二叠统栖霞组中上部至茅口组底部碳酸盐岩页岩、上二叠统吴家坪组和大隆组泥质页岩和长兴组碳酸盐岩页岩。
前人对川东、川南、黔西北等地区的龙马溪组页岩研究较多，但对其在陕西西乡-镇巴地区的页岩研究甚少，尤其对其页岩气的生、储层等成藏条件尚不明确。
中国地质调查局在镇巴县寒武系牛蹄塘组镇地1井中首次发现了寒武系页岩气藏，所以也有必要对该地区的龙马溪组进行研究。
本文以陕西省南部西乡-镇巴地区龙马溪组页岩为主要研究对象，以页岩气生-储层特征分析、保存条件评价为主线，采用野外调研、钻测井及实验分析方法等，结合前人研究成果，对研究区的页岩分布、厚度、埋深，烃源岩和储层特征等方面进行深入分析，其结果将为以后在该地区开展（页岩气）勘探开发工作奠定理论基础。
表1 美国各盆地与中国四川盆地含气页岩主要地质特征对比表盆地页岩名称厚度／m 总有机碳（TOC）／% 埋深／m 有机质类型镜质体反射率／% 构造运动沃斯堡 Barnett 61～91 1～4.5 1981～2591 Ⅱ型 1.1～1.4 简单密执安 Antrim 48.8 0.2～20 183～671 Ⅰ型 0.4～1.6 简单圣胡安 Lewis 152～579 0.5～2.5 91～1829 Ⅱ型 1.6～1.88 简单四川盆地龙马溪组 30～120 1.88～4.36 1600～8000 Ⅰ型 2.6～3.6 复杂牛蹄塘组 20～200 1.5～5.7 2500～10000 Ⅰ型 3.0～4.2 复杂中国地质调查局标准＞15m ＞2.0 500～4500 0.5～3.51 区域地质背景研究区位于华南板块扬子陆块北缘，扬子陆块在大约25亿年的地质演化历史中，经历了前南华纪基底形成、南华纪-中三叠世（盖层沉积）、晚三叠世以来（环扬子周缘冲断带形成）三大阶段（黄磊和申维，2015；沈娟等，2017）。
基底由新太古代—古元古代片麻岩、混合岩，中元古晚期至新元古代早期为变质火山-沉积岩及同期侵入杂岩一起构成，自南华纪开始接受地台盖层沉积，发育了陆表海、陆缘海向内陆盆地转化的稳定型沉积，并伴随着区外北侧商丹洋的形成、消减、俯冲，华北板块与华南板块的碰撞（李婷，2010；吴新斌等，2013），扬子陆块出现间歇性整体隆升剥蚀，导致上寒武统、中上志留统、泥盆系、石炭系等地层缺失。
而其构造格架主要是印支—燕山期由板内陆／陆叠覆“A”型俯冲形成的（图1），也是秦岭造山带、扬子陆块、松潘-甘孜造山带三者长期相互作用的结果。
龙马溪组见于汉南-米仓山基底隆起周缘外侧及陕西省南郑县黎坪、漆树坝、镇巴县凉桥、八卦梁、余家大梁、松树，西乡县洋溪及四川省南江县桥亭等地，主要岩石组合为一套黑色碳硅质页岩夹碳硅质岩。
图1 研究区大地构造位置图（据张国伟等，2001；刘树根等，2001；汪泽成等，2004；董树文等，2006）2 沉积相晚奥陶-早志留世龙马溪期是继晚奥陶世以来上扬子地区盆山格局发生重大转变的时期，黔中古隆起、川中古隆起等较前期扩大，上扬子海域被古隆起围限，为一局限海盆，海域面积缩小，古隆起外缘为陆棚浅海和陆架边缘海（闫剑飞等，2010）。
沉积相展布严格受古隆起控制，扬子周缘隆起不断上升，陆缘碎屑物不断增多，沉积相由靠近古隆起的潮坪相向周缘变为浅水陆棚相、深水陆棚相，地层厚度由东南向西北呈逐渐减薄的趋势（图 2）。
研究区龙马溪组主要为深灰色—黑色含碳硅质页岩、硅质岩、碳质页岩夹粉砂岩条带，普遍含碳质、含黄铁矿晶粒及结核，局部黄铁矿成层分布，底部硅质岩中有放射虫。
发育纹层状层理、水平层理并且含丰富笔石化石，属深水陆棚环境，向上水体变浅。
本次根据页岩岩性、颜色及有机地球化学特征的不同，综合分析区域资料及四川盆地内前人沉积微相划分方案，自下而上将其又划分为2个微相带—炭泥质陆棚微相和砂泥质陆棚微相（图3）。
3 烃源岩特征3.1 烃源岩分布及特征我国南方地区发育有良好的下古生界海相页岩，具有形成大型油气田良好的物质基础。
前人对华南地区（主要为四川盆地）页岩进行了深入研究，普遍认为下古生界海相页岩是华南地区最主要的烃源岩，同时也具有页岩气勘探前景（李荣西等，2013）。
龙马溪组页岩在研究区西部见于汉南—米仓山基底隆起周缘西乡县大河镇、南郑县福成镇一带，黑色页岩厚约20～30 m，其中有机碳含量（TOC）大于2%的有效烃源岩厚约7～15 m（图3）。
在东部分布于镇巴县凉桥、小洋坝等地，黑色页岩厚约60 m，其中TOC大于2%的有效烃源岩厚约15 m。
自西向东龙马溪组页岩厚度增加，但有效烃源岩厚度变化不大。
3.2 地球化学特征研究区龙马溪组页岩有机碳含量（TOC）主要为0.50%～4.0%，平均为2.36%。
TOC含量分布在2%以下的占样品总数的43.48%，47.83%的样品TOC含量介于2%～4%之间，8.70%的样品TOC含量大于4%，说明了龙马溪组富有机质页岩的TOC含量较高。
氯仿沥青“A”中饱和烃+芳香烃含量为16.36%～49.92%，平均为35.11%，饱／芳比为1.25%～8.20%，平均为3.29%，表明其有机质类型为混合型，既来源于浮游植物，也来源于海相藻类堆积物。
图2 四川盆地及周缘地区龙马溪组沉积相图图3 西乡县大河镇龙马溪组综合柱状图据干酪根镜检方法，龙马溪组页岩干酪根含大量的腐泥组，为95%以上，少量的镜质组为1%～5%（表2）。
根据干酪根TI指数判断龙马溪组页岩有机质类型主要为Ⅰ型。
据页岩H／C和O／C原子比分别为 0.85～1.63（平均1.10）和0.11～0.25（平均0.15），干酪根类型为Ⅰ型和Ⅱ型（图4）。
总之龙马溪组页岩有机质类型以Ⅰ型干酪根为主，为生烃有利类型，同时也有一定的Ⅱ型。
龙马溪组富有机质页岩总体演化程度较高，镜质体反射率（Ro）为 2.23%～2.57%，平均为2.46%，主要处于过成熟演化阶段，天然气以干气为主，但小于3%，说明其还有较强的生烃能力。
岩石热解烃峰温（Tmax）为430～532℃，平均为465℃，说明其处于过成熟演化阶段，与Ro测试结果一致。
表2 龙马溪组页岩干酪根显微组分分析及有机质类型样品编号腐泥组／%壳质组／%镜质组／%惰质组／%类型指数类型PM01-1 95 0 5 0 91.3 Ⅰ型PM01-2 96 0 4 0 93.0 Ⅰ型PM04-1 97 0 3 0 94.8 Ⅰ型PM04-2 98 0 2 0 96.5 Ⅰ型PM06-1 97 0 3 0 94.8 Ⅰ型PM06-2 99 0 1 0 98.3 Ⅰ型PM09-1 96 0 4 0 93.0 Ⅰ型4 储层特征页岩不仅可以成为优质烃源岩，也可以成为良好的储集岩，其储集能力对页岩油气聚集成藏具有决定性作用。
图4 研究区龙马溪组页岩干酪根O/C-H/C关系图4.1 岩石矿物学特征龙马溪组黑色页岩主要成分为石英、粘土矿物和长石以及少量的菱铁矿，其中石英含量为55%～75%，粘土矿物含量为24%～38%，长石含量为6%，菱铁矿含量为0～1%。
脆性矿物成分含量较高，有利于页岩气的开采。
页岩中粘土矿物主要为伊利石，其次为绿泥石和伊蒙混层（表3）。
伊利石的相对含量为64%～92%，平均为77.3%；伊蒙混层含量为2%～23%，平均为9.70%；绿泥石含量占粘土总量的1%～34%，平均为13%。
伊蒙混层中主要为伊利石层，其占伊蒙混层含量的90%～95%，平均为91.70%。
龙马溪组页岩有较高含量的伊利石和伊蒙混层，有利于提高页岩的吸附性能，对吸附气的保存较为有利。
4.2 孔隙类型及结构特征通过扫描电镜观察，龙马溪组微观孔隙较为发育，孔径依孔隙类型不同而不同。
龙马溪组页岩矿物基质孔隙类型主要有粒内孔、粒间孔，为页岩气的储集提供了良好空间（图5）。
龙马溪组页岩内大量发育由颗粒部分或全部溶解形成的溶蚀孔（图5a，b，d，f，h，i），溶蚀孔孔径较大，伊利石化的长石颗粒溶蚀孔疑似方解石或白云石颗粒几乎被完全溶蚀，而形成近菱形的溶蚀孔。