我国海陆过渡相页岩气资源丰富，约占页岩气总资源量的1/4(匡立春等， 2020)。二叠系海陆过渡相富有机质泥页岩层系分布广泛，主要有以山西组、太原组和龙潭组为代表的含煤建造型和以孤峰组、大隆组为代表的含硅质建造型(翟刚毅等， 2020; 曹磊等， 2020)。相较于目前已达到商业化开发阶段的海相页岩气研究而言，海陆过渡相页岩气的整体研究与勘探开发程度较低(邓敏等， 2022),陆相页岩油和海陆过渡相页岩气处于工业探索阶段(邹才能等， 2020),海陆过渡相与陆相页岩气的突破和工业化生产是实现中国页岩气规模化发展的重要环节(董大忠等， 2016)。近年来，海陆过渡相油气勘探引起了中石化、中石油等企业以及相关科研院所和生产单位的重视，陆续在鄂尔多斯盆地、四川盆地及其周缘、南华北盆地、柴达木盆地以及下扬子地区布设以海陆过渡相为目的层的非常规油气探井(郭旭升等， 2018; 李剑等， 2021; 董大忠等， 2021),尤其在四川盆地、鄂尔多斯盆地等海相页岩气研究比较深入的地区，海陆过渡相页岩气勘探展现出良好前景(张金川等， 2021; 焦方正等， 2023),如鄂尔多斯盆地针对海陆过渡相页岩实施的吉平1H井目前日产气量稳定在3.50×104 m3(郭为等， 2023),以及最近中石化在四川盆地东南部重庆南川地区部署了风险探井——YY1井，压裂试气获得二叠系龙潭组阶段页岩气产量约4 000 m3/d(何贵松等， 2023)。

贵州属于多煤、少气、贫油的省份，但具有非常规气良好的成矿条件和找矿潜力。数据显示，贵州页岩气数据地质资源量达13.54万亿立方米，排名位居全国第3位(孙文吉斌， 2021),凸显了贵州巨大的页岩气勘探潜力。在黔北金沙复杂构造区已获得二叠系龙潭组页岩气、煤层气和致密砂岩气协同发现(王胜建等， 2020),而西页1井、东神页1井、方页1井及金沙页1等井龙潭组现场解析具有0.6～19.2 m3/t不等的含气量(张金川等， 2021)。页岩气、煤层气和致密砂岩气资源将成为未来贵州省天然气供给的重要补充。然而，与传统天然气勘探开发相比，非常规天然气具较强特殊性(聂海宽等， 2011; 胡海洋等， 2019),尤其在有机质类型特点及其生气条件评价、压力系统研究等方面与以往工作思路和方法存在较大差异。虽然在海陆过渡相地层中发现了少量获得工业规模气流的生产井，但整体效果不是特别理想，距离建成商业化气田还有较远距离(魏晓亮， 2020),需要进一步针对海陆过渡相非常规气生烃潜力与资源评价方法、赋存机理与主控因素、储集空间的构成及演化、微孔结构及物性条件、甜点区/段识别和预测等不断试验和探索。该研究选取黔西北大方地区龙潭组海陆过渡相地层为研究对象，结合野外地质工作和实验分析结果，探索黔西北海陆交互相龙潭组非常规气烃源岩特征、发育地质条件与勘探潜力，以期为黔西北地区非常规气的勘探开发提供一定的参考。

1、区域地质背景

大方地区位于贵州西北部，构造上属于黔中隆起(图1a), 区内褶皱和断层发育 (李娟等， 2015)。震旦纪至中三叠世期间，该区没有明显的造山运动，仅有海水升降运动，基本处于广海台地和潮坪环境。早寒武世龙王庙期开始受加里东运动影响，黔中地区海水逐渐退出，台地大面积露出水面，隆升为陆，黔中隆起形成。随着隆起范围逐渐向北和向西扩大，与川南古陆联成一片，直至早二叠世初海水大范围扩大覆盖研究区(孙全宏， 2014)。晚奥陶世至二叠纪，加里东运动抬升贵州中部。当时受长期风化剥蚀作用，导致该地大部分地区不发育下二叠统。晚二叠世东吴运动期间，贵州西北部发生了广泛的海退作用。由于北东向海水的退缩，该地区沉积环境由陆表海变为海陆过渡相沉积(图2)。在此阶段，海陆过渡相龙潭组碎屑岩在该区广泛沉积。龙潭组沉积之后，主要遭受了海西晚期运动、安源运动、燕山运动以及喜马拉雅运动的破坏和影响，背斜多被伴生断层破坏，保存较好的龙潭组大多发育于开阔的向斜或者部分背斜核部(刘曾勤， 2020),其中研究区所处的大方背斜总体为北北东向褶皱(贾立龙等， 2021),实测剖面位置如图1b所示。

图1 黔西北及其邻区构造分区图[a, 据马啸(2021) 修改]和采样剖面位置图(b)   

2、野外剖面、样品采集与测试

大方地区龙潭组在地表出露广泛，地层厚度大致变化在110～195 m之间，主要沿大方背斜翼部呈带状分布，为一套由砂岩、粉砂岩、黏土岩夹煤层及少量灰岩等组成的地层，常含植物化石，可见腕足、双壳等动物化石发育的海陆交互相沉积组合。区内该套地层下伏与茅口组碳酸盐岩平行不整合接触，上覆与长兴组灰岩地层整合接触。此次研究选择较为典型的百纳乡龙峰剖面进行详细实测和采样(图3)。该剖面龙潭组的顶底地层界限清晰(图4a、4b),易于识别，基岩出露大约95%,沿公路进行剖面实测，测制条件也比较优越。

此次共采集露头样品44件。经过实验前样品预处理之后，样品在中国石油勘探开发研究院实验中心进行全岩和黏土矿物X 射线衍射分析(XRD)、总有机碳(TOC)测定、岩石热解(Rock-Eval)、干酪根显微组分及镜质体反射率(RO)分析。

3、岩石学与矿物学特征

3.1 岩石学特征

大方地区龙峰剖面龙潭组下段厚约23.9 m, 以深灰色-灰黑色薄层泥岩为主，底部为浅灰色凝灰质或铝土质泥岩，顶部多为含植物根茎化石的浅灰色薄层泥岩，上部发育真厚度约2.5 m的煤层。龙潭组中段厚约67.7 m, 以细砂岩、粉砂岩发育(夹泥页岩薄层)为标志与下段相区分，以薄层砂泥岩互层与煤层交替发育为主体特征，顶部多以优质煤层的结束以及泥页岩的发育作为与上段的界限，水平层理或页理发育，泥页岩与粉砂岩以及炭质页岩与泥岩之间多呈互层发育(图4c, 4g),该段同时发育不同厚度的煤层，亦可见构造揉皱现象(图4f)。龙潭组上段厚约60.5 m, 以粉砂岩的出现为始，普遍发育极薄层泥岩，中上部发育数层粉砂岩和灰岩夹层，以灰色、灰黑色薄-极薄层泥岩为主，地层中粉砂岩(泥质粉砂岩)与泥岩(页岩)组成的韵律层理常见，泥岩中水平层理普遍发育(图4h、4i),同时可见灰岩呈透镜体分布在泥岩中，构成透镜状层理。

图2 黔西北及其周缘上二叠统龙潭组沉积相图[据冯动军(2023)修绘]   

此外，煤层主要发育在龙潭组中下段地层中(上段仅见极薄层的劣煤),煤层与煤线中常见立方体状黄铁矿发育。褐黄色泥岩、灰白色泥岩与灰色、灰黑色泥岩中发育大量植物根茎化石以及Gigantonoclea largrelii(波缘单网羊齿)、Rhipidopsis panii(楔扇叶)等植物叶片，其形态和轮廓均保存较为完好(图4d、4e)。

根据薄片分析结果，龙潭组的下伏地层茅口组发育泥晶-亮晶生屑灰岩，生屑以有孔虫为主，见棘皮动物发育(图5a)。龙潭组的上覆地层长兴组发育泥晶生屑灰岩，生屑以有孔虫为主(图5b)。龙潭组下段主要发育碳质泥页岩(有时含少量粉砂)以及煤层，顶部为薄层砂岩，该段岩石网状微裂缝发育(图5c);龙潭组中段主要为泥(页)岩与粉砂岩的交替发育(图5d～5i),泥页岩和煤层中植物化石常见；龙潭组上段以发育碳质(泥质)粉砂岩、(铁质)粉砂质-碳质泥岩、泥质粉砂岩、泥岩(微裂缝发育)为主(图5j～5l),含生物化石碎片，发育微裂缝，微裂缝中充填亮晶方解石，顶部发育富含黄铁矿的生屑灰岩以及亮晶-泥晶生屑灰岩，生屑包括腕足、有孔虫、棘皮类动物等，生屑灰岩中往往发生选择性白云化作用(图5m～5p)。

3.2 矿物学特征

岩石矿物组成是页岩气开发的重要组成部分，特别是对于页岩的有利压裂目标层段而言，有机质(含量大于3%)和脆性矿物(含量大于50%)为裂缝的发育提供了重要的物质基础(袁余洋等， 2020)。全岩及黏土矿物X射线衍射分析表明，大方地区龙峰剖面龙潭组岩石中黏土矿物是最主要的组分(图6、图7),其含量为31%～77%,平均58.7%,以伊/蒙混层和伊利石为主(约占黏土矿物总量的85%),其余绿泥石和高岭石在黏土矿物中的占比分别大约为11.7%和3.6%(图6b)。伊/蒙混层矿物含量较高，反映当时的沉积环境为贫氧的相对还原的环境，有利于有机质的保存与富集，给烃类气体的生成与富集提供了良好的环境(邓恩德等， 2020a)。其次是石英， 含量为8%～62%,平均25.5%,粉砂岩中石英含量为13.0%～82.1%,泥(页)岩中则为2.7%～25.9%(图6a),这与黔西、黔西北以及四川盆地龙潭组的矿物组成总体趋势一致(李娟等， 2015; 邓恩德等， 2020a; 王晓蕾等， 2020; 邓敏等， 2022)。龙潭组地层中长石以斜长石为主，钾长石少见，长石在岩石中的平均含量为4.6%,而碳酸盐矿物(方解石+铁白云石+菱铁矿)除在个别样品中含量较高外，总体不发育，在岩石中的平均含量为3.1%。锐钛矿虽然平均含量不高(其在岩石中的平均含量为2.6%),但在龙潭组地层中普遍发育，含量大多在1%～5%之间。此外，样品中发育少量黄铁矿、针铁矿等其他矿物。

图3 黔西北大方地区龙峰剖面龙潭组地层综合柱状图   

图4 黔西北大方地区龙峰剖面龙潭组野外宏观照片   

纵向上，自龙潭组下段至龙潭组上段，黏土矿物含量呈逐渐增加的趋势，而石英含量则逐渐降低(图6c),并且从二者的相关图中可以看出，黏土矿物含量与石英含量呈明显的负相关关系，相关系数在0.8以上(图7b),这表明在搬运过程中沉积物的数量和组成发生了显著变化，反映了过渡相沉积环境水体频繁动荡、沉积微相变迁较快、水动力强度变化较快的特点。长石主要分布在龙潭组中段和上段，而碳酸盐矿物中，铁白云石和方解石主要见于龙潭组上段地层中，菱铁矿主要发育于龙潭组中段，个别样品中菱铁矿的含量高达60%,形成与煤层毗邻的菱铁矿薄层。就具体的黏土矿物组成而言，龙潭组3个地层段中均表现为以伊/蒙混层占绝对优势(图6d),下段、中段与上段伊/蒙混层在黏土矿物中的平均含量大约为69%、66%和73%;其次为伊利石，由下至上平均含量依次为23.8%、18.7%和13.5%;绿泥石主要发育于龙潭组中段和上段地层中，其在黏土矿物中的平均含量分别为11.9%和13.5%;龙潭组上段高岭石仅个别样品中发育，其含量不足1%,龙潭组中段高岭石主要发育于其下部和上部，其在黏土矿物中的平均含量约为4.5%,龙潭组下段亦发育高岭石，但由于样品数太少，其平均含量可能不具代表意义。

图5 黔西北大方地区龙峰剖面龙潭组及上下地层岩石薄片显微特征   

图6 黔西北大方地区龙峰剖面龙潭组矿物组成直方图   

以往的研究表明，黏土矿物含量与气体吸附能力呈正相关(Ross et al., 2009; Guo et al., 2014)。黏土矿物比石英和碳酸盐岩具有更大的表面积值(Passey et al., 2010),可以增强气体吸附能力。然而，富含黏土矿物的页岩往往具有延展性，容易变形而不是碎裂，当水力压力和能量注入页岩时，很难成功压裂。同时，脆性矿物含量对基质孔隙度和微裂缝发育、含气量和压裂增产方式有很大影响(李新景等， 2007; 邹才能等， 2010)。脆性矿物含量越高的页岩，其压裂产生裂缝的能力越强，有利于页岩气的开发。因此，泥页岩的矿物成分多样，页岩气含量及其后期压裂效果与页岩的矿物(尤其是脆性矿物和黏土矿物含量)组成息息相关，不同的矿物组成具有不同的物化特征。根据矿物的脆性指数(BRIT) 的计算公式(郭旭升， 2014)计算可知，黔西北地区龙潭组泥页岩的脆性指数介于13%～69%之间，平均值为41.3%,脆性指数偏低。目前，一般而言，具备商业开发条件的页岩其脆性矿物含量高于40%(张鹏，2015)。相较于已获得商业开发的奥陶系五峰组—志留系龙马溪组地层而言，研究区龙潭组泥页岩中高黏土矿物含量和相对较低的脆性矿物含量及脆性指数增加了压裂难度(图7a)。但是，黏土矿物中伊利石脆性高，伊/蒙混层次之，蒙脱石韧性高，不易断裂，因而大方地区龙潭组地层中高伊利石和伊/蒙混层矿物含量一定程度上可能会改善压裂效果。

图7 黔西北及邻区龙潭组中主要矿物三端员分布图(a)和黏土矿物含量与石英含量相关性图(b)   

4、烃源岩的地球化学特征

4.1 有机质丰度

4.1.1 总有机碳(TOC)含量

总有机碳(TOC)含量是页岩气形成和富集的物质保障，能较好地反映页岩生烃能力并影响烃类气体的赋存状态及含气性(邓恩德等，2020b)。TOC对页岩的气吸附能力也有决定性的影响，是控制甲烷吸附能力的最重要因素(Ross et al., 2009; He et al., 2019)。TOC含量越高，页岩气的生烃潜力越大，吸附能力越强。目前页岩气商业开采的TOC下限一般为2%。但也有少数学者提出，高成熟阶段页岩TOC下限可以降低到1%(Curtis, 2002; Jarvie et al., 2007; 邹才能等， 2010)。

龙潭组炭质泥(页)岩、粉砂质泥岩样品的残余总有机碳(TOC)含量在0.3%～8.6%之间，平均值为3.2%;煤岩样品的TOC含量在13.5%～60.9%之间，平均值为42.9%;粉砂岩、细-中砂岩样品的TOC含量在1.4%～5.6%之间，平均值为2.2%(表1)。与海相五峰-龙马溪组往往具有自下而上TOC含量降低的趋势不同(兰叶芳等， 2021a, 2021b),海陆过渡相岩石样品的有机质丰度受岩性变化的控制明显。由于龙潭组岩性受过渡带沉积环境的影响。岩性垂向变化较为复杂，页岩、煤层、粉砂质页岩、粉砂岩交替出现。因此，页岩的TOC含量一般表现为高值和低值交替出现(图3)。煤岩样品具有非常高的TOC含量，显示强大的煤层气生烃潜力(图8a)。约有80%的泥页岩样品TOC含量超过2%,说明大部分样品具有较好的页岩气资源潜力。三者相较而言，粉砂岩致密气资源潜力最差。因此，根据龙潭组的纵向岩性组合特征，煤层发育而泥页岩分布频率高的龙潭组中段具有最高的TOC平均含量，约为14.5%,龙潭组下段次之，约为5.6%,龙潭组上段TOC平均含量则不足3%(图8c)。

4.1.2 岩石热解生烃潜量

热解分析是根据有机生油理论及干酪根热降解成烃机制，利用Rock-Eval仪器设备，在还原条件下对样品进行加热降解、裂解并检测其产物的方法，可用于评价烃源岩有机质丰度、类型、成熟度，估算烃源岩生烃潜力，识别储层含油气性。烃源岩热解分析获取的生烃潜量(S1+S2)可以用于反映烃源岩有机质丰度，其中，S1代表已经有效转化为烃类的原始生烃潜力部分，S2代表生烃潜力的剩余部分。生烃潜量低于2 mg/g只具有生成天然气的潜力；2～6 mg/g为中等烃源岩；6 mg/g以上为好烃源岩(蒋有录等， 2016)。根据研究区泥页岩样品的热解分析结果(表1),其生烃潜量(S1+S2)变化在0.06～0.24 mg/g之间，均小于2 mg/g, 也就是说属于中等以下的烃源岩，仅具备生气潜力；煤岩样品生烃潜量为0.9～4.0 mg/g, 平均值2.68 mg/g, 为中等烃源岩；粉砂岩样品的生烃潜力最差，其生烃潜量平均值为0.13 mg/g(图8b)。不同岩石类型的岩石热解结果所揭示的生烃潜力与TOC分析结果是一致的(图8a、8b),纵向不同岩性组合段的变化特征也体现出相似的特征(图8c、8d)。 因此， 从有机质丰度来看，龙潭组中段是该地层中最具勘探潜力的层段。

图8 黔西北大方地区龙潭组不同岩性和层段有机碳(TOC)含量和生烃潜量(S1+S2)分布直方图   

4.2 有机质类型

烃源岩中有机质的类型是其质量指标，也是评价烃源岩生烃能力的重要参数，不同类型的有机质具有不同的生油气潜力，会形成不同的产物。一般根据干酪根的类型将其划分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型。通过干酪根的显微组分分析，研究区龙潭组泥页岩的干酪根主要由壳质组、镜质组和惰质组组成，尤其以壳质组和镜质组占主导，未发现腐泥组的显微组分(图9、图10a)。通过类型指数的计算，龙潭组有机质类型为Ⅱ2-Ⅲ型干酪根(表1),虽然部分泥页岩样品中Ⅱ2型干酪根发育，但是总体以Ⅲ型干酪根为主，表明其有机质主要来源于高等植物，生油潜力小，以生气为主。

根据岩石的热解分析，氢指数(S2/TOC,简称HI)大多小于10,也表明其原始氢含量低，属于典型的Ⅲ型干酪根特征(表1)。不同类型的干酪根具有不同的生烃潜力和不同的产物，这与有机质的组成和结构有关(Pu et al., 2015)。显微组分类型和组成的差异是导致不同类型干酪根具有不同生烃阈值的关键原因。腐殖型干酪根(Ⅲ型)比腐泥型干酪根(Ⅰ型)更早进入生气窗口(图10b)。Ⅰ型和Ⅱ型(高HI)干酪根比Ⅱ/Ⅲ型和Ⅲ型(低HI)具有更大的甲烷吸附能力。但对于单位体积的TOC,Ⅲ型可以比Ⅰ型和Ⅱ型吸附更多的甲烷，这可能与Ⅲ型干酪根中较高的孔隙体积有关(Chalmers et al., 2008)。因此，从这个角度来讲，龙潭组Ⅲ型干酪根的发育意味着相对较早进入生气窗口并具有一定的甲烷吸附能力。

图9 黔西北大方地区龙潭组干酪根显微组分照片   

图10 黔西北龙潭组干酪根镜检结果三角投点图(a)和不同类型干酪根产气量图(b, 据Pu et al., 2015)   

表1 黔西北大方地区龙峰剖面龙潭组干酪根显微组分、镜质体反射率、有机碳含量和岩石热解分析结果

4.3 有机质成熟度

已有的勘探开发及研究认为，烃源岩中有机质的热演化程度(即有机质成熟度)是评价生气和产能的关键地球化学参数(Jarvie et al., 2007)。有机质成熟度不仅影响产气潜力，还影响气体吸附能力(聂海宽等， 2009)。随着热成熟度的增加，生气潜力降低，但气体吸附能力增加。此次研究中，粉砂岩样品的镜质体反射率(RO)为2.42%～2.98%(平均值2.76%),煤岩样品RO值为2.26%～2.99%(平均值2.76%),而泥(页)岩样品相应RO值为1.02%～2.99%(平均值2.07%),其中大约有25%的样品RO值介于1.0%～1.3%之间，其余75%左右的样品RO值均大于2%。纵向上，自龙潭组下段至龙潭组上段镜质体反射率呈现逐渐增加的趋势，下、中和上段的RO平均值依次为2.05%、2.42%和2.95%。鉴于不同干酪根的热演化差异，Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根的RO下限为1.1%,Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根的RO下限为0.9%(图10b)。龙潭组干酪根为Ⅱ2型和Ⅲ型，高RO值表明龙潭组烃源岩大部分为高-过成熟阶段，热演化处于干气窗口(Luo et al., 2018),龙潭组下段和中段具有更强的生气潜力，龙潭组上段生气潜力较弱。根据岩石热解获得的数据，龙潭组样品的峰温tmax值在472～593℃之间(表1),大部分样品的tmax值大于500℃,属于高-过成熟演化阶段，这与镜质体反射率的研究结果是一致的。有机质成熟度的高低决定着经埋藏后是否能达到生气窗。前人研究认为，tmax>470℃标志着生气窗口的开始，相应地龙潭组此次研究测试的样品均落在生气窗内(图11)。根据总生烃潜力(S1+S2)与残余有机碳总量TOC的相关性图表明，由于相对较高的成熟度，龙潭组泥页岩目前的生烃潜力较低，仅具有生气潜力(图12)。然而，龙潭组泥页岩的高成熟度(RO)和高剩余有机碳总量(TOC)则表明，龙潭组依然具有一定的产气潜能(图11、图12)。

图11 黔西北大方地区龙潭组峰温tmax分布直方图  

图12 黔西北大方地区龙潭组泥页岩生烃潜量(S1+S2)与TOC含量交会图   

5、结论

通过黔西北大方地区龙潭组野外剖面勘测和室内综合分析，主要得出以下几点结论：

(1) 黔西北大方地区海陆过渡相龙潭组泥页岩、煤层和粉砂岩交替发育，龙潭组下段以深灰色-灰黑色薄层泥岩为主，中段以薄层砂泥岩互层与煤层交替发育为主体特征，上段普遍发育极薄层泥岩夹粉砂岩和灰岩层。煤层主要发育于中段和下段，泥页岩单层厚度变化较大，总厚度大约为80 m左右。

(2) 大方地区龙潭组整体矿物组成上具有高黏土矿物(伊/蒙混层为主)含量和低脆性指数特征，龙潭组下段、中段至上段，黏土矿物含量升高，石英等脆性矿物含量降低，相应吸附能力增强的同时也会增加压裂开发的难度。

(3) 大方地区龙潭组有机质以Ⅲ型干酪根为主，少量Ⅱ2型干酪根，热演化程度高，处于生干气阶段，自下而上，热演化程度逐渐增加，生气能力逐渐减弱。结合有机质丰度分析，龙潭组地层中，煤层生烃潜力最强，泥页岩次之，粉砂岩最弱。3个层段中，龙潭组中段具有最高的TOC含量和生烃潜量。综合研究表明，龙潭组中段是大方地区非常规气勘探开发的较有利目标层段。

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基金资助:贵州省科技计划项目(黔科合基础[2017]1407);高层次人才科研启动基金项目(院科合字G2017006号);贵州省青年科技人才成长项目(黔教合KY字[2016]283);创新创业项目(S202210668115)~~;

文章来源:兰叶芳,任传建,潘仕辉等.黔西北大方地区龙潭组海陆过渡相烃源岩特征及评价[J].岩石矿物学杂志,2023,42(06):852-867.