勘探与开发证实四川盆地及周缘是目前中国页岩气最丰富的地区，是当前中国页岩气勘探开发最有利的地区，同时也是目前中国页岩气勘探开发最成功的地区[1,2,3,4].尤其又以川南长宁-威远、川东南涪陵地区页岩气勘探开发最成功，目前已建立长宁-威远国家级页岩气示范区、涪陵国家级页岩气示范区.川南地区已建成中国最大页岩气生产基地[5]，日产量达2011万m3，约占全国天然气日产量的4.2%.

研究区长宁地区作为长宁-威远国家级页岩气示范区的半壁江山，是我国页岩气勘探开发最早的地区，中国第一口页岩气井地质评价井——长芯1井就在长宁构造.经过十余年的研究及勘探开发，长宁地区已在龙马溪组获得了较好的测试效果与页岩气产能.目前对龙马溪组的页岩气研究较为充分、对其前景比较认可，但是对长宁地区其他多套页岩的研究相对较少、对这些页岩的勘探开发前景仍存在较多争议[6,7,8,9].所以，本文拟通过野外剖面观察与系统分析测试，对研究区发育的多套页岩成藏地质条件进行研究，进一步明确研究区页岩气的有利层系及勘探开发前景.

1、地质背景

长宁地区位于四川盆地南缘，横跨宜宾、泸州两地市，涉及长宁、筠连、高县、珙县、兴文、叙永等县，东西长90km左右，南北宽40km左右，高点位于长宁县双河场[10].

构造位置位于四川盆地川南褶皱带与滇黔北坳陷的娄山断褶带的交界部位，且娄山断褶带在此由北东向转为近东西延伸，东受四川菱形盆地北东向边界往西南延伸的影响，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，具有不同方向上的多期构造变形叠加特征[11].长宁地区的主要构造有长宁背斜、建武向斜、罗场向斜（图1).

图1长长宁宁地地区区构构造造纲纲要要图图（根据文献[[12]修修改改）

长宁背斜向西北穿过珙县至高县地区，向东南达叙永地区，背斜东南部较宽，西北部较窄.背斜轴迹呈北西-南东走向，西北端向西南发生弯曲[12].长宁背斜顶部出露寒武系、奥陶系、志留系，两翼出露地层较新，主要为二叠系、三叠系、侏罗系.长宁背斜核部地区发育一系列逆冲断层，断层常切穿寒武系，背斜内次级褶皱较为发育.罗场向斜、建武向斜是由侏罗系组成的宽缓式东西向褶皱，隆升剥蚀幅度小，地层变形相对较弱，地表多为侏罗系覆盖.研究区除长宁背斜出露较老地层外，其他地区主要出露三叠系、侏罗系地层.

2、地层及页岩分布特征

通过资料收集与野外调研，进一步明确了研究区地层发育及岩性.研究区发育元古界震旦系、下古生界（寒武系、奥陶系、志留系）、中生界（三叠系、侏罗系、白垩系）和上古世界上部（二叠系）地层，缺失部分上古世界（泥盆系、石炭系）与新生界地层，第四系零星分布.在长宁背斜核部出露寒武系、志留系，两翼为二叠系～三叠系，出露最老地层为下寒武统龙王庙组，顶部多出露二叠系.

2.1地层发育特征

(1）震旦系以碳酸盐为主，不发育富有机质页岩.

(2）寒武系自下而上发育筇竹寺组、沧浪铺组、龙王庙组、陡坡寺组、洗象池群.除筇竹寺组外，其他地层岩性以碳酸盐岩为主.筇竹寺组以陆源碎屑岩为主，夹少量碳酸盐岩，发育黑色页岩、砂质页岩、粉砂岩、细砂岩、石灰岩、泥灰岩等.

(3）奥陶系自下而上发育桐梓组、红花园组、湄潭组、十字铺组、宝塔组、五峰组.桐梓组、红花园组、十字铺组、宝塔组以碳酸盐岩为主，湄潭组以泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主，五峰组发育黑色页岩（图2）、碳质页岩、硅质页岩、粉砂质页岩，长宁地区五峰组黑色页岩普遍发育笔石.

图2五五峰峰组组黑黑色色页页岩岩露露头头照照片片（兴文僰王山）

(4）志留系自下而上发育龙马溪组、石牛栏组、韩家店组.石牛栏组主要发育生物灰岩，韩家店组主要发育灰岩、泥岩、砂岩.龙马溪组岩性主要为灰黑-黑色碳质泥页岩（图3）、粉砂质泥页岩.

(5）二叠系自下而上发育梁山组、栖霞组、茅口组、龙潭组、长兴组.栖霞组、茅口组、长兴组主要为碳酸盐岩，梁山组为灰绿色铝土质泥岩夹黑色页岩、泥质细砂岩，龙潭组为深灰色、灰黑色页岩、岩屑砂岩夹煤层（图4).

(6）三叠系自下而上发育飞仙关组、嘉陵江组、雷口坡组、须家河组.飞仙关组主要发育泥质灰岩石灰岩、鲕粒灰岩，嘉陵江组以碳酸盐岩为主，雷口坡坡组以碳酸盐岩、硫酸盐岩为主，须家河组发育泥页岩与砂岩.

图3龙龙马马溪溪组组黑黑色色页页岩岩露露头头照照片片（兴文僰王山）

图4龙龙潭潭组组页页岩岩露露头头照照片片（长宁龙头）

(7）侏罗系及以上层系以砂岩、泥岩为主，相对不发育页岩，且研究区大量出露三叠系及以上地层，显然难以满足页岩气的成藏条件.

2.2页岩分布特征

对研究区地层及岩性分析发现，页岩主要分布在寒武系筇竹寺组、奥陶系五峰组、志留系龙马溪组、二叠系梁山组与龙潭组、三叠系须家河组等6套地层.但野外剖面调研及已有资料分析揭示，梁山组整体厚度较薄，厚度在5m～15m.根据中国页岩气有利区/层段确定条件与标准[1,13]，有效页岩连续厚度应不小于30m，显然梁山组泥页岩厚度难以达到该标准.同时，研究区内大量区域已出露三叠系及更老地层，须家河组埋深普遍不足500m[8].埋藏过浅会使得页岩气保存条件、含气量偏低，如北美页岩气开发的主体深度大于2000m，我国当前页岩气勘探开发深度也普遍大于1000m.所以，从长宁地区须家河组页岩埋深及保存条件来看，其页岩气勘探潜力较小.五峰组厚度虽然也较小（普遍小于10m），但是其与上覆龙马溪组黑色页岩整合接触，所以通常将五峰组-龙马溪组一并考虑研究.本文主要对筇竹寺组、五峰组-龙马溪组、龙潭组页岩页岩气地质条件与资源前景进行对比与分析.

川南地区筇竹寺组、五峰组-龙马溪组、龙潭组页岩分布特征表明，筇竹寺组地层厚度最大，分布最全，其次为五峰组-龙马溪组，龙潭组最低，五峰组-龙马溪组、龙潭组在剥蚀区都有缺失.长宁地区筇竹寺组页岩较为发育，厚度在200m～250m左右，厚度由北至南递减（图5）.五峰组-龙马溪组厚度略低于筇竹寺组，厚度在120m～250m左右，由北西向南东递减（图6）.龙潭组页岩厚度相对较低，厚度在10m～40m之间，北部明显高于南部（图7).

图5川南地区筇竹寺组页岩厚度等值线

3、页岩生烃潜力

3.1有机质丰度

有机质是页岩气形成的物质基础，有机质的丰度直接决定了页岩的生气总量，同时有机质丰度还对页岩气的含气量、储集能力及后期开采都有着重要影响[1].

对长宁地区筇竹寺组部分钻井与剖面样品TOC值的统计结果表明，页岩TOC值为1.05%～7.5%（图8），平均值为3.08%，有机质丰度高.从纵向看，上段TOC含量较低，小于2%，根据热成因型页岩气关键地质参数中有机质评价标准（差：TOC<1%；一般：TOC为[1%,2%]；好：TOC>2%)[1]，上段有机质含量一般，下段TOC含量普遍大于2%，有机质丰度达到了好的标准.

五峰组、龙马溪组一段（上段）、龙马溪组二段（下段）TOC含量分布特征显示（图9），龙马溪组与筇竹寺组类似，都表现出下段有机质含量明显高于上段，龙马溪组上段TOC小于1%，有机质含量评价为差，龙马溪组下段TOC含量普遍大于2，有机质丰度高，五峰组TOC含量大于3，有机质丰度高.

长宁地区龙潭组TOC含量为1.15%～6.22%（图10），平均值为3.61%，除个别样品TOC含量小于2外，有机质含量一般，大多数样品TOC含量大于2，整体上龙潭组有机质丰度较高，达到了好的标准.

图6川南地区五峰组-龙马溪组页岩厚度等值线

图7川南地区龙潭组页岩厚度等值线

图8长宁地区筇竹寺组TOC含量特征

图9长宁地区五峰组-龙马溪组TOC含量特征

图10长宁地区龙潭组页岩TOC含量特征

3.2有机质成熟度

热成因型页岩气关键地质参数标准中，对于有机质成熟度的评价为：差，Ro小于1.1或大于5.5；好，Ro为1.6%～4.0%；其他为一般.筇竹寺组有机质成熟度较高，主体分布在3.5%～4.5%之间，部分井更高，例如宁206井筇竹寺组Ro值高达4.86%.大量研究证实，过高的成熟度会导致有机质的石墨化，从而影响页岩的孔隙性与含气性[14].所以长宁地区筇竹寺组过高的成熟度，可能对其储集性能造成一定的破坏.

五峰组-龙马溪组Ro值主体分布在2%～3%之间，龙潭组Ro值主体分布在2%～2.8%之间，二者有机质成熟度较为接近，都处于过成熟阶段，是有机质大量生产干气阶段，页岩还具有较强的生气能力.

3.3有机质类型

长宁地区筇竹寺组干酪根碳同位素δ13C值为-34.2‰～-29.8‰、五峰组-龙马溪组为-31.89‰～-29.11‰，通常I型干酪根δ13C值小于-29‰，所以研究区筇竹寺组、五峰组-龙马溪组有机质类型均以I型为主.龙潭组有明显高于筇竹寺组与五峰组-龙马溪组的δ13C值，δ13C值在-23.77‰～-22.95‰之间，有机质类型为III型为主.通常I型有机质有强的生烃强度与气体吸附能力[15]，所以从有机质类型评价，筇竹寺组、五峰组-龙马溪组优于龙潭组.

3.4生烃强度

根据研究区烃源岩的厚度、页岩密度、有机碳含量、有机质气态烃产率等参数估算了研究区页岩生气强度，结果表明：筇竹寺组页岩生气强度为（60～140）×108m3/km2，五峰组-龙马溪组页岩生气强度为（40～90）×108m3/km2，龙潭组页岩生气强度为（5～15）×108m3/km2.显然，筇竹寺组、五峰组-龙马溪组页岩生气强度明显大于龙潭组.通常烃源岩生气强度小于10×108m3/km2，认为烃源岩生气强度较差.所以，研究区筇竹寺组、五峰组-龙马溪组页岩生气强度较高，龙潭组生气能力强度较差.

4、页岩储层特征

4.1矿物组成特征

由于页岩气储层比较致密，渗透率非常低，通常需要加砂压裂产生裂缝网络来提高页岩气体的渗流能力，以形成工业产能.而页岩储层压裂效果主要取决于储层的脆性，脆性越大越容易被压裂.所以，页岩中脆性矿物含量越高，储层的脆性越大，脆性矿物在外部应力作用下易于产生裂缝，成为天然气重要的渗流通道[1]，所以脆性矿物的含量是评价页岩气储层的重要指标之一.页岩储层的脆性矿物主要包括石英、长石、碳酸盐岩、黄铁矿等矿物.页岩中通常还存在大量黏土矿物，在富含地层水情况下，黏土矿物会吸附一定地层水导致吸附气减少，同时部分黏土矿物遇水会发生膨胀，不利于后期储层压裂改造[16,17].所以页岩气评价中对脆性矿物与黏土矿物含量有明确要求，在中国陆上页岩气有利层段/区确定条件与下限标准中，明确要求海相页岩气脆性矿物含量需大于40%、黏土矿物含量需小于30%，过渡相煤系页岩气脆性矿物含量需大于40%、黏土矿物含量需小于40%.

对研究区筇竹寺组、五峰组-龙马溪组、龙潭组的页岩矿物含量特征进行统计分析发现（图11），筇竹寺组脆性矿物含量55.20%～78.60%，平均值为68.37%.五峰组-龙马溪组脆性矿物含量36.40%～95.00%，平均值为70.36%.二者都具有较高的脆性矿物含量，有利于后期压裂改造及提高页岩气资源采出程度.龙潭组脆性矿物含量7.70%～79.70%，平均值为39.66%，黏土矿物评价含量达60.34%，矿物含量不满足中国陆上页岩气有利层段/区确定条件，后期压裂改造与页岩气采出难度大.

图11川川南南地地区区页页岩岩矿矿物物组组成成三三角角图图（部分数据引自文献[[18])

4.2孔隙度

中国陆上页岩气有利层段/区确定条件与下限标准中，明确要求页岩孔隙度应大于2%[13].长宁地区筇竹寺组孔隙度较低，平均值低于2%或在2%左右[11,19]（图12）.研究区中五峰组-龙马溪组孔隙度在2.9%～6.88%之间，平均值为5.26%，孔隙度明显高于筇竹寺组，对页岩气的储集有利.龙潭组孔隙度为3.14%～9.95%，均值为6.27%，孔隙度高、储集条件优.

图12长宁地区五峰组-龙马溪组页岩TOC-孔隙度关系图

5、综合评价

根据上文对长宁地区筇竹寺组、五峰组-龙马溪组、龙潭组的页岩发育特征、页岩生烃潜力及页岩储层特征分析，可综合评价研究区页岩气勘探开发前景.

五峰组-龙马溪组页岩厚度大（120m～250m）、有机质丰度高（龙马溪组下段与五峰组TOC含量大于2%），有机质类型好（I型），有机质成熟度适中（Ro值主体为2%～3%），有机质生烃强度大((40～90)×108m3/km2)，储层脆性矿物含量高（平均值70.36%），孔隙度高（平均值6.27%）.说明研究区五峰组-龙马溪组页岩气资源潜力大、页岩储集能力较好、页岩后期压裂改造条件有利，是研究区最有利的勘探层系.

筇竹寺组页岩厚度较大（200m～250m）、有机质丰度高（下段TOC含量普遍大于2%），有机质类型好（I型），有机质成熟度较高（Ro值主体为3.5%～4.5%），有机质生烃强度大((60～140)×108m3/km2)，储层脆性矿物含量高（平均值为68.37%），孔隙度低（平均值小于2%或在2%左右）.即筇竹寺组具有较大的页岩气资源潜力与较好的后期压裂改造条件，但储集性能相对较差.

龙潭组页岩厚度较低（10m～40m）、页岩生烃强度低((5～15)×108m3/km2)，黏土矿物含量高（60.34%），页岩资源潜力小、后期页岩气开发与采出难度大，矿物含量未达到中国陆上页岩气有利层段/区确定条件.所以研究区龙潭组勘探开发价值较小.

6、结论

(1）长宁地区发育了6套页岩，分别为寒武系筇竹寺组、奥陶系五峰组、志留系龙马溪组、二叠系梁山组与龙潭组、三叠系须家河组.梁山组页岩厚度太薄、须家河组页岩埋深过浅，2套页岩勘探开发价值都非常小.

(2）五峰组-龙马溪组页岩生烃潜力、储集条件、后期压裂性能都非常好，是研究区最有利的勘探层系.

(3）筇竹寺组页岩生烃潜力大、后期压裂性改造条件好，但储集能力一般，这必然影响筇竹寺组页岩的储集能力及页岩气资源量.

(4）龙潭组组页岩气生烃能力小、后期改造性能差，矿物含量未达到到中国陆上页岩气有利层段/区确定条件，勘探开发价值小，不应该作为研究区有利层段开发.

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基金:宜宾市科技局重点科技项目“长宁地区页岩气储层特征研究”(2016GY016);宜宾学院重点项目“长宁地区页岩气资源潜力评价”(2015QD09).