四川盆地上二叠统大隆组页岩储层特征及其控制因素 石油与天然气地质    2024, 45 (4): 979-991.   DOI: 10.11743/ogg20240406

图4 四川盆地川北地区DY1井大隆组矿物特征

正文中引用本图/表的段落

页岩矿物组合和普通光学薄片观察得出，大隆组岩相有4大类：硅质页岩相、钙质页岩相、混合页岩相和黏土质页岩相，其中黏土质页岩相少见（图4）。①硅质页岩相颜色较深，薄片上见大量硅质生物（硅质放射虫）（图3c， h），还见部分钙质介壳生物硅化交代（图3e），有机质呈扁平状分散分布（图3b），层理不发育，呈块状，指示其为深水硅质陆棚相沉积；②混合质页岩相岩心颜色较深（图3i），薄片中见泥晶方解石、钙质介壳生物、有孔虫和少许白云石（图3d， b），泥晶方解石与硅质混杂散布，生屑（介形虫为主）体腔均已重结晶（图3e， f），有机质分散于碳酸盐和石英颗粒之间（图3b），水动力较弱，有机质大量富集，指示为深水钙质陆棚相沉积；③钙质页岩相颜色较浅（图3g），在薄片中以泥晶方解石为主，见钙球和介壳生屑，局部见硅化（图3a），层理不发育，指示为浅水钙质陆棚沉积。总之，大隆组底部主要发育硅质页岩相和混合质页岩相，中、上部主要发育钙质页岩相，沉积相演化表现为：深水硅质陆棚—深水钙质陆棚—浅水钙质陆棚。

本文的其它图/表

• 图1 川北地区晚二叠世沉积相平面图
  
• 图2 四川盆地川北地区DY1井大隆组综合柱状图
  
• 图3 四川盆地川北地区DY1井大隆组黑色页岩特征
  a. 含生屑泥晶灰岩，埋深4 302.43 m，单偏光显微照片；b. 黑色含生屑钙质泥岩，见粒序，埋深4 328.60 m，单偏光显微照片；c. 黑色含生屑钙质泥岩，埋深4 329.25 m，单偏光显微照片；d. 黑色含晶粒状白云质泥岩，埋深4 331.73 m，单偏光显微照片；e、黑色含生屑泥岩，埋深4 332.86 m，单偏光显微照片；f. 黑色含少量生屑泥岩，埋深4 337.25 m，单偏光显微照片；g. 灰色含生屑泥晶灰岩，埋深4 304.10 m，岩心照片；h.黑色硅质页岩，埋深4 434.70 m，岩心照片；i. 黑色含钙质页岩，埋深4 332.50 m，岩心照片
  
• 图5 四川盆地川北地区DY1井大隆组有机质和干酪根显微组分照片
  a. 硅质页岩， 埋深4 332.86 m， 反射光； b. 硅质页岩， 埋深4 328.60 m， 反射光； c. 硅质页岩， 埋深4 338.20 m， 反射光； d. 硅质页岩， 埋深4 332.86 m，单偏光 e. 硅质页岩， 埋深4 328.60 m， 单偏光； f. 硅质页岩， 埋深4 338.20 m， 单偏光（蓝色箭头指示沥青；黄色箭头指示镜质体；粉色箭头指示无定形体。）
  
• 图6 四川盆地川北地区DY1井大隆组有机地球化学特征
  a.干酪根碳同位素；b.有机质成熟度（R_o）
  
• 图7 四川盆地川北地区DY1井大隆组微观孔隙特征扫描电镜照片
  a. 硅质页岩粒间孔充填沥青，埋深4 328.6 m；b. 方解石与石英颗粒，粒内孔，埋深4 328.6 m；c. 黏土矿物与有机质混合伴生，埋深4 332.8 m；d. 颗粒有机质内发育有机质孔，埋深4 336.7 m；e. 块状有机质内发育有机质孔，埋深4 328.6 m；f. 颗粒间沥青有机质孔发育，埋深4 334.7 m
  
• 图8 四川盆地川北地区DY1井大隆组等温吸附曲线和孔径分布
  a. 氮气等温吸附曲线；b. DFT（Density Functional Theory， 数据处理模型）孔径分布曲线；c. 不同大小孔隙孔隙体积分布；d. 不同大小孔隙分布频率（V为孔隙体积； W为孔径； p/p₀为相对压力，其中p₀为氮气在液氮温度下的饱和蒸汽压，p为实验压力。）
  
• 图9 四川盆地川北地区DY1井大隆组孔隙热演化关系（部分数据引自文献［26，29-31］）
  a. 埋藏史； b. R_o演化； c. 孔隙演化
  
• 图10 四川盆地DY1井大隆组孔隙参数与矿物成分含量关系
  a. TOC与孔隙体积关系图；b. TOC与孔隙比表面积关系图；c. TOC与孔隙度关系图；d. 石英含量与孔隙体积关系图；e. 石英含量与孔隙比表面积关系图；f. 黏土矿物含量与孔隙体积关系图；g. 碳酸盐矿物含量与孔隙体积关系图；h. 碳酸盐矿物含量与孔隙比表面积关系图；i.黏土矿物含量与孔隙比表面积关系图
  
• 图11 四川盆地川北地区DY1井大隆组页岩孔隙发育模式
  a. 沉积期；b. 成岩早期； c. 成岩中期； d. 成岩晚期