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。）

正文中引用本图/表的段落

有机显微组分测试结果表明，大隆组黑色页岩中有机显微组分以壳质体为主，镜质组次之，偶见腐泥组和惰性组（图5）。壳质组在显微镜下呈现不规则团块，边缘模糊，原始组分为底栖藻类体和孢粉体（图5）；镜质体在油浸反射光下呈灰色，形态以块状、片状为主，无内部结构，边缘清晰；沥青有机组分以贫氢组分为主，呈不规则状，在反射光下呈灰-灰白色（图5）。壳质组分含量为61.0 %～75.0 %，平均为71.25 %，镜质组含量介于22.0 %～26.0 %，平均24.0 %，类型指数（TI）为15.8～22.3。干酪根碳同位素测试结果显示，大隆组干酪根碳同位素值（δ13C）介于-27.3 ‰～-25.9 ‰（图6a），显示其干酪根类型为Ⅱ₁-Ⅱ₂型，表明大隆组具有较好的生烃潜力。

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4 四川盆地川北地区DY1井大隆组矿物特征
  
• 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