川北二疊系大隆組頁(yè)巖氣勘探潛力及方向

王 威，石文斌，付小平，陳 超

(中國(guó)石化 勘探分公司 物探研究院，成都 610041)

1 勘探概況

四川盆地發(fā)育下寒武統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)、下二疊統(tǒng)和上二疊統(tǒng)4套區(qū)域性海相泥頁(yè)巖[1]。上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖氣商業(yè)開(kāi)發(fā)，陸續(xù)探明了涪陵、永川、威榮、威遠(yuǎn)、長(zhǎng)寧、昭通等6個(gè)頁(yè)巖氣田，累計(jì)探明儲(chǔ)量達(dá)到18 100×108m3[2]，截至2019年底累計(jì)產(chǎn)氣488×108m3，證實(shí)了頁(yè)巖氣勘探的巨大潛力。四川盆地上二疊統(tǒng)大隆組海相泥頁(yè)巖主要分布在廣元、旺蒼、南江、開(kāi)江一帶[3-4]，以這套泥頁(yè)巖作為烴源巖，已發(fā)現(xiàn)了一系列大、中型油氣田[5-6]。前期實(shí)施的多口常規(guī)探井在大隆組頁(yè)巖氣層段鉆遇厚層暗色泥頁(yè)巖和良好的油氣顯示，LB1井鉆遇暗色泥頁(yè)巖27 m，最大全烴42.73%；JX1井暗色泥頁(yè)巖厚度27.8 m，最大全烴3.855%(圖1)，預(yù)示著該區(qū)二疊系大隆組具有良好的勘探潛力。

大隆組作為頁(yè)巖氣勘探的新層系，勘探研究程度相對(duì)較低，前期研究成果主要集中在針對(duì)常規(guī)油氣的烴源巖評(píng)價(jià)方面，而針對(duì)頁(yè)巖氣綜合評(píng)價(jià)研究相對(duì)較少。二疊系大隆組頁(yè)巖氣勘探潛力如何？能否形成頁(yè)巖氣新的接替領(lǐng)域？目前現(xiàn)實(shí)的勘探方向在哪？大量問(wèn)題亟需解決。筆者在前人研究的基礎(chǔ)上，充分利用野外露頭、鉆測(cè)井及地震資料，并結(jié)合大量實(shí)驗(yàn)測(cè)試數(shù)據(jù)，以頁(yè)巖氣“二元富集”理論[7]作指導(dǎo)，對(duì)中國(guó)石化川北探區(qū)大隆組頁(yè)巖沉積相、儲(chǔ)層發(fā)育及保存條件進(jìn)行了評(píng)價(jià)，探討了大隆組頁(yè)巖氣的勘探潛力，初步指出了下一步的勘探方向，旨在為早日實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖氣新領(lǐng)域勘探突破提供些許參考。

圖1 川北地區(qū)大隆組地層對(duì)比Fig.1 Stratigraphic comparison of Dalong Formation in northern Sichuan area

2 層序地層特征

四川盆地二疊系包括下二疊統(tǒng)紫松階和隆林階，中二疊統(tǒng)棲霞階和茅口階，上二疊統(tǒng)吳家坪階和長(zhǎng)興階[8-9]。大隆組海相泥頁(yè)巖與長(zhǎng)興組碳酸鹽巖屬同時(shí)異相，與長(zhǎng)興階對(duì)應(yīng)。大隆組按巖性組合可以分為一段和二段(圖1)。

從二級(jí)層序特征來(lái)看，大隆期整體為一個(gè)海侵—海退完整的沉積過(guò)程，巖性以泥晶灰?guī)r、硅質(zhì)、灰質(zhì)頁(yè)巖及硅質(zhì)巖為主，川北地區(qū)厚度20～60 m，頂?shù)着c三疊系飛仙關(guān)組及二疊系吳家坪組均存在巖性轉(zhuǎn)換面。底部深灰色灰質(zhì)頁(yè)巖與吳家坪組燧石團(tuán)塊灰?guī)r、灰?guī)r呈整合接觸，頂部灰色泥質(zhì)灰?guī)r與三疊系飛仙關(guān)組灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖呈平行不整合接觸，可以劃分為2個(gè)三級(jí)層序。

大隆組第一層序?qū)?yīng)于大隆組一段，厚度15～50 m。包含海侵體系域和高位體系域，海侵體系域?qū)?yīng)于大隆組一段下部地層，巖性由下部的灰質(zhì)頁(yè)巖過(guò)渡到硅質(zhì)頁(yè)巖，可見(jiàn)放射蟲(chóng)、骨針等生物化石。測(cè)井曲線(xiàn)GR值相對(duì)于吳家坪組明顯升高，并呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢(shì)，JX1井GR值由92.23 API逐漸增大到299.86 API，反映了海侵導(dǎo)致水體變深的過(guò)程。高位體系域主要對(duì)應(yīng)于大隆組一段上部地層，巖性過(guò)渡到深灰色泥巖、灰質(zhì)頁(yè)巖，GR值漸次減小到104.47 API，反映水體逐漸變淺的過(guò)程。

大隆組第二層序?qū)?yīng)于大隆組二段，厚度一般小于10 m，巖性為灰色泥晶灰?guī)r、泥質(zhì)(含泥)灰?guī)r，發(fā)育大量保存完整的菊石化石。GR值介于53.97～173.97 API，呈短暫海侵再持續(xù)海退的特點(diǎn)。

3 頁(yè)巖氣地質(zhì)條件

3.1 沉積特征

有大量學(xué)者對(duì)川北地區(qū)大隆組沉積特征進(jìn)行了研究，早期認(rèn)為大隆組沉積受“開(kāi)江—梁平海槽”沉積模式控制，主要為盆地相，發(fā)育灰黑色硅質(zhì)灰?guī)r、硅質(zhì)巖組合[10-13]。隨著碳酸鹽巖研究的深入，碳酸鹽巖沉積模式得到逐步完善[14-18]，以馬永生為代表的學(xué)者，通過(guò)區(qū)域構(gòu)造背景、地震反射特征、沉積格局、巖石特征等的對(duì)比研究，提出了“開(kāi)江—梁平陸棚”的沉積模式，認(rèn)為該區(qū)大隆組為碳酸鹽臺(tái)地中相對(duì)深水的臺(tái)棚(緩坡)沉積環(huán)境[19]，局部發(fā)育盆地相。大隆組黑色頁(yè)巖主要發(fā)育在深水陸棚和盆地相區(qū)。通過(guò)對(duì)蕎田村、金銀村、明星村、正源、龍洞壩等盆地相野外剖面實(shí)測(cè)可知，川北地區(qū)大隆組盆地相地層厚度薄，介于16.5～24 m，黑色頁(yè)巖厚度介于8～12 m，頁(yè)巖氣勘探潛力有限。因此，下文將主要評(píng)價(jià)深水陸棚相頁(yè)巖氣地質(zhì)條件及勘探潛力。

通過(guò)典型露頭剖面與鉆井巖心觀察、巖石薄片與氬離子拋光掃描電鏡鑒定，結(jié)合全巖X衍射分析，共識(shí)別出4類(lèi)沉積相標(biāo)志，包括：巖相、層理構(gòu)造、黃鐵礦及古生物化石。綜合分析川北地區(qū)大隆組深水陸棚相帶發(fā)育[20-22](圖2，圖3)，可進(jìn)一步劃分為硅質(zhì)頁(yè)巖和灰質(zhì)頁(yè)巖2個(gè)微相。硅質(zhì)頁(yè)巖微相硅質(zhì)含量較高，常見(jiàn)水平層理及黃鐵礦團(tuán)塊，發(fā)育了骨針、放射蟲(chóng)等古生物化石。測(cè)井GR值介于67～237 API，平均為122 API，密度較低，介于2.3～2.65 g/cm3，平均為2.5 g/cm3，聲波時(shí)差介于52.78～82.37 μs/ft，平均為65.40 μs/ft，電阻率介于15.82～198.23 Ω·m，平均為69.56 Ω·m，自然伽馬能譜測(cè)井釷鈾比低(小于2)，反映較深水、閉塞、缺氧沉積環(huán)境?；屹|(zhì)頁(yè)巖微相主要巖性為灰質(zhì)頁(yè)巖夾薄層泥灰?guī)r條帶，鈣質(zhì)含量總體較高，介于14.4%～74.7%，平均為35.39%，測(cè)井GR值介于58.84～137.77 API，平均為103.35 API，密度介于2.40～2.62 g/cm3，平均為2.54 g/cm3，聲波時(shí)差介于55.36～75.82 μs/ft，平均為63.83 μs/ft，電阻率介于11.24～50.39 Ω·m，平均為28.33 Ω·m，總體反映沉積水體較硅質(zhì)頁(yè)巖微相略淺。

圖2 川北地區(qū)大隆組深水陸棚相沉積特征

圖3 川北地區(qū)大隆組沉積相Fig.3 Sedimentary facies of Dalong Formation in northern Sichuan area

川北地區(qū)大隆組深水陸棚相帶沿元壩—通南巴—南江—開(kāi)江一帶呈條帶狀分布，富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖厚度主要受沉積相帶控制，在深水陸棚相區(qū)厚度普遍大于20 m，向硅質(zhì)盆地及淺水陸棚相區(qū)厚度均逐漸減薄(圖3)。川北地區(qū)大隆組20～40 m厚的深水陸棚相泥頁(yè)巖大面積展布，為頁(yè)巖氣成烴控儲(chǔ)奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

3.2 儲(chǔ)層特征

3.2.1 巖石類(lèi)型與礦物組成

川北地區(qū)大隆組泥頁(yè)巖主要為薄層—塊狀產(chǎn)出的暗色或黑色細(xì)顆粒沉積巖，巖石類(lèi)型主要為碳質(zhì)硅質(zhì)頁(yè)巖、硅質(zhì)頁(yè)巖、灰質(zhì)頁(yè)巖、泥質(zhì)灰?guī)r及硅質(zhì)巖等。全巖X衍射顯示，大隆組泥頁(yè)巖主要含有硅質(zhì)礦物、黏土、方解石、白云石、長(zhǎng)石和黃鐵礦等礦物。

LB1井共完成35個(gè)樣品的全巖X衍射分析，結(jié)果表明以硅質(zhì)礦物、方解石及黏土為主，含少量黃鐵礦、白云石及長(zhǎng)石，局部偶見(jiàn)菱鐵礦、重晶石、石膏等礦物(圖4)。硅質(zhì)礦物含量最高，介于4.1%～77.8%，平均值為44.7%；其次為方解石，介于1%～86.3%，平均值為21.5%；黏土含量介于3.6%～65.5%，平均值為17.1%，相比川東南五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖較低(表1)；黃鐵礦含量平均值為6.85%；白云石礦物含量平均值為6.24%；長(zhǎng)石含量平均值為3.63%。計(jì)算脆性礦物含量介于33.4%～96.2%，平均值為82.3%，表明川北大隆組頁(yè)巖儲(chǔ)層具有很好的脆性，易于壓裂改造。

圖4 川北地區(qū)大隆組頁(yè)巖礦物組成Fig.4 Mineral composition of Dalong Formation shale, northern Sichuan area

表1 四川盆地大隆組與五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖氣參數(shù)對(duì)比Table 1 Comparison of shale gas parameters between Dalong and Wufeng-Longmaxi formations in Sichuan Basin

黏土X衍射顯示，黏土礦物主要為伊蒙混層、伊利石、高嶺石和綠泥石等。LB1井黏土礦物以伊利石為主，介于31%～80%，平均值為56.3%；其次為伊蒙混層，介于15%～67%，平均值為41.1%；含少量綠泥石及高嶺石，綠泥石含量平均值為1.40%，高嶺石含量平均值為1.20%。

3.2.2 地球化學(xué)特征

(1)有機(jī)質(zhì)豐度。LB1井大隆組35個(gè)泥頁(yè)巖樣品實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)揭示，有機(jī)碳含量主要介于0.77%～16.95%，平均值為8.32%，其中≥1.0%的樣品占到總樣品數(shù)的97.1%，≥2%的樣品數(shù)占總樣品數(shù)的80%。區(qū)內(nèi)長(zhǎng)江溝、HB1井、L1井大隆組泥頁(yè)巖平均有機(jī)碳含量介于6.51%～8.46%。反映區(qū)內(nèi)泥頁(yè)巖有機(jī)碳含量高，有利于頁(yè)巖氣藏的形成。

(2)有機(jī)質(zhì)類(lèi)型。川北地區(qū)大隆組有機(jī)質(zhì)顯微組分中腐泥組含量最高，介于67.65%～87.13%(全部為腐泥無(wú)定形體)，鏡質(zhì)組含量介于12.54%～30.72%(正常鏡質(zhì)體11.88%～30.72%，富氫鏡質(zhì)體0～5.57%)，惰性體含量介于0～1.63%，殼質(zhì)體含量介于0～0.33%。通過(guò)計(jì)算，類(lèi)型指數(shù)為42.97～77.95。干酪根碳同位素檢測(cè)表明，川北大隆組泥頁(yè)巖δ13C值介于-24.8‰～-27.7‰，主要集中在-26.0‰～-28.0‰之間。綜合判斷川北地區(qū)大隆組有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為腐殖腐泥型。

(3)有機(jī)質(zhì)熱演化程度。川北地區(qū)大隆組11塊樣品換算鏡質(zhì)體反射率(Ro)分析結(jié)果顯示，Ro介于1.49%～2.99%，平均值為2.15%，反映有機(jī)質(zhì)成熟度較高，處于主生氣窗范圍，有利于干氣大量生成。

3.2.3 儲(chǔ)集空間及儲(chǔ)集特征

(1)儲(chǔ)集空間類(lèi)型。氬離子拋光掃描電鏡可以有效識(shí)別泥頁(yè)巖儲(chǔ)集空間類(lèi)型。川北地區(qū)大隆組泥頁(yè)巖儲(chǔ)集空間主要分為孔隙和微裂縫?？紫陡鶕?jù)成因分類(lèi)可識(shí)別出有機(jī)質(zhì)孔和無(wú)機(jī)孔。有機(jī)質(zhì)孔指賦存于有機(jī)質(zhì)內(nèi)的孔隙，鏡下觀察主要為不規(guī)則橢圓形—圓形，局部富集呈蜂窩狀(圖5a，b)，孔徑主要介于2～100 nm，與川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖特征一致[23]。無(wú)機(jī)孔包括黏土礦物孔、晶間孔、次生溶蝕孔等。黏土礦物孔常形成于片狀黏土礦物之間(圖5c)，具有形狀不規(guī)則、吸附性較強(qiáng)、集中發(fā)育的特點(diǎn)；次生溶蝕孔常形成于長(zhǎng)石、方解石、金紅石等易溶礦物中，是被有機(jī)質(zhì)在脫羥基作用下產(chǎn)生的酸性液體溶蝕形成，包括粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔(圖5d，e)；常見(jiàn)的晶間孔主要指黃鐵礦晶粒間存在的納米級(jí)孔隙，孔徑介于20～200 nm(圖5f)。微裂縫包括礦物或有機(jī)質(zhì)邊緣縫和內(nèi)部縫2種類(lèi)型。邊緣縫一般未見(jiàn)充填，裂縫寬度主要介于0.02～1 μm，裂縫長(zhǎng)度與礦物或有機(jī)質(zhì)大小相關(guān)(圖5g，h)；內(nèi)部縫多具有一定的幅度，部分呈平行狀或羽列狀連續(xù)排列分布(圖5i)。

圖5 川北地區(qū)大隆組儲(chǔ)集空間類(lèi)型

(2)孔徑分布特征。從LB1井18個(gè)樣品的高壓壓汞—氮?dú)馕铰?lián)合測(cè)試分析結(jié)果來(lái)看，川北地區(qū)大隆組頁(yè)巖孔隙以介孔(孔徑2～50 nm)和微孔(孔徑<2 nm)為主。其中，微孔孔體積占比介于23.4%～48.9%，平均值為41.4%；介孔孔體積占比介于46.4%～63.5%，平均值為53.7%；大孔孔體積占比相對(duì)較低，平均值為4.9%(圖6)。

(3)物性特征。LB1井13個(gè)儲(chǔ)層物性樣品分析結(jié)果表明，川北地區(qū)大隆組泥頁(yè)巖儲(chǔ)層物性總體表現(xiàn)出較低孔隙度和特低滲透率特征。孔隙度介于1.3%～5.7%，平均為3.0%；其中孔隙度在區(qū)間2%～5%的樣品數(shù)占比最高，達(dá)到了樣品總數(shù)的53.8%，孔隙度≥5%的樣品數(shù)占總樣品的15.4%。滲透率介于(0.001～3.62)×10-3μm2，平均值為0.023×10-3μm2。通過(guò)樣品測(cè)試數(shù)據(jù)分析，大隆組泥頁(yè)巖孔隙度與有機(jī)碳含量呈現(xiàn)良好的正相關(guān)性，HB1井10個(gè)分析數(shù)據(jù)，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.94；LB1井8個(gè)分析數(shù)據(jù)，相關(guān)系數(shù)達(dá)到了0.79，表明大隆組泥頁(yè)巖孔隙度主要受有機(jī)碳含量影響，有機(jī)質(zhì)孔貢獻(xiàn)了主要的儲(chǔ)集空間。

3.2.4 含氣性特征

川北地區(qū)多口探井在大隆組鉆遇良好的油氣顯示，LB1井在大隆組一段泥頁(yè)巖中，使用鉆井液密度1.85 g/cm3的情況下，最大全烴達(dá)到了42.73%。LB1井大隆組取心時(shí)開(kāi)展了13個(gè)樣品的現(xiàn)場(chǎng)含氣量測(cè)試，測(cè)試解吸氣量介于0.27～2.72 m3/t，平均值為1.17 m3/t，恢復(fù)損失氣量介于0.34～8.78 m3/t，平均值為3.46 m3/t，計(jì)算總含氣量介于0.601～11.499 m3/t，平均值為4.62 m3/t，顯示大隆組良好的含氣性。

通過(guò)樣品測(cè)試數(shù)據(jù)分析，大隆組泥頁(yè)巖含氣量與有機(jī)碳含量、孔隙度呈現(xiàn)良好的正相關(guān)性，表明含氣量主要受有機(jī)碳含量及孔隙度影響。LB1井13個(gè)含氣量與有機(jī)碳含量相關(guān)性分析數(shù)據(jù)，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.87，表明高有機(jī)碳含量具有良好的生烴潛力；LB1井5個(gè)含氣量與孔隙度相關(guān)性分析數(shù)據(jù)，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.75，表明高孔隙度具有良好的儲(chǔ)集能力。

3.2.5 與五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖地質(zhì)條件對(duì)比

通過(guò)與川東南地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖有機(jī)地化、儲(chǔ)集物性、可壓裂性、含氣性等關(guān)鍵參數(shù)對(duì)比[2]，川北地區(qū)大隆組泥頁(yè)巖在有機(jī)碳含量、含氣量、黏土礦物含量等關(guān)鍵參數(shù)上優(yōu)于川東南五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖；Ro、硅質(zhì)礦物含量等指標(biāo)與其相當(dāng)；有機(jī)質(zhì)類(lèi)型、孔隙度等指標(biāo)相對(duì)較低(表1)。分析表明川北地區(qū)大隆組具有良好的頁(yè)巖氣勘探潛力，值得重視。

3.3 保存條件

川北地區(qū)大隆組頁(yè)巖主要分布在元壩—通南巴—南江—開(kāi)江一帶，處于盆緣—盆內(nèi)位置，埋藏深度2 000～8 000 m，埋深適中的地方毗鄰山前帶，保存條件的評(píng)價(jià)是關(guān)鍵。

受米倉(cāng)山推覆作用的影響，山前帶構(gòu)造變形作用強(qiáng)烈，斷層較發(fā)育，保存條件相對(duì)復(fù)雜[24]。平面上，米倉(cāng)山前帶油氣保存條件具有明顯的分帶性。北部由于構(gòu)造抬升及膏鹽巖的淋濾破壞，保存條件較差，向盆內(nèi)，地層抬升規(guī)模逐漸變小，大斷層不發(fā)育，主要發(fā)育區(qū)域性的小斷層，向上消失于膏鹽巖，深埋的保存環(huán)境保證了該區(qū)保存條件的完整性，有利于天然氣藏的保存[25]。泥頁(yè)巖大量生烴與大規(guī)模油氣聚集的時(shí)間可能早于或與主變形期同期，但只要區(qū)域保存條件未被完全破壞，早期油氣經(jīng)調(diào)整仍能被保存下來(lái)[26]。

圖6 川北地區(qū)LB1井大隆組頁(yè)巖孔徑分布Fig.6 Pore size distribution in Dalong Formation shale, well LB1, northern Sichuan area

圖7 川北過(guò)南江地區(qū)地震剖面(L1800)Fig.7 Seismic section across Nanjiang area (L1800), northern Sichuan area

川北南江地區(qū)整體位于米倉(cāng)山斷裂下盤(pán)，向抬升方向有斷洼相隔，距離露頭區(qū)較遠(yuǎn)(大于7 km)，側(cè)向保存條件好，且為蓋層滑脫型構(gòu)造，變形弱，整體保存條件較好(圖7)。同時(shí)，大隆組泥頁(yè)巖大量生烴與大規(guī)模油氣聚集的時(shí)間為晚三疊世—早中侏羅世，早于米倉(cāng)山隆升強(qiáng)烈造山期(晚侏羅世—晚白堊世)，有利于油氣保存。

4 下一步勘探方向

4.1 中淺—深層領(lǐng)域(1 500～5 000 m)

基于川北地區(qū)大隆組富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖發(fā)育特征、保存條件、埋深及工程工藝技術(shù)適應(yīng)性的認(rèn)識(shí)，認(rèn)為川北南江地區(qū)北部大隆組富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖發(fā)育厚度較穩(wěn)定，介于20～45 m；埋深適中，主要介于2 000～5 000 m(圖7)；南江地區(qū)多口井在大隆組鉆遇良好油氣顯示，具有良好的油氣保存條件。綜上來(lái)看，南江地區(qū)北部是當(dāng)前大隆組頁(yè)巖氣勘探取得突破的最優(yōu)地區(qū)，有望成為四川盆地頁(yè)巖勘探新的接替陣地。

以“二元”富集理論作指導(dǎo)，以富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖厚度(≥30 m)、埋深(1 500～5 000 m)及良好保存條件為依據(jù)，初步優(yōu)選出南江北部地區(qū)為川北地區(qū)大隆組頁(yè)巖氣勘探最有利區(qū)，有利區(qū)面積為221.1 km2，頁(yè)巖氣地質(zhì)資源量為3 100×108m3。

4.2 超深層領(lǐng)域(>5 000 m)

在南江南部遠(yuǎn)離米倉(cāng)山斷裂帶的超深層領(lǐng)域(圖7)，大隆組深水陸棚相優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖發(fā)育，厚度更大，介于30～45 m；同時(shí)，遠(yuǎn)離構(gòu)造復(fù)雜區(qū)及露頭區(qū)，保存條件更好，受地質(zhì)認(rèn)識(shí)及工程工藝技術(shù)的限制，目前尚不能有效勘探及開(kāi)發(fā)。隨著地質(zhì)認(rèn)識(shí)的不斷提升，工程工藝技術(shù)的不斷進(jìn)步，這個(gè)領(lǐng)域?qū)⑹俏覀兿乱徊降挠欣碧椒较颉?/p>

5 結(jié)論

(1)四川盆地上二疊統(tǒng)大隆組發(fā)育深水陸棚相富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖，巖性以碳質(zhì)、硅質(zhì)頁(yè)巖及灰質(zhì)頁(yè)巖為主，局部夾泥質(zhì)灰?guī)r薄層或條帶。泥頁(yè)巖平面上展布穩(wěn)定，厚度介于20～45 m，有向南增厚的趨勢(shì)。

(2)上二疊統(tǒng)大隆組富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖硅質(zhì)礦物含量高、黏土礦物含量低，頁(yè)巖儲(chǔ)層具有高脆性的特征；泥頁(yè)巖有機(jī)碳含量高，干酪根類(lèi)型以腐殖腐泥型為主，熱演化程度適中，為頁(yè)巖氣藏的形成提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)；泥頁(yè)巖儲(chǔ)集空間以有機(jī)質(zhì)孔為主，孔徑以介孔和微孔為主，物性較高，有利于頁(yè)巖氣富集成藏；多口井在大隆組鉆遇良好油氣顯示，現(xiàn)場(chǎng)含氣量測(cè)試總含氣量較高，顯示了大隆組頁(yè)巖具有良好的含氣性特征。

(3)以“二元”富集理論作指導(dǎo)，富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖厚度、頁(yè)巖埋深及保存條件為依據(jù)，初步優(yōu)選出南江北部地區(qū)為川北地區(qū)大隆組頁(yè)巖氣勘探最有利區(qū)，該有利區(qū)面積為221.1 km2，頁(yè)巖氣地質(zhì)資源量為3 100×108m3。