苏皖地区二叠系页岩气成藏地质条件

顾忠安，郑荣才，黄建良，蒋 欢，程 超

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都 610059；2.克拉玛依红山油田有限责任公司，新疆 克拉玛依 834000；

3.中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；

4.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

苏皖地区二叠系页岩气成藏地质条件

顾忠安1，郑荣才1，黄建良2，蒋 欢3，程 超4

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都 610059；2.克拉玛依红山油田有限责任公司，新疆 克拉玛依 834000；

3.中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；

4.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030）

探讨苏皖地区二叠系页岩气成藏地质条件。通过对苏皖地区二叠系页岩的野外露头地质剖面及有机地球化学的综合研究，表明苏皖地区于海相深水环境条件下沉积的二叠系孤峰组、龙潭组和大隆组发育有3套优质高碳暗色页岩，此3套页岩出露范围广，厚度大，埋藏深度适度，有机质含量高、成熟度适中，孤峰组和大隆组页岩干酪根以ⅡB型和ⅠA型为主，龙潭组煤系地层暗色页岩干酪根以Ⅲ型为主，各层系页岩中的脆性矿物含量高（质量分数≥50%），微裂缝发育。孤峰组和大隆组具备优越的页岩气成藏条件；而龙潭组兼具页岩气和煤层气成藏条件，可列为近期非常规能源规划的首选勘探区之一。

苏皖地区；二叠系；页岩气；孤峰组；龙潭组；大隆组；勘探区

页岩气藏是由连续生物成因、热成因或生物-热成因形成的天然气藏，是一类近期受到国内外高度重视的非常规天然气藏［1］。与常规天然气藏不同，在页岩气藏中页岩既是烃源岩又是储集层；页岩气的赋存方式和常规天然气也有所不同，页岩气主体表现为在天然裂缝和颗粒间孔隙中以游离方式存在，也可以在干酪根和黏土颗粒表面上以吸附状态或溶解状态存在［2］。页岩气的富集成藏过程往往体现为没有或仅有极短距离的运移。由于页岩气藏中产气页岩分布范围广、厚度大且普遍含气但丰度低的特点，因而页岩气的开发具有产量低，而寿命与生产周期都很长的特点。2006年初，中国石油勘探开发研究院油气资源规划所组织专家展开了页岩气资源调查研究，结果表明中国富含有机质的暗色页岩分布十分广泛，南方、鄂尔多斯、吐哈、茂名、抚顺、准格尔等地区古生界的海相页岩和中生界的湖相页岩都富含有机质，均具备形成页岩气的基本条件。据李大荣和张金川等统计［1，2］，中国的页岩气资源潜力十分巨大，几乎可与美国媲美，页岩气开发一旦突破和形成产能，将对缓解能源需求的压力有所贡献［3，4］。

1 区域地质概况

1.1 区域构造位置

苏皖地区陆上面积大约176 000 km2，地跨华北板块、扬子板块和江南古隆起等多个大地构造单元和郯庐断裂带、江南断裂、崇明－嘉山基底断裂带等多个大断裂带［5］。其中郯庐断裂带是中国东部最重要的一条区域性断裂带，以北北东走向横穿苏皖境内。该断裂带以西为华北板块的华北台拗，以东位于扬子板块东部的苏皖地区为本项目主要研究区（图1）。沉积基底由2套地层组成［6，7］，下部为前震旦系变质岩系，上部为震旦系至中三叠统地台型海相沉积岩系组成。其中由震旦系—中三叠统海相地层组成的沉积盖层，经华力西运动改造形成的北东向构造格局，控制了二叠纪海相沉积盆地的形成和演化［7］。

图1 苏皖地区构造单元分区图Fig.1 The tectonic units in Jiangsu-Anhui

1.2 二叠系发育特征

二叠系在苏皖地区分布广泛，从老到新被划分为栖霞组、孤峰组、龙潭组和大隆组。大套厚层页岩主要发育在孤峰组、龙潭组和大隆组，以层位稳定和富含有机质为显著特征［8］。以本次研究实测的皖南无为县何村剖面为例，暗色页岩主要发育于中二叠统孤峰组、上二叠统龙潭组和大隆组，自下而上被划分为17个小层，各小层岩性、沉积相和暗色页岩发育特征简要综合于图2。从图2中可看出，孤峰组、龙潭组和大隆组各为一个完整的区域性海侵－海退沉积旋回，暗色页岩除了在龙潭组中部分属于三角洲平原分流间沼泽相沉积，绝大部分为盆地相、深水陆棚相和前三角洲相沉积。

2 页岩气成藏地质条件

页岩气是主体以吸附和游离状态同时赋存于具有生烃能力的泥、页岩地层中的天然气，储层往往为富含有机质的暗色高碳泥页岩，具有集烃源岩、储集岩、盖层为一体，以及吸附成藏、隐蔽聚集等独立含油气系统的特点。因此，影响页岩气成藏因素主要为页岩的自身特点，包括如下几个方面：①页岩类型和沉积建造性质；②页岩的厚度和埋藏深度；③总有机碳含量和成熟度；④页岩的矿物成分、脆度及裂缝发育状况；⑤页岩储层的孔隙度和渗透率。根据页岩气成藏机理和成藏地质因素［9－11］，结合下扬子地区二叠系页岩地质特点［8］，对苏皖地区二叠系页岩气成藏潜力进行简要评述。

2.1 二叠系页岩类型、厚度和埋藏深度

苏皖地区二叠系暗色页岩类型丰富，各地层单元页岩类型和建造性质各不相同，其中：大隆组暗色页岩主要为黑色薄层碳质页岩（图3-A）、硅质页岩（图3-B）夹钙质页岩（图3-C）组合，属盆地—深水陆棚相碳-灰-泥沉积建造，在何村剖面累计厚度为43.4 m；龙潭组主要发育碳质页岩、含碳泥质生屑灰岩（图3-D）与泥质粉砂岩和煤层的互层组合，碳质页岩主要发育于龙潭组下部和上部，分别属于前三角洲泥和三角洲平原分流间沼泽相沉积，但都属于海相三角洲含煤建造的主要组成部分。特别要指出的是，在何村剖面龙潭组中不仅碳质页岩的累计厚度可高达44 m，而且普遍地夹有数层单层厚度在0.2 m以上、最大可达1.0 m的可采煤层，不仅对形成页岩气藏有利，同时也具备煤层气成藏条件。孤峰组主要发育碳质页岩（图3-E）、碳硅质页岩（图3-F）和碳硅钙质页岩的薄互层组合，以富含碳硅质和产硅质海绵骨针等深水相化石为特征，属于盆地—深水陆棚相碳-泥-硅沉积建造，在何村剖面累计厚度也较大，为76.6 m。

从总体上看，苏皖地区二叠系暗色页岩分布广泛而稳定（图4），且均能达到一定的厚度，对页岩气藏的形成很有利。页岩的埋藏深度虽然不是页岩气藏发育的决定性因素，但其埋藏深度直接决定了页岩气藏是否具有商业开发价值及其经济效益，如美国已发现和进行商业开发的页岩气藏埋深主要分布在0.5～3.5 km范围内。苏皖地区二叠系页岩的埋藏深度，据江苏油田研究成果及2口实验钻井资料综合分析，可以大致推测二叠系主体页岩埋深为0.5～2.5 km，与美国发现的页岩气藏埋深相似，具备商业开发基础［12，13］。

2.2 有机质丰度和成熟度

2.2.1 有机质丰度和类型

以采自何村剖面新鲜样品的分析结果为例（不包括煤岩），各类页岩TOC质量分数（wTOC）测试结果变化较大，为0.5%～8.0%，最大超过16%。其中孤峰组上部（图2中第2层）wTOC平均为3.56%，下部（第1层）最高，wTOC平均可达5.11%，干酪根类型都以ⅠB型为主；龙潭组wTOC

图2 皖南无为县二叠系何村剖面综合柱状图Fig.2 The integrated histogram of the Permian Hecun section in Wuwei of Anhui

平均为3.82%，以Ⅲ型干酪根为主；大隆组TOC含量普遍较高，wTOC平均为4.96%，以ⅠB型和ⅡA型干酪根为主。据Charles Boyer等（2006）页岩有机质丰度的6级分类标准［14］，即wTOC＜0.5%为很差、0.5%≤wTOC＜1%为差、1%≤wTOC＜2%为一般、2%≤wTOC＜4%为好、4%≤wTOC＜12%为很好、wTOC≥12%为极好，采自何村剖面的样品基本上都属于好至很好的烃源岩。再参照美国页岩气藏有效页岩TOC含量（质量分数）下限值为2.0%的标准，编制苏皖地区二叠系wTOC≥2.0%的页岩厚度图（图4）和孤峰组与大隆组TOC含量（质量分数）分布图（图5），从中可看出，无论是孤峰组还是大隆组，wTOC≥2.0%的页岩都有大面积分布特点，尤以孤峰组高碳页岩的分布面积为最大。

图3 苏皖地区二叠系暗色页岩地表露头和薄片照片Fig.3 The outcrop and thin section photos from the Permian dark shale in Jiangsu-Anhui

图4 苏皖地区二叠系wTOC≥2.0%的页岩厚度分布Fig.4 The thickness distribution of the Permian shaleswith wTOC≥2.0%in Jiangsu-Anhui（据江苏油田，2010）

2.2.2 有机质成熟度

同样以采自何村剖面8件新鲜样品分析结果为例，有7件样品（大隆组3件、龙潭组3件、孤峰组1件）的Ro介于0.7%～1.3%之间，1件孤峰组样品Ro为2.0%。由此可见，苏皖地区二叠系页岩的热演化程度比较适中，正处于烃类气大量转化阶段。另外，据下扬子地区二叠系油气资源调查结果，孤峰组（图6-A）和大隆组（图6-B）中Ro值介于1.5%～2.0%之间的页岩也均有大面积分布的特点。

2.3 页岩脆度

2.3.1 页岩脆性矿物组成特征

由于页岩能否被压裂取决于页岩的脆度，而页岩脆度取决于脆性矿物含量和组成特征，因此，页岩中脆性矿物含量和组成特征在很大程度上影响着页岩气藏的产能。如Fort Worth盆地Barnett页岩硅质脆性矿物的质量分数为40%～60%，比富含黏土的页岩更易压裂，在同等情况下可采出更多天然气［14，15］。取自何村剖面和泾县昌桥剖面36件样品的X射线衍射分析结果，表明苏皖地区二叠系暗色页岩的物质组分很复杂，除黏土矿物外，脆性矿物类型多样化，有石英、方解石、白云石、钾长石、斜长石、黄铁矿及少量的其他矿物组分（图7）。脆性矿物总含量以大隆组为最高，次为孤峰组，质量分数都在60%以上；龙潭组较低，但质量分数也接近50%。正是由于页岩中含有高比例的脆性矿物，致使苏皖地区二叠系页岩具有易于破碎和产生裂缝的性质，具备易于压裂改造的页岩气藏储层和开发条件。

图5 苏皖地区二叠系烃源岩TOC质量分数平面等值线图Fig.5 The planar contour map of TOC content of the Permian source rocks in Jiangsu-Anhui

图6 苏皖地区二叠系烃源岩Ro值平面等值线图Fig.6 The planar Rocontour map of the Permian source rocks in Jiangsu-Anhui

图7 苏皖地区二叠系页岩矿物含量分布（w／%）Fig.7 The content of minerals in the Permian shales from the Jiangsu-Anhui area

2.3.2 页岩的岩石力学性质

裂缝发育受内、外因素控制，内因取决于页岩矿物学特征，外因主要与生烃过程、地层孔隙压力、各向异性的水平压力、断层与褶皱等构造作用有关［13］。裂缝不仅为页岩气提供充足的储集空间，也是其吸附气得以持续解吸产出的通道，因而能有效提高页岩气产量［14，15］。石英含量是影响裂缝发育的重要因素，富含石英的页岩脆性好，裂缝发育程度比富含方解石的页岩更高。因此，页岩气勘探必须寻找能够被压裂成缝的页岩，即页岩中塑性的黏土矿物含量足够低（w＜50%），而脆性矿物含量、特别是硅质矿物丰富（w＞50%），使其易于压裂［2］。据采自何村剖面7件、昌桥剖面2件共计9件页岩样品的岩石力学分析结果，表明所有样品岩石力学参数变化范围都较大，如岩石的单轴抗压强度变化在6.33～52.67 MPa之间，均值为32.25 MPa，各地层单元的关系为龙潭组＞大隆组＞孤峰组，均值分别为38.56 MPa、36.27 MPa、25.35 MPa；弹性模量变化在0.1～ 5.36 GPa之间，均值为3.18 GPa，各地层单元的关系为孤峰组＞龙潭组＞大隆组，平均值分别为4.21 GPa、3.08 GPa、2.98 GPa；泊松比变化在0.01～0.62之间，均值为0.18，各地层单元的关系为龙潭组＞大隆组＞孤峰组，均值分别为0.40、0.18、0.05。从总体上看，在相同压力条件下，孤峰组和大隆组页岩更易被压裂和产生裂缝，与其脆性矿物以石英为主和脆性矿物总含量较高的特征是吻合的。

2.3.3 宏观裂缝及微裂缝发育特征

苏皖地区二叠系页岩具有较好的脆性特征和发育有较多的裂缝系统。以何村剖面和昌桥剖面为例，二叠系暗色页岩的宏观裂缝很发育，大部分为构造裂缝（图8-A，B，C），部分为成岩压裂缝。宏观上，大部分裂缝被方解石充填，仅少量裂缝开启；而扫描电镜分析结果，表明页岩中的微裂缝较发育（图8-D，E，F），多呈细微的网状分布在片状黏土矿物之间，部分被方解石、沥青等次生矿物充填。

2.3.4 页岩储层的孔、渗性

在常规储层中，孔隙度和渗透率是描述储层特征最重要的参数之一，但对于页岩气藏，此2个储层参数仅适用于含有游离态的天然气孔隙，并由孔隙度的大小直接控制着游离态天然气的含量［2，10］。苏皖地区二叠系页岩物性资料目前很少，有限的资料主要集中在何村和昌桥剖面中。储层孔、渗实验是在油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学）用常规气体法所做。分析结果为：孤峰组（6件样品）孔隙度为0.45%～5.17%，均值为2.565%；渗透率分布在（0.002 134～0.069 134）×10－3μm2，均值为0.018 3×10－3μm2，个别裂缝很发育的样品也可达（0.115 7～2.469）×10－3μm2。龙潭组（7件样品）孔隙度分布在0.37%～5.29%之间，均值为2.631%；渗透率分布在（0.001 718～0.067 31）×10－3μm2之间，均值为0.019 1×10－3μm2，个别裂缝很发育的样品也可达（0.165 7～2.799）× 10－3μm2。大隆组（13件样品）孔隙度分布在0.37%～5.03%之间，均值为2.805%；渗透率分布在（0.000 966～0.072 164）×10－3μm2，均值为0.016 4×10－3μm2，个别微裂缝很发育的样品可达（0.188 9～3.882）×10－3μm2。

图8 苏皖地区二叠系暗色页岩裂缝发育特征Fig.8 The fractures in the Permian dark shales from Jiangsu-Anhui

上述实验分析结果，表明苏皖地区二叠系暗色页岩储层总体上属于特低孔特低渗储层，部分页岩中出现的渗透率高值与页岩中裂缝较发育有关，说明裂缝在页岩中对改善储层的孔渗性至关重要。

2.4 苏皖地区二叠系页岩气成藏条件综合评价

鉴于目前国内还没有形成页岩气藏的评价标准，本文以美国Barnett页岩和Ohio页岩气藏勘探经验为指导［1－3，10］，结合苏皖地区二叠系页岩有机碳含量较高、类型较好、演化程度适中、单层厚度较大、分布范围广、埋藏深度适中、脆性矿物含量高和具有较好－好的烃源岩性质等特征，与中国南方近期在页岩气勘探中取得重要进展的志留系龙马溪组页岩［16－18］和下侏罗统自流井组大安寨段页岩（已另撰文讨论）各项参数进行对比

（表1），并同时考虑苏皖地区二叠系页岩分布面积在5 000 km2以上，地质历史中始终深埋地腹而未被剥蚀，地表条件以地形高差较小的平原和丘陵为主，大、小江河密集分布，水资源丰富及交通便利等相关的辅助条件，对苏皖地区页岩气成藏条件进行综合评价。评价结果显示苏皖地区二叠系页岩具备非常优越的页岩气成藏条件，其中最有利形成页岩气藏的层位为孤峰组，其次为大隆组，而龙潭组兼具页岩气和煤层气成藏条件。

3 结论

a.根据沉积相标志，通过精细沉积相分析，在苏皖地区二叠系中识别出盆地、陆棚、三角洲和碳酸盐缓坡4种沉积相类型，根据岩性组合特征等因素又分为6个亚相和8个微相类型。

表1 苏皖地区二叠系页岩与美国主要页岩气藏评价参数对比表Table 1 The comparison between the evaluation parameters of the Permian shales in Jiangsu-Anhui and the main shale reservoirs in U.S.

b.苏皖地区二叠系页岩微裂缝较发育，脆性矿物总含量以大隆组为最高，次为孤峰组，质量分数都在60%以上；龙潭组较低，但也接近50%。岩石抗压强度较小，具备易于压裂改造的页岩气藏储层和开发条件。

c.苏皖地区二叠系发育页岩的地质条件较好，尤以孤峰组和大隆组富含有机质的页岩最为发育；页岩的厚度、埋藏深度、脆度、有机质丰度和成熟度——“五度”评价参数表明，苏皖地区二叠系页岩气成藏地质条件良好，具有巨大的资源潜力。

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Geological conditions of Permian shale gas accumulation in Jiangsu-Anhui of China

GU Zhong-an1，ZHENG Rong-cai1，HUANG Jian-liang2，JIANG Huan3，CHENG Chao4
1.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；
2.Karamay Hongshan Oilfield Co.Ltd.，Karamay 834000，China；
3.Research Institute of Experiment and Detection，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina Company Limited，Karamay 834000，China；
4.Shanghai Branch of CNOOC Ltd.，Shanghai 200030，China

The geological conditions of the Permian shale gas accumulation in the Jiangsu-Anhui area are very important to alleviate our rising energy demand pressures.By a comprehensive study of the geological sections and organic geochemistry，three sets of high-quality dark shales with high carbon deposited in deepwater marine environment have been found in Gufeng Formation，Longtan Formation and Dalong Formation in the Jiangsu-Anhui area.The three sets of shales in the Jiangsu-Anhui area have wide outcrops，big thickness，moderate burial depth，high contents of organic matter and moderate maturity.The kerogens of Gufeng Formation and Dalong Formation shale are dominated byⅡBandⅠA.The kerogens of Longtan Formation coal-bearing dark shales are dominated byⅢ.The content of the brittle minerals in the three formations is high（≥50%）and the microfractures develop well.This shows that Gufeng Formation and Dalong Formation have favorable shale gas accumulation conditions，and Longtan Formation has both shale gas and coalbed methane accumulation conditions in the Jiangsu-Anhui area.They can be classified as the first choice of our recent unconventional energy exploration areas.

Jiangsu-Anhui area；Permian；shale gas；Gufeng Formation；Longtan Formation；Dalong Formation；exploration area

TE132.2

A

10.3969／j.issn.1671-9727.2014.03.03

1671-9727（2014）03-0274-09

2013-08-26

国家科技重大专项（2008ZX05030-003-02）

顾忠安（1985－），男，硕士研究生，研究方向：储层沉积学，E-mail：547055047＠qq.com。