浙西北地区临安区块页岩气勘探前景评价

王俊涛，周存亭，许卫，刘章平，王松，张景

（1.安徽省地质调查院，合肥230001；2.安徽省地质矿产勘查局，合肥230001；3.安徽省地质矿产勘查局332地质队，合肥230001；4.中国地质调查局南京地质调查中心，南京210016）



浙西北地区临安区块页岩气勘探前景评价

王俊涛1，周存亭1，许卫2，刘章平3，王松1，张景4

（1.安徽省地质调查院，合肥230001；2.安徽省地质矿产勘查局，合肥230001；
3.安徽省地质矿产勘查局332地质队，合肥230001；4.中国地质调查局南京地质调查中心，南京210016）

摘要：对浙西北地区临安区块及周缘早寒武世荷塘组页岩进行了露头及野外路线地质调查、样品测试与邻井资料分析认为：临安区块荷塘组黑色页岩厚度大（150～300 m），有机碳含量高（0.22%～13.56%），干酪根类型好（以Ⅰ型为主，含少量Ⅱ1），热演化适中，脆性矿物含量高（大于50%），页岩含气量高，具有形成页岩气藏的潜力。综合考虑目的层位、地表出露地层及产状、构造形态、断裂发育情况、页岩有效厚度及埋藏深度、地形地貌等因素，优选出临安区块3个勘查有利区，并预测了下一步勘探方向。

关健词：临安区块；页岩气；荷塘组；勘探前景

近年来，由于美国页岩气藏的成功开发，引发了全球对页岩气勘探的重视和热潮［1］。加快页岩气资源勘探开发，已成为世界主要页岩气资源大国的共同发展目标［2］。近年来，中国在上扬子地区的四川盆地及周缘地区页岩气勘探获得突破［3］，而对下扬子区页岩气形成地质条件研究较少［4-5］，尤其是浙西北下扬子地区页岩气的研究程度较低。基于常规油气的勘探，“六五”、“七五”计划以来，国土资源部、中石化、中海油等相关单位围绕海相烃源岩相继做了大量工作。2011年，启动了“全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选”项目。通过上述工作系统总结了下扬子地区海相富有机质页岩类型、分布规律及页岩气富集特征，确定了页岩气调查主要领域及评价重点层系，探索了页岩气资源潜力评价方法和有利区优选标准［6］。

浙西北地区在构造上属于下扬子地块［7］，区内的早寒武系荷塘组发育厚层的黑色页岩，被认为是最具页岩气资源潜力的层位之一，可与上扬子地区的牛蹄塘组对比。前期的地质综合评价初步优选临安区块为最有利的页岩气勘查区。笔者主要通过临安区块及周缘露头点的地质路线调查和钻探资料的分析，查明了临安区块页岩品质、发育规律及地表施工条件，评价了该区页岩气勘探潜力，优选出有利勘探区带，以期为页岩气勘探工作提供帮助。

1　地质背景

临安页岩气区块主体位于浙江省临安市，勘探面积580.09 km2。区块位于扬子板块下扬子陆块的东南部，江南造山带的北东端，夹持于宁国墩断裂带与富春江断裂带之间，区域上南东侧以江（山）-绍（兴）断裂带与华南板块相邻，具构造过渡带特征。自元古宙以来，该区经历了多期构造活动，地质构造复杂，表现出明显的加里东运动、印支运动和燕山运动构造行迹，并伴随有沉积、岩浆、变质、成矿等各种地质作用，以强烈的岩浆活动和大规模逆冲推覆、伸展滑脱、断陷断裂活动为特色，总体构造样式表现为北东-南西向条块构造，形成了研究区现今复杂的构造景观（图1）。

晚震旦世至早奥陶世时，浙西北昌化-安吉一带为残留海盆，该地区存在一次完整的海侵-海退沉积旋回，海侵方向为南西向北东，由盆地相硅泥质碎屑岩沉积向深水陆棚-台地相碳酸盐岩过渡，对应沉积了一套陆棚-盆地相的硅质泥岩-硅质岩建造（皮园村组上段）、碳质页岩建造（荷塘组）以及碳酸盐陆棚相的泥质灰岩（大陈岭组、杨柳岗组）。中晚奥陶世，江山-临安为浅海陆棚区，沉积了黑色笔石页岩夹硅质岩，地层特征及生物差异较大，地层单元随各自盆地或水系而异。

2　临安区块页岩气成藏条件

根据前人研究，页岩气成藏应具备十大要素［8-9］，即页岩厚度大（＞30 m）、有机质丰度高（总有机碳TOC＞%）、热成熟度适中（镜质体反射率Ro介于2.0%～.0%）、含气量较高（＞0.4 m3/t）、硅质含量高（＞30%）、埋深适中（2 000～4 000 m）、岩石力学性质较好（低泊松比、高杨氏弹性模量）、地层压力系数较高（＞1.25）、页岩物性较好（渗透率高K＞10-7μm2、孔隙度φ＞4%以及含水饱和率Sw＜45%）以及保存条件良好等［10-13］。

2.1页岩厚度及展布

浙西北地区早寒武世荷塘组主要形成于深水陆棚环境，岩性主要由黑色碳质硅质泥页岩组成，局部地区夹少量石煤、硅质泥岩、粉砂岩、灰岩等。黑色岩系的颜色随着成分的变化、特别是碳质、硅质、钙质成分的变化而呈深灰色、浅灰色、灰白色等。硅质含量较低时，硬度变小，均质性变差。

总体上看，在早寒武世该区北西高，南东低，部分地区甚至出露地表，剥蚀殆尽。工区西北部，构造线走向呈北东方向，岩层整体呈向南东倾斜的斜坡。研究区内断裂构造发育，构造变形剧烈，发育众多叠加褶皱，多数地层产状陡峭，局部地层倾角超过60°。

依据实测剖面数据，区块北西一带荷塘组厚约50 m，西部厚约120 m，南部厚度大于200 m，从沉积环境来看，区块中部应为沉积中心，向北西和南东变浅，故从厚度上看（图2），荷塘组总体上呈现中部厚、两边薄的顶厚向斜构造，北西部和南东部两翼的厚度普遍在150～200 m，在中部沉积中心厚度推测超过300 m。

2.2页岩地球化学特征

.2.1有机碳含量

本次研究样品采自临安区块外围露天剖面，样品涵盖了所测剖面及部分露头中暗色岩系，采样重点是剖面中的黑色页岩。根据分析测试结果表明，野外露头荷塘组黑色页岩有机碳含量较高，TOC值约为0.22%～13.56%（图3）。区块内北部岛石一带，样品TOC值多集中在0.21%～4.47%区间内，平均值为0.97%，其中有机碳含量大于1%以上的样品占到了55%以上；区块以西浙基田剖面所采集样品的有机碳含量高达13.56%，致使本区平均含量为3.73%，其中有机碳含量大于2%的样品占到了68.8%，所有荷塘组的泥页岩是优质烃源岩；区块内南部塘里一带，荷塘组样品TOC集中在0.15%～11.7%，平均含量为3.56%，其中有机碳含量大于2%的样品占到了70%。区域上采集散点样品平均值均大于2%。

综上所述，单从有机碳含量上分析可知临安地区早寒武世荷塘组页岩TOC平均值为2.87%，整体上为好的含气页岩。但由于采样及送样过程中均挑选了岩性较为有利的页岩样品进行实验分析，由此获得的TOC测试结果较高，故对该区有机碳含量的分析结果产生了一定程度的影响。

在平面上，研究区外有机碳含量高值区位于区块以西浙基田和区块以南塘里等地（图3），TOC平均含量除岛石地区外，均大于2.5%，特别浙基田和塘里等剖面，具有较好的生气基础，区内因无荷塘组出露，故有机碳含量从周缘样品推测，从岩相古地理的方面分析，区块中心一带为沉积中心，应为有机碳的高值中心，TOC在5.0～6.0之间，往北西和南东分别减小；低值区位于研究区岛石以北一带，TOC平均含量小于2.5%，相对研究区其他地方，页岩有机质丰度相对较低。

2.2.2干酪根类型

通过对干酪根显微组分分析，早寒武世荷塘组干酪根显微组分中以腐泥组为主，含量为88.5%～97%，平均为94.68%（图4），主要为腐植无定型和少量矿物。这可能是由于早寒武世荷塘组富有机质页岩形成于深水盆地的沉积环境，沉积有机质主要以藻类为主的低等水生生物。在还原环境下，低等水生生物的遗体由于微生物的介入并腐泥化作用而形成的生烃量很高的腐泥组分。镜质组含量为3.5%～5%，平均为4.32%，通过实验检测镜质体以白色碎屑为主。惰质组仅一个样品含有少量。腐泥组中主要成分为腐泥无定型体和腐泥碎屑体，不含藻类体，说明荷塘组页岩中的有机质主要来源为以藻类为主的低等水生生物，少量为高等植物。通过类型指数的计算，可知本区荷塘组有机质（干酪根）类型以Ⅰ型为主，含少量Ⅱ1型，荷塘组暗色泥岩具有良好的生烃能力。

2.2.3热演化程度

临安地区荷塘组富有机质页岩热演化程度总体已达到过成熟阶段。Ro值在1.27%～5.2%之间（图5），岛石一带荷塘组烃源岩干酪根镜检反射率为1.27%～3.28%，显示整体为成熟-过成熟阶段，其它地区皆显示过成熟阶段。

从平面上看，大部分地区Ro值均大于2%，以岛石一带为低值中心，向中部逐渐增高，高值区位于火山岩覆盖区，Ro值大于4%（图5）。整体看来，研究区早寒武世荷塘组页岩处于过成熟阶段。

图1　浙西北地区临安区块构造纲要图Fig.1 Tectonics outline map of the Lin’an block in northwest Zhejiang province

图2　浙江临安区块早寒武世荷塘组等厚图Fig.2 Strata isopach map of the early Cambrian Hetan g formation in Zhejiang Lin’an shale gas block

图3　临安地区早寒武世荷塘组TOC平面分布图Fig.3 Plane distribution of the early Cambrian Hetang formation in Zhejiang Lin’an shale gas block

2.3矿物组成

根据全岩X射线衍射分析结果显示，临安地区早寒武世荷塘组暗色泥页岩的主要矿物为石英（5.5%～92.8%，平均64.62%）、粘土矿物（1%～49%，平均23.58%）、长石（0～8.9%，平均1.63%），其中钾长石0～8.9%，平均2.23%，斜长石0～3.4%，平均1.02%、碳酸盐（0～17.6%），其中方解石0～51.8%，平均3.95%，白云石0～38.6%，次生矿物主要为黄铁矿（0～8.2%，平均1.3%）、菱铁矿（0～1.8%，平均0.23%）等。其中，石英的含量是最高的。

研究区荷塘组脆性矿物平均含量超过80%，其中大部分为石英，整体上具有良好的脆性和可压性。

图4　荷塘组显微组分三角图Fig.4 Micro component triangle chart of the Hetang formation

图5　临安地区早寒武世荷塘组Ro平面分布图Fig.5 The map of thermal evolution degree contour of the Hetang formation in the Lin’an area

图6　荷塘组黑色页岩等温吸附曲线Fig.6 Sorption isotherm curve of the black shale in the Hetang formation

2.4泥页岩吸附能力

本次研究仅对区块荷塘组露头样品进行了等温吸附模拟实验，并收集了区外荷塘组10个岩芯样品的吸附数据。

对研究区荷塘组野外露头的黑色页岩进行等温吸附实验，结果显示，在30℃下，黑色页岩的吸附气含量较高，为0.88～4.97 m3/t，平均为3.05 m3/t，平衡水含水率为1.85%～2.01%，最大吸附气含量对应的测试压力为8.68～11.01 MPa.同一层位，有机质丰度不同的页岩吸附气含量不同，整体上为有机质丰度越大，吸附气含量越高（图6）。同时通过资料收集，浙西北地区淳页1井可吸附气含量的平均为1.89 m3/t，野外露头样品的平均值为3.95 m3/t［14］。与本区测试结果基本一致，说明本区荷塘组页岩吸附气含气量数据较为可靠，但整体来看，野外露头荷塘组吸附能力强，具体要根据钻井中岩层的现场含气量判定。

2.5泥页岩埋深

本区经过多次构造运动，富有机质暗色泥岩的埋深变化比较大。从区内的实际情况分析，荷塘组暗色泥岩的埋深对勘探开发造成一定的影响。结合现有资料分析，研究区荷塘组埋深在1 500～4 500 m之间（图7），西北部埋深浅，东南部埋深大。埋藏深度受褶皱、断裂分布的影响，在东南昌化向斜部位埋深较大，大致在3 500～4 500 m之间；中部火山岩覆盖区埋藏深度一般在3 000～4 000 m左右，而靠近火山岩边部埋深一般约2 500 m左右；而在研究区北西部，寒武地层出露，加之地层倾角小，断裂活动较少，目的层埋藏深度大致在1 500～2 500 m左右。

2.6保存条件

由于页岩气具有自生自储的特点，故其成藏所需的保存条件较为宽松。与常规油气藏相比，页岩本身即是烃源岩，同时也是盖层，此外，与页岩地层上下相邻的致密岩层也会起到一定的封盖作用。浙西北地区早寒武世荷塘组具有较好的封盖情况。荷塘组主要岩性为硅质岩、含碳硅质页岩、碳质页岩等，岩性致密，厚度在140 m左右。其下伏地层为晚震旦世皮园村组，岩性主要为致密硅质岩；其上覆地层为早寒武世大陈岭组，岩性主要为含白云质灰岩。

构造作用对于页岩气的保存影响巨大，对比国内外页岩气形成的地质条件及地球化学特征可以看出，临安区块具备了形成页岩气的有利沉积环境，但页岩气能否富集和保存的最关键因素是后期构造的影响。

研究区自元古宙起，经历了多期次的构造运动。对古生界页岩气保存主要的影响有两期构造，即加里东-印支期的挤压构造以及燕山期的逆冲构造，前者从北西、南东向临安地区以逆冲推覆形式传播，在临安地区可能只表现褶皱构造，对古生界地层及页岩气的保存破坏程度较小。燕山期的构造活动呈现继承和发展印支期构造活动的特征，兼具先压后张性的特征，其拉张作用较强，昌化地区大型张性断层比西北部的岛石地区发育的构造差异性也印证了这一点，而张性断层的发育对页岩气的保存显然是不利的。

因此，后期构造对临安区块页岩气保存影响最大的可能是燕山期的伸展构造作用，而不是印支期的挤压推覆构造，这在该地区页岩气勘探中应引起重视。

图7　临安地区早寒武世荷塘组底界埋深图Fig.7 The top of the buried depth of the Hetang formation in the Lin’an area

3　临安页岩气有利区带优选

临安区块具备页岩气成藏的基本条件，通过野外地质调查，综合考虑目的层位、地表出露地层及产状、构造形态、断裂发育情况、页岩有效厚度及埋藏深度、地形地貌等因素，根据海相页岩气有利区优选与分类评价标准，采用综合信息叠合法对研究区富含有机质泥页岩的各项参数指标进行叠加分析，认为临安区块较为有利的勘查目标区有以下3个（图8）。

图8　临安地区页岩气勘探有利区划分Fig.8 The distribution of the shale gas favorable exploration of the Lin’an block

（1）岛石有利区

岛石有利区地表海拔500～600 m；地面开阔，构造简单（向斜），断层不发育。暗色泥页岩埋深适中，埋深在1 500～2 500 m，厚度大，有机地化条件较好，储层条件好，总得分为75.5分，具有较好的勘探潜力。

下一步的勘探方向：在岛石有利区内充分考虑构造、有机地化以及岩浆作用的影响，将围绕两套暗色层系，在断裂发育程度小、宽缓的向斜部位开展页岩气的勘探及验证，初步选定在岛石区块东南部位作为重点区，此处位于向斜部位，构造较弱，且埋深适中，处于TOC相对高值区，适合进一步勘探。

（2）株柳有利区

综合分析，株柳有利区地表海拔500～600 m，属低山地貌，构造简单（向斜），断层不发育。暗色泥页岩埋深较大，埋深在2 500～3 000 m，但厚度大，有机地化条件较好，储层条件好，综合得分为75分，具有好的勘探潜力。

下一步的勘探方向：围绕两套暗色层系，在避开火山岩影响、高陡背向斜的条件下开展页岩气的条件分析。初步选定在区块以北火山岩边缘部位，南部因为处于背向斜，地层多重复，故避开高陡背向斜，北部重点区虽然埋深较大，但处于TOC高值中心，且位于宽缓向斜部位，对页岩气勘探较为有利。

（3）昌化有利区

综合分析，昌化区块地表海拔200 m左右，构造复杂，大断裂发育，但地势较开阔；寒武系暗色泥页岩有机地化条件好，但埋深较大，埋深大于4 000 m，不利于页岩气勘探。

下一步勘探针对寒武系暗色泥页岩的勘探将选择埋深较浅的地方展开研究。初步选定昌化以北和东南角构造相对较弱的地方作为重点区。

通过以上分析，北部岛石区块，埋深适中，储层厚度大，储层条件优越，地表情况也较为理想，是最有利的勘探区，整体评价为Ⅱ类有利区；南部株柳区块，埋深适中，储层条件好，但地表情况复杂，且靠近火山岩，埋深情况复杂，且位于复式背、向斜区，整体评价为Ⅱ类有利区；东部昌化区块埋深较大，但储层条件较好，地面开阔，也是需要考虑的勘探有利区。

4　结论

（1）临安区块荷塘组泥页岩沉积厚度大，有机质丰度高、类型好，且处于高-过成熟阶段；页岩脆性矿物含量高，含气量中等；目的层埋深适中，具备形成页岩气藏的条件。

（2）综合考虑目的层位、地表露头地层及产状、构造形态、断裂发育情况、页岩厚度及埋藏深度、地形地貌等因素，结合实钻资料，优选临安区块3个较为有利的勘查区带，其中岛石地区是最有利的勘探目标，但要避开岩浆作用的影响。

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资助项目：中国地质调查局地质调查项目“安徽合肥盆地页岩气基础地质调查和资源潜力评价（12120114019801）”；安徽省地质矿产勘查局科技项目“皖南地区页岩气成藏地质背景和评价方法研究（KJ2012-01）”

中图分类号：P618.13

文献标识码：A

文章编号：1672-4135（2016）02-0123-07

收稿日期：2016-03-14

作者简介：王俊涛（1983-），男，湖北天门人，工程师，毕业于中国地质科学院，现从事页岩气地质调查和研究方面工作，Email：303497926@qq.com。

Shale gas exploration prospect evaluation in Lin’an block of the Northwest Zhejiang province

WANG Jun-tao1，ZHOU Cun-ting1，XU Wei2，LIU Zhang-ping3，WANG Song1，ZHANG Jing4
（1.Institute of geological survey ofAnhui province，Hefei 230001，China；2.Bureau of geology and mineral exploration ofAnhui province，Hefei 230001，China；3.No.332 unit of bureau of geology and mineral exploration ofAnhui province，HuangshanAnhui 245000，China；4.Nanjing center of geological survey，China geological survey，Nanjing 210016，China）

Abstract：This paper focuses on the early Cambrian Hetang formation in Lin’an block of the northwest Zhejiang province.The methods applied in this study include shale outcrops investigation，sampling，laboratory analysis，and comparison with the drilling data from adjacent areas.Studies show that the Hetang formation have great potentiality to form shale gas reservoir，which has thick black shale（150～300 m），excessive organic carbon content（0.22%～13.56%），good kerogen type（Ⅰ，Ⅱ1），high degree of thermal evolution，high brittleness mineral content（＞50%），and high shale gas content.Considering the objective strata，the surface outcropping formation and occurrence，structural morphology，the fracture development situation，the effective thickness of shale and buried depth，topography，and the other factors，3 shale gas are optimized as potential exploration areas，and we also predict the next exploration direction.

Key words：Lin’an block；shale gas；Hetang formation；exportion prospect