扬子地区二叠系页岩气赋存地质条件研究

徐良伟，刘洛夫，刘祖发，孟召平，陈小卫

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249;2.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心，北京 102249;3.中山大学 地理科学与规划学院，广东 广州 510275;4.中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院，北京 100083)

扬子地区二叠系页岩气赋存地质条件研究

徐良伟1,2，刘洛夫1,2，刘祖发3，孟召平4，陈小卫1,2

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249;2.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心，北京 102249;3.中山大学 地理科学与规划学院，广东 广州 510275;4.中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院，北京 100083)

扬子地区古生界下寒武统牛蹄塘组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、上二叠统大隆组为我国页岩气重点勘探层位，关于下古生界两套地层页岩气赋存地质条件的研究较多，而二叠系相关的研究则较薄弱。结合前人研究成果，运用地球化学测试、XRD分析、扫描电镜、等温吸附等实验方法，对二叠系泥页岩的生烃条件、储集特征、含气性能等进行分析，并对页岩气发育有利区进行预测，对扬子地区二叠系页岩气赋存地质条件展开深入的研究。结果表明，扬子地区二叠系泥页岩有多个厚度中心，最大厚度可达175～200 m；TOC在四川盆地及其周缘较高，最高可达4.0%～5.0%；有机质类型以Ⅱ2型为主，整个扬子地区泥页岩成熟度较高，Ro可高达3.0%～5.0%。二叠系泥页岩中普遍发育原生晶间孔、粒间孔等原生孔隙和次生晶间孔、溶蚀孔、有机质孔等次生孔隙，此外还发育原生层间缝或页理缝、矿物收缩缝、有机质收缩缝、溶蚀缝等成岩缝和层间裂缝、节理缝、构造裂缝等构造缝。矿物分析表明，其脆性指数1和脆性指数2分别为8.8%～67.4%、9.4%～74.4%，平均值分别为34.43%、46.9%，显示扬子地区二叠系泥页岩脆性较强而有利于页岩气压裂开采。等温吸附实验显示，页岩全岩和干酪根样品吸附气量分别为2.0～4.3 cm3/g、3.5～5.3 cm3/g，平均值分别为2.75 cm3/g、4.25 cm3/g，表明该区二叠系泥页岩吸附性能较强。页岩气发育有利区预测结果显示，研究区存在成都—宜宾—泸州—重庆—广安、芜湖—南京—镇江、张家界—宜昌—常德—石首一共3个有利区。

生烃条件; 孔隙类型; 裂缝特征; 脆性指数

0 引 言

扬子地区是我国页岩气勘探开发的重点地区，发育海相、海陆过渡相、陆相等多套富有机质泥页岩，具备形成商业页岩气藏的地质条件[1-2]。其中，扬子地区下古生界下寒武统牛蹄塘组(或相当层位)、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组(或相当层位)分布广、厚度大，有机质丰富、成熟度高，具备优越的成烃物质基础，是南方地区页岩气发育最有利的两套层位。国土资源部、中国石油、中国石化及相关科研院所围绕扬子地区下古生界海相泥页岩做了大量勘探研究工作，也取得了丰硕的勘探和研究成果。但是对于同样具有勘探前景的二叠系泥页岩没有重视，从而使得对二叠系页岩气地质条件的认识并未深入，勘探研究工作仍处于探索阶段而滞后于下古生界的两套页岩地层[3]。实际上，扬子地区二叠系泥页岩分布面积也较广，在中二叠统孤峰组和上二叠统大隆组、龙潭组均有较厚的富有机质泥页岩存在，埋藏较浅且有利于页岩气开发[4]。为了更深入地揭示扬子地区二叠系页岩气赋存的地质条件，笔者统计前人研究数据，整理前人研究图件，对研究区典型剖面进行调查，采集地表露头未风化样品和井下新鲜样品，采用TOC、拉曼反射率、Rock-Eval、氩离子抛光+扫描电镜、XRD、等温吸附实验等现代实验测试技术，对扬子地区二叠系泥页岩时空展布进行分析，探讨扬子地区二叠系泥页岩生烃条件、储集特征、含气性能，结合以上研究成果采用综合信息叠合法对该区页岩气发育有利区进行预测，明确扬子地区二叠系页岩气赋存地质条件，为扬子地区二叠系页岩气勘探开发提供参考依据。

1 区域地质背景

根据南方现今大地构造特征(图1)，扬子地区是指位于秦岭—大别—苏鲁造山带以南、三江—甘孜—阿坝造山带以东的华南板块，华南板块主要由扬子地块和华夏地块构成，二者东北部以江山—绍兴断裂带、萍乡—广丰断裂为界，总体呈北东东走向，长约680 km，总面积约12.01×104km2[5-6]。

图1 扬子地区大地构造纲要图Fig.1 Tectonic outline map of Yangtze region

图2 扬子地区二叠系地层单元划分与对比Fig.2 Division and comparison of Permian stratigraphic units of Yangtze region

扬子地区地层下部从震旦系到志留系，中部从泥盆系到三叠系，上部侏罗系及以后地层一共可分为下、中、上3个序列，其中下部和中部序列为海相，而上部侏罗系及以后地层则几乎全是陆相。扬子地区二叠系自下而上分为3个统和6个阶，下二叠统分为隆林阶和紫松阶，中二叠统分为栖霞阶和茅口阶，上二叠统分为吴家坪阶和长兴阶，在扬子大陆不同地区，二叠系地层划分不一致(图2)。二叠纪时期是扬子古特提斯演化的转折期，期间发生了洋盆俯冲和局部海槽关闭，而且诞生了新的洋盆，对扬子地区二叠纪不同时期的区域构造和盆地沉积演化产生不同的影响[7]。

总体来讲，扬子地区地质背景复杂、构造活动发育、沉积地层经历时代较长、油气保存条件破坏严重。但从二叠纪时期发育的盆地性质及地层分布来看，在此期间主要发育了扬子克拉通盆地和华夏克拉通盆地，主要分布于扬子和东南沿海华夏地区，发育多套海相泥页岩层，结合页岩气特殊的成藏机制来看，二叠系页岩气具有良好的勘探前景[3]。

2 二叠系泥页岩生烃条件

2.1 二叠系泥页岩厚度及分布特征

图3 扬子地区二叠系泥页岩厚度等值线图(据文献[9-10]修改)Fig.3 Thickness contour of Permian shale in Yangtze region(modified by references of [9] and [10])

有效页岩的厚度及分布面积控制着页岩气的经济效益，根据页岩厚度及分布范围可以判断研究区页岩气聚集边界和资源潜力[8]。前人研究认为，仅仅发育于下扬子区的二叠系孤峰组为一套分布广泛的区域性黑色硅质泥岩，一般厚30～60 m，是一套好-极好的泥质烃源岩。上二叠统暗色泥页岩是扬子地区一套重要的页岩气产气层系，在中扬子地区不发育，在上扬子与下扬子地区有广泛分布，其自下而上包括龙潭组(P2l)/吴家坪组(P2w)、长兴组(P2ch)和大隆组(Pd)[7,9]。实际上，晚二叠世时期扬子地区暗色泥页岩十分发育，厚度一般为25～200 m，其中在昆明—贵阳—重庆—成都一带暗色泥页岩厚度较大且分布面积较广，最大厚度约200 m，厚度中心位于资阳—宜宾—泸州一带。在下扬子地区二叠系暗色泥页岩厚度也较大，最大厚度约175 m，厚度中心位于芜湖—南京—镇江—常州一带。在来宾—柳州—桂林一带也有较厚暗色泥页岩分布，最大厚度约125 m，扬子地区二叠系泥页岩在湘南—赣西一带可能也有较厚分布，推测最大厚度约175 m，推测厚度中心位于衡阳—株洲—宜春一带(图3)。此外，马永生等认为，扬子地区上二叠统泥质烃源岩的分布面积约6.93×105km2，而马力等认为，扬子地区上二叠统泥质烃源岩的分布面积达8.7×105km2[7, 9]。虽然前人在泥页岩分布面积上的预测结果不一致，但均说明扬子地区上二叠统泥页岩分布面积较广。

2.2 二叠系泥页岩地球化学特征

扬子地区局部有机碳含量低，大部分地区泥页岩处于高-过成熟阶段，并且陆源有机质缺乏，镜质体反射率、壳质组荧光参数等较难应用，常用的烃源岩生烃能力评价的方法均失去有效性。扬子地区二叠系泥页岩与美国页岩气盆地泥页岩相比，其生排烃效率相对不高，且大部分地区以Ⅲ型有机质为主，因此可以采用残余TOC作为有机碳含量的评价指标。本文采用沥青质体反射率、激光拉曼反射率等指标，通过换算成等效镜质体反射率来评价其成熟度；采用有机岩石学的方法对该区页岩干酪根类型进行评价。基于以上分析，笔者采集了扬子地区二叠系泥页岩样品34块，其中扬子地区12块，中、下扬子地区22块，分别来自四川广安华蓥灵峰剖面、四川广元长江沟剖面、湖南涟源七星街剖面、湖北恩施田凤坪剖面、浙西北长兴县青砚岭剖面、安徽巢湖平顶山剖面，为了尽量避免露头样品由于不同程度的氧化而导致有机碳含量降低，在有条件的地方尽量选取了矿洞和井下样品，对样品进行有机质丰度、成熟度、类型、岩石热解等分析，结果如表1所示。

表1 扬子地区二叠系泥页岩样品地球化学测试结果

图4 扬子地区二叠系泥页岩TOC等值线图(据文献[9]和[10]修改)Fig.4 TOC contour of Permian shale in Yangtze region (modified by references of [9] and [10])

2.2.1 有机质丰度

虽然本次研究过程中所取样品大部分为新鲜样品，如在有条件的地方选取浅钻样品或矿洞样品，但还是不可避免地采集了一些野外露头样品，风化较严重。在有机质较丰富的地区，露头样品和附近浅钻或矿洞样品的有机碳含量分析数据基本无差异，表明所取样品露头区域和浅钻或矿洞区域沉积环境差异较小，也说明地表氧化对有机碳耗损的影响较小。因此，露头样品的分析数据也能基本代表样品的真实有机碳含量，具有一定的研究价值。对采集的34块扬子地区二叠系新鲜暗色泥页岩样品进行有机质丰度评价，实验结果显示泥页岩TOC为0.84%～24.00%，平均值为5.15%，TOC大于2.0%的样品占85.29%，表明扬子地区二叠系地层有机质丰度较高(表1)。

从TOC平面分布来看，扬子地区产气泥页岩层位主要发育于二叠系的中、上部，中、上二叠统泥页岩主要分布在龙潭组、大隆组，而TOC高值区主要分布在中、上扬子地区。其中，四川盆地及其周缘TOC可高达4.0%～5.0%，在成都、重庆、达州、巴中等地均有TOC高值区存在。在湘鄂西地区TOC也较高，可达2.5%～3.5%。在下扬子地区的芜湖—南京—常州一带二叠系泥页岩TOC也较高，可达2.0%～2.5%(图4)。从分布面积来看，中二叠统泥页岩TOC≥1.0%和TOC为0.5%～1.0%的差-中等泥页岩分布面积分别为62 772 km2、252 343 km2，总体上以低丰度泥页岩为主。上二叠统泥页岩在扬子地区分布面积较中二叠统小，TOC较中二叠统高，且高TOC分布区也是泥页岩厚度较大的区域。

马永生等按TOC含量将扬子地区二叠统泥页岩分为4级并测算了各级别的面积(表2)。其中， TOC含量为1.1%～1.5%的“好”泥页岩分布面积为9.50×104km2，占总分布面积的12.87%；TOC>1.5%的“很好”泥页岩分布面积为21.93×104km2，占总分布面积的31.98%；“好”-“很好”级泥页岩的面积达30.76×104km2，占总分布面积的44.85%。可见，上二叠统暗色泥页岩也是扬子地区有利于页岩气生成的区域性层位[9]。

表2 扬子地区上二叠统暗色泥页岩的有机质丰度及分布面积(据马永生等[9])

Table 2 Organic matter abundance and distribution area of the Upper Permian dark shale in Yangtze region

烃源岩分级TOC/%分布面积/104km2占总面积比例/%差 04～0512441813中等06～1025383702好 11～159501287很好>1521933198合计692510000

2.2.2 有机质成熟度

扬子地区上二叠统泥页岩普遍处于高-过成熟阶段，在四川盆地、湘鄂西、苏北盆地及滇黔桂等地区成熟度一般都大于2.0%(表3，图5)，但也有部分地区的成熟度较低。例如，江汉盆地和十万大山盆地上二叠统泥页岩的成熟度为1.3%～2.0%，苏皖南部上二叠统泥页岩成熟度下限可低至0.8%[10]。

从Ro平面分布特征来看，扬子地区二叠系泥页岩Ro高值区分布范围较广，且有多个高值区。其中昆明—贵州—南宁一带的Ro值最高，可达4.0%～5.0%，分布范围较大。而分布于四川盆地的南充—遂宁—广安一带的泥页岩Ro也较高，可达3.0%。在湘鄂西地区，泥页岩成熟度也较高，最高可达3.0%，分布范围较局限。在下扬子地区芜湖—南京—常州一带Ro也较高，但分布范围较小，Ro最高可达3.0%。此外，位于湖南—江西—广东—福建等地二叠纪时期未被剥蚀的地区推测也可能会有Ro高值区分布，具体Ro测试结果及分布范围有待进一步研究证实。

笔者对采集的34个二叠系泥页岩样品进行激光拉曼反射率测定，并对其中5个镜质组颗粒较大的样品做镜质组反射率测定，测试结果(图6，表1)显示，成熟度最高的芜湖河参1井，等效镜质组反射率(EqRo)高达3.63%；成熟度最低的是川西北长江沟剖面，大隆组暗色泥岩实测镜质组Ro为0.6%～0.8%；浙西北长光县青砚岭剖面成熟度也比较低，EqRo为0.91%～0.95%，实测镜质组Ro为0.9%～1.0%，壳质组仍具有黄褐色荧光(图6)，说明处在主生油阶段；四川广安华容剖面EqRo为2.12%～2.28%；安徽巢湖平顶山剖面EqRo为2.42%～2.78%，9个样品EqRo平均值为2.54%。以上分析大体表明，扬子地区部分区域二叠系暗色泥页岩的成熟度较高，EqRo值为2.0%～3.0%；个别地区受局部构造的影响，成熟度较低，处在生油窗或主生气阶段。

表3 扬子地区上二叠统海相泥页岩热成熟度数据对比(据马力等[7])

图5 扬子地区上二叠统等效镜质体反射率等值线图(据文献[9]和[10]修改)Fig.5 Equivalent vitrinite reflectance contour of the Upper Permian in Yangtze region (modified by references of [9] and [10])

2.2.3 有机质类型

扬子地区二叠纪时期有机质类型受沉积环境控制，由于二叠纪时期海侵海退变化频繁，沉积差异较大，从而导致二叠纪时期泥页岩的有机质类型在不同地区存在较大的差别[11]。有些地区有机质类型较好，为Ⅱ1型，甚至Ⅰ型，有些地区以Ⅲ型和Ⅱ2型为主，因此，笔者不从平面上分析中、上二叠统泥页岩有机质类型变化特征，而仅从有机质类型较好的川西北长江沟大隆组剖面和安徽巢湖平顶山剖面的实际研究结果进行分析。

2.2.3.1 川西北长江沟上二叠统大隆组剖面

图6 四川广安上二叠统龙潭组黑色碳质页岩镜下特征(蓝光激发)(a)LF-12，发棕黄色荧光的孢子体与壳屑体；(b)QYL-1，发棕黄色荧光的孢子体Fig.6 Microscopic features of the Upper Permian dark carbonaceous shale in Guang’an, Sichuan(stimulated by blue light)

图7 四川广元长江沟剖面上二叠统大隆组样品有机质镜下特征(反射荧光)(a)发黄绿色荧光的壳屑体；(b)大量镜质组；(c)干酪根，大量镜质组与C型无定形体 Fig.7 Organic matter microscopic features of the samples from Dalong Formation of the Upper Permian in Changjianggou section, Guangyuan, Sichuan(reflected fluorescence)

川西北长江沟大隆组剖面位于川西北太行山构造带的北段。该区于晚三叠世开始抬升，大隆组烃源岩成熟度较低，发育一套灰黑色泥岩及泥质粉砂岩地层。实测EqRo为0.70%～0.80%，是目前扬子地区上二叠统成熟度最低的地区。对采自该剖面的7块泥页岩样品进行了Rock-Eval测试及有机岩石学分析(表1，图7)，结果显示上二叠统暗色泥页岩的HI为74～214 mg/g，平均值为146 mg/g；泥页岩中含有大量镜质组碎屑，少量惰性组碎屑，在反射荧光下少量壳屑体发黄绿色荧光。这表明该剖面大隆组暗色泥岩以Ⅲ型或Ⅱ2型干酪根为主。

2.2.3.2 安徽巢湖下二叠统平顶山剖面

该剖面发育下二叠统孤峰组黑色泥页岩，TOC较高，可达1.08%～7.43%，平均3.96%；且处于高-过成熟阶段。该剖面5个样品干酪根显微组分鉴定与定量分析结果表明，不同样品显微组分特征有明显的差别(表4)，Pds-1、Pds-3主要是镜质组与惰质组，基本不见微粒体与沥青，是典型的Ⅲ型干酪根。Pds-5、Pds-7除含有大量镜质组、少量惰质组外，还见有大量微粒体B，含有沥青，是典型的Ⅱ2型干酪根；Pds-9比较特别，样品中以微粒体B为主，仅含有很少量的镜质组与惰质组，为典型的Ⅱ2型干酪根(图8)。

表4 安徽巢湖下二叠统平顶山泥页岩干酪根显微组分定量与原始母质类型

Table 4 Maceral quantitative and organic matter type of kerogen samples from the Lower Permian in Pingdingshan, Chaohu, Anhui

样品编号层位岩石类型TOC/%干酪根样品显微组分/%镜质组惰质组微粒体沥青原始类型显微照片Pds-1P1泥岩274802000Ⅲ型图8(a)Pds-3P1泥岩108782200Ⅲ型图8(b)Pds-5P1页岩74353542(B)0Ⅱ2型图8(c)Pds-7P1页岩647351249(B)4Ⅱ2型图8(d)Pds-9P1页岩2062593(B)0Ⅱ2型图8(e)

3 二叠系泥页岩储集特征

3.1 泥页岩孔隙发育特征

扬子地区二叠系泥页岩中孔隙类型多样，既有粒间孔、晶间孔等原生孔隙，又发育重结晶孔、溶蚀孔、有机质孔等次生孔隙。

图8 扬子地区二叠系泥页岩干酪根样品显微照片(反射光)(a) Pds-1，镜质组与惰质组；(b) Pds-3，镜质组与惰质组；(c) Pds-5，镜质组、微粒体B、少量惰性组；(d) Pds-7，镜质组、微粒体B、少量惰性组，发现有沥青；(e) Pds-9，微粒体B、少量镜质组与惰质组Fig.8 Kerogen micrographs of Permian shale samples in Yangtze region(reflected light)

原生孔隙存在于泥页岩原始沉积的矿物基质或碎屑之间，在埋藏成岩过程中，这些孔隙由于遭受压实或次生矿物的充填而不断缩小。其中，原生晶间孔是扬子地区二叠系泥页岩中最常见的孔隙类型，主要是由于黏土矿物的堆积或定向排列在黏土矿物的板状、片状晶体及其集合体之间形成的孔隙(图9(a))。扬子地区二叠系泥页岩中的粒间孔隙多见于组成泥页岩的较大的粉砂质碎屑颗粒之间、碎屑颗粒堆积体内，以及黏土矿物骨架和碎屑颗粒之间，呈定向或半定向排列的片状、板状黏土矿物包裹有许多的球状或不规则状碎屑颗粒，使得碎屑颗粒与周围板片状黏土矿物之间形成孔隙(图9(b))。

图9 扬子地区二叠系泥页岩样品中孔隙镜下特征 (a)Pds-1，原生晶间孔；(b)Pds-8，原生粒间孔；(c)CJG-5，次生晶间孔；(d)LF-11，溶蚀孔；(e)TFP-3,有机质孔；(f)QYL-3，多种孔隙类型Fig.9 Microscopic features of pores of the Permian shale samples in Yangtze region

次生孔隙指泥页岩中包括岩石中矿物的收缩、有机质生烃、矿物重结晶以及有机酸或其他流体的溶蚀等而形成的孔隙。其中，次生晶间孔主要是由于泥页岩中自生矿物如方解石、白云石、菱铁矿、黄铁矿的生成或原生矿物的重结晶而形成的(图9(c))。溶蚀孔是指泥页岩中可溶性矿物(如长石、方解石、白云石、菱铁矿等)在具有溶蚀性的流体(如有机酸以及CO2溶于水形成的碳酸等)作用下形成的孔隙(图9(d))。而有机质孔主要是指有机质及其团块内部由于生烃作用形成的残留孔隙。有机质孔的形成与泥页岩中有机质的含量及热演化程度密切相关。高丰度泥页岩在成熟度较高时，经历大量生烃的热演化过程，有机质孔可大量发育(图9(e))。

3.2 泥页岩裂缝发育特征

扬子地区二叠系泥页岩储层中的微裂缝按其成因可分为成岩裂缝和构造裂缝，成岩裂缝主要是泥页岩在成岩过程中由于岩石中黏土矿物脱水收缩、有机质生烃体积缩小、片状或板状矿物定向排列等作用形成的，构造缝则主要是泥页岩受外力作用发生破裂形成的。

成岩裂缝的形成一般与泥页岩原始碎屑物质的堆积、矿物的成岩演化、有机质的生烃作用等密切相关。在扬子地区二叠系泥页岩中的成岩裂缝主要包括原生层间缝或页理缝、矿物收缩缝、有机质收缩缝、溶蚀缝等。原生层间缝或页理缝是碎屑物质的非均一性及板片状颗粒或矿物的定向排列而形成，其与泥页岩原始碎屑物质、岩石结构、沉积构造密切相关(图10(a))。矿物收缩缝是黏土矿物在成岩演化过程中转化、脱水、体积缩小等因素而形成的，其多发育于黏土矿物内部或边缘(图10(b))。有机质收缩缝则是由于有机质在生烃过程中体积缩小而形成，它与有机质密切相关，多形成于有机质与矿物基质边界附近(图10(c))。溶蚀缝则是有机酸或碳酸等溶蚀性流体对可溶性矿物的溶蚀而成，溶蚀缝多沿泥页岩内部先存脆弱面或裂隙发育，与可溶矿物条带密切相关(图10(d))。

构造缝的形成主要受控于泥页岩所受的外力方向及其内部脆弱面的发育情况。与成岩缝相比，通常构造缝延伸距离较远，规模相对较大。在扬子地区二叠系泥页岩中则主要发育层间裂缝或节理缝、构造裂缝。层间裂缝或节理缝主要是由于纹层、页理等脆弱带受到一定的外力发生破裂而产生，其方向和长度受原始矿物组成、岩石结构、构造控制，相对较连续，延伸较远(图10(e))。构造裂缝是泥页岩在构造应力下发生破裂而产生，它不受原始沉积结构和构造控制，通常穿层、错断纹层或页理，较平直，部分被充填(图10(f))。

总体上，扬子地区二叠系泥页岩内部微孔隙、微裂隙均发育，具有孔隙-裂缝“双重孔隙结构”。其中，微孔隙主要为原生的晶间孔、粒间孔和次生的晶间孔、溶蚀孔、有机质孔；微裂缝主要为原生层间缝、页理缝、矿物或有机质收缩缝、溶蚀缝、层间裂缝和节理缝。孔隙主要为岩石内部天然气的赋存提供有效储集空间，裂缝则成为沟通孔隙空间、构建储集网络的关键，为天然气在泥页岩内部的扩散渗流和富集提供有利的通道。

图10 扬子地区二叠系泥页岩中裂缝发育特征 (a)CJG-1，页理缝；(b)TFP-2，矿物收缩缝；(c)QXJ-2，有机质收缩缝；(d)PDS-2，溶蚀缝；(e)CJG-2，层间裂缝或节理缝；(f)LF-11，构造裂缝Fig.10 Crack characteristics of Permian shale samples in Yangtze region

3.3 泥页岩矿物特征与脆性分析

页岩储层中的矿物成分及含量会影响其吸附能力和压裂性能，脆性矿物与黏土矿物的含量及相对比例会影响页岩气压裂和开采效果，泥页岩的矿物特征与脆性指数是影响页岩气赋存和压裂开采的关键地质因素[12-13]。扬子地区二叠系20个泥页岩XRD实验测试结果表明，该区泥页岩中含有石英、长石、方解石、白云石、黏土矿物及其他矿物(表5)。在以上矿物中，石英含量为9.4%～67.4%，部分样品也含有长石但含量较少。黏土矿物主要是伊利石、绿泥石、高岭石，其含量分别为10.7%～40.6%、1.5%～14.2%、1.0%～37.8%，显示各种黏土矿物成分含量变化较大。样品中含有较高含量的其他矿物，主要是黄铁矿及黏土矿物风化的产物。仅有一个新鲜矿井样品不含这些次生矿物，说明这些次生矿物形成于风化作用。

北美地区页岩的脆性指数一般以石英含量与石英、黏土矿物及方解石矿物组成的总和之比来计算，而我国学者认为泥页岩中石英、长石、方解石、白云石等都应当作脆性矿物，脆性指数应以石英、长石、方解石、白云石含量之和与脆性矿物、黏土矿物总量之比来计算[12-13]。具备商业开发条件的页岩其脆性矿物含量一般高于40%，黏土矿物含量小于30%[14-15]。由表5可知，二叠系20个泥页岩样品脆性指数1和脆性指数2分别为8.8%～67.4%、9.4%～74.4%，平均值分别为34.4%、46.9%，表明扬子地区二叠系页岩脆性指数较高，整体上具有良好的脆性和可压裂性，有利于页岩气储层的压裂改造。

4 二叠系泥页岩含气性能

在温度为60 ℃、湿度为1.35%～2.47%、甲烷浓度为99.99%的实验条件下对泥页岩样品进行等温吸附实验，选定10.78 MPa(约相当埋深大于1 000 m)作为地层平均压力，选取扬子地区二叠系页岩野外样品和井下岩心样品的全岩和干酪根进行等温吸附实验，探讨该区页岩气的含气性能。结果表明，扬子地区二叠系页岩全岩样品和干酪根样品甲烷吸附量较高，最大甲烷吸附量分别为2.0～4.3 cm3/g、3.5～5.3 cm3/g，平均值分别为2.75 cm3/g、4.25 cm3/g，显示扬子地区二叠系泥页岩全岩和有机质干酪根对甲烷具有较强的吸附能力(图11)。

泥页岩的含气量受其地球化学条件、矿物组成、孔隙裂缝发育程度、压力、温度、湿度等因素的共同影响。泥页岩TOC含量越高，微裂缝及孔隙越发育，黏土矿物含量越高，则孔隙表面对气态烃的吸附能力越强，泥页岩吸附含气量也随之增加[16-18]。因此，扬子地区二叠系泥页岩的地球化学条件、矿物组成及含量、孔隙裂缝发育、压力、温度、湿度等因素匹配良好的地区则泥页岩含气性能较好。

5 有利区域预测

扬子地区二叠系泥页岩具有分布面积广、厚度大、有机碳含量高、成熟度高(已裂解或热解成气)、孔隙及裂缝发育、含气量大等特征。而美国页岩气的成功勘探开发表明，页岩气产出最好的地区必须是有机碳含量高、厚度大、具有适当的热成熟度、埋深、孔隙及裂缝发育以及湿度、温度、压力等条件匹配良好的区域[19-20]。鉴于目前研究区可供研究的资料较少，基于前文对研究区二叠系泥页岩厚度分布、有机质丰度、有机质成熟度、孔隙裂缝发育特征、含气性能等指标，采用综合信息叠合法，结合对页岩气聚集机理、聚集条件和研究区黑色页岩特征的研究，参考美国页岩气勘探开发经验，对扬子地区二叠系页岩气发育有利区域进行了预测。有利区优选标准为：单层有效页岩厚度不小于10 m，或泥地比大于60%，单层厚度大于5 m，且连续厚度不小于30 m，TOC不小于1.5%，成熟度大于1.3%，含气量不小于0.5 m3/t，地形高差较小且具有中等-好的保存条件的区域是页岩气分布有利区[21-23]。该有利区优选标准是大量野外地质调查、基础研究、实验测试分析及评价实践中总结的，适合目前我国页岩气勘探开发实际情况，以此为基础，优选出3个主要的页岩发育有利区(图12)。

表5 扬子地区二叠系泥页岩样品矿物组成与相对含量及脆性指数

注：“*”其他矿物包括微量黄铁矿、石膏、菱沸石及风化次生矿物蒙脱石、黄钾铁矾、四水白铁矾等。

图11 扬子地区二叠系泥页岩全岩及干酪根样品等温吸附实验((a)全岩样品；(b)干酪根样品)Fig.11 Isothermal adsorption curves of whole rock and kerogen of Permian shale samples in Yangtze region

图12 扬子地区二叠系页岩气有利区预测图Fig.12 Forecasting result of favorable areas of Permian Formation in Yangtze region

(1)成都—宜宾—泸州—重庆—广安地区。该区为四川盆地开阔台地和潮坪-潟湖相沉积环境，黑色页岩厚度为30～200 m，表现为由北至南厚度增大的趋势。该区大部分地区的有机碳含量高于1.5%，在重庆、成都、广安一带超过4.0%，成熟度均超过1.3%，大部分地区超过2.0%，达到高-过成熟阶段，具备生成热解气和裂解气的能力，同时高有机碳含量预示着可以保存以前生成的天然气。

(2)芜湖—南京—镇江地区。该区为苏北盆地陆棚相及三角洲-开阔台地相沉积，在南京、镇江一带黑色页岩厚度为50～150 m，且在镇江地区达到最大。该区大部分地区有机碳含量超过1.5%，成熟度普遍大于2.0%，达到过成熟阶段，虽失去生气能力，但由于其高有机碳含量和良好的含气性能，也能在条件适合的区域保存大量天然气资源。

(3)张家界—宜昌—常德—石首地区。该区为开阔台地陆棚相沉积，泥页岩厚度最大可达50 m。该区大部分地区有机碳含量超过2.5%，成熟度处于中-高成熟阶段，处于生气高峰时期。

6 结 论

(1)扬子地区二叠系泥页岩具有厚度大、有机碳含量高、成熟度高、含气量高等特征，具有形成页岩气藏的良好气源条件。

(2)扬子地区二叠系泥页岩中孔隙类型多样，既有粒间孔、晶间孔等原生孔隙，又发育重结晶孔、溶蚀孔、有机质孔等次生孔隙。此外，二叠系泥页岩中微裂缝发育，主要发育有原生层间缝或页理缝、矿物收缩缝、有机质收缩缝、溶蚀缝等成岩缝和层间裂缝或节理缝、构造裂缝等构造缝。

(3)扬子地区二叠系泥页岩中含有石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物，还含有伊利石、绿泥石、高岭石等黏土矿物及其他矿物，页岩脆性指数1和脆性指数2分别为8.8%～67.4%、9.4%～74.4%，平均值分别为34.43%、46.9%，脆性指数较大，压裂性能较好。该区二叠系页岩全岩样品最大甲烷和干酪根样品吸附气量变化范围较大，页岩全岩样品和干酪根样品吸附气量分别为2.0～4.3 cm3/g、3.5～5.3 cm3/g，平均值分别为2.75 cm3/g、4.25 cm3/g，表明该区二叠系泥页岩吸附性能较强。

(4)扬子地区二叠系页岩气发育有利区域预测结果显示，研究区主要存在成都—宜宾—泸州—重庆—广安、芜湖—南京—镇江、张家界—宜昌—常德—石首3个有利区。

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Research on Shale Gas Occurrence Geological Condition of Permian in Yangtze Region

XU Liangwei1,2, LIU Luofu1,2, LIU Zufa3, MENG Zhaoping4, CHEN Xiaowei1,2

(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, China;2.BasinandReservoirResearchCenter,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;3.SchoolofGeographyandPlanning,SunYat-senUniversity,Guangzhou,Guangdong510275,China;4.CollegeofGeosciencesandSurveyingEngineering，ChinaUniversityofMiningandTechnology(Beijing),Beijing100083,China)

Niutitang Formation in the Lower Cambrian,Wufeng Formation in the Upper Ordovician and Longmaxi Formation in the Lower Silurian,and Dalong Formation in the Upper Permian of Paleozoic in Yangtze region are the main shale gas exploration formations in China.The research on the two formations in the Lower Paleozoic is more,but the research on the Permian is rather less.Combining the previous study results,geochemistry tests,XRD analysis,scanning electron microscope,isothermal adsorption and other experimental method are used to analysis the hydrocarbon generation conditions,reservoir characteristics and gas properties of the Permian shale.The results indicate that the Permian shale exists several thickness centers with the biggest thickness ranging from 175 meters to 200 m eters;the organic matter abundance is much higher in Sichuan Basin and its peripheral regions;the value of TOC is 4.0%-5.0%; the main type of organic matter isⅡ2;the maturity of whole Yangtze area is high and the value ofRois from 3.0% to 5.0%.The primary pores such as primary intercrystalline pore,intergranular pore, and the secondary pores such as secondary intercrystalline pore,dissolution pore,organic pore are widely spreaded in the Permian shale.In addition,it develops diagenetic gaps such as primary interlayer fissure,lamellation fissure,mineral shrinkage fissure,organic shrinkage fissure,dissolution fissure,and tectonic gaps such as interlayer fissure,joint fissure,and tectonic fissure.The mineral analysis indicates that the index 1 and index 2 of brittleness are 8.8%-67.4% and 9.4%-74.4% with average value of 34.43% and 46.9%,respectively.It is revealed that the brittleness of the Permian shale is high and beneficial for fracturing exploitation of shale gas.The isothermal adsorption experiment shows that the adsorbed gas content of whole rock and kerogen are 2.0-4.3 cm3/g and 3.5-5.3 cm3/g with average value of 2.75 cm3/g and 4.25 cm3/g,respectively, indicating that the methane adsorption capacity of the Permian shale is strong.The favorable area of shale gas development in the study area is forecasted as follows,Chengdu-Yibin-Luzhou-Chongqing-Guang’an,Wuhu-Nanjing-Zhenjiang and Zhangjiajie-Yichang-Changde-Shishou areas.

hydrocarbon generation condition; pore type; crack characteristic; brittleness index

2016-05-06；改回日期：2016-10-20；责任编辑：潘令枝。

“十二五”国家科技重大专项“页岩气勘探开发关键技术”(2011ZX05003)；国家重点基础研究计划项目子课题(2012CB214705-02)；国家科技重大专项(2011ZX05008-002-41)。

徐良伟，男，博士研究生，1986年出生，地质学专业，主要从事非常规油气地质相关研究。

Email:xlwcumtbcupb@163.com。

刘洛夫，男，教授，博士生导师，1958年出生，地球化学专业，主要从事油气地球化学、沉积学、储层地质学和石油地质学的教学和科研工作。Email: liulf@cup.edu.cn。

P618.12;TE132.2

A

1000-8527(2016)06-1376-14