下扬子苏皖南地区上二叠统页岩油气地质条件研究
2019-04-28宋腾陈科林拓李浩涵孟凡洋
宋腾, 陈科, 林拓, 李浩涵, 孟凡洋
(中国地质调查局油气资源调查中心,北京 100083)
0 引言
下扬子地区的油气勘探已经历了半个多世纪的历程,在早期普查阶段就发现众多油苗和油气显示,在三叠系、寒武系和志留系均获得油气发现,并在苏南黄桥、句容地区二叠系和三叠系海相地层获得工业油气流,显示了良好油气勘探前景[1]。中国页岩气勘探在早期阶段即优选了皖南宣城地区下寒武统泥页岩,部署实施了宣页1井等探井,但由于热演化程度和保存条件等问题,含气性显示较差[2-3]。中国地质调查局2014年和2016年在皖南宣城泾县、宁国等地区针对上二叠统部署实施的探井均获得了良好油气显示。调查结果表明,苏皖南地区上二叠统泥页岩分布面积大、有机质含量高、资源潜力大,有必要对该层系进行系统梳理,为下一步页岩油气勘探奠定基础。本文系统收集了下扬子苏皖南地区上二叠统泥页岩地质资料和测试分析数据,研究了页岩油气形成的物质基础和保存条件等成藏地质特征,分析了当前调查中发现的问题,并指出进一步调查的方向。
1 区域地质背景
下扬子地区位于扬子板块东北缘,周边以连—黄断裂、团—麻断裂、郯庐断裂、江绍断裂和赣江大断裂等为界,在九江与中扬子区相连,陆上区域包括苏、皖、沪、浙、赣等地[4](图1)。苏皖南地区位于下扬子最南端,行政区域包括宣城市、芜湖市等地,面积约3.6×104km2。构造上横跨沿江坳陷和皖南—苏南坳陷,西北侧为郯庐断裂和滁河断裂,东南侧为江南断裂和江南隆起,发育宣城、南陵、无为、句容、望江、潜山等NE向延伸的中、新生代陆相断陷盆地,下伏的中、古生界海相沉积是下扬子边缘海盆地沉积的一部分,经历了多期次构造运动的叠加改造和地史时期沉积环境的变迁[5-7]。整个苏皖南地区地质条件及构造背景基本相似,可以作为统一整体进行研究[8]。
图1 苏皖南地区区域地质简图
下扬子地区在三叠纪之前一直作为相对统一的海相沉积盆地,表现为震旦纪至早—中志留世为海相沉积,晚泥盆世至二叠纪为海相沉积到海陆交互相沉积的过渡期[9]。苏皖南地区在茅口组沉积末期受东吴运动的影响,发生了大规模海退。吴家坪组沉积初期海水重新侵入,该地区沦为广阔的滨浅海或滨海沼泽环境,沉积了一套龙潭组含煤碎屑岩; 长兴期沉积期再一次发生大规模海侵,发育大隆组深水盆地相[10]。晚三叠世至早白垩世,下扬子地区中—古生界经历了印支—燕山运动的强烈挤压改造和压性盆地叠加,地层发生大规模的逆冲、褶皱,奠定了下扬子区海相中—古生界构造样式的基础。印支—燕山运动对下扬子地区海相原型盆地施加了强度较大的构造改造,对页岩油气的保存条件具有较大影响。
2 页岩空间展布特征
2.1 垂向展布特征
研究区内上二叠统泥页岩出露面积不大,整体呈NE—SW向条带状分布。现以皖南泾县昌桥二叠系实测剖面说明垂向发育情况(图2)。
昌桥剖面上二叠统发育完整,龙潭组(P3l)为一套海陆交互相含煤碎屑岩沉积,实测剖面真厚度177.74 m,根据岩性可分为3段: 下段主要发育粉砂质泥页岩、粉砂岩,有机碳含量整体不高; 中段发育数层细砂岩,局部夹黑色碳质页岩,为良好储集层段; 上段主要发育灰黑—黑色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩,夹数层煤层、煤线,泥页岩连续发育厚度约76.7 m(包含煤层),总有机碳(TOC,total organic carbon)含量极高,均大于4%,高值可达12%以上。龙潭组在苏皖南地区泥地比普遍较高,比值多大于0.6,高值区可达0.8以上,为上二叠统暗色泥页岩的主要发育层位。大隆组(P3d)为一套浅海台地硅质岩相沉积,实测厚度61.35 m,根据岩性可分为2段: 下段为硅质页岩夹薄层含碳泥岩,页理、微裂隙发育,有机碳含量稍低; 上段以灰黑—黑色含碳页岩为主,页理发育,厚度约20 m,有机碳含量可达4%以上。昌桥剖面上二叠统泥页岩厚度共计约110 m(包含煤层),有利泥页岩段位于龙潭组上段和大隆组上段。
图2 皖南泾县昌桥二叠系剖面柱状图
2.2 平面展布特征
根据露头剖面和钻孔资料编制了区域上二叠统泥页岩厚度分布图(图3)。上二叠统泥岩在区域上总体由南西向北东方向增厚,3个沉积中心均位于中—东部,分别是宣城—南陵—泾县地区、长兴—湖州—常熟地区、常州—无锡地区,泥页岩厚度均在80 m以上; 沉积中心之间的无锡—溧阳—溧水—芜湖一带,泥页岩厚度40~60 m; 西南部的安庆—无为—马鞍山—句容一线,泥页岩厚度多小于40 m。在池州—泾县—宁国—广德—湖州一线以南被剥蚀,岩浆岩发育。埋深总体上由南向北逐渐增大,在南部见地层出露。
图3 苏皖南地区上二叠统泥页岩厚度分布
3 有机地球化学特征
3.1 有机质类型及丰度
测试结果表明,苏皖南地区上二叠统有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主,部分为Ⅱ1型。如泾县昌桥大隆组黑色硅质页岩干酪根显微组分以壳质组(腐殖无定形体78%)为主,镜质组(无结构镜质体17%)和惰质组(丝质体5%)为辅,为Ⅱ2型干酪根; 长页1井二叠系龙潭组泥页岩干酪根碳同位素值分布在22.07‰~26.17‰,平均值23.47‰,以Ⅲ型为主; 泾页1井龙潭组泥页岩显微组分以壳质组为主(86%~92%),其次为腐泥组(5%~12%)和镜质组(2%~3%),主要为Ⅱ1型干酪根。
苏皖南地区上二叠统的有机碳含量整体较高(表1)。从实测和搜集数据来看,龙潭组页岩TOC含量均值普遍高于2%,最高可达15%以上; 大隆组普遍高于3%,最高可达9%以上。TOC含量均远高于2%的有效页岩下限,属好—特好烃源岩。
表1 苏皖南地区上二叠统有机碳含量数据统计
3.2 有机质成熟度
从目前的勘探实践来看,泥页岩有机质成熟度与其含油气丰度有着密切关系。成熟度适中(2%~3%)有利于形成生烃高峰与有机孔隙大量发育的耦合,易于形成页岩油气富集[18]; 而过高的成熟度会导致有机质发生炭化,有机孔隙大量衰减[19],油气会也由于长期演化而扩散。苏皖南地区上二叠统有机质成熟度差异较大,从过成熟—未成熟均有分布,总体上存在“中间低、两边高”的特点(图4)。高值区域主要分布在南京—巢湖—铜陵—池州—安庆一线、沙洲—无锡地区及浙北的安吉—湖州地区,均值都超过2%,局部可达4%以上,处于高—过成熟阶段,部分地区的高值可能与岩浆烘烤作用有关[13]。中部广大地区Ro值在1.3%~2.0%,热演化程度中等,为页岩油气富集有利区域,部分地区可能存在油、气共存状态,如宁国市附近的港地1井,大隆组泥页岩成熟度范围为1.08%~1.32%,均值为1.21%,处于“油气共生”的中等成熟阶段,钻井油气显示较好,获得了“上油下气”新发现[20]。在北部的镇江—丹阳及南部的广德—长兴一线,演化程度较低,普遍低于1.3%,处于低成熟阶段。
图4 苏皖南地区上二叠统镜质体反射率(Ro)分布
4 页岩储集特征
4.1 矿物成分特征
广德清元岭村、长兴金村、泾县昌桥、长页1井等剖面和钻井样品实验结果分析表明,苏皖南地区上二叠统泥页岩矿物成分以石英和黏土矿物为主。黏土矿物含量最高(28%~94.1%),石英含量次之(17.2%~49.3%,平均30.4%)。黏土矿物主要以伊利石、伊/蒙间层和高岭石为主,含有少量绿泥石。其中伊/蒙间层含量12.4%~94.0%,平均43.4%; 伊利石含量为7%~88%,平均23.0%; 高岭石含量为2.0%~45.0%,平均24.1%; 绿泥石含量为4.0%~26.0%,平均9.56%。
4.2 储集物性特征
扫描电镜观察发现,区内上二叠统泥页岩微孔隙发育,主要为有机质孔、矿物质孔(包括黏土矿物孔、颗粒矿物粒间孔和粒内/晶间孔)、次生孔/缝3类(图5)。
(a) 湾沚镇二叠系龙潭组泥岩有机质孔 (b) 金村龙潭组泥岩黏土矿物孔 (c) 无为龙潭组泥岩矿物粒间孔
(d) 黄山龙潭组钙质泥岩粒内孔 (e) 茅山龙潭组碳质泥岩晶间孔 (f) 铜陵龙潭组碳质泥岩微裂缝
图5 苏皖南地区龙潭组泥页岩孔隙类型
Fig.5 Pore types of Longtan Formation shale in southern Jiangsu-Anhui Province
应用气体吸附等温线法测量的微孔分布特征结果显示,区内昌桥上二叠统剖面样品比表面积范围为12.04~18.60 m2/g(图6(a)),经过软件拟合和数据计算,得到N2吸附孔隙体积为1.47~3.50 cm3/100 g,孔径主要集中在2 nm左右(图6(b))。与北美西加拿大沉积盆地泥盆系—密西西比系泥页岩数据相似,说明研究区上二叠统泥页岩具有较好的吸附能力[13]。泾页1井上二叠统岩心测试数据与剖面极为相似,结果显示孔隙以微小孔为主。页岩比表面积在3.69~9.02 m2/g,平均为5.44 m2/g; N2吸附孔隙体积介于0.32~1.32 cm3/100 g,平均为1.23 cm3/100 g; BJH(一种孔径分布计算方法,全称为Barrett-Joyner-Halenda法)孔径介于4.062~4.073 nm。
(a) BJH吸附累积孔隙面积 (b) BJH吸附dV/dD孔隙体积
图6 昌桥剖面二叠系黑色碳质泥岩典型样品等温吸附孔隙测试结果
Fig.6 Pore test results of Permian carbonaceous mudstone by isothermal adsorption in Changqiao section
5 含气性显示
研究区内多口页岩气探井获得了良好油气显示。其中芜湖地区徽页1井在二叠系气测显示活跃,气样组分以甲烷为主,高达93.11%。岩心含气量一般为1.4~1.6 m3/t,含气量显示较好; 岩心微裂缝发育,浸水试验有气泡溢出。泾页1井在龙潭组气测显示活跃,全烃值最高可达10%以上; 龙潭组岩心现场解析气量0.01~9.33 m3/t,平均为1.75 m3/t(12个样品); 大隆组岩心现场解析气量0.26~1.07 m3/t,平均值约为0.65 m3/t(3个样品),成分均以甲烷为主,点火可燃; 港地1井在上二叠统获得了“上油下气”式油气显示,气测显示活跃,大隆组全烃值20%~40%,最高约75.1%; 在大隆组发现页岩油和页岩气显示,含油层厚约30 m,页岩气层厚约70 m,岩心现场解析气量0.5~1.2 m3/t; 在龙潭组发现煤层气和致密砂岩气显示,含煤层气层厚0.7 m,现场解析气量7.49 m3/t,含致密砂岩气层厚6.4 m,现场解析气量0.49 m3/t[20]。
6 讨论
6.1 不利因素探讨
页岩油气是一种自生自储的非常规天然气藏,集烃源岩、储层和盖层等关键的成藏要素于同一套页岩层。页岩气物质基础包括岩性、厚度、有机碳含量、热成熟度、矿物组成等,直接影响并控制着页岩的含气量[19]。从物质基础的几项评价指标来看,苏皖南地区上二叠统页岩油气地质条件整体较好: 岩性以暗色含碳/碳质泥页岩为主,含硅质、粉砂质并夹有煤层,具有良好的自生自储条件; 泥页岩厚度高值区面积大,且有机碳含量高,生烃条件较好; 页岩物性特征良好,具有较好的孔隙特征和吸附能力,矿物成分对后期开发有利。
但在调查中也发现,苏皖南地区上二叠统泥页岩存在有机质成熟度差异大的特点。外围地区成熟度普遍较高,甚至受到岩浆活动影响,而部分地区有机质还处于低成熟阶段。成熟度演化的差异与页岩的构造演化有着直接关系,反映出不同地区的页岩沉积埋藏史、生排烃史、最大生气时间等不尽相同,从而具有不同的页岩油气的保存和富集条件。另外,由于苏皖南地区构造活动复杂,构造不均一性较强,也会导致页岩的埋藏史、热演化史、现今埋深和保存条件等特征变化较大,温泉活动、地层水水型、地下水循环深度等能在一定程度上反映页岩油气的保存条件。
6.2 保存条件探讨
随着我国页岩油气调查的深入,油气保存条件备受关注。目前对保存条件的评价集中在构造样式与演化、盖层、地层水、压力等方面[19]。调查和研究结果表明,苏皖南地区根据多期构造叠合与改造特征,可分为“印支期基底拆离C带+喜山期坳陷带叠合区”“印支期基底拆离C带+喜山期隆起带叠合区”2种类型,其中前者保存条件较好。区域上主要发育2套盖层。其中三叠系发育青龙组膏岩层厚度约50 m,在部分地区存在厚度高值区; 白垩系发育浦口组泥岩,厚度约300 m。2套地层均具有一定的封盖能力,对下伏上二叠统页岩油气的保存具有直接作用。区内各钻井不同层位的矿化度与水型均不相同,存在CaCl2、Na2SO4、NaHCO3等多种水型,反映本区整体水化学环境遭受过破坏改造。部分地区地层水总矿化度较低,反映与地表或地下潜水发生过沟通作用。研究区南部自中生代以来,岩浆、火山作用十分显著,对有机质的热演化产生较大影响,部分地区由于受到岩浆烘烤作用,烃类保存较为有限。地表温泉活动多,说明大气水下渗深度大,可能导致深部与地表的沟通,不利于页岩油气的保存。因此本地区需要开展页岩油气保存条件的精细评估和调查工作,寻找保存条件较好的地区寻求突破。
7 结论
(1)苏皖南地区在上二叠统发育龙潭组海陆交互含煤碎屑岩相沉积; 大隆组为浅海台地硅质岩相沉积,主要为暗色泥页岩、黑色碳质、硅质页岩,厚度20~100 m,有利区超过80 m; 有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主,丰度高,具有良好的页岩油气物质条件; 矿物含量和储集特征均有利于后期开发。
(2)苏皖南地区上二叠统页岩热演化差异大,成熟度影响了烃类的赋存状态,在演化程度适宜的部分地区存在页岩油气共同富集状态。成熟度差异反映构造演化差异,并反映油气保存和富集条件。应开展埋藏演化史研究,在有利地区寻求突破。
(3)区内发育2套区域盖层,整体封盖条件较好。但受构造条件、岩浆活动等影响,部分地区保存条件变差,水文地质条件和地热温泉条件反映了这一现象。应在页岩物质基础良好和热演化适中地区开展保存条件精细评价,圈定页岩油气有利区。