老黑山盆地下白垩统穆棱组煤与油页岩共生特征与品质差异

2019-12-24徐银波王君贤刘招君孟庆涛张家强

中国煤炭地质 2019年10期

徐银波，王君贤，刘招君，孟庆涛，宋宇，张家强，李锋

(1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083； 2.中国地质调查局非常规油气地质重点实验室，北京 100083；3.吉林大学地球科学学院，长春 130061； 4.吉林省油页岩及共生能源矿产重点实验室，长春 130061；5.中国地质大学资源学院，武汉 430074)

0 引言

随着社会经济发展对能源的需求不断攀升，对油页岩等非常规油气资源的勘探力度逐年加大，特别是针对与煤炭共伴生的油页岩资源，在协同开采时往往具有较高的经济效益。煤与油页岩共伴生组合在我国盆地中分布广泛，如依兰盆地、抚顺盆地、桦甸盆地、梅河盆地、黄县盆地等[1-3]，盆地中油页岩与煤炭共生发育，二者共生关系为渐变接触或互层沉积，且与煤互层的油页岩往往具有较高的品质。以往对盆地中油页岩与煤炭的研究多集中在二者共生组合方式及层序地层格架特征[1,4-5]，对两者沉积环境不同而导致的含油率、工业品质等差异尚无系统研究。本文以发育典型油页岩与煤共生组合的黑龙江老黑山盆地下白垩统为例，研究不同沉积环境下油页岩和煤含油率、工业品质特征差异，为煤与油页岩共生资源的协同开发利用提供理论依据。

1 研究区概况

1.1 构造特征

老黑山盆地位于黑龙江省东宁县境内，盆地西起西崴子-老黑山镇，东至暖泉河林场-白刀子山，南起三尖砬子林场，北至水曲柳沟。盆地为北西-南东向展布，呈近似三角形，北西-南东长约34km，南西-北东宽约31km，面积约为400km2。大地构造位置位于敦化-密山断裂以南，佳伊-牡丹江断裂以东的兴凯地块之上，为中生代坳陷型聚煤和油页岩盆地[6]。盆地形态和构造样式受北西向的煤窑山-九佛沟断裂和北北东向的六道崴子-十八盘山断裂控制(图1)。

图1 老黑山盆地地质概况图(据参考文献[4])Figure 1 Geological sketch map of Laoheishan Basin(after reference [4])

1.2 地层特征

老黑山盆地地层可划分为基底和沉积盖层两套岩系。老黑山盆地基底包括二叠系下柯岛组(P1x)、上柯岛组(P1s)、亮子川组(P1l)、三叠系南村组(T3n)、罗圈站组(T3l)和松鼠山组(T3s)。上覆盖层与基底为不整合接触，分别是：白垩系穆棱组(K1m)、东山组(K1ds)，古近系船底山组(βN2ch)，及第四系 (图1)。

研究区穆棱组(K1ml)发育煤和油页岩共生组合，宁油页1井揭露厚度为337.81 m，与上覆东山组为平行不整合接触，展布于老黑山镇-黑瞎子沟一线，出露面积约67km2。穆棱组可进一步划分为下部砾岩段和上部含煤段，其中下部砾岩段主要为灰白色砾岩、含砾砂岩、粗砂岩、煤线及泥岩；上部含煤段主要为灰色、灰白色砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、煤和油页岩，局部见砾岩。

2 老黑山盆地白垩系沉积—层序特征

2.1 主要沉积相发育特征

前人已对老黑山盆地穆棱组沉积特征进行过研究[7-8]，本次沉积相分析在参考前人研究成果的基础之上，结合本区岩心及露头资料，认为研究区穆棱组主要存在三种沉积相(图2)：

①冲积扇相。主要分布在穆棱组底部，主体岩性为杂色复成分砾岩夹少量细砂岩，砾石磨圆和分选较差，呈棱角状和此棱角状，砾石成分主要为源于盆地周缘基底的花岗岩、安山岩、流纹岩及凝灰岩等中酸性火成岩。发育块状层理和槽状交错层理。

②扇三角洲相。为研究区穆棱组主要发育沉积相，可划分三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲亚相，前三角洲亚相与湖泊相不易区分，并入湖泊相中讨论。根据宁油页1井岩心观察与测井曲线分析，将三角洲平原亚相进一步划分为水上分流河道，水上分流河道间及河道间沼泽微相。水上分流河道岩石主要由灰白色含砾中粗砂岩及细砂岩组成，水上分流河道间微相主要由灰绿色、灰-灰白色粉砂岩和粉砂质泥岩组成，含少量细砂岩。河道间沼泽微相为灰色粉砂岩、薄层细砂岩并夹薄煤层。

③湖泊相。主要分布在穆棱组上部含煤段，分布较广，岩性主要由灰白色中细砂岩和粉砂岩组成，发育波状层理、脉状层理和交错层理等。在湖沼亚相中主要发育煤、碳质泥岩和少量油页岩。含煤段湖泊沉积从整体上看，未见大段暗色泥岩和油页岩，发育湖泊相沉积以浅湖亚相为主，油页岩发育在浅湖环境，煤发育在沼泽环境中，二者互层沉积。

2.2 老黑山层序地层特征

穆棱组可划分为1个二级层序和4个三级层序[7-8]，其中二级层序底界面为上三叠统罗圈站组，顶界面为古近系船底山组，顶底界面均为不整合面，穆棱组内三级层序的界面为整合接触(图2)，由下至上各三级层序特征如下：

① 层序I发育于穆棱组砾岩段及含煤段下部，为盆地的初始沉降阶段，该时期低水位体系(LST)域直接沉积在盆地基底之上，盆地边缘发育以砾岩、含砾砂岩和粉砂岩为主的冲积扇扇根沉积，向盆地内逐渐过渡为冲积扇扇中沉积；水进体系域(TST)时期，盆地边缘发育以含砾砂岩、中粗砂岩及粉砂岩为主的扇三角洲平原，向盆地内部过渡为扇三角洲前缘沉积，随着持续水进，盆地滨浅湖范围扩大，至高水位体系域(HST)，盆地滨浅湖沉积范围达到最大，并有薄煤层和油页岩层出现。水退体系域(RST)湖盆萎缩，扇三角洲范围增大。

② 层序II阶段盆地发育扇三角洲—滨浅湖沉积，该时期层序发育特点与层序I相似，二者都未发育厚层煤和油页岩沉积。

③层序III发育在含煤段中上部，层序内TST和HST多发育浅湖及湖沼沉积，沉积多层煤和油页岩，是穆棱组煤和油页岩主要发育时期。根据老黑山盆地中部宁油页1井钻井揭露，穆棱组上部含煤段共发育8层油页岩，厚度介于0.11～1.01 m，单层厚度较薄，累计厚度达2.2 m，发育12层煤，厚度介于0.02～1.17m，累计厚度达5.4 m，其中发育三层可采煤层。共四层油页岩与煤层直接接触，二者互为顶底板，或油页岩为煤层夹层(图2)。

图2 老黑山盆地宁油页1井沉积—层序综合柱状图Figure 2 Laoheishan Basin oil shale well Ning No.1comprehensive sedimentation-sequence column

④层序Ⅳ发育在含煤段上部，顶界面为穆棱组与东山组的不整合面，盆地边缘受剥蚀作用仅发育LST和TST两个体系域，盆中四个体系域发育较完整，该时期由于物源区扩大和碎屑物的大量供给导致老黑山盆地在层序层序Ⅳ时期进入快速萎缩阶段，湖盆面积缩小，总体上地层厚度呈现出由中心向边缘逐渐减薄的趋势。

据此老黑山盆地穆棱组煤和油页岩沉积主要发育在含煤段中上部的层序Ⅲ时期，并以TST和HST为煤和油页岩的主要发育时期。

3 煤与油页岩品质特征

3.1 油页岩与煤划分标准

煤炭资源作为生产和生活中重要燃料和原料，其分类方法趋于完善。根据煤成因进行分类可分为腐植煤、腐泥腐植煤、腐植腐泥煤和腐泥煤四种类型。与煤炭相比，油页岩大规模开发利用较晚，其分类尚无国际标准。刘招君等(2009)在前人研究基础上，提出“油页岩(又称油母页岩)是一种高灰分的固体可燃有机沉积岩，低温干馏可获得油页岩油，含油率大于3.5%，有机质含量较高，主要为腐泥型和混合型，发热量一般不小于4.18MJ/kg，主要为腐泥型和混合型”，同时根据含油率将我国油页岩划分为低(3.5%～5%)、中(5%～10%)、高(>10%)三个品级，并以灰分含量>40%作为区分煤和油页岩的界限[9]。根据沉积环境的不同，将我国陆相油页岩划分为深湖腐泥型油页岩、半深湖腐殖腐泥型油页岩和湖沼腐泥腐殖型油页岩3种成因类型[10]。本文将以上述分类指标为标准，对研究区发育煤和油页岩的工业品质特征进行探讨。

3.2 取样与实验方法

本次根据全取心井宁油页-1井揭露的8层油页岩与12层煤，对其中油页岩层和煤层样品取样，对较厚层取1 m混样，其余为点样，取样深度为穆棱组上含煤段170～350 m，对采集油页岩样品和大部分煤层样品进行含油率、总有机碳(TOC)、发热量和工业分析(水分、灰分、挥发分)等测试。样品的前期处理和含油率、总有机碳、发热量和工业分析等测试均在“吉林省油页岩与共生能源矿产重点实验室”完成，测试分析结果见表1和表2。

其中煤和油页岩样品含油率测试采用低温干馏法(SH/T0508-92)。有机碳(TOC)和全硫(TS)含量通过Leco CS-230仪器测试完成，测试方法依据国家标准(GB/T19145-2003，GB/T214-1996)，发热量测试使用 SDC5015 量热仪，测试方法依据国家标准(GB/T 213-2008)。工业分析测试主要使用 XL--2000 马弗炉和 101A--2E电热鼓风干燥箱，测试方法依据国家标准(GB /T212 -2008)。

3.3 品质特征

(1)碳硫含量。碳硫分析表明，老黑山盆地穆棱组油页岩的有机碳含量(TOC)16.05～59.30wt.%，平均为28.81wt.%，而煤的TOC 42.05～58.35wt.%，平均为48.79 wt.%，明显高于油页岩。穆棱组油页岩的全硫含量(S)0.08～0.28 wt.%，平均含量为0.18 wt.%，煤的全硫含量0.18～1.49 wt.%，平均含量为0.46 wt.%，高于油页岩。

表1 老黑山盆地油页岩层工业品质测试结果

表2 老黑山盆地煤层工业品质测试结果

(2)含油率。含油率是油页岩工业分类的首要指标，根据含油率由低至高可将油页岩分为低(3.5%～5%)、中(5%～10%)、高(>10%)三个品级。对于煤炭而言，随着煤化程度升高，煤的焦油产率呈降低的趋势[11]，但对不同煤种低温干馏得到的焦油产率并没有相应的工业分类，而以往对生油煤的划分，仅是将煤作为烃源岩讨论[12]。根据宁油页-1井油页岩和煤样品测试结果，研究区油页岩含油率为3.55%～12.30%，平均为6.23%，其中中等品质油页岩所占比例为50.0%，其次为低品质油页岩所占比例为37.5%，表明老黑山地区油页岩以中低品质为主。研究区煤含油率为8.15%～13.52%，平均为10.29%，与油页岩相比，煤具有较高的含油率。

(3)灰分。灰分是区分煤与油页岩的关键指标，并以40%为界，高于此界限为油页岩，低于该界限则为煤。同时灰分也是评定油页岩品质的重要参数，一般灰分含量越低，煤/油页岩中有机质含量越高，品质越好，灰分含量与含油率往往呈负相关关系。据测试结果，老黑山地区油页岩灰分含量为49.74%～73.37%，平均为61.32%。煤灰分含量较低，为21.02%～39.98%，平均为31.08%。研究区煤和油页岩灰分与含油率线性关系良好，呈负相关(图3a)。

(4)挥发分。挥发分表示煤或油页岩燃烧过程中挥发和损失气体的总和，一般与有机质含量成正比。据测试结果，研究区油页岩挥发分含量为19.49%～40.90%，平均为26.51%，煤的挥发分含量为34.75%～52.04%，平均为42.49%。本区煤和油页岩的挥发分与含油率呈良好的线性正相关关系(图3b)。

(5)发热量。发热量作为评判可燃有机矿产是否具有作为工业燃料价值的重要评价参数，该参数越大，其工业燃料价值越高。区内油页岩发热量为6.00～25.70MJ/kg，平均为11.51MJ/kg。煤发热量为17.15～24.06MJ/kg，平均为20.33 MJ/kg，明显高于油页岩发热量。

3.4 煤与油页岩有机质类型

有机质类型主要与有机质母质类型和组合有关，据此可以对有机质来源和沉积环境进行判断[13]。本次通过岩石热解参数Tmax-IH和TOC-S2交会图解对有机质类型进行研究[14-15]。通过对图3老黑山盆地穆棱组上部含煤段煤和油页岩样品有机质类型判别图对比发现，研究区油页岩有机质类型主要为Ⅱ1型，跟据我国陆相油页岩成因分类，穆棱组上部含煤段油页岩为湖沼腐泥腐殖型油页岩。而煤的有机质类型为Ⅱ1型和Ⅱ2型，成因分类为腐泥腐植煤和腐植腐泥煤。穆棱组上含煤段油页岩与煤有机质类型相似，以II型为主，表明二者具有相似的有机质来源，其来源主要为陆源高等植物和水生生物的混合来源，但油页岩中有机质偏向Ⅱ1型，表明油页岩中含有相对较多的水生生物来源(图4)。

a.含油率与灰分产率相关性图； b.含油率与挥发分相关性图3 老黑山盆地煤和油页岩品质特征Figure 3 Laoheishan Basin coal and oil shale quality features:

图4 老黑山盆地煤和油页岩有机质类型判别图Figure 4 Differentiation of coal and oil shale organic matter types in Laoheishan Basin

4 煤与油页岩共生特点

根据聚煤沉积学原理，煤是在泥炭沼泽中由植物遗骸堆积而成的泥炭经埋藏、变质而成，植物来源以木本或草本高等植物为主。泥炭沼泽处于水体和陆地之间的过渡地带，水深较浅且常年覆水，喜湿植物丛生，当海(湖)平面上升速度与泥炭堆积速度保持平衡时，聚煤地段易于形成厚层煤[16]。而油页岩物质成分主要由无机矿物和有机质两部分构成，其中无机矿物组分为同沉积时期陆源碎屑物和生物化学作用形成的沉积物，有机质来源主要为藻类等低等水生生物和陆源植物碎屑。与煤相比，油页岩沉积水体较深，陆相油页岩多形成于浅湖、深湖—半深湖等湖泊相沉积中。二者共生发育势必要有独特的沉积环境。煤和油页岩具有相似的有机质类型，均为II型，表明研究区煤与油页岩有机质来源相似，为陆源高等植物和湖泊生物混合来源，但油页岩有机质类型以II1型为主，而煤的有机质类型则为II2型，表明油页岩的有机质来源包含相对较多的水生生物。煤与油页岩共生多出现在层序III的高水位体系域时期，该时期内出现数次小规模的水泛是煤与油页岩共生的主要原因，短暂的水使水体暂时变深发育湖沼—浅湖环境，此时陆源有机物持续供给，为该时期油页岩发育提供充足的有机质来源，油页岩为准层序的开始，随着水退湖泊出现淤积，沉积环境演变为沼泽环境并伴随有煤层沉积，多期的、短时间的水泛，促进了薄层油页岩与煤互层沉积(图5)。从工业品质来看，穆棱组煤具有较高的含油率、发热量和较低灰分，与油页岩相比厚度较大，工业价值明显高于油页岩。油页岩累计厚度较薄，工业品质偏低，按成因分类为湖沼腐泥腐殖型油页岩，表明研究区与煤共生的油页岩资源潜力较低，单独开采不具备经济价值，须与煤炭协同开发利用。

图5 老黑山盆地穆棱组层序III高水位时期ZKIII-1-ZK803沉积相断面图Figure 5 ZKIII-1-ZK803 sedimentary facies section of Muling Formation tertiary sequence III duringhigh water level stage in Laoheishan Basin