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)。

图2

Fig.2

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	图2 皖南泾县昌桥二叠系剖面柱状图Fig.2 Histogram of the Permian section in Changqiao of Jingxian in southern Anhui Province

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。

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

Fig.3

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	图3 苏皖南地区上二叠统泥页岩厚度分布Fig.3 Thickness distribution of Upper Permian shale in southern Jiangsu-Anhui Province

测试结果表明, 苏皖南地区上二叠统有机质类型以Ⅱ ₂— Ⅲ 型为主, 部分为Ⅱ ₁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Ⅱ ₂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Ⅱ ₁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

Tab.1

表1(Tab.1)

表1 苏皖南地区上二叠统有机碳含量数据统计 Tab.1 Organic carbon content of the Upper Permian shale in southern Jiangsu-Anhui Province 地区 地层 w(TOC)/% w(TOC) 均值/% 样品 个数 苏南地区[11] 龙潭组 [2.46, 14.88] 6.13 19 苏南地区[12] 龙潭组 [0.12, 15.83] 2.26 161 皖南地区[13] 龙潭组 [2.29, 12.93] 4.98 35 皖南地区[14] 大隆组 [0.70, 9.83] 3.11 13 皖南地区[14] 龙潭组 [0.50, 7.75] 1.86 40 皖南宁国地区[14] 大隆组、龙潭组 [1.01, 7.56] 2.53 72 皖南泾县地区[15] 大隆组 [2.05, 11.20] 5.70 5 皖南泾县地区(实测) 龙潭组 [0.37, 2.90] 1.67 9 皖南芜湖地区[16] 大隆组 [0.44, 8.19] 3.93 16 皖南芜湖地区[16] 龙潭组 [0.05, 6.47] 1.22 60 皖南芜湖地区[17] 大隆组、龙潭组 [1.19, 12.80] 6.43 6 皖南巢湖地区[15] 大隆组 [5.51, 13.90] 9.54 10 浙西北地区[13] 龙潭组 [1.52, 6.69] 3.30 17

表1 苏皖南地区上二叠统有机碳含量数据统计 Tab.1 Organic carbon content of the Upper Permian shale in southern Jiangsu-Anhui Province

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R_o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

Fig.4

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	图4 苏皖南地区上二叠统镜质体反射率(Ro)分布Fig.4 Vitrinite reflectance (Ro) contour of the Upper Permian shale in southern Jiangsu-Anhui Province

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%。

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)。

图5

Fig.5

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	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。

图6

Fig.6

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	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

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。

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。