淮南地區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機地球化學特征

劉會虎，胡寶林，薛俊華，徐宏杰，張文永，鄭凱歌，蘭天賀，任波

?

淮南地區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機地球化學特征

劉會虎1, 2，胡寶林1，薛俊華2，徐宏杰1，張文永3，鄭凱歌1，蘭天賀1，任波2

(1. 安徽理工大學地球與環(huán)境學院，安徽淮南，232001；2.淮南礦業(yè)(集團)有限責任公司深部煤層開采和環(huán)境保護國家重點實驗室，安徽淮南，232001；3. 安徽省煤田地質(zhì)局勘查研究院，安徽合肥，230088)

通過系統(tǒng)采樣，應用有機碳分析、巖石熱解、鏡質(zhì)組反射率測定、干酪根顯微組分及類型鑒定、干酪根C同位素分析等油氣地球化學測試方法，綜合研究淮南地區(qū)碳—二疊系泥頁巖的有機地球化學特征。研究結(jié)果表明：淮南地區(qū)石炭二疊系太原組泥頁巖有機碳質(zhì)量分數(shù)平均為2.08%，山西組泥頁巖有機碳質(zhì)量分數(shù)平均為2.58%，下石盒子組泥頁巖有機碳質(zhì)量分數(shù)平均為1.07%，上石盒子組泥頁巖頁有機碳質(zhì)量分數(shù)平均為0.57%，孫家溝組泥頁巖有機碳質(zhì)量分數(shù)為0.12%。泥頁巖中有機質(zhì)類型主要為Ⅱ2型干酪根。研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖樣品鏡質(zhì)體反射率o均高于0.7%，太原組、山西組及下石盒子組巖石熱解峰溫基本上超過435 ℃，有機質(zhì)熱演化基本達到成熟—高成熟階段。對比分析結(jié)果表明淮南地區(qū)石炭—二疊系的太原組、山西組和下石盒子組有機質(zhì)豐度較高，生烴潛力大，有機質(zhì)熱演化程度較高，是頁巖氣勘探的有利層位。

淮南地區(qū)；石炭—二疊系；泥頁巖；有機地球化學；頁巖氣

近年來，中國對早古生代寒武系、志留系泥頁巖開展了大量研究工作[1?6]，而針對石炭二疊系地層開展的工作主要集中在西北的鄂爾多斯盆地、東北的遼河及南方的廣西等地[7?11]。隨著中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)化步伐的加快，安徽省被確定為頁巖氣“十二五”規(guī)劃中勘探開發(fā)的重點省份之一。然而，據(jù)檢索文獻，安徽省僅對皖南地區(qū)下寒武荷塘組及阜陽地區(qū)石巖—二疊系頁巖氣資源開展了部分工作[12?13]，而針對煤系地層石炭—二疊系分布廣泛的淮南地區(qū)的海陸交互相泥頁巖尚未開展工作。淮南地區(qū)石炭—二疊系含煤地層中泥頁巖普遍廣泛發(fā)育，具備雄厚的物質(zhì)基礎、良好的母質(zhì)類型和適宜的成熟度[14]，為安徽省頁巖氣勘探的重點研究區(qū)，因而開展研究工作非常必要。國內(nèi)外學者通過對北美及國內(nèi)泥頁巖研究，對頁巖氣成藏與勘探開發(fā)需要考慮的因素形成了較一致的認識，普遍認為有機質(zhì)豐度、烴源巖干酪根類型、烴源巖演化程度等地球化學指標為評價頁巖氣成藏與勘探開發(fā)的重要評價參數(shù)[15?21]。因此，本文作者擬以淮南地區(qū)石炭—二疊系為研究層位，通過系統(tǒng)采樣分析石炭—二疊系暗色泥頁巖的有機地球化學特征，以期為淮南地區(qū)頁巖氣勘查提供第1手資料和科學依據(jù)，同時為上古生界海陸交互相頁巖氣的探索提供參考。

1 地質(zhì)背景

淮南地區(qū)位于秦嶺緯向構(gòu)造帶南亞帶的北緣，東接華夏構(gòu)造郯城—廬江斷裂呈截接態(tài)勢，南部止于合肥拗陷，西部接連周口凹陷，北面為蚌埠隆起。研究區(qū)為南北向一復向斜構(gòu)造，主體構(gòu)造形跡呈東西向展布，并在復向斜南北兩翼發(fā)育了一系列走向壓扭性逆沖斷層，形成復向斜兩翼的疊瓦式構(gòu)造(圖1)。

圖1 淮南地區(qū)構(gòu)造綱要圖

研究區(qū)屬于華北地層大區(qū)的淮南地層小區(qū)，地層除志留—泥盆系地層遭受剝蝕以外，自下元古界至第四系的其他地層均有發(fā)育。研究區(qū)在寒武—奧陶紀主要形成了地臺型的淺海相沉積，在下奧陶末期，作為華北地臺一部分上升成為陸地，遭受剝蝕，之后開始了上石炭紀的淺海相為主的海陸交互相沉積，至二疊紀時期沉積類型由過渡型的海陸交互相演化為陸相。研究區(qū)含煤地層為晚古生界石炭二疊系，泥頁巖普遍廣泛發(fā)育，自下而上包括太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組及石千峰群中的孫家溝組(圖2)，太原組至孫家溝組為本次工作的目的層。

(a) 孫家溝組；(b) 上石盒子組；(c) 下石盒子組；(d) 山西組

研究區(qū)石炭系零星分布于接近礦區(qū)平原地帶，二疊系則全被第四系所覆蓋。太原組(C2?P1)厚為70~ 150 m，由淺灰、深灰色灰?guī)r與砂巖、泥巖、煤組成，其中暗色泥頁巖厚度在20%左右；山西組(P1)厚約為100 m，底部為灰黑色海相泥巖，富含動物化石，1煤下以粉砂巖為主，其上部含菱鐵礦成分，偶見垂直裂隙方解石充填，3煤上部以泥巖為主，夾薄層砂質(zhì)泥巖、細砂巖或砂巖條帶，上部為灰白色中粗砂巖，成分以石英為主、長石次之，含少量雜色礦物，層理面含大量白云母碎片，硅、泥質(zhì)膠結(jié)；下石盒子組 (P2－3)揭露厚度為35~169 m，平均厚度為131 m，一般由灰色、淺灰色細砂巖、粉砂巖和泥巖組成，中部含煤8煤，煤層間主要為粉細砂巖及砂泥巖互層，砂巖成分以石英為主，長石次之，含云母碎片；上石盒子組(P3)揭露厚度為221~636 m，平均厚度為548 m，下部為三角洲平原沉積，上部為海相沉積，以9煤頂細中砂巖為底界，向上逐漸以泥巖、砂質(zhì)泥巖為主，且發(fā)育多層花斑狀泥巖，再上為青灰、淺灰色細中砂巖、粉砂巖及泥巖，含煤多達21層(10~26煤)，砂巖成分以石英為主，長石次之，偶見菱鐵礦或云母碎片；孫家溝組(P3)揭露厚度為184~281 m，平均厚度為227 m，巖性由灰色、灰綠色、灰紫色、紫紅色泥巖、粉砂巖，夾灰色、灰白色中粒為主的砂巖、中細砂巖、含礫砂巖組成，多紫紅色花斑泥巖，其中砂質(zhì)巖成分以石英為主，長石其次，偶見菱鐵礦成分。

2 樣品采集與分析測試

系統(tǒng)采集了來自淮南地區(qū)潘集外圍鉆孔10?1、11?1、12?2、西風井X、20?2、L4?1、10?2等煤田鉆孔的巖芯泥頁巖樣品36塊，其中太原組1塊、山西組19塊、下石盒子組10塊、上石盒子組4塊、孫家溝組3塊。采自太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組、孫家溝組泥頁巖樣品用于有機碳質(zhì)量分數(shù)TOC測試樣品數(shù)分別為3，15，8，4和3件，分別來自太原組至孫家溝組泥頁巖樣品用于巖石熱解分析樣品數(shù)分別為1，13，7，2和3件，來自于這些地層泥頁巖樣品用于有機質(zhì)鏡質(zhì)組反射率測試的樣品數(shù)分別為1，14，7，4和3件，用于干酪根有機顯微組分分析和有機質(zhì)類型分析樣品數(shù)均分別為1，13，7，2和3件，來自不同地層組的泥頁巖樣品用于干酪根同位素分析的樣品均為1件。

泥頁巖中有機碳質(zhì)量分數(shù)測定執(zhí)行國標GB/T 19145—2003[22]，測試儀器為Leco碳硫測定儀，有機碳質(zhì)量分數(shù)單位為%。巖石熱解依據(jù)GB/T 18602—2012[23]執(zhí)行，測試儀器為油氣顯示評價儀，巖石熱峰溫單位為℃，熱解參數(shù)0，1和2均為 mg/g。泥頁巖中干酪根的鏡質(zhì)組反射率測定執(zhí)行石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5124—1995“沉積巖中鏡質(zhì)體反射率(o，即鏡質(zhì)組在反射光中的反射光強相對垂直入射光強的百分比，用于表征烴源巖熱演化程度)測定方法”[24]，測試儀器為MPV?SP顯微光度計，鏡質(zhì)組反射率測試單位為%，測試條件為：室溫23~25 ℃; 相對濕度20%~70%；雙標樣(藍寶石、SiC)標定。干酪根有機顯微組分及有機質(zhì)類型鑒定測試執(zhí)行石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5125—1996“透射光—熒光干酪根顯微組分鑒定及類型劃分方法”[25]，測試儀器為Axiopot型透光—熒光高級生物顯微鏡。干酪根穩(wěn)定C同位素測試執(zhí)行石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5238—2008“有機物和碳酸鹽巖碳、氧同位素分析方法”[26]，測試儀器為氣體同位素質(zhì)譜儀，儀器型號為Finngan MAT?252，測試單位為%。干酪根穩(wěn)定C同位素測試條件為：將樣品制備成純CO2，用MAT?252雙進樣法與GBW04405參考氣比較測試繪出相對PDB(pee dee belemnite)的值。

有機質(zhì)的干酪根碳同位素以13C表示，其定義為

13C=[(13C/12Csample)/(13C/12CVPDB)? 1]×100%

式中：(13C/12Csample)為樣品中干酪根的碳同位素比值；(13C/12CVPDB)為國際標準物VPDB(vienna pee dee belemnite)的碳同位素豐度比。

3 泥頁巖有機地球化學特征

3.1 有機質(zhì)豐度

目前研究成果普遍認為只有當泥頁巖中總有機碳質(zhì)量分數(shù)超過0.5%時泥頁巖才為具有潛力的烴源 巖[27?30]，具有經(jīng)濟意義的頁巖氣儲層有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)不低于2%[31?33]。CHARLES等[34]將烴源巖中有機質(zhì)豐度定為6級，即TOC＜0.5%為很差；0.5%~1%為差；1%~2%為一般；2%~4%為好；4%~12%為很好；TOC＞12%為極好。2012年國土資源部公布的“頁巖氣資源/儲量計算與評價技術(shù)要求(試行)”，將總有機碳質(zhì)量分數(shù)分為5級：TOC＜0.5%為特低；0.5%~1%為低；1%~2%為中；2%~4%為高；TOC≥4%為特高。2014?04由全國國土資源標準化委員會審查、批準、頒布并于2014?06?01正式實施的行業(yè)規(guī)范“頁巖氣資源/儲量計算與評價技術(shù)規(guī)范”(DZ/T 0254—2014)[35]對烴源巖有機碳質(zhì)量分數(shù)分類時去掉了特低級別，只分了4級，其4級分類法和2012年試行規(guī)范分類相同。本次研究工作將依據(jù)最新規(guī)范開展頁巖有機質(zhì)豐度評價。根據(jù)實驗測試結(jié)果，對研究區(qū)采自不同鉆孔巖芯泥頁巖樣的TOC進行分析，如表1所示。

表1 研究區(qū)不同地層泥頁巖TOC

Table 1TOCin mud shale from different formations in studied area

由表1可知：淮南地區(qū)石炭—二疊系太原組泥頁巖TOC變化范圍為1.22%~2.52%，平均為2.08%，山西組泥頁巖TOC變化范圍為0.11%~8.87%，平均為2.58%，下石盒子組泥頁巖TOC變化范圍為0.11%~2.74%，平均為1.07%，上石盒子組泥頁巖頁TOC變化范圍為0.13%~1.16%，平均為0.57%，孫家溝組泥頁巖TOC變化范圍為0.10%~0.17%，平均為0.12%。由圖2可知：研究區(qū)太原組、山西組泥頁巖TOC均達到高級，下石盒子組達到中等級別，而上石盒子組和孫家溝組分別為低—特低級別。

3.2 有機質(zhì)類型

不同類型的有機質(zhì)具有不同的生烴潛力，且泥頁巖有機質(zhì)的類型對頁巖氣富集具有控制作用。通常將有機質(zhì)類型劃分為3類：腐泥型(Ⅰ)、混合型(Ⅱ)和腐殖型(Ⅲ)，基中混合型可進一步劃分出腐殖—腐泥型(ⅡA)和腐泥—腐殖泥(ⅡB)[36]。不同類型的干酪根，具有不同顯微組分。為了確定研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖中有機質(zhì)類型，本次研究工作擬從有機質(zhì)干酪根顯微組分、巖石熱解參數(shù)及有機質(zhì)干酪根碳同位素3個方面進行分析。

通過對采自研究區(qū)鉆孔巖芯樣品經(jīng)過干酪根分離后進行透射光熒光鏡鑒，山西組和下石盒子組泥頁巖的干酪根中各顯微組分質(zhì)量分數(shù)變化如圖3所示。由圖3可知：泥頁巖的干酪根顯微組分中殼質(zhì)組質(zhì)量分數(shù)最高，鏡質(zhì)組次之，顯微組分以殼質(zhì)組和鏡質(zhì)組為主，含有一定數(shù)量的腐泥組成分和惰質(zhì)組成分(兩者之和基本小于20%)。對比太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組及孫家溝組地層泥頁巖的干酪根顯微組分質(zhì)量分數(shù)(表2)，發(fā)現(xiàn)太原組、山西組及下石盒子組泥頁巖的干酪根顯微組分質(zhì)量分數(shù)非常相似，上石盒子組和孫家溝組泥頁巖的干酪根顯微組分質(zhì)量分數(shù)相似，泥頁巖的干酪根中腐泥組和鏡質(zhì)組具有從底部太原組向頂部孫家溝組逐漸降低的趨勢，而泥頁巖的干酪根中殼質(zhì)組質(zhì)量分數(shù)有增高的趨勢，惰質(zhì)組質(zhì)量分數(shù)在各個地層泥頁巖的干酪根中質(zhì)量分數(shù)差別較小。對不同地層泥頁巖的干酪根中顯微組分類型及質(zhì)量分數(shù)進行分析，泥頁巖的干酪根中顯微組分類型有腐泥組的腐泥無定形體、殼質(zhì)組的腐殖無定形體和其他組分、鏡質(zhì)組及惰質(zhì)組組分，干酪根中顯微組分以無定形體占有極大比例(70%左右)。殼質(zhì)組和鏡質(zhì)組為主體的顯微組分構(gòu)成表明生烴潛力較好。對比研究區(qū)泥頁巖的干酪根中顯微組分和TOC變化在不同地層中的變化規(guī)律，發(fā)現(xiàn)兩者之間有緊密的相關(guān)性。

(a) 山西組；(b) 其他組地層(b)中WY?49之前的樣品來自下石盒子組，WY?15及43來自上石盒子組，WY?37及40來自孫家溝組，WY?12為太原組樣品。

表2 不同地層泥頁巖的干酪根主要顯微組分類型及平均質(zhì)量分數(shù)

Table 2 Main type and average mass fraction of maceral in kerogen from mud shale of different formations %

干酷根類型的確定是根據(jù)干酪根各顯微組分質(zhì)量分數(shù)計算所得到的類型指數(shù)TI來確定[37]。根據(jù)類型指數(shù)計算結(jié)果，研究區(qū)絕大部分泥頁巖有機質(zhì)的干酪根類型指數(shù)為0~40，干酪根類型為Ⅱ2型干酪根(腐泥—腐殖型)，在其他樣品中，WY?27(山西組樣品)的干酪根類型指數(shù)為40~80，為Ⅱ1型(腐殖—腐泥型)，WY?03(下石盒子組樣品)、WY?15(上石盒子組樣品)、WY?51(山西組樣品)的干酪根類型指數(shù)小于0，為Ⅲ型干酪根(腐殖型)。

為進一步輔助判別不同地層泥頁巖中有機質(zhì)類型，可以根據(jù)巖石熱解分析結(jié)果和泥頁巖TOC，通過計算氫指數(shù)(H=2/TOC)進行判別，分析結(jié)果如表3所示。由表3可知：氫指數(shù)H相對較高，重點層位山西組和下石盒子組泥頁巖樣品變化范圍更大，表明石炭—二疊系泥頁巖分散有機質(zhì)基本上屬于腐泥—腐殖混合型的母質(zhì)。根據(jù)H和巖石熱解峰溫制作了H?max圖版(圖4)可知：研究區(qū)泥頁巖有機質(zhì)大部分屬于Ⅱ2型，小部分屬于Ⅱ1型和Ⅲ型，這與根據(jù)泥頁巖有機質(zhì)干酪根的顯微組組分計算類型指數(shù)所得的結(jié)論一致。

表3 不同地層泥頁巖熱解分析結(jié)果

Table 3 Rock pyrolysis results of mud shale from different formations

圖4 IH?tmax圖版確定有機質(zhì)類型

對選自不同地層泥頁巖進行了有機質(zhì)的干酪根碳同位素分析，如表4所示。根據(jù)干酪根13C劃分有機質(zhì)類型[38]，13C＜?2.80%，屬于Ⅰ型；?2.80%＜13C＜?2.55%，屬于Ⅱ1型；?2.55%＜13C＜?2.30%以上分析，屬于Ⅱ2型；13C＞?2.30%，屬于Ⅲ型。由表4中測試結(jié)果，孫家溝組泥頁巖有機質(zhì)的干酪根13C＞?2.30%，干酪根類型屬于Ⅲ型，而太原組、山西組、下石盒子組及上石盒子組泥頁巖中有機質(zhì)的干酪根C同位素分布于?2.30%~?2.55%，干酪根類型屬于Ⅱ2型，這與干酪根反射率顯微組分鑒定得到的機質(zhì)類型結(jié)論一致。

表4 不同地層泥頁巖有機質(zhì)的干酪根碳位素

Table 4 Carbon isotope of kerogen in organic matter from mud shale of different formations

3.3 有機質(zhì)成熟度

相同類型的有機質(zhì)類型，因成熟度的差異使油氣源巖具有不同的產(chǎn)氣潛能。表征烴源巖成熟度常用的指標有鏡質(zhì)體反射率(o)和熱解最高溫度(熱解峰溫，max)。對淮南地區(qū)石炭—二疊系地層29個泥頁巖樣品中干酪根據(jù)進行鏡質(zhì)體反射率分析，結(jié)果如圖5所示。

圖5 泥頁巖有機質(zhì)熱演化程度

由圖5可知：研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機質(zhì)演化程度即有質(zhì)鏡質(zhì)組反射率o為0.81%~1.19%，平均為0.93%；最小鏡質(zhì)組反射率為0.72%~1.12%，平均為0.84%；最大鏡質(zhì)組反射率為0.94%~1.25%，平均為1.01%。對不同地層泥頁巖有機質(zhì)演化程度進行分析，太原組泥頁巖有機質(zhì)最小鏡質(zhì)組反射率為0.94%，最大鏡質(zhì)組反射率為1.10%，平均鏡質(zhì)組反射率為1.02%；山西組泥頁巖有機質(zhì)平均鏡質(zhì)組反射率為0.83%~0.98%，平均為0.91%；下石盒子組泥頁巖有機質(zhì)平均鏡質(zhì)組反射率為0.82%~1.02%，平均為0.90%；上石盒子組泥頁巖有機質(zhì)平均鏡質(zhì)組反射率為0.88%~0.96%，平均為0.91%；孫家溝組泥頁巖有機質(zhì)平均鏡質(zhì)組反射率為0.97%~1.19%，平均為1.06%。

為進一步分析研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖生烴潛力，根據(jù)鏡質(zhì)組反射率指標劃分有機質(zhì)演化階段方法對研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機質(zhì)熱演化程度進行統(tǒng)計分析。有機質(zhì)演化階段劃分認為o＞0.70%時有機質(zhì)演化進入成熟階段[29]，而研究區(qū)樣品有機質(zhì)鏡質(zhì)組反射率均超過0.70%(圖5)，說明研究區(qū)泥頁巖中有機質(zhì)演化均已達到成熟階段，且研究區(qū)石炭—二疊系有機質(zhì)鏡質(zhì)組反射率接近1.00%，表明有機質(zhì)演化接近第1次生烴高峰。

同時本文將根據(jù)巖石熱解峰溫對研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機質(zhì)熱演化程度進行分析。巖石熱解峰溫劃分泥頁巖有機質(zhì)熱演化階段的標準認為：當巖石max低于435 ℃時，烴源巖演化階段處于未成熟階段；當max介于435~455 ℃時，烴源巖演化階段為低成熟階段；當max大于455 ℃時，烴巖源演化階段為高成熟階段；當max超過465 ℃時，烴源巖演化為過成 熟[31]。研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖巖石熱解峰溫max數(shù)據(jù)顯示：太原組泥頁巖max為450 ℃，山西組泥頁巖max變化于338~550 ℃，平均為451.23 ℃，下石盒子組泥頁巖max變化于392~465 ℃，平均為444.29 ℃，上石盒子組泥頁巖max變化于346~348 ℃，平均為 347 ℃，孫家溝組泥頁巖max變化于336~436 ℃，平均為 372.3 ℃(表4)。根據(jù)劃分標準，太原組泥頁巖演化為成熟階段；山西組泥頁巖演化為從未成熟—成熟—高成熟—過成熟(13個樣品中屬于未成熟的有 2個)，烴源巖演化階段以成熟—高成熟為主；下石盒子組泥頁巖演化從未成熟—低成熟—高成熟，烴源演化階段以成熟—高成熟階段為主(7個樣品中屬于未成熟的有1個)；上盒子組和孫家溝組泥頁巖演化階段基本以未成熟為主(孫家溝組樣品有1個巖石樣品max為435~ 455 ℃，烴源巖演化為低成熟)。因此，根據(jù)巖石最高熱解峰溫分析結(jié)果，研究區(qū)地層中太原組、山西組和下石盒子組烴源巖已進入成熟—高成熟階段。

4 討論

為分析研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖生烴潛能，依據(jù)最新行業(yè)標準[34]，根據(jù)泥頁巖TOC實驗數(shù)據(jù)，繪制了研究區(qū)泥頁巖有機碳頻率分布表，如表5所示。

表5 研究區(qū)泥頁巖不同TOC樣品的頻率分布

Table 5 Frequency distribution from mud shale samples with differentTOCin the studied area %

由表5可以看出：太原組泥頁巖TOC均高于1%，超過2%的樣品占樣品數(shù)量的66.7%，只是因為鉆取太原組的鉆孔數(shù)較少，樣品量相對較少，作為參考的目標層位。山西組泥頁巖樣品中TOC＞1%的占總樣品數(shù)量的88.9%，且具有較強的生氣潛力，即TOC＞2%的烴源巖達61.1%，因此山西組可作為研究的首選研究層位。研究區(qū)下石盒子組泥頁巖TOC相對山西組質(zhì)量分數(shù)低，按照規(guī)范，泥頁巖TOC為低水平等級的占樣品數(shù)量的50%，具有高產(chǎn)氣潛力的烴源巖即TOC＞2%的樣品占泥頁巖樣品數(shù)數(shù)的40%，居中水平的占10%。上石盒子組泥頁巖TOC均低于2%，泥頁巖中TOC屬于低到特低水平的占樣品數(shù)量的75%，其中50%以上為特低水平，不具資源意義。研究區(qū)孫家溝組泥頁巖TOC均低于0.5%，沒有勘探價值。

為進一步分析研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖生烴潛能，根據(jù)輔助參數(shù)巖石熱解生烴潛量1+2進行評價。其中：1為烴源巖中殘留的烴質(zhì)量分數(shù)，2為烴源巖中干酪根熱解烴質(zhì)量分數(shù)。由于在有機質(zhì)熱演化過程中巖石熱解參數(shù)中1+2顯著降低，如用于確定原始母質(zhì)類型常會產(chǎn)生誤導，因此本次工作只作為輔助方法。對研究區(qū)泥頁巖巖石熱參數(shù)1，2和1+2及生成指數(shù)1/(1+2)進行了統(tǒng)計，如表6所示。

表6 不同地層泥頁巖不同巖石熱解參數(shù)平均值

Table 6 Average value of different rock pyrolysis parameters from mud shale of different formations

由表6可知：太原組、山西組和下石盒子組巖石熱解2較高，表明源巖產(chǎn)烴潛力較高。太原組、山西組和下石盒子組泥頁巖巖石熱解生烴潛量1+2基本接近生油巖的最低標準2 mg/g，尤其是太原組和山西組與生油巖的最低標準接近。目的地層泥頁巖巖石熱解生成指數(shù)1/(1+2)均高于生油巖的最低標準10，表明轉(zhuǎn)化率較高。

由前文分析，研究區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機質(zhì)類型主要為腐泥—腐殖型，具備較好的生油、氣母質(zhì)；泥頁巖有機質(zhì)鏡質(zhì)組反射率超過0.70%，接近于1.00%，有機質(zhì)演化接近第1次生烴高峰，泥頁巖熱解峰溫顯示太原組、山西組和下石盒子組泥頁巖有機質(zhì)進入成熟階段，且成熟程度由底部太原組向上部的山西組和下石盒子組降低，揭示生烴能力逐漸減弱。

綜上，淮南地區(qū)石炭—二疊系太原組、山西組和下石盒子組有機質(zhì)豐度較高，生烴潛力較高，具有良好的生氣潛能，屬中等—優(yōu)質(zhì)烴源巖，泥頁巖有機質(zhì)較高的成熟度有利于頁巖氣的生成，為頁巖氣勘探的重點層位；上石盒子組局部層位有機質(zhì)以未成熟為主，有機質(zhì)豐度略高于勘探的下限，屬較差烴源巖，生烴潛力欠佳，需后期進一步查明，孫家溝組有機質(zhì)以未成熟為主，有機質(zhì)豐度遠低于勘探下限，為非烴源巖，不建議作為勘探層位。

5 結(jié)論

1) 淮南地區(qū)石炭二疊系太原組泥頁巖TOC平均為2.08%，山西組泥頁巖TOC平均為2.58%，下石盒子組泥頁巖TOC平均為1.07%，上石盒子組泥頁巖頁TOC平均為0.57%，孫家溝組泥頁巖TOC平均為0.12%，太原組、山西組泥頁巖段多數(shù)屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖，下石盒子組泥頁巖為中等烴源巖品質(zhì)，上石盒子組泥頁巖為較差烴源巖，孫家溝組泥頁巖為非烴源巖。

2) 根據(jù)泥頁巖干酪根顯微組分計算的類型指數(shù)、H?max關(guān)系圖版及有機質(zhì)干酪根碳同位素結(jié)果表明淮南地區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機質(zhì)類型以Ⅱ2為主，部分為Ⅱ1型和Ⅲ型有機質(zhì)。

3) 淮南地區(qū)石炭—二疊系泥頁巖有機質(zhì)演化程度即有機質(zhì)鏡質(zhì)組反射率o平均值變化于0.81%~1.19%，平均為0.93%，均超過0.70%，有機質(zhì)演化均已達到成熟階段，巖石熱解峰結(jié)果揭示太原組、山西組和下石盒子組烴源巖已進入成熟—高成熟 階段。

4) 淮南地區(qū)石炭—二疊系的太原組、山西組和下石盒子組有機質(zhì)豐度較高，生烴潛力大，有機質(zhì)熱演化程度較高，是頁巖氣勘探的有利層位，上石盒子組局部層位有機質(zhì)豐度略高于勘探的下限，生烴潛力欠佳，需后期進一步查明，孫家溝組有機質(zhì)豐度遠低于勘探下限，為非烴源巖，不建議作為勘探層位。

[1] 鄭和榮, 高波, 彭勇民, 等. 中上揚子地區(qū)下志留沉積演化與頁巖氣勘探方向[J]. 古地理學報, 2013, 15(5): 645?655. ZHENG Herong, GAO Bo, PENG Yongmin, et al. Sedimentary evolution and shale gas exploration direction of the Lower Silurian in Middle-Upper Yangtze area[J]. Journal of Palaeogeography, 2013, 15(5): 645?655.

[2] 王社教, 王蘭生, 黃金亮, 等. 上揚子區(qū)志留系頁巖氣成藏條件[J]. 天然氣工業(yè), 2009, 29(5): 45?50. WANG Shejiao, WANG Lansheng, HUANG Jinliang, et al. Accumulation conditions of shale gas reservoirs in Silurian of the Upper Yangtze region[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(5): 45?50.

[3] 王麗波, 久凱, 曾維特, 等. 上揚子黔北地區(qū)下寒武統(tǒng)海相黑色泥頁巖特征及頁巖氣遠景區(qū)評價[J]. 巖石學報, 2013, 29(9): 3263?3278.WANG Libo, JIU Kai, ZENG Weite, et al. Characteristics of Lower Cambarian marine black shale and evaluation of shale gas prospective area in Qianbei area, Upper Yangtze region[J]. Acta Petrologica Sinica, 2013, 29(9): 3263?3278.

[4] 聶海寬, 張金川, 李玉喜. 四川盆地及其周緣下寒武統(tǒng)頁巖氣聚集條件[J]. 石油學報, 2011, 32(6): 959?968.NIE Haikuan, ZHANG Jinchuan, LI Yuxi. Accumulation conditions of the Lower Cambrian shale gas in the Sichuan Basin and its periphery[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(6): 959?968.

[5] 肖正輝, 王朝暉, 楊榮豐, 等. 湘西北下寒武統(tǒng)牛蹄塘組頁巖氣儲集條件研究[J]. 地質(zhì)學報, 2013, 87(10): 1612?1623. XIAO Zhenghui, WANG Zhaohui, YANG Rongfeng, et al. Reservoir conditions of shale gas in the Lower Cambrian Niutitang formation, northwestern Hunan[J]. Acta Geologica Sinica, 2013, 87(10): 1612?1623.

[6] 胡琳, 朱炎銘, 陳尚斌, 等. 中上揚子地區(qū)下寒武統(tǒng)筇竹寺組頁巖氣資源潛力分析[J]. 煤炭學報, 2012, 37(11): 1871?1877.HU Lin, ZHU Yanming, CHEN Shangbin, et al. Resource potential analysis of shale gas in Lower Cambrian Qiongzhusi formation in Middle & Upper Yangtze region[J]. Journal of China Coal Society, 2012, 37(11): 1871?1877.

[7] 閆德宇, 黃文輝, 李昂, 等. 鄂爾多斯盆地上古生界海陸過渡相頁巖氣聚集條件及有利區(qū)預測[J]. 東北石油大學學報, 2013, 37(5): 1?9.YAN Deyu, HUANG Wenhui, LI Ang, et al. Preliminary analysis of marine-continental transitional shale gas accumulation conditions and favorable areas in the Upper Paleozoic Ordos basin[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2013, 37(5): 1?9.

[8] 付金華, 郭少斌, 劉新社, 等. 鄂爾多斯盆地上古生界山西組頁巖氣成藏條件及勘探潛力[J]. 吉林大學學報(地球科學版), 2013, 43(2): 382?389. FU Jinhua, GUO Shaobin, LIU Xinshe, et al. Shale gas accumulation condition and exploration potential of the Upper Paleozoic Shanxi formation in Ordos Basin[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2013, 43(2): 382?389.

[9] 張永生, 王延斌, 盧振權(quán), 等. 松遼盆地及外圍地區(qū)石炭—二疊系烴源巖的特征[J]. 地質(zhì)通報, 2011, 30(2/3): 214?220.ZHANG Yongsheng, WANG Yanbin, LU Zhenquan, et al. Characteristics of source rocks from Carboniferous—Permian in Songliao Basin and its peripheral area, northeastern China[J]. Geological Bulletin of China, 2011, 30(2/3): 214?220.

[10] 于鵬. 遼河東部凸起C?P 頁巖氣聚集地質(zhì)條件[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2012, 34(4): 23?28. YU Peng. East uplift of C?P shale gas accumulation geological condition analysis[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2012, 34(4): 23?28.

[11] 陳燕萍, 黃文輝, 陸小霞, 等. 沁水盆地海陸交互相頁巖氣成藏條件[J]. 資源與產(chǎn)業(yè), 2013, 15(3): 68?72. CHEN Yanping, HUANG Wenhui, LU Xiaoxia, et al. Shale gas reservoir-forming conditions in Qinshui Basin’s marine-continental facies[J]. Resources ＆ Industries, 2013, 15(3): 68?72.

[12] 陳潔, 朱炎銘, 李伍, 等. 皖南地區(qū)荷塘組頁巖氣成藏條件及有利區(qū)預測[J]. 新疆石油地質(zhì), 2012, 33(4): 420?423.CHEN Jie, ZHU Yanming, LI Wu, et al. Shale gas accumulation conditions and favorable area prediction of Hetang formation in south Anhui province of China[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2012, 33(4): 420?423.

[13] 陸英, 丁華, 施琰, 等. 阜陽地區(qū)非常規(guī)氣藏勘探前景淺析[J]. 復雜油氣藏, 2011, 4(4): 5?9. LU Ying, DING Hua, SHI Yan, et al. Exploration prospect of unconventional natural gas in Fuyang area[J]. Complex Hydrocarbon Reservoirs, 2011, 4(4): 5?9.

[14] 趙師慶, 李平華, 葉詩忠, 等. 兩淮煤田石炭二疊煤系氣源巖評價及其煤成氣資源量估算[J]. 淮南礦業(yè)學院學報, 1989(3): 52?58. ZHAO Shiqing, LI Pinghua, YE Shizhong, et al. An estimation of coal-formed gas source rock and its resource quantity of permo-carboniferous coal measures in Huainan and Huaibed coal fields[J]. Journal of Huainan Mining Institute, 1989(3): 52?58.

[15] 王蘭生, 鄒春艷, 鄭平, 等. 四川盆地下古生界存在頁巖氣的地球化學依據(jù)[J]. 天然氣工業(yè), 2009, 29(5): 59?63. WANG Lansheng, ZOU Chunyan, ZHENG Ping, et al. Geochemical evidence of shale gas existed in the Lower Paleozoic Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(5): 59?63.

[16] 張衛(wèi)東, 郭敏, 姜在興. 頁巖氣評價指標與方法[J]. 天然氣地球科學, 2011, 22(6): 1093?1099.ZHANG Weidong, GUO Min, JIANG Zaixing. Parameters and method for shale gas reservoir evaluation[J]. Natural Gas Geoscience, 2011, 22(6): 1093?1099.

[17] 李苗春, 姚素平, 丁海, 等. 湘西牛蹄塘組黑色巖系的地球化學特征及其油氣地質(zhì)意義[J]. 煤炭學報, 2013, 38(5): 857?863.LI Miaochun, YAO Suping, DING Hai, et al. Geochemistry, paleontology and sedimentary environment significance of Niutitang formation in western Hunan province of Chian[J]. Journal of China Coal Society, 2013, 38(5): 857?863.

[18] 歐莉華, 伊海生, 張超, 等. 內(nèi)蒙古錫林浩特—阿魯科爾沁地區(qū)上二疊統(tǒng)林西組烴源巖有機地球化學特征[J]. 地質(zhì)通報, 2013, 32(8): 1329?1335. OU Lihua, YI Haisheng, ZHANG Chao, et al. Organic geochemistry of Upper Permian Linxi formation source rocks in Xilin Hot-Ar Horqin Banner area, Inner Mongolia[J]. Geological Bulletin of China, 2013, 32(8): 1329?1335.

[19] DAI J X, ZOU C N, LIAO S M, et al. Geochemistry of the extremely high thermal maturity Longmaxi shale gas, southern Sichuan Basin[J]. Organic Geochemistry, 2014, 74(S): 3?12.

[20] MASTALERZ M M, SCHIMELMANN A, LIS G P, et al. Influence of maceral composition on geochemical characteristics of immature shale kerogen: insight from density fraction analysis[J]. International Journal of Coal Geology, 2012, 103: 60?69.

[21] 張琳婷, 郭建華, 焦鵬, 等. 湘西北地區(qū)牛蹄塘組頁巖氣有利地質(zhì)條件及成藏區(qū)帶優(yōu)選[J]. 中南大學學報(自然科學版), 2015, 46(5): 1715?1722. ZHANG Linling, GUO Jianhua, JIAO Peng, et al. Geological conditions and favorable exploration zones of shale gas in Niutitang Formation at northwest Hunan[J]. Journal of Central South University (Science and Technology), 2015, 46(5): 1715?1722.

[22] GB/T 19145—2003, 沉積巖中總有機碳的測定[S].

GB/T 19145—2003, Determination of total organic carbon in sedimentary rock[S].

[23] GB/T 18602—2012, 巖石熱解分析[S]. GB/T 18602—2012, Rock pyrolysis analysis[S].

[24] SY/T 5124—1995, 沉積巖中鏡質(zhì)組反射率測定方法[S].

SY/T 5124—1995, Determination of vitrinite reflectance in sedimentary rock[S].

[25] SY/T 5125—1996, 透射光?熒光干酪根顯微組分鑒定及類型劃分方法[S].

SY/T 5125—1996, Maceral identification and classification method of kerogen by transmission?fluorescent light[S].

[26] SY/T 5235—2008, 有機物和碳酸鹽巖碳、氧同位素分析方法[S]

SY/T 5235—2008, Carbon and oxygen isotopic analysis method in organic matter and carbonate[S].

[27] CURTIS J B. Fractured shale-gas system[J]. AAPG Bulletin, 2002, 86(11): 1921?1938.

[28] 張金川, 金之均, 袁明生. 頁巖氣藏機理和分布[J]. 天然氣工業(yè), 2004, 24(7): 15?19. ZHANG Jinchuan, JIN Zhijun, YUAN Mingsheng. Reservoiring mechanism of shale gas and its distribution[J]. Natural Gas Industry, 2004, 24(7): 15?19.

[29] BUSTIN R M. Gas shale tapped for big pay[J]. AAPG Explorer, 2005, 26(2): 5?7.

[30] 蒲泊伶, 包書景, 王毅, 等. 頁巖氣成藏條件分析—以美國頁巖氣盆地為例[J]. 石油地質(zhì)與工程, 2008, 22(3): 33?36. PU Poling, BAO Shujing, WANG Yi, et al. Analysis on reservoir condition of shale gas: an example from America shale gas[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2008, 22(3): 33?36.

[31] SCHMOKER J W. Determination of organic matter content of appalachian devonian shales from gamma-ray logs[J]. AAPG Bulletin, 1981, 65(7): 1285?1289.

[32] 李登華, 李建忠, 王社教, 等. 頁巖氣藏形成條件分析[J]. 天然氣工業(yè), 2009, 29(5): 22?26.LI Denghua, LI Jianzhong, WANG Shejiao, et al. Analysis of controls on gas shale reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(5): 22?26.

[33] 李延鈞, 劉歡, 張烈輝, 等. 四川盆地南部下古生界龍馬溪組頁巖氣評價指標下限[J]. 中國科學: 地球科學, 2013, 43(7): 1088?1095. LI Yanjun, LIU Huan, ZHANG Liehui, et al. Lower limits of evaluation parameters for the lower Paleozoic Longmaxi shale gas in southern Sichuan Province[J]. Science China: Earth Sciences, 2013, 43(7): 1088?1095.

[34] BOYER C, KIESCHNICK J, SUAREI?RIVERA R, et al. Producing gas from its source[J]. Oilfield Review (Schlumberger), 2006, 18(3): 18?31.

[35] DZ/T 0254—2014, 頁巖氣資源/儲量計算與評價技術(shù)規(guī)范[S]. DZ/T 0254—2014, Regulation of shale gas resources/reserves estimation[S].

[36] 楊萬里, 李永康, 高瑞祺, 等. 松遼盆地陸相生油母質(zhì)的類型與演化模式[J]. 中國科學, 1981, 24(8): 1000?1009. YANG Wanli, LI Yongkang, GAO Ruiqi, et al. Type and evolution model of continental hydrocarbon source rock from Songliao basin[J]. Science China, 1981, 24(8): 1000?1009.

[37] 曹慶英. 透射光下干酪根顯微組分鑒定及類型劃分[J]. 石油勘探與開發(fā), 1985(5): 14?23. CAO Qingying. Identification of microcomponents and types of kerogen under transmitted light[J]. Petroleum Exploration and Development, 1985(5): 14?23.

[38] TISSOT B P, WELTE D H. Petroleum formation and occurrence[M]. 2nd ed. New York: Springer-Verlag Heidelberg GmbH, 1984: 131?159.

(編輯 劉錦偉)

Organic geochemical characteristics of Carboniferous-Permian mud shale from Huainan area

LIU Huihu, HU Baolin1, XUE Junhua2, XU Hongjie1, ZHANG Wenyong2, ZHENG Kaige1, LAN Tianhe1, REN Bo2

(1. School of Earth and Environment, Anhui University of Science & Technology, Huainan 232001, China;2. State Key Laboratory of Deep Coal Mining & Environment Protection,Huainan Mining Industry (Group) Co., Ltd., Huainan 232001, China;3. Exploration Research Institute of Anhui Coal Geology Bureau, Hefei 230088, China)

The organic geochemical characteristics of Carboniferous—Permian mud shale in Huainan area were comprehensively studied, by means of systemic sampling, and petroleum geochemical testing methods such as organic carbon analysis, rock pyrolysis analysis, measurement of vitrinite reflectance, identification of maceral in kerogen and kerogen type, and carbon isotope of kerogen analysis. The results show that the average organic carbon mass fraction in mud shale from Taiyuan formation is 2.08%, the average organic carbon mass fraction in mud shale from Shanxi formation is 2.58%, the average organic carbon mass fraction in mud shale from Lower Shihezi formation is 1.07%, the average organic carbon mass fraction in mud shale from Upper Shihezi formation is 0.57%, and the average organic carbon mass fraction in mud shale from Sunjiagou formation is 0.12%. The organic matter type of Carboniferous—Permian mud shale is mainly type Ⅱ2. Vitrinite reflectanceoof mud shale samples from the studied area is all higher than 0.7%, and the maximal rock pyrolysis temperatures of mud shale from Taiyuan formation, Shanxi formation and Lower Shihezi formation are above 435 ℃, which indicates organic matter in hydrocarbon source rocks mostly achieves mature: high mature stage of evolution. The contrast analysis results suggest Taiyuan formation, Shanxi formation and Lower Shihezi formation of Carboniferous—Permian are favorable formation for shale gas exploration because of their higher organic matter abundance, good hydrocarbon generation potential and relative high thermal evolution degree of organic matter.

Huainan area; Carboniferous—Permian; mud shale; organic geochemistry; shale gas

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.06.038

TE12

A

1672?7207(2016)06?2100?10

2015?06?02；

2015?08?30

國家自然科學基金資助項目(41302129，41402140)；山西省煤層氣聯(lián)合研究基金資助項目(2012012008)；安徽省國土資源廳公益性項目(2012-g-17)；安徽省自然科學基金資助項目(1408085QE88)(Projects(41302121, 41402140) supported by the National Natural Science Foundation of China; Project(2012012008) supported by the Shanxi Province United Research Funding of Coalbed Methane; Project(2012-g-17) supported by the Commonweal Project from Department of Land and Source in Anhui Province; Project(1408085QE88) supported by the Natural Science Foundation of Anhui Province)

劉會虎，博士，副教授，從事非常規(guī)天然氣地質(zhì)與勘探開發(fā)方面的研究；E-mail：xixiinformation@163.com